中国煤层气研究开发的历史与现状
1 国内开发的历史与现状
国内煤层气井下抽放始于50年代，至今已有50多年的历史。煤层气地面开发始于20世纪70年代末，以解决煤矿瓦斯突出为主要目的。20世纪90年代，煤层气开始被作为资源进行开发，我国煤层气资源勘探逐步进入产业化阶段，先后在山西沁水盆地、河东煤田，安徽淮南和淮北煤田，辽宁阜新、铁法、抚顺、沈北矿区，河北开滦、大城、峰峰矿区，陕西韩城矿区，河南安阳、焦作、平顶山、荥巩煤田，江西丰城矿区，湖南涟邵、白沙矿区，新疆吐哈盆地等地区，开展了煤层气勘探和开发试验工作。2009年，全国煤层气产能25亿方。开发煤层气的国内企业主要有中石油天然气股份公司、中联煤层气公司、晋城煤业集团蓝焰煤层气公司等。参与合作勘探开发煤层气的国外企业主要有美国格瑞克、远东能源、美中能源、澳大利亚路伟尔、加拿大亚加等十几家公司。
2 国内煤层气地质资源
我国煤层气资源丰富，资源总量约30万亿～36万亿立方米，居世界第三。到2006年年底，我国已登记煤层气勘探区块96个，共施工煤层气钻井600余口。目前我国探明煤层气地质储量1023亿立方米。全国非常规油气资源成果评审报告显示，全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地(群)共有14个，其中含气量在5000～10000亿立方米之间的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地，含气量大于10000亿立方米的有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地群、二连盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地。中国五大聚煤区包括西北、华北、东北、滇藏及华南聚煤大区，以华北和西北聚煤大区为主，占全国总资源量的90.7%，其次为华南聚煤大区，东北聚煤大区煤层气资源量相对较低，滇藏聚煤大区煤层气资源量极少。我国煤层气资源主要分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔、滇东黔西、二连、吐哈、塔里木、天山、海拉尔等9个含气盆地群。每年在采煤的同时排放的煤层气在130亿立方米以上，合理抽放的量应可达到35亿立方米左右，除去现已利用部分，每年仍有30亿立方米左右的剩余量，加上地面钻井开采的煤层气50亿立方米，可利用的总量达80亿立方米，约折合标煤1000万吨。如用于发电，每年可发电近300亿千瓦时。
含煤大区 西北 华北 东北 滇藏 华南
含煤大区 13 20 9 3 23
资源量(×1012m3) 7.65 17.13 0.4 0.01 2.15
资源比例(%) 27.98 62.67 1.46 0.04 7.85
（1）华北区
华北聚煤大区位于中国中、东部，东临渤海，西界为贺兰山和六盘山，南为秦岭、大别山，北为阴山、燕山，面积为120×104km2。主要目的层为石炭—二叠系和中—下侏罗统煤层，其中石炭—二叠系煤层富集稳定，大部分地区煤层总厚度都在5～10m以上，在晋西北—陕北、保定—开平、贺兰山—桌子山形成15～25m以上的富煤中心。中—下侏罗统煤层主要赋存于鄂尔多斯盆地，主要可采煤层5～7层，厚度15～40m以上，以盆地西部和东北部最厚。
华北区是我国最重要的煤层气赋存地区，不仅具有煤层气资源丰富，含气量高、含气质量好、含气饱和度高、资源丰度大等突出特点，而且毗邻东部发达地区，具有广阔的下游利用远景。华北区的煤层平均含气量变化范围为4.3～32.8m3/t，平均为9.3m3/t；甲烷浓度83%～98%，平均为91%，含气饱和度介于20%～98%之间，平均42%；资源丰度的变化范围为(0.25～3.17)×108m3/km2，平均为1.24×108m3/km2。
（2）华南区
华南区是我国另一个重要的煤层气富集区。主要目的层为上二叠统煤层，以川滇黔地区为富煤带，可采煤层总厚度在10～20m以上，其中六盘水、重庆、织纳地区形成煤层总厚度20～40m以上的富煤中心。华南区煤层含气量大、含气饱和度高、但受后期构造影响，煤层气资源分散。
华南区煤层的平均含气性变化范围为4.8～27.1m3/t，平均11.4m3/t；甲烷浓度变化介于87%～96%，平均92%；理论含气饱和度23%～90%，平均为52%；资源丰度变化介于(0.03～5.35)×108m3/km2之间，平均为0.95×108m3/km2。在华南聚气区，含气量、甲烷浓度、含气饱和度三个要素的区域展布特征较为吻合，而资源丰度的展布与它们却不尽一致。华南聚气区西部的煤层含气性较好，但变化较大，展布格局较为复杂；东部煤层含气性相对较差，但含气性变化较小，展布格局较为简单。
（3）西北区
西北区范围较广，含煤岩系厚度大且稳定，并含众多稳定的巨厚煤层，可采煤层总厚度一般在20～40m以上，最厚煤层可达150m以上，富煤带沿盆地边缘连续展布。但由于煤层演化程度多数较低，煤层含气性较差。西北区煤层平均含气量分布于4～10m3/t之间，平均6m3/t；甲烷平均浓度为85%～93%，平均为90%；理论含气饱和度20%～41%，平均为30%；资源丰度变化范围为(0.48～8.77)×108m3/km2，平均为3.19×108m3/km2。
总体来看，西北区煤层的含气性具有含气量低、理论含气饱和度低、资源丰度高的特征，这与本区早—中侏罗统煤层厚度大以及煤级较低的总体特征密切相关。
（4）东北区
东北赋煤区以下白垩统煤层为主。大兴安岭以西地区分布着规模不等的聚煤盆地40余个，煤层厚度巨大，平均可采总厚度可达60余米，但侧向不甚稳定且结构复杂。大兴安岭以东地区聚煤盆地煤层层数增多，煤层厚度明显减薄，含煤6～20层，可采总厚度可达60m左右。东北第三纪聚煤盆地。大兴安岭规模相对较小，多沿深大断裂带呈串珠状分布，如抚顺、依兰、沈北等盆地，含煤性较好，常有巨厚煤层，最厚可达90余米。
东北地区煤层含气量变化范围为4.9～18.0m3/t，平均9.1m3/t；甲烷浓度87%～94%，平均90%；理论含气饱和度27%～79%，平均53%；资源丰度为(0.80～6.59)×108m3/km2，平均1.63×108m3/km2煤层气有利勘探区带。
3 国内总体煤层气地质条件
我国煤层气地质构造复杂，部分含煤盆地后期改造较强，构造形态多样，煤层及煤层气资源赋存条件在鄂尔多斯等大中型盆地较为简单，在中小盆地较为复杂。东北赋煤区：部分上覆地层厚度较大或煤层气封盖条件较好，有利于煤层气开发。华北赋煤区：吕梁山以西的鄂尔多斯盆地东缘及吕梁山与太行山之间的山西断隆(包括沁水盆地)，构造条件有利于煤层气开发；太行山以东华北盆地，煤层气开发困难。西北赋煤区：西北塔里木陆块、准噶尔及伊犁盆地，煤层气开发条件较好。华南赋煤区：煤层气资源开发条件较复杂。滇藏赋煤区：煤层气保存的构造条件差。
我国煤层气储层压力以欠压煤储层为主，部分煤储层压力较高，储层压力梯度最低为2.24千帕/米，最高达17.28千帕/米。我国煤层渗透率较低，平均在0.002～16.17毫达西。其中，渗透率小于0.10毫达西的占35%；0.1～1.0毫达西的占37%；大于1.0毫达西的占28%；大于10毫达西的较少。
