王 洋 赵小山

(1.河南理工大学，河南 454000；2.中煤科工集团西安研究院有限公司，陕西 710003； 3.山西蓝焰煤层气集团有限责任公司,山西 048000)

晋城煤矿区煤层气开发模式经济核算与评估

王 洋1,2赵小山3

(1.河南理工大学，河南 454000；2.中煤科工集团西安研究院有限公司，陕西 710003； 3.山西蓝焰煤层气集团有限责任公司,山西 048000)

基于建立研究区评估条件和开展成本构成分析,采用了产量递减法评估了潘庄井田煤层气项目的产量影响因素,采用了采收率估算法评估了郑庄井田煤层气项目的产量影响因素,本次工作选择资源量作为地质影响因素的主要量化评价指标，基于动态总成本(贷款额)、净累计销售额和动态期变动(天)建立动态成本经济评估模型。通过动态盈亏平衡和投资回报分析法进行了经济效益评价。评价结果表明，在晋城煤矿区高产区硬煤条件下，抽采煤层气均可以盈利,在低产区碎软煤岩地质条件下，采用垂直井生产煤层气效益是很差的。但地面煤层气开发可提升煤矿安全效益。

煤层气开发 经济效益评价 经济核算 晋城煤矿区 煤矿安全

本文拟对晋城煤矿区煤层气开发高产区和低产区的多种开发模式，进行经济效益核算与评价研究。

(1)资源量及资源丰度

晋城煤矿区吨煤瓦斯含量介于6～35m3/t,平均10m3/t以上，潘庄、郑庄等井田平均14m3/t以上。

主要可采煤层3号、15号煤，净厚度8.5m，局部9号煤可采，净厚度1m。其中，潘庄可采煤层3号、9号、15号煤，郑庄可采煤层3号、15号煤。

(2)储层压力

晋城煤矿区的储层压力受煤层埋深及构造控制，其值介于12～37MPa,平均15MPa以上。

研究区的主要煤层气开发地质影响因素包括：

(3)煤层渗透性

晋城煤矿区试井和小压测试过程获得的有效渗透率0.015～1mD。

1 研究区评价方法的建立

1.1 地质影响因素的量化评价方法

地质因素是煤层气产出必要条件，按照资源量及资源丰度，对晋城煤矿区划分为高产区和低产区，并计算评估项目最低可盈利地质控制因素，计算项目运营结束后的残余瓦斯含量，即为不可采资源量。

1.2 开发模式的量化评价方法

煤层气项目的开发模式有广义和狭义之分，只以井型、井间距、压裂排采等生产工艺区分开发方式的差异是通常的狭义模式，涵盖从煤层气项目的前期立项、融资、建设、生产、销售(税收、政策补贴)等各个环节，称之为完整的煤层气开发模式。

2 研究区经济可采性地质因素评估

2.1 高产区产量递减法评估产量影响因素

晋城煤矿区的潘庄井田，稳产期内，平均单井产量2500m3/d，属于高产区。年吨煤瓦斯降低1～1.5m3/t，预计项目运营结束后的残余瓦斯含量0.5m3/t。拟采用产量递减法可较为全面评估潘庄井田煤层气项目的地质影响因素。

2.2 低产区采收率估算法评估产量影响因素

晋城煤矿区的郑庄、赵庄井田，稳产期内，平均单井产量300～800m3/d，属于低产区。年吨煤瓦斯降低0.2～0.5m3/t，预计项目运营15年后，仍未达到煤矿开拓瓦斯安全含量8m3/t以下。拟采用采收率估算法可较为全面评估郑庄井田煤层气项目的地质影响因素。

3 开发模式与经济核算与评估

通过对高产区煤层气垂直井组项目、高产区煤层气多分支水平井组项目、高产区U型分段压裂井组项目、低产区煤层气垂直井组项目、低产区U型分段压裂井组项目分别进行成本构成分析，再做经济核算及评估。

3.1 不同地质条件下的开发模式

晋城煤矿区高产区域主要为潘庄井田，井田内主要煤矿为寺河煤矿(见图1)，按照采煤的时间接替顺序，将井田划分为生产规划区、开拓准备区和回采区。高产区煤层气开发模式主要指应用于煤矿区生产规划区的地面煤层气井开发技术。

图1 晋城煤矿区高产区煤层气开发及运行图

图2 晋城煤矿区低产区煤层气开发及运行图

该技术指采用地面煤层气井开发技术，对未受煤矿开采影响的原始煤储层进行地面预抽采的技术。主要包括：地面垂直井技术、水平多分支技术和U型水平井技术等技术。空间位置对应于煤矿的生产规划区和部分开拓准备区。

晋城煤矿区低产区域主要为郑庄井田和赵庄井田，郑庄井田内规划矿井为郑庄煤矿，赵庄井田内主要煤矿为赵庄煤矿(见图2)。

3.2 评估假定条件

建井投资额1亿人民币，偿还期5年(1825天)，折算日贴现率为136346元；

动用资源面积：1km2/垂直井10口井;1km2/多分支水平井1口井;1km2/分段压裂U型水平井2口井;

