煤层气，这个备受关注又偶尔让人倍感无奈的非常规天然气产业，就像很多事情一样，大家都知道它很重要，但具体到现实层面，总有一些绕不过去的门槛让它的重要性打了折扣。眼看“十二五”已经过半，煤层气“十二五”规划完成进度仍不容乐观，问题究竟出在哪儿？本报邀请国家能源咨询委专家孙茂远，从国外先进经验和历史沿革讲起，对煤层气产业的科技进步、补贴政策、对外合作等多方面进行剖析，力图找出问题所在。
上世纪70年代在煤炭部科技情报所工作时，孙茂远先生成为我国最早跟踪研究国外煤层气开发情况的专家之一，1994年他创建煤炭部煤层气信息中心并兼任主任，1996年参与创建中联煤层气公司，后历任总经理、董事长。作为煤层气开发“十一五”和“十二五”规划编制组组长，他曾多次向党中央、国务院建言献计，他参与了绝大多数煤层气开发利用相关政策的制定，他1995年提出的“先抽后采”、“先采气、后采煤，在规划上采气采煤一体化”的思路已成为我国煤层气开发的基本原则之一。作为我国煤层气产业第一人，孙茂远先生的系列文章既呈现了煤层气产业鲜为人知的历史，又有多年来对煤层气行业的深度透彻思考，资料详实、观点鲜明，值得读者研读。
截止到2012年，我国煤层气钻井总数12547口，其中生产井7000余口。2012年，我国煤层气总产量126亿立方米，其中地面煤层气产量25.6立方米。截止到2013年11月底，全国煤层气产量124亿立方米，其中地面煤层气产量26.7亿立方米。我国“十二五”煤层气开发利用规划目标，全国煤层气产量300亿立方米，其中地面煤层气产量160亿立方米。就目前情况而言，完成“十二五”煤层气产量目标极具挑战性。我国煤层气产业化初级阶段面临困难期、调整期和破关期。
美国1983年煤层气产量仅1.87亿立方米，1995年猛增至270亿立方米左右，其间煤层气生产井仅1万余口。除了政府有效的经济政策激励因素之外，科技进步发挥了巨大推动作用。与之相比，我国煤层气井总数不少，平均单井产量低，显然技术因素是最大的瓶颈，成为制约煤层气产业快速发展的最大障碍。迅速提高科技水平，提高单井产量，释放产能乃是当务之急。
据不完全统计，至上世纪九十年代初美国政府投入煤层气勘探经费达60亿美元，美国天然气研究所获得政府煤层气基础研究经费就达4亿美元左右。
美国煤层气科技厚积雄发、因地制宜、效果彰显
1956年，美国阿拉巴马州黑勇士盆地橡树煤矿钻出第一口煤层气生产井，同期开始研究地面开采煤层气。美国天然气研究所专门研究、试验煤层气开发技术，八十年代初期已出版此后广泛应用于工程实践的经典技术书籍，如《煤层气测试技术指南》、《煤层气储量评估指南》、《煤层气钻井工程作业指南》等。据不完全统计，至九十年代初美国政府投入煤层气勘探经费达60亿美元，美国天然气研究所获得政府煤层气基础研究经费就达4亿美元左右。
美国煤层气资源地质条件优越，以企业为主体的煤层气开发试验因地制宜，效果显著。如黑勇士盆地大量采用垂直钻井加水力压裂技术，1995年煤层气产量约40亿立方米，平均单井产量3000立方米/日左右。黑勇士盆地的地质条件与我国山西沁水盆地南部部分区块类似。
位于科罗拉多州、新墨西哥州、亚利桑那州和犹他州的四角地区附近的圣胡安盆地，面积19425平方公里，是世界最具煤层气生产能力的区域。圣胡安盆地的中煤阶煤层气资源的开采中，广泛采用裸眼洞穴完井技术，1995年煤层气产量约200亿立方米，平均单井产量2万立方米/日以上。同期圣胡安和黑勇士两大盆地煤层气产量约占美国总产量94%。
