瓦斯利用：山西丨煤层气开发利用现状及发展方向

本期看点

煤层气（瓦斯）的开发利用既保障了我国基础能源煤炭的安全生产，也有效助推了“碳达峰、碳中和”目标的实现，对煤炭和煤层气（瓦斯）两种资源的健康可持续发展起到积极的促进作用。山西省煤炭及煤层气资源丰富，2020 年上半年山西原煤产量以4.88×10⁸t高居全国榜首。因此，促进山西省煤层气（瓦斯）产业化健康可持续化发展具有重要意义。

本期瓦斯利用分享《矿业安全与环保》刊载的李德慧、李国富等的学术成果《山西省煤层气（瓦斯）开发利用现状及发展方向》，与大家一起学习和探讨山西省煤层气利用现状和未来瓦斯高效利用的发展方向。

01 山西省瓦斯开发利用现状

（一）山西省瓦斯地质特征

山西省地处华北板块中部，晚古生代以来共经历了印支、燕山和喜马拉雅山三期构造运动，形成了燕山期大同盆地、河东盆地、宁武盆地、沁水盆地等4个聚气盆地构造格局。山西境内有沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘2个高突瓦斯区和山西北部瓦斯区。其中，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘地处华北板块中部，属板块中部构造简单区控制型，构造简单，每平方千米不足5条断层，构造煤不发育，利于煤层气抽采，包含突出矿井15对，高瓦斯矿井85对; 而山西北部瓦斯区属区域构造隆起剥蚀控制型，受构造隆起、地层剥蚀影响，瓦斯发生大量逸散，包含高瓦斯矿井9 对，瓦斯矿井57对。晋城市、阳泉市、晋中市、吕梁市、临汾市等区域内瓦斯事故高发煤矿区正是处于沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两个高突瓦斯区内，这与瓦斯地质条件基本符合。

（二）地面煤层气开发利用情况

近年山西省加快了沁水盆地和鄂尔多斯东缘两个煤层气产业化基地建设，2011-2015年间，山西省新增探明地质储量3372.52×10⁸ m³，累计探明地质储量达5858.95×10⁸m3。截至 2019 年10月，山西省累计施工煤层气井（含致密砂岩气、页岩气）15000余口，建成地面产能95.0×10⁸m³/a，2018年煤层气(含致密砂岩气、页岩气)地面产量达到56.5×10⁸ m³，利用量51.0×10⁸m³，煤层气利用率约为 90.3%。据山西省能源局数据统计显示，2019年山西省煤层气产量71.4×10⁸m³，增长 26.4%；利用量66.1×10⁸m³，增长29.6%。当前，山西两大煤层气产业化基地———沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘已初具规模。

（三）煤矿瓦斯开发利用现状

“十三五”以来，截至2018年底，全国煤矿瓦斯利用总量累计152.09×10⁸m³，山西煤矿瓦斯利用总量累计76.3×10⁸m³，约占全国的50%。2016-2018年煤矿瓦斯利用量见图 1。

图1 2016-2018年煤矿瓦斯利用量

截至2018年底，山西省共有煤矿瓦斯发电厂141座，分布在晋城、临汾、长治、吕梁、晋中、阳泉、太原和忻州等8个地市。其中，已建成投产瓦斯电厂131座、乏风氧化电厂2 座，在建瓦斯电厂8座，总装机容量1.6×10⁶kW，已建成装机容量1.46×10⁶kW，在建装机容量 1. 4×105 kW。截至 2018 年底山西省煤矿瓦斯电站分布及装机容量见图 2。

图2 截至2018年底山西煤矿瓦斯电站分布

02 煤层气开发利用存在的问题

（一）煤层气（瓦斯） 燃烧排空量大，资源浪费严重

（1）基础设施难以实现高效利用、集输调峰能力弱

山西省输气管线已初步形成“三纵十一横”的输配管网格局，现有气源资源下载口基本能够满足省内需求。但在山西省内从事煤层气地面勘探开发的企业众多，而中游管网主要集中在少数企业手中，虽然各企业内部基本实现互联互通，但向第三方企业进行公平开放的动力不足，无法实现已有管网的高效利用，燃气企业为争取下游市场，重复建设基础设施，导致投资成本严重增加，管网运行效率较低。

统计数据显示，具有完善管道输配系统的煤层气企业，煤层气利用率普遍较高，一般在 96%以上; 而地面煤层气输配设施建设较弱的开发企业，只能进行排空及火炬燃烧，2016-2018 年山西省煤层气排空总量及火炬燃烧总量见图 3。

图3 2016-2018年山西煤层气排空总量及

火炬燃烧总量

（2）废弃矿井采空区瓦斯开发利用难度大

随着煤炭行业供给侧结构性改革的深入推进，大批煤矿关闭退出，采空区资源开发利用越来越受到关注，但采空区瓦斯抽采利用难度大，采空区瓦斯开发利用存在以下问题: 煤矿原始资料不准确、采空卸压后地应力复杂、采空工作面积水、抽采浓度不稳定、布井密度低导致管输费用较高、采空井相对常规煤层气井寿命短、地面配套设备投资大。

