火山岩气藏储量有效动用及开发宏观政策研究

■ 徐 青/孟海燕/童 敏/闫 林

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油勘探开发研究院杭州分院，杭州，310023）

火山岩气藏储量有效动用及开发宏观政策研究

■ 徐 青1/孟海燕2/童 敏1/闫 林1

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油勘探开发研究院杭州分院，杭州，310023）

火山岩气藏储层地质条件复杂，具有“三高二低三多”特征，因此，火山岩气藏储量有效动用及开发难度大，经济风险大。在运用贴现现金流法完成松辽盆地已动用火山岩气藏储量开发效益分析的基础上，根据已开发火山岩气藏的静动态特征，采用基于贴现现金流法的经济极限法完成松辽盆地火山岩气藏未动用储量的开发潜力分析。为促进火山岩气藏有效开发，应加大技术攻关研究经费支持力度，给予火山岩气藏开发建设项目投资优惠政策，对边际气体和无效气体开发项目给予税费优惠政策，提高气价或给予气价补贴优惠政策，鼓励火山岩气藏开发伴生气CO2的捕集和利用。

松辽盆地；火山岩气藏；储量开发；有效动用；宏观政策；

1 火山岩气藏勘探开发现状

火山岩气藏的勘探工作始于20世纪70年代。随着油气勘探技术的提高，2002年以来先后在我国松辽盆地和准噶尔盆地深层火山岩储层发现了大庆徐深、吉林长岭和新疆克拉美丽等大型天然气藏。截止2010年底，我国火山岩气藏累计探明天然气地质储量超过4000×108m3, 累计探明可采储量约2000×108m3,其中,大庆、吉林和新疆分别占65%、10%和25%。截止2010年底，火山岩气藏建成天然气产能近35×108m3，年产天然气产量约30×108m3，占这三大油田公司天然气总产量的40%左右。

2 火山岩气藏开发的技术经济性

火山岩气藏储层是由火山喷发作用形成，储层多级内幕结构复杂、非均质性极强，表现出“三高二低三多”的储层特征，其中“三高”是指：①温度梯度高，储层最高温度约200℃左右 ，温度梯度在4.0℃/100m左右，属较高温度梯度；②岩石硬度高，火山岩杨氏模量最高可达到约1×100MPa，是砂岩的5倍以上；③CO2气体分布广、含量高，典型区块CO2含量平均达到15%。“二低”是指：①孔隙度低，基本上在4%-10%之间；②渗透率低，基质渗透率大多在0.1×10-3μm2以下。“三多”是指：①岩石类型多，包括流纹岩、玄武岩、安山岩等数十种岩石类型；②储集类型多，包括孔隙型、孔隙与裂缝组合、基质溶孔与裂缝组合等；③流体类型多，除烃类气外，还有CO2气、氮气等[1]。

火山岩气藏储层地质条件复杂，尚未形成系统的开发理论和配套的开发技术，同时缺乏可借鉴的开发经验，因此该类气藏的开发属于世界性难题。火山岩气藏开发工艺技术面临巨大的挑战，其中：地层深度、高岩石硬度、高含CO2气体对钻井工程有着很高的要求；多岩性类型、多储集类型、低孔、低渗进一步加大了采气工程的难度；而CO2的腐蚀性对地面工程和天然气净化厂的工程设计又是一个极大的新难题。

2.1“三高二低三多”的储层特点增加了气藏开发的工程技术难度

火山岩气藏开发在技术上对钻井、采气和地面工程都提出了较高的要求，突出地体现在钻采工艺、设备及工具、产出气处理工艺、地面管道输送及其各项材质选用等方面，同时也在相当大的程度上增加了工程投资。

