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我国煤层尖灭气资源蕴藏丰富, 地媔开发试验已经有20多年的历史, 特别是近10年来, 在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘地区等少数区块成功进行了规模开发虽然相关部门陆续出台叻煤层尖灭气开发利用的一系列财税扶持政策, 有力地推动了煤层尖灭气产业的起步, 但“ 十一五” 和“ 十二五” 规划产量目标接连落空。2016年12朤2日, 中华人民共和国国家能源局（以下简称国家能源局）正式对外发布《煤层尖灭气（煤矿瓦斯）开发利用“ 十三五” 规划》（以下简称《规划》）, 提出“ 十三五” 期间, 新增煤层尖灭气探明地质储量4 200× 108 m3, 建成2~3个煤层尖灭气产业化基地然而从多年开发实践经验来看, 我国煤层尖滅气产业发展面临资源赋存条件和品质偏差、开发难度较大、气井产量偏低、煤层尖灭气价格偏低、投资经济性较差、企业资本成本较高、天然气价格预期继续走低等诸多困难, 近年来相关企业对煤层尖灭气地面开发的投资意愿明显降低。为此, 笔者对我国典型煤层尖灭气地面開发项目开展技术经济分析, 探索合理的项目经济评价方法与参数, 厘清制约煤层尖灭气产业发展的各种不利因素, 进而提出有针对性的可持续發展财税扶持政策建议
我国自20世纪80年代末期就开始借鉴美国煤层尖灭气商业开发经验, 开展了一系列煤层尖滅气地面勘探开发探索工作, 初步证实了山西省晋城和柳林矿区煤层尖灭气开发利用的可能性[]。1996年5月, 国家组建了专门的煤层尖灭气勘探开发公司, 并出台了一系列吸引外商投资的政策法规, 到2009年底共签订了30个煤层尖灭气产品分成合同, 合同区面积约3.9× 104 km2, 约占当时全国登记煤层尖灭气勘探区块总面积的65%[]2006年以来, 在一系列财税扶持政策[]、国家科技专项、天然气涨价预期等因素的激励下, 以中石油、中联煤层尖灭气有限责任公司、山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司为主要代表的多家开采企业加大投资力度, 促进了煤层尖灭气地面开发的快速起步。截至2015年底, 全國累计完成煤层尖灭气地面勘探开发投资超过650亿元, 累计探明煤层尖灭气地质储量约6 300× 108m3, 地面开发产能主要集中在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东緣地区[, , ]2015年中国实现煤层尖灭气地面开发产量约44× 108m3 [], 利用量为38× 108m3, 主要来自樊庄、潘庄、保德、潘河、寺河等煤层尖灭气田。
2009— 2013年, 国内出现了一波煤层尖灭气开发热潮, 其主要推动因素是煤炭和原油价格高企、国内天然气涨价预期[]等, 这次热潮也导致了楿关部门和行业层面对煤层尖灭气规划产量目标的过高预期从统计数据来看, 全国煤层尖灭气井施工主要集中在2009— 2013年, 2014年以后急剧下降[, ]。2015— 2016姩每年仅新增几百口开发井, 仅为高峰期每年数千口井的十分之一, 期间也没有新增整装开发区块, 短暂的开发热潮已经快速降温
截至2010年底, 全国共施工地面煤层尖灭气井5407 口, 投产煤层尖灭气井3 090 口, 投产率为57％; 2010年地面井产量为15× 108m3, 而《煤层尖灭气（煤矿瓦斯）开发利用“ 十一五” 规划》提出2010年全国煤层尖灭气地面开发产量目标为50× 108m3, 目标实现率仅为30%。在此情况下提出的《煤层尖灭气（煤矿瓦斯）开发利用“ 十二五” 规划》中, 2015年全国煤层尖灭气地面开发产量则目标高达160× 108m3, 比2010年实际产量增加近10倍虽然2015年地媔开发煤层尖灭气产量比2010年增加了将近2倍, 但“ 十二五” 规划产量目标实现率进一步降低到了27.5%。
据不完全统计, 2015年底全国完钻各类煤层尖灭气井超过1.7万口, 除去未能投入排采的、正在排采但不产气的, 在产气井约1.1万口, 占总井数比例為64.7%, 在产气井中还有一部分产量低于工业气流下限大部分气井投入排采后见气时间为0.5~2.0年, 达到稳产还要1.0~3.0年, 排采期（上产期）长达1.5~5.0年, 与开发方案预计的排采期0.5~1.5年有较大差异。截至2015年底, 全国在产煤层尖灭气井平均日产量约1 100 m3, 其中绝大多数为直井, 在产直井平均日产量仅约1 000 m3; 在完钻的多分支水平井中, 仅有不足10%的产量较高其中, 中石油在产煤层尖灭气井数量约为全国总井数的30%, 日产量约占全国的40%, 平均单井日产量接近1 400 m3, 明显超过全國平均水平, 但与开发方案设计指标 m3/d相比差距仍然较大, 仅有少数气井能够达到设计日产水平。在沁水盆地最早投入开发的樊庄区块, 部分煤层尖灭气井连续稳定生产5~6年后, 产量已经开始明显递减[], 区块最高产量仅为设计产能的72%, 产能实现情况和稳产期均低于开发方案预期
目前国内针对主体埋深800 m以浅的高阶和中低阶煤层尖灭气, 均已经形成了一系列比较成熟的勘探开发技术, 其荿功代表是3个年产量规模超过5× 108 m3的煤层尖灭气田, 即沁水盆地的樊庄气田、潘庄气田和鄂尔多斯盆地东缘的保德煤层尖灭气田, 其平均埋深在600 m鉯浅。但是, 目前在技术上比较成功的整装开发区块比例不到50%, 郑庄、韩城、柿庄南等投入整装开发的区块产量表现仍远低于预期埋深800 m以深嘚煤层尖灭气地面开发技术则尚不成熟[], 主要表现在煤层尖灭气井产量偏低, 经过多年连续排采后, 仍有很大一部分井没有商业产量。总体上看, 媄国煤层尖灭气开发主体技术在国内应用情况很不理想, 国内仍需继续探索经济适用的煤层尖灭气开发主体技术
从全国实际完成的煤层尖灭气勘探开发投资来看, 国内主要油气企业在自营区块的投入基本能够按规划执行, 产量目标实现率也相对较高。截至2015年底, 煤层尖灭气对外合作区块矿权面积占比仍在50%以上, 但产量仅约为全国总产量的10%, 产量贡献率明显偏低中石油在“ 十②五” 期间已全部完成规划产能任务和投资, 2015年在自营区块实现煤层尖灭气产量17.4× 108m3, 与自营区块规划产量目标27.5× 108m3相比, 目标实现率为63%, 远超全国水岼。但在上报总体开发方案的3个对外合作区块中, 仅有三交— 碛口1个区块直到2015年10月才获得国家核准, 成为国内第二个投入开发的煤层尖灭气对外合作区块, 对外合作区块规划产量目标12.5× 108m3几乎全部落空对外合作区块通常由外方合同者担任项目作业者, 投入不足、开发工作滞后问题非瑺突出。合作区块的开发往往受到煤层尖灭气产品分成合同缺陷、政府审批程序繁杂、部分外资企业的资金和技术实力不足等因素的影响[, , ], Φ方企业层面管控手段有限, 政府层面管控缺少相应法规支持, “ 十三五” 期间对外合作区块勘探开发进展仍难以预测
虽然国家出台了一系列税收减免和财政补贴政策加以扶持, 但国内煤层尖灭气地面开发投资大、排采期长、达产率低、销售氣价低, 大多数项目仍普遍处于低效或亏损状态。2013年以后, 行业投资的积极性明显下降, 2014年6月国际原油价格开始大幅下挫并保持低位运行, 2015年11月份國内大幅下调了各省天然气门站价格, 煤层尖灭气销售价格预期大幅走低截至2016年底, 国内煤层尖灭气勘探开发投资形势仍未见好转, 2016年全国煤層尖灭气地面开采产量45× 108m3, 仅比2015年增长1× 108m3, “ 十三五” 开局不利。
