李瑞明，周梓欣

(新疆煤田地质局，新疆 乌鲁木齐 830091)

在碳达峰碳中和战略目标引领下，煤层气作为低碳清洁能源受到国家进一步重视，近来密集发声加快煤层气勘查开发。新疆作为煤层气资源大省和重要的能源资源接替区，经过十多年的快速发展，形成了准噶尔盆地南缘和塔里木盆地北缘两大重点区域，开发利用取得了突破性进展，煤层气勘查开发从单井试验发展到建成日产量(3～17)×104m3不等的4 个先导试验区块，单直井日产量创国内之最，工艺技术与地质特点适应性增强，钻井技术从直井单一井型发展为丛式井、L 型井、水平井等多种井型相结合，多煤层储层改造技术从填砂分层发展到连续油管压裂等。为促进新疆煤层气早日实现规模高效开发利用，笔者分析了新疆煤层气产业发展面临的形势，研究制约新疆煤层气发展的因素，提出对策建议，探讨新疆煤层气发展思路和理论技术重点攻关方向。

1 新疆煤层气开发利用现状

在新疆维吾尔自治区地勘基金的支持和引导下，在“十三五”国家科技重大专项的有力支撑下，截至2021 年10 月，新疆已形成准噶尔盆地南缘、塔里木盆地北缘两大煤层气勘查开发重点区，并在三塘湖、和什托洛盖等地开展了煤层气资源调查等工作，累计提交煤层气探明储量约300×108m3，建成阜康白杨河、阜康四工河、乌鲁木齐河东、拜城矿区4 个煤层气开发利用先导试验工程，累计形成地面开发年产能1.95×108m3，实现小规模开发利用(图1)，目前正着力推进煤层气规模化开发利用[1]。

图1 新疆煤层气重点勘查区分布Fig.1 Distribution diagram of key exploration areas of Xinjiang coalbed methane exploration degree in Xinjiang

准噶尔盆地南缘是国家《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》批复的我国第三大煤层气产业化基地，是新疆全区开展煤层气勘查开发工作最多的地区。以阜康矿区、乌鲁木齐矿区、后峡煤田为重点，累计开展煤层气勘查和地面开发利用项目14 个。截至2020 年底，施工各类煤层气井330 余口，煤层气勘查程度大幅提高，阜康矿区、乌鲁木齐河东矿区整体达到煤层气预探级别，局部达到勘探级别，后峡、吉木萨尔、艾维尔沟、呼图壁等矿区总体达到普查-预探级别，多个矿区涌现出高产井[2-3]，单直井最大日产量达到2.8×104m3，水平井最大日产量3.5×104m3，探获煤层气资源/储量1 568×108m3，提交煤层气探明储量约300.6×108m3，先后建成阜康白杨河、阜康四工河、乌鲁木齐河东3 个煤层气开发利用先导试验工程，形成年产能1.8×108m3。2017 年年产量最大，为8 235×104m3。所产煤层气经脱水、增压制备成CNG 后供给附近工业园区、CNG(Compressed Natural Gas)加气站及民用燃气管网使用。

库拜煤田先后开展煤层气勘查和先导试验建设项目5 个，累计施工各类煤层气井60 余口，勘查工作程度仅次于阜康、乌鲁木齐矿区。单直井峰值产气量4 700 m3/d，稳产在2 500 m3/d 以上，水平井最大日产气7 800 m3，探获煤层气资源/储量620×108m3，估算探明储量14×108m3。拜城县煤层气开发先导试验共有生产井29 口，铺设集气管线14 km，形成年产能1 500×104m3，以LNG(Liquefied Natural Gas)的形式对外输气利用。

三塘湖煤田开展煤层气调查评价、普查及预探项目4 个，整体达到普查程度，西部汉水泉矿区达到预探程度，施工各类煤层气井20 多口，煤层含气量最大达到17 m3/t，一般在1.0～7.7 m3/t，探获煤层气资源/储量484×108m3。中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司在马朗凹陷施工多口煤层气探井，单井最高产气量达到1 900 m3/d。

