中国煤层气产业“十三五”以来发展成效与建议

门相勇 娄 钰 王一兵 王永臻 王陆新

1.自然资源部油气资源战略研究中心 2.新疆中泰（集团）有限责任公司

0 引言

根据全国煤层气资源动态评价结果，我国陆上2 000 m 以浅的煤层气资源量约为 30.05×1012m3[1]。但与丰富资源量相对的是，在过去20余年的发展中，我国煤层气的勘探开发进度明显不及预期。虽然已逐步实现产业化发展[2-3]，但煤层气产量已连续三次未能完成国家制定的五年计划目标，分别仅完成“十一五”“十二五”和“十三五”计划目标的31%、28%和58%。即使和起步仅约10年的页岩气相比，煤层气产业的发展也相对落后，2020年全国煤层气产量约为页岩气同期产量的29%。在“双碳”目标实现的过程中，煤层气的资源潜力不容忽视，煤层气的勘探开发利用仍然值得期待。为此，总结了“十三五”以来我国煤层气产业的主要发展成效，梳理了产业发展面临的主要挑战，并提出下一步发展的建议，以期促进我国煤层气产业的快速健康发展。

1 “十三五”以来中国煤层气主要发展成效

1.1 储、产量持续增长

“十三五”期间，我国煤层气储、产量持续增长，但受低油价影响，增速有所放缓。储量方面，截至2020年底全国煤层气累计探明地质储量 7 259.1×108m3，较2015年底提高了27.5%；新增探明地质储量 1 565×108m3， 新增规模有所下降，分别是“十一五”“十二五”期间的94%、45%。产量方面，2020年我国地面开发煤层气产量达57.7×108m3，较2015年增长30%，“十三五”期间年均增速为5.4%，较“十二五”年均增速23%明显下降（图1）。2021年是“十四五”开局之年，煤层气储、产量重新进入快速发展期。据初步统计，2021年我国新增煤层气地质储量同比增长约16%，煤层气产量约64×108m3，同比增长约11%。

图1 中国煤层气新增探明储量及产气量增长趋势图

1.2 两大产业基地进一步成型

“十三五”以来，沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地在煤层气增储上产方面继续保持绝对的优势。储量方面，2016—2021年，沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘分别新增煤层气探明储量629×108m3、1 530×108m3，分别占全国同期新增探明储量的27.0%、65.5%，合计占全国总探明储量的92.5%。产量方面，2021年沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产量分别约占全国同期煤层气总产量的73.2%、21.2%（图2）。依托两大产业基地，分别形成了沁水和鄂东两个超2 000×108m3的大型煤层气田。截至2021年底，两大气田累计探明煤层气地质储量分别超过 2 800×108m3和 2 400×108m3。

图2 全国煤层气新增探明储量及产气量按区域分布图

1.3 中深层煤层气实现重大突破

我国中深层煤层气资源潜力巨大，但受地质认识和技术工艺不足等因素的制约，单井产量低、工程成功率低等问题普遍存在。“十三五”以来，理论技术创新逐步成为煤层气产业发展的主导驱动力，中深层地质认识不断深化，以水平井分段压裂和水平井筛管完井技术为代表的先进适用技术工艺不断成熟和规模应用[4-6]。开发深度1 000～1 500 m的延川南煤层气田已规模开发，其他区块2 000 m以深煤层气试采初见成效。鄂尔多斯盆地东缘延川南区块目前已完成5×108m3产能建设[7-9]，2021年产气量约4×108m3，其中水平井产量大幅提升，单井最高日产量超2×104m3[10]。大宁—吉县区块利用砂岩气老井开展2 000 m以深煤层气开发先导试验突破产气关，2021年新增深层煤层气探明地质储量超760×108m3。沁水盆地南部郑庄等区块通过水平井技术的应用，使超过1 000 m埋深的难采煤层气资源获得了高效开发。

1.4 已开发主力煤层气田实现长期稳产增产

沁水盆地南部以及鄂尔多斯盆地东缘北部是我国煤层气的主要产区，但长期开发后面临着产量递减的巨大压力。各煤层气生产企业因地制宜，在深化气藏地质认识、推广新技术应用、加强精细管理等方面多措并举，保持了主要煤层气田实现长期高产稳产。据调研，沁水盆地区块A已开发近15年，通过精细开发调整，不断拓展稳产上产对策，产量稳中有升，年产气量突破7×108m3；区块B通过技术不断创新应用适用技术，年产气量已突破11×108m3，较初期5×108m3产能建设规模大幅提升；区块C新层系15号煤层获成功开发，日产气量快速突破30×104m3，完成老气田产量接替。鄂尔多斯盆地东北缘区块D通过精细刻画开发单元，持续推进滚动挖潜，产量连续5年保持在5×108m3以上。与致密砂岩气和页岩气相比，煤层气开发虽然初期产量低、见效慢，但也具有气井稳产时间长、气田开发周期长的特点。老气区稳产增产对我国煤层气产量稳中有升具有重要的支撑作用。

