煤氣層產業投融資體制改革研究

❶ 煤炭與煤層氣綜合開發模式研究

一、國外煤層氣開發模式

（1）煤礦井下抽采模式。英國、德國等西歐國家煤層氣資源量小，噸煤含氣量較低，不適合地面開發煤層氣，煤層氣開發主要採用煤炭采前井下抽采和采空區封閉抽采，無地面開發。

（2）地面開發模式。美國、加拿大、澳大利亞三國煤層氣資源豐富，噸煤含氣量較高，原生煤發育，主要採用地面煤層氣開采模式。2008年，美國地面開發煤層氣產量約557×10⁸m³，井下抽采60×10⁸m³；澳大利亞地面開發煤層氣年產36×10⁸m³，井下抽采10×10⁸m³；加拿大地面開發煤層氣年產86×10⁸m³，井下抽采6×10⁸m³。

二、中國先採氣後採煤開發模式設想

（一）現行的煤炭與煤層氣開發模式無法根本杜絕瓦斯災害

煤層氣是造成煤礦瓦斯突出和爆炸的罪魁禍首，近10年來，全國每年煤礦安全事故死亡人數大多在5000人以上，佔全球煤炭行業死亡人數的80%，其中由瓦斯災害引起的人員死亡一般在2000人以上，近兩年雖有所下降，但仍遠高於世界平均水平。

長期以來，煤礦抽排工作主要採取「邊掘邊抽、邊采邊抽、采後抽放」等方法治理瓦斯，瓦斯抽採在煤礦開采、掘進一並進行，危險性很大，惡性瓦斯爆炸事故難以根本杜絕，同時導致礦井煤層氣抽采率低且抽采瓦斯濃度偏低，利用率低下。

實踐證明，傳統瓦斯治理方式不能從根本上杜絕瓦斯災害，隨著煤層氣地面開發技術的日臻成熟，使得通過地面鑽井開發煤層氣成為可能，通過地面與井下協同開采，不同階段各有側重，最大限度地降低煤礦瓦斯含量，從根本上杜絕煤礦安全事故，最大限度地利用資源，保護環境，可以收到良好的安全效應、資源效應、環境效應和社會效應。

隨著煤層氣產業的快速發展，煤層氣的開發利用也存在兩個誤區：一是煤礦企業把煤層氣當作有害氣體對待，抽採煤層氣是為了保障煤礦安全生產，忽視了煤層氣巨大的資源效應、環境效應和社會效應。二是近幾年煤層氣開發沒有考慮對後續採煤的影響，將對後續的煤炭開采帶來安全隱患。因此，如何理順煤炭生產與煤層氣開發利用之間的協調關系，建立井下抽采與地面開發相結合的煤層氣開發模式，使煤炭產業和煤層氣產業得到協調有序發展是擺在面前的亟待解決的問題。

（二）中國應走井下抽采與地面開發相結合的煤層氣開發模式

中國煤層氣產業發展應借鑒北美地面開發煤層氣和西歐煤礦區井下抽採煤層氣的成功經驗，依據不同地區的煤層氣地質特點和煤炭開采程度，採取煤層氣地面開發與井下抽采相結合的道路，是實現中國煤炭與煤層氣綜合開發利用的有效途徑。

因此，中國煤層氣與煤炭綜合開發應該遵循的原則：一是不同地質條件區別對待，採取不同開采方式，不能一刀切。二是煤礦生產區和煤礦規劃區區別對待，煤礦生產區以保安全為主，在確保煤炭安全生產前提下盡可能開發利用煤層氣；煤礦規劃區嚴格按照先採氣後採煤開發程序執行。

1.不同地質條件區別對待，採取不同開采方式

中國煤層氣地質條件復雜，開發難易差別大。地質條件簡單，煤體結構保存較好的地區，煤層氣地面開發較易；而構造條件復雜，煤體結構遭到嚴重破壞的地區，煤層氣地面開發較難。因此，應根據不同地質條件區別對待。

對噸煤含氣量高於6m³/t的煤體結構保存較好的原生結構煤發育的含氣區，應先採氣後採煤；煤體結構保存較差的構造煤發育區及低含氣區，應以井下抽采為主，先抽後采。

2.噸煤含氣量高於6m³/t且原生結構煤發育的煤礦生產區和規劃區區別對待

煤炭生產區：以保障煤炭生產安全為主，在確保煤炭安全生產前提下盡可能開發利用煤層氣，如果安全生產得不到保證，應無條件停止煤礦開采，採用地面鑽井及井下采前預抽等方法降低煤層含氣量，使之達到安全標准後方可進行煤炭開采。

煤炭規劃區：對於含氣量大於6m³/t的原生結構煤發育的煤炭規劃區，應嚴格按照先地面采氣後井下採煤的開發程序進行，即：①利用保護煤層的地面鑽完井的增產措施，預抽原始煤層的煤層氣；②開采期抽采，利用採掘工作的超前壓力，開采卸壓，進行井下煤層氣抽采；③采空區及廢棄礦井的煤層氣抽采，主採煤層開采之後，卸壓更為充分，通過地面鑽井、埋管及巷道抽採煤層氣；④礦井通風煤層氣的回收利用（圖5-18）。

圖5-18 中國煤層氣開發模式流程示意圖

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2008年中國天然氣行業調研及投資咨詢報告

本報告主要依據國家統計局、國家發改委、國家商務部、國家海關總署、國務院發展研究中心、國際天然氣協會、中國石油和化學工業協會、美國《油氣雜志》、中國行業調研網、國內外相關刊物的基礎信息以及天然氣行業研究單位等公布和提供的大量資料，結合深入的市場調查資料，立足於世界天然氣行業整體發展大勢，對中國天然氣行業的運行情況、主要細分市場、競爭格局等進行了分析及預測，並對未來天然氣行業發展的整體環境及發展趨勢進行探討和研判，最後在前面大量分析、預測的基礎上，研究了天然氣行業今後的發展與投資策略，為天然氣生產、供應等企業在激烈的市場競爭中洞察先機，根據市場需求及時調整經營策略，為戰略投資者選擇恰當的投資時機和公司領導層做戰略規劃提供了准確的市場情報信息及科學的決策依據，同時對銀行信貸部門也具有極大的參考價值。

報告目錄 第一部分 行業發展分析

第一章 天然氣概述
第一節 天然氣概述天然氣簡介
一、定義
二、天然氣的形成及分類
三、天然氣的性質和特點
四、天然氣的運輸與置換
第二節 LNG、CNG與LPG的區別
第三節 天然氣的特性與用途
一、天然氣的特性
二、天然氣的用途

第二章 世界天然氣工業發展狀況分析
第一節 世界天然氣儲量情況
一、世界天然氣儲量分布情況
二、世界油氣發現規模情況分析
三、世界深海油氣勘探前景廣闊
第二節 世界天然氣價格與原油價格的關系及其發展趨勢
一、歐洲與亞洲的天然氣計價公式
二、價格公式在市場取消管制後面臨的挑戰
三、天然氣價格與石油價格的間接聯系
四、未來趨勢
第三節 世界天然氣發展情況分析
一、世界石油天然氣工業的現狀與展望
二、世界天然氣消費情況
三、世界天然氣市場集中度分析
四、世界石油和天然氣行業並購情況分析
五、世界天然氣水合物研究取得較大進展
六、未來國際天然氣管道建設將在全球范圍內進行
七、2007年全球天然氣價格分析
八、2007年世界天然氣貿易情況分析
九、2008年全球石油天然氣行業預測
第四節 世界液化天然氣發展情況分析
一、世界LNG發展環境分析
二、世界液化天然氣發展現狀與展望
三、LNG在全球天然氣市場的作用
四、世界液化氣貿易情況分析
五、世界LNG運輸能力分析
六、世界液化天然氣消費量趨勢
七、液化天然氣航運市場近期及遠期發展分析
八、LNG在國際天然氣貿易中所佔份額情況
九、全球液化天然氣開發投資情況分析
十、世界液化天然氣消費量增長預測

第三章 中國天然氣行業發展環境分析
第一節 中國天然氣行業監管體制分析
一、中國天然氣行業監管體制現狀
一、中國天然氣行業監管體制發展方向
第二節 中國天然氣行業政策環境分析
一、原油天然氣資源稅稅額調整情況介紹
二、我國天然氣技術標准體系基本建立
三、2006年民企獲天然氣進口權
四、2007年《天然氣利用政策》正式實施
五、2007年我國取消天然氣等自動進口許可管理及其影響
六、2007年經報稅務總局批准部分經營天然氣外企可享優惠稅率
七、2007年關於外商投資經營天然氣項目享受生產性企業有關問題的通知
八、天然氣發展「十一五」規劃綱要
九、發改委稱十一五民資將進石油天然氣上游領域
第三節 天然氣定價體制改革進展
一、天然氣定價機制改革現狀
二、天然氣價格改革先商品化再市場化
三、天然氣價格與國際接軌關鍵是定價機制改革
四、天然氣價格市場化要統籌兼顧

第四章 中國天然氣行業發展情況分析
第一節 我國天然氣儲量情況分析
一、中國天然氣資源分布情況
二、「十五」期間我國探明天然氣儲量大增
三、近年中國石油、天然氣戰略資源分析
四、我國石油天然氣探明程度遠低於世界水平
五、我國最大整裝天然氣田探明儲量預測
第二節 天然氣對我國能源安全的作用及對策
一、我國天然氣工業現狀及發展趨勢
二、天然氣對我國能源安全的作用及對策
第三節 天然氣的利用與中國的節能減排
一、天然氣應當為中國的節能減排服務
二、利用天然氣實現節能減排的條件和方式
三、重視合理的能源替代，充分發揮天然氣的作用
第四節 中國天然氣行業發展現狀分析
一、中國促進天然氣產業健康發展
二、我國成為世界天然氣增長最快的國家
三、中國在天然氣發展時代路徑的選擇
四、天然氣時代 中國遭遇困局
五、天然氣業務將成石化行業新亮點
六、中國液化天然氣和石油氣前景看好
第五節 2007年中國天然氣行業經濟運行情況分析
一、2007年石油及天然氣開采業運行情況分析
二、2007年1-12月天然氣生產量情況
三、2007年12月石油和天然氣開采業產值
四、2007年1-12月份石油及天然氣開采業固定資產投資情況
五、2007年1-12月中國石油和天然氣開采業收入利潤情況
六、2007年1-12月中國石油和天然氣開采業虧損企業累計虧損情況
第六節 我國天然氣管網發展情況分析
一、覆蓋全國的天然氣管網逐步形成
二、我國油氣管道安全運行形勢嚴峻
三、「西氣東送」天然氣管網框架初步形成
四、我國天然氣管網正式進入快速發展階段
五、2007年中俄東線天然氣管道建設取得重要突破
六、2008年上海天然氣主幹管網二期工程開工
七、我國應加強天然氣管網建設整體規劃

第五章 中國天然氣行業供需情況分析
第一節 中國天然氣生產供應情況分析
一、我國天然氣市場供應格局分析
二、我國天然氣供應存在的主要問題
三、2007年石油天然氣生產增長情況
四、2007年我國天然氣進口情況
五、2008年我國天然氣產量預計
第二節 中國天然氣消費情況分析
一、我國天然氣市場消費現狀
二、我國形成七大類天然氣消費市場
三、我國天然氣消費結構正逐步轉變
四、我國天然氣用戶結構面臨調整
五、2007年中國天然氣出口香港分析
六、2008年中國液化天然氣接收站用戶增長預計
第三節 西氣東輸對我國天然氣消費及能源消費結構的影響
一、西氣東輸占我國新增天然氣消費量50%
二、西氣東輸對我國天然氣消費及能源消費結構的影響
第四節 國內天然氣市場供需矛盾成發展瓶頸

