附录1 开题报告
一、综述本课题国内外研究动态，说明选题的依据和意义
1、国内外研究动态
1.1 国外研究动态
（1） 美国煤层气发展现状
上世 纪 7 0年代末至80年代初，美国开始进行地面开采煤层气试验并取得成功。从1983年到1995的12年问，煤层气年产量从1.7亿m3猛增至250亿m3,基本形成产业化规模。20##年，美国煤层气年产量已超过450亿m3,2 004年产量达500亿m3,煤层气占气体能源(夭然气)量的8%-10%，成为重要的能源资源。美国煤层气能够迅速发展，主要得益于政府在煤层气产业发展初期的宏观调控政策，特别是卓有成效的财政支持和政策激励。《能源愈外获利法)第29条税收补贴政策美国 政 府 于19 80年颁布的 (能源意外获利法》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。最初规定，煤层气的税收优惠政策适用期为10年，即1980年1月1日到1989年底。为保 障 煤 层气产业的迅速发展，1988年美国政府把该项优惠政策截止日期延迟到1990年底。后来美国政府又第二次把截止日期推迟到1992年底，即在1980年1月1日至1992年12月31日之间钻探的井中生产出的煤层气。在20##年1月1日以前都可以享受到第29条税收政策规定的补贴，使该政策优惠期达23年。这种 税 收 补贴值，随着产量的增加而增加.随着通货膨胀系数的变化而调整。如1982年每生产IM 3煤层气，政府补贴2.82美分，当时煤层气售价约5.8美分;1990年每生产和销售1 MBtu的非常规天然气，平均补贴约1.385美元，煤层气是当时获得最高补贴的一种非常规能源。自1980年该法规出台以后的10年内，美国黑勇士盆地煤层气开采所得到的税收补贴约2.7亿美元，圣胡安盆地的税收补贴为8.6亿美元。
美国政府先后出台 《能源政策法》、《能源意外获利法》、《气候变化行动计划》等。从客观上、法律上鼓励、支持煤层气的开发利用。就煤 层 气 的生产实践而言，法律保障十分重要.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颁布法律、法规的形式体现出来。1983年，阿拉巴马州颁布了煤层气产业法规，是最早颁布煤层气产业法规的美国州政府;1990年，弗吉尼亚州颁布了煤层气法规;1994年，西弗吉尼亚州也颁布了煤层气法规。阿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，由此产生的经济效益和社会效益非常明显;而没有颁布煤层气产业法规的宾西法尼亚州和西弗吉尼亚州，虽然其可采煤层气资源是阿拉巴马州的4倍，但1996年阿拉巴马州的煤层气产量却是宾两法尼亚州和西弗吉尼亚州总产量的100倍还要多，说明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。
煤层气的销售主要是通过管道愉送到各类用户，因此天然气管道政策直接影响着煤层气产业的形成与发展，是制约煤层气产业的重要政策因素。美国拥有完善的全国性天然气管道系统。美国生产的煤层气主要通过天然气管道供应各类用户。因此，有关天然气管道输送的政策对煤层气产业具有直接影响。美国联邦能源管理委员会颁布的第636号法令和天然气工业的变化给煤层气生产商带来的机会主要体现在以下几个方面。
1、煤层气生产商可拥有多种选择来出售煤层气。大多数矿区靠近主要的天然气消费区和市场，因此，煤层气生产商可通过市场中间商销售煤层气，或直接销售给附近市场的分销商和终端用户。
2、 由于存在运箱容量二级市场和普遍开放规定，煤层气生产商可以自由地将煤层气输人天然气管道。
3、 煤层气生产商能获得较高的煤层气井口价。
（2）加拿大煤层气发展现状
加拿大煤层气开发的起步时间基本与我国开展煤层气工作的时间相当。1978-20##年，加拿大仅有250口煤层气生产井，其中4口单井达到20##-3000m3/d。由于多年来加拿大政府一直支持煤层气的发展，一些研究机构根据本国以低变质煤为主的特点，开展了一系列的技术研究工作，在多分支水平羽状井、连续油管压裂等技术方面取得了进展，降低了煤层气开采成本，加上前两年北美地区常规天然气储量和产量下降，供应形势日趋紧张，天然气价格日益上升，给煤层气的发展带来了机遇。仅20##-20##年，就增加1 000口左右的煤层气生产井，使煤层气年产量达到5.1亿耐。煤层气生产井的单井口产量在3000-7 OOOm'。到了20##年，煤层气生产井已达2 900多口，年产量达到15.5亿mlo
