❶ 亚美能源马必项目开工了吗
开工了。近年来，随着时代的变迁，科技的进步，经济发展对能源的需求持续上涨，在加快生态文明建设的要求下，清洁能源的环保性使其成为能源消耗方式的首选。
在清洁能源中，天然气热值高、且拥有清洁能源特性，不但资源丰富而且适用于多种领域，还能与其他可再生能源形成优势互补的良性局面，因此日益受到重视。
大力推动天然气与新能源融合发展已成为各国促进经济与环境可持续发展的重要途径，城市燃气也已经进入天然气时代。如今，国家能源结构进入调整期，同时出台了相关的政策对燃气企业进行扶持，以保障燃气行业的稳定发展。
一、燃气企业并购
天然气需求持续增长，改革不断落实，大大激发了燃气行业的活力。特别是在市场发展到规模竞争的当下，并购整合是调整产业结构、提高行业素质的重要手段。
燃气企业为了实现对市场的快速抢占，争取到更大的客户群体，提高核心竞争力，并购是最主要的方式；自主开发虽然表面上成本低，但优质市场资源是有限的，综合考虑时间消耗和初期的经营管理风险，其成本或许要高于并购。
目前，燃气企业之间的并购重组正在不断加剧，新一轮的整合即将开始。但是，并不是所有的并购交易都能达到预期的效果，特别是对于具有一定垄断性的燃气行业来说，大部分整合并购的结果往往不如预期，失败的并购甚至会对企业造成负面影响，因此，对燃气企业的并购绩效进行及时的评价显得尤为重要。
并购绩效的含义是并购完成后，并购企业与被并购企业经过整合，完成并购目标、产生效率的结果；对并购绩效进行的评价是从企业各方面的绩效出发，建立相应的指标体系，通过运用一定的分析方法，从而综合评估企业的并购绩效。
这种评价是用于检验并购行为是否成功的有效途径，也是企业在并购后对整体进行管理的重要方式，通过有效地评价分析并购绩效，有助于找到影响企业绩效的因素并采取相应措施，推动企业相关资源的整合，进而提高企业并购效益。
二、并购双方企业介绍
1.并购方鑫泰天然气
2000年3月，新疆鑫泰投资（集团）有限公司设立；2013年1月，整体改制为新疆鑫泰天然气股份有限公司。鑫泰天然气注册地为乌鲁木齐市高新技术产业开发区，主营业务是城市天然气输配与销售业务，范围覆盖了城市民用、商用、车用和工业园区天然气等多个领域。
鑫泰天然气是新疆燃气协会副理事长、新疆四川商会常务副会长单位，在行业内的知名度较高。2016年9月12日，鑫泰天然气在上海证券交易所成功上市，股票简称“新天然气”。
鑫泰天然气根据现代企业制度，设置了股东大会、董事会和总经理管理层，各业务部门、各子公司在规定的授权范围内行使相应的管理职能，形成各司其职、集协调与制约为一体的工作机制。
目前，鑫泰天然气的经营区域已覆盖新疆乌鲁木齐市周边8个县市区，其先后投资设立了13家控股子公司。目前，鑫泰天然气已拥有多条自建高压管道，同时在天然气供应方面，企业与中石油和中石化合作，取得了长期稳定的供气来源。
2017年度，鑫泰天然气销售的天然气数量达5.52亿立方米，实现营业收入10.16亿元，税后利润2.64亿元。
2. 被并购方亚美能源
亚美能源控股有限公司（简称“亚美能源”）成立于2014年12月23日，于2015年6月23日在香港联交所主板上市。亚美能源的主营业务是非常规天然气资源的开发及价值优化，企业目标是为中国经济发展提供清洁能源。
目前，亚美能源主要在中国从事煤层气的勘探开发与生产销售业务，其全资子公司亚美大陆煤层气有限公司与中国石油天然气集团有限公司共同运营马必项目，亚美大陆煤层气有限公司旗下子公司美中能源有限公司与中联煤层气有限责任公司合作开发潘庄项目，这两大煤层气项目均签订了产品分成合同。
潘庄项目和马必项目的所在地都位于山西沁水盆地西南部，这一地区是中国最具煤层气商业化开发潜质的地区，区域内的煤层气探明地质储量位居中国各盆地之首。
三、并购动因
1.打通产业链上下游
鑫泰天然气在新疆的运营管道长度达963公里，拥有调配站22座、加气站27座，服务人口超30万户，市场占有率超过10%，在新疆8个县市区从事城市燃气业务。
在并购之前，鑫泰天然气的产业链仅仅包括中游管道和下游销售市场，对上游气源市场的参与有限。亚美能源在我国煤层气勘探开发领域处于领先地位，企业拥有先进的煤层气勘探开发技术，更重要的是在天然气产业链中占据上游优势地位。
同时，亚美能源的股票也是煤层气中筹码集中度最高的股票，被资本市场称为中国煤层气商业开发第一股。
通过此次并购，鑫泰天然气将取得煤层气上游稀缺资源，加入亚美能源两大煤层气项目的运营，此举不但打通了清洁能源产业链，从以往的采购模式向开采延伸，使经营领域得到极大扩展，而且鑫泰天然气也成为了民营企业中极为少见的自有气源且同时拥有煤层气开采技术的城市燃气运营企业。
收购完成后，鑫泰天然气实现了“上有资源、中有管网、下有客户”的全产业链化战略目标，初步形成燃气行业产销一体化的模式和机制。
2.提供强有力的气源补充
我国目前的天然气资源基本供不应求，随着国内“煤改气”改革力度的加大，天然气的需求量也不断提高。目前，从国外进口液化天然气来补充国内短缺的天然气，也基本是“远水不解近渴”，每到冬季的天然气使用高峰，国内就会出现天然气涨价、出租车排队加不到气的情况。因此，寻找新的清洁能源也成为燃气企业的一项新任务。
