瓦斯抽放创新

1、我国煤层气产业发展报告

叶建平

作者简介:叶建平,男,1962年生,教授级高工,中联煤层气有限责任公司总经理助理,中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址:北京市东城区安外大街甲88号(100011),电话:(010)64265710,E-mail:[email protected]

(中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)

摘要:分析了煤层气勘探、开发、利用现状,梳理了煤层气勘探开发技术进展,对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长;煤层气产能规模扩大,产销量同步上升;煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源;煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在。

关键词:煤层气 勘探开发技术 产业发展

China's Coalbed Methane Instry Development Report

YE Jianping

(China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)

(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)

Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM instry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM proction capacity scale has enlarged. Both proction and sales have risen. CBM instry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM instry; however,technical bottlenecks still exist.

Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; instry development

我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到1.7亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3,因此煤层气产业步入快速发展轨道,成为现实的天然气的补充资源。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。

1 煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长

近两年,我国煤层气勘探进度明显加快,探明储量显著增长。据不完全统计,到2011年6月底,全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止,我国已累计探明煤层气储量2902.75亿m3,新增探明储量近1121.55亿m3,占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中,共11个区块,主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块,鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁-吉县、韩城等区块。如表1,沁水盆地探明储量2007.69亿m3,占69.17%;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量817.76亿m3,占28.17%。其他地区占2.66%。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是,相对全国36.81万亿m3的资源量而言,我国煤层气资源探明率很低,仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。

表1 全国煤层气探明储量分布情况

沁水盆地作为我国特大型煤层气田,勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大,分布稳定,含气量高,渗透性在全国相对最好,煤层气可采性良好。除了已探明的南部区块以外,柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区,它以太原组15号煤层作为目的层,经过多年勘探,已获得经济单井产量的突破,韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m3/d以上,近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口,日产量15万m3,获得商业化生产的产能。

鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可采性,渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区,也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。

除了上述地区以外,在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。

黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右,厚16m,含气量8~10m3/t,长焰煤,盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口,YD-03、YD-04两口煤层气生产试验井,经排采,两口井日产气量均在1500m3/t左右,达到了工业气流的标准,标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。

彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井,日产气5600m3。

内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井,日产气约1300m3;进行了勘查研究,取得一定的进展。

依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功,标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功,意义深远。

四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m3/d,一年多累计产气超过50万m3。之前的DC-1井、DC-2井产气量均达到了500~1000m3/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排采试验成功,意义重大,将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。

云南老厂施工5口井先导性试验井组,压裂后,发生自流现象,经过初期排采,产量逐步上升,显示良好勘探潜力。

安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2采区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验,各井大部达到800m3左右,也有个别高产井,如LG-6井最高日产量曾到3000m3以上,稳产1200m3左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量,预示着具有良好的勘探潜力。

全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区,初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。

上述可知,在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后,中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。

在煤层气勘探同时,广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究,进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究,进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。

2 煤层气产能规模扩大,产销量同步上升

“十一五”期间,煤层气进入产业化发展阶段,煤层气产能规模扩大,产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开采项目等商业化开发项目竣工投产为标志,我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段,煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口,到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m3,产量15.7亿m3,利用量11.8亿m3,利用率78%。井下煤层气抽采量69.6亿m3,利用量21.9亿m3,利用率相对较低,31.5%。2011年地面开发产量将达18~22亿m3,见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长,2005年1亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3。煤层气产量主要来自沁水盆地南部,占96%,少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。

目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。

表2 全国主要煤层气田煤层气生产情况(不完全统计)

说明:投产井数包括已产气井和未产气井。

3 煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在

技术进步是煤层气发展的源动力,这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破,针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽采技术等方面均有创新性成果。当前最显著的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。

3.1 煤层气水平井钻完井技术

煤层气水平井地质和工程影响因素认识显著提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强,要求构造相对简单,断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高,避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置,有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长,分支水平井间距适中,与煤层渗透性相匹配。

煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性,设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等,在柿庄南、柳林获得成功。

多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井,提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下,地质导向装置实现国产化,并取得良好应用效果。

借鉴页岩气完井技术,开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验,并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。

煤层气多分支水平井修井一直是一项难题,现在开始探索性试验,包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。

研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。

3.2 新型压裂液研究方兴未艾,成果丰硕

研究压裂液对储层伤害机理,根据煤中化学元素组成,研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水,降低对煤层气解吸附伤害。

研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素,施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。

通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液,特点是分子量小,300~400;粘度较高,15.0mPa·s;残渣较少;煤层伤害率低,11.5%;摩阻低,约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液,煤层伤害率低,11.8%,使煤粉在压裂液中均匀分布,避免施工压力过高,在返排时,煤粉随着液排出,避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。

3.3 低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害

通过重大专项攻关,针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃,24h时抗压强度达到8.04MPa(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。

研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽采孔的可降解钻井液,生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害,并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。

开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。

3.4 地面集输工程技术有效增大集输半径,实现低成本建设

沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程,研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术,亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术,使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地改善了流体流动环境,简化了工艺流程,节省了投资成本。采用汽油煤层气两用燃气发动机新装置,代替抽油机动力系统,采气管线采用聚乙烯管(PE管)新材料,节省了工程建设投资。

沁水盆地煤层气田樊庄区块采用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”,煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”,即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。

数字化气田建设,实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合,成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资,适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。

3.5 煤层气排采生产技术

实践表明,合理的排采制度和精细的排采控制是煤层气井排采技术的核心,定压排采制度适用于排采初期的排水降压阶段,定产排采制度适宜于稳产阶段,分级平稳连续降压是精细的排采控制的核心。

通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排采的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。

研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。

煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式,确定煤层气井的生产压差,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。

3.6 煤层气利用技术

煤矿开采过程中排放出大量低浓度煤层气,提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大,其难点是如何经济高效地分离CH4和N2。

采用低温精馏法分离提纯,分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气,在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂,在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m3低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂,为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯,以气代油。

采用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产,2011年底5000万m3CNG工业化生产线将投产。

