煤层气是煤的伴生矿产资源，属非常规天然气的一种。煤层气热值是通用煤的2～5倍，1立方米纯煤层气的热值相当于1.13千克汽油、1.21千克标准煤，其热值与天然气相当，可以与天然气混输混用，而且燃烧后很洁净，几乎不产生任何废气，是上好的工业和居民生活燃料。煤层气开发利用在变废为宝的同时，还能减少煤矿的瓦斯爆炸事故，可谓一举两得。

 

      从国家的产业政策导向来看，煤层气已被纳入推动能源生产和消费革命的重要载体。我国是在美国之后第二批实现煤层气商业开发的国家，拥有丰富的煤层气和页岩气等非常规天然气资源，总资源量是常规天然气资源的5倍。然而，近年来我国煤层气的产量和利用量一直未达预定指标。目前我国煤层气发展的重点是在沁水盆地和鄂尔多斯盆地，产量占全国总产量的95%左右。据国土资源部数据统计，“十二五”期间，我国煤层气开发进展缓慢，实际的产能和产量完成率都不到规划指标的50％。但近年来我国煤层气的抽采量及利用率呈现连续增长的态势。

 

        目前影响我国在煤层气开发利用的主要问题是，矿权管理、开采技术、企业投资趋低及环境污染等。

 

       矿权管理问题是影响我国煤层气加快开发的突出难题。在任何国家进行合法的资源勘探、开发必先要获得矿权。目前国内煤炭与煤层气行业协调不够完善，影响了煤层气产业的发展。作为依附于沉积盆地的能源，煤层气和煤炭在赋存空间上自然就常有重叠现象。煤矿开采要排采瓦斯，甚至是要求煤矿先采煤层气，降低其瓦斯含量后再采煤以保障安全。而目前国内煤矿矿权的审批管理权在地方。由于煤矿与地方政府有更密切更现实的利益，在双方矿权重叠的情况下，被压制的多是煤层气公司，从而使煤层气公司在煤层气矿权上难得到充分保障，影响了煤层气开发的推进。

 

       煤层气赋存和采出的机理较为复杂，鉴于我国复杂的地质条件，对开发工艺和技术要求较高。与国外相比，我国煤层气资源禀赋差异大，高应力区块、构造煤区块、超低渗以及深部区域等难采煤层气资源占总资源量的75%以上，利用常规的油气开发技术和国外煤层气开发技术都无法有效开采，致使目前煤层气有利区块少。另外，开采成本高亦是不可忽视的问题。目前煤层气开发企业大多亏损经营，自我发展完善能力弱，投资积极性不高。

 

        虽然困难不少，但大力开发煤层气依然是大势所趋。国家能源局发布的《煤层气勘探开发行动计划》提出，“十三五”期间我国煤层气勘探开发步伐将进一步加快，预计到2020年将建成3~4个煤层气产业化基地，新增煤层气探明地质储量1万亿立方米；煤层气年抽采量力争达到400亿立方米，从而离“十二五”期间中国工程院在《中国煤层气开发利用战略研究》中预测的2030年我国煤层气产量望达到900亿立方米的预期更进一步。

 

    虽然前景广阔，预期良好，但推进我国煤层气开发依然有不少问题需要解决。矿权管理及用地审批等问题需要得到改善。我国煤层气资源丰富，但探矿权面积过小，要支持煤层气企业获取更多的探矿权。同时简化煤层气现场施工必须办理的各种繁杂的审批手续，加快审批节奏，提高审批效率，给生产企业钻前工程、现场实施及排采管理留下更多空间。为了遏制瓦斯事故，国家能源局力推煤层气开采执行“先采气后采煤”的开采原则，但目前尚未全面严格执行。据了解，目前仅高瓦斯矿井严格执行“先采气后采煤”的开采原则，各地瓦斯事故依然不断。因此应坚决贯彻执行煤层气开采相关政策法规，切实加强行业监管力度，理顺煤炭和煤层气的开采关系，实现煤炭及煤层气行业间的和谐良性发展，进一步提升煤层气资源的综合利用。这是加快煤层气开发，实现“十三五”规划目标必须采取的措施。