页岩气废水(页岩气废水排放标准)

  公司新闻     |      2022-08-16 14:00:59

文 | 何文雯

来源 | 天风证券研究所

编辑 | 扑克投资家金沙国际,转载请注明出处

“我们花费精力开发4000米深的页岩气,为什么不好好开采2000米浅的煤层气呢?”国家能源委专家咨询委员会会主任、国家能源局原局长张国宝在几年前曾经说过这样一段话,现在审视这段话,不由得让人重新思考这个问题:与正热火朝天进行的“页岩气革命“相比,中国是不是更需要一场”煤层气革命“呢?

煤层气和页岩气是非常规天然气的两种主要形式。截至2015年底,全国累计探明煤层气和页岩气地质储量分别为6293亿立方米和5441亿立方米,剩余可采储量分别为3063亿立方米和1302亿立方米。中国作为煤炭大国,煤层气储量更加丰富,且煤层气埋藏较浅的特点决定了煤层气开采技术较页岩气更加灵活。同时国外经验表明,财政补贴政策是发展非常规天然气的关键举措,2016年之前页岩气开采的补贴高于煤层气,2016年起煤层气补贴提升至和页岩气持平,2018年以后煤层气开采补贴将高于页岩气。目前开采煤层气具有极大价值和优势。

中国煤层气开发的技术积累叠加鼓励政策,行业正处于爆发临界点。我国煤层气开发进入了一个新的时期:从为防范井下安全事故,提高矿下瓦斯抽采量转变为大力发展地面开采,实现与天然气混输混用。煤层气接入管道的铺设已初具规模,部分气田的开采技术已经比较成熟,不再盲目模仿国外,以商业开发较成熟的沁水盆地和鄂尔多斯东盆地为代表,直井、水平井和U型井的联合使用提升采气量。同时煤层气勘探水平也大幅提升,扶持煤层气发展的政策密集出台,未来3-4年将是煤层气产业的放量期。

一、中国天然气行业发展情况

1.1.世界天然气发展概况

截至2014年底,世界常规天然气可采资源量为559.5万亿立方米,累计产量103.5万亿立方米金沙国际;非常规天然气可采资源量为543.5万亿立方米(其中致密气83.6万亿立方米,页岩气196.8万亿立方米,煤层气52.4万亿立方米,天然气水合物184万亿立方米,其他为水溶气),累计产量5.9万亿立方米。

按照目前年产量3.6万亿立方米测算,世界天然气资源可供开采200年以上。

世界典型国家天然气发展遵循启动期、发展期、成熟期的产业发展规律,快速发展期一般经历30年左右。如美国1945年天然气消费量突破1000亿立方米,1970年增至6000亿立方米,经历了25年的快速发展,期间消费量年均增长约200亿立方米;英国1970年天然气消费量突破100亿立方米,2000年增至968亿立方米,经历了30年的快速发展,期间消费量年均增长约30亿立方米;日本1976年天然气消费量达到100亿立方米,2012年增至1135亿立方米,经历了36年的快速发展,期间消费量年均增长约30亿立方米。驱动天然气快速发展的因素主要包括政策、资源、基础设施、价格等方面。

通常在能源转型中,加大天然气利用由环保问题触发,政策特别是环保政策和产业政策在天然气发展的关键节点起到主要推动作用,而市场化进程则是天然气产业可持续发展的重要保障。19世纪末20世纪初,美国煤炭消费量占一次能源比例达到80%,1943年洛杉矶光化学烟雾事件后陆续发布《清洁空气法》《清洁电力计划》等,“页岩气革命”进一步加速了“气代煤”进程,到2015年,天然气占美国一次能源消费比例升至29%,煤炭下降为16%。

1952年伦敦烟雾事件,英国出台《清洁空气法》,伦敦市区及近郊区设禁煤区,1974年颁布《污染控制法》,严格限制煤炭大气污染物排放,鼓励利用天然气,随着煤炭逐步被天然气和石油所替代,困扰欧洲国家多年的煤烟型污染才得以解决。

1.2.中国天然气发展概况

1.2.1.中国天然气资源储备

截至2015年底,全国累计探明常规天然气地质储量13.01万亿立方米,剩余可采储量5.2万亿立方米;累计探明煤层气地质储量6293亿立方米,剩余可采储量3063亿立方米;累计探明页岩气地质储量5441亿立方米,剩余可采储量1302亿立方米。

1.2.2.中国天然气产量和消费量双升,供需缺口扩大

2016年中国天然气消费量2058亿立方米,产量1368亿立方米,供需缺口近700亿立方米,对外依存度34%。自2014年起,中国天然气的产量和消费量增速均有所放缓,但消费量的增速仍然持续大于产量的增速。随着中国城镇化过程中居民能源消费结构的变化,以及环保监管日趋严格的背景下燃气替代煤炭供电供热需求的提升,天然气下游消费有进一步增长的空间。开发国内非常规天然气、进口管道气、进口LNG是解决中国天然气供需缺口的三大主要途径。

天然气供应

国产气已形成常规、非常规多元供气局面。2005年国内天然气产量500亿立方米,2015年增至1350亿立方米。其中,2015年全国煤层气地面抽采量44亿立方米,同比增长19%;页岩气勘探开发2011年获得工业性突破,2015年页岩气产量约46亿立方米。

进口气已形成管道气和LNG多渠道供应格局,资源进口国有10个以上。2015年,进口气量614亿立方米,其中:管道气进口量356亿立方米,主要来自土库曼斯坦、缅甸、乌兹别克斯坦等国;LNG进口量258亿立方米,长协进口主要来自卡塔尔、澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚和巴布亚新几内亚等国,现货进口主要来自也门、阿尔及利亚等国。

天然气消费

2005年中国天然气消费量为468亿立方米,2015年消费量增至1931亿立方米。2005—2015年,天然气消费年均增速16%,是中国一次能源消费年均增速的3倍。天然气在一次能源消费结构中的比例从2005年的2.4%增至2015年的5.9%,人均年用气量约140立方米。

天然气管网基础设施

截至2015年底,全国建成陕京线、西气东输、川气东送、中亚天然气管道、中缅天然气管道等长输管道里程约6.4万千米;建成LNG接收站12座,总接收能力4380万吨/年;建成地下储气库18座,有效工作气量55亿立方米/年;天然气发电装机5700万千瓦(不含分布式);建成CNG/LNG加气站6500座,船用LNG加注站13座。目前已形成常规和非常规国产气、陆上进口管道气、海上进口LNG等多气源互济,“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的供气格局;形成地下储气库、LNG接收站两大主力调峰方式,管网覆盖主要产气区以及长三角、珠三角和环渤海等区域。

天然气产业体系的形成

改革开放以来,历经多轮机构改革、企业重组等方面改革,中国天然气产业已初步形成以中国石油、中国石化、中国海油三大国有油气公司为主、其他所有制企业为辅,上游勘探开发、中游管输、下游消费市场不同程度竞争的产业格局。

政府管理方面,国家发展改革委员会、国家能源局主要负责协调全国油气行业相关政策、重大项目投资和对外合资合作等,国土资源部负责上游勘探、开发的许可管理等,国有资产监督管理委员会以出资人身份负责监管天然气行业国有企业的资产。此外,商务部、环保部、住建部、工信部、交通部、财政部、税务总局等部门按职责履行对天然气行业的管理或监管。

上游勘探开发领域参与主体逐步多元。除三大国有石油公司外,延长石油等依托既有区块参与上游勘查开采,京能、宝莫等通过新疆试点区块招投标进入上游勘探,华电、华能、重庆能投等通过招标进入页岩气上游,晋煤、河南煤层气等从事煤层气勘查开采,石化油服、长城钻探、杰瑞等多种主体参与油田服务。对外合作方面,目前中国石油、中国石化拥有陆上天然气勘探开发对外合作专营权,中国海油拥有海上专营权,中国石油、中国石化、中联煤层气公司和河南煤层气公司拥有煤层气对外合作专营权。

