加强煤炭与煤层气综合勘查开采促进矿产资源合理利用

平凉市六个集中突破强势推进

一、煤电化集中突破：四大园区建设方兴未艾。今年以来，平凉市煤电化产业以建设四大园区为突破口，集中全力做大做强煤炭石油开采、火力发电、煤化工、石油化工四大产业群，取得可喜进展。到9月底，煤电行业完成工业总产值34.2亿元，占年计划的68%，同比增长8.5%。全市进一步研究探索全市能源化工基地建设的科学途径。在多次深入调研后，提出了2020年前四大产业园区的发展思路、目标定位、布局重点及对策建议。着力建设华亭煤电和煤化工初级产品循环经济产业园、崇信煤电和煤化工中间产品循环经济产业园、崆峒区煤电和煤化工精细产品循环经济产业园、泾川陇东能源化工低碳经济示范园四大园区，做大做强煤炭石油开采、火力发电、煤化工、石油化工四大产业集群，促进煤电油化工捆绑式开发、一体化发展，形成独具平凉特色的煤电油化工循环经济产业化体系，通过生态设计、清洁生产、资源综合利用、再生资源回收利用等融为一体的发展模式，实现煤电油化工产业的跨越发展和生态环境保护“双赢”。

二、基础设施集中突破：四项建设进展良好。平凉市交通、水利、城镇公共服务设施、电力重大基础设施四项建设顺利实施，进展良好。平定高速预计年底可建成通车，目前完成投资21.3亿元；西长凤高速已完成投资2.4亿元；西平铁路目前完成投资3.1亿元；天平铁路完成投资1.7亿元；9条通乡油路已建成5条，在建4条。截至9月底水利项目建设已完成各类投资2.07亿元，解决了17万人饮水安全问题，新修梯田8.55万亩，治理水土流失160.52平方公里。15项城镇公共服务设施项目，已开工14项，完成投资1.37亿元。

三、农业农村集中突破：牛果增效农民增收。 平凉市农业和农村工作，全面实施“贯穿一条主线、强化两个保障、实施三个突破、突出四个带动、培育五类典型”的工作计划，抢抓机遇，强力推进，保持了农业稳定发展、农民持续增收的良好态势。到9月底，平凉市农业增加值达到32亿元，同比增长8%；农民人均现金收入达到2099元，同比增长15%。平凉市突出牛、果两大产业，扩量提质增效，全力实施“两个全覆盖”工作计划，成效明显。全市肉牛存栏量和出栏量分别达到58.52万头和23.18万头。新植果树经济林26.31万亩，其中苹果24.86万亩。在金融危机不断深化、国际果品市场萎缩的情况下，前半年，全市苹果直接出口2122吨，创汇157万美元，其中向欧盟出口苹果75吨，在全省率先实现了苹果直接出口欧盟国际高端市场零的突破。农业生产保持基本稳定，全市夏粮总产达到34.25万吨。新农村建设扎实推进，全市建设20个市列新农村试点，完成124个“三清五改”村庄综合整治。扶贫开发步伐加快，狠抓整村推进、连片开发、产业扶贫、科技扶贫等重点工作。大力开展社会帮扶，全市34名市级领导和159个单位共为75个贫困村协调落实帮扶资金305万元，落实帮建项目230多个。

四、城市建设集中突破：三大任务齐头并进。平凉市城市规划建设管理继续采取有力措施，突出抓重点、攻难点、破难题，确保三大重点工作任务全面完成。截至9月底，平凉市城乡建设已完成投资21.69亿元，占年度计划23亿元的94.3%。 城市规划编制进展顺利。今年计划的184项各类规划编制完成120个，完成投资1860万元。中心城市建设持续加快。中心城市以柳湖新区中心商务区和市民休闲广场建设为重点，项目建设稳定推进，截至9月底完成投资6203.8万元。县城建设力度加大，各县坚持以配套完善城市道路、给排水、污水处理、集中供热为突破口，着力提升城市服务功能。保障性住房建设成效明显，围绕市委市政府承诺的“十件实事”，全力以赴实施保障性住房建设，到9月底，已开工建设廉租住房4630套、19.23万平方米。同时，抓好农村危旧房改造，已实施改造2.33万户。城镇综合治理水平明显提升。全面部署开展了全国文明城市创建工作，集中开展市容市貌、环境卫生、交通秩序、户外广告、流动摊点等专项整治活动，市容环境卫生得到改善，城镇形象有力提升，群众满意度进一步提高。

五、旅游产业集中突破：五项工作全面突破。平凉市旅游产业集中突破工作，狠抓宣传促销、项目建设、景区创建、商品开发、行业管理五项工作，取得了长足进展。到9月底，平凉市共接待各类游客291.2万人(次)。实现旅游收入8.84亿元，同比增长99.5%和105.2%。全年在建旅游项目43个，其中新建项目26个，续建项目17个，现已完成投资3.03亿元，占计划任务的105.9%。抓景区创建，全力扩大产业集群。庄浪云崖寺，泾川大云寺——王母宫、田家沟，灵台荆山森林公园创建国家4A级景区，莲花湖公园、成纪文化城、南山生态公园创建国家3A级景区，全部经过了省旅游局的初评和终评，目前创建整改工作正在紧张有序地进行。抓商品开发，努力提升旅游附加值。各县区相继开发形成了一批文化内涵丰富、艺术品位较高的旅游商品和工艺品。据统计，全市7县区共开发旅游商品、工艺品、纪念品12类20多个品种。抓行业管理，全面提升管理水平。开展旅游星级饭店评定，引导旅游酒店提高服务档次和管理水平，满足不同消费群体需求；开展旅游市场综合治理，对旅行社、旅游宾馆、旅游接待单位严格监管，严格对新申报旅游社的初查，把好准入关；抓紧旅游从业人员的培训，历练内功，实现了服务意识和服务质量的迅猛提升。

