關於加快推進煤層氣產業發展的實施意見

1. 煤層氣產業發展建議

我國的煤層氣產業取得了豐碩的成果，但也存在一些的問題，如煤炭生產和煤層氣開發缺乏統一協調發展的模式，缺乏統一的煤層氣勘探開發標准和規范，秩序混亂，整裝的大型煤層氣田存在分散性，盲目性開發等諸多問題亟待解決。為了促進我國煤層氣產業的可持續發展，提出以下建議：

1.加強煤層氣產業發展狀況調研

煤層氣產業經過幾十年發展，各方面均取得了一定程度的進展，但截至2009年底，煤層氣地面年產量不足10×10⁸m³，抽放利用率很低。制約煤層氣產業發展的因素包括地質理論、技術方法、體制機制等多方面問題，政府應組織多部門進行調研分析和研究，提出解決問題的根本方法。

2.出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則

落實國務院47號文件（國辦發〔2006〕47號）「關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干建議」，出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則，建議先採氣後採煤規定標準定於6m³/t；煤炭生產區在保證煤礦安全生產的前提下，以採煤為主，兼顧煤層氣綜合開發利用，以確保煤炭安全生產；而在煤炭規劃區對噸煤含氣量大於6m³的原生煤含氣區必須先地面采氣後井下採煤；構造煤發育區及低含氣區採用煤礦井下抽採的方式開發利用煤層氣。

3.進一步加強煤層氣勘探開發科技攻關

全國油氣資源戰略選區項目和國家油氣重大專項都將煤層氣科技攻關列為重要組成部分，但我國煤層氣地質條件復雜，目前僅在中高煤階1000m以淺地區取得煤層氣勘探開發突破，煤層氣勘探開發在構造煤發育區、深煤層、低煤階區以及關鍵技術裝備等領域尚需加強科技攻關。建議國家對煤層氣精細地質研究、低煤階煤層氣勘探開發及煤層氣關鍵鑽完井技術試驗等制約煤層氣產業發展的瓶頸技術進一步加強科技攻關力度，實現煤層氣產業低成本高效開發。

4.制定煤層氣勘探開發技術國家標准和規范

應制定統一的煤層氣勘探開發技術國家標准和規范，整頓礦權秩序，規范勘探開發程序。整裝的大型煤層氣田，必須按照統一標准和規范進行集成開發、綜合利用，避免破壞性、分散性、盲目性開發。

5.倡導煤炭企業與煤層氣企業加強合作

煤炭企業和煤層氣生產企業加強合作，可充分發揮各自的優勢，實現煤層氣和煤炭兩個行業之間的良性運作，互利共贏。形成煤層氣與煤炭綜合開采模式，可有效解決礦權重疊問題，保障採煤安全，加快我國煤層氣產業發展步伐。

2. 我國煤層氣開發利用現狀、產業發展機遇與前景

馮三利

（中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011）

作者簡介：馮三利，1956年生，男，高級工程師，現任中聯煤層氣有限責任公司副總經理，地址：北京市安外大街甲88號，郵編：100011。

摘要 文章從煤層氣資源、技術及政策等方面介紹了我國煤層氣開發利用現狀，闡明了我國煤層氣勘探開發存在的問題，並詳細分析了當前促進我國煤層氣快速發展的機遇，最後對我國煤層氣開發利用的前景進行了客觀展望。

關鍵詞 煤層氣 現狀 機遇 前景

Status，OPPortunities and DeveloPment ProsPects of China's CBM Instry

Feng 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

煤層氣，俗稱煤礦瓦斯，是近一二十年來在世界上崛起的新型能源，是一種以吸附狀態賦存於煤層中的非常規天然氣，其成分與常規天然氣基本相同，甲烷含量大於90%，發熱量大於8000kcal/m³，完全可以作為與常規天然氣同等質量的優質能源和化工原料。同時煤層氣在煤礦生產中又是一種有害氣體，對煤礦安全生產造成巨大威脅，並且隨著煤礦的開采，大量的煤層氣排放到大氣中又會對環境造成嚴重污染，是僅次於二氧化碳的主要溫室氣體來源。所以，開發利用煤層氣這一潔凈能源，對於優化我國的能源結構、減少溫室氣體排放、減輕大氣污染、解決煤礦安全生產以及實現我國國民經濟可持續發展都具有重大的現實意義。

美國是最先取得煤層氣商業化開發成功的國家，2004年年產量達到500×10⁸m³，比我國同年天然氣年產量還多。近幾年來加拿大煤層氣產業發展迅猛，從2003年的1×10⁸m³發展到2005年超過30×10⁸m³，此外澳大利亞、印度近年來煤層氣也得到了快速發展。

1 我國煤層氣開發利用現狀

1.1 煤層氣資源/儲量狀況

我國是世界上第一煤炭生產大國，煤炭資源量巨大，同時我國的煤層氣資源也十分豐富，2000年由中聯煤層氣有限責任公司承擔的國家計委一類項目「全國煤層氣資源評價報告」，預測我國陸上煙煤和無煙煤煤田中，在埋深300～2000m 范圍內煤層氣資源量為31.46×10¹²m³，與我國陸上天然氣資源量相當，位居世界第三位，見表1所示。

圖1 2001～2004年國有重點煤礦瓦斯抽采總量直方圖

目前井下抽放煤層氣利用量較低，不足50%，主要是礦區居民用氣和自備發電，少部分用於福利事業及工業原料，很大一部分排空，這部分資源浪費很大，開發利用的空間也很大，應該引起政府有關部門和有關企業的重視。

1.5 現行優惠政策

一是開發利用煤層氣徵收5%的增值稅，不抵扣進項稅額；二是實行「兩免三減半」——中外合作開採煤層氣的企業，從開始獲利年度起，第一年和第二年免徵企業所得稅，第三年至第五年減半徵收企業所得稅；三是勘探、開採煤層氣項目所需進口物資比照石油、天然氣的進口稅收政策執行；四是煤層氣價格按市場經濟原則，由供需雙方協商確定等。

1.6 我國煤層氣勘探開發存在的問題

（1）煤層氣開發利用政策扶持力度不夠。開發利用煤層氣的社會綜合效益要遠遠大於它的經濟效益，特別是在煤層氣產業發展的初期，政府應該給予更多的優惠政策，鼓勵企業從事煤層氣的勘探開發。美國煤層氣產業的快速發展，早期政府的鼓勵政策起到了決定性的作用。

（2）煤層氣勘探開發和科技投入過低而且分散，一些關鍵技術和設備有待提高。煤層氣是一種高投入、高風險、高技術的產業，要掌握它的基本賦存規律和開發技術，必須有較大的前期投入和較先進的儀器設備。

（3）煤層氣勘探開發與煤炭、油氣勘探區塊沖突逐漸顯現。煤與煤層氣是共伴生的關系，採煤與采氣必須有機結合才能協調發展，否則不僅浪費資源、污染環境，而且還威脅煤礦安全。

（4）基礎管網薄弱。我國天然氣基礎管網比較薄弱，煤層氣企業不僅要建設井田內部管網，還要考慮長輸管網建設，無形中增加了企業的生產成本，影響了企業的經濟效益和開發煤層氣的積極性，加之我們的市場機制還不夠完善，氣價相對油價過低也是影響煤層氣發展的重要因素。

2 促進我國煤層氣快速發展的機遇與前景

2.1 中央政府高度重視和關心煤層氣產業的發展

溫家寶總理明確提出：「開發和利用煤層氣既可治理瓦斯，又可利用能源，一舉兩得，應該加大科研、勘探、開發的力度。」2006年6月15日國務院辦公廳頒發了國辦發[2006]47號《關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干意見》的文件，規定了一系列鼓勵和加快煤層氣勘探開發和利用的有力措施，將為我國煤層氣的快速發展起到巨大的推動作用。

2.2 能源、環境、煤礦安全生產迫切需要加快煤層氣開發利用

我國油氣資源短缺，但煤層氣資源豐富，是目前最現實的天然氣接替資源；我國又是產煤大國，在我國，高瓦斯和瓦斯突出礦井佔46%以上，每年由於瓦斯事故給國家財產和入民生命造成巨大損失，同時由於採煤每年向大氣排放的甲烷達120×10⁸m³以上，造成了巨大的環境壓力和資源的浪費，因此，先採氣、後採煤可以大大降低煤礦事故，有利於煤礦安全生產和節約能源。

