CO2驅(qū)油提高采收率項目的經(jīng)濟評價方法

孟 新，羅東坤，2

（1.中國石油大學(xué)（北京）工商管理學(xué)院，北京 102249；2.重慶地質(zhì)礦產(chǎn)研究院，重慶 400042）

1 研究背景

中國具有豐富的低滲透油藏資源，目前其動用率還不到一半，其余未動用的油藏資源多數(shù)以低滲、特低滲等難動用儲量為主［1］。目前國內(nèi)已動用的油藏大多數(shù)已進(jìn)入高含水后期，通過水驅(qū)已無法采出更多儲量。在這種情況下，采取注氣方式通常可取得很好的效果［2-3］。20世紀(jì)80年代，國外注CO2提高采收率技術(shù)就已得到廣泛應(yīng)用，并取得了較好的經(jīng)濟效益［4］。隨著江蘇、山東、吉林等地的中小規(guī)模CO2氣藏以及松遼盆地的大型高含CO2天然氣藏被頻頻發(fā)現(xiàn)，注CO2提高采收率技術(shù)開始用于油田現(xiàn)場［5-6］。

中國作為全球碳排放量第一的大國，面臨來自國際社會巨大的減排壓力［7-8］。CO2驅(qū)油提高采收率技術(shù)可以將CO2長期封存于地下，為中國提供可同時實現(xiàn)經(jīng)濟與社會雙重效益的減排技術(shù)。大力發(fā)展CO2驅(qū)油與油藏封存技術(shù)可以增加中國的能源供給，同時有助于履行中國的碳減排義務(wù)與承諾。

經(jīng)濟可行性是影響一項技術(shù)的商業(yè)化推廣及產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的關(guān)鍵因素之一。由于CO2驅(qū)油與封存是一項較新的采油技術(shù)，其投入和產(chǎn)出與常規(guī)油氣項目有很大不同，因此對該類項目進(jìn)行經(jīng)濟評價非常重要。

目前國外的CO2-EOR（CO2-enhanced oil recovery）項目經(jīng)濟評價研究主要集中在兩個方面：一是對在特定區(qū)塊開展的CO2-EOR 項目進(jìn)行經(jīng)濟評價［9-11］；二是對CO2-EOR 技術(shù)捕集、運輸與儲存成本進(jìn)行探討［12-13］。目前鮮有文獻(xiàn)對CO2-EOR 項目整個流程的參數(shù)預(yù)測與評價等展開系統(tǒng)研究。目前國內(nèi)研究仍集中于對燃煤電廠等高能耗企業(yè)捕集CO2經(jīng)濟性的分析［14-15］，鮮有文獻(xiàn)報道CO2-EOR項目的經(jīng)濟評價方法。綜上，急需針對CO2-EOR 項目的、系統(tǒng)而完整的經(jīng)濟評價方法來指導(dǎo)此類項目的經(jīng)濟評價工作的開展。

本文在分析CO2驅(qū)油提高采收率技術(shù)的經(jīng)濟特點的基礎(chǔ)上，將CO2捕集、CO2運輸與封存流程階段看作一個項目整體，深入研究了CO2驅(qū)油提高采收率項目各階段經(jīng)濟評價參數(shù)的構(gòu)成及其估算方法。同時，考慮到CO2驅(qū)油提高采收率項目可實現(xiàn)大量碳封存的社會效益，本文還研究了埋存CO2可能帶來的碳補貼等社會效益的量化方法，并將之作為一項現(xiàn)金流入納入項目經(jīng)濟評價中，體現(xiàn)了綠色NPV（net present value）的概念及企業(yè)的社會責(zé)任感，進(jìn)而在此基礎(chǔ)上建立了完整的經(jīng)濟評價模型，以期為CO2驅(qū)油提高采收率項目的開展提供科學(xué)的決策方法。

2 CO2-EOR項目的技術(shù)經(jīng)濟特點

2.1 CO2驅(qū)油原理

按作用機理的不同，CO2驅(qū)可分為CO2混相驅(qū)和CO2非混相驅(qū)，其提高采收率的主要作用機理為促使原油膨脹、降低粘度、降低油水界面張力、改善儲層滲透率、萃取和汽化原油中輕質(zhì)烴和形成內(nèi)部溶解氣驅(qū)等［1-6］。上述機理在CO2驅(qū)油過程中是同時存在的，但每種機理的作用不同，具體由油藏巖性、流體性質(zhì)及開發(fā)方式?jīng)Q定，其中占主導(dǎo)地位的機理可能是一種或幾種。

