關(guān)春曉 陸家亮 唐紅君 王亞莉 朱思南 孫玉平 李俏靜 張靜平

1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院

低油價(jià)下國(guó)內(nèi)非常規(guī)氣與進(jìn)口氣競(jìng)爭(zhēng)力對(duì)比

關(guān)春曉1陸家亮1唐紅君1王亞莉1朱思南2孫玉平1李俏靜1張靜平1

1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院

關(guān)春曉等.低油價(jià)下國(guó)內(nèi)非常規(guī)氣與進(jìn)口氣競(jìng)爭(zhēng)力對(duì)比. 天然氣工業(yè)，2016, 36(12): 119-126.

近年來，非常規(guī)天然氣已成為我國(guó)天然氣供應(yīng)的重要構(gòu)成之一，在低油價(jià)的新常態(tài)下，中國(guó)油氣行業(yè)面臨究竟是繼續(xù)低效益開發(fā)國(guó)內(nèi)非常規(guī)氣，還是加大進(jìn)口海外天然氣的現(xiàn)實(shí)抉擇。為此，基于國(guó)內(nèi)典型非常規(guī)氣田的開發(fā)成本現(xiàn)狀，采用凈現(xiàn)金流量法，開展了典型非常規(guī)氣田單井經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)，構(gòu)建了反映單井投資、累計(jì)產(chǎn)量、內(nèi)部收益率3大關(guān)鍵指標(biāo)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限圖版并與進(jìn)口氣價(jià)格進(jìn)行對(duì)比，得出不同油價(jià)下我國(guó)非常規(guī)氣效益開發(fā)的最優(yōu)序列。研究結(jié)果表明：①在當(dāng)前氣價(jià)、投資、產(chǎn)量水平下，只有致密氣藏“甜點(diǎn)區(qū)”可實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)，煤層氣藏、頁(yè)巖氣藏的內(nèi)部收益率均低于基準(zhǔn)收益率，有待于進(jìn)一步降本增效；②當(dāng)原油價(jià)格發(fā)生變化時(shí)，若油價(jià)為40美元/桶（1桶=0.159 m3），國(guó)產(chǎn)致密氣相比進(jìn)口LNG效益更優(yōu)，可優(yōu)先開發(fā)，并加大LNG進(jìn)口比例；③若油價(jià)為50美元/桶及以上時(shí)，國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣相比進(jìn)口LNG效益更優(yōu)，應(yīng)加大開發(fā)力度，平衡好國(guó)產(chǎn)氣與進(jìn)口氣的供應(yīng)比例關(guān)系，以實(shí)現(xiàn)效益最大化。

低油價(jià) 國(guó)內(nèi)非常規(guī)天然氣 致密氣 煤層氣 頁(yè)巖氣 進(jìn)口天然氣 競(jìng)爭(zhēng)力對(duì)比 內(nèi)部收益率 經(jīng)濟(jì)技術(shù)圖版

自2014年下半年以來，國(guó)際油價(jià)持續(xù)低迷，與油價(jià)掛鉤的海外進(jìn)口天然氣（以下簡(jiǎn)稱進(jìn)口氣）價(jià)格不斷走低，給國(guó)產(chǎn)天然氣的效益與競(jìng)爭(zhēng)力帶來沖擊。2015年，我國(guó)經(jīng)濟(jì)增速放緩、天然氣出現(xiàn)供大于求的局面，倒逼國(guó)產(chǎn)天然氣進(jìn)行項(xiàng)目效益排隊(duì)，優(yōu)選效益最優(yōu)開發(fā)序列。

