煤层气产业研究

秦勇（中国矿业大学 江苏徐州 221008）作者简介：秦勇，1957年生，男，博士，教授，煤田与煤层气地质，yongqin＠cumt.e.cn。基金项目：国家973计划项目（2002CB211704）及国家自然科学基金项目（40572095）资助。摘要 基于CNKI中国期刊全文数据库，系统检索和统计了我国煤层气论文的分布特点。以此为基础，分析了我国煤层气论文分布与产业发展特征之间的关系，讨论了产业发展对科学技术的需求趋势。结果显示：分别以1999年和2002年为界，论文分布体现出我国煤层气产业发展经历了三个历史阶段，每一阶段对科技需求的特点在论文分布特征上都有所体现。由此，作者认为：煤层气资源评价及其方法仍是今后研究的主题，进一步深化地质选区理论与方法将有助于选区成功率的提高，开发技术适应性是今后需致力于探讨的重要方向之一，煤层气井产能、采收率及其影响因素的研究应该引起足够重视，全方位探索深部煤层气资源与开发潜力将有可能拓展我国煤层气开发的新领域，研发环境保护、高附加值转化利用和小型化利用储运技术将有助于推进我国煤层气产业健康发展。关键词 煤层气 论文 分布 产业 发展CBM Publication Occurrence and Instrial Development in ChinaQin Yong（China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008）Abstract：The occurrence of the coalbed methane（CBM）papers written by Chinese authors from 1994 to 2005 was systematically indexed and analyzed form the CNKI's China Journal Full Database（CJFD）.Based up the data or information，the correlation of the paper distribution to the development of Chinese CBM instry was construed and the requirements of the instry to science and technology for the future were discussed.It was shown that，respectively taking the 1999 and 2002 as a borderline，three developmental stages of the Chinese CBM instry as well as the scientific and technologic requirements of the instry in each stage were unfolded through the distribution of the papers.It was farther suggested that the evaluation and methodology of the CBM resources should be taken as one of the subjects in future research，the deep research of the target-selecting theory and method would help to improve the reliability of the CBM target selection，the adaptability of the exploiting technology to the CBM geological conditions should be one of the key aspects which should be engaged in the researches，the CBM-well proctivity and CBM recovery ration should be laid much store by investigation，the omni-directional exploration for the potential of the deep CBM resources and development would be helpful to the deploitation of new CBM field in the instry，and the technological advances on the CBM environmental protection，high-additional-value utilization and miniaturized storage and transportation equipment should conce to promote the benign development of the instry.Keywords：CBM；paper；occurrence；instry；development在现代科学技术背景下，新兴产业的发展均与该领域学术技术研究状况密切相关。换言之，一个产业领域内基础、应用基础与技术研究论文的分布状况，蕴涵着该产业发展历程的丰富信息，并在一定程度上可预示产业的发展趋势。我国煤层气产业目前处于商业化生产的启动阶段[1]，分析煤层气论文产出特点及其与产业发展的关系，对回顾我国煤层气产业发展历史、展望其发展趋势均有所裨益。为此，本文作者利用中国国家知识基础设施（CNKI）中国期刊全文数据库[2]，对1994～2005年期间煤层气论文进行了系统检索。以此为依据，分析了我国煤层气论文在时间和研究方向上分布特点，讨论了产业发展所需注重的主要科学技术问题。1 CNKI 煤层气论文总体分布系统检索结果显示，CNKI中国期刊全文数据库收录1994年至2005年煤层气论文1465篇，年均约122篇。分析检索结果（图1），获得如下总体认识：第一，我国煤层气论文连年增长，但不同历史阶段的增长速率明显不同。这一特点，与中国煤层气产业的艰难探索过程一致，反映出产业从起始到目前产业化经历了阶段性的发展历程。第二，不同类别论文的分布特点，揭示出我国煤层气产业当前所处的阶段性特征。在论文总量中，地质与勘探类论文所占比例为54.33%，开发技术类论文占14.88%，利用与储运类论文占6.42%，经济与政策类论文占4.03%，环境保护类论文占1.30%。以地质勘探类论文为主的分布特点，折射出我国煤层气产业总体上处于发展的初始时期。第三，各类论文在时间上的分布呈规律性起伏，这正是产业不同发展阶段对科学技术的需求有所不同的集中反映。图1 CNKI中国期刊全文数据库煤层气论文类别及年度分布值得注意的是，1994年至2005年期间，CNKI 煤层气论文篇数增长了12.80倍，年均增长率约106%。进一步分析，论文数量呈三阶段式的非线性增长，指示中国煤层气产业发展历程至今经历了三个阶段（图2）。其中：第一阶段论文447篇，年均产出约75篇；第二阶段论文390篇，年均产出130篇；第三阶段论文628篇，年均产出约209篇。同时，不同阶段中各类论文互为消长的状况，与每一阶段对地质研究、勘探评价、开发试验等的不同需求高度对应。图2 CNKI论文总数时序分布及其展现的中国煤层气产业发展阶段2 CNKI 论文分布与中国煤层气产业发展阶段2.1 第一阶段：寻证-找气-摸索阶段该阶段可上溯至20世纪80年代前半期，结束于1999年，历时四个“五年”计划。在此期间，煤层气论文数量从1994年的20篇增加到1999年的129篇，在时间序列上呈线性增加，阶段总增长率545%，阶段年均增长率约91%，作者和单位的数量明显增多（图1）。从论文类别分布来看：地质与勘探类论文居绝对优势，占阶段论文总数的60%，年均约45篇；开发技术类论文不足8%，年均约6篇；利用与储运、经济与政策、环境保护等类别论文的比例很低，年均都在2篇左右（图1，图2）。这种分布，是各国煤层气产业发展初期的典型特征，即研究和生产都是以寻找“证据”、框定资源、选择区域和验证目标为主。在地质与勘探类论文中（图3）：多数报道的是关于煤层气资源评价与地质选区（42%，年均约19篇）、储层物性和吸附性（34%，年均约15篇）的研究成果，反映出积累资料、摸索经验的特点；成藏条件与过程、煤层气可采性论文年均分别只有2篇和1篇，该方面研究没有得到重视，在一定程度上显示出基础研究不足而致使煤层气地质选区和“找气”具有盲目性，这也是该阶段我国煤层气地质选区成功率较低的一个重要原因[3]。在该阶段，开发技术类论文多是对国外技术的消化和应用。其中，钻井、试井和完井论文占了较大比例（35%，年均约6篇），排采与增产措施得到了应有重视（24%，年均约4篇），对解吸-扩散-渗流这一煤层气开采的基础有所关注（6%，年均约1篇），但几乎未见关于煤层气井产能和采收率方面研究成果的报道（图4）。此外，综述性论文也多以介绍国外煤层气勘探开发理论和技术为主。