① 中國煤層氣集團有限公司怎麼樣
簡介：中國煤層氣集團有限公司（港交所：08270）於2002年7月15日根據公司法在開曼群島注冊成立為一間獲豁免公司。公司中文名稱於2011年10月20日由「中國聯盛投資集團有限公司」更改為「中國聯盛煤層氣頁岩氣產業集團有限公司」，英文名稱由「China Leason Investment Group Co.,Limited」更改為「China Leason CBM & Shale Gas Group Company Limited」。2014年5月20日中文名稱更改為「中國煤層氣集團有限公司」，英文名稱更改為「China CBM Group Company Limited」。
② 國內煤層氣勘探開發進展
一、國內煤層氣井下抽采利用情況
（一）中國煤層氣井下抽采現狀
中國煤層氣資源潛力巨大，新一輪評價埋深2000m以淺的資源總量達36.8×1012m3，約佔世界煤層氣總資源量的13%。煤層氣熱值一般在33.44kJ/m3左右，中國每年排放的煤層氣近200×108m3，相當於燒掉6000×104t標准煤。
根據資料統計，2006年，國有重點煤礦中，有高瓦斯礦井158處、煤與瓦斯突出礦井156處，高瓦斯、突出礦井數量約佔49.8%，煤炭產量約佔42.0%；主要分布在安徽、四川、重慶、貴州、江西、湖南及河南等省市。
（二）中國主要礦井瓦斯抽采量
中國開始進行井下瓦斯抽採的試驗是從20世紀50年代開始的，當時僅有撫順、陽泉、天府和北票等6個礦井抽采瓦斯，年抽采量約60×106m3；60年代又有中梁山、焦作、淮南、松藻、峰峰等局的20 多個礦井先後開展了抽采瓦斯工作，年抽采量為16×107m3；70年代抽采礦井猛增到83 個，抽采量達24×107m3；80年代抽采礦井達到111個，抽采量達到38×107m3。
最近幾年，中國煤礦區瓦斯抽采非常活躍。2009年全國產煤30×108t，635處礦井中高瓦斯礦佔24.6%，全年瓦斯安全死亡約2631人（百萬噸死亡人數是美國的近19倍），年向大氣釋放煤層氣約200×108m3，264處瓦斯抽放點，全年煤礦瓦斯井下抽采量為61.7×108m3，利用17.7×108m3，利用率28.7%。
（三）中國主要礦井瓦斯抽采率
陽泉、晉城、淮南、盤江、松藻、水城、撫順、淮北、鐵法、平頂山、鶴壁、焦作、鶴崗、峰峰、中梁山、天府、芙蓉、南桐、六枝等礦區是中國目前的主要抽采瓦斯礦區，各主要礦區抽采總量達到18.25×108m3，礦區平均抽采率為40.08%。其中，陽泉、晉城、淮南、盤江、松藻、水城、撫順7個礦區的瓦斯抽采量最多，年瓦斯抽采量均超過了1×108m3。
除抽采量外，抽采率也是衡量礦井瓦斯抽采工作優劣的主要指標。在全國抽采礦井中，對18個主要礦區中112對礦井的抽采率進行了統計分析。
按照抽采率大小，中國主要瓦斯抽采礦區可以劃分為3類：I類礦區：瓦斯抽采率>40%，抽采效果好；II類礦區：瓦斯抽采率25%～40%，抽采效果一般；III類礦區：瓦斯抽采率<25%，抽采效果差。
中國主要瓦斯抽采礦區的總體瓦斯抽采效果不好，平均抽采率30%。I類礦區只有6個，僅佔主要瓦斯抽采礦區數的33%，平均抽采率59.3%；瓦斯抽采效果一般的II類礦區也只有4個，佔主要瓦斯抽采礦區數的22%，平均抽采率33.5%；瓦斯抽采效果差的III類礦區則多達8個，佔主要瓦斯抽采礦區數高達45%，平均抽采率僅為17.8%。如果考慮所有抽采瓦斯礦井，抽采率低於25% 的礦井比例會更多。井下混合瓦斯每年的總釋放量達200m3/a，這樣估算，中國瓦斯抽采率僅12%左右。大量寶貴的資源泄漏到大氣之中，既浪費了資源，又污染了環境。
二、國內煤層氣地面勘探開發情況
據不完全統計，截至2009年底全國共鑽煤層氣井超過4000口，日產氣量266×104m3。全國已建成年產能25.0×108m3：其中中石油公司建成6.0×108m3，中聯煤層氣公司建成3.0×108m3，晉煤集團建成5.5×108m3，其他10.5×108m3，年產氣量10.15×108m3（據國家能源局）。基本情況如表2-3所示。
