1、煤层气资源
我国煤层气资源丰富，分布广泛。自20世纪80年代以来，煤炭、地矿和石油系统的研究机构和专家先后从不同角度对我国煤层气资源进行过多次估算，其中得到普遍认可的是煤炭科学研究总院西安分院的估算结果，即全国煤层气资源总量为30-35万亿m3。煤层气勘探开发尚处于起步阶段，国家还没有制订统一的煤层气储量标准，目前煤层气储量估算主要参照天然气储量计算方式进行
，根据已有的煤层气井组试验结果，我国目前煤层气探明储量仅为1000亿m3，主要集中在沁水煤田南部。
煤层气资源的地域分布受煤炭资源分布的制约，二者的分布状况基本一致。在我国，煤层气资源分布相对集中在三江－穆棱河盆地、渤海湾盆地、南华北盆地、晋中南含煤区、萍乐坳陷、湘中南地区、鄂尔多斯盆地、四川盆地、川南－黔北含煤区、六盘水含煤区、准噶尔盆地、吐哈盆地和伊宁盆地等13个含煤盆地(地区)。这13个含煤盆地(地区)的煤层气资源 量共计为30.84×10/12m3，占全国资源总量的94%。除准噶尔、吐哈和伊宁盆地外 ，其余10个含煤区均位于我国东部和中部地带，煤层气资源共计达22.27×10/12m3，占全国资源总量的6.8%。这里人口密集，经济发达或比较发达，能源供需矛盾明显，因而具有很高的工业价值。
虽然我国煤层气资源十分巨大，但在当前的技术经济条件下有开采价值的资源量(埋深小于1000m的资源量)只有总资源量的1/3。根据资源及市场条件，目前我国煤层气勘探开发最有利区块主要包括：沁水盆地、淮南和淮北地区、鄂尔多斯盆地东缘(柳林、三交)、三江穆棱河地区、阜新地区及南方的六盘水地区。这些地区煤层气资源占全国资源量的近四分之一，煤的演变程度高低不等，据初步勘探，只要技术合理，措施得当，选位正确，其煤层气地面开发井均可获得工业气流。
煤层气在我国能源中的地位
2.1我国能源工业状况及发展趋势
我国一次能源资源总量在4万亿t标准煤以上，居世界第三位，其中煤炭资源量占总资源量的90%以上。据最新的煤炭和油气资源评价与预测结果，我国煤炭资源量为5.57万亿t，其中保有储量1.01万亿t，精查可采储量有1779亿t，按目前的开采水平，储采比超过百年。我国天然气的资源量为38万亿m3，其中探明储量约占8%，截止到1999年底，全国天然气剩余可采储量仅1.37万亿m3，按目前的开采水平，仅够开采49年。
我国是能源生产大国，同时也是能源消费大国。1999年一次能源消费总量为12.2亿t标准煤，占世界总能源消费量的10%，居世界第二位。煤炭是我国的主要一次能源，近10年，煤炭在我国能源消费构成中的比重基本保持在70%左右。
1990年以来，尤其1995年以后，在市场经济和环境保护的推动下，我国终端能源需求逐步开始向优质高效洁净能源转化，油气和电力的需求增长大大超过煤炭和生物质能的增长，其中天然气需求增长尤其明显。根据国家统计局资料，我国天然气产量已由1996年的201亿m3增加到2000年的277亿m3，年均增长9.5%。天然气消费量在一次能源消费中比重已由1996年的1.8%增加到1999年的2.6%。与此同时，我国自1993年成为能源净进口国后，天然气进口量也逐年增加，2000年进口液化天然气达482万t。
根据市场调查及能源需求预测，我国天然气需求量2005年可达600亿m3，2010年可达到1120亿m3，天然气在一次能源消费中的比重将由目前的不到3%增加到10%。而根据国家能源发展规划，国内天然气供应能力到2005年和2010年最高只能达500亿m3和800亿m3，供需缺口张大。为此，我国将从今年上半年开始实施“西气东输”工程，一期工程输气能力为120 亿m3/a，最终可达300亿m3/a。拟从俄罗斯进口天然气的“北气南输”工程已在规划中，该工程可为我国每年提供200亿m3天然气。2.2煤层气在我国能源中的地位
