中国页岩气开发经济评价方法探索_孔令峰
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Abstract：China has made considerable progress in shale gas exploration and development in recent years but is still at the early stages. There are huge differences from the U.S. in the quality of shale gas resources and the industry development environment. The development and production of shale gas is fundamentally different from that of conventional gas, and Chinese understanding of shale gas well capacity, the declining output curve, and single well cumulative recoverable reserves is still comparatively limited; so an appropriate appraisal methodology for shale gas projects needs to be found, and a reasonable determination made of the key appraisal parameters. On-site data has been being gathered from the Shunan field in the Sichuan basin on initial horizontal development well test production rates, initial flow, first year average daily output and single well estimated ultimate recovery (EUR), contributing to the basis for an appraisal methodology for shale gas projects.
1 中美页岩气开发现状和行业综合发展环境对比
1.1 中国目前仍处于页岩气勘探开发的早期阶段 美国是全球页岩气开发的先行者，2014年其页岩气
（干气）产量超过3700亿立方米。2015年6月，国土资源 部《中国页岩气资源调查报告（2014年）》[2]指出“我国 页岩气资源潜力巨大，富集规律不清，可采资源尚未真 正落实；勘查开发点上取得重大突破，核心技术尚需攻 关。”2014年，中国页岩气产量为13亿立方米。国家能源 局预测中国2015年页岩气产量将达到65亿立方米，2020 年可达到300亿立方米[3]。但业界并不乐观，认为受多重因 素的影响，到“十三五”末中国页岩气产量或许难以达到 100亿立方米。中国页岩气发展无论从规模上还是开发水 平上都处于勘探开发的早期阶段。
1.3 美国页岩气行业综合发展环境优于中国 美国“页岩气革命”之所以能够成功，除石油工程技
术领先优势、资源禀赋条件较好、天然气管网发达、大量中 小企业创新能力较强等因素外，最关键的因素之一是美国近 年来资本市场融资成本较低。2007年美国次贷危机引致全球 金融危机爆发以后，美联储不断调低联邦基准利率[5]，目前 联邦基准利率总体保持在0.25%以下的水平，5年期国债收益 率一直保持在2%以下[6]。较低的社会融资成本极大地鼓舞了 美国中小企业的投资积极性[7]，页岩气开发项目所能承受的 基准收益率要求也大大降低。中国社会的融资成本多在7% 以上，主要油气开采企业均为国有骨干企业，自有资金成 本属于国有资产监督管理委员会考核范围，多在6%左右。 业内探讨了页岩气开发项目所要求的基准收益率[8]，认为在 中国当前的油气行业财税政策环境下，测算页岩气行业基准 收益率为8%。中国中小企业的融资成本远高于国有骨干企 业，页岩气开发项目对中小企业根本没有吸引力。
2015年4月，财政部和国家能源局联合下发通知[1]，逐 步降低页岩气开发利用财政补贴标准。业内判断，此举主要 原因是中国石化在涪陵礁石坝地区成功进行了页岩气商业开 发，其单井产量较高，预期开发经济效益较好。究竟四川盆 地页岩气开发的经济性如何？礁石坝地区页岩气是否具有较 强的代表性？需要充分考虑页岩气作为非常规天然气资源的 自身属性，结合不同地区页岩气资源禀赋条件、核心工程技 术水平、页岩气井生产特点、产业发展相关环境等因素，探 索与之相适应的页岩气开发项目经济评价方法。
