辽宁省最穷的阜新究竟怎么了

陈兆山 王志刚

（东北煤田地质局一〇七勘探队 阜新 123000）

作者简介：陈兆山，男，1960年10月生人，教授级高工，物探、煤层气，邮箱：czschenzhaoshan@163.com。

摘要 本文结合刘家区煤层气开发实践，对其主控地质因素进行了综合分析，就单井控制煤层气可采资源量、构造发育情况、岩浆活动情况、水文地质情况、煤储层改造后的综合渗透率、临界解吸压力和盖层条件进行了论述。提出了该区煤层气开发的布井原则和有利区块。认为该区煤储层内、外生裂隙发育，有利于煤层气藏的产出，在靠近辉绿岩墙、岩床附近的煤层煤阶高，煤层气含量高，外生裂隙极其发育，易改造成高渗透区，有利于煤层气开发。选择煤层气井位应靠近裂隙发育带，但应避开主裂隙带；在向斜翼部或煤储层近同期形成的裂隙带是最理想的布井区块。

关键词 煤层气 主控地质因素 单井控制的煤层气可采资源量 渗透率 临界解吸压力 采收率

Analysis on Main Geological Control Factors of Coalbed Methane in Liujia Mining Area，Fuxin Basin

Chen Zhaoshan，Wang Zhigang

（Team No.107，Northeast Bureau of Coal Geology，Fuxin 123000）

Abstract：Combined on the development practice of CBM in Liujia mining Area，the paper comprehensively analyzed the main geologic control factors of CBM and discussed recoverable resource of CBM controlled by one single well，structural development，magmatic activity，hydrology，synthetic permeability after coal reservoir transformation，critical desorption pressure and cap formation.It put forward the principle of drilling distribution and advantageous areas for development of CBM.It was concluded that inner and outer formed cleats very develop in this area，which is in favor of CBM's output，and coal rank and gas content are high and outer cleats very develop near the diabase dike and sheet，which is easy to be transformed into high permeable areas in favor of development of CBM.CBM wells should be located near the zones with developed cleats and away from the direction of main cleats.The flank of syncline and zones of cleats formed at same time of coal seams are the most perfect place to arrange drilling.

Keywords：coalbed methane；main geological control factors；recoverable resource；permeability；critical desorption pressure；recovery

引言

阜新盆地是我国煤田勘探与煤层气开发较早的盆地之一，矿井多属高沼气矿井，致使煤矿发生过多次灾害性事故。1995～1997年阜新矿务局与中美CBM公司在刘家区施工煤层气预探井两口，均因施工工艺问题未果。近年来东北煤田一〇七勘探队和阜新市对该区进行了大量的煤层气地面勘探和开发工作，取得了令入满意的成果。该区于2002年10月开始商业运行，日供气量16000～25000m3，其交通位置详见图1。1999年至今施工了11口煤层气地面开发井，单井产气量均达到了工业气流，产气量：1000～8500m3/d，LJ-1井实测煤层气含量 6.3～10.37m3/t（原煤基）；实测渗透率 0.323×10-3～0.469×10-3μm2，压裂改造后综合渗透率为21.5610-3μm2。这一结果说明该区不同位置的煤层气井产能有较大差别；煤储层改造前后渗透率变化较大。为了获得理想煤层气产能，本文结合几年来煤层气开发实践，对煤层气主控地质因素进行综合分析，力求提出今后选择煤层气井位的原则，为其他煤层气开发区块提供借鉴。

图1 阜新煤田交通位置图

1 主控因素

几年来刘家区煤层气开发实践证明，在靠近辉绿岩墙、岩床附近的煤层被侵入体烘烤，使煤变质程度增高，煤层气含量大，内、外生裂隙极其发育，是煤层气开发的理想区域，例如：LJ-5井和LJ-6井日产气量4500m3、LJ-3井日产气量6500m3。与目标煤层近同期张性裂隙带也是煤层气开发的理想区域，如：LJ-10 井日产气量8500m3；同时发现研究区向斜轴部煤层气井产气量低于向斜翼部，如：LJ-1 井（轴部）产气量小于LJ-3井（翼部）产气量。