2.3 政府己制定了煤層氣「十一五」發展規劃

以往沒有統一的國家煤層氣開發利用的專項規劃，煤層氣規劃分列在煤炭、石油等行業中，規劃不系統，落實不好，這也是影響我國煤層氣快速發展的因素之一。近期，國家發改委已組織有關部門制定了全國「十一五」煤層氣開發利用規劃，到2010年全國煤層氣（煤礦瓦斯）產量達100×10⁸m³，其中地面開發煤層氣產量50×10⁸m³，煤礦井下抽採煤層氣50×10⁸m³，獲得新增煤層氣探明儲量3000×10⁸m³，總投資300×10⁸元（含勘探、開發、管網、科研），實現煤層氣產業化，國家規劃的制定，明確了煤層氣產業的發展目標，為政府制定煤層氣產業政策提供了依據，將引導企業從事煤層氣產業投資，加快煤層氣產業的發展步伐。

2.4 煤層氣國家工程研究中心的建立將促進煤層氣關鍵技術的研製和推廣應用

2006年3月6日，國家發改委以發改高技[2006]368號文，批復同意由中聯煤層氣有限責任公司牽頭聯合有關單位共同組建煤層氣開發利用國家工程研究中心。該中心將圍繞煤層氣開發利用重大技術需求，建設我國煤層氣勘探開發、加工利用的技術研發和工程化試驗設施，把煤層氣產業的重大科研成果進行完整的工程化和集成化應用研究，消化、吸收引進的先進技術，建立適合我國地質條件的煤層氣開發利用工程技術體系，為行業間提供一個合作交流的平台，成為煤層氣行業入才培養的基地，為煤層氣開發利用相關企業提供技術支持和服務，推動煤層氣產業的整體技術進步。

2.5 煤層氣開發技術日臻完善，一些關鍵技術己有所突破

2.5.1 煤層氣井空氣/霧化鑽井技術

該技術在美國煤層氣田開發中普遍採用，已佔開發井的90%以上，它的優點是鑽井周期短（2～4d），效率高、成本低，對煤層傷害小。國家「十五」科技攻關項目《煤層氣欠平衡鑽井技術研究》，結合中國煤層氣地質特點，開發出空氣鑽井設計軟體，形成了空氣鑽井系列技術，目前已在山西潘河示範項目中廣泛使用，使鑽井周期由原來的15 d以上縮短到不足5d，不僅降低了施工成本，而且避免了鑽井液對儲層的傷害。

2.5.2 多分支水平井鑽井、排采技術

美國的多分支水平井一開始就是結合煤礦規劃實施的，一般在5年內可以實現80%～85%的瓦斯採收率，這樣可以極大地改善採煤作業環境，促進煤礦安全生產，其綜合經濟效益與社會效益十分明顯。我國煤礦瓦斯事故多發，煤層滲透率低，急需推廣此項技術，以保證煤礦安全生產，節約清潔能源。2004年11月，奧瑞安公司設計和組織施工的DNP02多分支水平井正式投入生產並實現了預期工藝和產能雙重突破，煤層中水平井眼總進尺達8000m，單井日產穩定在2×10⁴m³以上，中聯公司承擔的油氣戰略選區端氏水平井示範項目已分別在3煤和15煤成功實施兩口多分支水平井，預測單井產能在2×10⁴m³以上。

2.5.3 煤礦井下水平長鑽孔抽采技術

通過國家「十五」攻關項目研究，利用國產鑽機使井下長鑽孔達500m 水平距離，用進口鑽機在國內試驗已使最大孔深達到了1002m，班進尺最高達到了400m。此項技術的推廣應用不僅可以促進煤礦安全生產，還可大大提高煤炭企業生產效率。

2.5.4 煤層氣儲層改造技術

儲層改造在煤層氣開發中是一個關鍵環節，目前在沁水盆地主要用清水加砂壓裂方法。清潔壓裂液技術已在韓城井組實驗獲得成功，在沈北礦區針對褐煤利用小型洞穴完井技術進行改造，為低階煤煤層氣開發積累了經驗，特別是氮氣泡沫壓裂在潘河示範項目通過兩口井實驗獲得了巨大成功，經過排采顯示，比相同條件下煤層氣井產量成倍增加，具有很好的推廣利用前景。

2.6 沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程潘河先導性試驗項目將有力推動我國煤層氣產業發展

2004年底國家發改委批准實施該示範工程項目，該項目位於山西沁水縣境內，含氣面積24.2km²，示範內容包括鑽井、增產改造、煤層氣集輸、增壓、數據傳輸、地面工程建設等。目前第一期100口鑽井已完工，40口生產井已經運行半年多，整個設施運行平穩，產氣情況良好。通過對煤層氣地面開發全過程試驗，積累煤層氣開發技術和管理經驗，為推動我國煤層氣資源的大規模商業化利用將起到積極的示範作用，特別是為沁水盆地煤層氣田的大規模開發獲得了第一手資料，打下了良好基礎。

2.7 清潔發展機制（CDM）推動煤礦區煤層氣開發利用

《京都議定書》於2005年2月生效，清潔發展機制（CDM）是《京都議定書》所規定的發達國家在境外實現部分減排承諾的一種履約機制。它的核心是允許發達國家和發展中國家進行基於投資項目的「經證明的減排量（CERs）」的轉讓與獲得。煤層氣開發利用是實施CDM項目的重要領域。煤層氣的主要成分是甲烷，甲烷的溫室效應是二氧化碳的21倍，目前國際碳指標每噸為5～10 美元。我國煤礦區煤層氣平均抽放率目前僅為32%，2004年抽放量為18.6×10⁸m³，煤層氣利用量不足一半。如果通過CDM機制引進資金和技術支持，對煤層氣產業自身發展和推動煤礦區煤層氣利用將起到積極的促進作用。

2.8 基礎管網設施不斷完善

天然氣輸送管道缺乏，是制約我國煤層氣發展的一項重要外部條件。隨著「西氣東輸」管線的運行，為相關地區煤層氣勘探開發利用提供了一個大發展的良好契機。「西氣東輸」管線沿途經過我國多個主要煤田，如新疆准南煤田、山西河東煤田、沁水煤田和淮南煤田等，這些煤田是我國煤層氣資源條件很好的地區，也是目前我國煤層氣勘探開發的熱點地區。另外，陝京復線的建設、山西省規劃的煤層氣管線的實施，也將為煤層氣的集輸利用提供良好的基礎條件。

3 結語

綜上所述，在我國，豐富的煤層氣資源為我們提供了良好的物質基礎，國民經濟的快速發展提供了巨大的市場需求，煤礦井下瓦斯抽放已經積累了幾十年的經驗，地面勘探開發煤層氣也有十多年的歷史，煤層氣勘探開發的技術手段日臻完善和成熟。目前中央政府高度重視煤層氣的開發，制定了煤層氣的專門發展規劃，批准成立了煤層氣開發利用國家工程研究中心，頒發了《關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干意見》的文件，規定了一系列鼓勵和加快煤層氣勘探開發和利用的有力措施，煤層氣開發的外部環境越來越好，為我國煤層氣產業的跨越式發展創造了良好的機遇。根據我國目前煤層氣產業發展的狀況和發展趨勢，到2010年完全可以實現煤層氣「十一五」發展規劃確定的目標，以沁水盆地為重點，實現地面開發煤層氣年產50×10⁸m³，煤礦井下抽採煤層氣50×10⁸m³，為煤礦安全生產服務，為構建社會主義和諧社會貢獻一份力量。

參考文獻

[1]馮三利、葉建平主編.2003.中國煤層氣勘探開發關鍵技術研究.國家「十五」攻關科研報告

[2]馮三利、葉建平主編.2005.中國煤層氣勘探開發配套技術研究.國家「十五」攻關科研報告

[3]中聯煤層氣有限責任公司.2000.沁水盆地煤層氣田新增煤層氣儲量報告，內部資料

3. 加快中國煤層氣產業發展的建議

中國的煤層氣產業取得了豐碩的成果，但也存在一些問題。如煤炭生產和煤層氣開發缺乏統一協調發展的模式，缺乏統一的煤層氣勘探開發標准和規范，秩序混亂，整裝的大型煤層氣田存在分散性、盲目性開發等諸多問題，亟待解決。為了促進中國煤層氣產業的可持續發展，提出以下建議。

一、加強煤層氣產業發展狀況調研

煤層氣產業經過幾十年發展，各方面均取得了一定程度的進展，但截至2009年底，煤層氣地面年產量不足10×10⁸m³，抽放利用率很低，制約煤層氣產業發展的因素包括地質理論、技術方法、體制機制等多方面問題，政府應組織多部門進行調研分析和研究，提出解決問題的根本方法。

