盘关区块地面煤层气开发经济性分析

邓 兰

(1.贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州 550000；2.贵州省煤田地质局，贵州 550000)

1 工程概况

盘关区块位于贵州省盘州市西北部，地处盘关向斜西翼北段，为一向东倾斜的单斜构造。断层较发育，落差等于和大于30m的大型断层8条，主要为倾角大于45°的正断层，区块构造复杂程度属于中等。上二叠统龙潭组作为区内含煤地层，含可采煤层12层，编号由上至下依次为3、4、6上、10、12、15、16、181上、182、19、22、24号煤层。其中12号煤层全区可采，煤层净厚度0.27～8.04m，平均2.91m。煤层变质程度中等，煤阶为肥煤～1/3焦煤，空气干燥基含气量为7.04m3/t～16.76m3/t，埋深一般200～600m。区内煤炭勘查程度已达勘探阶段，勘探程度高，对煤层的展布特征、构造发育特征掌握清楚，水文地质类型明确，总体对区块内地质认识程度较高。

2015～2020年，区内实施完成3口煤层气参数井和3口煤层气排采直井。对煤层气参数井进行采样测试和试井分析，获取煤岩煤质、含气量、吸附性、储层物性等参数。对煤层气排采井进行不少于3个月的连续生产，获取关于气井压力、产气量、产水量及其变化规律的资料，获取产能认识。排采井均对12号煤层进行排水产气试验并取得成功，单井目的煤层的埋深均处于400～500m，单井最高日产气量超过2000m3，稳产1000m3/d以上，显示出较好的煤层气地面抽采潜力。

2 煤层气储量估算

根据《油气矿产资源储量分类》(GB/T 19492—2020)的规定，油气藏地质储量按照勘探开发程度和地质认识程度由低到高分为三级，依次为预测地质储量、控制地质储量和探明地质储量。根据《煤层气储量估算规范》(DZ/T 0216—2020)的规定，结合区块地质构造特征、煤层气储层特征以及目前已施工的地面煤层气排采井生产情况，认为区内目的煤层达到估算探明储量的级别。

2.1 估算方法

根据《煤层气储量估算规范》(DZ/T 0216—2020)的规定，采用体积法对区块目的煤层进行储量计算。计算公式为：

Gi=0.01AhDCad

式中：Gi为煤层气地质储量，108m3；A为煤层含气面积，km2；h为煤层净厚度，m；D为煤的密度(煤的容重)，t/m3；Cad为煤的空气干燥基含气量，m3/t。

2.2 估算单元划分

根据《煤层气储量估算规范》(DZ/T 0216—2020)的要求，在区块范围内，纵向上以12号煤层为估算单元，平面上扣除净煤厚度小于0.7m和煤层气含量小于4m3/t的区域。

2.3 估算参数的选取

2.3.1 煤层含气面积

依据《煤层气储量估算规范》(DZ/T 0216—2020)，本区含气面积根据矿权边界、采空区边界、煤层净厚度下限值(0.7m)及含气量下限值(4m3/t)等参数进行确定，并考虑穿过区块断距较大的断层影响，将12号煤层含气面积划分为6个块段。12号煤层含气面积划分块段数据见表1。

表1 12号煤层含气面积划分块段情况

2.3.2 煤层厚度

采用煤层净厚度，即扣除夹矸层厚度后的煤层厚度。净煤厚度下限为0.7m，夹矸起扣厚度为0.05m，主要是根据钻井、录井和测井的综合评价成果确定。绘制煤层厚度等值线图，块段煤层平均厚度采用等值线面积权衡法取得。

2.3.3 煤层含气量

采用钻孔煤层空气干燥基含气量数据，按照2m3/t的间隔绘制煤层含气量等值线图，采用等值线面积权衡法取得块段平均含气量。

2.3.4 煤密度

采用煤层视密度，区内各块段12号煤层视密度均采用1.34t/m3。

2.4 煤层气储量估算结果

根据煤层气储量估算公式，以及前述确定的估算参数，计算得出区块内12号煤层煤层气探明地质储量为8.326×108m3，属于小型规模、低等丰度的煤层气藏。煤层气探明地质储量计算结果见表2。

