基于長期邊際成本的煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選方法

代由進 李世群 夏良玉 李晶鑫 呂 楊

1. 中石油煤層氣有限責任公司 2. 中國石油國際勘探開發(fā)有限公司3. 中國石油大學（北京）工商管理學院 4. 中國石油規(guī)劃總院

1 研究簡況

1.1 煤層氣開發(fā)方式

煤層氣資源在世界范圍內分布廣泛且資源極其豐富，目前，美國、加拿大及澳大利亞均成功實現(xiàn)了煤層氣商業(yè)開發(fā)[1-3]。中國擁有豐富的煤層氣資源，通過多年的研究、探索和試驗，以及相應的配套產(chǎn)業(yè)政策，基本形成了滿足地面開發(fā)要求的煤層氣勘探開發(fā)技術體系，近年來地面開發(fā)煤層氣產(chǎn)量穩(wěn)步增長（圖1），初步實現(xiàn)了商業(yè)開發(fā)。

由于其獨特的成藏及賦存特征，煤層氣的開發(fā)方式既有別于常規(guī)油氣，又不同于頁巖油氣及致密砂巖油氣等非常規(guī)油氣。其主要開發(fā)方式主要有井下抽采和地面鉆采兩種，前者即借助煤炭開采工作巷道，井下鉆孔，在地面建立瓦斯泵站進行抽采，而后者是從地面開始鉆井，使用螺桿泵、抽油機等設備進行排水采氣。目前在世界范圍內，地面鉆采是大規(guī)模高效開發(fā)煤層氣資源的主流開發(fā)方式[4]，筆者研究的井型優(yōu)選問題也是基于這一開發(fā)方式。在這一開發(fā)方式下，開發(fā)井井型是影響煤層氣高效開發(fā)的重要因素，具體布井方案主要有垂直井、定向井、水平井等，其中，以定向井和水平井最具代表性[5-6]。

1.2 煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選方法

現(xiàn)有煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選方法主要有技術評價法、層次分析法及經(jīng)濟評價法3種方法。Ramaswamy[7]識別了北美地區(qū)影響煤層氣鉆完井及增產(chǎn)改造決策的13個主要地質參數(shù)，從地質角度分析了直井與水平井兩種井型及相應的配套完井和增產(chǎn)改造方法在北美主要煤層氣盆地特定地質條件下的工程實踐，據(jù)此構建了井型優(yōu)選及配套技術優(yōu)化決策方法。Palmer[8]分析了世界范圍內的煤層氣鉆完井方式，認為滲透率是決定煤層氣鉆完井方式的關鍵參數(shù)，并據(jù)此建立了基于滲透率的鉆完井方式優(yōu)選決策方法。張建濤[9]分析了不同煤層氣開發(fā)方式的技術特點、技術優(yōu)勢和存在問題，以及應用現(xiàn)狀和應用效果，針對沁水盆地樊莊區(qū)塊煤層氣開發(fā)特點，進行了開發(fā)井型優(yōu)選評價與建議。付利等[10]利用層次分析法建立了煤層氣鉆完井方式的層次分析體系結構，計算得到各地質參數(shù)對鉆完井方式選擇的影響權重，再根據(jù)層次分析方法分析的結果，結合現(xiàn)場工程實踐，得到了不同地質條件下的煤層氣鉆完井選擇方式。羅東坤等[11]基于直井和水平井兩種鉆井技術，在不考慮產(chǎn)能接替的情況下，利用折現(xiàn)現(xiàn)金流方法針對相同井控面積的全直井虛擬開發(fā)方案和全多分支水平井虛擬開發(fā)方案進行經(jīng)濟評價，比較了兩種鉆井技術在中國煤層氣開發(fā)中的技術經(jīng)濟潛力。

技術評價法揭示了關鍵技術參數(shù)在煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選決策中的重要作用，也在一定程度上指導了工業(yè)實踐，但忽視了經(jīng)濟性在煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選決策中的關鍵地位，不利于決策者在低油價條件下作出最具經(jīng)濟效益的決策。層次分析方法綜合考慮了多種因素的影響，但仍然只考慮了地質因素及工程技術因素，而未將影響重大的經(jīng)濟性納入考慮。同時，該方法還存在由于確定各因素權重方法不夠準確而導致錯誤決策的風險。經(jīng)濟評價法雖然考慮了經(jīng)濟性，但是要求按照項目經(jīng)濟評價要求，以開發(fā)項目為對象，建立不同鉆完井方式下的項目虛擬開發(fā)方案，收集大量投資、成本、工程等數(shù)據(jù)來開展經(jīng)濟評價，進而進行不同鉆完井方式的優(yōu)選決策。該方法目前仍是最準確的動態(tài)評價方法，但在快速便捷方面仍有提升空間。