煤层气与天然气同样都是气状的天然清洁能源，但是并不是同一回事，作为高成长、高回报的清洁新能源，煤层气是常规天然气最重要的补充和替代气源，也是国家“十三五”规划重点发展的清洁能源。
由于我国天然气越来越供不应求，作为补充的煤层气未来需求预计会持续增长。在国外，煤层气的使用技术非常成熟，因此，鑫泰天然气也在国内寻找合适的煤层气资源。
在中国，山西省是煤层气资源最为丰富的地区，近几年煤层气产业在山西省的产业地位也越来越高。鑫泰天然气收购亚美能源，是看重煤层气可为企业天然气气源供应提供重大补充，从而拓展非常规天然气气源。
过去，企业的气源主要从中石油、中石化采购；如今，在收购亚美能源之后，除了稳定和补充企业的气源，同时将会给企业带来降低成本的便利。
3.增强企业的核心竞争力
随着经济的高速发展，企业竞争日趋白热化。企业要在竞争中保住市场地位、追求更好地发展，资本扩张是企业的必由之路。为了实现这一目的，并购整合对企业来说是可选择的方法之一。在这种市场现状之下，能源企业如何顺应行业并购整合的大趋势，强化其核心竞争力显得尤为重要。
在国内，很多燃气企业因为具有区域垄断的性质，安于在固定城市做好区域市场，加之天然气行业现金流充沛，因此很少有企业有外出扩张的想法并付诸行动。
鑫泰天然气从天然气储量丰富的新疆出发，走向内陆市场进行扩张，收购煤层气企业，补充自己的产品类型，有利于进一步丰富企业的盈利驱动因素、改善财务状况，同时能够扩大市场份额、分散经营风险，从而巩固并提升企业的核心竞争力，实现协同效应。
对于鑫泰天然气来说，控股亚美能源除了产业链能向上游煤层气勘探开发延伸外，还将实现下游拓展，从区域经营走向全国。亚美能源立足山西，主要客户包括新奥能源、舜天达以及三峡益众等。
同时，山西位于国内中北部地区，往北部、南部、东部进行气体运输都有交通之便，鑫泰天然气可以借力亚美能源，打开山西市场大门，再凭借邻近的天然气管道把业务向中原地区乃至全国发展，实现从区域到全国的产业升级。
收购完成后，鑫泰天然气把握“一带一路”的战略机遇，充分利用自有的天然气资源，可以巩固现有客户，扩大终端用户数量，从而开拓新市场，提升管线运输能力，加快推进相关基础设施的建设，拓展业务覆盖区域，实现天然气应用领域的多元化，以期成为大型综合燃气供应商。
对于亚美能源来说，被并购之后将转变身份成为中资民营企业，企业在煤层气产业投资、新项目开发等方面的限制会大大减少，这将为企业效益的提升奠定坚实基础。
此外，亚美能源关于煤层气开发的技术和经验储备，也能为鑫泰天然气继续深化和完善能源全产业链，提供人才培养、经验分享、模式探索等多重价值。通过此次并购，鑫泰天然气还拥有了国际资本平台，这对企业未来发展有着深远影响。
结语
煤层气对常规天然气起到重要的补充作用，是能够替代天然气的清洁能源，其具有高成长、高回报的特性。天然气输配、销售企业，率先增加稳定的天然气供给能力，将是提升可持续营利的重要保障。
目前，我国政府逐渐加大对非常规天然气的财政补贴力度，这其中煤层气的补贴力度及持续性最强，体现了政策对其的重视程度；而且我国天然气生产落后于消费，供需缺口较大，对外依存度超出40%，我国大力发展本土气源的战略目标会对煤层气的发展起到很大的刺激作用。
鑫泰天然气在并购亚美能源之后，其煤层气业务同时将受益于降低中国能源对外依存度等一系列支持政策，在加快推动全国天然气管网建设、构建“全国一张网”的大背景下，企业天然气能源全产业链化的战略目标正好顺应其发展趋势。
随着未来全国油气管网的互联互通，将提升燃气的接入便利化水平，进一步拓宽天然气销售渠道，天然气资源能够继续向附加值高的地区和客户营销，企业从而不断提升市场份额。此外，在以天然气开采量确定销售量的行业生产方式下，鑫泰天然气的气源产能会继续扩充，产能利用率也将有所提升。
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煤层气
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煤层气是与煤伴生、共生的气体资源，指储存在煤层中的烃类气体，以甲烷为主要成分，属于非常规天然气。煤层气以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源...
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❷ 亚美能源二股东是谁
华平中国。根据查询资料显示亚美能源现第二大股东是华平中国、第三大股东是霸菱亚洲投资。亚美能源控股有限公司主要于中华人民共和国(中国)从事煤层气的勘探、开发及生产业务。公司通过两个业务部门运营：潘庄区块部和马必区块部。
❸ 亚美能源为什么被低估
因为涨幅小。
根据天眼查查询，亚美能源被低估是因为涨幅小。
亚美能源有限公司于2015年11月17日成立。法定代表人刘新杰。
❹ 中国煤层气勘探开发现状与发展前景
徐凤银 刘 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周晓红
