中国煤层气股票趋势
⑴ （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5.8×108m3，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。
⑵ 煤层气概念股有哪些
煤层气是三大重要清洁能源之一。煤层气又称煤层瓦斯、煤层甲烷，主要以吸附、溶解或游离状态赋存于煤层及固岩中，属于非常规油气资源，是绿色清洁能源。我国煤层气储量丰富，分布集中，产业链较为完整，适于大规模开发利用，同时，应用领域众多，未来市场前景广阔。
煤层气概念股（相关个股）
石油济柴：ST济柴是中国石油天然气集团公司下属唯一的柴油机专业制造企业，也是全国机械行业骨干企业之一。公司是国内非道路用中高速中大功率柴油机和气体发动机的主要生产商，主导产品“济柴牌”发动机，广泛适用于石油钻探、工矿机车、工程机械、舰艇渔船及发电设备，是国家军工等要害领域和场合的重点选用产品。主要生产三大主导机型：陆用2000、3000和600系列，功率200~1740kW柴油机及配套机组；船用直列4缸、6缸、8缸，V型8缸、12缸，功率180~1100kW柴油机及配套发电机组；燃气（包括天然气、煤层气、炼焦煤气、沼气等多气体）30~1500kW气体发动机及配套机组。产品现有123个品种、270个型号，其技术水平、生产总量和市场占有率在国内中大功率发动机制造业中名列前茅。
天科股份：天科股份拥有煤层气综合利用的关键技术，公司主营碳一化学技术及催化剂的生产和销售，在气体分离、纯化应用领域居于世界前列。
准油股份：淮油股份和中石油煤层气公司一直在煤层气开发领域合作，公司负责提供的技术支持。公司是一家油田服务公司，主营业务包括油田动态监测、储油罐机械清洗、油田管理、运输服务等。主要客户为新疆的各大油田，主要包括中石油旗下的新疆油田、塔里木油田、吐哈油田，以及中石化西北分公司。考虑到民营企业资金紧张，账款回收期长等原因，公司业务开拓主要集中在中石化、中石油系统内。
黄海机械：黄海机械主要经营岩土钻孔设备业务，产品有机械立轴式岩心钻机、全液压岩心钻机、水平定向钻机、多功能煤层气钻机、多功能工程钻机，以及钻机配套使用的钻杆产品，在煤层气钻机方面公司拥有先发优势，未来会随着煤层气开采规模化。
惠博普：惠博普增资山西国祥，持股比例30%，山西国祥负责神池-原平-五台线的煤层气输气管道。公司主要从事油气田开发地面系统装备的工艺技术研发、系统设计、成套装备提供及工程技术服务业务。公司业务已涵盖油气处理系统、油气开采系统、油田环保系统和油田工程技术服务等领域。
恒泰艾普：恒泰艾普拟用自有资金1.5亿元收购中裕（河南）能源控股有限公司（以下简称“中裕能源”）所持有的河南中裕煤层气开发利用开发有限公司，中裕煤层气系中裕燃气的全资子公司中裕能源与河南省煤层气成立的合资公司，其控股股东中裕燃气在下游行业具有良好的燃气销售渠道，另一股东河南省煤层气由河南省政府出资并管理，股东为河南6家国有重点煤炭企业和5家煤炭企事业单位，负责统一安排全省煤层气的勘查、开发和利用，是全国首家专业从事煤层气抽采利用和瓦斯综合治理的国有大型能源企业。
通裕重工：通裕重工控股子公司贵州宝丰新能源开发有限公司经营范围：一般经营项目：瓦斯气（煤层气）、页岩气、天然气、沼气、生物气、煤气等系列可燃气体能源开发利用及运营；EPC项目以及能源合同管理。
⑶ 天然气股票龙头有哪些
1、天然气股票占主要行业的比例相对较小。目前，中国只有99个天然气股。这99个天然气股中没有固定的领导股，根据实际情况而变化。
2、这99只天然气股票包含：中国石油、海南矿业、广汇能源、安彩高科、中油工程、道森股份、大通燃气、宝莫股份、雪人股份以及新奥股份。
3、一直以来天然气都是能源里面的宠儿，是公认的地球上最干净的化石能源。目前，天然气和其他可再生能源的消耗稳步提高，天然气消耗甚至有超过煤炭的趋势，所以在将来天然气将会更加的受欢迎的。
