基于項目經濟評價的煤礦區(qū)煤層氣開發(fā)方案優(yōu)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(xiāng)境內，是沁水煤田樊莊勘探區(qū)的一部分，井田面積26.147km2，區(qū)內地形起伏較大，區(qū)內構造類型屬簡單類型，主要表現(xiàn)為東高西低的單斜構造，在此基礎上又發(fā)育著一系列寬緩的背斜、向斜構造。區(qū)內目前共發(fā)現(xiàn)斷層27條，陷落柱32個，未發(fā)現(xiàn)巖漿巖發(fā)育，水文地質條件相對較簡單。

區(qū)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(shù)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(qū)可采的穩(wěn)定型煤層，是區(qū)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(fā)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(xiàn)，但整體產氣效果不均衡?；谟裣旱V目前的勘探開發(fā)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(wěn)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(qū)煤炭采掘規(guī)劃，在近期煤炭采掘區(qū)，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(guī)劃區(qū)，考慮適當加大井間距，以實現(xiàn)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(qū)現(xiàn)有煤層氣開發(fā)中不同井間距的產氣量情況，還借助于煤層氣藏數(shù)值模擬軟件對本礦區(qū)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(wěn)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(fā)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(qū)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(guī)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(tǒng)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(fā)項目經濟評價

2.1 項目投資

煤層氣開發(fā)項目建設投資主要包括開發(fā)井工程投資(包括鉆井、壓裂、測井、錄井、煤儲層參數(shù)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(fā)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(fā)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(fā)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(qū)域民用、商用及工業(yè)用燃氣價格多在2.5元/m3上下徘徊。按照當?shù)貧鈨r，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(yè)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(fā)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(fā)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(yè)所得稅稅率為33%。采用折現(xiàn)現(xiàn)金流法對項目進行財務分析，即根據項目的現(xiàn)金流入和現(xiàn)金流出編制財務現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(fā)方案優(yōu)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(xiàn)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(xiàn)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(tài)，而且，方案二的財務凈現(xiàn)值要大于方案一，說明方案二優(yōu)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(yè)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(fā)，推薦方案二作為本區(qū)的開發(fā)方案。然而，煤層氣開發(fā)項目投資大，不確定因素多，投資風險高，在實際開發(fā)中，應充分考慮本礦區(qū)的基本地質條件、儲層條件以及現(xiàn)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(xiàn)本礦區(qū)地面煤層氣“安全-高效-經濟”一體化開發(fā)。