（中石油煤层气有限责任公司，北京 100028）
摘 要：“清洁化、低碳化” 是全球趋势。加快煤层气勘探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气 环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。中国对煤层气开发力度不断加大，出台了价格优惠、 税收优惠、开发补贴、资源管理、矿权保护等一系列鼓励政策，形成中石油、晋煤集团、中联煤三大煤层气 企业，但目前产业整体规模较小。针对矿权问题，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技术上已初步形成适合不同煤阶和不同地质条件下煤层气的勘探开发配套技术，建成了高水平的煤层气实验室，并在800m以深地区、低阶煤储层的开发等领域有实质性突破。
到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过30× 108m3/a，年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力56×108m3/a。截至2011年 6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及 保德四个有利区都紧邻已有天然气主干管线。
中国煤层气资源丰富，潜力大、前景好，加大研发力度，依靠技术进步，特别建议加强四个方面的工作： 一是根据资源分布研究与调整对策；二是国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强；三是在提高单井 产量和整体效益方面强化技术攻关；四是建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资。这将会大大促 进煤层气产业快速发展。
关键词：中国；煤层气；开发；产业；技术；现状；前景
Exploration ＆ Development Status and Prospects For China's Coal Bed Methane
Xu Fengyin，Liu Lin，Zeng Wenting，DongYushan，Li Yanxiang，Zhou Xiaohong
（PetroChina CBM Co.，Ltd，Beijing 100028，China）
Abstract：A global trend of ＂Clean and low-carbon＂ has been formed.To speed up CBM exploration and development is of significant importance to rece coal mine gas accidents，to protect atmospheric environment and to improve energy structure.Greater efforts have been exerted to CBM development，given a series of encouraging policies，i.e.favourable price，tax preferences，development subsidy，resource management and mineral right protection.Three major CBM enterprises emerged including PetroChina，JAMG，and CUCBM，while the current instrial scale is relatively small.Considering the exploration right issues，3 cooperation modes are developed to promote the coordinated development of gas extraction and coal mining such as Qinnan mode，Lu'an mode and Sanjiao mode.Regarding technologies，a couple of exploration and development technologies are developed，tailored for various rank coal methane and for different geological conditions，and a high-profile CBM lab was built.Besides，some substantial breakthroughs have been made in exploring CBM buried deeper than 800m and in low-rank coal bed methane development.