在国家科技重大专项支持下,中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m3撬装液化装置,该项成果适合煤层气单井产量低特点,将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。

3.7 技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈

煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导,或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。

除了沁南以外,我国大部分勘探区煤层气单井产量低,同一地区单井产量差异大,除了地质和储层条件外,钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征,增大铺砂面积,有效提高储层导流能力,提高单井产量,是面临的增产改造的关键问题。

水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌,高地应力、松软储层条件的钻井完井技术,有待进一步探索试验。

深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化,以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化,是亟待研究的方向。

4 煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源

煤层气主要通过管道输送到用户,约占85%~90%,少部分采用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等,年输送能力50万m3。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道,输送能力30万m3。

煤层气用户主要为西气东输管道用户,其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气,以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底,我国井下、地面煤层气产量达到85.3亿m3,约占天然气产量946亿m3的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。

5 煤层气产业发展展望

根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划,“十二五”末,我国煤层气产量将达200亿~240亿m3,其中,地面开采煤层气100亿~110亿m3,井下瓦斯抽采量110亿~130亿m3。煤层气探明地质储量将进入快速增长期,到2015年,新增探明地质储量10000亿m3。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展,积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入,勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持,为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础,为产业目标实现提供了有力的技术支撑。

感谢赵庆波教授提供相关统计资料。

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2、怎样搞好煤矿安全质量标准化？

一、强化四个意识。

二、加强“双基”工作，抓好矿井这个主体。

三、突出重点，抓好“一通三防”这个关键环节。

四、求真务实，注重实际效果。五.以点带面，稳步推进。

3、促进我国煤层气产业发展的建议

目前，我国煤层气产业正处于发展的起步阶段，亟待政府的培育、扶持与引导。为实现煤层气产业化、规模化发展，有效解决煤矿安全生产问题，应当坚持科学发展观，在体制、机制和政策上创造更多、更加有利于煤层气产业发展的条件和机会。为此，提出促进我国煤层气产业发展的建议如下：

（一）大力加强煤层气基础理论研究

借鉴国外先进的理论经验，在常规天然气地质学的理论和方法启发下，通过典型煤层气藏的详细解剖，研究煤层气藏的形成过程与非均质性，总结煤层气富集成藏规律；完善煤层气藏数值模拟技术；研究关于煤层气藏“工业指标”的问题，建立煤层气藏描述的方法和参数体系。从而构建起较完备的煤层气藏理论，为预测煤层气高渗富集区、指导勘探开发和煤矿瓦斯抽放提供理论依据。

我国无烟煤数量多，分布广。应从煤变质作用类型、变质程度、构造变形等不同方面对其机理进行深入研究，揭示无烟煤储、渗性能的控制因素，提出相应的预测方法。我国东北、西北低煤级煤层气资源丰富。通过对低煤级煤的孔隙结构、吸附能力、生气量和煤层气赋存方式等一系列问题进行系统研究和分析，形成对低煤级煤层气资源评价与勘探开发的新思路和新方法，为寻找相应的解决途径、调整勘探部署提供科学依据。这样可“激活”低煤级煤中丰富的煤层气资源，开拓我国煤层气资源开发新领域。这不仅对发展和丰富煤层气基础理论具有重要意义，而且对开发无烟煤、低变质煤中的煤层气资源具有指导作用。

（二）开展煤层气勘探开发关键技术攻关

煤层气开发的经济效益需要以高新技术作保障，高新技术含量已经成为衡量煤层气开发项目成败的重要指标。加大对煤层气勘探开发关键技术的科技攻关，将储层无污染的钻井技术、高效压裂技术、定向井和羽状井技术以及注氮和二氧化碳置换增产、煤矿瓦斯抽放等主要技术列入国家重大基础研究项目计划、国家五年攻关计划、国家自然科学基金重点研究项目计划，优先安排，从而形成适合我国煤层气地质特点的配套工艺技术，促进我国煤层气产业的形成与发展。

（三）加大对煤层气勘探开发的投入

制定煤层气勘探开发规划、产业发展规划和产业扶持政策。统一管理和协调煤层气勘探开发工作，关注煤层气开发的宏观布局。对重点有利区和煤层气示范项目加大资金投入，落实生产项目，加大勘探开发实物工作量，争取在5～10年内部署煤层气开发井10000口以上。积极引导商业性投入，广泛吸引社会各方面资金。将对煤矿瓦斯抽放与利用的研究开发列入中长期科技发展规划，重点支持高效煤层气经济抽采技术的开发及相关应用基础理论的研究，每年列入专项科研项目，拨付专项费用，集中加大煤层气的科技投入，以煤层气科技的创新带动煤层气生产上的突破。

（四）加大长输管网等基础设施建设

制订和出台天然气（含煤层气）长输管网法规政策，实现气田、管网、利用的独立运营模式，加强政府监管，实行市场准入制度，遏制垄断。无论天然气还是煤层气，只要质量达标、价格合理，就可以自由地售出并输入该管网，这样就可以解除外国合作者对投资煤层气勘探开发的后顾之忧。煤层气发展形成规模后，就应同天然气一样走向市场，需要统筹考虑煤层气和天然气两种资源与市场的配置，通过管网把资源和市场联系起来，推动煤层气的发展。

加强沿“西气东输”、“陕京一线”、“陕京二线”干线附近煤层气储运集输设施的建设，为煤层气产业下游市场的发展提供基础条件。虽然煤层气与天然气可以混输，但产出的煤层气到达地面后一般为低压，借助“西气东输”主管线进行运输，必须多级加压，导致煤层气生产成本大幅增加，可以通过适当增建一些采用聚乙稀制成的煤层气专用输气管线予以解决。

