煤层气开发利用模式

煤层气开发利用模式（精选8篇）

1.煤层气开发利用模式 篇一

1.1水资源取水模式

威海市水资源现状取水模式主要包括开发利用当地地表水、地下水及跨流域调水等。目前全市地表水源工程主要包括大、中、小型水库及塘坝。现有大、中型水库15座，其中大型水库3座，总库容4.9017亿m3；中型水库12座，总库容3.0926亿m3。小型水库400座，总库容2.2753亿m3。塘坝3393座，总库容0.6941亿m3。地下水源工程主要指机电井工程，全市共有机电井工程95945眼，其中规模以上机电井5063眼。威海地区跨流域调水工程现状主要指山东省胶东地区引黄、引江胶东调水北线工程，米山水库是其末端调蓄水库。以来威海持续干旱，全市大中型水库蓄水严重不足，威海市自12月22日起正式通过胶东调水工程输送黄河水至米山水库，3月10日，长江水调入米山水库，威海已初步实现长江水、黄河水和当地水多水源联合调度，打破了空间上水资源对当地经济社会发展的限制，为保障当地供水安全发挥了重要作用。威海市目前的取水模式虽然在一定程度上突破了时空层面的空间障碍，但相对较粗放，仍存在一些不足。比如：威海为沿海城市，若过量开采地下水极易导致海水倒灌、土地盐碱化等问题，不利于水生态的可持续发展；跨流域调水工程仅解决城市用水的燃眉之急却难以根治区域整体水资源紧缺危机；当地非常规水利用程度低等。

1.2水资源排水模式

目前威海市水资源排水模式主要采用传统的快排型排水系统，该排水模式能够让自然降水按照可控制的流向、排水管网、渠道等排入指定的河道等最终去向，但随着人口的快速增长和人为活动的频繁影响，这种传统的排水模式会加速面源污染的扩散和传播，导致水资源浪费，降低地下水入渗量，影响城市排涝防洪等。

2建议对策

2.1取水新模式

1）建设节水型社会。以威海市作为全国节水型社会创新试点示范市为契机，融合水资源综合管理与水敏性城市发展理念，提高水资源的`综合利用效率。考虑完善水价市场形成机制和有效的水费计收方式，推广水资源水质阶梯型利用，按需分质供水，逐步降低高耗水行业比重，发展节水型农业，建立适应全面建成节水型社会法规标准等措施，强化全社会节水意识。2）加强地下水资源保护。以推行河长制为抓手，进一步加强水生态治理，加大水资源保护力度，加强水源涵养工程建设，改善地下水生态环境，按照总量控制的原则，大力实施地下水超采区治理工程，充分发挥地下水年际间调蓄能力强的特点，适时压采地下水，将其作为全市应对特枯水年及特殊情况下的重要备用水源。3）构建区域水网体系。依托跨流域调水工程，在威海境内的线路以及市域内水源地连通及配套工程，构建威海市域“连通河库”的水网工程，通过关键工程措施，以主要河流为框架，大中型水库为节点，联合调度水资源，构建区域内全面的水网体系。坚持整体布局与区域布局相衔接、联合调度与独立运行相协调，充分发挥主要框架在雨洪资源利用、供水、防洪、改善水生态等方面的综合功能，统筹当地地表水和地下水、黄河水、长江水等水源，科学调控，实现丰枯相济、余缺互补的供水、防洪减灾等工程体系，保障威海市水安全。4）加大非常规水利用量。目前全市已建成污水处理能力1万m3/d以上的城市污水处理厂12座，污水处理能力51.5万m3/d，但再生水使用率整体偏低。根据国家相关要求以及当地水资源短缺实情，需提高再生水利用率，特别是在城市企业、冲厕绿化、道路冲刷、环境保洁、河流生态景观等方面加大再生水利用量。威海市第一热电集团已于底建成了处理能力3万m3/d中水处理系统，对中水进行除盐等深处理后代替自来水使用，目前已取得很好的效果和效益，对推进城市分质供水、污水再生利用起到良好示范作用。《山东省新旧动能转换重大工程总体方案》明确提出，支持青岛、烟台、威海等地区发展海水淡化及综合利用产业。威海市需加强海水淡化技术应用推广，实施海水淡化示范工程。威海市三面环海，海水资源丰富，发展海水淡化项目，可作为安全稳定、长期可靠的供水源，有效缓解当地水资源短缺问题。

2.2排水新模式

1）将分散的降水进行收集，通过现有水利设施将大气降水进行适当留存，20威海市入海水量23785万m3，对当地水资源造成极大浪费。应充分利用现有及规划的水利工程，加强和完善管理现有蓄水工程，将排涝与抗旱相结合，将排水变为蓄水，提高雨洪资源利用率。2）将废水变为可再生水。将传统的水资源利用———排出的单项模式变为水资源的梯级利用和循环利用的环形模式，使有限的水资源分级利用分级排放，不仅提高水资源可利用量，还可降低污水排放量，缓解受纳水体环境容量压力。3）大力推进海绵城市建设。汛期城市部分路段常常出现逢雨必涝情况，市政排水在短时间内无法将强降水迅速排出，一方面对百姓生活造成不便，另一方面也会造成一定的环境污染及资源浪费。可通过实施绿色屋顶、透水铺装、雨水花园、下沉式绿地、生态树池、植草沟等“海绵体”措施，降水时段进行蓄水，在缓解市政排水压力的同时，也从时间和空间层面留住了水资源。威海市全年降水相对集中，考虑实施将市政排水和大气降水相结合的海绵城市建设方案也正在逐步实施，化排水为取水的思路正在形成。

3结语

随着威海市人口数量的不断增多，水资源供需矛盾日益突出，简单粗放的水资源开发利用模式已不能完全满足当地经济社会发展的需要，合理利用水资源，采取新型的精细化水资源开发利用模式已迫在眉睫。本文分析了威海市水资源现状及水资源利用模式，提出了缓解水资源短缺、实现水资源可持续利用的措施与建议，可通过推行河长制为抓手，以实施雨洪资源利用工程为重点，加强水利工程建设为基础，落实最严格水资源管理制度为底线，实施节水型社会创新试点为契机，统筹作好护水、蓄水、治水、管水、节水等工作，结合向海水要淡水，向污水要净水，通过对自然降水的收集利用向时间要雨水，通过跨流域调水向空间要外调水等新型水资源利用模式，为威海市及相关区域今后水资源的合理开发利用提供参考。

2.煤层气开发利用模式 篇二

关键词：煤层气,财税制度,经济评价

中国煤层气资源量约31.5万亿立方米, 开发利用好煤层气既可增加洁净能源, 又有利于保护大气环境和改善煤矿安全生产, 具有相当大的经济、社会和环境效益。

但是, 中国煤层气产量增长速度缓慢, 2013年中国煤层气产量仅达138亿立方米。提高煤层气开发的经济效益已成为提高煤层气产量的关键, 而煤层气的财税制度设计对煤层气经济效益的高低起着至关重要的作用。

