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。
参考文献
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2. 未来中国天然气行业的发展趋势天然气终端重点城市有哪些
中国天然气终端销售热点城市
北京
上海
广州
深圳
杭州
武汉
2008年，天然气已在中国除西藏以外的省市自治区，200多座城市开始不同程度的利用，普及率达到60%。中国天然气需求已进入快速增长阶段，天然气利用年增长率约在20%，高于世界2%至3%的增长水平。
中国天然气产业的快速发展仅是一个新阶段的开始。从整个天然气上下游一体化的系统工程来看，中国天然气产业依然年轻。与其他成熟天然气市场相比，中国发展成为成熟天然气市场的用时将更短。
无论如何，中国的环境压力和快速的城市化极大地扩大了天然气市场。中国天然气需求未来十几年将高速增长，预计平均增速将达11%至13%，2010年需求量将达到1400亿立方米。这样，供需缺口大约在500亿立方米左右。中国规划到2020年天然气的使用量在一次性能源中所占的比例达到10%。
http://www.ewise.com.cn/2005report/2005081.htm
3. 谁有《2010-2015年中国燃气行业现状分析及市场发展趋势调研报告》
有《2014-2018年中国LNG行业市场前瞻与投资战略规划分析报告 前瞻》
第1章：中国LNG行业发展综述
1.1 LNG行业定义
1.1.1 LNG定义及成分
1.1.2 LNG特征及优点
1.1.3 LNG产业链简介
1.2 LNG行业市场环境分析
1.2.1 LNG行业政策环境分析
1.2.2 LNG行业经济环境分析
（1）国际宏观经济环境分析
1）国际宏观经济现状
2）国际宏观经济展望
（2）国内宏观经济环境分析
1）国内宏观经济现状
2）国内宏观经济展望
1.2.3 LNG行业社会环境分析
（1）大气环境污染现状
（2）行业社会效益分析
1.2.4 LNG行业技术环境分析
（1）行业发展标准分析
（2）行业生产工艺分析
（3）行业技术存在的问题
（4）行业技术专利分析
1）行业专利申请数分析
2）行业专利公开数分析
3）行业专利申请人分析
4）行业热门技术分析
1.3 中国LNG行业发展机遇与威胁分析
第2章：中国LNG行业发展现状与前景预测
2.1 LNG行业规模分析
2.1.1 天然气产量分析
（1）天然气生产量情况
（2）天然气生产地区分布
2.1.2 天然气消费量分析
2.1.3 LNG产能建设分析
（1）LNG产能建设情况
（2）我国LNG产能地区分布
2.1.4 LNG产量分析
2.2 LNG行业价格分析
2.2.1 天然气定价方法
（1）管道天然气定价机制
1）出厂价
2）管输费
3）输配费
（2）CNG定价方法
（3）LNG定价方法
1）出厂价
2）送到价
2.2.2 LNG进口价格
（1）LNG进口价格
（2）进口LNG销售价格
2.2.3 天然气价改对LNG价格的影响
（1）天然气价格机制改革
（2）天然气价格对LNG价格的影响
2.3 LNG行业竞争强度分析
2.3.1 上游议价能力分析
2.3.2 行业下游议价能力
2.3.3 行业替代品威胁
2.3.4 行业新进入者威胁
2.3.5 行业现有竞争者
2.3.6 竞争情况总结
2.4 LNG行业前景预测
2.4.1 LNG行业发展趋势
2.4.2 LNG行业前景预测
（1）LNG产能规划
（2）LNG前景预测
第3章：中国LNG行业进口贸易与前景预测
3.1 全球LNG行业发展状况分析
3.1.1 全球LNG市场发展现状
3.1.2 全球LNG行业供给分析
（1）全球天然气产量分析
1）全球天然气产量
2）全球天然气产量地区分布
（2）全球LNG行业产能分析
（3）全球LNG行业产量分析
3.1.3 全球LNG主要市场分析
（1）亚太市场
（2）欧洲市场
（3）美英市场
3.1.4 全球LNG市场竞争格局分析
3.2 全球LNG行业进口贸易分析
3.2.1 全球LNG行业贸易量分析
3.2.2 全球LNG行业主要进口国市场分析
（1）日本
（2）韩国
（3）美国
3.3 中国LNG行业进口贸易分析
3.3.1 中国LNG进口概况
（1）LNG进口分析
1）LNG进口量
2）LNG进口额
（2）LNG进口国别分布
（3）LNG进口港口分析
1）LNG进口港进口量
2）LNG进口港接收能力
3）LNG港口价格
3.3.2 中国LNG主要进口国市场分析