拓展资料
1、天然气是指自然界的所有天然气，包括通过大气，水圈和岩石圈的各种天然工艺形成的气体（包括油田气体，天然气，气体气体，泥浆火山气体，煤层气和生物气体等）。
2、“天然气”的一般定义很长一段时间是从能量的角度狭窄的定义，这是指在形成中自然含有的烃和非烃类气体的混合物。在石油地质中，它通常是指油田气体和气田气体。它主要由碳氢化合物组成并含有非烃类气体。
3、5月6日2020年5月，石油西南石油和天然气领域公司透露，它发现了一种富含天然气的新区，潜在的资源预计将超过万亿立方米。
4、天然气含有地下多孔地层，包括油田气体，气田气体，煤层气，泥浆火山气体和生物气体，少量其来自煤层。它是一种高质量的燃料和化学原料。
5、天然气主要用作燃料生产炭黑，化学品和液化石油气。天然气生产的丙烷和丁烷是现代工业的重要原料。天然气主要由气态低分子烃和非烃类气体组成。
6、它主要由甲烷（85％）和少量乙烷（9％），丙烷（3％），氮（2％）和丁烷（1％）组合物组成。它主要用作燃料，也用作制造乙醛，乙炔，氨，炭黑，乙醇，甲醛，烃燃料，氢化油，甲醇，硝酸，合成气和氯乙烯的原料。天然气被压缩成液体以储存和运输。煤矿矿工，硝酸制造商，发电厂工人，有机化学合成器，燃气用户和石油精炼精炼机可使用此产品。它主要通过呼吸道进入人体。这是一种简单的窒息气体。当浓度高时，缺氧是通过更换空气引起的，导致呼吸急促和意识丧失;由于低血氧而严重的病例可能会死于窒息。高压天然气可引起冻伤。不完全燃烧可以产生一氧化碳。
希望能够给到你帮助。
⑷ 中国页岩气是哪几只股票
杰瑞股份页岩气煤层气双向拉动，国内外需求同步上扬
神开股份页岩气开发兴起，推动公司产品需求
江钻股份投资进入金刚石钻头领域
富瑞特装掘金LNG大市场，设备龙头加速成长
蓝科高新石油石化装备的开拓者
通源石油进入煤层气领域
煤气化将在无烟煤的蓝色火焰中升华
东华能源关注未来成长空间
广汇股份立足新疆，走向中亚的高成长，综合性能源企业
天科股份变压吸附进军煤层气，碳捕捉技术已见雏形
中国石油原油价格上涨，内在价值提升
证券之星问股
⑸ 煤层气市场价值
煤层气的市场价值是指最终用户在用煤层气取代其他燃料时产生的同一成本的定价。在确定煤层气价格时，要考虑不同燃料热值的差异，热值利用效率的差别，使用不同燃料投资、使用成本及污染成本的差异等。
煤层气的市场价值是确定煤层气最终销售价格的基础。当最终销售价格超出该价值时，煤层气将难以销售，因为用户会选择其他替代燃料，即用户会以较低的成本获得相同的热值利用效率。如果煤层气的使用成本和其他燃料相同，用户有可能选择使用煤层气，因为煤层气污染少，社会效益较高。所以煤层气的定价只要不超过它的市场价值，煤层气相对于其他替代燃料就具有价格竞争优势。
确定煤层气市场价值的方法可以借鉴天然气的市场价值定价方法，其中最常用的方法是使用替代燃料的价格和热值。如果煤层气被用于替代石油产品，则对于石油产品就存在一种“成本节省”，这种成本节省就是煤层气的市场价值，而石油产品的成本可以根据国际石油价格来计算。当以替代燃料的价格来确定煤层气的市场价值时，应考虑煤层气与替代燃料在纳税支出、热值利用效率、环境保护等方面存在的差异，并根据这些差异对煤层气市场价值作出相应的调整，但是煤层气对环境保护方面的效益在实践中不好量化。总之，确定煤层气的市场价值要考虑以下因素:竞争燃料的价格和热值;可量化的煤层气的热值利用效率、经营成本、储存成本和投资;不易量化的应用领域、环境保护等社会效益。
目前国内煤层气价格与天然气价格基本一致。例如西气东输气价在郑州地区是1.16元/m3，山西地区的煤层气价也大概在1.10～1.20元/m3之间，与天然气价格相当。煤层气的热值与天然气相当，因此可以用天然气价格来比照煤层气与各类能源价格比较。
