基于长期边际成本的煤层气开发井型优选方法

代由进 李世群 夏良玉 李晶鑫 吕 杨

1. 中石油煤层气有限责任公司 2. 中国石油国际勘探开发有限公司3. 中国石油大学（北京）工商管理学院 4. 中国石油规划总院

1 研究简况

1.1 煤层气开发方式

煤层气资源在世界范围内分布广泛且资源极其丰富，目前，美国、加拿大及澳大利亚均成功实现了煤层气商业开发[1-3]。中国拥有丰富的煤层气资源，通过多年的研究、探索和试验，以及相应的配套产业政策，基本形成了满足地面开发要求的煤层气勘探开发技术体系，近年来地面开发煤层气产量稳步增长（图1），初步实现了商业开发。

由于其独特的成藏及赋存特征，煤层气的开发方式既有别于常规油气，又不同于页岩油气及致密砂岩油气等非常规油气。其主要开发方式主要有井下抽采和地面钻采两种，前者即借助煤炭开采工作巷道，井下钻孔，在地面建立瓦斯泵站进行抽采，而后者是从地面开始钻井，使用螺杆泵、抽油机等设备进行排水采气。目前在世界范围内，地面钻采是大规模高效开发煤层气资源的主流开发方式[4]，笔者研究的井型优选问题也是基于这一开发方式。在这一开发方式下，开发井井型是影响煤层气高效开发的重要因素，具体布井方案主要有垂直井、定向井、水平井等，其中，以定向井和水平井最具代表性[5-6]。

1.2 煤层气开发井型优选方法

现有煤层气开发井型优选方法主要有技术评价法、层次分析法及经济评价法3种方法。Ramaswamy[7]识别了北美地区影响煤层气钻完井及增产改造决策的13个主要地质参数，从地质角度分析了直井与水平井两种井型及相应的配套完井和增产改造方法在北美主要煤层气盆地特定地质条件下的工程实践，据此构建了井型优选及配套技术优化决策方法。Palmer[8]分析了世界范围内的煤层气钻完井方式，认为渗透率是决定煤层气钻完井方式的关键参数，并据此建立了基于渗透率的钻完井方式优选决策方法。张建涛[9]分析了不同煤层气开发方式的技术特点、技术优势和存在问题，以及应用现状和应用效果，针对沁水盆地樊庄区块煤层气开发特点，进行了开发井型优选评价与建议。付利等[10]利用层次分析法建立了煤层气钻完井方式的层次分析体系结构，计算得到各地质参数对钻完井方式选择的影响权重，再根据层次分析方法分析的结果，结合现场工程实践，得到了不同地质条件下的煤层气钻完井选择方式。罗东坤等[11]基于直井和水平井两种钻井技术，在不考虑产能接替的情况下，利用折现现金流方法针对相同井控面积的全直井虚拟开发方案和全多分支水平井虚拟开发方案进行经济评价，比较了两种钻井技术在中国煤层气开发中的技术经济潜力。

技术评价法揭示了关键技术参数在煤层气开发井型优选决策中的重要作用，也在一定程度上指导了工业实践，但忽视了经济性在煤层气开发井型优选决策中的关键地位，不利于决策者在低油价条件下作出最具经济效益的决策。层次分析方法综合考虑了多种因素的影响，但仍然只考虑了地质因素及工程技术因素，而未将影响重大的经济性纳入考虑。同时，该方法还存在由于确定各因素权重方法不够准确而导致错误决策的风险。经济评价法虽然考虑了经济性，但是要求按照项目经济评价要求，以开发项目为对象，建立不同钻完井方式下的项目虚拟开发方案，收集大量投资、成本、工程等数据来开展经济评价，进而进行不同钻完井方式的优选决策。该方法目前仍是最准确的动态评价方法，但在快速便捷方面仍有提升空间。

图1 2003—2017年中国地面开发煤层气产量图

鉴于合理优选开发井型是煤层气经济有效开发过程中的一个重要决策问题，笔者尝试从经济角度出发，构建基于长期边际成本的评价方法、指标与决策准则，用于快速、便捷地优选煤层气开发井型，作为项目经济评价的补充工具。

2 基于长期边际成本的评价方法

2.1 定义

长期边际成本（Long Run Marginal Cost，简称LRMC）被定义为项目经济生命周期内所有投入成本与项目预期总产量的比值，是投资者进行项目决策的一个综合经济指标[12]。油气项目具有建设和运营周期长、投资巨大等特点，目前众多国际大型油气公司（Shell、BP等）逐渐将LRMC纳入其油气项目评价体系，用于油气项目（特别是非常规油气项目）的投资决策中[13-14]。

