關春曉 陸家亮 唐紅君 王亞莉 朱思南 孫玉平 李俏靜 張靜平

1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院

低油價下國內(nèi)非常規(guī)氣與進口氣競爭力對比

關春曉1陸家亮1唐紅君1王亞莉1朱思南2孫玉平1李俏靜1張靜平1

1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院

關春曉等.低油價下國內(nèi)非常規(guī)氣與進口氣競爭力對比. 天然氣工業(yè)，2016, 36(12): 119-126.

近年來，非常規(guī)天然氣已成為我國天然氣供應的重要構成之一，在低油價的新常態(tài)下，中國油氣行業(yè)面臨究竟是繼續(xù)低效益開發(fā)國內(nèi)非常規(guī)氣，還是加大進口海外天然氣的現(xiàn)實抉擇。為此，基于國內(nèi)典型非常規(guī)氣田的開發(fā)成本現(xiàn)狀，采用凈現(xiàn)金流量法，開展了典型非常規(guī)氣田單井經(jīng)濟效益評價，構建了反映單井投資、累計產(chǎn)量、內(nèi)部收益率3大關鍵指標的技術經(jīng)濟界限圖版并與進口氣價格進行對比，得出不同油價下我國非常規(guī)氣效益開發(fā)的最優(yōu)序列。研究結果表明：①在當前氣價、投資、產(chǎn)量水平下，只有致密氣藏“甜點區(qū)”可實現(xiàn)效益開發(fā)，煤層氣藏、頁巖氣藏的內(nèi)部收益率均低于基準收益率，有待于進一步降本增效；②當原油價格發(fā)生變化時，若油價為40美元/桶（1桶=0.159 m3），國產(chǎn)致密氣相比進口LNG效益更優(yōu)，可優(yōu)先開發(fā)，并加大LNG進口比例；③若油價為50美元/桶及以上時，國產(chǎn)非常規(guī)氣相比進口LNG效益更優(yōu)，應加大開發(fā)力度，平衡好國產(chǎn)氣與進口氣的供應比例關系，以實現(xiàn)效益最大化。

低油價 國內(nèi)非常規(guī)天然氣 致密氣 煤層氣 頁巖氣 進口天然氣 競爭力對比 內(nèi)部收益率 經(jīng)濟技術圖版

自2014年下半年以來，國際油價持續(xù)低迷，與油價掛鉤的海外進口天然氣（以下簡稱進口氣）價格不斷走低，給國產(chǎn)天然氣的效益與競爭力帶來沖擊。2015年，我國經(jīng)濟增速放緩、天然氣出現(xiàn)供大于求的局面，倒逼國產(chǎn)天然氣進行項目效益排隊，優(yōu)選效益最優(yōu)開發(fā)序列。

我國非常規(guī)天然氣（包括致密氣、煤層氣、頁巖氣等，以下簡稱非常規(guī)氣）資源豐富，可采資源量超40×1012m3，可采資源量探明率約為5%，勘探潛力大。截至2014年底，全國非常規(guī)氣探明地質(zhì)儲量為4.3×1012m3，年產(chǎn)量385×108m3，儲產(chǎn)量分別占全國天然氣總量的33%和30%。綜合資源基礎、技術成熟度等因素考慮，非常規(guī)天然氣是目前我國最為現(xiàn)實的天然氣接替資源。但由于非常規(guī)氣具有地質(zhì)條件差、開發(fā)難度大等特點，其開發(fā)成本較高，受低油價影響較大。因此，亟需對我國的非常規(guī)天然氣開發(fā)進行經(jīng)濟效益評價，以摸清其效益現(xiàn)狀，優(yōu)化資源動用序列。同時應開展我國非常規(guī)天然氣與進口氣的競爭力對比分析，優(yōu)化國內(nèi)外天然氣資源比例，最終實現(xiàn)天然氣供應整體效益最大化。

