国外煤层气勘探开发进展及启示

中国煤层气勘探开发现状与发展前景~

徐凤银 刘 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周晓红
（中石油煤层气有限责任公司，北京 100028）
摘 要：“清洁化、低碳化” 是全球趋势。加快煤层气勘探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气 环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。中国对煤层气开发力度不断加大，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政策，形成中石油、晋煤集团、中联煤三大煤层气 企业，但目前产业整体规模较小。针对矿权问题，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技术上已初步形成适合不同煤阶和不同地质条件下煤层气的勘探开发配套技术，建成了高水平的煤层气实验室，并在800m以深地区、低阶煤储层的开发等领域有实质性突破。
到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过30× 108m3/a，年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力56×108m3/a。截至2011年 6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及 保德四个有利区都紧邻已有天然气主干管线。
中国煤层气资源丰富，潜力大、前景好，加大研发力度，依靠技术进步，特别建议加强四个方面的工作： 一是根据资源分布研究与调整对策；二是国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强；三是在提高单井 产量和整体效益方面强化技术攻关；四是建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资。这将会大大促 进煤层气产业快速发展。
关键词：中国；煤层气；开发；产业；技术；现状；前景
Exploration ＆ Development Status and Prospects For China's Coal Bed Methane
Xu Fengyin，Liu Lin，Zeng Wenting，DongYushan，Li Yanxiang，Zhou Xiaohong
（PetroChina CBM Co.，Ltd，Beijing 100028，China）
Abstract：A global trend of ＂Clean and low-carbon＂ has been formed.To speed up CBM exploration and development is of significant importance to reduce coal mine gas accidents，to protect atmospheric environment and to improve energy structure.Greater efforts have been exerted to CBM development，given a series of encouraging policies，i.e.favourable price，tax preferences，development subsidy，resource management and mineral right protection.Three major CBM enterprises emerged including PetroChina，JAMG，and CUCBM，while the current industrial scale is relatively small.Considering the exploration right issues，3 cooperation modes are developed to promote the coordinated development of gas extraction and coal mining such as Qinnan mode，Lu'an mode and Sanjiao mode.Regarding technologies，a couple of exploration and development technologies are developed，tailored for various rank coal methane and for different geological conditions，and a high-profile CBM lab was built.Besides，some substantial breakthroughs have been made in exploring CBM buried deeper than 800m and in low-rank coal bed methane development.
By the end of year 2010，5，426 CBM wells have been drilled，about 290 bcm of the geological reserves proved.An annual production capacity of over 3 bcm were accumulatively built for surface extraction，producing 1.5 bcm/a，with 1.18 bcm of commercial production and 5.6 bcm/a for pipeline transportation，CNG and LNG capacity.The nationwide CBM yield has exceeded 4 million cubic meters per day by June，2011.Four favorable blocks，like Qinnan，Hancheng，Daning-jixian and Baode all get close to the major existing pipelines.
China is rich in CBM resources，with great potentials and promising prospects.Thus，the following four suggestions are proposed：to work out proposals based on resource distribution；to further coordinate governmental policies and entrepreneur performance；to strive to make technological breakthroughs in increasing single well yield and in promoting integrated economic efficiency；to establish a unified information platform to avoid disorderly competition and repeated investment.All these four proposals are likely to stimulate the progress of CBM industry.
Key words：China；CBM；development；industry；technology；status；prospects
引言
煤层气俗称瓦斯，成分主要是甲烷，形成于煤化过程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤层水中三种赋存形式，以吸附状态为主。当煤层生烃量增大或外界温度、压力条件改 变时，三种赋存形式可以相互转化。“清洁化、低碳化” 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。
煤层气开发利用具有“一举三得” 的优越性。首先它是一种清洁、高效、安全的新型能源，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；再者，瓦斯是煤矿安全“第一杀手”，它 的开发有利于煤矿安全生产，减少煤矿瓦斯事故；同时它也是一种强烈温室效应气体，温室效应是CO2 的20倍，开发煤层气可以有效减少温室效应。总体体现出经济、安全和环保三大效益。加快煤层气勘 探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。煤层气的开采方式分为井下抽采与地面抽采两种方式。地面抽采在钻完井、测录井、压裂、排采、集输 工艺上与常规油气开采技术基本相同。
1 世界煤层气资源及产业现状
1.1 资源分布
全世界埋深小于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、澳大利亚等国家（图1）。

