开发内蒙石拐盆地页岩气煤层气可行性研究报告.doc

开发内蒙石拐盆地 页岩气和煤层气资源 可行性研究分析报告深圳市国炬煤层气设备技术有限公司深圳市国炬天然气汽车技术有限公司 开发内蒙石拐盆地页岩气和煤层气资源 内容提要：l 上游开采石拐盆地页岩气和煤层气资源，中游加工成LNG或CNG商品气，下游供应呼-包-鄂地区柴油重卡汽作燃料l 以下游市场售气量来确定上游气田开采量，以销定采，以产定资，积木式建设、滚动式发展l LNG柴油重卡汽车改烧页岩气煤层气LNG一举多得l CNG/柴油混双燃料重卡汽车改装技术路线和成功案例深圳市国炬煤层气设备技术有限公司深圳市国炬天然气汽车技术有限公司李勇（总经理）电话箱：网址：一、解决“气荒”、“油荒”的出路在哪里？20世纪90年代以来，占世界总人口近半的“新兴国家” 掀起了工业化和改革开放的高潮，导致了世界能源消耗的加速增长，和新一轮以CO2为主的温室气体浓度的快速增加，并将导致全球地表温度的加速上升、冰山融化、海平面上升，灾害天气增加和生态环境的破坏。由于中国所处的地理地形条件和气候特点，决定了中国将会是全球气候变暖的严重受害国。特别是实施改革开放近30年来的中国，其能源消费总量增速一直超越GDP的增速，造成中国的能源消耗直线上升，已经超越美国成为全球能源消费第一大国，中国是全世界CO2排放量最多的国家，2007年就达60亿吨，已占全球CO2排放总量的20%；同时，由于交通运输及汽车数量猛增，以柴油、汽油等石油耗量急剧增长，汽车尾气所造成的低空空气污染物也大幅攀升。由此也使中国成为空气污染和二氧化碳排放最严重的国家，成为全世界批评的靶子。联合国国际能源署（IEA）提出的“450情景方案”中要求全球CO2 排放量降到1990年排放量（209亿吨CO2 当量）的一半；为此要求发达国家减少至少80%温室气体排放量，也要求发展中国家降低15%30%的温室气体排放量。中国政府向全世界庄严承诺：到2020年，单位GDP减少CO2排放量40%45%，非化石能源占到15%以上。面对这一宏伟而艰巨的目标，中央政府在制定“十二五”规划中将节能减排、发展低碳经济、建设两型社会作为核心内容，并斥资4万亿元资金助推中国的低碳经济，其中大部分投向高铁、地铁、核电、风电、太阳能等节能减排和生态工程建设，在能源方面大力将燃煤改为燃气、核能、风能等清洁能源，大力发展天然气、煤层气和页岩气、海洋干冰等气体清洁能源产业，大力发展替代能源等总之中国政府努力实施节能减排、低碳经济的决心和明显成果有目共睹。近十年来发展绿色经济而带来的减排效果在全世界是首屈一指的。有关机构，预计2020年，4万亿元的投资将带来2.7亿吨CO2的年减排能力（即从预测的96.3亿吨减少到93.6亿吨）。但这一数距离中国向全世界承诺的2020年单位GDP减排40%50%的目标还有很大差距。联合国国际能源署（IEA）预测指出，占世界人口近半的新兴国家（如中国、印度等）由于城市化急剧扩展和交通运输快速发展的强势需求，世界石油耗量还会继续大幅增长，国际油价还将会持续上涨。以高盛、美林为首的多家国际著名投行和美国能源信息署普遍看高并预计2011年WTI原油均价将达到100美元/桶，2012年WTI原油均价将达到110120美元/桶。中国在2005年已成为全世界卡车最多的国家，据统计，2010年全国民用汽车保有量为7400万辆，其中以柴油为燃料的重卡汽车和工程汽车数量已超过1500万辆。按照每50万辆重卡汽车年耗柴油2000万吨框算，1500万辆全年需耗消柴油6亿吨左右。