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煤層氣開發(fā)經(jīng)濟(jì)模型
作者: G?W?霍布斯等【摘要】與常規(guī)天然氣井相比，同樣深度和產(chǎn)能的煤層氣井的投資和生產(chǎn)成本都高一些，當(dāng)天然氣銷售價偏低時，導(dǎo)致煤層氣井投資回收額也較低。在經(jīng)濟(jì)蕭條時，為了保護(hù)煤層氣開發(fā)工程項目，美國國會制定了非常規(guī)燃料第29號稅收優(yōu)惠法案，當(dāng)氣價堅挺時，煤層氣開發(fā)工程項目的投資回收額也較高。
阿拉巴馬州的黑勇士盆地迄今是世界上含煤盆地中煤層氣開發(fā)項目最多的盆
地。從1980年起，24個不同鉆井作業(yè)隊在該區(qū)域鉆探了3800多口井，投入成本總
計大約15億美元。其中絕大多數(shù)井是獲得美國國會頒布的特殊非常規(guī)燃料稅收優(yōu)
惠資格后于1989～1990年鉆探的，有關(guān)鉆井項目一直持續(xù)到1990年底。到1991年
10月，已有2714口井投入生產(chǎn)。盡管很多井還沒有排水，日產(chǎn)總量已達(dá)到0?063
億ｍ?３，截止到1991年11月1日，累計產(chǎn)量達(dá)52?47億ｍ?３。
當(dāng)全部煤層氣井經(jīng)完全排水生產(chǎn)后，1994年黑勇士盆地煤層氣的最高日產(chǎn)量
將達(dá)到0?149億ｍ?３。
隨著對黑勇士盆地煤層氣資源開發(fā)工程項目的投資，這些有效資源已經(jīng)進(jìn)入
到民用消費市場。下面假設(shè)有一個250口井的開發(fā)工程項目，開發(fā)初期的氣價采
用實際銷售氣價，我們將對該工程項目進(jìn)行經(jīng)濟(jì)分析。當(dāng)黑勇士盆地煤層氣著手
開發(fā)時的銷售氣價明顯低于預(yù)測氣價時，即使采用最高產(chǎn)量進(jìn)行上述項目的經(jīng)濟(jì)
分析也需要使用非常規(guī)燃料第29號稅收優(yōu)惠法案的扶持，以提供一個較可行的投
資回收方案。
1 有關(guān)的理論方法
首先，應(yīng)從在該盆地進(jìn)行煤層氣開發(fā)的一些大、小生產(chǎn)公司收集勘探開發(fā)投
資、生產(chǎn)成本方面的數(shù)據(jù)，還要從阿拉巴馬州和參與該項研究的公司處收集那些
現(xiàn)有的歷史產(chǎn)量數(shù)據(jù)。
杉樹灣(Ｔｈｅ�。茫澹洌幔颉。茫铮觯�)地區(qū)位于阿拉巴馬州托斯卡盧薩(
Ｔｕｓｃａｌｏｏｓａ)縣的東南部，我們選擇該區(qū)塊作為模擬研究區(qū)。從有一
年以上生產(chǎn)期的150多口煤層氣井、有18個月生產(chǎn)期的50多口及36個月生產(chǎn)期的2
5口煤層氣井的以往生產(chǎn)數(shù)據(jù)中，可以得到煤的平均開發(fā)生產(chǎn)率，利用這些數(shù)據(jù)
能夠得到煤層氣、抽出水的平均最高產(chǎn)率。
假設(shè)在1988年租用一塊35000英畝的土地上，按當(dāng)時的勘探程序建立一個勘
探開發(fā)投資模型。根據(jù)實際的歷史產(chǎn)量數(shù)據(jù)、假定的煤層總厚、單井控制地質(zhì)儲
量、期望生產(chǎn)率和理論上的生產(chǎn)遞減率及采收率，能夠得到煤層氣、抽出水的單
井期望產(chǎn)量。
對一個工程項目的經(jīng)濟(jì)評價就是利用投資模型及氣、水產(chǎn)量和以往生產(chǎn)成本
進(jìn)行計算機模擬計算的過程。我們以1988年項目開始時的氣價期望值和實際氣價
以及現(xiàn)在的氣價期望值為基礎(chǔ)來確定氣價。
2 有關(guān)模擬的數(shù)據(jù)資料準(zhǔn)備
表1展示了模擬項目的投資成本和工期。該工程預(yù)定開工時間是1988年初，
完成時間是四年，中間分三個階段：
勘探階段(表1)：時間二年，總投資6?4百萬美元，具體包括：地質(zhì)研究、
土地租賃、5口探井(每井深3500英尺)、7口取芯井即詳探、煤芯測試井。第二階
段是只有25口井的小規(guī)模試驗生產(chǎn)階段，時間是12~18個月，總計投資大約920萬