我国的能源消费结构很不合理，1999年煤炭约占68%，石油占23%，天然气仅占2.6%，天然气在能源结构中的比例远远低于世界平均水平(24%)。为了实现能源与环境的可持续发展，我国急需实施以优质能源为主的能源发展战略，合理调整能源结构，增加天然气在一次能源消费中的比重。根据国家能源发展规划，到2010年，天然气在能源构成中的比重将从目前的不到3%提高到10%。
根据我国石油天然气集团公司预测，到2010年和2020年，我国天然气探明储量分别为45万亿m3和6万亿m3，产量分别达到800亿m3和1120亿m3，而天然气需求量则分别达1120 亿m3和1700亿m3。2010年以后，常规天然气生产只能满足市场需求的60%左右。尽管天然气缺口可通过进口天然气和液化石油气解决，但在成本和安全上均存在问题。煤层气是储存在煤层及邻近层中与煤伴生的可燃气体，主要成分与天然气相似。加快煤层气开发可以安全可靠地缓解天然气短缺的局面。
我国拥有丰富的煤层气资源，资源总量约30-35万亿m3，其中22.3万亿m3分布在我国中、东部地区，市场条件很好。十多年来，我国煤层气勘探开发取得了一系列成果，其中在沁水煤田东南部屯留区块，中联煤层气有限责任公司进行了煤层气井组采气试验，获得了460亿m3的地质储量。美国煤层气生产实践已经证明，煤层气能够形成独立的产业，成为天然气工业的重要补充。因此，我国煤层气产业的发展将对改善我国能源结构具有重要意义。
3、我国煤层气开发利用现状
3.1开发现状
我国煤层气井下抽放始于50年代，至今已有40多年的历史。至2000年底，全国已有184座煤矿建立了井下抽放系统和地面输配气系统，年抽放量达858亿m3，其中抚顺和阳泉矿区年抽放量均超过1亿m3。然而，由于目前我国煤矿区煤层气抽放大多是以保证煤矿安全生产为目的，抽放技术单一，因而平均抽放效率仅为23%。根据各矿区的经验，只要抽放的煤层气能够得到充分利用，以用促抽，以我国现有的井下抽放技术和装备，抽放率达到50%应有保证。我国井下煤层气抽放技术已十分成熟，基本上处于世界领先水平，目前主要任务是推广应用高效煤层气抽放技术，以及将各种抽放技术有机地结合起来，实现综合抽放，提高抽放效率。
在地面钻井回收煤层气方面，我国自70年代开始在抚顺和焦作等矿区进行地面煤层气预抽试验，并从90年代初开始引进国外煤层气开发技术，目前已进入全面勘探开发阶段。我国已钻成200多口煤层气地面井，单井最高日产量达16000m3，基本掌握了适合我国煤储层特征的煤层气勘探开发技术，为煤层气的商业化开发创造了条件。
近几年，我国煤层气国内自营和对外合作均取得了较大进展。到2000年底，中联煤层气公司在沁水盆地东南部共钻了11口井，其中TL-003、TL-006和TL-007井分别获得了日产7000m3、10000m3、和16000m3以上的工业煤层气流。中国石油天然气集团公司也于1999年完成了6口井的井组试验，其中晋试1井的单井日产量达7000m3。在对外合作方面，截止今年3月份，中联煤层气公司与美国Texaco、Arco、Phillips和Greka石油公司及澳大利亚的Lowell石油公司等共签署了11个合作开发煤层气的产品分成合同。11个合同的总面积约21000km2，预测煤层气资源总量近16500亿m3。
3.2利用现状
我国煤层气利用始于70年代末。1982年，国家将矿井瓦斯利用工程正式纳入国家节能基本建设投资计划。到目前为止，已建成瓦斯利用工程60多个。2000年，煤层气利用量达5亿m3左右。近年来，随着气价逐步放开和各煤炭企业对煤层气作为一种资源认识的加强，作为商业项目来开发煤层气已在多个矿区展开。晋城无烟煤集团公司是最早利用煤层气发电的企业之一，其投入运营的煤层气电站总装机容量已达5840kW，目前该公司正计划建一座120MW的煤层气电厂。由抚顺矿务局和沈阳煤气公司共同投资承建的由抚顺向沈阳供气的抚顺煤层气开发利用工程，总投资226亿元，目前一期工程已完成，铺设管路43km，供气能力达1.04亿m3/a。