（1）澳大利亚LNG市场分析
1）LNG产量
2）LNG出口优势
3）LNG出口量
4）LNG出口前景
（2）卡塔尔LNG市场分析
1）LNG产量
2）LNG出口
（3）马来西亚LNG市场分析
1）LNG产量
2）LNG出口量
（4）印度尼西亚LNG市场分析
1）LNG产量分析
2）LNG出口量
3.4 中国LNG接收站运营与规划
3.4.1 LNG接收站建设规模
3.4.2 LNG接收站运营情况
（1）深圳大鹏
（2）福建莆田
（3）上海洋山港
（4）江苏如东
（5）辽宁大连
（6）广东东莞
（7）浙江宁波
3.4.3 LNG接收站建设规划
（1）中石油
（2）中石化
（3）中海油
3.5 中国LNG行业进口前景预测
3.5.1 LNG气源合同签订情况
3.5.2 LNG进口前景预测
第4章：中国LNG行业运输市场与前景预测
4.1 LNG运输概况
4.1.1 国际LNG运输概况
4.1.2 国内LNG运输概况
4.2 LNG船市场与前景预测
4.2.1 LNG船的专利技术与生产厂家
（1）LNG船的性能要求
（2）LNG船的专利技术
（3）LNG船的国外生产厂家与技术来源
（4）LNG船的国内生产厂家与技术来源
4.2.2 LNG船的市场供需情况
（1）LNG船的订单规模
1）国际LNG船订单量
2）国内LNG船订单量
（2）LNG船的生产能力
（3）LNG船的需求分析
4.2.3 LNG船的市场前景预测
4.3 LNG槽车运输与前景预测
4.3.1 LNG槽车运输市场现状
4.3.2 LNG槽车运输安全事故
4.3.3 LNG槽车运输安全管理对策
4.3.4 LNG槽车运输前景预测
第5章：中国LNG市场现状与前景分析
5.1 LNG汽车市场现状与前景分析
5.1.1 LNG汽车经济性分析
（1）LNG汽车造价
（2）车用LNG价格分析
（3）LNG汽车经济性分析
1）LNG重卡
2）LNG公交车
3）LNG客车
5.1.2 LNG汽车用LNG需求及预测
（1）LNG汽车规模及预测
（2）LNG汽车市场前景分析
1）LNG公交市场前景
2）LNG重卡市场前景
3）LNG客车市场前景
（3）LNG汽车用LNG需求及预测
5.1.3 LNG加气站建设及需求预测
（1）LNG加气站建设规模
（2）LNG加气站经济性分析
（3）LNG加气站比较分析
（4）LNG加气站规划分析
（5）LNG加气站需求预测
5.2 LNG发电市场现状与前景分析
5.2.1 LNG发电规模分析
5.2.2 LNG电厂建设现状
5.2.3 LNG发电面临困境
5.2.4 LNG发电前景分析
5.3 城市燃气用LNG市场与前景分析
5.3.1 LNG在城市燃气中的应用
5.3.2 城市燃气用LNG经济性分析
5.3.3 城市燃气用LNG消费现状
5.3.4 城市燃气用LNG消费前景
5.4 LNG冷能利用现状与前景分析
5.4.1 LNG冷能利用方式
5.4.2 LNG冷能利用现状
（1）液化分离空气
（2）LNG冷能发电
（3）制取液化CO2及干冰
（4）冷冻仓厍
（5）低温粉碎废弃物
5.4.3 LNG冷能利用障碍
5.4.4 LNG冷能利用前景
5.5 工业用LNG市场现状与前景分析
5.5.1 工业用LNG消费现状分析
5.5.2 工业用LNG消费前景分析
第6章：中国LNG行业领先企业经营分析
6.1 中国LNG企业领先个案分析
6.1.1 昆仑能源有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业产品与产能
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
1）主要经济指标分析
2）企业偿债能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业盈利能力分析
5）企业发展能力分析
（5）企业优劣势分析
（6）企业发展动向与规划
6.1.2 吉林省天富能源集团有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业已建/在建天然气项目
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业优劣势分析
（5）企业发展动向与规划
6.1.3 中石油昆仑燃气有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业产品与产能
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业优劣势分析
