李婷 王秀芝 張萌萌

[摘 要]開發(fā)成本是全面反映石油公司油氣開發(fā)經(jīng)濟(jì)活動的重要指標(biāo)。為提高天然氣開發(fā)效益，本文針對目前的天然氣開發(fā)投資管理現(xiàn)狀，構(gòu)建開發(fā)成本界限計算 模型，將某石油公司總體、各分公司、各氣藏開發(fā)成本界限與實際成本進(jìn)行比較，從而評價對應(yīng)新增可采儲量的經(jīng)濟(jì)性。對各分公司的評價結(jié)果表明：x1、x2、x3等幾個分公司“十一五”期間實際開發(fā)成本低于開發(fā)成本界限，列為有效益新增可采儲量；x5、x6兩個以老區(qū)為主的分公司列為無效益新增可采儲量。針對無效益新增可采儲量，提出了加強(qiáng)氣藏經(jīng)營管理、開發(fā)有效益區(qū)塊、建立氣井開采動態(tài)實時經(jīng)濟(jì)預(yù)測分析系統(tǒng)以確保氣田和井點經(jīng)濟(jì)開采等建議。

[關(guān)鍵詞]開發(fā)成本界限 實際開發(fā)成本 評價標(biāo)準(zhǔn) 開發(fā)成本建議

天然氣作為一種地下資源，其發(fā)現(xiàn)與開發(fā)受到地理位置、地質(zhì)條件、氣藏特征等多種因素的影響，因此世界范圍內(nèi)尋找和開發(fā)、開采新增天然氣的開發(fā)成本差異也較大。為了提高經(jīng)濟(jì)效益，天然氣開發(fā)成本分析就顯得十分重要。目前，國內(nèi)石油公司已經(jīng)開始與國際接軌計算天然氣開發(fā)成本，并把天然氣開發(fā)成本作為一項經(jīng)濟(jì)考核指標(biāo)來衡量氣田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益情況。分析認(rèn)為，對氣藏新增可采儲量的效益分析需要參照一套規(guī)范的開發(fā)成本計算及評價方法，才能以此為依據(jù)研究開發(fā)成本變化規(guī)律，從而使天然氣開發(fā)投資決策更加科學(xué)。

基于此，本文首先提出開發(fā)成本界限計算模型，利用經(jīng)濟(jì)評價方法進(jìn)行各區(qū)塊（氣藏）開發(fā)成本界限研究；重點分析某石油公司總體、各分公司、各氣藏的 “十一五”期間天然氣實際開發(fā)成本情況，以實際開發(fā)成本與其開發(fā)成本界限相比較，從而評價其新增可采儲量的經(jīng)濟(jì)性。

一、開發(fā)成本界限計算模型

本文將開發(fā)成本界限定義為開發(fā)投資與經(jīng)濟(jì)可采儲量界限之比。天然氣開發(fā)成本界限主要影響因素包括地質(zhì)條件、氣藏深度、氣藏類型等。

開發(fā)成本界限計算思路如下：根據(jù)目前氣藏開發(fā)投資、成本和價格水平，應(yīng)用現(xiàn)金流法，測算獲得行業(yè)基準(zhǔn)收益時所要求的經(jīng)濟(jì)可采儲量最低值，進(jìn)而計算開發(fā)成本。

1. 計算方法

開發(fā)成本界限計算采用現(xiàn)金流法，其基本原理為：以投資回收期內(nèi)（6年）回收全部投資，計算期獲得行業(yè)基準(zhǔn)收益為條件，計算開發(fā)投資、經(jīng)濟(jì)可采儲量，進(jìn)而計算開發(fā)成本，以最小投入單元（單井）為測算對象。

（1）單井投入產(chǎn)出模型

①單井投入：主要包括新增投資、操作成本和稅金三部分。

新增投資：對于天然氣田來說，單井新增開發(fā)工程投資包括鉆井投資、采氣工程投資、地面集輸工程投資。單井新增投資用It表示。

操作成本：包括固定成本和可變成本，固定成本（與井?dāng)?shù)相關(guān)）包括：生產(chǎn)人員工資、職工福利費、材料費、動力費、測井試井費、井下作業(yè)費、其他開采費、維護(hù)及修理費等。其余與產(chǎn)量相關(guān)的成本項目稱為可變成本。固定成本用Soft表示，可變成本用Covt表示。