1 國內(nèi)外能源市場環(huán)境變化

1.1 國際油價持續(xù)低位波動，短期內(nèi)未現(xiàn)強烈反彈趨勢

自2014年下半年以來，受全球經(jīng)濟增速放緩、北美致密油與頁巖油快速增產(chǎn)，以及產(chǎn)油大國搶占市場份額、地緣政治日趨復雜等多重因素影響，國際油價出現(xiàn)大幅下滑。以WTI油價為例，油價由2014年6月107.53 美元/桶（1桶=0.159 m3，下同）的高點跌至2016年1月26.54美元/桶的低點，跌幅高達75%，當前則波動于50美元/桶的低位。為守住石油收益，傳統(tǒng)產(chǎn)油大國紛紛上調(diào)產(chǎn)量，采取以量補價的方式保持石油增產(chǎn)，進一步加劇了石油供需失衡。同時，通過增產(chǎn)壓價等方式，產(chǎn)油大國也打壓了其他國家的石油產(chǎn)業(yè)，以守住自身市場占有率。低油價助力傳統(tǒng)產(chǎn)油大國打壓美國新興頁巖油氣產(chǎn)業(yè)，并以油價為武器在經(jīng)濟層面向俄羅斯和伊朗等國施壓[1-3]。在未來一段時間內(nèi)，全球經(jīng)濟增速放緩、原油需求量未明顯增加、原油供需基本面寬松、限產(chǎn)約定無法達成共識等多重因素仍將壓制油價上漲，短期內(nèi)油價強烈反彈的可能性不大，將持續(xù)當前低油價的常態(tài)。

1.2 受國際油價影響，進口氣價格下降

我國進口管道氣及LNG合同價均與油價掛鉤?；诙唐趦?nèi)油價強烈反彈可能性不大的判斷，我國進口氣價也將相應下調(diào)，進口氣競爭力上升（表1）。經(jīng)測算得出，油價從100美元/桶跌至50美元/桶時，國內(nèi)LNG到岸價格下跌48.3%，與相同油價背景下日本LNG實際到岸價格的跌幅47.7%吻合，證明測算數(shù)據(jù)可靠。由于我國進口管道氣簽訂的多是“照付不議”長貿(mào)合同，價格彈性較小。因此在研究中不予考慮。在分析進口氣價格競爭力時，采用與油價掛鉤緊密的LNG更能反映出市場的實時變化。

表1 不同油價下我國進口LNG到岸完稅價格測算結果表

1.3 受經(jīng)濟增速換擋影響，國內(nèi)天然氣呈現(xiàn)供大于求趨勢

2015年，中國GDP增長速度為6.9%，是自20世紀90年代以來的最低水平。受國內(nèi)經(jīng)濟增速放緩、可替代能源價格下降、氣候溫和等因素的影響，我國天然氣需求量增速放緩，由2013年前的年均16%降至2014年的8.6%，2015年增速進一步降為3.7%.較之于“十二五”天然氣產(chǎn)量規(guī)劃，天然氣需求量低于預期；國產(chǎn)天然氣供應相對平穩(wěn)，加之天然氣長期進口貿(mào)易面臨“照付不議”的壓力，我國天然氣呈現(xiàn)總體供應過剩趨勢。2015年，全年表觀消費量約為1 910×108m3，全年產(chǎn)量為1 362×108m3，進口氣量為624×108m3，總體供應量略超過消費量[4]。

在進口氣價格下跌，國內(nèi)天然氣供大于求的雙重背景下，我國天然氣發(fā)展面臨效益優(yōu)先的挑戰(zhàn)。其中非常規(guī)天然氣作為高投入低產(chǎn)出的資源類型，受到的沖擊是最大的。面對國內(nèi)外能源市場的新常態(tài)，對非常規(guī)氣進行經(jīng)濟效益評價，并與進口氣進行競爭力比較分析顯得尤為重要。

2 國產(chǎn)非常規(guī)氣經(jīng)濟性分析

2.1 經(jīng)濟評價方法

筆者采用現(xiàn)金流量法進行單井經(jīng)濟效益測算，選取內(nèi)部收益率為核心指標，測算達到基準內(nèi)部收益率標準時所需氣價，實現(xiàn)與進口氣價的直接對比，從而開展國產(chǎn)非常規(guī)氣與進口氣競爭力分析。

財務內(nèi)部收益率（Internal Rate of Return，縮寫為IRR）是反映投資項目盈利能力的重要動態(tài)財務評價指標，是指投資項目在整個項目計算期內(nèi)，各年凈現(xiàn)金流量現(xiàn)值累計等于零時的折現(xiàn)率，是所得稅后指標。計算公式如下。

式中CI表示現(xiàn)金流入量，萬元；CO表示現(xiàn)金流出量，萬元；i表示給定折現(xiàn)率；n表示投資方案的壽命期，a；(1+i)-t表示第t年的折現(xiàn)系數(shù)；(CI－CO)t表示第t年的凈現(xiàn)金流量，萬元。

