国内外煤层气资源开发利用现状.docx
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国内外煤层气资源开发利用现状
国内外煤层气资源开发利用现状
煤层气又称煤层甲烷或煤层瓦斯，是煤层在其形成演化过程中经生物化学和热解作用所生成，并储集在煤层中的天然气。
目前，世界上开展煤层气勘探开发的主要有美国、加拿大、澳大利亚、俄罗斯、印度和中国等国家，其中美国已在圣胡安、黑勇士、北阿帕拉契亚、粉河等多个盆地进行了大规模的开发，并已在美国天然气供应中发挥重要作用。
加拿大也已形成商业煤层气产能，且煤层气生产规模仍在扩大。
在北美，煤层气与致密气、页岩气一起已经成为实现天然气储量接替的三类重要的非常规资源之一。
剑桥能源预测，在北美以外的地区，以上三类非常规气将在十年后形成大规模开发，因此，可以预见，煤层气将在世界范围内迎来一个全新的发展阶段。
一、煤层气的资源现状
1、世界煤层气资源分布
世界煤层气资源储量为256.3万亿m3，约为常规天然气资源量的50%，主要分布在北美、前苏联和中国等煤炭资源大国，其中俄、美、中、加、澳五国合计占90%（表1）。
但是，由于各国研究程度不一，煤层气资源量的准确性有很大差别。
，
表1世界主要国家煤层气资源储量
排位
国家
煤层气资源量（万亿立方米）
产量（亿立方米）和现状
1
俄罗斯
66.72（17-80）
研发/试验
2
美国
48.87
500（2007年）
3
中国
31.54
1（2005年）
4
加拿大
20（17-85）
30（2005年）
5
澳大利亚
14.16
11.8（2004年）
6
乌克兰
12
基础研究
7
印度尼西亚
9.54
基础研究
8
印度
4.6（1-8）
试验/开发
9
波兰
3
基础研究
10
土耳其
3
基础研究
11
英国
2.9
试验
12
德国
2.83
基础研究
13
博茨瓦纳
1.7
基础研究
14
哈萨克斯坦
1.45（1.2-1.7）
研发
15
南非
1（0.36-5.58）
研发/试验
16
荷兰
0.8
基础研究
17
捷克共和国
0.38
研发/试验
18
墨西哥
0.25
基础研究
19
保加利亚
0.2
基础研究
20
匈牙利
0.16
基础研究
21
菲律宾
0.01
基础研究
22
新西兰
<0.001
基础研究
合计
225.11（167.90-311.63）
数据来源：
1.CMMGlobalOverview，2006.7；2.根据美国环保局报告，2002；3.其他文献
据不完全统计（表1），世界煤层气资源主要分布在北美洲、俄罗斯/中亚和亚太地区。
其中北美地区占35％，俄罗斯/中亚32％，亚太21％，欧洲10％，非洲2％。
目前许多国家都开展了煤层气的开发利用研究工作，除美、加两国以外，20个国家已钻探了煤层气探井以开展研究（表2）。
但是商业煤层气开发目前主要在美国、加拿大、澳大利亚等三国，中国、印度、波兰、英国等国家正在积极推进之中。
表2 世界煤层气探井数（美国加拿大除外）
排位
国家
煤层气探井数*（口）
1
澳大利亚
610
2
英国
81
3
中国
67
4
波兰
50
5
哥伦比亚
25
6
捷克共和国
21
7
法国
16
8
新西兰
13
9
印度
11
10
西班牙
2
11
乌克兰
2
12
德国
2
13
保加利亚
2
14
印度尼西亚
1
15
罗马尼亚
1
16
古巴
1
17
俄罗斯
1
18
博茨瓦纳
1
19
比利时
1
20
阿根廷
1
合计
909
*数据截至2008年的钻井统计
数据来源：
IHS勘探开发数据库（2009年3月）
2.我国煤层气资源状况
（1）我国煤层气资源量大，主要分布在东西中南四大地区
我国煤层气资源丰富，继俄罗斯和加拿大之后居世界第三位。
据最新一轮全国油气资源评价结果显示，我国45个聚煤盆地埋深2000米以内煤层气地质资源量为36.8万亿m3（图1），其中1500米以内煤层气可采资源量为10.9万亿m3。
按照煤层气资源的地理分布特点可分为东部、中部、西部及南方四个大区，其中东部区地质资源量11.32万亿m3、可采资源量4.32万亿m3，分别占全国的30.8%和39.7%，是中国煤层气资源最为丰富的大区；中部区煤层气地质资源量10.47万亿m3、可采资源量2.00万亿m3，分别占全国的28.4%和18.4%；西部区煤层气地质资源量10.36万亿m3、可采资源量2.86万亿m3，分别占全国的28.1%和26.3%；南方区煤层气地质资源量4.66万亿m3、可采资源量1.70万亿m3，分别占全国的12.3%和15.6%（表3）。