表2-3 截至2009年底國內主要公司煤層氣勘探開發現狀表
初步掌握了一套適合中國煤層氣井常規工程施工技術及工藝流程，同時編制了近30項工程技術標准或規程規范，良好地控制了工程質量。
對全國范圍內的煤層氣資源、分布及儲層參數條件有了一個較為全面的認識，對有利地區進行了初步篩選，先後分別在山西沁水，河東，寧武，大寧—吉縣，兩淮，貴州，六盤水，陝西韓城，雲南恩洪—老廠，遼寧沈北，江西萍樂豐城，湖南冷水江等幾十個區塊進行了鑽探或井組試采試驗，其中沁水南部和阜新地區大部分單井日產氣1800～3500m3，供氣比較穩定。
沁水盆地已成為煤層氣開發熱點，截至2009年底，沁水盆地累計鑽井超過3000口，探明地質儲量1596.35×108m3（中石油844.04×108m3，佔52.9%），日產量達到248×104m3。中石油30×108m3/a煤層氣產業化基地已具雛形，一期工程已建成10×108m3/a處理能力，並於2009年9月15日投產，目前每天向西氣東輸管線供氣超過100×104m3。晉煤集團煤層氣抽采能力達到了11×108m3，其中井下抽采5×108m3，地面抽采6×108m3。日銷售能力達到160×104m3。中聯煤層氣公司：完成國家示範工程潘河項目建設，形成2×108m3產量。2009年12月21日與華北油田的煤層氣輸氣管道成功對接，日供氣量可達10×104m3。亞美大陸煤層氣公司在大寧礦區形成約1×108m3/a產能。
鄂爾多斯盆地東緣煤層氣勘探開發穩步推進。中國石油在陝西韓城，山西大寧—吉縣、三交區塊已完成鑽井289口（探井63口，生產井226口），二維地震1260km。2009年提交基本探明煤層氣地質儲量1145×108m3。
三、國內煤層氣勘探開發發展歷程
近年來，中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快速發展階段。
中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，最近幾年，中國煤礦區瓦斯抽采非常活躍，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（因瓦斯事故死亡750人），百萬噸死亡率0.987，首次降至1以下。
中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資源，初步形成了煤層氣開發工藝技術，多個區塊已取得較好的產氣開發效果，並實現了小規模商業化生產。
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，沁水盆地南部沁水氣田鑽井超過3000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，年產氣超過1500×104m3，阜新盆地劉家區塊共鑽煤層氣井70餘口，年產氣超過3000×104m3。
在國家戰略選區和煤層氣示範工程等項目的推動下，近年中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，中國煤層氣產業進入快速發展階段。
③ 中國煤層氣利用現狀
中國目前煤層氣利用尚處於起步階段，利用量小，利用率低，沒有形成一個規模。煤層氣的利用主要集中在瓦斯抽采較高的國有重點煤礦區，尤其是45戶安全重點監控企業。瓦斯利用好的單位有撫順、陽泉、松藻、晉城以及芙蓉。
現有煤層氣利用以民用和工業燃氣為主，已達到80%，煤層氣發電則是主導發展方向，煤層氣化工也具有廣闊的市場前景（圖8-1）。
圖8-1 中國煤層氣利用途徑分類統計
中國從20世紀50年代開始利用瓦斯，1952年撫順礦務局率先建成了以瓦斯為原料的碳黑廠。1982年開始，中國將礦井瓦斯利用工程正式納入國家節能基本建設投資計劃。截至1999年年底，已建成投產瓦斯利用工程60餘處，瓦斯年利用量達4×108m3，輸配主幹線約620km，已建和將要建的瓦斯發電廠總裝機容量8340kW。2000年，全國已有160多座煤礦建立了井下抽采系統，年抽采量達8.2×108m3，但利用量達到5×108m3。2009年統計表明，中國瓦斯利用總量為17.7×108m3，利用率28.7%。
