国内煤层气勘探开发进展

1. 国内煤层气勘探开发进展

一、国内煤层气井下抽采利用情况
（一）中国煤层气井下抽采现状
中国煤层气资源潜力巨大，新一轮评价埋深2000m以浅的资源总量达36.8×1012m3，约占世界煤层气总资源量的13%。煤层气热值一般在33.44kJ/m3左右，中国每年排放的煤层气近200×108m3，相当于烧掉6000×104t标准煤。
根据资料统计，2006年，国有重点煤矿中，有高瓦斯矿井158处、煤与瓦斯突出矿井156处，高瓦斯、突出矿井数量约占49.8%，煤炭产量约占42.0%；主要分布在安徽、四川、重庆、贵州、江西、湖南及河南等省市。
（二）中国主要矿井瓦斯抽采量
中国开始进行井下瓦斯抽采的试验是从20世纪50年代开始的，当时仅有抚顺、阳泉、天府和北票等6个矿井抽采瓦斯，年抽采量约60×106m3；60年代又有中梁山、焦作、淮南、松藻、峰峰等局的20 多个矿井先后开展了抽采瓦斯工作，年抽采量为16×107m3；70年代抽采矿井猛增到83 个，抽采量达24×107m3；80年代抽采矿井达到111个，抽采量达到38×107m3。
最近几年，中国煤矿区瓦斯抽采非常活跃。2009年全国产煤30×108t，635处矿井中高瓦斯矿占24.6%，全年瓦斯安全死亡约2631人（百万吨死亡人数是美国的近19倍），年向大气释放煤层气约200×108m3，264处瓦斯抽放点，全年煤矿瓦斯井下抽采量为61.7×108m3，利用17.7×108m3，利用率28.7%。
（三）中国主要矿井瓦斯抽采率
阳泉、晋城、淮南、盘江、松藻、水城、抚顺、淮北、铁法、平顶山、鹤壁、焦作、鹤岗、峰峰、中梁山、天府、芙蓉、南桐、六枝等矿区是中国目前的主要抽采瓦斯矿区，各主要矿区抽采总量达到18.25×108m3，矿区平均抽采率为40.08%。其中，阳泉、晋城、淮南、盘江、松藻、水城、抚顺7个矿区的瓦斯抽采量最多，年瓦斯抽采量均超过了1×108m3。
除抽采量外，抽采率也是衡量矿井瓦斯抽采工作优劣的主要指标。在全国抽采矿井中，对18个主要矿区中112对矿井的抽采率进行了统计分析。
按照抽采率大小，中国主要瓦斯抽采矿区可以划分为3类：I类矿区：瓦斯抽采率>40%，抽采效果好；II类矿区：瓦斯抽采率25%～40%，抽采效果一般；III类矿区：瓦斯抽采率<25%，抽采效果差。
中国主要瓦斯抽采矿区的总体瓦斯抽采效果不好，平均抽采率30%。I类矿区只有6个，仅占主要瓦斯抽采矿区数的33%，平均抽采率59.3%；瓦斯抽采效果一般的II类矿区也只有4个，占主要瓦斯抽采矿区数的22%，平均抽采率33.5%；瓦斯抽采效果差的III类矿区则多达8个，占主要瓦斯抽采矿区数高达45%，平均抽采率仅为17.8%。如果考虑所有抽采瓦斯矿井，抽采率低于25% 的矿井比例会更多。井下混合瓦斯每年的总释放量达200m3/a，这样估算，中国瓦斯抽采率仅12%左右。大量宝贵的资源泄漏到大气之中，既浪费了资源，又污染了环境。
二、国内煤层气地面勘探开发情况
据不完全统计，截至2009年底全国共钻煤层气井超过4000口，日产气量266×104m3。全国已建成年产能25.0×108m3：其中中石油公司建成6.0×108m3，中联煤层气公司建成3.0×108m3，晋煤集团建成5.5×108m3，其他10.5×108m3，年产气量10.15×108m3（据国家能源局）。基本情况如表2-3所示。

表2-3 截至2009年底国内主要公司煤层气勘探开发现状表

初步掌握了一套适合中国煤层气井常规工程施工技术及工艺流程，同时编制了近30项工程技术标准或规程规范，良好地控制了工程质量。
对全国范围内的煤层气资源、分布及储层参数条件有了一个较为全面的认识，对有利地区进行了初步筛选，先后分别在山西沁水，河东，宁武，大宁—吉县，两淮，贵州，六盘水，陕西韩城，云南恩洪—老厂，辽宁沈北，江西萍乐丰城，湖南冷水江等几十个区块进行了钻探或井组试采试验，其中沁水南部和阜新地区大部分单井日产气1800～3500m3，供气比较稳定。
沁水盆地已成为煤层气开发热点，截至2009年底，沁水盆地累计钻井超过3000口，探明地质储量1596.35×108m3（中石油844.04×108m3，占52.9%），日产量达到248×104m3。中石油30×108m3/a煤层气产业化基地已具雏形，一期工程已建成10×108m3/a处理能力，并于2009年9月15日投产，目前每天向西气东输管线供气超过100×104m3。晋煤集团煤层气抽采能力达到了11×108m3，其中井下抽采5×108m3，地面抽采6×108m3。日销售能力达到160×104m3。中联煤层气公司：完成国家示范工程潘河项目建设，形成2×108m3产量。2009年12月21日与华北油田的煤层气输气管道成功对接，日供气量可达10×104m3。亚美大陆煤层气公司在大宁矿区形成约1×108m3/a产能。
鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发稳步推进。中国石油在陕西韩城，山西大宁—吉县、三交区块已完成钻井289口（探井63口，生产井226口），二维地震1260km。2009年提交基本探明煤层气地质储量1145×108m3。
三、国内煤层气勘探开发发展历程
近年来，中国煤层气地面开发和井下抽采日益活跃，煤层气产业已经进入快速发展阶段。
中国的煤层气井下抽采始于20世纪50年代，主要是井下瓦斯抽采，起步早，但进展缓慢，最近几年，中国煤矿区瓦斯抽采非常活跃，2009年全国煤矿瓦斯井下抽采量达61.7×108m3，较2006年翻了一番，利用17.7×108m3，利用率28.7%。截至2009年底，煤矿安全死亡2631人（因瓦斯事故死亡750人），百万吨死亡率0.987，首次降至1以下。
中国煤层气地面勘探开发始于20世纪90年代初，近几年发展较快，已初步准备了可供开发的煤层气资源，初步形成了煤层气开发工艺技术，多个区块已取得较好的产气开发效果，并实现了小规模商业化生产。
煤层气地面开发主要集中在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘，以及阜新盆地的刘家区块，截至2009年底，沁水盆地南部沁水气田钻井超过3000余口，年产气9.7×108m3；鄂尔多斯盆地东缘共钻煤层气井430余口，年产气超过1500×104m3，阜新盆地刘家区块共钻煤层气井70余口，年产气超过3000×104m3。
在国家战略选区和煤层气示范工程等项目的推动下，近年中国煤层气开发取得突破性进展，以直井和多分支水平井为代表的煤层气开发技术逐步成熟，煤层气产业进入快速发展阶段。同时，国家适时出台了一系列优惠政策，极大地促进了煤层气产业的发展，中国煤层气产业进入快速发展阶段。