二、出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則

落實國務院《關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干意見（國辦發〔2006〕47號）》，出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則，建議先採氣後採煤規定標準定於6m³/t，煤炭生產區在保證煤礦安全生產的前提下，以採煤為主，兼顧煤層氣綜合開發利用，以確保煤炭安全生產，而在煤炭規劃區對噸煤含氣量大於6m³的原生煤含氣區必須先地面采氣後井下採煤；構造煤發育區及低含氣區採用煤礦井下抽採的方式開發利用煤層氣。

就資源利用角度講，中國煤層含氣量小於6m³/t 的煤炭資源量為3.95×10¹²t，占煤炭總資源量的71%；大於6m³/t的煤炭資源量為1.62×10¹²t，占煤炭總資源量的29%（表10-1）。因此採用含氣量大於6m³/t為標准實行先採氣後採煤，不影響當前煤炭產量，又可有效利用資源、遏制瓦斯災害、保護環境。

表10-1 中國不同地區不同含氣量的煤炭資源量與煤層氣資源量對比表

三、進一步加強煤層氣勘探開發科技攻關

全國油氣資源戰略選區項目和國家油氣重大專項都將煤層氣科技攻關列為重要組成部分。但中國煤層氣地質條件復雜，目前僅在中高煤階1000m以淺地區取得煤層氣勘探開發突破，煤層氣勘探開發在構造煤發育區、深煤層、低煤階區以及關鍵技術裝備等領域尚需加強科技攻關。建議國家對煤層氣精細地質研究、低煤階煤層氣勘探開發及煤層氣關鍵鑽完井技術試驗等制約煤層氣產業發展的瓶頸技術，進一步加強科技攻關力度，實現煤層氣產業低成本高效開發。

四、制定統一的煤層氣勘探開發國家標准和規范

應制定統一的煤層氣勘探開發技術國家標准和規范，整頓礦業秩序，規范勘探開發程序。整裝的大型煤層氣田，必須按照統一標准和規范進行集成開發、綜合利用，避免破壞性、分散性、盲目性開發。

五、倡導煤炭生產企業與煤層氣生產企業加強合作

煤炭企業和煤層氣生產企業加強合作，可充分發揮各自的優勢，實現煤層氣和煤炭兩個行業之間的良性運作，互利共贏。形成煤層氣與煤炭綜合開采模式，可有效解決礦權重疊問題，保障採煤安全，加快中國煤層氣產業發展步伐。

4. 出台煤層氣產業發展的優惠政策

在煤層氣產業發展的抄初期襲，政府資金投入和政策扶持非常必要，美國煤層氣產業的發展歷程表明，政府的經濟鼓勵政策具有決定性作用。建議國家頒布優於常規天然氣開發和對外合作的稅費政策，安排專項資金重點支持煤礦煤層氣回收利用項目，對煤層氣和煤礦瓦斯抽放利用給予財政補貼，促進煤層氣產業起步發展。

5. 煤層氣產業發展的歷程

20世紀70年代，美國對天然氣需求大幅度增加，但自20世紀80年代中期起，天然氣的產量開始逐步下降。據美國能源部(DOE)預測，美國到2030年非常規天然氣資源(煤層氣、油砂、緻密砂岩氣)將成為天然氣供應不足的重要補充，美國非常規天然氣產量會從90年代占整個天然氣產量的15%上升到2030年的50%^［67］。為了保證天然氣供需平衡，20世紀70年代初期美國開始在黑勇士和聖胡安盆地進行煤層氣資源普查，並在這兩個盆地投入了大量的試驗研究，煤層氣勘探技術迅速發展。1977年黑勇士盆地煤層氣井投產，1980年聖胡安盆地煤層氣田也相繼建成並投入開發。自此，美國開始實施煤層氣大規模開發計劃。

20世紀80年代後期，美國基本完成了全國煤層氣資源調查，初步確定全國煤層氣資源量在2.02×10¹²m³～24.35×10¹²m³之間。從20世紀80年代初期到末期，美國政府先後投資4億美元，啟動了全國范圍內的煤層氣成藏與開發條件研究，得出煤層氣產能(可采性)取決於煤級、含氣量、滲透性、水動力條件、構造背景、沉積體系等六大因素的研究成果，形成了煤層氣產出遵循「排水—降壓—采氣」的開發理論，這是美國煤層氣產業化啟動和得以快速發展的必要條件^［24］。如聖胡安盆地是美國煤層氣開發最成功的盆地之一，其煤層氣開發成功的主要原因是該盆地的地質條件好。聖胡安盆地於1927年發現，地處科羅拉多州西南部和新墨西哥州西北部，盆地近圓形，南北長約161km，東西寬約145km，盆地面積大約為23345km²。盆地呈不對稱形，基地平坦。盆地軸呈北西—南東向，位於東北部。聖胡安盆地的高產區煤層厚(大於18m)、煤階高(R₀大於0.75)、含氣量高(大於15m³/t)、構造裂縫發育，且煤層的裂縫網路是張開的，非常適合使用裸眼洞穴完井技術開採煤層氣^［65］。到2005年底共有煤層氣生產井約6000口，其中平均單井產量達到15000m³/d的井近100口，最高可達到76544m³/d，累計產量達到3243×10⁸m³。但美國在其他十幾個盆地做了大量煤層氣地質研究和勘探開發工作，表明這些地區均為邊際煤層氣區。1994年所有這些盆地共生產煤層氣不到10×10⁸m³。如皮申斯盆地是一個深層含煤盆地，估算的煤層氣資源量為2.4×10¹²m³以上，但由於煤層滲透率低(一般不到1×10^－3μm²)、埋深大(75%的煤層埋深大於914m，最深可達3660m)，因此煤層氣開采難度大，而在裂縫滲透率發育的地區和盆地中的超壓區，水產量又往往很高，降壓效果不明顯，因此整個盆地的煤層氣開發進展緩慢。另一個含煤盆地———桑德沃什盆地也是如此。最初由於該盆地在地質條件上與聖胡安盆地有類似之處，因而對其煤層氣開采潛力給予很高的評價，但是後來的鑽井和開采實踐表明，盡管煤儲層條件好，但是煤層含氣量低(一般不到5.7m³/t)，煤層與供水區的連通性較好，不易形成壓降，從而也不利於煤層氣脫附，到1993年桑德沃什盆地累計產氣量僅380×10⁴m³，而產水逾108×10⁴m³。其他許多盆地也存在類似情況^［65］。說明有煤層氣分布的地區，煤層氣不一定富集，也不一定可采。

1980年，美國由於受到能源危機的影響，政府出台《能源意外獲利法》。所謂「意外獲利」的起因是:20世紀70年代，美國大部分原油和成品油的價格是受政府管制的。1979年4月，美國總統卡特宣布，到1981年9月30日政府將取消石油價格管制。這樣，石油生產商可以期待在政府取消價格控制後因提高石油售價而獲得更高的利潤，即意外獲利。美國政府希望通過制定《能源意外獲利法》對市場價格造成的原油意外獲利來征稅(即暴利稅)，防止石油價格的過度增長。同時，《能源意外獲利法》第二十九條是關於非常規能源開發的稅收補貼政策。其中對煤層氣資源的生產，美國實行「先征後返」的政策，即先按照聯邦稅法征稅(聯邦與州所得稅、開采稅)，然後根據《能源意外獲利法》第二十九條稅收優惠政策再給予返還或補貼。

美國政府制定《能源意外獲利法》，目的是鼓勵非常規能源的開發，穩定國內能源的供應，減少對進口能源的依賴。由於美國煤炭資源豐富，煤層氣當時是這項鼓勵政策的最大受益者，該法案增強了煤層氣和天然氣的競爭能力，促進了美國煤層氣產業的形成。自1981年美國黑勇士和聖胡安兩大盆地開始煤層氣商業性生產以後，至1988年美國煤層氣年產量突破10×10⁸m³，這是美國煤層氣產業發展過程的關鍵轉折點，從此，美國煤層氣產業進入快速發展時期。1984年美國有煤層氣井2840口，1990年上升到2982口，1995年為7256口，2000年為13986口，2006年則達到30000口。自1990年以來，煤層氣生產井幾乎每5年翻一番。煤層氣產量也直線上升，1989年為26×10⁸m³，2005年為491×10⁸m³，2006年達到540×10⁸m³，佔美國天然氣總產量的10%^［68］(圖4－1)。

圖4－1 美國煤層氣生產井數和產量^［68］

6. 促進我國煤層氣產業發展的建議

目前，我國煤層氣產業正處於發展的起步階段，亟待政府的培育、扶持與引導。為實現煤層氣產業化、規模化發展，有效解決煤礦安全生產問題，應當堅持科學發展觀，在體制、機制和政策上創造更多、更加有利於煤層氣產業發展的條件和機會。為此，提出促進我國煤層氣產業發展的建議如下：