2.2 技術(shù)經(jīng)濟特點

作為新興的提高采收率技術(shù)，CO2驅(qū)油與封存技術(shù)具有獨特的技術(shù)經(jīng)濟特點。與常規(guī)水驅(qū)、聚合物驅(qū)等驅(qū)油方式相比，CO2驅(qū)油具有氣源成本高、前期投資大、注入成本高、管材抗腐蝕性要求高、伴生氣處理難度大等特點。

1）氣源成本高。作為注入氣的CO2的獲得途徑主要有3種：第一，從高能耗企業(yè)（如電廠、水泥廠等）的廢氣中捕獲；第二，從高含CO2天然氣藏中分離；第三，從市場中購買。其中：從高能耗企業(yè)的廢氣中捕獲的成本高昂［16］；高含CO2的天然氣藏需要計劃投入開發(fā)；市場中的CO2價格在300 元/噸～600元/噸之間。就油田CO2驅(qū)油所需的超大CO2注入量而言，獲取如此大量CO2氣源的成本較高，因此獲得低成本的CO2氣源也是保證CO2驅(qū)油項目獲得良好的經(jīng)濟效益的重要因素之一。

2）前期投資大。作為一個項目整體，CO2驅(qū)油提高采收率項目的前期投資不僅包括油田改變生產(chǎn)方式所增加的投資，而且包括對CO2捕獲與運輸?shù)耐顿Y。對CO2捕獲的投資主要是對從高能耗企業(yè)的廢氣中捕集CO2的設(shè)備或從高含CO2的天然氣藏中分離CO2的設(shè)備的投資；運輸CO2可采用鐵路罐車或管道等，對CO2運輸?shù)耐顿Y主要是對鋪設(shè)輸氣管道的投資。

3）注入成本高。注入CO2需要先壓縮CO2，然后注入地層中，而壓縮CO2需要耗費大量電能，由此導(dǎo)致注入成本升高。

4）管道抗腐蝕性能要求高。CO2遇到水蒸氣或地層水會形成弱酸性液體，它對生產(chǎn)井或地面管材都有腐蝕作用。因此，注入CO2對管材的要求較高。

5）伴生氣處理難度大。為充分利用CO2、防止其向大氣中逸散，當(dāng)發(fā)生氣竄、生產(chǎn)井產(chǎn)出大量CO2時，需要將之分離出來，經(jīng)過處理后再注入油藏中。

3 CO2-EOR項目的經(jīng)濟評價方法

可采用折現(xiàn)現(xiàn)金流中的動態(tài)經(jīng)濟評價方法對CO2驅(qū)油提高采收率項目進(jìn)行經(jīng)濟評價［17-18］。由于CO2驅(qū)油提高采收率是油田的三次采油項目，屬于油田的改擴建工程［19］，因此需要采用“有無項目對比法”，即先計算“實施CO2驅(qū)油提高采收率項目”和“原項目繼續(xù)采用原開采方式”兩種情況下的投入和產(chǎn)出，再計算“有項目”相對于“無項目”時的增量投入和產(chǎn)出［20-21］，進(jìn)而計算增量的項目凈現(xiàn)值、內(nèi)部收益率和項目投資回收期等。

4 CO2-EOR項目經(jīng)濟評價的參數(shù)估算

項目的經(jīng)濟評價參數(shù)包括投資、成本、銷售收入及稅金。同時，CO2捕集與運輸流程階段的各項參數(shù)也應(yīng)被包括其中，將CO2-EOR 項目中CO2捕集、運輸與封存流程階段視為一個項目整體進(jìn)行經(jīng)濟評價。

原油開采技術(shù)是一項被經(jīng)濟與社會雙重效益驅(qū)動而備受重視的技術(shù)，在計算其項目經(jīng)濟效益的同時還應(yīng)將其社會效益考慮在內(nèi)。在技術(shù)產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的初級階段，政府的政策支持和鼓勵可極大地促進(jìn)技術(shù)的商業(yè)化推廣。因此，根據(jù)項目帶來的社會效益給予一定的財政補貼或稅收減免，將之作為項目補貼收入，可使一些CO2驅(qū)油與封存邊際項目得到開展、促進(jìn)該技術(shù)的應(yīng)用、增加國內(nèi)的原油供給和促進(jìn)CO2減排［22］。

