CO2驱油提高采收率项目的经济评价方法

孟 新，罗东坤，2

（1.中国石油大学（北京）工商管理学院，北京 102249；2.重庆地质矿产研究院，重庆 400042）

1 研究背景

中国具有丰富的低渗透油藏资源，目前其动用率还不到一半，其余未动用的油藏资源多数以低渗、特低渗等难动用储量为主［1］。目前国内已动用的油藏大多数已进入高含水后期，通过水驱已无法采出更多储量。在这种情况下，采取注气方式通常可取得很好的效果［2-3］。20世纪80年代，国外注CO2提高采收率技术就已得到广泛应用，并取得了较好的经济效益［4］。随着江苏、山东、吉林等地的中小规模CO2气藏以及松辽盆地的大型高含CO2天然气藏被频频发现，注CO2提高采收率技术开始用于油田现场［5-6］。

中国作为全球碳排放量第一的大国，面临来自国际社会巨大的减排压力［7-8］。CO2驱油提高采收率技术可以将CO2长期封存于地下，为中国提供可同时实现经济与社会双重效益的减排技术。大力发展CO2驱油与油藏封存技术可以增加中国的能源供给，同时有助于履行中国的碳减排义务与承诺。

经济可行性是影响一项技术的商业化推广及产业化发展的关键因素之一。由于CO2驱油与封存是一项较新的采油技术，其投入和产出与常规油气项目有很大不同，因此对该类项目进行经济评价非常重要。

目前国外的CO2-EOR（CO2-enhanced oil recovery）项目经济评价研究主要集中在两个方面：一是对在特定区块开展的CO2-EOR 项目进行经济评价［9-11］；二是对CO2-EOR 技术捕集、运输与储存成本进行探讨［12-13］。目前鲜有文献对CO2-EOR 项目整个流程的参数预测与评价等展开系统研究。目前国内研究仍集中于对燃煤电厂等高能耗企业捕集CO2经济性的分析［14-15］，鲜有文献报道CO2-EOR项目的经济评价方法。综上，急需针对CO2-EOR 项目的、系统而完整的经济评价方法来指导此类项目的经济评价工作的开展。

本文在分析CO2驱油提高采收率技术的经济特点的基础上，将CO2捕集、CO2运输与封存流程阶段看作一个项目整体，深入研究了CO2驱油提高采收率项目各阶段经济评价参数的构成及其估算方法。同时，考虑到CO2驱油提高采收率项目可实现大量碳封存的社会效益，本文还研究了埋存CO2可能带来的碳补贴等社会效益的量化方法，并将之作为一项现金流入纳入项目经济评价中，体现了绿色NPV（net present value）的概念及企业的社会责任感，进而在此基础上建立了完整的经济评价模型，以期为CO2驱油提高采收率项目的开展提供科学的决策方法。

2 CO2-EOR项目的技术经济特点

2.1 CO2驱油原理

按作用机理的不同，CO2驱可分为CO2混相驱和CO2非混相驱，其提高采收率的主要作用机理为促使原油膨胀、降低粘度、降低油水界面张力、改善储层渗透率、萃取和汽化原油中轻质烃和形成内部溶解气驱等［1-6］。上述机理在CO2驱油过程中是同时存在的，但每种机理的作用不同，具体由油藏岩性、流体性质及开发方式决定，其中占主导地位的机理可能是一种或几种。

2.2 技术经济特点

作为新兴的提高采收率技术，CO2驱油与封存技术具有独特的技术经济特点。与常规水驱、聚合物驱等驱油方式相比，CO2驱油具有气源成本高、前期投资大、注入成本高、管材抗腐蚀性要求高、伴生气处理难度大等特点。

1）气源成本高。作为注入气的CO2的获得途径主要有3种：第一，从高能耗企业（如电厂、水泥厂等）的废气中捕获；第二，从高含CO2天然气藏中分离；第三，从市场中购买。其中：从高能耗企业的废气中捕获的成本高昂［16］；高含CO2的天然气藏需要计划投入开发；市场中的CO2价格在300 元/吨～600元/吨之间。就油田CO2驱油所需的超大CO2注入量而言，获取如此大量CO2气源的成本较高，因此获得低成本的CO2气源也是保证CO2驱油项目获得良好的经济效益的重要因素之一。