如此巨大的柴油消耗量已成为推高石油进口量和每年造成“油荒”的最主要因素。近年来全国到处公路大堵车，北方许多运煤通道的高速路和国道、省道上被运输煤炭的重卡汽车塞得满满的，据统计2010年全国煤炭消费超过35亿吨，几乎有约一半是通过公路汽车运输的。为了运输如此大量的煤炭和供应运煤重卡汽车的燃料，中国不得不大量进口石油，而用高品位、高价格的柴油大规模、长距离、高强度地去运输低品位、高污染的煤炭，这是同中国节能减排、低碳经济、两型社会的大趋势相违背的，这是一个恶性循环的怪圈，也是中国在交通运输领域节能减排的瓶颈。如何突破此瓶颈？如何迅速走出此怪圈？交通运输节能减排的出路在哪里？替代稀缺而昂贵的高品位柴油的清洁燃料在哪里？补充常规天然气供应不足的补充气源在哪里？解决“气荒”、“油荒”的出路在何方？二、美国页岩气开发成功的启示2009年，大洋彼岸传来一个震惊世界的消息。2009年底美国一跃超过俄罗斯，坐上了全球天然气生产大国的头把交椅。靠的是什么？靠的就是新增了近千亿立方米页岩气的产量。美国开采页岩气全世界最成功。从2007年起页岩气开采技术取得突破后，美国已进入规模化商业化开发的快速发展阶段。 2010年，美国页岩气总产量已达到1200亿立方米，占美国天然气总量的19.2%以上。 （注：2010年全美天然气总消耗量为6240亿 Nm）。据报道，美国有关部门预计，到2015年页岩气年产量可能会达到2800亿 Nm“页岩气改变了一切”！美国国内的页岩气开发浪潮势不可挡！页岩气改变了美国天然气市场格局美国页岩气产业高速的大发展迅速改变了美国天然气市场的供需格局，凭借页岩气的大量生产，美国一举摆脱了天然气进口而成为输出国。2010年美国就取消了原本进口5000万吨液化天然气（LNG）的计划，从2011年起增加向周边国家出口天然气和LNG的出口量。页岩气在非常规天然气中异军突起，页岩气的开发热潮席卷了美国和欧洲。已成为全球油气资源堪探开发的新亮点。其全世界页岩气资源储量有456万亿m，约为常规天然气资源量的1.4倍。作为常规天然气的重要补充，页岩气已成为全世界油气资源勘探开发的新宝库。美国页岩气开发成功的秘诀在哪里？当然，首先要归功于美国政府优惠政策，其次是不断研发先进的开采技术而使开发成本不断降低。如美国政府在能源意外获利法中规定非常规能源开发税收补贴政策，如得克萨斯州从20世纪90年代初以来，对页岩气的开发不收任何生产税。另外，美国还专门设立了非常规油气资源研究基金。美国政府对页岩气开发的为页岩气发展提供了强劲的动力。美国国内许多企业公司纷纷转行争相投资开发页岩气。另外，页岩气井日产量高且生产寿命长，加之，近几年来美国大力推广连续油管钻井装置和水平井分段压裂等先进生产设备和工艺，这大大降低了页岩气的开发成本，2010年美国Bamett盆地（美国开发页岩气最成功、最典型的页岩气区块，此盆地有11270口页岩气井，年产气量约466亿Nm）。单井平均投资费用约250万美元左右，2010年底，据说每K Nm页岩气开采至地面的平均成本已降低到100美元/K Nm；平均每立方米约为0.66元/ Nm，现在这一成本还在继续下降，这无疑又进一步刺激了页岩气生产业的开发热潮。三、页岩气能否改变中国天然气市场格局？中国已经觉醒！力争在页岩气开发领域后来者居上。大洋彼岸发生的页岩气开发热潮，和年产1200亿m的数量示范效应，让中国油气行业和政府能源部门惊叹和重视页岩气这一非常规天然气资源的开发。3-1.中国常规天然气供需缺口大与美国相似，中国是能源消耗大国，特别是在低碳经济发展中对天然气需求量与日俱增，据有关部门预测，到2015年天然供需缺口约为600亿m；2020年全国天然气供需缺口进一步扩大为900亿m以上；2030年将为1500亿m以上。