1. 国内煤层气勘探开发进展
一、国内煤层气井下抽采利用情况
（一）中国煤层气井下抽采现状
中国煤层气资源潜力巨大，新一轮评价埋深2000m以浅的资源总量达36.8×1012m3，约占世界煤层气总资源量的13%。煤层气热值一般在33.44kJ/m3左右，中国每年排放的煤层气近200×108m3，相当于烧掉6000×104t标准煤。
根据资料统计，2006年，国有重点煤矿中，有高瓦斯矿井158处、煤与瓦斯突出矿井156处，高瓦斯、突出矿井数量约占49.8%，煤炭产量约占42.0%；主要分布在安徽、四川、重庆、贵州、江西、湖南及河南等省市。
（二）中国主要矿井瓦斯抽采量
中国开始进行井下瓦斯抽采的试验是从20世纪50年代开始的，当时仅有抚顺、阳泉、天府和北票等6个矿井抽采瓦斯，年抽采量约60×106m3；60年代又有中梁山、焦作、淮南、松藻、峰峰等局的20 多个矿井先后开展了抽采瓦斯工作，年抽采量为16×107m3；70年代抽采矿井猛增到83 个，抽采量达24×107m3；80年代抽采矿井达到111个，抽采量达到38×107m3。
最近几年，中国煤矿区瓦斯抽采非常活跃。2009年全国产煤30×108t，635处矿井中高瓦斯矿占24.6%，全年瓦斯安全死亡约2631人（百万吨死亡人数是美国的近19倍），年向大气释放煤层气约200×108m3，264处瓦斯抽放点，全年煤矿瓦斯井下抽采量为61.7×108m3，利用17.7×108m3，利用率28.7%。
（三）中国主要矿井瓦斯抽采率
阳泉、晋城、淮南、盘江、松藻、水城、抚顺、淮北、铁法、平顶山、鹤壁、焦作、鹤岗、峰峰、中梁山、天府、芙蓉、南桐、六枝等矿区是中国目前的主要抽采瓦斯矿区，各主要矿区抽采总量达到18.25×108m3，矿区平均抽采率为40.08%。其中，阳泉、晋城、淮南、盘江、松藻、水城、抚顺7个矿区的瓦斯抽采量最多，年瓦斯抽采量均超过了1×108m3。
除抽采量外，抽采率也是衡量矿井瓦斯抽采工作优劣的主要指标。在全国抽采矿井中，对18个主要矿区中112对矿井的抽采率进行了统计分析。
按照抽采率大小，中国主要瓦斯抽采矿区可以划分为3类：I类矿区：瓦斯抽采率>40%，抽采效果好；II类矿区：瓦斯抽采率25%～40%，抽采效果一般；III类矿区：瓦斯抽采率<25%，抽采效果差。
中国主要瓦斯抽采矿区的总体瓦斯抽采效果不好，平均抽采率30%。I类矿区只有6个，仅占主要瓦斯抽采矿区数的33%，平均抽采率59.3%；瓦斯抽采效果一般的II类矿区也只有4个，占主要瓦斯抽采矿区数的22%，平均抽采率33.5%；瓦斯抽采效果差的III类矿区则多达8个，占主要瓦斯抽采矿区数高达45%，平均抽采率仅为17.8%。如果考虑所有抽采瓦斯矿井，抽采率低于25% 的矿井比例会更多。井下混合瓦斯每年的总释放量达200m3/a，这样估算，中国瓦斯抽采率仅12%左右。大量宝贵的资源泄漏到大气之中，既浪费了资源，又污染了环境。
二、国内煤层气地面勘探开发情况
据不完全统计，截至2009年底全国共钻煤层气井超过4000口，日产气量266×104m3。全国已建成年产能25.0×108m3：其中中石油公司建成6.0×108m3，中联煤层气公司建成3.0×108m3，晋煤集团建成5.5×108m3，其他10.5×108m3，年产气量10.15×108m3（据国家能源局）。基本情况如表2-3所示。
表2-3 截至2009年底国内主要公司煤层气勘探开发现状表
初步掌握了一套适合中国煤层气井常规工程施工技术及工艺流程，同时编制了近30项工程技术标准或规程规范，良好地控制了工程质量。
对全国范围内的煤层气资源、分布及储层参数条件有了一个较为全面的认识，对有利地区进行了初步筛选，先后分别在山西沁水，河东，宁武，大宁—吉县，两淮，贵州，六盘水，陕西韩城，云南恩洪—老厂，辽宁沈北，江西萍乐丰城，湖南冷水江等几十个区块进行了钻探或井组试采试验，其中沁水南部和阜新地区大部分单井日产气1800～3500m3，供气比较稳定。
沁水盆地已成为煤层气开发热点，截至2009年底，沁水盆地累计钻井超过3000口，探明地质储量1596.35×108m3（中石油844.04×108m3，占52.9%），日产量达到248×104m3。中石油30×108m3/a煤层气产业化基地已具雏形，一期工程已建成10×108m3/a处理能力，并于2009年9月15日投产，目前每天向西气东输管线供气超过100×104m3。晋煤集团煤层气抽采能力达到了11×108m3，其中井下抽采5×108m3，地面抽采6×108m3。日销售能力达到160×104m3。中联煤层气公司：完成国家示范工程潘河项目建设，形成2×108m3产量。2009年12月21日与华北油田的煤层气输气管道成功对接，日供气量可达10×104m3。亚美大陆煤层气公司在大宁矿区形成约1×108m3/a产能。
鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发稳步推进。中国石油在陕西韩城，山西大宁—吉县、三交区块已完成钻井289口（探井63口，生产井226口），二维地震1260km。2009年提交基本探明煤层气地质储量1145×108m3。
三、国内煤层气勘探开发发展历程
近年来，中国煤层气地面开发和井下抽采日益活跃，煤层气产业已经进入快速发展阶段。
中国的煤层气井下抽采始于20世纪50年代，主要是井下瓦斯抽采，起步早，但进展缓慢，最近几年，中国煤矿区瓦斯抽采非常活跃，2009年全国煤矿瓦斯井下抽采量达61.7×108m3，较2006年翻了一番，利用17.7×108m3，利用率28.7%。截至2009年底，煤矿安全死亡2631人（因瓦斯事故死亡750人），百万吨死亡率0.987，首次降至1以下。
中国煤层气地面勘探开发始于20世纪90年代初，近几年发展较快，已初步准备了可供开发的煤层气资源，初步形成了煤层气开发工艺技术，多个区块已取得较好的产气开发效果，并实现了小规模商业化生产。
煤层气地面开发主要集中在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘，以及阜新盆地的刘家区块，截至2009年底，沁水盆地南部沁水气田钻井超过3000余口，年产气9.7×108m3；鄂尔多斯盆地东缘共钻煤层气井430余口，年产气超过1500×104m3，阜新盆地刘家区块共钻煤层气井70余口，年产气超过3000×104m3。
在国家战略选区和煤层气示范工程等项目的推动下，近年中国煤层气开发取得突破性进展，以直井和多分支水平井为代表的煤层气开发技术逐步成熟，煤层气产业进入快速发展阶段。同时，国家适时出台了一系列优惠政策，极大地促进了煤层气产业的发展，中国煤层气产业进入快速发展阶段。
2. 山西晋煤集团煤层气与煤基技术开发有限责任公司怎么样
山西晋煤集团煤层气与煤基技术开发有限责任公司是2015-04-22在山西省太原市注册成立的有限责任公司(自然人投资或控股的法人独资)，注册地址位于山西综改示范区科技创新城经一路2号。
山西晋煤集团煤层气与煤基技术开发有限责任公司的统一社会信用代码/注册号是91140100330599044C，企业法人徐玉胜，目前企业处于开业状态。
山西晋煤集团煤层气与煤基技术开发有限责任公司的经营范围是：煤炭、煤化工、煤层气、煤机的技术研发、转让、咨询及相关服务；电子产品、光电产品、橡胶制品、环保节能设备、矿山机电产品、矿用材料的研发、制造、销售；化工设备、化工产品（危险化学品及涉及审批的除外）研发、制造、销售；煤矿设备及配件的研发、制造、销售；节能技术、网络信息技术的研发及应用；仪器仪表检测（不含审批类）；计算机软硬件的研发、销售；工程设计、施工、咨询；场地租赁及服务；设备租赁；物业管理（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动）。在山西省，相近经营范围的公司总注册资本为110000万元，主要资本集中在 5000万以上 规模的企业中，共3家。
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3. （三）沁水盆地煤层气勘探初期成果
沁水盆地煤层气勘探程度较其它盆地为高，已施钻煤层气井50口，且主要集中在盆地东南部，1991年始中国煤炭集团与外方合作在南部阳城获取潘2井排水采气4300 m3/d产量，中油集团1997年施工的晋试1井亦获取4050 m3/d产气量，中联煤层气公司1996年后在盆地北部寿阳、东部屯留、南部阳城部署煤层勘探井20余口，中国煤炭集团和中国石油集团都投入一定的钻井工作量，在盆地南部阳城北潘庄、樊庄形成两个试验区块。
沁水盆地南部阳城斜坡带，主煤层为山西组3 煤和太原组9、15 煤，以无烟煤为主，单层厚度大，全区分布稳定。煤层多，厚度大，含煤11～16层，煤层厚12 m，可采煤单层厚4～7 m，最厚10 m，煤层埋深200～1500 m，面积近1700 km2，煤层气资源量4500×108m3。构造部位为北倾单斜，构造简单，地层平缓，断裂不发育，3煤之上有24 m厚泥岩盖层，有利煤层气保存。煤层含气量大，一般为13～20 m3/t，最高39 m3/t，解吸率较高为70%左右，最高90%。煤层储层物性较好，构造裂缝发育，试井测试渗透率（0.3～1.61）×10-3μm2。甲烷风化带浅仅200 m，其下气体中甲烷含量大于95%。潘2井、晋试1井试采，产水6～38 m3/d，地层水总矿化度3100～3415 mg/L，Cl- 含量2100～1196 mg/L。盆地中部沁参1井煤系地层水矿化度高于奥陶系，亦高于上覆石盒子组和上倾斜坡带煤系地层水，说明含煤岩系为封闭水动力系统。