（5）企业发展动向与规划
6.1.4 内蒙古鄂托克前旗时泰天然气经营有限责任公司
（1）企业发展简况
（2）企业产品与产能
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业优劣势分析
（5）企业发展动向与规划
6.1.5 陕西延长石油（集团）有限责任公司
（1）企业发展简况
（2）企业产品与产能
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
1）企业产销能力分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（5）企业优劣势分析
（6）企业发展动向与规划
6.1.6 广汇能源股份有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业产品与产能
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
1）主要经济指标分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（5）企业优劣势分析
（6）企业发展动向与规划
6.1.7 宁夏哈纳斯新能源集团有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业产品与产能
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
（5）企业优劣势分析
（6）企业发展动向与规划
6.1.8 中油燃气集团有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业产品与产能
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
1）主要经济指标分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（5）企业优劣势分析
（6）企业发展动向与规划
6.1.9 青岛泰能燃气集团有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业产品与产能
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
1）企业产销能力分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（5）企业优劣势分析
（6）企业发展动向与规划
6.1.10 北海新奥燃气有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业产品与产能
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
1）企业产销能力分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（5）企业优劣势分析
6.1.11 中海福建天然气有限责任公司
（1）企业发展简况
（2）企业产能建设情况
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
1）企业产销能力分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（5）企业优劣势分析
（6）企业发展动向与规划
6.1.12 广东大鹏液化天然气有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业经营业绩
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
1）企业产销能力分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（5）企业优劣势分析
（6）企业发展动向与规划
6.1.13 上海液化天然气有限责任公司
（1）企业发展简况
（2）企业产能建设情况
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业优劣势分析
6.1.14 中海石油气电集团有限责任公司
（1）企业发展简况
（2）企业产能建设情况
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
