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2015中国煤层气开发利用现状及其前景_张孙玄琦

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2015 中国 煤层气 开发利用 现状 及其 前景 张孙玄琦
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2015年9月第37卷 第5期地下水20157 中国煤层气开发利用现状及其前景张孙玄琦(西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室,陕西西安710069)[摘 要] 煤层气作为一种新型、高效、清洁、优质的能源,在工业、汽车燃料、民用燃气等方面都有一定的应用。我国煤层气开发利用尚处在起步阶段,煤层气的勘查工作不足、工业运输技术太低、矿产产权不明确等问题,都会影响到煤层气的发展,因此大力开展勘查工作,提高工业技术,明确矿产产权,加强开发监督等十分重要。煤层气的开发利用具有调节能源结构,保障煤矿安全和保护大气的广阔前景。[关键词] 煤层气;开发利用;现状;前景[中图分类号] 1 [文献标识码] B [文章编号] 1004 -1184(2015)05 -0254 -02煤层气,又称“煤矿瓦斯”,作为一种清洁高效的补充能源和化石能源新矿种,近十几年来受到很多国家研究重视和开发利用。我国明确提出加大煤层气的开发利用力度,一边从根本上解决煤矿安全问题,并且把煤层气当作第二煤炭资源进行开发,发展煤层气产业。根据国家发展和改革委员会发布的《煤层气(煤矿瓦斯) 开发利用“十二五”规划》文件[1],预期发展目标2015 年,煤矿瓦斯事故起数和死亡人数比2010 年下降40%以上;煤层气产量达到300亿中地面开发160 亿本全部利用,煤矿瓦斯抽取140亿用率60%以上;瓦斯发电机容量超过285万用超过320万户。同时,新增煤层气探明地质储量1万亿成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地。随着世界能源需求的增长,煤层气将会被更加重视,进一步发展原有的开发利用技术的同时,加强对新技术的研究,将更先进的技术运用到开采开发以及更高效的利用煤层气中来。1 我国煤层气资源根据国际能源机构( 计,全球煤层气资源量大约260万亿储量约占世界天然气总储量的30%以上[2]。我国煤层气资源储量丰富,位居世界第三(第一俄罗斯,第二加拿大)埋藏深度小于2 000 万亿常规天然气资源量相当,其中可采资源量10. 87 万要分布在四个煤层气聚集区华北聚气区( 56. 3%),西北聚气区(28. 1%) 及华南聚气区( 14. 3%),东北地区较少( 1. 3%)。其中华北聚气区煤层气资源量丰富,煤层气资源量最大,为20.07 ×1 012 全国总资源量的63. 82%;其次是西北聚气区,资源量为7.99 ×1 012 全国总资源量的25. 40%;华南聚气区资源量为3.06 ×1 012 占全国总量的9. 73%;东北聚气区资源量最少,仅为0.35 ×1 012 全国总量的1.11%。我国诸多煤层气盆地中,大于5 000亿于1万亿 :依次为鄂尔多斯、沁水、准格尔、滇黔贵、吐哈、二连、塔里木、海拉尔、伊利盆地[3 -4]。2 我国煤层气开发利用现状2.1 我国煤层气开发现状我国煤层气资源量丰富,在上个世纪50 年代开采煤矿的同时就开始利用部分煤层气,但没有大规模开发。直到近二十多年,我国煤层气开发有了初步的成果。我国煤层气开发大致可分三个阶段[5 -7]:第一阶段(20 世纪50 -70 年代末)抽采阶段,为减少煤矿瓦斯安全问题,这个时代煤层气大部分被排放到大气中,只有很少一部分被利用;第二阶段(20 世纪70 年代末—90 年代初)实验勘探阶段,此阶段是煤层气勘探开发实验初期和煤层气抽放利用阶段。我国先后在抚顺龙凤矿、阳泉矿、焦作中马村矿、湖南里王庙矿等矿区地面钻孔40 余个,并且进行了水力压裂试验和研究。