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煤层气产业发展步入关键“窗口期”

日期:2019-04-15  来源:中国能源报  责任编辑:网络运营部

“十三五”规划发布已三年,虽然煤层气产业持续奋斗,但因多种因素影响,实际发展远低于预期,特别是地面生产的表内统计年度增量平均仅5亿立方米/年左右,仍处于增速疲软期。但是,煤层气的资源潜力依然巨大。

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2018年,中国煤层气表内初步统计,地面狭义煤层气产量54.63亿立方米,煤矿井下瓦斯抽采量129亿立方米,煤层气总产量183.6亿立方米,煤层气利用量101亿立方米。其中地面煤层气产量比2017年的49.53亿立方米同比增长10.27%;包含煤层气矿权内的煤层气、致密气、页岩气三气共采的广义煤层气储量72.6亿立方米,煤层气总产量可达201.6亿立方米,煤层气总利用量119亿立方米。


 

值得注意的是,目前煤层气矿权内的煤层气总产量统计原则,在某种程度上缺乏科学性和合理性,不仅削弱了多年开发成果,也不利于产业发展。今明两年是“十三五”规划的关键年,通过进一步改革开放、优化政策和环境,中国煤层气产业有可能迎来曙光,步入健康、快速、持续发展的轨道。


 

推动落实“三气共采”政策


 

根据国际煤层气产业惯例和国内实际情况,煤层气开发利用“十三五”规划的编制专家组曾建议:“明确煤层气矿权人可以同时开采矿权范围内煤系地层烃类气体,并享受同等政策”。“十三五”煤层气开发利用规划正式文本确定为“探索煤系地层多种气体综合开发新模式,鼓励多气共采”。


 

经过“十三五”规划前三年的探索和实践,业内对煤层气区块内煤层气、页岩气、致密气三气共采,享受同等优惠政策已达成共识。矿产资源管理部门相关人员也多次同意在煤层气矿种名称不变的前提下,实行上述政策具有合规合理性。


 

煤层气的定义从狭义的“赋存在煤层中以甲烷为主要成分,以吸附在煤基颗粒表面为主,部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体”,扩展为煤系地层的多种烃类气体的广义概念,具有较为充分的科学性、合理性和可操作性。


 

(1)与国外煤层气资源开发管理惯例接轨


 

国外设定的煤层气矿权区域采出的气体都以煤层气计量,并享受同等优惠经济政策,没有僵化区分是致密气、页岩气还是煤层气,也没有区分游离气和吸咐气,一是因为无法严格区分,二是如不共采都会留下隐患。如美国圣胡安盆地年产量最高,多年维持在年产300亿立方米左右。圣胡安盆地采用直井洞穴完井,平均单井日产2万立方米以上,直井最高单井日产100万立方米。美国其他煤层气采区也有相似的多气合采的情况,高产期时采自圣胡安盆地的煤层气一直占美国总产气量的一半以上。


 

与中国山西沁水盆地南部资源类似的黑勇士盆地,采用直井压裂法开采,平均单井日产约3000立方米。圣胡安盆地和黑勇士盆地开发煤层气,享受同样的税收补贴政策。澳大利亚开发煤层气也有多气合采的实例,目前澳大利亚煤层气年产量约420亿立方米,已取代美国成为世界第一大煤层气生产国。


 

因此,1997年中国对外合作开采煤层气资源的标准合同,经与外商反复协商,又经中国政府部门审核、批准,煤层气定义为“煤层及上、下岩层的烃类气体”,基本采用煤系气的概念。


 

(2)中国沁南煤层气开采实践验证了多气共采的合理性


 

山西沁南潘河区块22平方公里,年产1.5亿-2.5亿立方米的高产稳产期9年,累计产气量24亿立方米。预计总产气量可能大于探明可采储量数倍,也将远高于探明地质储量。邻近的潘庄对外合作区块面积62.55平方公里,已累计产气30.38亿立方米,预计总产气量也将远大于探明可采储量。


 

专家认为,潘河、潘庄区块处于地台型基地,经过史上两次断裂抬升的地质构造变动,储层渗透性改善,又有大量(围岩)游离气成为补充气源,才可能使该区块产气量大大高于预期。在该区域无法区分狭义的煤层气和其他非常规气。因此,中国的煤层气开发实践,也初步证明在煤层气矿权内,无法严格区分煤层气及其他非常规气。 