在钻井工程方面，首先气藏埋藏深和岩石硬度高延长了完钻周期、增加了作业难度。通常火山岩气藏开发要求钻井深度大多超过4200米，由于火山岩硬度高、脆性大导致钻井施工作业难度明显加大，其单井作业时间近四个月；其次，目前大多选用近平衡钻井方式，部分需选用欠平衡钻井；第三，地层条件复杂又提高了对钻头的要求；第四，对于产出气体高含CO2的气井，则要求选用高抗腐蚀性管材及钻井用具，而目前部分管材和钻井工具有赖于进口方能满足需要。

通常来讲，在采气工程方面，有效的增产改造工艺措施往往是提高火山岩气藏开发单井产能的重要手段。由于火山岩岩性复杂，岩石基质物性差、渗透率低，自然产能低，若不经过改造增产很难获得工业开采价值。然而由于火山岩地质条件复杂，常规的压裂酸化增产技术在火山岩气藏中的适应性差，需采用特殊的火山岩气田的压裂工艺技术，以实现人造裂缝、增加单井产能的目的；就目前国内气藏开发工艺来讲，部分采气工艺测试工具仍依赖于进口。

CO2工程防腐和产出气处理工艺是地面建设工程面临的新的技术难题。气藏开发建设地面工程如同常规气藏建设工程，需要考虑集气处理、自动控制、通信、消防、供配电、运输道路、节能环保等工程，重点需要在技术上解决的问题是产出气中CO2分离和捕集，以及整体工程的防腐处理，因此，在规模较大的火山岩气藏开发中需要单独建立与产出气能力配套的天然气净化处理厂，从而进一步加大了火山岩气藏开发建设工程的投资风险。

综上所述，在钻采、地面工程等方面，针对火山岩气藏特征的开发技术亟待通过技术攻关得到创新与提高，同时一些需要通过进口获得、价格颇高的管材、设备及钻采工具亟待通过技术创新获得新的工艺、新的产品来实现替代，从而降低投资成本，规避技术经济风险。

2.2 开发工程技术的高难度导致了火山岩气藏开发的高经济风险

2.2.1 火山岩气藏开发建设工程投资明显高于常规气藏开发

火山岩气藏开发在工程上要求深层钻井和水平井钻井工艺、高标准防腐材质和全方位技术防腐、采出气处理和CO2捕集工艺以及地面系统防腐工艺等一系列钻采及地面工程的技术工艺。这些要求较常规气藏开发，在很大程度上增加了气藏开发各项工程投资。因此，开发投资是火山岩气藏开发建设的主要经济风险之一。

火山岩气藏开发单井钻井投资明显高于常规气藏的单井钻井投资，主要原因是火山岩气藏钻井周期长、作业难度大，通常情况下，直井单井钻井投资要高出30%-70%，水平井单井钻井投资较直井要高出100%。

压裂费用在火山岩气藏采气工程投资中所占比例最高，通常占采气费用总额的50%左右。同时，多数火山岩气藏含CO2气体，对采气装备材质的抗腐蚀性要求极高。此外，进口仪器的选用，也在较大程度上增加了工程投资。一般来讲，单井采气投资是常规气藏的1.5倍左右。

地面建设工程投资占火山岩气藏开发投资总额的50%以上。地面管道系统防腐、产出气分离和净化都不同程度地增加了工程投资，特别是配套建设的天然气净化厂工程投资，一般在地面建设工程投资总额的三分之一以上。从目前的火山岩气藏开发投资水平来讲，单井地面建设投资往往要高于常规气藏的30%-50%。

2.2.2 高额开发投资在一定程度上导致生产成本高居不下

火山岩气藏开发工程的高技术标准和高投资水平将导致生产运营过程中的高运营成本和高维护成本。首先，直接材料费、直接动力费在整个生产过程中是保持在一定水平上持续的；其次，为确保单井产能稳定的井下作业费和测井试井费也是不可或缺的；第三，巨额投资的建设工程同样需要高额的维护及修理费；第四，为分离、净化产出气而发生的天然气净化费，是经营成本中的主要科目。总之，与常规气藏相比，火山岩气藏开发成本在上述几项成本费用都有明显增加，一般情况下要增加30%到70%。因此，火山岩气藏开发生产过程中也存在着较高的经济风险。