美元，目的是對大范圍商業(yè)開發(fā)進(jìn)行評估。試驗階段包括有限的生產(chǎn)裝置成本投
資，如集輸管線、減壓裝置和水處理設(shè)備。
隨著試采工程項目的成功，接著就要進(jìn)行大規(guī)模商業(yè)開發(fā)，在該區(qū)塊需要再
鉆開發(fā)井225口，并完成相應(yīng)的生產(chǎn)基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，投資金額75?4百萬
表1 煤層甲烷開發(fā)模擬項目及成本
第一階段： 勘探階段
１９８８ 地質(zhì)研究 150000
租用土地費(共35000英畝，85美元／英畝(土地租借費75美元/英畝，土地占用
費10美元／英畝)
2975000
探井
１個取芯和測試井 97500
１０６６?８ｍ探井5口(265000美元／井) 1325000
測試項目
地質(zhì)測試(20000美元／井) 100000
抽水實驗(50000美元／井) 250000
水處理(300×１８０桶/井，108000美元／井)
540000
技術(shù)裝備和管理費(45000美元／井) 225000
意外事故費(45000美元／井) 225000
小 計 5887500
1989 鉆進(jìn)和測試6口取芯井
鉆井(52000美元／井) 315000
巖芯實驗室測試和小眼井測試
(35000美元／井)
215000
技術(shù)裝備和管理費 30000
意外事故費 30000
小 計 590000
第一階段總計 6477500
第二階段：
小規(guī)模試驗生產(chǎn)階段
(25口井的開發(fā)項目--5口探井，20口開發(fā)井)
1989
20口開發(fā)井(鉆探、完井、裝備)(265000美元／井)
5300000
集輸系統(tǒng)(25×１２０００美元) 937500
供電系統(tǒng)(25×12000美元） ３０００００
起動費用(25口) 625000
壓縮(租用費，3000美元／井/年) 75000
水處理到河流
3英里長、直徑10英寸的管道 150000
容量50000桶的處理池 400000
監(jiān)測站 200000
小 計 7987500
一般管理和行政監(jiān)督費(5%) 399375
意外事故費用(10%) 798750
第二階段總計 9185625
第三階段： 開發(fā)階段
(另打225口開發(fā)井，共計250口井的開發(fā)項目)
1990~91
225口井的鉆探、完井和裝備(260000美元/井)
58500000
氣和水的集輸(37000美元／井) 8437500
供電、電耗(12000美元／井) 2700000
水處理(9800美元／井) 2205000
小
; 計 71842500
一般管理和行政監(jiān)督費(5%) 3592125
第三階段總計 75434625
累計工程投資 91097750
美元，整個階段累計需投資91百萬美元，在我們的模型中，每口3500英尺(1066
?8ｍ)開發(fā)井的生產(chǎn)成本還要包括生產(chǎn)和水處理基礎(chǔ)設(shè)施費，總值為31?93萬美
元。
租賃生產(chǎn)成本見表2。日常的監(jiān)控費用、動力費和一般行政管理費用比較固
定，每月按1000美元計，另外還有氣井的維修費用，該項費用在開始生產(chǎn)時要高
一些，因為在這期間需要排水，因而要考慮水處理費，同時需要定期對井泵進(jìn)行
檢修。
表2 租賃生產(chǎn)投資費用
可變成本
壓縮(單位成本：5?3美元／ｋｍ?３)
月產(chǎn)量，ｋｍ?３ 每井月投資成本，美元
１７０ ９００
水監(jiān)測和處理 (單位成本：0?05美元／桶)
生產(chǎn)年份 月產(chǎn)量，桶 每井月成本，美元
１ ７８００ ３９０
２ ３９００ １９５
３ ３５１０ １７６
４ ３１２０ １５６
５ ２７３０ １３７
井的維修(修理和替代)
生產(chǎn)年份 每井年成本，美元 每井月成本，美元
１ １００００
２ ６０００
３~５ ４０００
６ ２０００ ３０５（６年平均)
固定成本
每井月成本，美元
日生產(chǎn)費(井泵、計量、計量審核) 300
