煤層氣行業分析000968

Ⅰ 中國煤層氣產業發展現狀與技術對策

王一兵¹ 楊焦生¹ 王金友² 周元剛² 鮑清英¹

基金項目:國家973項目(2009CB219607)、國家科技重大專項「大型油氣田及煤層氣開發」課題33,43(2011ZX05033-001〃,2011ZX05043)。

作者介紹:王一兵,男,1966年6月生,2008年獲中國地質大學(北京)博士學位,高級工程師,多年從事煤層氣勘探開發綜合研究工作。E-mail:[email protected]

(1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院 廊坊 065007;2.中國石油渤海鑽探公司第二錄井公司 天津 300457)

摘要:本文通過分析我國煤層氣發展歷程和現狀,總結了我國從上世紀80年代以來煤層氣發展經歷了「前期評價、勘探選區、開發試驗、規模開發」四個階段。在分析我國煤層氣地質條件基礎上,認為已發現的煤層氣田(富集區)煤層普遍演化程度高、滲透率低;總結了適合我國復雜地質條件的煤層氣配套開發技術,包括鑽井完井、儲層保護、水力壓裂、排采控制等,並分析了各種技術的應用效果,認為我國1000m以淺中高煤階煤層氣開發技術基本成熟。在此基礎上預測了我國提高煤層氣開發效果的技術發展方向。

關鍵詞:煤層氣 開發技術 壓裂 排采

The Development Status and Technical Countermeasures of China CBM Instry

WANG Yibing¹ YANG Jiaosheng¹ WANG Jinyou² ZHOU Yuangang² BAO Qingying¹

(1. Langfang Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang 065007, China; 2.The second logging company of bohai drilling and exploration company, Petrochina, Tianjin 300457, China)

Abstract: Through analyzing CBM development history and present situation in China, this article have sum- marized the four stages in CBM development from the 1980's,which can be called 「earlier period's appraisal,ex- plores and region optimization,development experiments,scale development」.Based on the analysis of the geolog- ical conditions , it is revealed that CBM fields founded already are commonly characterized with high evolution de- gree, low permeability. Simultaneously, the corollary CBM development technologies suitable for China's complex geological conditions are summarized, including drilling/completion,coal-bed protection,hydraulic fracturing and dewatering control, also all technologies' application effect are evaluated. In general, it can be believed that the CBM development technologies in middle and high rank coal-bed shallower than 1000 m have been basically ma- tured. Finally, the direction of development technologies is forecasted.

Keywords: CBM; development technologies; hydraulic fracturing; dewatering

我國煤層氣資源豐富,預測2000m以淺煤層氣資源量36.8萬億m³(國土資源部,2006),可采資源量約11萬億m³,僅次於俄羅斯和加拿大,超過美國,居世界第三位。規模開發國內豐富的煤層氣資源,可在一定程度上減輕我國對進口石油天然氣的依賴,同時對實現我國能源戰略接替和可持續發展、降低煤礦瓦斯含量和瓦斯排放、減少煤礦瓦斯災害、保護大氣環境具有重要意義。

1 煤層氣規模開發已經起步,初步具備產業雛形

自上世紀80年代後期以來,國內石油、煤炭、地礦系統的企業和科研單位,以及一些外國公司,對全國30多個含煤區進行了勘探、開發和技術試驗,在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣韓城、大寧—吉縣、柳林—興縣地區、安徽淮北煤田、遼寧阜新煤田等試驗井都獲得了較高的產氣量。截至2010年底,全國已累計探明煤層氣地質儲量3311億m³,並針對不同煤階的煤層氣特點,掌握了實驗室分析化驗和地質評價技術,直井/叢式井鑽井完井、多分支水平井鑽井技術,空氣/泡沫鑽井及水平井注氣保壓欠平衡儲層保護技術,注入/壓降試井技術,壓裂增產和排采等技術系列,在沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣、寧武盆地南部、阜新煤田、鐵法煤田、淮南淮北等地分別獲得了具有經濟價值的穩定氣流,為規模開發准備了可靠的資源、技術條件。

近年國內天然氣市場的快速發展,天然氣基礎管網逐步完善,煤層氣開發迎來前所未有的機遇。特別是2007年政府出台了煤層氣開發補貼政策,極大地調動了相關企業投資煤層氣產業的積極性,促進了煤層氣產業的快速發展,近年全國煤層氣開發井由不足百口增加到5240餘口(含水平井約100口),建成煤層氣產能約30億m³/年,年產氣量超過15億m³(圖1),形成沁南、鄂東2大煤層氣區為重點的產業格局。預測到「十二五」期間,全國地面鑽井開發的煤層氣產量可以達到100億m³以上。

我國煤層氣發展,主要經歷了四個發展階段(圖2)。

圖1 中國歷年煤層氣開發井數與產量圖

圖2 中國煤層氣發展階段劃分

80年代前期評價階段:在全國30多個煤層氣目標區開展了前期地質評價研究;

1992~2000年勘探選區階段:在江西豐城、湖南冷水江、山西柳林、晉城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陝西韓城等地鑽探煤層氣井,柳林、晉城、阜新開展小井組試驗;

2000~2005年開發試驗階段:在山西沁水、陝西韓城、遼寧阜新開展了開發先導試驗工作;

2006年至今規模開發階段:沁水煤層氣田、鄂東煤層氣田韓城區塊、柳林區塊、遼寧阜新、鐵法等地煤層氣地面開發初步形成規模並進入商業開發階段,特別是2007年國家出台采政補貼政策,每生產1方煤層氣國家補貼0.2元,極大地調動了生產企業的積極性,紛紛加大投入,煤層氣產業進入快速發展階段。2010年全國煤層氣產量達到15億方。

2 煤層氣開發技術現狀

在多年的勘探開發實踐中,針對我國煤層氣地質特點,逐步探索出適合我國配套工藝技術,如鑽井完井、地面建設、集輸處理等,形成了以中國石油、中聯煤層氣、晉煤集團等大型國有煤業集團、有實力的大型國際能源公司為代表的煤層氣開發實體,以及煤層氣鑽井完井、地面建設、壓縮運輸等煤層氣技術服務隊伍,總體已經具備1000m以淺煤層氣資源開發和產業化發展的條件。

不同演化程度的煤層煤岩性質不同,主要表現在煤岩的壓實程度、機械強度、吸附能力等方面,其含氣性、滲透性、井壁穩定性有很大差別(王一兵等,2006),因此不同煤階的煤層氣資源要求採用相應的技術手段來開發。經過多年的探索與發展,國內已初步形成針對不同地質條件和煤岩演化程度的煤層氣開發鑽井完井、壓裂改造、排采技術系列。

2.1 鑽井完井技術

2.1.1 中低煤階高滲區空氣鑽井裸眼/洞穴完井開採煤層氣技術

國內低煤階區煤層滲透率一般大於10mD,中煤階高滲區煤層滲透率也能大於5mD,對於此類高滲煤層的煤層氣開采,一般不需壓裂改造(低煤階煤層機械強度低,壓裂易形成大量煤粉堵塞割理),可對煤層段裸眼下篩管完井或採用洞穴完井方式,根據煤層在應力發生變化時易坍塌的特點造洞穴,擴大煤層裸露面積,提高單井產量;鑽井施工時採用空氣/泡沫鑽井,既可提高鑽速,又可有效減小煤層污染。

裸眼洞穴完井在國外如美國聖胡安盆地、粉河盆地的一些煤層氣田開發中應用取得了良好效果(趙慶波等,1997,1999),特別是在高滲、超壓的煤層氣田開發中得到很好的應用效果。

常採用的井身結構有兩種:

(1)造洞穴後不下套管,適用於穩定性較好的煤儲層,是目前普遍採用的井身結構;

(2)造洞穴後下入篩管,可適用於穩定性較差的儲層。

這一技術在國內鄂爾多斯盆地東緣中煤階、湖南冷水江、新疆准噶爾南部進行試驗,效果都不理想,需要進一步探索、完善。

2.1.2 中高煤階中滲區大井組直井壓裂開採煤層氣技術

中高煤階中滲區煤層滲透率一般0.5~5mD,採用套管射孔加砂壓裂提高單井產量效果最明顯。其技術關鍵在於鑽大井組壓裂後長期、連續抽排,實現大面積降壓後,煤層吸附的甲烷氣大量解吸而產氣。這一技術在國內應用最廣泛,技術最成熟。沁水盆地南部、鄂爾多斯東緣韓城、三交、柳林地區,遼寧阜新含煤區劉家區塊等大多數深度小於1000m的煤層氣井採用這一技術效果好,多數井獲得了單井日產2000~10000m³/d的穩定氣流,數百口井已穩產5~10年。

2.1.3 中高煤階低滲區多分支水平井開採煤層氣技術

該技術主要適用於機械強度高、井壁穩定的中高煤階含煤區,通過鑽多分支井增加煤層裸露面積,溝通天然割理、裂隙,提高單井產量和採收率,效果相當顯著。同時,對於低滲(<0.5mD)薄煤層(<2m)地區,也是解決單井產量低、經濟效益差的主要技術手段。

煤層氣多分支水平井是指在一個或兩個主水平井眼旁側再側鑽出多個分支井眼作為泄氣通道,分支井筒能夠穿越更多的煤層割理裂縫系統,最大限度地溝通裂縫通道,增加泄氣面積和氣流的滲透率,使更多的甲烷氣進入主流道,提高單井產氣量。多分支水平井集鑽井、完井和增產措施於一體(王一兵等,2006),是開發煤層氣的主要手段之一。該技術具有三大技術優勢:一是可以提高單井產量,約為直井的6~10倍,同時減少鑽前工程、佔地面積、設備搬安、鑽井工作量和鑽井液用量,節約套管和地面管線及氣田管理和操作成本,從而提高開發綜合效益;二是可以加快采氣速度,提高採收率。用直井需要15~20年才能采出可采儲量的80%,但用分支水平井僅需5~8年可采出70%~80%(李五忠等,2006),而且可以在很大程度上提高煤層氣的採收率;三是多分支水平井的水平井眼不下套管,不壓裂,避免壓裂對煤層頂底板造成傷害,便於後續的採煤,是先採氣後採煤的最佳配套技術。

