中国煤系气大产业建设战略价值与战略选择
2022-02-25秦勇，申建，史锐
秦 勇，申 建，史 锐
(中国矿业大学 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏 徐州 221008)
我国2020年天然气总产量1 876.44亿m，其中地面井煤层气产量57.67亿m，同比增长5.6%，仅占当年全国天然气总产量的3.07%。加上煤矿区瓦斯抽采量146亿m，全国2020年煤层气总产量约204亿m。结合煤层气区块2020年致密气产量约44亿m，煤系气总产量约248亿m，距离大产业规模仍有一定差距。据BP能源公司分析，我国天然气对外依存度在今后15 a仍将持续攀高，2020年为42%，2035年将升至55%，严重威胁国家天然气战略安全。我国煤系气资源十分丰富，是保障国家能源安全的重要资源基础。鉴于此，中国工程院近期发起组织“我国煤层气有效开发发展战略”研讨，诊断产业发展问题，论证建设煤层气大产业的可能性，探讨实现煤层气有效开发进而建设大产业的技术途径和保障条件。借此契机，笔者将视野拓展到更为宽广的煤系气领域，宏观论证建设我国煤系气大产业的可能性和面临挑战，就技术战略选择与保障条件阐述了自己的认识，期望对大产业战略推进和实施有所裨益。
1 煤系气有效开发和大产业定义
煤系气“有效开发”的基础是大幅度提高单井产气量，途径是大幅度提高资源动用率，结果是大幅度降低开发综合成本，目标为实现煤系气规模性开发，进而建成煤系气大产业。罗平亚院士早在2013年就指出，单井产量低已经成为制约我国煤层气产业发展的严重障碍，强调了大幅度提高单井产量对煤层气产业发展的重要性。煤层气在美国曾经是一个大产业，2008年达到历史上最高年产量556.71亿m，约占全美当年天然气总产量的7.67%。为此，考察美国煤层气产业发展历史，以单井日均产气量作为衡量有效开发的指标，从年产量和对天然气总产量贡献2个指标考察产业发展规模，可为定义我国煤系气“有效开发”和“大产业”提供启示。
美国煤层气生产主要集中在6个盆地。1998年，煤层气产量338亿m，生产井约8 000口，单井日均产气量约11 575 m；2001年煤层气产量442亿m，生产井约15 000口，单井日均产气量在8 073 m左右；2010年，煤层气井总数约5万口，投产率在90%左右，抽采量534亿m，单井日均产气量约3 658 m。在盆地尺度上，单井日均产气量在圣胡安和犹他低阶煤盆地超过10 000 m，其他低阶煤盆地超过5 500 m，中阶煤盆地约2 300 m。此外，加拿大煤层气开发局限于阿尔伯塔盆地白垩纪含煤地层，贫水或少水，影响了单井产量的有效提高和煤层气产业规模的快速扩展，2009年产量90亿m，生产井14 100口，单井日均产气量1 950 m。为此，类比美国中阶煤盆地和加拿大阿尔伯塔盆地单井产气状况，我国煤层气有效开发的单井平均产气量可定义在2 000 m/d左右，大致是我国2020年生产井单井日均产气量的2倍(后述)，这是一个单井产量倍增的标志。
1989—2017年，美国累计生产煤层气10 395.95亿m；2008—2010年达到高峰，年产量均超过500亿m，3 a累计1 632.75亿m。我国1989—2017年累计天然气产量约16 979亿m，2008年、2009年、2010年分别为802.99亿、852.70亿和957.91亿m，3 a累计2 613.60亿m。相比之下，美国1989—2017年煤层气累计产量约为我国同期天然气累计产量的62%，其中2008—2010年约为63%，足以作为衡量我国煤层气产业规模的参考依据。进一步分析，1997—2014年期间，美国煤层气产量占天然气总产量的比例在4.5%左右，历时长达17 a，1997年为4.50%，2014年为4.47%，2个年份对应的煤层气年产量分别为309亿和398亿m(图1)。由此，可将我国煤系气大产业的标志初步定义为年产量>300亿m，对全国天然气年总产量的贡献率>4.5%。
图1 美国历年天然气总产量及煤层气产量所占比例(数据引自文献[7])Fig.1 Total natural gas production and CBM production proportion of the United States (data from Reference [7])
2 我国建设煤系气大产业战略价值
我国煤系气产业经过近30 a发展，目前处于从煤系气资源大国转型为生产大国的关键阶段，煤系气资源有效开发不仅对于保障国家天然气供给安全具有可观战略价值，也是助力煤炭安全生产、实现国家碳减排目标的重要途径。
2.1 建设煤系气大产业是协助保障国家能源安全重要途径
纵观全球人类能源开发利用史，迄今经历了木材、煤炭、石油、天然气4个时代，尽管技术进步使新能源占比不断提高，但目前的天然气时代仍将持续到2070年之后。也就是说，天然气供给安全是全球当代经济社会发展最重要的能源保障。我国作为全球人口数量最多且跃居世界第二大经济体的快速发展国家，天然气需求比任何国家更为迫切，安全保障尤为重要。
全球天然气消费构成约在20世纪90年代初超过石油消费构成，进入天然气时代。我国天然气供需关系在2006年左右发生反转，对外依存度逐年增长(图2)。2020年，全国天然气表观总产量1 888亿m，同比增长9.8%；表观消费量3 259亿m，同比增长7.5%；对外依存度42.07%，同比降低了一个百分点。据BP能源公司预测，我国天然气对外依存度今后15 a内仍将持续增长，2035年达到55%，即使2050年仍有50%左右(图2)。换言之，我国天然气战略安全形势十分严峻。
