起底煤层气产业：下一轮中国能源革命中的页岩气！

美国煤层气产量1989年占天然气总产量不到1%，2008年煤层气产量占天然气总产量7.5%,然而从2009年开始煤层气进入低潮，至2014年占天然气总产量仅5.4%，EIA预测，2015-2040年煤层气占天然气总产量比例将逐步下降至1%以下。EIA认为煤层气低潮主要是由于页岩气的发展对其形成冲击，美国现阶段页岩气与煤层气享有相当的补贴及政策扶持，但页岩气的生产成本已低于煤层气。

反观我国现阶段，2015年煤层气产量占我国天然气总产量3.2%，远未达到美国最高水平。目前我国并不具备美国成熟页岩气开采技术，更不具备技术进步带来的生产成本的大幅降低，美国现阶段页岩气的生产成本已经低于煤层气，但我国现阶段页岩气生产成本仍高于煤层气。政策扶持、补贴力度上对煤层气的倾斜，开采成本、供应成本上煤层气的显著优势都将使得十三五期间我国煤层气的发展前景更好。

对比美国页岩气和中国天然气的发展模式，我们可以看出：

3.3.1.非常规天然气产业的发展具有慢热型特征

从历史角度看，美国的页岩气产量在取得大突破之前经历了漫长的积淀和等待，仅页岩气商业化开采利用的历史就有80多年。当然，若不考虑商业因素，仅考虑生产因素，那么页岩气开发的历史则更长。现实当中的“页岩气革命”是偶然当中的必然，并非一朝一夕所能完成。而我国煤层气的开发是从1980年左右开始的，直至2002年之前，基本处于地质寻证，勘探找气，开发摸索的阶段。

事实上在美国页岩气大规模爆发之前，美国是第一个煤层气实现商业化开采的国家，也是煤层气产业发展最迅速的国家。我国2012年地面煤层气产量为25.73亿立方米，与美国1989年煤层气产量持平。美国1990年至2001年为快速发展阶段，产量年均增长50多亿立方米，达到年产500亿立方米以上，仅仅用了十年。迄今为止的十几年中，美国煤层气产业已处于成熟稳定期，年产量始终保持400-500亿立方米。

上世纪70年代，能源危机促使美国政府提出“能源独立”目标。1978年，美国天然气供给出现巨大缺口，促使美国政府放松天然气价格管制。11月，美国国会出台了“国家能源法”，其中包括“天然气政策法”，确立了天然气的市场价格机制，刺激天然气生产。煤层气、页岩气等非常规天然气产业成为美国政府重点扶持项目。美国政府根据开放市场、财政补贴、产权明晰、鼓励投资四大原则制定了一系列扶持政策，煤层气产业迅速发展。美国80年代末对煤层气生产实行的税款补贴政策，达到24.7美元/1000方，而天然气的价格为53美元/1000方。

美国1976年打出第一口商业性煤层气井，1981年初步实现煤层气的工业性生产。美国煤层气的探明储量从1989年的1040亿m3提高到2014年的4444亿m3，在圣胡安、黑勇士、北阿帕拉契亚、粉河、拉顿等多个盆地形成商业产能，煤层气产量在1989年仅有26亿立方米，在天然气总产量中占比不到1%。到1994年，美国煤层气产量260亿方，短短五年提高了10倍。2008年煤层气产量为557亿立方米，占当年天然气总产量的7.5%。

然而从2009年开始，煤层气的开发陷入低潮，产量逐渐跌落至2014年的398亿立方米，在天然气总产量中占比5.4%。根据EIA预测，从2015年至2040年，美国煤层气产量将在400亿立方米左右基本保持不变，在天然气总产量中其占比将逐步下至1%以下。究其原因，首当其冲就是页岩气产业的发展对煤层气产业造成了冲击。同为非常规天然气，页岩气与煤层气享有相同力度的补贴和政策扶持。页岩气水力压裂技术相对成熟后，页岩气生产成本已低于煤层气。大批资本涌入页岩气产业，对煤层气形成了“挤出”效应。

中国在开始开发煤层气之前，经历了漫长的瓦斯抽放阶段。1952年龙凤矿建立起瓦斯抽放站，开创了中国煤层气开发之先河。1975年我国在辽宁抚顺，山西阳泉，湖南冷水江等地试验地面直井开采煤层气瓦斯，由于知识和技术方面的原因，没有取得理想结果，未能持续下来。