图1 全世界煤层气资源分布情况

1.2 产业现状
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。美国自 20世纪80年代以来，有14个含煤盆地 投入煤层气勘探开发，现已探明可采储 量3×1012m3。2009年，煤层气生产井 5万余口，产量542×108m3。煤层气产 量占天然气总产量比重日益增大，2009 年煤层气产量比例达到9％。加拿大煤 层气产业发展迅猛。1987年开始勘探，2002年规模开发，2009年生产井7700 口，产量达60×108m3。澳大利亚也已 形成工业规模。主要分布在东部悉尼、苏拉特、鲍恩三个含煤盆地，2005年生产井数1300口，产量 12×108m3，2009年产量达48×108m3。
1.3 技术现状
通过长期的理论与技术研发，目前国际上形成4大主体技术，4项工程技术。4大主体技术包括： 地质选区理论和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，多分支水 平井钻井技术。
4项工程技术包括：连续油管钻井、小型氮气储层改造技术，短半径钻井和U形水平井技术，注氮 气、二氧化碳置换煤层气增产技术，采煤采气一体化技术。
2 中国煤层气产业现状
2.1 勘探开发现状
受美国、加拿大、澳大利亚等国家煤层气快速发展的影响，加之国家出台一系列优惠政策，中国煤 层气开发规模和企业迅速发展，已形成中国石油、晋煤集团、中联煤三大主要煤层气生产企业。
到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过 30×108m3/年，地面抽采实现年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力 56×108m3/a。截至2011年6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。
中国石油：2010年12月，商务部等四部委宣布为进一步扩大煤层气开采对外合作，新增中国石 油、中国石化以及河南省煤层气公司三家企业作为第一批试点单位。目前中国石油登记煤层气资源超过 3×1012m3，探明地质储量占全国64％，重点分布在沁水、鄂东两大煤层气盆地。近几年来，积极开展 煤层气前期评价、勘探选区及开发先导试验，投资力度大幅度增加，发现沁水、鄂东两大千亿立方米规 模以上煤层气田，逐步形成沁南、渭北、临汾与吕梁四个区块的开发格局。截止到2010年底，商品气 量近4×108m3。
通过几年的探索，与煤炭企业和地方政府合作，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即： 沁南模式：矿权重叠区协议划分，分别开发，双方开展下游合作；潞安模式：整体规划、分步实施，共 同维护开采秩序，避免重复性投资；三交模式：先采气、后采煤，共同开发。这些模式得到张德江副总 理和国家有关部委的肯定。
已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及保德四个有利区都紧邻已有天然气 主干管线（图2）。
建成了高水平的煤层气实验室，测试样品涵盖全国绝大多数煤层气勘探开发区，工作量占全国 80％，技术水平居国内领先。
主要实验技术包括：含气量测试技术，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：到2010年底，完成钻井2510口，地面抽采产量达到9×108m3。建成寺河-晋城10× 108m3/a输气管线；参股建成晋城-博爱输气管线。与香港港华共同投资组建煤层气液化项目日液化量 可达25×104m3；投产120兆瓦煤层气发电厂。开发地区涉及山西沁水、阳泉、寿阳、西山，甘肃宁 县，河南焦作等。
中联煤并中海油：中联煤目前有矿权面积2×104km2，其中对外合作区块面积达1.6×104km2。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成国家沁南高技术产业化示范工程，以及端氏国家油气战略选区示范 工程。
目前完成钻井672口，投产230口，日产气50×104m3。2010年，中海油通过收购中联煤50％股 份，成功介入煤层气勘探开发，为发展煤层气产业打下了基础。

图2 中国石油天然气主干管网示意图

阜新煤业：阜新煤炭矿业集团与辽河石油勘探局合作，开展了三种煤层气合作开采模式，显著提高 了整体开发效益。三种开发模式包括：未采区短半径水力喷射钻井见到实效；动采区应用地面负压抽采 技术，实现了煤气联动开采；采空区穿越钻井取得成功。2010年已钻井52口，日产气10×104m3，商 品气量3226×104m3，建成CNG站3座，主要供盘锦、阜新市CNG加气站。
中石化：煤层气矿权区主要为沁水盆地北部和顺区块及鄂东延川南区块。2010年完成钻井34口，产气84×104m3，目前日产气近3000m3。2010年，华东局与淮南矿业签署了 “煤层气研究开发合作意 向书”，在淮南潘谢矿区优选出100km2有利区块，共同开发煤层气资源。2011年，与澳大利亚太平洋 公司在北京签署了一项框架协议，双方确立了非约束性关键商务条款。
其他：龙门、格瑞克、远东能源及亚美大陆等合资公司及其它民企纷纷介入煤层气勘探开发，加大 产能建设规模，其中亚美大陆目前日产气19.7×104m3。
总体来看，沁水盆地南部成为我国煤层气开发的热点，共建产能近25×108m3/a，目前日产气近 380×104m3，实现大规模管网外输和规模化商业运营，初步形成产运销上下游一体化的产业格局。
2.2 政府优惠政策与技术支持
为了鼓励煤层气产业发展，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、资源管理及矿权保护等等（表1），取得了明显效果。
表1 中国政府鼓励煤层气产业发展的优惠政策