管输领域以管输与销售捆绑垄断经营为主。目前天然气干线主要由中国石油、中国石化、中国海油等国有公司采取上中下游一体化模式管理运营,区域或省内长输管道除三大国有石油公司所建支线外,还存在与地方企业合资共建、地方管输公司或燃气公司独建等多种模式。

天然气主要批发商为中国石油、中国石化和中国海油,除部分直供给电厂、工业等用户外,其余均分销给省级管网、城市燃气公司、小型LNG工厂等,然后经二次或多次销售给居民、工业、CNG加气站等终端用户。配售领域大多由地方政府授权特许经营。目前国内有超过200家城市燃气公司,2015年5大城市燃气公司(北京燃气、华润燃气、新奥燃气、中国燃气、中华煤气)合计销量相当于全国天然气销售总量的30%。

1.3.中国天然气需求结构

2015年,中国人均天然气消费量约140立方米,天然气占一次能源消费总量的比重约5.9%,远低于世界平均水平的23.7%通过更大的政策支持力度,2020年天然气在一次能源消费结构中的占比将达到10%;到2030年,天然气在一次能源消费中的占比将提高到15%左右。

1.3.1.居民用气增长确定,城市燃气公司进入新时期

随着中国新型城镇化建设深入推进,城镇化率稳步提升,预计到2020年达60%,2030年达70%。未来城镇燃气发展方向主要包括三个方面:一是稳步发展民用气。提升居民气化水平,城镇居民气化率2020年达50%~55%,2030年达65%~70%,并同步拓展公共服务、商业用气市场。二是有序发展天然气采暖。发展城市集中式采暖、燃气空调、分户式采暖,在南方有条件地区以集中式和分散式供暖相结合的方式利用天然气采暖。三是推进重点地区气化。以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、东北地区等为重点,设立重点区域“禁煤区”,加快燃煤锅炉天然气替代以及城市、乡镇生活燃料以气代煤。

居民天然气消费拥有很大的潜力,因为目前只有小部分城市居民可使用天然气。根据国家统计局数据,中国不到20%的人口可使用管道天然气,而美国的这一数字达58%。随着可支配收入和生活水平的提高,越来越多的居民出于便利性和清洁性而倾向于使用管道天然气。

城市燃气运营自然垄断属性突出,传统业务主要采取特许经营的形式提供燃气分销服务。城市燃气分销服务主要是指通过城市管网或瓶装,将天然气分销到各终端用户。城市燃气关系民生,投资大,初期大多由政府出资的地方国有天然气公司投资并独家运营,由于燃气管网等基础设施在特定区域内具有自然垄断性,因此地方国企背景的城市燃气企业凭借先发优势在特定的区域内占据相对垄断经营的地位。我国的城市燃气分销服务主要采取特许经营的形式,特许经营期限由20年到50年不等。

政策鼓励下市场主体日趋多元,民营资本持续进军燃气领域。2002年3月,发改委发布新的《外商投资产业指导目录》,将原禁止外商投资的燃气、热力、给排水等城市基础设施首次列为对外开放领域,打开了外资进入大中城市天然气市场的窗口。2002年12月,建设部下发《关于加快市政公用行业市场化进程的意见》,规定市政公用设施建设将公开向社会招标选择投资主体,原市政国企、外资、民资在同一平台上竞争。

此后新旧三十六条也持续放宽社会资本进入城市燃气等公用事业领域的门槛。城市燃气行业需求稳定、价格稳定、投资风险小和自然垄断性等特点吸引了各类资本加入,城市燃气市场活跃着地方国有企业、港资企业、中央企业、民营企业等各类经营者。

燃气分销商迅猛发展的草莽时期已经过去,目前国内各级燃气公司的市场格局已经初步形成。国内各级城市燃气分销市场是在“十一五”、“十二五”房地产繁荣时期发展起来的,由于燃气行业的特许经营属性,其实际控制人一般都在当地具有丰富的政府关系资源。在地产繁荣时期,其燃气入户初装费占燃气公司收入和利润的较大比重。而燃气行业属于重资产行业,在地产市场不景气、初装收入下滑的背景下,燃气公司传统业务拓展的瓶颈逐步凸显,燃气分销公司向综合能源服务公司转型成为业内共识。在分布式能源项目的运营中,多数项目都是由专业化的能源服务公司进行运行管理。

1.3.2.大型热电联产和分布式天然气发电

目前我国天然气电厂运营主体分为三类:第一类是以华电集团、华能集团、中国电力投资集团等为代表的国有大型发电央企;第二类是地方政府出资控股的省属电力投资集团及能源集团,如浙能集团、申能集团、京能集团等;第三类是石油天然气生产供应公司,如中海石油气电集团。为便于借助各自的优势,实现优势互补,燃气电厂大多为合资建设。

目前国内的天然气电厂主要为集中式天然气发电,采用燃气--蒸汽循环的方式运行,利用天然气燃烧产生的高温烟气在燃气轮机中做功,将一部分热能转变为高品位的电能,再利用燃气轮机排烟中的余热,在余热锅炉内产生蒸汽来带动蒸汽轮机进一步发出电能,同时供热和制冷,在提高了电效率的同时,实现了能源的高效梯级利用,也降低了天然气气供热的成本。

燃气--蒸汽联合循环机组具有运行灵活、启停迅速的优势,尤其在沿海经济发达地区,天然气电厂在夏季用电高峰期的调峰作用非常突出,其调峰职能将进一步得到发挥。近年来,相对富裕的东部沿海地区正在“领跑”电力结构多元化进程,沿海多个省份禁止新上燃煤电厂,发展天然气发电成为必然选择。

我国集中式天然气发电装机主要分布在京津塘、长江三角洲和珠江三角洲地区。按照不同的建设时期,这些燃气电厂主要可分为四种情况:一是为配合中澳广东LNG项目一期工程而新建的燃气电厂项目;二是配合"西气东输"项目,落实"西气东输"市场而新建的9F机组大型燃气电厂;三是以"陕京线"天然气为气源的燃气电厂;四是以海上天然气为气源的燃气电厂。到2015年我国集中式天然气发电量约为1658亿千瓦时。

分布式能源是相对于传统的集中式供电方式而言的,是指将发电系统以小规模,小容量,模块化,分散式的方式布置在用户附近,可独立地输出电,热和冷能的系统。分布式能源可以为在不适宜建设集中电站的地区和输电网末端的用户及输配电系统提供能源,能够有效降低热,电,冷等远距离能量输送损失和相应的输配电系统投资,为用户提供高品质,高可靠性和清洁的能源服务。

分布式天然气是梯级利用能源方法之一,以天然气为燃料,通关”冷热电三联供“等方式,在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式,综合能源利用效率一般可以达到70%以上,是天然气高效利用的重要方式。天然气冷热电三联供的工作原理是以天然气为燃料,利用小型燃气轮机,燃气内燃机,微燃机等设备将天然气燃烧后获得的高温烟气首先用于发电,然后利用烟气余热,高温缸套水等的热量在冬季供暖,在夏季通过制冷剂供冷;同时还可提供生活热水。

目前,分布式天然气系统主要用于机场,火车站,医院,酒店,商场,写字楼;区域性分布式能源则可应用在大学,CBD,度假村,工业园区;现在还有部分新城区,偏远城镇和农村等超大型区域也在利用分布式天然气发电。

三联供系统适用于:电价相对较高的公共用户,有冷,热负荷需求或有常年热水负荷需求的公共建筑,对电源供应要求较高的用户,电力接入困难的用户,需要备用发电机的用户,在目前政策,价格条件下,宾馆,办公,机场,交通枢纽,娱乐中心,产业园区等用户适于采用三联供系统。

我国分布式能源市场上主要包含两类提供商,一类是分布式能源设备生产商,主要有美国通用电气公司,索拉透平公司,卡特彼勒公司,希望深蓝空调制造有限公司,双良节能系统股份有限公司,大连三洋制冷有限公司,胜利油田胜利动力机械集团有限公司等。另一类是分布式能源项目投资,咨询,建设,运营公司,主要有中电投南方电力,国华电,华润协鑫,世纪新能源等。

