重慶煤層氣地面抽采項目技術經濟評價

蒙 春 張 燁 陸朝暉 鄧 智

(1.國土資源部頁巖氣資源勘查重點實驗室重慶地質礦產研究院，重慶 400042；2.重慶市頁巖氣資源與勘查工程技術研究中心重慶地質礦產研究院，重慶 400042；3.煤炭資源與安全開采國家重點實驗室重慶研究中心，重慶 400042)

重慶煤層氣地面抽采項目技術經濟評價

蒙 春1,2,3張 燁1,2,3陸朝暉1,2,3鄧 智1,2,3

(1.國土資源部頁巖氣資源勘查重點實驗室重慶地質礦產研究院，重慶 400042；2.重慶市頁巖氣資源與勘查工程技術研究中心重慶地質礦產研究院，重慶 400042；3.煤炭資源與安全開采國家重點實驗室重慶研究中心，重慶 400042)

為針對性研究重慶地區(qū)煤層氣地面抽采項目經濟可行性，定性分析了煤層氣典型開發(fā)特征對項目投入產出的影響，建立了考慮技術進步的煤層氣開發(fā)項目經濟評價模型，利用經濟評價軟件測算了重慶地區(qū)煤層氣地面抽采井的潛在經濟效益。研究結果表明當產量水平達到1500m3/d，在重慶綦江地區(qū)開展煤層氣地面抽采直井項目經濟可行，且利用鉆井學習曲線模型進行鉆井周期估算可更加準確估算鉆井投資。

煤層氣 經濟評價 技術進步 投入產出影響

重慶地區(qū)煤層氣資源豐富，在政府和相關企業(yè)積極推動下，已開展前期地面抽采示范項目研究，從已有井的排水采氣情況來看效果良好。但由于煤層氣資源分布非均質性強，煤層薄，煤體結構受構造破壞嚴重，重慶煤層氣開發(fā)難度依然較大，投資風險高。

技術經濟評價是分析和評估煤層氣項目經濟可行性的必要手段，更是降低投資風險的重要保證?，F有煤層氣經濟評價方法多是結合所評價的目標區(qū)與常規(guī)天然氣在地質條件和開發(fā)工藝上的差異性，在常規(guī)氣田開發(fā)經濟評價體系基礎上進行調整而來，缺乏專門針對重慶煤層氣資源賦存條件、工藝技術和市場環(huán)境的有效經濟評價手段。為適應煤層氣開發(fā)快速發(fā)展需要，提高項目決策科學化水平，本文有針對性地開展重慶煤層氣地面抽采項目技術經濟評價研究，系統(tǒng)分析煤層氣項目投入產出影響因素，建立考慮技術進步的經濟評價模型，測算當前政策條件下重慶煤層氣開發(fā)項目的經濟效益，研究結果可為投資者提供科學決策依據。

1 煤層氣開發(fā)典型特征對項目投入產出的影響

(1)地質特征的影響

煤層氣為連續(xù)氣藏，勘探成功率高，勘探投入相對較少。煤層氣儲層非均質性強，井間差異明顯，在對煤層氣產出進行估算時應考慮井間差異。

(2)地理特征的影響

開發(fā)區(qū)地形影響煤層氣工程投資和開采成本。重慶地區(qū)多為山地，井場條件不佳，會增加項目建設投入。開發(fā)區(qū)地理位置影響運輸成本。重慶地區(qū)交通便利，已形成較為完善的天然氣管網系統(tǒng)及配套設施，這將為本地區(qū)煤層氣開采運輸提供便利條件，降低相關費用。

(3)工藝技術特征的影響

煤層氣井壓裂過程中需要大量水資源，水平段長度、壓裂級數以及支撐劑用量將影響產量和壓裂成本。而地下水污染、天然氣泄漏等環(huán)保方面的要求可能導致投資和操作成本增加。