除以上几个重点区域以外，和什托洛盖、阳霞、吐哈、伊宁等煤田也开展了少量的煤层气普查或调查评价工作，施工了少量参数井，获取了煤层气含量、储层渗透性等关键参数，对其煤层气资源潜力取得了一定认识。

2 新疆煤层气产业发展形势

2.1 资源潜力巨大

根据国土资源部2015 年新一轮油气资源评价结果，新疆2 000 m 以浅煤层气资源量7.51×1012m3，约占全国煤层气资源总量的25.0%。近年来，经过煤层气勘查与开发先导试验，准噶尔盆地南缘的阜康、乌鲁木齐、吉木萨尔、后峡矿区，库拜煤田、三塘湖煤田均涌现一批或多口煤层气日产量大于1 000 m3的排采井，单井最大日产量35 000 m3，展现出新疆煤层气既具有丰富的资源基础又具有极好的开发潜力。当前，我国在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘虽然实现了煤层气的规模化商业开发，但“十二五”-“十三五”10 年间地面开发年产量一直未突破100×108m3，亟需寻找能够为产业发展带来突破的理论技术或区域。新疆丰富的煤层气资源和多区块多口高产煤层气井，引起了国家和煤层气产业界的广泛关注，迫切希望能够在新疆实现煤层气大规模开发利用。新疆煤层气开发利用，不仅可为我国煤层气开发开辟广阔的新区域，提供丰富的资源，同时也可完善我国煤层气地质理论和技术体系。

2.2 需求持续攀升

当前，我国把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向，天然气作为当前化石能源领域最为低碳的能源类型，其需求量持续快速增长。2020 年我国天然气产量1 888×108m3，消费量为3 280×108m3，对外依存度为43.8%[4]。据预测，随着生态文明建设和碳达峰碳中和目标的推进，天然气消费将持续快速增长，2035 年我国天然气需求量将达到(5 500～6 000)×108m3，国内常规天然气产量将远远难以满足需求，能源供需矛盾将进一步加剧，迫切需要加大煤层气、页岩气等非常规气勘查开发力度，大力推进增储上产，不断增加国产天然气供应，保障我国能源安全[5]。

新疆围绕“三基地、一通道”(大型油气生产加工和储备基地、大型煤炭煤电煤化工基地、大型风电基地、国家能源资源陆上大通道)建设，先后建成一批“西气东输”“疆电外送”大型煤矿、现代煤化工、新能源基地等重大工程，累计外输天然气超过2 800×108m3，油气、煤炭两大能源产业已成为新疆国民经济的重要支柱产业，也成为保障国家能源供应的重要组成部分。近年来，在能源结构优化与节能减排战略部署下，“西气东输”管道对东部地区保供需求增加，同时，新疆“煤改气”工程加快实施进一步增加了本地天然气需求，使得疆内、疆外天然气需求持续攀升，新疆天然气供应缺口增大，2017 年冬季甚至发生“气荒”现象，为新疆煤层气开发提供了充足市场。

2.3 保障煤矿安全生产

据统计，2020 年与2007 年相比，全国煤矿瓦斯事故数由272 起降为7 起，瓦斯事故死亡人数和煤矿百万吨死亡率下降更为明显。新疆是我国第三大煤炭生产基地，2020 年煤炭产量2.66×108t，“十四五”新疆煤炭产量目标为3×108t/a。随着煤炭的不断开采，掘进深度不断增加，煤矿瓦斯事故风险也随之增大，而煤层气的开发利用可在煤矿开采前将煤层中的瓦斯进行提前抽采，大大降低煤层中的瓦斯含量，从根本上保障煤矿安全生产。

2.4 支撑低碳经济建设

生态环境部《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见》(环环评〔2021〕45 号)明确“将碳排放影响评价纳入环境影响评价体系”。甲烷的温室效应是二氧化碳的21 倍，矿井瓦斯的直接排空是我国碳排放的重要组成部分[6]。甲烷浓度越低，利用技术难度越大、经济性越差，所以，通风瓦斯多数以直接排空为主，我国每年仅通风瓦斯[(170～230)×108m3]产生的温室气体效应折合碳排放约2×108t。