煤层气井产能的高低与煤储层哪些因素有着重要关系？如何选择煤层气井位才能达到经济效益合理，笔者认为主要取决于研究区单井控制的煤层气资源量、构造发育情况、岩浆侵入因素、水文控制因素、改造后的综合渗透率、临界解吸压力和它的盖层条件。

1.1 单井控制的煤层气资源量

单井控制煤层气资源量的大小主要取决于煤层的厚度、采收率、煤层含气量和单井控制的面积。研究区内主要由白垩纪地层组成，全区发育五大煤层群；其中三大主要煤层群，自上而下为：孙本煤层群、中间煤层群、太平煤层群。这三大煤层群也是研究区煤层气地面开发的目标层，最大累计可采煤层厚度86.53m（7001 井），平均累计可采煤层厚度42.96m，具体详见表1。

表1 刘家井田主要可采煤层统计表

仿地层温度条件下，煤层自然解吸到每天少于10mL 终止的要求，LJ-1 井煤层气含量测试结果：孙本煤层（原煤基下）6.3～7.51m3/t；中间煤层（原煤基下）7.69～10.14m3/t；太平煤层（原煤基下）9.52～10.37m3/t；LJ-1井距辉绿岩侵入体较远，而且又地处向斜轴部，所测定的煤层气含量在研究区内属低值，其他部位煤层气含量会更大些；实际产出的煤层气，甲烷浓度大于97%，其他成分以氮气为主。

单井控制的煤层气资源量：G井=A·H·D·C

G井——单井控制的煤层气资源量（m3），A——单井控制范围的面积（m2），H——单井控制范围内的煤层平均厚度（m），D——煤层的容重（t/m3），C——单井控制范围内的煤层气含量（m3/t）。

单井控制煤层气可采资源量：G可=G井·采收率

区块内不同部位的煤层含气量均有所差异，但变化不会很大；同一井型同一区块单井控制面积也不会有较大变化；所以单井控制煤层气可采资源量主要由煤层厚度和采收率来决定。而采收率又主要取决于钻井的工艺和储层改造方法，如：垂直井的控制半径约150m、采收率为40%，而羽状水平井控制范围约1km2、采收率为80%（来自美国有关资料；中国可能会小些）。本区的煤层含气量相对稳定，钻井工艺主要为垂直井，储层改造方法为清水携砂压裂，因此煤层厚度就成了井位选择的主要因素。陆相盆地构造复杂，煤层厚度变化大，如井位选择不当就会造成单井控制煤层气可采资源量过小，直接影响到经济效益。

以刘家区为例阐述在井位设计时，如何考虑对单井控制煤层气可采资源量这一主控因素的影响：

根据《辽宁省阜新市刘家区煤层气普查地质报告》结论数据：煤层气生产井服务年限13.2年、控制半径150m、煤层气含量按9.21m3/t、采收率40%、煤层气售出价格1.20元/m3来估算（垂直井）。

本区煤层气生产井总体工程费用250万元/井（垂直井），排水采气工程费用30万元/年·井，税金等其他费用50万元/井；一口煤层气生产井从开始到结束需投入696万元（贷款利率略）。需要采出580×104m3煤层气才能达到收支平衡，这就需要有1450×104m3的单井控制储量做保证，因此该区煤层气井位处的煤层厚度应大于16.15m。

1.2 构造发育情况

阜新盆地位于新华夏系第三沉降带与天山-阴山东西复合构造带、赤峰-铁岭断隆带交接部位。属中生代陆相断陷型沉积盆地，具有东西分带，南北分块的构造格局。在白垩纪以后由于地层受南北向挤压作用形成了刘家与王营子NNE向宽缓向斜构造，其后应力场由挤压体制逐渐转化为右旋张扭，使原应力场中形成的NNE、NEE 两组外生裂隙处于张剪或引张状态，造成该区煤层割理和外生裂隙系统极其发育，煤储层易改造成高渗透率储层。见图2所示。与煤储层近同时期形成的裂隙带或穿过煤储层向上延伸较短，未破坏盖层的断裂带，不但能够形成煤层气良好的通道，而且为煤层气的储集提供了有利的条件，这样的区块是最理想煤层气开发区，如LJ-5、LJ-6井位于八带岩墙，LJ-10井位于刘家2号断层都形成了良好的产能；后期形成的裂隙带为煤层气提供良好的逸散通道，不利于煤层气赋存，使煤储层含气量降低、临界解吸压力降低，还有可能沟通上部的含水层造成产水量过大，不宜排采。如LJ-7井位于后时期产生的平安2号断层附近，煤层气通过该断层逸散，水量很大、产能很低（200m3/d）。

