我国天然气及煤层气行业研究报告(2011) - 图文

中国天然气及煤层气行业研究报告（2011年）

一、能源概述 （一）能源简介

能源指可从其获得热、光和动力之类能量的资源。 1、能源分类

能源的分类方式很多，较常用的为按照基本形态进行分类，可分为一次能源（天然能源）和二次能源（人工能源）。一次能源包括可再生的水力资源和不可再生的煤炭、石油、天然气资源，其中包括水、石油和天然气在内的三种能源是一次能源的核心，它们成为全球能源的基础，除此以外，太阳能、风能、地热能、海洋能、生物能以及核能等可再生能源也被包括在一次能源的范围内；二次能源则是指由一次能源直接或间接转换成其他种类和形式的能量资源，例如电力、煤气、汽油、柴油、焦炭、洁净煤、激光和沼气等能源都属于二次能源。能源分类如图1所示。

水能风能生物能太阳能地热能可再生能源海洋能核能煤炭天然气石油焦炭能源煤气汽油柴油二次能源电能激光常规天然气非常规天然气煤层气致密气页岩气天然气水合物一次能源不可再生能源

图1-1 能源分类及煤层气在其中所处的位臵

2、我国能源消费总量持续上升

自1978年以来，我国能源消费总量一直呈上升趋势，特别是在近10年间增速有所递增，有全面赶超西方发达国家的趋势，如图所示。

图1-2 中美两国能源消费总量对比（单位：万吨标准煤）

根据最新数据显示，我国2010年的能源消费总量突破33.2亿吨标准煤，已经超越美国2010年的能源消费总量。

我国能源消费年绝对增量一直保持着正值，近10年间更是有井喷的态势，如图所示。

图1-3 中国能源消费年绝对增量（单位：万吨标准煤）

本世纪前20年，是我国经济发展的重要战略机遇期。能源与能源材料相关产业的经济产出将成为国家GDP的构成主体。 （二）我国与美国的能源消费结构

我国是一个?富煤、贫油、缺气?的国家。自1978年至2009年，我国的煤炭使用占总能源消费比重基本保持在70%以上，余下约20%的能源使用来自石油，而天然气的使用比率仅在2%至4%之间徘徊。与同期的美国作对比，其主要能源来自于石油，且占比由1978年的约47%逐步下降至2009年的约37%，煤炭占比基本维持在20%左右，值得注意的是，其天然气占能源消费总量比重略高于煤炭，稳定在24%左右，与我国形成鲜明的对比，如图所示。

图1-4 中美不同能源使用占比对比

由上图可见，美国的能源利用结构基本可看作是石油、煤炭和天然气?三足鼎立?的格局，辅以部分新兴能源；而我国则是石油和煤炭为主，其中煤炭占绝对多数。在近30多年的时间里，虽然两国各类能源占比有所波动，但整体格局基本保持平稳。

我国能源资源的总量比较丰富，化石能源资源较为丰富。在化石能源中，煤炭占主导地位（列世界第三位）；已探明的石油、天然气资源储量相对不足，油页岩、煤层气等非常规化石能源储量潜力较大。我国能源资源总量虽然比较丰富，但人均能源资源拥有量较低，石油、天然气人均资源量仅为世界平均水平的1/15左右；能源资源主要生产地和消费地的地理分布不一致，石油、天然气资源主要分布在东、中、西部地区和海域，能源消费地区集中在东南沿海经济发达地区。 二、天然气行业

虽然我国天然气行业的发展仍处于起步阶段，但一些发达国家已经形成了较为成熟的天然气行业模式。其中，美国天然气市场的发展历程尤为值得借鉴。 （一）天然气简介 1、天然气定义与分类

天然气是一种多组分的混合气体，主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般还含有硫化氢、二氧化碳、氮和水气，

以及微量的惰性气体，如氦和氩等。

根据生成原因的不同，可以将天然气分为常规天然气和非常规天然气，其中常规天然气即我们一般所说的天然气，可分为常规伴生气和常规非伴生气。非常规天然气可分为致密气(Tight sand gas)、煤层气(Coalbed methane)、页岩气(Shale gas)和天然气水合物(Gas hydrates)。

天然气分布于地表内多个层区，根据现有技术开采难易程度来划分，常规天然气分布更集中，易于开采，且具有较高的生产稳定性；而非常规天然气，虽然其储量远高于常规天然气，但仍需要相关探矿、开采技术的进步以达到经济性。天然气分布图如图所示。

图2-1 天然气的分布

2、天然气利用的优势 （1）高效

天然气热值一般高达8500 大卡/公斤，远超过煤气的3000 大卡/公斤。 （2）环保

天然气燃烧后产生的温室气体只有煤炭的1／2、石油的2／3，对环境造成的污染远远小于石油和煤炭。

（二）美国天然气行业发展历程回顾——三个阶段

美国是世界上最大的天然气消费国，其2009 年共消费天然气6,466 亿立方米，占全球的22%，是我国同期的7.3 倍。同时，美国天然气行业历史悠久，也是现今极少数的天然气产业市场化国家。