4.1 增量投資的估算

4.1.1 捕集投資

如果CO2的氣源途徑為從高能耗企業(yè)（如煉油廠等）的廢氣中捕集或從高含CO2的天然氣藏中分離，則捕集設(shè)施的投資應(yīng)計入CO2-EOR 項目投資中；如果CO2的氣源途徑為購買，則捕集設(shè)施的投資應(yīng)計入項目操作成本。

CO2捕集系統(tǒng)有燃燒前捕集系統(tǒng)、燃燒后捕集系統(tǒng)和富氧燃燒捕集系統(tǒng)。其中，燃燒前捕集系統(tǒng)一般用于新建項目，而富氧燃燒捕集系統(tǒng)的成本較高，因此燃燒后捕集系統(tǒng)是目前普遍采用的CO2捕集系統(tǒng)。

在各種捕集系統(tǒng)使用的CO2分離技術(shù)中，吸收法中的化學(xué)吸收法是目前發(fā)展最成熟，應(yīng)用最廣泛、成本相對較低的方法。中國現(xiàn)運行的3套CO2捕集示范裝置均采用該方法。采用化學(xué)吸收法捕集CO2的裝置主要由吸收塔、再生塔、溶液再沸器、過濾及溶液再回收裝置、裝置水平衡系統(tǒng)以及其他輔助設(shè)備構(gòu)成。據(jù)調(diào)查，該套裝置投資與規(guī)模的關(guān)系并非正比關(guān)系，而是指數(shù)關(guān)系，因此可采用生產(chǎn)規(guī)模指數(shù)法計算采用該方法捕集CO2的投資。具體公式如下：

式（1）中：Q1和I1分別是已建項目的生產(chǎn)能力和投資額；Qb和Ib分別為CO2驅(qū)油提高采收率項目的生產(chǎn)能力和投資額；PF為價差系數(shù)，等于投資估算年份價格與取得數(shù)據(jù)年份價格之比；n為生產(chǎn)規(guī)模指數(shù)。

4.1.2 運輸投資

可采用公路罐車、鐵路罐車或管道運輸CO2。其中，公路罐車和鐵路罐車適合小規(guī)模的間斷型運輸，可用于小型的、對氣源連續(xù)性要求不高的用戶。在CO2-EOR項目中需要持續(xù)不斷地注入CO2氣源，因此管道運輸方式最為適合。

如果油田與氣源地點之間已有輸油氣管道，且管道可滿足輸送CO2的需要，則可以直接利用，此時投資為管道防腐等改造投資，否則需要新建CO2輸送管道，可采用噸鋼材投資指標(biāo)估算法估算管道線路工程投資。其公式為：

式（2）和式（3）中：Ig為新建管道投資；G為管道所用鋼管總質(zhì)量；Kg為噸鋼材投資指標(biāo)；Ks為線路工程區(qū)域修正系數(shù)；Kt為時間修正系數(shù)；L為管道總長度；D為管道外徑；J為管道壁厚。

可采用式（4）計算泵站工程投資：

式（4）中：Is為泵站工程投資；N為泵站數(shù)目；Kn為泵站工程分項投資綜合指標(biāo)。

4.1.3 封存增量投資

CO2驅(qū)提高采收率項目在封存階段的投資包括鉆井工程、采油工程和地面工程的投資。由于CO2具有較強的腐蝕性，因此注氣井、采油井、采油樹等井口裝置以及地面輸油氣管線均應(yīng)采用抗腐蝕管材。

鉆井工程投資主要為將注水或采油井改為注氣井的修井或更換井筒的成本。如果需要新鉆井，則還要計算新鉆井成本。其計算公式為：

式（5）中：Iz為鉆井投資；iz1、iz2、iz3、n1、n2和n3分別為修井、更換井筒及鉆井的單井投資和每類投資井?dāng)?shù)。

采油工程投資可根據(jù)需更換井口裝置數(shù)量和單位投資進(jìn)行估算，其計算公式為：

式（6）中：Ic為采油工程投資；ic和nc分別為單位采油裝置更換投資及更換數(shù)量。

地面工程投資不僅包括更換不符合抗腐蝕要求的地面管線的投資，而且包括對增加注氣間、配氣間等CO2注入系統(tǒng)的投資以及對回收并再注入氣竄產(chǎn)生的產(chǎn)出氣的CO2回收處理系統(tǒng)的投資。可采用朗格系數(shù)法進(jìn)行估算地面工程改造投資，其計算公式為：

式（7）中：Id為地面工程投資；D為主要設(shè)備費用；Ki為管線、儀表、建筑物等費用的估算系數(shù)；KC為包括工程費、合同費、應(yīng)急費等間接費在內(nèi)的總估算系數(shù)。