（五）建立煤层气开发利用示范工程

我国煤层气地面开发试验已从单井评价向井组试验过渡，一些煤层气开发项目已显示出商业化开发前景。我国煤层气开发应采取新区与老区相结合、重点突破的原则，首先在资源条件好、勘探程度较高的沁水和鄂尔多斯盆地，集中力量开发，使煤层气生产能力在近期内有较大程度的提高，并在开发利用方面形成突破，并建立井下煤层气抽放示范项目，煤矿区采动区地面钻井煤层气开发示范项目以及煤层气发电示范项目，带动煤层气产业的发展。在国家科技攻关等重大项目中单独立项，建立一批煤矿区煤层气开发示范工程。

根据目前勘探成果，建议首先支持沁水盆地南部煤层气开发利用高技术示范工程。在已经获得煤层气探明储量的346km2范围内，已钻井150口，压裂40口，目前每天产能达到8×104m3左右，并计划在近5年内部署煤层气开发井约2 000口，建成年产20×108～30×108m3的大型煤层气生产区。

（六）出台煤层气产业发展的优惠政策

煤层气产业要想得到大的发展，国家有关煤层气开发利用的政策支持一定要到位。煤层气开发在某种意义上来说有很大的公益性，国家在勘探、研究和税费等方面的扶持不可或缺。在煤层气产业发展的初期，政府资金投入和政策扶持非常必要，美国煤层气产业的发展历程表明，政府的经济鼓励政策具有决定性作用。建议国家颁布优于常规天然气开发和对外合作的税费政策，适用期10～15年。其中包括增值税为零税率，所得税5年免交、5年减半，免交探矿权和采矿权使用费，20年免交资源税和资源补偿费等。安排专项资金重点支持煤矿煤层气回收利用项目；对煤层气和煤矿瓦斯抽放利用给予财政补贴，如每抽放1m3煤层气，给予0.2元补贴，同样每利用1m3煤层气，再给予0.1～0.2元补贴。补贴款从企业上交税款中返还，也不会增加国家财政负担。通过提供优惠的税赋政策，鼓励中小企业和私营企业参与投资和融资，进而保护企业投资煤层气产业的积极性。

（七）加强煤层气勘探开发管理

严格执行煤层气资源一级管理，针对目前煤层气开发利用中缺乏协调，条块分割严重的问题，理清部门、企业之间责、权、利，创造良好的市场运行环境。

对煤层气资源要实行综合勘探、综合开发和综合利用，在保证国家对煤炭和天然气正常需求的情况下，建议煤层气优先于煤炭和常规天然气勘探开发。对煤层气生产企业予以同等国民待遇，在体制和机制上，采用市场化运作方式，鼓励更多的企业进入煤层气勘探开发领域。建立规范有序、活跃协调的煤层气开发利用市场，尽快解决煤炭—煤层气探矿权和采矿权的统一管理和协调机制，从政策和体制上协调煤炭企业、煤层气企业、石油天然气企业之间在煤层气资源管理和开发利用中的利益关系。必须坚持国家为主，地方和企业积极参与支持的政策，共同推动煤层气产业的发展。同时，严格煤层气对外合作管理，依据标准合同，及时做好煤层气合作区块核减工作。完善煤层气地质综合勘探开发技术规范、资源量预测评价规范、储量评定规范以及其它相应的技术规范等。

（八）严格煤矿瓦斯抽放利用管理

建议国家对新建高瓦斯煤矿，严格做到先采气后采煤，并依据煤层气开发程度决定煤矿生产规模和许可证发放。对正在开发的高瓦斯煤矿，采取以抽定产的强制措施，要求煤矿做到限期整改，消除瓦斯爆炸事故，保障国民经济可持续发展。制定甲烷减排补贴和排放超标罚款法规，鼓励煤矿企业开发和利用煤层气，同时，建议政府从技术、政策、法规层面上，引导企业走采煤采气一体化，建设绿色安全煤矿的路子。保护煤矿区珍贵的煤层气资源，大幅度减少我国甲烷向大气排放的数量。

（九）对煤层气资源进行动态评价

随着地质认识和勘探开发形势的不断变化，对煤层气资源的认识也应不断更新，需要开展经常性评价，实现资源评价系统化、制度化、动态化，为制定能源政策和编制国家能源中长期发展规划，提供重要科学依据。建议以新一轮全国煤层气资源评价结果为基础，在煤层气资源评价系统的支持下，根据勘探新成果和储量变化，每年对已勘探开发盆地和区带进行动态评价。对靠近城市群的重点地区煤层气资源利用潜力和煤层气资源认识发生较大变化的地区开展重点评价。

4、安全生产工作如何促进经济发展

如果发生事故，除了造成直接经济损失，还有间接的经济损失。搞好安全生产最大限度的控制事故的发生，保证了生产工作的顺利进行，就是促进了经济的发展。

5、煤层气勘探开发成果

1.全国探明储量1 023.08×104km2，年产能1.7×108m3

到2005年底，我国已登记煤层气勘探区块56个，总面积6.58×104km2。全国共施工地面煤层气钻井约600口，在绝大多数区块内进行了煤层气资源普查勘探，取得了相应的基础参数。通过钻探和试采评价，目前已确定沁水盆地和鄂尔多斯盆地为两个重点勘探盆地，2001年在沁水盆地南部获得国家储委认定的、地面开采的探明储量754.44×108m3，与此同时，国家储委批准了铁法和阳泉矿务局提交的、井下抽采的探明储量268.64×108m3。沁水盆地南部枣园井组和潘河先导性试验项目、阜新盆地刘家井组及晋城煤业集团寺河井组已进入煤层气商业化试验生产，年产能约1.7×108m3。

2.煤层气产量以煤矿井下抽采为主，地面钻井抽采处于勘探和小范围生产试验阶段

目前全国已有308 对矿井建立了矿井瓦斯抽放系统，2004年抽放总量为18.66×108m3，而全国2004年煤矿通风瓦斯的排放达到140×108m3，平均抽放率13.3%～26.5%。年抽放量超过1×108m3的矿区有7个，分别是阳泉、淮南、水城、盘江、松藻、晋城和抚顺，其中阳泉、淮南、抚顺3个高瓦斯矿区瓦斯抽放量占全国的1/3。

