煤气层产业投融资体制改革研究

❶ 煤炭与煤层气综合开发模式研究

一、国外煤层气开发模式

（1）煤矿井下抽采模式。英国、德国等西欧国家煤层气资源量小，吨煤含气量较低，不适合地面开发煤层气，煤层气开发主要采用煤炭采前井下抽采和采空区封闭抽采，无地面开发。

（2）地面开发模式。美国、加拿大、澳大利亚三国煤层气资源丰富，吨煤含气量较高，原生煤发育，主要采用地面煤层气开采模式。2008年，美国地面开发煤层气产量约557×10⁸m³，井下抽采60×10⁸m³；澳大利亚地面开发煤层气年产36×10⁸m³，井下抽采10×10⁸m³；加拿大地面开发煤层气年产86×10⁸m³，井下抽采6×10⁸m³。

二、中国先采气后采煤开发模式设想

（一）现行的煤炭与煤层气开发模式无法根本杜绝瓦斯灾害

煤层气是造成煤矿瓦斯突出和爆炸的罪魁祸首，近10年来，全国每年煤矿安全事故死亡人数大多在5000人以上，占全球煤炭行业死亡人数的80%，其中由瓦斯灾害引起的人员死亡一般在2000人以上，近两年虽有所下降，但仍远高于世界平均水平。

长期以来，煤矿抽排工作主要采取“边掘边抽、边采边抽、采后抽放”等方法治理瓦斯，瓦斯抽采在煤矿开采、掘进一并进行，危险性很大，恶性瓦斯爆炸事故难以根本杜绝，同时导致矿井煤层气抽采率低且抽采瓦斯浓度偏低，利用率低下。

实践证明，传统瓦斯治理方式不能从根本上杜绝瓦斯灾害，随着煤层气地面开发技术的日臻成熟，使得通过地面钻井开发煤层气成为可能，通过地面与井下协同开采，不同阶段各有侧重，最大限度地降低煤矿瓦斯含量，从根本上杜绝煤矿安全事故，最大限度地利用资源，保护环境，可以收到良好的安全效应、资源效应、环境效应和社会效应。

随着煤层气产业的快速发展，煤层气的开发利用也存在两个误区：一是煤矿企业把煤层气当作有害气体对待，抽采煤层气是为了保障煤矿安全生产，忽视了煤层气巨大的资源效应、环境效应和社会效应。二是近几年煤层气开发没有考虑对后续采煤的影响，将对后续的煤炭开采带来安全隐患。因此，如何理顺煤炭生产与煤层气开发利用之间的协调关系，建立井下抽采与地面开发相结合的煤层气开发模式，使煤炭产业和煤层气产业得到协调有序发展是摆在面前的亟待解决的问题。

（二）中国应走井下抽采与地面开发相结合的煤层气开发模式

中国煤层气产业发展应借鉴北美地面开发煤层气和西欧煤矿区井下抽采煤层气的成功经验，依据不同地区的煤层气地质特点和煤炭开采程度，采取煤层气地面开发与井下抽采相结合的道路，是实现中国煤炭与煤层气综合开发利用的有效途径。

因此，中国煤层气与煤炭综合开发应该遵循的原则：一是不同地质条件区别对待，采取不同开采方式，不能一刀切。二是煤矿生产区和煤矿规划区区别对待，煤矿生产区以保安全为主，在确保煤炭安全生产前提下尽可能开发利用煤层气；煤矿规划区严格按照先采气后采煤开发程序执行。

1.不同地质条件区别对待，采取不同开采方式

中国煤层气地质条件复杂，开发难易差别大。地质条件简单，煤体结构保存较好的地区，煤层气地面开发较易；而构造条件复杂，煤体结构遭到严重破坏的地区，煤层气地面开发较难。因此，应根据不同地质条件区别对待。

对吨煤含气量高于6m³/t的煤体结构保存较好的原生结构煤发育的含气区，应先采气后采煤；煤体结构保存较差的构造煤发育区及低含气区，应以井下抽采为主，先抽后采。

2.吨煤含气量高于6m³/t且原生结构煤发育的煤矿生产区和规划区区别对待

煤炭生产区：以保障煤炭生产安全为主，在确保煤炭安全生产前提下尽可能开发利用煤层气，如果安全生产得不到保证，应无条件停止煤矿开采，采用地面钻井及井下采前预抽等方法降低煤层含气量，使之达到安全标准后方可进行煤炭开采。

煤炭规划区：对于含气量大于6m³/t的原生结构煤发育的煤炭规划区，应严格按照先地面采气后井下采煤的开发程序进行，即：①利用保护煤层的地面钻完井的增产措施，预抽原始煤层的煤层气；②开采期抽采，利用采掘工作的超前压力，开采卸压，进行井下煤层气抽采；③采空区及废弃矿井的煤层气抽采，主采煤层开采之后，卸压更为充分，通过地面钻井、埋管及巷道抽采煤层气；④矿井通风煤层气的回收利用（图5-18）。

图5-18 中国煤层气开发模式流程示意图

❷ 跪求煤制天然气项目的可行性研究报告!!

2008年中国天然气行业调研及投资咨询报告

本报告主要依据国家统计局、国家发改委、国家商务部、国家海关总署、国务院发展研究中心、国际天然气协会、中国石油和化学工业协会、美国《油气杂志》、中国行业调研网、国内外相关刊物的基础信息以及天然气行业研究单位等公布和提供的大量资料，结合深入的市场调查资料，立足于世界天然气行业整体发展大势，对中国天然气行业的运行情况、主要细分市场、竞争格局等进行了分析及预测，并对未来天然气行业发展的整体环境及发展趋势进行探讨和研判，最后在前面大量分析、预测的基础上，研究了天然气行业今后的发展与投资策略，为天然气生产、供应等企业在激烈的市场竞争中洞察先机，根据市场需求及时调整经营策略，为战略投资者选择恰当的投资时机和公司领导层做战略规划提供了准确的市场情报信息及科学的决策依据，同时对银行信贷部门也具有极大的参考价值。

报告目录 第一部分 行业发展分析

第一章 天然气概述
第一节 天然气概述天然气简介
一、定义
二、天然气的形成及分类
三、天然气的性质和特点
四、天然气的运输与置换
第二节 LNG、CNG与LPG的区别
第三节 天然气的特性与用途
一、天然气的特性
二、天然气的用途

第二章 世界天然气工业发展状况分析
第一节 世界天然气储量情况
一、世界天然气储量分布情况
二、世界油气发现规模情况分析
三、世界深海油气勘探前景广阔
第二节 世界天然气价格与原油价格的关系及其发展趋势
一、欧洲与亚洲的天然气计价公式
二、价格公式在市场取消管制后面临的挑战
三、天然气价格与石油价格的间接联系
四、未来趋势
第三节 世界天然气发展情况分析
一、世界石油天然气工业的现状与展望
二、世界天然气消费情况
三、世界天然气市场集中度分析
四、世界石油和天然气行业并购情况分析
五、世界天然气水合物研究取得较大进展
六、未来国际天然气管道建设将在全球范围内进行
七、2007年全球天然气价格分析
八、2007年世界天然气贸易情况分析
九、2008年全球石油天然气行业预测
第四节 世界液化天然气发展情况分析
一、世界LNG发展环境分析
二、世界液化天然气发展现状与展望
三、LNG在全球天然气市场的作用
四、世界液化气贸易情况分析
五、世界LNG运输能力分析
六、世界液化天然气消费量趋势
七、液化天然气航运市场近期及远期发展分析
八、LNG在国际天然气贸易中所占份额情况
九、全球液化天然气开发投资情况分析
十、世界液化天然气消费量增长预测

第三章 中国天然气行业发展环境分析
第一节 中国天然气行业监管体制分析
一、中国天然气行业监管体制现状
一、中国天然气行业监管体制发展方向
第二节 中国天然气行业政策环境分析
一、原油天然气资源税税额调整情况介绍
二、我国天然气技术标准体系基本建立
三、2006年民企获天然气进口权
四、2007年《天然气利用政策》正式实施
五、2007年我国取消天然气等自动进口许可管理及其影响
六、2007年经报税务总局批准部分经营天然气外企可享优惠税率
七、2007年关于外商投资经营天然气项目享受生产性企业有关问题的通知
八、天然气发展“十一五”规划纲要
九、发改委称十一五民资将进石油天然气上游领域
第三节 天然气定价体制改革进展
一、天然气定价机制改革现状
二、天然气价格改革先商品化再市场化
三、天然气价格与国际接轨关键是定价机制改革
四、天然气价格市场化要统筹兼顾

第四章 中国天然气行业发展情况分析
第一节 我国天然气储量情况分析
一、中国天然气资源分布情况
二、“十五”期间我国探明天然气储量大增
三、近年中国石油、天然气战略资源分析
四、我国石油天然气探明程度远低于世界水平
五、我国最大整装天然气田探明储量预测
第二节 天然气对我国能源安全的作用及对策
一、我国天然气工业现状及发展趋势
二、天然气对我国能源安全的作用及对策
第三节 天然气的利用与中国的节能减排
一、天然气应当为中国的节能减排服务
二、利用天然气实现节能减排的条件和方式
三、重视合理的能源替代，充分发挥天然气的作用
第四节 中国天然气行业发展现状分析
一、中国促进天然气产业健康发展
二、我国成为世界天然气增长最快的国家
三、中国在天然气发展时代路径的选择
四、天然气时代 中国遭遇困局
五、天然气业务将成石化行业新亮点
六、中国液化天然气和石油气前景看好
第五节 2007年中国天然气行业经济运行情况分析
一、2007年石油及天然气开采业运行情况分析
二、2007年1-12月天然气生产量情况
三、2007年12月石油和天然气开采业产值
四、2007年1-12月份石油及天然气开采业固定资产投资情况
五、2007年1-12月中国石油和天然气开采业收入利润情况
六、2007年1-12月中国石油和天然气开采业亏损企业累计亏损情况
第六节 我国天然气管网发展情况分析
一、覆盖全国的天然气管网逐步形成
二、我国油气管道安全运行形势严峻
三、“西气东送”天然气管网框架初步形成
四、我国天然气管网正式进入快速发展阶段
五、2007年中俄东线天然气管道建设取得重要突破
六、2008年上海天然气主干管网二期工程开工
七、我国应加强天然气管网建设整体规划