我國(guó)非常規(guī)天然氣（包括致密氣、煤層氣、頁(yè)巖氣等，以下簡(jiǎn)稱非常規(guī)氣）資源豐富，可采資源量超40×1012m3，可采資源量探明率約為5%，勘探潛力大。截至2014年底，全國(guó)非常規(guī)氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量為4.3×1012m3，年產(chǎn)量385×108m3，儲(chǔ)產(chǎn)量分別占全國(guó)天然氣總量的33%和30%。綜合資源基礎(chǔ)、技術(shù)成熟度等因素考慮，非常規(guī)天然氣是目前我國(guó)最為現(xiàn)實(shí)的天然氣接替資源。但由于非常規(guī)氣具有地質(zhì)條件差、開發(fā)難度大等特點(diǎn)，其開發(fā)成本較高，受低油價(jià)影響較大。因此，亟需對(duì)我國(guó)的非常規(guī)天然氣開發(fā)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)，以摸清其效益現(xiàn)狀，優(yōu)化資源動(dòng)用序列。同時(shí)應(yīng)開展我國(guó)非常規(guī)天然氣與進(jìn)口氣的競(jìng)爭(zhēng)力對(duì)比分析，優(yōu)化國(guó)內(nèi)外天然氣資源比例，最終實(shí)現(xiàn)天然氣供應(yīng)整體效益最大化。

1 國(guó)內(nèi)外能源市場(chǎng)環(huán)境變化

1.1 國(guó)際油價(jià)持續(xù)低位波動(dòng)，短期內(nèi)未現(xiàn)強(qiáng)烈反彈趨勢(shì)

自2014年下半年以來，受全球經(jīng)濟(jì)增速放緩、北美致密油與頁(yè)巖油快速增產(chǎn)，以及產(chǎn)油大國(guó)搶占市場(chǎng)份額、地緣政治日趨復(fù)雜等多重因素影響，國(guó)際油價(jià)出現(xiàn)大幅下滑。以WTI油價(jià)為例，油價(jià)由2014年6月107.53 美元/桶（1桶=0.159 m3，下同）的高點(diǎn)跌至2016年1月26.54美元/桶的低點(diǎn)，跌幅高達(dá)75%，當(dāng)前則波動(dòng)于50美元/桶的低位。為守住石油收益，傳統(tǒng)產(chǎn)油大國(guó)紛紛上調(diào)產(chǎn)量，采取以量補(bǔ)價(jià)的方式保持石油增產(chǎn)，進(jìn)一步加劇了石油供需失衡。同時(shí)，通過增產(chǎn)壓價(jià)等方式，產(chǎn)油大國(guó)也打壓了其他國(guó)家的石油產(chǎn)業(yè)，以守住自身市場(chǎng)占有率。低油價(jià)助力傳統(tǒng)產(chǎn)油大國(guó)打壓美國(guó)新興頁(yè)巖油氣產(chǎn)業(yè)，并以油價(jià)為武器在經(jīng)濟(jì)層面向俄羅斯和伊朗等國(guó)施壓[1-3]。在未來一段時(shí)間內(nèi)，全球經(jīng)濟(jì)增速放緩、原油需求量未明顯增加、原油供需基本面寬松、限產(chǎn)約定無法達(dá)成共識(shí)等多重因素仍將壓制油價(jià)上漲，短期內(nèi)油價(jià)強(qiáng)烈反彈的可能性不大，將持續(xù)當(dāng)前低油價(jià)的常態(tài)。

1.2 受國(guó)際油價(jià)影響，進(jìn)口氣價(jià)格下降

我國(guó)進(jìn)口管道氣及LNG合同價(jià)均與油價(jià)掛鉤。基于短期內(nèi)油價(jià)強(qiáng)烈反彈可能性不大的判斷，我國(guó)進(jìn)口氣價(jià)也將相應(yīng)下調(diào)，進(jìn)口氣競(jìng)爭(zhēng)力上升（表1）。經(jīng)測(cè)算得出，油價(jià)從100美元/桶跌至50美元/桶時(shí)，國(guó)內(nèi)LNG到岸價(jià)格下跌48.3%，與相同油價(jià)背景下日本LNG實(shí)際到岸價(jià)格的跌幅47.7%吻合，證明測(cè)算數(shù)據(jù)可靠。由于我國(guó)進(jìn)口管道氣簽訂的多是“照付不議”長(zhǎng)貿(mào)合同，價(jià)格彈性較小。因此在研究中不予考慮。在分析進(jìn)口氣價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力時(shí)，采用與油價(jià)掛鉤緊密的LNG更能反映出市場(chǎng)的實(shí)時(shí)變化。