图3 CNKI煤层气地质与勘探类不同研究方向论文分布图4 CNKI煤层气开发技术不同研究方向论文分布上述特征揭示：本阶段的研究是针对我国煤层气产业的起始过程而开展的，在煤层气地质研究上表现为寻证，在勘探上表现为找气，在开发试验上表现为摸索，总体上试图通过引进和消化国外相关理论与技术来解决中国的煤层气地质问题，积累了较为丰富的煤层气地质基本条件信息，对全国煤层气资源及其分布规律取得了基本认识，煤储层特性这一煤层气地质核心问题得到应有的重视，开展了适合于中国煤层气地质特点开发技术的试验与探索，并从区域上开始了对全国或区域煤层气产业发展战略的思考。2.2 第二阶段：探因-普查-彷徨阶段该阶段历时3年，从2000年开始，至2002年结束。在此阶段，每年的煤层气论文稳定在130篇左右，年均论文数量比第一阶段增加了73%，但论文类别构成变化明显（图1）。从论文类别来看：地质与勘探类论文209篇，占该阶段论文总数的54%，年均篇数（约70篇）比第一阶段显著增加，但从1999年至2001年论文篇数显著递减，在后期有重新增加的趋势；开发技术类论文显著增多，占论文总数的比例比第一阶段增长了10个百分点；经济与政策、利用和储运的研究得到的关注，论文比例均上升了5～6个百分点（图1，图2）。与第一阶段相比：该阶段地质与勘探论文中煤储层物性与吸附性研究成果的数量和比例显著增高（105篇，50%），构成了研究的主题；资源评价与地质选区尽管仍得到较多关注，但比例明显降低（29%）；成藏条件与过程论文的比例基本不变（10%），但年均论文篇数（7篇）明显增多（图3）。由此表明，这一阶段常规评价与选区方法趋于成熟，研究的注意力地转向与开采地质条件密切相关的煤储层特性，转向了成藏效应等深层次的控制机理问题。就开发技术而言：钻井、完井、试井论文17篇，年均约8篇，远高于第一阶段，但在阶段论文总数中的比例（25%）有所降低；排采与增产措施论文18篇，比例（27%）有所提高；产能与采收率论文11篇，比例从零增至约16%；解吸-渗流-扩散论文14篇，占阶段论文总数的21%，比例显著增长（图4）。排采与增产措施、产能与采收率的研究得到加强，开采基础和应用基础研究受到高度重视，研究重点向开发技术的中—下游移动，这是为解决我国煤层气产业发展“瓶颈”问题而做出的努力，也是产业逐渐走向成熟的标志之一。在此阶段：除了进一步拓展勘探选区继续找气之外，的力量集中于第一阶段已有一定勘探工程的地区，以进一步缩小勘探靶区，为开发试验提供更为可靠的基地；同时，尽管在近20个地区进行了排采试验，但多未取得理想的效果，致使开发试验徘徊不前，业界信心受到冲击。然而，这一时期煤层气开发基础与技术研究得到了较大发展，尤其是在开采方法与增产措施、煤层气解吸扩散渗流机理、产能与采收率分析等方面取得较多成果，为中国煤层气产业化时代的到来奠定了重要技术基础。上述论文分布特征，指示我国煤层气产业发展过程由于进入了一个新的阶段而对科学技术的需求发生了较大变化，在煤层气地质研究上表现为探因，勘探上表现为普查，开发试验上表现为访徨，总体上处于为催生中国煤层气产业化时代到来的“阵痛”阶段。2.3 第三阶段：求源-详查-商业阶段自2003年以来，我国煤层气产业发展进入了一个新的历史时期，即商业化生产阶段。其主要标志为：煤层气地质研究进入了求源，勘探实践进入了详查，开发上步入了商业化生产，中国煤层气产业的雏形已经形成，并呈现出快速发展的势头，这些标志在煤层气论文的数量和结构上均有体现。在2003～2005年的三年期间，CNKI煤层气论文总数大幅度增加，达到628篇，年均论文约209篇，与第二阶段相比增长了61%，接近第一阶段论文总量的一半（图1，图2）。开发技术类论文的比例有所提高，利用和储运技术研究得到进一步重视，基础研究明显加强，研究重点进一步向煤层气产业的中—下游移动，更加适应于商业化生产阶段对科学技术的需求。地质与勘探类论文占阶段论文数的比例约51%，仍有较大比重，这是我国煤层气产业目前总体上处于初期阶段的必然特征。其中：煤储层物性与吸附性仍是研究重点，但论文比例下降至39%左右；资源评价与地质选区仍是产业的科技需求，论文比例（27%）与上一阶段基本持平；成藏条件与过程研究得到高度关注，论文比例比上一阶段提高了约9个百分点（图3）。本阶段开发技术类论文数量的比例为19%，比上一阶段略有提升，显示我国煤层气产业中游领域的研究得到进一步重视。其中：钻井、完井、试井论文（25篇）多于第一阶段，但比例继续下降（约21%）；排采与增产措施论文34篇，数量显著增加，比例（29%）略有提高；产能与采收率论文12篇，数量和比例（约10%）均比上一阶段显著减少；解吸-渗流-扩散论文25篇，数量明显增加，比例与上一阶段基本持平（图4）。钻井、完井、试井论文比例相对降低，排采与增产措施论文比例显著提高，解吸-渗流扩散论文数量明显增多，尤其是2005年开发技术类论文数量大幅度跃升（图1，图2），显示出我国煤层气商业性生产、示范工程等对新技术开发和相关基础研究的强烈需求。在此阶段：新增了一批国家批准的煤层气储量，煤层气成藏条件与机制探索在国家层面上全面展开，标志着中国煤层气地质研究从资源与基本地质条件调查阶段转入了资源“详查”阶段和成藏作用探索过程；大井网煤层气勘探开发试验取得新的突破，水平羽状井、丛式井等技术在煤层气开发中得到初步应用，对二氧化碳注入等新的增产技术进行了现场试验，晋城地区开始了煤层气商业化生产，标志着中国煤层气产业从开发试验阶段转入了商业化生产启动阶段。3 CNKI 论文分布特点与产业发展需注重的科学技术问题进一步分析C N KI论文分布特点，发现存在某些问题，而解决这些问题正是发展中国煤层气产业所需要继续努力的方向。首先，煤层气资源评价始终是20余年研究探讨的主题，尤其是对全国和某些区域的煤层气资源量及其构成众说纷纭，且国家批准的煤层气储量所占比例极低。究其原因，主要在于三个方面：一是评价方法缺乏规范性要求；二是资源估算尚存重大基础问题未能解决；三是资源勘探和探明程度很低。为此，煤层气资源评价及其方法仍是今后相当长一段时期内所要研究的主题，而在国家层面上制定评价方法和要求的规范性文件，加强以吸附机理为核心的基础研究[3]，加大勘探和开发试验的力度，将有助于推进这一问题的解决。其次，文献中涉及的煤层气地质选区多达50余个，但目前实现商业性开发或具有可见前景的地区不超过5个，且某些选区已上过多轮勘探和开发试验工程。造成这种状况的原因是多方面的，包括选区理论和方法在科学性和适应性上的缺陷、早期勘探与开发试验技术发展水平和认识的局限、钻井/完井/排采技术管理经验不足等[3]。因此，在深化研究选区理论与方法的基础上，通过资料复查和新技术应用，总结开发技术上的经验和教训，可能会使我国煤层气地质选区成功率得到一定的提高。第三，国外几乎所有的传统和先进煤层气开发技术在我国都有引用，但多数情况下的应用效果都不甚理想。正视这一状况，似应考虑如下三个问题：一是所有先进技术是否都适合我国特定选区的煤层气地质条件？二是传统技术在特定选区的开发效果是否就不如先进技术？三是我国自主研究开发出了哪些适合于我国煤层气地质条件的开发技术？对于前两个问题，答案当然是否定的。至于后一个问题，目前尚未见到关于自主研发的关键技术的报道。这三个问题的关键，在于各种开发技术的适应性，这也正是今后需致力于研究的重要方向之一。第四，见诸报道的煤层气井产能、煤层气采收率及其影响因素的研究成果较少，与煤层气商业性生产阶段的技术需求之间存在较大差距。原因在于，我国前期实践多为开发试验，对此没有太多的需求，积累的资料也十分有限，难以满足开展这一研究的要求。但在进入商业化开发且追求经济效益的现今阶段，该方面的研究应该引起足够重视，包括系统追踪和分析排采动态、注重不同煤层气地质条件的对比分析、深化煤层气解吸-渗流规律与机理的研究、开发科学性更强的数值模拟技术等。第五，尚未充分注意到深部煤层气开发这一潜在新领域，深部资源及其与常规油气共采可行性的研究成果鲜见报道。我国深部煤层气资源量巨大[4]，多数大—中型沉积盆地中煤层气都与常规油气共生，前期少数研究显示了深部煤层气与常规油气共采的可能性[5]。为此，从资源潜力、成藏作用与过程、地质选区、勘探与开发试验等方面，对深部煤层气资源潜力开展全方位的研究探讨，将有助于拓展我国煤层气开发的新视野。第六，煤层气开采可能诱发的环境保护以及煤层气利用与储运技术问题，应该得到应有重视。在1994年以来的1465篇CNKI煤层气论文中：环境保护方面的论文只有19篇，几乎全为哲学意义上的讨论或介绍国外相关技术；利用与储运方面的论文逐年增长（图1），但多是关于煤层气发电和管网输送技术的探讨。这种状况，可能会影响到我国煤层气产业的健康发展。针对我国煤层气地质和开发特点，开展环境保护技术研究或实例分析，研究开发具有更高附加值的煤层气转化利用技术和适应矿区煤层气分布式开发特点的小型化利用储运技术与装置，将有助于弥补我国煤层气产业在此方面的不足。参考文献[1]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅰ）：当前所处的发展阶段.天然气工业，26（1）：4～7[2]中国期刊全文数据库.http://211.70.215.35/kns50/[3]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅱ）：关键科学技术问题.天然气工业，26（2）：6～10[4]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅲ）：走向与前瞻性探索.天然气工业，26（3）：1～5[5]秦勇，宋全友，傅雪海.2005.煤层气与常规油气共采可行性探讨.天然气地球科学，16（4）：492～498官方服务官方网站