(4)產出特征的影響

產量對煤層氣項目收入產生直接影響。煤層氣產出分為三個階段(見圖1)：①早期排水降壓：主要產水；②中期穩(wěn)定生產：隨著排水持續(xù)，產氣量逐漸上升并趨于穩(wěn)定，出現產氣高峰；③后期產量遞減：大量氣體被采出后，煤基質中解吸的氣體逐漸減少，盡管排水作業(yè)仍在繼續(xù)，但產氣量下降。

圖1 煤層氣井氣水產量曲線

(5)市場及政策的影響

我國天然氣需求旺盛，雖因經濟放緩及非常規(guī)氣產量增長，我國2015年天然氣對外依存度稍低于2014年，但仍高達31.78%，總體仍呈逐漸增大態(tài)勢，發(fā)展煤層氣擁有廣闊市場空間。國家高度重視煤層氣產業(yè)發(fā)展，煤層氣上游開采補貼由0.2元/m3增加到0.3元/m3，煤層氣開發(fā)享受增值稅返還優(yōu)惠。扶持政策的不斷完善，一定程度上降低了煤層氣開發(fā)成本。

2 煤層氣開發(fā)項目經濟評價模型

2.1 投資

2.1.1 建設投資

建設投資包括開發(fā)井投資和地面工程投資。采用詳細估算法計算煤層氣項目建設投資，即先分別估算構成建設投資的各個組成部分，然后匯總得出最終建設投資。

(1)開發(fā)井工程投資

① 鉆井投資

本文根據鉆井周期與單位時間鉆井成本來建立鉆井投資估算模型。鉆井周期的確定是鉆井投資估算的關鍵。美國頁巖氣和煤層氣開發(fā)經驗都表明，鉆井的學習效應非常明顯。在估算鉆井周期時，若僅僅簡單按照已有少數鉆井周期數據求平均值來估算未來其他井的鉆井周期勢必會忽略學習效應的存在，導致鉆井周期估算過長，高估鉆井投資。本文采用鉆井學習曲線模型來估算鉆井周期，計算公式如下：

Tn=C1eC2(1-n)+C3

(1)

式中Tn為第n口井的鉆井周期；n為所鉆井的序號；C1為常數，反映同一地質條件下鉆第一口井與最后一口井的時間之差；C2為常數，反映鉆井公司達到最短鉆井時間的速度；C3為常數，反映理想情況下(即學習效應已有所體現)在某地區(qū)鉆一口井的平均最短鉆井時間。

單位時間鉆井成本可根據區(qū)塊統(tǒng)計資料求得，因此建立如下基于學習曲線的煤層氣鉆井投資估算模型：

(2)

式中q為單位時間鉆井成本；Iz為鉆井工程投資。

② 壓裂投資

壓裂完井工程投資與壓裂級數成正相關，在壓裂級數既定的情況下，壓裂支出與壓裂半長近似呈正比，計算公式如下：

IF=NF×(a+b×rh)+c

(3)

式中NF為壓裂級數；rh為裂縫半長；a、b和c為常數。

(2)地面工程投資

煤層氣開發(fā)地面工程建設與常規(guī)天然氣類似，可采用下式計算：

Is=Isf+ Isv×Qmax

(4)

式中Is為產能建設階段區(qū)塊地面工程建設投資；Isf為地面工程固定投資；Isv為單位產能建設成本；Qmax為最大輸氣量或最大產能規(guī)模。

2.1.2 流動資金和建設期利息

本文采用擴大指標法估算煤層氣開發(fā)項目流動資金，估算公式如下：

CI=Rs×rg

(5)

式中CI為流動資金；Rs為銷售收入；rg為流動資金占銷售收入的比例。

計算建設期利息時，為簡化計算，通常假定借款均在每年的年中支用，借款當年按半年計息，其余各年份按全年計息。建設期利息采用復利方式計息，計算公式為：

各年應計利息= (年初借款本息累計+

本年借款額/2)×年利率

(6)

