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中国煤储层压力特征
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3秒自动关闭窗口探讨：大幅度提高我国煤层气井单井产量
中国页岩气网讯：我国的煤层气资源非常丰富，经过20 多年的攻关，形成了煤层气排水降压开采技术、定向羽状水平井等MRC 特殊结构井(包括“穿针”技术等)钻完井技术及开采技术、煤层气开采裸眼洞穴完井技术、煤层气的煤储层压裂改造技术及压后排液配套技术、全过程储层保护技术、排采智能调控技术、煤层气藏井网井距优化等煤层气开采的全部主导技术，基本建立起适合中国煤层地质条件的中高煤阶煤层气开发系列配套技术，总体上达到国际先进水平。
但是，从产业的角度来看待，煤层气在我国的发展却并不尽如人意。2012 年全国煤层气年产量仅(国家要求2015 年达到) 。截至2012 年底，全国已钻煤层气生产井共计11 000 多口，其中具有工业产量的气井只有6 000 多口(仅占全部生产井的55% 左右) ，且平均单井产气量仅1 090 ～1 700 m? /d(美国平均单井产气量为3 000 ～ 6 000m? /d) 。单井产量过低以及由此而带来的综合成本难以降低已成为制约我国煤层气发展的严重障碍，而更为严重的是虽经多年努力仍没能改变这一局面，至今仍未找到成倍增加煤层气单井产量的办法和技术。
我国煤层气产业的发展已经到了关键时期。众所周知，有效的煤层气开发技术要保证：
① 提高单井产量和采收率，使煤层气井具有工业价值;
② 降低开发综合成本，使低单井产量仍具有经济效益。
据测算，若要达到国家的要求，至少要将现有单井产量提高2 倍以上。
因此，成倍提高我国煤层气单井产量是破解当前困局、保证我国煤层气产业持续发展的第一要务和必由之路。
一、我国煤层气单井产量普遍偏低的原因
1、地质条件差异
人们大多认为，目前我国煤层气单井产量普遍偏低主要是由于我国煤层地质条件与美国相比有很大差距，远不如美国煤层气储层条件好，即使全盘采用美国成熟技术仍然不能有效开采。
2、开发技术适用性
从美国煤层气开发实践看，其国内丰富的煤层气资源至今也只有很少一部分能够被现有技术成功开发，这说明现有技术本身就存在适用范围的问题———从理论到技术只能适用于储层条件好的煤藏(埋深不大、含气量高、对甲烷吸附能力较弱使游离甲烷含量高、地层压力高、渗透率高、适当产水等) ，而对大多数煤层也同样不完全适用。
3、低产原因剖析
原因一：我国所采用的煤层气开采技术大多基于美国成功的开采方法和技术，所建立的钻井、钻水平井、钻特殊结构井并与压裂技术相配合，实行全过程储层保护的系列配套技术是典型的低渗透、超低渗透气藏有效开发技术，它适用于储层流体以渗流方式运移为基础的储层开发，可以通过扩大泄气面积有效提高其单井产量。
但煤层气在煤层中的储存和运移方式十分复杂，在多数煤层中80% ～ 90% 的甲烷含于煤的致密基质微孔隙中，以吸附状态存在，而地层水主要分布在煤层的割理和裂缝中(一般不进入微孔隙) 。
吸附状态的甲烷要运动到井筒形成产量必须经历：从煤的表面解吸成为游离气，在基质中从煤的表面向细微裂缝扩散，在细微裂缝中渗流到大裂缝再渗流运移到井筒等过程。解吸→ 扩散→ 渗流是一个串联发生的过程。其单井产量(每天从煤层内部运移到井筒内的煤层气的多少)取决于这3 个步骤中最慢的一步。而对大多数煤层而言，由于对甲烷吸附能力强解吸能力弱、游离甲烷含量低(10% ) 、地层压力低、渗透率很低使煤层气的解吸速度和扩散速度都比渗流速度慢。
因此，对于这类煤层而言，游离态甲烷气的渗流在其运移中不占主导地位，而解吸和扩散常常成为其运移的主控因素，致使煤层气单井产量低;现在所采用的系列开采技术不能
直接调控上述主控因素来提高单井产量，因而并不完全适用于这种煤层的煤层气开发。
原因二：目前的煤层气开采技术也对煤层中煤层气以吸附态为主的特性进行了必要的考虑，其具体做法是实验测出储层煤在煤层温度条件下的等温吸附曲线(图1)。
图1 　某井5# 煤等温吸附曲线图
使用时测定煤层流体压力pA ，再测定煤层含气量，然后依据其等温吸附曲线确定吸附平衡压力pB ，只有当煤层流体压力低于pB ，其甲烷才开始解吸，故pB 被称为临界解吸压力。由于煤层中常常pA 大于pB ，故在煤层条件下煤层气不解吸就无法形成产量，当煤层流体压力不断下降(常采用排水降压)到小于等于pB 时，煤层气开始解吸→ 扩散→ 渗流→ 进入井筒形成产量。所以煤层气井一般都必须长期排水降压以后才能投产。但是在此生产过程中解吸和扩散还是主控因素，因此我们现在所用的开采方法和技术虽然考虑了煤层气的吸附特性，但仍然不能完全适用于它。同时，虽然煤的吸附等温曲线对其开采十分重要，但是目前所有实验测得的等温吸附曲线都存在一定的问题。
目前常用的测定方法是将储层煤处理后，放入高压釜中在一定压力下通入甲烷，待达到地层温度下的吸附平衡后测定单位质量煤中甲烷含气量与煤层气压力的关系，从而得到该种煤的等温吸附曲线。这种测定方法本身并无原则性问题，而问题在于此等温吸附曲线受煤中含水状况影响较大，理论研究和实验结果均表明：煤中含水会大幅度降低甲烷的吸附量(图2)。
(1 ft = 0 .3048 m)
图2 　含水量不同对甲烷吸附量的影响图
由于地层中煤的实际含水量没有测得(也很难测得)。所以这种影响无法确定，而且煤层中水的存在不仅作为混入煤中一种成分影响其吸附量，而且还作为地层流体中的一种相态而影响煤层流体压力，从而更大程度地影响其吸附状态和吸附量。所以用现有方法测定的等温吸附曲线难以准确指导煤层气的有效开采。
原因三：另外，利用等温吸附曲线的临界解吸压力来表征煤层气开始解吸的做法也值得商榷。煤层中含有甲烷和水，其地层流体压力是由气、水两相共同产生的，由于气、水互不相溶各成一相，其中气体压力和液体压力都同为地层流体压力，在煤层中水一般处在裂缝、割理中，并不进入煤基质孔隙，基质孔隙则全为气相所占据，在基质孔隙中游离的甲烷与吸附的甲烷处于吸附平衡状态。因此，对被吸附的甲烷而言，其平衡气相压力就是地层压力pA ，而不是通常所说的脱附临界压力pB 。因此在排水降压时，位于裂缝割理中的水一抽出则煤层流体压力下降，基质孔隙中气体压力也随之下降，其中吸附态甲烷开始解吸(而不是压力降至pB 才开始) 。排水1 ～ 2 年则解吸也随之进行了1 ～ 2 年，到排水后期已有大量煤层气完成了解吸和扩散过程，但受裂缝中水的封堵不能顺利进入井筒形成产量(地层水的水锁作用) 。因此对于埋深不大、含气量高、对甲烷吸附能力较弱(解吸能力强) 、地层压力高、渗透率高的煤层，抽排1 ～ 2 年排出上万立方米水之后，这部分煤层的流体压力已经大幅度下降而且已经有不少吸附气解吸并扩散到割理和裂缝中，同时由于煤层气解吸可能使其煤层基质渗透率不断增加，又会反过来促进解吸和扩散能力的不断提高，其综合作用的结果是可能获得较高的单井产量。而这对大多数甲烷吸附能力强(解吸能力弱) 、地层压力低、渗透率低的煤层而言并不适用。
原因四：由于煤层气开采必须经历解吸→ 扩散→ 渗流→入井形成产量的全过程，因此只有测定出煤层条件下不同开采方式、不同开采阶段气体的解吸速度、扩散速度、渗流速度等，并对比确定速度最慢的环节，才能确定在此条件下单井产量的主控因素，才能明确这种条件下能否形成工业产量，也才能有针对性的找寻加快其最慢一步的方式和途径，从而形成提高煤层气单井产量的有效技术和方法，方能建立或选择适合的开采方式和有效技术。
