煤層氣開發地質研究什麼
⑴ 國內外煤層氣地質研究 現狀
美國是世界上最早開始煤層氣地面開發，煤層氣商業化開發利用也最為成功和規模最大。
加拿大: 煤層氣資源量佔世界第二位，連續油管施工技術和煤層氣液氮壓裂技術兩項關鍵技術,生產區域主要在西部的阿爾伯特省。
德國: 在煤層氣發電利用上較為成功，主要技術特點是模塊化燃氣發電機組，採用集裝箱式設計,便於拆裝、運輸，對30%濃度以上甚至略低於30%甲烷濃度的氣體進行發電利用，實現了電熱聯產。
中國煤層氣主要集中在沁水盆地南部、鐵法和陽泉礦區。全國95%的煤層氣資源分布在晉陝內蒙古、新疆、冀豫皖和雲貴川渝等四個含氣區，其中晉陝內蒙古含氣區煤層氣資源量最大，佔全國煤層氣總資源量的50%左右。
國家能源局2013年1月發布《煤層氣產業政策》徵求意見稿。根據該意見稿，「十二五」期間，我國將建成沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產業化基地，形成勘探開發、生產加工、輸送利用一體化發展的產業體系。加大新疆、遼寧、黑龍江、河南、四川、貴州、雲南、甘肅等地區煤層氣資源勘探力度，建設規模化開發示範工程。之後再用5~10年時間，新建3~5個產業化基地，實現煤層氣開發利用與工程技術服務、重大裝備製造等相關產業協調發展。
但也有業內人士表示，我國實現煤層氣大規模產業化開發存在瓶頸。首先，我國的煤炭企業片面追求產量，沒有考慮開發利用煤層氣。其次，我國管網建設以及儲配能力不足，阻礙了實現煤層氣產業化。再次，由於電力行業存在門檻，煤礦利用瓦斯所發電量難以實現並網。
⑵ 煤層氣勘探開發的幾個基礎問題淺析
傅雪海
（中國礦業大學資源與地球科學學院 江蘇徐州 221008）
作者簡介：傅雪海，1965年9月生，男，湖南衡陽縣人，博士，教授，博士生導師，從事能源地質的教學與科研工作。
項目：國家重點基礎研究發展規劃——「973」煤層氣項目（編號：2002CB211704）。
摘要 本文從煤層氣的賦存方式、超臨界吸附、低煤級煤的含氣量的測試方法、采動影響區動態含氣量、煤層氣的多級壓力降與多級滲流、煤儲層滲透率的氣體滑脫效應、有效應力效應、煤基質收縮效應、煤儲層壓力中水壓與氣壓的關系、高煤級煤產氣缺陷及煤層氣平衡開發等方面對我國煤層氣勘探開發的應用基礎研究問題作了簡要剖析。指出針對各煤級煤儲層特徵，實行平衡開發，是保障我國煤層氣勘探開發持續、穩定發展的重要措施。
關鍵詞 煤層氣 動態含氣量 動態滲透率 平衡開發
Brief Analysis on Several Basic Issues in CBM Exploration and Developme nt
Fu Xuehai
（China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008）
Abstract：This article briefly analyzed several basic issues in CBM exploration and development，including CBM existence ways，supercritical absorption，test method of gas content for low rank coal，dynamic gas content in mining impact zone，CBM multi-level pressure dropping and multi-level percolation flow，gas slippage effects of coal reservoir permeability，effective stress effects，coal matrix shrinkage effects，the relationship between gas pressure and water pressure in the coal reservoir，gas problems in high rank coal and CBM balance development and so on.The author pointed out that the balance development of CBMfor various rank coals is important measure to ensure the continuing and stable development of China's CBM.
Keywords：CBM；dynamics gas content；dynamic penetration；balance development
引言
煤層氣藏為介於固體礦藏與流體礦藏之間的一種特殊類型壓力-吸附礦藏。美國通過30多年的研究，建立了中、低煤級煤生儲優勢、次生生物氣成藏、煤儲層雙孔隙導流等基礎理論體系，形成了煤儲層孔、滲、吸附性等物性室內實驗測試技術、排水降壓開發煤層氣技術、與儲層物性相適應的完井技術、增產技術、多井干擾技術、儲層壓力與滲透率現場試驗技術、煤層氣、水產能數值模擬技術等為核心的煤層氣勘探開發技術[1～8]。此理論除在加拿大有一定的適應性外，其他近30個國家或地區應用效果不佳，揭示該理論存在著較大的局限性。我國在各煤級煤礦區施工了600 多口煤層氣井、10餘個井組，大多進行了試氣排采，煤層氣、水產能穩定性差，井與井之間、同一口井不同排采階段之間變化極大，煤層氣產量與試井滲透率的關系並不十分一致，甚至高滲透率低產量，低滲透率卻具有較高的穩定氣產量[9]。這一現實使我國煤層氣工作者感到迷惑，嚴重擾亂了我國煤層氣的勘探開發部署。儲層參數與排采工作制度怎樣配置才能獲得穩定、連續的產能呢？不同學者或工程技術人員從自己的專業范圍就上述問題的某一方面曾作過一些有益探索，未從整體上去把握。本文就我國煤層氣勘探開發工作中面臨的應用基礎研究問題提出一些想法，與大家一起討論。
1 煤層氣的賦存方式與低煤級煤含氣性問題
1.1 固溶氣問題
煤層氣由吸附氣、游離氣、水溶氣三部分組成已得到煤層氣工作者的公認。但煤與瓦斯突出時的相對瓦斯湧出量是煤層含氣量的數倍至近百倍也是不爭的事實，就是煤層采動影響區的煤層氣和圍岩中的煤成氣也不可能達到如此高的程度。顯然艾魯尼提出的固溶體是客觀存在的，甚至在煤層氣總量中的比例遠高於艾魯尼認為的替代式固溶體2%～5%、填隙式固溶體5%～12%這一比例[10]。固溶氣（體）可能與天然氣水合物——可燃冰類似，在煤與瓦斯突出時被釋放出來，由此可見固溶氣（體）亦是煤層氣的一種重要賦存方式。
1.2 超臨界吸附問題
平衡水條件下，煤對甲烷的吸附性呈「兩段式」演化模式，即朗氏體積先隨煤級的增大而增加，後隨煤級的增大而降低，其拐點（即極大值點）大約在鏡質組最大反射率3.5%～4.5%這一區間內，在褐煤和低煤化煙煤階段受煤岩組分的影響波動性較大[11]。
地層條件下，煤層甲烷超臨界吸附的現象是存在的。但只有當煤層甲烷壓力（氣壓）超過5.18MPa（表1）才真正出現超臨界流體，實際上在我國煤礦瓦斯實測壓力中超過此壓力的礦井是比較少的。但對於原位且處於封閉系統的煤儲層，儲層中水壓等於氣壓，只要煤層埋深超過600m，煤層甲烷就可能成為超臨界流體。
圖1 二氧化碳和乙烷在正常溫壓梯度條件下的液化區間
對於甲烷和氮氣，任一埋深儲層溫度均高於臨界溫度，無論壓力多大，均不會液化；對於二氧化碳，當儲層溫度低於31.1℃（表1），對於乙烷，當儲層溫度低於32.4℃（表1），而儲層壓力（氣壓）高於液化壓力，二者可以呈液態形式存在。按正常地溫梯度3℃/100m、正 常 儲層 壓 力 梯 度0.98MPa/100m，設恆溫帶深度為20m、溫度為10℃，則埋深400m左右，儲層溫度約為22℃、儲層壓力為3.9MPa，此時二者均低於臨界溫度和壓力，二氧化碳和乙烷以氣態形式存在；當埋深達到800m，儲層溫度約為34℃，高於臨界溫度，二氧化碳和乙烷仍為氣態。但當二氧化碳壓力大於7.38MPa、乙烷壓力大於4.98MPa，二氧化碳和乙烷有可能成為超臨界流體；只有在400～800m范圍內的局部層段（封閉體系），儲層溫度低於臨界溫度，儲層壓力高於液化壓力，二氧化碳和乙烷才可能以液態形式存在（圖1）。
表1 煤層氣組分的簡明物理性質[12］
*在30℃時進行二氧化碳等溫吸附實驗時得出。
對於以甲烷為主，含有二氧化碳、氮氣、乙烷的煤層氣而言，其超臨界狀態和液化的溫度和壓力條件是下一步值得關注的問題之一。
1.3 低煤級煤含氣量的測試問題
我國煤層含氣量現場測試大多是基於MT-77-84解吸法標准得出的，對中、高煤級煤適應性較好，但對於分布在我國東北、西北地區的低煤級煤而言，實測含氣量明顯偏低，由於低煤級煤孔裂隙發育，取心過程在地層溫度條件下快速解吸，到地面由於溫度降低，解吸速度變慢，有的甚至沒有解吸氣，由解吸氣推算的損失氣也就明顯偏低。中國煤田地質總局1995～1998年進行的煤層氣資源評價時就沒有涉及到褐煤，其他單位和個人大多基於褐煤平衡水等溫吸附實驗來推算褐煤的含氣量，從而計算出資源量。因此低煤級煤儲層中的煤層氣資源量大小不同是造成我國各單位和個人計算煤層氣資源量差異的根本原因。