2. 　煤层气勘探前景评价

前述成果充分揭示，本区煤层气的富集或逸散受控于多种地质因素，煤化作用条件及其控制之下的生气特征是其中的重要因素之一。这一因素主要通过三个方面发挥作用：一是在古地热史控制之下达到的煤化作用程度；二是在煤层埋藏史制约之下煤层被抬升于煤层气逸散带的地质时期及时限或与逸散带接近的程度；三是二次生烃作用的特征，包括二次生烃所经历的生气过程以及所达到或穿越的生气阶段。由此出发，作者对本区晚古生代煤的煤化作用特征与煤层气生成保存条件之间的关系进行了总结，从煤化作用角度归纳出三种地区类型（表6-7）。

表6-7　山西南部晚古生代煤层气生成保存条件的煤化作用因素评价

注：Lb—低煤化烟煤；Mb—中煤化烟煤；Hb—高煤化烟煤；La—低级无烟煤；Ma—中级无烟煤。
第一类地区（I）煤层气生成保存的条件相对较好，包括阳城—翼城、临汾—洪洞和沁源—沁县三个地区，已达低级—高级无烟煤煤级，二次生烃作用历程长，经历了1～2个生气高峰阶段，煤化作用停止时已达干气阶段，煤层进入煤层气逸散带的地质时代较晚且停留时间短，或从未暴露于煤层气逸散带中，煤层气含气性最好，为煤层气资源勘探的有利地带。其中，阳城地区是研究区中目前已知的含气性最好的地带，在国内也不多见。
第二类地区（Ⅱ）煤层气生成保存的条件中等，主要分布在安泽一带，达到高煤化烟煤和低级无烟煤煤级，二次生烃作用的历程较长，经历了第一个（湿气）生气高峰阶段，煤化作用停止时已进入干气阶段，但煤层在煤层气逸散带临界深度附近停留的时间较长，可能导致煤层气已有一定程度的逸散。进一步开展煤层气地质条件的综合研究，是确定该类地区是否具有勘探前景的重要途径。
第三类地区（Ⅲ）煤层气保存条件较差，主要分布在霍州—汾西一带，仅达低煤化—中煤化烟煤煤级，二次生烃作用历程短，未经历过生气高峰阶段或仅进入第一个（湿气）生气高峰，煤化作用中止于湿气早—中期阶段，煤层进入煤层气逸散带的地质时代早，在逸散带中停留的时间长，大面积煤层中的气体基本上已被放散逸散殆尽，煤层含气量低，失去了进一步开展煤层气地质工作的价值。
从区域上看，研究区晚古生代煤层的含气性在南部可能相对较好，在中部—东北部可能好—中等，在西北部可能最差。通过煤化作用得出的这一煤层含气性分布规律与目前已证实或据地质综合研究所得出的含气性区域展布格局是一致的。

3. 我国煤层气开发利用现状、产业发展机遇与前景

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 Industry
Feng Sanli
（China United Coalbed Methane CorP.Ltd.，Beijing 100011）
Abstract：The article introduced 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 industry 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，政府应该给予更多的优惠政策，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

4. 国外煤层气勘探开发现状

目前，美国、加拿大、澳大利亚、英国、德国、波兰、捷克和印度等国家的煤层气勘探开发活跃，由于各国的煤层气资源条件、技术水平、政策等方面的差别，其发展状况有所不同。
（一）美国
美国有较丰富的煤层气资源，2001年，据美国天然气研究所评价，在17个含煤盆地或地区中，煤层气资源量为21.2×1012m3。煤层气资源主要分布在西部的落基山脉中、新生代含煤盆地，在这一地区集中了美国近85%的煤层气资源，其余15%分布在东部阿巴拉契亚和中部石炭纪含煤盆地中（表2-2）。美国煤层气资源主要赋存在1500m以浅的煤层中，其中粉河盆地中的煤层气主要赋存在1000m以浅的煤层中。目前，落基山脉中、新生代含煤盆地群不仅是美国煤层气资源最为富集的地区，而且是煤层气勘探开发最为活跃的地区。
美国是世界上开采煤层气最早和最成功的国家，其煤层气工业起步于20世纪70年代，大规模发展始于80年代。1984年共有煤层气井2 840口，1990年上升到2 982口，1995年增到7 256口井，2000年13 986口，生产井数几乎每五年翻一番。
美国的煤层气探明可采储量增长迅速，1989年仅有1103.4×108m3,1992超过了4000×108m3，达到4054.1×108m3,1999年突破6000×108m3,2004年已接近9000×108m3（图2-1）。煤层气产量在短短的几年里直线上升，从1980年的不足1×108m3，迅速上升到2004年的487.05×108m3（图2-2），占气体能源（天然气）总量的9%。美国有完善的天然气管道系统，生产的煤层气大部分都进入天然气管网销售给燃气公司，矿井抽放的煤层气有的直接供给坑口发电厂，或与煤混合燃烧作为锅炉燃料。

