中国煤层气资源与勘探开发
一、国内煤层气井下抽采利用情况
（一）中国煤层气井下抽采现状
中国煤层气资源潜力巨大，新一轮评价埋深2000m以浅的资源总量达36.8×1012m3，约占世界煤层气总资源量的13%。煤层气热值一般在33.44kJ/m3左右，中国每年排放的煤层气近200×108m3，相当于烧掉6000×104t标准煤。
根据资料统计，2006年，国有重点煤矿中，有高瓦斯矿井158处、煤与瓦斯突出矿井156处，高瓦斯、突出矿井数量约占49.8%，煤炭产量约占42.0%；主要分布在安徽、四川、重庆、贵州、江西、湖南及河南等省市。
（二）中国主要矿井瓦斯抽采量
中国开始进行井下瓦斯抽采的试验是从20世纪50年代开始的，当时仅有抚顺、阳泉、天府和北票等6个矿井抽采瓦斯，年抽采量约60×106m3；60年代又有中梁山、焦作、淮南、松藻、峰峰等局的20 多个矿井先后开展了抽采瓦斯工作，年抽采量为16×107m3；70年代抽采矿井猛增到83 个，抽采量达24×107m3；80年代抽采矿井达到111个，抽采量达到38×107m3。
最近几年，中国煤矿区瓦斯抽采非常活跃。2009年全国产煤30×108t，635处矿井中高瓦斯矿占24.6%，全年瓦斯安全死亡约2631人（百万吨死亡人数是美国的近19倍），年向大气释放煤层气约200×108m3，264处瓦斯抽放点，全年煤矿瓦斯井下抽采量为61.7×108m3，利用17.7×108m3，利用率28.7%。
（三）中国主要矿井瓦斯抽采率
阳泉、晋城、淮南、盘江、松藻、水城、抚顺、淮北、铁法、平顶山、鹤壁、焦作、鹤岗、峰峰、中梁山、天府、芙蓉、南桐、六枝等矿区是中国目前的主要抽采瓦斯矿区，各主要矿区抽采总量达到18.25×108m3，矿区平均抽采率为40.08%。其中，阳泉、晋城、淮南、盘江、松藻、水城、抚顺7个矿区的瓦斯抽采量最多，年瓦斯抽采量均超过了1×108m3。
除抽采量外，抽采率也是衡量矿井瓦斯抽采工作优劣的主要指标。在全国抽采矿井中，对18个主要矿区中112对矿井的抽采率进行了统计分析。
按照抽采率大小，中国主要瓦斯抽采矿区可以划分为3类：I类矿区：瓦斯抽采率>40%，抽采效果好；II类矿区：瓦斯抽采率25%～40%，抽采效果一般；III类矿区：瓦斯抽采率<25%，抽采效果差。
中国主要瓦斯抽采矿区的总体瓦斯抽采效果不好，平均抽采率30%。I类矿区只有6个，仅占主要瓦斯抽采矿区数的33%，平均抽采率59.3%；瓦斯抽采效果一般的II类矿区也只有4个，占主要瓦斯抽采矿区数的22%，平均抽采率33.5%；瓦斯抽采效果差的III类矿区则多达8个，占主要瓦斯抽采矿区数高达45%，平均抽采率仅为17.8%。如果考虑所有抽采瓦斯矿井，抽采率低于25% 的矿井比例会更多。井下混合瓦斯每年的总释放量达200m3/a，这样估算，中国瓦斯抽采率仅12%左右。大量宝贵的资源泄漏到大气之中，既浪费了资源，又污染了环境。
二、国内煤层气地面勘探开发情况
据不完全统计，截至2009年底全国共钻煤层气井超过4000口，日产气量266×104m3。全国已建成年产能25.0×108m3：其中中石油公司建成6.0×108m3，中联煤层气公司建成3.0×108m3，晋煤集团建成5.5×108m3，其他10.5×108m3，年产气量10.15×108m3（据国家能源局）。基本情况如表2-3所示。
表2-3 截至2009年底国内主要公司煤层气勘探开发现状表
初步掌握了一套适合中国煤层气井常规工程施工技术及工艺流程，同时编制了近30项工程技术标准或规程规范，良好地控制了工程质量。
对全国范围内的煤层气资源、分布及储层参数条件有了一个较为全面的认识，对有利地区进行了初步筛选，先后分别在山西沁水，河东，宁武，大宁—吉县，两淮，贵州，六盘水，陕西韩城，云南恩洪—老厂，辽宁沈北，江西萍乐丰城，湖南冷水江等几十个区块进行了钻探或井组试采试验，其中沁水南部和阜新地区大部分单井日产气1800～3500m3，供气比较稳定。
