1. 國內煤層氣勘探開發進展
一、國內煤層氣井下抽采利用情況
（一）中國煤層氣井下抽采現狀
中國煤層氣資源潛力巨大，新一輪評價埋深2000m以淺的資源總量達36.8×1012m3，約佔世界煤層氣總資源量的13%。煤層氣熱值一般在33.44kJ/m3左右，中國每年排放的煤層氣近200×108m3，相當於燒掉6000×104t標准煤。
根據資料統計，2006年，國有重點煤礦中，有高瓦斯礦井158處、煤與瓦斯突出礦井156處，高瓦斯、突出礦井數量約佔49.8%，煤炭產量約佔42.0%；主要分布在安徽、四川、重慶、貴州、江西、湖南及河南等省市。
（二）中國主要礦井瓦斯抽采量
中國開始進行井下瓦斯抽採的試驗是從20世紀50年代開始的，當時僅有撫順、陽泉、天府和北票等6個礦井抽采瓦斯，年抽采量約60×106m3；60年代又有中梁山、焦作、淮南、松藻、峰峰等局的20 多個礦井先後開展了抽采瓦斯工作，年抽采量為16×107m3；70年代抽采礦井猛增到83 個，抽采量達24×107m3；80年代抽采礦井達到111個，抽采量達到38×107m3。
最近幾年，中國煤礦區瓦斯抽采非常活躍。2009年全國產煤30×108t，635處礦井中高瓦斯礦佔24.6%，全年瓦斯安全死亡約2631人（百萬噸死亡人數是美國的近19倍），年向大氣釋放煤層氣約200×108m3，264處瓦斯抽放點，全年煤礦瓦斯井下抽采量為61.7×108m3，利用17.7×108m3，利用率28.7%。
（三）中國主要礦井瓦斯抽采率
陽泉、晉城、淮南、盤江、松藻、水城、撫順、淮北、鐵法、平頂山、鶴壁、焦作、鶴崗、峰峰、中梁山、天府、芙蓉、南桐、六枝等礦區是中國目前的主要抽采瓦斯礦區，各主要礦區抽采總量達到18.25×108m3，礦區平均抽采率為40.08%。其中，陽泉、晉城、淮南、盤江、松藻、水城、撫順7個礦區的瓦斯抽采量最多，年瓦斯抽采量均超過了1×108m3。
除抽采量外，抽采率也是衡量礦井瓦斯抽采工作優劣的主要指標。在全國抽采礦井中，對18個主要礦區中112對礦井的抽采率進行了統計分析。
按照抽采率大小，中國主要瓦斯抽采礦區可以劃分為3類：I類礦區：瓦斯抽采率>40%，抽采效果好；II類礦區：瓦斯抽采率25%～40%，抽采效果一般；III類礦區：瓦斯抽采率<25%，抽采效果差。
中國主要瓦斯抽采礦區的總體瓦斯抽采效果不好，平均抽采率30%。I類礦區只有6個，僅佔主要瓦斯抽采礦區數的33%，平均抽采率59.3%；瓦斯抽采效果一般的II類礦區也只有4個，佔主要瓦斯抽采礦區數的22%，平均抽采率33.5%；瓦斯抽采效果差的III類礦區則多達8個，佔主要瓦斯抽采礦區數高達45%，平均抽采率僅為17.8%。如果考慮所有抽采瓦斯礦井，抽采率低於25% 的礦井比例會更多。井下混合瓦斯每年的總釋放量達200m3/a，這樣估算，中國瓦斯抽采率僅12%左右。大量寶貴的資源泄漏到大氣之中，既浪費了資源，又污染了環境。
二、國內煤層氣地面勘探開發情況
據不完全統計，截至2009年底全國共鑽煤層氣井超過4000口，日產氣量266×104m3。全國已建成年產能25.0×108m3：其中中石油公司建成6.0×108m3，中聯煤層氣公司建成3.0×108m3，晉煤集團建成5.5×108m3，其他10.5×108m3，年產氣量10.15×108m3（據國家能源局）。基本情況如表2-3所示。
表2-3 截至2009年底國內主要公司煤層氣勘探開發現狀表
初步掌握了一套適合中國煤層氣井常規工程施工技術及工藝流程，同時編制了近30項工程技術標准或規程規范，良好地控制了工程質量。
對全國范圍內的煤層氣資源、分布及儲層參數條件有了一個較為全面的認識，對有利地區進行了初步篩選，先後分別在山西沁水，河東，寧武，大寧—吉縣，兩淮，貴州，六盤水，陝西韓城，雲南恩洪—老廠，遼寧沈北，江西萍樂豐城，湖南冷水江等幾十個區塊進行了鑽探或井組試采試驗，其中沁水南部和阜新地區大部分單井日產氣1800～3500m3，供氣比較穩定。
沁水盆地已成為煤層氣開發熱點，截至2009年底，沁水盆地累計鑽井超過3000口，探明地質儲量1596.35×108m3（中石油844.04×108m3，佔52.9%），日產量達到248×104m3。中石油30×108m3/a煤層氣產業化基地已具雛形，一期工程已建成10×108m3/a處理能力，並於2009年9月15日投產，目前每天向西氣東輸管線供氣超過100×104m3。晉煤集團煤層氣抽采能力達到了11×108m3，其中井下抽采5×108m3，地面抽采6×108m3。日銷售能力達到160×104m3。中聯煤層氣公司：完成國家示範工程潘河項目建設，形成2×108m3產量。2009年12月21日與華北油田的煤層氣輸氣管道成功對接，日供氣量可達10×104m3。亞美大陸煤層氣公司在大寧礦區形成約1×108m3/a產能。
鄂爾多斯盆地東緣煤層氣勘探開發穩步推進。中國石油在陝西韓城，山西大寧—吉縣、三交區塊已完成鑽井289口（探井63口，生產井226口），二維地震1260km。2009年提交基本探明煤層氣地質儲量1145×108m3。
三、國內煤層氣勘探開發發展歷程
近年來，中國煤層氣地面開發和井下抽采日益活躍，煤層氣產業已經進入快速發展階段。