第二部分 市場分析

第六章 中國天然氣市場分析
第一節 中國天然氣市場概況
一、天然氣市場發展的特點
二、我國天然氣市場發展解析
三、我國天然氣市場發展思路
四、我國天然氣市場的發展及存在的主要問題
第二節 2007年中國天然氣市場分析
一、2007年中國天然氣市場發展變化
二、2007年天然氣市場價格分析
第三節 2008年我國天然氣市場預測

第七章 中國液化天然氣市場分析
第一節 中國液化天然氣發展現狀分析
一、中國LNG發展現狀
二、中國液化天然氣產業鏈
三、中國應大力發展液化天然氣緩解能源緊張
四、中國謀求液化天然氣供應戰略多元化
五、2007年中國LNG的進口情況
六、2007年馬來西亞液化天然氣供應上海項目啟動
第二節 積極有序地發展我國液化天然氣產業
一、當前LNG產業發展的國際環境
二、天然氣需求增長帶動下的我國LNG產業發展
三、我國發展液化天然氣產業正當時
四、中國發展LNG應注意的問題

第三部分 進出口市場分析

第八章 中國天然氣進出口市場分析
第一節 2007年中國天然氣進出口分析
第二節 2007年中國天然氣進出口統計
一、2007年天然原油和天然氣開采出口統計
二、2007年天然原油和天然氣開采進口統計
三、2007年我國天然氣進出口量值表
四、2007年我國液化天然氣進出口量值表
第三節 中國天然氣進口來源情況分析
一、俄羅斯
二、中亞地區
三、巴基斯坦
五、土庫曼
六、哈薩克
八、馬來西亞
九、緬甸
十、其他國家和地區
第四節 中國天然氣進口困局及對策
一、中國天然氣進口困局
二、中國天然氣進口對策

第九章 世界主要天然氣生產國家和地區分析
第一節 俄羅斯天然氣發展情況分析
一、俄羅斯油氣工業發展現狀
二、2006-2007年俄羅斯天然氣產量
三、2007年俄羅斯天然氣出口分析
四、2007年俄天然氣工業公司收購BP在俄合資企業股份
五、2007年中俄石油天然氣合作的現狀及未來
六、2007年中俄東線天然氣管道建設取得重要突破
七、2008年俄羅斯等將削減天然氣外銷滿足內需
八、2008年俄羅斯計劃在遠東投資修建天然氣管道
九、2008年俄圖謀「天然氣歐佩克」
十、2008年俄天然氣年產量預測
第二節 海灣及中東地區天然氣發展情況分析
一、海灣地區天然氣儲量情況以及分布格局狀況
二、中東正在崛起為世界天然氣供應基地
三、未來海灣及中東各國天然氣發展預測
四、今後年阿拉伯國家天然氣需求預測
五、沙特計劃大規模增加已探明天然氣儲備
第三節 中亞油氣供應形勢分析
一、中亞將成為世界主要應急能源供應地
二、哈薩克油氣供應分析
三、土庫曼油氣供應分析
四、烏茲別克油氣供應分析
五、吉爾吉斯斯坦和塔吉克油氣供應分析
第四節 土庫曼石油天然氣產業發展現狀及前景預測
一、石油天然氣的儲量及資源量
二、石油天然氣的開采
三、石油天然氣的加工與消耗
四、石油天然氣及其加工產品的出口
五、石油天然氣開采、消耗及出口預測
第五節 其它國家天然氣發展情況分析
一、新加坡天然氣工業概況
二、英國天然氣生產情況分析
三、歐盟國天然氣消費情況分析
四、阿曼天然氣工業概況
五、阿爾及利亞天然氣工業概況
六、印度尼西亞天然氣發展情況分析
七、印度天然氣產量分析及預測
八、科威特計劃2008年開始商業生產天然氣
九、利比亞、阿爾及利亞油氣資源簡析
十、2007年伊拉克發現國內迄今最大天然氣油田
十一、2007年巴西在東部沿海發現新天然氣資源
十二、2008年美國市場天然氣分析及預測
十三、中國和印度或將成為亞太地區天然氣價格制定者

第四部分 區域市場及企業分析

第十章 中國天然氣區域市場分析
第一節 西北地區天然氣市場分析
一、新疆探明天然氣儲量
二、新疆將成我國石油天然氣最大產區
三、2007年新疆天然氣生產和外輸量連續三年全國第一
四、塔里木油田年產天然氣情況分析
五、塔里木盆地建成中國最大天然氣生產基地
六、陝西天然氣發展情況分析
七、青海省天然氣行業發展前景良好
八、「十一五」內蒙古西部將建立天然氣化工基地
第二節 東北地區天然氣市場分析
一、中國東北天然氣利用現狀
二、中國東北天然氣需求潛力分析
三、2007年大慶油田天然氣產量
四、東北地區天然氣市場發展建議
五、2007年我國東北天然氣管網建設啟動
第三節 西南地區天然氣市場分析
一、西部地區四大天然氣田
二、西南地區天然氣生產和消費情況
三、西南地區天然氣優勢分析
四、西南地區天然氣消費情況有待改善
五、2007年西南油氣田新增天然氣5.2億立方米
六、2007年四川達州發現特大天然氣田
七、2007年四川達州開建1萬立方米天然氣低溫儲藏罐
八、2007年四川天然氣東送利益分配敲定
九、2008年四川冀望與兩石油巨頭合資開發天然氣
十、2008年外資加緊開發四川天然氣
第四節 東南部地區天然氣市場分析
一、我國近海天然氣分布與勘探潛力
二、我國南海發現千億立方米天然氣資源
三、我國東南沿海液化天然氣發展問題
四、浙江「十一五」提高天然氣消費比例
五、蘇北五市天然氣利用現狀及市場展望
六、上海市將大力發展天然氣等清潔能源
七、到2011年上海將有五大天然氣來源
八、珠三角液化天然氣潛在需求800萬噸/年
九、廣東天然氣項目發展規劃
十、深圳LNG產業進入黃金期
十一、2008年廣東天然氣發電廠停產止虧
十二、2008年中石化首次對澳門輸送天然氣
第五節 其它地區天然氣市場分析
一、2007年北京天然氣用量和用戶數居全國城市之首
二、2008年中石化加速布局山東天然氣市場
第六節 新疆石油天然氣開發有利條件及競爭力分析
一、新疆石油天然氣發展有利條件及競爭力分析
二、新疆石油天然氣產業發展態勢及重要地位
三、新疆石油天然氣開發利用展望
四、新疆採油三廠向天然氣專業化生產過渡

第十一章 主要企業發展情況分析
第一節 中國石油天然氣股份有限公司
一、公司概況
二、2007年公司經營情況分析
三、2007年公司天然氣產量分析
四、2007年天然氣投資情況
五、2007年公司海外擴張情況
六、2007年中石油華北天然氣儲氣庫項目開工
七、2007年中石油投千億全國布局天然氣管道
八、2007年中國石化與中國海油簽署天然氣業務合作框架協議
九、2008年天然氣產量預測
第二節 中國石油化工集團公司
一、公司概況
二、2007年經營情況分析
三、2007年公司天然氣產量分析
四、2008年中石化選用GE技術向東部輸送天然氣
五、2008年中石化天然氣正式進入西氣東輸管線
第三節 中國海洋石油總公司
一、公司概況
二、2007年公司經營情況分析
三、2007年公司天然氣產量分析
四、2007年在廣東投資天然氣輸出項目
五、2007年在渤海勘探獲新油氣發現
六、2007年中海油籌建首個天然氣液化項目
七、2007年中海油在廣東百億元投資天然氣輸出項目
第四節 四川廣安愛眾股份有限公司
一、企業概況
二、2007年經營情況分析
三、2007年財務數據分析
第五節 長春燃氣股份有限公司
一、企業概況
二、2007年經營情況分析
三、2007年財務數據分析
第六節 四川明星電力股份有限公司
一、企業概況
二、2007年經營情況分析
三、2007年財務數據分析
第七節 申能股份有限公司
一、企業概況
二、2007年經營情況分析
三、2007年財務數據分析
第八節 海洋石油工程股份有限公司
一、企業概況
二、2007年經營情況分析
三、2007年財務數據分析
第九節 新疆廣匯實業股份有限公司
一、企業概況
二、2007年經營情況分析
三、2007年財務數據分析
第十節 上海大眾公用事業(集團)股份有限公司
一、企業概況
二、2007年經營情況分析
三、2007年財務數據分析

第五部分 趨勢及策略

第十二章 相關產業發展及其對天然氣行業影響分析
第一節 世界能源市場發展狀況
一、世界能源消費增長情況
二、未來世界能源格局預測
三、今後十年世界能源的發展趨勢及其啟示
四、2010年世界能源消費預測
第二節 我國能源市場發展狀況
一、能源供需形勢分析
二、外國石油公司逐步淡出渤海
三、中國能源領域面臨四大挑戰
四、我國將加快能源行業市場化改革
五、年中國能源發展預測
六、氣體能源推進中國能源結構的轉變
第三節 中國煤層氣市場分析
一、煤層氣與常規天然氣主要異同比較
二、煤層氣抽采利用獲國家政策支持
三、我國煤層氣產業化要提速
四、「十一五」煤層氣開發利用規劃布局和主要任務
五、我國煤層氣發展潛力分析
第四節 中國LPG市場分析
一、中國LPG市場總體特徵
二、2007年國內LPG需求分析
三、2007年我國LPG供給分析
第五節 中國天然氣與其它能源的發展關系
一、天然氣與煤炭的關系
二、天然氣與石油的關系
三、天然氣與可再生能源的關系
四、天然氣與電力在終端使用上的關系

第十三章 2008年及未來幾年天然氣產業發展預測
第一節 2008年及未來世界天然氣發展預測
一、世界天然氣貿易發展年增長率預測
二、全球天然氣市場發展趨勢
三、天然氣將成為跨國石油集團增長點
四、2030年世界天然氣消費量預測
五、2030年歐洲天然氣進口依存度預測
第二節 2008年及未來幾年中國天然氣產業發展趨勢
一、我國天然氣應用前景思考
二、我國未來天然氣市場整體環境趨於利好
三、天然氣產業「十一五」迎來快發展
四、2008年及未來幾年天然氣產業發展趨勢
五、2008年及未來幾年之前我國天然氣市場供需形勢
六、2008年天然氣和LNG領域國際合作及市場發展態勢
七、中國未來20年天然氣路線圖
第三節 2008年及未來幾年中國天然氣市場需求預測
一、我國天然氣需求與消費結構發展趨勢
二、2010年中國天然氣需求預測
三、今後年我國天然氣需求及供應格局預測
第四節 2008年及未來幾年天然氣價格預測
一、我國天然氣價格上漲趨勢
二、發改委定調天然氣漲價
第五節 2008年及未來幾年中國天然氣資源勘探預測
一、我國海域油氣勘探取得重要進展
二、我國近海天然氣分布與勘探潛力
三、我國油氣資源未來將現四大熱點區域
四、我國油氣聚集遠景地區劃定
五、「十一五」期間油氣資源發展展望
六、未來幾年我國石油天然氣探明儲量
第六節 天然氣水合物
一、天然氣水合物的研究進展及分布
二、我國成功鑽取天然氣水合物
三、我國重視天然氣水合物研究
四、中國南海北部天然氣水合物鑽探航次結束
五、天然氣水合物:改變全球競爭力的能源新競賽