圖1 2003—2017年中國地面開發(fā)煤層氣產(chǎn)量圖

鑒于合理優(yōu)選開發(fā)井型是煤層氣經(jīng)濟有效開發(fā)過程中的一個重要決策問題，筆者嘗試從經(jīng)濟角度出發(fā)，構建基于長期邊際成本的評價方法、指標與決策準則，用于快速、便捷地優(yōu)選煤層氣開發(fā)井型，作為項目經(jīng)濟評價的補充工具。

2 基于長期邊際成本的評價方法

2.1 定義

長期邊際成本（Long Run Marginal Cost，簡稱LRMC）被定義為項目經(jīng)濟生命周期內所有投入成本與項目預期總產(chǎn)量的比值，是投資者進行項目決策的一個綜合經(jīng)濟指標[12]。油氣項目具有建設和運營周期長、投資巨大等特點，目前眾多國際大型油氣公司（Shell、BP等）逐漸將LRMC納入其油氣項目評價體系，用于油氣項目（特別是非常規(guī)油氣項目）的投資決策中[13-14]。

由于煤層氣是典型非常規(guī)天然氣資源，具有連續(xù)成藏、大面積區(qū)域分布、無明確自然邊界等特點，其開發(fā)井型優(yōu)選評價更適合采用單井作為評價對象及評價單元。由于煤層氣單井可視作獨立的評價對象，LRMC可以反映出單位產(chǎn)出的成本投入情況，其不同于通常的成本指標之處在于，它考慮了投入資金的時間價值以及未來產(chǎn)量的時間價值，將短期的成本指標長期化，客觀準確地反映了單位產(chǎn)出的真實成本，可有效解決傳統(tǒng)成本指標僅反映短期時點效益狀態(tài)而難以準確反映評價對象長期整體投入產(chǎn)出情況的缺點。將LRMC與產(chǎn)出煤層氣銷售價格及單位補貼標準相結合就可構建適用于煤層氣開發(fā)井井型優(yōu)選的評價方法及評價指標。該方法既可用于判斷單井方案是否經(jīng)濟可行，又可比較不同方案下的經(jīng)濟優(yōu)劣性。同時，該評價方法的評價結果與目前油氣行業(yè)通用的折現(xiàn)現(xiàn)金流評價方法體系（NPV、IRR等）的評價結果具有一致性。

2.2 評價指標與模型建立

基于長期邊際成本的煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選評價指標為EI，它是單位煤層氣產(chǎn)出的收益（含財政補貼）與LRMC的差額。LRMC等于煤層氣井未來建設投資和操作費的現(xiàn)值除以單井未來產(chǎn)量的折現(xiàn)值，具體計算公式如下：

式中PVI、PVC、PVPD分別表示單井生命周期內投資、成本及產(chǎn)量的折現(xiàn)值；x表示該單井的建設完工年份；It表示該單井第t年的建設投資支出；i表示該單井設定的貼現(xiàn)率（必要報酬率）；n表示整個單井的建設期和運營期總年數(shù)；Ct表示該單井第t年的操作費支出；PDt表示該單井第t年的油（氣）產(chǎn)量。

假定單井年操作成本與產(chǎn)量直接相關，單位操作成本為UnitC，在生產(chǎn)期內保持不變；同時，為簡化模型計算，假定煤層氣商品率為100%，暫不考慮營業(yè)稅金及附加、增值稅返還的影響。年操作成本等于單位操作成本乘以年產(chǎn)量，則上述公式可簡化為：

則基于長期邊際成本的評價指標EI為：

式中P表示煤層氣市場銷售價格（不含增值稅），S表示單位產(chǎn)量財政補貼。

2.3 EI與NPV的內在一致性

在石油天然氣行業(yè)，通用的經(jīng)濟評價方法是折現(xiàn)現(xiàn)金流方法，主要評價指標是凈現(xiàn)值（Net Present Value，簡稱NPV）、內部收益率（Internal Revenue Rate，簡稱 IRR）、投資回收期（Payback Period）。其中，NPV是應用最廣泛的指標，它是指一個項目按照按行業(yè)基準折現(xiàn)率或其他設定的折現(xiàn)率預期實現(xiàn)的現(xiàn)金流入現(xiàn)值與實施該項計劃的現(xiàn)金支出現(xiàn)值的差額。EI雖然在定義上與NPV有較大差別，但兩者在評價項目經(jīng)濟性時是具有內在一致性的。NPV的計算公式如下：

假定煤層氣市場銷售價格在評價期內保持穩(wěn)定為P，公式兩邊同時除以項目產(chǎn)量的折現(xiàn)值，則：

即

由于為單井產(chǎn)量的折現(xiàn)值，其值始終大于零。因此，基于LRMC的評價指標EI與常用的基于折現(xiàn)現(xiàn)金流方法的評價指標NPV具有一致性。