与此同时，在技术层面也给予了强有力的支持。2007年以来，国家发改委专门组建了煤层气开发 利用、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煤层气公司，并设立“煤层气勘探开发关键技术与示范工程” 重大科技 专项。这些都为煤层气产业发展与技术进步创造了条件。
2.3 技术现状
我国的地质条件和美国等有所区别。目前，煤层气开发都源于美国最早的理论。随着规模化深入开 发，现场实验了很多不同类型煤阶和煤体结构、构造条件、水文地质条件下的煤层气储存特点。已经证 明，这套理论是否完全适合中国煤层气地质条件还有待进一步证实。针对中国不同盆地地质条件研发的 不同的勘探开发技术，有些已经取得了突破性进展。
2.3.1 地质上有新认识
有利区评价方法有新突破：通过煤岩特征、含气量、渗透率、产气量等地质综合研究，建立起富集 高产区评价标准，提出了产能建设区开发单元的划分标准和方法。
800m以深煤层气井产量有突破：一般认为，随着煤层埋深的增加压力随之增大，渗透率急剧减小、 产气量也随之减少。目前国内商业开发深度都在800m以浅地区。随着勘探开发的深入推进，800m以 深井也获得了工业气流（最高产气量2885m3/d）（图3），但煤层产气规律尚不清楚，正在通过加强研 究及大井组排采试验得以证实。

图3 800m以深井排采曲线

煤储层渗透率普遍较低，储层保护是关键：煤储存条件的研究是煤层气开发关键的制约因素。沁水 盆地3＃煤渗透率（0.013～0.43）×10-3μm2，平均0.112×10-3μm2；鄂东（0.22～12）×10-3μm2，平均1×10-3μm2。总体来看，煤层物性差、非均质性强，因此，钻井过程中加强储层保护是关键。钻 井、压裂过程中应尽量采用对井筒周围煤储层的危害小的欠平衡钻井及低伤害压裂液。
2.3.2 现场管理有新措施
高煤阶开发井网井距有新探索。由于我国高煤阶煤层气储层物性与外国有较大差异，开发证实一直 沿用的300m×300m井距不完全适合，主要表现在高产井数少，达产率低，产量结构不合理。为此，通 过精细地质研究，以提高单井产量为目标，对不同井距产气效果数值模拟并进行先导试验，探索了高煤 阶煤层气开发的200m×200m井网和井距。与此同时，在水平井的下倾部位实施助排井也初见成效。
2.3.3 工程技术配套有新进展
三维地震勘探：韩城地区实施100km2三维地震，资料品质明显好于二维，小断层的刻画更加清晰（图4），有效地指导了井网部署。

图4 韩城地区三维与二维剖面对比

羽状水平井钻井：通过市场化运作，打破了 外国公司在羽状水平井施工领域的垄断地位，摆 脱了羽状水平井钻井完全依赖外国公司的局面，成本大幅度降低。
压裂配套工艺：在对煤层实验分析的基础 上，结合大量的压裂实践，形成以 “变排量、低 伤害” 为原则，“高压井处理技术、分层压裂技 术” 等新工艺，采用低密度支撑剂、封上压下、 一趟管柱分压两层等工艺技术。
排采技术：形成缓慢、稳定、长期、连续八 字原则；为培养高产井形成三个关键环节：液面 控制、套压控制、煤粉控制；针对低成本战略，形成井口排采设备的两种组合：电动机＋抽油 机，气动机＋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营。
2.4 利用现状
2009年全国建成6家煤层气液化厂，液化产能260×104m3/d，2010年为300×104m3/d，2020年 可达到700×104m3/d。除此之外，还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，已逐步建立起煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。
2.5 存在问题
技术上：技术是制约目前产业进展缓慢的主要问题。目前存在的主要问题包括：煤层气高渗富集区 的控气因素，符合我国煤层气地质条件、用以指导生产实践的开发理论，适合我国地质条件的完井、压 裂、排采等关键技术与相应设备等。
管理上：主要包括：煤层气、煤炭矿权重叠，先采气、后采煤、发电上网等政策实施困难较多，对 外合作依赖程度高，自营项目受到限制，管道规模小，市场分散、不确定性大等。
3 煤层气发展前景与建议
随着国民经济的发展，天然气需求快速增长为煤层气发展提供了机会。2000年以来，天然气年均 增长速度达到16％（图5），2009年底，全国天然气消费总量875×108m3，2010年，天然气需求量超 过1400×108m3，供应能力约1000×108m3。2015年，预计天然气需求量2600×108m3，供应能力只有 1600×108m3，到2020年，天然气缺口将超过1000×108m3，这就为煤层气等非常规气的发展提供了 空间。
3.1 发展前景
据有关规划，到2015年，全国地面开发煤层气产量将达到100×108m3；2020年，天然气产量约 2020×108m3，其中非常规天然气产量达到620×108m3，地面开发煤层气将达到200×108m3。

