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              山西:绘就煤层气产业新路径

              2019-01-22 09:59:45    来源: 中国自然资源报    作者:邢云鹏 郭锋

              “煤层气资源勘查开采行政许?#19978;?#23545;滞后,办证要件多、?#20013;?#32321;琐,资源综合勘探开发受限,采空区煤层气利用困难,扶持政策激励力度有待提高。”在近日召开的山西省煤层气勘查开采技术交流年会上,业内诸多专家、学者指出了山西煤层气资源赋存规律、评价方法、抽采工艺、矿区建设等方面存在的问题。

              资料显示,近年来,我国天然气消费累计增长55.9%,但产量增长仅33.8%,对外依存度从2012年的28%上升到2017年的39%。因此,解决好煤层气的开发利用问题,不仅可以优化能源结构,减少常规气供需缺口,而且能降低煤矿瓦斯事故,实现温室气体减排。

              作为煤层气资源大省,山西省如何把加?#21487;?#24577;保护和安全生产摆在突出位置,加快煤层气发展转型,统筹兼?#26031;?#30410;性任务和市场化运作的不同要求,促进煤层气行业健康发展,成为当务之急。

              机遇与困惑并存

              据统计,我国现有煤层气资源量36.8万亿立方米,地面抽采主要分?#21152;?#27777;水盆地、鄂尔多斯盆地东缘。全国煤层气矿业权131个,其中探矿权118个,探矿权总面积约4.63万平方公里;采矿权13个,总面积1991.88平方公里,主要分布在山西省。

              目前,山西省境内?#37319;?#32622;煤层气(油气)矿业权62个,登记面积3.77万平方公里。近两年,山西省已累计探明储量增加4400亿立方米,产能增加16亿方/年,年产量增加9.3亿立方米。

              山西省自然资源厅提供的数据显示,2018年,全省预计产气量56亿立方米。其中,鄂尔多斯盆地东缘由南到北延川南、大宁—吉县、石楼西、三交、临兴、保德等区块已实?#28382;?#30772;,2017年度产气量22.3亿立方米,?#24613;?3.7%;沁水盆地南部(主要是晋城地区)2017年度产气量26亿立方米,?#24613;?1%;此外,沁水盆地北部古交区块目前已取得突破,产气量逐渐提升,目前已达10万立方米/日。

              自然资源部油气资源战略研究中心副主任吴裕根认为,虽然山西省煤层气产业发展取得了一定成效,但还存在关键技术尚未突破、经济效益差等问题,特别是近年来,受能源市场和政策等因素的影响,产业发?#25925;?#22836;有所放缓。

              记者调查发现,目前,山西煤层气资源勘查开采行政许?#19978;?#23545;滞后,办证要件多、?#20013;?#32321;琐,煤层气开发项目建设过程中需要办理73项证书、批复、?#20013;?#35760;者了解到,中联公司临兴区块在勘探过程中虽然发现了可观的致密?#25226;?#27668;资源,但?#20004;?#26080;法办理储?#21208;?#26696;和转采?#20013;?/p>

              同?#20445;中?#29028;层气扶持优惠政策出台?#26174;紓?#38543;着生产资料等费用增长,政策的激励效能大幅削弱。煤层气抽采成本与供气价格?#26500;遙?#25277;采企业普遍亏损。调查显示,晋煤集团旗下蓝焰煤层气公司每立方米煤层气综合抽采成本为1.96元,但平均售价仅为1.42元。

              此外,勘探开发关键技术落后也是主要因素。吴裕根指出,由于山西省其他地区煤层气资源赋存条件复杂,开发技术要求高,地面勘探开发关键技术复制性差,地面抽采关键技术尚未实现整体性突破,异地复制效果差;已开发区域?#28304;?#22312;工程成功率低、成本高、单井产量低等问题;高应力、构造煤、低渗透性煤层气资源?#24613;?#39640;,简单复制常规油气技术及国外技术均难以实现高效开发;图上储量大、矿区产量低现象依然存在,再加上各公司之间的技术封锁,?#29616;?#24433;响了全行业利润水平和竞争能力。