目前，我国煤层气产量主要来自井下抽放系统，地面井回收的煤层气尚未形成规模。井下抽放系统回收的煤层气为中热值燃气，其甲烷浓度为30%-50%。这种中热值煤层气主要用作民用燃料和工业锅炉燃料，少量用于发电和生产化工产品。我国有3个矿区已建立了煤层气发电项目，另有3个矿区用煤层气生产炭黑产品，而用煤层气作民用燃料的矿区已超过20个。
3.3我国煤层气生产潜力分析
我国煤层气井下抽放已有50多年的历史，抽放技术成熟，2000年全国井下煤层气抽放量为8.58亿m3。随着环保意识的加强，更多煤层气利用设施的建成投产，以及国家和企业更加注重安全生产，预计未来10年煤矿井下煤层气抽放将会有较大的发展，到2005年井下煤层气抽放量将达到10亿m3，2010年达到14亿m3。
我国煤层气地面开发试验已从单井试验向井组试验过渡，一些煤层气开发项目已显示出商业化开发前景。我国煤层气开发应采取新区与老区相结合、重点突破的原则。首先在资源条件好、勘探程度较高的老矿区，进行补充勘探，集中力量开发，使煤层气生产能力在近期内有较大程度的提高，并在开发利用方面形成突破。煤层气新区开发重点应放在资源丰富、开发条件好的河东煤田和沁水煤田。根据中联公司预计，到2005年我国可探明5500-6500亿m3的可利用煤层气储量，建成2-3个煤层气开发示范基地，力争使煤层气产量达30-40亿m3，煤层气产业初具规模。到2010年，建成5-6个煤层气生产基地，煤层气产量达100亿m3，形成完善的煤层气产业体系。
4、“西气东输”工程为煤层气开发带来的机遇
“西气东输”工程西起塔里木，东达上海，横贯7个省市自治区，穿越我国腹地主要能源基地。按照预算，“西气东输”工程的供气能力和设计年限，需要1万亿m3的天然气地质储量作保证，但目前塔里木盆地的天然气地质探明储量仅7000亿m3左右，急需增加的新的补充或替代气源。煤层气作为非常规的洁净能源，其成分95%以上是甲烷，热值高达8000-9000大卡/m3，完全可以与天然气混输。
“西气东输”管线经过的地区大多是煤层气资源富集区，也是大中型煤层气聚气带集中分布的地区，沿线经过的11个煤层气聚气带从西到东依次是塔北、柴北－祁连、鄂尔多斯西部、渭北、鄂尔多斯东缘、霍西、沁水、太行山东、豫西、徐淮和淮南聚气带，总资源量近10万亿m3，比塔里木盆地的天然气资源量(839万亿m3)还多。管线经过的多个大型煤层气田，是近十年我国煤层气勘探开发试验工作的集中区，试验工作已取得显著成效。在沁水煤田的晋城、潞安、寿阳目标区，鄂尔多斯东缘的柳林、三交、石楼、三交北区块，渭北的韩城目标区，淮北的宿南向斜，淮南的新集等区块都探查出较高产量的煤层气井，一些区块已展示出良好的商业性开发前景。
本来，下游工程一直是限制煤层气开发的最重要因素之一，然而“西气东输”工程的实施，不仅为煤层气勘探开发创造了管网条件，而且解决了煤层气的销售利用问题，打通了制约中国煤层气大规模地面开发的主要瓶颈，必将增强国内外投资者的信心，加速我国煤层气产业的形成。另外，加快管道沿线煤层气的勘探开发，也能为“西气东输”工程提供足够的替代气源，保证工程供气稳定。
与此同时，煤层气还是一种现实的气源，具有巨大的开发潜力。沿“西气东输”管线分布的沁水、两淮等大型煤层气田，不仅资源丰富，而且是目前正在大规模开发的煤矿区，优先开发这些地区的煤层气资源具有显著的现实性。
5、我国煤层气开发的优势及面临的挑战