目前我國在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣、寧武盆地等煤層埋深300~800m的地區已完成多分支水平井100餘口,沁水盆地南部單井日產量達到0.8萬~5.5萬m³,最高日產可達到10萬m³,比直井壓裂方法單井產量提高4~10倍。

2.2 儲層保護技術

2.2.1 煤層氣空氣鑽井技術

主要有空氣鑽井和泡沫鑽井技術,主要優點是可實現欠平衡鑽井,煤層損害小、鑽速快、鑽井周期短,綜合鑽井成本低。但空氣/泡沫鑽井也存在局限性,並不是任何地層都適用。由於空氣/泡沫不能攜帶保持井眼穩定的添加劑,所以不能直接用空氣鑽穿不穩定地層。當鑽遇含水層時,岩屑及更細的粉塵會變為段塞。由於液體在環空中出現,會潤濕水敏性頁岩,這會導致井塌而卡鑽。而且濕岩屑會粘附在一起,在鑽桿外壁上形成泥餅環,不能被空氣從環空中帶上來,當填充環空時,阻止了空氣流動並產生卡鑽。而且隨著這些間歇的空氣大段塞沿著井眼向上運移,它們會堵塞地面設備並且對井壁產生不穩定性效應。因此,空氣鑽井的關鍵在於保持井壁的穩定性。

2.2.2 水平井注氣保壓欠平衡保護技術

多分支水平井主井眼與洞穴井連通後,在水平井眼鑽進過程中,在洞穴直井下入油管,洞穴之上下入封隔器,然後通過油管向洞穴直井注氣,從水平井環空排氣的鑽井液充氣方式,保持水平井眼環空壓力,保證井眼穩定性(圖3)。

圖3 欠平衡鑽井剖面示意圖

空氣壓縮機將空氣從直井注入,壓縮空氣、煤屑與清水鑽井液在高速上返過程中充分混合,形成氣、液、固相三相環空流動。原則上返出混合流體經旋轉頭側流口進入液氣分離器進行分離,混合液流從液體出口流入振動篩,氣體夾雜煤粉從氣流管線進入燃燒管線排放。在燃燒管線出口處,有大排量風機,將排出的氣體盡快吹散。

如果三相分離器分離返出混合流體不明顯,液體為霧狀水滴時將分離器液流管線關閉,從分離器底部沉砂口進行煤屑和廢水的收集和處理,氣體夾雜煤粉從氣體管線進入燃燒管線排放。如果分離器處理能力有限或燃燒管線堵塞,可臨時使用節流管線應急排放混合物。在施工過程中要求地面管線暢通,各種閥門靈活可靠。

2.3 煤層氣井水力壓裂工藝技術

2.3.1 針對煤儲層特徵的壓裂液

壓裂液是煤層水力壓裂改造的關鍵性環節,其主要作用是在目的層張開裂縫並沿裂縫輸送支撐劑,因此著重考慮流體的粘度性質,不僅在裂縫的起裂時,具有較高的粘度,而且在壓裂流體返排時具快速降低的性能。然而,成功的水力壓裂改造技術還要求流體具有其他的性質。除了在裂縫中具有合適的粘度外,在泵送時還應具有低的摩擦阻力,能很好地控制流體濾失,快速破膠,施工結束後迅速返排出來等性能,同時應在經濟上可行。

壓裂液選擇的基本依據是:對煤層氣藏的適應性強,減少壓裂液對儲層的傷害;滿足壓裂工藝的要求,達到盡可能高的支撐裂縫導流能力。根據目前煤層氣井儲層的特點,壓裂液研究應著重考慮以下幾個方面:

儲層溫度25~50℃,井深300~1000m,屬低溫淺井范疇。因此,要求壓裂液易於低溫破膠返排,滿足低溫壓裂液體系的要求,並且也考慮壓裂液的降摩阻問題;煤層氣屬於低孔隙度、低滲特低滲透率儲層,要求壓裂液具有好的助排能力,並且壓裂液徹底破膠;儲層粘土礦物含量小,水敏弱,水化膨脹不是壓裂液的主要問題,但儲層低滲、低孔、壓裂液的破膠返排、降低壓裂液的潛在二次傷害是主要問題;要求壓裂液濾失低,提高壓裂液效率。

為了滿足煤層壓裂大排量、高砂比的施工要求,壓裂液在一定溫度下要具有良好的耐溫、耐剪切性能,以滿足造縫和攜砂的要求;同時提高壓裂液效率,控制濾失量。考慮較低的摩阻壓力損耗,要求壓裂液具有合適的交聯時間,以保證盡可能低的施工泵壓和較大的施工排量;採用適當的破膠劑類型及施工方案,在不影響壓裂液造縫和攜砂能力的條件下,滿足壓後快速破膠返排的需要,以降低壓裂液對儲層和支撐裂縫的傷害;要求壓裂液具有較低的表面張力,破乳性能好,有利於壓裂液返排;壓裂液在現場應具有可操作性強、使用簡便、經濟有效、施工安全、滿足環保等要求。

2.3.2 煤層壓裂方案優化

針對一個區塊的壓裂方案,優化研究的總體思路是:在目標區塊壓裂地質特點分析的基礎上,針對該區塊主要的地質特點進行各工藝參數的優化研究。首先針對目標區塊的物性特徵確定優化的縫長和導流能力,然後逐一優化各施工參數,包括排量、規模、砂比、前置液百分數等,並且研究提出一系列協助實現優化縫長和導流能力,並保證支撐剖面盡可能實現最優的配套技術措施。

壓裂施工參數的優化是指以優化縫長和導流能力為目標函數,通過三維壓裂分析與設計軟體,優化壓裂施工參數。

前置液量決定了在支撐劑達到端部前可以獲得多少裂縫的穿透深度。合理的前置液量是優化設計的基礎和保證施工成功的前提。前置液用量的設計目標有兩個:一是造出足夠的縫長,二是造出足夠寬度的裂縫,保證支撐劑能夠進入,並保證足夠的支撐寬度,滿足地層對導流能力的需求。

排量的優化對壓裂設計至關重要。研究試驗發現,變排量施工可以對實現預期的縫長和裂縫高度有很好的控制。另一個重要作用是抑制多裂縫的產生,減少近井摩阻,有最新文獻資料表明,通過先進的裂縫實時監測工具的反應,當排量超過一定值時,多裂縫的條數與排量呈正比關系。煤層易產生多裂縫的儲層尤其應該嘗試採取該項技術。

加砂規模優化包括平均砂液比的優化和加砂程序優化。平均砂液比的優化從施工安全形度,即從濾失系數和近井筒摩阻兩個方面考慮,借鑒國內外施工經驗,在煤層可能的濾失系數范圍內,平均砂比20%~25%施工風險低。加砂程序優化必須將壓裂設計研究中所有考慮因素和技術細節充分地體現出來。第一段砂液量的設計至關重要。如起步砂液比過高(或混砂車砂液比計量有誤差),因開始加砂時可能造縫寬度不足,或起步砂液量過早濾失脫砂,會造成早期砂堵或中後期砂堵的後果;反之,如起步砂液比過低,可能造成停泵後第一批支撐劑還未脫砂,使停泵後裂縫仍有繼續延伸的可能,使裂縫的支撐剖面更不合理。同時,濾失傷害也會增大。因此,起步砂液比的設計很重要。而從施工安全形度考慮,一般的做法是讓第一段支撐劑進入裂縫後先觀察一段時間,如壓力無異常情況,再考慮提高階段砂液比。

2.4 煤層氣井抽排采氣技術

煤層氣以吸附狀態為主,煤層氣的產出機理主要包括脫附、擴散、滲流三個階段(趙慶波等,2001),煤層氣井產氣需要解決的關鍵問題是:

(1)降低煤層壓力至臨界解吸壓力以下;

(2)保持煤層水力裂縫及天然割理系統內不至於壓力下降過快、過低而致使其滲透率急劇下降;

(3)有一定長的降壓時間。

因此,煤層氣采氣工程應結合不同煤岩特性和室內研究工作,合理確定排采設備,控制動態參數,發揮煤層產氣能力,同時在排采中要控制煤粉產生,減少煤儲層應力敏感性對滲透性的不利影響。

煤層氣井開采中煤粉遷移是普遍存在的現象。為了減少煤粉遷移對排採的影響,排采初期應保持液面緩慢穩定下降,生產階段應避免液面的突然升降和井底壓力激動,控制煤粉爆發,使之均勻產出並保持流動狀態,防止堵塞煤層滲流通道和排采管柱。

煤層具有較強的塑性變形能力,應力敏感性強,在強抽排條件下會引起滲透性下降。為了促使煤層氣井的高效排采(李安啟等,1999),應保證煤層內流體壓力持續穩定下降,避免由於下降過快導致煤層割理和裂縫閉合引起煤層滲透性的急劇下降。不同煤層具不同的敏感性,需通過實驗和模擬確定最佳的降液速率。如:數值模擬確定晉試7井解吸壓力以上每天降液速度不超過30m,解吸壓力以下每天降液速度不超過10m;井底流壓不低於1MPa。一般控制降液速度每天不超過10m,越接近煤層,降液速度越慢,當液面降至煤層以上20~30m時,穩定液面排采,進入穩定產氣階段後根據實際情況再適當降低液面深度。

3 煤層氣開發技術發展趨勢

與美國、加拿大、澳大利亞等煤層氣工業發展較快的國家相比,我國煤層氣地質條件復雜,主要表現在成煤期早、成煤期多,大部分煤田都經歷多期次構造運動,煤層生氣、運移、保存和成藏規律都很復雜。多年的勘探開發試驗證實,煤層氣富集區分布、高滲區分布都具有很強的不均一性,多數煤層氣富集區滲透率都很低,導致大多數探井試采效果差,勘探成功率低。針對國內煤層氣特點,提高我國煤層氣開采效率的煤層氣開發技術研究應包括以下幾個方向。

3.1 高豐度煤層氣富集區地質評價技術

高豐度煤層氣富集區預測一般是通過地質學、沉積學、構造動力學、地球物理學、地下水動力學、地球化學等多學科聯合研究,結合地震處理與解釋方法,尋找煤層發育、蓋層穩定、成煤期、生氣期與構造運動期次相匹配的適合煤層氣聚集的煤層氣富集區。隨著各地區勘探程度和地質認識程度的提高,一些開發區塊或即將進入開發的區塊,通過二維、三維地震儲層反演與屬性提取方法,在煤層氣富集區預測孔隙、裂縫發育的高滲區,優化開發井網和井位部署,可有效指導煤層氣高效開發。

