从“夺命杀手”到战略资源：煤层气产业大解密

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　　和页岩气一样，俗称瓦斯的煤层气也常规天然气，但长久以来，却远没有页岩气那么“受宠”。Why？开发煤层气不赚钱呀！目前，我国的煤层气每立方米的开采成本为2元，但售价仅为1.6-1.7元，即使加上财政补贴的0.2元，企业仍然亏损严重！

　　但是这种情况即将发生转变！2016年2月财政部颁布新的能源补贴政策：煤层气补贴从0.2元/立方米提高到0.3元/立方米。除此之外，根据国家能源局规划，煤层气还将获得包括提高上网标杆电价，优先安排项目建设用地，完善煤层气输送基础设施等等倾斜政策。

　　虽然相对于目前煤层气每立方米2元左右的开采成本而言，0.3元并不是大数目，但比财政支持更重要的是，这一举措具有风向标的意义，煤层气将有望成为“十三五”期间非常规天然气资源开发的主战场。

　　煤层气俗称瓦斯，是在煤的形成过程中形成的，赋存在煤层中，吸附在煤基质颗粒表面、游离于煤孔隙之中，主要成分为甲烷。

　　植物体埋藏后，经过微生物的一系列作用为泥炭（泥炭化作用阶段），泥炭又经历各种地质作用，向褐煤、烟煤和无烟煤（煤化作用阶段）。在煤化作用过程中，都有气体生成。根据气体生成的机理不同，煤层气的成因分为生物成因和热成因。

　　当温度低于50℃时，有机质在微生物一系列复杂的作用下发生降解，在煤层中生成以甲烷为主并含少量其他成分的气体。

　　随着煤变质程度不断加深，煤化作用增强，高温下，机酸的脱羟基作用生成甲烷和二氧化碳。

　　生成的煤层气以三种状态赋存于煤层中，即：游离于煤的天然孔隙（割理）中，少量溶解于煤层的地层水中，大量吸附在煤的内表面。

　　大量的煤层气吸附在煤上，而煤层中的天然裂隙通常被水饱和，所以注定煤层气的开采方式与普然气、页岩气的开采都不同。

　　要想开采煤层气，首先要让它从煤层中解吸出来。只有通过排水作用降低压力，使得煤层压力小于解吸压力，气体才能从基质表面解吸出来。

　　井下抽采就是借助煤炭开采工作巷道，井下钻孔，在地面建立瓦斯泵站进行抽采的方式。

　　地面钻采就是从地面开始钻井，使用螺杆泵、机等设备进行排水采气的方式。具体布井方案有地面垂直井、地面采动区井、丛式井、水平井、羽状水平井和U型井等。

　　适用于地形平坦，厚度较大、构造简单，含气量与渗透率高的煤层，但单井产气气量低，采收率较低。

　　地面采动区井是在采煤之前由地面打垂直井进入主采煤层顶板，用来抽放采动影响范围内的不可采煤层及其中的煤层气。工艺技术简单，无需压裂等增产措施，产气量较高，但受煤炭采掘部署影响显著，适应范围小。

　　又称对接井，可以最大限度沟通割理，实现水平井排水和直井采气同时进行。适用于中高煤阶、割理较发育、含水较高、具有一定倾角的厚煤层。

　　总而言之，地面钻采煤层气具有单井控制面积大，产能高，采收率高，地形适应性强，管理与集输成本低等优点。缺点是工艺复杂，钻井费用高，对地质条件要求高。适用于煤层稳定、原生结构发育的地区。

　　为了能够进一步提高煤层气产能，获得工业气流，在煤层气开采作业中会采取一些改善煤层气天然裂隙系统、疏通煤层裂隙与井筒联系等增产措施。

　　直井、水平井水力压裂是煤层气增产的首选方法。压裂就是利用高压泵将混合着支撑剂的液体加压注入井底，支撑剂填充裂缝，不让裂缝自然闭合，源源不断地产出甲烷气体。

　　利用微生物与活性菌的结合提高对煤的降解能力，具体步骤为：（1）采集目标煤层气田资料，培养微生物菌群；（2）超临界二氧化碳预处理；（3）微生物降解增产煤层气。

　　超临界二氧化碳预处理方法可以有效增加煤与微生物的相互作用，促进煤的生物降解，提高甲烷的生成量，且成本低，可实现能源循环利用。

　　人们最早认识煤层气是源于煤矿瓦斯事故的频繁出现，直到后来才发现，该资源储量惊为天人，全球煤层气储量达268万亿立方米，是常规天然气储量的一半。

　　随后开始大力发展煤层气产业，目前全球煤层气产业发展一般分为三个阶段：

　　之所以大力发展煤层气产业，原因归纳起来可谓八个字：变废为宝，转危为安。为什么这么说呢？

　　开采煤矿时，吸附在基质上和游离在孔隙中的煤层气将出来，当瓦斯空气浓度达到15%-16%时，遇到明火便会爆炸。

　　如果在采煤之前先采出煤层气，煤矿生产中的瓦斯将降低70-80%，进而降低发生瓦斯爆炸的几率。

　　大家都知道二氧化碳是造成温室效应的主要气体，但甲烷对温室效应的影响远远超出想象，甲烷的温室效应是二氧化碳的25倍。

　　许多煤矿在开采时，将出来的煤层气直接通过巷道排出，白白浪费资源。每年排放的煤层气约200亿立方米，折合标准煤2600万吨，相当于三峡水电站一年的发电量，产生的二氧化碳相当于20多万辆汽车一年的尾气排放。