第五章 中国天然气行业供需情况分析
第一节 中国天然气生产供应情况分析
一、我国天然气市场供应格局分析
二、我国天然气供应存在的主要问题
三、2007年石油天然气生产增长情况
四、2007年我国天然气进口情况
五、2008年我国天然气产量预计
第二节 中国天然气消费情况分析
一、我国天然气市场消费现状
二、我国形成七大类天然气消费市场
三、我国天然气消费结构正逐步转变
四、我国天然气用户结构面临调整
五、2007年中国天然气出口香港分析
六、2008年中国液化天然气接收站用户增长预计
第三节 西气东输对我国天然气消费及能源消费结构的影响
一、西气东输占我国新增天然气消费量50%
二、西气东输对我国天然气消费及能源消费结构的影响
第四节 国内天然气市场供需矛盾成发展瓶颈

第二部分 市场分析

第六章 中国天然气市场分析
第一节 中国天然气市场概况
一、天然气市场发展的特点
二、我国天然气市场发展解析
三、我国天然气市场发展思路
四、我国天然气市场的发展及存在的主要问题
第二节 2007年中国天然气市场分析
一、2007年中国天然气市场发展变化
二、2007年天然气市场价格分析
第三节 2008年我国天然气市场预测

第七章 中国液化天然气市场分析
第一节 中国液化天然气发展现状分析
一、中国LNG发展现状
二、中国液化天然气产业链
三、中国应大力发展液化天然气缓解能源紧张
四、中国谋求液化天然气供应战略多元化
五、2007年中国LNG的进口情况
六、2007年马来西亚液化天然气供应上海项目启动
第二节 积极有序地发展我国液化天然气产业
一、当前LNG产业发展的国际环境
二、天然气需求增长带动下的我国LNG产业发展
三、我国发展液化天然气产业正当时
四、中国发展LNG应注意的问题

第三部分 进出口市场分析

第八章 中国天然气进出口市场分析
第一节 2007年中国天然气进出口分析
第二节 2007年中国天然气进出口统计
一、2007年天然原油和天然气开采出口统计
二、2007年天然原油和天然气开采进口统计
三、2007年我国天然气进出口量值表
四、2007年我国液化天然气进出口量值表
第三节 中国天然气进口来源情况分析
一、俄罗斯
二、中亚地区
三、巴基斯坦
五、土库曼斯坦
六、哈萨克斯坦
八、马来西亚
九、缅甸
十、其他国家和地区
第四节 中国天然气进口困局及对策
一、中国天然气进口困局
二、中国天然气进口对策

第九章 世界主要天然气生产国家和地区分析
第一节 俄罗斯天然气发展情况分析
一、俄罗斯油气工业发展现状
二、2006-2007年俄罗斯天然气产量
三、2007年俄罗斯天然气出口分析
四、2007年俄天然气工业公司收购BP在俄合资企业股份
五、2007年中俄石油天然气合作的现状及未来
六、2007年中俄东线天然气管道建设取得重要突破
七、2008年俄罗斯等将削减天然气外销满足内需
八、2008年俄罗斯计划在远东投资修建天然气管道
九、2008年俄图谋“天然气欧佩克”
十、2008年俄天然气年产量预测
第二节 海湾及中东地区天然气发展情况分析
一、海湾地区天然气储量情况以及分布格局状况
二、中东正在崛起为世界天然气供应基地
三、未来海湾及中东各国天然气发展预测
四、今后年阿拉伯国家天然气需求预测
五、沙特计划大规模增加已探明天然气储备
第三节 中亚油气供应形势分析
一、中亚将成为世界主要应急能源供应地
二、哈萨克斯坦油气供应分析
三、土库曼斯坦油气供应分析
四、乌兹别克斯坦油气供应分析
五、吉尔吉斯斯坦和塔吉克斯坦油气供应分析
第四节 土库曼斯坦石油天然气产业发展现状及前景预测
一、石油天然气的储量及资源量
二、石油天然气的开采
三、石油天然气的加工与消耗
四、石油天然气及其加工产品的出口
五、石油天然气开采、消耗及出口预测
第五节 其它国家天然气发展情况分析
一、新加坡天然气工业概况
二、英国天然气生产情况分析
三、欧盟国天然气消费情况分析
四、阿曼天然气工业概况
五、阿尔及利亚天然气工业概况
六、印度尼西亚天然气发展情况分析
七、印度天然气产量分析及预测
八、科威特计划2008年开始商业生产天然气
九、利比亚、阿尔及利亚油气资源简析
十、2007年伊拉克发现国内迄今最大天然气油田
十一、2007年巴西在东部沿海发现新天然气资源
十二、2008年美国市场天然气分析及预测
十三、中国和印度或将成为亚太地区天然气价格制定者

第四部分 区域市场及企业分析

第十章 中国天然气区域市场分析
第一节 西北地区天然气市场分析
一、新疆探明天然气储量
二、新疆将成我国石油天然气最大产区
三、2007年新疆天然气生产和外输量连续三年全国第一
四、塔里木油田年产天然气情况分析
五、塔里木盆地建成中国最大天然气生产基地
六、陕西天然气发展情况分析
七、青海省天然气行业发展前景良好
八、“十一五”内蒙古西部将建立天然气化工基地
第二节 东北地区天然气市场分析
一、中国东北天然气利用现状
二、中国东北天然气需求潜力分析
三、2007年大庆油田天然气产量
四、东北地区天然气市场发展建议
五、2007年我国东北天然气管网建设启动
第三节 西南地区天然气市场分析
一、西部地区四大天然气田
二、西南地区天然气生产和消费情况
三、西南地区天然气优势分析
四、西南地区天然气消费情况有待改善
五、2007年西南油气田新增天然气5.2亿立方米
六、2007年四川达州发现特大天然气田
七、2007年四川达州开建1万立方米天然气低温储藏罐
八、2007年四川天然气东送利益分配敲定
九、2008年四川冀望与两石油巨头合资开发天然气
十、2008年外资加紧开发四川天然气
第四节 东南部地区天然气市场分析
一、我国近海天然气分布与勘探潜力
二、我国南海发现千亿立方米天然气资源
三、我国东南沿海液化天然气发展问题
四、浙江“十一五”提高天然气消费比例
五、苏北五市天然气利用现状及市场展望
六、上海市将大力发展天然气等清洁能源
七、到2011年上海将有五大天然气来源
八、珠三角液化天然气潜在需求800万吨/年
九、广东天然气项目发展规划
十、深圳LNG产业进入黄金期
十一、2008年广东天然气发电厂停产止亏
十二、2008年中石化首次对澳门输送天然气
第五节 其它地区天然气市场分析
一、2007年北京天然气用量和用户数居全国城市之首
二、2008年中石化加速布局山东天然气市场
第六节 新疆石油天然气开发有利条件及竞争力分析
一、新疆石油天然气发展有利条件及竞争力分析
二、新疆石油天然气产业发展态势及重要地位
三、新疆石油天然气开发利用展望
四、新疆采油三厂向天然气专业化生产过渡

第十一章 主要企业发展情况分析
第一节 中国石油天然气股份有限公司
一、公司概况
二、2007年公司经营情况分析
三、2007年公司天然气产量分析
四、2007年天然气投资情况
五、2007年公司海外扩张情况
六、2007年中石油华北天然气储气库项目开工
七、2007年中石油投千亿全国布局天然气管道
八、2007年中国石化与中国海油签署天然气业务合作框架协议
九、2008年天然气产量预测
第二节 中国石油化工集团公司
一、公司概况
二、2007年经营情况分析
三、2007年公司天然气产量分析
四、2008年中石化选用GE技术向东部输送天然气
五、2008年中石化天然气正式进入西气东输管线
第三节 中国海洋石油总公司
一、公司概况
二、2007年公司经营情况分析
三、2007年公司天然气产量分析
四、2007年在广东投资天然气输出项目
五、2007年在渤海勘探获新油气发现
六、2007年中海油筹建首个天然气液化项目
七、2007年中海油在广东百亿元投资天然气输出项目
第四节 四川广安爱众股份有限公司
一、企业概况
二、2007年经营情况分析
三、2007年财务数据分析
第五节 长春燃气股份有限公司
一、企业概况
二、2007年经营情况分析
三、2007年财务数据分析
第六节 四川明星电力股份有限公司
一、企业概况
二、2007年经营情况分析
三、2007年财务数据分析
第七节 申能股份有限公司
一、企业概况
二、2007年经营情况分析
三、2007年财务数据分析
第八节 海洋石油工程股份有限公司
一、企业概况
二、2007年经营情况分析
三、2007年财务数据分析
第九节 新疆广汇实业股份有限公司
一、企业概况
二、2007年经营情况分析
三、2007年财务数据分析
第十节 上海大众公用事业(集团)股份有限公司
一、企业概况
二、2007年经营情况分析
三、2007年财务数据分析

第五部分 趋势及策略

第十二章 相关产业发展及其对天然气行业影响分析
第一节 世界能源市场发展状况
一、世界能源消费增长情况
二、未来世界能源格局预测
三、今后十年世界能源的发展趋势及其启示
四、2010年世界能源消费预测
第二节 我国能源市场发展状况
一、能源供需形势分析
二、外国石油公司逐步淡出渤海
三、中国能源领域面临四大挑战
四、我国将加快能源行业市场化改革
五、年中国能源发展预测
六、气体能源推进中国能源结构的转变
第三节 中国煤层气市场分析
一、煤层气与常规天然气主要异同比较
二、煤层气抽采利用获国家政策支持
三、我国煤层气产业化要提速
四、“十一五”煤层气开发利用规划布局和主要任务
五、我国煤层气发展潜力分析
第四节 中国LPG市场分析
一、中国LPG市场总体特征
二、2007年国内LPG需求分析
三、2007年我国LPG供给分析
第五节 中国天然气与其它能源的发展关系
一、天然气与煤炭的关系
二、天然气与石油的关系
三、天然气与可再生能源的关系
四、天然气与电力在终端使用上的关系

第十三章 2008年及未来几年天然气产业发展预测
第一节 2008年及未来世界天然气发展预测
一、世界天然气贸易发展年增长率预测
二、全球天然气市场发展趋势
三、天然气将成为跨国石油集团增长点
四、2030年世界天然气消费量预测
五、2030年欧洲天然气进口依存度预测
第二节 2008年及未来几年中国天然气产业发展趋势
一、我国天然气应用前景思考
二、我国未来天然气市场整体环境趋于利好
三、天然气产业“十一五”迎来快发展
四、2008年及未来几年天然气产业发展趋势
五、2008年及未来几年之前我国天然气市场供需形势
六、2008年天然气和LNG领域国际合作及市场发展态势
七、中国未来20年天然气路线图
第三节 2008年及未来几年中国天然气市场需求预测
一、我国天然气需求与消费结构发展趋势
二、2010年中国天然气需求预测
三、今后年我国天然气需求及供应格局预测
第四节 2008年及未来几年天然气价格预测
一、我国天然气价格上涨趋势
二、发改委定调天然气涨价
第五节 2008年及未来几年中国天然气资源勘探预测
一、我国海域油气勘探取得重要进展
二、我国近海天然气分布与勘探潜力
三、我国油气资源未来将现四大热点区域
四、我国油气聚集远景地区划定
五、“十一五”期间油气资源发展展望
六、未来几年我国石油天然气探明储量
第六节 天然气水合物
一、天然气水合物的研究进展及分布
二、我国成功钻取天然气水合物
三、我国重视天然气水合物研究
四、中国南海北部天然气水合物钻探航次结束
五、天然气水合物:改变全球竞争力的能源新竞赛

