中国煤层气资源分布特征

8.2.1 煤层气区划的基本原则 我国煤储层的发育状况、煤层的含气特征以及煤层的渗透性等，在地域上的分布是很不均衡的，这种不均衡是我国各地区的地质背景、煤系后期变形改造特征、煤盆地的沉积和聚煤规律等因素综合作用和影响的结果。煤层气分布的不均衡性，加上区域经济因素，造成了当前我国煤层气勘探开发工作在地域上的不平衡，因此，研究和总结我国煤层气在区域分布方面的规律性，合理地进行煤层气资源分布区划，对于从宏观上阐明资源分布特征、分析煤层气勘探开发态势、指导未来煤层气勘探开发工作具有重要意义。 我国煤田地质界根据聚煤区（赋煤区）、含煤区、煤田和煤产地等不同级别的含煤区块进行煤炭资源分布区划。目前比较一致的认识是对聚煤区和含煤区的划分。根据昆仑-秦岭、阴山东西向巨型构造带和贺兰-龙门山-哀牢山近南北向巨型构造带纵横交错的关系，将全国煤炭资源分布划分为6个聚煤区；在聚煤区内，按主要聚煤作用的差异、区域构造变形特征和地域上的邻近关系等划分含煤区，全国共划分出了85个含煤区。对聚煤区的划分是依据主要成煤地质时代的聚煤沉积与构造条件，大致相当于原始的聚煤盆地或聚煤盆地群，其主要聚煤构造条件定格于早中生代以前；对含煤区的划分则主要着眼于原始聚煤盆地遭受变形改造后所保留下来的煤系分布范围；而对于煤层气含气性来说，聚煤沉积的构造条件固然重要，但后期变形改造对煤层气的保存、气含量和可采性的控制十分明显，特别是现代地质结构和地应力特征对煤层气可采性的影响更为突出和重要。因此，煤层气资源区划应不同于煤炭资源区划。 石油地质工作者对全国油气区划分的工作也十分重视。张俏从板块构造区划的角度出发，以板块活动的动力类型为依据，提出将我国划分为以大陆裂解、扩张活动为主的中国东部含油气区和以碰撞、挤压活动为主的中国西部含油气区的中国含油气区构造区划方案（张俏，1995）。吴奇之等根据中国中、新生代含油气盆地形成的地球动力学背景和基底结构，划分出东、中、西部三类盆地，进而根据地质背景、盆地类型及构造变形、沉积特点及含油气组合，同时也考虑到勘探状况及地理因素等，将我国含油气盆地划分为八大油气区（吴奇之等，1997）。戴金星等在总结国内外有关天然气聚集区、带研究现状的基础上，系统地论述了中国天然气聚集带、聚集区和聚集域的定义与分类，并在我国13个含油气盆地内部进行了天然气聚集带、聚集区的划分（戴金星等，1996）。这些工作为进行煤层气区划提供了有益的借鉴。 在全国煤层气资源评价工作中，在充分考虑煤层气特征的基础上，结合煤炭资源区划中的有关成果，并参考常规油气区划工作的经验，尝试着对中国煤层气资源分布进行了区划，主要考虑了以下5方面的因素： 1）区域地球物理资料：我国大陆自西向东，深层结构有明显阶梯式分带现象，主要的南北—北北东向深层构造陡变带有3条，自西向东依次为贺兰山-龙门山陡变带、大兴安岭-武陵山陡变带和中国东部陆缘陡变带，它们按地壳深层结构将我国划分成各具特色的4个壳-幔带（据程裕淇，1994）。这3条规模宏大的深层构造陡变带，在地貌上大多构成山链，不仅代表了中国地质构造和矿产资源沿南北—北北东向分带的界线，也是我国地势、地貌自西向东阶梯状展布的分界线，这些界线与我国宏观经济发展水平的地域差异划分大致吻合，因而对我国煤层气资源分布及勘探开发工作也具有广泛而深刻的影响。本书将3条陡变带作为煤层气区划一级单元的边界。 2）大地构造分区边界：在南北向分带的基础上，按板块边界和稳定区（陆块）与活动区（褶皱带）的界线进行东西向分块，主要有塔里木-华北陆块与天山-赤峰活动带的界线、塔里木-华北板块与华南板块的界线，以及扬子陆块与松潘-甘孜活动带的界线。这些边界对我国煤田的形成和分布具有重要的控制作用，尤其是对晚古生代煤层的影响更为突出，是划分二级单元的依据。这些二级单元的边界大多与煤炭资源区划中聚煤区（赋煤区）的边界一致，这就便于将煤田地质资料应用到煤层气地质之中。 3）区域构造和聚煤特征：煤系的沉积、聚煤特征和后期变形构造对煤层气的生成、储集和保存具有直接控制作用。我国石炭二叠纪、晚二叠世、早中侏罗世和早白垩世这4个重要聚煤期的煤层各有特定的主要聚集范围，所遭受的后期变形改造也各不相同。这些特征决定了三级单元的划分，在三级单元中，强调以一个聚煤期为主，也可能以某一个聚煤期为主，同时包含两个或多个聚煤期。 4）含气性：由于受原始沉积作用、煤变质作用、构造变形及剥蚀风化作用等多种因素的综合影响，煤层含气性的变化很大。这里所说的含气性，既指煤层气含量，也包括煤层厚度和赋存面积的大小。本次区划，对所有褐煤、无烟煤1号均未进行三级单元划分；福建、广东、滇南、西藏等省（区）的煤层，以及塔里木南部等地区的煤层，或因煤层气含量很低，或因煤层赋存面积小，或因构造十分复杂等原因，而未进行煤层气资源区划。 5）地域因素：在进行二级区划时，对华北陆块的东北部未按大地构造分区边界进行划分，而是按辽宁省与河北省的分界线划分的。这一方面是考虑到滨太平洋构造带的强烈作用效果，另一方面也是考虑到行政区划的人为因素。这样做便于区划命名和煤层气资源的统计与决策。 8.2.2 中国煤层气资源分布的区划方案 根据实际资料和工作程度，建议按煤层气大区、含气区、含气带和气田4个级别进行中国煤层气资源分布区划。 1）煤层气大区：煤层气大区是按照3条南北—北北东向深部构造陡变带划分的一级煤层气资源分布区，主要体现中、新生代以来现代板块构造对我国煤层气资源广泛而深刻的影响。共划分为4个大区，自东向西依次为：海域区、东部区、中部区和西部区。 2）含气区：是煤层气区划的二级单元，以近东西向展布的几条大地构造分区边界与近南北向构造的纵横交切而成的“块”来划分，重点反映古生代以来板块构造通过对聚煤作用、煤变质作用的控制而影响我国煤层气资源的分布。共划分为10个含气区，以行政区划的组合而命名。 3）含气带：是煤层气区划的三级单元，在含气区内主要依据煤层分布情况和含气性划分。除了前述因各种原因而未进行煤层气资源区划的范围外，其余基本按第三次煤田预测中含煤区的划法和命名来进行含气带的划分和命名，仅对少数含煤区进行了改变。全国共划分了85个含煤区，划分并命名了59个含气带，其中东部大区26个、中部大区18个、西部大区14个、海域大区1个。 4）煤层气田：是同一地质时代的若干个煤层气藏的总合，单个煤层气藏也可构成煤层气田。煤层气田的范围大致相当于煤田地质界所称的“煤产地”（矿区），所谓“煤产地”是指煤田中由于后期构造所导致的含煤区块。 由于我国现阶段煤层气勘探开发工作刚刚兴起，对煤层气藏的认识程度很有限，还没有一个正式开发的煤层气田，所以本次没有进行煤层气田的划分和命名，待以后工作深入、时机成熟后再行划分。 8.2.3 主要含气区特征 根据煤层气区划原则，将中国煤层气区划分为：东部大区，包括黑吉辽（Ⅰ）冀鲁豫皖（Ⅱ）、华南（Ⅲ）3个含气区；中部大区，包括内蒙古东部（Ⅳ）、晋陕蒙（Ⅴ）、云贵川渝（Ⅵ）3个含气区；西部大区，包括北疆（Ⅶ）、南疆-甘青（Ⅷ）、滇藏（Ⅸ）3个含气区；海域大区，只包括台湾（Ⅹ）一个含气区，全国共划分为10个大区。在10个含气区中，内蒙古东部含气区全部为褐煤，暂未评价，台湾含气区和滇藏含气区煤层气资源稀少，缺乏开发价值，未予评价，下面介绍其余7个含气区基本特征。 8.2.3.1 黑吉辽含气区 黑吉辽含气区（Ⅰ）包括东北三省，北、东起自国境线，南至阴山-燕山褶皱带东段，西至大兴安岭构造带。区内含煤地层主要为下白垩统和第三系，其次为石炭-二叠系。早白垩世含煤盆地发育，含气性较好；第三系仅抚顺盆地煤级较高，为长焰煤和气煤，含气性好，其他盆地均为褐煤，含气量小，暂未作评价。石炭-二叠纪煤层仅分布在含气区南部，煤层稳定，含气性相对较好。 该区包括三江-穆棱河（Ⅰ01）、延边（Ⅰ02）、浑江-辽阳（Ⅰ03）、抚顺（Ⅰ04）、辽西（Ⅰ05）、松辽盆地东部（Ⅰ06）和松辽盆地西南（Ⅰ07）7个含气带。其中，抚顺含气带的分布范围与抚顺矿区一致（若无特别说明，含气带的分布范围与其对应的含煤区相同，下同）。煤层气资源主要集中于黑龙江和辽宁两省，其中，三江-穆棱河、浑江-辽阳、辽西含气带较为丰富。 本区是我国最早开展煤层气资源勘探开发活动的地区。煤层气勘探活动主要集中在南部辽宁省沈阳市周围地区进行，北部鹤岗盆地的勘探结果表明情况较差；煤层气开发活动为矿井瓦斯抽放，在抚顺、铁法、鹤岗、鸡西等矿区已产生明显的经济效益和社会效益。 8.2.3.2 冀鲁豫皖含气区 冀鲁豫皖含气区（Ⅱ）的地理分布范围为华北聚煤区的太行山以东地区，大致相当于华北陆块东部。西起太行山构造带，东至郯庐断裂带，北起黑吉辽含气区南界，南至秦岭-大别山褶皱带东段。含煤地层以石炭-二叠系为主，有少量下、中侏罗统。石炭-二叠纪含煤地层沉积范围广，煤层稳定，含煤性好。含气区包括冀北东部（Ⅱ01）、京唐（Ⅱ02）、太行山东麓（Ⅱ03）、冀中平原（Ⅱ04）、豫北鲁西北（Ⅱ05）、鲁中（Ⅱ06）、鲁西南（Ⅱ07）、豫西（Ⅱ08）、豫东（Ⅱ09）、徐淮（Ⅱ10）和淮南（Ⅱ11）11个含气带。其中，徐淮含气带地理分布范围为徐州和淮北矿区，淮南含气带地理分布范围与淮南煤田一致，冀北东部含气带为冀北含煤区东段。太行山东麓含气带的含气性相对较好，豫北鲁西北、鲁中、鲁西南含气带的含气性差，其他含气带的含气性居中。 冀鲁豫皖含气区内分布有较多煤层气勘探开发前景有利的区块，如开滦、大城、焦作、安阳、平顶山、淮北和淮南等煤矿区。 该含气区是我国目前煤层气勘探比较活跃的地区，在开滦、大城、安阳、鹤壁、荣巩、焦作、平顶山、淮北、淮南和新集等处都进行了勘探工作，其中，以开滦、大城、淮北和淮南矿区进展比较明显。 8.2.3.3 华南含气区 华南含气区（Ⅲ）在构造上相当于扬子陆块东部地区和华南活动带的范围。位于秦岭-大别山褶皱带以南，武陵山构造带以东的大部分地区，包括我国广大的东南和华南地区。区内主要发育晚二叠世含煤地层。由于受华夏和新华夏系构造的影响，晚二叠世煤田仅局部保存较好，煤层较稳定，含气性好。华南含气区包括鄂东南赣北（Ⅲ01）、长江下游（Ⅲ02）、苏浙皖边（Ⅲ03）、赣浙边（Ⅲ04）、萍乐（Ⅲ05）、湘中（Ⅲ06）、湘南（Ⅲ07）和桂中北（Ⅲ08）8个含气带。 煤层气资源主要集中于江西和湖南两省，其中，以萍乐和湘中含气带煤层气资源较为丰富，而其他含气带煤层气资源较为贫乏。本区其他含煤区的煤田或煤产地规模小，构造复杂，煤系分布零星；煤变质程度很高，已达无烟煤1号阶段。 本区煤层气勘探活动已在丰城、冷水江矿区进行，以丰城矿区的效果较好。 8.2.3.4 晋陕蒙含气区 晋陕蒙含气区（Ⅴ）是我国煤层气资源最为丰富的地区之一，其地理分布范围包括华北聚煤区的太行山以西地区，大致相当于华北陆块的西部。西起贺兰山-六盘山断裂带，东至冀鲁豫皖含气区西界，北起阴山-燕山褶皱带西段，南至秦岭-大别山褶皱带西段。该区含煤地层有石炭-二叠系和下、中侏罗统，含煤性好，煤层大面积发育稳定。晋陕蒙含气区包括冀北西部（Ⅴ01）、大宁（Ⅴ02）、沁水（Ⅴ03）、霍西（Ⅴ04）、鄂尔多斯盆地东缘（Ⅴ05）、渭北（Ⅴ06）、鄂尔多斯盆地北部（Ⅴ07）、鄂尔多斯盆地西部（Ⅴ08）、桌-贺（Ⅴ09）、陕北（Ⅴ10）和黄陇（Ⅴ11）11个含气带，其中，冀北西部含气带为冀北含煤区西段。沁水、霍西含气带的含气性好，陕北、黄陇含气带的含气性较差，其他含气带的含气性居中。 有许多煤层气勘探开发前景最有利区块分布于晋陕蒙含气区，如阳泉、寿阳、潞安、临兴、屯留、晋城、柳林、三交和韩城等。该含气区是我国目前煤层气勘探开发活动最为活跃的地区，特别是沁水盆地的晋城、屯留以及产出河东煤的柳林、临兴等地已成功获得小型试验性开发，展现出良好的开发前景。 8.2.3.5 云贵川渝含气区 云贵川渝含气区（Ⅵ）的地理分布范围为华南赋煤区的西部，西起龙门山-哀牢山断裂带，东至华南含气区西界，北起晋陕蒙含气区南界，南至国境线。区内主要发育二叠纪含煤地层，沉积范围广，煤层稳定，含煤性好，含气性也好。云贵川渝含气区包括华蓥山（Ⅵ01）、水荣（Ⅵ02）、雅乐（Ⅵ03）、川南黔北（Ⅵ04）、贵阳（Ⅵ05）、六盘水（Ⅵ06）和渡口楚雄（Ⅵ07）7个含气带。 其中，六盘水含气带煤层气资源最为丰富，煤层气资源丰度也最高；其次为华蓥山、永荣、川南黔北和贵阳含气带；而雅乐、渡口楚雄含气带煤层气资源较为贫乏。渡口楚雄含气带大部分地区为第三纪煤层，煤变质仅达褐煤阶段，含气量很低；只有宝鼎煤田攀枝花矿区，为晚三叠世煤层，煤层气资源丰度较高，但规模小，煤层厚度变化很大。 受地形条件限制，本区煤层气勘探活动较其他含气区相对滞后，目前正在贵州省的盘江矿区进行。区内矿井瓦斯抽放工作十分活跃，尤以重庆地区的松藻、南桐、中梁山等矿区闻名全国；另外四川的芙蓉，贵州的六枝、盘江、水城、林东等矿区的抽放工作成效也十分显著。 8.2.3.6 北疆含气区 北疆含气区（Ⅶ）的地理分布范围为新疆的天山褶皱带及其以北地区。区内发育众多早、中侏罗世含煤盆地，主要有准噶尔、吐-哈、伊犁等盆地。煤层较稳定，厚度大，含煤性好；但煤级低，多为长焰煤。煤层含气性一般比较低，仅在局部地段由于受到了高异常古地热场的叠加影响而使煤级增高，从而导致煤层含气性相对变好。北疆含气区包括吐-哈（Ⅶ01）、三塘-淖毛湖（Ⅶ02）、准噶尔中（Ⅶ03）、准噶尔东（Ⅶ04）、准噶尔北（Ⅶ05）、伊犁（Ⅶ06）、尤尔都斯（Ⅶ07）和焉耆（Ⅶ08）8个含气带。据目前掌握的资料，仅准噶尔南含气带含气性较好。 受地区经济发展相对落后和煤炭、石油及常规天然气等能源供应充足等因素的影响，本区煤层气资源勘探开发工作起步较晚，仅吐-哈盆地施工了少量煤层气勘探井。 8.2.3.7 南疆-甘青含气区 南疆-甘青含气区（Ⅷ）的地理分布范围为西北聚煤区的天山以南地区。北起天山-阴山褶皱带西段，南至昆仑-秦岭褶皱带西段，西起国境线，东至晋陕蒙含气区西界。区内有早、中侏罗世含煤盆地和石炭-二叠纪含煤盆地。南疆-甘青含气区包括蒙甘宁（Ⅷ01）、西宁-兰州（Ⅷ02）、河西走廊（Ⅷ03）、柴达木北（Ⅷ04）、塔里木东（Ⅷ05）和塔里木北（Ⅷ06）6个含气区。其中，河西走廊含气带包含中祁连和北祁连两个含煤区。南疆-甘青含气区，早、中侏罗世煤层煤级低，多为长焰煤，煤层含气性较差。二叠纪煤层的煤级普遍较高，但含煤地区分布局限，煤层气资源贫乏。本区至今还是我国煤层气资源勘探开发的空白区。

中国煤层气储量、产量增长趋势预测

一、煤层气储量增长趋势预测 截至2009年，全国共探明煤层气储量1857.4×108m3，探明面积1133.56km2。根据中国煤层气地质特征及资源分布状况，2010～2015年，在沁水盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、宁武盆地、二连盆地等地累计获探明储量达5180×108m3，2015～2020年，随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟和开采成本的降低，勘探范围将进一步扩大到华南、东北及西北地区，在此期间，煤层气开发会快速向规模化、产业化发展，逐渐形成10～15个煤层气生产基地，探明煤层气地质储量约8740×108m3；到2025年，在全国预计探明储量约1.36×1012m3，随着勘探开发技术的提高和开采成本的降低，形成完善的煤层气产业体系。2030年建成20～30个煤层气生产基地，预计探明储量将达到2.08×1012m3。（图8-2）。 图8-2 中国常规天然气与煤层气储量增长趋势预测图 二、煤层气产量增长趋势预测 根据《新一轮全国油气资源评价》成果，中国煤层气资源丰富，42个主要含气盆地埋深2000m以浅煤层气地质资源量为36.8×1012m3，埋深1500m以浅煤层气可采资源量10.9×1012m3。为了预测煤层气在未来10～20年的产量增长趋势，利用历史趋势预测法对未来煤层气产量增长进行中长期的预测。预测2010～2020年，随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟和开采成本的降低，勘探范围将进一步扩大到华南、东北及西北地区，在此期间，煤层气开发会快速向规模化、产业化发展，逐渐形成10～15个煤层气生产基地，预计2020年煤层气产量将达到270×108m3，探明煤层气地质储量约8740×108m3。到2025年，在全国预计探明储量约1.36×1012m3，随着勘探开发技术的提高和开采成本的降低，煤层气产量达330×108m3，形成完善的煤层气产业体系。2030年建成20～30个煤层气生产基地，预计煤层气产量将达到380×108m3（图8-3），累计探明煤层气地质储量将达到2.08×1012m3。2030年以后，随着煤层气开发技术的不断进步，处于2000～4000m深层的煤层气资源也将会被探明和开采，预计煤层气探明储量和产量还会大幅度地增加。 图8-3 中国常规天然气与煤层气产量增长趋势预测图