4.2 增量成本的估算

4.2.1 捕集成本

采用化學(xué)吸收法捕集CO2的成本主要包括蒸汽消耗、電耗、溶液消耗、水耗和其他消耗。各項成本均與產(chǎn)能成一定的比例關(guān)系。可采用單位產(chǎn)能消耗定額與CO2捕集量的乘積計算CO2捕集成本，其計算公式為：

式（8）中：Cb為CO2捕集成本；cb為單位CO2捕集成本；Qc為CO2捕集量。

4.2.2 運輸成本

管道運輸CO2成本主要包括氣體液化壓縮加壓、管道維護(hù)修理、防腐蝕、人員和其他運營的費用。其中，動力費以單位CO2動力費定額，其他費用以年為基礎(chǔ)計算。管道運輸成本的計算公式為：

式（9）中：Cg為管道運輸成本；cg為單位管道運費動力費；Fg為其他以年為基礎(chǔ)計算的管道運輸費。

4.2.3 封存增量成本

2010年最新的《石油建設(shè)項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)》中，油氣操作成本被分為15項［7］。與常規(guī)油氣開發(fā)項目的15項操作成本相比，CO2驅(qū)項目所增加的成本項主要有：①驅(qū)油物注入費，即壓縮并通過管線輸送CO2至注氣井的成本，可以注氣量為基礎(chǔ)按照單位注氣量注入費增量計算；②產(chǎn)出氣處理成本，即將氣竄產(chǎn)出的CO2氣體進(jìn)行處理后回注發(fā)生的成本，可以產(chǎn)出氣量為基礎(chǔ)按照單位氣體處理成本計算；③維護(hù)及修理費，即新增的固定資產(chǎn)在項目投產(chǎn)后發(fā)生的修理費，可按地面工程投資增量的一定比例計算；④油氣處理費，即為增加的原油量產(chǎn)進(jìn)行脫水、脫氣等處理而發(fā)生的費用，可以處理液量為基礎(chǔ)按每噸成本計算。

封存增量成本的計算公式如下：

式（10）中：c1、c2和c3分別為驅(qū)油物注入費、產(chǎn)出氣處理成本和油氣處理費的單位費用指標(biāo)；QCO2為CO2注入量；Qcq為CO2產(chǎn)出氣量；r1為每年維護(hù)修理費占地面工程投資的比例；qt為每年新增的原油產(chǎn)量；其他字母的含義同上。

4.3 銷售收入及稅金的計算

4.3.1 銷售收入

CO2驅(qū)油項目的銷售收入（S）為增加的原油產(chǎn)量（qt）與油氣商品率（fs）及原油價格（P）的乘積，其計算公式為：

王高峰、胡永樂和宋新民等［23］針對水驅(qū)改氣驅(qū)油田，從氣驅(qū)采收率的計算公式入手，推導(dǎo)出氣驅(qū)產(chǎn)量的計算公式，并提出氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)的概念。氣驅(qū)產(chǎn)量的計算公式如下：

式（12）中，Qog為氣驅(qū)產(chǎn)量；η為氣驅(qū)波及體積修正因子，是氣驅(qū)波及體積與水驅(qū)波及體積之比；EDg和EDw分別為轉(zhuǎn)驅(qū)時氣和水的驅(qū)油效率（基于原始含油飽和度）；Qow為同期的水驅(qū)產(chǎn)量水平；Fgw為氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)，氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)的計算方法參考文獻(xiàn)［23］。

原油產(chǎn)量增量（qt）的計算公式為：

4.3.2 稅金

稅金包括營業(yè)稅金及附加、企業(yè)所得稅。其中，營業(yè)稅金及附加包括城市維護(hù)建設(shè)稅、教育費附加和資源稅。城市維護(hù)建設(shè)稅和教育費附加以增值稅為基礎(chǔ)進(jìn)行計算。2011年國家將資源稅的征收從從量計征改為從價計征，石油天然氣的征稅稅率為5%～10%。所得稅按應(yīng)納稅所得額的25%計算。