图1中国煤层气资源分布
表3我国煤层气资源量及可采资源量分布状况表
（2）我国煤层气资源以中低煤阶为主
在我国煤层气总资源中，中低煤阶煤层气占79%，主要分布在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、二连盆地以及川南滇东地区（图2）。
煤层气资源高、中、低煤阶基本三分
中国高、中、低煤阶煤层气资源分布图
P2-T3
J1-2
J1-2
J1-2
J1-2
J3-K1
J3-K1
J3-K1
E
E
E
J1-2
C-P
C-P
E
C-P2
T3
P2
T3
C1-P2
P2
C1-P2
P2
P2
P2
南昌
长沙
武汉
南京
上海
福州
台北
广州
海口
成都
P2
西安
兰州
西宁
呼和浩特
北京
济南
郑州
银川
哈尔滨
拉萨
南海
C-P
长春
不同煤阶煤层气资源
7.82
29%
9.98
36%
9.52
35%
高煤阶21.1%
中煤阶38.9%
低煤阶40.0%
图2我国高、中、低阶煤层气资源分布
二.煤层气的开采特征
煤层气作为一种非常规天然气，其开发机理与常规天然气藏有很大差别。
煤层气井一般经过3个阶段。
第一阶段为脱水阶段，在煤层大量脱水的同时，天然气产量逐步上升，即出现所谓的“负压降曲线”。
这一阶段水和气的产量是由相对气－水渗透率的变化，以及煤层解吸压力之间的关系确定的。
该阶段可达数月。
第二阶段为稳定生产阶段，气产量相对稳定、水产量的下降也趋于缓慢。
一般是煤层气井的高峰产气期。
第三阶段为减产阶段，类似于常规气藏的生产情况，随气藏的驱动压力下降，产量也下降。
煤层气生产的这种三阶段性是由气在煤层中的产状决定的。
煤层甲烷是由物理吸附作用以单分子层吸附在煤的内表面。
由于煤层一般都含水，气的解吸过程主要受静水压力所控制。
当通过井筒排出后，压力下降，甲烷气就从吸附状态释放出来。
随之，甲烷开始扩散到裂缝或劈理，然后同水一起流向井筒。
解吸作用可通过吸附/解吸等温线来显示。
三、煤层气的勘探开发现状
世界上有30多个国家和地区进行了煤层气的勘探和开发,但是仅有美国、加拿大和澳大利亚等少数国家形成工业化规模生产，其中，美国是世界上煤层气商业化开发最为成功、产量最高的国家。
1、美国的煤层气勘探开发走在世界的前列
美国的煤层气资源在16个盆地广泛分布，探明储量从1989年的1040亿m3提高到2007年的6191亿m3，平均每年递增11%（图3）；且已在圣胡安、黑勇士、北阿帕拉契亚、粉河、拉顿等多个盆地形成商业产能，煤层气产量从1989年的26亿m3，提高到2005年的490亿m3，平均每年递增近19%，2005-2007年连续三年保持在490亿m3以上（图4），煤层气产量在美国干气产量中的比例也从1989年的不到1%提高到接近10%（图5），并占到天然气总产量的7.5%。
剑桥能源（CERA）预测，2008-2018的十年中，美国的煤层气将进入稳产阶段（图64）。
图31989-2007年美国煤层气探明储量（单位：
亿立方米）
图41989-2007年美国煤层气产量
资料来源：
OGJonline,2007
图5、1991-2007年美国干气和煤层气产量（单位：
十亿立方米）
数据来源：
美国EIA网站
图6CERA对美国非常规气产量的预测
2、加拿大煤层气发展较晚但速度很快
加拿大煤层气资源主要分布在阿尔伯塔盆地，仅在最近几年才开始商业性煤层气供应，但是发展速度很快。
由于市场价格、生产技术等原因，2000年以前加拿大曾把煤层气列为无经济开采价值的资源。
2000年以后，在政府的支持下，一些研究机构根据本国以低变质煤为主的特点，开展了一系列的技术研究工作，多分支水平井、连续油管压裂等技术取得了重大进展，降低了煤层气开采成本，加上前两年北美地区常规天然气储量和产量下降，供应形势日趋紧张，天然气价格不断上升给煤层气的发展带来了机遇，使一些公司有了积极性。
2001年阿尔伯塔省只有几口试验井，2005年则已经有3000多口井连接到输气管线（图7）。
到2005年底，阿尔伯塔省剩余探明煤层气储量估计为209亿m3。
加拿大规划到2010年煤层气产量达到140×108m3，2020年达到（280--390）×108m3，煤层气产量将占天然气产量的15%左右，形成与美国规模相近的煤层气产业。
图7加拿大煤层气产量
资料来源：