稅金：按照國家財稅制度和石化行業(yè)的規(guī)定，主要包括增值稅、城市建設(shè)維護(hù)費、教育費附加、資源稅、所得稅等項目，按照國家相關(guān)的規(guī)定計入，用Tr表示單井稅金。

氣田開發(fā)單井總投入包括單井新增投資、操作成本以及單井稅金，計算公式為：

①

式中： Qt—年產(chǎn)量，107m3

It—單井新增投資，萬元

Soft—固定操作成本，萬元

Covt—單位變動成本，元/103m3

Tr—稅金及附加，萬元

②單井產(chǎn)出：氣田開發(fā)總產(chǎn)出為主要產(chǎn)品和副產(chǎn)品的銷售收入，在數(shù)值上等于銷售量乘商品率和銷售價格的乘積，單井總產(chǎn)出計算公式為：

②

式中：P—油氣價格，元/103m3 n—商品率，小數(shù)

（2）單井初期產(chǎn)量界限和經(jīng)濟(jì)可采儲量模型

新鉆井初期產(chǎn)量界限指在一定的開發(fā)技術(shù)和財稅體制下，新鉆開發(fā)井所獲得的收益能彌補(bǔ)全部投資、采氣操作費并獲得最低收益率時初期所應(yīng)達(dá)到的最低產(chǎn)量，當(dāng)新鉆井初期產(chǎn)量大于這一值時，則認(rèn)為經(jīng)濟(jì)上是可行的。因此，同時滿足公式③和④的Qc的值即為新井初期產(chǎn)量界限。

③

④

式中：

Qc—新井初期產(chǎn)量界限，107m3

rc—稅金及附加占收入的比率

PT—投資回收期，年

Tr4—資源稅，元/103m3

t—經(jīng)濟(jì)評價期，年

ηt—無因次產(chǎn)量變化系數(shù)

ic—基準(zhǔn)收益率，%

（3）經(jīng)濟(jì)可采儲量界限

氣井從開始生產(chǎn)到達(dá)到關(guān)井產(chǎn)量界限時的累計產(chǎn)量為經(jīng)濟(jì)可采儲量，用公式表示：

⑤

（4）開發(fā)成本界限

根據(jù)開發(fā)成本計算公式計算開發(fā)成本界限。開發(fā)成本界限計算公式為：

開發(fā)成本界限＝開發(fā)投資/經(jīng)濟(jì)可采儲量界限 ⑥

2.經(jīng)濟(jì)參數(shù)選取

依據(jù)各氣田位置和氣藏條件等，確定氣藏參數(shù)取值。

（1）氣藏工程參數(shù)

根據(jù)氣藏工程研究成果，某石油公司已開發(fā)氣藏中x1分公司所屬氣田多為高滲氣田，其他地區(qū)的氣田為低滲氣田，高滲氣田穩(wěn)產(chǎn)期按照5年考慮，低滲氣田的開發(fā)按照3年的穩(wěn)產(chǎn)期考慮，遞減期平均遞減率為10%。

（2）新鉆井投資

由于各氣區(qū)系統(tǒng)配套已經(jīng)建成，新建產(chǎn)能和新增儲量的開發(fā)基本上只需鉆井和地面集輸工程的建設(shè)，因此，新鉆井投資只考慮鉆井投資和地面集輸系統(tǒng)投資，按照氣田開發(fā)產(chǎn)能建設(shè)近三年的平均值確定，各氣區(qū)不同區(qū)塊地質(zhì)條件和地表條件不同，鉆井投資和地面建設(shè)投資有較大的差異，主要表現(xiàn)為不同井深開發(fā)投資的不同。

（3）采氣操作成本和價格

操作成本大體可分為兩類，即固定操作成本和變動操作成本。

固定操作成本：包括材料費、動力費、井下作業(yè)費（不含措施）、測井試井費、其他開采費和其他直接費。對于一個油氣田來說，這部分費用發(fā)生額隨開井?dāng)?shù)的增大而增大。對于一口是生產(chǎn)井來說，所發(fā)生的總費用是相對穩(wěn)定的，若單井產(chǎn)量高，則該井單位成本就低。反之，單位成本就高。