但是在大多数的情况下，目前所采用的方法和技术原则上只能加速渗流作用对产量的贡献，而不能直接加速解吸和扩散作用，因而很难适用于大多数煤层中煤层气的有效开采。而且迄今为止，对煤层条件下各种开采方式对甲烷解吸速度和扩散速度的影响研究并不多，对其变化规律和定量评价研究则更少，因而不能有效指导煤层气的工业化开采。
目前的技术只能对含水的煤层气藏进行有效开采，因为按现在的开采原理，只有煤层水的大量抽排，才能使煤层流体压力下降到其临界解吸压力以下，煤层气开始解吸形成产能。若煤层中不含水，无法通过排水来降低地层压力，则煤层流体压力很难下降到其临界解吸压力以下，所以很难开采，故而无水煤层的煤层气工业化开采便成为尚无法解决的难题，加之中国富含瓦斯的煤层很多并不含水。因此，目前的开采技术对这部分丰富的煤层气资源常常无能为力。
二、大幅度提高我国煤层气井单井产量的建议
1、坚定信念、毫不动摇、加强基础、创新思维，坚持对煤层气开采理论及应用技术的深入研究
经过20 多年的攻关研究，按目前国际煤层气开发技术标准，我国煤层气开采技术水平总体上已经达到国际先进水平，但单井产量仍然过低而效果不佳，而且按现有理论和技术，该做的都已经做了，而且做得很好。因此，如何打破这个瓶颈，缺乏明确的方向和清晰的思路，人们已经开始失去耐心和信心，加上页岩气开发热的冲击和影响，煤层气开发有被边缘化、被忽视甚至事实上被放弃的趋势。但是煤层气开发研究决不能停止，更不能放弃。因为这是国民经济发展的急切需要，也决不能让如此巨大的资源在国家发展急需的时候被闲置。
煤层气和页岩气相比，国内总资源量虽大致相同，但从其资源富集程度，埋藏深度，钻井、压裂工程难度以及钻完井综合成本等方面比较，前者多优于后者，加上20 多年工作所积累的经验和教训，为进一步发展打下了良好的基础。因此只要其开采理论和技术过关，煤层气工业化开发比页岩气相对更容易、更现实、希望也更大，没有理由对此失去信心和希望，更不能因发展页岩气而忽视对煤层气的坚持和重视。
当然，我们也必须清楚地认识到，再完全沿用现在的理论方法和思路进行煤层气研究很难有所突破。必须重新从基础研究开始，深入研究煤层中煤层气形成单井产量的机理及影响因素和作用规律等动力学问题，从而凝练其基础科学问题，综合应用其他学科新的进展和成果，研究解决上述基础科学问题，从而得到新的理念、新的思路、新的方法，并与现有技术优化集成形成以大幅度提高煤层气单井产量为核心的适用于我国大多数煤层地质条件和储层条件的煤层气有效开发系列配套技术。
2、深入煤层气单井产量形成机理、主控因素及影响规律的动力学研究
核心是“煤层条件下决定煤层气单井产量的主控因素及其调控原理和方法” ，它至少应包括以下内容。
1)煤层中煤层气含量的测定、煤层气压力的测定、煤层流体压力的测定。
2)煤层条件下，煤层气在煤层中的等温吸附曲线的测定。
3)煤层条件下，不同开采方式、不同开采过程煤层气解吸速度及其影响因素研究。
4)煤层条件下，不同开采方式、不同开采过程煤层气在煤层基质中扩散速度及其影响因素研究。
5)煤层条件下，不同开采方式、不同开采过程煤层气在裂缝、割理中渗流的研究。
6)决定单井产量的主控因素及其调控方法研究。
7)与现有技术密切结合，优化集成形成提高单井产量的方式、技术研究。
8)煤层中煤层气能否有效开发的评价方法与评价标准研究。
3、借鉴防止煤层瓦斯突出理论研究和页岩气有效开发的成果和研究思路
倘若我们能找到一种新的理论、新的方法将煤层气单井产量大幅度提高，从而使其产气井比例明显提高(例如由现在的55% 提高到85% ) ，单井产量增加1倍，则同样井数的煤层气总产量将由现在的增加到，完全可以达到甚至超过国家预期的目标。
提高煤层气单井产量有两条途径：
① 增大泄气面积，例如水平井、MRC 技术、压裂技术、水平井多级分段压裂技术等都可达到此目的;
② 加快储层中气体向井筒运移的速度。在煤层气中它由煤层中甲烷气的解吸、扩散、渗流速度中最慢的一步确定，提高这一步的速度将直接提高单井产量。
采用大量增加泄气面积的方法来增加单井产量，在国内煤层气开发中也有成功的先例。例如DNPO2井，是在煤层中的鱼骨刺井，共有13 个“鱼骨刺分支” ，煤层中总计进尺7 687 m ，单井产量3 年稳产超过2 ×100000 m? /d ，且尚有逐渐增加的趋势，是周围直井的20倍(周围直井的单井产量只有1 000 m? /d 左右) ，3 年累计生产煤层气超过2 500 × 100000 m? 。但在同一地区如果采用直井压裂形成50 m 长的一对裂缝，其泄气面积可达到原直井的270 多倍，大于此鱼骨刺井的煤层泄气面积，但其日产量却仍然只有1 000 ～ 2 000m? ，可见尽管增大泄气面积是煤层气提高单井产量的重要因素。但不是唯一因素，因此要想大幅度提高单井产量，提高煤层气储层中气体向井筒运移速度也极为必要。为此必须要测定甲烷在煤中的解吸速度，解吸后甲烷在煤基质中的扩散速度以及它在煤的裂缝中的渗流速度。目前，无论测定哪一个速度都十分困难，至今尚无有效方法。而且三者的度量方式各不相同，很难直接比较其大小，特别是这3 个过程首尾相接，同时发生。三者相互制约更难确定各自发生的速度和相对的大小。但是，从另一方面看，无论这3 个过程谁快、谁慢、谁是主控因素，其最终都直接表现为甲烷在煤层中向某一方向(如井眼方向)运移的速度(即单位时间内在某一方向上通过单位面积的甲烷运移的量) ，它的影响因素很多且极为复杂，但与运移压差有直接关系。若对一个含甲烷煤块而言，也可理解为在一定温度和压差情况下单位时间内从煤块中逸出的甲烷量。在煤矿预防瓦斯突出的理论研究成果中，研究了在地层温度、压力条件下一旦煤块处于较低气体压力(如大气压)情况下，煤块大小与瓦斯气体逸出速度的关系(图3)。
(KOMMYHNCT‐HOBA9矿，Hatau 煤层)
图3 　煤块尺寸与煤瓦斯逸出速度的关系图
虽然目前能进行这种研究的煤块体积很小(厘米级) ，但是运用相同的思路和方法，有可能得出大煤块(比如10 m 级)的尺寸大小、温度、瓦斯压力与瓦斯逸出速度的关系。即通过这种研究，可以计算和测定出在地层温度、地层气体压力下含有一定量瓦斯的煤块使之直接与大气沟通(处于大气压力条件下) ，不同大小煤块中的甲烷放出50% 、70% 、100% 所需的时间，或者求出一定时间内(如10 年、8 年、5 年)能将其中甲烷释放出50% 、70% 、100% 的煤块尺寸大小。
另一方面，设想在一个厚40 m 的煤层中部钻一口水平段长为1 000 m 的水平井，以水平井为轴周围半径20 m 的煤层为研究对象(为一个长1 000 m 、半径为20 m 的“水平煤柱体”) ;则其体积为125 .6 × 100000m? ，设此煤层含气量为10 m? /t ，则它共含煤层气1 800 × 100000 m? 左右，设5 年采出60% ，则5 年内其平均单井日产量超过6000 m? 。
再者，若能用压裂等的方式将此水平井为轴的煤柱由毫米级人工裂缝切割成一定尺寸(如10 m 级)大小的煤块，由于它们都距井筒很近(距井筒20 m 内) ，则裂缝可直接与井筒相连再与大气相通，一方面可使“水平煤柱”中的水很快被抽出，则煤柱内人工裂缝流
