问题探讨与综述山西省煤层气(瓦斯)开发利用现状及发展方向

李德慧，李国富，刘亮亮，徐 云，常会珍，王旭超，张永成，张江华，张 为

(1.煤与煤层气共采国家重点实验室，山西 晋城 048000；2.易安蓝焰煤与煤层气共采技术有限责任公司，山西 太原 030000；3.晋能控股装备制造集团有限公司，山西 晋城 048000；4.中国石油工程建设有限公司，北京 100120)

我国煤及煤层气资源丰富，预测2 000 m以浅埋深的煤炭资源总量为5.9×1012t[1]，煤层气地质资源量为30.05×1012m3，煤层气可采资源量为12.50×1012m3，其中埋深1 500 m以浅的煤层气可采资源量达8.77×1012m3[2-3]。在煤矿安全生产严格要求、天然气供应紧张和全球气候变暖的背景下，国家愈发重视煤层气(瓦斯)的开发利用，近年出台了一系列扶持政策，促进了我国煤层气产业的快速发展[4-5]。根据国家统计局数据显示：2020年11月我国煤层气产量为9×108m3，同比增长3.1%；2020年1—11月我国煤层气累计产量为89.5×108m3，累计增长7.4%。

我国众多学者对煤矿煤层气(瓦斯)开发利用进行了分析研究，郭继圣等在总结我国2011—2015年煤层气开发利用、煤矿瓦斯抽采利用现状的基础上，指出了影响我国煤层气(瓦斯)产业发展的一系列问题，对我国煤层气(瓦斯)产业发展方向进行了展望，并从体制机制、科技创新、转变发展方式等方面提出了相关建议[6]；胡千庭等研究了煤矿区地面采动井抽采技术进展、应用效果和发展前景，针对煤矿区煤层气浓度特点，分析了完整的产业化方案及技术发展情况[7]；申宝宏等通过对我国煤矿区煤层气开发利用基础理论、技术装备、工程示范进展进行总结，分析了现阶段我国煤矿区煤层气开发利用在资源条件、抽采效果、利用水平等方面的现状和问题，提出了“十三五”煤层气(瓦斯)技术装备的需求和发展方向[8]。山西省煤炭及煤层气资源丰富，2020年上半年山西原煤产量以4.88×108t高居全国榜首；根据山西省煤层气资源勘查开发规划(2016—2020年)显示，山西省煤层气资源调查评价全省埋深2 000 m以浅的含气面积为3.59×104km2，预测资源量约为8.31×1012m3，占全国的27.7%。山西省煤层气(瓦斯)产业经过10余年探索，已形成产业化发展、商业化开发，有效地缓解了矿井瓦斯防治难题，提高了清洁能源的供应能力，减少了温室气体的排放[9-10]。

在山西省能源革命推动的国企改革背景下，笔者通过对山西省煤层气(瓦斯)的开发利用现状进行总结，指出山西省煤层气(瓦斯)产业发展面临的问题及发展方向，并提出了一系列煤层气(瓦斯)高效开发利用的相关建议，以促进山西省煤层气(瓦斯)产业化健康可持续化发展，同时也为全国其他省份煤矿区煤层气(瓦斯)产业化发展提供经验借鉴。

1 山西省瓦斯开发利用现状

1.1 山西省瓦斯地质特征

山西省地处华北板块中部，晚古生代以来共经历了印支、燕山和喜马拉雅山三期构造运动，形成了燕山期大同盆地、河东盆地、宁武盆地、沁水盆地等4个聚气盆地构造格局[11]。山西境内有沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘2个高突瓦斯区和山西北部瓦斯区。其中，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘地处华北板块中部，属板块中部构造简单区控制型，构造简单，每平方千米不足5条断层，构造煤不发育，利于煤层气抽采，包含突出矿井15对，高瓦斯矿井85对；而山西北部瓦斯区属区域构造隆起剥蚀控制型，受构造隆起、地层剥蚀影响，瓦斯发生大量逸散，包含高瓦斯矿井9对，瓦斯矿井57对[12-13]。晋城市、阳泉市、晋中市、吕梁市、临汾市等区域内瓦斯事故高发煤矿区正是处于沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两个高突瓦斯区内，这与瓦斯地质条件基本符合[14-18]。

1.2 地面煤层气开发利用情况

近年山西省加快了沁水盆地和鄂尔多斯东缘两个煤层气产业化基地建设，2011—2015年间，山西省新增探明地质储量3 372.52×108m3，累计探明地质储量达5 858.95×108m3[6]。