第十四章 2008年及未來幾年中國天然氣行業發展戰略
第一節 天然氣戰略規劃模型及案例分析
一、天然氣戰略規劃模型構成
二、案例分析
三、結論與建議
第二節 天然氣產業發展戰略
一、讓天然氣在能源競爭中占上風
二、破解天然氣時代中國遭遇的困局
三、我國應在天然氣儲庫建設方面予以加強
四、中國天然氣一體化發展的思考
五、中國天然氣供應安全戰略研究
第三節 天然氣產業發展戰略措施
一、樹立和強化新的資源價值觀
二、建立國家天然氣協調管理體系
三、促進天然氣產業主體的建立和完善
四、推動上下游一體化協調發展
五、加大天然氣產業投資力度
六、加強天然氣勘探開發技術攻關
七、加強天然氣利用技術的研究
八、大力發展液化天然氣緩解能源緊張
第四節 天然氣市場發展戰略
一、專家建議我國應加強天然氣市場培育
二、我國天然氣市場發展思路
三、中國天然氣消費市場定位探討
四、進口液化天然氣的需求推動戰略
第五節 能源新格局下中國液化天然氣的發展
一、廣東LNG項目的重要意義及其經驗和啟示
二、全球天然氣格局變化帶來的影響
三、中國發展LNG應採取的策略
四、中國發展LNG應注意的問題
五、中國天然氣發電發展方向
第六節 天然氣銷售企業社會戰略營銷模式的構建與實施
一、天然氣銷售企業的特點與社會戰略營銷概念的提出
二、企業社會戰略營銷模式的構建
三、企業社會戰略營銷策略的制定與實施
四、企業社會戰略營銷管理實施案例

第十五章 2008年及未來幾年中國天然氣產業投資分析
第一節 天然氣產業投資機會分析
一、天然氣投資前景分析
二、中國天然氣產業存在巨大發展空間
三、全球天然氣投資市場的特點
四、天然氣在市場需求方面的比較優勢
五、天然氣消費市場定位應優先中東部地區用氣
六、民營企業投資天然氣正當時
七、油價助推天然氣投資走紅
八、天然氣價格上漲出現的投資機會
九、天然氣置換帶來的民資投資機會
十、天然氣利用政策即將出台
第二節 天然氣產業投資風險因素分析
一、價格變化的風險因素
二、季節 變化的風險因素
三、專用性資產的風險因素
四、競爭性替代品的風險因素
五、結構性的風險因素
第三節 市場風險防範措施
一、採取鼓勵政策
二、推進天然氣產業鏈市場競爭格局的形成
三、適當發展天然氣發電
第四節 LNG行業SWOT分析
一、優勢（Strengths）
二、劣勢(Weaknesses)
三、機會(Opportunities)
四、風險(Threats)

第十六章 中國天然氣項目融資問題分析
第一節 天然氣項目的融資演變
第二節 天然氣項目特點、融資特點及影響因素分析
一、天然氣及其項目的主要特點
二、天然氣項目的融資特點
三、天然氣項目的融資相關影響因素
第三節 關於中國未來天然氣項目的融資對策與建議
一、從產業鏈的整體考慮項目的融資
二、從產業鏈的三個環節 考慮項目的融資
三、採用多種形式進行項目融資
四、本國籌資的重要性
五、有效吸引私人投資
六、政府的政策支持

第十七章 中國天然氣主要投資領域分析
第一節 天然氣在城市燃氣領域的發展狀況
一、中國城市燃氣的現狀
二、資源定價改革背景下的城市燃氣業
三、我國城市燃氣實現多氣源相輔互補
四、發改委優先保證生活用天然氣
五、我國民用燃氣市場LPG將與天然氣長期並存
六、至年中國城市燃氣用天然氣消費量預測
第二節 天然氣在汽車燃料領域的發展狀況
一、天然氣燃料的物理性質
二、天然氣汽車發展現狀
三、天然氣汽車的種類
四、天然氣替代汽柴油的優點
五、天然氣加氣站簡介
六、發展趨勢
第三節 天然氣在發電領域的發展狀況
一、天然氣發電現狀
二、全國最大的天然氣發電廠在杭州建成投產
三、天然氣價格正在影響全球發電燃料結構
四、天然氣發電四大優勢
五、天然氣發電的問題與對策
六、天然氣發電技術特點和應用前景
第四節 談中國液化天然氣小區氣化的發展
一、中國發展LNG小區氣化的有利條件
二、中國LNG小區氣化的崛起

部分圖表目錄
略---

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❸ 煤層氣產業的管理法規

從美國天然氣工業政策法規的變化過程，我們可以看出美國煤層氣產業快速發展的深層次原因是:在煤層氣開發初期，政府的財政補貼和稅收優惠政策使煤層氣生產商有利可圖，增強了煤層氣產業的競爭力，刺激了煤層氣產量增加，市場需求大幅度增長，管線建設速度加快，開發規模加大。煤層氣在美國被作為天然氣的補充氣源，政府將其納入天然氣工業的管理框架下，再給予一些優惠的鼓勵政策，使煤層氣與常規天然氣具有相似的競爭條件和能力，促進了煤層氣產業的迅速發展^{［69～71］}。

1938年，美國政府認為天然氣工業過分集中，由於壟斷而導致天然氣市場價格扭曲，為保護消費者獲得充足和價格合理的天然氣供應，美國國會通過了《天然氣法》，授權聯邦電力委員會(Federal Power Commission)對州際間的天然氣運輸和貿易進行監管，但天然氣井口價不在聯邦電力委員會的監管范圍內。1954年，美國最高法院裁決天然氣生產者通過州際管線銷售的天然氣井口價格由聯邦電力委員會監管，由此美國天然氣工業進入全面管制階段。但政府監管天然氣價格妨礙了天然氣正常的生產和消費，天然氣生產商的投資積極性降低，經濟效率低下，導致美國20世紀60～70年代天然氣供應缺乏，1976～1977年冬天美國中西部和東北部出現天然氣供應危機。為了應對能源危機，改變天然氣供應短缺的局面，1978年美國國會頒布了《國家能源法》，其中包括《天然氣政策法》，制定了用新的指導性市場批發價格取代聯邦電力委員會控制的價格，從立法上確立了天然氣市場價格機制。1980年，美國政府出台了《能源意外獲利法》，其中第二十九條是專門針對非常規能源(煤層氣、緻密砂岩氣等)生產的稅收優惠政策，規定每生產1桶油當量的非常規能源給予3美元(1979年美元價)的稅收補貼^［72］。1985年，美國聯邦能源監管委員會(FERC)發布了部分井口價格解除後對天然氣管道公司監管的第436號令，鼓勵管道公司向市場提供公開的和無歧視的天然氣輸送服務，允許天然氣下游用戶直接向生產區域的天然氣生產商購買天然氣並通過州際管道運輸。1987年，美國聯邦能源監管委員會(FERC)出台了第500號令，解除了管道公司在20世紀70年代天然氣短缺時期為保證天然氣供應同天然氣生產商簽訂的照付不議合同的責任。1989年，美國國會頒布了《天然氣井口解除控製法》，該法規定自1993年開始，全部廢除有關對生產者銷售天然氣井口價格監管的法規。1992年，聯邦能源委員會又發布了第636號令，要求管道公司提供公開准入運輸服務，對不管是否從管道公司購買天然氣，都應提供公開的、同質的輸送服務。1985～1995年間，由於第436、第500和第636號法令的發布，美國天然氣供應量顯著增加，氣價穩步下降，天然氣市場機制逐步建立。

從美國天然氣工業發展的進程看，聯邦電力委員會出台的有關天然氣氣價監管法規是導致美國天然氣供應缺乏的主要原因。那些法規試圖由政府主導價格，通過限制天然氣價格來維護消費者的利益，其結果挫傷了天然氣生產商的積極性，導致了美國天然氣供需不平衡，出現了天然氣供應短缺的局面。1978年的《天然氣政策法》取消了天然氣價格監管，刺激了天然氣生產，增加了天然氣供應量。1985年第436號法令和1992年第636號法令不僅為天然氣銷售提供了靈活的市場通道，而且把天然氣銷售與管道輸送分開，為美國天然氣市場機制的建立奠定了法律基礎。1988～1994年，美國天然氣井口價平均下降了11%^［73］。煤層氣在美國作為非常規天然氣，受天然氣工業的政策法規調整。煤層氣除了與常規天然氣同樣執行市場定價和靈活的管道輸送服務外，還享有特殊的稅收補貼政策，從而為煤層氣和常規天然氣競爭創造了條件。美國煤層氣產業迅速發展的原因是市場定價、完善的管道輸送服務和政府的稅收補貼，特別是1980年頒布的《能源意外獲利法》中第二十九條對非常規能源開發的稅收補貼政策，是美國煤層氣產業發展的重要因素^［74］。

❹ 促進我國煤層氣產業發展的建議

目前，我國煤層氣產業正處於發展的起步階段，亟待政府的培育、扶持與引導。為實現煤層氣產業化、規模化發展，有效解決煤礦安全生產問題，應當堅持科學發展觀，在體制、機制和政策上創造更多、更加有利於煤層氣產業發展的條件和機會。為此，提出促進我國煤層氣產業發展的建議如下：

（一）大力加強煤層氣基礎理論研究

借鑒國外先進的理論經驗，在常規天然氣地質學的理論和方法啟發下，通過典型煤層氣藏的詳細解剖，研究煤層氣藏的形成過程與非均質性，總結煤層氣富集成藏規律；完善煤層氣藏數值模擬技術；研究關於煤層氣藏「工業指標」的問題，建立煤層氣藏描述的方法和參數體系。從而構建起較完備的煤層氣藏理論，為預測煤層氣高滲富集區、指導勘探開發和煤礦瓦斯抽放提供理論依據。

我國無煙煤數量多，分布廣。應從煤變質作用類型、變質程度、構造變形等不同方面對其機理進行深入研究，揭示無煙煤儲、滲性能的控制因素，提出相應的預測方法。我國東北、西北低煤級煤層氣資源豐富。通過對低煤級煤的孔隙結構、吸附能力、生氣量和煤層氣賦存方式等一系列問題進行系統研究和分析，形成對低煤級煤層氣資源評價與勘探開發的新思路和新方法，為尋找相應的解決途徑、調整勘探部署提供科學依據。這樣可「激活」低煤級煤中豐富的煤層氣資源，開拓我國煤層氣資源開發新領域。這不僅對發展和豐富煤層氣基礎理論具有重要意義，而且對開發無煙煤、低變質煤中的煤層氣資源具有指導作用。

（二）開展煤層氣勘探開發關鍵技術攻關

煤層氣開發的經濟效益需要以高新技術作保障，高新技術含量已經成為衡量煤層氣開發項目成敗的重要指標。加大對煤層氣勘探開發關鍵技術的科技攻關，將儲層無污染的鑽井技術、高效壓裂技術、定向井和羽狀井技術以及注氮和二氧化碳置換增產、煤礦瓦斯抽放等主要技術列入國家重大基礎研究項目計劃、國家五年攻關計劃、國家自然科學基金重點研究項目計劃，優先安排，從而形成適合我國煤層氣地質特點的配套工藝技術，促進我國煤層氣產業的形成與發展。