体压力较快下降到煤层气临界解吸压力之下，使其解吸加剧，另一方面每个煤块周边裂缝内压力也同时迅速下降直到接近大气压。若通过前述“煤块大小与煤层气逸出速度关系”的研究成果计算出这种情况下，煤块中甲烷气5 年逸出60% 的煤块大小为V 倡立方米[即相当于把含气量10 m? /t ，瓦斯压力20 MPa(煤层压力) ，体积为V 倡立方米的煤块放在大气中，在50 ～60 ℃ (煤层温度)气温下，5 年时间煤中的瓦斯跑掉60% 的情况] 。只要我们用压裂的方式将近井带“水平煤柱”切割成此V 倡立方米大小的煤块，就可能获得稳产5 年，平均单井日产不低于6 000 m? ，5 年共产出1 100 × 100000m? 煤层气的良好效果。
借鉴页岩气有效开发的成功经验及其基本原理，采用体积改造压裂可能在水平井筒附近的近井带煤层形成密集的裂缝网络。它由毫米级的主干裂缝、1 mm左右的次级裂缝、100 ～ 900 μm 的微裂缝和微米级的细微裂缝构成。在这些裂缝中毫米级的主干裂缝把近井带煤层“切割”成若干尺寸为V 倡的大煤块、次一级的裂缝又把此大煤块“切割”成次一级大小的煤块，再次一级的裂缝又把次一级大小的煤块“切割”成更次一级大小的煤块，依次类推。这样由体积改造压裂形成的各级裂缝构成的网络把近井带煤层“切割”成各级大小的煤块，其中大煤块周边毫米级的裂缝比较容易与井筒相连，再和大气相通，则类似把大量高温、高压、高含甲烷气的煤块置于大气之中，则其中煤层气逸出速度随煤块变小而迅速加快，将大煤块逐级“切割”成小煤块的各级裂缝将加速这个过程，使大煤块中的气体“很快”进入煤块周边的毫米级裂缝再直接与井筒相连而形成产量，其结果事实上相当于大大缩短了煤层中气体流向井筒的距离，相当于加速了煤层气在煤层中向井眼方向的运移速度。由此则有可能大幅度提高其单井产量。
按照这个思路，这种办法若能成功应用，不仅可能成倍提高煤层气的单井产量，而且还有可解决高含煤层气的无水煤藏煤层气的有效开采问题。
按照这一思路，其煤层气有效开采方式与页岩气开发类似，在煤层中钻长井段水平井是基础，其目的主要不是增大泄气面积，而是为此后近井带的体积改造压裂提供一个适当的依托或平台。因此，它的设计要有利于体积改造的完成，这一点目前我们的技术完全可以实现;压裂的目的也不主要是沟通地层深部天然裂缝和增大泄气面积，因而它与以控制缝长、缝宽、缝高为其主要内容，以尽量避免形成多缝来保证形成足够长的单缝为主要目标的常规压裂不同，而是以在水平井近井带煤层形成致密的裂缝网络来“切割”煤层为其目标。因此与现用常规压裂在目的、原理、设计、工艺、技术等各个方面都有着极大的不同，这是我们目前并未完全理解和掌握的技术。
实践证明，对煤层进行压裂完全可行，但煤岩的力学性质与页岩、砂岩、石灰岩有很大差别，其杨氏模量低、泊松比高，压裂产生的裂缝宽度较大、缝长较短;煤层中裂缝割理发育，易出现多裂缝和裂缝曲折、降低有效缝长;煤岩抗压和抗张强度都很低，虽有利于裂缝产生和延伸，但也会造成支撑剂的嵌入和煤粉灰的产生，对压裂效果造成不良影响;在不同地应力情况下压裂可以形成水平裂缝、垂直裂缝，其形状可为“ T”形或“I”形，然而在大多数情况下形成缝长较短、多条裂缝同时存在具有多种形态的复杂裂缝。因此可以说，按传统的压裂要求而言，煤层压裂具有其特点和难度，但对其要在水平井筒近井带煤层形成半径不大(即缝长较短) 、裂缝密集的裂缝网络而言，则可能成为有利因素。所以通过研究充分利用煤层的这些特性来实现近井带煤层体积改造压裂是完全可能的。
综上可知，有必要参考页岩气体积压裂技术，深入研究在煤层水平井近井带形成裂缝网络的压裂理论与技术，其中特别要注意此时研究水平井的主要功能是为体积压裂提供一个必要的依托和实施平台。因此，它们的井眼方位及轨迹设计必须以最有利于压裂形成裂缝网络为目标来进行优化。例如此时可以考虑充分利用鱼骨刺井实行多级压裂，即在水平井的不同方位上钻出多个20 ～ 40 m 长的鱼骨刺分支井，然后在每一分支井中实行压裂(逐个进行或分组同时进行)以有利于沿水平井近井带形成裂缝网络“切割”煤层(如图4 所示) ，分支井方位、口数与每口井的长度按有利于近井带裂缝网络形成要求而优化设计。
(进行体积改造压裂形成的裂缝网络示意图)
图4 　利用鱼骨刺分支井对主井筒近井带煤层
同时，还要特别注意解决页岩气体积改造中必须大排量、大液量的问题，研究形成合理的排量和较小的液量(越小越好) ，形成近井带煤层体积改造的压裂技术及压后排液配套技术。
?&尽管目前我国煤层气发展处于十分困难的时期，但我们必须坚定信念、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。
?&要想进一步促进我国煤层气开发的进步和发展，必须低成本的成倍增加煤层气单井产量，而现有的理论、方法和技术很难实现这一目标。
?&深入系统研究煤层气单井产量形成机理，弄清其动力学过程。在此基础上，借鉴防止煤层瓦斯突出的理论与技术研究成果及页岩气有效开发技术，有可能在现有技术的基础上形成将现在煤层气单井产量成倍增加的原理和方法。
主要技术思路：
以煤层中长水平井等特殊结构井井筒为依托，在井筒附近20 ～ 40 m之内的煤层(其煤层气含量可达1 000 × 100000 ～ 3 000 ×100000 m? )压裂形成一个由大小不同裂缝构成的裂缝网络，其中毫米级的裂缝将此区域内的煤层“分割”成长、宽、高若干米的煤块，而它们又由次一级裂缝(比如0 .5～ 1 .0 mm)“分割”成更小一级的煤块，依此类推。在近井带含有这个裂缝网络的煤层的区域内，其地层水更容易完成抽排，使每一个大的煤块四周的毫米级裂缝与井筒直接相连(最远不过30 m)并与大气相通，在抽排过程中其压力可能较快下降到与地面大气压接近的程度，形成高温(井下温度) 、高压差(地层压力与大气压力之差)下煤块内气体的释放，煤块中的各级裂缝大大加速这个过程，相当于大大加速了煤块中气体的解吸、扩散、渗流速度，同时因之而增大了煤块基质渗透率，这又反过来加速解吸、扩散、渗流速度，加上致密裂缝网络形成的巨大泄流面积，从而可大幅度(成倍)增加单井产量。倘若煤层厚度介于30 ～ 50 m ，可用水平井从中贯通;若大于80 m ，则可用鱼骨刺井来扩大其改造区域，或上、下钻2个水平井眼来包含整个煤层。
主要研究攻关内容：
① 通过理论和实验研究建立含甲烷气的煤块在一定温度及压差条件下，向周围空间释放甲烷气的速度与煤块大小的关系(在不同含气量、不同含气压力、不同环境温度、不同环境压力情况下) ;
② 根据煤层力学性质及裂缝发育状况，按压裂形成网络裂缝的要求，设计和钻成长段水平井、鱼骨刺水平井等特殊结构井;
③ 以长水平井等特殊结构井井筒为依托，实施多级体积改造压裂或以鱼骨刺井的多个分支井为依托，实施体积改造压裂;
④ 与现在煤层气开发的成功经验和技术相结合，优化集成形成可大幅度提高我国大多数煤层单井产量的煤层气高效开发系列配套技术。
(罗平亚 / 西南石油大学)
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微信公众账号：煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划 _ 煤层气的利用 _ 中国煤炭网