在目前的天然气零售价格和上网电价下(以一线城市水平为例),大型燃气热电联产项目经济性较强,投资回收周期较短,工程投资较大。而2014年国家电网印发的《关于分布式电源并网服务管理规则的通知》中,天然气分布式发电的并网电价通常为0.75元/度,这使得分布式天然气项目的投资回报周期大大缩短,并短于集中式发电项目。

据中电联的《“十三五”天然气发电需求预测》,预计2020年我国天然气发电规模1亿千瓦,其中分布式4000万千瓦。当前我国天然气分布式能源总装机容量为500万千瓦,缺口很大。假设9F联合循环机组设备购置加安装的平均费用为2500元每千瓦,到2020年,集中式天然气发电新增市场规模将达500亿元。假设天然气分布式发电设备购置及安装费用为3500元每千瓦,到2020年,分布式天然气发电设备新增市场规模将超过1000亿元。

1.4.中国天然气供给结构

2015年天然气产量数据约为1346亿立方米,其中常规天然气产量为1120亿立方米,地面开采煤层气为44亿立方米,煤矿瓦斯抽采量136亿立方米,页岩气为46亿立方米。

1.4.1.国产常规气

目前,国内常规天然气主要来自新疆、陕甘宁、川渝、青海和东北五大产气区。据相关数据显示,2015年常规天然气产量为1120亿立方米,占比约为83.21%。“十三五”规划中2020年计划常规天然气的产量为1200亿立方米。截至2015年底,我国常规天然气地质资源量68万亿立方米,累计探明地质储量约13万亿立方米,探明程度19%,需进一步加大天然气的勘探投入。根据“十三五”规划要求,十三五期间将新增探明地质储量3万亿立方米,到2020年将实现16万亿立方米的累计探明地质储量。

分公司来看,天然气生产依然以中国石油集团为主,据公司年报显示,2015年中石油天然气产量达822.32亿立方米,中石油和中海油的天然气产量分别为208.10亿立方米和75.66亿立方米。其中,中国石油集团的长庆油田、塔里木油田和西南油气田仍然是中国天然气产量最大的3个油气田,2014年这3个气田的天然气产量分别比上年增长34.7亿立方米、12.7亿立方米和11.2亿立方米,分别达到381.5亿立方米、235.5亿立方米和137.3亿立方米;合计产量约754.3亿立方米,占全国总产量的58.8%。其中,长庆油田和塔里木油田天然气产量增长趋势下降,西南油气田产量增长趋势上升。

虽然常规天然气的规划一直在提高,但常规天然气的产量增速在近年却出现了大幅度的下滑,天然气供给的产量缺口正不断扩大。从供给端来看,国内天然气的勘探投入仍显不足,由于勘查主体少,竞争不足,造成部分区域内存在一定程度的“占而不勘”现象,同时国际油价的持续下跌也使得石油企业在上游的投资减少,直接影响天然气的产量。

1.4.2.进口管道天然气

中国的进口管道气目前主要来自中亚的土库曼斯斯坦,已经投入使用的中亚ABC线合计输气能力达550亿立方米/年,在建的中亚D线预计2020年投产,输气能力达300亿立方米。由于乌克兰危机造成俄罗斯和欧洲关系紧张,并且主要输往欧洲的天然气管网都要进过敌对的乌克兰,这就造成俄罗斯将其天然气销售方向逐步转为亚洲。并且由于遭受国际制裁和原油价格暴跌导致出口收入大幅下降,俄罗斯也最终放开了远东地区的资源开发,长期看这也将大幅增长我国北部能源的潜在供给。

页岩气废水(页岩气废水排放标准)

1.4.3.进口LNG

天然气进口价格多以20年以上的长约为主,“三桶油”在2007,08年签订的一系列天然气进口长约合同是天然气降价的一大阻力。然后由于近年来国际油价的剧烈波动,导致国际天然气市场上供应模式更加多元,短期合同和现货贸易所占比重不断上升。在我国进口LNG时,短期合同和现货贸易比重的上升,会提高我国天然气进口价格和国际市场价格的关联性。

我国截止14年LNG接收站产能520亿立方米/年,几乎全部被三大油公司垄断,占比高达90%,具有绝对的市场垄断地位。根据现有规划,预计2020年中国LNG进口接收站能力可达1800亿立方米/年,其中三桶油独立建设的接收站产能约1400亿立方米/年,占预计总能力的80%,民营约占17%,其余则为三桶油与民营资本合建。

我国目前天然气总消费量为1900亿方,自产气1300亿方,陆上管输气为313亿方,海上进口LNG气270亿方(长约气220亿方,现货气50亿方)。虽然LNG现货占比不高,但对我国整体气价影响比较大。虽然中海油开始布局LNG进口时间较早,在LNG价格上涨之前签下部分合约,但是三桶油大量的签订LNG进口合约都是发生在2014年底油价暴跌以前,以前普遍在3元/立方米以上,远高于目前1.5元/立方米左右的进口气现货价格。目前已经签约的海上LNG长约气价格已经锁定,在合同到期前价格不会有很大变化。未来新签约的长约LNG气价主要就是参考目前的现货价格,并且一般会下浮10-15%。

1.4.4.非常规天然气

非常规天然气主要包括页岩气和煤层气。

1)页岩气

美国页岩气革命对国际天然气市场及世界能源格局产生重大影响,世界主要资源国都加大了页岩气勘探开发力度。“十二五”期间,我国页岩气勘探开发取得突破,成为北美洲之外第一个实现规模化商业开发的国家。根据2015年国土资源部资源评价最新结果,全国页岩气技术可采资源量21.8万亿立方米,其中海相13.0万亿立方米、海陆过渡相5.1万亿立方米、陆相3.7万亿立方米。截至目前,全国累计探明页岩气地质储量5441亿立方米,2015年全国页岩气产量45亿立方米。

2012年,财政部、国家能源局出台页岩气开发利用补贴政策,2012-2015年,中央财政按0.4元/立方米标准对页岩气开采企业给予补贴;2015年,两部门明确“十三五”期间页岩气开发利用继续享受中央财政补贴政策,补贴标准调整为前三年0.3元/立方米、后两年0.2元/立方米。“十二五”期间制,中国石化和中国石油分别与地方企业成立合资公司,开发重庆涪陵、四川长宁等页岩气区块。

目前来看,页岩气开发仍然面临这一些挑战,主要有:

(1)建产投资规模大。页岩气井单井投资大,且产量递减快,气田稳产需要大量钻井进行井间接替,因此,页岩气开发投资规模较大,实施周期长,不确定因素较多,对页岩气开发企业具有较大的资金压力和投资风险,部分中小型企业投资积极性有所减退。

(2)深层开发技术尚未掌握。埋深超过3500米页岩气资源的开发对水平井钻完井和增产改造技术及装备要求更高。目前页岩气重点建产的川南地区埋深超过3500米的资源超过一半,该部分资源能否有效开发将影响我国页岩气的开发规模。

(3)勘探开发竞争不足。页岩气有利区矿权多与已登记常规油气矿权重叠,常规油气矿权退出机制不完善,很难发挥页岩气独立矿种优势,通过市场竞争增加投资主体,扩大页岩气有效投资。此外,页岩气技术服务市场不发达,不利于通过市场竞争推动勘探开发技术及装备升级换代,实现降本增产。

2)煤层气

我国煤层气资源丰富。我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量约36.8万亿方,可采资源总量约10万亿立方米。我国煤层气主要分布在华北和西北地区。与页岩气不同的是,页岩气开发对技术、装备要求较高,在中国可能大企业更合适。而煤层气技术差别大,需要更细化,一些中小公司具有优势。过去许多外国大公司在中国进行煤层气勘探开发曾遭遇技术的“水土不服”,目前外资合作比例已由最高时期的85%降至目前的30%-35%。近年来,一些中小民营公司却凭借独特的技术优势异军突起。