基於低煤級煤層的含水性、孔裂隙特點、溫度、壓力條件，分別進行吸附氣、水溶氣和游離氣的數值模擬，釐定低煤級煤含氣量是我國下一步的研究方向之一。
1.4 采動影響區動態含氣性的問題
煤礦采動影響區是地面煤層氣開發或井下瓦斯抽放的有利部位。煤礦井巷開拓和煤炭生產改變了煤層的地應力場、流體壓力場，打破了煤層內游離氣、吸附氣和水溶氣之間的動態平衡關系。煤礦采動影響區因為煤層卸壓，裂隙張開或形成新的裂隙，又因為礦井通風，采動影響區與暴露煤壁間連續出現甲烷濃度差，使煤層滲透性、擴散性能大大增強，煤層氣發生解吸，並在濃度梯度、壓力梯度作用下向巷道或工作面擴散、滲流或紊流。隨著巷道和採煤工作面的連續推進，采動影響區內煤層的含氣量呈現出動態變化特徵。
煤礦采動影響區可劃分為本煤層采動影響區（水平采動影響區）、鄰近層采動影響區（垂向采動影響區）和煤炭資源殘留區[13]。本煤層采動影響區又可進一步分為掘進巷道和採煤工作面采動影響區。采動影響區內煤層動態含氣量與煤壁暴露時間（採煤或掘進工作面推進速度）和距暴露煤壁的距離有關，任何一點的煤層氣流速、流向和瓦斯壓力均隨時間的變化而變化，即為非穩定流場，求其解析解很困難。只有採用數值模擬的方法，如有限元法、瓦斯壓力連續測定法、瓦斯湧出量法、瓦斯排放效率法等來近似地估算[13]。
2 煤層氣多級壓力降與多級滲流問題
煤儲層是由氣、水、煤基質塊等多種物質組成的三相介質系統。其中氣組分具有多種相態，即游離氣（氣態）、吸附氣（准液態）、吸收氣（固溶體）、水溶氣（溶解態）；水組分也有多種形態，即裂隙、大孔隙中的自由水、顯微裂隙、微孔隙和芳香層缺陷內的束縛水、與煤中礦物質結合的化學水；煤基質塊則由煤岩和礦物質組成。在一定的壓力、溫度、電、磁場中各相組分處於動平衡狀態。在排水降壓或外加場干擾作用下開發煤層氣的過程中，三相介質間存在一系列物理化學作用，其儲層物性亦相應發生一系列變化，單一相態的實驗研究很難模擬煤儲層的真實物性狀態。
煤儲層系由宏觀裂隙、顯微裂隙和孔隙組成的三元結構系統[11]。在排水降壓開發煤層氣的過程中各結構系統壓降程度不同，客觀上存在著三級壓力降，煤層氣-水的運移也相應地存在著三級滲流場，即宏觀裂隙系統（包括壓裂裂縫）——煤層氣的層流-紊流場、顯微裂隙系統——煤層氣的滲流場、煤基質塊（孔隙）系統——煤層氣的擴散場[14]。擴散作用又包括整體擴散、克努森型擴散和表面擴散，滲流亦存在達西線性滲流和非線性滲流。煤層氣開發，上述三個環節缺一不可，且氣、水產能受制於滲流最慢的流場。前期研究大多忽略氣體的擴散作用，滲流方程只考慮前兩個環節，數值模擬氣、水產能與實際情況相差甚遠，且過於強調宏觀裂隙，即試井滲透率的研究，忽略煤岩體實驗滲透率及擴散系數的測試分析。因此，與煤儲層孔裂隙結構系統相匹配的解吸—擴散—滲流—紊流多級耦合問題、與煤儲層孔裂隙結構系統相匹配的煤層氣產能模擬軟體是下一步煤層氣勘探開發應用基礎研究方向之一。
3 儲層壓力中的水壓與氣壓的關系問題
煤儲層流體壓力由水壓與氣壓共同構成。美國煤儲層壓力以水壓為主，氣、水產能穩定、持續；我國煤儲層壓力構成復雜，氣壓佔有較大比例，不同壓降階段，煤層氣、水產能不同，在總體衰減的趨勢下呈跳躍性、階段性變化[15]。
水動力勢是煤層氣富集和開發的最活躍因素，是儲層壓力或地層能量的直接反映和主要貢獻者；水的不可壓縮性對裂隙起支撐作用，水動力又是煤儲層滲透率的維持者。我國中、高煤級煤層為相對隔水層，煤層本身的水體彈性能較低，氣體彈性能較高[16]。
美國以單相水流作為介質測試煤儲層壓力和滲透率的試井方法應用到我國以氣飽和為主的煤儲層肯定會存在較大缺陷，也就是說用美國的試井方法得出的我國煤儲層壓力和滲透率是不確切的，由儲層壓力、含氣量和等溫吸附曲線計算的含氣飽和度、臨界解吸壓力、理論採收率同樣是不確切的。
筆者認為處於封閉系統的煤儲層，其水壓等於氣壓，處於開放系統的煤儲層，其儲層壓力等於水壓與氣壓之和。煤儲層壓力構成及其傳導、煤儲層中氣、水介質之間的相互關系，控制了煤層甲烷的解吸、擴散和滲流特徵，是目前煤層氣開發亟待解決的關鍵科學問題。
4 煤儲層動態滲透率問題
煤儲層在排水降壓過程中，隨著水和甲烷的解吸、擴散和排出，其滲透率存在有效應力效應、煤基質收縮效應和氣體滑脫效應，三種效應綜合作用使煤儲層滲透率呈現出動態變化[11]。
4.1 有效應力效應
有效應力是裂隙寬度變化的主控因素。有效應力增加會使裂隙閉合，使煤的絕對滲透率下降。滲透率越低，相對變化越大，有的減少兩到三個數量級。在排水降壓開發煤層氣的過程中，隨著水和氣的排出，煤儲層的流體壓力逐漸降低，有效應力逐漸增大，煤儲層滲透率呈現出快速減少、緩慢減少的動態變化過程[11]。
4.2 煤基質收縮效應
氣體吸附或解吸導致煤基質膨脹或收縮，可用朗格纓爾形式來描述，筆者用CO2作為介質對不同煤級圓柱體煤樣（每點只平衡12h）進行過吸附膨脹實驗，結果表明煤基質收縮系數隨煤級的增大而減少[11]。煤層氣開發過程中，儲層壓力降至臨界解吸壓力以下時，煤層氣開始解吸，煤基質出現收縮，由於煤儲層側向上受到圍限，煤基質的收縮不可能引起煤儲層的整體水平應變，只能沿裂隙發生局部側向應變，使煤儲層原有裂隙張開，裂隙寬度增大，滲透率逐漸增高，且中煤級煤增加的幅度大於高煤級煤[11]。
4.3 氣體滑脫效應
在煤這種多孔介質中，由於氣體分子平均自由程與流體通道在一個數量級上，氣體分子就與流動路徑上的壁面相互作用（碰撞），從而造成氣體分子沿通道壁表面滑移。這種由氣體分子和固體間相互作用產生的滑移現象，增加了氣體的流速，使煤的滲透率增大，且隨著儲層壓力的降低，先緩慢增加，到低壓時快速增大。
5 高煤級煤儲層產氣缺陷問題
高煤級煤儲層滲透率對應力敏感性強，應力滲透率衰減快；高吸附性、微孔性，自封閉性效應明顯；高煤級煤束縛水飽和度大，相滲能力低；經歷的構造運動期次多，其反復加壓和卸壓，滲透性損害極大；煤基質收縮能力弱，煤層氣開發過程中其滲透率較難得到改善[17]。
第一，高煤級煤儲層顯微裂隙不發育。高煤級煤儲層大多經過強烈的構造運動，煤層呈碎裂煤、碎斑煤和糜棱煤。
第二，高煤級煤儲層應力滲透率衰減很快。流體壓力不變、圍壓不斷增大的滲透率實驗表明：高煤級煤岩體的滲透率隨圍壓增大呈指數形式降低，且衰減系數遠大於中煤級。由於地應力梯度（我國通常為1.6MPa/100m左右）大於儲層壓力梯度（正常壓力梯度為0.98MPa/100m），因此，隨煤層埋深的增加，煤儲層有效應力增大，煤儲層滲透率降低。
第三，高煤級煤相滲能力低。相對滲透率表明：高煤級煤束縛水飽和度大，介於71.3%～84.82%之間，單相水流和氣、水雙相滲流區域狹窄。氣-水雙相滲流時，高煤級煤最大氣相相對滲透率與最大水相相對滲透率之和介於25.4%～40.78%之間，平均為33.2%，即氣相與水相有效滲透率之和約為其克氏滲透率的1/3；束縛水下高煤級煤氣相滲透率只有其克氏滲透率的15.7%～22.1%，平均為18.2%，即多相介質條件下，高煤級煤有效氣相滲透率不及其克氏滲透率的1/5[11]。
在排水降壓開發煤層氣的過程中，流體沿滲透性較好的區域指進，使指進流體繞過較大面積的被驅替相，形成被驅替相的一座座「孤島」。高煤級煤束縛水飽和度大，即這樣的「孤島」較多，排水降壓困難，煤層氣難於解吸，大部分煤層氣被殘留，然而由於其吸附時間只有1～9d，所以能較快（數月後）達到產氣高峰，造成高資源量、低產能之「瓶頸」現象[17]。
第四，高煤級煤儲層滲透率改善能力弱。多相介質煤岩體吸附/膨脹實驗表明，高煤級煤吸附最大，膨脹量低於中煤級煤。反過來，煤的吸附/膨脹與解吸/壓縮互為可逆過程，即在煤層氣的開發過程中，高煤級煤的收縮能力較弱。數值模擬結果表明煤基質收縮引起的滲透率正效應低於有效應力引起的滲透率負效應，高煤級煤儲層滲透率在煤層氣排采過程中逐漸衰減。
開展不同煤級煤柱樣甲烷吸附（吸附平衡時間長達數月）膨脹實驗、測試不同壓力降、不同孔裂隙結構的氣、水流量和擴散能力是下一階段煤層氣勘探開發的重要研究方向。
6 煤層氣平衡開發問題
煤儲層由多元孔裂隙結構組成，煤層氣排采時存在多級壓力降和多級擴散/滲流場，由於前期受急功近利的思想支配，煤層氣井排采常打破煤儲層氣-水相滲平衡，沒有處理好套壓、液面降深和井底壓力三者之間的關系，因氣、水產能的過度增加，勢必加速原始儲層內能的消耗，使生產的持續時間縮短。因此，在試氣排采階段，針對不同的儲層物性條件，多開展關井測壓工作，繪制壓力恢復霍納曲線圖，求出壓力恢復曲線的斜率，再進一步據關井測壓前的平均日產量折算成儲層內的體積流量，並結合儲集系數和壓縮系數來估算氣井現實條件下儲層內的氣體流動系數和氣相有效滲透率，從而確定該儲層的平衡產能[18]。據沁南 TL007 井和鐵法 DT3 井產能歷史分析，沁南 TL007 井的平衡產能為2000m3/t左右，鐵法DT3井的平衡產能為3000m3/t左右[9]。因此，在排采工作制定時，不斷調整套壓、液面降深和井底壓力，維持氣、水產能平衡開發，增長井孔服務年限，是下一步煤層氣勘探開發所要關注的問題之一。
7 結論