与众多公用事业型产业类似的是，美国天然气工业也经历了从管制到市场化的过程。根据相关政策，大致可以分为三个阶段，分别是：坑口价及管输费用等都由政府指定的天然气完全管制阶段，逐步取消坑口价格管制的逐步市场化阶段，以及仅对中游管网管制的完全市场化阶段。 1、天然气完全管制：1978年以前

早在1885 年，美国就开始了天然气利用，在1925 年左右，天然气行业进入了快速发展期，其占美国能源消费的比例快速上升。20 世纪70 年代初，在遭遇了第一次石油价格冲击后，天然气行业进入了衰退期，消费量也出现了下降。

在半个多世纪的快速发展期间，天然气行业是实行完全的政府管制的，包括其天然气坑口价、管输费用等都由联邦政府制定。在产业发展初期，天然气均是在油田附近就近利用，以工业燃料（含化工）为主。同时，随着跨区域管网的建设，城市燃气市场开始快速发展。这与我国现有阶段较为类似。

而在第一次石油冲击后，天然气价格的低廉一方面促使了需求的增加（虽然总需求还在下降），另一方面也极大阻碍了生产商的积极性，最终在1977 年冬天造成了非常严重的天然气短缺。 2、逐步市场化：1978-1992年

1978 年，针对上述问题，美国颁布了国家能源法案，提出?逐步取消联邦井口价格管制?。但中游运输和下游分销业仍然保持了管制。

在放开井口价后，气价提高导致许多工业用户选择其它可替代燃料，从而减少了天然气需求量。为了提高效率和市场活力，1992 年，美国联邦能源委员会通过了636 号决议，彻底将管道与销售分开，开放市场，逐步实现市场自由化。

3、完全市场化：1993年至今

经过10 余年发展，现有的美国天然气市场形成了完善的市场化运行机制。在中游管网管制的情况下，上游和下游进行充分竞争，价格以天然气期货市场为指导，价格变动受天然气市场供需影响，而与石油价格相关度逐步减弱。

并且，天然气合同也逐渐摆脱了传统?照付不议?模式，合同期限大幅缩短，甚至出现了现货交易，增加了市场的流通性和效率。

美国天然气发展现状如图所示。

1978年1992年上游开采放开坑口价格管制中游运输管网和分销分离下游分销市场化：现有6800余家生产商管制：109个州际管网和101个州内管网市场化：1200余家分销商 图2-2 美国天然气市场结构

（三）我国天然气行业发展现状分析——成熟度低

我国天然气发展较晚，能源使用以煤炭和石油为主。国家管理层参考了国外的发展经验和我国国情，制定了一系列政策条例，以期提高天然气与替代能源的竞争力，规范天然气市场，促进天然气的快速发展。因此，现阶段国内天然气工业主要呈现出政策引导、垄断经营、国家管制和供应驱动的特点。 1、政策引导

2004 年，在《能源中长期规划纲要2004-2020 年》中，管理层首次明确提出了大力发展天然气，提高天然气在一次能源中比例的目标。之后，先后出台了多项支持措施。并且可以看到，国家管理层对于天然气的发展规划是长期性和前瞻性的，其对天然气的支持在短期内不会改变。

同时《天然气利用政策》的出台也反映了国家管理层对于天然气使用结构的重视。在国内天然气整体呈现供小于求的卖方市场情况下，国家对于优先发展城市天然气态度仍将继续。

时间 名称 主要内容 2004.6.30 《能源中长期发展规划纲要提高天然气在一次能源中的比例，力（2004-2020年）》（草案） 争在2010年达到5.3%，2020年达到8-10% 2006.3.16 《国民经济和社会发展十一加快天然气管网建设，适时建设第二五规划纲要》 条西气东输管道及陆路进口油气管道 2007.4.11 《能源发展?十一五?规划》 建立?西部油气东输、东北油气南送、海上油气登陆?的格局 2007.8.30 《天然气利用政策》 优化天然气使用结构，优先发展城市燃气 图2-3 国内天然气相关政策 2、垄断经营

在我国，无论是天然气的上游开采业、中游运输业，还是下游分销业，都具有垄断经营的特点。对于中上游行业，资源基本集中于中石油、中石化和中海油三家央企，其中中石油占比高达80%，且份额稳定上升。

图2-4 我国天然气产量由三大央企垄断

尤其对于下游分销业，采用特许经营权模式，各地方政府授予分销公司提供

管道燃气的独家经营权或优先发展权，一般为20-30 年。

鉴于燃气行业作为典型的公用事业行业，具有自然垄断的特性，未来燃气行业的垄断局面仍将持续。 3、国家价格管制（定价机制）

在天然气发展初期，为了提高天然气的竞争力，培育天然气市场，国家发改委实行了严格的价格管制，并采用了以成本加成为主的定价机制。

具体地讲，国内天然气价格实行两级管理的定价机制。出厂基准价和管道运输价由国家发改委制定；终端销售价格由省级物价部门制定。定价原则主要采用成本加成为主并适当考虑市场需求。其中为了合理引导下游消费，还将天然气价格分为化肥、直供用户、城市工业用户和城市非工业用户四类，并区别定价。

