中國煤層氣產業“十三五”以來發展成效與建議

門相勇 婁 鈺 王一兵 王永臻 王陸新

1.自然資源部油氣資源戰略研究中心 2.新疆中泰（集團）有限責任公司

0 引言

根據全國煤層氣資源動態評價結果，我國陸上2 000 m 以淺的煤層氣資源量約為 30.05×1012m3[1]。但與豐富資源量相對的是，在過去20余年的發展中，我國煤層氣的勘探開發進度明顯不及預期。雖然已逐步實現產業化發展[2-3]，但煤層氣產量已連續三次未能完成國家制定的五年計劃目標，分別僅完成“十一五”“十二五”和“十三五”計劃目標的31%、28%和58%。即使和起步僅約10年的頁巖氣相比，煤層氣產業的發展也相對落后，2020年全國煤層氣產量約為頁巖氣同期產量的29%。在“雙碳”目標實現的過程中，煤層氣的資源潛力不容忽視，煤層氣的勘探開發利用仍然值得期待。為此，總結了“十三五”以來我國煤層氣產業的主要發展成效，梳理了產業發展面臨的主要挑戰，并提出下一步發展的建議，以期促進我國煤層氣產業的快速健康發展。

1 “十三五”以來中國煤層氣主要發展成效

1.1 儲、產量持續增長

“十三五”期間，我國煤層氣儲、產量持續增長，但受低油價影響，增速有所放緩。儲量方面，截至2020年底全國煤層氣累計探明地質儲量 7 259.1×108m3，較2015年底提高了27.5%；新增探明地質儲量 1 565×108m3， 新增規模有所下降，分別是“十一五”“十二五”期間的94%、45%。產量方面，2020年我國地面開發煤層氣產量達57.7×108m3，較2015年增長30%，“十三五”期間年均增速為5.4%，較“十二五”年均增速23%明顯下降（圖1）。2021年是“十四五”開局之年，煤層氣儲、產量重新進入快速發展期。據初步統計，2021年我國新增煤層氣地質儲量同比增長約16%，煤層氣產量約64×108m3，同比增長約11%。

圖1 中國煤層氣新增探明儲量及產氣量增長趨勢圖

1.2 兩大產業基地進一步成型

“十三五”以來，沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產業基地在煤層氣增儲上產方面繼續保持絕對的優勢。儲量方面，2016—2021年，沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣分別新增煤層氣探明儲量629×108m3、1 530×108m3，分別占全國同期新增探明儲量的27.0%、65.5%，合計占全國總探明儲量的92.5%。產量方面，2021年沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣煤層氣產量分別約占全國同期煤層氣總產量的73.2%、21.2%（圖2）。依托兩大產業基地，分別形成了沁水和鄂東兩個超2 000×108m3的大型煤層氣田。截至2021年底，兩大氣田累計探明煤層氣地質儲量分別超過 2 800×108m3和 2 400×108m3。

圖2 全國煤層氣新增探明儲量及產氣量按區域分布圖

1.3 中深層煤層氣實現重大突破

我國中深層煤層氣資源潛力巨大，但受地質認識和技術工藝不足等因素的制約，單井產量低、工程成功率低等問題普遍存在。“十三五”以來，理論技術創新逐步成為煤層氣產業發展的主導驅動力，中深層地質認識不斷深化，以水平井分段壓裂和水平井篩管完井技術為代表的先進適用技術工藝不斷成熟和規模應用[4-6]。開發深度1 000～1 500 m的延川南煤層氣田已規模開發，其他區塊2 000 m以深煤層氣試采初見成效。鄂爾多斯盆地東緣延川南區塊目前已完成5×108m3產能建設[7-9]，2021年產氣量約4×108m3，其中水平井產量大幅提升，單井最高日產量超2×104m3[10]。大寧—吉縣區塊利用砂巖氣老井開展2 000 m以深煤層氣開發先導試驗突破產氣關，2021年新增深層煤層氣探明地質儲量超760×108m3。沁水盆地南部鄭莊等區塊通過水平井技術的應用，使超過1 000 m埋深的難采煤層氣資源獲得了高效開發。

