劉娜娜

(中煤科工集團(tuán)西安研究院有限公司，陜西 710054)

1 項(xiàng)目概況

1.1 煤層氣地質(zhì)概況

玉溪煤礦位于山西省沁水縣胡底鄉(xiāng)境內(nèi)，是沁水煤田樊莊勘探區(qū)的一部分，井田面積26.147km2，區(qū)內(nèi)地形起伏較大，區(qū)內(nèi)構(gòu)造類型屬簡(jiǎn)單類型，主要表現(xiàn)為東高西低的單斜構(gòu)造，在此基礎(chǔ)上又發(fā)育著一系列寬緩的背斜、向斜構(gòu)造。區(qū)內(nèi)目前共發(fā)現(xiàn)斷層27條，陷落柱32個(gè)，未發(fā)現(xiàn)巖漿巖發(fā)育，水文地質(zhì)條件相對(duì)較簡(jiǎn)單。

區(qū)內(nèi)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%?？刹擅簩庸?層，分別為3號(hào)煤層和15號(hào)煤層，其中3號(hào)煤層為全區(qū)可采的穩(wěn)定型煤層，是區(qū)內(nèi)最主要可采煤層，本煤層厚度較大，平均煤厚為5.85m。煤體結(jié)構(gòu)較好，主要為原生結(jié)構(gòu)-碎裂結(jié)構(gòu)。根據(jù)地勘時(shí)期鉆孔和地面煤層氣井瓦斯含量測(cè)試結(jié)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(zhì)量好。

1.2 煤層氣開發(fā)方案設(shè)計(jì)

玉溪煤礦目前已有一部分地面垂直井、水平井進(jìn)行施工采氣，雖有高產(chǎn)案例出現(xiàn)，但整體產(chǎn)氣效果不均衡。基于玉溪煤礦目前的勘探開發(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(jù)各個(gè)工作面的需求不同，先期工作面抽采時(shí)間短，迫切需要短期內(nèi)有效降低瓦斯含量。玉溪煤礦構(gòu)造簡(jiǎn)單、地層平緩，煤層厚度大，分布穩(wěn)定，煤層埋深相對(duì)較淺，綜合考慮地形和裂隙走向等因素，設(shè)計(jì)煤層氣地面抽采方式主要采用垂直井(叢式井組)和水平對(duì)接井方式進(jìn)行。同時(shí)，緊密結(jié)合本區(qū)煤炭采掘規(guī)劃，在近期煤炭采掘區(qū)，可適當(dāng)減小井間距，提高布井密度，以期在短期內(nèi)獲得高抽采量，有效地降低煤層瓦斯含量；遠(yuǎn)期采掘規(guī)劃區(qū)，考慮適當(dāng)加大井間距，以實(shí)現(xiàn)安全和經(jīng)濟(jì)雙重效益。

項(xiàng)目在設(shè)計(jì)過程中，不僅調(diào)研分析了我國(guó)不同礦區(qū)現(xiàn)有煤層氣開發(fā)中不同井間距的產(chǎn)氣量情況，還借助于煤層氣藏?cái)?shù)值模擬軟件對(duì)本礦區(qū)不同井間距和不同水平段長(zhǎng)度的煤層氣井進(jìn)行產(chǎn)氣量預(yù)測(cè)。根據(jù)模擬結(jié)果可知(圖1)：煤層氣井間距越小，初期產(chǎn)氣量高，到達(dá)產(chǎn)能峰值的時(shí)間也越短；井間距越大，初期產(chǎn)量相對(duì)較低，穩(wěn)產(chǎn)期越長(zhǎng)，累計(jì)產(chǎn)氣量越高。水平對(duì)接井不同水平段長(zhǎng)度產(chǎn)能預(yù)測(cè)結(jié)果可知(圖2)：水平段長(zhǎng)度越長(zhǎng)，高峰日產(chǎn)氣量越大，隨著水平段長(zhǎng)度的增加，日產(chǎn)氣量和累計(jì)產(chǎn)氣量也逐漸增加，但在實(shí)際工程操作中，隨著水平段長(zhǎng)度的增加，施工難度和工程風(fēng)險(xiǎn)也會(huì)相應(yīng)增加。

