中国煤层气勘探开发现状及发展前景
(中国石油煤层气有限责任公司，北京100028)
摘要:“清洁低碳”是全球趋势。加快煤层气勘探开发，对于减少煤矿瓦斯事故、保护大气环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要的战略意义。我国一直在加大煤层气开发力度，出台了价格优惠、税收优惠、开发补贴、资源管理、矿权保护等一系列鼓励性政策，形成了中石油、晋煤集团、中联煤三大煤层气企业，但目前行业整体规模较小。针对矿权问题，形成三种合作模式，促进煤炭开采和天然气生产的协调发展。即:秦南模式、六安模式、三交模式。在技术上，初步形成了不同煤级、不同地质条件下的煤层气勘探开发配套技术，建成了高水平的煤层气实验室，800米以下地区的低煤级煤储层开发取得实质性突破
截至2010年底，全国已钻煤层气井5426口，煤层气探明地质储量超过2900亿立方米。累计生产能力超过30× 108m3/a，年产量为15×108m3，商品气量为11.8×108m3。已建成的管道输送、压缩/液化能力为56×108m3/a/a..截至2011年6月，我国煤层气日产量超过400×104m3。已经建成或正在建设较为完善的煤层气管网。秦南、韩城、大宁-吉县和宝德均与现有天然气干线相邻。
中国煤层气资源丰富，潜力巨大，前景良好。特别建议在四个方面加强研发力度，依靠技术进步:一是根据资源分布研究调整对策；第二，国家政策的执行和企业之间的相互合作需要进一步加强；第三，加强提高单井产量和综合效益的技术研究；四是建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复投资。这将极大地促进煤层气产业的快速发展。
关键词:中国；煤层气；发展；行业；技术；现状；前景
中国煤层气勘探开发现状及前景
许、刘琳、曾、董玉山、和
(中国石油煤层气有限责任公司，北京100028，中国)
摘要:“清洁低碳”的全球趋势已经形成。加快煤层气勘探开发对减少煤矿瓦斯事故、保护大气环境和改善能源结构具有重要意义。加大了煤层气开发力度，出台了一系列鼓励政策，如优惠价格、税收优惠、开发补贴、资源管理和矿权保护。出现了三大煤层气企业，包括中石油、JAMG和CUCBM，而目前的产业规模相对较小。考虑到探矿权问题，开发了秦南模式、潞安模式和三交模式3种合作模式，以促进瓦斯抽采与煤炭开采的协调发展。在技术方面，开发了几项勘探和开发技术，适用于各种煤阶煤层气和不同的地质条件，并建立了一个高知名度的煤层气实验室。此外，800米以上煤层气勘探和低煤阶煤层气开发取得实质性突破。
截至2010年底，已钻5426口煤层气井，探明地质储量约2900亿立方米。地面开采年生产能力累计超过30亿立方米，生产1.5亿立方米/年，其中商业生产1.1.8亿立方米/年，管道运输、CNG和LNG生产能力为56亿立方米/年。截至6月，全国煤层气产量已超过400万立方米/日。秦南、韩城、大宁-吉县和宝德等四个有利区块均靠近主要既有管道。
中国煤层气资源丰富，潜力巨大，前景广阔。为此，提出以下四点建议:根据资源分配情况制定方案；进一步协调政府政策和企业家业绩；努力在提高单井产量和综合经济效益方面取得技术突破；建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复投资。这四项建议都有可能促进煤层气产业的发展。
关键词:中国；CBM发展；行业；技术；地位；前景
介绍
煤层气，俗称瓦斯，主要由甲烷组成，是煤化作用过程中形成的。主要以吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙和裂隙中、溶解在煤水中三种形式存在，以吸附为主。当煤层生烃量增加或外界温压条件发生变化时，三种赋存形式可以相互转化。“清洁低碳”是全球趋势，能源转型和低碳经济已成为世界各国经济社会发展的重要战略。
煤层气的开发利用具有“一石三鸟”的优势。首先，它是一种清洁、高效、安全的新能源，燃烧几乎不产生任何废气，有利于优化能源结构，弥补能源短缺；而且瓦斯是煤矿安全的“第一杀手”，它的发展有利于煤矿安全生产，减少煤矿瓦斯事故；同时，它也是一种温室效应很强的气体，是CO2的20倍。开发煤层气可以有效减少温室效应。总体来说体现了三大效益:经济、安全、环保。加快煤层气勘探开发，对于减少煤矿瓦斯事故、保护大气环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要的战略意义。煤层气开采方法分为井下排水和地面排水。地面排水在钻完井、测井、压裂、排水和集输方面与常规油气生产工艺基本相同。
1世界煤层气资源及产业现状
1.1资源分配
世界上埋深小于2000m的煤层气资源量约为260×1012m3，主要分布在俄罗斯、加拿大、中国、美国、澳大利亚等国(图1)。
图1世界煤层气资源分布
1.2行业地位
目前，美国、加拿大、澳大利亚等国家煤层气产业发展趋于成熟。自20世纪80年代以来，美国已有14个含煤盆地投入煤层气勘探开发，探明可采储量为3×1，01.2m 3..2009年有5万多口煤层气生产井，产量为542×108m3。煤层气产量在天然气总产量中的比重日益增加，2009年煤层气产量比重达到9%。加拿大煤层气产业发展迅速。1987开始勘探，2002年大规模开发。2009年生产7700口井，产量达到60×108m3。澳大利亚也形成了产业规模。主要分布在东部的悉尼、苏拉特、鲍恩三大含煤盆地。2005年生产井数为1.300口，产量为1.2×1.08 m3，2009年产量达到48×1.08 m3..
