低油價形勢下致密氣與進口氣競爭力分析

關春曉 朱思南 張靜平 李俏靜 孫玉平

（1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；2.大慶油田勘探開發研究院，黑龍江大慶 163000）

低油價形勢下致密氣與進口氣競爭力分析

關春曉1朱思南2張靜平1李俏靜1孫玉平1

（1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；2.大慶油田勘探開發研究院，黑龍江大慶 163000）

致密氣已成為我國天然氣供應的重要構成，是實現天然氣穩產的現實接替資源。隨著“甜點區”的深入開發，接替資源面臨品質變差、成本上升等挑戰。近年，低油價、國內經濟增速放緩等新形勢倒逼天然氣產業思考如何優化開發項目、權衡進口氣比例、提升全局效益。為此，通過評價典型致密氣田經濟效益現狀，與進口氣進行競爭力分析，得出不同油價下致密氣效益產量界限。結果表明，油價為40美元/bbl時，致密氣效益產量界限為1 360× 104m3；油價為50美元/bbl時其界限為934×104m3；油價為60美元/bbl時其界限為737×104m3。不同油價階段應優先動用效益優良致密氣資源，以低價進口氣作為必要補充，保障天然氣穩定供應，提升全局效益。

低油價 致密氣 經濟評價 產量界限 競爭力

0 引言

我國致密氣地質資源量豐富，預計為（17～25）× 1012m3（中國石油勘探開發研究院，2011年），資源量探明率超14%，尚處于勘探早期。截至2015年底，全國探明致密氣地質儲量3.56×1012m3，年產量330 ×108m3，儲量、產量分別占全國天然氣總量的27.3%和26.6%，地位日益凸顯。目前致密氣已實現規模開發，主體開發配套技術完善，是保障天然氣穩產的重要接替資源。

自2015年以來，國際油價持續低迷引發進口氣價格不斷走低、國內經濟增速放緩導致天然氣呈現供過于求，新形勢倒逼天然氣產業思考如何優化重點開發項目、權衡進口氣比例，以提升全局效益。致密氣作為我國天然氣供應的重要組成，隨著“甜點區”的深入開發，未來接替資源面臨品質變差、成本上升等挑戰。面對國內外能源市場帶來的挑戰，需開展致密氣經濟效益評價，以摸清效益現狀，優化資源動用序列，提升自身效益水平。同時開展與進口氣的競爭力分析，得出不同油價下致密氣的效益產量界限，優化國內外天然氣資源比例，實現整體效益最大化，十分必要。

1 國內外能源、經濟環境“新常態”對國內天然氣市場的影響

1.1 近期低油價仍將保持“常態”，進口氣價格不斷下調，成為國產天然氣的有力競爭對手

自2014年下半年以來，受全球經濟增速放緩、北美致密油、頁巖油快速增產及產油大國搶占市場份額、地緣政治日趨復雜等多重因素影響，WTI油價從2014年6月的107.53美元/bbl高點跌至2016年1月的26.21美元/bbl低點，跌幅高達75%，當前處于40美元/bbl低位徘徊。2016年上半年，國際油價呈現探底后震蕩回升走勢。年初，受西方國家取消對伊朗制裁、美國解禁原油出口禁令、美聯儲加息、北半球暖冬、我國經濟增速放緩等多重利空因素影響，國際油價創下新低。隨后“凍結產量合約”預期、科威特石油工人罷工、阿聯酋油田檢修、伊拉克北部輸油管道破壞、尼日利亞武裝分子襲擊石油設施等事件導致石油供應下滑。同時美國石油鉆機數和原油產量維持下降、美國汽油需求強勁、美元走勢偏弱等因素均對油價構成一定支撐，促使價格持續反彈。展望2016年下半年油價走勢，預計中東發電及美國汽油需求將推動全球石油需求進入旺季、美國原油庫存和產量下降、尼日利亞供應持續中斷等因素將對油價構成支撐，同時英國脫歐事件使得國際油價短期面臨回調壓力、下半年美元可能保持強勢，也一定程度上限制油價漲幅。綜合上述分析，短期內油價強烈反彈的可能性不大，將持續當前低油價常態。預計2016年下半年，布倫特油價均價范圍為40～50美元/bbl［1］。

BP公司統計數據表明，受國際油價下跌影響，全球4大天然氣市場價格隨之下調，各市場間價格差異逐漸縮小。其中以日本LNG到岸價為代表的亞洲進口天然氣價格下降幅度最大，由2014年的均價16.33美元/MMBtu降至2015的10.31美元/MMB?tu，降幅為37%。截至2016年6月，日本LNG到岸價格降至約5美元/MMBtu，基本與英國NBP天然氣價格水平持平。不斷下調的進口天然氣價格，削弱了高成本國產非常規天然氣的效益優勢，成為國產天然氣的有力競爭對手。