（3） 澳大利亚煤层气发展现状
早在 197 6年澳大利亚就开始开采煤层气.主要在昆士兰的鲍恩盆地。1987-1988年期间已经用地面钻井方法在煤层中采出了煤层气。20##-20##年度仅昆士兰的鲍恩盆地用于煤层气勘探的费用就达4440万美元，占该盆地全部1.2亿美元勘探费的37%。昆士兰天然气公司已经在靠近Chinachill的Argyle-1井取得煤层气生产成功，日产气量超过28 3200。目前，煤层气的勘探和生产已经成为昆士兰的石油和天然气工业的基本部分。但直 到 目 前为止，澳大利亚的煤层气产量还是以矿井煤层气抽放为主。生产的煤层气主要供给建在井口的煤层气发电站。
（4）英国、德国、波兰、独联体煤层气发展现状
这些 国 家 矿井煤层气抽放和利用已有多年历史，生产的煤层气主要用作锅炉燃气或供给建在矿区的煤层气电站，少量民用。目前正积极开发和应用煤层气发电新技术。煤层气地面开发在近儿年才刚刚开始，为了鼓励煤层气的开发和利用，英国和波兰制订了鼓励政策。按照英国《企业投资管理办法》开采煤层气可以享受税收优惠政策.即投资者的投资可以通过减免所得税或资本红利税而得以回收。波兰政府给予从事石油、天然气以及煤层气勘探的企业十年免税，吸引了大量国内外投资者。目前俄罗斯和乌克兰正在制订一些税收优惠政策和管理法规，鼓励外国公司投资开发煤层气。
（5）印度煤层气发展现状
印度政府计划以竞标的方式开发若干有利区块，特别是在地质条件类似于美国的煤层气产地。已确定了7个这样的地区钻井资料表明，在这些地区每口井日产量可达5 000-6 0000,高峰可达10000澎以上。上述地区远离天然气田，有利于市场竞争，对进口天然气和液化天然气也有竞争力，具有广阔的开发前景。印度还给予国内外煤层气开发投资者鼓励政策:从商业性生产之日起，7年免税;只征收很低的矿区使用费;免交煤层气开发需要的进口材料和设备关税;煤层气气价实行市场价格，政府不干预。
1.2 国内研究动态
1.2.1 国内研究成果
我国煤储层的发育状况、煤储层的含气性、煤层的孔渗特征等,在地域上的分布是很不均衡的,其根本原因是由于我国地质背景、煤沉积盆地、煤聚集规律和煤系后期改造特征等因素综合作用的结果。煤层气分布的不均衡性,加上区域经济因素,造成了煤层气勘探开发工作在地域上的不平衡发展。煤层在地壳中形成和分布受地质构造条件控制。正确认识煤层形成和分布的地质构造和沉积环境特征及时空演化,是确定煤层气开发前景的重要因素,也是制定煤层气资源储量评估方法和参数确定的依据。
在我国,自晚古生代以来各个主要聚煤期都有聚煤作用发生,煤炭资源相当丰富。在地质历史上形成的第一个范围较大、具有工业价值煤层的聚煤时期,发生于早石炭世,这一时期形成的含煤地层主要分布在华南各省,如滇东的万寿山组、黔南的四水组、桂北的寺门组、湘中和粤北的测水组、赣中南的梓山组、浙西的叶子塘组、奥东的忠信组、闽西的林地组、赣东北与鄂东南和苏皖南部的高丽山组,其中测水组的含煤性比较好,通常含煤2一ro层,煤层总厚度最厚达20多米,在湘中、粤北形成重要煤田。晚石炭世和二叠纪是我国重要的聚煤期,形成的含煤地层遍布于华北、华南各省(区)、西北和西藏的部分地区。华北地区的石炭和二叠系主要为滨海平原环境下形成的海陆交互相沉积,在其下部的晚石炭世太原组和上部二叠纪山西组、石盒子组都含有可采煤层,并以太原组和山西组的煤层最重要,不仅厚度比较大,而且分布广、稳定性比较高,是华北地区主要开采对象。
煤层气开发受众多的因素所制约,除了储层地质条件、开采技术和经济条件以外,还必须考虑其它方面的综合因素,例如政府对煤层气开发的支持程度、煤层气输送的基础设施、煤层气开采区地表和地貌条件、煤层气开发法规的灵活性、煤层气的所有权和煤层气开采法人的稳定性等。其中煤层气所有权是个最复杂的问题,甚至在一个国家里由于制订法规机构的不同会对煤层气所有权的含意也有所变化。即使在煤层气即将开发的地区,要给煤层气所有权明确的规定也是很困难的。因此,长期以来煤层气所有权一直是一个有争议的问题,多种法律的解释和悬而未决所有权立法问题成为煤层气开发和利用的一大障碍。