单井组投资：200万元/垂直井1口井;1200万元/多分支水平井1口井;1200万元/分段压裂U型水平井1口井; 均为硬煤地质条件下；

单井组日运行生产维护成本330元；

煤层气项目1年达产，1标方煤层气售价1.5元，补贴0.25元。

注：中华人民共和国财政部2016年2月14日(财建[2016]31号)文件， “十三五”期间，煤层气(瓦斯)开采利用中央财政补贴标准从0.2元/m3提高到0.3元/m3。山西地方补贴0.05元/m3。同期1标方煤层气市场售价不足1.5元。本文仍按照原价格体系进行评估。

3.3 煤层气项目经济核算及评估方法

使用评估假定条件，对经济核算所需的基本参数、财税参数进行赋值。与固定与变动费用进行赋值结果，共同作为煤层气项目经济核算及评估的数据。

选取盈亏平衡点(天)、投资回报净现值(NPV，以万计)、投资回报的现值 (PV ROI) 、投资回报的内部回报率 (IRR)等四类参数，对煤层气开发的两类地质条件下的五种开发模式进行案例式综合评价。

3.4 评价结果

(1)高产区垂直井组项目

由表1结果表明：高产区垂直井组项目，在项目建设和生产服务的第528天账面现金流为正，第1075天实行盈亏平衡；在贴现率为3.10%，投资回报净现值(NPV)5902万元，投资回报的现值 (PV ROI)22% ，投资回报的内部回报率 (IRR)27%，项目在5年贷款期限内可实行盈利，并具有较为可观的投资回报。

表1 高产区煤层气垂直井组项目盈亏平衡和投资回报分析结果

(2)高产区多分支水平井组项目

表2 高产区煤层气多分支水平井井组项目盈亏平衡和投资回报分析结果

由表2结果表明：高产区煤层气多分支水平井项目，在项目建设和生产服务的第467天账面现金流为正，第594天实行盈亏平衡；在贴现率为3.10%，投资回报净现值(NPV)23283万元，投资回报的现值 (PV ROI)195% ，投资回报的内部回报率 (IRR)123%，项目在5年贷款期限内可实行盈利，并具有非常可观的投资回报。

(3)高产区煤层气U型分段压裂井组

表3 高产区煤层气U型分段压裂井组盈亏平衡和投资回报分析结果表

由表3结果表明：高产区煤层气U型分段压裂井组，在项目建设和生产服务的第509天账面现金流为正，第783天实行盈亏平衡；在贴现率为3.10%，投资回报净现值(NPV)12074万元，投资回报的现值 (PV ROI)106% ，投资回报的内部回报率 (IRR)60%，项目在5年贷款期限内可实行盈利，并具有非常可观的投资回报。

(4)低产区垂直井组项目

表4 低产区煤层气垂直井组盈亏平衡和投资回报分析结果表

由表4结果表明：低产区垂直井组项目，在项目建设和生产服务的5年投资期内，无法实行盈亏平衡；在贴现率为3.10%，投资回报净现值(NPV)-23824万元，投资回报的现值 (PV ROI)-90% ，投资回报的内部回报率 (IRR) 0%，项目在5年贷款期限内无法实行盈利，项目不具备投资回报。

(5)低产区煤层气U型分段压裂井组

表5 高产区煤层气U型分段压裂井组盈亏平衡和投资回报分析结果表

由表5结果表明：低产区煤层气U型分段压裂井组项目，在项目建设和生产服务的5年投资期内，无法实行盈亏平衡，预计在第2483天实行盈亏平衡；在贴现率为3.10%，投资回报净现值(NPV)-3790万元，投资回报的现值 (PV ROI)-37% ，投资回报的内部回报率 (IRR) -16%，项目在5年贷款期限内无法实行盈利，项目不具备投资回报。

[1] 安永生,陈勇光,吴晓东.煤层气压裂直井与多分支井经济评价对比研究[J].石油钻采工艺,2011,33(5):97-100.

[2] 张遂安,王竹平,李艳红.煤层气开发项目经济评价方法与预测模型[J]. 中国矿业大学学报，2004,33(3):314-317.

[3] 杨雪掩，罗洪.油田开发经济评价及实物期权新方法[M].北京：石油工业出版社，2007.

(责任编辑 刘 馨)

Economic Calculation and Evaluation of CBM Development Model in Jincheng Coal Mining Area

WANG Yang1,2,ZHAO Xiaoshan3

(1.Henan Polytechnic University, Henan 454000; 2.CCTEG Xi’an Research Institute, Shaanxi 710003; 3.Shanxi Lanyan Coalbed Methane Group Co, Ltd, Shanxi 048000)

Based on establishing the evaluation conditions of the studied area and analyzing the cost structure, the paper uses the production decline method to evaluate the geological factors affecting the CBM production for CBM project in Panzhuang Well Field. It also evaluates the geological factors affecting the CBM production for the CBM project in Zhengzhuang Well Field with recovery rate evaluation method. The quantity of resource is chosen as the main quantitative evaluation index of geological influence factors, and the dynamic cost economic evaluation model is established based on the dynamic total cost (loan amount), the net cumulative sales and the dynamic period change. The evaluation results show that CBM production can be profitable in the hard coal condition of the high yield area in Jincheng Coal Mining Area, and in the geological conditions of low yield area with broken soft coal and rock, CBM production using the vertical wells is proved to get a low profits. CBM development with surface wells will benefit the safety production for coal mines.

CBM development; economic benefit assessment; economic accounting; Jincheng Coal Mining Area; coal mine safety

王洋，女，学士，助理工程师，主要从事煤层气开发利用方面的研究工作。