冯三利（中联煤层气有限责任公司 北京 100011）作者简介：冯三利，1956年生，男，高级工程师，现任中联煤层气有限责任公司副总经理，地址：北京市安外大街甲88号，邮编：100011。摘要 文章从煤层气资源、技术及政策等方面介绍了我国煤层气开发利用现状，阐明了我国煤层气勘探开发存在的问题，并详细分析了当前促进我国煤层气快速发展的机遇，最后对我国煤层气开发利用的前景进行了客观展望。关键词 煤层气 现状 机遇 前景Status，OPPortunities and DeveloPment ProsPects of China's CBM InstryFeng Sanli（China United Coalbed Methane CorP.Ltd.，Beijing 100011）Abstract：The article introced the status of development and utilization of China's CBM from CBM resources，technology and some policies respectively.Some issues of exploration and development of CBMwere also listed in this article.Based on the analysis on the various opportunities that China's CBM instry is faced with under new policy environment of China，the author finally looked into the future prospects of CBMdevelopment and utilization in China.Keywords：CBM；status；opportunities；prospects煤层气，俗称煤矿瓦斯，是近一二十年来在世界上崛起的新型能源，是一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气，其成分与常规天然气基本相同，甲烷含量大于90%，发热量大于8000kcal/m3，完全可以作为与常规天然气同等质量的优质能源和化工原料。同时煤层气在煤矿生产中又是一种有害气体，对煤矿安全生产造成巨大威胁，并且随着煤矿的开采，大量的煤层气排放到大气中又会对环境造成严重污染，是仅次于二氧化碳的主要温室气体来源。所以，开发利用煤层气这一洁净能源，对于优化我国的能源结构、减少温室气体排放、减轻大气污染、解决煤矿安全生产以及实现我国国民经济可持续发展都具有重大的现实意义。美国是最先取得煤层气商业化开发成功的国家，2004年年产量达到500×108m3，比我国同年天然气年产量还多。近几年来加拿大煤层气产业发展迅猛，从2003年的1×108m3发展到2005年超过30×108m3，此外澳大利亚、印度近年来煤层气也得到了快速发展。1 我国煤层气开发利用现状1.1 煤层气资源/储量状况我国是世界上第一煤炭生产大国，煤炭资源量巨大，同时我国的煤层气资源也十分丰富，2000年由中联煤层气有限责任公司承担的国家计委一类项目“全国煤层气资源评价报告”，预测我国陆上烟煤和无烟煤煤田中，在埋深300～2000m 范围内煤层气资源量为31.46×1012m3，与我国陆上天然气资源量相当，位居世界第三位，见表1所示。表1 世界主要产煤国家的煤层气资源（埋深2000m以浅）*《全国煤层气资源评价报告》，中联煤层气有限责任公司，2000年截至目前，我国已探明煤层气地质储量1023.08×108m3，其中以地面开发为主探明储量754.44×108m3，矿井抽放为主探明储量268.64×108m3，见表2。表2 我国煤层气探明地质储量一览表1.2 勘探开发技术现状经过“六五”到“九五”，特别是“十五”国家科技攻关项目的实施，同时通过学习国外煤层气勘探开发成功经验，结合我国煤田地质特点，我国煤层气从选区评价到勘探开发技术方面取得了长足发展，形成了一系列具有自主知识产权的煤层气勘探开发技术体系，基本掌握了煤层气勘探开发的常规技术。这些技术主要包括：——煤层气开发有利地区选区评价技术——绳索取心技术——清水钻开煤层技术——水力携砂压裂技术——清洁压裂液携砂压裂技术——氮气泡沫压裂技术——欠平衡钻井和完井技术——多分支水平井钻井和排采技术——煤矿井下定向多分支长钻孔抽采技术1.3 煤层气地面开发情况我国的煤层气地面勘探开发经过十余年的实践，已取得了重大突破。其中具代表性的实现小规模商业性煤层气地面开发的项目如下：（1）山西沁水枣园井组煤层气开发试验项目：2003年4月枣园井组开始向外供气。该井组共有生产试验井15口，建有日压缩能力3.6×104m3的小型CNG压缩站和日发电400 kW的小型煤层气发电站，实现了小规模煤层气商业化开发、集输、储运和利用。（2）辽宁阜新刘家井组煤层气开发项目：阜新项目1999～2001年在阜新刘家井田钻井8口，形成小型井网，单井平均产气量为3000m3/d以上。（3）山西晋城潘庄煤层气地面开发项目：1992年，在山西沁水潘庄地区施工了7口煤层气生产试验井，排采效果较好。2004～2005年期间在潘庄井田施工了150口煤层气井，压裂排采70口井，日产煤层气约10×104m3。该项目已建成完备的集输管网、集气站和压缩站。（4）山西沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目（简称潘河项目）：该项目是国家发改委批准立项的国家煤层气开发利用高技术产业化示范工程。计划施工900口煤层气井，分三期完成。第一期施工150口煤层气生产试验井，2006年完成，建成一个年产煤层气约1×108m3的煤层气生产示范基地；第二期计划施工400口煤层气生产井，产能达4×108m3/a；第三期计划施工350口煤层气生产井，产能达7×108m3/a。到2005年底，已完成100口井的钻井、40口井的压裂和地面工程建设，已于2005年11月1日正式开始对外供压缩煤层气，日产气约7×104m3。（5）山西省沁水县端氏煤层气开发示范工程：该项目是中联煤层气有限责任公司承担的全国油气资源战略选区与评价项目中的一个重点项目。该项目的目的是通过在端氏地区用多分支水平井钻井工艺开采煤层气，评价其煤层气生产潜力，并形成以多分支井钻井技术开采煤层气的一整套开采工艺技术。继2005年中联公司在山西省端氏区块3煤成功地实施一口多分支水平井后，2006年又在该区15 煤成功地实施了另一口多分支水平井，经过排采试验，目前单井日产量已达7000m3以上，预测日单井产能将达到4×104m3以上。该项目的成功将对我国高效开发煤层气资源，特别是针对高瓦斯矿区在采煤之前快速抽采利用煤层气资源，遏制煤矿重大瓦斯事故方面具有十分重要的意义。1.4 矿井瓦斯（煤层气）抽放利用据统计，到2004年年底国有重点煤矿建有煤矿瓦斯地面抽采系统308 套，井下移动抽采系统272套，瓦斯抽采量18.66×108m3（见图1），抽采率26.5%。45户安全重点监控煤炭企业的瓦斯抽采量为16.95×108m3，年抽采量超过1×108m3的矿区有阳泉、淮南、水城、盘江、松藻、晋城、抚顺等，其中山西阳泉、安徽淮南、辽宁抚顺等3个高瓦斯矿区瓦斯抽放量占全国的1/3。图1 2001～2004年国有重点煤矿瓦斯抽采总量直方图目前井下抽放煤层气利用量较低，不足50%，主要是矿区居民用气和自备发电，少部分用于福利事业及工业原料，很大一部分排空，这部分资源浪费很大，开发利用的空间也很大，应该引起政府有关部门和有关企业的重视。1.5 现行优惠政策一是开发利用煤层气征收5%的增值税，不抵扣进项税额；二是实行“两免三减半”——中外合作开采煤层气的企业，从开始获利年度起，第一年和第二年免征企业所得税，第三年至第五年减半征收企业所得税；三是勘探、开采煤层气项目所需进口物资比照石油、天然气的进口税收政策执行；四是煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定等。1.6 我国煤层气勘探开发存在的问题（1）煤层气开发利用政策扶持力度不够。开发利用煤层气的社会综合效益要远远大于它的经济效益，特别是在煤层气产业发展的初期，政府应该给予的优惠政策，鼓励企业从事煤层气的勘探开发。美国煤层气产业的快速发展，早期政府的鼓励政策起到了决定性的作用。（2）煤层气勘探开发和科技投入过低而且分散，一些关键技术和设备有待提高。煤层气是一种高投入、高风险、高技术的产业，要掌握它的基本赋存规律和开发技术，必须有较大的前期投入和较先进的仪器设备。（3）煤层气勘探开发与煤炭、油气勘探区块冲突逐渐显现。煤与煤层气是共伴生的关系，采煤与采气必须有机结合才能协调发展，否则不仅浪费资源、污染环境，而且还威胁煤矿安全。（4）基础管网薄弱。