在美国怀俄明州东北部和蒙大州东南部的粉河盆地，由于该盆地为褐煤区，煤层渗透率高、覆盖层浅，采用非压裂排采技术，2007年煤层气产量也高达113亿立方米。此外，在科罗拉多州东南部和新墨西哥州东北部的拉顿盆地、犹他州的尤因塔盆地和东、西弗吉尼亚州的阿巴拉契亚煤盆地也都根据各自的资源条件，采用适宜的开发技术。值得注意的是近十多年，美国煤层气生产越来越多地采用多分支水平井技术。
从八十年代初开始，美国在阿拉巴马大学一年一度召开煤层气国际技术研究会，交流和推广新技术。
近些年美国的页岩气产业迅速崛起，也是经历数十年科学研究和技术探索之后，进入开发生产期才如此发展迅猛。美国煤层气、页岩气产业厚积雄起，因地制宜的经验值得借鉴。
2005年以前，我国仅钻地面煤层气井307口，2006~2009年，每年平均增长700余口煤层气井，2009-2012年每年平均增加3000余口井，至2012年底，全国煤层气井总数达12500余口。
我国煤层气地面开发及科技进步
我国于1967年，在抚顺老虎台煤矿钻探第一口地面煤层气井。八十年代以前，曾在抚顺、阳泉、焦作、丰城、白沙矿务局打过41口地面抽放钻孔，有的还进行了压裂试验，均未取得生产性效果，地面开发煤层气未列入国家科研项目。
八十年代末，国家计委首次将煤层气勘探开发研究列入“八五”科技攻关项目。原能源部于1989年12月在沈阳召开了第一次“煤层气开发研讨会”，启动煤层气地面勘探开发的新局面。
九十年代初，联合国开发计划署（UNDP）资助我国的《中国煤层气资源开发项目》，由原煤炭部管理和组织实施，包含煤科总院西安分院承担的《中国煤层气资源评估项目》和开滦、松藻和铁法矿务局承担的煤层气开发示范工程项目。1994年，美国环保局与我国煤炭部合作，成立“煤炭工业部煤层气信息中心”。这批项目对我国煤层气开发利用初期有很大影响和推动作用。
1996年国务院批准由煤炭部、地矿部、中国石油天然气总公司联合组建全国性的中联煤层气有限责任公司，该公司在国家计划中单列，享有对外合作开采煤层气资源专营权，由此揭开中国煤层气产业的新篇章。目前，我国煤层气勘探开发大致经历四个阶段：
1989年以前，以煤矿井下瓦斯为主，个别探索地面开发。
1989-1995年为资源评价与技术引进期。
1996-2006年为先导性试验期。
2006年至今为煤层气产业化初级阶段。
2005年以前，我国仅钻地面煤层气井307口，2006-2009年，每年平均增长700余口煤层气井，2009-2012年每年平均增加3000余口井，至2012年底，全国煤层气井总数达12500余口。
2005年2月17日，时任发改委主任马凯主持，由张国宝、王晓强副主任、8个司、局领导和科技部、财政部及相关企业研究我国煤层气开发利用情况并颁发会议纪要，确定成立煤层气国家工程研究中心、批准沁南煤层气开发利用产业化国家示范工程、制定全国煤层气开发利用规划及争取优惠扶持政策等重大事项，吹响了我国煤层气开发利用新的进军号角。
全国“十一五”规划中期之前，国家资助的煤层气项目、示范工程项目及勘探经费，虽然数额不大，对摸清我国煤层气资源家底，掌握常规煤层气开发技术和加大勘探开发力度却颇有裨益。
全国“十一五”规划中期之后（2008年以后），实施《大型油气田及煤层气开发》国家重大科技专项，无论从资金支持力度和项目设置方面都空前大幅超越，效果明显：
（一）形成了两个千亿方大气田。
①沁水盆地煤层气气田：截至2012年底，沁水盆地煤层气累计探明地抽储量4083.8亿立方米，钻井共计6000余口，年产量23亿方左右。
②鄂尔多斯盆地东缘煤层气田：截至2012年底，探明地质储量约1376.1亿立方米，钻井共计3000余口，建成产能21.3亿方，年产量2亿方左右。