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煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划
&&&&来源：国家发展和改革委员会
&&& 作者：
煤层气(煤矿瓦斯)属非常规天然气，是优质能源和化工原料。
国家高度重视煤层气开发和煤矿瓦斯防治工作。国务院领导同志要求加大煤层气科研、勘探、开发的力度，并制定规划和措施。国办发[2005]35号文件将研究、编制煤层气开发利用规划列为年能源工作重点之一。在充分调研、广泛吸取各方面意见和建议的基础上，国家发展改革委完成了《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用&十一五&规划》(以下简称《规划》)编制工作，并按照《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》进行了修改完善。
《规划》地域范围包括煤层气(煤矿瓦斯)开发利用的省、自治区、直辖市，产业范围包括煤层气(煤矿瓦斯)的勘探、地面开发、井下抽采、输送和利用等。规划的限期为年，规划编制的基准年为2005年。
《规划》介绍了煤层气(煤矿瓦斯)开发利用现状，分析了面临的形势，按照保障煤矿生产安全、构建资源节约型、环境友好型和社会主义和谐社会的总要求，明确了指导思想、发展原则和目标，描绘了未来五年我国煤层气(煤矿瓦斯)开发利用的蓝图，提出了开发布局和主要任务，进行了环境影响评价，提出了保障措施。
未来五年，我国煤层气(煤矿瓦斯)开发利用要以邓小平理论、&三个代表&重要思想和科学发展观为指导，坚持&安全第一、预防为主、综合治理&的方针，牢固树立保护生命、节约资源、保护环境的理念，依靠市场引导、政策驱动、自主创新，加强煤矿瓦斯抽采与利用，加快煤层气产业发展，保障煤矿安全生产，增加清洁能源供应，减少生态环境污染，促进煤炭工业可持续发展。
《规划》是指导我国煤层气(煤矿瓦斯)开发利用、引导社会资源配置、决策重大项目及安排政府投资的重要依据。
开发利用现状
一、资源状况
(一)资源分布
我国煤层气资源丰富。据煤层气资源评价，我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量约36万亿立方米，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、m和m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%。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。
我国煤层气可采资源总量约10万亿立方米，其中大于1000亿立方米的盆地(群)有15个：二连、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西、沁水、准噶尔、塔里木、天山、海拉尔、吐哈、川南黔北、四川、三塘湖、豫西、宁武等。二连盆地煤层气可采资源量最多，约2万亿立方米；鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地的可采资源量在1万亿立方米以上，准噶尔盆地可采资源量约为8000亿立方米。
(二)赋存条件
1、地质构造
我国煤田地质构造复杂，部分含煤盆地后期改造较强，构造形态多样，煤层及煤层气资源赋存条件在鄂尔多斯等大中型盆地较为简单，在中小盆地较为复杂。
东北赋煤区：部分上覆地层厚度较大或煤层气封盖条件较好，有利于煤层气开发。华北赋煤区：吕梁山以西的鄂尔多斯盆地东缘及吕梁山与太行山之间的山西断隆(包括沁水盆地)，构造条件有利于煤层气开发；太行山以东华北盆地，煤层气开发困难。西北赋煤区：西北塔里木陆块、准噶尔及伊犁盆地，煤层气开发条件较好。华南赋煤区：煤层气资源开发条件较复杂。滇藏赋煤区：煤层气保存的构造条件差。
我国煤层大多含气量较高。据对全国105个煤矿区调查，平均含气量10立方米/吨以上的矿区43个，占41%；平均含气量8～10立方米/吨的矿区29个，占28%；平均含气量6～8立方米/吨的矿区19个，占18%；平均含气量4～6立方米/吨的矿区14个，占13%。
3、储层压力
我国以欠压煤储层为主，部分煤储层压力较高，储层压力梯度最低为2.24千帕/米，最高达17.28千帕/米。
4、煤层渗透率
我国煤层渗透率较低，平均在0.002～16.17毫达西。其中，渗透率小于0.10毫达西的占35%；0.1～1.0毫达西的占37%；大于1.0毫达西的占28%；大于10毫达西的较少。
5、聚气带规模
我国煤层气聚气带规模相差很大，小到几十平方公里，大到上万平方公里，资源丰度为0.15～7.22亿立方米/平方公里。
二、资源勘查
新中国成立后，国家投资对全国煤田进行了普查，重点地区进行了详查和精查。同时，对煤层瓦斯含量进行测定，初步探明了煤层瓦斯的富集程度、含量和分布规律，为以后煤层气资源评价、勘探和开发奠定了基础。
上个世纪90年代以来，煤层气资源勘探逐步进入产业化阶段，先后在山西沁水盆地、河东煤田，安徽淮南和淮北煤田，辽宁阜新、铁法、抚顺、沈北矿区，河北开滦、大城、峰峰矿区，陕西韩城矿区，河南安阳、焦作、平顶山、荥巩煤田，江西丰城矿区，湖南涟邵、白沙矿区，新疆吐哈盆地等地区，开展了煤层气勘探和开发试验工作。
目前，经国家认定的煤层气探明地质储量约为1000亿立方米，煤层气可采储量约470亿立方米，主要集中在沁水盆地南部，铁法和阳泉矿区。
三、资源开发情况
(一)地面开发
煤层气地面开发始于上个世纪70年代末，原煤炭科学研究院抚顺研究所曾在抚顺、阳泉、焦作、白沙、包头等矿区，以解决煤矿瓦斯突出为主要目的，施工了20余口地面瓦斯抽排试验井。但由于技术、设备等条件限制，试验未达到预期效果。
上个世纪90年代，煤层气开发出现热潮，在不同地区开展了煤层气开发试验。经过十余年发展，取得了重大突破。据统计，截止2005年底，全国共施工先导性试验井组8个，各类煤层气井615口，其中多分支水平井7口。2005年，地面煤层气抽采不足1亿立方米。
主要项目有：山西沁水枣园井组煤层气开发试验项目，生产试验井15口；辽宁阜新刘家井组煤层气开发项目，钻井8口，单井日均产气3000立方米以上；山西晋城潘庄煤层气地面开发项目，施工了175口煤层气井，日产气约10万立方米；山西沁南潘河先导性试验工程，计划施工900口煤层气井，到2005年底完成钻井100口，日产气约8万立方米。
地面煤层气开发规模较大的国内企业主要有中联煤层气公司、中石油煤层气勘探开发公司、晋城煤业集团蓝焰煤层气公司等。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、远东能源公司等。
(二)井下抽采
煤矿井下瓦斯抽采始于上个世纪50年代初。经过五十年的发展，煤矿井下瓦斯抽采，已由最初为保障煤矿安全生产到安全能源环保综合开发型抽采；抽采技术由早期的对高透气性煤层进行本煤层抽采和采空区抽采单一技术，逐渐发展到针对各类条件适合于不同开采方法的瓦斯综合抽采技术。