图2 中国天然气对外依存度变化趋势(数据引自文献[14])Fig.2 Change trend of external dependence degree of natural gas in China (data from Reference [14])
我国政府在《能源发展战略规划2020—2050》中提出了“减煤稳油增气、大力发展新能源”两大战略方向，其中天然气在2050年能源消费中比例提高到15%左右。然而，我国2020年天然气消费占比只有8.4%，与2050年国家目标相差甚远。正是基于这一严峻形势，国务院2018年专门发文强调天然气稳定协调发展，勘探开发的核心任务是“增储上产”。我国煤系气资源十分丰富(下述)，建设煤系气大产业是协助保障国家天然气供给战略安全的重要途径。
2.2 建设煤系气大产业将持续助力我国主体能源产业健康发展
煤炭作为我国主体能源，在未来较长一个时期内存在其现实合理性，必然将持续发挥支撑我国能源供给的兜底保障作用。为此，建设煤系气大产业，将持续助力煤炭这一主体能源产业健康发展。我国之所以形成以煤为主的能源结构，本质上是由“富煤、贫油、少气”的能源资源禀赋国情以及经济发展阶段所决定的。
(1)所谓的“富煤”系指我国煤炭资源十分丰富，是兜底国家能源战略安全的“压舱石”。据最新一轮《全国煤炭资源潜力评价》成果，全国陆上煤炭资源总量5.90万亿t，截至2009年底全国累计探获煤炭资源量2.02万亿t，其中尚未占用资源量1.55万亿t。按年均采煤50亿t及平均采出率70%估算，目前尚未占用探获煤炭资源尚可支撑国家200 a以上的煤炭能源供给。
(2)所谓的“少气”，并非我国缺少天然气资源，而是丰富的天然气资源优势尚未转化为国家能源战略安全保障优势。我国煤层气资源量在全球名列前茅，煤系砂岩气和页岩气资源量至少是煤层气资源量的1.5倍以上(下述)。同时，我国近年来实现了埋深1 000～1 500 m区块尺度煤层气商业化开采，其他区块多口1 500～2 400 m深部煤层气井取得高产突破，煤系气合采已有单井成功范例。这些现实基础和探索进展，昭示煤系气产业有能力协助我国主体能源(煤炭、油气)产业持续健康发展，是近期至中期国家能源安全保障不可或缺的战略考虑。
(3)煤系气有效开发将为我国煤炭产业健康发展提供新的机遇。其一，20世纪90年代以来的煤矿瓦斯抽采技术进步，支撑我国煤矿瓦斯抽采量翻了10倍以上，百万吨死亡率大幅降低，安全生产水平跨入世界先进国家行列；但是，煤层乃至煤系富气地质禀赋决定了瓦斯风险客观存在，煤系气有效开发是消除瓦斯威胁的现实手段。其二，抓住高碳产业低碳发展契机，发展壮大煤系气产业，带动煤系气化工等产业的启动和进步，有助于产煤企业向煤气共采企业转型发展。其三，通过“双碳”目标倒逼，促使煤炭企业立足于自身煤炭、煤系气资源及开发技术优势，基于资源协同开采利用实现碳捕集和碳减排，通过碳交易实现企业经济增长。
2.3 建设煤层气大产业将助力国家“双碳”目标顺利实现
我国是全球碳排放量最大的国家，CO排放量占全球份额连年增长，2018年为27.8%，2019年为28.8%，2020年达到30.7%。国家“双碳”目标背景下，政策和市场调整将有效拉升天然气需求，天然气在当前至2030年这一特殊时期将发挥重要影响。我国化石能源开发利用碳排放量占全部碳排放量的90%，故“双碳”问题本质上是能源问题。2018年，中国碳排放量101亿t，其中煤炭生产和生活消费产生的碳排放72.5亿t，占比70%。就此而言，煤系气有效开发进而建设大产业，具有降低煤炭开采过程碳排放和节煤减排双重效应。
一方面，大规模实施地面井煤系气开发，通过预抽利用最大限度降低采煤活动碳排放量，可望为实现“双碳”目标做出重大贡献。采煤活动碳排放通过乏风排放和抽采瓦斯放空2个渠道，排放气体均为CH。CH的温室效应是CO的21～25倍，对全球气候变暖的贡献率达15%，是仅次于CO的第二大温室气体。按煤矿安全生产规程要求，矿井通风所产生的乏风CH体积分数不能超过1%，低体积分数瓦斯难以经济性直接利用而多被排入大气。2010年，我国采煤活动排入大气的CH约260亿m，是世界第一大采煤CH排放国。2020年，全国仍有约78亿m抽采CH排空，绝大部分来自矿井抽采低体积分数瓦斯。提高地面井瓦斯预抽采率，强化煤矿瓦斯治理效果，同时也将降低采煤乏风CH排放量。
另一方面，规模性开发利用煤系气(瓦斯)，有助于改善能源消费结构。这一战略价值的实质，在于“以气代煤”，降低高碳(煤炭)能源利用比例，实现CO实质性低成本减排。以地面井煤系气和矿井瓦斯中CH体积分数分别为95%，40%为基准测算，利用1亿m地面井或矿井抽采煤系气代替原煤作为锅炉燃料，可节省原煤16.3万t或6.9万t，标煤11.6万t或4.9万t；代替电力，分别节省电力287 000 MW/h或121 000 MW/h。进一步而言，1亿m地面井煤系气代替煤炭发电，相当于减排0.73亿m或14.35万t CO；1亿m矿井抽采瓦斯代替煤炭发电，则减排0.31亿m或6万t CO。
3 建设我国煤系气大产业可能性