二、煤层气概况

2.1.煤层气的成分,热值与形成

煤层气是指储存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体,是煤的伴生矿产资源,属非常规天然气,是近一二十年在国际上崛起的洁净、优质能源和化工原料。煤层气或瓦斯的热值跟甲烷(CH4)含量有关,与其他燃料相比较,其热值是通用煤的2-5倍,1立方米纯煤层气的热值相当于1.13kg汽油、1.21kg标准煤,其热值与天然气相当,可以与天然气混输混用,而且燃烧后很洁净,几乎不产生任何废气,是上好的工业、化工、发电和居民生活燃料。煤层气热值具体如下表所示:

煤层气的成分在各个区块并不完全相同,主要是与各个区块煤层气生成的地质条件以及构造运动有关,也即与煤岩成分、煤级和气体运移有关。但总的来说主要是甲烷(占93~97%)、二氧化碳和氮。从煤层气里还可能检测到微量乙烷、丙烷、一氧化碳、二氧化硫、硫化氢等成分。

在接近地表的煤层内,原生的天然气向上运移,离开煤层,地面空气和地表的生物化学和化学反应所产生的气体向下渗透,进入煤层,从而浅部煤层气成分形成垂向分带现象。一般自上而下可分为四个带:二氧化碳—氮气带,氮气带,氮气—甲烷带,甲烷带。采煤界将前三个带统称为“瓦斯风化带”,在“瓦斯风化带”下的“甲烷带”才是煤层气的主要开采区域。具体如下表所示:

就其形成过程而言,煤层气的形成与天然气成因相同,可以分为有机成因和无机成因两大类。在植物体埋藏后,经过微生物的生物化学作用转化为泥炭(泥炭化作用阶段),泥炭又经历以物理化学作用为主的地质作用,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,成煤物质发生了复杂的物理化学变化,挥发份含量和含水量减少,发热量和固定碳的含量增加,同时也生成了以甲烷为主的气体。煤体由褐煤转化为烟煤的过程,每吨煤伴随有280~350m^3(甚至更多)的甲烷及100~150m^3的二氧化碳析出。泥炭在煤化作用过程中,通过生物成因过程和热成因过程生成气体,生成的气体分别称为生物成因气和热成因气,即煤层气。

2.2.煤层气储量和分布

全球煤层气储量达268万亿立方米,目前已有74个国家发现蕴藏有煤炭资源,其中90%分布在12个产煤国家,储备量前五的国家分别是:俄罗斯、加拿大、中国、美国和澳大利亚。

具体来看,煤层气世界第一储量大国是俄罗斯,保守估计84万亿立方米,虽然俄罗斯的煤层气储备较为丰富,但俄罗斯对煤层气的开采却并不重视。直到2010年俄罗斯才开始进行大规模的煤层气开发。加拿大的煤层气储备量大约在5.6-76万亿方之间,其煤层气资源主要集中阿尔伯塔省,少量位于不列颠哥伦比亚省和东部的新斯科舍省。

中国的煤层气储备量位于世界第三,达31.46万亿方。“十一五”期间我国煤层气资源开发已实现商业化,“十二五”期间则已实现产业化,因此在“十三五”期间煤层气有望成为非常规天然气资源开发的主战场。

美国的煤层气开发较早,其煤层气地面开发早在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,估计美国的煤层气储量为21.19万亿方。

澳大利亚是继美国之后煤层气勘探发展较快的国家,其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,煤气层储量估计在8.4-14万亿方之间。

2.3.煤层气开采的两种方式

煤层气的开采一般有两种方式:一是地面钻井开采;二是井下瓦斯抽放系统抽出。

井下抽采是指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。而地面钻采是从地面开始钻井,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、水平井和U型井等。2015年,我国地面开采煤层气44亿立方米,煤层气利用率为86.4%,而井下抽采瓦斯量达136亿立方米,利用率为35.3%。

地面开采的煤层气利用率要高于井下抽采,这主要是由于井下抽采的煤层气浓度较低,大部分情况下浓度不足30%,且运输成本高,无法实现规模化的利用,只能就近使用(例如发电)或者直接稀释排空(每年国内排空的煤层气达150亿方)。而地面开采浓度较高,甲烷含量一般大于95%,可以和常规天然气混输混用,能以较高的利用率使用、储存和运输。此外,井下煤层气的抽采,依赖于煤炭开采的进度。因为煤层气企业承担着防止煤炭瓦斯事故的责任,只要煤炭生产企业不停工,煤层气的抽采就不能停止,因此在下游天然气需求不振的情况下,抽采的多余的煤层气是能排空。

煤层气地面抽采的总量小,主要取决于煤层气开采的商业模式。我国抽采煤层气最初目的是防范瓦斯事故。由于煤矿开采者自身治理瓦斯的成本比较高,所以一般会请煤层气开采企业来治理。开采出的煤层气资源属于煤层气开采企业所有,煤炭开采者支付给煤层气企业的费用也远小于自身治理成本。由于之前模式多是边开采煤炭边抽采煤层气,所以井下抽采比地面抽采量大很多。随着开采技术的进步和对煤矿瓦斯事故的防范力度加大,如今煤矿开采前的地面抽采和煤矿开采后的废弃矿抽采越来越多,今后地面抽采量将会增加。

2.4.煤层气产业链及销售方式

中国煤层气生产商的销售及营销方式按各项目与天然气输送基础设施的距离而不同。大致包括以下渠道:

液化天然气销售-液化天然气是冷却至液态的天然气,可通过管道以外的方式进行输送。在无管道连接的地方,小型液化天然气销售在煤层气商品化、调峰、储存、运输灵活性及安全上尤其适用。由于运输成本较高,液化天然气最适宜用以向无管道连接的终端用户(如拥有液化天然气储存及再气化设施的城市天然气分销商及工业用户)供应少量煤层气。

管道天然气销售-为长期供应较大量天然气的最经济方法,而不断上涨的管道天然气城市门站价及新增管道基础设施的发展为管道输送提供了支撑。管道销售的一般对象是城市天然气分销商及大型工业用户。这种销售通常会签订《照付不议》条款,规定买方须就最低气量付款,而不论实际提取的供气量。

压缩天然气销售-压缩天然气是加压的气态天然气。压缩天然气最适宜用作少量煤层气生产,且将继续供应予天然气加气站及小型工业用户等小众市场。这种方法的运输半径限制在200公里左右

三、煤层气—属于中国的页岩气

3.1.美国各类型天然气占比及变化

2002年之前,美国非常规天然气的产量非常小,几乎可以忽略。2002年之后,美国常规天然气的产量出现了明显下滑的趋势。在煤层气钻井技术提高和政府财政补贴支持的双重作用下,美国煤层气产业在2002年之后进入了快速发展期,弥补了常规天然气产量下滑的缺口。随着页岩气革命的爆发,2009年美国以6240亿立方米的产量首次超过俄罗斯成为世界第一天然气生产国,页岩气的产量快速爆发,产量几乎与常规天然气相当。而煤层气的产量则逐步稳定下来且略有下降。

3.2.在中国煤层气的经济性高于页岩气

地面钻井开采方式,国外已经广泛使用,我国有些煤层透气性较差,地面开采有一定困难,但随着开采技术的提高,企业开采积极性也随之提高。全球煤层气开采的平均成本约为0.11美元。根据亚美能源公司公告,其2012年-2014年煤层气生产成本(以净运营开支除以净产量算,不包括折旧摊销)分别为1.2元/立方米,0.7元/立方米和0.4元/立方米。

原因是在勘探阶段的试生产项目成本较高,但随着项目进入商业开发及生产阶段,会因整体规模和经济效益的提高而成本下降。在中国页岩气的成本显著高于煤层气。页岩气水平井单井的投资成本大约5000-7000万元,单井日产量大约6万立方米。而煤层气L型井单井投资成本大约600-700万元,单井日产量大约2万立方米。

从供给端各类型天然气的成本来看,煤层气的成本介于陆上常规天然气和管道进口天然气之间,远小于同为非常规国产天然气的页岩气。由于液化天然气(LNG)运输较灵活,所以随着国际油价和天然气价格的波动,进口液化气(LNG)也相对波动比较大。