第十四章 2008年及未来几年中国天然气行业发展战略
第一节 天然气战略规划模型及案例分析
一、天然气战略规划模型构成
二、案例分析
三、结论与建议
第二节 天然气产业发展战略
一、让天然气在能源竞争中占上风
二、破解天然气时代中国遭遇的困局
三、我国应在天然气储库建设方面予以加强
四、中国天然气一体化发展的思考
五、中国天然气供应安全战略研究
第三节 天然气产业发展战略措施
一、树立和强化新的资源价值观
二、建立国家天然气协调管理体系
三、促进天然气产业主体的建立和完善
四、推动上下游一体化协调发展
五、加大天然气产业投资力度
六、加强天然气勘探开发技术攻关
七、加强天然气利用技术的研究
八、大力发展液化天然气缓解能源紧张
第四节 天然气市场发展战略
一、专家建议我国应加强天然气市场培育
二、我国天然气市场发展思路
三、中国天然气消费市场定位探讨
四、进口液化天然气的需求推动战略
第五节 能源新格局下中国液化天然气的发展
一、广东LNG项目的重要意义及其经验和启示
二、全球天然气格局变化带来的影响
三、中国发展LNG应采取的策略
四、中国发展LNG应注意的问题
五、中国天然气发电发展方向
第六节 天然气销售企业社会战略营销模式的构建与实施
一、天然气销售企业的特点与社会战略营销概念的提出
二、企业社会战略营销模式的构建
三、企业社会战略营销策略的制定与实施
四、企业社会战略营销管理实施案例

第十五章 2008年及未来几年中国天然气产业投资分析
第一节 天然气产业投资机会分析
一、天然气投资前景分析
二、中国天然气产业存在巨大发展空间
三、全球天然气投资市场的特点
四、天然气在市场需求方面的比较优势
五、天然气消费市场定位应优先中东部地区用气
六、民营企业投资天然气正当时
七、油价助推天然气投资走红
八、天然气价格上涨出现的投资机会
九、天然气置换带来的民资投资机会
十、天然气利用政策即将出台
第二节 天然气产业投资风险因素分析
一、价格变化的风险因素
二、季节 变化的风险因素
三、专用性资产的风险因素
四、竞争性替代品的风险因素
五、结构性的风险因素
第三节 市场风险防范措施
一、采取鼓励政策
二、推进天然气产业链市场竞争格局的形成
三、适当发展天然气发电
第四节 LNG行业SWOT分析
一、优势（Strengths）
二、劣势(Weaknesses)
三、机会(Opportunities)
四、风险(Threats)

第十六章 中国天然气项目融资问题分析
第一节 天然气项目的融资演变
第二节 天然气项目特点、融资特点及影响因素分析
一、天然气及其项目的主要特点
二、天然气项目的融资特点
三、天然气项目的融资相关影响因素
第三节 关于中国未来天然气项目的融资对策与建议
一、从产业链的整体考虑项目的融资
二、从产业链的三个环节 考虑项目的融资
三、采用多种形式进行项目融资
四、本国筹资的重要性
五、有效吸引私人投资
六、政府的政策支持

第十七章 中国天然气主要投资领域分析
第一节 天然气在城市燃气领域的发展状况
一、中国城市燃气的现状
二、资源定价改革背景下的城市燃气业
三、我国城市燃气实现多气源相辅互补
四、发改委优先保证生活用天然气
五、我国民用燃气市场LPG将与天然气长期并存
六、至年中国城市燃气用天然气消费量预测
第二节 天然气在汽车燃料领域的发展状况
一、天然气燃料的物理性质
二、天然气汽车发展现状
三、天然气汽车的种类
四、天然气替代汽柴油的优点
五、天然气加气站简介
六、发展趋势
第三节 天然气在发电领域的发展状况
一、天然气发电现状
二、全国最大的天然气发电厂在杭州建成投产
三、天然气价格正在影响全球发电燃料结构
四、天然气发电四大优势
五、天然气发电的问题与对策
六、天然气发电技术特点和应用前景
第四节 谈中国液化天然气小区气化的发展
一、中国发展LNG小区气化的有利条件
二、中国LNG小区气化的崛起

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❸ 煤层气产业的管理法规

从美国天然气工业政策法规的变化过程，我们可以看出美国煤层气产业快速发展的深层次原因是:在煤层气开发初期，政府的财政补贴和税收优惠政策使煤层气生产商有利可图，增强了煤层气产业的竞争力，刺激了煤层气产量增加，市场需求大幅度增长，管线建设速度加快，开发规模加大。煤层气在美国被作为天然气的补充气源，政府将其纳入天然气工业的管理框架下，再给予一些优惠的鼓励政策，使煤层气与常规天然气具有相似的竞争条件和能力，促进了煤层气产业的迅速发展^{［69～71］}。

1938年，美国政府认为天然气工业过分集中，由于垄断而导致天然气市场价格扭曲，为保护消费者获得充足和价格合理的天然气供应，美国国会通过了《天然气法》，授权联邦电力委员会(Federal Power Commission)对州际间的天然气运输和贸易进行监管，但天然气井口价不在联邦电力委员会的监管范围内。1954年，美国最高法院裁决天然气生产者通过州际管线销售的天然气井口价格由联邦电力委员会监管，由此美国天然气工业进入全面管制阶段。但政府监管天然气价格妨碍了天然气正常的生产和消费，天然气生产商的投资积极性降低，经济效率低下，导致美国20世纪60～70年代天然气供应缺乏，1976～1977年冬天美国中西部和东北部出现天然气供应危机。为了应对能源危机，改变天然气供应短缺的局面，1978年美国国会颁布了《国家能源法》，其中包括《天然气政策法》，制定了用新的指导性市场批发价格取代联邦电力委员会控制的价格，从立法上确立了天然气市场价格机制。1980年，美国政府出台了《能源意外获利法》，其中第二十九条是专门针对非常规能源(煤层气、致密砂岩气等)生产的税收优惠政策，规定每生产1桶油当量的非常规能源给予3美元(1979年美元价)的税收补贴^［72］。1985年，美国联邦能源监管委员会(FERC)发布了部分井口价格解除后对天然气管道公司监管的第436号令，鼓励管道公司向市场提供公开的和无歧视的天然气输送服务，允许天然气下游用户直接向生产区域的天然气生产商购买天然气并通过州际管道运输。1987年，美国联邦能源监管委员会(FERC)出台了第500号令，解除了管道公司在20世纪70年代天然气短缺时期为保证天然气供应同天然气生产商签订的照付不议合同的责任。1989年，美国国会颁布了《天然气井口解除控制法》，该法规定自1993年开始，全部废除有关对生产者销售天然气井口价格监管的法规。1992年，联邦能源委员会又发布了第636号令，要求管道公司提供公开准入运输服务，对不管是否从管道公司购买天然气，都应提供公开的、同质的输送服务。1985～1995年间，由于第436、第500和第636号法令的发布，美国天然气供应量显著增加，气价稳步下降，天然气市场机制逐步建立。

从美国天然气工业发展的进程看，联邦电力委员会出台的有关天然气气价监管法规是导致美国天然气供应缺乏的主要原因。那些法规试图由政府主导价格，通过限制天然气价格来维护消费者的利益，其结果挫伤了天然气生产商的积极性，导致了美国天然气供需不平衡，出现了天然气供应短缺的局面。1978年的《天然气政策法》取消了天然气价格监管，刺激了天然气生产，增加了天然气供应量。1985年第436号法令和1992年第636号法令不仅为天然气销售提供了灵活的市场通道，而且把天然气销售与管道输送分开，为美国天然气市场机制的建立奠定了法律基础。1988～1994年，美国天然气井口价平均下降了11%^［73］。煤层气在美国作为非常规天然气，受天然气工业的政策法规调整。煤层气除了与常规天然气同样执行市场定价和灵活的管道输送服务外，还享有特殊的税收补贴政策，从而为煤层气和常规天然气竞争创造了条件。美国煤层气产业迅速发展的原因是市场定价、完善的管道输送服务和政府的税收补贴，特别是1980年颁布的《能源意外获利法》中第二十九条对非常规能源开发的税收补贴政策，是美国煤层气产业发展的重要因素^［74］。

❹ 促进我国煤层气产业发展的建议

目前，我国煤层气产业正处于发展的起步阶段，亟待政府的培育、扶持与引导。为实现煤层气产业化、规模化发展，有效解决煤矿安全生产问题，应当坚持科学发展观，在体制、机制和政策上创造更多、更加有利于煤层气产业发展的条件和机会。为此，提出促进我国煤层气产业发展的建议如下：

（一）大力加强煤层气基础理论研究

借鉴国外先进的理论经验，在常规天然气地质学的理论和方法启发下，通过典型煤层气藏的详细解剖，研究煤层气藏的形成过程与非均质性，总结煤层气富集成藏规律；完善煤层气藏数值模拟技术；研究关于煤层气藏“工业指标”的问题，建立煤层气藏描述的方法和参数体系。从而构建起较完备的煤层气藏理论，为预测煤层气高渗富集区、指导勘探开发和煤矿瓦斯抽放提供理论依据。

我国无烟煤数量多，分布广。应从煤变质作用类型、变质程度、构造变形等不同方面对其机理进行深入研究，揭示无烟煤储、渗性能的控制因素，提出相应的预测方法。我国东北、西北低煤级煤层气资源丰富。通过对低煤级煤的孔隙结构、吸附能力、生气量和煤层气赋存方式等一系列问题进行系统研究和分析，形成对低煤级煤层气资源评价与勘探开发的新思路和新方法，为寻找相应的解决途径、调整勘探部署提供科学依据。这样可“激活”低煤级煤中丰富的煤层气资源，开拓我国煤层气资源开发新领域。这不仅对发展和丰富煤层气基础理论具有重要意义，而且对开发无烟煤、低变质煤中的煤层气资源具有指导作用。

