起底煤层气产业：下一轮中国能源革命中的页岩气！

煤层气多分支水平钻井是集钻井、完井与增产措施于一体的新的钻井技术。所谓多分支水平井是指在一个主水平井眼两侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道，同时为了满足排水降压采气的需要。在距主水平井井口200m左右处钻一口直井与主水平井眼在煤层内连通，用于排水降压采气。与常规直井的钻井、射孔完井和水力压裂增产技术相比，多分支水平井开采煤层气的主要增产机理体现在以下几个方面:

(a)提高了导流能力。压裂的裂缝无论长度多长，流动的阻力都是相当大的，而水平井内流体的流动阻力相对于割理系统要小得多。分支井眼与煤层割理的相互交错，煤层割理与裂隙更畅通，就提高了裂隙的导流能力。

(b)减少了对煤层的伤害。常规垂直井钻井完钻后要固井，完井后还要进行水力压裂改造，每个环节都会对煤层造成不同程度的伤害，而且煤层伤害很难恢复。采用多分支水平井钻井完井方法，避免了固井和水力压裂作业对煤层的伤害。

(c)增大解吸波及面积，沟通更多割理和裂隙。多分支水平井在煤层中呈网状分布，将煤层分割成很多连续的狭长条带，从而大大增加煤层气的供给范围。已有的实践证明，多分支水平井对各项异性明显的煤层，煤层厚度较大且相对稳定的煤层，高煤阶、低渗透、高强度和高含气量煤层气藏更适合。

U型井技术即U型水平连通井技术，该技术集成了水平井技术、水平井与洞穴井的连通以及欠平衡钻井和地质导向等技术，煤层气U型井组由1口直井和1口或多口水平井组成。U型井可采用套管完井方案，在排采后期遇到煤粉堵塞通道可下钻修井，重新打开裂隙通道恢复开采，延长煤层气井的寿命。

国外对我国煤层气钻采技术实行严格封锁和保密。因此包括U型井在内的高端技术核心成果，国内均无法获得，钻井完井技术指标等难以对国内有借鉴作用。国内公司多为通过相关理念结合自身多年经验做些探索性工作，取得了成功。

L型井虽然设计水平段长度比多分支水平井短，但是其导向施工难度不亚于其它井型，由于缺少了洞穴井，造成着陆点预测精度有限，实现一次性“软着陆”难度加大。同时L型水平井的轨迹控制精度要求比其它类型水平井要高，一方面，L型水平井一般垂深浅、曲率半径小、设计水平段长800——1000m，钻至水平段后期往往出现井下钻具摩阻大、扭矩高、托压严重而无法定向钻进，造成井眼轨迹调整困难，需要较高的轨迹控制精度规避地层倾角频繁小幅度变化;另一方面，L型水平井采取下钢筛管的完井方式，与U型井下PE筛管、多分支井和山字型井裸眼的完井方式相比对井眼轨迹质量要求更高。

3.3.3.非常规天然气产业走的是一条由点及面的发展道路

2003年，RangeResources公司在东部的马塞勒斯页岩开发中使用了与巴尼特页岩开发相近的水力压裂和水平钻井技术，第一次在美国东北部实现了页岩气的商业性开采，具有重要的战略意义。2010年后该地区的页岩气被大规模开发，目前是美国页岩气产量最大的地区。随着马塞勒斯、费耶特维尔等地区纷纷效仿巴尼特页岩的开发经验，应用其技术并获得巨大经济成功，水力压裂和水平钻井这两项技术在伍德福德也开始大面积应用。

可以说，巴尼特页岩的开采在很大程度上奠定了页岩气行业的技术标准和发展基础，巴尼特页岩是美国页岩气勘探开发的奠基者，是美国页岩气产业发展初期的“示范区”，在美国“页岩气革命”的历史评价中将扮演不可替代的重要角色。美国页岩气产业发展走的是由点及面，通过不断推广和应用成熟开发区经验，实现页岩气产业全面推进的发展道路。这一点也验证了示范效应对新兴产业的发展至关重要的行业普遍发展规律。

而山西省在中国的煤层气开发过程中起到了示范作用。山西省储、产量独占鳌头，在我国煤层气产业发展中具有特别重要的地位。从某种意义上看，对我国煤层气产业而言，山西兴则全国兴，山西衰则全国衰。“十一五”期间规划，“十二五”期间重点建设的，全国仅有的两个煤层气生产基地—沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘是我国煤层气开采的示范项目。

而“十三五“期间煤层气开发的目标是，立足强化中部，建设西部，推进西南，促进煤矿区地面和煤矿井下联合开采。继续加快建设中部地区沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气生产基地，在原有基础上增储上产，特别要提高储量转产能的增速，以及产能达产的转化率。争取“十三五”期间，两大基地产量达到90-100亿立方米，建成较为完善的煤层气产业化基地。在新疆、陕西等西部地区，建设新的煤层气生产基地。在西南部的滇东黔西建设一批煤层气开发利用示范工程，突破低煤阶、构造煤、深部等复杂条件的难采煤层气开发。

3.3.4.多元投资主体是主要推动力量之一

美国能源情报署(EIA)的数据显示，2010年时美国本土的页岩油气投资的20%来自外资企业。投资是产业发展的第一推动力，多元化的投资主体是美国页岩气勘探开发能够不断前行并发展壮大的重要保障。尤其值得指出的是，在美国天然气价格低迷现象长期持续，大公司投资页岩气效益较差形势下，美国的页岩气产业还能保持兴旺和繁荣发展，中小企业功不可没。

