煤層氣工業產量是什麼

① 我國煤層氣開發利用現狀、產業發展機遇與前景

馮三利

（中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011）

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

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

關鍵詞 煤層氣 現狀 機遇 前景

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

Feng Sanli

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

Abstract：The article introced the status of development and utilization of China's CBM from CBM resources，technology and some policies respectively.Some issues of exploration and development of CBMwere also listed in this article.Based on the analysis on the various opportunities that China's CBM instry is faced with under new policy environment of China，the author finally looked into the future prospects of CBMdevelopment and utilization in China.

Keywords：CBM；status；opportunities；prospects

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

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

1 我國煤層氣開發利用現狀

1.1 煤層氣資源/儲量狀況

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

圖1 2001～2004年國有重點煤礦瓦斯抽采總量直方圖

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

1.5 現行優惠政策

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

1.6 我國煤層氣勘探開發存在的問題

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

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

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

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

2 促進我國煤層氣快速發展的機遇與前景

2.1 中央政府高度重視和關心煤層氣產業的發展

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

2.2 能源、環境、煤礦安全生產迫切需要加快煤層氣開發利用

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

2.3 政府己制定了煤層氣「十一五」發展規劃

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

2.4 煤層氣國家工程研究中心的建立將促進煤層氣關鍵技術的研製和推廣應用

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

2.5 煤層氣開發技術日臻完善，一些關鍵技術己有所突破

2.5.1 煤層氣井空氣/霧化鑽井技術

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

2.5.2 多分支水平井鑽井、排采技術

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

2.5.3 煤礦井下水平長鑽孔抽采技術

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

2.5.4 煤層氣儲層改造技術

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

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

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

2.7 清潔發展機制（CDM）推動煤礦區煤層氣開發利用

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

2.8 基礎管網設施不斷完善

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

3 結語

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

參考文獻

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

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

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

② 煤層氣產業特徵

煤層氣產業既與煤炭和油氣工業密切相關，又不同於煤炭和油氣工業，有其自身的特徵。

(一)煤層氣產業與天然氣產業類似

煤層氣不能低成本大量儲存。為了把煤層氣輸送到最終用戶，需要復雜的儲存設施，這一點和天然氣類似。由於煤層氣呈氣體狀態，相對密度小，易散失，採用管道輸送安全性高，輸送產品質量有保證、經濟性好，對環境污染小，所以煤層氣(或天然氣)的輸送一般都採用管道運輸。但管道輸送必須滿足三個前提條件:一是煤層氣(或天然氣)供氣量要很大，二是供氣時間足夠長(30年以上)，三是煤層氣資源充足。

煤層氣開發的投資比石油高。石油生產的投資可逐步進行，而且在簽訂銷售合同之前就可以投資。煤層氣的投資和天然氣相同，只有在潛在的生產者和消費者達成長期供銷合同後才能進行。煤層氣還能被煤炭、天然氣等其他燃料所代替，這就要求煤層氣的定價必須考慮到它對其他燃料要具有競爭力。

(二)煤層氣開發投資巨大

煤層氣開發需要巨額資金。其前期的勘探、開發需要巨額投資，運輸、儲存和配送的投入也大。運輸煤層氣(或天然氣)等氣體燃料所用的成本遠遠高於石油(長距離運輸成本大約是石油的7～10倍)，這主要是由於其體積壓力特性，而且當前主要是陸地的管線運輸。還可以採用了LNG的形式輸送，煤層氣液化可以克服長途鋪設管線耗資大、覆蓋地區有限，且不具備儲存和調峰能力的缺點，但要選擇LNG運輸方法，前提條件是要有煤層氣的液化工廠。