位于阳城北樊庄的晋试1井，井深705 m，钻遇山西组3煤厚5.15 m，太原组15煤厚3.04 m，石炭、二叠系煤层厚9.17 m，属Ⅱ号无烟煤。测试含气量19.8～30.46 m3/t，主要成分为甲烷，含气饱和度71%～98%。3煤之上为55.4 m厚泥岩盖层，15煤之上为13 m厚致密灰岩，封盖性能较好。区域性盖层为150 m厚的泥岩、粉砂质泥岩。煤层裂隙发育，高角度裂隙为主，密度为4～1.1条/cm。煤层埋藏较浅，地应力为7.9～9.4 MPa。测试井段521.6～527.4 m，原始地层压力3.949 MPa，压力梯度0.0076 MPa/m，原始渗透率0.5144×10-3μm2。排采近2个月，产水6.88 m3/d，产气2000～4000 m3/d，最高4050 m3/d。中国石油集团在樊庄区块施钻晋试1井后，又在区块内钻探了晋试2～6井五口勘探井，组成六口试验井井网，控制面积182.22 km2，取得了353.26×108m3煤层气探明储量，170.13×108m3可采储量。
中国煤炭集团晋城矿务局与美中能源公司合作，在潘庄区块进行煤层气勘探，施钻了潘1～7井，形成井距300 m的七口井梅花式试验井网，采用了地面钻孔、酸化压裂、释压抽气工艺技术。潘2井3煤顶埋深217.6 m，煤层厚6 m；9煤顶埋深268.9 m，煤层厚1.50 m；15煤顶埋深314.2 m，煤层厚2.8 m；完井井深425 m。经射孔、酸化、加砂压裂、抽水排气，排采260天（除去故障实际排采151天），产水量3500 m3，产气量16×104 m3。初始阶段30天，产水量428 m3，产气量100 m3，单位产气量很小，为0～2.84 m3/h。停泵33天后，排采29天，产水量832 m3，产气量50500 m3，排采后17天平均日产气量达6160 m3/d。第二次停泵76天后，排采92天，产水量2240 m3，产气量11×104 m3，前期产气量10～100 m3/h，第82天后增至607 m3/h，排水量为1.4 m3/h，后10天平均日产气量为7963 m3/d，最高达9428 m3/d。潘2井排采情况说明，初始排水量小于来自井孔周围的补充水量，储层压力较大，不利于排采。随着产气量增加，储层压力逐渐降低，当排水量超过井孔周围补充水量，孔内液面不断降低，周围煤层逐渐脱离水面，甲烷解吸释放产气量大增。当排采停止，周围地层水涌出补给井孔，产气量又下降复原。中联煤层气公司1999年在潘庄施钻TL—007井获16303 m3/d煤层气产量。
中联煤层气公司在阳城以北已施钻了TL3—4、6—9、11等七口勘探井，在固县枣园TL3井之西布置了Fz1—9试验井，形成十口井组成的井网，同时在中国煤炭集团潘庄区块试验井网基础上，控制面积164 km2，取得402.19×108m3煤层气探明储量，218.39×108m3可采储量。沁水盆地南部煤层气勘探成果，初步证实了沁水盆地煤层气资源潜力。参见《中国煤层气盆地图集》“沁水盆地南部煤层气勘探成果图”、“TL003井3煤等温吸附曲线”、“TL003井15煤等温吸附曲线”、“TL006井3煤等温吸附曲线”、“TL006井15煤等温吸附曲线”、“TL003井气水产量曲线”、“TL006井气水产量曲线”、“晋试1井15煤等温吸附曲线”、“晋试1井3煤等温吸附曲线”、“晋试1井3煤气水产量曲线”、“晋试1井3煤井底流压曲线”。
4. 我是沁水人,去晋煤集团哪个矿最好啊
煤矿现在也不好进的吧。凤凰山吧。
5. 煤层气勘查
4.3.1 定义
是指在充分分析地质资料的基础上，利用钻井、地震、遥感以及生产试验等手段，调查地下煤层气资源赋存条件和赋存数量的评价研究和工程实施过程。可分为两个阶段，包括选区、勘探。
4.3.2 选区
主要根据煤田（或其他矿产资源）勘查（或预测）和类比、野外地质调查、小煤矿揭露以及煤矿生产所获得的煤资源和气资源资料进行综合研究，以确定煤层气勘查目标为目的的资源评价阶段。根据选区评价的结果可以估算煤层气推测资源量。
4.3.3 勘探