在中国，目前国企是煤层气开发利用当之无愧的主力军。中联公司、中石油、晋煤集团产气量占总产量的95%以上。在煤层气勘探开发多年的历练中，国企开始走上更加理性和注重效益的发展道路。2015年三大国企煤层气生产经营都盈利，这在煤炭和常规油气企业普遍经营下滑的形势下非常难能可贵。

第二个主体是外企，在我国煤层气产业初期阶段，对外合作起过不可替代的重要作用。对外合作是中联公司此前的主要投资来源。虽然目前对外合作的资金和技术优势不复当年，但仍是产业投资的重要组成部分。

第三个主体是民营企业，在煤层气的上游领域，民营企业主要集中在钻井、压裂等技术服务以及小型设备和小型科技项目上，极少享有矿权、直接实施勘探开发。与中、下游的众多民企相比，体制机制所限，民企进入上游难度大，使上游相对缺乏活力和竞争。从事上游相关业务的民企在艰难中煎熬，社会环境十分不利。

而2016年开始，国土资源部将矿权审批下放到山西省。山西省出台了《国土资源部关于委托山西省国土资源厅在山西省行政区域内实施部分煤层气勘查开采审批登记的决定》等四项文件，要求省内外投资者一视同仁、自营区块与合作区块一视同仁、国有投资与民营投资一视同仁，为所有矿业权人和投资者提供平等、透明的公共服务。这为拥有高技术水平的民营煤层气企业进入上游开采领域开辟了道路。

3.3.5.产业政策体系完善提供了制度保障

为了扶持页岩气产业，联邦政府和州政府出台了很多政策，包括税收减免与补贴、金融扶持、科技研发监管等政策，形成了系统全面且针对性强的产业政策体系，有力促进了美国页岩气产业的发展，也给本国带来了就业、经济增长等实实在在的利益。一是价格激励政策。《1978年天然气政策法》规定，非常规天然气实行特别的价格激励政策。将页岩气、煤层气、致密气等非常规天然气划归为“高成本”天然气，并给予较高的管制价格上限。

以致密气为例，其管制价格上限为常规天然气价格上限的两倍。政策实施后，符合条件的非常规天然气钻井数量(主要是致密气井)从1980年的819口猛增到1982年的7639口。

二是税收抵免政策。《1980年原油暴利税法》规定，对非常规燃料生产商实行税收抵免政策。非常规原油以产量为基础，税收抵免额为3美元/桶(当年WTI现货价格33.65美元/桶);对于非常规天然气，税收抵免额约合0.52美元/千立方英尺(当年天然气井口价格为1.59美元/千立方英尺)。之后美国政府又多次对非常规能源税收减免适用条件和减免额度做出调整，以促进非常规资源勘探和生产。

三是实施财政补贴。《2005年能源政策法案》规定，2006年投入运营且用于非常规能源生产的油气井可在2006年至2010年享受每桶油当量3美元的补贴。此项政策出台后，美国页岩气可采储量由2007年的6500亿立方米猛增到2010年的2.75万亿立方米，同期产量由370亿立方米增至1500亿立方米。

四是政府资助技术发展。美国政府成立了非盈利性研究机构，开展非常规能源技术研究，资助研发水平井钻井、水平井多段压裂、清水压裂等技术，这些先进技术的规模化应用提高了非常规油气产量，降低了开采成本。从20世纪80年代至今，美国多个政府部门先后投入60多亿美元用于非常规资源的勘探开发技术研究。五是环境保护政策。随着页岩气开采规模的扩大，美国对页岩气的环境监管开始趋严，措施涵盖了从钻井勘探到生产、废水处理、再到气井的遗弃与封存等页岩气开发全过程。

我国对煤层气开采的政策鼓励始于2006年。国家于2006年6月15日下发《关于加快煤层气抽采利用的若干意见》，不仅明确了煤层气抽采利用实行税收优惠政策，而且明确提出从事煤层气勘查开采的企业在2020年前可以按照国家有关规定申请减免探矿权和采矿权使用费。2007年4月，财政部发布了《关于加强煤炭和煤层气资源综合勘察开采管理管理的通知》和《关于煤层气(瓦斯)开发利用补贴的实施意见》。2007-2013年累计补贴7.2亿元。

“十二五”期间是煤层气政策的密集出台期。2012年1月国家能源局发布了《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划》。2013年3月，国家能源局制定印发《煤层气产业政策》，提出把煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业。2013年9月，国务院发布国务院办公厅关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》。2015年2月，国家能源局公布了《煤层气勘探开发行动计划》。《计划》提出，到2020年，我国将新增煤层气探明地质储量1万亿立方米;煤层气(煤矿瓦斯)抽采量力争达到400亿立方米，其中地面开发200亿立方米，基本全部利用，煤矿瓦斯抽采200亿立方米，利用率60%以上;建成3-4个煤层气产业化基地，重点煤矿区基本形成煤层气与煤矿瓦斯共采格局。

十三五规划对煤层气的中央财政补贴标准由0.2元/立方米提高到0.3元/立方米，十三五规划对页岩气的补贴政策为：前三年0.3元/立方米，后两年降至0.2元/立方米，并且山西、陕西、河南、四川等煤层气大省均对煤层气开发实施省内补贴，山西、陕西、河南抽采利用补贴为0.1元/立方米，贵州抽采补贴0.15元/立方米，利用补贴0.2元/立方米，可见十三五期间对煤层气的补贴力度将大幅高于页岩气。