（三）加大對煤層氣勘探開發的投入

制定煤層氣勘探開發規劃、產業發展規劃和產業扶持政策。統一管理和協調煤層氣勘探開發工作，關注煤層氣開發的宏觀布局。對重點有利區和煤層氣示範項目加大資金投入，落實生產項目，加大勘探開發實物工作量，爭取在5～10年內部署煤層氣開發井10000口以上。積極引導商業性投入，廣泛吸引社會各方面資金。將對煤礦瓦斯抽放與利用的研究開發列入中長期科技發展規劃，重點支持高效煤層氣經濟抽采技術的開發及相關應用基礎理論的研究，每年列入專項科研項目，撥付專項費用，集中加大煤層氣的科技投入，以煤層氣科技的創新帶動煤層氣生產上的突破。

（四）加大長輸管網等基礎設施建設

制訂和出台天然氣（含煤層氣）長輸管網法規政策，實現氣田、管網、利用的獨立運營模式，加強政府監管，實行市場准入制度，遏制壟斷。無論天然氣還是煤層氣，只要質量達標、價格合理，就可以自由地售出並輸入該管網，這樣就可以解除外國合作者對投資煤層氣勘探開發的後顧之憂。煤層氣發展形成規模後，就應同天然氣一樣走向市場，需要統籌考慮煤層氣和天然氣兩種資源與市場的配置，通過管網把資源和市場聯系起來，推動煤層氣的發展。

加強沿「西氣東輸」、「陝京一線」、「陝京二線」干線附近煤層氣儲運集輸設施的建設，為煤層氣產業下游市場的發展提供基礎條件。雖然煤層氣與天然氣可以混輸，但產出的煤層氣到達地面後一般為低壓，藉助「西氣東輸」主管線進行運輸，必須多級加壓，導致煤層氣生產成本大幅增加，可以通過適當增建一些採用聚乙稀製成的煤層氣專用輸氣管線予以解決。

（五）建立煤層氣開發利用示範工程

我國煤層氣地面開發試驗已從單井評價向井組試驗過渡，一些煤層氣開發項目已顯示出商業化開發前景。我國煤層氣開發應採取新區與老區相結合、重點突破的原則，首先在資源條件好、勘探程度較高的沁水和鄂爾多斯盆地，集中力量開發，使煤層氣生產能力在近期內有較大程度的提高，並在開發利用方面形成突破，並建立井下煤層氣抽放示範項目，煤礦區采動區地面鑽井煤層氣開發示範項目以及煤層氣發電示範項目，帶動煤層氣產業的發展。在國家科技攻關等重大項目中單獨立項，建立一批煤礦區煤層氣開發示範工程。

根據目前勘探成果，建議首先支持沁水盆地南部煤層氣開發利用高技術示範工程。在已經獲得煤層氣探明儲量的346km²范圍內，已鑽井150口，壓裂40口，目前每天產能達到8×10⁴m³左右，並計劃在近5年內部署煤層氣開發井約2 000口，建成年產20×10⁸～30×10⁸m³的大型煤層氣生產區。

（六）出台煤層氣產業發展的優惠政策

煤層氣產業要想得到大的發展，國家有關煤層氣開發利用的政策支持一定要到位。煤層氣開發在某種意義上來說有很大的公益性，國家在勘探、研究和稅費等方面的扶持不可或缺。在煤層氣產業發展的初期，政府資金投入和政策扶持非常必要，美國煤層氣產業的發展歷程表明，政府的經濟鼓勵政策具有決定性作用。建議國家頒布優於常規天然氣開發和對外合作的稅費政策，適用期10～15年。其中包括增值稅為零稅率，所得稅5年免交、5年減半，免交探礦權和采礦權使用費，20年免交資源稅和資源補償費等。安排專項資金重點支持煤礦煤層氣回收利用項目；對煤層氣和煤礦瓦斯抽放利用給予財政補貼，如每抽放1m³煤層氣，給予0.2元補貼，同樣每利用1m³煤層氣，再給予0.1～0.2元補貼。補貼款從企業上交稅款中返還，也不會增加國家財政負擔。通過提供優惠的稅賦政策，鼓勵中小企業和私營企業參與投資和融資，進而保護企業投資煤層氣產業的積極性。

（七）加強煤層氣勘探開發管理

嚴格執行煤層氣資源一級管理，針對目前煤層氣開發利用中缺乏協調，條塊分割嚴重的問題，理清部門、企業之間責、權、利，創造良好的市場運行環境。

對煤層氣資源要實行綜合勘探、綜合開發和綜合利用，在保證國家對煤炭和天然氣正常需求的情況下，建議煤層氣優先於煤炭和常規天然氣勘探開發。對煤層氣生產企業予以同等國民待遇，在體制和機制上，採用市場化運作方式，鼓勵更多的企業進入煤層氣勘探開發領域。建立規范有序、活躍協調的煤層氣開發利用市場，盡快解決煤炭—煤層氣探礦權和采礦權的統一管理和協調機制，從政策和體制上協調煤炭企業、煤層氣企業、石油天然氣企業之間在煤層氣資源管理和開發利用中的利益關系。必須堅持國家為主，地方和企業積極參與支持的政策，共同推動煤層氣產業的發展。同時，嚴格煤層氣對外合作管理，依據標准合同，及時做好煤層氣合作區塊核減工作。完善煤層氣地質綜合勘探開發技術規范、資源量預測評價規范、儲量評定規范以及其它相應的技術規范等。

（八）嚴格煤礦瓦斯抽放利用管理

建議國家對新建高瓦斯煤礦，嚴格做到先採氣後採煤，並依據煤層氣開發程度決定煤礦生產規模和許可證發放。對正在開發的高瓦斯煤礦，採取以抽定產的強制措施，要求煤礦做到限期整改，消除瓦斯爆炸事故，保障國民經濟可持續發展。制定甲烷減排補貼和排放超標罰款法規，鼓勵煤礦企業開發和利用煤層氣，同時，建議政府從技術、政策、法規層面上，引導企業走採煤采氣一體化，建設綠色安全煤礦的路子。保護煤礦區珍貴的煤層氣資源，大幅度減少我國甲烷向大氣排放的數量。

（九）對煤層氣資源進行動態評價

隨著地質認識和勘探開發形勢的不斷變化，對煤層氣資源的認識也應不斷更新，需要開展經常性評價，實現資源評價系統化、制度化、動態化，為制定能源政策和編制國家能源中長期發展規劃，提供重要科學依據。建議以新一輪全國煤層氣資源評價結果為基礎，在煤層氣資源評價系統的支持下，根據勘探新成果和儲量變化，每年對已勘探開發盆地和區帶進行動態評價。對靠近城市群的重點地區煤層氣資源利用潛力和煤層氣資源認識發生較大變化的地區開展重點評價。

❺ 加快中國煤層氣產業發展的建議

中國的煤層氣產業取得了豐碩的成果，但也存在一些問題。如煤炭生產和煤層氣開發缺乏統一協調發展的模式，缺乏統一的煤層氣勘探開發標准和規范，秩序混亂，整裝的大型煤層氣田存在分散性、盲目性開發等諸多問題，亟待解決。為了促進中國煤層氣產業的可持續發展，提出以下建議。

一、加強煤層氣產業發展狀況調研

煤層氣產業經過幾十年發展，各方面均取得了一定程度的進展，但截至2009年底，煤層氣地面年產量不足10×10⁸m³，抽放利用率很低，制約煤層氣產業發展的因素包括地質理論、技術方法、體制機制等多方面問題，政府應組織多部門進行調研分析和研究，提出解決問題的根本方法。

二、出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則

落實國務院《關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干意見（國辦發〔2006〕47號）》，出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則，建議先採氣後採煤規定標準定於6m³/t，煤炭生產區在保證煤礦安全生產的前提下，以採煤為主，兼顧煤層氣綜合開發利用，以確保煤炭安全生產，而在煤炭規劃區對噸煤含氣量大於6m³的原生煤含氣區必須先地面采氣後井下採煤；構造煤發育區及低含氣區採用煤礦井下抽採的方式開發利用煤層氣。

就資源利用角度講，中國煤層含氣量小於6m³/t 的煤炭資源量為3.95×10¹²t，占煤炭總資源量的71%；大於6m³/t的煤炭資源量為1.62×10¹²t，占煤炭總資源量的29%（表10-1）。因此採用含氣量大於6m³/t為標准實行先採氣後採煤，不影響當前煤炭產量，又可有效利用資源、遏制瓦斯災害、保護環境。

表10-1 中國不同地區不同含氣量的煤炭資源量與煤層氣資源量對比表

三、進一步加強煤層氣勘探開發科技攻關

全國油氣資源戰略選區項目和國家油氣重大專項都將煤層氣科技攻關列為重要組成部分。但中國煤層氣地質條件復雜，目前僅在中高煤階1000m以淺地區取得煤層氣勘探開發突破，煤層氣勘探開發在構造煤發育區、深煤層、低煤階區以及關鍵技術裝備等領域尚需加強科技攻關。建議國家對煤層氣精細地質研究、低煤階煤層氣勘探開發及煤層氣關鍵鑽完井技術試驗等制約煤層氣產業發展的瓶頸技術，進一步加強科技攻關力度，實現煤層氣產業低成本高效開發。

四、制定統一的煤層氣勘探開發國家標准和規范

應制定統一的煤層氣勘探開發技術國家標准和規范，整頓礦業秩序，規范勘探開發程序。整裝的大型煤層氣田，必須按照統一標准和規范進行集成開發、綜合利用，避免破壞性、分散性、盲目性開發。

五、倡導煤炭生產企業與煤層氣生產企業加強合作

煤炭企業和煤層氣生產企業加強合作，可充分發揮各自的優勢，實現煤層氣和煤炭兩個行業之間的良性運作，互利共贏。形成煤層氣與煤炭綜合開采模式，可有效解決礦權重疊問題，保障採煤安全，加快中國煤層氣產業發展步伐。

❻ 煤層氣產業發展建議

我國的煤層氣產業取得了豐碩的成果，但也存在一些的問題，如煤炭生產和煤層氣開發缺乏統一協調發展的模式，缺乏統一的煤層氣勘探開發標准和規范，秩序混亂，整裝的大型煤層氣田存在分散性，盲目性開發等諸多問題亟待解決。為了促進我國煤層氣產業的可持續發展，提出以下建議：

1.加強煤層氣產業發展狀況調研

煤層氣產業經過幾十年發展，各方面均取得了一定程度的進展，但截至2009年底，煤層氣地面年產量不足10×10⁸m³，抽放利用率很低。制約煤層氣產業發展的因素包括地質理論、技術方法、體制機制等多方面問題，政府應組織多部門進行調研分析和研究，提出解決問題的根本方法。

2.出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則

落實國務院47號文件（國辦發〔2006〕47號）「關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干建議」，出台「先採氣、後採煤」的資源開發政策細則，建議先採氣後採煤規定標準定於6m³/t；煤炭生產區在保證煤礦安全生產的前提下，以採煤為主，兼顧煤層氣綜合開發利用，以確保煤炭安全生產；而在煤炭規劃區對噸煤含氣量大於6m³的原生煤含氣區必須先地面采氣後井下採煤；構造煤發育區及低含氣區採用煤礦井下抽採的方式開發利用煤層氣。

3.進一步加強煤層氣勘探開發科技攻關

全國油氣資源戰略選區項目和國家油氣重大專項都將煤層氣科技攻關列為重要組成部分，但我國煤層氣地質條件復雜，目前僅在中高煤階1000m以淺地區取得煤層氣勘探開發突破，煤層氣勘探開發在構造煤發育區、深煤層、低煤階區以及關鍵技術裝備等領域尚需加強科技攻關。建議國家對煤層氣精細地質研究、低煤階煤層氣勘探開發及煤層氣關鍵鑽完井技術試驗等制約煤層氣產業發展的瓶頸技術進一步加強科技攻關力度，實現煤層氣產業低成本高效開發。

