盤關區(qū)塊地面煤層氣開發(fā)經濟性分析

鄧 蘭

(1.貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州 550000；2.貴州省煤田地質局，貴州 550000)

1 工程概況

盤關區(qū)塊位于貴州省盤州市西北部，地處盤關向斜西翼北段，為一向東傾斜的單斜構造。斷層較發(fā)育，落差等于和大于30m的大型斷層8條，主要為傾角大于45°的正斷層，區(qū)塊構造復雜程度屬于中等。上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M作為區(qū)內含煤地層，含可采煤層12層，編號由上至下依次為3、4、6上、10、12、15、16、181上、182、19、22、24號煤層。其中12號煤層全區(qū)可采，煤層凈厚度0.27～8.04m，平均2.91m。煤層變質程度中等，煤階為肥煤～1/3焦煤，空氣干燥基含氣量為7.04m3/t～16.76m3/t，埋深一般200～600m。區(qū)內煤炭勘查程度已達勘探階段，勘探程度高，對煤層的展布特征、構造發(fā)育特征掌握清楚，水文地質類型明確，總體對區(qū)塊內地質認識程度較高。

2015～2020年，區(qū)內實施完成3口煤層氣參數井和3口煤層氣排采直井。對煤層氣參數井進行采樣測試和試井分析，獲取煤巖煤質、含氣量、吸附性、儲層物性等參數。對煤層氣排采井進行不少于3個月的連續(xù)生產，獲取關于氣井壓力、產氣量、產水量及其變化規(guī)律的資料，獲取產能認識。排采井均對12號煤層進行排水產氣試驗并取得成功，單井目的煤層的埋深均處于400～500m，單井最高日產氣量超過2000m3，穩(wěn)產1000m3/d以上，顯示出較好的煤層氣地面抽采潛力。

2 煤層氣儲量估算

根據《油氣礦產資源儲量分類》(GB/T 19492—2020)的規(guī)定，油氣藏地質儲量按照勘探開發(fā)程度和地質認識程度由低到高分為三級，依次為預測地質儲量、控制地質儲量和探明地質儲量。根據《煤層氣儲量估算規(guī)范》(DZ/T 0216—2020)的規(guī)定，結合區(qū)塊地質構造特征、煤層氣儲層特征以及目前已施工的地面煤層氣排采井生產情況，認為區(qū)內目的煤層達到估算探明儲量的級別。

2.1 估算方法

根據《煤層氣儲量估算規(guī)范》(DZ/T 0216—2020)的規(guī)定，采用體積法對區(qū)塊目的煤層進行儲量計算。計算公式為：

Gi=0.01AhDCad

式中：Gi為煤層氣地質儲量，108m3；A為煤層含氣面積，km2；h為煤層凈厚度，m；D為煤的密度(煤的容重)，t/m3；Cad為煤的空氣干燥基含氣量，m3/t。

2.2 估算單元劃分

根據《煤層氣儲量估算規(guī)范》(DZ/T 0216—2020)的要求，在區(qū)塊范圍內，縱向上以12號煤層為估算單元，平面上扣除凈煤厚度小于0.7m和煤層氣含量小于4m3/t的區(qū)域。

2.3 估算參數的選取

2.3.1 煤層含氣面積

依據《煤層氣儲量估算規(guī)范》(DZ/T 0216—2020)，本區(qū)含氣面積根據礦權邊界、采空區(qū)邊界、煤層凈厚度下限值(0.7m)及含氣量下限值(4m3/t)等參數進行確定，并考慮穿過區(qū)塊斷距較大的斷層影響，將12號煤層含氣面積劃分為6個塊段。12號煤層含氣面積劃分塊段數據見表1。

表1 12號煤層含氣面積劃分塊段情況

2.3.2 煤層厚度

采用煤層凈厚度，即扣除夾矸層厚度后的煤層厚度。凈煤厚度下限為0.7m，夾矸起扣厚度為0.05m，主要是根據鉆井、錄井和測井的綜合評價成果確定。繪制煤層厚度等值線圖，塊段煤層平均厚度采用等值線面積權衡法取得。

2.3.3 煤層含氣量

采用鉆孔煤層空氣干燥基含氣量數據，按照2m3/t的間隔繪制煤層含氣量等值線圖，采用等值線面積權衡法取得塊段平均含氣量。

2.3.4 煤密度

采用煤層視密度，區(qū)內各塊段12號煤層視密度均采用1.34t/m3。

2.4 煤層氣儲量估算結果

根據煤層氣儲量估算公式，以及前述確定的估算參數，計算得出區(qū)塊內12號煤層煤層氣探明地質儲量為8.326×108m3，屬于小型規(guī)模、低等豐度的煤層氣藏。煤層氣探明地質儲量計算結果見表2。