2.2 成本費用

(1)成本

采用相關因素法估算操作成本，即根據驅動各項操作成本的因素以及相應的費用定額估算操作成本。成本動因包括采氣井數、總生產井數、采氣量等，費用定額的取定則參考同類或相似區(qū)塊的操作成本數據并綜合考慮開發(fā)區(qū)的地理位置、開采方式、地面工藝流程、煤層氣物性和單井產量等因素。

折舊的估算主要涉及固定資產投資和年折舊率。

年折舊率= (1-預計凈殘值率)×

年度折舊因子

(7)

年折舊額=固定資產×年折舊率

(8)

(2)各項費用

除操作成本外，煤層氣開發(fā)過程中還包括管理費用、營業(yè)費用和財務費用，各項費用估算方法見表1。

2.3 稅費

2.3.1 資源稅費

(1)資源稅

根據《中華人民共和國資源稅暫行條例實施細則》規(guī)定，石油、天然氣將在全國范圍內“從價征收”，稅率定為5%。在經濟評價中，為了簡化計算，可用礦產品產量代替課稅數量。資源稅計算公式為：

資源稅 =銷售額×資源稅稅率

=產量×商品率×價格×資源稅稅率

(9)

(2)礦區(qū)使用費

中外合作開采陸上煤層氣所取得的收入，應當按照《中外合作開采陸上石油資源繳納礦區(qū)使用費暫行規(guī)定》的規(guī)定，繳納礦區(qū)使用費。

2.3.2 營業(yè)稅

按照營業(yè)額和規(guī)定的稅率計算應納稅額，營業(yè)稅計算公式為：

營業(yè)稅=營業(yè)額×營業(yè)稅稅率

(10)

表1 各項費用估算表

2.3.3 增值稅

根據國通辦[1997]8號文件精神，自營開采陸上煤層氣先按13%的稅率征收，返還8個百分點，實際繳納增值稅稅率為5%。

2.3.4 城市維護建設稅

城建稅率分三檔：納稅人所在地為市區(qū)，稅率0.6%；納稅人所在地為縣城、鎮(zhèn)，稅率0.4%；納稅人所在地不在市區(qū)、縣城或者鎮(zhèn)，稅率0.2%。城市維護建設稅計算公式為：

城市維護建設稅=銷售收入×城建稅率

(11)

2.3.5 教育附加稅

教育附加費以增值稅為基礎，稅率為增值稅的3%，計算公式如下

Tj=Tz×3%

(12)

式中Tj為教育附加稅；Tz為增值稅；3%為教育附加稅與增值稅稅率比值。

2.3.6 企業(yè)所得稅

根據財稅字[1996]62號文件規(guī)定，中外合作開采煤層氣的企業(yè)所得稅實行二免三減半政策，即從開始獲利年份起，第一年和第二年免征，第三年至第五年減半征收。

2.4 收入

煤層氣產出是其項目收入唯一來源，煤層氣銷售收入計算公式如下：

Rs(t)=q(t)×fs×pw

(13)

式中Rs(t)為第t年銷售收入；q(t)為第t年產量；fs為商品率；pw為銷售價格。

3 實例應用

利用技術經濟評價軟件，針對重慶綦江地區(qū)1個煤層氣平臺上的1口煤層氣井開展了經濟評價，具體分析如下：

(1)測算方案說明

評價區(qū)內含煤地層為二疊系上統(tǒng)龍?zhí)督M，組厚66.23～80.78m，平均厚74.4m，含煤10～12層。Q2井為評價區(qū)內平臺上的1口煤層氣參數井(直井)，經壓裂后正進行排水降壓采氣。項目建設期為1年，評價期15年。經濟評價基礎數據見表2。

表2 經濟評價基礎數據

利用數值模擬軟件預測Q2井在各年的平均日產氣量如圖2，其中日產量最大達2500m3/d，穩(wěn)產約1500 m3/d，按照每年生產330天，可計算出各年對應的年產氣量，從而計算出各年的銷售收入。

