天然气开发成本评价探讨

李婷 王秀芝 张萌萌

[摘 要]开发成本是全面反映石油公司油气开发经济活动的重要指标。为提高天然气开发效益，本文针对目前的天然气开发投资管理现状，构建开发成本界限计算 模型，将某石油公司总体、各分公司、各气藏开发成本界限与实际成本进行比较，从而评价对应新增可采储量的经济性。对各分公司的评价结果表明：x1、x2、x3等几个分公司“十一五”期间实际开发成本低于开发成本界限，列为有效益新增可采储量；x5、x6两个以老区为主的分公司列为无效益新增可采储量。针对无效益新增可采储量，提出了加强气藏经营管理、开发有效益区块、建立气井开采动态实时经济预测分析系统以确保气田和井点经济开采等建议。

[关键词]开发成本界限 实际开发成本 评价标准 开发成本建议

天然气作为一种地下资源，其发现与开发受到地理位置、地质条件、气藏特征等多种因素的影响，因此世界范围内寻找和开发、开采新增天然气的开发成本差异也较大。为了提高经济效益，天然气开发成本分析就显得十分重要。目前，国内石油公司已经开始与国际接轨计算天然气开发成本，并把天然气开发成本作为一项经济考核指标来衡量气田开发的经济效益情况。分析认为，对气藏新增可采储量的效益分析需要参照一套规范的开发成本计算及评价方法，才能以此为依据研究开发成本变化规律，从而使天然气开发投资决策更加科学。

基于此，本文首先提出开发成本界限计算模型，利用经济评价方法进行各区块（气藏）开发成本界限研究；重点分析某石油公司总体、各分公司、各气藏的 “十一五”期间天然气实际开发成本情况，以实际开发成本与其开发成本界限相比较，从而评价其新增可采储量的经济性。

一、开发成本界限计算模型

本文将开发成本界限定义为开发投资与经济可采储量界限之比。天然气开发成本界限主要影响因素包括地质条件、气藏深度、气藏类型等。

开发成本界限计算思路如下：根据目前气藏开发投资、成本和价格水平，应用现金流法，测算获得行业基准收益时所要求的经济可采储量最低值，进而计算开发成本。

1. 计算方法

开发成本界限计算采用现金流法，其基本原理为：以投资回收期内（6年）回收全部投资，计算期获得行业基准收益为条件，计算开发投资、经济可采储量，进而计算开发成本，以最小投入单元（单井）为测算对象。

（1）单井投入产出模型

①单井投入：主要包括新增投资、操作成本和税金三部分。

新增投资：对于天然气田来说，单井新增开发工程投资包括钻井投资、采气工程投资、地面集输工程投资。单井新增投资用It表示。

操作成本：包括固定成本和可变成本，固定成本（与井数相关）包括：生产人员工资、职工福利费、材料费、动力费、测井试井费、井下作业费、其他开采费、维护及修理费等。其余与产量相关的成本项目称为可变成本。固定成本用Soft表示，可变成本用Covt表示。

税金：按照国家财税制度和石化行业的规定，主要包括增值税、城市建设维护费、教育费附加、资源税、所得税等项目，按照国家相关的规定计入，用Tr表示单井税金。

气田开发单井总投入包括单井新增投资、操作成本以及单井税金，计算公式为：

①

式中： Qt—年产量，107m3

It—单井新增投资，万元

Soft—固定操作成本，万元

Covt—单位变动成本，元/103m3

Tr—税金及附加，万元

②单井产出：气田开发总产出为主要产品和副产品的销售收入，在数值上等于销售量乘商品率和销售价格的乘积，单井总产出计算公式为：

②

式中：P—油气价格，元/103m3 n—商品率，小数

（2）单井初期产量界限和经济可采储量模型

新钻井初期产量界限指在一定的开发技术和财税体制下，新钻开发井所获得的收益能弥补全部投资、采气操作费并获得最低收益率时初期所应达到的最低产量，当新钻井初期产量大于这一值时，则认为经济上是可行的。因此，同时满足公式③和④的Qc的值即为新井初期产量界限。