据统计，截止去年上半年，全国煤矿高瓦斯矿井4462处，煤与瓦斯突出矿井911处。在615对国有重点矿井中，煤与瓦斯突出矿井近200对，高瓦斯矿井152对，装备地面固定瓦斯抽采系统308套。2005年，全国井下抽采煤矿瓦斯近23亿立方米，阳泉、晋城、淮南、松藻、盘江、水城、抚顺等7个矿区年抽采量超过1亿立方米。
四、煤层气(煤矿瓦斯)利用现状
我国煤层气(煤矿瓦斯)利用进展缓慢。2005年，全国利用量约10亿立方米。煤矿瓦斯利用主要集中在抽采量高的国有重点矿区。地面钻井抽采利用，主要集中在山西沁水枣园井组、辽宁阜新刘家井组、晋城潘庄、山西沁南潘河项目等，采取管汇车运输销售，供周边地区使用。
目前，煤层气主要用于民用和工业用燃料、发电、汽车燃料、生产炭黑等。其中，瓦斯发电发展较快，至2005年底，全国瓦斯发电装机容量约20万千瓦。生产瓦斯燃气发电机组的国内主要生产厂家有：山东胜利油田动力机械设备厂、济南柴油机厂、江苏南通宝驹集团等。工业瓦斯锅炉的国内生产厂家有：广东迪森、上海新业、青岛四方、太原绿威等。
五、存在的主要问题
(一)缺乏有力的扶持政策
地面开发煤层气初期投入高、产出周期长、投资回收慢。由于缺乏煤层气产业扶持政策，致使资源勘探投入不足，资源评价不适应开发需求；煤层气开发企业在产业发展初期积极性不高；煤矿企业利用瓦斯处于亏损状态，重抽采轻利用，矿井平均瓦斯利用率仅在30%左右。
(二)基础理论研究和技术创新不够
我国煤田地质条件复杂，治理和利用瓦斯难度大，从理论和技术方面都存在许多关键性难题，如对煤与瓦斯突出机理还没有根本认识，一些公益性、前瞻性、基础性、共性关键技术与装备等安全技术研究，从人才、基础设施到资金都缺乏必要的支撑，特别是社会公益性研究被大大削弱，瓦斯治理和利用等方面的技术研究和创新进展缓慢。
(三)煤矿瓦斯抽采难度增大
我国高瓦斯矿井多，尤其在安徽、河南、山西、江西、湖南、贵州、四川、重庆等省市，煤层瓦斯含量高、压力大、透气性差、抽采难度大。目前，国有重点煤矿矿井平均开采深度约420米，开采深度超过1000米的有开滦赵各庄、新汶孙村和华丰矿、攀枝花小宝鼎和大宝鼎等10余处。随着矿井开采深度加大，地应力和瓦斯压力增加，瓦斯抽采难度进一步增大。
(四)煤层气和煤炭矿业权重叠
煤层气和煤炭是同一储层的共生矿产资源。目前，由于部门之间、企业之间不协调，造成煤层气开采权和煤炭开采权设置重叠，一些地方煤层气抽采与煤炭开采不协调，既不利于调动各方面参与煤层气开发利用的积极性，也影响了煤炭产业的发展。
(五)煤层气(煤矿瓦斯)利用受限制
目前，煤层气(煤矿瓦斯)利用受到诸多因素制约。主要有：在煤层气开发区域，没有与之相配套的长输管线，致使开发与市场脱节，出现&点天灯&现象；缺乏低浓度瓦斯的安全输送和利用技术，大量低浓度瓦斯只能稀释后排空；瓦斯发电上网难、入网价格低，发电企业无利可图，限制了矿井瓦斯抽采利用；煤层气综合利用缺乏安全管理规范、行业标准和监管法规，影响了煤层气产业健康有序发展。
(六)煤矿瓦斯直接排空对环境影响较大
煤层气(煤矿瓦斯)的主要成分是甲烷，其温室效应约为二氧化碳的21倍。煤炭甲烷释放源有3个方面：一是井工开采过程中的释放；二是露天开采过程中的释放；三是煤炭的洗选、储存、运输及燃烧前粉碎等过程中的释放。据测算，我国煤炭开采、加工、运输过程中每年释放瓦斯约150亿立方米，对环境影响较大。
第二章 开发利用面临的形势
一、开发利用环境趋好
我国煤炭资源丰富。节约优先、立足国内、煤为基础、多元发展是我国能源发展战略方针。在未来一段时期内，煤炭在一次能源生产和消费结构中的比重仍然占据主导地位。与煤共生的煤层气资源储量丰富，随着煤炭工业快速发展，其开发前景十分广阔。国家高度重视能源安全、煤矿安全生产、节约资源和保护环境，煤炭作为主体能源的地位进一步增强。随着市场经济体制逐步完善，宏观调控手段日趋成熟，市场配置资源的基础性作用明显加强，煤炭经营的法律、政策环境进一步改善，为促进煤层气产业发展提供了良好的外部环境。
二、市场需求大
煤层气可以与天然气同输同用，为煤层气产业发展提供了巨大空间。据预测，2010年我国天然气需求量将超过1000亿立方米，市场供应缺口较大。环渤海地区、东南沿海地区、长江三角洲地区、中部地区及东北地区的天然气市场需求均超过120亿立方米/年，是我国天然气消费的重点地区。中部地区及长江三角洲地区，是未来煤层气的主要消费市场。&十一五&期间，煤层气的首选市场主要在山西、北京、天津、河南、河北等省市。在满足中部地区煤层气资源需求的前提下，富余的煤层气还可并入西气东输管网，输往长江三角洲地区。
井下煤矿瓦斯利用市场潜力也很大。我国煤矿大多分布在偏远地区，广泛采用煤矿瓦斯作为居民生活燃料、发电和工业锅炉燃料，对保障矿区和周边地区的能源供给，改善消费结构具有重要意义。
三、资源和管网条件有利于大规模开发
我国煤层气资源丰富，特别是华北赋煤区煤层气地质构造简单、含气量高、含气质量好、含气饱和度高、资源丰度大，且毗邻东部经济发达地区，开发潜力大。
西气东输管线经过新疆塔北煤田、准南煤田、鄂尔多斯盆地、沁水盆地、豫西煤田和两淮矿区等6个主要煤层气富集区，在山西八角、河南郑州、安徽两淮留有分输口。陕京管线则从北部经过了山西河东煤田、沁水盆地北侧，在柳林留有分输口。西气东输管线和陕京管线为开发利用煤层气富集区资源提供了良好的输送条件。
四、开发利用技术有较大发展
地面煤层气开发技术有了长足发展。空气钻进技术广泛采用，多分支水平井技术积极推广，压裂裂缝监测技术、测井技术、绳索取芯技术较快发展。&十五&期间，推广应用大地电位测量、同位素示踪、微地震、地球物理测井等技术，提高了对煤层含气量、水分、灰分、孔裂隙系统发育程度解释的准确率。
煤矿瓦斯抽采利用技术有了较大发展。广泛采用本煤层抽采、邻近层抽采和采空区抽采等技术，形成比较适用的瓦斯抽采技术体系。6%～25%的井下煤矿低浓度瓦斯输送及安全发电技术研究科技成果通过专家鉴定，为大规模利用瓦斯积累了经验。
第三章 指导思想、发展原则和目标
一、指导思想
以邓小平理论、&三个代表&重要思想和科学发展观为指导，牢固树立保护生命、节约资源、保护环境的理念，坚持&安全第一、预防为主、综合治理&的方针，依靠市场引导、政策驱动、自主创新，加大煤矿瓦斯抽采与利用力度，加快煤层气产业发展，保障煤矿生产安全，增加清洁能源供应，减少对生态环境的污染，促进煤炭工业可持续发展。
二、发展原则
(一)地面抽采与井下抽采相结合；
(二)自主开发与对外合作相结合；
(三)就近利用与余气外输相结合；
(四)居民利用与工业应用相结合；
(五)企业开发与国家扶持相结合。
三、发展目标
2010年，全国煤层气(煤矿瓦斯)产量达100亿立方米，其中，地面抽采煤层气50亿立方米，利用率100%；井下抽采瓦斯50亿立方米，利用率60%以上。新增煤层气探明地质储量3000亿立方米，逐步建立煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。
第四章 规划布局和主要任务
一、煤层气勘查
煤层气勘查以山西、陕西、新疆、内蒙古等省(区)为重点，以山西沁南、三交，陕西韩城，新疆昌吉、大井，内蒙古二连盆地等煤层气勘探项目为依托，到2010年，累计新增探明地质储量3000亿立方米(表4-1)。
&十一五&煤层气新增探明储量规划
单位：亿m3
二、地面煤层气开发
&十一五&期间，煤层气开发以现有探明储量为基础，以市场为导向，以技术进步为手段，加大投入，重点突破，实现跨越发展。2010年，全国建成煤层气生产能力70亿立方米，产量达到50亿立方米(表4-2)。