1.2.2 国内勘探开发工作主要进展
中国通过十余年的勘探开发实践,已初步具备了可供开发的煤层气资源和常规开发技术,多个井组己取得较好的产气效果,并实现了小规模商业化生产。但由于单井产量偏低,导致煤层气产业化进程严重滞后。为了推动煤层气向产业化、规模化发展,现阶段有必要建立煤层气产业化示范工程,引进国外先进技术,采用先进的管理理念和新体制,降低成本和投资风险,提高单井产量和经济效益,实现煤层气规模化生产,为煤层气大发展探索一条道路。
1.至20##年底,共施工地面煤层气钻井1183余口(含分支井和水平井19口),共投产284口井,日产气达60.5万m3。一些地方已形成了煤层气试验井组,如枣园井组、潘庄井组、樊庄井组、大城井组、寿阳井组、杨家坪井组、三交林家坪井组、债口井组、临兴井组、淮北井组及阜新井组。
2.我国煤层气勘探区块登记56个,总面积6.577xl了kmZ,登记区块内平均钻井密度1/23okmZ,说明勘探程度还很低。
3.至20##年底,我国获煤层气探明储量的面积650.nklnZ,获探明储量1130.29xl08m3。
4.初步掌握了一套适合我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,较好地控制了工程质量。
5.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、六盘水、陕西韩城、云南恩洪老厂、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,其中沁南柿庄区块南部枣园井组钻井16口,大部分单井日产气1800一3《xx)m3,20##年以来一直用高压管汇车外输销售煤层气,供气比较稳定。
6.国家级山西沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程已报批立项。2005一20##年这一地区已形成了300~40()口生产井,集煤层气开发与利用于一体,初步形成了年产能2一3xlosm3,形成我国首个先导性开发试验区。
1.2.3 国内煤层气开发利用前景预测
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20##年井下煤层气抽放量达到24亿m3,20##年达到50亿m3。新增储量增长规律与产量增长预测,具有一定的相似性〔61'。为了预测煤层气在未来50年的产量增长趋势,利用翁氏旋回法、龚拍兹法和历史趋势预测法等三种方法对未来煤层气产量增长进行中长期的预测。其预测结果见表1-1。
表1-1 未来五十年中国煤层气产量增长预测结果
总体看来,三种方法的预测结果均表现为产量高速增长,未来50年煤层气产量仍将保持高速增长。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。
2、选题的依据和意义
煤层气(CoalbedMethane)是主要在成煤作用过程中形成的、并主要以吸附状态赋存于煤层中的气体,俗称瓦斯,主要成分为甲烷(CH;),故又称煤层甲烷,简称CBM。煤层气开发通过地面钻井、增产处理、排水降压等一系列工艺抽采煤层中的天然气。美国是世界上最早开始煤层气地面开发的国家,也是目前开发最为成功的国家。截止到20##年底,美国累计共抽采煤层气5.7xlo,'m3,其中产量最高的前三个盆地分别为圣胡安盆地、粉河盆地和黑勇士盆地,其累计煤层气总产量分别3.7x10,lm3、0.6x10,lm3、0.5x10,`m3亿,分别占到全美煤层气累计总产量的66%、12%和9%。20##年,美国的天然,其中煤层气总产量为ZTCF(57ox10am3),20##年全美的天然气销售总量为23TCF(6500x10日m3),煤层气占到8.7%。加拿大的煤层气开发起步较晚,但最近几年发展很快,主要原因得益于连续油管施工技术和煤层气液氮压裂技术,这两项技术在加拿大的煤层气开发中起到关键作用。20##年,加拿大煤层气总产量八千万平方米,其煤层气生产区域主要在西部的阿尔伯特省。