（一）大力加強煤層氣基礎理論研究

借鑒國外先進的理論經驗，在常規天然氣地質學的理論和方法啟發下，通過典型煤層氣藏的詳細解剖，研究煤層氣藏的形成過程與非均質性，總結煤層氣富集成藏規律；完善煤層氣藏數值模擬技術；研究關於煤層氣藏「工業指標」的問題，建立煤層氣藏描述的方法和參數體系。從而構建起較完備的煤層氣藏理論，為預測煤層氣高滲富集區、指導勘探開發和煤礦瓦斯抽放提供理論依據。

我國無煙煤數量多，分布廣。應從煤變質作用類型、變質程度、構造變形等不同方面對其機理進行深入研究，揭示無煙煤儲、滲性能的控制因素，提出相應的預測方法。我國東北、西北低煤級煤層氣資源豐富。通過對低煤級煤的孔隙結構、吸附能力、生氣量和煤層氣賦存方式等一系列問題進行系統研究和分析，形成對低煤級煤層氣資源評價與勘探開發的新思路和新方法，為尋找相應的解決途徑、調整勘探部署提供科學依據。這樣可「激活」低煤級煤中豐富的煤層氣資源，開拓我國煤層氣資源開發新領域。這不僅對發展和豐富煤層氣基礎理論具有重要意義，而且對開發無煙煤、低變質煤中的煤層氣資源具有指導作用。

（二）開展煤層氣勘探開發關鍵技術攻關

煤層氣開發的經濟效益需要以高新技術作保障，高新技術含量已經成為衡量煤層氣開發項目成敗的重要指標。加大對煤層氣勘探開發關鍵技術的科技攻關，將儲層無污染的鑽井技術、高效壓裂技術、定向井和羽狀井技術以及注氮和二氧化碳置換增產、煤礦瓦斯抽放等主要技術列入國家重大基礎研究項目計劃、國家五年攻關計劃、國家自然科學基金重點研究項目計劃，優先安排，從而形成適合我國煤層氣地質特點的配套工藝技術，促進我國煤層氣產業的形成與發展。

（三）加大對煤層氣勘探開發的投入

制定煤層氣勘探開發規劃、產業發展規劃和產業扶持政策。統一管理和協調煤層氣勘探開發工作，關注煤層氣開發的宏觀布局。對重點有利區和煤層氣示範項目加大資金投入，落實生產項目，加大勘探開發實物工作量，爭取在5～10年內部署煤層氣開發井10000口以上。積極引導商業性投入，廣泛吸引社會各方面資金。將對煤礦瓦斯抽放與利用的研究開發列入中長期科技發展規劃，重點支持高效煤層氣經濟抽采技術的開發及相關應用基礎理論的研究，每年列入專項科研項目，撥付專項費用，集中加大煤層氣的科技投入，以煤層氣科技的創新帶動煤層氣生產上的突破。

（四）加大長輸管網等基礎設施建設

制訂和出台天然氣（含煤層氣）長輸管網法規政策，實現氣田、管網、利用的獨立運營模式，加強政府監管，實行市場准入制度，遏制壟斷。無論天然氣還是煤層氣，只要質量達標、價格合理，就可以自由地售出並輸入該管網，這樣就可以解除外國合作者對投資煤層氣勘探開發的後顧之憂。煤層氣發展形成規模後，就應同天然氣一樣走向市場，需要統籌考慮煤層氣和天然氣兩種資源與市場的配置，通過管網把資源和市場聯系起來，推動煤層氣的發展。

加強沿「西氣東輸」、「陝京一線」、「陝京二線」干線附近煤層氣儲運集輸設施的建設，為煤層氣產業下游市場的發展提供基礎條件。雖然煤層氣與天然氣可以混輸，但產出的煤層氣到達地面後一般為低壓，藉助「西氣東輸」主管線進行運輸，必須多級加壓，導致煤層氣生產成本大幅增加，可以通過適當增建一些採用聚乙稀製成的煤層氣專用輸氣管線予以解決。

（五）建立煤層氣開發利用示範工程

我國煤層氣地面開發試驗已從單井評價向井組試驗過渡，一些煤層氣開發項目已顯示出商業化開發前景。我國煤層氣開發應採取新區與老區相結合、重點突破的原則，首先在資源條件好、勘探程度較高的沁水和鄂爾多斯盆地，集中力量開發，使煤層氣生產能力在近期內有較大程度的提高，並在開發利用方面形成突破，並建立井下煤層氣抽放示範項目，煤礦區采動區地面鑽井煤層氣開發示範項目以及煤層氣發電示範項目，帶動煤層氣產業的發展。在國家科技攻關等重大項目中單獨立項，建立一批煤礦區煤層氣開發示範工程。

根據目前勘探成果，建議首先支持沁水盆地南部煤層氣開發利用高技術示範工程。在已經獲得煤層氣探明儲量的346km²范圍內，已鑽井150口，壓裂40口，目前每天產能達到8×10⁴m³左右，並計劃在近5年內部署煤層氣開發井約2 000口，建成年產20×10⁸～30×10⁸m³的大型煤層氣生產區。

（六）出台煤層氣產業發展的優惠政策

煤層氣產業要想得到大的發展，國家有關煤層氣開發利用的政策支持一定要到位。煤層氣開發在某種意義上來說有很大的公益性，國家在勘探、研究和稅費等方面的扶持不可或缺。在煤層氣產業發展的初期，政府資金投入和政策扶持非常必要，美國煤層氣產業的發展歷程表明，政府的經濟鼓勵政策具有決定性作用。建議國家頒布優於常規天然氣開發和對外合作的稅費政策，適用期10～15年。其中包括增值稅為零稅率，所得稅5年免交、5年減半，免交探礦權和采礦權使用費，20年免交資源稅和資源補償費等。安排專項資金重點支持煤礦煤層氣回收利用項目；對煤層氣和煤礦瓦斯抽放利用給予財政補貼，如每抽放1m³煤層氣，給予0.2元補貼，同樣每利用1m³煤層氣，再給予0.1～0.2元補貼。補貼款從企業上交稅款中返還，也不會增加國家財政負擔。通過提供優惠的稅賦政策，鼓勵中小企業和私營企業參與投資和融資，進而保護企業投資煤層氣產業的積極性。

（七）加強煤層氣勘探開發管理

嚴格執行煤層氣資源一級管理，針對目前煤層氣開發利用中缺乏協調，條塊分割嚴重的問題，理清部門、企業之間責、權、利，創造良好的市場運行環境。

對煤層氣資源要實行綜合勘探、綜合開發和綜合利用，在保證國家對煤炭和天然氣正常需求的情況下，建議煤層氣優先於煤炭和常規天然氣勘探開發。對煤層氣生產企業予以同等國民待遇，在體制和機制上，採用市場化運作方式，鼓勵更多的企業進入煤層氣勘探開發領域。建立規范有序、活躍協調的煤層氣開發利用市場，盡快解決煤炭—煤層氣探礦權和采礦權的統一管理和協調機制，從政策和體制上協調煤炭企業、煤層氣企業、石油天然氣企業之間在煤層氣資源管理和開發利用中的利益關系。必須堅持國家為主，地方和企業積極參與支持的政策，共同推動煤層氣產業的發展。同時，嚴格煤層氣對外合作管理，依據標准合同，及時做好煤層氣合作區塊核減工作。完善煤層氣地質綜合勘探開發技術規范、資源量預測評價規范、儲量評定規范以及其它相應的技術規范等。

（八）嚴格煤礦瓦斯抽放利用管理

建議國家對新建高瓦斯煤礦，嚴格做到先採氣後採煤，並依據煤層氣開發程度決定煤礦生產規模和許可證發放。對正在開發的高瓦斯煤礦，採取以抽定產的強制措施，要求煤礦做到限期整改，消除瓦斯爆炸事故，保障國民經濟可持續發展。制定甲烷減排補貼和排放超標罰款法規，鼓勵煤礦企業開發和利用煤層氣，同時，建議政府從技術、政策、法規層面上，引導企業走採煤采氣一體化，建設綠色安全煤礦的路子。保護煤礦區珍貴的煤層氣資源，大幅度減少我國甲烷向大氣排放的數量。

