煤层气的开发利用现状和前景(可研报告模板)

第一节 我国煤层气资源概况

我国煤层气资源丰富，分布广泛。自20世纪80年代以来，煤炭、地矿和石油系统的 研究 机构和专家先后从不同角度对我国煤层气资源进行过多次估算，其中得到普遍认可的是煤炭科学 研究 总院西安分院的估算结果，即全国煤层气资源总量为30～35万亿立方米。煤层气勘探开发尚处于起步阶段，国家还没有制订统一的煤层气储量标准，目前煤层气储量估算主要参照天然气储量计算方式进行，根据已有的煤层气井组试验结果，我国目前煤层气探明储量仅为1000亿立方米，主要集中在沁水煤田南部。

煤层气资源的地域分布受煤炭资源分布的制约，二者的分布状况基本一致。在我国，煤层气资源分布相对集中在三江一穆棱河盆地、渤海湾盆地、南华北盆地、晋中南含煤区、萍乐坳陷、湘中南地区、鄂尔多斯盆地、四川盆地、川南一黔北含煤区、六盘水含煤区、准噶尔盆地、吐哈盆地和伊宁盆地等13个含煤盆地（地区）。这13个含煤盆地（地区）的煤层气资源量共计为30.84×10/12立方米，占全国资源总量的94%。除准噶尔、吐哈和伊宁盆地外，其余10个含煤区均位于我国东部和中部地带，煤层气资源共计达22.27×10/12立方米，占全国资源总量的6.8%。这里人口密集，经济发达或比较发达，能源供需矛盾明显，因而具有很高的工业价值。

虽然我国煤层气资源十分巨大，但在当前的技术经济条件下有开采价值的资源量（埋深小于1000m的资源量）只有总资源量的1，3。根据资源及市场条件，目前我国煤层气勘探开发最有利区块主要包括：沁水盆地、淮南和淮北地区、鄂尔多斯盆地东缘（柳林、三交）、三江穆棱河地区、阜新地区及南方的六盘水地区（见下表）。这些地区煤层气资源占全国资源量的近四分之一，煤的演变程度高低不等，据初步勘探，只要技术合理，措施得当，选位正确，其煤层气地面开发井均可获得工业气流。

第二节 煤层气在我国能源中的地位

一、我国能源工业状况及发展趋势

我国一次能源资源总量在4万亿t标准煤以上，居世界第三位，其中煤炭资源量占总资源量的90%以上。据最新的煤炭和油气资源评价与预测结果，我国煤炭资源量为5.57万亿t，其中保有储量1.01万亿t，精查可采储量有1779亿t，按目前的开采水平，储采比超过百年。我国天然气的资源量为38万亿立方米，其中探明储量约占8%，截止到1999年底，全国天然气剩余可采储量仅1.37万亿立方米，按目前的开采水平，仅够开采49年。

我国是能源生产大国，同时也是能源消费大国。1999年一次能源消费总量为12.2亿t标准煤，占世界总能源消费量的10%，居世界第二位。煤炭是我国主要一次能源，近10年，煤炭在我国能源消费构成中比重基本保持在70%左右。

1990年以来，尤其1995年以后，在市场经济和环境保护的推动下，我国终端能源需求逐步开始向优质高效洁净能源转化，油气和电力的需求增长大大超过煤炭和生物质能的增长，其中天然气需求增长尤其明显。根据国家统计局资料，我国天然气产量已由1996年的201亿立方米增加到2000年的277亿立方米，年均增长9.5%。天然气消费量在一次能源消费中比重已由1996年的1.8%：LI曾加到1999年的2.6%。与此同时，我国自1993年成为能源净进口国后，天然气进口量也逐年增加，2000年进口液化天然气达482万t。

根据市场调查及能源需求预测，我国天然气需求量2005年达600亿立方米，2010年可达到1120亿立方米，天然气在一次能源消费中的比重将由目前的不到3%增加到10%。而根据国家能源发展 规划 ，国内天然气供应能力到2005年和2010年最高只能达500亿立方米和800亿立方米，供需缺口张大。为此，我国将从今年上半年开始实施“西气东输"工程，一期工程输气能力为120亿立方米/a，最终可达300亿立方米/a。拟从俄罗斯进口天然气的“北气南输”工程已在 规划 中，该工程可为我国每年提供200亿立方米天然气。

