注气提采与战略储气库协同建设经济评价<br/>——以塔里木油田A油藏为例

注气提采与战略储气库协同建设经济评价
——以塔里木油田A油藏为例

2021-01-07杨俊丰彭海军孙春芬

天然气技术与经济 2020年6期

杨俊丰罗敏彭海军孙春芬杨露王好

（1.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；2.中国石油天然气股份有限公司规划总院，北京 100083）

0 引言

注气作为一种有效的提高原油采收率方法，在全球范围内得到广泛应用，在美国，注气项目以二氧化碳混相驱为主，而加拿大以注入烃类溶剂混相驱为主导，注气驱以逐年增长的态势和显著成效成为当今世界石油开采中具有很大潜力和前景的技术［1-4］。地下储气库是天然气供应链中调峰储备的重要组成部分，按照地质条件不同，地下储气库可分为油气藏型、盐穴型、含水层型三种类型。其中油气藏储气库是利用枯竭的气层或油层而建设，将天然气储存在天然的岩石孔隙中，是目前最常用、最经济的一种地下储气形式，具有造价低、运行可靠、垫底气可部分回收等特点［5-8］。注气提采协同战略储气库建设是通过注气提采形成较大储气规模来发挥调峰作用，对主力气藏平稳生产十分有利。但国内注气提高采收率项目买气成本高，效益受限，难以广泛推广；储气库项目投资高、缺乏市场化运营，效益很难得到充分发挥，但储气库作为战略储备，必须落实［9］。为了将二者有机结合，塔里木油田在国内率先开展注气提采加储气库协同建设试验，实现注气驱油项目和储气库项目相结合，共同投资合建，独立运营，实现投资效益最大化。针对该试验项目经济评价方法进行研究，对项目建设方案进行经济效益分析，为项目实施决策提供依据，同时也为类似协同建设项目经济评价提供借鉴。

1 注气提采协同战略储气库建设项目概况

本次注气提采协同建设试验区为塔里木油田A油藏（以下简称“A油藏”），该油藏位于塔里木盆地塔中隆起中央断裂背斜带东端，是一底水块状背斜型油气藏，储层为石炭系砂岩。该油藏发现于1992年，探明原油地质储量约2 000×104t，可采储量约1 000×104t，经过近28 年的开发，A 油藏进入高含水、低产出阶段，注水开采效果差，综合含水高达92%，压力保持程度约66%，水驱标定采收率仅为28%，需要转变开发方式，补充地层能量，才能提高采收率。A油藏注气提采协同储气库建设，分为两个阶段，前20 年（2018-2037 年）注气驱油与储气库协同建设试验阶段，后20 年（2038-2047 年）为调峰与战略储气库建设阶段。通过协同建设，相比基础方案采出程度增加23%。前20年，采气期为120天，注气期为235 天，平衡期为10 天，冬季日产气峰值为200 × 104m3，峰值年工作气量约为2.0 × 108m3。后20 年主要转战储气库，日注气为940 × 104m3，冬季日产气峰值达1 600 × 104m3，从2039 年开始，年度工作气量峰值达20 × 108m3，累计工作气量达390 ×108m3，气库压力运行区间20～40 MPa，至2047年底形成库容达40 × 108m3，工作气量达20.0 × 108m3的战略调峰储气库。

图1 天然气驱提高采收率与战略储气库协同建设试验区划分纵向示意图

2 注气提采协同战略储气库建设经济评价难点

由于注气提采协同战略储气库建设是全新的开发模式，如何开展经济效益评价，寻找到技术和经济的最佳契合点显得尤为重要。这种开发模式在国内无可借鉴的案例，主要面临以下难点：（1）协同建设涉及两个投资项目，一是油气开发建设项目，二是地下储气库建设项目，必然面临投资劈分问题。协同项目的建设投资包括钻井工程、采油（气）工程、地面工程、前期评价费、垫底气费、联络线管道工程等多项投资。除考虑以上各项费用构成，还需要考虑采出水处理、供电及消防、通讯、供热及暖通、生产管理设施、道路、环境保护等地面配套设施建设。不同的投资项目，承担的投资费用比例不同，如何合理劈分投资，这是经济评价工作面临的新难题。（2）协同建设项目有部分共同成本，如油气开发作业与储气库运行中，都包含井下作业费、运输费、地面系统的维护和修理费、厂矿管理费等多项费用，各投资项目之间如何计量，才能避免费用重复。（3）注气提高采收率项目是正算，地下储气库项目是反算，其协同建设项目的总体经济效益如何计算，协同项目的经济效益如何量化，就需要进一步探索注气提采协同储气库建设经济效益评价的新模式。