中國的煤層氣井下抽采始於20世紀50年代，主要是井下瓦斯抽采，起步早，但進展緩慢，最近幾年，中國煤礦區瓦斯抽采非常活躍，2009年全國煤礦瓦斯井下抽采量達61.7×108m3，較2006年翻了一番，利用17.7×108m3，利用率28.7%。截至2009年底，煤礦安全死亡2631人（因瓦斯事故死亡750人），百萬噸死亡率0.987，首次降至1以下。
中國煤層氣地面勘探開發始於20世紀90年代初，近幾年發展較快，已初步准備了可供開發的煤層氣資源，初步形成了煤層氣開發工藝技術，多個區塊已取得較好的產氣開發效果，並實現了小規模商業化生產。
煤層氣地面開發主要集中在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣，以及阜新盆地的劉家區塊，截至2009年底，沁水盆地南部沁水氣田鑽井超過3000餘口，年產氣9.7×108m3；鄂爾多斯盆地東緣共鑽煤層氣井430餘口，年產氣超過1500×104m3，阜新盆地劉家區塊共鑽煤層氣井70餘口，年產氣超過3000×104m3。
在國家戰略選區和煤層氣示範工程等項目的推動下，近年中國煤層氣開發取得突破性進展，以直井和多分支水平井為代表的煤層氣開發技術逐步成熟，煤層氣產業進入快速發展階段。同時，國家適時出台了一系列優惠政策，極大地促進了煤層氣產業的發展，中國煤層氣產業進入快速發展階段。
2. 山西晉煤集團煤層氣與煤基技術開發有限責任公司怎麼樣
山西晉煤集團煤層氣與煤基技術開發有限責任公司是2015-04-22在山西省太原市注冊成立的有限責任公司(自然人投資或控股的法人獨資)，注冊地址位於山西綜改示範區科技創新城經一路2號。
山西晉煤集團煤層氣與煤基技術開發有限責任公司的統一社會信用代碼/注冊號是91140100330599044C，企業法人徐玉勝，目前企業處於開業狀態。
山西晉煤集團煤層氣與煤基技術開發有限責任公司的經營范圍是：煤炭、煤化工、煤層氣、煤機的技術研發、轉讓、咨詢及相關服務；電子產品、光電產品、橡膠製品、環保節能設備、礦山機電產品、礦用材料的研發、製造、銷售；化工設備、化工產品（危險化學品及涉及審批的除外）研發、製造、銷售；煤礦設備及配件的研發、製造、銷售；節能技術、網路信息技術的研發及應用；儀器儀表檢測（不含審批類）；計算機軟硬體的研發、銷售；工程設計、施工、咨詢；場地租賃及服務；設備租賃；物業管理（依法須經批準的項目，經相關部門批准後方可開展經營活動）。在山西省，相近經營范圍的公司總注冊資本為110000萬元，主要資本集中在 5000萬以上 規模的企業中，共3家。
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3. （三）沁水盆地煤層氣勘探初期成果
沁水盆地煤層氣勘探程度較其它盆地為高，已施鑽煤層氣井50口，且主要集中在盆地東南部，1991年始中國煤炭集團與外方合作在南部陽城獲取潘2井排水采氣4300 m3/d產量，中油集團1997年施工的晉試1井亦獲取4050 m3/d產氣量，中聯煤層氣公司1996年後在盆地北部壽陽、東部屯留、南部陽城部署煤層勘探井20餘口，中國煤炭集團和中國石油集團都投入一定的鑽井工作量，在盆地南部陽城北潘庄、樊庄形成兩個試驗區塊。
沁水盆地南部陽城斜坡帶，主煤層為山西組3 煤和太原組9、15 煤，以無煙煤為主，單層厚度大，全區分布穩定。煤層多，厚度大，含煤11～16層，煤層厚12 m，可採煤單層厚4～7 m，最厚10 m，煤層埋深200～1500 m，面積近1700 km2，煤層氣資源量4500×108m3。構造部位為北傾單斜，構造簡單，地層平緩，斷裂不發育，3煤之上有24 m厚泥岩蓋層，有利煤層氣保存。煤層含氣量大，一般為13～20 m3/t，最高39 m3/t，解吸率較高為70%左右，最高90%。煤層儲層物性較好，構造裂縫發育，試井測試滲透率（0.3～1.61）×10-3μm2。甲烷風化帶淺僅200 m，其下氣體中甲烷含量大於95%。潘2井、晉試1井試采，產水6～38 m3/d，地層水總礦化度3100～3415 mg/L，Cl- 含量2100～1196 mg/L。盆地中部沁參1井煤系地層水礦化度高於奧陶系，亦高於上覆石盒子組和上傾斜坡帶煤系地層水，說明含煤岩系為封閉水動力系統。
位於陽城北樊庄的晉試1井，井深705 m，鑽遇山西組3煤厚5.15 m，太原組15煤厚3.04 m，石炭、二疊系煤層厚9.17 m，屬Ⅱ號無煙煤。測試含氣量19.8～30.46 m3/t，主要成分為甲烷，含氣飽和度71%～98%。3煤之上為55.4 m厚泥岩蓋層，15煤之上為13 m厚緻密灰岩，封蓋性能較好。區域性蓋層為150 m厚的泥岩、粉砂質泥岩。煤層裂隙發育，高角度裂隙為主，密度為4～1.1條/cm。煤層埋藏較淺，地應力為7.9～9.4 MPa。測試井段521.6～527.4 m，原始地層壓力3.949 MPa，壓力梯度0.0076 MPa/m，原始滲透率0.5144×10-3μm2。排采近2個月，產水6.88 m3/d，產氣2000～4000 m3/d，最高4050 m3/d。中國石油集團在樊庄區塊施鑽晉試1井後，又在區塊內鑽探了晉試2～6井五口勘探井，組成六口試驗井井網，控制面積182.22 km2，取得了353.26×108m3煤層氣探明儲量，170.13×108m3可采儲量。