圖1 不同井間距日產(chǎn)氣量模擬曲線

圖2 不同水平段長(zhǎng)度水平井日產(chǎn)氣量

綜合考慮，提出了兩種不同的開發(fā)方案，并進(jìn)行對(duì)比研究。其中，方案一：11個(gè)工作面共部署446口垂直井，考慮到區(qū)內(nèi)地形為丘陵地貌，同時(shí)也便于管理，降低投資成本，設(shè)計(jì)為5～7口井為1組的叢式井組；方案二：在抽采時(shí)間10年內(nèi)的工作面共設(shè)計(jì)64組水平對(duì)接井，在抽采時(shí)間大于10年的工作面，設(shè)計(jì)137口垂直井。

結(jié)合煤炭采掘規(guī)劃，每口(組)井的服務(wù)年限有所不同。利用CBM-SIM產(chǎn)能模擬軟件對(duì)不同工作面各個(gè)井型及井間距均做了產(chǎn)能預(yù)測(cè)，因配合項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)需要，統(tǒng)計(jì)了兩種方案15年的累計(jì)產(chǎn)氣量，結(jié)果為：累計(jì)排采15年，方案一累計(jì)產(chǎn)氣量為105156.94×104m3；方案二累計(jì)產(chǎn)氣量為102503.99×104m3(表1)。

表1 產(chǎn)能模擬結(jié)果表

2 煤層氣開發(fā)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

2.1 項(xiàng)目投資

煤層氣開發(fā)項(xiàng)目建設(shè)投資主要包括開發(fā)井工程投資(包括鉆井、壓裂、測(cè)井、錄井、煤儲(chǔ)層參數(shù)測(cè)試和排采等)、地面建設(shè)工程投資(井場(chǎng)平整、修路、井場(chǎng)建設(shè)等)、和地面集輸及利用工程投資及基本預(yù)備費(fèi)等。方案一446口叢式直井建設(shè)投資共144947.15萬(wàn)元，方案二64組水平井和137口直井建設(shè)投資為120610.50萬(wàn)元(表2)。

表2 建設(shè)投資估算表

2.2 生產(chǎn)成本

煤層氣開發(fā)項(xiàng)目生產(chǎn)成本主要包括采氣成本和期間費(fèi)用。其中，采氣成本主要包括材料費(fèi)、燃料動(dòng)力費(fèi)、生產(chǎn)人員工資、職工福利費(fèi)、其他開采費(fèi)用、修井費(fèi)及固定資產(chǎn)折舊費(fèi)等。期間費(fèi)用主要包括管理費(fèi)用和銷售費(fèi)用。管理費(fèi)用主要包括礦產(chǎn)資源補(bǔ)償費(fèi)、無(wú)形資產(chǎn)攤銷費(fèi)、遞延資產(chǎn)攤銷費(fèi)以及其他管理費(fèi)用；銷售費(fèi)用主要是指銷售過程中所發(fā)生的費(fèi)用，一般按銷售收入的0.2%～0.5%計(jì)算(表3)。

表3 成本和費(fèi)用估算表

2.3 生產(chǎn)收入

煤層氣開發(fā)項(xiàng)目生產(chǎn)收入主要包括銷售收入和政府補(bǔ)貼收入。

(1)銷售收入

從煤層氣終端銷售價(jià)格來看，晉城以及周邊區(qū)域民用、商用及工業(yè)用燃?xì)鈨r(jià)格多在2.5元/m3上下徘徊。按照當(dāng)?shù)貧鈨r(jià)，并結(jié)合市場(chǎng)調(diào)研和銷售市場(chǎng)分析，本次項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)時(shí)，煤層氣銷售價(jià)格取2.3元/m3。同時(shí)根據(jù)我國(guó)天然氣工業(yè)的經(jīng)驗(yàn)，天然氣商品率95%～98%，本次取96%。故銷售收入為：