④ 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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⑤ 中國煤層氣資源與勘探開發
8.3.1 煤層氣產業發展前景
目前，除了井下瓦斯抽放利用已形成一定規模並獲相應效益外，地面煤層氣勘探開發仍處於探索階段，尚未進入工業性規模開發階段。但是，展望未來，我國煤層氣產業具有良好的發展前景。
根據最新的預測結果，我國煙煤和無煙煤煤田中，在埋深300～2000 m范圍內煤層氣資源量為31.46×1012m3。在世界上，前蘇聯煤層氣資源量為（17.0～113.3）×1012m3，美國為（9.7～11.7）×1012m3（據Boyer，et al.，1998），我國煤層氣資源量位居世界第二位。由石油天然氣系統進行的全國第二輪油氣資源評價結果顯示，我國有38×1012m3的常規天然氣資源量，其中陸地有30×1012m3、海域有8×1012m3（據陳永武，2000）；可見，在我國陸地范圍內，煤層氣資源量比常規天然氣還要大。值得指出的是，在計算煤層氣資源量時，褐煤、不可採煤層和煤層圍岩等均未參與計算。但事實上，褐煤中含有一定量的煤層氣，如我國沈北礦區褐煤的氣含量Cdaf達6.47cm3/g，美國鮑德河盆地褐煤的氣含量（Cdaf）雖只有0.03～2.3cm3/g，由於煤層單層厚度達67 m之巨，因而同樣實現了商業性開發；我國褐煤廣泛分布，大多煤層厚度都很大，故其中的煤層氣資源潛力是不小的；另根據煤礦通風和井下瓦斯抽放實踐，在不可採煤層和圍岩中的煤層氣資源量通常是可採煤層的10%～20%。若將上述3個范疇都包括在內，我國煤層氣資源量將會更加巨大。
豐富的資源量為我國煤層氣產業的形成和發展提供了雄厚的物質基礎和資源保證。
8.3.2 國家能源戰略和煤礦安全的需要
隨著社會的進步和發展，在21世紀，人們將更加重視可持續發展戰略。為實現國民經濟持續、快速發展，必須堅持保護和建設生態環境、凈化家園，節約和有效地利用能源資源。為此國家將大力推進開發和使用天然氣等潔凈能源。另外，從國家石油安全戰略考慮，必須減少國民經濟和人民生活對石油資源的依賴程度，開拓替代能源。我國人均擁有天然氣產量不足20 m3，相對發達國家（如英國人均達1300 m3以上）差距很大，天然氣消費量在一次能源消費結構中比例小，僅佔2%左右，這種局面遠遠不能適應國民經濟的發展和人民生活水平提高的需要。要改變這種被動局面，只靠常規天然氣是不能解決問題的，國家在大力加強常規天然氣開發的同時，十分重視煤層氣這種非常規天然氣的開發利用問題。因此，煤層氣在未來我國的能源構成中將具有廣闊的發展空間。
從煤礦安全生產角度看，煤層氣（俗稱煤層瓦斯）是煤礦安全生產的最大隱患，常常造成慘重的災害事故，而且隨著礦井的延伸，問題會變得更加嚴重。在採煤前及採煤過程中，如果從地面預先將煤層氣開采出來，就會大大減少礦井瓦斯災害的隱患；同時還大大降低了採煤過程中甲烷（CH4）這種強烈溫室效應氣體的排放量，對保護大氣環境具有重要作用。
因此，利用地面采氣技術開發利用煤層氣資源，是解決礦井瓦斯災害的一條有效途徑，特別是對礦井深部，意義更為突出。
8.3.3 國家重視煤層氣的開發利用
國家對煤層氣資源的開發利用工作十分重視。江澤民總書記為煤層氣開發題詞：「依靠科技進步，發展煤層氣產業，造福人民。」代表了國家和人民對煤層氣產業化的殷切期望和高度重視。
1999年，由國土資源部、國家計委等5部委聯合下發的《礦產資源儲量評審認定辦法》文件中，將煤層氣與石油、天然氣和放射性礦產同樣對待，列為由國家統一管理的礦種。自20世紀80年代以來，國家在煤層氣管理、產業政策、資源綜合利用、價格政策及對外合作勘探開發等方面先後制定並實施了一系列措施和優惠政策（孫茂遠，1998），扶持和鼓勵煤層氣產業的發展。