③

④

式中：

Qc—新井初期产量界限，107m3

rc—税金及附加占收入的比率

PT—投资回收期，年

Tr4—资源税，元/103m3

t—经济评价期，年

ηt—无因次产量变化系数

ic—基准收益率，%

（3）經济可采储量界限

气井从开始生产到达到关井产量界限时的累计产量为经济可采储量，用公式表示：

⑤

（4）开发成本界限

根据开发成本计算公式计算开发成本界限。开发成本界限计算公式为：

开发成本界限＝开发投资/经济可采储量界限 ⑥

2.经济参数选取

依据各气田位置和气藏条件等，确定气藏参数取值。

（1）气藏工程参数

根据气藏工程研究成果，某石油公司已开发气藏中x1分公司所属气田多为高渗气田，其他地区的气田为低渗气田，高渗气田稳产期按照5年考虑，低渗气田的开发按照3年的稳产期考虑，递减期平均递减率为10%。

（2）新钻井投资

由于各气区系统配套已经建成，新建产能和新增储量的开发基本上只需钻井和地面集输工程的建设，因此，新钻井投资只考虑钻井投资和地面集输系统投资，按照气田开发产能建设近三年的平均值确定，各气区不同区块地质条件和地表条件不同，钻井投资和地面建设投资有较大的差异，主要表现为不同井深开发投资的不同。

（3）采气操作成本和价格

操作成本大体可分为两类，即固定操作成本和变动操作成本。

固定操作成本：包括材料费、动力费、井下作业费（不含措施）、测井试井费、其他开采费和其他直接费。对于一个油气田来说，这部分费用发生额随开井数的增大而增大。对于一口是生产井来说，所发生的总费用是相对稳定的，若单井产量高，则该井单位成本就低。反之，单位成本就高。