表2 12號煤層煤層氣探明地質儲量計算結果

3 地面煤層氣開發(fā)經濟評價

3.1 開發(fā)項目設計

根據區(qū)內煤層氣勘探開發(fā)現狀以及地質條件，在區(qū)內煤層氣探明地質儲量區(qū)域部署地面煤層氣開發(fā)工程。結合區(qū)內的地質條件、地形條件和投資成本等因素，選擇垂直井進行煤層氣開發(fā)；采用菱形井網，優(yōu)化井間距為300m×350m，共設計33個井組，每組4口直井，共計132口井，分2年實施完成。利用COMET3軟件對設計項目進行產能模擬，模擬煤層氣井排采10年，單井累計產氣量達319.185萬m3。132口井連續(xù)排采10年，采收率達46.39%。單井產能模擬預測如圖1所示。

圖1 單井產能模擬預測

3.2 投資估算

在不考慮銀行貸款的情況下，項目總投資主要分為開發(fā)建設投資、棄置費和流動資金三個部分。計算得出項目總投資為45897.98萬元(表3)，其中，生產井單井投資為255萬元，地面工建設程投資為5800萬元，基本預備費投資為4735.20萬元，流動資金為1578.40萬元，在投產年一次性投入。

表3 項目總投資構成

3.3 生產收入

項目生產收入由銷售收入和政府補貼收入兩部分組成。煤層氣商品率取96%，根據本地意向協(xié)議價格，煤層氣含稅價格為2.0元/m3，開發(fā)工程項目排采10年，累計銷售收入74153.06萬元。根據財建[2016]31號文件，中央財政對煤層氣開采企業(yè)以0.3元/m3標準進行補貼；根據黔財工[2017]95號文件，貴州省財政對煤層氣開采企業(yè)以0.2元/m3標準進行補貼，故補貼收入累加為18538.26萬元。項目生產收入共計92691.32萬元。

3.4 成本估算

成本費用由生產成本和期間費用組成。生產成本費用估算依據國家相關標準，并參考區(qū)塊以往煤層氣開發(fā)建設項目實際發(fā)生的費用。期間費用包括管理費用、財務費用和銷售費用，銷售費用參考省內相似區(qū)塊資料，按照銷售收入的0.4%計取(以不含稅銷售收入為基數)。通過計算得出，項目總成本費用為37003.69萬元，生產成本費用為35413.77萬元，期間費用總額為1589.92萬元。

3.5 經濟評價結果

根據《建設項目經濟評價方法與參數》(國家發(fā)展改革委員會，2006)的要求，利用折現現金流法對項目進行經濟評價，項目建設期為2年。評價結果見表4，所得稅后財務內部收益率為9.86%，；所得稅后財務凈現值為3090.37萬元；所得稅后靜態(tài)投資回收期(從建設期算起)為6.65年?？梢婍椖烤哂薪洕尚行?。

表4 財務評價結果

3.6 敏感性分析

敏感性分析是指對影響全部投資內部收益率的單個或多個因素進行敏感程度分析，投資成本、產量和氣價是影響煤層氣開發(fā)項目收益的主要因素。本次地面煤層氣開發(fā)工程項目的內部收益率敏感性分析如圖2所示。可以看出，影響項目效益最敏感因素是項目建設總投資，其次是煤層氣產量，最后是煤層氣價格。因此，以不影響工程質量為前提，控制建設成本的投資，是保障項目獲得更好的經濟效益的最直接、有效的途徑。

圖2 項目敏感性分析

4 結論

(1)盤關區(qū)塊12號煤層煤層氣探明地質儲量為8.326×108m3，屬于小型規(guī)模、淺-中埋深的煤層氣藏。

(2)地面煤層氣開發(fā)工程項目以垂直井為主要開發(fā)方式，共部署132口煤層氣井，基建期為2年，排采10年，單井累計產氣量為319.185萬m3，采收率為46.39%。

(3)地面煤層氣開發(fā)工程項目稅后財務內部收益率為9.86%，大于財務內部基準收益率8%；稅后財務凈現值為3089.97萬元，大于0；稅后靜態(tài)投資回收期(從建設期算起)為6.65年，小于基準投資回收期8年，地面煤層氣開發(fā)工程項目具有良好的經濟效益。

(4)地面煤層氣開發(fā)工程項目對建設總投資最為敏感，在項目的基建期和生產期，從各個方面對投資成本和運營成本進行嚴格控制，項目經濟效益可以得到顯著提升。