表1 不同油價(jià)下我國(guó)進(jìn)口LNG到岸完稅價(jià)格測(cè)算結(jié)果表

1.3 受經(jīng)濟(jì)增速換擋影響，國(guó)內(nèi)天然氣呈現(xiàn)供大于求趨勢(shì)

2015年，中國(guó)GDP增長(zhǎng)速度為6.9%，是自20世紀(jì)90年代以來的最低水平。受國(guó)內(nèi)經(jīng)濟(jì)增速放緩、可替代能源價(jià)格下降、氣候溫和等因素的影響，我國(guó)天然氣需求量增速放緩，由2013年前的年均16%降至2014年的8.6%，2015年增速進(jìn)一步降為3.7%.較之于“十二五”天然氣產(chǎn)量規(guī)劃，天然氣需求量低于預(yù)期；國(guó)產(chǎn)天然氣供應(yīng)相對(duì)平穩(wěn)，加之天然氣長(zhǎng)期進(jìn)口貿(mào)易面臨“照付不議”的壓力，我國(guó)天然氣呈現(xiàn)總體供應(yīng)過剩趨勢(shì)。2015年，全年表觀消費(fèi)量約為1 910×108m3，全年產(chǎn)量為1 362×108m3，進(jìn)口氣量為624×108m3，總體供應(yīng)量略超過消費(fèi)量[4]。

在進(jìn)口氣價(jià)格下跌，國(guó)內(nèi)天然氣供大于求的雙重背景下，我國(guó)天然氣發(fā)展面臨效益優(yōu)先的挑戰(zhàn)。其中非常規(guī)天然氣作為高投入低產(chǎn)出的資源類型，受到的沖擊是最大的。面對(duì)國(guó)內(nèi)外能源市場(chǎng)的新常態(tài)，對(duì)非常規(guī)氣進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)，并與進(jìn)口氣進(jìn)行競(jìng)爭(zhēng)力比較分析顯得尤為重要。

2 國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣經(jīng)濟(jì)性分析

2.1 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法

筆者采用現(xiàn)金流量法進(jìn)行單井經(jīng)濟(jì)效益測(cè)算，選取內(nèi)部收益率為核心指標(biāo)，測(cè)算達(dá)到基準(zhǔn)內(nèi)部收益率標(biāo)準(zhǔn)時(shí)所需氣價(jià)，實(shí)現(xiàn)與進(jìn)口氣價(jià)的直接對(duì)比，從而開展國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣與進(jìn)口氣競(jìng)爭(zhēng)力分析。

財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率（Internal Rate of Return，縮寫為IRR）是反映投資項(xiàng)目盈利能力的重要?jiǎng)討B(tài)財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)，是指投資項(xiàng)目在整個(gè)項(xiàng)目計(jì)算期內(nèi)，各年凈現(xiàn)金流量現(xiàn)值累計(jì)等于零時(shí)的折現(xiàn)率，是所得稅后指標(biāo)。計(jì)算公式如下。

式中CI表示現(xiàn)金流入量，萬元；CO表示現(xiàn)金流出量，萬元；i表示給定折現(xiàn)率；n表示投資方案的壽命期，a；(1+i)-t表示第t年的折現(xiàn)系數(shù)；(CI－CO)t表示第t年的凈現(xiàn)金流量，萬元。

財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率是項(xiàng)目評(píng)價(jià)指標(biāo)，基準(zhǔn)收益率是行業(yè)內(nèi)投資項(xiàng)目資金應(yīng)當(dāng)獲得的最低財(cái)務(wù)贏利水平，當(dāng)投資項(xiàng)目的財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率大于或等于基準(zhǔn)收益率時(shí)，該項(xiàng)目處于效益可接受水平，該指標(biāo)是目前常用的衡量項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵指標(biāo)。由于考慮了資金的時(shí)間價(jià)值及方案在整個(gè)生命期內(nèi)的經(jīng)營(yíng)情況，且該指標(biāo)以百分?jǐn)?shù)形式表現(xiàn)，比凈現(xiàn)值更能反映不同方案的相對(duì)經(jīng)濟(jì)效益，適用于不同類型氣源的橫向效益對(duì)比[5-7]。