4.制定煤層氣勘探開發技術國家標准和規范

應制定統一的煤層氣勘探開發技術國家標准和規范，整頓礦權秩序，規范勘探開發程序。整裝的大型煤層氣田，必須按照統一標准和規范進行集成開發、綜合利用，避免破壞性、分散性、盲目性開發。

5.倡導煤炭企業與煤層氣企業加強合作

煤炭企業和煤層氣生產企業加強合作，可充分發揮各自的優勢，實現煤層氣和煤炭兩個行業之間的良性運作，互利共贏。形成煤層氣與煤炭綜合開采模式，可有效解決礦權重疊問題，保障採煤安全，加快我國煤層氣產業發展步伐。

❼ 沁水盆地南部煤層氣開發示範工程潘河先導性試驗項目的進展和啟示

葉建平 吳建光

（中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011）

作者簡介：葉建平，男，1962年生，浙江寧海人，博士，教授級高級工程師。長期從事煤田地質與勘探、煤層氣勘探開發生產和科研工作。現在中聯煤層氣有限責任公司，地址：北京市安外大街甲88號，郵編：100011，E-mail：[email protected]。

摘要 潘河項目是國家發展改革委員會正式批准設立的國家級煤層氣開發示範工程。先期僅用了一年時間，完成了100口井的鑽井和完井、40口井的壓裂，完成了地面集輸工程建設，並投入商業化生產。地面集輸工程包括：單井井場工藝流程和4套閥組；集氣站一座，日增壓處理80000m³；供氣站一座，日壓縮80000m³；燃氣發電站一座，日發電2175kW，輸氣管線總計約41km。自動傳輸系統和遠程監控系統一套，以及相應的配套工程。初期排采生產結果顯示，單井產氣量高，單井套壓高，產水量低。單井平均產氣量達到2000m³/d，單井最高產量7434m³/d，產水量平均7m³/d。本區具有良好的煤層氣生產能力。

潘河項目在地質和儲層研究、工程部署、井網優化、鑽井完井技術、增產改造技術、排采技術、煤層氣田集輸技術等各方面取得了豐碩成果。採用的空氣鑽井技術、氮氣泡沫壓裂技術、煤層氣田集輸技術、數據自動採集系統等屬於國內領先的技術，多項技術成果具有高度的創新性，成為潘河項目建設過程中耀眼的光輝。它將科學研究和工程項目密切結合，成為科研與生產相結合的典範。潘河項目的成功建設和投產，使公司從煤層氣勘探階段步入開發階段，也成為我國煤層氣產業發展的一個標志性的里程碑。

關鍵詞 煤層氣 勘探開發 沁水盆地 潘河項目

Progress and Inspiration of Panhe Pilot Project of CBM Demonstration Engineering in South Qinshui Basin

Ye Jianping Wu Jianguang

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

Abstract：Panhe pilot project is a State-level CBM demonstration engineering formally approved by National Development and Reform Commission.In the first phase，it only took one year to finish drilling and completion of 100 CBM wells，fracturing operations of 40 wells as well as construction of surface gathering engineering and to realize commercial proction and gas sale.The surface gathering engineering includes gas flow system of single well，four sets of valve group，one gas gathering station with feeding capacity of 80000 cubic meters，one gas supply station with compression capacity of 80000 cubic meters，gas power station with daily output of 2175 kilowatt，CBM pipeline totaling 41 kilometers long，a set of automatic data transmission system and long-distance supervision and controlling system and other corresponding units.The proction data from Panhe gas field shows that the CBM proction of single well is high with high annulus pressure and low water proction.At present time，the daily average CBMand water proction of single well is respectively about 2000 and 7 cubic meters and peak CBMproction reached 7434 cubic meters per day，which already suggested a promising CBMdevelopment potential in this area.

Panhe pilot project has obtained rich achievements in research of CBM geology and reservoir，engineering programming，optimization of well pattern，technology of drilling and completion，stimulation and proction technologies，gathering and transportation technologies of CBM field，etc.，especially，air-drilling technology，stimulation technology of nitrogen foam，gathering technology of CBMfield and automatic data sampling technology are in the leading position in China e to the high creativity，which has formed the shining points of Panhe pilot project construction.Panhe pilot project will become a model of combining scientific research with proction practice resulting from the combination of research work with engineering construction.The successful construction and start of commercial proction of Panhe project will bring CBMexploration of CUCBMinto development stage and become a symbolic milestone in the history of development of China's CBM instry.

Keywords：CBM；exploration and development；Qinshui Basin；Panhe project；Demonstration project

前言

沁水盆地南部是我國迄今為止發現的最好的煤層氣田。1997年，中聯煤層氣有限責任公司部署了本區第一批勘探鑽井，第一口探井——TL-003井在1998年投入排采，獲得7000m³/d單井產量，取得了我國煤層氣勘探的突破。之後在其周圍部署F Z 井組，到2002年形成15口井的生產試驗井組，實現商業試生產。同時在沁南煤層氣田獲得432×10⁸m³煤層氣探明地質儲量，為煤層氣商業開發奠定了良好的基礎。

2004年3月12日，公司領導換屆後，新一屆領導班子提出了明確的目標，要盡快實現煤層氣商業化生產，確定在山西潘庄區塊和陝西韓城區塊部署煤層氣先導性試驗井組。同時，向國家發展和改革委員會申請設立「沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程」。國家發展改革委員會在2004年12月22日以發改辦高技[2004]2395號文件正式批准設立該國家級煤層氣開發示範工程。該示範項目計劃分三期進行，第一期部署150 井，到2006年建成1×10⁸m³年產能；第二期，再部署400口，達到4×10⁸m³年生產能力；第三期再部署350口，累計達到900口井。三期完成後年生產能力達到7×10⁸m³，從而初步建成沁水盆地煤層氣生產基地。

《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》（以下簡稱潘河項目）的目的是通過煤層氣先導性井網的開發試驗，確定該地區的煤層氣產能，為煤層氣規模開發提供可靠的技術和經濟依據，實現煤層氣商業開發。

第一期工程分三個階段完成，第一階段部署施工40口井鑽井、壓裂工程，進入排采，同時完成地面建設工程。第二階段部署施工60口井，第三階段鑽井50口，壓裂110口。

潘河項目第一期第一階段從2004年11月8日正式開始鑽井，到2005年7月，完成了100口井的鑽井任務。到2005年10月底，完成了先期40口井的壓裂工程，進入排采，同時完成地面建設工程。2005年11月1日第一階段工程正式竣工投產，公司在潘河現場舉行竣工剪綵儀式，宣布潘河先導性試驗項目進入商業化試生產階段，也標志著中國煤層氣產業進入到一個新的發展階段。

本文主要對潘河項目第一期第一階段40口井的工程進行簡要的技術總結，包括地質和儲層特徵、井網部署、鑽井、壓裂技術、排采生產、地面建設工程，交流經驗，以饗讀者。

1 地質和儲層特徵

潘河項目位於沁水盆地南部潘庄區塊。本區地質構造簡單，地層平緩，傾角5°～15°。次級背向斜發育，呈近南北向展布。區內發育鄭庄背斜、潘河向斜、柿溝背斜。發現一條小斷層，位於桐樹庄南。

3煤是本項目的目的層。該煤層埋藏深度淺，266～544m，平均400m。厚度5.20～7.21m，平均6.20m。含夾矸1層，厚度0.40～1.20m。下距15煤84～88m。

3煤煤變質程度高，含氣量高，氣體質量好。3 煤屬無煙煤，鏡質組最大反射率3.59%～3.70%。含氣量4.34～25.88m³/t，daf，平均12m³/t，daf。PH1-009 井測得3煤含氣量23.43m³/t，daf，甲烷濃度98.0%，少量CO₂、N₂，分別為0.38%、1.62%。

3煤滲透率0.20～2.00mD，儲層壓力1.97MPa，儲層壓力梯度7.8kPa/m。儲層溫度18.8℃（250.8～257.2m）。

分析表明，本區在向斜部位煤層含氣量相對較高，是煤層氣相對富集區。含氣量是控制本區單井產量的一個重要因素。生產產量統計結果，向斜部位單井產量相對較高。

2 井網部署和優化

利用數值模擬手段，進行了井網優化，結合棗園井組生產經驗，本次採用五點式井網，按照300m×300m 井距進行部署，單井控制面積較小。實際井網方位確定為N60°E方向和N30°W，沿此方向進行布線、布井。

布井原則：主要從含氣性、資源條件、地質條件，結合地形地貌特點，作為選區要素，選擇含氣量高、資源豐度高、勘探（控制）程度高、地形比較開闊平緩、適宜修路的地區和地點。

3 新技術的應用

3.1 完井

潘河項目煤層氣井全部為垂直井井型。井身結構：一開井徑 φ311.15mm，下φ244.5mm表層套管。二開井徑φ215.9mm，下φ139.7mm技術套管。

目標煤層一層，即3煤。

3.2 鑽井技術

潘河項目首次大規模採用空氣鑽井技術。空氣鑽井具有鑽井效率高、成本低、對煤層污染小的優點，克服了丘陵地區設備搬遷困難等問題。

同時，還採用常規泥漿鑽機施工。在煤層段清水鑽進，保護儲層。

3.3 增產改造技術

本項目主要採用水力攜砂壓裂技術進行煤儲層的改造，同時，適時地將國家「十五」科技攻關成果「氮氣泡沫壓裂技術」進行工業試驗，並在本項目獲得成功，開創了煤層氣增產改造新的高效的技術。

選擇PH1、PH1-006兩口井做試驗井。目的是探索適宜的增產改造技術，改善地層的滲流條件，提高單井產能。在此之前，進行泡沫壓裂夜配伍性研究，選用無固相傷害的表面活性劑壓裂液體系，應用三維壓裂設計軟體進行裂縫計算與施工模擬，優選施工參數。

氮氣泡沫壓裂具有壓裂液粘度高，攜砂能力強，可有效降低壓裂液在多裂縫發育的煤層中的濾失性，控制裂縫形態的發育；用液量少，對煤層污染較小，壓裂後返排速度快，產氣速度快。泡沫壓裂井在排采1～2d即產氣。試驗結果，在地質情況基本相同的條件下，通過對周圍井的產量對比分析發現，PH1、PH1-006兩口氮氣泡沫壓裂井比活性水加砂壓裂井平均日產氣量提高3倍以上，氣量穩定在較高水平上，增產效果非常顯著。2口氮氣泡沫壓裂井平均日產氣量2721m³。因此氮氣泡沫壓裂井產量明顯好於常規壓裂井。

3.4 探索適合本區儲層和產層條件的煤層氣排采技術

針對無煙煤儲層和產層的特點，探索了一套適宜的煤層氣井排采技術。在泵型選擇、泵掛結構設計、地面單井流程方面提出一套工藝流程。制定合理的排採制度，處理好液面、套壓、產量關系，控制一定的井底壓力，保持合理的壓差，控制煤粉流出和堵塞，控制壓裂砂回吐。

3.5 煤層氣田自動數據採集系統首次在煤層氣生產管理中得到建設和應用

其功能包括：接收、顯示並存儲產氣信號，監控生產情況；接收設備運行信號，監控設備運行狀況；對供氣站、集氣站和各閥組實行遠程監控。

通過自動控制系統和遠程監控系統，實現各種生產數據、主要設備運行狀況完整傳輸至控制中心，實現各種數據在電視牆的實時顯示和自動保存，能夠實現通過網路上傳至公司，能夠實現站場無入值守，能夠實現緊急狀況下控制中心的快速反應和及時處理。