求《中国煤层气资源》电子版， 叶建平,秦勇,林大扬,等.1998年出版

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中国煤田地质总局《全国煤层气资源评价》课题组[1]
摘 要 1995年，中国煤田地质总局组织全国各省煤田地质局开展煤层气资源评价工作。
1996年至1998年接着进行《全国煤层气资源评价》研究。这是在四十多年煤田地质勘探资
料和煤田地质研究成果的基础上取得的最新的煤层气资源量。对我国煤层气勘探开发战略和
部署必将产生深远的影响。本文扼要阐述了全国煤层气资源分布状况。本次计算结果：含气
量大于4m3／t，埋深2000m 以浅的煤层气总资源量为14．34万亿m3。我国煤层气资源蕴藏
丰富，但主要集中于华北聚气区和华南聚气区西部， 东北和西北聚气区煤层气资源量较少．
目标区煤层气资源丰度相对较高，>1．5亿m3／klTl2占54％ ，但多为1．5—3．5亿m3／krn2之
间，最高仅为8．77亿m3／km2。在深度分布上以1500m 以浅深度内煤层气资源量为主； 由
于以往勘撂深度较浅，预测储量的比例低。
结果表明，华北聚气区煤层气资源巨大，资源丰度较高， 目标区规模较大，大型目标区
数量多，华南目标区资源规模小。大、中型目标区局限于黔西、滇东、川南、黔北等西部地
区，而且目标区的资源丰度低，平均约0．97亿m3／krn2。而煤层埋深较浅。东北聚气区的目
标区规模偏小。但煤层气资源丰度较高。西北聚气区总的特点是目标区以小型为主，面积
小，资源量少，资源丰度高。煤层气资源主要集中在淮南煤田。
我国煤层气资源丰富，但是，我国煤层气资源
的分布不均衡。前人历次煤层气资源评价结果也均
有较大差异。1995年，中国煤田地质总局组织全
国各省煤田地质局开展煤层气资源评价工作，1996
￡F至1998年进行《全国煤层气资源评价》研究。
这是在四十多年煤田地质勘探资料和煤田地质研究
成果的基础上取得的最新的煤层气资源评价成果。
不仅获得了各矿区、各煤田、各省区及其不同资源
级别、不同含气品位、不同深度的煤层气资源量，
而且系统研究了全国煤层气资源分布规律。
1 中国煤炭资源概述
根据中国煤田地质总局(1997)第三次全国煤
田预测资料：我国垂深2000m 以浅的煤炭资源总
量为5．57万亿t，其中保有储量1．02万亿t，预测
资源量4．55万亿t。
我国煤炭资源量在地域、成煤时期等方面的分
布很不均衡。大于1000亿t 以上的省区有8个，
【I】执笔人：叶建平，唐书恒，中煤第一勘探局，河北邯郸
煤炭资源量总和占全国煤炭资源总量的91．12％；
煤炭资源量在500亿t以上的有12个省区，煤炭
资源量总和占全国煤炭资源总量的96．85％。昆仑
一秦岭一大别山以北我国北方的14个省区，煤炭
资源量为51846．06亿t，占全国煤炭资源总量的
93．O7％ ；大兴安岭— 太行山一雪峰山一线以西的
11个省区，煤炭资源量为51155．47亿t，占全国
煤炭资源总量的91．83％。
我国地史上的聚煤期有14个，但以晚石炭世
一早二叠世、晚二叠世、早一中侏罗世和早白垩世
4个聚煤期最为重要，相应煤系地层中赋存的煤炭
资源占我国煤炭资源总量的98％ 以上，煤层气资
源占我国煤层气资源总量的99．5％以上。
煤层气资源量计算范围内的煤炭资源比对应矿
区范围的煤炭资源少得多。全国115个目标区计算
煤层气的煤炭资源量总和仅占全国煤炭资源总量的
20．3％。其中华北71．2％ ，华南23．4％，东北
2．9％ ，西北2．5％。
全国煤层气资源评价中采用的煤炭探明储量以
1993年的保有储量为准，一部分省区采用了1994
中国煤层气第2期1998年12月．25
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年底的保有储量，资料更为可靠。采用的煤炭预测
资源量以中国煤田地质总局批准的“全国第三次煤
田预测”预测资源量为准。所有参加计算的煤炭储
量，均不包括贫气煤层的储量。
2 煤层气资源量计算方法
全国煤层气资源量计算汇总是在中国煤田地质
总局的具体部署下周密进行。煤层含气量以煤田勘
探钻孔实测数据为基准，煤炭资源数据采用第三次
煤田预测资料(1997)，基础数据翔实可靠，计算
块段划分细小，保证了计算结果的可靠性。
2．1 煤层气资源量计算方法
本次工作中统一采用容积法对我国煤层气的资
源量进行计算。以井田为单位，在一个井田内按一
定原则划分计算块段，该计算块段的煤层气资源量
等于该计算块段的煤炭储量乘以该计算块段的平均
含气量。计算公式为：
Q=M‘q
其中：Q为煤层气资源量，1T10；M为煤炭资源量
或储量，t；q为煤层含气量(=r燥基)，m3／t。
2．2 煤层气资源量计算标准
1)只计算煤层含气量大于4m3／t的煤层气资
源量，并分别计算含甲烷煤层(含气量4～8m3／t)
和富甲烷煤层(含气量8m3／t)的煤层气资源量，
平均含量<4m0／t的贫甲烷煤层不参加计算。
煤层气资源计算中的煤层甲烷含量主要采用钻
孔煤芯实测含气量值。对于目前勘采深度水平以下
煤层的含气量，根据煤层甲烷含量梯度推算深部含
气量。对于缺乏煤层含气量实测值的块段，通过地
质类比方法，采用相邻或相似块段的实测值。少数
没有钻孔实测含气量值矿区，利用矿井瓦斯相对涌
出量资料，折算出煤层的甲烷含量值。
用实测含气量值计算的煤层气资源量为预测储
量，采用其它方法推算的含气量计算的煤层气资源
量为远景资源量。
2)垂深2000m作为计算单元的底界，该水平
以深的煤层不计算煤层气资源量。对一1500一一
2000m水平之间和一1500m水平以浅的煤层分别
进行计算煤层气资源。由于埋深在1500-2000m
之间的煤炭储量均为预测储量，故得出的甲烷资源
量均为远景资源量。
3)只计算可采煤层和煤层气风化带以深的煤
层气资源量。
26 中国煤层气第2期1998年12月
2．3 煤层气资源的级别划分
t
^1
关于煤层气资源级别划分的意见有较多讨论
(地矿部天然气研究所1990，煤科院西安分院1991
等)。本次全国煤层气资源评价分两个级别进行了
计算：预测储量和远景资源量。预测储量指计算范
围内的煤炭储量为探明储量，有一定数量的含气量
实测值，煤层甲烷含量基本查明或已有了解，对煤
储层参数有一定认识，对甲烷分布状况及控制因素
有所了解，但缺少排采数据。预测储量可为评价选
区提供依据。远景资源量指计算范围内的煤炭储量
为预测储量或低级探明储量，没有或仅有少量煤层
甲烷含量数据，主要采用或仅采用梯度法推测煤层
甲烷含量数据；对煤层甲烷的分布状况有所认识。
此时所计算的煤层气资源量为远景资源量。
借鉴国家标准《天然气储量规范》对于预测储
量和远景资源量的定义，划分出上述两个级别应该
是合理的，有依据的，反映了现阶段我国煤层气勘
探研究程度。更高级别的储量划分和计算如探明储
量、控制储量等只有达到相应的勘探程度才能进
行。
3 中国煤层气资源展布
从块段一井田一矿区一煤田一省区逐级计算统
计的基础上，最终进行全国煤层气资源量汇总。结
果表明，全国煤层甲烷含量大于或等于4m3／t、埋
深2000m以浅、可采煤层、煤层气风化带以下的
煤层气总资源量约为14．34万亿1TI3。
3．1 各省(区)煤层气资源分布
全国各省区煤层气资源总量前十名依次为山
表1 中国各省区煤层气资源统计表
省区 总资源量(亿m3) 省区 总资源量(亿m3)
山西 49415．15 宁夏 963．01
贵州 31511．59 江西 335．24
陕西 13095．O2 湖南 261．97
甘肃 11184．26 内蒙 128．35
河南 9564．93 广西 97．52
河北 5730．17 青海 91．01
安徽 5436．18 江苏 72．83
四川 4712．98 山东 69．32
云南 4252．79 吉林 78．85
黑龙江 3122．56 浙江 21．3O
新疆 2202．02 广东 0．56
辽宁 1021．83 全国 143369．44
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西、贵州、陕西、甘肃、河南、河北、安徽、四
川、云南、黑龙江，如表1。煤层气预测储量大于
1000亿m3的省区依次是山西、河南、贵州、四
川、陕西、安徽、河北、辽宁、云南、新疆、宁夏
和江西。甘肃和黑龙江两省的煤层气总资源较大，
但预测储量所占比例却很小。
3．2 各煤层气聚集区带煤层气资源分布
按聚气区分，以华北聚气区煤层气资源量最丰
富，为95528．32亿m3，占全国煤层气总资源量的
66．63％；其次是华南聚气区，为41277．305亿
m3， 占全国煤层气总资源量的28．。79％ ；东北聚气
区煤层气资源量为4223．24亿m3， 占全国煤层气
总资源量的2．95％ ；西北聚气区为2340．57亿m3，
占全国煤层气总资源量的1．63％。各聚气区、聚
气带资源分布如表2。
1)华北聚气区煤层气资源
华北聚气区包括14个聚气带、51个目标区。
14个聚气带． 以沁水、鄂尔多斯东缘、鄂尔多斯
西部聚气带煤层气资源量最大，为11136～32798
亿m3，其次为豫西、徐淮、渭北、冀中平原、太
行山东、大同一宁武等聚气带，1027～6252亿
m3。其余聚气带均大于1000亿m3。
51个目标区中煤层气资源量1000亿m3以上
的大型目标区21个，约占总数的一半，而且多分
布在沁水盆地、鄂尔多斯盆地和太行山东麓，煤层
气资源量1027．26～11136．72亿m3。大型目标区
数量多是华北聚气区的特点。1000～200亿m3的
中型目标区13个。煤层气资源量小于200亿m3的
小型目标区17个。主要分布于华北聚气区周缘，
如华北北缘、京唐、桌贺、豫西等地区。
华北聚气区内各目标区资源丰度较高，平均
1．21亿m3／km2，以中等聚气强度的目标区为主
(0．5～1．5亿m3／l‘m2)，>1．5亿m3／klTl2的强聚
气目标区17个，<O．5亿m3／km2的目标区较少，
7个。表明华北聚气区煤层气资源巨大，资源丰度
较高， 目标区规模较大。大部分目标区预测储量远
小于远景资源量，富甲烷资源量远大于含甲烷资源
量，深度上以1500m 以浅煤层气资源为主，其次
是1500～200Om深度资源。
2)华南聚气区煤层气资源
华南聚气区包括1O个聚气带43个目标区。1O
个聚气带中滇东一黔西聚气带是本区煤层气资源量
最丰富的地区，为26196．8O亿m3，川南一黔北聚
气带达11185．11亿m3，其次是黔桂聚气带和川东
聚气带，煤层气资源量1329～1792亿m3，再次是
湘中一赣中聚气带，512．12亿m3。其余聚气带煤
层气资源较少。
43个目标区中，大型目标区(1000亿m3)5
个，中型目标区(1000—200亿m3)1O个，小型
目标区(<200亿m3)28个。表明本区的目标区
资源规模小。大型目标区局限于六盘水、黔北、织
纳、圭山、贵阳。中型目标区分布于川东、川南一
黔北、黔西、滇东等地区及丰城地区。而且目标区
的资源丰度低，平均约O．97亿m3／km2。而煤层埋
深较浅，大部分目标区无1500～2000m深度资源
量。
3)东北聚气区煤层气资源
东北聚气区包括3个聚气带11个目标区。3
个聚气带中以三江一穆棱河聚气带规模最大，煤层
气计算面积3179km2，煤层气资源量3122．56亿
m3。11个目标区中资源量1000亿m3以上的大型
目标区1个(鸡西)，1000-200亿m3有四个(鹤
岗、红阳、集贤一绥滨、勃利)，大部分目标区资
源量小于200亿m3，显示目标区规模偏小。但煤
层气资源丰度较高，大于1．5亿m3／km2的有抚
顺、鹤岗、红阳，其余均在1．5～O．5亿m3／km2
之间。
4)西北聚气区煤层气资源
西北聚气区包括3个聚气带1O个日标区。总
的特点是目标区以小型为主，面积小，资源量少，
资源丰度高。煤层气资源主要集中在准南煤田。目
标区的面积除乌鲁木齐一白杨河1490．69km2，艾
维尔沟321．61km2外，其余均小于200km2。资源
丰度2．19～8．77亿m3／km2，全国最高。柴北一祁
连聚气带中煤层气相对富集的目标区分布零星，资
源量小，资源丰度较低，O．48～1．12亿m3／km2。
3．3 不同资源丰度的煤层气资源展布
按煤层气资源丰度1．5亿m3／klTl2和O．5亿
m 3／klTl2为界线评价，大于1．5亿m3／km2的目标
区有35个，O．5亿m3／km2至1．5亿m3／km2的目
标区有49个，小于O．5亿m3／km2的目标区有31
个。大于1．5亿m3／km2的目标区的煤层气资源
77513万m3， 占54％ ，这些目标也是我国煤层气
开发最有前景的地区；0．5—1．5亿m3／km2的目
标区的煤层气资源60463万m3， 占42％； 小于
O．5亿m3／km2的目标区的煤层气资源仅占总资源
量的4％以下。
中国煤层气第2期1998年12月‘ 27
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3．4 不同级别的煤层气资源展布
在全国I43369．435亿 煤层气总资源量中，
预测储量较少，为9675．098亿m3，占全国煤层气
总资源量的6．75％；远景资勰量巨大， 为
133694．337亿m。， 占全国煤层气总资源量的
93．25％ 。
3．5 不同品位的煤层气资源展布
全幽共捩僻富LfJ烷j21I层的煤层气资源量
I24440．87亿m ，占总资源量的86 8％；狱得含
fI 烷煤层的煤层气资源量18928，56亿n ，占总资
源量的13．2％。
3．6 不同深度的蛛层气资源展布
按埋深< 1500m 和1500～2000m 两个水平分
j=}If计算了煤层气资源量。共获得埋深小于1500m
的煤层气资源量92560．78亿m0，占煤层气总资源
量的64．56％；埋深1500—20o0m的煤层气资源量
5080．66亿mj，占总资源量的35．44％。
东北聚气区埋深小于1500m煤层气资源量比
例为68．】0％。华北聚气区比例为55．6％ 西北聚
气区为69．22％。华南聚气区达到84．68
云南、贵州、四川的部分矿区外，大部分
炭资源预测深度均小于1500m，所以绝大
层气目标区中埋深小于1500m的资源量
85％ ，甚至达到100％。
4 煤层气资源规模
根据我国《天然气储量规范》国家标准，靠
天然气大、中、小型气田的资源量规模分别为
300亿rnj、50～300亿 和<50亿mJ。考j薯
煤层气采收率较低的事实，按平均采收率3O96
算，上述界限分别为1000亿r 和170亿m3
此，本文技1000亿n 、200亿m 界限，将蟊
煤层气目标区分为三类：大型目标区，煤层气
源量大于1000亿m’；中型目标区．煤层气总
量介于200～1000亿ITI 之删：小型目标区．
气总资源量小于200亿Tnj。据此，我国1151
标区中包括大型目标区28个、中型目标区281
及小型目标区59个(表3)，表明我国目标区自
层气资源具有一定规模，大、中型目标区约占
一半，而其煤层气资源占总资源的5o．68％。
表3 全国各目标区煤层气资源规模
壤气匦 型 lj 惦区 型 杯鲢 小型目标区
鹤岗、集贤一援滇、勃东北 鹏西 利、 理鸭山 阜撕
、红阳 托峨等6
座m、田】泉一寿阿】、辑东，和顺一左枉、潞 开滦、峰峰、霍州、蒲白
宜、三三变北、离梆一兰变、殳堡、多宁、夫城、 铜川、； 州、憾北、新安、登 太青山、石嘴山、呼噜斯
华北 椎南
、府备、韩城、晋城、濉北、壤f1．、 巩、 封、新密 禹且、平顶山、水 马莲诽、宜洛、临汝等】7十
安阳一鹤壁、太原西【J_、澄台、宁武 夏
阜康一大黄山、俄霍布抽
四北 乌鲁木卉一白杨河 维尔淘 等8个
丰J硪、中粱山、沥鼻坎、橙 涟邵、华蓥山中段、天
华f{i 六血水，虮纳、jj争北、量⋯、贵阻] 龌、古觳、美蓉 筠莲、镇雄、 Jl1东西山、宿{{弓、赫西北、
思淮、 威掷28个
28 中国煤层气第2期I 998年12月
谲碉
％ 矿部比
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（四）中国煤层气资源前景评估

煤层气资源量是勘探前期综合评价的量化参数指标，在煤层气勘探程度很低或未进行煤层气勘探的情况下测算的资源量可塑性很大，但仍然不失可作参用的评价指标，特别是对全国性或区域性煤层气资源前景的评估，仍具有重要的参考价值。但是，由于煤层气资源量的测算是在煤炭资源量及储量基础上设定含气量参数，再用容积法或其它方法推定出来，因而煤层气资源量比煤炭资源量的可塑性更大。由于缺少选定参数的规范标准及测算方法的差异，煤层气资源量测算的结果往往不尽相同，对资源量概念的理解亦不尽一致，对煤层气资源量的使用更不一样，有些不单用于勘探前期的资源前景评估，还在“区带”、“区块”或更小的勘探范围使用，甚至在无煤层气勘探资料或仅有点滴资料的情况下，亦用资源量级参数替代不同级别的储量进行评价，这是十分有害的。本文评述盆地煤层气地质概况引用的资料中亦有此类情况。 对全国性或区域性煤层气资源前景的研究，自20世纪80年代末期开始，前人已做过多次测算，对煤层气资源量的评估一般均在30×1012m3左右，评估低值在10×1012m3，高值在50×1012m3。《中国煤层气资源》（1998）在全国煤炭资源量第三次普查的基础上测算全国煤层气资源量为14.34×1012m3，其中远景资源量133694×108m3，预测储量9675×108m3。 本文在进行煤层气盆地研究过程中，对中国煤层气资源量进行了测算，测算的着眼点立足于含煤—煤层气盆地，即以盆地为测算的基本单元。测算资料的使用，华北陆块以华北石油局煤层气勘探研究成果为依据，其它地区参考了第三次煤炭资源普查成果及煤层气勘探研究成果资料。据粗略统计，现今中国大陆含煤盆地残留面积为2496384.4 km2（约250×104 km2），参算资源量的含煤区面积为264205 km2（约26.4×104 km2），占含煤盆地残留面积的10.6%。参算的含煤地层除第三系外，包括石炭系、二叠系、上三叠统、侏罗系、下白垩统五个含煤层位。参算的煤岩类型包括气煤至无烟煤（个别含褐煤）多个煤阶。煤层厚度下限取值为1 m，多数均在2 m以上。含气量值除少数低于5 m3/t（个别地区为3 m3/t），一般均高于5 m3/t。 经过测算，中国煤层气资源总量为201205×108m3（约20×1012m3）。其中煤层埋深小于1500 m的资源量为165289.7×108m3（约16.5×1012m3），占总资源量的82.1%；煤层埋深1500～2000 m的资源量为35915.3×108m3（约3.6×1012m3），占总资源量的17.9%。 煤层气资源量的分布，主要在塔里木—华北板块的华北陆块，华南板块的扬子陆块，西伯利亚板块的准噶尔—兴安活动带。其中华北陆块资源量为153365.1×108m3，占总资源量的76.2%，而鄂尔多斯盆地和沁水盆地资源量分别为66597×108m3和29402.82×108m3，约占华北陆块资源总量的63%。扬子陆块资源量为41191.4×108m3，占总资源量的20.5%；准噶尔—兴安活动带与天山—赤峰活动带资源量为6308.2×108m3，占总资源量的3.1%。 按含煤层位分布，主要在石炭系、二叠系、上三叠统、侏罗系、下白垩统和第三系。其中石炭、二叠系资源量为156539.9×108m3，占总资源量的77.8%；侏罗系资源量为41025.8×108m3，占总资源量的20.4%；下白垩统资源量为3493.6×108m3，占总资源量的1.74%；上三叠统资源量为71.6×108m3，占总资源量的0.04%；第三系资源量为74.2×108m3，占总资源量的0.04%。 按煤阶分布，长焰煤—气煤资源量为38341.1×108m3，占总资源量的19.1%；肥煤—瘦煤资源量为160986.1×108m3，占总资源量的80.0%；贫煤—无烟煤资源量为1877.8×108m3，占总资源量的0.9%。 由上可见，中国煤层气资源量主要分布在四个领域，一是煤层埋深1500m以浅的资源量，二是华北陆块含煤盆地的资源量，三是石炭、二叠系含煤岩系的资源量，四是肥、焦、瘦煤中阶烟煤为主的资源量，各占煤层气总资源量的五分之四左右（80±%）。 从现有煤层气资源量统计资料分析，石炭、二叠系煤层气资源量为15.7×1012m3，占总资源量的77.8%，侏罗系资源量为4.1×1012m3，占总资源量的20.4%。第三次煤炭资源普查结果表明，按煤层时代资源量排序，侏罗系的煤炭资源量为2.98×1012t，占煤炭总资源量的53.5%，而石炭、二叠系资源量为1.29×1012t，占煤炭总资源量的23.2%。由此可见，两个世代的煤炭资源量与煤层气资源量相比很不相称。其原因主要是煤层气资源量测算中两个因素的影响，其一是侏罗纪盆地残留总面积为1426482 km2，如果将个别地区侏罗系和石炭、二叠系合并计算的数值忽略不计，侏罗纪含煤地层的实际参算面积仅有87553 km2。如准噶尔盆地的残留面积为230981 km2，参算煤层气资源量的含煤地层面积仅仅是289 km2。其二是华北陆块石炭、二叠系测算的煤层气资源量包括了鄂尔多斯、沁水及华北（狭义）盆地，将资源前景较低与较高的盆地同等参算，测算出的数值相对较高。从而使两个地质时代煤系测算的煤层气资源量与煤炭资源量相比，一高一低形成明显的反差。 据已有资料统计，中国常规天然气远景资源量为38×1012m3，可采资源量10.5×1012m3，若以20×1012m3煤层气资源量与其相比，煤层气资源量是常规天然气资源量的一半，是常规天然气可采资源量的一倍。中国浅于2000 m煤炭资源量为 5.6×1012t，与世界几个主要产煤国煤炭资源量大体不相上下（加拿大7.0×1012t、俄罗斯6.5×1012t、美国3.97×1012t、澳大利亚1.7×1012t）。中国浅于2000 m煤层气资源量与世界几个产煤国相比，低于其高值，高于其低值〔加拿大（5.6～76）×1012m3、俄罗斯（17～113）×1012m3、美国（11.32～24）×1012m3，澳大利亚（8.5～14）×1012m3〕。由此可以说明，中国煤层气资源具有优厚的潜力和良好的前景。 中国是煤炭资源丰富的国家，也是煤层气资源丰富的国家。中国的煤炭资源储量和产量名列世界前茅，但中国煤层气勘探开发如同常规天然气一样处于刚刚起步阶段。自20世纪80年代起至今，以煤层气矿产资源为勘探目标的千米左右深度的地面垂直钻井仅有200余口，这与煤田或石油勘探相比形成一个明显的反差，可谓九牛之一毛，但仅此已对少数含煤—煤层气盆地作出了一些粗浅的评价。与其它矿产资源勘探开发历程一样，新兴的煤层气产业当前正面临着资源前景与勘探方向抉择的关键问题。中国煤层气资源的巨大潜力，国外煤层气勘探开发实例，无疑都会使人增强信心，随着煤层气勘探开发成功信息的传递，毫无疑问这种信心还会不断地增强。目前煤层气勘探多以石炭、二叠系作为目标煤层，集中在华北陆块（地区）范围。从盆地研究观点分析，华北陆块石炭、二叠纪类型不同的含煤—煤层气盆地，煤层气成藏条件、资源前景差异很大，勘探取向应当审慎抉择。放开眼界走出华北，扬子陆块西缘二叠纪含煤—煤层气盆地值得探索，煤炭资源居于首位，煤层气勘探尚属空白的侏罗纪含煤—煤层气盆地正待勘探开发，白垩纪含煤—煤层气盆地仅有个点进行勘探试验，煤炭资源巨大而且煤层气资源同样巨大的中生界中低煤阶煤层气正等待人们去勘探开发。中国的煤层气勘探开发不仅要在华北陆块石炭二叠纪盆地有所突破，更要在新的领域、新的地区、新的层位，有所发现、有所成就。煤层气作为新型能源资源具有巨大的资源潜力，有着巨大的经济价值、社会效益和环境效应，随着国家将环境保护作为矿产资源开发的前提列入国策，煤层气矿产资源的特异性必将唤起政府的高度重视，亦必将唤起投资者和勘探者纵身于煤层气产业造福于人民，煤层气产业必将在新的世纪开创一片新的天地。