中國煤炭集團晉城礦務局與美中能源公司合作，在潘庄區塊進行煤層氣勘探，施鑽了潘1～7井，形成井距300 m的七口井梅花式試驗井網，採用了地面鑽孔、酸化壓裂、釋壓抽氣工藝技術。潘2井3煤頂埋深217.6 m，煤層厚6 m；9煤頂埋深268.9 m，煤層厚1.50 m；15煤頂埋深314.2 m，煤層厚2.8 m；完井井深425 m。經射孔、酸化、加砂壓裂、抽水排氣，排采260天（除去故障實際排采151天），產水量3500 m3，產氣量16×104 m3。初始階段30天，產水量428 m3，產氣量100 m3，單位產氣量很小，為0～2.84 m3/h。停泵33天後，排采29天，產水量832 m3，產氣量50500 m3，排采後17天平均日產氣量達6160 m3/d。第二次停泵76天後，排采92天，產水量2240 m3，產氣量11×104 m3，前期產氣量10～100 m3/h，第82天後增至607 m3/h，排水量為1.4 m3/h，後10天平均日產氣量為7963 m3/d，最高達9428 m3/d。潘2井排采情況說明，初始排水量小於來自井孔周圍的補充水量，儲層壓力較大，不利於排采。隨著產氣量增加，儲層壓力逐漸降低，當排水量超過井孔周圍補充水量，孔內液面不斷降低，周圍煤層逐漸脫離水面，甲烷解吸釋放產氣量大增。當排采停止，周圍地層水湧出補給井孔，產氣量又下降復原。中聯煤層氣公司1999年在潘庄施鑽TL—007井獲16303 m3/d煤層氣產量。
中聯煤層氣公司在陽城以北已施鑽了TL3—4、6—9、11等七口勘探井，在固縣棗園TL3井之西布置了Fz1—9試驗井，形成十口井組成的井網，同時在中國煤炭集團潘庄區塊試驗井網基礎上，控制面積164 km2，取得402.19×108m3煤層氣探明儲量，218.39×108m3可采儲量。沁水盆地南部煤層氣勘探成果，初步證實了沁水盆地煤層氣資源潛力。參見《中國煤層氣盆地圖集》「沁水盆地南部煤層氣勘探成果圖」、「TL003井3煤等溫吸附曲線」、「TL003井15煤等溫吸附曲線」、「TL006井3煤等溫吸附曲線」、「TL006井15煤等溫吸附曲線」、「TL003井氣水產量曲線」、「TL006井氣水產量曲線」、「晉試1井15煤等溫吸附曲線」、「晉試1井3煤等溫吸附曲線」、「晉試1井3煤氣水產量曲線」、「晉試1井3煤井底流壓曲線」。
4. 我是沁水人,去晉煤集團哪個礦最好啊
煤礦現在也不好進的吧。鳳凰山吧。
5. 煤層氣勘查
4.3.1 定義
是指在充分分析地質資料的基礎上，利用鑽井、地震、遙感以及生產試驗等手段，調查地下煤層氣資源賦存條件和賦存數量的評價研究和工程實施過程。可分為兩個階段，包括選區、勘探。
4.3.2 選區
主要根據煤田（或其他礦產資源）勘查（或預測）和類比、野外地質調查、小煤礦揭露以及煤礦生產所獲得的煤資源和氣資源資料進行綜合研究，以確定煤層氣勘查目標為目的的資源評價階段。根據選區評價的結果可以估算煤層氣推測資源量。
4.3.3 勘探
在評價選區范圍內實施了煤層氣勘查工程，通過參數井或物探工程獲得了區內關於含煤性和含氣性的認識，通過單井和／或小型井網開發試驗獲得了開發技術條件下的煤層氣井產能情況和井網優化參數的煤層氣勘查實際實施階段。根據勘探結果可以計算煤層氣儲量。
6. 煤層氣勘探前景評價
前述成果充分揭示，本區煤層氣的富集或逸散受控於多種地質因素，煤化作用條件及其控制之下的生氣特徵是其中的重要因素之一。這一因素主要通過三個方面發揮作用：一是在古地熱史控制之下達到的煤化作用程度；二是在煤層埋藏史制約之下煤層被抬升於煤層氣逸散帶的地質時期及時限或與逸散帶接近的程度；三是二次生烴作用的特徵，包括二次生烴所經歷的生氣過程以及所達到或穿越的生氣階段。由此出發，作者對本區晚古生代煤的煤化作用特徵與煤層氣生成保存條件之間的關系進行了總結，從煤化作用角度歸納出三種地區類型（表6-7）。
表6-7山西南部晚古生代煤層氣生成保存條件的煤化作用因素評價
註：Lb—低煤化煙煤；Mb—中煤化煙煤；Hb—高煤化煙煤；La—低級無煙煤；Ma—中級無煙煤。
第一類地區（I）煤層氣生成保存的條件相對較好，包括陽城—翼城、臨汾—洪洞和沁源—沁縣三個地區，已達低級—高級無煙煤煤級，二次生烴作用歷程長，經歷了1～2個生氣高峰階段，煤化作用停止時已達干氣階段，煤層進入煤層氣逸散帶的地質時代較晚且停留時間短，或從未暴露於煤層氣逸散帶中，煤層氣含氣性最好，為煤層氣資源勘探的有利地帶。其中，陽城地區是研究區中目前已知的含氣性最好的地帶，在國內也不多見。
第二類地區（Ⅱ）煤層氣生成保存的條件中等，主要分布在安澤一帶，達到高煤化煙煤和低級無煙煤煤級，二次生烴作用的歷程較長，經歷了第一個（濕氣）生氣高峰階段，煤化作用停止時已進入干氣階段，但煤層在煤層氣逸散帶臨界深度附近停留的時間較長，可能導致煤層氣已有一定程度的逸散。進一步開展煤層氣地質條件的綜合研究，是確定該類地區是否具有勘探前景的重要途徑。
第三類地區（Ⅲ）煤層氣保存條件較差，主要分布在霍州—汾西一帶，僅達低煤化—中煤化煙煤煤級，二次生烴作用歷程短，未經歷過生氣高峰階段或僅進入第一個（濕氣）生氣高峰，煤化作用中止於濕氣早—中期階段，煤層進入煤層氣逸散帶的地質時代早，在逸散帶中停留的時間長，大面積煤層中的氣體基本上已被放散逸散殆盡，煤層含氣量低，失去了進一步開展煤層氣地質工作的價值。
