全球煤层气资源总量及分布及煤层气开采成本分析

据中研产业研究院发布的《2019-2025年中国天然气行业全景调研与发展战略研究咨询报告》统计数据显示

煤层气发展前景预测分析

一、煤层气资源总量及分布

1、全球煤层气资源总量及分布

全球煤层气资源量可能超过260×1012m3,我国煤层气地质资源量为36.8×1012m3,与陆上常规天然气资源量38×1012m3基本相当。煤层气的开发理论取得了新认识,研究煤层气的静态地质特征和动态特征,采用数值模拟研究地下煤层气扩散-渗流过程中的变化规律;试验和开发工艺技术也在不断进步,深煤层的煤层气开发技术获得突破,在井网井型的选择、压裂技术、排采技术等方面有了新进展;煤层气的利用范围也在不断扩大,特别是在煤层气发电和化工产品的生产方面得到了普遍应用。

2、中国煤层气资源总量及分布

我国煤层气地质资源量位居世界第三，居于俄罗斯、美国之后。世界煤层气地质资源量为268×1012立方米，主要分布在前苏联、北美和中国等煤炭资源集中区。仅俄罗斯、美国、中国、加拿大、澳大利亚五国煤层气地质资源量就占世界煤层气总量的90%，其中中国占世界煤层气总量的12%。

国土资源部显示，我国42个主要含煤盆地埋深2000米以浅的煤层气地质资源量36.81×1012立方米，资源丰度0.98×108立方米/平方千米，埋深1500米以浅的煤层气可采资源量达10.87×1012立方米，3000米以内的远景资源量达55.2×1012立方米。截至2016年底，全国累计探明煤层气地质储量6869.12×108立方米，主要分布在山西、鄂尔多斯盆地东部等。

我国煤层气资源主要可划分为东北、华北、西北和南方四大煤层气聚集区。东北气区主要集中于内蒙古东部的海拉尔盆地(群)、二连盆地(群)以及东北三省的松辽盆地(群)，该区经济地理条件优越，煤层气资源较丰富，煤与煤层气勘探研究基础较好，是我国煤层气勘探开发的重要战略地区。华北气区主要分布在横跨陕甘宁蒙四省区的鄂尔多斯盆地、山西的大同-宁武盆地、沁水盆地、华北北部的渤海湾盆地以及华北南部盆地等。中国最具煤层气勘探开发前景的目标区多分布于华北气区，该气区是我国目前煤层气勘探开发最为活跃的地区。西北气区分布在新疆的准噶尔、三塘湖、焉耆、吐哈、塔里木等盆地以及青海的柴达木盆地等，并以准噶尔盆地和塔里木盆地最为集中。该区煤层厚度大、物性好，煤层气丰度高，煤层气富集可采条件较好，已建成了白杨河-阜康煤层气示范区。南方气区主要分布在川南-黔西-滇东地区的四川盆地、楚雄盆地、十万大山盆地、三水盆地等，因集中分布煤层厚度大、层数多、含气量高的晚二叠世含煤地层而成为煤层气勘探开发重要战略接替区。

图表：2018年中国陆域煤层气资源分区示意图

数据来源：国土资源部

其中，东部气区地质资源量为11.32×1012立方米，占全国总量的30.8%，可采资源量为4.32×1012立方米，占全国总量的39.7%;华北气区地质资源量为10.47×1012立方米，占全国总量的28.4%，可采资源量为2×1012立方米，占全国总量的18.4%;西部气区地质资源量为10.36×1012立方米，占全国的28.1%，可采资源量为2.86×1012立方米，占全国总量的26.3%;南方气区地质资源量为4.66×1012立方米，占全国总量的12.3%，可采资源量为1.7×1012立方米，占全国总量的15.6%。

二、煤层气开采分析

1、煤层气开采成本分析

我国是一个高能耗国家,随着工业快速发展和城市转型升级对能源的消耗需求,新型清洁能源的开发已经成为未来低碳经济发展的趋势所在。作为一种非常规天然气,煤层气具有高热值、低排放、低污染的特点,并且我国是煤层气资源储藏丰富的国家之一,发展煤层气产业,对于优化我国能源结构,保障能源安全具有重要意义。我国能源“十三五”规划要求,2020年煤层气抽采量要达到240亿立方米,煤层气在全部天然气中的占比达到15%,煤层气产业的发展将进入发展的黄金时期。但是,伴随着煤层气资源开发利用深度和广度的拓展,开采区内土地资源、水资源、生态环境资源耗损日益加快。而我国现行企业会计核算中缺乏对环境成本的核算,造成资源破坏和环境污染,因此开展煤层气环境成本核算势在必行。在煤层气开发利用的整个过程中,煤层气开采阶段产生的环境成本构成内容最复杂、在总的环境成本中占比最高,因此本文选取煤层气开采阶段的环境成本作为研究对象。构建煤层气开采环境成本核算体系,为企业外部成本内部化提供思路,并有助于煤层气开采企业控制环境成本,推动企业的可持续发展。本文在对国内外相关研究进行综述的基础上,首先全面分析了现行煤层气开采企业环境成本的核算现状,提出了煤层气开采企业环境成本核算中存在的问题。