煤层气论文分布与中国煤层气产业发展特点

秦勇 （中国矿业大学 江苏徐州 221008） 作者简介：秦勇，1957年生，男，博士，教授，煤田与煤层气地质，yongqin＠cumt.edu.cn。 基金项目：国家973计划项目（2002CB211704）及国家自然科学基金项目（40572095）资助。 摘要 基于CNKI中国期刊全文数据库，系统检索和统计了我国煤层气论文的分布特点。以此为基础，分析了我国煤层气论文分布与产业发展特征之间的关系，讨论了产业发展对科学技术的需求趋势。结果显示：分别以1999年和2002年为界，论文分布体现出我国煤层气产业发展经历了三个历史阶段，每一阶段对科技需求的特点在论文分布特征上都有所体现。由此，作者认为：煤层气资源评价及其方法仍是今后研究的主题，进一步深化地质选区理论与方法将有助于选区成功率的提高，开发技术适应性是今后需致力于探讨的重要方向之一，煤层气井产能、采收率及其影响因素的研究应该引起足够重视，全方位探索深部煤层气资源与开发潜力将有可能拓展我国煤层气开发的新领域，研发环境保护、高附加值转化利用和小型化利用储运技术将有助于推进我国煤层气产业健康发展。 关键词 煤层气 论文 分布 产业 发展 CBM Publication Occurrence and Industrial Development in China Qin Yong （China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008） Abstract：The occurrence of the coalbed methane（CBM）papers written by Chinese authors from 1994 to 2005 was systematically indexed and analyzed form the CNKI's China Journal Full Database（CJFD）.Based up the data or information，the correlation of the paper distribution to the development of Chinese CBM industry was construed and the requirements of the industry to science and technology for the future were discussed.It was shown that，respectively taking the 1999 and 2002 as a borderline，three developmental stages of the Chinese CBM industry as well as the scientific and technologic requirements of the industry in each stage were unfolded through the distribution of the papers.It was farther suggested that the evaluation and methodology of the CBM resources should be taken as one of the subjects in future research，the deep research of the target-selecting theory and method would help to improve the reliability of the CBM target selection，the adaptability of the exploiting technology to the CBM geological conditions should be one of the key aspects which should be engaged in the researches，the CBM-well productivity and CBM recovery ration should be laid much store by investigation，the omni-directional exploration for the potential of the deep CBM resources and development would be helpful to the deploitation of new CBM field in the industry，and the technological advances on the CBM environmental protection，high-additional-value utilization and miniaturized storage and transportation equipment should conduce to promote the benign development of the industry. Keywords：CBM；paper；occurrence；industry；development 在现代科学技术背景下，新兴产业的发展均与该领域学术技术研究状况密切相关。换言之，一个产业领域内基础、应用基础与技术研究论文的分布状况，蕴涵着该产业发展历程的丰富信息，并在一定程度上可预示产业的发展趋势。我国煤层气产业目前处于商业化生产的启动阶段[1]，分析煤层气论文产出特点及其与产业发展的关系，对回顾我国煤层气产业发展历史、展望其发展趋势均有所裨益。为此，本文作者利用中国国家知识基础设施（CNKI）中国期刊全文数据库[2]，对1994～2005年期间煤层气论文进行了系统检索。以此为依据，分析了我国煤层气论文在时间和研究方向上分布特点，讨论了产业发展所需注重的主要科学技术问题。 1 CNKI 煤层气论文总体分布 系统检索结果显示，CNKI中国期刊全文数据库收录1994年至2005年煤层气论文1465篇，年均约122篇。 分析检索结果（图1），获得如下总体认识： 第一，我国煤层气论文连年增长，但不同历史阶段的增长速率明显不同。这一特点，与中国煤层气产业的艰难探索过程一致，反映出产业从起始到目前产业化经历了阶段性的发展历程。 第二，不同类别论文的分布特点，揭示出我国煤层气产业当前所处的阶段性特征。在论文总量中，地质与勘探类论文所占比例为54.33%，开发技术类论文占14.88%，利用与储运类论文占6.42%，经济与政策类论文占4.03%，环境保护类论文占1.30%。以地质勘探类论文为主的分布特点，折射出我国煤层气产业总体上处于发展的初始时期。 第三，各类论文在时间上的分布呈规律性起伏，这正是产业不同发展阶段对科学技术的需求有所不同的集中反映。 图1 CNKI中国期刊全文数据库煤层气论文类别及年度分布 值得注意的是，1994年至2005年期间，CNKI 煤层气论文篇数增长了12.80倍，年均增长率约106%。进一步分析，论文数量呈三阶段式的非线性增长，指示中国煤层气产业发展历程至今经历了三个阶段（图2）。其中：第一阶段论文447篇，年均产出约75篇；第二阶段论文390篇，年均产出130篇；第三阶段论文628篇，年均产出约209篇。同时，不同阶段中各类论文互为消长的状况，与每一阶段对地质研究、勘探评价、开发试验等的不同需求高度对应。 图2 CNKI论文总数时序分布及其展现的中国煤层气产业发展阶段 2 CNKI 论文分布与中国煤层气产业发展阶段 2.1 第一阶段：寻证-找气-摸索阶段 该阶段可上溯至20世纪80年代前半期，结束于1999年，历时四个“五年”计划。在此期间，煤层气论文数量从1994年的20篇增加到1999年的129篇，在时间序列上呈线性增加，阶段总增长率545%，阶段年均增长率约91%，作者和单位的数量明显增多（图1）。 从论文类别分布来看：地质与勘探类论文居绝对优势，占阶段论文总数的60%，年均约45篇；开发技术类论文不足8%，年均约6篇；利用与储运、经济与政策、环境保护等类别论文的比例很低，年均都在2篇左右（图1，图2）。这种分布，是各国煤层气产业发展初期的典型特征，即研究和生产都是以寻找“证据”、框定资源、选择区域和验证目标为主。 在地质与勘探类论文中（图3）：多数报道的是关于煤层气资源评价与地质选区（42%，年均约19篇）、储层物性和吸附性（34%，年均约15篇）的研究成果，反映出积累资料、摸索经验的特点；成藏条件与过程、煤层气可采性论文年均分别只有2篇和1篇，该方面研究没有得到重视，在一定程度上显示出基础研究不足而致使煤层气地质选区和“找气”具有盲目性，这也是该阶段我国煤层气地质选区成功率较低的一个重要原因[3]。 在该阶段，开发技术类论文多是对国外技术的消化和应用。其中，钻井、试井和完井论文占了较大比例（35%，年均约6篇），排采与增产措施得到了应有重视（24%，年均约4篇），对解吸-扩散-渗流这一煤层气开采的基础有所关注（6%，年均约1篇），但几乎未见关于煤层气井产能和采收率方面研究成果的报道（图4）。此外，综述性论文也多以介绍国外煤层气勘探开发理论和技术为主。 图3 CNKI煤层气地质与勘探类不同研究方向论文分布 图4 CNKI煤层气开发技术不同研究方向论文分布 上述特征揭示：本阶段的研究是针对我国煤层气产业的起始过程而开展的，在煤层气地质研究上表现为寻证，在勘探上表现为找气，在开发试验上表现为摸索，总体上试图通过引进和消化国外相关理论与技术来解决中国的煤层气地质问题，积累了较为丰富的煤层气地质基本条件信息，对全国煤层气资源及其分布规律取得了基本认识，煤储层特性这一煤层气地质核心问题得到应有的重视，开展了适合于中国煤层气地质特点开发技术的试验与探索，并从区域上开始了对全国或区域煤层气产业发展战略的思考。 2.2 第二阶段：探因-普查-彷徨阶段 该阶段历时3年，从2000年开始，至2002年结束。在此阶段，每年的煤层气论文稳定在130篇左右，年均论文数量比第一阶段增加了73%，但论文类别构成变化明显（图1）。 从论文类别来看：地质与勘探类论文209篇，占该阶段论文总数的54%，年均篇数（约70篇）比第一阶段显著增加，但从1999年至2001年论文篇数显著递减，在后期有重新增加的趋势；开发技术类论文显著增多，占论文总数的比例比第一阶段增长了10个百分点；经济与政策、利用和储运的研究得到更多的关注，论文比例均上升了5～6个百分点（图1，图2）。 与第一阶段相比：该阶段地质与勘探论文中煤储层物性与吸附性研究成果的数量和比例显著增高（105篇，50%），构成了研究的主题；资源评价与地质选区尽管仍得到较多关注，但比例明显降低（29%）；成藏条件与过程论文的比例基本不变（10%），但年均论文篇数（7篇）明显增多（图3）。由此表明，这一阶段常规评价与选区方法趋于成熟，研究的注意力更多地转向与开采地质条件密切相关的煤储层特性，转向了成藏效应等深层次的控制机理问题。 就开发技术而言：钻井、完井、试井论文17篇，年均约8篇，远高于第一阶段，但在阶段论文总数中的比例（25%）有所降低；排采与增产措施论文18篇，比例（27%）有所提高；产能与采收率论文11篇，比例从零增至约16%；解吸-渗流-扩散论文14篇，占阶段论文总数的21%，比例显著增长（图4）。排采与增产措施、产能与采收率的研究得到加强，开采基础和应用基础研究受到高度重视，研究重点向开发技术的中—下游移动，这是为解决我国煤层气产业发展“瓶颈”问题而做出的努力，也是产业逐渐走向成熟的标志之一。 在此阶段：除了进一步拓展勘探选区继续找气之外，更多的力量集中于第一阶段已有一定勘探工程的地区，以进一步缩小勘探靶区，为开发试验提供更为可靠的基地；同时，尽管在近20个地区进行了排采试验，但多未取得理想的效果，致使开发试验徘徊不前，业界信心受到冲击。然而，这一时期煤层气开发基础与技术研究得到了较大发展，尤其是在开采方法与增产措施、煤层气解吸扩散渗流机理、产能与采收率分析等方面取得较多成果，为中国煤层气产业化时代的到来奠定了重要技术基础。 上述论文分布特征，指示我国煤层气产业发展过程由于进入了一个新的阶段而对科学技术的需求发生了较大变化，在煤层气地质研究上表现为探因，勘探上表现为普查，开发试验上表现为访徨，总体上处于为催生中国煤层气产业化时代到来的“阵痛”阶段。 2.3 第三阶段：求源-详查-商业阶段 自2003年以来，我国煤层气产业发展进入了一个新的历史时期，即商业化生产阶段。其主要标志为：煤层气地质研究进入了求源，勘探实践进入了详查，开发上步入了商业化生产，中国煤层气产业的雏形已经形成，并呈现出快速发展的势头，这些标志在煤层气论文的数量和结构上均有体现。 在2003～2005年的三年期间，CNKI煤层气论文总数大幅度增加，达到628篇，年均论文约209篇，与第二阶段相比增长了61%，接近第一阶段论文总量的一半（图1，图2）。开发技术类论文的比例有所提高，利用和储运技术研究得到进一步重视，基础研究明显加强，研究重点进一步向煤层气产业的中—下游移动，更加适应于商业化生产阶段对科学技术的需求。 地质与勘探类论文占阶段论文数的比例约51%，仍有较大比重，这是我国煤层气产业目前总体上处于初期阶段的必然特征。其中：煤储层物性与吸附性仍是研究重点，但论文比例下降至39%左右；资源评价与地质选区仍是产业的科技需求，论文比例（27%）与上一阶段基本持平；成藏条件与过程研究得到高度关注，论文比例比上一阶段提高了约9个百分点（图3）。 本阶段开发技术类论文数量的比例为19%，比上一阶段略有提升，显示我国煤层气产业中游领域的研究得到进一步重视。其中：钻井、完井、试井论文（25篇）多于第一阶段，但比例继续下降（约21%）；排采与增产措施论文34篇，数量显著增加，比例（29%）略有提高；产能与采收率论文12篇，数量和比例（约10%）均比上一阶段显著减少；解吸-渗流-扩散论文25篇，数量明显增加，比例与上一阶段基本持平（图4）。钻井、完井、试井论文比例相对降低，排采与增产措施论文比例显著提高，解吸-渗流扩散论文数量明显增多，尤其是2005年开发技术类论文数量大幅度跃升（图1，图2），显示出我国煤层气商业性生产、示范工程等对新技术开发和相关基础研究的强烈需求。 在此阶段：新增了一批国家批准的煤层气储量，煤层气成藏条件与机制探索在国家层面上全面展开，标志着中国煤层气地质研究从资源与基本地质条件调查阶段转入了资源“详查”阶段和成藏作用探索过程；大井网煤层气勘探开发试验取得新的突破，水平羽状井、丛式井等技术在煤层气开发中得到初步应用，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，标志着中国煤层气产业从开发试验阶段转入了商业化生产启动阶段。 3 CNKI 论文分布特点与产业发展需注重的科学技术问题 进一步分析C N KI论文分布特点，发现存在某些问题，而解决这些问题正是发展中国煤层气产业所需要继续努力的方向。 首先，煤层气资源评价始终是20余年研究探讨的主题，尤其是对全国和某些区域的煤层气资源量及其构成众说纷纭，且国家批准的煤层气储量所占比例极低。究其原因，主要在于三个方面：一是评价方法缺乏规范性要求；二是资源估算尚存重大基础问题未能解决；三是资源勘探和探明程度很低。为此，煤层气资源评价及其方法仍是今后相当长一段时期内所要研究的主题，而在国家层面上制定评价方法和要求的规范性文件，加强以吸附机理为核心的基础研究[3]，加大勘探和开发试验的力度，将有助于推进这一问题的解决。 其次，文献中涉及的煤层气地质选区多达50余个，但目前实现商业性开发或具有可见前景的地区不超过5个，且某些选区已上过多轮勘探和开发试验工程。造成这种状况的原因是多方面的，包括选区理论和方法在科学性和适应性上的缺陷、早期勘探与开发试验技术发展水平和认识的局限、钻井/完井/排采技术管理经验不足等[3]。因此，在深化研究选区理论与方法的基础上，通过资料复查和新技术应用，总结开发技术上的经验和教训，可能会使我国煤层气地质选区成功率得到一定的提高。 第三，国外几乎所有的传统和先进煤层气开发技术在我国都有引用，但多数情况下的应用效果都不甚理想。正视这一状况，似应考虑如下三个问题：一是所有先进技术是否都适合我国特定选区的煤层气地质条件？二是传统技术在特定选区的开发效果是否就不如先进技术？三是我国自主研究开发出了哪些适合于我国煤层气地质条件的开发技术？对于前两个问题，答案当然是否定的。至于后一个问题，目前尚未见到关于自主研发的关键技术的报道。这三个问题的关键，在于各种开发技术的适应性，这也正是今后需致力于研究的重要方向之一。 第四，见诸报道的煤层气井产能、煤层气采收率及其影响因素的研究成果较少，与煤层气商业性生产阶段的技术需求之间存在较大差距。原因在于，我国前期实践多为开发试验，对此没有太多的需求，积累的资料也十分有限，难以满足开展这一研究的要求。但在进入商业化开发且追求经济效益的现今阶段，该方面的研究应该引起足够重视，包括系统追踪和分析排采动态、注重不同煤层气地质条件的对比分析、深化煤层气解吸-渗流规律与机理的研究、开发科学性更强的数值模拟技术等。 第五，尚未充分注意到深部煤层气开发这一潜在新领域，深部资源及其与常规油气共采可行性的研究成果鲜见报道。我国深部煤层气资源量巨大[4]，多数大—中型沉积盆地中煤层气都与常规油气共生，前期少数研究显示了深部煤层气与常规油气共采的可能性[5]。为此，从资源潜力、成藏作用与过程、地质选区、勘探与开发试验等方面，对深部煤层气资源潜力开展全方位的研究探讨，将有助于拓展我国煤层气开发的新视野。 第六，煤层气开采可能诱发的环境保护以及煤层气利用与储运技术问题，应该得到应有重视。在1994年以来的1465篇CNKI煤层气论文中：环境保护方面的论文只有19篇，几乎全为哲学意义上的讨论或介绍国外相关技术；利用与储运方面的论文逐年增长（图1），但多是关于煤层气发电和管网输送技术的探讨。这种状况，可能会影响到我国煤层气产业的健康发展。针对我国煤层气地质和开发特点，开展环境保护技术研究或实例分析，研究开发具有更高附加值的煤层气转化利用技术和适应矿区煤层气分布式开发特点的小型化利用储运技术与装置，将有助于弥补我国煤层气产业在此方面的不足。 参考文献 [1]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅰ）：当前所处的发展阶段.天然气工业，26（1）：4～7 [2]中国期刊全文数据库.http://211.70.215.35/kns50/ [3]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅱ）：关键科学技术问题.天然气工业，26（2）：6～10 [4]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅲ）：走向与前瞻性探索.天然气工业，26（3）：1～5 [5]秦勇，宋全友，傅雪海.2005.煤层气与常规油气共采可行性探讨.天然气地球科学，16（4）：492～498

国内煤层气勘探开发进展

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。

中国煤层气勘探开发现状与发展前景

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。 参考文献 ［1］徐凤银等.煤层气勘探开发的理论与技术发展方向［J］.中国石油勘探，2008，（5） ［2］宋岩等.煤层气成藏机制及经济开发理论基础［M］.北京：科学出版社，2005 ［3］李景明等.中国煤层气资源特点及开发对策［J］.天然气工业，2009，（4） ［4］郭炳政.韩城区块煤层气勘探开发现状与启示，2006年煤层气学术研讨会论文集［C］.北京：地质出版社 ［5］赵庆波等.煤层气地质选区评价理论与勘探技术［M］.北京：石油工业出版社，2009 ［6］陈振宏等.煤粉产出对高煤阶煤层气井产能的影响及其控制［J］.煤炭学报，2009，（34）2 ［7］孙茂远.煤层气资源开发利用的若干问题［J］.中国煤炭，2005，（3） ［8］刘洪林，李景明，宁宁，李贵中.我国煤层气勘探开发现状、前景及产业化发展建议［J］.天然气技术，2007，（04） ［9］鲜保安，崔思华，蓝海峰，李安启.中国煤层气开发关键技术及综合利用［J］.天然气工业，2004，（05） ［10］叶建平.中国煤层气勘探开发进展综述［J］.地质通报，2006，（Z2） ［11］崔荣国.国内外煤层气开发利用现状［J］.国土资源情报，2005，（11） ［12］秦勇，程爱国.中国煤层气勘探开发的进展与趋势［J］.中国煤田地质，2007，（1） ［13］彭贤强，张宝生，储王涛，刘玲莉.中国煤层气开发综合效益评价［J］.天然气工业，2008，（3） 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中国石油煤层气勘探开发实践及发展战略

费安琦 雷怀玉 李景明 赵培华 李延祥 （中国石油天然气股份有限公司 北京 100086） 作者简介：费安琦，男，1946年生，满族，1965年毕业于中国地质大学，主要从事石油、天然气及煤层气勘探开发方面的研究和管理工作。 摘要 根据中国石油天然气股份有限公司煤层气十年勘探经验，系统总结了中国石油在煤层气勘探领域的新认识和新技术，利用这些认识和技术取得了重要勘探成果，发现了三个气田，储备了一大批有利目标区。中国石油在“十一五”期间将加大煤层气的投入，以早日促进煤层气产业化发展。 关键词 煤层气 地质理论 新发现 新领域 Practice and Strategy of CBM Exploration and Development of PetroChina Fei Anqi，Lei Huaiyu，Li Jingming，Zhao Peihua，Li Yanxiang （PetroChina Company Limited，Beijing 100086） Abstract：Based on the CBM exploration experience of PetroChina for ten years，some new knowledge and technologies for CBM exploration from PetroChina were systemically summarized in this paper.PetroChina achieved important CBM exploration results in the light of these knowledge and technologies and discovered three CBM fields and reserved lots of favorable CBM perspective areas.During the eleventh five-year plan，PetroChina will double the investment of CBM to early realize the successful development of China's CBM industry. Key words：CBM；geology theory；new discovery；new field 前言 煤层气主要以甲烷为主，是洁净的天然气资源。煤层气是主要以吸附形式存在于煤层中的非常规天然气。煤层气勘探可以减少采煤的灾害，减缓对大气的污染，更重要的是煤层气是天然气的一个后备资源。中国石油天然气股份有限公司于1994年在原新区勘探事业部成立了煤层气勘探项目经理部，专门立项进行煤层气勘探。十余年以来，先后组织了“九五”总公司煤层气科技攻关和大量煤层气勘探生产项目，参加本项目科技攻关入数达250余人，着眼全国开展了大区评价研究，投资4.5亿元，共钻井80口，开辟了河北大城、山西晋城、大宁三个试验区。获得了一大批煤层气的有利区块，取得了一批突出的技术成果。“十一五”期间公司将进一步加大投入，促进煤层气早日产业化，实现股份公司能源的多元化战略。 1 中国煤层气地质理论有突破性认识 结合中国煤层气地质特点，将煤层气气藏类型划分为承压水封堵、压力封闭、顶板水网络状微渗滤、构造封闭四大类，并指出承压水封堵气藏保存条件好，有利于排水降压，煤层气最富集，是主要勘探目标。 在煤热演化生烃机理上划分为区域岩浆热变质、局部热动力变质、深层水交替热变质、区域压实变质、构造应力变质五种类型，并指出区域岩浆热变质类型的煤层割理发育，物性好，高产条件最优越，是勘探重点。 在煤层气成因类型上由盆地边缘到腹部划分为甲烷风化带、生物降解带、饱和吸附带、低解吸带四种类型，并指出生物降解带埋藏浅、开采中水大气小，甲烷风化带含甲烷气特低，低解吸带煤层埋藏深、物性差、含气饱和度低、可解吸率低，而饱和吸附带是高产富集有利部位。 在煤层气成藏后改造作用中存在水动力洗刷、煤层矿化、构造粉煤、成岩压实、构造变形差异聚集五种主要作用类型，往往构造变形差异聚集作用类型的上倾承压水封闭条件好，下倾部位有充足气源补给，高产富集条件优越，为勘探重点。 2 形成了煤层气勘探配套工艺技术 先后组织了22项煤层气专用勘探技术攻关，以下6项达到国际领先水平。 2.1 煤层绳索式全封闭快速取心技术 为准确求取煤层含气量和提高煤层取心收获率，研制出绳索式取心工具（大通径）及配套设备，包括取心钻头、外管、内管总成、半合式岩心管、悬挂机构、弹卡定位机构、割卡心机构、单动机构、报警装置、差动机构、内外管扶正器、打捞器、绳索提升系统，及通径大于101mm的专用钻具。现场对30口井取心，平均收获率98%以上，煤心保持原始结构，并且出心速度快，由井底割心到地面装罐，700m 井深仅用8～10min，实测含气量可靠。比常规取心速度快20倍，此项技术已获国家发明专利。 2.2 注入/压降试井技术 针对煤层松软、低压、低渗且含有气体和水的特点，引进国外先进的高压低排量（最高注入压力41MPa，最低注入排量2m3/h）注入泵，并配备了先进、可靠的地面泵注系统。建立了适用于不同试验区的测试工艺技术，研制出专用解释系统软件。经现场50多层测试对比，煤层渗透率等参数解释准确性较高。 2.3 大地电位法煤层压裂裂缝监测技术 根据煤层近于非弹性体的特点，建立了室内数学模型和物理模型试验，研制出大地电位法煤层压裂裂缝监测设备和解释软件，可对煤层压裂裂缝延伸方位和长度进行现场直接动态监测和定量解释。经现场60多层测试对比，压裂裂缝监测结果准确性较高，解决了以往煤层压裂水平裂缝无法直观定量评价的难题。该项技术已获国家发明专利。 2.4 井间地震声波层析成像（CT）技术 根据煤层中的纵波速度较低、压裂后其纵波速度进一步降低的特点，采用井间地震声波层析成像技术，描述声波穿过剖面内煤层物性的变化特点，以评价压裂后井间连通状况。经现场测试对比，井间测试结果清晰可靠，解决了以往煤层裂缝不能直观定量评价的难题。 2.5 煤层气测井评价技术 结合试验区煤层气地质特点，研制开发出煤层气测井系列和评价软件，可对含气量、封盖层、工业分析、岩石力学等参数进行定量解释。经28口井200余块样品实验室测试结果对比，含气量误差不超过6%，利用该技术每口井可节约费用20万元。 2.6 煤层气储层模拟技术 引进国外先进的COALGAS、COMET煤层气储层数值模拟软件，针对中国煤层气特点开发应用，可对各种完井方法和开采方式用三维两相的煤储层进行生产拟合和储层参数敏感性分析，能预测开采20年内采气速度、单井和井组产能、合理井距、布井几何形状及井网优化等多项开采指标，评价气藏开发水平和试验区开采效果。并在沁水盆地晋城地区、鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区得到充分应用。 3 利用地质理论和勘探工艺技术，勘探效益显著 3.1 坚持4个层次评价研究取得明显效果 大区评价：评价全国39个含煤盆地68个聚煤单元的煤层气远景资源量，在埋深300～1500m为27.3×1012m3（美国目前18个盆地煤层气远景资源量仅为11×1012m3）。其中4大盆地有利勘探面积7.6×104km2，煤层气远景资源量19×1012m3。 区带评价：优选出鄂尔多斯盆地中部及东部、沁水、冀中—冀东、鲁西—濮阳、豫西、淮南—淮北、六盘水八大有利选区，勘探面积4×104km2，煤层气远景资源量7.1×1012m3。 目标评价：评选出沁水盆地晋城、鄂尔多斯盆地大宁-吉县、韩城、乌审旗六盘水地区格目底及西北等一批有利勘探目标，勘探面积2×104km2，煤层气远景资源量4.4×1012m3。 区块评价：拿下晋城目标樊庄和郑庄区块探明、控制储量及大宁-吉县目标午城区块控制储量。 3.2 发现我国第一个大型煤层气田——沁水气田 1997年10月晋试1井完钻，完钻井深705m，在主要目的层二叠系山西组和石炭系太原组共钻遇煤层6层12m，钻井中煤层气显示良好。1998年2月开始对本井3＃煤试气，日产气稳定在2700m3以上，最高日产气为4050m3，在本区首次获得了稳定的煤层气工业气流。 1998年4～8月通过区块评价研究，在晋试1 井附近钻探了晋1-1、1-2、1-3、1-4、1-5井，与晋试1井共同组成了一个梅花形井组。该井组于1999年4～12月进行了面积法排水降压采气，4口井日产气量稳定在2400～3500m3。 在晋试1井组试气的同时，分别在樊庄和郑庄区块完钻了晋试2、3、4、5、6井，经试气单井单层日产气稳定产量2700～4400m3，最高9780m3。采用COALGAS储层模拟软件预测3＃煤与15＃分压合排单井平均日产气3700～4000m3。 2001年已向国家上交樊庄区块探明含气面积182.22km2，煤层气地质储量352.26×108m3；郑庄区块控制含气面积447.1km2，煤层气地质储量911.2×108m3；该登记区含潜在资源量的总含气面积1090km2，总资源量2656×108m3。 不管是采用常规钻井还是羽状水平井钻井技术，该区煤层气开发都有好的经济效益。陕京和西气东输管线靠近该区，将为改变北京及东部沿海地区大城市环境，带来难以估量的巨大的效益。 3.3 首次在鄂尔多斯东缘发现大型的煤层气田 鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区吉试1井于山西组和太原组共钻遇煤层6层累计厚度为17.4m，其中主力煤层厚度5＃煤5.4m，8＃煤8.8m，煤层压力系数1.1～1.2，煤层渗透率10×10-3μm2，5＃煤平均含气量20.7m3/t，含气饱和度91%，8＃煤平均含气量13.8m3/t，含气饱和度77%，5＃煤钻井中自溢水10m3/d，主要地质参数与美国黑勇士盆地高产富集区接近，为我国首次在鄂尔多斯东缘发现的大型中煤阶煤层气田。其中吉试4井煤层总厚7层22.8m，煤层渗透率高达 82×10-3μm2。吉试 5 井 5＃煤厚 6.8m，含气量高达23.2m3/t，含气饱和度 95%，日产气 6629m3。目前初步控制该区在煤层埋深 500～1200m，煤层气含气面积885km2，控制储量800×108m3。 4 中国煤层气开发利用前景展望 21世纪是天然气的世纪，在我国未来几十年内天然气开发将获得飞速的发展。西气东输是煤层气产业发展的一次难得的历史机遇，“西气东输”工程将穿越我国众多的油气盆地和含煤盆地。根据“西气东输”工程的供气能力和设计年限估算，需要1×1012m3的天然气地质储量作保证，但目前常规天然气地质探明储量仅7000×108m3左右，急需补充气源，煤层气作为非常规天然气，其成分95%以上是甲烷，完全可以与天然气混输、混用。同时“西气东输”管线经过的地区也是煤层气资源富集的地区，塔北、鄂尔多斯盆地、沁水盆地、太行山东、豫西、徐淮和淮南等煤层气富集带，总资源量近14×1012m3，而且管线经过的沁水大型煤层气田，已经获得煤层气探明储量，在短期内优先开发这些地区的煤层气资源最具有现实性和可行性。 我国的煤层气工业和其他国家一样，将采用井下抽放和地面排采并行的方式展开，一方面在井下抽放上继续改进技术，提高抽放效率；另一方面大力开展地面排采试验。我国煤层气井下抽放已有50多年的历史，抽放技术成熟，随着环保意识的加强，更多煤层气利用设施的建成投产，以及国家和企业更加注重安全生产，预计未来10年煤矿井下煤层气抽放将会有较大的发展，到2005年井下煤层气抽放量将达到10亿m3，2010年达到14亿m3[2]。 我国煤层气地面开发试验已从单井试验向井组试验过渡，一些煤层气开发项目已显示出商业化开发前景。我国煤层气开发应采取新区与老区相结合、重点突破的原则。首先在资源条件好、勘探程度较高的鄂尔多斯和沁水盆地，进行补充勘探，集中力量开发，使煤层气生产能力在近期内有较大程度的提高，并在开发利用方面形成突破。 根据目前我国煤层气发展速度及政策导向等预测，我国煤层气产量将经过缓慢、快速和稳定三个阶段的增长，预计到2010年我国可探明（1000～2000）×108m3的可利用煤层气储量，建成3～5个煤层气开发示范基地，力争使煤层气产量达（20～30）×108m3，煤层气产业初具规模。预测2000～2010年将是我国煤层气大发展阶段，相当于美国20世纪80年代的水平，因煤层气井产量低，寿命长，必须要有优惠政策来鼓励煤层气的勘探开发，才能使我国煤层气勘探开发在此阶段取得长足进展。我国华北地区可供勘探的煤层气资源量与美国的圣胡安和黑勇士盆地之和相当，但其地质情况较复杂，勘探难度大，预计到2010年全国煤层气产量将达到20×108m3，控制储量为1500×108m3。预测2010～2020年，随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟，勘探范围将进一步扩大到华南、东北区及西北地区，预计2020年煤层气产量将达到150×108m3。到2025年，建成5～6个煤层气生产基地，煤层气产量达200×108m3，形成完善的煤层气产业体系。 5 中国石油煤层气发展战略 在“十一五”期间中国石油将立足中东部含煤盆地，用五年的时间形成30×108m3的煤层气产能，为了实现这一目标，应从以下几个方面做好相关工作。 5.1 加大对煤层气的科技投入 我国煤层气资源丰富，洁净气体能源供需缺口大，开发利用煤层气具有紧迫性和必要性。我国煤层气储层与美国相比，大多具有低渗透、低饱和和低储层压力的“三低”特点，煤层气地质条件复杂，开采难度大。中国石油将进一步加大对煤层气的科技投入，一方面加强煤层气成藏理论、经济评价等基础理论研究，注意煤层气科学的系统性；另一方面加大煤层气攻关和示范项目的投入力度，为煤层气开发的突破创造科技支撑。 5.2 根据我国煤层气资源特点与分布，选择有利开发区块 我国煤层气资源特点突出表现为量大面广，具有显著的地区富集性和时域富集性。通过对全国煤层气资源的综合评价，以含气带为单位，对其开发前景进行分类评价，确定包括十大煤层气有利目标区作为煤层气开发的优选区块，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、两淮地区、西部低阶煤地区的煤层气开发有利区块，可作为近期勘探开发的重点工作区。 5.3 制定完整、科学的煤层气开发规划 坚持煤层气上、下游统筹规划、协调发展，评价与勘探相结合、重点突破与规模开发相结合，由浅至深、由易到难、滚动发展；坚持地面规模开发为主、带动煤矿井下抽放，地面开发与井下抽放并举，建立“先采气后采煤”的矿产资源综合开发模式。 5.4 中国石油将把煤层气开发利用纳入公司中长期能源发展规划，重视相关基础设施建设 我国煤层气基础设施弱，特别是没有煤层气长输管网，中国石油将把管线建设纳入公司发展基础建设规划，有计划地投入适度的基建资金，分期实施，以加速我国煤层气产业的形成与发展。 参考文献 [1]刘洪林等.2001.中国煤层气资源及其勘探开发潜力.《石油勘探与开发》，Vol.28，No.1，p9～11 [2]王红岩，刘洪林等.2005.煤层气富集成藏规律.北京：石油工业出版杜 [3]张建博，王红岩等.1999.山西沁水盆地有利区预测[M].徐州：中国矿业大学出版杜 [4]黄盛初等.1998.我国煤层气利用技术现状及前景.《中国煤炭》，No.5，p25～28 [5]赵文智等.2001.中国陆上剩余油气资源潜力及其分布和勘探对策.《石油勘探与开发》，Vol.28，No.1，p1～5