图5 2000～2008年中国天然气消费量变化趋势

与此同时，各相关企业也制定了 “十二五” 发展目标（表2）。
表2 全国重点地区及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，勘探开发及产业规模能否迅速发展，主要取决于国家政策的进 一步落实以及几大主要企业的投入。尤为重要的是这些企业针对煤层气赋存条件的技术进步与突破，而 非资金问题，这一点必须引起高度重视。中国石油将会进一步加大投入，促进煤层气产业快速发展。主 要加大沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部两个重点产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年新增探明煤层气地质储量2000×108m3，为建产能提供资源保障；2013 年建成生产能力45×108m3/年，2015年产量达到45×108m3，商品量40×108m3，成为国内第一煤层气 生产企业。同时，成为业务技术主导者、规范标准制定者、行业发展领跑者。到2020年，煤层气商品 量预计达到100×108m3，成为中国石油主营业务重要组成部分和战略经济增长点。
3.2 对策与建议
3.2.1 根据资源分布研究与调整对策
全国埋深小于2000m的煤层气总资源量为36.8×1012m3，可采资源量约10.8×1012m3。资源量大 于1×1012m3盆地有8个，资源量合计28×1012m3，占全国76％，主要分布于中西部地区。埋藏深度小 于1000m的资源量为14×1012m3，是目前开发的主要资源。低阶煤煤层气资源量占43％，但目前主要 开发的是中高阶煤煤层气资源。因此，现在必须加强对西部地区中深层（埋深大于800m）和中低阶煤 煤层气开发的研究与开发试验力度，力求更大范围的实质性突破。
3.2.2 国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强
完善相关政策措施，制定煤层气、煤炭开发统一规划，做到无缝衔接，切实落实“先采气、后采 煤”，实现资源充分利用。采煤采气3种合作方式还需要进一步扩展；积极推进煤层气产业发展与煤矿 瓦斯防治一体化合作。
3.2.3 在提高单井产量和整体效益方面强化技术攻关
针对煤层气勘探开发关键技术需要加强攻关。进一步研发针对煤层气地质特点而形成配套合适的钻 探、压裂、排采、管输等专有设施和设备，加大发展羽状水平井开发关键技术力度。
3.2.4 建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资
强化信息渠道，实现资源共享，避免无序竞争和重复性投资。建立煤层气行业统一的信息管理系统 是一项非常重要的基础工作。包括两方面内涵：企业内部应加强煤层气田的数字化建设，国家层面应加 强行业技术与产业信息的统计和交流发布，为煤层气行业提供统一的信息化建设标准。
结束语
低碳经济是我国能源经济发展的必由之路。为了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，对煤层气需求会不断增加。中国煤层气资源丰富，目前产业整体规模 小，但潜力大、前景好。加大研发力度，依靠技术进步，将大大促进煤层气产业快速发展。
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煤层气作为接替能源的重要战略价值及开采煤层气对煤矿安全生产和环保的重要意义已经受到越来越多能源生产国的高度重视(傅雪海等,2007;苏现波等,2001)。据统计,全球范围内的74个国家煤层气资源量总计为268×1012m3,其主要分布在俄罗斯、中国、加拿大、美国、澳大利亚、德国、波兰、英国、乌克兰、哈萨克斯坦、印度和南非等12个国家,其中,美国、加拿大和澳大利亚等国家的煤层气地面开发及煤矿瓦斯抽采已形成产业(李鸿业,1995;李旭,2006;陈懿等,2008;Jack et al.,1998;Antonette,1998;Hanabeth et al.,2014;Thomas et al.,2014)。
煤层气的赋存、生产过程与常规天然气完全不同,研究有针对性的煤层气开发理论和技术对煤层气的开发至关重要(吴佩芳等,2000;王红岩等,2005)。美国、加拿大和澳大利亚煤层气产业化的迅速发展,均得益于针对本国开采技术难题而进行的技术革命和创新(Hacquebard,2002;Jack et al.,2003)。
美国是最早开发煤层气资源的国家,其煤层气年产量自1984～1995年从2.8×108m3增至265.74×108m3(傅雪海,2007),目前产气量逐渐稳定,2008年达到560×108m3。20世纪70年代,美国通过地面钻孔的方式,第一次将煤层气作为资源开采(Daniel et al.,2012)。20世纪80年代开始进行系统的煤层气地质基础研究,形成了“煤储层双孔隙几何模型”、“中阶煤选区评价理论”和“煤储层数值模拟技术”等为核心的煤层气勘探开发理论体系,并在此基础理论支撑下,形成了“地面钻井-完井-试井-压裂-排采”为核心的工艺技术流程(Sevket et al.,2013;Jerneja et al.,2014)。目前,美国已经有6个盆地开始大规模开采煤层气。开发煤层气已成为美国天然气行业中发展最快、最活跃的一个独立分支(李旭,2006;陈懿等,2008;宫诚,2005)。
加拿大煤层气总资源量为76×1012m3,煤层气主要开发区位于西部的Albert。开发初期由于简单套用美国现有的开采技术,历时20余年仍然未能形成产量突破,到2001年还几乎没有产量(Gentzis,2009;Thomas,2008;Katrina et al.,2010)。2002年以来,加拿大根据本国煤层气地质条件特点(变质程度低、含气量低、致密、低压、低渗),鉴于在浅层气开发中的成功经验,发明了连续油管钻井和大量氮气泡沫压裂等技术,并成功应用于煤层气开发。连续油管钻井技术既降低了储层伤害,也降低了钻井成本。而大排量氮气泡沫压裂技术则改变了传统压裂(水力压裂、氮气泡沫压裂、液态二氧化碳压裂)后压裂液返排少、几乎没有气体产出的状况,不仅可以避免水基压裂液对储层的伤害,还可以促进甲烷的解吸,提高煤层气的采收率。此外,采用美国的多分支井技术,有效增加了泄气面积和地层渗透率,在提高单井产量的同时,降低了开发成本和占地面积(张亚蒲等,2006,Gunter et al.,1997;Katrina et al.,2008;Thomas et al.,2006)。加拿大煤层气从2002年起步到2005年产量增加到30×108m3,使得煤层气产业开始高速发展。在2007年产量达到86×108m3。2009年Albert 盆地生产井7700口,产量60×108m3。
澳大利亚是目前除美国外煤层气商业化开发最成功的国家,煤层气总资源量为14×1012m3,煤层气开发区主要分布在东部3个含煤盆地:苏拉特、悉尼、鲍恩盆地。澳大利亚结合自身的煤层气地质特征,进行了特色技术的研究(Daniel et al.,2013;Cienfuegos et al.,2010;Satya et al.,2010)。在选区方面,进行煤层原位地应力研究,提出在原位地应力测量基础上的数值应力分析(模拟)方法来寻找低应力高渗透性地段;在钻井方面,开发出适合本国的煤层气特色技术——斜井、U形水平井、丛式井钻井技术,成本低且能有效增大煤层渗透率;在压裂方面,着重强调压裂效果,确保压裂裂缝与面割理连通,不像其他国家那样重视压裂规模;在排采方面,采用天然气发动机来驱动井口动力装置以进行排水降压,实现煤层气井连续生产,数据传输则利用太阳能,以此降低煤层气试采成本。此外,为了降低煤层气单井成本,引进LF90钻机,大大降低了作业成本(赵庆波,2010)。通过应用新技术降低了开发煤层气的投资和成本,兼之天然气价格的上涨,极大地促进了澳大利亚煤层气产业的发展。从1996年以来,煤层气(包括矿井瓦斯抽放)产量连年增长,2005年,生产井为1300口,产量达到12×108m3,到2009年已达到了48×108m3,约80%的产量集中在鲍恩二叠纪盆地,同时在侏罗纪盆地(如苏拉特盆地、克拉伦斯盆地等)和古近纪—新近纪褐煤盆地也有新的突破(赵庆波,2010)。目前煤层气已成为澳大利亚天然气供应多元化的一个重要组成部分。