By the end of year 2010，5，426 CBM wells have been drilled，about 290 bcm of the geological reserves proved.An annual proction capacity of over 3 bcm were accumulatively built for surface extraction，procing 1.5 bcm/a，with 1.18 bcm of commercial proction and 5.6 bcm/a for pipeline transportation，CNG and LNG capacity.The nationwide CBM yield has exceeded 4 million cubic meters per day by June，2011.Four favorable blocks，like Qinnan，Hancheng，Daning-jixian and Baode all get close to the major existing pipelines.
China is rich in CBM resources，with great potentials and promising prospects.Thus，the following four suggestions are proposed：to work out proposals based on resource distribution；to further coordinate governmental policies and entrepreneur performance；to strive to make technological breakthroughs in increasing single well yield and in promoting integrated economic efficiency；to establish a unified information platform to avoid disorderly competition and repeated investment.All these four proposals are likely to stimulate the progress of CBM instry.
Key words：China；CBM；development；instry；technology；status；prospects
引言
煤层气俗称瓦斯，成分主要是甲烷，形成于煤化过程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤层水中三种赋存形式，以吸附状态为主。当煤层生烃量增大或外界温度、压力条件改 变时，三种赋存形式可以相互转化。“清洁化、低碳化” 是全球趋势，能源转型和低碳经济已成为世界 各国经济社会发展的重要战略。
煤层气开发利用具有“一举三得” 的优越性。首先它是一种清洁、高效、安全的新型能源，燃烧 几乎不产生任何废气，有利于优化能源结构，弥补能源短缺；再者，瓦斯是煤矿安全“第一杀手”，它 的开发有利于煤矿安全生产，减少煤矿瓦斯事故；同时它也是一种强烈温室效应气体，温室效应是CO2 的20倍，开发煤层气可以有效减少温室效应。总体体现出经济、安全和环保三大效益。加快煤层气勘 探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。煤层气的开采方式分为井下抽采与地面抽采两种方式。地面抽采在钻完井、测录井、压裂、排采、集输 工艺上与常规油气开采技术基本相同。
1 世界煤层气资源及产业现状
1.1 资源分布
全世界埋深小于2000m的煤层气资源量约为260×1012m3，主要分布在俄罗斯、加拿大、中国、美 国、澳大利亚等国家（图1）。
图1 全世界煤层气资源分布情况
1.2 产业现状
目前，美国、加拿大、澳大利亚等 国家煤层气产业发展趋于成熟。美国自 20世纪80年代以来，有14个含煤盆地 投入煤层气勘探开发，现已探明可采储 量3×1012m3。2009年，煤层气生产井 5万余口，产量542×108m3。煤层气产 量占天然气总产量比重日益增大，2009 年煤层气产量比例达到9％。加拿大煤 层气产业发展迅猛。1987年开始勘探，2002年规模开发，2009年生产井7700 口，产量达60×108m3。澳大利亚也已 形成工业规模。主要分布在东部悉尼、苏拉特、鲍恩三个含煤盆地，2005年生产井数1300口，产量 12×108m3，2009年产量达48×108m3。