煤层气勘探开发历程

我国煤层气勘探开发和利用，主要经历了3个发展阶段。 1.矿井瓦斯抽放发展阶段（1952～1989年） 1952年我国在抚顺矿务局龙凤矿建立起瓦斯抽放站，此后至1989年期间我国煤层气勘探开发主要处于矿井瓦斯抽放发展阶段，主要进行井下瓦斯抽放及利用、煤的吸附性能和煤层气含量测定工作。该期间的工作成果，为后来全国煤层气资源预测和有利区块选择等积累了重要的实际资料。 2.现代煤层气技术引进阶段（1989～1995年） 1989～1995年为我国现代煤层气技术引进阶段。原能源部于1989年9月邀请美国有关煤层气专家来华介绍情况，并于1989年11月在沈阳市召开了我国第一次煤层气会议“能源部开发煤层气研讨会”。随后，国家“八五”攻关和地方企业、全球环境基金（GEF）资助设立了多个煤层气的研究项目，并在河北大城、山西柳林进行了煤层气的勘探试验，1991年出版了我国第一部煤层气学术专著—《中国的煤层甲烷》。同时，许多外国公司也纷纷出资在我国进行煤层气风险勘探。在这期间，我国引进了煤层气专用测试设备和应用软件，设备的引进和人员交流使我国在煤层气资源评价、储层测试技术、开采技术等方面取得了较大的发展。 3.煤层气产业逐渐形成发展阶段（1996年后） 为了加快我国煤层气开发，国务院于1996年初批准成立了中联煤层气有限责任公司。“九五”和“十五”国家科技攻关都设立了煤层气研究和试验项目，同期国家计委设立了“中国煤层气资源评价”国家一类研究项目。这些项目和其他相关研究工作使煤层气在选区评价方法、有利区块优选、富集规律及其控制因素等方面取得了新的进展。上述工作大力促进了我国煤层气勘探开发工作，在30多个地区进行了钻井评价，在沁水南部和北部、大宁—吉县区块、韩城区块、神府—保德、阜新盆地、大同—宁武、准噶尔盆地、恩洪—老场区块、沈北—铁法地区等10个地区取得重要勘探成果；韩城、沁水端氏、大宁—吉县、宁武、沁水樊庄、沁水大宁等6个项目准备进行开发试验；国家级沁南潘河煤层气开发示范项目、晋城寺河煤层气开发项目、沁南枣园煤层气开发试验项目和阜新煤层气开发试验项目等4个项目先后进入煤层气商业化开发示范阶段。

国内外煤层气中重烃异常分布特征及成因初探

兰凤娟1 秦勇1,2 常会珍1 郭晨1 张飞1 基金项目:国家自然科学基金重点项目(40730422)资助。 第一作者简介:兰凤娟,1986年生,女,博士研究生,煤层气地质,13151981375,lanfj11986@126.com。 (1.中国矿业大学资源与地球科学学院 江苏徐州 221116;2.煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室 江苏徐州 221008) 摘要:一般来说,煤层气中重烃浓度低于3%~5%,然而某些地区煤层气中重烃浓度超过常规而显现异常。煤层气化学组成中隐含着极为丰富的成因信息,对重烃异常原因的研究能深化对煤层气成因的认识,推动煤层气地球化学基础研究的完善发展。本文归纳总结了国内外煤层气中重烃异常的分布和特征,以及目前学者们对重烃异常成因的诸多解释,对于这些解释笔者分别提出了自己的见解,为重烃异常成因的深入研究提供一个思路和切入点,认为还需结合具体地区综合考虑多种因素进行进一步研究。 关键词:重烃异常 分布特征 成因 Distribution Characteristics of Abnormal Heavy Hydrocarbon in Coalbed Methane and its causes LAN Fengjuan1 QIN Yong1,2 CHANG Huizhen1 GUO Chen1 ZHANG Fei1 (1. The School of Resource and Earth Science, china university of Mining and Technology, Xuzhou, Jiangsu 221116, china 2. Key Laboratory of CBM Resources and Reservoir Formation Process, Xuzhou, Jiangsu 221008, China) Abstract: Generally speaking, concentration of heavy hydrocarbon of CBM is between 3%～5%, however, it is more than normal in somewhere. There is abundant genetic information in chemical composition of coalbed methane (CBM) . The research about its origin will deepen our understanding of origin and geochemistry of coalbed gas. This article summarizes the distribution characteristics of abnormal heavy hydrocarbon domestic and overseas and scholars' explanations for its causes at present, giving the author's own opinion which provides a starting point for the further research of the causes. It is thought that it still needs further study taking many factors into account in some definite area. Keywords: abnormal heavy hydrocarbon; distribution characteristics ; causes 引言 煤层气主要由CH4构成,次要组分为重烃(C2+)、N2和CO2,微量组分有Ar、H2、He、H2S、SO2、CO等(陶明信,2005)。据Scott对美国1400口煤层气生产井气体成分的统计结果,煤层气平均成分为:CH4,93%;CO2,3%;C2+,3%;N2,1%;干湿指数(C1/C1~5),0.77~1.0(Scott,1993)。中国煤层气虽然总体上以干气为特征,但也发现了大量“湿气”的实例。这些实例中,煤层气中重烃浓度通常在5%~25%之间,甚至出现了重烃浓度大于甲烷浓度的现象(吴俊,1994)。就云、贵、川的龙潭组而言,云南恩洪矿区煤层气中重烃浓度往往较高,其次是黔西和重庆地区。在恩洪向斜,煤层气中乙烷浓度达4.38%~33.90%,一般在16%左右;丙烷浓度0.7%~5.88%,一般小于3%(吴国强等,2003)。不仅是恩洪,其他一些地区也出现重烃异常,如重庆天府矿区上二叠统焦煤煤层瓦斯中C2H6—C4H10浓度高达30.45%,是CH4浓度的1.98倍;南桐矿区煤层气中重烃的比例高达6%~15%(刘明信,1986)。 1 国内外煤层重烃异常分布 国内出现重烃异常的地区从南往北有云南、贵州、重庆、浙江、湖南、江苏、安徽、河南、陕西、辽宁、河北、内蒙古、黑龙江(见表1)。出现重烃异常的时代集中在石炭纪、二叠纪和侏罗纪,其中以二叠纪为主。煤化程度处于气煤、肥煤、焦煤阶段,在长焰煤中也有出现。重烃浓度介于0.1%~48.7%之间。出现重烃异常的煤层常常与油气有关联,有的在煤层中或其顶底板发现有液态油的存在,有的有明显的气显示和油显示。 表1 国内煤层气重烃异常分布表 续表 根据已查阅的资料,国外煤层中出现重烃异常的有美国、俄罗斯、德国。煤变质程度主要处于气肥煤阶段,重烃浓度最高大于43%。有趣的是许多出现重烃异常的煤田附近有一个与煤成气相关的天然气田或油田,有的煤层中也见到了液态石油或者有良好的气显示和油显示,因此有的学者就用石油气的成分来解释重烃浓度,认为与盆地深部层位的含油性有关,可能其运移是沿深断裂进行的(А.И.Кравцов,1983)。 表2 国外煤层气重烃异常分布表 续表 2 煤层重烃异常成因 关于煤层气中重烃异常的成因众说纷纭,有生气母质说、油气渗透说、接触变质说、煤化作用阶段说等。下面列出了重烃异常原因的各种假说。 2.1 生气母质 烃源岩的生烃母质组成特征影响着烃源岩的生烃品质和生烃潜力,是烃源岩研究的重要内容,其主要研究方法有两种:一是煤岩学的方法,一是干酪根方法,煤岩学法保存了有机质的原始状态与结构,有利于对成因的研究,镜质组反射率更可靠,干酪根法富集了矿物沥青基质中的那部分有机质,利于干酪根类型的确定(韩德馨,1996)。 煤岩显微组分很大程度上决定了煤层的产烃能力。通常认为,富壳质组煤层具有产油倾向,富镜质组煤层具有产气倾向。岩相学和地球化学研究表明,高或中等挥发分烟煤中,以壳质组分为主的腐泥煤生成湿气和液态烃,以镜质组分为主的腐殖煤生成干气(Rice D D,1993)。但某些种类镜质组分也具有生成较高重烃浓度气体的能力(Bertrand P,1984)。例如,新西兰富氢煤层中镜质组含量在80%以上,但具有很高的产油能力(Kilops S D et al.,1998);研究发现挪威北海中侏罗纪腐殖煤中壳质组含量和产油能力之间没有明确关系;Gentzis等认为,加拿大阿尔伯塔MedicineRiver煤层(乙烷和丙烷浓度5%)湿气来源于煤中大量的富氢镜质组分(Gentzis T, et al.,2008)。一般认为,惰性组由于芳构化程度和氧化程度更高及氢含量极低,不仅不能生油,而且产气量也比相同煤阶的壳质组和镜质组低,因而通常不把惰性组作为油气母质。但是近年来,经过煤岩学家的深入研究发现,某些惰性组分并非完全惰性,如南半球煤中“活性半丝质体”(RSF)的发现以及荧光与非荧光惰性体的划分(黄第藩等,1992),为惰性体成烃提供了有机岩石学证据。徐永昌等对惰性组分加热也曾得到产油量为2.94kg/t的残物(徐永昌,2005)。 笔者认为前人对煤岩显微组分对重烃产生的影响只是通过显微镜观测和测得的气组分的对比来进行的猜测,对具体显微组分对重烃产生的影响还没有进行过实验验证,尤其还未进行过煤化学结构特殊性的探索验证,还应对不同地区同类型的干酪根对重烃产生的影响进行深入研究。 2.2 微生物 微生物可以从两方面对重烃浓度产生影响,一是重烃菌有助于煤层产生重烃,一是微生物可以消耗掉重烃(如产甲烷菌),产生次生生物气,不利于重烃的保存。 一种解释认为自然界存在重烃菌,生物气中少量重烃是重烃菌的贡献,即生物成因说。但要证明生物作用可以形成重烃,必须有以下证据:在一定的地质背景下,生物成因气中可以含有少量的重烃组分(0.1%~0.2%);乙烷的碳同位素较轻(就目前所报道的碳同位素值都在-70‰~-55‰之间)(Mattavelli L and Martinenghic,1992),充分的证据证明无其他成因乙烷混入;还有一个重要的条件,就是在实验室内能够培养出产重烃菌。徐永昌等(2005)测得了陆良天然气乙烷的碳同位素组成δ13C2值为-66.0‰~-61.2‰,结合其单一的地质背景的分析,基本排除了热成因乙烷的可能,较明晰地显示了其为生物成因,对长期争议的生物作用是否可以生成乙烷给出正面的回答(徐永昌,2005)。 笔者认为重烃菌和细菌生源等有助于煤层产生重烃的因素尚需进一步验证;而影响到重烃的保存的次生生物气来解释重烃异常的前提是,整个向斜的煤层产生重烃的数量都很多,只是有的井田未受到微生物的影响而保存了下来,需要证明重烃正常区存在次生生物气。 2.3 催化作用 近年来,越来越多的学者开始注意催化作用对煤层气生成的影响,国内外学者研究中涉及地质过程中能起催化生气作用的无机质主要有粘土矿物、碳酸盐矿物、氧化物矿物、过渡金属元素等(吴艳艳和秦勇,2009)。催化剂对重烃生成的影响也有一些假说: 某些著作中提出一个假设,煤层中的重烃是由于甲烷、煤的灰分化合物和地层水的相互化学作用造成。据Е.Е.Вороищй的结论:包含在岩石孔隙中甲烷的氧化将导致高分子同系物的形成,其反映是: Fe2O3+2CH4→2FeO+C2H6+H2O和2Fe(OH)3+2CH4→2FeO+C2H6+4H2O 但这种假设未必正确,还应研究煤层中重烃从属于矿物杂质的分布情况(А.ΝКраввцов,1983)。 火山活动及深部流体活动在沉积有机质生烃地质过程中的作用也日益受到重视。张景廉认为含煤盆地的原油可能的模式是深部氢气与有机质的加氢液化生烃,或是深部H2、CO2、CO在中地壳的低速高导层中经费托合成反应生成油气(张景廉,2001)。金之钧等认为,深部流体至少从3个方面影响烃类的生成:一是直接以物质形式参加生烃过程,深部流体中的氢与沉积有机质可能发生加氢反应而增加烃的产率;二是热效应,深部流体携带的大量热能有助于提高有机质成熟度,加快有机质生烃过程;三是催化作用,深部流体携带的各种元素可能成为烃源岩生烃的催化剂(金之钧等,2002)。实验结果表明:以熔融铁作媒介,CO2和H2可以合成烷烃类物质;地下深处的玄武岩、橄榄玄武岩和橄榄岩与实验室条件下的熔融铁类似(郭占谦和杨海博,2005)。 笔者认为若是火山活动及深部流体活动在煤层生烃过程中起到了的催化作用,可以很好的解释许多重烃异常点的分布特征,所以流体活动对重烃产生的影响值得深究。 2.4 煤化作用阶段差异 在煤层气热成因的中期阶段,有机质主要通过树脂、孢子和角质等稳定组分降解初期所形成沥青的转化,以及芳核结构上的烷烃支链的断裂,形成富含重烃的气体。肥煤和焦煤初期阶段是有机质生油的高峰期,这是造成煤层气中重烃浓度相对增高的一个重要原因。根据我国统计资料,在整个煤级序列中,镜质组最大反射率处于0.9%~1.4%之间煤层的煤层气中重烃浓度明显较高(吴俊,1994)。 笔者虽在肥焦煤阶段是重烃产生的最高峰,但只有少数肥焦煤中煤层气出现重烃异常,所以煤化阶段是重烃异常的影响因素,但却不是唯一的影响因素。 2.5 煤对气体组分的差异吸附作用 由于被吸附势的差异,煤对重烃气体成分的吸附能力比对甲烷的要大。在煤微孔中,重烃气体分子主要被吸附在孔壁表面,甲烷分子主要位于重烃分子吸附层之上。被吸附力的这种差异,造成甲烷分子易于运移,导致煤层中重烃气体相对富集(吴俊,1994)。 某些学者注意到由于镜质组吸附作用造成煤排出烃类成分的变化。Given、Derbyshire等、Erdmann等发现,煤层中产生的油被吸附在镜质组微孔中(GivenP,1984;Derby- shire F et al.,1989;Erdmann M and Horsfield B,2006)。Ritter采用分子直径的概念研究了镜质组中微孔的吸附作用,基于杜平宁一兰德科维奇(Dubinin-Radushkevitch)理论建立起来的镜质组吸附模型模拟排出了高含量的芳香族气体冷凝物,认为显微组分微孔的分布和交叉连接密度可能对煤层排出烃类的成分起着决定性作用,干酪根中吸附溶解过程影响到了煤层排出的烃类物质成分(Ritter U,2005)。 2.6 煤微孔隙分子筛作用 煤中孔隙分布极不均匀,对于分子直径大小不一的烃类气体具有明显的分子筛作用。甲烷气体分子直径最小,在煤层中最易运移;重烃气体分子直径较大,在运移过程中常受到孔径制约而停滞于孔隙中,使重烃气体相对富集,且常以较高压力状态存在(吴俊,1994)。 2.7 烃类物质驱替效应 许多煤层具有煤、油、气共生的特征,含油性高的煤层中较多的液态烃占据了煤中有效孔隙,并驱替气态烃运移。分子量越小,被驱替的效应就越为明显。这种差异驱替特性,造成C2以上重烃气体在煤层中相对富集(吴俊,1994)。 笔者认为差异吸附作用、分子筛作用、驱替效应涉及的是气体分馏作用使得重烃得以富集和保存,对此项因素的验证需排除生烃母质差异的可能性。 2.8 油气渗透说 主张油气渗透说者认为,煤层中存在重烃是油、气藏中石油或天然气渗透到煤层中的结果(于良臣,1981)。 2.9 构造作用 现在煤层中保存的烃气,不仅包括深成变质作用产生而保留下来的烃气,还应该包括叠加在深成变质作用之上的构造煤动力变质作用产生而保留下来的烃气。 赵志根等探讨了构造煤动力变质作用的生烃问题,认为:(1)构造煤在动力变质过程中有烃气形成;(2)动力变质作用所形成的烃气对瓦斯含量、瓦斯压力的增加起着重要作用;(3)重烃是在构造煤动力变质过程中形成的(赵志根等,1998)。曹代勇等认为构造应力影响化学煤化作用存在两种基本机制→应力降解和应力缩聚。应力降解是指构造应力以机械力或动能形式作用于煤有机大分子,使煤芳环结构上的侧链、官能团等分解能较低的化学键断裂,降解为分子量较小的自由基团,以流体有机质形式(烃类)逸出的过程。应力缩聚是指在各向异性的构造应力作用下,煤芳环叠片通过旋转、位移、趋于平行排列使秩理化程度提高,基本结构单元定向生长和优先拼叠、芳香稠环体系增大的过程,构造应力在煤化作用中有“催化”意义(曹代勇等,2006)。 笔者认为从构造的动力学机制来分析重烃的产生能解释某些地区重烃异常沿断层的分布的特征,但为何只有部分断层的两侧有重烃异常需进一步研究。 3 结论 (1)国内外均有较多地区的煤层气中出现重烃异常,出现重烃异常的时代集中在石炭纪、二叠纪和侏罗纪,其中以二叠纪为主。煤化程度处于气煤、肥煤、焦煤阶段,在长焰煤中也有出现。出现重烃异常的煤层常常与油气有关联,有的在煤层中或其顶底板发现有液态油的存在,有的有明显的气显示和油显示。 (2)从生气母质、微生物、催化作用、煤化作用阶段差异、差异吸附作用、煤微孔隙分子筛作用、烃类物质驱替效应、油气渗透说、构造作用等方面总结了目前学者对重烃异常可能成因的解释并分别提出了笔者的见解,认为重烃异常成因的研究对煤层气的成因、勘探和开发以及煤矿的安全生产都有着重要的意义,需结合具体地区综合考虑多种因素进行进一步研究。 参考文献 А.И.Кравцов,З.ГТокарева.1983.煤盆地和煤田里天然气的成分和成因,石油地质论文集煤成气译文专辑 中国石油学会石油地质学会等,23~32 曹代勇,李小明,张守仁.2006.构造应力对煤化作用的影响——应力降解机制与应力缩聚机制[J],中国科学(D辑),36(1):59~68 戴金星,戚厚发,宋岩等.1986.我国煤层气组分、碳同位素类型及其成因和意义[J],中国科学(B辑),16(12):1317~1326 戴金星.1979.成煤作用中形成的天然气和石油[J].石油勘探与开发,(03):10~17 戴金星.1980.我国煤系地层含气性的初步研究[J],石油学报,1(4):27~37 郭占谦,杨海博.2005.中国陆壳是富烃陆壳[J],新疆石油地质,26(3):326~330 韩德馨,任德贻,王延斌等.1996.中国煤岩学[M],徐州:中国矿业大学出版社,261~263 黄第藩,华阿新,王铁冠等著译.1992.煤成油地球化学新进展.北京:石油工业出版社,1~25 金之钧,杨雷,曾溅辉等.2002.东营凹陷深部流体活动及其生烃效应初探[J],石油勘探与开发,29(2):42~44 李明潮,张五侪.1990.中国主要煤田的浅层煤成气[M],北京:科学出版社,138~143 刘明信.1986.四川盆地二、三叠系煤层瓦斯中的重烃[J],天然气工业,6(4):19~24 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中国煤层气资源潜力