作为我国第三大煤炭生产基地，“十二五”以来，新疆煤炭产量逐年增加，从2010 年的1.01×108t，逐步增大到2020 年的2.66×108t，乏风排放也在逐年增大，虽然近年来新疆瓦斯抽采量稳中有升，但是利用率低(表1)，远低于我国30%～40% 的平均水平。因此，开展煤层气开发利用，提高矿井瓦斯抽采利用，可对新疆碳减排目标做出重要贡献。

表1 2012-2020 年新疆矿井瓦斯抽采利用情况Table 1 Gas drainage and utilization of mines in Xinjiang from 2012 to 2020

3 存在问题与对策建议

1)亟待落实完善产业发展政策

长期以来，对煤层气等非常规资源开发的政策支持主要侧重于直接的财政补贴，忽视了其他同等重要甚至更重要的政策诉求，因此，亟待创新政策支持机制和方式，在公益性地质调查、技术创新、融投资、生态环境、安全生产、用地征地、重大项目立项等多方面予以支持。目前，这些领域的支持政策比较薄弱，项目从立项到开工建设需要奔走于多个部门，办理大量手续，耗时太长也增加了很多困难。

煤层气作为新兴行业，需要呵护、培育与有效引导，建议可以效仿山西，由自治区政府牵头，会同自然资源、科学技术、财政、生态环境等部门组建“新疆煤层气勘查开采领导组”，建立长效沟通与工作机制，管理与推动新疆煤层气勘查开发工作，针对产业发展投入与布局、煤层气矿业权设置、煤层气开发鼓励及补贴政策、煤层气市场化定价等问题进行研究与政策创新，制定并出台地方支持政策，引导、推动和促进新疆煤层气产业健康发展。

2)迫切需要尽快推进矿业权设置

2013-2017 年，新疆维吾尔自治区地勘基金投入约14 亿元，开展了大量的勘查或开发利用先导试验工作，准噶尔盆地南缘的阜康、乌鲁木齐、吉木萨尔等矿区及库拜煤田、三塘湖煤田等地煤层气地质认识和工作程度大幅提高，探获了较为丰富的煤层气资源。新疆维吾尔自治区自然资源厅预开展矿业权设置和出让工作，促进成果的转化，但由于煤炭、煤层气矿业权重叠问题得不到有效解决，阻碍了煤层气探矿权的设置。同时，受地勘基金勘查成果的吸引，新疆科林思德新能源有限责任公司、乌鲁木齐国盛汇东新能源有限公司等新能源或煤层气企业，均有很高的热情投入到新疆煤层气勘查开发中，但困于无煤层气矿业权，勘查开发的合法化和权益均得不到保障，极大地影响了企业投入煤层气开发的热情。2018 年以来，新疆地勘基金对煤层气勘查的投入锐减，而企业又无途径进入，新疆煤层气发展进入缓慢期甚至出现停滞不前的状况。矿业权问题已成为制约新疆煤层气产业发展的重要瓶颈[7]。

加快推进煤层气矿业权设置是激发市场活力的有效手段。关于煤炭、煤层气矿权重叠问题的解决建议如下：根据新疆煤层气地质条件和煤炭矿业权证分布情况，煤炭采矿权最低开采高程以浅以煤炭开发为主，煤炭矿业权人申请增列煤层气矿业权，进行煤炭和煤层气的综合勘查开发；煤炭采矿权最低开采高程以深区域、煤炭探矿权区域及煤炭矿业权空白区，实施先采气、后采煤，以煤层气勘查开发为主；考虑煤层气开发必须具有一定规模才能产生效益，需合理划定煤层气矿业权范围。

3)效益开发制约因素亟需化解

工程服务市场竞争不足是造成新疆煤层气开发成本高的主要原因之一。据测算，新疆煤层气领域的服务价格超过山西、陕西等地的25%～40%，单位产能的建设成本高出中东部地区的1.5～2.0 倍。近年来，新疆作为全国油气行业增储上产重点区，油田企业对钻井、固井、射孔、压裂等服务需求大增，疆内油田服务企业任务饱满，煤层气开发工作与石油相比工作规模和市场有限，不被油田服务企业看重，不愿与煤层气企业就服务与价格进行相互协商，在服务价格上具有强势话语权甚至直接拥有定价权。同时，由于新疆地处边远，设备搬迁费用高，煤层气开发市场对疆外煤层气工程服务队伍亦不具有很强的吸引力，目前，尚无疆外队伍进入。由于缺乏有效市场竞争，煤层气企业被迫接受过高的服务价格[8]，大大增加了开发成本。