財務內(nèi)部收益率是項目評價指標，基準收益率是行業(yè)內(nèi)投資項目資金應當獲得的最低財務贏利水平，當投資項目的財務內(nèi)部收益率大于或等于基準收益率時，該項目處于效益可接受水平，該指標是目前常用的衡量項目經(jīng)濟性的關鍵指標。由于考慮了資金的時間價值及方案在整個生命期內(nèi)的經(jīng)營情況，且該指標以百分數(shù)形式表現(xiàn)，比凈現(xiàn)值更能反映不同方案的相對經(jīng)濟效益，適用于不同類型氣源的橫向效益對比[5-7]。

2.2 經(jīng)濟參數(shù)的確定

2015年11月20日，中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會（以下簡稱國家發(fā)改委）將非居民用氣最高門站價格降低0.7元/m3，氣價實現(xiàn)并軌。筆者在測算時采用了并軌后各地區(qū)實施的最新氣價。依據(jù)《國家發(fā)展改革委、住房城鄉(xiāng)建設部關于調(diào)整部分行業(yè)建設項目財務基準收益率的通知》中的標準，致密氣、頁巖氣基準內(nèi)部收益率為8%，煤層氣基準內(nèi)部收益率為10%。測算參數(shù)分別選自鄂爾多斯盆地S致密氣田某區(qū)塊、四川盆地蜀南地區(qū)X頁巖氣田及沁水盆地F煤層氣田3個典型氣田的生產(chǎn)及成本數(shù)據(jù)（表2）。

表2 不同類型氣測算采用經(jīng)濟參數(shù)表

2.3 技術經(jīng)濟界限圖版的建立

氣田開發(fā)經(jīng)驗表明，在開發(fā)過程中，單井初期產(chǎn)量、遞減率、累計采氣量、單井投資、氣價是影響收益的關鍵因素，其中單井初期產(chǎn)量、遞減率與累計采氣量呈關聯(lián)關系，單井最終累計采氣量是單井初期產(chǎn)氣量與遞減率綜合作用的體現(xiàn)。因此，選取單井累計采氣量、單井綜合投資、內(nèi)部收益率、氣價為核心指標，測算單井不同累計采氣量、投資條件下，實現(xiàn)基準內(nèi)部收益率時所需氣價，建立非常規(guī)氣井的技術經(jīng)濟界限圖版。

2.3.1 致密氣技術經(jīng)濟界限研究

S致密氣田當前直井綜合投資水平約為1 000萬元/井，平均單井累計產(chǎn)氣量為2 150×104m3。測算方案的設計主要基于S致密氣田的生產(chǎn)現(xiàn)狀及未來開發(fā)、成本趨勢?；诓煌瑔尉C合投資及單井累計采氣量情景，共設計了36套方案，得出不同情景下實現(xiàn)8%基準內(nèi)部收益率所需的最低氣價界限。由于接替資源品位變差，分年投產(chǎn)井初期遞減率逐年加大、單井累計采氣量降低、低產(chǎn)低效井比例增加，預計未來單井累計產(chǎn)量將呈現(xiàn)下降趨勢。因此設置了單井累計產(chǎn)量依次下調(diào)400×104m3、800×104m3、1 200×104m3、1 600×104m3等4種情景；考慮未來技術進步及有效增產(chǎn)措施的使用，另設置單井累計產(chǎn)量增加400×104m3的情景?？紤]未來資源品質(zhì)變差，土地征借、安全環(huán)保等費用大幅度提高，單井綜合投資預計呈上升趨勢，設計單井綜合投資上浮20%、40%、60%、80%等4種情景；同時考慮未來有效控投資、降成本等措施可能帶來的投資下降，設置投資下降20%的情景。

測算結果表明：隨著單井累計采氣量下降、單井綜合投資上升，致密氣實現(xiàn)8%內(nèi)部收益率所需氣價界限逐漸提高。在當前單井投資水平下（1 000萬元/井），單井累計產(chǎn)量從550×104m3增加至2 550×104m3時，氣價界限從3.42元/ m3降至0.89元/ m3；在當前產(chǎn)量水平下（2 150×104m3/井），單井綜合投資從800萬元升至1 800萬元時，氣價界限從0.85元/ m3升至1.69元/ m3。S致密氣田在當前投資、產(chǎn)量水平下，實現(xiàn)效益開發(fā)氣價為1.02元/ m3，低于該地區(qū)目前氣價1.13元/ m3，實現(xiàn)了效益開發(fā)。以該地區(qū)當前氣價為標準，該氣田只有單井累計產(chǎn)量大于1 750×104m3，單井綜合投資小于1 200萬元的部分“甜點區(qū)”可實現(xiàn)效益開發(fā)（表3）。