国家发改委定价国家发改委定价地方物价局定价上游开采生产中游运输下游输配出场价格管道运输输配成本+毛利终端销售价格

图2-5 我国天然气定价机制

4、供应驱动

在价格管制下，天然气价格与竞争能源相比，具有较明显的价格优势，因此其需求十分庞大。在此背景下，供给成为了我国天然气市场的主要驱动力。

如图，1985-2002 年间我国天然气消费的平均增速仅为4.9%，占全部能源的比例只从1985 年的2.2%小幅提升至2002 年的2.4%，行业处于发展初期。而2003-2004年，随着西气东输一线工程的顺利投产，实现了天然气大规模跨区域

任何废气，是上好的工业、化工、发电和居民生活燃料。煤层气空气浓度达到5%-16%时，遇明火就会爆炸，这是煤矿瓦斯爆炸事故的根源。煤层气直接排放到大气中，其温室效应约为二氧化碳的21倍，对生态环境破坏性极强。在采煤之前如果先开采煤层气，煤矿瓦斯爆炸率将降低70%到85%。

因此，煤层气的开发利用具有一举多得的功效：提高瓦斯事故防范水平，具有安全效应；有效减排温室气体，产生良好的环保效应；作为一种高效、洁净能源，商业化能产生巨大的经济效益。

煤层气应用：由于煤层气成分与常规天然气极为相似，因此可以经由相同的管道运输并混合使用，应用范围与天然气一样非常广泛。

我国煤层气开发现状：我国煤层气储量极其丰富，资源量为36.8x10^12 立方米，约占世界总量的13%，与陆上天然气资源储量相当。但由于政府重视程度不足，煤层气开采重要服务于煤炭开采（先抽气后开采煤炭，一种安全措施），使得煤层气的利用和市场开发受到较大限制。根据煤层气?十一五?规划，至2010 年煤层气产量将达到100 亿立方米，但至2009 年产量仅为72 亿立方米。

制约煤层气利用的主要因素为技术难题。虽然其储量远高于常规天然气，但仍需要相关探矿、开采技术的进步以获得其潜在的经济价值。

?十二五?期间，随着国家对于行业的重视和扶持力度提升，行业有望进入快速发展期。根据相关草案规划，至2015 年煤层气产量将达到200 亿立方米。虽然?十一五?规划的开发预期仅达成72%，但国家依然在?十二五?期间提出了预期产量翻番的目标，可见在政策上将会继续加大扶持力度。与此同时，各大企业也已开始了动作，中石油、中联煤层气、河南煤业等多家企业均提出了大力发展的相关规划。 2、煤层气藏的基本特征

煤层气藏可以分为高、中、低煤阶三种类型。下图是不同煤岩演化与煤层吸附性、储层物性变化规律示意图。

图3-1煤岩变化规律示意图

高阶煤的吸附量大，但渗透率低。低阶煤吸附率低，但渗透率高。高阶煤适用水平分支井技术，低阶煤适用直井技术。

3、我国煤层气藏的特征

我国高中低煤阶煤层气资源量分别为7.82万亿m3，9.52万亿m3和9.52万亿m3，分别占煤层气资源储量的29%，35%和36%。

图3-2我国不同阶煤层气分布图

我国煤层气资源构成以晚古生代、中生代煤层为主，成煤盆地一般都经历了多期次造山运动的叠加破坏，地质条件比较复杂。煤储层条件和甲烷的富集条件，都表现出了非常特殊的复杂的特点。

（1） 四低一高的特征

我国煤层气储层为低饱和度、低渗透率、低储层压力、低资源丰度和高变质程度。?四低?特性，极大的制约了煤层气的开发，它是控制煤层气可采性的最重要地质参数，也是影响煤层气单井和先导性开发试验井组稳定日产气量低的重要因素。我国煤层气上述的储层条件和对开发技术要求，已远远超出目前可以借鉴的国际经验。 （2）原地应力大

我国煤层气储层的原地应力比较大，阻碍了裂隙的发育以及割理和裂隙之间的连通，降低了储层的渗透性，影响流体从裂缝到井筒之间的流动，进而影响产气效果。

（3）强烈的非均质性

煤层气储层的非均质性，主要指在小范围内，煤层气储层特性发生改变，即含气性、渗透性、压力系统等发生变化，引起井间干扰效应降低。在有限的开发范围内，不能够形成降压漏斗，达不到预期的干扰效果，使井网内单井产量相差较大。

（二）煤层气的开发技术 1、煤层气开发方式

煤层气开发方式主要有两种，即：井下瓦斯抽放和地面钻井开采。 （1）井下抽放煤层气 井下抽放煤层气是从煤矿井下采掘巷道中打钻孔，在地面通过气泵来抽取煤层中的煤层气。这种开发方式的煤层气产量较小，甲烷浓度不高（20%~50%）， 而且容易受到煤矿采掘生产的影响，所以它多以煤矿安全生产为目的，煤层气的 利用率较低。