1.3 技术现状
通过长期的理论与技术研发，目前国际上形成4大主体技术，4项工程技术。4大主体技术包括： 地质选区理论和高产富集区预测技术，煤层气储层评价技术，空气钻井、裸眼洞穴完井技术，多分支水 平井钻井技术。
4项工程技术包括：连续油管钻井、小型氮气储层改造技术，短半径钻井和U形水平井技术，注氮 气、二氧化碳置换煤层气增产技术，采煤采气一体化技术。
2 中国煤层气产业现状
2.1 勘探开发现状
受美国、加拿大、澳大利亚等国家煤层气快速发展的影响，加之国家出台一系列优惠政策，中国煤 层气开发规模和企业迅速发展，已形成中国石油、晋煤集团、中联煤三大主要煤层气生产企业。
到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过 30×108m3/年，地面抽采实现年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力 56×108m3/a。截至2011年6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。
中国石油：2010年12月，商务部等四部委宣布为进一步扩大煤层气开采对外合作，新增中国石 油、中国石化以及河南省煤层气公司三家企业作为第一批试点单位。目前中国石油登记煤层气资源超过 3×1012m3，探明地质储量占全国64％，重点分布在沁水、鄂东两大煤层气盆地。近几年来，积极开展 煤层气前期评价、勘探选区及开发先导试验，投资力度大幅度增加，发现沁水、鄂东两大千亿立方米规 模以上煤层气田，逐步形成沁南、渭北、临汾与吕梁四个区块的开发格局。截止到2010年底，商品气 量近4×108m3。
通过几年的探索，与煤炭企业和地方政府合作，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即： 沁南模式：矿权重叠区协议划分，分别开发，双方开展下游合作；潞安模式：整体规划、分步实施，共 同维护开采秩序，避免重复性投资；三交模式：先采气、后采煤，共同开发。这些模式得到张德江副总 理和国家有关部委的肯定。
已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及保德四个有利区都紧邻已有天然气 主干管线（图2）。
建成了高水平的煤层气实验室，测试样品涵盖全国绝大多数煤层气勘探开发区，工作量占全国 80％，技术水平居国内领先。
主要实验技术包括：含气量测试技术，等温吸附测试技术，煤储层物性分析技术，煤层压裂伤害测 试技术等。
晋煤集团：到2010年底，完成钻井2510口，地面抽采产量达到9×108m3。建成寺河-晋城10× 108m3/a输气管线；参股建成晋城-博爱输气管线。与香港港华共同投资组建煤层气液化项目日液化量 可达25×104m3；投产120兆瓦煤层气发电厂。开发地区涉及山西沁水、阳泉、寿阳、西山，甘肃宁 县，河南焦作等。
中联煤并中海油：中联煤目前有矿权面积2×104km2，其中对外合作区块面积达1.6×104km2。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成国家沁南高技术产业化示范工程，以及端氏国家油气战略选区示范 工程。
目前完成钻井672口，投产230口，日产气50×104m3。2010年，中海油通过收购中联煤50％股 份，成功介入煤层气勘探开发，为发展煤层气产业打下了基础。
图2 中国石油天然气主干管网示意图
阜新煤业：阜新煤炭矿业集团与辽河石油勘探局合作，开展了三种煤层气合作开采模式，显著提高 了整体开发效益。三种开发模式包括：未采区短半径水力喷射钻井见到实效；动采区应用地面负压抽采 技术，实现了煤气联动开采；采空区穿越钻井取得成功。2010年已钻井52口，日产气10×104m3，商 品气量3226×104m3，建成CNG站3座，主要供盘锦、阜新市CNG加气站。
中石化：煤层气矿权区主要为沁水盆地北部和顺区块及鄂东延川南区块。2010年完成钻井34口，产气84×104m3，目前日产气近3000m3。2010年，华东局与淮南矿业签署了 “煤层气研究开发合作意 向书”，在淮南潘谢矿区优选出100km2有利区块，共同开发煤层气资源。2011年，与澳大利亚太平洋 公司在北京签署了一项框架协议，双方确立了非约束性关键商务条款。
