❶ 煤層氣開發概況
自20世紀90年代後期以來，中聯煤層氣有限責任公司、美國美中能源公司、中國石油勘探開發研究院廊坊分院、中國石油化工集團中原油田等單位分別在沁水盆地的潘庄區塊、屯留區塊、壽陽區塊、樊庄區塊、和順區塊進行了為期13年的勘探和開發試驗工作，取得了良好的勘探成果。截至2006年年底，已獲煤層氣井組產能並實現利用的地區包括:中聯煤層氣有限責任公司沁南棗園井組(15口井);中聯煤層氣有限責任公司沁南潘河示範區(260口井，其中已完成40口井集輸)，實現產能1.5×108m3/a;中聯－薩摩亞美中能源潘庄試驗區(150口垂直生產井和6口多分支水平)。上述地區均已建設壓縮氣站，成功實現了煤層氣的產供銷。中國石油化工集團樊庄開發區(200口井)，產能已達1.3×108m3/a。通過大量的煤田地質勘探和近幾年的勘探和生產試驗，基本查明了該區煤層氣資源豐富、含氣量高、滲透性好，是目前我國具有煤層氣商業開發價值的地區，其中潘庄區塊有望成為我國第一個煤層氣商業開發區塊。潘庄位於晉城市轄區，合同區已經與柿庄南項目一起獲得了國家批準的煤層氣探明地質儲量。此項目外方作業者為薩摩亞美中能源有限公司(美國)，中方國內合作夥伴是晉城煤業集團。該項目在原有7口井井組試采和儲量報批的基礎上，現已委託有關部門編制總體開發方案和環境評估報告，並進行了市場調研。已完成150口垂直井和6口多分支水平井的鑽井，大部分垂直井進行了壓裂和排采，建成了壓縮氣站，煤層氣用於供晉城市民用以及氣田發電。水平井單井日產氣量超過9×104m3［144］。
國家發展改革委《煤層氣(煤礦瓦斯)開發利用「十一五」規劃》中提出:沁水盆地煤層氣產業基地力爭到2010年，建成產能39.5×108m3，產量30.5×108m3，累計新增探明地質儲量1500×108m3。主要規劃項目有:沁南、樊庄、晉城礦區、柿庄、壽陽、潘庄、大寧、端氏。截至2008年年底，沁水盆地共施工各類煤層氣井約2000口，單井產氣量平均500～4000m3/d。其中潘1井、TL-007井、TL-006井、TL-003井等均出現突破10000m3/d的產氣高峰;TL-007井最高產氣量高峰達到16000m3/d。沁南煤層氣產能已達5×108～6×108m3/a。考慮山西省內外對煤層氣的需求及規模開發效益，對沁水盆地進行日產400×104m3(按現在生產現狀，2000口井，單井2000m3/d)和日產924×104m3(按「十一五」規劃產量30.5×108m3計算，年生產天數330d)規模的兩種開發方案的技術經濟評價，為沁水盆地煤層氣產業化可行性提供決策依據。
❷ 我國煤層氣開發利用現狀、產業發展機遇與前景
馮三利
（中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011）
作者簡介：馮三利，1956年生，男，高級工程師，現任中聯煤層氣有限責任公司副總經理，地址：北京市安外大街甲88號，郵編：100011。
摘要 文章從煤層氣資源、技術及政策等方面介紹了我國煤層氣開發利用現狀，闡明了我國煤層氣勘探開發存在的問題，並詳細分析了當前促進我國煤層氣快速發展的機遇，最後對我國煤層氣開發利用的前景進行了客觀展望。
關鍵詞 煤層氣 現狀 機遇 前景
Status，OPPortunities and DeveloPment ProsPects of China's CBM Instry
Feng Sanli
（China United Coalbed Methane CorP.Ltd.，Beijing 100011）
Abstract：The article introced the status of development and utilization of China's CBM from CBM resources，technology and some policies respectively.Some issues of exploration and development of CBMwere also listed in this article.Based on the analysis on the various opportunities that China's CBM instry is faced with under new policy environment of China，the author finally looked into the future prospects of CBMdevelopment and utilization in China.
Keywords：CBM；status；opportunities；prospects
煤層氣，俗稱煤礦瓦斯，是近一二十年來在世界上崛起的新型能源，是一種以吸附狀態賦存於煤層中的非常規天然氣，其成分與常規天然氣基本相同，甲烷含量大於90%，發熱量大於8000kcal/m3，完全可以作為與常規天然氣同等質量的優質能源和化工原料。同時煤層氣在煤礦生產中又是一種有害氣體，對煤礦安全生產造成巨大威脅，並且隨著煤礦的開采，大量的煤層氣排放到大氣中又會對環境造成嚴重污染，是僅次於二氧化碳的主要溫室氣體來源。所以，開發利用煤層氣這一潔凈能源，對於優化我國的能源結構、減少溫室氣體排放、減輕大氣污染、解決煤礦安全生產以及實現我國國民經濟可持續發展都具有重大的現實意義。
美國是最先取得煤層氣商業化開發成功的國家，2004年年產量達到500×108m3，比我國同年天然氣年產量還多。近幾年來加拿大煤層氣產業發展迅猛，從2003年的1×108m3發展到2005年超過30×108m3，此外澳大利亞、印度近年來煤層氣也得到了快速發展。
1 我國煤層氣開發利用現狀
1.1 煤層氣資源/儲量狀況
我國是世界上第一煤炭生產大國，煤炭資源量巨大，同時我國的煤層氣資源也十分豐富，2000年由中聯煤層氣有限責任公司承擔的國家計委一類項目「全國煤層氣資源評價報告」，預測我國陸上煙煤和無煙煤煤田中，在埋深300～2000m 范圍內煤層氣資源量為31.46×1012m3，與我國陸上天然氣資源量相當，位居世界第三位，見表1所示。
圖1 2001～2004年國有重點煤礦瓦斯抽采總量直方圖
目前井下抽放煤層氣利用量較低，不足50%，主要是礦區居民用氣和自備發電，少部分用於福利事業及工業原料，很大一部分排空，這部分資源浪費很大，開發利用的空間也很大，應該引起政府有關部門和有關企業的重視。
1.5 現行優惠政策
一是開發利用煤層氣徵收5%的增值稅，不抵扣進項稅額；二是實行「兩免三減半」——中外合作開採煤層氣的企業，從開始獲利年度起，第一年和第二年免徵企業所得稅，第三年至第五年減半徵收企業所得稅；三是勘探、開採煤層氣項目所需進口物資比照石油、天然氣的進口稅收政策執行；四是煤層氣價格按市場經濟原則，由供需雙方協商確定等。
1.6 我國煤層氣勘探開發存在的問題
（1）煤層氣開發利用政策扶持力度不夠。開發利用煤層氣的社會綜合效益要遠遠大於它的經濟效益，特別是在煤層氣產業發展的初期，政府應該給予更多的優惠政策，鼓勵企業從事煤層氣的勘探開發。美國煤層氣產業的快速發展，早期政府的鼓勵政策起到了決定性的作用。
（2）煤層氣勘探開發和科技投入過低而且分散，一些關鍵技術和設備有待提高。煤層氣是一種高投入、高風險、高技術的產業，要掌握它的基本賦存規律和開發技術，必須有較大的前期投入和較先進的儀器設備。
（3）煤層氣勘探開發與煤炭、油氣勘探區塊沖突逐漸顯現。煤與煤層氣是共伴生的關系，採煤與采氣必須有機結合才能協調發展，否則不僅浪費資源、污染環境，而且還威脅煤礦安全。
（4）基礎管網薄弱。我國天然氣基礎管網比較薄弱，煤層氣企業不僅要建設井田內部管網，還要考慮長輸管網建設，無形中增加了企業的生產成本，影響了企業的經濟效益和開發煤層氣的積極性，加之我們的市場機制還不夠完善，氣價相對油價過低也是影響煤層氣發展的重要因素。
2 促進我國煤層氣快速發展的機遇與前景
2.1 中央政府高度重視和關心煤層氣產業的發展
溫家寶總理明確提出：「開發和利用煤層氣既可治理瓦斯，又可利用能源，一舉兩得，應該加大科研、勘探、開發的力度。」2006年6月15日國務院辦公廳頒發了國辦發[2006]47號《關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干意見》的文件，規定了一系列鼓勵和加快煤層氣勘探開發和利用的有力措施，將為我國煤層氣的快速發展起到巨大的推動作用。
2.2 能源、環境、煤礦安全生產迫切需要加快煤層氣開發利用
我國油氣資源短缺，但煤層氣資源豐富，是目前最現實的天然氣接替資源；我國又是產煤大國，在我國，高瓦斯和瓦斯突出礦井佔46%以上，每年由於瓦斯事故給國家財產和入民生命造成巨大損失，同時由於採煤每年向大氣排放的甲烷達120×108m3以上，造成了巨大的環境壓力和資源的浪費，因此，先採氣、後採煤可以大大降低煤礦事故，有利於煤礦安全生產和節約能源。
2.3 政府己制定了煤層氣「十一五」發展規劃
以往沒有統一的國家煤層氣開發利用的專項規劃，煤層氣規劃分列在煤炭、石油等行業中，規劃不系統，落實不好，這也是影響我國煤層氣快速發展的因素之一。近期，國家發改委已組織有關部門制定了全國「十一五」煤層氣開發利用規劃，到2010年全國煤層氣（煤礦瓦斯）產量達100×108m3，其中地面開發煤層氣產量50×108m3，煤礦井下抽採煤層氣50×108m3，獲得新增煤層氣探明儲量3000×108m3，總投資300×108元（含勘探、開發、管網、科研），實現煤層氣產業化，國家規劃的制定，明確了煤層氣產業的發展目標，為政府制定煤層氣產業政策提供了依據，將引導企業從事煤層氣產業投資，加快煤層氣產業的發展步伐。
2.4 煤層氣國家工程研究中心的建立將促進煤層氣關鍵技術的研製和推廣應用