4 煤層氣田地面集輸工程

煤層氣田地面集輸系統建設填補了我國在煤層氣產業的空白。

主體工程包括：單井井場工藝流程和4套閥組；集氣站一座，日增壓處理80000m³；供氣站一座，日壓縮 80000m³；燃氣發電站一座，日發電 2175 kW，輸氣管線總計約41km。

配套工程：10 kV送電線路6.5km和380 V 送電電纜約50km，信號傳輸光纜43.1km，自動傳輸系統和遠程監控系統一套，彩鋼房11棟（32間）及護坡和水工保護等。

5 商業化生產銷售

到2005年年底，潘河項目共完成100口生產井的鑽井，對其中40口井進行了壓裂，有38口井進入排采。

排采生產結果顯示，單井產氣量較高，單井套壓較高，產水量較低。排采井中，單井套壓大部分在0.8～1.2MPa，單井平均產氣量達到2000m³/d。單井最高產量7434m³/d。產水量平均7m³/d。從2005年7月陸續開始排采，到2006年5月底，累計產氣1160×10⁴m³。初期排采顯示，本區具有良好的煤層氣產能。

2006年，將繼續完成50口井的鑽探，以及60口井的壓裂、排采工作。屆時將達到1×10⁸m³年產能。

6 結語

潘河先導性試驗項目僅用了一年時間，完成了100口井的鑽井、完井、40口井的壓裂，完成了地面集輸工程建設，開始商業化生產。同時在地質和儲層分析研究、工程部署、井網優化、鑽井完井技術、增產改造技術、排采技術、煤層氣田集輸技術等各方面取得了豐碩成果，在空氣鑽井、氮氣泡沫壓裂技術、煤層氣田集輸技術、數據自動採集系統等方面的技術是國內領先的技術，多項技術成果具有高度的創新性，成為潘河示範項目的建設過程中耀眼的光輝。它將科學研究和工程項目密切結合，成為科研與生產相結合的典範。

潘河示範工程項目的建設和成功的投產，使公司從煤層氣勘探階段步入煤層氣開發階段，也是我國煤層氣產業發展的一個標志性里程碑，意義十分巨大。正是潘河示範工程的建設和生產的成果，激勵並堅定了廣大領導和工程技術人員對煤層氣開發的信心和決心，推動和促進了我國煤層氣開發產業化進程。

通過潘河先導性試驗項目，在煤層氣開發部署、開發工程技術、地面集輸技術、排采生產技術、銷售和項目管理等方面，取得了顯著的成果，達到了國家示範工程的目的，為我國煤層氣開發提供了良好的示範作用。同時，也為我國煤層氣產業的發展起到了帶動作用。

潘河先導性試驗項目第一期第一階段的上馬、建設和順利完成，凝聚了公司新一屆領導的魄力和心血、凝聚了公司各個部門的通力協作和支持。同時，廣大協作單位的領導、技術人員、作業施工人員也為本項目的建設和完成做出了不可磨滅的貢獻。正是由於公司上下的高度團結、鼎力支持，以及施工單位的通力合作，成就了潘河先導性試驗項目。

參考文獻

[1]中國石油天然氣集團公司鑽井承包商協會編.2004.鑽井承包商協會論文集[2004].北京：石油工業出版杜

[2]The University of Alabama.2001.The 2001 International Coalbed Methane Symposiam

❽ 中國煤層氣產業發展現狀與技術對策

王一兵¹ 楊焦生¹ 王金友² 周元剛² 鮑清英¹

基金項目:國家973項目(2009CB219607)、國家科技重大專項「大型油氣田及煤層氣開發」課題33,43(2011ZX05033-001〃,2011ZX05043)。

作者介紹:王一兵,男,1966年6月生,2008年獲中國地質大學(北京)博士學位,高級工程師,多年從事煤層氣勘探開發綜合研究工作。E-mail:[email protected]

(1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院 廊坊 065007;2.中國石油渤海鑽探公司第二錄井公司 天津 300457)

摘要:本文通過分析我國煤層氣發展歷程和現狀,總結了我國從上世紀80年代以來煤層氣發展經歷了「前期評價、勘探選區、開發試驗、規模開發」四個階段。在分析我國煤層氣地質條件基礎上,認為已發現的煤層氣田(富集區)煤層普遍演化程度高、滲透率低;總結了適合我國復雜地質條件的煤層氣配套開發技術,包括鑽井完井、儲層保護、水力壓裂、排采控制等,並分析了各種技術的應用效果,認為我國1000m以淺中高煤階煤層氣開發技術基本成熟。在此基礎上預測了我國提高煤層氣開發效果的技術發展方向。

關鍵詞:煤層氣 開發技術 壓裂 排采

The Development Status and Technical Countermeasures of China CBM Instry

WANG Yibing¹ YANG Jiaosheng¹ WANG Jinyou² ZHOU Yuangang² BAO Qingying¹

(1. Langfang Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang 065007, China; 2.The second logging company of bohai drilling and exploration company, Petrochina, Tianjin 300457, China)

Abstract: Through analyzing CBM development history and present situation in China, this article have sum- marized the four stages in CBM development from the 1980's,which can be called 「earlier period's appraisal,ex- plores and region optimization,development experiments,scale development」.Based on the analysis of the geolog- ical conditions , it is revealed that CBM fields founded already are commonly characterized with high evolution de- gree, low permeability. Simultaneously, the corollary CBM development technologies suitable for China's complex geological conditions are summarized, including drilling/completion,coal-bed protection,hydraulic fracturing and dewatering control, also all technologies' application effect are evaluated. In general, it can be believed that the CBM development technologies in middle and high rank coal-bed shallower than 1000 m have been basically ma- tured. Finally, the direction of development technologies is forecasted.

Keywords: CBM; development technologies; hydraulic fracturing; dewatering

我國煤層氣資源豐富,預測2000m以淺煤層氣資源量36.8萬億m³(國土資源部,2006),可采資源量約11萬億m³,僅次於俄羅斯和加拿大,超過美國,居世界第三位。規模開發國內豐富的煤層氣資源,可在一定程度上減輕我國對進口石油天然氣的依賴,同時對實現我國能源戰略接替和可持續發展、降低煤礦瓦斯含量和瓦斯排放、減少煤礦瓦斯災害、保護大氣環境具有重要意義。

1 煤層氣規模開發已經起步,初步具備產業雛形

自上世紀80年代後期以來,國內石油、煤炭、地礦系統的企業和科研單位,以及一些外國公司,對全國30多個含煤區進行了勘探、開發和技術試驗,在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣韓城、大寧—吉縣、柳林—興縣地區、安徽淮北煤田、遼寧阜新煤田等試驗井都獲得了較高的產氣量。截至2010年底,全國已累計探明煤層氣地質儲量3311億m³,並針對不同煤階的煤層氣特點,掌握了實驗室分析化驗和地質評價技術,直井/叢式井鑽井完井、多分支水平井鑽井技術,空氣/泡沫鑽井及水平井注氣保壓欠平衡儲層保護技術,注入/壓降試井技術,壓裂增產和排采等技術系列,在沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣、寧武盆地南部、阜新煤田、鐵法煤田、淮南淮北等地分別獲得了具有經濟價值的穩定氣流,為規模開發准備了可靠的資源、技術條件。

近年國內天然氣市場的快速發展,天然氣基礎管網逐步完善,煤層氣開發迎來前所未有的機遇。特別是2007年政府出台了煤層氣開發補貼政策,極大地調動了相關企業投資煤層氣產業的積極性,促進了煤層氣產業的快速發展,近年全國煤層氣開發井由不足百口增加到5240餘口(含水平井約100口),建成煤層氣產能約30億m³/年,年產氣量超過15億m³(圖1),形成沁南、鄂東2大煤層氣區為重點的產業格局。預測到「十二五」期間,全國地面鑽井開發的煤層氣產量可以達到100億m³以上。

我國煤層氣發展,主要經歷了四個發展階段(圖2)。

圖1 中國歷年煤層氣開發井數與產量圖

圖2 中國煤層氣發展階段劃分

80年代前期評價階段:在全國30多個煤層氣目標區開展了前期地質評價研究;

1992~2000年勘探選區階段:在江西豐城、湖南冷水江、山西柳林、晉城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陝西韓城等地鑽探煤層氣井,柳林、晉城、阜新開展小井組試驗;

2000~2005年開發試驗階段:在山西沁水、陝西韓城、遼寧阜新開展了開發先導試驗工作;

2006年至今規模開發階段:沁水煤層氣田、鄂東煤層氣田韓城區塊、柳林區塊、遼寧阜新、鐵法等地煤層氣地面開發初步形成規模並進入商業開發階段,特別是2007年國家出台采政補貼政策,每生產1方煤層氣國家補貼0.2元,極大地調動了生產企業的積極性,紛紛加大投入,煤層氣產業進入快速發展階段。2010年全國煤層氣產量達到15億方。

2 煤層氣開發技術現狀

在多年的勘探開發實踐中,針對我國煤層氣地質特點,逐步探索出適合我國配套工藝技術,如鑽井完井、地面建設、集輸處理等,形成了以中國石油、中聯煤層氣、晉煤集團等大型國有煤業集團、有實力的大型國際能源公司為代表的煤層氣開發實體,以及煤層氣鑽井完井、地面建設、壓縮運輸等煤層氣技術服務隊伍,總體已經具備1000m以淺煤層氣資源開發和產業化發展的條件。

不同演化程度的煤層煤岩性質不同,主要表現在煤岩的壓實程度、機械強度、吸附能力等方面,其含氣性、滲透性、井壁穩定性有很大差別(王一兵等,2006),因此不同煤階的煤層氣資源要求採用相應的技術手段來開發。經過多年的探索與發展,國內已初步形成針對不同地質條件和煤岩演化程度的煤層氣開發鑽井完井、壓裂改造、排采技術系列。

2.1 鑽井完井技術

2.1.1 中低煤階高滲區空氣鑽井裸眼/洞穴完井開採煤層氣技術

國內低煤階區煤層滲透率一般大於10mD,中煤階高滲區煤層滲透率也能大於5mD,對於此類高滲煤層的煤層氣開采,一般不需壓裂改造(低煤階煤層機械強度低,壓裂易形成大量煤粉堵塞割理),可對煤層段裸眼下篩管完井或採用洞穴完井方式,根據煤層在應力發生變化時易坍塌的特點造洞穴,擴大煤層裸露面積,提高單井產量;鑽井施工時採用空氣/泡沫鑽井,既可提高鑽速,又可有效減小煤層污染。

裸眼洞穴完井在國外如美國聖胡安盆地、粉河盆地的一些煤層氣田開發中應用取得了良好效果(趙慶波等,1997,1999),特別是在高滲、超壓的煤層氣田開發中得到很好的應用效果。

常採用的井身結構有兩種:

(1)造洞穴後不下套管,適用於穩定性較好的煤儲層,是目前普遍採用的井身結構;

