摘要：海上天然气开发成本居高不下，严重制约着天然气市场发展。文章研究分析认为，天然气的地理位置、资源品质、开发方式等是影响海气开发成本的关键因素。结合南海东部实际开发经验，分别从勘探、开发、生产等方面提出降本举措。并针对占比较大的开发投资方面提出了5个方向投资成本控制路径，如采用无人平台的设计及管理理念，可节约30%以上的生产维护成本，对降低开发成本有较大的意义。

　　关键词：珠江口盆地；天然气；成本构成；成本控制；无人平台；石油化工

　　0引言

　　天然气低碳优势显著，是最清洁的化石能源之一[1-2]。随着国家对控制碳排放、大力发展清洁能源的力度不断加大，中国天然气企业应充分发挥天然气清洁化石能源优势，将天然气快速培育成未来中国现代清洁能源体系的主体能源之一[3-4]。从中国海油来看，海上天然气的供应主要来自南海、东海等近海，受制于地理条件限制，海上气田项目开发与陆地气田开发模式有很大不同，海上气田开发具有高投资、高风险的特点。目前天然气销售价格还未与国际原油价格挂钩，销售气价普遍偏低，造成海气盈利性较差，影响了天然气项目的开发进程。因此，全面分析海上天然气开发的成本构成、影响因素、成本管控措施，尽可能地降低海上天然气开发投资支出，增强海气的市场竞争力，对实现中国海油世界一流能源公司的战略目标有着重要意义。

　　1成本构成

　　天然气开发、生产是指在气田完成区域勘探、开发工程建设、具备一定的生产能力以后，采用技术工艺措施，将蕴藏在地下的天然气通过气井开采出来的过程。天然气的开发从项目评价的角度来看，是指天然气资源被发现、储量申报、开发工程建设、生产到废弃的全生命周期过程。对单个天然气项目，开发成本构成包括项目评价的整个生命周期，如图1所示。主要分为勘探期的勘探投资、开发期的钻完井投资、工程建设投资、生产期的操作费用以及为维持生产的资本性支出、气田废弃时的弃置费用[5]，这些因素之间相互关联，相互影响。

　　2成本影响因素

　　天然气开发成本的控制能够帮助勘探开发企业提升自身市场竞争力，进而提高整个产业链的竞争力[6]。天然气勘探开发属于天然气工业的上游环节，是整个价值链上的核心环节，对天然气项目的成本控制研究需要重点聚焦在天然气的勘探开发上。

　　目前，海域内天然气项目开发模式主要有独立开发(气田1)、区域开发(气田2)、依托开发(气田3)3种，通过统计3种不同开发模式的投资类别支出如图2所示，发现开发投资占比基本在70%以上，其他投资所占比例相对较小，在整个开发成本构成中，开发投资是影响天然气项目的最关键因素。因此，控制好天然气项目的开发投资比例，是提高海上天然气核心竞争力的关键。对于海域深水、超深水天然气项目来说，开发投资的降低一方面依赖于气田的规模，另一方面依赖于开发模式创新带来的开发投资费用的降低。此外，勘探投资、操作费、弃置费等伴随技术进步都有费用控制的空间。

　　天然气项目的资源品质比如规模、水深、天然气纯度等又决定了天然气项目的勘探投入、开发方式以及生产运营成本，与开发成本之间是相互制约、相互依赖的。天然气资源品质可细分为天然气藏地质因素、地理位置、天然气品质3个方面。通过定性评价这3方面因素对开发模式和开发成本的影响，认为地质因素及地理位置起主导性作用，天然气本身的品质对开发生产也有影响。

　　(1)地质因素。气藏的埋藏深度、储量规模、单井生产能力以及储气层的复杂程度等地质条件不同对气田的开发成本要求也不同。气藏埋深不同，钻井成本有一定差别。气田规模越大，单位产品的固定成本越低。单井产量越高，天然气操作成本越低。气田地质复杂程度高，会增加勘探的难度，影响开发的效果，从而增加勘探、开发和后期调整的工作量，增加天然气开发总成本。南海东部海域待探明天然气地质资源量约3万亿m3，绝大部分天然气分布于白云地区和超深水地区，水深从200 m到1 500 m以上，勘探开发成本较高。目前已发现的大型圈闭不多，以中型圈闭为主，还有较多的大中型地层和岩性圈闭未被发现或精细落实，未来天然气的勘探、开发具有较好的前景。

　　(2)地理位置。气田所处的地理位置也不同程度影响开发成本，主要包括自然地理位置和经济地理位置。自然地理位置指天然气企业所开发的气田位于陆地还是海洋，如果环境恶劣水深较大，开采难度和成本会增高，影响天然气的经济效益。经济地理位置指气田所处地区的交通、政治、文化等经济发展程度。经济发展程度高，经济承受力强，基础设施完善，有利于节约成本或承受相对高的气价。对本海域天然气来说，自然地理位置主要受海域水深不同影响，从300 m到1 500 m开发投资会有较大差异；经济地理位置表明目前海域天然气主要销往经济发展水平较高的珠江三角洲经济带，该地区可以承受相对较高的气价，对于深海气田的开发是有利因素。