二、煤层气在我国能源中的地位

我国的能源消费结构很不合理，1999年煤炭约占68%，石油占23%，天然气仅占2.6%，天然气在能源结构中的比例远远低于世界平均水平（24%）。为了实现能源与环境的可持续发展，我国急需实施以优质能源为主的能源发展战略，合理调整能源结构，增加天然气在一次能源消费中的比重。根据国家能源发展 规划 ，到2010年，天然气在能源构成中的比重将从目前的不到3%提高到10%。

根据我国石油天然气集团公司预测，到2010年和2020年，我国天然气探明储量分别为4.5万亿立方米和6万亿立方米，产量分别达到800亿立方米和1120亿立方米，而天然气需求量则分别达1120亿立方米和1700亿立方米。2010年以后，常规天然气生产只能满足市场需求的60%左右。尽管天然气缺口可通过进口天然气和液化石油气解决，但在成本和安全上均存在问题。煤层气是储存在煤层及邻近层中与煤伴生的可燃气体，主要成分与天然气相似。加快煤层气开发可以安全可靠地缓解天然气短缺的局面。

我国拥有丰富的煤层气资源，资源总量约30一-35万亿立方米，其中22.3万亿立方米分布在我国中、东部地区，市场条件很好。十多年来，我国煤层气勘探开发取得了一系列成果，其中在沁水煤田东南部屯留区块，中联煤层气有限责任公司进行了煤层气井组采气试验，获得了460亿立方米的地质储量。美国煤层气生产实践已经证明，煤层气能够形成独立的产业，成为天然气工业的重要补充。因此，我国煤层气产业的发展将对改善我国能源结构具有重要意义。

第三节 我国煤层气开发利用现状

一、开发现状

我国是继美国之后第二个大规模进行地面煤层气勘探的国家。陆上埋深300～2000m的煤层气资源量约31.46×1012m3，与常规天然气资源量（38×1012m3）相当，相当于450×108t标准煤或310×108t石油，已探明煤层气储量1023.08×108m3，位列世界前三，具有很大的开发、利用潜力。

我国煤层气井下抽放始于50年代，至今已有40多年的历史。至2000年底，全国已有184座煤矿建立了井下抽放系统和地面输配气系统，年抽放量达8.58亿立方米，其中抚顺和阳泉矿区年抽放量均超过1亿立方米。然而，由于目前我国煤矿区煤层气抽放大多是以保证煤矿安全生产为目的，抽放技术单一，因而平均抽放效率仅为23%。根据各矿区的经验，只要抽放的煤层气能够得到充分利用，以用促抽，以我国现有的井下抽放技术和装备，抽放率达到50%应有保证。我国井下煤层气抽放技术已十分成熟，基本上处于世界领先水平，目前主要任务是推广应用高效煤层气抽放技术，以及将各种抽放技术有机地结合起来，实现综合抽放，提高抽放效率。

在地面钻井回收煤层气方面，我国自70年代开始在抚顺和焦作等矿区进行地面煤层气预抽试验，并从90年代初开始引进国外煤层气开发技术，目前已进入全面勘探开发阶段。我国已钻成200多口煤层气地面井，单井最高日产量达16000立方米，基本掌握了适合我国煤储层特征的煤层气勘探开发技术，为煤层气的商业化开发创造了条件。

从煤矿安全角度出发，我国早在1952年就在抚顺矿务局龙凤矿建立了瓦斯抽放站，但直到1989年煤层气的勘探开发停留在瓦斯抽放及利用、煤的吸附性能和煤层气含气量测定阶段，对预排煤层气技术开展了初步的试验 研究 工作。1989年12月沈阳第一届“全国开发煤层气研讨会”的召开，掀起了全国煤层气地质 研究 及勘探开发的热潮。经国务院批准，1996年5月成立中联煤层气有限责任公司，标志着我国煤层气勘探开发工作步入了规范化发展的新阶段。