3.3.为什么中国的煤层气可类比美国的页岩气

美国煤层气产量1989年占天然气总产量不到1%,2008年煤层气产量占天然气总产量7.5%,然而从2009年开始煤层气进入低潮,至2014年占天然气总产量仅5.4%,EIA预测,2015-2040年煤层气占天然气总产量比例将逐步下降至1%以下。EIA认为煤层气低潮主要是由于页岩气的发展对其形成冲击,美国现阶段页岩气与煤层气享有相当的补贴及政策扶持,但页岩气的生产成本已低于煤层气。

反观我国现阶段,2015年煤层气产量占我国天然气总产量3.2%,远未达到美国最高水平。目前我国并不具备美国成熟页岩气开采技术,更不具备技术进步带来的生产成本的大幅降低,美国现阶段页岩气的生产成本已经低于煤层气,但我国现阶段页岩气生产成本仍高于煤层气。政策扶持、补贴力度上对煤层气的倾斜,开采成本、供应成本上煤层气的显著优势都将使得十三五期间我国煤层气的发展前景更好。

页岩气废水(页岩气废水排放标准)

对比美国页岩气和中国天然气的发展模式,我们可以看出:

3.3.1.非常规天然气产业的发展具有慢热型特征

从历史角度看,美国的页岩气产量在取得大突破之前经历了漫长的积淀和等待,仅页岩气商业化开采利用的历史就有80多年。当然,若不考虑商业因素,仅考虑生产因素,那么页岩气开发的历史则更长。现实当中的“页岩气革命”是偶然当中的必然,并非一朝一夕所能完成。而我国煤层气的开发是从1980年左右开始的,直至2002年之前,基本处于地质寻证,勘探找气,开发摸索的阶段。

事实上在美国页岩气大规模爆发之前,美国是第一个煤层气实现商业化开采的国家,也是煤层气产业发展最迅速的国家。我国2012年地面煤层气产量为25.73亿立方米,与美国1989年煤层气产量持平。美国1990年至2001年为快速发展阶段,产量年均增长50多亿立方米,达到年产500亿立方米以上,仅仅用了十年。迄今为止的十几年中,美国煤层气产业已处于成熟稳定期,年产量始终保持400-500亿立方米。

上世纪70年代,能源危机促使美国政府提出“能源独立”目标。1978年,美国天然气供给出现巨大缺口,促使美国政府放松天然气价格管制。11月,美国国会出台了“国家能源法”,其中包括“天然气政策法”,确立了天然气的市场价格机制,刺激天然气生产。煤层气、页岩气等非常规天然气产业成为美国政府重点扶持项目。美国政府根据开放市场、财政补贴、产权明晰、鼓励投资四大原则制定了一系列扶持政策,煤层气产业迅速发展。美国80年代末对煤层气生产实行的税款补贴政策,达到24.7美元/1000方,而天然气的价格为53美元/1000方。

美国1976年打出第一口商业性煤层气井,1981年初步实现煤层气的工业性生产。美国煤层气的探明储量从1989年的1040亿m3提高到2014年的4444亿m3,在圣胡安、黑勇士、北阿帕拉契亚、粉河、拉顿等多个盆地形成商业产能,煤层气产量在1989年仅有26亿立方米,在天然气总产量中占比不到1%。到1994年,美国煤层气产量260亿方,短短五年提高了10倍。2008年煤层气产量为557亿立方米,占当年天然气总产量的7.5%。

然而从2009年开始,煤层气的开发陷入低潮,产量逐渐跌落至2014年的398亿立方米,在天然气总产量中占比5.4%。根据EIA预测,从2015年至2040年,美国煤层气产量将在400亿立方米左右基本保持不变,在天然气总产量中其占比将逐步下至1%以下。究其原因,首当其冲就是页岩气产业的发展对煤层气产业造成了冲击。同为非常规天然气,页岩气与煤层气享有相同力度的补贴和政策扶持。页岩气水力压裂技术相对成熟后,页岩气生产成本已低于煤层气。大批资本涌入页岩气产业,对煤层气形成了“挤出”效应。

中国在开始开发煤层气之前,经历了漫长的瓦斯抽放阶段。1952年龙凤矿建立起瓦斯抽放站,开创了中国煤层气开发之先河。1975年我国在辽宁抚顺,山西阳泉,湖南冷水江等地试验地面直井开采煤层气瓦斯,由于知识和技术方面的原因,没有取得理想结果,未能持续下来。

但是过程中形成了大量煤层气基础资料。2007年8月,国家发展改革委员会能源局复函中联煤层气责任有限公司,明确中联煤层气有限责任公司和亚美大陆煤层气有限公司的全资子公司美中能源公司在山西晋城潘庄煤层气资源开发项目,是煤层气开发利用“十一五”规划的主要规划项目。

据此,国家发改委能源局批准合作双方按年产5亿立方米煤层气的建设规模立即开始潘庄煤层气资源开发项目的前期工作。该批准是外国公司近20年来在中国进行煤层气勘探开发所获得的第一个由国家发改委签发的进行商业性开发的批准文件,使潘庄项目成为中国第一个进入煤层气商业性开发的项目。

至今,我国煤层气的开发利用已经渡过了摸索阶段,处于从起步阶段进入快速发展阶段的拐点。要达到规划目标,“十三五”期间地面煤层气年均增长量需为30亿立方米。我国煤层气年均增长30亿立方米,虽然不及美国的煤层气产量快速增长期,也标志着进入产业发展的快车道。

3.3.2.钻井技术突破是非常规天然气产业发展的引擎

业界一致认为,多分段水力压裂技术及水平井技术的诞生、成熟及推广应用在美国页岩气产业大发展中起到了关键作用。反观之现阶段中国的页岩气技术还处于探索起步阶段,这是限制未来很长时间中国页岩气发展的一大瓶颈。美国页岩气开发技术历程,从Barnett页岩开采看,可分为4个阶段,第一阶段:1997年以前—直井大型水力压裂;第二阶段:1997~2002年—直井大型清水压裂为主;第三阶段:2002~2007年—水平井压裂技术开始试验;第四阶段:2007年至今—水平井套管完井及分段压裂技术,逐渐成为主体技术模式。

80年的开发历史及政府政策的极力扶持使得美国掌握了页岩气开采的关键技术如水平井技术及最新一代的同步压裂技术,而中国目前勘探信息不明朗、管网等基础设施滞后、压裂技术空缺。中石化董事长傅成玉此前表示,美国的页岩气开采条件大大优于中国,大部分在平原,分布稳定、埋藏浅,3000米已经比较深。中国则大都分布在西南部山区,3000米属于浅层,一般是4000—6000米。

中国页岩贮藏点缺少水力压裂需要的水资源,也是一项艰巨的挑战,而美国水资源相对来说要丰富的多。由于中美页岩气储藏特征的极大不同,使得美国的页岩气技术对中国借鉴意义不大,需要我国开发探索适合本国的页岩气开采技术,这无疑又增加了现阶段我国页岩气开采的技术壁垒。

而技术水平的提高,也是煤层气实现大规模开发的最重要因素。美国煤层气开采早期,大井组直井压裂基数曾广泛应用于圣胡安,黑勇士中煤阶含煤盆地的煤层气开发之中,其技术关键在于钻大井组压裂后长期,连续抽排,大面积降压后煤层吸附的甲烷气大量解吸而出。

90年代前后形成了针对不同地质背景的理论与开发技术,以CDX公司羽状水平井为代表,在西弗吉尼亚石炭系进行开采,单井日产气3.4-5.6万立方米,较前期产量提高10倍,8年采出可采储量的85%。90年代以后采用新技术开发新盆地,是美国煤层气产量大幅度增长的主要因素。粉河盆地低煤阶洞穴完井技术采用之后,2004年产量达95亿立方米。中阿吧拉契亚高煤阶定向羽状水平井技术采用之后,2004年产量达20亿立方米。

近年来中国的煤层气钻井技术也取得了巨大的进步。尤其是多分支水平井,U型井和L型井。十三五期间国内较多煤层气企业找到了适合自己的方法更加符合我国煤层地质和地面地形的特点,例如山西省的晋煤集团作为煤层气开发的排头兵,技术水平非常先进,开发了“L型”井,对全国的煤层气产业开辟了道路。