（二）初步形成适宜于我国煤层气特点的高煤阶煤层气勘探开发技术系列，为我国煤层气产业的发展起到比较重要的技术支撑作用。
（三）初步形成适宜于煤层气低压、多井、复杂地形条件的地面集输技术系列，包括适宜于规模化开发条件的“多点接入、柔性集输”技术、适宜于远端井的主动增压技术、适用于偏远井的撬装液化技术。
（四）建立三区联动的煤层气（煤矿瓦斯）立体递进抽采模式，实现了“三区”煤层气抽采关键技术及其配套工艺的创新以及矿井下煤层大面积精确高效低成本抽采。
（五）基于煤层气压力传播及区域降压基本原理、以实现保护储层和获得理想产量为目标、总结出了适宜于我国煤层气特点的“稳定、连续、长期”排采的技术工艺体系。
（六）研发成功具有自主知识产权的系列煤层气开发配套工具和装备，包括旋转磨料深穿透射流装置、远距离穿针工具、电子波地质导向工具、煤层气模块化专用钻机、连续管成套装备。
（七）以提高单井产量为目标的新技术试验取得初步突破，包括U型井分段压裂技术、双台阶水平井技术、顶板梳状水平井技术等。
（八）培养了一大批煤层气专业队伍，“十一五”末至“十二五”期间，新增煤层气专业人员约占总人数的2/3。
（九）仅中联煤层气公司就获得国家能源科技进步一等奖、中国煤炭工业协会科技进步一等奖、二等奖、三等奖各一项，申报专利31项（包括26项发明专利、5项实用新型专利），已获得授权10项。
我国煤层气资源总量约为36.81万亿立方米，但是构造煤、超低渗、深部及低阶煤煤层气资源量占70-80%，地质构造复杂，难采程度高。对我国煤层气资源的复杂性、难采性认识欠缺、准备不充分，急于求成，屡受挫折。
我国煤层气产业科技进步的不足及建议
虽然我国煤层气产业科技进步取得一定成果，仍然存在很多不足，提升空间很大。
（一）对我国开发利用煤层气的意义和困难强度认识不足。
众所周知，开发利用煤层气有利于环境保护、煤矿安全生产和增加洁净的气体能源，对于我国这样一个长期以煤炭为主的能源生产和消费大国而言，具有特殊重要意义。现实中，对我国煤层气开发利用的必要性认识不到位，甚至许多油气界和业内领导都缺乏煤层气产业非建成不可的理念。
与世界相关国家对比，我国煤炭和煤层气资源条件困难，据专家分析，我国三分之一煤炭资源利用现有技术可能安全高效开采，三分之一煤炭资源经过提升现有技术可以安全高效开采，三分之一煤炭资源在可预见的技术条件下无法安全高效开采。因此，国外先进采煤国家七十年代就实现百分之百采煤综合机械化，我国迄今为止，采煤综合机械化的煤量不足50%。我国煤层气资源总量约为36.81万亿立方米，但是构造煤、超低渗、深部及低阶煤煤层气资源量占70-80%，地质构造复杂，难采程度高。对我国煤层气资源的复杂性、难采性认识欠缺、准备不充分，急于求成，屡见挫折。如某油气企业开采西北部构造软煤区煤层气资源时，仓促布井1000余口，只有20%的煤层气井产气量达800立方米/日的最低合格标准。开发失败或成果不理想，致使一些人产生畏难退缩的情绪，转而又钟情于常规油气和煤炭的开发。甚至有人提出《大型油气田及煤层气开发》国家科技重大专项去掉“煤层气开发”改为其他，煤层气项目减项调整。
（二）科技投入远未到位。
首先，与美国相比我国煤层气缺乏大规模勘探开发之前的预研究、试验，初期基本照搬国外技术，摸着石头过河，边干边研究。
第二，除了《大型油气田及煤层气开发》国家科技重大专项之外，煤层气科技项目既少又不系统，缺乏规划性投入。
第三，与常规油气和煤炭60余年的国家大规模、系统性科技投入相比，迄今为止煤层气科技投入可谓九牛一毛。
（三）科技项目的针对性和目标不强、不足。