（九）對煤層氣資源進行動態評價

隨著地質認識和勘探開發形勢的不斷變化，對煤層氣資源的認識也應不斷更新，需要開展經常性評價，實現資源評價系統化、制度化、動態化，為制定能源政策和編制國家能源中長期發展規劃，提供重要科學依據。建議以新一輪全國煤層氣資源評價結果為基礎，在煤層氣資源評價系統的支持下，根據勘探新成果和儲量變化，每年對已勘探開發盆地和區帶進行動態評價。對靠近城市群的重點地區煤層氣資源利用潛力和煤層氣資源認識發生較大變化的地區開展重點評價。

7. 我國煤層氣產業進入加速發展階段

我國的煤層氣井下抽采始於20世紀50年代，主要是井下瓦斯抽采，起步早，但進展緩慢。近年來，我國煤層氣地面開發和井下抽采日益活躍，煤層氣產業已經進入加速發展階段，2009年全國煤礦瓦斯井下抽采量達61.7×10⁸m³，較2006年翻了一番，利用17.7×10⁸m³，利用率28.7%。截至2009年底，煤礦安全死亡2631人，百萬噸死亡率0.987，首次降至1以下。

我國煤層氣地面勘探開發始於20世紀90年代初，近幾年發展較快，已初步准備了可供開發的煤層氣區塊，初步形成了煤層氣開發工藝技術，多個區塊已取得較好的開發效果，並實現了小規模商業化生產。截至2009年底，全國鑽煤層氣直井超過4000口，水平井超過160口，年產煤層氣10.15×10⁸m³，其中晉煤集團6.0×10⁸m³，中國石油2.75×10⁸m³，中聯公司0.9×10⁸m³，其他0.5×10⁸m³。

煤層氣地面開發主要集中在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣，以及阜新盆地的劉家區塊。截至2009年底，沁水盆地鑽井超過3500餘口，年產氣9.7×10⁸m³；鄂爾多斯盆地東緣共鑽煤層氣井430餘口，年產氣1500×10⁴m³；阜新盆地劉家區塊共鑽煤層氣井70餘口，年產氣3000×10⁴m³（表8-2）。

在全國油氣資源戰略選區煤層氣示範工程等項目的推動下，近年我國煤層氣開發取得突破性進展，以直井和多分支水平井為代表的煤層氣開發技術逐步成熟，煤層氣產業進入快速發展階段；同時，國家適時出台了一系列優惠政策，極大地促進了煤層氣產業的發展，我國煤層氣產業進入加速發展階段。

表8-2 全國煤層氣探明儲量統計表

8. 我國煤層氣產業發展報告

葉建平

作者簡介:葉建平,男,1962年生,教授級高工,中聯煤層氣有限責任公司總經理助理,中國煤炭學會煤層氣專業委員會秘書長,主要從事煤層氣勘探開發科研工作。地址:北京市東城區安外大街甲88號(100011),電話:(010)64265710,E-mail:[email protected]

(中聯煤層氣有限責任公司 中國煤炭學會煤層氣專業委員會 北京 100011)

摘要:分析了煤層氣勘探、開發、利用現狀,梳理了煤層氣勘探開發技術進展,對我國煤層氣產業發展進行了基本評估。認為當前我國煤層氣勘探快速推進,探明儲量顯著增長;煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升;煤層氣產業初步形成,煤層氣成為天然氣的最現實的補充能源;煤層氣技術有力支撐產業發展,技術瓶頸依然存在。

關鍵詞:煤層氣 勘探開發技術 產業發展

China's Coalbed Methane Instry Development Report

YE Jianping

(China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)

(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)

Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM instry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM proction capacity scale has enlarged. Both proction and sales have risen. CBM instry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM instry; however,technical bottlenecks still exist.

Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; instry development

我國煤層氣開發已經步入產業化初期階段。煤層氣地面開發產量2005年達到1.7億m³,2009年達到10.1億m³,預計2015年將達到100億m³,因此煤層氣產業步入快速發展軌道,成為現實的天然氣的補充資源。本文簡要報告近年來我國煤層氣勘探、開發、利用發展情況和技術進展狀況。

1 煤層氣勘探快速推進,探明儲量顯著增長

近兩年,我國煤層氣勘探進度明顯加快,探明儲量顯著增長。據不完全統計,到2011年6月底,全國煤層氣鑽井總數5942口。到2010年底為止,我國已累計探明煤層氣儲量2902.75億m³,新增探明儲量近1121.55億m³,占總量的39%。「十一五」探明了千億立方米大氣田。我國煤層氣探明儲量區分布較集中,共11個區塊,主要分布在沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、鄭庄、棗園、長子等區塊,鄂爾多斯盆地東緣三交、柳林、鄉寧-吉縣、韓城等區塊。如表1,沁水盆地探明儲量2007.69億m³,佔69.17%;鄂爾多斯盆地煤層氣探明儲量817.76億m³,佔28.17%。其他地區佔2.66%。探明儲量成為這些地區煤層氣產業發展強大的基礎。但是,相對全國36.81萬億m³的資源量而言,我國煤層氣資源探明率很低,僅8‰。廣大地區煤層氣勘探潛力尚不明朗。

表1 全國煤層氣探明儲量分布情況

沁水盆地作為我國特大型煤層氣田,勘探潛力巨大。山西組3號煤層和太原組15號煤層厚度大,分布穩定,含氣量高,滲透性在全國相對最好,煤層氣可采性良好。除了已探明的南部區塊以外,柿庄南和柿庄北、馬璧、沁南、沁源、壽陽、和順、上黃崖等區塊均屬於煤層氣富集區和極有利目標區。壽陽區塊不同於晉城地區,它以太原組15號煤層作為目的層,經過多年勘探,已獲得經濟單井產量的突破,韓庄井田多口煤層氣井產量達到1000m³/d以上,近期將可以提交探明儲量。陽泉鑽井461口,日產量15萬m³,獲得商業化生產的產能。

鄂爾多斯盆地東緣具有較好的含煤性、含氣性和可采性,渭北區塊的韓城—合陽井區、臨汾區塊的午城—窯渠井區、呂梁區塊的柳林—三交井區、呂梁區塊的保德—神府井區是4大煤層氣富集區,也是鄂爾多斯盆地東緣煤層氣勘探開發有利區。鄂爾多斯盆地東緣資源探明率和資源轉化率、勘探程度均較低,煤層氣勘探開發前景廣闊,具有商業化產氣能力和形成大型煤層氣田的條件,必將成為全國煤層氣規模化、產業化、商業化運作的「甜點」區。

除了上述地區以外,在黑龍江依蘭、雲南老廠、貴州織金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶爾盆地南部、陝西彬縣等地區相繼取得勘探突破。

黑龍江伊蘭區塊煤層埋深700m左右,厚16m,含氣量8~10m³/t,長焰煤,蓋層油頁岩厚80m。黑龍江煤田地質局2011年在伊蘭區塊鑽井4口,YD-03、YD-04兩口煤層氣生產試驗井,經排采,兩口井日產氣量均在1500m³/t左右,達到了工業氣流的標准,標志著黑龍江低階煤煤層氣開發的有效突破。

彬長煤業集團在鄂爾多斯盆地中生界彬長區塊鑽1口水平井,日產氣5600m³。

內蒙古霍林河地區中石油煤層氣經理部在華北二連盆地霍林河地區施工霍試1井,日產氣約1300m³;進行了勘查研究,取得一定的進展。

依蘭、彬長和霍林河區塊的勘探成功,標志著低階煤煤層氣勘探取得了初步的成功,意義深遠。

四川川南煤田古敘礦區大村礦段煤層氣地面抽采試驗取得了歷史性突破。DCMT-3煤層氣試驗井平均產量1160m³/d,一年多累計產氣超過50萬m³。之前的DC-1井、DC-2井產氣量均達到了500~1000m³/d。初步認為大村礦段煤層氣具有較好的商業開發前景。該區煤層氣井的排采試驗成功,意義重大,將為川南煤田低滲透、薄煤層、大傾角、高應力等特點地區的煤層氣勘探開發提供技術和經驗。

雲南老廠施工5口井先導性試驗井組,壓裂後,發生自流現象,經過初期排采,產量逐步上升,顯示良好勘探潛力。

安徽淮北礦業集團2008年以來在蘆嶺淮北Ⅲ1、Ⅲ2采區共施工12口「一井三用」井的壓裂階段試驗,各井大部達到800m³左右,也有個別高產井,如LG-6井最高日產量曾到3000m³以上,穩產1200m³左右。中聯公司對外合作項目和煤炭科工集團西安研究院分別在淮北宿南向斜的先導性試驗相繼取得商業產量,預示著具有良好的勘探潛力。

全國其他地區的煤層氣勘探工作也如火如荼地展開。如貴州織金—納雍、陝西延川南、山西和順、山西沁源新疆准噶爾盆地南部等地區,初步勘探實踐表明具有良好的煤層氣勘探潛力。