高效开发工程技术尚未攻克，平均单井产量偏低，是造成新疆煤层气未能实现效益开发另一重要因素。新疆煤层气勘查开发有利区多处于山前构造挤压带，地质条件复杂、煤层非均质强，对开发地质选区及工程技术均提出较高的要求。虽然经过十多年的勘探开发实践和“十三五”科技攻关，新疆煤层气地质理论取得一定认识和进展，形成了一套较为适应的开发工艺技术系列[9-11]，在阜康、乌鲁木齐河东、拜城等矿区均获得了单井高产突破，但高产井与稳产井总数偏少、高产区块有限且技术模式难以复制，整个矿区(区块)的单井平均产量偏低，不同井产量差别很大。而综合考虑新疆煤层气开发成本、气价等因素，平均单井日产气达到1 800～2 000 m3，企业才可能盈利。因此，地质精准选区和精细评价技术、高效规模勘查开发工程技术尚未攻克是制约新疆煤层气实现规模效益开发的另一重要原因。

煤层气产量市场份额小，不能自主定价，影响了煤层气的开发效益及企业投资的积极性。阜康、乌鲁木齐、拜城各煤层气开发利用先导试验，日产煤层气在(3～18)×104m3，与常规天然气供应量相比，所占份额很小，使得煤层气供应到燃气市场时，虽然国家给予煤层气定价权，但现实中却不能自主定价，煤层气对外销售价格较低，一般在1.2～1.6 元/m3，最高约2.20 元/m3，较低的气价进一步对煤层气开发效益构成不利因素，也极大影响了企业投入开发煤层气的热情。

4)产业投资造血力度亟需增大

虽然近10 年新疆开展了较多的煤层气勘查开发工作，但由于起步晚，勘探开发时间较短，煤层气资源评价和勘查程度整体相对较低，煤层气总井数仅占全国的2.5%，探明储量(未备案)仅为全国的3.2%，煤层气年产能仅占全国的2%，勘查开发工作投入与丰富的煤层气资源禀赋极不匹配。

“十二五”以来，新疆煤层气之所以能够快速发展，主要得益于新疆维吾尔自治区地勘基金约14 亿元的勘查开发投入，除地勘基金以外，少量企事业单位也投入资金，参与了煤层气开发利用工作，但相比于煤层气开发高投入、见效慢的特点，未对新疆煤层气产业起到关键的推进作用。自2018 年开始，地勘基金对煤层气勘查开发投入呈断崖式减少，煤层气产业发展也出现了停滞不前的状况。因此，要快速推进煤层气开发，建议设立煤层气勘查专项基金，滚动开展煤层气勘查与开发公益试验，发现和储备矿业权区块开展竞争性有偿出让，并出台各项有利政策，包括金融扶持政策，积极引导和鼓励多元化资本进入新疆煤层气勘查开发领域。

5)强化煤矿瓦斯治理管控措施

新疆矿井瓦斯抽采利用率远低于我国平均水平。原因有三点，一是新疆高瓦斯矿井、瓦斯突出矿井生产规模较小，单矿井瓦斯抽采量有限，抽采瓦斯量及浓度频繁大幅波动，使瓦斯利用难度大，对瓦斯利用技术要求高；二是乏风瓦斯浓度低，多数中小型煤矿均未建设瓦斯利用设施，瓦斯空排现象普遍；三是针对瓦斯空排的环保制度与监管不完善，瓦斯发电难以上网、补贴政策难落实，导致煤矿企业的瓦斯利用积极性差。因此，建议完善和建立更加严格的瓦斯监管制度，效仿加拿大等国家按照吨煤含气量和抽采瓦斯浓度制定更加严格的瓦斯排放标准，根据利用的瓦斯浓度实行阶梯补贴。