（二）开展煤层气勘探开发关键技术攻关

煤层气开发的经济效益需要以高新技术作保障，高新技术含量已经成为衡量煤层气开发项目成败的重要指标。加大对煤层气勘探开发关键技术的科技攻关，将储层无污染的钻井技术、高效压裂技术、定向井和羽状井技术以及注氮和二氧化碳置换增产、煤矿瓦斯抽放等主要技术列入国家重大基础研究项目计划、国家五年攻关计划、国家自然科学基金重点研究项目计划，优先安排，从而形成适合我国煤层气地质特点的配套工艺技术，促进我国煤层气产业的形成与发展。

（三）加大对煤层气勘探开发的投入

制定煤层气勘探开发规划、产业发展规划和产业扶持政策。统一管理和协调煤层气勘探开发工作，关注煤层气开发的宏观布局。对重点有利区和煤层气示范项目加大资金投入，落实生产项目，加大勘探开发实物工作量，争取在5～10年内部署煤层气开发井10000口以上。积极引导商业性投入，广泛吸引社会各方面资金。将对煤矿瓦斯抽放与利用的研究开发列入中长期科技发展规划，重点支持高效煤层气经济抽采技术的开发及相关应用基础理论的研究，每年列入专项科研项目，拨付专项费用，集中加大煤层气的科技投入，以煤层气科技的创新带动煤层气生产上的突破。

（四）加大长输管网等基础设施建设

制订和出台天然气（含煤层气）长输管网法规政策，实现气田、管网、利用的独立运营模式，加强政府监管，实行市场准入制度，遏制垄断。无论天然气还是煤层气，只要质量达标、价格合理，就可以自由地售出并输入该管网，这样就可以解除外国合作者对投资煤层气勘探开发的后顾之忧。煤层气发展形成规模后，就应同天然气一样走向市场，需要统筹考虑煤层气和天然气两种资源与市场的配置，通过管网把资源和市场联系起来，推动煤层气的发展。

加强沿“西气东输”、“陕京一线”、“陕京二线”干线附近煤层气储运集输设施的建设，为煤层气产业下游市场的发展提供基础条件。虽然煤层气与天然气可以混输，但产出的煤层气到达地面后一般为低压，借助“西气东输”主管线进行运输，必须多级加压，导致煤层气生产成本大幅增加，可以通过适当增建一些采用聚乙稀制成的煤层气专用输气管线予以解决。

（五）建立煤层气开发利用示范工程

我国煤层气地面开发试验已从单井评价向井组试验过渡，一些煤层气开发项目已显示出商业化开发前景。我国煤层气开发应采取新区与老区相结合、重点突破的原则，首先在资源条件好、勘探程度较高的沁水和鄂尔多斯盆地，集中力量开发，使煤层气生产能力在近期内有较大程度的提高，并在开发利用方面形成突破，并建立井下煤层气抽放示范项目，煤矿区采动区地面钻井煤层气开发示范项目以及煤层气发电示范项目，带动煤层气产业的发展。在国家科技攻关等重大项目中单独立项，建立一批煤矿区煤层气开发示范工程。

根据目前勘探成果，建议首先支持沁水盆地南部煤层气开发利用高技术示范工程。在已经获得煤层气探明储量的346km²范围内，已钻井150口，压裂40口，目前每天产能达到8×10⁴m³左右，并计划在近5年内部署煤层气开发井约2 000口，建成年产20×10⁸～30×10⁸m³的大型煤层气生产区。

（六）出台煤层气产业发展的优惠政策

煤层气产业要想得到大的发展，国家有关煤层气开发利用的政策支持一定要到位。煤层气开发在某种意义上来说有很大的公益性，国家在勘探、研究和税费等方面的扶持不可或缺。在煤层气产业发展的初期，政府资金投入和政策扶持非常必要，美国煤层气产业的发展历程表明，政府的经济鼓励政策具有决定性作用。建议国家颁布优于常规天然气开发和对外合作的税费政策，适用期10～15年。其中包括增值税为零税率，所得税5年免交、5年减半，免交探矿权和采矿权使用费，20年免交资源税和资源补偿费等。安排专项资金重点支持煤矿煤层气回收利用项目；对煤层气和煤矿瓦斯抽放利用给予财政补贴，如每抽放1m³煤层气，给予0.2元补贴，同样每利用1m³煤层气，再给予0.1～0.2元补贴。补贴款从企业上交税款中返还，也不会增加国家财政负担。通过提供优惠的税赋政策，鼓励中小企业和私营企业参与投资和融资，进而保护企业投资煤层气产业的积极性。

（七）加强煤层气勘探开发管理

严格执行煤层气资源一级管理，针对目前煤层气开发利用中缺乏协调，条块分割严重的问题，理清部门、企业之间责、权、利，创造良好的市场运行环境。

对煤层气资源要实行综合勘探、综合开发和综合利用，在保证国家对煤炭和天然气正常需求的情况下，建议煤层气优先于煤炭和常规天然气勘探开发。对煤层气生产企业予以同等国民待遇，在体制和机制上，采用市场化运作方式，鼓励更多的企业进入煤层气勘探开发领域。建立规范有序、活跃协调的煤层气开发利用市场，尽快解决煤炭—煤层气探矿权和采矿权的统一管理和协调机制，从政策和体制上协调煤炭企业、煤层气企业、石油天然气企业之间在煤层气资源管理和开发利用中的利益关系。必须坚持国家为主，地方和企业积极参与支持的政策，共同推动煤层气产业的发展。同时，严格煤层气对外合作管理，依据标准合同，及时做好煤层气合作区块核减工作。完善煤层气地质综合勘探开发技术规范、资源量预测评价规范、储量评定规范以及其它相应的技术规范等。

（八）严格煤矿瓦斯抽放利用管理

建议国家对新建高瓦斯煤矿，严格做到先采气后采煤，并依据煤层气开发程度决定煤矿生产规模和许可证发放。对正在开发的高瓦斯煤矿，采取以抽定产的强制措施，要求煤矿做到限期整改，消除瓦斯爆炸事故，保障国民经济可持续发展。制定甲烷减排补贴和排放超标罚款法规，鼓励煤矿企业开发和利用煤层气，同时，建议政府从技术、政策、法规层面上，引导企业走采煤采气一体化，建设绿色安全煤矿的路子。保护煤矿区珍贵的煤层气资源，大幅度减少我国甲烷向大气排放的数量。

（九）对煤层气资源进行动态评价

随着地质认识和勘探开发形势的不断变化，对煤层气资源的认识也应不断更新，需要开展经常性评价，实现资源评价系统化、制度化、动态化，为制定能源政策和编制国家能源中长期发展规划，提供重要科学依据。建议以新一轮全国煤层气资源评价结果为基础，在煤层气资源评价系统的支持下，根据勘探新成果和储量变化，每年对已勘探开发盆地和区带进行动态评价。对靠近城市群的重点地区煤层气资源利用潜力和煤层气资源认识发生较大变化的地区开展重点评价。

❺ 加快中国煤层气产业发展的建议

中国的煤层气产业取得了丰硕的成果，但也存在一些问题。如煤炭生产和煤层气开发缺乏统一协调发展的模式，缺乏统一的煤层气勘探开发标准和规范，秩序混乱，整装的大型煤层气田存在分散性、盲目性开发等诸多问题，亟待解决。为了促进中国煤层气产业的可持续发展，提出以下建议。

一、加强煤层气产业发展状况调研

煤层气产业经过几十年发展，各方面均取得了一定程度的进展，但截至2009年底，煤层气地面年产量不足10×10⁸m³，抽放利用率很低，制约煤层气产业发展的因素包括地质理论、技术方法、体制机制等多方面问题，政府应组织多部门进行调研分析和研究，提出解决问题的根本方法。

二、出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则

落实国务院《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见（国办发〔2006〕47号）》，出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则，建议先采气后采煤规定标准定于6m³/t，煤炭生产区在保证煤矿安全生产的前提下，以采煤为主，兼顾煤层气综合开发利用，以确保煤炭安全生产，而在煤炭规划区对吨煤含气量大于6m³的原生煤含气区必须先地面采气后井下采煤；构造煤发育区及低含气区采用煤矿井下抽采的方式开发利用煤层气。

就资源利用角度讲，中国煤层含气量小于6m³/t 的煤炭资源量为3.95×10¹²t，占煤炭总资源量的71%；大于6m³/t的煤炭资源量为1.62×10¹²t，占煤炭总资源量的29%（表10-1）。因此采用含气量大于6m³/t为标准实行先采气后采煤，不影响当前煤炭产量，又可有效利用资源、遏制瓦斯灾害、保护环境。

表10-1 中国不同地区不同含气量的煤炭资源量与煤层气资源量对比表

三、进一步加强煤层气勘探开发科技攻关

全国油气资源战略选区项目和国家油气重大专项都将煤层气科技攻关列为重要组成部分。但中国煤层气地质条件复杂，目前仅在中高煤阶1000m以浅地区取得煤层气勘探开发突破，煤层气勘探开发在构造煤发育区、深煤层、低煤阶区以及关键技术装备等领域尚需加强科技攻关。建议国家对煤层气精细地质研究、低煤阶煤层气勘探开发及煤层气关键钻完井技术试验等制约煤层气产业发展的瓶颈技术，进一步加强科技攻关力度，实现煤层气产业低成本高效开发。

四、制定统一的煤层气勘探开发国家标准和规范

应制定统一的煤层气勘探开发技术国家标准和规范，整顿矿业秩序，规范勘探开发程序。整装的大型煤层气田，必须按照统一标准和规范进行集成开发、综合利用，避免破坏性、分散性、盲目性开发。

五、倡导煤炭生产企业与煤层气生产企业加强合作

煤炭企业和煤层气生产企业加强合作，可充分发挥各自的优势，实现煤层气和煤炭两个行业之间的良性运作，互利共赢。形成煤层气与煤炭综合开采模式，可有效解决矿权重叠问题，保障采煤安全，加快中国煤层气产业发展步伐。

❻ 煤层气产业发展建议

我国的煤层气产业取得了丰硕的成果，但也存在一些的问题，如煤炭生产和煤层气开发缺乏统一协调发展的模式，缺乏统一的煤层气勘探开发标准和规范，秩序混乱，整装的大型煤层气田存在分散性，盲目性开发等诸多问题亟待解决。为了促进我国煤层气产业的可持续发展，提出以下建议：

1.加强煤层气产业发展状况调研

煤层气产业经过几十年发展，各方面均取得了一定程度的进展，但截至2009年底，煤层气地面年产量不足10×10⁸m³，抽放利用率很低。制约煤层气产业发展的因素包括地质理论、技术方法、体制机制等多方面问题，政府应组织多部门进行调研分析和研究，提出解决问题的根本方法。

