煤层气工业产量是什么

① 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 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。

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

② 煤层气产业特征

煤层气产业既与煤炭和油气工业密切相关，又不同于煤炭和油气工业，有其自身的特征。

(一)煤层气产业与天然气产业类似

煤层气不能低成本大量储存。为了把煤层气输送到最终用户，需要复杂的储存设施，这一点和天然气类似。由于煤层气呈气体状态，相对密度小，易散失，采用管道输送安全性高，输送产品质量有保证、经济性好，对环境污染小，所以煤层气(或天然气)的输送一般都采用管道运输。但管道输送必须满足三个前提条件:一是煤层气(或天然气)供气量要很大，二是供气时间足够长(30年以上)，三是煤层气资源充足。

煤层气开发的投资比石油高。石油生产的投资可逐步进行，而且在签订销售合同之前就可以投资。煤层气的投资和天然气相同，只有在潜在的生产者和消费者达成长期供销合同后才能进行。煤层气还能被煤炭、天然气等其他燃料所代替，这就要求煤层气的定价必须考虑到它对其他燃料要具有竞争力。

(二)煤层气开发投资巨大

煤层气开发需要巨额资金。其前期的勘探、开发需要巨额投资，运输、储存和配送的投入也大。运输煤层气(或天然气)等气体燃料所用的成本远远高于石油(长距离运输成本大约是石油的7～10倍)，这主要是由于其体积压力特性，而且当前主要是陆地的管线运输。还可以采用了LNG的形式输送，煤层气液化可以克服长途铺设管线耗资大、覆盖地区有限，且不具备储存和调峰能力的缺点，但要选择LNG运输方法，前提条件是要有煤层气的液化工厂。

(三)煤层气市场对用户的确定性要求更高

煤层气如同天然气一样，它的生产规模是由需求决定的。因此，仅有资源和基础设施是不够的，必须开发终端用户市场。煤层气要能被用户接受，需要和其他燃料进行竞争。如在民用和商业领域，煤层气要与电力、液化石油气和煤炭竞争;在工业领域，要与煤炭和石油竞争;在电力生产方面，则面临着与煤炭、石油、核能、风力和水力等的竞争。煤层气作为非常规天然气资源，其产能无法与天然气相比。即使在美国，煤层气产量目前也只占天然气产量的10%左右，只能作为天然气的补充资源，还不能与天然气竞争。

(四)政府需要规范煤层气资源开发

我国煤层气资源属于国家所有。煤层气运输和配送都要占用公共土地上的固定设施。煤层气的输送如同天然气一样，具有自然垄断的性质。政府必须建立市场规则保持自然垄断下的竞争动力和弱势客户的利益。管道建设耗资巨大，为避免重复建设，政府应统一规划煤层气输送管网，符合质量要求的煤层气可以并入天然气管道混输混用。政府要做的是通过立法为煤层气产业建立管理框架，既要促进投资，又能保护各方获得正当的收益。

③ 我国煤层气储量、产量增长趋势预测

（一）煤层气储量增长趋势预测

截至2009年，全国探明含气面积1078.02km²，共探明煤层气储量1781.2×10⁸m³。根据我国煤层气地质特征及资源分布状况，2010～2015年，在沁水盆地、鄂尔多斯盆地等累计获探明储量达5180×10⁸m³。2015～2020年，随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟和开采成本的降低，勘探范围将进一步扩大到西北、华南、东北及西北地区，逐渐形成10～15个煤层气生产基地，探明煤层气地质储量约8740×10⁸m³。到2025年，在全国预计探明储量约1.36×1012m³。2030年建成20～30个煤层气生产基地，预计探明储量将达到2.08×1012m³（图8-12）。

（二）煤层气产量增长趋势预测

利用历史趋势预测法对未来煤层气产量增长进行中长期的预测。预测2010～2020年，随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟和开采成本的降低，勘探范围将进一步扩大，逐渐形成10～15个煤层气生产基地，预计2020年煤层气产量将达到270×10⁸m³，探明煤层气地质储量约8740×10⁸m³。到2025年，在全国预计探明储量约1.36×10¹²m³，随着勘探开发技术的提高和开采成本的降低，煤层气产量达330×10⁸m³，形成完善的煤层气产业体系。2030年建成20～30个煤层气生产基地，预计煤层气产量将达到380×10⁸m³（图8-13）。