中国煤层气资源潜力巨大，新一轮评价中国45个聚煤盆地119个目标，煤层埋深2000m以浅的煤层含气面积41.5×104km2，煤层气总资源量36.81×1012m3，约占世界煤层气总资源量的13%，位居世界第三（世界煤层气总资源量约91×1012～260×1012m3）。其中资源量大于1×1012m3的有8个盆地，分别为：伊犁、吐哈、鄂尔多斯、滇黔桂、准噶尔、海拉尔、二连、沁水，总资源量28.01×1012m3（表3-2），煤层气开发前景广阔。 表3-2 中国煤层气资源量大于1×1012m3的含气盆地资源量情况表 截至2009年底，煤层气探明储量约1800×108m3，主要集中在沁水盆地，约1600×108m3，占全国煤层气总探明储量的88.89%。总体上煤层气勘探程度低。

中国煤层气资源与勘探开发

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 1.程裕淇主编.1994.中国区域地质概论.北京：地质出版社 2.赵庆波.2004.中国煤层气地质特征及其勘探新领域.天然气工业，24（5）：4～8 3.朱杰，车长波等.2006.我国煤层气产业发展趋势预测.中国矿业，15（11）：5～8 4.张新民等.2002.中国煤层气地质与资源评价.北京：科学出版社，65～137、202～219、224～276

中国煤炭资源分布及分布特点

中国煤炭资源分布极不平衡，北多南少，西多东少。在昆仑山—秦岭—大别山一线以北地区，煤炭资源量占全国的90.3%，其中太行山—贺兰山之间地区占北方地区的65%；昆仑山—秦岭—大别山一线以南的地区，只占全国的9.7%，其中90.6%又集中在川、云、贵、渝等省市。 在大兴安岭—太行山—雪峰山一线以西地区煤炭资源量占全国的89%，该线以东地区仅占全国的11%，是煤炭贫乏地区。中国煤炭基础储量3261.44亿吨。 中国煤炭资源总量虽然较多，但探明程度低，人均占有储量较少。根据BP2009世界能源统计评论，2008年底中国煤炭探明可采储量为1145亿吨，占世界比例的13.9%，人均储量约86.4吨，约为世界人均可采储量的69%。 中国煤炭资源和现有生产力呈逆向分布，从而形成了“北煤南运”和“西煤东调”的基本格局。大量煤炭自北向南、由西到东长距离运输，给煤炭生产和运输造成很大压力。 扩展资料 煤炭可分为褐煤和硬煤两大类，硬煤包括烟煤和无烟煤。烟煤包括：长焰煤，不粘煤，弱粘煤，气煤，肥煤，焦煤，瘦煤，贫煤。硬煤按碳化程度从低到高分为：低变质烟煤(长焰煤，不粘煤，弱粘煤)，中变质烟煤(气煤，肥煤，焦煤，瘦煤)，高变质煤(贫煤，无烟煤) 煤炭的演变是逐级进行的：褐煤-低变质烟煤-气煤-肥煤-焦煤-瘦煤-贫煤-无烟煤。煤的碳化程度与成煤时间，所处地层的压力和温度有关.时间越长，压力越大，温度越高，则碳化程度越高。 由于碳化程度受多种因素影响，因而同一成煤年代产生的煤种并不相同，相同的煤种可能来源于不同的年代.例如：侏罗纪煤普遍为低变质烟煤和气煤。 而宁夏汝箕沟的侏罗纪煤由于受到火山余热的影响，加速了碳化进程，煤种为无烟煤.辽宁抚顺的长焰煤来自第三纪，阜新的长焰煤来自白垩纪，甘肃华亭的长焰煤来自侏罗纪，内蒙古准格尔的长焰煤来自石炭二叠纪。 参考资料来源：百度百科-煤炭资源

煤层气行业现状如何？

虽然高风险，但国家支持力度大，还是够你赚的！前景还算比较光明吧

请问国内和国外做瓦斯（煤层气）提纯CH4做的好的企业有哪些？主要采用的成熟技术是什么？

这项技术很多媒体都有报道的，四川达科特能源科技有限公司有不同浓度瓦斯气提浓制LNG，CNG技术，他们也有自己的煤层气公司。他们采用变压吸附技术，其中吸附剂是自主开发的，具有世界领先水平。这个技术的安全抗暴、防爆、抑爆等都是通过了中国煤炭科学院、权威安全机构鉴定的。具体的你可以参考他们的网站：
www.scdkt.com

我们是做煤层气地面集输系统的，请问有知道煤层气开发或者地面集输系统的设计院有哪些，谢谢

这个一般都是油田设计院的专长。各油田都有设计院，还有中国石油直属的CPE。可以联系周围的油田设计院，具体部门一般是市场部或生产科，电话可以网上查询。需要的话我帮你查。国内比较大型的油田设计院有：CPE、大庆设计院（工程公司），管道设计院（管道工程公司）、胜利设计院等等。。。

皇家地坪公司的化工研发员怎么样

挺有前途的职业

中国的煤层气地面开采公司有哪些？

目前中国只有一家中石油煤层气有限公司，在山西陕西等地有很多分公司，还有就是与中石油煤层气有限公司合作的外企

商业是什么意思

商业源于原始社会以物易物的交换行为，现代的商业分为线下以及线上两种，极大提高了贸易的效率。

商业和商务的区别

1、概念不同： 商业形成初期是以物换物的方式进行的社会活动。商务概念的提出是改革的产物，是内外贸一体化的概念。 2、起始时间不同：商业是从中国古代商业产生于先商时期，初步发展于秦汉时期，到了隋唐时期有了进一步的发展。商务则是现代。 3、实质不同：商务是利用互联网、WEB网站实现业务是基本的特征，但更为核心的是企业内部必须运营在一个基于完善的管理思想和工作流程的企业资源计划系统（ERP）之上。商业则不是。 扩展资料： 电子商务分类： 1、互联网营销与大数据分析：主要开设的课程管理学原理、市场营销、经济学原理、电子商务概论、程序设计、互联网营销基础、社会化媒体营销、移动媒体营销、第三方电子商务平台营销、搜索引擎优化（SEO）、搜索引擎营销（SEM）、互联网营销实施、大数据分析等。 2、跨境电商方向主要开设课程：管理学原理，市场营销，经济学原理，电子商务概论，程序设计，跨境电子商务基础，进出口通关实务，外贸网店经营管理，跨境电子商务营销与服务，跨境支付与结算，国际物流与运输等。 3、移动互联网应用与开发方向主要开设课程：管理学原理，经济学原理，电子商务概论，程序设计，数据结构，数据库系统，Web程序设计，Java程序基础，Linux基础知识，Android开发及应用等。 参考资料来源：百度百科-商务 参考资料来源：百度百科-商业

商业类型有哪些

（一）店铺模式 一般地说，服务业的商业模式要比制造业和零售业的商业模式更复杂。最古老也是最基本的商业模式就是“店铺模式（Shopkeeper Model）”，具体点说，就是在具有潜在消费者群的地方开设店铺并展示其产品或服务。 一个商业模式，是对一个组织如何行使其功能的描述，是对其主要活动的提纲挈领的概括。它定义了公司的客户、产品和服务。它还提供了有关公司如何组织以及创收和盈利的信息。商业模式与（公司）战略一起，主导了公司的主要决策。商业模式还描述了公司的产品、服务、客户市场以及业务流程。 大多数的商业模式都要依赖于技术。互联网上的创业者们发明了许多全新的商业模式，这些商业模式完全依赖于现有的和新兴的技术。利用技术，企业们可以以最小的代价，接触到更多的消费者。 （二）“饵与钩”模式 随着时代的进步，商业模式也变得越来越精巧。“饵与钩（Bait and Hook）”模式——也称为“剃刀与刀片”（Razor and Blades）模式，或是“搭售”（Tied Products）模式——出现在二十世纪早期年代。在这种模式里，基本产品的出售价格极低，通常处于亏损状态； 而与之相关的消耗品或是服务的价格则十分昂贵。比如说，剃须刀（饵）和刀片（钩），手机（饵）和通话时间（钩），打印机（饵）和墨盒（钩），相机（饵）和照片（钩），等等。这个模式还有一个很有趣的变形：软件开发者们免费发放他们文本阅读器，但是对其文本编辑器的定价却高达几百美金。 （三）硬件+软件模式 苹果以其独到的iPod + iTunes商业模式创新，将硬件制造和软件开发进行结合，以软件使用增加用户对硬件使用的粘性，并以独到的iOS系统在手机端承载这些软件，此时消费者在硬件升级时不得不考虑软件使用习惯的因素。 （四）其他模式 在50年代，新的商业模式是由麦当劳（McDonald’s）和丰田汽车（Toyota）创造的；60年代的创新者则是沃尔玛（Wal-Mart）和混合式超市（Hypermarkets，指超市和仓储式销售合二为一的超级商场）；到了70年代，新的商业模式则出现在FedEx快递和Toys R US玩具商店的经营里； 80年代是Blockbuster，Home Depot，Intel和Dell；90年代则是西南航空（Southwest Airlines），Netflix，eBay，Amazon和星巴克咖啡（Starbucks）。而没有经过深思熟虑的商业模式则是许多dot -com的一个严重问题。 扩展资料： 商业模式 ，是管理学的重要研究对象之一， MBA、EMBA等主流商业管理课程均对“商业模式”给予了不同程度的关注。在分析商业模式过程中，主要关注一类企业在市场中与用户、供应商、其他合作伙伴的关系，尤其是彼此间的物流、信息流和资金流。 商业模式: 企业与企业之间、企业的部门之间、乃至与顾客之间、与渠道之间都存在各种各样的交易关系和连结方式称之为商业模式 参考资料：商业模式_百度百科

商业在国民经济中的作用

商业在国民经济中的地位
1、从世界经济发展看商业在国民经济发展中的地位。市场经济的实质是交换经济，市场经济条件下，商业与市场的联系最为紧密。世界经济发展史显示，随着经济的发展，第一、二、三产业的发展中心是后移的。产业结构具有从低水平均衡向高水平均衡演化的特征，其演变重心大致为：农业—轻工业—基础工业—轻重结合的高技术加工业—现代服务业。而商业、服务业恰好是第三产业重要组成部分。发达国家这种状况更加明显，包括商业在内的第三产业在整个国民经济中比重越来越高，对经济的贡献也越来越大，商业的发展水平在相当程度上反映着经济发展的水平。
依各国经验，一国商业产值占GDP比重的高低与该国的商品与服务的市场化程度呈正相关。因此，商业对GDP的贡献也是衡量一国经济市场化程度的重要指标。我国商业在国民经济中的地位偏低，其产值地位不仅低于发达国家，甚至低于世界经济整体水平和经济水平相似的发展中国家。商业的这种状况不仅影响了自身的发展，而且影响了整个国家经济的持续发展。
2、改革开放后，商业在我国国民经济发展中的地位。我国产业结构的演化趋势同各国工业化过程中的一般规律基本一致，但第三产业增长滞后于第二产业，且产出占GDP的比重也没有明显扩大。
经研究发现，我国于80年代曾有效地推动了第三产业的快速增长，商业发展速度也有大幅提高，产业结构得到了明显改善。但进入90年代，第三产业比重没有明显增加，商业、餐饮业的份额也仅在8％徘徊。反映出商业发展相对不足，在我国国民经济中的地位整体偏低。
3、商业地位偏低的深层原因。商业在我国国民经济发展中地位偏低与商业发展水平有直接联系。长期的计划经济体制使我国商业发展严重滞后于国民经济发展的总体进程，这使得在经济体制转向市场化以后，随着对商业领域控制的放松，各种所有制形式和各种类型的资本及劳动力大量涌入商业产业，其中尤以个体商业为甚。这种变化在推动商业规模迅速扩张的同时，也带来商业企业细小化程度加剧、规模效益低下、技术进步程度缓慢等一系列问题，严重阻碍了商业产业内部结构优化。
另外，商业活动本身的特点，如商业资本有机构成过低，行业准入门槛不高等，也在客观上对那些资本量小、资产专用性较弱的投资形成较强的吸引力。相对于第一、二产业，商业并不特别需要体力和高度专业化技术的劳动力，因而，自然成为解决社会就业的一条重要出路。结果是大量低素质的劳动力集中在数量过多、规模过小的商业企业中，使商业的发展表现出严重细小化、分散化的趋势。
最后，商业的产出效用就是加快了生产者的流通速度，分散了生产者的风险，使购买者方便经济地购买。因此，商业产出只有与其它产出相结合，才能实现自己的价值。这也决定了商业产出的增长要在相当程度上受制于其他产业的增长。
综上，说明我国经济商品化、市场化程度还很低，必须深刻认识到商品流通业对启动市场、促进需求，推动国民经济发展的重要作用。
商业在国民经济发展中的作用
在我国现阶段，商业作用不仅表现在产出量对国民经济的贡献上，同时商业发展对孕育市场关系、完善市场机制以及解决劳动力就业问题均有重要作用。
1、商业对生产者和消费者具有衔接和协调的作用。从现实的经济活动中发现，生产者与消费者之间的连接障碍实际上已经成为市场供求失衡的一个重要原因。生产者与消费者无法在价格上达成一致，原因之一在于他们之间缺乏一个缓冲和协调的市场主体。市场经济条件下，这个主体就是独立承担流通风险、降低交易成本的商业组织。他们是对最终交易价格最有发言权的市场力量，可以起到使供求价格趋于协调的衔接作用。
同时，市场经济要求经济资源的市场配置占主要地位,各种利益主体必须通过市场交换出售产品和获得资源。生产的发展要看市场，以需定产，市场需求是第一位的。在商品流通过程中，谁越接近于消费者，谁就越能正确了解消费者，越能捕捉准确的需求信息。因此，商业对生产、消费起到能动的调节作用。
从消费者角度看，商业的发展推动物流配送业发展，同时新的零售业态的出现节约了消费者的时间、金钱成本，相应地增加了消费者的闲暇，更大程度地满足了消费者需求。
2、商业对劳动力的吸纳作用。充分就业是所有国家宏观经济的重要指标。中国是劳动力供给大国，在经济改革中，中国社会遇到的一大问题就是失业问题。在大量农村剩余劳动力涌入城市，同时城市人口就业压力不断加大的形势下，商业对劳动力的吸纳作用便尤为重要。
必须强调的是，商业对劳动力吸纳的作用和能力是有边界的。首先，过多地吸纳低素质劳动力对商业发展不利。第二，一定时期商业的就业规模也是受当时的社会规模及社会化、专业化程度制约的。在制度体制尚未健全的经济发展时期，商业就业规模的无限扩张容易导致商业流通秩序严重混乱，对国民经济发展产生不利影响。因此，大力促进商业吸纳就业的同时，应加强产业内部结构优化，并注重第一、二产业发展对支撑第三产业发展的基础性作用。
3、商业对国民经济其他产业的推动作用。在18世纪的英国，推动工业革命的真正动力是商业贸易。在当时,生产规模的扩张极大地受到市场需求的限制,是商业贸易为工业革命做好了准备。商业的发展对工业化进程和整个国民经济发展所产生的推动作用是不可低估的。
随着制造业生产规模大、相对集约的趋势与消费购买量小、相对分散的特点，在商品空间、时间以及具体品类、特色上产生的矛盾呈日益扩大之势。这就要求商业组织在规模、数量和质量上必须以一定速度增长以匹配工业、制造业高速增长的要求。
某项产业能否顺畅地获得生产要素、销售产品，不仅关系到自身能否正常运转，而且还决定着相关产业链能否正常运转。在这种情况下，各产业之间以及各产业与市场之间越来越需要专门的中介机构建立起高效、有序的协调机制，商业无疑是充当这一角色的重要力量。
4、商业具有促进市场体系发育和完善的作用。商业是反馈消费者需求信息的第一道环节，最终产品的价格也是在商品市场上形成的，各类要素市场能否清晰无误地反应和折射需求并有效定价，在相当程度上，都取决于商品市场的价格机制是否及时性、准确性和效率性。因此，没有发育成熟、富有效率的商业体系和中介组织，就不可能有完善的市场体系。
正如刘国光所说，商业正在“升位为社会主义市场经济体制下的一个先导行业”，因此深刻认识流通产业在国民经济中的地位和作用是十分必要的。

形容商业的词语

关于商业的词语有和气生财，童叟无欺，货真价实，门庭若市，生意兴隆。
具体解释如下：
1和气生财[hé
qì
shēng
cái]: 指待人和善能招财进宝。
例句：《彷徨·离婚》:“一个人总要和气些，‘和气生财’，对不对？”
2童叟无欺[tóng
sǒu
wú
qī]:童，未成年的孩子；叟，年老的男人；欺，蒙骗。
既不欺骗小孩也不欺骗老人，指买卖公平。
例句：《二十年目睹之怪现状》：“但不知可有‘货真价实，童叟无欺’的字样没有？”
3货真价实[huò
zhēn
jià
shí]：货物不是冒牌的，价钱也是实在的。
形容实实在在，一点不假。
例句：《二十年目睹之怪现状》：“我说道：‘但不知可有‘货真价实；童叟无欺’的字样没有？“
4门庭若市[mén
tíng
ruò
shì]：庭，院子；若，像；市，集市。
门前和院子里人很多，像市场一样。原形容进谏的人很多。现形容来的人很多，非常热闹。
例句：《战国策·齐策》：“群臣进谏；门庭若市。”
5生意兴隆[shēng
yì
xìng
lóng]:生意，商业买卖，买卖兴旺，也比喻业务蒸蒸日上。
例句：《镜花缘》：“你果放了，以后包你网不虚发，生意兴隆。”
参考资料
吕叔湘、丁声树.现代汉语词典.北京：商务印书馆，2012