图2-1 美国煤层气历年累计可采储量直方图（美国能源情报署，2004）

表2-2 美国含煤盆地煤层气资源概况＊



图2-2 美国煤层气年产量历年变化（美国能源情报署，2004）

（二）澳大利亚
澳大利亚煤炭资源量为1.7×1012t，平均煤层甲烷含量为0.8～16.8m3/t，煤层埋深普遍小于1000m，渗透率多分布在1～10m D，煤层气资源量为8×1012～14×1012m3，主要分布在东部悉尼、鲍恩和苏拉特三个含煤盆地中（图2-3）。

图2-3 澳大利亚含煤盆地及其煤层气资源分布

1976年，澳大利亚开始煤层气勘探，是继美国成功开发利用煤层气之后在煤层气勘探方面进展较快的国家之一。主要原因是澳大利亚充分吸收美国煤层气资源评价和勘探、测试方面的成功经验，同时针对本国煤层含气量高、含水饱和度变化大、原地应力高等地质特点进行深入研究，开发水平井高压水射流改造技术，从而在鲍恩含煤盆地的勘探上取得了重大突破。澳大利亚的一些矿井已广泛应用水平钻孔、斜交钻孔和地面采空区垂直钻孔抽放技术。1987～1988年期间，已经用地面钻井方法在煤层中采出了煤层气。2000～2001年，仅昆士兰的鲍恩盆地用于煤层气勘探的费用就达4440万美元，占该盆地全部1.2亿美元勘探费的37%。昆士兰天然气公司已经在靠近Chinachill的Argyle-1井取得煤层气生产成功，日产气量超过28320m3。目前，煤层气的勘探和生产已经成为昆士兰的石油和天然气工业的基本部分。1998年，澳大利亚煤层气产量只有0.56×108m3,2004年，煤层气产量为12.8×108m3，已进入商业化开发阶段。澳大利亚目前的煤层气开发活动主要在东部沿海地区开展，因主要城市和工业区分布在东部沿海地区，煤层气的开发和利用具有巨大的潜在市场。
（三）加拿大
据估计，加拿大17个盆地和含煤区煤层气资源量为17.9×1012～76×1012m3，其中阿尔伯达省是加拿大最主要的煤层气资源基地。
加拿大煤层气开发的起步时间比较晚，基本与我国开展煤层气工作的时间相当。1987～2001年，加拿大仅有250口煤层气生产井，其中4口单井产气量达到2000～3000m3/d。由于多年来加拿大政府一直支持煤层气的发展，一些研究机构根据本国以低变质煤为主的特点，开展了一系列的技术研究工作，例如在羽状水平井、连续油管压裂等技术方面取得了进展，降低了煤层气开采成本，加上前两年北美地区常规天然气储量和产量下降，供应形势日趋紧张，天然气价格日益上升，给煤层气的发展带来了机遇，仅2002～2003年，就增加1000口左右的煤层气生产井，使煤层气年产量达到5.1×108m3，煤层气生产井的单井日产量在3000～7000m3。到了2004年，煤层气生产井已达2900多口，年产量达到15.5×108m3。
（四）其他国家
1.德国、英国与波兰
英国、德国与波兰煤层气资源量分别为2×1012m3、3×1012m3和3×1012m3。在煤矿区的煤层气开发和废弃矿井煤层气的商业开发和利用方面取得了很大成功，矿井煤层气抽放和利用已有多年历史，生产的煤层气主要用作锅炉燃气或供给建在矿区的煤层气电站，少量民用。目前正积极开发和应用煤层气发电新技术。煤层气地面开发在近几年才刚刚开始，为了鼓励煤层气的开发和利用，英国和波兰制订了鼓励政策。按照英国《企业投资管理办法》，开采煤层气可以享受税收优惠政策，即投资者的投资可以通过减免所得税或资本红利税而得以回收。波兰政府给予从事石油、天然气以及煤层气勘探的企业十年免税，吸引了大量国内外投资者。
2.俄罗斯、乌克兰和哈萨克斯坦
俄罗斯煤层气资源量占世界第一位，为17×1012～113×1012m3。乌克兰煤层气资源量为2×1012m3，哈萨克斯坦煤层气资源量为2×1012m3。由于资金与技术上的问题，煤层气的勘探开发活动仅停留在煤矿瓦斯的处理和煤层气资源评价上。目前，俄罗斯和乌克兰正在制订一些税收优惠政策和管理法规，鼓励外国公司投资开发煤层气。
3.印度
印度煤层气资源量为0.8×1012m3，印度政府计划以竞标的方式开发若干有利区块，特别是在地质条件类似于美国的煤层气产地已确定了7个这样的地区，钻井资料表明，在这些地区每口井日产量可达5000～6000m3，高峰可达10000m3以上。印度煤层气开采还存在问题：一是技术上的问题，如准确估算煤层气的含气量和渗透率；二是商业上的问题，市场问题尚未解决，管道设施也跟不上。
其他一些国家也在进行煤层气资源的评价和勘探，包括法国、匈牙利、西班牙、南非、新西兰等。但目前除美国、澳大利亚和加拿大外，世界上其他国家尚没有大规模开发煤层气。形成这种局面的原因可能有三点：第一，煤层气作为一种非常规天然气，其前期工作往往需要很大的资金投入，如果没有税收政策上的优惠，很难吸引资金；第二，其他国家尚不能彻底解决各自存在的具体技术问题；第三，由于煤层气本身的特殊性，从地质评价到工业开采一般需要相当长的时间。

