山西省煤层气（天然气）产业
"十一五"发展规划
本规划是山西省国民经济和社会发展第十一个五年规划的重要内容，是贯彻科学发展观，建设节约型社会，落实省委、省政府关于把山西建设成为新型能源和工业基地战略部署,进一步加快煤层气（天然气）产业化进程的专项规划，也是指导"十一五"期间全省煤层气（天然气）勘探、开发、利用的行动纲领。
一、煤层气资源及开发利用进展
山西煤层气资源十分丰富。作为优质能源和化工原料，煤层气开发利用对于改善能源结构、调整产业结构、保护生态环境，促进经济、社会可持续发展具有重要意义。近年来，在省委、省政府的高度重视和中外十余家企业的不懈努力下，山西煤层气开发利用已初具雏型。
（一）煤层气资源分布及基本评价
山西是煤炭资源大省，全省含煤面积5.66万km2，占国土面积的36%。做为煤炭的伴生资源，山西煤层气资源极为丰富，煤层气资源总量占全国的1/3,是我国最具开发前景的煤层气开发利用基地。
1.煤层气资源总量及分布
我国煤层气资源丰富。全国煤层气资源量约为31.46万亿m3，与陆上常规天然气相当，主要分布在中部和西部地区，其中，中部为20.08万亿m3,西部为7.99万亿m3，占全国煤层气资源总量的89.22%。
山西地处中部，是全国煤层气资源最为富集的地区，全省2000m以浅的煤层气资源量约10万亿m3，占全国的三分之一。在六大煤田中，除大同煤田属贫甲烷区外，沁水、河东、西山、霍西、宁武等煤田均有煤层气赋存，其中，沁水煤田和河东煤田煤层气资源量最大，分别为6.85万亿m3和2.84万亿m3，占全省煤层气资源总量的93.26%，是煤层气开发利用的两大战略重点（表1）。从山西煤层气资源的分布、开采条件和资源品质分析，山西煤层气资源有着分布集中，埋藏浅，可采性好，甲烷含量高（大于95%）等特点，具备大规模开发的资源优势，开发前景广阔。
2.主要煤田煤层气资源评价
沁水煤田面积32000km2，主力煤层为山西组3号、太原组9、15号，煤种主要为贫煤、无烟煤，埋藏深度300～600m，煤层总厚5-15m,平均10m 左右；含气量5.0-38.7m3/t,平均15.5m3/t；渗透率一般在1md以上；煤层气资源丰度1.7-2.8亿m3/km2。根据煤储层参数、煤层埋藏深度和地质构造等特点，本煤田可划分北部和南部两个勘探开发有利区块。北部有利区：包括阳泉、和顺、马坊、寿阳、盂县等城镇环绕地带。煤厚15m，含气量7～18m3/t,气资源丰度2.8亿m3/km2。南部有利区：指屯留、长子、阳城、沁水、安泽等县城联线范围，煤厚10m，含气量5～38m3/t，气资源丰度1.7亿m3/km2。
河东煤田面积约17000km2。主力煤层为山西组4、5号，太原组8、9号，煤种主要为气煤、肥煤、焦煤，埋藏深度400-1500m，煤层总厚8～25m，平均15m左右；含气量4.15～23.0 m3/t,平均12.64 m3/t；渗透率最高达1-10md，平均为3.2md;含气饱和度3.5～95％,平均75％; 煤层气资源丰度1.05～3.04亿m3/km2。本煤田可划分出2个勘探开发有利区。中部有利区：包括三交北与三交区块的中西部、柳林区块、石楼区块北部。该区煤层埋深适中，煤层厚度大，渗透率高，含气饱和度高达80%，是近期煤层气勘探开发的重点区。南部有利区：位于大宁-吉县区块中部，煤层总厚达16米，含气量11-23.4 m3/t，含气饱和度76.5-90.8%,具有高压、高渗、高含气量、高饱和度的"四高"特征，为河东煤层气田勘探开发的首选区。
3.重点矿区井下煤层气资源特征
阳泉矿区位于沁水煤田北部，总面积2668km2（含远景区和后备区），煤层气资源量约为6448亿m3，吨煤含气量7.13-18.17 m3/t ,平均17.2 m3/t;瓦斯绝对涌出量27.76-324.1m3/min,抽出10.08-76.27%, 压力0.2-1.5Mpa, 属易抽煤层。现有13对生产矿井，其中除一对为瓦斯突出矿井外，其余全部为超级瓦斯矿井，为井下煤层气重点抽采地区。
晋城矿区位于沁水煤田南部，面积6206km2(含远景区和后备区)，煤层气资源量约6112.52亿m3 ,吨煤含气量12.0-28.7 m3/t,平均为18 m3/t, 压力一般在0.2-1.5Mpa,局部可达1.9 Mpa, 瓦斯绝对涌出量15-386m3/min ，抽放率35-40%,属可以抽放-易抽放煤层。现有7对生产矿井,寺河、成庄属高瓦斯矿井，为井下煤层气重点抽采地区。
潞安矿区位于沁水煤田东部边缘中段，面积2297km2（含远景区和后备区），煤层气资源量约为1575.95亿m3 ,吨煤含气量7.17-18.0 m3/t, 压力0.1-0.5Mpa, 瓦斯绝对涌出量15-63.54m3/min ，最大抽放率9.4%,属可以抽放-较难抽放煤层。现有3对矿井属高瓦斯矿井。
西山矿区位于山西省中部，面积458.8km2，煤层气资源量约为1260亿m3 ，吨煤含气量2.62-15.49 m3/t, 压力0.11-1.9Mpa, 瓦斯绝对涌出量54.17-183.1 m3/min ，抽放率16-72.2%,属可以抽放-易抽放煤层。现有6对生产矿井，其中高瓦斯矿井4对。
离柳矿区位于河东煤田中南部，煤层气资源量约为695亿m3 ，吨煤含气量15-23 m3/t, 压力0.92-1.7Mpa, 瓦斯绝对涌出量26.78-191.592m3/min ，抽放率12.95-20%,属可以抽放煤层。现有4对生产矿井，其中除沙曲矿为突出矿井外,其余均为高瓦斯矿井。
（二）"十五"期间煤层气产业进展
20世纪80年代末期以来，国家对煤层气勘探开发力度的逐步加大，山西以其独特的资源优势，吸引了众多的国内外开发企业。特别是"十五"期间，随着经济快速发展，能源供求日益紧张，环保压力日益增大，同时煤炭安全问题倍受各级政府和社会广泛关注，特别是开发利用技术进一步提高，山西煤层气资源勘探、开发取得了重大进展。
1.煤层气资源勘探取得突破性进展
随着地质勘探力度的不断加大，山西煤层气资源勘探取得突破性进展，成为我国煤层气资源勘探范围最大，勘探程度最高，探明储量最多的省区。目前，沁水、河东等煤田已登记煤层气区块面积达28303km2。其中，沁水煤田13663km2，占沁水煤田总面积的43%；河东煤田13526km2,占河东煤田总面积的79%（见表2）。已施工煤层气勘探钻孔159口，获国家批准煤层气勘探探明储量达750亿m3，可采储量395亿m3。其中，中联煤层气有限责任公司在沁水煤田南部获得402.19×108m3探明储量，可采储量达218.39×108m3;中国石油天然气集团公司获得353.26×108m3探明储量，可采储量为170.13×108m3;山西阳泉煤业集团获得井下抽采煤层气探明储量191.34×108m3。这是我国首次通过国家级认定的煤层气资源评价报告，为山西煤层气产业的发展奠定了资源基础。同时，大宁-吉县、柳林、三交、寿阳等区块煤层气勘探也取得了很大进展，具备了申请储量的条件。
2.地面煤层气开发利用取得较大进展
自20世纪90年代以来，随着地面煤层气开采技术的引进，山西地面煤层气开发利用发展迅速。截至2004年，中外十余家企业在山西沁水和河东煤田已施工各类煤层气井159余口（见表3），单井日产气量平均在500～4000m3/d，最高达16000m3/d。山西煤层气勘探开发对外合作日益广泛，目前，在山西省从事煤层气勘探开发的外国公司达7家，签订对外合作合同13个，合同面积超过2万km2，施工钻井122口。
近年来，山西地面煤层气勘探开发呈现快速增长势头。晋城无烟煤矿业集团与美国美中能源公司、中联公司合作开发的潘庄井田地面煤层气项目获得较大进展，已完成30口地面井钻井压裂任务，日产量达3万m3以上，煤层气置换水煤气工作已在晋城无烟煤矿业集团全面
展开。中联公司沁水盆地南部煤层气开发利用高技术产业化示范工程项目已获批准，该项目总投资3.45亿元，2005年计划钻井100口，年产气量达1亿m3以上。河东煤田柳林区块已施工钻孔7口，并进行了长达1280天试采，累计产气220万立方米，控。制储量120亿立方米。
"十五"末，山西省地面煤层气开发产能达到2亿m3左右
3.井下煤层气抽采利用规模日益扩大
山西煤矿井下煤层气（瓦斯）抽采利用可追溯到20世纪50年代末，阳泉煤业集团利用井下抽放瓦斯气供居民生活使用。近年来，山西煤炭企业以煤矿安全为中心，加大了煤矿井下煤层气抽采利用力度，利用规模日益扩大，截止2004年，仅阳泉和晋城矿区，井下煤层气抽放钻孔累计长度125.34 万m，建成井下煤层气抽采利用管网147.15km，地面输配管网260 km,年抽采量4.11 亿m3(折合纯甲烷),年利用量2.5亿m3。全省高瓦斯矿区已基本建立井下抽放系统和地面输配气系统，2004年全省瓦斯抽放量达19.37亿m3。
2004年，利用亚行贷款山西煤层气利用项目，包括寺河井下煤层气抽放、12万kW煤层气发电、内部电网改造、晋城市燃气输配和输气管道项目已全面展开，该项目总投资约20亿元人民币，为国内最大井下煤层气抽采利用项目，这标志着山西井下煤层气抽放利用进入了一个新的发展阶段。
4.输气管网建设已初具规模
随着国家"西气东输"工程的实施，山西输气管网从无到有，目前，已建成输气管网6条，达1224.5km。
(1)国家级天然气干线管网
西气东输天然气管道该管道设计年输量120亿m3。从永和关入晋，经永和、蒲县、浮山、沁水，由阳城入河南,管线长328km(山西境内)，留设临汾、阳城2个分输口。
陕京一线管道该管道设计年输量33亿m3。从保德的入晋，经神池、应县、浑源，由广灵入河北，管线330km（山西境内），留设神池清管站和北曹山分输站。
陕京二线管道该管道设计年输量120亿m3。从兴县入晋，经岚县、静乐、阳曲，由盂县入河北，管线长260km（山西境内），留设岚县、大盂、盂县3个分输站。
（2）省内已建成和在建输气主管网
临汾-河津天然气管道该管道以西气东输临汾分输口为起点，经侯马、新绛、稷山，至河津，全长140km,留设侯马、新绛、稷山3个分输站。
应县-金沙江-大同天然气管道该管道始于应县北曹山分输站，经怀仁金沙滩，至大同，全长113km，留设怀仁分输站。
盂县-阳泉天然气管道该管道始于陕京二线盂县分输口，止于阳泉末站，全长53.5km。
在建煤层气和天然气管线2条，即大盂-忻州-原平90km天然气管线和沁水-晋城、阳城、泽州90km煤层气管线，将在2005年和2006年投入运行。
随着输气管网建设的加快，朔州市城区已于1997年实现供气，平鲁区于2002年实现供气；2005年大同、盂县、河津等县、市荷华泽铝电实现供气；2006年实现忻州、原平、定襄、榆次、太谷、祁县、平遥、运城、闻喜及晋北铝厂等大型工业用户可望实现供气。（表4）（三）煤层气产业发展存在的问题
我国煤层气开发利用虽然经历了十多年的发展历程，煤层气勘探开发取得了重要进展，煤层气产业化进程加快，取得了一定的成绩。但是，对煤层气开发利用的认识上始终停留在为煤矿安全生产服务的附属地位，对煤层气开发利用在改善能源结构、调整产业结构、提高资源利用水平、保护生态环境等方面的重要性缺乏足够而深刻的认识，未能真正将其做为新能源、新产业对待，在产业政策、资金投入、技术研发等方面给予足够的重视，从而造成许多突出的、深层次的问题，严重影响到煤层气产业有序、健康发展。
1.政策法规不健全
目前，我国已出台的涉及煤层气开发利用的政策、法规，基本是比照常规天然气制定的，没有出台专门针对煤层气产业勘探、开发、利用各个环节的完整的政策法规和优惠鼓励政策。与发展成熟的常规天然气工业相比，煤层气产业有着高技术、高风险、高投入、经济效益低的特点。由于政策体系不健全，从而影响了中、外企业开发煤层气资源的积极性，在很大程度上影响了煤层气产业的发展。
2.缺乏统一的规划
由于国家有关煤层气产业发展的法律规章制度滞后，资源开发和产业发展缺乏系统的规划，致使现已进入煤层气开发领域的各行业相互封锁、多头规划，开发企业随意布点、无序建设和强占地盘现象十分突出。规模小，布点散给产业化开发利用带来系列矛盾和问题。如我省境内17个重点煤层气资源区块均由中联公司、中石油等企业登记，普遍存在着登记面积过大、投入过少、勘探开发进展缓慢等问题，限制了有实力的企业进入，妨碍了地方积极性的发挥。
3.资源管理体制不顺
我国对煤层气资源开发实行国家一级统一管理。这一制度有利于国家对煤层气资源的统一规划与管理，但在实际工作中造成了同一煤田内煤层气资源与煤炭资源登记重叠，煤层气开发与煤炭开采相脱节，即矿权与气权分置问题。也造成了山西在煤层气开发方面缺乏应有的主导权，致使省级与国家煤层气开发利用部署无法有效衔接和推进。直接影响到山西煤炭工业发展和山西煤层气开发利用企业的积极性。
4.价格机制不完善