我国煤层气地面钻井抽采利用，仍处于勘探和小范围生产试验阶段，尚未进入规模开发。2005～2006年沁水南部地区将形成300～400口生产井，集煤层气开发与利用于一体，预计形成年产能2×108～3×108m3，形成我国首个先导性开发试验区。

3.煤层气基础地质理论研究取得较大进展

我国的含煤盆地经受了复杂的构造改造，大多数原型含煤盆地支离破碎，面目全非，煤层气地质条件异常复杂，煤层气勘探领域的突破迫切需要基础理论的创新。近年来经过卓有成效的研究工作，我国在沁水盆地、鄂尔多斯盆地等地取得了生产试验的突破，这些突破给我国煤层气基础研究创造了较好的条件。国家“973”煤层气项目在此基础上，在煤层气成因类型及其判识、煤储层特征及储层评价、煤层气形成动力场研究、煤层气成藏过程分析和吸附和解吸机理研究等方面取得一些新的认识。

4.煤层气勘探开发技术取得了实质性进展

煤层气勘探开发关键技术是制约我国煤层气产业化的一个重要方面。经过几年勘探试验，勘探开发技术有了长足的进步，在生产实践中发挥了巨大的作用。煤层气欠平衡钻井技术、多分支水平井技术、氮气泡沫压裂技术等在实际应用中取得良好效果，煤层气压裂裂缝监测技术、煤层气测井技术、煤层气绳索取芯技术均得到了很大的发展。

在煤矿井下抽放工艺技术研究中，在晋城建立了顺煤层水平长钻孔工艺技术，钻井长度达到1 000 m，煤层气抽放量得到极大提高，同时建立煤层气井下抽放与煤炭规模开采联合开发模式。在煤层气经济评价、废弃矿井煤层气抽放技术方面也做了探索性研究。

6、瓦斯十五

为落实煤矿安全改造和瓦斯治理工作电视电话会议精神，进一步做好煤矿瓦斯防治工作，有效遏制煤矿瓦斯事故多发的势头，我们在总结淮南、阳泉、平顶山、松藻等煤矿瓦斯治理经验的基础上，组织编写了《煤矿瓦斯治理经验五十条》，现印发你们。请你们抓紧转发有关部门、单位和各类煤炭生产企业，供在瓦斯防治工作中参考，并结合实际，运用到治理工作当中，逐步形成适合煤矿实际的一整套瓦斯治理的经验和措施。