论证这一可能性的前提在于2个方面：一是大产业的内涵和量化指标，详见本文第1节；二是我国煤系气产业目前处于的发展阶段，以衡量产业增长空间大小。任何一个产业的生命周期都会经历形成期、成长期、成熟期和衰退期4个阶段。其中，成长期对产业发展至关重要，决定该产业能否进入成熟期进而形成大产业。这正是我国煤系气产业发展当前面临的主要问题，需要适应性技术体系予以支撑，体现为产业发展的技术时代。处于成长期的产业通常是一个国家的新兴产业，应国家需求而产生。鉴于此，建设我国煤系气大产业可能性在于如下4个方面。
3.1 我国煤系气大产业建设具备强大需求驱动
任何大产业的形成，离不开强大而广泛的需求驱动。2020年，我国一次能源消费总量同比增长2.2%，其中煤炭消费增长0.6%，原油消费增长3.3%，天然气消费增长高达6.9%。鉴于此，有效开发煤系气使之形成大产业，正是国家天然气战略安全保障的需要。煤系气作为天然气家族成员之一，具有形成大产业的需求背景。我国天然气供需缺口逐年拉大，煤系气“增储上产”是弥补这一缺口的途径之一，形成大产业具备强大的需求驱动(图2)。
经济社会发展以及“双碳目标”约束，我国对清洁能源的需求不断增长。国务院发展研究中心等(2020)预测，“十四五”期间，我国工业燃料、城镇燃气新增天然气需求分别约360亿m/a和280亿m/a；到“十四五”末，工业燃料、城镇燃气天然气需求量分别为1 450亿m和1 500亿m，燃气发电天然气需求量约1 000亿m，3者占天然气需求总量的比例分别为33%,34%和23%。也就是说，2025年全国仅上述3个领域天然气需求就高达4 950亿m，远远超过全国当年可能实现的天然气产量，煤系气有效开发可提供有效补充，近期市场需求同样十分强烈。
中国石油经济技术研究院近期发布《2050年世界与中国能源展望》，设置基准、氢能、碳中和3种情景，预测了未来30 a我国天然气供需结构。基准情景为：能源相关技术按照当前趋势不断进步，新能源成本竞争力不断增强，能源技术与数字化技术不断融合，促进能源体系朝着清洁低碳、安全高效、智能多元、便利经济的方向发展。在此情景下，预计全国天然气需求在2025年约4 200亿m，2035年约6 000亿m，2050年在6 700亿m左右，与此对应的全国天然气产量分别约为2 300亿、3 000亿和3 500亿m(图3)。其中，对2035年和2050年全国煤层气年产量的期望值分别为300亿和400亿m，尽管不高，但已展示出一个较大产业的发展规模(图3，图1)。
图3 基准情景下中国天然气消费量与产量预测(数据引自文献[25])Fig.3 Prediction of China’s natural gas consumption and production under benchmark scenario (data from Reference [25])
3.2 煤系气大产业建设具备雄厚资源基础
自20世纪80年代至今，10余家单位先后开展过全国煤层气资源调查，评价结果不断被修正。统计目前进展，赋存在不同深度和地域的全国煤层气地质资源总量在80万亿m左右，包括陆地2 000 m以浅30.05万亿m,2 000 m以深40.47万亿m以及近海海域7万亿～11.5万亿m。如果考虑客观存在的煤系页岩气和砂岩气资源，全国陆上煤系气地质资源量至少是单纯煤层气资源量的1.5倍，总资源量大于178万亿m。
..我国陆上埋深小于2 000 m煤层气资源
中国工程院2012年曾从资源规模性、可靠性和可采性3个方面，论证了我国煤层气产业发展的资源保障，认为具有整装规模气田开采条件的煤层气可采资源量在4万亿m左右。2014—2015年，中国地质调查局评价陆上41个含煤盆地，提交全国埋深2 000 m以浅煤层气地质资源量30.5万亿m，含可采资源量12.50万亿m，这是目前最为权威的官方资源调查结果。该成果同样从上述3方面分析了全国陆上2 000 m以浅煤层气资源可动用地质特点，得出：
在资源规模性方面，沁水、鄂尔多斯、滇东—黔西、准噶尔等大型盆地(群)具有优先开发的资源条件。具有整装规模气田条件的大型含气区带包括沁水盆地沁水区带、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西六盘水和织金、准噶尔盆地准南等，煤层气地质资源量合计11.10万亿m，可采资源量4.55万亿m。进一步考虑海拉尔、二连、川南黔北等盆地群，煤层气地质资源量大于0.5万亿m的含气区带共13个，资源量达22.00万亿m，可采资源量为9.35万亿m。
在资源可靠性方面，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘石炭二叠系，太行山东麓、豫西、两淮、华南、东北等地区煤田地质勘查程度较高，前2个盆地施工了上万口煤层气井，测试数据丰富，煤层气资源量比较可靠；鄂尔多斯盆地侏罗系以及吐哈、塔里木、二连、海拉尔等盆地测试资料较少，资源量可靠性较低；大部分埋深>1 200 m的煤层气资源量基本上靠类比得出，可靠性低。综合分析，全国相对可靠的煤层气地质资源量在10万亿m左右，可采资源量约4万亿m。
在可采性方面，不同地区差异较大，可采性较好的区块主要分布在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘和东南缘、内蒙古东部一些断陷盆地和南方构造活动相对较弱的局部地区。从现有技术经济条件分析，构造煤储层的煤层气可采性差。对于埋深超过1 000 m的深部煤层气资源，已经在鄂尔多斯盆地东缘、准噶尔盆地东南缘等地取得区块或井网开发突破，开发前景可观。
..我国陆上埋深大于2 000 m煤层气资源