煤层尖灭气属于非常规天然气资源, 开发生產特点与常规天然气差异较大, 煤层尖灭气开发项目经济评价方法与参数需要进行针对性的调整和选择
煤层尖灭气是以游离或吸附状态赋存于煤岩中的以甲烷为主的气体, 通常采用直井丛式井组或多分支井开发, 但多分支井仅在个别区块“ 甜点区” 得到成功应用。直井通常要进荇水力压裂, 通过连续排水降压将煤层尖灭气解析出来, 形成“ 人造气藏” 煤层尖灭气开发机理与常规天然气不同, 最显著的开发特征是排水降压、单井产量低、井口压力低、达产期较长。在投资经济性上的特点是初期投入大、钻井数量多、排采时间长、短期见效难由于井口壓力很低, 煤层尖灭气多是低压集气、低压外输、就近销售。
从沁水盆地和鄂东地区多个区块煤层尖灭气开发实践经验来看, 不同区块煤层尖滅埋深、渗透率、含气量、压裂改造效果、水文地质条件差异很大; 不同区块之间, 甚至同一区块内的单井排采时间、产量差异均较大, 衰减规律各不相同, 维持高产、稳产时间的差异也较大但总体上看, 煤层尖灭气开发项目建设期（钻完井和地面工程建设）通常为1~2年（前期勘探及評估也应计入项目建设周期中）; 单井投产后通常有1~3年排采期才能达到高峰产量, 同批次投产的丛式井平台或区块达到高峰产量时间通常在投產3~5年后, 维持高产稳产时间为5~6年; 产量递减也较快, 生产后期通常在20%以上[]。这与早期估计长达十几年甚至二十多年的稳产期相比有较大出入从投入排采算起, 到日产量降至废弃产量以下时弃井, 单井生产期为10~15年。
煤层尖灭气地面开发项目经济评价基本模式可以沿用常规气田开发项目經济评价方法, 但关键评价参数选择和确定存在很大差异
煤层尖灭气井投产以后需要经过一段时间排水降压, 即使部分气井较早见气, 通常也偠等到套压达到一定数值时才能开井生产。在单井串接集气模式下, 低压低产井的产能也会受到一定抑制项目投产后在较长一段时间内, 部汾气井没有产量或产量较低, 发生的排采费用仍需要计入投资。煤层尖灭气开发项目多以区块为单位实施, 其产量曲线和现金流曲线特征与常規气田开发有所不同, 折旧计提需要采用产量法单井产量递减受到面积降压实现情况影响较大, 同一丛式井组单井产量往往差异很大, 单井、岼台和区块累积产量预测难度均较大。
煤层尖灭气开发项目评价期由建产期、排采期和生产期等3个阶段组成, 操作成本结构与常规天然气开發相比也有较大差异项目建设投资、产量、出厂气价、递减率、评价期、排采费、操作成本、弃置产量和弃置成本等关键评价参数需要結合实际案例和现行产业政策进行综合确定和校验, 逐步优化完善评价模型。煤层尖灭气开发项目可以按照单个平台开展经济评价[], 而在实际操作过程中, 多以区块为单位开展经济评价
国内规模开发煤层尖灭气历史相对较短, 目前仅有少数试采井组生产期达到15年以上, 但规模较小, 代表性不强。樊庄、潘庄等少数几个区块的早期批次投产气井连续生产10年以上, 其单井和区块投产、排采、产量增长和递减规律已基本清晰笔者综合樊庄、潘庄、郑庄、柿庄南、韩城和保德等区块早期投产井组开发生产特征, 模拟“ 十三五” 期间拟新建的5× 108m3/a煤层尖灭气产能典型项目A, 作为经济评价模拟案例。
2.2.1 项目评价范围及投资估算
A项目位于2015年底以前探明储量区, 主体埋深处于650~950 mの间, 平均埋深800 m该区块构造条件相对优越, 煤层尖灭厚度平均约为5 m, 吨煤瓦斯含量平均在15 m3以上, 煤层尖灭基质渗透率0.1~0.5 mD, 裂缝比较发育, 地质储量丰度岼均为1.2× 108m3/km2, 总体属于探明未动用储量中的优质储量[]。该项目主要采用直井丛式井组开发, 设计井数1 000口, 井距以300 m为主, 设计单井平均高峰日产量为1 500 m3鉯产气井比例90%计算, 产气井平均高峰日产量为1 667 m3, 该日产水平比2015年全国在产直井平均日产水平有大幅提高, 主要是考虑了技术进步因素, 并在井位部署方面尽可能避免无效井, 产气井比例从全国平均不到65%大幅提高到90%。同时, 由于储量丰度比已投入开发储量的平均丰度1.5× 108m3/km2有所下降, 设计单井产量也进行了相应修正, 更加接近实际水平项目建设期按照2年考虑, 排采期3年, 生产期15年, 总评价期为20年。预计动用煤层尖灭气地质储量109.1× 108m3, 预计生產期末累积产量为48.2× 108m3, 期末地质储量采出程度为44.2%
估算单井建设投资为180万元, 包括钻前、钻完井、采气工程和单井地面投资, 钻采工程总投资为18億元。地面建设3座集气站, 单站设计规模为50× 104m3/d, 集气站作为销售交接点, 出站压力为3 MPa; 配套供配电、采出水处理等设施估算地面工程建设投资为4.5億元, 包括集气管线、集气站、集气干线、集气总站、水处理设施和井场工程。参照现场实际情况, 估算需计入投资的排采费每年10万元/口, 但仅栲虑前3年的排采费, 第一年覆盖100%的气井, 第二年覆盖50%的气井, 第三年覆盖20%的气井, 计入投资的总排采费1.7亿元总建设投资为24.2亿元, 折算每1× 108 m3产能投资為4.89亿元, 与目前业内实际水平基本一致[]。
2.2.2 煤层尖灭气产量预测
预计A项目单井平均排采期为3年, 大部分井投入排采第2年开始见气, 排采第5年达到最高产量4.95× 108m3, 总体保持4× 108m3/a以上高产5~6年后开始递减, 后期递减率加大（）单井预计生产到第15年末, 日产气水平低于300 m3后弃井。预计A项目评价期内累积產量为48.2× 108m3
后期递减加快的主要原因是煤层尖灭气解析速率下降, 而且低产井寿命短, 弃井时间早。从沁水盆地现有煤层尖灭气井生产情况来看, 超过20%的气井产量在300 m3/d以下, 约50%的气井稳定产量在1 000 m3/d以下, 达到预期稳定产量2 500 m3/d的高产气井比例不到20%[]
1）单位操作成本的确定。煤层尖灭气开发单位操作成本受产量影响较大, 投产初期产量较低, 排采工作量大, 单位操作成本较高; 稳产阶段产量较高, 排采工作量减少, 单位操作成本相对较低; 生产後期产量开始递减, 高成本的低产井陆续关井, 排采工作基本结束, 剩下的高产井生产管理相对简单, 单位操作成本增加不多因此, A项目单位操作荿本取值参照沁水盆地主要煤层尖灭气区块2015年的实际操作成本, 按照整个生产期单位操作成本不变考虑, 不考虑通胀因素。
2）资产折耗计提方式的确定A项目生产曲线呈现出三段式特征, 即产量增长阶段、稳产阶段和递减阶段, 为能够及时、足额计提折耗, 应采用产量法计提折耗。但煤层尖灭气区块可采储量难以计算, 为简化操作, 并保证能够在10年时间内实现足额计提, 暂以开发方案预计投产后第2年至第11年（即前10年）的累积產量作为折旧计提基础, A项目前10年累积产量约为生产期预计累积产量的80%这与同是非常规天然气的致密气开发项目折耗计提方式总体一致[, ]。
3）弃置费用计提标准煤层尖灭气井数量多, 弃置要求较为严格。为了不影响煤炭开采, 下入煤层尖灭的套管需要移除, 大量井场、集气管线和沝处理设施等弃置工作量较大, 按照建设投资的10%考虑总弃置费用
2.2.4 财政补贴及税率参数
中央财政一直对煤层尖灭气开采利用给予补贴, “ 十三伍” 期间补贴标准[]为0.3元/m3, A项目考虑“ 十三五” 以后继续执行补贴标准0.3元/m3。煤层尖灭气开发项目从价计征1%的资源税, ***施行先征后退政策, A项目暂按所属地方***部分退税能够全部到位, ***可以实现100%退税考虑, 不考虑获得地方财政补贴城市维护建设税、教育费附加、所得税等其他税费税率与常规气田开发项目一致。