1.3技术现状
通过长期的理论和技术研发，目前国际上主要有四大技术和四大工程技术。四大主要技术包括:地质选择理论与高产富集区预测技术、煤层气储层评价技术、空气钻井、裸眼洞穴完井技术和多分支水平井钻井技术。
四大工程技术包括:连续油管钻井、小型氮气储层改造技术、短半径钻井和U型水平井技术、注氮气和二氧化碳置换煤层气开采技术、采煤与采气一体化技术。
2中国煤层气产业现状
2.1勘探开发现状
受美国、加拿大、澳大利亚等国煤层气快速开发的影响，加上国家出台的一系列优惠政策，我国煤层气开发规模和企业发展迅速，形成了中国石油、山西煤炭集团、中联煤三大煤层气生产企业。
截至2010年底，全国已钻煤层气井5426口，煤层气探明地质储量超过2900亿立方米。累计生产能力超过30×108m3/年，地面排水年产量为15×108m3，商品气量为11.8×108m3。已建成的管道输送、压缩/液化能力为56×108m3/a/a..截至2011年6月，我国煤层气日产量超过400×104m3。
中国石油:2010 12、商务部等四部委宣布，为进一步扩大煤层气开采对外合作，新增中国尤氏、中国石化、河南煤层气公司三家企业为首批试点单位。目前，中国石油已登记煤层气资源量超过3×1012m3，探明地质储量占全国的64%，主要分布在沁水和鄂东煤层气盆地。近年来，积极开展煤层气初评价、勘探选择和开发先导试验，投入大幅增加。现已发现沁水、鄂东两个千亿立方米限额以上煤层气田，沁南、渭北、临汾、吕梁四大区块开发格局逐步形成。截止2010年底，商品气量近4×108m3。
通过几年的探索，我们与煤炭企业和地方政府合作，形成了三种合作模式，促进煤炭开采和天然气生产的协调发展。即:秦南模式:矿权重叠区域协议分割，分别开发，双方开展下游合作；潞安模式:统筹规划，分步实施，* * *维护矿业秩序，避免重复投资；三位一体模式:先产气，后采煤，共同开发。这些模式得到了张德江副总经理和国家有关部委的肯定。
已经建成或正在建设较为完善的煤层气管网。秦南、韩城、大宁-吉县和宝德均与现有天然气主管道相邻(图2)。
建成了高水平的煤层气实验室，测试样品覆盖了全国绝大多数煤层气勘探开发区，占全国工作量的80%，技术水平居全国首位。
主要实验技术包括:瓦斯含量测试技术、等温吸附测试技术、煤储层物性分析技术、煤层压裂伤害测试技术等。
晋煤集团:截至2010年底，已钻井2510口，地面排水产量达到9×108m3。建设寺河-晋城10× 108m3/a输气管道；参与晋城至艾博输气管道的建设。与香港华刚* *共同投资的煤层气液化项目日液化能力可达25×104 m3；；投产120 MW煤层气发电厂。开发区涉及甘肃沁水、阳泉、寿阳、西山、宁县、河南焦作。
中联煤与中海油合并:目前中联煤拥有采矿权面积2×104km2，其中对外合作区块面积为1.6×104km2。到2010年底，在沁水盆地潘河完成国家沁南高新技术产业化示范项目和端氏国家油气战略选择示范项目。
目前已钻井672口，投产230口，日产气50×104m3。2010中海油通过收购中联煤50%股份成功介入煤层气勘探开发，为煤层气产业发展奠定了基础。
图2中国主要油气管网示意图。
阜新煤业:阜新矿业集团与辽河石油勘探局合作开发煤层气三种合作开采模式，显著提高了整体开发效益。三种开发模式包括:欠发达地区短半径水力喷射钻井取得实效；在动采区应用地面负压抽采技术，实现瓦斯联动开采；钻穿采空区是成功的。2010年已钻井52口，日产气10×104m3，商品气3226×104m3。已建成3个CNG加气站，主要用于盘锦和阜新的CNG加气站。
中石化:煤层气矿权主要是沁水盆地北部的和顺区块和鄂东南部的延川区块。2010钻井34口，产气量84×104m3。目前日产气近3000m3。2010华东局与淮南矿业签订《煤层气研发合作意向书》，在淮南潘谢矿区选定100km2有利区块，共同开发煤层气资源。2011与澳大利亚太平洋公司在北京签署框架协议，双方确立了非约束性关键商业条款。
其他:龙门、Greco、远东能源、亚美大陆等合资企业及其他民营企业纷纷涉足煤层气勘探开发，加大产能建设规模，其中亚美大陆目前日产气19.7×104 m3。