&十一五&煤层气地面开发规划
单位：亿m3　　
省(区、市)
&十一五&期间，地面煤层气开发的重点是建设沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地。
(一)沁水盆地煤层气产业化生产基地
沁水盆地煤层埋深适中(300～1000米)、厚度大、含气量高(19～26立方米/吨)，具备良好的煤层气资源条件；地层产状平缓，断层少，煤层割理发育(530～580条/米)和渗透率较高(0.5～1.0毫达西)，具备良好的煤层气开发地质条件。力争2010年，建成产能39.5亿立方米，产量30.5亿立方米，累计新增探明地质储量1500亿立方米。主要规划项目有：沁南、樊庄、晋城矿区、柿庄、寿阳、潘庄、大宁、端氏。
1、沁南国家高技术产业化示范工程。该项目由国家2004年批准立项，设计钻井900口，分三期完成。第一期完成钻井150口，2006年完成，建成年产能1亿立方米规模；第二期计划施工400口，产能达4亿立方米/年；第三期计划施工350口，产能达到7亿立方米/年。&十一五&期间，建成我国煤层气地面直井开发的示范性工程。
2、端氏煤层气战略选区示范工程。该项目计划施工5口多分支水平井、17个单分支水平井，建成年产能1亿立方米规模。目前，第一口井已完工。&十一五&期间，建成我国煤层气地面多分支水平井开发的示范性工程。
3、大宁先采气、后采煤示范工程。该项目是我国成功实施的第一口多分支水平井，现稳定日产量2万立方米。&十一五&期间，施工2～5口多分支水平井，建成先采气、后采煤的示范性工程。
(二)鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化生产基地
鄂尔多斯盆地东缘煤层埋深适中(500～1500m)，原始渗透率较高(一般达到1毫达西)，煤层厚(单层厚度3～8米，累计厚度8～13m)，含气量高(12～23立方米/吨)，以肥、焦煤为主，有少量贫、瘦煤，具有适合煤层气开发的优越地质条件。&十一五&期间，建成产能16亿立方米，产量11亿立方米，累计新增探明地质储量900亿立方米。
三、煤矿瓦斯抽采利用
&十一五&期间，煤矿瓦斯抽采以保障煤矿安全生产为重点，建立健全瓦斯抽采法规标准体系，组织科技攻关和示范工程建设，逐步提高煤矿瓦斯抽采率和利用率。2010年，全国瓦斯抽采量达到50亿立方米以上，抽采率40%以上；瓦斯利用量达到30亿立方米以上，利用率60%以上。规划抽采规模较大的省(区、市)有：山西、辽宁、安徽、河南、重庆、四川、贵州、陕西、宁夏等(表4-3)。
&十一五&全国煤矿瓦斯抽采及利用量规划
单位：万m3
省(区、市)
&十一五&期间，重点建设以下煤矿瓦斯治理与利用示范工程：
1、高瓦斯、高地温、高地压条件下煤层群开采矿井瓦斯抽采与利用示范工程。选择开采煤层群、突出危险性比较严重的矿区，建设安全高效开采的瓦斯综合治理与利用示范工程。开发煤矿瓦斯综合抽采与利用技术，瓦斯抽采率达到60%以上，瓦斯抽采量达到5亿立方米以上；瓦斯利用量达到4.5亿立方米，瓦斯发电装机容量达到10万千瓦以上；基本控制瓦斯灾害，实现采煤工作面年产原煤300万吨以上。
2、无保护层开采条件的严重突出矿井瓦斯抽采与利用示范工程。在无保护层开采条件的严重突出矿区选择示范点，开发煤与瓦斯突出综合防治技术、煤矿瓦斯抽采与民用、发电利用技术。2010年达到有效控制煤与瓦斯突出灾害，形成一套无保护层开采条件下瓦斯综合治理与利用的技术和管理体系，示范矿区瓦斯抽采量达到1.5亿立方米，发电和民用瓦斯利用率80%以上。
3、自燃发火严重高瓦斯矿井瓦斯抽采与利用示范工程。选择开采厚煤层、自燃发火严重的高瓦斯矿区进行示范，开发顺煤层长钻孔瓦斯抽采技术、采空区瓦斯抽采并有效控制采空区自燃发火的技术、瓦斯民用和发电技术。瓦斯抽采量达到1.5亿立方米以上，抽采率达到60%以上，瓦斯利用率80%以上，基本控制采空区煤层自燃发火。
4、建设煤矿瓦斯地面、井下综合抽采与利用示范工程。选择高含气量中厚煤层的矿区，示范先抽采煤层气、后采煤炭，井下抽采和地面抽采相结合的开发技术，以及集成、集输、化工等中下游利用技术。实现采煤工作面年产原煤300万吨以上，有效控制瓦斯事故，建成年开采煤层气10亿立方米的生产能力，瓦斯发电装机容量达到12万千瓦。
5、瓦斯抽采与利用的技术研发与装备制造示范工程。选择具有煤矿瓦斯抽采与利用研发制造能力的国内一流企业，建设瓦斯抽采与利用的技术研发与装备制造示范工程。重点开发突出松软煤层瓦斯抽采与治理关键技术、高产工作面瓦斯事故预警系统关键技术、矿井瓦斯高效抽采关键技术和装备等，达到国际先进水平。
四、综合治理煤与瓦斯突出区域
依据全国瓦斯地质图及相关资料，对于受构造挤压、剪切作用极为强烈，Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ类构造煤普遍发育，且厚度占煤层厚度一半以上或成层发育的突出煤层的构造单元，划定为煤与瓦斯严重突出区。如荥巩、登封等煤田(矿区)的突出煤层(表4-4)。除此之外的煤田(矿区)突出煤层，划定为煤与瓦斯突出区。如阳泉、晋城等煤田(矿区)(表4-5)。
煤与瓦斯严重突出矿区
平均瓦斯含
构造煤发育
煤层群或单一煤层开采
荥巩煤田突出煤层区
单一煤层为主
登封煤田突出煤层区
单一煤层为主
新密煤田突出煤层区
单一煤层为主
涟邵煤田突出煤层区
白沙矿区突出煤层区
梅田矿区突出煤层区
南桐矿区突出煤层区
天府矿区突出煤层区
中梁山矿区突出煤层区
松藻矿区突出煤层区
芙蓉矿区突出煤层区
乐平矿区突出煤层区
英岗岭矿区突出煤层区
丰城矿区突出煤层区
赣南矿区突出煤层区
六枝矿区突出煤层区
水城矿区突出煤层区
织金矿区突出煤层区
桐梓矿区突出煤层区
林东矿区突出煤层区
淮南矿区突出煤层区
焦作矿区突出煤层区
单一煤层为主
宿县矿区东部突出煤层区
北票矿区突出煤层区
煤与瓦斯突出矿区
平均瓦斯含量(m3/t)
煤层群或单
一煤层开采
阳泉矿区突出煤层区
晋城矿区突出煤层区
单一煤层为主
沁水煤田中的突出矿井
单一煤层为主
宿县矿区西部突出煤层区
临涣矿区突出煤层区
平顶山矿区突出煤层区
安阳－鹤壁矿区突出煤层区
单一煤层为主
开滦矿区突出煤层区
峰峰矿区突出煤层区
单一煤层为主
邯郸矿区突出煤层区
单一煤层为主
下花园矿区突出煤层区
承德矿区突出煤层区
包头矿区突出煤层区
韩城矿区突出煤层区
单一煤层为主
铜川-焦坪煤油气共生区
彬长矿区煤油气共生区
黄陵矿区煤油气共生区
石炭井矿区突出煤层区
单一煤层为主
石嘴山矿区突出煤层区
单一煤层为主
乌海矿区突出煤层区
桌子山矿区突出煤层区
靖远矿区突出煤层区
通化矿区突出煤层区
单一煤层为主
红阳矿区突出煤层区
单一煤层为主
阜新矿区突出煤层区
抚顺矿区突出煤层区
鸡西矿区突出煤层区
鹤岗矿区突出煤层区
七台河矿区突出煤层区
萍乡矿区突出煤层区
盘江矿区突出煤层区
攀枝花矿区突出煤层区
红茂矿区突出煤层区
恩洪矿区突出煤层区
煤与瓦斯严重突出区内的生产和在建矿井，必须建立健全瓦斯抽采系统，地面煤层气抽采和井下瓦斯抽采相结合，按照《防治煤与瓦斯突出细则》强化防突措施，将煤层瓦斯压力降到0.74兆帕以下，各项指标达到煤层无突出危险后，方可生产。