2）前期投资大。作为一个项目整体，CO2驱油提高采收率项目的前期投资不仅包括油田改变生产方式所增加的投资，而且包括对CO2捕获与运输的投资。对CO2捕获的投资主要是对从高能耗企业的废气中捕集CO2的设备或从高含CO2的天然气藏中分离CO2的设备的投资；运输CO2可采用铁路罐车或管道等，对CO2运输的投资主要是对铺设输气管道的投资。

3）注入成本高。注入CO2需要先压缩CO2，然后注入地层中，而压缩CO2需要耗费大量电能，由此导致注入成本升高。

4）管道抗腐蚀性能要求高。CO2遇到水蒸气或地层水会形成弱酸性液体，它对生产井或地面管材都有腐蚀作用。因此，注入CO2对管材的要求较高。

5）伴生气处理难度大。为充分利用CO2、防止其向大气中逸散，当发生气窜、生产井产出大量CO2时，需要将之分离出来，经过处理后再注入油藏中。

3 CO2-EOR项目的经济评价方法

可采用折现现金流中的动态经济评价方法对CO2驱油提高采收率项目进行经济评价［17-18］。由于CO2驱油提高采收率是油田的三次采油项目，属于油田的改扩建工程［19］，因此需要采用“有无项目对比法”，即先计算“实施CO2驱油提高采收率项目”和“原项目继续采用原开采方式”两种情况下的投入和产出，再计算“有项目”相对于“无项目”时的增量投入和产出［20-21］，进而计算增量的项目净现值、内部收益率和项目投资回收期等。

4 CO2-EOR项目经济评价的参数估算

项目的经济评价参数包括投资、成本、销售收入及税金。同时，CO2捕集与运输流程阶段的各项参数也应被包括其中，将CO2-EOR 项目中CO2捕集、运输与封存流程阶段视为一个项目整体进行经济评价。

原油开采技术是一项被经济与社会双重效益驱动而备受重视的技术，在计算其项目经济效益的同时还应将其社会效益考虑在内。在技术产业化发展的初级阶段，政府的政策支持和鼓励可极大地促进技术的商业化推广。因此，根据项目带来的社会效益给予一定的财政补贴或税收减免，将之作为项目补贴收入，可使一些CO2驱油与封存边际项目得到开展、促进该技术的应用、增加国内的原油供给和促进CO2减排［22］。

4.1 增量投资的估算

4.1.1 捕集投资

如果CO2的气源途径为从高能耗企业（如炼油厂等）的废气中捕集或从高含CO2的天然气藏中分离，则捕集设施的投资应计入CO2-EOR 项目投资中；如果CO2的气源途径为购买，则捕集设施的投资应计入项目操作成本。

CO2捕集系统有燃烧前捕集系统、燃烧后捕集系统和富氧燃烧捕集系统。其中，燃烧前捕集系统一般用于新建项目，而富氧燃烧捕集系统的成本较高，因此燃烧后捕集系统是目前普遍采用的CO2捕集系统。

在各种捕集系统使用的CO2分离技术中，吸收法中的化学吸收法是目前发展最成熟，应用最广泛、成本相对较低的方法。中国现运行的3套CO2捕集示范装置均采用该方法。采用化学吸收法捕集CO2的装置主要由吸收塔、再生塔、溶液再沸器、过滤及溶液再回收装置、装置水平衡系统以及其他辅助设备构成。据调查，该套装置投资与规模的关系并非正比关系，而是指数关系，因此可采用生产规模指数法计算采用该方法捕集CO2的投资。具体公式如下：

式（1）中：Q1和I1分别是已建项目的生产能力和投资额；Qb和Ib分别为CO2驱油提高采收率项目的生产能力和投资额；PF为价差系数，等于投资估算年份价格与取得数据年份价格之比；n为生产规模指数。

4.1.2 运输投资

可采用公路罐车、铁路罐车或管道运输CO2。其中，公路罐车和铁路罐车适合小规模的间断型运输，可用于小型的、对气源连续性要求不高的用户。在CO2-EOR项目中需要持续不断地注入CO2气源，因此管道运输方式最为适合。

如果油田与气源地点之间已有输油气管道，且管道可满足输送CO2的需要，则可以直接利用，此时投资为管道防腐等改造投资，否则需要新建CO2输送管道，可采用吨钢材投资指标估算法估算管道线路工程投资。其公式为：