总体来看，沁水盆地南部已成为我国煤层气开发的热点，产能近25×108m3/a，日产气近380×104m3，实现了管道输送规模化和商业运营规模化，初步形成了产运销一体化的产业格局。
2.2政府优惠政策和技术支持
为了鼓励煤层气产业的发展，中国政府出台了一系列优惠政策，包括价格优惠、税收优惠、开发补贴、资源管理和矿权保护等。(表1)，成效显著。
表1中国政府鼓励煤层气产业发展的优惠政策
同时也在技术层面给予了大力支持。2007年以来，国家发改委设立了煤层气开发利用和煤矿瓦斯治理两个国家工程研究中心，科技部设立了“大型油气田及煤层气开发”国家科技重大专项。中国石油成立了专业的煤层气公司，并设立了“煤层气勘探开发关键技术与示范工程”重大科技项目。这些都为煤层气产业的发展和技术进步创造了条件。
2.3技术现状
中国的地质条件和美国不同。目前煤层气的开发源于美国最早的理论。随着开发规模的扩大，现场测试了不同类型煤阶、煤结构、构造条件和水文地质条件下的煤层气储集特性。实践证明，这一理论是否完全适用于中国的煤层气地质条件，还需要进一步证实。根据中国不同盆地的地质条件，开发了不同的勘探开发技术，有的取得了突破。
2.3.1地质学上有了新的认识。
有利区评价方法有新突破:通过煤岩特征、含气量、渗透率、产气量的综合地质研究，建立了高富集产区评价标准，提出了产能建设区开发单元的划分标准和方法。
800米深煤层气井生产有突破:一般认为，随着煤层埋深的增加，压力增加，渗透率急剧下降，产气量减少。目前国内商业开发深度在800m m浅区，随着勘探开发的深入，800m深的深井已获得工业气流(最高产气量为2885m3/d)(图3)，但煤层产气量规律尚不清楚，正在通过加强研究和大井组排水试验得到证实。
图3 800米深井排水-产量曲线
煤储层渗透率普遍较低，储层保护是关键:煤储层条件研究是煤层气开发的关键制约因素。沁水盆地3号煤渗透率为(0.013 ~ 0.43)×10-3 μm 2，平均值为0.112×10-3 μm 2；鄂东(0.22 ~ 12) × 10-3μ m2，平均1×10-3μm2。一般来说，煤层物性差，非均质性强，钻井过程中加强储层保护是关键。在钻井和压裂过程中，尽量使用欠平衡钻井和对井筒周围煤储层伤害小的低伤害压裂液。
2.3.2现场管理有新举措。
对高煤阶开发井网的井距进行了新的探索。由于我国高煤阶煤层气储层物性与国外有较大差异，已证明一直沿用的300m×300m井距并不完全合适，主要是高产井数少、产量低、生产结构不合理。因此，通过精细地质研究，以提高单井产量为目标，对不同井距的采气效果进行数值模拟和先导试验，探索高煤阶煤层气开发的200m×200m井网和井距。同时，在水平井下斜实施助排也取得了初步成效。
2.3.3配套工程技术取得新进展。
三维地震勘探:在韩城地区进行了100km2三维地震，数据质量明显优于二维，小断层描述更清晰(图4)，有效指导了井网部署。
图4韩城地区三维和2D剖面对比
羽毛水平井钻井:通过市场化运作，打破了国外公司在羽毛水平井建设领域的垄断地位，摆脱了羽毛水平井钻井完全依赖国外公司的局面，成本大幅降低。
配套压裂技术:在煤层实验分析的基础上，结合大量压裂实践，形成了“变排量、低伤害”、“高压井处理技术、分层压裂技术”等新技术，采用低密度支撑剂、封堵减压、一趟两层分压。
排水采气技术:形成缓慢、稳定、长期、持续的原则；形成培育高产井的三个关键环节:液面控制、套压控制和煤粉控制；鉴于低成本策略，形成了两种井口排液采气设备组合:电机+抽油机和气动电机+抽油机。
地面集输处理:标准化设计、模块化建设、自动化管理，基本实现低成本高效运行。
2.4利用现状
2009年全国建成6座煤层气液化厂，液化能力260×104m3/d，2010年300×104m3/d，2020年700×104m3/d。此外，主要用于低浓度瓦斯发电、居民生活、合成氨、甲醛、甲醇、炭黑等化工原料，逐步建立了煤层气和煤矿瓦斯开发利用的工业体系。
2.5存在的问题
技术:技术是目前制约行业进步缓慢的主要问题。目前面临的主要问题包括:煤层气高渗透富集区的气体控制因素，符合我国煤层气地质条件并用于指导生产实践的开发理论，适合我国地质条件的完井、压裂、排水等关键技术及相应装备。
