和页岩气一样，俗称瓦斯的煤层气也是非常规天然气，但长久以来，却远没有页岩气那么“受宠”。Why？开发煤层气不赚钱呀！目前，我国的煤层气每立方米的开采成本为2元，但售价仅为1.6-1.7元，即使加上财政补贴的0.2元，企业仍然亏损严重！
但是这种情况即将发生转变！2016年2月财政部颁布新的能源补贴政策：煤层气补贴从0.2元/立方米提高到0.3元/立方米。除此之外，根据国家能源局规划，煤层气还将获得包括提高上网标杆电价，优先安排项目建设用地，完善煤层气输送基础设施等等倾斜政策。
虽然相对于目前煤层气每立方米2元左右的开采成本而言，0.3元并不是大数目，但比财政支持更重要的是，这一举措具有风向标的意义，煤层气将有望成为“十三五”期间非常规天然气资源开发的主战场。
<认识煤层气>
一、什么是煤层气？
煤层气俗称瓦斯，是在煤的形成过程中形成的，赋存在煤层中，吸附在煤基质颗粒表面、游离于煤孔隙之中，主要成分为甲烷。
△1立方米纯煤层气的热值相当于1.13kg汽油、1.21kg标准煤
二、煤层气是如何形成的？
植物体埋藏后，经过微生物的一系列作用转化为泥炭（泥炭化作用阶段），泥炭又经历各种地质作用，向褐煤、烟煤和无烟煤转化（煤化作用阶段）。在煤化作用过程中，都有气体生成。根据气体生成的机理不同，煤层气的成因分为生物成因和热成因。
△煤炭的形成
1.生物成因
当温度低于50℃时，有机质在微生物一系列复杂的作用下发生降解，在煤层中生成以甲烷为主并含少量其他成分的气体。
2.热成因
随着煤变质程度不断加深，煤化作用增强，高温下，机酸的脱羟基作用生成甲烷和二氧化碳。
三、煤层气赋存方式生成的煤层气以三种状态赋存于煤层中，即：游离于煤的天然孔隙（割理）中，少量溶解于煤层的地层水中，大量吸附在煤的内表面。
△煤的内表面积每克可高达100-240平方米
<如何开发煤层气>大量的煤层气吸附在煤上，而煤层中的天然裂隙通常被水饱和，所以注定煤层气的开采方式与普通天然气、页岩气的开采都不同。
一、煤层气产出过程1.排水解吸
要想开采煤层气，首先要让它从煤层中解吸出来。只有通过排水作用降低压力，使得煤层压力小于解吸压力，气体才能从基质表面解吸出来。
△煤层气流动过程示意图
2.扩散
在浓度差的作用下，气体通过扩散从基质进入微裂隙系统。
3.渗流
渗流流向井筒产出。
△煤层气流向井筒
二、煤层气开采方式
井下抽采和地面钻采是煤层气开采的两种方式。
1.井下抽采
井下抽采就是借助煤炭开采工作巷道，井下钻孔，在地面建立瓦斯泵站进行抽采的方式。
2.地面钻采
地面钻采就是从地面开始钻井，使用螺杆泵、磕头机等设备进行排水采气的方式。具体布井方案有地面垂直井、地面采动区井、丛式井、水平井、羽状水平井和U型井等。
（1）地面垂直井
适用于地形平坦，厚度较大、构造简单，含气量与渗透率高的煤层，但单井产气气量低，采收率较低。
（2）地面采动区井
地面采动区井是在采煤之前由地面打垂直井进入主采煤层顶板，用来抽放采动影响范围内的不可采煤层及其中的煤层气。工艺技术简单，无需压裂等增产措施，产气量较高，但受煤炭采掘部署影响显著，适应范围小。
（3）羽状水平井
适用于低渗透煤储层开发，但开发成本较高。
（4）U型井
又称对接井，可以最大限度沟通割理，实现水平井排水和直井采气同时进行。适用于中高煤阶、割理较发育、含水较高、具有一定倾角的厚煤层。
（5）丛式井
源自油气田开发，产量与地面垂直井差不多，目前应用较少。
总而言之，地面钻采煤层气具有单井控制面积大，产能高，采收率高，地形适应性强，管理与集输成本低等优点。缺点是工艺复杂，钻井费用高，对地质条件要求高。适用于煤层稳定、原生结构发育的地区。
三、增产措施
为了能够进一步提高煤层气产能，获得工业气流，在煤层气开采作业中会采取一些改善煤层气天然裂隙系统、疏通煤层裂隙与井筒联系等增产措施。 1.压裂直井、水平井水力压裂是煤层气增产的首选方法。压裂就是利用高压泵将混合着支撑剂的液体加压注入井底，支撑剂填充裂缝，不让裂缝自然闭合，源源不断地产出甲烷气体。