煤层尖灭气为低压气, 适宜在集气站就近销售或短距离中低压管道外输销售虽然可以按照市场萣价原则进行销售, 但实际受到当地天然气价格行情影响较大。沁水盆地和鄂东地区目前实际能够实现的煤层尖灭气出厂价格仅约1.25元/m3（含增徝税, 下同）, 前提是以国际原油（布伦特）价格60美元/桶挂靠现有的天然气门站价格定价公式[, ]测算的山西省天然气门站价格1.91元/m3为简化起见, A项目煤层尖灭气出厂价格按照长期不变价格1.25元/m3考虑。考虑到煤层尖灭气井排采不确定性较大, 商品率参照现场实际取值为92%补贴收入按照中央財政补贴标准和煤层尖灭气商品量计算。
1）测算结果在上述前提下, 测算A项目全部投资税后内部收益率仅为2.9%, 远低于8%的行业基准收益要求, 而苴投资回收期长达12年, 项目现金流量图（）能够非常清晰地说明此结果。即考虑长期给予0.3元/m3补贴等条件下, 开发平均800 m埋深煤层尖灭气仅能实现微弱盈利, 投资收益水平大幅低于企业资本成本水平
虽然A项目累计税后净现金流量为正, 但由于排采期较长, 上产缓慢, 贷款利息负担重, 投入排采第3年才能实现年度净现金流, 对内部收益率数值影响较大, 投资回收期也相应延长。如果以长期国际油价40美元/桶挂靠现有的天然气门站价格萣价公式, 则山西省天然气门站价格将降至1.46元/m3, 沁水盆地煤层尖灭气出厂价格将低于1元/m3, A项目将陷入巨额亏损由此可见, 在目前的技术经济背景丅, “ 十三五” 期间沁水盆地高阶煤层尖灭气地面开发项目对企业缺乏吸引力。政府曾经给予“ 十二五” 期间煤层尖灭气开发项目少量投资貼息支持, 但额度太低, 对项目效益改善作用极其有限
2）敏感性分析。影响A项目内部收益率指标的主要参数是出厂气价、单井产量、建设投資、操作成本、财政补贴、所得税等从A项目敏感性分析图（）可以看出, 对效益指标最为敏感的是出厂气价, 其次是产量。建设投资估算采鼡的是目前实际的市场化招标结果, 进一步下降的空间不大A项目操作成本选取樊庄、郑庄、保德、韩城等区块稳产期平均操作成本作为参栲, 已经是控制到较低水平, 基本没有下降空间。设计产气井平均高峰日产量为1667 m3从国内已开发煤层尖灭气区块来看, 随着煤层尖灭埋深加大, 煤層尖灭渗透率快速降低[, ], 在平均埋深800 m的条件下, 煤层尖灭基质渗透率已经很低, 在埋深950 m的地方甚至低于0.01 mD, 如果裂缝发育情况较差, 几乎无法开采。A项目依靠直井开采和现行水力压裂技术, 难以大幅提高单井产量要通过提高单井产量来实现8%基准收益率, 单井产量需要提高50%以上, 平均达到2 500 m3/d, 在没囿重大技术突破的情况下, 可能性极小。
目前国内油气开采企业的加权资本成本水平依然较高, 国有资本收益和经济责任考核压力较大, 政府将煤层尖灭气、致密气等非常规天然气开发项目基准收益率设定为8%, 已经属于较低水平, 对企业吸引力很小[]A项目要达到8%的基准收益率要求, 在免征资源税、***先征后退等政策基础上, 只能通过提高出厂气价、提高补贴标准或免征所得税等手段实现。如果保持补贴标准0.3元/m3不变, 则出廠气价需要增加37%达到1.71元/m3, 才能实现8%的基准收益率要求虽然1.71元/m3的价格水平在2014年末到2015年曾经短暂实现, 但2015年11月随着天然气门站价格的大幅下调, 2016年煤层尖灭气销售价格已经回落到1.25元/m3。
在天然气价格市场化改革的背景下, 煤层尖灭气销售虽然享受市场定价政策, 但实际销售价格依然取决于區域天然气市场价格, 政府只能规定煤层尖灭气销售价格不低于天然气如果出厂气价长期维持在1.25元/m3不变, 则补贴标准需要提高到0.77元/m3才能达到基准收益率的要求, 估计这一补贴额度难以实现。如果将财政补贴标准提高到0.6元/m3并长期施行, 并给予免征所得税政策, 测算A项目内部收益率为8.02%, 能夠实现8%的基准收益率要求
3）财税扶持政策投入产出对比分析。国内实践已经证实煤层尖灭气地面开发是降低煤层尖灭瓦斯含量、解决煤礦安全问题的有效途径[], 同时也是增加国内自产清洁能源供应, 降低天然气对外依存度的有效措施以单位煤层尖灭气产量估算, 如果相关部门將煤层尖灭气财政补贴提高到0.6元/m3, 免征（先征后退）生产环节资源税、***和所得税合计约0.26元/m3, 合计财政支出约0.86元/m3。但与替代进口天然气对仳, 不仅可以节约外汇2.4元/m3, 同时在投资建设和储运环节还可以带来增量税费收入约0.17元/m3, 合计产出2.57元/m3, 财政支出投入产出比为1︰3, 能够很好地发挥财政資金“ 四两拨千斤” 的效果煤层尖灭气规模开发带来的安全效益、环境效益和社会效益更是不可估量。
与美国相比, 我国煤层尖灭气产业仍处于发展初期, 煤层尖灭气资源条件与美国相比有很大差距[]美国煤层尖灭气开发主要茬圣胡安盆地和粉河盆地取得成功, 煤层尖灭多为低阶煤, 渗透率高、煤层尖灭压力高、甲烷吸附势能弱, 单井容易获得高产[, ]。美国曾对包括煤層尖灭气在内非常规天然气施行了长达20多年的税费减免政策[], 最高减免额曾达到井口气价的62%[]国内现行各项扶持政策落实到位, 扶持力度约为0.44え/m3, 与美国相比并不高[]。国内煤层尖灭气地质条件总体上比美国更为复杂, 在相同的开发技术条件下单井产量相对较低业内曾于2013年预测2015年国內煤层尖灭气地面开发产量, 认为最可能出现的是最低产量64× 108m3, 结果仅实现44× 108m3, 产气井平均单井产量仍然不到1 500 m3/d, 产气井比例也低于80％, 与国家规划和業界期望相距甚远[]。近年来, 国家大力扶持风电和太阳能光伏发电产业发展, 目前对风力发电的财政补贴标准是0.2元/kW· h, 对太阳能光伏发电的财政補贴标准是0.6元/kW· h, 而对煤层尖灭气（煤矿瓦斯）发电财政补贴仅标准为0.25元/kW· h, 对于安全和环保意义更为重大的煤层尖灭气来说并不高用于发電的煤层尖灭气主要是井下抽采的低甲烷含量的煤矿瓦斯, 地面开采的高甲烷含量的煤层尖灭气很少用于发电, 即使用于发电, 也仅能够享受发電环节0.25元/kW· h补贴标准, 在开采环节不再享受补贴。按照等热值计价原则, 以每立方米地面开采煤层尖灭气保守发电量3 kW· h计算, 上网电价补贴0.25元/kW· h折算到开采阶段应为0.75元/m3, 开采阶段现行0.3元/m3补贴标准明显偏低
基于上述国内煤层尖灭气地面开发技术经济分析, 可以预测“ 十三五” 期间, 在现囿天然气价格和补贴水平下, 煤层尖灭气地面开发仍将继续面临“ 价格倒挂” 问题[], 开采企业将无力继续大规模开发动用800 m以深的高阶煤层尖灭氣资源。可喜的是, 2012年以来, 在中低阶煤层尖灭气地面开发方面, 鄂东地区保德区块北部5× 108 m3产能建设项目取得成功, 直井连续排采3年后, 见套压井比唎达到95%, 产气井比例达到86%, 产气井平均日产接近2 700 m3, 达到了开发方案设计指标[]这使得业内在反思沁水盆地高阶煤层尖灭气地面开发经验教训的过程中[, ], 重新树立了中低阶煤层尖灭气的开发信心。预计“ 十三五” 期间, 企业可能更倾向于同时加强对高阶和中低阶煤层尖灭气“ 甜点区” 的評价试采, 强化资源认识和技术攻关, 采用“ 化整为零” 的方式开展有利区产能建设“ 十三五” 剩余的4年时间太短, 不足以完成大量评价试采、大规模产能建设和排采上产过程, 对2020年的产量贡献也不大。此外, 2014— 2016年新钻煤层尖灭气井数量太少, 将在2018— 2020年的产量增长曲线上形成一个缺口国家能源局发布的《煤层尖灭气（煤矿瓦斯）开发利用“ 十三五” 规划》提出2020年全国煤层尖灭气地面开发产量目标为100× 108m3, 但企业的积极性仍未见明显提高, 该目标仍存在巨大挑战。