我国作为煤炭资源大国,煤层气储量丰富,据全国新一轮煤层气资源评价结果,我国陆上煤层气资源总量为36.slxlo'zm=`,与常规天然气资源量基本相当,其中埋深1500m以浅的煤层气资源约占总资源量的60%,潜力巨大。这些煤层气资源主要分布在山西、陕西、辽宁、新疆、内蒙古、河南、云南、重庆、贵州等地区。
煤层气作为一个崭新的研究领域在我国已经发展了近二十多年,尤其是近几年随着能源紧张、环境问题、煤矿瓦斯灾害,更是掀起了一个煤层气地质研究和开发的高潮。近年来我国天然气消费量快速增长,20##年我国天然气消费量为250亿立方米,到20##年上升为680亿立方米,20##年国内天然气表观消费量更是达到789亿立方米。据业内人士预计,20##年我国天然气需求量将达到1000亿~1100亿立方米,而同期天然气产量却只能达到900亿一950亿立方米。天然气日益扩大的市场需求和国内供应的短缺,为我国煤层气的发展提供了良好的机会。
我国丰富的煤层气资源可作为我国发展的后备战略资源,同时将从根本上解决煤矿瓦斯问题,为此国家制定了“十一五”及中长期煤层气开发利用规划,出台了“先采气、后采煤”的综合发展思路,为煤层气勘探开发利用项目提供财政支持和政策鼓励。20##年,国家将煤层气开发纳入我国十六个科技发展重大专项之一的“大型油气田及煤层气开发”项目中,充分显示了煤层气在我国能源战略发展中的地位,同时也表示了国家支持煤层气开发的决心和力度。
我国煤层气地面开发起步较晚,但经过多年的努力,已经初步掌握了煤层气的基本地质条件,并在勘探与开发试验上不断取得进展,商业性生产能力初步形成,煤层气产业已经从初期的生产试验阶段逐步步入商业性开发阶段。
目前我国的煤层气地面开发基本集中在沁水盆地南部。1993年至1997年间,山西晋城无烟煤矿业集团与外方合作,在沁水盆地南部潘庄矿区陆续施工了7口煤层气井,并取得了初步成功,20##年,又在该区施工了30口煤层气井,建成了当时我国最大的煤层气生产井组,井组平均单井日产气量达到2O00m,。在此后的几年内,山西晋城无烟煤矿业集团不断扩大生产规模,截止至20##年底,共在该区施工煤层气井1400多口,运行煤层气井近800口,建成三座煤层气压缩站,年压缩利用能力为2x108m,,同时建成年处理能力1x10sm3的液化项目和输送能力6x10、3的管道输送系统,煤层气的日产气量和利用量都超过了100万立方米。另外,从20##年开始,其他有关单位也分别在沁水盆地南部施工煤层气井近1000口,充分显示了该区煤层气开发的潜力。
此外,辽宁阜新、山西阳泉、长治和临县、陕西韩城、河南焦作等地也不同程度施工了一定数量的煤层气井,并开展了初步的生产试验。煤层气井产能是衡量煤层气井潜在产气能力的综合指标,表示煤层气井产量的高低。煤层气井产能是煤层气开发的根本目的,直接影响煤层气项目的效益和损益。在项目经济评价中,煤层气井产量是影响项目经济指标最敏感的因素,因此煤层气井产能直接决定了煤层气项目的成功与否,具有良好产能的煤层气井是项目得以延续和发展的基础。总体来说,目前我国煤层气开发尚处于起步阶段,与国外相比,气井产能普遍较低,煤层气项目的经济可行性较差。煤层气井产能的直观表现参数是煤层气井的初始产气时间、稳定平均产气量、累计总产气量和生产周期。煤层气井产能的评价手段主要包括参数分析、数值模拟和生产试验等方法。煤层气井产能的影响因素众多,主要包括煤储层地质条件、施工管理和后期排采管理三方面的因素,其中地质条件是最基本、最复杂、人力不可影响的因素,也是控制煤层气井产能幅度最大的因素。相比之下,施工和后期排采管理是人为可控因素,与地质条件相比,其对煤层气井产能的影响程度较小,因此论文将主要研究煤储层地质条件对煤层气井。
二、研究的基本内容，拟解决的主要问题
1、研究的基本内容
（1）沁水南部煤层气田总论：包括气田的地理位置、气候类型、交通运输状况与气田所在地区的社会经济状况、矿权情况、区域地质等内容 。
（2）沁水南部煤层气勘探开发简况及评价：包括煤层气勘探简况、煤层气开发准备、气田周围等。