2.2.3 气价、税费是影响营业收入的主要外部因素

通常情况下，影响火山岩气藏开发营业收入的主要参数有三类：一是天然气产量、价格及商品率；二是CO2产量、价格及商品率；三是开发生产涉及的各项税费。对于石油公司来讲，产量、价格和税费等均属于外部影响因素，是公司生产经营中的不可控因素。这些参数中的各种产量主要取决于地下储量条件，天然气价格是国家发展与改革委员会统一制订，石油公司无条件执行的；CO2价格目前只能依据气藏开发所在地市场价格而定；而天然气开发相关税费则按国家制订的各项税费法规条例中的有关规定依法缴纳。目前东北地区的工业气价约为1400元/103m3，与2010年原油经合组织国家天然气到岸价3150元/103m3（13.5美元/百万英热单位），尚有较大的上升潜力空间[2]。

3 火山岩已开发气藏效益评价与潜力分析

3.1 火山岩已开发气藏效益评价

松辽盆地已开发火山岩气藏中，70%-80%的储量是经济有效的，平均单井日产气量为5×104m3─10×104m3不等，而其余20%-30%的储量开发效益则处于临界，平均单井日产气量仅为2×104m3─3×104m3；松辽盆地火山岩气藏年产量天然气规模接近25×108m3，若产出伴生气CO2按10%的比例计算，则足以用于油田CO2驱提高采收率。根据《国家发改委关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知》，松辽盆地天然气加权价格按1480元/103m3、CO2价格按600元/吨计算，松辽盆地火山岩气藏开发可获得年收入30亿元以上，年均利税近15亿元。

3.2 火山岩气藏未动用储量潜力分析

目前松辽盆地火山岩气藏探明未动用储量主要分布在徐家围子断陷和长岭断陷，未动用储量约1500×108m3，已探明气藏均含CO2，其最高含量可达27.5%（不包括高含CO2气藏）。根据已开发火山岩气藏的静动态特征，运用基于贴现现金流法的技术经济极限法，将火山岩气藏储层分成三类，其中Ⅰ类储量是目前经济技术条件下可有效开发，大约占总探明储量的10%；Ⅱ类储量是在采用新技术条件下（如水平井分段压裂技术）可有效开发，大约占总探明储量的30%；Ⅲ类储量占总探明储量的60%，其中的35%可通过技术攻关有效开发，另一部分（约25%）开发难度大，近期无法有效动用[3]。就目前已开发气田看，影响气藏开发潜力的主要经济因素有如下：

(1)气藏开发工程防腐工艺投资高和CO2捕集成本高是影响气藏开发效益的主要因素。从目前已开发的火山岩气藏开发来看，因钻井、采气和地面建设工程防腐要求高，同时产出天然气中CO2不得放空而需捕集所付出的投资，大概占工程总额的35%-45%，大大影响了气藏开发的经济效益。

(2)东北天然气市场不够发育，地区气价水平较低，是抑制火山岩天然气藏开发的主要市场因素。目前东北地区民用气价格为1210元/103m3、工业气价约为1610元/103m3，与国际其他天然气市场价格相比，虽然仍有很大的上升空间，但是由于该地区天然气资源规模小，且尚未建设联网管线，市场用气极为受限，2010年天然气消费仅为30×108m3左右，要获得规模效益尚需时日。

(3)天然气税费是影响临界气藏开发效益的主要敏感因素。目前国内天然气税费主要是以从量税和从价税为主，如天然气资源税属从量税，矿产资源补偿费为从价税，这些税费是无论项目盈利与否都要缴纳的。通常情况下，这些天然气税费一般占销售收入的4%-5%，对效益处于边际的气田来讲是极为敏感的开支。此外，所得税属利润税，对于低效区块有较明显的影响。

