基于項目經濟評價的煤礦區煤層氣開發方案優選

劉娜娜

(中煤科工集團西安研究院有限公司，陜西 710054)

1 項目概況

1.1 煤層氣地質概況

玉溪煤礦位于山西省沁水縣胡底鄉境內，是沁水煤田樊莊勘探區的一部分，井田面積26.147km2，區內地形起伏較大，區內構造類型屬簡單類型，主要表現為東高西低的單斜構造，在此基礎上又發育著一系列寬緩的背斜、向斜構造。區內目前共發現斷層27條，陷落柱32個，未發現巖漿巖發育，水文地質條件相對較簡單。

區內煤層主要分布于山西組(P1s)和太原組(C3t)，共含煤2～9層，含煤地層總厚122.08～161.90m，平均138.04m，含煤系數6.10%～8.36%，平均6.78%。可采煤層共2層，分別為3號煤層和15號煤層，其中3號煤層為全區可采的穩定型煤層，是區內最主要可采煤層，本煤層厚度較大，平均煤厚為5.85m。煤體結構較好，主要為原生結構-碎裂結構。根據地勘時期鉆孔和地面煤層氣井瓦斯含量測試結果可知，本煤層瓦斯含量高，空氣干燥基含氣量在6.95～20.66m3/t之間，氣體質量好。

1.2 煤層氣開發方案設計

玉溪煤礦目前已有一部分地面垂直井、水平井進行施工采氣，雖有高產案例出現，但整體產氣效果不均衡。基于玉溪煤礦目前的勘探開發情況，地面煤層氣抽采首要目的是解決煤炭開采面臨的瓦斯問題，根據各個工作面的需求不同，先期工作面抽采時間短，迫切需要短期內有效降低瓦斯含量。玉溪煤礦構造簡單、地層平緩，煤層厚度大，分布穩定，煤層埋深相對較淺，綜合考慮地形和裂隙走向等因素，設計煤層氣地面抽采方式主要采用垂直井(叢式井組)和水平對接井方式進行。同時，緊密結合本區煤炭采掘規劃，在近期煤炭采掘區，可適當減小井間距，提高布井密度，以期在短期內獲得高抽采量，有效地降低煤層瓦斯含量；遠期采掘規劃區，考慮適當加大井間距，以實現安全和經濟雙重效益。

項目在設計過程中，不僅調研分析了我國不同礦區現有煤層氣開發中不同井間距的產氣量情況，還借助于煤層氣藏數值模擬軟件對本礦區不同井間距和不同水平段長度的煤層氣井進行產氣量預測。根據模擬結果可知(圖1)：煤層氣井間距越小，初期產氣量高，到達產能峰值的時間也越短；井間距越大，初期產量相對較低，穩產期越長，累計產氣量越高。水平對接井不同水平段長度產能預測結果可知(圖2)：水平段長度越長，高峰日產氣量越大，隨著水平段長度的增加，日產氣量和累計產氣量也逐漸增加，但在實際工程操作中，隨著水平段長度的增加，施工難度和工程風險也會相應增加。

圖1 不同井間距日產氣量模擬曲線

圖2 不同水平段長度水平井日產氣量

綜合考慮，提出了兩種不同的開發方案，并進行對比研究。其中，方案一：11個工作面共部署446口垂直井，考慮到區內地形為丘陵地貌，同時也便于管理，降低投資成本，設計為5～7口井為1組的叢式井組；方案二：在抽采時間10年內的工作面共設計64組水平對接井，在抽采時間大于10年的工作面，設計137口垂直井。

結合煤炭采掘規劃，每口(組)井的服務年限有所不同。利用CBM-SIM產能模擬軟件對不同工作面各個井型及井間距均做了產能預測，因配合項目經濟評價需要，統計了兩種方案15年的累計產氣量，結果為：累計排采15年，方案一累計產氣量為105156.94×104m3；方案二累計產氣量為102503.99×104m3(表1)。

