中國煤層氣勘探開發現狀及發展前景

許林增董項燕周曉紅

(中國石油煤層氣有限責任公司，北京100028)

摘要:“清潔低碳”是全球趨勢。加快煤層氣勘探開發，對於減少煤礦瓦斯事故、保護大氣環境、改善能源結構、保障能源安全具有重要的戰略意義。我國壹直在加大煤層氣開發力度，出臺了價格優惠、稅收優惠、開發補貼、資源管理、礦權保護等壹系列鼓勵性政策，形成了中石油、晉煤集團、中聯煤三大煤層氣企業，但目前行業整體規模較小。針對礦權問題，形成三種合作模式，促進煤炭開采和天然氣生產的協調發展。即:秦南模式、六安模式、三交模式。在技術上，初步形成了不同煤級、不同地質條件下的煤層氣勘探開發配套技術，建成了高水平的煤層氣實驗室，800米以下地區的低煤級煤儲層開發取得實質性突破

截至2010年底，全國已鉆煤層氣井5426口，煤層氣探明地質儲量超過2900億立方米。累計生產能力超過30× 108m3/a，年產量為15×108m3，商品氣量為11.8×108m3。已建成的管道輸送、壓縮/液化能力為56×108m3/a/a..截至2011年6月，我國煤層氣日產量超過400×104m3。已經建成或正在建設較為完善的煤層氣管網。秦南、韓城、大寧-吉縣和寶德均與現有天然氣幹線相鄰。

中國煤層氣資源豐富，潛力巨大，前景良好。特別建議在四個方面加強研發力度，依靠技術進步:壹是根據資源分布研究調整對策；第二，國家政策的執行和企業之間的相互合作需要進壹步加強；第三，加強提高單井產量和綜合效益的技術研究；四是建立統壹的信息平臺，避免無序競爭和重復投資。這將極大地促進煤層氣產業的快速發展。

關鍵詞:中國；煤層氣；發展；行業；技術；現狀；前景

中國煤層氣勘探開發現狀及前景

許、劉琳、曾、董玉山、和

(中國石油煤層氣有限責任公司，北京100028，中國)

摘要:“清潔低碳”的全球趨勢已經形成。加快煤層氣勘探開發對減少煤礦瓦斯事故、保護大氣環境和改善能源結構具有重要意義。加大了煤層氣開發力度，出臺了壹系列鼓勵政策，如優惠價格、稅收優惠、開發補貼、資源管理和礦權保護。出現了三大煤層氣企業，包括中石油、JAMG和CUCBM，而目前的產業規模相對較小。考慮到探礦權問題，開發了秦南模式、潞安模式和三交模式3種合作模式，以促進瓦斯抽采與煤炭開采的協調發展。在技術方面，開發了幾項勘探和開發技術，適用於各種煤階煤層氣和不同的地質條件，並建立了壹個高知名度的煤層氣實驗室。此外，800米以上煤層氣勘探和低煤階煤層氣開發取得實質性突破。

截至2010年底，已鉆5426口煤層氣井，探明地質儲量約2900億立方米。地面開采年生產能力累計超過30億立方米，生產1.5億立方米/年，其中商業生產1.1.8億立方米/年，管道運輸、CNG和LNG生產能力為56億立方米/年。截至6月，全國煤層氣產量已超過400萬立方米/日。秦南、韓城、大寧-吉縣和寶德等四個有利區塊均靠近主要既有管道。

中國煤層氣資源豐富，潛力巨大，前景廣闊。為此，提出以下四點建議:根據資源分配情況制定方案；進壹步協調政府政策和企業家業績；努力在提高單井產量和綜合經濟效益方面取得技術突破；建立統壹的信息平臺，避免無序競爭和重復投資。這四項建議都有可能促進煤層氣產業的發展。