这样巨大的缺口，单靠国内天然气产量难以满足需求增长的要求，近年来多次出现“气荒”现象。按照业内专家看法，中国天然气净进口量所占比重将从2010年的20，扩大到2015年至2020年的30至40。虽然可从国外进口LNG，但过度依赖进口气源不利于国家能源战略安全和独立性。显然页岩气和煤层气和干冰等非常规天然气将会成为填补天然供应缺口的重要资源，其产业前景和市场极其广阔。3-2.中国页岩气资源极其丰富中国大陆页岩气地质总储量30万亿Nm（国内预测）100万亿Nm（美国预测值）。中国油气业预测国内页岩气资源前景约为30万亿立方米。美国有关专家评估更为乐观，认为中国页岩气地质储量约100万亿立方米，这相当于中国常规天然气资源量的3倍，也近似为煤层气资源储量的3倍。3-3.中国向页岩气进军的火炬已经点燃。2009年11月奥巴马总统访华，中美双方签署了中美关于在页岩气领域开展合作的谅解备忘录，将两国在页岩气开发的合作上升到国家层面。2010年4月国土资源部油气中心在四川设立了全国页岩气资源战略调查先导试验区专项。国家发改委和能源局多次举办了中美页岩气开发培训班，同时也正在制定关于鼓励页岩气勘查开发的政策。3-4.国土资源部对页岩气的战略目标国家已将页岩气资源纳入能源战略视野。国务院领导多次作出重要批示，发改委、能源局等部门正在制定的科学发展的2030年国家能源战略中已将页岩气摆到了重要位置，据说比煤层气更为优惠的有关页岩气开发鼓励政策也正在起草当中。国土资源部对我国页岩气的战略目标是：2020年前在全国优选出50个至80个页岩气有利目标区和20个至30个勘探开发区，使得中国页岩气可采储量从无到有，稳定增长到1万亿立方米，产量达到常规天然气产量的8至12。3-5.国务院“新36条”支持民营企业开发页岩气国家欢迎中小民营企业参与页岩气开发。国务院于2010年5月13日发布的国务院关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见（新36条）中指出：“支持民营资本进入油气勘探开发领域，与国有石油企业合作开展油气勘探开发。支持民间资本参股建设原油、天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络。3-6.开发页岩气将会有比煤层气更优惠的政策据国土资源部油气资源战略研究中心副主任张大伟在新闻发布会上宣布：页岩气开发的补贴政策基本上参照煤层气实行。页岩气补贴仿照煤层气采气补贴亦为：0.230.3元Nm，也减免两权（探矿权和采矿权）使用费、设备进口免关税、增值税先交后返。四、包头石拐盆地发现丰富的页岩气藏成为“小而肥”的双气资源区块4-1.石拐盆地地质概述内蒙古石拐盆地位于内蒙古包头市东部,属东北地层区、阴山地层分区,是一个具有代表性的中生代断陷含煤沉积盆地,近东西方向,长约90km,宽约20km。总面积约1800km。地理坐标:N4035-4045, E10945-10950。4-2.石拐盆地页岩地质构造特征与美国前陆盆地相似纵观美国页岩气盆地分布的大地构造位置、盆地类型和性质、可以发现出页岩气藏的规律为：前陆盆地构造运动比较强烈，常规油气（如天然气、石油）难以保存，而页岩气藏具有抗破坏能力强的特点；美国很多页岩气地质专家普遍认同：凡在地质构造运动强烈的陆相或海相盆地区域内，往往找不到常规的天然气或石油资源，但可能会发现大量页岩气资源。而石拐盆地正是如此。