OGJonline,2007
3、澳大利亚起步早，煤层气生产还是以矿井煤层气抽放为主
澳大利亚煤层气主要分布在东部4个二叠系硬煤盆地：
悉尼－冈尼达、博恩、加利利和库泊盆地。
从1976年开始，澳大利亚就在昆士兰的鲍恩盆地开采煤层气，直到2006年才得以迅速发展，煤层气井数从此前的不到100口提高到170口以上，目前在昆士兰和新南威尔士已形成商业产能。
煤层气的勘探和生产已经成为昆士兰的石油和天然气工业的基本组成部分。
目前，其煤层气产量还是以矿井煤层气抽放为主，生产的煤层气主要供给建在井口的煤层气发电站。
4、其他国家煤层气勘探开发滞后
中国已有少量煤层气生产。
印度和英国等国煤层气开发也取得较大进展，不久可望开始煤层气生产。
其他国家，包括煤层气资源十分丰富的俄罗斯，煤层气开发进展较缓，目前还处在基础研究阶段。
另外，德国、波兰等国家也在进行煤层气资源的评价和勘探，但目前为止，都还没有形成大规模的商业化开发。
造成这种局面的原因可能有三点：
一是煤层气作为一种非常规天然气，其前期工作需要大量的资金投入，如果没有优惠的税收政策支持，很难吸引资金；二是未能彻底解决各自存在的关键技术问题；三是运作时间长。
由于煤层气本身的特殊性，从地质评价到工业开采一般需要相当长的时间，大量投资在短期内难以得到回报。
5、我国煤层气产储量稳步增长
我国煤层气的勘探开发经历了3个发展阶段：
新中国成立初至20世纪90年代为矿井瓦斯抽放阶段；20世纪90年代初至2005年为地表煤层气开发探索阶段；2005年以来逐步进入商业化开发初始阶段。
截至2008年底，我国累计探明煤层气含气面积691.11km2，储量1181.07亿m3，资源探明率仅为3.2‰，主要分布于鄂尔多斯盆地东缘和山西沁水盆地（表4）。
其中，煤层气开发条件较好的Ⅰ类目标区煤层气资源量为37257亿m3，仅占10%，是我国煤层气下一步产量和储量主要增长地区（表5）。
表4全国煤层气探明储量统计表
单位
含煤区
探明面积（km2）
探明储量（亿m3）
可采储量（亿m3）
开发方式
中国石油
沁水樊庄、郑庄
256.36
459.47
229.74
地面开发
中联公司
沁水潘庄、枣园
164.2
402.18
218.38
陕西韩城
41
50.78
25.05
铁法煤业
铁法
135.49
77.3
井下抽采
阳泉煤业
沁水阳泉
94.04
191.34
75.06
合计
691.11
1181.07
表5Ⅰ类目标区煤层气资源分布
区块
埋深（m）
主煤厚
（m/层）
RO
（%）
含气量
（m3/t）
直接盖层
（m）
面积
（km2）
资源量
（108m3）
沁水南部晋城
200-1200
5-6/2
2.6-3.8
10-32
5-52
3260
8410
吉县－韩城
300-1500
3-7/2
1.3-2.1
11-22
2-18
11193
9174
宁武南
800-1350
11-14/1
1.0-1.3
11-21
3.5-16
534
1665
准东南
300-1200
13-96／3
0.3-0.5
4-7
5-30
4310
10000
阳泉
150-1300
3-5
3.8-4.2
15-35
5-15
1200
2500
霍林河
300-900
37／5
0.5-0.6
5-8
２-５
380
1008
大井
300-800
13-22/1
0.3-0.6
4-5
5-30
3000
4500
合计
23877
37257
近年来，我国煤层气勘探开发的探索脚步不断加快，煤层气成藏条件与机制探索在国家层面上展开，煤层气地质研究进入了求源和成藏作用探索过程；大井网煤层气勘探开发试验取得突破，水平羽状井、丛式井等技术在煤层气开发中得到应用，对二氧化碳注入等新的增产技术进行了现场试验，晋城地区开始了煤层气商业化生产，与美国、加拿大等国对外合作取得成果，中国煤层气产业的雏形已经形成。
截至2008年底，全国共钻煤层气直井2446口（探井540口，开发井1906口），多分支水平井55口；投产745口，日产气204×104m3，年产气能力7.5×108m3（表6）。
直井单井一般日产气2000-5000m3，多分支水平井达到1～10×104m3。
表6我国近几年煤层气产量统计表
年份
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
井下抽采（亿m3）
9
10
12
15
19
23
32
44
（48）
地面开发（亿m3）