3.2 提高煤層氣開采效率的技術基礎研究

以高豐度煤層氣富集區為主要研究對象,以煤層氣富集區形成機理和分布規律、開采過程中煤層氣儲層變化、流體相態轉換、滲流和理論相應為重點研究內容,通過化學動力學、滲流力學等多學科聯合與交叉研究,宏觀研究與微觀研究相結合,開展系統的野外工作、測試分析和理論研究。以煤層氣井底壓力響應為主要研究對象,利用多井試井技術和數值模擬技術,從靜態和動態兩個方面開展煤層氣開發井間干擾機理與開發方式優選研究。研究適合我國地質條件的提高煤層氣開采效率的儲層改造基礎理論,將有效指導煤層氣開發技術的進步。

3.3 煤層氣低成本高效鑽井技術研究

針對當前300~1000m深度為主的煤層氣資源,開展空氣鑽井技術攻關,發展車載輕型空氣鑽機。採用岩心實驗、理論分析與生產動態分析相結合的方法,總結以往煤層氣鑽井設計方法和施工工藝,跟蹤國內外多分支水平井、U型井、小井眼短半徑水力噴射鑽井、連續油管鑽井等先進鑽井技術,分析增產效果,優選適用技術。同時,還要考慮超過1000m深度的煤層氣資源的開發技術。

3.4 煤層高效改造技術研究

通過煤層及頂底板力學實驗與壓裂液配伍性實驗數據,分析煤層傷害的主要機理,研發出適合不同地質條件下煤層壓裂的新型壓裂液體系。結合典型含煤盆地煤層的地質特點,探索適合煤層氣壓裂改造的工藝技術。

參考文獻

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李五忠,王一兵,田文廣等.2006.沁水盆地南部煤層氣可采性評價及有利區塊優選.天然氣,3(5):62~64

王一兵,孫景民,鮮保安.2006.沁水煤層氣田開發可行性研究.天然氣,2(1):50~53

王一兵,田文廣,李五忠等.2006.我國煤層氣選區評價標准探討.地質通報,25(9~10):1104~1107

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趙慶波等.1997.煤層氣勘探開發技術.北京:石油工業出版社

趙慶波等.2001.中國煤層氣勘探.北京:石油丁業出版社

Ⅱ 煤層氣資源開發概況

據艾伯塔省研究機構估計，加拿大17個盆地和含煤區煤層氣資源量為17.9×10¹²～85×10¹²m³，其中艾伯塔省是加拿大最主要的煤層氣資源區^［75］。加拿大煤層氣開發起步較晚。2000年以前由於市場價格、生產技術等原因，煤層氣被列為無經濟開采價值的資源。1987～2001年，加拿大僅有250口煤層生產井，其中4口單井日產氣量達2000～3000m³。2000年以來，在加拿大政府的支持下，一些研究機構根據本國以低變質煤為主的特點，開展了一系列技術研究工作，多分支水平井、連續油管壓裂等技術取得了重大進展，降低了煤層氣開采成本;加上前兩年北美地區常規天然氣儲量和產量下降，供應形勢日趨緊張，天然氣價格不斷上升，給煤層氣資源的開發帶來了機遇。2003年，Encana和MGV公司合作，鑽井1015口，試采氣5.1×10⁸m³;2006年，鑽井超過3000口，煤層氣井累計超過6500口，產量達55×10⁸m^3［68］。在煤層氣水平井鑽井方面，加拿大也取得顯著的進展。CDX-Canada公司2004年4月在Mannville煤層成功完鑽了加拿大第一口單分支煤層氣水平井，水平段長度1000m，從鑽井到井口設備安裝的成本大約為150萬加元，單井日產量大約7×10⁴m³。至2005年10月，CDX-Canada在Mannville煤層共完成了5口這樣的水平井(水平分支長度最大1200m)，艾伯塔省共完成了75口這樣的水平井，其中，Trident公司完成了50口。Trident公司已宣布於2005年11月建立了Mannville煤層的第一個煤層氣商業性項目^［76］。2007年加拿大煤層氣產量達到60×10⁸m³。

加拿大規劃到2010年煤層氣產量達到140×10⁸m³，2020年達到280×10⁸～390×10⁸m³，煤層氣產量將占其天然氣總產量的15%左右，形成與美國規模相近的煤層氣產業。

加拿大並沒有制定優惠的財稅政策鼓勵煤層氣資源的開發，其煤層氣資源開發加快的原因是:加拿大常規天然氣儲量規模和產量快速下降，導致常規天然氣供需缺口加大，價格上升。同時，加拿大有豐富的煤層氣資源，煤層氣勘探開發技術研究成功，天然氣運輸管道基礎設施完善，以及美國煤層氣產業成功建立對加拿大政府的啟示。加拿大聯邦政府及時分析天然氣供求形勢，發布天然氣供求預警報告，提出發展非常規天然氣能源的指導意見，鼓勵了投資者對煤層氣資源的勘探開發。省政府有比較健全的礦業權管理體制，對煤層氣資源開發起到了積極的作用。

Ⅲ 煤層氣的前景

就目前的我們學校煤層氣專業的簽約人數來說，剛來了三個招煤層氣的公司，就簽了十多人。還有很多有關煤層氣的公司還沒來，可以說煤層氣專業前景很好，至少在2012~2015年之間還是很不錯的。工資待遇也很不錯。目前一部分石油公司從去年開始在我校招收煤層氣專業的畢業生。
煤層氣專業的前景決定於國家的煤層氣政策和煤炭行業雙向決定。在去年以前，煤礦競相儲備煤層氣專業的相關人員，所以煤礦去的比較多。今年煤炭行業不景氣，但國家的十二五政策中，大力扶植煤層氣行業，所以煤層氣行業穩步上升，因此煤層氣專業畢業生受到的煤炭行業不景氣的影響很小。
縱觀煤層氣行業前景，煤礦還是煤層氣專業的主要領地，當然相關煤層氣公司的競爭力也日益凸顯。當煤炭行業危機過去之後，肯定會出現煤層氣公司和煤炭公司爭奪煤層氣專業畢業生的浪潮。

Ⅳ 中國煤層氣勘探開發現狀與發展前景

徐鳳銀 劉 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周曉紅

（中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028）

摘 要：「清潔化、低碳化」 是全球趨勢。加快煤層氣勘探開發步伐，對減少煤礦瓦斯事故、保護大氣 環境、改善能源結構、保障能源安全具有重要戰略意義。中國對煤層氣開發力度不斷加大，出台了價格優惠、 稅收優惠、開發補貼、資源管理、礦權保護等一系列鼓勵政策，形成中石油、晉煤集團、中聯煤三大煤層氣 企業，但目前產業整體規模較小。針對礦權問題，形成3種促進採煤采氣協調發展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技術上已初步形成適合不同煤階和不同地質條件下煤層氣的勘探開發配套技術，建成了高水平的煤層氣實驗室，並在800m以深地區、低階煤儲層的開發等領域有實質性突破。

到2010年底，全國共鑽煤層氣井5426口，探明煤層氣地質儲量2900多億立方米。累建產能超過30× 10⁸m³/a，年產量15×10⁸m³，商品氣量11.8×10⁸m³。建成管輸、壓縮/液化能力56×10⁸m³/a。截至2011年 6月，全國煤層氣日產量超過400×10⁴m³。已建或在建了較完善的煤層氣管網。沁南、韓城、大寧-吉縣及 保德四個有利區都緊鄰已有天然氣主幹管線。

中國煤層氣資源豐富，潛力大、前景好，加大研發力度，依靠技術進步，特別建議加強四個方面的工作： 一是根據資源分布研究與調整對策；二是國家政策落實和企業間的相互合作須進一步加強；三是在提高單井 產量和整體效益方面強化技術攻關；四是建立統一的信息平台，避免無序競爭和重復性投資。這將會大大促 進煤層氣產業快速發展。

關鍵詞：中國；煤層氣；開發；產業；技術；現狀；前景

Exploration ＆ Development Status and Prospects For China's Coal Bed Methane

Xu 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

煤層氣俗稱瓦斯，成分主要是甲烷，形成於煤化過程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤層水中三種賦存形式，以吸附狀態為主。當煤層生烴量增大或外界溫度、壓力條件改 變時，三種賦存形式可以相互轉化。「清潔化、低碳化」 是全球趨勢，能源轉型和低碳經濟已成為世界 各國經濟社會發展的重要戰略。

煤層氣開發利用具有「一舉三得」 的優越性。首先它是一種清潔、高效、安全的新型能源，燃燒 幾乎不產生任何廢氣，有利於優化能源結構，彌補能源短缺；再者，瓦斯是煤礦安全「第一殺手」，它 的開發有利於煤礦安全生產，減少煤礦瓦斯事故；同時它也是一種強烈溫室效應氣體，溫室效應是CO₂ 的20倍，開發煤層氣可以有效減少溫室效應。總體體現出經濟、安全和環保三大效益。加快煤層氣勘 探開發步伐，對減少煤礦瓦斯事故、保護大氣環境、改善能源結構、保障能源安全具有重要戰略意義。煤層氣的開采方式分為井下抽采與地面抽采兩種方式。地面抽採在鑽完井、測錄井、壓裂、排采、集輸 工藝上與常規油氣開采技術基本相同。

1 世界煤層氣資源及產業現狀

1.1 資源分布

全世界埋深小於2000m的煤層氣資源量約為260×10¹²m³，主要分布在俄羅斯、加拿大、中國、美 國、澳大利亞等國家（圖1）。

圖1 全世界煤層氣資源分布情況

1.2 產業現狀

目前，美國、加拿大、澳大利亞等 國家煤層氣產業發展趨於成熟。美國自 20世紀80年代以來，有14個含煤盆地 投入煤層氣勘探開發，現已探明可采儲 量3×10¹²m³。2009年，煤層氣生產井 5萬余口，產量542×10⁸m³。煤層氣產 量占天然氣總產量比重日益增大，2009 年煤層氣產量比例達到9％。加拿大煤 層氣產業發展迅猛。1987年開始勘探，2002年規模開發，2009年生產井7700 口，產量達60×10⁸m³。澳大利亞也已 形成工業規模。主要分布在東部悉尼、蘇拉特、鮑恩三個含煤盆地，2005年生產井數1300口，產量 12×10⁸m³，2009年產量達48×10⁸m³。