銷售收入=產(chǎn)氣量×商品率×銷售價(jià)格

(2)補(bǔ)貼收入

根據(jù)財(cái)政部關(guān)于煤層氣等民用燃?xì)獾难a(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，“十三五”期間補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)提升為0.3元/m3，同時(shí)，山西省政府為加快煤層氣開發(fā)利用，在中央財(cái)政補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上，再補(bǔ)貼0.1元/m3。故補(bǔ)貼收入為：

補(bǔ)貼額度=(銷售量+自用量-發(fā)電用量)×

補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)

經(jīng)計(jì)算，累計(jì)排采15年，方案一生產(chǎn)收入為272566.82萬(wàn)元，方案二生產(chǎn)收入為265690.34萬(wàn)元(表4)。

表4 生產(chǎn)收入估算表

2.4 財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)

項(xiàng)目建設(shè)期3年，生產(chǎn)期15年，財(cái)務(wù)內(nèi)部基準(zhǔn)收益率取8%，基準(zhǔn)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(duì)項(xiàng)目進(jìn)行財(cái)務(wù)分析，即根據(jù)項(xiàng)目的現(xiàn)金流入和現(xiàn)金流出編制財(cái)務(wù)現(xiàn)金流量表，并以此計(jì)算項(xiàng)目財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)，結(jié)果為(表5)：方案一：稅后財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為8.91%，大于財(cái)務(wù)內(nèi)部基準(zhǔn)收益率8%；稅后財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值為4069.78萬(wàn)元，大于0；稅后投資回收期為6.40年，小于基準(zhǔn)投資回收期。方案二：稅后財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率13.01%，大于財(cái)務(wù)內(nèi)部基準(zhǔn)收益率8%；稅后財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值18116.97萬(wàn)元，大于0；稅后投資回收期5.69年，小于基準(zhǔn)投資回收期。

表5 全部投資財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)

3 開發(fā)方案優(yōu)選

(1)財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率結(jié)果對(duì)比

從財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)結(jié)果可以看出，方案一和方案二稅后財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率分別為8.91%和13.01%，均大于財(cái)務(wù)內(nèi)部基準(zhǔn)收益率8%，說明兩種方案的獲利能力均超過了基準(zhǔn)收益率的獲利水平，項(xiàng)目在財(cái)務(wù)上可考慮接受，而且方案二財(cái)務(wù)內(nèi)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(cái)務(wù)凈現(xiàn)值結(jié)果對(duì)比

從評(píng)價(jià)結(jié)果可知，方案一和方案二稅后財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值分別為4069.78萬(wàn)元和18116.97萬(wàn)元，均大于0，說明兩種方案的獲利水平均超過了基準(zhǔn)收益率，項(xiàng)目在財(cái)務(wù)上均處于盈利狀態(tài)，而且，方案二的財(cái)務(wù)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(cái)務(wù)評(píng)價(jià)結(jié)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(zhǔn)投資回收期，說明兩種方案在財(cái)務(wù)上均有一定的盈利能力，對(duì)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(qiáng)于方案一。

通過綜合分析三種評(píng)價(jià)指標(biāo)，可知方案二的盈利能力和抗風(fēng)險(xiǎn)能力要強(qiáng)于方案一，因此，從經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)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(xiàng)目投資大，不確定因素多，投資風(fēng)險(xiǎn)高，在實(shí)際開發(fā)中，應(yīng)充分考慮本礦區(qū)的基本地質(zhì)條件、儲(chǔ)層條件以及現(xiàn)有的開采技術(shù)條件等，綜合分析并確定合適的方案，以期實(shí)現(xiàn)本礦區(qū)地面煤層氣“安全-高效-經(jīng)濟(jì)”一體化開發(fā)。