1.4 已開發主力煤層氣田實現長期穩產增產

沁水盆地南部以及鄂爾多斯盆地東緣北部是我國煤層氣的主要產區，但長期開發后面臨著產量遞減的巨大壓力。各煤層氣生產企業因地制宜，在深化氣藏地質認識、推廣新技術應用、加強精細管理等方面多措并舉，保持了主要煤層氣田實現長期高產穩產。據調研，沁水盆地區塊A已開發近15年，通過精細開發調整，不斷拓展穩產上產對策，產量穩中有升，年產氣量突破7×108m3；區塊B通過技術不斷創新應用適用技術，年產氣量已突破11×108m3，較初期5×108m3產能建設規模大幅提升；區塊C新層系15號煤層獲成功開發，日產氣量快速突破30×104m3，完成老氣田產量接替。鄂爾多斯盆地東北緣區塊D通過精細刻畫開發單元，持續推進滾動挖潛，產量連續5年保持在5×108m3以上。與致密砂巖氣和頁巖氣相比，煤層氣開發雖然初期產量低、見效慢，但也具有氣井穩產時間長、氣田開發周期長的特點。老氣區穩產增產對我國煤層氣產量穩中有升具有重要的支撐作用。

1.5 新產業基地有望建成

除兩大煤層氣產業基地外，四川省、貴州省和新疆維吾爾自治區煤層氣勘探開發也見到了較好的苗頭。以四川省、貴州省為代表的南方地區，煤層氣資源豐富，但長期以來未得到有效開發。“十三五”期間，四川省、貴州省分別首次新增煤層氣探明儲量93.84×108m3和 64.08×108m3，分別占全國同期的6.0%、4.1%。其中，四川省南部筠連區塊已經投入開發，2018年以來年產煤層氣超1×108m3。新疆維吾爾自治區煤層氣資源豐富，其中阜康地區具有煤層厚度大、滲透性好和含氣量較高的特點，主要存在高陡構造、煤層傾角大等復雜問題，“十三五”以來，以國家重大科技專項為依托加強科技攻關，獲得很好的產氣效果。據調研，四工河試驗區水平井單井最高日產氣量超 3×104m3，叢式井單井最高日產氣量超 2×104m3。

1.6 管理體制改革不斷深化

“十三五”以來，我國煤層氣管理加大“放管服”改革力度，在山西省取得良好的成效，在貴州省、新疆維吾爾自治區等地區效果逐步顯現。2016年，原國土資源部開展煤層氣管理改革試點，先后委托山西省等六省區國土資源部門實施煤層氣礦業權勘查開采審批登記。《自然資源部關于推進礦產資源管理改革若干事項的意見（試行）》（自然資規〔2019〕7號）進一步規定，煤層氣等礦種由省級及以下自然資源主管部門負責礦業權出讓、登記。

山西省在深化煤層氣資源管理改革方面出臺一系列創新政策并取得較好成效，具有向全國推廣的價值：2020年山西省政府印發《山西省煤層氣勘查開采管理辦法》，將煤層氣礦業權出讓和管理改革經驗總結上升為地方政府規章制度；“十三五”以來分5批競爭性出讓25個探礦權近5 500 km2；優化審批流程，大幅壓減礦業權審批時間；采取新設探礦權5年內免繳使用費、對增儲上產設立省級專項獎勵等激勵舉措促進增儲上產。貴州省于2021年首次公開招標出讓5個煤層氣探礦權，面積合計408 km（2表1），制定了煤層氣產量2025年達4×108m3、2035年達20×108m3的規劃目標[11]。

表1 近年來中國煤層氣探礦權競爭性出讓情況表

2 中國煤層氣發展存在的主要問題

2.1 煤層氣資源賦存條件復雜，開發難度變大

我國煤層氣資源賦存地質條件復雜，總體表現為含煤盆地構造復雜、煤層氣產層以低壓為主和滲透率低等特點，高效開發難度大，且已經成熟的開發技術難以簡單復制推廣。當前，我國中淺層煤層氣可開發面積越來越小，煤層氣開發對象向中深、深層超低滲儲層轉變[12]。深層煤層氣資源雖然豐富，但其滲透率低，工程投資高，儲層有效改造難度大[13-15]。此外，大多數煤層氣區塊還面臨黃土高原地貌、溝壑梁峁縱橫等復雜地貌，給煤層氣開發建設和生產組織增加了困難。