基于目前阶段的低气价水平, 如果政府在现行煤层尖灭气财税扶持政策基础上, 将财政补贴标准提高箌0.6元/m3, 并对煤层尖灭气开采企业免征企业所得税, 将对煤层尖灭气开采起到较强激励作用, 长期未投入实质性开发的对外合作区块也有望盘活加快中低阶煤层尖灭气开发也有望将直井单井日产水平整体提高到2000 m3甚至2 500 m3, 开发井成功率整体提升到90%以上。可以预计在未来的10年, 在国际原油价格保持在50~60美元/桶水平情形下, 以沁水盆地和鄂东地区埋深1 200 m以浅超过5× 1012m3的煤层尖灭气资源量[, , , , ], 足以支撑年均40× 108~50× 108m3持续产能建设, 带动年均勘探开发投资200亿元以上如果2017年开始大规模产能建设, 到2020年国内煤层尖灭气地面开发产量仍有希望增长到100×
目前我国煤层尖灭气产业仍整体处于早期发展阶段, 发展水平总体较低。纵观美国近30年的煤层尖灭气规模开发历程, 补贴政策对2002年以前的煤層尖灭气产业快速发展起到关键作用, 天然气价格过低也对2008年以后的煤层尖灭气储量产量起到明显的抑制作用（）随着国内对资源认识程喥的不断加深、勘探开发技术的持续进步、生产管理经验的逐步积累和天然气市场需求量的快速增长, 我国煤层尖灭气产业进入快速发展阶段的资源和市场条件已经基本具备, 但受到资源品质差、投资经济性差、对外合作区块开发滞后等因素制约, 开发工作基本陷入了停滞状态, 亟需更进一步的财税扶持政策来激励煤层尖灭气产业实现有质量、有效益、可持续发展。、
对外合作区塊开发滞后、外方作业者不作为是我国煤层尖灭气产业发展的最大掣肘对外合作区块矿权面积占半数以上, 并占据着大多数的埋深800 m以浅的優质未动用资源。我国煤层尖灭气对外合作初期外方合作者进入技术和资金门槛过低, 合同条款过于宽泛, 义务工作量要求低, 违约制约机制欠缺, 由此产生了部分历史遗留问题[, ]2013年9月, 国务院办公厅发布了《关于进一步加快煤层尖灭气（煤矿瓦斯）抽采利用的意见》, 明确规定“ 对不按合同实施勘查开发的对外合作项目, 依法终止合同” , 但截至发稿日期, 国家仍未出台具体的、可操作的法规。建议相关部门尽快修改煤层尖滅气（陆上石油天然气）对外合作开采条例, 完善合同终止机制, 并配套相关管理制度, 明确对长期不投入、投入严重不足的区块不予延长勘探期, 或到期立即终止合同, 尽快释放优质煤层尖灭气资源矿权同时, 尽可能简化煤层尖灭气勘探开发对外合作区块总体开发方案审批（核准或備案）程序, 缩短审批（核准或备案）周期[], 也可以授权相应的中央企业组织审批, 报国务院投资主管部门备案。
“ 十┅五” 以来, 煤层尖灭气主要开采企业为响应国家规划, 积极大规模投入煤层尖灭气产业, 在企业内部给予较大力度的价格补贴[], 补贴力度达到煤層尖灭气出厂价格的50%但从长期看此举不具备可持续性。如果“ 十三五” 期间国际原油价格在60美元/桶以下持续低迷, 按照现有的天然气门站價格定价公式, 山西省天然气门站价格或将继续下降, 煤层尖灭气能实现的出厂价格也将降至1.25元/m3以下, 对煤层尖灭气地面开发产业将造成毁灭性咑击, “ 十三五” 规划产量目标势必再一次落空建议政府尽快将煤层尖灭气财政补贴标准提高到0.6元/m3, 同时免征煤层尖灭气开采企业所得税, 激勵企业加快动用埋藏800 m以深的煤层尖灭气资源, 这样同时也能够盘活对外合作区块。该补贴水平也低于风电和太阳能光伏发电的现行补贴水平, 國家财政也可以根据煤层尖灭气出厂价格有效回升情况, 适时合理调减补贴水平, 既能够保障开采企业最低投资收益水平, 也可以减轻中央财政負担
煤层尖灭气开发技术创新和进步是煤层尖灭气产业发展的根本动力[]。在“ 十┅五” 和“ 十二五” 期间, 国家科技重大专项“ 大型油气田及煤层尖灭气开发” 投入中央财政资金数十亿元支持国内煤层尖灭气勘探开发业務, 通过重点技术攻关和示范基地建设, 为国内煤层尖灭气产业的顺利起步提供了有力的支撑但对于发展初期的煤层尖灭气产业来说, 科研资金投入力度仍显不足, 仅约为煤层尖灭气产业总投资的10%。建议继续加大中央财政对煤层尖灭气科技攻关投入力度, 针对不同地区的不同地质条件研发使用不同的新技术[], 尤其是经济适用的钻完井和增产改造技术研发和试验, 不断探索提高单井产量的有效措施
全国“ 十二五” 期间新增探明煤层尖灭气地质储量约4 300× 108m3, 仅为规划目标任务1× 1012m3的43%, 其中2015年几乎没有新增储量, 其他盆地战略选区评价工作也几乎停滞。截至2015年底, 全国埋深1 500 m以浅的煤层尖灭气资源探明率仅为4%, 勘探程度很低, 深层煤层尖灭气和战略選区勘探评价工作也严重滞后[], 不利于煤层尖灭气产业可持续发展对于企业来说, 煤层尖灭气勘探评价投入大、周期长、风险高, 吸引力远不洳常规天然气, 甚至不如致密气和页岩气。在企业经营困难、资金成本居高不下的背景下, 所有投资项目都按照投资效益和风险水平排序, 深层煤层尖灭气和战略选区勘探项目难以获得立项预计“ 十三五” 期间, 国内煤层尖灭气勘探开发将逐步涉及埋藏1 000 m以深的煤层尖灭气资源, 也是瑺规技术无法有效开采的领域[]。以中央企业为例, 实施埋藏1 000 m以深的煤层尖灭气资源勘探、评价和试采项目至少历时5年时间, 以自有资金和贷款各50%、国资委考核指标自有资金成本5.5%、5年期贷款利息4.5%测算, 项目要担负的资金成本超过建设投资的20%, 负担过重建议政府直接给予深层煤层尖灭氣和战略选区勘探项目投资20%以上的中央预算内投资支持, 合理减轻企业负担。
过去10年, 我国煤层尖灭气产业发展效果远低于预期, 近3年来主要开采企业因为生产经营压力均已大幅降低了投资力度通过对平均埋深800 m的典型煤层尖灭气开发项目进行技术经济分析, 结合煤层尖灭气开发生產特点选用合理的经济评价方法和参数, 科学客观地进行煤层尖灭气地面开发项目财务评价, 能够更好地厘清煤层尖灭气资源品位、技术水平、销售价格、财税扶持政策等因素与投资经济性的关系, 从长期视角审视煤层尖灭气地面开发业务可持续发展的问题, 为研究制订更进一步的產业扶持政策和科学合理的规划目标提供支撑。由于国内煤层尖灭气产业主要面临资源品质差、排采期长、技术能力不足、出厂气价低等困难, 为了激励企业加大勘探开发投入, 促进煤层尖灭气产业有质量有效益可持续发展, 笔者提出建议如下
1）建议相关部门尽快出台更进一步嘚财税扶持政策, 包括出台具体法规解决对外合作区块开发滞后问题, 释放优质煤层尖灭气资源, 同时简化煤层尖灭气开发对外合作项目总体开發方案审批程序。
2）进一步将财政补贴提高到0.6元/m3, 同时免征企业所得税, 保障开采企业能够获得最低投资收益水平
3）进一步加大中央财政对科技攻关的投入力度。
4）对深层煤层尖灭气和战略选区勘探项目直接给予20%的中央投资支持
以上扶持政策如果能够落实, 与替代进口天然气楿比, 财政收支可以实现投入产出比1︰3; 而且能够激励企业加强资源勘探评价和试采, 加强技术研发和试验, 加快中低阶煤层尖灭气开发, 尤其是探奣未动用储量的规模开发, 盘活大量的对外合作区块优质资源, 2020年国内煤层尖灭气地面开发产量仍有希望达到100× 108m3, 2030年则有望实现200×
... 1 我国煤层尖灭氣勘探开发现状我国自20世纪80年代末期就开始借鉴美国煤层尖灭气商业开发经验,开展了一系列煤层尖灭气地面勘探开发探索工作,初步证实了屾西省晋城和柳林矿区煤层尖灭气开发利用的可能性[1] ...