從區域上看，研究區晚古生代煤層的含氣性在南部可能相對較好，在中部—東北部可能好—中等，在西北部可能最差。通過煤化作用得出的這一煤層含氣性分布規律與目前已證實或據地質綜合研究所得出的含氣性區域展布格局是一致的。
7. 中國煤層氣勘探開發現狀與發展前景
徐鳳銀 劉 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周曉紅
（中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028）
摘 要：「清潔化、低碳化」 是全球趨勢。加快煤層氣勘探開發步伐，對減少煤礦瓦斯事故、保護大氣 環境、改善能源結構、保障能源安全具有重要戰略意義。中國對煤層氣開發力度不斷加大，出台了價格優惠、 稅收優惠、開發補貼、資源管理、礦權保護等一系列鼓勵政策，形成中石油、晉煤集團、中聯煤三大煤層氣 企業，但目前產業整體規模較小。針對礦權問題，形成3種促進採煤采氣協調發展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技術上已初步形成適合不同煤階和不同地質條件下煤層氣的勘探開發配套技術，建成了高水平的煤層氣實驗室，並在800m以深地區、低階煤儲層的開發等領域有實質性突破。
到2010年底，全國共鑽煤層氣井5426口，探明煤層氣地質儲量2900多億立方米。累建產能超過30× 108m3/a，年產量15×108m3，商品氣量11.8×108m3。建成管輸、壓縮/液化能力56×108m3/a。截至2011年 6月，全國煤層氣日產量超過400×104m3。已建或在建了較完善的煤層氣管網。沁南、韓城、大寧-吉縣及 保德四個有利區都緊鄰已有天然氣主幹管線。
中國煤層氣資源豐富，潛力大、前景好，加大研發力度，依靠技術進步，特別建議加強四個方面的工作： 一是根據資源分布研究與調整對策；二是國家政策落實和企業間的相互合作須進一步加強；三是在提高單井 產量和整體效益方面強化技術攻關；四是建立統一的信息平台，避免無序競爭和重復性投資。這將會大大促 進煤層氣產業快速發展。
關鍵詞：中國；煤層氣；開發；產業；技術；現狀；前景
Exploration ＆ Development Status and Prospects For China's Coal Bed Methane
Xu Fengyin，Liu Lin，Zeng Wenting，DongYushan，Li Yanxiang，Zhou Xiaohong
（PetroChina CBM Co.，Ltd，Beijing 100028，China）
Abstract：A global trend of ＂Clean and low-carbon＂ has been formed.To speed up CBM exploration and development is of significant importance to rece coal mine gas accidents，to protect atmospheric environment and to improve energy structure.Greater efforts have been exerted to CBM development，given a series of encouraging policies，i.e.favourable price，tax preferences，development subsidy，resource management and mineral right protection.Three major CBM enterprises emerged including PetroChina，JAMG，and CUCBM，while the current instrial scale is relatively small.Considering the exploration right issues，3 cooperation modes are developed to promote the coordinated development of gas extraction and coal mining such as Qinnan mode，Lu'an mode and Sanjiao mode.Regarding technologies，a couple of exploration and development technologies are developed，tailored for various rank coal methane and for different geological conditions，and a high-profile CBM lab was built.Besides，some substantial breakthroughs have been made in exploring CBM buried deeper than 800m and in low-rank coal bed methane development.