2.4 特點

基于LRMC的優(yōu)選方法在優(yōu)選不同煤層氣井開發(fā)井型方面具有以下幾個特點：①以單井作為分析評價對象，基于LRMC的評價指標具有與應用廣泛的折現(xiàn)現(xiàn)金流方法下的評價指標存在一致性的特點，優(yōu)選分析評價指標既可以反映不同井型的相對有效性又可以反映不同井型的經(jīng)濟可行性；②具有豐富的理論內涵，且評價指標理解起來更為直觀，便于不同知識背景的決策人員輕易使用與理解；③應用起來更具操作性，便于快速進行煤層氣開發(fā)井型經(jīng)濟性評價與優(yōu)選。

2.5 決策流程及準則

在煤層氣資源規(guī)模足夠大的情況下，對于單井而言，定向井和水平井在理論上具有同等的工程可行性，現(xiàn)從經(jīng)濟角度對兩種井型進行優(yōu)選決策，決策流程及原則如下：

1）根據(jù)資源、地質、工程、試生產(chǎn)數(shù)據(jù)及類比資料預測不同井型下的產(chǎn)量剖面，估算不同井型的投資及成本，預測煤層氣銷售價格。

2）分別計算定向井方案與水平井方案的LRMC值，定向井為LRMCD，水平井為LRMCH。

3）分別計算不同井型下的EI指標值（定向井為EID，水平井為EIH）。如果EID≥0且EIH≥0，則表明初選井型在當前技術經(jīng)濟條件下具有經(jīng)濟可行性，此時，選擇EI較大的井型作為開發(fā)該煤層氣資源的優(yōu)選井型；如果EID＜0且EIH＜0，則表明初選井型在當前技術經(jīng)濟條件下無經(jīng)濟可行性，可推薦EI較大的井型，也即長期邊際成本較小的井型進行重點技術攻關研究。如果EID×EIH＜0，則表明兩種井型中的一種具有經(jīng)濟可行性，另外一種不具經(jīng)濟可行性，此時，應選擇EI＞0的井型作為優(yōu)選井型。

3 應用結果與分析

中國擁有豐富的煤層氣資源，2015年資源評價數(shù)據(jù)顯示，埋深2 000 m以淺煤層氣地質資源量為30.05×1012m3。沁水盆地和鄂爾多斯盆地是煤層氣資源量最為豐富的兩個盆地，截至2017年底，沁水盆地和鄂爾多斯盆地累計探明儲量分別為4 405×108m3和1 709×108m3。截至2017年，我國地面煤層氣年產(chǎn)量已達49.54×108m3，其中，沁水盆地和鄂爾多斯盆地的產(chǎn)量超過全國總產(chǎn)量的90%，沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣已初步實現(xiàn)規(guī)模商業(yè)開發(fā)，建成了國家級煤層氣開發(fā)產(chǎn)業(yè)示范基地。這兩個盆地的煤層氣區(qū)塊主要采用地面鉆采的開發(fā)方式，定向井與水平井開發(fā)技術均為工程方面較為成熟的技術。下面采用上述方法對兩個主要盆地的區(qū)塊井型方案進行優(yōu)選評價。

3.1 沁水盆地南部

沁水盆地位于山西省東南部，含煤面積2.4×104km2，是“十一五”“十二五”中國煤層氣產(chǎn)能建設的重點區(qū)域；預計該產(chǎn)業(yè)基地的累計動用儲量最高將達到8 000×108m3，預計可累計建成140×108～160×108m3/a的生產(chǎn)能力，是“十三五”期間產(chǎn)能建設的重點區(qū)域[15-17]。沁水盆地南部A區(qū)塊典型定向井及水平井單井投入產(chǎn)出數(shù)據(jù)見表1[18-19]。

表1 沁水盆地南部A區(qū)塊典型井評價參數(shù)表

3.2 鄂爾多斯盆地東緣

鄂爾多斯盆地地跨山西、陜西、內蒙古三省區(qū)，含煤面積2.5×104km2。鄂爾多斯盆地東緣是“十二五”中國煤層氣產(chǎn)能建設的重點區(qū)域[20]；預計該盆地的最終累計動用儲量為5 000×108～5 500×108m3，預計可累計建成100×108～110×108m3的年產(chǎn)能，是“十三五”期間產(chǎn)能建設的另一重點。鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊典型定向井及水平井單井投入產(chǎn)出數(shù)據(jù)如表2所示[21]。

表2 鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊典型井評價參數(shù)表

3.3 評價指標計算與分析

利用上述模型和相關投入產(chǎn)出數(shù)據(jù)，可分別計算沁水盆地南部及鄂爾多斯盆地東緣不同區(qū)塊、不同井型下的評價指標值。計算過程如下：首先利用公式（2）、（4）、（5）及表 1、2 中產(chǎn)量、投資、成本、基準折現(xiàn)率數(shù)據(jù)分別計算得到不同井型的LRMC，然后利用公式（6）價格及表1、2中的價格、財政補貼數(shù)據(jù)計算得到不同井型的EI值。結果如表3所示。