沁水盆地已成为煤层气开发热点，截至2009年底，沁水盆地累计钻井超过3000口，探明地质储量1596.35×108m3（中石油844.04×108m3，占52.9%），日产量达到248×104m3。中石油30×108m3/a煤层气产业化基地已具雏形，一期工程已建成10×108m3/a处理能力，并于2009年9月15日投产，目前每天向西气东输管线供气超过100×104m3。晋煤集团煤层气抽采能力达到了11×108m3，其中井下抽采5×108m3，地面抽采6×108m3。日销售能力达到160×104m3。中联煤层气公司：完成国家示范工程潘河项目建设，形成2×108m3产量。2009年12月21日与华北油田的煤层气输气管道成功对接，日供气量可达10×104m3。亚美大陆煤层气公司在大宁矿区形成约1×108m3/a产能。
鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发稳步推进。中国石油在陕西韩城，山西大宁—吉县、三交区块已完成钻井289口（探井63口，生产井226口），二维地震1260km。2009年提交基本探明煤层气地质储量1145×108m3。
三、国内煤层气勘探开发发展历程
近年来，中国煤层气地面开发和井下抽采日益活跃，煤层气产业已经进入快速发展阶段。
中国的煤层气井下抽采始于20世纪50年代，主要是井下瓦斯抽采，起步早，但进展缓慢，最近几年，中国煤矿区瓦斯抽采非常活跃，2009年全国煤矿瓦斯井下抽采量达61.7×108m3，较2006年翻了一番，利用17.7×108m3，利用率28.7%。截至2009年底，煤矿安全死亡2631人（因瓦斯事故死亡750人），百万吨死亡率0.987，首次降至1以下。
中国煤层气地面勘探开发始于20世纪90年代初，近几年发展较快，已初步准备了可供开发的煤层气资源，初步形成了煤层气开发工艺技术，多个区块已取得较好的产气开发效果，并实现了小规模商业化生产。
煤层气地面开发主要集中在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘，以及阜新盆地的刘家区块，截至2009年底，沁水盆地南部沁水气田钻井超过3000余口，年产气9.7×108m3；鄂尔多斯盆地东缘共钻煤层气井430余口，年产气超过1500×104m3，阜新盆地刘家区块共钻煤层气井70余口，年产气超过3000×104m3。
在国家战略选区和煤层气示范工程等项目的推动下，近年中国煤层气开发取得突破性进展，以直井和多分支水平井为代表的煤层气开发技术逐步成熟，煤层气产业进入快速发展阶段。同时，国家适时出台了一系列优惠政策，极大地促进了煤层气产业的发展，中国煤层气产业进入快速发展阶段。
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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8.3.1 煤层气产业发展前景
目前，除了井下瓦斯抽放利用已形成一定规模并获相应效益外，地面煤层气勘探开发仍处于探索阶段，尚未进入工业性规模开发阶段。但是，展望未来，我国煤层气产业具有良好的发展前景。