式（2）和式（3）中：Ig为新建管道投资；G为管道所用钢管总质量；Kg为吨钢材投资指标；Ks为线路工程区域修正系数；Kt为时间修正系数；L为管道总长度；D为管道外径；J为管道壁厚。

可采用式（4）计算泵站工程投资：

式（4）中：Is为泵站工程投资；N为泵站数目；Kn为泵站工程分项投资综合指标。

4.1.3 封存增量投资

CO2驱提高采收率项目在封存阶段的投资包括钻井工程、采油工程和地面工程的投资。由于CO2具有较强的腐蚀性，因此注气井、采油井、采油树等井口装置以及地面输油气管线均应采用抗腐蚀管材。

钻井工程投资主要为将注水或采油井改为注气井的修井或更换井筒的成本。如果需要新钻井，则还要计算新钻井成本。其计算公式为：

式（5）中：Iz为钻井投资；iz1、iz2、iz3、n1、n2和n3分别为修井、更换井筒及钻井的单井投资和每类投资井数。

采油工程投资可根据需更换井口装置数量和单位投资进行估算，其计算公式为：

式（6）中：Ic为采油工程投资；ic和nc分别为单位采油装置更换投资及更换数量。

地面工程投资不仅包括更换不符合抗腐蚀要求的地面管线的投资，而且包括对增加注气间、配气间等CO2注入系统的投资以及对回收并再注入气窜产生的产出气的CO2回收处理系统的投资。可采用朗格系数法进行估算地面工程改造投资，其计算公式为：

式（7）中：Id为地面工程投资；D为主要设备费用；Ki为管线、仪表、建筑物等费用的估算系数；KC为包括工程费、合同费、应急费等间接费在内的总估算系数。

4.2 增量成本的估算

4.2.1 捕集成本

采用化学吸收法捕集CO2的成本主要包括蒸汽消耗、电耗、溶液消耗、水耗和其他消耗。各项成本均与产能成一定的比例关系。可采用单位产能消耗定额与CO2捕集量的乘积计算CO2捕集成本，其计算公式为：

式（8）中：Cb为CO2捕集成本；cb为单位CO2捕集成本；Qc为CO2捕集量。

4.2.2 运输成本

管道运输CO2成本主要包括气体液化压缩加压、管道维护修理、防腐蚀、人员和其他运营的费用。其中，动力费以单位CO2动力费定额，其他费用以年为基础计算。管道运输成本的计算公式为：

式（9）中：Cg为管道运输成本；cg为单位管道运费动力费；Fg为其他以年为基础计算的管道运输费。

4.2.3 封存增量成本

2010年最新的《石油建设项目经济评价方法与参数》中，油气操作成本被分为15项［7］。与常规油气开发项目的15项操作成本相比，CO2驱项目所增加的成本项主要有：①驱油物注入费，即压缩并通过管线输送CO2至注气井的成本，可以注气量为基础按照单位注气量注入费增量计算；②产出气处理成本，即将气窜产出的CO2气体进行处理后回注发生的成本，可以产出气量为基础按照单位气体处理成本计算；③维护及修理费，即新增的固定资产在项目投产后发生的修理费，可按地面工程投资增量的一定比例计算；④油气处理费，即为增加的原油量产进行脱水、脱气等处理而发生的费用，可以处理液量为基础按每吨成本计算。

封存增量成本的计算公式如下：

式（10）中：c1、c2和c3分别为驱油物注入费、产出气处理成本和油气处理费的单位费用指标；QCO2为CO2注入量；Qcq为CO2产出气量；r1为每年维护修理费占地面工程投资的比例；qt为每年新增的原油产量；其他字母的含义同上。

4.3 销售收入及税金的计算

4.3.1 销售收入

CO2驱油项目的销售收入（S）为增加的原油产量（qt）与油气商品率（fs）及原油价格（P）的乘积，其计算公式为：

王高峰、胡永乐和宋新民等［23］针对水驱改气驱油田，从气驱采收率的计算公式入手，推导出气驱产量的计算公式，并提出气驱增产倍数的概念。气驱产量的计算公式如下：

式（12）中，Qog为气驱产量；η为气驱波及体积修正因子，是气驱波及体积与水驱波及体积之比；EDg和EDw分别为转驱时气和水的驱油效率（基于原始含油饱和度）；Qow为同期的水驱产量水平；Fgw为气驱增产倍数，气驱增产倍数的计算方法参考文献［23］。