2006年3月6日，國家發改委以發改高技[2006]368號文，批復同意由中聯煤層氣有限責任公司牽頭聯合有關單位共同組建煤層氣開發利用國家工程研究中心。該中心將圍繞煤層氣開發利用重大技術需求，建設我國煤層氣勘探開發、加工利用的技術研發和工程化試驗設施，把煤層氣產業的重大科研成果進行完整的工程化和集成化應用研究，消化、吸收引進的先進技術，建立適合我國地質條件的煤層氣開發利用工程技術體系，為行業間提供一個合作交流的平台，成為煤層氣行業入才培養的基地，為煤層氣開發利用相關企業提供技術支持和服務，推動煤層氣產業的整體技術進步。
2.5 煤層氣開發技術日臻完善，一些關鍵技術己有所突破
2.5.1 煤層氣井空氣/霧化鑽井技術
該技術在美國煤層氣田開發中普遍採用，已佔開發井的90%以上，它的優點是鑽井周期短（2～4d），效率高、成本低，對煤層傷害小。國家「十五」科技攻關項目《煤層氣欠平衡鑽井技術研究》，結合中國煤層氣地質特點，開發出空氣鑽井設計軟體，形成了空氣鑽井系列技術，目前已在山西潘河示範項目中廣泛使用，使鑽井周期由原來的15 d以上縮短到不足5d，不僅降低了施工成本，而且避免了鑽井液對儲層的傷害。
2.5.2 多分支水平井鑽井、排采技術
美國的多分支水平井一開始就是結合煤礦規劃實施的，一般在5年內可以實現80%～85%的瓦斯採收率，這樣可以極大地改善採煤作業環境，促進煤礦安全生產，其綜合經濟效益與社會效益十分明顯。我國煤礦瓦斯事故多發，煤層滲透率低，急需推廣此項技術，以保證煤礦安全生產，節約清潔能源。2004年11月，奧瑞安公司設計和組織施工的DNP02多分支水平井正式投入生產並實現了預期工藝和產能雙重突破，煤層中水平井眼總進尺達8000m，單井日產穩定在2×104m3以上，中聯公司承擔的油氣戰略選區端氏水平井示範項目已分別在3煤和15煤成功實施兩口多分支水平井，預測單井產能在2×104m3以上。
2.5.3 煤礦井下水平長鑽孔抽采技術
通過國家「十五」攻關項目研究，利用國產鑽機使井下長鑽孔達500m 水平距離，用進口鑽機在國內試驗已使最大孔深達到了1002m，班進尺最高達到了400m。此項技術的推廣應用不僅可以促進煤礦安全生產，還可大大提高煤炭企業生產效率。
2.5.4 煤層氣儲層改造技術
儲層改造在煤層氣開發中是一個關鍵環節，目前在沁水盆地主要用清水加砂壓裂方法。清潔壓裂液技術已在韓城井組實驗獲得成功，在沈北礦區針對褐煤利用小型洞穴完井技術進行改造，為低階煤煤層氣開發積累了經驗，特別是氮氣泡沫壓裂在潘河示範項目通過兩口井實驗獲得了巨大成功，經過排采顯示，比相同條件下煤層氣井產量成倍增加，具有很好的推廣利用前景。
2.6 沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程潘河先導性試驗項目將有力推動我國煤層氣產業發展
2004年底國家發改委批准實施該示範工程項目，該項目位於山西沁水縣境內，含氣面積24.2km2，示範內容包括鑽井、增產改造、煤層氣集輸、增壓、數據傳輸、地面工程建設等。目前第一期100口鑽井已完工，40口生產井已經運行半年多，整個設施運行平穩，產氣情況良好。通過對煤層氣地面開發全過程試驗，積累煤層氣開發技術和管理經驗，為推動我國煤層氣資源的大規模商業化利用將起到積極的示範作用，特別是為沁水盆地煤層氣田的大規模開發獲得了第一手資料，打下了良好基礎。
2.7 清潔發展機制（CDM）推動煤礦區煤層氣開發利用
《京都議定書》於2005年2月生效，清潔發展機制（CDM）是《京都議定書》所規定的發達國家在境外實現部分減排承諾的一種履約機制。它的核心是允許發達國家和發展中國家進行基於投資項目的「經證明的減排量（CERs）」的轉讓與獲得。煤層氣開發利用是實施CDM項目的重要領域。煤層氣的主要成分是甲烷，甲烷的溫室效應是二氧化碳的21倍，目前國際碳指標每噸為5～10 美元。我國煤礦區煤層氣平均抽放率目前僅為32%，2004年抽放量為18.6×108m3，煤層氣利用量不足一半。如果通過CDM機制引進資金和技術支持，對煤層氣產業自身發展和推動煤礦區煤層氣利用將起到積極的促進作用。
2.8 基礎管網設施不斷完善
天然氣輸送管道缺乏，是制約我國煤層氣發展的一項重要外部條件。隨著「西氣東輸」管線的運行，為相關地區煤層氣勘探開發利用提供了一個大發展的良好契機。「西氣東輸」管線沿途經過我國多個主要煤田，如新疆准南煤田、山西河東煤田、沁水煤田和淮南煤田等，這些煤田是我國煤層氣資源條件很好的地區，也是目前我國煤層氣勘探開發的熱點地區。另外，陝京復線的建設、山西省規劃的煤層氣管線的實施，也將為煤層氣的集輸利用提供良好的基礎條件。
3 結語
綜上所述，在我國，豐富的煤層氣資源為我們提供了良好的物質基礎，國民經濟的快速發展提供了巨大的市場需求，煤礦井下瓦斯抽放已經積累了幾十年的經驗，地面勘探開發煤層氣也有十多年的歷史，煤層氣勘探開發的技術手段日臻完善和成熟。目前中央政府高度重視煤層氣的開發，制定了煤層氣的專門發展規劃，批准成立了煤層氣開發利用國家工程研究中心，頒發了《關於加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的若干意見》的文件，規定了一系列鼓勵和加快煤層氣勘探開發和利用的有力措施，煤層氣開發的外部環境越來越好，為我國煤層氣產業的跨越式發展創造了良好的機遇。根據我國目前煤層氣產業發展的狀況和發展趨勢，到2010年完全可以實現煤層氣「十一五」發展規劃確定的目標，以沁水盆地為重點，實現地面開發煤層氣年產50×108m3，煤礦井下抽採煤層氣50×108m3，為煤礦安全生產服務，為構建社會主義和諧社會貢獻一份力量。
參考文獻
[1]馮三利、葉建平主編.2003.中國煤層氣勘探開發關鍵技術研究.國家「十五」攻關科研報告
[2]馮三利、葉建平主編.2005.中國煤層氣勘探開發配套技術研究.國家「十五」攻關科研報告
[3]中聯煤層氣有限責任公司.2000.沁水盆地煤層氣田新增煤層氣儲量報告，內部資料
❸ 合理的投資和開采成本
合理地計劃和控制煤層氣投資和開發成本，是煤層氣項目成功的關鍵。而要合理規劃和控制煤層氣投資和開發成本，必須了解煤層氣開發的生產過程和管理的基本情況。
(一)煤層氣的生產過程
煤層氣的生產過程主要包括3個階段，即氣源勘探、礦山生產建設和氣體排采。後兩個階段的開發技術流程主要為:確定井位、鑽井、下套管固井(表層套管和生產套管)、射孔完井、壓裂和排采等。
1.煤層氣井鑽井
煤層氣井鑽井與固井及完井同屬煤層氣地面開採的一個重要部分，它主要是提供能滿足壓裂和排采作業的優質井孔條件，其主要要求是防止或減少煤儲層污染、保證井身質量、固井質量。煤層氣鑽井主要有采空區(洞穴)鑽井、垂直鑽井和水平鑽井3種，其中垂直鑽井是目前煤層氣開採的主要鑽井方式。
煤層氣主要吸附在煤的內表面上，煤的割理與其他裂隙一般為水所充填，只有排水解吸，煤層氣才能運移出來，所以煤層氣的產能很低。另外，煤層氣解吸首先是擴散運移，然後在割理和裂隙中實現達西流運移，這一過程比較緩慢，所以單井日產量低。煤層氣井的最大井距一般為300m，井眼顯然十分密集。盡管煤層氣井一般較淺，但是較低的單井日產氣量和密集的鑽井，造成整個開采區高的鑽井費用。從固定資產投入上講，這一階段的投資較高。
美國在過去的研究中，在鑽井方面已經解決了煤儲層保護、煤層鑽井和煤層取心等問題和關鍵技術。在規模煤層氣生產中，這一階段的主要任務是選擇好鑽井位置和井距排列，以及鑽井設計、鑽井類型與鑽井方式。
2.測井
所謂測井是指一種井下測量，這種測量以深度為函數，通過測量隨深度變化的物理性質，可以推斷出岩石的各種性質，以及流體的流動情況、水泥膠結質量和套管腐蝕等。其主要工作是利用測井資料進行地層分析、岩性判斷、構造研究;計算煤儲層參數;測量鑽井井徑、斜度;檢測固井質量;檢測壓裂效果等。利用測井資料和其他資料相結合，可獲得潛在目標煤層的關鍵儲層特性，確定開發方案。
3.完井
從地面鑽井到達目標煤層後，要進行完井處理，使煤層氣井與煤層的天然裂隙和割理系統建立有效聯系。煤層氣完井方法是指煤層氣井與煤層的連通方式，以及為實現特定連通方式所採用的井身結構、井口裝置和有關的技術措施。完井過程中有時可能會造成對煤層的損害，使滲透率降低。因此在選擇煤層氣井的完井方法時必須最大限度保護煤層，防止對目標煤層造成傷害，減少煤層氣流入井筒的阻力。煤層氣完井主要採用裸眼完井、套管完井、混合完井、裸眼洞穴完井和水平井完井等方式。
4.煤層壓裂
雖然大多數煤層在自然狀態下都存在原生裂隙，但為了達到工業性產氣量，通常需要對煤層進行水力壓裂，以產生裂縫使解吸的煤層氣很容易地流向井筒。
完井和壓裂是煤層氣開採的關鍵環節，也是提高採收率的有效措施。對於煤層氣的完井，可以分為不同類型，按完井的煤層數可以分為單煤層完井和多煤層完井;按完井的井型可以分為直井完井和水平完井。美國的有關研究表明，煤層氣資源的70%左右可用直井采出，但一些地區採用水平井可以獲得更大的效益，採用水平井完井的優點在於提供與煤層的最大接觸面，提高採收率。
進行煤層壓裂的目的是使井筒與煤層的天然裂縫更有效連通，擴大煤層的連通性，提高產氣量。在壓裂中採用不同的壓裂液對於提高採收率在時間和增量上是不同的。壓裂技術和壓裂液的選擇主要是以煤層的特性為依據的。
5.排水采氣
由於煤層氣儲層與天然氣儲層有很大差別，所以煤層氣生產與天然氣生產不同。煤層中天然裂隙或割理通常被水飽和，煤中甲烷吸附在煤上。要采出甲烷，首先要讓它從煤中解吸出來。只有在抽出足夠的水之後，煤層壓力降至煤的解吸壓力後解吸開始。煤層壓力小於或等於解吸壓力，氣體從煤中解吸，順割理流動到壓裂裂縫，然後流到井筒中。因此，煤層氣開始產氣之前首先要排出大量的水。
圖6－9是美國黑勇士盆地煤層氣井典型的產水量和產氣量曲線［139］。從圖中可看出，開采初期有大量的水被排出，隨著儲層壓力的降低，產水量下降。何時開始產氣，與煤層氣含量、儲層壓力和吸附等溫線三者密切相關。產氣量對儲層特性極其敏感。黑勇士盆地的開發經驗顯示，在許多井中，最大產氣階段在3年或3年以後。獲得最大產量的時間長度隨滲透率的降低和井間距離的增大而延長。