六、民生民计集中突破：“三保”保出人心稳。平凉市民计民生工作紧紧围绕“保增长、保就业、保稳定”，加强重点项目调度，加快组织实施进程，列入省市考核的各项工作成效明显。在“保增长”方面，全市组织实施民计民生基础建设项目225个，完成投资4.57亿元。社会福利项目7个，市儿童福利院、市救灾物资储备仓库建设进入后期。 在“保就业”上，制定政策扶持创业，在全省率先制定出台了创业促就业实施办法，争取到位再就业资金6355万元，发放小额担保贷款1.3亿元，筹集担保基金2280万元。前9个月，全市城镇新增就业2.22万人。在“保稳定”上，不断完善城乡医保制度，全面启动市级统筹工作。到9月底，全市城镇职工基本医疗保险参保12.87万人，农民工参保3552人，参加企业职工大额医疗保险2.64万人。全市新农村参合农民179.39万人，平均参合率97.85%。城乡社保体系建设步伐加快，全市107个乡镇、1545个建制村的4937名村干部全部参保。截至9月底，全市五项社会保险共参保58.84万人，征缴基金2.19亿元。

2003年印度初级能源消费中，煤炭、石油、天然气、水力和核电的比例分别为53.4％、32.8％、7.8％、4.5％、1.2％。印度的煤炭资源较为丰富，基本能够实现自给，但石油资源较为短缺，必须依赖进口。2003年印度原油消费1.13亿吨，国内生产3670万吨，进口8200万吨，进口石油所占的比例超过70％。

20世纪80年代初石油产量年平均达600万吨，1992年达1500万吨，1985年印度石油需求量为5000万吨，国内产量2000万吨，进口石油约占60％，1985年后，加大了海上石油开采力度，进口总量逐年减少，目前已减少到20％左右。

印度政府对海上油田开发总投资约200亿卢比，油气开采累计为印度政府增加了8000亿卢比以上的财政收入。在1985—1990年第七个5年计划期间，印度政府给石油工业投资300亿美元，将年炼油能力提高到5000万吨。

海上油气开采促进了印度海洋技术的发展，在近海油气服务方面，一段时间印度在采油平台、供应船、动力定位船、检修平台的潜器等全部从国外引进，现除动力定位船、潜器之外，印度已能制造供应船、货驳船、吊驳船等设施设备。

印度大部分的石油勘探和生产由石油与天然气委员会承担，印度石油公司也负责印度东北部的石油勘探和生产，该公司以前是缅甸石油公司的伙伴。印度原先不允许国际石油公司在印度石油勘探和生产方面扮演重要角色，但现在情况已经有所变化。印度政府已开放陆上和近海地区，以便让国际石油大公司投标。

外国石油公司参与始于20世纪70年代末80年代初。当时，印度邀请一些海外石油公司帮助其寻找石油。1979年，在孟买高地附近的区域，同雪佛龙国际公司签订了一项勘探合同。但是此合同未取得结果，该公司蒙受了约3000万美元的损失。第二和第三轮投标也令人失望，没有发现碳氢化合物，据说损失约1亿美元。在第四轮投标中，得到了一些令人鼓舞的响应。于是印度政府同美国、荷兰及印度国内的一些集团公司签订了5项合同。1993年又先后进行了第五轮和第六轮投标，接着于1994年进行了第七轮投标。但投标者面临的主要问题之一是，缺乏充分的地震数据。为此，印度政府邀请了一些私营公司进行地理测量。印度政府还提供一些中小型油田和天然气供私营公司开发。国际金融公司已经同意为这些计划中的一些项目提供35％的开发费用。

从20世纪70年代初到1990年，印度的石油产量不断上升。1971—1993年的平均产量为每年1900万吨。1990年之后，产量开始下降。1994年产量为1540万吨，这是连续第3年下降，1992年和1993年分别下降11％和16％，但孟买高地的产量仍占原油总产量的近60％。

1975年孟买高地油田的发现，以及近海石油生产的开始，使印度当时在石油方面可以达到自给。但是过度开采导致一些油田的严重损坏，最终使大量油井关闭，产量下降。1993年，原油总产量下降了11％，这主要是由于阿鲁纳恰尔邦的产量减少。但在1990—1993年连续4年产量下降后，1994年石油生产稍有改善。在印度的南部沿海地区，人们也认为具有近海石油生产的美好前景。1994年，在克里希纳—戈达瓦里地带内，在拉瓦油田的两口油井开始产油。这些油井的目标是每年生产40万吨原油。也是在1994年，在孟买高地的两口近海油井开始启动，目标是每年生产797万吨原油。在同一地区的尼拉姆油田，那里有多达6300万吨的石油储量。

自1986年以来，印度的石油进口量不断增加，从1986年的1400万吨增加到1994年的3050万吨，每年平均增长率为21％。进口量的增加，主要是因为国内石油生产量下降所致。1990—1993年的进口量每年增加19％，而国内生产则下降10％，据印度一份官方报告称，1994—1995年，原油进口量估计为2400万吨，其中1600万吨是根据定期合同进口的，800万吨则从现货市场上取得。印度分别同沙特阿拉伯签订了进口600万吨原油的定期合同，同科威特签订了进口450万吨原油的合同，同伊朗与阿拉伯联合酋长国分别签订了进口300万吨和200万吨原油的合同。

在70—90年代中，印度石油产品的生产和消耗不断上升，1971年生产约1700万吨，1994年上升到约5100万吨。这种进步在很大程度上归因于印度比较先进的炼油能力。1993年石油产品的产量为5040万吨，比1992年增长了4.2％，这种增长，主要归因于生产结构的调整，从而导致了生产能力最大限度的利用。

在印度的石油产品中，柴油占总产量的53％以上，而轻油和重油的比例分别为20％ 和27％，随着对柴油需求量的增加，炼油厂已调整了它们的产品结构，以获得更多的柴油。1993年，柴油、轻油、重油的产量分别为2700万吨、1000万吨、134万吨。1991—1993年，这3种油产量的年平均增长率分别为0.2％、-0.16％和4.33％。