1.3 技術現狀

通過長期的理論與技術研發，目前國際上形成4大主體技術，4項工程技術。4大主體技術包括： 地質選區理論和高產富集區預測技術，煤層氣儲層評價技術，空氣鑽井、裸眼洞穴完井技術，多分支水 平井鑽井技術。

4項工程技術包括：連續油管鑽井、小型氮氣儲層改造技術，短半徑鑽井和U形水平井技術，注氮 氣、二氧化碳置換煤層氣增產技術，採煤采氣一體化技術。

2 中國煤層氣產業現狀

2.1 勘探開發現狀

受美國、加拿大、澳大利亞等國家煤層氣快速發展的影響，加之國家出台一系列優惠政策，中國煤 層氣開發規模和企業迅速發展，已形成中國石油、晉煤集團、中聯煤三大主要煤層氣生產企業。

到2010年底，全國共鑽煤層氣井5426口，探明煤層氣地質儲量2900多億立方米。累建產能超過 30×10⁸m³/年，地面抽采實現年產量15×10⁸m³，商品氣量11.8×10⁸m³。建成管輸、壓縮/液化能力 56×10⁸m³/a。截至2011年6月，全國煤層氣日產量超過400×10⁴m³。

中國石油：2010年12月，商務部等四部委宣布為進一步擴大煤層氣開采對外合作，新增中國石 油、中國石化以及河南省煤層氣公司三家企業作為第一批試點單位。目前中國石油登記煤層氣資源超過 3×10¹²m³，探明地質儲量佔全國64％，重點分布在沁水、鄂東兩大煤層氣盆地。近幾年來，積極開展 煤層氣前期評價、勘探選區及開發先導試驗，投資力度大幅度增加，發現沁水、鄂東兩大千億立方米規 模以上煤層氣田，逐步形成沁南、渭北、臨汾與呂梁四個區塊的開發格局。截止到2010年底，商品氣 量近4×10⁸m³。

通過幾年的探索，與煤炭企業和地方政府合作，形成3種促進採煤采氣協調發展的合作模式。即： 沁南模式：礦權重疊區協議劃分，分別開發，雙方開展下游合作；潞安模式：整體規劃、分步實施，共 同維護開采秩序，避免重復性投資；三交模式：先採氣、後採煤，共同開發。這些模式得到張德江副總 理和國家有關部委的肯定。

已建或在建了較完善的煤層氣管網。沁南、韓城、大寧-吉縣及保德四個有利區都緊鄰已有天然氣 主幹管線（圖2）。

建成了高水平的煤層氣實驗室，測試樣品涵蓋全國絕大多數煤層氣勘探開發區，工作量佔全國 80％，技術水平居國內領先。

主要實驗技術包括：含氣量測試技術，等溫吸附測試技術，煤儲層物性分析技術，煤層壓裂傷害測 試技術等。

晉煤集團：到2010年底，完成鑽井2510口，地面抽采產量達到9×10⁸m³。建成寺河-晉城10× 10⁸m³/a輸氣管線；參股建成晉城-博愛輸氣管線。與香港港華共同投資組建煤層氣液化項目日液化量 可達25×10⁴m³；投產120兆瓦煤層氣發電廠。開發地區涉及山西沁水、陽泉、壽陽、西山，甘肅寧 縣，河南焦作等。

中聯煤並中海油：中聯煤目前有礦權面積2×10⁴km²，其中對外合作區塊面積達1.6×10⁴km²。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成國家沁南高技術產業化示範工程，以及端氏國家油氣戰略選區示範 工程。

目前完成鑽井672口，投產230口，日產氣50×10⁴m³。2010年，中海油通過收購中聯煤50％股 份，成功介入煤層氣勘探開發，為發展煤層氣產業打下了基礎。

圖2 中國石油天然氣主幹管網示意圖

阜新煤業：阜新煤炭礦業集團與遼河石油勘探局合作，開展了三種煤層氣合作開采模式，顯著提高 了整體開發效益。三種開發模式包括：未采區短半徑水力噴射鑽井見到實效；動采區應用地面負壓抽采 技術，實現了煤氣聯動開采；采空區穿越鑽井取得成功。2010年已鑽井52口，日產氣10×10⁴m³，商 品氣量3226×10⁴m³，建成CNG站3座，主要供盤錦、阜新市CNG加氣站。

中石化：煤層氣礦權區主要為沁水盆地北部和順區塊及鄂東延川南區塊。2010年完成鑽井34口，產氣84×10⁴m³，目前日產氣近3000m³。2010年，華東局與淮南礦業簽署了 「煤層氣研究開發合作意 向書」，在淮南潘謝礦區優選出100km²有利區塊，共同開發煤層氣資源。2011年，與澳大利亞太平洋 公司在北京簽署了一項框架協議，雙方確立了非約束性關鍵商務條款。

其他：龍門、格瑞克、遠東能源及亞美大陸等合資公司及其它民企紛紛介入煤層氣勘探開發，加大 產能建設規模，其中亞美大陸目前日產氣19.7×10⁴m³。

總體來看，沁水盆地南部成為我國煤層氣開發的熱點，共建產能近25×10⁸m³/a，目前日產氣近 380×10⁴m³，實現大規模管網外輸和規模化商業運營，初步形成產運銷上下游一體化的產業格局。

2.2 政府優惠政策與技術支持

為了鼓勵煤層氣產業發展，中國政府出台了一系列優惠政策，包括價格優惠、稅收優惠、開發補 貼、資源管理及礦權保護等等（表1），取得了明顯效果。

表1 中國政府鼓勵煤層氣產業發展的優惠政策

與此同時，在技術層面也給予了強有力的支持。2007年以來，國家發改委專門組建了煤層氣開發 利用、煤礦瓦斯治理兩個國家工程研究中心，科技部設立了 「大型油氣田及煤層氣開發」 國家科技重 大專項。中國石油成立了專業煤層氣公司，並設立「煤層氣勘探開發關鍵技術與示範工程」 重大科技 專項。這些都為煤層氣產業發展與技術進步創造了條件。

2.3 技術現狀

我國的地質條件和美國等有所區別。目前，煤層氣開發都源於美國最早的理論。隨著規模化深入開 發，現場實驗了很多不同類型煤階和煤體結構、構造條件、水文地質條件下的煤層氣儲存特點。已經證 明，這套理論是否完全適合中國煤層氣地質條件還有待進一步證實。針對中國不同盆地地質條件研發的 不同的勘探開發技術，有些已經取得了突破性進展。

2.3.1 地質上有新認識

有利區評價方法有新突破：通過煤岩特徵、含氣量、滲透率、產氣量等地質綜合研究，建立起富集 高產區評價標准，提出了產能建設區開發單元的劃分標准和方法。

800m以深煤層氣井產量有突破：一般認為，隨著煤層埋深的增加壓力隨之增大，滲透率急劇減小、 產氣量也隨之減少。目前國內商業開發深度都在800m以淺地區。隨著勘探開發的深入推進，800m以 深井也獲得了工業氣流（最高產氣量2885m³/d）（圖3），但煤層產氣規律尚不清楚，正在通過加強研 究及大井組排采試驗得以證實。

圖3 800m以深井排采曲線

煤儲層滲透率普遍較低，儲層保護是關鍵：煤儲存條件的研究是煤層氣開發關鍵的制約因素。沁水 盆地3＃煤滲透率（0.013～0.43）×10^-3μm²，平均0.112×10^-3μm²；鄂東（0.22～12）×10^-3μm²，平均1×10^-3μm²。總體來看，煤層物性差、非均質性強，因此，鑽井過程中加強儲層保護是關鍵。鑽 井、壓裂過程中應盡量採用對井筒周圍煤儲層的危害小的欠平衡鑽井及低傷害壓裂液。

2.3.2 現場管理有新措施

高煤階開發井網井距有新探索。由於我國高煤階煤層氣儲層物性與外國有較大差異，開發證實一直 沿用的300m×300m井距不完全適合，主要表現在高產井數少，達產率低，產量結構不合理。為此，通 過精細地質研究，以提高單井產量為目標，對不同井距產氣效果數值模擬並進行先導試驗，探索了高煤 階煤層氣開發的200m×200m井網和井距。與此同時，在水平井的下傾部位實施助排井也初見成效。

2.3.3 工程技術配套有新進展

三維地震勘探：韓城地區實施100km²三維地震，資料品質明顯好於二維，小斷層的刻畫更加清晰（圖4），有效地指導了井網部署。

圖4 韓城地區三維與二維剖面對比

羽狀水平井鑽井：通過市場化運作，打破了 外國公司在羽狀水平井施工領域的壟斷地位，擺 脫了羽狀水平井鑽井完全依賴外國公司的局面，成本大幅度降低。

壓裂配套工藝：在對煤層實驗分析的基礎 上，結合大量的壓裂實踐，形成以 「變排量、低 傷害」 為原則，「高壓井處理技術、分層壓裂技 術」 等新工藝，採用低密度支撐劑、封上壓下、 一趟管柱分壓兩層等工藝技術。

排采技術：形成緩慢、穩定、長期、連續八 字原則；為培養高產井形成三個關鍵環節：液面 控制、套壓控制、煤粉控制；針對低成本戰略，形成井口排采設備的兩種組合：電動機＋抽油 機，氣動機＋抽油機。

地面集輸處理：標准化設計、模塊化建設、 自動化管理，基本實現低成本高效運營。

2.4 利用現狀

2009年全國建成6家煤層氣液化廠，液化產能260×10⁴m³/d，2010年為300×10⁴m³/d，2020年 可達到700×10⁴m³/d。除此之外，還主要用於低濃度瓦斯發電，居民生活，合成氨、甲醛、甲醇、炭 黑等化工原料，已逐步建立起煤層氣和煤礦瓦斯開發利用產業體系。

2.5 存在問題

技術上：技術是制約目前產業進展緩慢的主要問題。目前存在的主要問題包括：煤層氣高滲富集區 的控氣因素，符合我國煤層氣地質條件、用以指導生產實踐的開發理論，適合我國地質條件的完井、壓 裂、排采等關鍵技術與相應設備等。