圖1 全球四大天然氣市場歷史氣價走勢圖

1.2 國內經濟增速步入“換擋”新常態，國內天然氣市場初現供大于求局面

2015年，國內GDP增長速度為6.9%，創20世紀90年代以來新低。受國內經濟增速放緩、煤炭等可替代能源價格下降、氣候變暖等多重因素影響，國內天然氣需求增速放緩，由2013年以前的年均增速16%降至2015年的年度增速3.7%。相比“十二五”期間天然氣的產量規劃，國產天然氣供應相對平穩，但需求量低于預期。同時天然氣長期進口貿易面臨“照付不議”壓力，使得我國天然氣呈現總體供應略微過剩局面。2015年，全年表觀消費量約為1 910×108m3，全年產量為1 362×108m3，進口氣量624×108m3，天然氣供應超出需求76×108m3［2-5］。

在進口氣價格下跌、國內天然氣供大于求的雙重背景下，作為天然氣供應重要構成且未來成本趨高的致密氣，應思考如何優化開發項目、提升效益。因此，亟待開展致密氣經濟效益評價。

2 致密氣經濟效益評價

2.1 經濟參數的選取

選取鄂爾多斯盆地典型致密氣田X，以該氣田的生產動態資料及近期成本數據為基礎，氣價采用2015年國家發改委非居民用氣下調0.7元/m3后的最新氣價，內部收益率參考《國家發展改革委、住房城鄉建設部關于調整部分行業建設項目財務基準收益率的通知》中陸上致密氣開采融資前稅前財務基準收益率標準，取值8%，其他經濟參數見表1。

表1 致密氣田經濟評價參數列表

2.2 經濟效益現狀

X氣田當前直井綜合投資約為1 000萬元/井，由于各區塊資源品質及見水程度不同，單井累計產氣量介于（1 600～2 300）×104m3之間，平均為2 050 ×104m3，已開發儲量主要位于“甜點區”。隨著“甜點區”的深入開發，未來接替資源品位逐漸變差，單井累計產氣量隨之下降，基于已開發老井的生產動態，可對未動用儲量的單井累計采氣量予以預測。根據儲量豐度、氣層平均厚度、平均含氣飽和度等關鍵開發指標，將未動用儲量劃分為4類（見表2），其中I類儲量為剩余“甜點區”，單井累計產量為2 050×104m3/井；II類儲量平均單井累計產量約為1 360×104m3/井；III類儲量平均單井累計產量約為934×104m3/井；IV類儲量主要位于含水區，受見水影響，平均單井累計產量僅為737×104m3/井［6-8］。

表2 X致密氣田接替儲量單井分類標準及分類結果表

目前該氣田分年投產井初期遞減率加大，單井累計采氣量降低；低產低效井逐年增多，產水、積液井比例逐年上升，排水采氣工作量大，生產管理操作成本增加；土地征借、安全環保等費用大幅度提高，降成本控投資壓力增大。

基于X氣田的當前單井累計產量范圍、成本水平及未來接替儲量產量水平、投資趨勢，測算了3種情景共18套方案，即當前投資水平下，不同單井累計產量實現基準財務內部收益率所需最低氣價界限；考慮未來資源品位變差、投資上升趨勢，單井綜合投資分別上浮20%、40%兩種情景下，不同單井累計產量實現基準財務內部收益率所需最低氣價界限［9-11］。

測算結果表明，當前投資水平下，X致密氣田的產量范圍為（1 600～2 300）×104m3，實現效益開發的氣價為1.27～0.93元/m3，接替儲量的產量范圍為（737～2 050）×104m3，則實現效益開發的氣價為2.59～1.03元/m3。當前該地區氣價為1.13元/m3，在當前單井投資水平下，只有單井累計產量高于2 050×104m3時，測算氣價才低于當地氣價，即可達到基準內部收益率要求；當投資上升20%后，則實現效益開發的產量界限進一步提高，只有單井產量大于2 300×104m3時，測算氣價可低于當地氣價；當投資上升40%時，當前產量水平下，實現效益開發氣價均高于當地氣價，需進一步降本增效可達到基準內部收益率要求（見表3）。

表3 X致密氣田實現8%基準收益率所需最低氣價界限表

致密氣經濟效益評價結果僅代表其自身效益水平，如果考慮其在促進天然氣產業可持續發展、保證天然氣產量穩定供應、保障天然氣能源供應安全及改善環境污染問題等領域的作用，其仍具有一定的不可替代性。因此還需與進口氣對比其競爭力，以顯示其綜合社會經濟價值及在能源安全、戰略、資源結構優化等領域的重要意義。

3 致密氣與進口氣競爭力分析

3.1 受國際油價下跌影響，進口氣價格出現回落

LNG現貨價格與油價掛鉤，受油價下跌影響，LNG現貨價格出現回落。以日本LNG到岸價為例，其價格走勢同油價變化基本一致，但受LNG合同價格約定方式影響，LNG價格下降節奏略延遲于油價，價格出現回落趨勢，從2014年的年均16.33美元/MMBtu降至2015年的10.31美元/MMBtu（圖2）。