在70年代和80年代，石油产品的消耗平均年增长率约6％，但1991—1994年下降到3％。石油产品的消耗量，1971年为1910万吨、1981年3230万吨，1991年5770万吨，1994年达到6330万吨。柴油的消耗量，1986年约2400万吨，1994年达到3800万吨。高速柴油和煤油是两种最重要的柴油产品，它们保持最高的消耗量。1994年高速柴油和煤油的总消耗量为3450万吨，其中仅高速柴油的消耗量为2580万吨。轻油的消耗量从1986年的680万吨增加到1994年的1050万吨。车用汽油、液化石油气、石脑油是轻油中最重要的产品。1993年，液化石油气和车用汽油的消耗量分别增加了8％和6％。国内部门消耗的液化石油气占总消耗量的85％，而且这方面的需求量在不断增加。

重油的消耗量，1986年达1020万吨，1994年为1200万吨。但在90年代，其消耗量略有下降。这种下降是由于燃料油的消耗量较低导致的。肥料和化学工业是燃料油的主要消耗者。1992—1993年，含磷化肥的产量下降了22％。在第八个经济计划期间，对石油产品的需求估计每年增加6.8％，1996—1997年每年8000万吨左右。有人建议本国供应其中大部分需求，另外的进口弥补。印度石油产品的国内销售由4家公司进行，它们是：印度石油公司、伯哈拉特石油公司、印度斯坦石油公司、印缅石油公司。国营石油公司占润滑油市场的85％。许多跨国公司，如ELF公司、卡尔特公司、壳牌石油公司、莫比尔公司等，已同一些国营石油公司合资，利用已有的市场网络。私营部门也可以在炼油工业投资。

天然气在印度一次能源（指商品能源）消费量中所占比重很小，1991年仅为2％（世界平均水平为20％）。如果把木柴、农业废料和畜力等传统能源（传统能源占总能源消费量的35％）也加入计算，天然气所占比重就更小。和大多数国家一样，印度的天然气工业是由国家控制的公司经营的，大约90％的天然气为印度石油公司（Oil India Ltd）和石油天然气委员会（Oil and Natural Gas Commission）所生产，是印度最大的公司之一。印度石油公司是印度第一家生产和供应天然气的公司，但其作业仅集中在一个地区生产。

1987/1988财政年度以前，印度生产的天然气主要是伴生气，从1988/1989年度起才有大量非伴生气，即游离气投入生产。各产区生产的天然气组分不同，但甲烷均在80％以上。各产区的天然气，不仅探明储量、生产水平、利用状况和政府政策有显著不同，而且在不同时期，对不同类型消费者的价格亦有巨大差异。

印度的天然气用户可分两类：约定用户和临时用户。天然气生产者通常与前者签订有中期合同，保证最低供应量。有多余的天然气则供应后者。由于各地区天然气储量、伴生气在产量中所占的比例、需求量、用户数量、基础设施等的不同，因而天然气产量和利用率也不同。

印度的天然气产量占世界总产量的比例甚小。1988年的产量大约为1100万吨油当量，约占世界总产量的0.7％。但印度的天然气产量增长幅度比其他能源大。20世纪80年代，天然气产量的年增长率约为19％，而原油仅为10％。不过，天然气是在80年代末才开始加速生产的，而在70年代，其年增长率只有5％。1987年以前，印度生产的天然气大部分为伴生气。70年代初，天然气利用量大约仅占天然气总量的50％。70年代中期到80年代中期有所改善，利用率提高到60％。自1986年起，利用率进一步提高到70％，相当于大多数欧佩克国家的水平。

三个主要天然气产区，即阿萨姆邦、古吉拉特邦、孟买高地（海上），1988/1989财政年度的产量在印度天然气总产量中所占的比重分别为17％、10％、73％。

印度的天然气价格一直很低。60年代初印度石油公司开始生产天然气时，几乎找不到天然气买主。因此当时仅以每千立方米8.83卢比（约合1美元）的低价向一家国营电力局和另外几家用户供气。后来又以每千立方米42.38卢比的价格向一家化肥公司供气。这种价格一直延续到70年代中期原油价格暴涨时。1974年1月，出售给电厂的天然气价格升至每千立方米35.31卢比，1976年1月又提高到70.63卢比。出售给化肥公司的天然气从1975年1月起上升至每千立方米150.06卢比。油气委员会在古吉拉特邦销售的天然气的价格则高一些。

历史上，印度的天然气价格，在不同的地区有很大区别，对不同用户也相差甚远。由于没有统一的价格体系，天然气生产者不得不与消费者逐个谈判，以确定价格。而这样，往往引起纠纷。鉴于这个原因，印度政府制定了统一的天然气价格体系，并从1987年开始执行。统一价格体系的基价以南部地区天然气的生产成本为基础。南部地区是一个新开发的天然气产区，因此其成本可被视为长期边际成本。此外南部地区生产的天然气为非伴生气，因此价格中可包含全部勘探、开发和设备成本。根据这个原则，在登陆点的海上天然气价格和陆上天然气价格定为每千立方米1400卢比，其中不包括运输费用。加上运输费用，HBJ管道沿线的天然气价格为2250卢比。这一基价适用于热值为每千立方米8500～10000千卡的天然气。价格中不包括各项税收。

2001年3月印度政府制定了《2025年印度油气发展规划》。这一远景规划制定了未来25年印度在油气领域政策的基本框架。文件中也明确指出了为实现远景目标而采取的中长期措施。

规划指出，油气勘探开发部门在以下方面负有重大责任：加强已勘探盆地的油气勘探开发，加强对未勘探各地质盆地的勘探力度，提高已探明储量的开发效率，努力进行技术创新和环境保护方面的研究与开发。