              加快实现产业发展转型

              山西省自然资源厅厅长周建春认为,加快煤层气勘查开发,是构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的重要路径,是?#32321;?#22269;家能源战略安全、推动生态文明建设的重要组成部分,也是山西打造能源革命排?#32321;?#25171;好污染防控攻坚战的重要抓手。

              如何妥善处理煤层气资源管理与利用方面的重大问题,推动煤层气勘查开发向绿色友好型、创新驱动型、集约利用型转变?吴裕根认为,必须瞄准问题导向,有针对性地解决阻碍发展的因素,既要促进增储上产,同时也要兼顾能源安全和生态?#32321;#?#20445;障煤层气产业快速健康发展。

              “我们必须要深化煤层气资源管理改革,比如可以将与煤层气矿业权审批登记相关联的有关事项,委托给山西省自然资源厅行使,建立整体联动的新体制新机制。”吴裕根表示,要促进资源综合勘探开发,允许煤层气矿业权人在其矿业权范围内增列天然气、页岩气等矿种,综合勘探开发致密?#25226;?#27668;、页岩气等资源;规范项目立项等行政许可,尽快解决采空区煤层气矿权设立问题。

              为?#32321;?020年前增储上产取得显著效果,山西省明确,今后两年必须在优化选区、科学决策的前提下,“赶考”与“补考”一起做。一是努力在复杂矿区联合攻关、低产井技术改造、新区块加速勘查、“三气”共探共采等方面取得一批重要成果。二是加快3500亿立方米致密气储量转产量,加快低产井改造,加快非重叠区煤矿采气采煤一体化,实现老区扩大产能与新区加速建产并举、煤层气与其它气开发齐上、地面抽采与井下利用互补,力争两年新增50亿立方米/年以上产能(达到150亿立方米/年以上)、30亿立方米以上的年产量(达到86亿~100亿立方米)。三是加快新区勘查,鼓励分期试采,支持新区块、新层系勘查优化衔接、小步快跑,缩短勘查—试采—建产周期。四是提速区块流转,激活呆滞资源,央企要扩大自营区块比例,加大单位面积投资强度,果断接?#28382;?#20225;停止作业矿区,解决“圈而不探”问题;中小企业要主动寻求大企业控股、兼并、托管,落实限期提储、加速建产目标;对因?#24230;?#19981;足?#32531;?#20943;的区块,必须加快公开出让,引进新企业勘查开发。

              深化企地对接是重点

              业内专家表示,随着国务院《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见?#36820;?#36143;彻落实,各级各部门都会出台相应的支持政策和具体措施;山西减煤增气步伐加快,污染防治?#20013;?#28145;入,对煤层气等清洁能源需求稳定增长,迫?#34892;?#35201;油气企业扩大供应来支撑民生改善和工商用气,煤层气勘查开发将迎来“大投资、大发展”的新机遇。

              中石油煤层气?#37026;?#36131;任公司相关负责人表示,油气企业将抓紧落实投资,加快项目前期?#24613;福?#20197;“大?#24230;?rdquo;?#32321;?ldquo;大发展”。而业内专家则提出,希望企业不论大小,投资不论内外,都能够通过股权交易、矿区托管、技术转让等多?#20013;问劍?#21152;强相邻矿区合作,以缩短技术工艺探索周期,摊薄基础建设成本,共同做大市场规模,提高矿区整体开发程度和区域保供能力。

              “自然资源部门则要在这个过程中不断深化政策制订与实施?#26041;?#30340;企地对接。在政策制订?#26041;冢?#26082;要充分汲取油气企业智慧,也要维护油气企业合法权益;在政策实施?#26041;冢?#35201;通过主动宣传、清晰解读、指导操作,使企业尽快了解政策、适用政策。要建立定期交流+清单管理的工作机制。对于具体行政审批、项目建设中存在的问题,要实施清单管理,协调有关部门,必要时提请本级政府介入,跟踪加以解决。”周建春表示。

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