4-3. 在打煤层气参数井时发现页岩气储层2009年11月13月由深圳市国炬煤层气设备技术有限公司在大青山煤田河滩沟煤矿区河滩沟村打HTG-01V煤层气参数井时，在气测录井过程中发现了含甲烷（CH）气约3.11%的油页岩层。据中原油田ZY816队综合录井队2010年6月30日出据的内蒙古大青山西段煤田河滩沟煤矿HTG-01V煤层气参数井气测录井报告中显示：在深度为334.0m373.0m井段有一层视厚度为39m的油页岩层，现场录井全烃由0.0833.206%，对比系数38.63，甲烷：0.0633.11%。气测解释为气层。（详见HTG-OIV井气测录井报告原文）4-4.石拐盆地三个井田煤系地层中有K-1碳质页岩层2010年12月20日-23日，深圳市国炬煤层气技术有限公司组织专家在石拐区古城塔村南，头号沟子村南和河滩沟村南的山坡上进行野外踏勘，却找到灰黑色的页岩露头矿石样品，经对照1957年201队地质图分析，应该是下侏罗纪五当沟统的K-I油页岩层的露头部分。K-1油岩层在L煤层的3#煤层上方120m左右处，其页岩为暗色泥页岩或高碳泥页岩，其埋藏深度大约在700m-2000m均为经济开发深度。据内蒙古煤田地质局201队1957年绘制的包头大青山煤田地质图显示：在大青山西段煤田范围内有两层油页岩层，其中一层为中侏罗纪召沟统组的K-3油页岩标示层，其平均厚度约为35m左右，这一层油页岩层其埋藏较浅，约200m-500m，另外一层是下侏罗纪五当沟统的K-1油页岩标示层同，其埋藏深较深，约在700m-1800m范围内，3#煤层上方约120m处，此区域内的K-1层油页岩层，平均厚度至少在40m以上，含页岩地层有300km以上。4-5.石拐盆地预测煤层气储量200亿Nm （1）大青山煤层气区块位于包头市东的石拐盆地，是国内少见的高瓦斯（煤层气）矿区，以丰度高、埋深浅、含量高而闻名。石拐盆地大青山煤田的煤系地层含煤100多层，其煤田煤种正好在“烃类气体富积保存期”阶段，故有较高的煤层气生储。而且此区煤层上方有一层40m75m厚的致密的油页岩层封盖，故此区块内煤层气难以逸散而含气量很高。该区内平均每吨煤含气量1619Nmt；此区内煤炭储量16亿吨，预测煤层气资源量200亿Nm.（2）根据内蒙古煤田地质局2008年发表在中国煤炭地质学报第20卷第2期内蒙古大青山煤田煤层气资源概况资料文件中说明：大青山煤田的断层多属于压扭性断裂，呀扭性断裂有利于煤层气的保存，从整个煤田煤层的发育情况看，G、J、L三个煤层是大青山煤田的主要可采煤层，并具有强的生烃能力。且G、J、L煤层上覆盖一层厚约40m的油页岩层而形成良好的储气盖层，所以G、J、L煤层应是全煤田中含气量很高的生储气层。根据内蒙古自治区大青山煤田煤层气资源调查报告，五当沟、白狐沟矿、河滩沟矿三个井田，煤层气资源量预测结果为1025357万m,合计煤层气预测资源量为2000357万m（即200亿m，详见附表3）。 五、石拐盆地大青山西段煤田双气可开采量预测5-1.浅部开采煤层气、深部开采页岩气由于此盆地中几个向斜都是页岩层与煤系地层共生共存，且页岩层在主采煤层3号煤层的上部100多米处。作为良好的封盖层，使其下部煤层的煤层气难以逸散而含气量极高，在向斜深处（1300m2000m）的煤层气含量高达37.5 Nm/t左右（见附件1）。5-2.