2.2 页岩气井生产特点 页岩气井初期产量高，递减快；单井差异大，生产难
同步；初期要截流，后期需增压；地面工程配套难，生产 管理任务重。为快速收回投资，美国页岩气井通常采用放 大生产压差方式生产，投产初期压力高，产量大，但压力 和产量递减快，第一年递减率高达65%～75%；中后期递 减趋缓。根据美国多个页岩气田的数据[9]，单井前10年内 可采出最终可采储量的80%，剩余的年限产能相对稳定而 总产量小。生产中后期压力和产量已经大幅下降，递减趋 缓，为充分发挥气井产能，单井需要间歇开井恢复压力， 实施气举甚至机械举升排液采气，或以集气站或平台为单 位实施增压开采，这些均需要在开发方案编制阶段予以明 确。但在实际操作中难以预计平台或单井产量递减情况， 很难准确预测增压规模和时机。同时，单井配产难度较 大，对地面集输和处理能力匹配要求较高，很容易出现早 期能力跟不上，后期又大量富余的情况。
1.2 美国页岩气资源禀赋条件总体优于中国 与美国相比，中国南方海相页岩层系年代较老、埋藏
较深、热演化程度偏高，经过多期改造后断裂发育，保存 条件不够理想，主体分布区地应力复杂，地表条件不利于 实施水平井平台式“工厂化”作业，仅仅在局部“甜点” 区域资源条件较好，例如涪陵区块礁石坝地区，该区域与 北美典型盆地页岩气资源条件类似[4]。从经济性上考虑， 中国页岩气埋藏普遍较深，钻完井工程成本仍然较高；优 质页岩层段资源丰度偏低，同等改造规模下单井控制可采 储量偏少；页岩热演化程度偏高，产出页岩气多为干气， 不含高价值的凝析油、轻烃、液化气和乙烷等组分。此 外，中国已知海相页岩气富集区域多位于四川盆地及周边 人口稠密的山区，钻前工程投资较大，用水、用地和废弃 物处理成本高昂，造成勘探开发成本偏高。
Key words：shale gas development; economic appraisal; appraisal methodology; development platform; internal rate of return; single-well yield; recoverable reserves; platform investment
95
Vol.23, No.9
2015
国际石油经济
INTERNATIONAL PETROLEUM ECONOMICS
2.1 页岩气开发模式 页岩气多以“平台”为Байду номын сангаас位，采用“水平井+体积压
裂”方式，按照“工厂化”作业模式进行规模开发。国内 外页岩气开发实践证实，必须借助成本较高的水平井和大 型压裂改造技术，建成足够可采储量规模的单井“人工气 藏”，才可能实现页岩气经济有效开发。从节约用地、用 水、环保、降低成本角度，页岩气规模开发通常采用“平 台式”水平井组开发，以平台为单位布井、投产，进行滚 动建产，实施产能接替；按照“工厂化”作业模式进行钻 完井和压裂施工，大幅提高施工作业效率，降低工程装备 搬迁安装成本，充分循环使用钻井液、压裂液等主要耗 材，尽可能降低单井综合投资；地面工程也利于开展集约 化设计和模块化建设，撬装化截流装置可在新投产平台重 复使用，尽量降低建设投资和生产操作成本。
阳201-H2井生产制度与北美典型做法较一致，采取井口定 压方式生产，但其有效生产时间不到1年半。目前，要对 页岩气开发项目开展经济评价，单井产能和产量预测仍是 较大难题，几乎没有实际完整的案例可供参考。单井最终 可采储量（EUR）难以确定，评价期、后续生产性投入、 操作成本测算也很困难。在滚动建产和平台接替模式下， 项目现金流曲线特征与常规气田开发有很大不同，规模与 效益的关系需要更深入的对比分析。
2.3 中国页岩气开发项目经济评价面临的难题 目前，中国对页岩气井产能、产量递减规律和单井
累积可采储量的认识还有局限性，经济评价关键参数难以 确定。中国页岩气开发生产时间较短，至今仅有宁201-H1 井、阳201-H2井和焦页1井等少数几口水平井，至2015年6 月生产时间接近2年[10]。这3口井生产制度不尽相同，仅有
94
经济评价 CONOMIC EVALUATION