我国天然气基础管网比较薄弱，煤层气企业不仅要建设井田内部管网，还要考虑长输管网建设，无形中增加了企业的生产成本，影响了企业的经济效益和开发煤层气的积极性，加之我们的市场机制还不够完善，气价相对油价过低也是影响煤层气发展的重要因素。2 促进我国煤层气快速发展的机遇与前景2.1 中央政府高度重视和关心煤层气产业的发展温家宝总理明确提出：“开发和利用煤层气既可治理瓦斯，又可利用能源，一举两得，应该加大科研、勘探、开发的力度。”2006年6月15日国务院办公厅颁发了国办发[2006]47号《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，将为我国煤层气的快速发展起到巨大的推动作用。2.2 能源、环境、煤矿安全生产迫切需要加快煤层气开发利用我国油气资源短缺，但煤层气资源丰富，是目前最现实的天然气接替资源；我国又是产煤大国，在我国，高瓦斯和瓦斯突出矿井占46%以上，每年由于瓦斯事故给国家财产和入民生命造成巨大损失，同时由于采煤每年向大气排放的甲烷达120×108m3以上，造成了巨大的环境压力和资源的浪费，因此，先采气、后采煤可以大大降低煤矿事故，有利于煤矿安全生产和节约能源。2.3 政府己制定了煤层气“十一五”发展规划以往没有统一的国家煤层气开发利用的专项规划，煤层气规划分列在煤炭、石油等行业中，规划不系统，落实不好，这也是影响我国煤层气快速发展的因素之一。近期，国家发改委已组织有关部门制定了全国“十一五”煤层气开发利用规划，到2010年全国煤层气（煤矿瓦斯）产量达100×108m3，其中地面开发煤层气产量50×108m3，煤矿井下抽采煤层气50×108m3，获得新增煤层气探明储量3000×108m3，总投资300×108元（含勘探、开发、管网、科研），实现煤层气产业化，国家规划的制定，明确了煤层气产业的发展目标，为政府制定煤层气产业政策提供了依据，将引导企业从事煤层气产业投资，加快煤层气产业的发展步伐。2.4 煤层气国家工程研究中心的建立将促进煤层气关键技术的研制和推广应用2006年3月6日，国家发改委以发改高技[2006]368号文，批复同意由中联煤层气有限责任公司牵头联合有关单位共同组建煤层气开发利用国家工程研究中心。该中心将围绕煤层气开发利用重大技术需求，建设我国煤层气勘探开发、加工利用的技术研发和工程化试验设施，把煤层气产业的重大科研成果进行完整的工程化和集成化应用研究，消化、吸收引进的先进技术，建立适合我国地质条件的煤层气开发利用工程技术体系，为行业间提供一个合作交流的平台，成为煤层气行业入才培养的基地，为煤层气开发利用相关企业提供技术支持和服务，推动煤层气产业的整体技术进步。2.5 煤层气开发技术日臻完善，一些关键技术己有所突破2.5.1 煤层气井空气/雾化钻井技术该技术在美国煤层气田开发中普遍采用，已占开发井的90%以上，它的优点是钻井周期短（2～4d），效率高、成本低，对煤层伤害小。国家“十五”科技攻关项目《煤层气欠平衡钻井技术研究》，结合中国煤层气地质特点，开发出空气钻井设计软件，形成了空气钻井系列技术，目前已在山西潘河示范项目中广泛使用，使钻井周期由原来的15 d以上缩短到不足5d，不仅降低了施工成本，而且避免了钻井液对储层的伤害。2.5.2 多分支水平井钻井、排采技术美国的多分支水平井一开始就是结合煤矿规划实施的，一般在5年内可以实现80%～85%的瓦斯采收率，这样可以极大地改善采煤作业环境，促进煤矿安全生产，其综合经济效益与社会效益十分明显。我国煤矿瓦斯事故多发，煤层渗透率低，急需推广此项技术，以保证煤矿安全生产，节约清洁能源。2004年11月，奥瑞安公司设计和组织施工的DNP02多分支水平井正式投入生产并实现了预期工艺和产能双重突破，煤层中水平井眼总进尺达8000m，单井日产稳定在2×104m3以上，中联公司承担的油气战略选区端氏水平井示范项目已分别在3煤和15煤成功实施两口多分支水平井，预测单井产能在2×104m3以上。2.5.3 煤矿井下水平长钻孔抽采技术通过国家“十五”攻关项目研究，利用国产钻机使井下长钻孔达500m 水平距离，用进口钻机在国内试验已使最大孔深达到了1002m，班进尺最高达到了400m。此项技术的推广应用不仅可以促进煤矿安全生产，还可大大提高煤炭企业生产效率。2.5.4 煤层气储层改造技术储层改造在煤层气开发中是一个关键环节，目前在沁水盆地主要用清水加砂压裂方法。清洁压裂液技术已在韩城井组实验获得成功，在沈北矿区针对褐煤利用小型洞穴完井技术进行改造，为低阶煤煤层气开发积累了经验，特别是氮气泡沫压裂在潘河示范项目通过两口井实验获得了巨大成功，经过排采显示，比相同条件下煤层气井产量成倍增加，具有很好的推广利用前景。2.6 沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目将有力推动我国煤层气产业发展2004年底国家发改委批准实施该示范工程项目，该项目位于山西沁水县境内，含气面积24.2km2，示范内容包括钻井、增产改造、煤层气集输、增压、数据传输、地面工程建设等。目前第一期100口钻井已完工，40口生产井已经运行半年多，整个设施运行平稳，产气情况良好。通过对煤层气地面开发全过程试验，积累煤层气开发技术和管理经验，为推动我国煤层气资源的大规模商业化利用将起到积极的示范作用，特别是为沁水盆地煤层气田的大规模开发获得了第一手资料，打下了良好基础。2.7 清洁发展机制（CDM）推动煤矿区煤层气开发利用《京都议定书》于2005年2月生效，清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》所规定的发达国家在境外实现部分减排承诺的一种履约机制。它的核心是允许发达国家和发展中国家进行基于投资项目的“经证明的减排量（CERs）”的转让与获得。煤层气开发利用是实施CDM项目的重要领域。煤层气的主要成分是甲烷，甲烷的温室效应是二氧化碳的21倍，目前国际碳指标每吨为5～10 美元。我国煤矿区煤层气平均抽放率目前仅为32%，2004年抽放量为18.6×108m3，煤层气利用量不足一半。如果通过CDM机制引进资金和技术支持，对煤层气产业自身发展和推动煤矿区煤层气利用将起到积极的促进作用。2.8 基础管网设施不断完善天然气输送管道缺乏，是制约我国煤层气发展的一项重要外部条件。随着“西气东输”管线的运行，为相关地区煤层气勘探开发利用提供了一个大发展的良好契机。“西气东输”管线沿途经过我国多个主要煤田，如新疆准南煤田、山西河东煤田、沁水煤田和淮南煤田等，这些煤田是我国煤层气资源条件很好的地区，也是目前我国煤层气勘探开发的热点地区。另外，陕京复线的建设、山西省规划的煤层气管线的实施，也将为煤层气的集输利用提供良好的基础条件。3 结语综上所述，在我国，丰富的煤层气资源为我们提供了良好的物质基础，国民经济的快速发展提供了巨大的市场需求，煤矿井下瓦斯抽放已经积累了几十年的经验，地面勘探开发煤层气也有十多年的历史，煤层气勘探开发的技术手段日臻完善和成熟。目前中央政府高度重视煤层气的开发，制定了煤层气的专门发展规划，批准成立了煤层气开发利用国家工程研究中心，颁发了《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，煤层气开发的外部环境越来越好，为我国煤层气产业的跨越式发展创造了良好的机遇。根据我国目前煤层气产业发展的状况和发展趋势，到2010年完全可以实现煤层气“十一五”发展规划确定的目标，以沁水盆地为重点，实现地面开发煤层气年产50×108m3，煤矿井下抽采煤层气50×108m3，为煤矿安全生产服务，为构建社会主义和谐社会贡献一份力量。参考文献[1]冯三利、叶建平主编.2003.中国煤层气勘探开发关键技术研究.国家“十五”攻关科研报告[2]冯三利、叶建平主编.2005.中国煤层气勘探开发配套技术研究.国家“十五”攻关科研报告[3]中联煤层气有限责任公司.2000.沁水盆地煤层气田新增煤层气储量报告，内部资料官方服务官方网站