煤层气产业是新兴产业，还未形成稳定的供求关系，市场机制对价格的调节作用还不完善。国家现行的"煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定"的政策，在实践中，由于各方对政策理解不一致，加之国家对上中下游煤层气价格政策不统一，致使一些开发企业脱离现阶段市场实际和违反市场定价规则制定产地井口价格，导致山西在煤层气中、下游开发利用项目建设上举步维艰，严重影响到山西煤层气开发利用和用气市场的稳定。
5.资金投入不足
煤层气产业是一种高投入、高风险的产业，在勘探开发初期阶段，所需投资很大。但目前国家、地方和企业在煤层气勘探开发利用上的投入上均严重不足，远不能满足煤层气产业发展的需要。同时，作为主要投资来源的国内外战略投资者，受国家煤层气对外专营政策的影响无法顺利进入，国内外企业对煤层气的投资和开发积极性受到限制。此外，山西各部门用于煤层气产业发展的资金少且分散，使得投资缺乏成为制约山西煤层气产业发展的瓶颈之一。
6、缺乏必要的激励机制和约束机制
煤矿井下瓦斯书煤层气和空气的混合物，是一种清洁高效能源。由于抽采利用需投入大量资金，加之目前国家尚未出台煤层气排放约束政策，许多煤炭开采企业将井下瓦斯大量向大气排放，既浪费了资源，又污染了环境。据测算，我省因采煤每年排放煤层气约60亿立方米（折合纯甲烷），而利用每年不足5亿立方米，约为排放量的1/12。若按每立方米1.0元计算，直接经济损失高达55亿元。
7、煤层气开发技术人、仍需进一步完善和提高
煤层气开发技术一直是制约煤层气产业发展的重要因素。由于我省煤层气资源的地质背景和赋存条件与美国等国别差别较大，国外开发技术难以奏效。随着大宁煤矿多分支水平井试验成功，标志着我国煤层气开发技术取得重大突破。但由于该技术属于试验阶段，大规模开展上时日。同时，常规开发井产气量有待进一步提高。
8、煤层气利用领域偏窄，煤层气化工技术支撑薄弱
煤层气是一种清洁能源和基本化工原料，煤层气精细化工转化是煤层气产业的重要组成部分。由于煤层气化工技术支撑薄弱，加之煤层气一直未能形成规模生产，目前地面煤层气仅以压缩行使公民用或做工业燃料，利用领域偏窄。研发或引进煤层气精细化工转化技术是煤层气产业发展的必然要求。
（四）煤层气产业化发展的有利条件
山西煤层气资源丰富，与其他省份相比开发与利用煤层气较早，积累了一定的经验与技术，具备煤层气产业化发展的基础。
1、煤层气资源丰富，具备规模开发条件
山西省煤层气资源量为10万亿m3，约占全国煤层气资源总量的1/3，相当于全国天然气资源总量的1/3。丰富的资源）气资源还有分布集中（仅沁水和河东煤田煤层气储量占全省资源总量的80%以上）、开发条件好（煤层深度适中，构造简单，含气量高）、勘探程度高（沁水煤田目前是全国勘探程度最高、开发潜力最好的煤层气气田）、现已勘探开发区域交通便利、经济发达等优势，更加有利于煤层气的规模开发与有效利用。
2、区位优势明显，市场前景广阔
煤层气是优质、高效、安全、清洁的能源，目前我国能源短缺尤其是石油、天然气严重不足，我省煤层气的开发可以弥补天然气资源不足。山西地处中部，紧邻京、津、唐等大中城市及能源紧缺的东部省区，具有明显的区位优势。同时，煤层气与石油、煤炭、焦炉煤气在许多应用领域可以相互替代，但是其燃烧效率要大大优于焦炉煤气和煤炭，而且作为化工原料生产甲醇。合成氨、甲醛、炭黑等还能产生更好的经济效益、社会效益，煤层气开发利用的市场前景十分广阔。
3、煤层气勘探开发技术取得突破性进展
山西省煤层气地面开采和井下抽放技术发展迅速取得了一系列显著成就。以晋城大宁矿区煤层气多分支水平井试验成功为主要标志的地面煤层气开发技术基本成熟，采空区煤层气抽采、低浓度煤层气提纯、乏风煤层气利用等井下煤层气抽放新技术也已引起国内外有关开发利用企业的关注，煤层气发电和民用燃气技术的完善使煤层气在这些领域的商业利用规模迅猛增长。煤层气上、中、下游各个层面技术上的突破性进展，将大大推动我省煤层气产业的发展。
4、清洁发展机制将促进煤层气开发利用
清洁发展机制的核心允许发达国家和发展中国家进行给予项目的"经证明的减排量"的转让和获得。我国政府对在提高能效和优化能源结构领域对清洁发展机制项目持积极态度。目前我省晋城煤业集团与山西省能源产业集团公司在利用清洁发展机制上有所进展。进一步充分利用清洁发展机制，可以使我省煤层气企业获得正常商业渠道无法获得的技术和国外资本，从而在一定程度上消解煤层气产业发展占障碍，加快发展速度，提高发展水平。
二、"十一五"期间煤层气（天然气）产业发展面临的形势
党的十六届五中全会通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十一个五年规划的建议》提出的"坚持以科学发展观统领经济社会发展全局，加快建设资源节约型、环境友好型社会大力发展循环经济"等要求，是"十一五"时期能源发展的重要指针。近年来，国际能源需求形势日趋紧张，石油价格不断飙升，引起世界各国高度关注。作为能源消费大国，中能源消费增长速度远大于生产发展速度，对外依存度大幅提高，2004年我国进口石油1.2亿吨，十年间增长了13倍，以开始影响我国的能源安全。按照2010年人均GDP比2000年翻两番的目标，能源供给需翻一番才能满足社会消费和经济增长需要。加之，环保压力日益增大，洁净能源的市场需求量激长，都是煤层气产业快速发展的重要机遇。
（一）煤层气（天然气）产业发展的宏观环境分析
从中国经济发展形势和能源结构的演变趋势分析，中国煤层气产业正面临飞速发展的大
好时机。在国家政策的强力推动下，山西煤层气产业的发展即将掀开新的一页。
1．宏观经济发展与能源供求形势
中国目前正处于经济社会快速发展的关键时期，"十一五"时期人均GDP将实现翻两翻目标，工业化和城镇化进程的加快，特别是重化工业、交通运输和物流业的快速发展，使能源需求量大幅度上升，洁净气体能源的比重将不断增加，国内油气供需缺口急剧扩大。据预测，到2010年和2020年天然气需求将分别上升至1000亿m3与2000亿m3，而同期国内产量只有700亿m3与1000亿m3，这给煤层气的发展提供了巨大的市场空间。煤层气是我国常规天然气最现实、最可靠的补充能源，开发和利用煤层气可以有效地弥补我国常规天然气在地域分布和供给量上的不足，同时对减少进口、稳定进口石油天然气价格，保障国家能源安全具有重要意义。
2．促进节约资源与改善环境状况
山西每年因采煤排放的煤层气约60亿m3，接近"西气东输"量的一半。煤层气排空不仅浪费了宝贵的能源资源，而且导致了全球气候变化与大气污染。煤层气（甲烷）的温室效应是CO2的21倍，对臭氧层的破坏是CO2的7倍，对臭氧层的破坏是co2的7倍。资料表明，我国因采煤每年向大气排放的甲烷气体达70氧-90亿m3，居世界第一。山西省开展环境空气监测的15个城镇的年均综合污染指数目前全部超过国家二级标准，临汾、阳泉、大同在全国131个重点城市中环境空气质量状况排倒数前三名，以煤为主的能源结构和能源的低效利用是造成大气环境污染的重要因素，开发利用煤层气必将有利于改善能源结构，有助于改善城市大气环境状况，提高人民群众的生活质量和生活水平。
3．煤矿安全生产的基本保障
煤矿瓦斯事故是煤矿安全生产的最大威胁之一。据不完全统计，全国约有1000余个高瓦斯和瓦斯突发矿井，占总矿井数的48%。历年来因瓦斯事故死亡的人数约占煤炭行业工伤事故死亡人数的30%--40%，占重大事故的70%--80%。在山西省，近2000年到2004年各类煤矿就发生瓦斯事故36起，死亡941人，占特大事故死亡人数的92.80%。在采煤之前将煤层气采出，可以使煤矿瓦斯涌出量降低50-70%，有利于改善煤矿安全生产条件，从根本上防止煤矿瓦斯事故，保证煤炭行业的持续、健康发展。
4．煤层气开发经济效益显著
煤层气开发利用有利于煤炭企业提高经济效益，为社会创造财富。首先，在采煤之前将煤层气采出，降低煤矿瓦斯涌出量，能减少矿井建设费用（可减少1/5-1/4）和生产（通风、防突）费用，从而提高煤矿的生产效率和经济效益。其次，煤层气作为一种优质高效能源和化工原料，具有极大的市场价值。按照目前我国石油天然气资源发现率计算（10%）,山西10.39万亿m3的煤层气资源总储量可获得约1万亿m3天然气，若按造目前天然气的中等价格（每方1元），将为山西创造1万亿元的财富。同时，煤层气产业的发展必将带动建筑、钢铁、化工与电力等相关产业的发展，增加就业机会，促进社会经济发展。可以预计，煤层气工业将成为21世纪山西省国民经济一个新的增长点。
（二）煤层气（天然气）需求形势分析
山西煤层气（天然气）市场需求预测是建立在对山西焦煤集团、长治煤气化、阳泉煤业、潞安矿业、晋城无烟煤矿业、亚美大宁煤层气（天然气）市场实地调研的基础上，采用主要耗气部门测算法，预测得出山西省2010年与2020年煤层气的总需求量达50.5亿m3与72.0亿m3（见表5）。
1．城市燃气需求预测
包括居民用气与公共福利用气。山西省城市燃气主要集中太原、晋城、潞城、长治、阳泉、榆次等中部和南部城市以及离柳、大宁等矿区。城市燃气是今后煤层气开发利用的主要方向，发展空间较大。预计2010年与2020年将达到13.33亿m3、18.49亿m3，在煤层气需
求总量中占到约27%与26%。
3.1亿m3,占总需求量的3%-
4.3%。
2．工业燃气需求预测
煤层气做工业燃料主要用于冶金、建材、机械等行业，用户主要集中在太原、长治、朔州、阳泉、临汾、吕梁等较大城市的工业企业中。预计2010年与2020年将达到15.83亿m3、16.59亿m3，在煤层气需求总量中占到约32%与23%。
3．化工需求预测
煤层气富含甲烷，可用于生产合成氨、尿素、甲醇及其下游产品，具有良好的经济、环境和社会效益。煤层气化工利用是山西省今后重点发展的产业，市场发展前景广阔。预计2010年与2020年煤层气化工转化将达到10.0亿m3、18.15亿m3，在煤层气需求总量中占到约20%与25%。
4．发电需求预测
山西利用煤层气发电较早，目前主要集中在潞安、阳泉、离柳、大宁等矿区，大规模利用受市场、运输及价格等方面的限制。预计2010年发电需要煤层气4.36亿m3,2020年达到5.67亿m3。
此外，预计2010年与2020年液化用气预计2010年与2020年将达到5.0亿m3、10.0亿m3，CNG汽车用气将达到1.50亿m3、3.1亿m3，这两种利用途径产量较小，发展空间不大。
6、周边省市场需求预测
据预测，河北省到2010年天然气总需求量为45-50亿立方米，而已落实气量仅为30亿立方米，缺口约15-20亿立方米。河南、陕西情况类似。按此预测，"十一五"期间，周边省天然气（煤层气）需求缺口可达50-60亿立方米。再考虑京、津、地区和山东省，则缺口更大。煤层气周边市场前景极为乐观。
三、煤层气（天然气）产业发展的指导思想和目标
丰富的煤层气资源、良好的发展环境以及广阔的市场需求，为山西"十一五"期间实现煤层气（天然气）产业化发展目标奠定了坚实基础。根据党的十六届五中全会精神，结合山西省情，提出"十一五"期间全省煤层气（天然气）产业发展的指导思想、基本原则和发展目标和重点。
（一）指导思想
"十一五"期间，山西煤层气（天然气）产业发展的指导思想是：以科学发展观为指导，以构建和谐社会、建设节约型社会为根本，以建设新型能源和工业基地，保护生命、保护资源和保护环境为目标，紧紧抓住国家实施中部崛起战略机遇，充分发挥资源优势，依靠科技进步和体制创新，全力推进煤层气产业发展，使之成为山西新型能源和工业基地的新兴支柱产业。
（二）基本原则
山西煤层气产业发展必须坚持以下原则：
1、资源为基础，市场为向导原则：在现有工作基础上，加大煤层气资源勘探力度，大幅度提高资源保证程度，为煤层气产业发展奠定坚实基础；同时，注重消费市场开发，扩大煤层气利用领域。
2、重点突破、适度集中和全面发展相结合原则：选择资源赋存条件好、保证程度高的煤层气区块，集中力量重点突破。"十一五"期间重点放在引进新技术，提高单晶产气量上。在取得经验后，全面推广。
3、地面开发和井下抽采相结合原则：井下抽采是煤矿安全生产的重要手段，现采矿井应
加大井下抽采力度，将矿井瓦斯含量降到安全水平；煤矿远景区和后备区应优先进行地面开发，真正使煤矿安全生产与清洁能源开发利用有机结合起来。
4、上、中、下游协调发展原则：煤层气勘探、开发（上游）、集输（中游）、利用（下游）是一个有机整体，上、中、下游协调发展是煤层气产业健康发展的关键，必须坚持统筹规划、协调发展原则。
5、分类区别，优质优用原则：地面煤层气甲烷含量高化工转化，近期应以大中城市民用和工业燃气为主，鼓励煤层气精细化工转化。井下煤层由于含有大量氧气、氮气、加压易引起爆炸，应以就近利用为主，用途为民用和工业燃料以及坑口发电。
6、改革开放、内引外联相结合原则：优化发展环境，创新发展模式，积极推广大煤层气领域的对外开放，打破垄断，以开放的思维、开放的胸怀、开放的举措加快煤层气产业发展，加强与国内外煤层气企业的战略合作。