目前未见全国2 000 m以深煤层气资源官方评价结果。早在2004年，国内就对济阳坳陷深部煤储层特性及煤层气资源潜力做过研究，认为该坳陷深部存在煤层气开采有利地质条件。2005年召开以“中国煤层气资源与产业化”为主题的“香山科学会议”，会上报告了关于渤海湾和鄂尔多斯2个盆地深部煤层气资源量初步评估结果，认为超过7.47万亿m。据中国石油勘探开发研究院估计，全国埋深2 000～3 000 m的煤层气资源量约18.47万亿m。
据“十一五”国家科技重大专项预测，鄂尔多斯盆地东部4.16万km范围内石炭二叠系深部煤层气资源量5.84万亿m。其中，浅于1 500 m煤层气资源量0.59万亿m，资源丰度0.50亿～1.32亿m/km；1 500～2 000 m资源量1.02万亿m，资源丰度0.67亿～0.87亿m/km；深于2 000 m资源量4.23万亿m，资源丰度0.70亿～0.73亿m/km。根据这一预测结果，考虑我国主要含煤盆地煤系埋深分布情况，全国埋深大于2 000 m的煤层气资源量远大于18.47万亿m。
中国矿业大学近期受中国石油北京勘探开发研究院委托，系统评价了全国29个主要盆地(群)埋深大于2 000 m煤层气资源量，提交地质资源量40.71万亿m，含可采资源量10.01万亿m，远大于2 000 m以浅煤层气资源量，其中的96%集中在三大盆地。准噶尔盆地位列第1，2 000 m以深地质资源量15.04万亿m，可采资源量4.42万亿m，分别占全国同深度范围地质资源量和可采资源量的37%和44%。鄂尔多斯盆地位列第2，2 000 m以深地质资源量12.99万亿m，可采资源量3.08万亿m，分别占全国的32%和31%。吐哈—三塘湖盆地位列第3，2 000 m以深地质资源量10.60万亿m，可采资源量1.55万亿m，分别占全国的27%和16%。
..我国陆上煤系气资源
上述关于煤层气资源量的预测结果，尚未考虑其他类型的煤系气资源。据中国地质调查局评估结果，全国2 000 m以浅煤系气资源量82万亿m，煤层气资源30.05万亿m，煤系气/煤层气资源量比例系数为2.69。黔西杨梅树向斜煤系气地质资源丰度5.66亿m/km，比单纯的煤层气资源丰度提高了9倍。贵州省煤田地质局近期在土城向斜施工盘参1井，尽管钻孔深度仅有1 100 m，但煤系气/煤层气资源密度比例系数仍高达2.07。鉴于此，全国平均比例系数在2.50以上，结合陆上煤层气资源总量71.2万亿m，煤系砂岩气与煤系页岩气之和至少是单纯煤层气资源量的1.5倍，超过107万亿m，即全国陆上煤系气资源量大于178万亿m。
大家跑得汗流浃背，汗水由头发里渗出，漫过眼睛的时候，前面袁安终于撑着洞壁停了下来，李离、上官星雨与吴耕跟上来，向下俯视，发现他们果然已经来到了洞穴的尽头，洞穴之下，是一根垂直的绯色石柱，合抱粗细，七八丈高，立在一个空空荡荡的石厅的正中央。袁安嘴衔住火把柄，率先滑下来，接着是李离、上官星雨、吴耕，一个接一个由石洞里扶着光滑的石柱，落到石厅正中的地面上。
我国具体地区煤系气资源评价结果或开发实例不断涌现。例如，我国2019年煤层气地面井产量54.63亿m，产自煤层气区块且未纳入统计的煤系致密砂岩气产量达35亿m。再如，准噶尔盆地侏罗纪煤系致密砂岩气地质资源量1.174万亿～1.363万亿m，可采资源量0.528万亿～0.614万亿m。又如，四川盆地晚三叠世须家河组煤系页岩气地质资源量46.45万亿m，其中须一段、须三段、须五段各占15%,27%和58%。这些结果，昭示我国煤系气产业持续发展具备强大的资源基础。
3.3 我国煤系气大产业建设已形成扎实产业布局
产业布局扎实的标志体现在以下几个方面：
第1，初步实现了国家煤层气勘探开发规划布局。国家能源局(2013)发布《煤层气产业政策》，规划再用5～10 a，建成2个大型产业化基地，建设一批规模化开发示范工程。目前，我国“2+2+”开发基地战略布局初步形成：沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘2个产业化基地历年煤层气产量占全国的95%以上；2020年，准噶尔盆地南缘地面井煤层气产量达7 500万m，黔西约2 400万m，川南筠连达3.8亿m，表明新疆、西南2个后备产业基地建设初见成效。同时，全国多地实现了地面井煤层气小规模商业开发，如阜新、两淮、彬长、库拜等煤田。
第2，单井日均产量总体达到盈亏平衡点。2020年，全国地面井煤层气产量57.67亿m，同比增长5.6%。截至2020年底，全国煤层气累积钻井21 217口，其中投产12 880口。按投产井数测算，全国2020年煤层气单井日均产气量约1 227 m，总体上达到测算基准(单井投资200万元，井口气价1.02 元/m)下1 228 m/d的盈亏平衡点。
第3，煤系气产量增长势头显著。采用生产动态法，拟合不同来源统计数据，可概略预测未来30 a全国煤系气产量增长情况。
(1)据国家能源局数据预测，全国矿井瓦斯抽采量在2025年可能达到“天花板”，年抽采量在150亿m左右，2035年可能降至120亿m，这是煤炭限产而关闭一批高瓦斯矿井的必然结果；地面井煤层气产量在2025年为89亿m(不含煤系砂岩气和页岩气，下同)，2035年约148亿m，2050年约254亿m(图4)。即，2035年全国煤层气(瓦斯)产量可能达到268亿m。
图4 我国历年煤层气产量及趋势预测(数据引自国家能源局历年统计)Fig.4 China’s CBM production and trend (data from statistics of National Energy Administration over years)