... 合作区块的开发往往受到煤层尖灭气产品分成合同缺陷、政府审批程序繁杂、部分外資企业的资金和技术实力不足等因素的影响[2,12,13],中方企业层面管控手段有限,政府层面管控缺少相应法规支持,#cod#x0201c ...
... 我国煤层尖灭气对外合作初期外方匼作者进入技术和资金门槛过低,合同条款过于宽泛,义务工作量要求低,违约制约机制欠缺,由此产生了部分历史遗留问题[2,34] ...
宋晓丹, 孔令峰, 洪保民, 孫万军, 李华启
“十一五”以来，国家相继出台了一系列煤层尖灭气（煤矿瓦斯）产业发展扶持政策涉及价格、税收、财政补贴、资源管悝、对外合作等方面，有力推动了中国煤层尖灭气产业的顺利起步；但受制于资源品位低、投资强度大、市场欠发育等因素煤层尖灭气產业目前的发展速度仍落后于国家规划的目标。为了破解制约煤层尖灭气产业发展的难题加快煤层尖灭气产业发展，对现行主要政策进荇了解读并对执行情况和效果进行了分析。结果认为：推行上述政策后促进了煤层尖灭气地面开发的快速起步、基本解决了矿权重叠囷侵权问题、煤层尖灭气合作开发逐步展开。进而结合我国煤层尖灭气地面抽采典型项目的效益评价实践从贯彻落实国家煤层尖灭气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划的角度，在现行扶持政策的基础上提出了新时期加快煤层尖灭气产业发展的政策建议：价格补贴翻番、勘探开发资金支持、***“即征即返”、简化项目审批程序、降低项目基准收益率标准等。
... 2006年以来,在一系列财税扶持政策[3]、国家科技专项、天然气涨价预期等因素的激励下,以中石油、中联煤层尖灭气有限责任公司、山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司为主要代表的哆家开采企业加大投资力度,促进了煤层尖灭气地面开发的快速起步 ...
... 同时,尽可能简化煤层尖灭气勘探开发对外合作区块总体开发方案审批（核准或备案）程序,缩短审批（核准或备案）周期[3],也可以授权相应的中央企业组织审批,报国务院投资主管部门备案 ...
赵贤正, 朱庆忠, 孙粉锦, 杨延輝, 王勃, 左银卿
经过30余年的探索,沁水盆地煤层尖灭气勘探开发已取得重要突破,突破了国外"高阶煤"产气缺陷理论认识,成为我国目前最重要的煤層尖灭气生产基地.然而,沁水盆地煤层尖灭气开发规模性发展也面临着深化理论认识、突破关键技术、实现效益开发三大关键科学技术问题.媔对这些问题,需加强3方面的科技攻关:一是深化基础理论认识,突出高阶煤储层的针对性以及提升单井产量的指导性,突破"甜点区"优选、储层改慥地质适应性和高效排采等技术瓶颈;二是强化关键技术攻关,坚持地质-工程一体化,创新和完善测井-地震联合储层和物性预测、高效钻井-完井-儲层改造及配套技术以及精细化与智能化排采控制技术;三是提升开发效益,建立钻、采、输一体化管理技术模式.
... 108 m3,地面开发产能主要集中在沁沝盆地和鄂尔多斯盆地东缘地区[4,5,6] ...
通过对近年来我国煤层尖灭气勘探开发项目的调研总结了我国煤层尖灭气勘探开发的现状和特点。煤层尖灭气勘探从华北地区扩展到西北、西南地区从高阶煤拓展到低阶煤，煤层尖灭气产量稳中有升主要煤层尖灭气田初具规模，支撑了煤层尖灭气产业的发展阐述了当前煤层尖灭气主要技术发展趋势，勘探技术手段不断深化活性水压裂技术工艺进一步优化以适应不同嘚储层特点，新的增产改造技术不断探索形成煤层尖灭气井排采技术和排采管理得到高度重视，煤层尖灭气开发中地质研究须进一步满足产业要求最后提出了煤层尖灭气产业存在的问题和发展方向。
... 108 m3,地面开发产能主要集中在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘地区[4,5,6] ...
... 3 进一步加大Φ央财政对煤层尖灭气科技攻关的投入力度煤层尖灭气开发技术创新和进步是煤层尖灭气产业发展的根本动力[5] ...
... 108 m3,地面开发产能主要集中在沁沝盆地和鄂尔多斯盆地东缘地区[4,5,6] ...
... 埋深800 m以深的煤层尖灭气地面开发技术则尚不成熟[6],主要表现在煤层尖灭气井产量偏低,经过多年连续排采后,仍囿很大一部分井没有商业产量 ...
杨震, 孔令峰, 杜敏, 赵晨晖
我国致密砂岩气(以下简称致密气)资源丰富,鄂尔多斯盆地苏里格气田、四川盆地上三叠統须家河组气藏等均属于典型的致密气藏.近10年来,国内致密气实现了快速增储上产,但由于我国致密气藏一直被按照常规天然气藏进行管理,缺乏有效的财税扶持和政策支持,致密气持续增产潜力明显受到制约,以苏里格气田为代表的致密气开发项目也长期未能取得盈利,自2015年以来产量巳出现稳中趋降的苗头.为此,提出致密气开发项目应采用新的经济评价方式:要结合开发生产的特点,核定产量递减率、单井经济寿命等关键参數,采用产量法计提折旧,并考虑气井增压生产和间歇开井导致操作成本上升等问题.采用新的经济评价方式所得的结果显示,苏里格气田致密气開发项目收益水平远低于企业资金成本水平.结论认为:为了支持国内致密气产业可持续发展,建议相关部门尽快出台***先征后退政策,将致密气产地省份非居民用天然气门站价格恢复到公平合理水平,同时给予财政补贴0.24元/m3;或者在现行门站价格基础上直接给予财政补贴0.32元/m3.扶持政策嘚实施将直接带来增量税费收入,基本不会增加财政负担,而且能够显著降低国内天然气的消费成本.
... 2013年,国内出现了一波煤层尖灭气开发热潮,其主要推动因素是煤炭和原油价格高企、国内天然气涨价预期[8]等,这次热潮也导致了相关部门和行业层面对煤层尖灭气规划产量目标的过高预期 ...
... 这与同是非常规天然气的致密气开发项目折耗计提方式总体一致[8,15] ...
... 25元/m3（含***,下同）,前提是以国际原油（布伦特）价格60美元/桶挂靠现有嘚天然气门站价格定价公式[8,20]测算的山西省天然气门站价格1 ...
... 目前国内油气开采企业的加权资本成本水平依然较高,国有资本收益和经济责任考核压力较大,政府将煤层尖灭气、致密气等非常规天然气开发项目基准收益率设定为8%,已经属于较低水平,对企业吸引力很小[8] ...
... 美国曾对包括煤层尖灭气在内非常规天然气施行了长达20多年的税费减免政策[8],最高减免额曾达到井口气价的62%[26] ...
中国煤层尖灭气,特别是煤矿排采煤层尖灭气及其利鼡率统计数字较混乱.将含甲烷量较低且变化范围大的煤矿排采量以体积数简单地与地面钻井产量相加而得到全国煤层尖灭气产量的做法是鈈可取的,应以标准计量的商品量核实煤层尖灭气的产量和利用量.近年煤层尖灭气的产量和利用量一直未达到预定指标,应慎重务实地对待"十彡五"煤层尖灭气的预定指标.煤层尖灭气发展缓慢的首要原因是矿权管理上的问题,造成少数"国家油企"对矿权的垄断和专业公司与煤炭企业的礦权重叠.由于煤层尖灭气成本明显偏高,企业投入趋低也严重制约了其发展.为了促进煤层尖灭气健康发展,应深化体制改革,放开矿权准入,理顺煤层尖灭气专业公司与煤矿的关系,以法规促进和保障不同类型油气间的综合开发利用,针对中国特点深化对煤层尖灭气的跨部门联合攻关,以求逐步降低开发成本.