(三)煤層氣市場對用戶的確定性要求更高

煤層氣如同天然氣一樣，它的生產規模是由需求決定的。因此，僅有資源和基礎設施是不夠的，必須開發終端用戶市場。煤層氣要能被用戶接受，需要和其他燃料進行競爭。如在民用和商業領域，煤層氣要與電力、液化石油氣和煤炭競爭;在工業領域，要與煤炭和石油競爭;在電力生產方面，則面臨著與煤炭、石油、核能、風力和水力等的競爭。煤層氣作為非常規天然氣資源，其產能無法與天然氣相比。即使在美國，煤層氣產量目前也只佔天然氣產量的10%左右，只能作為天然氣的補充資源，還不能與天然氣競爭。

(四)政府需要規范煤層氣資源開發

我國煤層氣資源屬於國家所有。煤層氣運輸和配送都要佔用公共土地上的固定設施。煤層氣的輸送如同天然氣一樣，具有自然壟斷的性質。政府必須建立市場規則保持自然壟斷下的競爭動力和弱勢客戶的利益。管道建設耗資巨大，為避免重復建設，政府應統一規劃煤層氣輸送管網，符合質量要求的煤層氣可以並入天然氣管道混輸混用。政府要做的是通過立法為煤層氣產業建立管理框架，既要促進投資，又能保護各方獲得正當的收益。

③ 我國煤層氣儲量、產量增長趨勢預測

（一）煤層氣儲量增長趨勢預測

截至2009年，全國探明含氣面積1078.02km²，共探明煤層氣儲量1781.2×10⁸m³。根據我國煤層氣地質特徵及資源分布狀況，2010～2015年，在沁水盆地、鄂爾多斯盆地等累計獲探明儲量達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西北、華南、東北及西北地區，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。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8-12）。

（二）煤層氣產量增長趨勢預測

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，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8-13）。

圖8-12 我國煤層氣儲量增長趨勢預測圖（1956～2048年）

圖8-13 我國煤層氣產量增長趨勢預測圖（1990～2060年）

④ 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

⑤ 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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⑥ 煤層氣工程現在的困難是什麼

