为深入贯彻习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略和考察调研山西重要指示精神，加快发展山西煤层气产业和建设国家非常规天然气能源基地，助力山西“一群两区三圈”城乡区域发展新布局建设，依据《中华人民共和国矿产资源法》《山西省煤层气勘查开采管理办法》等有关法律、法规和规章，按照《关于全面开展矿产资源规划（2021—2025年）编制工作的通知》（自然资发〔2020〕43号）要求，结合我省上轮煤层气专项规划实施情况及煤层气资源勘查开发实际情况，编制本规划。

　　本规划中的煤层气资源除包括狭义上的煤层气资源外，致密砂岩气、页岩气及煤矿瓦斯等资源全部属于本规划范畴。

　　本规划是对山西省煤层气资源勘查开发布局和时序的统筹安排，是指导煤层气资源地质勘查、开发利用与保护、矿业权管理、制定相关产业政策的重要依据，是推动煤层气产业持续健康发展、提高矿产资源综合利用效率的重要保障。涉及煤层气资源勘查开发活动的相关行业规划，应当与本规划做好衔接。

　　本规划以2020年为基期，规划期为2021—2025年，展望至2035年。

　　第一章规划基础

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　　勘查开发利用现状

　　经过20多年的探索与实践，我省煤层气资源勘查开发打破多年徘徊局面，陆续取得一批重要成果。尤其自2016年4月原国土资源部在山西启动煤层气矿业权管理改革试点以来，在省委、省政府坚强领导下，在全国首个省级煤层气勘查开发专项规划统筹指导下，形成了煤层气管理“山西样板”。“十三五”期间山西煤层气产业实现了健康快速发展，新增探明地质储量4848.12亿立方米，地面抽采煤层气量增加39.69亿立方米，实现了大幅增储上产。山西省煤层气产业政策在改革中持续优化，市场空间在转型中加快释放，社会投资在市场中有序集聚，输气储气等配套设施在发展中逐渐完善，主体油气企业技术能力在创新中不断提高，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大产业化基地全面开发的格局已经形成，煤层气产业已步入健康持续发展的轨道，在全国油气行业产生了良好示范效应。

　　（一）煤层气资源预测及分布情况

　　山西省非常规天然气（包括煤层气、致密砂岩气、页岩气）资源非常丰富，预测总资源量约20万亿立方米，约占全国天然气预测资源总量的8%。其中，埋深2000米以浅的煤层气预测资源量为8.31万亿立方米；鄂尔多斯盆地东缘（河东地区）致密砂岩气预测资源量为1.29万亿立方米，沁水盆地也有广泛分布，暂未进行资源评价；页岩气预测资源量为10.81万亿立方米。

　　截至2020年底，全省非常规天然气累计探明地质储量10632.13亿立方米，其中煤层气地质储量6601.28亿立方米，致密气4030.85亿立方米。主要分布在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘，其中沁水盆地4249.50亿立方米，鄂尔多斯盆地东缘6382.63亿立方米，完成了“十三五”累计超过1万亿立方米的规划目标。

　　（二）煤层气及油气矿业权设置情况

　　“十三五”期间形成了以三大油气公司为主体、省属国企和民营企业广泛参与的多元投资格局。截至2020年底，全省境内已设置的煤层气及油气矿业权由“十二五”末的48个增加到89个，登记面积4.65万平方千米。

　　“十三五”期间新出让煤层气探矿权35个。其中以综合评标方式出让23个区块；批准煤炭矿业权人增列煤层气矿业权7宗，促进了采煤采气一体化；在全国率先以网上竞价方式挂牌出让2个区块，实现出让收益9.2亿元，终结了无偿取得煤层气探矿权的历史；在全国率先挂牌出让3个废弃矿井煤层气抽采试验区块，打响了关闭煤矿剩余资源再利用“第一枪”。

　　（三）煤层气资源开发利用情况

　　“十三五”期间，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大产业化基地建设成效明显，实现了大幅增储上产。全省煤层气利用量达350亿立方米，相当于替代标准煤4250万吨，减少二氧化碳排放4704万吨。2020年，地面抽采煤层气和煤矿瓦斯抽采总量达到140亿立方米。

　　地面勘探抽采。截至2020年底，全省累计施工煤层气钻井20312口，在建及建成地面煤层气产能142.15亿立方米/年。

　　煤矿瓦斯抽采。截至2020年底，全省煤矿全部建成了煤矿瓦斯抽采系统，阳泉、晋城、西山、离柳、潞安等5个煤炭国家规划矿区瓦斯年抽采量超过1亿立方米。

　　煤层气资源利用。截至2020年，煤层气已成为我省工业、商业、交通等产业集群以及城乡居民生产生活的重要能源。煤层气、天然气同网混输技术稳定成熟；煤层气（煤矿瓦斯）发电装机容量超过100万千瓦，晋城市总装机容量28.4万千瓦，成为全国最大的煤层气发电基地，也是世界上瓦斯发电最集中、装机规模最大的区域。