变动操作成本：这部分费用既与开井数的多少有关，也与单井产量的高低有关，主要包括：燃料费、油气处理费等。

3.开发成本评价

根据以上方法、步骤和参数进行计算，即可得到某石油公司不同区块不同类型气藏的初始产量、经济可采储量和开发成本界限。

本文将对某石油公司的七大区块、共四十二个气藏进行开发成本界限的计算，接下来将与直接开发成本相比较，来对各区块、气藏进行评价。

二、开发成本评价结果及分析

1.开发成本评价标准

在目前技术和经济条件下，将某石油公司整体、各分公司、各气藏的直接开发成本与开发成本界限相比较，根据差值正负情况可以将开发成本考核结果分为两类情况：

（1）有效益新增可采储量：开发成本指标若低于开发成本界限，气田开发投资效益将大于行业基准水平，并获得超额收益。

（2）无效益新增可采储量：开发成本指标高于开发成本界限，气田开发投资效益将低于行业基准水平，投资处于亏损状态。

2.开发成本评价结果

（1）某石油公司总体及各分公司

根据开发成本评价标准，对某石油公司总体及各分公司开发成本进行评价，结果为两类：

x1、x2、x3、x4、分公司“十一五”期间实际开发成本低于开发成本界限，列为有效益新增可采储量；

x5、x6两个以老区为主的分公司“十一五”期间实际开发成本高于开发成本界限，列为无效益新增可采储量。

经测算，某石油公司总体“十一五”总体新增可采储量中98.7%为经济有效储量。

（2）各气藏

将各主要气藏实际开发成本与开发成本界限比较，大部分气藏开发成本低于开发成本界限。

①有效益新增可采储量

开发成本低于开发成本界限的气藏，开发成本控制较好，大部分区块在开发成本界限之下，列为有效益新增可采储量，包括：y1、y2、y3、y4等气藏。

②无效益新增可采储量

开发成本高于开发成本界限，列为无效益新增可采储量，有的气藏因为产能建设效果差等原因，超出差值甚至很大，比如y5、y5、y7…..等气藏。

3.评价结果分析

针对不同地质条件、不同气藏类型、单井投资、采气成本、气价等综合因素进行分析，认为不同气藏开发成本达标情况差异较大的原因为以下几方面：

（1）近几年新投入开发产能建设区块开发成本较低，开发成本控制效果较好，比如y1、y2等气藏。

（2）地质条件或地理位置相对较好的气藏开发投资低、单井新增可采储量较高，产能建设效果较好。此类地区开发成本低，开发成本控制较好，比如：y3、y4等气藏。

（3）老區、以及产能建设效果差、单井新增可采储量较低，此类气藏开发成本相对较高，开发成本控制不好，高于开发成本界限。比如：y5、y5、y7…..等气藏。

根据某石油公司气藏的“十一五”开发成本，结合测算出来的开发成本界限，建议今后在老区和单井可采储量较低、产能建设效果差的区块（气藏）加强地质研究认识、进行地质方案优化、提高钻井技术，从而加大开发成本控制力度，做到直接开发成本指标值控制在开发成本界限之下，以保证新增可采储量的开发经济性。

三、开发成本控制建议

由于气田开发经济效益受到勘探开发技术、生产管理水平和天然气价格税收政策等多方面因素的影响，因此，要实现石油公司天然气良性发展，还需要做好以下几个方面的工作。

1.采用恰当方法，进行科学的经济评价

在储量接替困难、产量递减的情况下，为增储上产扩大投资规模十分必要，但投资规模必须建立在投资效益基础之上。要加强投资效益评价，运用价值评估模型等，对投资区块、新井和措施项目进行反复论证，优选投资项目，优化投资结构，避免低效和无效投入。

2.加强气藏经营管理，开发有效益区块

气藏经营管理的基本内涵是针对特定的气藏目标，有效利用人力、技术和财力等各种资源，制定和实施气藏经营策略，寻求最佳的经营方案，通过气田开发技术和经营管理有效集成与集约化管理，实现油气田勘探开发过程的优化和经济效益的最大化。老气田更应该重视气藏经营管理，运用开发方案经济决策技术等新方法、新技术，优化方案设计，减少无效井数量，保证方案实施的开发效果。

3.建立气井开采动态实时经济预测分析系统，确保气田和井点经济开采

目前，采气生产管理和成本管理的条块管理，无法了解各区块生产井的经济效益的差异，无法判断哪些开发区块的生产处于亏损状态，在正常开采区内，哪些单井处于亏损状态。在国外，一些发达国家的油气田是将油气生产过程中的成本和费用按小区和井组核算，因而可按井区、井组或单井进行动态经济分析，这就为管理人员及时采取调整措施或做出决策提供了科学的依据。决策者可以及时对那些出现亏损而无法在短期内扭亏为盈的井组或单井做出停产的决定，这样，就可以提高整体的经济效益。因此，建立经济评价数据网络中心，对气井开采动态实时进行经济预测分析，将经济数据、气田生产数据和气井生产连成一体，实时监测气井的生产经营情况，为确保气田区块和井点的经济开采，提高气田开采经济效益，是一个重大的研究课题。

4.开展天然气价格税收政策方面的研究

随着国家天然气价格改革的深化和天然气价格的市场化，能源价格联动机制逐步建立，掌握能源价格动态情况对资源开采企业非常重要，建议中石化建立能源价格信息管理系统，了解能源价格变化情况，并开展天然气及替代能源价格方面的研究，掌握天然气的供求和价格变动情况，以指导天然气生产经营和决策。

参考文献：

[1]赵蔚.老油田开发成本控制研究[J].断块油气田：2007，14（5）：35-37

[2]徐红.降低油气开发成本的战略性思考[J].化工管理：2006，（10）：20-22