我国天然气开发面临的挑战
页岩气开发

我国天然气开发面临的挑战

随着开发的深入、油价的下跌和政策、环境的影响,受地质条件制约,国内气层优质储量比例降低,气田开发成本升高,非常规气藏效益开发难度加大,上游效益进一步压缩,主力气田稳产能力减弱,市场竞争越发激烈。结合技术、效益及管理等几方面,总结了中国天然气开发面临的6项挑战。

1、储量与产量的比例发生变化,保持增速面临挑战

新增探明储量与当年产量比例由2005年的8降低到目前的5左右,持续上产的资源保障能力有所下降。新增储量中,低渗—致密等非常规储量占70%以上,优质储量比例偏低,平均标定采收率呈下降趋势。储量替代率是年新增探明可采储量与当年开采消耗储量的比值,反映储量的接替能力,已由4.5以上逐年降低至2.5左右,制约了产量的高速增长,未来中国将进入产量稳定增长期。

2、主力气田稳产能力较弱,稳产形势面临挑战

根据国内天然气资源特点,除少数气田具有自然稳产能力外(如榆林南、克拉2),大部分气田稳产都需要新建产能来弥补,主要包括苏里格、靖边、疏松砂岩、火山岩等。苏里格气田已进入稳产期,气田综合递减率平均20%左右,保持每年250亿m3稳产,每年需弥补递减产能50亿m3,效益稳产面临挑战。涩北气田为典型的疏松砂岩气田,开发的主要挑战为出水和压力下降,目前近40%的层组产量递减率大于10%,整体综合递减率近5年在8%左右,长期稳产面临挑战。

3、气田开发成本逐年上升,开发效益面临挑战

随着资源品位的降低和开发难度的增大,公司天然气完全成本由2011年的631元/千m3上升到2015年的883元/千m3,成本上涨252元/千m3,而气价同期上涨300元/千m3,即气价上升所带来的利润增益几乎被成本的上升所抵消。从全球资源型企业发展历程来看,依靠价格上升拉动的利润增长不可持续。随着技术发展与管理提升,综合成本降低是必然趋势,例如美国致密油综合成本由2013年的70美元/桶降低到目前的30美元/桶左右。

4、非常规气开发取得突破,技术效益面临挑战

中国非常规气开发取得了长足的进步,但与北美对比来看,在钻完井、压裂改造技术以及单井开发效果等方面依然存在着较大差距,在技术瓶颈突破以前,进一步降低钻井与压裂周期面临挑战。目前公司页岩气开发综合投资5500万元左右,考虑实际补贴,仍处于边际效益,随着补贴的降低,效益开发面临挑战。

5、天然气效益链分配不均,上游效益面临挑战

天然气效益链分配不均,上游利润偏低。以长庆气区为例,将天然气从平均埋深3500m的复杂致密储层中采出,平均生产利润为0.4元/m3,而陕京线下游管道运输、北京燃气终端销售平均利润分别为0.35元/m3和0.6元/m3。下游工业用户用气价格中,省网与城市管网配气费占40%~50%,终端销售企业利润高于天然气生产与输送部分。公司近期仍以进一步控制成本、增加效益为主;中长期要强化产、运、销国家政策中利润切割的争取与引导,力争上游利润在总产业链中的比例。

6、天然气供给气源多元化,市场竞争面临挑战

天然气供给气源呈现多元化。在国际气源供给方面,进口管道气、LNG均对自产气形成了竞争。多份长贸合同的签订保障了进口管道气的长期稳定供应,进口LNG的价格优势对自产气的供应形成了挑战,波罗的海干散货运价指数(BDI)由高峰期10000以上降到1000左右,大幅降低了LNG的运输成本。

在国内气源供给方面,形成了央企、地方企业、民营企业多元化竞争的天然气产业格局,地方政府积极参与,建设的LNG接收站主导了购销一体的布局结构,民企经营具有更强的灵活性。

(文章来源:能源情报)