(3)三气共采有利于防治瓦斯事故和减排温室气体


 

煤矿井工开采是地层内大面积、大空间、大规模的采掘作业,采动的推进将对地层构造及气体运移产生较大的持续性影响,煤层及地层的气体渗透、运移立体扩展延深。尽管煤储层本层的煤层气已预先大比率采收,若预先未实施多气共采,煤系地层的致密气、页岩气等非常规气还将源源不断涌入采掘工作面,造成瓦斯灾害威胁。伴随着煤炭的采掘作业,仍可能向大气大量排放甲烷气,形成温室效应。因此,建矿或采煤前先进行煤系地层内煤层气、致密气、页岩气三气共采,才能从根本上防治煤矿瓦斯事故,有效减排煤炭开采时释放的温室气体。


 

(4)落实三气共采政策,创造科学、公平、合理的大环境


 

煤层气矿权内的煤系地层中,煤储层是煤层气、致密气和页岩气等非常规气的源生层。多气具有动态渗流,开采时不易严格区分。央企油公司在煤层气区块作业,可同时持有煤层气和常规天然气的矿权。为操作方便,这类企业通常将煤层气矿权内产气量,以天然气产量申报和统计。其他煤层气企业则难以取得合法三气探采资格,煤层气区块内投入的大量勘探、开发费用,不能得到合法合理的回报。再者,煤层气矿权内的三气共采仅在常规天然气中统计,探采成果不能合理体现,必然人为压抑了中国煤层气产业。落实三气共采的政策,就是落实“十三五”规划鼓励三气共采的既定原则,也是对产业的激励。


 

(5)有利于完成煤层气地面抽采的规划产量目标


 

根据国家“十三五”煤层气开发利用规划,到2020年,煤层气总产量240亿立方米,其中地面产气100亿立方米,煤矿井下抽采140亿立方米,如按近几年正常煤层气地面产量的增率估算,到2020年,地面煤层气产量只有65-70亿立方米,将连续3个五年规划完不成产量目标。


 

如果煤层气矿权内三气共采、享受同等优惠政策得以落实,预计到2020年,仅中联公司和中石油在煤层气区块内致密气可再增产20亿立方米以上,再加上稳定增量10亿立方米,中国煤层气地面总产量可达103亿立方米左右,将超额完成“十三五”规划的产量目标。


 

这项政策落实,不仅助推中国煤层气地面开发首次完成和超额完成规划产量目标,还将使产业迎来新的契机,起到了激励和推动产业发展的积极导向作用。


 

进一步改进资源管理


 

煤层气资源管理需要进一步改进,为产业提供发展空间并保驾护航。


 

(1)扩展煤层气矿权面积,加强勘探


 

中国煤层气资源评价面积37.4953万平方公里,2000米以浅资源量36.81万亿立方米。已登记矿权面积4.8256万平方公里,仅占煤层气资源评价区域面积的12.87%,比初始设置矿权时减少1.8万平方公里。中国陆上油气矿权面积333.8万平方公里,煤层气矿权面积仅占油气矿权面积的1.41%。其中油气矿权面积中覆盖的煤层气资源评价区域面积约25万平方公里。煤层气作为气体资源,矿权面积过于狭小,严重制约了勘探开发。若要达到预期远景产量目标,必须逐步扩大煤层气矿权面积。


 

建议国家制定相应政策法规,扩展矿权面积。特别需要科学合理解决与油气企业矿权重叠的25万平方公里煤层气资源勘探问题。


 

中国已有煤层气矿权范围内,只有潘河、潘庄、成庄、保德、樊庄成为开发的有利区域和主采区,需要配套政策措施,加强勘探工作,发现更多有利的甜点开采区,促进产量的迅速提升。这是中国煤层气产业发展的必要条件,应当抓紧解决。


 

(2)实行煤层气探采一体化管理模式


 

煤层气勘探开发与常规油气有别,不易简单区分勘探和开发期。根据国外经验和国内实践,建议只设置煤层气矿权,实行探采一体化管理,不再分别设置探矿权和采矿权。


 

