页岩气、致密气等非常规能源尚处于初期阶段，需要相当长的时间和过程，而当前煤层气是最现实的可开发资源，应作为国家非常规能源优先发展的重中之重。

进入“十二五”后，中国煤层气产业发展势头强劲。2012年，全国煤层气产量126亿立方米，其中地面煤层气井产量25.73亿立方米，2013年上半年达14亿立方米，预计全年煤层气产量将超过30亿立方米。

截止2013年上半年，煤层气探明地质储量5429亿立方米，“十二五”前2年所获煤层气地质探明储量是“十一五”的2.5倍。全国共钻各类煤层气井12540余口，其中2011年至2013年7月，钻井7000余口，大大超过“十二五”之前全国煤层气井的总和。近3年的全国投入煤层气资金占历史总投入的70%左右。

尽管成绩喜人，但其间的隐忧依然不能被忽视。

“寄生式”发展背后的隐忧

随着近些年地面钻井开发利用煤层气的热度增高，钻井数、探明储量快速增长，管网建设紧随其后，投资力度明显加大。但是产量增长的背后，其经济效益不尽如人意，与国外相比差距很大。

美国从上世纪五十年代开始研究、试验地面开采煤层气，八十年代初进入快速发展期。以1995年为例，美国共有煤层气生产井约1万口，年产量250亿立方米，煤层气经济可采储量3600亿立方米。此期的两大煤层气生产基地中，圣胡安盆地平均煤层气单井日产2万立方米，黑勇士盆地平均单井日产3000立方米。

中国煤层气80%以上储量和产量来自山西省。全国约7950余口开发生产井，年产量仅25~30亿立方米，动用煤层气储量940亿立方米。只有在山西省沁水盆地南部若干企业的煤层气井产量高、效益好。一些效益好的煤层气企业井平均单井日产3400立方米。此外，估计全国煤层气开发生产井（含水平井）平均产量仅500~600立方米/日。

据媒体报道，某油企的2000余口煤层气井，700口不出气，其他出气井最高日产仅1000立方米，最低日产200立方米，丛式井平均出气量也仅为300立方米/日。如此状况，导致管理层紧急叫停，研究改进措施。

中国煤层气井普遍单井产量低，成本效益倒挂，使大部分煤层气企业依赖母公司，寄生式发展，这种状况可能打击企业投资煤层气的信心。煤层气的单井产量低直接导致全国煤层气总产量增长缓慢，近三年仅以每年约5亿立方米的速率上升，尽管井数猛增，也未能达到预期全国总产量，使完成“十二五”160亿立方米/年的规划目标极具挑战性。

因而成本效益成为当前中国煤层气产业面临的最大问题和隐忧。

症结所在

煤层气产业高成本运营的挑战主要源自中国煤层气资源的复杂性和难采性。

中国煤层气资源丰富，2000米以浅的资源总量为36.81万亿立方米。但是多数区块煤层气资源具有“低压、低渗、低饱和”及地质构造复杂的特点，构造煤、超低渗、深部煤层气资源等难采资源量占中国煤层气资源总量的70~80%。

中国煤炭资源丰富，可安全高效开采的占三分之一，经过技术改造能够安全高效开采的占三分之一，还有三分之一目前技术无法安全高效开采。因此，中国煤炭综合机械化开采虽然发展了数十年，所占比重仍远低于世界先进采煤国。

相比之下，中国煤层气资源与煤炭资源相似，其复杂性和难采性客观决定着经济技术可采资源量远低于总资源量，必须采取技术多样化，也需要精确的选择性开采。

在这一地质条件更加复杂的资源禀赋下，中国煤层气产业的技术进步未跟进。

美国从1956年在黑勇士盆地的橡树煤矿钻进第一口地面煤层气井，至1983年年产1.7亿立方米煤层气，历经27年的技术研究和储备。比如基础研究投入4亿多美元，美国天然气研究所还出版了《煤层气测试指南》、《煤层气储量评估指南》、《煤层气工程作业指南》等经典技术书籍。初期圣胡安盆地推广造穴完井，黑勇士盆地推广水力压裂，后期大力推广多分支水平井等适用技术。

在坚实的科技基础上，美国煤层气产业厚积薄发，得以迅猛发展。相比之下，中国从八十年代末、九十年代初，开始试验地面开发煤层气（以前也有个别试验），缺乏技术准备时间和足够的先期投入，基本照搬国外技术和沿用常规油气技术。

技术进步的跟进迟缓，无法突破阻碍提高生产效率的技术瓶颈，成为中国煤层气产业当前和长远的关键性问题。

此外，煤层气勘探开发作业不规范，有的企业未对地质状况深入研究、探查，未按勘探开发程序作业，盲目布置井群，造成大量煤层气井不出气或低产。有的企业在没有矿权的情况下，仓促钻井，试图进行掠夺式开采，勘探开发失败。有的企业排采工艺使用不当，致使一些煤层气井低产甚至报废。

