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第一章气源的简介随着世界经济的快速发展，能源消费与需求量不断攀升，包括页岩气、煤层气、煤制气和天然气在内的能源的开采及利用日益受到重视。1.1天然气与煤炭、石油等能源相比，天然气在燃烧过程中产生的能影响人类呼吸系统健康的物质极少，产生的二氧化碳仅为煤的40%左右，产生的二氧化硫也很少。天然气燃烧后无废渣、废水产生，具有使用安全、热值高、洁净等优势。作为国家“十二五”规划节能减排中重要的产业，预计2015年我国天然气市场需求2000-2400亿方，2020年将达到3500-4000亿方。随着气化率的提高，天然气消费结构将进一步优化，工业燃料和城市燃气的优势逐渐明显，成为用气的主要领域，约占需求总量的三分之二，发电和化工气量有所增加，但是所占比例下降。2015年中，我国天然气需求中：城市燃气占32％，工业燃料占31％，发电占21％，化工占16％。供给方面，“十二五”期间，我国将形成“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供应格局。在我国能源消耗中，煤矿所占比例高达70％，石油所占比例为19％。天然气在我国一次能源消费中所占比例仅为4％，远远低于世界20%的水平，是世界平均水平的10％、亚太地区平均水平的25％。1.2页岩气页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集。它是天然气生成以后在烃源岩层内就近聚集的结果，具有“原地”成藏的特点。页岩气是一种重要的非常规天然气资源，其特殊的赋存方式使之不受圈闭的控制，因此，有人把它归属于“连续性气藏”。分布规律及主控因素无论是页岩气藏的形成机理，还是页岩气藏的特征，都与常规气藏有明显差异，从而使页岩气的富集规律受诸多因素的影响。陈更生等研究总结了控制页岩气藏富集程度的三大要素：页岩厚度、有机质含量和页岩储层空间（孔隙、裂缝）。ａ．富有机质页岩的厚度与分布面积越大，气藏富集度越高。富有机质页岩的厚度与分布面积是决定页岩储层能否达到工业气藏的前提，是保证页岩气藏有足够的源岩有机质以及足够储集空间的重要条件。在相同有机质含量和生气强度之条件下，泥页岩的厚度与分布面积越大，其生气量就越多，气藏的含气量也就越大。而若要形成大规模的页岩气藏，页岩厚度还必须大于有效排烃厚度，一般在30m以上。泥页岩的厚度与分布面积均受沉积体系的控制，如陆相的湖盆和海相的盆地及斜坡区等都是泥页岩广泛发育的区域，因此也是页岩气勘探的有利区域。ｂ．泥页岩中有机质丰度及生气作用越高，气藏富集度越高。有机碳含量是页岩气藏评价中的一个重要指标，它不仅是页岩生气的物质基础，决定页岩的生烃强度；也是页岩吸附气的载体之一，决定页岩的吸附气量的大小；同时还是页岩孔隙空间增加的重要因素之一，决定页岩新增游离气的能力。在相同的地质条件及演化阶段下，页岩生烃强度、吸附气量大小及新增游离气能力与页岩中有机碳含量呈明显的线性正相关性，页岩含气量（吸附气及游离气总量）随页岩有机碳含量的增加而增大。此外，不同母质类型、不同演化度的页岩，其等温吸附曲线也存在明显差别。页岩有机质类型越好，甲烷的吸附量越大。另外，页岩含气量大小还受黏土成分及含量、有机质热成熟度、页岩含水量的影响。对此，尚需作进一步的深入研究。ｃ．页岩孔隙与微裂缝越发育，气藏富集度越高。因为页岩储层的孔隙度和渗透率极低，非均质性极强，页岩气藏中的游离气主要储集在页岩基质孔隙和裂缝空间中。这里所说的裂缝并非指天然开启的裂缝。由于大部分裂缝都因胶结而被封闭（主要是方解石），因此不存在大量开启的天然裂缝。这种裂缝是指人们在完井过程中产生的使现存的天然裂缝系统得到加强的诱导裂缝，该类裂缝越发育，页岩气产能也就越高。也就是说，能够被压裂的页岩层越发育，其产能也就越高。而影响压裂效果的重要因素是页岩中脆性矿物（如石英颗粒）的含量。虽然中国页岩气勘探还处于起步阶段，但经过成藏条件的初步对比发现，中国的许多盆地与美国东部地区页岩气藏的地质条件类似，故勘探潜力巨大。中国的页岩气发育区可划分为与板块大致对应的四大区域，即南方地区、中东部地区、西北地区及青藏地区，这些区域都具有良好的页岩气勘探前景（如下图）。