2、煤层气开采规模分析

地下开采是指在煤炭开采过程中，在煤层中掘进专门的抽采巷道，在本煤层、邻近煤层和采空区钻孔抽采，地下煤层气甲烷含量浓度较低，一般低于30%;地面开采则与油气资源开采类似，通过地面钻井获取煤层气，甲烷浓度较高，一般高于90%。

受供给侧改革、环保政策收紧等因素影响，近年来我国原煤产量增速放缓，根据国家统计局统计数据，全国原煤生产总量稳定在35亿吨左右(2014年-2016年分别为38.7亿吨、37.5亿吨、33.6亿吨)，考虑到全国煤层平均含气量约为9.8m3/吨，按照目前井下抽采采收率为30%-43%计算，测算得到每年有100-144亿方煤层气可以实现地下抽采，2016年我国地下开采煤层气128亿方，逼近天花板，后续增产潜力有限。

若从各个省份天然气十三五规划着手分析，各省2020年规划天然气消费量总和约为3800亿方(缺少青海、西藏数据情况下，其他省市2020年规划消费总和约为3723亿方)。若从国家层面的能源发展十三五规划来看，2020年我国能源消费总量要低于50亿吨标煤，如果假设2020年能源实际消费量约为49亿吨，叠加天然气消费占比达到10%的规划目标，按照标煤与天然气之间的折算系数为13.3吨标煤/万方天然气，则可测算出2020年天然气消费总量约为3684亿方。

3、煤层气利用规模分析

我国煤层气资源丰富，继俄罗斯和加拿大之后居世界第三位。据最新一轮全国油气资源评价结果显示，我国45个聚煤盆地埋深2000米以内煤层气地质资源量为36.8万亿m3，其中1500米以内煤层气可采资源量为10.9万亿m3。按照煤层气资源的地理分布特点可分为东部、中部、西部及南方四个大区，其中东部区地质资源量11.32万亿m3、可采资源量4.32万亿m3，分别占全国的30.8%和39.7%，是中国煤层气资源最为丰富的大区。

4、煤层气占天然气比重

煤层气俗称“瓦斯”，是主要存在于煤矿的伴生气体，即是在煤矿形成过程中 产生的。其实，它是以煤为储层的非常规天然气，主要成份是甲烷，也有少量乙烷、丙烷、丁烷等。另外不同煤矿也稍有差别，有的含有较多的N2，CO(相对而言，较CH4还是少得多)天然气系古生物遗骸长期沉积地下，经慢慢转化及变质裂解而产生之气态碳氢化合物，具可燃性，多在油田开采原油时伴随而出。

1.常规天然气以游离赋存为主，蕴藏在地下多孔隙岩层中，主要存在于油田和天然气田，也有少量出于煤田。其开采时一般采用自喷方式采气、排水式采气，开采技术较简单。

2.煤层气赋存特点是在成煤的过程中以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤、围岩孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。其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，相对天然气开采程度大一点。

煤层气是一种以吸附状态为主、生成并储存于煤层及其围岩中的甲烷气体，发热量大于8100大卡/m3，与天然气相比主要不同点如下：

①煤层气基本不含碳二以上的重烃，产出时不含无机杂质，天然气一般含有含碳二以上的重烃，产出时含无机杂质;

②在地下存在方式不同，煤层气主要是以大分子团的吸附状态存在于煤层中，而天然气主要是以游离气体状态存在于砂岩或灰岩中;

③生产方式、产量曲线不同。煤层气是通过排水降低地层压力，使煤层气在煤层中解吸-扩散-流动采出地面，而天然气主要是靠自身的正压产出;煤层气初期产量低，但生产周期长，可达20-30年，天然气初期产量高，生产周期一般在8年左右;

④煤层气又称煤矿井斯，是煤矿生产安全的主要威胁，同时煤层气的资源量又直接与采煤相关，采煤之前如不先采气，随着采煤过程煤层气就排放到大气中，据有关统计，我国每年随煤炭开采而减少资源量190亿m3以上，而天然气资源量受其他采矿活动影响较小，可以有计划地控制。

3.岩层气成藏的生烃条件及过程与常规天然气相同，页岩气藏具有自生自储的特点，页岩既是烃源岩又是储岩。其开采难道较大(因为页岩气储集层渗透率低)，主要有水平井技术和多层压裂技术。 PS.较常规天然气，页岩气具有开采寿命长和生产周期长的优点，且分布范围广，厚度大，能够长期稳定的产气，所以目前页岩气的开采技术发展蛮快的。

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