為了能夠降低儲層壓力，促使氣體從煤體上解吸附，必須不間斷地進行排水。因此，降低含水飽和度也可以提高儲層的氣相相對滲透率，從而提高煤層氣通過天然裂縫(割理)流向井眼的能力。近井地帶較高的含水飽和度可以影響產氣量。據觀測，當一口井在煤層截面處排水采氣時，煤層中的水能積聚超過1m深，影響產氣量。而降低泵掛深度使液面始終低於煤層，則產氣量增加。因此，降低近井地帶的含水飽和度，可以提高煤層氣的產量。
(二)煤層氣生產
煤層氣與其他氣藏相比具有3個方面的特點:①煤層氣在煤中的儲集是以吸附狀態附著於煤的表面。②在進行大量開采之前，必須降低平均儲層壓力。③儲層中一般都有水，在采氣的同時，必須進行排水以及排水處理。由於煤層的這些特點，在從事煤層氣的生產時，技術上涉及幾個方面的問題:最大限度地降低井口壓力;水、氣的地面分離;采出氣壓縮到輸送壓力;采出水的處置或處理。因此，與常規天然氣生產項目不同，煤層氣開采項目需要增加一些特殊設備和相應的操作費用，如井下泵、分離器和水處理裝置等。由於煤層氣一般只能提供較低的煤層氣產量，所以煤層氣項目的特點是固定資產投資費用較低，而生產和維護費用較高。
煤層氣的開采方法和開采設備主要包括地面設備的設計布局、井的設計、排水泵的類型、氣水分離器、集輸管線、流量測試的選擇、氣體的處理和壓縮，以及水處理工藝方法等。
有效開採煤層氣的關鍵是保持低成本和確定如何維持產氣量。其經濟上的好壞很大程度上取決於日常操作成本費用，包括維護保養、修理、材料費用、設備租金、井維修費用、葯品與處理費用、泵送與野外技術監督費用、道路維護費用、電力費用、資本回收等。如果設計得當，初期生產設備選用合理，可以降低這些費用。
操作成本的大小因項目的不同有很大的差異，即使同一個項目，整個開采過程的費用也不一樣。隨著設備投入運行，成本會趨於更高。使用自動化資料庫跟蹤日操作成本，可以降低操作費用，提高操作效率。
當然，每口井都有其自己的運行規律，掌握這一規律對於確定採用何種措施來提高目前的產氣量，維持或提高投資收益率，是十分必要的。因此，安裝足夠的計量設備和地面設施，對於良好的生產管理至關重要。如果生產經營者具有資料庫，可將日生產數據和月生產數據按完井方式的不同、地理位置或操作區域進行分類，然後進行開采曲線分析和關聯，隨時掌握生產動態的變化。
圖6－9 典型的煤層氣井產水量和產氣量開采曲線［139］
(三)煤層氣投資與生產成本分析
1.煤層氣生產的固定資產投入
煤層氣開採的主要投資包括:地質勘探量、地球物理測井量、礦業權使用費及價款、鑽井量、完井量、實施增產措施量、產氣設備及安裝量、氣體收集設施及安裝量、水處理系統建設量。
(1)地質勘探、地球物理測井、礦業權使用費及價款。在煤層氣開采之前，首先要對獲得租地的位置、地質勘探和地球物理測井的費用和基礎工程費用進行可行性研究。除此之外，還有租借權和許可證的支出。這些初期費用相差很大，對於一個具有商業性開發價值的項目來說，每口井在這方面的花費在10萬～30萬元之間。
(2)土地使用費。土地使用費主要是征地使用費。
(3)鑽井、完井和增產措施費。煤層氣井要比常規氣井淺，因此其鑽井和完井成本通常較低。通常採用泥漿基鑽井液旋轉鑽開煤層氣井，並且全井下套管。近年來，國外的裸眼洞穴完井得到普及，就是在煤層段不下套管，讓其自然地形成洞穴。一般來講，一口600m深的井，其鑽井和完井費用在50萬～120萬元之間。
(4)生產設備費用。煤層氣開采需要專門的礦場和生產設備。大多數的煤層氣開采都伴有大量的水產出，因此，地面設施應包括:人工舉升、氣水分離及水處理系統。每口井的地面裝置成本在25萬～30萬元之間，其中包括井口設備和抽水采氣設備費用。
(5)氣體處理和壓縮費用。煤層氣的氣體處理和壓縮費用通常在總費用中要佔很大的比例。由於煤層氣井一般是在低於700kPa的低回壓條件下操作，故對大多數煤層氣井來說，都需要進行壓縮，把井口壓力提高到4M～7MPa的管線壓力。在氣體處理中，需要脫除占總氣體4%～6%的CO2(有時超過10%)。氣體的處理和壓縮費用通常由管道或氣體集輸公司支付。
(6)其他費用。投資費用還要加上10%的工程費、管理費和其他不可預見費用。
2.煤層氣生產成本分析
煤層氣井的開采和維修費用通常比常規氣井高得多。除了正常的井維修和礦場維修外，煤層氣井需要對產出氣和產出水進行處理。開采和維修費用包括一些日常的活動經費，如現場人員費用、修井成本、設備維修和動力供給成本。通常，每口井每年的開采和維修費用約為13.88萬元。如果將工程和維修費用劃歸到井上，根據煤層氣井開採的難易程度和開採的規模，每口井每年又要花費3萬～5萬元。根據採用的水處理技術，產出水的處理費用在28.74元/m3。氣體的處理和壓縮費用是36.88元/m3。當然，這些費用根據現在應用裝置的數量和類型有所變化。
❹ 煤層氣鑽井
我國的煤層氣地面勘探開發經過十餘年的實踐，已取得了重大突破。其中具代表性、實現小規模商業性煤層氣地面開發的項目有：山西沁水棗園井組煤層氣開發試驗項目，遼寧阜新劉家井組煤層氣開發項目，山西晉城潘庄煤層氣地面開發項目，山西沁南煤層氣開發利用高技術產業化示範工程——潘河先導性試驗項目，山西省沁水縣端氏煤層氣開發示範工程。
7.2.1 確定井類
煤層氣開發活動中使用了3種類型的鑽井方式，即采空區鑽井、水平鑽井和垂直鑽井（圖7.1）。
圖7.1 煤層氣井類型
（據蘇現波等，2001）
圖7.2 排泄孔鑽井工藝
（據蘇現波等，2001）
采空區鑽井是從采空區上方由地面鑽入煤層采空區。采空區頂板因巷道支架前移而塌落，產生的裂縫使氣體從井中排出。如果采空區附近還有煤層並和采空區相連通，則氣體產出量增大。從采空區采出的氣體因混有空氣往往使熱值降低。
水平鑽井有兩種類型，一種是從煤礦巷道打的水平排氣井，主要和煤礦瓦斯抽放有關；另一種是從地面先打直井再造斜，沿煤層水平鑽進（排泄孔），其目的是替代垂直井的水力壓裂強化（圖7.2）。如果煤層出現滲透率各向異性，打定向排泄孔可以獲得較高產量，該方法適用於煤厚大於1.5 m的厚煤層，但成本較高。
垂直井是目前用於煤層氣開採的主要鑽井類型，垂直井直接從地面鑽入未開採的煤儲層。依據鑽井目的不同可將其分為4種類型，即取心資料井、測試試驗井、生產井和觀測井。在新勘探區，為建立地質剖面、掌握煤層及圍岩的地質資料、估算資源量，就必須布置取心井，採取岩心和煤心樣進行化驗分析，特別是煤層頂、底板附近的岩心，應了解其力學性質及封閉性能，同時採集煤心樣進行含氣量和滲透率測定以及常規工業分析及煤岩分析等。煤心樣對於了解煤層深度、厚度、吸附氣體含量和吸附等溫線的測定以及解吸時間的確定等至關重要。為了滿足煤心含氣量測試的要求，常常採用繩索半合式取心裝置，以縮短取心和裝罐時間，減少氣體散失。
對於選定的試驗區，要進一步了解圍岩的地應力和煤層的滲透性，掌握煤層的延伸壓力（岩石擴張裂隙的最小應力）、閉合壓力（岩石的最小水平應力）和小型壓裂壓力，選擇壓裂方向，進行壓裂設計，就需要有試驗井。由於地應力測試是在裸眼井條件下進行的，所以試驗井的鑽井，必須保證井壁的穩定性，防止煤層有較大的擴徑。為此，應採用平衡鑽井工藝。
為開採煤層氣，就必須打生產井。生產井的主要問題是穩定產層，減少儲層污染傷害。因此，在生產井鑽進時，應嚴格操作標准，採用平衡-欠平衡鑽井工藝，使用低pH值（pH＝5.5～7.5）的非活性泥漿，或採用霧化空氣鑽進和地層水鑽進，盡量減少對煤的基質和礦物成分的影響，確保煤層割理（或裂隙）系統的清潔、暢通。
在生產開發區，為獲取儲層參數、掌握煤層氣井的生產動態，還需要設置觀測井，這類井常採用平衡鑽井工藝和穩定的裸眼完井技術。
煤層氣井的井孔設計應盡可能相互兼顧，做到一井多用，以降低費用。
7.2.2 鑽井設計
在盡可能多地獲得地層和儲層參數並加以分析後，就可以進行鑽井的設計工作。鑽井設計很大程度上決定了所用鑽井、完井、生產工藝類型以及所需的設備。
鑽井設計應包括鑽井地質設計、鑽井工程設計、鑽井施工進度設計和鑽井成本預算設計4部分。設計的基本原則是：①鑽井地質設計要明確提出設計依據、鑽探目的、設計井深、目的層、完鑽層位及原則、完井方法、取資料要求、井深質量、產層套管尺寸及強度要求、阻流環位置及固井水泥上返高度等；②鑽井地質設計要為鑽井工程設計提供鄰區、鄰井資料，設計地層水、氣及岩石物性，設計地層剖面、地層傾角及故障提示等資料；③鑽井工程設計必須以鑽井地質設計為依據，鑽井工程設計應有利於取全、取准各項地質工程資料，保護煤層，降低對煤層的傷害，保證井身質量符合鑽井地質設計要求，為後期作業提供良好的井筒條件；④鑽井工程設計應根據鑽井地質設計的鑽井深度和施工中的最大負荷，合理選擇鑽機，所選鑽機不得超過其最大負荷能力的80%；⑤鑽井工程設計要根據鑽井地質設計提供的鄰井、鄰區試氣壓力資料，設計鑽井液密度、水泥漿密度和套管程序；⑥鑽井工程設計必須提出安全措施和環境保護要求。
鑽井設計的主要內容包括井徑、套管選擇以及井身結構。
7.2.3 鑽井
由於煤層氣儲層特性的特殊性，使得煤層氣井的鑽進過程必須突出兩個目標：防止地層傷害和保障井孔安全。需要注意的問題應包括：地層傷害，高滲透層段的鑽井液漏失，高壓氣、水引起的井噴以及井筒穩定性。
7.2.3.1 煤層氣井的鑽進方式
煤層氣井的鑽進方式一般有兩種：普通回轉鑽進和沖擊回轉鑽進（圖7.3）。
圖7.3 煤層氣井鑽進方式示意圖
（據蘇現波等，2001）
鑽進方式的選擇主要取決於煤層的最大埋深地層組合、地層壓力和井壁穩定性。對於松軟的沖積層和軟岩層，可採用刮刀鑽頭；中硬岩層和硬岩層更適於用牙輪鑽頭。