（2）地面钻井开采煤层气 地面钻井开采煤层气是从地面钻井进入未开采煤层，通过排水降压解吸出煤层中的煤层气，再通过井筒流动到地面。这种开采方式的产气量大、产气时间长，甲烷含量高（大于 90%），可以支撑大规模的商业化利用。这种开采方式使得人们看到煤层气可以通过井孔排采到地面，像常规天然气一样加以利用，从而真正把煤层气当作一种矿产看待，并被列入具有重要经济价值的矿产资源行列。为了保证煤层气的可采性，并且获得一定的

经济效益，这种开发方式对煤层气资源量、 煤层地质构造、含气量、渗透率、地理环境等都有较高的要求。 2、煤层气开发主要技术

目前，中国煤层气井井型主要有垂直井（包括丛式井）和多分支水平井两种： 在目前的煤层气开发方式中，垂直井技术最为成熟，费用较低，操作简单，是国 内煤层气开发活动中普遍采用的方式。

2004年年底，中国第一口多分支煤层气水平开发井在山西晋城获得成功。水平井组的成功实施表明该多分支井技术开始逐步走向成熟，对开发目标区煤层气资源具有良好的适应性，对全国煤层气资源的个性化技术开发方案的组织和实施具有重要的意义。截止目前，我国的水平井组已经达到120余口，平均日出气量超过3万方。

表3-1 直井与水平分支井对比表

目前，水平分支井技术逐渐被接受和认可，中石油已经开始大规模使用该技术开采煤层气。实际应用时，一个区块的开采需要用两种井的配套使用。

（1）煤层气直井

图3-5 煤层气直井

（2）定向羽状水平分支井

多分支水平井的基本思路是通过在煤层中部署水平分支井眼，扩大井筒与煤层的接触面积，有效弥补和克服储层压力不足和导流能力不足的缺陷。按照这种技术组织钻井和生产，虽然单井施工成本比常规垂直井增加2-3倍，但产量可提高10-20倍。而且同一井眼可以部署四套多分支水平井单元。从产能上来说，多分支单井采气面积比常规垂直井至少提高10倍，采气时间可以从15年减少到3-5年。一个四单元井组可以控制4.8Km2的产气面积，日产量将达到12-15万立方米的规模，预计5年内最终回采率可以达到60-70%。

按规定以合理按需要 价格提供合同区现有任何资料和样品，或协助购买 执行煤层气作按需要 业中租赁或使用仓库、场地、终端设施、驳船、飞行器、管线、土地等 （七）煤层气开发有利因素

按需要 按需要 1、中国煤层气开发享有政府优惠政策

（1）政府对煤层气生产商实行增值税全额退税（13%）。退税应该专门用于煤层气技术的研发，不能抵扣所得税。 （2）对煤层气不征收资源税。 （3）免除煤层气设备的进口关税。

（4）中央政府对煤层气生产商给予0.2 元/立方米的补贴，地方政府在此基础上还有额外补贴。

（5）煤层气比常规天然气优先连接输气管。

（6）煤层气发电的电价比一般电价高0.25元/千瓦时。 2、天然气能源利用缺口

尽管产量不断增长，但我国的石油企业仍需依赖昂贵的进口天然气来填补国内供应的缺口。鉴于进口如此大量天然气的成本高昂，利用国内天然气特别是煤层气的机会更显得极具吸引力。 3、国家能源利用布局

由于我国石油资源稀缺，煤炭资源污染严重，而煤层气资源丰富且其开发有利于安全及环保，国家已加大了对煤层气资源开发及利用的扶持力度，煤层气占一次能源的比重有望大幅攀升。

4、发达国家的成功经验

西方发达国家，特别是美国已形成了相当成熟的煤层气市场结构并积累了先进的技术经验，因此虽然我国煤层气资源发展较晚，但具有一定的?后发优势?，借鉴美国发展煤层气的市场及技术经验将为我国煤层气的发展提供极为重要的指导意义。

5、煤层气开采地点相对集中

目前我国煤层气资源开采的地理位臵相对集中于沁水盆地煤层气产业化生产基地，和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化生产基地。如此密集的产地便于管理，易于运输，有利于煤层气产业的集中商业化。 6、?十二五?规划的管网建设

目前我国天然气市场的主要推动作用是供给，?十二五?规划提出的天然气管网建设将极大地提高天然气的供给能力。 （八）部分制约因素 1、煤层气开采地质条件复杂

煤层气发展成熟的美国产气地区渗透率高，便于集中采气。而我国渗透率低，不利于开采。 2、技术攻坚问题

相比煤层气产业成熟的国家和地区，我国在开采煤层气方面的经验和技术都相对落后，难以大规模产生可观的经济价值。 3、矿权气权分臵

我国法规规定矿权和气权分开取得，使得采气及采矿双方利益有所冲突，一定程度上导致煤层气的开采受阻。

4、管网铺设不够广泛

根据以上分析可见，我国的天然气行业主要依靠供给驱动，但即使开采量有大的突破，由于运输的原因无法有效地将天然气送达终端客户，依然难以产生经济性。目前我国正在大力推进天然气管网建设。 5、投资大见效慢