图8-12 我国煤层气储量增长趋势预测图（1956～2048年）

图8-13 我国煤层气产量增长趋势预测图（1990～2060年）

④ 中国煤层气储量、产量增长趋势预测

一、煤层气储量增长趋势预测

截至2009年，全国共探明煤层气储量1857.4×10⁸m³，探明面积1133.56km²。根据中国煤层气地质特征及资源分布状况，2010～2015年，在沁水盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、宁武盆地、二连盆地等地累计获探明储量达5180×10⁸m³，2015～2020年，随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟和开采成本的降低，勘探范围将进一步扩大到华南、东北及西北地区，在此期间，煤层气开发会快速向规模化、产业化发展，逐渐形成10～15个煤层气生产基地，探明煤层气地质储量约8740×10⁸m³；到2025年，在全国预计探明储量约1.36×10¹²m³，随着勘探开发技术的提高和开采成本的降低，形成完善的煤层气产业体系。2030年建成20～30个煤层气生产基地，预计探明储量将达到2.08×10¹²m³。（图8-2）。

图8-2 中国常规天然气与煤层气储量增长趋势预测图

二、煤层气产量增长趋势预测

根据《新一轮全国油气资源评价》成果，中国煤层气资源丰富，42个主要含气盆地埋深2000m以浅煤层气地质资源量为36.8×10¹²m³，埋深1500m以浅煤层气可采资源量10.9×10¹²m³。为了预测煤层气在未来10～20年的产量增长趋势，利用历史趋势预测法对未来煤层气产量增长进行中长期的预测。预测2010～2020年，随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟和开采成本的降低，勘探范围将进一步扩大到华南、东北及西北地区，在此期间，煤层气开发会快速向规模化、产业化发展，逐渐形成10～15个煤层气生产基地，预计2020年煤层气产量将达到270×10⁸m³，探明煤层气地质储量约8740×10⁸m³。到2025年，在全国预计探明储量约1.36×10¹²m³，随着勘探开发技术的提高和开采成本的降低，煤层气产量达330×10⁸m³，形成完善的煤层气产业体系。2030年建成20～30个煤层气生产基地，预计煤层气产量将达到380×10⁸m³（图8-3），累计探明煤层气地质储量将达到2.08×10¹²m³。2030年以后，随着煤层气开发技术的不断进步，处于2000～4000m深层的煤层气资源也将会被探明和开采，预计煤层气探明储量和产量还会大幅度地增加。

图8-3 中国常规天然气与煤层气产量增长趋势预测图

⑤ 我国煤层气产业发展报告

叶建平

作者简介:叶建平,男,1962年生,教授级高工,中联煤层气有限责任公司总经理助理,中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址:北京市东城区安外大街甲88号(100011),电话:(010)64265710,E-mail:[email protected]

(中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)

摘要:分析了煤层气勘探、开发、利用现状,梳理了煤层气勘探开发技术进展,对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进,探明储量显着增长;煤层气产能规模扩大,产销量同步上升;煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源;煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在。

关键词:煤层气 勘探开发技术 产业发展

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

我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到1.7亿m³,2009年达到10.1亿m³,预计2015年将达到100亿m³,因此煤层气产业步入快速发展轨道,成为现实的天然气的补充资源。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。

1 煤层气勘探快速推进,探明储量显着增长

近两年,我国煤层气勘探进度明显加快,探明储量显着增长。据不完全统计,到2011年6月底,全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止,我国已累计探明煤层气储量2902.75亿m³,新增探明储量近1121.55亿m³,占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中,共11个区块,主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块,鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁-吉县、韩城等区块。如表1,沁水盆地探明储量2007.69亿m³,占69.17%;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量817.76亿m³,占28.17%。其他地区占2.66%。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是,相对全国36.81万亿m³的资源量而言,我国煤层气资源探明率很低,仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。

