[天然气开发成本影响因素分析]-天然气发电成本.docx

《[天然气开发成本影响因素分析]-天然气发电成本.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《[天然气开发成本影响因素分析]-天然气发电成本.docx（6页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、天然气开发成本影响因素分析 天然气发电成本 摘要“十一五”期间某石油公司天然气开发成本呈上逐年上升趋势，本文取其新、老区30个典型气藏共69个样本进行天然气开发成本统计规律分析及影响因素研究。结果表明：大部分气藏开发成本低于400元/千方，新、老区开发成本分布规律不同，新区低于老区；天然气开发成本与新增可采储量规模、单井新增可采储量、井深等有较好的相关性。最后，针对研究结论，本文提出大型石油公司应加强项目投资管理，建立适合的气藏经营管理模式；并建议在老区和单井可采储量低、产能建设效果差的气藏加强地质研究认识，加大开发成本控制力度，以保证新增可采储量经济性。 关键词开发成本统计规律影响因素新增可

2、采储量单井新增可采储量井深 长期以来，中国能源消费以煤炭为主，石油天然气为辅。随着环保要求不断提高，中国能源消费逐渐向优质化发展，天然气在能源消费中的比例和地位越来越重。开发成本是一个石油公司竞争力的重要标志，是投资者所关注的焦点问题。“十一五”期间，各大石油公司天然气开发投资规模都不断增大，天然气的单位产能投资和开发成本呈逐年上升趋势。只有识别天然气开发成本的主要影响因素，才能有针对性地采取措施以控制其上升。本文通过对某石油公司“十一五”期间开发成本做统计规律分析，并利用多种数学方法分析了天然气开发成本各主要影响因素，提出降低开发成本建议。 一、天然气开发成本计算公式及适用条件 1.计算公式

3、 2008年以前，国内天然气开发成本的含义一般是指十亿方产能建设投资（开发综合投资与新建产能的比值），2008年以后，国内石油公司开始采用国外开发成本的计算方法，但是分子分母的含义略有不同。 具体计算公式为：天然气开发成本=综合开发投资/当年新增可采储量 （1）综合开发成本=综合开发投资/开发综合新增可采储量 （2）直接开发成本=直接开发投资/产能建设新增可采储量 其中：直接开发投资钻井投资+采气投资+地面投资，主要是指新、老区产能建设直接开发投资。 综合开发投资=直接开发投资+开发准备+先导及其他 产能建设新增可采储量=新区新增可采储量+老区新增可采储量 开发综合新增可采储量=产能建设新增可

4、采储量+开发准备新增可采储量 需要说明的是由于天然气经济可采储量有待完善，而技术可采储量标定方法规范、数据齐整，因此测算经常采用技术可采储量作为分母。本文采用技术可采储量作为开发成本分析基础。 2.适用条件 综合开发成本侧重于石油公司层面的总体状况分析，衡量其综合开发投资对应新增可采储量的经济性；直接开发成本侧重于新、老区及各气藏产能建设实施效果的分析。一般来说，直接开发成本小于等于综合开发成本。开发成本分析应针对不同的情况，选取相应的方法。 二、天然气开发成本统计规律分析 1.某石油公司总体 将“十一五”期间某石油公司各气藏分年直接开发成本共69个样本进行统计学规律分析。得出如下分析结果：“

5、十一五”期间总体开发成本比例呈半正态分布，开发成本小于400元/千方的区块占总体比例为78%，开发成本介于200元300元/千方之间的区块个数最多，为23个，占总体比例为33%，开发成本大于500元/千方和小于100元/千方的气藏个数较少，分别为8个和3个，分别占总体区块比例的12%和4%。见表1和图1。 2.新区独立区块 对某石油公司“十一五”期间新区独立区块天然气的开发成本进行分析，将2006年2010每年开发成本作为一个样本，样本总数为22个，经统计分析得出如下结果：新区开发成本主要分布在100元200元/千方之间，占比41%；开发成本小于200元/千方的占比50%，介于200元500元

6、/千方之间的气藏个数为7个，比例为32%，大于500元/千方的气藏数占比为18%。见表2和图2。 3.老区独立区块 对某石油公司“十一五”期间老区独立区块天然气的开发成本进行分析，将2006年2010年间每年的开发成本作为一个样本，样本总数为47，经统计分析得出如下结果：老区开发成本较新区高，主要分布在200元300元/千方范围之间，占比为45%；小于200元/千方的气藏数占比为23%，介于200元500元/千方之间的气藏个数最多，为32个，比例为68%，大于500元/千方的比例为9%。见表2和图2。 三、天然气开发成本影响因素分析 为了进一步分析天然气开发成本与新增可采储量规模、单井新增可采

7、储量和十亿方产能投资、井深等影响因素之间的关系，本文利用单因素分析法对某石油公司总体“十一五”期间69个独立区块的直接开发成本与新增可采储量规模、单井新增可采储量、十亿方产能投资及井深的关系进行研究，结果表明：在其他因素不变的前提下，开发成本随新增可采储量规模的增大而降低；开发成本随单井新增可采储量增大而降低；开发成本随井深的增加而降低，见图4。 四、结论建议 1.结论 （1）大多数气藏直接开发成本小于400元/千方，新、老区分布规律不同 某石油公司直接开发成本小于400元/千方的区块占比78%，介于200元300元/千方之间的区块个数占比33%，开发成本大于500元/千方和小于100元/千方

8、的区块个数较少，分别占比例12%和4%。新区开发成本较老区低，新区开发成本主要分布在100元200元/千方范围之间，占比为41%，老区开发成本主要分布在200元300元/千方范围之间，占比为45%。 （2）开发成本与可采储量规模、单井新增可采储量、井深反方向变化 经研究，开发成本与可采储量规模、单井新增可采储量和井深等影响因素均有较好的相关性，开发成本随可采储量规模的增加而降低；开发成本随单井可采储量增加而降低；开发成本随井深的增加而降低。 2.建议 （1）建议加强气藏经营管理，针对特定的气藏目标，有效利用人力、技术和财力等各种资源，制定和实施气藏经营策略，寻求最佳的经营方案，通过气田开发技术

9、和经营管理有效集成与集约化管理，实现油气田勘探开发过程的优化和经济效益的最大化。老气田更应该重视气藏经营管理，运用开发方案经济决策技术等新方法、新技术，优化方案设计，减少无效井数量，保证方案实施的开发效果。 （2）建议在老区和单井可采储量较低、产能建设效果差的区块（气藏）加强地质研究认识、进行地质方案优化、提高钻井技术，加大开发成本控制力度，做到直接开发成本指标值控制在开发成本界限之下，以保证新增可采储量经济性。 参考文献: 1吴俊峰.我国油田公司油气成本控制：借鉴方略J.石油天然气学报,2006,28 2李淑静.西南油气田天然气成本管理与控制研究D.成都：电子科技大学,2005 3张政建.石油企业控制油气成本的方法及措施探讨J.经济师,2004,(7):294 第 6 页 共 6 页