2.注二氧化碳
二氧化碳对煤的吸附能力是甲烷的4倍，注入后可将甲烷置换出来。
3.微生物法
利用微生物与活性菌的结合提高对煤的降解能力，具体步骤为：（1）采集目标煤层气田资料，培养微生物菌群；（2）超临界二氧化碳预处理；（3）微生物降解增产煤层气。
超临界二氧化碳预处理方法可以有效增加煤与微生物的相互作用，促进煤的生物降解，提高甲烷的生成量，且成本低，可实现能源循环利用。
<煤层气资源分布及开采情况 >
人们最早认识煤层气是源于煤矿瓦斯事故的频繁出现，直到后来才发现，该资源储量惊为天人，全球煤层气储量达268万亿立方米，是常规天然气储量的一半。
随后各国开始大力发展煤层气产业，目前全球煤层气产业发展一般分为三个阶段：
1.开发前期准备及小规模勘探试验，如波兰、智利、巴西等；
2.快速发展，部分区块已初具商业开发条件，如加拿大、澳大利亚、中国等；
3.规模化开发，实现成熟商业化运作，目前仅美国能做到。
各国之所以大力发展煤层气产业，原因归纳起来可谓八个字：变废为宝，转危为安。为什么这么说呢？
一 、煤矿厂的撒旦
开采煤矿时，吸附在基质上和游离在孔隙中的煤层气将释放出来，空气中的瓦斯浓度在5%-16%之间都有可能发生爆炸。
△骇人听闻的瓦斯爆炸
△2001-2012年中国煤矿较大及以上瓦斯爆炸事故情况表
如果在采煤之前先采出煤层气，煤矿生产中的瓦斯将降低70-80%，进而降低发生瓦斯爆炸的几率。
二、环境的潘多拉
大家都知道二氧化碳是造成温室效应的主要气体，但甲烷对温室效应的影响远远超出想象，甲烷的温室效应是二氧化碳的25倍。
△煤矿巷道图
许多煤矿在开采时，将释放出来的煤层气直接通过巷道排出，白白浪费资源。每年排放的煤层气约200亿立方米，折合标准煤2600万吨，相当于三峡水电站一年的发电量，产生的二氧化碳相当于20多万辆汽车一年的尾气排放。
三、国家能源安全的定心丸随着全球能源需求的不断增加，能源结构的调整，天然气在一次能源消费中占比越来越大。据推测，2020年国内天然气的产量大约能够达到1200亿立方米，届时的缺口将会达到1800-2000亿立方米/年。巨大储量的煤层气将会承担起填补气源缺口的担子。
下面让我们一起来看看各国煤层气开采的具体情况：
俄罗斯
世界第一储量大国是俄罗斯，保守估计84万亿立方米，占到俄罗斯天然气总资源的三分之一。
虽然是煤层气第一大国，但俄罗斯对煤层气的开采却一直不重视。直到2010年，在美国加快开采页岩气后，俄罗斯也不甘示弱，展开了大规模煤层气的开发。俄罗斯天然气工业公司于2010年2月17日宣布将扩产煤层气，计划在每年从Kuzbass盆地生产40亿立方米的煤层气。
加拿大
加拿大的煤层气资源主要集中阿尔伯塔省，达到15.57万亿立方米，占全国总量的78.6%，少量位于不列颠哥伦比亚省和东部的新斯科舍省。
在加拿大，煤层气开发是没有特别补贴的，开采主体为油气公司，管理与天然气相同，油气管道非常发达，煤层气通过管道与天然气混输利用。
△加拿大煤层气年产量图
美国（老美不光页岩气搞得响，煤层气也是一顶一的厉害！）
美国煤层气地面开发1976年就已获得工业气流，至2012年，黑勇士、圣胡安、粉河、中阿巴拉契亚、尤因塔、拉顿等10个主要盆地均已进行商业化生产。
美国煤层气产业发展的关键在于针对不同盆地、不同地区，形成了与地质特征相适应的开发技术，例如黑勇士、拉顿盆地等，煤层常压或欠压、低渗透，采用套管完井、压裂工艺技术；粉河盆地，煤层厚、高渗透，采用钻井-洗井技术；山地地形区采用羽状水平井等等。
澳大利亚
澳大利亚是继美国之后煤层气勘探发展较快的国家，煤层气开发主要分布于5个盆地：鲍温、加利利、苏拉特、悉尼、佩斯盆地，2009年生产井达5200口，探明可采储量4934亿立方米。
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补充 | 知识