近年来，通过学习借鉴美国页岩气开发的成功经验， 中国油气开采企业在页岩气资源勘探和评价、核心技术攻 关、开发实践等方面取得了重大突破。2012年7月，中国石 油在蜀南地区长宁区块完成了中国第一口具有商业价值的页 岩气水平井——宁201-H1井；2014年4月，启动了蜀南地区 长宁区块宁201井区、威远区块威202和威204井区及昭通区 块YS108井区页岩气资源的规模开发。2014年3月，中国石 化宣布中国第一个页岩气田——涪陵页岩气田进入商业开 发。2011年和2013年国土资源部两次组织了页岩气探矿权区 块招标，有多家非传统油气开采企业中标，但因资源品位和 勘探开发经济性尚不明朗等因素，实施效果不理想。
关键词：页岩气开发；经济评价；评价方法；开发平台；内部收益率；单井产量；可采储量；平台投资
Appraisal methodology for shale gas projects in China
KONG Lingfeng1, LI Ling2, SUN Chunfen3 (1. China National Petroleum Corporation; 2. UNSW (University of New South Wales) Business School; 3. Planning and Engineering Institute, PetroChina)
3 中国页岩气开发项目经济评价方法探索
3.1 以平台为单位开展经济评价更适合页岩气开发特点 蜀南地区某区块页岩气开发方案参照地质条件类似的
Haynesville项目，采用丛式井组开发[11]，单井初期产量、 递减率、单井最终可采储量等主要指标参照Haynesville盆 地页岩气开发项目设计。但因项目没有充分的生产数据支 持，诸多假设与实际情况可能有较大出入。主要体现在： 一是假设所有目的层页岩气资源丰度、压力系数等主要参 数基本一致，未考虑不同平台所辖页岩气资源差异状况。 二是假设每个平台上所有页岩气井投产压力和初期产量基 本相同，递减规律也保持一致，实际上平台之间和单井之 间差异很大。三是页岩气单位操作成本参照四川盆地常规 气田平均操作成本取值，对中后期排液采气和增压开采成 本考虑不足。四是预测页岩气井生产时间可以长达20年， 但实际上15年后单井产量可能已降至很低的水平，或者操 作成本已经过高，很难有继续开井生产的价值。五是按照 常规气田开发直线法计提折耗。对于井口定压生产、单井 没有稳产期的页岩气井，按照产量法计提折耗更符合实际 情况，更有利于尽快回收投资。
Vol.23, No.9
2015
国际石油经济
INTERNATIONAL PETROLEUM ECONOMICS
中国页岩气开发经济评价方法探索
孔令峰1，李凌2，孙春芬3 ( 1.中国石油天然气集团公司；2.澳大利亚新南威尔士商学院；3.中国石油规划总院 )
摘 要：近年来中国页岩气勘探开发取得了较大突破，但目前仍处于页岩气勘探开发早期阶段。与美国相比，中 国页岩气资源禀赋、行业发展综合环境都有较大差距。页岩气开发生产特点与常规天然气不同，当前对中国页岩气井 产能、产量递减规律和单井累积可采储量的认识还比较局限，需要探索针对性的经济评价方法，合理确定评价参数。 实证研究四川盆地蜀南地区页岩气开发，初步探索页岩气开发水平井测试产量、初始产量、第1年平均日产量以及单 井预测最终可采储量（EUR）之间的关系，在此基础上，提出以平台为单位开展页岩气开发项目经济评价的方法。
2 中国开展页岩气开发项目经济评价面临的难题
页岩气属于非常规天然气资源，必须采用非常规的理 念才能实现规模有效开发。页岩气开发属于技术和资金密 集型产业，技术要求和单位资金投入远高于常规天然气资 源开发。其开发生产的特点也与常规天然气差异较大，对 页岩气开发项目的经济评价方法与参数需要进行针对性的 选择和调整。
1 中美页岩气开发现状和行业综合发展环境对比
1.1 中国目前仍处于页岩气勘探开发的早期阶段 美国是全球页岩气开发的先行者，2014年其页岩气
（干气）产量超过3700亿立方米。2015年6月，国土资源 部《中国页岩气资源调查报告（2014年）》[2]指出“我国 页岩气资源潜力巨大，富集规律不清，可采资源尚未真 正落实；勘查开发点上取得重大突破，核心技术尚需攻 关。”2014年，中国页岩气产量为13亿立方米。国家能源 局预测中国2015年页岩气产量将达到65亿立方米，2020 年可达到300亿立方米[3]。但业界并不乐观，认为受多重因 素的影响，到“十三五”末中国页岩气产量或许难以达到 100亿立方米。中国页岩气发展无论从规模上还是开发水 平上都处于勘探开发的早期阶段。
1.3 美国页岩气行业综合发展环境优于中国 美国“页岩气革命”之所以能够成功，除石油工程技