由于我国地质结构复杂，在煤层气设备投产初期主要的任务是排水，而这个时期可能延续数年之久。在真正成规模地产气之前，投资方的资金链容易紧张，在一定程度上影响了投资者投资煤层气的热情。 6、煤矿企业重煤轻气

在我国的能源结构中煤层气还未真正占有一席之地，企业不愿将精力大规模投放到煤层气开采这一还未能清晰预见其经济性的资源上来。 7、利用煤层气的意识相对淡漠

除了在战略层次上对煤层气的重视，一线领导者还未能真正领会煤层气开采的可观前景，推动力量不足。

图3-6 定向羽状水平分支井示意图

图3-7 定向羽状水平分支井结构模型

图3-8 定向羽状水平分支井剖面图

我国羽状水平分支井技术发展迅速。自2004年底中国第一口多分支煤层气

水平开发井在山西晋城获得成功，至今国内完成水平分支井124口，平均出气量超过3万方/天。

（3）超短半径水力喷射钻井技术

该技术适用条件为：中高煤阶；含气量高、吸附饱和度高；构造稳定，无大的断层和皱褶；煤层较厚、分布稳定。

关键技术为：井下液动马达；套管开窗工具和开窗造斜器；水力喷射喷头。 水力喷射开窗直径28毫米，但小孔径在排采中易被煤粉和水堵塞，目前已进入旋转式大口径喷咀和裸眼喷射再压裂试验阶段。已钻煤层气井23口左右，单井总进尺最长1059米（10个分支）。

图3-9 超短半径水力喷射钻井技术示意图

（4）U型井钻井技术

部分实例：

澳大利鲍温盆地上二叠系肥煤,开采深度200-800m,厚15-30m,含气量5-11m3/t,渗透率0.1-10×10-3μm2。单井日产气:裸眼完井500-1500m3；直井压裂0.3-0.4万m3;钻u型井(钻入煤层段500m)8.5万m3。

鄂东保德地区钻4口井,单井煤层水平进尺700-800m,间距350m,单井日产气2500-6500m3,其它韩城、彬县等地区共钻井10余口，增产效果不明显。近期下PE管、玻璃缸管和油管防塌已取得成功（12-1井总进尺1064m,其中水平段479m）。

图3-10 U型井钻井技术示意图

（5）沿煤层钻井技术

部分实例：

澳大利亚高角度煤层沿煤层钻井，单井产量提高5倍：鲍温盆地moura区块单层厚4m，含气量6.5-7.5m3/t。50口井水力压裂，单井日产气2800m3；4口井沿煤层倾向钻井单井日产气1.4万m3（单井煤层进尺800-1000m）。

图3-11 沿煤层钻井技术示意图

以下图表整理并对比了相关井型与技术的特性。 性能 适用地质条件 适用盆地或区块 地震AVO高产富集区预测 振幅随偏移距增大而减小的煤层含水、气在各区块差别沁水、六盘水、预测高产富集鄂尔多斯、宁有利区 预期效果 大截距大梯度异常，煤层亮点显示 定向羽状水平井钻井 平行或沿煤层上倾钻遇煤层并分支，排水降压整体沟通煤层 U型井或水平井钻井 钻遇煤层水平段长1-2Km，与另一口井在煤层U型中末段对接 超短半径水力喷射钻井 平行或沿煤层上倾方向多孔水力喷射，钻进100-200m 大，含气量高 武、准噶尔盆地 不含水围岩、中低渗透高含气煤层：构造稳定、地层平缓 围岩不含水的中低渗透煤沁水、宁武、鄂尔多斯中北段、盘关、古蔺-叙永 单井产量提高10倍以上 沁水、鄂尔多斯、准噶尔、单井产量提高2-3倍 层；构造稳定，鹤岗、萍乐、也可再分段压裂高含气区 中高煤阶硬英岗岭、西峡沟 沁水、鄂尔多单井产量提高2-5倍 煤，煤层稳定、斯、宁武、准高含气、厚度较大，围岩不含水 噶尔、阜新、铁法、鹤岗 沿煤层钻井 高角度煤层层内钻井，钻遇煤层倾角大于霍林河、白杨单井产量提高3-5倍 45度、断层少，河、格目底、古蔺-叙永、盘关 煤层达上千米 含气量较高 裸眼洞穴完井 煤层造穴或直接裸眼完井 煤层渗透率＞5md，顶底板稳定，含气量较高 白杨河 圣胡安、粉河 连续油管 煤系地层砂岩、煤层 中高渗透多煤层、薄煤 乌审旗、白杨河、霍林 阿尔伯达 图3-12 煤层气开发井型与技术的特征

（三）世界煤层气的开发利用情况 1、世界煤层气资源的分布情况

目前，世界上有 74 个国家富存煤层气资源，根据国际能源机构（IEA）估 计，全世界煤层气资源量可达 260×1012m3，其中俄罗斯、加拿大、中国、美国和 澳大利亚等国的煤层气资源量均超过 10×1012m3。

表3-2 主要产煤国的煤层气资源

国家 俄罗斯 加拿大 中国 美国 澳大利亚 德国 煤层气资源量/（1012 m3） 17~113 6~76 31.46 21.19 8~14 3 国家 波兰 英国 乌克兰 哈萨克斯坦 印度 南非 煤层气资源量/（1012m3） 3 2 2 1.1 0.8 0.8 来源：中联煤层气有限责任公司，2003；GTI.