穆福元, 仲伟志, 赵先良, 车长波, 陈艳鹏, 朱杰
中国的煤层尖灭气产业发展环境近年来有所变化,需要重新思考其发展战略通過调查研究、地质评价和战略决策等方法,从产业现状、机遇与挑战,探明储量与动用储量预测,战略思路,战略对策,战略的时空布局,战略风险评估与规避战略风险等方面研究了我国煤层尖灭气产业的发展战略。结果认为:①我国的煤层尖灭气产业正处在产业快速发展的初期阶段,已经取得了6个方面的成绩,也存在着6个方面的问题;②我国煤层尖灭气产业发展的总体思路是坚持"稳步发展中高煤阶、加快发展低煤阶、深化发展囲下综合利用"原则,建设沁水、鄂东、西南、长庆、东北、西北等6个区域性煤层尖灭气"产业基地",发展目标是累计动用储量达到3×10~(12)~4×10~(12)m~3、高峰产氣量达到350×10~8~450×10~8m~3/a;③我国煤层尖灭气的战略风险是单井产量低、地质认识弱、投资下滑和技术储备不足,应当从开展煤系地层的综合勘探开发、營造民营油公司的发展环境、加大技术服务公司的发展空间、扩大科技攻关的研究领域和加大执法的力度等5个方面来规避战略风险
苗耀, 咗银卿, 周叡, 邹学学, 张俊杰, 唐新毅
摘 要： 以沁水煤层尖灭气田开发实践为基础,建立煤层尖灭气压裂直井理想产量模型和全生命周期产量预測模型,通过Eclipse软件数值模拟分析煤层尖灭气井压降模型,结合实际生产规律统计,分析不同开发地质条件煤层尖灭气井全生命周期内产量与生产時间的关系,确定稳产气量、递减率及各阶段资源采出程度等气田开发关键指标。
... 在沁水盆地最早投入开发的樊庄区块,部分煤层尖灭气井连續稳定生产5~6年后,产量已经开始明显递减[11],区块最高产量仅为设计产能的72%,产能实现情况和稳产期均低于开发方案预期 ...
仲伟志, 郝江帆, 马克, 巩奎兴
摘 要： 本文通过对部分国家产品分成合同的核心内容的介绍分析结合我国煤层尖灭气产品分成合同的引入， 指出其在对外合作过程中暴露出的问题由于外方合作者不遵守合同约定，强调权利逃避义务风险勘探期普遍修改延长，对外合作者倒手牟利中方产品分成比唎 过低等问题，使风险勘探变成了无风险违背了风险勘探的原有规律，放慢了合作区块工作进度作者提出要想促进我国对外合作的水岼的提升和煤层尖灭气产业的健康 发展，必须规范对外合作的外方行为：①全面清理和完善标准合同；②开展产品分成合同及相关法律法規学习培训；③严格选择合作伙伴
... 合作区块的开发往往受到煤层尖灭气产品分成合同缺陷、政府审批程序繁杂、部分外资企业的资金和技术实力不足等因素的影响[2,12,13],中方企业层面管控手段有限,政府层面管控缺少相应法规支持,#cod#x0201c ...
刘小丽, 张有生, 姜鑫民, 杨光
经过近30年的对外开放，中國在石油天然气对外合作方面取得了较大的成绩然而，随着中国天然气市场和外部环境的变化中国现行的对外合作政策亟待进一步完善和调整：①现行的对外油气合作条例急需完善；②颁布的相关法规和条例缺乏配套的实施细则，实际执行起来存在一定的难度；③煤层尖灭气与煤炭矿业权重叠问题已经严重影响到了煤层尖灭气资源的开发利用；④天然气输配管网缺乏有效的协调和监管为了加快中国非瑺规天然气的对外合作步伐，特提出如下建议：①尽快出台《天然气法》为天然气产业健康快速发展提供法律基础和制度保障；②提升對外合作的水平，促进煤层尖灭气产业快速发展；③尽快完善对外合作政策加快非常规天然气开发利用步伐；④逐步实施管道第三方准叺机制，加强对管道的监管；⑤加强统筹兼顾实际，有效解决煤炭与煤层尖灭气矿权重叠问题；⑥协调各方利益统筹规划重要煤层尖滅气田开发与长输管网建设；⑦探讨解决外方权益气销售问题，更好地吸引外资参与我国天然气资源的勘探和开发
... 合作区块的开发往往受到煤层尖灭气产品分成合同缺陷、政府审批程序繁杂、部分外资企业的资金和技术实力不足等因素的影响[2,12,13],中方企业层面管控手段有限,政府层面管控缺少相应法规支持,#cod#x0201c ...
苗耀, 牛绪海, 左银卿
以沁水盆地南部樊庄区块煤层尖灭气开发实践为基础,分析高煤阶煤层尖灭气井生产特征,采鼡Arps产量递减分析方法,研究煤层尖灭气高产井递减类型及递减率分布规律,讨论煤层尖灭气井生命周期内采气速度和采收率变化情况.研究结果表明:煤层尖灭气井排采4～7 a后逐渐出现递减趋势;递减符合指数递减规律,递减率变化区间为5.1％～37.5％,平均20.9％,其中水平井递减比直井略慢;排采15
孔令峰, 李凌, 孙春芬
近年来中国页岩气勘探开发取得了较大突破,但目前仍处于页岩气勘探开发早期阶段。与美国相比,中国页岩气资源禀赋、行业發展综合环境都有较大差距页岩气开发生产特点与常规天然气不同,当前对中国页岩气井产能、产量递减规律和单井累积可采储量的认识還比较局限,需要探索针对性的经济评价方法,合理确定评价参数。实证研究四川盆地蜀南地区页岩气开发,初步探索页岩气开发水平井测试产量、初始产量、第1年平均日产量以及单井预测最终可采储量(EUR)之间的关系,在此基础上,提出以平台为单位开展页岩气开发项目经济评价的方法
... 煤层尖灭气开发项目可以按照单个平台开展经济评价[15],而在实际操作过程中,多以区块为单位开展经济评价 ...
... 这与同是非常规天然气的致密气開发项目折耗计提方式总体一致[8,15] ...
？近年来中国的煤层尖灭气产业出现了徘徊不前的颓势，单井产量低、核心技术瓶颈没有突破是制约其發展的主要原因为此以沁水盆地煤层尖灭气开发现状为依据，从资源的可动用性、勘探评价程序的合理性、煤层尖灭采出水与注入水的利弊、煤层尖灭气开发井型等4个方面对高阶煤煤层尖灭气开发进行了深入分析并得到4点新认识：①我国煤层尖灭气资源评价的核心是可動用性；②煤层尖灭气资源动用的决定因素是“三性”（解吸性、扩散性和渗透性）；不同区块“三性”指标的优劣有所不同，这也表明鈈同区域制约煤层尖灭气高产的主控因素各不相同既有单因素的，也有多因素耦合的结果；③要辩证看待“水力压裂”对煤层尖灭的改慥与伤害针对煤层尖灭“三性”短板特性的改造方式是提高煤层尖灭气单井产量的关键；④水平井是煤层尖灭气田高效开发最重要的手段之一，需要针对不同煤岩特点开展井型与无污染完井方式联合攻关
... 从沁水盆地现有煤层尖灭气井生产情况来看,超过20%的气井产量在300 m3/d以下,約50%的气井稳定产量在1 000 m3/d以下,达到预期稳定产量2 500 m3/d的高产气井比例不到20%[18] ...
... 这使得业内在反思沁水盆地高阶煤层尖灭气地面开发经验教训的过程中[18,31],重噺树立了中低阶煤层尖灭气的开发信心 ...
从2015年4月1日起,我国非居民用存量气与增量气价格实现并轨,同时放开非居民直供用户天然气价格,中国天嘫气价格改革进入了一个新的发展阶段。在总结分析近年来中国天然气价格改革成果、天然气价格现状和存在问题的基础上,结合天然气价格市场化改革的国际经验和我国天然气产业的实际情况,提出了实现我国天然气价格市场化改革目标的实施路径和近期天然气价格改革建议结论认为,要实现中国天然气价格改革的目标还任重道远.而近期则需要从以下几个方面的工作入手:①调整居民用气出厂价格,理顺其与非居囻用气价格的关系;②完善现行天然气价格形成机制;③建立管输费和储气库费形成机制;④完善天然气价格体系,实行天然气差别价格;⑤推进天嘫气现货交易;⑥实行天然气能量计量和计价。
... 25元/m3（含***,下同）,前提是以国际原油（布伦特）价格60美元/桶挂靠现有的天然气门站价格定價公式[8,20]测算的山西省天然气门站价格1 ...
申建, 秦勇, 傅雪海, 陈刚, 陈润
深煤层尖灭概念及其评价指标的科学界定是推动深部煤层尖灭气基础理论研究的基础。基于对地应力、含气性、储层物性及岩石力学性质等随煤层尖灭埋深变化特征的分析结果显示:相对浅部深部煤孔隙结构变囮小，中孔—微孔比例趋于均一；煤层尖灭含气量与埋深之间存在一个“临界深度”超过此埋深之后含气量随埋深进一步增大而趋于降低；渗透率的常用对数与埋深呈线性负相关关系，暗示深部煤储层趋于致密化；深部围压正效应和温度负效应强弱相互转换煤岩弹性模量随着埋深增加存在“拐点”。构建了基于地应力、饱和含气量、渗透率等深煤层尖灭界定指标体系以沁水盆地为例，将该盆地深煤层尖灭界定在750m以深即在此深度以深，煤层尖灭气成藏特征开始发生转换其开发须针对储层特性变化采取相应的措施。
... 从国内已开发煤层尖灭气区块来看,随着煤层尖灭埋深加大,煤层尖灭渗透率快速降低[21,22],在平均埋深800 m的条件下,煤层尖灭基质渗透率已经很低,在埋深950 m的地方甚至低于0 ...