4 发展思路与重点攻关方向

4.1 “十四五”发展思路

1) 1 500 m 以浅区域是重点勘查和产能建设区域

经过近10 年的投入和攻关，新疆已初步掌握了1 500 m 以浅区域煤层气勘探开发理论，初步形成了可进行规模开发的技术体系，多个矿区均出现高产井，单井平均产量达到国内平均，证明了理论和技术的适用性。笔者认为下一步在提高选区和布井的有效性，重视地质和工程的配套性下，将会大幅提高单井产量，1 500 m 以浅区域是新疆“十四五”煤层气勘查重点和增储上产的重要区域。

煤层气勘查方面，重点围绕准噶尔盆地南缘和塔里木盆地北缘两个煤层气产业化基地建设，实施核心区重点勘探，在阜康、乌鲁木齐河东、后峡、库拜、吉木萨尔水溪沟、达坂城等矿区开展煤层气预探、勘探项目，新增煤层气探明地质储量，为煤层气开发提供资源保障；加快和重视前景区勘查，在吐哈、三塘湖、和什托洛盖、伊犁、焉耆等盆地开展煤层气资源调查评价、普查、预探项目，发现一批接替有利区，为新疆煤层气全面规模勘探、开发奠定良好基础。

煤层气开发方面，重点加快推进国家级“新疆准噶尔盆地南缘煤层气产业化基地”建设，启动以库拜煤田为核心“塔里木盆地北缘煤层气产业化基地”建设，大幅提升煤层气地面开发产量，以CNG 方式供应周边城市或工业园区，因地制宜建设LNG 利用项目。

2) 1 500 m 以深区域开展研究探索和先导试验

深部煤层气、煤系气具有广阔区域和开发前景。但目前1 500～3 000 m 煤层气资源量及分布仅进行初步预测，煤炭勘查涉及不到该深部区域，油气勘探以往对这一区域的煤层气重视不够。因此，要查明1 500～3 000 m 煤层气资源分布和潜力，需要开展资源调查评价，依托勘查和先导试验进行开发理论和技术攻关，为未来大规模发展建立基础。

4.2 重点攻关方向

1)完善的地质理论体系及甜点区精准预测与精细评价技术

目前已有许多专家学者针对新疆煤层气选区和富集规律开展了研究[12-14]，但由于新疆煤层气分布广泛，成藏类型及地质条件复杂多样，煤层气基础理论不仅要对准噶尔盆地南缘在现有基础上继续深入研究，还需拓展到有代表性的塔里木盆地北缘、吐哈煤田、三塘湖煤田等区域，完善和形成系统的新疆煤层气地质理论体系。另外，新疆煤层气控气因素复杂多样，储层非均质性较强，目前对各开发区块的地质认识不精细，高产区(井)主控因素认识不清，需要开展储层精细评价和甜点区预测理论与技术研究，提高井位部署的准确性，减少低产井的产生。

2)煤层气高效规模开发关键技术

针对单井成本高，平均单井产量偏低的问题，开展地质-工程一体化研究，提高开发工艺技术与地质特征的适应性；开展钻完井、压裂、排采工艺技术研究与试验，重视与提高上下游工程技术的相互衔接与配套，开展煤层气藏地质建模技术、混合井网优化研究与试验、水平井及定向井低伤害低成本高效钻完井技术、多/厚煤层高效充分改造技术、定向井多层合采组合优化及生产动态监测技术等关键技术攻关。

3)深部煤层气勘探及煤系“三气”共采

受山前构造挤压，新疆1 000 m 以浅煤层气地质条件复杂，且可进行规模开发的区域有限。新疆深部煤层气资源量大，根据预测，准噶尔盆地埋深1 200～3 000 m 煤层气总资源量约4.57×1012m3，远大于1 000 m 以浅(1.30×1012m3)。阜康四工河矿区开展了深部煤层气开发试验，获得了较好的开发效果，目的煤层埋深在1 000～1 500 m 的7 口井单井稳定产气量在4 345～8 138 m3/d；目的煤层埋深在1 500～1 800 m 的5 口井，压裂后实现单井平均日产气2 758 m3，最高单井日产气4 504 m3，表明深部煤层气具有良好的开发潜力[15-16]。

