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省级国企破产中国煤层气如何走出困境


  《职业经理人周刊》   猎头班长v微博   微信:AirPnP   2019/8/14
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日前,河南省郑州市中级人民法院发布公告称,因不能偿还到期债务,河南煤层气开发利用公司向郑州市中级人民法院申请破产重组。此事对于长期以来关注我国煤层气开发利用的业内人士来说,无疑是重磅消息,引起热议。

    人们不禁要问,作为全国头家专业从事煤层气抽采利用和瓦斯综合治理的省属国有大型能源企业,第一个被国院授予煤层气对外合作专营权以及头个拿到中国页岩气矿权招标区块的省级企业,河南煤层气公司是如何从头顶诸多荣誉和光环的明星企业,最终走向申请破产重整之路的?

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    一叶而知深秋,窥一斑而知全豹。曾经被国人给予厚望的煤层气产业,从本世纪初步入商业化开发以来,经过近20年的发展仍不尽如人意,目前仍处于商业开发的初期阶段,与国家对清洁能源的需求和期待差距较大。未来我国煤层气产业的发展前景如何,加快发展的路又在何方?值得我们深入探讨和研究。

    我国煤层气资源潜力大

    据中国石油第四次油气资源评价,我国2000米以浅的煤层气地质资源量为29.8万亿立方米,可采资源量12.5万亿立方米。从资源分布来看,煤层气主要位于鄂尔多斯盆地、沁水盆地、滇东黔西、准噶尔盆地等中西部地区,可采资源量8.6万亿立方米,占全国总资源量的69%;按不同煤阶划分,低煤阶资源5.0万亿立方米,中煤阶3.5万亿立方米,高煤阶4.0万亿立方米;从埋藏深度来看,1000米以浅、1000~1500米,1500~2000米煤层气资源大致相当,各占1/3。

    截至2018年年底,我国累计探明煤层气地质储量6522亿立方米,探明率仅2.2%;即便是国内煤层气开发程度高的沁水盆地,其地质资源量为4.0万亿立方米,累计探明地质储量4348亿立方米,资源探明率也不到11%。资源探明率与澳大利亚、美国等煤层气大国相比仍有较大差距,如美国的探明率约为25%,澳大利亚为12.5%左右。

    虽然差距不小,但可喜的是,我国煤层气产业从上世纪80年代开始历经30多年的探索,在煤层气勘探、开发、产能建设和技术攻关等方面的成绩令人瞩目,煤层气产业化、规模化进程正在加快。

    目前,我国已初步实现规模化生产,形成了沁水、鄂尔多斯盆地东缘(以下简称鄂东)两大产业示范基地,正在开辟西南产业基地。截至2018年年底,我国煤层气钻井超过1.8万口,建成产能110亿立方米/年,产量51.5亿立方米,累计产量304亿立方米。

    可以说,从我国煤层气资源禀赋和勘探开发现状来看,我国煤层气资源潜力依然很大,具备加快发展的资源基础。

    我国煤层气发展的思考

    从我国目前煤层气发展态势来看,预计到2020年我国煤层气产量为60亿立方米左右,与国家“十三五”规划地面抽采产量100亿立方米的目标相距甚远,煤层气开发利用有可能连续三个“五年”规划未达目标。从整体来看,我国煤层气产业发展相对缓慢,存在以下几个方面的主要问题。

    1.我国煤层气资源赋存条件复杂,低品位资源占比高

    我国煤层气资源赋存条件差异大,富集成藏机理仍不甚明确。与国外相比,国内大部分煤层气资源具有“三多三低”的明显特征,即“多期生气、多源叠加、多期改造,低渗透(<1md)、低压力系数(<0.9)、低含气饱和度(45%~90%)”。目前对我国复杂地质条件形成的煤层气成藏机理依然认识不清,对不同地区煤层气高产富集规律和“甜点区”预测存在困难,导致在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等示范工程形成的成功经验难于推广至其他地区。

    构造煤、超低渗、深部以及低阶煤等难采资源比例高,约占全国煤层气总资源量的60%;从已探明储量品质来看,深层、低含气量、低渗透占有相当大比例,如适合地面开发的600米以浅的探明储量仅占40%左右。在目前的市场环境和技术条件下,上述低品位资源的地质风险高,开发难度大,经济效益差。