2.出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则

落实国务院47号文件（国办发〔2006〕47号）“关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干建议”，出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则，建议先采气后采煤规定标准定于6m³/t；煤炭生产区在保证煤矿安全生产的前提下，以采煤为主，兼顾煤层气综合开发利用，以确保煤炭安全生产；而在煤炭规划区对吨煤含气量大于6m³的原生煤含气区必须先地面采气后井下采煤；构造煤发育区及低含气区采用煤矿井下抽采的方式开发利用煤层气。

3.进一步加强煤层气勘探开发科技攻关

全国油气资源战略选区项目和国家油气重大专项都将煤层气科技攻关列为重要组成部分，但我国煤层气地质条件复杂，目前仅在中高煤阶1000m以浅地区取得煤层气勘探开发突破，煤层气勘探开发在构造煤发育区、深煤层、低煤阶区以及关键技术装备等领域尚需加强科技攻关。建议国家对煤层气精细地质研究、低煤阶煤层气勘探开发及煤层气关键钻完井技术试验等制约煤层气产业发展的瓶颈技术进一步加强科技攻关力度，实现煤层气产业低成本高效开发。

4.制定煤层气勘探开发技术国家标准和规范

应制定统一的煤层气勘探开发技术国家标准和规范，整顿矿权秩序，规范勘探开发程序。整装的大型煤层气田，必须按照统一标准和规范进行集成开发、综合利用，避免破坏性、分散性、盲目性开发。

5.倡导煤炭企业与煤层气企业加强合作

煤炭企业和煤层气生产企业加强合作，可充分发挥各自的优势，实现煤层气和煤炭两个行业之间的良性运作，互利共赢。形成煤层气与煤炭综合开采模式，可有效解决矿权重叠问题，保障采煤安全，加快我国煤层气产业发展步伐。

❼ 沁水盆地南部煤层气开发示范工程潘河先导性试验项目的进展和启示

叶建平 吴建光

（中联煤层气有限责任公司 北京 100011）

作者简介：叶建平，男，1962年生，浙江宁海人，博士，教授级高级工程师。长期从事煤田地质与勘探、煤层气勘探开发生产和科研工作。现在中联煤层气有限责任公司，地址：北京市安外大街甲88号，邮编：100011，E-mail：[email protected]。

摘要 潘河项目是国家发展改革委员会正式批准设立的国家级煤层气开发示范工程。先期仅用了一年时间，完成了100口井的钻井和完井、40口井的压裂，完成了地面集输工程建设，并投入商业化生产。地面集输工程包括：单井井场工艺流程和4套阀组；集气站一座，日增压处理80000m³；供气站一座，日压缩80000m³；燃气发电站一座，日发电2175kW，输气管线总计约41km。自动传输系统和远程监控系统一套，以及相应的配套工程。初期排采生产结果显示，单井产气量高，单井套压高，产水量低。单井平均产气量达到2000m³/d，单井最高产量7434m³/d，产水量平均7m³/d。本区具有良好的煤层气生产能力。

潘河项目在地质和储层研究、工程部署、井网优化、钻井完井技术、增产改造技术、排采技术、煤层气田集输技术等各方面取得了丰硕成果。采用的空气钻井技术、氮气泡沫压裂技术、煤层气田集输技术、数据自动采集系统等属于国内领先的技术，多项技术成果具有高度的创新性，成为潘河项目建设过程中耀眼的光辉。它将科学研究和工程项目密切结合，成为科研与生产相结合的典范。潘河项目的成功建设和投产，使公司从煤层气勘探阶段步入开发阶段，也成为我国煤层气产业发展的一个标志性的里程碑。

关键词 煤层气 勘探开发 沁水盆地 潘河项目

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

沁水盆地南部是我国迄今为止发现的最好的煤层气田。1997年，中联煤层气有限责任公司部署了本区第一批勘探钻井，第一口探井——TL-003井在1998年投入排采，获得7000m³/d单井产量，取得了我国煤层气勘探的突破。之后在其周围部署F Z 井组，到2002年形成15口井的生产试验井组，实现商业试生产。同时在沁南煤层气田获得432×10⁸m³煤层气探明地质储量，为煤层气商业开发奠定了良好的基础。

2004年3月12日，公司领导换届后，新一届领导班子提出了明确的目标，要尽快实现煤层气商业化生产，确定在山西潘庄区块和陕西韩城区块部署煤层气先导性试验井组。同时，向国家发展和改革委员会申请设立“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”。国家发展改革委员会在2004年12月22日以发改办高技[2004]2395号文件正式批准设立该国家级煤层气开发示范工程。该示范项目计划分三期进行，第一期部署150 井，到2006年建成1×10⁸m³年产能；第二期，再部署400口，达到4×10⁸m³年生产能力；第三期再部署350口，累计达到900口井。三期完成后年生产能力达到7×10⁸m³，从而初步建成沁水盆地煤层气生产基地。

《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》（以下简称潘河项目）的目的是通过煤层气先导性井网的开发试验，确定该地区的煤层气产能，为煤层气规模开发提供可靠的技术和经济依据，实现煤层气商业开发。

第一期工程分三个阶段完成，第一阶段部署施工40口井钻井、压裂工程，进入排采，同时完成地面建设工程。第二阶段部署施工60口井，第三阶段钻井50口，压裂110口。

潘河项目第一期第一阶段从2004年11月8日正式开始钻井，到2005年7月，完成了100口井的钻井任务。到2005年10月底，完成了先期40口井的压裂工程，进入排采，同时完成地面建设工程。2005年11月1日第一阶段工程正式竣工投产，公司在潘河现场举行竣工剪彩仪式，宣布潘河先导性试验项目进入商业化试生产阶段，也标志着中国煤层气产业进入到一个新的发展阶段。

本文主要对潘河项目第一期第一阶段40口井的工程进行简要的技术总结，包括地质和储层特征、井网部署、钻井、压裂技术、排采生产、地面建设工程，交流经验，以飨读者。

1 地质和储层特征

潘河项目位于沁水盆地南部潘庄区块。本区地质构造简单，地层平缓，倾角5°～15°。次级背向斜发育，呈近南北向展布。区内发育郑庄背斜、潘河向斜、柿沟背斜。发现一条小断层，位于桐树庄南。

3煤是本项目的目的层。该煤层埋藏深度浅，266～544m，平均400m。厚度5.20～7.21m，平均6.20m。含夹矸1层，厚度0.40～1.20m。下距15煤84～88m。

3煤煤变质程度高，含气量高，气体质量好。3 煤属无烟煤，镜质组最大反射率3.59%～3.70%。含气量4.34～25.88m³/t，daf，平均12m³/t，daf。PH1-009 井测得3煤含气量23.43m³/t，daf，甲烷浓度98.0%，少量CO₂、N₂，分别为0.38%、1.62%。

3煤渗透率0.20～2.00mD，储层压力1.97MPa，储层压力梯度7.8kPa/m。储层温度18.8℃（250.8～257.2m）。

分析表明，本区在向斜部位煤层含气量相对较高，是煤层气相对富集区。含气量是控制本区单井产量的一个重要因素。生产产量统计结果，向斜部位单井产量相对较高。

2 井网部署和优化

利用数值模拟手段，进行了井网优化，结合枣园井组生产经验，本次采用五点式井网，按照300m×300m 井距进行部署，单井控制面积较小。实际井网方位确定为N60°E方向和N30°W，沿此方向进行布线、布井。

布井原则：主要从含气性、资源条件、地质条件，结合地形地貌特点，作为选区要素，选择含气量高、资源丰度高、勘探（控制）程度高、地形比较开阔平缓、适宜修路的地区和地点。

3 新技术的应用

3.1 完井

潘河项目煤层气井全部为垂直井井型。井身结构：一开井径 φ311.15mm，下φ244.5mm表层套管。二开井径φ215.9mm，下φ139.7mm技术套管。

目标煤层一层，即3煤。

3.2 钻井技术

潘河项目首次大规模采用空气钻井技术。空气钻井具有钻井效率高、成本低、对煤层污染小的优点，克服了丘陵地区设备搬迁困难等问题。

同时，还采用常规泥浆钻机施工。在煤层段清水钻进，保护储层。

3.3 增产改造技术

本项目主要采用水力携砂压裂技术进行煤储层的改造，同时，适时地将国家“十五”科技攻关成果“氮气泡沫压裂技术”进行工业试验，并在本项目获得成功，开创了煤层气增产改造新的高效的技术。

选择PH1、PH1-006两口井做试验井。目的是探索适宜的增产改造技术，改善地层的渗流条件，提高单井产能。在此之前，进行泡沫压裂夜配伍性研究，选用无固相伤害的表面活性剂压裂液体系，应用三维压裂设计软件进行裂缝计算与施工模拟，优选施工参数。

氮气泡沫压裂具有压裂液粘度高，携砂能力强，可有效降低压裂液在多裂缝发育的煤层中的滤失性，控制裂缝形态的发育；用液量少，对煤层污染较小，压裂后返排速度快，产气速度快。泡沫压裂井在排采1～2d即产气。试验结果，在地质情况基本相同的条件下，通过对周围井的产量对比分析发现，PH1、PH1-006两口氮气泡沫压裂井比活性水加砂压裂井平均日产气量提高3倍以上，气量稳定在较高水平上，增产效果非常显著。2口氮气泡沫压裂井平均日产气量2721m³。因此氮气泡沫压裂井产量明显好于常规压裂井。

3.4 探索适合本区储层和产层条件的煤层气排采技术

针对无烟煤储层和产层的特点，探索了一套适宜的煤层气井排采技术。在泵型选择、泵挂结构设计、地面单井流程方面提出一套工艺流程。制定合理的排采制度，处理好液面、套压、产量关系，控制一定的井底压力，保持合理的压差，控制煤粉流出和堵塞，控制压裂砂回吐。

3.5 煤层气田自动数据采集系统首次在煤层气生产管理中得到建设和应用

其功能包括：接收、显示并存储产气信号，监控生产情况；接收设备运行信号，监控设备运行状况；对供气站、集气站和各阀组实行远程监控。

通过自动控制系统和远程监控系统，实现各种生产数据、主要设备运行状况完整传输至控制中心，实现各种数据在电视墙的实时显示和自动保存，能够实现通过网络上传至公司，能够实现站场无入值守，能够实现紧急状况下控制中心的快速反应和及时处理。