目前我国已掌握煤层气钻、完井、压裂、排采技术,一些关键技术也获得多项自主知识产权。综合比较技术掌握程度,可知我国现阶段对煤层气技术掌握程度基本成熟,相反对页岩气技术掌握程度仅仅处于起步阶段,还有很多技术空白区,因此未来很长时间内技术是决定煤层气发展比页岩气更好好的关键所在。

煤层气多分支水平钻井是集钻井、完井与增产措施于一体的新的钻井技术。所谓多分支水平井是指在一个主水平井眼两侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道,同时为了满足排水降压采气的需要。在距主水平井井口200m左右处钻一口直井与主水平井眼在煤层内连通,用于排水降压采气。与常规直井的钻井、射孔完井和水力压裂增产技术相比,多分支水平井开采煤层气的主要增产机理体现在以下几个方面:

(a)提高了导流能力。压裂的裂缝无论长度多长,流动的阻力都是相当大的,而水平井内流体的流动阻力相对于割理系统要小得多。分支井眼与煤层割理的相互交错,煤层割理与裂隙更畅通,就提高了裂隙的导流能力。

(b)减少了对煤层的伤害。常规垂直井钻井完钻后要固井,完井后还要进行水力压裂改造,每个环节都会对煤层造成不同程度的伤害,而且煤层伤害很难恢复。采用多分支水平井钻井完井方法,避免了固井和水力压裂作业对煤层的伤害。

(c)增大解吸波及面积,沟通更多割理和裂隙。多分支水平井在煤层中呈网状分布,将煤层分割成很多连续的狭长条带,从而大大增加煤层气的供给范围。已有的实践证明,多分支水平井对各项异性明显的煤层,煤层厚度较大且相对稳定的煤层,高煤阶、低渗透、高强度和高含气量煤层气藏更适合。

U型井技术即U型水平连通井技术,该技术集成了水平井技术、水平井与洞穴井的连通以及欠平衡钻井和地质导向等技术,煤层气U型井组由1口直井和1口或多口水平井组成。U型井可采用套管完井方案,在排采后期遇到煤粉堵塞通道可下钻修井,重新打开裂隙通道恢复开采,延长煤层气井的寿命。

国外对我国煤层气钻采技术实行严格封锁和保密。因此包括U型井在内的高端技术核心成果,国内均无法获得,钻井完井技术指标等难以对国内有借鉴作用。国内公司多为通过相关理念结合自身多年经验做些探索性工作,取得了成功。

L型井虽然设计水平段长度比多分支水平井短,但是其导向施工难度不亚于其它井型,由于缺少了洞穴井,造成着陆点预测精度有限,实现一次性“软着陆”难度加大。同时L型水平井的轨迹控制精度要求比其它类型水平井要高,一方面,L型水平井一般垂深浅、曲率半径小、设计水平段长800——1000m,钻至水平段后期往往出现井下钻具摩阻大、扭矩高、托压严重而无法定向钻进,造成井眼轨迹调整困难,需要较高的轨迹控制精度规避地层倾角频繁小幅度变化;另一方面,L型水平井采取下钢筛管的完井方式,与U型井下PE筛管、多分支井和山字型井裸眼的完井方式相比对井眼轨迹质量要求更高。

3.3.3.非常规天然气产业走的是一条由点及面的发展道路

2003年,RangeResources公司在东部的马塞勒斯页岩开发中使用了与巴尼特页岩开发相近的水力压裂和水平钻井技术,第一次在美国东北部实现了页岩气的商业性开采,具有重要的战略意义。2010年后该地区的页岩气被大规模开发,目前是美国页岩气产量最大的地区。随着马塞勒斯、费耶特维尔等地区纷纷效仿巴尼特页岩的开发经验,应用其技术并获得巨大经济成功,水力压裂和水平钻井这两项技术在伍德福德也开始大面积应用。

可以说,巴尼特页岩的开采在很大程度上奠定了页岩气行业的技术标准和发展基础,巴尼特页岩是美国页岩气勘探开发的奠基者,是美国页岩气产业发展初期的“示范区”,在美国“页岩气革命”的历史评价中将扮演不可替代的重要角色。美国页岩气产业发展走的是由点及面,通过不断推广和应用成熟开发区经验,实现页岩气产业全面推进的发展道路。这一点也验证了示范效应对新兴产业的发展至关重要的行业普遍发展规律。

而山西省在中国的煤层气开发过程中起到了示范作用。山西省储、产量独占鳌头,在我国煤层气产业发展中具有特别重要的地位。从某种意义上看,对我国煤层气产业而言,山西兴则全国兴,山西衰则全国衰。“十一五”期间规划,“十二五”期间重点建设的,全国仅有的两个煤层气生产基地—沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘是我国煤层气开采的示范项目。

而“十三五“期间煤层气开发的目标是,立足强化中部,建设西部,推进西南,促进煤矿区地面和煤矿井下联合开采。继续加快建设中部地区沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气生产基地,在原有基础上增储上产,特别要提高储量转产能的增速,以及产能达产的转化率。争取“十三五”期间,两大基地产量达到90-100亿立方米,建成较为完善的煤层气产业化基地。在新疆、陕西等西部地区,建设新的煤层气生产基地。在西南部的滇东黔西建设一批煤层气开发利用示范工程,突破低煤阶、构造煤、深部等复杂条件的难采煤层气开发。

3.3.4.多元投资主体是主要推动力量之一

美国能源情报署(EIA)的数据显示,2010年时美国本土的页岩油气投资的20%来自外资企业。投资是产业发展的第一推动力,多元化的投资主体是美国页岩气勘探开发能够不断前行并发展壮大的重要保障。尤其值得指出的是,在美国天然气价格低迷现象长期持续,大公司投资页岩气效益较差形势下,美国的页岩气产业还能保持兴旺和繁荣发展,中小企业功不可没。

在中国,目前国企是煤层气开发利用当之无愧的主力军。中联公司、中石油、晋煤集团产气量占总产量的95%以上。在煤层气勘探开发多年的历练中,国企开始走上更加理性和注重效益的发展道路。2015年三大国企煤层气生产经营都盈利,这在煤炭和常规油气企业普遍经营下滑的形势下非常难能可贵。

第二个主体是外企,在我国煤层气产业初期阶段,对外合作起过不可替代的重要作用。对外合作是中联公司此前的主要投资来源。虽然目前对外合作的资金和技术优势不复当年,但仍是产业投资的重要组成部分。

第三个主体是民营企业,在煤层气的上游领域,民营企业主要集中在钻井、压裂等技术服务以及小型设备和小型科技项目上,极少享有矿权、直接实施勘探开发。与中、下游的众多民企相比,体制机制所限,民企进入上游难度大,使上游相对缺乏活力和竞争。从事上游相关业务的民企在艰难中煎熬,社会环境十分不利。

而2016年开始,国土资源部将矿权审批下放到山西省。山西省出台了《国土资源部关于委托山西省国土资源厅在山西省行政区域内实施部分煤层气勘查开采审批登记的决定》等四项文件,要求省内外投资者一视同仁、自营区块与合作区块一视同仁、国有投资与民营投资一视同仁,为所有矿业权人和投资者提供平等、透明的公共服务。这为拥有高技术水平的民营煤层气企业进入上游开采领域开辟了道路。

3.3.5.产业政策体系完善提供了制度保障

为了扶持页岩气产业,联邦政府和州政府出台了很多政策,包括税收减免与补贴、金融扶持、科技研发监管等政策,形成了系统全面且针对性强的产业政策体系,有力促进了美国页岩气产业的发展,也给本国带来了就业、经济增长等实实在在的利益。一是价格激励政策。《1978年天然气政策法》规定,非常规天然气实行特别的价格激励政策。将页岩气、煤层气、致密气等非常规天然气划归为“高成本”天然气,并给予较高的管制价格上限。

以致密气为例,其管制价格上限为常规天然气价格上限的两倍。政策实施后,符合条件的非常规天然气钻井数量(主要是致密气井)从1980年的819口猛增到1982年的7639口。