(2)中商情报网统计数据仅涉及地面井产量，包括煤层气和煤系其他类型天然气2部分，缺乏2004—2011年数据，故预测采用不同数学模型。结果显示，地面井煤层气、煤系致密砂岩气产量在2025年分别在80亿m和55亿m左右，合计135亿m；2035年为120亿m和90亿m，合计210亿m；2050年约190亿m和132亿m，合计322亿m(图5)。
图5 我国2012—2020年地面井煤系气产量及趋势预测(数据引自文献[3])Fig.5 CMG production and prediction from surface wells in China during 2012-2020 (data from Reference [3])
(3)上述预测结果是当前技术水平和投资力度条件下的最低情景，综合考虑地面井煤系气产量最低预测值和矿井抽采量，2025年全国煤系气产量约285亿m，2035年330亿m，对全国天然气总产量(图3)贡献率在11%～12%，产业规模和贡献率相当于较大～大的煤系气产业。
3.4 我国煤系气大产业建设具备宽广科技储备
通过多年科技攻关，初步形成五大关键技术系列，覆盖了全国煤系气主要地质条件类型，助力实现了老产业基地提产增效，新产业基地快见成效。一是产业老基地提产与挖潜，面向沁水盆地、鄂尔多斯盆地两大基地，形成了优质储层识别、二次改造、排采管控制度优化等系列增产技术。二是深部煤层气勘探开发，形成了以煤层气赋存态认识突破为基础的深部优质煤储层识别和甜点区优选技术，针对性优化了储层改造和排采管控技术，先后在阜康西、延川南、临兴、马必东等多个区块实现产气突破。三是煤层群煤层气共勘合采，建立了以合采地质条件兼容性评价为核心的压裂层组优选和产层组优化设计方法，助力黔西等地区普遍实现了单井产气突破。四是煤系“多气”综合开发，形成了以“微构造控气+分区分阶段开采”为核心的大宁—吉县模式和以“穿层体积压裂+排气降压+诱导接续排采管控”为核心的临兴模式，实施成效显著。五是构造煤储层煤层气有效开发，发展了以“间接压裂/跨层改造+L型/U型井分段压裂+采动井”为核心的适应性技术，在淮北、晋城、盘江、平顶山等矿区以及韩城区块推广应用。
第1，老基地盘活是壮大我国煤系气产业规模的最现实途径，老井提产是挖潜盘活与上产的首要基础，2个产业老基地在此方面开展了有效的技术探索，效果显著。
(1) 沁水盆地郑庄区块单井日均产量长期只有500 m左右，“十三五”期间形成了高产靶区成因机制、疏导式开发工程、疏导式排采控制理论3项新认识，建立了精准选区及开发优化、二开全通径水平井钻井、疏导式压裂改造、疏导式排采控制及低压环状集输等5项勘探开发关键技术，解决了以往增产改造技术与煤层气开发之间的三大矛盾，实现了高阶煤层气效益开发的“5个转变”(表1)，老井和新井单井日均产量分别提高到1 000 m和2 400 m，区块日产气量由2017年的46万m提高到2020年底的100万m，优质储量控制程度由40%提高到85%，勘探投资节余26%，低效区块整体盘活。
表1 郑庄高阶煤层气区块效益开发5个转变[57]
(2)鄂尔多斯盆地东南缘韩城区块构造煤发育，缝网堵塞现象严重，部分井存在越流补给，长期处于低效状态，通过技术优化与创新，部分老井得到盘活。采用跨层压裂技术改造9口老井，有效提高了构造煤储层压裂缝导流能力，单井日均产气量由40 m提高到2 491 m。形成套管补贴、水泥封堵、桥塞封层和人工隔板4套封层堵水技术，18口单井日均产气量增加约1 000 m，累计增产1 332万m，单井日均产水量降低18 m。发展了酸化解堵技术，6口井应用效果良好，其中1口井日均产气量由450 m上升到1 271 m，累计增产20.2万m。
(3)鄂尔多斯盆地东缘延川南区块先前低效井占总井数的1/3，近年来尝试多种老井改造增产技术，达产率提升到80%。通过“氮气扰动”实现层内疏通，解决了煤粉阻塞渗流通道造成的产气递减问题，21口井见气效率达90%，单井日均增产400 m。引入可控冲击波技术，消除了近井筒地带堵塞，24口老井中23口见效，井均增产916 m/d，其中11口井增产倍数大于1倍，最高14.53倍(图6)。
图6 延川南区块老井可控冲击波改造增产效果对比(数据引自文献[34])Fig.6 Effect comparison of controllable shock wave stimulation for old wells in South Yanchuan block (data from Reference[34])
研发成功“长距离有效支撑+大规模体积改造”深部煤储层改造技术，16口井全部见效，单井日均增产1 500 m，产气水平提升5～6 倍。
第2，我国煤层气资源90%以上赋存在十大盆地，开辟新基地是产业持续发展的基础，“十三五”期间新疆准噶尔盆地南缘、黔西地区适应性开发技术探索应用初见成效。
(1)准噶尔盆地南缘地质条件复杂，低成本高效开发技术问题长期困扰产业发展。针对地质条件特点开展储层改造、排采优化技术探索，多个区块打出高产煤层气井，顺层定向井最高产气量达28 336 m/d，新增煤层气探明储量220亿m，建成年产能1.5亿m，实现年产量7 500万m，大型煤层气产业基地初见雏形。针对叠置含气系统，构建了选层指标体系与方法，实现了压裂煤层优选。针对大厚度煤层，探索形成“大液量、大排量、大砂量、中砂比、阶梯式加砂、桥塞封隔”适配性压裂改造技术，获得稳产3 200～3 300 m/d产气效果。大规模应用复合压裂液，形成了适应该区煤储层地质条件的五段双控排采法。针对大倾角地层条件，根据煤层深度和厚度分别设计了三段制和五段制定向井，保证了井网均匀分布。