4 煤层气田地面集输工程

煤层气田地面集输系统建设填补了我国在煤层气产业的空白。

主体工程包括：单井井场工艺流程和4套阀组；集气站一座，日增压处理80000m³；供气站一座，日压缩 80000m³；燃气发电站一座，日发电 2175 kW，输气管线总计约41km。

配套工程：10 kV送电线路6.5km和380 V 送电电缆约50km，信号传输光缆43.1km，自动传输系统和远程监控系统一套，彩钢房11栋（32间）及护坡和水工保护等。

5 商业化生产销售

到2005年年底，潘河项目共完成100口生产井的钻井，对其中40口井进行了压裂，有38口井进入排采。

排采生产结果显示，单井产气量较高，单井套压较高，产水量较低。排采井中，单井套压大部分在0.8～1.2MPa，单井平均产气量达到2000m³/d。单井最高产量7434m³/d。产水量平均7m³/d。从2005年7月陆续开始排采，到2006年5月底，累计产气1160×10⁴m³。初期排采显示，本区具有良好的煤层气产能。

2006年，将继续完成50口井的钻探，以及60口井的压裂、排采工作。届时将达到1×10⁸m³年产能。

6 结语

潘河先导性试验项目仅用了一年时间，完成了100口井的钻井、完井、40口井的压裂，完成了地面集输工程建设，开始商业化生产。同时在地质和储层分析研究、工程部署、井网优化、钻井完井技术、增产改造技术、排采技术、煤层气田集输技术等各方面取得了丰硕成果，在空气钻井、氮气泡沫压裂技术、煤层气田集输技术、数据自动采集系统等方面的技术是国内领先的技术，多项技术成果具有高度的创新性，成为潘河示范项目的建设过程中耀眼的光辉。它将科学研究和工程项目密切结合，成为科研与生产相结合的典范。

潘河示范工程项目的建设和成功的投产，使公司从煤层气勘探阶段步入煤层气开发阶段，也是我国煤层气产业发展的一个标志性里程碑，意义十分巨大。正是潘河示范工程的建设和生产的成果，激励并坚定了广大领导和工程技术人员对煤层气开发的信心和决心，推动和促进了我国煤层气开发产业化进程。

通过潘河先导性试验项目，在煤层气开发部署、开发工程技术、地面集输技术、排采生产技术、销售和项目管理等方面，取得了显著的成果，达到了国家示范工程的目的，为我国煤层气开发提供了良好的示范作用。同时，也为我国煤层气产业的发展起到了带动作用。

潘河先导性试验项目第一期第一阶段的上马、建设和顺利完成，凝聚了公司新一届领导的魄力和心血、凝聚了公司各个部门的通力协作和支持。同时，广大协作单位的领导、技术人员、作业施工人员也为本项目的建设和完成做出了不可磨灭的贡献。正是由于公司上下的高度团结、鼎力支持，以及施工单位的通力合作，成就了潘河先导性试验项目。

参考文献

[1]中国石油天然气集团公司钻井承包商协会编.2004.钻井承包商协会论文集[2004].北京：石油工业出版杜

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

❽ 中国煤层气产业发展现状与技术对策

王一兵¹ 杨焦生¹ 王金友² 周元刚² 鲍清英¹

基金项目:国家973项目(2009CB219607)、国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”课题33,43(2011ZX05033-001〃,2011ZX05043)。

作者介绍:王一兵,男,1966年6月生,2008年获中国地质大学(北京)博士学位,高级工程师,多年从事煤层气勘探开发综合研究工作。E-mail:[email protected]

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007;2.中国石油渤海钻探公司第二录井公司 天津 300457)

摘要:本文通过分析我国煤层气发展历程和现状,总结了我国从上世纪80年代以来煤层气发展经历了“前期评价、勘探选区、开发试验、规模开发”四个阶段。在分析我国煤层气地质条件基础上,认为已发现的煤层气田(富集区)煤层普遍演化程度高、渗透率低;总结了适合我国复杂地质条件的煤层气配套开发技术,包括钻井完井、储层保护、水力压裂、排采控制等,并分析了各种技术的应用效果,认为我国1000m以浅中高煤阶煤层气开发技术基本成熟。在此基础上预测了我国提高煤层气开发效果的技术发展方向。

关键词:煤层气 开发技术 压裂 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

我国煤层气资源丰富,预测2000m以浅煤层气资源量36.8万亿m³(国土资源部,2006),可采资源量约11万亿m³,仅次于俄罗斯和加拿大,超过美国,居世界第三位。规模开发国内丰富的煤层气资源,可在一定程度上减轻我国对进口石油天然气的依赖,同时对实现我国能源战略接替和可持续发展、降低煤矿瓦斯含量和瓦斯排放、减少煤矿瓦斯灾害、保护大气环境具有重要意义。

1 煤层气规模开发已经起步,初步具备产业雏形

自上世纪80年代后期以来,国内石油、煤炭、地矿系统的企业和科研单位,以及一些外国公司,对全国30多个含煤区进行了勘探、开发和技术试验,在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘韩城、大宁—吉县、柳林—兴县地区、安徽淮北煤田、辽宁阜新煤田等试验井都获得了较高的产气量。截至2010年底,全国已累计探明煤层气地质储量3311亿m³,并针对不同煤阶的煤层气特点,掌握了实验室分析化验和地质评价技术,直井/丛式井钻井完井、多分支水平井钻井技术,空气/泡沫钻井及水平井注气保压欠平衡储层保护技术,注入/压降试井技术,压裂增产和排采等技术系列,在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地南部、阜新煤田、铁法煤田、淮南淮北等地分别获得了具有经济价值的稳定气流,为规模开发准备了可靠的资源、技术条件。

近年国内天然气市场的快速发展,天然气基础管网逐步完善,煤层气开发迎来前所未有的机遇。特别是2007年政府出台了煤层气开发补贴政策,极大地调动了相关企业投资煤层气产业的积极性,促进了煤层气产业的快速发展,近年全国煤层气开发井由不足百口增加到5240余口(含水平井约100口),建成煤层气产能约30亿m³/年,年产气量超过15亿m³(图1),形成沁南、鄂东2大煤层气区为重点的产业格局。预测到“十二五”期间,全国地面钻井开发的煤层气产量可以达到100亿m³以上。

我国煤层气发展,主要经历了四个发展阶段(图2)。

图1 中国历年煤层气开发井数与产量图

图2 中国煤层气发展阶段划分

80年代前期评价阶段:在全国30多个煤层气目标区开展了前期地质评价研究;

1992~2000年勘探选区阶段:在江西丰城、湖南冷水江、山西柳林、晋城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陕西韩城等地钻探煤层气井,柳林、晋城、阜新开展小井组试验;

2000~2005年开发试验阶段:在山西沁水、陕西韩城、辽宁阜新开展了开发先导试验工作;

2006年至今规模开发阶段:沁水煤层气田、鄂东煤层气田韩城区块、柳林区块、辽宁阜新、铁法等地煤层气地面开发初步形成规模并进入商业开发阶段,特别是2007年国家出台采政补贴政策,每生产1方煤层气国家补贴0.2元,极大地调动了生产企业的积极性,纷纷加大投入,煤层气产业进入快速发展阶段。2010年全国煤层气产量达到15亿方。

2 煤层气开发技术现状

在多年的勘探开发实践中,针对我国煤层气地质特点,逐步探索出适合我国配套工艺技术,如钻井完井、地面建设、集输处理等,形成了以中国石油、中联煤层气、晋煤集团等大型国有煤业集团、有实力的大型国际能源公司为代表的煤层气开发实体,以及煤层气钻井完井、地面建设、压缩运输等煤层气技术服务队伍,总体已经具备1000m以浅煤层气资源开发和产业化发展的条件。

不同演化程度的煤层煤岩性质不同,主要表现在煤岩的压实程度、机械强度、吸附能力等方面,其含气性、渗透性、井壁稳定性有很大差别(王一兵等,2006),因此不同煤阶的煤层气资源要求采用相应的技术手段来开发。经过多年的探索与发展,国内已初步形成针对不同地质条件和煤岩演化程度的煤层气开发钻井完井、压裂改造、排采技术系列。

2.1 钻井完井技术

2.1.1 中低煤阶高渗区空气钻井裸眼/洞穴完井开采煤层气技术

国内低煤阶区煤层渗透率一般大于10mD,中煤阶高渗区煤层渗透率也能大于5mD,对于此类高渗煤层的煤层气开采,一般不需压裂改造(低煤阶煤层机械强度低,压裂易形成大量煤粉堵塞割理),可对煤层段裸眼下筛管完井或采用洞穴完井方式,根据煤层在应力发生变化时易坍塌的特点造洞穴,扩大煤层裸露面积,提高单井产量;钻井施工时采用空气/泡沫钻井,既可提高钻速,又可有效减小煤层污染。

裸眼洞穴完井在国外如美国圣胡安盆地、粉河盆地的一些煤层气田开发中应用取得了良好效果(赵庆波等,1997,1999),特别是在高渗、超压的煤层气田开发中得到很好的应用效果。

常采用的井身结构有两种:

(1)造洞穴后不下套管,适用于稳定性较好的煤储层,是目前普遍采用的井身结构;

(2)造洞穴后下入筛管,可适用于稳定性较差的储层。

这一技术在国内鄂尔多斯盆地东缘中煤阶、湖南冷水江、新疆准噶尔南部进行试验,效果都不理想,需要进一步探索、完善。

2.1.2 中高煤阶中渗区大井组直井压裂开采煤层气技术

中高煤阶中渗区煤层渗透率一般0.5~5mD,采用套管射孔加砂压裂提高单井产量效果最明显。其技术关键在于钻大井组压裂后长期、连续抽排,实现大面积降压后,煤层吸附的甲烷气大量解吸而产气。这一技术在国内应用最广泛,技术最成熟。沁水盆地南部、鄂尔多斯东缘韩城、三交、柳林地区,辽宁阜新含煤区刘家区块等大多数深度小于1000m的煤层气井采用这一技术效果好,多数井获得了单井日产2000~10000m³/d的稳定气流,数百口井已稳产5~10年。

2.1.3 中高煤阶低渗区多分支水平井开采煤层气技术

该技术主要适用于机械强度高、井壁稳定的中高煤阶含煤区,通过钻多分支井增加煤层裸露面积,沟通天然割理、裂隙,提高单井产量和采收率,效果相当显著。同时,对于低渗(<0.5mD)薄煤层(<2m)地区,也是解决单井产量低、经济效益差的主要技术手段。