關鍵詞:中國；CBM發展；行業；技術；地位；前景

介紹

煤層氣，俗稱瓦斯，主要由甲烷組成，是煤化作用過程中形成的。主要以吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙和裂隙中、溶解在煤水中三種形式存在，以吸附為主。當煤層生烴量增加或外界溫壓條件發生變化時，三種賦存形式可以相互轉化。“清潔低碳”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。

煤層氣的開發利用具有“壹石三鳥”的優勢。首先，它是壹種清潔、高效、安全的新能源，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；而且瓦斯是煤礦安全的“第壹殺手”，它的發展有利於煤礦安全生產，減少煤礦瓦斯事故；同時，它也是壹種溫室效應很強的氣體，是CO2的20倍。開發煤層氣可以有效減少溫室效應。總體來說體現了三大效益:經濟、安全、環保。加快煤層氣勘探開發，對於減少煤礦瓦斯事故、保護大氣環境、改善能源結構、保障能源安全具有重要的戰略意義。煤層氣開采方法分為井下排水和地面排水。地面排水在鉆完井、測井、壓裂、排水和集輸方面與常規油氣生產工藝基本相同。

1世界煤層氣資源及產業現狀

1.1資源分配

世界上埋深小於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(圖1)。

圖1世界煤層氣資源分布

1.2行業地位

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。自20世紀80年代以來，美國已有14個含煤盆地投入煤層氣勘探開發，探明可采儲量為3×1，01.2m 3..2009年有5萬多口煤層氣生產井，產量為542×108m3。煤層氣產量在天然氣總產量中的比重日益增加，2009年煤層氣產量比重達到9%。加拿大煤層氣產業發展迅速。1987開始勘探，2002年大規模開發。2009年生產7700口井，產量達到60×108m3。澳大利亞也形成了產業規模。主要分布在東部的悉尼、蘇拉特、鮑恩三大含煤盆地。2005年生產井數為1.300口，產量為1.2×1.08 m3，2009年產量達到48×1.08 m3..

1.3技術現狀

通過長期的理論和技術研發，目前國際上主要有四大技術和四大工程技術。四大主要技術包括:地質選擇理論與高產富集區預測技術、煤層氣儲層評價技術、空氣鉆井、裸眼洞穴完井技術和多分支水平井鉆井技術。

四大工程技術包括:連續油管鉆井、小型氮氣儲層改造技術、短半徑鉆井和U型水平井技術、註氮氣和二氧化碳置換煤層氣開采技術、采煤與采氣壹體化技術。

2中國煤層氣產業現狀

2.1勘探開發現狀

受美國、加拿大、澳大利亞等國煤層氣快速開發的影響，加上國家出臺的壹系列優惠政策，我國煤層氣開發規模和企業發展迅速，形成了中國石油、山西煤炭集團、中聯煤三大煤層氣生產企業。

截至2010年底，全國已鉆煤層氣井5426口，煤層氣探明地質儲量超過2900億立方米。累計生產能力超過30×108m3/年，地面排水年產量為15×108m3，商品氣量為11.8×108m3。已建成的管道輸送、壓縮/液化能力為56×108m3/a/a..截至2011年6月，我國煤層氣日產量超過400×104m3。

中國石油:2010 12、商務部等四部委宣布，為進壹步擴大煤層氣開采對外合作，新增中國尤氏、中國石化、河南煤層氣公司三家企業為首批試點單位。目前，中國石油已登記煤層氣資源量超過3×1012m3，探明地質儲量占全國的64%，主要分布在沁水和鄂東煤層氣盆地。近年來，積極開展煤層氣初評價、勘探選擇和開發先導試驗，投入大幅增加。現已發現沁水、鄂東兩個千億立方米限額以上煤層氣田，沁南、渭北、臨汾、呂梁四大區塊開發格局逐步形成。截止2010年底，商品氣量近4×108m3。