一般來說，淺煤層鑽井地層壓力一般較低（小於或等於正常壓力），宜選用沖擊回轉鑽進，用清水、空氣或霧化空氣作循環介質。這一方法鑽進效率高，使用非泥漿體系的欠平衡鑽進工藝也減少了泥漿濾液對儲層的傷害。當鑽遇裂隙發育並產生大量水的地層沖擊鑽頭時，以空氣和流體混合交替方式鑽進往往是最經濟、有效的方法，並且對井孔的損害最小。深煤層鑽井，由於地層壓力一般較高（大於正常壓力），井壁穩定性較差。因此，使用水基泥漿體系的普通回轉鑽進工藝，以實現平衡壓力的目的。當使用泥漿鑽進時，應特別注意盡量降低對煤層井段的地層傷害，因為煤中裂隙一般都很發育，即使採用平衡鑽進，也會引起少量濾液進入煤層。
在某些超壓區進行鑽進時，為確保井壁穩定性和鑽井安全問題，常常使用微超平衡水基鑽液。
7.2.3.2 煤層氣井的鑽井參數
在煤層段鑽井，應採用「三低鑽井參數」，即低鑽壓、低轉速和低排量。根據所鑽煤層的特殊情況，一般選取鑽壓為30～50kN，轉速為50～70r/min，泵排量為15～20L/s。
在非煤層段鑽井時，可根據實際情況增大鑽壓、轉速和泵排量，快速鑽進，提高機械轉速，縮短鑽井時間。鑽井參數可參照常規油氣井確定的參數進行鑽進。
7.2.4 取心
煤層氣井的取心作業往往是獲得詳細的地層描述和儲層特性的最直接、最可靠的方法。煤層氣儲層評價中，許多重要的儲層參數都來源於取心樣品的分析與測定。如煤中割理、煤質、含氣量、吸附等溫線、解吸時間和孔隙度等。因此，取准、取全第一手資料是煤層氣儲層評價的關鍵。具體地說，煤層氣井的取心目的是：①測定煤層氣含量，它是評價煤層氣可采性的一個重要指標，也是煤層氣儲量計算和預測產量與開采期限的重要參數；②測定煤的吸附等溫線，用來確定煤層氣的臨界解吸壓力、解吸時間及可采儲量；③割理、裂隙描述及方向測定，包括割理或裂隙的頻數、方向、長度、寬度和礦化程度。這些數據是預測儲層條件下流體擴散及滲透趨向等所必需的，其中割理或裂隙的方向是設計布井方向和射孔或割縫方向的重要依據。
為達到取心目的，煤層氣井取心必須滿足以下要求：
1）高的煤心採取率：提供足夠數量的煤心，滿足各種測試要求和保證測試精度。
2）短的氣體散失時間：減少取心時間和出筒裝罐時間，提高含氣量測定的准確性。取心時間與取心方法和井深有關，取心後裝罐時間一般應小於15min。
3）較大的煤心直徑：通常以7.6～10.2cm較為適宜，以提高生產層評價質量。
4）保持完好的原始結構：進行割理、裂隙描述與方向測定，反映儲層真實面目；降低煤心污染程度，提高數據質量。
❺ 煤層氣工程現在的困難是什麼
我國煤層氣產業化發展面臨的幾個問題
雖然目前我國的煤層氣生產和利用規模已經達
到一定數量, 但和美國、加拿大等國家相比, 規模
仍然很小, 我國煤層氣產業化發展的歷程仍然漫
長, 以下幾方面是我國煤層氣產業化需要面臨的具
體問題:
211 施工設備問題
目前我國煤層氣開發幾個關鍵工序所用施工設
備供應不夠充足, 設備緊缺, 施工價格偏高。在目
前煤層氣垂直井鑽井施工中, 我國普遍採用煤田地
質勘探鑽機和泥漿鑽進, 而對煤層氣開發有利的空
氣鑽進設備, 目前國內僅有有限的幾台套, 而且是
最近幾年才裝備, 其數量遠遠不能滿足我國煤層氣
產業化發展的需要。煤層氣增產所需要的壓裂施工
設備, 目前國內除滿足石油天然氣行業施工以外,
可供煤層氣開發使用的壓裂設備極其有限, 而且多
為老舊設備, 性能較差, 液氮壓裂泵車更是稀缺,
很難組織規模化的施工。煤層氣多分支水平井施工
所需要的隨鑽定向設備目前仍依賴於國外。旨在簡
化工藝、降低成本的連續油管設備, 在我國油氣開
發中很難達到利用。這些技術設備的短缺, 不僅使
煤層氣井規模發展的速度受到限制, 而且物以稀為
貴, 施工價格較高, 增加了煤層氣開發的成本, 使
本身經濟可行性就差的煤層氣開發雪上加霜, 難以
靠自身的贏利滾動健康發展, 在一定程度制約了煤
層氣開發的產業化。
相比國內而言, 美國、加拿大等西方國家設備
製造力量雄厚, 可供選擇的施工設備充足。全球著
名的壓裂設備製造廠家哈理伯頓公司和雙S 公司都
在美國, 雙S 公司還在加拿大設有子公司。這些公
司每年生產的數百台壓裂設備, 首先滿足了本國的
需要, 而且這些設備不存在遠程運輸費用和進口環
節費用, 相對折舊低, 施工成本也低, 同時這些設
備的維護也便捷、及時, 這些因素都在很大程度上
促進了美國和加拿大煤層氣的發展, 也是這兩個國
家煤層氣開發以垂直井壓裂為主的原因之一。相對
的, 澳大利亞煤層氣開發主要採用不需要壓裂的U
型井施工工藝。
212 專業化隊伍建設問題
產業化需要專業化的施工和管理隊伍。煤層氣
井施工環節眾多, 不同的環節涉及到不同的學科,
其中任何一個環節的失誤都可能造成煤層氣開發最
終的失敗, 一些煤層氣開發的失敗很大程度上起因
於施工環節的鬆懈, 沒有真正落實設計的初衷和意
圖。煤層氣產業化需要大批專業化、訓練有素的產
業隊伍, 從事煤層氣井勘探、施工、地面建設、生
產管理等各個環節的施工和管理, 以保證煤層氣井
施工的質量和目的。另一方面, 專業化的施工隊
伍, 能夠降低施工成本、縮短建設周期, 對煤層氣
產業化起著至關重要的作用。
目前我國垂直井施工中從事煤層氣鑽井的隊伍
多是煤炭地質行業的人員, 垂直井射孔、壓裂、水
平井施工等環節多是石油行業的人員, 兩支隊伍各
有優缺點, 但都需要針對煤層氣開發進行專門的培
訓和學習。
213 煤層氣井管理問題
4 中國煤層氣 第4 期
煤層氣井生產管理在我國煤層氣開發中一直是
薄弱環節, 煤層氣井井底流壓控制和排采強度控制
直接影響到煤層氣井的產量和長期產能, 部分煤層
氣項目的失敗主要是在排采環節控制不好造成的。
因此需要針對不同的地質和水文條件摸索經驗, 形
成相應的排采管理技術規范。
另一方面, 煤層氣開發產業化將投運大批的煤
層氣井, 這就需要摸索在我國國情下的煤層氣井生
產管理經驗和模式。西方國家勞動力成本高, 煤層
氣井和設備多採用無人值守模式, 自動化程度高。
我國目前多採用人工值守, 定期巡檢模式。隨著煤
層氣產業化的發展, 大量煤層氣井投入生產, 採用
何種生產管理模式、設備的自動化程度、巡井制
度、數據收集制度、人為破壞因素等, 都需要進行
考慮, 需要形成一個有效的、經濟可行的生產管理
模式。
214 開發技術體系完善和自主創新問題
我國幅員遼闊, 煤炭和煤層氣資源遍布全國,
煤炭品種多樣, 地質條件差別較大, 不同煤層氣資
源區塊的煤層氣開發工藝也需要作相應調整和完
善。目前我國煤層氣開發工藝以垂直井壓裂和多分
支水平井為主, 施工手段相對單一, 其他工藝如U
形井、液氮壓裂、二氧化碳注入、洞穴完井等也進
行過嘗試, 但都沒有規模應用。這些開發工藝多是
在借鑒國外的工藝技術基礎上發展起來的, 這些工
藝適應當地的地質條件和國情, 在其相應的國家獲
得成功。我們借鑒未嘗不可, 但要研究這些工藝的
原理和適用條件, 同時加強對我國不同盆地地質條
件、水文條件的研究, 研究與當地地質條件相適應
的開發工藝和技術手段, 使煤層氣井的單井平均產
氣量達到具有工業開采價值的水平, 使項目具有相
應的經濟可行性, 才能真正促進我國煤層氣的產業
化的進程。一項技術的突破往往能帶動一個產業的
發展, 加拿大採用連續油管液氮壓裂工藝成功之
後, 煤層氣產業才得以快速發展。
其次, 煤層氣集輸體系作為煤層氣開發的一個
重要環節, 技術方案需要完善。此前我國的煤層氣
開發主要基於勘探和開發試驗, 隨著煤層氣開發產
業化和商業化, 煤層氣的利用也要一並納入考慮范
疇, 整個煤層氣開發體系包括勘探、施工、生產、
集輸和利用, 這個體系中的各個環節都是相互關
聯、相互影響的, 是一個系統工程。煤層氣儲層低
壓的特點決定了其生產管理和集輸工藝的特殊性,
尤其是煤層氣集氣系統, 在煤層氣的生產和利用環
節中起著橋梁作用, 集氣系統的集氣方式、站點控
制范圍、增壓點分布、系統進出口壓力, 以及對煤
層氣井生產的反饋影響、對利用項目進口壓力的影
響等因素, 都需要深入研究, 相互匹配, 才能使整
個煤層氣開發系統流暢運行。
研究內容方面, 以往我國的煤層氣開發以勘探
和試驗為主, 國內專家和學者的關注也主要集中在
煤層氣資源勘探、選區評價、地質條件分析等方
面, 隨著我國煤層氣產業化的發展, 研究的內容需
要更多關注生產方面的問題, 要基於生產實踐, 解
決生產實際問題, 研究煤層氣的生產工藝和設備改
進, 研究煤層氣利用和轉化的有效方式等, 為煤層
氣產業化提供基礎依據。
❻ 煤層氣選區評價參數標准和方法體系
一、煤層氣選區評價參數標準的建立
參考國外煤層氣目標評價標准、參數及中國煤層氣高產富集的基本條件，從中國煤層氣勘探開發實際地質條件出發，優選出資源豐度、煤階、煤層厚度、含氣量、地解比、吸附飽和度、煤層原始滲透率、有效地應力、煤層埋深、構造條件及水文地質條件等11項關鍵參數。
（一）煤層氣資源規模及豐度
國家標准《石油天然氣資源/儲量分類》規定，常規天然氣大、中、小型氣田的資源量規模分別為大於300×108m3、50×108～300×108m3和小於50×108m3，考慮到煤層氣採收率低的事實，上述界限分別設為1000×108m3、200×108～1000×108m3和小於200×108m3。
與煤層氣目標資源規模相比，資源豐度的意義更為重要，一井多層或多段開發可以彌補含氣量偏低之不足，煤層累厚大而含氣量偏低的目標區同樣有較大的開發價值。同時，資源豐度作為唯一指標，亦可避免多重指標造成的不協調矛盾，從而可使煤層氣區帶含氣性類型的確定具有唯一性。
煤層氣儲層與常規儲層相比，屬低孔隙度、低滲透率、低豐度儲層。儲量豐度受控於煤層厚度、含氣量及煤層密度、灰分含量等因素。具有煤層氣開發價值的地區，資源量豐度應在中等以上。如美國聖胡安盆地資源豐度為1.28×108m3/km2，中國沁水煤層氣大氣田資源豐度大於2.00×108m3/km2，美國黑勇士盆地資源豐度為0.38×108m3/km2，中國鄂爾多斯盆地東部大寧—吉縣地區煤層氣資源豐度為2.85×108m3/km2，中國寧武盆地南部煤層氣資源豐度為2.10×108m3/km2，中國准噶爾盆地南部昌吉地區煤層氣資源豐度為1.06×108m3/km2，中國霍林河盆地煤層氣資源豐度為2.40×108m3/km2。而目前勘探尚未獲得工業性開發的一些盆地或地區，如中國江西豐城、雲南恩宏、東北三江—穆棱河盆地、淮南、淮北等地區，煤層氣資源豐度均小於0.50×108m3/km2。