一、中国煤层气资源勘查开发涉及的税费

1、中国煤层气勘查主要涉及探矿权使用费和探矿权价款

2、煤层气资源开发阶段征收的税费

煤层气开发阶段涉及采矿权使用费、采矿权价款、矿产资源补偿费、资源税、企业所得税、增值税、土地使用税等 (见表2) 。

二、中国煤层气财税政策分析

1990—2006年, 中国累计增加钻井数1603口, 而2007年增加钻井数797口, 截止到2012年, 已累计钻井12547口, 这与国家政策扶持有很大关系。

1、中国煤层气资源税费政策分析

中国为鼓励煤层气产业的发展采取了税率优惠、退税、税收抵免、加速折旧等税收手段, 现行的煤层气税收优惠政策对煤层气产业化发展起到了积极作用。但是, 现行税收政策对煤层气资源勘探和试验过程中的税收优惠很少, 只是在研发形成科技成果转让时或抽采成功后, 才可以享受相关优惠政策。这不利于鼓励煤层气投资者加强前期投入。有些还处于试验阶段, 前期投资及勘查的投资回报无法及时得到体现。如果国家没有相应的政策扶持, 会影响企业的商业性勘查工作投资的积极性。

中国煤层气税费政策是比照天然气制定的, 由于煤层气勘探开发存在着高投入、高风险和高科技的特点, 在煤层气发展初期, 需要比常规天然气更有力的财税优惠政策。

2、中国煤层气资源价格补贴政策分析

由于煤层气产业初期投资高、风险大、回收期长, 且煤层气的开发利用具有巨大的社会效益和环境效益, 因此国家在鼓励煤层气产业发展的初期阶段, 对煤层气企业销售煤层气产品直接给予价格补贴。此外, 按照国家发展改革委《关于煤层气价格管理的通知》 (发改价格 (2007) 826号) , 目前国内煤层气气价由供需双方确定, 国家不限价。但从实际情况来看, 国内煤层气价格基本上还是参照天然气价格。而中国天然气价格仍然由国家统一定价, 实行国家直接调控管理的体制。天然气定价中存在的问题直接影响了煤层气产业的发展。

三、煤层气开发财税制度设计

1、煤层气开发财税制度设计的基础数据

本次研究选择某地区的煤层气开发为实例, 通过煤层气资源开发利用的经济评价, 为煤层气财税制度设计提供依据。

(1) 某地区煤层气开发概况。某地区的煤层气气田勘探程度高、资源丰富、储量条件稳定、开发潜力大, 是中国最佳开发区之一。中国煤层气地面开采和井下抽放技术主要在该地区开展。羽状水平井、套管完井等技术在该地区试验取得成功, 并得到大力推广。该地区煤层气开发具有技术上的优势。

(2) 某地区煤层气开发的基础数据及评价参数。煤层气生产的基础数据由相关开发公司提供。

该地区勘查投入7.23亿元, 煤层气田采用400m井距, 建设期2年, 生产期15年, 按现在的生产现状, 投产井2340口, 单井产气量平均1500m3/天, 年平均生产330天。

煤层气的销售价格为1.2元/m3 (其中包括国家补贴0.2元/m3) 。

固定资产投资57.33亿元 (其中, 70%贷款, 30%自有资金) 贷款利率为6.14%, 流动资金贷款利率为5.56%。

生产总成本。单井生产总成本合计54.43万元/年。根据《关于加快煤层气抽采有关税收扶持政策问题的通知》 (财税〔2007〕16号) 规定, 对独立核算的煤层气抽采企业购进的煤层气抽采泵、钻机、煤层气监测装置、煤层气发电机组、钻井、录井、测井等专用设备, 统一采取双倍余额递减法或年数总和法实行加速折旧。

土地使用税为每年3元/平方米, 每口井占地1000平方米, 单井土地使用税为0.3万元/年。

矿产资源补偿费根据《矿产资源补偿费征收管理规定》 (1994年国务院令第150号) 征收, 矿产资源补偿费率为1%。

销售税金及附加。根据《关于加快煤层气抽采有关税收扶持政策问题的通知》 (财税〔2007〕16号) 规定, 对煤层气抽采企业的增值税一般纳税人抽采销售煤层气实行增值税先征后退政策。对地面抽采煤层气暂不征收资源税, 增值税先征后退, 城建税按增值税的1%计征, 教育费附加按增值税的3%计征。

销售费用与期间管理费用。销售费用按销售收入的0.2%计算;期间管理费用按销售收入的0.4%计算。

企业所得税。《中华人民共和国企业所得税法》 (主席令第63号) 规定企业所得税的税率为25%。

财务基准收益率。参照国家发展改革委和建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数》 (第三版) , 陆上气田开采的财务基准收益率为12%。

2、煤层气资源开发经济评价方法

本次经济评价方法采用现金流量贴现法 (DCF法) 。现金流量贴现法 (简称DCF法) , 其实质是求一个贴现率。使现金流入的现值合计等于现金流出现值的合计, 此求出的贴现率就是动态投资收益率, 亦称内部收益率。

财务内部收益率 (FIRR) 是指项目在整个计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率, 它反映项目所占用资金的盈利率, 是考察项目盈利能力的主要动态评价指标。其表达式为:

式中:FIRR———财务内部收益率;

CI———现金流入量;

CO———现金流出量;

(CI-CO) t———第t年的净现金流量;

n———计算期。

在财务评价中, 将求出的财务内部收益率 (FIRR) 与行业的财务基准收益率进行比较, 当FIRR大于行业财务基准收益率时, 即认为其盈利能力已满足最低要求, 在财务上是可以考虑接受的。

3、煤层气开发财税制度设计方案

本文采用以上煤层气开发基础数据, 并针对价格补贴0.2~0.9元/m3;免征土地使用税;免征矿产资源补偿费;所得税实行“二免三减半”征收 (由于煤层气开发利用的社会效益远远大于经济效益, 可考虑参考社会公益项目实行所得税优惠政策, 即煤层气生产企业经认定后, 自获利年度起, 第一年和第二年免征企业所得税, 第三年至第五年减半征收企业所得税) 等条件, 根据经济评价结果, 对煤层气开发利用财税政策设计了六种方案 (见表5) 。

第一种方案是现行政策下的情况, 即价格补贴为0.2元/m3, 矿产资源补偿费费率为1%, 土地使用税为3元/m2, 所得税税率为25%, 该方案内部收益率为5.93%, 小于财务基准收益率12%, 该方案不可行。

第二种方案是价格补贴仍为0.2元/m3, 免征矿产资源补偿费和土地使用税、所得税实行“二免三减半”的方案, 该方案内部收益率为6.95%, 小于财务基准收益率12%, 该方案也不可行。

第三种方案和第四种方案, 免征矿产资源补偿费和土地使用税、所得税实行“二免三减半”, 国家提高价格补贴政策, 提高到0.3元/m3和0.4元/m3, 两个方案内部收益率分别为8.20%和10%, 均小于财务基准收益率12%, 方案3和方案4均不可行。

第五种方案是价格补贴提高到0.5元/m3, 免征矿产资源补偿费和土地使用税、所得税实行“二免三减半”, 该方案内部收益率为11.6%, 与财务基准收益率12%基本相当, 该方案可行。即在免征矿产资源补偿费和土地使用税、所得税实行“二免三减半”的条件下, 只有国家价格补贴达到0.5元/m3时, 煤层气开发项目才在经济上可行。