从表8－2中可看出，廉价而丰富的煤炭资源是天然气和煤层气的主要竞争对手，但随着环保要求的提高，煤的使用需要配备环保设施，其建设、运行及维护将大幅提高煤的使用成本。同时，《国家能源发展“十一五”规划》表明我国将构建稳定、经济、清洁的能源体系。据崔民选在《能源蓝皮书2007中国能源发展报告》中预测，天然气将逐步成为我国城市燃气市场中的主要燃料，气化水平将从目前的43%提高到2020年的55%～60%。在未来20年经济发展中中国洁净能源供给量将出现短缺，客观上需要煤层气资源予以补充。国内天然气初始定价参照的国际油价当时是每桶28美元左右。国际油价波动剧烈，一度曾高达每桶170多美元。据预测，今后一段时间，国际油价将在每桶50～70美元之间波动。目前，国内天然气价格却仍然维持在一个较低水平。油气价格之间的基本平衡被打破。这也正是现在天然气、煤层气越来越受到人们关注的原因之一。在高油价下，原来一些用油的消费者会改为用气;一些用油的厂矿企业也会以用气为主。这是由市场机制决定的。因为现在国内油、气的价格没有实现接轨，用气要比用油便宜得多，所以大家都愿意用气。另外，从价格变化来看，气价上涨是趋势。这样就使得越来越多的原来处于“边缘效应”的煤层气资源能够得到开发和利用。
表8－2 2006年西安地区各类能源热值价格比较
(据陕西省天然气股份有限公司首次公开发行股票招股意向书，2008)
注:电价考虑了居住小区的损耗及公用加价因素，比政府定价高0.11元/kW·h。原油价是70美元/桶(2006年价格)换算得来。
⑹ 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
⑺ 煤气股票有哪些龙头股
一、云煤能源。2020年报显示，云煤能源实现净利润5903万元。
云南省最大的焦化企业，主要产品有冶金焦炭、焦油、粗苯、煤气、甲醇、硫酸铵、硫磺等产品。
二、蓝焰控股。2020年报显示，蓝焰控股实现净利润1.25亿元。
煤气化地处的山西省拥有得天独厚的煤层气资源，是全国煤层气资源最为富集的地区，全省埋深浅于2000米的煤层气资源量约10万亿立方米，占全国的1/3。
三、宝泰隆。2020年净利润5355万，同比增长-23.94%。
公司曾先后获得了高温煤焦油加氢、后延迟焦化和焦炉煤气制甲醇组合工艺专利、干熄焦工装装置专利、复合柴油的制造方法专利、低硫、低磷铸造焦的生产方法专利、焦炉煤气制甲醇合成尾气联产煤焦油加氢制取油品工艺专利，特别是“高温煤焦油加氢产业化技术项目”获得了中国炼焦行业协会“焦化行业技术创新成果一等奖”。
四、陕西黑猫。公司2020年的净利润2.78亿元，同比增长866.05%。
公司利用焦炉煤气制LNG，现有产能为25万吨/年，于2013年11月份试生产；公司LNG产品2016年、2017年产量分别为11.30万吨、13.28万吨；17年相关业务收入4.18亿元，主营占比小于5%。
五、山西焦化。公司2020年的净利润10.97亿元。拥有34万吨/年焦炉煤气制甲醇生产能力，远期规划产能将达到195万吨/年。
六、开滦股份。2020年净利润10.79亿，同比增长-6.19%。炼焦副产品焦炉煤气用于生产甲醇，粗焦油、粗苯用于深加工。
【拓展资料】
价格：
股票本身没有价值，但它可以当做商品出卖，并且有一定的价格。股票价格又叫股票行市，它不等于股票票面的金额。股票的票面额代表投资入股的货币资本数额，它是固定不变的；而股票价格则是变动的，它经常是大于或小于股票的票面金额。股票的买卖实际上是买卖获得股息的权利，因此股票价格不是它所代表的实际资本价值的货币表现，而是一种资本化的收入。股票价格一般是由股息和利息率两个因素决定的。例如，有一张票面额为100元的股票，每年能够取得10元股息，即10%的股息，而当时的利息率只有5%，那么，这张股票的价格就是10元÷5%=200元。计算公式是：股票价格=股息/利息率。