對全國29個聚氣帶（台灣除外）和115個目標區的統計結果表明，資源豐度小於0.50×108m3/km2的聚氣帶佔7%，目標區佔12%；資源豐度介於0.5×108～1.5×108m3/km2之間聚氣帶佔57%，目標區佔55%；資源豐度大於1.5×108m3/km2的聚氣帶佔36%，目標區佔33%。在資源豐度分布直方圖（圖4-5）上（葉建平等，1998），資源豐度0.5×108m3/km2和1.5×108m3/km2處對應於煤層氣區帶資源豐度分布曲線上的兩個拐點，是資源豐度變化或分布的兩條自然分界。由此，分別以資源豐度0.5×108m3/km2和1.5×108m3/km2為界，將煤層氣區帶劃為富氣聚氣帶（目標區）、含氣聚氣帶（目標區）和貧氣聚氣帶（目標區）3種含氣類型（表4-2）。
表4-2 中國煤層氣目標區資源規模及豐度劃分表
圖4-5 中國煤層氣區帶資源豐度累計頻率直方圖
（二）煤階
煤的吸附能力隨煤階的變化呈現階段式、躍變式變化，充分反映出煤化作用控制分子結構、晶體結構和表面物理化學性質，是煤吸附能力的主要控制因素。
因此，由於低煤階吸附能力較低，決定了低煤階煤含氣量較低，在確定煤層氣選區評價標准時低煤階含氣量標准應相應降低，同時煤層厚度標准應相應提高，以彌補含氣量的不足（表4-3）。
表4-3 中國不同煤階劃分標准表
（三）煤層厚度
國內外獲商業性煤層氣流的地區，煤層總厚度均大於10m，主力煤層厚度大於2m，薄煤層分布區的煤層氣一般沒有商業開采價值。美國聖胡安盆地高產區煤層平均厚15m，低煤階的粉河盆地煤層厚12～30m；中國沁水煤層氣田、鄂爾多斯盆地東部大寧—吉縣地區和寧武盆地南部煤層氣富集區煤層厚15m左右，韓城地區煤層單層厚度大於1.5 m，准噶爾盆地昌吉地區煤層厚30m左右，霍林河盆地煤層厚度超過50m。
通過統計中國主要煤層氣目標區煤層厚度與煤層含氣量及單井日產量之間的關系可以得出，中高煤階煤層單層厚度應大於1.5m，大於5m最有利，低煤階煤層厚度應大於5m，煤層氣開發具有較好效果，大於10m最有利（圖4-6、圖4-7）。
圖4-6 中國中高煤階煤層厚度與煤層含氣量及單井日產氣量之間的關系圖
圖4-7 中國低煤階煤層厚度與單井日產氣量之間的關系圖
（四）煤層含氣量
國內外已開發的煤層氣氣田高產區塊以較高含氣量為主，美國聖胡安、黑勇士盆地重點開發區，平均含氣量分別為17.0m3/t、16.6m3/t；中國沁水煤層氣田平均為16.0m3/t，最高達30.0m3/t，鄂爾多斯盆地東部大寧—吉縣地區煤層含氣量平均為16.0m3/t，寧武盆地南部煤層含氣量平均為11.0m3/t。而含氣量小於8.0m3/t的一些低含氣、高飽和地區，如美國尤因塔盆地、粉河盆地單井日產氣量也可超過4000m3；中國霍林河盆地煤層含氣量平均為5.7m3/t，吸附飽和度超過90%，單井日產氣量達到1000m3。
從中國煤層含氣量與單井日產量之間的關系可以看出，中高煤階單井日產氣超過1000m3的煤層氣井煤層含氣量大於5.0m3/t，低煤階單井日產氣超過1000m3的煤層氣井煤層含氣量大於2.0m3/t。
初步將煤層氣選區評價煤層含氣量界限中、高煤階為5.0m3/t以上，大於8.0m3/t最有利，低煤階煤層含氣量大於2.0m3/t，大於4.0m3/t最有利（圖4-8）。
圖4-8 中國中高煤階煤層含氣量與單井日產氣量之間的關系圖
（五）煤層氣吸附飽和度
吸附飽和度是實測含氣量與理論含氣量的比值。實測含氣量是煤心解吸得到的含氣量（包括解吸氣、殘余氣和損失氣），需要用繩索式密閉取心技術快速取煤心罐裝解吸實測；理論含氣量是吸附等溫線上與原始地層壓力對應的含氣量。
一些煤層氣高產富集區塊均為高飽和度，如聖胡安盆地為90%～98%，黑勇士盆地為92%～99%，低煤階的粉河盆地超過100%，沁水煤層氣田為85%～95%，大寧—吉縣地區為80%～100%，寧武盆地南部地區超過85%，昌吉地區為95%～98%，霍林河盆地超過90%；中等飽和度氣藏因地解壓差大而開采成本高，如鄂爾多斯盆地東部吳堡為60%～80%；低飽和度氣藏一般無商業開采價值，如沁水盆地屯留地區，吸附飽和度低於30%，臨縣—興縣地區也僅為30%～50%。
從中國煤層吸附飽和度與單井日產量之間的關系可以看出，單井日產氣超過1000m3的煤層氣井煤層吸附飽和度均大於50%，產氣效果較好的地區煤層吸附飽和度大於70%。因此初步將煤層氣選區評價吸附飽和度界於50%以上，大於70%最有利（圖4-9）。
圖4-9 中國煤層含氣飽和度與單井日產氣量之間的關系圖
（六）煤層原始滲透率
煤層氣與常規天然氣顯著不同，一是煤層同為源岩和產層，煤層氣吸附量與其孔隙內表面積直接相關；二是煤層為低孔、低滲儲層，其割理發育程度是影響其滲透率並控制產能的關鍵因數之一。
煤的原始滲透率無法在實驗室測定，一般要在井筒中採用注入/壓降試井法或DST試井法測試求取。低滲透率煤層分布區的煤層氣一般無開采價值，產能高的地區，煤層原始滲透率一般為高—較高。例如，聖胡安盆地高產區塊為1×10-3～50×10-3μm2，屬中高滲透率；黑勇士、皮申斯及沁水煤層氣田、鄂爾多斯盆地東部柳林地區一般為0.5×10-3～5.0×10-3μm2，為較高滲透率。日產氣量1000～1500m3的較低工業性氣流區，多為中—低滲透率，如陝西吳堡地區、山西沁水盆地東部屯留地區，滲透率0.1×10-3～0.5×10-3μm2。
從中國煤層滲透率與單井日產氣量之間的關系可以看出，單井日產氣量超過1000m3的煤層氣井煤層原始滲透率要大於0.1×10-3μm2，單井日產氣量超過2000m3的煤層氣井煤層原始滲透率要大於0.5×10-3μm2（圖4-10）。
圖4-10 中國煤層滲透率與單井日產氣量之間的關系圖
一般認為低煤階煤要求滲透性較高煤階煤高，國外一般低煤階煤層滲透性達到幾十至上百個毫達西，如粉河盆地一般10×10-3～20×10-3μm2，蘇拉特一般2×10-3～10×10-3μm2，中國准南一般2×10-3～13×10-3μm2，阜新一般大於0.5×10-3μm2。
（七）有效地應力
有效地應力指煤層壓裂最小有效閉合應力，為煤層破裂壓力與其抗張強度之差。有效地應力與區域地應力場、煤層埋深有關。煤層氣多富集於高地應力下的局部低地應力區。煤層有效地應力低的地區，其煤層滲透率比相同條件下的高應力區的煤層滲透率要高。煤層有效地應力愈大，其壓裂難度愈大。煤層地應力超過25MPa時，一般壓裂效果差。聖胡安盆地高產區域地應力為3.0～8.0MPa，沁水煤層氣田為7.9～9.4MPa，均屬最有利區。
通過中國主要煤層氣目標區煤層滲透率與有效地應力之間的關系可以得出，煤層地應力應小於25MPa，地應力小於15MPa最為有利（圖4-11）。
圖4-11 中國主要煤層氣目標區煤層滲透率與有效地應力之間的關系圖
（八）煤層埋深
煤層埋深是影響煤層有效地應力的重要參數之一，一般隨煤層埋深增加，煤層有效地應力隨之增加。煤層埋深同時影響煤層滲透率，一般隨埋深增大煤層滲透率減小。煤層埋深還影響煤層含氣量及含氣飽和度。另外，隨著煤層埋深增加煤的演化程度也會隨之增加（圖4-12）。而且，煤層埋深越深，煤層氣開采成本和開采難度越大，不利於煤層氣開發。
美國聖胡安和黑勇士盆地煤層氣高產井煤層埋深一般小於1200m，美國粉河、加拿大艾伯塔盆地煤層埋深300～500m，中國沁水煤層氣田煤層埋深一般150～800m、大寧—吉縣煤層埋深一般小於1200m。具有工業開采價值的煤層富集區煤層埋深應小於1500m，小於1000m最有利。
（九）地解比
地解比是利用吸附等溫線實測含氣量對應的臨界解吸壓力（圖4-13）與原始地層壓力的比值。臨界解吸壓力一般利用初期開采井開始出氣的井底壓力加以校正，此值反映了產氣高峰期快慢和高產富集條件。臨界解吸壓力愈接近原始地層壓力，高產富集條件愈優越。
高地解比區如美國聖胡安盆地高產區塊為0.93，黑勇士盆地為0.72～0.99；中國大寧—吉縣地區為0.60，寧武南部為0.50，昌吉地區為0.70，霍林河盆地為0.90，沁水煤層氣田樊庄區塊日產氣大於2000m3的井臨界解吸壓力一般超過0.50。中地解比區如中國吳堡、大城地區為0.23～0.25，開采中產氣量低（小於2000m3）、遞減快。而低地解比區一般反映含氣量低、含氣飽和度低，不具備煤層氣開發條件，如中國河北唐山地區為0.04～0.15。
圖4-12 不同地應力下煤層滲透率與煤層埋深之間的關系圖
圖4-13 中國沁水盆地樊庄區塊臨界解吸壓力與平均日產氣量的關系圖
初步將煤層氣選區評價地解比界於0.20以上，大於0.50最有利。
（十）構造發育狀況
構造因素直接或者間接控制著含煤地層形成至煤層氣生成聚集過程中的每一個環節，是所有地質因素中最為重要而直接的控氣因素。構造發育狀況直接影響煤層氣的保存，不同類型的地質構造，在其形成過程中構造應力場特徵及其內部應力分布狀況不同，均會導致煤層和封閉層的產狀、結構、物性、裂隙發育狀況及地下水徑流條件等出現差異並進而影響到煤儲層的含氣特性。在中國，煤層氣保存條件尤為重要，煤層氣藏形成後得以保存至今，要求構造條件簡單，斷層稀少，煤體結構保存完整，同時簡單的地質構造也有利於煤層氣的開發，近期煤層氣開發表明，高產井分布於構造上斜坡帶。
（十一）水文地質條件