電力費用 400
管理費 300
經(jīng)過最初的3～5年后，氣井維修費用將明顯降低，這些變化的成本也包括氣
體壓縮成本(按5?3美元／ｋｍ?３計算)、水處理費用(按0?15美元／桶計算)
。黑勇士盆地水處理費用相對較低，因為產(chǎn)出水礦化度較低，固體沉淀處理后可
以流入當(dāng)?shù)氐暮恿髦小Ｔ陬^三年的生產(chǎn)中，每口開發(fā)井的總模擬生產(chǎn)成本費在29
000～３３０００美元／年之間。
2?1生產(chǎn)情況
模擬區(qū)塊內(nèi)的Bｌａｃｋ�。茫颍澹澹�、Ｍａｒｙ Lｅｅ、Ｐｒａｔｔ和Ｃ
ｏｂｂ煤層組中含有7?6ｍ厚的低揮發(fā)煙煤，一般需要多層完井。
從深層的Bｌａｃｋ�。茫颍澹澹朊航M到淺層的Ｃｏｂｂ煤組，單層煤平均
含氣量由8?49ｍ?３／ｔ變化到14?16ｍ?３／ｔ。在我們的研究模型中，取
加權(quán)平均值11?32ｍ?３／ｔ，單井控制面積為80英畝。由此可計算得到單井控
制的煤層氣地質(zhì)儲量是0?408億ｍ?３。
托斯卡盧薩(Ｔｕｓｃａｌｏｏｓａ)縣東南部一些較好的生產(chǎn)井8～１２個
月達(dá)到最高產(chǎn)氣量5098～８４９０ｍ?３/d，可持續(xù)高產(chǎn)6～１２個月，然后產(chǎn)
量開始遞減。一些最好的井日產(chǎn)量達(dá)2?83萬ｍ?３，但這種井是相當(dāng)少見的。
在低滲透率煤層區(qū)，一些產(chǎn)氣較差的井最高日產(chǎn)量低于1115ｍ?３。在我們
的模型中，假定生產(chǎn)井在生產(chǎn)十一個月內(nèi)達(dá)到平均最高日產(chǎn)量5660ｍ?３，持續(xù)
高產(chǎn)6個月后產(chǎn)量開始遞減。該地區(qū)煤層氣井的產(chǎn)水量相對較高。在投入生產(chǎn)第
一個月內(nèi)，295口井的初期平均排水量是425桶／d。12個月后，平均日產(chǎn)水量下
降到211桶，48個月以后，單井日排水量小于100桶。
2?2 財務(wù)模擬的假設(shè)
我們的經(jīng)濟(jì)模擬著眼于經(jīng)濟(jì)收益，這里的經(jīng)濟(jì)收益是指在支付占總數(shù)額15%
的資源補償費后的全部經(jīng)營所得，煤層氣總產(chǎn)量應(yīng)該減去進(jìn)行氣體加壓收縮而消
耗的份額，按6%計算。每年的煤層氣純產(chǎn)量再乘以工業(yè)銷售氣價就是年總產(chǎn)值。
總產(chǎn)值減去租借生產(chǎn)成本、無形的鉆井成本、阿拉巴馬州的資源開采稅以及
托斯卡盧薩縣的貨物稅就是凈收益，不包括經(jīng)營收入所得稅。可征稅收入的計算
是在凈收益減去礦藏儲量衰竭減稅率和依據(jù)單位產(chǎn)量法制定的工程投資折舊費后
的收入。另外34%的公司稅率也包括在這部分純可征稅收入內(nèi)。
最后，假定適于第29條法案的全部稅收優(yōu)惠額也算在當(dāng)年的收益中。1980年
通過的這項優(yōu)惠法案是為了鼓勵非常規(guī)燃料的商業(yè)化開發(fā)而制定的，象瀝青砂、
頁巖和煤層氣。1990年的優(yōu)惠數(shù)額是30?74美元／ｋｍ?３，優(yōu)惠額隨著通貨膨
脹率的浮動作相應(yīng)調(diào)整，一直到2002年為止。
2?3 氣價
我們假定模擬工程項目于1988年開始建設(shè)，黑勇士盆地煤層氣的銷售價格每
年按5%的幅度增加，在這個前提下，從1990的氣價--74?20美元/km?3開始，
我們對其進(jìn)行經(jīng)濟(jì)分析。糟糕的是，由于經(jīng)濟(jì)蕭條以及天然氣生產(chǎn)的供大于求，
天然氣的銷售價格從1990年至今一直呈下降趨勢。以實際的平均銷售價格為基準(zhǔn)
進(jìn)行二次經(jīng)濟(jì)分析，并與上述假設(shè)價格的情況相比較研究，以展示低于最初預(yù)測
氣價的實際銷售氣價對模型預(yù)測所產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)影響。
表3列出了在模擬現(xiàn)金流量和經(jīng)濟(jì)分析中用到的一些經(jīng)濟(jì)參數(shù)。