1.3 岩桨活动情况

研究区因白垩纪后期地应力场的改变，形成许多正断裂，煤层中的裂隙系统发育，所以第三纪辉绿岩沿断裂及裂隙侵入形成侵入体，多以岩床和岩墙产出。该区辉绿岩共分三期，第一期主要以北东向岩墙和主岩床为代表，共有6带岩墙，即NE1-NE6，该期岩墙规模不大，仅对西北部中间及太平煤层略有影响。第二期辉绿岩主要以东西向岩墙为代表，共有13带岩墙，即B1-B13带。由西部王营矿贯穿至刘家区，对煤层有一定的破坏作用。尤其是三带、六带、八带岩墙规模较大。第三期是最晚一期辉绿岩活动，而且活动最频繁，共有4带，NNE1-NNE4带，其中NNE3 带规模最大，对煤层的破坏作用也大，但该岩墙分布在刘家区西北边缘，主要是对浅部的五龙矿影响较大，对刘家区中间、太平煤层有一定的影响；但同时它也对煤层气藏的形成起着十分积极的作用，尤其对五龙、刘家区等影响更大一些，距辉绿岩侵入体一定范围内，煤的变质程度随距侵入体距离的减小而增大，甚至变质成天然焦，因此在辉绿岩侵入体附近的煤层含气量高。

辉绿岩的侵入使煤层割理系统进一步发育，在其附近外生裂隙也比远离构造带的区域发育。从而因辉绿岩的侵入改善了煤储层的渗透率，如：LJ-5、LJ-6 井的渗透率要高于其他各井。由于天然焦含气类型主要为游离气，又为高渗透性地层，且与侵入体直接接触，易造成煤层气沿断裂带逸散，因此天然焦区不是理想的煤层气开发区块。

1.4 水文地质情况

阜新煤田水文地质条件较为简单，其含水层多为弱含水层水量不大，含水层自上而下为第四系含水层，阜新组水泉煤层顶板砾岩、砂岩承压含水层，厚度180～254m；阜新组水泉-孙本煤层间砂砾岩层承压弱含水层，厚度40.00～68.00m；阜新组中间煤层裂隙承压弱含水层；辉绿岩与围岩接触蚀变裂隙含水带；断裂构造裂隙含水带，区内两条主断层：平安F2、刘家F1都张性断层，导水性较好，在钻井过程中，均有漏水现象。

（1）第一含水层：位于孙家湾组底界-水泉煤层群顶界，为灰白色砾岩、砂岩夹粉砂岩、泥岩及薄煤，厚度180～254m。该段多发育裂隙，钻孔漏失水量0.5～14m3/h。

图2 刘家煤层气普查区块划分示意图

（2）第二含水层：位于水泉煤层底界-孙本煤层顶界，以质地疏松的砂砾岩为主，厚度40～68m。渗透系数0.29×10-4m/d，单位涌水量0.11×10-14L/s.m。钻井钻遇该层段时多见裂隙，常发生严重漏水现象，漏失量1～25m3/h。

（3）第三含水层：位于中间煤层群以下的砂砾岩、粗砂岩、中砂岩，主要是裂隙承压水。

（4）辉绿岩与围岩接触蚀变裂隙含水带：渗透系数1.95×10-4m/d，单位涌水量0.52×10-4L/s.m。

（5）断裂构造裂隙含水带：区内有平安二号断层、刘家F1两条主要断层。据钻井施工所见，平安二号断层西部边界断层裂隙带漏水，西北部的刘家F1为张性断层，导水性较好。钻井钻遇该裂隙带时多漏水，漏失量8～12m3/h。该区的充水因素分析主要为：辉绿岩及其围岩接触裂隙带、向斜构造裂隙带、断裂构造裂隙带。