在评价选区范围内实施了煤层气勘查工程，通过参数井或物探工程获得了区内关于含煤性和含气性的认识，通过单井和／或小型井网开发试验获得了开发技术条件下的煤层气井产能情况和井网优化参数的煤层气勘查实际实施阶段。根据勘探结果可以计算煤层气储量。
6. 煤层气勘探前景评价
前述成果充分揭示，本区煤层气的富集或逸散受控于多种地质因素，煤化作用条件及其控制之下的生气特征是其中的重要因素之一。这一因素主要通过三个方面发挥作用：一是在古地热史控制之下达到的煤化作用程度；二是在煤层埋藏史制约之下煤层被抬升于煤层气逸散带的地质时期及时限或与逸散带接近的程度；三是二次生烃作用的特征，包括二次生烃所经历的生气过程以及所达到或穿越的生气阶段。由此出发，作者对本区晚古生代煤的煤化作用特征与煤层气生成保存条件之间的关系进行了总结，从煤化作用角度归纳出三种地区类型（表6-7）。
表6-7山西南部晚古生代煤层气生成保存条件的煤化作用因素评价
注：Lb—低煤化烟煤；Mb—中煤化烟煤；Hb—高煤化烟煤；La—低级无烟煤；Ma—中级无烟煤。
第一类地区（I）煤层气生成保存的条件相对较好，包括阳城—翼城、临汾—洪洞和沁源—沁县三个地区，已达低级—高级无烟煤煤级，二次生烃作用历程长，经历了1～2个生气高峰阶段，煤化作用停止时已达干气阶段，煤层进入煤层气逸散带的地质时代较晚且停留时间短，或从未暴露于煤层气逸散带中，煤层气含气性最好，为煤层气资源勘探的有利地带。其中，阳城地区是研究区中目前已知的含气性最好的地带，在国内也不多见。
第二类地区（Ⅱ）煤层气生成保存的条件中等，主要分布在安泽一带，达到高煤化烟煤和低级无烟煤煤级，二次生烃作用的历程较长，经历了第一个（湿气）生气高峰阶段，煤化作用停止时已进入干气阶段，但煤层在煤层气逸散带临界深度附近停留的时间较长，可能导致煤层气已有一定程度的逸散。进一步开展煤层气地质条件的综合研究，是确定该类地区是否具有勘探前景的重要途径。
第三类地区（Ⅲ）煤层气保存条件较差，主要分布在霍州—汾西一带，仅达低煤化—中煤化烟煤煤级，二次生烃作用历程短，未经历过生气高峰阶段或仅进入第一个（湿气）生气高峰，煤化作用中止于湿气早—中期阶段，煤层进入煤层气逸散带的地质时代早，在逸散带中停留的时间长，大面积煤层中的气体基本上已被放散逸散殆尽，煤层含气量低，失去了进一步开展煤层气地质工作的价值。
从区域上看，研究区晚古生代煤层的含气性在南部可能相对较好，在中部—东北部可能好—中等，在西北部可能最差。通过煤化作用得出的这一煤层含气性分布规律与目前已证实或据地质综合研究所得出的含气性区域展布格局是一致的。
7. 中国煤层气勘探开发现状与发展前景
徐凤银 刘 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周晓红
（中石油煤层气有限责任公司，北京 100028）
摘 要：“清洁化、低碳化” 是全球趋势。加快煤层气勘探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气 环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。中国对煤层气开发力度不断加大，出台了价格优惠、 税收优惠、开发补贴、资源管理、矿权保护等一系列鼓励政策，形成中石油、晋煤集团、中联煤三大煤层气 企业，但目前产业整体规模较小。针对矿权问题，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技术上已初步形成适合不同煤阶和不同地质条件下煤层气的勘探开发配套技术，建成了高水平的煤层气实验室，并在800m以深地区、低阶煤储层的开发等领域有实质性突破。
到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过30× 108m3/a，年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力56×108m3/a。截至2011年 6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及 保德四个有利区都紧邻已有天然气主干管线。
中国煤层气资源丰富，潜力大、前景好，加大研发力度，依靠技术进步，特别建议加强四个方面的工作： 一是根据资源分布研究与调整对策；二是国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强；三是在提高单井 产量和整体效益方面强化技术攻关；四是建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资。这将会大大促 进煤层气产业快速发展。