（一）美国煤层气储量—产量史分析美国煤层气的勘探开发在20年时间内，从无到有，从小到大，发展迅速，可划分为两个阶段：1.评价试验阶段（20世纪70年代至80年代末）1953年，美国在圣胡安盆地钻了第一口地面煤层气井，产气量达1.2×104m3/d。1976年获工业气流，1977年投入开发。1971年在黑勇士盆地奥克格罗夫气田采用垂直井试采煤层气，并进行测试和评价，1977～1978年在该气田钻了27口煤层气井。美国政府于1980年颁布了《能源意外获利法》第29条非常规能源开发税收补贴政策，以后又数次延迟该项优惠政策的截止日期，使煤层气成为政府鼓励和支持的主要清洁气体能源。在该项政策的激励下，德士古、雪佛龙等石油公司积极投入煤层气开发，八十年代初，开始大规模应用常规油气井开采煤层气，并在黑勇士煤田建成了第一个商业化煤层气井田。煤层气产量从1980年的不足1×108m3上升到1991年的100×108m3。2.快速发展阶段（20世纪90年代初至本世纪初）1991年以后，美国的煤层气勘探开发进入了快速发展阶段，其累计可采储量在1989年仅有1041×108m3，到1993年已经增长到3097×108m3,4年间增加了1.9倍。在此阶段，随着空气钻井和裸眼完井技术的大规模应用，黑勇士盆地和圣胡安盆地的煤层气产量得到迅速提高，1990年为55.2×108m3,1995年已经达到270.7×108m3，形成了较大的产业规模。1996～2001年美国煤层气储量又进入了一个较快的增长阶段，从1996年的3276×108m3到2001年的5407×108m3，增加了0.65倍。煤层气产量持续增长，1996年为311.5×108m3,2000年为396.5×108m3,2005年已经增加到487.1×108m3，占气体能源（天然气）总量的9%。与此同时，新技术和新理论带动了煤层气的勘探开发，煤层气的工业开发由原来的黑勇士盆地和圣胡安盆地逐渐扩展到中阿巴拉契亚、粉河、拉顿、尤因塔、阿科马、切若基等含煤盆地。黑勇士、圣胡安盆地继续保持高产、稳产，但产量比重有所下降，中阿巴拉契亚已经成为第三大产气盆地，新开发的粉河、拉顿、尤因塔盆地，具有低煤级、低含气量、厚煤层、高饱和气藏的特点（图9-2、图9-3）。（二）我国煤层气资源发展趋势预测根据目前我国煤层气发展速度及政策导向，类比美国煤层气勘探开发的发展模式，预测我国煤层气的发展也将经历探索、起步和快速三个发展阶段：1.探索阶段（20世纪50年代至21世纪末）从20世纪50年代初至70年代末，为减少煤矿瓦斯灾害而进行的煤矿井下瓦斯抽放与利用；从70年代末至90年代初为煤层气勘探开发试验初期阶段，采用地面钻井预排煤层气的试验工作，并进行了水力压裂试验和研究；从90年代初开始进入了煤层气勘探开采试验全面展开阶段。2.起步阶段（本世纪初至2020年）2000～2020年将是我国煤层气产业发展的重要战略机遇期，截至2002年已探明1023×108m3的地质储量，其中在沁水盆地以地面可采方式获得的地质储量为754.4×108m3，在柳林、晋城、大城、铁法等含煤区获得了工业气流。2004年煤矿区抽采煤层气达18.7×108m3。预计2006～2010年全国煤层气地质储量在现有1023×108m3的基础上有较大增长，煤层气勘探将会不断出现较大的突破，5年内在沁水、鄂尔多斯东缘及南缘、宁武等有利目标区内可探明地质储量约4000×108m3。2010年煤矿瓦斯（煤层气）抽采量将达到50×108m3，利用总量30×108m3以上。至2010年将在沁水盆地晋城和鄂尔多斯盆地大宁—吉县等地区建成大约3～5个煤层气开发基地，地面抽采量接近50×108m3，届时全国煤层气产量达到100×108m3，煤层气产业初具规模。2010～2020年随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟，勘探范围将进一步扩大到华南、东北区及西北地区，鄂尔多斯盆地和西北几大盆地低煤级煤层气勘探取得工业性突破后，预计2020年累计获得探明储量约12000×108m3，形成10～15个煤层气生产基地，产量将超过300×108m3，其中煤矿瓦斯抽采利用量100×108m3，地面抽采量200×108m3以上。3.快速发展阶段（2020年以后）预计到2025年，我国煤层气将进入快速发展时期。累计探明地质储量约17000×108m3；在此期间随着勘探开发技术的提高和开采成本的降低，煤层气开发的规模化、产业化会进一步加快，逐渐形成15～20个煤层气生产基地，煤层气产量超过400×108m3。预计2030年累计获得煤层气探明储量超过20000×108m3，建成20～30个煤层气生产基地，产量将达到500×108m3。2030年以后，随着煤层气开发技术的不断进步，处于2000～4000m深层的煤层气资源也将会被探明和开采，预计煤层气探明储量和产量还会大幅度地增加（图9-2、图9-3）。官方服务官方网站

徐凤银 刘 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周晓红（中石油煤层气有限责任公司，北京 100028）摘 要：“清洁化、低碳化” 是全球趋势。加快煤层气勘探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气 环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。中国对煤层气开发力度不断加大，出台了价格优惠、 税收优惠、开发补贴、资源管理、矿权保护等一系列鼓励政策，形成中石油、晋煤集团、中联煤三大煤层气 企业，但目前产业整体规模较小。针对矿权问题，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技术上已初步形成适合不同煤阶和不同地质条件下煤层气的勘探开发配套技术，建成了高水平的煤层气实验室，并在800m以深地区、低阶煤储层的开发等领域有实质性突破。到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过30× 108m3/a，年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力56×108m3/a。截至2011年 6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及 保德四个有利区都紧邻已有天然气主干管线。中国煤层气资源丰富，潜力大、前景好，加大研发力度，依靠技术进步，特别建议加强四个方面的工作： 一是根据资源分布研究与调整对策；二是国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强；三是在提高单井 产量和整体效益方面强化技术攻关；四是建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资。这将会大大促 进煤层气产业快速发展。关键词：中国；煤层气；开发；产业；技术；现状；前景Exploration ＆ Development Status and Prospects For China's Coal Bed MethaneXu Fengyin，Liu Lin，Zeng Wenting，DongYushan，Li Yanxiang，Zhou Xiaohong（PetroChina CBM Co.，Ltd，Beijing 100028，China）Abstract：A global trend of ＂Clean and low-carbon＂ has been formed.To speed up CBM exploration and development is of significant importance to rece coal mine gas accidents，to protect atmospheric environment and to improve energy structure.Greater efforts have been exerted to CBM development，given a series of encouraging policies，i.e.favourable price，tax preferences，development subsidy，resource management and mineral right protection.Three major CBM enterprises emerged including PetroChina，JAMG，and CUCBM，while the current instrial scale is relatively small.Considering the exploration right issues，3 cooperation modes are developed to promote the coordinated development of gas extraction and coal mining such as Qinnan mode，Lu'an mode and Sanjiao mode.Regarding technologies，a couple of exploration and development technologies are developed，tailored for various rank coal methane and for different geological conditions，and a high-profile CBM lab was built.Besides，some substantial breakthroughs have been made in exploring CBM buried deeper than 800m and in low-rank coal bed methane development.By the end of year 2010，5，426 CBM wells have been drilled，about 290 bcm of the geological reserves proved.An annual proction capacity of over 3 bcm were accumulatively built for surface extraction，procing 1.5 bcm/a，with 1.18 