我国煤层气产业已进入商业开发拐点

□ 文中新国际能源研究院 朱昌海

我国煤层气资源丰富，全国埋深2000米以浅煤层气资源量30.05万亿立方米，居世界第三位。埋深2000米以深资源量尚未评价，据中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司研究，鄂尔多斯盆地东缘伊陕斜坡带埋深1500米以深稳定发育原生结构煤层面积约10万平方千米，实测含气量20立方米/吨，估算煤层气资源量大于20万亿立方米，具备整装效益开发地质条件，标志着我国深部煤层气开发前景广阔、大有可为。

但同时，我国煤层气勘探开发存在许多“先天问题”。与美国、加拿大、澳大利亚等煤层气开发条件较好的国家相比，我国经历过多期次地质构造运动，煤层受到严重挤压破坏，70%煤层气资源属于难采资源。仅依靠引进技术是不够的，必须探索出一条具有中国特色的煤层气勘探开发之路。

产能转化率低、资源动用率低、单井产量低，是我国煤层气产业长期面临的困扰。2017年我国地面煤层气产能已达132亿立方米，但实际产量只有49.6亿立方米，产能转化率不足40%。且这些产量集中在山西晋城、离柳两个区域，两地含气总资源量约3090亿立方米，相比全国总量，资源动用率不足0.1%。丰厚的资源优势不能转化为产量优势，这不仅令人叹惋，也让人尴尬。尤其是在我国油气对外依存度持续攀升的当下。

如何推动我国煤层气开发利用规模快速增长，中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司在其《支撑煤层气规模开发的国家级技术创新平台构建》一文中给出答案：一是加大对煤层气产业政策支持力度。国家应参照页岩气政策，将煤层气企业销售煤层气产品补贴，由目前的0.3元/立方米调节到0.4元-0.6元/立方米以上；煤层气发电多余电量由电网企业优先安排上网销售，将目前0.25元/千瓦时电价补贴提至0.3元/千瓦时，并将目前由各省电网公司承担改为由国家财政承担；免征企业所得税；增值税实行即征即返。同时相关政府部门研究煤层气开发的土地使用政策，简化用地手续，减少中间环节费用。二是煤炭和煤层气矿权重叠影响煤层气开发。作为依附于沉积盆地的能源，煤层气和煤炭在赋存空间上自然就常有重叠现象。煤矿开采要排采瓦斯，甚至是要求煤矿先采煤层气，降低其瓦斯含量后再采煤以保障安全。而目前国内煤矿矿权审批管理权在地方。由于煤矿与地方政府有更密切更现实利益，在双方矿权重叠情况下，被压制的多是煤层气公司，从而使煤层气公司在煤层气矿权上难得到充分保障，影响了煤层气开发推进。三是加快煤层气骨干管道建设，拓展管道网络。毕竟，管道输送网建设完善程度，直接决定煤层气综合利用率和经济效益。

提高经济效益，攻克技术难题是发展煤层气的关键一步。伴随支撑煤层气规模开发的国家级技术创新平台的构建，创新形成引领煤层气产业发展的地质评价、钻完井、压裂、排采等方面8大关键核心技术，达到国际先进或国内领先水平，实现了我国煤层气勘探开发关键核心技术自主可控，有效支撑了沁水和鄂尔多斯盆地东缘两大国家煤层气产业化基地取得勘探突破和效益开发。2020年全国煤层气产量83亿立方米，由工程中心技术支撑的沁水和鄂尔多斯盆地东缘产量77.66亿立方米，占全国产量的93%。

我国煤层气开发已处于商业开发拐点，经过20多年探索，我国煤层气开发取得了长足进展，具备了规模开发条件。截至目前，我国累计施工各类煤层气井2万余口。今年一季度，全国煤层气产量达到23亿立方米，同比增长20.8%，约占天然气国内供应量的4.1%。2021年至2022年取暖季，煤层气日均供应量达到2360万立方米。未来，煤层气将进入快速发展轨道，成为增强天然气自主保障能力的重要气源。