第六种方案免征矿产资源补偿费和土地使用税、所得税实行“二免三减半”, 价格补贴为0.6元/m3, 该方案内部收益率为13.1%, 大于财务基准收益率12%, 方案六可行。

比较以上六种制度方案可以看出, 若考虑中国目前煤层气行业现状和发展趋势, 选择方案五或方案六最为合适。

四、结论

为加快推进中国煤层气资源开发利用进程, 在维持现有的优惠政策基础上, 要进一步加大对煤层气资源开发利用的税费、财政、专项等综合性的优惠支持力度。

1、提高煤层气财税补贴标准

根据以上煤层气开发利用经济评价的结果, 参照国外对煤层气资源开发利用的扶持政策, 中国应延长现有煤层气税费优惠政策的时间, 并出台新政策鼓励煤层气资源的勘查开发。改革现行煤层气资源开发利用的税费优惠政策和财税补贴政策, 制定比现行政策更加优惠的税费政策、财税补贴政策和其它扶持政策。为支持煤层气开发利用的可持续发展, 建议将煤层气财政补贴标准提高到0.5~0.6元/m3。同时, 积极探索对于煤层气资源禀赋不同的, 采取差别化的财税补贴政策, 以利于市场经济的公平竞争。

2、对生产煤层气的企业所得税自开发项目盈利起实行“二免三减半”政策

由于在现行价格补偿政策下, 即使免征矿产资源补偿费, 煤层气开发项目仍然亏损。中国煤层气开发利用的社会效益远远大于经济效益, 可以参考社会公益项目实行所得税优惠政策, 煤层气生产企业经认定后, 自获利年度起, 第一年和第二年免征企业所得税, 第三年至第五年减半征收企业所得税。

3、免征煤层气开发的土地使用税

为体现国家产业倾斜政策, 支持重点产业的发展, 国家对核能、电力、煤炭等能源开发用地特点, 划分了征免税界限, 给予了政策性土地使用税减免照顾。此外, 对受市场因素影响, 纳税人难以维系正常生产经营, 出现较大亏损的给以免除土地使用税。煤层气产业属于国家重点支持产业, 符合能源开发用地特点, 而且目前开发几乎全部严重亏损, 建议国家免征煤层气开发的土地使用税。

4、地方尽快出台对煤层气开发利用的补贴政策

2007年4月20日, 财政部出台《关于煤层气 (瓦斯) 开发利用补贴的实施意见》 (财建〔2007〕114号) 规定:中央财政按0.2元/m3煤层气 (折纯) 标准对煤层气开采企业进行补贴, 在此基础上, 地方财政可根据当地煤层气开发利用情况对煤层气开发利用给予适当补贴, 具体标准和补贴办法由地方财政部门自主确定。目前只有山西省已实行0.05元/m3政策补贴。其它各省应按照此办法尽快出台相应的煤层气开发利用政策性补贴, 以鼓励煤层气的开发利用。

参考文献

[1]张卫东、孟庆春、魏韦:煤层气勘探开发与展望[J].中国煤层气, 2009 (5) .

[2]姚国欣、王建明:国外煤层气生产概况及对加速我国煤层气产业发展的思考[J].中外能源, 2010 (4) .

[3]江怀友、李治平等:煤层气资源勘探与开发[J].中国石油企业, 2009 (7) .

[4]雷群、李景明、赵庆波:煤层气勘探开发理论与实践[M].北京:石油工业出版社, 2007.

[5]黄盛初、刘文革、赵国泉:中国煤层气开发利用现状及发展趋势[J].中国煤炭, 2009, 35 (1) .

[6]刘馨:中国煤层气最新产业政策[J].中国煤层气, 2009 (4) .

[7]王潇、吴亚红:制约我国煤层气产业发展因素的分析[J].江汉石油职工大学学报, 2009 (7) .

[8]马燕:我国煤层气产业化仍存难题[N].中国国土资源报, 2010-05-26.

3.煤层气开发利用模式 篇三

关键词：瓦斯抽采?瓦煤层求利用?抽采方法

中图分类号：TD84 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）10（a）-0146-01

1 矿区概况

铁法煤业（集团）有限责任公司现有8个生产矿井，核定生产能力为2175万t。8个矿井中6个为高瓦斯矿井，2个为煤与瓦斯突出矿井。铁法煤田为一多煤层的陆相湖泊沉积煤田，生成于中生代上侏罗纪，地表大部分被第四系覆盖，基本上属于全隐蔽型煤田。含煤段发育在侏罗纪，由上、下两个含煤段及中部砂泥岩段组成。下含煤段：由灰至灰黑色的粗、中、细、粉砂岩、泥岩及煤层组成，厚度90～240m，一般为165m；中部砂泥岩段：以灰、灰白色粉砂岩至粗砂岩为主，夹黑色泥岩，此泥岩沉积非常稳定，厚度20～60m，一般为40m；上含煤段：由灰至灰黑色的砂岩与煤层、炭质泥岩互层组成，煤层之间多夹有中、粗粒砂岩。厚度85～185m，一般为120m。

2 矿井瓦斯抽采工作及煤层气利用现状

2.1　瓦斯抽采工作现状

受成板块和造山运动的影响我国煤炭赋存大多较深，这就决定了，我国煤矿大多为井工开采。在瓦斯、顶板、火灾等诸多灾害中瓦斯事故尤为严重，矿井瓦斯时时刻刻严重威胁煤矿井下安全生产[1][2]。经过50余年的采矿实践，铁煤集团形成了一套比较完善的瓦斯抽采系统及一套较完整瓦斯抽采技术体系，采用多种瓦斯抽采方法立体抽采工作面及矿井瓦斯，并取得了一定的成绩。各生产矿井共建有12座瓦斯抽采泵站，安装各种型号的瓦斯抽采泵53台，额定瓦斯抽采能力为8820m3/min。井下敷设各种型号的瓦斯抽采管路20.6万m，2011年瓦斯钻孔累计完成396909m，矿井瓦斯抽采率为52.78%。目前使用的瓦斯抽采技术有：原始煤层压裂井开采技术、地面采动区立井抽采技术、顶板瓦斯道抽采技术、底板瓦斯道抽采技术、横向消火道抽采技术、斜交钻孔抽采技术、导入法抽采技术、本煤层瓦斯抽采技术、埋管抽采技术、上隅角立管瓦斯抽采技术等。

2.2 煤层气利用现状

铁煤集团煤层气利用工作由煤层气分公司进行管理，各生产矿井瓦斯泵站向煤层气公司储气罐供气，煤层气公司向用户供气。现有地面管路254000m，共有储气罐11座，储气能力22.25万m3，低浓度瓦斯发电机组17台。目前有原始煤层压裂井31口，年抽采瓦斯量1160万m3，采动区立井112口，封闭采空区立井5口。2011年瓦斯利用量6266.8万m3，瓦斯利用率为77.16%，目前煤层气民用用户有20万户，55万人。工业用户为法库陶瓷工业城。