2.2 煤層氣礦業權相對較少，新區塊出讓總體較慢

截至2019年底，全國共有煤層氣探礦權135個，面積42 236 km2；增列煤層氣探礦權5個，面積7 665 km2。與常規油氣和頁巖氣相比，煤層氣探礦權（含增列）較少，面積僅分別是常規油氣和頁巖氣（含增列）的3%、54%（圖3）。此外，煤層氣探礦權受生態紅線避讓、區塊最低勘查投入監管加強等政策影響，退出力度加大，2019年底探礦權面積較2015年底降低約11%。除山西省和貴州省外，我國其他省份新區塊出讓工作總體進展較慢。據了解，未來沁水、鄂爾多斯盆地東緣兩大產業基地可出讓優質煤層氣空白區塊較少，企業新退出區塊分布多呈碎片化，整裝出讓難度大。

圖3 中國油氣不同礦種探礦權面積分布圖

2.3 開發企業效益總體較差，投資處于爬坡階段

據調研，各煤層氣生產企業的勘探開發總體效益較差，僅部分資源技術條件較好的企業盈利。造成這一現象的原因包括：①煤層氣開發達產率低，除潘莊、保德等少數區塊外，達產率普遍介于50%～60%，甚至更低。②開發成本偏高且上升壓力大，據調研，煤層氣綜合開采成本多介于1.1～1.7元/m3。近年來，隨著安全環保要求提高，生產企業的成本壓力有所上升，與因技術創新和管理水平提升帶來的成本下降相抵消。

此外，受低油價疊加低效益影響，企業對煤層氣投資積極性不高。“十三五”期間，我國煤層氣勘探開發共計投資158億元，僅為同期頁巖氣投資的22.0%和常規油氣投資的1.3%（圖4）。受2018年國家加大勘探開發力度等政策的影響，“十三五”期間煤層氣勘探開發投資呈“先抑后揚”的趨勢，2016年投資僅16億元，2018年后逐漸走出低谷，至2020年投資升至43億元。

電力企業大多數資金投資于長期性基礎建設項目，只有當企業投資項目的未來現金流凈現值大于企業投資成本時，企業才可能從中獲利。然而，電力企業的產品公用性特點和國家壟斷性質，決定了其未來的現金流難以預測。一方面，電力能源具有公共物品屬性，為保障我國各行業和居民生活的用電需求，我國的電價不是由市場自發形成的，而是依賴于國家相關部門的調控和監督；另一方面，部分電力基礎設施建設是出于國家服務群眾等相關宏觀調控政策的需求，使得電力投資具有較強的公益性特征。因此，我國電力企業的特殊性使得其資金投資的實際收益難以預測。

圖4 中國煤層氣、頁巖氣年度投資統計圖

2.4 產業發展優惠政策和改革措施有待進一步加強

煤層氣財政支持力度有所下降。2016年3月，財政部發布《關于“十三五”期間煤層氣（瓦斯）開發利用補貼標準的通知》，將煤層氣開發的政府補貼標準從每立方米0.2元提高至0.3元。2020年6月，財政部印發《清潔能源發展專項資金管理暫行辦法》，對煤層氣、頁巖氣和致密氣開采利用按照“多增多補”“冬增冬補”的原則給予獎補。經調研，煤層氣企業獲得的補貼基本在0.2元/m3以下，較之前0.3元/m3的補貼標準明顯下降。

產業支持政策落實程度仍待加強。調研中多家企業反映，目前存在煤層氣增值稅先征后返周期較長、優惠政策落實力度不夠等問題。此外，煤層氣礦權管理改革有待進一步優化。部分省份提高了最低勘查投入標準，體現了省級礦管部門對煤層氣礦業權使用的監管，督促企業加大投入。但同時政策措施的差異可能增加礦權管理的復雜性[16]，標準過高會影響企業正常勘探投資節奏，相關做法利弊有待進一步探討。