1）企业产销能力分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（5）企业优劣势分析
（6）企业发展动向与规划
6.1.15 广东珠海金湾液化天然气有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业产能建设情况
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业优劣势分析
（5）企业发展动向与规划
6.1.16 中石油大连液化天然气有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业产能建设情况
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业优劣势分析
（5）企业发展动向与规划
6.1.17 中海浙江宁波液化天然气有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业产能建设情况
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业优劣势分析
6.1.18 广东九丰集团有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业产能建设情况
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
（5）企业优劣势分析
（6）企业发展动向与规划
6.1.19 中国石化青岛液化天然气有限责任公司
（1）企业发展简况
（2）企业产能建设情况
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业优劣势分析
6.2 中国LNG装备企业领先个案分析
6.2.1 张家港富瑞特种装备股份有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业装备与技术
（3）企业产品结构
（4）企业销售渠道与网络
（5）企业经营情况分析
1）主要经济指标分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（6）企业优劣势分析
（7）企业发展动向与规划
6.2.2 中集安瑞科控股有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业装备与技术
（3）企业产品结构
（4）企业销售渠道与网络
（5）企业经营情况分析
1）主要经济指标分析
2）企业偿债能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业盈利能力分析
5）企业发展能力分析
（6）企业优劣势分析
（7）企业发展动向与规划
6.2.3 招商局能源运输股份有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业装备与技术
（3）企业产品结构
（4）企业销售渠道与网络
（5）企业经营情况分析
1）主要经济指标分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（6）企业优劣势分析
（7）企业发展动向与规划
6.2.4 浙江久立特材科技股份有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业装备与技术
（3）企业产品结构
（4）企业销售渠道与网络
（5）企业经营情况分析
1）主要经济指标分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（6）企业优劣势分析
（7）企业发展动向与规划
6.2.5 中材科技（苏州）有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业装备与技术
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
（5）企业优劣势分析
6.2.6 沪东中华造船（集团）有限公司
（1）企业发展简况
（2）企业装备与技术
（3）企业销售渠道与网络
（4）企业经营情况分析
1）企业产销能力分析
2）企业盈利能力分析
3）企业运营能力分析
4）企业偿债能力分析
5）企业发展能力分析
（5）企业优劣势分析
（6）企业发展动向与规划
第7章：中国LNG行业投资风险与投资机会分析