埋藏1200m以浅的煤层气可开采量约66亿Nm根据内蒙古煤田地质局2008年地质报告显示：石拐盆地大青山西段煤田面积为131Km，此区块内煤层气预测资源储量为200亿Nm；经过深圳市国炬煤层气技术有限公司于2010年HTG-01V煤层气参数井的含气量测试证实：此区内河滩沟煤田的主采煤层3#煤层的含气量为15.6 Nm（详见2010年10月黑龙江省煤田地质测试研究中心出具内蒙古大青山西段煤田河滩沟煤矿HTG-01V煤层气参数井气测录井报告附件）。考虑到预测区向斜中部煤层埋藏较深（1300m2000m）开发煤层气不很经济，本估算扣除了深度大于1200米以下的煤层气资源量（约1/6），并打了较大折扣，保守地将可开采量按预测资源总量的13计算，即为66亿Nm；5-3.大青山煤田页岩气预测储量约293亿Nm根据HTG-01V煤层气参数井气测录井报告显示的K-1层页岩气含甲烷气量数据（详见2010年6月30日中原油田ZY816队综合录井队出据的内蒙古大青山西段煤田河滩沟煤矿HTG-01V煤层气参数井气测录井报告，见附件2）和重庆大学测试分析中心对石拐K-1层页岩层露头矿样品的化验分析数据，并参考页岩气成藏理论，与美国同类地层对比，可初步估计此K-1碳质页岩层中含气量约为2 Nm/t左右。以石拐盆地内页岩气可开采有利区域面积以150km计算，碳质页岩的密度为2.44t/ m，两层页岩的厚度按一层厚度40m计算，预计150 km内页岩气资源储量约为293亿Nm 计算式：40m150km2.44tm2Nmt =40m150（1000m1000m）2.44tm2Nmt5-4.包头大青山页岩气可开采量预计约146亿Nm在页岩气参数井未钻探之前，两层页岩按一层页岩估算，并考虑到此区块页岩气开发的各种有利条件及不利因素，暂且按预测资源储量的一半（12）作为可开采量来预计，故为146亿Nm。5-5.此区块双气可开采量合计约212亿Nm煤层气可开采量为66亿Nm；页岩气可开采量为146亿Nm；双气合计可开采量为212亿Nm六、页岩气和煤层气是汽车最佳的替代燃料6-1. 页岩气和煤层气是汽车的最佳替代燃料在汽车用常规油气的诸多替代能源中，页岩气和煤层气是我国当前最为现实的替代能源。这是因为，太阳能、风能、核能不能直接变成液体或气体燃料供汽车使用，而发展植物燃料如粮食乙醇，在我国人多地少的条件下也很不现实 。而从资源、成本、技术和环保方面综合考虑与评价，页岩气和煤层气都具有资源丰富、成本最低、技术成熟、生产、应用过程极其环保，是目前的其他替代能源燃料无法比拟的。特别是发展双气资源的LNG重卡汽车，具有气瓶充装率高（气多）、运输距离远、加气次数少、建站数量少等优势，且LNG比CNG更加净化清洁，政府主导推广LNG汽车的倾向更强，在矿山、电厂、港口码头运煤厂中重卡汽车使用LNG作燃料可能会成主流。6-2.页岩气和煤层气的最佳下游市场-柴油重型卡车的替代燃料本气源所在地内蒙呼一包一鄂地区是西部大开发中极具发展潜力的能源经济“金三角”，地区煤炭储量1244亿吨占全国1/6多。本区内有巨大的能源化工及矿产品运输量，据统计，本区域高速公路从事煤炭、钢铁、硅铁、铝矿、镁矿、稀土矿等矿产品为主的能源物流运输车辆多达16.6万辆以上，这些车辆均为燃料的重型卡车，其燃料柴油消耗量非常大。以百公里平均油耗为45升的重卡为例，每日行驶600km就需270升柴油，全年行驶300天需耗柴油81000升，约68吨，每10万辆全年需耗柴油680万吨。由当地冬季长达45个月需要燃用-20#和-35#柴油。以柴油为燃料的汽车不但燃料费用昂贵（现在包头-35#柴油价格已为7.87元/升）而且尾气排放对大气环境的污染也很严重。改为燃烧页岩气和煤层气以后。