可见，股票价格与股息成正比例变化，而和利息率成反比例变化。如果某个股份公司的营业情况好，股息增多或是预期的股息将要增加，这个股份公司的股票价格就会上涨；反之，则会下跌。
⑻ 外资民资都可参与页岩气开发，请问有什么股票受益有什么股票推荐吗
可以留意一下广汇股份（600256）：
(1)煤炭销售及煤化工业务，将为公司今明两年的业绩带来巨大弹性。在油价高企的背景下，甲醇及LNG 等煤化工产品市场空间广阔，如果今年年产120 万吨甲醇、4.9 亿方天然气项目能尽早顺利投入生产，公司业绩将会极大超出预期；此外，今后三年煤炭销售将会持续大幅增长，预计可达700、1000、1500 余万吨。初步估算自明年起这两项业务对利润的贡献度将达80%左右。
(2)房产剥离加速，公司正向煤、油、气三位一体的资源型企业加速转型。 2010 年公司主营收入及业绩均实现大幅增长，但仍以地产贡献为主。公司在今年六月份以前将完成所有房产销售业务的剥离，届时公司的利润来源将主要来自于煤炭销售、煤化工、LNG、石油开采等业务。
(3)按照“建站推车、建站优先”的资源配置模式，LNG 汽车推广正逐步打开局面。公司采取保障重点区域、线路及矿运市场的聚焦推广模式，建成LNG 加注站64 座，推广LNG 汽车2584 辆（其中1532 辆上路运行），较09 年推广的500 余辆增长4 倍以上，随着LNG 汽车加注站行业标准取得突破性进展， LNG 汽车的推广速度正进入快速发展期，预计今年推广数量可达4000 余台。
(4)再拓新气源，与乌兹别克斯坦签订LNG 合作协议。在发布一季报的同时，公司公告了与乌兹别克斯坦签署LNG 合作协议。根据该协议，公司将与乌国油合作建设年加工能力为7 亿方的LNG 生产设施，以向乌国提供清洁能源。我们认为该项协议的签署不但表明公司发展LNG 这一思路及建设能力已经被国际社会所认，而且也表明了公司的气源正在多样化，为海外再拿资源奠定了良好基础，这对公司发展成国际化能源大型企业有着重要意义。
回答来源于金斧子股票问答网
⑼ 我国煤层气开发利用现状、产业发展机遇与前景
冯三利
（中联煤层气有限责任公司 北京 100011）
作者简介：冯三利，1956年生，男，高级工程师，现任中联煤层气有限责任公司副总经理，地址：北京市安外大街甲88号，邮编：100011。
摘要 文章从煤层气资源、技术及政策等方面介绍了我国煤层气开发利用现状，阐明了我国煤层气勘探开发存在的问题，并详细分析了当前促进我国煤层气快速发展的机遇，最后对我国煤层气开发利用的前景进行了客观展望。
关键词 煤层气 现状 机遇 前景
Status，OPPortunities and DeveloPment ProsPects of China's CBM Instry
Feng Sanli
（China United Coalbed Methane CorP.Ltd.，Beijing 100011）
Abstract：The article introced the status of development and utilization of China's CBM from CBM resources，technology and some policies respectively.Some issues of exploration and development of CBMwere also listed in this article.Based on the analysis on the various opportunities that China's CBM instry is faced with under new policy environment of China，the author finally looked into the future prospects of CBMdevelopment and utilization in China.
