记者进一步从日前召开的2019年太原能源低碳发展论坛上获悉，作为探路能源转型的重要举措之一，山西持续加强煤层气勘查开发力度，初步构建了一条上、中、下游完整的煤层气大产业链。到2020年，全省煤层气年抽采量力争达到200亿立方米，煤层气勘探、抽采、运输、转化全产业链条产值将达1000亿元左右。
如何用好煤层气这一清洁能源，助推山西能源转型？在此过程中，又有哪些亟待突破的瓶颈？论坛现场，多位业内人士表达了自己的观点。
“煤与煤层气共采，对山西走清洁、高效化之路意义重大”
据自然资源部油气储量评审办公室主任韩征介绍，自1995年起步至今，我国煤层气产业整体进入稳步发展的阶段。其开发利用的两大主战场——沁水盆地、鄂尔多斯盆地，绝大部分产量在山西境内。
在山西，2000米以浅煤层气资源总量超过8万亿立方米，占到全国煤层气资源总量近1/3。“其中，探明储量占到全国总量的75%，累计产量占比约为74%，山西是我国煤层气开发的主力战场。”韩征称。
坐拥丰富资源，煤层气赋予山西丰富的清洁能源，更解决了煤矿开采所伴随的瓦斯难题。晋煤集团副总经理、山西燃气集团总经理王保玉告诉记者，随着我国煤矿机械化生产水平提高、生产强度增大，瓦斯不仅仅带来安全问题，更成为制约煤矿开采效率、生产成本的关键因素。此外，每排放1立方米瓦斯相当于排放15.7千克二氧化碳，若不科学抽采，还将造成环境污染。“为解决瓦斯问题，煤矿每年都会投入大量资金进行治理。每治理1立方米瓦斯的费用约为12元，特别对于高瓦斯矿井来说，治理费用高昂。”
以位于沁水县的寺河矿为例，王保玉介绍，经多年摸索，现已总结出一套煤与煤层气共采理论与实践经验。“寺河矿是一座千万吨级高瓦斯矿井，瓦斯涌出量高达全国之最。通过坚持井上下共采、煤与煤层气共采，该矿实现煤炭采前、采动、采后等各阶段的煤层气抽采全覆盖。2018年，瓦斯抽采量达到8.07亿立方米，连续13年单井瓦斯抽采量保持全国第一。在极大保证安全生产的同时，实现千万吨级高瓦斯矿井低瓦斯开采。”
在此基础上，产业链条可通过分级利用，实现进一步延伸。其中，地面抽采的高浓度煤层气可通过管输、CNG、LNG等方式，输送到市场终端；井下抽采的甲烷浓度大于30%的瓦斯，经短距离集中管输，可用于民用、发电和工业用气；井下抽采的甲烷浓度10-30%的瓦斯，主要通过分布式布点、就地小规模发电利用。
“煤与煤层气是‘血与肉’的关系，煤矿反过来也为煤层气开采提供了理想战场。实践证明，煤与煤层气共采，对山西走清洁、高效化之路意义重大。”王保玉表示。
破除产业发展瓶颈，“今日之非常规，即明日之常规”
记者同时了解到，由于我国煤层气地质条件复杂，大部分资源属于难采类型。加之政策支持、融资渠道、管理体系、开发机制等配套尚不完善，产业自身的经济性仍待提高。一方面，针对高应力、大埋深、构造煤等难采资源的关键技术缺乏，制约产业的大规模开发；另一方面，产能相对分散，下游链条也未形成，缺少灵活完善的产销一体化产业链。
“事实上，全国已登记的探矿权和采矿权面积仅为4.83万平方米，相当于陆上油气探矿权和采矿权面积的1.4%。但在2018年，煤层气贡献了国内天然气产量大盘子的3.4%，产量密度并不低。更多是矿权面积小、发展空间受限，使得资源勘查程度比较低。”在中联煤层气有限责任公司董事长、总经理俞进看来，眼前的难题并非无解。
结合山西实际，俞进提出三点建议：一是拓展新战场，向构造煤、大埋深煤、高应力煤要资源，向煤矿废弃矿井、采动区要资源，综合考虑煤层气、致密气、页岩气“三气共采”，启动产业第二轮大发展。二是重视新技术，用高科技实现精准生产，并通过数据资产化、管理算法化、运营精准化保障经济效益。三是尝试新武器，发展“基于实践的技术适配+基于协同的平台建设”。
而在诸多待解问题中，中国石油大学（北京）煤层气研究中心主任张遂安认为，理顺矿产资源监管体制，特别是落实“三气共采”，对山西而言最为紧迫。“从独立矿种角度，我认为更适合按成因的‘成’来划分开采，而非煤层的‘层’。新设矿业权理应依法优先出让给具有技术、人才、财力和经验的企业。”
现场专家还一致指出，煤层气与煤矿企业合作是必由之路，基于智能化、数字化的煤炭和煤层气资源精准共采是大势所趋，必须统筹考虑矿井煤、水、气乃至地下空间资源合理的利用。“煤层气资源潜力巨大。截至目前，2000米以浅地质资源量为30.05万亿方，是常规天然气的1/3；可采资源量为12.5万亿方，是常规天然气的1/5。探明储量超7100亿方，尚有87%的资源赋存区未探明。破除发展瓶颈，今日之非常规，即明日之常规。”俞进称。