综合上述，对该区水文地质条件的分析表明，属中等，煤系含水层不多，单位涌水量很小，煤层本身弱含水。笔者认为第二含水层和第三含水层以承压水状态填充在中间和孙本煤层的上下地层之中，形成了二次圈闭，有效地抑制了煤层气逸散。煤层水是煤储层降压采气的介质，它也是煤层气高产的必要条件，同一区块煤层本身含水量大的区域煤层气产量高。如：LJ-5和LJ-6井。

因白垩纪晚期地应力场的改变，生成许多正断裂及裂隙系统，致使断裂带附近的煤层与含水层沟通或与其他砂岩层相连，使煤层气向上运移，造成附近煤储层含气饱和度下降、临界解吸压力降低。如LJ-9井煤储层通过三带岩墙与上覆含水层相通，使该井水量很大，导致水位不能降到预定深度，无法形成产能，因此在布煤层气井位时，距充水带的距离应大于压裂半径。

1.5 煤层的渗透率

该区在煤层气普查阶段通过对参数井LJ-1井采用裸眼试井的方法测得主要储层段渗透率数据。

孙本煤层段渗透率为0.428×10-3μm2；

中间煤层段的渗透率为0.469×10-3μm2；

太平煤层段的渗透率为0.323×10-3μm2。

孙本煤层段渗透率值是由辽河油田井下作业公司测试大队采用DST裸眼试井工艺测得的，测试段厚27m（730～757m）。中间煤层段和太平煤层段渗透率值是由中国煤田地质总局第一勘探局煤层气勘探开发研究所采用裸眼注入压降法试井工艺测得的。中间煤层段测试厚度为17.98m（818.82～836.80m）；太平煤层测试段厚度为59.59m（841.61～901.20m）。

孙本煤层、中间煤层、太平煤层均进行了清水携砂压裂改造；经排水采气试验的日排水量、稳定水位深及排液累计量等参数，计算出LJ-1井孙本煤层、中间煤层、太平煤层综合渗透率为21×10-3μm2。分析认为，由于裂隙是在张性应力场中形成的，处于引张状态，所以易改造形成高渗透率。LJ-1井距裂隙带较远况且如此，那么在裂隙带附近就可想而知了。如LJ-5综合渗透率为44.3×10-3μm2。

笔者认为煤储层原始渗透率很低，张性断裂对煤层气的破坏作用范围较小，建议煤层气井设计时，其井位距张性断裂150m 为宜。如：LJ-12 井距九带、十带岩墙100m，该井产能1600～2000m3/d，LJ-1井控制范围内无辉绿岩侵入体，其产能2200～2500m3/d。

1.6 临界解吸压力

LJ-1井孙本煤层、中间煤层、太平煤层储层压力分别为：6.74MPa、6.75MPa和8.24MPa；计算储层压力梯度孙本煤层0.907MPa/hm、中间煤层0.82MPa/hm、太平煤层0.98MPa/hm，属负压地层，煤层吸附量有一定的降低。经Langmuri 方程和煤层气解吸总量计算出三个目标层临界解吸压力分别为：孙本煤储层4MPa、中间煤储层6MPa、太平煤储层5.8MPa。临界解吸压力如此之高尚属国内少见，这对煤层气产出提供很强动力；经该井排采试验也证明了这一点。其他各井为生产井未获取上述参数，但排采试验中我们发现初始产气时各井内的储层压力有较大差别。其规律是：平安二号断层附近的LJ-7井水位降到750m时才初始产气（目标煤储层顶板深度827.01m）、LJ-4井目标煤储层因辉绿岩侵入使其多数变质成天然焦，初始产气水位深为 650m（目标煤储层顶板深度709.66m）；远离构造带或在与煤储层近同期裂隙带附近的煤层气井初始产气水位深与LJ-1井一致；临界解吸压力高的井产气量大，反之产气量小。