3　瓦斯抽采、利用工作存在的主要问题

3.1 瓦斯抽采方面存在的主要问题

铁法煤田为复合煤层，多年来，各生产矿井煤层开采顺序为自上而下开采，先采4煤层，再采7、9煤层，采煤工作面瓦斯来源主要以临近层卸压瓦斯为主，采用的瓦斯抽采方法主要以控制临近层瓦斯涌出为主，例如在开采4煤层时，主要抽采2煤层的卸压瓦斯，而且在开采4煤层的同时没有对7煤层的瓦斯进行抽采。这就造成在回采7煤层的时候很难抽采出浓度大于30%的瓦斯，瓦斯资源回收率较低。高瓦斯矿井没有进行本煤层瓦斯预抽，造成在回采过程中工作面配风较大，采空区受通风负压影响较大，影响了瓦斯抽采浓度。

3.2 瓦斯利用工作存在的主要问题

矿井瓦斯抽采量与压裂井产量差距较大，压裂井目前日产量约为4.5万m3，各气源矿井日供气在30万m3左右。矿井正常生产时可以满足用户需要，矿井在五一、十一、元旦、春节放长假时气源紧张。大隆矿、晓南矿瓦斯泵站正压端输气距离长，管路老化，气源无法全部输出。

4　提高矿井瓦斯抽采率的技术途径及建议

合理生产布局：结合矿井防治煤与瓦斯突出及抽采达标工作要求，优先考虑瓦斯抽采，绝对瓦斯涌出量大于30m3/min的采煤工作面在设计时布置瓦斯抽采巷抽采或地面采动区立井抽采[3]。结合铁法煤田煤层赋存状况，充分利用煤层群开采优势，合理布置顶底板瓦斯抽采巷最大限度回收煤层气资源，大兴矿、大隆矿在开采保护层的同时抽采被保护层的卸压瓦斯，开采保护层要对保护层进行抽采。引进瓦斯抽采先进技术及设备，采用大功率、大直径瓦斯抽采设备，提高瓦斯抽采量。

5　提高煤层气利用的途径

加快原始煤层压裂井施工，形成规模化抽采，缓解瓦斯利用紧张局面；施工采空区立井，作为气源补充；改造地面供气管网，减少供气阻力，提高供气能力；购进浓度瓦斯浓缩设备，减少低浓度瓦斯排放，提高瓦斯利用量[4][5]。

6 结语

文中以以铁法集团为例，介绍了矿区煤层地质构造，重点论述了矿井瓦斯抽采及煤层气利用现状。通过在长期的实践，发现并指出了现有技术对瓦斯抽采及煤层气利用技术的不足指出，并提出了相应的改进措施及建议，对相关矿井在瓦斯抽采及煤层气利用过程中，可以起到借鉴作用。

参考文献

[1]　俞启香.矿井瓦斯防治[M].徐州：中国矿业大学出版社.

[2]　马丕梁.煤矿瓦斯灾害防治技术手册[M].北京：化学工业出版社，2007：89-94.

[3]　朱诗山.煤矿瓦斯抽放技术[J].煤炭技术，2009，28（6）：102-103.

[4]　孙茂远.煤层气勘探开发手册[M].北京：煤炭工业出版社，1998.

4.中国煤层气勘探开发进展综述 篇四

中国煤层气勘探开发进展综述

综述了中国煤层气勘探开发利用现状,尤其是“十五”期间中国煤层气取得的进展.总结了中国煤层气资源勘探开发成果:基础研究和应用研究齐头并进;勘探方向更加明确;煤层气勘探开发关键技术类型多样,试验推广应用范围扩大;十大重要勘探成果初露煤层气产业化曙光.国家级沁南潘河煤层气开发示范项目、晋城寺河煤层气开发项目、沁南枣园煤层气开发试验项目、阜新煤层气开发试验项目的建成和投产,标志着中国开始进入煤层气商业化开发阶段.

作 者：叶建平YE Jian-ping  作者单位：中联煤层气有限责任公司,北京,100011 刊 名：地质通报  ISTIC PKU英文刊名：GEOLOGICAL BULLETIN OF CHINA 年，卷(期)： 25(9) 分类号：P61 关键词：煤层气   勘探   开发   沁水盆地   鄂尔多斯盆地  

5.煤层气开发利用模式 篇五

开发地质条件研究将为贵州六盘水煤田盘关向斜煤层气勘探开发提供科学依据.为此,以煤田地质勘探和矿井瓦斯资料为基础,结合井下煤层割理裂隙观测和室内等温吸附实验等方法手段,总结了煤层气地质背景,揭示了煤储层特征和含气性特征,估算了理论采收率和煤层气资源量.研究结果表明:盘关向斜为水压向斜煤层甲烷气气藏,2000 m以浅煤层气资源量达1778×108m3;该区煤层气资源量丰富、埋深和煤级适中、含气量较高、渗透性较好,具备煤层气开发的.基本条件;盘关向斜煤层主要属勉强可以抽放煤层和易于抽放煤层,部分为较难抽放煤层,煤系下部煤层透气性较上部煤层为好;煤层气利用方式则可选择发展以甲烷为原料的化工工业.

作 者：易同生 张井 李新民 YI Tong-sheng ZHANG Jing LI Xin-min  作者单位：易同生,YI Tong-sheng(中国矿业大学资源与地球科学学院;贵州省煤田地质局)

张井,李新民,ZHANG Jing,LI Xin-min(中国矿业大学资源与地球科学学院)

刊 名：天然气工业  ISTIC PKU英文刊名：NATURAL GAS INDUSTRY 年，卷(期)：2007 27(5) 分类号：P61 关键词：六盘水煤田   盘关向斜   煤成气   开发   地质   评价  

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6.煤层气开发利用模式 篇六

焦作矿区位于河南省北部,开采二叠系下统二1煤层,是优质的无烟煤生产基地,面积约1 000 km2。矿区现有生产矿井14对,70%以上为煤与瓦斯突出矿井,矿井瓦斯绝对涌出量为154.4 m3/min,年瓦斯涌出总量约0.8亿m3[1]。随着矿井开采深度增加,瓦斯涌出量不断增大,曾多次发生煤与瓦斯突出事故,瓦斯危害与事故严重地威胁着矿井安全生产。

为降低矿井生产安全隐患,充分利用煤层气资源,焦作矿区部分矿井相继开展井下煤层气抽放和地面抽采工作,已建有9个抽放矿井,建成10个煤层气抽放站,年抽放量可达1 400万m3[1]。随着煤层气勘探开发的兴起,先后有多家单位在矿区内开展基础煤层气研究和地面勘探开发试验工作,该区煤层厚度大、平面分布稳定,埋藏适中、煤层含气量和含气饱和度较高,逐步成为高煤阶煤层气勘探开发的热点地区;在二1煤层埋深800 m以浅,累计竣工煤层气参数井和生产井近40口,部分煤层气井日产量达600 m3,表现出良好的产气前景;由于矿区二1煤层渗透率较低,煤体结构变化较大,仍不能形成经济型煤层气排采井群。此次对焦作矿区煤层气赋存地质条件、赋存特征和储层特征进行分析、总结,以指导煤层气勘探开发井位选择和成井方法,实现煤层气开发的新突破。

1 煤层气赋存地质条件

1.1 构造条件

焦作矿区总体为一走向北东、倾向南东的单斜构造,地层倾角6°~16°,局部25°~30°。区内断裂发育,多为高角度正断层,按构造特征可分为三级,盘古寺断层(F8)为一级断裂构造;凤凰岭断层(F4-2)和耿黄断层(F40)为二级断裂构造;九里山断层(F14)、薄壁断层(F41)和峪河断层(F20)为三级断裂构造[2]。矿区据凤凰岭断层和峪河断层分为3个断块,峪河断层以北为北部断块,峪河断层和凤凰岭断层之间为中部断块,凤凰岭断层和盘古寺断层之间为南部断块(图1)。