过去，印度的石油勘探工作主要由上游国家石油公司，如印度国家石油公司、石油天然气总公司和印度石油有限公司在政府授权控制的各自区域内进行。从1993年开始，为使私营企业、印度与外商合资企业以及国家石油公司进行有效勘探，印度政府开放了石油勘探区。到2005年印度25％以上的沉积盆地可望得到勘探。

印度石油天然气总公司计划投资3亿美元来提高大型老油田的采收率。在优先实施该计划的油田中包括位于西海岸的巨大的孟买高地油田，已于2001年1月开始实施。印度的上游石油公司为那些愿意与印度携手康德油气勘探、提高印度本国油气产量的国际投资者提供了多种机会和广阔空间。不过，国营石油公司在印度油气工业一直居于主导地位，在印度的经济发展和能源供应，尤其油气供应与安全方面，印度石油天然气公司起着关键性作用。

不仅招商引资，而且印度政府还要扩大在海外的石油权益，印度政府一贯鼓励国营和私有石油公司参与海外石油勘探开发。印度曾与俄国M/s Roseneft签订了一个长期协议，涉足库页岛和越南一个海上气田。

这些年来，印度的石油天然气及石油产品市场逐步开放，以便更好地满足国内需求量，解决能源问题。同时印度的能源企业也会积极向海外扩张，在国际市场中谋求一席之地。

前款所称运输，包括廊道运输、管道运输、公路和铁路运输；净化加工是指煤炭洗选、原油脱水、天然气净化等初级加工过程。第三条　本省行政区域内煤炭、石油、天然气开发的生态环境保护及其监督管理活动，适用本条例。第四条　煤炭、石油、天然气开发生态环境保护，坚持保护优先、预防为主、统筹规划、综合治理、严格监管、损害担责、公众参与的原则。第五条　县级以上人民政府对本行政区域内生态环境质量负责，结合本地区实际，将煤炭、石油、天然气开发污染防治和生态环境保护相关工作纳入环境保护规划，制定有利于污染防治、生态保护修复和提高资源利用率的政策措施。

乡（镇）人民政府、街道办事处协助、配合上级人民政府及其有关行政主管部门做好辖区内煤炭、石油、天然气开发生态环境保护的相关工作。第六条　县级以上生态环境行政主管部门对本行政区域内的煤炭、石油、天然气开发生态环境保护工作实施统一监督管理。

县级以上发展改革（能源）、工业和信息化、公安、财政、自然资源、交通运输、水利、农业农村、应急管理、国有资产、林业等行政主管部门，在各自职责范围内，对煤炭、石油、天然气开发生态环境保护工作实施监督管理。第七条　县级以上人民政府应当采取有利于煤炭、石油、天然气清洁利用、能源化工转化的经济技术政策措施，鼓励发展煤制油、煤制气和超远程输变电等新技术、新产品、新产业，支持煤层气、页岩油气、煤矸石、粉煤灰、炉渣等资源的综合利用，减少煤炭、石油、天然气开发对生态环境的污染。第八条　煤炭、石油、天然气开发单位应当建立健全企业生态环境保护责任制，采用先进技术、工艺和设备，防止、减少环境污染和生态破坏，对所造成的生态环境损害，依法承担治理修复和生态环境损害赔偿责任。

煤炭、石油、天然气开发单位应当依法缴纳环境保护税、资源税和水土保持补偿费、森林植被恢复费等。第九条　县级以上人民政府应当将生态环境保护目标完成情况纳入对本级人民政府负有生态环境保护监督管理职责的部门及其负责人和下级人民政府及其负责人的考核内容，作为对其考核评价的重要依据。考核结果应当向社会公开。第十条　县级以上人民政府应当加强煤炭、石油、天然气开发生态环境保护的宣传教育和舆论监督，鼓励公众参与，营造保护生态环境的良好氛围。第十一条　县级以上人民政府及其有关行政主管部门对在煤炭、石油、天然气开发生态环境保护工作中做出显著成绩的单位和个人给予表彰和奖励。第二章　监督管理第十二条　省人民政府及其有关行政主管部门在编制能源产业发展规划和矿产资源开发规划时，应当按照本省国土空间规划、生态环境保护规划以及本省确定的生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单要求，合理确定煤炭、石油、天然气开发区域、规模和强度。第十三条　禁止在居民区和国务院或者省人民政府划定的重要水源涵养区、饮用水水源保护区，国家公园，自然保护区，风景名胜区、森林公园、地质公园、草原公园、湿地公园等自然公园、文物保护单位等区域内进行煤炭、石油、天然气开发。第十四条　省人民政府应当建立健全政府主导、企业和社会参与、市场化运作、可持续的生态保护补偿机制。省人民政府、有关设区的市、县（市、区）人民政府应当落实生态保护补偿资金，加大对重点生态功能区的补偿力度。

严格控制在国家和本省确定的重要生态功能区布局煤炭、石油、天然气开发项目。在国家和本省确定的重要生态功能区内进行煤炭、石油、天然气开发的，开发单位应当按照国家有关规定，对开发活动造成的不利影响进行补偿和生态修复。第十五条　设区的市人民政府及其有关行政主管部门编制煤炭、石油、天然气开发规划，应当依法进行环境影响评价，编制规划环境影响报告书。

规划审批机关在审批煤炭、石油、天然气开发规划草案时，应当将规划环境影响报告书结论以及审查意见作为决策的重要依据。

中国将煤炭进口关税降为零以增加供应，会产生的国际影响首先是对于产煤炭的国家有促进经济增长的作用，其次是使得煤炭的价格下降，另外是部分的产煤炭的国家会加大对煤炭的开采力度。需要从以下三方面来阐述分析会产生的国际影响有哪些。

一、对于产煤炭的国家有促进经济增长的作用

首先对于产煤炭的国家而言有促进经济增长的作用，主要的原因是因为这些产煤炭的国家一般都是一个能源出口国，他们国家的经济增长比较依赖与能源的出口，因为中国的大批量需求，所以使得这些国家会大批量出口对应的煤炭资源，可以更好地促进国家的经济增长，这是非常重要的。