我国煤层气开发利用具有突出的优势和发展潜力。首先，我国煤层气资源十分丰富，其资源量与常规天然气相当，在世界前12个煤层气资源大国位居第三位；第二，我国煤层气资源分布特征比较有利于煤层气开发。从资源分布看，我国煤层气资源主要分布在经济发达或较发达的中东部地区，与常规天然气表现出很好的互补性，容易形成便利的市场条件；第三，我 国政府对开发利用煤层气极为重视，不仅成立了专门的煤层气国家公司--中联煤层气有限责任公司，并赋予其对外合作勘探、开发、生产煤层气的专营权，还在计划、财政、税收等方面赋予很多优惠政策，而且将煤层气列入国家产业政策发展序列和鼓励外商投资的产业、产 品目录之中。中联公司的成立，结束了自80年代以来煤层气勘探与研究各自为政的状态，解决了对外合作领域存在的缺乏统一规划、重复勘探等问题，同时也为煤层气产业的发展提供了可靠的组织与管理保证。第四，经过十几年的摸索和发展，特别是通过借鉴美国煤层气勘探开发取得成功的经验，我们已初步建立了适合我国煤层气赋存特点的勘探、开发技术体系，并形成了一定的生产实验基础。
由于我国煤层气产业尚处于初始阶段，因此面临的困难也很多。首先，煤层气专门勘探历史短，勘探基础薄弱，必须加大煤层气勘探的力度，增加可供开发的储量；其次，从基础理论上看，我国绝大多数煤田的地质条件比美国复杂得多，因此必须从中国实际情况出发，建立符合我国地质条件的煤层气存储、渗流、开发等地质理论，以指导生产实践；第三，要实现我国煤层气的大规模开发，急需对适合我国特殊地质条件的完井、压裂、排采等关键技术进行攻关，并研制相应的成套设备；第四，与煤层气勘探开发相关的经济政策和法规需要进一步落实与深化，同时国家也应投入更多的资金，以解决煤层气前期勘探和管网敷设所需的巨额投入。
6、对策与建议
在世界范围内，煤层气勘探开发方兴未艾。煤层气产业的发展对增加洁净能源供应，改善能源结构，保护大气环境和改善煤矿安全生产具有重要的现实意义。然而，由于煤层气生产具有其特殊性，而煤层气勘探开发在我国才刚刚起步，与其有关的政策、法规和技术还很不成体系，但煤层气产业发展又是一个系统工程，为此，本着加速我国煤层气产业发展的初衷，我们提出以下几点建议和对策。
(1)政策扶持、资金投入和政府支持是保证煤层气产业形成的先决条件。煤层气产业的发展特别是在产业形成初期，国家应给予必要的政策扶持，特别是在税费征收、科技投入、产业协调等方面应给予优惠政策；尤其要适度加大与发展新产业相适应的经费投入，各级政府在煤层气勘探、生产和利用等环节上也应给予配套规划和支持。
(2)发展煤层气产业必须坚持走联合之路。煤层气介于石油天然气和煤炭之间，它们在地质上、开发技术上以及下游利用上关系非常密切。发展煤层气产业必须集中相关行业的技术、设备及人才优势，最大程度地利用社会力量，联合发展。
(3)国际合作在相当长的时间内仍是发展我国煤层气产业发展的重要途径之一。美国是目前世界上煤层气理论和技术最先进的国家，我国目前则处于起步阶段，许多关键技术问题现在还没有解决。通过国际合作，引进资金，引进技术，可提高我们自身的发展水平。这将是促进我国煤层气产业形成和发展的一种重要形式。
(4)与天然气统筹规划，优选安排。煤层气和天然气在成分和用途上基本相同，可以共用相同的管网设施，且下游市场一致。此外，煤层气与天然气在分布上也具有互补性，但煤层气资源的综合效益更为突出，开发形势也更为急迫，因此煤层气和天然气在统一规划的同时必须优先安排。
(5)煤层气产业的发展必须上下游一体化，相关产业一体化。鉴于开发利用煤层气本身特有的地质特点和技术特点，煤层气生产和销售必须同步规划，并尽可能做到与煤炭、常规气、电力、化工等相关产业一体化发展。
(6)管网等基础设施要同步建设。管网是重要的基础设施，它在相当程度上是目前制约煤层气资源和市场有效连接的关键问题，因此必须从现在就开始规划建设煤层气和常规天然气 的一体化管线。在“西气东输”管线设计时，要充分考虑沿线煤层气资源，尽可能使管线穿过大的煤层气田。
(7)重视煤层气基础理论研究，加强煤层气科技攻关，推动煤层气产业的形成和发 展。煤层气产业是一个技术密集型行业，煤层气产业的规模、进展和成败最终仍取决于科技进步在煤层气各领域的体现程度。