表1 全国煤层气探明储量分布情况

沁水盆地作为我国特大型煤层气田,勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大,分布稳定,含气量高,渗透性在全国相对最好,煤层气可采性良好。除了已探明的南部区块以外,柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区,它以太原组15号煤层作为目的层,经过多年勘探,已获得经济单井产量的突破,韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m³/d以上,近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口,日产量15万m³,获得商业化生产的产能。

鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可采性,渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区,也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。

除了上述地区以外,在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。

黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右,厚16m,含气量8~10m³/t,长焰煤,盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口,YD-03、YD-04两口煤层气生产试验井,经排采,两口井日产气量均在1500m³/t左右,达到了工业气流的标准,标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。

彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井,日产气5600m³。

内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井,日产气约1300m³;进行了勘查研究,取得一定的进展。

依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功,标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功,意义深远。

四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m³/d,一年多累计产气超过50万m³。之前的DC-1井、DC-2井产气量均达到了500~1000m³/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排采试验成功,意义重大,将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。

云南老厂施工5口井先导性试验井组,压裂后,发生自流现象,经过初期排采,产量逐步上升,显示良好勘探潜力。

安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2采区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验,各井大部达到800m³左右,也有个别高产井,如LG-6井最高日产量曾到3000m³以上,稳产1200m³左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量,预示着具有良好的勘探潜力。

全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区,初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。

上述可知,在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后,中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。

在煤层气勘探同时,广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究,进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究,进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。

2 煤层气产能规模扩大,产销量同步上升

“十一五”期间,煤层气进入产业化发展阶段,煤层气产能规模扩大,产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开采项目等商业化开发项目竣工投产为标志,我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段,煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口,到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m³,产量15.7亿m³,利用量11.8亿m³,利用率78%。井下煤层气抽采量69.6亿m³,利用量21.9亿m³,利用率相对较低,31.5%。2011年地面开发产量将达18~22亿m³,见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长,2005年1亿m³,2009年达到10.1亿m³,预计2015年将达到100亿m³。煤层气产量主要来自沁水盆地南部,占96%,少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。

目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。

表2 全国主要煤层气田煤层气生产情况(不完全统计)

说明:投产井数包括已产气井和未产气井。

3 煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在

技术进步是煤层气发展的源动力,这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破,针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽采技术等方面均有创新性成果。当前最显着的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。

3.1 煤层气水平井钻完井技术

煤层气水平井地质和工程影响因素认识显着提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强,要求构造相对简单,断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高,避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置,有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长,分支水平井间距适中,与煤层渗透性相匹配。

煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性,设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等,在柿庄南、柳林获得成功。

多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井,提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下,地质导向装置实现国产化,并取得良好应用效果。

借鉴页岩气完井技术,开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验,并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。

煤层气多分支水平井修井一直是一项难题,现在开始探索性试验,包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。

研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。

3.2 新型压裂液研究方兴未艾,成果丰硕

研究压裂液对储层伤害机理,根据煤中化学元素组成,研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水,降低对煤层气解吸附伤害。

研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素,施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。

通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液,特点是分子量小,300~400;粘度较高,15.0mPa·s;残渣较少;煤层伤害率低,11.5%;摩阻低,约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液,煤层伤害率低,11.8%,使煤粉在压裂液中均匀分布,避免施工压力过高,在返排时,煤粉随着液排出,避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。

3.3 低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害

通过重大专项攻关,针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃,24h时抗压强度达到8.04MPa(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。

研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽采孔的可降解钻井液,生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害,并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。

开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。

3.4 地面集输工程技术有效增大集输半径,实现低成本建设

沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程,研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术,亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术,使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地改善了流体流动环境,简化了工艺流程,节省了投资成本。采用汽油煤层气两用燃气发动机新装置,代替抽油机动力系统,采气管线采用聚乙烯管(PE管)新材料,节省了工程建设投资。

沁水盆地煤层气田樊庄区块采用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”,煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”,即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。

数字化气田建设,实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合,成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资,适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。

3.5 煤层气排采生产技术

实践表明,合理的排采制度和精细的排采控制是煤层气井排采技术的核心,定压排采制度适用于排采初期的排水降压阶段,定产排采制度适宜于稳产阶段,分级平稳连续降压是精细的排采控制的核心。

通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排采的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。

研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。

煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式,确定煤层气井的生产压差,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。