关键词：中国；煤层气；开发；产业；技术；现状；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
煤层气俗称瓦斯，成分主要是甲烷，形成于煤化过程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤层水中三种赋存形式，以吸附状态为主。当煤层生烃量增大或外界温度、压力条件改 变时，三种赋存形式可以相互转化。“清洁化、低碳化” 是全球趋势，能源转型和低碳经济已成为世界 各国经济社会发展的重要战略。
煤层气开发利用具有“一举三得” 的优越性。首先它是一种清洁、高效、安全的新型能源，燃烧 几乎不产生任何废气，有利于优化能源结构，弥补能源短缺；再者，瓦斯是煤矿安全“第一杀手”，它 的开发有利于煤矿安全生产，减少煤矿瓦斯事故；同时它也是一种强烈温室效应气体，温室效应是CO2 的20倍，开发煤层气可以有效减少温室效应。总体体现出经济、安全和环保三大效益。加快煤层气勘 探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。煤层气的开采方式分为井下抽采与地面抽采两种方式。地面抽采在钻完井、测录井、压裂、排采、集输 工艺上与常规油气开采技术基本相同。
1 世界煤层气资源及产业现状
1.1 资源分布
全世界埋深小于2000m的煤层气资源量约为260×1012m3，主要分布在俄罗斯、加拿大、中国、美 国、澳大利亚等国家（图1）。
图1 全世界煤层气资源分布情况
1.2 产业现状
目前，美国、加拿大、澳大利亚等 国家煤层气产业发展趋于成熟。美国自 20世纪80年代以来，有14个含煤盆地 投入煤层气勘探开发，现已探明可采储 量3×1012m3。2009年，煤层气生产井 5万余口，产量542×108m3。煤层气产 量占天然气总产量比重日益增大，2009 年煤层气产量比例达到9％。加拿大煤 层气产业发展迅猛。1987年开始勘探，2002年规模开发，2009年生产井7700 口，产量达60×108m3。澳大利亚也已 形成工业规模。主要分布在东部悉尼、苏拉特、鲍恩三个含煤盆地，2005年生产井数1300口，产量 12×108m3，2009年产量达48×108m3。
1.3 技术现状
通过长期的理论与技术研发，目前国际上形成4大主体技术，4项工程技术。4大主体技术包括： 地质选区理论和高产富集区预测技术，煤层气储层评价技术，空气钻井、裸眼洞穴完井技术，多分支水 平井钻井技术。
4项工程技术包括：连续油管钻井、小型氮气储层改造技术，短半径钻井和U形水平井技术，注氮 气、二氧化碳置换煤层气增产技术，采煤采气一体化技术。
2 中国煤层气产业现状
2.1 勘探开发现状
受美国、加拿大、澳大利亚等国家煤层气快速发展的影响，加之国家出台一系列优惠政策，中国煤 层气开发规模和企业迅速发展，已形成中国石油、晋煤集团、中联煤三大主要煤层气生产企业。
到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过 30×108m3/年，地面抽采实现年产量15×108m3，商品气量11.8×108m3。建成管输、压缩/液化能力 56×108m3/a。截至2011年6月，全国煤层气日产量超过400×104m3。
中国石油：2010年12月，商务部等四部委宣布为进一步扩大煤层气开采对外合作，新增中国石 油、中国石化以及河南省煤层气公司三家企业作为第一批试点单位。目前中国石油登记煤层气资源超过 3×1012m3，探明地质储量占全国64％，重点分布在沁水、鄂东两大煤层气盆地。近几年来，积极开展 煤层气前期评价、勘探选区及开发先导试验，投资力度大幅度增加，发现沁水、鄂东两大千亿立方米规 模以上煤层气田，逐步形成沁南、渭北、临汾与吕梁四个区块的开发格局。截止到2010年底，商品气 量近4×108m3。
通过几年的探索，与煤炭企业和地方政府合作，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即： 沁南模式：矿权重叠区协议划分，分别开发，双方开展下游合作；潞安模式：整体规划、分步实施，共 同维护开采秩序，避免重复性投资；三交模式：先采气、后采煤，共同开发。这些模式得到张德江副总 理和国家有关部委的肯定。
已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及保德四个有利区都紧邻已有天然气 主干管线（图2）。
建成了高水平的煤层气实验室，测试样品涵盖全国绝大多数煤层气勘探开发区，工作量占全国 80％，技术水平居国内领先。