　　输气管网建设。国家在山西境内建成了陕京一线、陕京二线、陕京三线、榆济线、西气东输等东西向的过境管线；山西投资建成连接11个设区市，111个县（市、区）的省内管线，输气管道总长度已达8610公里，形成“贯穿东西、纵穿南北”的“三纵十一横、一核一圈多环”的输气管网系统。

　　02

　　形势与挑战

　　当今世界正经历百年未有之大变局，社会发展对矿产资源的刚性需求与供应矛盾愈发突出。国内外生存发展环境的深刻变革，对我省清洁能源发展提出了新的要求。

　　（一）能源形势深刻变化要求科学合理开发利用煤层气

　　我国经济步入高质量发展阶段，能源发展质量和效率问题突出，供给侧结构性改革刻不容缓，能源转型变革任重道远。山西要打造能源产业新优势，必须主动调整优化能源结构，大力发展煤层气产业，着力解决“规模小、布局散、效益低”等问题，解决上、中、下游联动发展不足问题，大幅提高煤层气资源利用的规模化、产业化水平，切实增强产业核心竞争力。

　　（二）煤层气资源赋存条件要求建立有效的协调机制

　　煤层气不仅与煤炭共伴生于同一空间，并且与致密砂岩气、页岩气叠置成藏。各类资源的勘查开发在主攻目标、开采工艺和利益诉求等方面存在差异，同时在开发顺序、空间布局、采掘部署等方面又需要统筹兼顾、有序协调。为综合评价和利用“三气”资源、煤炭及煤层气资源，亟需建立更加稳定、有效的协调机制，统筹推动各类资源勘查开采的空间、时序、工艺和技术，促进各类资源的科学布局、有序开发和综合利用。

　　（三）煤层气资源高效开采要求勘探开发技术不断创新

　　我省虽然已建立了较为完善有效的煤层气勘探开发工程技术体系，但仍存在很多技术缺陷，导致产能到位率低、气井产量低、稳产能力差、产业规模发展慢等问题，尤其是因埋深较大导致渗透率低或者受断裂带活动影响破坏较大的煤层气资源，资源高效开发难度大。因此，亟需不断创新煤层气勘探开发技术，降低地质风险，提高开发效果，创新研发基于大数据动态数据库分析评价的“地质工程一体化”煤层气资源高效开采技术。

　　（四）实现双碳目标要求转变能源开发利用方式

　　山西要实施碳达峰、碳中和山西行动，促进能源革命综合改革试点工作全面提速，需要紧紧抓住“十四五”碳达峰的这个关键期、窗口期，加快储气库建设，完善碳减排、碳储存、碳达峰、碳中和技术与管理，充分发挥煤层气资源在优化全省能源结构、减少温室气体排放中的重要作用。

　　（五）深化“一带一路”要求提升煤层气产业对外合作水平

　　围绕“一带一路”战略合作机遇，全面推进我省与沿线地区的矿业交流合作，进一步提高对外合作水平，不断增强产业发展活力，继续坚持开放、合作、共赢的理念，营造良好的投资环境，更好地把引进境内外企业与引进先进技术、优质管理、高端服务紧密结合起来，改善外资结构，强化创新驱动。不断优化和完善激励与约束机制，充分发挥中央直属油气企业、省属大型能源企业的主力军作用，进一步调动社会各界、省内外各方参与煤层气开发利用的积极性，共同推动煤层气产业在大开放中实现大发展。

　　第二章总体要求

　　01

　　指导思想

　　以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大精神，深刻领会习近平总书记关于能源革命的重要论述和考察调研山西重要指示精神，紧密围绕统筹推进“五位一体”总体布局和协调推进“四个全面”战略布局，坚定不移贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，扛起推动非常规天然气行业高质量发展使命，以推进高质量发展为主题，以深化供给侧结构性改革为主线，以改革创新为动力，立足新发展阶段，贯彻新发展理念，创新完善煤层气资源管理体制机制，统筹协调资源勘查开发与生态文明建设，全面加快绿色勘查开发步伐，继续深化煤层气行业开放合作，推动我省非常规天然气大幅增储上产，为建设国家非常规天然气能源基地做出积极贡献。

　　02

　　基本原则

　　坚持改革创新，打造一流创新生态。深入实施创新驱动发展战略，构建公益先行、市场跟进、政府统筹、产权保护的新格局，大力推动共性、关键技术的全面创新。推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，有效促进煤层气资源持续勘查和产能不断释放。