水文地質條件是影響煤層氣賦存的一個重要因素。煤層氣以吸附態賦存於煤孔隙中，地層壓力通過煤中水分對煤層氣起封堵作用。因此，水文地質條件對煤層氣保存、運移影響很大，對煤層氣的開采至關重要。中、高煤階生氣不成問題，關鍵是後期保存，因此中、高煤階煤層氣富集區要求水文地質條件簡單，處於高礦化度弱徑流－滯留區，煤層氣井排采過程中易降壓，產水量適中，有利於煤層降壓解吸。低煤階如果煤層氣成因以生物成因為主，則要求弱徑流區，低礦化度有利於晚期生物氣生成及水動力承壓封堵有利於煤層氣的保存，如果以熱成因為主則對水文地質條件的要求與中高煤階相同。
根據以上研究，得出中國煤層氣選區評價參數及標准見表4-4。
表4-4 中國煤層氣選區評價參數標准表
二、煤層氣目標區優選評價方法體系
（一）煤層氣目標區優選思路
中國煤層氣資源分布地域廣，成煤期多，經歷的構造運動期次變化很大，成煤環境復雜，成煤規模、構造條件、演化程度復雜，因此中國煤層氣目標區具有如下特點：
（1）目標區眾多，共有5大聚氣區、30個聚氣帶及115個煤層氣目標區。
（2）目標區地理位置分散，在全國范圍內除了西藏、台灣及海南等省區外均有分布。
（3）目標區在規模、地質條件及煤層氣開發基礎等方面存在著很大的差異。根據已有的認識，各目標區開發前景差異也很大。
（4）目標區研究程度參差不齊，有的目標區進行了大量研究，開發工作已經全面展開，有的工作極少。因此，各個目標區要討論的因素只有部分目標區數據齊全，相當一部分目標區只有部分因素數據。
根據上述特點，煤層氣目標區的優選排序應該是多層次的。即不可能按照統一標准來進行全部煤層氣目標區的優選排序工作。對於全部目標區，應採用能夠獲得的因素來進行；對於研究程度較高的目標區，可採用更多的因素。因此，優選工作是遞進的。即隨著優選層次的上升，優選結果越來越接近實際情況。所以，這里採用的優選方法也可以稱為「多層次綜合遞進優選法」。根據具體情況，可以採用以下4個層次的優選：
第一層次，利用含氣量這一關鍵因素採用「一票否決」進行篩選。
第二層次，利用評價面積－資源豐度組合進行第二次篩選。主要考慮目標區規模和資源量大小對目標區進行篩選，並進一步從煤層氣資源因素的角度對煤層氣目標區進行優選，考慮的因素包括評價區面積、資源豐度、含氣量、吸附飽和度、煤級、地解比、構造條件、水文地質條件和開發基礎等。
第三層次，關鍵因素滲透率組合優選。在該層次中採用滲透率作為關鍵因素。所以，只有進行過試井的目標區才能參加優選，考慮的其他因素包括目標區面積、資源豐度、含氣量、吸附飽和度、煤階、地解比、構造條件、水文地質條件、滲透率及開發基礎因素等。
第四層次，儲層壓力關鍵因素二次優選。該層次採用的關鍵因素為儲層壓力。只有經過煤儲壓力試井的目標區才能參加優選，考慮的其他因素包括目標區面積、資源豐度、含氣量、吸附飽和度、滲透率、構造條件、水文地質條件和開發基礎因素等。
綜上可以看出，隨著優選排序層次的提高，考慮的關鍵因素綜合性越高、代表性越強，優選結果與實際情況越接近。
（二）煤層氣目標區優選方法和模型
為了實現上述優選思路，必須選擇恰當的計算方法使評價結果合理化。為此，這里引入3種評價方法：風險系數法、綜合排隊系數法和區間數模糊綜合評判法。
1.風險系數法
該法是國際上對常規油氣圈閉進行定量排序的基本方法。在對地質風險因素進行正確分析的基礎上，採用概率加的方式對主要控氣地質因素進行計算機處理，得出反映各評價單元綜合風險大小的地質風險系數，再根據風險系數的大小進行排序。若某一評價單元（i）中包括n個主要風險要素，且某一要素（j）的相對風險概率為Pi為
煤層氣開發利用前景和示範工程
式中：fij為第i個評價單元中的第j個風險要素的絕對值；Qj為第j個要素的權重值；fj，max為所有評價單元中第j個風險要素的最大值。
風險概率即為風險系數，其數值分布在0～1之間。由於在演算法中引入了歸一化過程，因此這里的風險系數只是各評價單元之間相對概率大小的度量或排序依據，而不能將其視為絕對概率。顯然，風險系數越大，評價單元的煤層氣勘探開發前景就越差；反之則越好。
將所有參評單元風險系數按大小進行排序，便可得到最終的排序結果。採用最優化分割方法對排序結果進行處理，按風險概率的相似性分為若干風險系數組，以利於進一步的勘探風險級別評價及其與「關鍵因素逐級分析法」的結果進行對比。
2.綜合排隊系數法
該法是由中國石油資源評價專家武首誠（1994）提出的。他將由地質風險分析篩選出來的風險要素進一步綜合為地質風險評價（Ri）和資源量（Qi）兩大類，並賦以直角坐標系中x軸和y軸的數量化意義。Y值表示資源量，X值則為其餘要素的概率平均值。
根據上述兩類系數，計算綜合排隊系數（Ra），然後由其大小對參評單元進行綜合排序。在數學意義上，Ra表示評價單元P（x，y）距具有最大理論潛勢的評價單元A（1，1）之遠近。因此，Ra越小，資源潛勢就越大。在處理過程中將最大資源系數定義為1，因此Ra值分布在0～1之間。
根據煤層氣資源及其控氣因素有別於常規油氣資源的特徵，本書對綜合優選系數法進行了修改。將x軸重新定義為資源系數，為含氣量、資源量、資源豐度和理論飽和度的概率和；y軸則為保險系數Gi，其值等於1－Ri，其中Ri為其餘主要風險要素的概率和。
由此得到綜合優選系數Ra的表達式：
煤層氣開發利用前景和示範工程
資源系數和保險系數中各包括了若干要素，求算這兩個系數的原理、方法和上述風險概率值的計算方法相同。
3.區間數模糊綜合評判法
模糊綜合評判方法是應用廣泛的多因素綜合評價方法之一，它對用模糊數表示的不確定性評價因素體系，有著良好的處理能力。但是對含有區間數（即一個有界閉區間）表示的評價因素，模糊綜合評判已無能為力，其中關鍵是區間數的排序問題難以解決。關於區間數的排序，本書藉助區間數的排序方法構建區間數模糊綜合評判的數學模型如下：
設X＝｛x1，x2，…，xm｝是因素集，其中xi是評判指標，如「埋深」、「煤厚」等，其中部分因素用區間數表示；Y＝｛y1，y2，…，yn｝是評語集，其中yi是模糊語言，如「優」、「良」等，設A是被評判的對象，如煤田的某一塊段。評判步驟如下：
單因素評判：由於評判對象A自身的某些不確定性，對A的某因素xi而言，若A為一個准確值，則它屬於yj的程度用一個模糊值來表示；若A不確定，則它屬於yj的程度用一個區間值來表示。另外，根據普通實數是一個特殊的區間數，把用一個模糊值表示的評判指標也用區間數表示。於是對某一評判因素xi，A屬於yj的程度均可表示為區間數［
於是得到一個區間值模糊映射 f∶x→IF（Y）
煤層氣開發利用前景和示範工程
這里，IF（Y）是Y上的全體區間值模糊集。得到區間值模糊綜合評判矩陣為
煤層氣開發利用前景和示範工程
確定評判指標的權值：設W＝（w1，w2，…，wn）ϵF（X），這里F（X）是X 上的全體模糊記。Wi是各因素的權值，本書採用灰色關聯法求取各因素的權值，且滿足w1＋w2＋…＋wn＝1。
煤層氣開發利用前景和示範工程
這里
煤層氣開發利用前景和示範工程
排序：運用區間數排序方法排列區間數
為了實現對煤層氣目標區的優選排序計算，必須獲得相關的要素數值。煤層氣目標區評價中使用的要素，均為具體的數據和區間數據。在進行優選排序時，因要計算其相對風險概率值、綜合排隊指數及區間數模糊綜合評判，故要對同一因素取值相同的單位，即可實現上述賦值。而對一些不能取具體數據的要素，如區間要素，必須規定其模糊級別的分級方法。
為了避免人為因素的作用，這里採用層次分析方法來進行權重確定。利用此法確定因素權重的原理是：對於某一層次某個因素，建立下一層次元素的兩兩判斷矩陣，一次計算該層次因素對於上一層次的相對權重。兩兩判斷矩陣數值的含義如表4-5所示。
這樣，對於上一層次的某個元素，下一層次中被支配的n個子元素或要素就構成了一個兩兩判斷矩陣：
A＝（aij）n×n
其中，aij為要素i與要素j相對於上一層次要素的比例標度。
表4-5 兩兩判斷矩陣構建中1〜9標度的含義表
下一步，對判斷矩陣進行一致性檢驗。判斷矩陣一致性檢驗方法很多，如特徵根法：
煤層氣開發利用前景和示範工程
式中：w為權重向量，
一致性指標CI和一致性比例CR的求算方法為
煤層氣開發利用前景和示範工程
式中：RI為平均隨機一致性指標，可通過查表獲得。當CR<0.1時，判斷矩陣的一致性是可以接受的。反之，需要對判斷矩陣進行適當的修正。
最後計算各層元素對目標層的合成權重：
煤層氣開發利用前景和示範工程
式中：w（k）為第二層中元素對總目標的排序向量；w（k-1）為第k層中第nk個元素對第k－1層中第j個元素為准則的排序權重向量。最後需要指出，判斷矩陣A需要通過專家調查來獲得。
根據上述方法，進行權重計算得到權重系數（表4-6）。
採用風險系數法、區間數模糊綜合評判法結合綜合排隊系數法進行排序。
表4-6 關鍵因素權重賦值及權系數計算結果表
❼ 瓦斯抽采成本 多少錢一方
地面的抽採煤層氣工程，這里只說井下瓦斯抽采，瓦斯抽採的成本范圍變動是很大的。和瓦斯地質條件關系密切。成本包括鑽孔施工，封孔，聯網，泵站成本，鑽孔維護成本，等方面，封孔又和封孔材料不同成本差異較大。對於透氣性差的煤層需要才去水力壓裂，水力割縫，炸葯預裂，二氧化碳預裂等不同的增加煤層透氣性的措施。這也會增加瓦斯抽採的成本。所以不同的瓦斯地質條件下的瓦斯抽采成本是差別較大的。只能供你參考的，你可以粗略的測算。
❽ 國外煤層氣勘探開發進展及啟示
全世界煤層氣資源豐富。據國際能源機構（IEA）估計，全世界煤層氣資源量達263.8×1012m3，主要分布在12個國家（表2-1）。目前，全世界每年因採煤向大氣釋放的煤層氣達到353×108～587×108m3，既是能源的極大浪費，又對全球環境造成嚴重破壞。特別是中國、俄羅斯和美國煤礦煤層氣釋放量最大，其煤層氣開發潛力也最大。
表2-1 世界主要產煤國家煤層氣資源和釋放量表
以前由於各國把煤層氣看作是一種煤礦開采中的有害氣體，大多進行井下抽放，利用較少。直到20世紀80年代末美國首先取得了煤層氣地面開採的成功。世界各國逐漸開始重視煤層氣，把其看作是一種寶貴的資源。