(2)測算結果

項目的財務凈現值稅后為98.77萬元(基準折現率12%)，稅后財務內部收益率16.15%，投資回收期稅后是5.66年，投資的單位總成本為0.37元/m3，財務評價可行，具體測算結果見表3。

表3 財務評價主要指標匯總表

圖2 Q2井各年的平均日產氣量預測

4 結論與建議

(1)煤層氣開發(fā)項目技術經濟評價應綜合考慮評價區(qū)地質、地理、工藝技術以及市場政策的影響，根據不同地區(qū)、不同企業(yè)的生產實際情況研究適應性評價方法。

(2)在估算鉆井周期時需考慮學習效應的存在，利用鉆井學習曲線模型進行鉆井周期估算將有利于更加準確地估算煤層氣氣鉆井投資。

(3)經濟評價結果顯示，若產氣量(穩(wěn)產)達到1500m3/d，在重慶綦江地區(qū)開展煤層氣地面抽采直井項目具有經濟效益。

(4)重慶地區(qū)煤層構造復雜，煤層氣開發(fā)難度大、風險高，為推進重慶煤層氣產業(yè)發(fā)展，在加強技術攻關的同時，還應持續(xù)研究不同區(qū)塊、不同開發(fā)階段煤層氣項目的經濟性，實現優(yōu)化投資流向、提高資金利用效率的目的。

[1] 孫春芬，趙滿萍，孫凌,等.煤層氣與常規(guī)氣田開發(fā)項目經濟評價方法差異性探討[J].石油規(guī)劃設計，2011，22(6)，12-14.

[2] 賀娟萍.煤礦區(qū)煤層氣地面抽采項目經濟評價研究[D].西安科技大學，2014.

[3] 劉澤江.煤層氣開發(fā)項目的經濟評價研究——以潘莊煤層氣項目為例[D].成都理工大學，2012.

[4] 楊永國，秦勇.煤層氣項目經濟評價系統(tǒng)模型及應用研究[J].煤炭學報，2004，29(2)，254-256.

[5] 曹艷，王秀芝.煤層氣地面開發(fā)項目經濟評價[J].天然氣工業(yè)，2011，31(11)，103-106.

[6] 陳飛，程軍，姚光華,等.重慶地區(qū)煤層氣資源開發(fā)模式研究[J].煤礦開采，2011，16(1)，28-31.

[7] 丁學平.重慶煤層氣工業(yè)的現狀與未來發(fā)展對策[J].煤炭經濟研究，1997，(8)，54.

(責任編輯 黃 嵐)

Economic Evaluation of CBM Surface Extraction Project in Chongqing

MENG Chun1,2,3, ZHANG Ye1,2,3, LU Zhaohui1,2,3, DENG Zhi1,2,3

(1.Key Laboratory of Shale Gas Exploration，Ministry of Land and Resources，Chongqing Institute of Geology and Mineral Resources, Chongqing 400042；2.Chongqing Engineering Research Center for Shale Gas Resources and Exploration，Chongqing Institute of Geology and Mineral Resources, Chongqing 400042；3.Chongqing Research Center of State Key Laboratory of Coal Resources and Safe Mining3；Chongqing 400042;

To specifically study the economic feasibility of CBM surface extraction project in Chongqing, the qualitative analysis of the impact of the typical characteristics of CBM development on project input and output is carried on, the CBM project economic evaluation model considering the influence of technology progress is established, and the potential economic benefits of CBM surface extraction well in Chongqing is measured by the economic evaluation software. The results shows that when the stable production is 1500m3/d, it has economic feasibility to carry on the CBM surface vertical well project in Qijiang area, and the CBM drilling investment can be estimated more accurately when using drilling study curve model estimating the drilling cycle.

CBM; economic evaluation; technology progress; input and output effect

蒙春，女，碩士，現主要從事頁巖氣、煤層氣排采開發(fā)以及經濟評價方面的研究工作。