1.2 埋藏条件

(1)深度条件。经构造运动,矿区被断裂切割成一系列断块,断块间煤层埋深差异较大。北部断块为地层走向北西、倾向南西的单斜构造,二1煤层埋藏390 m以深[3],北东浅,南西深;中部断块为地层走向北东、倾向南东的单斜构造,二1煤层埋藏50m以深[4],西北浅,东南深;南部断块整体为向斜构造,二1煤层埋藏550 m以深[5],向斜轴向东倾伏,西浅东深。受风化剥蚀和断层抬升影响,在同一方向,北部断块煤层埋藏浅,上覆基岩薄;南部断块煤层埋藏深,上覆基岩厚。

埋藏深度是影响煤层气富集的主要地质因素,煤层气含量与上覆基岩厚度密切相关。矿区在煤层埋藏500 m以深,气含量等值线与煤层底板等高线大致相同,含量总体随深度增加而增高,煤层埋深在1 100 m左右,气含量达到最高值,而后随深度增加略有下降。

(2)围岩条件。二1煤层顶板主要为泥岩、砂质泥岩和粉砂岩,其中泥岩分布最广,细—中粗粒砂岩零星分布。泥岩分布于恩村井田、马厂勘查区、程村井田和赵固井田,厚0.30~17.67 m,平均厚3.97m;砂质泥岩、粉砂岩主要分布于演马庄井田、九里山井田、冯营井田,厚0.30~26.84 m,平均厚6.69m[1];砂岩(细—粗粒砂岩)仅在中马村井田有零星分布,厚0.80~33.49 m,平均厚9.75 m[6]。二1煤层底板岩性为泥岩、砂质泥岩和粉砂岩。

煤层顶、底板岩性和厚度是煤层气藏保存的重要条件,顶、底板岩性特征取决于聚煤沉积环境。顶、底板以泥岩、砂质泥岩为主时,厚度越大,煤层易形成相对封闭的环境,有利于煤层气的保存。焦作矿区二1煤层顶、底板以泥岩、砂质泥岩为主,透气性较差,气体难以向外逸散,对煤层气的保存有利。

1.3 水文地质条件

(1)内在含水性。煤层内在水分含量与煤层气含量呈消长关系。一般情况下,煤变质过程中,从褐煤到无烟煤,煤颗粒表面的亲水能力逐渐减弱,内在水分逐渐减少。焦作矿区二1煤为无烟煤,煤颗粒表面的亲水能力较弱;据勘查资料统计,二1煤水分1.0%~2.0%居多,平均1.66%[6],煤的内在水分含量较少,有利于煤层气的吸附富集。

(2)围岩含水性。煤层围岩含水性对煤层气的赋存有一定影响。顶、底板为砂岩、灰岩等岩溶裂隙发育的强含水层时,富水性较强,水分子易吸附于煤粒表面,减弱煤对CH4吸附能力,且侵占煤的微孔隙,排挤呈自由状态的游离CH4,降低煤层气含量;煤层顶、底板为泥岩、砂质泥岩等弱含水层或隔水层时,富水性弱,有利于煤层气保存。

(3)地下水流动性。地下水运动强度与煤层气富集呈负相关关系。地下水对CH4具溶解作用,溶解度为0.15~2.83 L/L[1],可使CH4随地下水流动而运移、失散和聚集;在断层附近的岩溶裂隙水强径流带,造成煤层气逸散,气含量较低,向斜轴部附近地下水活动迟缓,利于煤层气富集,气含量较高。

2 煤层气赋存特征

2.1 煤层气含量

(1)北部断块。受峪河断层(F20)影响,断块地层大幅度抬升,长期遭受风化剥蚀,致使二1煤层上覆基岩厚度小,且断块内断裂多为开放性正断层,不利于煤层气保存,煤层气含量较低,二1煤层CH4含量为0.01~15.36 m3/t,一般为2.79 m3/t[7,8]。其生产矿井赵固一矿、赵固二矿、程村矿等均为瓦斯矿井[9,10]。

(2)中部断块。发育燕山期形成的北东、北北东向断裂,受挤压作用为主,后期受拉张作用,多为反倾向走向正断层,将断块切割成一系列阶梯状小断块,构造复杂,煤层气含量较高,二1煤层CH4含量为3.59~51.38 m3/t,一般为13.48 m3/t。其生产矿井中马村矿、冯营矿、方庄矿、古汉山矿、九里山矿和演马庄矿均为瓦斯突出矿井[11]。

(3)南部块段。主要发育近东西向断裂和褶皱,而北北东向构造不甚发育,与中部断块相比,构造相对简单,而煤层气赋存条件好,二1煤层CH4含量高,普遍在30 m3/t以上,最大89.45 m3/t[12,13]。

2.2 煤层气赋存特征

在226.96~1 650.90 m取样范围内,二1煤层CH4含量0.01~89.45 m3/t,平均16.31 m3/t;煤层气成分以CH4为主,占煤层气成分的23.79%~99.48%,一般90%左右;其他为N2和CO2,一般9%左右;含少量重烃,一般小于1%。

该区煤层气含量平面分布特征与煤层埋深变化相关。据统计,在二1煤煤层气风化带以深(约500m煤层埋深),气含量递增梯度2.72 m3/(t·hm),煤层气含量峰值出现在煤层埋深达1 100 m,最高达89.45 m3/t,而后随煤层埋深增加缓慢降低[14]。

3 煤层气储层特征

3.1 煤层特征

二1煤层位于山西组下部,全区发育,属较稳定厚煤层,煤厚0.65~19.59 m,一般为5~6 m,结构较简单,一般不含夹矸,局部含1~2层夹矸。

二1煤为灰黑—黑色,块状、粉状,北、中部断块多为块状,南部断块粉状居多;煤体较坚硬,坚固性系数为0.64~2.90,一般为1~2;透镜状、条带状结构,层状构造,多为原生结构煤,局部为构造煤。煤岩组分以亮煤为主,暗煤次之;煤岩类型多为半亮型,少量光亮型和半暗型。

3.2 裂隙特征

区内二1煤层变质程度较高,裂隙不甚发育,且不同地段裂隙发育程度具不均一性。据九里山矿井下煤层观察,裂隙密度差异较大,为1~150条/cm,以追踪张裂隙、共扼剪裂隙为主,构造形迹多表现为雁行状和菱形网状,展布方向与宏观断裂构造方向具一致性[1]。

3.3 吸附特征

据压汞试验资料,该区二1煤孔隙表面积以微孔为主,占96.6%,中、大孔仅占3.4%,由此可知,该区二1煤的吸附能力强。据马厂勘查区二1煤等温吸附试验,当温度为30~35°C时,煤对CH4最大吸附量区间在28.15~49.92 m3/t[14];由于马厂勘查区实际解吸含气量更高,则表明部分地段存在超压吸附[15]。

