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煤层气为什么发展缓慢
矿权问题是首要障碍
在任何国家进行合法的资源勘探、开发必先要获得矿权,即有明确工作范围和年限的区块。我国地面井采煤层气的矿权,与常规油气一样属国家一级管理。但与常规油气所不同的是允许煤矿开发利用排采的瓦斯,甚至是要求煤矿先采煤层气,降低其瓦斯含量后再采煤以保障安全。而煤矿(包括其准备开发的地区)矿权的审批管理权在地方。上述矿权管理政策产生了许多负面效应,主要表现在三个方面。
第一,油气勘探开发区块被少数几个国家油企垄断,且由于无部门监督执行区块的依法退出,登记累积的结果致使几乎全部有油气远景的区块都被其占据。
第二,作为依附于沉积盆地的能源资源,常规与非常规油气、油气和煤炭在赋存空间(首先是平面或地表)上自然就常有相互重叠现象。据统计,2010年山西省已设置的煤层气与煤炭矿权共重叠175个(处),面积2617平方公里,占全省煤层气矿权登记面积的10%。理论上在煤层尚未被开发的矿区首先地面钻井采煤层气降低瓦斯含量对专业煤层气公司和煤矿是互利双赢的事,亦是加强环保利国利民的最优选择。
但在地方与中央、中央企业与地方企业长期利益冲突的背景上,牵扯到具体权益就变得很复杂。以致有时可在某种调节下相互握手言欢,共同上报“合作开发”的喜讯,但事后不久往往就出现事实上的“肠梗阻”。
由于煤矿与地方有更密切更现实的利益,在双方矿权重叠和/或有所谓越界纠纷的时候,被压制的多是煤层气公司。鉴于以上两方面原因,专业煤层气公司(包括中联煤和中石油中石化旗下的专业公司)在煤层气矿权上难得到充分保障。矿权难以保障也是某些外资公司(如壳牌)撤出的重要原因之一。多数煤矿的利润和生存基础是采煤,无资金更无专业设备和人才对边远区块进行地面钻井采气,自己不采又不许别人采,致使国家先采煤层气后采煤的规定难以完全落实。前已提及,多数煤矿甚至也不关心矿井瓦斯的利用,是导致煤层气难以立足扎根的另一根本原因。
在上述多方面的限制下,煤层气的矿权受到很大限制,且2007年以来其矿权登记已陷入停滞状态,煤层气矿权面积有减无增。
第三,由于矿权管理的局限,代表国家进行煤层气勘探管理的国土资源部只能管理由其发矿权证的单位。这对一般油气也许就够了,但对煤层气仅只覆盖了一部分。从储量上说,只管到几个国家油企,从产量上说也只包括几个大的地方公司(如采煤集团)。它无权也无法对其他煤层气(特别是煤矿排采煤层气)生产单位进行管理。严格说,中国缺乏一个统管煤层气的部门。这是造成本文谈到数据混乱并缺乏科学依据的主要原因。这种局面对于储量管理影响更大。众所周知,没有严格的审核便不能得到合乎要求的探明储量,也无法进行科学的勘探、开发管理和规划。《煤层气勘探开发行动计划》要求“十三五”期间“新增探明煤层气地质储量1万亿立方米”的指标也无法考核、无法落实。须知到2014年全国计入储量表(通报)的累计探明煤层气地质储量仅为6266亿立方米。
显然,煤层气矿权问题所呈现的弊病不是孤立的。它是整个油气管理体制不适应市场经济体制的表现之一。其解决也应寄希望于国家经济体制改革的深化。
赋存开发特点缺乏深入研究
我国是名列前茅的煤炭资源大国,亦有着丰富的煤层气资源。但基于中国地质的特点,中国的煤和煤层气都有与地质构造相对稳定的美、加、澳等国不同的特点。
目前,我们对中国地质条件下煤层气的赋存机理、解吸机制、储层改造等一系列问题上的特殊性缺乏深入的认识。进而对适应这一条件下勘探开发工艺技术缺乏足够的研究,对相应设备制造的国产化创新和降低成本着力不够。所有这些问题使我们在煤层气发展上处于被动局面,遗憾的是却始终未得到真正的重视和落实。
跨部门的联合攻关研究近年有所削弱。重生产轻科研、急于求成的心态在生产单位则更为突出。在研究不足的情况下急于打井往往成功率低,单井产量低。2014年我国有开采井1.7万口,平均单井日产量约580立方米。而美国约有6万口井,平均单井日产量约2550立方米。经济效益不佳,严重影响着各公司加大投入的积极性。
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