全世界煤层气资源丰富。据国际能源机构（IEA）估计，全世界煤层气资源量达263.8×10¹²m³，主要分布在12个国家（表2-1）。目前，全世界每年因采煤向大气释放的煤层气达到353×10⁸～587×10⁸m³，既是能源的极大浪费，又对全球环境造成严重破坏。特别是中国、俄罗斯和美国煤矿煤层气释放量最大，其煤层气开发潜力也最大。

表2-1 世界主要产煤国家煤层气资源和释放量表

以前由于各国把煤层气看作是一种煤矿开采中的有害气体，大多进行井下抽放，利用较少。直到20世纪80年代末美国首先取得了煤层气地面开采的成功。世界各国逐渐开始重视煤层气，把其看作是一种宝贵的资源。

2009年美国的煤层气产量地面开采已达542.0×10⁸m³，加拿大为60.0×10⁸m³，澳大利亚为47.7×10⁸m³，中国为10.5×10⁸m³。英国、德国和波兰等国家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也取得了很大成功。

一、国外煤层气井下抽采利用情况

（一）国外煤层气井下抽采利用简况

据不完全统计（表2-2），全世界有17个主要产煤国家，约有623个矿井在井下抽采煤层气，2006年抽采总量为73.53×10⁸m³。美国、俄罗斯、澳大利亚、德国和波兰的矿井下抽采量分别为30.00×10⁸m³/a、7.40×10⁸m³/a、6.00×10⁸m³/a、6.00×10⁸m³/a和2.13×10⁸m³/a。许多国家的矿井在回收和利用煤层气方面已经积累了很多丰富的经验，并开展了许多煤层气开发和利用项目。

表2-2 国外主要采煤国家煤矿瓦斯抽采利用情况表

（二）国外煤层气井下抽采技术简况

当用通风方法不能使回采工作面涌出的瓦斯稀释到《煤矿安全规程》规定的最高允许浓度时，就必须预先抽采瓦斯。在许多国家，瓦斯预抽已经成为降低工作面瓦斯涌出量和防止突出的一项主要措施。

回采工作面瓦斯防治措施有区域性措施和局部性措施两种。前苏联、波兰、德国、英国等国家采用的区域性措施主要有：瓦斯抽采、开采保护层、煤层大面积注水等；局部性措施主要有：松动爆破、超前钻孔、水力冲孔、卸压槽等。

二、国外煤层气地面勘探开发情况

（一）美国煤层气勘探开发简况

美国是世界上开采煤层气最早和最成功的国家。美国有较丰富的煤层气资源，估计资源量为21.19×10¹²m³，占世界第三位（图2-1）。美国现有14个主要的含煤盆地，1200m埋深以浅的煤层气资源量为11.00×10¹²m³。美国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。目前，落基山脉中的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。