二、使得煤炭的价格下降

其次是使得煤炭的价格下降，这是因为中国在降低了对应的煤炭进口关税之后，对应的厂家会加大对中国煤炭量的供应，这样子价格就下降下来了，对于国家社会而言是非常有利的，可以用更少的价钱购买到更多而煤炭，大家都会趁着这个良好的机会去大量购买对应的煤炭资源。

三、部分的产煤炭国家会加大对煤炭的开采力度

再者是部分的产煤炭国家会加大对煤炭的开采力度，因为目前的形势是这些产煤炭的能源大国需要满足中国等国的煤炭进口需求，为了更好的解决对应的需求，所以他们会加大开采的力度，对于开采的时间会进行相应的缩短，开采的范围也会加大，主要的目的就是为了获得更多的贸易金额。

中国大幅度进口煤炭的原因：

需要战略储备， 还有一部分是因为国内现在能源危机需要解决，所以希望通过进口更多的煤炭来解决对应的问题。

徐凤银 刘 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周晓红

（中石油煤层气有限责任公司，北京 100028）

摘 要：“清洁化、低碳化” 是全球趋势。加快煤层气勘探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气 环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。中国对煤层气开发力度不断加大，出台了价格优惠、 税收优惠、开发补贴、资源管理、矿权保护等一系列鼓励政策，形成中石油、晋煤集团、中联煤三大煤层气 企业，但目前产业整体规模较小。针对矿权问题，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技术上已初步形成适合不同煤阶和不同地质条件下煤层气的勘探开发配套技术，建成了高水平的煤层气实验室，并在800m以深地区、低阶煤储层的开发等领域有实质性突破。

到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过30× 108m3/a，年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力56×108m3/a。截至2011年 6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及 保德四个有利区都紧邻已有天然气主干管线。

中国煤层气资源丰富，潜力大、前景好，加大研发力度，依靠技术进步，特别建议加强四个方面的工作： 一是根据资源分布研究与调整对策；二是国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强；三是在提高单井 产量和整体效益方面强化技术攻关；四是建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资。这将会大大促 进煤层气产业快速发展。

关键词：中国；煤层气；开发；产业；技术；现状；前景

Exploration ＆ Development Status and Prospects For China's Coal Bed Methane

Xu Fengyin，Liu Lin，Zeng Wenting，DongYushan，Li Yanxiang，Zhou Xiaohong

（PetroChina CBM Co.，Ltd，Beijing 100028，China）

Abstract：A global trend of ＂Clean and low-carbon＂ has been formed.To speed up CBM exploration and development is of significant importance to reduce coal mine gas accidents，to protect atmospheric environment and to improve energy structure.Greater efforts have been exerted to CBM development，given a series of encouraging policies，i.e.favourable price，tax preferences，development subsidy，resource management and mineral right protection.Three major CBM enterprises emerged including PetroChina，JAMG，and CUCBM，while the current industrial scale is relatively small.Considering the exploration right issues，3 cooperation modes are developed to promote the coordinated development of gas extraction and coal mining such as Qinnan mode，Lu'an mode and Sanjiao mode.Regarding technologies，a couple of exploration and development technologies are developed，tailored for various rank coal methane and for different geological conditions，and a high-profile CBM lab was built.Besides，some substantial breakthroughs have been made in exploring CBM buried deeper than 800m and in low-rank coal bed methane development.

By the end of year 2010，5，426 CBM wells have been drilled，about 290 bcm of the geological reserves proved.An annual production capacity of over 3 bcm were accumulatively built for surface extraction，producing 1.5 bcm/a，with 1.18 bcm of commercial production and 5.6 bcm/a for pipeline transportation，CNG and LNG capacity.The nationwide CBM yield has exceeded 4 million cubic meters per day by June，2011.Four favorable blocks，like Qinnan，Hancheng，Daning-jixian and Baode all get close to the major existing pipelines.

China is rich in CBM resources，with great potentials and promising prospects.Thus，the following four suggestions are proposed：to work out proposals based on resource distribution；to further coordinate governmental policies and entrepreneur performance；to strive to make technological breakthroughs in increasing single well yield and in promoting integrated economic efficiency；to establish a unified information platform to avoid disorderly competition and repeated investment.All these four proposals are likely to stimulate the progress of CBM industry.

Key words：China；CBM；development；industry；technology；status；prospects

引言

煤层气俗称瓦斯，成分主要是甲烷，形成于煤化过程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤层水中三种赋存形式，以吸附状态为主。当煤层生烃量增大或外界温度、压力条件改 变时，三种赋存形式可以相互转化。“清洁化、低碳化” 是全球趋势，能源转型和低碳经济已成为世界 各国经济社会发展的重要战略。

煤层气开发利用具有“一举三得” 的优越性。首先它是一种清洁、高效、安全的新型能源，燃烧 几乎不产生任何废气，有利于优化能源结构，弥补能源短缺；再者，瓦斯是煤矿安全“第一杀手”，它 的开发有利于煤矿安全生产，减少煤矿瓦斯事故；同时它也是一种强烈温室效应气体，温室效应是CO2 的20倍，开发煤层气可以有效减少温室效应。总体体现出经济、安全和环保三大效益。加快煤层气勘 探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。煤层气的开采方式分为井下抽采与地面抽采两种方式。地面抽采在钻完井、测录井、压裂、排采、集输 工艺上与常规油气开采技术基本相同。