5. 国内煤层气开发现状

我国煤层气资源丰富,埋深2000m以浅的煤层气地质资源量为36.81×1012m3,地质资源量大于1×1012m3的含气盆地(群)包括鄂尔多斯盆地、沁水盆地等9个盆地(群)(车长波等,2008)。全国95%的煤层气资源分布在晋陕蒙、新疆、冀豫皖和云贵川渝等4个含气区,其中晋陕蒙含气区的煤层气资源量最大,为17.25×1012m3,占全国煤层气总资源量的50%左右(唐书恒等,1999)。
我国在引进国外成功经验的基础上,逐渐形成了适合我国煤层气特点的空气钻井技术、直井射孔完井技术、欠平衡钻井技术、多分支水平井钻完井技术、丛式井钻完井技术、U形水平井钻完井技术、水力加砂压裂技术、分段压裂、增产改造技术、排采技术、地面集输及自动控制技术等一系列技术方法(杨陆武等,2001,2002;江山等,2004;鲜保安等,2004;康园园等,2010;倪小明等,2010)。在上述技术支撑下,我国煤层气资源勘探开发逐步进入产业化阶段。
经历三十余年的研究与开发,我国煤层气(煤矿瓦斯)开发利用取得了一系列显著成就,体现在初步实现了煤层气的规模化开发利用、煤矿瓦斯抽采利用取得重大进展、煤矿瓦斯防治形势稳步好转、煤层气开发利用技术水平逐步提高、煤层气开发利用政策框架初步形成等方面。目前,我国煤层气地面开发已形成商业化规模的地区主要有山西沁水盆地南部地区和鄂尔多斯盆地东缘的陕西韩城地区。沁水盆地地区地质条件较简单,煤层具有煤层厚、吨煤含气量大及渗透性好的特点,产量迅速取得突破。韩城地区发育三套利于煤层气开发的煤层,煤层厚度较大,含气量高,渗透性较好(李景明,2009)。这些优势均为我国煤层气勘探开发提供了扎实的地质基础。

6. 中国煤层气资源与勘探开发

8.3.1 煤层气产业发展前景
目前，除了井下瓦斯抽放利用已形成一定规模并获相应效益外，地面煤层气勘探开发仍处于探索阶段，尚未进入工业性规模开发阶段。但是，展望未来，我国煤层气产业具有良好的发展前景。
根据最新的预测结果，我国烟煤和无烟煤煤田中，在埋深300～2000 m范围内煤层气资源量为31.46×1012m3。在世界上，前苏联煤层气资源量为（17.0～113.3）×1012m3，美国为（9.7～11.7）×1012m3（据Boyer，et al.，1998），我国煤层气资源量位居世界第二位。由石油天然气系统进行的全国第二轮油气资源评价结果显示，我国有38×1012m3的常规天然气资源量，其中陆地有30×1012m3、海域有8×1012m3（据陈永武，2000）；可见，在我国陆地范围内，煤层气资源量比常规天然气还要大。值得指出的是，在计算煤层气资源量时，褐煤、不可采煤层和煤层围岩等均未参与计算。但事实上，褐煤中含有一定量的煤层气，如我国沈北矿区褐煤的气含量Cdaf达6.47cm3/g，美国鲍德河盆地褐煤的气含量（Cdaf）虽只有0.03～2.3cm3/g，由于煤层单层厚度达67 m之巨，因而同样实现了商业性开发；我国褐煤广泛分布，大多煤层厚度都很大，故其中的煤层气资源潜力是不小的；另根据煤矿通风和井下瓦斯抽放实践，在不可采煤层和围岩中的煤层气资源量通常是可采煤层的10%～20%。若将上述3个范畴都包括在内，我国煤层气资源量将会更加巨大。
丰富的资源量为我国煤层气产业的形成和发展提供了雄厚的物质基础和资源保证。
8.3.2 国家能源战略和煤矿安全的需要
随着社会的进步和发展，在21世纪，人们将更加重视可持续发展战略。为实现国民经济持续、快速发展，必须坚持保护和建设生态环境、净化家园，节约和有效地利用能源资源。为此国家将大力推进开发和使用天然气等洁净能源。另外，从国家石油安全战略考虑，必须减少国民经济和人民生活对石油资源的依赖程度，开拓替代能源。我国人均拥有天然气产量不足20 m3，相对发达国家（如英国人均达1300 m3以上）差距很大，天然气消费量在一次能源消费结构中比例小，仅占2%左右，这种局面远远不能适应国民经济的发展和人民生活水平提高的需要。要改变这种被动局面，只靠常规天然气是不能解决问题的，国家在大力加强常规天然气开发的同时，十分重视煤层气这种非常规天然气的开发利用问题。因此，煤层气在未来我国的能源构成中将具有广阔的发展空间。
从煤矿安全生产角度看，煤层气（俗称煤层瓦斯）是煤矿安全生产的最大隐患，常常造成惨重的灾害事故，而且随着矿井的延伸，问题会变得更加严重。在采煤前及采煤过程中，如果从地面预先将煤层气开采出来，就会大大减少矿井瓦斯灾害的隐患；同时还大大降低了采煤过程中甲烷（CH4）这种强烈温室效应气体的排放量，对保护大气环境具有重要作用。
因此，利用地面采气技术开发利用煤层气资源，是解决矿井瓦斯灾害的一条有效途径，特别是对矿井深部，意义更为突出。
8.3.3 国家重视煤层气的开发利用
国家对煤层气资源的开发利用工作十分重视。江泽民总书记为煤层气开发题词：“依靠科技进步，发展煤层气产业，造福人民。”代表了国家和人民对煤层气产业化的殷切期望和高度重视。
1999年，由国土资源部、国家计委等5部委联合下发的《矿产资源储量评审认定办法》文件中，将煤层气与石油、天然气和放射性矿产同样对待，列为由国家统一管理的矿种。自20世纪80年代以来，国家在煤层气管理、产业政策、资源综合利用、价格政策及对外合作勘探开发等方面先后制定并实施了一系列措施和优惠政策（孙茂远，1998），扶持和鼓励煤层气产业的发展。
为了集中各方面的力量，加速我国煤层气资源的开发利用，经国务院批准，于1996年5月组建了中联煤层气有限责任公司。这是一个跨地区、跨行业，集煤层气开采、利用和输送于一体的主干公司，并被授予对外合作进行煤层气勘探、开发和生产的专营权。中联公司的成立，标志着我国煤层气勘探开发已进入了有序发展的全新历史阶段，也为我国煤层气产业的形成和发展提供了强有力的组织保证。
1990年，沈阳市煤气总公司引进美国技术，在辽宁省红阳矿区施工红阳一号煤层气井，进行煤层气资源风险勘探，开创了我国利用现代煤层气技术之先河。此后，国内煤炭、石油、地矿系统各有关单位和中联公司与联合国开发计划署（UNDP）、美国和澳大利亚的有关公司等，在我国各地进行煤层气勘探开发试验工作，先后在柳林、石楼、潘庄及晋城、潘庄及大城建成了6个小型煤层气试验开发井网，均获得工业性气流；由中联公司在枣园地区施工的TL-007 井，单井最高产气量达16000 m3/d。另外，正在建设中的还有新集、淮北、临兴、盘江和丰城等小型试验开发井网。这些小型开发井网起到了试验和示范作用。
小型开发井网显示出在中国利用地面技术开采煤层气的可行性，并积累了大量生产资料和丰富的实践经验，特别是在晋城矿区高变质无烟煤中利用地面垂直井技术采气获得成功，大大拓展了人们的视野。所有这些都为今后大规模工业性开发进行了有效的技术储备。
我国进行地面煤层气勘探开发试验工作已有10余年的历史，但至今仍停留在打勘探井和小型试验开发井网的水平上，未能进入大规模工业性开发利用阶段。究其原因，主要是投入不足和下游工程（特别是输气管道）不配套。美国至1995年底共有6700口煤层气生产井，年产气量达270×108m3；而我国截至1999年底，共打各类煤层气井156口，其中进行过采气试验的井（包括地面垂直井和采动区井）只有99 口；采出的气体全部排空，故煤层气产量为“零”。相比之下，我国煤层气井数量很少，相应的投入就更少。在这种状况下，很难实现煤层气开发利用的实质性突破。
天然气输送管道缺乏是制约我国煤层气发展的重要外部条件。在已有的和正在建设的小型煤层气试验开发井网范围内，除大城地区有地域性的天然气输气管道外，其他地区都没有。这种局面严重地抑制着对煤层气进一步投入和勘探的热情。若能解决煤层气远距离输送的通道问题，必将大大激发人们对煤层气勘探开发投资的热情。
伴随着国家实施西部大开发战略，由塔里木盆地至上海的“西气东输”工程已全面开工。这条长4200 km的输气管道，将经过榆林、长治和淮南等地，这些地区都是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区域。“西气东输”工程的建设，为相关地区煤层气开发利用提供了一个大发展的良好契机。
8.3.4 开发前景评价
在对各主要地区分别评价和全国总体认识的基础上，按照分层次、分阶段和综合评价的原则，以煤层发育富集程度、煤层气资源量规模、地理位置及市场条件、煤层气勘探开发程度为依据，以含气带为单位，对于开发前景进行了分类评价。
Ⅰ类：指资源条件和经济地理位置俱佳，目前煤层气勘探效果显著，作为优先开发的含气带。此类含气带有沁水、鄂尔多斯盆地东缘、渭北、徐淮和淮南等5个含气带。这5个含气带的煤层气资源量为8.90×1012m3，占全国总资源量的28.29%。
Ⅱ类：指资源量丰富，但地区经济发展相对滞后，或地形条件不利，煤层气勘探工作很少，或煤层气勘探工作尚未开展的含气带，可作为长远规划考虑。这类含气带包括华蓥山、川南、黔北、六盘水、吐-哈、准噶尔南和伊犁等6个含气带。这6个含气带的煤层气资源量为6.81×1012m3，占全国总资源量的21.65%。
Ⅲ类：指资源条件一般，但经济地理位置优势明显，市场需求旺盛，煤层气勘探具有一定基础，煤层气开发利用已取得一定成效的含气带，可根据需要和可能性开展工作。这类含气带包括三江-穆棱河、浑江-辽阳、抚顺、辽西、京唐、冀中平原、豫西、萍乐、湘中、黄陇、鄂尔多斯盆地北部、鄂尔多斯盆地西部、桌-贺和准噶尔东14个含气带。这14个含气带的煤层气资源量为10.60×1012m3，占全国煤层气总资源量的37.73%。
Ⅳ类：为上述各类以外的含气带，资源条件和外部条件较差，在当前技术经济条件下可暂不考虑开发利用其煤层气资源。
在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类含气带中，优选出沁水盆地北部的阳泉-寿阳地区、沁水盆地南部地区、鄂尔多斯盆地东缘、渭北煤田东段、铁法盆地、大城地区、淮北矿区、淮南矿区、丰城矿区和盘江矿区等有利区块，作为煤层气地面开发的重点工作对象。
建议进一步阅读
1.程裕淇主编.1994.中国区域地质概论.北京：地质出版社
2.赵庆波.2004.中国煤层气地质特征及其勘探新领域.天然气工业，24（5）：4～8
3.朱杰，车长波等.2006.我国煤层气产业发展趋势预测.中国矿业，15（11）：5～8
4.张新民等.2002.中国煤层气地质与资源评价.北京：科学出版社，65～137、202～219、224～276