美国煤层气工业起步于20世纪70年代，大规模的发展则是在80年代之后。已形成煤层气生产规模的有圣胡安、黑勇士两个早期开发盆地和粉河、尤因塔、拉顿、皮申斯、大格林河、切诺基、阿科马和阿巴拉契亚等新盆地。1980年美国煤层气生产能力尚不足1×10⁸m³，1990年钻井增加到2982口，产量上升到100×10⁸m³，1993～1994年稳定在200×10⁸m³以上，2001年产量达到480×10⁸m³，2008年煤层气生产井约3万口，产量超过557×10⁸m³（图2-2）。

圣胡安、黑勇士盆地保持高产稳产，但产量比重下降；1995年占全美煤层气产量的94%，2000年占76%。新区（粉河、拉顿、尤因塔等）发展迅速，产量比重上升，1995年占全美2%，到2000年占19%。粉河盆地低煤阶洞穴完井技术，2006年产量140×10⁸m³，占全美26%；中阿巴拉契亚高煤阶定向羽状水平井技术，2006年产量20×10⁸m³，约占全美4%。

图2-1 美国的主要含煤盆地及其开发盆地示意图

图2-2 美国煤层气1989〜2008年年产量历年变化图

美国大规模开发煤层气的成功经验如下：

1.能源需求、经济效益和环保要求是美国煤层气产业发展的动因

美国陆上有14个主要的含煤盆地，煤层气资源量大约为21.9×10¹²m³。20世纪70年代末期，为缓解能源供需矛盾，减轻对外国能源进口的依赖性，美国政府于1980年出台了《能源意外获利法》，旨在对没有价格控制的石油市场造成的原油意外获利进行征税，并把税收收入用于建立能源信托基金，为非常规能源项目提供资金，鼓励非常规新能源的开发。

当时美国天然气需求量很大，每年需要从国外引进天然气600×10⁸～800×10⁸m³。美国是煤炭资源大国，每年因采煤向大气排放大量甲烷气，不仅污染大气，而且耗费劳动力和资金，因此美国联邦和地方政府对环保要求愈来愈严，并促使企业经营者减排降污。可见，能源需求、经济效益和环保要求成为美国煤层气产业发展的原动力。

2.制定优于常规天然气的经济扶持政策，以增强其市场竞争能力，是美国政府鼓励煤层气产业发展的出发点

20世纪70年代末，美国众、参两院举行听、证会，充分探讨煤层气开发利用的有关问题，并通过《能源意外获利法》的第29条非常规能源开发税收补贴政策，使煤层气成为政府鼓励和支持的主要清洁气体能源。考虑到煤层气开发初期具有产量低、投入大、投资回收期长的特点，无法与常规石油、天然气开发进行竞争，美国政府扶持煤层气开发的指导思想是以煤层气从开发成本、销售价格等方面可与常规天然气竞争为出发点决定税收补贴的程度；同时，补贴政策要有一个相当长的适用期，以培植煤层气产业的成熟。第29条税收补贴政策是用单位产量的所得税补贴值形式表示的，补贴值随着产量的增加而增加，并随着通货膨胀系数的变化而调整。

3.健全的法律为美国煤层产业发展提供保障

立法是煤层气生产的关键和保证，只有通过立法才能保证煤层气投资者的合法权益，从而提高煤层气投资者的积极性，最终促进煤层气产量的提高。美国联邦政府和州政府在煤层气勘探开发过程中的管理作用主要以法律、法规的形式体现出来。1983年，亚拉巴马颁布了煤层气产业法规，是最早颁布煤层气产业法规的州政府；1990年，弗吉尼亚颁布了煤层气法规；1994年，西弗吉尼亚也颁布了煤层气法规。亚拉巴马州和弗吉尼亚州在颁布煤层气法规后，煤层气产量大幅度上升，产生的经济效益和社会效益非常明显，说明了煤层气产业的快速健康发展离不开政府的宏观管理和相应的法规支持。

（二）澳大利亚煤层气勘探开发简况

澳大利亚是继美国之后另一个积极进行煤层气开发的国家。因其主要城市和工业区分布在东部沿海地区，目前的煤层气业务主要在东部沿海地区开展，煤层气的开发和利用具有巨大的潜在市场。澳大利亚煤炭可采储量为399×10⁸t，平均甲烷含量为0.8～16.8m³/t，煤层埋深普遍小于1000m，渗透率多分布在1～10mD，煤层气资源量为8×10¹²～14×10¹²m³，列世界第四位。

澳大利亚的煤层气勘探工作始于1976年，1998年的产量只有0.56×10⁸m³，2008年煤层气产量占天然气总产量的25%，约为36×10⁸m³，煤矿瓦斯抽采达到6×10⁸m³，与美国20世纪90年代初期一样，正处在煤层气产业快速发展的时期。