煤层气多分支水平井是指在一个或两个主水平井眼旁侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道,分支井筒能够穿越更多的煤层割理裂缝系统,最大限度地沟通裂缝通道,增加泄气面积和气流的渗透率,使更多的甲烷气进入主流道,提高单井产气量。多分支水平井集钻井、完井和增产措施于一体(王一兵等,2006),是开发煤层气的主要手段之一。该技术具有三大技术优势:一是可以提高单井产量,约为直井的6~10倍,同时减少钻前工程、占地面积、设备搬安、钻井工作量和钻井液用量,节约套管和地面管线及气田管理和操作成本,从而提高开发综合效益;二是可以加快采气速度,提高采收率。用直井需要15~20年才能采出可采储量的80%,但用分支水平井仅需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层气的采收率;三是多分支水平井的水平井眼不下套管,不压裂,避免压裂对煤层顶底板造成伤害,便于后续的采煤,是先采气后采煤的最佳配套技术。

目前我国在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地等煤层埋深300~800m的地区已完成多分支水平井100余口,沁水盆地南部单井日产量达到0.8万~5.5万m³,最高日产可达到10万m³,比直井压裂方法单井产量提高4~10倍。

2.2 储层保护技术

2.2.1 煤层气空气钻井技术

主要有空气钻井和泡沫钻井技术,主要优点是可实现欠平衡钻井,煤层损害小、钻速快、钻井周期短,综合钻井成本低。但空气/泡沫钻井也存在局限性,并不是任何地层都适用。由于空气/泡沫不能携带保持井眼稳定的添加剂,所以不能直接用空气钻穿不稳定地层。当钻遇含水层时,岩屑及更细的粉尘会变为段塞。由于液体在环空中出现,会润湿水敏性页岩,这会导致井塌而卡钻。而且湿岩屑会粘附在一起,在钻杆外壁上形成泥饼环,不能被空气从环空中带上来,当填充环空时,阻止了空气流动并产生卡钻。而且随着这些间歇的空气大段塞沿着井眼向上运移,它们会堵塞地面设备并且对井壁产生不稳定性效应。因此,空气钻井的关键在于保持井壁的稳定性。

2.2.2 水平井注气保压欠平衡保护技术

多分支水平井主井眼与洞穴井连通后,在水平井眼钻进过程中,在洞穴直井下入油管,洞穴之上下入封隔器,然后通过油管向洞穴直井注气,从水平井环空排气的钻井液充气方式,保持水平井眼环空压力,保证井眼稳定性(图3)。

图3 欠平衡钻井剖面示意图

空气压缩机将空气从直井注入,压缩空气、煤屑与清水钻井液在高速上返过程中充分混合,形成气、液、固相三相环空流动。原则上返出混合流体经旋转头侧流口进入液气分离器进行分离,混合液流从液体出口流入振动筛,气体夹杂煤粉从气流管线进入燃烧管线排放。在燃烧管线出口处,有大排量风机,将排出的气体尽快吹散。

如果三相分离器分离返出混合流体不明显,液体为雾状水滴时将分离器液流管线关闭,从分离器底部沉砂口进行煤屑和废水的收集和处理,气体夹杂煤粉从气体管线进入燃烧管线排放。如果分离器处理能力有限或燃烧管线堵塞,可临时使用节流管线应急排放混合物。在施工过程中要求地面管线畅通,各种阀门灵活可靠。

2.3 煤层气井水力压裂工艺技术

2.3.1 针对煤储层特征的压裂液

压裂液是煤层水力压裂改造的关键性环节,其主要作用是在目的层张开裂缝并沿裂缝输送支撑剂,因此着重考虑流体的粘度性质,不仅在裂缝的起裂时,具有较高的粘度,而且在压裂流体返排时具快速降低的性能。然而,成功的水力压裂改造技术还要求流体具有其他的性质。除了在裂缝中具有合适的粘度外,在泵送时还应具有低的摩擦阻力,能很好地控制流体滤失,快速破胶,施工结束后迅速返排出来等性能,同时应在经济上可行。

压裂液选择的基本依据是:对煤层气藏的适应性强,减少压裂液对储层的伤害;满足压裂工艺的要求,达到尽可能高的支撑裂缝导流能力。根据目前煤层气井储层的特点,压裂液研究应着重考虑以下几个方面:

储层温度25~50℃,井深300~1000m,属低温浅井范畴。因此,要求压裂液易于低温破胶返排,满足低温压裂液体系的要求,并且也考虑压裂液的降摩阻问题;煤层气属于低孔隙度、低渗特低渗透率储层,要求压裂液具有好的助排能力,并且压裂液彻底破胶;储层粘土矿物含量小,水敏弱,水化膨胀不是压裂液的主要问题,但储层低渗、低孔、压裂液的破胶返排、降低压裂液的潜在二次伤害是主要问题;要求压裂液滤失低,提高压裂液效率。

为了满足煤层压裂大排量、高砂比的施工要求,压裂液在一定温度下要具有良好的耐温、耐剪切性能,以满足造缝和携砂的要求;同时提高压裂液效率,控制滤失量。考虑较低的摩阻压力损耗,要求压裂液具有合适的交联时间,以保证尽可能低的施工泵压和较大的施工排量;采用适当的破胶剂类型及施工方案,在不影响压裂液造缝和携砂能力的条件下,满足压后快速破胶返排的需要,以降低压裂液对储层和支撑裂缝的伤害;要求压裂液具有较低的表面张力,破乳性能好,有利于压裂液返排;压裂液在现场应具有可操作性强、使用简便、经济有效、施工安全、满足环保等要求。

2.3.2 煤层压裂方案优化

针对一个区块的压裂方案,优化研究的总体思路是:在目标区块压裂地质特点分析的基础上,针对该区块主要的地质特点进行各工艺参数的优化研究。首先针对目标区块的物性特征确定优化的缝长和导流能力,然后逐一优化各施工参数,包括排量、规模、砂比、前置液百分数等,并且研究提出一系列协助实现优化缝长和导流能力,并保证支撑剖面尽可能实现最优的配套技术措施。

压裂施工参数的优化是指以优化缝长和导流能力为目标函数,通过三维压裂分析与设计软件,优化压裂施工参数。

前置液量决定了在支撑剂达到端部前可以获得多少裂缝的穿透深度。合理的前置液量是优化设计的基础和保证施工成功的前提。前置液用量的设计目标有两个:一是造出足够的缝长,二是造出足够宽度的裂缝,保证支撑剂能够进入,并保证足够的支撑宽度,满足地层对导流能力的需求。

排量的优化对压裂设计至关重要。研究试验发现,变排量施工可以对实现预期的缝长和裂缝高度有很好的控制。另一个重要作用是抑制多裂缝的产生,减少近井摩阻,有最新文献资料表明,通过先进的裂缝实时监测工具的反应,当排量超过一定值时,多裂缝的条数与排量呈正比关系。煤层易产生多裂缝的储层尤其应该尝试采取该项技术。

加砂规模优化包括平均砂液比的优化和加砂程序优化。平均砂液比的优化从施工安全角度,即从滤失系数和近井筒摩阻两个方面考虑,借鉴国内外施工经验,在煤层可能的滤失系数范围内,平均砂比20%~25%施工风险低。加砂程序优化必须将压裂设计研究中所有考虑因素和技术细节充分地体现出来。第一段砂液量的设计至关重要。如起步砂液比过高(或混砂车砂液比计量有误差),因开始加砂时可能造缝宽度不足,或起步砂液量过早滤失脱砂,会造成早期砂堵或中后期砂堵的后果;反之,如起步砂液比过低,可能造成停泵后第一批支撑剂还未脱砂,使停泵后裂缝仍有继续延伸的可能,使裂缝的支撑剖面更不合理。同时,滤失伤害也会增大。因此,起步砂液比的设计很重要。而从施工安全角度考虑,一般的做法是让第一段支撑剂进入裂缝后先观察一段时间,如压力无异常情况,再考虑提高阶段砂液比。

2.4 煤层气井抽排采气技术

煤层气以吸附状态为主,煤层气的产出机理主要包括脱附、扩散、渗流三个阶段(赵庆波等,2001),煤层气井产气需要解决的关键问题是:

(1)降低煤层压力至临界解吸压力以下;

(2)保持煤层水力裂缝及天然割理系统内不至于压力下降过快、过低而致使其渗透率急剧下降;

(3)有一定长的降压时间。

因此,煤层气采气工程应结合不同煤岩特性和室内研究工作,合理确定排采设备,控制动态参数,发挥煤层产气能力,同时在排采中要控制煤粉产生,减少煤储层应力敏感性对渗透性的不利影响。

煤层气井开采中煤粉迁移是普遍存在的现象。为了减少煤粉迁移对排采的影响,排采初期应保持液面缓慢稳定下降,生产阶段应避免液面的突然升降和井底压力激动,控制煤粉爆发,使之均匀产出并保持流动状态,防止堵塞煤层渗流通道和排采管柱。

煤层具有较强的塑性变形能力,应力敏感性强,在强抽排条件下会引起渗透性下降。为了促使煤层气井的高效排采(李安启等,1999),应保证煤层内流体压力持续稳定下降,避免由于下降过快导致煤层割理和裂缝闭合引起煤层渗透性的急剧下降。不同煤层具不同的敏感性,需通过实验和模拟确定最佳的降液速率。如:数值模拟确定晋试7井解吸压力以上每天降液速度不超过30m,解吸压力以下每天降液速度不超过10m;井底流压不低于1MPa。一般控制降液速度每天不超过10m,越接近煤层,降液速度越慢,当液面降至煤层以上20~30m时,稳定液面排采,进入稳定产气阶段后根据实际情况再适当降低液面深度。

3 煤层气开发技术发展趋势

与美国、加拿大、澳大利亚等煤层气工业发展较快的国家相比,我国煤层气地质条件复杂,主要表现在成煤期早、成煤期多,大部分煤田都经历多期次构造运动,煤层生气、运移、保存和成藏规律都很复杂。多年的勘探开发试验证实,煤层气富集区分布、高渗区分布都具有很强的不均一性,多数煤层气富集区渗透率都很低,导致大多数探井试采效果差,勘探成功率低。针对国内煤层气特点,提高我国煤层气开采效率的煤层气开发技术研究应包括以下几个方向。

3.1 高丰度煤层气富集区地质评价技术

高丰度煤层气富集区预测一般是通过地质学、沉积学、构造动力学、地球物理学、地下水动力学、地球化学等多学科联合研究,结合地震处理与解释方法,寻找煤层发育、盖层稳定、成煤期、生气期与构造运动期次相匹配的适合煤层气聚集的煤层气富集区。随着各地区勘探程度和地质认识程度的提高,一些开发区块或即将进入开发的区块,通过二维、三维地震储层反演与属性提取方法,在煤层气富集区预测孔隙、裂缝发育的高渗区,优化开发井网和井位部署,可有效指导煤层气高效开发。