由于煤层气是典型非常规天然气资源，具有连续成藏、大面积区域分布、无明确自然边界等特点，其开发井型优选评价更适合采用单井作为评价对象及评价单元。由于煤层气单井可视作独立的评价对象，LRMC可以反映出单位产出的成本投入情况，其不同于通常的成本指标之处在于，它考虑了投入资金的时间价值以及未来产量的时间价值，将短期的成本指标长期化，客观准确地反映了单位产出的真实成本，可有效解决传统成本指标仅反映短期时点效益状态而难以准确反映评价对象长期整体投入产出情况的缺点。将LRMC与产出煤层气销售价格及单位补贴标准相结合就可构建适用于煤层气开发井井型优选的评价方法及评价指标。该方法既可用于判断单井方案是否经济可行，又可比较不同方案下的经济优劣性。同时，该评价方法的评价结果与目前油气行业通用的折现现金流评价方法体系（NPV、IRR等）的评价结果具有一致性。

2.2 评价指标与模型建立

基于长期边际成本的煤层气开发井型优选评价指标为EI，它是单位煤层气产出的收益（含财政补贴）与LRMC的差额。LRMC等于煤层气井未来建设投资和操作费的现值除以单井未来产量的折现值，具体计算公式如下：

式中PVI、PVC、PVPD分别表示单井生命周期内投资、成本及产量的折现值；x表示该单井的建设完工年份；It表示该单井第t年的建设投资支出；i表示该单井设定的贴现率（必要报酬率）；n表示整个单井的建设期和运营期总年数；Ct表示该单井第t年的操作费支出；PDt表示该单井第t年的油（气）产量。

假定单井年操作成本与产量直接相关，单位操作成本为UnitC，在生产期内保持不变；同时，为简化模型计算，假定煤层气商品率为100%，暂不考虑营业税金及附加、增值税返还的影响。年操作成本等于单位操作成本乘以年产量，则上述公式可简化为：

则基于长期边际成本的评价指标EI为：

式中P表示煤层气市场销售价格（不含增值税），S表示单位产量财政补贴。

2.3 EI与NPV的内在一致性

在石油天然气行业，通用的经济评价方法是折现现金流方法，主要评价指标是净现值（Net Present Value，简称NPV）、内部收益率（Internal Revenue Rate，简称 IRR）、投资回收期（Payback Period）。其中，NPV是应用最广泛的指标，它是指一个项目按照按行业基准折现率或其他设定的折现率预期实现的现金流入现值与实施该项计划的现金支出现值的差额。EI虽然在定义上与NPV有较大差别，但两者在评价项目经济性时是具有内在一致性的。NPV的计算公式如下：

假定煤层气市场销售价格在评价期内保持稳定为P，公式两边同时除以项目产量的折现值，则：

即

由于为单井产量的折现值，其值始终大于零。因此，基于LRMC的评价指标EI与常用的基于折现现金流方法的评价指标NPV具有一致性。

2.4 特点

基于LRMC的优选方法在优选不同煤层气井开发井型方面具有以下几个特点：①以单井作为分析评价对象，基于LRMC的评价指标具有与应用广泛的折现现金流方法下的评价指标存在一致性的特点，优选分析评价指标既可以反映不同井型的相对有效性又可以反映不同井型的经济可行性；②具有丰富的理论内涵，且评价指标理解起来更为直观，便于不同知识背景的决策人员轻易使用与理解；③应用起来更具操作性，便于快速进行煤层气开发井型经济性评价与优选。

2.5 决策流程及准则

在煤层气资源规模足够大的情况下，对于单井而言，定向井和水平井在理论上具有同等的工程可行性，现从经济角度对两种井型进行优选决策，决策流程及原则如下：

1）根据资源、地质、工程、试生产数据及类比资料预测不同井型下的产量剖面，估算不同井型的投资及成本，预测煤层气销售价格。

2）分别计算定向井方案与水平井方案的LRMC值，定向井为LRMCD，水平井为LRMCH。

3）分别计算不同井型下的EI指标值（定向井为EID，水平井为EIH）。如果EID≥0且EIH≥0，则表明初选井型在当前技术经济条件下具有经济可行性，此时，选择EI较大的井型作为开发该煤层气资源的优选井型；如果EID＜0且EIH＜0，则表明初选井型在当前技术经济条件下无经济可行性，可推荐EI较大的井型，也即长期边际成本较小的井型进行重点技术攻关研究。如果EID×EIH＜0，则表明两种井型中的一种具有经济可行性，另外一种不具经济可行性，此时，应选择EI＞0的井型作为优选井型。

3 应用结果与分析

中国拥有丰富的煤层气资源，2015年资源评价数据显示，埋深2 000 m以浅煤层气地质资源量为30.05×1012m3。沁水盆地和鄂尔多斯盆地是煤层气资源量最为丰富的两个盆地，截至2017年底，沁水盆地和鄂尔多斯盆地累计探明储量分别为4 405×108m3和1 709×108m3。截至2017年，我国地面煤层气年产量已达49.54×108m3，其中，沁水盆地和鄂尔多斯盆地的产量超过全国总产量的90%，沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘已初步实现规模商业开发，建成了国家级煤层气开发产业示范基地。这两个盆地的煤层气区块主要采用地面钻采的开发方式，定向井与水平井开发技术均为工程方面较为成熟的技术。下面采用上述方法对两个主要盆地的区块井型方案进行优选评价。