(3)提高煤层气资源管理效率

煤层气资源管理实行“部控省管”的试点,初衷是改革和简化管理。实践中仍有不少问题,需要加强国家相关部门监管,尽可能简化程序,减少干扰,提高管理效率。目前煤层气资源管理审批环节增多,管理程序复杂,协调难度加大。如矿权延续工作,原来只用十天半月就可办完的审批手续,由于现在程序、环节复杂,盖章增多,数月甚至半年没有预期结果。


 

依托国家科技重大专项推动科技进步


 

从“十一五”后半期实施《大型油气田及煤层气开发》国家科技重大专项迄今,有成绩、有问题、有前景,更有必要以此为抓手,进一步推动科技进步,促进煤层气产业发展。


 

(1)实施国家科技重大专项主要成绩


 

实施国家科技重大专项以来,中国基本掌握了常规煤层气勘探开发技术,消化、吸收国外煤层气先进技术和创新技术、装备取得重要成果,促进初步建设沁水盆地和鄂尔多斯盆地两大煤层气生产基地。攻克了1000米以浅高阶煤层气开发等4项关键技术。完善和开发一批重要科技创新成果,有些达到国际先进或领先水平。


 

“山西沁南潘河煤层气开发利用国家高技术产业化示范工程”项目与国家科技重大专项结合取得8项重大技术突破与创新,9年中平均单井产量稳定在3400-4700立方米,累计产气量已高于预测可采储量,持续平均单产水平高于资源条件类似的美国黑勇士盆地,成为具有国际先进水平的高标准煤层气产区。


 

(2)目前面临的主要问题


 

中国煤层气具有构造煤、超低渗、深部等低品质资源占比较大的资源禀赋,目前还没有形成适合各类资源条件的成熟的系列勘探开发技术,存在一些技术瓶颈,需要进行长期、持续性科技攻关。


 

在《大型油气田及煤层气开发》重大专项实施的十一年中,由于急于求成、认识分歧、视野偏颇、体制机制以及页岩气开发和经济效益冲击等原因,煤层气项目被淡化和削弱,甚至逐步被边缘化。如“十三五”期间,煤层气研究项目数量从“十二五”期间的10项降为5项,煤层气总项目数量和中央财政资金投入则分别下降37.5%和49%。“十三五”期间煤层气项目总数和中央财政投入也远低于页岩气项目。在某种程度上影响了中国煤层气科技进步和产业发展。


 

(3)需要深化和提高对中国煤层气产业战略意义的认识


 

据统计,2018年中国能源消费量46.4亿吨标煤,消费量占能源总量的59%。据预测,2035年中国煤炭消费量仍将占43%以上,即未来几十年煤炭为主的能源生产和消费格局不会根本改变。


 

为保障煤炭的安全绿色开采,中国提出“先抽后采”、“先抽后建”的煤炭开采和煤矿瓦斯防治的国策,使煤层气开采成为刚性需求,煤层气开发利用也起到了非凡的效果。


 

从科技重大专项开始实施的2008年,中国强化煤层气地面和井下抽采,全国煤矿瓦斯事故起数和死亡人数大幅减少。2008年,中国发生煤矿瓦斯事故182起,死亡778人,煤矿百万吨死亡率1.182;2018年,这三个数据下降为15、58和0.093。


 

山西晋煤集团位于中国地面煤层气开采最活跃的区域,自从实行井上下联动抽采,以及在全领域地面预抽的近十二年中,晋煤瓦斯超限次数由2006年的300多次,降至2018年的3次,基本杜绝瓦斯事故。受益于地面预抽,寺河矿东盘区采煤速度提高1倍以上,煤炭资源回收率提高10%以上。2018年晋煤煤层气地面、井下总产量28.6亿立方米,利用量20亿立方米。安徽淮南矿业集团的煤矿区井下、地面联动开采煤层气,也取得了类似效果。


 

美国是油气和煤炭生产大国,煤炭主要以露天开采为主,而中国井工开采占95%以上,美国煤层气开发对煤矿安全生产影响不大。美国近些年油气开发,特别是页岩气革命,弱化了煤层气开发。加之煤层气已不享受退税补贴的经济优惠政策,进一步转移了社会投资。就中国国情而言,必须开发利用煤层气,以保障煤炭资源的安全、高效、绿色开采,同时保障有效增加供给严重不足的天然气产量。

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