截至2019年10月，山西省累计施工煤层气井(含致密砂岩气、页岩气)15 000余口，建成地面产能95.0×108m3/a，2018年煤层气(含致密砂岩气、页岩气)地面产量达到56.5×108m3，利用量51.0×108m3，煤层气利用率约为90.3%[19-20]。据山西省能源局数据统计显示，2019年山西省煤层气产量71.4×108m3，增长26.4%；利用量66.1×108m3，增长29.6%。当前，山西两大煤层气产业化基地——沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘已初具规模。

山西省建设了高度发达的燃气管网，截至2020年底，山西省天然气管道长度达8 610 km，形成“三纵十一横”的输气管网格局，覆盖率远超全国天然气管网密度平均水平，产出的煤层气输送以管道气为主(占67%)、LNG为辅(占30%)、CNG很少(约占3%)。目前，山西省境内已建成西气东输、陕京一线、陕京二线、陕京三线、榆(林)济(南)线等东西向的国家级跨区域管线，在沁水气田至西气东输一线连接线等输气主干管网中，中海油建设的神木(陕西)—安平(河北)管线预计2021年底全线通气，过境管线总长度逾2 000 km[19]。形成了集煤层气勘探、开发、输送、液化压缩、销售、物流、利用、工程服务、装备制造、民用燃气、工业燃料、汽车燃料、瓦斯发电于一体的产业体系。当前已建、在建储气设施容量达到1.4×108m3。

1.3 煤矿瓦斯开发利用现状

截至2018年底，山西省高瓦斯矿井和煤与瓦斯突出矿井共有287座，其中高瓦斯矿井237座、煤与瓦斯突出矿井50座，247座矿井进行了煤矿瓦斯抽采。地面固定瓦斯抽采泵站高负压抽采系统年抽采瓦斯量34.04×108m3；低负压抽采系统年抽采瓦斯量28.26×108m3；井下移动泵站年抽采瓦斯量2.26×108m3，井下移动泵站抽采的瓦斯直接排入回风巷中，随矿井通风排入大气。2016—2018年，山西省煤矿瓦斯抽采总量累计190.59×108m3，约占全国瓦斯抽采量的50%。

2018年山西省煤矿抽采瓦斯64.6×108m3，其中地面固定泵站抽采瓦斯总量为62.3×108m3，井下移动泵站抽采瓦斯总量为2.3×108m3，煤矿瓦斯抽采率52.7%；年抽采量大于1×108m3的矿井11座，年抽采量为0.5×108～1×108m3的矿井13座，年抽采量为0.1×108～0.5×108m3的矿井97座，年抽采量为0.1×107～0.1×108m3的矿井106座，年抽采量小于 0.1×107m3的矿井20座。

据各集团和地市上报的2018年统计数据，山西省瓦斯矿井年风排瓦斯量58.99×108m3，风排瓦斯平均浓度0.2%(CH4体积分数，下同)[20]。“十三五”以来，截至2018年底，全国煤矿瓦斯利用总量累计152.09×108m3，山西煤矿瓦斯利用总量累计76.3×108m3，约占全国利用量的50%。2016—2018年煤矿瓦斯利用量见图1。

图1 2016—2018年煤矿瓦斯利用量

2018年，山西省瓦斯利用量27.6×108m3，利用率42.8%，主要涉及瓦斯发电、民用、矿井瓦斯锅炉燃用等方面，其中瓦斯发电年利用瓦斯量18.7×108m3，占67.8%；居民用户30.4万户，居民生活瓦斯用量5.2×108m3，占18.7%；矿井瓦斯锅炉等其他瓦斯用量3.7×108m3，占13.5%。30%以上高浓度瓦斯利用量16.9×108m3，利用率63.2%,主要用于居民生活、瓦斯锅炉、氧化铝焙烧和陶瓷烧制生产等；低浓度瓦斯利用量10.7×108m3，利用率29.2%，全部用于瓦斯发电[20]。

截至2018年底，山西省共有煤矿瓦斯发电厂141座，分布在晋城、临汾、长治、吕梁、晋中、阳泉、太原和忻州等8个地市。其中，已建成投产瓦斯电厂131座、乏风氧化电厂 2座，在建瓦斯电厂8座，总装机容量1.6×106kW，已建成装机容量1.46×106kW，在建装机容量1.4×105kW。截至2018年底山西省煤矿瓦斯电站分布及装机容量见图2。