二是税收抵免政策。《1980年原油暴利税法》规定,对非常规燃料生产商实行税收抵免政策。非常规原油以产量为基础,税收抵免额为3美元/桶(当年WTI现货价格33.65美元/桶);对于非常规天然气,税收抵免额约合0.52美元/千立方英尺(当年天然气井口价格为1.59美元/千立方英尺)。之后美国政府又多次对非常规能源税收减免适用条件和减免额度做出调整,以促进非常规资源勘探和生产。

三是实施财政补贴。《2005年能源政策法案》规定,2006年投入运营且用于非常规能源生产的油气井可在2006年至2010年享受每桶油当量3美元的补贴。此项政策出台后,美国页岩气可采储量由2007年的6500亿立方米猛增到2010年的2.75万亿立方米,同期产量由370亿立方米增至1500亿立方米。

四是政府资助技术发展。美国政府成立了非盈利性研究机构,开展非常规能源技术研究,资助研发水平井钻井、水平井多段压裂、清水压裂等技术,这些先进技术的规模化应用提高了非常规油气产量,降低了开采成本。从20世纪80年代至今,美国多个政府部门先后投入60多亿美元用于非常规资源的勘探开发技术研究。五是环境保护政策。随着页岩气开采规模的扩大,美国对页岩气的环境监管开始趋严,措施涵盖了从钻井勘探到生产、废水处理、再到气井的遗弃与封存等页岩气开发全过程。

我国对煤层气开采的政策鼓励始于2006年。国家于2006年6月15日下发《关于加快煤层气抽采利用的若干意见》,不仅明确了煤层气抽采利用实行税收优惠政策,而且明确提出从事煤层气勘查开采的企业在2020年前可以按照国家有关规定申请减免探矿权和采矿权使用费。2007年4月,财政部发布了《关于加强煤炭和煤层气资源综合勘察开采管理管理的通知》和《关于煤层气(瓦斯)开发利用补贴的实施意见》。2007-2013年累计补贴7.2亿元。

“十二五”期间是煤层气政策的密集出台期。2012年1月国家能源局发布了《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划》。2013年3月,国家能源局制定印发《煤层气产业政策》,提出把煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业。2013年9月,国务院发布国务院办公厅关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》。2015年2月,国家能源局公布了《煤层气勘探开发行动计划》。《计划》提出,到2020年,我国将新增煤层气探明地质储量1万亿立方米;煤层气(煤矿瓦斯)抽采量力争达到400亿立方米,其中地面开发200亿立方米,基本全部利用,煤矿瓦斯抽采200亿立方米,利用率60%以上;建成3-4个煤层气产业化基地,重点煤矿区基本形成煤层气与煤矿瓦斯共采格局。

十三五规划对煤层气的中央财政补贴标准由0.2元/立方米提高到0.3元/立方米,十三五规划对页岩气的补贴政策为:前三年0.3元/立方米,后两年降至0.2元/立方米,并且山西、陕西、河南、四川等煤层气大省均对煤层气开发实施省内补贴,山西、陕西、河南抽采利用补贴为0.1元/立方米,贵州抽采补贴0.15元/立方米,利用补贴0.2元/立方米,可见十三五期间对煤层气的补贴力度将大幅高于页岩气。

国家对煤层气抽采企业实行增值税先征后退政策,进口设备免征关税和进口环节增值税;对中外合作开采煤层气的企业,从开始获利年度起,第一、二年免征企业所得税,第三年至第五年减半征收企业所得税。另外,煤层气发电不仅优先上网,同时享受脱硫补贴电价,上网电价比正常价格高0.15元/千瓦时。

3.4.中国煤层气储量丰富、集中,具有相当的潜力

我国煤层气资源丰富。数据显示,我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量约36.8万亿方,主要分布在华北和西北地区。其中,华北地区、西北地区、南方地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。1000m以浅、1000~1500m和1500~2000m的煤层气地质资源量,分别占全国煤层气资源地质总量的38.8%、28.8%和32.4%。

煤阶从低至高,煤层的吸附能力也越来越强。因此,煤阶越高煤层的产气量相对要高,高煤阶煤层的煤层气含量普遍要高于低煤阶煤层。低阶煤虽然煤层气含量低,但由于气体解吸能力较强,在排水降压时仍可有很大比例气体解吸产出。同时由于煤层厚度大,煤层渗透性较好,地面抽采具有比较大的产气潜力。

全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地(群)共有14个,其中含气量在5000~10000亿立方米之间的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地,含气量大于10000亿立方米的有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地群、二连盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地。

3.5.中国煤层气开采利用痛点即将解决

作为煤炭资源大国,虽然我国煤层气的开发起步不算晚,但是一些因素制约着我国煤层气的发展。

一是因为我国煤层气行业长期停留在承担减少煤炭瓦斯安全事故责任的阶段,加上煤层气开发周期长、投入资金多、成本回收慢,开采企业实际经济效益并不理想;

二是煤层气管网体系不完善,不能满足开发与市场紧密衔接的需求,导致煤层气的利用率较低;

三是技术装备水平低,难以支撑我国煤层气开采与利用的快速突破。

四是与国外相比,我国煤层气资源禀赋差异大,我国36.81万亿立方米煤层气资源量中,构造煤、超低渗、深部以及低阶煤等难采资源量约占70%。,低压低渗非均质性特点突出,国外成熟的煤层气开采经验不能直接移植利用。

而现在,这些问题在很大程度上已经得到了解决。

3.5.1.煤层气的开发重点转向地面开采

我国煤层气发展阶段已经从为防范井下安全事故,提高矿下瓦斯抽采量转变为大力发展地面开采,实现与天然气混输混用。这一点从煤层气十二五规划和十三五规划的比较中可以看出:

3.5.2.煤层气输送管道建设初具规模

根据中国煤炭学会煤层气专业委员会的资料,目前中国已经建成5条煤层气专用管线,年输送能力102亿方;在建3条,年输送能力34亿方。在煤层气主要产区山西省,山西省天然气公司、山西省燃气产业集团、山西国际能源集团三大公司担纲了山西省内长输管道的运营,目前三者已建立起丰富的省内管网,煤层气入网不存在障碍。以中国油气控股管输为例,其煤层气开采区块三交地区有3条煤层气输送专线,2014年,公司通过工业用管道销售煤层气占89.7%,民用管道销售占10.1%,两者合计达99.8%。管道的铺设可以大大提高管道的利用率。

3.5.3.煤层气开采补贴上调

2016年3月1日下发的关于“十三五”期间煤层气(瓦斯)开发利用补贴标准的通知中指出,为进一步鼓励煤层气(瓦斯)开发利用,“十三五”期间,煤层气(瓦斯)开采利用中央财政补贴标准从0.2元/立方米提高到0.3元/立方米。同时,根据产业发展、抽采利用成本和市场销售价格变化等,财政部将适时调整补贴政策。这就意味着目前煤层气开发和页岩气开发享有等额度的补贴。此外,目前已有四省出台了煤层气抽采利用的省内补贴政策,其中山西、陕西、河南每抽采利用1方煤层气省内财政补贴0.1元,贵州抽采补贴0.15元/立方米,利用补贴0.2元/立方米。新疆等煤层气产区省份也在酝酿新的省内补贴政策。

美国煤层气补贴额通常相当于气价的1/2,并随通胀系数变化而调整,使煤层企业的内部收益率一般高于24%。美国这一补贴政策从1980年实行,延期3次,1992年以前打的煤层气生产井可享财政补贴至2002年。因为煤层气与常规天然气同质同价,不能为煤层气单独提价,只有政府补贴才能使煤层气企业降低成本,使开采煤层气与常规气相比具有竞争力。此次调价相对于业内0.6元/立方米的补贴预期仍有差距,未来随着天然气消费量的增长,补贴仍有上调预期。

3.5.4.技术突破,单井产量大幅提高

过去5年,国内煤层气企业主要效仿国外,开发直井或者水平井,但“十三五”期间,我国煤层气不再盲目模仿国外,找到了适合自己的方法,更加符合我国煤层地质和地面地形的特点。同时山西省的晋煤集团作为煤层气开发的排头兵,技术水平非常先进,开发了“L型”井,对全国的煤层气产业开辟了道路。