    2.我国煤层气开采技术尚未完全突破,效益开发难度大

    如何攻克低效井并突破相关技术瓶颈是目前亟需解决的难题,已成为制约我国煤层气产业发展的关键因素。

    我国煤层气资源低压、低渗、非均质性强的特点突出,国外成熟的煤层气开采经验不能直接移植利用,国内煤层气开采关键技术攻关尚未完全取得突破,水平井钻井面临地层漏失严重、煤层钻井卡钻复杂率高、高效完井增产手段缺乏等卡脖子技术难题,缺乏可提高煤储层改造有效性的工程技术,难以支撑我国煤层气开采与利用的快速突破。

    我国煤层气单井产量低,煤层气藏生产规律认识欠缺,低产井占比大,效益开发难度大。在沁水、鄂东等煤层气主产区,仍然存在对煤层气井降压范围及各层产出情况、储层物性动态变化、老井递减规律等生产机制认识不清,导致现有开采技术适应性不佳,单井日产气低于500立方米的低效井数高达56%。目前亟需研究低产井制约关键因素,攻关有效的低产井增产工艺,提高单井产量。

    3.煤层气产业投资回报期长,企业投入动力不足

    近年来,在国内外页岩气、致密气开发经济效益的冲击下,加上煤层气开发周期长、投入资金多、定价机制未理顺、成本回收慢,开采企业实际经济效益并不理想,导致社会投资煤层气勘探开发的积极性大幅滑坡,投入资金和工作量明显出现下降,煤层气产量增长疲软。

    据统计,在2015~2018年4年时间里,全国煤层气勘查开采投入105亿元,钻井2015口,累计新增地质储量828亿立方米,累计产量188亿立方米;而同期全国页岩气勘探开发投入450.5亿元,是煤层气投资的4.3倍,钻井902口,累计新增地质储量9388亿立方米,累计产量322亿立方米。

    因此可见,与页岩气这一后起之秀相比,煤层气的开发投入和产出差距尤为明显,更加打击社会和企业对发展煤层气的积极性。

    4.相关法律法规与管理体制机制不够完善,支持力度有待提高

    我国煤层气产业监管机制上存在多头管理和缺位的现象,各部门信息共享难度大;无监管细则后续颁出,如在煤层气勘查、开采的年检、对外合作、煤层气价格、发电价格监管、煤矿安全生产标准等方面政府和企业执行难度大。

    煤层气效益开发缺乏相适应的配套管理机制。现行法律法规及产业政策还不能完全适应煤层气规模开发的需要,行政监管和审批程序繁琐,制约煤层气勘探开发的进程。如煤层气矿权审批程序繁冗导致项目进度迟缓一度饱受行业诟病,2017年原国土资源部第75号令以委托的方式下放煤层气审批登记权限到地方6个省、自治区的国土资源部门。

“部控省管”试点初衷是改革和简化管理,但两年过去了,审批时间不减反增,如矿权延续工作,原来只用十天半月就可办完的审批手续,由于现在程序、环节复杂,盖章增多,数月甚至半年没有预期结果。

    政策扶持力度仍有待提高。我国陆续颁布系列煤层气产业扶持政策,在一定程度上促进了产业发展,但在目前我国难采煤层气资源比重大,开发企业大都艰难、甚至亏损经营的现状面前,仍显力度不够。因此,作为制约我国煤层气发展非技术层面的关键问题,亟需妥善处理好以下“四个关系”,即煤炭和煤层气矿权的关系,央企和地方企业的关系,企业和地方的关系,煤层气开采与环境保护的关系。

    综上所述,我国煤层气产业前景是光明的,但道路是曲折的。但我们坚信,针对制约煤层气发展的资源、技术、资金、体制机制等关键问题,在政府指导支持和全社会共同努力下,未来我国煤层气产业仍大有可为,定能从目前的困顿中崛起,走出一条健康、快速、可持续发展的康庄大道。(作者系中国石油勘探开发研究院资源规划所战略规划室主任,高级工程师

(来源:石油商报)


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