中國煤層氣開發目前處於商業化生產的啟動階段。煤層氣超臨界狀態和液化的溫壓條件、低煤級煤的含氣量測試方法、采動影響區動態含氣量、排水降壓開發的動態滲透率、煤儲層壓力構成及其傳導、煤儲層中氣、水介質之間的相互關系、與煤儲層孔裂隙結構系統相匹配的解吸—擴散—滲流—紊流多級耦合理論、與煤儲層特徵相適應的鑽井、完井、增產技術、與煤儲層孔裂隙結構系統相匹配的排采工作制度和產能模擬軟體等均是下一步煤層氣勘探開發的應用基礎研究課題。
參考文獻
[1]Harpalin S，Miphreson M J.1986.The effect of gas pressure on permeability of coal.2nd US Mine Ventulation Symp，369～375
[2]Reeves S R，Decker A D.1991.Reservoir simulation investigation into the interaction of in-situ stress，pore pressure，and coal rank on coalbed methane exploration strategy.Proceedings Gas Technology symposiums，83～91
[3]Puri R，Evanoff J C.1993.Measurement of coal cleat porosity and relative permeability.In：International Coalbed Methane Symposium，SPE 21491，93～103
[4]Palmer L，Mansoori J.1998.How permeability depends on stress and pore pressure in coalbed：A new model.SPE Reservoir Evaluation ＆Engineering，December，124～136
[5]Thotsaphon C，Chen H X，and Lawrence T W.2001.Impacts of Permeability Anisotropy and Pressure Interference on Coalbed Methane（CBM）Proction.Proceedings-SPE Rocky Mountain Petroleum Technology Conference，Petroleum Technology-Leads the Way，323～329
[6]Scott A R.2002.Hydrogeologic fators affecting gas content distribution in coal beds.International Journal of coal Geology，50：363～387
[7]Joshua C E.2002.Simplified Prediction of Reservoir Pressure in Coalbed Methane Wells.SPE Eastern Regional Conference Proceedings，49～57
[8]David S，Mike K.2003.Procing Coalbed Methane at High Rates at Low Pressures.Proceedings SPE Annual Technical Conference and Exhibition，4035～4042
[9]傅雪海，秦 勇，范炳恆等.2004.鐵法DT3 井與沁南TL-007 井煤層氣產能對比研究.煤炭學報，29（6）：712～716
[10]艾魯尼.AT.唐修儀，宋德淑等譯.1992.煤礦瓦斯動力現象的預測和預防.北京：煤炭工業出版杜，142～147
[11]傅雪海.2001.多相介質煤岩體（煤儲層）物性的物理模擬與數值模擬[博士學位論文].徐州：中國礦業大學
[12]吳樹森.1989.界面化學.武漢：華東化工學院出版杜，190～200
[13]傅雪海，秦勇，周榮福等.2005.采動影響區煤層動態含氣量數值模擬.天然氣地球科學，16（3）359～362
[14]彭金寧.2006.鐵法盆地煤儲層多級滲流特徵研究（碩士學位論文）.徐州：中國礦業大學
[15]葉建平.2002.水文地質條件對煤層氣產能的控制機理與預測評價研究[博士學位論文].北京：中國礦業大學（北京校區）
[16]吳財芳，秦勇，傅雪海，林伯泉.2005.煤基塊彈性能及其與地質控制因素之間的關系.中國礦業大學學報，34（5）：636～639
[17]傅雪海，秦勇，姜波等.2004.高煤級煤儲層煤層氣產能「瓶頸」問題研究.地質論評，50（5）：507～513
[18]顧謙隆，曹立剛.2001.煤層氣排采中關井測壓和放壓實驗.中國煤田地質，13（1）：25～27
⑶ 壽陽區塊煤層氣勘探開發現狀、地質特徵及前景分析
王明壽1王楚峰1魏永佩2張心勇1徐文軍1
（1.中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011；2.美國遠東能源公司 北京 100016）
作者簡介：王明壽，男，1966年出生，高級地質師，在職博士生，礦產普查與勘探專業，現在中聯煤層氣有限責任公司工作，多年從事煤炭、煤層氣勘探、生產及科研工作。
摘要 煤層氣的富集與儲層特徵密切相關，並受地質條件的制約。本文在詳細研究煤儲層特徵及煤層氣富集機制的基礎上，分析和總結了沁水盆地北端壽陽區塊煤層氣的勘探開發現狀，並對開發前景進行了初步評價。基於煤岩、煤質、煤體結構及孔滲性、吸附性的觀察和測試，該區煤層表現為厚度大、熱演化程度高，局部發育構造煤、裂隙較發育，吸附性能力強、含氣量高，含氣飽和度偏低。總體來說，適合煤層氣的開發。該區煤層氣的富集主要受控於熱演化史和埋藏史。在區域變質的背景上，疊加了岩漿熱變質作用，生氣強度大；另外，煤層的埋深、頂底板封閉性及水文地質條件都會影響含氣量的大小，煤層氣富集是多因素有效配置的結果。
關鍵詞 煤儲層 含氣量 熱演化 羽狀水平井 壽陽區塊
Analysis on Status，Geology Features and Prospects of CBM Exploration and Development in Shouyang Block
Wang Mingshou1，Wang Chufeng1，Wei YongPei2，Zhang Xinyong1，Xu Wenjun1
（1.China United Coalbed Methane Corporation，Ltd.，Beijing 10001 1；2.Far East Energy Company，Beijing 100016）
Abstract：Coalbed methane（CBM）enrichment depends on reservoir characteristics，and it is also conditioned by geologic setting.On the basis of detailed study on the reservoir physical characteristics and CBM enrichment mechanism，exploration and development actuality was summarized and foreground was prospectedresearch findings in Shouyang Block，northern Qinshui Basin.According to observation and test for coal type，coal quality，coal structure and porosity-permeability，adsorbability，some characteristics of coal bed are displayed as follows：thick reservoir，high thermal evolution，local structural coal，developed fracture，noticeable adsorbability，high gas content，low gas saturation.In one word，research area fits for CBMexploitation.The CBM enrichment is controlled by thermal evolution history and burial history.Owing to magma thermal metamorphism superimposing on the regional metamorphosis，the intensity of gas generation is higher；Moreover，burial depth，closure property of adjacent rock，and hydrologic geology also affect gas content，CBM enrichment is the result of sound multifactorial matching.