图2 截至2018年底山西省煤矿瓦斯电站分布及装机容量

2 煤层气(瓦斯)开发利用存在的问题

2.1 煤层气(瓦斯)燃烧排空量大，资源浪费严重

2.1.1 基础设施难以实现高效利用、集输调峰能力弱

山西省输气管线已初步形成“三纵十一横”的输配管网格局，拥有燃气过境管线的企业有中石油、中海油和中石化，其中省内企业有新成立的华新燃气集团，现有气源资源下载口基本能够满足省内需求。但在山西省内从事煤层气地面勘探开发的企业众多，而中游管网主要集中在少数企业手中，虽然各企业内部基本实现互联互通，但向第三方企业进行公平开放的动力不足，无法实现已有管网的高效利用，燃气企业为争取下游市场，重复建设基础设施，导致投资成本严重增加，管网运行效率较低。统计数据显示，具有完善管道输配系统的煤层气企业，煤层气利用率普遍较高，一般在96%以上；而地面煤层气输配设施建设较弱的开发企业，受季节影响导致供需两端不匹配，富裕煤层气难以高效利用，只能进行排空及火炬燃烧，2016—2018年山西省煤层气排空总量及火炬燃烧总量见图3。山西省当前已建、在建储气设施容量只有1.4×108m3，煤层气的供需不平衡现象仍普遍存在，在管网无法实现互联互通及储气调峰设施不足的情况下，导致存在大量放空和火炬燃烧的现象。

图3 2016—2018年山西省煤层气排空总量及

以山西省晋城市为例，该市是山西省内拥有煤层气勘探开发企业最多的地市，市内管道密度领先于全省其他地市，但仍然存在气源与管网连接不畅、企业管线与长输管网未实现互联互通等问题；晋城市与周边城市的外输管道较为单一，余气外输能力有限；各管线主体相互独立，管线互不连通，管输效率较低。同时，现行的管网运营机制阻碍了上游供气企业与下游用户的有效对接，管网开放和公平竞争程度不够。调峰设施相对比较薄弱，除沁水、阳城县以外，全市的液化厂、压缩站和储气库等设施建设相对滞后，调节季节性供需峰谷的能力较弱。

2.1.2 废弃矿井采空区瓦斯开发利用难度大

随着煤炭行业供给侧结构性改革的深入推进，大批煤矿关闭退出，采空区资源开发利用越来越受到关注，但采空区瓦斯抽采利用难度大，采空区瓦斯开发利用存在以下问题：煤矿原始资料不准确、采空卸压后地应力复杂、采空工作面积水、抽采浓度不稳定、布井密度低导致管输费用较高、采空井相对常规煤层气井寿命短、地面配套设备投资大。

2.2 煤矿瓦斯利用率整体偏低，利用提升空间大

2.2.1 矿井瓦斯联网难度大，难以实现外输利用

因高瓦斯矿区内矿井主体不一，各矿井内管网相对独立，高瓦斯矿井抽采的30%以上高浓度瓦斯所属矿井主体不同，无法形成区域性管网，即使是区域内管网也无调峰能力，当前无法实现不同主体之间瓦斯气的合理计量，排空现象普遍。目前仅有原晋煤集团和华阳新材料科技集团建有区域瓦斯输送管网，利用效率相对较高。

2.2.2 井下移动泵站抽采瓦斯排空引起环境污染和资源浪费

2016—2018年，山西省井下移动泵站抽采瓦斯总量累计为5.71×108m3，直接排入回风巷中，随矿井通风排入大气，无法实现回收利用，造成了资源浪费，同时污染了环境。

2.2.3 风排瓦斯量大、浓度低，利用技术难度大

2016—2018年，山西省风排瓦斯总量累计达1.34×1010m3，但平均浓度仅为0.2%，达不到乏风氧化维持自反应最低浓度0.3%的要求，如何利用风排瓦斯实现节能减排是当前的一大难题。

3 煤层气(瓦斯)开发利用对策建议

3.1 加强互联互通以促进储气调峰、提高利用率

3.1.1 推进燃气管网运营主体间互联互通及储气调峰建设

以国家管网公司和华新燃气集团的成立为契机，完善天然气管网接入机制，实现国家干线、省际管线、省内管网开放程度。建立不同主体间的能量计价体系，实现省内煤层气间的高效利用及余气外输。提升区域储气调峰能力，优化储气调峰设施建设规模及选址，提高清洁能源供应能力及区域供气保障能力。