1.5 新产业基地有望建成

除两大煤层气产业基地外，四川省、贵州省和新疆维吾尔自治区煤层气勘探开发也见到了较好的苗头。以四川省、贵州省为代表的南方地区，煤层气资源丰富，但长期以来未得到有效开发。“十三五”期间，四川省、贵州省分别首次新增煤层气探明储量93.84×108m3和 64.08×108m3，分别占全国同期的6.0%、4.1%。其中，四川省南部筠连区块已经投入开发，2018年以来年产煤层气超1×108m3。新疆维吾尔自治区煤层气资源丰富，其中阜康地区具有煤层厚度大、渗透性好和含气量较高的特点，主要存在高陡构造、煤层倾角大等复杂问题，“十三五”以来，以国家重大科技专项为依托加强科技攻关，获得很好的产气效果。据调研，四工河试验区水平井单井最高日产气量超 3×104m3，丛式井单井最高日产气量超 2×104m3。

1.6 管理体制改革不断深化

“十三五”以来，我国煤层气管理加大“放管服”改革力度，在山西省取得良好的成效，在贵州省、新疆维吾尔自治区等地区效果逐步显现。2016年，原国土资源部开展煤层气管理改革试点，先后委托山西省等六省区国土资源部门实施煤层气矿业权勘查开采审批登记。《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7号）进一步规定，煤层气等矿种由省级及以下自然资源主管部门负责矿业权出让、登记。

山西省在深化煤层气资源管理改革方面出台一系列创新政策并取得较好成效，具有向全国推广的价值：2020年山西省政府印发《山西省煤层气勘查开采管理办法》，将煤层气矿业权出让和管理改革经验总结上升为地方政府规章制度；“十三五”以来分5批竞争性出让25个探矿权近5 500 km2；优化审批流程，大幅压减矿业权审批时间；采取新设探矿权5年内免缴使用费、对增储上产设立省级专项奖励等激励举措促进增储上产。贵州省于2021年首次公开招标出让5个煤层气探矿权，面积合计408 km（2表1），制定了煤层气产量2025年达4×108m3、2035年达20×108m3的规划目标[11]。

表1 近年来中国煤层气探矿权竞争性出让情况表

2 中国煤层气发展存在的主要问题

2.1 煤层气资源赋存条件复杂，开发难度变大

我国煤层气资源赋存地质条件复杂，总体表现为含煤盆地构造复杂、煤层气产层以低压为主和渗透率低等特点，高效开发难度大，且已经成熟的开发技术难以简单复制推广。当前，我国中浅层煤层气可开发面积越来越小，煤层气开发对象向中深、深层超低渗储层转变[12]。深层煤层气资源虽然丰富，但其渗透率低，工程投资高，储层有效改造难度大[13-15]。此外，大多数煤层气区块还面临黄土高原地貌、沟壑梁峁纵横等复杂地貌，给煤层气开发建设和生产组织增加了困难。

2.2 煤层气矿业权相对较少，新区块出让总体较慢

截至2019年底，全国共有煤层气探矿权135个，面积42 236 km2；增列煤层气探矿权5个，面积7 665 km2。与常规油气和页岩气相比，煤层气探矿权（含增列）较少，面积仅分别是常规油气和页岩气（含增列）的3%、54%（图3）。此外，煤层气探矿权受生态红线避让、区块最低勘查投入监管加强等政策影响，退出力度加大，2019年底探矿权面积较2015年底降低约11%。除山西省和贵州省外，我国其他省份新区块出让工作总体进展较慢。据了解，未来沁水、鄂尔多斯盆地东缘两大产业基地可出让优质煤层气空白区块较少，企业新退出区块分布多呈碎片化，整装出让难度大。

图3 中国油气不同矿种探矿权面积分布图

2.3 开发企业效益总体较差，投资处于爬坡阶段

据调研，各煤层气生产企业的勘探开发总体效益较差，仅部分资源技术条件较好的企业盈利。造成这一现象的原因包括：①煤层气开发达产率低，除潘庄、保德等少数区块外，达产率普遍介于50%～60%，甚至更低。②开发成本偏高且上升压力大，据调研，煤层气综合开采成本多介于1.1～1.7元/m3。近年来，随着安全环保要求提高，生产企业的成本压力有所上升，与因技术创新和管理水平提升带来的成本下降相抵消。

此外，受低油价叠加低效益影响，企业对煤层气投资积极性不高。“十三五”期间，我国煤层气勘探开发共计投资158亿元，仅为同期页岩气投资的22.0%和常规油气投资的1.3%（图4）。受2018年国家加大勘探开发力度等政策的影响，“十三五”期间煤层气勘探开发投资呈“先抑后扬”的趋势，2016年投资仅16亿元，2018年后逐渐走出低谷，至2020年投资升至43亿元。

电力企业大多数资金投资于长期性基础建设项目，只有当企业投资项目的未来现金流净现值大于企业投资成本时，企业才可能从中获利。然而，电力企业的产品公用性特点和国家垄断性质，决定了其未来的现金流难以预测。一方面，电力能源具有公共物品属性，为保障我国各行业和居民生活的用电需求，我国的电价不是由市场自发形成的，而是依赖于国家相关部门的调控和监督；另一方面，部分电力基础设施建设是出于国家服务群众等相关宏观调控政策的需求，使得电力投资具有较强的公益性特征。因此，我国电力企业的特殊性使得其资金投资的实际收益难以预测。