煤与瓦斯突出区内的生产和在建矿井，必须建立健全瓦斯抽采系统，地面煤层气抽采和井下瓦斯抽采相结合，采取合理的防突措施，使突出煤层工作面瓦斯抽采率及各项指标符合《防治煤与瓦斯突出细则》规定的煤层无突出危险后，方可生产。
严格执行《产业结构调整指导目录》，在煤与瓦斯突出区域内，严禁新建小煤矿，对不具备条件的现有小煤矿予以清理整顿，依托有瓦斯治理经验、技术和管理基础的大型煤炭企业，实施资源整合、联合改造或委托其管理，提高矿井抗灾能力。
五、推进自主创新
(一)加强基础理论研究和科技攻关
1、开展煤层气高渗富集理论及高渗富集区预测技术研究。主要内容是：煤层的有机质热演化史及煤层气生成机理,煤层的储集机理和煤层储集特征及其演化历史,煤层气的保存历程与保存条件,煤层气赋存与富集机理,煤层气高渗富集规律,煤层气高渗富集区预测理论与预测技术等。
2、煤矿瓦斯赋存流动基本参数的测定原理与方法研究。主要内容是：煤层原始瓦斯压力、瓦斯含量、透气性、节理裂隙发育情况，煤层含水状态，地下水运移对瓦斯抽采的影响，煤层强度对钻进影响等主要参数，对测定的方法、技术和装备进行比较分析。
3、煤矿瓦斯灾害的基础研究项目。主要内容是：煤矿重大灾害事故致因机理及动力学演化过程,采动裂隙场时空演化与瓦斯流动场耦合效应，煤矿瓦斯动力灾害演化机制及地球物理响应规律，瓦斯煤尘爆炸动力学演化及预防机制等。
4、开展先采气、后采煤理论与配套技术研究。主要内容是：煤炭资源与煤层气资源开采的时空配置关系；煤层气地面开发与井下抽采的相互作用；煤层气地面开发与井下抽采的配套技术；先采气、后采煤最佳开发模式；煤与瓦斯共采技术，包括低透气性煤层采动煤岩移动卸压抽采瓦斯技术、原始煤层强化抽采瓦斯技术、采空区瓦斯抽采技术。
5、开展瓦斯钻采、煤层气钻采工艺与增产技术研究。主要内容是：井下履带行走式大直径长钻孔机及定向钻进工艺；构造发育的软煤层和顶板软岩层的瓦斯抽采钻机及钻进护孔技术；煤层气水平井增产机理与数学模型；煤层气水平井钻进过程中的地质导向设备研发及测量技术；煤层气多分支水平井钻采工艺；煤层气水平井增产技术等。
6、矿井瓦斯灾害预警与控制技术研究。主要内容是：以煤与瓦斯突出、瓦斯爆炸为主的瓦斯灾害预警智能化系统及相关技术研究；瓦斯灾害预测预报新技术与装备研究;矿井高可靠性宽带快速传输综合监控关键技术与装备研究;瓦斯灾害防治技术与装备研究;煤矿应急救援技术与装备研究等。
7.瓦斯利用技术与装备的研发。主要内容是：煤层气高效储运技术研究，主要研究常温中低压瓦斯液化技术、高效ANG技术、甲烷水化物储运技术；热电冷联供与矿井降温技术，主要研究热电冷联供瓦斯发电配套技术及设备国产化；低浓度瓦斯与煤混燃发电技术；低浓度瓦斯安全输送与利用技术和装备的研发；矿井风排瓦斯的工业锅炉助燃技术；瓦斯提纯技术和煤层气化工技术等研究。
(二)重点推广应用的技术和装备
1、地面抽采。主要有：多分支水平井钻进技术，欠平衡钻井技术，地面垂直井压裂增高煤层渗透率和扩大高渗透率面积的技术、排水抽采技术、煤层气井压裂裂缝监测技术、煤层气测井技术、煤层气绳索取芯技术等。
2、井下抽采。主要有：原始煤层的顺煤层长钻孔施工、深孔控制预裂爆破提高煤层渗透性技术、石门揭煤预抽煤层瓦斯技术、全液压钻机和大功率移动泵等；采动卸压区抽采瓦斯技术、开采保护层区域治理瓦斯技术；采空区抽采技术，岩石水平长钻孔施工技术。
3、瓦斯利用。主要有：民用瓦斯燃气技术与器具；中低压供气热水和蒸汽瓦斯锅炉应用技术与装备；燃气发电机组发电技术与装备等。
六、建设煤层气长输管网
统筹规划煤层气管线和天然气管网建设。&十一五&期间，规划建设的主要煤层气输气管道10条，线路全长1441公里，设计总输气能力65亿立方米(表4-6)。
长输管道建设规划
规划管线(起点-终点)
输气能力(亿m3)
投资(亿元)
沁水－晋城
端氏-晋城-博爱-(接豫北支线)
端氏-长治-林州-安阳-邯郸
韩城-侯马-临汾
大宁-吉县-临汾-霍州
宁武-原平-大盂-太原-寿阳-阳泉
三交-陕京2线
端氏-八甲口(接西气东输管线)
保德-陕京线
*：视煤层气开发利用情况进一步论证
环境影响分析与对策
一、可能对环境的影响
(一)地面抽采
煤层气井、集输站场等施工期间，污染主要来自噪声、扬尘、污水和固体废弃物对周围环境的影响。施工车辆、机械和人员活动产生的噪声对周围的影响是暂时的，施工结束后就会消失。场地平整、管沟开挖、施工机械车辆、人员活动等会造成土壤扰动和植被破坏。工程废水和生活污水对周围环境也会产生一定影响。固体废弃物产生数量不大，经过妥善处理，不会对土壤、植被等环境因素产生破坏性影响。施工结束后及时恢复植被。
煤层气抽采期间，大气污染主要来自于站场排放的烟气，清管作业及放空燃烧产生的烟气，主要污染物有二氧化碳；水污染物来自站场排放的少量废水和生活污水。根据煤层气生产试验井所产出的废水化验资料，COD42.34毫克/升，悬浮物30毫克/升，硫化物0.10毫克/升，PH值8.64，氨氮1.419毫克/升，生产废水各项指标浓度均低于GB《污水综合排放标准》。生活废水中的主要污染物为NH3&N和细菌。站场部分设备运转会产生震动和噪声。
(二)井下抽采
煤层气(煤矿瓦斯)井下抽采装置、地面煤层气(煤矿瓦斯)处理场站及储气等配套设施的建设期间，施工时也会产生一定量的扬尘、污水、噪声和固体废弃物，对生态环境也会产生一定的影响。
煤矿区的煤层气(煤矿瓦斯)井下抽采将会大大降低煤矿内的甲烷含量，减少瓦斯事故发生，提高煤矿安全生产水平，有利于保护矿工的生命安全。但集输场站与地面煤层气集输场站一样，也存在一定的环境影响。
(三)管线输送
煤层气(煤矿瓦斯)输送管线施工期间的环境影响最主要的是生态环境影响。其中包括噪声、污水、扬尘、固体废弃物对土壤、植被、生物及生态系统造成的扰乱。管线建成后，管道、沿途气站会对沿线地区的敏感目标也存在一定的安全隐患和环境风险。
(四)煤层气利用
每年因煤炭开采而向大气排放的煤层气(主要含甲烷)约150亿立方米，煤层气(煤矿瓦斯)利用将会大大减少甲烷等温室气体的排放，改善大气环境。
煤层气(煤矿瓦斯)燃烧利用过程中虽然会产生一定量的NOx，少量SO2和微量烟尘，但煤层气替代煤炭的燃烧利用可以大大削减大气污染物排放总量，每年可节约煤炭2000万吨，二氧化硫排放减少75.6万吨(约占目前排放总量的3%)，烟尘排放减少186万吨，同时还减少了煤灰占地产生的环境问题，避免了煤炭加工、运输时产生的扬尘等大气污染，有利于大气环境的改善。
二、环境保护措施
(一)环境保护
1、煤层气(煤矿瓦斯)开发企业安排专人，负责监测环保指标，监督环境保护措施的落实，协调解决有关问题。同时，加强对职工的环保教育，规范职工行为。
2、对规划建设的项目依法开展环境影响评价,严格执行&三同时&制度。
3、提高管道的焊接质量，减少泄漏事故。对清管作业及站场异常排放的煤层气，应使用火炬燃烧后排放。
4、在选场选站选线过程中必须避开生活饮用水水源地。站场产生的生产、生活污水要经过污水处理系统处理。
5、选用低噪声设备，必要时进行降噪隔声处理。站场周围进行绿化，以控制噪声、吸收大气中的有害气体、阻滞大气中颗粒物质扩散。
6、在选场、选站、选线过程中必须避开自然保护区、名胜古迹、林区、经济作物种植区，尽量不占良田，尽量避绕水域、沼泽地。合理规划已有道路至施工现场之间的连接道路，禁止随意开辟道路。管道施工后，尽快进行平整，恢复地貌。