7. 煤层气勘探开发历程

我国煤层气勘探开发和利用，主要经历了3个发展阶段。
1.矿井瓦斯抽放发展阶段（1952～1989年）
1952年我国在抚顺矿务局龙凤矿建立起瓦斯抽放站，此后至1989年期间我国煤层气勘探开发主要处于矿井瓦斯抽放发展阶段，主要进行井下瓦斯抽放及利用、煤的吸附性能和煤层气含量测定工作。该期间的工作成果，为后来全国煤层气资源预测和有利区块选择等积累了重要的实际资料。
2.现代煤层气技术引进阶段（1989～1995年）
1989～1995年为我国现代煤层气技术引进阶段。原能源部于1989年9月邀请美国有关煤层气专家来华介绍情况，并于1989年11月在沈阳市召开了我国第一次煤层气会议“能源部开发煤层气研讨会”。随后，国家“八五”攻关和地方企业、全球环境基金（GEF）资助设立了多个煤层气的研究项目，并在河北大城、山西柳林进行了煤层气的勘探试验，1991年出版了我国第一部煤层气学术专著—《中国的煤层甲烷》。同时，许多外国公司也纷纷出资在我国进行煤层气风险勘探。在这期间，我国引进了煤层气专用测试设备和应用软件，设备的引进和人员交流使我国在煤层气资源评价、储层测试技术、开采技术等方面取得了较大的发展。
3.煤层气产业逐渐形成发展阶段（1996年后）
为了加快我国煤层气开发，国务院于1996年初批准成立了中联煤层气有限责任公司。“九五”和“十五”国家科技攻关都设立了煤层气研究和试验项目，同期国家计委设立了“中国煤层气资源评价”国家一类研究项目。这些项目和其他相关研究工作使煤层气在选区评价方法、有利区块优选、富集规律及其控制因素等方面取得了新的进展。上述工作大力促进了我国煤层气勘探开发工作，在30多个地区进行了钻井评价，在沁水南部和北部、大宁—吉县区块、韩城区块、神府—保德、阜新盆地、大同—宁武、准噶尔盆地、恩洪—老场区块、沈北—铁法地区等10个地区取得重要勘探成果；韩城、沁水端氏、大宁—吉县、宁武、沁水樊庄、沁水大宁等6个项目准备进行开发试验；国家级沁南潘河煤层气开发示范项目、晋城寺河煤层气开发项目、沁南枣园煤层气开发试验项目和阜新煤层气开发试验项目等4个项目先后进入煤层气商业化开发示范阶段。