(2)黔西地区集中了我国南方70%的煤层气资源，构造煤发育，多薄煤层与砂岩、泥岩互层频繁，合采地质条件兼容性较差。针对这些难点开展技术攻关，单井产气量从不足300 m/d普遍提升至目前的平均920 m/d，相当一部分井稳产超过1 500 m/d，最高稳产达6 000 m/d，提交煤层气探明储量122亿m，2020年产量2 400万m。揭示了煤层气系统叠置机理及其对合采效果控制特点，不跨系统分压合采成为压裂层段优选的基本原则。建立了以资源规模、构造复杂程度、煤体结构“一票否决”为核心的煤层气地质选区指标体系，初步解决了甜点区优选的技术难题。形成了以主产层优选、产层组合、产层贡献三指数为核心的合采产层组优化设计技术，为合采兼容性评价和产层组优选提供了技术解决方案。形成了“小层射孔、组段压裂、合层排采”适配性工艺技术，实现了丛式井组煤层气商业性合采生产。
第3，构造煤储层性质碎软，含气量往往极高，渗透性特低，钻孔煤壁极易失稳，煤层气有效开发是一个世界性难题。同时，构造煤地区煤层气资源量约占我国2 000 m以浅资源总量的1/4，多数高瓦斯高突出矿井位于这类地区。鉴于煤矿安全生产和煤层气有效开发需求，中煤科工集团西安研究院等发明了顶板水平井分段压裂技术，为碎软煤储层地面井煤层气高效开发提供了技术解决方案。揭示了分段穿层压裂缝延展机理，建立了顶板水平井位置优化、井壁稳定性评价、双曲线射孔位置优化以及深穿透定向射孔技术，确定顶板井眼距离煤层顶面不超过1.5 m，提高了压裂缝穿层煤体改造效率。形成了“泵送桥塞封隔分段、多段多簇定向射孔、逐段分步定向压裂”等成套技术，以及“先低后高、先细后粗”加砂工艺，适时应用段塞式加砂技术，在煤层中形成了多组具有高渗流能力的垂直主裂缝带。该项技术应用于淮北、淮南、晋城、韩城、冀北等矿区及柿庄、黔西等区块，其中淮北1口井最高产量超过10 000 m/d，3 a稳产在3 000 m/d以上。
4 我国建设煤系气大产业面临困难
近年来，国家能源局、中国工程院等权威机构均对我国煤层气产业规模性发展面临的问题和挑战做过诊断，可归纳为资源禀赋、保障条件双重制约。资源禀赋制约需要持续科技攻关予以突破，保障条件制约则有待国家产业政策进一步完善，两者结合则将消除投资者后顾之忧，激发产业活力。在此基础上，笔者认为面临的主要困难在于对资源禀赋的深刻理解以及适应性勘探开发关键技术的战略选择与创新，也与完善产业激励与保障政策密切相关，包括5个方面。
(1) 煤层气长期没有实现效益开发，业界内外逐渐失去耐心。任何一个产业的进步都可以总结为技术时代、产品时代、市场时代三段式循环发展规律，然后通过产业升级重新回到技术时代。美国页岩气产业发展历程诠释了这一客观规律，其中技术探索期长达近百年，大产业形成经历了漫长发展瓶颈期。与此相比，我国煤层气产业20世纪80年代末期起步，历经20余年美国工艺技术引进消化期后于2003年开始商业化生产，目前仍处于复杂地质条件适应性工艺技术探索阶段，虽然目前地面井产量尚未突破百亿m大关，但取得的科技进步、产气成效和奠定的产业基础客观存在(上述)，大产业发展目前正处于“爬坡”关键时期，需要耐心。正如罗平亚院士(2013)指出的那样，尽管目前我国煤层气发展处于十分困难的时期，但必须坚定信念、毫不动摇、加强基础、创新思维，坚持煤层气开采理论及应用技术的深入研究。
(2) 高效低成本勘探开发技术体系逐渐形成，但单井产量倍增总体上尚未实现。煤系气大产业建设必须低成本成倍增加单井产量，我国煤系气产业尚处于单井产量提高阶段。美国2001年煤层气产量442.31亿m，生产井约15 000口，单井日均产气量8 078 m/d。我国近年来煤层气新钻井很少，截至2020年底生产井12 880口，单井日均产量1 227 m，仅有美国20 a前的1/6.58(表2)。我国业界经常强调地质条件复杂性，这是一种消极应对心态，关键在于通过基础研究与技术探索，找到针对性解决方案，实现单井产量倍增，带动产能到位率(截至2018年仅59.4%)，实现产业规模性发展。直接而言，需要进一步改变技术研发思路，高度重视适用性技术尝试，而非单纯追求理论和技术创新。
表2 中美两国煤层气生产效率对比(基础数据引自文献[1,7,56])
(3)强调煤层气资源探明数量，对储量动用率关注不够。2020年底，全国煤层气保有探明地质储量7 259.11亿m；2020年地面井煤层气产量57.67亿m，储采比高达126。美国煤层气商业化开发头一年(1989年)储采比为40，1990年煤层气产量56亿m时储采比为26，产量最高年份(2008年，556.71亿m)储采比为11，2017年产量278亿m时储采比仅12(图7)。相比之下，我国产业发展较慢的原因，并非探明储量不足或资源探明率太低，也非后备基地不足，有效开发促进大产业形成的关键，在于核实探明储量优质资源及提高现有探明资源动用率。
图7 美国历年煤层气产量与储采比之间关系(数据引自文献[5])Fig.7 Relationship between CBM production and reserve production ratio in the United States over the years(data from Reference [5])