(二)环境监测
1、项目建设前，必须系统监测区域环境质量状况，以便对比分析。
2、应选择一定数量的煤层气井，监测其在钻井、压裂、排采等作业过程对井场及周边生态环境、声学环境、地表水及地下水的影响。
3、应对管道沟两侧1米内，以及集输站周围的生态环境进行监测；对压缩站、发电站厂界外1公里范围内的声学环境影响进行监测；并对管线两侧各40米范围内和压气站场四周50米范围内环境风险评价。
4、对煤层气开采井网分布范围内的地下水影响进行评价，并对排污口上游100米至排污口下游4公里范围内的地表水影响进行评价。
一、加强对煤层气(煤矿瓦斯)开发利用的监管
建立健全煤层气(煤矿瓦斯)开发利用的监管体系，明确政府各有关部门的监管职责，完善立法和制定有关政策，严格勘探开发煤层气企业的技术、资金、管理和人才准入标准，加强对项目核准、价格、质量、安全、环保、信息、标准和公共利益等方面的宏观调控和管理。坚持国家统一规划、总体开发，稳步推进煤层气开发和利用，避免项目一哄而上，防止资源和资金浪费。
二、分类别分步骤推进煤层气产业发展
加大煤层气勘探开发工作力度，开展煤层气资源预测与综合评价研究。具备地面抽采条件的，要尽快实行&先采气、后采煤&，优先在煤与瓦斯突出区域、煤矿安全生产接续区域和开发条件好的煤层气资源富集区域进行地面抽采。制定煤层气含气量安全控制标准，完善以抽定产、以风定产为主要内容的煤矿瓦斯治理行业标准和采煤采气一体化的具体规定。优先支持45户重点监控企业建设瓦斯抽采系统；重点扶持瓦斯抽采率低于40%的矿井改造抽采系统；适当支持重点煤矿新建或改造抽采系统，保障煤矿安全生产，推进煤层气产业健康发展。
三、健全煤层气(煤矿瓦斯)产业发展扶持政策
为促进煤层气产业发展和煤矿瓦斯抽采利用，积极争取出台有关政策：
煤层气开发和煤矿瓦斯抽采利用项目建设用地，按国家有关规定予以优先安排；
对地面直接从事煤层气(煤矿瓦斯)勘查开采的企业，2020年前可按国家有关规定申请减免探矿权使用费和采矿权使用费；
对煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用技术改造项目所需进口的设备、仪器、零附件及专用工具，实行进口税收优惠政策；
煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用设备可在基准年限基础上实行加速折旧，折旧资金在企业成本中列支；
抽采利用煤层气(煤矿瓦斯)作主要原料生产的产品，2020年前实行增值税即征即退；
抽采煤矿瓦斯并利用其作主要原料生产产品的所得，自获利年度起免征所得税五年。允许企业按当年实际发生的技术开发费用的150%抵扣当年应纳税所得额；
煤矿企业利用煤矿瓦斯发电，可自发自用；多余电量需要上网的，由电网企业优先安排上网销售，上网电价执行国家批准的上网电价或执行当地火电脱硫机组标杆电价。
四、建立健全煤层气产业技术支撑体系
逐步建立健全以企业为主体、市场为导向、产学研相结合、适合我国煤层气勘探开发、抽采利用的技术体系。加强国家认定企业技术中心建设，通过政策鼓励和自主创新激励机制，推进企业开展煤层气(煤矿瓦斯)开发利用技术创新，攻克技术难关。加快建设煤矿瓦斯治理国家工程研究中心和煤层气开发利用国家工程研究中心，实施煤矿瓦斯治理与利用工程实验室计划，形成自主创新网络体系和集成系统，坚持技术引进和自主开发相结合，加强对引进技术的消化吸收和再创新。
五、深化煤层气开发利用体制和机制改革
强调资源国家所有，改革煤层气开发体制和机制，吸引各类投资者参与煤层气开发利用，最大限度地调动各方面的人力、财力和物力，推动煤层气产业发展。建立煤层气开发利用的利益协调机制，调动地方的积极性。鼓励大型企业参与煤层气的勘探开发和利用。适当引入竞争机制，鼓励外商投资煤层气资源的风险勘探、煤矿瓦斯抽采利用、煤层气技术合作及基础设施建设等项目。制定对外合作监管办法，健全并严格执行退出机制，对投资不足的合同及时终止执行。
六、建立煤层气开发利用人才培养和学术交流基地
鼓励高校与国家级研发基地相结合，在国家和用人单位共同投入的机制下，建立高层次研发人才培养、继续教育、学术交流基地，为促进煤层气产业发展提供人才支撑。
七、统筹规划天然气和煤层气(煤矿瓦斯)管网建设
根据资源分布和市场需求，统筹规划煤层气和天然气管网建设，兼顾两种资源管输要求和未来区域资源输出需要。国家制定煤层气质量标准，鼓励煤层气接入天然气管网，扩大煤层气消费范围。按照就近利用与余气外输相结合的原则，支持地方和企业加快煤层气专用网管建设。
八、促进煤层气和煤炭资源协调开发
坚持采煤采气一体化，依法清理并妥善解决煤炭和煤层气矿业权交叉问题。凡新设探矿权，必须对煤炭、煤层气资源综合勘查、评价和储量认定。凡煤层气含量高于国家规定标准并具备地面开发条件的，必须统一编制煤炭和煤层气开发利用方案，优先选择进行地面煤层气抽采，促进煤层气和煤炭资源协调开发。
煤层气：赋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。
煤矿瓦斯：从井下煤、岩体内涌出的、以甲烷为主的有害气体总称。煤矿瓦斯的成份比较复杂，除甲烷(占80～90%)外，还含有重烃类(乙烷、丙烷)、二氧化碳、氮气和一些稀有气体，个别矿井还含有氢气，一氧化碳或硫化氢。
煤层气可采资源量：在特定的时间估算的已经探明(包括已经采出)和尚未探明的、在未来可预见的经济技术条件下可以采出的煤层气资源总量。煤矿区煤层气可采资源量包括抽采消耗资源量和剩余可采资源量。
煤层气探明地质储量：查明了煤层气藏的地质特征、储层、及其含气性的展布规律和开采技术条件(包括储层物性、压力系统和气体流动能力等)；通过实施小井网和/或单井试验或开发井网证实了勘探范围内的煤层气资源及可采性。煤层气资源的可靠程度很高，储量的可信系数为0.7～0.9。
煤层含气性：一般指煤层中含有甲烷等气体的特性，常用含气量、甲烷浓度、资源丰度和含气饱和度四个基本要素加以评价，它是煤层气资源评价的首要基础。
煤层含气量：煤层在地层条件下所含的煤层气的总量，包括逸散量(样品放入解吸罐前释放出的气体体积)、解吸量(样品从解吸罐释放出的气体体积)和残余量(解吸终止时仍残留在煤样中的气体体积)。
储层压力：是指作用于煤孔隙-裂隙空间内的流体压力，故又称为孔隙流体压力。
渗透性：裂隙系统在一定压力差下，允许流体(水、气、油)通过的性质，渗透性的大小用渗透率表示。煤的渗透性是对煤层气勘探开发项目成败影响最大的储层特征参数之一。
毫达西：渗透率常用单位，符号为mD。1mD=0.987&10-3&m2(平方微米)。
煤层气资源丰度：对于特定的地质单元，单位面积内的煤层气的地质资源量，单位一般采用108m3/km2。
含气盆地(群)：含煤层气盆地(群)的简称，是煤层气区划的二级单元。含气盆地是煤层气形成与赋存的基本地质构造单元，包括有明显边界的原型盆地和边界不易确定的残余盆地(群)。其中，原型盆地指在稳定的大地构造环境中形成，长期持续下沉，较少受到后期改造作用的盆地；残余盆地群，指形成早，在其后的地质历史中受到强烈剥蚀、变形并且叠加、深埋等改造作用的盆地(群)。
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