3.4 渗透性

据勘查测试资料,中部断块的中马村矿二1煤层渗透率0.001×10-3μm2,经水力压裂处理后,渗透率提高至0.771 6×10-3μm2;南部断块恩村井田二1煤层渗透率0.002×10-3μm2[1];马厂勘查区北部二1煤层渗透率0.13×10-3μm2,南部二1煤层渗透率0.30~0.49×10-3μm2。由此说明,焦作矿区二1煤层的渗透性较差,远低于全国煤储层渗透率的平均值1.27 m D。

3.5 储层压力

经煤层气参数井测试,南部断块储层压力7.30~11.52 MPa,压力梯度0.88~1.09 MPa/hm,属正常~超压状态;中部断块储层压力2.52~4.03MPa,压力梯度0.59 MPa/hm,属欠压状态[14]。

4 开发利用前景

4.1 煤层气资源量

浅部以煤层采空区或煤层气风化带为界,深部至煤层埋深2 000 m等值线,焦作矿区二1煤煤层气资源量估算面积712.55 km2,获得煤层气资源量为1 196.38亿m3;其中预测资源量406.94亿m3,远景资源量789.44亿m3[1]。各断块煤层气资源量分布情况见表1。

4.2 开发条件分析

(1)煤层厚度。二1煤层厚度一般5~6 m,属较稳定的厚煤层,结构简单,无明显分岔现象,有利于煤层气的整体排水降压。

(2)含气饱和状态。二1煤层变质程度较高,无烟煤阶段,生气量大,煤层封盖条件好,各断块内含气量由浅部向深部有逐渐增高趋势。受煤层埋深、基岩厚度、构造条件、围岩封闭和地下水活动等因素的控制,各断块煤层气含量不均。北部断块二1煤层含气量低,处于欠饱和状态;中部、南部断块深部二1煤层含气量高,多为饱和状态或近饱和状态。

(3)资源丰度。全矿区二1煤层气总资源量为1 1 9 6.3 8亿m3,煤层气资源总丰度为1.6 8亿m3/km2,气资源分布具有明显分带性,由浅至深煤层气资源丰度逐渐增大。北部断块资源丰度低,为0.71亿m3/km2;中部断块资源丰度较高,为1.50亿m3/km2;南部断块资源丰度高,资源丰度为2.72亿m3/km2(表1)。

(4)煤层埋深。矿区整体为单斜构造,由北西向东南煤层埋深逐渐增加,但由于北东向断层的切割,形成多个煤层埋藏深浅不一的断块。浅部300~500 m二1煤层多数为生产矿井采空区,且属煤层气风化带,已无勘探开发价值;对煤层气开发有利的煤层埋深在500~1 200 m。

(5)物性特征。矿区煤中孔隙度及其孔径大小由煤岩类型及其煤化程度等决定,由东北向西南、由浅部至深部,二1煤的孔隙度由小到大,此外,断裂构造附近煤的孔隙度大幅度升高。二1煤层渗透率差异较大,主要取决于断块构造部位、煤中裂隙特征和煤体结构,断层构造带附近煤层渗透率较高。矿区煤层原始渗透率一般较低,但压裂后煤层渗透率明显增高。

(6)储层压力。煤储层压力一般随煤层埋深增加而增加,各断块储层压力差异较大,储层压力梯度一般为0.5~1.1 MPa/hm,南部断块大部为正常—超压储层,中部断块多为低压储层。

4.3 矿区综合评价

(1)参数选取。依据煤厚、气含量、资源丰度、煤层埋深定量评价,煤体结构、构造复杂程度、水文地质条件定性评价,含气饱和度、压力梯度、渗透率、临储比等参数综合评价。主要评价参数见表2。

(2)评价结果。依据评述参数,推测南部断块最有利—有利区块;中部断块为有利—较有利区块,局部为不利区块;北部断块多为不利区块。

5 结语

焦作矿区中部、南部断块二1煤层厚度稳定,煤层气资源量丰富,储层压力较高,有较大的开发潜力。南部断块恩村井田施工1口煤层气参数井(CQ6),单井日产量最大500 m3,认为恩村井田煤层气资源条件好,具有较好的开发前景。

矿区渗透率较低,影响煤层气整体开发利用。中部断块古汉山井田曾施工煤层气试验井5口,其中西部3口按三角形小型井网布置,采用裸眼造穴和水力压裂等增产工艺,对煤储层进行强化和改造,并进行了排采试验,单井日产量为100~600 m3,差异较大。初步认为由于煤储层非均质性的影响,使煤层气扩散速度较慢,煤层气井产量上升缓慢而产生差异。

新工艺、新方法的应用是煤层气勘探开发成功的关键,应在有利区块内施工煤层气参数井,进一步探索矿区煤层气地质特征、成井工艺和储层改造措施,并加强成井方法的研究,以提高煤层气产能。

摘要：煤层气富集与地质条件和储层特征密切相关。利用煤田勘查和矿井生产资料,分析了焦作矿区二1煤煤层气赋存地质条件、赋存特征和储层特征;研究表明,区内煤层气含量与煤层埋深、围岩气密性呈正相关,与水文地质条件呈负相关,并受构造条件制约;预测矿区中部断块和南部断块二1煤煤层气资源丰富,有较好的开发利用前景。由于煤层渗透率较低,煤体结构变化较大,部分地段不利于通过压裂产生有效延伸长度和导流能力的裂隙,需要进一步探索成井工艺和储层改造措施,以提高煤层气产能。

7.煤层气开发利用模式 篇七

沁南地区为丘陵、山地, 地形起伏大, 地理环境不利于煤层气勘探开发建设。山西煤层气分公司在坚持管理创新、技术创新基础上, 探索形成了“建设标准化、技术工业化、组织扁平化、运作市场化、现场自动化、上下游一体化”的“六化”建管模式。

二应用范围

经过八年的探索, “六化”建管模式已成功应用于山西煤层气分公司, 适用于油气田企业现代化管理。

三形成背景

2006年5月, 油田公司从优化产业结构、实现油气资源的有效接替、开辟新的经济增长点的战略高度出发, 成立了山西煤层气勘探开发分公司。煤层气作为新兴能源、新兴产业, 前无经验可循, 后无标准可鉴, 在勘探开发进程中, 不断探索建设和管理方法, 形成了“六化”管理模式。

四运行方式

1.科学布局, 坚持建设标准化。建设标准化是提升质量和效益的基础。我们在井站建设中坚持“标准化设计、模块化建设、撬装化安装”的地面建设新模式。目前建设的19.5亿方产能所辖单井、集气站、处理中心全部实施统一平面布局、设备选型、工艺流程安装, 达到了“预制、组装、复制、快速”的目的, 降低了投资, 提高了效率。在当前环境保护、土地征用、建设进度等问题突出的情况下, 建设标准化的优势得到充分发挥。