促使澳大利亚煤层气开发利用迅速发展的主要因素在于：澳大利亚是《京都议定书》的签约国，降低碳排放量是澳大利亚调整能源结构、发展洁净能源、培育市场发育的原动力；煤炭工业供过于求，竞争加剧，而天然气及其加工业的政策逐步宽松；澳大利亚东海岸人口密集，工业发达，发电业和加工业等对天然气的需求量迅猛增加，天然气供需缺口大。

澳大利亚煤层气开发利用的发展得益于政府政策的宽松和优惠。1997年，昆士兰州政府对煤层气的开发与管理出台了一系列规定与措施，主要包括：煤层气的开采权受《1989年的矿产资源法》和《1923年的石油法》保护；煤层气的产权管理保持与石油完全一致；现有的石油和煤炭租赁区内以及租赁申请中都将授权进行煤层气的开采权；在租赁申请方面，煤层气和煤炭开采将享有同等的优先进入权；在矿权审批时，将以垂向上的深度划分矿权，以避免地表矿权申请的冲突；当煤层气作为煤矿开采的副产品并用于煤矿当地的发电时，将免缴矿区使用费；煤炭与煤层气在地面允许同时作业，但应尽量避免相互间的潜在影响。

（三）加拿大煤层气勘探开发简况

加拿大早在20世纪80年代初期就开始在西部盆地从事煤层气勘探，90年代后由加拿大沉积和地质研究所组织对全国煤层气资源进行评价，同时一些公司在西部盆地及东部新斯科舍省部署了一批井，进行勘探和开采试验，近几年发展很快。据统计，加拿大17个盆地和含煤区煤层气资源量6×10¹²～76×10¹²m³，其中艾伯塔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基本与中国相当。1980～2001年，加拿大仅有250口煤层气井，生产井70口，其中4口单井达到2000～3000m³/d。之后，一些石油和能源公司开始加大对煤层气勘探和开发试验活动的投入，煤层气开发迅猛发展，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2830m³。截至2009年底共有煤层气生产井超过1万口，煤层气年产量达到60×10⁸m³。

艾伯塔平原地区的煤层气资源量11.67×10¹²m³，丘陵地区约为3.7×10¹²m³。盆地东部煤变质程度低；盆地最西部由于埋藏深度增大，煤变质程度最大，镜煤反射率达到2.0%。

艾伯塔省煤层气快速发展的主要原因包括以下几个方面：

（1）广阔的西部平原分布着巨大而连续的煤层，形成了经济规模的煤层气资源，发现了马蹄谷组煤层气高产走廊。

（2）使用先进的连续油管作业技术，工程费用相对较低，还直接利用已有的天然气井重新完井，对原有的测井曲线重新评价，并且储层中没有水，这些均促成了成本的降低。

（3）紧邻完善的集输系统和压缩系统，具有良好的下游工程、合理的天然气价格、持续增长的市场需求和政府部门的有力保障。

三、国外煤层气勘探开发运作模式

国外煤层气区块由开始到商业生产，共分为6个阶段，分别是寻找区块阶段、定义阶段、勘探阶段、制订计划阶段、发展阶段和商业生产阶段。

寻找区块阶段主要是公司对煤层气开发有意向，着手寻求投资目标。在这一阶段，主要是对有煤层气商业开发潜力的区块进行筛分，确定一批可能具有商业利益的区块。

定义阶段主要是针对上一阶段筛选出来的具有商业开发潜力的区块进行收集资料，进一步评价其风险与收益，并提供数据给决策者，从中选出最大的一个或多个区块进行投标。

勘探阶段主要是对投标后所取得的区块进行具体的勘探。首先对区块进行评价，优选出煤层气勘探有利目标区，进行布井。在这一阶段一般要打一些勘探井。根据勘探的结果，进行经济分析，决定是否进入下一阶段。如果评价后具有开发价值，可以继续向下进行。

制订计划阶段主要是根据勘探阶段所获得的数据进行进一步分析，如果勘探失败则放弃区块。如果获得了一定的工业气流，则制订初步的开发方案。根据方案进行经济评价，根据评价结果来确定是否确定商业开发或将区块出售。如果评价后，经济效益较大，则根据公司状况，确定进行下一阶段。

发展阶段主要是在上一步确定开发后的基础上进行详细开发方案的设计，确定开发井的布井方案、煤层气的集输设施和下游工程。

商业生产阶段主要是继续打一些开发井，对煤层气井的开发进行制度管理，对气井进行增产等。

四、国外煤层气勘探开发对中国的启示

以美国为代表的几个国家经过20多年的煤层气勘探开发工作，取得了令世人瞩目的成就。究其原因，首先是全面系统地对煤层气成藏机理和开发特点进行研究，加深了对煤层气资源的认识，并且发展了一系列勘探开发新技术。另外，良好的经济效益对煤层气勘探也起到了巨大的促进作用。