3 經(jīng)濟(jì)模擬結(jié)果的分析
在我們假想的開發(fā)工程項目中，按預(yù)想的情況每口煤層氣開發(fā)井應(yīng)該生產(chǎn)25
?36Ｍｍ?３氣，占單井控制面積內(nèi)地質(zhì)儲量的62%(或采收率62%)，生產(chǎn)壽命超
過30年。表4列出了每口井的產(chǎn)量和儲量。在這個250口井開發(fā)項目中，預(yù)計在項
目開發(fā)期的第六年達(dá)到最高產(chǎn)量，即1?33Ｍｍ?３／ｄ。
表3 黑
勇士盆地開發(fā)的有關(guān)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)
經(jīng)營利率 100%
凈收益率 0?85
燃料消耗 6%(總產(chǎn)量)
氣價 美元／ｋｍ?３ 美元／ｋｍ?３
年份 預(yù)測價?? 實際價
1990 74?15 74?15
1991 78?04 52?97
1992 78?74 47?32
?年增長率按5%計，最高價是123?59美元／ｋｍ?３
開采稅率，% 4
礦區(qū)枯竭減稅和折舊率，% 34(單位生產(chǎn)法)
公司稅率，% 34
第29號法案稅優(yōu)惠數(shù)額(美元／ｋｍ?３）
１９９０ 30?72
1991 31?78
1992 33?19
年增長率是4%，直到2002年
凈現(xiàn)值貼現(xiàn)率，% 15
表4 煤層氣開發(fā)模擬項目的產(chǎn)量和儲量
黑勇士盆地煤層氣的多煤層完井
井 深，m
煤層厚度,m
平均含氣量,m?3/t
煤密度,t/m?3
單井控制面積，m?2
單井控制地質(zhì)儲量,Mm?3
采收率，%
平均最高日產(chǎn)量,km?3
在經(jīng)濟(jì)壽命期內(nèi)的累計最高產(chǎn)量，Mm?3
模擬采收率，% 1066?8
7?62
11?33
1?46
323749?6
40?78Ｍ
65
5?66
25?37
62(30年)
3?1 按原來預(yù)期氣價分析
我們假設(shè)模擬項目的大規(guī)模開發(fā)于1988年開始，預(yù)計氣價按每年5%的速度遞
增。在提高氣價的前提下，我們對這個假設(shè)的250口井開發(fā)項目進(jìn)行的模擬經(jīng)濟(jì)
分析得到以下結(jié)果：繳納聯(lián)邦收入稅以前的未貼現(xiàn)收入是244百萬美元，與投入
資金88?2百萬美元相比，收入投資比是5?2∶1；內(nèi)部收益率(IRR)是21?1%，
按15%的貼現(xiàn)率計算凈現(xiàn)值19?8百萬美元。
如果沒有第29條稅收優(yōu)惠法案，稅后收入與投資比是3?4∶１；內(nèi)部收益率
(IRR)是17?3%，按15%的貼現(xiàn)率計算凈現(xiàn)值是6百萬美元；當(dāng)利用第29條法案獲
得稅收優(yōu)惠后，稅后收益是292百萬美元，收入投資比(P／I)是6?2∶1；內(nèi)部收
益率(IRR)上升到33%；按15%的貼現(xiàn)率計算凈現(xiàn)值是48?4百萬美元。
在這種情況下，既使沒有第29號稅收優(yōu)惠法案，這種低風(fēng)險的開發(fā)項目投資
在稅后也能獲益。如果這種稅收優(yōu)惠政策全面實施，煤層氣的勘探開發(fā)投資項目
將具有非�？捎^的經(jīng)濟(jì)效益。
3?2 按實際氣價分析
然而，實際的天然氣銷售價格不是上升，而是從1990年起就一直下跌。如果
按1990年、1991年的實際氣價以及1992年的預(yù)測氣價進(jìn)行經(jīng)濟(jì)分析，那么投資回
收將明顯低于原來預(yù)計的數(shù)額。稅前未貼現(xiàn)收入下降到82?2百萬美元，收入投
資比只有1?7∶1；內(nèi)部收益率(IRR)是7?1%，按15%的貼現(xiàn)率計算凈現(xiàn)值是虧損
24?4百萬美元。如果沒有第29號稅收優(yōu)惠法案，稅后收入投資比只有1?1∶1，
內(nèi)部收益率是5?8%；如果第29號稅收優(yōu)惠政策全面實施，內(nèi)部收益率(IRR)上升
到22?7%，未貼現(xiàn)的收入-投資比(P／I)是3?9∶1，按15%的貼現(xiàn)率計算凈現(xiàn)值