7.1 LNG行业投资风险分析
7.1.1 资源稀缺风险
7.1.2 技术创新风险
7.1.3 经营管理风险
7.1.4 行业竞争风险
7.1.5 其他风险因素
7.2 LNG产业链投资机会分析
7.2.1 LNG生产环节投资机会分析
7.2.2 LNG运输储存环节投资机会分析
7.2.3 LNG利用环节投资机会分析
图表目录
图表1：LNG特征及优点分析
图表2：LNG产业链示意图
图表3：中国LNG行业相关政策分析
图表4：2008-2013年美国实际GDP环比折年率（单位：%）
图表5：2001-2013年欧元区17国GDP季调折年率（单位：%）
图表6：2007-2013年度日本GDP环比变化情况（单位：%）
图表7：2011-2013年我国各季度累计GDP同比增速（单位：%）
图表8：2012-2013年中国固定资产投资（不含农户）同比增速（单位：%）
图表9：2009-2013年中国货物进出口总额（单位：亿美元）
图表10：2012-2014年主要经济指标增长及预测（单位：%）
图表11：LNG行业社会环境分析
图表12：国际LNG相关标准
图表13：中国LNG相关标准汇总
图表14：中原油田天然气液化装置工艺流程图
图表15：油田伴生气LNG生产装置图
图表16：在CNG加气站建设小型LNG装置的工艺流程图
图表17：在配气站上建设LNG装置的工艺流程图
图表18：2005-2013年LNG技术相关专利申请数量变化图（单位：项）
图表19：2005-2013年LNG技术相关专利公开数量变化图（单位：项）
图表20：截至2013年LNG技术相关专利申请人构成图（单位：项）
图表21：截至2013年LNG技术相关专利申请人综合比较（单位：项，年，%）
图表22：截至2013年我国LNG行业相关专利技术比重（单位：%）
图表23：LNG行业最新申请专利技术
图表24：中国LNG行业发展机遇与威胁分析
图表25：2008-2013年中国天然气产量及增长情况（单位：亿立方米，%）
图表26：2013年中国天然气供给地区分布情况（单位：%）
图表27：2008-2013年中国天然气消费量增长趋势图（单位：亿立方米，%）
图表28：2013年中国LNG工厂计划投产产能（单位：万方/天）
图表29：2012-2015年建成投产的LNG项目产能（单位：万吨/年）
图表30：我国LNG产能地区分布（单位：%）
图表31：2011-2013年我国LNG产量（单位：亿立方米）
图表32：管道天然气定价机制
图表33：陆上油气田出厂基准价（单位：元/吨）
图表34：执行统一运价的天然气管输价格表（单位：公里，元/立方米）
图表35：西气东输管输价格表（单位：元/立方米）
图表36：川气东送管输价格表（单位：元/立方米）
图表37：2013年中国城市车用CNG零售价（单位：元/立方米）
图表38：2013年中国LNG国产批发出厂价（单位：元/立方米，元/吨）
图表39：2013年中国LNG物流运输市场价格表（单位：元/吨公里）
图表40：2007-2013年中国LNG进口价格（单位：美元/吨）
图表41：2011-2013年中国车槽LNG价格（单位：元/吨）
图表42：2013年中国LNG进口码头批发挂牌价格（单位：元/吨，元/立方米）
图表43：市场净回值法与成本加成法比较
图表44：天然气价改后门站增量气价格上涨情况（单位：元/立方米，%）
图表45：LNG行业对上游议价能力分析
图表46：LNG行业对下游议价能力分析
图表47：LNG和CNG对比分析
图表48：LNG行业替代品威胁分析
图表49：LNG行业新进入者威胁分析
图表50：LNG现有企业的竞争分析
图表51：LNG行业五力分析结论
图表52：2012-2015年建成投产的LNG项目产能（单位：万吨/年）
图表53：2014-2018年我国LNG供给富裕量（单位：亿立方米）
图表54：2010-2013年全球天然气产量（单位：万亿立方米）
图表55：全球天然气产量地区分布（单位：%）
图表56：2009-2013年全球LNG行业贸易量（单位：亿吨）
图表57：2009-2013年中国LNG进口量（单位：万吨）
图表58：2009-2013年中国LNG进口额（单位：百万美元）
图表59：2012-2013年中国LNG进口国别分布（单位：%）
图表60：2013年中国LNG进口国别分布（单位：%）
图表61：2013年按港口划分的中国LNG进口量（单位：百万吨）
图表62：2013年按港口划分的中国LNG价格（单位：美元/吨）