8. 国外煤层气勘探开发进展及启示

全世界煤层气资源丰富。据国际能源机构（IEA）估计，全世界煤层气资源量达263.8×1012m3，主要分布在12个国家（表2-1）。目前，全世界每年因采煤向大气释放的煤层气达到353×108～587×108m3，既是能源的极大浪费，又对全球环境造成严重破坏。特别是中国、俄罗斯和美国煤矿煤层气释放量最大，其煤层气开发潜力也最大。

表2-1 世界主要产煤国家煤层气资源和释放量表

以前由于各国把煤层气看作是一种煤矿开采中的有害气体，大多进行井下抽放，利用较少。直到20世纪80年代末美国首先取得了煤层气地面开采的成功。世界各国逐渐开始重视煤层气，把其看作是一种宝贵的资源。
2009年美国的煤层气产量地面开采已达542.0×108m3，加拿大为60.0×108m3，澳大利亚为47.7×108m3，中国为10.5×108m3。英国、德国和波兰等国家在煤矿区的煤层气开发和废弃矿井煤层气的商业开发和利用方面也取得了很大成功。
一、国外煤层气井下抽采利用情况
（一）国外煤层气井下抽采利用简况
据不完全统计（表2-2），全世界有17个主要产煤国家，约有623个矿井在井下抽采煤层气，2006年抽采总量为73.53×108m3。美国、俄罗斯、澳大利亚、德国和波兰的矿井下抽采量分别为30.00×108m3/a、7.40×108m3/a、6.00×108m3/a、6.00×108m3/a和2.13×108m3/a。许多国家的矿井在回收和利用煤层气方面已经积累了很多丰富的经验，并开展了许多煤层气开发和利用项目。

表2-2 国外主要采煤国家煤矿瓦斯抽采利用情况表

（二）国外煤层气井下抽采技术简况
当用通风方法不能使回采工作面涌出的瓦斯稀释到《煤矿安全规程》规定的最高允许浓度时，就必须预先抽采瓦斯。在许多国家，瓦斯预抽已经成为降低工作面瓦斯涌出量和防止突出的一项主要措施。
回采工作面瓦斯防治措施有区域性措施和局部性措施两种。前苏联、波兰、德国、英国等国家采用的区域性措施主要有：瓦斯抽采、开采保护层、煤层大面积注水等；局部性措施主要有：松动爆破、超前钻孔、水力冲孔、卸压槽等。
二、国外煤层气地面勘探开发情况
（一）美国煤层气勘探开发简况
美国是世界上开采煤层气最早和最成功的国家。美国有较丰富的煤层气资源，估计资源量为21.19×1012m3，占世界第三位（图2-1）。美国现有14个主要的含煤盆地，1200m埋深以浅的煤层气资源量为11.00×1012m3。美国煤层气资源主要分布在西部的落基山脉中－新生代含煤盆地，在这一地区集中了美国85%的煤层气资源，其余15%分布在东部阿巴拉契亚和中部石炭纪含煤盆地中。目前，落基山脉中的新生代含煤盆地群不仅是美国煤层气资源最为富集的地区，而且是煤层气勘探开发最为活跃的地区。
美国煤层气工业起步于20世纪70年代，大规模的发展则是在80年代之后。已形成煤层气生产规模的有圣胡安、黑勇士两个早期开发盆地和粉河、尤因塔、拉顿、皮申斯、大格林河、切诺基、阿科马和阿巴拉契亚等新盆地。1980年美国煤层气生产能力尚不足1×108m3，1990年钻井增加到2982口，产量上升到100×108m3，1993～1994年稳定在200×108m3以上，2001年产量达到480×108m3，2008年煤层气生产井约3万口，产量超过557×108m3（图2-2）。
圣胡安、黑勇士盆地保持高产稳产，但产量比重下降；1995年占全美煤层气产量的94%，2000年占76%。新区（粉河、拉顿、尤因塔等）发展迅速，产量比重上升，1995年占全美2%，到2000年占19%。粉河盆地低煤阶洞穴完井技术，2006年产量140×108m3，占全美26%；中阿巴拉契亚高煤阶定向羽状水平井技术，2006年产量20×108m3，约占全美4%。