　　优化产业布局，发展煤层气产业集群。积极统筹各类建设与国土空间规划衔接、功能兼容，着力推动资源开发与区域发展、产业升级、环境保护、空间规划相协调。着力推进煤层气产业上中下游一体化发展，使资源开发、管网运输、储气调峰、就地转化、市场供应等能力相互匹配，形成紧密联动的产业集群。

　　加快绿色发展，推进资源低碳转型。按照生态文明建设总体要求，坚持生态保护第一，严格执行生态保护红线规定。树立节约集约的资源观，加强对煤层气等“三气”资源的综合评价、综合利用，坚持煤层气地面和井下立体开发，稳步推进废弃矿井煤层气资源开发利用，持续提高煤层气资源利用效率。推动绿色矿山建设，完善碳减排、碳储存、碳达峰、碳中和技术与管理，充分发挥煤层气资源在优化全省能源结构中的重要作用。

　　深化合作共赢，构建多元化的开放体系。加强国际、省际交流与合作，吸引国外资本、省外资本和省内各类资本参与煤层气勘探开发，持续改善和优化投资主体结构。继续加大煤层气矿业权、勘查开采作业、管网建设与运营等市场开发力度，推动煤层气产业集约化、市场化、信息化进程。

　　03

　　规划目标

　　（一）2025年目标

　　到2025年，煤层气勘查开发利用布局与结构更加优化，节约集约和高效利用水平明显提升，绿色矿山建设全面普及，矿山地质环境显著好转，矿山生态保护修复日趋完善，矿业绿色发展的格局基本形成。

　　——资源保障能力显著提升。力争煤层气新增探明地质储量5000亿～8000亿立方米，累计超过1.5万亿立方米、达到1.6亿～2.0万亿立方米；力争探明一批新的接替矿区，为下一规划期提供新的探明地质储量，接续煤层气产业发展的资源保障奠定良好基础。

　　——资源开发利用稳步发展。煤层气、致密砂岩气、页岩气开发协调推进。地面开采煤层气年产量新增65亿～115亿立方米，累计达到145亿～195亿立方米，新增产能150亿～230亿立方米/年（含煤矿瓦斯地面抽采40亿立方米/年），其中煤炭采空区煤层气产能新增1亿～2亿立方米/年。建成一批高标准煤矿瓦斯抽采示范工程，煤矿瓦斯年抽采量达到100亿立方米，利用量达到55亿立方米（计入总产量指标）。到2025年，分别建成3个年产50亿立方米、3个年产10亿立方米以及3个年产3亿～5亿立方米的煤层气气田，形成大、中、小气田全面开发的新格局，力争煤层气抽采量达到250亿立方米，地面开采产能建设稳定在290～370亿立方米/年。煤层气勘探、抽采、运输、转化全产业链条产值超过1000亿元，在全省能源结构中占据重要位置。

　　——绿色矿业格局基本形成。完善煤层气勘探评价、地面抽采利用、井下分级利用、废弃矿井再利用的标准体系和规程规范，资源利用水平和综合效率明显提高。整体推进矿区土地复垦和生态环境保护，减少油气开发对水资源环境影响，钻探抽采废水利用率达80%。煤层气地面抽采采收率达标，致密砂岩气地面抽采采收率达标，抽采利用率达到98%。煤矿瓦斯利用量达到55亿立方米/年，利用率达到50%。推动新建矿山按照绿色矿山标准要求进行建设，矿区碳汇能力明显提升。

　　——科技创新能力显著提高。引进国内外先进技术，推动央企省企民企全方位技术交流，加强与科研院校的全面合作，搭建煤层气产学研平台，瞄准支撑高效勘探、高效建产、长效稳产、提质增效等关键技术，加强深部煤层气基础理论研究，探索深部煤层气高效勘探开发关键技术关键设备，开展深部煤层气储量精细评价研究，推动重点矿区不断增储扩产，使煤层气企业逐步由生产型向创新型、高附加值型转变。

　　——资源管理体系逐步完善。不断完善和优化煤层气资源管理运行机制和配套制度，形成可复制、能推广的先进经验，为全国矿产资源管理制度改革提供样板。不断优化符合社会主义市场经济条件的矿业权公开出让、有偿使用、社会监管、有序退出的完整机制，与生态保护、社会发展、区域协调的统筹机制，使政府宏观调控与市场调节机制实现有机结合。