管理上：主要包括：煤層氣、煤炭礦權重疊，先採氣、後採煤、發電上網等政策實施困難較多，對 外合作依賴程度高，自營項目受到限制，管道規模小，市場分散、不確定性大等。

3 煤層氣發展前景與建議

隨著國民經濟的發展，天然氣需求快速增長為煤層氣發展提供了機會。2000年以來，天然氣年均 增長速度達到16％（圖5），2009年底，全國天然氣消費總量875×10⁸m³，2010年，天然氣需求量超 過1400×10⁸m³，供應能力約1000×10⁸m³。2015年，預計天然氣需求量2600×10⁸m³，供應能力只有 1600×10⁸m³，到2020年，天然氣缺口將超過1000×10⁸m³，這就為煤層氣等非常規氣的發展提供了 空間。

3.1 發展前景

據有關規劃，到2015年，全國地面開發煤層氣產量將達到100×10⁸m³；2020年，天然氣產量約 2020×10⁸m³，其中非常規天然氣產量達到620×10⁸m³，地面開發煤層氣將達到200×10⁸m³。

圖5 2000～2008年中國天然氣消費量變化趨勢

與此同時，各相關企業也制定了 「十二五」 發展目標（表2）。

表2 全國重點地區及企業煤層氣地面開發預測表

上述目標能否順利實現，前景如何，勘探開發及產業規模能否迅速發展，主要取決於國家政策的進 一步落實以及幾大主要企業的投入。尤為重要的是這些企業針對煤層氣賦存條件的技術進步與突破，而 非資金問題，這一點必須引起高度重視。中國石油將會進一步加大投入，促進煤層氣產業快速發展。主 要加大沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東部兩個重點產業基地的勘探開發力度，積極探索外圍盆地煤層氣 開發配套技術。預計：2012年新增探明煤層氣地質儲量2000×10⁸m³，為建產能提供資源保障；2013 年建成生產能力45×10⁸m³/年，2015年產量達到45×10⁸m³，商品量40×10⁸m³，成為國內第一煤層氣 生產企業。同時，成為業務技術主導者、規范標准制定者、行業發展領跑者。到2020年，煤層氣商品 量預計達到100×10⁸m³，成為中國石油主營業務重要組成部分和戰略經濟增長點。

3.2 對策與建議

3.2.1 根據資源分布研究與調整對策

全國埋深小於2000m的煤層氣總資源量為36.8×10¹²m³，可采資源量約10.8×10¹²m³。資源量大 於1×10¹²m³盆地有8個，資源量合計28×10¹²m³，佔全國76％，主要分布於中西部地區。埋藏深度小 於1000m的資源量為14×10¹²m³，是目前開發的主要資源。低階煤煤層氣資源量佔43％，但目前主要 開發的是中高階煤煤層氣資源。因此，現在必須加強對西部地區中深層（埋深大於800m）和中低階煤 煤層氣開發的研究與開發試驗力度，力求更大范圍的實質性突破。

3.2.2 國家政策落實和企業間的相互合作須進一步加強

完善相關政策措施，制定煤層氣、煤炭開發統一規劃，做到無縫銜接，切實落實「先採氣、後采 煤」，實現資源充分利用。採煤采氣3種合作方式還需要進一步擴展；積極推進煤層氣產業發展與煤礦 瓦斯防治一體化合作。

3.2.3 在提高單井產量和整體效益方面強化技術攻關

針對煤層氣勘探開發關鍵技術需要加強攻關。進一步研發針對煤層氣地質特點而形成配套合適的鑽 探、壓裂、排采、管輸等專有設施和設備，加大發展羽狀水平井開發關鍵技術力度。

3.2.4 建立統一的信息平台，避免無序競爭和重復性投資

強化信息渠道，實現資源共享，避免無序競爭和重復性投資。建立煤層氣行業統一的信息管理系統 是一項非常重要的基礎工作。包括兩方面內涵：企業內部應加強煤層氣田的數字化建設，國家層面應加 強行業技術與產業信息的統計和交流發布，為煤層氣行業提供統一的信息化建設標准。

結束語

低碳經濟是我國能源經濟發展的必由之路。為了從源頭上減少碳排放，引領能源結構和產業多元 化，天然氣供需缺口將長期存在，對煤層氣需求會不斷增加。中國煤層氣資源豐富，目前產業整體規模 小，但潛力大、前景好。加大研發力度，依靠技術進步，將大大促進煤層氣產業快速發展。

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Ⅳ 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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Ⅵ 煤層氣產業下游

煤層氣產業下游是煤層氣配送服務和煤層氣加工利用的行業，包括民用生活用氣、發電、做化工原料或工業優質燃料等。井下抽放系統回收的煤層氣中甲烷濃度平均為30%～50%，可直接供給礦區食堂、醫院、學校和居民用戶。地面井回收的煤層氣甲烷濃度在90%以上，可通過管道供應附近城市，也可注入現有的天然氣管道。煤層氣發電是煤層氣利用的重要領域。煤層氣電廠燃氣發電機組主要是燃氣輪機和燃氣發電機。燃氣發電機小型輕便，功率一般在5000kW以下，熱效率高，可達40%，對煤層氣濃度變化適應性強，適用於小型電廠。而燃氣輪機具有功率大的特點，單機功率可達50MW和100MW，發電機組的熱效率一般在30%左右，適用於大型煤層氣電廠。在煤層氣化工方面，煤層氣可生產甲醇、甲醛、炭黑和合成氨等化工產品。

隨著我國工業化進程加快，國家對優質潔凈能源的需求愈來愈大。1993年，我國由石油輸出國變成石油凈進口國。據海關統計資料，2008年我國凈進口原油已達到1.79億噸。我國的石油天然氣供需矛盾已關繫到國民經濟可持續發展和國家能源安全問題。面對我國石油天然氣資源相對匱乏、國際石油競爭日趨激烈的局勢，盡快尋找常規油氣的接替和補充資源迫在眉睫。煤層氣是潔凈能源，美國政府通過一系列的科技引導、政策鼓勵和財政支持，已經成功地扶持起一個新興的煤層氣產業。近10年來，美國的煤層氣年產量已超過我國常規天然氣年產量。

Ⅶ 煤層氣論文分布與中國煤層氣產業發展特點

秦勇

（中國礦業大學 江蘇徐州 221008）

作者簡介：秦勇，1957年生，男，博士，教授，煤田與煤層氣地質，yongqin＠cumt.e.cn。

基金項目：國家973計劃項目（2002CB211704）及國家自然科學基金項目（40572095）資助。

摘要 基於CNKI中國期刊全文資料庫，系統檢索和統計了我國煤層氣論文的分布特點。以此為基礎，分析了我國煤層氣論文分布與產業發展特徵之間的關系，討論了產業發展對科學技術的需求趨勢。結果顯示：分別以1999年和2002年為界，論文分布體現出我國煤層氣產業發展經歷了三個歷史階段，每一階段對科技需求的特點在論文分布特徵上都有所體現。由此，作者認為：煤層氣資源評價及其方法仍是今後研究的主題，進一步深化地質選區理論與方法將有助於選區成功率的提高，開發技術適應性是今後需致力於探討的重要方向之一，煤層氣井產能、採收率及其影響因素的研究應該引起足夠重視，全方位探索深部煤層氣資源與開發潛力將有可能拓展我國煤層氣開發的新領域，研發環境保護、高附加值轉化利用和小型化利用儲運技術將有助於推進我國煤層氣產業健康發展。

關鍵詞 煤層氣 論文 分布 產業 發展

CBM Publication Occurrence and Instrial Development in China

Qin 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

在現代科學技術背景下，新興產業的發展均與該領域學術技術研究狀況密切相關。換言之，一個產業領域內基礎、應用基礎與技術研究論文的分布狀況，蘊涵著該產業發展歷程的豐富信息，並在一定程度上可預示產業的發展趨勢。我國煤層氣產業目前處於商業化生產的啟動階段^[1]，分析煤層氣論文產出特點及其與產業發展的關系，對回顧我國煤層氣產業發展歷史、展望其發展趨勢均有所裨益。為此，本文作者利用中國國家知識基礎設施（CNKI）中國期刊全文資料庫^[2]，對1994～2005年期間煤層氣論文進行了系統檢索。以此為依據，分析了我國煤層氣論文在時間和研究方向上分布特點，討論了產業發展所需注重的主要科學技術問題。

1 CNKI 煤層氣論文總體分布

系統檢索結果顯示，CNKI中國期刊全文資料庫收錄1994年至2005年煤層氣論文1465篇，年均約122篇。

分析檢索結果（圖1），獲得如下總體認識：

第一，我國煤層氣論文連年增長，但不同歷史階段的增長速率明顯不同。這一特點，與中國煤層氣產業的艱難探索過程一致，反映出產業從起始到目前產業化經歷了階段性的發展歷程。

第二，不同類別論文的分布特點，揭示出我國煤層氣產業當前所處的階段性特徵。在論文總量中，地質與勘探類論文所佔比例為54.33%，開發技術類論文佔14.88%，利用與儲運類論文佔6.42%，經濟與政策類論文佔4.03%，環境保護類論文佔1.30%。以地質勘探類論文為主的分布特點，折射出我國煤層氣產業總體上處於發展的初始時期。

第三，各類論文在時間上的分布呈規律性起伏，這正是產業不同發展階段對科學技術的需求有所不同的集中反映。

圖4 CNKI煤層氣開發技術不同研究方向論文分布

上述特徵揭示：本階段的研究是針對我國煤層氣產業的起始過程而開展的，在煤層氣地質研究上表現為尋證，在勘探上表現為找氣，在開發試驗上表現為摸索，總體上試圖通過引進和消化國外相關理論與技術來解決中國的煤層氣地質問題，積累了較為豐富的煤層氣地質基本條件信息，對全國煤層氣資源及其分布規律取得了基本認識，煤儲層特性這一煤層氣地質核心問題得到應有的重視，開展了適合於中國煤層氣地質特點開發技術的試驗與探索，並從區域上開始了對全國或區域煤層氣產業發展戰略的思考。

2.2 第二階段：探因-普查-彷徨階段

該階段歷時3年，從2000年開始，至2002年結束。在此階段，每年的煤層氣論文穩定在130篇左右，年均論文數量比第一階段增加了73%，但論文類別構成變化明顯（圖1）。