By the end of year 2010，5，426 CBM wells have been drilled，about 290 bcm of the geological reserves proved.An annual proction capacity of over 3 bcm were accumulatively built for surface extraction，procing 1.5 bcm/a，with 1.18 bcm of commercial proction and 5.6 bcm/a for pipeline transportation，CNG and LNG capacity.The nationwide CBM yield has exceeded 4 million cubic meters per day by June，2011.Four favorable blocks，like Qinnan，Hancheng，Daning-jixian and Baode all get close to the major existing pipelines.
China is rich in CBM resources，with great potentials and promising prospects.Thus，the following four suggestions are proposed：to work out proposals based on resource distribution；to further coordinate governmental policies and entrepreneur performance；to strive to make technological breakthroughs in increasing single well yield and in promoting integrated economic efficiency；to establish a unified information platform to avoid disorderly competition and repeated investment.All these four proposals are likely to stimulate the progress of CBM instry.
Key words：China；CBM；development；instry；technology；status；prospects
引言
煤層氣俗稱瓦斯，成分主要是甲烷，形成於煤化過程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤層水中三種賦存形式，以吸附狀態為主。當煤層生烴量增大或外界溫度、壓力條件改 變時，三種賦存形式可以相互轉化。「清潔化、低碳化」 是全球趨勢，能源轉型和低碳經濟已成為世界 各國經濟社會發展的重要戰略。
煤層氣開發利用具有「一舉三得」 的優越性。首先它是一種清潔、高效、安全的新型能源，燃燒 幾乎不產生任何廢氣，有利於優化能源結構，彌補能源短缺；再者，瓦斯是煤礦安全「第一殺手」，它 的開發有利於煤礦安全生產，減少煤礦瓦斯事故；同時它也是一種強烈溫室效應氣體，溫室效應是CO2 的20倍，開發煤層氣可以有效減少溫室效應。總體體現出經濟、安全和環保三大效益。加快煤層氣勘 探開發步伐，對減少煤礦瓦斯事故、保護大氣環境、改善能源結構、保障能源安全具有重要戰略意義。煤層氣的開采方式分為井下抽采與地面抽采兩種方式。地面抽採在鑽完井、測錄井、壓裂、排采、集輸 工藝上與常規油氣開采技術基本相同。
1 世界煤層氣資源及產業現狀
1.1 資源分布
全世界埋深小於2000m的煤層氣資源量約為260×1012m3，主要分布在俄羅斯、加拿大、中國、美 國、澳大利亞等國家（圖1）。
圖1 全世界煤層氣資源分布情況
1.2 產業現狀
目前，美國、加拿大、澳大利亞等 國家煤層氣產業發展趨於成熟。美國自 20世紀80年代以來，有14個含煤盆地 投入煤層氣勘探開發，現已探明可采儲 量3×1012m3。2009年，煤層氣生產井 5萬余口，產量542×108m3。煤層氣產 量占天然氣總產量比重日益增大，2009 年煤層氣產量比例達到9％。加拿大煤 層氣產業發展迅猛。1987年開始勘探，2002年規模開發，2009年生產井7700 口，產量達60×108m3。澳大利亞也已 形成工業規模。主要分布在東部悉尼、蘇拉特、鮑恩三個含煤盆地，2005年生產井數1300口，產量 12×108m3，2009年產量達48×108m3。
1.3 技術現狀
通過長期的理論與技術研發，目前國際上形成4大主體技術，4項工程技術。4大主體技術包括： 地質選區理論和高產富集區預測技術，煤層氣儲層評價技術，空氣鑽井、裸眼洞穴完井技術，多分支水 平井鑽井技術。
4項工程技術包括：連續油管鑽井、小型氮氣儲層改造技術，短半徑鑽井和U形水平井技術，注氮 氣、二氧化碳置換煤層氣增產技術，採煤采氣一體化技術。