图2-1 美国的主要含煤盆地及其开发盆地示意图


图2-2 美国煤层气1989〜2008年年产量历年变化图

美国大规模开发煤层气的成功经验如下：
1.能源需求、经济效益和环保要求是美国煤层气产业发展的动因
美国陆上有14个主要的含煤盆地，煤层气资源量大约为21.9×1012m3。20世纪70年代末期，为缓解能源供需矛盾，减轻对外国能源进口的依赖性，美国政府于1980年出台了《能源意外获利法》，旨在对没有价格控制的石油市场造成的原油意外获利进行征税，并把税收收入用于建立能源信托基金，为非常规能源项目提供资金，鼓励非常规新能源的开发。
当时美国天然气需求量很大，每年需要从国外引进天然气600×108～800×108m3。美国是煤炭资源大国，每年因采煤向大气排放大量甲烷气，不仅污染大气，而且耗费劳动力和资金，因此美国联邦和地方政府对环保要求愈来愈严，并促使企业经营者减排降污。可见，能源需求、经济效益和环保要求成为美国煤层气产业发展的原动力。
2.制定优于常规天然气的经济扶持政策，以增强其市场竞争能力，是美国政府鼓励煤层气产业发展的出发点
20世纪70年代末，美国众、参两院举行听、证会，充分探讨煤层气开发利用的有关问题，并通过《能源意外获利法》的第29条非常规能源开发税收补贴政策，使煤层气成为政府鼓励和支持的主要清洁气体能源。考虑到煤层气开发初期具有产量低、投入大、投资回收期长的特点，无法与常规石油、天然气开发进行竞争，美国政府扶持煤层气开发的指导思想是以煤层气从开发成本、销售价格等方面可与常规天然气竞争为出发点决定税收补贴的程度；同时，补贴政策要有一个相当长的适用期，以培植煤层气产业的成熟。第29条税收补贴政策是用单位产量的所得税补贴值形式表示的，补贴值随着产量的增加而增加，并随着通货膨胀系数的变化而调整。
3.健全的法律为美国煤层产业发展提供保障
立法是煤层气生产的关键和保证，只有通过立法才能保证煤层气投资者的合法权益，从而提高煤层气投资者的积极性，最终促进煤层气产量的提高。美国联邦政府和州政府在煤层气勘探开发过程中的管理作用主要以法律、法规的形式体现出来。1983年，亚拉巴马颁布了煤层气产业法规，是最早颁布煤层气产业法规的州政府；1990年，弗吉尼亚颁布了煤层气法规；1994年，西弗吉尼亚也颁布了煤层气法规。亚拉巴马州和弗吉尼亚州在颁布煤层气法规后，煤层气产量大幅度上升，产生的经济效益和社会效益非常明显，说明了煤层气产业的快速健康发展离不开政府的宏观管理和相应的法规支持。
（二）澳大利亚煤层气勘探开发简况
澳大利亚是继美国之后另一个积极进行煤层气开发的国家。因其主要城市和工业区分布在东部沿海地区，目前的煤层气业务主要在东部沿海地区开展，煤层气的开发和利用具有巨大的潜在市场。澳大利亚煤炭可采储量为399×108t，平均甲烷含量为0.8～16.8m3/t，煤层埋深普遍小于1000m，渗透率多分布在1～10mD，煤层气资源量为8×1012～14×1012m3，列世界第四位。
澳大利亚的煤层气勘探工作始于1976年，1998年的产量只有0.56×108m3，2008年煤层气产量占天然气总产量的25%，约为36×108m3，煤矿瓦斯抽采达到6×108m3，与美国20世纪90年代初期一样，正处在煤层气产业快速发展的时期。
促使澳大利亚煤层气开发利用迅速发展的主要因素在于：澳大利亚是《京都议定书》的签约国，降低碳排放量是澳大利亚调整能源结构、发展洁净能源、培育市场发育的原动力；煤炭工业供过于求，竞争加剧，而天然气及其加工业的政策逐步宽松；澳大利亚东海岸人口密集，工业发达，发电业和加工业等对天然气的需求量迅猛增加，天然气供需缺口大。
澳大利亚煤层气开发利用的发展得益于政府政策的宽松和优惠。1997年，昆士兰州政府对煤层气的开发与管理出台了一系列规定与措施，主要包括：煤层气的开采权受《1989年的矿产资源法》和《1923年的石油法》保护；煤层气的产权管理保持与石油完全一致；现有的石油和煤炭租赁区内以及租赁申请中都将授权进行煤层气的开采权；在租赁申请方面，煤层气和煤炭开采将享有同等的优先进入权；在矿权审批时，将以垂向上的深度划分矿权，以避免地表矿权申请的冲突；当煤层气作为煤矿开采的副产品并用于煤矿当地的发电时，将免缴矿区使用费；煤炭与煤层气在地面允许同时作业，但应尽量避免相互间的潜在影响。
（三）加拿大煤层气勘探开发简况
加拿大早在20世纪80年代初期就开始在西部盆地从事煤层气勘探，90年代后由加拿大沉积和地质研究所组织对全国煤层气资源进行评价，同时一些公司在西部盆地及东部新斯科舍省部署了一批井，进行勘探和开采试验，近几年发展很快。据统计，加拿大17个盆地和含煤区煤层气资源量6×1012～76×1012m3，其中艾伯塔省是加拿大最主要的煤层气资源基地。
加拿大煤层气开发的起步时间基本与中国相当。1980～2001年，加拿大仅有250口煤层气井，生产井70口，其中4口单井达到2000～3000m3/d。之后，一些石油和能源公司开始加大对煤层气勘探和开发试验活动的投入，煤层气开发迅猛发展，仅2002～2003年，就增加1000口左右的煤层气生产井，使煤层气年产量达到5.1×108m3，煤层气生产井的单井日产量2830m3。截至2009年底共有煤层气生产井超过1万口，煤层气年产量达到60×108m3。
艾伯塔平原地区的煤层气资源量11.67×1012m3，丘陵地区约为3.7×1012m3。盆地东部煤变质程度低；盆地最西部由于埋藏深度增大，煤变质程度最大，镜煤反射率达到2.0%。
艾伯塔省煤层气快速发展的主要原因包括以下几个方面：
（1）广阔的西部平原分布着巨大而连续的煤层，形成了经济规模的煤层气资源，发现了马蹄谷组煤层气高产走廊。
（2）使用先进的连续油管作业技术，工程费用相对较低，还直接利用已有的天然气井重新完井，对原有的测井曲线重新评价，并且储层中没有水，这些均促成了成本的降低。
（3）紧邻完善的集输系统和压缩系统，具有良好的下游工程、合理的天然气价格、持续增长的市场需求和政府部门的有力保障。
三、国外煤层气勘探开发运作模式