煤矿瓦斯治理经验五十条
（二○○五年三月）
瓦斯综合治理的基本思想是，贯彻“先抽后采、监测监控、以风定产”的瓦斯治理工作方针，树立“瓦斯事故是可以预防和避免的”意识，实施“可保尽保、应抽尽抽”的瓦斯综合治理战略，坚持“高投入、高素质、严管理、强技术、重责任”，变“抽放”为“抽采”，以完善通风系统为前提，以瓦斯抽采和防突为重点，以监测监控为保障，区域治理与局部治理并重，以抽定产，以风定产，地质保障，掘进先行，技术突破，装备升级，管理创新，落实责任，实现煤与瓦斯共采，建设安全、高效、环保矿区。
一、高投入
（一）瓦斯治理专项资金按吨煤15元提取。
（二）资金投入的重点是，矿井通风系统、瓦斯抽采系统、矿井防灭火系统、综合防尘系统、安全监控系统等。
（三）坚持瓦斯抽采激励政策（每立方米奖励0.06元），开采保护层激励政策（吨煤补贴工资基金10元），瓦斯抽采巷道和主要风道维修补贴政策（每米补贴2000元和3000元），地测系统创优争先激励政策和防止煤炭自燃发火激励政策。
二、高素质
（四）健全“一通三防”机构，有条件的成立瓦斯和地质相结合的部门。
（五）配齐配强通风副总工程师、地测副总工程师和“一通三防”工程技术人员。“一通三防”人员最低达到技校毕业水平，数量要满足瓦斯治理需求。
（六）矿井建立防突、抽采、通风、监测监控专业队伍，石门揭煤工作由防突专业队伍或石门揭煤专业化队伍承担。
（七）瓦斯检测工与爆破工不得兼职。
（八）加强职业教育，办好职业技术学院。
（九）建立安全培训中心，安监局设置安全培训处，矿井建立三级、四级安教室，区队建立五级安教室，并配足师资力量。
（十）全员培训教育实行“五个一”（一日一专题、一周一案例、一月一考核、一月一评比、一月一奖惩）和“三同时”（工人干部同时参加培训、同时考试、同时接受奖惩），做到班前培训全员学，夜校培训重点学，脱产培训系统学。
（十一）“三大员”（安监员、瓦检员、防突员）安全管理准军事化，享受一线待遇，实行考核淘汰制。
（十二）生产及主要辅助单位职工未经“一通三防”专门培训考试合格不得担任班、队长；特殊工种必须有两年以上采掘工作经验，并经培训合格，持证上岗。
（十三）企业安全检查工作做到“四个一流”（一流队伍，一流作风，一流管理，一流素质）。
三、严管理
（十四）每年制定关于瓦斯综合治理工作的决定。
（十五）坚持瓦斯治理“一矿一策”、“一面一策”制度。
（十六）坚持瓦斯浓度按0.8%断电管理制度。
（十七）实行企业和矿井通风和瓦斯日报两级审阅制、公司调度每日瓦斯牌板制、现场瓦斯异常情况实时监控制。
（十八）每周剖析一个矿的“一通三防”和防突工作情况。
（十九）坚持月度“一通三防”例会、防突办公会和矿长月度“一通三防”述职制度。
（二十）实行“一通三防”重大隐患排查制度、“一通三防”督查和防突督导制度。
（二十一）严格调度和监控中心值班制度，发现井下瓦斯超限必须在5分钟内向值班领导汇报，值班领导必须及时做出处理意见。
（二十二）树立瓦斯超限就是事故的理念，坚持瓦斯超限谈话制和分级追查处理制（瓦斯浓度低于3.0%由矿总工程师或安监处长负责追查处理，3.0%及其以上由矿长组织追查处理）。
（二十三）瓦斯治理，地质、掘进工作先行。
（二十四）瓦斯治理工程做到“两同时、一超前”（瓦斯治理工程与采煤工作面同时设计、超前施工、同时投入使用）。
（二十五）严格干部跟班下井制度，保证各采掘面每班有区、队长以上干部跟班。
（二十六）石门揭煤和所有采煤工作面投产前，须经现场验收，“一通三防”具有一票否决权。
（二十七）实施过地质构造、瓦斯异常带“五位一体”现场管理措施（即地质人员加强地质预测预报，及时提供预测资料；打钻人员在钻进过程中发现异常时立即停机，并及时汇报；掘进施工人员发现地质、矿压、瓦斯异常时，立即停头；监控人员保证瓦斯超限时，立即切断掘进巷道及其回风系统内电源；瓦检员发现瓦斯异常时，立即撤出人员）。
四、强技术
（二十八）优化通风系统，确保通风系统稳定、可靠。
（二十九）开采布局和巷道布置合理，有突出危险采掘面的回风严禁直接经过其它采掘面唯一的安全出口。
（三十）通风设施可靠，永久风门联锁，主要风门安装开关传感器。
（三十一）采用大功率对旋局部通风机和大直径风筒。
（三十二）优选瓦斯抽采装备，实现抽采系统能力最大化，做到“大流量、多抽泵，大管径、多回路”。地面泵实际抽采流量不小于100立方米/分钟，井下移动泵实际抽采流量达到40～60立方米/分钟，管路直径超过200毫米。应选择钻进能力大、钻孔直径不小于150毫米的钻机。
（三十三）强制性开采保护层，做到可保尽保，并抽采瓦斯，降低瓦斯压力。
（三十四）在突出煤层顶底板掘进的巷道，特别是距突出煤层法距小于20米的掘进巷道，必须采取措施严格控制突出煤层层位和地质构造，巷道掘进至少每隔100米要施工地质探测钻孔控制层位，防止瓦斯异常涌出或误穿突出煤层。
（三十五）顶、底板穿层钻孔掩护强突出煤层掘进。
（三十六）以突出煤层瓦斯地质图为基图编制防突预测图，全面反映掘进工程范围内的煤层赋存、地质构造、瓦斯、巷道布置、防突措施、安全防护设施等有关信息。
（三十七）防止突出煤层采掘面相互之间应力集中的针对性措施定量化。开采突出煤层采掘工作面设计应避免造成应力集中。一个或相邻的两个采区中，在同一区段的突出煤层中进行采掘作业时，相向（背向）回采和相向（背向）采掘的两个工作面的间距均不得小于100米。相向掘进的两个工作面间距不得小于60米，并且在小于60米以前实施钻孔一次打透，只允许向一个方向掘进。突出煤层双巷同向掘进的两个工作面间的错茬距离必须保持50米以上，一个工作面放炮时，另一工作面必须停电、撤人。突出煤层掘进工作面不得进入本煤层或临近煤层回采工作面的采动应力集中区，不得在应力集中区和地质构造复杂区贯通。
（三十八）提前预警非突出煤层转化为突出煤层。非突出煤层揭煤和煤巷掘进如出现吸钻、夹钻、喷孔、瓦斯涌出异常等情况时，必须按《防治煤与瓦斯突出细则》第26条规定收集“四项指标”资料，若全部指标达到或超过其临界值，应进行突出倾向性鉴定。
（三十九）掘进面采用先抽后掘、边抽边掘技术。有突出危险掘进工作面和瓦斯绝对涌出量大于3立方米/分钟、炮后瓦斯经常超限、有瓦斯异常涌出现象、或预测突出指标超限的掘进工作面，以及石门揭穿突出煤层工作面，必须实施巷帮钻场深孔连续抽采措施，并确保掘进迎头钻孔每平方米不得少于2个。
（四十）采煤工作面采用综合抽采技术。凡瓦斯绝对涌出量大于5立方米/分钟，或者用通风方法解决瓦斯问题不合理的采煤工作面，必须采用以高抽巷或顶板走向钻孔为主、以穿层和顺层孔、上隅角采空区抽采、地面钻井等为辅的综合治理瓦斯措施。
（四十一）采煤工作面根据瓦斯涌出量分级选择瓦斯抽采方法。瓦斯涌出量在10立方米/分钟以下的，采用上隅角埋管或局部顶板走向钻孔抽采方法；瓦斯涌出量在20立方米/分钟以下的，采用以顶板走向钻孔为主，辅以埋管抽采技术；瓦斯涌出量在20～50立方米/分钟的，应使用高抽巷，辅以埋管抽采技术；瓦斯涌出量在50立方米/分钟以上的，应使用高抽巷、回风巷穿层孔、上隅角埋管（或外错、内错尾排）、尾抽、地面钻井、工作面浅孔抽采等综合抽采技术。
（四十二）在以下场所增设传感器：
1.采煤工作面上隅角瓦斯传感器，其位置距巷帮和老塘侧充填带均不大于800毫米，距顶板不大于300毫米。
2.突出煤层掘进工作面、石门揭煤以及瓦斯绝对涌出量大于3立方米/分钟的掘进面回风第一交汇点处。
3.长距离巷道掘进，每500～1000米巷道增设一个传感器。
4.采动卸压带、地质构造带、采掘面过老巷、老空区、钻场等处增设瓦斯传感器由矿总工程师根据实际情况确定。
（四十三）采用高位钻孔注浆措施处理高温区域。
（四十四）矿井供电设备实现无油化，并做到实时监测监控。
（四十五）保证井下局部通风的连续供电。局扇高低压供电实现双电源；采区变电所电源从地面变电所或井下中央变电所直供，且做到至少两个电源；采区变电所分段运行；每一局扇都设有备用局扇，并做到主备局扇自动切换；主备局扇供电来自不同的电源。
（四十六）井下局扇供电线路、设备实行强制性停电检修，局扇视同地面主扇进行管理。
五、重责任
（四十七）落实企业瓦斯治理的主体责任，建立健全各级干部“一通三防”责任制，制度牌板上墙上桌。
（四十八）坚持定期对各矿党、政、技、安监、机电负责人和通风、地质副总工程师等安全责任考评制度。
（四十九）凡瞒报“一通三防”非人身事故、虚报瓦斯抽采量、钻孔施工弄虚作假、瞒报瓦斯超限的，给予矿分管领导行政记大过直至撤职处分。
（五十）矿井发生“一通三防”死亡事故实行安全责任追究。发生一起死亡1人事故，给予分管矿领导、分管副总工程师行政记过处分；发生一起死亡2人事故，给予矿长行政记过处分，党委书记党纪处分，分管矿领导、分管副总工程师免职处理；发生一起死亡3人及以上事故，给予矿长、党委书记、安监处长免职处理，或降职、撤职处分，分管矿领导、分管副总工程师撤职处分。

