“十三五”目标可能又完不成?煤层气产业究竟如何从困顿中崛起
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“十三五”目标可能又完不成?煤层气产业究竟如何从困顿中崛起

2013年起,我国地面煤层气钻井数和投资逐年下降,但煤层气地面产量保持小幅上升,煤矿井下煤层气抽采量也持续两位数稳定增长。

“十三五”开局,形势却陡然发生变化。根据国家能源局统计,2016年,全国煤层气产量168亿立方米,其中地面煤层气产量45亿立方米,煤矿井下抽采量123亿立方米。全国煤层气产量首次下降,降幅达12亿立方米之多。

据初步统计,2017年上半年全国煤层气累计产量为84.03亿立方米,与2016年同期基本持平。其中,地面钻井煤层气产量23.93亿立方米,同比增长7.5%;煤矿井下抽采量60.1亿立方米,同比下降2.48%。全国煤层气累计利用量为41.88亿立方米,同比增长6.32%。其中,地面生产煤层气利用量为20.95亿立方米,同比增长10.69%;煤矿井下抽采煤层气利用量为20.93亿立方米,同比增长2.29%。地面生产煤层气利用量首次超过煤矿井下抽采煤层气利用量。

预测2017年全国煤层气产量与2016年大致持平,地面煤层气产量48亿立方米以上,煤矿井下抽采量约120亿立方米。

根据“十三五”规划目标,2020年全国煤层气产量240亿立方米,其中地面煤层气产量100亿立方米,煤矿井下煤层气抽采量140亿立方米。如果按照规划目标,“十三五”后三年需增产煤层气72亿立方米;地面增产52亿立方米,年均增产17.3亿立方米;煤矿井下抽采量增产20亿立方米,年均增产6.6亿立方米。如此看来,完成“十三五”的产量规划目标又面临严酷挑战。

令人不安的成绩单,低迷的走势,致使关注煤层气的社会各界产生迷茫和疑问:煤层气产业到底怎么了?国家一直在大力支持,既有财政补贴,又有科技支持,为什么产量不升反降?中国煤层气产业真的后续乏力吗?需采取何种措施,才能推动煤层气产业如愿进入健康、快速发展的轨道?

煤炭去产能 拉低煤层气产量

虽然我国煤层气资源丰富,但是低渗、构造煤、低阶煤和深部等难采资源量占75%以上,资源禀赋成为制约煤层气产业快速发展的重要客观因素。我国煤层气资源中,还有很大比例不能利用现有技术进行经济开采,需要战略布局,分类分级勘探开发和攻关突破。因此,不能类比美国、加拿大、澳大利亚,对我国煤层气产业发展速度预期过高。

我国煤层气地面抽采起步于80年代末期(此前也有个别试验),但真正发展期只有十年左右。2005年2月14日阜新发生特大煤矿瓦斯爆炸事故,同年2月17日,时任发改委主任马凯同志贯彻国务院领导指示,主持召开煤层气开发利用专题会议,作出煤层气开发利用实行进一步减免税收、财政补贴、实施国家煤层气开发利用示范工程、成立煤层气开发利用国家工程中心等七项政策决议,吹响了煤层气快速发展的号角。

此后,各项更加优惠的经济政策及法规陆续落实。如《财政部关于煤层气(瓦斯)开发利用补贴的实施意见》(财建[2007]114号)首次规定,每开采利用一立方米煤层气财政补贴0.2元,2016年2月14日又调整为0.3元,一定程度上激励了煤层气产业发展。

美国1981年至1989年的8年间煤层气产量从1.3亿立方米仅升至26亿立方米;1990年至2001年以年增速40-50亿立方米的速率快速发展,主要得益于资源优势和技术进步。我国煤层气产量从2007年的33.7亿立方米,增长至2015年的170亿立方米,用时8年。因此,2006-2012年是我国煤层气产业的春天,但考虑到资源条件、经验积累、技术积累、内外力不足等因素,最近11年煤层气产量增速仍属正常,近期出现阶段性减产和困顿也不足为奇,只能说客观实际与期望值相差太大。

我国煤层气产业经过“十一五”“十二五”两个五年规划期的努力,在产业基地建设、科技进步等方面都取得重大进展,初步形成上、中、下游较为完整的产业链,已经凸显出在改善煤矿安全生产、保护大气环境和增加洁净气体能源方面的综合社会经济效益,短板主要在上游的勘探开发。

在煤炭业“先抽后建”、“先抽后采,规划上采气采煤一体化”的政策导引和日愈严格的法规监管下,多年来煤矿井下煤层气抽采量以年度两位数增长,成为我国煤层气产量增长的主力。随着煤炭去产能政策的推进,关停了大批煤矿,其中大部分是瓦斯矿井,导致煤矿井下煤层气抽采量大幅减少,这是全国煤层气产量不升反降的主因。同时,我国秉承“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念,促进能源清洁化发展,控煤成为能源政策之一,该政策在“十三五”期间还将持续。