表3 致密氣實現(xiàn)8%基準收益率所需最低氣價界限表

2.3.2 煤層氣技術經(jīng)濟界限研究

沁水盆地F煤層氣田當前單井綜合投資水平約為220萬元/井，含20萬元排水采氣費用，最終平均單井累計產(chǎn)量預計可達到450×104m3[8-9]。以該氣田生產(chǎn)動態(tài)特征及當前投資水平為基礎，采用相同研究思路，設計了36套方案。考慮未來資源品質(zhì)變差，開采技術瓶頸無重大突破，設計了單井累計產(chǎn)量在當前水平上分別下降100×104m3、200×104m3的情景；假設未來發(fā)現(xiàn)優(yōu)質(zhì)區(qū)塊及核心開采技術進一步取得突破，設計累計產(chǎn)量分別增加100×104m3、200×104m3、300×104m3的情景。同時考慮開發(fā)中后期隨著排水采氣工作量增大，排采費用、安全環(huán)保費用的增加，單井綜合投資呈現(xiàn)上升趨勢，將單井投資依次上浮20%、40%、60%、80%；同時考慮降本節(jié)能、開采技術獲得突破等有效控制投資的因素，設計了投資下降20%情景。

測算結果表明：在當前投資水平下（220萬元/井），單井累計產(chǎn)量從250×104m3增加至750×104m3時，氣價界限從2.92元/ m3降至1.37元/ m3；在當前平均產(chǎn)量水平下（450×104m3/井），單井綜合投資從180萬元升至400萬元時，氣價界限從1.65元/ m3升至2.95元/ m3。F氣田在當前投資、產(chǎn)量水平下，實現(xiàn)效益開發(fā)氣價為1.89元/ m3，高于該地區(qū)當前氣價1.63元/ m3，即目前氣價下尚未達到10%內(nèi)部收益率標準。若要實現(xiàn)效益開發(fā)，單井產(chǎn)量需保持在550×104m3/井之上，投資需控制在260萬元以內(nèi)（表4）。

2.3.3 頁巖氣技術經(jīng)濟界限研究

四川盆地蜀南地區(qū)X氣田生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明氣井第一年平均日產(chǎn)氣量為7.1×104m3。參照美國相似盆地典型頁巖氣井的年自然遞減率，前4年遞減率取值分別為65%、35%、20%、10%，第5年起保持5%遞減率，評價期15 a，單井累計產(chǎn)量約為8 000×104m3。保守估計，單井鉆完井投資平均為6 500萬元/井，地面工程投資分攤約6 00萬元，后期實施增壓開采、排液采氣等措施費用100萬元，總成本約7 200萬元/井[10-16]?；趯υ搮^(qū)塊頁巖氣井生產(chǎn)動態(tài)、投資水平的跟蹤及預測，設計了單井不同投資、累計采氣量情景下的36套方案?？紤]“工廠化”作業(yè)水平提升、大位移水平井鉆完井、體積壓裂、微地震監(jiān)測等核心技術進一步突破，并且區(qū)塊各類單井產(chǎn)量差別較大，設計產(chǎn)量上浮2 000×104m3、4 000×104m3、6 000×104m3的情景；同時考慮開發(fā)效果低于預期的情況，設置累計產(chǎn)量下降2 000×104m3、 4 000×104m3的情景?？紤]開發(fā)中后期壓裂費用、安全環(huán)保費用的增加，單井綜合投資可能呈現(xiàn)上升趨勢，將單井投資依次上浮20%、40%、60%、80%；同時考慮降本節(jié)能、技術突破等措施可能帶來的投資下降，設計了投資下降20%情景。

測算結果表明：在當前投資水平下（7 200萬元/井），單井累計產(chǎn)量從4 000×104m3升至14 000×104m3時，氣價界限從3.76元/ m3降至1.37元/ m3；在當前平均產(chǎn)量水平下（8 000×104m3/井），單井綜合投資從5 800萬元升至13 000萬元時，氣價界限從1.76元/ m3升至3.43元/ m3。在當前投資、產(chǎn)量水平下，該氣田實現(xiàn)效益開發(fā)氣價約為2.09元/ m3，高于該地區(qū)實際氣價1.18元/ m3（表5）。