主要实验技术包括：含气量测试技术，等温吸附测试技术，煤储层物性分析技术，煤层压裂伤害测 试技术等。
晋煤集团：到2010年底，完成钻井2510口，地面抽采产量达到9×108m3。建成寺河-晋城10× 108m3/a输气管线；参股建成晋城-博爱输气管线。与香港港华共同投资组建煤层气液化项目日液化量 可达25×104m3；投产120兆瓦煤层气发电厂。开发地区涉及山西沁水、阳泉、寿阳、西山，甘肃宁 县，河南焦作等。
中联煤并中海油：中联煤目前有矿权面积2×104km2，其中对外合作区块面积达1.6×104km2。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成国家沁南高技术产业化示范工程，以及端氏国家油气战略选区示范 工程。
目前完成钻井672口，投产230口，日产气50×104m3。2010年，中海油通过收购中联煤50％股 份，成功介入煤层气勘探开发，为发展煤层气产业打下了基础。
图2 中国石油天然气主干管网示意图
阜新煤业：阜新煤炭矿业集团与辽河石油勘探局合作，开展了三种煤层气合作开采模式，显著提高 了整体开发效益。三种开发模式包括：未采区短半径水力喷射钻井见到实效；动采区应用地面负压抽采 技术，实现了煤气联动开采；采空区穿越钻井取得成功。2010年已钻井52口，日产气10×104m3，商 品气量3226×104m3，建成CNG站3座，主要供盘锦、阜新市CNG加气站。
中石化：煤层气矿权区主要为沁水盆地北部和顺区块及鄂东延川南区块。2010年完成钻井34口，产气84×104m3，目前日产气近3000m3。2010年，华东局与淮南矿业签署了 “煤层气研究开发合作意 向书”，在淮南潘谢矿区优选出100km2有利区块，共同开发煤层气资源。2011年，与澳大利亚太平洋 公司在北京签署了一项框架协议，双方确立了非约束性关键商务条款。
其他：龙门、格瑞克、远东能源及亚美大陆等合资公司及其它民企纷纷介入煤层气勘探开发，加大 产能建设规模，其中亚美大陆目前日产气19.7×104m3。
总体来看，沁水盆地南部成为我国煤层气开发的热点，共建产能近25×108m3/a，目前日产气近 380×104m3，实现大规模管网外输和规模化商业运营，初步形成产运销上下游一体化的产业格局。
2.2 政府优惠政策与技术支持
为了鼓励煤层气产业发展，中国政府出台了一系列优惠政策，包括价格优惠、税收优惠、开发补 贴、资源管理及矿权保护等等（表1），取得了明显效果。
表1 中国政府鼓励煤层气产业发展的优惠政策
与此同时，在技术层面也给予了强有力的支持。2007年以来，国家发改委专门组建了煤层气开发 利用、煤矿瓦斯治理两个国家工程研究中心，科技部设立了 “大型油气田及煤层气开发” 国家科技重 大专项。中国石油成立了专业煤层气公司，并设立“煤层气勘探开发关键技术与示范工程” 重大科技 专项。这些都为煤层气产业发展与技术进步创造了条件。
2.3 技术现状
我国的地质条件和美国等有所区别。目前，煤层气开发都源于美国最早的理论。随着规模化深入开 发，现场实验了很多不同类型煤阶和煤体结构、构造条件、水文地质条件下的煤层气储存特点。已经证 明，这套理论是否完全适合中国煤层气地质条件还有待进一步证实。针对中国不同盆地地质条件研发的 不同的勘探开发技术，有些已经取得了突破性进展。
2.3.1 地质上有新认识
有利区评价方法有新突破：通过煤岩特征、含气量、渗透率、产气量等地质综合研究，建立起富集 高产区评价标准，提出了产能建设区开发单元的划分标准和方法。
800m以深煤层气井产量有突破：一般认为，随着煤层埋深的增加压力随之增大，渗透率急剧减小、 产气量也随之减少。目前国内商业开发深度都在800m以浅地区。随着勘探开发的深入推进，800m以 深井也获得了工业气流（最高产气量2885m3/d）（图3），但煤层产气规律尚不清楚，正在通过加强研 究及大井组排采试验得以证实。
图3 800m以深井排采曲线
煤储层渗透率普遍较低，储层保护是关键：煤储存条件的研究是煤层气开发关键的制约因素。沁水 盆地3＃煤渗透率（0.013～0.43）×10-3μm2，平均0.112×10-3μm2；鄂东（0.22～12）×10-3μm2，平均1×10-3μm2。总体来看，煤层物性差、非均质性强，因此，钻井过程中加强储层保护是关键。钻 井、压裂过程中应尽量采用对井筒周围煤储层的危害小的欠平衡钻井及低伤害压裂液。
2.3.2 现场管理有新措施