4 促进火山岩气藏储量有效开发的鼓励性政策建议

为确保国内火山岩天然气储量有效开发动用，除了得到石油公司在火山岩气藏建设项目投融资和开发技术服务等方面的大力支持外，更需要国家给予积极的政策扶持，为石油公司提供良好的技术攻关条件和生产经营环境，促进火山岩气藏Ⅱ类、Ⅲ类储量的有效开发利用。具体政策建议如下：

4.1 加大技术攻关研究经费支持力度，促进火山岩气藏开发技术进步

火山岩气藏已探明未动用储量在现有技术经济条件下尚有60%难以有效开发动用，亟待在引起投资风险的主要关键性技术方面得以突破，这些技术主要包括深层、超深层钻井、开发工程防腐工艺以及CO2净化、分离和捕集技术等，这些工艺技术攻关不但需要大量的科研攻关力量、较长时期的现场试验反复论证，而且需要相应的资金配套。而这些技术的成功将有望降低工程投资的20%左右，也将意味着Ⅱ类储量和部分Ⅲ类储量得以有效开发。

4.2 给予火山岩气藏储量开发建设项目投资优惠政策

投资优惠政策主要有投资税基抵扣、投资税务抵扣、提值回收、快速折旧等方法。其中前两项有着较强的优惠力度，后两项则较弱。在现有技术经济条件下，火山岩气藏中尚有60%的Ⅲ类储量无法开发，若是给予50%的税基或税务抵扣优惠，则Ⅲ类储量将有相当一部分得以动用。

4.3 给予火山岩边际气藏和无效气藏开发项目税费优惠政策

与投资优惠政策相比，优惠力度相对有限的是税费优惠政策，通常情况下优惠的主要方式是各项税费部分或全部减免。这项政策主要包括两大类，一是所得税优惠政策，通常是减免或返还部分乃至全部所得税，这一项对有效开发气藏有较大的吸引力；另一类是基础税费减免，即资源税、矿产资源补偿费等，因本身计税基础小而收益不明显，仅对一些效益处于边际的气藏，有一定程度的改善。

4.4 适时适度提高各地区天然气价格，或直接给予气价补贴优惠政策

综合考虑东北地区天然气市场承受力，鉴于目前该地区工业用气和民用气比例为3∶1，若该地区工业气价和民用气价均为50%左右，则大约30%Ⅱ类储量和20%的Ⅲ类储量将得以动用。若国内气价逐步与国际气价接轨，将有很大一部分的火山岩气藏储量得以有效开发。

4.5 鼓励火山岩气藏开发伴生气CO2的捕集和利用，制订完善CO2相关法规条例，促进CO2驱油采收率油田开发

根据目前国内外能源财经相关文献，2010年碳交易加权平均价格已上升到每吨二氧化碳当量130元（约合14.5欧元）[4]，主要市场在欧洲，约占全球交易量的80%。我国目前尚没有制订有关碳交易的相关法律规定，而目前含CO2气藏开发和CO2驱油提高采收率油田开发都处于因投资高而效益低的窘迫境地，急切期待国家给予在CO2捕集、利用和埋存等方面的鼓励性政策。

[1]刘合.深层火山岩气藏增产改造技术[M].北京：石油工业出版社,2011:6-25.

[2]BP公司.BP世界能源统计年鉴[EB/OL]. (2011-06-27)http://www.bp.com/ statisticalreview.

[3]冉启全,等.火山岩气藏储层表征技术[M].北京:科学出版社,2010:255-260,375.

[4]中国发电机供应网.2010年全球碳交易额同比增加5%，达930亿欧元[EB/OL].（2011-01-25）.http://www.sffdj. com/news/show.php?itemid=5170.

F407.22

B

1672-6995(2011)10-0033-03

2011-08-02

徐青（1968-），女，浙江省吴兴县人，高级工程师，矿物矿产学博士，主要从事油气开发规划计划和宏观政策研究。