术领先优势、资源禀赋条件较好、天然气管网发达、大量中 小企业创新能力较强等因素外，最关键的因素之一是美国近 年来资本市场融资成本较低。2007年美国次贷危机引致全球 金融危机爆发以后，美联储不断调低联邦基准利率[5]，目前 联邦基准利率总体保持在0.25%以下的水平，5年期国债收益 率一直保持在2%以下[6]。较低的社会融资成本极大地鼓舞了 美国中小企业的投资积极性[7]，页岩气开发项目所能承受的 基准收益率要求也大大降低。中国社会的融资成本多在7% 以上，主要油气开采企业均为国有骨干企业，自有资金成 本属于国有资产监督管理委员会考核范围，多在6%左右。 业内探讨了页岩气开发项目所要求的基准收益率[8]，认为在 中国当前的油气行业财税政策环境下，测算页岩气行业基准 收益率为8%。中国中小企业的融资成本远高于国有骨干企 业，页岩气开发项目对中小企业根本没有吸引力。
2015年4月，财政部和国家能源局联合下发通知[1]，逐 步降低页岩气开发利用财政补贴标准。业内判断，此举主要 原因是中国石化在涪陵礁石坝地区成功进行了页岩气商业开 发，其单井产量较高，预期开发经济效益较好。究竟四川盆 地页岩气开发的经济性如何？礁石坝地区页岩气是否具有较 强的代表性？需要充分考虑页岩气作为非常规天然气资源的 自身属性，结合不同地区页岩气资源禀赋条件、核心工程技 术水平、页岩气井生产特点、产业发展相关环境等因素，探 索与之相适应的页岩气开发项目经济评价方法。
2.2 页岩气井生产特点 页岩气井初期产量高，递减快；单井差异大，生产难
同步；初期要截流，后期需增压；地面工程配套难，生产 管理任务重。为快速收回投资，美国页岩气井通常采用放 大生产压差方式生产，投产初期压力高，产量大，但压力 和产量递减快，第一年递减率高达65%～75%；中后期递 减趋缓。根据美国多个页岩气田的数据[9]，单井前10年内 可采出最终可采储量的80%，剩余的年限产能相对稳定而 总产量小。生产中后期压力和产量已经大幅下降，递减趋 缓，为充分发挥气井产能，单井需要间歇开井恢复压力， 实施气举甚至机械举升排液采气，或以集气站或平台为单 位实施增压开采，这些均需要在开发方案编制阶段予以明 确。但在实际操作中难以预计平台或单井产量递减情况， 很难准确预测增压规模和时机。同时，单井配产难度较 大，对地面集输和处理能力匹配要求较高，很容易出现早 期能力跟不上，后期又大量富余的情况。
1.2 美国页岩气资源禀赋条件总体优于中国 与美国相比，中国南方海相页岩层系年代较老、埋藏
较深、热演化程度偏高，经过多期改造后断裂发育，保存 条件不够理想，主体分布区地应力复杂，地表条件不利于 实施水平井平台式“工厂化”作业，仅仅在局部“甜点” 区域资源条件较好，例如涪陵区块礁石坝地区，该区域与 北美典型盆地页岩气资源条件类似[4]。从经济性上考虑， 中国页岩气埋藏普遍较深，钻完井工程成本仍然较高；优 质页岩层段资源丰度偏低，同等改造规模下单井控制可采 储量偏少；页岩热演化程度偏高，产出页岩气多为干气， 不含高价值的凝析油、轻烃、液化气和乙烷等组分。此 外，中国已知海相页岩气富集区域多位于四川盆地及周边 人口稠密的山区，钻前工程投资较大，用水、用地和废弃 物处理成本高昂，造成勘探开发成本偏高。
Key words：shale gas development; economic appraisal; appraisal methodology; development platform; internal rate of return; single-well yield; recoverable reserves; platform investment
95
Vol.23, No.9
2015
国际石油经济
INTERNATIONAL PETROLEUM ECONOMICS
2.1 页岩气开发模式 页岩气多以“平台”为Байду номын сангаас位，采用“水平井+体积压
裂”方式，按照“工厂化”作业模式进行规模开发。国内 外页岩气开发实践证实，必须借助成本较高的水平井和大 型压裂改造技术，建成足够可采储量规模的单井“人工气 藏”，才可能实现页岩气经济有效开发。从节约用地、用 水、环保、降低成本角度，页岩气规模开发通常采用“平 台式”水平井组开发，以平台为单位布井、投产，进行滚 动建产，实施产能接替；按照“工厂化”作业模式进行钻 完井和压裂施工，大幅提高施工作业效率，降低工程装备 搬迁安装成本，充分循环使用钻井液、压裂液等主要耗 材，尽可能降低单井综合投资；地面工程也利于开展集约 化设计和模块化建设，撬装化截流装置可在新投产平台重 复使用，尽量降低建设投资和生产操作成本。