(4) 注重传统领域攻坚克难，新领域新方向探索力度不足。我国业界多年来强调煤层气资源禀赋不如北美，专注在“劣质”资源背景下寻找“优质储层”，致力于复杂地质条件、构造煤储层等传统领域攻坚克难，实质上陷入了一种思维定势，导致“事倍功半”。回顾澳大利亚煤层气产业发展历史，或许能为我国煤系气大产业建设提供启示。澳大利亚曾在4个州15个盆地开展煤层气勘探与开发试验，目前生产集中在昆士兰州，2019年产量401.29亿m，成为当今世界最大煤层气生产国(图8)。其中，苏拉特盆地产量315.88亿m，占全澳产量的78%。事实上，苏拉特盆地前期受到忽视，2000年才启动煤层气勘探，原因在于目标层系中侏罗统瓦隆组厚煤层不甚发育，100余个煤层中单层厚度小于0.3 m煤层的占煤层总数比例高达90%。然而，2019年，苏拉特盆地生产井5 818口，以直井裸眼合采为主，井均产气量14 875 m/d，是我国平均水平的12倍。我国多个盆地和层系煤系气地质条件与苏拉特盆地相似，如果转变思维“趋利避害”，则有可能实现事半功倍。
图8 澳大利亚昆士兰州煤层气产量(数据引自文献[92])Fig.8 CBM production in Queensland,Australia over the years (data quoted from Reference [92])
(5)不同类型煤系气矿业权单独设置，约束了煤系气高效综合开发。煤系气泛指赋存在煤系中的各类天然气，主要为煤层气及煤系砂岩气、煤系页岩气。如前所述，我国煤系砂岩气与煤系页岩气资源量之和大于107万亿m，全国煤系气资源总量超过178万亿m，是支撑大产业建设的资源基础。按我国现行油气资源管理制度，煤层气、页岩气、常规天然气分属不同独立矿种，分别授予矿业权，致密砂岩气纳入常规天然气范畴管理。不可回避的是，煤系作为一个相对独立的地下天然气聚集体系，构成煤层气、煤系页岩气和煤系致密砂岩气的综合地质载体，单一气种开采浪费资源且投入产出效益低，岩性频繁互层条件下无法做到单独开采。同时，煤层气企业在现有煤层气区块生产的煤系致密砂岩气产量逐年增大，2020年超过了煤层气产量的70%。然而，这一部分煤系气产量目前不能完全纳入国家对非常规天然气的财税补贴范畴，影响到企业和投资人对煤系气综合开发的积极性。
5 建设我国煤系气大产业宏观建议
国内专家高度关注煤系气产业长远发展，近期提出了极有见地的战略建议，为笔者框架性思考提供了极有价值的启发和借鉴。同时，我国煤系气资源数量与当前产量存在的巨大反差，一方面说明有效开发建设大产业仍面临技术、经济、政策等一系列重大挑战，另一方面也昭示煤系气“增储上产”的可观潜力以及保障国家能源安全的长远价值。
5.1 我国煤系气有效开发关键技术发展方向
适用技术是高效低成本开发我国不同地质条件煤系气资源的惟一途径。本着这一指导思想，结合对困难和问题的上述分析，认为发展5方面关键技术将助力我国煤系气大产业建设。
(1) 煤矿井下瓦斯低成本高效抽采关键技术。煤炭仍将是我国未来几十年的基础能源，量大面广的煤矿瓦斯抽采利用是煤系气大产业的重要构成。为了区域达标以及保证煤炭采区及时接替，煤矿瓦斯抽采传统上多以成本换达标、以密集布孔换时间，成本高昂。例如，平顶山矿区采用高抽巷+井下钻孔抽采工艺，瓦斯治理成本在东部矿区为44.4～150.5元/t煤(平均73.8元/t煤)，西部矿区在11.8～50.3元/t煤之间(平均28.2元/t煤)。如果考虑吨煤安全提取费用，瓦斯治理成本还会进一步拉高。就此而言，研发完善低成本高效煤矿井下瓦斯抽采关键技术，是助推煤系气大产业建设的重大科技需求之一。
(2)老区煤层气井改造与增储提产关键技术。截至2021年8月底，沁水、鄂尔多斯盆地东缘两大基地建成产能142亿m/a，但日产量低于500 m/d的低效井在生产井中占比约50%，产能到位率仅58%，低品位储量动用难度较大。相关区块近年来尝试传统技术(如二次压裂、CO吞吐、氮气扰动、酸化解堵等)和新技术(如可控冲击波)相结合方式，开展小规模老井改造试验，产量倍增效果显著，一方面证实了老井改造技术可行性和增产潜力，另一方面展示出发展适应性技术的重要性。但是，就全国范围而言，现有技术对不同区块地质条件的适应性不明，新技术成熟度需要更大范围的先导性试验予以提升。全国低效井日产气量如果通过2次改造、排采制度优化等实现倍增，无疑将对大产业形成做出大额贡献，是建设煤系气大产业的最现实途径。
图9 深部煤系气赋存态转化模式Fig.9 Transformation pattern of occurrence state of deep coal measure gas
(3) 深部煤系气优质储层评价与开发关键技术。全国埋深大于1 000 m煤层气地质资源量59.58万亿m，包括可采资源量18.03万亿m；煤系砂岩气和页岩气主要赋存在深部，资源量至少是煤层气的1.5倍以上。同时，近年来研究成果改变了过去对深部煤层气开发地质条件的传统认识，发现较高地层温度导致游离气比例显著增高(图9)，煤储层渗透率与地应力状态密切相关而非仅受埋深控制，较高地应力与地层温度耦合致使深部储层能量极高，深部弱富水高能量储层条件适合于煤系气“排气降压”开采，深部煤层气富集高渗条件受到微构造高点控制。相关认识已被我国近年来现场试验陆续证明，深部井“见气时间短、见气时压力高、见气后产液量少”；一批深度在1 300～2 400 m的煤系气井产出了4 000 m/d的高产气流，部分井最高日产气量高达数万m。也就是说，深部煤系气具有良好的有效开发地质条件，是促进我国形成煤系气大产业的现实新领域，但是适应性勘探开发技术尚处于探索阶段，急需持续科技攻关并加大现场试验力度。