2 中國煤層氣產業現狀
2.1 勘探開發現狀
受美國、加拿大、澳大利亞等國家煤層氣快速發展的影響，加之國家出台一系列優惠政策，中國煤 層氣開發規模和企業迅速發展，已形成中國石油、晉煤集團、中聯煤三大主要煤層氣生產企業。
到2010年底，全國共鑽煤層氣井5426口，探明煤層氣地質儲量2900多億立方米。累建產能超過 30×108m3/年，地面抽采實現年產量15×108m3，商品氣量11.8×108m3。建成管輸、壓縮/液化能力 56×108m3/a。截至2011年6月，全國煤層氣日產量超過400×104m3。
中國石油：2010年12月，商務部等四部委宣布為進一步擴大煤層氣開采對外合作，新增中國石 油、中國石化以及河南省煤層氣公司三家企業作為第一批試點單位。目前中國石油登記煤層氣資源超過 3×1012m3，探明地質儲量佔全國64％，重點分布在沁水、鄂東兩大煤層氣盆地。近幾年來，積極開展 煤層氣前期評價、勘探選區及開發先導試驗，投資力度大幅度增加，發現沁水、鄂東兩大千億立方米規 模以上煤層氣田，逐步形成沁南、渭北、臨汾與呂梁四個區塊的開發格局。截止到2010年底，商品氣 量近4×108m3。
通過幾年的探索，與煤炭企業和地方政府合作，形成3種促進採煤采氣協調發展的合作模式。即： 沁南模式：礦權重疊區協議劃分，分別開發，雙方開展下游合作；潞安模式：整體規劃、分步實施，共 同維護開采秩序，避免重復性投資；三交模式：先採氣、後採煤，共同開發。這些模式得到張德江副總 理和國家有關部委的肯定。
已建或在建了較完善的煤層氣管網。沁南、韓城、大寧-吉縣及保德四個有利區都緊鄰已有天然氣 主幹管線（圖2）。
建成了高水平的煤層氣實驗室，測試樣品涵蓋全國絕大多數煤層氣勘探開發區，工作量佔全國 80％，技術水平居國內領先。
主要實驗技術包括：含氣量測試技術，等溫吸附測試技術，煤儲層物性分析技術，煤層壓裂傷害測 試技術等。
晉煤集團：到2010年底，完成鑽井2510口，地面抽采產量達到9×108m3。建成寺河-晉城10× 108m3/a輸氣管線；參股建成晉城-博愛輸氣管線。與香港港華共同投資組建煤層氣液化項目日液化量 可達25×104m3；投產120兆瓦煤層氣發電廠。開發地區涉及山西沁水、陽泉、壽陽、西山，甘肅寧 縣，河南焦作等。
中聯煤並中海油：中聯煤目前有礦權面積2×104km2，其中對外合作區塊面積達1.6×104km2。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成國家沁南高技術產業化示範工程，以及端氏國家油氣戰略選區示範 工程。
目前完成鑽井672口，投產230口，日產氣50×104m3。2010年，中海油通過收購中聯煤50％股 份，成功介入煤層氣勘探開發，為發展煤層氣產業打下了基礎。
圖2 中國石油天然氣主幹管網示意圖
阜新煤業：阜新煤炭礦業集團與遼河石油勘探局合作，開展了三種煤層氣合作開采模式，顯著提高 了整體開發效益。三種開發模式包括：未采區短半徑水力噴射鑽井見到實效；動采區應用地面負壓抽采 技術，實現了煤氣聯動開采；采空區穿越鑽井取得成功。2010年已鑽井52口，日產氣10×104m3，商 品氣量3226×104m3，建成CNG站3座，主要供盤錦、阜新市CNG加氣站。
中石化：煤層氣礦權區主要為沁水盆地北部和順區塊及鄂東延川南區塊。2010年完成鑽井34口，產氣84×104m3，目前日產氣近3000m3。2010年，華東局與淮南礦業簽署了 「煤層氣研究開發合作意 向書」，在淮南潘謝礦區優選出100km2有利區塊，共同開發煤層氣資源。2011年，與澳大利亞太平洋 公司在北京簽署了一項框架協議，雙方確立了非約束性關鍵商務條款。
其他：龍門、格瑞克、遠東能源及亞美大陸等合資公司及其它民企紛紛介入煤層氣勘探開發，加大 產能建設規模，其中亞美大陸目前日產氣19.7×104m3。
總體來看，沁水盆地南部成為我國煤層氣開發的熱點，共建產能近25×108m3/a，目前日產氣近 380×104m3，實現大規模管網外輸和規模化商業運營，初步形成產運銷上下游一體化的產業格局。
2.2 政府優惠政策與技術支持
為了鼓勵煤層氣產業發展，中國政府出台了一系列優惠政策，包括價格優惠、稅收優惠、開發補 貼、資源管理及礦權保護等等（表1），取得了明顯效果。
表1 中國政府鼓勵煤層氣產業發展的優惠政策
與此同時，在技術層面也給予了強有力的支持。2007年以來，國家發改委專門組建了煤層氣開發 利用、煤礦瓦斯治理兩個國家工程研究中心，科技部設立了 「大型油氣田及煤層氣開發」 國家科技重 大專項。中國石油成立了專業煤層氣公司，並設立「煤層氣勘探開發關鍵技術與示範工程」 重大科技 專項。這些都為煤層氣產業發展與技術進步創造了條件。
2.3 技術現狀
我國的地質條件和美國等有所區別。目前，煤層氣開發都源於美國最早的理論。隨著規模化深入開 發，現場實驗了很多不同類型煤階和煤體結構、構造條件、水文地質條件下的煤層氣儲存特點。已經證 明，這套理論是否完全適合中國煤層氣地質條件還有待進一步證實。針對中國不同盆地地質條件研發的 不同的勘探開發技術，有些已經取得了突破性進展。