（3）煤层气地质：包括地层特征和沉积特征、构造特征、煤层特征、煤储层物性、流体分布及其性质及煤储层综合特征等。
（4）储量计算与评价：包括已探明储量评价、动用储量计算及评价、可采储量评价及产能评价等。
（5）开发部署：包括开发层系划分、井型选择、井网部署及其评价、开发方式选择、开发阶段的划分及工程量计算等。
（6）开发方案指标优选和推荐方案：气田采气速度及稳产方式、产量预测、压力预测、单井合理产量、生产井数及推荐方案的确定等。
2 、拟解决的主要问题
（1）地质储量计算及评价；
（2）划分开发层系，确定井距，布置和优化井网；
（3）确定采气速度、合理预测产能；
（4）制定开发原则，确定开发方式，选择开发模式；
（5）提出合理的开发步骤和开发方案。
三、研究步骤、方法及措施
1. 具体的研究步骤如下，具体见流程图1
（1）、了解沁水南部地区地层及构造特征；
（2）、了解分析沁水南部地区煤层特征；
（3）、计算地质储量及对煤层气储量进行评价；
（4）、确定井距，合理部署开发井网；
（5）、开发方案指标优选；
（6）、确定合理的开发方案。
2. 研究的主要方法及措施
（1）储量的计算及评价部分：容积法计算储量，从煤层的孔隙度、渗透率等方面进行评价，可采储量的评价采用物质平衡法、产量递减法、类比法和采收率计算法等方法进行计算；由于中国尚无开发成熟的煤层气藏，方案只选择物质平衡法和采收率计算法进行计算。
（2）开发部署方面：根据煤层的物性特征、构造、地层应力等确定井距，部署井网并进行对比分析，优化井网部署。
（3）经济评价：用动态经济评价法和静态经济评价法分别惊醒分析。
（4）开发方案的确定：综合分析气田情况和经济情况综合确定开采方案。
四、研究工作进度
1——4周：完成开题报告、文献综述，完成外文资料的查阅与翻译；
5——8周：整理资料，绘制图件，完成储量计算及评价；
9——12周：完成井网开发部署、开发方案；
13——15周：完成论文的编写与修工作；
16——17周：提交论文，答辩。
五、主要参考文献
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六、指导教师意见
指导教师签字：
年 月 日
七、系级教学单位审核意见：
审查结果： □ 通过 □ 完善后通过 □ 未通过
负责人签字：
年 月 日
附录2 文献综述
一、课题国内外现状
煤层气俗称瓦斯,是与煤伴生、共生的气体资源,主要成分是CH4,是一种潜在的洁净能源,蕴藏量极为丰富。据国际能源机构(IEA)估计,全球陆上煤田埋深于2km的煤层气资源量约为26万亿m3,是常规天然气探明储量的2倍多;全球可采煤层气储量已达13.78万亿m3。其中,俄罗斯、加拿大、中国、美国、澳大利亚等国煤层气储量均超过1万亿m3。
我国煤层气资源丰富,位居世界第三(第一俄罗斯,第二加拿大)。据国内最新一轮评价结果(20##年),全国煤层埋深2km以浅的煤层气资源量为36.8千亿m3,与常规陆上天然气资源量基本相当,其中可采资源量为10.87千亿m3,主要分布在华北、西北及南方地区,分别占全国资源总量的56.3%,28.1%,14.3%;东北地区煤层气资源较少,仅占1.3%。按照含气盆地煤层气资源量赋存情况,鄂尔多斯、沁水、准噶尔、二连、滇东黔西、吐哈等盆地的资源总量均超过1千亿m3,在全国位居前列。由于中东部地区天然气资源缺乏,煤层气储量相对丰富,而西部地区天然气资源丰富,煤层气资源相对较少,因此,我国煤层气与常规天然气资源具有一定的互补性。
煤层气既是清洁燃料和化工原料,也是一种强温室气体,其温室效应是CO2的21倍,更是煤矿安全事故的?杀手 。开发利用煤层气资源,对于调整我国能源结构、形成煤层气新型能源产业、改善煤矿安全生产条件、减少瓦斯事故以及温室气体排放,具有十分重要的意义。
根据开采方式的不同,可将煤层气分为地面钻井开采的煤层气和煤矿井下抽采煤层气2种。地面钻井开采的煤层气是在采煤之前利用地面井开采出的煤层气,其特点是CH4含量高,一般体积分数不小于90%,并且开采规模大,产量稳定,煤层气采出后经脱水等处理后即可直接输入天然气管道,与天然气共混共输。井下抽采煤层气主要是为了保证煤矿安全生产而抽出的,是在煤炭开采中和开采后从煤体及围岩中抽取的煤层气,这种煤层气由于混入大量空气致使煤层气稀释,也称含氧煤层气,其CH4含量较低,体积分数一般在20%~60%甚至更低,其他主要成分为N2,O2,CO2等,为保证含氧煤层气远距离输送的安全性和经济性,须进行脱氧、脱氮等提浓处理,将煤层气浓缩到CH4体积分数在95%以上。
