页岩气开发中的成本估算问题分析

郭 瑞，刘辰星

(1.中国海洋石油国际有限公司，北京 100101；2.中海油研究总院，北京 100101)

0 引 言

随着天然气资源开发利用的程度不断深入，地质条件较好的常规天然气资源越来越少，勘探难度逐渐增大。同时，经济的发展势必导致能源需求的增加，常规天然气供需缺口也越来越大[1]。页岩气资源量丰富，随着开采技术的进步，原本无经济效益的边界资源正逐步变得经济可采，近年来受到人们的持续关注[2]。页岩气资源能否经济开采，很大程度上取决于成本的高低。因此，对影响页岩气资源开发经济效益的成本因素进行分析有助于厘清操作成本的变动因素。在常规天然气操作成本估算法的基础上，结合页岩气资源开发的特殊性，建立适合页岩气开发成本估算的方法，将极大帮助页岩气开发项目的投资决策。

国内页岩气资源勘探开发的时间较短，相关研究并不充分，研究主要集中于常规油气资源的成本预测[3-5]、比较分析[6-7]、非常规资源潜力评价[8-10]等方面。国外关于页岩气资源的相关研究包括成本变化[11-13]、生产技术分析[14-16]、新技术投入的成本学习曲线[17-20]等。现有文献均为对页岩气开发前景进行分析或从生产数据角度进行研究，针对页岩气开发成本估算的系统研究相对欠缺。

本文首先对页岩气与常规天然气在气体成分、来源、赋存方式、成藏地质条件、生产方式、生产周期、采收率等方面的异同进行分析，找出页岩气开发的特殊性，并对页岩气成本项目进行分析，找出关键成本动因；其次，根据影响页岩气成本变动的关键因素及产量递减规律与学习效应，分别建立了基于产量、井数成本定额递增的成本估算方法和基于产量递减规律、学习效应的成本预测方法；最后，综合以上研究以期为页岩气资源的高效开发利用提供支持。

1 页岩气开发成本分析

1.1 页岩气与常规天然气的比较分析

页岩气是以吸附和游离两种状态存在于页岩层中的非常规天然气，主要成分是甲烷，除此之外还有少量的重烃、氮气、二氧化碳和惰性气体[2]。由于渗透率极低，页岩中释放天然气缓慢，导致页岩气开发利用时间较晚。页岩气在气体成分上与常规天然气大致相同，主要成分均是甲烷，但页岩气中甲烷含量在90%以上，常规天然气中其他气体成分变化相对较大。页岩气与常规天然气均是优质能源和化工原料，可以混输混用。

页岩气与常规天然气的不同主要体现在气体来源、赋存方式、成藏地质条件、生产方式、生产周期、采收率等方面(表1)[10]。页岩层储层渗透率低、孔隙度低，需要采用水平井加水力压裂的开采方式，由于页岩气产量递减速度快，在气田内要不断打新井进行产量接替，并且生产过程中还需对储层进行重复压裂，因此页岩气开采前期投资及生产过程中的持续投资均高于常规天然气。

表1 页岩气与常规天然气的比较Table 1 Comparison of shale gas and conventional natural gas

1.2 页岩气开发成本动因分析

页岩气开发成本包括建设期的钻完井投资、工程投资、后续接替井投资、生产作业维护等费用。通过对页岩气与常规天然气开发特性的比较分析可知，页岩气开发成本按成本项目划分应包括开发投资费用及操作费，其中开发投资费用主要是钻完井投资费及工程投资费，作业费包括直接材料费、直接燃料费、直接动力费、直接人员费、页岩气净化费、井下作业费、动态监测费、维护及修理费、采样化验费、水处理费、输气费、运输费等。根据划分的页岩气成本项，采用相关因素法分析成本动因见表2。成本动因包括页岩气井数、采气量、水处理量等。

表2 页岩气开发成本动因分析Table 2 Analysis of shale gas development cost drivers

2 基于产量、井数成本定额的成本估算方法

从成本的动因入手估算开发成本，需要确定驱动各项成本因素以及相应的费用定额。分析可知成本动因包括页岩气井数、采油气量、水处理量等，费用定额的取定应参考同类区块或相似区块的操作成本数据，并综合考虑开发区块的地理位置、开采方式、地面工艺流程和单井产量等因素。