7、国外煤层气开发现状

煤层气作为接替能源的重要战略价值及开采煤层气对煤矿安全生产和环保的重要意义已经受到越来越多能源生产国的高度重视(傅雪海等,2007;苏现波等,2001)。据统计,全球范围内的74个国家煤层气资源量总计为268×1012m3,其主要分布在俄罗斯、中国、加拿大、美国、澳大利亚、德国、波兰、英国、乌克兰、哈萨克斯坦、印度和南非等12个国家,其中,美国、加拿大和澳大利亚等国家的煤层气地面开发及煤矿瓦斯抽采已形成产业(李鸿业,1995;李旭,2006;陈懿等,2008;Jack et al.,1998;Antonette,1998;Hanabeth et al.,2014;Thomas et al.,2014)。

煤层气的赋存、生产过程与常规天然气完全不同,研究有针对性的煤层气开发理论和技术对煤层气的开发至关重要(吴佩芳等,2000;王红岩等,2005)。美国、加拿大和澳大利亚煤层气产业化的迅速发展,均得益于针对本国开采技术难题而进行的技术革命和创新(Hacquebard,2002;Jack et al.,2003)。

美国是最早开发煤层气资源的国家,其煤层气年产量自1984～1995年从2.8×108m3增至265.74×108m3(傅雪海,2007),目前产气量逐渐稳定,2008年达到560×108m3。20世纪70年代,美国通过地面钻孔的方式,第一次将煤层气作为资源开采(Daniel et al.,2012)。20世纪80年代开始进行系统的煤层气地质基础研究,形成了“煤储层双孔隙几何模型”、“中阶煤选区评价理论”和“煤储层数值模拟技术”等为核心的煤层气勘探开发理论体系,并在此基础理论支撑下,形成了“地面钻井-完井-试井-压裂-排采”为核心的工艺技术流程(Sevket et al.,2013;Jerneja et al.,2014)。目前,美国已经有6个盆地开始大规模开采煤层气。开发煤层气已成为美国天然气行业中发展最快、最活跃的一个独立分支(李旭,2006;陈懿等,2008;宫诚,2005)。

加拿大煤层气总资源量为76×1012m3,煤层气主要开发区位于西部的Albert。开发初期由于简单套用美国现有的开采技术,历时20余年仍然未能形成产量突破,到2001年还几乎没有产量(Gentzis,2009;Thomas,2008;Katrina et al.,2010)。2002年以来,加拿大根据本国煤层气地质条件特点(变质程度低、含气量低、致密、低压、低渗),鉴于在浅层气开发中的成功经验,发明了连续油管钻井和大量氮气泡沫压裂等技术,并成功应用于煤层气开发。连续油管钻井技术既降低了储层伤害,也降低了钻井成本。而大排量氮气泡沫压裂技术则改变了传统压裂(水力压裂、氮气泡沫压裂、液态二氧化碳压裂)后压裂液返排少、几乎没有气体产出的状况,不仅可以避免水基压裂液对储层的伤害,还可以促进甲烷的解吸,提高煤层气的采收率。此外,采用美国的多分支井技术,有效增加了泄气面积和地层渗透率,在提高单井产量的同时,降低了开发成本和占地面积(张亚蒲等,2006,Gunter et al.,1997;Katrina et al.,2008;Thomas et al.,2006)。加拿大煤层气从2002年起步到2005年产量增加到30×108m3,使得煤层气产业开始高速发展。在2007年产量达到86×108m3。2009年Albert 盆地生产井7700口,产量60×108m3。

澳大利亚是目前除美国外煤层气商业化开发最成功的国家,煤层气总资源量为14×1012m3,煤层气开发区主要分布在东部3个含煤盆地:苏拉特、悉尼、鲍恩盆地。澳大利亚结合自身的煤层气地质特征,进行了特色技术的研究(Daniel et al.,2013;Cienfuegos et al.,2010;Satya et al.,2010)。在选区方面,进行煤层原位地应力研究,提出在原位地应力测量基础上的数值应力分析(模拟)方法来寻找低应力高渗透性地段;在钻井方面,开发出适合本国的煤层气特色技术——斜井、U形水平井、丛式井钻井技术,成本低且能有效增大煤层渗透率;在压裂方面,着重强调压裂效果,确保压裂裂缝与面割理连通,不像其他国家那样重视压裂规模;在排采方面,采用天然气发动机来驱动井口动力装置以进行排水降压,实现煤层气井连续生产,数据传输则利用太阳能,以此降低煤层气试采成本。此外,为了降低煤层气单井成本,引进LF90钻机,大大降低了作业成本(赵庆波,2010)。通过应用新技术降低了开发煤层气的投资和成本,兼之天然气价格的上涨,极大地促进了澳大利亚煤层气产业的发展。从1996年以来,煤层气(包括矿井瓦斯抽放)产量连年增长,2005年,生产井为1300口,产量达到12×108m3,到2009年已达到了48×108m3,约80%的产量集中在鲍恩二叠纪盆地,同时在侏罗纪盆地(如苏拉特盆地、克拉伦斯盆地等)和古近纪—新近纪褐煤盆地也有新的突破(赵庆波,2010)。目前煤层气已成为澳大利亚天然气供应多元化的一个重要组成部分。