2.2 經(jīng)濟(jì)參數(shù)的確定

2015年11月20日，中華人民共和國(guó)國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)（以下簡(jiǎn)稱國(guó)家發(fā)改委）將非居民用氣最高門站價(jià)格降低0.7元/m3，氣價(jià)實(shí)現(xiàn)并軌。筆者在測(cè)算時(shí)采用了并軌后各地區(qū)實(shí)施的最新氣價(jià)。依據(jù)《國(guó)家發(fā)展改革委、住房城鄉(xiāng)建設(shè)部關(guān)于調(diào)整部分行業(yè)建設(shè)項(xiàng)目財(cái)務(wù)基準(zhǔn)收益率的通知》中的標(biāo)準(zhǔn)，致密氣、頁(yè)巖氣基準(zhǔn)內(nèi)部收益率為8%，煤層氣基準(zhǔn)內(nèi)部收益率為10%。測(cè)算參數(shù)分別選自鄂爾多斯盆地S致密氣田某區(qū)塊、四川盆地蜀南地區(qū)X頁(yè)巖氣田及沁水盆地F煤層氣田3個(gè)典型氣田的生產(chǎn)及成本數(shù)據(jù)（表2）。

表2 不同類型氣測(cè)算采用經(jīng)濟(jì)參數(shù)表

2.3 技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限圖版的建立

氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明，在開發(fā)過程中，單井初期產(chǎn)量、遞減率、累計(jì)采氣量、單井投資、氣價(jià)是影響收益的關(guān)鍵因素，其中單井初期產(chǎn)量、遞減率與累計(jì)采氣量呈關(guān)聯(lián)關(guān)系，單井最終累計(jì)采氣量是單井初期產(chǎn)氣量與遞減率綜合作用的體現(xiàn)。因此，選取單井累計(jì)采氣量、單井綜合投資、內(nèi)部收益率、氣價(jià)為核心指標(biāo)，測(cè)算單井不同累計(jì)采氣量、投資條件下，實(shí)現(xiàn)基準(zhǔn)內(nèi)部收益率時(shí)所需氣價(jià)，建立非常規(guī)氣井的技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限圖版。

2.3.1 致密氣技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限研究

S致密氣田當(dāng)前直井綜合投資水平約為1 000萬元/井，平均單井累計(jì)產(chǎn)氣量為2 150×104m3。測(cè)算方案的設(shè)計(jì)主要基于S致密氣田的生產(chǎn)現(xiàn)狀及未來開發(fā)、成本趨勢(shì)?；诓煌瑔尉C合投資及單井累計(jì)采氣量情景，共設(shè)計(jì)了36套方案，得出不同情景下實(shí)現(xiàn)8%基準(zhǔn)內(nèi)部收益率所需的最低氣價(jià)界限。由于接替資源品位變差，分年投產(chǎn)井初期遞減率逐年加大、單井累計(jì)采氣量降低、低產(chǎn)低效井比例增加，預(yù)計(jì)未來單井累計(jì)產(chǎn)量將呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。因此設(shè)置了單井累計(jì)產(chǎn)量依次下調(diào)400×104m3、800×104m3、1 200×104m3、1 600×104m3等4種情景；考慮未來技術(shù)進(jìn)步及有效增產(chǎn)措施的使用，另設(shè)置單井累計(jì)產(chǎn)量增加400×104m3的情景?？紤]未來資源品質(zhì)變差，土地征借、安全環(huán)保等費(fèi)用大幅度提高，單井綜合投資預(yù)計(jì)呈上升趨勢(shì)，設(shè)計(jì)單井綜合投資上浮20%、40%、60%、80%等4種情景；同時(shí)考慮未來有效控投資、降成本等措施可能帶來的投資下降，設(shè)置投資下降20%的情景。