　　（二）2035年远景目标

　　到2035年，预计增加探明地质储量1万亿立方米，力争煤层气抽采量达到350亿立方米以上。煤层气产业布局和结构更加优化，煤层气、煤炭开发协调关系更加合理，综合勘查开发机制更加完善，开发技术全面提升，开发利用效率进一步提高。煤层气与致密砂岩气、页岩气“三气共探共采”和深部煤层气找矿基础理论、关键技术进一步完善，煤层气矿业权市场管理更趋规范，资源开发与环境保护更加协调发展，煤层气对经济社会发展的保障能力持续增强。

　　第三章总体布局

　　全面落实国家及山西矿产资源总体规划部署，确立我省煤层气资源勘查开发总体布局。

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　　勘查开发空间布局

　　（一）煤层气规划矿区

　　综合考虑资源勘查开发现状及国家宏观调控政策，对不同矿区实施分类管理。

　　1.落实7个国家规划矿区。重点建设沁水—屯留、左权—昔阳、沁源—安泽、古交—交城、保德—兴县、柳林—石楼、乡宁—吉县等7个国家规划矿区，打造新型现代化资源高效开发示范区，加大优质资源的规模开发利用，支撑煤层气产业化基地建设。

　　2.建设7个省级规划矿区。推进晋中、沁源—古县、兴县—临县、石楼—隰县、大同、宁武、霍西等7个省级规划矿区建设，以兴县—临县和石楼—隰县矿区为带动点，促进找矿突破，形成煤层气资源开发利用的重要接续区。

　　3.实施34个重点调查评价区。对国家规划矿区、省级规划矿区边界外的其他含煤区域，设置34个重点调查评价区，适时适度投入财政资金，开展煤层气基础调查和资源评价工作，为后续矿业权配置开发创造条件。

　　（二）煤层气气田

　　建成沁水—阳城（晋城市）、永和—吉县（临汾市）、临县—兴县（吕梁市）3个年产50亿立方米级气田，柳林—石楼（吕梁市）、保德—宁武（忻州市）、寿阳—榆社（晋中市）3个年产10亿立方米级气田，古交—交城（太原市）、安泽—古县（临汾市）、长子—武乡（长治市）3个年产3亿～5亿立方米气田，形成大、中、小气田全面开发的新格局。

　　（三）煤层气矿业权设置

　　1.勘查规划区块设置。将未设置矿业权的各类煤层气资源区，包括原设置矿业权退出区、已设置其他矿业权的非重叠区、煤炭采空区、具有试验价值的新区，全面纳入探矿权设置区划。另外，已设立煤炭、油气矿业权在本矿区范围内综合开采煤层气的，也可增列煤层气探矿权。一个勘查规划区块原则上只设置一个勘查主体。

　　2.开采规划区块设置。将已经提交（含部分提交）探明地质储量、在建或者建成产能的煤层气区块，以及油气企业报告后开采区块、申报规划期内建设产能区块，整体纳入开采规划区块设置区划。落实开采规划区块33个，均为探矿权转采矿权，其中位于国家规划矿区内29个、省级重点矿区内4个，一个开采规划区块原则上只设置一个开采主体。

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　　勘查开发具体举措

　　以尽快建成煤层气气田为抓手，优先保障一批产能建设项目达产稳产，加大重点区块投资力度，加快形成一批产能建设准备区，引导建设一批煤层气煤炭资源综合利用示范区，探索新区域新层系煤层气资源调查评价新路径，有序推进“三气”综合开发试点，促进资源勘查开发健康发展、持续发力。

　　（一）以建成煤层气气田为抓手，加快煤层气产能建设

　　对所有煤层气采矿权、拟设采矿权、纳入气田建设区块，加强综合监管与用地、用水、用电保障，明确勘查开发具体进度，进一步增加探明地质储量、提高勘探精度，加快国家规划矿区产能建设，推动中小面积区块全部转采、大面积区块滚动转采、尽快达产见效。到2025年，采矿权达到49个（含现有采矿权16个），新增产能110亿～190亿立方米/年（不含煤矿瓦斯地面抽采40亿立方米/年），新增探明地质储量3350亿～5810亿立方米，沁水—阳城、永和—吉县、临县—兴县3个大型气田产气量分别稳定在56亿立方米、50亿立方米、50亿立方米以上，柳林—石楼、保德—宁武、寿阳—榆社—武乡3个中型气田产气量分别稳定在15亿立方米、8亿立方米、8亿立方米以上，安泽—古县、古交—交城、长子—襄垣3个小型气田产气量分别稳定在5亿立方米、4亿立方米、4亿立方米以上，全省非常规天然气总产量稳定在200亿立方米以上；同时建成一批高标准煤矿瓦斯抽采示范工程，利用量达到55亿立方米，总体实现250亿立方米的规划目标。