表5 頁巖氣實現(xiàn)8%基準收益率所需最低氣價界限表

綜上研究，在當前氣價、投資水平、單井累計產(chǎn)量的現(xiàn)狀下，只有致密氣實現(xiàn)了效益開發(fā)，達到基準內(nèi)部收益率要求；煤層氣、頁巖氣收益仍低于基準收益率要求，仍有待降本增效以實現(xiàn)效益開發(fā)。

3 國產(chǎn)非常規(guī)氣與進口氣競爭力對比分析

在不同油價情景下，以相應的LNG進口氣價為標準，通過與國產(chǎn)非常規(guī)氣實現(xiàn)效益開發(fā)的氣價界限對比，可以衡量出相對于進口LNG具有效益優(yōu)勢的國產(chǎn)非常規(guī)氣。從上述研究中可查出不同類型非常規(guī)氣在不同油價下的單井累計采氣量界限，可得出不同油價情景下國產(chǎn)非常規(guī)氣的技術經(jīng)濟界限及最優(yōu)開發(fā)序列。根據(jù)當前油價現(xiàn)狀，設計了4種油價情景，即油價跌至40美元/桶、油價保持50美元/桶、油價升至60美元/桶、油價反彈至70美元/桶之上。

3.1油價跌至40美元/桶時情形

油價跌至40美元/桶時，最低進口LNG價格為1.78元/ m3。圖1縱坐標為3種非常規(guī)氣，橫坐標為當前投資水平下每種非常規(guī)氣在不同單井累計采氣量下實現(xiàn)內(nèi)部收益率標準時所對應的氣價界限，紅線為最低進口LNG價格。通過對比，紅線左側的國產(chǎn)非常規(guī)氣價格比進口LNG低，具有價格優(yōu)勢；紅線右側國產(chǎn)非常規(guī)氣價高于進口LNG，競爭力低于進口LNG。通過圖版，可查找出氣價為1.78元/ m3時，致密氣、煤層氣、頁巖氣的累計產(chǎn)量分別為1 123×104m3、490×104m3、9 798×104m3，即油價40美元/桶時，相比進口LNG，高于上述產(chǎn)量界限的非常規(guī)氣井才具有效益競爭力。

3.2油價保持50美元/桶時情形

油價保持在50美元/桶水平，最低LNG進口價格為2.19元/ m3?？蓛?yōu)先開發(fā)產(chǎn)量大于893×104m3的致密氣、產(chǎn)量大于371×104m3的煤層氣及產(chǎn)量大于7 537×104m3的頁巖氣（圖2）。

3.3油價升至60美元/桶時情形

當油價升至60美元/桶時，最低進口LNG氣價上升為2.6元/ m3?？蓛?yōu)先開發(fā)產(chǎn)量大于742×104m3的致密氣、產(chǎn)量大于290×104m3的煤層氣及產(chǎn)量大于6 115×104m3的頁巖氣井（圖3）。3.4油價反彈至70美元/桶時情形

圖1 油價為40美元/桶時，國內(nèi)非常規(guī)氣對應的技術經(jīng)濟界限圖

圖2 油價為50美元/桶時，國內(nèi)非常規(guī)氣對應的技術經(jīng)濟界限圖

圖3 油價為60美元/桶時，國內(nèi)非常規(guī)氣對應的技術經(jīng)濟界限圖

當油價反彈至70美元/桶以上時，最低管道進口氣價格上升為3元/ m3。可優(yōu)先開發(fā)產(chǎn)量大于637×104m3的致密氣、產(chǎn)量大于242×104m3的煤層氣及產(chǎn)量大于5 165×104m3的頁巖氣井（圖4）。

該方法使國產(chǎn)非常規(guī)氣價格與油價聯(lián)動，可研判不同油價下，哪些國產(chǎn)氣相對于進口氣具有價格優(yōu)勢，以此優(yōu)選出不同油價下的國產(chǎn)非常規(guī)氣的最優(yōu)開發(fā)序列，并給出相應的產(chǎn)量界限。