中国页岩气发育区示意图1.3煤层气煤层气，是指赋存在煤层中以甲烷为主要成分、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，作为气体能源家族三大成员之一，其主要成分是CH4（甲烷），是主要存在于煤矿的伴生气体，也是造成煤矿井下事故的主要原因之一。全球埋深浅于2000米的煤层气资源约为240万亿立方米。美国是目前世界上煤层气商业化开发最成功的国家。我国煤层气资源丰富。据煤层气资源评价，我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量约36万亿立方米，主要分布在华北和西北地区。其中，华北地区、西北地区、南方地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。1000m以浅、1000～1500m和1500～2000m的煤层气地质资源量，分别占全国煤层气资源地质总量的38.8%、28.8%和32.4%。全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地(群)共有14个，其中含气量在5000～10000亿立方米之间的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地，含气量大于10000亿立方米的有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地群、二连盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地。我国煤层气可采资源总量约10万亿立方米，其中大于1000亿立方米的盆地(群)有15个：二连、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西、沁水、准噶尔、塔里木、天山、海拉尔、吐哈、川南黔北、四川、三塘湖、豫西、宁武等。二连盆地煤层气可采资源量最多，约2万亿立方米；鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地的可采资源量在1万亿立方米以上，准噶尔盆地可采资源量约为8000亿立方米。1.4煤制气以煤为原料经过加压气化后，脱硫提纯制得的含有可燃组分的气体。根据加工方法、煤气性质和用途分为：煤气化得到的是水煤气、半水煤气、空气煤气(或称发生炉煤气)，这些煤气的发热值较低，故又统称为低热值煤气；煤干馏法中焦化得到的气体称为焦炉煤气，属于中热值煤气，可供城市作民用燃料。煤气中的一氧化碳和氢气是重要的化工原料，可用于合成氨、合成甲醇等。为此，将用作化工原料的煤气称为合成气，它也可用天然气、轻质油和重质油制得。煤制气是人工煤气的一种，是将燃料煤经干馏、气化、裂解制取的可然气体，是洁净煤利用技术的一种燃烧方式。煤制气热值比天然气热值低，但其制取方便，可自备设备自行生产，不受运输管线限制，在我国天然气供应不足的当前是洁净能源利用不可替代的一种热源气体。煤制气因其诸多优势，被广大工矿企业应用，并且也被用做生活用气。煤制气炼制大体过程(如下图)：煤加入煤仓——煤气发生炉（一系列物理化学反应，有六个层次的反应，空层、干燥层、干馏层、还原层、氧化层、灰层）——双竖管（冷却煤气）——洗涤塔（洗涤煤气）——电除尘（脱焦油等）——排送机送到用户。煤制气市场前景1.煤炭企业正面的因素是煤价下降，煤炭企业寻求稳定的下游需求，后向一体化的意愿加强，但是融资能力和现金流，成为制约投资的主要壁垒。2.下游能源公司正面的因素是因为国家强调发展天然气概念，限制东部地区的污染，可能停止对煤炭消费的限制，因此对于东南部地区的能源公司来说，寻求上游的稳定气源，发展煤电刻不容缓。3.天然气公司天然气需求旺盛，但是国产气的产量增长艰难，投资巨大，因此煤制气可能在比较短的时间内成为一种天然气的补充；但同样天然气进口比例上升，拖累了整体的盈利和融资能力。4.国家层面天然气的一次能源占比需要提高，因此需要增加一定的国产气比例，平衡进口气的比例和价格；同时在经济下滑时做一些长期的有效投资，拉动经济。