(4)薄互层煤系气勘探与有序开发关键技术。寻找新领域新层系，采用常规适应性成熟技术实现煤系气高效开发，有可能促进大产业建设“事半功倍”。我国前期忽视薄互层煤系天然气的巨大潜力，澳大利亚苏拉特盆地侏罗系瓦隆组薄互层煤系气规模性开发提供了成功范例，即：薄互层煤系具有发育富集高渗煤系气复合储集体的地质条件，效益开发潜力可观。初步分析，我国内蒙古东部上白垩统大磨拐河组及相当层位煤系、鄂尔多斯盆地西缘—河西走廊地区上石炭统羊虎沟组、楚雄盆地上三叠统一平浪组等，煤系气开发地质条件与苏拉特盆地瓦隆组有相似之处，值得探索。然而，目前我国该方面研究和现场试验刚开始起步，薄互层煤系气聚集特点、分布规律及优质层段地质控制机理尚不十分清楚，高渗甜点区预测、勘探及有效开发关键技术体系尚未建立，开展科技攻关及先导试验是揭示并释放这一巨大潜力的必由途径。
(5)煤炭地下气化-煤系气联采关键技术。煤炭地下气化具有低成本、高产气速率、运行可控、环境影响小的特点。1 t标准煤完全燃烧所释放热量相当于800 m标准天然气，一个地下气化炉每天可生产数万m合成粗气，地下气化炉群产气能力十分可观。基于我国丰富的煤炭资源开展地下气化，同时利用地下炉腔释放余热联合开采炉腔上覆地层煤系气(热采)，可能有效开发我国广泛发育的极低渗储层煤系气资源。为此，煤炭地下气化近年来受到我国油气行业高度关注。然而，煤炭地下气化集建井、采矿、转化“三位”为一体，类似于将地面煤气化工厂建设在地下，全产业链涉及地质、采煤、工程热物理、能源化工、环境保护以及探测监控等诸多学科，远比传统油气工程更为复杂。同时，地下水环境保护、气化炉稳定性、深部地下气化运行控制是煤炭地下气化产业化面临的3个技术瓶颈，煤炭地下气化-煤系气联合开采技术框架尚未确定，通过科技攻关突破技术瓶颈，有望为煤系气大产业建设另辟蹊径。
5.2 关于建设我国煤系气大产业国家政策的建议
经济性是企业参与和多元化投资格局形成的根本动力，机制创新是产业快速发展的保障基础。仅就煤层气而言，国家产业政策已经相对完善，财税优惠和激励措施相对到位。然而，在煤系气层面上，煤系各类天然气分属不同独立矿种，开发利用项目分别形成独立配套政策措施体系，煤层气享受政策更为优惠(开采利用量奖补在页岩气标准基础上乘1.2系数)，但煤系气相关配套政策措施优化协调问题尚未解决。鉴于此，欲要实现煤系气有效开发进而形成大产业，一方面需要延续目前行之有效的产业政策，另一方面补充完善欠缺措施。
(1) 持续实施国家科技重大专项计划，助推煤系气大产业尽快形成。建议改变单纯以共性关键技术创新为目标的传统思维，采用“基地建设+适应性关键技术”组织思路，面向拟建设“基地”特定开发地质条件，以单井产量倍增为核心，以发展适应性低成本高效勘探开发技术为目标，依托产业骨干支撑企业，联合研究积累深厚的科研机构和高校，以“五率(资源动用率，单井提升率，有效建产率，产能达成率，产量提升率)”为约束或考核指标，以“示范工程+先导试验”为主要实施方式，针对上述五方面关键技术发展方向组织实施煤系气国家科技重大计划，突破适应性技术瓶颈，形成支撑我国煤系大产业建设的差异化关键工艺技术体系。
(2) 先行先试煤系气矿业权合一制度，激励煤系气潜力充分释放。煤系构成一个相对独立的地下天然气聚集体系，符合以赋存地层特点设立独立矿种的自然条件。更为重要的是，煤系气潜力充分释放事关有效开发形成大产业的国家重大需求，而我国目前面临煤系多类天然气矿业权分置而阻碍煤系气有效开发的产业政策困局。建议充分利用国家油气矿业权改革及管理层级下移契机，重点面向煤系气综合勘查开发需求，试行煤系多气矿业权合一管理制度，将所有类型煤系气统一视为一个独立矿种，在少量公益性勘查与资源潜力评估或者原有矿业权区块整合梳理基础上，规划和投放部分煤系气综合矿业权区块，同时享受国家现行及今后可能出台的非常规天然气财税优惠激励政策，在有条件的省区及骨干支撑企业试行完善后予以推广。
6 结 论
(1) 建设我国煤系气大产业具有三大战略价值，一是大产业可能构成弥补国家天然气巨大供需缺口的基石之一，二是大产业建设将持续助力我国主体能源产业健康发展，三是煤系气有效开发利用将助推国家“双碳”目标得以实现。
(2) 建成我国煤系气大产业具有四大可能性，包括国家对天然气清洁能源的强大需求驱动、产业发展具备雄厚的煤系气资源基础、已经形成了较为扎实的产业布局以及初步具备了面向我国不同地质条件煤系气勘探开发的科技储备。
(3) 我国煤系气有效开发存在五大问题需要正视，一是业内外对产业发展缺乏耐心，二是单井产量倍增尚未总体实现，三是高度关注煤系气资源储量动用率的提高，四是加大对新领域新方向的探索力度，五是消除不同类型煤系气矿业权单独设置的约束。
(4) 提出了2个方面7项战略建议。就技术发展方向而言，建议支持煤矿井下瓦斯低成本高效抽采、老区煤层气井改造与增储提产、深部煤系气优质储层评价与开发、薄互层煤系气勘探与有序开发、煤炭地下气化-煤系气联采等5项关键技术的持续攻关。建议延续或完善2项产业政策，一是持续组织实施煤系气国家科技重大计划，二是先行先试煤系气矿业权合一矿管措施。
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