表2 12号煤层煤层气探明地质储量计算结果

3 地面煤层气开发经济评价

3.1 开发项目设计

根据区内煤层气勘探开发现状以及地质条件，在区内煤层气探明地质储量区域部署地面煤层气开发工程。结合区内的地质条件、地形条件和投资成本等因素，选择垂直井进行煤层气开发；采用菱形井网，优化井间距为300m×350m，共设计33个井组，每组4口直井，共计132口井，分2年实施完成。利用COMET3软件对设计项目进行产能模拟，模拟煤层气井排采10年，单井累计产气量达319.185万m3。132口井连续排采10年，采收率达46.39%。单井产能模拟预测如图1所示。

图1 单井产能模拟预测

3.2 投资估算

在不考虑银行贷款的情况下，项目总投资主要分为开发建设投资、弃置费和流动资金三个部分。计算得出项目总投资为45897.98万元(表3)，其中，生产井单井投资为255万元，地面工建设程投资为5800万元，基本预备费投资为4735.20万元，流动资金为1578.40万元，在投产年一次性投入。

表3 项目总投资构成

3.3 生产收入

项目生产收入由销售收入和政府补贴收入两部分组成。煤层气商品率取96%，根据本地意向协议价格，煤层气含税价格为2.0元/m3，开发工程项目排采10年，累计销售收入74153.06万元。根据财建[2016]31号文件，中央财政对煤层气开采企业以0.3元/m3标准进行补贴；根据黔财工[2017]95号文件，贵州省财政对煤层气开采企业以0.2元/m3标准进行补贴，故补贴收入累加为18538.26万元。项目生产收入共计92691.32万元。

3.4 成本估算

成本费用由生产成本和期间费用组成。生产成本费用估算依据国家相关标准，并参考区块以往煤层气开发建设项目实际发生的费用。期间费用包括管理费用、财务费用和销售费用，销售费用参考省内相似区块资料，按照销售收入的0.4%计取(以不含税销售收入为基数)。通过计算得出，项目总成本费用为37003.69万元，生产成本费用为35413.77万元，期间费用总额为1589.92万元。

3.5 经济评价结果

根据《建设项目经济评价方法与参数》(国家发展改革委员会，2006)的要求，利用折现现金流法对项目进行经济评价，项目建设期为2年。评价结果见表4，所得税后财务内部收益率为9.86%，；所得税后财务净现值为3090.37万元；所得税后静态投资回收期(从建设期算起)为6.65年。可见项目具有经济可行性。

表4 财务评价结果

3.6 敏感性分析

敏感性分析是指对影响全部投资内部收益率的单个或多个因素进行敏感程度分析，投资成本、产量和气价是影响煤层气开发项目收益的主要因素。本次地面煤层气开发工程项目的内部收益率敏感性分析如图2所示。可以看出，影响项目效益最敏感因素是项目建设总投资，其次是煤层气产量，最后是煤层气价格。因此，以不影响工程质量为前提，控制建设成本的投资，是保障项目获得更好的经济效益的最直接、有效的途径。

图2 项目敏感性分析

4 结论

(1)盘关区块12号煤层煤层气探明地质储量为8.326×108m3，属于小型规模、浅-中埋深的煤层气藏。

(2)地面煤层气开发工程项目以垂直井为主要开发方式，共部署132口煤层气井，基建期为2年，排采10年，单井累计产气量为319.185万m3，采收率为46.39%。

(3)地面煤层气开发工程项目税后财务内部收益率为9.86%，大于财务内部基准收益率8%；税后财务净现值为3089.97万元，大于0；税后静态投资回收期(从建设期算起)为6.65年，小于基准投资回收期8年，地面煤层气开发工程项目具有良好的经济效益。

(4)地面煤层气开发工程项目对建设总投资最为敏感，在项目的基建期和生产期，从各个方面对投资成本和运营成本进行严格控制，项目经济效益可以得到显著提升。