1.7 盖层

煤储层的盖层对于煤层气的保存与富集具有十分重要的意义，良好的封盖层可以减少煤层气的向外渗流运移和扩散，保持较高地层压力，维持最大的吸附量，减弱地层水渗流对煤层气造成的损失。即使低变质的煤如果盖层良好那么也可以获得理想的产能。例如LJ-3井和LJ-1井等。

该区虽然盖层条件较好，但局部存在较大的张性断裂，会促使气体沿断裂面向上运移，造成煤层气逸散，从而使煤层的含气性变的很差，含产气量降低、含气饱和度降低、临界解吸压力降低、产气量降低。如：LJ-7 井、LJ-8 井处于平安二号断层附近（属开放性断层），产气量较小，产水量特大，水位深不易降到产气深度范围。

该区孙本煤层群顶板岩石为5m左右的泥岩，其上以灰白色泥质胶结的砂砾岩、细砂岩、中砂岩，砂砾岩含孔隙水，质地疏松，钻井岩心的RQD值一般为64%～86%，笔者认为虽然该层顶板泥岩层很薄，但是其上覆的砂岩粒径较小，排替能力较强，所以该层的封盖性能较好，例如LJ-1井孙本煤层含气饱和度85%。在辉绿岩发育地区RQD值（大于10 c m岩心段之和与取心段长之比）为30%～60%，断层带附近为20%～50%。虽然该层封盖性能较好，但在断裂带附近的煤层与含水层沟通，使煤层气向上运移，造成附近煤储层含气饱和度下降、临界解吸压力降低。如：LJ-9井煤储层通过三带岩墙与上覆含水层相通，使该井水量很大，导致水位不能降到预定深度，无法形成产能。

中间煤层群顶板（亦为孙本煤层群底板）岩性为一套砂砾岩、细砂岩和粉砂岩。钻井岩心的RQD值为84%～98%，个别因受辉绿岩侵入及断层影响，RQD偏低为50%～70%。盖层顶板抗替能力较强，含气饱和度95%（LJ-1井）。

太平煤层群顶板（亦为中间煤层群底板）岩性为粉砂岩、中砂岩和砂砾岩，RQD值为84%～98%，底板岩性为粉砂岩、细砂岩和中砂岩，RQD值在78%左右，辉绿岩侵入区RQD值偏低为30%～60%，形成了很好的封盖能力，且性能比较稳定，为良好的封盖岩类。

2 结论与建议

（1）该区煤层气主控地质因素为单井控制可采资源量、构造发育情况、岩浆侵入因素、水文地质因素、改造后的综合渗透率、临界解吸压力和它的盖层条件。只有对上述主控因素综合分析，才能优选出煤层气井位，才能有效地保证煤层气生产井的产能和经济效益合理。

（2）煤储层内、外生裂隙发育有利于煤层气的产出。在靠近辉绿岩墙、岩床附近煤层的煤阶高，煤层气含量高，外生裂隙极其发育，是煤层气开发理想区块，如LJ-3井日产气量6500m3，建议在该区块布井。

（3）经 LJ-1、LJ-2、LJ-3、LJ-4 排采试验证明研究区外生裂隙发育不均，如：LJ-1、LJ-3产水量在3～5m3/d、LJ-2、LJ-4产水量在15～30m3/d。产水量过高，携砂能力强，易淤井，选择煤层气井位应靠近裂隙发育带，但应避开主裂隙带。

（4）近辉绿岩侵入体的煤层形成天然焦，其煤层气含量高，煤层气多以游离态赋存，产气量衰减速度快，高产期短，易影响煤层气井的服务年限。建议不在天然焦处布井。

（5）研究区向斜轴部煤层气井产气量低于向斜翼部，如LJ-1 井（轴部）产气量小于LJ-3井（翼部）产气量。建议以在向斜翼部布置煤层气井为宜。

（6）与煤储层近同时期形成的裂隙带或穿过煤储层向上延伸较短，未破坏盖层的断裂带，是最理想煤层气开发区；如LJ-10井日产气量8500m3。建议在煤储层近同时期形成的裂隙带或穿过煤储层向上延伸较短，未破坏盖层的断裂带附近布井。