既可变废为宝、变害为利；又可以节省燃油费用，每辆重卡汽车采用双气资源的LNG或CNG作燃料后，每年可以节省10万元16万元不等的燃料费用，可显著地增大物流当地运输企业的利润空间。呼一包一鄂地区16.6万辆物流重卡汽车就是大青山西段页岩气和煤层气的最佳利用和销售市场。6-3.柴油重卡汽车改烧页岩气和煤层气一举三得以天然气和煤层气及页岩气作替代燃料的清洁燃料汽车，是全世界公认的极具发展空间和前景的“油改气”汽车的主流，因为煤层气和页岩气汽车兼具资源储量丰富、开采成本低廉、清洁环保和尾气排放达标、改装技术成熟且改装效果好等多方面的优点。石拐盆地页岩气和煤层气资源储量极为丰富，这就为呼包鄂区域发展煤层气和页岩气汽车提供气源。这是降低煤矿瓦斯含量、防止“瓦斯突出”或“瓦斯爆炸”有效措施；对于合理利用当地能源资源、改善大气污染、缓解呼-包-鄂地区车用柴油燃料短缺、降低汽车运输成本、促进当地物流运输业良性发展及拉动内蒙古区内地方经济的发展都具有非常重要的意义。特别在当前高油价时代，因为重型卡车耗多、此油价高、运费低迷、物流运输业举步维艰，公路汽车在物流运输的总成本中，燃料费用要占60%左右，对地大幅降低运营成本，增加企业经济效益提供强大支撑。6-4.柴油汽车改烧天然气的“油改气”技术成熟我公司掌握柴油重卡汽车改烧页岩气和煤层气技术深圳市国炬天然气汽车技术有限公司与深圳市国炬煤层气技术有限公司是孪生兄弟公司，该公司是专业从事柴油重卡汽车改烧天然气“油改气”业务。公司在消化，吸收加拿大先进的双燃料汽车改装技术的基础上，通过近六年的技术和结构创新，其改装套件成本的逐年下降，在2010年完成了第三代天然气柴油电控双燃料发动机改装套件的升级换代工作。经陕汽、晋煤等多家用户证实“油改气”技术成熟2007年晋煤集团诚安物流公司改装27辆陕汽奥龙柴油重卡（290马力）改烧煤层气CNG成功运行三年多；2006年给西安西兰天然气股份公司改装陕汽德龙柴油重卡（320马力）改烧天然气CNG成功运行四年多。2010年改装陕汽产290马力柴油重卡为LNG/柴油混双燃料汽车。经诸多用户试用证明，第三代双燃料汽车改装套件具有天然气替代率高（70%），动力性好（和原机功率相同），节省燃油费（30%左右），无气时不受加气站有无限制，转换更方便（无气时可自动换全柴油行驶），尾气达标排放等优势。此技术目前在国内处领先地位，有七项国家专利。6-5.以1万车重卡汽车为下游利用市场因呼包鄂三角地区拥有16.6万辆柴油重卡汽车，担负着运输煤炭、钢铁、矿石、焦碳等重要能源物资，每年要消耗大量的柴油同时也带来严重的空气污染。本双气项目开发利用产业链的目标-上游开采5亿Nm年页岩气和煤层气，下游供应1万辆重卡汽车。改装1万辆汽车年需耗双气5亿Nm年（双气指页岩气和煤层气）； 每辆重卡汽车平均日耗气量为200Nm车日；平均每年满载运输天数为250天，则5亿Nm年开发量可供应1万辆柴油重卡汽车用一年。每日耗气量：1万辆200 Nm辆日200万Nmd;每年耗气量;250d年200万Nmd5亿Nm年；其中页岩气供应3亿Nm年（平均每日产量90万Nmd） 煤层气供应2亿Nm年（平均每日产量60万Nmd）由此下游市场的需求量而确定上游页岩气的年开采量为3亿Nm年，平均日开采90万Nm日；上游煤层气年开采量为2亿Nm年；平均日开采量为60万Nm年。6-6.双气下游商品气定价体系下游应用市场的商品气这里所谓的气指页岩气和煤层气从气井出来后，经集输、净化、压缩或液化而成为加气站出售的CNG或LNG商品。