8、煤矿瓦斯防治的管理重点工作是什么？

瓦斯防治的管理是一个多方面的内容，重点要做到：1、系统顺；2、机电防爆；3、抽放到位；4、防护到位；5、措施执行到位（包括瓦斯排放措施、三专两闭锁、超限停电撤人、两个四位一体等等）；6、责任落实到位；7、培训到位。

9、煤矿瓦斯治理十六字体系和十二字方针是啥关系

煤矿瓦斯治理十六字体系是十二字方针的具体体现、深化和发展。

十二字方针：先抽后采；监测监控；以风定产。

十六字体系：通风可靠；抽采达标；监控有效；管理到位。

近年来，黑龙江各地区、部门、煤矿企业按照国家和省政府的统一安排部署，全面落实“先抽后采、监测监控、以风定产”瓦斯治理十二字方针，不断强化瓦斯防治意识，加大瓦斯治理投入，落实瓦斯防治措施，提升瓦斯防治科技创新水平，提高监管监察帮扶手段，煤矿瓦斯防治工作取得了一定成效。

(9)瓦斯抽放创新扩展资料：

煤矿井下治理瓦斯基本原则

1、确保各个用风地点风量充足，防止瓦斯聚积。

2、合理布置采掘系统，分区治理、强采强抽，高强度的瓦斯抽放，多打孔，密打孔，严抽放。

3、坚持开采保护层，利用保护层开采及卸压瓦斯强化抽放方法治理，区域性的瓦斯治理有开采保护层，和本煤层瓦斯抽放(穿层、顺层)，局部的有超前抽排放钻孔等。

4、安全防护措施，（远距离放炮，防突风门，闭锁装置，放炮管理等）。上隅角瓦斯治理最好用埋管及高位钻孔抽放。

10、依靠科学技术进步 发展煤矿循环经济

摘要：围绕集团公司的实际情况，依靠科技进步，实行循环经济，在发展煤电的同时，拉长产品链条，将矿山废弃物“吃干榨净”，保护矿区环境，有力推动企业经济健康快速持续发展。

关键词：科技；循环经济；煤炭

焦煤集团是我国无烟煤生产基地之一，有100多年的开采历史，也是全国四大衰老矿区之一，1949 年9 月建立焦作矿务局，2000 年3 月改制为焦作煤业（集团）有限责任公司，集团公司现有正式职工3.4 万余人，各类技术人员3954人，其中中高级职称人员1983 人。下属21 个子公司，17 个分公司，形成了年生产580万吨优质无烟煤、210兆瓦发电装机容量、60万吨水泥、1.5万吨铁合金、2.7 万吨烧碱的生产规模，具备了建材、化工大型成套设备的生产能力，产品涉及30 多个行业小类。现已发展成一个以煤电为主业，冶金、建材、化工、第三产业为辅业的大型综合企业。在“科学技术是第一生产力”的发展理念指引下，努力建设资源节约型、环境友好型和谐矿区，拉长产品链条，实施循环经济，把煤矸石、矿井水及瓦斯综合利用作为科研重点，有力地促进了集团公司非煤产业经济持续、健康、快速发展。

一、在煤矸石粉煤灰综合利用方面

煤矸石作为煤炭生产的伴生废品，堆积如山，长期以来占压大量土地，煤矸石山粉尘随风飘散，造成扬尘污染，煤矸石石长期堆放发生自燃，所排放的二氧化硫等有害气体污染空气，给矿区的生活环境和创建优秀卫生旅游城市造成了一定影响。然而，当科学技术和循环经济的理念被付诸实践的时候，煤矸石这种工业废弃物和污染物的价值也逐步得到开发利用。近年来，焦煤集团在国家产业政策的指导下，遵循资源开发和节约并重的原则，以结构调整为主线，以技术创新为动力，努力探索循环经济模式，逐步将分散、无序的企业组合成产业链，并组成相对集中和衔接有序的集群经济实体，开始走出一条资源消耗低、环境污染小、科技含量高、经济效益好的新型工业化道路，一个环状的产业链在矿区逐步形成。将煤矸石进行发电，再将电厂排放的炉渣、粉煤灰用作生产水泥、煤矸石砖的原料，由此煤矸石这种废弃污染物已被新的科技产业链条“吃干榨净”，实现了资源利用的最大化和污染排放的最小化。

为了充分利用煤矸石资源，利用技术先进的循环硫化床锅炉研究采用1∶2左右的煤与煤矸石混合燃料进行发电，仅冯营电厂2×6万千瓦的发电机组一天即可消化煤矸石1000多吨，节省原煤400多吨，降低燃料成本13万元。目前集团公司已相继建成4 座煤矸石综合利用电厂，总装机容量达19.9万千瓦。由于锅炉燃烧充分，脱硫效果好，所排粉尘、氮氧化物、二氧化硫等指标均达到国家排放标准，而炉渣及粉煤灰却成了下游产业的原料。演马矿利用煤矸石及电厂粉煤灰生产烧结砖，建成了年产3000 万块煤矸石砖自动化隧道窑生产线，烧结砖所需热能不仅全部由煤矸石自身产生，通过技术合理改造，而且炉温余热解决了上千名职工洗澡问题，使沉睡多年的煤矸石在带来直接经济效益的同时，使富余人员得到妥善安置，此外节省了一台洗澡锅炉，每年还可节省洗澡耗煤5000 余吨。5 年来，共建成煤矸石、粉煤灰砖厂5座，16条煤矸石砖生产线，年生产能力1.94 亿块标准砖。2005年又建成了目前国内技术先进的年产10万立方米的粉煤灰加气混凝土轻质砌块生产线，为煤矸石、粉煤灰的综合利用，实现矿区循环经济和可持续发展闯出了一条新路。