图表63：我国LNG接收站建设情况（单位：万吨/年）
图表64：我国LNG气源合同签订情况（单位：万吨，年）
图表65：2014-2020年我国LNG进口量预测（单位：亿立方米）
图表66：国际LNG船结构情况（单位：%）
图表67：LNG船分类情况
图表68：国外主要LNG船建造厂家采用的船型情况和技术来源
图表69：国内拥有LNG船技术许可的船厂建造现状
图表70：2000-2013年国际LNG船订单量（单位：艘）
图表71：全球LNG船生产能力分布（单位：%）
图表72：中国LNG汽车价格高于传统汽车价格（单位：万元）
图表73：2013年中国车用LNG市场零售价格表（单位：元/立方米）
图表74：LNG汽车相比柴油汽车节约燃料费用（单位：元/L，元/Nm3，元，万元）
图表75：LNG重卡盈亏平衡点（单位：元/L，元/Nm3，%）
图表76：LNG公交车盈亏平衡点（单位：元/L，元/Nm3，%）
图表77：LNG客车盈亏平衡点（单位：元/L，元/Nm3，%）
图表78：2011-2020年LNG汽车数量及预测（单位：台）
图表79：2013-2015年LNG重卡销量及预测（单位：辆）
图表80：2012-2015年LNG大中型客车销量及预测（单位：辆）
图表81：2012-2020年中国车用LNG需求及预测（单位：十亿立方米）
图表82：我国LNG加气站分布图
图表83：各省市LNG加气站统计（单位：座）
图表84：布局LNG加气站是天然气盈利的最佳路径
图表85：LNG撬装加气站与固定加气站的比较
图表86：能源公司LNG加气站建设规划
图表87：2013-2015年LNG加气站需求及预测（单位：座）
图表88：2000-2013年城市燃气消费量（单位：亿立方米）
图表89：LNG冷能利用方式
图表90：昆仑能源有限公司基本信息表
图表91：2011-2013年昆仑能源有限公司主要经济指标分析（单位：百万港元）
图表92：2011-2013年昆仑能源有限公司偿债能力分析（单位：%）
图表93：2011-2013年昆仑能源有限公司运营能力分析（单位：次）
图表94：2011-2013年昆仑能源有限公司盈利能力分析（单位：%）
图表95：2011-2013年昆仑能源有限公司发展能力分析（单位：%）
图表96：昆仑能源有限公司经营优劣势分析
图表97：吉林省天富能源集团有限公司基本信息表
图表98：吉林省天富能源集团有限公司经营优劣势分析
图表99：中石油昆仑燃气有限公司基本信息表
图表100：中石油昆仑燃气有限公司销售网络分布
图表101：中石油昆仑燃气有限公司经营优劣势分析
图表102：内蒙古鄂托克前旗时泰天然气经营有限责任公司基本信息表
图表103：内蒙古鄂托克前旗时泰天然气经营有限责任公司业务能力简表
图表104：内蒙古鄂托克前旗时泰天然气经营有限责任公司经营优劣势分析
图表105：陕西延长石油（集团）有限责任公司基本信息表
图表106：陕西延长石油（集团）有限责任公司业务能力简表
图表107：陕西延长石油（集团）有限责任公司销售网络分布
图表108：2011-2013年陕西延长石油（集团）有限责任公司产销能力分析（单位：万元）
图表109：2011-2013年陕西延长石油（集团）有限责任公司盈利能力分析（单位：%）
图表110：2011-2013年陕西延长石油（集团）有限责任公司运营能力分析（单位：次）
图表111：2011-2013年陕西延长石油（集团）有限责任公司偿债能力分析（单位：%，倍）
图表112：2011-2013年陕西延长石油（集团）有限责任公司发展能力分析（单位：%）
图表113：陕西延长石油（集团）有限责任公司经营优劣势分析
图表114：广汇能源股份有限公司基本信息表
图表115：广汇能源股份有限公司业务能力简表
图表116：广汇能源股份有限公司产权结构图（单位：%）
图表117：2013年广汇能源股份有限公司产品结构（单位：%）
图表118：2013年广汇能源股份有限公司的主营业务地区分布（单位：%）
图表119：2010-2013年广汇能源股份有限公司主要经济指标分析（单位：万元）
图表120：2013年广汇能源股份有限公司主营业务分地区情况（单位：万元，%）
……略
4. 中国天然气行业发展有多少增长空间
参考前瞻产业研究院《中国煤制天然气行业市场前瞻与投资战略规划回分析报告》显示， 天然气是答存在于地下岩石储集层中以烃为主体的混合气体的统称。包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等。主要成分为甲烷，通常占85-95%；其次为乙烷、丙烷、丁烷等。它是优质燃料和化工原料。天然气资源是天然气行业发展的基础，新中国成立以来，我国天然气生产有了很大发展。特别是“八五”以来，天然气探明储量快速增长，天然气产业进入高速发展时期。