高煤阶开发井网井距有新探索。由于我国高煤阶煤层气储层物性与外国有较大差异，开发证实一直 沿用的300m×300m井距不完全适合，主要表现在高产井数少，达产率低，产量结构不合理。为此，通 过精细地质研究，以提高单井产量为目标，对不同井距产气效果数值模拟并进行先导试验，探索了高煤 阶煤层气开发的200m×200m井网和井距。与此同时，在水平井的下倾部位实施助排井也初见成效。
2.3.3 工程技术配套有新进展
三维地震勘探：韩城地区实施100km2三维地震，资料品质明显好于二维，小断层的刻画更加清晰（图4），有效地指导了井网部署。
图4 韩城地区三维与二维剖面对比
羽状水平井钻井：通过市场化运作，打破了 外国公司在羽状水平井施工领域的垄断地位，摆 脱了羽状水平井钻井完全依赖外国公司的局面，成本大幅度降低。
压裂配套工艺：在对煤层实验分析的基础 上，结合大量的压裂实践，形成以 “变排量、低 伤害” 为原则，“高压井处理技术、分层压裂技 术” 等新工艺，采用低密度支撑剂、封上压下、 一趟管柱分压两层等工艺技术。
排采技术：形成缓慢、稳定、长期、连续八 字原则；为培养高产井形成三个关键环节：液面 控制、套压控制、煤粉控制；针对低成本战略，形成井口排采设备的两种组合：电动机＋抽油 机，气动机＋抽油机。
地面集输处理：标准化设计、模块化建设、 自动化管理，基本实现低成本高效运营。
2.4 利用现状
2009年全国建成6家煤层气液化厂，液化产能260×104m3/d，2010年为300×104m3/d，2020年 可达到700×104m3/d。除此之外，还主要用于低浓度瓦斯发电，居民生活，合成氨、甲醛、甲醇、炭 黑等化工原料，已逐步建立起煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。
2.5 存在问题
技术上：技术是制约目前产业进展缓慢的主要问题。目前存在的主要问题包括：煤层气高渗富集区 的控气因素，符合我国煤层气地质条件、用以指导生产实践的开发理论，适合我国地质条件的完井、压 裂、排采等关键技术与相应设备等。
管理上：主要包括：煤层气、煤炭矿权重叠，先采气、后采煤、发电上网等政策实施困难较多，对 外合作依赖程度高，自营项目受到限制，管道规模小，市场分散、不确定性大等。
3 煤层气发展前景与建议
随着国民经济的发展，天然气需求快速增长为煤层气发展提供了机会。2000年以来，天然气年均 增长速度达到16％（图5），2009年底，全国天然气消费总量875×108m3，2010年，天然气需求量超 过1400×108m3，供应能力约1000×108m3。2015年，预计天然气需求量2600×108m3，供应能力只有 1600×108m3，到2020年，天然气缺口将超过1000×108m3，这就为煤层气等非常规气的发展提供了 空间。
3.1 发展前景
据有关规划，到2015年，全国地面开发煤层气产量将达到100×108m3；2020年，天然气产量约 2020×108m3，其中非常规天然气产量达到620×108m3，地面开发煤层气将达到200×108m3。
图5 2000～2008年中国天然气消费量变化趋势
与此同时，各相关企业也制定了 “十二五” 发展目标（表2）。
表2 全国重点地区及企业煤层气地面开发预测表
上述目标能否顺利实现，前景如何，勘探开发及产业规模能否迅速发展，主要取决于国家政策的进 一步落实以及几大主要企业的投入。尤为重要的是这些企业针对煤层气赋存条件的技术进步与突破，而 非资金问题，这一点必须引起高度重视。中国石油将会进一步加大投入，促进煤层气产业快速发展。主 要加大沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部两个重点产业基地的勘探开发力度，积极探索外围盆地煤层气 开发配套技术。预计：2012年新增探明煤层气地质储量2000×108m3，为建产能提供资源保障；2013 年建成生产能力45×108m3/年，2015年产量达到45×108m3，商品量40×108m3，成为国内第一煤层气 生产企业。同时，成为业务技术主导者、规范标准制定者、行业发展领跑者。到2020年，煤层气商品 量预计达到100×108m3，成为中国石油主营业务重要组成部分和战略经济增长点。
3.2 对策与建议
3.2.1 根据资源分布研究与调整对策
全国埋深小于2000m的煤层气总资源量为36.8×1012m3，可采资源量约10.8×1012m3。资源量大 于1×1012m3盆地有8个，资源量合计28×1012m3，占全国76％，主要分布于中西部地区。埋藏深度小 于1000m的资源量为14×1012m3，是目前开发的主要资源。低阶煤煤层气资源量占43％，但目前主要 开发的是中高阶煤煤层气资源。因此，现在必须加强对西部地区中深层（埋深大于800m）和中低阶煤 煤层气开发的研究与开发试验力度，力求更大范围的实质性突破。