全球煤层气总资源量260万亿m3。超过世界天然气可采储量（155万亿m3)主要分布在12个富煤国家；其中俄、加、中、美四国占有80％。中国煤层气资源占世界煤层气资源总量的13%,位居第三位。 2、各国煤层气开发情况 （1）美国

美国是世界煤层气开发利用的第一大国。美国自上世纪五十年代开始尝试地面钻井开发煤层气，1976年获商业气流，二十世纪九十年代产量迅速增长。至2002年美国煤层气年产量已经达到450亿m3 ， 04年煤层气产量达到500亿m3，超过了我国常规天然气的年开采量（中国05年天然气产量450亿m3 ），占全美天然气产量的8%-10%，成为美国重要的能源之一。在过去20年里，钻井数年均增长22.5％，产量年均增长29.2％。

（2）加拿大

加拿大近年才开始发展煤层气，由于有美国成熟技术的支持，发展迅猛。井数从2001年的250口增长到2005年的6000多口，年均增长88.8%;产量从02年的1亿m3增长到05年30亿m3,年均增长134％。预计2010年达到140亿m3。加拿大煤层气行业快速增长的原因：进入2000年以后，由于加拿大常规天然气储量不足，产量下降，天然气价格日益攀升。（政府没有提供财政支持）。2009年生产井9900口，探明可采储量 3.7万亿m3,产量73.4亿m3。

（3）澳大利亚

澳大利亚煤炭可采储量为 399×108t，平均甲烷含量为 0.8m3/t~16.8m3/t。煤层 埋深普遍小于 1000m，渗透率多分布在

1×10-3μm2~10×10-3μm2。澳大利亚煤层气 资源量为 8×1012m3~14×1012m3，是世界上除美国之外煤层气开发最活跃的国家。 澳大利亚煤层气勘探开发活动主要集中在东部的几个二叠纪-三叠纪含煤盆地， 包括悉尼、冈尼达、博恩、加利利盆地。

3、世界煤层气开发的经验和启示

（1）丰富的资源是煤层气产业发展的物质基础。只有具有丰富的煤层气资源，才能支撑大规模的商业化开发利用， 从而形成煤层气产业。从主要煤层气生产国来看，美国、加拿大和澳大利亚均为 世界上拥有煤层气资源最多的国家。

（2）不断增长的天然气需求是煤层气产业发展的市场保障。从主要煤层气生产国来看，天然气消费量及 其在能源消费结构中的比重均较大，开采出的煤层气不存在销售困难，这正是刺 激煤层气开发，推动煤层气产业发展的重要原因之一。

（3）发达的基础设施及开放准入政策是煤层气产业发展的条件。 （4）理论研究和技术开发是煤层气产业发展的关键支撑 煤层气产业是技术密集型产业，而且煤层气的赋存、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。

（5）鼓励政策是促进煤层气产业发展的引导力量。

（6）健全的法律法规是煤层气产业发展的依托 煤层气具有与煤炭资源共生共存的特点，煤层气和煤炭的矿权取得容易发生冲突，需要得到有效的协调。

（四）我国煤层气的开发利用情况 1、我国煤层气的资源分布

我国的煤层气资源分布在东部、中部、西部、南方和青藏5个大区，41个含

气盆地和114个含气区带。煤层埋深2000米以浅的煤层面积41.5万平方公里，远景资源量36.8万亿m3，接近中国天然气资源量（ 38万亿m3）。其中5000亿立方米以上的区域14个，资源量占93.4%,1000—5000亿立方米的区域10个，资源量占5.6%，小于1000亿立方米的区域17个，资源量占1%。3000米以浅的煤层气为55.1万平方公里，资源量为55.2万亿立方米。

截至2009年底,全国探明煤层气地质储量约为2004亿立方米,煤层气累计探明率达到0.54%。其中,中联煤为513.98亿立方米,中石油为917.47亿立方米。 在已经获取资料的115 个煤层气目标地区中, 平均吨煤含气量为91.76 m3 / t , 甲烷浓度为90.16 %, 平均资源密度为11.15 亿m3 / km2 , 平均饱和度为41 %。

我国在2008年对煤层气资源进行评价，煤层气资源评价范围包括东部、中部、西部、南方和青藏5个大区，圈定了鄂尔多斯、沁水、准格尔、滇东黔西、二连、吐哈、塔里木、天山和海拉尔等42个含气盆地、121个含气区带。

