晉城煤礦區煤層氣開發模式經濟核算與評估

王 洋 趙小山

(1.河南理工大學，河南 454000；2.中煤科工集團西安研究院有限公司，陜西 710003； 3.山西藍焰煤層氣集團有限責任公司,山西 048000)

晉城煤礦區煤層氣開發模式經濟核算與評估

王 洋1,2趙小山3

(1.河南理工大學，河南 454000；2.中煤科工集團西安研究院有限公司，陜西 710003； 3.山西藍焰煤層氣集團有限責任公司,山西 048000)

基于建立研究區評估條件和開展成本構成分析,采用了產量遞減法評估了潘莊井田煤層氣項目的產量影響因素,采用了采收率估算法評估了鄭莊井田煤層氣項目的產量影響因素,本次工作選擇資源量作為地質影響因素的主要量化評價指標，基于動態總成本(貸款額)、凈累計銷售額和動態期變動(天)建立動態成本經濟評估模型。通過動態盈虧平衡和投資回報分析法進行了經濟效益評價。評價結果表明，在晉城煤礦區高產區硬煤條件下，抽采煤層氣均可以盈利,在低產區碎軟煤巖地質條件下，采用垂直井生產煤層氣效益是很差的。但地面煤層氣開發可提升煤礦安全效益。

煤層氣開發 經濟效益評價 經濟核算 晉城煤礦區 煤礦安全

本文擬對晉城煤礦區煤層氣開發高產區和低產區的多種開發模式，進行經濟效益核算與評價研究。

(1)資源量及資源豐度

晉城煤礦區噸煤瓦斯含量介于6～35m3/t,平均10m3/t以上，潘莊、鄭莊等井田平均14m3/t以上。

主要可采煤層3號、15號煤，凈厚度8.5m，局部9號煤可采，凈厚度1m。其中，潘莊可采煤層3號、9號、15號煤，鄭莊可采煤層3號、15號煤。

(2)儲層壓力

晉城煤礦區的儲層壓力受煤層埋深及構造控制，其值介于12～37MPa,平均15MPa以上。

研究區的主要煤層氣開發地質影響因素包括：

(3)煤層滲透性

晉城煤礦區試井和小壓測試過程獲得的有效滲透率0.015～1mD。

1 研究區評價方法的建立

1.1 地質影響因素的量化評價方法

地質因素是煤層氣產出必要條件，按照資源量及資源豐度，對晉城煤礦區劃分為高產區和低產區，并計算評估項目最低可盈利地質控制因素，計算項目運營結束后的殘余瓦斯含量，即為不可采資源量。

1.2 開發模式的量化評價方法

煤層氣項目的開發模式有廣義和狹義之分，只以井型、井間距、壓裂排采等生產工藝區分開發方式的差異是通常的狹義模式，涵蓋從煤層氣項目的前期立項、融資、建設、生產、銷售(稅收、政策補貼)等各個環節，稱之為完整的煤層氣開發模式。

2 研究區經濟可采性地質因素評估

2.1 高產區產量遞減法評估產量影響因素

晉城煤礦區的潘莊井田，穩產期內，平均單井產量2500m3/d，屬于高產區。年噸煤瓦斯降低1～1.5m3/t，預計項目運營結束后的殘余瓦斯含量0.5m3/t。擬采用產量遞減法可較為全面評估潘莊井田煤層氣項目的地質影響因素。

2.2 低產區采收率估算法評估產量影響因素

晉城煤礦區的鄭莊、趙莊井田，穩產期內，平均單井產量300～800m3/d，屬于低產區。年噸煤瓦斯降低0.2～0.5m3/t，預計項目運營15年后，仍未達到煤礦開拓瓦斯安全含量8m3/t以下。擬采用采收率估算法可較為全面評估鄭莊井田煤層氣項目的地質影響因素。

3 開發模式與經濟核算與評估

通過對高產區煤層氣垂直井組項目、高產區煤層氣多分支水平井組項目、高產區U型分段壓裂井組項目、低產區煤層氣垂直井組項目、低產區U型分段壓裂井組項目分別進行成本構成分析，再做經濟核算及評估。

3.1 不同地質條件下的開發模式

晉城煤礦區高產區域主要為潘莊井田，井田內主要煤礦為寺河煤礦(見圖1)，按照采煤的時間接替順序，將井田劃分為生產規劃區、開拓準備區和回采區。高產區煤層氣開發模式主要指應用于煤礦區生產規劃區的地面煤層氣井開發技術。

圖1 晉城煤礦區高產區煤層氣開發及運行圖

圖2 晉城煤礦區低產區煤層氣開發及運行圖

該技術指采用地面煤層氣井開發技術，對未受煤礦開采影響的原始煤儲層進行地面預抽采的技術。主要包括：地面垂直井技術、水平多分支技術和U型水平井技術等技術。空間位置對應于煤礦的生產規劃區和部分開拓準備區。

晉城煤礦區低產區域主要為鄭莊井田和趙莊井田，鄭莊井田內規劃礦井為鄭莊煤礦，趙莊井田內主要煤礦為趙莊煤礦(見圖2)。

3.2 評估假定條件

建井投資額1億人民幣，償還期5年(1825天)，折算日貼現率為136346元；

動用資源面積：1km2/垂直井10口井;1km2/多分支水平井1口井;1km2/分段壓裂U型水平井2口井;