3 注气提采协同战略储气库建设经济评价模式

当前因注气提高采收率项目经济效益欠佳，尝试通过探索、实践和总结，提出一套注气提采协同战略储气库建设经济评价模式的主要技术思路。

首先按照油气开发和储气库两个建设项目合作开展注气提高采收率与战略储气库协同建设项目进行经济效益评价。储气库项目承担全部垫底气费用和部分工程建设投资，按储气库注采气调峰运行测算储气库应承担的运行成本，按调峰储气费0.6元／m3，投资效益达到基准收益6%时反算工程建设投资应承担的比例；油气开发项目承担其余部分工程建设投资和扣除储气库运行成本后的操作成本，按照增量法评价注气提高采收率的经济效益［10］；通过评价，将储气库和油气开发项目的投资净现金流量合并计算，得出油田注气提高采收率与战略储气库协同建设总体经济效益。

储气库经济效益评价执行储气库建设项目经济评价相关规定［11］，储气库建设投资包括工程建设投资和垫底气费用。工程建设投资按方案总建设投资的一定比例计算，分摊比例通过储气库投资获得基准收益率反算。垫底气费包括原剩余天然气可采储量和注入的外购垫底气。

注气提高采收率项目经济评价方法执行油气开发项目相关规定，采用“有无对比，增量决策”的方法。通过对“无项目”方案在原有设施和生产能力下预测的未来开发指标进行对比，计算“有项目”方案在实施注气开发后在评价期的增量开发指标，如：新增工作量、产量、注气量等。注气提高采收率与战略储气库协同方案总建设投资扣除储气库分摊部分后作为注气提高采收率的建设投资。

3.1 注采气井与地面集注系统投资劈分方法

以A 油藏注气提高采收率协同战略储气库建设项目为例进行研究，协同建设应按照合同内容承担相应的投资，但目前投资项目前期研究工作还无法完全实现。为了避免重复投资和提高注气提采项目的经济效益，还需考虑协同建设项目中共同投资的劈分。注气提采项目的建设投资由开发井工程投资和地面工程投资两部分组成。其中开发井工程投资主要包括从钻前工程至试油工程结束的全部工程投资，地面工程投资是指从井口以后到商品原油天然气外输为止的全部工程投资。储气库项目的建设投资包括前期评价费、工程投资、垫底气费、利用已有设施价值等投资。其中工程投资主要包括钻采工程投资（新井钻采工程和老井处理工程）、地面工程投资、联络线管道工程投资，具体投资估算方法如图2所示。

图2 注采气井与地面集注体统投资劈分流程图

表1 A油藏注气提采协同储气库建设项目投资比例示意表

从建设投资的构成可以看出，储气库项目除承担自身建设投资外，还需分担一部分钻采工程投资，在本项目中主要通过反算来实现。按照调峰储气费0.6元／m3、投资效益达到储气库项目建设基准收益时反算工程建设投资的承担比例或投资估算额（表1）。

A油藏的协同建设方案，工程建设投资按方案总建设投资的一定比例计算，按照不同运营项目各自承担的投资计算二者的效益，再通过储气库达到基准收益能承担的建设投资比例进行反算，82%就是储气库项目达到基准收益6%的情况下能承担的建设投资极限。因此，可以看出，采用该方案可以大幅度提高注气提采项目的经济效益。

3.2 油气开发项目与储气库项目共建时成本核算方法

油气开发项目中的采出作业费是指直接消耗于油气井、计量站、集输站、集输管线以及其他生产设施的各种材料、燃料、动力费用，还有直接从事于生产的采油队、集输站等生产人员的工资及职工福利费，其函数表达式为F（油气开发）＝F（共同）＋Fo（油气开发）；储气库项目的运行成本包括固定性成本、注气费用、采气费用、安全生产费、损耗。固定性成本包括人员费用、井下作业费、维护及修理费、监测费、厂矿管理费，其函数表达式为F（储气库）＝F（共同）＋Fo（储气库）；F（共同）＝F（x1，x2，……），Fo（油气开发）＝F（y1，y2，……），Fo（储气库）＝F（z1，z2，……）。协同共建项目的成本关系如图3所示。