從論文類別來看：地質與勘探類論文209篇，占該階段論文總數的54%，年均篇數（約70篇）比第一階段顯著增加，但從1999年至2001年論文篇數顯著遞減，在後期有重新增加的趨勢；開發技術類論文顯著增多，占論文總數的比例比第一階段增長了10個百分點；經濟與政策、利用和儲運的研究得到更多的關注，論文比例均上升了5～6個百分點（圖1，圖2）。

與第一階段相比：該階段地質與勘探論文中煤儲層物性與吸附性研究成果的數量和比例顯著增高（105篇，50%），構成了研究的主題；資源評價與地質選區盡管仍得到較多關注，但比例明顯降低（29%）；成藏條件與過程論文的比例基本不變（10%），但年均論文篇數（7篇）明顯增多（圖3）。由此表明，這一階段常規評價與選區方法趨於成熟，研究的注意力更多地轉向與開采地質條件密切相關的煤儲層特性，轉向了成藏效應等深層次的控制機理問題。

就開發技術而言：鑽井、完井、試井論文17篇，年均約8篇，遠高於第一階段，但在階段論文總數中的比例（25%）有所降低；排采與增產措施論文18篇，比例（27%）有所提高；產能與採收率論文11篇，比例從零增至約16%；解吸-滲流-擴散論文14篇，占階段論文總數的21%，比例顯著增長（圖4）。排采與增產措施、產能與採收率的研究得到加強，開采基礎和應用基礎研究受到高度重視，研究重點向開發技術的中—下游移動，這是為解決我國煤層氣產業發展「瓶頸」問題而做出的努力，也是產業逐漸走向成熟的標志之一。

在此階段：除了進一步拓展勘探選區繼續找氣之外，更多的力量集中於第一階段已有一定勘探工程的地區，以進一步縮小勘探靶區，為開發試驗提供更為可靠的基地；同時，盡管在近20個地區進行了排采試驗，但多未取得理想的效果，致使開發試驗徘徊不前，業界信心受到沖擊。然而，這一時期煤層氣開發基礎與技術研究得到了較大發展，尤其是在開采方法與增產措施、煤層氣解吸擴散滲流機理、產能與採收率分析等方面取得較多成果，為中國煤層氣產業化時代的到來奠定了重要技術基礎。

上述論文分布特徵，指示我國煤層氣產業發展過程由於進入了一個新的階段而對科學技術的需求發生了較大變化，在煤層氣地質研究上表現為探因，勘探上表現為普查，開發試驗上表現為訪徨，總體上處於為催生中國煤層氣產業化時代到來的「陣痛」階段。

2.3 第三階段：求源-詳查-商業階段

自2003年以來，我國煤層氣產業發展進入了一個新的歷史時期，即商業化生產階段。其主要標志為：煤層氣地質研究進入了求源，勘探實踐進入了詳查，開發上步入了商業化生產，中國煤層氣產業的雛形已經形成，並呈現出快速發展的勢頭，這些標志在煤層氣論文的數量和結構上均有體現。

在2003～2005年的三年期間，CNKI煤層氣論文總數大幅度增加，達到628篇，年均論文約209篇，與第二階段相比增長了61%，接近第一階段論文總量的一半（圖1，圖2）。開發技術類論文的比例有所提高，利用和儲運技術研究得到進一步重視，基礎研究明顯加強，研究重點進一步向煤層氣產業的中—下游移動，更加適應於商業化生產階段對科學技術的需求。

地質與勘探類論文占階段論文數的比例約51%，仍有較大比重，這是我國煤層氣產業目前總體上處於初期階段的必然特徵。其中：煤儲層物性與吸附性仍是研究重點，但論文比例下降至39%左右；資源評價與地質選區仍是產業的科技需求，論文比例（27%）與上一階段基本持平；成藏條件與過程研究得到高度關注，論文比例比上一階段提高了約9個百分點（圖3）。

本階段開發技術類論文數量的比例為19%，比上一階段略有提升，顯示我國煤層氣產業中游領域的研究得到進一步重視。其中：鑽井、完井、試井論文（25篇）多於第一階段，但比例繼續下降（約21%）；排采與增產措施論文34篇，數量顯著增加，比例（29%）略有提高；產能與採收率論文12篇，數量和比例（約10%）均比上一階段顯著減少；解吸-滲流-擴散論文25篇，數量明顯增加，比例與上一階段基本持平（圖4）。鑽井、完井、試井論文比例相對降低，排采與增產措施論文比例顯著提高，解吸-滲流擴散論文數量明顯增多，尤其是2005年開發技術類論文數量大幅度躍升（圖1，圖2），顯示出我國煤層氣商業性生產、示範工程等對新技術開發和相關基礎研究的強烈需求。

在此階段：新增了一批國家批準的煤層氣儲量，煤層氣成藏條件與機制探索在國家層面上全面展開，標志著中國煤層氣地質研究從資源與基本地質條件調查階段轉入了資源「詳查」階段和成藏作用探索過程；大井網煤層氣勘探開發試驗取得新的突破，水平羽狀井、叢式井等技術在煤層氣開發中得到初步應用，對二氧化碳注入等新的增產技術進行了現場試驗，晉城地區開始了煤層氣商業化生產，標志著中國煤層氣產業從開發試驗階段轉入了商業化生產啟動階段。

3 CNKI 論文分布特點與產業發展需注重的科學技術問題

進一步分析C N KI論文分布特點，發現存在某些問題，而解決這些問題正是發展中國煤層氣產業所需要繼續努力的方向。

首先，煤層氣資源評價始終是20餘年研究探討的主題，尤其是對全國和某些區域的煤層氣資源量及其構成眾說紛紜，且國家批準的煤層氣儲量所佔比例極低。究其原因，主要在於三個方面：一是評價方法缺乏規范性要求；二是資源估算尚存重大基礎問題未能解決；三是資源勘探和探明程度很低。為此，煤層氣資源評價及其方法仍是今後相當長一段時期內所要研究的主題，而在國家層面上制定評價方法和要求的規范性文件，加強以吸附機理為核心的基礎研究^[3]，加大勘探和開發試驗的力度，將有助於推進這一問題的解決。

其次，文獻中涉及的煤層氣地質選區多達50餘個，但目前實現商業性開發或具有可見前景的地區不超過5個，且某些選區已上過多輪勘探和開發試驗工程。造成這種狀況的原因是多方面的，包括選區理論和方法在科學性和適應性上的缺陷、早期勘探與開發試驗技術發展水平和認識的局限、鑽井/完井/排采技術管理經驗不足等^[3]。因此，在深化研究選區理論與方法的基礎上，通過資料復查和新技術應用，總結開發技術上的經驗和教訓，可能會使我國煤層氣地質選區成功率得到一定的提高。

第三，國外幾乎所有的傳統和先進煤層氣開發技術在我國都有引用，但多數情況下的應用效果都不甚理想。正視這一狀況，似應考慮如下三個問題：一是所有先進技術是否都適合我國特定選區的煤層氣地質條件？二是傳統技術在特定選區的開發效果是否就不如先進技術？三是我國自主研究開發出了哪些適合於我國煤層氣地質條件的開發技術？對於前兩個問題，答案當然是否定的。至於後一個問題，目前尚未見到關於自主研發的關鍵技術的報道。這三個問題的關鍵，在於各種開發技術的適應性，這也正是今後需致力於研究的重要方向之一。

第四，見諸報道的煤層氣井產能、煤層氣採收率及其影響因素的研究成果較少，與煤層氣商業性生產階段的技術需求之間存在較大差距。原因在於，我國前期實踐多為開發試驗，對此沒有太多的需求，積累的資料也十分有限，難以滿足開展這一研究的要求。但在進入商業化開發且追求經濟效益的現今階段，該方面的研究應該引起足夠重視，包括系統追蹤和分析排采動態、注重不同煤層氣地質條件的對比分析、深化煤層氣解吸-滲流規律與機理的研究、開發科學性更強的數值模擬技術等。

第五，尚未充分注意到深部煤層氣開發這一潛在新領域，深部資源及其與常規油氣共采可行性的研究成果鮮見報道。我國深部煤層氣資源量巨大^[4]，多數大—中型沉積盆地中煤層氣都與常規油氣共生，前期少數研究顯示了深部煤層氣與常規油氣共採的可能性^[5]。為此，從資源潛力、成藏作用與過程、地質選區、勘探與開發試驗等方面，對深部煤層氣資源潛力開展全方位的研究探討，將有助於拓展我國煤層氣開發的新視野。

第六，煤層氣開采可能誘發的環境保護以及煤層氣利用與儲運技術問題，應該得到應有重視。在1994年以來的1465篇CNKI煤層氣論文中：環境保護方面的論文只有19篇，幾乎全為哲學意義上的討論或介紹國外相關技術；利用與儲運方面的論文逐年增長（圖1），但多是關於煤層氣發電和管網輸送技術的探討。這種狀況，可能會影響到我國煤層氣產業的健康發展。針對我國煤層氣地質和開發特點，開展環境保護技術研究或實例分析，研究開發具有更高附加值的煤層氣轉化利用技術和適應礦區煤層氣分布式開發特點的小型化利用儲運技術與裝置，將有助於彌補我國煤層氣產業在此方面的不足。

參考文獻

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[5]秦勇，宋全友，傅雪海.2005.煤層氣與常規油氣共采可行性探討.天然氣地球科學，16（4）：492～498

Ⅷ 中國各地區煤層氣利用潛力分析

一、中部區煤層氣利用潛力分析

中部區盆地主要為沁水盆地、鄂爾多斯盆地、四川盆地、大同盆地、寧武盆地和陰山盆地。其中大部分煤層氣豐度較大的煤層氣富集區都位於或靠近經濟比較發達的地區。如煤層氣資源富集的沁水盆地在山西南部，經濟較為發達，交通便利；鄂爾多斯東部，有西氣東輸管線穿過煤層氣富集區；鄂爾多斯南部靠近西部最大的城市陝西省會西安市；四川盆地，人口眾多，經濟發達。根據中部人口密集，工業較發達的實際情況，該區煤層氣利用前景廣闊。可以考慮如下幾方面對該區煤層氣資源進行利用。