通過幾年的探索，我們與煤炭企業和地方政府合作，形成了三種合作模式，促進煤炭開采和天然氣生產的協調發展。即:秦南模式:礦權重疊區域協議分割，分別開發，雙方開展下遊合作；潞安模式:統籌規劃，分步實施，* * *維護礦業秩序，避免重復投資；三位壹體模式:先產氣，後采煤，共同開發。這些模式得到了張德江副總經理和國家有關部委的肯定。

已經建成或正在建設較為完善的煤層氣管網。秦南、韓城、大寧-吉縣和寶德均與現有天然氣主管道相鄰(圖2)。

建成了高水平的煤層氣實驗室，測試樣品覆蓋了全國絕大多數煤層氣勘探開發區，占全國工作量的80%，技術水平居全國首位。

主要實驗技術包括:瓦斯含量測試技術、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:截至2010年底，已鉆井2510口，地面排水產量達到9×108m3。建設寺河-晉城10× 108m3/a輸氣管道；參與晉城至艾博輸氣管道的建設。與香港華剛* *共同投資的煤層氣液化項目日液化能力可達25×104 m3；；投產120 MW煤層氣發電廠。開發區涉及甘肅沁水、陽泉、壽陽、西山、寧縣、河南焦作。

中聯煤與中海油合並:目前中聯煤擁有采礦權面積2×104km2，其中對外合作區塊面積為1.6×104km2。到2010年底，在沁水盆地潘河完成國家沁南高新技術產業化示範項目和端氏國家油氣戰略選擇示範項目。

目前已鉆井672口，投產230口，日產氣50×104m3。2010中海油通過收購中聯煤50%股份成功介入煤層氣勘探開發，為煤層氣產業發展奠定了基礎。

圖2中國主要油氣管網示意圖。

阜新煤業:阜新礦業集團與遼河石油勘探局合作開發煤層氣三種合作開采模式，顯著提高了整體開發效益。三種開發模式包括:欠發達地區短半徑水力噴射鉆井取得實效；在動采區應用地面負壓抽采技術，實現瓦斯聯動開采；鉆穿采空區是成功的。2010年已鉆井52口，日產氣10×104m3，商品氣3226×104m3。已建成3個CNG加氣站，主要用於盤錦和阜新的CNG加氣站。

中石化:煤層氣礦權主要是沁水盆地北部的和順區塊和鄂東南部的延川區塊。2010鉆井34口，產氣量84×104m3。目前日產氣近3000m3。2010華東局與淮南礦業簽訂《煤層氣研發合作意向書》，在淮南潘謝礦區選定100km2有利區塊，共同開發煤層氣資源。2011與澳大利亞太平洋公司在北京簽署框架協議，雙方確立了非約束性關鍵商業條款。

其他:龍門、Greco、遠東能源、亞美大陸等合資企業及其他民營企業紛紛涉足煤層氣勘探開發，加大產能建設規模，其中亞美大陸目前日產氣19.7×104 m3。

總體來看，沁水盆地南部已成為我國煤層氣開發的熱點，產能近25×108m3/a，日產氣近380×104m3，實現了管道輸送規模化和商業運營規模化，初步形成了產運銷壹體化的產業格局。

2.2政府優惠政策和技術支持

為了鼓勵煤層氣產業的發展，中國政府出臺了壹系列優惠政策，包括價格優惠、稅收優惠、開發補貼、資源管理和礦權保護等。(表1)，成效顯著。

表1中國政府鼓勵煤層氣產業發展的優惠政策

同時也在技術層面給予了大力支持。2007年以來，國家發改委設立了煤層氣開發利用和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的煤層氣公司，並設立了“煤層氣勘探開發關鍵技術與示範工程”重大科技項目。這些都為煤層氣產業的發展和技術進步創造了條件。

2.3技術現狀

中國的地質條件和美國不同。目前煤層氣的開發源於美國最早的理論。隨著開發規模的擴大，現場測試了不同類型煤階、煤結構、構造條件和水文地質條件下的煤層氣儲集特性。實踐證明，這壹理論是否完全適用於中國的煤層氣地質條件，還需要進壹步證實。根據中國不同盆地的地質條件，開發了不同的勘探開發技術，有的取得了突破。