煤层气开发技术主要包括三方面:勘探技术、打井排采技术以及增产技术。技术的成熟性主要反映在单井采气能力以及衰减周期上。尽管技术障碍仍存,但近年来我国煤层气勘探开发技术已取得了长足进步。目前我国已掌握常规煤层气钻、完井、压裂、排采技术,一些关键技术也获得多项自主知识产权。比如“山西省沁水南部煤层气开发利用国家示范工程”最早获得成功,200口煤层气井平均单产3700立方米,与美国黑勇士盆地单产水平相当。在煤层气商业化采气较为成熟的沁水盆地和鄂尔多斯东盆地中,直井、水平井和U型井的联合使用提升采气量,煤层气勘探水平也大幅提升。

此外,国内煤炭行业低碳技术创新及产业化示范工程建设,低浓度瓦斯提纯、乏风瓦斯氧化技术也初步取得突破。组建了煤与煤层气共采国家重点实验室,山西、贵州、云南等省也相应建立煤层气(煤矿瓦斯)工程技术研究机构。成立了国家能源煤层气开发利用、瓦斯治理利用标准化技术委员会,组建了国际标准化组织煤层气技术委员会,发布了30余项重要标准规范,初步形成了煤层气(煤矿瓦斯)标准体系框架。

3.6.山西省煤层气产业即将率先进入放量期

3.6.1.山西省煤层气资源优质,丰富

山西省是煤炭资源大省,也是煤层气资源大省。统计数据显示,山西煤层气资源储量约10.39万亿立方米,占到了全国总量的近三分之一。近年来,山西省力推煤层气产业发展,推出了一系列的产业政策,截至目前,山西省煤层气无论是抽采量,还是利用量均已占到了全国总量的,二分之一左右。从资源分布来看,山西省煤层气资源埋藏浅,埋藏在1500米以内浅层区域资源量占到总资源量的68%;且分布集中,沁水、河东两大煤田的煤层气资源占到总资源量的97%。

沁水盆地产区是中国煤层气开发程度最高、生产活动最活跃的地区,拥有最大的探明煤层气地质储量。中国2014年每日煤层气商业生产量309.8百万立方英尺中,有83%来自沁水地,16%来自鄂尔多斯盆地东缘。

虽然坐拥充裕资源,但是山西省煤层气勘探开采并非一帆风顺。煤层气资源分布与煤炭资源分布重叠,但绝大都数的煤层气矿业权与煤炭矿业权分属不同企业,仅有不到6%的煤层气矿业权与煤炭矿业权同在一个区块内并同属于一个企业,这对当地的煤层气资源勘探开采造成了极大的阻碍。从矿业权所属企业来看,山西省煤层气矿业权80%以上属于中石油、中联煤、中石化三大央企,而山西省内煤炭矿业权几乎全部属于山西省内企业。为此,山西省推出了“全省瓦斯抽采全覆盖工程”,促成晋煤集团与山西省属大型煤炭企业同煤集团、焦煤集团、阳煤集团、潞安集团、晋能集团、山煤集团六家企业煤矿区瓦斯抽采合作。

3.6.2.沁水煤田的煤层气气外送能力强

3.6.3.晋煤集团是中国煤层气三巨头之一

目前国内地面煤层气开发规模较大的企业主要有:中联煤层气公司、中石油华北油田山西煤层气分公司、中石油煤层气公司、中石化华东石油分公司、晋城煤业集团蓝焰煤层气公司、中国煤层气集团有限公司(港)、山西煤层气有限责任公司、河南煤层气开发利用有限公司等。参与合作勘探开发煤层气的国外企业主要有美国格瑞克公司、远东能源公司、澳大利亚道拓能源、美国亚美大陆煤炭公司公司等。

20年前,在大多数煤炭企业不愿在煤层气的开采和利用方面下大力气的背景下,晋煤集团反其道而行之,通过20多年的努力探索,形成了一套独有的井上井下联合、采煤采气一体化的抽采模式,不仅保证了煤矿的安全生产,而且实现了煤层气的开发和利用。

煤层气开采

(1)十二五”期间,晋煤集团累计抽采煤层气120.57亿立方米,其中,地面抽采69.48亿立方米,井下抽采51.09亿立方米,抽采总量占到全国的15%。2015年,晋煤集团煤层气抽采量达到25亿立方米,占到全国总抽采量180亿立方米的13.89%。

(2)晋煤集团先后研发成功100多项具有自主知识产权的核心技术,制定3项国家标准。其中,晋煤集团创新的U型、L型井地面抽采井技术,以及自主开发的煤层气工厂化钻井平台,使煤层气的抽采效率得到大幅提升。“煤矿采动区地面L型井抽采技术”的应用还使抽采周期涵盖了工作面回采全过程,缩短了矿井采掘接替周期,大大降低了生产组织成本。该技术在晋煤集团寺河矿投运后,抽采纯量最高达35立方米/分钟,日抽采纯量达3万立方米,经济效益可观,安全效益明显。

(3)晋煤集团2016年还建成了国内斜直水平井,这种井从地面开始造斜,将水平井的长度最长延伸至1500米,可让抽采效率增加3倍,单口井的日抽采量可以达到5000立方米以上。

煤层气利用

晋煤集团力争实现煤层气的最大化利用:对地面抽采的煤层气,通过集中管输、CNG、LNG等方式,输送到市场终端;对井下抽采的甲烷浓度大于30%的瓦斯,通过集中管输,用于民用、发电和工业用气;对井下抽采的甲烷浓度小于30%的瓦斯,通过分布式布点、就地小规模发电利用;对矿井乏风,试验进行集输发电和氧化利用。

(1)在“十二五”期间,晋煤集团共利用78.05亿立方米煤层气,相当于减排1.17亿吨

二氧化碳,折合标准煤1015万吨。2015年晋煤集团煤层气利用量达到18.1亿立方米,占到全国总利用量86亿立方米的21.04%。“十二五”期间,晋煤集团累计实现煤层气总产值125.4亿元。

(2)晋煤集团通过发电的方式将地下开采的煤层气就地利用。2016年瓦斯发电量16.06亿度,连续第八年保持全国第一,累计利用煤矿瓦斯折纯量达到28.8亿Nm3,相当于减排二氧化碳4300多万吨。目前,晋煤集团煤层气(瓦斯)发电装机容量205MW,其中,装机容量120MW的沁水晋煤瓦斯发电有限公司为亚洲最大利用煤矿井下抽采瓦斯在运的电厂。企业年煤层气(瓦斯)发电能力达到16亿度,相当于每年可减排二氧化碳600万吨以上。目前该集团在建和规划瓦斯发电厂(站)14个,“十三五”末瓦斯发电装机容量将达到380MW以上。2016年,在全国首座分布式低浓度瓦斯电站——芦家峪瓦斯电站并网发电转入商业运行。

(3)建成了2000多公里的管输网线,为本地区100多万户家庭带来了清洁能源。统计数据显示,山西晋城一些地区在煤层气未入户之前每个家庭每月的煤炭支出约为2000元,接通煤层气之后,能源支出可以降低到每月大约350元。

(4)山西晋城的公交车、出租车基本上都使用煤层气,包括部分油气混合或者进行过燃气动力改装的私家车,也在使用煤层气,与使用汽油相比较而言,该加气站每年可以减排二氧化碳3600多吨、节省支出2900多万元。

(5)除在本地利用之外,晋煤集团还通过网线将煤层气输送至自建的185座集气站、2座中央处理站、7座煤层气压缩站、2座煤层气液化厂,并将煤层气压缩数倍、液化缩小体积数十倍,通过200多辆印有“诚安物流”的大型煤层气运输专用槽车,运送至全国数十个地区,最远可达华南地区的深圳和中国香港等其他地区。

(6)以晋煤集团2015年利用18.1亿立方米煤层气计算,除去瓦斯发电8亿立方米部分不能进行双向补贴,晋煤集团可以获得补贴收益超过1亿元。