1996～2002年的6年间，各主要含煤盆地施工煤层气井由80口增加到212口，建成煤层气井组10个，据不完全统计，截至2004年底，全国共施工地面煤层气井287口，正式登记煤层气区块56个，面积6.577×104km2，已在31个区块进行过不同程度的试验，主要集中在华北、东北和华南聚气区，建成煤层气井组12个，2004年全国井下开发煤层气约16×108m3。前不久，中原油田钻井三公司32601钻井队在山西成功完钻我国煤层气领域具有历史意义的第一口多分支煤层气水平井（DNP02井）。该井的成功钻探，为煤矿地面抽放瓦斯气的技术难题开辟了一条全新的途径，推广应用前景十分广阔。我国煤层气资源的大规模开发计划引起了世界的关注，目前，我国已和世界近10个国家合作开发近20个项目。

二、利用现状

我国煤层气利用始于70年代末。1982年，国家将矿井瓦斯利用工程正式纳入国家节能基本建设投资计划。到目前为止，已建成瓦斯利用工程60多个。2000年，煤层气利用量达5亿立方米左右。近年来，随着气价逐步放开和各煤炭企业对煤层气作为一种资源认识的加强，作为商业项目来开发煤层气已在多个矿区展开。晋城无烟煤集团公司是最早利用煤层气发电的企业之一，其投入运营的煤层气电站总装机容量已达5840kW，目前该公司正计划建一座120MW的煤层气电厂。由抚顺矿务局和沈阳煤气公司共同投资承建的由抚顺向沈阳供气的抚顺煤层气开发利用工程，总投资2.26亿元，目前一期工程已完成，铺设管路43km，供气能力达1.04亿立方米。

目前，我国煤层气产量主要来自井下抽放系统，地面井回收的煤层气尚未形成规模。井下抽放系统回收的煤层气为中热值燃气，其甲烷浓度为30%～50%。这种中热值煤层气主要用作民用燃料和工业锅炉燃料，少量用于发电和生产化工产品。我国有3个矿区已建立了煤层气发电项目，另有3个矿区用煤层气生产炭黑产品，而用煤层气作民用燃料的矿区已超过20个。

三、我国煤层气生产潜力 分析

我国煤层气井下抽放已有50多年的历史，抽放技术成熟，全国井下煤层气抽放量为8.58亿立方米。随着环保意识的加强，更多煤层气利用设施的建成投产，以及国家和企业更加注重安全生产，预计未来10年煤矿井下煤层气抽放将会有较大的发展，到2005年井下煤层气抽放量将达到10亿立方米，2010年达到14亿立方米。

我国煤层气地面开发试验已从单井试验向井组试验过渡，一些煤层气开发项目已显示出商业化开发前景。我国煤层气开发应采取新区与老区相结合、重点突破的原则。首先在资源条件好、勘探程度较高的老矿区，进行补充勘探，集中力量开发，使煤层气生产能力在近期内有较大程度的提高，并在开发利用方面形成突破。煤层气新区开发重点应放在资源丰富、开发条件好的河东煤田和沁水煤田。根据中联公司预计，到2005年我国可探明5500～6500亿立方米的可利用煤层气储量，建成2～3个煤层气开发示范基地，力争使煤层气产量达30～40亿立方米，煤层气产业初具规模。到2010年，建成5～6个煤层气生产基地，煤层气产量达100亿立方米，形成完善的煤层气产业体系。

第四节 “西气东输”工程为煤层气开发带来的机遇

“西气东输”工程西起塔里木，东达上海，横贯7个省市自治区，穿越我国腹地主要能源基地。按照预算，“西气东输”工程的供气能力和设计年限，需要1万亿立方米的天然气地质储量作保证，但目前塔里木盆地的天然气地质探明储量仅7000亿立方米左右，急需增加的新的补充或替代气源。煤层气作为非常规的洁净能源，其成分95%以上是甲烷，热值高达8000～9000大卡，立方米，完全可以与天然气混输。

“西气东输”管线经过的地区大多是煤层气资源富集区，也是大中型煤层气聚气带集中分布的地区，沿线经过的11个煤层气聚气带从西到东依次是塔北、柴北一祁连、鄂尔多斯西部、渭北、鄂尔多斯东缘、霍西、沁水、太行山东、豫西、徐淮和淮南聚气带，总资源量近10万亿立方米，比塔里木盆地的天然气资源量（8.39万亿立方米）还多。管线经过的多个大型煤层气田，是近十年我国煤层气勘探开发试验工作的集中区，试验工作己取得显著成效。在沁水煤田的晋城、潞安、寿阳目标区，鄂尔多斯东缘的柳林、三交、石楼、三交北区块，渭北的韩城目标区，淮北的宿南向斜，淮南的新集等区块都探查出较高产量的煤层气井，一些区块已展示出良好的商业性开发前景。