2.3.1地質學上有了新的認識。

有利區評價方法有新突破:通過煤巖特征、含氣量、滲透率、產氣量的綜合地質研究，建立了高富集產區評價標準，提出了產能建設區開發單元的劃分標準和方法。

800米深煤層氣井生產有突破:壹般認為，隨著煤層埋深的增加，壓力增加，滲透率急劇下降，產氣量減少。目前國內商業開發深度在800m m淺區，隨著勘探開發的深入，800m深的深井已獲得工業氣流(最高產氣量為2885m3/d)(圖3)，但煤層產氣量規律尚不清楚，正在通過加強研究和大井組排水試驗得到證實。

圖3 800米深井排水-產量曲線

煤儲層滲透率普遍較低，儲層保護是關鍵:煤儲層條件研究是煤層氣開發的關鍵制約因素。沁水盆地3號煤滲透率為(0.013 ~ 0.43)×10-3 μm 2，平均值為0.112×10-3 μm 2；鄂東(0.22 ~ 12) × 10-3μ m2，平均1×10-3μm2。壹般來說，煤層物性差，非均質性強，鉆井過程中加強儲層保護是關鍵。在鉆井和壓裂過程中，盡量使用欠平衡鉆井和對井筒周圍煤儲層傷害小的低傷害壓裂液。

2.3.2現場管理有新舉措。

對高煤階開發井網的井距進行了新的探索。由於我國高煤階煤層氣儲層物性與國外有較大差異，已證明壹直沿用的300m×300m井距並不完全合適，主要是高產井數少、產量低、生產結構不合理。因此，通過精細地質研究，以提高單井產量為目標，對不同井距的采氣效果進行數值模擬和先導試驗，探索高煤階煤層氣開發的200m×200m井網和井距。同時，在水平井下斜實施助排也取得了初步成效。

2.3.3配套工程技術取得新進展。

三維地震勘探:在韓城地區進行了100km2三維地震，數據質量明顯優於二維，小斷層描述更清晰(圖4)，有效指導了井網部署。

圖4韓城地區三維和2D剖面對比

羽毛水平井鉆井:通過市場化運作，打破了國外公司在羽毛水平井建設領域的壟斷地位，擺脫了羽毛水平井鉆井完全依賴國外公司的局面，成本大幅降低。

配套壓裂技術:在煤層實驗分析的基礎上，結合大量壓裂實踐，形成了“變排量、低傷害”、“高壓井處理技術、分層壓裂技術”等新技術，采用低密度支撐劑、封堵減壓、壹趟兩層分壓。

排水采氣技術:形成緩慢、穩定、長期、持續的原則；形成培育高產井的三個關鍵環節:液面控制、套壓控制和煤粉控制；鑒於低成本策略，形成了兩種井口排液采氣設備組合:電機+抽油機和氣動電機+抽油機。

地面集輸處理:標準化設計、模塊化建設、自動化管理，基本實現低成本高效運行。

2.4利用現狀

2009年全國建成6座煤層氣液化廠，液化能力260×104m3/d，2010年300×104m3/d，2020年700×104m3/d。此外，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，逐步建立了煤層氣和煤礦瓦斯開發利用的工業體系。

2.5存在的問題

技術:技術是目前制約行業進步緩慢的主要問題。目前面臨的主要問題包括:煤層氣高滲透富集區的氣體控制因素，符合我國煤層氣地質條件並用於指導生產實踐的開發理論，適合我國地質條件的完井、壓裂、排水等關鍵技術及相應裝備。