图3 注气提采协同储气库建设项目成本关系图

结合项目建设实际情况，可按照营运主体的不同，按照各自的工作量及能耗匹配关系分别考虑。油气开发项目的成本主要根据驱动各项操作成本变动因素以及相应的费用定额估算，成本动因包括采油气井数、总生产井数、产液量、注水（气）量、产油量等，费用定额的取定还参考了同类或者相应区块的操作成本数据，综合考虑开发区块的位置、开采方式、地面工艺流程、油藏物性和单井产量等因素。

表2 A油藏Fo（油气开发）项目成本费用核算结果

表3 A油藏Fo（储气库）项目成本核算结果

储气库项目成本动因与注气提采项目类似。储气库的运行主要包括固定性成本、注气费用、采气费用，损耗。主要采用设计成本法，即根据每项成本的预测消耗量和相应的价格进行估算。

A 油藏按照“注气提采协同储气库”模式，成本按照油田开发项目和储气库建设项目进行预测，储气库主要按照注采气调峰运行测算储气库应承担的运行成本，结合常规储气库的费用水平分别求解如表2和表3所示。

采用以上方法，很好地解决了注气提采项目和储气库项目成本核算问题，既让共建项目的成本靠实合理，又不重复取值，从而实现共建项目在目前低油价情况下保持效益提升。

3.3 注气提采协同储气库项目投入产出论证

注气提采项目在国家现行财税制度和价格体系的前提下，按照油田开发项目经济评价的相关规定，直接按照“增量法”进行经济效益评价［12］。按照《中石油天然气集团公司油气勘探开发投资项目经济评价方法与参数》中的油气价格进行取值，计算项目评价期内的原油收入以及副产品收入，按照项目的相关投入以及税费标准，计算项目的现金流量，财务内部收益率和财务净现值（图4）。

表4 A油藏F（共同）项目成本核算结果

储气库项目主要通过储气费获得营业收入。虽然国内储气库作为天然气供应链的重要组成部分，但是它所提供储气服务的价值并没有在下游消费市场的天然气价格当中完全体现出来［13-16］。根据项目的实际情况，可考虑部分副产品的收入，比如轻烃。按照投入产出原理，计算储气库项目现金流出，包括建库投资、垫底气费、成本税费等关键指标［17］，从而获得项目的现金流量、内部收益率，净现值等财务指标（图4）。

1）注气提采项目的现金流量分析

图4 注气提采项目净现金流量图

通过与评价期起点原有设施和生产能力来预测的未来开发指进行对比，计算协同注气提高采收率方案评价期的增量开发指标，包括：注气量、产液量、采油量等，按照劈分后的投资和成本，在增量法的指导下，完成项目的现金流评价。

按照新方法评价后，大力提高了注气提采项目的经济效益，增加财务净现值3.47 亿元。从根本上解决了注气成本过高，经济效益不好等问题。

2）协同储气库项目的现金流量分析

根据协同建设项目的特点，储气库项目评价期为40 年，评价期的起点为注气提采项目试验的开始年，前20 年为油藏型储气库的建设期，利用驱油后的含气油藏作为储气库，从第22 年开始为储气库达到调峰气量，完全实现储气库功能。按照整体规划、分步实施的思路，既提高原油采收率、又逐步增加战略储备库容量，进而落实国家政策，达到调峰与储备要求。储气费以项目能够获取基准收益为目标进行测算，储气库项目的现金流量表如表5所示。

表5 A油藏储气库项目的现金流量评价结果示意表单位：万元

通过评价可得，前20 年（2018-2037 年）是储气库的建设阶段，库容增加的过程，调峰气量较小。后20 年（2038-2047 年）储气库已经完全建成，注气提采阶段结束，调峰气量达到设计要求。按照储气费0.6元／m3计算，储气库项目达到投资项目的基准收益（ic＝6%）要求，此时可以承担注气提采项目82%的建设投资。

3.4 注气提采协同储气库项目评价结果

通过协同注气提采项目与常规注气提采项目的提高采收率对比，也能计算协同建设项目的生产效益。通过协同注气提采项目与常规注气提采项目的利润指标，还能分析协同项目的财务效益。通过净现值指标对比，按照油田和储气库两个运营主体合作开展注气提采协同储气库项目进行经济效益评价，将不同运营项目的投资现金流量合并后计算协同建设项目总体经济效益，从而形成协同建设项目的技术经济评价体系（图5）。