4.4 社會效益的計算

CO2驅(qū)油項目的社會效益包括CO2埋存效益、增加原油產(chǎn)量帶來的能源安全效益、促進(jìn)天然氣藏開發(fā)帶來的天然氣替代煤炭燃燒減排效益。其中：借用清潔發(fā)展機制（clean development mechanism，CDM），采用CO2埋存量和國際碳指標(biāo)交易價格計算CO2埋存效益［7］；采用原油產(chǎn)量增加帶來的能源戰(zhàn)略儲備成本的減少量計算能源安全效益；采用相同熱值天然氣與煤炭燃燒碳排放的差值與天然氣產(chǎn)量的乘積計算天然氣替代煤炭燃燒減排效益。3種社會效益的計算公式如下［24］：

式（14）中：B1為CO2埋存效益；EEXTRA為注入CO2獲得的采收率增幅；N為原始原油地質(zhì)儲量；C為CO2與原油的接觸系數(shù)，一般取0.75；RCO2為CO2利用系數(shù)，即凈CO2注入量與原油采出量之比；PT為國際市場上碳指標(biāo)的交易價格；R為人民幣兌美元匯率。

式（15）中：B2為能源安全效益；Qo為原油量；Qg為天然氣產(chǎn)量；E天然氣石油當(dāng)量換算系數(shù)；d為石油儲備天數(shù)；D為每年內(nèi)生產(chǎn)天數(shù)；T為油氣開采時間（與石油儲備庫使用期限一致）；Cd為原油儲備基建成本；Cj為平均每年經(jīng)營管理成本；Cc為平均每單位石油每次抽油、充油成本；T為儲備庫壽命期；N為抽油、充油次數(shù)。

式（16）中：B3為天然氣替代煤炭燃燒減排效益；Qg為采出天然氣的體積；Eg-m為產(chǎn)生相同熱值的天然氣與煤當(dāng)量換算系數(shù)；CmE為燃燒1噸煤所釋放CO2的質(zhì)量；Cm為生產(chǎn)1噸煤所釋放甲烷的體積；ρm為甲烷在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的密度；Em-E為造成同等溫室效應(yīng)的甲烷與CO2的質(zhì)量折算系數(shù)；CgE為燃燒1立方米天然氣所釋放CO2的質(zhì)量。

基于以上各參數(shù)計算方法及折現(xiàn)現(xiàn)金流原理，本文建立如下CO2驅(qū)油提高采收率項目的經(jīng)濟評價模型：

式（17）中：NPV為項目凈現(xiàn)值，當(dāng)NPV＞0時項目是經(jīng)濟可行的，當(dāng)NPV≤0 時項目是不可行的；S、B、C、Tx和I分別為總經(jīng)濟效益、總社會效益、總成本、總稅費和總投資；N0和N1分別為建設(shè)期和生產(chǎn)期的年限；ts、tz、tc、tj和tzy分別為所得稅、增值稅、城市維護(hù)建設(shè)稅、教育費附加和資源稅的稅率；其他字母的含義同上。

5 實例應(yīng)用

中國某油田區(qū)塊開展CO2驅(qū)油試驗，新增投資為9389萬元，生產(chǎn)期內(nèi)累計增產(chǎn)原油為15.22 萬噸，油氣商品率為95%。CO2氣源成本為200 元/噸，CO2運輸成本為50元/噸。增加總成本為31850萬元，增加操作成本為18150萬元，單位增量操作成本為1192.5 元/噸。生產(chǎn)期增加總銷售收入為39259萬元，社會效益為903 萬元，增量總利潤為5847萬元，增量凈利潤為3415萬元。

經(jīng)計算，當(dāng)原油價格為60美元/桶時，項目內(nèi)部收益率為12.52%，凈現(xiàn)值為127.91 萬元，滿足行業(yè)的最低要求（12%），即項目在經(jīng)濟上是可行的。

6 結(jié)語

本文深入剖析了CO2驅(qū)油項目的技術(shù)經(jīng)濟特點，研究了該類項目與原開采方式相比所增加的經(jīng)濟評價參數(shù)項及各參數(shù)的預(yù)測方法，在此基礎(chǔ)上建立了完整的經(jīng)濟評價模型，為該類項目的開展提供了便捷的經(jīng)濟評價工具。本研究將項目的社會效益評價納入項目經(jīng)濟可行性評價中，體現(xiàn)了綠色NPV的理念和國有企業(yè)的社會責(zé)任感，而社會效益量化方法為CO2驅(qū)油提高采收率項目鼓勵政策的制定提供了科學(xué)依據(jù)。實例驗證了利用該方法能科學(xué)、準(zhǔn)確地對CO2驅(qū)油項目進(jìn)行經(jīng)濟評價，能有效保障CO2驅(qū)油項目的經(jīng)濟有效開發(fā)。

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