變動操作成本：這部分費用既與開井?dāng)?shù)的多少有關(guān)，也與單井產(chǎn)量的高低有關(guān)，主要包括：燃料費、油氣處理費等。

3.開發(fā)成本評價

根據(jù)以上方法、步驟和參數(shù)進(jìn)行計算，即可得到某石油公司不同區(qū)塊不同類型氣藏的初始產(chǎn)量、經(jīng)濟(jì)可采儲量和開發(fā)成本界限。

本文將對某石油公司的七大區(qū)塊、共四十二個氣藏進(jìn)行開發(fā)成本界限的計算，接下來將與直接開發(fā)成本相比較，來對各區(qū)塊、氣藏進(jìn)行評價。

二、開發(fā)成本評價結(jié)果及分析

1.開發(fā)成本評價標(biāo)準(zhǔn)

在目前技術(shù)和經(jīng)濟(jì)條件下，將某石油公司整體、各分公司、各氣藏的直接開發(fā)成本與開發(fā)成本界限相比較，根據(jù)差值正負(fù)情況可以將開發(fā)成本考核結(jié)果分為兩類情況：

（1）有效益新增可采儲量：開發(fā)成本指標(biāo)若低于開發(fā)成本界限，氣田開發(fā)投資效益將大于行業(yè)基準(zhǔn)水平，并獲得超額收益。

（2）無效益新增可采儲量：開發(fā)成本指標(biāo)高于開發(fā)成本界限，氣田開發(fā)投資效益將低于行業(yè)基準(zhǔn)水平，投資處于虧損狀態(tài)。

2.開發(fā)成本評價結(jié)果

（1）某石油公司總體及各分公司

根據(jù)開發(fā)成本評價標(biāo)準(zhǔn)，對某石油公司總體及各分公司開發(fā)成本進(jìn)行評價，結(jié)果為兩類：

x1、x2、x3、x4、分公司“十一五”期間實際開發(fā)成本低于開發(fā)成本界限，列為有效益新增可采儲量；

x5、x6兩個以老區(qū)為主的分公司“十一五”期間實際開發(fā)成本高于開發(fā)成本界限，列為無效益新增可采儲量。

經(jīng)測算，某石油公司總體“十一五”總體新增可采儲量中98.7%為經(jīng)濟(jì)有效儲量。

（2）各氣藏

將各主要氣藏實際開發(fā)成本與開發(fā)成本界限比較，大部分氣藏開發(fā)成本低于開發(fā)成本界限。

①有效益新增可采儲量

開發(fā)成本低于開發(fā)成本界限的氣藏，開發(fā)成本控制較好，大部分區(qū)塊在開發(fā)成本界限之下，列為有效益新增可采儲量，包括：y1、y2、y3、y4等氣藏。

②無效益新增可采儲量

開發(fā)成本高于開發(fā)成本界限，列為無效益新增可采儲量，有的氣藏因為產(chǎn)能建設(shè)效果差等原因，超出差值甚至很大，比如y5、y5、y7…..等氣藏。

3.評價結(jié)果分析

針對不同地質(zhì)條件、不同氣藏類型、單井投資、采氣成本、氣價等綜合因素進(jìn)行分析，認(rèn)為不同氣藏開發(fā)成本達(dá)標(biāo)情況差異較大的原因為以下幾方面：

（1）近幾年新投入開發(fā)產(chǎn)能建設(shè)區(qū)塊開發(fā)成本較低，開發(fā)成本控制效果較好，比如y1、y2等氣藏。

（2）地質(zhì)條件或地理位置相對較好的氣藏開發(fā)投資低、單井新增可采儲量較高，產(chǎn)能建設(shè)效果較好。此類地區(qū)開發(fā)成本低，開發(fā)成本控制較好，比如：y3、y4等氣藏。

（3）老區(qū)、以及產(chǎn)能建設(shè)效果差、單井新增可采儲量較低，此類氣藏開發(fā)成本相對較高，開發(fā)成本控制不好，高于開發(fā)成本界限。比如：y5、y5、y7…..等氣藏。

根據(jù)某石油公司氣藏的“十一五”開發(fā)成本，結(jié)合測算出來的開發(fā)成本界限，建議今后在老區(qū)和單井可采儲量較低、產(chǎn)能建設(shè)效果差的區(qū)塊（氣藏）加強(qiáng)地質(zhì)研究認(rèn)識、進(jìn)行地質(zhì)方案優(yōu)化、提高鉆井技術(shù)，從而加大開發(fā)成本控制力度，做到直接開發(fā)成本指標(biāo)值控制在開發(fā)成本界限之下，以保證新增可采儲量的開發(fā)經(jīng)濟(jì)性。