但是随着全国性的环保压力越来越大，煤制气在西部发展面临的环保和水资源的瓶颈也会更加清晰。5.地方政府来说煤炭相关的税收明显下降，更加欢迎就地转换的项目落地，短期和长期都能提供稳定的税收来源。然而却面临能力的局限性。限制条件：由于信贷条件比较紧张，企业融资成本较高；煤炭企业的现金流都在恶化，因此煤制气的融资难度在上升。另外环保压力的上升，以及相关技术尚未完全证明可行和大规模运用，都是投资方犹豫不决的原因。产业信息网认为实际上来说，对于国企而言，融资能力并不受到严格的限制，特别对于国有煤炭企业而言；而随着政策向“稳定增长”方向发展，融资在数额方面会更加宽松。另外，随着煤制气的两大示范工程运行，我们认为未来的企业将可能更多的得到借鉴，少走技术方面的弯路。所以，我们认为在未来几年的时间内，煤制气的投资会从“意愿”变为“现实”。第二章天然气管道管网2.1天然气管道管网国内现状目前，在我国的川渝、环渤海及长三角地区已经形成比较完善的区域性天然气管网，中南地区、珠三角地区也基本形成了区域管网主体框架。（1）川渝地区环形管网川渝地区天然气管道总里程超过7000千米，约占全国天然气管道总里程的30%。天然气管道已形成以南北干线为主体，与其他干线（屏渠线、屏石线）连通的环形骨干管网，并与五大油气产区的区域性管网相互连通，担负着川渝地区、云贵部分地区及两湖地区的天然气输送任务，管网输配能力达到145亿立方米/年。目前川渝地区正在实施北内环、南干线西段（纳溪—越溪—成都）复线、南坝—屏锦等骨干管道。工程建成后，该地区管网输配能力将大幅度提高，达到200亿立方米/年。（2）环渤海地区管网系统环渤海地区是我国政治经济文化的中心，也是我国三大天然气消费区之一。随着1997年陕京线的建成投产，环渤海地区天然气利用水平得到了大幅度的提高。特别是北京申奥成功后，一系列环保政策相继出台，极大地带动了该区域天然气的利用。2005年陕京二线建成投产，使该区域内形成了以陕京线、陕京二线为主干线，华北输气管道、大港输气管道以及其他地方管道为辅的输气管网系统，多气源、多渠道的供气格局已经形成。目前，该区域管网输送能力超过210亿立方米/年。（3）长三角地区管网随着西气东输的建成投产，长三角地区的天然气利用水平迅速提高，2007年该地区已跃居成为继川渝地区之后的第二大天然气消费区。目前，该区域供气管道包括西气东输干线及支线、冀宁线（西气东输和陕京二线的联络线）、东海—平湖管道、东海—宁波管道、浙江省天然气管道等，形成了以塔里木气为主、东海气为辅的联合供气管网系统。目前，该区域管网输送能力超过150亿立方米/年。（4）中南地区管网中南地区以西气东输线、忠武（重庆忠县—武汉）线、淮武（河南淮阳—武汉）线为骨架，形成了该区域的管网供应系统。目前，该地区的供气能力超过40亿立方米/年，多气源供气格局基本形成。（5）东南沿海地区LNG输气管网东南沿海地区以广东LNG外输管道及福建LNG外输管道为主，已基本形成区域性的供应系统主体框架。随着广东LNG二期工程和珠海LNG及其站线的建设，以及供气支线的不断完善，该区域将形成比较完善的供气网络。目前，该区域管网输送能力约为120亿立方米/年。2.2天然气管道管网在的问题（1）天然气市场发展迅速，管道输送能力不足近几年，天然气干线管道的陆续建成投产，极大促进了我国天然气市场的发育。西气东输一线输气量从2004年的13.1亿立方米迅速上升到2007年的113.4亿立方米，年均增长72%，基本达到设计输气能力。随着天然气市场的迅速发展，管道输送能力显现不足。西气东输一线正在实施增压工程，增压工程完成后，管道输气能力将由120亿立方米/年提高到170亿立方米/年。2007年年底西段增压改造已经完成，2008年西气东输一线输气量达到158亿立方米。东段增压工程计划于2009年年底完成。除西气东输一线以外，陕京二线、忠武线、兰银（兰州—银川）线、冀宁线都将实施增压工程。（2）地下储气库等调峰设施建设滞后，管道输送能力不能充分利用在我国干线天然气管道中，除陕京线系统已配套建设了6座储气库、西气东输管道正在建设金坛储气库外，其余管道均无有效的调峰设施。统计数据显示，没有储气库配套的涩宁兰（涩北—西宁—兰州）管道利用率不到70%，而有储气