Keywords：CBM；status；opportunities；prospects
煤层气，俗称煤矿瓦斯，是近一二十年来在世界上崛起的新型能源，是一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气，其成分与常规天然气基本相同，甲烷含量大于90%，发热量大于8000kcal/m3，完全可以作为与常规天然气同等质量的优质能源和化工原料。同时煤层气在煤矿生产中又是一种有害气体，对煤矿安全生产造成巨大威胁，并且随着煤矿的开采，大量的煤层气排放到大气中又会对环境造成严重污染，是仅次于二氧化碳的主要温室气体来源。所以，开发利用煤层气这一洁净能源，对于优化我国的能源结构、减少温室气体排放、减轻大气污染、解决煤矿安全生产以及实现我国国民经济可持续发展都具有重大的现实意义。
美国是最先取得煤层气商业化开发成功的国家，2004年年产量达到500×108m3，比我国同年天然气年产量还多。近几年来加拿大煤层气产业发展迅猛，从2003年的1×108m3发展到2005年超过30×108m3，此外澳大利亚、印度近年来煤层气也得到了快速发展。
1 我国煤层气开发利用现状
1.1 煤层气资源/储量状况
我国是世界上第一煤炭生产大国，煤炭资源量巨大，同时我国的煤层气资源也十分丰富，2000年由中联煤层气有限责任公司承担的国家计委一类项目“全国煤层气资源评价报告”，预测我国陆上烟煤和无烟煤煤田中，在埋深300～2000m 范围内煤层气资源量为31.46×1012m3，与我国陆上天然气资源量相当，位居世界第三位，见表1所示。
图1 2001～2004年国有重点煤矿瓦斯抽采总量直方图
目前井下抽放煤层气利用量较低，不足50%，主要是矿区居民用气和自备发电，少部分用于福利事业及工业原料，很大一部分排空，这部分资源浪费很大，开发利用的空间也很大，应该引起政府有关部门和有关企业的重视。
1.5 现行优惠政策
一是开发利用煤层气征收5%的增值税，不抵扣进项税额；二是实行“两免三减半”——中外合作开采煤层气的企业，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；三是勘探、开采煤层气项目所需进口物资比照石油、天然气的进口税收政策执行；四是煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定等。
1.6 我国煤层气勘探开发存在的问题
（1）煤层气开发利用政策扶持力度不够。开发利用煤层气的社会综合效益要远远大于它的经济效益，特别是在煤层气产业发展的初期，政府应该给予更多的优惠政策，鼓励企业从事煤层气的勘探开发。美国煤层气产业的快速发展，早期政府的鼓励政策起到了决定性的作用。
（2）煤层气勘探开发和科技投入过低而且分散，一些关键技术和设备有待提高。煤层气是一种高投入、高风险、高技术的产业，要掌握它的基本赋存规律和开发技术，必须有较大的前期投入和较先进的仪器设备。
（3）煤层气勘探开发与煤炭、油气勘探区块冲突逐渐显现。煤与煤层气是共伴生的关系，采煤与采气必须有机结合才能协调发展，否则不仅浪费资源、污染环境，而且还威胁煤矿安全。
（4）基础管网薄弱。我国天然气基础管网比较薄弱，煤层气企业不仅要建设井田内部管网，还要考虑长输管网建设，无形中增加了企业的生产成本，影响了企业的经济效益和开发煤层气的积极性，加之我们的市场机制还不够完善，气价相对油价过低也是影响煤层气发展的重要因素。
2 促进我国煤层气快速发展的机遇与前景
2.1 中央政府高度重视和关心煤层气产业的发展
温家宝总理明确提出：“开发和利用煤层气既可治理瓦斯，又可利用能源，一举两得，应该加大科研、勘探、开发的力度。”2006年6月15日国务院办公厅颁发了国办发[2006]47号《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，将为我国煤层气的快速发展起到巨大的推动作用。
2.2 能源、环境、煤矿安全生产迫切需要加快煤层气开发利用
