来源：新华社 冯源、贾真、刘铮
逐步扩大的我国天然气供需缺口将由煤层气弥补，作为世界第三大煤层气储量国，我国煤层气拥有巨大的潜力和市场，已开始走向商业性开采。
我国煤层气家底基本摸清
开采煤层气具备三重效益。从经济上看，2003年，我国天然气首次出现供需缺口，到2020年，我国天然气消费量将达到1800亿立方米，占世界总量的 10－12％。2010年我国需进口300亿立方米，2015年进口量将升至约400亿立方米。主要成分同为甲烷的煤层气是天然气最现实的战略接替能源。从环保上看，2020年以后我国将面临温室气体排放限制，而甲烷的温室效应比二氧化碳高21倍，在煤炭开采过程中，大量甲烷会无效地排放到大气中。从安全上看，地面开发利用煤层气将从源头上降低煤层中瓦斯的储量，避免煤矿开采过程中巷道瓦斯浓度快速升高。
由中石油和中煤能源集团联合组建的中联煤层气有限责任公司是我国唯一的煤层气骨干企业，享有对外合作开采煤层气资源的专营权。在此前召开的第七届中美石油天然气工业论坛上，中联公司科技管理部主任范志强介绍说，目前我国煤层气资源总量为36.7万亿立方米，与陆上常规天然气的资源量相当，仅次于俄罗斯和加拿大，名列世界第三。
中联公司国际合作部主任张国良说，我国在地质史上有四个聚煤期——Ｃ－Ｐ（石炭－二叠系）、Ｐ2（晚二叠系）、Ｊ1－2（早中株罗系）和Ｋ1（早白垩系）。这4个聚煤期也是煤层气开发的重点层位。按埋深分布，2000米埋深以浅的煤层气资源量为31.46万亿立方米，1000米以浅的又占其中的三分之一。而从地区看，中东部地区约占资源总量的75％。
据介绍，我国目前已经掌握了煤层气评价选区的基本方法和勘探开发的关键技术，确定和筛选了重点有利的煤层气开发区：沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘。我国重要的两条天然气管线也经过多个煤层气富集区：西气东输管线从源头的新疆塔（里木）北煤田、准（噶尔）南煤田开始，向东经过鄂尔多斯盆地、沁水盆地、豫西煤田直到两淮（淮南、淮北）矿区，共六个主要煤层气富集区，并在山西八角、河南郑州和安徽两淮留有分输口，陕京管线则经过山西的河东煤田和沁水盆地北侧，并在山西柳林留有分输口。这为煤层气产业的规模发展创造了有利条件和时机。
自营勘探加速推进
我国煤层气地面钻井始于上世纪90年代初期，但到 2005年全国煤层气井数已经是前8年的总和。大约56％的煤层气井位于山西和陕西地区。到2005年12月，我国共投入煤层气勘探资金约23亿－24亿元人民币，其中，国内自有资金投入约6亿－7亿元，中联公司通过对外合作引进国外资金近17亿元人民币。
中联公司有八个自营勘探项目，包括陕西韩城、黑龙江三江、辽中（抚顺、铁法、阜新）、黄河北（山东省）项目、寿阳（山西沁水煤田）项目、山西潘河示范工程项目、滇东黔西项目以及我国煤层气资源评价项目。
其中，山西柿庄南项目建立了沁南枣园煤层气开发试验井组，由15口井组成，所产煤层气除供一座800千瓦电站之外，还建立了一座日压缩能力3.6万立方米的压缩气站，用罐向河南林州和山西长治供气，日供气量1万－2万立方米，初步实现商业试生产。
山西潘河煤层气高技术产业化示范项目一期工程投资3.64亿元，钻井150口，年产气1亿立方米。其中3000万立方米用压缩气车外运，供山西晋城、长治和河南林州等市城镇居民使用，其余7000万立方米进入输气主干线，供山西临汾、运城等市工业使用。这一项目到2010年三期工程结束，年产能可达 6.8亿立方米，成为我国首个煤层气生产基地。
陕西韩城王峰－龙亭地区先导性试验项目目前已钻井6口，2006年拟新钻20口井，一期工程预计完成新增探明储量100亿立方米，2006年底建成2000万立方米／年产能，二期工程预计投资3.6亿元，最终形成年产能2亿立方米。
商业性生产已经揭幕
根据国家煤层气“十一五”规划，我国煤层气产业将以华北地区为重点，以山西沁水盆地南部煤层气高技术产业化示范工程项目和陕西韩城项目为突破口，开展系统的可行性评价研究，实施分阶段勘探和开发部署，有步骤地进行我国煤层气商业性生产基地的建设。