為了集中各方面的力量，加速我國煤層氣資源的開發利用，經國務院批准，於1996年5月組建了中聯煤層氣有限責任公司。這是一個跨地區、跨行業，集煤層氣開采、利用和輸送於一體的主幹公司，並被授予對外合作進行煤層氣勘探、開發和生產的專營權。中聯公司的成立，標志著我國煤層氣勘探開發已進入了有序發展的全新歷史階段，也為我國煤層氣產業的形成和發展提供了強有力的組織保證。
1990年，沈陽市煤氣總公司引進美國技術，在遼寧省紅陽礦區施工紅陽一號煤層氣井，進行煤層氣資源風險勘探，開創了我國利用現代煤層氣技術之先河。此後，國內煤炭、石油、地礦系統各有關單位和中聯公司與聯合國開發計劃署（UNDP）、美國和澳大利亞的有關公司等，在我國各地進行煤層氣勘探開發試驗工作，先後在柳林、石樓、潘庄及晉城、潘庄及大城建成了6個小型煤層氣試驗開發井網，均獲得工業性氣流；由中聯公司在棗園地區施工的TL-007 井，單井最高產氣量達16000 m3/d。另外，正在建設中的還有新集、淮北、臨興、盤江和豐城等小型試驗開發井網。這些小型開發井網起到了試驗和示範作用。
小型開發井網顯示出在中國利用地面技術開採煤層氣的可行性，並積累了大量生產資料和豐富的實踐經驗，特別是在晉城礦區高變質無煙煤中利用地面垂直井技術采氣獲得成功，大大拓展了人們的視野。所有這些都為今後大規模工業性開發進行了有效的技術儲備。
我國進行地面煤層氣勘探開發試驗工作已有10餘年的歷史，但至今仍停留在打勘探井和小型試驗開發井網的水平上，未能進入大規模工業性開發利用階段。究其原因，主要是投入不足和下游工程（特別是輸氣管道）不配套。美國至1995年底共有6700口煤層氣生產井，年產氣量達270×108m3；而我國截至1999年底，共打各類煤層氣井156口，其中進行過采氣試驗的井（包括地面垂直井和采動區井）只有99 口；采出的氣體全部排空，故煤層氣產量為「零」。相比之下，我國煤層氣井數量很少，相應的投入就更少。在這種狀況下，很難實現煤層氣開發利用的實質性突破。
天然氣輸送管道缺乏是制約我國煤層氣發展的重要外部條件。在已有的和正在建設的小型煤層氣試驗開發井網范圍內，除大城地區有地域性的天然氣輸氣管道外，其他地區都沒有。這種局面嚴重地抑制著對煤層氣進一步投入和勘探的熱情。若能解決煤層氣遠距離輸送的通道問題，必將大大激發人們對煤層氣勘探開發投資的熱情。
伴隨著國家實施西部大開發戰略，由塔里木盆地至上海的「西氣東輸」工程已全面開工。這條長4200 km的輸氣管道，將經過榆林、長治和淮南等地，這些地區都是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區域。「西氣東輸」工程的建設，為相關地區煤層氣開發利用提供了一個大發展的良好契機。
8.3.4 開發前景評價
在對各主要地區分別評價和全國總體認識的基礎上，按照分層次、分階段和綜合評價的原則，以煤層發育富集程度、煤層氣資源量規模、地理位置及市場條件、煤層氣勘探開發程度為依據，以含氣帶為單位，對於開發前景進行了分類評價。
Ⅰ類：指資源條件和經濟地理位置俱佳，目前煤層氣勘探效果顯著，作為優先開發的含氣帶。此類含氣帶有沁水、鄂爾多斯盆地東緣、渭北、徐淮和淮南等5個含氣帶。這5個含氣帶的煤層氣資源量為8.90×1012m3，佔全國總資源量的28.29%。
Ⅱ類：指資源量豐富，但地區經濟發展相對滯後，或地形條件不利，煤層氣勘探工作很少，或煤層氣勘探工作尚未開展的含氣帶，可作為長遠規劃考慮。這類含氣帶包括華鎣山、川南、黔北、六盤水、吐-哈、准噶爾南和伊犁等6個含氣帶。這6個含氣帶的煤層氣資源量為6.81×1012m3，佔全國總資源量的21.65%。
Ⅲ類：指資源條件一般，但經濟地理位置優勢明顯，市場需求旺盛，煤層氣勘探具有一定基礎，煤層氣開發利用已取得一定成效的含氣帶，可根據需要和可能性開展工作。這類含氣帶包括三江-穆棱河、渾江-遼陽、撫順、遼西、京唐、冀中平原、豫西、萍樂、湘中、黃隴、鄂爾多斯盆地北部、鄂爾多斯盆地西部、桌-賀和准噶爾東14個含氣帶。這14個含氣帶的煤層氣資源量為10.60×1012m3，佔全國煤層氣總資源量的37.73%。