是19?2百萬美元。
很明顯，如果沒有第29號稅收優(yōu)惠法案，開發(fā)項目的投資情況將非常差。相
反，有了這項稅收優(yōu)惠政策，這些開發(fā)項目的投資因風(fēng)險較小而變得可行。通過
對第29號稅收優(yōu)惠政策對開發(fā)模型經(jīng)濟(jì)的影響分析，明確地說明了實施這項優(yōu)惠
政策的必要性，有了它，開發(fā)項目就是可行的；否則，開發(fā)項目就不能進(jìn)行。
表5我們列出了不同的價格體系下，黑勇士盆
表5 煤層氣開發(fā)項目稅收經(jīng)濟(jì)指標(biāo)
稅前 稅后 稅優(yōu)后
按1990年的預(yù)期價格計算
收益／投資
5?2
3?4
6?2
內(nèi)部收益率 21?1 17?3 33?0
15%貼現(xiàn)率凈現(xiàn)值(百萬美元) 19?8 6?0 48?4
按1990~92年實際氣價計算
收益／投資
1?7
1?1
3?9
內(nèi)部收益率 7?1 5?8 22?7
１５％貼現(xiàn)率凈現(xiàn)值(百萬美元) (-24?4) (-23?1) (19?2)
地煤層氣模擬開發(fā)工程項目稅前和稅后的有關(guān)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。
４ 投資回收討論
在黑勇士盆地煤層氣勘探開發(fā)項目和位于托斯卡盧薩東南部的模型開發(fā)項目
中，單井平均最高產(chǎn)氣率是2813m?３/d，假定氣價接近或超過70?67美元/km?
3，則該產(chǎn)量應(yīng)該能提供較好的稅前及稅后投資回收率，但不顯著。當(dāng)氣價堅挺
時，在第29號稅收優(yōu)惠政策保護(hù)下，投資回收較好的煤層氣開發(fā)項目成為優(yōu)越的
投資項目。按1990年的預(yù)測氣價，模擬開發(fā)項目顯示：第29號稅收優(yōu)惠法案幾乎
使稅后收入翻一番，稅后現(xiàn)金流量從161百萬美元上升到293百萬美元。正是這項
優(yōu)惠政策的作用，使1989～１９９０年黑勇士盆地的煤層氣開發(fā)得到了突飛猛進(jìn)
的發(fā)展。
隨著第29號稅收優(yōu)惠政策的落實，預(yù)計煤層氣開發(fā)項目的內(nèi)部收益率達(dá)33%
，收入投資比達(dá)?6?2∶1，?這有力地推動了該盆地鉆探項目的進(jìn)行。已經(jīng)投
產(chǎn)的3800口開發(fā)井最終能提供的民用煤層氣產(chǎn)量達(dá)１４?8６Ｍm?3／ｄ。
&nb
sp; 就目前的天然氣銷售市場來說，如果沒有第29號稅收優(yōu)惠法案的保護(hù)政策，
當(dāng)氣價較低時，包括我們的模擬項目在內(nèi)的所有煤層氣開發(fā)工程的投資回收額與
常規(guī)石油開發(fā)投資項目相比將是很低的，因為與同樣深度和產(chǎn)能的常規(guī)天然氣井
相比，煤層氣開發(fā)井的投資和生產(chǎn)成本較高。
就現(xiàn)行氣價進(jìn)行核算，第29號稅收優(yōu)惠政策實施后模擬項目的累計凈現(xiàn)金流
量將提高2?4倍。這就使煤層氣開發(fā)項目從根本上免于受經(jīng)濟(jì)蕭條的影響，如果
1988～1990年期間剛剛起步的煤層氣開發(fā)項目在達(dá)到高產(chǎn)時恰好碰上氣價陷入低
谷，那么這些項目的生產(chǎn)將變得舉步艱難。
無可置疑的是，依據(jù)現(xiàn)有的資料將能夠證明，在托斯卡盧薩縣東南部模擬開
發(fā)區(qū)中我們所選用的典型鉆孔好于黑勇士盆地鉆孔的平均水平。
雖然在美國，煤層氣目前是一種已證實能源，并已打了6000多口煤層氣井。
但在氣價持續(xù)下跌的情況下，由于第29號稅收優(yōu)惠法案到1992年就該中止，如果
不再延續(xù)的話，那么就不可能再有新的大規(guī)模煤層氣開發(fā)項目。
(《Petroleum Engineer International》，July 1992
穆獻(xiàn)中 梁曉梅譯，徐會軍校)
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