3.2 提高煤层气开采效率的技术基础研究

以高丰度煤层气富集区为主要研究对象,以煤层气富集区形成机理和分布规律、开采过程中煤层气储层变化、流体相态转换、渗流和理论相应为重点研究内容,通过化学动力学、渗流力学等多学科联合与交叉研究,宏观研究与微观研究相结合,开展系统的野外工作、测试分析和理论研究。以煤层气井底压力响应为主要研究对象,利用多井试井技术和数值模拟技术,从静态和动态两个方面开展煤层气开发井间干扰机理与开发方式优选研究。研究适合我国地质条件的提高煤层气开采效率的储层改造基础理论,将有效指导煤层气开发技术的进步。

3.3 煤层气低成本高效钻井技术研究

针对当前300~1000m深度为主的煤层气资源,开展空气钻井技术攻关,发展车载轻型空气钻机。采用岩心实验、理论分析与生产动态分析相结合的方法,总结以往煤层气钻井设计方法和施工工艺,跟踪国内外多分支水平井、U型井、小井眼短半径水力喷射钻井、连续油管钻井等先进钻井技术,分析增产效果,优选适用技术。同时,还要考虑超过1000m深度的煤层气资源的开发技术。

3.4 煤层高效改造技术研究

通过煤层及顶底板力学实验与压裂液配伍性实验数据,分析煤层伤害的主要机理,研发出适合不同地质条件下煤层压裂的新型压裂液体系。结合典型含煤盆地煤层的地质特点,探索适合煤层气压裂改造的工艺技术。

参考文献

李安启,路勇.1999.中国煤层气勘探开发现状及问题剖析.天然气勘探与开发,22(3):40~43

李五忠,王一兵,田文广等.2006.沁水盆地南部煤层气可采性评价及有利区块优选.天然气,3(5):62~64

王一兵,孙景民,鲜保安.2006.沁水煤层气田开发可行性研究.天然气,2(1):50~53

王一兵,田文广,李五忠等.2006.我国煤层气选区评价标准探讨.地质通报,25(9~10):1104~1107

赵庆波.1999.煤层气地质与勘探技术[M].北京:石油工业出版社

赵庆波等.1997.煤层气勘探开发技术.北京:石油工业出版社

赵庆波等.2001.中国煤层气勘探.北京:石油丁业出版社

❾ 煤层气产业发展的历程

20世纪70年代，美国对天然气需求大幅度增加，但自20世纪80年代中期起，天然气的产量开始逐步下降。据美国能源部(DOE)预测，美国到2030年非常规天然气资源(煤层气、油砂、致密砂岩气)将成为天然气供应不足的重要补充，美国非常规天然气产量会从90年代占整个天然气产量的15%上升到2030年的50%^［67］。为了保证天然气供需平衡，20世纪70年代初期美国开始在黑勇士和圣胡安盆地进行煤层气资源普查，并在这两个盆地投入了大量的试验研究，煤层气勘探技术迅速发展。1977年黑勇士盆地煤层气井投产，1980年圣胡安盆地煤层气田也相继建成并投入开发。自此，美国开始实施煤层气大规模开发计划。

20世纪80年代后期，美国基本完成了全国煤层气资源调查，初步确定全国煤层气资源量在2.02×10¹²m³～24.35×10¹²m³之间。从20世纪80年代初期到末期，美国政府先后投资4亿美元，启动了全国范围内的煤层气成藏与开发条件研究，得出煤层气产能(可采性)取决于煤级、含气量、渗透性、水动力条件、构造背景、沉积体系等六大因素的研究成果，形成了煤层气产出遵循“排水—降压—采气”的开发理论，这是美国煤层气产业化启动和得以快速发展的必要条件^［24］。如圣胡安盆地是美国煤层气开发最成功的盆地之一，其煤层气开发成功的主要原因是该盆地的地质条件好。圣胡安盆地于1927年发现，地处科罗拉多州西南部和新墨西哥州西北部，盆地近圆形，南北长约161km，东西宽约145km，盆地面积大约为23345km²。盆地呈不对称形，基地平坦。盆地轴呈北西—南东向，位于东北部。圣胡安盆地的高产区煤层厚(大于18m)、煤阶高(R₀大于0.75)、含气量高(大于15m³/t)、构造裂缝发育，且煤层的裂缝网络是张开的，非常适合使用裸眼洞穴完井技术开采煤层气^［65］。到2005年底共有煤层气生产井约6000口，其中平均单井产量达到15000m³/d的井近100口，最高可达到76544m³/d，累计产量达到3243×10⁸m³。但美国在其他十几个盆地做了大量煤层气地质研究和勘探开发工作，表明这些地区均为边际煤层气区。1994年所有这些盆地共生产煤层气不到10×10⁸m³。如皮申斯盆地是一个深层含煤盆地，估算的煤层气资源量为2.4×10¹²m³以上，但由于煤层渗透率低(一般不到1×10^－3μm²)、埋深大(75%的煤层埋深大于914m，最深可达3660m)，因此煤层气开采难度大，而在裂缝渗透率发育的地区和盆地中的超压区，水产量又往往很高，降压效果不明显，因此整个盆地的煤层气开发进展缓慢。另一个含煤盆地———桑德沃什盆地也是如此。最初由于该盆地在地质条件上与圣胡安盆地有类似之处，因而对其煤层气开采潜力给予很高的评价，但是后来的钻井和开采实践表明，尽管煤储层条件好，但是煤层含气量低(一般不到5.7m³/t)，煤层与供水区的连通性较好，不易形成压降，从而也不利于煤层气脱附，到1993年桑德沃什盆地累计产气量仅380×10⁴m³，而产水逾108×10⁴m³。其他许多盆地也存在类似情况^［65］。说明有煤层气分布的地区，煤层气不一定富集，也不一定可采。

1980年，美国由于受到能源危机的影响，政府出台《能源意外获利法》。所谓“意外获利”的起因是:20世纪70年代，美国大部分原油和成品油的价格是受政府管制的。1979年4月，美国总统卡特宣布，到1981年9月30日政府将取消石油价格管制。这样，石油生产商可以期待在政府取消价格控制后因提高石油售价而获得更高的利润，即意外获利。美国政府希望通过制定《能源意外获利法》对市场价格造成的原油意外获利来征税(即暴利税)，防止石油价格的过度增长。同时，《能源意外获利法》第二十九条是关于非常规能源开发的税收补贴政策。其中对煤层气资源的生产，美国实行“先征后返”的政策，即先按照联邦税法征税(联邦与州所得税、开采税)，然后根据《能源意外获利法》第二十九条税收优惠政策再给予返还或补贴。

美国政府制定《能源意外获利法》，目的是鼓励非常规能源的开发，稳定国内能源的供应，减少对进口能源的依赖。由于美国煤炭资源丰富，煤层气当时是这项鼓励政策的最大受益者，该法案增强了煤层气和天然气的竞争能力，促进了美国煤层气产业的形成。自1981年美国黑勇士和圣胡安两大盆地开始煤层气商业性生产以后，至1988年美国煤层气年产量突破10×10⁸m³，这是美国煤层气产业发展过程的关键转折点，从此，美国煤层气产业进入快速发展时期。1984年美国有煤层气井2840口，1990年上升到2982口，1995年为7256口，2000年为13986口，2006年则达到30000口。自1990年以来，煤层气生产井几乎每5年翻一番。煤层气产量也直线上升，1989年为26×10⁸m³，2005年为491×10⁸m³，2006年达到540×10⁸m³，占美国天然气总产量的10%^［68］(图4－1)。

图4－1 美国煤层气生产井数和产量^［68］

❿ 煤层气产业链投资风险分析

煤层气产业上、中、下游不同环节的投资回报率是不一样的，其根本原因是在煤层气上、中、下游不同环节，投资者面临的投资风险不同。

(一)煤层气上游勘探开发风险

煤层气上游勘探开发风险来自于不确定性。煤层气勘探开发的风险是勘探的不确定性。煤层气赋存于地下，由于地质条件复杂，勘探开发的技术局限，不能保证某个区域的煤层气资源大量存在，而且能够被开采出来并获得经济效益。

在煤层气产业链中，上游勘探开发面临的最大风险是勘探开发的价值能否实现，不仅取决于煤层气资源状况，还取决于煤层气运输与销售等环节。如果中、下游环节落实不好，上游的投资就不能得到回报。

煤层气与天然气类似，运输与石油相比缺少灵活性，通常只能用于本地区消费，由于对特定市场的依赖，使得开发商面临来自市场方面的风险:煤层气市场的需求容量可能有限，或虽然有很大的需求潜力，但市场的发育需要很长的时间。在有限的需求市场上要与其他更有竞争力的可替代燃料竞争，就主要取决于煤层气的销售价格。价格过高，需求量就少;价格过低，投资者的回报就少。市场的不确定性给煤层气上游的开发商带来的风险较大。目前，我国的煤层气价格机制不完善。煤层气是一种非常规天然气，还未形成稳定的供求关系，市场机制对价格的调节作用还不完善。国家现行的“煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定”的政策，在实践中，由于各方对政策理解不一致，严重影响了煤层气开发商的积极性。

(二)煤层气中游管道运输风险

在煤层气产业链中，管道运输起着承上启下的作用。它既要对上游开发商负责，又要对下游用户负责，因此它承担的风险也较大。管道投资大，又是一次性完成的，但煤层气市场的发育却比较缓慢。民用和商业用户比较稳定，但不利于煤层气产业的快速发展。工业和发电用户对价格的承受能力较差且易受到替代燃料的竞争，但有利于煤层气需求市场的快速启动。国内外天然气管道建设经验表明，下游市场和用户的开发进度是影响天然气工业发展的重要因素。20世纪90年代，我国建设的几条输气管道都是由于下游市场和用户工作未做好而造成巨大损失。如莺歌海崖13－1—香港900多千米输气管道，计划给香港供气29×10⁸m³/a，管道于1996年建成，但由于市场进展缓慢，大量的天然气送到香港放空烧掉。管道投资的风险低于上游勘探开发，但高于城市配送。这在天然气投资中已得到证实，世界能源组织(IEA)的研究也证明了这一点(表2－2)。

表2－2 高压运输管道与低压配气管网的比较^［33］

(三)煤层气下游城市配送风险

煤层气下游城市配送的风险小于上、中游的风险。原因在于:地方配气网络的开发投入不像长距离运输管道那样一次性完成，这降低了它的容量扩张的成本和风险。同时，它的用户主要是居民、商店、旅馆、饭店、机关、学校等民用和商业用户，价格的需求弹性小。