我國煤層氣產業化發展面臨的幾個問題
雖然目前我國的煤層氣生產和利用規模已經達
到一定數量, 但和美國、加拿大等國家相比, 規模
仍然很小, 我國煤層氣產業化發展的歷程仍然漫
長, 以下幾方面是我國煤層氣產業化需要面臨的具
體問題:
211 施工設備問題
目前我國煤層氣開發幾個關鍵工序所用施工設
備供應不夠充足, 設備緊缺, 施工價格偏高。在目
前煤層氣垂直井鑽井施工中, 我國普遍採用煤田地
質勘探鑽機和泥漿鑽進, 而對煤層氣開發有利的空
氣鑽進設備, 目前國內僅有有限的幾台套, 而且是
最近幾年才裝備, 其數量遠遠不能滿足我國煤層氣
產業化發展的需要。煤層氣增產所需要的壓裂施工
設備, 目前國內除滿足石油天然氣行業施工以外,
可供煤層氣開發使用的壓裂設備極其有限, 而且多
為老舊設備, 性能較差, 液氮壓裂泵車更是稀缺,
很難組織規模化的施工。煤層氣多分支水平井施工
所需要的隨鑽定向設備目前仍依賴於國外。旨在簡
化工藝、降低成本的連續油管設備, 在我國油氣開
發中很難達到利用。這些技術設備的短缺, 不僅使
煤層氣井規模發展的速度受到限制, 而且物以稀為
貴, 施工價格較高, 增加了煤層氣開發的成本, 使
本身經濟可行性就差的煤層氣開發雪上加霜, 難以
靠自身的贏利滾動健康發展, 在一定程度制約了煤
層氣開發的產業化。
相比國內而言, 美國、加拿大等西方國家設備
製造力量雄厚, 可供選擇的施工設備充足。全球著
名的壓裂設備製造廠家哈理伯頓公司和雙S 公司都
在美國, 雙S 公司還在加拿大設有子公司。這些公
司每年生產的數百台壓裂設備, 首先滿足了本國的
需要, 而且這些設備不存在遠程運輸費用和進口環
節費用, 相對折舊低, 施工成本也低, 同時這些設
備的維護也便捷、及時, 這些因素都在很大程度上
促進了美國和加拿大煤層氣的發展, 也是這兩個國
家煤層氣開發以垂直井壓裂為主的原因之一。相對
的, 澳大利亞煤層氣開發主要採用不需要壓裂的U
型井施工工藝。
212 專業化隊伍建設問題
產業化需要專業化的施工和管理隊伍。煤層氣
井施工環節眾多, 不同的環節涉及到不同的學科,
其中任何一個環節的失誤都可能造成煤層氣開發最
終的失敗, 一些煤層氣開發的失敗很大程度上起因
於施工環節的鬆懈, 沒有真正落實設計的初衷和意
圖。煤層氣產業化需要大批專業化、訓練有素的產
業隊伍, 從事煤層氣井勘探、施工、地面建設、生
產管理等各個環節的施工和管理, 以保證煤層氣井
施工的質量和目的。另一方面, 專業化的施工隊
伍, 能夠降低施工成本、縮短建設周期, 對煤層氣
產業化起著至關重要的作用。
目前我國垂直井施工中從事煤層氣鑽井的隊伍
多是煤炭地質行業的人員, 垂直井射孔、壓裂、水
平井施工等環節多是石油行業的人員, 兩支隊伍各
有優缺點, 但都需要針對煤層氣開發進行專門的培
訓和學習。
213 煤層氣井管理問題
4 中國煤層氣 第4 期
煤層氣井生產管理在我國煤層氣開發中一直是
薄弱環節, 煤層氣井井底流壓控制和排采強度控制
直接影響到煤層氣井的產量和長期產能, 部分煤層
氣項目的失敗主要是在排采環節控制不好造成的。
因此需要針對不同的地質和水文條件摸索經驗, 形
成相應的排采管理技術規范。
另一方面, 煤層氣開發產業化將投運大批的煤
層氣井, 這就需要摸索在我國國情下的煤層氣井生
產管理經驗和模式。西方國家勞動力成本高, 煤層
氣井和設備多採用無人值守模式, 自動化程度高。
我國目前多採用人工值守, 定期巡檢模式。隨著煤
層氣產業化的發展, 大量煤層氣井投入生產, 採用
何種生產管理模式、設備的自動化程度、巡井制
度、數據收集制度、人為破壞因素等, 都需要進行
考慮, 需要形成一個有效的、經濟可行的生產管理
模式。
214 開發技術體系完善和自主創新問題
我國幅員遼闊, 煤炭和煤層氣資源遍布全國,
煤炭品種多樣, 地質條件差別較大, 不同煤層氣資
源區塊的煤層氣開發工藝也需要作相應調整和完
善。目前我國煤層氣開發工藝以垂直井壓裂和多分
支水平井為主, 施工手段相對單一, 其他工藝如U
形井、液氮壓裂、二氧化碳注入、洞穴完井等也進
行過嘗試, 但都沒有規模應用。這些開發工藝多是
在借鑒國外的工藝技術基礎上發展起來的, 這些工
藝適應當地的地質條件和國情, 在其相應的國家獲
得成功。我們借鑒未嘗不可, 但要研究這些工藝的
原理和適用條件, 同時加強對我國不同盆地地質條
件、水文條件的研究, 研究與當地地質條件相適應
的開發工藝和技術手段, 使煤層氣井的單井平均產
氣量達到具有工業開采價值的水平, 使項目具有相
應的經濟可行性, 才能真正促進我國煤層氣的產業
化的進程。一項技術的突破往往能帶動一個產業的
發展, 加拿大採用連續油管液氮壓裂工藝成功之
後, 煤層氣產業才得以快速發展。
其次, 煤層氣集輸體系作為煤層氣開發的一個
重要環節, 技術方案需要完善。此前我國的煤層氣
開發主要基於勘探和開發試驗, 隨著煤層氣開發產
業化和商業化, 煤層氣的利用也要一並納入考慮范
疇, 整個煤層氣開發體系包括勘探、施工、生產、
集輸和利用, 這個體系中的各個環節都是相互關
聯、相互影響的, 是一個系統工程。煤層氣儲層低
壓的特點決定了其生產管理和集輸工藝的特殊性,
尤其是煤層氣集氣系統, 在煤層氣的生產和利用環
節中起著橋梁作用, 集氣系統的集氣方式、站點控
制范圍、增壓點分布、系統進出口壓力, 以及對煤
層氣井生產的反饋影響、對利用項目進口壓力的影
響等因素, 都需要深入研究, 相互匹配, 才能使整
個煤層氣開發系統流暢運行。
研究內容方面, 以往我國的煤層氣開發以勘探
和試驗為主, 國內專家和學者的關注也主要集中在
煤層氣資源勘探、選區評價、地質條件分析等方
面, 隨著我國煤層氣產業化的發展, 研究的內容需
要更多關注生產方面的問題, 要基於生產實踐, 解
決生產實際問題, 研究煤層氣的生產工藝和設備改
進, 研究煤層氣利用和轉化的有效方式等, 為煤層
氣產業化提供基礎依據。