bcm of commercial proction and 5.6 bcm/a for pipeline transportation，CNG and LNG capacity.The nationwide CBM yield has exceeded 4 million cubic meters per day by June，2011.Four favorable blocks，like Qinnan，Hancheng，Daning-jixian and Baode all get close to the major existing pipelines.China is rich in CBM resources，with great potentials and promising prospects.Thus，the following four suggestions are proposed：to work out proposals based on resource distribution；to further coordinate governmental policies and entrepreneur performance；to strive to make technological breakthroughs in increasing single well yield and in promoting integrated economic efficiency；to establish a unified information platform to avoid disorderly competition and repeated investment.All these four proposals are likely to stimulate the progress of CBM instry.Key words：China；CBM；development；instry；technology；status；prospects引言煤层气俗称瓦斯，成分主要是甲烷，形成于煤化过程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤层水中三种赋存形式，以吸附状态为主。当煤层生烃量增大或外界温度、压力条件改 变时，三种赋存形式可以相互转化。“清洁化、低碳化” 是全球趋势，能源转型和低碳经济已成为世界 各国经济社会发展的重要战略。煤层气开发利用具有“一举三得” 的优越性。首先它是一种清洁、高效、安全的新型能源，燃烧 几乎不产生任何废气，有利于优化能源结构，弥补能源短缺；再者，瓦斯是煤矿安全“第一杀手”，它 的开发有利于煤矿安全生产，减少煤矿瓦斯事故；同时它也是一种强烈温室效应气体，温室效应是CO2 的20倍，开发煤层气可以有效减少温室效应。总体体现出经济、安全和环保三大效益。加快煤层气勘 探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。煤层气的开采方式分为井下抽采与地面抽采两种方式。地面抽采在钻完井、测录井、压裂、排采、集输 工艺上与常规油气开采技术基本相同。1 世界煤层气资源及产业现状1.1 资源分布全世界埋深小于2000m的煤层气资源量约为260×1012m3，主要分布在俄罗斯、加拿大、中国、美 国、澳大利亚等国家（图1）。图1 全世界煤层气资源分布情况1.2 产业现状目前，美国、加拿大、澳大利亚等 国家煤层气产业发展趋于成熟。美国自 20世纪80年代以来，有14个含煤盆地 投入煤层气勘探开发，现已探明可采储 量3×1012m3。2009年，煤层气生产井 5万余口，产量542×108m3。煤层气产 量占天然气总产量比重日益增大，2009 年煤层气产量比例达到9％。加拿大煤 层气产业发展迅猛。1987年开始勘探，2002年规模开发，2009年生产井7700 口，产量达60×108m3。澳大利亚也已 形成工业规模。主要分布在东部悉尼、苏拉特、鲍恩三个含煤盆地，2005年生产井数1300口，产量 12×108m3，2009年产量达48×108m3。1.3 技术现状通过长期的理论与技术研发，目前国际上形成4大主体技术，4项工程技术。4大主体技术包括： 地质选区理论和高产富集区预测技术，煤层气储层评价技术，空气钻井、裸眼洞穴完井技术，多分支水 平井钻井技术。4项工程技术包括：连续油管钻井、小型氮气储层改造技术，短半径钻井和U形水平井技术，注氮 气、二氧化碳置换煤层气增产技术，采煤采气一体化技术。2 中国煤层气产业现状2.1 勘探开发现状受美国、加拿大、澳大利亚等国家煤层气快速发展的影响，加之国家出台一系列优惠政策，中国煤 层气开发规模和企业迅速发展，已形成中国石油、晋煤集团、中联煤三大主要煤层气生产企业。到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过 30×108m3/年，地面抽采实现年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力 56×108m3/a。截至2011年6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。中国石油：2010年12月，商务部等四部委宣布为进一步扩大煤层气开采对外合作，新增中国石 油、中国石化以及河南省煤层气公司三家企业作为第一批试点单位。目前中国石油登记煤层气资源超过 3×1012m3，探明地质储量占全国64％，重点分布在沁水、鄂东两大煤层气盆地。近几年来，积极开展 煤层气前期评价、勘探选区及开发先导试验，投资力度大幅度增加，发现沁水、鄂东两大千亿立方米规 模以上煤层气田，逐步形成沁南、渭北、临汾与吕梁四个区块的开发格局。截止到2010年底，商品气 量近4×108m3。通过几年的探索，与煤炭企业和地方政府合作，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即： 沁南模式：矿权重叠区协议划分，分别开发，双方开展下游合作；潞安模式：整体规划、分步实施，共 同维护开采秩序，避免重复性投资；三交模式：先采气、后采煤，共同开发。这些模式得到张德江副总 理和国家有关部委的肯定。已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及保德四个有利区都紧邻已有天然气 主干管线（图2）。建成了高水平的煤层气实验室，测试样品涵盖全国绝大多数煤层气勘探开发区，工作量占全国 80％，技术水平居国内领先。主要实验技术包括：含气量测试技术，等温吸附测试技术，煤储层物性分析技术，煤层压裂伤害测 试技术等。晋煤集团：到2010年底，完成钻井2510口，地面抽采产量达到9×108m3。建成寺河-晋城10× 108m3/a输气管线；参股建成晋城-博爱输气管线。与香港港华共同投资组建煤层气液化项目日液化量 可达25×104m3；投产120兆瓦煤层气发电厂。开发地区涉及山西沁水、阳泉、寿阳、西山，甘肃宁 县，河南焦作等。中联煤并中海油：中联煤目前有矿权面积2×104km2，其中对外合作区块面积达1.6×104km2。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成国家沁南高技术产业化示范工程，以及端氏国家油气战略选区示范 工程。目前完成钻井672口，投产230口，日产气50×104m3。2010年，中海油通过收购中联煤50％股 份，成功介入煤层气勘探开发，为发展煤层气产业打下了基础。图2 中国石油天然气主干管网示意图阜新煤业：阜新煤炭矿业集团与辽河石油勘探局合作，开展了三种煤层气合作开采模式，显著提高 了整体开发效益。三种开发模式包括：未采区短半径水力喷射钻井见到实效；动采区应用地面负压抽采 技术，实现了煤气联动开采；采空区穿越钻井取得成功。2010年已钻井52口，日产气10×104m3，商 品气量3226×104m3，建成CNG站3座，主要供盘锦、阜新市CNG加气站。中石化：煤层气矿权区主要为沁水盆地北部和顺区块及鄂东延川南区块。2010年完成钻井34口，产气84×104m3，目前日产气近3000m3。2010年，华东局与淮南矿业签署了 “煤层气研究开发合作意 向书”，在淮南潘谢矿区优选出100km2有利区块，共同开发煤层气资源。2011年，与澳大利亚太平洋 公司在北京签署了一项框架协议，双方确立了非约束性关键商务条款。其他：龙门、格瑞克、远东能源及亚美大陆等合资公司及其它民企纷纷介入煤层气勘探开发，加大 产能建设规模，其中亚美大陆目前日产气19.7×104m3。总体来看，沁水盆地南部成为我国煤层气开发的热点，共建产能近25×108m3/a，目前日产气近 380×104m3，实现大规模管网外输和规模化商业运营，初步形成产运销上下游一体化的产业格局。2.2 政府优惠政策与技术支持为了鼓励煤层气产业发展，中国政府出台了一系列优惠政策，包括价格优惠、税收优惠、开发补 贴、资源管理及矿权保护等等（表1），取得了明显效果。表1 中国政府鼓励煤层气产业发展的优惠政策与此同时，在技术层面也给予了强有力的支持。