Ⅳ類：為上述各類以外的含氣帶，資源條件和外部條件較差，在當前技術經濟條件下可暫不考慮開發利用其煤層氣資源。
在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類含氣帶中，優選出沁水盆地北部的陽泉-壽陽地區、沁水盆地南部地區、鄂爾多斯盆地東緣、渭北煤田東段、鐵法盆地、大城地區、淮北礦區、淮南礦區、豐城礦區和盤江礦區等有利區塊，作為煤層氣地面開發的重點工作對象。
建議進一步閱讀
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⑥ 中國煤層氣研究很吃香嗎
中國從現在起開始重視科學科研了，對科學科研的人都非常重視，相信待遇是不會差的。
⑦ 中國煤層氣資源分布
據最新一輪全國煤層氣資源評價，全國埋深2000m以淺的煤炭資源量為59523.58×108t，煤層氣評價面積374953.44km2，煤層氣地質資源量36.81×1012m3，地質資源豐度0.98×108m3/km2。埋深1500m以淺的煤層氣的可采資源量為10.87×1012m3。
(一)煤層氣資源大區分布
我國煤層氣資源主要分布在東部、中部、西部及南方等四個大區(圖4－45;表4－18)，其展布具有以下特點:
東部區煤炭資源量為16702.87×108t，煤層氣評價面積100434.93km2，煤層氣地質資源量113183.70×108m3，資源豐度1.13m3/km2，可采資源量43176.69×108m3，地質資源量和可采資源量分別佔全國的30.75%和39.72%，是我國煤層氣資源最為豐富的大區。
中部區煤炭資源量為20627.95×108t，煤層氣評價面積128530.41km2，煤層氣地質資源量104676.36×108m3，資源豐度0.81m3/km2，可采資源量19981.32×108m3，地質資源量和可采資源量分別佔全國的28.44%和18.38%。
西部區煤炭資源量為18622.33×108t，煤層氣評價面積101334.21km2，煤層氣地質資源量103592.06×108m3，資源豐度1.02m3/km2，可采資源量28583.20×108m3，地質資源量和可采資源量分別佔全國的28.14%和26.29%。
南方區煤炭資源量為3568.17×108t，煤層氣評價面積44052.89km2，煤層氣地質資源量46621.85×108m3，資源豐度1.06m3/km2，可采資源量16963.68×108m3，地質資源量和可采資源量分別佔全國的12.26%和15.61%。
圖4－45全國煤層氣資源量大區分布直方圖
表4－18全國煤層氣資源大區分布表
(二)煤層氣資源盆地分布
全國42個含氣盆地(群)按照煤層氣資源量的規模分為4類(圖4－46;表4－19):地質資源量大於10000×108m3的為大型含氣盆地(群)共有9個(圖4－47)，依次為鄂爾多斯、沁水、准噶爾、滇東黔西、二連、吐哈、塔里木、天山和海拉爾盆地(群);地質資源量在(1000～10000)×108m3之間的為中型含氣盆地(群)，有川南黔北、豫西、川渝等16個盆地(群);地質資源量在(200～1000)×108m3之間的為中小型含氣盆地(群)，有陰山、湘中、滇中等6個盆地(群);地質資源量小於200×108m3的為小型含氣盆地(群)，包括遼西、敦化－撫順、冀北等11個盆地(群)。
其中，鄂爾多斯盆地地質資源量最多，達98634.27×108m3，佔全國的26.79%;地質資源量超過30000×108m3的盆地(群)還有沁水、准噶爾和滇東黔西，分別為39500.42×108m3、38268.17×108m3和34723.72×108m3，佔全國的10.73%、10.40%和9.43%。可采資源量最多的是二連盆地，達21026.38×108m3，佔全國的19.34%;可采資源量超過10000×108m3的盆地(群)還有鄂爾多斯、滇東黔西和沁水，分別為17870.59×108m3、12892.88×108m3和11216.22×108m3，佔全國的為16.44%、11.86%和10.32%。