（一）煤層氣民用

沁水盆地現在煤層氣已經有一定的產量，在當前產氣量較小、產量不太穩定的情況下，供應沁水、高平、陵川3縣（市）城鎮居民使用；晉城煤層氣綜合開發利用項目是將陽城、沁水部分煤礦輸送到晉城市市區及部分縣區的煤層氣和山西能源產業集團有限公司及晉煤集團車載輸送的壓縮煤層氣作為氣源，建設晉城6縣（市、區）的城市煤氣管網，供工業和民用。該工程建設期為3年，即2005～2008年。2006年市區居民即用上煤層氣。

鄂爾多斯盆地南緣靠近西安市，位於煤層氣1類資源附近的居民總數超過2800萬人。西安市天然氣管道已經在全市范圍內組成天然氣管網。而且在其他地區也已經具有相當規模的天然氣網路，因此生產出的煤層氣可以直接輸入管道進行民用。

四川盆地人口密集，民用天然氣需求量大。目前，重慶市天然氣供應面臨著一場危機。盡管重慶是全國最大的天然氣產地，年產氣量64×10⁸m³，佔全國總產量的1/5左右，但重慶天然氣需求與供給的矛盾已經非常突出。用氣危機產生的原因主要是中石油提供給重慶市的天然氣用量不能滿足需求。雖然現在重慶市主動對重點用氣項目進行了幾度壓縮，使2007年重慶天然氣的總需求沒有超過45×10⁸m³。但重慶市與中石油經過多次協商，達成的協議也只是中石油承諾在2004年用氣量29.8×10⁸m³的基礎上，每年增加3.3×10⁸m³，即2007年提供40×10⁸m³天然氣給重慶使用。但這對於重點用氣項目來說，還是存在著天然氣需求量缺口問題。同時，氣不足已經對重慶經濟的發展產生了一定的影響。一些急需用氣的企業不得不限產或停產。同時，煤層氣可以作為汽車的燃料。到2000年底，四川、重慶已有CNG站90餘座，已有CNG汽車24080輛，是1998年末3204輛的7.5倍。2001年已建成CNG站145座，累計改車36833輛，其中，四川128座，累計改車34333輛；重慶17座，累計改車2500輛，CNG產業已進入快速發展的軌道。川渝地區僅現有計程車、公交車（含中巴）、環衛車、公務用車等可供CNG改裝的各類汽車近110多萬輛。重慶規劃到2010年建CNG加氣站450座，CNG汽車9萬輛；四川省規劃到2010年建CNG加氣站300座，改車10萬輛。CNG汽車如能與汽車製造業結合，必將有更快的發展。

大同市冬季漫長，居民採暖需要消耗大批煤炭，並且還會造成大氣污染。利用煤層氣取暖不僅可以解決大氣污染的問題，減少廢渣排放，而且能夠充分利用煤層氣熱效能高的特點為居民的生活服務。2005年11月，經過近兩年施工的金沙灘—大同天然氣長輸管線已全線貫通，天然氣供氣管網工程的主要干線和環城干線及大部分支線也已建成竣工，整個天然氣利用工程24日點火通氣。金沙灘—大同輸氣管道是山西天然氣（煤層氣）管網規劃的重要組成部分，也是該省繼臨汾—河津、盂縣—陽泉兩條省級天然氣管道建成運營之後，又一條建成運行的省級天然氣輸氣管道。2010年將完成二期工程建設後，御東區、礦區、城區等都將使用上凈潔、高效的天然氣，這將為大同煤層氣的開發提供機遇，使生產的煤層氣可以直接輸入天然氣管道。

（二）煤層氣發電

在沁水盆地，利用陽泉煤業集團三礦和新景礦現有的煤層氣抽放量，建設一座11MW煤層氣電廠，供礦區自用。本項目建設期1年，總投資6460萬元（778萬美元），年供電7326×10⁴kW·h。項目全部投資的35%由陽泉煤業集團提供，其餘65%通過向金融機構貸款或由國外投資來解決。初步經濟分析表明，項目凈現值1495萬元（180萬美元），內部收益率為23%，投資回報期為7年。陽泉煤業集團擬於2002年底啟動該項目，並於2003年底建成投產。

鄂爾多斯盆地煤炭資源豐富，因此火力發電廠也較多，如韓城發電廠、西安南郊熱電廠、銅川電廠等。這些地區已經有成規模的火力發電的基礎。顯然利用天然氣發電與煤發電發展起來比較容易，這是鄂爾多斯盆地煤層氣利用的重要途徑之一。

大同是華北地區重要的電力生產基地，全市電力工業裝機總容量138×10⁴kW·h。大同三角區的神頭一、二電廠，大同一、二電廠，豐鎮電廠共同組成中國最大的輸變電網，向京津唐地區供電，每年向京、津、唐地區輸電超過60×10⁸kW·h，擔負著首都1/4的供電量，使國家電力東調的戰略性計劃得以實現。大同具有良好的電力生產發展基礎，境內仍有繼續建設火力發電廠的各種資源條件，用煤層氣發電可向東部地區提供成本更低的電力資源。

（三）煤層氣工業燃料和原料

鄂爾多斯南緣生產的煤層氣可直接運到西安市，進行深加工。經過幾十年的發展，西安已形成了以機械設備、交通運輸、電子信息、航空航天、生物醫葯、食品飲料、石油化工為主的門類比較完整的工業體系，成為中國目前重要的中高壓輸變電成套設備。全市現有工業企業46243戶，資產總額1054.36億元，其中市屬工業企業凈資產約499.42億元。煤層氣在該地區既可以用於化工和制葯的原料，也可以用於合成化肥和甲醇等。

四川盆地天然氣終端消費價格水平低於全國水平，正是這種優質低價的天然氣，使當地許多暫時困難的優勢企業成功地實現解困過渡。由於天然氣價格較低、氣質好，可以生產出優質產品，吸引了外地許多使用天然氣做原燃料的企業入川興業，這些企業涉及電子、輕工、陶瓷、IT等產業，帶動了內地經濟的發展。例如在四川盆地的眉山—夾江—樂山一線形成了建陶生產基地，這些企業大都來自廣東省。然而由於天然氣的相對緊缺，這些企業的燃料問題成為制約企業發展和增加經濟效益的主要問題，這為煤層氣的利用提供了廣闊的市場前景和應用前景。

大同全市主要工業有煤礦、機械、建材、化學、電力、糧食加工等。大同礦務局年產原煤超過2700×10⁴t，佔全市原煤年產值的3/4，居全國首位。此外，山西柴油機廠、大同水泥廠、大同機車廠等，都是規模宏大、機械化程度較高的骨幹工業。這些工業企業現在所用燃料以煤炭為主，這樣給大同市和周邊地區帶來大量的污染源。大同煤層氣的開發利用可以通過煤層氣利用管線直接提供給這些企業作為燃料。

二、西部區煤層氣利用潛力分析

西部區主要盆地為准噶爾盆地、天山盆地（群）、塔里木盆地、柴達木盆地、吐哈盆地和三塘湖盆地。其中准噶爾盆地南緣煤層氣勘探最有利目標區與烏魯木齊市相鄰。吐哈盆地西有哈密市，南有吐魯番市，人口相對密集。但總體上西部人口相對稀少，工業相對落後。因此，西部煤層氣的利用以輸出為主，其次為發電與民用。

（一）通過管線或交通網輸送到經濟發達區

隨著國家對能源結構進行戰略性調整，實施「以氣補油」計劃，大規模開發利用天然氣。同時，國家經濟貿易委員會亦提出對西北地區工業結構做重大調整，三大調整思路之首就是集中力量扶持石油天然氣工業和化學工業，要求加快塔里木、准噶爾、吐哈、柴達木盆地的天然氣（煤層氣）勘探開發。為解決資源與市場分割的矛盾，國家已開始全國天然氣管網的大規模建設，特別是作為西部大開發標志性工程的「西氣東輸」管網建設項目的竣工和「西氣東輸二線」工程的建設。

西部生產的煤層氣可以向上海及沿線的其他省市等供氣。現在，克拉2氣田、牙哈氣田的產量基本滿足了西氣東輸目前的需求，但對於上海等9大城市天然氣需求量隨著國民經濟的增長需要而不斷提高，這對天然氣開發提出了新的挑戰，而煤層氣的勘探開發利用將會補充天然氣相對不足的缺陷，為9大城市的需求量提高供氣保障。

（二）開展就地天然氣發電與外銷發電相結合

利用塔里木地區較為豐富的天然氣資源和煤層氣資源，在當地建設天然氣發電廠，並借鑒「西氣東輸」的思路建設電網輸電管線，將發電廠的電銷售到距離該區較近的企業或者作為距離較近城市的民用電。也可以直接通過輸氣管線將產出的天然氣和煤層氣輸送到天然氣開發有限公司和天然氣發電廠，從而為發達地區的發電工業提供燃料。

烏魯木齊供熱企業所用燃料比較單一，主要燃料還是依賴原煤，大氣污染具有典型北方城市煤煙型污染特徵，空氣中主要污染物是總懸浮顆粒物，空氣污染冬春兩季重於夏秋兩季，採暖期重於非採暖期，因此要盡快改變目前的狀況，採用煤層氣、天然氣多種潔凈能源，幫助改善市區的大氣環境。在以氣代油方面，烏魯木齊市公交公司取得了一定成效，2001年已投入改裝用天然氣汽車1164輛，年耗天然氣1272×10⁴m³。另外，社會中巴車和計程車改裝用液化石油氣作動力的汽車2800輛，年耗液化石油氣18291t，到2005年共改裝燃氣汽車22500輛，年供壓縮天然氣7200×10⁴m³、液化石油氣8.64×10⁴t。通過降低對汽油燃料的依賴性，減輕對石油需求的壓力，從而對保證該區能源安全、保護大氣環境具有重大戰略意義。

柴達木盆地北緣的魚卡區煤層氣的利用也可以通過發電的方式向外輸送。魚卡煤層氣發電項目可以建設在魚卡地區。魚卡位於柴達木盆地西北部，屬馬海、大柴旦、錫鐵山、綠草山、灘間山、冷湖、澀北工業開發區的重點地區。該地區工業較為發達，煤礦較多，建議對該地區煤層氣的開采採用採煤采氣一體化的方式。發電後可就近向西部工業開發區供電，可接入青海烏蘭—格爾木330kV輸變電網。