測(cè)算結(jié)果表明：隨著單井累計(jì)采氣量下降、單井綜合投資上升，致密氣實(shí)現(xiàn)8%內(nèi)部收益率所需氣價(jià)界限逐漸提高。在當(dāng)前單井投資水平下（1 000萬元/井），單井累計(jì)產(chǎn)量從550×104m3增加至2 550×104m3時(shí)，氣價(jià)界限從3.42元/ m3降至0.89元/ m3；在當(dāng)前產(chǎn)量水平下（2 150×104m3/井），單井綜合投資從800萬元升至1 800萬元時(shí)，氣價(jià)界限從0.85元/ m3升至1.69元/ m3。S致密氣田在當(dāng)前投資、產(chǎn)量水平下，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)氣價(jià)為1.02元/ m3，低于該地區(qū)目前氣價(jià)1.13元/ m3，實(shí)現(xiàn)了效益開發(fā)。以該地區(qū)當(dāng)前氣價(jià)為標(biāo)準(zhǔn)，該氣田只有單井累計(jì)產(chǎn)量大于1 750×104m3，單井綜合投資小于1 200萬元的部分“甜點(diǎn)區(qū)”可實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)（表3）。

表3 致密氣實(shí)現(xiàn)8%基準(zhǔn)收益率所需最低氣價(jià)界限表

2.3.2 煤層氣技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限研究

沁水盆地F煤層氣田當(dāng)前單井綜合投資水平約為220萬元/井，含20萬元排水采氣費(fèi)用，最終平均單井累計(jì)產(chǎn)量預(yù)計(jì)可達(dá)到450×104m3[8-9]。以該氣田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征及當(dāng)前投資水平為基礎(chǔ)，采用相同研究思路，設(shè)計(jì)了36套方案?？紤]未來資源品質(zhì)變差，開采技術(shù)瓶頸無重大突破，設(shè)計(jì)了單井累計(jì)產(chǎn)量在當(dāng)前水平上分別下降100×104m3、200×104m3的情景；假設(shè)未來發(fā)現(xiàn)優(yōu)質(zhì)區(qū)塊及核心開采技術(shù)進(jìn)一步取得突破，設(shè)計(jì)累計(jì)產(chǎn)量分別增加100×104m3、200×104m3、300×104m3的情景。同時(shí)考慮開發(fā)中后期隨著排水采氣工作量增大，排采費(fèi)用、安全環(huán)保費(fèi)用的增加，單井綜合投資呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，將單井投資依次上浮20%、40%、60%、80%；同時(shí)考慮降本節(jié)能、開采技術(shù)獲得突破等有效控制投資的因素，設(shè)計(jì)了投資下降20%情景。

測(cè)算結(jié)果表明：在當(dāng)前投資水平下（220萬元/井），單井累計(jì)產(chǎn)量從250×104m3增加至750×104m3時(shí)，氣價(jià)界限從2.92元/ m3降至1.37元/ m3；在當(dāng)前平均產(chǎn)量水平下（450×104m3/井），單井綜合投資從180萬元升至400萬元時(shí)，氣價(jià)界限從1.65元/ m3升至2.95元/ m3。F氣田在當(dāng)前投資、產(chǎn)量水平下，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)氣價(jià)為1.89元/ m3，高于該地區(qū)當(dāng)前氣價(jià)1.63元/ m3，即目前氣價(jià)下尚未達(dá)到10%內(nèi)部收益率標(biāo)準(zhǔn)。若要實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)，單井產(chǎn)量需保持在550×104m3/井之上，投資需控制在260萬元以內(nèi)（表4）。