但发展仍是煤层气产业的刚需和主旋律。2017年,我国地面开采煤层气的利用量将超过煤矿井下抽采利用量,未来3-5年地面煤层气产量也可能超过煤矿井下抽采量。我国煤层气产业发展将采取地面开发和煤矿井下抽采并举,地面开发为主的战略,煤层气开发利用的综合效益仍是最重要的战略要素。

不容忽视的是,煤层气地面勘探开发中仍存在资源政策、法规、对外合作、科技进步、矿权管理、工程质量等诸多不足。当前笔者最关切影响产业发展的三大问题:政策激励、创新引领和三气合采。

财政补贴标准有待提高

政策激励是国家鼓励产业发展的重要措施,财政补贴又是政策激励的有效手段之一。国际上,国家财政补贴通常给予公益性强、初期成长性较弱的产业。考虑到煤层气产业对防治煤矿瓦斯事故、减少环境污染和增加天然气供给一石三鸟的综合效益,美国众、参两院于1979年通过《能源意外获利法》,其中第29条法规明确提出,给予从事煤层气开发的企业退税补贴。

退税补贴旨在降低煤层气生产成本或防止人为提高煤层气价格,从而搭建起煤层气开发可与常规天然气开发平等竞争的平台,使企业有利可图,以激励社会投资煤层气产业的积极性。该退税补贴考虑气价、成本、竞争力等因素,设置科学合理的计算公式,通常补贴额度略高于气价的一半,并随通胀进行年度调整。退税补贴从1980年开始执行一直到2002年底,实施期23年。退税补贴政策是美国最为成功、最为有效的激励政策,是美国煤层气产业快速发展、走向成熟产业最主要的推力。

我国80年代末开始规模性研究、试验煤层气开发,但到18年后的2007年才给予每开采利用1立方米0.2元的财政补贴,起步晚、起点低,并没有起到应有的最为显效的激励作用。特别是同期页岩气补贴为0.4元/立方米,对煤层气开发有一定冲击和负面影响。国际上没有对页岩气开发实行财政补贴的先例,美国只有公益性、综合效益性强的煤层气开发企业享受退税补贴。

我国煤层气生产井平均单井日产600立方米左右,在资源、技术、气价、补贴不足等不利因素影响下,主要煤层气开发企业亏损经营风险加大。加之受页岩气、致密气开发强势的冲击,煤层气开发积极性受挫,投资和工程量持续疲软。我国三大煤层气生产企业之一的中联煤层气公司,迄今已投入煤层气勘探开发资金200余亿元(含对外合作),获得国家财政补贴7.86亿元。除潘河、潘庄外,其他开发区块均为亏损经营。

在一定时期,特别是产业发展期,国家的政策支持和激励至关重要。参考国外成功经验和我国的实际情况,建议提高财政补贴标准至0.6元。综合考虑有效防治煤矿瓦斯而减少的损失,减排温室气体的经济效益和建设新的洁净气体可靠供源长期效益,国家的这种投入不仅事半功倍,还能在获得经济效益的同时,切实起到激励产业发展的重要作用,可谓功在当代,利在千秋。

加大科技支持

科技进步是企业核心竞争力,是产业发展的基石,对煤层气产业而言尤为重要。“十二五”期间,我国实施《大型油气田及煤层气开发》国家科技重大专项,开展10个研究项目、6个示范工程建设,攻克了高阶煤煤层气开发等4项关键技术,研发采动区抽采钻机等5套重大装备,形成三种典型地质资源条件下的煤层气开发模式。

一批重要科技创新成果,如富集高产区和储层动态评价技术、各类多分支水平井、丛式井等高效完井和增产技术,多点接入、柔性集输,主动增压技术,超低密度支撑剂,井下地面联动三维汾量微地震裂缝监测系统,煤矿区复杂地质条件下的地面井下联动采气采煤技术等,达到国际先进或领先水平。

首个国家煤层气开发利用示范工程——“山西沁南潘河煤层气开发利用国家高技术产业化示范工程”,投产十年来,224口直井平均单井产量稳定在3400-4700立方米,高于资源条件类似的美国黑勇士盆地平均单井产量。

“十二五”期间,新疆准格尔盆地南缘低阶煤层气勘探,后峡区块阜康先导试验区、二连盆地吉尔嘎朗地区等试验区等都在科技创新中,取得不俗的试验成果。

在“十三五”开局不利的内、外部环境下,煤层气业界仍坚持创新引领、技术突破,努力开拓煤层气勘探开发新局面。中石油华北油田近几年集中力量总结经验,找问题搞创新。在沁南区块和马必区块钻探100多口评价井,实行一井一策式的研究试验,开发井钻井成功率大幅提高。安泽区块试验20口井,平均日产2600立方米,郑庄区块直井日产达3000立方米,对开发沁南地区这类资源起到良好的借鉴作用。2017年华北油田还在内蒙古二连浩特的低阶煤煤层气区块,计划钻井20多口,(已钻的吉煤3井日产1500立方米以上),为开发占我国煤层气资源总量约40%的低阶煤煤层气资源,进行了更加深入的技术探索和示范。华北油田正以创新领先,科技挖潜的实际行动,预计利用3年时间,新建18.5亿立方米产能,力促煤层气开发进入量效齐增的新阶段。