⑦ 世界煤層氣資源分布

(一)美國

美國有較豐富的煤層氣資源，據美國天然氣研究所2001年評價，在17個含煤盆地或地區中，煤層氣資源量為21.2×10¹²m³。煤層氣資源主要分布在西部的落基山脈中、新生代含煤盆地，在這一地區集中了美國近85%的煤層氣資源，其餘15%分布在東部阿巴拉契亞和中部石炭紀含煤盆地中(表4－17)。美國煤層氣資源主要賦存在1500m以淺的煤層中，其中粉河盆地中的煤層氣主要賦存在1000m以淺的煤層中。目前，落基山脈中、新生代含煤盆地群不僅是美國煤層氣資源最為富集的地區，而且是煤層氣勘探開發最為活躍的地區。

表4－17美國含煤盆地煤層氣資源概況表

注:壓力類型:u為欠壓;n為常壓;o為超壓;?為不確定數字。①最大含氣量(取樣深度，m);②數據只來源於FortUnion組;③為Fruitland組最大深度。

美國是世界上開採煤層氣最早和最成功的國家，其煤層氣工業起步於20世紀70年代，大規模發展始於80年代。1984年共有煤層氣井2840口，1990年上升到2982口，1995年增到7256口井，2000年13986口，生產井數幾乎每五年翻一番。

美國的煤層氣探明可采儲量增長迅速，1989年僅有1103.4×10⁸m³，1999年突破6000×10⁸m³，2004年已接近9000×10⁸m³(圖4－42)。煤層氣產量在短短的幾年裡直線上升，從1980年的不足1×10⁸m³，迅速上升到到2004年的487.05×10⁸m³(圖4－43)，占氣體能源(天然氣)總量的9%。美國有完善的天然氣管道系統，生產的煤層氣大部分都進入天然氣管網銷售給燃氣公司，礦井抽放的煤層氣有的直接供給坑口發電廠，或與煤混合燃燒作為鍋爐燃料。

(二)澳大利亞

澳大利亞煤炭資源量為1.7×10¹²t，平均煤層氣含量為0.8～16.8m³/t，煤層埋深普遍小於1000m，滲透率多分布在1×10^－3～10×10^－3μm²，煤層氣資源量為(8～14)×10¹²m³，主要分布在東部悉尼、鮑恩和蘇拉特3個含煤盆地中(圖4－44)。