根据抽油机型号, 将单井抽油机基础, 由原来不同厂家、不同型号的10种, 优化减少到3种, 缩短了基础预制和安装时间, 保证了后续产能建设工作的迅速展开。

2.创新驱动, 探索技术工业化。技术工业化是煤层气产业可持续发展的强力支撑。我们孜孜不倦地探索和创新, 通过持续深化煤层气成藏机理研究, 摸索开发规律, 建立了一整套国内领先的煤层气技术工艺体系。总结形成了山地浅层地震采集、处理、精细解释技术, 高阶煤煤层气有利区勘探评价技术, 使井位部署、钻井井型更加科学合理。有效攻克了水平井钻井关键技术, 每口井投资由最初的1300万元降到900万元。探索形成了“变排量、活性水加砂”的压裂技术, 自主研发了具有知识产权的粉煤灰过滤器, 大大降低了粉煤灰对压缩机的损害, 提高了运转时率。探索掌握了稳定的煤层气低压湿气集输工艺技术, 连续5年实现安全平稳运行。诸多技术瓶颈的攻克, 为我们向煤层气技术工业化可持续发展提供了有力的技术支撑。

确立了“五段三压”排采方法, 使单井日产量平均提高了500方, 围绕“五段三压”法的两个管控模式, 将地质、工程、作业区及物资、设备等与生产相关的各个部门紧密联系在一起, 明确各自的管控重点及相互关系, 共同做好单井排采。其运行流程为:

几年来, 在公司上下大力支持下, 我们科学编制煤层气技术规范标准, 先后形成了由5个领域、17个技术系列、45个单项技术构成的煤层气勘探开发技术有形化序列, 编制标准70项, 占领了煤层气技术制高点。

3.完善机制, 推行组织扁平化。组织扁平化, 是应对煤层气低成本开发, 提升管理水平的重要举措。与常规油气相比, 我们管理区域广、井站数量多, 并且所处位置山高沟深, 管理难度大。对此, 从建设初期, 我们就坚持一岗多能的“大工种”模式, 以自动化管理为基础, 以提高员工素质为手段, 严控用工总量, 压缩管理层级, 打破传统的四级管理模式, 实行“分公司—作业区—班组”三级管理。目前, 分公司609名员工就管理着2050口气井、11座集气站, 并且随着产能建设规模的扩大, 井、站数量将继续增多。

员工素质的高低是实施扁平化管理的关键。为适应扁平化管理模式的要求, 我们大力实施人才培养战略, 制定了《人才培养规划》, 按照技术、管理、操作员工三个层面, 积极拓宽培训培养渠道, 搭建起了先导试验基地、技术交流会、师带徒、操作员工技能大赛等多个平台, 促进了队伍业务整体素质和能力的全面提升。在油田公司第十一届采气工技能大赛中, 我们有5名选手进入前八名。

4.引入竞争, 推进运作市场化。运作市场化, 是充分利用市场资源, 提升质量效益的必然选择。我们打破传统的关联交易方式, 在钻、录、固、测及地面建设、自动化维护、压缩机、电力保运等工程中引入市场竞争机制, 鼓励社会各方参与, 形成社会资源力量充分竞争、为我所用的市场格局。在集气站和处理中心压缩机保运中引进两家队伍, 形成竞争机制, 既提高了工作效率, 也达到了降本增效的目的。与沁水县共建消防队, 既保证了安全生产需要, 又每年节约100多万元的管理费。采用公开招标的方式, 引进钻井队伍, 将直井每米钻井成本由当地的500元, 降到420元, 是所有煤层气企业最低的一家。严格施工队伍管理, 制定考核标准, 每季度组织基层单位对施工队伍打分, 达不到标准的, 实行末站淘汰。目前, 已有7家队伍退出了分公司市场。层层签订《安全环保责任状》, 开展隐患排查, 高峰时, 200多家施工队伍, 未出现任何安全环保事故, 连续八年获油田公司安全环保先进单位。

5.管理创新, 实现现场自动化。自动化是管理创新的重要手段, 是实现技术工业化的基础和必然要求。目前, 分公司2050口单井、11座集气站、处理中心全部实现了集设备远程自动启停、数据自动采集、报表自动生成、智能判断于一体的自动化生产管理系统, 减少用工总量45%, 管理水平和工作效率得到大幅提升。

第一, 制定完善的工作制度。为了确保自动化系统的可靠运行, 制定“ABC”分类管理制度、自动化问题早会上报制度。对自动化管理人员进行分类管理, 主要分为硬件管理和软件管理。作为管理层面, 负责自动化系统的全面工作, 是调度煤层气井站控制功能的核心。仪表自动化硬件管理主要负责仪表自动化的技术管理工作, 建立健全仪表自动化管理制度, 全面管理单井、集气站、中央处理厂硬件设备的安装与维护, 保证自动化系统硬件正常使用。

第二, 严格执行管理过程, 采用市场化管理模式, 优选维护队伍, 按照分公司体系标准签订相关合同, 严格执行签订程序, 制定完善的合同内容, 监督合同履行情况。强化气井的日常监控和过程管理, 对气井发生的细微变化, 及时进行分析处理。在自动化管理出现问题时, 作业区坚持紧抓发现、及时汇报、正确处理三个环节。同时规范仪器仪表检定周期, 加强对仪器仪表的维护和管理。采用先进的三维地理信息系统, 煤层气所有单井、采气 (集气) 线、集气站、处理中心生产信息已通过地图信息存储到计算机中, 形成了一套煤层气查询专用的三维地理信息管理系统。

第三, 建立“以考核促管理”体制。山西煤层气分公司制定了外部和内部考核相结合的方法推进考核体系的执行。分公司工程所不定期组织相关人员对维护单位及现场进行抽查、监督落实, 并在每季度末开展自动化考核大会, 工程所组织各作业区对自动化维护单位的维护情况进行打分、考核, 并发布考核公报。在各作业区自动化管理中, 将单井自动化远程启停率、通信成功率、故障报警率纳入各作业区绩效考核中, 将考核结果与业绩奖励工资挂钩, 促进各作业区自动化管理的主动性, 提高管理水平。

第四, 开展员工针对性培训, 在培训中采取室内讲座和室外现场操作, 技术研讨和课题合作等相结合的培训方式, 以解决制约自动化提高的关键技术难题为重点, 提升专业技术人员分析问题、解决问题的能力。通过培训, 使各个层次的员工学会“用创新的思路去研究问题, 用科学的手段去分析问题, 用系统的方法去解决问题”。

在多雨的夏季和大雪封山的冬季, 智慧气田逐渐显示出强大优势。自动化的应用, 使这个问题得到了较好解决。2014年4月5日, 由于雷雨天气, 导致樊北作业区142口排采井出现闪停。依托自动化系统, 按照先重点后一般的启井原则, 逐口启抽, 经过二十分钟的连续操作, 启井138口, 仅有4口井因故障未能正常启抽, 但自动化系统对故障井做出了准确判定, 为检修赢得了时间。

6.整体布局, 助推上下游一体化。勘探开发销售一体化, 是充分利用资源、提升抗风险能力的重要保证。我们在发展上游业务的同时, 进一步拓展下游业务。结合山西省提出的“气化山西”发展规划, 积极协调地方关系, 支持华港燃气集团就地建设加气站和LNG加工厂, 发展绿色燃料, 推进能源结构调整。与当地企业签订《先采气后采煤, 采煤采气一体化框架协议》, 形成互利双赢、合作开发的模式, 携手实现“绿化山西、气化山西”。通过上下游一体化发展, 增多企地经济的契合点, 扩大企地发展交集面, 使地方在油田企业发展中获得更多利益, 从而大力度支持华北油田煤层气产业的发展。