Key words：CBM reservoir；Gas content；Thermal evolution；Multilateral horizontal well；Shouyang Block
引言
壽陽區塊位於山西省北中部、沁水盆地北端（圖1），相鄰的陽泉礦區是我國著名的無煙煤生產基地之一，也是典型的高瓦斯礦區，從1957年就開始煤礦瓦斯抽放與利用工作[1]。在多年的煤礦生產實踐中，積累了豐富的煤礦瓦斯抽放經驗，是我國煤礦瓦斯抽放和利用最成功的礦區。現建有8座瓦斯抽放站，抽放歷史長，目前年瓦斯抽放量達2×108m3，佔全國第一位[2]。20世紀80年代初，隨著我國煤層氣勘探開發的興起，壽陽區塊以其良好的資源條件及開發條件成為我國煤層氣開發的熱點。從1996年中國煤田地質總局在韓庄區施工HG1井開始，近十年來先後有多家單位在區內開展煤層氣基礎研究和煤層氣勘探開發試驗工作，施工了10口煤層氣參數井或生產試驗井（包括遠東能源公司施工的3口煤層氣羽狀水平井），煤層氣的勘探開發工作取得了階段性進展。本文對近年來該區塊的煤層氣勘探開發活動進行了總結，針對該地區煤層氣勘探實踐過程中遇到的一些地質技術問題，對該區煤層氣的富集機制和控氣因素進行了探討，以期指導勘探工程部署，從而實現該地區煤層氣開發的突破。
圖2 SY—XX井3號煤層原煤等溫吸附曲線
3.5 煤的滲透性
研究區有8口煤層氣參數井和生產試驗井16層煤進行了注入/壓降測試，取得了較多的煤層滲透率數據，總體來講，煤儲層的滲透性相對較好，介於0.0352～82.84mD，取得的煤層滲透率相差在幾至幾十倍以上，這也從一個側面說明了煤層的非均質性[6]。
4 煤層氣的富集機制
4.1 煤的熱演化史和埋藏史是煤層氣富集的主要控制因素
大量資料表明，該區煤層氣的富集主要受控於該區煤的熱演化史和埋藏史[7]，沁水煤田石炭紀、二疊紀時期，該區處於台型穩定均衡沉降階段，沉降速率22.82m/Ma。至三疊紀，地殼沉降速度加快，最大沉降速率達65m/Ma，侏羅紀僅有短暫的微弱沉降，總體以褶皺抬升為主。根據現有資料估算，三疊紀末，該區下煤組埋藏深度約3400m左右，地溫達154℃左右，煤化程度為肥、焦、瘦煤階段，處於生氣高峰期，平均生氣速率為0.8978×108m3/km2·Ma，白堊紀變慢為0.018×108m3/km2·Ma，白堊紀之後，生氣作用基本終止。由於研究區處於緯度34°帶，在區域變質的背景上，疊加了岩漿熱變質作用。因此，該區生氣強度大，陽泉、壽陽、昔陽一帶，生氣強度一般90×108m3/km2以上。綜上所述，研究區於成煤期後，曾有兩次大的熱演化階段，一次為印支期，主要是快速沉降堆積增溫階段。這一階段使石炭紀、二疊紀煤層煤化作用加強，煤級增高，區內大部分區段的煤層都跨越了生氣「門檻」值，進入主要生氣階段（R°max＞1.0%），大部分地區的煤層達到生氣高峰期（R°max=＞1.35%），因此，印支期是煤層氣主要生成期。另一次為燕山期，主要為岩漿區域熱增溫階段。
4.2 煤層埋深對煤層氣富集的影響
一般來講，隨著煤層埋深的增加，含氣量增加。表現在平面上由北往南含氣量增加，而在鑽孔中，下組煤含氣量高於上組煤。該區的煤層氣風化帶深度在300m，即在300m以淺，煤層氣成分中甲烷含量一般小於80%。
4.3 煤層頂、底板封閉程度對含氣量的影響
研究表明：煤儲層的頂底板岩性和封蓋性能對含氣量的影響很大，頂底板岩性緻密、封蓋性能好的區域，含氣量高，否則相反，在平面上含氣量低的區域和煤層頂板砂岩帶基本上是重合的。
4.4 水文地質條件對含氣量的影響
煤系地層水在煤層氣的生成、儲集（吸附）和產出的全過程中都起著重要的作用。在控制煤層氣賦存、產出的主要地質因素（含氣量、臨界解吸壓力、儲層壓力、滲透率、內外生裂隙等）中，煤層水作為客觀載體通過與諸多因素的相互作用實現對煤層氣賦存、產出能力的影響[7]。煤岩儲層壓力表現為煤層水壓力，而常規砂岩儲層壓力則表現為氣體壓力。因此，煤層水壓力的高低反映了煤岩儲層能量的大小。煤岩對甲烷分子的吸附能力主要與溫度和壓力在煤層水壓力作用下，埋深變淺的煤層仍保持了較高的原始含氣量，煤岩儲層中「圈閉」了一定數量的氣體，形成煤層氣藏[8]。
在研究區，主煤層高含氣量區域與地下水等水位線的局部低窪地帶較吻合。如韓庄井田主煤層含氣量在研究區內是最高的地帶，對比之下，該地帶中奧陶統、太原組、山西組含水層的等水位線均呈現出低窪狀態，地下水明顯滯流是導致韓庄井田主煤層含氣量高的重要原因。
上述規律得到了地下水礦化度、水質類型等分布規律的進一步佐證。韓庄井田一帶存在著中奧陶統灰岩含水層高礦化度中心，礦化度在2000mg/L 以上：太原組含水層中，這一地帶礦化度最高，在1500mg/L 以上；在山西組含水層中，這一地帶礦化度最高，在1000mg/L 以上。這一高礦化度區帶與主煤層高含氣量地帶在空間分布上高度一致的規律，進一步揭示出地下水緩流或滯流對煤層氣保存富集的重要作用[2]。
需要指出的是，沁水盆地北端煤層氣的富集，是以上諸因素綜合作用的結果，只有多種因素的有效配置，才能形成富集的煤層氣藏，在進行選區評價和勘探部署時，一定要全面考慮可能影響含氣量的各種因素。
5 勘探中存在的問題及對策
從1997年中國煤田地質總局施工HG1號煤層氣探井揭開該區的煤層氣勘探序幕至今已有10年的里程，目前可以說取得了階段性進展，但客觀地講，該區勘探開發的進程緩慢，究其原因，除和近年來煤層氣產業發展的大氣候有關外，還和對該區的地質規律認識水平以及採取的煤層氣完井方式及工藝有一定的關系。
1996～1997年由中國煤田地質總局施工的4口井均布置在韓庄精查區內，由於韓庄精查勘探就是由煤炭隊伍完成的，對地質資料的佔有和研究程度都很高，因此在井位選擇上非常成功，煤層厚度、含氣量等主要參數都非常樂觀，特別是生產試驗井HG6井壓裂後，單井排采最大日產氣量達到1300m3，現在回過頭看，該井應該是比較成功的，但限於當時對煤層氣理論的認識水平和工程技術的局限，如鑽井過程中對儲層污染的重視不夠，排采中沒建立合理的排採制度造成煤層吐砂、埋泵等事故。中聯公司施工的1號探井由於選在煤田勘探空白區內，加上由於地層涌、漏水等原因，並未達到預期目的，而3口井的小井組由於受當時勘探思路的影響選擇在構造高點，加上對該區的水文地質條件研究不夠，正好打在了富水區內，在排采過程中由於裂隙水補給充分，液面長期穩定，加上當時其他因素，最後不得不終止作業。
水平井技術是最近幾年在美國、加拿大、澳大利亞等國家興起的一項有效的煤層氣增產技術，遠東公司在分析總結了該區以往地質和勘探資料的基礎上，決定實施羽狀水平井以期取得突破，從完成的3口井的情況看是比較成功的，但由於羽狀水平井作業成本高，因此在實施之前對綜合地質的研究，包括煤層的機械物理性能、可鑽性、水文地質特徵等非常重要，同時對井眼軌跡區構造的控制（如實施三維地震勘探等）也非常重要。此外，由於涉及多個工種，煤層氣羽狀水平井的施工也是一個系統工程，有效科學的組織管理將會事半功倍。
6 結論
沁水盆地北端煤儲層厚度大，埋深適中；煤的熱演化程度較高，已進入生氣高峰，煤層頂底板封閉性能好，含氣量高；煤儲層裂隙較發育，孔隙以小孔和微孔為主，滲透性較好；煤的吸附性能強，但含氣飽和度偏低。總體來講，該地區煤層氣開發條件良好。
煤層氣的富集受諸多地質條件的控制，是各種因素有效配置的結果，在這些地質因素中，煤的熱演化史和埋藏史起著主導作用。其他因素如頂、底板的封蓋性能、水文地質條件、埋深等也都影響著氣的富集，在選區和勘探部署時要綜合考慮各種因素。在增產措施的選擇上，建議採用傳統垂直井壓裂和羽狀水平井並用的方針，同時嘗試近年來效果好的清潔壓裂液、氮氣泡沫壓裂等先進的工藝和技術。
參考文獻
[1]李明宅.2000.沁水盆地煤層氣勘探及地質分析.天然氣工業，20（4）：24～26
[2]傅雪海，王愛國，陳鎖忠等.2005.壽陽—陽泉煤礦區控氣水文地質條件分析.天然氣工業，25（1）：33～36
[3]王明壽，朱峰，宋儒.2002.山西煤層氣產業面臨的機遇與挑戰.21世紀中國煤層氣產業發展與展望.北京：煤炭工業出版杜，278～279
[4]郡兵印，徐文軍.1997.陽泉礦區煤層氣賦存特徵和開發前景.中國煤層氣，（2）：18～21
[5]孫茂遠，黃盛初等.1998.煤層氣開發利用手冊.北京：煤炭工業出版杜，63～67
[6]王生維，段連秀，張明等.2000.煤層氣藏的不均一性與煤層氣勘探開發.石油實驗地質，22（4）：368～370
[7]李俠，魏永佩，紀邦師等.2002.山西煤盆地熱演化與生氣作用研究.西安工程學院學報，20（2）：27～30