　　随着全球能源需求的不断增加，能源结构的调整，天然气在一次能源消费中占比越来越大。据推测，2020年国内天然气的产量大约能够达到1200亿立方米，届时的缺口将会达到1800-2000亿立方米/年。巨大储量的煤层气将会承担起填补气源缺口的担子。

　　世界第一储量大国是俄罗斯，保守估计84万亿立方米，占到俄罗斯天然气总资源的三分之一。

　　虽然是煤层气第一大国，但俄罗斯对煤层气的开采却一直不重视。直到2010年，在美国加快开采页岩气后，俄罗斯也不甘示弱，展开了大规模煤层气的开发。俄罗斯天然气工业公司于2010年2月17日宣布将扩产煤层气，计划在每年从Kuzbass盆地生产40亿立方米的煤层气。

　　的煤层气资源主要集中阿尔伯塔省，达到15.57万亿立方米，占全国总量的78.6%，少量位于哥伦比亚省和东部的新斯科舍省。

　　在，煤层气开发是没有特别补贴的，开采主体为油气公司，管理与天然气相同，油气管道非常发达，煤层气通过管道与天然气混输利用。

　　美国煤层气地面开发1976年就已获得工业气流，至2012年，黑勇士、圣胡安、粉河、中阿巴拉契亚、尤因塔、拉顿等10个主要盆地均已进行商业化生产。

　　美国煤层气产业发展的关键在于针对不同盆地、不同地区，形成了与地质特征相适应的开发技术，例如黑勇士、拉顿盆地等，煤层常压或欠压、低渗透，采用套管完井、压裂工艺技术；粉河盆地，煤层厚、高渗透，采用钻井-洗井技术；山地地形区采用羽状水平井等等。

　　是继美国之后煤层气勘探发展较快的国家，煤层气开发主要分布于5个盆地：鲍温、加利利、苏拉特、悉尼、佩斯盆地，2009年生产井达5200口，探明可采储量4934亿立方米。

　　2014年中国海外首个世界级LNG生产柯蒂斯项目建成投产，项目位于昆士，项目煤层气源探明和控制开采储量合计达3500亿立方米。

　　中国的煤层气资源排名世界第三，埋深2000米以内的浅煤层气地质资源量约为36.8万亿立方米（高于我国页岩气36.1万亿立方米的储量）。

　　△全国64%的分布在中部地区，以鄂尔多斯盆地和沁水盆地为主，资源总量超过10万亿立方米

　　我国煤层气勘探开发经历了20多年的探索和发展，已初步建成沁水盆地和鄂尔多斯东缘两大产业发展，形成2个千亿方大气田。

　　作为非常规能源的重要一员，煤层气的储量要远超页岩气，但为什么在全球并没有掀起一场类似页岩那样爆发式的增长呢？我国煤层气的抽采活动可以追溯到1952年，多年的实践经验已经形成了成熟的配套技术，但为什么煤层气的产量和利用量仍然与预期目标相差甚远呢？

　　盈利性差是制约我国煤层气产业快速发展的最关键因素。2元/立方米的生产成本，1.6-1.7元/立方米的销售价格，加之目前全国销售气价大幅下调，即使煤层气补贴标准提升至0.3元/立方米，对于企业来说也并不能起到太大作用。若想大力发展煤层气产业，除了提高补贴标准，更重要的是解决制度性障碍。

　　煤层气与煤炭的开采审批隶属不同部门导致产权重叠问题。举个栗子：晋煤拥有采煤权，想要开采煤层气，奈何不拥有气权，气权已经被国土资源部授予中联煤，此时晋煤则无法开采煤层气。

　　针对这种割肉不能流血的窘况，矿权重叠最严重的三交地区首创了“三交模式”：让煤层气公司和煤炭公司合作，联合勘探、联合开发、联合利用等方式各取其利，实现采气采煤协调发展。

　　大规模的商业开发必然要依托管道运输，而煤层气长输管网建设滞后，管道短、管径细、分布碎，开发与输送衔接不畅，且多是局部联网，难以形成规模。

　　△中国输气管道主干线亿立方米，利用量为53亿立方米，利用率为46.09%；2012年抽采量达到125亿立方米，利用量为52亿立方米，利用率为41.53%。煤层气产量提升，但是利用率却明显下降，关键因素在于配套管网缺失。

　　作为全球最大的煤炭生产国，我国的煤炭开采已经有了悠久的历史，并且目前在我国一次能源消费结构中煤炭资源仍占有70%。在大量开采煤炭的过程中，究竟“废弃”了多少煤层气，这一数据将无从考证。若能提早将煤层气的开采作为一种新能源、新产业来对待，又怎会让煤层气“先天夭折”，被在“襁褓”之中了？！

　　任何事物的发展都是举步维艰、曲折回环的，成功的花儿必然浸透着奋斗的泪泉与的血雨。我们的头顶是亟待改善的雾霾天气，降低煤炭消费比重，提高天然气消费比重迫在眉睫，幸运的是，我们的脚下蕴藏着丰沛的页岩气、煤层气资源，但其大力发展仍需要、企业、各方从业者痛下决心，克服困难以壮士断腕的勇气去推动行业转型发展，技术不断创新，只有这样才能激发行业的潜在活力，迎接更为广阔的明天。