7、优先本省利用，争取实现外输原则：煤层气是山西的重要清洁能源，其开发利用对改善能源结构、缓解环境污染、改善人民生活质量具有重要意义，因此，山西应在民用和工业燃气、气代油等领域大力使用煤层气。开发出的煤层气在优先保证本省利用的前提下，积极创造条件，争取实现外输。
（三）总体目标
到2010年，初步形成勘探、开发、利用相配套，民用燃气、工业燃气、煤层气发电、煤层气化工相结合，产业布局合理、经济效益、社会效益、环境效益突出的产业格局。"十一五"期间建成沁南、阳泉、大宁-吉县、保德四大煤层气开发基地，产能达到60亿m3/年，煤层气（天然气）利用总量达到50亿m3，新增配气管网1099km，总长度达到2000km以上,产值达到133亿以上。
--新增探明储量目标：到2010年，实现新增煤层气探明储量1543亿m3，可采储量770亿m3。其中沁南地区探明储量600亿立方米，可采储量300亿立方米。
--地面开采能力目标：到2010年，地面煤层气产量达到45亿立方米，其中沁南区块30亿立方米（其中中联公司潘河6亿立方米，寺庄南4亿立方米，成庄1亿立方米，共计11亿立方米，华北油田8亿立方米，晋煤集团8亿立方米，亚美大宁3亿立方米），吉县大宁区块10亿立方米，寿阳区块2亿立方米（中联公司、阳煤集团与美国远东能源合作），保德区块3亿立方米（中联公司、德士古公司、BHP公司合作）。
--井下抽采能力目标：到2010年，井下煤层气抽采量15亿立方米（折合纯甲烷），其中晋城矿区抽采量4亿立方米（折合纯甲烷），阳泉矿区抽采量5亿立方米（折合纯甲烷），,潞安、西山等其他煤矿区抽采量5.5亿立方米（折合纯甲烷）。采空区煤层气和乏风煤层气利用0.5亿m3。
--长输管网建设目标：到2010年，重点建设7条长输管线，线路全长1095km，输配气管网达到2000km以上。
--综合利用目标：2010年, 煤层气(天然气)利用总量50.5亿立方米,其中,城市燃气13.33亿立方米,工业燃气15.18亿立方米,LNG5.0亿立方米,CNG1.5亿立方米,化工转化10.0亿立方米,发电4.36亿立方米。
四、煤层气（天然气）产业发展方向和重点
1、产业发展方向
"十一五"期间，山西煤层气勘探重点要继续放在沁水煤田和河东煤田，同时，加大宁武煤田勘探力度。煤层气开发要以勘探程度高、资源条件好的沁南、寿阳、吉县-大宁、保德区块和大、中型煤矿现采区为重点。煤炭现采区（含采动区）鼓励采煤采气一体化，以有效降低矿井瓦斯含量；梅塔远景区和后备区，要坚持"要坚持先采气后采煤"，做到有计划、有步骤的开展。
煤层气利用要坚持优质优用原则，地面煤层气主要作为化工原料向精细化工产品转化、发展气代油和大中城市民用燃气。井下抽采煤层气主要用于民用、工业燃料和坑口发电。
2、产业重点及十大工程
（1）地面煤层气开发利用
重点推进沁南、寿阳、吉县-大宁、保德四个煤层气开发基地建设，启动与之配套的沁南-侯马-运城、沁南-长治-邯郸、太原-阳泉-石家庄、瑞氏-晋城-博爱等煤层气输气管道建设。加快屯留、三交、柳林、临（县）-兴（县）及宁武南和其他区块煤层气勘探开发步伐，通过多分支水平羽状井技术试验。争取在"十一五"末实现突破。同时在沁水煤田和河东煤田选择典型矿井进行采动区煤层气地面开发与井下抽放相结合的煤层气综合开发试验。
（2）井下煤层气抽放利用
充分利用《京都协议书》的清洁发展机制和国家加大煤矿瓦斯治理的有利时机，加大井下煤层气抽放利用力度。将正在进行的煤矿瓦斯综合治理与煤层气利用有机的结合起来，增加配套储气设备和输气管网，化害为利。重点抓好晋城矿区、阳泉矿区、西山矿区井下煤层气抽放利用。在原有的基础上扩大煤层气发电和煤层气民用规模，鼓励低浓度煤层气提纯、乏风煤层气利用、采空区煤层气开发基近距离管道输送，扩大供气范围。积极推进其他矿区井下煤层气抽放利用工作。
(3)十大工程
①采煤采气一体化工程（采动区煤层气地面开发与井下抽采综合示范工程）；②多分支水平羽状井试验工程；③煤层气管道输送工程；④煤层气精细化工转化工程；⑤煤层气民用和工业利用规模扩大工程；⑥气代油工程；⑦井下煤层气发电工程；⑧废弃矿井和采空区煤层气开发示范工程；⑨低浓度煤层气提纯示范工程；⑩乏风煤层气利用示范工程。
四、煤层气（天然气）产业战略布局
（一）"十一五"期间煤层气勘探开发布局及重点项目
1、勘探开发重点区域：
"十一五"期间，山西煤层气开发要坚持"重点突破，以点带面"的开发方针。根据山西煤层气勘探开发现状和已获得的煤层气储量，结合山西煤层气市场及生产力布局状况，"十一五"期间重点建设沁南、寿阳、吉县-大宁、保德四个煤层气开发基地（表6），同时，加快西山、宁武、三交-柳林、煤层气勘探开发步伐。空间布局上，形成"沁水、河东南北两翼（沁南、寿阳、吉县-大宁、保德）为重点，兼顾中间（西山、宁武、三交-柳林）"的"h型"开发格局。 "十一五"期间将新增煤层气探明储量1543亿立方米，可采储量770亿立方米。其中沁南勘探开发区新增探明储量600亿立方米，可采储量300亿立方米；寿阳古交勘探开发区新增探明储量300亿立方米，可采储量150亿立方米；吉县大宁勘探开发区新增探明储量343亿立方米，可采储量170亿立方米。保德宁武勘探开发区新增探明储量300亿立方米，可采储量150亿立方米。
2、勘探开发重点项目
根据山西煤层气勘探开发布局，"十一五"期间将形成年产煤层气60亿m3的产能，其中：（1）地面煤层气开发：主要在四大煤层气勘探开发区域进行，预计到2010年可形成年产气45亿Nm3的能力，详见表7。
①山西沁南煤层气开发区（晋城）：目前该区已获得国家批准的探明储量750亿立方米。在该区从事煤层气开发的企业有：中联公司、晋城无烟煤矿业集团公司、中石油华北油田及亚美大陆能源公司、格瑞克能源公司。在十一五期间，将主要施工常规井和水平井，预计将形成年30亿立方米产能。
其中，中联公司潘河（潘庄区块一部分）高技术产业示范工程项目：年6亿m3产能；柿庄南水平井示范工程项目：年4亿m3产能；端氏油气（成庄区块）战略选区煤层气开发示
范工程项目：年1亿m3产能；共计产气11亿m3。
晋城无烟煤矿业集团公司潘庄、寺河采气采煤一体化项目：年8亿m3产能。
中石油华北油田樊庄区块羽状水平井示范工程项目：年8亿m3产能。
亚美大陆能源公司大宁多分支水平井采气采煤一体化项目：年3亿m3产能。
届时将建成我国第一个煤层气产业开发基地。
②寿阳-古交煤层气开发区：在该区从事煤层气开发的企业有：中联公司、阳泉煤业集团公司、美国远东石油公司。目前正在施工两口水平井，在"十一五"期间将实施采气采煤一体化开发项目，预计将形成年2亿立方米产能。
③吉县-大宁煤层气开发区：在该区从事煤层气开发的企业有：中石油长庆油田。该区目前已施工25口勘探测试井，测试效果较好，将实施垂直井开发项目，预计2010年将形成年10亿Nm3产能。
④保德-宁武煤层气开发区：在该区从事煤层气开发的企业有：中联公司、美国雪佛龙石油公司和澳大利亚必和必拓矿业公司。该区目前已施工8口勘探测试井，测试效果较好，远景产能看好。将实施多分支水平井开发项目，预计2010年将形成年3亿Nm3产能。
（2）井下抽放煤层气：主要在以下五个矿区进行井下煤层气抽采，预计到2010年可形成年产15.5亿m3的产能（折纯甲烷量，以下相同）。（表8 ）
①阳泉煤业集团公司：阳泉矿区总面积2668平方公里，煤层气资源量6448亿立方米，2005年年抽放量为3.2亿立方米，预计到2010年年抽放量5.0亿立方米。废弃矿井抽采项目预计到2010年年抽放量为0.5亿立方米。
②晋城无烟煤矿业集团公司：晋城矿区总面积629.7平方公里，煤层气资源量1040.78亿立方米，2005年年抽采量为1亿立方米，预计到2010年年抽放量4亿立方米。
③山西焦煤集团公司：矿区面积716平方公里，煤层气资源量1975亿立方米，2005年年抽放量为 0.47 亿立方米，预计到2010年年抽放量为3.0亿立方米。
④潞安矿业集团公司：潞安矿区评价面积1500平方公里，煤层气资源量2020.45亿立方米，2005年初具规模，预计到2010年年抽放量为0.5亿立方米。
⑤地方煤矿井下抽放煤层气：其它具备完善抽采条件的所属高瓦斯矿井，预计到2010年年抽放量近2亿m3。
3、投资估算
（1）地面煤层气投资估算：
按照常规井每口井平均160万元，水平井每口井平均1600万元计算；常规井产气平均为2000 m3/日，水平井平均20000 m3/日测算；一年按330天计算。以下四个地面煤层气开发区项目共需投资约110亿元。（表9）
①沁南地面煤层气开发基地：以中联公司、中石油华北油田、晋城煤业集团、亚美大陆公司等企业为依托，以潘庄、寺河、樊庄、柿庄、大宁等区块开发项目建设为重点，2010年完成投资72.7亿元，年产煤层气30亿m3（其中：水平井11亿立方米，其它为垂直井），实现年产值24亿元。主要保证沁南煤层气工业园区用气，剩余部分输往运城、临汾、长治、邯郸等城市。
②寿阳古交地面煤层气开发基地：以中联公司、远东公司、阳煤集团、焦煤公司等企业为依托，以寿阳、古交等区块开发项目建设为重点，将主要施工水平井，2010年完成投资5.28亿元，年产煤层气2亿m3，实现年产值1.6亿元。主要用于太原市及周遍地区。
③大宁-吉县地面煤层气开发基地：以中石油长庆油田等企业为依托，以吉县大宁区块开发项目建设为重点，将主要施工垂直井，2010年完成投资24.3亿元，年产煤层气10亿m3,实现产值8亿元。一部分保证吉县大宁煤层气工业园区用气，一部分作为西气东输的补充气源。
④保德宁武地面煤层气开发基地：以美国雪佛龙石油公司、澳大利亚必和必拓公司、中石油长庆油田等企业为依托，以保德、宁武区块开发项目建设为重点，将主要施工水平井和垂直井，2010年完成投资7.68亿元，年产煤层气3亿m3,实现产值2.4亿元。除少部分当地利用外，大部分作为陕京管线的补充气源。
（2）井下抽放煤层气投资估算：
以下四个井下煤层气抽放项目共需投资约9.8亿元。（表10）
①阳泉煤业集团公司：井下瓦斯抽采工程两个矿总投资约3.3亿元，阳泉废弃矿井抽采项目投资约1亿元，年产煤层气5.5亿m3,实现产值1.1亿元。
②晋城无烟煤业集团公司：井下瓦斯抽采工程两个矿总投资约 3.2亿元, 年产煤层气
5.5亿m3,实现产值1.1亿元。
③山西焦煤集团公司：2007年井下瓦斯抽采工程投资6500万元，2008年投资3500万元，总投资约1亿元，年产煤层气3.61亿m3,实现产值0.72亿元。
④潞安矿业集团公司：井下瓦斯抽采工程两个矿总投资约0.5亿元。年产煤层气0.5亿m3,实现产值0.1亿元。
⑤地方煤矿：其它地方煤矿井下瓦斯抽采工程投资预计0.8亿元。年产煤层气2亿m3，实现产值0.4亿元。
（二）煤层气(天然气)输气管网建设布局及重点项目
1、规划原则: 山西煤层气（天然气）管网建设要坚持以资源为基础、市场为导向，统筹规划，分步实施，远近结合，实现资源、市场、资金、人力、物力等要素优化配置，确保煤层气（天然气）供给的稳定和安全。
2、管网建设："十一五"期间主要建设7条煤层气输气管线。线路全长1219公里，建设总投资约为24.78亿元。（表11）
①建设沁南-侯马-运城-临汾煤层气输气管道
设计管径φ426mm，线路全长340公里，设计规模年输气10亿Nm3，建设投资约6.8亿元。分两期完成。
②建设沁南-长治-邯郸煤层气输气管道
设计管径φ325mm，线路全长265公里，设计规模年输气5亿Nm3，建设投资约4.3亿元。分两期完成。
③建设太原（古交）-阳泉（寿阳）--石家庄煤层气输气管道
设计管径φ325mm，线路全长250公里，设计规模年输气5亿Nm3，建设投资约4亿元。分两期完成。
④建设保德-陕京线煤层气输气管道
设计管径φ325mm，线路全长40公里，设计规模年输气5亿Nm3，建设投资约0.6亿元。
⑤建设吉县大宁-西气东输线煤层气输气管道
设计管径φ325mm，线路全长40公里，设计规模年输气5亿Nm3，建设投资约0.6亿元。
⑥建设瑞氏-晋城-博爱煤层气输气管道
设计管径φ426mm，线路全长120公里，设计规模年输气10亿Nm3,建设资金约2.88亿元。
⑦大盂-平遥天然气输气管道
线路全长约164km，管径为508mm，起点压力6Mpa。最大输气两20亿m3/a 。建设投资约5.6亿元。
（三）煤层气综合利用方向及重点项目
1、综合利用发展方向
地面煤层气：主要用于作为化工原料向精细化工产品转化、发展气代油和大中城市民用
和工业燃气。
井下煤层气：主要用于民用、工业燃料和坑口发电。
2、布局原则
依托我省丰富的煤层气资源优势，以大企业大集团为龙头，围绕"燃（气）、化（工转化）、（发）电、（气代）油"四条发展主线，加快大中城市民用和工业然气气源置换及CNG.LNG等气代油工程建设，积极推进煤层气精细化工转化实现山西煤层气产业可持续发展。
3、规划目标