圖4－42美國煤層氣歷年累計可采儲量直方圖

圖4－43美國煤層氣年產量歷年變化圖

圖4－44澳大利亞含煤盆地及其煤層氣資源分布圖

澳大利亞的煤層氣勘探始於1976年，是繼美國成功開發利用煤層氣之後在煤層氣勘探方面進展較快的國家之一。

主要原因是澳大利亞充分吸收美國煤層氣資源評價和勘探、測試方面的成功經驗，同時針對本國煤層含氣量高、含水飽和度變化大、原地應力高等地質特點進行深入研究，開發水平井高壓水射流改造技術，從而在鮑恩含煤盆地的勘探上取得了重大突破。澳大利亞的一些礦井已廣泛應用水平鑽孔、斜交鑽孔和地面采空區垂直鑽孔抽放技術。1987～1988年期間已經用地面鑽井方法在煤層中采出了煤層氣。2000～2001年僅昆士蘭的鮑恩盆地用於煤層氣勘探的費用就達4440萬美元，占該盆地全部1.2億美元勘探費的37%。昆士蘭天然氣公司已經在靠近Chinachill的Argyle－1井取得煤層氣生產成功，日產氣量超過28320m³。目前，煤層氣的勘探和生產已經成為昆士蘭的石油和天然氣工業的基本部分。澳大利亞1998年煤層氣產量只有0.56×10⁸m³，2004年煤層氣產量為12.8×10⁸m³，已進入商業化開發階段。澳大利亞目前的煤層氣開發活動主要在東部沿海地區開展，因主要城市和工業區分布在東部沿海地區，煤層氣的開發和利用具有巨大的潛在市場。

(三)加拿大

據估計，加拿大17個盆地和含煤區煤層氣資源量為(17.9～76)×10¹²m³，其中阿爾伯達省是加拿大最主要的煤層氣資源基地。

加拿大煤層氣開發的起步時間比較晚，基本與我國開展煤層氣工作的時間相當。1987～2001年，加拿大僅有250口煤層氣生產井，其中4口單井產氣量達到2000～3000m³/d。由於多年來加拿大政府一直支持煤層氣的發展，一些研究機構根據本國以低變質煤為主的特點，開展了一系列的技術研究工作，例如在羽狀水平井、連續油管壓裂等技術方面取得了進展，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，天然氣價格日益上升，給煤層氣的發展帶來了機遇，僅2002～2003年，就增加1000口左右的煤層氣生產井，使煤層氣年產量達到5.1×10⁸m³，煤層氣生產井的單井日產量在3000～7000m³。到了2004年，煤層氣生產井已達2900多口，年產量達到15.5×10⁸m³。

(四)其他國家

1.英國、德國與波蘭

英國、德國與波蘭煤層氣資源量分別為2×10¹²m³、3×10¹²m³和3×10¹²m³。在煤礦區的煤層氣開發和廢棄礦井煤層氣的商業開發和利用方面取得了很大成功，礦井煤層氣抽放和利用已有多年歷史，生產的煤層氣主要用作鍋爐燃氣或供給建在礦區的煤層氣電站，少量民用。目前正積極開發和應用煤層氣發電新技術。煤層氣地面開發在近幾年才剛剛開始，為了鼓勵煤層氣的開發和利用，英國和波蘭制訂了鼓勵政策。按照英國《企業投資管理辦法》，開採煤層氣可以享受稅收優惠政策，即投資者的投資可以通過減免所得稅或資本紅利稅而得以回收。波蘭政府給予從事石油、天然氣以及煤層氣勘探的企業十年免稅，吸引了大量國內外投資者。

2.俄羅斯、烏克蘭和哈薩克

俄羅斯煤層氣資源量佔世界第一位，為(17～113)×10¹²m³。烏克蘭煤層氣資源量為2×10¹²m³，哈薩克煤層氣資源量為2×10¹²m³。由於資金與技術上的問題，煤層氣的勘探開發活動僅停留在煤礦瓦斯的處理和煤層氣資源評價上。目前俄羅斯和烏克蘭正在制訂一些稅收優惠政策和管理法規，鼓勵外國公司投資開發煤層氣。