上述可知,在沁水盆地南部高階煤煤層氣開發成功後,中階煤和低階煤煤層氣勘探也正在逐步取得成功。

在煤層氣勘探同時,廣大研究人員開展了大量的煤層氣富集規律和地質控制因素研究,進行了煤儲層孔隙性、滲透性、吸附解吸擴散、力學特性、變形特性等廣泛研究,進行不同煤級煤的煤層氣成藏特徵和選區評價研究。這些地質和儲層特徵的基礎研究有力支撐了煤層氣基礎理論的形成和發展。

2 煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升

「十一五」期間,煤層氣進入產業化發展階段,煤層氣產能規模擴大,產銷量同步上升。以中聯公司沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程、中石油華北煤層氣分公司沁南煤層氣田煤層氣開發項目和晉城煤業集團煤礦區煤層氣開采項目等商業化開發項目竣工投產為標志,我國煤層氣開發快速步入產業化初期階段,煤層氣開發處於快速發展階段。我國現有生產井3200口,到2010年全國地面煤層氣產能達到25億m³,產量15.7億m³,利用量11.8億m³,利用率78%。井下煤層氣抽采量69.6億m³,利用量21.9億m³,利用率相對較低,31.5%。2011年地面開發產量將達18~22億m³,見表2。地面煤層氣產量在近五年呈數量級增長,2005年1億m³,2009年達到10.1億m³,預計2015年將達到100億m³。煤層氣產量主要來自沁水盆地南部,佔96%,少量產自韓城、阜新和柳林、三交地區。

目前進入商業性開發地區包括山西沁水盆地南部、陝西韓城、遼寧阜新。具備進入商業性開發地區包括山西三交、柳林、大寧—吉縣、陽泉、壽陽。

表2 全國主要煤層氣田煤層氣生產情況(不完全統計)

說明:投產井數包括已產氣井和未產氣井。

3 煤層氣技術有力支撐產業發展,技術瓶頸依然存在

技術進步是煤層氣發展的源動力,這已被國內外的勘探開發實踐所證實。「十一五」期間在煤層氣增產改造技術的試驗和研究取得了有效突破,針對不同儲層參數研製了適宜的壓裂液、壓裂工藝等。鑽完井技術、地面集輸技術、煤礦區煤層氣抽采技術等方面均有創新性成果。當前最顯著的技術進展就是煤層氣水平井鑽完井技術、煤層氣水平井分段壓裂技術發展。

3.1 煤層氣水平井鑽完井技術

煤層氣水平井地質和工程影響因素認識顯著提高。煤層氣水平井、多分支水平井的地質條件局限性強,要求構造相對簡單,斷層少、地層平緩起伏小;煤層發育穩定、煤層硬度大結構完好;煤層鑽遇率高,避免鑽探溝通含水層;水平井眼軌跡按上傾方向布置,有利排水降壓產氣;水平井眼長度盡量長,分支水平井間距適中,與煤層滲透性相匹配。

煤層氣水平井井型設計多樣。根據地形地貌、地質條件和儲層滲透性,設計「U」型井、「V」型井、川字型井、叢式井(兩層煤層的雙台階水平井)等,在柿庄南、柳林獲得成功。

多分支水平井的工藝技術、關鍵工具實現國產化。多分支水平井鑽井實現一個井筒鑽多翼分支井,提高了鑽進效率和有效排泄面積。在「863」項目支持下,地質導向裝置實現國產化,並取得良好應用效果。

借鑒頁岩氣完井技術,開始進行了煤層氣水平井分段壓裂技術的試驗,並在三交區塊獲得成功。目前在柿庄南區塊繼續進行該項技術的試驗應用。

煤層氣多分支水平井修井一直是一項難題,現在開始探索性試驗,包括分支井段井眼坍塌的診斷、二次鑽井導向和儲層傷害控制等。

研究結果表明:水平井煤層段採用PEC篩管完井能有效保護井壁穩定性,減少井眼坍塌,即便排采過程中井眼發生局部垮塌,篩管仍能為煤層氣、水提供良好的流動通道;充氣欠平衡鑽井技術可有效減少煤儲層的污染和損害,保護煤儲層;沿煤層頂/底板鑽水平井可有效避免粉煤、構造煤等井壁穩定性問題,定向射孔分段壓裂可有效溝通煤儲層,釋放儲層應力,實現煤層氣的開采。通過對井眼軌跡和鑽井工藝參數進行優化設計,可增大煤層氣降壓解吸范圍,加快煤層氣解吸,並減少煤儲層傷害。

3.2 新型壓裂液研究方興未艾,成果豐碩

研究壓裂液對儲層傷害機理,根據煤中化學元素組成,研製含有粘土防膨劑的壓裂液及活性水,降低對煤層氣解吸附傷害。

研究認為嵌入傷害和煤粉堵塞裂縫是影響煤儲層長期導流能力的主要影響因素,施工中可採取增加鋪砂濃度、加大支撐劑粒徑、加入分散劑懸浮煤粉等方法。

通過重大專項攻關研製了新型低傷害高效清潔壓裂液,特點是分子量小,300~400;粘度較高,15.0mPa·s;殘渣較少;煤層傷害率低,11.5%;摩阻低,約為清水的30%。研製了新型煤粉分散活性水壓裂液,煤層傷害率低,11.8%,使煤粉在壓裂液中均勻分布,避免施工壓力過高,在返排時,煤粉隨著液排出,避免堵塞裂縫通道。研製了高效適宜的氮氣泡沫壓裂液。

3.3 低密度固井液減少了固井水泥對儲層的傷害

通過重大專項攻關,針對煤儲層井壁易坍塌、鑽井液易污染煤儲層等難題,研發出了中空玻璃微球低密度鑽井液體系。該鑽井液具有良好的流變性和濾失性,泥餅薄而緻密。同時具有很好的抗溫性、抗污染性能、防塌性能、沉降穩定性和保護儲層作用。研製了超低密度水泥漿體系:確定了超低密度水泥漿體系配方。該配方在40℃,24h時抗壓強度達到8.04MPa(超過預期7MPa指標)。在沁南柿庄南區塊成功進行了現場試驗,有效防止了液體對煤儲層的污染。

研製了一種應用於煤礦井下瓦斯抽采孔的可降解鑽井液,生物酶降解加鹽酸酸化的雙重解堵措施可有效地清除可降解鑽井液對煤層氣儲層的傷害,並能恢復甚至提高煤岩氣體滲透率。

開展了煤層氣鑽井井壁穩定機理及鑽井液密度窗口的確定的研究。

3.4 地面集輸工程技術有效增大集輸半徑,實現低成本建設

沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程,研究設計了「分片集輸一級增壓」煤層氣田地面集輸技術,亦稱「枝上枝閥組布站」工藝技術,使煤層氣集輸半徑增大到13km以上。新技術的應用取消了傳統技術中需要建設的無數個有人值守的站,最重要的是極大地改善了流體流動環境,簡化了工藝流程,節省了投資成本。採用汽油煤層氣兩用燃氣發動機新裝置,代替抽油機動力系統,采氣管線採用聚乙烯管(PE管)新材料,節省了工程建設投資。

沁水盆地煤層氣田樊庄區塊採用單井進站方式、增壓工藝及壓力系統優化等地面集輸工藝的優化技術。煤層氣水合物防治技術、低壓輸送不注醇集氣工藝、多井單管串接技術、低壓采氣管網管徑的確定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性復合管的應用等采氣管網優化技術。提出煤層氣田「標准化設計、模塊化建設」,煤層氣田集氣站建設核心是「四統一、一和諧」,即:統一工藝流程、統一設備選型、統一建設標准、統一單體安裝尺寸,保持平面布置與當地環境的和諧發展,實現集氣站功能統一,操作統一。

數字化氣田建設,實現了基於無線、光纜、電纜等多種通訊方式在SCADA系統中的融合,成功地降低了煤層氣田信息化建設和維護過程中自控系統的投資,適合了煤層氣井地處偏遠、井多、井密、低壓、低產等特點。

3.5 煤層氣排采生產技術

實踐表明,合理的排採制度和精細的排采控制是煤層氣井排采技術的核心,定壓排採制度適用於排采初期的排水降壓階段,定產排採制度適宜於穩產階段,分級平穩連續降壓是精細的排采控制的核心。