3.6 煤层气利用技术

煤矿开采过程中排放出大量低浓度煤层气,提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大,其难点是如何经济高效地分离CH₄和N₂。

采用低温精馏法分离提纯,分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气,在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂,在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m³低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂,为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯,以气代油。

采用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产,2011年底5000万m³CNG工业化生产线将投产。

在国家科技重大专项支持下,中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m³撬装液化装置,该项成果适合煤层气单井产量低特点,将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。

3.7 技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈

煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导,或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。

除了沁南以外,我国大部分勘探区煤层气单井产量低,同一地区单井产量差异大,除了地质和储层条件外,钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征,增大铺砂面积,有效提高储层导流能力,提高单井产量,是面临的增产改造的关键问题。

水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌,高地应力、松软储层条件的钻井完井技术,有待进一步探索试验。

深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化,以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化,是亟待研究的方向。

4 煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源

煤层气主要通过管道输送到用户,约占85%~90%,少部分采用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等,年输送能力50万m³。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道,输送能力30万m³。

煤层气用户主要为西气东输管道用户,其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气,以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底,我国井下、地面煤层气产量达到85.3亿m³,约占天然气产量946亿m³的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。

5 煤层气产业发展展望

根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划,“十二五”末,我国煤层气产量将达200亿~240亿m³,其中,地面开采煤层气100亿~110亿m³,井下瓦斯抽采量110亿~130亿m³。煤层气探明地质储量将进入快速增长期,到2015年,新增探明地质储量10000亿m³。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展,积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入,勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持,为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础,为产业目标实现提供了有力的技术支撑。