（一）重视选区评价研究工作

煤层气勘探要取得突破，前提是选区要准。煤层气勘探实践表明，地下煤层含气是普遍的，但富集程度和开采条件是不均一的。美国已在十几个盆地进行煤层气勘探，效果好的主要有圣胡安、黑勇士、阿巴拉契亚、拉顿、尤因塔、粉河等几个盆地，并且每个盆地均打了几百口井才认识到煤层气高产富集控制因素，才选准了目标。美国正是以坚实的理论研究为基础，对含煤盆地进行综合地质评价后选出适合开采的盆地，再优选目标，即确定最佳远景区，在远景区内圈定煤层气潜力最好的生产试验区。一般是在低位沼泽环境条件下由木本植物形成的厚度大、分布稳定、产状平缓的镜煤与亮煤区中，找含气量大、裂缝发育、渗透性好的大型线性构造的最大曲率部位优先勘探。煤层厚度、含气量和渗透率是煤层气选区中最为重要的评价参数，要对它们做出可靠的评价，必须准确确定含煤盆地沉积相带特征，圈出盆地沉积中心及煤层厚度分布，弄清盆地区域构造特征及沉积后的构造演化和封盖条件。煤阶也是煤层气选区评价中必须考虑的因素，中煤阶区无疑是煤层气勘探最好的地区，但煤层巨厚的低煤阶区和构造裂隙发育的高煤阶区同样能够形成煤层气工业性产能。

（二）因地制宜，发展先进的工艺技术，加快勘探步伐

煤层气藏是一种特殊的气藏类型，其勘探开发技术在很多方面有别于常规油气勘探。美国经过20多年的煤层气勘探开发实践，已经形成了配套的工艺技术，为其煤层气勘探开发总体水平的提高起到了巨大的推动作用。中国煤层气勘探技术经过近10年的技术应用与改进，得到了长足发展，在煤层气钻井完井、压裂测试和排采技术等方面初步形成了配套的工艺技术系列，但在浅层空气钻井、沿煤层水平井钻井、高压高渗区裸眼洞穴完井、造长缝压裂技术和其他增产措施等方面与国外先进技术仍有很大差距。选择适宜的地质条件，借鉴国外先进技术，努力提高单井产气量，是中国煤层气勘探取得新突破的必经之路。一般来讲，中、低煤阶煤层渗透率大于5mD，采用裸眼洞穴完井技术开发效果最佳；中、高煤阶煤层稳定性好，采用多分支水平井开发效果最佳；中煤阶中渗区采用水力压裂增产技术；中、低煤阶高角度煤层可沿煤层钻进1000m，单井产量明显增高；对于低煤阶高渗区的多煤层，采用油管冲刷非常有效。

（三）煤层气勘探具有良好的经济效益

国外煤层气开发的成功经验证实，煤层气勘探开发可获得明显的经济效益，主要反映在以下几个方面。

1.勘探费用低，获利大，风险小

煤层气勘探比常规油气勘探耗资低。1987年美国一口抽样煤层气井的勘探费用只占开采总成本的0.6%。这是由于探区内煤层的有关资料已经掌握，并且地质因素的不确定性比常规油气勘探低。美国黑勇士盆地Brookwood气田煤层气勘探结果为，勘探费用1000万美元获得10亿万美元的煤层气储量，平均每产1000m³煤层气可获利89美元，年纯利润820万美元。由于勘探费用低，因而勘探失利造成的风险也不会太大。

2.生产成本低，生产期长

由于煤层气埋藏浅，并且产气量稳定，因此煤层气生产成本较低。美国黑勇士盆地和圣胡安盆地每口煤层气井的勘探、开发、生产平均费用分别为32万～38万美元和62万～72万美元，煤层气成本4美分/m³。中国沁水盆地晋城地区投入开发，预计每口煤层气井的勘探、开发、生产平均费用为人民币230万元，煤层气成本也仅为0.25元/m³。

煤层气井的生产期已经超过了人们预期的寿命。圣胡安盆地一般产量的井和黑勇士盆地高产量的井，生产寿命长达25年以上。在煤层气井排采过程中，经初期排水后产气量大幅度增加，并且产量增加常常持续十几年以上，之后才出现缓慢的下降。

3.煤层气井经济效益好

国内外煤层气勘探实践表明，达到工业性开发的煤层气井产气量一般在2000～8000m³/d，在一定地质条件下，煤层气井还可形成较高产能。如美国圣胡安盆地单井最高产气量达28×10⁴m³/d，单井平均产气量为56000m³/d；尤因塔盆地单井平均产气量接近20000m³/d。并且，由于煤层通常比常规储层连续性好，厚度大，气产量稳定，也易于预测。因此，煤层气井中极少出现不产气的井（干井）。同时，煤层气井的开发还具有甲烷采收率高（50%～80%）和开采范围大的特点。因此，煤层气井一般都能获得较好的经济效益。按美国的经验，从回收期、贴现净现值及所需的最低煤层气价3个方面进行测算，相当一部分煤层气井的经济效益明显高于普通气井的经济效益。因此，尽管美国现在煤层气井不再享有特殊的优惠政策，仍有尤因塔、粉河、拉顿、阿巴拉契亚等盆地煤层气开采取得较好的经济效益，产气量呈逐年上升之势。

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