通過對柳林煤層氣井的井下管柱及地面流程設計,引入無級數控抽油機、永久監測壓力,較好地完成了排採的施工及資料錄取的要求,為該區的大規模開發奠定了基礎。

研究煤層氣動液面高度的合理區間及降低速率對開采過程中有效保持井周應力的合理分布,維持或提高儲層滲透率,具有十分重要的意義。

煤層氣井不同階段的產能方程和煤層氣藏井底流壓修正後的計算公式,確定煤層氣井的生產壓差,為煤層氣井合理生產壓差的確定和正常排采提供了技術支撐。

3.6 煤層氣利用技術

煤礦開采過程中排放出大量低濃度煤層氣,提純利用這部分煤層氣對我國能源開發利用和環境保護意義重大,其難點是如何經濟高效地分離CH₄和N₂。

採用低溫精餾法分離提純,分離低濃度含氧煤層氣中氧氣、氮氣,在陽泉石港礦建成年產2萬噸液化(LNG)瓦斯的工廠,在陽泉新景礦神堂嘴建設年產2000萬m³低濃度提純壓縮(CNG)瓦斯工廠,為陽泉市公交車、計程車提供城市低成本壓縮瓦斯,以氣代油。

採用變壓吸附法實現低濃度瓦斯的分離和凈化。該技術2011年3月已在陽泉進行試生產,2011年底5000萬m³CNG工業化生產線將投產。

在國家科技重大專項支持下,中科院理化所和中聯煤層氣公司合作成功研製了10000m³撬裝液化裝置,該項成果適合煤層氣單井產量低特點,將直接在煤層氣井場實現煤層氣液化利用。

3.7 技術仍然是煤層氣勘探開發的瓶頸

煤層氣高滲富集區預測缺乏成熟理論指導,或者說我國煤層氣勘探開發理論還不成熟。

除了沁南以外,我國大部分勘探區煤層氣單井產量低,同一地區單井產量差異大,除了地質和儲層條件外,鑽完井技術和增產改造技術有待試驗形成。如何針對復雜多裂縫煤層特徵,增大鋪砂面積,有效提高儲層導流能力,提高單井產量,是面臨的增產改造的關鍵問題。

水平井、多分支水平井如何控制保持井壁穩定、防止井眼坍塌,高地應力、松軟儲層條件的鑽井完井技術,有待進一步探索試驗。

深煤層高地應力、低滲條件下儲層物性變化,以及由此帶來的鑽井、完井、增產改造技術和工藝參數的一系列變化,是亟待研究的方向。

4 煤層氣產業初步形成,煤層氣成為天然氣的最現實的補充能源

煤層氣主要通過管道輸送到用戶,約佔85%~90%,少部分採用液化天然氣和壓縮天然氣形式輸送。目前建成煤層氣管道包括端氏—博愛管道、端氏—沁水八甲口管道、晉城煤業集團西區瓦斯東輸管道等,年輸送能力50萬m³。正在建設的韓城—渭南—西安管道、昔陽—太原管道,輸送能力30萬m³。

煤層氣用戶主要為西氣東輸管道用戶,其次向山西省內及沁水煤層氣田周邊省份河南、河北等省供氣,以及韓城、阜新等煤層氣所在地城市供氣。廣泛用於城市燃氣、工業鍋爐燃氣、汽車加氣等天然氣市場。2010年底,我國井下、地面煤層氣產量達到85.3億m³,約占天然氣產量946億m³的9%。煤層氣已成為當地天然氣的最現實的補充能源。

5 煤層氣產業發展展望

根據我國「十二五」煤層氣(煤礦瓦斯)開發利用規劃,「十二五」末,我國煤層氣產量將達200億~240億m³,其中,地面開採煤層氣100億~110億m³,井下瓦斯抽采量110億~130億m³。煤層氣探明地質儲量將進入快速增長期,到2015年,新增探明地質儲量10000億m³。因此煤層氣將在「十二五」進入快速發展軌道。一是通過「十一五」發展,積累了較好的技術基礎和儲量基礎;二是中石油、中石化、中海油等大公司的積極投入,勘探和開發資金有了根本保證;三是國家科技重大專項的持續支持,為煤層氣勘探開發利用科學技術攻關奠定了堅實基礎,為產業目標實現提供了有力的技術支撐。

感謝趙慶波教授提供相關統計資料。

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9. 中國煤層氣產業政策現狀

在煤層氣戰略選區項目的推動下，國務院辦公廳出台了《關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干意見（國辦發〔2006〕47號）》等優惠政策，隨後國家有關部門相繼出台了一系列扶持煤層氣發展的優惠政策，促進了中國煤層氣產業發展。

一、稅收、價格優惠政策

（1）增值稅優惠政策。國辦通〔1997〕8號規定：中外合作開采陸上煤層氣按實物徵收5%的增值稅，不抵扣進項稅額；自營開采陸上煤層氣增值稅實行先征後返，即按13%的稅率徵收，返還8個百分點。2007年1月1日以後調整為：對煤層氣抽采企業的增值稅一般納稅人抽采銷售煤層氣實行增值稅先征後退政策；先征後退稅款由企業專項用於煤層氣技術的研究和擴大再生產，不徵收企業所得稅。

（2）企業所得稅優惠政策。財稅字〔1992〕62號規定：從事合作開採石油資源的企業所得稅的規定，均適用於開采中國陸上煤層氣資源的企業；對中外合作開採煤層氣的企業所得稅實行二免三減半，即從開始獲利年度起，第一年和第二年免徵企業所得稅，第三年至第五年減半徵收企業所得稅。

（3）關稅減免政策。國務院《關於調整進口設備稅收政策的通知（國發〔1997〕37號）》規定：自1998年1月1日起，對國家鼓勵發展的國內投資項目和外商投資項目進口設備，在規定范圍內，免徵關稅和進口環節增值稅。

（4）煤層氣價格政策。國務院辦公廳1997年國辦通〔1997〕8號文件規定：煤層氣價格按市場經濟原則，由供需雙方協商確定，國家不限價。2007年4月20日，國家發展改革委發出加強民用煤層氣價格管理的通知，要求民用煤層氣出廠價格由供需雙方協商確定。現已納入地方政府管理價格範圍的，要積極創造條件盡快放開價格。

（5）煤層氣抽采利用設備加速折舊。2007年2月20日，財政部、國家稅務總局聯合下發《關於加快煤層氣抽采有關稅收政策問題的通知（財稅〔2007〕16號）》，要求對獨立核算的煤層氣抽采企業購進的煤層氣抽采泵、鑽機、煤層氣監測裝置、煤層氣發電機組、鑽井、錄井、測井等專用設備，統一採取雙倍余額遞減法或年數總和法實行加速折舊，具體加速折舊方法可以由企業自行決定，但一經確定，以後年度不得隨意調整；對獨立核算的煤層氣抽采企業利用銀行貸款或自籌資金從事技術改造項目國產設備投資，其項目所需國產設備投資的 40% 可從企業技術改造項目設備購置當年比前一年新增的企業所得稅中抵免；對財務核算制度健全、實行查賬征稅的煤層氣抽采企業研究開發新技術、新工藝發生的技術開發費，在按規定實行100%扣除基礎上，允許再按當年實際發生額的50%在企業所得稅稅前加計扣除。

（6）煤層氣（煤礦瓦斯）開發利用補貼。2007年4月20日，財政部出台《關於煤層氣（瓦斯）開發利用補貼的實施意見（財建〔2007〕114號）》規定：中央財政按0.2元/m³煤層氣（折純）標准對煤層氣開采企業進行補貼，補貼額度按照（銷售量＋自用量－用於發電量）×補貼標准進行計算。在中央財政補貼的基礎上，地方財政可根據當地煤層氣開發利用情況對煤層氣開發利用給予適當補貼，具體標准和補貼辦法由地方財政部門自主確定。

二、煤層氣資源管理優惠政策

（1）探礦權使用費。按以下幅度審核減免：第一個勘查年度可以免繳，第二至第三個勘查年度減繳50%，第四至第七個年度減繳25%。

（2）采礦權使用費。按以下幅度審核減免：礦山基建期和礦山投產第一年可以免繳，投產第二至第三年可以減繳50%，第四至第七年減繳25%，采礦結束當年免繳。

（3）礦區使用費。按陸地上常規天然氣對外合作規定交納（按氣田計算），即年度煤層氣產量不超過10×10⁸m³，免徵礦區使用費；10×10⁸～25×10⁸m³，交納1% 礦區使用費；25×10⁸～50×10⁸m³，交納2%礦區使用費；超出50×10⁸m³，交納3%礦區使用費。