（二）煤矿瓦斯利用率整体偏低，利用提升空间大

（1）矿井瓦斯联网难度大，难以实现外输利用。因高瓦斯矿区内矿井主体不一，各矿井内管网相对独立，高瓦斯矿井抽采的 30%以上高浓度瓦斯所属矿井主体不同，无法形成区域性管网，即使是区域内管网也无调峰能力，当前无法实现不同主体之间瓦斯气的合理计量，排空现象普遍。

（2）井下移动泵站抽采瓦斯排空引起环境污染。2016-2018 年，山西省井下移动泵站抽采瓦斯总量累计为5.71×10⁸m³，直接排入回风巷中，随矿井通风排入大气，无法实现回收利用，造成了资源浪费，同时污染了环境。

（3）风排瓦斯量大、浓度低，利用技术难度大。2016-2018 年，山西省风排瓦斯总量累计达1.34×10¹⁰m³，但平均浓度仅为0.2%，达不到乏风氧化维持自反应最低浓度0.3%的要求，如何利用风排瓦斯实现节能减排是当前的一大难题。

03 煤层气开发利用对策建议

（一）加强互联互通以促进储气调峰、提高利用率

（1）推进燃气管网运营主体间互联互通及储气调峰建设。以国家管网公司和华新燃气集团的成立为契机，完善天然气管网接入机制，实现国家干线、省际管线、省内管网开放程度。建立不同主体间的能量计价体系，实现省内煤层气间的高效利用及余气外输。提升区域储气调峰能力，优化储气调峰设施建设规模及选址，提高清洁能源供应能力及区域供气保障能力。

（2）出台扶持政策，加强采空区资源开发利用。对于已灭失煤炭矿业权的采空区，采用招标方式出让采空区瓦斯资源。鼓励煤炭企业与地面煤层气抽采企业联合开发利用煤炭矿业权范围内的采空区，促进采空区抽采的瓦斯进入地面煤层气抽采企业的地面输气管道，以利于地面输气管网的规划建设，提高资源利用率。

（二）放宽投融资环境，加强金融资金保障

适当放宽能源投融资准入限制，充分发挥上市公司在能源投资中的拉动作用，鼓励民间资本进入煤层气高效利用领域，鼓励引导境外资本参照法律法规和外商投资产业政策参与投资，推进电网、油气管网等基础设施投资多元化，探索制订区域差别性能源税费和产业政策，组建能源产业投资基金。

（三）培育煤层气下游利用市场高附加值企业

在煤层气的利用中，第1层级是作为一种清洁燃料; 第2层级是利用煤层气生产高品质的产品，如陶瓷、玻璃; 第3层级是利用煤层气生产金刚石、石墨烯、氢能等一些更高附加值的产品，来提升整体煤层气的利用价值。

04 发展方向

（一）煤矿瓦斯高效利用发展方向

煤矿井下抽采的瓦斯由于浓度范围较大，应采用不同的利用途径以实现高效利用，获取较高经济效益。

（1）浓度高于 30%的煤矿瓦斯具有热值高、价格低廉、利用范围广的特点，对适宜提纯的高浓度瓦斯可经提纯后制LNG/CNG、并入天然气管网或进行高附加值转化利用; 对不适宜提纯的瓦斯可按民用、工业企业和就近发电的原则进行利用。

（2）浓度高于 8%且低于 30%的煤矿瓦斯，可将低浓度瓦斯提纯至 30%以上，提升应用范围。

（3）浓度低于 8%的煤矿瓦斯，可直接与空气或乏风瓦斯进行掺混至浓度1.0%～1. 2%，进行氧化供热或燃烧空气进行利用。

（4）风排瓦斯由于浓度较低，难以单独利用，但直接排放进入大气会造成巨大的环境问题，可进行技术经济评价，将风排瓦斯与高浓度瓦斯掺混进行利用。

（5）完善政策，鼓励将煤矿井下移动泵站抽采瓦斯通过管道输送至地面进行利用; 尽量减少井下移动泵站抽采规模，鼓励采用地面固定泵站抽采瓦斯并加以利用。

（二）煤层气高效利用发展方向

煤矿区地面抽采的煤层气浓度可达 95%以上，与井下瓦斯相比具有更广的利用价值和前景。

（1）加快燃气管网互联互通工程建设，稳步推进LNG 液化调峰设施及地下岩穴储气库项目选址建设。

（2）加快煤层气利用科研立项工作，积极推进煤层气合成金刚石项目建设，推动煤层气高附加值转化，为高效利用提供新途径，以提升煤层气开发企业盈利能力。

（1） 山西省煤层气（瓦斯）抽采量和利用量在全国的占比大，但在抽采、输送、利用方面仍存在较多问题，急需改变，以进一步提升开发利用水平，保障商业化运营空间。

（2）在碳减排趋势下，应引导煤层气（瓦斯）企业参与国际碳排放权交易，实现煤层气（瓦斯）的市场价值，促进煤层气（瓦斯） 产业健康可持续发展。

（3）从煤层气（瓦斯）利用角度，按照瓦斯浓度高低进行划分，对不同浓度瓦斯进行科学利用，降低煤层气（瓦斯）的直接排放，同时加大创新力度，推动煤层气（瓦斯）的高附加值转化，为高效利用提供新的途径。

（4）在煤矿安全生产与环保形势的双重要求下，变“抽放”为“抽采”，坚持“先抽后采，煤气共采”、“煤与瓦斯共采，治理与利用并重”等先进理念。