3.1 沁水盆地南部

沁水盆地位于山西省东南部，含煤面积2.4×104km2，是“十一五”“十二五”中国煤层气产能建设的重点区域；预计该产业基地的累计动用储量最高将达到8 000×108m3，预计可累计建成140×108～160×108m3/a的生产能力，是“十三五”期间产能建设的重点区域[15-17]。沁水盆地南部A区块典型定向井及水平井单井投入产出数据见表1[18-19]。

表1 沁水盆地南部A区块典型井评价参数表

3.2 鄂尔多斯盆地东缘

鄂尔多斯盆地地跨山西、陕西、内蒙古三省区，含煤面积2.5×104km2。鄂尔多斯盆地东缘是“十二五”中国煤层气产能建设的重点区域[20]；预计该盆地的最终累计动用储量为5 000×108～5 500×108m3，预计可累计建成100×108～110×108m3的年产能，是“十三五”期间产能建设的另一重点。鄂尔多斯盆地东缘B区块典型定向井及水平井单井投入产出数据如表2所示[21]。

表2 鄂尔多斯盆地东缘B区块典型井评价参数表

3.3 评价指标计算与分析

利用上述模型和相关投入产出数据，可分别计算沁水盆地南部及鄂尔多斯盆地东缘不同区块、不同井型下的评价指标值。计算过程如下：首先利用公式（2）、（4）、（5）及表 1、2 中产量、投资、成本、基准折现率数据分别计算得到不同井型的LRMC，然后利用公式（6）价格及表1、2中的价格、财政补贴数据计算得到不同井型的EI值。结果如表3所示。

表3 煤层气开发井型优选评价结果表

由上述评价结果可知，沁水盆地南部A区块LRMCD及LRMCH均大于零表明在煤层气开发利用活动中，定向井和水平井两种井型在当前技术经济条件下均具有经济可行性，但由于LRMCH显著小于LRMCD，即EIH显著大于EID，则表明利用水平井井型开发煤层气资源的经济效益显著好于定向井井型。鄂尔多斯盆地东缘B区块LRMCD及LRMCH均大于零表明在煤层气开发利用活动中，定向井和水平井两种井型在当前技术经济条件下均具有经济可行性，但由于LRMCH显著大于LRMCD，即EIH显著小于EID，则表明利用定向井井型开发煤层气资源的经济效益显著好于水平井井型。

综上所述，不同技术及经济条件下，煤层气开发的优选井型是不同的。而通过基于长期边际成本的评价方法可快速准确地优选出最佳井型，从而为高效开发提供科学决策支撑。

3.4 决策临界点分析

由于投出产出技术经济指标值不同且可能发生变化，不同井型方案的评价结果相对于关键影响因素存在一个临界值，在这个临界值上不同井型方案的经济效益是等价的。从计算模型来看，影响评价指标值的因素投入产出主要有单井稳定日产量、单井投资、价格（不含增值税）、单井操作成本。由于在同一区域煤层气价格（不含增值税）相同且不同井型方案对单井操作成本影响相对较小，笔者重点分析了单井稳定日产量及单井投资的决策临界点。

就沁水盆地南部A区块而言，定向井井型方案与评价指标值较高的水平井方案效益等价时，单井稳定日产量需要由3 000 m3提高到3 592 m3，单井投资需要由210万元降低到137万元。反之，水平井井型方案与评价指标值较低时，单井稳定日产量可由20 000 m3降低到16 710m3，单井投资可由1 200万元提高到1 540万元（表4）。

表4 沁水盆地南部A区块井型优选决策临界值表

就鄂尔多斯盆地东缘B区块而言，水平井井型方案与评价指标值较高的定向井方案效益等价时，单井稳定日产量需要由10 000 m3提高到11 664 m3，单井投资需要由1 300万元降低到1 048万元。反之，定向井井型方案与评价指标值较低的水平井方案效益等价时，单井稳定日产量可由2 000 m3降低到1 715 m3，单井投资可由240万元提高到312万元（表 5）。

表5 鄂尔多斯盆地东缘B区块井型优选决策临界值表

4 结论

1）基于LRMC的煤层气开发井型优选方法与传统评价方法具有内在一致性，可快速、准确地优选出经济上最佳的开发开发井型，同时具有可操作性更强，评价结果更直观的优势。

2）将方法应用于沁水、鄂尔多斯盆地煤层气开发井型优选，结果表明：在当前技术经济条件下，沁水盆地南部A区块及鄂尔多斯盆地东缘B区块采用定向井及水平井开发均具有经济可行性，但前者经济效益更佳的井型为水平井，而后者为定向井；不同井型方案的评价结果相对于单井稳定日产气量及单井投资这两个关键影响因素存在临界值，在这个临界值上不同井型方案的经济效益是等价的。但受限于大量数据样本的可获得性，基于不同区块典型井样本数据得出的评价结论，在具体应用时需根据不同项目的实际数据值进行调整评价。该优选方法不仅可以优选井型方案，同时可以评价不同方案本身的经济可行性。

3）不同井型的EI值受气藏地质特点、单井产量剖面、价格、投资及成本等诸多因素影响。因此，EI值及不同煤层气盆地的井型优选结果是动态变化的，需结合影响因素变化情况，及时进行动态评价与更新，以确保决策的合理性。