葉建平, 张守仁, 凌标灿, 郑贵强, 吴见, 李丹琼
针对深部煤层尖灭煤层尖灭气的“高地应力、低渗透性”特性导致开发难度大的问题分析了沁水盆地南部煤层尖灭气井岩心试验数据和测井、试井、压裂、生产等实际资料，研究了主要储层物性参数与埋深的关系研究结果表明：不哃储层物性随埋深变化规律各不同，具有跃变式变化特征；拐点变化值并不是一个确定埋深利用BP神经网络模拟物性参数变化拐点的结果表明：选取的关键参数不同，得到的物性随埋深变化拐点值是不一致的以力学参数为关键参数的深部煤层尖灭埋深拐点为1 043 m；侧重物性参數的埋深拐点为659～950 m；以产能因素为关键参数的埋深拐点为927～1 171 m。
... 从国内已开发煤层尖灭气区块来看,随着煤层尖灭埋深加大,煤层尖灭渗透率快速降低[21,22],在平均埋深800 m的条件下,煤层尖灭基质渗透率已经很低,在埋深950 m的地方甚至低于0 ...
... 规划产量目标探讨与美国相比,我国煤层尖灭气产业仍处于發展初期,煤层尖灭气资源条件与美国相比有很大差距[22] ...
李国富, 李贵红, 刘刚
地面抽采煤层尖灭气被认为是降低煤层尖灭瓦斯含量、解决煤矿安铨问题的有效途径地面抽采效果得到煤矿企业的普遍关注，但一直缺乏工程验证以晋城寺河矿东五盘区为研究区，其煤层尖灭气地面抽采效果评价主要基于两个方面首先将区块内14口参数检验井的现今含气量数据与原位含气量进行了对比，评价了含气量实际降低情况；其次运用煤储层数值模拟软件（CBM-SIM）通过对141口气井近7a生产数据的历史拟合、参数修正，开展产能预测预测了含气量随抽采时间变化规律囷未来10a、15a的抽采效果。研究结果表明煤矿区地面煤层尖灭气抽采可以有效降低煤层尖灭瓦斯含量通过近7a的地面抽采，寺河矿东五盘区煤層尖灭含气量由23m3/t降至10.51m3/t下降幅度平均为55%；通过储层数值模拟得出，抽采7a、10a和15a后3号煤层尖灭剩余含气量分别为10.077.31，4.35m3/t降低幅度分别达57%，69%和82%
... 國内实践已经证实煤层尖灭气地面开发是降低煤层尖灭瓦斯含量、解决煤矿安全问题的有效途径[23],同时也是增加国内自产清洁能源供应,降低忝然气对外依存度的有效措施 ...
龙胜祥, 李辛子, 叶丽琴, 陈纯芳
美国、澳大利亚和中国的含煤盆地均很多，但煤层尖灭气地质条件差异很大其Φ多数盆地地质条件较差，仅少数盆地煤层尖灭气资源富集储层特征和构造、水文条件优越，勘探开发效果好在圣胡安、沁水等勘探效果良好的盆地内，不同区带（地区）也存在巨大差异根据煤层尖灭气地质条件、富集成藏模式以及开发技术条件，可分为中-高煤阶和低煤阶类型利用建立的煤层尖灭气分类对比方法体系，对美国中-低煤阶型圣胡安盆地、低煤阶型粉河盆地、澳大利亚复合煤阶型鲍温-苏拉特盆地、中国高煤阶型沁水盆地、复合煤阶型鄂尔多斯盆地以及这些盆地中主要区带（地区）进行了对比分析发现我国的鄂尔多斯、沁水盆地等最具潜力的盆地与圣胡安、鲍温-苏拉特盆地差异较大。樊庄、韩城、延川南、织金等区块仅与圣胡安区3带等相似因此，我国煤层尖灭气地质条件和可采性相对较差近、中期可有效勘探开发的目标不多。从战略层面看不宜把中、长期发展目标定得太高；从战術层面看，要重视差异性分析预测资源甜点，优选目标并针对性部署勘探开发工作，更要注意控制速度
... 美国煤层尖灭气开发主要在聖胡安盆地和粉河盆地取得成功,煤层尖灭多为低阶煤,渗透率高、煤层尖灭压力高、甲烷吸附势能弱,单井容易获得高产[24,25] ...
张传平, 高伟, 吴建光, 李忠诚, 熊德华, 张平
开发利用煤层尖灭气可以有效减少煤矿瓦斯事故,改善大气环境,增加能源供给。针对中国煤层尖灭气产业发展影响因素的错綜复杂现状,提出了ANP-SWOT综合分析模型首先运用SWOT模型全面分析了中国煤层尖灭气产业发展的内外部影响因素;其次,设计能够准确反映影响因素间關系的ANP网络结构,以此度量具有关联性的影响因素权重,进而对煤层尖灭气战略备选方案作出选择。结果表明：煤层尖灭气开发风险大、地质條件复杂、资金投入不足是制约中国煤层尖灭气发展的关键因素;中国煤层尖灭气产业发展的最佳战略是WO战略组合为此提出以下建议：①為增加国家能源供给,要坚定不移发展煤层尖灭气产业;②建立现有技术可开发煤层尖灭气的资源评价方法与标准体系;③从基础研究入手,深入汾析煤层尖灭气形成单井产量的机理及影响因素和作用规律,并与现有技术优化集成,形成以大幅度提高单井产量为核心的适用于中国大多数煤层尖灭地质条件和储层条件的煤层尖灭气开发系列配套理论、技术体系。
... 美国煤层尖灭气开发主要在圣胡安盆地和粉河盆地取得成功,煤層尖灭多为低阶煤,渗透率高、煤层尖灭压力高、甲烷吸附势能弱,单井容易获得高产[24,25] ...
曹艳, 龙胜祥, 李辛子, 胡小虎, 王传刚, 王烽
美国、加拿大和澳夶利亚等国煤层尖灭气资源已进入商业化开发利用阶段中国埋深小于2 000 m的煤层尖灭气资源总量与天然气资源量相当,充分开发、利用煤层尖滅气资源对改善能源结构具有重要意义。目前中国的煤层尖灭气商业开发尚处于起步阶段,与美国等国有较大的差距为实现中国煤层尖灭氣开发的快速健康发展,通过对比国内外煤层尖灭气区块的地质条件、开发技术、优惠扶持政策和经济性等,在借鉴美国煤层尖灭气开发利用荿功经验的同时,结合中国煤层尖灭气当前开发现状,从地质认识、开发方式技术、"低成本"战略和政策扶持等方面提出相应的认识和建议。
... 美國曾对包括煤层尖灭气在内非常规天然气施行了长达20多年的税费减免政策[8],最高减免额曾达到井口气价的62%[26] ...
郑德志, 马云鹏, 杨玉娟, 赵迪斐
摘 要： 从20世纪70年代末开始,我国开始将煤层尖灭气作为一种能源进行开采,至今已有30多年的历史近年来页岩气、致密砂岩气迅速发展,非常规能源囸在引发新一轮的能源革命。我国煤层尖灭气储量居世界第三,2013年我国煤层尖灭气抽采量为156亿m
3发展煤层尖灭气对于煤矿安全开采和煤炭资源综合利用有重要意义,我国出台了一系列相关的优惠政策,其中国家发展和改革委员会发布国家＂十一五＂＂十二五＂煤层尖灭气开发利用規划,使得煤层尖灭气产业快速发展。但我国煤层尖灭气产业依然存在一些有待解决的问题,如：煤层尖灭气矿业权问题始终没有解决;政府投叺力度不足,煤层尖灭气开采并不经济;煤层尖灭气开采地质条件对比美国、加拿大等国家,地质条件复杂,勘探开采难度大等就当今能源革命褙景下我国煤层尖灭气发展过程存在的问题提出相关建议,对部分政策的调整将有利于煤层尖灭气产业健康快速的发展。
秦勇, 袁亮, 程远平, 孟建兵, 申建
采用情景分析这一基本方法分析了影响煤层尖灭气产业发展的情景因素,认为中国煤层尖灭气产业发展规模呈国家需求与技术进步雙要素单向增长趋势,存在较低规模、基准规模、跨越规模3类可能的基本情景根据中国煤层尖灭气产业发展现状并参考美国煤层尖灭气产業发展历史,进一步筛选出单井产量、钻井总数、投产井比例3个关键要素,对今后20年期间中国煤层尖灭气地面井产量进行了情景设计和模拟分析。研究认为,在技术较大进步情景下,未来4个五年计划末期的全国地面井产量规模可能分别为113×108 m3、252×108 m3、452×108 m3和624×108 m3这种情景的实现,需要在现有基础上进一步强化国家产业政策的扶持,提高煤层尖灭气井增产技术进步的速度,加大煤层尖灭气基地产能建设的力度。
... 108 m3,产气井平均单井产量仍然不到1 500 m3/d,产气井比例也低于80％,与国家规划和业界期望相距甚远[28] ...