（7）该区煤层气开发的有利区块应在Ⅰ区块和Ⅱ区块：面积约6km2，平均煤厚54m，可采煤层储量2.54×108t，占全区总储量的66%（详见图2）。该区具有良好的开发潜力，主要表现在：地理位置优越，距市中心仅5km，并于2002年建成了刘家煤层气管网，2003年11月建成了CN G母站，可向周边城市用户及汽车供气，用户广泛。

（8）采取空气、泡沫等欠平衡钻井技术可最大限度地减少对煤储层的污染。

辽宁阜新出现了白菜房，有一位年轻人在该地买一套房子只花了2.9万，中介费只有2000元而已。鹤岗和阜新房价之所以这么便宜，是因为当地已经是老龄化城市，一开始是以矿业为主，后来随着矿被采摘走，在当地找到合适工作机会越来越少，时代在变化，很多工作在家里也可以完成，很多年轻人都是居家办公。只要能够保证自己的收入，找到一个便宜房价的地方生存也不是不可以，那么让我们来具体了解一下吧！

一，辽宁阜新出现了白菜房

辽宁阜新买一套房子只需要两、三万块钱，这简直是几十年之前的房价。在北上广这样的地方，连洗手间的一个格子都买不到，如果要在大城市买房子，要花费一生积蓄，该新闻出来之后，一下把辽宁阜新带火了。之后记者访问了买房小伙，小伙说一开始觉得这么便宜的房子，物业肯定管理很混乱。结果住了之后才发现是自己多虑，物业管理方面很不错，物价相对来说也比较便宜，一斤牛肉才30多元，小区配套设施也很完善。虽然家人不理解，但是在看完房之后他还是马上买下了房子。

二，为何鹤岗和阜新房价都这么便宜？

之所以那么便宜，主要是因为当地是老龄化城市，回迁房也比较多，尽管房价很便宜，有很多年轻人都跟风去鹤岗买了房子。在当地都找不到合适工作，又慢慢想办法把房子卖掉，东北地区的人都很熟悉。如果想要住在东北的房子里，每年都要付高额暖气费，如果找不到适合工作，暖气费也成了一个很大的问题。

总之，如果在其他地区房价也如此便宜，相信年轻人的幸福指数会高很多，也敢大胆的去创业了，房价才拖垮了很多人。

一、首先了解一下辽宁阜新地理位置。

阜新位于辽宁西部，有人口183.7万人。阜新支柱产业为煤炭行业，煤炭为这个地区经济发展提供了有力支撑，吸引大量外来人口，阜新经济发展快。

二、造成阜新房价低大环境

在很多城市房价都是几千元，阜新房价357元/平方米，为什么房价这么低？

随着煤炭枯竭，阜新成为资源枯竭城市，整个城区经济发展停滞，大量劳动力外流，基本没有外来人口，房屋空置率高。

煤炭枯竭后，阜新产业没有跟上，人均收入低，物价低，房价自然低了。

三、造成阜新房价低具体原因

 2. 房子排水系统不好，水都排不出去，这样房子都没法生活。

 3.阜新盖房子位置在老矿区改造，就业机会少，基本没有外地人口，房子需要更少了。

 4.有人有多套住房，急需要出售，价格就很低。

5.有人买了改善型房屋，自然要把旧房屋卖掉，房屋质量、设施一般，价格自然低了。

四、我对炒房者忠告

商品都要遵守市场规律，供大于求，价格自然降低，没有需求，当然没有市场，房子也是商品一种，自然遵循市场规律。

有些人看到这里房子价格还不如个二手车值钱，想到这里来炒房，我劝你还是深思吧！这里人烟稀少，经济衰退，要房人减少，房屋市场低迷，炒房有风险，投资需谨慎。

五、呼唤合理房价

我是一个房奴，我买房屋价格高，要还三十年贷款，我们夫妻一个月八千，每月房贷四千元，还要供养孩子、老人，每天醒来我就想我又欠银行一百多元了，要努力还账，身心疲惫。

我期盼房价合理，老百姓能买起房、住起房，几十年百姓生活能够安逸些、宽松些。

经过近年来的探索与实践，我国煤制合成天然气(简称煤制气)行业逐步消化吸收国外先进技术，“十一五”期间建设了几个示范项目。同时，政府对煤制气发展经历了前期的严格控制后，2012年政策所有转变，开始有意识地扶持煤制气行业发展。在国际油价高企、国内煤价低迷的背景下，目前我国煤制气发展具备较好的经济性，各地发展煤制气热情较高，煤制气具有一定的发展空间。但是，煤制气的发展仍然面临着来自资源承载、环境容量、管网设施、技术水平等方面的挑战。我国煤制气发展应综合考量，采取适度发展的政策，引导行业健康发展。