鹤岗盆地煤层气资源潜力分析

王世辉 王有智 许承武 （中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 1637121） 摘 要：鹤岗盆地煤炭资源量大，是黑龙江省主要的产煤盆地之一，2009年大庆油田成功部署和施工的 鹤煤1井，对认清鹤岗盆地煤层气资源量和资源潜力具有重要意义。本文基于煤田和油田的钻井和地震等资 料对鹤岗盆地煤层气进行了成藏条件分析，基于地震等资料的构造条件分析认为，鹤岗盆地张性断层发育，期次多，发育复查，互相切叠，不利于煤层气的保存。利用煤田钻井资料及鹤煤1井资料，对鹤岗盆地煤层 特征分析，认为南山矿、新一和鸟山矿的煤层厚度大，累计厚度一般均大于60m，主力煤层单层厚度达10m 以上；其主力煤层埋深适中，鹤煤1井揭示主力煤层埋深均在1000m以上；煤阶适中，一般以气肥煤为主，向东部随埋深增大而增大；通过已钻探的煤层气井统计分析，鹤岗煤田含气性南部较低，北部含气量高，可 达到工业开采标准；鹤煤1井的储层特征分析表明，鹤岗盆地大部分煤层储层物性较差，只有少量煤层割理 发育，适合开采煤层气。综上认为鹤岗盆地南山矿、新一和鸟山矿矿区显示出较好的富集潜力，对三个矿区 进行了资源量的估算，储量十分可观，为303.75×108m3。综合分析认为鹤岗盆地的张性断裂导致构造煤的 发育、勘探力度不够和针对构造煤的勘探方法的不清，是制约鹤岗盆地煤层气勘探实现突破的核心问题。 关键词：鹤岗盆地；煤层气；成藏条件；资源量 Coalbed Methane Resources Potential Analysis in Hegang Basin WangShihui，WangYouzhi，Xu Chengwu （Exploration and Development Research Institute of Daqing Oilfield Company，CNPC，Daqing 1637121，China） Abstract：Hegang Basin has rich coal resources.It is one of the major core-production basins in Heilongjiang Province.The HM-1 well has a great significance for recognizing Hegang coalbed methane resources and resource potential，which was successfully designed and constructed by Daqing Oilfield in 2009.By studying well data and seismic data from coalfield and oilfield，this paper analyzed the condition of coalbed methane accumulation about Hegang Basin.Tensional faults develop Hegang Basin which are disadvantages for coalbed methane to store.Utilizing the data from coalfield and the HM-1 well to analyze the coal bed character of Hegang Basin，which make us know that the coal bed thickness is big in Nanshan zone，Xinyi zone and Niaoshan zone.The cumulative thickness generally is bigger than 60 meters.The layer thickness of the major coal bed can be 10 meters above.The major coal beds were buried moderately，which of the HM-1 well were buried in the depth of 1000 meters above.The Ro of coal is in the right range.Most of which is gas-fat coal.The coal rank increases eastward as the buried depth deepen.Through the analysis of drilled coalbed methane wells，we found that the gas potential is low in the southern part and high in the northern part of Hegang Basin.These data accord with industrial production exploration standard.Through the study of reservoirs character of HM-1 well，it indicates that the physical properties of most of reservoirs is bad，only a few development of coal cleat for coalbed methane.To sum up that the Nanshan zone in Hegang Basin，Xinyi zone and the Niaoshan zone show good potential for enrichment.For estimating the resource of the three zone we found that reserves are substantial，as 303.75×108m3.Comprehensive analysis shows that tensile fracture led to the development of deformed coal，inadequate exploration and unclear exploration methods for deformed coal，which are the core issue of restricting the Hegang Basin coalbed methane exploration to achieve a breakthrough. Key words：Hegang Basin；coalbed methane；reservoir forming conditions；resource extent 1 盆地概况 鹤岗盆地位于黑龙江省小兴安岭东麓与三江平原的接壤处，呈近南北向分布，北起四方山菜地，南 至阿凌达河，西临永利-蔬圆一带，东迄新华-圆头山一线，南北长约100km，东西宽约28km。鹤岗 盆地煤炭资源开发较早，由北到南依次为石头庙子、兴山、新一、鸟山、南山、大陆、富力、峻德、新 华等10个矿区，工业储量16×108t，可采储量8×108t［1］。 2 煤层气勘探开发现状 随着美国煤层气勘探理论和开发技术的不断突破，带动了世界上30多个重要产煤国的煤层气研究 与发展［2～4］。1989年联合国环保署援助项目 “中国煤层气资源开发” 的实施，正式拉开了我国煤层气 地面开发研究的序幕。通过与美国煤层气成功开发煤层气盆地的类比［5～7］，鹤岗盆地成为重要的煤层 勘探区之一。 鹤岗地区对矿井瓦斯的商业利用价值认识较早，1984年开始使用抽放瓦斯作为优质燃料，1992年 开始进入居民实用阶段至今。目前，仅在南山矿实现了瓦斯抽放综合利用［8～9］。 鹤岗盆地煤层气勘探始于1998年，中联煤层气公司、黑龙江省计委、鹤岗矿务局、黑龙江省煤管 局、鹤岗市政府5个单位联合，在峻德、兴安地区施工了两口煤层气参数井兼生产试验井（HE-01、 HE-02）。2002年，中联煤层气公司、黑龙江计委、黑龙江省煤田地质局在南山、新一、鸟山区进行 勘探，布置了4口煤层气参数井兼生产试验井（鹤参3、鹤参4、鹤参5、鹤参6），先期施工了一口参 数井（鹤参3）。2009年，中联煤层气公司在新一地区施工了一口试验井，对该井进行排采试验，日产 气量达到1400m3/d。 2009年11月21日鹤岗发生重大瓦斯爆炸，为落实省和油公司领导指示精神，体现大庆油田社会 责任，2009年至2010年大庆油田本着降低安全事故和解决环境污染的初衷，在新一矿和鸟山矿施工三 口煤层气评价井，取得较好的效果。 随着煤层气勘探力度的加大，对鹤岗盆地资源前景有了较为明确的认识，经充分分析研究确定南 山、新一和鸟山矿区为今后勘探开发的重点靶区，但由于成藏条件较为复杂，给勘探工作带来一定的 困难。 3 成藏条件分析 3.1 构造特征 区域构造通过对煤层生成和赋存状态的控制作用，影响到煤层气的生成和富集。因此，正确认识煤 田区域构造特征是分析煤层气资源赋存规律的基础。 3.1.1 区域构造特征 鹤岗盆地位于佳木斯地块的西北部，盆地西缘为南北走向的牡丹江断裂，盆地东南边界为依兰—伊 通断裂（图1）。盆地基底主要由前古生界麻山群、黑龙江群深变质岩系及元古宙混合花岗岩、华力西 期花岗岩等共同组成。鹤岗盆地由四个一级构造单 元组成，自西向东为：红旗断陷、连二岭—伏尔基 河隆起、宝泉岭断陷、都鲁河隆起，总体表现为 “坳隆相间” 的展布特征。 图1 鹤岗盆地构造分区图 3.1.2 煤田区构造特征 鹤岗煤田为一走向近南北，向东倾斜的单斜构 造，倾角15°～35°。受基底刚性的影响，盆地内褶 皱作用较微弱，断裂构造十分发育，以正断裂为主，可分成南北向、东西向、北北东向、北东向、北东 东向、北西向和北北西向多组。断裂数量多、期次 多，相互截切、交织在一起，造成断裂构造格局复 杂化。 张性断层的开放性不利于煤层气的保存。由于 受到拉张作用，断面附近由于构造应力释放而成为 低压区，煤层中吸附甲烷大量解析，从断面逸散，对煤层气藏起到破坏作用。 3.2 含煤地层特征 3.2.1 煤层厚度 鹤岗煤田主要含煤地层为下白垩统城子河组，含煤地层总厚730～1310m，煤田共发育40余层煤，其中可采及局部可采煤层36层，主要可采煤层［10］ 包括3＃、11＃、15＃、17＃、18＃、21＃、22＃、30＃、 33＃9个煤层（图2），其中主力煤层为11＃、15＃和 18＃煤层（图3）。 图2 鹤岗盆地城子河组煤层平均厚度统计直方图 从全区煤层发育情况来看，煤层厚度大连续性好，具备良好的资源潜力。整体上以新一矿为中心向 南、向北逐渐变薄，其中煤层厚度大于60m的主要分布在新一、南山和鸟山矿，兴安、峻德矿的只在 局部地区发育（图5）。鹤煤1井揭示的煤层累计厚度达到100m以上，新一矿显示出较好的勘探前景。 3.2.2 煤层埋深 鹤岗盆地煤层在西缘埋藏较浅，甚至出露地表，向东埋藏逐渐加深，但煤层厚度变薄。依据煤田钻 井资料和鹤煤1井揭示的煤层情况（图4），煤层最大埋深在1000m以浅，矿区边界以外没有钻井控制，依据地震解释推测其最大埋深可达2000m。鹤岗盆地煤层埋藏深度适中，有利于煤层气的勘探开发［5］。 图3 鹤岗盆地主采煤层剖面对比分布图 图4 鹤煤1井煤层厚度与埋深棒状图 3.2.3 煤阶 相同地质条件下，通常认为煤层含气量随煤的变质程度增大而升高。鹤岗煤田以低—中等变质的气 煤、肥煤为主，煤阶由西向东随埋藏深度的增加煤的变质程度增大；由于燕山期岩浆岩的侵入，使煤层 发生了热接触变质作用，使得煤的变质程度由南向北煤质逐渐增高（图4）。峻德、兴安矿区以气煤和 长焰煤为主，中部的富力、南山、新一矿区为肥煤，鸟山矿区变为焦煤，兴山矿东部分布有贫煤和无烟 煤（图6）。因此，鹤岗盆地煤层含气量北部高于南部。 3.3 煤层含气量 通过分析HE-01、HE-02井的测试结果，发现各煤层含气量均较低。HE-01井含气量为1.14～ 2.41m3/t，平均为2.3m3/t。HE-02井煤层含气量较高，1.06～5.01m3/t。 从鹤煤1井的测试结果上看，煤层气含量较高，鹤煤1井共解析样品23个，含气量基本大于 2m3/t。620～654m井段的含气量都在5m3/t以上，最高可达9.3m3/t，甲烷浓度在80％以上，已经达到 工业标准。 图5 鹤岗盆地煤层累计厚度分布图 图6 鹤岗盆地11＃煤层煤阶分布图 3.4 煤储层物性特征 物性因素主要包括孔隙、渗透率、割理、吸附能力、储层压力、解析压力等。从前人研究的结果可 知，鹤岗盆地的孔隙度和渗透率均较低［11］。通过对鹤煤1井23块样品的观测认为新一矿地区构造煤发 育，以暗煤为主，含少量亮煤，煤体结构破碎，以粉煤为主，含少量碎块，割理无法观测（图7）。表 1中651.73-652.13井段含气量高，达到9.3m3/t，含气饱和度为67％，储层压力和解析压力较高，适 合进行压裂改造进行煤层气解析排采。 图7 鹤煤1井煤岩类型、割理裂缝照片 表1 鹤煤1井储层物性参数表——储层压力为按压力梯度为0.77MPa/100m的估算值 4 煤层气资源预测 通过分析鹤岗地区基础地质条件、综合前人研究结果和鹤煤1井取得的相关数据，认为新一、鸟山 和南山地区是今后煤层气勘探的最有利区。考虑到目前得开采能力和经济因素，将1500m作为界限，对新一、鸟山和南山矿区的煤层气资源量进行了预测。南山矿煤炭资源储量为9.03×108t，煤层气储量 为139.5×108m3/t，新一、鸟山矿区煤炭资源量为22.32×108t，煤层气资源量为164.2×108m3/t。 5 结论 （1）在充分剖析鹤煤1井实测数据的基础上，对鹤岗盆地的基础地质特征，煤层埋深、厚度、变 质程度、煤层含气性和储层特征等成藏条件进行系统的研究，认为鹤岗盆地具备成为重要煤层气开发基 地的潜力，目前制约鹤岗盆地实现突破的关键因素是勘探力度不够，对于构造煤的勘探方法认识不清。 （2）鹤岗盆地煤层以气煤和肥煤为主，演化程度中等；含气量和含气饱和度相对较低，但是厚层 的煤和较小的层间距可以弥补演化程度低导致的气源不足；煤岩以粉煤为主，破碎较为严重，给后期压 裂改造工艺带来了不小的挑战；盆地后期改造强烈，张性断裂发育，构造煤广泛分布，对煤层气勘探来 说是一把双刃剑，构造煤既可以成为煤层气高富集区，又可以破坏煤层气成藏。 （3）虽然鹤岗盆地构造较为破碎，但是中部的南山、新一和鸟山矿区煤层气资源丰富，储量可观。鹤煤1井的成功钻探证明了大庆油田具备开发煤层气的实力，掌握较为成熟的煤层气勘探方法，同时树 立了尽早实现煤层气工业突破的信心。 参考文献 ［1］杨敏芳，孙斌，张丽琳，等.鹤岗盆地煤层气赋存特征及勘探开发潜力［J］.天然气工业，2010，30（11）： 26～29. ［2］Boyer Ⅱ C M.The Coalbed Methane Resources and the Mechanism of Gas Production［M］.Chicago：GRI，989. ［3］Rightmire C T，et al.Coalbed Methane Resources of the United States［M］.AAPG Studies in Geology＃17，1989. ［4］Flores R M.Coalbed methane：f rom coal2mine outbursts to a gas resource（Special Issue on Coalbed Methane）［J］.InternationalJournal of Coal Geology，1998，35：1-4. ［5］Mastalerz M，Glikson M，Golding S D.Coalbed Methane：Scientific，Environmental and Economic Evaluaion［M］.Boston： Kluwer Academic Publishers，1999. ［6］Scott A R.Composition and origin of coalbed gases form selected basins in the United States［A］.Proc 1993 CBM Symp［C］.The University of Alabama，Tuscaloosa，1993. ［7］Homer D M.In-situ stresses：a critical factor influencing hydraulic fracture performance in Australia coal basins［A］.Proceedings 1991 Int CBM Symp［C］.1991.445-450. ［8］刘靖阳.鹤岗矿区煤层气利用与展望［J］.煤炭技术，2002，21（11）：3-4. ［9］赵淑荣.鹤岗煤田煤层气利用初步评价［J］.煤炭技术，2009，28（3）：144-145. ［10］秦勇，桑树勋.鹤岗矿区煤层气资源评价［R］.徐州：中国矿业大学，2005. ［11］李五忠，赵庆波，吴国干.中国煤层气开发与利用［M］.北京：石油工业出版社，2008.

天然气资源前景预测是什么？

（1）中国天然气资源丰富。 自20世纪80年代以来，中国进行了三次系统的天然气资源评价。1986年第一次资源评价，中国天然气资源量为33.6万亿立方米；1994年第二次资源评价，天然气资源量为38.04万亿立方米；2005年完成全国第三次油气资源评价。第三次资源评价结果认为，中国陆地和近海海域115个含油气盆地常规天然气远景资源量达56万亿立方米，可采资源量为22万亿立方米，主要分布在塔里木、鄂尔多斯、四川、东海以及柴达木等9个含油气盆地，9个盆地天然气可采资源量18.43万亿立方米，占全国总量的83.7%（表12.2）。总体看，中国天然气资源量不断增加，每10年新增天然气资源量10万亿立方米左右。 表12.2　中国天然气资源分布　　　单位：万亿立方米 （2）天然气储量继续保持高峰增长。 截至2009年底，全国气层气可采资源探明率仅为19.5%，探明程度低，尚有17.79万亿立方米可采资源有待探明，主要分布在塔里木、四川、东海、鄂尔多斯、柴达木、莺歌海、松辽和琼东南八个盆地。根据美国储量增长历程资料，资源探明率在10%～45%之间，储量将保持较高的增长速度，年均探明率在1%左右。中国目前大体相当于美国储量快速增长阶段的初期，即美国在20世纪30年代的水平，预示着未来中国待探明资源前景广阔，储量增长潜力较大，发现大中型气田的几率仍然较高。结合中国未来常规天然气资源勘探领域、勘探潜力和近年来天然气储量增长趋势，预计2010—2030年中国天然气储量将持续进入高峰增长期，年均探明地质储量约5000亿立方米，储量高峰增长时间可持续到2025年前后。探明储量的快速增长，将为中国天然气开发奠定雄厚的资源基础。 中国煤层气资源探明率仅为0.5%。结合煤层气未来勘探领域，预测未来20年全国煤层气探明地质储量年均增长约1000亿立方米。南方海相页岩气预计在2015年前后，进入商业开发，2010—2030年页岩气年均新增探明地质储量有望达到800亿立方米左右。 （3）天然气产量仍将以较快的速度增长。 目前国内天然气储量准备充分，与世界主要产气国相比，2009年全国天然气储采比仍处于较高的水平，上产基础进一步加强。气层气剩余可采储量增长迅速，由1998年的9405亿立方米增至2009年的35851亿立方米，年均增长2404亿立方米。截至2009年，中国天然气储采比高达47，表明具有较大的建产潜力和产量增长空间。低渗透、高含硫、超高压和火山岩等复杂气藏开发取得重要进展，目前塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和松辽盆地等，一批大中型气田正处于前期评价或产能建设初期。这批气田已投入开发或将陆续投入开发，天然气产量仍将持续快速增长。 中国煤层气经过20多年的不断探索、评价和试验，已实现商业化运作。页岩气前期评价工作也在紧锣密鼓地进行。水溶气和天然气水合物尚处于初步的技术跟踪调研阶段，近期难以进行经济有效的开发。 预测中国常规天然气的高峰年产量为2400亿～2800亿立方米，产量增长高峰期将持续到2045年左右。预计2012—2015年，年均天然气增长100亿立方米以上，到2015年产量将突破1500亿立方米；2020年，常规气产量将突破2000亿立方米，非常规气将达到200亿立方米以上，油气产量当量基本相当；2030年，常规天然气产量将达到2500亿立方米左右。考虑煤层气、页岩气等非常规天然气今后的产量增长潜力，总产量有望超过3000亿立方米。之后，将进入一个较长时期的稳产阶段。

非常规油气资源的发展现状

中国油页岩分布广，在全国27个省、市、自治区均有发现，其中以吉林、辽宁、新疆等省区居多。据专家估计，页岩油的可采资源量约55亿～62亿吨。目前已探明的油页岩矿以低含油率页岩为主，且适于露天和半露天开采的较少，油页岩的开发，有待于进一步加强资源评价，寻求中、高含油率的油页岩矿床。中国煤层气资源十分丰富，根据最新一轮资源评估结果，中国埋深2000米的煤层气资源量达35万亿立方米，相当于450亿吨标准煤，与陆上常规天然气资源量相当。在中国境内煤层气资源分布广泛，基本可以划分为中部、西部和东部三大资源区，其中中部地区约占资源总量的64%。沁水盆地和鄂尔多斯盆地资源量最大，超过10万亿立方米。自20世纪80年代以来，中国就开始了煤层气的勘探研究。1994年，在鄂尔多斯盆地东缘的河东地区7口试验井全部出气，单井平均日产量3000立方米，个别井位日产量达7050立方米；1998年，沁水盆地屯留7井钻探成功，日产气16300立方米；冀中坳陷大城地区，煤层气厚度大，分布广，最大埋深可达4000米，据预测该区煤层气资源量可达3000亿立方米。总之，实践证明，中国煤层气具有较大的开发潜力。2006年12月，中国石化与新疆维吾尔自治区人民政府在北京签订了合作框架协议，开始大规模进军新疆地区煤炭、油页岩和煤层气领域。中国油砂资源较为丰富，分布遍及各大含油盆地。但目前尚未展开过系统的资源评价，有专家估计中国的油砂资源量约有1000亿吨，可采资源量可达100亿吨，有望成为我国重要的接替资源。油页岩的开发需要消耗一定的天然气，面临日益走高的天然气价格，油页岩的开发必须跨越开发成本这一门槛。中国对天然气水合物资源的开发尚未形成规模，不过科学考察发现天然气水合物前景乐观，近期在中国南海发现了大规模天然气水合物的消息令人振奋。天然气水合物的开发风险很大，它是一种极不稳定的物质，钻探过程中容易造成地质灾害，稍有泄漏都会带来灾难性后果。目前世界上还没有找到一种安全可行的开采方法，天然气水合物的开发仍属于探索性阶段。

中国有哪些高校中有煤层气专业？

　　中国有煤层气专业的高校有中国矿业大学、中国地质大学(武汉)、石油大学、辽宁工程技术大学、中南大学、河南理工大学。

　　煤层气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，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。俗称“瓦斯”，热值是通用煤的2-5倍，1立方米纯煤层气的热值相当于1.13kg汽油、1.21kg标准煤，其热值与天然气相当，可以与天然气混输混用，而且燃烧后很洁净，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。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%。煤层气的开发利用具有一举多得的功效：洁净能源，商业化能产生巨大的经济效益。

中国煤层气专业排名

中国矿业大学 中国地质大学 河南理工大学 辽宁工程科技大学 西安科技大学
其它的就是专科了
个人认为 煤炭院校的煤层气专业就业面比较窄 进石油单位不好进
不过矿大 地大 河南理工煤层气就业都是不成问题的
60%不进煤层气单位 都去了矿山 辽工还有西安科技的煤层气专业应该还没有毕业

国内研究油页岩煤层气等的高等院校都有哪些？？详细…………

目前国内几乎大的石油地质院校都在搞页岩气。中国石油大学，中国地质大学，吉林大学、南京学、西南石油大学、成都理工之类的都在搞，但是你如果真想搞页岩气，还是要想清楚一点，虽然现在北美页岩气的发展带动了中国页岩气热，但在中国会不会是昙花一现呢？就好比现在中国煤层气，最开始几年国家投入大量金钱，但是由于技术和矿权一系列的原因，导致目前国家对煤层气有点失望了，而页岩气的开发技术非常难，中国目前根本不能独自开发（如水平井，水压裂，微地震）以及中国地质条件没有北美的好（人家北美1000米的井算深井了，中国四川盆地的页岩气主要在下古生界，都在3000以上），那么会不会在初期投入很多精力没见成效了，也就冷下来了呢？所以楼主要多了解下才行

中国地面煤层气开发现状怎样？?中国煤层气有哪些重点企业?

煤层气是煤层本身自生自储式的非常规天然气，世界上有74个国家蕴藏着煤层气资源，中国煤层气资源量达36.8万亿立方米，居世界第三位。目前，中国煤层气可采资源量约10万亿立方米，累计探明煤层气地质储量1023亿立方米，可采储量约470亿立方米。全国95%的煤层气资源分布在晋陕内蒙古、新疆、冀豫皖和云贵川渝等四个含气区，其中晋陕内蒙古含气区煤层气资源量最大，为17.25万亿立方米，占全国煤层气总资源量的50%左右。
2006年，中国将煤层气开发列入了“十一五”能源发展规划，并制定了具体的实施措施，煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机。2007年以来，政府又相继出台了打破专营权、税收优惠、财政补贴等多项扶持政策，鼓励煤层气的开发利用，我国煤层气产业发展迅速，产业化雏形渐显。
2007年，全国瓦斯抽采47.35亿立方米，利用14.46亿立方米。其中井下煤矿瓦斯抽采量44亿立方米，完成规划目标的127%。形成地面煤层气产能10亿立方米，是2006年的2倍。地面煤层气产量3.3亿立方米，比2006年增加1倍多。2005～2007年，全国共钻井约1700口，占历年累计钻井总数的85%。
截至2007年底，国内探明煤层气地质储量1340亿立方米，煤层气年商业产量不足4亿立方米。根据《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十一五”规划》，到2010年，新增煤层气探明地质储量3000亿立方米；煤层气、煤矿瓦斯抽采量100亿立方米；建设煤层气输气管道10条，设计总输气能力65亿立方米；重点建设沁水盆地、鄂尔多斯盆地东源两大煤层气产业化基地。

中国煤层气开采重点企业有:山西晋城煤业集团、中石油、中联、河南煤层气公司、抚顺矿业集团公司等

中国哪个大学的煤层气工程最好？

应该是中国地质大学的，煤层气工程及地质相关专业，其次才是各类矿业大学的，现在这个专业开课的学校不错，新型专业，就业还是比较好。

国内煤层气开发现状

我国煤层气资源丰富,埋深2000m以浅的煤层气地质资源量为36.81×1012m3,地质资源量大于1×1012m3的含气盆地(群)包括鄂尔多斯盆地、沁水盆地等9个盆地(群)(车长波等,2008)。全国95%的煤层气资源分布在晋陕蒙、新疆、冀豫皖和云贵川渝等4个含气区,其中晋陕蒙含气区的煤层气资源量最大,为17.25×1012m3,占全国煤层气总资源量的50%左右(唐书恒等,1999)。 我国在引进国外成功经验的基础上,逐渐形成了适合我国煤层气特点的空气钻井技术、直井射孔完井技术、欠平衡钻井技术、多分支水平井钻完井技术、丛式井钻完井技术、U形水平井钻完井技术、水力加砂压裂技术、分段压裂、增产改造技术、排采技术、地面集输及自动控制技术等一系列技术方法(杨陆武等,2001,2002;江山等,2004;鲜保安等,2004;康园园等,2010;倪小明等,2010)。在上述技术支撑下,我国煤层气资源勘探开发逐步进入产业化阶段。 经历三十余年的研究与开发,我国煤层气(煤矿瓦斯)开发利用取得了一系列显著成就,体现在初步实现了煤层气的规模化开发利用、煤矿瓦斯抽采利用取得重大进展、煤矿瓦斯防治形势稳步好转、煤层气开发利用技术水平逐步提高、煤层气开发利用政策框架初步形成等方面。目前,我国煤层气地面开发已形成商业化规模的地区主要有山西沁水盆地南部地区和鄂尔多斯盆地东缘的陕西韩城地区。沁水盆地地区地质条件较简单,煤层具有煤层厚、吨煤含气量大及渗透性好的特点,产量迅速取得突破。韩城地区发育三套利于煤层气开发的煤层,煤层厚度较大,含气量高,渗透性较好(李景明,2009)。这些优势均为我国煤层气勘探开发提供了扎实的地质基础。