根据最新的预测结果，我国烟煤和无烟煤煤田中，在埋深300～2000 m范围内煤层气资源量为31.46×1012m3。在世界上，前苏联煤层气资源量为（17.0～113.3）×1012m3，美国为（9.7～11.7）×1012m3（据Boyer，et al.，1998），我国煤层气资源量位居世界第二位。由石油天然气系统进行的全国第二轮油气资源评价结果显示，我国有38×1012m3的常规天然气资源量，其中陆地有30×1012m3、海域有8×1012m3（据陈永武，2000）；可见，在我国陆地范围内，煤层气资源量比常规天然气还要大。值得指出的是，在计算煤层气资源量时，褐煤、不可采煤层和煤层围岩等均未参与计算。但事实上，褐煤中含有一定量的煤层气，如我国沈北矿区褐煤的气含量Cdaf达6.47cm3/g，美国鲍德河盆地褐煤的气含量（Cdaf）虽只有0.03～2.3cm3/g，由于煤层单层厚度达67 m之巨，因而同样实现了商业性开发；我国褐煤广泛分布，大多煤层厚度都很大，故其中的煤层气资源潜力是不小的；另根据煤矿通风和井下瓦斯抽放实践，在不可采煤层和围岩中的煤层气资源量通常是可采煤层的10%～20%。若将上述3个范畴都包括在内，我国煤层气资源量将会更加巨大。
丰富的资源量为我国煤层气产业的形成和发展提供了雄厚的物质基础和资源保证。
8.3.2 国家能源战略和煤矿安全的需要
随着社会的进步和发展，在21世纪，人们将更加重视可持续发展战略。为实现国民经济持续、快速发展，必须坚持保护和建设生态环境、净化家园，节约和有效地利用能源资源。为此国家将大力推进开发和使用天然气等洁净能源。另外，从国家石油安全战略考虑，必须减少国民经济和人民生活对石油资源的依赖程度，开拓替代能源。我国人均拥有天然气产量不足20 m3，相对发达国家（如英国人均达1300 m3以上）差距很大，天然气消费量在一次能源消费结构中比例小，仅占2%左右，这种局面远远不能适应国民经济的发展和人民生活水平提高的需要。要改变这种被动局面，只靠常规天然气是不能解决问题的，国家在大力加强常规天然气开发的同时，十分重视煤层气这种非常规天然气的开发利用问题。因此，煤层气在未来我国的能源构成中将具有广阔的发展空间。
从煤矿安全生产角度看，煤层气（俗称煤层瓦斯）是煤矿安全生产的最大隐患，常常造成惨重的灾害事故，而且随着矿井的延伸，问题会变得更加严重。在采煤前及采煤过程中，如果从地面预先将煤层气开采出来，就会大大减少矿井瓦斯灾害的隐患；同时还大大降低了采煤过程中甲烷（CH4）这种强烈温室效应气体的排放量，对保护大气环境具有重要作用。
因此，利用地面采气技术开发利用煤层气资源，是解决矿井瓦斯灾害的一条有效途径，特别是对矿井深部，意义更为突出。
8.3.3 国家重视煤层气的开发利用
国家对煤层气资源的开发利用工作十分重视。江泽民总书记为煤层气开发题词：“依靠科技进步，发展煤层气产业，造福人民。”代表了国家和人民对煤层气产业化的殷切期望和高度重视。
1999年，由国土资源部、国家计委等5部委联合下发的《矿产资源储量评审认定办法》文件中，将煤层气与石油、天然气和放射性矿产同样对待，列为由国家统一管理的矿种。自20世纪80年代以来，国家在煤层气管理、产业政策、资源综合利用、价格政策及对外合作勘探开发等方面先后制定并实施了一系列措施和优惠政策（孙茂远，1998），扶持和鼓励煤层气产业的发展。
为了集中各方面的力量，加速我国煤层气资源的开发利用，经国务院批准，于1996年5月组建了中联煤层气有限责任公司。这是一个跨地区、跨行业，集煤层气开采、利用和输送于一体的主干公司，并被授予对外合作进行煤层气勘探、开发和生产的专营权。中联公司的成立，标志着我国煤层气勘探开发已进入了有序发展的全新历史阶段，也为我国煤层气产业的形成和发展提供了强有力的组织保证。
1990年，沈阳市煤气总公司引进美国技术，在辽宁省红阳矿区施工红阳一号煤层气井，进行煤层气资源风险勘探，开创了我国利用现代煤层气技术之先河。此后，国内煤炭、石油、地矿系统各有关单位和中联公司与联合国开发计划署（UNDP）、美国和澳大利亚的有关公司等，在我国各地进行煤层气勘探开发试验工作，先后在柳林、石楼、潘庄及晋城、潘庄及大城建成了6个小型煤层气试验开发井网，均获得工业性气流；由中联公司在枣园地区施工的TL-007 井，单井最高产气量达16000 m3/d。另外，正在建设中的还有新集、淮北、临兴、盘江和丰城等小型试验开发井网。这些小型开发井网起到了试验和示范作用。