同时,大量的煤层气井下抽放和利用项目进一步展开,至1993 年,井下抽放系统年抽放量达4 亿 分地区已开始将其用于工业和民用取暖第三阶段(20 世纪90 年代至今) 勘探开发阶段,这个阶段我国开始引进外国先进的勘探开发技术开展了煤层气实验勘探开发,取得了很大的突破。煤矿、地矿、石油和部分地方政府积极参与此项目,与外国公司合作。许多国外的公司也积极投资在中国进行煤层气勘探开发。据不完全统计,截止到 2005 年底,全国共施工地面煤层气井607 口,完成 7 个煤层气实验井和一个示范工程项目。2009 年11 月在山西沁水县建成我国第一座数字化、规模化452[收稿日期] 2015 09[作者简介] 张孙玄琦(1990 -),男,陕西商洛人,在读硕士研究生,主攻方向:油气地质与盆地构造分析。煤层气田示范工程,标志着我国煤层气开始进入大规模商业化运营阶段。2.2 我国煤层气应用现状我国煤层气利用率偏低,2011 年中国煤层气抽采量115 亿用量53亿下瓦斯抽采量92亿用量35亿已经在工业、民用等领域有了初步的应用[2,8 -9,13]。在工业应用方面。煤层气可作为一种清洁能源代替天然气、煤和焦炉煤气等作为工业锅炉和窑的燃料也能作为化工原料来生产碳黑、甲醇、合成氨和生产乙炔等化工产品,并且利用煤层气作为化工燃料具有投资小、成本低、占地少、无污染等优点。现在国内煤层气工业利用已在铁法煤层气陶瓷项目,阳泉煤层气氧化铝焙烧等项目中应用。煤层气的液化技术。煤层气的液化是近几年才开始研究的[12],主要解决偏远矿区煤层气运输问题。液化后的煤层气体积是原来的1/625,可以利用普通的交通工具运输。2009 年6月中国联盛在山西沁水投资建成日产能力达50万二期工程投产,日产量达100万为汽车燃料又是煤层气的一个用途[10]。汽车用压缩天然气的技术指标为甲烷浓度必须达到 90% ~ 100%,乙烷以上的烷烃含量不超过 6. 5%,煤层气浓缩后甲烷浓度达到95%以上,同时乙烷以上的烷烃含量极少,因此非常适合作为汽车用的压缩天然气。煤层气还可以与柴油混合制成混合燃料,共汽车使用。而在民用方面。我国煤层气民用量占煤层气总利用量的70%以上,2009 年民用煤层气用户超过 87 万户。还可以利用瓦斯发电[11]。煤层气发电采用的设备主要是燃气轮机和内燃机。我国煤层气发电机容量 92 万 煤层气发电比煤炭发电 西晋煤集团寺河煤层气发电厂是世界上最大的煤层气电厂,拥有 60 台发电机组,装机容量12 万 发电量月 8. 4 亿度,年利用煤矿瓦斯月1. 8 亿 存在的问题及对策3. 1 存在的问题在资源评价方面,大部分国家煤层气的测试和评价方面缺乏技术和经验,煤层气资源的精细资料非常缺乏。我国煤田地质构造复杂,煤层气赋存条件差,围岩透气性不好,煤层气藏渗透率低、吸附性强、开采煤层气的原始压力低等等一些问题,由于资金、科研投入不足,导致煤层气开发利用与治理等方面的研究工作创新进展很慢[3]。抽采难度大,利用率低。我国煤层气抽采率偏低,平均只有23%,而美国、澳大利亚等一些主要生产煤层气的国家抽采率均在 50%以上。我国煤层气赋存条件、地质构造复杂,煤层气抽采环境多变,而且抽采的技术工艺和设备还不够先进,因此抽采难度很大。我国煤层气资源利用率较低,2000 年我国煤层气利用率为57%,到2008 年已降至31%,而生产煤层气的发达国家基本上全部利用。除此之外我国煤层气运输通道不发达,工业技术不先进。我国煤层气开采一般就近利用,而美国则是将开采的煤层气经过压缩输入天然气管道向全国各地输气。煤层气发电技术不成熟,发电成本较高,发电上网难。目前,煤层气矿权尚未明确。煤炭矿权和煤层气权的审批权和监管分别在不同部门。按照理论上讲先采气再采煤,但实际上很难做到,从目前国家对能源迫切需求来讲,让停止煤矿生产来先采煤层气是不可行的。相关政策落实不到位,企业积极性不高。由于煤层气开发风险高,因此开发初期需要国家的支持,尤其需要优惠的经济政策支持。