1 世界煤层气资源及产业现状

1.1 资源分布

全世界埋深小于2000m的煤层气资源量约为260×1012m3，主要分布在俄罗斯、加拿大、中国、美 国、澳大利亚等国家（图1）。

图1 全世界煤层气资源分布情况

1.2 产业现状

目前，美国、加拿大、澳大利亚等 国家煤层气产业发展趋于成熟。美国自 20世纪80年代以来，有14个含煤盆地 投入煤层气勘探开发，现已探明可采储 量3×1012m3。2009年，煤层气生产井 5万余口，产量542×108m3。煤层气产 量占天然气总产量比重日益增大，2009 年煤层气产量比例达到9％。加拿大煤 层气产业发展迅猛。1987年开始勘探，2002年规模开发，2009年生产井7700 口，产量达60×108m3。澳大利亚也已 形成工业规模。主要分布在东部悉尼、苏拉特、鲍恩三个含煤盆地，2005年生产井数1300口，产量 12×108m3，2009年产量达48×108m3。

1.3 技术现状

通过长期的理论与技术研发，目前国际上形成4大主体技术，4项工程技术。4大主体技术包括： 地质选区理论和高产富集区预测技术，煤层气储层评价技术，空气钻井、裸眼洞穴完井技术，多分支水 平井钻井技术。

4项工程技术包括：连续油管钻井、小型氮气储层改造技术，短半径钻井和U形水平井技术，注氮 气、二氧化碳置换煤层气增产技术，采煤采气一体化技术。

2 中国煤层气产业现状

2.1 勘探开发现状

受美国、加拿大、澳大利亚等国家煤层气快速发展的影响，加之国家出台一系列优惠政策，中国煤 层气开发规模和企业迅速发展，已形成中国石油、晋煤集团、中联煤三大主要煤层气生产企业。

到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过 30×108m3/年，地面抽采实现年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力 56×108m3/a。截至2011年6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。

中国石油：2010年12月，商务部等四部委宣布为进一步扩大煤层气开采对外合作，新增中国石 油、中国石化以及河南省煤层气公司三家企业作为第一批试点单位。目前中国石油登记煤层气资源超过 3×1012m3，探明地质储量占全国64％，重点分布在沁水、鄂东两大煤层气盆地。近几年来，积极开展 煤层气前期评价、勘探选区及开发先导试验，投资力度大幅度增加，发现沁水、鄂东两大千亿立方米规 模以上煤层气田，逐步形成沁南、渭北、临汾与吕梁四个区块的开发格局。截止到2010年底，商品气 量近4×108m3。

通过几年的探索，与煤炭企业和地方政府合作，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即： 沁南模式：矿权重叠区协议划分，分别开发，双方开展下游合作；潞安模式：整体规划、分步实施，共 同维护开采秩序，避免重复性投资；三交模式：先采气、后采煤，共同开发。这些模式得到张德江副总 理和国家有关部委的肯定。

已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及保德四个有利区都紧邻已有天然气 主干管线（图2）。

建成了高水平的煤层气实验室，测试样品涵盖全国绝大多数煤层气勘探开发区，工作量占全国 80％，技术水平居国内领先。

主要实验技术包括：含气量测试技术，等温吸附测试技术，煤储层物性分析技术，煤层压裂伤害测 试技术等。

晋煤集团：到2010年底，完成钻井2510口，地面抽采产量达到9×108m3。建成寺河-晋城10× 108m3/a输气管线；参股建成晋城-博爱输气管线。与香港港华共同投资组建煤层气液化项目日液化量 可达25×104m3；投产120兆瓦煤层气发电厂。开发地区涉及山西沁水、阳泉、寿阳、西山，甘肃宁 县，河南焦作等。

中联煤并中海油：中联煤目前有矿权面积2×104km2，其中对外合作区块面积达1.6×104km2。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成国家沁南高技术产业化示范工程，以及端氏国家油气战略选区示范 工程。

目前完成钻井672口，投产230口，日产气50×104m3。2010年，中海油通过收购中联煤50％股 份，成功介入煤层气勘探开发，为发展煤层气产业打下了基础。

图2 中国石油天然气主干管网示意图

阜新煤业：阜新煤炭矿业集团与辽河石油勘探局合作，开展了三种煤层气合作开采模式，显著提高 了整体开发效益。三种开发模式包括：未采区短半径水力喷射钻井见到实效；动采区应用地面负压抽采 技术，实现了煤气联动开采；采空区穿越钻井取得成功。2010年已钻井52口，日产气10×104m3，商 品气量3226×104m3，建成CNG站3座，主要供盘锦、阜新市CNG加气站。

中石化：煤层气矿权区主要为沁水盆地北部和顺区块及鄂东延川南区块。2010年完成钻井34口，产气84×104m3，目前日产气近3000m3。2010年，华东局与淮南矿业签署了 “煤层气研究开发合作意 向书”，在淮南潘谢矿区优选出100km2有利区块，共同开发煤层气资源。2011年，与澳大利亚太平洋 公司在北京签署了一项框架协议，双方确立了非约束性关键商务条款。

其他：龙门、格瑞克、远东能源及亚美大陆等合资公司及其它民企纷纷介入煤层气勘探开发，加大 产能建设规模，其中亚美大陆目前日产气19.7×104m3。

总体来看，沁水盆地南部成为我国煤层气开发的热点，共建产能近25×108m3/a，目前日产气近 380×104m3，实现大规模管网外输和规模化商业运营，初步形成产运销上下游一体化的产业格局。

2.2 政府优惠政策与技术支持

为了鼓励煤层气产业发展，中国政府出台了一系列优惠政策，包括价格优惠、税收优惠、开发补 贴、资源管理及矿权保护等等（表1），取得了明显效果。

表1 中国政府鼓励煤层气产业发展的优惠政策

与此同时，在技术层面也给予了强有力的支持。2007年以来，国家发改委专门组建了煤层气开发 利用、煤矿瓦斯治理两个国家工程研究中心，科技部设立了 “大型油气田及煤层气开发” 国家科技重 大专项。中国石油成立了专业煤层气公司，并设立“煤层气勘探开发关键技术与示范工程” 重大科技 专项。这些都为煤层气产业发展与技术进步创造了条件。