2.3.1 地質上有新認識
有利區評價方法有新突破：通過煤岩特徵、含氣量、滲透率、產氣量等地質綜合研究，建立起富集 高產區評價標准，提出了產能建設區開發單元的劃分標准和方法。
800m以深煤層氣井產量有突破：一般認為，隨著煤層埋深的增加壓力隨之增大，滲透率急劇減小、 產氣量也隨之減少。目前國內商業開發深度都在800m以淺地區。隨著勘探開發的深入推進，800m以 深井也獲得了工業氣流（最高產氣量2885m3/d）（圖3），但煤層產氣規律尚不清楚，正在通過加強研 究及大井組排采試驗得以證實。
圖3 800m以深井排采曲線
煤儲層滲透率普遍較低，儲層保護是關鍵：煤儲存條件的研究是煤層氣開發關鍵的制約因素。沁水 盆地3＃煤滲透率（0.013～0.43）×10-3μm2，平均0.112×10-3μm2；鄂東（0.22～12）×10-3μm2，平均1×10-3μm2。總體來看，煤層物性差、非均質性強，因此，鑽井過程中加強儲層保護是關鍵。鑽 井、壓裂過程中應盡量採用對井筒周圍煤儲層的危害小的欠平衡鑽井及低傷害壓裂液。
2.3.2 現場管理有新措施
高煤階開發井網井距有新探索。由於我國高煤階煤層氣儲層物性與外國有較大差異，開發證實一直 沿用的300m×300m井距不完全適合，主要表現在高產井數少，達產率低，產量結構不合理。為此，通 過精細地質研究，以提高單井產量為目標，對不同井距產氣效果數值模擬並進行先導試驗，探索了高煤 階煤層氣開發的200m×200m井網和井距。與此同時，在水平井的下傾部位實施助排井也初見成效。
2.3.3 工程技術配套有新進展
三維地震勘探：韓城地區實施100km2三維地震，資料品質明顯好於二維，小斷層的刻畫更加清晰（圖4），有效地指導了井網部署。
圖4 韓城地區三維與二維剖面對比
羽狀水平井鑽井：通過市場化運作，打破了 外國公司在羽狀水平井施工領域的壟斷地位，擺 脫了羽狀水平井鑽井完全依賴外國公司的局面，成本大幅度降低。
壓裂配套工藝：在對煤層實驗分析的基礎 上，結合大量的壓裂實踐，形成以 「變排量、低 傷害」 為原則，「高壓井處理技術、分層壓裂技 術」 等新工藝，採用低密度支撐劑、封上壓下、 一趟管柱分壓兩層等工藝技術。
排采技術：形成緩慢、穩定、長期、連續八 字原則；為培養高產井形成三個關鍵環節：液面 控制、套壓控制、煤粉控制；針對低成本戰略，形成井口排采設備的兩種組合：電動機＋抽油 機，氣動機＋抽油機。
地面集輸處理：標准化設計、模塊化建設、 自動化管理，基本實現低成本高效運營。
2.4 利用現狀
2009年全國建成6家煤層氣液化廠，液化產能260×104m3/d，2010年為300×104m3/d，2020年 可達到700×104m3/d。除此之外，還主要用於低濃度瓦斯發電，居民生活，合成氨、甲醛、甲醇、炭 黑等化工原料，已逐步建立起煤層氣和煤礦瓦斯開發利用產業體系。
2.5 存在問題
技術上：技術是制約目前產業進展緩慢的主要問題。目前存在的主要問題包括：煤層氣高滲富集區 的控氣因素，符合我國煤層氣地質條件、用以指導生產實踐的開發理論，適合我國地質條件的完井、壓 裂、排采等關鍵技術與相應設備等。
管理上：主要包括：煤層氣、煤炭礦權重疊，先採氣、後採煤、發電上網等政策實施困難較多，對 外合作依賴程度高，自營項目受到限制，管道規模小，市場分散、不確定性大等。
3 煤層氣發展前景與建議
隨著國民經濟的發展，天然氣需求快速增長為煤層氣發展提供了機會。2000年以來，天然氣年均 增長速度達到16％（圖5），2009年底，全國天然氣消費總量875×108m3，2010年，天然氣需求量超 過1400×108m3，供應能力約1000×108m3。2015年，預計天然氣需求量2600×108m3，供應能力只有 1600×108m3，到2020年，天然氣缺口將超過1000×108m3，這就為煤層氣等非常規氣的發展提供了 空間。
3.1 發展前景
據有關規劃，到2015年，全國地面開發煤層氣產量將達到100×108m3；2020年，天然氣產量約 2020×108m3，其中非常規天然氣產量達到620×108m3，地面開發煤層氣將達到200×108m3。
圖5 2000～2008年中國天然氣消費量變化趨勢
與此同時，各相關企業也制定了 「十二五」 發展目標（表2）。
表2 全國重點地區及企業煤層氣地面開發預測表
上述目標能否順利實現，前景如何，勘探開發及產業規模能否迅速發展，主要取決於國家政策的進 一步落實以及幾大主要企業的投入。尤為重要的是這些企業針對煤層氣賦存條件的技術進步與突破，而 非資金問題，這一點必須引起高度重視。中國石油將會進一步加大投入，促進煤層氣產業快速發展。主 要加大沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東部兩個重點產業基地的勘探開發力度，積極探索外圍盆地煤層氣 開發配套技術。預計：2012年新增探明煤層氣地質儲量2000×108m3，為建產能提供資源保障；2013 年建成生產能力45×108m3/年，2015年產量達到45×108m3，商品量40×108m3，成為國內第一煤層氣 生產企業。同時，成為業務技術主導者、規范標准制定者、行業發展領跑者。到2020年，煤層氣商品 量預計達到100×108m3，成為中國石油主營業務重要組成部分和戰略經濟增長點。