总的看来，煤层气科技项目，特别是国家科技重大专项，需要增加针对不同地质、资源条件的适宜的个性化、系列化技术项目，以达到各种情况下煤层气生产井都能产气达标。目前，我国只有山西沁水南部（潘河）煤层气开发利用示范工程项目，200口煤层气井平均单产近4000立方米/日，高于美国黑勇士盆地煤层气井单产水平，但类似的示范工程太少，导致我国煤层气井的低产井和不产气井偏多。
（四）国家重大科技专项组织管理和综合效益有待提高。
《大型油气田及煤层气开发》国家重大科技专项牵头单位之一，中联煤层气有限责任公司没有发挥实质性、应有的作用，专项实施领导小组专职煤层气管理人员不足。该重大专项实施运作过程中，煤层气项目有淡化、削弱的趋向。重大专项与产、学、研结合，与《煤层气产业创新战略联盟》和煤层气（瓦斯治理）国家工程研究中心的结合不充分，没有发挥综合效益，形成多方合力。
综上所述，建议采取以下措施加强煤层气产业的科技进步。
1.面对困难，坚定信心，依靠科技进步助推煤层气产业。
针对我国的能源状况和开发利用煤层气的重要意义，坚决贯彻《国务院办公厅关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的意见》国办发[2013]93号文（简称国办93号文）的精神，无论困难多大，也要建成具有我国特色的煤层气产业。充分认识困难，不怕困难，有信心克服困难，要有发展煤层气产业长期作战的准备。《大型油气田及煤层气开发》国家重大专项的名称不易轻变，常规油气项目和其他非常规气（如页岩气）更不能挤占煤层气项目的权重，煤层气项目应得到进一步完善和加强。
2.继续加大科技投入。
除继续实施煤层气国家科技重大专项之外，建议国家继续加大对煤层气基础理论研究和关键技术及装备的研发支持力度，加大对煤层气产业创新战略联盟和煤层气研究机构的支持力度，支持产、学、研及研发和集成创新的能力建设，提高煤层气科技项目的规划性、系统性、持续性投入。科学把握煤层气科技投入的尺度，既尊重煤层气复杂性和困难性规律，也要严格投入产出考核。
3.加强煤层气科技项目的针对性和目标性。
关于加强煤层气科技项目针对性和目标性方面，以国家科技重大专项为例，宜针对我国煤层气产业发展布局和现状，增设若干示范工程项目，并围绕示范工程需求进行相关技术研发，以解决产业发展的几大重大关键技术。例如：
（1）淮南、淮北或河南、云南构造软煤煤层气开发技术示范工程；
（2）沁水盆地深部煤层气技术开发示范工程；
（3）西北低阶煤煤层气开发技术示范工程；
（4）滇东黔西多煤层煤层气勘探开发技术示范工程；
（5）鄂尔多斯盆地东缘含煤岩系“三气”共采示范工程（“三气”指煤层气、页岩气、致密砂岩气）；
（6）复杂条件下采气采煤一体化开发技术示范工程。
4.加强国家重大科技专项组织管理、提高综合效益。
建议《大型油气田及煤层气》国家重大科技专项进一步加强组织管理，特别要充分发挥煤层气项目牵头单位的作用。专项实施领导小组办公室与全国煤矿瓦斯治理领导小组办公室结合，充实煤层气项目管理人员，煤层气开发利用更好地为煤矿瓦斯治理服务。特别注意在我国煤层气产业的调整和攻关的重要时期，发挥煤层气科技进步保障和支撑作用，强化而不是淡化煤层气项目。倡导重大专项的实施过程中与产业技术创新战略联盟、产、学、研研究机构有机结合，形成合力，发挥综合效益。
早在1996年，原国家主席江泽民为中联煤层气公司成立题词：“依靠科技进步，发展煤层气产业，造福人民”。原总理李鹏同志题词“突破煤层气，开发新能源”。党和国家领导人的题词迄今仍发人深省，具有深刻的指导内涵。
（作者为国家能源委专家咨询委员会专家孙茂远）