2.3 技术现状

我国的地质条件和美国等有所区别。目前，煤层气开发都源于美国最早的理论。随着规模化深入开 发，现场实验了很多不同类型煤阶和煤体结构、构造条件、水文地质条件下的煤层气储存特点。已经证 明，这套理论是否完全适合中国煤层气地质条件还有待进一步证实。针对中国不同盆地地质条件研发的 不同的勘探开发技术，有些已经取得了突破性进展。

2.3.1 地质上有新认识

有利区评价方法有新突破：通过煤岩特征、含气量、渗透率、产气量等地质综合研究，建立起富集 高产区评价标准，提出了产能建设区开发单元的划分标准和方法。

800m以深煤层气井产量有突破：一般认为，随着煤层埋深的增加压力随之增大，渗透率急剧减小、 产气量也随之减少。目前国内商业开发深度都在800m以浅地区。随着勘探开发的深入推进，800m以 深井也获得了工业气流（最高产气量2885m3/d）（图3），但煤层产气规律尚不清楚，正在通过加强研 究及大井组排采试验得以证实。

图3 800m以深井排采曲线

煤储层渗透率普遍较低，储层保护是关键：煤储存条件的研究是煤层气开发关键的制约因素。沁水 盆地3＃煤渗透率（0.013～0.43）×10-3μm2，平均0.112×10-3μm2；鄂东（0.22～12）×10-3μm2，平均1×10-3μm2。总体来看，煤层物性差、非均质性强，因此，钻井过程中加强储层保护是关键。钻 井、压裂过程中应尽量采用对井筒周围煤储层的危害小的欠平衡钻井及低伤害压裂液。

2.3.2 现场管理有新措施

高煤阶开发井网井距有新探索。由于我国高煤阶煤层气储层物性与外国有较大差异，开发证实一直 沿用的300m×300m井距不完全适合，主要表现在高产井数少，达产率低，产量结构不合理。为此，通 过精细地质研究，以提高单井产量为目标，对不同井距产气效果数值模拟并进行先导试验，探索了高煤 阶煤层气开发的200m×200m井网和井距。与此同时，在水平井的下倾部位实施助排井也初见成效。

2.3.3 工程技术配套有新进展

三维地震勘探：韩城地区实施100km2三维地震，资料品质明显好于二维，小断层的刻画更加清晰（图4），有效地指导了井网部署。

图4 韩城地区三维与二维剖面对比

羽状水平井钻井：通过市场化运作，打破了 外国公司在羽状水平井施工领域的垄断地位，摆 脱了羽状水平井钻井完全依赖外国公司的局面，成本大幅度降低。

压裂配套工艺：在对煤层实验分析的基础 上，结合大量的压裂实践，形成以 “变排量、低 伤害” 为原则，“高压井处理技术、分层压裂技 术” 等新工艺，采用低密度支撑剂、封上压下、 一趟管柱分压两层等工艺技术。

排采技术：形成缓慢、稳定、长期、连续八 字原则；为培养高产井形成三个关键环节：液面 控制、套压控制、煤粉控制；针对低成本战略，形成井口排采设备的两种组合：电动机＋抽油 机，气动机＋抽油机。

地面集输处理：标准化设计、模块化建设、 自动化管理，基本实现低成本高效运营。

2.4 利用现状

2009年全国建成6家煤层气液化厂，液化产能260×104m3/d，2010年为300×104m3/d，2020年 可达到700×104m3/d。除此之外，还主要用于低浓度瓦斯发电，居民生活，合成氨、甲醛、甲醇、炭 黑等化工原料，已逐步建立起煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。

2.5 存在问题

技术上：技术是制约目前产业进展缓慢的主要问题。目前存在的主要问题包括：煤层气高渗富集区 的控气因素，符合我国煤层气地质条件、用以指导生产实践的开发理论，适合我国地质条件的完井、压 裂、排采等关键技术与相应设备等。

管理上：主要包括：煤层气、煤炭矿权重叠，先采气、后采煤、发电上网等政策实施困难较多，对 外合作依赖程度高，自营项目受到限制，管道规模小，市场分散、不确定性大等。

3 煤层气发展前景与建议

随着国民经济的发展，天然气需求快速增长为煤层气发展提供了机会。2000年以来，天然气年均 增长速度达到16％（图5），2009年底，全国天然气消费总量875×108m3，2010年，天然气需求量超 过1400×108m3，供应能力约1000×108m3。2015年，预计天然气需求量2600×108m3，供应能力只有 1600×108m3，到2020年，天然气缺口将超过1000×108m3，这就为煤层气等非常规气的发展提供了 空间。

3.1 发展前景

据有关规划，到2015年，全国地面开发煤层气产量将达到100×108m3；2020年，天然气产量约 2020×108m3，其中非常规天然气产量达到620×108m3，地面开发煤层气将达到200×108m3。

图5 2000～2008年中国天然气消费量变化趋势

与此同时，各相关企业也制定了 “十二五” 发展目标（表2）。

表2 全国重点地区及企业煤层气地面开发预测表

上述目标能否顺利实现，前景如何，勘探开发及产业规模能否迅速发展，主要取决于国家政策的进 一步落实以及几大主要企业的投入。尤为重要的是这些企业针对煤层气赋存条件的技术进步与突破，而 非资金问题，这一点必须引起高度重视。中国石油将会进一步加大投入，促进煤层气产业快速发展。主 要加大沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部两个重点产业基地的勘探开发力度，积极探索外围盆地煤层气 开发配套技术。预计：2012年新增探明煤层气地质储量2000×108m3，为建产能提供资源保障；2013 年建成生产能力45×108m3/年，2015年产量达到45×108m3，商品量40×108m3，成为国内第一煤层气 生产企业。同时，成为业务技术主导者、规范标准制定者、行业发展领跑者。到2020年，煤层气商品 量预计达到100×108m3，成为中国石油主营业务重要组成部分和战略经济增长点。