2006 年10 月,财政部出台了《关于煤层气勘探开发进口物资免征进口税收的有关规定》,2007 年 2 月,财政部、税务总局等出台了《关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知》,同年 4月财政部又出台了《关于煤层气(瓦斯)开发利用补贴的实施意见》等一系列政策。但这些政策并没有完全的得到落实,有些政策还需要进一步的完善。3. 2 对策当前煤层气勘探在我国如火如荼的进行着,到目前虽然有了很大的研究成果,但是还有很多地方,很多盆地没有更好的评价。因此,科研工作者需要进一步的探明煤层气分布、储量和可采储量等一些关键性数据,加大力度对煤层气资源做精细评价。立足科技创新和技术进步,增强勘探开发技术。加强煤层气开勘探发利用的基础理论研究和科技攻关,加强煤层气抽采利用的重大问题的科研,加大煤层气勘探开发关键技术、重点装备研发和推广的力度,推进煤层气开发利用示范工程的建设。我国低阶煤层气也很多,创新和完善低阶煤层气理论和技术,对我国的煤层气开采有很大帮助。积极参与国际合作交流,提高煤层气抽采技术。积极开展和参与对外合作交流,借鉴美国、加拿大、澳大利亚和俄罗斯等煤层气利用技术发展较快的国家,在开采方面的技术经验,引进国外资金和先进水平,结合我国自身的实际情况,提高煤层气的抽采利用技术。加大运输网络,提高工业技术。政府应该充分发挥宏观调控机制,加强煤层气管网等基础设施的建设,培养专业技术人才,攻克工业技术难关。加强煤层气开发管理监督。建立健全煤层气开发利用管理监督体系,明确政府各个有关部门的监督管理职责,完善相关法律法规及政策,制定严格的勘探开发煤层气标准。落实和完善优惠经济政策,加大扶持力度。国家支持煤层气发展政策体系基本形成,关进是要把这些政策落实到位。4 结语煤层气产业的发展,是一项一举 (下转第258页)552第37卷 第5期 地下水 2015年9月高。总体上看,长 2 储层组储层喉道半径较小,中值压力较高,喉道分选性差,喉道结构较差,为低渗储层的特征。表2 长2 储层组喉道特征参数统计表参数平均喉道半径μ度退出效率长2 1. 31 0. 28 2. 72 0. 42 2. 74 3. 57 1. 73 26. 52%长2 储层组储层不发育中喉以上的喉道,都为微细喉,其中细喉占 44. 60%,微喉占 55. 40%。从渗透率贡献值分布上看,对储层渗透能力起着决定作用的是细喉部分,主要半径分布在1. 6 ~ 6. 3 μm 的喉道对渗透率起着93. 65%的贡献,所以长2 储层为细喉型储层(见表2)。喉道的大小决定着储层渗透率的好坏,喉道特征参数主要是平均喉道半径和排驱压力,两者都与储层渗透率有着很好的相关性,总体上看,长2 储层组的孔喉配置为中孔细喉。3 结语( 1)本区长2 储层岩性主要由长石砂岩,少量的岩屑长石砂岩组成,长2 储层孔隙度平均值为13. 5%,渗透率平均值为4. 42 × 10- 3μ透率数值分布比较分散,从总体上看长2 储层物性较差,属中低孔、低渗储层。( 2)储层孔隙结构主要有原生粒间孔,溶蚀孔隙,溶蚀孔隙主要为长石熔孔和岩屑熔孔,另有少量的晶间孔和微裂隙,本区喉道的大小影响着储层渗透率的好坏,尤其是分布在1. 6 ~ 6. 3 μm 的喉道,因此在油田注水开发中,要注意防止对储层1. 6 ~ 6. 3 μm 区间的喉道污染。参考文献[1]裘亦楠,薛叔浩.《油气储层评价技术》[M],石油工业出版社.1997 年.[2]王允诚. 储层地质学[M]. 地质出版社. 1999.[3]桂阿娟. 青平川油田禹居区长 2 储层测井研究[D]. 西安科技大学. 2013.[4]张军连,刘伟才,程锐,等. 青平川油田十甲区块长 6 储层孔隙结构特征研究[J]. 辽宁化工. 2013,8: 029.[5]陈新花. 青平川油田长2 储层特征研究[J]. 辽宁化工. 2014,12: 020.[6]李杰,王凤琴,冷丹凤. 鄂尔多斯盆地青平川油田长4 + 5 储层特征与储层发育影响因素分析[J]. 天然气勘探与开发. 2010( 1) : 7 - 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