[8]周志成，王念喜，段春生等.1999.煤層水在煤層氣勘探開發中的作用.天然氣工業，19（4）：23～25
⑷ 煤層氣地質理論研究
我國煤層氣地質研究是從20世紀80年代開始的。煤層氣研究者根據中國煤層氣的地質特點，對煤層氣理論開展了廣泛的探索。探討了煤層氣熱演化生氣理論、高煤階構造抬升盆地煤層松動理論，提出了「五類生儲蓋組合形式」、「有效蓋層厚度控氣」的觀點，並對中國煤層氣聚集區進行了劃分，據此對我國煤層氣富集分布規律進行了有益的探討。開展區域性煤層氣成藏條件綜合研究，初步提出我國構造、沉積、水文地質條件的控氣作用類型。對煤層氣可采性標志和控制因素進行了較為深入的研究，提出了「煤化作用階躍式控氣」、「地應力與煤儲層滲透性定向耦合」等新的學術思想。在國際上率先建立起煤層氣地質演化史反演的思路與模型，探討了煤－水－氣三相耦合岩石力學與滲流力學的機理，初步剖析了煤儲層中甲烷－二氧化碳－氮氣三元氣體吸附的物理化學實質。率先提出煤層氣有利區帶「遞階優選」理論和數學模型以及經濟評價的新思路，開展了對煤層氣地面開采技術的理論探討，並在沁水、柳林、韓城、鐵法等地煤層氣勘探實現的突破中發揮了重要引導作用［122］。
迄今取得的煤層氣地質理論研究成果有:高煤階區用煤層松動理論在構造抬升盆地尋找高產富集帶;中低級煤階區用應力場、水動力場、構造發育與煤熱演化特徵、封蓋條件等控氣因素等認識尋找高產富集區塊;用煤顯微組分、光亮度等劃分厚煤層相帶，解決層內非均質矛盾［123］等方面，這些研究成果都有效地指導了煤層氣勘探實踐。通過一系列的試驗和實踐，有關專家在煤層氣地質理論方面認為:我國煤層氣勘探主要應集中在如下區域:中高階煤找區域熱變質、割理發育、承壓水封閉的飽和吸附帶;低煤階找厚煤層、深盆淺層、封蓋條件好的高滲區［124］。
⑸ 煤層氣勘探開發技術研究
我國從20世紀80年代開始，積極引進美國的煤層氣開采技術，進行勘探開發試驗專，但效果不理想。90年代後屬，國內一些勘探部門也投入一定的力量進行煤層氣技術攻關研究，也未能實現煤層氣開發的大規模突破。主要原因是我國煤層氣的地質條件不同於美國。我國煤層氣儲層與美國相比，具有低壓、低滲透和低飽和的特點，煤層氣地質條件復雜，開采難度大。美國的煤層氣主要產於中生代白堊紀地層的中等變質程度的中煤階煤層。我國雖然高中低煤階的煤層均含有煤層氣，但埋深2000m以淺的煤層氣主要賦存在古生代石炭紀—二疊紀高變質程度的高煤階煤層中。美國在煤層氣開發技術方面取得的經驗，不能完全適用於我國煤層氣的勘探開發。在煤層氣開發中，對我國煤層氣地質賦存特點和復雜性認識不夠，勘探開發技術研究不夠。因此，應結合我國煤層氣的地質特性，借鑒美國、加拿大等發達國家煤層氣勘探開發實踐經驗，加大煤層氣勘探開發技術研究，提高煤層氣產量和採收率。
⑹ 控制煤層氣富集的地質因素有哪些
如果進了地質行業，那麼地質學還是會比地球物理和煤及煤層氣要好，因為地質行業還是學地質的說了算，地物和其他的只是輔助性的，而且單位老總大部分是學地質的，而地球物理大多是總工，煤及煤層氣就不說了，
⑺ 煤層氣地面開發技術
綜合國內外煤層氣產業化發展歷程，煤層氣開發領域逐漸擴展，已從最初的中煤階氣肥煤逐步擴展到低煤階褐煤和高煤階貧煤、無煙煤；同時，煤層氣開發技術也不斷發展，初步形成針對不同地質條件下煤層滲透性、力學性質、井壁穩定性的煤層氣開發技術系列，針對中國煤層氣地質特點（表8-12），逐步探索適合我國煤層氣勘探開發的工藝技術。
1.中低煤階高滲區空氣鑽井裸眼/洞穴完井開採煤層氣技術
低煤階區煤層滲透率一般大於5×10-3μm2，中煤階高滲區煤層滲透率也能大於5×10-3μm2。對於此類高滲煤層的煤層氣開采，不需壓裂改造（低煤階煤層機械強度低，壓裂易形成大量煤粉堵塞割理），可對煤層段裸眼下篩管完井或採用洞穴完井方式，根據煤層在應力發生變化時易坍塌的特點造洞穴，擴大煤層裸露面積，提高單井產量；同時對高滲透煤層採用空氣鑽井，既可提高鑽速，又可有效減小煤層污染。
（1）煤層氣空氣鑽井技術
空氣鑽井的主要優點是可實現欠平衡鑽井，煤層損害小、鑽速快、鑽井周期短，綜合鑽井成本低。但空氣鑽井也存在局限性，並不是任何地層都適用。由於空氣不能攜帶保持井眼穩定的添加劑，所以不能直接用空氣鑽穿不穩定地層。當鑽遇含水層時，岩屑及更細的粉塵會變為段塞。由於液體在環空中出現，會潤濕水敏性頁岩，這會導致井塌而卡鑽。而且濕岩屑會黏附在一起在鑽桿外壁上形成泥餅環，不能被空氣從環空中帶上來，當填充環空時，阻止了空氣流動並產生卡鑽。而且隨著這些間歇的空氣大段塞沿著井眼向上運移，它們會堵塞地面設備並且對井壁產生不穩定性效應。因此，空氣鑽井的關鍵在於保持井壁的穩定性。
（2）煤層氣洞穴完井技術
裸眼洞穴完井作為一種新興的完井方法，目前在國外如美國聖胡安盆地、粉河盆地的一些煤層氣田開發中應用取得了意想不到的良好效果，特別是在高滲透率、超高壓的煤層氣田開發中得到很好的應用效果。該技術在2007年新疆昌吉地區昌試1井進行了試驗，取得了一定的效果。
2.中高煤階中滲區大井組直井壓裂技術
中高煤階中滲區煤層滲透率一般0.5～5 ×10-3 μm2 ，採用套管射孔加砂壓裂提高單井產量效果最明顯。其技術關鍵在於鑽大井組壓裂後長期、連續抽排，實現大面積降壓後，煤層吸附的甲烷氣大量解吸而產氣。同一口井比未壓裂時的產量提高數十倍。適用於沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東南緣、寧武盆地南部、准噶爾盆地東南緣、二連盆地等。
3.中高煤階多分支水平井技術
該技術主要適用於機械強度高、井壁穩定的中高煤階含煤區，通過鑽多分支井增加煤層裸露面積，溝通天然割理、裂隙，提高單井產量和採收率，效果相當顯著。同時，對於低滲（<0.5×10-3μm2）薄煤層（<2m）地區，也是解決單井產量低、經濟效益差的主要技術手段。經試驗晉城地區樊庄區塊羽狀水平井單井平均日產氣1.6×104m3，潘庄地區單井日產量達10×104m3，比單井直井產量平均提高6～10倍。適用於沁水盆地南部、寧武盆地南部、鄂爾多斯盆地東南緣中高煤階區。
表8-12 煤層氣勘探適用技術分析表
4.U型鑽井及水平井鑽井技術
鑽遇煤層水平段長1～2km，然後與另一直井進行末段兩井間穿針對接，比單井直井產量提高2～3倍。適用於沁水盆地南部、寧武盆地南部、鄂爾多斯盆地東南緣、准噶爾盆地東南緣、吐哈盆地三塘湖等中高煤階區。
5.超短半徑水力噴射鑽井技術
在煤層中分幾段沿360°方向水力噴射鑽進100～200m，單井產量可提高2～5倍。適用於沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東南緣、阜新盆地、霍林河盆地、准噶爾盆地東南緣等各類煤階煤層分布區。
⑻ 煤層氣開發概況
自20世紀90年代後期以來，中聯煤層氣有限責任公司、美國美中能源公司、中國石油勘探開發研究院廊坊分院、中國石油化工集團中原油田等單位分別在沁水盆地的潘庄區塊、屯留區塊、壽陽區塊、樊庄區塊、和順區塊進行了為期13年的勘探和開發試驗工作，取得了良好的勘探成果。截至2006年年底，已獲煤層氣井組產能並實現利用的地區包括:中聯煤層氣有限責任公司沁南棗園井組(15口井);中聯煤層氣有限責任公司沁南潘河示範區(260口井，其中已完成40口井集輸)，實現產能1.5×108m3/a;中聯－薩摩亞美中能源潘庄試驗區(150口垂直生產井和6口多分支水平)。上述地區均已建設壓縮氣站，成功實現了煤層氣的產供銷。中國石油化工集團樊庄開發區(200口井)，產能已達1.3×108m3/a。通過大量的煤田地質勘探和近幾年的勘探和生產試驗，基本查明了該區煤層氣資源豐富、含氣量高、滲透性好，是目前我國具有煤層氣商業開發價值的地區，其中潘庄區塊有望成為我國第一個煤層氣商業開發區塊。潘庄位於晉城市轄區，合同區已經與柿庄南項目一起獲得了國家批準的煤層氣探明地質儲量。此項目外方作業者為薩摩亞美中能源有限公司(美國)，中方國內合作夥伴是晉城煤業集團。該項目在原有7口井井組試采和儲量報批的基礎上，現已委託有關部門編制總體開發方案和環境評估報告，並進行了市場調研。已完成150口垂直井和6口多分支水平井的鑽井，大部分垂直井進行了壓裂和排采，建成了壓縮氣站，煤層氣用於供晉城市民用以及氣田發電。水平井單井日產氣量超過9×104m3［144］。