中联煤层气公司也在沁南盆地的潘河和潘庄,试验开发从未动用的15号煤,保持两个高产区块长期稳产高产,建设具有国际水平的高标准煤层气生产区。

目前煤层气产业暂时处于低潮期,更是思考期、探索期和技术创新期,创新将引领煤层气产业的转型发展。煤层气业产业应通过合理选项、重点攻关、不断研发出适合各类资源条件的系列技术与工艺,增产提效强化竞争力,主动扭转不利局面。

“十三五”期间,国家重大科技专项中,煤层气的项目数量和中央财政资金投入分别下降37.5%和49%。建议国家有关部门进行适当调整,继续加大支持煤层气勘探开发的科技进步,为煤层气产业加油助力。

鼓励“三气”合采

我国将煤层气狭义定义为“赋存在煤层中以甲烷为主要成份,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”。该定义将煤层气固化于单一的“煤层”,人为茧束了煤层气的探采范围。

实际上,煤层气的评价范围属于煤系地层,包含煤层、炭质泥岩、页岩和致密砂岩多个烃源岩和储集层,因而可称之为煤系气。建议在矿权确认的煤层气区块,实行“煤层气、页岩气、致密气”三气合采、并享受同等优惠经济政策。

首先,依法设置的煤层气矿权,已经通过技术评估确定其大小、深度等范围,但在广义的煤系地层中,可能含有煤层气、页岩气、致密气,三者实际上又无法严格区分。而2000米(或稍深)以浅的三气,生成、储存和单独可采性与深部的常规天然气有别。

其次,煤层气区块的三气对煤炭开采期的瓦斯涌出及温室效应发生影响,即三气合采对防范煤矿瓦斯事故和保护大气环境非常重要。

参照国外设定的煤层气矿权区,大都按煤层气开采,并不严格界定采出气的品类。比如,著名的美国圣胡安盆地中,采出的气体中游离气占60%-70%,甚至更高。该盆地采区平均渗透率13毫达西,有些区块达100毫达西,采用直井洞穴法完井,平均日单井产量2万立方米以上,有的可达几十万、上百万立方米。其他煤层气盆地也有所谓多气合采的情况,设定为煤层气的区块采出的气都享受退税补贴。

在编制煤层气“十三五”规划期间,一些院士、专家就建议,煤层气区块的探采目标应从单一的煤层,扩展到评价范围内的页岩气、致密气等多种烃源层,实行三气合采、同享优惠政策。煤层气也可定义为煤系气,在这种情况下,实事求是的模糊定义也是科学定义。

此外,由狭义的煤层气定义,衍生的相关现行探采法规,不仅茧缚煤层气开发,还可能阻碍、甚至扼杀煤层气产业的发展。

目前,由于矿业秩序问题,已导致煤层气矿权从最初的6.5万平方公里,减少到2016年底的不足5万平方公里。中石油、中联煤煤层气矿权中,评价范围内含致密气、页岩气的矿权面积约1.5万平方公里,如扣除后全国煤层气矿权面积仅为3.4万平方公里。考虑到矿权范围内极难采和不可采资源,以及煤层评价区大范围与油气区块重叠、不能动用的资源,现行的油气矿业制度可能捆绑煤层气的探采范围,使煤层气产业发展雪上加霜。

2017年,中国地质调查局在贵州六盘水地区勘查煤系气,钻出杨煤参1井,最高日产4656立方米,连续50天稳产3600立方米/日以上,创西南地区煤层气直井单产和稳产新高。探明煤层气资源量366亿立方米,比狭义的煤层气目标层探明储量高6倍。在鸡西、新疆也取得煤系气勘探的类似成果。地调局的专家认为,这种认识和实践具有战略性、先导性和创新性,不仅对西南、西北、东北地区扩展煤层气勘探开发有益,也对煤层气产业发展具有引领战略作用。

中石油、中联煤正在现有煤层气区块中,在煤层气评价范围内,建设三气合采的煤层气产能,取得丰硕成果。如果三气合气的政策落实,3年之内可将产能转化为产量,从而煤层气再增产20-30亿立方米。

三气合采作为一种战略举措,不仅能较快提高煤层气产量,扭转被动局面,也能为确保完成“十三五”规划的地面产量目标,增添新鲜动力、打下坚实的基础,具有深远的引领意义和重大的战略意义。

(文章来源:中国能源报)