一、国内外煤制气发展现状

1.国外煤制气发展现状

美国、英国、丹麦和德国等发达国家早在上世纪前半叶就已开展煤制气技术研发，多数国家只作为技术储备而未投入商业运行，目前仅美国和南非在发展煤制气项目。美国大平原煤制气厂是全球(除中国外)唯一一家商业化运行的煤制气工厂。该厂建于1984年，年产能14亿立方米，目前运行情况良好。美国2010年前也曾提出约15个煤制气项目计划，但随着页岩油气革命，美国天然气价格大幅下降，煤制气项目的经济性受到严重挑战，导致这些计划被搁置。南非也致力于发展煤化工，目前正在建设一个煤制气项目。

2.国内煤制气发展历程与现状

(1)我国煤制气行业发展历程

我国煤制气发展历程并不长，主要分二个阶段。

第一阶段：“十一五”末至“十二五”初，国家严控煤制气项目审批。2009年5月，国务院发布《石化产业调整和振兴规划》，首次明确提出开展煤化工示范工作，重点抓好煤制油、煤制烯烃、煤制气等五类，探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展新途径。此后，全国各地掀起对煤制气行业的投资热情，提出大量项目建设计划。2010年6月，由于担心各地重复建设导致产能过剩，国家发改委专门发布《关于规范煤制气产业发展有关事项的通知》，将煤制气项目的审批权限收紧到国家层面。2011年3月，发改委再次明确禁止建设年产20亿立方米(含)以下的煤制气项目。最终发改委仅核准了4个煤制气示范项目。

第二阶段：“十二五”中期，国家对煤制气行业发展显现出扶持态度。2012年12月，国家能源局发布《天然气发展十二五规划》，提出到2015年我国煤制气产量将达150亿~180亿立方米，占国产天然气的8.5%~10.2%，这是煤制气首次被写入天然气发展规划。业界重燃对煤制气项目的投资热情

(2)我国煤制气行业项目发展现状

截至目前，国家发改委共核准了4个煤制气示范项目，合计产能达151亿立方米/年。分别是大唐发电内蒙古赤峰克旗40亿立方米/年项目、大唐发电辽宁阜新40亿立方米/年项目、内蒙汇能鄂尔多斯16亿立方米/年项目和新疆庆华集团伊犁55亿立方米/年项目。这四个项目在“十二五”期投产并达产的可能性较大。其中，大唐克旗项目一期13亿立方米/年和新疆庆华伊犁项目一期13.5亿立方米/年工程均已建成投产。

2013年3月以来，已有8个煤制气项目陆续获得国家发改委授予的“路条”，主要集中于新疆伊犁、准东、塔城和内蒙古鄂尔多斯、兴安盟等西部煤炭主产地，投资者以大型能源央企为主。若8个项目全部获准建设并投产，合计产能将高达811亿立方米/年。但受环保政策、配套管网建设等因素制约，预计这些项目在2015年前全部获得核准的可能性较低，极个别项目有可能在2017~2018年投产，2020年总产能可达200亿~300亿立方米。“十二五”期间我国煤制气仍处在示范阶段，难以开启大规模商业化进程。

(3)配套管网建设稳步推进

随着煤制气项目开工和投产，我国配套的煤制气管道建设也同时展开。目前国内已建成三条煤制气管道，一是西三线“新疆伊宁—霍尔果斯输气管道”天然气支干线，全长64公里，设计输气量300亿立方米/年，已于2013年2月投用二是克旗煤制气外输管道，设计输气量1200万立方米/日，已于2013年底投产三是阜新煤制气外输管道，全厂110公里，设计输气量1200万立方米/日，2013年10月贯通，但尚未投产。规划中还将在新疆、内蒙古、甘肃、大同等地建设项目配套的煤制气管道。

