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煤層氣開發經濟模型
作者: G?W?霍布斯等【摘要】與常規天然氣井相比，同樣深度和產能的煤層氣井的投資和生產成本都高一些，當天然氣銷售價偏低時，導致煤層氣井投資回收額也較低。在經濟蕭條時，為了保護煤層氣開發工程項目，美國國會制定了非常規燃料第29號稅收優惠法案，當氣價堅挺時，煤層氣開發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項目最多的盆
地。從1980年起，24個不同鉆井作業隊在該區域鉆探了3800多口井，投入成本總
計大約15億美元。其中絕大多數井是獲得美國國會頒布的特殊非常規燃料稅收優
惠資格后于1989～1990年鉆探的，有關鉆井項目一直持續到1990年底。到1991年
10月，已有2714口井投入生產。盡管很多井還沒有排水，日產總量已達到0?063
億ｍ?３，截止到1991年11月1日，累計產量達52?47億ｍ?３。
當全部煤層氣井經完全排水生產后，1994年黑勇士盆地煤層氣的最高日產量
將達到0?149億ｍ?３。
隨著對黑勇士盆地煤層氣資源開發工程項目的投資，這些有效資源已經進入
到民用消費市場。下面假設有一個250口井的開發工程項目，開發初期的氣價采
用實際銷售氣價，我們將對該工程項目進行經濟分析。當黑勇士盆地煤層氣著手
開發時的銷售氣價明顯低于預測氣價時，即使采用最高產量進行上述項目的經濟
分析也需要使用非常規燃料第29號稅收優惠法案的扶持，以提供一個較可行的投
資回收方案。
1 有關的理論方法
首先，應從在該盆地進行煤層氣開發的一些大、小生產公司收集勘探開發投
資、生產成本方面的數據，還要從阿拉巴馬州和參與該項研究的公司處收集那些
現有的歷史產量數據。
杉樹灣(Ｔｈｅ�。茫澹洌幔颉。茫铮觯�)地區位于阿拉巴馬州托斯卡盧薩(
Ｔｕｓｃａｌｏｏｓａ)縣的東南部，我們選擇該區塊作為模擬研究區。從有一
年以上生產期的150多口煤層氣井、有18個月生產期的50多口及36個月生產期的2
5口煤層氣井的以往生產數據中，可以得到煤的平均開發生產率，利用這些數據
能夠得到煤層氣、抽出水的平均最高產率。
假設在1988年租用一塊35000英畝的土地上，按當時的勘探程序建立一個勘
探開發投資模型。根據實際的歷史產量數據、假定的煤層總厚、單井控制地質儲
量、期望生產率和理論上的生產遞減率及采收率，能夠得到煤層氣、抽出水的單
井期望產量。
對一個工程項目的經濟評價就是利用投資模型及氣、水產量和以往生產成本
進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
以及現在的氣價期望值為基礎來確定氣價。
2 有關模擬的數據資料準備
表1展示了模擬項目的投資成本和工期。該工程預定開工時間是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口井的小規模試驗生產階段，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開發進行評估。試驗階段包括有限的生產裝置成本投
資，如集輸管線、減壓裝置和水處理設備。
隨著試采工程項目的成功，接著就要進行大規模商業開發，在該區塊需要再
鉆開發井225口，并完成相應的生產基礎設施建設，投資金額75?4百萬
表1 煤層甲烷開發模擬項目及成本
第一階段： 勘探階段
１９８８ 地質研究 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：
小規模試驗生產階段
(25口井的開發項目--5口探井，20口開發井)
1989
20口開發井(鉆探、完井、裝備)(265000美元／井)
5300000
集輸系統(25×１２０００美元) 937500
供電系統(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
監測站 200000
小 計 7987500
一般管理和行政監督費(5%) 399375
意外事故費用(10%) 798750
第二階段總計 9185625
第三階段： 開發階段
(另打225口開發井，共計250口井的開發項目)
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)開發井的生產成本還要包括生產和水處理基礎設施費，總值為31?93萬美
元。
租賃生產成本見表2。日常的監控費用、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行
檢修。