管理方面:主要包括:煤層氣和煤炭開采權重疊，先產氣、後采煤、上網發電等政策落實困難，對外合作依存度高，自營項目有限，管道規模小，市場分散，不確定性大。

3煤層氣發展前景及建議

隨著國民經濟的發展，天然氣需求的快速增長為煤層氣的發展提供了機遇。自2000年以來，天然氣年均增長率達到16%(圖5)。2009年底全國天然氣消費總量為875×108m3，2010年天然氣需求超過1400×108m3，供應能力約為65438。2015年預計天然氣需求量為2600×108m3，供應能力僅為1600×108m3。到2020年，天然氣缺口將超過1000×108m3，為煤層氣等非常規天然氣。

3.1發展前景

根據相關規劃，到2015年，全國地面開發煤層氣產量將達到100×108 m3；2020年天然氣產量約為2020×108m3，其中非常規天然氣產量將達到620×108m3，地面已開發煤層氣將達到200×108m3。

圖5 2000-2008年中國天然氣消費變化趨勢。

同時，相關企業也制定了“十二五”發展目標(表2)。

表2國家重點地區和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，勘探開發和產業規模能否快速發展，主要取決於國家政策的進壹步落實和幾大企業的投入。尤其重要的是這些企業針對煤層氣賦存條件的技術進步和突破，而不是資金的問題，必須引起高度重視。中國石油將進壹步加大投資力度，推動煤層氣產業快速發展。要加大沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東部兩個重點工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年將增加煤層氣探明地質儲量2000×108m3，為建設產能提供資源保障。2013年生產能力為45×108m3/年。2015年產量達到45×108m3，商品量40×108m3，成為全國第壹家煤層氣生產企業。同時也成為了商業技術的引領者，標準的制定者，行業發展的引領者。到2020年，煤層氣商品量有望達到100×108m3，成為中國石油主業的重要組成部分和戰略性經濟增長點。

3.2對策和建議

3.2.1根據資源分布研究調整對策。

中國埋深小於2000米的煤層氣總資源量為36.8×1012m3，可采資源量約為10.8×1012m3。資源量大於1×1012m3的流域有8個，總資源量為28×1012m3，占全國的76%，主要分布在中西部地區。埋深小於1000m的資源量為14×1012m3，是目前開發的主要資源量。低煤階煤層氣資源占43%，但目前主要開發中高煤階煤層氣資源。因此，要加強西部地區中深層(埋深800米以上)和低階煤煤層氣開發的研發試驗，爭取在更大範圍內取得實質性突破。

3.2.2應進壹步加強國家政策的執行和企業之間的相互合作。

完善相關政策措施，制定煤層氣和煤炭開發統壹規劃，實現無縫銜接，有效實施“先采氣，後采煤”，充分利用資源。采煤和制氣三種合作模式需要進壹步拓展；積極推進煤層氣產業發展和煤礦瓦斯防治壹體化合作。

3.2.3加強提高單井產量和綜合效益的技術研究。

鑒於煤層氣勘探開發的關鍵技術，有必要加強研究。根據煤層氣地質特征，進壹步研發相應的鉆井、壓裂、排水和管道輸送配套設施和設備，加大羽狀水平井開發關鍵技術研發力度。

3.2.4建立統壹的信息平臺，避免無序競爭和重復投資。

加強信息渠道，實現資源共享，避免無序競爭和重復投資。建立統壹的煤層氣行業信息管理系統是壹項非常重要的基礎工作。包括兩個方面:企業內部要加強煤層氣田的數字化建設，國家層面要加強行業技術和行業信息的統計、交流和發布，為煤層氣行業提供統壹的信息化建設標準。

結束語

低碳經濟是發展中國能源經濟的必由之路。為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，煤層氣需求將持續增加。中國煤層氣資源豐富。目前行業整體規模較小，但潛力巨大，前景良好。加強研發，依靠技術進步，將極大地促進煤層氣產業的快速發展。

參考

許等.煤層氣勘探開發理論與技術發展方向[J].中國石油勘探，2008，(5)

[2]嚴松等.煤層氣成藏機理與經濟發展的理論基礎[M].北京:科學出版社，2005

[3]李景明等.中國煤層氣資源特征及開發對策[J].天然氣工業，2009，(4)