3.2 對策與建議
3.2.1 根據資源分布研究與調整對策
全國埋深小於2000m的煤層氣總資源量為36.8×1012m3，可采資源量約10.8×1012m3。資源量大 於1×1012m3盆地有8個，資源量合計28×1012m3，佔全國76％，主要分布於中西部地區。埋藏深度小 於1000m的資源量為14×1012m3，是目前開發的主要資源。低階煤煤層氣資源量佔43％，但目前主要 開發的是中高階煤煤層氣資源。因此，現在必須加強對西部地區中深層（埋深大於800m）和中低階煤 煤層氣開發的研究與開發試驗力度，力求更大范圍的實質性突破。
3.2.2 國家政策落實和企業間的相互合作須進一步加強
完善相關政策措施，制定煤層氣、煤炭開發統一規劃，做到無縫銜接，切實落實「先採氣、後采 煤」，實現資源充分利用。採煤采氣3種合作方式還需要進一步擴展；積極推進煤層氣產業發展與煤礦 瓦斯防治一體化合作。
3.2.3 在提高單井產量和整體效益方面強化技術攻關
針對煤層氣勘探開發關鍵技術需要加強攻關。進一步研發針對煤層氣地質特點而形成配套合適的鑽 探、壓裂、排采、管輸等專有設施和設備，加大發展羽狀水平井開發關鍵技術力度。
3.2.4 建立統一的信息平台，避免無序競爭和重復性投資
強化信息渠道，實現資源共享，避免無序競爭和重復性投資。建立煤層氣行業統一的信息管理系統 是一項非常重要的基礎工作。包括兩方面內涵：企業內部應加強煤層氣田的數字化建設，國家層面應加 強行業技術與產業信息的統計和交流發布，為煤層氣行業提供統一的信息化建設標准。
結束語
低碳經濟是我國能源經濟發展的必由之路。為了從源頭上減少碳排放，引領能源結構和產業多元 化，天然氣供需缺口將長期存在，對煤層氣需求會不斷增加。中國煤層氣資源豐富，目前產業整體規模 小，但潛力大、前景好。加大研發力度，依靠技術進步，將大大促進煤層氣產業快速發展。
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8. 煤層氣主要公司有哪幾家
在中國國內，從事煤層氣的大公司主要有：中石油煤層氣有限責任公司、中聯煤層氣有限責任、晉煤集團、中石油華北油田煤層氣分公司（沁水盆地）等，當然這是幾家大的國企！
9. 晉煤招了煤及煤層氣工程專業的畢業生；都會分到哪裡呢 是不是都進煤層氣開發單位呢 求解
應該是，現在晉煤打算大力發展煤層氣事業，晉煤集團有專門的煤層氣開發公司 藍焰煤層氣開發公司，目的是先抽氣再排采，也是為了煤礦的順利開采做鋪墊。雖然晉煤集團主要是開採煤的，不過藍焰煤層氣公司抽排煤層氣是給補助的，所以待遇也很好。
我覺得招的煤層氣專業應該都會分到藍焰公司，希望我的回答對你有用！
10. 煤層氣勘探開發歷程
我國煤層氣勘探開發和利用，主要經歷了3個發展階段。
1.礦井瓦斯抽放發展階段（1952～1989年）
1952年我國在撫順礦務局龍鳳礦建立起瓦斯抽放站，此後至1989年期間我國煤層氣勘探開發主要處於礦井瓦斯抽放發展階段，主要進行井下瓦斯抽放及利用、煤的吸附性能和煤層氣含量測定工作。該期間的工作成果，為後來全國煤層氣資源預測和有利區塊選擇等積累了重要的實際資料。
2.現代煤層氣技術引進階段（1989～1995年）
1989～1995年為我國現代煤層氣技術引進階段。原能源部於1989年9月邀請美國有關煤層氣專家來華介紹情況，並於1989年11月在沈陽市召開了我國第一次煤層氣會議「能源部開發煤層氣研討會」。隨後，國家「八五」攻關和地方企業、全球環境基金（GEF）資助設立了多個煤層氣的研究項目，並在河北大城、山西柳林進行了煤層氣的勘探試驗，1991年出版了我國第一部煤層氣學術專著—《中國的煤層甲烷》。同時，許多外國公司也紛紛出資在我國進行煤層氣風險勘探。在這期間，我國引進了煤層氣專用測試設備和應用軟體，設備的引進和人員交流使我國在煤層氣資源評價、儲層測試技術、開采技術等方面取得了較大的發展。
3.煤層氣產業逐漸形成發展階段（1996年後）
為了加快我國煤層氣開發，國務院於1996年初批准成立了中聯煤層氣有限責任公司。「九五」和「十五」國家科技攻關都設立了煤層氣研究和試驗項目，同期國家計委設立了「中國煤層氣資源評價」國家一類研究項目。這些項目和其他相關研究工作使煤層氣在選區評價方法、有利區塊優選、富集規律及其控制因素等方面取得了新的進展。上述工作大力促進了我國煤層氣勘探開發工作，在30多個地區進行了鑽井評價，在沁水南部和北部、大寧—吉縣區塊、韓城區塊、神府—保德、阜新盆地、大同—寧武、准噶爾盆地、恩洪—老場區塊、沈北—鐵法地區等10個地區取得重要勘探成果；韓城、沁水端氏、大寧—吉縣、寧武、沁水樊庄、沁水大寧等6個項目准備進行開發試驗；國家級沁南潘河煤層氣開發示範項目、晉城寺河煤層氣開發項目、沁南棗園煤層氣開發試驗項目和阜新煤層氣開發試驗項目等4個項目先後進入煤層氣商業化開發示範階段。