页岩气产量和井数是影响成本最为关键的驱动因素，综合产量和井数关键动因，并考虑成本实际，构建基于产量、井数成本定额递增的成本估算法，其计算公式见式(1)。

Ct=Cpwf+Cpww×Nt+Cpwp×Qt+

Cpwwater×Qwt+(Iw+Ie)×Nt

(1)

式中：Ct为第t年总成本；Cpwf为成本中与产量、井数无关的部分；Cpww为与井数相关的操作成本定额；Cpwp为与产量相关的操作成本定额；Cpwwater为与水处理相关的操作成本定额；Nt为第t年投产井数；Qt为第t年产量；Qwt为第t年水处理量；Iw为单井投资定额；Ie为单井工程投资定额。

与常规油气开发不同的是，页岩气开发采用水力压裂增产消耗大量的水资源并产生大量的返排水，可能还有采出水，返排水需要进行处理再根据情况进行回注或排放，返排水回注时可按照压裂液的成本进行估算。

3 考虑产量递减规律和学习效应的操作成本估算方法

随着页岩气开发的深入，开采难度增加，产量不断衰减，单位产量操作成本伴随着产量的衰减、开采难度的提高而逐渐上升[16]。同时，丰富的气藏资料使得人们加深了对气藏的认识，开采工艺不断调整，直到与气藏条件相适应。除此之外，现场作业者作业经验更加丰富，并能积极地采取有效的措施降低成本。作业工艺的完善和作业者经验的增加提高了作业效率，这种学习过程降低了单位产量操作成本[18]。页岩气田操作成本预测模型的建立基于资源衰减引起的单位操作成本上升和生产经验积累带来单位操作成本下降两方面因素，即采用产量递减规律及学习曲线来描述页岩气田操作成本变化规律。

3.1 产量递减规律下的操作成本估算

1) 上产期和稳产期操作成本估算方法。页岩气开发过程中，若不考虑新增生产设施，页岩气田稳产期的操作成本将维持稳定。稳产期年操作成本由稳产期产量和单位操作成本求得，稳产期操作成本计算公式见式(2)。

Copt=c0×q0，t∈n2

(2)

上产阶段随着生产设施陆续投入使用，产能逐步达到稳产期水平，体现在操作费上呈现出初期操作费较低，随后逐步增加并在稳产期保持稳定的特点。因此，可以近似地用上产期产量和单位操作成本来表示上产期气田年操作成本，其计算公式见式(3)。

Copt=c0×qt，t∈n1

(3)

式中：Copt为第t年操作成本；n1为开发上产期；n2为开发稳产期；n3为递减期；c0为稳产期单位产量操作成本；q0为稳产期产量；qt为第t年产量。

2) 递减期操作成本估算方法。在页岩气开发过程中，为了保证油气的稳定供应，必须采取打接替井的方式保证稳产。单位产量操作成本反映了单位产出的平均投入，能够有效地评价措施效果进而判断增产极限。增产措施经济极限可以采用措施前后单位产量操作成本的比较来确定，如果采取措施后的单位操作成本低于不采取措施的递减期单位操作成本，就会刺激措施作业的投入；如果措施后的单位操作成本高于不采取措施的递减期单位操作成本，则维持原生产[12]。在页岩气开发产量递减阶段，若不采取任何增产措施，操作成本中的固定部分基本维持稳定，可变部分会随着生产井数量减少及产量下降有一定程度的降低，而单位操作成本会呈现出增加的趋势[16]。递减期的操作成本可以用稳产期年操作成本、递减期生产井数、与井数无关的其他费用近似计算得到，计算公式见式(4)。

(4)

式中：Npwt为页岩气开发递减期第t年生产井数；N0为稳产期生产井数；Cot为第t年与井数无关的其他费用。

3.2 成本学习效应

成本学习曲线用来描述随着技术的发展以及生产经验的积累，未来成本呈下降趋势的情况。成本学习曲线问题需要从两个方面考虑，一方面是随着技术的熟练、经验的增加，成本逐渐降低，也就是所谓的实际操作的学习；另一方面是随着时间推移，成本减少的纯外部假设，也就是非实际操作的学习[17]。页岩气开发技术无疑存在成本降低(主要体现在钻完井投资费用和生产操作费上)，如美国页岩气的生产在过去几年就有着明显的成本降低[15]。