国外煤层气勘探开发进展及启示

全世界煤层气资源丰富。据国际能源机构（IEA）估计，全世界煤层气资源量达263.8×1012m3，主要分布在12个国家（表2-1）。目前，全世界每年因采煤向大气释放的煤层气达到353×108～587×108m3，既是能源的极大浪费，又对全球环境造成严重破坏。特别是中国、俄罗斯和美国煤矿煤层气释放量最大，其煤层气开发潜力也最大。 表2-1 世界主要产煤国家煤层气资源和释放量表 以前由于各国把煤层气看作是一种煤矿开采中的有害气体，大多进行井下抽放，利用较少。直到20世纪80年代末美国首先取得了煤层气地面开采的成功。世界各国逐渐开始重视煤层气，把其看作是一种宝贵的资源。 2009年美国的煤层气产量地面开采已达542.0×108m3，加拿大为60.0×108m3，澳大利亚为47.7×108m3，中国为10.5×108m3。英国、德国和波兰等国家在煤矿区的煤层气开发和废弃矿井煤层气的商业开发和利用方面也取得了很大成功。 一、国外煤层气井下抽采利用情况 （一）国外煤层气井下抽采利用简况 据不完全统计（表2-2），全世界有17个主要产煤国家，约有623个矿井在井下抽采煤层气，2006年抽采总量为73.53×108m3。美国、俄罗斯、澳大利亚、德国和波兰的矿井下抽采量分别为30.00×108m3/a、7.40×108m3/a、6.00×108m3/a、6.00×108m3/a和2.13×108m3/a。许多国家的矿井在回收和利用煤层气方面已经积累了很多丰富的经验，并开展了许多煤层气开发和利用项目。 表2-2 国外主要采煤国家煤矿瓦斯抽采利用情况表 （二）国外煤层气井下抽采技术简况 当用通风方法不能使回采工作面涌出的瓦斯稀释到《煤矿安全规程》规定的最高允许浓度时，就必须预先抽采瓦斯。在许多国家，瓦斯预抽已经成为降低工作面瓦斯涌出量和防止突出的一项主要措施。 回采工作面瓦斯防治措施有区域性措施和局部性措施两种。前苏联、波兰、德国、英国等国家采用的区域性措施主要有：瓦斯抽采、开采保护层、煤层大面积注水等；局部性措施主要有：松动爆破、超前钻孔、水力冲孔、卸压槽等。 二、国外煤层气地面勘探开发情况 （一）美国煤层气勘探开发简况 美国是世界上开采煤层气最早和最成功的国家。美国有较丰富的煤层气资源，估计资源量为21.19×1012m3，占世界第三位（图2-1）。美国现有14个主要的含煤盆地，1200m埋深以浅的煤层气资源量为11.00×1012m3。美国煤层气资源主要分布在西部的落基山脉中－新生代含煤盆地，在这一地区集中了美国85%的煤层气资源，其余15%分布在东部阿巴拉契亚和中部石炭纪含煤盆地中。目前，落基山脉中的新生代含煤盆地群不仅是美国煤层气资源最为富集的地区，而且是煤层气勘探开发最为活跃的地区。 美国煤层气工业起步于20世纪70年代，大规模的发展则是在80年代之后。已形成煤层气生产规模的有圣胡安、黑勇士两个早期开发盆地和粉河、尤因塔、拉顿、皮申斯、大格林河、切诺基、阿科马和阿巴拉契亚等新盆地。1980年美国煤层气生产能力尚不足1×108m3，1990年钻井增加到2982口，产量上升到100×108m3，1993～1994年稳定在200×108m3以上，2001年产量达到480×108m3，2008年煤层气生产井约3万口，产量超过557×108m3（图2-2）。 圣胡安、黑勇士盆地保持高产稳产，但产量比重下降；1995年占全美煤层气产量的94%，2000年占76%。新区（粉河、拉顿、尤因塔等）发展迅速，产量比重上升，1995年占全美2%，到2000年占19%。粉河盆地低煤阶洞穴完井技术，2006年产量140×108m3，占全美26%；中阿巴拉契亚高煤阶定向羽状水平井技术，2006年产量20×108m3，约占全美4%。 图2-1 美国的主要含煤盆地及其开发盆地示意图 图2-2 美国煤层气1989〜2008年年产量历年变化图 美国大规模开发煤层气的成功经验如下： 1.能源需求、经济效益和环保要求是美国煤层气产业发展的动因 美国陆上有14个主要的含煤盆地，煤层气资源量大约为21.9×1012m3。20世纪70年代末期，为缓解能源供需矛盾，减轻对外国能源进口的依赖性，美国政府于1980年出台了《能源意外获利法》，旨在对没有价格控制的石油市场造成的原油意外获利进行征税，并把税收收入用于建立能源信托基金，为非常规能源项目提供资金，鼓励非常规新能源的开发。 当时美国天然气需求量很大，每年需要从国外引进天然气600×108～800×108m3。美国是煤炭资源大国，每年因采煤向大气排放大量甲烷气，不仅污染大气，而且耗费劳动力和资金，因此美国联邦和地方政府对环保要求愈来愈严，并促使企业经营者减排降污。可见，能源需求、经济效益和环保要求成为美国煤层气产业发展的原动力。 2.制定优于常规天然气的经济扶持政策，以增强其市场竞争能力，是美国政府鼓励煤层气产业发展的出发点 20世纪70年代末，美国众、参两院举行听、证会，充分探讨煤层气开发利用的有关问题，并通过《能源意外获利法》的第29条非常规能源开发税收补贴政策，使煤层气成为政府鼓励和支持的主要清洁气体能源。考虑到煤层气开发初期具有产量低、投入大、投资回收期长的特点，无法与常规石油、天然气开发进行竞争，美国政府扶持煤层气开发的指导思想是以煤层气从开发成本、销售价格等方面可与常规天然气竞争为出发点决定税收补贴的程度；同时，补贴政策要有一个相当长的适用期，以培植煤层气产业的成熟。第29条税收补贴政策是用单位产量的所得税补贴值形式表示的，补贴值随着产量的增加而增加，并随着通货膨胀系数的变化而调整。 3.健全的法律为美国煤层产业发展提供保障 立法是煤层气生产的关键和保证，只有通过立法才能保证煤层气投资者的合法权益，从而提高煤层气投资者的积极性，最终促进煤层气产量的提高。美国联邦政府和州政府在煤层气勘探开发过程中的管理作用主要以法律、法规的形式体现出来。1983年，亚拉巴马颁布了煤层气产业法规，是最早颁布煤层气产业法规的州政府；1990年，弗吉尼亚颁布了煤层气法规；1994年，西弗吉尼亚也颁布了煤层气法规。亚拉巴马州和弗吉尼亚州在颁布煤层气法规后，煤层气产量大幅度上升，产生的经济效益和社会效益非常明显，说明了煤层气产业的快速健康发展离不开政府的宏观管理和相应的法规支持。 （二）澳大利亚煤层气勘探开发简况 澳大利亚是继美国之后另一个积极进行煤层气开发的国家。因其主要城市和工业区分布在东部沿海地区，目前的煤层气业务主要在东部沿海地区开展，煤层气的开发和利用具有巨大的潜在市场。澳大利亚煤炭可采储量为399×108t，平均甲烷含量为0.8～16.8m3/t，煤层埋深普遍小于1000m，渗透率多分布在1～10mD，煤层气资源量为8×1012～14×1012m3，列世界第四位。 澳大利亚的煤层气勘探工作始于1976年，1998年的产量只有0.56×108m3，2008年煤层气产量占天然气总产量的25%，约为36×108m3，煤矿瓦斯抽采达到6×108m3，与美国20世纪90年代初期一样，正处在煤层气产业快速发展的时期。 促使澳大利亚煤层气开发利用迅速发展的主要因素在于：澳大利亚是《京都议定书》的签约国，降低碳排放量是澳大利亚调整能源结构、发展洁净能源、培育市场发育的原动力；煤炭工业供过于求，竞争加剧，而天然气及其加工业的政策逐步宽松；澳大利亚东海岸人口密集，工业发达，发电业和加工业等对天然气的需求量迅猛增加，天然气供需缺口大。 澳大利亚煤层气开发利用的发展得益于政府政策的宽松和优惠。1997年，昆士兰州政府对煤层气的开发与管理出台了一系列规定与措施，主要包括：煤层气的开采权受《1989年的矿产资源法》和《1923年的石油法》保护；煤层气的产权管理保持与石油完全一致；现有的石油和煤炭租赁区内以及租赁申请中都将授权进行煤层气的开采权；在租赁申请方面，煤层气和煤炭开采将享有同等的优先进入权；在矿权审批时，将以垂向上的深度划分矿权，以避免地表矿权申请的冲突；当煤层气作为煤矿开采的副产品并用于煤矿当地的发电时，将免缴矿区使用费；煤炭与煤层气在地面允许同时作业，但应尽量避免相互间的潜在影响。 （三）加拿大煤层气勘探开发简况 加拿大早在20世纪80年代初期就开始在西部盆地从事煤层气勘探，90年代后由加拿大沉积和地质研究所组织对全国煤层气资源进行评价，同时一些公司在西部盆地及东部新斯科舍省部署了一批井，进行勘探和开采试验，近几年发展很快。据统计，加拿大17个盆地和含煤区煤层气资源量6×1012～76×1012m3，其中艾伯塔省是加拿大最主要的煤层气资源基地。 加拿大煤层气开发的起步时间基本与中国相当。1980～2001年，加拿大仅有250口煤层气井，生产井70口，其中4口单井达到2000～3000m3/d。之后，一些石油和能源公司开始加大对煤层气勘探和开发试验活动的投入，煤层气开发迅猛发展，仅2002～2003年，就增加1000口左右的煤层气生产井，使煤层气年产量达到5.1×108m3，煤层气生产井的单井日产量2830m3。截至2009年底共有煤层气生产井超过1万口，煤层气年产量达到60×108m3。 艾伯塔平原地区的煤层气资源量11.67×1012m3，丘陵地区约为3.7×1012m3。盆地东部煤变质程度低；盆地最西部由于埋藏深度增大，煤变质程度最大，镜煤反射率达到2.0%。 艾伯塔省煤层气快速发展的主要原因包括以下几个方面： （1）广阔的西部平原分布着巨大而连续的煤层，形成了经济规模的煤层气资源，发现了马蹄谷组煤层气高产走廊。 （2）使用先进的连续油管作业技术，工程费用相对较低，还直接利用已有的天然气井重新完井，对原有的测井曲线重新评价，并且储层中没有水，这些均促成了成本的降低。 （3）紧邻完善的集输系统和压缩系统，具有良好的下游工程、合理的天然气价格、持续增长的市场需求和政府部门的有力保障。 三、国外煤层气勘探开发运作模式 国外煤层气区块由开始到商业生产，共分为6个阶段，分别是寻找区块阶段、定义阶段、勘探阶段、制订计划阶段、发展阶段和商业生产阶段。 寻找区块阶段主要是公司对煤层气开发有意向，着手寻求投资目标。在这一阶段，主要是对有煤层气商业开发潜力的区块进行筛分，确定一批可能具有商业利益的区块。 定义阶段主要是针对上一阶段筛选出来的具有商业开发潜力的区块进行收集资料，进一步评价其风险与收益，并提供数据给决策者，从中选出最大的一个或多个区块进行投标。 勘探阶段主要是对投标后所取得的区块进行具体的勘探。首先对区块进行评价，优选出煤层气勘探有利目标区，进行布井。在这一阶段一般要打一些勘探井。根据勘探的结果，进行经济分析，决定是否进入下一阶段。如果评价后具有开发价值，可以继续向下进行。 制订计划阶段主要是根据勘探阶段所获得的数据进行进一步分析，如果勘探失败则放弃区块。如果获得了一定的工业气流，则制订初步的开发方案。根据方案进行经济评价，根据评价结果来确定是否确定商业开发或将区块出售。如果评价后，经济效益较大，则根据公司状况，确定进行下一阶段。 发展阶段主要是在上一步确定开发后的基础上进行详细开发方案的设计，确定开发井的布井方案、煤层气的集输设施和下游工程。 商业生产阶段主要是继续打一些开发井，对煤层气井的开发进行制度管理，对气井进行增产等。 四、国外煤层气勘探开发对中国的启示 以美国为代表的几个国家经过20多年的煤层气勘探开发工作，取得了令世人瞩目的成就。究其原因，首先是全面系统地对煤层气成藏机理和开发特点进行研究，加深了对煤层气资源的认识，并且发展了一系列勘探开发新技术。另外，良好的经济效益对煤层气勘探也起到了巨大的促进作用。 （一）重视选区评价研究工作 煤层气勘探要取得突破，前提是选区要准。煤层气勘探实践表明，地下煤层含气是普遍的，但富集程度和开采条件是不均一的。美国已在十几个盆地进行煤层气勘探，效果好的主要有圣胡安、黑勇士、阿巴拉契亚、拉顿、尤因塔、粉河等几个盆地，并且每个盆地均打了几百口井才认识到煤层气高产富集控制因素，才选准了目标。美国正是以坚实的理论研究为基础，对含煤盆地进行综合地质评价后选出适合开采的盆地，再优选目标，即确定最佳远景区，在远景区内圈定煤层气潜力最好的生产试验区。一般是在低位沼泽环境条件下由木本植物形成的厚度大、分布稳定、产状平缓的镜煤与亮煤区中，找含气量大、裂缝发育、渗透性好的大型线性构造的最大曲率部位优先勘探。煤层厚度、含气量和渗透率是煤层气选区中最为重要的评价参数，要对它们做出可靠的评价，必须准确确定含煤盆地沉积相带特征，圈出盆地沉积中心及煤层厚度分布，弄清盆地区域构造特征及沉积后的构造演化和封盖条件。煤阶也是煤层气选区评价中必须考虑的因素，中煤阶区无疑是煤层气勘探最好的地区，但煤层巨厚的低煤阶区和构造裂隙发育的高煤阶区同样能够形成煤层气工业性产能。 （二）因地制宜，发展先进的工艺技术，加快勘探步伐 煤层气藏是一种特殊的气藏类型，其勘探开发技术在很多方面有别于常规油气勘探。美国经过20多年的煤层气勘探开发实践，已经形成了配套的工艺技术，为其煤层气勘探开发总体水平的提高起到了巨大的推动作用。中国煤层气勘探技术经过近10年的技术应用与改进，得到了长足发展，在煤层气钻井完井、压裂测试和排采技术等方面初步形成了配套的工艺技术系列，但在浅层空气钻井、沿煤层水平井钻井、高压高渗区裸眼洞穴完井、造长缝压裂技术和其他增产措施等方面与国外先进技术仍有很大差距。选择适宜的地质条件，借鉴国外先进技术，努力提高单井产气量，是中国煤层气勘探取得新突破的必经之路。一般来讲，中、低煤阶煤层渗透率大于5mD，采用裸眼洞穴完井技术开发效果最佳；中、高煤阶煤层稳定性好，采用多分支水平井开发效果最佳；中煤阶中渗区采用水力压裂增产技术；中、低煤阶高角度煤层可沿煤层钻进1000m，单井产量明显增高；对于低煤阶高渗区的多煤层，采用油管冲刷非常有效。 （三）煤层气勘探具有良好的经济效益 国外煤层气开发的成功经验证实，煤层气勘探开发可获得明显的经济效益，主要反映在以下几个方面。 1.勘探费用低，获利大，风险小 煤层气勘探比常规油气勘探耗资低。1987年美国一口抽样煤层气井的勘探费用只占开采总成本的0.6%。这是由于探区内煤层的有关资料已经掌握，并且地质因素的不确定性比常规油气勘探低。美国黑勇士盆地Brookwood气田煤层气勘探结果为，勘探费用1000万美元获得10亿万美元的煤层气储量，平均每产1000m3煤层气可获利89美元，年纯利润820万美元。由于勘探费用低，因而勘探失利造成的风险也不会太大。 2.生产成本低，生产期长 由于煤层气埋藏浅，并且产气量稳定，因此煤层气生产成本较低。美国黑勇士盆地和圣胡安盆地每口煤层气井的勘探、开发、生产平均费用分别为32万～38万美元和62万～72万美元，煤层气成本4美分/m3。中国沁水盆地晋城地区投入开发，预计每口煤层气井的勘探、开发、生产平均费用为人民币230万元，煤层气成本也仅为0.25元/m3。 煤层气井的生产期已经超过了人们预期的寿命。圣胡安盆地一般产量的井和黑勇士盆地高产量的井，生产寿命长达25年以上。在煤层气井排采过程中，经初期排水后产气量大幅度增加，并且产量增加常常持续十几年以上，之后才出现缓慢的下降。 3.煤层气井经济效益好 国内外煤层气勘探实践表明，达到工业性开发的煤层气井产气量一般在2000～8000m3/d，在一定地质条件下，煤层气井还可形成较高产能。如美国圣胡安盆地单井最高产气量达28×104m3/d，单井平均产气量为56000m3/d；尤因塔盆地单井平均产气量接近20000m3/d。并且，由于煤层通常比常规储层连续性好，厚度大，气产量稳定，也易于预测。因此，煤层气井中极少出现不产气的井（干井）。同时，煤层气井的开发还具有甲烷采收率高（50%～80%）和开采范围大的特点。因此，煤层气井一般都能获得较好的经济效益。按美国的经验，从回收期、贴现净现值及所需的最低煤层气价3个方面进行测算，相当一部分煤层气井的经济效益明显高于普通气井的经济效益。因此，尽管美国现在煤层气井不再享有特殊的优惠政策，仍有尤因塔、粉河、拉顿、阿巴拉契亚等盆地煤层气开采取得较好的经济效益，产气量呈逐年上升之势。