"十一五"期间，我省将重点扶持大型煤层气开发利用企业，实施"4218"工程。"4"是指围绕"燃、化、电、油"四条发展主线，"2"是指大中城市民用和工业燃气气源置换及CNG.LNG 等气代油工程为重点，"1"是指2010年前完成投资118亿元，"8"是指2010年煤层气产业实现产值80亿元。
2010年全省煤层气液化LNG年产 40万吨、二甲醚40万吨、甲醛30万吨、聚甲醛6万吨、1，4丁二醇5万吨，醋酸/醋酐20万吨、醋酸乙烯10万吨等。瓦斯气提纯7500Nm3，瓦斯气发电新增装机容量25万千瓦，在气制合成油方面有所突破。
4、重点项目
"十一五"期间，要大力发展气代油项目，使全省市级以上的城市出租车、公交车基本用煤层气和天然气，降低城市污染，实现蓝天工程；改造大中城市的燃气设施和城市管网，使大中城市气化率达到60-80%左右。着力推进有核心企业带动的沁南煤层气工业园区、吉县大宁煤层气工业园区的建设，使其尽快形成规模和竞争优势。做好气制合成油的研究开发，为重大气制油项目的启动做好前期准备。
（1）煤层气工业园区
沁南煤层气工业园区（晋城）：以山西能源产业集团、晋城煤业集团、山西天脊煤化工集团、晋城煤化工公司等企业为依托，以液化LNG、甲醛、聚甲醛、1，4丁二醇、醋酸/醋酐、醋酸乙烯等煤层气化工项目及瓦斯气提纯、瓦斯气发电项目建设为重点，2010年前完成投资59.78亿元。年产液化LNG 40万吨、甲醛30万吨、聚甲醛6万吨、1，4丁二醇5万吨，醋酸/醋酐20万吨、醋酸乙烯10万吨等。力争2010年实现年产值48.38亿元。（表12）吉县大宁煤层气工业园区：以山西能源产业集团、丰喜集团等企业为依托，以二甲醚项目建设为重点，2010年前完成投资20.51亿元，年产二甲醚40万吨，力争2010年实现年产值10亿元。（表13）
（2）山西省公交车、出租车加气站工程（气代油项目）
山西省十一个地级市城市公交车、出租车加气站工程，加气站建设分三年建成，在太原、大同、朔州、忻州、晋中、阳泉、长治和晋城等十个城市建设加气母站15座，子站110座。
根据所选城市与气源地的供气计划，结合对当地的市场分析，合理地规划加气站的数量、规模、类型。加气站建设分三年完成，2006年在太原、大同、朔州、忻州、晋中、阳泉、长治和晋城八个城市建设加气母站12座，子站92座。其中大同、阳泉、朔州和忻州使用天然气，长治、晋城使用煤层气，太原和晋中可使用煤层气和天然气。2007年在临汾运城、吕梁建设加气母站3座，子站18座。气源以煤层气为主要气源，天然气为辅助气源。
建设投资共计58550万元，建设期利息：1254万元，投资估算为 60834万元。
根据上述清洁燃料汽车发展规划，对规划实施后的环境效果进行初步分析。以太原市为例，由于NOx为主要污染物，所以我们对其重点分析。按照不同车辆的改装数量和排放系数计算，到2006年，削减量为1837.9t/a，2006年后，削减量为3675.7t/a。
（3）山西省城市燃气管网改造项目
为了加快煤层气的利用步伐，结合煤层气上游开发的进度及管网建设，实现城市蓝天工程，提高城市燃气率，将对城市现有燃气管网进行改造，山西省十一个省辖市至少需投资30
亿元，使城市气化率达到80%左右。
(四) "十一五"期间山西煤层气产业重点投资项目
"十一五"期间我省主要建设煤层气产业重点项目有以下十五个项目，重点项目建设总投资约260亿元，预计年产值133.3亿元，详见表14。
五、保障措施和政策建议
为了落实山西煤层气产业发展规划，使煤层气产业健康、有序发展，还需要国家与省政府出台一系列的保障政策与规章制度，采取相关的管理办法与措施。
（一）推进煤层气发展的产业政策
1.提高认识,强化职能，高度重视煤层气开发利用
各级人民政府要按照科学发展观的要求，保护生命、保护资源和保护生态环境作为大事，从发展循环经济、建设节约型社会，实现可持续发展的高度出发，切实把煤层气开发利用与资源综合利用、保护生态环境、加强安全生产、调整产业结构结合起来。按照变废为宝、化害为利、充分利用地原则，把发展煤层气产业摆在重要位置,认真贯彻落实国家煤层气开发利用优惠政策，大力推动煤层气产业的健康、有序、稳步发展。
2.进一步强化煤层气行业管理职能
省发展和改革委员会是我省煤层气开发利用工作的主管部门，负责全省煤层气勘探、开发、利用、利用工作的管理、协调服务工作。山西省煤层气天然气综合开发领导组办公室是省人民政府煤层气天然气的综合协调服务于管理机构，设在省发展和改革委员会。各有关市、县要建立相应的煤层气协调服务机构，负责所辖地区煤层气开发、利用的协调服务工作。
3.坚持统一规则、分步实施、有序开发利用的原则，规范煤层气勘探、利用工作行为
要建立健全煤层气勘探、开发、利用的信息通报制度，凡在山西省行政区域内进行煤层气勘探、开发、利用的企业，要事先征求生煤层气主管部门意见。项目开工前须持国家有关部门批准文件到省煤层气（天然气）综合开发利用办公室进行登记，办公室将根据我省煤层气产业发展规划，会同有关部门对项目提出相应的要求和意见，并帮助协调开工前有关事宜。凡在山西省行政区内进行煤层气勘探、开发企业，要按照国家发展和改革委员会的要求，在年初向山西省煤层气（天然气）综合开发利用领导组办公室通报年度开工计划，并于年底报送工程进展报告。在山西省行政区域内进行煤层气勘探、开发的中央及外资企业，凡涉及煤层气合同签订及转让的必需及时通报山西省煤层气（天然气）综合开发领导组办公室，保证我省煤层气陈业发展规划确定的目标楼到实处。
4、建立山西省煤层气开发利用专项基金
专项基金来源可从我省的高瓦斯矿井从吨煤提取的安全生产费中按不低于50%的额度缴纳，由省煤层气综合开发利用领导组办公室设定专门机构进行管理，专门用于山西煤层气资源的勘探、开发和省内煤层气管网建设项目补贴。
5.坚持先抽气后采煤、以抽定采，实现采煤采气一体化
大型煤炭企业集团要将煤层气开发与煤炭开采相结合，实现采煤、采气一体化，对煤炭资源开发的远景区和后备区，要积极推行"先抽气后采煤、以抽定采"的开发方针。对煤炭矿权和煤层气矿权分置的矿区，煤层气勘探开发项目开工前要与省煤层气主管部门和省煤炭主管部门及时通报，建立相互沟通机制，做到煤炭开采和煤层气开发"两不误、两促进"。同时，要加大煤矿矿井瓦斯气综合利用项目的投入，严格执行国家安全生产和环境保护法规政策，在保证煤矿安全生产和井下抽取煤层气（瓦斯气）综合利用的前提下，限制并逐步杜绝井下抽取煤层气（瓦斯气）的无效排放。
6.把宏观调控与市场调节有机结合，逐步理顺煤层气价格形成机制
地面开采的煤层气是非常规天然气，应参照国家燃气的定价原则和定价机制确定价格。对煤层气生产、管输费及终端市场的销售价格按价格管理的权限和程序审批。同时要按照合理补偿企业成本并获得合理投资回报，兼顾消费者承受能力的原则，充分考虑产地、销地有别，不同利用地区有别的定价因素，合理确定上、中、下游价格，以保证煤层气开发利用企业各方的利益。井下抽采的煤层气（瓦斯气）上、中、下游价格要按照鼓励资源综合利用和兼顾消费者承受能力的原则由当地政府和价格行政部门确定。井下抽采的煤层气（瓦斯气）上、中、下游开发企业不得擅自定价和对井下抽采煤层气（瓦斯气）综合利用项目设置价格障碍。要加强价格监管，由省煤层气（天然气）综合利用办公室会同山西省价格行政管理部门、当地政府根据各自的职能对煤层气开采（抽采）、集汇、加工、输送、（车在运输）、市场销售各个环节的价格进行监督管理。煤层气终端销售价格，实行价格听证制度。
7、切实把国家关于煤层气开发的优惠政策用足用活，加快煤层气开发利用的步伐。
为推动煤层气产业的快速发展，省级各行政主管部门要将国家关于煤层气开发利用的增值税优惠政策，企业所得税减免政策、设备进口关税和资源税、资源补偿费、水资源费等各项税费优惠政策落到实处。各级政府要加大对煤层气观望及其它基础建设支持力度，长输管网及其它基础设施建设用地，由所在地市级人民政府统征，土地补偿费和安置补助费以及降低上附着物和青苗补偿费的取费标准按省重点工程标准执行。鼓励长输管网建设和煤层气下游产品开发，跨省、市的长输管网和煤层气化工项目要省产业结构调整的重点，优先安排政府建设资金和国债，给予贷款贴息、发行企业债券等支持和在一定期限内实行减免所得税政策。加快引进外资和内资的步伐，对国内外及省内外企业在我省投资建设煤层气工业性开发利用项目可给予税收、用地等方面的政策优惠。
8、坚持以人为本的原则，切实加强煤层气开发利用个环节的安全生产和监管
按照安全生产属地化管理的原则，省煤层气主管部门要会同省煤层气（天然气）综合开发利用领导组办公室、省安全生产监督管理局、省公安厅等相关部门加强我省区域内煤层气开采（抽采）、压缩、发电和管道输送等的安全监管，对安全生产措施不落实，审批手续不完善的项目要坚决取缔。为预防突发事件发生，煤层气企业依据国家有关规定建立突发事件的处置预案，并分别报省煤层气（天然气）综合开发利用领导组办公室和省安全生产监督管理局。
9、尽快出台煤层气开发利用的地方配套政策法规，努力使煤层气开发步入法制化管理轨道
根据国家相关法规政策，参照国家对油气资源管理模式，尽快制定山西省煤层气勘探和开发、生产经营、许可证管理价格等方面地方配套政策法规，对煤层气开发、生产、经营企业依法实行有效监管，促进我省煤层气产业的健康、有序、稳步发展。
10、依靠科技进步和科技创新，实现煤层气开发利用的新突破
加强煤层气资源赋存规律、区块优选和钻探、完井工艺、废气矿井和采空区煤层气抽采利用等技术研究，消化引进多分支水平羽状井钻探、二氧化碳、氮诸如提高煤层气采收率、低浓度煤层气提纯等先进技术，加大煤层气精细化转化关键技术科技攻关力度，将煤层气开发利用关键技术研究列入省十一五科技发展规划。注重煤层气专业技术人才培养和产、学、研基地建设，实现我省煤层气开发利用的新突破。
（二）请求国家支持的政策建议
1.重点扶持山西省煤层气产业的发展
加快制定以山西为重点的煤层气产业专项发展规划，并将山西省重点示范项目纳入国家"十一五"规划予以支持。
将山西省作为全国煤层气产业主要发展示范区，形成国家、地方和企业煤层气勘探开发
利用的合力。
进一步拓宽煤层气产业发展投资渠道。国家应加大煤层气开发前期投入，给予煤层气企业贴息贷款。支持山西建立煤层气产业发展基金，支持煤层气开发利用企业使用国债和发行企业债券，支持煤层气开发利用企业进行股份制改造，通过国内外资本平台上市，加快煤层气产业化建设步伐。
2.对现有煤层气登记区块进行清理和重新审核登记
建议国家发改委会同国土资源部等有关部门，对在山西省境内已获得煤层气勘探区块（包括对外合作区块）的所有企业进行重新审核登记。对登记面积过大、时间过长、投入过少、勘探开发进展缓慢的开发企业和已违反对外合作规定的国外开发企业进行清理，对存在上述问题的煤层气区块予以调整、核销和重新审核登记。重新审核登记的基础上，，给山西省按一定比例登记部分煤层气重点开发利用区块，由山西省授权的煤层气开发企业按照山西的规划部署统一勘探、开发和建设。
3.对煤层气区块勘探开发监管方面给予授权
建议国家加大对采煤采气一体化项目的支持力度,允许煤炭开采企业自主与国内外企业合作,加快抽采利用井田范围内的煤层气。
对煤炭矿权和煤层气矿权分置的矿区，煤层气勘探开发项目不论是中央企业、涉外企业还是地方企业开工前和建设中要与山西省煤层气主管部门和山西省煤炭主管部门及时通报，建立相互沟通机制，做到煤炭开采和煤层气开发"两不误、两促进"。同时，加强对煤层气勘探开发企业（含涉外企业）的监管力度，严格执行国家关于最低勘探投入量要求，对达不到要求影响煤炭资源开采的开发企业要依法进行处罚。
4.尽快出台优惠政策，加大扶持力度
参照美国、加拿大等国家做法，尽快出台优惠政策，对煤层气产业在政策、资金方面给予倾斜和支持。煤层气开发利用项目用地，按《国家重点扶持的能源、交通、水利等基础设施用地规定》列入划拨用地计划，优先予以安排，所需费用按最低标准执行；对地面直接进行煤层气勘探开发，2020年前免征探矿权和采矿权使用费及资源补偿费；煤层气开发利用企业（煤矿瓦斯抽采利用企业）所得税实行五年免征、三年减半；210年前，每抽采1m3煤层气补贴01元，每利用一立方米煤层气补贴0.1元，利用煤矿瓦斯发电，电网公司无条件优先全部上网，不参加电网调峰，电量互抵结算，上网电价不低于当地火电脱硫机组的上网电价等。
5.将山西煤层气管网建设纳入全国天然气管网规划
山西的煤层气管网建设规划与建设方案，要及时纳入国家统一的天然气管网规划和建设，使之与全国管网融为一体，实现二者的共输共用，避免重复建设和浪费。
6.加快煤层气产业法制建设
建议国家发改委要会同国家有关部门加强煤层气开发利用方面的法规建设，制定煤层气资源保护法规和煤层气产业监管法规，把煤层气开发利用和产业化建设纳入法制化轨道，以维护并促进煤层气产业的健康、有序发展。
附件：
表1 山西省各煤田煤层气资源量
煤田
类型
资源量（1012M3）
沁水煤田
西山煤田