自20世纪70年代末至80年代初美国率先成功开采煤层气以来,世界各国竞相开发煤层气。经过多年发展,煤层气产业正在世界范围内形成。目前全球共有30多个国家和地区进行了煤层气的勘探与开发,但仅有美国、加拿大和澳大利亚等少数国家形成工业化规模开采。目前,用煤层气发电和作为民用燃料比较普遍。美国主要是将煤层气注入天然气管道系统(煤层气允许进入天然气管道的条件是CH4体积分数要高于95%),除此之外,还用来生产汽车燃料及合成氨、甲醇等。德国、法国、加拿大、俄罗斯、澳大利亚和日本都是主要用来发电。印度和英国则主要把煤层气用于发电或汽车燃料(CNG)。目前许多国家对煤层气开发给予税收优惠等方面的政策支持。美国对煤层气的帮扶政策及措施最为完善和有效。首先,对煤层气生产实行税收优惠和补贴,大大减轻了煤层气生产的风险;还分别针对各地具体情况制定专门法规,以鼓励和保护商家对煤层气投资的兴趣。在煤层气营销方面,美国政府实施天然气管道市场开放政策,使开发商生产的煤层气能自由通过全国天然气管道直接进入用户。英国、波兰、俄罗斯、乌克兰和印度等国,也都采取税收优惠和补贴政策,支持和鼓励本国煤层气产业发展。可以看出,煤层气产业已受到各国普遍重视,但煤层气产业发展方兴未艾,整体上处于开发利用的初级阶段。
20##年,我国煤矿井下煤层气抽采量53千万m3,地面煤层气开采量7.5千万m3;至20##年,我国已建成地面煤层气产能25千万m3。20##年地面煤层气产能力争达到35千万m3,产量2亿m3。20##年产量3十亿m3;20##年产量5十亿m3,与美国现阶段产量相当。煤层气开采企业主要有中国石油煤层气勘探开发公司、中联煤层气公司、晋城煤业集团等;在华国外企业主要有美国格瑞克公司、远东能源公司等。
在煤层气地面开采利用方面,中国石油天然气集团公司已经率先在山西沁水将地面开采的煤层气送入西气东输主干线,年产能6千万m3，实现煤层气与天然气共输共用。其他地面开采的煤层气主要用于矿区及周边地区民用燃料、工业燃料以及汽车燃料、生产炭黑等。山西太原、晋城、长治等地已经建成多座煤层气加气站,部分出租车已改用压缩煤层气。
在矿井抽放的煤层气利用方面,其CH4体积分数在30%以下的低浓度煤层气数量占60%以上。这部分煤层气不能直接利用作民用和工业燃料,也难以作为CNG和LNG项目的原料,但作为发电燃料可以大幅增加煤层气利用率,具有一定的经济效益和良好的环境效益。近几年来,我国煤层气发电特别是用低浓度煤层气(CH4体积分数为6%以上)发电技术进展较快,20##年全国瓦斯发电机组已超过1200台,总装机容量达到92千kW,其中,国产发电机组占70%,进口机组占30%。世界最大规模、总装机容量12千kW的山西晋城煤业集团公司寺河瓦斯发电厂,年利用煤层气1.8!108m3(折纯)。
二、主要研究成果
中国通过十余年的勘探开发实践,已初步具备了可供开发的煤层气资源和常规开发技术,多个井组己取得较好的产气效果,并实现了小规模商业化生产。但由于单井产量偏低,导致煤层气产业化进程严重滞后。为了推动煤层气向产业化、规模化发展,现阶段有必要建立煤层气产业化示范工程,引进国外先进技术,采用先进的管理理念和新体制,降低成本和投资风险,提高单井产量和经济效益,实现煤层气规模化生产,为煤层气大发展探索一条道路。
1.至20##年底,共施工地面煤层气钻井1183余口(含分支井和水平井19口),共投产284口井,日产气达60.5万m3。一些地方已形成了煤层气试验井组,如枣园井组、潘庄井组、樊庄井组、大城井组、寿阳井组、杨家坪井组、三交林家坪井组、债口井组、临兴井组、淮北井组及阜新井组。
2.我国煤层气勘探区块登记56个,总面积6.577xl了kmZ,登记区块内平均钻井密度1/23okmZ,说明勘探程度还很低。
3.至20##年底,我国获煤层气探明储量的面积650.nklnZ,获探明储量1130.29xl08m3。