阳201-H2井生产制度与北美典型做法较一致，采取井口定 压方式生产，但其有效生产时间不到1年半。目前，要对 页岩气开发项目开展经济评价，单井产能和产量预测仍是 较大难题，几乎没有实际完整的案例可供参考。单井最终 可采储量（EUR）难以确定，评价期、后续生产性投入、 操作成本测算也很困难。在滚动建产和平台接替模式下， 项目现金流曲线特征与常规气田开发有很大不同，规模与 效益的关系需要更深入的对比分析。
2.3 中国页岩气开发项目经济评价面临的难题 目前，中国对页岩气井产能、产量递减规律和单井
累积可采储量的认识还有局限性，经济评价关键参数难以 确定。中国页岩气开发生产时间较短，至今仅有宁201-H1 井、阳201-H2井和焦页1井等少数几口水平井，至2015年6 月生产时间接近2年[10]。这3口井生产制度不尽相同，仅有
94
经济评价 CONOMIC EVALUATION
近年来，通过学习借鉴美国页岩气开发的成功经验， 中国油气开采企业在页岩气资源勘探和评价、核心技术攻 关、开发实践等方面取得了重大突破。2012年7月，中国石 油在蜀南地区长宁区块完成了中国第一口具有商业价值的页 岩气水平井——宁201-H1井；2014年4月，启动了蜀南地区 长宁区块宁201井区、威远区块威202和威204井区及昭通区 块YS108井区页岩气资源的规模开发。2014年3月，中国石 化宣布中国第一个页岩气田——涪陵页岩气田进入商业开 发。2011年和2013年国土资源部两次组织了页岩气探矿权区 块招标，有多家非传统油气开采企业中标，但因资源品位和 勘探开发经济性尚不明朗等因素，实施效果不理想。
关键词：页岩气开发；经济评价；评价方法；开发平台；内部收益率；单井产量；可采储量；平台投资
Appraisal methodology for shale gas projects in China
KONG Lingfeng1, LI Ling2, SUN Chunfen3 (1. China National Petroleum Corporation; 2. UNSW (University of New South Wales) Business School; 3. Planning and Engineering Institute, PetroChina)
3 中国页岩气开发项目经济评价方法探索
3.1 以平台为单位开展经济评价更适合页岩气开发特点 蜀南地区某区块页岩气开发方案参照地质条件类似的
Haynesville项目，采用丛式井组开发[11]，单井初期产量、 递减率、单井最终可采储量等主要指标参照Haynesville盆 地页岩气开发项目设计。但因项目没有充分的生产数据支 持，诸多假设与实际情况可能有较大出入。主要体现在： 一是假设所有目的层页岩气资源丰度、压力系数等主要参 数基本一致，未考虑不同平台所辖页岩气资源差异状况。 二是假设每个平台上所有页岩气井投产压力和初期产量基 本相同，递减规律也保持一致，实际上平台之间和单井之 间差异很大。三是页岩气单位操作成本参照四川盆地常规 气田平均操作成本取值，对中后期排液采气和增压开采成 本考虑不足。四是预测页岩气井生产时间可以长达20年， 但实际上15年后单井产量可能已降至很低的水平，或者操 作成本已经过高，很难有继续开井生产的价值。五是按照 常规气田开发直线法计提折耗。对于井口定压生产、单井 没有稳产期的页岩气井，按照产量法计提折耗更符合实际 情况，更有利于尽快回收投资。
Vol.23, No.9
2015
国际石油经济
INTERNATIONAL PETROLEUM ECONOMICS
中国页岩气开发经济评价方法探索
孔令峰1，李凌2，孙春芬3 ( 1.中国石油天然气集团公司；2.澳大利亚新南威尔士商学院；3.中国石油规划总院 )
摘 要：近年来中国页岩气勘探开发取得了较大突破，但目前仍处于页岩气勘探开发早期阶段。与美国相比，中 国页岩气资源禀赋、行业发展综合环境都有较大差距。页岩气开发生产特点与常规天然气不同，当前对中国页岩气井 产能、产量递减规律和单井累积可采储量的认识还比较局限，需要探索针对性的经济评价方法，合理确定评价参数。 实证研究四川盆地蜀南地区页岩气开发，初步探索页岩气开发水平井测试产量、初始产量、第1年平均日产量以及单 井预测最终可采储量（EUR）之间的关系，在此基础上，提出以平台为单位开展页岩气开发项目经济评价的方法。
2 中国开展页岩气开发项目经济评价面临的难题
页岩气属于非常规天然气资源，必须采用非常规的理 念才能实现规模有效开发。页岩气开发属于技术和资金密 集型产业，技术要求和单位资金投入远高于常规天然气资 源开发。其开发生产的特点也与常规天然气差异较大，对 页岩气开发项目的经济评价方法与参数需要进行针对性的 选择和调整。