我国油气资源短缺，但煤层气资源丰富，是目前最现实的天然气接替资源；我国又是产煤大国，在我国，高瓦斯和瓦斯突出矿井占46%以上，每年由于瓦斯事故给国家财产和入民生命造成巨大损失，同时由于采煤每年向大气排放的甲烷达120×108m3以上，造成了巨大的环境压力和资源的浪费，因此，先采气、后采煤可以大大降低煤矿事故，有利于煤矿安全生产和节约能源。
2.3 政府己制定了煤层气“十一五”发展规划
以往没有统一的国家煤层气开发利用的专项规划，煤层气规划分列在煤炭、石油等行业中，规划不系统，落实不好，这也是影响我国煤层气快速发展的因素之一。近期，国家发改委已组织有关部门制定了全国“十一五”煤层气开发利用规划，到2010年全国煤层气（煤矿瓦斯）产量达100×108m3，其中地面开发煤层气产量50×108m3，煤矿井下抽采煤层气50×108m3，获得新增煤层气探明储量3000×108m3，总投资300×108元（含勘探、开发、管网、科研），实现煤层气产业化，国家规划的制定，明确了煤层气产业的发展目标，为政府制定煤层气产业政策提供了依据，将引导企业从事煤层气产业投资，加快煤层气产业的发展步伐。
2.4 煤层气国家工程研究中心的建立将促进煤层气关键技术的研制和推广应用
2006年3月6日，国家发改委以发改高技[2006]368号文，批复同意由中联煤层气有限责任公司牵头联合有关单位共同组建煤层气开发利用国家工程研究中心。该中心将围绕煤层气开发利用重大技术需求，建设我国煤层气勘探开发、加工利用的技术研发和工程化试验设施，把煤层气产业的重大科研成果进行完整的工程化和集成化应用研究，消化、吸收引进的先进技术，建立适合我国地质条件的煤层气开发利用工程技术体系，为行业间提供一个合作交流的平台，成为煤层气行业入才培养的基地，为煤层气开发利用相关企业提供技术支持和服务，推动煤层气产业的整体技术进步。
2.5 煤层气开发技术日臻完善，一些关键技术己有所突破
2.5.1 煤层气井空气/雾化钻井技术
该技术在美国煤层气田开发中普遍采用，已占开发井的90%以上，它的优点是钻井周期短（2～4d），效率高、成本低，对煤层伤害小。国家“十五”科技攻关项目《煤层气欠平衡钻井技术研究》，结合中国煤层气地质特点，开发出空气钻井设计软件，形成了空气钻井系列技术，目前已在山西潘河示范项目中广泛使用，使钻井周期由原来的15 d以上缩短到不足5d，不仅降低了施工成本，而且避免了钻井液对储层的伤害。
2.5.2 多分支水平井钻井、排采技术
美国的多分支水平井一开始就是结合煤矿规划实施的，一般在5年内可以实现80%～85%的瓦斯采收率，这样可以极大地改善采煤作业环境，促进煤矿安全生产，其综合经济效益与社会效益十分明显。我国煤矿瓦斯事故多发，煤层渗透率低，急需推广此项技术，以保证煤矿安全生产，节约清洁能源。2004年11月，奥瑞安公司设计和组织施工的DNP02多分支水平井正式投入生产并实现了预期工艺和产能双重突破，煤层中水平井眼总进尺达8000m，单井日产稳定在2×104m3以上，中联公司承担的油气战略选区端氏水平井示范项目已分别在3煤和15煤成功实施两口多分支水平井，预测单井产能在2×104m3以上。
2.5.3 煤矿井下水平长钻孔抽采技术
通过国家“十五”攻关项目研究，利用国产钻机使井下长钻孔达500m 水平距离，用进口钻机在国内试验已使最大孔深达到了1002m，班进尺最高达到了400m。此项技术的推广应用不仅可以促进煤矿安全生产，还可大大提高煤炭企业生产效率。
2.5.4 煤层气储层改造技术
储层改造在煤层气开发中是一个关键环节，目前在沁水盆地主要用清水加砂压裂方法。清洁压裂液技术已在韩城井组实验获得成功，在沈北矿区针对褐煤利用小型洞穴完井技术进行改造，为低阶煤煤层气开发积累了经验，特别是氮气泡沫压裂在潘河示范项目通过两口井实验获得了巨大成功，经过排采显示，比相同条件下煤层气井产量成倍增加，具有很好的推广利用前景。
2.6 沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目将有力推动我国煤层气产业发展