表2 租賃生產投資費用
可變成本
壓縮(單位成本：5?3美元／ｋｍ?３)
月產量，ｋｍ?３ 每井月投資成本，美元
１７０ ９００
水監測和處理 (單位成本：0?05美元／桶)
生產年份 月產量，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
日生產費(井泵、計量、計量審核) 300
電力費用 400
管理費 300
經過最初的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，因為產出水礦化度較低，固體沉淀處理后可
以流入當地的河流中。在頭三年的生產中，每口開發井的總模擬生產成本費在29
000～３３０００美元／年之間。
2?1生產情況
模擬區塊內的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井8～１２個
月達到最高產氣量5098～８４９０ｍ?３/d，可持續高產6～１２個月，然后產
量開始遞減。一些最好的井日產量達2?83萬ｍ?３，但這種井是相當少見的。
在低滲透率煤層區，一些產氣較差的井最高日產量低于1115ｍ?３。在我們
的模型中，假定生產井在生產十一個月內達到平均最高日產量5660ｍ?３，持續
高產6個月后產量開始遞減。該地區煤層氣井的產水量相對較高。在投入生產第
一個月內，295口井的初期平均排水量是425桶／d。12個月后，平均日產水量下
降到211桶，48個月以后，單井日排水量小于100桶。
2?2 財務模擬的假設
我們的經濟模擬著眼于經濟收益，這里的經濟收益是指在支付占總數額15%
的資源補償費后的全部經營所得，煤層氣總產量應該減去進行氣體加壓收縮而消
耗的份額，按6%計算。每年的煤層氣純產量再乘以工業銷售氣價就是年總產值。
總產值減去租借生產成本、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，不包括經營收入所得稅�？烧鞫愂杖氲挠嬎�
是在凈收益減去礦藏儲量衰竭減稅率和依據單位產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。
最后，假定適于第29條法案的全部稅收優惠額也算在當年的收益中。1980年
通過的這項優惠法案是為了鼓勵非常規燃料的商業化開發而制定的，象瀝青砂、
頁巖和煤層氣。1990年的優惠數額是30?74美元／ｋｍ?３，優惠額隨著通貨膨
脹率的浮動作相應調整，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，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，
我們對其進行經濟分析。糟糕的是，由于經濟蕭條以及天然氣生產的供大于求，
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
進行二次經濟分析，并與上述假設價格的情況相比較研究，以展示低于最初預測
氣價的實際銷售氣價對模型預測所產生的經濟影響。
表3列出了在模擬現金流量和經濟分析中用到的一些經濟參數。
3 經濟模擬結果的分析
在我們假想的開發工程項目中，按預想的情況每口煤層氣開發井應該生產25
?36Ｍｍ?３氣，占單井控制面積內地質儲量的62%(或采收率62%)，生產壽命超
過30年。表4列出了每口井的產量和儲量。在這個250口井開發項目中，預計在項
目開發期的第六年達到最高產量，即1?33Ｍｍ?３／ｄ。
表3 黑
勇士盆地開發的有關經濟指標
經營利率 100%
凈收益率 0?85
燃料消耗 6%(總產量)
氣價 美元／ｋｍ?３ 美元／ｋｍ?３
年份 預測價?? 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
礦區枯竭減稅和折舊率，% 34(單位生產法)
公司稅率，% 34
第29號法案稅優惠數額(美元／ｋｍ?３）
１９９０ 30?72
1991 31?78
1992 33?19
年增長率是4%，直到2002年
凈現值貼現率，% 15
表4 煤層氣開發模擬項目的產量和儲量
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
單井控制地質儲量,Mm?3
采收率，%
平均最高日產量,km?3
在經濟壽命期內的累計最高產量，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 按原來預期氣價分析
我們假設模擬項目的大規模開發于1988年開始，預計氣價按每年5%的速度遞
增。在提高氣價的前提下，我們對這個假設的250口井開發項目進行的模擬經濟