0.3
1.3
3.8
7.5
预计2010年我国煤层气产量将达100亿m3，其中地面抽采50亿立方米；2020年产量300亿m3；2030年产量500亿m3，与美国现阶段产量相当（图8）。
图8中国煤层气产量预测
6、中国石油的煤层气勘探成果喜人
中国石油煤层气勘探取得突破，2个千亿m3大气田初具规模。
沁水气田探明含气面积256km2，储量459亿m3；2008年初步探明含气面积190km2，储量300亿m3，控制含气面积200km2,储量500亿m3；累积约获三级储量1259亿m3。
大宁-吉县地区钻井42口，控制面积270km2,储量343亿m3；预测面积760km2,储量460亿m3；新增预测面积960km2，储量680亿m3；累积获三级储量1483亿m3。
另外还在宁武盆地南部钻井11口，2008年提交控制面积112km2，储量191亿m3。
四、煤层气的利用状况
煤层气的主要成分是甲烷，这使得煤层气可以作为优质民用燃料、工业燃料、化工原料、液化天然气燃料和合成油原料等。
民用燃料煤层气作为民用燃料，和煤炭比较具有热值高、污染小、使用安全等特点，不需庞大的净化处理装置，不腐蚀、不堵塞输气设备。
在美国，则是将开采的煤层气经加压后输入天然气管道，然后输向全国各地。
煤层气允许进入天然气管道的条件是甲烷浓度要高于95%。
工业燃料煤层气作为工业燃料主要用于发电厂、加工业和汽车工业。
煤层气发电不同型号的煤层气发电机设备可以利用不同浓度的煤层气。
煤层气发电可以使用直接燃用煤层气的往复式发动机和燃气轮机，也可用煤层气作为锅炉燃料，利用蒸汽发电。
欧洲的很多国家，在多年前就已经应用煤矿抽取的瓦斯进行发电。
煤层气富集的地区煤炭资源都十分丰富，附近大都有一些火力发电厂，电网发达，应用煤层气发电可以直接输入电网。
加工业燃料煤层气可以作为玻璃厂和冶炼厂的洁净燃料。
目前玻璃厂熔炉主要还是以煤炭作燃料，用煤层气作燃料不仅成本低，热值高，而且有利于改善厂区环境，提高产品质量，大幅度提高玻璃厂、冶炼厂的经济效益。
汽车燃料汽车用压缩天然气的技术指标为甲烷浓度必须达到90%～100%，乙烷以上的烷烃含量不超过6.5%。
煤层气中甲烷成分占绝对优势，浓缩后甲烷浓度可达95%以上，乙烷以上的烷烃含量极少，因此，煤层气非常适合于生产汽车用压缩天然气，还可以与柴油混合制成车用混合燃料。
化工原料甲烷是一种重要的化工原料，可以用来合成多种化学产品，如合成氨、XOX系列产品、甲醇、乙炔、硝基甲烷、氢气等，大约有20多种，加上二次加工后的五六十种产品，合计近百种化工产品，涉及国民经济的许多领域。
液化气燃料（LNG）天然气液化后比压缩天然气更安全，更经济。
低温条件天然气的液化（LNG）是一项重大的先进技术，已被许多国家广泛采用。
天然气液化后，其体积只有同量气态天然气的1／625，从而大大方便了天然气的储存、运输乃至使用，单位体积的燃烧值相应大大提高，可用以代替汽油作为汽车等交通工具的燃料，而价格比汽油更便宜，污染更小，还可为地下储气库供气。
合成油（GTL）煤层气与天然气相比成分更为简单，GTL技术完全适用于煤层气。
GTL的生产成本已可与18—22$／bbl的原油价格相竞争，为建设天然气炼油厂注入新的活力，同时为天然气资源尤其是偏远地区天然气田的开发利用提供了有效途径。
目前，在以上诸多利用途径中，煤层气发电和作为民用燃料比较普遍。
如美国主要是将煤层气注入天然气管道系统用于民用燃料，其次为就地利用和发电，而德国、法国、加拿大、俄罗斯和澳大利亚都是主要用来发电。
我国煤层气产量主要来自井下抽放系统，地面井回收的煤层气尚未形成规模。
井下抽放系统回收的煤层气主要用作民用燃料和工业锅炉燃料，少量用于发电和生产化工产品。
五、国外的发展经验值得借鉴
我国煤层气资源丰富，分布集中，发展前景广阔，有效勘探开发可以对常规天然气形成重要补充。
发达国家在煤层气勘探开发过程中取得如下经验值得我们借鉴：
煤层气的开发利用在进入工业化之前,政府给予优惠政策支持；石油公司积极参与煤层气产业,为煤层气勘探开发提供技术与资金保障；研究开发并形成适合本国煤层气地质条件的煤层气勘探开发技术,是煤层气产业发展的关键；建设完善管网系统和销售渠道，因为天然气管网等基础设施的完善程度，销售渠道是否畅通，直接影响着煤层气产业的发展。
（中国石油经济技术研究院刘嘉、隋春年）
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