我国煤层气未来发展需清除障碍

　　【中国化工机械设备网 市场分析】煤层气在我国既是保护矿工安全的“生命工程”，也是重要的环境工程和能源工程，在我国的非常规油气中，开发利用煤层气的综合社会和经济效益大，应当放在优先发展的位置。目前，我国煤层气产业正处于发展的关键时期，在未来的发展道路上还需要清除一些障碍。

　　
　　煤层气初解
　　
　　煤层气又称为“瓦斯”，是一种与煤炭伴生的非常规天然气，主要成分是甲烷（甲烷含量>85%），是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；根据相关数据表明，从泥炭发展到无烟煤过程中每吨煤可产生50-300m3的煤层气。
　　
　　煤层气采出方式主要有两种，一是抽采煤层气，一是风排瓦斯（乏风瓦斯）。风排瓦斯（CH4<1%）是国内涌出煤层气的主要处理方式，通过通风装臵降低矿井中瓦斯的浓度，目前国有重点煤矿通风能力基本能满足需求，但不具备利用价值；井下钻采是在煤炭开采过程当中，在煤层中掘进专门的抽采巷道，在本煤层、邻近煤层和采空区钻孔抽采，开采出的煤层气浓度低（1%<CH4<30%）。地面开采是将煤层气作为一种有用的矿产资源，与油气资源开采类似，通过地面钻井开采，纯度高（CH4>90%）。
　　
　　产业底气不足
　　
　　我国从上世纪八十年代末开始重视煤层气地面开发，2005年进入商业开发初期，2006年至2012年，地面煤层气产量从1.3亿立方米增至25.73亿立方米。与美国煤层气产业相同阶段对比，发展速度不慢。按国外规律，我国煤层气产业应当从商业开发初期进入快速发展期，但实际情况却令人担忧。2013年，我国地面煤层气产量仅30亿立方米。2009年至2012年，地面煤层气产量年均增幅5亿多立方米，2013年却降低为3.54亿立方米。新钻煤层气钻井数从2011年和2012年的3145口和3976口，下降至2013年的2000口左右，投入资金也大幅下降。整个产业呈现底气不足，慢步徘徊的局面。
　　
　　我国煤层气资源量为36.81万亿立方米，构造煤、超低渗、深部及低阶煤等难采资源量约占70%，常规油气技术和国外常规煤层气开发技术不能适应我国普遍存在的难采煤层气资源，导致平均单井产量低（全国煤层气生产井平均单产仅600立方米左右），生产效益差。现行的每开采利用1立方米煤层气0.2元的*财政补贴标准太低，致使开发煤层气的企业普遍亏损，投入煤层气的积极性降温，后劲不足。
　　
　　当前，我国煤层气产业发展还存在诸多问题，比如投融资渠道、国企、民营多元开发、完善法律法规、对外合作导向等，但主要的障碍是缺乏科学的激励机制和技术瓶颈。
　　
　　煤层气价格严重倒挂
　　
　　11月6日，据中国工业报报道，目前，每立方米煤层气的抽采成本大约在2元钱，但售价仅为1.6-1.7元，财政补贴仅为每立方米0.2元，企业亏损严重。这种局面在中国已持续多年，严重挫伤了企业开发的积极性。
　　
　　今年8月，国家*在8月份发布通知，决定进一步落实放开煤层气出厂价格政策，但这一政策并没有对煤层气开发产生预想的激励效果。
　　
　　受此影响，中国煤层气抽采难以完成整体规划目标。中国“十二五”能源规划提出，到2015年煤层气商品量要达到200亿立方米。
　　
　　对此，业内人士表示，中国应该尽快提高煤层气价格补贴标准，改变目前“价格倒挂”的局面，刺激企业开发的积极性，同时要化解因为煤炭采矿权和煤层气采气权重叠带来的各种矛盾，引导企业建立协同开发机制。
　　
　　清除技术障碍
　　
　　技术是制约我国煤层气发展的重要因素，依靠科技进步，发展煤层气产业，造福人民”是我国煤层气产业发展的重要指导方针。经过多年的实践，我国已掌握常规煤层气钻、完井、压裂、排采技术，一些关键技术也获得多项自主知识产权。山西省沁水南部煤层气开发利用*工程”早获得成功，200口煤层气井平均单产3700立方米，与美国黑勇士盆地单产水平相当。淮南矿区开发成功“煤与瓦斯共采技术”，有效解决了松软低透气性煤层群抽采难题。
　　
　　因此在已探明储量、资源开发有利的区块，要强化国内外科技成果的集成和推广应用，加快建设高产煤层气生产基地。
　　
　　同时，坚定不移依靠科技进步和持续创新，有针对性清除煤层气开发利用的技术障碍和瓶颈，针对构造煤、超低渗、深部及低阶煤等难采煤层气资源，重点攻克经济有效开发的系列性、关键性技术与核心装备，以不同类型的示范工程项目为主，推动产学研联合创新攻关。
　　
　　《大型油气田及煤层气开发》国家科技重大专项是国家的对煤层气产业的科技支持，应当继续深入实施，统一认识，集中攻关。
　　
　　加强煤层气国家科技重大专项与煤矿瓦斯治理等安全工程和项目的结合，煤层气地面开发和煤矿井下抽采也要互相借鉴、互相学习、联合提高。建议由煤炭行业管理部门统一管理，这样有利于突出攻关重点，有利于地面、煤矿井下项目相结合。