与当地柴油价比对呼包鄂地区柴油车平价价7.25元/升（全年有7个月用0#柴油呼包鄂地区柴油年平均价7.25元/升（全年中有7个月用0#柴油故均价7.05元/升；有5个月用-10#、-20#、-35#柴油，其价格分别为7.36元/升、7.56元/升、7.86元/升，故全年均价为7.25元/升）；与常规天然气加气价比对定价依据常规天然气2011年包头市CNG加气价3.06元/N m，鄂尔多斯和呼市为3.50元/N m的市场价，为体现页岩气和煤层气的市场竞争力，以比市价便宜的价位定价，初定五年内双气资源的终端市场CNG的商品价定为2.98元/N m；这相当于当地市场LNG加气价（￥4.6元/N m的70%）；与相当于柴油年平均价（7.25元/升）的40%；比呼市和鄂尔多斯的天然气CNG加气价还低15%.由双气加工的LNG在加气站零售价初定3.86元/N m，此价约为 柴油年均价的53%.以上定价足以体现双气资源极强的市场竞争力，但同时也能保证投资本项目企业相当丰厚的利润空间。国际油价还将继续上行2010年下半年国际没价在8090美元/桶波动；权威机构预计2011年国际油价平均为100美元/桶；2012年可能还会走高到110120美元/桶，届时，与国油价联动的柴油价格还会再升高。6-7.产业链的价值及经济效益1.5亿Nm/年商品气的所产值17.54亿元设5亿Nm商品气中有3亿Nm为LNG产品，有2亿Nm为CNG产品，按LNG加气价3.86元/ Nm和CNG加气价2.98元/ Nm计算，年产值为17.54亿元。2.双气LNG产品纯利润约为1.7元/ Nm.汽车的双气LNG的加气价3.86元/ Nm，而双气LNG的全产业链总成本为2.16元/ Nm；其中包括：上游井场采气成本 0.60元/ Nm向液化工厂集输成本 0.30元/ Nm净化、液化成LNG成本 0.70元/ Nm向LNG加气站运输成本 0.20元/ NmLNG加气站运营成本 0.36元/ Nm（注1：以上各项均包括财务费用在内的各项成本费用，只不包括税金，其增值税先交后返，营业税金很低，还可以减免，足以用国家财政对每Nm双补贴的0.30元对冲）（注2：开发1 Nm煤层气和页岩气均享受国家财政补贴；财政部文件规定由国家财政补贴0.3元，各地地方财政补贴0.05元Nm；）3.双气CNG产品纯利润约为1.5元/ Nm定页岩气和煤层气CNG加气价为2.98元Nm，而双气CNG的全产链成本为1.48元Nm（其中开采成本为0.6元Nm；井场集输与净化成本0.13元Nm，母站成本0.3元Nm，运输成本0.2元Nm，CNG子站成本0.25元Nm）；故每Nm纯利润为2.981.481.50元Nm。4.年开发5亿Nm双气可获纯利8亿元其中：LNG产品3亿Nm/年1.7元/Nm5.1亿元年CNG产品2亿Nm/年1.5元/Nm年3.0亿元年5.按此产业链模式开发20年可获纯利160亿元、开 40年可获纯利320亿元。6.双气资源开40年可获利300亿大青山煤田双气资源可开采量212亿Nm，可供应内蒙呼一包一鄂地区16万辆汽车中的1万辆重卡汽车用气40年以上，投资此产业链项目的企业在40年内可获得利润300亿元。6-8.一万辆重卡改烧双气每年节约燃料量近14亿元按1.15 Nm煤层气或页岩气CNG或LNG替代一公升柴油比对，1万辆汽车每年耗用5亿NmLNG或CNG气体，约等于替代了43478.3万升柴油，按柴油年平均价7.25元/升计算，用户购买这些柴油的燃料费为31.5亿元。改烧双气LNG/CNG后只需17.54亿元，其中LNG：3亿Nm/年*3.86元/ Nm=11.58亿元/年；一CNG：2亿Nm/年*2.98元/ Nm=5.96亿元/年； 七、20112012年石拐页岩气和煤层气开发计划7-1.