3.2.2 国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强
完善相关政策措施，制定煤层气、煤炭开发统一规划，做到无缝衔接，切实落实“先采气、后采 煤”，实现资源充分利用。采煤采气3种合作方式还需要进一步扩展；积极推进煤层气产业发展与煤矿 瓦斯防治一体化合作。
3.2.3 在提高单井产量和整体效益方面强化技术攻关
针对煤层气勘探开发关键技术需要加强攻关。进一步研发针对煤层气地质特点而形成配套合适的钻 探、压裂、排采、管输等专有设施和设备，加大发展羽状水平井开发关键技术力度。
3.2.4 建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资
强化信息渠道，实现资源共享，避免无序竞争和重复性投资。建立煤层气行业统一的信息管理系统 是一项非常重要的基础工作。包括两方面内涵：企业内部应加强煤层气田的数字化建设，国家层面应加 强行业技术与产业信息的统计和交流发布，为煤层气行业提供统一的信息化建设标准。
结束语
低碳经济是我国能源经济发展的必由之路。为了从源头上减少碳排放，引领能源结构和产业多元 化，天然气供需缺口将长期存在，对煤层气需求会不断增加。中国煤层气资源丰富，目前产业整体规模 小，但潜力大、前景好。加大研发力度，依靠技术进步，将大大促进煤层气产业快速发展。
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8. 煤层气主要公司有哪几家
在中国国内，从事煤层气的大公司主要有：中石油煤层气有限责任公司、中联煤层气有限责任、晋煤集团、中石油华北油田煤层气分公司（沁水盆地）等，当然这是几家大的国企！
9. 晋煤招了煤及煤层气工程专业的毕业生；都会分到哪里呢 是不是都进煤层气开发单位呢 求解
应该是，现在晋煤打算大力发展煤层气事业，晋煤集团有专门的煤层气开发公司 蓝焰煤层气开发公司，目的是先抽气再排采，也是为了煤矿的顺利开采做铺垫。虽然晋煤集团主要是开采煤的，不过蓝焰煤层气公司抽排煤层气是给补助的，所以待遇也很好。
我觉得招的煤层气专业应该都会分到蓝焰公司，希望我的回答对你有用！
10. 煤层气勘探开发历程
我国煤层气勘探开发和利用，主要经历了3个发展阶段。
1.矿井瓦斯抽放发展阶段（1952～1989年）
1952年我国在抚顺矿务局龙凤矿建立起瓦斯抽放站，此后至1989年期间我国煤层气勘探开发主要处于矿井瓦斯抽放发展阶段，主要进行井下瓦斯抽放及利用、煤的吸附性能和煤层气含量测定工作。该期间的工作成果，为后来全国煤层气资源预测和有利区块选择等积累了重要的实际资料。
2.现代煤层气技术引进阶段（1989～1995年）
1989～1995年为我国现代煤层气技术引进阶段。原能源部于1989年9月邀请美国有关煤层气专家来华介绍情况，并于1989年11月在沈阳市召开了我国第一次煤层气会议“能源部开发煤层气研讨会”。随后，国家“八五”攻关和地方企业、全球环境基金（GEF）资助设立了多个煤层气的研究项目，并在河北大城、山西柳林进行了煤层气的勘探试验，1991年出版了我国第一部煤层气学术专著—《中国的煤层甲烷》。同时，许多外国公司也纷纷出资在我国进行煤层气风险勘探。在这期间，我国引进了煤层气专用测试设备和应用软件，设备的引进和人员交流使我国在煤层气资源评价、储层测试技术、开采技术等方面取得了较大的发展。
3.煤层气产业逐渐形成发展阶段（1996年后）
为了加快我国煤层气开发，国务院于1996年初批准成立了中联煤层气有限责任公司。“九五”和“十五”国家科技攻关都设立了煤层气研究和试验项目，同期国家计委设立了“中国煤层气资源评价”国家一类研究项目。这些项目和其他相关研究工作使煤层气在选区评价方法、有利区块优选、富集规律及其控制因素等方面取得了新的进展。上述工作大力促进了我国煤层气勘探开发工作，在30多个地区进行了钻井评价，在沁水南部和北部、大宁—吉县区块、韩城区块、神府—保德、阜新盆地、大同—宁武、准噶尔盆地、恩洪—老场区块、沈北—铁法地区等10个地区取得重要勘探成果；韩城、沁水端氏、大宁—吉县、宁武、沁水樊庄、沁水大宁等6个项目准备进行开发试验；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和阜新煤层气开发试验项目等4个项目先后进入煤层气商业化开发示范阶段。