但是过程中形成了大量煤层气基础资料。2007年8月，国家发展改革委员会能源局复函中联煤层气责任有限公司，明确中联煤层气有限责任公司和亚美大陆煤层气有限公司的全资子公司美中能源公司在山西晋城潘庄煤层气资源开发项目，是煤层气开发利用“十一五”规划的主要规划项目。

据此，国家发改委能源局批准合作双方按年产5亿立方米煤层气的建设规模立即开始潘庄煤层气资源开发项目的前期工作。该批准是外国公司近20年来在中国进行煤层气勘探开发所获得的第一个由国家发改委签发的进行商业性开发的批准文件，使潘庄项目成为中国第一个进入煤层气商业性开发的项目。

至今，我国煤层气的开发利用已经渡过了摸索阶段，处于从起步阶段进入快速发展阶段的拐点。要达到规划目标，“十三五”期间地面煤层气年均增长量需为30亿立方米。我国煤层气年均增长30亿立方米，虽然不及美国的煤层气产量快速增长期，也标志着进入产业发展的快车道。

3.3.2.钻井技术突破是非常规天然气产业发展的引擎

业界一致认为，多分段水力压裂技术及水平井技术的诞生、成熟及推广应用在美国页岩气产业大发展中起到了关键作用。反观之现阶段中国的页岩气技术还处于探索起步阶段，这是限制未来很长时间中国页岩气发展的一大瓶颈。美国页岩气开发技术历程，从Barnett页岩开采看，可分为4个阶段，第一阶段：1997年以前—直井大型水力压裂;第二阶段：1997~2002年—直井大型清水压裂为主;第三阶段：2002~2007年—水平井压裂技术开始试验;第四阶段：2007年至今—水平井套管完井及分段压裂技术，逐渐成为主体技术模式。

80年的开发历史及政府政策的极力扶持使得美国掌握了页岩气开采的关键技术如水平井技术及最新一代的同步压裂技术，而中国目前勘探信息不明朗、管网等基础设施滞后、压裂技术空缺。中石化董事长傅成玉此前表示，美国的页岩气开采条件大大优于中国，大部分在平原，分布稳定、埋藏浅，3000米已经比较深。中国则大都分布在西南部山区，3000米属于浅层，一般是4000—6000米。

中国页岩贮藏点缺少水力压裂需要的水资源，也是一项艰巨的挑战，而美国水资源相对来说要丰富的多。由于中美页岩气储藏特征的极大不同，使得美国的页岩气技术对中国借鉴意义不大，需要我国开发探索适合本国的页岩气开采技术，这无疑又增加了现阶段我国页岩气开采的技术壁垒。

而技术水平的提高，也是煤层气实现大规模开发的最重要因素。美国煤层气开采早期，大井组直井压裂基数曾广泛应用于圣胡安，黑勇士中煤阶含煤盆地的煤层气开发之中，其技术关键在于钻大井组压裂后长期，连续抽排，大面积降压后煤层吸附的甲烷气大量解吸而出。

90年代前后形成了针对不同地质背景的理论与开发技术，以CDX公司羽状水平井为代表，在西弗吉尼亚石炭系进行开采，单井日产气3.4-5.6万立方米，较前期产量提高10倍，8年采出可采储量的85%。90年代以后采用新技术开发新盆地，是美国煤层气产量大幅度增长的主要因素。粉河盆地低煤阶洞穴完井技术采用之后，2004年产量达95亿立方米。中阿吧拉契亚高煤阶定向羽状水平井技术采用之后，2004年产量达20亿立方米。

近年来中国的煤层气钻井技术也取得了巨大的进步。尤其是多分支水平井，U型井和L型井。十三五期间国内较多煤层气企业找到了适合自己的方法更加符合我国煤层地质和地面地形的特点，例如山西省的晋煤集团作为煤层气开发的排头兵，技术水平非常先进，开发了“L型”井，对全国的煤层气产业开辟了道路。

目前我国已掌握煤层气钻、完井、压裂、排采技术，一些关键技术也获得多项自主知识产权。综合比较技术掌握程度，可知我国现阶段对煤层气技术掌握程度基本成熟，相反对页岩气技术掌握程度仅仅处于起步阶段，还有很多技术空白区，因此未来很长时间内技术是决定煤层气发展比页岩气更好好的关键所在。