三、東部區煤層氣利用潛力分析

東部區的主要盆地為二連盆地、海拉爾盆地與三江－穆棱河盆地。其中二連盆地的周邊霍林河地區城市較為發達，人口相對密集，並且靠近東北三省，有較為發達的化工工業與制葯業等；相對二連盆地，海拉爾盆地呼和湖和扎賚諾爾地區人口稀少，且呼和湖和扎賚諾爾淺部煤炭資源已進行了開發利用，能源資源在當地供過於求。因此這兩個地區的煤層氣利用前景有所差別。但總體來說，霍林河地區煤層氣以就地民用及發電為主，而海拉爾盆地煤層氣以向經濟發達地區輸送為主。

（一）煤層氣民用

霍林河地區下游條件整體較好，靠近烏蘭浩特市、霍林郭勒市、白城市、通遼市。其中烏蘭浩特市總人口29萬，公路、鐵路四通八達，111國道、302國道、省際大通道縱貫全境；鐵路開通了直達北京、長春、哈爾濱等大城市的客運和旅遊列車。霍林郭勒市是內蒙古自治區直轄的一座新興的草原煤城，現轄1個蘇木、1個鎮、3個街道辦事處、12個嘎查村，全市有漢、蒙、回、滿等17個民族，總人口7萬。白城市全市總人口313662人，其中城鎮人口為147881人，鄉村人口為165781人。該區附近人口眾多，並且現在民用燃料主要以煤炭為主，污染嚴重。如果改用煤層氣作為民用燃氣，不但可以減少煤炭燃燒所帶來的污染，而且可以降低煤礦瓦斯帶來的安全隱患。

（二）煤層氣發電

霍林河地區現在已經建立了以煤炭為主的火力發電廠，並且中國電力投資集團公司與霍林河煤業集團公司合作正在建設坑口電廠。該區已經有很強的火力發電基礎，容易建立煤層氣發電站。並且電能可以直接輸入東北電網，這樣可以緩解吉、遼省間主幹電網的北電南送輸送壓力。

海拉爾地區集中供熱源主要有海拉爾熱電廠、東海拉爾發電廠和海拉爾熱電廠南郊分廠3處，集中供熱面積達415.5×10⁴m²。2009年東海拉爾發電廠擴建兩台50MW機組，供熱負荷可增加208×10⁴m²，同時鋪設了一條14.7km長、直徑為920mm的熱網管線，沿途建設14個換熱站，保證新老用戶的供暖。該區的煤層氣資源可以用來發電或者作為供熱燃料之一試用。在煤電一體化建設方面，呼倫貝爾市伊敏煤電公司一期發電通過東北電網銷售約50×10⁸kW·h，伊敏煤電公司二期2×600MW、三期4×600MW機組，寶日希勒電廠4×600MW機組等發電後也要通過東北電網輸出。因此，在爭取東北電網公司的支持，保證電廠和輸電線路同步建設的同時，大力開發清潔可接替的煤層氣資源來補充或者優化發電燃料，是加快該區資源優勢向經濟優勢轉化的重要環節。

四、南方區煤層氣利用潛力分析

南方區的主要盆地為滇東黔西、萍樂盆地。其中滇東黔西地區煤層氣資源量大，資源豐度高，是華南最有利的勘探地區之一。該區下游條件整體較好，靠近大中城市，該地區人口在30萬以上的大中城市有20多個，總人口近6000萬，該地區在2010年天然氣需求量將達到230×10⁸m³。萍樂盆地所在的江西省能源缺乏嚴重，進入20世紀80年代後，由煤炭調出省變為調入省，能源生產的增長與國民經濟的發展很不適應，已成為制約江西國民經濟進一步發展的突出矛盾，地方對用氣具有很大的積極性。根據南方區能源缺乏的特點，該區煤層氣的利用以綜合加工、民用及發電為主。

（一）煤層氣綜合加工工業

隨著滇東黔西經濟的高速發展，甲醇需求量仍將保持較高速度的增長，滇東黔西甲醇生產能力約為20×10⁴t/a，其中以常規天然氣為原料的佔12%，煤層氣幾乎為零，這為煤層氣的利用提供了廣闊的發展空間。

江西已建立了汽車、機械、電子、化工、冶金、建材、食品、紡織、醫葯等多門類工業體系，一批工業企業和優勢產業發展迅速，已成為國民經濟的主導力量。萍樂盆地煤層氣富集區豐城距南昌市僅60km，因此煤層氣綜合加工工業前景廣闊。

（二）煤層氣民用

《貴州省城市燃氣發展規劃》將全省劃分4個區域、81個氣化區發展燃氣。中部為天然氣氣化區，計劃引進川渝天然氣，在川渝南線選擇合江站為接入口，經赤水、仁懷、遵義、貴陽，延伸至安順、凱里、都勻，共18個市縣，形成「一橫一豎」輸氣格局，2003年開始建設，以2010年規模為基礎估算，總投資27.5億元；東部、南部為液化氣氣化區，計劃引進省外液化氣，以液化氣為主導氣源，嚴格控制煤制氣，覆蓋范圍48個市縣；西部為煤制氣控制氣化區，將充分利用本地煤炭資源，以煤制氣為可以或優先考慮的氣源，以液化氣為補充氣源，不排除其他氣源形式，覆蓋范圍17個縣市；充分利用六枝煤礦礦井氣地下抽放系統，在六枝特區發展礦井氣，並以液化氣為補充氣源，成為獨立氣化區。該方案提出，在本地天然氣（包括煤層氣）資源開發條件成熟時，西部和南部作為天然氣就近供應氣化區域，遠景與中部天然氣管聯網，並考慮向雲南和兩廣地區供氣。

根據人口變動情況抽樣調查統計，萍樂盆地所在的江西全省總人口為4185.77萬。其中，城鎮人口1272.89萬人，佔30.4%；鄉村人口2912.88萬人，佔69.6%。民用燃料需求量大，並且以煤炭為主。現在江西部分城市已經鋪設天然氣管道，如贛州2005年6月已經建設成江西最大的天然氣管道系統。這樣從豐城生產的煤層氣可以直接輸入天然氣管道系統，因而民用是其煤層氣利用的重要途徑。

（三）煤層氣發電

天然氣發電是滇東黔西地區煤層氣利用的重要途徑之一。貴州水城礦業（集團）有限責任公司利用科技手段開發煤層氣資源，變廢為寶，利用煤層氣發電，形成了「以用促抽、以抽促安全」、以發電促生態建設的良性循環新局面，重特大安全事故得到有效遏制。2003年水礦集團從勝利油田引進天然氣發電機組，把過去向空中排放的煤層氣資源充分利用起來發電，取得了良好的社會效益和經濟效益。水礦集團建設的大灣礦一期6×500kW煤層氣發電廠，成為貴州省第一個煤層氣發電站，煤層氣發電機組裝機22×500kW，容量達到1.1×10⁴kW，每台機組的實際運行功率在400kW左右，每天可供電15×10⁴kW·h時左右。一台煤層氣發電機組投入資金100萬元左右，每台按400kW輸出功率連續運轉，每年可運行250～300天，所發電量供礦區自用，每千瓦時成本僅0.08～0.10元，投資回收期2年。

Ⅸ 煤層氣產業鏈投資風險分析

煤層氣產業上、中、下游不同環節的投資回報率是不一樣的，其根本原因是在煤層氣上、中、下游不同環節，投資者面臨的投資風險不同。

(一)煤層氣上游勘探開發風險

煤層氣上游勘探開發風險來自於不確定性。煤層氣勘探開發的風險是勘探的不確定性。煤層氣賦存於地下，由於地質條件復雜，勘探開發的技術局限，不能保證某個區域的煤層氣資源大量存在，而且能夠被開采出來並獲得經濟效益。

在煤層氣產業鏈中，上游勘探開發面臨的最大風險是勘探開發的價值能否實現，不僅取決於煤層氣資源狀況，還取決於煤層氣運輸與銷售等環節。如果中、下游環節落實不好，上游的投資就不能得到回報。

煤層氣與天然氣類似，運輸與石油相比缺少靈活性，通常只能用於本地區消費，由於對特定市場的依賴，使得開發商面臨來自市場方面的風險:煤層氣市場的需求容量可能有限，或雖然有很大的需求潛力，但市場的發育需要很長的時間。在有限的需求市場上要與其他更有競爭力的可替代燃料競爭，就主要取決於煤層氣的銷售價格。價格過高，需求量就少;價格過低，投資者的回報就少。市場的不確定性給煤層氣上游的開發商帶來的風險較大。目前，我國的煤層氣價格機制不完善。煤層氣是一種非常規天然氣，還未形成穩定的供求關系，市場機制對價格的調節作用還不完善。國家現行的「煤層氣價格按市場經濟原則，由供需雙方協商確定」的政策，在實踐中，由於各方對政策理解不一致，嚴重影響了煤層氣開發商的積極性。

(二)煤層氣中游管道運輸風險

在煤層氣產業鏈中，管道運輸起著承上啟下的作用。它既要對上游開發商負責，又要對下游用戶負責，因此它承擔的風險也較大。管道投資大，又是一次性完成的，但煤層氣市場的發育卻比較緩慢。民用和商業用戶比較穩定，但不利於煤層氣產業的快速發展。工業和發電用戶對價格的承受能力較差且易受到替代燃料的競爭，但有利於煤層氣需求市場的快速啟動。國內外天然氣管道建設經驗表明，下游市場和用戶的開發進度是影響天然氣工業發展的重要因素。20世紀90年代，我國建設的幾條輸氣管道都是由於下游市場和用戶工作未做好而造成巨大損失。如鶯歌海崖13－1—香港900多千米輸氣管道，計劃給香港供氣29×10⁸m³/a，管道於1996年建成，但由於市場進展緩慢，大量的天然氣送到香港放空燒掉。管道投資的風險低於上游勘探開發，但高於城市配送。這在天然氣投資中已得到證實，世界能源組織(IEA)的研究也證明了這一點(表2－2)。

表2－2 高壓運輸管道與低壓配氣管網的比較^［33］

(三)煤層氣下游城市配送風險

煤層氣下游城市配送的風險小於上、中游的風險。原因在於:地方配氣網路的開發投入不像長距離運輸管道那樣一次性完成，這降低了它的容量擴張的成本和風險。同時，它的用戶主要是居民、商店、旅館、飯店、機關、學校等民用和商業用戶，價格的需求彈性小。