成本学习曲线基于4个参数：规定年度的累积产量(Q0)，第t年的累积产量(Qt)，不考虑学习效应时的操作成本(Copt)，学习比率(LR)，考虑成本学习效应的操作成本计算公式见式(5)和式(6)。

(5)

(6)

需要注意参数的选取存在很大的不确定性，BRAHMI[18]基于美国累积原油生产给出了5%的学习比率，MCDONALD[19]对北海原油生产给出了25%的学习比率。学习比率结果的差别会导致成本降低的估算上存在较大差别，实际工作中随着生产数据的增加，应对学习比率进行不断拟合，进而修正到最合理的区间。学习比率会受到经济发展程度、人员、地理等因素影响，是综合各项因素的集中反映。

3.3 结合产量递减规律与学习效应的操作成本预测方法

考虑页岩气开采的产量递减规律及学习效应，建立的基于产量递减规律和学习效应的页岩气开发操作成本预测方法见式(7)。根据式(7)可对页岩气开发全周期成本进行预测。

(7)

4 案例分析

某页岩油气田位于北美地区，占地面积约1 260 km2，经估算剩余可采页岩油418百万桶，剩余可采页岩气2 868 512万m3，剩余可采NGL240百万桶。根据地下储层条件初步设计开发方案，高峰期投产约400口井/a，随后逐步降低到约70口井/a，平均井距0.04 km。高峰期产量油为45百万桶/a，产气量为283 170万m3，NGL为25百万桶/a，产量剖面如图1所示，钻完井及工程工作计划如图2所示。

图1 页岩油气田产量剖面Fig.1 Production profile of shale oil and gas field

通过调研相似项目的开发生产数据，该类页岩油气田单井钻完井投资为600万美元，单井工程设施投资为60万美元，因单井投资数据来自对标项目的多年投资数据取平均得到，故实际上已包含学习效应的影响，无需再次考虑。对标得到高峰期操作费5.6美元/桶，不含学习效应的影响(通过对标本文采用10%的学习比率估算操作费)。结合图2的工作计划，运用成本估算公式可计算得该页岩油气田分年投资结果如图3所示，分年操作费如图4所示。

图2 钻完井工作计划Fig.2 Drilling and completion work plan

图3 页岩油气田开发分年投资Fig.3 Annual capex of shale oil and gas development

图4 页岩油气田开发分年操作费Fig.4 Annual operation fee of shale oil and gas development

本文建立的两种页岩气开发成本估算方法在该案例中结合使用，方便快捷地实现了成本估算。在实际应用中可根据掌握数据的情况选择基于井数、产量、水处理量的估算方法或基于产量递减规律和学习效应的估算方法，考虑学习效应实际上是对常规成本估算方法的补充完善。

5 结 论

页岩气是未来天然气资源的重要补充，开发潜力巨大。本文对页岩气资源的开发成本进行了系统的分析，分别构建了基于产量、井数成本定额的成本估算方法和基于产量递减规律、学习效应的页岩气操作成本估算方法，得到的主要结论如下所述。

1) 页岩气与常规天然气在气体成分上基本相同，不同点主要体现在气体来源、赋存方式、成藏地质条件、生产方式、生产周期、采收率等方面，其中成藏地质条件与生产方式的不同是页岩气操作成本估算区别于常规天然气的主要方面。

2) 通过对页岩气开发成本项目的分析，直接材料费、设备费、安装费、直接燃料费、直接动力费、井下作业费、动态监测费、采样化验费、维护及修理费、厂矿管理费的成本变动因素可归集为页岩气井数；页岩气净化费、输气费的成本变动因素可归集为采气量；水处理费的成本变动因素可归集为水处理量。

3) 根据归集的页岩气成本变动因素建立的基于产量、井数成本定额的成本估算方法(考虑水处理成本)，从成本动因出发以更加真实地反映操作成本变化过程。构建的估算模型仅涵盖井数、采气量、水处理量三个主要参数，但能够体现每个页岩气操作成本项目的影响，在简化详细估算法的同时保证了估算结果的可靠性，在一定参考数据的情况下可采用该方法进行估算。针对页岩气生产过程中，产量递减造成的单位操作成本上升和页岩气生产过程中成本学习效应的存在，本文建立的基于产量递减规律与学习效应的操作成本预测方法能够反映这种客观规律，该方法应用的重点在于确定合理的学习比率，实际应用中应根据掌握数据的情况选择合适的估算方法。