从“夺命杀手”到战略资源——煤层气产业大解密

■ 孟 伟 王力兵

和页岩气一样，煤层气也属于非常规天然气资源。但长久以来，却远没有页岩气那么“受宠”，原因就是因为开发煤层气很难赚钱。目前，我国的煤层气每立方米的开采成本为2元左右，而售价仅为1.6～1.7元，即使加上2016年2月国家实施的财政补贴0.3元，企业仍然处于亏损的边缘。即便如此，煤层气的开发和利用对于我们这个能源进口大国来说，仍然意义重大。2016年底，国家能源局印发《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》，明确“十三五”期间，我国将新增煤层气探明地质储量4200亿立方米，建成2～3个煤层气产业化基地。2020年，煤层气(煤矿瓦斯)抽采量达到240亿立方米。由此可见，我国开发煤层气的决心之大。

认识煤层气

煤层气，俗称“瓦斯”、煤层甲烷，顾名思义，即煤里产出的天然气。也就是指储存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源。煤层气属非常规天然气，是近一二十年在国际上崛起的洁净、优质能源和化工原料。

煤层气的主要成分是甲烷（C H4），甲烷含量通常达到80%～99%，其次是氮气（N2）和二氧化碳（CO2），几乎不含有一氧化碳（CO）、硫化氢（H2S）等有害气体。

煤层气用途非常广泛，可以用作民用燃料、工业燃料、发电燃料、汽车燃料和重要的化工原料。煤层气热值是通用煤的2～5倍，每标方煤层气大约相当于9.5度电、3立方米水煤气、1升柴油、接近0.8千克液化石油气、1.1～1.2升汽油。煤层气热值与天然气相当，可以与天然气混输混用，燃烧后几乎不产生任何废气，是上好的工业、化工、发电和居民生活燃料。另外,煤层气燃烧后几乎不产生污染物，因此它是相当便宜的优质、清洁型能源。

煤层气的开采方式与普通天然气、页岩气的开采都不同。主要方式有两种，一种是井下抽采，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；第二种是地面钻采。地面钻采就是从地面开始钻井，使用螺杆泵、磕头机等设备进行排水采气的方式。

煤矿中的夺命杀手

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，该资源储量十分惊人，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！

随后各国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：（1）开发前期准备及小规模勘探试验，如波兰、智利、巴西等；（2）快速发展，部分区块已初具商业开发条件，如加拿大、澳大利亚、中国等；（3）规模化开发，实现成熟商业化运作，目前仅美国能做到。

各国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？

煤层气井下开采巷道

骇人听闻的瓦斯爆炸

开采煤矿时，吸附在基质上和游离在孔隙中的煤层气将释放出来，当煤层气空气浓度在5%～16%范围内时，遇明火就会爆炸，造成巨大的人身伤亡和财产损失，称其为“夺命杀手”并不为过。

另外，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，将释放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。

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，减少二氧化碳的排放。

世界各国煤层气开采情况

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，届时缺口将达到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。

下面让我们一起来看看各国煤层气开采的具体情况：

（1）俄罗斯。世界第一煤层气储量大国是俄罗斯，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够重视。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，计划每年在Kuzbass盆地生产40亿立方米的煤层气。

（2）加拿大。加拿大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%，少量位于不列颠哥伦比亚省和东部的新斯科舍省。在加拿大，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。

（3）美国。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。

（4）澳大利亚。澳大利亚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。

（5）中国。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基地，形成2个千亿方大气田。

我国煤层气产业的未来

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，但煤层气的产量和利用量仍然与预期目标相差甚远。

作为非常规能源的重要一员，煤层气的储量要远超页岩气，不仅在全球并没有掀起一场类似页岩革命那样爆发式的增长，在我国的发展也一直没有取得突破性的进展。若想大力发展煤层气产业，除了提高补贴标准，还有更多的问题需要解决。

（1）矿权重叠。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。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。

（2）管网建设滞后。中国输气管道主干线仅有1.2万公里，含支线3.8万公里（美国47.8万公里），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。

（3）缺乏社会资本。目前，国内煤层气的采矿权主要集中在中石油、中石化和中联煤（中海油控股），由于盈利性差的问题，绝大多数都处于未抽采状态。针对这一问题，只有开放更多的煤层气区块，让更多的社会资本涌入，真正发挥市场调节作用，才能形成良性竞争，进一步促进技术创新，降低开采成本，形成规模化效应，提升煤层气的市场竞争力。