感谢赵庆波教授提供相关统计资料。

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⑥ 煤层气工程现在的困难是什么

我国煤层气产业化发展面临的几个问题
虽然目前我国的煤层气生产和利用规模已经达
到一定数量, 但和美国、加拿大等国家相比, 规模
仍然很小, 我国煤层气产业化发展的历程仍然漫
长, 以下几方面是我国煤层气产业化需要面临的具
体问题:
211 施工设备问题
目前我国煤层气开发几个关键工序所用施工设
备供应不够充足, 设备紧缺, 施工价格偏高。在目
前煤层气垂直井钻井施工中, 我国普遍采用煤田地
质勘探钻机和泥浆钻进, 而对煤层气开发有利的空
气钻进设备, 目前国内仅有有限的几台套, 而且是
最近几年才装备, 其数量远远不能满足我国煤层气
产业化发展的需要。煤层气增产所需要的压裂施工
设备, 目前国内除满足石油天然气行业施工以外,
可供煤层气开发使用的压裂设备极其有限, 而且多
为老旧设备, 性能较差, 液氮压裂泵车更是稀缺,
很难组织规模化的施工。煤层气多分支水平井施工
所需要的随钻定向设备目前仍依赖于国外。旨在简
化工艺、降低成本的连续油管设备, 在我国油气开
发中很难达到利用。这些技术设备的短缺, 不仅使
煤层气井规模发展的速度受到限制, 而且物以稀为
贵, 施工价格较高, 增加了煤层气开发的成本, 使
本身经济可行性就差的煤层气开发雪上加霜, 难以
靠自身的赢利滚动健康发展, 在一定程度制约了煤
层气开发的产业化。
相比国内而言, 美国、加拿大等西方国家设备
制造力量雄厚, 可供选择的施工设备充足。全球着
名的压裂设备制造厂家哈理伯顿公司和双S 公司都
在美国, 双S 公司还在加拿大设有子公司。这些公
司每年生产的数百台压裂设备, 首先满足了本国的
需要, 而且这些设备不存在远程运输费用和进口环
节费用, 相对折旧低, 施工成本也低, 同时这些设
备的维护也便捷、及时, 这些因素都在很大程度上
促进了美国和加拿大煤层气的发展, 也是这两个国
家煤层气开发以垂直井压裂为主的原因之一。相对
的, 澳大利亚煤层气开发主要采用不需要压裂的U
型井施工工艺。
212 专业化队伍建设问题
产业化需要专业化的施工和管理队伍。煤层气
井施工环节众多, 不同的环节涉及到不同的学科,
其中任何一个环节的失误都可能造成煤层气开发最
终的失败, 一些煤层气开发的失败很大程度上起因
于施工环节的松懈, 没有真正落实设计的初衷和意
图。煤层气产业化需要大批专业化、训练有素的产
业队伍, 从事煤层气井勘探、施工、地面建设、生
产管理等各个环节的施工和管理, 以保证煤层气井
施工的质量和目的。另一方面, 专业化的施工队
伍, 能够降低施工成本、缩短建设周期, 对煤层气
产业化起着至关重要的作用。
目前我国垂直井施工中从事煤层气钻井的队伍
多是煤炭地质行业的人员, 垂直井射孔、压裂、水
平井施工等环节多是石油行业的人员, 两支队伍各
有优缺点, 但都需要针对煤层气开发进行专门的培
训和学习。
213 煤层气井管理问题
4 中国煤层气 第4 期
煤层气井生产管理在我国煤层气开发中一直是
薄弱环节, 煤层气井井底流压控制和排采强度控制
直接影响到煤层气井的产量和长期产能, 部分煤层
气项目的失败主要是在排采环节控制不好造成的。
因此需要针对不同的地质和水文条件摸索经验, 形
成相应的排采管理技术规范。
另一方面, 煤层气开发产业化将投运大批的煤
层气井, 这就需要摸索在我国国情下的煤层气井生
产管理经验和模式。西方国家劳动力成本高, 煤层
气井和设备多采用无人值守模式, 自动化程度高。
我国目前多采用人工值守, 定期巡检模式。随着煤
层气产业化的发展, 大量煤层气井投入生产, 采用
何种生产管理模式、设备的自动化程度、巡井制
度、数据收集制度、人为破坏因素等, 都需要进行
考虑, 需要形成一个有效的、经济可行的生产管理
模式。
214 开发技术体系完善和自主创新问题
我国幅员辽阔, 煤炭和煤层气资源遍布全国,
煤炭品种多样, 地质条件差别较大, 不同煤层气资
源区块的煤层气开发工艺也需要作相应调整和完
善。目前我国煤层气开发工艺以垂直井压裂和多分
支水平井为主, 施工手段相对单一, 其他工艺如U
形井、液氮压裂、二氧化碳注入、洞穴完井等也进
行过尝试, 但都没有规模应用。这些开发工艺多是
在借鉴国外的工艺技术基础上发展起来的, 这些工
艺适应当地的地质条件和国情, 在其相应的国家获
得成功。我们借鉴未尝不可, 但要研究这些工艺的
原理和适用条件, 同时加强对我国不同盆地地质条
件、水文条件的研究, 研究与当地地质条件相适应
的开发工艺和技术手段, 使煤层气井的单井平均产
气量达到具有工业开采价值的水平, 使项目具有相
应的经济可行性, 才能真正促进我国煤层气的产业
化的进程。一项技术的突破往往能带动一个产业的
发展, 加拿大采用连续油管液氮压裂工艺成功之
后, 煤层气产业才得以快速发展。
其次, 煤层气集输体系作为煤层气开发的一个
重要环节, 技术方案需要完善。此前我国的煤层气
开发主要基于勘探和开发试验, 随着煤层气开发产
业化和商业化, 煤层气的利用也要一并纳入考虑范
畴, 整个煤层气开发体系包括勘探、施工、生产、
集输和利用, 这个体系中的各个环节都是相互关
联、相互影响的, 是一个系统工程。煤层气储层低
压的特点决定了其生产管理和集输工艺的特殊性,
尤其是煤层气集气系统, 在煤层气的生产和利用环
节中起着桥梁作用, 集气系统的集气方式、站点控
制范围、增压点分布、系统进出口压力, 以及对煤
层气井生产的反馈影响、对利用项目进口压力的影
响等因素, 都需要深入研究, 相互匹配, 才能使整
个煤层气开发系统流畅运行。
研究内容方面, 以往我国的煤层气开发以勘探
和试验为主, 国内专家和学者的关注也主要集中在
煤层气资源勘探、选区评价、地质条件分析等方
面, 随着我国煤层气产业化的发展, 研究的内容需
要更多关注生产方面的问题, 要基于生产实践, 解
决生产实际问题, 研究煤层气的生产工艺和设备改
进, 研究煤层气利用和转化的有效方式等, 为煤层
气产业化提供基础依据。