表3 煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選評價結果表

由上述評價結果可知，沁水盆地南部A區(qū)塊LRMCD及LRMCH均大于零表明在煤層氣開發(fā)利用活動中，定向井和水平井兩種井型在當前技術經(jīng)濟條件下均具有經(jīng)濟可行性，但由于LRMCH顯著小于LRMCD，即EIH顯著大于EID，則表明利用水平井井型開發(fā)煤層氣資源的經(jīng)濟效益顯著好于定向井井型。鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊LRMCD及LRMCH均大于零表明在煤層氣開發(fā)利用活動中，定向井和水平井兩種井型在當前技術經(jīng)濟條件下均具有經(jīng)濟可行性，但由于LRMCH顯著大于LRMCD，即EIH顯著小于EID，則表明利用定向井井型開發(fā)煤層氣資源的經(jīng)濟效益顯著好于水平井井型。

綜上所述，不同技術及經(jīng)濟條件下，煤層氣開發(fā)的優(yōu)選井型是不同的。而通過基于長期邊際成本的評價方法可快速準確地優(yōu)選出最佳井型，從而為高效開發(fā)提供科學決策支撐。

3.4 決策臨界點分析

由于投出產(chǎn)出技術經(jīng)濟指標值不同且可能發(fā)生變化，不同井型方案的評價結果相對于關鍵影響因素存在一個臨界值，在這個臨界值上不同井型方案的經(jīng)濟效益是等價的。從計算模型來看，影響評價指標值的因素投入產(chǎn)出主要有單井穩(wěn)定日產(chǎn)量、單井投資、價格（不含增值稅）、單井操作成本。由于在同一區(qū)域煤層氣價格（不含增值稅）相同且不同井型方案對單井操作成本影響相對較小，筆者重點分析了單井穩(wěn)定日產(chǎn)量及單井投資的決策臨界點。

就沁水盆地南部A區(qū)塊而言，定向井井型方案與評價指標值較高的水平井方案效益等價時，單井穩(wěn)定日產(chǎn)量需要由3 000 m3提高到3 592 m3，單井投資需要由210萬元降低到137萬元。反之，水平井井型方案與評價指標值較低時，單井穩(wěn)定日產(chǎn)量可由20 000 m3降低到16 710m3，單井投資可由1 200萬元提高到1 540萬元（表4）。

表4 沁水盆地南部A區(qū)塊井型優(yōu)選決策臨界值表

就鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊而言，水平井井型方案與評價指標值較高的定向井方案效益等價時，單井穩(wěn)定日產(chǎn)量需要由10 000 m3提高到11 664 m3，單井投資需要由1 300萬元降低到1 048萬元。反之，定向井井型方案與評價指標值較低的水平井方案效益等價時，單井穩(wěn)定日產(chǎn)量可由2 000 m3降低到1 715 m3，單井投資可由240萬元提高到312萬元（表 5）。

表5 鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊井型優(yōu)選決策臨界值表

4 結論

1）基于LRMC的煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選方法與傳統(tǒng)評價方法具有內在一致性，可快速、準確地優(yōu)選出經(jīng)濟上最佳的開發(fā)開發(fā)井型，同時具有可操作性更強，評價結果更直觀的優(yōu)勢。

2）將方法應用于沁水、鄂爾多斯盆地煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選，結果表明：在當前技術經(jīng)濟條件下，沁水盆地南部A區(qū)塊及鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊采用定向井及水平井開發(fā)均具有經(jīng)濟可行性，但前者經(jīng)濟效益更佳的井型為水平井，而后者為定向井；不同井型方案的評價結果相對于單井穩(wěn)定日產(chǎn)氣量及單井投資這兩個關鍵影響因素存在臨界值，在這個臨界值上不同井型方案的經(jīng)濟效益是等價的。但受限于大量數(shù)據(jù)樣本的可獲得性，基于不同區(qū)塊典型井樣本數(shù)據(jù)得出的評價結論，在具體應用時需根據(jù)不同項目的實際數(shù)據(jù)值進行調整評價。該優(yōu)選方法不僅可以優(yōu)選井型方案，同時可以評價不同方案本身的經(jīng)濟可行性。

3）不同井型的EI值受氣藏地質特點、單井產(chǎn)量剖面、價格、投資及成本等諸多因素影響。因此，EI值及不同煤層氣盆地的井型優(yōu)選結果是動態(tài)變化的，需結合影響因素變化情況，及時進行動態(tài)評價與更新，以確保決策的合理性。