2009年美國的煤層氣產量地面開采已達542.0×108m3，加拿大為60.0×108m3，澳大利亞為47.7×108m3，中國為10.5×108m3。英國、德國和波蘭等國家在煤礦區的煤層氣開發和廢棄礦井煤層氣的商業開發和利用方面也取得了很大成功。
一、國外煤層氣井下抽采利用情況
（一）國外煤層氣井下抽采利用簡況
據不完全統計（表2-2），全世界有17個主要產煤國家，約有623個礦井在井下抽採煤層氣，2006年抽采總量為73.53×108m3。美國、俄羅斯、澳大利亞、德國和波蘭的礦井下抽采量分別為30.00×108m3/a、7.40×108m3/a、6.00×108m3/a、6.00×108m3/a和2.13×108m3/a。許多國家的礦井在回收和利用煤層氣方面已經積累了很多豐富的經驗，並開展了許多煤層氣開發和利用項目。
表2-2 國外主要採煤國家煤礦瓦斯抽采利用情況表
（二）國外煤層氣井下抽采技術簡況
當用通風方法不能使回採工作面湧出的瓦斯稀釋到《煤礦安全規程》規定的最高允許濃度時，就必須預先抽采瓦斯。在許多國家，瓦斯預抽已經成為降低工作面瓦斯湧出量和防止突出的一項主要措施。
回採工作面瓦斯防治措施有區域性措施和局部性措施兩種。前蘇聯、波蘭、德國、英國等國家採用的區域性措施主要有：瓦斯抽采、開采保護層、煤層大面積注水等；局部性措施主要有：松動爆破、超前鑽孔、水力沖孔、卸壓槽等。
二、國外煤層氣地面勘探開發情況
（一）美國煤層氣勘探開發簡況
美國是世界上開採煤層氣最早和最成功的國家。美國有較豐富的煤層氣資源，估計資源量為21.19×1012m3，佔世界第三位（圖2-1）。美國現有14個主要的含煤盆地，1200m埋深以淺的煤層氣資源量為11.00×1012m3。美國煤層氣資源主要分布在西部的落基山脈中－新生代含煤盆地，在這一地區集中了美國85%的煤層氣資源，其餘15%分布在東部阿巴拉契亞和中部石炭紀含煤盆地中。目前，落基山脈中的新生代含煤盆地群不僅是美國煤層氣資源最為富集的地區，而且是煤層氣勘探開發最為活躍的地區。
美國煤層氣工業起步於20世紀70年代，大規模的發展則是在80年代之後。已形成煤層氣生產規模的有聖胡安、黑勇士兩個早期開發盆地和粉河、尤因塔、拉頓、皮申斯、大格林河、切諾基、阿科馬和阿巴拉契亞等新盆地。1980年美國煤層氣生產能力尚不足1×108m3，1990年鑽井增加到2982口，產量上升到100×108m3，1993～1994年穩定在200×108m3以上，2001年產量達到480×108m3，2008年煤層氣生產井約3萬口，產量超過557×108m3（圖2-2）。
聖胡安、黑勇士盆地保持高產穩產，但產量比重下降；1995年佔全美煤層氣產量的94%，2000年佔76%。新區（粉河、拉頓、尤因塔等）發展迅速，產量比重上升，1995年佔全美2%，到2000年佔19%。粉河盆地低煤階洞穴完井技術，2006年產量140×108m3，佔全美26%；中阿巴拉契亞高煤階定向羽狀水平井技術，2006年產量20×108m3，約佔全美4%。
圖2-1 美國的主要含煤盆地及其開發盆地示意圖
圖2-2 美國煤層氣1989〜2008年年產量歷年變化圖
美國大規模開發煤層氣的成功經驗如下：
1.能源需求、經濟效益和環保要求是美國煤層氣產業發展的動因
美國陸上有14個主要的含煤盆地，煤層氣資源量大約為21.9×1012m3。20世紀70年代末期，為緩解能源供需矛盾，減輕對外國能源進口的依賴性，美國政府於1980年出台了《能源意外獲利法》，旨在對沒有價格控制的石油市場造成的原油意外獲利進行征稅，並把稅收收入用於建立能源信託基金，為非常規能源項目提供資金，鼓勵非常規新能源的開發。
當時美國天然氣需求量很大，每年需要從國外引進天然氣600×108～800×108m3。美國是煤炭資源大國，每年因採煤向大氣排放大量甲烷氣，不僅污染大氣，而且耗費勞動力和資金，因此美國聯邦和地方政府對環保要求愈來愈嚴，並促使企業經營者減排降污。可見，能源需求、經濟效益和環保要求成為美國煤層氣產業發展的原動力。
2.制定優於常規天然氣的經濟扶持政策，以增強其市場競爭能力，是美國政府鼓勵煤層氣產業發展的出發點
20世紀70年代末，美國眾、參兩院舉行聽、證會，充分探討煤層氣開發利用的有關問題，並通過《能源意外獲利法》的第29條非常規能源開發稅收補貼政策，使煤層氣成為政府鼓勵和支持的主要清潔氣體能源。考慮到煤層氣開發初期具有產量低、投入大、投資回收期長的特點，無法與常規石油、天然氣開發進行競爭，美國政府扶持煤層氣開發的指導思想是以煤層氣從開發成本、銷售價格等方面可與常規天然氣競爭為出發點決定稅收補貼的程度；同時，補貼政策要有一個相當長的適用期，以培植煤層氣產業的成熟。第29條稅收補貼政策是用單位產量的所得稅補貼值形式表示的，補貼值隨著產量的增加而增加，並隨著通貨膨脹系數的變化而調整。
3.健全的法律為美國煤層產業發展提供保障
立法是煤層氣生產的關鍵和保證，只有通過立法才能保證煤層氣投資者的合法權益，從而提高煤層氣投資者的積極性，最終促進煤層氣產量的提高。美國聯邦政府和州政府在煤層氣勘探開發過程中的管理作用主要以法律、法規的形式體現出來。1983年，亞拉巴馬頒布了煤層氣產業法規，是最早頒布煤層氣產業法規的州政府；1990年，弗吉尼亞頒布了煤層氣法規；1994年，西弗吉尼亞也頒布了煤層氣法規。亞拉巴馬州和弗吉尼亞州在頒布煤層氣法規後，煤層氣產量大幅度上升，產生的經濟效益和社會效益非常明顯，說明了煤層氣產業的快速健康發展離不開政府的宏觀管理和相應的法規支持。
（二）澳大利亞煤層氣勘探開發簡況
澳大利亞是繼美國之後另一個積極進行煤層氣開發的國家。因其主要城市和工業區分布在東部沿海地區，目前的煤層氣業務主要在東部沿海地區開展，煤層氣的開發和利用具有巨大的潛在市場。澳大利亞煤炭可采儲量為399×108t，平均甲烷含量為0.8～16.8m3/t，煤層埋深普遍小於1000m，滲透率多分布在1～10mD，煤層氣資源量為8×1012～14×1012m3，列世界第四位。
澳大利亞的煤層氣勘探工作始於1976年，1998年的產量只有0.56×108m3，2008年煤層氣產量占天然氣總產量的25%，約為36×108m3，煤礦瓦斯抽采達到6×108m3，與美國20世紀90年代初期一樣，正處在煤層氣產業快速發展的時期。
促使澳大利亞煤層氣開發利用迅速發展的主要因素在於：澳大利亞是《京都議定書》的簽約國，降低碳排放量是澳大利亞調整能源結構、發展潔凈能源、培育市場發育的原動力；煤炭工業供過於求，競爭加劇，而天然氣及其加工業的政策逐步寬松；澳大利亞東海岸人口密集，工業發達，發電業和加工業等對天然氣的需求量迅猛增加，天然氣供需缺口大。
澳大利亞煤層氣開發利用的發展得益於政府政策的寬松和優惠。1997年，昆士蘭州政府對煤層氣的開發與管理出台了一系列規定與措施，主要包括：煤層氣的開采權受《1989年的礦產資源法》和《1923年的石油法》保護；煤層氣的產權管理保持與石油完全一致；現有的石油和煤炭租賃區內以及租賃申請中都將授權進行煤層氣的開采權；在租賃申請方面，煤層氣和煤炭開采將享有同等的優先進入權；在礦權審批時，將以垂向上的深度劃分礦權，以避免地表礦權申請的沖突；當煤層氣作為煤礦開採的副產品並用於煤礦當地的發電時，將免繳礦區使用費；煤炭與煤層氣在地面允許同時作業，但應盡量避免相互間的潛在影響。
（三）加拿大煤層氣勘探開發簡況
加拿大早在20世紀80年代初期就開始在西部盆地從事煤層氣勘探，90年代後由加拿大沉積和地質研究所組織對全國煤層氣資源進行評價，同時一些公司在西部盆地及東部新斯科舍省部署了一批井，進行勘探和開采試驗，近幾年發展很快。據統計，加拿大17個盆地和含煤區煤層氣資源量6×1012～76×1012m3，其中艾伯塔省是加拿大最主要的煤層氣資源基地。
加拿大煤層氣開發的起步時間基本與中國相當。1980～2001年，加拿大僅有250口煤層氣井，生產井70口，其中4口單井達到2000～3000m3/d。之後，一些石油和能源公司開始加大對煤層氣勘探和開發試驗活動的投入，煤層氣開發迅猛發展，僅2002～2003年，就增加1000口左右的煤層氣生產井，使煤層氣年產量達到5.1×108m3，煤層氣生產井的單井日產量2830m3。截至2009年底共有煤層氣生產井超過1萬口，煤層氣年產量達到60×108m3。
艾伯塔平原地區的煤層氣資源量11.67×1012m3，丘陵地區約為3.7×1012m3。盆地東部煤變質程度低；盆地最西部由於埋藏深度增大，煤變質程度最大，鏡煤反射率達到2.0%。
艾伯塔省煤層氣快速發展的主要原因包括以下幾個方面：
（1）廣闊的西部平原分布著巨大而連續的煤層，形成了經濟規模的煤層氣資源，發現了馬蹄谷組煤層氣高產走廊。
（2）使用先進的連續油管作業技術，工程費用相對較低，還直接利用已有的天然氣井重新完井，對原有的測井曲線重新評價，並且儲層中沒有水，這些均促成了成本的降低。
（3）緊鄰完善的集輸系統和壓縮系統，具有良好的下游工程、合理的天然氣價格、持續增長的市場需求和政府部門的有力保障。
三、國外煤層氣勘探開發運作模式
國外煤層氣區塊由開始到商業生產，共分為6個階段，分別是尋找區塊階段、定義階段、勘探階段、制訂計劃階段、發展階段和商業生產階段。
尋找區塊階段主要是公司對煤層氣開發有意向，著手尋求投資目標。在這一階段，主要是對有煤層氣商業開發潛力的區塊進行篩分，確定一批可能具有商業利益的區塊。
定義階段主要是針對上一階段篩選出來的具有商業開發潛力的區塊進行收集資料，進一步評價其風險與收益，並提供數據給決策者，從中選出最大的一個或多個區塊進行投標。
勘探階段主要是對投標後所取得的區塊進行具體的勘探。首先對區塊進行評價，優選出煤層氣勘探有利目標區，進行布井。在這一階段一般要打一些勘探井。根據勘探的結果，進行經濟分析，決定是否進入下一階段。如果評價後具有開發價值，可以繼續向下進行。