(4)局部地区呈现过热苗头

除了已获国家批准的煤制气项目外，据不完全统计，我国还有60多个煤制气项目处于规划计划阶段，等待国家发改委批复。这些项目主要集中在新疆北部、内蒙古和东北地区，若全部投产，预计总产能将超过2600亿立方米/年。煤制气行业已呈现出投资过热的苗头，也出现了一些未批先建的项目。

二、我国煤制气行业发展优势

从资源基础、经济性、政策扶持力度和天然气供需角度分析，我国发展煤制气产业具备一定发展优势。

1.拥有充沛的煤炭资源基础

与油气资源相比，我国的煤炭资源相对丰富。据中国工程院等机构的研究和评价结果，我国煤炭资源总量(远景储量)为5.55万亿吨，已累计探明的保有储量约1万亿吨，探明可采储量为1145亿吨。随着勘探开采的技术进步和力度加大，中国煤炭资源的探明可采储量还将持续增长。煤炭资源总量可满足我国煤制气发展的原料需求。

2.煤制气价格具有一定竞争力

经济性是煤制气项目最主要的考量指标。项目成本与煤价、投资规模、工艺路线等均有关。若仅计算煤制气的直接成本，按当前技术水平，1吨原料煤可以生产约300立方米天然气。如果煤价为每吨150元，加上设备折旧、管理、人工以及燃料等其他成本计算，在不考虑管输费用时，经济规模的煤制气装置的生产成本约为1.0-1.5元/立方米，随着规模扩大生产成本还会进一步降低。以典型的40亿立方米煤制气项目为例，采用三种主流的气化技术，煤制气的生产成本如表所示。

将以上测算的煤制气生产成本与国内自产天然气及进口气价格比较，可以发现在当前煤价和气价下，煤制气与国内自产天然气相比优势不明显，与进口气相比具有较强竞争力。

与国内自产常规天然气比较：2010年《国家发改委关于提高国产陆上天然气出厂基价的通知》将西气东输的城市燃气(工业)出厂价定位1.19元/立方米，煤制气在煤炭成本150元/吨时生产成本约1.25元，若再考虑煤制气企业的利润，目前的煤制气较国产天然气的经济优势并不明显。

与进口气比较：2012年我国进口管道气到岸均价2.44元/立方米，进口LNG到岸均价2.52元/立方米。因此，只要国内煤价在450元/吨以下，煤制气与进口气相比就有竞争力。

目前我国煤炭价格持续低迷，新疆煤炭坑口价每吨不过百元，现阶段煤制气具有较好地经济性，这也是全国各地大力发展煤制气的主要原因。

3.煤制气是煤炭清洁利用的一大发展方向

长久以来煤炭是我国的主体能源，约占一次能源消费总量近70%。直接燃煤是我国目前最主要的煤炭利用方式。近年来，我国大气污染日益严重，越来越多的城市连续出现雾霾天气，环保压力不断增加，政府极力推动煤炭利用向清洁化方向转变，煤制气便是一个较优的煤炭清洁化利用途径。与其他新型煤化工相比，煤制气由于单位热值耗水量和二氧化碳排放较少而受到政府政策支持，是煤炭清洁利用的一大发展方向。

4.煤制气有助于保障我国天然气供应安全

近年来，天然气在我国的能源消费结构中占比越来越大，而受资源禀赋、技术条件、勘探进展和管道建设等因素限制，我国天然气产量增长较慢，供应缺口需要通过进口来满足。前瞻产业研究院《中国煤气灶行业市场前瞻与投资规划分析报告》：2012年我国天然气对外依存度为28.2%，2013年将达31.6%，未来还将继续攀升。发展煤制气是当前增加国内天然气供应的有效途径之一，能够缓解我国天然气供应压力，降低对进口天然气资源的依赖，有助于我国优化能源消费结构和保障天然气供应安全。此外，在富煤地区发展煤制气，还有利于将当地的资源优势转化为现实生产力，带动区域经济发展。