圖4 油價為70美元/桶以上時，國內(nèi)非常規(guī)氣對應的技術經(jīng)濟界限圖

4 結論

由于非常規(guī)氣具有開發(fā)成本高、開采難度大等特點，在低油價的形勢下，其開發(fā)效益最容易受到可替代能源的沖擊。因此，測算非常規(guī)氣開發(fā)效益，并與進口氣進行競爭力對比，以應對來自內(nèi)部、外部的挑戰(zhàn)顯得尤為重要。筆者通過建立反映單井投資、累計產(chǎn)量、內(nèi)部收益率3大關鍵指標的技術經(jīng)濟界限圖版，計算出當前投資、產(chǎn)量水平下所需氣價界限，與進口LNG價格進行對比，優(yōu)選出不同油價情景下具有競爭力的非常規(guī)氣效益最優(yōu)開發(fā)序列，并給出了相應技術界限。

1）在當前氣價、投資、產(chǎn)量水平下，只有S致密氣田“甜點區(qū)”可實現(xiàn)效益開發(fā)，F(xiàn)煤層氣田、X頁巖氣田的內(nèi)部收益率均低于基準收益率，有待進一步降本增效。

2）當油價為40美元/桶時，致密氣、煤層氣、頁巖氣累計產(chǎn)量分別大于1 123×104m3、490×104m3、 9 798×104m3的單井相比進口LNG更具效益競爭力。在當前技術經(jīng)濟水平下，S致密氣田、F煤層氣田、X頁巖氣田的單井產(chǎn)量水平分別為2 150×104m3、450×104m3、8 000×104m3，僅有致密氣產(chǎn)量高于該產(chǎn)量界限。即該油價下，相比于進口LNG，開采國產(chǎn)致密氣效益更優(yōu)，應優(yōu)先動用產(chǎn)量高于1 123×104m3/井的致密氣。

3）當油價為50美元/桶時，致密氣、煤層氣、頁巖氣產(chǎn)量界限分別為893×104m3、371×104m3、7 537×104m3，其中煤層氣、頁巖氣均高于該界限，可新增動用煤層氣、頁巖氣，其開發(fā)效益均優(yōu)于進口LNG。

4）當油價升至60美元/桶及以上時，國產(chǎn)非常規(guī)氣均相比進口LNG具有價格競爭力，應加大國產(chǎn)非常規(guī)氣開發(fā)力度，平衡好國產(chǎn)氣與進口氣的供應比例關系，以實現(xiàn)效益最大化。

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（修改回稿日期 2016-11-01 編 輯陳 嵩）

Competitiveness comparison between domestic unconventional natural gas and imported gas in the context of low oil price

Guan Chunxiao1, Lu Jialiang1, Tang Hongjun1, Wang Yali1, Zhu Sinan2, Sun Yuping1, Li Qiaojing1, Zhang Jingping1
(1.Langfang Branch of PetroChina Exploration & Development Research Institute, Langfang, Hebei 065007, China;
2.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Daqing Oilfield Company, Daqing, Heilongjiang 163000, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.119-126, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

In recent years, unconventional gas has become one important portion of natural gas supply in China, so under the present low-oil-price global situation, oil and gas operators have to make a realistic choice of whether to keep on developing unconventional gas resources with low efficiency and low profit or to turn to more gas import from abroad. In view of this, based on typical dynamic and cost data from domestic unconventional gas fields, the Net Present Value (NPV) was applied to make a single-well economic evaluation of typical unconventional gas fields, and the technological and economic limit charts were made reflecting the three indexes of the investment & cumulative output per well and the internal rate of return (IRR). Then, through a comparison with the imported gas prices, the optimal development sequences under different oil price scenarios were obtained. The following findings were achieved. First, under the present level of gas price, investment and gas yield, benefits will be achieved only in the sweet point zones of tight gas fields, while lower cost and higher efficiency will be highly needed in those CBM and shale gas fields, the IRR of which is lower than the minimum acceptable rate of return (MARR). Second, if crude oil price stays at 40 USD per barrel (1 barrel equals 0.159 standard cubic metres), domestic tight sand gas should be developed primarily with the increasing imported LNG as a supplement; If the price rises to more than 50 USD per barrel, all domestic unconventional gas should be developed in the first place, and the supply balance between domestic and the imported gas will be well kept to achieve the maximum benefit.

Low oil price; Unconventional natural gas; Tight sand gas; Coalbed methane (CBM); Shale gas; Imported gas; Competitiveness comparison; Internal rate of return (IRR); Minimum acceptable rate of return (MARR); Technological and economic limit charts

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.017

關春曉，女，1986年生，工程師；主要從事天然氣規(guī)劃及經(jīng)濟評價等方面的研究工作。地址：（065000）河北省廊坊市廣陽區(qū)44號信箱。ORCID: 0000-0002-7915-4680。E-mail: gcx69@petrochina.com.cn