制訂計劃階段主要是根據勘探階段所獲得的數據進行進一步分析，如果勘探失敗則放棄區塊。如果獲得了一定的工業氣流，則制訂初步的開發方案。根據方案進行經濟評價，根據評價結果來確定是否確定商業開發或將區塊出售。如果評價後，經濟效益較大，則根據公司狀況，確定進行下一階段。
發展階段主要是在上一步確定開發後的基礎上進行詳細開發方案的設計，確定開發井的布井方案、煤層氣的集輸設施和下游工程。
商業生產階段主要是繼續打一些開發井，對煤層氣井的開發進行制度管理，對氣井進行增產等。
四、國外煤層氣勘探開發對中國的啟示
以美國為代表的幾個國家經過20多年的煤層氣勘探開發工作，取得了令世人矚目的成就。究其原因，首先是全面系統地對煤層氣成藏機理和開發特點進行研究，加深了對煤層氣資源的認識，並且發展了一系列勘探開發新技術。另外，良好的經濟效益對煤層氣勘探也起到了巨大的促進作用。
（一）重視選區評價研究工作
煤層氣勘探要取得突破，前提是選區要准。煤層氣勘探實踐表明，地下煤層含氣是普遍的，但富集程度和開采條件是不均一的。美國已在十幾個盆地進行煤層氣勘探，效果好的主要有聖胡安、黑勇士、阿巴拉契亞、拉頓、尤因塔、粉河等幾個盆地，並且每個盆地均打了幾百口井才認識到煤層氣高產富集控制因素，才選准了目標。美國正是以堅實的理論研究為基礎，對含煤盆地進行綜合地質評價後選出適合開採的盆地，再優選目標，即確定最佳遠景區，在遠景區內圈定煤層氣潛力最好的生產試驗區。一般是在低位沼澤環境條件下由木本植物形成的厚度大、分布穩定、產狀平緩的鏡煤與亮煤區中，找含氣量大、裂縫發育、滲透性好的大型線性構造的最大麴率部位優先勘探。煤層厚度、含氣量和滲透率是煤層氣選區中最為重要的評價參數，要對它們做出可靠的評價，必須准確確定含煤盆地沉積相帶特徵，圈出盆地沉積中心及煤層厚度分布，弄清盆地區域構造特徵及沉積後的構造演化和封蓋條件。煤階也是煤層氣選區評價中必須考慮的因素，中煤階區無疑是煤層氣勘探最好的地區，但煤層巨厚的低煤階區和構造裂隙發育的高煤階區同樣能夠形成煤層氣工業性產能。
（二）因地制宜，發展先進的工藝技術，加快勘探步伐
煤層氣藏是一種特殊的氣藏類型，其勘探開發技術在很多方面有別於常規油氣勘探。美國經過20多年的煤層氣勘探開發實踐，已經形成了配套的工藝技術，為其煤層氣勘探開發總體水平的提高起到了巨大的推動作用。中國煤層氣勘探技術經過近10年的技術應用與改進，得到了長足發展，在煤層氣鑽井完井、壓裂測試和排采技術等方面初步形成了配套的工藝技術系列，但在淺層空氣鑽井、沿煤層水平井鑽井、高壓高滲區裸眼洞穴完井、造長縫壓裂技術和其他增產措施等方面與國外先進技術仍有很大差距。選擇適宜的地質條件，借鑒國外先進技術，努力提高單井產氣量，是中國煤層氣勘探取得新突破的必經之路。一般來講，中、低煤階煤層滲透率大於5mD，採用裸眼洞穴完井技術開發效果最佳；中、高煤階煤層穩定性好，採用多分支水平井開發效果最佳；中煤階中滲區採用水力壓裂增產技術；中、低煤階高角度煤層可沿煤層鑽進1000m，單井產量明顯增高；對於低煤階高滲區的多煤層，採用油管沖刷非常有效。
（三）煤層氣勘探具有良好的經濟效益
國外煤層氣開發的成功經驗證實，煤層氣勘探開發可獲得明顯的經濟效益，主要反映在以下幾個方面。
1.勘探費用低，獲利大，風險小
煤層氣勘探比常規油氣勘探耗資低。1987年美國一口抽樣煤層氣井的勘探費用只佔開采總成本的0.6%。這是由於探區內煤層的有關資料已經掌握，並且地質因素的不確定性比常規油氣勘探低。美國黑勇士盆地Brookwood氣田煤層氣勘探結果為，勘探費用1000萬美元獲得10億萬美元的煤層氣儲量，平均每產1000m3煤層氣可獲利89美元，年純利潤820萬美元。由於勘探費用低，因而勘探失利造成的風險也不會太大。
2.生產成本低，生產期長
由於煤層氣埋藏淺，並且產氣量穩定，因此煤層氣生產成本較低。美國黑勇士盆地和聖胡安盆地每口煤層氣井的勘探、開發、生產平均費用分別為32萬～38萬美元和62萬～72萬美元，煤層氣成本4美分/m3。中國沁水盆地晉城地區投入開發，預計每口煤層氣井的勘探、開發、生產平均費用為人民幣230萬元，煤層氣成本也僅為0.25元/m3。
煤層氣井的生產期已經超過了人們預期的壽命。聖胡安盆地一般產量的井和黑勇士盆地高產量的井，生產壽命長達25年以上。在煤層氣井排采過程中，經初期排水後產氣量大幅度增加，並且產量增加常常持續十幾年以上，之後才出現緩慢的下降。
3.煤層氣井經濟效益好
國內外煤層氣勘探實踐表明，達到工業性開發的煤層氣井產氣量一般在2000～8000m3/d，在一定地質條件下，煤層氣井還可形成較高產能。如美國聖胡安盆地單井最高產氣量達28×104m3/d，單井平均產氣量為56000m3/d；尤因塔盆地單井平均產氣量接近20000m3/d。並且，由於煤層通常比常規儲層連續性好，厚度大，氣產量穩定，也易於預測。因此，煤層氣井中極少出現不產氣的井（乾井）。同時，煤層氣井的開發還具有甲烷採收率高（50%～80%）和開采范圍大的特點。因此，煤層氣井一般都能獲得較好的經濟效益。按美國的經驗，從回收期、貼現凈現值及所需的最低煤層氣價3個方面進行測算，相當一部分煤層氣井的經濟效益明顯高於普通氣井的經濟效益。因此，盡管美國現在煤層氣井不再享有特殊的優惠政策，仍有尤因塔、粉河、拉頓、阿巴拉契亞等盆地煤層氣開採取得較好的經濟效益，產氣量呈逐年上升之勢。
❾ 國外煤層氣勘探開發現狀的啟示
美國、澳大利亞和加拿大等國家的煤層氣勘探開發發展比較迅速，而其他大多數國家尚處於煤層氣勘探開發試驗階段。我國煤層氣資源豐富，勘探開發起步較晚，且發展緩慢，目前仍處於勘探開發試驗階段。通過深入分析國內外煤層氣勘探開發現狀，得到以下幾點啟示。
（1）能源需求、環保要求和經濟效益是煤層氣產業發展的動力。
20世紀70年代末，美國天然氣需求量很大，每年需要從國外引進天然氣600×108～800×108m3。美國是煤炭資源大國，擁有較為豐富的煤層氣資源。每年因採煤向大氣排放大量甲烷氣，不僅污染大氣，而且耗費勞動力和資金。而且美國聯邦和地方政府對環保要求愈來愈嚴，並促使企業經營者減排降污。因此，能源需求、環保要求和經濟效益成為美國煤層氣產業發展的動力。
（2）豐富的資源基礎奠定了我國煤層氣廣闊的勘探開發前景。
全球煤層氣資源極其豐富，絕大部分煤層氣資源量分布在12個主要產煤國，其中俄羅斯、加拿大、中國、美國和澳大利亞的煤層氣資源量均超過10×1012m3。相比美國而言，我國煤層氣資源更為豐富，因此我國煤層氣勘探開發具有堅實的資源基礎，前景廣闊。
（3）復雜的地質條件決定我國煤層氣勘探開發任務的艱巨性。
相對美國含煤盆地較簡單的構造演化史而言，我國含煤盆地經受了復雜的構造改造，大多數原型含煤盆地構造破壞嚴重，煤層氣地質條件異常復雜，低階煤和高階煤煤層氣資源比重大。因此，必須建立起一系列適合我國煤層氣地質特點的認識和理論來指導煤層氣勘探開發，而理論的建立及應用是一個艱巨的過程。
（4）煤層氣地質研究和資源評價是煤層氣勘探開發的基礎。
自20世紀70年代中後期以來，美國地質調查局（USGS）、天然氣技術研究所（GTI）、美國能源部（DOE）等單位對煤層氣基本地質條件、富集產出機理和增產措施方面進行了深入研究，組織完成了多次全美煤層氣資源評價，加深了對煤層氣資源的認識，有效地指導了美國煤層氣的勘探開發。
（5）配套的工藝技術是煤層氣勘探開發的關鍵。
煤層氣藏是一種特殊的氣藏類型，其勘探開發技術在很多方面有別於常規油氣。美國經過20多年的煤層氣勘探開發實踐，已經形成了配套的工藝技術，為其煤層氣勘探開發總體水平的提高起到了巨大的推動作用。
（6）足夠的勘探開發投入是煤層氣產業發展的充分條件。
美國是率先形成煤層氣商業化開發的國家，也是迄今為止煤層氣產量最高的國家，澳大利亞和加拿大近年來也實現了煤層氣商業化開發，而世界上其他國家尚沒有大規模開發煤層氣，除去其他諸多影響因素，很重要的原因是煤層氣資源的勘探開發投入程度，足夠的勘探開發投入是煤層氣產業發展的充分條件。
（7）制訂優於常規天然氣的經濟扶持政策，以增強其市場競爭能力是煤層氣產業發展的必要條件。
20世紀70年代末，美國政府通過眾、參兩院的聽證會將煤層氣確定為非常規氣體能源，並於1980年頒布《能源意外獲利法》的第29條非常規能源開發稅收補貼政策，使煤層氣成為政府鼓勵和支持的主要清潔氣體能源。考慮到煤層氣開發初期具有產量低、投入大、投資回收期長的特點，無法與常規石油、天然氣開發進行競爭，美國政府扶持煤層氣開發的指導思想是以煤層氣從開發成本、銷售價格等方面可與常規天然氣競爭為出發點決定稅收補貼的程度；同時，補貼政策要有一個相當長的適用期，以培植煤層氣產業的成熟。澳大利亞煤層氣開發的發展得益於政府政策的寬松和優惠。1997年，昆士蘭州政府對煤層氣的開發與管理出台了一系列規定與措施，促進煤層氣勘探開發的快速發展。
（8）健全的法律是煤層氣產業發展的保障。
立法是煤層氣生產的關鍵和保證，只有通過立法才能保證煤層氣投資者的合法權益，從而提高煤層氣投資者的積極性，最終促進煤層氣產量的提高。美國聯邦政府和州政府在煤層氣勘探開發過程中的管理作用主要以法律、法規的形式體現出來。在頒布煤層氣法規後，煤層氣產量大幅度上升，由此產生的經濟效益和社會效益非常明顯。
（9）完善的天然氣管網等基礎設施促進煤層氣產業快速發展。
美國有完善的天然氣管道系統，生產的煤層氣大部分都進入天然氣管網銷售給燃氣公司，促進了煤層氣產業快速發展。而印度等國家，由於天然氣管網等基礎設施建設跟不上，從一定程度上遲滯了煤層氣產業的發展。
（10）煤層氣勘探開發具有良好的經濟效益和社會效益。
美國的經驗證實，煤層氣勘探開發一旦取得突破，形成規模生產，可獲得明顯的經濟效益，主要反映在以下幾個方面：一是勘探費用低，獲利大，風險小；二是生產成本低，生產期長；三是煤層氣井經濟效益好。更為重要的是，煤層氣資源的勘探和開發對緩減我國能源緊缺局面、煤礦安全問題和環境污染問題意義重大，具有良好的社會效益。