國家發展改革委《煤層氣(煤礦瓦斯)開發利用「十一五」規劃》中提出:沁水盆地煤層氣產業基地力爭到2010年，建成產能39.5×108m3，產量30.5×108m3，累計新增探明地質儲量1500×108m3。主要規劃項目有:沁南、樊庄、晉城礦區、柿庄、壽陽、潘庄、大寧、端氏。截至2008年年底，沁水盆地共施工各類煤層氣井約2000口，單井產氣量平均500～4000m3/d。其中潘1井、TL-007井、TL-006井、TL-003井等均出現突破10000m3/d的產氣高峰;TL-007井最高產氣量高峰達到16000m3/d。沁南煤層氣產能已達5×108～6×108m3/a。考慮山西省內外對煤層氣的需求及規模開發效益，對沁水盆地進行日產400×104m3(按現在生產現狀，2000口井，單井2000m3/d)和日產924×104m3(按「十一五」規劃產量30.5×108m3計算，年生產天數330d)規模的兩種開發方案的技術經濟評價，為沁水盆地煤層氣產業化可行性提供決策依據。
⑼ 煤層氣地質評價
煤層氣綜合地質評價是分階段的，包括區域預評價、勘探階段地質評價和開發階段評價等。由於不同階段評價所依據的資料可靠程度和詳細程度不同，造成評價的具體內容和結果有所差別。
7.1.1 煤層氣地質評價的主要內容
煤層氣綜合地質評價涉及煤層氣地質學的所有內容，必須對控制煤層氣賦存的地質因素和儲層進行系統的描述。煤層氣可開發性最為關鍵的控制因素有6個：①沉積體系和煤層空間展布；②煤級；③含氣量；④滲透率；⑤地下水動力條件；⑥構造背景。這6個因素的相互作用和匹配決定了煤層氣的可開發性。綜合地質評價實際上就是以6個因素及其相互關系的研究為主要內容，同時兼顧其他因素。因此綜合地質評價大體可從以下兩方面進行。
7.1.1.1 地質背景
通過已有的生產、科研資料和初步的野外及室內工作，了解煤層氣賦存的區域和局部地質背景，是煤層氣綜合地質評價的基礎工作。
1）層序地層學研究：層序地層學研究是通過地質、測井和地震資料對含煤岩系的地層層序和沉積環境進行詳細研究，識別和劃分出層序、副層序和體系域。層序地層學研究的目的是提供精細的煤岩層對比，查明煤層形成的控制因素和時空展布規律。
2）構造地質學研究：構造作用控制沉積環境、局部氣候和生物的分區，因此直接或間接地控制著煤層氣的形成與聚集，是煤層氣賦存和產出的主控因素。其研究主要包括地層的產狀；斷層的性質、位置、大小、產狀、封閉性和形成時期；褶皺形態、產狀和形成時期；裂縫系統，如節理、割理等的特徵；煤體結構類型及其空間展布規律。現代構造應力場的方向和大小與煤層氣儲層的關系密切。如果現代構造應力場最大主應力方向與裂隙的走向一致，則該方向的滲透率最高；如果最大主應力方向與裂隙走向垂直，則滲透率急劇降低。
3）水文地質研究：與常規油氣開發不同的是煤層氣的開發必須首先排水降壓，因此查明地下水的賦存狀態和分布規律直接影響到煤層氣的開發成功與否。水文地質學的研究包括：含水層的分布與含水性、地下水的補給情況及其壓力分布、水的礦化度及其水化學特徵等。地下水的運移對煤層氣的賦存存在兩方面作用：一是水力運移造成煤層氣逸散，最常見的是導水性斷層的存在溝通了煤層與含水層，造成煤層氣的散失，我國的太行山東麓、魯西南等地區均存在此類情況；二是地下水的運移可以造成煤層氣的富集與封堵，美國聖胡安盆地水果地組的高滲、高壓帶即屬此類情況。
4）其他研究：包括沉積演化史、埋藏史、構造演化史（煤的熱演化史）與火成岩的影響等。
總之，區域地質背景研究是一項涉及多學科、多手段的綜合性研究，旨在查明煤層氣的生成、賦存、運移與產出的控制因素，從而優選出有前景的勘探區帶。
7.1.1.2 儲層描述
儲層描述是通過一系列參數對儲層進行定性和定量描述，查明儲層的空間展布特徵，並通過儲層模擬了解煤層內氣、水的運移及產出狀態，為勘探開發提供依據。
1）煤的吸附、解吸特徵：一般採用Langmuir方程描述煤的吸附特徵，通過吸附等溫線和Langmuir體積、Langmuir壓力、臨界解吸壓力、含氣飽和度進行描述。
2）孔隙特徵：由孔隙度、孔隙體積壓縮系數和孔隙結構等參數描述。
3）滲透率：滲透率是決定煤層氣開發成功與否的關鍵參數，絕對滲透率與相對滲透率的空間變化規律是煤層氣勘探開發必須獲得的參數。這些參數可通過實驗室測試、試井或儲層模擬獲得，但以試井獲得的滲透率最為可靠。
4）儲層壓力和溫度：儲層壓力和溫度是控制煤層氣運移和產出的重要參數，通常由試井獲得。
5）儲層數值模擬：儲層數值模擬是運用煤層氣儲層模擬軟體，模擬原始狀態下氣水在煤層內的運移和產出狀態、全面了解儲層性質和開發動態的一種技術，包括歷史匹配、敏感性分析和產量預測3方面的內容。
7.1.2 地質評價的內容和原則
區域地質評價階段是根據已有的生產和科研資料，對含煤盆地或含煤區進行煤層氣開發潛力的初步評價，優選出有利的投資地區。
7.1.2.1 區域地質評價的內容
1）資料收集與野外調研：對研究的含煤盆地或含煤區已有的實際資料進行全面收集，主要包括：基礎地質資料、煤資源量資料、氣資源量資料和儲層特性資料4個方面。野外調研包括露頭及井下地質剖面的實際觀測和取樣。
2）室內資料整理和分析：從收集到的和實測的各方面資料中提取出有用的地質參數，建立符合研究區實際情況的預測評價模型，即各種評價參數的適用性、評價原則和評價標准等。
3）初步評價：根據已經建立的評價模型，進行全面的煤層氣開發潛力評價，優選出煤層氣勘探開發區的有利遠景區。
4）前景勘探區的確定：通過各種圖件（煤厚等值線圖、含氣量等值線圖、煤級圖、埋深圖等）分析，從遠景區中優選出有利區塊，供進一步勘探。有利勘探區塊的優選主要從以下幾方面入手：
a.煤層氣含量：確定富含煤層氣的煤層及其厚度，由解吸實驗確定煤層氣含量及其分布規律，圈定煤層氣風化帶，確定可能的氣藏范圍並計算遠景資源量。
b.確定可滲透儲層：根據煤中裂隙的描述、測井資料、構造麯率分析及構造應力分析等確定滲透性較好的儲層。
c.水文地質條件分析：查明煤岩層含水性、徑流條件、煤岩層之間的水力聯系，獲取水文地質參數。在某些地區水文地質條件可能是控制煤層氣開發的主要因素，因為地下水的運移不僅能導致煤層氣的逸散，而且更重要的是導致煤層氣的富集。
5）綜合評價：確定可供勘探的有利區塊和煤層，提出勘探井位。
7.1.2.2 評價原則
煤層氣區域地質評價應以高資源豐度、高滲透性為原則。具體為：
1）煤層厚度與含氣量：煤層越厚，層數越多，含氣量越高，越有利於煤層氣的勘探開發。
2）裂隙發育情況：滲透率的高低，發育完好的裂隙和割理系統預示著滲透性好。以原生結構煤與碎裂煤的滲透性最好。
3）後期構造作用：後期構造作用越強烈，煤體結構破壞越嚴重，越不利於煤層氣的勘探開發。
7.1.3 勘探階段地質評價
在區域地質評價提供的遠景區塊布置探井，通過鑽井測試作業得出更為可靠的儲層參數，根據這些參數對探區進行勘探階段的地質評價。進一步認識探區內煤層氣的開發潛力，優選出最佳區塊。勘探階段通常要完成以下任務：
1）取全目的層煤心：對煤心進行含氣量、吸附等溫線、鏡質組反射率、工業分析、元素分析、孔隙度、滲透率和孔隙體積壓縮率等測試。
2）測井：至少應進行密度、伽馬、電阻率、微電極和自然電位等測井，由此可精確識別煤層及其厚度、深度、密度、孔隙度及灰分含量等。
3）試井：由此可獲取試井滲透率和原地應力等參數。
通過以上獲得的參數可對煤層氣的開發潛力做出較為可靠的評價，同時還可運用儲層模擬軟體對主要參數進行敏感性分析，確定影響煤層氣產量的主控因素，指導下一步的勘探開發。
7.1.4 初期開發試驗階段地質評價
與常規油氣不同，經過上述兩個階段的評價，還不可能充分認識煤層氣的開發潛力，必須進行正式開發前的小規模試驗性開發，即初期開發試驗。該階段是在最有利區塊內部進行小井網試驗性開發作業。因此初期開發試驗階段的主要任務為：①通過長期連續的排采作業，建立氣、水產量與壓力和時間的關系剖面；②形成井間干擾，了解儲層的滲透性以及滲透率的各向異性；③由儲層模擬技術進行井距、完井方式的優化分析；④經濟分析。
隨著開發井的完成以及試生產，更多、更全面的評價參數使我們對儲層以及儲層內流體的認識越來越深入。因此，初期開發試驗階段的地質評價已不再是區域評價階段的有利區塊選擇和勘探階段的儲層精細描述，而是產能的預測。主要評價參數是煤層氣井經過強化處理後獲得的產出速率。產出速率的評價標准因受煤層氣市場價格、工藝水平和生產成本的限制，不同國家、不同地區不盡相同。我國GBN270-88（天然氣工業標准）規定：產層埋深小於500 m時，產氣量下限為500 m3/d；產層埋深500～1000 m時，產氣量下限為1000 m3/d。根據國外標准，結合煤層氣的生產成本，將煤層氣產出速率的下限初步確定為：埋深在500 m以淺，產氣速率為1000 m3/（井·d）；埋深在500～1000m，產氣速率為2000 m3/（井·d）。
其次是產能預測。根據實際生產數據和儲層模擬軟體的模擬，預測未來氣，水產量和壓力分布，對整個氣田進行綜合評價。