沁水盆地南部煤层气开发利用高技术示范工程属于综合治理瓦斯项目，其采取的煤层气地面开发利用模式已经建成。第一期已完成大部分工作量，将实现平均年产煤层气1.1亿立方米的示范商业生产规模，第二期将使平均年产气量达到3.795亿立方米，建成初具规模的煤层气田，第三期将使平均年产气量达到6.9亿立方米。
而陕西韩城项目是鄂尔多斯盆地南缘煤层气开发利用产业化示范工程的一部分，属于“先采气，后采煤”模式，目前已经钻井6口，2006年将钻井20口，一期工程预计形成生产能力5000万立方米，二期工程形成年产能2亿立方米。届时，将以韩城为起点，通过滚动开发建立鄂尔多斯盆地开发基地。
上述模式的另一个实验区是阳泉煤业集团。集团所属的6个生产矿井的煤层气年抽放总量达到2.52亿立方米以上，年利用量为为3407.3万立方米，利用率为13.5％，工程拟在阳泉煤炭规划区内率先在全国开展“先采气，后采煤”，利用多分支水平井技术在3 －5年内进行高强度采气，使气体采收率达到70－85％。目前已经施工试验井近100口，包括5个先导性试验井组。
目前，我国已经取得了煤层气商业性的产气突破，建立了示范项目，推进了我国煤层气从先导性试验阶段向产业化阶段的发展。截至2005年底，中联公司沁园枣园井组、中联公司沁南潘河示范区、中联－萨摩亚美中能源潘庄试验区和辽宁阜新井组已经获得了井组产能，并实现利用。
外资纷纷注入项目开发
内联外引开发煤层气已经是我国煤层气产业发展的趋势，我国将鼓励外商投资煤矿瓦斯抽采利用项目，并参与煤层气项目的技术合作及基础设施建设，推进煤层气项目上下游现代化发展。
截止到2006年4月底，中方与16家外方合作企业共签署煤层气产品分成合同27个，合同规定的最低义务投入超过11亿美元，实际完成投入1.8亿美元，其中2005年共签署煤层气产品分成合同3个，实际完成投入5800万美元。
目前，已经有15个项目正在开展施工。其中，山西保德、临兴、寿阳、马必、晋城、宁夏永利、贵州保田青山、湖北黄石、新疆硫磺沟9个项目正在进行垂直井钻井或水平井钻井，近期可望取得技术和产气双突破；山西三交北、沁源、柿庄南、云南恩洪、安徽潘谢东、江西丰城6个项目准备钻直井或水平井。山西柿庄南和晋城两个项目正在或者计划编制总体开发方案。2006年已签署了山西石楼南、三交和安徽宿州等3个合作项目，山西古交、大宁、陕西韩城、河南焦作、新疆后峡和湖南郴州6个合作项目正在或计划谈判。
据介绍，晋城潘庄项目合同区面积为150.8平方公里，对外合作企业为萨摩亚美中能源公司（美国），合同期25年，目前已经完成了150口井的外露，完成了总体开发方案设计和环境评估报告编制，建成了压缩气站，供晋城市民用，大部分气源将用于发电。
寿阳项目区块面积为1962.8平方公里，合作伙伴为美国康菲（Ｃｏｎｏｃｏ－Ｐｈｉｌｌｉｐｓ）公司和美国远东能源（ＦａｒEASTＥｎｅｒｇｙ）公司，目前已经完成了第二口多分支水平井的钻井作业，第三口的作业正在进行。
保德项目合同区面积约503平方公里，合作外方是雪佛龙德士古（Ｃｈｅｖｒｏｎ－Ｔｅｘａｃｏ）公司和必和必拓（ＢＨＰＢｉｌｌｉｔｏｎ）公司，目前已经累计完成10口勘探井，2006年计划投资900万美元，完成3口参数井和4组水平井试验井组，如果排采成功，将于2007年开始进行储量和总体开发方案的编制，争取在2008年进入大规模开发阶段，力争2010年建成年产能3亿立方米的大气田。
山西省离石市的三交项目区块面积448.2平方千米，合作外方是美国阿科（Ａｒｃｏ）公司，目前已完成20口煤层气参数和生产试验井和2个先导性井组，其中林家坪试验排采区最高日产气量达9800立方米，平均日产气量稳定在4500－6000立方米。
除了与外企合作开发外，煤层气开发利用外资的形式相当丰富。例如，中联公司正在实施中加注入二氧化碳提高单井气产量和二氧化碳埋藏的政府间合作项目。项目的执行计划是2002年8由由外经贸部、加拿大驻华大使馆、中联公司和加拿大联合体联合签署的。