2.3.3 頁(yè)巖氣技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限研究

四川盆地蜀南地區(qū)X氣田生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明氣井第一年平均日產(chǎn)氣量為7.1×104m3。參照美國(guó)相似盆地典型頁(yè)巖氣井的年自然遞減率，前4年遞減率取值分別為65%、35%、20%、10%，第5年起保持5%遞減率，評(píng)價(jià)期15 a，單井累計(jì)產(chǎn)量約為8 000×104m3。保守估計(jì)，單井鉆完井投資平均為6 500萬元/井，地面工程投資分?jǐn)偧s6 00萬元，后期實(shí)施增壓開采、排液采氣等措施費(fèi)用100萬元，總成本約7 200萬元/井[10-16]?；趯?duì)該區(qū)塊頁(yè)巖氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)、投資水平的跟蹤及預(yù)測(cè)，設(shè)計(jì)了單井不同投資、累計(jì)采氣量情景下的36套方案?？紤]“工廠化”作業(yè)水平提升、大位移水平井鉆完井、體積壓裂、微地震監(jiān)測(cè)等核心技術(shù)進(jìn)一步突破，并且區(qū)塊各類單井產(chǎn)量差別較大，設(shè)計(jì)產(chǎn)量上浮2 000×104m3、4 000×104m3、6 000×104m3的情景；同時(shí)考慮開發(fā)效果低于預(yù)期的情況，設(shè)置累計(jì)產(chǎn)量下降2 000×104m3、 4 000×104m3的情景?？紤]開發(fā)中后期壓裂費(fèi)用、安全環(huán)保費(fèi)用的增加，單井綜合投資可能呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，將單井投資依次上浮20%、40%、60%、80%；同時(shí)考慮降本節(jié)能、技術(shù)突破等措施可能帶來的投資下降，設(shè)計(jì)了投資下降20%情景。

測(cè)算結(jié)果表明：在當(dāng)前投資水平下（7 200萬元/井），單井累計(jì)產(chǎn)量從4 000×104m3升至14 000×104m3時(shí)，氣價(jià)界限從3.76元/ m3降至1.37元/ m3；在當(dāng)前平均產(chǎn)量水平下（8 000×104m3/井），單井綜合投資從5 800萬元升至13 000萬元時(shí)，氣價(jià)界限從1.76元/ m3升至3.43元/ m3。在當(dāng)前投資、產(chǎn)量水平下，該氣田實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)氣價(jià)約為2.09元/ m3，高于該地區(qū)實(shí)際氣價(jià)1.18元/ m3（表5）。

表5 頁(yè)巖氣實(shí)現(xiàn)8%基準(zhǔn)收益率所需最低氣價(jià)界限表

綜上研究，在當(dāng)前氣價(jià)、投資水平、單井累計(jì)產(chǎn)量的現(xiàn)狀下，只有致密氣實(shí)現(xiàn)了效益開發(fā)，達(dá)到基準(zhǔn)內(nèi)部收益率要求；煤層氣、頁(yè)巖氣收益仍低于基準(zhǔn)收益率要求，仍有待降本增效以實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。

3 國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣與進(jìn)口氣競(jìng)爭(zhēng)力對(duì)比分析

在不同油價(jià)情景下，以相應(yīng)的LNG進(jìn)口氣價(jià)為標(biāo)準(zhǔn)，通過與國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)的氣價(jià)界限對(duì)比，可以衡量出相對(duì)于進(jìn)口LNG具有效益優(yōu)勢(shì)的國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣。從上述研究中可查出不同類型非常規(guī)氣在不同油價(jià)下的單井累計(jì)采氣量界限，可得出不同油價(jià)情景下國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣的技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限及最優(yōu)開發(fā)序列。根據(jù)當(dāng)前油價(jià)現(xiàn)狀，設(shè)計(jì)了4種油價(jià)情景，即油價(jià)跌至40美元/桶、油價(jià)保持50美元/桶、油價(jià)升至60美元/桶、油價(jià)反彈至70美元/桶之上。

3.1油價(jià)跌至40美元/桶時(shí)情形

油價(jià)跌至40美元/桶時(shí)，最低進(jìn)口LNG價(jià)格為1.78元/ m3。圖1縱坐標(biāo)為3種非常規(guī)氣，橫坐標(biāo)為當(dāng)前投資水平下每種非常規(guī)氣在不同單井累計(jì)采氣量下實(shí)現(xiàn)內(nèi)部收益率標(biāo)準(zhǔn)時(shí)所對(duì)應(yīng)的氣價(jià)界限，紅線為最低進(jìn)口LNG價(jià)格。通過對(duì)比，紅線左側(cè)的國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣價(jià)格比進(jìn)口LNG低，具有價(jià)格優(yōu)勢(shì)；紅線右側(cè)國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣價(jià)高于進(jìn)口LNG，競(jìng)爭(zhēng)力低于進(jìn)口LNG。通過圖版，可查找出氣價(jià)為1.78元/ m3時(shí)，致密氣、煤層氣、頁(yè)巖氣的累計(jì)產(chǎn)量分別為1 123×104m3、490×104m3、9 798×104m3，即油價(jià)40美元/桶時(shí)，相比進(jìn)口LNG，高于上述產(chǎn)量界限的非常規(guī)氣井才具有效益競(jìng)爭(zhēng)力。