其他：龙门、格瑞克、远东能源及亚美大陆等合资公司及其它民企纷纷介入煤层气勘探开发，加大 产能建设规模，其中亚美大陆目前日产气19.7×104m3。
总体来看，沁水盆地南部成为我国煤层气开发的热点，共建产能近25×108m3/a，目前日产气近 380×104m3，实现大规模管网外输和规模化商业运营，初步形成产运销上下游一体化的产业格局。
2.2 政府优惠政策与技术支持
为了鼓励煤层气产业发展，中国政府出台了一系列优惠政策，包括价格优惠、税收优惠、开发补 贴、资源管理及矿权保护等等（表1），取得了明显效果。
表1 中国政府鼓励煤层气产业发展的优惠政策
与此同时，在技术层面也给予了强有力的支持。2007年以来，国家发改委专门组建了煤层气开发 利用、煤矿瓦斯治理两个国家工程研究中心，科技部设立了 “大型油气田及煤层气开发” 国家科技重 大专项。中国石油成立了专业煤层气公司，并设立“煤层气勘探开发关键技术与示范工程” 重大科技 专项。这些都为煤层气产业发展与技术进步创造了条件。
2.3 技术现状
我国的地质条件和美国等有所区别。目前，煤层气开发都源于美国最早的理论。随着规模化深入开 发，现场实验了很多不同类型煤阶和煤体结构、构造条件、水文地质条件下的煤层气储存特点。已经证 明，这套理论是否完全适合中国煤层气地质条件还有待进一步证实。针对中国不同盆地地质条件研发的 不同的勘探开发技术，有些已经取得了突破性进展。
2.3.1 地质上有新认识
有利区评价方法有新突破：通过煤岩特征、含气量、渗透率、产气量等地质综合研究，建立起富集 高产区评价标准，提出了产能建设区开发单元的划分标准和方法。
800m以深煤层气井产量有突破：一般认为，随着煤层埋深的增加压力随之增大，渗透率急剧减小、 产气量也随之减少。目前国内商业开发深度都在800m以浅地区。随着勘探开发的深入推进，800m以 深井也获得了工业气流（最高产气量2885m3/d）（图3），但煤层产气规律尚不清楚，正在通过加强研 究及大井组排采试验得以证实。
图3 800m以深井排采曲线
煤储层渗透率普遍较低，储层保护是关键：煤储存条件的研究是煤层气开发关键的制约因素。沁水 盆地3＃煤渗透率（0.013～0.43）×10-3μm2，平均0.112×10-3μm2；鄂东（0.22～12）×10-3μm2，平均1×10-3μm2。总体来看，煤层物性差、非均质性强，因此，钻井过程中加强储层保护是关键。钻 井、压裂过程中应尽量采用对井筒周围煤储层的危害小的欠平衡钻井及低伤害压裂液。
2.3.2 现场管理有新措施
高煤阶开发井网井距有新探索。由于我国高煤阶煤层气储层物性与外国有较大差异，开发证实一直 沿用的300m×300m井距不完全适合，主要表现在高产井数少，达产率低，产量结构不合理。为此，通 过精细地质研究，以提高单井产量为目标，对不同井距产气效果数值模拟并进行先导试验，探索了高煤 阶煤层气开发的200m×200m井网和井距。与此同时，在水平井的下倾部位实施助排井也初见成效。
2.3.3 工程技术配套有新进展
三维地震勘探：韩城地区实施100km2三维地震，资料品质明显好于二维，小断层的刻画更加清晰（图4），有效地指导了井网部署。
图4 韩城地区三维与二维剖面对比
羽状水平井钻井：通过市场化运作，打破了 外国公司在羽状水平井施工领域的垄断地位，摆 脱了羽状水平井钻井完全依赖外国公司的局面，成本大幅度降低。
压裂配套工艺：在对煤层实验分析的基础 上，结合大量的压裂实践，形成以 “变排量、低 伤害” 为原则，“高压井处理技术、分层压裂技 术” 等新工艺，采用低密度支撑剂、封上压下、 一趟管柱分压两层等工艺技术。
排采技术：形成缓慢、稳定、长期、连续八 字原则；为培养高产井形成三个关键环节：液面 控制、套压控制、煤粉控制；针对低成本战略，形成井口排采设备的两种组合：电动机＋抽油 机，气动机＋抽油机。
地面集输处理：标准化设计、模块化建设、 自动化管理，基本实现低成本高效运营。
2.4 利用现状
2009年全国建成6家煤层气液化厂，液化产能260×104m3/d，2010年为300×104m3/d，2020年 可达到700×104m3/d。除此之外，还主要用于低浓度瓦斯发电，居民生活，合成氨、甲醛、甲醇、炭 黑等化工原料，已逐步建立起煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。
2.5 存在问题