本来，下游工程一直是限制煤层气开发的最重要因素之一，然而“西气东输"工程的实施，不仅为煤层气勘探开发创造了管网条件，而且解决了煤层气的销售利用问题，打通了制约中国煤层气大规模地面开发的主要瓶颈，必将增强国内外投资者的信心，加速我国煤层气产业的形成。

另外，加快管道沿线煤层气的勘探开发，也能为“西气东输"工程提供足够的替代气源，保证工程供气稳定。

与此同时，煤层气还是一种现实的气源，具有巨大的开发潜力。沿“西气东输”管线分布的沁水、两淮等大型煤层气田，不仅资源丰富，而且是目前正在大规模开发的煤矿区，优先开发这些地区的煤层气资源具有显著的现实性。

第五节 我国煤层气开发的优势及面临的挑战

我国煤层气开发利用具有突出的优势和发展潜力。

首先，我国煤层气资源十分丰富，其资源量与常规天然气相当，在世界前12个煤层气资源大国位居第三位；

第二，我国煤层气资源分布特征比较有利于煤层气开发。从资源分布看，我国煤层气资源主要分布在经济发达或较发达的中东部地区，与常规天然气表现出很好的互补性，容易形成便利的市场条件；

第三，我国政府对开发利用煤层气极为重视，不仅成立了专门的煤层气国家公司——中联煤层气有限责任公司，并赋予其对外合作勘探、开发、生产煤层气的专营权，还在计划、财政、税收等方面赋予很多优惠政策，而且将煤层气列入国家 产业政策 发展序列和鼓励外商投资的产业、产品目录之中。

中联公司的成立，结束了自80年代以来煤层气勘探与 研究 各自为政的状态，解决了对外合作领域存在的缺乏统一 规划 、重复勘探等问题，同时也为煤层气产业的发展提供了可靠的组织与管理保证。

第四，经过十几年的摸索和发展，特别是通过借鉴美国煤层气勘探开发取得成功的经验，我们已初步建立了适合我国煤层气赋存特点的勘探、开发技术体系，并形成了一定的生产实验基础。

由于我国煤层气产业尚处于初始阶段，因此面临的困难也很多。首先，煤层气专门勘探历史短，勘探基础薄弱，必须加大煤层气勘探的力度，增加可供开发的储量；

其次，从基础理论上看，我国绝大多数煤田的地质条件比美国复杂得多，因此必须从中国实际情况出发，建立符合我国地质条件的煤层气存储、渗流、开发等地质理论，以指导生产实践；

第三，要实现我国煤层气的大规模开发，急需对适合我国特殊地质条件的完井、压裂、排采等关键技术进行攻关，并研制相应的成套设备；

第四，与煤层气勘探开发相关的经济政策和法规需要进一步落实与深化，同时国家也应投入更多的资金，以解决煤层气前期勘探和管网敷设所需的巨额投入。

第六节 对策与建议

在世界范围内，煤层气勘探开发方兴未艾。煤层气产业的发展对增加洁净能源供应，改善能源结构，保护大气环境和改善煤矿安全生产具有重要的现实意义。然而，由于煤层气生产具有其特殊性，而煤层气勘探开发在我国才刚刚起步，与其有关的政策、法规和技术还很不成体系，但煤层气产业发展又是一个系统工程，为此，本着加速我国煤层气产业发展的初衷，我们提出以下几点建议和对策。

（1）政策扶持、资金投入和政府支持是保证煤层气产业形成的先决条件。煤层气产业的发展特别是在产业形成初期，国家应给予必要的政策扶持，特别是在税费征收、科技投入、产业协调等方面应给予优惠政策；尤其要适度加大与发展新产业相适应的经费投入，各级政府在煤层气勘探、生产和利用等环节上也应给予配套 规划 和支持。

（2）发展煤层气产业必须坚持走联合之路。煤层气介于石油天然气和煤炭之间，它们在地质上、开发技术上以及下游利用上关系非常密切。发展煤层气产业必须集中相关 行业 的技术、设备及人才优势，最大程度地利用社会力量，联合发展。