图4 中国煤层气、页岩气年度投资统计图

2.4 产业发展优惠政策和改革措施有待进一步加强

煤层气财政支持力度有所下降。2016年3月，财政部发布《关于“十三五”期间煤层气（瓦斯）开发利用补贴标准的通知》，将煤层气开发的政府补贴标准从每立方米0.2元提高至0.3元。2020年6月，财政部印发《清洁能源发展专项资金管理暂行办法》，对煤层气、页岩气和致密气开采利用按照“多增多补”“冬增冬补”的原则给予奖补。经调研，煤层气企业获得的补贴基本在0.2元/m3以下，较之前0.3元/m3的补贴标准明显下降。

产业支持政策落实程度仍待加强。调研中多家企业反映，目前存在煤层气增值税先征后返周期较长、优惠政策落实力度不够等问题。此外，煤层气矿权管理改革有待进一步优化。部分省份提高了最低勘查投入标准，体现了省级矿管部门对煤层气矿业权使用的监管，督促企业加大投入。但同时政策措施的差异可能增加矿权管理的复杂性[16]，标准过高会影响企业正常勘探投资节奏，相关做法利弊有待进一步探讨。

3 对中国煤层气产业的发展建议

展望高质量发展和碳达峰、碳中和的目标，煤层气产业迎来快速发展的战略机遇：一是“双碳”目标为天然气整体大发展创造了前所未有的机遇[17]，有望推动煤层气加速勘探开发；二是加强甲烷排放控制成为全球共识，将推动煤炭煤层气协调发展；三是高质量发展目标下煤矿安全整治全面深化进入治本攻坚阶段，“先采气后采煤”政策落实力度有望加大。

为加快我国能源结构低碳转型和煤层气产业的快速健康发展，提出了“加大勘探力度、加强技术攻关、增加区块供给、体现多元价值”的建议。

1）加强煤层气资源勘探力度，夯实煤层气资源家底。加大风险勘探支持力度，积极推进山西省深层、新疆维吾尔自治区高陡构造、贵州省多薄储层等煤层气新区、新领域勘探；大力开展基础性煤层气资源地质勘查工作，推进2 000 m以深煤层气资源评价，圈定重点勘查有利靶区，加大地质勘查力度，推进煤层气储量增长。

2）持续加强勘探开发技术攻关，促进煤层气高效开发。实施深层、超低渗、高陡构造等难采煤层气资源效益勘探开发技术攻关，推动钻井、压裂、排采技术工艺持续改进与推广利用，加强老井、低产井增产改造技术体系创新。依托重大项目建设高水平研发平台，联合产、学、研力量解决关键核心技术问题。打造深层、低煤阶等煤层气勘探开发示范基地。

3）增加煤层气优质区块供给规模，深化煤层气矿权管理改革。加快煤层气矿权推出速度，推动各省区市制定3 000 m以浅煤层气空白区的出让规划。鼓励煤层气矿权增列、三气合采，加大协调力度推动与煤炭、油气企业合作，创新合作模式。依据自然资源部《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规[2019]7号）文件精神，保持煤层气与油气矿权管理制度的一致性。

4）采取措施体现煤层气开发多种效益，统筹改善煤层气发展市场环境。采取措施充分体现煤层气开发利用的“能源”“环保”和“安全”三大价值，比如稳定财政补贴政策、纳入碳交易市场和煤矿安全基金等，从而提高企业的整体效益和投资积极性。着力打通煤层气增储上产的改革堵点，包括保障勘探开发用地、完善产供销体系、推进高质量对外合作等；统筹完善能源安全、甲烷减排、生态环保等政策协调机制。

4 结论

1）“十三五”以来，已开发主力煤层气田实现长期稳产增产，中深层煤层气等新领域实现了勘探开发的重大突破，理论技术创新成为储产量增长的主要推动力。截至2021年底，我国累计探明煤层气地质储量超过 8 000×108m3，年产气量约 64×108m3。综合煤层气资源潜力来看，我国煤层气产业仍处于规模开发初期阶段。

2）煤层气管理体制改革不断深化。煤层气探矿权竞争性出让取得较好效果，“十三五”以来竞争性出让矿权近5 900 km2。山西省等省份创新矿权管理政策、加大产业支持力度，取得了良好的成效并具有推广价值。

3）我国煤层气产业面临四大方面的挑战：一是煤层气资源赋存条件日趋复杂；二是煤层气矿业权相对较少；三是企业投资仍处于由低谷期逐步爬坡阶段；四是产业支持政策和管理改革措施有待进一步加强和优化。

4）面对高质量发展和碳达峰、碳中和目标等一系列新形势新要求，应从加大勘探力度、加强技术攻关、增加区块供给、体现多元价值等方面着手推动煤层气产业健康快速发展。