2007年以来，国家发改委专门组建了煤层气开发 利用、煤矿瓦斯治理两个国家工程研究中心，科技部设立了 “大型油气田及煤层气开发” 国家科技重 大专项。中国石油成立了专业煤层气公司，并设立“煤层气勘探开发关键技术与示范工程” 重大科技 专项。这些都为煤层气产业发展与技术进步创造了条件。2.3 技术现状我国的地质条件和美国等有所区别。目前，煤层气开发都源于美国最早的理论。随着规模化深入开 发，现场实验了很多不同类型煤阶和煤体结构、构造条件、水文地质条件下的煤层气储存特点。已经证 明，这套理论是否完全适合中国煤层气地质条件还有待进一步证实。针对中国不同盆地地质条件研发的 不同的勘探开发技术，有些已经取得了突破性进展。2.3.1 地质上有新认识有利区评价方法有新突破：通过煤岩特征、含气量、渗透率、产气量等地质综合研究，建立起富集 高产区评价标准，提出了产能建设区开发单元的划分标准和方法。800m以深煤层气井产量有突破：一般认为，随着煤层埋深的增加压力随之增大，渗透率急剧减小、 产气量也随之减少。目前国内商业开发深度都在800m以浅地区。随着勘探开发的深入推进，800m以 深井也获得了工业气流（最高产气量2885m3/d）（图3），但煤层产气规律尚不清楚，正在通过加强研 究及大井组排采试验得以证实。图3 800m以深井排采曲线煤储层渗透率普遍较低，储层保护是关键：煤储存条件的研究是煤层气开发关键的制约因素。沁水 盆地3＃煤渗透率（0.013～0.43）×10-3μm2，平均0.112×10-3μm2；鄂东（0.22～12）×10-3μm2，平均1×10-3μm2。总体来看，煤层物性差、非均质性强，因此，钻井过程中加强储层保护是关键。钻 井、压裂过程中应尽量采用对井筒周围煤储层的危害小的欠平衡钻井及低伤害压裂液。2.3.2 现场管理有新措施高煤阶开发井网井距有新探索。由于我国高煤阶煤层气储层物性与外国有较大差异，开发证实一直 沿用的300m×300m井距不完全适合，主要表现在高产井数少，达产率低，产量结构不合理。为此，通 过精细地质研究，以提高单井产量为目标，对不同井距产气效果数值模拟并进行先导试验，探索了高煤 阶煤层气开发的200m×200m井网和井距。与此同时，在水平井的下倾部位实施助排井也初见成效。2.3.3 工程技术配套有新进展三维地震勘探：韩城地区实施100km2三维地震，资料品质明显好于二维，小断层的刻画更加清晰（图4），有效地指导了井网部署。图4 韩城地区三维与二维剖面对比羽状水平井钻井：通过市场化运作，打破了 外国公司在羽状水平井施工领域的垄断地位，摆 脱了羽状水平井钻井完全依赖外国公司的局面，成本大幅度降低。压裂配套工艺：在对煤层实验分析的基础 上，结合大量的压裂实践，形成以 “变排量、低 伤害” 为原则，“高压井处理技术、分层压裂技 术” 等新工艺，采用低密度支撑剂、封上压下、 一趟管柱分压两层等工艺技术。排采技术：形成缓慢、稳定、长期、连续八 字原则；为培养高产井形成三个关键环节：液面 控制、套压控制、煤粉控制；针对低成本战略，形成井口排采设备的两种组合：电动机＋抽油 机，气动机＋抽油机。地面集输处理：标准化设计、模块化建设、 自动化管理，基本实现低成本高效运营。2.4 利用现状2009年全国建成6家煤层气液化厂，液化产能260×104m3/d，2010年为300×104m3/d，2020年 可达到700×104m3/d。除此之外，还主要用于低浓度瓦斯发电，居民生活，合成氨、甲醛、甲醇、炭 黑等化工原料，已逐步建立起煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。2.5 存在问题技术上：技术是制约目前产业进展缓慢的主要问题。目前存在的主要问题包括：煤层气高渗富集区 的控气因素，符合我国煤层气地质条件、用以指导生产实践的开发理论，适合我国地质条件的完井、压 裂、排采等关键技术与相应设备等。管理上：主要包括：煤层气、煤炭矿权重叠，先采气、后采煤、发电上网等政策实施困难较多，对 外合作依赖程度高，自营项目受到限制，管道规模小，市场分散、不确定性大等。3 煤层气发展前景与建议随着国民经济的发展，天然气需求快速增长为煤层气发展提供了机会。2000年以来，天然气年均 增长速度达到16％（图5），2009年底，全国天然气消费总量875×108m3，2010年，天然气需求量超 过1400×108m3，供应能力约1000×108m3。2015年，预计天然气需求量2600×108m3，供应能力只有 1600×108m3，到2020年，天然气缺口将超过1000×108m3，这就为煤层气等非常规气的发展提供了 空间。3.1 发展前景据有关规划，到2015年，全国地面开发煤层气产量将达到100×108m3；2020年，天然气产量约 2020×108m3，其中非常规天然气产量达到620×108m3，地面开发煤层气将达到200×108m3。图5 2000～2008年中国天然气消费量变化趋势与此同时，各相关企业也制定了 “十二五” 发展目标（表2）。表2 全国重点地区及企业煤层气地面开发预测表上述目标能否顺利实现，前景如何，勘探开发及产业规模能否迅速发展，主要取决于国家政策的进 一步落实以及几大主要企业的投入。尤为重要的是这些企业针对煤层气赋存条件的技术进步与突破，而 非资金问题，这一点必须引起高度重视。中国石油将会进一步加大投入，促进煤层气产业快速发展。主 要加大沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部两个重点产业基地的勘探开发力度，积极探索外围盆地煤层气 开发配套技术。预计：2012年新增探明煤层气地质储量2000×108m3，为建产能提供资源保障；2013 年建成生产能力45×108m3/年，2015年产量达到45×108m3，商品量40×108m3，成为国内第一煤层气 生产企业。同时，成为业务技术主导者、规范标准制定者、行业发展领跑者。到2020年，煤层气商品 量预计达到100×108m3，成为中国石油主营业务重要组成部分和战略经济增长点。3.2 对策与建议3.2.1 根据资源分布研究与调整对策全国埋深小于2000m的煤层气总资源量为36.8×1012m3，可采资源量约10.8×1012m3。资源量大 于1×1012m3盆地有8个，资源量合计28×1012m3，占全国76％，主要分布于中西部地区。埋藏深度小 于1000m的资源量为14×1012m3，是目前开发的主要资源。低阶煤煤层气资源量占43％，但目前主要 开发的是中高阶煤煤层气资源。因此，现在必须加强对西部地区中深层（埋深大于800m）和中低阶煤 煤层气开发的研究与开发试验力度，力求更大范围的实质性突破。3.2.2 国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强完善相关政策措施，制定煤层气、煤炭开发统一规划，做到无缝衔接，切实落实“先采气、后采 煤”，实现资源充分利用。采煤采气3种合作方式还需要进一步扩展；积极推进煤层气产业发展与煤矿 瓦斯防治一体化合作。3.2.3 在提高单井产量和整体效益方面强化技术攻关针对煤层气勘探开发关键技术需要加强攻关。进一步研发针对煤层气地质特点而形成配套合适的钻 探、压裂、排采、管输等专有设施和设备，加大发展羽状水平井开发关键技术力度。3.2.4 建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资强化信息渠道，实现资源共享，避免无序竞争和重复性投资。建立煤层气行业统一的信息管理系统 是一项非常重要的基础工作。包括两方面内涵：企业内部应加强煤层气田的数字化建设，国家层面应加 强行业技术与产业信息的统计和交流发布，为煤层气行业提供统一的信息化建设标准。结束语低碳经济是我国能源经济发展的必由之路。为了从源头上减少碳排放，引领能源结构和产业多元 化，天然气供需缺口将长期存在，对煤层气需求会不断增加。中国煤层气资源丰富，目前产业整体规模 小，但潜力大、前景好。加大研发力度，依靠技术进步，将大大促进煤层气产业快速发展。参考文献［1］徐凤银等.煤层气勘探开发的理论与技术发展方向［J］.中国石油勘探，2008，（5）［2］宋岩等.煤层气成藏机制及经济开发理论基础［M］.北京：科学出版社，2005［3］李景明等.中国煤层气资源特点及开发对策［J］.天然气工业，2009，（4）［4］郭炳政.韩城区块煤层气勘探开发现状与启示，2006年煤层气学术研讨会论文集［C］.北京：地质出版社［5］赵庆波等.煤层气地质选区评价理论与勘探技术［M］.北京：石油工业出版社，2009［6］陈振宏等.煤粉产出对高煤阶煤层气井产能的影响及其控制［J］.煤炭学报，2009，（34）2［7］孙茂远.煤层气资源开发利用的若干问题［J］.中国煤炭，2005，（3）［8］刘洪林，李景明，宁宁，李贵中.我国煤层气勘探开发现状、前景及产业化发展建议［J］.天然气技术，2007，（04）［9］鲜保安，崔思华，蓝海峰，李安启.中国煤层气开发关键技术及综合利用［J］.天然气工业，2004，（05）［10］叶建平.中国煤层气勘探开发进展综述［J］.地质通报，2006，（Z2）［11］崔荣国.国内外煤层气开发利用现状［J］.国土资源情报，2005，（11）［12］秦勇，程爱国.中国煤层气勘探开发的进展与趋势［J］.