3 對中國煤層氣產業的發展建議

展望高質量發展和碳達峰、碳中和的目標，煤層氣產業迎來快速發展的戰略機遇：一是“雙碳”目標為天然氣整體大發展創造了前所未有的機遇[17]，有望推動煤層氣加速勘探開發；二是加強甲烷排放控制成為全球共識，將推動煤炭煤層氣協調發展；三是高質量發展目標下煤礦安全整治全面深化進入治本攻堅階段，“先采氣后采煤”政策落實力度有望加大。

為加快我國能源結構低碳轉型和煤層氣產業的快速健康發展，提出了“加大勘探力度、加強技術攻關、增加區塊供給、體現多元價值”的建議。

1）加強煤層氣資源勘探力度，夯實煤層氣資源家底。加大風險勘探支持力度，積極推進山西省深層、新疆維吾爾自治區高陡構造、貴州省多薄儲層等煤層氣新區、新領域勘探；大力開展基礎性煤層氣資源地質勘查工作，推進2 000 m以深煤層氣資源評價，圈定重點勘查有利靶區，加大地質勘查力度，推進煤層氣儲量增長。

2）持續加強勘探開發技術攻關，促進煤層氣高效開發。實施深層、超低滲、高陡構造等難采煤層氣資源效益勘探開發技術攻關，推動鉆井、壓裂、排采技術工藝持續改進與推廣利用，加強老井、低產井增產改造技術體系創新。依托重大項目建設高水平研發平臺，聯合產、學、研力量解決關鍵核心技術問題。打造深層、低煤階等煤層氣勘探開發示范基地。

3）增加煤層氣優質區塊供給規模，深化煤層氣礦權管理改革。加快煤層氣礦權推出速度，推動各省區市制定3 000 m以淺煤層氣空白區的出讓規劃。鼓勵煤層氣礦權增列、三氣合采，加大協調力度推動與煤炭、油氣企業合作，創新合作模式。依據自然資源部《關于推進礦產資源管理改革若干事項的意見（試行）》（自然資規[2019]7號）文件精神，保持煤層氣與油氣礦權管理制度的一致性。

4）采取措施體現煤層氣開發多種效益，統籌改善煤層氣發展市場環境。采取措施充分體現煤層氣開發利用的“能源”“環保”和“安全”三大價值，比如穩定財政補貼政策、納入碳交易市場和煤礦安全基金等，從而提高企業的整體效益和投資積極性。著力打通煤層氣增儲上產的改革堵點，包括保障勘探開發用地、完善產供銷體系、推進高質量對外合作等；統籌完善能源安全、甲烷減排、生態環保等政策協調機制。

4 結論

1）“十三五”以來，已開發主力煤層氣田實現長期穩產增產，中深層煤層氣等新領域實現了勘探開發的重大突破，理論技術創新成為儲產量增長的主要推動力。截至2021年底，我國累計探明煤層氣地質儲量超過 8 000×108m3，年產氣量約 64×108m3。綜合煤層氣資源潛力來看，我國煤層氣產業仍處于規模開發初期階段。

2）煤層氣管理體制改革不斷深化。煤層氣探礦權競爭性出讓取得較好效果，“十三五”以來競爭性出讓礦權近5 900 km2。山西省等省份創新礦權管理政策、加大產業支持力度，取得了良好的成效并具有推廣價值。

3）我國煤層氣產業面臨四大方面的挑戰：一是煤層氣資源賦存條件日趨復雜；二是煤層氣礦業權相對較少；三是企業投資仍處于由低谷期逐步爬坡階段；四是產業支持政策和管理改革措施有待進一步加強和優化。

4）面對高質量發展和碳達峰、碳中和目標等一系列新形勢新要求，應從加大勘探力度、加強技術攻關、增加區塊供給、體現多元價值等方面著手推動煤層氣產業健康快速發展。