3.2油價(jià)保持50美元/桶時(shí)情形

油價(jià)保持在50美元/桶水平，最低LNG進(jìn)口價(jià)格為2.19元/ m3。可優(yōu)先開發(fā)產(chǎn)量大于893×104m3的致密氣、產(chǎn)量大于371×104m3的煤層氣及產(chǎn)量大于7 537×104m3的頁(yè)巖氣（圖2）。

3.3油價(jià)升至60美元/桶時(shí)情形

當(dāng)油價(jià)升至60美元/桶時(shí)，最低進(jìn)口LNG氣價(jià)上升為2.6元/ m3?？蓛?yōu)先開發(fā)產(chǎn)量大于742×104m3的致密氣、產(chǎn)量大于290×104m3的煤層氣及產(chǎn)量大于6 115×104m3的頁(yè)巖氣井（圖3）。3.4油價(jià)反彈至70美元/桶時(shí)情形

圖1 油價(jià)為40美元/桶時(shí)，國(guó)內(nèi)非常規(guī)氣對(duì)應(yīng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限圖

圖2 油價(jià)為50美元/桶時(shí)，國(guó)內(nèi)非常規(guī)氣對(duì)應(yīng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限圖

圖3 油價(jià)為60美元/桶時(shí)，國(guó)內(nèi)非常規(guī)氣對(duì)應(yīng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限圖

當(dāng)油價(jià)反彈至70美元/桶以上時(shí)，最低管道進(jìn)口氣價(jià)格上升為3元/ m3。可優(yōu)先開發(fā)產(chǎn)量大于637×104m3的致密氣、產(chǎn)量大于242×104m3的煤層氣及產(chǎn)量大于5 165×104m3的頁(yè)巖氣井（圖4）。

該方法使國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣價(jià)格與油價(jià)聯(lián)動(dòng)，可研判不同油價(jià)下，哪些國(guó)產(chǎn)氣相對(duì)于進(jìn)口氣具有價(jià)格優(yōu)勢(shì)，以此優(yōu)選出不同油價(jià)下的國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣的最優(yōu)開發(fā)序列，并給出相應(yīng)的產(chǎn)量界限。

圖4 油價(jià)為70美元/桶以上時(shí)，國(guó)內(nèi)非常規(guī)氣對(duì)應(yīng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限圖

4 結(jié)論

由于非常規(guī)氣具有開發(fā)成本高、開采難度大等特點(diǎn)，在低油價(jià)的形勢(shì)下，其開發(fā)效益最容易受到可替代能源的沖擊。因此，測(cè)算非常規(guī)氣開發(fā)效益，并與進(jìn)口氣進(jìn)行競(jìng)爭(zhēng)力對(duì)比，以應(yīng)對(duì)來自內(nèi)部、外部的挑戰(zhàn)顯得尤為重要。筆者通過建立反映單井投資、累計(jì)產(chǎn)量、內(nèi)部收益率3大關(guān)鍵指標(biāo)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限圖版，計(jì)算出當(dāng)前投資、產(chǎn)量水平下所需氣價(jià)界限，與進(jìn)口LNG價(jià)格進(jìn)行對(duì)比，優(yōu)選出不同油價(jià)情景下具有競(jìng)爭(zhēng)力的非常規(guī)氣效益最優(yōu)開發(fā)序列，并給出了相應(yīng)技術(shù)界限。

1）在當(dāng)前氣價(jià)、投資、產(chǎn)量水平下，只有S致密氣田“甜點(diǎn)區(qū)”可實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)，F(xiàn)煤層氣田、X頁(yè)巖氣田的內(nèi)部收益率均低于基準(zhǔn)收益率，有待進(jìn)一步降本增效。