2014年中国海外首个世界级LNG生产基地柯蒂斯项目建成投产，项目位于澳大利亚昆士兰州，项目煤层气源探明和控制开采储量合计达3500亿立方米。
△中海油是该项目第二大项目权益和投资方
中国
中国的煤层气资源排名世界第三，埋深2000米以内的浅煤层气地质资源量约为36.8万亿立方米（高于我国页岩气36.1万亿立方米的储量）。
△全国64%的分布在中部地区，以鄂尔多斯盆地和沁水盆地为主，资源总量超过10万亿立方米
我国煤层气勘探开发经历了20多年的探索和发展，已初步建成沁水盆地和鄂尔多斯东缘两大产业发展基地，形成2个千亿方大气田。
<我国煤层气产业的未来>
作为非常规能源的重要一员，煤层气的储量要远超页岩气，但为什么在全球并没有掀起一场类似页岩革命那样爆发式的增长呢？我国煤层气的抽采活动可以追溯到1952年，多年的实践经验已经形成了成熟的配套技术，但为什么煤层气的产量和利用量仍然与预期目标相差甚远呢？
△2015年煤层气实际年产量为171亿立方米，仅完成规划目标的57%
盈利性差是制约我国煤层气产业快速发展的最关键因素。2元/立方米的生产成本，1.6-1.7元/立方米的销售价格，加之目前全国销售气价大幅下调，即使煤层气补贴标准提升至0.3元/立方米，对于企业来说也并不能起到太大作用。若想大力发展煤层气产业，除了提高补贴标准，更重要的是解决制度性障碍。
一、矿权重叠煤层气与煤炭的开采审批隶属不同部门导致产权重叠问题。举个栗子：晋煤拥有采煤权，想要开采煤层气，奈何不拥有气权，气权已经被国土资源部授予中联煤，此时晋煤则无法开采煤层气。
针对这种割肉不能流血的窘况，矿权重叠最严重的三交地区首创了“三交模式”：让煤层气公司和煤炭公司合作，联合勘探、联合开发、联合利用等方式各取其利，实现采气采煤协调发展。
二、管网建设滞后大规模的商业开发必然要依托管道运输，而煤层气长输管网建设滞后，管道短、管径细、分布碎，开发与输送衔接不畅，且多是局部联网，难以形成规模。
△中国输气管道主干线仅有1.2万公里，含支线3.8万公里（美国47.8万公里）
2011年煤层气抽采量为115亿立方米，利用量为53亿立方米，利用率为46.09%；2012年抽采量达到125亿立方米，利用量为52亿立方米，利用率为41.53%。煤层气产量提升，但是利用率却明显下降，关键因素在于配套管网缺失。
因此，在规划天然气常规管线建设时应充分考虑和煤层气的可混输性及煤层气资源分布的地域特点，尽可能让常规天然气管线靠近煤层气生产基地。
三、缺乏社会资本
目前，国内煤层气的采矿权主要集中在中石油、中石化和中联煤（中海油控股），但由于盈利性差的问题，绝大多数都处于未抽采状态。加之，国家尚未出台煤层气融资政策，企业只能利用自身资金进行开发，建设1亿立方米煤层气产能需要4.5亿元，这使煤层气开发项目雪上加霜。
针对这一问题，只有开放更多的煤层气区块，让更多的社会资本涌入，真正发挥市场调节的力量。只有这样才能形成良性竞争，进一步促进技术创新，降低开采成本，形成规模化效应，提升煤层气的市场竞争力。
四、先天性夭折
作为全球最大的煤炭生产国，我国的煤炭开采已经有了悠久的历史，并且目前在我国一次能源消费结构中煤炭资源仍占有70%。在大量开采煤炭的过程中，究竟“废弃”了多少煤层气，这一数据将无从考证。若能提早将煤层气的开采作为一种新能源、新产业来对待，又怎会让煤层气“先天夭折”，被扼杀在“襁褓”之中了？！
<结束语>任何事物的发展都是举步维艰、曲折回环的，成功的花儿必然浸透着奋斗的泪泉与牺牲的血雨。我们的头顶是亟待改善的雾霾天气，降低煤炭消费比重，提高天然气消费比重迫在眉睫，幸运的是，我们的脚下蕴藏着丰沛的页岩气、煤层气资源，但其大力发展仍需要政府、企业、各方从业者痛下决心，克服困难以壮士断腕的勇气去推动行业转型发展，技术不断创新，只有这样才能激发行业的潜在活力，迎接更为广阔的明天。