⑽ 煤成（型）氣地質研究及勘探開發簡況
1.2.1 世界煤層氣開發利用歷史與現狀
1920年和1931年，美國在粉河盆地（Powder River Basin）中部的懷俄德克煤層和阿巴拉契亞北部比格郎氣田的匹茲堡煤層先後打出3 口煤層氣自流井。20世紀50年代以來，菲利浦石油公司參與聖胡安盆地（San Juan Basin）的煤層氣開發，在水果地組煤層打出一大批氣井，其中大多數井均獲成功。在此期間，採用常規油氣理論為指導進行鑽井。進入70年代，在全球能源危機的影響下，美國能源部做出了開展包括煤層氣在內的非常規天然氣回收研究的決定。從1978年開始對美國16個含煤盆地進行了長達8年的煤層氣研究。研究過程中對煤層氣的儲集和運移機理、生產方式和開采工藝有了進一步的認識，先後對14個盆地做出了資源量計算。
20世紀80年代初，美國對煤層氣的開發利用取得了重大突破，尤其在聖胡安盆地和黑勇士盆地（Black Warrior Basin）取得了商業性開發的成功（楊錫祿等，1995）。1986年以後，在取得東部淺層含煤盆地煤層氣開發經驗的基礎上，美國對西部深層含煤盆地展開了研究，並取得了明顯的開發效果（張武等，2000）。
美國煤層氣工業在近幾年來取得長足進步的關鍵是對含煤盆地進行了系統、全面的地質綜合評價，尤其是在黑勇士盆地、皮申斯盆地及聖胡安盆地開展了大規模的研究和開發試驗，根據各地的經驗，提出在選擇勘探、開發煤層的有利區塊進行地質綜合評價時，應考慮一系列地質因素，即氣含量、滲透性、煤階、煤層的物理性質、煤層厚度、埋深、地溫梯度、地應力、頂底板岩層特徵、沉積環境及構造條件等（葉建平，2006）。其中，煤層厚度、煤階、氣含量、滲透性、埋深和構造條件是選擇煤層氣開發有利區塊時必須優先考慮的因素。
美國煤層氣勘探開發情況代表了世界煤層氣工業的發展狀況。近年來，澳大利亞的煤層氣勘探工作也十分活躍，主要集中在東部的幾個二疊紀-三疊紀含煤盆地，包括悉尼（Sydney）、岡尼達（Gunnedah）、博恩（Bowen）等盆地，其中博恩盆地的一些井經過測試已經轉化為生產井。2000～2001年度，僅博恩盆地用於煤層氣勘探的費用就達4440萬美元，占該盆地全部勘探費（1.2 億美元）的37%。昆士蘭天然氣公司已經在靠近Chianchill的Argyle-1井成功進行了煤層氣生產，日產量超過2.823×104m3，煤層氣的勘探開發已經成為昆士蘭石油和天然氣工業的基本部分。但直到目前，澳大利亞的煤層氣生產還是以礦井煤層氣抽放為主，生產的煤層氣主要供給建在井口的煤層氣發電站。澳大利亞煤層氣勘探開發進展較快，主要原因有三：一是澳大利亞煤炭及煤層氣資源豐富；二是幾個主要含煤盆地離東海岸人口密集區較近，具有潛在的煤層氣銷售市場；三是在勘探過程中借鑒了美國的成功經驗，並與本國的客觀地質情況相結合。
除了美國和澳大利亞，世界上其他30多個國家和地區也開始進行煤層氣的勘探和開發工作，但是僅有少量的國家能進行成功的煤層氣規模開發，主要原因有三：一是煤層氣作為一種非常規天然氣，其前期工作往往需要很大的資金投入，如果沒有稅收政策上的優惠，很難吸引資金；二是除美國外，各國不能徹底解決各自的具體技術問題；三是煤層氣本身的特殊性，即從地質評價到工業開采一般需要相當長的時間。
1.2.2 我國煤層氣開發利用歷史與現狀
我國煤層氣勘探開發起步較晚，20世紀70年代末至90年代初，我國仍以煤礦安全為主要目的進行瓦斯抽放，部分礦井同時進行煤層氣開采試驗。1980年，我國的瓦斯抽放量已達到2.934×108m3，其中1000×104m3以上的礦井就有5個。1985年，國家經委修訂了《資源綜合利用目錄》，將瓦斯列入廢棄能源，1996年又把煤層氣開發和煤層氣發電列入該目錄。1992年，煤炭部門與聯合國開發計劃署（UNDP）簽訂協議，投資1000萬美元進行試驗，該項目包括松藻礦務局、開灤礦務局、鐵法礦務局和煤炭科學研究總院西安分院的4個子項目，主要目的是為我國發展煤層氣工業引進技術和設備。這一階段主要借用美國的技術和經驗，但對於地質條件復雜的中國含煤區不太適用，因此未獲得突破性進展，但是通過試驗，對我國煤層氣勘探開發情況取得了一定的認識，為後來的煤層氣勘探開發奠定了基礎。
從20世紀90年代初開始，我國開展了煤層氣的勘探試驗，取得了實質性的突破與進展。1990年以來，全國已有30多個含煤盆地進行了煤層氣勘探鑽井，取得了一批儲層測試參數和生產參數，在一些地區甚至獲得工業氣流。為了加快我國煤層氣的開發，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」國家科技攻關項目中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」國家一類地勘項目。為了推進煤層氣的產業化進程，2002年，國家「973」計劃設立了「中國煤層氣成藏機制及經濟開采基礎研究」項目，從基礎及應用基礎理論的層面對制約我國煤層氣發展的關鍵科學問題進行系統研究，並將其成果應用於煤層氣的勘探開發中。到目前為止，我國施工煤層氣井270餘口，共有31個區塊進行過不同程度的試驗，主要集中在華北、東北和華南聚氣區，建成煤層氣井組12個；探明煤層氣地質儲量10.23×1012m3，中聯煤層氣公司和煤炭科學研究總院西安分院新一輪全國煤層氣資源預測顯示，我國煤層氣總資源量為31.46×1012m3。
1999～2002年，由東煤107隊於遼寧省阜新盆地共施工了8口煤層氣地面開發井，為阜新市提供日產氣量為2×104m3以上的居民生活用氣，標志著我國煤層氣地面鑽井商業開發實現了零的突破。2005年，山西省晉城地區投入2.37億美元建設的國內第一個煤層氣綜合開發利用示範項目開工，預計2008年建成投產。該項目通過地表向地下煤層鑽孔，每年抽取煤層氣大約1.66×108m3，供應當地工業、商業用戶和居民作燃料，並建設一座12×104kW的煤層氣發電廠。
1.2.3 我國煤層氣勘探開發的進展與趨勢
2004～2006年，在國家發展和改革委員會、國土資源部、財政部聯合組織下，開展了全國新一輪煤層氣資源評價，中聯公司、中石油、中石化和中國礦業大學等單位承擔了具體評價任務。評價中首次考慮了褐煤中的煤層氣資源，首次進行了全國重點礦區煤層氣資源評價。
截至目前，我國煤層氣探明地質儲量為1023.08×108m3。其中，以地面開發為主探明儲量為754.44×108m3，以礦井抽放為主探明儲量為268.64×108m3。
1.2.3.1 煤層氣地面商業性開發取得歷史性突破
自2000年阜新礦區實現小規模煤層氣地面商業性開發以來，我國在山西南部無煙煤地區數個區塊又取得地面商業性開發的突破，昭示出中國特有的煤層氣地質特色和商業性開發前景。
1）遼寧阜新劉家井組煤層氣開發工程：1999～2002年，阜新礦區劉家井田施工煤層氣井8口，形成小型開發井網，單井平均產氣量0.3×104m3/d左右，最高達0.6×104m3/d，並於2003年3月1日正式向阜新市區供氣，日均供氣約2×104m3，在我國率先實現煤層氣地面商業性生產。
2）山西沁水棗園井組煤層氣開發試驗工程：該工程共有生產試驗井15 口，建有日發電400 kW的小型煤層氣電站，2003年4月開始向外供氣。
3）山西晉城潘庄煤層氣地面開發工程：該工程2003年施工30口開發井放大試驗並開始商業性生產，目前已形成210口井的開發規模，其中110口已投入生產。日產氣量30×104m3，單井最高產量1.3×104m3，形成了年產1.5×108m3煤層氣的生產規模。目前，生產的煤層氣除就地發電、居民供氣、汽車燃料外，已銷往鄭州、長治、安陽等地作為民用或工業用氣源。
4）山西晉城潘河煤層氣開發利用先導性試驗工程：該工程計劃施工900口煤層氣井，分3期完成。2006年完成第一期施工150 口煤層氣生產試驗井，計劃建成年產煤層氣約1×108m3的生產示範基地。該基地已於2005年11月1日正式開始對外供應壓縮煤層氣，日產氣約7×104m3。
1.2.3.2 煤層氣勘探與開發試驗活動更為活躍
至2006年8月底，我國完成的煤層氣井數約650口（圖1.1），其中80%以上分布在山西和陝西兩省。20世紀80年代以來，全國投入煤層氣勘探開發資金達21億～22億元人民幣，引進外資約1.8億美元。在2000年以前30餘個勘探或開發試驗區的基礎上，近年來進一步擴展了新的區塊，目前正在進行作業的區塊達到20餘個，開發試驗規模和技術水平都有極大提高，對外合作也取得新的進展。目前，全國已登記的煤層氣區塊共64個，各方參與煤層氣勘探開發活動的熱情空前高漲。