(2)造洞穴後下入篩管,可適用於穩定性較差的儲層。

這一技術在國內鄂爾多斯盆地東緣中煤階、湖南冷水江、新疆准噶爾南部進行試驗,效果都不理想,需要進一步探索、完善。

2.1.2 中高煤階中滲區大井組直井壓裂開採煤層氣技術

中高煤階中滲區煤層滲透率一般0.5~5mD,採用套管射孔加砂壓裂提高單井產量效果最明顯。其技術關鍵在於鑽大井組壓裂後長期、連續抽排,實現大面積降壓後,煤層吸附的甲烷氣大量解吸而產氣。這一技術在國內應用最廣泛,技術最成熟。沁水盆地南部、鄂爾多斯東緣韓城、三交、柳林地區,遼寧阜新含煤區劉家區塊等大多數深度小於1000m的煤層氣井採用這一技術效果好,多數井獲得了單井日產2000~10000m³/d的穩定氣流,數百口井已穩產5~10年。

2.1.3 中高煤階低滲區多分支水平井開採煤層氣技術

該技術主要適用於機械強度高、井壁穩定的中高煤階含煤區,通過鑽多分支井增加煤層裸露面積,溝通天然割理、裂隙,提高單井產量和採收率,效果相當顯著。同時,對於低滲(<0.5mD)薄煤層(<2m)地區,也是解決單井產量低、經濟效益差的主要技術手段。

煤層氣多分支水平井是指在一個或兩個主水平井眼旁側再側鑽出多個分支井眼作為泄氣通道,分支井筒能夠穿越更多的煤層割理裂縫系統,最大限度地溝通裂縫通道,增加泄氣面積和氣流的滲透率,使更多的甲烷氣進入主流道,提高單井產氣量。多分支水平井集鑽井、完井和增產措施於一體(王一兵等,2006),是開發煤層氣的主要手段之一。該技術具有三大技術優勢:一是可以提高單井產量,約為直井的6~10倍,同時減少鑽前工程、佔地面積、設備搬安、鑽井工作量和鑽井液用量,節約套管和地面管線及氣田管理和操作成本,從而提高開發綜合效益;二是可以加快采氣速度,提高採收率。用直井需要15~20年才能采出可采儲量的80%,但用分支水平井僅需5~8年可采出70%~80%(李五忠等,2006),而且可以在很大程度上提高煤層氣的採收率;三是多分支水平井的水平井眼不下套管,不壓裂,避免壓裂對煤層頂底板造成傷害,便於後續的採煤,是先採氣後採煤的最佳配套技術。

目前我國在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣、寧武盆地等煤層埋深300~800m的地區已完成多分支水平井100餘口,沁水盆地南部單井日產量達到0.8萬~5.5萬m³,最高日產可達到10萬m³,比直井壓裂方法單井產量提高4~10倍。

2.2 儲層保護技術

2.2.1 煤層氣空氣鑽井技術

主要有空氣鑽井和泡沫鑽井技術,主要優點是可實現欠平衡鑽井,煤層損害小、鑽速快、鑽井周期短,綜合鑽井成本低。但空氣/泡沫鑽井也存在局限性,並不是任何地層都適用。由於空氣/泡沫不能攜帶保持井眼穩定的添加劑,所以不能直接用空氣鑽穿不穩定地層。當鑽遇含水層時,岩屑及更細的粉塵會變為段塞。由於液體在環空中出現,會潤濕水敏性頁岩,這會導致井塌而卡鑽。而且濕岩屑會粘附在一起,在鑽桿外壁上形成泥餅環,不能被空氣從環空中帶上來,當填充環空時,阻止了空氣流動並產生卡鑽。而且隨著這些間歇的空氣大段塞沿著井眼向上運移,它們會堵塞地面設備並且對井壁產生不穩定性效應。因此,空氣鑽井的關鍵在於保持井壁的穩定性。

2.2.2 水平井注氣保壓欠平衡保護技術

多分支水平井主井眼與洞穴井連通後,在水平井眼鑽進過程中,在洞穴直井下入油管,洞穴之上下入封隔器,然後通過油管向洞穴直井注氣,從水平井環空排氣的鑽井液充氣方式,保持水平井眼環空壓力,保證井眼穩定性(圖3)。

圖3 欠平衡鑽井剖面示意圖

空氣壓縮機將空氣從直井注入,壓縮空氣、煤屑與清水鑽井液在高速上返過程中充分混合,形成氣、液、固相三相環空流動。原則上返出混合流體經旋轉頭側流口進入液氣分離器進行分離,混合液流從液體出口流入振動篩,氣體夾雜煤粉從氣流管線進入燃燒管線排放。在燃燒管線出口處,有大排量風機,將排出的氣體盡快吹散。

如果三相分離器分離返出混合流體不明顯,液體為霧狀水滴時將分離器液流管線關閉,從分離器底部沉砂口進行煤屑和廢水的收集和處理,氣體夾雜煤粉從氣體管線進入燃燒管線排放。如果分離器處理能力有限或燃燒管線堵塞,可臨時使用節流管線應急排放混合物。在施工過程中要求地面管線暢通,各種閥門靈活可靠。

2.3 煤層氣井水力壓裂工藝技術

2.3.1 針對煤儲層特徵的壓裂液

壓裂液是煤層水力壓裂改造的關鍵性環節,其主要作用是在目的層張開裂縫並沿裂縫輸送支撐劑,因此著重考慮流體的粘度性質,不僅在裂縫的起裂時,具有較高的粘度,而且在壓裂流體返排時具快速降低的性能。然而,成功的水力壓裂改造技術還要求流體具有其他的性質。除了在裂縫中具有合適的粘度外,在泵送時還應具有低的摩擦阻力,能很好地控制流體濾失,快速破膠,施工結束後迅速返排出來等性能,同時應在經濟上可行。

壓裂液選擇的基本依據是:對煤層氣藏的適應性強,減少壓裂液對儲層的傷害;滿足壓裂工藝的要求,達到盡可能高的支撐裂縫導流能力。根據目前煤層氣井儲層的特點,壓裂液研究應著重考慮以下幾個方面:

儲層溫度25~50℃,井深300~1000m,屬低溫淺井范疇。因此,要求壓裂液易於低溫破膠返排,滿足低溫壓裂液體系的要求,並且也考慮壓裂液的降摩阻問題;煤層氣屬於低孔隙度、低滲特低滲透率儲層,要求壓裂液具有好的助排能力,並且壓裂液徹底破膠;儲層粘土礦物含量小,水敏弱,水化膨脹不是壓裂液的主要問題,但儲層低滲、低孔、壓裂液的破膠返排、降低壓裂液的潛在二次傷害是主要問題;要求壓裂液濾失低,提高壓裂液效率。

為了滿足煤層壓裂大排量、高砂比的施工要求,壓裂液在一定溫度下要具有良好的耐溫、耐剪切性能,以滿足造縫和攜砂的要求;同時提高壓裂液效率,控制濾失量。考慮較低的摩阻壓力損耗,要求壓裂液具有合適的交聯時間,以保證盡可能低的施工泵壓和較大的施工排量;採用適當的破膠劑類型及施工方案,在不影響壓裂液造縫和攜砂能力的條件下,滿足壓後快速破膠返排的需要,以降低壓裂液對儲層和支撐裂縫的傷害;要求壓裂液具有較低的表面張力,破乳性能好,有利於壓裂液返排;壓裂液在現場應具有可操作性強、使用簡便、經濟有效、施工安全、滿足環保等要求。

2.3.2 煤層壓裂方案優化

針對一個區塊的壓裂方案,優化研究的總體思路是:在目標區塊壓裂地質特點分析的基礎上,針對該區塊主要的地質特點進行各工藝參數的優化研究。首先針對目標區塊的物性特徵確定優化的縫長和導流能力,然後逐一優化各施工參數,包括排量、規模、砂比、前置液百分數等,並且研究提出一系列協助實現優化縫長和導流能力,並保證支撐剖面盡可能實現最優的配套技術措施。

壓裂施工參數的優化是指以優化縫長和導流能力為目標函數,通過三維壓裂分析與設計軟體,優化壓裂施工參數。

前置液量決定了在支撐劑達到端部前可以獲得多少裂縫的穿透深度。合理的前置液量是優化設計的基礎和保證施工成功的前提。前置液用量的設計目標有兩個:一是造出足夠的縫長,二是造出足夠寬度的裂縫,保證支撐劑能夠進入,並保證足夠的支撐寬度,滿足地層對導流能力的需求。

排量的優化對壓裂設計至關重要。研究試驗發現,變排量施工可以對實現預期的縫長和裂縫高度有很好的控制。另一個重要作用是抑制多裂縫的產生,減少近井摩阻,有最新文獻資料表明,通過先進的裂縫實時監測工具的反應,當排量超過一定值時,多裂縫的條數與排量呈正比關系。煤層易產生多裂縫的儲層尤其應該嘗試採取該項技術。

加砂規模優化包括平均砂液比的優化和加砂程序優化。平均砂液比的優化從施工安全形度,即從濾失系數和近井筒摩阻兩個方面考慮,借鑒國內外施工經驗,在煤層可能的濾失系數范圍內,平均砂比20%~25%施工風險低。加砂程序優化必須將壓裂設計研究中所有考慮因素和技術細節充分地體現出來。第一段砂液量的設計至關重要。如起步砂液比過高(或混砂車砂液比計量有誤差),因開始加砂時可能造縫寬度不足,或起步砂液量過早濾失脫砂,會造成早期砂堵或中後期砂堵的後果;反之,如起步砂液比過低,可能造成停泵後第一批支撐劑還未脫砂,使停泵後裂縫仍有繼續延伸的可能,使裂縫的支撐剖面更不合理。同時,濾失傷害也會增大。因此,起步砂液比的設計很重要。而從施工安全形度考慮,一般的做法是讓第一段支撐劑進入裂縫後先觀察一段時間,如壓力無異常情況,再考慮提高階段砂液比。

2.4 煤層氣井抽排采氣技術

煤層氣以吸附狀態為主,煤層氣的產出機理主要包括脫附、擴散、滲流三個階段(趙慶波等,2001),煤層氣井產氣需要解決的關鍵問題是:

(1)降低煤層壓力至臨界解吸壓力以下;

(2)保持煤層水力裂縫及天然割理系統內不至於壓力下降過快、過低而致使其滲透率急劇下降;

(3)有一定長的降壓時間。

因此,煤層氣采氣工程應結合不同煤岩特性和室內研究工作,合理確定排采設備,控制動態參數,發揮煤層產氣能力,同時在排采中要控制煤粉產生,減少煤儲層應力敏感性對滲透性的不利影響。

煤層氣井開采中煤粉遷移是普遍存在的現象。為了減少煤粉遷移對排採的影響,排采初期應保持液面緩慢穩定下降,生產階段應避免液面的突然升降和井底壓力激動,控制煤粉爆發,使之均勻產出並保持流動狀態,防止堵塞煤層滲流通道和排采管柱。

煤層具有較強的塑性變形能力,應力敏感性強,在強抽排條件下會引起滲透性下降。為了促使煤層氣井的高效排采(李安啟等,1999),應保證煤層內流體壓力持續穩定下降,避免由於下降過快導致煤層割理和裂縫閉合引起煤層滲透性的急劇下降。不同煤層具不同的敏感性,需通過實驗和模擬確定最佳的降液速率。如:數值模擬確定晉試7井解吸壓力以上每天降液速度不超過30m,解吸壓力以下每天降液速度不超過10m;井底流壓不低於1MPa。一般控制降液速度每天不超過10m,越接近煤層,降液速度越慢,當液面降至煤層以上20~30m時,穩定液面排采,進入穩定產氣階段後根據實際情況再適當降低液面深度。