3.1.2 出台扶持政策，加强采空区资源开发利用

对于已灭失煤炭矿业权的采空区，采用招标方式出让采空区瓦斯资源。鼓励煤炭企业与地面煤层气抽采企业联合开发利用煤炭矿业权范围内的采空区，促进采空区抽采的瓦斯进入地面煤层气抽采企业的地面输气管道，以利于地面输气管网的规划建设，提高资源利用率。

3.2 放宽投融资环境，加强金融资金保障

适当放宽能源投融资准入限制，充分发挥上市公司在能源投资中的拉动作用，鼓励民间资本进入煤层气(瓦斯)高效利用领域，鼓励引导境外资本参照法律法规和外商投资产业政策参与投资，推进电网、油气管网等基础设施投资多元化，探索制订区域差别性能源税费和产业政策，组建能源产业投资基金。

3.3 培育煤层气下游利用市场高附加值企业

在煤层气的利用中，第1层级是作为一种清洁燃料；第2层级是利用煤层气生产高品质的产品，比如陶瓷、玻璃；第3层级是利用煤层气生产金刚石、石墨烯、氢能等一些更高附加值的产品，来提升整体煤层气的利用价值。山西省已在煤层气高附加值产品方面取得突破，要以煤层气制纳米洋葱碳、金刚石技术研发为契机，广泛拓展煤层气利用优势领域产品。

4 发展方向

煤层气(瓦斯)的开发利用既保障了我国基础能源煤炭的安全生产，也有效助推了“碳达峰、碳中和”目标的实现，对煤炭和煤层气(瓦斯)两种资源的健康可持续发展起到积极的促进作用。

4.1 煤矿瓦斯高效利用发展方向

煤矿井下抽采的瓦斯由于浓度范围较大，应采用不同的利用途径以实现高效利用，获取较高经济效益。

1)浓度高于30%的煤矿瓦斯具有热值高、价格低廉、利用范围广的特点，对适宜提纯的高浓度瓦斯可经提纯后制LNG/CNG、并入天然气管网或进行高附加值转化利用；对不适宜提纯的瓦斯可按民用、工业企业和就近发电的原则进行利用。

2)浓度高于8%且低于30%的煤矿瓦斯，可将低浓度瓦斯提纯至30%以上，提升应用范围。

3)浓度低于8%的煤矿瓦斯，可直接与空气或乏风瓦斯进行掺混至浓度为1.0%～1.2%，进行氧化供热或燃烧空气进行利用。

4)风排瓦斯由于浓度较低，难以单独利用，但直接排放进入大气会造成巨大的环境问题，可进行技术经济评价，将风排瓦斯与高浓度瓦斯掺混进行利用。

5)完善政策，鼓励将煤矿井下移动泵站抽采瓦斯通过管道输送至地面进行利用；尽量减少井下移动泵站抽采规模，鼓励采用地面固定泵站抽采瓦斯并加以利用。

4.2 煤层气高效利用发展方向

煤矿区地面抽采的煤层气浓度可达95%以上，与井下瓦斯相比具有更广的利用价值和前景。

1)加快燃气管网互联互通工程建设，稳步推进LNG液化调峰设施及地下岩穴储气库项目选址建设。

2)加快煤层气利用科研立项工作，积极推进煤层气合成金刚石、纳米洋葱碳项目建设，推动煤层气高附加值转化，为高效利用提供新途径，以提升煤层气开发企业盈利能力。

5 结语

1)山西省煤层气(瓦斯)抽采量和利用量在全国的占比大，但在抽采、输送、利用方面仍存在较多问题，急需改变，以进一步提升开发利用水平，保障商业化运营空间。

2)在碳减排趋势下，应引导煤层气(瓦斯)企业参与国际碳排放权交易，实现煤层气(瓦斯)的市场价值，促进煤层气(瓦斯)产业健康可持续发展。

3)从煤层气(瓦斯)利用角度，按照瓦斯浓度高低进行划分，对不同浓度瓦斯进行科学利用，降低煤层气(瓦斯)的直接排放，同时加大创新力度，推动煤层气(瓦斯)的高附加值转化，为高效利用提供新的途径。

4)在煤矿安全生产与环保形势的双重要求下，变“抽放”为“抽采”，坚持“先抽后采，煤气共采”“煤与瓦斯共采，治理与利用并重”等先进理念。