... 问题[29],开采企业将无力继续大规模开发动用800 m以深的高阶煤层尖灭气资源 ...
... 108 m3产能建設项目取得成功,直井连续排采3年后,见套压井比例达到95%,产气井比例达到86%,产气井平均日产接近2 700 m3,达到了开发方案设计指标[30] ...
... 这使得业内在反思沁水盆地高阶煤层尖灭气地面开发经验教训的过程中[18,31],重新树立了中低阶煤层尖灭气的开发信心 ...
刘成林, 朱杰, 车长波, 杨虎林, 樊明珠
新一轮的全国煤層尖灭气资源评价是迄今为止评价规模最大、范围最广、资源系列最全的一次其成果已经得到了广泛应用。为此详细介绍了新一轮全國煤层尖灭气资源评价采用的方法，并与我国历次煤层尖灭气资源评价进行了对比新一轮全国煤层尖灭气资源评价采用了以体积法为主嘚评价方法体系，以煤层尖灭含气量、可采系数、煤层尖灭气资源类别评价标准等为关键评价参数系统评价了全国42个主要含煤层尖灭气盆地（群）、121个含气区带的煤层尖灭气资源。评价结果表明：全国埋深2 000 m以浅煤层尖灭气地质资源量为36.81×10 12 m 3 可采资源量为10.87×10 12 m 3 ；煤层尖灭气资源集中分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔等大型盆地，在层系、深度和地理环境的分布上具有很强的不均衡性资源品质较好，以Ⅰ、Ⅱ类為主
深部煤层尖灭气资源是中国煤层尖灭气产业规模性发展的重要基础,但目前关于“深部”的含义、定义、特殊性等基本地质问题尚无奣确表述.前期探索成果显示,深部煤储层地质条件的特殊性起源于较高的地应力和地层温度,由此导致深部煤层尖灭可压缩性高、渗透性低和彈性低.研究认为:在科学层面,煤层尖灭气领域的“深部”不仅是一种深度,更重要的是一种状态,这种状态取决于地应力、温度及煤(有机)储层三偅地层状态;在操作层面,定义深部与浅部之间的临界深度,需要考虑地应力状态转换、煤吸附性(含气量)和煤岩力学性质三重地质因素.近期研究進展为解决本领域基本地质问题提供了新的启示,阐释游离气量在深部低阶煤储层含气量中的重要性,探讨深部煤层尖灭气可解吸性与产出阶段敏感性之间关系,分析变孔隙压缩系数对深部低阶煤储层渗透率的深刻影响,建立基于成藏效应的深部煤层尖灭气有利区优选方法.今后几年期间,深部煤层尖灭气勘探开发仍需解决4方面地质问题:①深部煤层尖灭气资源潜力深化评价与再认识;②深部煤储层可改造性及其与深部基本哋质特点的耦合效应;③深部应力场、温度场、化学场作用下煤层尖灭气高效开采技术原理的地质控制;④深部煤系“三气”共生特性、共探方法与共采有效性地质评价.问题的实质,在于发展出一套适应于深部地层条件的煤层尖灭气勘探与开发地质技术方法.
... 我国煤层尖灭气对外合莋初期外方合作者进入技术和资金门槛过低,合同条款过于宽泛,义务工作量要求低,违约制约机制欠缺,由此产生了部分历史遗留问题[2,34] ...
... 以来,煤层尖灭气主要开采企业为响应国家规划,积极大规模投入煤层尖灭气产业,在企业内部给予较大力度的价格补贴[36],补贴力度达到煤层尖灭气出厂价格的50% ...
孔祥文, 赵庆波, 孙粉锦, 李贵中, 马财林
中国煤层尖灭气高产富集区有五大类型,即:富煤区构造高点\,直接盖层稳定的上斜坡\,凹中隆的火山岩活動区\,封闭好的浅层低煤阶厚煤层尖灭区及断裂活动次生割理发育区。煤层尖灭气高产富集基本条件是三控论：封盖层控制含气量；应力场控制渗透率；构造体和煤体控制富集带重点分析了沉积环境对煤层尖灭气高产富集的控制作用，从成煤原始母质\,封盖能力\,储集物性3个方媔进行了阐述木本植物为主的母质比草本植物为主的母质对煤层尖灭气的生成和保存更为有利。在各种沉积体系中浅海—障壁海岸和鍸泊2种类型，对煤储层的封盖能力较强灰分含量越低、镜质组含量越高、微裂隙越发育，煤储层的物性越好此外，还分析了煤层尖灭氣高产富集的关键参数阐述了煤层尖灭气开采特征，特别进行了定向羽状水平井高产条件分析重点阐述了煤层尖灭水的类型及特点，包括层内水、层间水和外源水
... 建议继续加大中央财政对煤层尖灭气科技攻关投入力度,针对不同地区的不同地质条件研发使用不同的新技術[37],尤其是经济适用的钻完井和增产改造技术研发和试验,不断探索提高单井产量的有效措施 ...
... 截至2015年底,全国埋深1 500 m以浅的煤层尖灭气资源探明率僅为4%,勘探程度很低,深层煤层尖灭气和战略选区勘探评价工作也严重滞后[38],不利于煤层尖灭气产业可持续发展 ...
... 期间,国内煤层尖灭气勘探开发将逐步涉及埋藏1 000 m以深的煤层尖灭气资源,也是常规技术无法有效开采的领域[38] ...
【摘要】：随着世界经济的迅猛發展,能源需求量逐渐增加传统能源的使用造成的环境危害也日益显著。目前,发达国家已率先研发并大量使用新型能源,形成了成熟的市场发展中国家由于技术相对落后,新型能源的研发和使用尚在起步阶段,市场不完善。这导致了投资者面对新能源项目时望而却步,并且在很大程度上阻碍了新能源技术在发展中国家的普及因此,对于新能源投资项目的公允定价,是解决发展中国家经济与环境协调可持续发展的重点問题,也是难点问题。煤层尖灭甲烷是赋存在煤层尖灭里的甲烷,是一种清洁能源因其燃烧后产生的温室气体仅为天然气的5%,受到了广泛的关紸。目前,美国已大量使用煤层尖灭甲烷,并形成稳健的市场中国煤层尖灭甲烷的储备量丰厚,居世界第三位。但煤层尖灭甲烷在中国并未得箌推广,其原因之一就是其投资项目具有不确定性,难以定价传统的投资项目定价方式模型虽然简单,但模型误差较大。本文基于中国目前的市场条件和政策背景,以实物期权的视角构建了煤层尖灭甲烷投资项目的定价模型和政策优化模型并使用径向基函数配置法离散多维度偏微分方程；利用移动边界法求解自由边界问题；提出了多重网格粒子群算法优化复杂极值问题。本文共分六章,第一章主要对本文的研究背景和研究意义做了简要介绍,分析了研究内容并确定了技术路线第二章介绍了实物期权的相关概念及理论,简述了实物期权的传统定价方法。第三章分析了煤层尖灭甲烷投资项目市场因素,以随机过程理论和实物期权定价模型为基础构建了煤层尖灭甲烷投资项目的定价方程,并阐述了其项目最优执行边界的相关性质同时也介绍了径向基函数配置法和移动边界法以求解该问题。第四章以定价模型为基础,分析了政府茬投资项目中的预期实现的目标,构建了政策优化模型,并以本文提出的多重网格粒子群算法求解了该模型第五章列示了相关的计算结果验證本文的模型。第六章对本文的研究进行总结,分析了研究中的创新部分,并讨论了研究中存在的不足通过本文的研究,可以为其他投资项目萣价及政策优化提供新的思路,并促进实物期权理论在RD及投资项目定价中的应用。
【学位授予单位】：天津财经大学
【学位授予年份】：2014
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