（3）国际合作在相当长的时间内仍是发展我国煤层气产业发展的重要途径之一。美国是目前世界上煤层气理论和技术最先进的国家，我国目前则处于起步阶段，许多关键技术问题现在还没有解决。通过国际合作，引进资金，引进技术，可提高我们自身的发展水平。这将是促进我国煤层气产业形成和发展的一种重要形式。

（4）与天然气统筹 规划 ，优选安排。煤层气和天然气在成分和用途上基本相同，可以共用相同的管网设施，且下游市场一致。此外，煤层气与天然气在分布上也具有互补性，但煤层气资源的综合效益更为突出，开发形势也更为急迫，因此煤层气和天然气在统一 规划 的同时必须优先安排。

（5）煤层气产业的发展必须上下游一体化，相关产业一体化。鉴于开发利用煤层气本身特有的地质特点和技术特点，煤层气生产和销售必须同步 规划 ，并尽可能做到与煤炭、常规气、电力、化工等相关产业一体化发展。

（6）管网等基础设施要同步建设。管网是重要的基础设施，它在相当程度上是目前制约煤层气资源和市场有效连接的关键问题，因此必须从现在就开始 规划 建设煤层气和常规天然气的一体化管线。在“西气东输"管线设计时，要充分考虑沿线煤层气资源，尽可能使管线穿过大的煤层气田。

（7）重视煤层气基础理论 研究 ，加强煤层气科技攻关，推动煤层气产业的形成和发展。煤层气产业是一个技术密集型 行业 ，煤层气产业的规模、进展和成败最终仍取决于科技进步在煤层气各领域的体现程度。

第七节 发展中国煤层气产业急待解决的问题

煤层气以其巨大的资源优势和广阔的商业前景，特别是在能源、环保以及煤矿安全等多方面所显示的重要战略价值，引起了包括政府在内全社会各 行业 有关人士的广泛关注。自20世纪80年代末以来，煤层气的勘探开发已经走过了十余年的历程，人们在为一系列重要发现和突破感到鼓舞和激励的同时，也为煤层气产业起步的艰难感到无奈和困惑。煤层气的发展现状与其自身的资源潜力并不象人们想象的那样匹配和同步。我们不能不为此深思：原因何在？多年成功的产气突破实践已经让我们没有理由怀疑自己的资源基础和技术实力；检讨一下不难发现，我们根本未能在政策基础、开发战略和产业配套准备上为煤层气产业建设提供必要的起飞平台。对比考察美国和澳大利亚的煤层气发展经验，我们至少在以下几个方面的重要关键问题上存在着严重不足。

一、政策配套与支持

煤层气作为一个新矿种，在地质赋存条件和开发技术体系上既不同于固体的煤炭，也不同于流体的石油和天然气，但由于它以煤炭为地质载体，同时又与天然气共用管道并且共享最终用户，因此与煤炭、石油和天然气之间形成了既独立又依赖的独特关系。所以，从发展产业的角度来说，煤层气特别需要一个协调一致的政策环境；同时，煤层气的固有风险和巨大投资需求与其潜在的商业价值之间仍然存在着很大的矛盾，对承担风险的企业来说，政策支持和鼓励就显得格外重要了。

1、产业建设早期的启动阻力需要政府税费政策的鼓励和推动来协助克服

由于技术、理论以及设备的暂时缺陷，而且开发缺乏规模化效应、市场极不成熟，早期的煤层气产业建设应当首先以实现其在环境保护和煤矿安全上的重要社会效益为目标，作为能源利用上的经济效益应当是第二位的。但开发利用煤层气的企业作为市场化的经济实体，必然要以经济效益为杠杆，否则从经济的角度来说，煤层气开发利用就是不可行的。因此必须实现在煤层气开发早期的社会效益经济化，以平衡为全民所共享的社会效益与具体企业回收其投资的经济效益之间的巨大反差。很显然，能够全面协调 行业 利益，引导 行业 互补发展的力量只能是政府。政府可以通过税费减免或亏损补贴等政策措施来促进社会效益经济化。具体来说，在现阶段对经营煤层气的企业应当免征一切税费、对上游开发企业和下游利用企业同时给予税率补贴、在引进设备和技术等方面减免关税并简化手续，只有这样才能使煤层气产业建设解脱束缚。