　　(3)天然气品质。不同气田生产的天然气品质不同，天然气组分特征不同会导致天然气经济效益差别很大。天然气中的其他组分占比越大，尤其是含硫化氢等有害气体，脱硫处理工艺十分复杂，净化成本高，从而降低天然气经济效益。CO2含量高对处理工艺有影响，也会影响天然气的效益。南海东部海域天然气品质较好，干气成分高，杂质气体相对较少，仅部分气田含少量CO2，气品相对优质，天然气经济价值高。

　　3成本控制举措

　　根据天然气开发的成本构成，分别从勘探、开发、生产3个方面论述成本控制的具体措施。

　　3.1勘探成本控制

　　天然气储量的发现离不开勘探工作的投入和相关费用的支出，勘探费用的支出对天然气项目的成本气价有一定影响。通过降本增效，降低勘探平均钻井米成本，降低钻井日费率有利于节省勘探支出；通过价值勘探，提高探井商业成功率、降低费用化率，有利于勘探费用的合理控制，降低项目的成本。同时，对勘探有发现的探井，及时做好探井转生产井的预案，可以减少后期开发过程中的生产井钻井成本支出。

　　3.2开发成本控制

　　海洋油气逐渐走向深水及超深水，项目的开发成本越来越高，已严重制约天然气的开发。如前文所述，开发投资在整个项目投资比例中高达70%，控制好开发投资对气田项目成本的控制至关重要。伴随海上开发项目越来越多，必须不断强化科技攻关，依靠技术创新突破，推动开发投资不断下降，提升气田开发效益[7]。

　　结合南海东部海域实际情况，笔者认为降低开发投资主要有5个方向：(1)优化开发工程方案，加强技术创新，加速设备模块化建造，降低现有开发方式投资支出；(2)通过经验积累，积极促进设备国产化，优化方案，改造工艺生产设备，严控项目管理，不断实现降本增效；(3)引进新的开发模式，以更有优势的开发模式来降低开发投资；比如LNG船、SNG船的新型开发设备及开采模式；(4)通过引进对外合作或者使用金融租赁、经营租赁等方式，共同分担开发投资，降低资金投入比例。面对越来越复杂的地下资源，采用租赁的方式可以降低资产减值带来的固定资产投入风险；(5)把控项目投资的市场周期，有效降低开发投资。在高油价、高服务价格环境下建设投产的气田，单位开发成本高，后续摊销高。利用行业周期，在低谷期投资建设，减少钢构建材、安装服务等相关采购及服务费用，从而降低开发投资。

　　3.3生产成本控制

　　生产成本是指在气田生产过程中操作和维持井及有关设备和设施发生的成本总支出[8]，贯穿油气田项目整个生产阶段，时间较长，不确定因素较多，在成本控制中需要长期重点关注。海上气田操作费与陆地不同[9]，具有独特的特点。对比“十二五”与“十三五”气田操作费细项数据可看出，如图3所示，海上人员费、维修费、供应船、直升飞机等细项有一定幅度上涨，尤其是海上人员费上涨最多。因此，控制好天然气项目操作费，应重点关注海上人员费的优化举措。

　　目前海上平台的生产，人员都采用定额配置，费用控制难度较大。通过数据分析研究，提出在现有平台生产模式下，优化轮休值班制度，压缩平台操作人员，可以控制海上人员费用；或者创新管理模式，尝试采用周期性有人平台或无人平台等方式，减少平台定额人员，从根本上降低天然气操作费中的海上人员费用。对于简单的井口平台建议逐步向无人操作平台发展，平台上操作人员的减少，不仅可以降低生活设施占有的平台面积，降低平台载重，减少平台工程建设费用，同时，操作费中与人员相关的费用也会减少，比如直升飞机费、供应船费、健康安全环保费等都会大幅下降，粗略估算平台无人化管理后预计会降低约30%～40%的操作费用。因此，无人平台的设计及无人平台的管理对降低生产成本有较好的经济应用前景。

　　4结语

　　研究分析认为，天然气的地理位置、资源品质、储量规模等是影响海气开发成本的关键因素。相同水深、相同品质的资源类型下，储量规模越大，单位开发成本越低。结合南海东部实际开发经验，分别从勘探、开发、生产等方面提出具体降本举措。对天然气开发成本设计及控制，除了坚持价值勘探、优先寻找大中型高品质天然气资源、开发模式创新等常规措施外，还需要积极探索投资模式上的创新，如采用金融租赁、对外合作模式共同开发投资。生产上需要创新管理模式，采用周期性有人巡检或者无人平台的管理模式，降低海上人员费用支出，进而降低生产成本，提升海气开发的经济效益。成本控制举措的有效实施，可从根本上降低海上天然气开发成本，提升海气的市场竞争力。

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　　[3]王雅菲，周淑慧，李广.基于天然气视角的《“十四五”现代能源体系规划》解读[J].国际石油经济，2022，30(4)：1-10.

　　[4]邹才能，赵群，陈建军，等.中国天然气发展态势及战略预判[J].天然气工业，2018，38(4)：1-11.

　　[5]周志斌.中国天然气要素成本管理模式研究[D].成都：西南财经大学，2004.

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　　[8]林兴，李舫，吴娟，等.页岩气SEC上市储量起算标准的经济影响因素[J].天然气勘探与开发，2021，44(2)：106-112.

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