技术上：技术是制约目前产业进展缓慢的主要问题。目前存在的主要问题包括：煤层气高渗富集区 的控气因素，符合我国煤层气地质条件、用以指导生产实践的开发理论，适合我国地质条件的完井、压 裂、排采等关键技术与相应设备等。
管理上：主要包括：煤层气、煤炭矿权重叠，先采气、后采煤、发电上网等政策实施困难较多，对 外合作依赖程度高，自营项目受到限制，管道规模小，市场分散、不确定性大等。
3 煤层气发展前景与建议
随着国民经济的发展，天然气需求快速增长为煤层气发展提供了机会。2000年以来，天然气年均 增长速度达到16％（图5），2009年底，全国天然气消费总量875×108m3，2010年，天然气需求量超 过1400×108m3，供应能力约1000×108m3。2015年，预计天然气需求量2600×108m3，供应能力只有 1600×108m3，到2020年，天然气缺口将超过1000×108m3，这就为煤层气等非常规气的发展提供了 空间。
3.1 发展前景
据有关规划，到2015年，全国地面开发煤层气产量将达到100×108m3；2020年，天然气产量约 2020×108m3，其中非常规天然气产量达到620×108m3，地面开发煤层气将达到200×108m3。
图5 2000～2008年中国天然气消费量变化趋势
与此同时，各相关企业也制定了 “十二五” 发展目标（表2）。
表2 全国重点地区及企业煤层气地面开发预测表
上述目标能否顺利实现，前景如何，勘探开发及产业规模能否迅速发展，主要取决于国家政策的进 一步落实以及几大主要企业的投入。尤为重要的是这些企业针对煤层气赋存条件的技术进步与突破，而 非资金问题，这一点必须引起高度重视。中国石油将会进一步加大投入，促进煤层气产业快速发展。主 要加大沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部两个重点产业基地的勘探开发力度，积极探索外围盆地煤层气 开发配套技术。预计：2012年新增探明煤层气地质储量2000×108m3，为建产能提供资源保障；2013 年建成生产能力45×108m3/年，2015年产量达到45×108m3，商品量40×108m3，成为国内第一煤层气 生产企业。同时，成为业务技术主导者、规范标准制定者、行业发展领跑者。到2020年，煤层气商品 量预计达到100×108m3，成为中国石油主营业务重要组成部分和战略经济增长点。
3.2 对策与建议
3.2.1 根据资源分布研究与调整对策
全国埋深小于2000m的煤层气总资源量为36.8×1012m3，可采资源量约10.8×1012m3。资源量大 于1×1012m3盆地有8个，资源量合计28×1012m3，占全国76％，主要分布于中西部地区。埋藏深度小 于1000m的资源量为14×1012m3，是目前开发的主要资源。低阶煤煤层气资源量占43％，但目前主要 开发的是中高阶煤煤层气资源。因此，现在必须加强对西部地区中深层（埋深大于800m）和中低阶煤 煤层气开发的研究与开发试验力度，力求更大范围的实质性突破。
3.2.2 国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强
完善相关政策措施，制定煤层气、煤炭开发统一规划，做到无缝衔接，切实落实“先采气、后采 煤”，实现资源充分利用。采煤采气3种合作方式还需要进一步扩展；积极推进煤层气产业发展与煤矿 瓦斯防治一体化合作。
3.2.3 在提高单井产量和整体效益方面强化技术攻关
针对煤层气勘探开发关键技术需要加强攻关。进一步研发针对煤层气地质特点而形成配套合适的钻 探、压裂、排采、管输等专有设施和设备，加大发展羽状水平井开发关键技术力度。
3.2.4 建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资
强化信息渠道，实现资源共享，避免无序竞争和重复性投资。建立煤层气行业统一的信息管理系统 是一项非常重要的基础工作。包括两方面内涵：企业内部应加强煤层气田的数字化建设，国家层面应加 强行业技术与产业信息的统计和交流发布，为煤层气行业提供统一的信息化建设标准。
结束语
低碳经济是我国能源经济发展的必由之路。为了从源头上减少碳排放，引领能源结构和产业多元 化，天然气供需缺口将长期存在，对煤层气需求会不断增加。中国煤层气资源丰富，目前产业整体规模 小，但潜力大、前景好。加大研发力度，依靠技术进步，将大大促进煤层气产业快速发展。
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