霍西煤田
宁武煤田远景〈1500M0．660．040．14----预测〈1500M3．61．410．060．070．081500-2000M3．591．39--0．040．02总量6．852．840．20．110．4
表2 山西煤层气区块登记基本情况
区块编号区块名称所属煤田面积（Km2）探矿权单位备注1河曲河东煤田560.2中联公司2保德河东煤田518.8中联公司与BHP、德士古合作3临-兴河东煤田3324.5中联公司与TEXACO 合作4三交北河东煤田1125.7中联公司与TEXACO合作5三交河东煤田488.2中联公司与TEXACO合作6石楼河东煤田3601.7中联公司与TEXACO合作7柳林河东煤田198.185中联公司与LOWELL合作8大宁-吉县-乡宁河东煤田3725中石油（长庆油田）9古交西山煤田1114.2中联公司10寿阳沁水煤田1963中联公司11和顺沁水煤田1041中原油田12沁源沁水煤田3663中联公司部分和格瑞克公司合作13安泽-屯留沁水煤田5670.3中联公司14成庄沁水煤田67中联公司15樊庄-郑庄沁水煤田1104中石油（华北油田）16潘庄沁水煤田150.8晋城矿务局17宁武宁武煤田724中石油（长庆油田）18合计29039.585
表3 山西省煤层气钻井统计表
煤田区块名称井数施工单位备注沁水寿阳4山西煤田地质局沁水寿阳4中联公司寿阳井组沁水沁源2山西煤田地质局沁水樊庄11中石油集团晋试井组沁水潘庄37晋城矿务局潘庄井组沁水安泽-屯留20中联公司枣园井组沁水安泽-屯留3地矿局西山古交1山西煤田地质局河东临-兴12PHILLIPS临-兴井组河东柳林7华北石油局杨家坪井组河东三交、石楼26BP(ARCO、AMOCO)三交井组、石楼井组河东大宁-乡宁-吉县27长庆油田河东宁武5长庆油田大同1施工单位不详合计159
表4 山西省长输管网建设基本情况表
名称省内长度
（km）管径
（φmm）年输气量
（亿m3）备注西气东输3281016120山西境内长度陕京一线33066033同上陕京二线2601016120同上临汾至河津1402192.0大盂至忻州、原平1002375.0应县-金沙滩-大同1132191.5盂县-阳泉53.5 2193.5沁水至晋城、阳城、泽州906003.15合计1224.5--288.5
表5 2010、2020年山西省煤层气（天然气）需求量预测单位：亿m3 20102020产量比重产量比重城市燃气13.330.26618.490.257LNG5.000.10010.000.139工业燃气15.830.31616.590.230CNG1.500.0303.100.043化工10.000.20018.150.252发电4.360.0885.670.079总计50.021.00072.001.000
表6 山西煤层气"十一五"期间勘探开发重点区域表
名称包含区块面积
Km2现有探明储量108Nm3新增探明储量108Nm3新增可采
储量108Nm3沁南煤层气勘探开发区潘庄150.8成庄
柿庄南
樊庄
大宁67
1104
38
750
600
300寿阳古交煤层气勘探开发区寿阳1963古交1114.2无300 150吉县大宁煤层气勘探
开发区吉县
大宁
270
无
343
170保德宁武煤层气勘探开发区保德
宁武518.8
1706
无
300
150合计7501543770
表7 山西煤层气"十一五"期间勘探开发重点项目规划表
名称区块名称面积 Km2勘探类型钻井数规划产能×10Nm3作业者
沁南煤层气勘探开发区潘河区块65垂直井909 6中联公司柿庄南455.29垂直井
606 4中联公司成庄区块67垂直井152 1中联公司潘庄寺河 139.7垂直井1212 8晋城煤业樊庄区块1104水平井152 8华北油田大宁区块 38水平井15 3亚美大
陆寿阳古交煤层气勘探开发区韩庄区块1963水平井30 2远东公司古交区块1114.2
水平井3焦煤公司吉县大宁煤层气勘探开发区吉县-
大宁区块
270
垂直井
1512
10
长庆油田保德宁武煤层气勘探开发区保德区块518.8水平井45 3雪佛龙、
必和必拓宁武区块1706垂直井30 长庆油田合计 45注：潘河区块规划产能还包括
有其他区块的产能
表8 山西井下抽放煤层气重点项目产能表
名称矿井名称面积Km2资源量
×10Nm32005年
抽放量
×10Nm32010年
抽放量
×10Nm3阳泉煤业
集团公司
阳泉矿区
6448
3.2
5阳泉废弃矿井抽采项目
阳泉矿区
0.5晋城无烟煤集团公司
晋城矿区
629.7
1040.78
1
4山西焦煤
集团公司
716
1975
0.47
3.0潞安矿业
集团公司
潞安矿区
1500
2020.45
0.5地方煤矿12合计5.6715.0
表9 山西地面煤层气勘探开发重点项目投资表
名称区块名称面积 Km2钻井类型规划产能×10Nm3投资估算
亿元作业者
沁南煤层气勘探开发区潘河示范65垂直井614.5中联公司柿庄南455.29垂直井49.7中联公司成庄区块67垂直井12.4中联公司潘庄寺河139.7垂直井819.4晋城煤业樊庄区块1104水平井824.3华北油田大宁区块38水平井32.4亚美大陆小计72.7寿阳古交煤层气勘探开发区韩庄区块1963水平井 24.8远东公司古交区块1114.2水平井 0.5焦煤公司小计5.3吉县大宁煤层气勘探开发区吉县-
大宁区块
270
垂直井
10
24.3
长庆油田小计24.3保德宁武煤层气勘探开发区保德区块518.8水平井 37.2雪佛龙、
必和必拓宁武1706垂直井0.5长庆油田小计7.7 合计 45110.1 表10 山西井下抽放煤层气重点项目投资表
名称矿井名称面积Km2资源量
×108Nm32010年
×108Nm3投资估算
亿元阳泉煤业
集团公司
阳泉矿区
2668
6448
5
3.3阳泉废弃矿井抽采项目
阳泉矿区
0.5
1晋城无烟煤集团公司
晋城矿区
629.7
1040.78
4
3.2山西焦煤
集团公司
716
1975
3.61
1潞安矿业
集团公司
潞安矿区
1500
2020.45
0.5
0.5地方煤矿20.8合计15.59.8
表11 山西"十一五"期间规划建设的煤层气输气管道
管线名称管径φ
mm管线长度
Km设计压力
MPa设计规模
×108Nm3建设投资
亿元沁南-侯马-运城-临汾4263406.4106.8沁南-长治-邯郸3252656.454.3瑞氏-晋城-博爱426 120 6 10 2.88 太原(古交)-阳泉-石家庄3252506.454保德-陕京线325406.450.6吉县大宁-西气东输325406.450.6大盂-平遥 508 164 6 20 5.6 合计12196024.78注：426mm管线建设以每公里200万元计算，325mm管线建设以每公里160万元计算。
表12 沁南煤层气工业园区重点项目
项目名称项目规模年用气量亿m3总投资
亿元年产值
亿元/a建设期
年液化项目40万吨58.211.342甲醛30万吨12.943.32 聚甲醛6万吨/a 6.977.221,4-丁二醇5万吨/a1.289.257.52醋酸/醋酐20万吨115.58.483 醋酸乙烯10万吨 2 8.97.52瓦斯提纯2500×3Nm30.750.481瓦斯发电250MW8.7542合计61.2648.38注:瓦斯发电投资按3500元/千瓦计算，25万千瓦需投资约8.75亿元。
表13 吉县大宁煤层气工业园区重点项目
项目名称
项目规模年用量
亿m3投资估算
亿元年产值
亿元建设期
年二甲醚项目40万吨520.51102
表14 煤层气产业重点项目投资估算表
企业分类项目名称项目规模投资估算
亿元年产值
亿元上游
勘探开发及
井下抽放企业煤层气开发45亿Nm311036井下抽放15.5亿Nm39.83.1小计60.5亿Nm3119.839.1中游
管道输送企业煤层气管线935Km16.38.4天然气管线164Km5.65.7小计1099Km21.914.1
下游
利用企业煤层气液化40万吨8.211.34二甲醚项目40万吨20.5110甲醛30万吨2.943.3 聚甲醛6万吨/a 6.977.21,4-丁二醇5万吨/a9.257.5醋酸/醋酐20万吨15.58.48 醋酸乙烯10万吨8.9 7.5瓦斯气提纯0.6亿Nm30.750.48瓦斯气发电250MW8.754加气站工程母14子10465城市管网改造十一个城市3015小计117.7779.8合计259.47133.0注：上游煤层气开发企业煤层气销售按0.8元/ Nm3测算。
附表3 已勘查登记区块的煤层气资源量统计
区块级别面积（Km2）资源量（亿m3）古交预测1012.00629.46寿阳控制108.20166.49预测306.91346.03推测1198.142703.80小计1613.253214.32和顺预测160.70244.28推测893.451961.44小计1054.152205.72沁源预测558.37172.33推测3053.255074.96小计3611.625247.29安泽、屯留控制128.60161.74预测1198.521426.03推测4189.967622.81小计5517.089211.18樊庄控制172.50265.86预测326.53369.03推测459.66537.80小计958.691172.69成庄控制22.5047.29预测10.208.74小计32.7056.03潘庄控制86.00176.08预测66.0097.55小计152.00274.23河曲预测292.00260.04推测30.5033.37小计322.50293.41保德预测405.10407.30推测86.60185.44小计491.70592.74兴县预测
xx 时间： 2008年12月19日 xx 煤炭资源网 据预测，河北省到2010 年天然气总需求量为45-50亿立方米，而已落实气量仅为30 亿立方米，缺口约15-20亿立方米。河南、陕西情况类似。按此预测，“十一五”期间，周边省天然气（煤层气）需求缺口可达50-60 亿立方米。再考虑京、津地区和山东省，则缺口更大。煤层气周边市场 面临的机遇与挑战目前，我国能源尤其是石油、天然气严重短缺，京津唐等大中城市和东部省区的油气供需缺口急剧扩大。煤层气是赋存于煤层中的自生自储式非常规天然气，是一种新型的洁净能源和优质化工原料，是21 世纪的重要接替能源之一。开发利用煤层气，对缓解常规油气供应紧张状况、实施国民经济可持续发展战略、保护大气环境、改善煤矿安全等均具有十分重要的意义，并将进一步推动山西新能源和新产业的发展。但是山西作为全国的老工业基地之一，所有制结构过于单一，整体活力不足、竞争力薄弱，其产品结构和企业素质同国内许多省份相比也有一定差距。同国际先进水平相比，在技术、质量、价格、效益等方面更显落后。山西省煤层气产业化进程中必将面临着机遇与挑战并存的局面。 一、XX煤层气产业化发展面临的形势 煤层气作为XX的战略能源，有诸多优点： 可降低甲烷的空排引致的温室效应，极大地改善环境降低污染，可创造新的财富，据测算，煤层气的开采成本不到0.8元/m3，山西煤层气资源若全部利用，可为子孙后代节约 3.3亿吨煤，可为山西省创造 1.2万亿元的财富。 形成新的生产力和市场盈利模式。因此，新能源新产业的发展要求、煤矿安全生产和环境保护的需求均为山西省煤层气产业化发展提供了充足的依据和良好机遇。 （一）煤层气产业化发展的政策环境已经形成。 2006 年，国务院下发了《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》
国内外煤层气资源开发利用现状 煤层气又称煤层甲烷或煤层瓦斯，是煤层在其形成演化过程中经生物化学和热解作用所生成，并储集在煤层中的天然气。目前，世界上开展煤层气勘探开发的主要有美国、加拿大、澳大利亚、俄罗斯、印度和中国等国家，其中美国已在圣胡安、黑勇士、北阿帕拉契亚、粉河等多个盆地进行了大规模的开发，并已在美国天然气供应中发挥重要作用。加拿大也已形成商业煤层气产能，且煤层气生产规模仍在扩大。在北美，煤层气与致密气、页岩气一起已经成为实现天然气储量接替的三类重要的非常规资源之一。剑桥能源预测，在北美以外的地区，以上三类非常规气将在十年后形成大规模开发，因此，可以预见，煤层气将在世界范围内迎来一个全新的发展阶段。 一、煤层气的资源现状 1、世界煤层气资源分布 世界煤层气资源储量为256.3万亿m3，约为常规天然气资源量的50%，主要分布在北美、前苏联和中国等煤炭资源大国，其中俄、美、中、加、澳五国合计占90%（表1）。但是，由于各国研究程度不一，煤层气资源量的准确性有很大差别。， 表1 世界主要国家煤层气资源储量