⑦ 世界煤层气资源分布

(一)美国

美国有较丰富的煤层气资源，据美国天然气研究所2001年评价，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4－17)。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。

表4－17美国含煤盆地煤层气资源概况表

注:压力类型:u为欠压;n为常压;o为超压;?为不确定数字。①最大含气量(取样深度，m);②数据只来源于FortUnion组;③为Fruitland组最大深度。

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2840口，1990年上升到2982口，1995年增到7256口井，2000年13986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1103.4×10⁸m³，1999年突破6000×10⁸m³，2004年已接近9000×10⁸m³(图4－42)。煤层气产量在短短的几年里直线上升，从1980年的不足1×10⁸m³，迅速上升到到2004年的487.05×10⁸m³(图4－43)，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。

(二)澳大利亚

澳大利亚煤炭资源量为1.7×10¹²t，平均煤层气含量为0.8～16.8m³/t，煤层埋深普遍小于1000m，渗透率多分布在1×10^－3～10×10^－3μm²，煤层气资源量为(8～14)×10¹²m³，主要分布在东部悉尼、鲍恩和苏拉特3个含煤盆地中(图4－44)。

图4－42美国煤层气历年累计可采储量直方图

图4－43美国煤层气年产量历年变化图

图4－44澳大利亚含煤盆地及其煤层气资源分布图

澳大利亚的煤层气勘探始于1976年，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。澳大利亚1998年煤层气产量只有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(17.9～76)×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.英国、德国与波兰

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(17～113)×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。

⑧ 中国煤层气产量主要来自哪个省份

山西。山西是中国煤层气资源富集程度最高、开发潜力最大的省份之一。

我国煤层气资源丰富。据煤层气资源评价，我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量约36万亿m3，主要分布在华北和西北地区。其中，华北地区、西北地区、南方地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。

1000m以浅、1000～1500m和1500～2000m的煤层气地质资源量，分别占全国煤层气资源地质总量的38.8%、28.8%和32.4%。

全国大于5000亿m3的含煤层气盆地(群)共有14个，其中含气量在5000～10000亿m3之间的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地，含气量大于1000立方千米的有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地群、二连盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地。

我国煤层气可采资源总量约10万亿m3，其中大于1000亿m3的盆地(群)有15个：二连、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西、沁水、准噶尔、塔里木、天山、海拉尔、吐哈、川南黔北、四川、三塘湖、豫西、宁武等。二连盆地煤层气可采资源量最多，约2万亿m3；鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地的可采资源量在1万亿m3以上，准噶尔盆地可采资源量约为8000亿m3。

形成

煤炭源于陆生高等植物，煤的原始有机物质主要是碳水化合物、木质素，成煤作用由泥炭化和煤化作用2个阶段完成。由植物-泥炭-褐煤-烟煤-无烟煤，是经过未成岩-成岩-变质作用-泥炭化-煤化的全过程。 泥炭化阶段（成岩期前），有机质在低温(<50℃) 和近地表氧化环境中，由于细菌的作用，生成少量甲烷及二氧化碳，呈水溶状态或游离状态而散失。

褐煤阶段已经进入成岩阶段，属煤化作用的未变质阶段。此期是干酪根的未成熟期，地温在50℃左右，镜质体反射率Ro≈0.5%，有机质热降解作用已经开始并且逐步加深，生物化学作用逐步减弱，主要生成甲烷及其他挥发物。

烟煤阶段的长焰煤、气煤、肥煤、焦煤、瘦煤属煤化作用的低-中变质阶段， Ro为0.5%～2.0%。此期是干酪根的成熟期，已经进入生油门限，沉积物埋深达到1000～4 500m ，地温达50～150℃，有机质经过热降解，有重烃、轻烃、甲烷及其他挥发物产出。

煤化作用的后期是高变质阶段，一般将贫煤与无烟煤划在这一阶段， Ro>2.0%，此期是干酪根过成熟期，地温>150℃，埋深>4500m，热降解产物主要是甲烷。