与改善能源结构的步伐相适应，未来我国天然气发展前景十分广阔。“十三五”期间我国将继续提高天然气在一次能源消费中所占的比重，加速天然气配套基础设施建设、开展“分布式能源”利用项目将成为未来五年天然气市场发展的重点。随着天然气价格改革逐步到位，以及未来页岩气的开发利用，我国能源结构“气化”进程将进一步加快。
5. 国内外油气行业发展报告
强劲的能源需求和保障能源安全的国家意志刺激国有石油公司进一步加大勘探开回发投资力度。答据前瞻产业研究院调研数据显示，“十二五”期间我国石油勘探开发投资符合增速约为19.8%，快于国际15.1%的水平。
我国油田服务行业的发展目前正处于成长期，这一时期的特点是：市场需求高速增长，技术渐趋定型，行业特点、行业竞争状况及用户特点已比较明朗，企业进入壁垒提高，产品品种及竞争者数量增多。
前瞻《中国油田服务行业发展前景预测与投资战略规划分析报告前瞻》数据显示，2012年，全国石油天然气探明储量大幅增加，我国油气资源的保障能力稳步提升。其中，石油勘探获新突破，全国石油新增探明地质储量15.2亿吨，同比增长13%，是新中国成立以来第10次也是连续第6次超过10亿吨的年份。
新增探明技术可采储量2.7亿吨，同比增长7%。天然气探明地质储量仍保持“十五”以来的高速增长态势，天然气勘查新增探明地质储量9612.2亿立方米，同比增长33%，居我国历史最高水平。新增探明技术可采储量5008.0亿立方米，同比增长36%。
6. 天然气行业未来发展如何
一、世界天然气产业发展趋势
1、天然气产业作为朝阳产业有巨大发展空间
随着世界经济迅速发展，人口急剧增加，能源消费不断增长，温室气体和各种有害物质排放激增，人类生存环境受到极大挑战。在这种形势下，清洁的、热值高的天然气能源正日益受到重视，发展天然气工业成为世界各国改善环境和促进经济可持续发展的最佳选择。天然气燃烧后产生的温室气体只有煤炭的1／2、石油的2／3，对环境造成的污染远远小于石油和煤炭。煤气热值为3000多大卡，而天然气热值高达8500大卡，可见天然气是一种高效清洁的能源。
初步测算，全球天然气可采储量约为137亿吨石油当量，与石油基本相当。随着勘探、开发和储运技术的进步，过去20年内，探明储量平均每年增长4.9%，产量平均每年增长3.15%。有关专家预测，未来10年内，全世界天然气消费年均增长率将保持3.9%，发展速度超过石油、煤炭和其他任何一种能源，特别是亚洲发展中国家的增长速度会更快。
全世界天然气储采比很高(70∶1)，而且石油和煤炭消费领域里有70%以上都可以用天然气取代。在全球范围内，天然气取代石油的步伐加快，尤其是在东北亚、南亚、东南亚和南美地区，随着其输送管网的建设，天然气在21世纪初期将会有更快的发展。
天然气将是21世纪消费量增长最快的能源，占一次性能源消费的比重将越来越大。预计2010年前后，天然气在全球能源结构中的份额将超过煤炭，2020年前后，将超过石油，成为能源组成中的第一。
2、世界天然气产业将进入“黄金”发展时期
在下一个世纪里，世界天然气工业将进入一个“黄金时代”。据设在巴黎的国际能源机构预测，从现在起到2020年，全球初级能源需求将增加65%，其中发展中国家的需求将比目前翻＿番。在这一前景下，世界天然气需求量将以每年2.6%的幅度递增，届时在初级能源消费中所占的比重将由目前的20%上升到30%。
天然气工业的发展得益于多方面的有利条件.首先，储量比较丰富。国际天然气工业联合会提供的数字显示，全球已探明的天然气储量为152万亿立方米，按目前消费水平可供开采65年，而已探明石油的可供开采期为43年。如果从远期来看，世界天然气的最大储量，也就是说在当前技术条件的可开采量，估计达400万亿立方米。
天然气的另﹁个优势是热能利用率高。在几年以前，燃气电站的天然气热力效率尚不足40%，随着相关技术的进步，在今天已达到60%以上。在一些同时供电和供热的燃气电站，天然气的热能利用率甚至达到90%。因此天然气可以说是一种相当经济的能源。
此外天然气的污染程度也较底。研究表明，生产等量的电能或提供等量的热能，天然气在燃烧过程中排放的二氧化碳比石油低25%，比煤炭低40%，在矿物能源中是最少的。与燃油和燃煤相比，天然气排放的二氧化硫和氮氧化物也要少的多。以天然气为能源不仅有利于缓和大气温室效应，也有助于减少酸雨的形成。