数据来源：1. CMM Global Overview，2006.7；2.根据美国环保局报告，2002；3.其他文献 据不完全统计（表1），世界煤层气资源主要分布在北美洲、俄罗斯/中亚和亚太地区。其中北美地区占35％，俄罗斯/中亚32％，亚太21％，欧洲10％，非洲2％。目前许多国家都开展了煤层气的开发利用研究工作，除美、加两国以外，20个国家已钻探了煤层气探井以开展研究（表2）。但是商业煤层气开发目前主要在美国、加拿大、澳大利亚等三国，中国、印度、波兰、英国等国家正在积极推进之中。
山西晋城市煤层气调研报告 晋城市煤层气产业发展课题调研组 2018年6月
目录 一、我市煤层气开发利用现状1 （一）我市煤层气资源赋存及矿权设置情况2（二）我市煤层气产业发展情况2二、我市煤层气产业发展主要问题及分析5 （一）顶层设计不足，产业化基地建设亟待破题5（二）资源配置垄断，现行退出机制落地难6（三）外部效应负面，生态环保问题凸显7（四）气煤两权分离，“采煤采气一体化”推进困难9（五）供需矛盾突出，调节手段及调峰设施建设滞后10（六）营商环境不优，产业发展及项目建设受阻11（七）科技研发薄弱，技术推广和合作渠道不畅12三、我市煤层气产业发展方向和政策建议13 （一）制定科学规划，完善政策体系14（二）打破矿权垄断，落实退出机制15（三）改革收益分配，完善补偿制度16（四）推广“蓝焰经验”，实现采煤采气一体化17（五）完善调峰设施，提升集输能力18（六）落实“六最”要求，优化营商环境19（七）激励技术创新，助力产业进步19
为全面摸清我市煤层气开发利用情况，破解发展难题，推动我市成为能源革命排头兵的领跑者，加快实现美丽晋城高质量转型发展，按照市委安排，近期，市委政研室（改革办）、市煤炭煤层气工业局、市国土资源局组成联合课题调研组，对我市煤层气产业发展情况进行了认真调研。课题组通过座谈交流、实地考察、个别访谈等形式，深入沁水、阳城两县和晋煤集团蓝焰公司、晋煤煤层气国家重点实验室、美中能源、亚美大陆煤层气等企业实地调研，分别召集市直有关部门、沁水和阳城两县政府及县直有关单位负责人，以及中石油公司、中联公司、山西煤层气、金鼎煤机等20余家企业负责人举行专题座谈会6场，参加人员达120余人次。通过此次调研，掌握了大量第一手资料，基本摸清了我市煤层气开发现状，梳理出了产业发展面临的主要问题，在此基础上，课题组也就推进煤层气产业发展提出了相应的建议。 一、我市煤层气开发利用现状 煤层气又称煤层甲烷或煤层瓦斯，是煤层在其形成演化过程中经生物化学和热解作用所生成，并以吸附为主、部分游离或溶解于煤层及煤层水中的非常规天然气，主要成分为CH4，具有清洁、高热值等特征。目前，世界上开展煤层气勘探开发的主要有美国、加拿大、澳大利亚、俄罗斯、印度和中国等国家。在北美，煤层气与致密气、页岩气一起已经成为实现天然气储量接替的3类重要的非常规资源之一。在我国，煤层气是天然气的重要组成，开发利用煤层气资源，不仅可以提供清洁能源产生经济效益，减少直接排放瓦斯造成的温室效应，而且可以大幅降低煤矿瓦斯事故，具有一举多得的功效。 从国内煤层气开发情况来看，我国埋深2000米以浅的地质储量达30万亿立方米，储量位居全球第三，已备案探明储量6572亿立方米。我国煤层气开发，包括煤矿井下抽采和地面钻井开发两种方式。井下抽采始于20世纪40年代辽宁抚顺矿区，地面开采始于20世纪70年代的煤层气资源评价，20世纪80年代末90年代初开始钻井勘探。截至2017年，已建成采气井17000余口，地面煤层气总产量约为50亿立方米。 从我省煤层气开发情况来看，我省境内埋深2000米以浅的含气面积为3.59万平方公里，预测煤层气资源量约8.31万亿立方米，占全国的27.7%。截至2015年底，全省累计探明煤层气地质储量5784.01亿立方米，约占全国总量的
山西煤层气测井解释方法研究 一煤层电性响应特征 煤层是一种特殊沉积岩，煤层在煤热演化过程中主要产生的副产品是甲烷和少量水，而煤的颗粒细表面积大，每吨煤在0.929×108m2以上，因此煤层具有强吸附能力，所以煤层的甲烷气含量和含氢指数很高。由于煤层的上述特性，反映在电性曲线上的特征是“三高三低”。 三高是：电阻率高、声波时差大、中子测井值高（图1）。 三低是：自然伽马低、体积密度低、光电有效截面低。 根据多井资料统计，煤层的双侧向电阻率变化一般100—7000Ω·m，变质程度差的煤层电阻率一般30—350Ω·m。 测井曲线反映煤层的声波时差一般370—410μs/m；中子值30%—55%；自然伽马一般20—80API；密度测井值1.28—1.7g/cm3；光电有效截面0.35—1.5b/e之间。 不同类型的煤，在电性上的响应有较大的变化。表1中列出了几种煤类与测井信息的响应值。 表1 不同煤类骨架测井响应值
图1 晋1-1井煤层电性典型曲线图
二煤层工业参数解释 煤的重要参数有：煤层有效厚度、镜质反射率、含气量、固定碳、水分、灰分、挥发分等，这些参数是研究煤层组分，评价煤层气的地质勘探、工业分析及经济效果的依据。上述参数一般由钻井取芯后对煤层岩心进行实验测定得出。 1、煤层厚度划分 煤层有效厚度根据电性曲线对煤层的响应特征，以自然伽马和密度或声波时差曲线的半幅度进行划分（见图1），起划厚度为0.6m。2、含气量计算 煤层含气量与煤层的厚度、煤的热演化程度、煤层深度、温度和压力等参数有密切的关系，由于煤的内表面积大，储气能力高，据国外资料统计，煤层比相同体积的常规砂岩多储1～2倍以上的天然气，相当于孔隙度为30%的砂岩含水饱和度为零时的储气能力。据此应用气体状态方程和煤层密度计算含气量： P1V1＝RT1（1） P2V2＝RT2 （2） 则V1＝T1·P2·V2/ P1T2（3） 式中：P1——地面压力，0.1MPa； V1——地面气体体积，m3； T1——地面绝对温度，273.15℃+15℃；
山西省煤层气探矿权出让（延续） 合同示范文本（试行） 甲方（出让人）： 场所： 法定代表人： 乙方（受让人）： 场所： 法定代表人： 统一社会信用代码： 签订日期：年月日 签订地点： 山西省自然资源厅制订
说明 一、2020年4月30日前已设置的煤层气探矿权到期延续的，适用本合同。 二、探矿权人申请探矿权延续登记时，以本省境内其他煤层气探矿权作为抵扣对象的，执行第三条。 三、以挂牌方式出让的煤层气探矿权，执行第五条第一款；以其他方式出让的煤层气探矿权，执行第五条第二款和第三款。 四、以挂牌方式出让的煤层气探矿权，执行第七条第三款；以其他方式出让的煤层气探矿权，执行第七条第四款。 五、在已发布的招标/挂牌文件及已签订的出让合同中，明确约定需在山西省境内注册独立法人公司的探矿权人，执行第十一条。
根据《中华人民共和国矿产资源法》《中华人民共和国合同法》《矿业权出让制度改革方案》《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》《矿业权出让收益征收管理暂行办法》《矿业权交易规则》《山西省煤层气勘查开采管理办法》等相关规定，甲乙双方经协商一致订立本合同。第一条原探矿权基本情况 （一）名称： （二）勘查许可证号： （三）矿种： （四）有效期限：年月日至年月日 （五）首设时间：年月日 （六）证载勘查面积： （七）矿业权人： （八）发证机关： （九）取得方式： （十）出让收益确认及缴纳情况： （十一）范围坐标：见附件1 （十二）本区块首设勘查面积： 第二条本次出让/登记探矿权情况 （一）名称： （二）矿种： （三）地理位置：
（四）面积： （五）范围坐标：见附件2 （六）范围示意图：见附件3 第三条申请抵扣探矿权情况 （一）名称： （二）勘查许可证号： （三）矿种： （四）地理位置： （五）证载勘查面积： （六）矿业权人： （七）范围坐标：见附件4 （八）抵扣勘查面积： （九）抵扣范围坐标：见附件4 （十）原范围和抵扣范围示意图：见附件5 第四条本次探矿权延续时间为5年，有效期以勘查许可证载明有效期为准。 在探矿权有效期内，乙方申请缩小勘查范围、增列矿种等变更登记的，勘查许可证有效期不重新计算。 第五条（一）以挂牌方式出让的探矿权 乙方按照原合同约定缴纳首期探矿权出让收益，剩余部分在煤层气采矿权有效期内分年度缴纳。 （二）以其他方式出让的探矿权
煤层气的开采与利用 （包括不限于新旧技术的介绍与对比、国内外技术对比，目的是搞清楚煤层气作为一种自然资源是如何实现经济效益的）； 一.煤层气背景介绍 1.我国煤层气资源分布 我国大型煤矿区煤层气资源丰富,13个大型煤炭基地煤矿区埋藏深度1500m以浅,煤 ,煤 2. 12起,。3. 程等。 地质载体特殊性 煤层气的地质载体为煤层,煤炭本身就是能源开发的重要对象,这一自然属性更是有别于其他所有的化石能源矿产。煤层气与煤炭资源的同源同体的伴生性决定了这2种资源的开发必然有密不可分的内在关联。煤矿区煤炭资源的开采引起矿区岩层移
动的时空关系,影响着煤层气资源开发的钻井(孔)的布设、采气方法的选择和抽采效果等多个方面。 鉴于上述特殊性,煤层气勘探开发技术既有常规天然气勘探开发技术的来源、借鉴甚至直接移植,又有自己的独特性,还有与采煤技术交叉融合的耦合特性,是一个与常规天然气和煤炭开发技术既有联系又有区别的复杂技术系统。 1. 三(多) , 2. 创新, 3. 前提下，协同开采技术得以发展和进步。如解放层开采、井上下联合抽采、煤炭与煤层气共同开采等就是其典型实例。 4.煤层卸压增透技术
对于煤层渗透率低和含气饱和度低的矿区须探索应用煤层卸压增透技术,提高煤层气 抽采率。此类技术主要包括保护层开采卸压增透技术、深孔预裂爆破技术、深穿透 射孔技术、高能气体压裂技术和高压水力增透技术等。 三.近年来我国煤层气开采技术发展 1.勘探技术手段深化 （eg 2~3倍； 管、。）2. 活性 变排量控制缝高技术、前置液粉砂多级段塞降滤失技术、前置液阶段停泵测试技术、大粒径/高强度支撑剂尾追技术、压后合理放喷控制技术等。 针对多煤层地区,采用煤层和岩层组合分段压裂技术,可以有效提高单井产量和资源 利用效率。
山西省煤层气（天然气）产业 "十一五"发展规划 本规划是山西省国民经济和社会发展第十一个五年规划的重要内容，是贯彻科学发展观，建设节约型社会，落实省委、省政府关于把山西建设成为新型能源和工业基地战略部署,进一步加快煤层气（天然气）产业化进程的专项规划，也是指导"十一五"期间全省煤层气（天然气）勘探、开发、利用的行动纲领。 一、煤层气资源及开发利用进展 山西煤层气资源十分丰富。作为优质能源和化工原料，煤层气开发利用对于改善能源结构、调整产业结构、保护生态环境，促进经济、社会可持续发展具有重要意义。近年来，在省委、省政府的高度重视和中外十余家企业的不懈努力下，山西煤层气开发利用已初具雏型。 （一）煤层气资源分布及基本评价 山西是煤炭资源大省，全省含煤面积5.66万km2，占国土面积的36%。做为煤炭的伴生资源，山西煤层气资源极为丰富，煤层气资源总量占全国的1/3,是我国最具开发前景的煤层气开发利用基地。 1.煤层气资源总量及分布 我国煤层气资源丰富。全国煤层气资源量约为31.46万亿m3，与陆上常规天然气相当，主要分布在中部和西部地区，其中，中部为20.08万亿m3,西部为7.99万亿m3，占全国煤层气资源总量的89.22%。 山西地处中部，是全国煤层气资源最为富集的地区，全省2000m以浅的煤层气资源量约10万亿m3，占全国的三分之一。在六大煤田中，除大同煤田属贫甲烷区外，沁水、河东、西山、霍西、宁武等煤田均有煤层气赋存，其中，沁水煤田和河东煤田煤层气资源量最大，分别为6.85万亿m3和2.84万亿m3，占全省煤层气资源总量的93.26%，是煤层气开发利用的两大战略重点（表1）。从山西煤层气资源的分布、开采条件和资源品质分析，山西煤层气资源有着分布集中，埋藏浅，可采性好，甲烷含量高（大于95%）等特点，具备大规模开发的资源优势，开发前景广阔。 2.主要煤田煤层气资源评价 沁水煤田面积32000km2，主力煤层为山西组3号、太原组9、15号，煤种主要为贫煤、无烟煤，埋藏深度300～600m，煤层总厚5-15m,平均10m 左右；含气量5.0-38.7m3/t,平均15.5m3/t；渗透率一般在1md以上；煤层气资源丰度1.7-2.8亿m3/km2。根据煤储层参数、煤层埋藏深度和地质构造等特点，本煤田可划分北部和南部两个勘探开发有利区块。北部有利区：包括阳泉、和顺、马坊、寿阳、盂县等城镇环绕地带。煤厚15m，含气量7～18m3/t,气资源丰度2.8亿m3/km2。南部有利区：指屯留、长子、阳城、沁水、安泽等县城联线范围，煤厚10m，含气量5～38m3/t，气资源丰度1.7亿m3/km2。 河东煤田面积约17000km2。主力煤层为山西组4、5号，太原组8、9号，煤种主要为气煤、肥煤、焦煤，埋藏深度400-1500m，煤层总厚8～25m，平均15m左右；含气量4.15～23.0 m3/t,平均12.64 m3/t；渗透率最高达1-10md，平均为3.2md;含气饱和度3.5～95％,平均75％; 煤层气资源丰度1.05～3.04亿m3/km2。本煤田可划分出2个勘探开发有利区。中部有利区：包括三交北与三交区块的中西部、柳林区块、石楼区块北部。该区煤层埋深适中，煤层厚度大，渗透率高，含气饱和度高达80%，是近期煤层气勘探开发的重点区。南部有利区：位于大宁-吉县区块中部，煤层总厚达16米，含气量11-23.4 m3/t，含气饱和度76.5-90.8%,具有高压、高渗、高含气量、高饱和度的"四高"特征，为河东煤层气田勘探开发的首选区。