單井組投資：200萬元/垂直井1口井;1200萬元/多分支水平井1口井;1200萬元/分段壓裂U型水平井1口井; 均為硬煤地質條件下；

單井組日運行生產維護成本330元；

煤層氣項目1年達產，1標方煤層氣售價1.5元，補貼0.25元。

注：中華人民共和國財政部2016年2月14日(財建[2016]31號)文件， “十三五”期間，煤層氣(瓦斯)開采利用中央財政補貼標準從0.2元/m3提高到0.3元/m3。山西地方補貼0.05元/m3。同期1標方煤層氣市場售價不足1.5元。本文仍按照原價格體系進行評估。

3.3 煤層氣項目經濟核算及評估方法

使用評估假定條件，對經濟核算所需的基本參數、財稅參數進行賦值。與固定與變動費用進行賦值結果，共同作為煤層氣項目經濟核算及評估的數據。

選取盈虧平衡點(天)、投資回報凈現值(NPV，以萬計)、投資回報的現值 (PV ROI) 、投資回報的內部回報率 (IRR)等四類參數，對煤層氣開發的兩類地質條件下的五種開發模式進行案例式綜合評價。

3.4 評價結果

(1)高產區垂直井組項目

由表1結果表明：高產區垂直井組項目，在項目建設和生產服務的第528天賬面現金流為正，第1075天實行盈虧平衡；在貼現率為3.10%，投資回報凈現值(NPV)5902萬元，投資回報的現值 (PV ROI)22% ，投資回報的內部回報率 (IRR)27%，項目在5年貸款期限內可實行盈利，并具有較為可觀的投資回報。

表1 高產區煤層氣垂直井組項目盈虧平衡和投資回報分析結果

(2)高產區多分支水平井組項目

表2 高產區煤層氣多分支水平井井組項目盈虧平衡和投資回報分析結果

由表2結果表明：高產區煤層氣多分支水平井項目，在項目建設和生產服務的第467天賬面現金流為正，第594天實行盈虧平衡；在貼現率為3.10%，投資回報凈現值(NPV)23283萬元，投資回報的現值 (PV ROI)195% ，投資回報的內部回報率 (IRR)123%，項目在5年貸款期限內可實行盈利，并具有非常可觀的投資回報。

(3)高產區煤層氣U型分段壓裂井組

表3 高產區煤層氣U型分段壓裂井組盈虧平衡和投資回報分析結果表

由表3結果表明：高產區煤層氣U型分段壓裂井組，在項目建設和生產服務的第509天賬面現金流為正，第783天實行盈虧平衡；在貼現率為3.10%，投資回報凈現值(NPV)12074萬元，投資回報的現值 (PV ROI)106% ，投資回報的內部回報率 (IRR)60%，項目在5年貸款期限內可實行盈利，并具有非常可觀的投資回報。

(4)低產區垂直井組項目

表4 低產區煤層氣垂直井組盈虧平衡和投資回報分析結果表

由表4結果表明：低產區垂直井組項目，在項目建設和生產服務的5年投資期內，無法實行盈虧平衡；在貼現率為3.10%，投資回報凈現值(NPV)-23824萬元，投資回報的現值 (PV ROI)-90% ，投資回報的內部回報率 (IRR) 0%，項目在5年貸款期限內無法實行盈利，項目不具備投資回報。

(5)低產區煤層氣U型分段壓裂井組

表5 高產區煤層氣U型分段壓裂井組盈虧平衡和投資回報分析結果表

由表5結果表明：低產區煤層氣U型分段壓裂井組項目，在項目建設和生產服務的5年投資期內，無法實行盈虧平衡，預計在第2483天實行盈虧平衡；在貼現率為3.10%，投資回報凈現值(NPV)-3790萬元，投資回報的現值 (PV ROI)-37% ，投資回報的內部回報率 (IRR) -16%，項目在5年貸款期限內無法實行盈利，項目不具備投資回報。

[1] 安永生,陳勇光,吳曉東.煤層氣壓裂直井與多分支井經濟評價對比研究[J].石油鉆采工藝,2011,33(5):97-100.

[2] 張遂安,王竹平,李艷紅.煤層氣開發項目經濟評價方法與預測模型[J]. 中國礦業大學學報，2004,33(3):314-317.

[3] 楊雪掩，羅洪.油田開發經濟評價及實物期權新方法[M].北京：石油工業出版社，2007.

(責任編輯 劉 馨)

Economic Calculation and Evaluation of CBM Development Model in Jincheng Coal Mining Area

WANG Yang1,2,ZHAO Xiaoshan3

(1.Henan Polytechnic University, Henan 454000; 2.CCTEG Xi’an Research Institute, Shaanxi 710003; 3.Shanxi Lanyan Coalbed Methane Group Co, Ltd, Shanxi 048000)

Based on establishing the evaluation conditions of the studied area and analyzing the cost structure, the paper uses the production decline method to evaluate the geological factors affecting the CBM production for CBM project in Panzhuang Well Field. It also evaluates the geological factors affecting the CBM production for the CBM project in Zhengzhuang Well Field with recovery rate evaluation method. The quantity of resource is chosen as the main quantitative evaluation index of geological influence factors, and the dynamic cost economic evaluation model is established based on the dynamic total cost (loan amount), the net cumulative sales and the dynamic period change. The evaluation results show that CBM production can be profitable in the hard coal condition of the high yield area in Jincheng Coal Mining Area, and in the geological conditions of low yield area with broken soft coal and rock, CBM production using the vertical wells is proved to get a low profits. CBM development with surface wells will benefit the safety production for coal mines.

CBM development; economic benefit assessment; economic accounting; Jincheng Coal Mining Area; coal mine safety

王洋，女，學士，助理工程師，主要從事煤層氣開發利用方面的研究工作。