表1 產能模擬結果表

2 煤層氣開發項目經濟評價

2.1 項目投資

煤層氣開發項目建設投資主要包括開發井工程投資(包括鉆井、壓裂、測井、錄井、煤儲層參數測試和排采等)、地面建設工程投資(井場平整、修路、井場建設等)、和地面集輸及利用工程投資及基本預備費等。方案一446口叢式直井建設投資共144947.15萬元，方案二64組水平井和137口直井建設投資為120610.50萬元(表2)。

表2 建設投資估算表

2.2 生產成本

煤層氣開發項目生產成本主要包括采氣成本和期間費用。其中，采氣成本主要包括材料費、燃料動力費、生產人員工資、職工福利費、其他開采費用、修井費及固定資產折舊費等。期間費用主要包括管理費用和銷售費用。管理費用主要包括礦產資源補償費、無形資產攤銷費、遞延資產攤銷費以及其他管理費用；銷售費用主要是指銷售過程中所發生的費用，一般按銷售收入的0.2%～0.5%計算(表3)。

表3 成本和費用估算表

2.3 生產收入

煤層氣開發項目生產收入主要包括銷售收入和政府補貼收入。

(1)銷售收入

從煤層氣終端銷售價格來看，晉城以及周邊區域民用、商用及工業用燃氣價格多在2.5元/m3上下徘徊。按照當地氣價，并結合市場調研和銷售市場分析，本次項目經濟評價時，煤層氣銷售價格取2.3元/m3。同時根據我國天然氣工業的經驗，天然氣商品率95%～98%，本次取96%。故銷售收入為：

銷售收入=產氣量×商品率×銷售價格

(2)補貼收入

根據財政部關于煤層氣等民用燃氣的補貼標準，“十三五”期間補貼標準提升為0.3元/m3，同時，山西省政府為加快煤層氣開發利用，在中央財政補貼標準的基礎上，再補貼0.1元/m3。故補貼收入為：

補貼額度=(銷售量+自用量-發電用量)×

補貼標準

經計算，累計排采15年，方案一生產收入為272566.82萬元，方案二生產收入為265690.34萬元(表4)。

表4 生產收入估算表

2.4 財務評價

項目建設期3年，生產期15年，財務內部基準收益率取8%，基準投資回收期8年，企業所得稅稅率為33%。采用折現現金流法對項目進行財務分析，即根據項目的現金流入和現金流出編制財務現金流量表，并以此計算項目財務評價指標，結果為(表5)：方案一：稅后財務內部收益率為8.91%，大于財務內部基準收益率8%；稅后財務凈現值為4069.78萬元，大于0；稅后投資回收期為6.40年，小于基準投資回收期。方案二：稅后財務內部收益率13.01%，大于財務內部基準收益率8%；稅后財務凈現值18116.97萬元，大于0；稅后投資回收期5.69年，小于基準投資回收期。

表5 全部投資財務評價指標

3 開發方案優選

(1)財務內部收益率結果對比

從財務評價結果可以看出，方案一和方案二稅后財務內部收益率分別為8.91%和13.01%，均大于財務內部基準收益率8%，說明兩種方案的獲利能力均超過了基準收益率的獲利水平，項目在財務上可考慮接受，而且方案二財務內部收益率要大于方案一，說明方案二盈利能力大于方案一。

(2)財務凈現值結果對比

從評價結果可知，方案一和方案二稅后財務凈現值分別為4069.78萬元和18116.97萬元，均大于0，說明兩種方案的獲利水平均超過了基準收益率，項目在財務上均處于盈利狀態，而且，方案二的財務凈現值要大于方案一，說明方案二優于方案一。

(3)投資回收期

從財務評價結果可知，方案一和方案二的投資回收期均小于行業的基準投資回收期，說明兩種方案在財務上均有一定的盈利能力，對比可知方案二的投資回收期要小于方案一，說明方案二的盈利能力強于方案一。

通過綜合分析三種評價指標，可知方案二的盈利能力和抗風險能力要強于方案一，因此，從經濟評價的角度出發，推薦方案二作為本區的開發方案。然而，煤層氣開發項目投資大，不確定因素多，投資風險高，在實際開發中，應充分考慮本礦區的基本地質條件、儲層條件以及現有的開采技術條件等，綜合分析并確定合適的方案，以期實現本礦區地面煤層氣“安全-高效-經濟”一體化開發。