*本文为原煤炭工业部 类科研项目 全国煤层气资源评价 部分研究成果。 **唐书恒,1965年生,高级工程师;1988年毕业于中国矿业大学北京研究生部,获硕士学位;从事煤田地质及煤层气地质勘探研究工作,现为中国矿业大学(北京校区)在职博士研究生。地址:(056004)河北省邯郸市滏河大街137号。电话:(0310)7025544。 中国煤层气资源分布概况 * 唐书恒* * 史保生 岳 巍 叶建平 王爱国 (中国煤田地质总局第一勘探局) 唐书恒等.中国煤层气资源分布概况.天然气工业,1999;19(5):6~8 摘 要 在全国煤层气资源评价中,将煤层气资源划分为探明储量、控制储量、预测储量和远景资源量。全国共获得可采煤层中风化带以下煤层甲烷含量大于或等于4m 3/t 、埋深2000m 以浅的煤层气资源量为14.336944 1012m 3:其中预测储量9675.10 108m 3,远景资源量13.369434 1012m 3。全国有35个目标区的资源丰度大于1.5 108m 3/km 2,有49个目标区的资源丰度介于(0.5~1.5) 108m 3/km 2之间,有31个目标区的资源丰度小于0.5 108m 3/km 2。埋深小于1500m 的煤层气资源量9.256078 108m 3,埋深1500~2000m 的煤层气资源量5.080866 108m 3。全国有煤层气资源量大于1000 108m 3的大型目标区28个,煤层气资源量介于(200~1000) 108m 3之间的中型目标区28个,煤层气资源量小于200 108m 3的小型目标区59个。 主题词 煤成气 资源评价 资源量计算 储量计算 容积法 资源量 储量 分布 煤层气资源量的类型与级别 煤层气资源量,一般是指赋存于地下煤储层中的甲烷估算量,这些甲烷量在目前或将来技术和经济条件下可提供开采,并能获得社会经济效益。根据对煤储层的地质认识程度和储层工程数据的获得情况,将经过钻探工程控制,用所获得的有关煤层几何形态、含气量等方面的实测数据而计算的已发现的煤层甲烷量称为储量;将根据地质、地球物理、地球化学资料用统计或类比方法所估算的尚未发现的煤层甲烷量称为远景资源量。储量和远景资源量的总和称为煤层气总资源量,简称资源量。 按照国家标准 天然气储量规范 (GBn270-88)的基本原则和划分方案,同时参考前人对煤层甲烷资源的分级方案 1~2 ,结合煤层气资源评价中所遇到的实际情况,将煤层气资源量划分如下。 (1)探明储量 计算范围内的煤炭储量为(A+B+C)级探明储量,煤层甲烷的含量、分布及控制因素已经查明,煤储层参数已经基本掌握,已进行了煤层甲烷井组的 勘探开发试验,掌握了煤层甲烷的产能,甚至已进行了 滚动勘探开发 ,在目前的经济技术条件下可开发利用。这部分煤层气储量称为探明储量。探明储量可为开发可行性评价提供依据。 (2)控制储量 计算范围内的煤炭储量为(A+B+C)级探明储量,煤层甲烷含量基本掌握,初步查明甲烷分布状况,对控制因素有一定认识,对煤储层参数已有了解,进行了排采并已获得工业性气流。此时所计算的煤层气储量称为控制储量。控制储量可为开发选区提供依据。 (3)预测储量 计算范围内的煤炭储量为探明储量,有一定数量的含气量实测值,对煤层甲烷含量基本已查明或已有所了解,对煤储层参数有一定认识,对甲烷分布状况及控制因素有所了解,但缺少排采数据。此时所计算的煤层气储量为预测储量。预测储量可为评价选区提供依据。 (4)远景资源量 计算范围内的煤炭储量为预测储量或低级探明 6
山西晋城潘庄区 煤层气资源开采项目 环境影响报告书简本
煤炭科学研究总院西安研究院 2008 年八月 、八、- 前言 煤层气即煤层瓦斯气，是在煤化作用过程中产生并蕴藏在煤层和相邻地层中的烃类气体，其主要成份为甲烷（CH4），属优质能源和化工原料。 根据国家发改委制订的《全国煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十一五”规划》 的总体布局，“十一五”期间，山西沁水盆地将是中国煤层气产业重点建设发展地区，而位于沁水盆地南部晋城潘庄区煤层气的尽早开发不仅会带动该地区煤层气产业的快速发展，同时也会对当地的煤矿安全生产、环境改善、能源结构的完善起到重要的作用，并将产生具大的社会和经济效益。 潘庄区面积为185.54km2，包括潘庄采气区和端郑采气区，其中潘庄采气区面积为150.77km2，端郑采气区面积为34.77km2,行政上隶属于山西省沁水县、阳城县。区内煤层气探明储量为264.31 00质，预计探明储量139.27 X 10京，可利用储量为276.88 X 108卅。 潘庄区煤层气资源由中联煤层气有限责任公司（以下简称“中联公司” ）和萨摩亚美中能源有限公司（以下建成“美中能源” ）合作开发，分两期进行。 一期开发为已建工程，中联公司在潘庄采气区建设1 50口垂直井，山西省发展和改革委员会2005年7月1 3日以“晋发改高新发[2005]594 号”文对工程进 行批复，其中110 垂直井尚未进行井场地面设施建设，40 口井已经完成地面井场和集输系统建设（通过3 座井场自带的集气阀组和1 座集气增压站、1 座CNG 站完成集输），开采3＃煤层气资源。 本方案为二期开发，计划新建514口采气井，其中中联公司在潘庄采气区和端郑采气区新建采气井266口（其中，258口直井，8口多分支水平井），与一期完
一名词解释 1矿产资源总量：指天然产出的具有经济意义的且具有一定地质确定性的矿物原样的富集体。 2煤炭储量：指蕴藏于地下，经过一定地质勘查工作，确定符合储量计算标准，具有一定工业开发利用价值的煤炭资源量。 3煤炭资源量：是可开发利用或具有潜在利用价值的煤炭埋藏量。 4保有储量:截至统计报告期止，煤田、矿区、井田内实际拥有的探明储量。 5可采储量:指在工业储量中，可以采出来的那部分储量，即工业储量减去设计损失量。 6设计可采储量：在开发利用方案或初步设计中设计到的可以采出来的储量。 7暂不能利用储量：由于煤层厚度小、灰分高（或发热量低），或因水文地质条件及其它开采技术条件特别复杂等原因，目前开采有困难，暂时不能利用的储量。8煤层气预测储量：经过钻探工程控制，用所获得的有关煤层几何形态、含气量等方面的实测数据而计算的已发现的煤层气资源量。 9探明储量:地质勘查报告提交、经储量审批机关批准的能利用储量，是反映煤田地质勘查工作成果的主要指标。 10工业储量：在能利用储量中，可以作为设计和投资依据的那部分储量。 11 A级储量：在精查勘探阶段，通过较密的勘探工程控制和详细地质研究所圈定的储量。 12地质原始编录：在煤田勘查工作中，对勘查工程所揭露的各种地质现象进行描述和记录 并整理成原始图件、数据和文字表格等。 13地质综合编录：在煤田勘查过程中，把所获得的各种原始地质资料进行系统的分析和综合研究，然后用文字、图件表格等形式表示出来的一项综合性工作。14煤自燃倾向性：煤由于氧化放热而导致温度逐渐升高，至70～80℃以后温度升高速度骤然加快，达到煤的着火点（300～350℃)，从而引起燃烧，这就是煤的自燃倾向性，即煤在常温下氧化能力的内在属性。 15开采技术条件：指影响煤矿建设、生产与安全的各种地质因素，包括：煤层的厚度、结构、煤的物理性质、煤层的产状及其变化、煤层顶底板、工程地质
中国煤层气资源分布特征 字号:[ 大中小] 发布时间:2008-03-10 来源:中国能源网 据中联公司最新一轮的全国煤层气资源预测结果显示（2002年），中国陆上烟煤煤田和无烟煤煤田中（未包括褐煤煤田），在埋深300～2000m范围内煤层气资源总量为31.46×1012m3，世界位居第三(俄罗斯17～113×1012m3、加拿大6～76×1012m3、中国31.46×101212m3、美国11～19×1012m3)。研究表明，中国的煤层气资源不仅广泛分布于全国各地，而且还具有显著的时域性和地域富集特点。 中国煤层气资源分布略图 中国煤层气资源的时域分布特征 从赋存地层分析，中国的煤层气资源主要赋存于南方早石炭世（C1）、北方石炭二叠纪（C-P）、南方晚二叠世（P2）、晚三叠世（T3）、早-中侏罗世（J1-2）、东北早白垩世（K1）、晚第三纪（R3）等含煤地层（图2-2），表现出突出的时域分布特征。 早中侏罗世煤系和石炭二叠纪煤系的煤层气资源量分别为14.51×1012m3、13.69×1012m3，分别占总资源量的46.13%、43.52%；其次是晚二叠世煤系，资源量为2.87×1012m3，占资源总量的9.14%；其余煤系仅为0.38×1012m3，占1.20%（早石炭世煤系0.039×1012m3、晚三叠世煤系0.068×1012m3、早白垩世煤系0.267×1012m3和晚第三纪煤系0.004×1012m3）。
中国主要含煤地层及其煤层气资源量分布直方图（单位：108m3) 中国煤层气资源的地域富集特征 从地域分布角度看，中国的煤层气资源虽然广泛分布于新、晋、陕、冀、豫、皖、辽、吉、黑、蒙、云、贵、川、渝、湘、赣、鄂、甘、宁、青、苏、浙、鲁、桂等24个省、市、自治区，但却表现出显著的区带分布特征，具有显著的区带特征。 研究表明，昆仑-秦岭、阴山东西向巨型构造带和贺兰-龙门山-哀牢山近南北向巨型构造带，控制了中国的聚煤规律和煤层气分布特征；而贺兰山-龙门山陡变带、大兴安岭-武陵山陡变带、中国东部陆缘陡变带等三条SN-NNE向深层构造带明显地制约了中国煤层气资源的分布和可采性，其中中部区煤层气资源最为富集。 在众多的煤层气含气区，以晋陕蒙含气区煤层气资源量最大，为17.25×1012m3，占全国煤层气总资源量的54.83%；其次是北疆区，煤层气资源量为6.88×1012m3，占全国总量的21.86%；冀豫皖含气区煤层气资源量为2.89×1012m3，占全国总量的9.18%；云贵川渝含气区煤层气资源量为2.83×1012m3，占全国总量的8.99%。 在上述含气区内，又集中分布在为数不多的几个含气带。主要有鄂尔多斯盆地北部（55825.61×108m3）、沁水（55157.77×108m3）、吐-哈（26258.98×108m3）、鄂尔多斯盆地东缘（19962.27×108m3）、六盘水（15094.34×108m3）、准东（14532.17×108m3）、鄂尔多斯盆地西部（12732.0×108m3）等含气带。 不同埋藏深度煤层气资源分布特征 根据煤层埋藏深度和煤层气勘探开发需要，将煤层气赋存深度划分为300～1000m，1000～1500m和1500～2000m三个区间，各深度区间煤层气资源量分别为： 300～1000m 范围内，煤层气资源量为9.1381×1012m3，约占总资源量的29.05%； 1000～1500m范围内，煤层气资源量为9.9435×1012m3，约占总资源量的31.60%； 1500～2000m范围内，煤层气资源量为12.3796×1012m3，约占总资源量的39.35%。 以上统计表明，1500m以浅的煤层气资源量占中国煤层气资源总量的60%（图2-3），有利于煤层气资源的勘探开发。 学习是成就事业的基石
山西省煤炭资源简况 经过五十年勘查查明：山西省总面积约15.6万平方公里，含煤地层约6.48万平方公里，占全省面积的40%左右。主要的成煤时代为石炭二迭纪和侏罗纪。根据含煤地层的发育特征及其构造组合，将山西的含煤区域划分为六个大的煤田和八个面积不大的煤产地。六大煤田分别是：大同煤田、宁武煤田、太原西山煤田、沁水煤田，霍西煤田和河东煤田。八个煤产地分别是：浑源煤产地、五台煤产地、繁峙煤产地、灵丘煤产地、广灵煤产地、阳高煤产地、垣曲煤产地和平陆煤产地。六大煤田面积约6万平方公里，占全省含煤面积的92%。 探明：埋深在2000米以浅的煤炭资源总量为6600亿吨，占全国煤炭资源总量的11.9%，仅次于新疆维吾尔自治区和内蒙古自治区，位居全国第三。截至到2004年底，全省累计探明煤炭资源储量2800多亿吨，保有储量2600多亿吨，占全国保有探明储量的26%，居全国之首。全省119个行政县（市、区）中，赋存煤炭资源的有94个，其中，有68个县（市、区）煤炭年产量在百万吨以上。 探明：山西省煤炭资源品质优良，煤类齐全，从低变质的褐煤、长焰煤到高变质的贫煤、无烟煤，省内均有分布。煤炭种类的分布特征是：由北向南，煤的变质程度逐渐增高，依此分布着低变质煤（长焰煤、不粘煤、弱粘煤、1/2不粘煤）、中变质