小型开发井网显示出在中国利用地面技术开采煤层气的可行性，并积累了大量生产资料和丰富的实践经验，特别是在晋城矿区高变质无烟煤中利用地面垂直井技术采气获得成功，大大拓展了人们的视野。所有这些都为今后大规模工业性开发进行了有效的技术储备。
我国进行地面煤层气勘探开发试验工作已有10余年的历史，但至今仍停留在打勘探井和小型试验开发井网的水平上，未能进入大规模工业性开发利用阶段。究其原因，主要是投入不足和下游工程（特别是输气管道）不配套。美国至1995年底共有6700口煤层气生产井，年产气量达270×108m3；而我国截至1999年底，共打各类煤层气井156口，其中进行过采气试验的井（包括地面垂直井和采动区井）只有99 口；采出的气体全部排空，故煤层气产量为“零”。相比之下，我国煤层气井数量很少，相应的投入就更少。在这种状况下，很难实现煤层气开发利用的实质性突破。
天然气输送管道缺乏是制约我国煤层气发展的重要外部条件。在已有的和正在建设的小型煤层气试验开发井网范围内，除大城地区有地域性的天然气输气管道外，其他地区都没有。这种局面严重地抑制着对煤层气进一步投入和勘探的热情。若能解决煤层气远距离输送的通道问题，必将大大激发人们对煤层气勘探开发投资的热情。
伴随着国家实施西部大开发战略，由塔里木盆地至上海的“西气东输”工程已全面开工。这条长4200 km的输气管道，将经过榆林、长治和淮南等地，这些地区都是煤层气资源条件很好的地区，也是目前我国煤层气勘探开发的热点区域。“西气东输”工程的建设，为相关地区煤层气开发利用提供了一个大发展的良好契机。
8.3.4 开发前景评价
在对各主要地区分别评价和全国总体认识的基础上，按照分层次、分阶段和综合评价的原则，以煤层发育富集程度、煤层气资源量规模、地理位置及市场条件、煤层气勘探开发程度为依据，以含气带为单位，对于开发前景进行了分类评价。
Ⅰ类：指资源条件和经济地理位置俱佳，目前煤层气勘探效果显著，作为优先开发的含气带。此类含气带有沁水、鄂尔多斯盆地东缘、渭北、徐淮和淮南等5个含气带。这5个含气带的煤层气资源量为8.90×1012m3，占全国总资源量的28.29%。
Ⅱ类：指资源量丰富，但地区经济发展相对滞后，或地形条件不利，煤层气勘探工作很少，或煤层气勘探工作尚未开展的含气带，可作为长远规划考虑。这类含气带包括华蓥山、川南、黔北、六盘水、吐-哈、准噶尔南和伊犁等6个含气带。这6个含气带的煤层气资源量为6.81×1012m3，占全国总资源量的21.65%。
Ⅲ类：指资源条件一般，但经济地理位置优势明显，市场需求旺盛，煤层气勘探具有一定基础，煤层气开发利用已取得一定成效的含气带，可根据需要和可能性开展工作。这类含气带包括三江-穆棱河、浑江-辽阳、抚顺、辽西、京唐、冀中平原、豫西、萍乐、湘中、黄陇、鄂尔多斯盆地北部、鄂尔多斯盆地西部、桌-贺和准噶尔东14个含气带。这14个含气带的煤层气资源量为10.60×1012m3，占全国煤层气总资源量的37.73%。
Ⅳ类：为上述各类以外的含气带，资源条件和外部条件较差，在当前技术经济条件下可暂不考虑开发利用其煤层气资源。
在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类含气带中，优选出沁水盆地北部的阳泉-寿阳地区、沁水盆地南部地区、鄂尔多斯盆地东缘、渭北煤田东段、铁法盆地、大城地区、淮北矿区、淮南矿区、丰城矿区和盘江矿区等有利区块，作为煤层气地面开发的重点工作对象。
建议进一步阅读
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