2、外商投资急需政府在产业配套建设上的积极引导

外商投资中国煤层气产业主要有两个方面的原因，第一是中国有着巨大的煤层气资源潜力；第二是中国有着巨大的煤层气消费市场潜力；但潜力毕尽还仅仅是预测，对这种预测的把握需要时间，如果没有成功的机会，外商投资将仅限于战略性：利用少量的投资占领一部分潜在的市场，剩下的工作就是观望和等待了。我们认为改变这一现状的唯一途径在于协助降低外资项目成本，让每一个煤层气项目都能看到获取商业利润的希望，利润是外资扩大投入的最好向导。实际上，煤层气产业发展是一个系统工程，所有的产业配套建设都将是降低成本的有效手段。我国煤层气发展正处在起步阶段，对外资关注的煤层气热点地区做好以下几个方面的配套建设，将高效引导外资利用：

（I）优惠税费政策；

（2）通讯、环保、交通、服务等基础设施建设；

（3）天然气管网建设；

（4）天然气储气工程；

（5）天然气利用工程建设。

3、煤层气产业发展必须上下游一体化、相关产业一体化

煤层气的开发技术条件和煤层气产业的产品特点决定了煤层气产业发展必须上下游一体化、相关产业一体化。

由于煤层气必须连续开采而且难于储存，任何多余的关井和停产都是不允许的，所以煤层气开发和利用必须同步 规划 。同时由于煤层气与煤炭、石油、天然气同属生物化石能源，在地质时空关系上有着非常密切的联系，有时甚至可以同时同地形成和保存，因此在开发上必须作好统一 规划 。对下游用户而言，煤层气、常规天然气、石油、以及煤炭在许多领域的应用是重叠的，化工、电力、燃料、民用等不同的方向必须有合理的安排，相关产业必须一体化发展才能保证煤层气产业健康地成长。

4、产业建设，特别是早期的产业建设必须在一个合理的框架下有序地进行，低水平的重复和盲目投资必须得到有效规范。

早期的煤层气产业建设有一个经验积累和技术摸索的过程，应该通过合理的产业建设 规划 和管理将这个过程缩短到最低程度、将这个过程的代价降低到最低程度，否则低水平的重复和盲目投资不仅会造成经济上的极大浪费，而且在投资效果上将给人以很强的错觉，极大地打击人们对煤层气的工作热情，影响投资积极性。中联煤层气有限责任公司的成立从一定程度上使煤层气产业发展得到了有序化约束，特别是对外商投资的健康引导，今后仍需要进一步加强这种约束和规范作用。

二、投融资体系建设

任何一个 行业 的发展都必须有可靠的投融资体系作保障。我国的煤层气 行业 显然缺乏这一保障。首先是投资不力，我国十余年的煤层气累计投资不到4亿元人民币，这与美国在产业发展早期8年内60亿美元的巨额投资形成了极大反差；现在作为中国煤层气开发主体的中联煤层气有限责任公司每年仅有2000多万元实际勘探投入，对煤层气产业建设来说无异于杯水车薪；其次是融资无门，尽管开发煤层气的企业有着很大的积极性，但与成熟的工业项目相比，煤层气显然不占优势。银行惜贷对煤层气项目尤为突出；而外资由于国内煤层气产业配套建设的滞后，商业目的的投资在近年内很难有大的突破；外国政府环保基金又由于环境外交的需要而无法利用。那么，煤层气项目的融资体系如何建设呢？

1、没有一定规模的前期经济投入只能让煤层气产业固步在起步阶段。

煤层气生产的高风险和长周期决定了产业建设对经济规模的现实需要，其良好的社会效益和可以预见的经济效益只有在一定规模投资的前提下才能得到统一；以目前的投资力度，煤层气产业永远也无法超越起步阶段。

2、国家投资的必要性

前文有述，煤层气开发首先是一个为保证生态可持续发展的福利性事业，将其作为洁净能源的商业性利用仅是煤层气产业建设的一项经济成果。从这个角度来说，国家投资应当是煤层气开发资金来源的主体；但煤层气本身又具备了商业开发的可能性，因此煤层气开发也就具备了国家以授权企业商业贷款的形式进行投资的可能性。而且煤层气作为实行国家一级管理的矿种，在开发和利用上与煤炭、石油天然气、化工、燃料、电力等 行业 又有着密切的协调发展关系，国家投资本身就是一种有效的 行业 协调手段。同时，由于煤层气作为洁净能源本身的巨大资源潜力，国家投资煤层气的战略意义是不言而喻的。