圖1.1 中國各時期煤層氣鑽井數
（據葉建平，2006）
除前述4個已進行商業性開發的項目外，目前正在進行的勘探與開發試驗的區塊有20餘個，如中聯公司自營或與地方合作的端氏、韓城、鶴崗、沈北等區塊；與國外公司合作的淮南潘謝東、保德、沁源、壽陽、豐城、烏魯木齊白楊河、盤縣青山、雲南老廠等區塊；中國石油天然氣集團自營的大寧-吉縣、寧武、鄭庄、樊庄、烏魯木齊等區塊；晉城蘭焰公司自營的潞安屯留、鄭庄、成庄、趙庄、胡底等區塊。此外，國內某些大型煤炭企業也積極開展煤層氣地面抽采工作，如鐵法、撫順、淮南、平頂山、焦作、潞安、松藻等。上述工作成效顯著，如在韓城、晉城潘庄、盤縣青山等地打出了煤層氣自噴井，揭示了這些地區煤層氣資源開發的巨大前景。
在上述區塊中，有五大項目即將投入開發試驗：①韓城項目施工直井11口，加上前期6口煤層氣井（平均產氣量0.1×104m3/d），組成韓城開發試驗區；②晉城端氏區塊施工多分支水平井2口，經過排采試驗，單井產氣量已達1×104m3/d左右；③晉城大寧區塊施工多水平分支井5口，其中2000年底投入排采試驗的DNP02井產氣量穩定在2×104m3/d左右；④晉城樊庄區塊計劃施工200口直井形成煤層氣開發區，目前數十口井開始進入排采試驗；⑤大寧-吉縣形成了由34口直井和1口多分支水平井組成的開發試驗井網，正在排采試驗，已取得單井（0.1～0.28）×104m3/d的試驗成果。
我國自與美國德士古公司於1998 年簽署國內第一個煤層氣產品分成合同（淮北項目）以來，目前先後已與16家外國公司簽訂了27個煤層氣資源開采產品分成合同，合同區總面積超過3.5×104km2。截至2005年底，對外合作區塊內已施工各類煤層氣井254口，壓裂排采204 口，施工二維地震2065 km，建立了潘庄、柿庄、保德、三交、壽陽、淮北、豐城、恩洪等先導性開發試驗井組，獲得了具有商業價值的煤層氣產量，國際合作成效顯著。
1.2.3.3 煤層氣勘探開發技術進展
經過20餘年來的研發和實踐，我國已形成了從煤層氣資源評價、地質選區、勘探至地面開發的完整技術方法體系。近年來，在某些關鍵技術上又有了新的突破。
1）基於動力學條件的有利區帶優選技術：該項技術包括兩個方面，一是煤層氣儲層彈性能聚散程度的三元判識標志，用於煤層氣成藏效應的預測；二是煤儲層彈性能能量聚散模式，形成了基於該模式的煤層氣有利帶動力學定量預測方法。採用三元判識標志，將煤層氣成藏效應分為3個級別組合和27個類型，有關方法在沁水盆地煤層氣富集高滲動力學條件發育區預測中得到了驗證，形成了適用於我國地質條件的煤層氣有利區帶先進預測技術。
2）煤層氣地震勘探技術：在傳統的二維和三維地震勘探技術的基礎上，開發了三維P波煤層氣地震勘探技術，提出利用「兩個理論、六項技術」來指導煤層氣藏勘探。六項技術包括地震屬性技術、地震反演技術、方位AVO技術、方位各向異性技術、煤層厚度非線性反演技術和基於MAPGIS的多源信息預測技術，以岩性地震勘探為核心，形成了先進的煤層氣地震勘探技術系列，並在煤層幾何形態和裂隙發育程度等的探測中取得了良好的應用效果。
3）煤層氣井空氣/霧化鑽井技術：結合中國煤層氣地質特點，在引進美國相關技術的基礎上進一步研製出空氣鑽井設計軟體，形成了空氣鑽井系列技術。目前，該項技術已在沁水盆地南部潘河國家煤層氣開發示範項目中廣泛使用，使鑽井周期由原來的15 d以上縮短到不足5 d，降低了施工成本，避免了鑽井液對儲層的傷害。
4）多分支水平井鑽井、排采技術：2004年11 月，我國第一口煤層氣多分支水平井投入生產，煤層中水平井眼總進尺8000m，單井日產穩定在2×104m3以上，實現了煤層氣開發工藝和產能的雙重突破。截至目前，國內已有14口多分支水平井施工完畢。大寧井田完成3口多分支水平井，目前正在排采；端氏區塊實施2口多分支水平井，預測單井產能在2×104m3以上，並首次實現雙主支多分支水平井鑽進記錄；武M1-1多分支水平井，在煤層中進尺達6088m；大寧PSC項目，首次實現9000 m總進尺的水平定向鑽進記錄；壽陽區塊多分支水平井3口，正在排采試驗。該項技術在我國的應用成功，為我國低滲煤層的煤層氣高效開發提供了新的技術途徑。
5）注入二氧化碳增產技術：在「十五」期間，國內開展了注入二氧化碳提高煤層氣採收率的先導性試驗，研究了適合於我國地質特點的工藝參數，取得了顯著的增產效果。2004年4月，完成了山西南部TL-003井的現場二氧化碳注入試驗，為我國煤層氣產業可持續發展、二氧化碳地下儲藏等提供了先進的技術儲備。
6）氮氣泡沫壓裂技術：氮氣泡沫壓裂技術主要適應於低壓、低滲、強水敏性的煤層。潘河項目完成了2口井的氮氣泡沫壓裂施工，成功地將單井煤層氣日產量提高了3倍左右。潘庄項目進行了氮氣泡沫壓裂對比試驗，試驗井煤層氣日產量比參照井提高了1倍左右。在韓城開發試驗項目中，通過氮氣泡沫壓裂技術的實際實施，分析了該項技術對特定煤層氣地質條件的適應性，為我國應用此項技術積累了寶貴經驗。
1.2.4 我國煤層氣研究及勘探階段
我國煤層氣勘探開發起步較晚，從20世紀50年代開始至今，大體可分為3個階段。
1.2.4.1 煤礦瓦斯井下抽放與利用階段
自20世紀50年代開始到70年代末，我國煤層氣勘探開發的主要目的是為減少煤礦瓦斯災害而進行的煤礦井下瓦斯抽放與利用。我國煤礦井下抽放煤層氣已有較長的歷史。1980年，煤層氣抽放量已達2.934×108m3，其中0.1×108m3以上的礦井就有5個。1996年，抽放量達6.338×108m3，抽放量在0.1×108m3以上的有16個礦區。這些對於減少井下瓦斯事故、保護環境及改善能源結構均有重要意義。瓦斯抽放也是煤層氣開發的一項有效技術。
1.2.4.2 煤層氣勘探開發試驗初期階段
20世紀70年代末至90年代初，我國以煤礦安全為主要目的，部分礦井同時進行煤層氣開采試驗，並進行了水力壓裂試驗和研究。這一階段主要是借用美國的技術和經驗，但對於我國地質條件復雜性研究不夠深入，因此未獲得突破性進展。但是也在煤層氣的勘探開發取得了一定認識，積累了一些經驗，學到了一些先進技術。
1.2.4.3 煤層氣勘探開采試驗全面展開階段
20世紀90年代初至今，我國從優質能源的利用出發，開展了煤層氣的勘探試驗，取得了實質性的突破與進展。石油、煤炭、地礦系統和部分地方政府積極參與這項工作，並在20世紀90年代初成立了專門的煤層氣研究機構，許多國外公司也積極在中國投資進行煤層氣勘探試驗。1990年以來，我國已有30多個含煤區煤層氣勘探鑽井，已鑽成勘探和生產試驗井119口，取得了一批儲層測試參數和生產參數，並在柳林、晉城、大城及鐵法等含煤區獲得了工業氣流。這一階段我國的煤層氣勘探，無論是地質選區評價，還是工藝技術都有了突飛猛進的發展，取得了實質性的突破，但對我國復雜地質條件下煤層氣的富集高產規律認識還不夠深入，工藝技術還未完全過關，煤層氣地質選區評價仍是此階段首要的研究課題。
1.2.5 煤成氣地質研究與開發簡況
煤成氣也是一種非常重要的天然氣，世界上很多國家在開採煤成氣。我國一些大型煤產地也是煤成氣田，如鄂爾多斯地區、華北各含煤區，都蘊藏大量煤成氣藏。例如中原油田煤成氣的勘探主要集中在東濮凹陷，已找到了文23、白廟及戶部寨等古生新儲煤成氣田和混合氣田，其中文23煤成氣田已探明地質儲量達149.4×108m3，為中原油田的主力氣田。2003年，東濮凹陷文古2 井於上古生界石千峰組3813.5～3834.3 m 井段（16.8 m/3層）進行壓裂，日產天然氣1.1×104m3、油7.0 m3。華北蘇橋的煤成氣聚集於奧陶系，中原的「文23」煤成氣藏和白廟混源氣藏聚集於第三系沙河街組。濟陽地區的155井和孤北1井氣藏聚集於石炭、二疊系儲層內，而曲古1井煤層甲烷聚集於第三系沙河街組二段內。
煤成氣勘探開發已經具有比較多的研究實踐，國內外研究人員取得了很多研究成果（M.Teichmuller，1983；B.Waiter等，2002；楊俊傑等，1987；戴金星等，2001；張新民等，2002）。
總的看來，國內外煤成氣地質研究具有如下發展趨勢：①十分重視煤系有機質的來源和顯微組成，並將其與生烴潛力、產氣量緊密聯系起來；②分析化驗不斷採用高新技術，如天然氣中微量生物標志物的富集與分析、單體烴同位素分析及含氮化合物分析等；③採用系統動態的觀點，將天然氣的生運聚散作為一個動態演化的系統，對該系統的研究不斷由定性、半定量向定量化發展；④模擬實驗更為符合實際，不僅模擬不同顯微組分的生烴演化規律，而且對煤系地層烴類的排出、二次運移至聚集的過程都進行了實驗探索，獲得了多項參數；⑤對煤層本身的儲集性能和封蓋能力有了進一步的認識。