中国煤田地质，2007，（1）［13］彭贤强，张宝生，储王涛，刘玲莉.中国煤层气开发综合效益评价［J］.天然气工业，2008，（3）［14］李五忠，田文广，孙斌，王宪花，赵玉红.低煤阶煤层气成藏特点与勘探开发技术［J］.天然气工业，2008，（3）［15］严绪朝，郝鸿毅.国外煤层气的开发利用状况及其技术水平［J］.石油科技论坛，2007，（6）［16］翟光明，何文渊.抓住机遇，加快中国煤层气产业的发展［J］.天然气工业，2008，（3）［17］Working Document of the NPC Global Oil ＆Gas Study.Topic Paper＃29 Unconventional GAS.July 18，2007.［18］司光耀，蔡武，张强国内外煤层气利用现状及前景展望［J］.中国煤层气，2009，（6）［19］Facing the Hard Truths about Energy［R］.Washington，D.C：National Petroleum Council，2007.［20］侯玉品，张永利，章梦涛.超短半径水平井开采煤层气的探讨［J］.矿山机械，2005，（6）［21］严绪朝，郝鸿毅.国外煤层气的开发利用状况及其技术水平［J］.石油科技论坛，2006，（6）［22］刘贻军.应用新技术促进煤层气的开发［J］.地质通报，2007，（26）官方服务官方网站

煤层气产业上、中、下游不同环节的投资回报率是不一样的，其根本原因是在煤层气上、中、下游不同环节，投资者面临的投资风险不同。(一)煤层气上游勘探开发风险煤层气上游勘探开发风险来自于不确定性。煤层气勘探开发的风险是勘探的不确定性。煤层气赋存于地下，由于地质条件复杂，勘探开发的技术局限，不能保证某个区域的煤层气资源大量存在，而且能够被开采出来并获得经济效益。在煤层气产业链中，上游勘探开发面临的最大风险是勘探开发的价值能否实现，不仅取决于煤层气资源状况，还取决于煤层气运输与销售等环节。如果中、下游环节落实不好，上游的投资就不能得到回报。煤层气与天然气类似，运输与石油相比缺少灵活性，通常只能用于本地区消费，由于对特定市场的依赖，使得开发商面临来自市场方面的风险:煤层气市场的需求容量可能有限，或虽然有很大的需求潜力，但市场的发育需要很长的时间。在有限的需求市场上要与其他更有竞争力的可替代燃料竞争，就主要取决于煤层气的销售价格。价格过高，需求量就少;价格过低，投资者的回报就少。市场的不确定性给煤层气上游的开发商带来的风险较大。目前，我国的煤层气价格机制不完善。煤层气是一种非常规天然气，还未形成稳定的供求关系，市场机制对价格的调节作用还不完善。国家现行的“煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定”的政策，在实践中，由于各方对政策理解不一致，严重影响了煤层气开发商的积极性。(二)煤层气中游管道运输风险在煤层气产业链中，管道运输起着承上启下的作用。它既要对上游开发商负责，又要对下游用户负责，因此它承担的风险也较大。管道投资大，又是一次性完成的，但煤层气市场的发育却比较缓慢。民用和商业用户比较稳定，但不利于煤层气产业的快速发展。工业和发电用户对价格的承受能力较差且易受到替代燃料的竞争，但有利于煤层气需求市场的快速启动。国内外天然气管道建设经验表明，下游市场和用户的开发进度是影响天然气工业发展的重要因素。20世纪90年代，我国建设的几条输气管道都是由于下游市场和用户工作未做好而造成巨大损失。如莺歌海崖13－1—香港900多千米输气管道，计划给香港供气29×108m3/a，管道于1996年建成，但由于市场进展缓慢，大量的天然气送到香港放空烧掉。管道投资的风险低于上游勘探开发，但高于城市配送。这在天然气投资中已得到证实，世界能源组织(IEA)的研究也证明了这一点(表2－2)。表2－2 高压运输管道与低压配气管网的比较［33］(三)煤层气下游城市配送风险煤层气下游城市配送的风险小于上、中游的风险。原因在于:地方配气网络的开发投入不像长距离运输管道那样一次性完成，这降低了它的容量扩张的成本和风险。同时，它的用户主要是居民、商店、旅馆、饭店、机关、学校等民用和商业用户，价格的需求弹性小。官方服务官方网站

美国是世界上最早开始煤层气地面开发，煤层气商业化开发利用也最为成功和规模最大。加拿大: 煤层气资源量占世界第二位，连续油管施工技术和煤层气液氮压裂技术两项关键技术,生产区域主要在西部的阿尔伯特省。德国: 在煤层气发电利用上较为成功，主要技术特点是模块化燃气发电机组，采用集装箱式设计,便于拆装、运输，对30%浓度以上甚至略低于30%甲烷浓度的气体进行发电利用，实现了电热联产。中国煤层气主要集中在沁水盆地南部、铁法和阳泉矿区。全国95%的煤层气资源分布在晋陕内蒙古、新疆、冀豫皖和云贵川渝等四个含气区，其中晋陕内蒙古含气区煤层气资源量最大，占全国煤层气总资源量的50%左右。国家能源局2013年1月发布《煤层气产业政策》征求意见稿。根据该意见稿，“十二五”期间，我国将建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地，形成勘探开发、生产加工、输送利用一体化发展的产业体系。加大新疆、辽宁、黑龙江、河南、四川、贵州、云南、甘肃等地区煤层气资源勘探力度，建设规模化开发示范工程。之后再用5~10年时间，新建3~5个产业化基地，实现煤层气开发利用与工程技术服务、重大装备制造等相关产业协调发展。但也有业内人士表示，我国实现煤层气大规模产业化开发存在瓶颈。首先，我国的煤炭企业片面追求产量，没有考虑开发利用煤层气。其次，我国管网建设以及储配能力不足，阻碍了实现煤层气产业化。再次，由于电力行业存在门槛，煤矿利用瓦斯所发电量难以实现并网。

煤层气开发的经济效益需要以高新技术作保障，高新技术含量己经成为衡量煤层气开发项目成败的重要指标。加大对煤层气勘探开发关键技术的科技攻关，将储层无污染的钻井技术、高效压裂技术、定向井和羽状井技术以及注氮和二氧化碳置换增产、煤矿瓦斯抽放等主要技术列入国家重大基础研究项目计划、国家五年攻关计划、国家自然科学基金重点研究项目计划，从而形成适合我国煤层气地质特点的配套工艺技术，促进我国煤层气产业的形成与发展。官方服务官方网站

去百度文库，查看完整内容>内容来自用户:红叶啊宝附件煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划国家能源局2016年11月煤层气（煤矿瓦斯）是赋存在煤层及煤系地层的烃类气体，是优质清洁能源。加快煤层气（煤矿瓦斯）开发利用，对保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应、减少温室气体排放具有重要意义。国家高度重视煤层气开发利用和煤矿瓦斯防治工作，“十二五”期间煤层气产业化发展步伐加快，煤矿瓦斯防治工作取得显着成效。根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》、《能源发展“十三五”规划》，国家能源局组织有关单位在深入调查研究、广泛征求意见的基础上，编制了《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》（以下简称《规划》）。《规划》总结了“十二五”期间煤层气（煤矿瓦斯）开发利用工作取得的主要成就，分析了面临的形势和存在的问题，提出了未来五年煤层气产业发展的指导思想、基本原则、发展目标、规划布局、重点任务和保障措施。《规划》是指导我国煤层气（煤矿瓦斯）开发利用、引导社会资源配置、决策重大项目、安排政府投资的重要依据。“十二五”时期，国家制定了一系列政策措施，强力推进煤层气（煤矿瓦斯）开发利用，煤层气地面开发取得重大进展，煤矿瓦斯抽采利用规模逐年快速增长，为产业加快发展奠定了良好基础。煤矿瓦斯抽采利用量逐年大幅度上升。——在辽宁铁法、黑龙江鹤岗、安徽两淮、河南平顶山、湖南湘中等矿区，加大煤矿区煤层气资源回收利用

去百度文库，查看完整内容>内容来自用户:易发表网煤层气的开发和利用[摘要]本文介绍了煤炭共生资源煤层气在我国的分布概况及其开发和利用的现状及存在问题。[关键词]煤层气开发利用煤层气俗称“煤矿瓦斯”,是煤系地层中以腐植质为主的有机质在成煤过程中形成,并以吸附和游离状态赋存于生气源岩(煤层、炭质页岩、泥岩等)中的自储式天然可燃气体,是与煤炭伴生、以吸附状态储存于煤层内的非常规天然气,热值是通用煤的2—5倍,主要成分为甲烷(CH ),还有少量二氧化碳、一氧化碳、二氧化硫及氧化氦等气体,发热量为30～40MJ/m3,与油田伴生气和气田天然气一样均属高热值的可燃气体,在燃烧中基本上不会产生烟尘,二氧化硫排放量也比煤炭燃烧低得多。煤层气产业是近20多年来在世界上崛起的新兴产业。开发利用煤层气不仅可从根本上防止煤矿瓦斯事故的发生、改善煤矿安全生产,还可变害为宝,把煤炭开采过程中产生的煤层气有效利用,在能源短缺和环境污染问题目益严重的今天,越来越受到世界各国的重视。我国是一个富煤贫油少气的国家,随着经济的快速发展,急需高效洁净的替代能源。现在,我国每年天然气、太阳能、风能及其他可再生型能源的使用量已相当于300万吨煤炭的能量,但这仅仅占中国整个能源消费量很小的份额。因此,开发煤层气在一定程度上改善我国的能源结构