另外，新疆地区侏罗纪煤系的河流-沼泽-滨湖相沉积环境与山前部位的褶皱-逆冲断层带构造圈闭，有利于煤系气的生成与富集，阳霞-库车-拜城、阜康-乌鲁木齐等地区煤层气勘探中煤系部分砂岩层段有气测异常显示，证实了煤系气的存在。

因此，深部煤系气理论与勘查开发是新疆煤层气未来的重点发展方向，重点开展深层、超深层煤层气的赋存规律与地质特征研究，煤系天然气耦合成藏理论和有利区预测技术、煤系一体化改造立体开发理论与技术研究与攻关，期望通过深部煤系气的突破实现新疆地区中低阶煤煤层气开发领域的更大突破。

4)中低煤阶高角度煤层群瓦斯精准抽采理论与技术

新疆现有生产矿井60 余处，2020 年煤矿区抽采量5 474×104m3，仅占全国抽采量的0.43%，煤矿区煤层气抽采潜力巨大。“十三五”国家科技重大专项针对新疆大倾角、多煤组等赋存条件下的煤矿采动区煤层气和碎软低渗首采煤层抽采难题开展研究[17]，初步形成了符合新疆主要高瓦斯矿区特点的煤层气抽采、利用关键技术和基本模式，但近些年新疆煤矿区生产规模增长明显加快，对高效抽采技术的需求日趋紧迫。同时，新疆煤矿区“十三五”的研究仅仅是初步解决了煤矿区抽采的前期急迫问题，井上下联合大区域抽采利用的体制机制和理论技术问题还需创新和完善。重点攻关方向为：在“十三五”形成的大倾角、多煤组赋存特点的煤层群抽采、利用关键技术和基本模式的基础上，突破大倾角采动煤层气富集区抽采、井下大区域抽采关键技术，使新疆煤矿区煤层气开发利用达到高效率实用化，实现新疆煤矿区煤层气开发与利用较大范围的推广。

5 结论

a.新疆煤层气资源丰富，占我国预测资源量的25%。目前，新疆已建成4 个煤层气开发利用先导试验工程，形成地面开发年产能1.95×108m3，煤层气开发利用初具规模，并涌现出一批高产井，新疆有希望成为我国煤层气规模上产的新区域。

b.在习近平总书记绿色生态文明思想的引领下，能源供给侧结构性改革和碳达峰碳中和目标大大增加了对非化石能源、天然气等清洁能源的需求，再加上新疆在能源战略上的重要定位，使得疆内外天然气供需缺口进一步增大，为煤层气开发利用提供了广阔的市场。新疆煤层气开发利用可以有效补充天然气供需缺口，有利于保障我国能源安全，促进新疆的煤炭安全生产，支撑低碳经济建设。

c.新疆煤层气产业发展也出现诸多问题，制约了其发展，主要体现为政策不完善、矿业权设置困难、尚未实现效益开发、勘查开发程度低、资金渠道单一、矿井抽采瓦斯难利用和监管不够完善等。建议：重视对整个产业链的支持和引导，成立专门领导小组，建立长效沟通和工作机制，统一领导和规划煤层气勘探开发；尽快出台解决矿业权重叠的办法，加快推进矿业权设置；针对新疆煤层气的非均质性，加强地质工程一体化研究；积极引导和鼓励多元化资本进入新疆煤层气勘查开发领域；完善和建立更加严格的瓦斯监管制度。

d.展望“十四五”，新疆煤层气的发展思路是，1 500 m 以浅是煤层气增储上产的重点区域，其中，准噶尔盆地南缘和塔里木盆地北缘是两大重点勘探开发区块；1 500 m 以深区域，特别是深部煤系气，是未来新疆煤层气大规模开发利用的潜力区，应积极开展研究探索和先导试验。技术重点攻关方向是，完善地质理论体系，开展甜点区精准预测与精细评价技术；开展地质工程一体化研究、重视上下游工程技术的配套与衔接、进一步提高钻井-压裂-排采工程技术的适应性，形成和完善高效规模开发工艺技术体系；攻关探索煤系“三气”共采理论和技术；实现大倾角采动煤层气富集区抽采、井下大区域抽采关键技术突破。