4.初步掌握了一套适合我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,较好地控制了工程质量。
5.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、六盘水、陕西韩城、云南恩洪老厂、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,其中沁南柿庄区块南部枣园井组钻井16口,大部分单井日产气1800一3《xx)m3,20##年以来一直用高压管汇车外输销售煤层气,供气比较稳定。
6.国家级山西沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程已报批立项。2005一20##年这一地区已形成了300~40()口生产井,集煤层气开发与利用于一体,初步形成了年产能2一3xlosm3,形成我国首个先导性开发试验区。
三、发展趋势
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20##年井下煤层气抽放量达到24亿m3,20##年达到50亿m3。新增储量增长规律与产量增长预测,具有一定的相似性〔61'。为了预测煤层气在未来50年的产量增长趋势,利用翁氏旋回法、龚拍兹法和历史趋势预测法等三种方法对未来煤层气产量增长进行中长期的预测。其预测结果见表1-1。
表1-1 未来五十年中国煤层气产量增长预测结果
总体看来,三种方法的预测结果均表现为产量高速增长,未来50年煤层气产量仍将保持高速增长。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
四、存在问题
煤层气资源由于其巨大的蕴藏量及开发利用价值,已引起普遍重视。但目前煤层气利用受到诸多因素制约,主要表现在:(1)煤层气开采步伐缓慢,高浓度煤层气产量低,若用来生产化工产品则很难实现规模化;(2)缺乏含氧低浓度煤层气的浓缩及安全利用技术,使这部分煤层气除少部分利用外,其余大部分只能稀释后排空,造成煤层气资源的极大浪费,而且加剧温室效应;(3)在煤层气开发区域,缺少配套的长输管线,致使开发与市场脱节;(4)煤层气化工利用进展缓慢,不利于煤层气资源的高效利用。这些问题需要国家有关部门从宏观层面统一规划,加强统筹协调与指导,逐步实施加以解决。最后,提出以下几点建议:
(1)加大煤层气重点下游产品开发。目前国外煤层气化工利用发展较慢,煤层气除用于发电和作为燃料等少数领域之外,其他方面的应用还未形成规模;国内煤层气开发利用尚处起步阶段,今后应加大技术创新,重点研究煤层气制合成气、甲醇新型下游产品技术,实现煤层气资源有效利用。当然煤层气资源不能盲目用于化工产品生产,而是要在保障国内近年来急需的燃气供应的同时,从化工产品的市场状况及其技术经济分析方面考虑,有针对性地进行详细论证,确有市场前景和经济效益的产品才值得开发。就近几年国内甲醇市场已经饱和的实际情况而言,研究重点应放在甲醇下游相关新型产品(烯烃、乙二醇等)及煤层气制氢方面。
(2)加大低浓度煤层气浓缩技术研究。煤层气的化工利用均要求其CH4体积分数达到95%以上,因此对于井下抽放的低浓度煤层气而言,必须进行脱氧和CH4浓缩预处理,目前CH4浓缩技术主要有低温精馏技术、变压吸附技术、水合物法等,这些技术均不同程度存在一些缺点,有待进一步深入研究。
（3)解决煤层气生产规模及管道输送问题。目前国内煤层气气源分布分散,产能低、产量小,因此无论就地利用、还是远距离输送都存在规模不足的问题;实现规模化开采,还应具有与之配套的煤层气输送管道。基于此,应尽力提高煤层气产量及使零散气源集中的问题,同时在重点矿区统筹建设煤层气管道设施,为煤层气规模化生产、输送及利用创造条件。
(4)加强联合开发煤层气。获得高浓度煤层气、实现煤层气有效利用的根本途径是采取先采气、后采煤 开发模式。煤矿行业应与资金、技术雄厚的石油天然气公司合作开发煤层气,借助其在石油天然气开发方面的成熟技术和经验,在煤层气开发利用方面实现快速发展。
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