圖2 1992-2016年3月WTI、Brent油價和日本LNG到岸氣價歷史數據圖

我國進口管道氣及LNG合同價均與油價掛鉤，基于前述對短期內油價強烈反彈可能性不大的判斷，預計2016年下半年，布倫特油價均價范圍為40～50美元/bbl，國內進口氣價也將相應下調，進口氣競爭力上升。經測算，當油價從100美元/bbl降至40美元/bbl時，中亞管道氣價約可下浮47%、中緬管道氣價約可下降23%、LNG價格約可下浮58%（見表4）。

表4 不同油價下國內進口LNG到岸完稅價格測算結果表

3.2 油價40美元/bbl水平時，國產致密氣相比進口氣更具效益優勢

將致密氣實現效益開發的測算氣價與進口氣價相對比，可得出不同油價情景下致密氣的效益競爭力情況，并界定致密氣井相比進口氣更具競爭力的產量界限，得出不同油價情景下致密氣效益最優開發序列。基于對近期油價走勢的展望，設計了油價40美元/bbl、50美元/bbl、60美元/bbl以上3種情景。

情景一：油價為40美元/bbl時，經測算，最低管道進口氣價為1.42元/m3，最低進口LNG價格為1.78元/m3。由圖3可見，不同類型接替儲量的單井產量范圍預計為（737～2 050）×104m3，該油價情景下，當單井累計產量大于1360×104m3時，國產致密氣實現效益開發氣價低于最低進口管道氣及LNG價格。即油價為40美元/bbl時，相比于進口氣，國產致密氣具有效益優勢，應優先開發產量高于該界限的國產致密氣。

圖3 油價為40美元/bbl時，致密氣與進口氣競爭力對比圖

情景二：油價為50美元/bbl時，最低管道進口氣價為1.63元/m3，最低進口LNG價格為2.19元/m3。單井累計產量大于1 360×104m3時，國產致密氣實現效益開發氣價低于最低進口管道氣及LNG價格，具有效益優勢（圖4）。累計產量為934×104m3的單井，實現效益開發氣價高于最低進口管道氣價，但低于最低進口LNG價格，可作為補充能源考慮動用該部分儲量。

圖4 油價為50美元/桶時，致密氣與進口氣競爭力對比圖

情景三：當油價升至60美元/bbl時，最低管道進口氣價為1.84元/m3，最低進口LNG價格為2.6元/m3（圖5）。累計產量為737×104m3的單井，實現效益開發氣價仍低于最低進口LNG價格，可新增動用作為補充能源考慮動用該部分儲量，保障國內天然氣產量的穩定供應。

4 結論與建議

圖5 油價為60美元/bbl時，致密氣與進口氣競爭力對比圖

1）當前氣價下，致密氣“甜點區”可實現效益開發。經濟評價結果表明，當前投資水平下，X致密氣田單井累計產量不低于2 050×104m3時，實現效益開發氣價為1.03元/m3，則低于當地實際氣價1.13元/m3，可達到基準內部收益率要求。當前X致密氣田的產量范圍為（1 600～2 300）×104m3，則已開發區塊“甜點區”單井產量可達到基準財務內部收益率要求。接替儲量的單井產量范圍為（737～2 050）× 104m3，主體小于實現效益開發的產量界限值，若保持當前氣價不變，未來面臨降本增效的剛性需求。

2）油價40美元/bbl時，累計產量大于1 360 ×104m3/井的致密氣相比進口氣更具效益優勢。除考慮致密氣自身經濟效益外，還應綜合考慮其在能源安全、資源戰略、資源結構優化等方面具有的不可替代性，應與進口氣進行對比分析，體現其綜合社會、經濟價值。油價為40美元/bbl時，單井累計產量大于1 360×104m3的致密氣，其實現效益開發氣價低于國內主要進口管道氣及LNG最低價格，相比于進口氣，國產致密氣具有效益優勢，應優先開發產量高于該界限的國產致密氣；同時應適當加大低價進口氣量，實現動用國內效益優良的天然氣資源的同時，以低價進口氣作為合理資源補充，保障國內天然氣的穩定供應，同時提升天然氣開發全局效益。

3）油價升至50美元/bbl以上時，國產致密氣效益產量界限進一步降低，相比進口LNG仍具有效益優勢。油價升至50美元/bbl時，產量界限進一步降低，可新增動用累計產量大于934×104m3/井的儲量，可作為合理接替資源，相比進口LNG，該部分儲量仍具有效益優勢。當油價反彈至60美元/bbl以上時，可考慮動用累計產量為737×104m3/井的接替儲量，該部分儲量實現效益開發氣價仍低于最低進口LNG價格。上述兩種情景，加大國產致密氣開采力度的同時，應適當優化進口氣比例，如縮減LNG進口氣量，從而實現天然氣供應總體的效益最大化。

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（編輯：胡應富）

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2095-1132（2016）06-0035-05

10.3969/j.issn.2095-1132.2016.06.010

2016-08-19

關春曉（1986-），女，工程師，現從事天然氣規劃及經濟評價工作。E-mail：gcx69@petrochina.com.cn。