五实施效果

8.煤层气开发利用模式 篇八

1 管理体制

管理体制制约着水利风景资源开发利用模式, 经济社会发展的重大决策对水利风景资源开发和利用有重要影响, 目前, 国家对水利风景资源有所有权, 水利风景资源的各构成部分采用条线管理, 这使水利风景资源的开发利用面临职责交叉严重, 难以统一监管到位, 管理职能分散到各部门, 在成立水利风景资源管理机构后, 只是重视对新机构的授权, 没有撤销或者完全撤销原部门的相关职能, 另外一方面, 水利风景资源管理部门政企不分, 既有环境保护的职能, 又有经营和开发资源的任务, 这样就不利于生态保护, 各管理部门存在争抢权利而不承担责任的现象, 这样就会造成工作重复、协调困难, 难以形成管理整体实力, 加大行政成本, 降低了行政效率。水利风景资源的开发具有系统性, 涉及众多部门、行业和领域, 在实际工作中需要各部门加强协调, 然而, 在实际工作运转过程中, 仍然存在地方行政部门组织协调问题, 一些政府职能难以履行, 缺乏有效的机制和手段进行监督和制约。

2 资源特征

水利风景资源开发利用模式的选择与水利风景区的资源特征息息相关。水利风景资源通过优美水利风景景观、水文化和生物多样性的展示, 达到保存和传承水利风景资源的真实性和完整性的目标。水利风景区的资源特征主要表现在以下几个方面:

(1) 水域和水利工程在水利风景区的发展过程中扮演重要角色, 水生态环境和水利工程的安全性必须作为水利风景资源开发利用的重要前提, 生态安全和工程安全必须放在首位。

(2) 水利风景区的开发和利用要以水环境为载体, 水是构成风景的基本要素之一。水利风景区的开发利用要以水为特色, 水是水利风景区的核心要素, 如果没有水的支撑, 水利风景区将不复存在, 同时也将失去吸引力。由于大量的资源开发和旅游开发, 水利风景区在建设和运营过程中极易破坏水生态环境, 因此, 保护水生态和水环境, 合理利用水资源是水利风景区的立身之本。

(3) 人文景观在水利风景区的开发和利用中扮演重要角色, 水文化和水风俗是水利风景区发展的重要基础之一, 水利风景区的深层次目标是充分挖掘当地水文化, 提升水利风景区建设管理水平, 促进水利资源综合开发。水利风景区从规划设计阶段就应该深入挖掘水文化习俗的内涵, 积极发挥当地水利资源优势和特色, 打造具有水利文化特色的品牌, 使水利工程既具有排涝抗旱的作用, 又具有历史文化的内涵品位。

(4) 水体的面积和体积具有时空变化性, 随着季节进行变化, 变化幅度也随之相应的增大和减小, 会对水利工程的运营管理和水利风景资源的开发利用产生一定的影响。此外, 使水利风景区内的水土与周边山区及河流上游的水体联为一体, 水分存在下渗和蒸发等物理现象, 使水体在空间范围内存在复杂的关联性。这些将使水利风景资源的保护和利用的合理性提出了更高要求。

合理的水利风景资源开发利用模式, 实质就是在水利风景资源保护和开发利用之间找到有效的平衡点。这也体现出水利风景资源的特殊性, 要求一个合理的水利风景资源开发利用模式必须以保护好资源为根本。水利风景资源在为游客游览和休闲提供服务的同时, 又具有公益性的特征, 公共产品的开发利用具有很强的外部性, 而对追求经济效益为根本目标的企业来说, 从投资中直接获利才是最终目标, 如游船码头, 餐饮住宿设施, 游乐场所等;不太乐意投资间接获利的基础设施, 如道路、公共厕所、景区绿化、展示展览设施。因此, 一定的政府投资是必然努力争取的, 对一些公益性非营利项目如环境保护、公共设施项目, 应该有政府直接投资建设或采用项目资金财政贴息或其他灵活的政府补贴政策, 鼓励企业对此类项目进行投资, 这也是水利风景区的特征所决定的。

3 资金约束

地方政府的财政状况在很大程度上决定着水利风景区开发利用模式。水利风景区开发的前期投入是较大的, 政府无法完全满足资金的需求, 尤其是对于一些贫困县和镇, 水利风景资金的投入更是捉襟见肘。以水利风景资源及国土资源为纽带, 积极利用市场机制, 采取形式多样的融资方式, 引进社会资本参与水利风景资源的开发利用。积极引导金融机构加大水利风景区信贷支持, 拓展水利风景资源开发利用设施、管理、经营业务, 积极探索BT、BOT、PPP等多种融资形式在水利风景资源开发利用中的应用。目前, 水利风景区主要根据地方财政的财政支持程度和景区的自身融资能力来选择投资模式。如果水利风景资源开发利用能得到政府充足的财政资金的支持, 或者能够引入到社会资本, 水利风景资源的管理机构为了掌握景区的管理权和经营权, 会选择采取自行投资或组建股份有限公司的形式进行投资。如果政府财政资金投入严重不足, 筹措资金困难, 管理机构会倾向于将水利风景资源的经营权整体出让, 以景区的经营权来换取资金方面的支持。因此, 水管单位参与企业化经营的水利风景区, 基本都是区位条件好, 资源禀赋优, 区域经济条件发展较好的景区。在经济落后的地区, 政府财政支持困难的地区, 很多水利风景资源开发利用项目多采取出让经营权的形式。总之, 资金投入的约束程度对水利风景资源开发利用模式的选择具有重要影响。

4 开发主体的综合能力

水利风景区开发利用效率的高低除受管理体制的制约外, 还与开发主体的综合能力相关。水利风景区开发利用过程中, 需要引进先进的管理经验和专业技术人才, 由于缺乏经验和人才, 致使许多高质量的、影响力大的水利风景资源, 长期处于闲置浪费或不合理的开发利用状态。因此, 采取哪种水利风景资源开发利用模式首先与资源禀赋、开发利用的基础条件有关, 水利风景资源的价值越大, 进行保护利用的诉求越强。在开发利用水利风景资源过程中, 开发主体的综合能力对水利风景资源的开发价值具有重要作用。而且由于水利风景资源开发利用的投入是长期低收益或无收益的投资, 因此, 开发利用主体能否提供长期的保护资金, 或者是能否形成经营收入反哺保护支出是衡量水利风景区开发利用模式是否有效的标准。

5 结束语

水利风景资源开发利用的主要影响因素包括管理体制、资源特征、财政约束以及投资主体的能力, 这些因素共同影响水利风景资源开发利用模式的建立和选取。建议在对水利风景资源开发利用模式影响因素分析和广泛开展水利风景资源开发利用现状调查的基础上, 探索建立水利风景资源开发利用价值评价方法和指标体系, 通过构建分析模型, 提出合理的水利风景区开发利用模式, 为合理高效开发利用水利风景资源提供技术支撑。

摘要：合理的水利风景资源开发利用模式对保障水利风景区可持续发展具有重要意义。文章探讨了水利风景资源开发利用模式的影响因素。研究表明:管理体制、资源特征、财政约束、开发主体的综合能力是影响水利风景资源开发利用的主要因素, 它们共同影响开发利用模式的构建。

关键词：水利风景资源,开发利用,模式,水利风景区

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