煤（气煤、气肥煤、肥煤、1/3焦煤、焦煤）、高变质煤（瘦煤、贫瘦煤、贫煤、无烟煤）。据1986年中国煤炭分类国家标准，山西拥有14个牌号的煤种，其中大同的动力煤，阳泉、晋城的无烟煤，离柳、乡宁的稀有炼焦煤储量大、分布广，在市场上具有极佳的品牌效应。大同煤田弱粘结煤以低硫、低灰、发热量高而享誉中外；河东煤田离石、柳林、乡宁矿区的主焦煤被誉为煤中的“精粉”；沁水煤田晋城矿区的“兰花炭”更是名闻遐迩，是化工用煤的佳品。 探明：山西煤炭资源开发条件较好，除北部宁武煤田平鲁一带赋存8米以上巨厚煤层，埋藏浅，适宜露天开采外，其它地区大多为中厚煤层，总体地质构造简单偏中等，主采煤层厚度稳定，大部分煤层瓦斯含量不高，宜于井工开采。 查明：煤层气是一种自生自储的天燃气, 是一种新型洁净能源。其成分以甲烷为主，大都以吸附、游离、溶解三种状态充填在煤的各种孔隙中。山西六大煤田有13个区块储存煤层气，在全国12个大型富气区中，我省就占了阳泉—寿阳、潞安、晋城、三交北、离柳—三交五个。山西煤层气资源量约10万亿立方米，占全国14.34万亿m3的三分之二,居全国第一位。其中河东煤田中段、沁水煤田北部和南部资源丰富，占全省煤层气资源量的90%以上。煤层气的发热量是民用煤气的2—2.5倍，每立方米煤层气可生产民用煤气3立方，且综合价格仅为煤气的11%，极具开发利用价值。我省可鉴借国外和我国南方一些省区的成功
沁水煤层气田地质特征 1 自然地理环境 沁水煤层气田位于沁水盆地南部北纬36°以南，行政区划隶属于省市，包括、高平、沁水、阳城等县市。区地形为丘陵山地，沟谷发育，切割较深,地面海拔580m～1300m。较大的河流为沁河，其它有固县河等支流常年有水，大多汇入沁河。气候为大陆性气候，昼夜温差较大。 2 构造特征 里必区地形为山地地形，地表条件复杂，山体陡峭，沟谷切割，基岩出露，地表高差大，海拔高度700-1200m，总体构造形态为一北西倾斜坡带,地层平缓，地层倾角一般2°～7°，平均4°。断层不发育，断距大于20m 的断层仅在西南部分布，主要有寺头断层以及与之伴生的次一级断层，呈一组北东向—东西向正断层组成的弧形断裂带。区低缓、平行褶皱普遍发育，呈近南北和北北东向，褶皱的面积和幅度都很小，背斜幅度一般小于50m，延伸长度5km～10km，呈典型的长轴线性褶皱。 3 含煤层简况 沁水区块地层由老至新包括下古生界奥陶系中统峰峰组(O2f)、上古生界石炭系中统组(C2b)、上统组(C3t)、二叠系下统组(P1s)、下石盒子组(P1x)、上统上石盒子组(P2s)、石千峰组(P2sh)、中生界三叠系T、新生界第三系(N)、第四系(Q)，其中主要含煤地层石炭系上统组和二叠系下统组，在盆地广泛分布，是本区煤层气勘探主要目的层。 组：为三角洲沉积，一般有三角洲前缘河口砂坝、支流间湾逐渐过渡到三角洲平原相。地层厚度8m～90m，一般60m左右，岩性为灰、深灰
色砂泥岩互层夹煤层。本组一般含煤2层～4层，自上而下编号为1#～4#，其中3#煤单层厚度大，全区分布稳定，总体具有东北厚西南薄的趋势，为组主要煤层。沁水地区为3#煤层发育区，厚度3m～8m，局部夹炭质泥岩和泥岩夹矸1～2层。3#煤层顶板岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩，底板主要为粉砂岩和泥岩。泥岩作为煤层顶、底板封盖层有利于煤层气的保存和集聚。 该组底部的K7砂岩，为本组底部的分界标志层，厚度最大可达10m，一般5m左右，以灰、灰白色中—细粒长石石英砂岩及石英砂岩为主，局部可相变为粉砂岩。 组：为一套海陆交互相沉积的复合沉积地层，厚度59m～125m,一般大于70m，岩性为中-细粒砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩、灰岩和煤互层，由5个从碎屑岩到石灰岩沉积的垂向层序构成，体现了海退-海进沉积旋回过程。本组含煤层6层～12层，自上而下编号为5#～16#，其中底部15#煤层单层厚度大、分布稳定，是本区主力煤层，厚度5.2m～6.65m。15#直接顶板岩性主要为泥岩或含钙泥岩，底板主要为泥岩。K2石灰岩常常成为15#煤层的直接顶板，造成煤层气运移逸散，使煤层气井产水量增加。 该组底部普遍发育的K1砂岩及中上部数层浅海相石灰岩为其重要的区域对比标志层。 3.1 K1砂岩。
山西煤层气储量相当整个美国 全国人大代表马巧珍 3月2日，山西代表团的全国人大代表马巧珍再次带到北京两个有关煤层气产业化的议案。 马巧珍来自煤都晋城，曾担任晋城市委书记，后从晋城市人大常委会主任位置退下。 相关的建言，她已经连续提了三年了。 "有些问题得到部分解决，但最终还没有完全解决。"马巧珍对《中国经济周刊》说，"今年要继续着重解决气权和矿权一体化的问题，希望能够把一体化问题真正解决。" 所谓的气权和矿权一体化，指的是开采煤层气的主体与开采煤矿的主体相一致。但现状是，两个不同的开采权分别在中直企业和地方企业手里。 央企与地方的气权之争 煤层气俗称瓦斯，它以吸附态赋存于煤层及邻近岩石层中，当其浓度达到5%～16%时，遇明火便爆炸。中国煤矿安全事故80%与它有关。然而，它又是一种比石油、天然气更清洁、高效、安全的新型能源。 基于煤层气资源的赋存特点及煤矿安全生产考虑，国家明确要求，要坚持"采煤采气一体化"的原则和"先抽后采"的治理开发模式。
然而，在国家全面部署煤层气开发之前，中联、中石油等中直企业已经取得了全国绝大部分区块的煤层气矿业权。以山西为例，中直企业在山西境内登记了2.8万平方公里的煤层气矿业权，约占全省含煤面积的60%以上，几乎覆盖了山西省所有煤炭规划区。 有山西人说，这些年，中直企业在煤层气领域几乎无所作为。 "他们更多地关注开发煤层气的实际收益，并不能从煤、气协调发展的角度考虑落实采煤采气一体化。另一方面，煤炭企业由于未取得煤层气矿业权，在落实国家'先抽后采'和采煤采气一体化规划过程中又处处受阻。"一份来自山西省境内煤层气产业发展的调研报告指出，气是中央的，煤是地方的，两权主体分置，同时缺乏有效的统筹协调，这无疑是形成煤层气开采无序、各自为战、资源浪费严重的重要原因。 一位煤层气及油气专家则指出，按照国际经验，石油和煤炭公司在开采煤层气上展开合作是最佳的模式。"按市场规律合作是双赢，但垄断经营之下，央企只想争地盘、做老大，没有合作的习惯"。 此情形之下，中直企业与地方的矛盾不言而喻。在过去的20多年里，煤炭开采了20多年，煤层气就排放浪费了20多年。更严重的后果是，矿难频繁爆发。 煤都转型设想 "为什么每次矿难之后领导都着急？为什么我们不能防患于未然？为什么我们不能在采煤过程中实现煤层气的充分利用？这于国于民都有好处却为什么这么难呢？"大约在一年前，恰好是王家岭矿难期间，晋城市副市长王树新在晋城与记者谈煤都晋城的转型，他一直不停追问。 中国的煤层气资源相当丰富。据有关方面评价测算，全国2000米浅煤层的煤层气资源储量为36.7万亿立方米，排世界第三位。若利用起来，几乎与38万亿立方米的天然气能源储量相当。仅山西煤层气含量为10万多亿立方米，占全国的三分之一，几乎相当于美国的储量。但我国的煤层气产业化却相当滞后。 "全国最稳定、最具有开采价值的煤层气气田在晋城。"王树新对记者说，晋城的半壁江山在煤田，半壁江山在气田。 这里有全国最好的无烟煤，已探明的储量约占全国的1/4多。这里还有全国最具开采价值的煤层气田，储量占山西省全省的70%、全国的31.46%。 但至今为止，这个城市70%以上的工业增加值和65%以上的财政收入来自煤炭开采及其相关行业。这座因煤而生的城市时刻担心，有一天面临着"矿竭城衰"的命运。 "煤挖完怎么办？"王树新当时给出的答案是：煤层气作为一种清洁能源，将在晋城低碳经济发展中扮演重要角色。
山西省煤层气勘查开采管理办法（2020） 《山西省煤层气勘查开采管理办法》业经2020年3月18日省人民政府第63次常务会议通过，现予公布，自2020年5月1日起施行。 省长林武 2020年3月30日 第一章总则 第一条为了加强煤层气资源勘查、开采管理，推动资源综合利用和矿区生态保护，维护矿业权人合法权益，促进煤层气产业高质量发展，根据《中华人民共和国矿产资源法》等有关法律、法规和《关于在山西开展能源革命综合改革试点的意见》，结合本省实际，制定本办法。 第二条在本省行政区域内煤层气资源的勘查、开采及其监督管理活动，适用本办法。 第三条煤层气资源的勘查、开采及其监督管理，应当遵循节约资源、保护生态，市场配置、公开公正，综合勘查、合理开采，创新管理、优化服务的原则。 第四条省人民政府应当加强煤层气资源勘查、开采、利用工作的领导，研究决定全省煤层气资源勘查、开采、利用重大事项，推动采气、输气、用气全产业链协调稳定发展。 设区的市、县级人民政府应当支持煤层气资源勘查、开采，维护矿区的生产秩序。 第五条县级以上人民政府自然资源主管部门负责煤层气资源勘查、开采的监督管理工作。 县级以上人民政府相关部门按照各自职责负责做好煤层气资源勘查、开采的相关监督管理工作。 第六条县级以上人民政府相关部门应当完善信息共享、业务协同、信息反馈等机制，优化服务流程，通过山西省一体化在线政务服务平台和部门网站公布办理煤层气行政许可以及其他管理服务事项的依据、条件、程序、结果等信息。 第二章资源配置 第七条省自然资源主管部门编制煤层气资源勘查开采规划应当符合国家矿产资源总体规划和煤层气勘查开采规划、国土空间规划、国民经济和社会发展规划。 第八条煤层气资源调查评价、勘查开采、保护利用应当符合煤层气资源勘查开采规划。 设立煤层气矿业权还应当符合生态环境保护、国家产业政策等相关规定。
山西沁水煤层气田地质特征 1自然地理环境 沁水煤层气田位于沁水盆地南部北纬36°以南，行政区划隶属于山西省晋城市，包括晋城、高平、沁水、阳城等县市。区内地形为丘陵山地，沟谷发育，切割较深,地面海拔580m～1300m。较大的河流为沁河，其它有固县河等支流常年有水，大多汇入沁河。气候为大陆性气候，昼夜温差较大。2构造特征 里必区地形为山地地形，地表条件复杂，山体陡峭，沟谷切割，基岩出露，地表高差大，海拔高度700-1200m，总体构造形态为一北西倾斜坡带,地层平缓，地层倾角一般2°～7°，平均4°。断层不发育，断距大于20m的断层仅在西南部分布，主要有寺头断层以及与之伴生的次一级断层，呈一组北东向—东西向正断层组成的弧形断裂带。区内低缓、平行褶皱普遍发育，呈近南北和北北东向，褶皱的面积和幅度都很小，背斜幅度一般小于50m，延伸长度5km～10km，呈典型的长轴线性褶皱。 3含煤层简况 沁水区块地层由老至新包括下古生界奥陶系中统峰峰组(O2f)、上古生界石炭系中统本溪组(C2b)、上统太原组(C3t)、二叠系下统山西组(P1s)、下石盒子组(P1x)、上统上石盒子组(P2s)、石千峰组(P2sh)、中生界三叠系T、新生界第三系(N)、第四系(Q)，其中主要含煤地层石炭系上统太原组和二叠系下统山西组，在盆地内广泛分布，是本区煤层气勘探主要目的层。 山西组：为三角洲沉积，一般有三角洲前缘河口砂坝、支流间湾逐渐过渡到三角洲平原相。地层厚度8m～90m，一般60m左右，岩性为灰、深
灰色砂泥岩互层夹煤层。本组一般含煤2层～4层，自上而下编号为1#～4#，其中3#煤单层厚度大，全区分布稳定，总体具有东北厚西南薄的趋势，为山西组主要煤层。沁水地区为3#煤层发育区，厚度3m～8m，局部夹炭质泥岩和泥岩夹矸1～2层。3#煤层顶板岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩，底板主要为粉砂岩和泥岩。泥岩作为煤层顶、底板封盖层有利于煤层气的保存和集聚。 该组底部的K7砂岩，为本组底部的分界标志层，厚度最大可达10m，一般5m左右，以灰、灰白色中—细粒长石石英砂岩及石英砂岩为主，局部可相变为粉砂岩。 太原组：为一套海陆交互相沉积的复合沉积地层，厚度59m～125m, 一般大于70m，岩性为中-细粒砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩、灰岩和煤互层，由5个从碎屑岩到石灰岩沉积的垂向层序构成，体现了海退-海进沉积旋回过程。本组含煤层6层～12层，自上而下编号为5#～16#，其中底部15#煤层单层厚度大、分布稳定，是本区主力煤层，厚度5.2m～6.65m。15#直接顶板岩性主要为泥岩或含钙泥岩，底板主要为泥岩。K2石灰岩常常成为15#煤层的直接顶板，造成煤层气运移逸散，使煤层气井产水量增加。 该组底部普遍发育的K1砂岩及中上部数层浅海相石灰岩为其重要的 区域对比标志层。 3.1K1砂岩。 为本溪组与太原组分界的区域标志层。岩性为灰、灰白、灰绿色中—粗粒或细粒石英砂岩、石英杂砂岩及岩屑石英杂砂岩，局部可相变为粉砂岩或泥岩。厚度最大可达10m,一般5m左右。