2004年底国家发改委批准实施该示范工程项目，该项目位于山西沁水县境内，含气面积24.2km2，示范内容包括钻井、增产改造、煤层气集输、增压、数据传输、地面工程建设等。目前第一期100口钻井已完工，40口生产井已经运行半年多，整个设施运行平稳，产气情况良好。通过对煤层气地面开发全过程试验，积累煤层气开发技术和管理经验，为推动我国煤层气资源的大规模商业化利用将起到积极的示范作用，特别是为沁水盆地煤层气田的大规模开发获得了第一手资料，打下了良好基础。
2.7 清洁发展机制（CDM）推动煤矿区煤层气开发利用
《京都议定书》于2005年2月生效，清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》所规定的发达国家在境外实现部分减排承诺的一种履约机制。它的核心是允许发达国家和发展中国家进行基于投资项目的“经证明的减排量（CERs）”的转让与获得。煤层气开发利用是实施CDM项目的重要领域。煤层气的主要成分是甲烷，甲烷的温室效应是二氧化碳的21倍，目前国际碳指标每吨为5～10 美元。我国煤矿区煤层气平均抽放率目前仅为32%，2004年抽放量为18.6×108m3，煤层气利用量不足一半。如果通过CDM机制引进资金和技术支持，对煤层气产业自身发展和推动煤矿区煤层气利用将起到积极的促进作用。
2.8 基础管网设施不断完善
天然气输送管道缺乏，是制约我国煤层气发展的一项重要外部条件。随着“西气东输”管线的运行，为相关地区煤层气勘探开发利用提供了一个大发展的良好契机。“西气东输”管线沿途经过我国多个主要煤田，如新疆准南煤田、山西河东煤田、沁水煤田和淮南煤田等，这些煤田是我国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地区。另外，陕京复线的建设、山西省规划的煤层气管线的实施，也将为煤层气的集输利用提供良好的基础条件。
3 结语
综上所述，在我国，丰富的煤层气资源为我们提供了良好的物质基础，国民经济的快速发展提供了巨大的市场需求，煤矿井下瓦斯抽放已经积累了几十年的经验，地面勘探开发煤层气也有十多年的历史，煤层气勘探开发的技术手段日臻完善和成熟。目前中央政府高度重视煤层气的开发，制定了煤层气的专门发展规划，批准成立了煤层气开发利用国家工程研究中心，颁发了《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，煤层气开发的外部环境越来越好，为我国煤层气产业的跨越式发展创造了良好的机遇。根据我国目前煤层气产业发展的状况和发展趋势，到2010年完全可以实现煤层气“十一五”发展规划确定的目标，以沁水盆地为重点，实现地面开发煤层气年产50×108m3，煤矿井下抽采煤层气50×108m3，为煤矿安全生产服务，为构建社会主义和谐社会贡献一份力量。
参考文献
[1]冯三利、叶建平主编.2003.中国煤层气勘探开发关键技术研究.国家“十五”攻关科研报告
[2]冯三利、叶建平主编.2005.中国煤层气勘探开发配套技术研究.国家“十五”攻关科研报告
[3]中联煤层气有限责任公司.2000.沁水盆地煤层气田新增煤层气储量报告，内部资料
⑽ 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 rece 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 instrial 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 proction capacity of over 3 bcm were accumulatively built for surface extraction，procing 1.5 bcm/a，with 1.18 bcm of commercial proction 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 instry.
Key words：China；CBM；development；instry；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。
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