原油产量增量（qt）的计算公式为：

4.3.2 税金

税金包括营业税金及附加、企业所得税。其中，营业税金及附加包括城市维护建设税、教育费附加和资源税。城市维护建设税和教育费附加以增值税为基础进行计算。2011年国家将资源税的征收从从量计征改为从价计征，石油天然气的征税税率为5%～10%。所得税按应纳税所得额的25%计算。

4.4 社会效益的计算

CO2驱油项目的社会效益包括CO2埋存效益、增加原油产量带来的能源安全效益、促进天然气藏开发带来的天然气替代煤炭燃烧减排效益。其中：借用清洁发展机制（clean development mechanism，CDM），采用CO2埋存量和国际碳指标交易价格计算CO2埋存效益［7］；采用原油产量增加带来的能源战略储备成本的减少量计算能源安全效益；采用相同热值天然气与煤炭燃烧碳排放的差值与天然气产量的乘积计算天然气替代煤炭燃烧减排效益。3种社会效益的计算公式如下［24］：

式（14）中：B1为CO2埋存效益；EEXTRA为注入CO2获得的采收率增幅；N为原始原油地质储量；C为CO2与原油的接触系数，一般取0.75；RCO2为CO2利用系数，即净CO2注入量与原油采出量之比；PT为国际市场上碳指标的交易价格；R为人民币兑美元汇率。

式（15）中：B2为能源安全效益；Qo为原油量；Qg为天然气产量；E天然气石油当量换算系数；d为石油储备天数；D为每年内生产天数；T为油气开采时间（与石油储备库使用期限一致）；Cd为原油储备基建成本；Cj为平均每年经营管理成本；Cc为平均每单位石油每次抽油、充油成本；T为储备库寿命期；N为抽油、充油次数。

式（16）中：B3为天然气替代煤炭燃烧减排效益；Qg为采出天然气的体积；Eg-m为产生相同热值的天然气与煤当量换算系数；CmE为燃烧1吨煤所释放CO2的质量；Cm为生产1吨煤所释放甲烷的体积；ρm为甲烷在标准状态下的密度；Em-E为造成同等温室效应的甲烷与CO2的质量折算系数；CgE为燃烧1立方米天然气所释放CO2的质量。

基于以上各参数计算方法及折现现金流原理，本文建立如下CO2驱油提高采收率项目的经济评价模型：

式（17）中：NPV为项目净现值，当NPV＞0时项目是经济可行的，当NPV≤0 时项目是不可行的；S、B、C、Tx和I分别为总经济效益、总社会效益、总成本、总税费和总投资；N0和N1分别为建设期和生产期的年限；ts、tz、tc、tj和tzy分别为所得税、增值税、城市维护建设税、教育费附加和资源税的税率；其他字母的含义同上。

5 实例应用

中国某油田区块开展CO2驱油试验，新增投资为9389万元，生产期内累计增产原油为15.22 万吨，油气商品率为95%。CO2气源成本为200 元/吨，CO2运输成本为50元/吨。增加总成本为31850万元，增加操作成本为18150万元，单位增量操作成本为1192.5 元/吨。生产期增加总销售收入为39259万元，社会效益为903 万元，增量总利润为5847万元，增量净利润为3415万元。

经计算，当原油价格为60美元/桶时，项目内部收益率为12.52%，净现值为127.91 万元，满足行业的最低要求（12%），即项目在经济上是可行的。

6 结语

本文深入剖析了CO2驱油项目的技术经济特点，研究了该类项目与原开采方式相比所增加的经济评价参数项及各参数的预测方法，在此基础上建立了完整的经济评价模型，为该类项目的开展提供了便捷的经济评价工具。本研究将项目的社会效益评价纳入项目经济可行性评价中，体现了绿色NPV的理念和国有企业的社会责任感，而社会效益量化方法为CO2驱油提高采收率项目鼓励政策的制定提供了科学依据。实例验证了利用该方法能科学、准确地对CO2驱油项目进行经济评价，能有效保障CO2驱油项目的经济有效开发。

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