2004年4月，双方已经成功完成了在沁水盆地南部ＴＬ－003井的野外二氧化碳注入试验，共向该井的目标煤层中注入193吨的纯净二氧化碳，实验证明煤层气采收率大幅提高，这一做法也适合二氧化碳长期埋藏。目前双方正在设计和模拟多井注入试验，计划在更多地区进行推广。中联公司将成为国内独家拥有这项先进技术的公司，这项技术也是我国煤层气产业长期发展的储备技术。
此外，中联公司与环保总局联合建立了煤层气ＣＤＭ（清洁发展机制）项目办公室，旨在促进我国煤层气项目进展，开辟利用外资新渠道，同时积极开展煤矿区内的对外合作，吸收国外技术和资金，积极利用亚洲开发银行、世界银行和其他国际金融组织的低息贷款。
一系列政策利好出台
今年初国务院办公厅下发了《关于煤层气（煤矿瓦斯）利用的若干意见》。意见内容包括强制性实施“先采气，后采煤”；对煤层气和煤炭资源进行综合勘查、评价和储量认定；限制企业直接向大气中排放煤层气，并对超标准排放煤层气的企业依法实施处罚；煤层气抽采利用项目建设用地，按国家有关规定予以优先安排；统筹规划煤层气和天然气输送管网建设，达到规定标准的煤层气可优先并入天然气管网及城市公共供气管网；进一步加大煤层气抽采利用的科技攻关力度，加大科技投入；对煤层气抽采利用实行税收优惠政策；地面直接从事煤层气勘查开采的企业2020年前可按国家有关规定申请减免探矿权使用费和采矿权使用费；煤层气抽采利用设备在基准年限基础上实行加速折旧；各级人民政府要积极筹措资金，为煤层气抽采利用项目提供资金补助或贷款贴息。
现行政策也对煤层气开发提供了一定优惠。《煤炭法》35条明确规定，“国家鼓励煤矿企业开发利用煤层气”。在税收政策上，中外合作开采陆上煤层气按实物征收5％的增值税，不抵扣进项税额；自营开采陆上煤层气增值税实行先征后返的政策，即按13％的税率征收，返还8％；中联公司进口国内不能生产或性能不能满足要求的，并直接用于煤层气勘探或开采作业中的机器设备、仪器、零部件和专用工具时，国家免征进口环节增值税。此外，煤层气勘查、开采登记管理实行一级管理制度，由国务院地质矿产主管部门负责审批与管理；减免西部地区的煤层气探矿权、采矿权使用费；煤层气开采的矿区使用费按陆上常规天然气对外合作规定交纳，年度煤层气产量不超过10亿立方米，免征矿区使用费。
目前，发展改革委已经批准了沁水南部煤层气高技术产业化示范工程项目，并正式批准同意成立煤层气国家工程研究中心。国土资源部也在煤层气新一轮资源评价、煤层气产业政策研究、煤层气战略选区项目等方面给予了更多支持。
“十一五”规划预示大发展
《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十一五”规划》已经获得通过，为今后煤层气发展提供了战略保证。在资源开采方面，我国煤层气产业将在“十一五”期间着重对几个已获取煤层探明地质储量的区块进行规模化商业性开发，对一些勘探程度比较高、资源潜力大的则以获取煤层探明地质储量为主要目标，并为进行开发利用阶段作准备。到2010年，全国煤层气产量达100亿立方米，其中地面开发煤层气产量50亿立方米，煤矿井下抽采煤层气50亿立方米，形成较为完善的煤层气产业体系。
而根据规划，我国煤层气的利用市场将基于有利资源区主要分布在中部的沁水盆地和鄂尔多斯盆地的情况，积极响应“中部崛起”发展战略，重点满足山西、河南、河北及京津的天然气需求，多余的煤层气将按照“资源就近”原则和“西气东输”原则，作为我国“西气东输”的主要补充，满足我国长江三角洲地区的需求。“十一五”期间主要建设9条煤层气输气管道，线路全长1390千米，设计总输气能力57.3亿立方米，建设总投资约 29.5亿元。
为此，我国煤层气在“十一五”期间将开发和利用一系列新技术，其中包括煤层气高渗富集区预测技术研究，“先采气、后采煤”理论与配套技术研究，煤层气水平井钻采工艺与增产技术研究以及煤矿瓦斯抽采与利用关键技术研究。后者则包括了保护层开采抽采瓦斯技术、开采煤层综合抽采瓦斯技术、地面钻井抽采采动影响区域和采空区瓦斯技术、突出煤层掘进抽采瓦斯技术，以及研究并使用大流量、高负压、高效率的瓦斯抽采设备。