2）當(dāng)油價(jià)為40美元/桶時(shí)，致密氣、煤層氣、頁(yè)巖氣累計(jì)產(chǎn)量分別大于1 123×104m3、490×104m3、 9 798×104m3的單井相比進(jìn)口LNG更具效益競(jìng)爭(zhēng)力。在當(dāng)前技術(shù)經(jīng)濟(jì)水平下，S致密氣田、F煤層氣田、X頁(yè)巖氣田的單井產(chǎn)量水平分別為2 150×104m3、450×104m3、8 000×104m3，僅有致密氣產(chǎn)量高于該產(chǎn)量界限。即該油價(jià)下，相比于進(jìn)口LNG，開采國(guó)產(chǎn)致密氣效益更優(yōu)，應(yīng)優(yōu)先動(dòng)用產(chǎn)量高于1 123×104m3/井的致密氣。

3）當(dāng)油價(jià)為50美元/桶時(shí)，致密氣、煤層氣、頁(yè)巖氣產(chǎn)量界限分別為893×104m3、371×104m3、7 537×104m3，其中煤層氣、頁(yè)巖氣均高于該界限，可新增動(dòng)用煤層氣、頁(yè)巖氣，其開發(fā)效益均優(yōu)于進(jìn)口LNG。

4）當(dāng)油價(jià)升至60美元/桶及以上時(shí)，國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣均相比進(jìn)口LNG具有價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力，應(yīng)加大國(guó)產(chǎn)非常規(guī)氣開發(fā)力度，平衡好國(guó)產(chǎn)氣與進(jìn)口氣的供應(yīng)比例關(guān)系，以實(shí)現(xiàn)效益最大化。

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（修改回稿日期 2016-11-01 編 輯陳 嵩）

Competitiveness comparison between domestic unconventional natural gas and imported gas in the context of low oil price

Guan Chunxiao1, Lu Jialiang1, Tang Hongjun1, Wang Yali1, Zhu Sinan2, Sun Yuping1, Li Qiaojing1, Zhang Jingping1
(1.Langfang Branch of PetroChina Exploration & Development Research Institute, Langfang, Hebei 065007, China;
2.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Daqing Oilfield Company, Daqing, Heilongjiang 163000, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.119-126, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

In recent years, unconventional gas has become one important portion of natural gas supply in China, so under the present low-oil-price global situation, oil and gas operators have to make a realistic choice of whether to keep on developing unconventional gas resources with low efficiency and low profit or to turn to more gas import from abroad. In view of this, based on typical dynamic and cost data from domestic unconventional gas fields, the Net Present Value (NPV) was applied to make a single-well economic evaluation of typical unconventional gas fields, and the technological and economic limit charts were made reflecting the three indexes of the investment & cumulative output per well and the internal rate of return (IRR). Then, through a comparison with the imported gas prices, the optimal development sequences under different oil price scenarios were obtained. The following findings were achieved. First, under the present level of gas price, investment and gas yield, benefits will be achieved only in the sweet point zones of tight gas fields, while lower cost and higher efficiency will be highly needed in those CBM and shale gas fields, the IRR of which is lower than the minimum acceptable rate of return (MARR). Second, if crude oil price stays at 40 USD per barrel (1 barrel equals 0.159 standard cubic metres), domestic tight sand gas should be developed primarily with the increasing imported LNG as a supplement; If the price rises to more than 50 USD per barrel, all domestic unconventional gas should be developed in the first place, and the supply balance between domestic and the imported gas will be well kept to achieve the maximum benefit.

Low oil price; Unconventional natural gas; Tight sand gas; Coalbed methane (CBM); Shale gas; Imported gas; Competitiveness comparison; Internal rate of return (IRR); Minimum acceptable rate of return (MARR); Technological and economic limit charts

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.017

關(guān)春曉，女，1986年生，工程師；主要從事天然氣規(guī)劃及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)等方面的研究工作。地址：（065000）河北省廊坊市廣陽(yáng)區(qū)44號(hào)信箱。ORCID: 0000-0002-7915-4680。E-mail: gcx69@petrochina.com.cn