建设包头大青山煤田煤层气和页岩气开发产业链项目示范基地为了减轻石拐煤矿在煤炭生产中的瓦斯灾害，实施“先抽后采的煤炭安全生产的强制措施，同时，将上游开发的煤层气用作包头地区柴油重卡汽车的清洁燃料。推动包头实施国家“低碳经济”、“节能减排” 、和“空气净化工程清洁汽车行动”，以煤层气（CNG）作气源，使包头地区物流重卡汽车率先实现（油改气），从而打造以煤层气为清洁燃料的绿色交通运输的“西部清洁汽车经济强区”，建设包头大青山煤矿区煤层气开发和综合利用产业链项目示范基地。2009年为此产业链项目的预备阶段2010年为风险勘探阶段和启动阶段2011年2013年为试生产阶段7-22009年2010年本项目进展及业绩简况（1） 2009年8月16日与阜新矿业集团公司签订内蒙古大青山西段包头市石拐区煤矿煤层气地面抽采工程合作协议 （2）2009年11月3日与包头市石拐区人民政府签订关于支持深圳国炬公司在石拐区煤矿实施煤层气（瓦斯）综合利用产业链项目的承诺书（3） 2009年10月6日与河南豫中地质勘察有限公司签订HTG-01V煤层气参数井钻井承包协议（4）2009年10月16日与 中原油田ZY816综合录井队签订HTG-01V煤层气参数井气测录井作业承包合同（5）2009年11月2010年4月（中间因气候寒冷和春节放假中断3个月）完成HTG-01V煤层气参数井钻井工作。（6）2010年5月2010年9月对HTG-01V参数井3号煤层煤芯解吸试验。解吸单位：黑龙江省煤田地质测试研究中心。（7）2010年6月3日中原油田ZY816综合录井队出据HTG-01V煤层气参数气测录井报告（8）2010年10月黑龙江省煤田地质测试研究中心出具内蒙古包头煤层气项目HTG-01V井煤层气含量测试成果报告（9）2010年11月12月与加拿大杰仕集团控股公司、加拿大塔利斯曼（Talisman）公司洽谈合作开发石拐盆地页岩气示范区块。7-3.第一期工程（2011年-2012年）工作规划 （1）第一期项目：8口煤层气参数井和2口页岩气参数井为了探明石拐盆地煤矿区域内煤层气可采储量，计划在2011年内打煤层气参数井+试生产井8口，估计总投资为1360万元人民币左右；同时，在预测区域选择有利井位打2口页岩气勘探参数井，主要勘探K-1层页岩内页岩气各种参数。2口页岩气探井约需投资800万元（包括钻井、完井、岩心测试分析及试验压裂费用等）。以上两项探井费用合计2160万元人民币。（2）参数井施工内容与试验时间安排2011年4月-11月七个月（200天）内在区块内钻8口小口径煤层气参数井，其工作内容包括：动迁、钻井、绳索取芯、解吸试验、气测录井试验、电测井、下套管、酸化压裂、安装排采设备进行先导性试验生产。8口参数井及发行为生产井所以工作在2011年内完成。钻井时间段：2011年4月-2011年11月底完成;试验资料分析时间段：2011年6月-2012年3月底注：中途穿插进行8口煤层气参数井资料分析研究，建立小块单元储量计算模型。该工作均在每口探井工作全部结束后召开专家评审研讨会，决定第二阶段试生产阶段的计划和决策。（3）完成3组U型对接水平井组在8口参数井中选择有利适合的参数井作为U型 对接水平井组的生产井（竖井），另外增加4支水平井段通过电磁地质导向仪（EMMWD），分别与4支竖井一一对接，从而完成4组U型对接水平井进行生产。费用预计：每增加U型水平分支井与原参数井（竖井）对接成组，每口井增加费用164万元井，再加装排采设备36万元组，合