表3-3 我国重点煤层气资源分布表

以资源密度、煤层气资源量、含气量三个参数作为煤层气带排序依据的排序结果如下：

表3-4 我国重点煤层气资源排序表

来源：中国石油大学煤层气生产可行性研究（中国-欧盟能源环境项目）2008年3月

2、我国煤层气的开发情况及前景预测 （1）开发情况

我国煤层气井下抽采始于20世纪40年代辽宁抚顺矿区。经过60多年的探索，

国有重点煤矿初步建立了以钻孔和巷道抽采为主的抽采体系。目前，山西、辽宁、安徽、河南、贵州、重庆等六省(市)瓦斯抽采量超过2亿m3，黑龙江、陕西、宁夏三省(区)瓦斯抽采量超过1亿m3，阳泉、晋城、淮南等九矿区瓦斯抽采量超过1亿m3。2008年，我国煤矿区煤层气抽采量58亿m3，利用量20亿m3；抽采量在1亿m3以上的矿区有9个，煤层气民用用户为90万户，发电装机容量为92万kW，世界上规模最大的12万kW瓦斯发电厂已将建成发电。 地面工作始于20世纪70年代的煤层气资源评价，20世纪80年代末90年代初开始钻井勘探。

1990～2008年底，全国累计施工煤层气井3400口，对48个煤层气勘探区含气面积691.65 km2进行了煤层气资源与评价，建立先导型试验井组17个，获得煤层气探明地质储量1340亿m3，煤层气地面产量约7．5亿m3。全国共建有压缩气站(CNG)7座，设计能力130万m3／d；煤层气汽车加气站7座，日加气能力20万1213；煤层气夜化气站3座(LNG)，设计用气规模155万m3／d。已建成长输管道2条，总长100km，设计年输气能力20亿m3；正在施工建设的长输管道2条，总长140 km，设计年输气能力50亿m3。

截至2009年底，获得煤层气探明地质储量2004亿m3，可采储量760亿m3，施工参数井540口，水平井65口，开发井2213口，其中1419口投入生产或正在排采。目前，地面煤层气井产能已达每年15亿m3左右。 （2）前景预测

根据国家发展和改革委员会制定的“煤层气(煤矿瓦斯) 开发利用‘十一五’规划?, 到2010 年, 中国煤层气(煤矿瓦斯) 产量达到100 亿m3 , 其中地面抽采煤层气50 亿m3 , 利用率100 % , 井下抽采瓦斯50亿m3 , 利用率60 %以上, 同时, 新增煤层气探明地质储量3000 亿m3 。

目前来看，由于受制于过去五年中，政策环境支持不够以及勘探费用不足等因素，?十一五?煤层气年产目标很难达到。到2009年底，中国的煤层气产量仅为71.85亿立方米，其中地面抽采仅为10.15亿立方米。

30025020018016014012010080 150100500产能（亿m3）200652007102008202009402010702011120201219020152706040200钻井投资（亿人民币）20061220071220082320093920106320119620121372015155数据来源：全国和主要资源大户（中石油、中联煤等）的“十一五”煤层气规划。

中国煤层气行业将很快进入一个快速增长期的各项条件已经基本具备。首先，中国能源消费大幅快速增长，能源日益紧张；政府对煤矿安全极其关注；中国政府的国际责任感越来越强烈（中国煤矿瓦斯排放对全球温室效应的影响）。其次，煤层气商业化开发的条件也基本具备。一是随着天然气的提价，煤层气井口价价格已升至1.5元，且趋势看涨；二是钻井技术达到了开采煤层气有利可图的水平，且钻井成本还将大幅度降低。三是资源量之丰富足以使得煤层气行业可以发展成为一个很大的能源的产业。再次，根据煤层气的十二五规划，“十二五”期间，我国煤层气的规划目标为年产200亿立方米，这比?十一五?的规划目标翻了一倍。为了实现这一目标，煤层气领域的相关支持政策将在随后陆续浮出水面。

（五）我国煤层气开发的市场格局 1、我国煤层气合作开发流程

国土资源部负责探矿权登记 商务部审批PSC 取得探矿权（即矿权登记）具备对外合作资格的中国企业(中石油、中联煤、河南煤层气公司) 发改委审批ODP 勘探到一定阶段，申报ODP方案 国土资源部发放采矿权整 申请采矿权证（矿权方申请）

进入商业生产阶段，并按照PSC合同分成 进入勘探阶段（主要有外国合作者实施） 与具备煤层气开采经验的外国合作者签订PSC合同 2、我国煤层气矿权的登记情况

表3-5 我国煤层气矿权登记情况表

3、我国煤层气的对外合作情况

表3-6 我国煤层气对外合作情况表

公司名称 德士古 合作区块 准格尔、神府、保德（分别位于内蒙、陕西、山西） 菲利普 格瑞克 山西林县、义县 江西丰城 山西沁源 山西长干县、沁水县 安徽淮南 阿科公司 振威石油 远东能源 亚美大陆 美中能源 罗威尔 格莱斯顿 亚加公司 山西三交、三交北、石楼 宁夏横山堡 云南省恩洪老厂 云南邵通 山西马必 山西晋城 山西柳林 湖北黄石 贵州宝田-青山 2234 1540 3664 584 374 5215 1708 1081 200 1371 150 198 304 947 2400 300 300 50 1600 2940 230 1483 3000 9000 占地面积（KM2） 6897 资源储量（亿m3） 10000 龙门汇成 奥瑞安