分析得到以下結果：繳納聯邦收入稅以前的未貼現收入是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；內部收益率(IRR)是21?1%，
按15%的貼現率計算凈現值19?8百萬美元。
如果沒有第29條稅收優惠法案，稅后收入與投資比是3?4∶１；內部收益率
(IRR)是17?3%，按15%的貼現率計算凈現值是6百萬美元；當利用第29條法案獲
得稅收優惠后，稅后收益是292百萬美元，收入投資比(P／I)是6?2∶1；內部收
益率(IRR)上升到33%；按15%的貼現率計算凈現值是48?4百萬美元。
在這種情況下，既使沒有第29號稅收優惠法案，這種低風險的開發項目投資
在稅后也能獲益。如果這種稅收優惠政策全面實施，煤層氣的勘探開發投資項目
將具有非�？捎^的經濟效益。
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年的預測氣價進行經濟分析，那么投資回
收將明顯低于原來預計的數額。稅前未貼現收入下降到82?2百萬美元，收入投
資比只有1?7∶1；內部收益率(IRR)是7?1%，按15%的貼現率計算凈現值是虧損
24?4百萬美元。如果沒有第29號稅收優惠法案，稅后收入投資比只有1?1∶1，
內部收益率是5?8%；如果第29號稅收優惠政策全面實施，內部收益率(IRR)上升
到22?7%，未貼現的收入-投資比(P／I)是3?9∶1，按15%的貼現率計算凈現值
是19?2百萬美元。
很明顯，如果沒有第29號稅收優惠法案，開發項目的投資情況將非常差。相
反，有了這項稅收優惠政策，這些開發項目的投資因風險較小而變得可行。通過
對第29號稅收優惠政策對開發模型經濟的影響分析，明確地說明了實施這項優惠
政策的必要性，有了它，開發項目就是可行的；否則，開發項目就不能進行。
表5我們列出了不同的價格體系下，黑勇士盆
表5 煤層氣開發項目稅收經濟指標
稅前 稅后 稅優后
按1990年的預期價格計算
收益／投資
5?2
3?4
6?2
內部收益率 21?1 17?3 33?0
15%貼現率凈現值(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
內部收益率 7?1 5?8 22?7
１５％貼現率凈現值(百萬美元) (-24?4) (-23?1) (19?2)
地煤層氣模擬開發工程項目稅前和稅后的有關經濟指標。
４ 投資回收討論
在黑勇士盆地煤層氣勘探開發項目和位于托斯卡盧薩東南部的模型開發項目
中，單井平均最高產氣率是2813m?３/d，假定氣價接近或超過70?67美元/km?
3，則該產量應該能提供較好的稅前及稅后投資回收率，但不顯著。當氣價堅挺
時，在第29號稅收優惠政策保護下，投資回收較好的煤層氣開發項目成為優越的
投資項目。按1990年的預測氣價，模擬開發項目顯示：第29號稅收優惠法案幾乎
使稅后收入翻一番，稅后現金流量從161百萬美元上升到293百萬美元。正是這項
優惠政策的作用，使1989～１９９０年黑勇士盆地的煤層氣開發得到了突飛猛進
的發展。
隨著第29號稅收優惠政策的落實，預計煤層氣開發項目的內部收益率達33%
，收入投資比達?6?2∶1，?這有力地推動了該盆地鉆探項目的進行。已經投
產的3800口開發井最終能提供的民用煤層氣產量達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號稅收優惠法案的保護政策，
當氣價較低時，包括我們的模擬項目在內的所有煤層氣開發工程的投資回收額與
常規石油開發投資項目相比將是很低的，因為與同樣深度和產能的常規天然氣井
相比，煤層氣開發井的投資和生產成本較高。
就現行氣價進行核算，第29號稅收優惠政策實施后模擬項目的累計凈現金流
量將提高2?4倍。這就使煤層氣開發項目從根本上免于受經濟蕭條的影響，如果
1988～1990年期間剛剛起步的煤層氣開發項目在達到高產時恰好碰上氣價陷入低
谷，那么這些項目的生產將變得舉步艱難。
無可置疑的是，依據現有的資料將能夠證明，在托斯卡盧薩縣東南部模擬開
發區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。
但在氣價持續下跌的情況下，由于第29號稅收優惠法案到1992年就該中止，如果
不再延續的話，那么就不可能再有新的大規模煤層氣開發項目。
(《Petroleum Engineer International》，July 1992
穆獻中 梁曉梅譯，徐會軍校)
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