3.2 对策与建议

3.2.1 根据资源分布研究与调整对策

全国埋深小于2000m的煤层气总资源量为36.8×1012m3，可采资源量约10.8×1012m3。资源量大 于1×1012m3盆地有8个，资源量合计28×1012m3，占全国76％，主要分布于中西部地区。埋藏深度小 于1000m的资源量为14×1012m3，是目前开发的主要资源。低阶煤煤层气资源量占43％，但目前主要 开发的是中高阶煤煤层气资源。因此，现在必须加强对西部地区中深层（埋深大于800m）和中低阶煤 煤层气开发的研究与开发试验力度，力求更大范围的实质性突破。

3.2.2 国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强

完善相关政策措施，制定煤层气、煤炭开发统一规划，做到无缝衔接，切实落实“先采气、后采 煤”，实现资源充分利用。采煤采气3种合作方式还需要进一步扩展；积极推进煤层气产业发展与煤矿 瓦斯防治一体化合作。

3.2.3 在提高单井产量和整体效益方面强化技术攻关

针对煤层气勘探开发关键技术需要加强攻关。进一步研发针对煤层气地质特点而形成配套合适的钻 探、压裂、排采、管输等专有设施和设备，加大发展羽状水平井开发关键技术力度。

3.2.4 建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资

强化信息渠道，实现资源共享，避免无序竞争和重复性投资。建立煤层气行业统一的信息管理系统 是一项非常重要的基础工作。包括两方面内涵：企业内部应加强煤层气田的数字化建设，国家层面应加 强行业技术与产业信息的统计和交流发布，为煤层气行业提供统一的信息化建设标准。

结束语

低碳经济是我国能源经济发展的必由之路。为了从源头上减少碳排放，引领能源结构和产业多元 化，天然气供需缺口将长期存在，对煤层气需求会不断增加。中国煤层气资源丰富，目前产业整体规模 小，但潜力大、前景好。加大研发力度，依靠技术进步，将大大促进煤层气产业快速发展。

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本条例所称煤炭、石油、天然气开发，包括煤炭、石油、天然气的勘探、开采、储存、运输。第三条　煤炭、石油、天然气开发环境保护工作，实行全面规划、保护优先、预防为主、污染防治与生态保护相结合的方针，坚持谁开发谁保护，谁受益谁补偿，谁破坏谁恢复，谁污染谁治理的原则。第四条　县级以上人民政府应当对本行政区域内环境质量负责，将煤炭、石油、天然气开发环境保护纳入环境保护工作目标责任考核内容。第五条　自治区建立生态保护补偿制度。

有关地方人民政府应当落实生态保护补偿资金，确保其用于生态保护补偿。

已缴纳生态保护补偿金的开发单位，不免除污染防治和恢复生态的责任。第六条　县级以上人民政府环境保护主管部门负责对本行政区域内的煤炭、石油、天然气开发环境保护工作实施统一监督管理。

发展和改革、国土资源、财政、经济和信息化、水利、农业、畜牧、林业、交通运输、煤炭工业管理等有关部门，在各自法定职责范围内，负责煤炭、石油、天然气开发环境保护的相关工作。第七条　县级以上人民政府应当加强煤炭、石油、天然气开发环境保护的宣传和教育。

公民、法人和其他组织发现煤炭、石油、天然气开发过程中有环境污染情形的，有权向环境保护主管部门或者其他负有环境保护监督管理职责的部门举报。

对保护煤炭、石油、天然气开发环境有显著成绩的单位和个人，由县级以上人民政府或者环境保护主管部门给予表彰和奖励。第八条　禁止在水源涵养区、地下水源、饮用水源、自然保护区、

风景名胜区、森林公园、重要湿地及人群密集区等生态敏感区域内进行煤炭、石油、天然气开发。第九条　新建、改建、扩建煤炭、石油、天然气开发项目，开发单位应当进行环境影响评价，编制环境影响评价文件，报环境保护主管部门审批。环境影响评价文件未经批准，发展和改革、国土资源等有关部门不予办理相关手续，开发单位不得动工建设。

煤炭、石油、天然气开发项目建设过程中，开发单位应当同时实施环境影响评价文件及其审批部门审批意见中提出的环境保护对策措施；在项目建设、运行过程中产生不符合经审批的环境影响评价文件的情形的，开发单位应当组织环境影响的后评价，并采取改进措施。第十条　煤炭、石油、天然气开发项目实行环境监理，其大气、水体、固体废物等污染防治设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。第十一条　煤炭、石油、天然气开发单位应当制定生态保护和恢复治理方案，并予以实施。生态保护和恢复治理方案内容应当向社会公布，接受社会监督。第十二条　煤炭、石油、天然气开发项目防治污染的设施应当符合经批准的环境影响评价文件的要求。

煤炭、石油、天然气开发单位应当保证污染防治设施正常运行，不得擅自拆除或者停止使用；确有必要拆除或者停止使用的，应当征得环境保护主管部门的同意。

鼓励开发单位将污染防治设施委托给具有环境污染治理设施运营资质的单位进行运行管理。第十三条　县级以上人民政府环境保护主管部门应当对本行政区域内的煤炭、石油、天然气开发环境保护工作加强监督检查，发现违法行为，依法予以查处，并及时向社会公布违法者名单。

被检查单位应当如实反映情况，并提供必要的资料。第十四条　县级以上人民政府环境保护主管部门应当对煤炭、石油、天然气开发区域的环境质量加强监测。

自治区环境保护和国土资源主管部门应当组织专业人员，对煤炭、石油、天然气开发重点区域的环境质量、地质状况进行专项监测，并将监测情况通报当地人民政府。

开发单位应当对污染物排放及对周围环境的影响进行环境监测，接受环境保护主管部门的指导，并向社会公布监测情况。第十五条　煤炭、石油、天然气开发单位排放污染物的，应当向县级以上人民政府环境保护主管部门申报排放污染物的种类、浓度和数量，经依法审查后领取《排污许可证》。