急功近利的作业企业忽视甚至违背了煤层气的产气规律。一般情况下，煤层气井2~3年才能达到产气峰值，井网形成井间干扰，逐步提升产气量，水文地质条件等，也使有些低产井（群）可能需要相当长的时间，才能达产或高产，作业中需要有耐心和适时调整。

除了作业企业外，外围服务商也存在诸多问题。例如，由于监理队伍不负责，工程承包商在完井、压裂过程中作业不达标、偷工减料，为害匪浅。

对策建议

众所周知，开发利用煤层气有利于增加洁净的新能源，有利于环保和煤矿安全生产，具有巨大的综合社会和经济效益，意义十分重大。经过二十余年的试验开发，中国煤层气产业已具备一定的社会、政策、资金和技术基础，技术瓶颈只是一段历史时期的现象，应当、也是必须能够克服的。

产业创新不能像狗熊掰棒子，摘一个扔一个，全社会都应坚定信心，克服困难，使利国利民的煤层气产业最终发展成功。页岩气、致密气等非常规能源尚处于初期阶段，需要相当长的时间和过程，而当前煤层气是最现实的可开发资源，应作为国家非常规能源优先发展的重中之重。

对于煤层气企业而言，要根据中国的实际情况，发展煤层气产业要地面开发与煤矿井下抽采并重。地面开发要强调规模化、产业化，产量占主导地位；井下抽采要提高利用率，减少排空。要大力进行科技创新，研究出符合国情的煤层气技术体系。

根据中国的煤层气资源条件，尽快研究、试验出适用的煤层气勘探开发系列技术，特别要适应占多数资源的难采煤层气田。在消化、吸收、改进国外相关技术的基础上，着力创新技术和工艺。比如借鉴煤矿井下邻近层抽采和采动区抽采瓦斯的概念，研究在煤层顶、底板钻水平井、定向压裂抽采煤层气，以及震动法提高渗透性、采用优选压裂液和新型大排量专用泵等新技术、新工艺、新装备。

开发煤层气的企业，一定要严格按规范和程序作业，提高科学性，避免不必要的损失。同时，必须加强现场作业的管理和监理。

油气企业和专业煤层气企业是地面开发煤层气的主力军，特别是拥有技术和资金的中石油、中石化、中海油三大石油公司，在中国煤层气产业发展的关键时刻，勇于担当，迎难而上，继续大力投入煤层气开发利用。在技术创新、先期投入方面要走在前面，不能只吃别人的成果，只打死老虎。

对于煤炭企业而言，要在继续加强煤矿井下煤层气抽采利用，同时加强煤矿区煤层气的地面抽采，加强与专业煤层气公司和油气企业的合作，优势互补，互利双赢。

此外，在煤层气对外合作中，各企业要加强引进技术和智力为主，督促外企加大投入、加快勘探开发速度、清理和杜绝违规、违法企业。

对于国家层面而言，在国家科技重大专项中，要增加难采煤层气示范工程和能够有效提高单井产量的技术研究项目，力争使科技与生产实践更紧密的结合，真正做到以科技进步，推动煤层气产业发展。

必须合理规划生产区和规范作业。在全国范围内，合理规划煤层气开发部署。首先集中优势兵力，加快开发现有技术可有效开发的探明储量区，如沁南、阳泉、保德、柳林、三焦等区块，尽快建成若干煤层气生产基地。为研究试验难采煤层气资源的系列技术，预留一定时间和空间。

此外政府要加大扶持。政府以政策导向，激励社会投资煤层气开发利用的积极性，使企业投资煤层气有利可图。

目前，政府两方面政策措施十分必要。一是提高财政补贴额度，从每开发利用1立方米煤层气，补贴0.2元，增至0.6元，像美国实施的退税补贴一样，财政补贴数额占煤层气售价的50%左右。

在增加扶持的同时，更要制订和完善法规，维护矿业秩序，保障矿权人的合法权益，为煤层气产业健康发展保驾护航。充分发挥各方面开发利用煤层气的积极性。

民营企业是有活力的生力军，政府应创造良好的社会环境，破除“玻璃门”，使其发挥应有的作用。比如某些民营煤层气技术公司已经拥有相当的技术实力，这样优秀的民营团队，多年苦苦企盼能够与央企获得同等资源的机会。

中国煤层气产业正处于发展的重要时期，前景光明、道路曲折，在政府的指导和支持下，全社会共同努力，中国煤层气产业一定会进入健康、快速、可持续发展的轨道。