二、在瓦斯抽采利用方面

焦煤集团是煤层瓦斯突出严重的矿区，吨煤瓦斯含量高达30 立方米。目前10座生产矿井有9座为高瓦斯或瓦斯突出矿井，1955年建局以来共发生煤层瓦斯突出317次，其中最大的一次煤层瓦斯突出煤量1500 多吨，突出瓦斯44万立方米，瓦斯不仅对焦煤集团安全生产和经济发展造成巨大影响，而且成为了威胁矿工生产安全的“隐性杀手”。对于瓦斯治理，集团公司一直予以高度重视，然而受历史条件的限制，焦煤集团过去的瓦斯治理，主要是局限于优化矿井通风系统，加强瓦斯抽放和瓦斯检测，抽放的瓦斯被排放到大气当中。随着市场经济的发展和环境保护意识的提高，焦煤集团清醒地认识到，煤层瓦斯气既有危害，也是优质的资源通过科学抽采和有效合理利用，完全可以将瓦斯这一影响煤矿安全的“头号杀手”变成造福人类的“生活帮手”。在原有抽采工艺、化学封孔、变径钻孔等瓦斯抽放技术的基础上，加大科技投入力度，2002 年又利用国债和自筹资金，对5对生产矿井的7个地面抽放泵站进行了全面的更新和技术改造，采用大钻机、大钻孔、大管径、大抽放泵的“四大”抽放方式，实现了大流量、高负压、高效率及低阻力抽放管路相配套的合理抽采系统网络，使集团公司的瓦斯抽放能力由上世纪的1500万立方米/年提高到7500万立方米/年，瓦斯抽放总量由2001年的1250万立方米提高到2005年2300万立方米。在朱村矿、九里山矿、位村矿和中燃公司相继建立了储气罐，焦作市利用瓦斯的燃气用户目前已超过6 万户，据统计，1997 年至今8 年间，焦煤集团共向焦作市民供瓦斯1.139亿立方米。不断进步的瓦斯抽放工艺和瓦斯综合利用工作，已体现出了巨大的经济效益和社会效益。强有力的瓦斯抽采和综合治理，使矿区的安全生产条件发生了明显的转变，瓦斯事故明显下降。

三、矿井水综合防治及利用方面

焦作矿区是著名的大水矿区，矿井水造成的事故和瓦斯事故、顶板事故一起被列为对煤矿生产和矿区生命安全威胁最大的三大事故，矿区经常性涌水量在每小时2.4 万到3 万立方米，吨煤含水系数高达40～50。矿区受地下水威胁的煤炭储量高达14.5亿吨，吨煤排水费高达30元，占吨煤成本的20%左右，每年仅排水电费高达6000多万元，截至目前矿井共发生60立方米/小时以上突水事故600 多次。巨大的井下水不仅威胁矿井的安全生产，而且严重制约了综合机械化采煤工艺的应用。除此之外，矿井排出的地下水如果得不到有效利用不仅会白白浪费宝贵的水资源，而黑黑的煤泥水还会对周围的环境造成一定的污染。

没有矿井水的综合治理和合理利用，就没有煤矿的可持续发展，为此，焦煤集团多年来进行了积极的探索。围绕对矿井水的减少排放、合理利用做了大量工作。先后实施了疏水降压、突水点封堵、底板注浆加固改造等一系列科研项目及改造工程，变被动堵水为主动治水，取得了明显效果，减少矿井涌水量3000立方米/时，年节约排水费用1275 万元，经过分类排水和处理，每年有3500立方米的矿井水被应用到生活、工业和农业三个领域，其中，每年供焦作市民生活用水300 万立方米，矿区工业和生活自用200万立方米，农田灌溉约3000 万立方米。为最大限度地利用矿井水，集团公司已制定了矿井水综合利用计划，已被国家发改委批准，项目建成后年新增处理矿井水7300万立方米；利用“南水北调”的焦作区域优势，争取国家支持，成为后备供给水源。

四、今后的发展方向

依靠科技进步、发展循环经济，是建设资源节约型、环境友好型矿区和实现企业可持续发展的重要途径。我们要不断更新资源开发和利用观念，把节约资源放在更加突出的位置上。正确处理资源开发与环境保护的关系。根据集团公司产业发展规划，立足煤电主业，积极调整产业布局，优化产业结构，拉长产业链条，重点培育“煤———电———冶”、“煤———电———建材”两条循环经济链条，加快发展循环经济，把煤电主业的延伸效益“吃干榨净”，创建资源、环境、经济和谐发展的新型矿区。按照这一思路，规划建设2×135兆瓦赵固综合利用电厂，消化利用矿区丰富的煤泥、煤矸石等低热值燃料资源。同时充分利用在粉煤灰、电力、铁路等方面的优势，2006年2月开工建设日产5000吨熟料新型干法水泥生产线，将其建成焦作地区最大、最先进的新型水泥厂。对煤炭开采所抽的矿井水进行综合利用，明年将开工建设日产20万吨的水厂，净化后的水可供电厂或其他用户使用，同时考虑启动矿泉水项目的前期工作。加快煤层气开发利用，抽取矿井瓦斯进行发电，2006年建设20台瓦斯发电机组，提高瓦斯综合利用效率，既促进了安全生产，减少了环境污染，又提高了经济效益。2006 年，在经过专家论证的基础上，开始进行“三下绿色开采技术的研究及应用”，利用煤矸石、粉煤灰和添加剂组成的混合泥浆状填充材料，对建筑物下的采空区进行充填支护，增加开采储量600 多万吨，既利用了废物，又多出了煤炭，该项目已进入实施阶段。我们要通过发展循环经济，打造绿色矿山，实现煤炭价值最大化，统筹相关产业、矿区环境协调发展。“十一五”期间，将通过“整合一个矿”，即一个地方矿，“改造两个矿”，即古汉山矿和方庄矿，“新建三个矿”，即赵固一矿、赵固二矿和新河矿，在现在煤炭产量的基础上，再提高500万吨煤炭产量，实现原煤产量突破1000 万吨，销售收入突破100亿元的目标。