（4）資源使用費。對地面抽採煤層氣暫不徵收資源稅。

三、鼓勵煤層氣利用的有關政策

煤層氣被列入1996年修改後的《資源綜合利用目錄（國經貿資〔1996〕809號）》。該文件規定：鼓勵利用煤礦瓦斯氣、煤層氣，並享受財稅字〔1994〕001號、國稅發〔1994〕008號、財稅字〔1996〕020號、財稅字〔1996〕021號等文件規定的優惠政策。

財稅字〔1994〕001號文件規定：列入《資源綜合利用目錄》內的資源作主要原料生產的產品的所得，自生產經營之日起，免徵所得稅5年。

國稅發〔1994〕008號文件規定：關於印發固定資產投資方向調節稅「資源綜合利用、倉儲設施」稅目稅率注釋的通知，對煤層氣、煤礦抽放的瓦斯利用項目規定了固定資產投資方向調節稅實行零稅率，但不包括行政辦公和生活服務用房的投資。

國家發改委2007年4月印發《關於利用煤層氣（煤礦瓦斯）發電工作的實施意見》，提出煤層氣（煤礦瓦斯）電廠所發電量原則上應優先在本礦區內自發自用，需要上網的富餘電量，電網企業應當予以收購，上網電價比照國家發展改革委制定的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法（發改價格〔2006〕7號）》中生物質發電項目上網電價（執行當地2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價）；煤層氣（煤礦瓦斯）電廠不參與市場競價，不承擔電網調峰任務。

10. 我國煤層氣產業發展中存在的主要問題

（一）煤層氣地質理論研究有待深入

我國的成煤和煤化作用地質條件復雜，在煤層氣成藏機理和高產富集規律等諸多方面存在理論問題，諸如：尚未建立起較成熟的煤層氣成藏理論，對煤層氣成藏的形成過程與非均質性需要深入分析，缺乏煤層氣藏儲量計算和評價方法，煤層氣藏數值模擬技術和氣藏描述方法與技術有待完善。

我國高階煤資源豐富、分布面廣，含氣量較大，但成煤年代早，煤層經歷的構造運動多，所受到的後期改造破壞程度大，煤層氣成藏和富集規律較為復雜，對高變質的無煙煤中獲得高產的煤層氣還缺乏深入的理論認識，因而無法對其他地區進行有效的預測。

在我國西部及內蒙古東部地區的含煤盆地分布著大量的低階煤，由於存在「低煤級煤層氣含量低，無開發價值」的片面認識，對低階煤的孔隙結構、吸附能力、生氣量和煤層氣賦存方式等缺少研究，對低煤級煤層氣井的高產氣能力（單井產量可達14000m³/d）還無法給以合理、科學的說明。

（二）勘探開發技術亟待提高

近年來，我國在瓦斯抽放理論與工程實踐方面取得了較大的進展，但目前我國礦井瓦斯平均抽出率僅有23%，而美國、澳大利亞等主要產煤國家的礦井瓦斯抽出率均在50%以上。抽放技術、抽放方法、抽放設備落後是我國抽放效果差的主要原因。如我國自行開發生產的鑽機遠不能滿足要求；鑽進工藝落後、鑽進設備不配套等。

長期以來，在煤層氣的勘探作業和地質研究中，各外國公司和國內大部分公司基本沿用了美國的勘探思路和方法。盡管我國已經取得了部分區塊煤層氣勘探開發試驗的成功，但諸如高煤級煤層和低含氣量厚煤層中的煤層氣開采技術，低滲透性構造煤儲層改造技術，油氣共伴生煤田煤層氣的開發技術，不同煤田類型採用的不同鑽井技術，煤層氣井壓裂技術中壓裂液對煤層的傷害，以及壓裂液成本高或壓裂效果欠佳的問題等，生搬硬套國外的經驗難以適應我國的地質情況，使得產氣效果不理想。

（三）勘探開發與科技投入不足

煤層氣產業是一種高投入、高風險的技術密集型產業，從培育新產業角度看來，政府投入過低。美國在1983～1995年煤層氣產業發展的早期，各種勘探費用總計達60多億美元。而我國最近十幾年中，包括政府、國內企業在內各個方面投入煤層氣勘探資金僅4億～5億元人民幣，時間跨度長，區域分布廣，投資力度小。1996年成立的煤層氣骨幹企業—中聯煤層氣有限責任公司，組建時只有1億元人民幣，每年國家專項經費僅有2000～3000萬元人民幣，投資力度小。

我國煤層氣開發從理論和技術方面都存在若干關鍵性難題，需要一定的科技投入解決基礎問題。美國政府在1983～1995年投入的煤層氣試驗研究經費累計超過4億美元。而我國迄今為止，國家層面對煤層氣科技投入累計不足3000萬元人民幣，而且分散到不同的單位，與煤層氣生產實際結合不緊密，難以起到促進產業發展的作用。

（四）煤層氣經濟性是影響產業發展的重要因素

由於煤層的儲集性能及力學特徵與常規砂岩等儲層有明顯不同，所以開發煤層氣與開發常規天然氣有很大差別。比如：常規天然氣通常是儲存在砂岩等儲層孔隙、裂縫中，儲存壓力很高，只要地層壓力得到釋放，天然氣即迅速逸出，而且日產氣量很高。與此相反，由於煤層氣通常吸附在煤基質顆粒表面上，儲存壓力很低，其壓力系數一般小於1。要開採煤層氣，必須把含在煤層中的水抽排出來，使煤層本身壓力降低，煤層氣才能從煤基質顆粒表面解吸逸出。即使煤層不含水，煤層氣的釋放過程也是極為緩慢的。通常煤層氣井初期日產量只有常規天然氣井日產量的1/10～1/20，這就是煤層氣日產量低、影響煤層氣生產經濟效益的地質原因。天然氣生產井從開始產量就很高，隨著時間的延續而迅速下降。天然氣井一般只需2～3年就能收回投資，正是由於天然氣井在開始幾年產量很高，通常是煤層氣的2～3倍，因而能給投資者在較短的時間帶來較高的回報率。煤層氣井則在開始的1～4年中產量是逐步增加並達到最大值，然後開始很緩慢地下降。煤層氣井的投資回收期較長，一般需10～20年時間。

（五）煤層氣產業發展扶持政策不足

煤層氣產業屬於技術密集型產業，具有高投入、高風險、單井產量低、投資回收期長的特點。由於在經濟上煤層氣生產短期內一般無法與常規天然氣生產競爭，所以，鼓勵煤層氣產業發展，亟需政府的大力扶持。美國1979年頒布著名的稅收補貼法規（《能源意外獲利法》第29條），規定在相當長的時期內，煤層氣生產的稅率不僅為零，還略有補貼。這項政策極大地激勵了企業投資開發煤層氣的積極性，因而煤層氣產業突飛猛進。雖然我國明確提出鼓勵煤層氣的開發利用，頒布了一些優惠的稅費政策，但在煤層氣產業發展初期，我國現行的煤層氣開發利用政策，只是比照常規天然氣通常做法，沒有出台更優惠、更適宜的激勵政策，在資金投入、稅收優惠、貸款、融資渠道和科技發展等方面缺乏一定的政策傾斜。

（六）煤層氣資源管理有待加強

煤層氣開發利用缺少國家統一規劃，管理體制和運行機制有待進一步理順。

從「十五」規劃開始，煤層氣的勘探開發規劃附列於煤炭和石油的規劃中，沒有專項煤層氣開發利用規劃，在目前的規劃管理、投資管理、項目實施的格局下，出現資金、項目無法配套落實的情況，規劃落實乏力，力量不集中，同時政府的導向目標不明確。

煤層氣的勘探開發缺乏探礦權、采礦權設置的保證。煤炭探礦權、采礦權由部、省兩級管理，煤層氣探礦權、采礦權則由國土資源部一級管理，由於缺乏協調、導致部分煤炭與煤層氣的探礦權、采礦權交叉重疊，致使相關部門、企業之間產生了利益沖突和管理許可權方面的分歧；由於急功近利，常常出現煤炭優先或排斥煤層氣探礦權、采礦權設置的現象，由此嚴重影響了煤層氣的勘探開發。

（七）長輸管網及基礎設施不足

我國煤層氣資源主要賦存於山西、陝西、內蒙和新疆地區，與東部經濟發達城市群的連接，缺乏長輸管網及基礎設施建設。在煤田范圍內，沒有適應的煤層氣管線，阻礙了煤層氣的開發利用。煤層氣可以與天然氣混輸混用，擁有共同的市場，但我國天然氣管網稀少，而且煤層氣利用天然氣管網混輸缺乏政策，這就使煤層氣資源與市場脫節，缺少市場需求對煤層氣的推動作用。從煤層氣發展成功的事例分析，管網和基礎設施的建設與市場的推動作用對發展煤層氣產業不可忽視。