国外煤层气区块由开始到商业生产，共分为6个阶段，分别是寻找区块阶段、定义阶段、勘探阶段、制订计划阶段、发展阶段和商业生产阶段。
寻找区块阶段主要是公司对煤层气开发有意向，着手寻求投资目标。在这一阶段，主要是对有煤层气商业开发潜力的区块进行筛分，确定一批可能具有商业利益的区块。
定义阶段主要是针对上一阶段筛选出来的具有商业开发潜力的区块进行收集资料，进一步评价其风险与收益，并提供数据给决策者，从中选出最大的一个或多个区块进行投标。
勘探阶段主要是对投标后所取得的区块进行具体的勘探。首先对区块进行评价，优选出煤层气勘探有利目标区，进行布井。在这一阶段一般要打一些勘探井。根据勘探的结果，进行经济分析，决定是否进入下一阶段。如果评价后具有开发价值，可以继续向下进行。
制订计划阶段主要是根据勘探阶段所获得的数据进行进一步分析，如果勘探失败则放弃区块。如果获得了一定的工业气流，则制订初步的开发方案。根据方案进行经济评价，根据评价结果来确定是否确定商业开发或将区块出售。如果评价后，经济效益较大，则根据公司状况，确定进行下一阶段。
发展阶段主要是在上一步确定开发后的基础上进行详细开发方案的设计，确定开发井的布井方案、煤层气的集输设施和下游工程。
商业生产阶段主要是继续打一些开发井，对煤层气井的开发进行制度管理，对气井进行增产等。
四、国外煤层气勘探开发对中国的启示
以美国为代表的几个国家经过20多年的煤层气勘探开发工作，取得了令世人瞩目的成就。究其原因，首先是全面系统地对煤层气成藏机理和开发特点进行研究，加深了对煤层气资源的认识，并且发展了一系列勘探开发新技术。另外，良好的经济效益对煤层气勘探也起到了巨大的促进作用。
（一）重视选区评价研究工作
煤层气勘探要取得突破，前提是选区要准。煤层气勘探实践表明，地下煤层含气是普遍的，但富集程度和开采条件是不均一的。美国已在十几个盆地进行煤层气勘探，效果好的主要有圣胡安、黑勇士、阿巴拉契亚、拉顿、尤因塔、粉河等几个盆地，并且每个盆地均打了几百口井才认识到煤层气高产富集控制因素，才选准了目标。美国正是以坚实的理论研究为基础，对含煤盆地进行综合地质评价后选出适合开采的盆地，再优选目标，即确定最佳远景区，在远景区内圈定煤层气潜力最好的生产试验区。一般是在低位沼泽环境条件下由木本植物形成的厚度大、分布稳定、产状平缓的镜煤与亮煤区中，找含气量大、裂缝发育、渗透性好的大型线性构造的最大曲率部位优先勘探。煤层厚度、含气量和渗透率是煤层气选区中最为重要的评价参数，要对它们做出可靠的评价，必须准确确定含煤盆地沉积相带特征，圈出盆地沉积中心及煤层厚度分布，弄清盆地区域构造特征及沉积后的构造演化和封盖条件。煤阶也是煤层气选区评价中必须考虑的因素，中煤阶区无疑是煤层气勘探最好的地区，但煤层巨厚的低煤阶区和构造裂隙发育的高煤阶区同样能够形成煤层气工业性产能。
（二）因地制宜，发展先进的工艺技术，加快勘探步伐
煤层气藏是一种特殊的气藏类型，其勘探开发技术在很多方面有别于常规油气勘探。美国经过20多年的煤层气勘探开发实践，已经形成了配套的工艺技术，为其煤层气勘探开发总体水平的提高起到了巨大的推动作用。中国煤层气勘探技术经过近10年的技术应用与改进，得到了长足发展，在煤层气钻井完井、压裂测试和排采技术等方面初步形成了配套的工艺技术系列，但在浅层空气钻井、沿煤层水平井钻井、高压高渗区裸眼洞穴完井、造长缝压裂技术和其他增产措施等方面与国外先进技术仍有很大差距。选择适宜的地质条件，借鉴国外先进技术，努力提高单井产气量，是中国煤层气勘探取得新突破的必经之路。一般来讲，中、低煤阶煤层渗透率大于5mD，采用裸眼洞穴完井技术开发效果最佳；中、高煤阶煤层稳定性好，采用多分支水平井开发效果最佳；中煤阶中渗区采用水力压裂增产技术；中、低煤阶高角度煤层可沿煤层钻进1000m，单井产量明显增高；对于低煤阶高渗区的多煤层，采用油管冲刷非常有效。
（三）煤层气勘探具有良好的经济效益
国外煤层气开发的成功经验证实，煤层气勘探开发可获得明显的经济效益，主要反映在以下几个方面。
1.勘探费用低，获利大，风险小
煤层气勘探比常规油气勘探耗资低。1987年美国一口抽样煤层气井的勘探费用只占开采总成本的0.6%。这是由于探区内煤层的有关资料已经掌握，并且地质因素的不确定性比常规油气勘探低。美国黑勇士盆地Brookwood气田煤层气勘探结果为，勘探费用1000万美元获得10亿万美元的煤层气储量，平均每产1000m3煤层气可获利89美元，年纯利润820万美元。由于勘探费用低，因而勘探失利造成的风险也不会太大。
2.生产成本低，生产期长
由于煤层气埋藏浅，并且产气量稳定，因此煤层气生产成本较低。美国黑勇士盆地和圣胡安盆地每口煤层气井的勘探、开发、生产平均费用分别为32万～38万美元和62万～72万美元，煤层气成本4美分/m3。中国沁水盆地晋城地区投入开发，预计每口煤层气井的勘探、开发、生产平均费用为人民币230万元，煤层气成本也仅为0.25元/m3。
煤层气井的生产期已经超过了人们预期的寿命。圣胡安盆地一般产量的井和黑勇士盆地高产量的井，生产寿命长达25年以上。在煤层气井排采过程中，经初期排水后产气量大幅度增加，并且产量增加常常持续十几年以上，之后才出现缓慢的下降。
3.煤层气井经济效益好
国内外煤层气勘探实践表明，达到工业性开发的煤层气井产气量一般在2000～8000m3/d，在一定地质条件下，煤层气井还可形成较高产能。如美国圣胡安盆地单井最高产气量达28×104m3/d，单井平均产气量为56000m3/d；尤因塔盆地单井平均产气量接近20000m3/d。并且，由于煤层通常比常规储层连续性好，厚度大，气产量稳定，也易于预测。因此，煤层气井中极少出现不产气的井（干井）。同时，煤层气井的开发还具有甲烷采收率高（50%～80%）和开采范围大的特点。因此，煤层气井一般都能获得较好的经济效益。按美国的经验，从回收期、贴现净现值及所需的最低煤层气价3个方面进行测算，相当一部分煤层气井的经济效益明显高于普通气井的经济效益。因此，尽管美国现在煤层气井不再享有特殊的优惠政策，仍有尤因塔、粉河、拉顿、阿巴拉契亚等盆地煤层气开采取得较好的经济效益，产气量呈逐年上升之势。