3.印度

印度煤層氣資源量為0.8×10¹²m³，印度政府計劃以競標的方式開發若干有利區塊，特別是在地質條件類似於美國的煤層氣產地已確定了7個這樣的地區，鑽井資料表明，在這些地區每口井日產量可達5000～6000m³，高峰可達10000m³以上。印度煤層氣開采還存在問題:一是技術上的問題，如准確估算煤層氣的含氣量和滲透率;二是商業上的問題，市場問題尚未解決，管道設施也跟不上。

其他一些國家也在進行煤層氣資源的評價和勘探，包括法國、匈牙利、西班牙、南非、紐西蘭等。但目前除美國、澳大利亞和加拿大外，世界上其他國家尚沒有大規模開發煤層氣。形成這種局面的原因可能有三點:第一，煤層氣作為一種非常規天然氣，其前期工作往往需要很大的資金投入，如果沒有稅收政策上的優惠，很難吸引資金;第二，其他國家尚不能徹底解決各自存在的具體技術問題;第三，由於煤層氣本身的特殊性，從地質評價到工業開采一般需要相當長的時間。

⑧ 中國煤層氣產量主要來自哪個省份

山西。山西是中國煤層氣資源富集程度最高、開發潛力最大的省份之一。

我國煤層氣資源豐富。據煤層氣資源評價，我國埋深2000m以淺煤層氣地質資源量約36萬億m3，主要分布在華北和西北地區。其中，華北地區、西北地區、南方地區和東北地區賦存的煤層氣地質資源量分別佔全國煤層氣地質資源總量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。

1000m以淺、1000～1500m和1500～2000m的煤層氣地質資源量，分別佔全國煤層氣資源地質總量的38.8%、28.8%和32.4%。

全國大於5000億m3的含煤層氣盆地(群)共有14個，其中含氣量在5000～10000億m3之間的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地，含氣量大於1000立方千米的有鄂爾多斯盆地東緣、沁水盆地、准噶爾盆地、滇東黔西盆地群、二連盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉爾盆地。

我國煤層氣可采資源總量約10萬億m3，其中大於1000億m3的盆地(群)有15個：二連、鄂爾多斯盆地東緣、滇東黔西、沁水、准噶爾、塔里木、天山、海拉爾、吐哈、川南黔北、四川、三塘湖、豫西、寧武等。二連盆地煤層氣可采資源量最多，約2萬億m3；鄂爾多斯盆地東緣、沁水盆地的可采資源量在1萬億m3以上，准噶爾盆地可采資源量約為8000億m3。

形成

煤炭源於陸生高等植物，煤的原始有機物質主要是碳水化合物、木質素，成煤作用由泥炭化和煤化作用2個階段完成。由植物-泥炭-褐煤-煙煤-無煙煤，是經過未成岩-成岩-變質作用-泥炭化-煤化的全過程。 泥炭化階段（成岩期前），有機質在低溫(<50℃) 和近地表氧化環境中，由於細菌的作用，生成少量甲烷及二氧化碳，呈水溶狀態或游離狀態而散失。

褐煤階段已經進入成岩階段，屬煤化作用的未變質階段。此期是乾酪根的未成熟期，地溫在50℃左右，鏡質體反射率Ro≈0.5%，有機質熱降解作用已經開始並且逐步加深，生物化學作用逐步減弱，主要生成甲烷及其他揮發物。

煙煤階段的長焰煤、氣煤、肥煤、焦煤、瘦煤屬煤化作用的低-中變質階段， Ro為0.5%～2.0%。此期是乾酪根的成熟期，已經進入生油門限，沉積物埋深達到1000～4 500m ，地溫達50～150℃，有機質經過熱降解，有重烴、輕烴、甲烷及其他揮發物產出。

煤化作用的後期是高變質階段，一般將貧煤與無煙煤劃在這一階段， Ro>2.0%，此期是乾酪根過成熟期，地溫>150℃，埋深>4500m，熱降解產物主要是甲烷。