3 煤層氣開發技術發展趨勢

與美國、加拿大、澳大利亞等煤層氣工業發展較快的國家相比,我國煤層氣地質條件復雜,主要表現在成煤期早、成煤期多,大部分煤田都經歷多期次構造運動,煤層生氣、運移、保存和成藏規律都很復雜。多年的勘探開發試驗證實,煤層氣富集區分布、高滲區分布都具有很強的不均一性,多數煤層氣富集區滲透率都很低,導致大多數探井試采效果差,勘探成功率低。針對國內煤層氣特點,提高我國煤層氣開采效率的煤層氣開發技術研究應包括以下幾個方向。

3.1 高豐度煤層氣富集區地質評價技術

高豐度煤層氣富集區預測一般是通過地質學、沉積學、構造動力學、地球物理學、地下水動力學、地球化學等多學科聯合研究,結合地震處理與解釋方法,尋找煤層發育、蓋層穩定、成煤期、生氣期與構造運動期次相匹配的適合煤層氣聚集的煤層氣富集區。隨著各地區勘探程度和地質認識程度的提高,一些開發區塊或即將進入開發的區塊,通過二維、三維地震儲層反演與屬性提取方法,在煤層氣富集區預測孔隙、裂縫發育的高滲區,優化開發井網和井位部署,可有效指導煤層氣高效開發。

3.2 提高煤層氣開采效率的技術基礎研究

以高豐度煤層氣富集區為主要研究對象,以煤層氣富集區形成機理和分布規律、開采過程中煤層氣儲層變化、流體相態轉換、滲流和理論相應為重點研究內容,通過化學動力學、滲流力學等多學科聯合與交叉研究,宏觀研究與微觀研究相結合,開展系統的野外工作、測試分析和理論研究。以煤層氣井底壓力響應為主要研究對象,利用多井試井技術和數值模擬技術,從靜態和動態兩個方面開展煤層氣開發井間干擾機理與開發方式優選研究。研究適合我國地質條件的提高煤層氣開采效率的儲層改造基礎理論,將有效指導煤層氣開發技術的進步。

3.3 煤層氣低成本高效鑽井技術研究

針對當前300~1000m深度為主的煤層氣資源,開展空氣鑽井技術攻關,發展車載輕型空氣鑽機。採用岩心實驗、理論分析與生產動態分析相結合的方法,總結以往煤層氣鑽井設計方法和施工工藝,跟蹤國內外多分支水平井、U型井、小井眼短半徑水力噴射鑽井、連續油管鑽井等先進鑽井技術,分析增產效果,優選適用技術。同時,還要考慮超過1000m深度的煤層氣資源的開發技術。

3.4 煤層高效改造技術研究

通過煤層及頂底板力學實驗與壓裂液配伍性實驗數據,分析煤層傷害的主要機理,研發出適合不同地質條件下煤層壓裂的新型壓裂液體系。結合典型含煤盆地煤層的地質特點,探索適合煤層氣壓裂改造的工藝技術。

參考文獻

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趙慶波等.2001.中國煤層氣勘探.北京:石油丁業出版社

❾ 煤層氣產業發展的歷程

20世紀70年代，美國對天然氣需求大幅度增加，但自20世紀80年代中期起，天然氣的產量開始逐步下降。據美國能源部(DOE)預測，美國到2030年非常規天然氣資源(煤層氣、油砂、緻密砂岩氣)將成為天然氣供應不足的重要補充，美國非常規天然氣產量會從90年代占整個天然氣產量的15%上升到2030年的50%^［67］。為了保證天然氣供需平衡，20世紀70年代初期美國開始在黑勇士和聖胡安盆地進行煤層氣資源普查，並在這兩個盆地投入了大量的試驗研究，煤層氣勘探技術迅速發展。1977年黑勇士盆地煤層氣井投產，1980年聖胡安盆地煤層氣田也相繼建成並投入開發。自此，美國開始實施煤層氣大規模開發計劃。

20世紀80年代後期，美國基本完成了全國煤層氣資源調查，初步確定全國煤層氣資源量在2.02×10¹²m³～24.35×10¹²m³之間。從20世紀80年代初期到末期，美國政府先後投資4億美元，啟動了全國范圍內的煤層氣成藏與開發條件研究，得出煤層氣產能(可采性)取決於煤級、含氣量、滲透性、水動力條件、構造背景、沉積體系等六大因素的研究成果，形成了煤層氣產出遵循「排水—降壓—采氣」的開發理論，這是美國煤層氣產業化啟動和得以快速發展的必要條件^［24］。如聖胡安盆地是美國煤層氣開發最成功的盆地之一，其煤層氣開發成功的主要原因是該盆地的地質條件好。聖胡安盆地於1927年發現，地處科羅拉多州西南部和新墨西哥州西北部，盆地近圓形，南北長約161km，東西寬約145km，盆地面積大約為23345km²。盆地呈不對稱形，基地平坦。盆地軸呈北西—南東向，位於東北部。聖胡安盆地的高產區煤層厚(大於18m)、煤階高(R₀大於0.75)、含氣量高(大於15m³/t)、構造裂縫發育，且煤層的裂縫網路是張開的，非常適合使用裸眼洞穴完井技術開採煤層氣^［65］。到2005年底共有煤層氣生產井約6000口，其中平均單井產量達到15000m³/d的井近100口，最高可達到76544m³/d，累計產量達到3243×10⁸m³。但美國在其他十幾個盆地做了大量煤層氣地質研究和勘探開發工作，表明這些地區均為邊際煤層氣區。1994年所有這些盆地共生產煤層氣不到10×10⁸m³。如皮申斯盆地是一個深層含煤盆地，估算的煤層氣資源量為2.4×10¹²m³以上，但由於煤層滲透率低(一般不到1×10^－3μm²)、埋深大(75%的煤層埋深大於914m，最深可達3660m)，因此煤層氣開采難度大，而在裂縫滲透率發育的地區和盆地中的超壓區，水產量又往往很高，降壓效果不明顯，因此整個盆地的煤層氣開發進展緩慢。另一個含煤盆地———桑德沃什盆地也是如此。最初由於該盆地在地質條件上與聖胡安盆地有類似之處，因而對其煤層氣開采潛力給予很高的評價，但是後來的鑽井和開采實踐表明，盡管煤儲層條件好，但是煤層含氣量低(一般不到5.7m³/t)，煤層與供水區的連通性較好，不易形成壓降，從而也不利於煤層氣脫附，到1993年桑德沃什盆地累計產氣量僅380×10⁴m³，而產水逾108×10⁴m³。其他許多盆地也存在類似情況^［65］。說明有煤層氣分布的地區，煤層氣不一定富集，也不一定可采。

1980年，美國由於受到能源危機的影響，政府出台《能源意外獲利法》。所謂「意外獲利」的起因是:20世紀70年代，美國大部分原油和成品油的價格是受政府管制的。1979年4月，美國總統卡特宣布，到1981年9月30日政府將取消石油價格管制。這樣，石油生產商可以期待在政府取消價格控制後因提高石油售價而獲得更高的利潤，即意外獲利。美國政府希望通過制定《能源意外獲利法》對市場價格造成的原油意外獲利來征稅(即暴利稅)，防止石油價格的過度增長。同時，《能源意外獲利法》第二十九條是關於非常規能源開發的稅收補貼政策。其中對煤層氣資源的生產，美國實行「先征後返」的政策，即先按照聯邦稅法征稅(聯邦與州所得稅、開采稅)，然後根據《能源意外獲利法》第二十九條稅收優惠政策再給予返還或補貼。

美國政府制定《能源意外獲利法》，目的是鼓勵非常規能源的開發，穩定國內能源的供應，減少對進口能源的依賴。由於美國煤炭資源豐富，煤層氣當時是這項鼓勵政策的最大受益者，該法案增強了煤層氣和天然氣的競爭能力，促進了美國煤層氣產業的形成。自1981年美國黑勇士和聖胡安兩大盆地開始煤層氣商業性生產以後，至1988年美國煤層氣年產量突破10×10⁸m³，這是美國煤層氣產業發展過程的關鍵轉折點，從此，美國煤層氣產業進入快速發展時期。1984年美國有煤層氣井2840口，1990年上升到2982口，1995年為7256口，2000年為13986口，2006年則達到30000口。自1990年以來，煤層氣生產井幾乎每5年翻一番。煤層氣產量也直線上升，1989年為26×10⁸m³，2005年為491×10⁸m³，2006年達到540×10⁸m³，佔美國天然氣總產量的10%^［68］(圖4－1)。

圖4－1 美國煤層氣生產井數和產量^［68］

❿ 煤層氣產業鏈投資風險分析

煤層氣產業上、中、下游不同環節的投資回報率是不一樣的，其根本原因是在煤層氣上、中、下游不同環節，投資者面臨的投資風險不同。

(一)煤層氣上游勘探開發風險

煤層氣上游勘探開發風險來自於不確定性。煤層氣勘探開發的風險是勘探的不確定性。煤層氣賦存於地下，由於地質條件復雜，勘探開發的技術局限，不能保證某個區域的煤層氣資源大量存在，而且能夠被開采出來並獲得經濟效益。

在煤層氣產業鏈中，上游勘探開發面臨的最大風險是勘探開發的價值能否實現，不僅取決於煤層氣資源狀況，還取決於煤層氣運輸與銷售等環節。如果中、下游環節落實不好，上游的投資就不能得到回報。

煤層氣與天然氣類似，運輸與石油相比缺少靈活性，通常只能用於本地區消費，由於對特定市場的依賴，使得開發商面臨來自市場方面的風險:煤層氣市場的需求容量可能有限，或雖然有很大的需求潛力，但市場的發育需要很長的時間。在有限的需求市場上要與其他更有競爭力的可替代燃料競爭，就主要取決於煤層氣的銷售價格。價格過高，需求量就少;價格過低，投資者的回報就少。市場的不確定性給煤層氣上游的開發商帶來的風險較大。目前，我國的煤層氣價格機制不完善。煤層氣是一種非常規天然氣，還未形成穩定的供求關系，市場機制對價格的調節作用還不完善。國家現行的「煤層氣價格按市場經濟原則，由供需雙方協商確定」的政策，在實踐中，由於各方對政策理解不一致，嚴重影響了煤層氣開發商的積極性。

(二)煤層氣中游管道運輸風險

在煤層氣產業鏈中，管道運輸起著承上啟下的作用。它既要對上游開發商負責，又要對下游用戶負責，因此它承擔的風險也較大。管道投資大，又是一次性完成的，但煤層氣市場的發育卻比較緩慢。民用和商業用戶比較穩定，但不利於煤層氣產業的快速發展。工業和發電用戶對價格的承受能力較差且易受到替代燃料的競爭，但有利於煤層氣需求市場的快速啟動。國內外天然氣管道建設經驗表明，下游市場和用戶的開發進度是影響天然氣工業發展的重要因素。20世紀90年代，我國建設的幾條輸氣管道都是由於下游市場和用戶工作未做好而造成巨大損失。如鶯歌海崖13－1—香港900多千米輸氣管道，計劃給香港供氣29×10⁸m³/a，管道於1996年建成，但由於市場進展緩慢，大量的天然氣送到香港放空燒掉。管道投資的風險低於上游勘探開發，但高於城市配送。這在天然氣投資中已得到證實，世界能源組織(IEA)的研究也證明了這一點(表2－2)。

表2－2 高壓運輸管道與低壓配氣管網的比較^［33］

(三)煤層氣下游城市配送風險

煤層氣下游城市配送的風險小於上、中游的風險。原因在於:地方配氣網路的開發投入不像長距離運輸管道那樣一次性完成，這降低了它的容量擴張的成本和風險。同時，它的用戶主要是居民、商店、旅館、飯店、機關、學校等民用和商業用戶，價格的需求彈性小。