煤层气资源开采的现状和未来

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煤层气资源开采的现状和未来

煤层气资源勘探的现状和未来

煤层气开采利用的机遇与威胁解析

煤层气又称为“瓦斯”，是一种与煤炭伴生的非常规天然气，主要成分是甲烷（甲烷含量>85%），是以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体；根据相关数据表明，从泥炭发展到无烟煤过程中每吨煤可产生50-300m3的煤层气。

煤层气采出方式主要有两种，一是抽采煤层气，一是风排瓦斯（乏风瓦斯）。风排瓦斯（CH4<1%）是国内涌出煤层气的主要处理方式，通过通风装臵降低矿井中瓦斯的浓度，目前国有重点煤矿通风能力基本能满足需求，但不具备利用价值；井下钻采是在煤炭开采过程当中，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，开采出的煤层气浓度低（1%< CH4<30%）。地面开采是将煤层气作为一种有用的矿产资源，与油气资源开采类似，通过地面钻井开采，纯度高（CH4>90%）。

图表1：煤层气地面开采和井下抽采对比

前瞻产业研究院整理

煤层气地面开采规模

前瞻产业研究院发布《2015-2020年中国煤层气行业经济效益评价及投资战略规划分析报告》显示，近年来，我国煤层气的地面开采规模以每年约5亿方左右的速度平稳增长，由2008年的5亿立方米增长到2012年的25.7亿立方米。2013年，煤层气地面开采量达到30亿立方米，同比增长16.60%。

图表2：2008-2013年中国煤层气地面开采规模（单位：亿立方米）

资料来源：前瞻产业研究院整理

煤层气井下抽采规模

自2007年国家出台相关优惠政策后，我国煤层气地下抽采规模不断扩大，煤层气的开发进入了一个相对快速的发展阶段，2012年煤层气井下抽采规模土坯100亿立方米，同比增长17.45%；2013年全国井下抽采规模为108.87亿立方米，同比增长8.54%。

图表3：2008-2013年煤层气井下抽采规模及增长情况（单位：亿立方米）

资料来源：前瞻产业研究院整理

地面开采与井下抽采前景分析

1、井下抽采煤层气具有产量天花板

相对于地面钻采，煤层气井下抽采受到煤炭开采总量的限制。2013年全国原煤生产总量约为37亿吨，全国煤层平均含气量为9.76m3/t，按照目前井下抽采采收率为30%-40%计算，有108-144亿方煤层气可以实现井下抽采，2013年实际实现了100.30亿方的开采。未来井下煤层气抽采的进一步增长，必须依赖煤炭开采的持续增长或者地下煤层气采收率的提升。煤炭开采受限于经济增长的减缓和替代能源的增加，未来大规模的快速增长并不现实，另外井下抽采煤层气采收率提高受限于科技水平和经济性的影响，存在较大的不确定性，但总的来说只要是配合煤炭开采，那么就具有产量“天花板”。

2、地面开采比井下开采煤层气更具经济性

井下抽采的低浓度煤层气（CH4<30%）中混有空气，单位体积热值低、运输成本高，无法实现规模化的利用，只能在当地就近使用，或者直接稀释排空（每年国内排空的煤层气达150亿方，温室效应远高于二氧化碳）。只有当浓度达到80%及以上时，管道运输和LNG、CNG槽车运输等才具有经济性。高浓度瓦斯主要有两种来源：一是地面抽采的煤层气，甲烷含量达95%以上；另一种是通过浓缩工艺将井下抽采的煤层气浓度提高。采用井下低浓度瓦斯浓缩工艺则成本过高。

目前低浓度瓦斯提纯技术主要使用真空变压吸附法（VPSA），即低浓度瓦斯在常压下被吸附塔吸附后，再利用抽真空的方法降低CH4的分压，使其解吸并汇集起来。处理原料为抽采泵排出的CH4含量在5%-50%之间的煤层气，通过两级吸附可以实现甲烷浓度30%-90%之间自由调节，其中30%以上的可以直接用作民用燃气、瓦斯发电、锅炉燃烧等。浓度在90%以上的则可以通过LNG撬车、CNG装罐或者管道运输实现商业化利用。