致密气投资评估模型及影响因素研究

郭卓函 廖奇 谢正龙

（中石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都 610000）

一、前言

致密气在聚集特性和开发技术上与常规气有很大不同。由于致密气藏的低孔隙度和低渗透性，其气井通常没有天然生产能力，或者其生产能力无法达到工业水平。需要压裂以形成“人造气藏”。因此，致密气的特征是“一口井一口气”。单井可控可采储量的规模由压裂规模和储量的丰富程度决定。致密气体通常通过井口恒定压力回收。初始产量取决于生产压力下降和单个井控可采储量的规模。它主要是通过增加生产压降来生产的。初始产量较高，但产量迅速下降。在中后期，下降逐渐减缓，低产期持续很长时间。在初期，竖井一般采用井下节流法，而水平井则采用地面加热炉。在中后期，集气站用于集中增压或井口增压。由于单井没有稳定期，因此通常采用井更换来维持区块的稳定生产。美国致密气开发的主要目标是通过广泛使用诸如层状砂岩气藏的垂直井分层压裂，大规模砂岩气藏的大规模压裂，水平井的分段压裂以及细孔和UBD技术等技术来使区域破裂。此外，在适当的时候进行井眼注水，以提高采收率，最大限度地减少开发投资并改善项目经济性。

作为投资项目财务评估的一部分，致密气开发项目的经济评估基本上可以通过使用常规气田开发项目的经济评估方法来进行。主要采用现金流量法计量内部收益率、投资回收期、净现值等财务指标。但是，关键评估参数的选择和确定相差很大。由于致密气开发项目一般采用勘探开发或渐进能力建设相结合的方式，其生产曲线和现金流量曲线的特征与常规气田开发有很大不同。它们的折旧应通过生产方法而不是直线方法来识别。很难找到单井产量下降的规律并预测累计产量。在中后期，应适当选择增压方式。项目评估期将根据单井经济寿命和地面系统能力共同确定。致密气开发项目在其整个生命周期中通常分为三个阶段，即自然能源开采，集中加压开采和负压开采。但是，第一阶段非常短，生产主要处于增压开采阶段。第二阶段需要在集气站进行集中增压，其新投资通常由总体项目评估覆盖。第三阶段需要在井场进行二次集中增压或单井增压，并且增量效益评估通常是单独进行的。应根据具体项目和预期的产业政策，确定项目建设投资、生产、交货价格、下降率、评估期、税率、操作成本、增压成本，弃产和弃置费用等关键评价参数。应通过案例研究对关键参数进行校准，并不断优化和改进评估模型。经济评估致密气开发项目可以在单井基础上进行，也可以在平台基础上进行。但是，如果强调区块的逐步发展规模效应，则以区块为基础的评估是首选。

二、致密气项目净储量评估模型

净储备的评估需要考虑在有效经济利益的前提下，扣除矿权使用费后的净收益。矿权费通常是支付给采矿权的所有者（我国的矿权属于国家所有，国际上一般为私人或皇室），以换取授予开采和生产烃类化合物的权利。净储备指合同净经济利益下可动用的总储备的份额，与经济参数有关，例如工作利息，特许权使用费以及成本回收和利润。总储备和净储备的产出概况中的年产出分别称为总产量和净产量。

净储备的计算：

三、致密气项目投资评价影响因素

致密气项目的净储量和净现值评估是一项综合性工作，净储量的大小不仅受计划，开发和生产等技术因素的影响，而且还与合同条款、运输、销售和销售有关。许多其他因素。影响因素可分为以下四个主要因素。

（一）技术因素

1．初始计划

是指政府正式批准的生产、钻井、完井，相应的投资计划和配套数据（如井位图，结构图和等渗线图）。数据的详细程度和可信度直接影响已开发未开发储量（PUD）和已开发的非生产储量（PDNP）的评估。

2．初期产量

初期产量是未来产量评估的起点。在年度评估中，最近几个月的历史产量数据对起点有很大的影响，这将直接影响未来的产量概况甚至相应的有效开采期。因此，存在某些增产稳产的措施和方案，使得单井在进入评估的临界点时，能够通过实施这些措施而保持或提高其经济性。这对已探明储量（PD）的评估具有积极影响。

3．递减率

下降率是动态方法的重要参数，主要用于已开发项目。例如，评估单元、偏斜类型和弯曲形状的合理确定直接影响到已探明储量储量的预测及评估。下降速度应根据项目实际情况和生产动态变化进行调整，尤其对于处于增产或不稳定下降阶段的项目。

4．采收率

在生产初期或非生产区域，由于生产数据不足，不能采用动态方法。在这种情况下，一般采用体积法计算初始总产量，通过与相邻相似区块类比或局部试验确定采收率，再计算最终估计采收率（EUR）。对于P1的恢复系数，通常需要提供更严格的论证数据。如果不实施二次开采，则采用一次的系数。

（二）经济因素

1．运营成本和经济极限

运营成本包括物料供应、气井设备和地面设施的维护、员工工资和管理费等。经济极限是指可用于支付经营成本的最低生产量。通过容积法、动态法等方法确定总储量，然后通过运行经济模型对结果进行测算。运行该经济模型后，如果获得的现金流量为正，则项目具有经济效益。正现金流的时间点是指经济极限。储备超过经济极限是有效的。因此，优化气田运营支出，合理分配比例，分摊成本，可以在一定程度上扩大经济极限点，对净储量评估具有积极的影响。

2．税费

影响公司净储备和利润的重要因素不仅是技术因素，还包括税收，主要包括矿权费、资产税、所得税、增值税、出口税和其他税。在国际上，某些税率随实际产量和价格浮动，某些税率采用固定税率，而矿权使用费率不仅与生产率和价格有关，而且与钻探时间、钻探深度、气井类型、井位和天然气成分等有关。通过分析各种税收及其对气田经济效益的影响，合理控制特许权使用费和税收可以实现开采企业利益的最大化。

3．价格

通常情况下，价格变动与净储量正相关，直接影响项目效益和储量最终价值。低价格影响储备的经济性，缩短储备的经济寿命，减少净储备及其价值。当价格上涨时，经济限制可能会扩大，净储备和价值将相应地上升。

（三）商业因素

1．合同的限制

国际上，通常会对储量和开采合同进行限制。其一是，合同期限的限制。储量是某一项目在某一合同期内未来预计产量和经济极限的总和。临近合同期末，如果不延期，即使项目生产情况良好，地下经济可采资源丰富，合同期后的储量也不计入。其二是，合同条款的限制。对于天然气储量的评估，根据相关规定需要签订相应的销售合同，否则即使储量规模较大，也不能计入P1储量。如果签订的销售合同只有一年，开采企业只能预定一年的储备，剩余的预测产量将被扣除。

2．合同的变更

合同条款的重大变化极大地影响了储备的经济性。近些年，油气价格的重大变化直接导致一些不经济且没有储备的项目。通过与政府协商以解决低价问题，更改某些合同条款，有可能将非经济项目直接转化为经济利益。

（四）工程因素

油气田地面工程的完整性（例如基础设施、管道、气体压缩机、加工厂、水处理等）以及投入使用的时间长度会影响油气的运输和生产率建设，直接影响开发计划的执行能力，从而影响储量评价结果。