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其次要优化煤层气勘探程序,实现煤层气勘探开发一体化,控制优质储量。“早期认为有煤就有气,煤层气的勘探超越普查、详查阶段,从评价阶段起步,造成勘探效益低、投资高,在原有技术下高效区域不能准确定位,导致建产区域存在大片低产井。华北油田大概一半都是低产井,这些井的效益开发成了燃眉之急。”朱庆忠表示。
预计“十三五”煤层气产量年增速8%左右
不难看出,不同开发主体眼中,煤层气被赋予不同的意义。煤炭企业从安全角度、油气企业则从清洁能源的角度看待煤层气。事实上这两个特征很难分开。正是基于煤矿安全的重要意义,国家才对煤层气行业给予如此大的支持力度。也正是因为煤层气的清洁能源属性,才能形成一个从社会、环境到企业都有利可图的产业。12月2日发布的煤层气“十三五”规划仍坚持煤层气地面开发与煤矿瓦斯抽采并举的指导思想,并制定了切实可行的规划目标。
中国以煤为主的能源结构,煤矿安全生产标准和监管的趋严,生态环境的国内、外压力,以及国家能源供给侧改革,促进能源生产和供应方式向安全、绿色、清洁、高效发展的政策,使煤层气开发利用成为刚性需求。
但国家能源专家委员会委员孙茂远也在会上提醒,未来几年,国家关井压产的煤炭政策,对煤矿区煤层气抽采量有一定影响;量大面广的超低渗、构造煤、深部等难采资源也会制约地面开采的增速。
根据“十二五”的实践和实际产量数据,近5年全国煤层气产量平均增速为14.9%,其中地面开采平均每年递增5.7亿立方米,平均年增率24%;煤矿井下抽采量平均每年递增11.4亿立方米,平均年增率12.1%。煤层气利用率的年均增率,地面为26%,煤矿井下抽采为16%。孙茂远预计,“十三五”期间,预计煤层气产量年增速8%左右,预计我国煤层气总产量将由2015年的180亿立方米(地面开发44亿立方米、煤矿抽采136亿立方米)增加到2020年的240亿立方米(地面开发100亿立方米、煤矿抽采140亿立方米)。
要想实现这一增速,“地面开采煤层气最重要的是通过自主开发和对外合作,创新出针对各类难采煤层气资源的适用技术和工艺。同时,通过个性化现有先进技术集成,努力提高探明储量区的煤层气开发强度。采取技术措施,改造和修复占比很高的低产井。通过科技进步,提高平均单产水平,增强煤层气开发的经济效益和相关企业的造血能力。” 孙茂远表示。
“十三五”有望实现多种气体资源协调开发
关于如何采出更多气,多位业内人士表示,在含煤岩系中,除了煤层气资源,还共生有丰富的页岩气、致密砂岩气资源,同样具有开发潜力。目前,美国已成功实现煤层气、致密砂岩气合采开发。一口井的综合勘探开发不仅对国家有利,对企业而言也可弥补煤层气单一抽采的亏损。希望资源管理改革过程中能放开限制,实现三气共采。煤层气“十三五”规划里就提到:探索研究煤层气及多种资源共生机制和协调开发模式,研究示范低煤阶煤层气储层评价、深部煤层气增产改造、多种气体资源综合开发、多煤层分压合采、互联网+煤层气等关键技术装备。
昆士兰大学特聘教授王星锦告诉《中国能源报》记者,在澳洲,企业只要拿到区块的天然气勘探权,就可以在勘探成功并经专家评估后直接转成采矿权,且并没有区分煤层气、致密气等不同气体矿种的不同矿权,同一区块内的天然气可以一起开采。
据了解,到 2016 年底,澳大利亚的昆士兰将有6条新的液化煤层气产业链投产,出口至东南亚的天然气量将达到 430 亿方/年。
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