管理方面:主要包括:煤层气和煤炭开采权重叠，先产气、后采煤、上网发电等政策落实困难，对外合作依存度高，自营项目有限，管道规模小，市场分散，不确定性大。
3煤层气发展前景及建议
随着国民经济的发展，天然气需求的快速增长为煤层气的发展提供了机遇。自2000年以来，天然气年均增长率达到16%(图5)。2009年底全国天然气消费总量为875×108m3，2010年天然气需求超过1400×108m3，供应能力约为65438。2015年预计天然气需求量为2600×108m3，供应能力仅为1600×108m3。到2020年，天然气缺口将超过1000×108m3，为煤层气等非常规天然气。
3.1发展前景
根据相关规划，到2015年，全国地面开发煤层气产量将达到100×108 m3；2020年天然气产量约为2020×108m3，其中非常规天然气产量将达到620×108m3，地面已开发煤层气将达到200×108m3。
图5 2000-2008年中国天然气消费变化趋势。
同时，相关企业也制定了“十二五”发展目标(表2)。
表2国家重点地区和企业煤层气地面开发预测表
上述目标能否顺利实现，前景如何，勘探开发和产业规模能否快速发展，主要取决于国家政策的进一步落实和几大企业的投入。尤其重要的是这些企业针对煤层气赋存条件的技术进步和突破，而不是资金的问题，必须引起高度重视。中国石油将进一步加大投资力度，推动煤层气产业快速发展。要加大沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部两个重点工业基地的勘探开发力度，积极探索外围盆地煤层气开发配套技术。预计2012年将增加煤层气探明地质储量2000×108m3，为建设产能提供资源保障。2013年生产能力为45×108m3/年。2015年产量达到45×108m3，商品量40×108m3，成为全国第一家煤层气生产企业。同时也成为了商业技术的引领者，标准的制定者，行业发展的引领者。到2020年，煤层气商品量有望达到100×108m3，成为中国石油主业的重要组成部分和战略性经济增长点。
3.2对策和建议
3.2.1根据资源分布研究调整对策。
中国埋深小于2000米的煤层气总资源量为36.8×1012m3，可采资源量约为10.8×1012m3。资源量大于1×1012m3的流域有8个，总资源量为28×1012m3，占全国的76%，主要分布在中西部地区。埋深小于1000m的资源量为14×1012m3，是目前开发的主要资源量。低煤阶煤层气资源占43%，但目前主要开发中高煤阶煤层气资源。因此，要加强西部地区中深层(埋深800米以上)和低阶煤煤层气开发的研发试验，争取在更大范围内取得实质性突破。
3.2.2应进一步加强国家政策的执行和企业之间的相互合作。
完善相关政策措施，制定煤层气和煤炭开发统一规划，实现无缝衔接，有效实施“先采气，后采煤”，充分利用资源。采煤和制气三种合作模式需要进一步拓展；积极推进煤层气产业发展和煤矿瓦斯防治一体化合作。
3.2.3加强提高单井产量和综合效益的技术研究。
鉴于煤层气勘探开发的关键技术，有必要加强研究。根据煤层气地质特征，进一步研发相应的钻井、压裂、排水和管道输送配套设施和设备，加大羽状水平井开发关键技术研发力度。
3.2.4建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复投资。
加强信息渠道，实现资源共享，避免无序竞争和重复投资。建立统一的煤层气行业信息管理系统是一项非常重要的基础工作。包括两个方面:企业内部要加强煤层气田的数字化建设，国家层面要加强行业技术和行业信息的统计、交流和发布，为煤层气行业提供统一的信息化建设标准。
结束语
低碳经济是发展中国能源经济的必由之路。为从源头上减少碳排放，引领能源结构和产业多元化，天然气供需缺口将长期存在，煤层气需求将持续增加。中国煤层气资源丰富。目前行业整体规模较小，但潜力巨大，前景良好。加强研发，依靠技术进步，将极大地促进煤层气产业的快速发展。
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