3、国际融资的可行性

积极利用“两种资源、两个市场"是我国关于矿产资源开发管理改革的基本精神。尽快打通国际融资渠道对煤层气而言有着极为重要的意义。开发煤层气所需要的巨额投资可以通过国际资本市场筹措，同时外资的介入也可以共担投资风险。但进行国际融资首先必须改善煤层气投资环境，完善投资政策，在不影响国家外交原则的前提下尽可能提高国外环境基金的利用率，同时政府对煤层气国际融资实行政策倾斜并优先照顾，只有引入了一定规模的国际资本，煤层气产业才有可能获得足够的起飞动力。

三、技术创新与发晨战略

技术进步是产业发展的永恒动力。世界煤层气产业的发展得益于美国的三大技术贡献：第一，排水采气技术；第二，储层激励技术；第三，储层模拟技术。但很显然，美国的技术突破有一个最佳适用范围，即美国的煤层气地质条件；澳大利亚在此基础上继续完善了储层激励技术和钻井技术，同样有澳大利亚的最佳适用前提。中国也有自己独特的煤层气地质条件，我们也应该有自己的技术创新和技术发展战略。

1、理论突破是中国煤层气产业建设面临的首要任务

实践表明，美国的中阶煤煤层气开发理论并不完全适用于中国。我们在被美国理论宣判死刑的无烟煤中找到了具有重要商业价值的煤层气藏，而遭受了复杂地质改造的中阶煤却无法产气。实现适合中国煤层气地质条件的煤层气开发理论突破是每一个煤层气从业人员所面临的首要任务。

2、引进技术并尽快实现技术跨越是必然之路

今后在相当长一段时期内，引进、消化和吸收国外的成功技术和经验仍然是我们开发利用煤层气工作的一项重要内容，通过国际合作提高自身发展水平将是促进煤层气产业形成和发展的一种重要形式。但引进不是目的，我们必须在现有技术基础上进行技术创新实现技术跨越。我国有不同于美、澳的煤层气资源类型，应当建立相应的独特技术开发体系；我国也有领先于国外的煤矿井下瓦斯抽放技术，地面开发与井下抽放的有效结合，对拥有世界最高煤炭产量和煤炭消费量的基本国情而言，意义尤其重大。每一项技术引进都应以最终国产化为目标，实现技术跨越是必然之路。

3、科技投入是产业发展必不可少的基本前提

煤层气产业是一个技术密集型 行业 ，科技进步已渗透到了勘探、生产、集输、利用等各个不同的方面。特别在勘探和生产的理论和工艺技术上，各种科技手段的应用尤其重要，煤层气产业的规模、进展和成败最终仍取决于科技进步在煤层气各领域的体现幅度。

中国煤层气的大规模开发急需进行适合中国特殊地质条件的平衡钻进、泡沫压裂、NOx二氧化炭注入、储层增压导流、电磁增产、脱吸附工程、防储层损伤等关键技术攻关。

四、组织管理思想与实施

组织与管理是贯彻投资理念、落实技术思路、实施开发战略的根本保证。市场经济赋予组织管理以全新的内容。我们必须尽快摒弃计划经济的思维模式，在煤层气产业发展的起步阶段即贯彻新思想，科学地引导煤层气产业建设。

1、观念必须更新一以项目为单位，以效益为杠杆

必须树立一个全新的观念，管理必须以项目为单位，以效益为杠杆。任何一个煤层气开发目标，无论其大小、性质、结构，都应分解为若干个项目单元，每一个项目单元的成本、利润、收益率、投资回收期、社会效益经济化的可能性等应是项目执行前必须首先考察的对象，效益是判断项目能否继续执行的唯一杠杆。只有树立了这样的观念，煤层气产业才有可能适应市场经济的要求健康发展。

2、高技术含量需要优秀技术人才与管理人才

煤层气开发的经济效益需要以高新技术作保障，高新技术含量已经成为衡量煤层气开发项目成败的重要指标。而驾驭高新技术又必须有优秀技术人才和管理人才保证。因此，煤层气产业建设首先是人才队伍的建设。离开这个基本点谈煤层气开发，终将是一句空话。