圖4－46煤層氣資源盆地分布直方圖
圖4－47主要含氣盆地煤層氣資源分布直方圖
表4－19全國含氣盆地煤層氣資源分布表
續表
注:鄂贛邊盆地群煤層氣均處於風化帶中，因此，未計算其資源量。
⑧ 中國煤層氣資源潛力
中國煤層氣資源潛力巨大，新一輪評價中國45個聚煤盆地119個目標，煤層埋深2000m以淺的煤層含氣面積41.5×104km2，煤層氣總資源量36.81×1012m3，約佔世界煤層氣總資源量的13%，位居世界第三（世界煤層氣總資源量約91×1012～260×1012m3）。其中資源量大於1×1012m3的有8個盆地，分別為：伊犁、吐哈、鄂爾多斯、滇黔桂、准噶爾、海拉爾、二連、沁水，總資源量28.01×1012m3（表3-2），煤層氣開發前景廣闊。
表3-2 中國煤層氣資源量大於1×1012m3的含氣盆地資源量情況表
截至2009年底，煤層氣探明儲量約1800×108m3，主要集中在沁水盆地，約1600×108m3，佔全國煤層氣總探明儲量的88.89%。總體上煤層氣勘探程度低。
⑨ 煤層氣銷售市場
煤層氣的銷售，從狹義上講，主要指煤層氣採集公司所進行的營銷經濟活動，一般指井口銷售或氣源產點銷售，這種意義上的銷售成本一般占銷售收入的0.2%～0.5%。從廣義上看，它包括煤層氣的運輸和分配，在這里，銷售從生產中分離出來，成為獨立的經濟運行體。由於氣體的使用地和生產地在空間分布上的差異，往往需要將氣從氣田輸送至目標用戶，管道輸送是一種好的輸送方法。
煤層氣的開采，要有一個穩定的用戶，如化工廠或化肥廠、工業中心或大型城市，以便煤層氣能減少運輸費用，提高企業的經濟效益。但大部分煤層氣產地與市場有時相距甚遠。如美國聖胡安盆地，煤層氣要輸送到965km外的加利福尼亞州南部［26］。中國煤層氣富集區與消費區也是相距甚遠。
⑩ 中國煤層氣儲量、產量增長趨勢預測
一、煤層氣儲量增長趨勢預測
截至2009年，全國共探明煤層氣儲量1857.4×108m3，探明面積1133.56km2。根據中國煤層氣地質特徵及資源分布狀況，2010～2015年，在沁水盆地、鄂爾多斯盆地、准噶爾盆地、寧武盆地、二連盆地等地累計獲探明儲量達5180×108m3，2015～2020年，隨著煤層氣的勘探開發技術日趨成熟和開采成本的降低，勘探范圍將進一步擴大到華南、東北及西北地區，在此期間，煤層氣開發會快速向規模化、產業化發展，逐漸形成10～15個煤層氣生產基地，探明煤層氣地質儲量約8740×108m3；到2025年，在全國預計探明儲量約1.36×1012m3，隨著勘探開發技術的提高和開采成本的降低，形成完善的煤層氣產業體系。2030年建成20～30個煤層氣生產基地，預計探明儲量將達到2.08×1012m3。（圖8-2）。
圖8-2 中國常規天然氣與煤層氣儲量增長趨勢預測圖
二、煤層氣產量增長趨勢預測
根據《新一輪全國油氣資源評價》成果，中國煤層氣資源豐富，42個主要含氣盆地埋深2000m以淺煤層氣地質資源量為36.8×1012m3，埋深1500m以淺煤層氣可采資源量10.9×1012m3。為了預測煤層氣在未來10～20年的產量增長趨勢，利用歷史趨勢預測法對未來煤層氣產量增長進行中長期的預測。預測2010～2020年，隨著煤層氣的勘探開發技術日趨成熟和開采成本的降低，勘探范圍將進一步擴大到華南、東北及西北地區，在此期間，煤層氣開發會快速向規模化、產業化發展，逐漸形成10～15個煤層氣生產基地，預計2020年煤層氣產量將達到270×108m3，探明煤層氣地質儲量約8740×108m3。到2025年，在全國預計探明儲量約1.36×1012m3，隨著勘探開發技術的提高和開采成本的降低，煤層氣產量達330×108m3，形成完善的煤層氣產業體系。2030年建成20～30個煤層氣生產基地，預計煤層氣產量將達到380×108m3（圖8-3），累計探明煤層氣地質儲量將達到2.08×1012m3。2030年以後，隨著煤層氣開發技術的不斷進步，處於2000～4000m深層的煤層氣資源也將會被探明和開采，預計煤層氣探明儲量和產量還會大幅度地增加。
圖8-3 中國常規天然氣與煤層氣產量增長趨勢預測圖