缅甸联邦油气勘探投资风险分析

2013-09-05王倩

江汉石油职工大学学报 2013年2期

王倩

(中国地质大学，湖北武汉 430074)

随着我国国民经济发展对能源需求的增加以及国家能源战略的制定，近10年来我国在国外能源领域的投资不断加大。但由于我国油气勘探开发领域在国外介入时间较晚，国际上的能源巨头已经将绝大多数市场中比较规范、油气资源相对丰富的含油气盆地油气勘探权瓜分殆尽，因此我国各油气勘探开发公司进入的国外油气勘探区块一般油气资源均不理想，并且所在国能源等矿产管理法律法规一般不太规范，这些都给走出国门不久的我国能源企业带来了巨大投资风险。下面以我国某石油公司在缅甸联邦的某油气勘探区块(暂称为A区块)的投资分析来介绍国外油气勘探投资的风险。

1 区块概况

1.1 区块地理环境概况

缅甸全称THE Union of Myanmar，位于东经92°10'－1 02°21'和北纬 9°58' －2 8°29'之间。北部、东北部与我国接壤，西部、西北部与印度和孟加拉毗邻，东部与老挝、泰国相连，西南和南部濒临印度洋的孟加拉湾和安达曼海。国土面积676 553 km2。缅甸地势北高南低，东、北、西部均为高山和高原，中央为平原，地形结构呈马蹄状。

缅甸A区块面积1万多平方公里，地理位置位于缅甸中部第二大城市曼德勒市以西，行政区域划属实皆省。构造位置处于伊洛瓦底盆地中部，介于盆地内两个生烃凹陷－－钦敦凹陷和沙林凹陷之间。伊洛瓦底盆地是缅甸油气最为富集的盆地，沉积地层以晚白垩纪－早第三纪始新世碎屑岩沉积为主，渐新统、中新统是目前伊洛瓦底盆地的主要油气产层。

1.2 区块油气资源简介

伊洛瓦底盆地的油气主要产自Salin(Minbu)凹陷、Pyay Embayment凹陷和Irrawaddy Delta凹陷，3个凹陷目前已发现油气藏43个，石油地质储量1 053 MMB，天然气地质储量2 683 BSFC，总油气当量1 500 MMB。

A区块内以三角洲沉积为主，烃源和储集条件均发育良好，长期的构造演化形成了很多沟通油源层和储集层的断层输导体，在逆冲断层上下盘发育背斜、断背斜等各类圈闭。圈闭对油气能否富集起着关键的作用，落实可靠的圈闭是钻探成功的前提条件。断层输导体系对沟通下部油气，使其能向上部砂体中运移极其重要，砂体对油气在平面上的运移起到控制作用，因此输导体系是油气富集成藏的另一主控因素。D区块主要受圈闭和输导体系二元控藏。圈闭开始形成时间早于油气大规模生成和运移时间，在圈闭最终定型之后，油气仍在生成和运移，因此区内成藏配置关系相对较好。生烃凹陷周边是油气富集的有利地区，油气田基本上都沿着主干断裂分布，逆冲断层上下盘圈闭是油气富集成藏的有利场所，不同地区油气富集层位有所不同。按照油气运聚方式分类的区内可能存在有两种油气藏类型:一种是塔本组和提林组下部自生自储式油气藏，一种是朗欣组或塔本组作为烃源层，油气沿断层向上运移，在提林组、塔本组或蓬当组中聚集成藏的古生新储式油气藏。区块中部的两个复背斜带是区内主要的两个油气聚集区带，两个区带共发现和落实背斜、断背斜、断鼻型四级局部圈闭40多个，总面积3 000多 km2，是区块的重点勘探区带。

2 投资现状

2004年我国某石油公司开始进入缅甸A区块进行油气勘探评价研究，2006－2009年分3批完成2D地震测线采集1 704.3 km(满覆盖)，2011年在A区块西南部部署并采集新二维地震444 km，到目前为止共完成新采集二维2 148.3 km，新老地震资料处理共计4 769.6 km。2007 －2010年在地震解释、圈闭评价及地质综合研究的基础上，钻探探井6口，进尺共计25 000多m。测试6口井34次，最高气产量日产10万方以上，油日产量5方;A－1圈闭控制3C含气面积40多 km2，控制3C凝析气地质储量430亿方，3C技术可采储量干气地质储量为260亿方，凝析油52万吨。截止2011年底该区块勘探项目已投资27 000多万美元。

3 投资风险分析

3.1 经济评价

根据当时签订的PSC合同约定的相关条款，采用贴现现金流法，按基准折现率10%、年通货膨胀率2.5%，进行经济评估。以2012年2月8日为评价基准日，评价期为2012年至2031年。根据缅甸联邦目前国内油价，凝析油价格为110美元/桶，运输费 1美元/桶。而气价目前具有一定的不确定性，按照不同气价经过测算，在最高气价方案下，无论是否沉没勘探投资，按目前测试所获得的单井产能和控制的储量规模，该区块目前发现的油气藏都不具有经济开发价值，具体情况见表 1、表 2。

表1 在不同气价方案下方案净现值表

表2 项目总盈亏表

3.2 投资风险评估

对不同产量方案在贴现率为10%情况下，2012年2月8日NPV=0时的经济极限气价见表3。

表3 经济极限气价表

如果不计入已发生的勘探投资，只计算后期将发生的开发投资，在气价0.13美元/方，目标收益率10%条件下，各方案的天然气产能、开发投资进行基准平衡分析，具体分析见表4。

表4 基准平衡分析表

若计入已发生的勘探投资，气价0.13美元/方，目标收益率10%条件下，对天然气产能、勘探开发投资进行基准平衡分析见表5。

表5 基准平衡分析表(包括勘探投资)

通过以上分析，落实了单井经济极限产能和单井控制经济极限储量:单井经济极限产能为17×104m3;单井控制经济极限储量为20×108m3。而从目前区块勘探成果来看，无论是单井产量还是储量规模与最小单井经济极限产能和单井控制经济极限储量相比都有不小差距，因此本区块属于勘探投资风险较大地区。

4 规避风险的建议措施

油气勘探本身充满风险，各油公司在国内进行油气勘探时一般只要能见到产量，获得一定的储量后一般都会进入开发阶段，风险相对投资国外油气勘探要小很多，而投资国外油气勘探要考虑的因素比国内要多得多。国外区块一般都存在较高的运输成本和与国外公司或政府分成等问题，即便获得油气突破，但从经济上分析也可能不具有进入开发的经济价值。因此投资国外区块油气勘探前期评价尤为重要，前期评价不仅仅要考虑区块地质因素，同时经济因素、投资国政治环境等都应纳入评价范畴。

根据几年来在缅甸投资的经验，笔者认为在国外投资油气勘探领域要更好的规避风险应做好以下几个方面的工作:

4.1 资源国政治环境和与我国外交关系的好坏是投资前必须评估的主要因素

油气勘探投资大，投资回收期长，一般扣除勘探期仅开发期就要10～20年。如果资源国政治环境不稳定就会导致很难维持安全的项目运行环境。我国投资叙利亚的油气项目就由于目前其国内形势严峻无法开展，因此在开始项目经济评价前应评估资源国政治环境和与我国外交关系的稳固性，安全的政治环境和稳固的外交关系是项目顺利开展的前提。