三、開發(fā)成本控制建議

由于氣田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益受到勘探開發(fā)技術(shù)、生產(chǎn)管理水平和天然氣價格稅收政策等多方面因素的影響，因此，要實現(xiàn)石油公司天然氣良性發(fā)展，還需要做好以下幾個方面的工作。

1.采用恰當(dāng)方法，進(jìn)行科學(xué)的經(jīng)濟(jì)評價

在儲量接替困難、產(chǎn)量遞減的情況下，為增儲上產(chǎn)擴(kuò)大投資規(guī)模十分必要，但投資規(guī)模必須建立在投資效益基礎(chǔ)之上。要加強(qiáng)投資效益評價，運用價值評估模型等，對投資區(qū)塊、新井和措施項目進(jìn)行反復(fù)論證，優(yōu)選投資項目，優(yōu)化投資結(jié)構(gòu)，避免低效和無效投入。

2.加強(qiáng)氣藏經(jīng)營管理，開發(fā)有效益區(qū)塊

氣藏經(jīng)營管理的基本內(nèi)涵是針對特定的氣藏目標(biāo)，有效利用人力、技術(shù)和財力等各種資源，制定和實施氣藏經(jīng)營策略，尋求最佳的經(jīng)營方案，通過氣田開發(fā)技術(shù)和經(jīng)營管理有效集成與集約化管理，實現(xiàn)油氣田勘探開發(fā)過程的優(yōu)化和經(jīng)濟(jì)效益的最大化。老氣田更應(yīng)該重視氣藏經(jīng)營管理，運用開發(fā)方案經(jīng)濟(jì)決策技術(shù)等新方法、新技術(shù)，優(yōu)化方案設(shè)計，減少無效井?dāng)?shù)量，保證方案實施的開發(fā)效果。

3.建立氣井開采動態(tài)實時經(jīng)濟(jì)預(yù)測分析系統(tǒng)，確保氣田和井點經(jīng)濟(jì)開采

目前，采氣生產(chǎn)管理和成本管理的條塊管理，無法了解各區(qū)塊生產(chǎn)井的經(jīng)濟(jì)效益的差異，無法判斷哪些開發(fā)區(qū)塊的生產(chǎn)處于虧損狀態(tài)，在正常開采區(qū)內(nèi)，哪些單井處于虧損狀態(tài)。在國外，一些發(fā)達(dá)國家的油氣田是將油氣生產(chǎn)過程中的成本和費用按小區(qū)和井組核算，因而可按井區(qū)、井組或單井進(jìn)行動態(tài)經(jīng)濟(jì)分析，這就為管理人員及時采取調(diào)整措施或做出決策提供了科學(xué)的依據(jù)。決策者可以及時對那些出現(xiàn)虧損而無法在短期內(nèi)扭虧為盈的井組或單井做出停產(chǎn)的決定，這樣，就可以提高整體的經(jīng)濟(jì)效益。因此，建立經(jīng)濟(jì)評價數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)中心，對氣井開采動態(tài)實時進(jìn)行經(jīng)濟(jì)預(yù)測分析，將經(jīng)濟(jì)數(shù)據(jù)、氣田生產(chǎn)數(shù)據(jù)和氣井生產(chǎn)連成一體，實時監(jiān)測氣井的生產(chǎn)經(jīng)營情況，為確保氣田區(qū)塊和井點的經(jīng)濟(jì)開采，提高氣田開采經(jīng)濟(jì)效益，是一個重大的研究課題。

4.開展天然氣價格稅收政策方面的研究

隨著國家天然氣價格改革的深化和天然氣價格的市場化，能源價格聯(lián)動機(jī)制逐步建立，掌握能源價格動態(tài)情況對資源開采企業(yè)非常重要，建議中石化建立能源價格信息管理系統(tǒng)，了解能源價格變化情況，并開展天然氣及替代能源價格方面的研究，掌握天然氣的供求和價格變動情況，以指導(dǎo)天然氣生產(chǎn)經(jīng)營和決策。

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