中国煤层气产业发展现状与技术对策

王一兵1杨焦生1王金友2周元刚2鲍清英1 (1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院廊坊065007;2.中国石油渤海钻探公司第二录井公司天津300457) 摘要:本文通过分析我国煤层气发展历程和现状，总结了我国从上世纪80年代以来煤层气发展经历了“前期评价、勘探选区、开发试验、规模开发”四个阶段。在分析我国煤层气地质条件基础上，认为已发现的煤层气田(富集区)煤层普遍演化程度高、渗透率低;总结了适合我国复杂地质条件的煤层气配套开发技术，包括钻井完井、储层保护、水力压裂、排采控制等，并分析了各种技术的应用效果，认为我国1000m以浅中高煤阶煤层气开发技术基本成熟。在此基础上预测了我国提高煤层气开发效果的技术发展方向。 关键词:煤层气 开发技术 压裂 排采 基金项目: 国家 973 项目 ( 2009CB219607) 、国家科技重大专项 “大型油气田及煤层气开发”课题 33，43( 2011ZX05033 001''，2011ZX05043) 。 作者介绍: 王一兵，男，1966 年 6 月生，2008 年获中国地质大学 ( 北京) 博士学位，高级工程师，多年从事煤层气勘探开发综合研究工作。E mail: wybmcq69@ petrochina. com. cn The Development Status and Technical Countermeasures of China CBM Industry WANG Yibing1YANG Jiaosheng1WANG Jinyou2ZHOU Yuangang2 BAO Qingying1 ( 1. Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina， Langfang 065007，China; 2. The second logging company of bohai drilling and exploration company，Petrochina，Tianjin 300457，China) Abstract: Through analyzing CBM development history and present situation in China，this article have sum- marized the four stages in CBM development from the 1980's，which can be called“earlier period's appraisal，ex- plores and region optimization，development experiments，scale development”. Based on the analysis of the geolog- ical conditions ，it is revealed that CBM fields founded already are commonly characterized with high evolution de- gree，low permeability. Simultaneously，the corollary CBM development technologies suitable for China's complex geological conditions are summarized，including drilling / completion，coal-bed protection，hydraulic fracturing and dewatering control，also all technologies’application effect are evaluated. In general，it can be believed that the CBMdevelopmenttechnologiesinmiddleandhighrankcoal-bedshallowerthan1000mhavebeenbasicallyma- tured.Finally，thedirectionofdevelopmenttechnologiesisforecasted. Keywords:CBM;developmenttechnologies;hydraulicfracturing;dewatering 我国煤层气资源丰富，预测 2000 m 以浅煤层气资源量 36. 8 万亿 m3( 国土资源部，2006) ，可采资源量约 11 万亿 m3，仅次于俄罗斯和加拿大，超过美国，居世界第三位。规模开发国内丰富的煤层气资源，可在一定程度上减轻我国对进口石油天然气的依赖，同时对实现我国能源战略接替和可持续发展、降低煤矿瓦斯含量和瓦斯排放、减少煤矿瓦斯灾害、保护大气环境具有重要意义。 1 煤层气规模开发已经起步，初步具备产业雏形 自上世纪 80 年代后期以来，国内石油、煤炭、地矿系统的企业和科研单位，以及一些外国公司，对全国 30 多个含煤区进行了勘探、开发和技术试验，在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘韩城、大宁—吉县、柳林—兴县地区、安徽淮北煤田、辽宁阜新煤田等试验井都获得了较高的产气量。截至 2010 年底，全国已累计探明煤层气地质储量 3311 亿 m3，并针对不同煤阶的煤层气特点，掌握了实验室分析化验和地质评价技术，直井/丛式井钻井完井、多分支水平井钻井技术，空气/泡沫钻井及水平井注气保压欠平衡储层保护技术，注入/压降试井技术，压裂增产和排采等技术系列，在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地南部、阜新煤田、铁法煤田、淮南淮北等地分别获得了具有经济价值的稳定气流，为规模开发准备了可靠的资源、技术条件。 近年国内天然气市场的快速发展，天然气基础管网逐步完善，煤层气开发迎来前所未有的机遇。特别是 2007 年政府出台了煤层气开发补贴政策，极大地调动了相关企业投资煤层气产业的积极性，促进了煤层气产业的快速发展，近年全国煤层气开发井由不足百口增加到 5240 余口 ( 含水平井约 100 口) ，建成煤层气产能约 30 亿 m3/ 年，年产气量超过15 亿 m3( 图 1) ，形成沁南、鄂东 2 大煤层气区为重点的产业格局。预测到 “十二五”期间，全国地面钻井开发的煤层气产量可以达到 100 亿 m3以上。 我国煤层气发展，主要经历了四个发展阶段 ( 图 2) 。 图 1 中国历年煤层气开发井数与产量图 图 2 中国煤层气发展阶段划分 80年代前期评价阶段:在全国30多个煤层气目标区开展了前期地质评价研究; 1992～2000年勘探选区阶段:在江西丰城、湖南冷水江、山西柳林、晋城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陕西韩城等地钻探煤层气井，柳林、晋城、阜新开展小井组试验; 2000～2005年开发试验阶段:在山西沁水、陕西韩城、辽宁阜新开展了开发先导试验工作; 2006年至今规模开发阶段:沁水煤层气田、鄂东煤层气田韩城区块、柳林区块、辽宁阜新、铁法等地煤层气地面开发初步形成规模并进入商业开发阶段，特别是2007年国家出台采政补贴政策，每生产1方煤层气国家补贴0.2元，极大地调动了生产企业的积极性，纷纷加大投入，煤层气产业进入快速发展阶段。2010年全国煤层气产量达到15亿方。 2 煤层气开发技术现状 在多年的勘探开发实践中，针对我国煤层气地质特点，逐步探索出适合我国配套工艺技术，如钻井完井、地面建设、集输处理等，形成了以中国石油、中联煤层气、晋煤集团等大型国有煤业集团、有实力的大型国际能源公司为代表的煤层气开发实体，以及煤层气钻井完井、地面建设、压缩运输等煤层气技术服务队伍，总体已经具备1000m以浅煤层气资源开发和产业化发展的条件。 不同演化程度的煤层煤岩性质不同，主要表现在煤岩的压实程度、机械强度、吸附能力等方面，其含气性、渗透性、井壁稳定性有很大差别(王一兵等，2006)，因此不同煤阶的煤层气资源要求采用相应的技术手段来开发。经过多年的探索与发展，国内已初步形成针对不同地质条件和煤岩演化程度的煤层气开发钻井完井、压裂改造、排采技术系列。 2.1 钻井完井技术 2.1.1 中低煤阶高渗区空气钻井裸眼/洞穴完井开采煤层气技术 国内低煤阶区煤层渗透率一般大于10mD，中煤阶高渗区煤层渗透率也能大于5mD，对于此类高渗煤层的煤层气开采，一般不需压裂改造(低煤阶煤层机械强度低，压裂易形成大量煤粉堵塞割理)，可对煤层段裸眼下筛管完井或采用洞穴完井方式，根据煤层在应力发生变化时易坍塌的特点造洞穴，扩大煤层裸露面积，提高单井产量;钻井施工时采用空气/泡沫钻井，既可提高钻速，又可有效减小煤层污染。 裸眼洞穴完井在国外如美国圣胡安盆地、粉河盆地的一些煤层气田开发中应用取得了良好效果(赵庆波等，1997，1999)，特别是在高渗、超压的煤层气田开发中得到很好的应用效果。 常采用的井身结构有两种: (1)造洞穴后不下套管，适用于稳定性较好的煤储层，是目前普遍采用的井身结构; (2)造洞穴后下入筛管，可适用于稳定性较差的储层。 这一技术在国内鄂尔多斯盆地东缘中煤阶、湖南冷水江、新疆准噶尔南部进行试验，效果都不理想，需要进一步探索、完善。 2.1.2 中高煤阶中渗区大井组直井压裂开采煤层气技术 中高煤阶中渗区煤层渗透率一般0.5～5mD，采用套管射孔加砂压裂提高单井产量效果最明显。其技术关键在于钻大井组压裂后长期、连续抽排，实现大面积降压后，煤层吸附的甲烷气大量解吸而产气。这一技术在国内应用最广泛，技术最成熟。沁水盆地南部、鄂尔多斯东缘韩城、三交、柳林地区，辽宁阜新含煤区刘家区块等大多数深度小于1000m的煤层气井采用这一技术效果好，多数井获得了单井日产2000～10000m3/d的稳定气流，数百口井已稳产5～10年。 2.1.3 中高煤阶低渗区多分支水平井开采煤层气技术 该技术主要适用于机械强度高、井壁稳定的中高煤阶含煤区，通过钻多分支井增加煤层裸露面积，沟通天然割理、裂隙，提高单井产量和采收率，效果相当显著。同时，对于低渗(<0.5mD)薄煤层(<2m)地区，也是解决单井产量低、经济效益差的主要技术手段。 煤层气多分支水平井是指在一个或两个主水平井眼旁侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道，分支井筒能够穿越更多的煤层割理裂缝系统，最大限度地沟通裂缝通道，增加泄气面积和气流的渗透率，使更多的甲烷气进入主流道，提高单井产气量。多分支水平井集钻井、完井和增产措施于一体(王一兵等，2006)，是开发煤层气的主要手段之一。该技术具有三大技术优势:一是可以提高单井产量，约为直井的6～10倍，同时减少钻前工程、占地面积、设备搬安、钻井工作量和钻井液用量，节约套管和地面管线及气田管理和操作成本，从而提高开发综合效益;二是可以加快采气速度，提高采收率。用直井需要15～20年才能采出可采储量的80%，但用分支水平井仅需5～8年可采出70%～80%(李五忠等，2006)，而且可以在很大程度上提高煤层气的采收率;三是多分支水平井的水平井眼不下套管，不压裂，避免压裂对煤层顶底板造成伤害，便于后续的采煤，是先采气后采煤的最佳配套技术。 目前我国在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地等煤层埋深300～800m的地区已完成多分支水平井100余口，沁水盆地南部单井日产量达到0.8万～5.5万m3，最高日产可达到10万m3，比直井压裂方法单井产量提高4～10倍。 2.2 储层保护技术 2.2.1 煤层气空气钻井技术 主要有空气钻井和泡沫钻井技术，主要优点是可实现欠平衡钻井，煤层损害小、钻速快、钻井周期短，综合钻井成本低。但空气/泡沫钻井也存在局限性，并不是任何地层都适用。由于空气/泡沫不能携带保持井眼稳定的添加剂，所以不能直接用空气钻穿不稳定地层。当钻遇含水层时，岩屑及更细的粉尘会变为段塞。由于液体在环空中出现，会润湿水敏性页岩，这会导致井塌而卡钻。而且湿岩屑会粘附在一起，在钻杆外壁上形成泥饼环，不能被空气从环空中带上来，当填充环空时，阻止了空气流动并产生卡钻。而且随着这些间歇的空气大段塞沿着井眼向上运移，它们会堵塞地面设备并且对井壁产生不稳定性效应。因此，空气钻井的关键在于保持井壁的稳定性。 2.2.2 水平井注气保压欠平衡保护技术 多分支水平井主井眼与洞穴井连通后，在水平井眼钻进过程中，在洞穴直井下入油管，洞穴之上下入封隔器，然后通过油管向洞穴直井注气，从水平井环空排气的钻井液充气方式，保持水平井眼环空压力，保证井眼稳定性(图3)。 图3 欠平衡钻井剖面示意图 空气压缩机将空气从直井注入，压缩空气、煤屑与清水钻井液在高速上返过程中充分混合，形成气、液、固相三相环空流动。原则上返出混合流体经旋转头侧流口进入液气分离器进行分离，混合液流从液体出口流入振动筛，气体夹杂煤粉从气流管线进入燃烧管线排放。在燃烧管线出口处，有大排量风机，将排出的气体尽快吹散。 如果三相分离器分离返出混合流体不明显，液体为雾状水滴时将分离器液流管线关闭，从分离器底部沉砂口进行煤屑和废水的收集和处理，气体夹杂煤粉从气体管线进入燃烧管线排放。如果分离器处理能力有限或燃烧管线堵塞，可临时使用节流管线应急排放混合物。在施工过程中要求地面管线畅通，各种阀门灵活可靠。 2.3 煤层气井水力压裂工艺技术 2.3.1 针对煤储层特征的压裂液 压裂液是煤层水力压裂改造的关键性环节，其主要作用是在目的层张开裂缝并沿裂缝输送支撑剂，因此着重考虑流体的粘度性质，不仅在裂缝的起裂时，具有较高的粘度，而且在压裂流体返排时具快速降低的性能。然而，成功的水力压裂改造技术还要求流体具有其他的性质。除了在裂缝中具有合适的粘度外，在泵送时还应具有低的摩擦阻力，能很好地控制流体滤失，快速破胶，施工结束后迅速返排出来等性能，同时应在经济上可行。 压裂液选择的基本依据是:对煤层气藏的适应性强，减少压裂液对储层的伤害;满足压裂工艺的要求，达到尽可能高的支撑裂缝导流能力。根据目前煤层气井储层的特点，压裂液研究应着重考虑以下几个方面: 储层温度25～50℃，井深300～1000m，属低温浅井范畴。因此，要求压裂液易于低温破胶返排，满足低温压裂液体系的要求，并且也考虑压裂液的降摩阻问题;煤层气属于低孔隙度、低渗特低渗透率储层，要求压裂液具有好的助排能力，并且压裂液彻底破胶;储层粘土矿物含量小，水敏弱，水化膨胀不是压裂液的主要问题，但储层低渗、低孔、压裂液的破胶返排、降低压裂液的潜在二次伤害是主要问题;要求压裂液滤失低，提高压裂液效率。 为了满足煤层压裂大排量、高砂比的施工要求，压裂液在一定温度下要具有良好的耐温、耐剪切性能，以满足造缝和携砂的要求;同时提高压裂液效率，控制滤失量。考虑较低的摩阻压力损耗，要求压裂液具有合适的交联时间，以保证尽可能低的施工泵压和较大的施工排量;采用适当的破胶剂类型及施工方案，在不影响压裂液造缝和携砂能力的条件下，满足压后快速破胶返排的需要，以降低压裂液对储层和支撑裂缝的伤害;要求压裂液具有较低的表面张力，破乳性能好，有利于压裂液返排;压裂液在现场应具有可操作性强、使用简便、经济有效、施工安全、满足环保等要求。 2.3.2 煤层压裂方案优化 针对一个区块的压裂方案，优化研究的总体思路是:在目标区块压裂地质特点分析的基础上，针对该区块主要的地质特点进行各工艺参数的优化研究。首先针对目标区块的物性特征确定优化的缝长和导流能力，然后逐一优化各施工参数，包括排量、规模、砂比、前置液百分数等，并且研究提出一系列协助实现优化缝长和导流能力，并保证支撑剖面尽可能实现最优的配套技术措施。 压裂施工参数的优化是指以优化缝长和导流能力为目标函数，通过三维压裂分析与设计软件，优化压裂施工参数。 前置液量决定了在支撑剂达到端部前可以获得多少裂缝的穿透深度。合理的前置液量是优化设计的基础和保证施工成功的前提。前置液用量的设计目标有两个:一是造出足够的缝长，二是造出足够宽度的裂缝，保证支撑剂能够进入，并保证足够的支撑宽度，满足地层对导流能力的需求。 排量的优化对压裂设计至关重要。研究试验发现，变排量施工可以对实现预期的缝长和裂缝高度有很好的控制。另一个重要作用是抑制多裂缝的产生，减少近井摩阻，有最新文献资料表明，通过先进的裂缝实时监测工具的反应，当排量超过一定值时，多裂缝的条数与排量呈正比关系。煤层易产生多裂缝的储层尤其应该尝试采取该项技术。 加砂规模优化包括平均砂液比的优化和加砂程序优化。平均砂液比的优化从施工安全角度，即从滤失系数和近井筒摩阻两个方面考虑，借鉴国内外施工经验，在煤层可能的滤失系数范围内，平均砂比20%～25%施工风险低。加砂程序优化必须将压裂设计研究中所有考虑因素和技术细节充分地体现出来。第一段砂液量的设计至关重要。如起步砂液比过高(或混砂车砂液比计量有误差)，因开始加砂时可能造缝宽度不足，或起步砂液量过早滤失脱砂，会造成早期砂堵或中后期砂堵的后果;反之，如起步砂液比过低，可能造成停泵后第一批支撑剂还未脱砂，使停泵后裂缝仍有继续延伸的可能，使裂缝的支撑剖面更不合理。同时，滤失伤害也会增大。因此，起步砂液比的设计很重要。而从施工安全角度考虑，一般的做法是让第一段支撑剂进入裂缝后先观察一段时间，如压力无异常情况，再考虑提高阶段砂液比。 2.4 煤层气井抽排采气技术 煤层气以吸附状态为主，煤层气的产出机理主要包括脱附、扩散、渗流三个阶段(赵庆波等，2001)，煤层气井产气需要解决的关键问题是: (1)降低煤层压力至临界解吸压力以下; (2)保持煤层水力裂缝及天然割理系统内不至于压力下降过快、过低而致使其渗透率急剧下降; (3)有一定长的降压时间。 因此，煤层气采气工程应结合不同煤岩特性和室内研究工作，合理确定排采设备，控制动态参数，发挥煤层产气能力，同时在排采中要控制煤粉产生，减少煤储层应力敏感性对渗透性的不利影响。 煤层气井开采中煤粉迁移是普遍存在的现象。为了减少煤粉迁移对排采的影响，排采初期应保持液面缓慢稳定下降，生产阶段应避免液面的突然升降和井底压力激动，控制煤粉爆发，使之均匀产出并保持流动状态，防止堵塞煤层渗流通道和排采管柱。 煤层具有较强的塑性变形能力，应力敏感性强，在强抽排条件下会引起渗透性下降。为了促使煤层气井的高效排采(李安启等，1999)，应保证煤层内流体压力持续稳定下降，避免由于下降过快导致煤层割理和裂缝闭合引起煤层渗透性的急剧下降。不同煤层具不同的敏感性，需通过实验和模拟确定最佳的降液速率。如:数值模拟确定晋试7井解吸压力以上每天降液速度不超过30m，解吸压力以下每天降液速度不超过10m;井底流压不低于1MPa。一般控制降液速度每天不超过10m，越接近煤层，降液速度越慢，当液面降至煤层以上20～30m时，稳定液面排采，进入稳定产气阶段后根据实际情况再适当降低液面深度。 3 煤层气开发技术发展趋势 与美国、加拿大、澳大利亚等煤层气工业发展较快的国家相比，我国煤层气地质条件复杂，主要表现在成煤期早、成煤期多，大部分煤田都经历多期次构造运动，煤层生气、运移、保存和成藏规律都很复杂。多年的勘探开发试验证实，煤层气富集区分布、高渗区分布都具有很强的不均一性，多数煤层气富集区渗透率都很低，导致大多数探井试采效果差，勘探成功率低。针对国内煤层气特点，提高我国煤层气开采效率的煤层气开发技术研究应包括以下几个方向。 3.1 高丰度煤层气富集区地质评价技术 高丰度煤层气富集区预测一般是通过地质学、沉积学、构造动力学、地球物理学、地下水动力学、地球化学等多学科联合研究，结合地震处理与解释方法，寻找煤层发育、盖层稳定、成煤期、生气期与构造运动期次相匹配的适合煤层气聚集的煤层气富集区。随着各地区勘探程度和地质认识程度的提高，一些开发区块或即将进入开发的区块，通过二维、三维地震储层反演与属性提取方法，在煤层气富集区预测孔隙、裂缝发育的高渗区，优化开发井网和井位部署，可有效指导煤层气高效开发。 3.2 提高煤层气开采效率的技术基础研究 以高丰度煤层气富集区为主要研究对象，以煤层气富集区形成机理和分布规律、开采过程中煤层气储层变化、流体相态转换、渗流和理论相应为重点研究内容，通过化学动力学、渗流力学等多学科联合与交叉研究，宏观研究与微观研究相结合，开展系统的野外工作、测试分析和理论研究。以煤层气井底压力响应为主要研究对象，利用多井试井技术和数值模拟技术，从静态和动态两个方面开展煤层气开发井间干扰机理与开发方式优选研究。研究适合我国地质条件的提高煤层气开采效率的储层改造基础理论，将有效指导煤层气开发技术的进步。 3.3 煤层气低成本高效钻井技术研究 针对当前300～1000m深度为主的煤层气资源，开展空气钻井技术攻关，发展车载轻型空气钻机。采用岩心实验、理论分析与生产动态分析相结合的方法，总结以往煤层气钻井设计方法和施工工艺，跟踪国内外多分支水平井、U型井、小井眼短半径水力喷射钻井、连续油管钻井等先进钻井技术，分析增产效果，优选适用技术。同时，还要考虑超过1000m深度的煤层气资源的开发技术。 3.4 煤层高效改造技术研究 通过煤层及顶底板力学实验与压裂液配伍性实验数据，分析煤层伤害的主要机理，研发出适合不同地质条件下煤层压裂的新型压裂液体系。结合典型含煤盆地煤层的地质特点，探索适合煤层气压裂改造的工艺技术。 参考文献 李安启，路勇.1999.中国煤层气勘探开发现状及问题剖析.天然气勘探与开发，22(3):40～43 李五忠，王一兵，田文广等.2006.沁水盆地南部煤层气可采性评价及有利区块优选.天然气，3(5):62～64 王一兵，孙景民，鲜保安.2006.沁水煤层气田开发可行性研究.天然气，2(1):50～53 王一兵，田文广，李五忠等.2006.我国煤层气选区评价标准探讨.地质通报，25(9～10):1104～1107 赵庆波.1999.煤层气地质与勘探技术［M］.北京:石油工业出版社 赵庆波等.1997.煤层气勘探开发技术.北京:石油工业出版社 赵庆波等.2001.中国煤层气勘探.北京:石油工业出版社

中国煤层气产业政策现状

在煤层气战略选区项目的推动下，国务院办公厅出台了《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）》等优惠政策，随后国家有关部门相继出台了一系列扶持煤层气发展的优惠政策，促进了中国煤层气产业发展。 一、税收、价格优惠政策 （1）增值税优惠政策。国办通〔1997〕8号规定：中外合作开采陆上煤层气按实物征收5%的增值税，不抵扣进项税额；自营开采陆上煤层气增值税实行先征后返，即按13%的税率征收，返还8个百分点。2007年1月1日以后调整为：对煤层气抽采企业的增值税一般纳税人抽采销售煤层气实行增值税先征后退政策；先征后退税款由企业专项用于煤层气技术的研究和扩大再生产，不征收企业所得税。 （2）企业所得税优惠政策。财税字〔1992〕62号规定：从事合作开采石油资源的企业所得税的规定，均适用于开采中国陆上煤层气资源的企业；对中外合作开采煤层气的企业所得税实行二免三减半，即从开始获利年度起，第一年和第二年免征企业所得税，第三年至第五年减半征收企业所得税。 （3）关税减免政策。国务院《关于调整进口设备税收政策的通知（国发〔1997〕37号）》规定：自1998年1月1日起，对国家鼓励发展的国内投资项目和外商投资项目进口设备，在规定范围内，免征关税和进口环节增值税。 （4）煤层气价格政策。国务院办公厅1997年国办通〔1997〕8号文件规定：煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定，国家不限价。2007年4月20日，国家发展改革委发出加强民用煤层气价格管理的通知，要求民用煤层气出厂价格由供需双方协商确定。现已纳入地方政府管理价格范围的，要积极创造条件尽快放开价格。 （5）煤层气抽采利用设备加速折旧。2007年2月20日，财政部、国家税务总局联合下发《关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知（财税〔2007〕16号）》，要求对独立核算的煤层气抽采企业购进的煤层气抽采泵、钻机、煤层气监测装置、煤层气发电机组、钻井、录井、测井等专用设备，统一采取双倍余额递减法或年数总和法实行加速折旧，具体加速折旧方法可以由企业自行决定，但一经确定，以后年度不得随意调整；对独立核算的煤层气抽采企业利用银行贷款或自筹资金从事技术改造项目国产设备投资，其项目所需国产设备投资的 40% 可从企业技术改造项目设备购置当年比前一年新增的企业所得税中抵免；对财务核算制度健全、实行查账征税的煤层气抽采企业研究开发新技术、新工艺发生的技术开发费，在按规定实行100%扣除基础上，允许再按当年实际发生额的50%在企业所得税税前加计扣除。 （6）煤层气（煤矿瓦斯）开发利用补贴。2007年4月20日，财政部出台《关于煤层气（瓦斯）开发利用补贴的实施意见（财建〔2007〕114号）》规定：中央财政按0.2元/m3煤层气（折纯）标准对煤层气开采企业进行补贴，补贴额度按照（销售量＋自用量－用于发电量）×补贴标准进行计算。在中央财政补贴的基础上，地方财政可根据当地煤层气开发利用情况对煤层气开发利用给予适当补贴，具体标准和补贴办法由地方财政部门自主确定。 二、煤层气资源管理优惠政策 （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，投产第二至第三年可以减缴50%，第四至第七年减缴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10×108m3，免征矿区使用费；10×108～25×108m3，交纳1% 矿区使用费；25×108～50×108m3，交纳2%矿区使用费；超出50×108m3，交纳3%矿区使用费。 （4）资源使用费。对地面抽采煤层气暂不征收资源税。 三、鼓励煤层气利用的有关政策 煤层气被列入1996年修改后的《资源综合利用目录（国经贸资〔1996〕809号）》。该文件规定：鼓励利用煤矿瓦斯气、煤层气，并享受财税字〔1994〕001号、国税发〔1994〕008号、财税字〔1996〕020号、财税字〔1996〕021号等文件规定的优惠政策。 财税字〔1994〕001号文件规定：列入《资源综合利用目录》内的资源作主要原料生产的产品的所得，自生产经营之日起，免征所得税5年。 国税发〔1994〕008号文件规定：关于印发固定资产投资方向调节税“资源综合利用、仓储设施”税目税率注释的通知，对煤层气、煤矿抽放的瓦斯利用项目规定了固定资产投资方向调节税实行零税率，但不包括行政办公和生活服务用房的投资。 国家发改委2007年4月印发《关于利用煤层气（煤矿瓦斯）发电工作的实施意见》，提出煤层气（煤矿瓦斯）电厂所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用，需要上网的富余电量，电网企业应当予以收购，上网电价比照国家发展改革委制定的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法（发改价格〔2006〕7号）》中生物质发电项目上网电价（执行当地2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价）；煤层气（煤矿瓦斯）电厂不参与市场竞价，不承担电网调峰任务。

加快中国煤层气产业发展的建议

中国的煤层气产业取得了丰硕的成果，但也存在一些问题。如煤炭生产和煤层气开发缺乏统一协调发展的模式，缺乏统一的煤层气勘探开发标准和规范，秩序混乱，整装的大型煤层气田存在分散性、盲目性开发等诸多问题，亟待解决。为了促进中国煤层气产业的可持续发展，提出以下建议。 一、加强煤层气产业发展状况调研 煤层气产业经过几十年发展，各方面均取得了一定程度的进展，但截至2009年底，煤层气地面年产量不足10×108m3，抽放利用率很低，制约煤层气产业发展的因素包括地质理论、技术方法、体制机制等多方面问题，政府应组织多部门进行调研分析和研究，提出解决问题的根本方法。 二、出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则 落实国务院《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）》，出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则，建议先采气后采煤规定标准定于6m3/t，煤炭生产区在保证煤矿安全生产的前提下，以采煤为主，兼顾煤层气综合开发利用，以确保煤炭安全生产，而在煤炭规划区对吨煤含气量大于6m3的原生煤含气区必须先地面采气后井下采煤；构造煤发育区及低含气区采用煤矿井下抽采的方式开发利用煤层气。 就资源利用角度讲，中国煤层含气量小于6m3/t 的煤炭资源量为3.95×1012t，占煤炭总资源量的71%；大于6m3/t的煤炭资源量为1.62×1012t，占煤炭总资源量的29%（表10-1）。因此采用含气量大于6m3/t为标准实行先采气后采煤，不影响当前煤炭产量，又可有效利用资源、遏制瓦斯灾害、保护环境。 表10-1 中国不同地区不同含气量的煤炭资源量与煤层气资源量对比表 三、进一步加强煤层气勘探开发科技攻关 全国油气资源战略选区项目和国家油气重大专项都将煤层气科技攻关列为重要组成部分。但中国煤层气地质条件复杂，目前仅在中高煤阶1000m以浅地区取得煤层气勘探开发突破，煤层气勘探开发在构造煤发育区、深煤层、低煤阶区以及关键技术装备等领域尚需加强科技攻关。建议国家对煤层气精细地质研究、低煤阶煤层气勘探开发及煤层气关键钻完井技术试验等制约煤层气产业发展的瓶颈技术，进一步加强科技攻关力度，实现煤层气产业低成本高效开发。 四、制定统一的煤层气勘探开发国家标准和规范 应制定统一的煤层气勘探开发技术国家标准和规范，整顿矿业秩序，规范勘探开发程序。整装的大型煤层气田，必须按照统一标准和规范进行集成开发、综合利用，避免破坏性、分散性、盲目性开发。 五、倡导煤炭生产企业与煤层气生产企业加强合作 煤炭企业和煤层气生产企业加强合作，可充分发挥各自的优势，实现煤层气和煤炭两个行业之间的良性运作，互利共赢。形成煤层气与煤炭综合开采模式，可有效解决矿权重叠问题，保障采煤安全，加快中国煤层气产业发展步伐。

煤层气产业发展建议

我国的煤层气产业取得了丰硕的成果，但也存在一些的问题，如煤炭生产和煤层气开发缺乏统一协调发展的模式，缺乏统一的煤层气勘探开发标准和规范，秩序混乱，整装的大型煤层气田存在分散性，盲目性开发等诸多问题亟待解决。为了促进我国煤层气产业的可持续发展，提出以下建议： 1.加强煤层气产业发展状况调研 煤层气产业经过几十年发展，各方面均取得了一定程度的进展，但截至2009年底，煤层气地面年产量不足10×108m3，抽放利用率很低。制约煤层气产业发展的因素包括地质理论、技术方法、体制机制等多方面问题，政府应组织多部门进行调研分析和研究，提出解决问题的根本方法。 2.出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则 落实国务院47号文件（国办发〔2006〕47号）“关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干建议”，出台“先采气、后采煤”的资源开发政策细则，建议先采气后采煤规定标准定于6m3/t；煤炭生产区在保证煤矿安全生产的前提下，以采煤为主，兼顾煤层气综合开发利用，以确保煤炭安全生产；而在煤炭规划区对吨煤含气量大于6m3的原生煤含气区必须先地面采气后井下采煤；构造煤发育区及低含气区采用煤矿井下抽采的方式开发利用煤层气。 3.进一步加强煤层气勘探开发科技攻关 全国油气资源战略选区项目和国家油气重大专项都将煤层气科技攻关列为重要组成部分，但我国煤层气地质条件复杂，目前仅在中高煤阶1000m以浅地区取得煤层气勘探开发突破，煤层气勘探开发在构造煤发育区、深煤层、低煤阶区以及关键技术装备等领域尚需加强科技攻关。建议国家对煤层气精细地质研究、低煤阶煤层气勘探开发及煤层气关键钻完井技术试验等制约煤层气产业发展的瓶颈技术进一步加强科技攻关力度，实现煤层气产业低成本高效开发。 4.制定煤层气勘探开发技术国家标准和规范 应制定统一的煤层气勘探开发技术国家标准和规范，整顿矿权秩序，规范勘探开发程序。整装的大型煤层气田，必须按照统一标准和规范进行集成开发、综合利用，避免破坏性、分散性、盲目性开发。 5.倡导煤炭企业与煤层气企业加强合作 煤炭企业和煤层气生产企业加强合作，可充分发挥各自的优势，实现煤层气和煤炭两个行业之间的良性运作，互利共赢。形成煤层气与煤炭综合开采模式，可有效解决矿权重叠问题，保障采煤安全，加快我国煤层气产业发展步伐。

中石油煤层气有限责任公司怎么样？

简介：中石油煤层气有限责任公司（简称“中石油煤层气公司”）是中国石油天然气股份有限公司独资设立的专门从事煤层气业务的有限责任公司，成立于2008年9月，其业务范围包括：煤层气资源的勘探、开发；对外合作进行煤层气勘探、开发；煤层气田范围内的浅层气勘探、开发；煤层气勘探、开发的工程施工；设备租赁；技术服务、技术咨询、信息咨询；勘探开发技术培训；销售机械电器设备。目录公司简介公司成绩合作伙伴发展目标
法定代表人：匡立春
成立时间：2008-09-08
注册资本：100000万人民币
工商注册号：110000011330255
企业类型：有限责任公司(法人独资)
公司地址：北京市昌平区科技园区超前路9号(3号楼)B座2366

中石油煤层气有限公司 怎么样

中石油煤气层公司是08年才成立的，是个新公司，听说发展潜力很大的，而且待遇也可以的，本科生去的第一年都有五万左右的收入！应该研究生待遇还要好的都！

中石油煤层气有限责任公司待遇怎么样？

我听说的里面待遇很好的嘛,一年有十万,是同学的朋友在里头

中联煤层气有限责任公司怎么样？

简介：中联煤层气有限责任公司（对外简称“中联公司”）是1996年经国务院批准组建，主要从事煤层气资源勘探、开发、输送、销售和利用的国家煤层气专业公司，在国家计划中实行单列，并享有对外合作进行煤层气勘探、开发、生产的专营权，拥有国家气体勘察甲级资质。
法定代表人：武文来
成立时间：1996-05-13
注册资本：131078.436827万人民币
工商注册号：100000000019566
企业类型：有限责任公司(法人独资)
公司地址：北京市东城区安定门外大街甲88号

中国煤层气研究很吃香吗?

中国从现在起开始重视科学科研了，对科学科研的人都非常重视，相信待遇是不会差的。