陕西韩城 山西三交 594 461 531 577 （六）我国煤层气开发相关政策

与常规天然气相比,煤层气单井产量低、生产周期长、初期投入大、投资风险高，在煤层气产业发展的早期，无法与常规天然气进行竞争。为鼓励企业投资煤层气产业，政府需要实施鼓励政策以增加企业投资煤层气所获得的效益，减少 所承担的风险。我国从2006年先后出台了一系列煤层气开发的优惠政策，相关政策目录见下表：

表3-7 我国煤层气开发相关政策

1、先抽后采政策

2006年6月15日国务院办公厅发布?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），提出：

必须坚持先抽后采、治理与利用并举的方针，采取各种鼓励和扶持措施，防范煤矿瓦斯事故，充分利用能源资源，有效保护生态环境。

煤层中吨煤瓦斯含量必须降低到规定标准以下方可实施煤炭开采。 凡新设探矿权，必须对煤层气、煤炭资源进行综合勘查、评价和储量认定。煤层中吨煤瓦斯含量高于规定标准且具备地面开发条件的，必须统一编制煤层气和煤炭开发利用方案，并优先选择地面煤层气抽采。 2、妥善解决煤矿、煤层气矿权重叠

2007年4月17日国土资源部发布关于加强煤炭和煤层气资源综合勘查开采

管理的通知（国土资发[2007]96号）妥善解决煤炭、煤层气矿业权重叠问题，其中 ：

新设立的煤炭探矿权、采矿权不得进入国家公告的特定煤层气勘查、开采区域。

在本通知下发前，煤炭和煤层气探矿权、采矿权发生重叠且未签订协议的，由双方协商合作，按照?先采气，后采煤?的原则，对煤炭、煤层气进行综合勘查、开采。本通知下发6个月内，双方无法签订合作协议的，国土资源管理部门按照有关规定和勘查开采实物工作量已投入等情况进行调解。调解不成的按照采煤采气一体化、采气采煤相互兼顾的原则，支持综合勘查开采煤层气资源。6个月以后提交的不符合本通知要求的煤炭或煤层气勘查报告，国土资源管理部门对其矿产资源储量不予评审（估）、备案。 3、我国煤层气的对外合作政策

（1） 2001年9月23日，国务院令317号规定中联公司享有对外合作,进行煤层气勘探、开发、生产的专营权。

（2）2007年9月18日,国务院令506号,修改煤层气资源由中联煤和国务院指定其它公司实施专营。

（3） 商务部、发改委、国土资源部10月17日商资函[2007]94号文件规定,按照既打破独立专营,吸引国外有经验、有实力的企业参加煤层气开发,又避免?多头对外?,再选择若干家企业,在国务院批准的区域内与国外企业开展煤层气合作开采试点。试点企业名单由商务部、发改委会同有关研究部门研究选定，重点大型煤炭企业、油公司。国外企业:5年以上煤层气勘探开发经验,先进技术队伍,有作业管理能力, 充足资金。煤炭采矿持证区块,不列入对外合作专营范围。

（4）2010年新增了三家可开展对外合作的企业，分别是中石油、中石化、河南省煤层气开发利用有限公司三家公司作为第一批试点单位。 4、煤层气资源管理政策

（1）探矿权使用费：按以下幅度审核减免：第一个勘查年度可以免缴，第二至第三个勘查年度减缴50%，第四至第七个年度减缴25%。

（2）采矿权使用费： 按以下幅度审核减免：矿山基建期和矿山投产第一年可以免缴，投产第2～3年可以减缴50%，第4～7年减缴25%，采矿结束当年免

缴。

（3）矿区使用费：

按陆地上常规天然气对外合作规定交纳（按气田计

算）即：年度煤层气产量不超过10亿m3，免征矿区使用费；10～25亿m3交纳1%；25～50亿m3交纳2%；超出50亿m3交纳3%。

（4）资源使用费： 号第五条）。

5、煤层气业务手续办理涉及的部门和法规 相关手续及资授权部门 所获证照 质 矿权的合法使县级以上人民勘查许可证、用 政府国土资源采矿许可证 行政主管部门 开设银行账户按需要 按需要 所需批准或许可 办公设施与膳按需要 按需要 宿 海关手续 中国海关 按需要 所需时间 参考资料 《探矿权采矿权招标拍卖挂牌管理办法》 对地面抽采煤层气暂不征收资源税（财税[2007]16

《勘探开发煤层气免税进口物资清单》 《中华人民共和国外国人入境出境管理法及实施细则》 外籍雇员入境市公安局或当签证，居留许许可 地设有出入境可 管理专门机构的公安机关 文件、数据和 样品运出许可（如需要） 协助获得中央按需要 按需要 及地方政府相关批准 协助外商在境贸工局、市工中华人民共和内登记注册商行政部门 国企业法人营（如需要） 业执照 协助招聘中国按需要 雇员（如需要） 按需要 《中华人民共和国企业法人登记管理条例》、《中华人民共和国企业法人登记管理条例施行细则》

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