国内外煤层气地质条件对比 我国与美国煤层气勘探开发条件对比
美国、澳大利亚、加拿大煤层气勘探开发之所以取得成功，首先与其各自盆地的煤层气地质条件是分不开的。近年来，中国在多个地区开展煤层气勘探开发试验，其中晋城、大宁—吉县、宁武、昌吉等地区的煤层气取得了初步的成果。分析对比国内和国外重点地区的煤层气地质条件，对于中国煤层气的下一步勘探开发具有重要的借鉴意义。
一、煤层气资源量及资源丰度
首先，含煤盆地要具有一定规模的煤层气资源量和可采资源。只有煤层气资源规模达到了一定数量，煤层气勘探和开发才有经济效益，如果含煤盆地规模太小，资源量少，难以形成大规模的工业性效应。从参与对比的国外6个典型盆地和国内4个重点地区来看，煤层气资源量分布介于0.32×1012～11.67×1012m3，最大的为艾伯塔盆地，最小的为宁武盆地。煤层气资源丰度一般在0.4×108m3/km2以上，晋城地区所在的沁水盆地、吉县地区所在的鄂尔多斯盆地煤层气资源丰度与圣胡安盆地、黑勇士盆地类似（表2-4）。
二、成煤地质时代
从参与对比的9个地区来看，成煤地质时代有石炭纪、二叠纪、侏罗纪、白垩纪和古近纪，时间跨度很大，各个时代的煤层均可以开展煤层气勘探开发。但成煤时代较新、埋藏浅的煤层，对煤层气开采更为有利。
三、煤层厚度及连续性
煤层气开发成功盆地通常具有煤层分布稳定、连续性好的特点。从9个地区来看，煤层单层厚度一般都在2m以上，以煤层气勘探开发最为成功的圣胡安盆地为例，含煤1～5层，煤层厚度9～30m，中国晋城、吉县、宁武地区煤层总厚度在10m左右，昌吉地区煤层厚度可达80m，与国外煤层气产气盆地相当。当单层含气量高和多层合采时，薄层也可以作为选区目标，黑勇士盆地、艾伯塔盆地就是实例。
四、煤层埋藏深度
从目前已经开发的煤层气盆地来看，煤层气开发的深度一般为100～1200m，埋深过大后煤层渗透率急剧降低，加上钻井成本上升，开发效益变差。粉河盆地在短期内迅速取得突破，与煤层埋藏较浅有极大的关系。中国晋城、吉县地区煤层气开发效果最为明显的地区也在煤层埋藏深度1200m以浅的地区。
五、煤阶
在9个地区中，RO最大的晋城地区为3.5%，煤阶达到了无烟煤3号；RO最小的粉河盆地为0.3%，煤阶为褐煤。在从褐煤到无烟煤的各种类型的煤阶中，都获得了工业气流。国外进行煤层气勘探开发的地区主要为中低煤阶区；国内晋城地区为高煤阶区，也取得了煤层气勘探开发的突破。
六、煤层气成因
美国落基山前是目前煤层气开发的主力地区，其煤层气生成主要受控于深成变质作用和岩浆热变质作用。渐新世—早中新世的火山岩影响着落基山脉南部的广大地区，包括皮申斯南部地区和圣胡安、拉顿盆地，形成以热成因气为主、部分为晚期生物气的成因类型；而产自粉河盆地低煤阶的煤层气为早期生物气。中国晋城、吉县地区在燕山期也曾受到区域岩浆热变质作用，煤层气主要为热成因气；中国昌吉低煤阶煤层受盆地深处气源和浅部大气淡水影响，煤层气成因类型可能为热成因气和生物气。
表2-4 国内外重点地区煤层气地质条件对比表
七、保存条件
由于中国基本的构造格局是由一些小型地台、中间地块和众多微地块及其间的褶皱带镶嵌起来的复合大陆，与国外形成于统一的地台背景下的煤层气地质背景不同，形成条件和赋存条件具有其复杂性和特殊性。晋城、宁武和吉县地区聚煤盆地基底稳定，聚煤作用发育，煤层气生成的物质基础好，存在保存条件好的区带，这一点与美国西部落基山前陆盆地相似；新疆昌吉地区煤层形成于陆相湖盆中，煤层厚度大，煤层上覆地层以粉砂岩和泥岩为主，煤层气保存条件好，有利于煤层气富集。
八、含气量及吸附饱和度
通常含气量和吸附饱和度高，利于煤层气的勘探开发。在参与对比的9个地区中，含气量分布范围为1～35m3/t，最小的为低煤阶的粉河盆地，最大的为高煤阶的晋城地区。9个重点地区煤层吸附饱和度分布范围60%～100%。国内晋城、吉县、宁武和昌吉地区与国外煤层气成功开发盆地相比饱和度相差不大，存在利于煤层气开发有利条件。
九、渗透性
渗透性是评价一个地区煤层气勘探开发潜力最重要的参数之一。一般渗透性越好，煤层气开发前景就也越好。同一个区块、同一煤层横向渗透率变化较大，有的大于20×10-3μm2，有的小于1×10-3μm2。在参与对比的9个地区中，渗透率变化范围为0.1×10-3～50.0×10-3μm2，如煤层渗透率低于0.1×10-3μm2，煤层气难于产出，产量很低，不具有经济效益。以粉河盆地为例，在其他地质条件并不有利的条件下，由于其煤层渗透性好，煤层厚度大，同样使得粉河盆地取得煤层气开发的巨大成功。对比来看，与国外相比中国煤储层渗透率总体偏低，这是与国外煤层气成功开发地区的最大差别。
十、单井产量
在参与对比的9个地区中，除美国圣胡安盆地煤储层压力局部形成超压致使煤层气产量异常高出外，大部分地区的压力梯度正常或偏低，储层压力梯度0.70～1.00MPa/100m，煤层气井产量偏低，单井平均1500～5000m3/d。
我国与美国煤层气勘探开发条件对比~
（一）中美煤层气地质条件对比
我国煤层气资源丰富，但是具有与美国不同的成煤和煤化作用地质条件，地壳运动具有多期叠加性，构造活动具有复杂多样性，因而我国煤层气成藏机理和气藏富集规律均与美国不同，煤层气勘探开发表现出诸多特殊性。
1.构造背景不同
美国位于北美地台之上，北美地台是以加拿大和格陵兰地盾为中心，以同心圆的方式向外发展起来的一个巨型地台。在地台内部，以地台为基底的含煤盆地构造较稳定，聚煤作用发育，煤炭资源赋存条件简单、储量丰富。我国位于复合大陆之上，地台较小，其周边的过渡带窄，构造活动频繁强烈。在我国总体十分复杂的构造背景中，相对稳定的地台区含煤盆地占有十分重要地位，形成了华北地台中西部及华南扬子地台中西部古生代煤层气聚气区。
2.煤级
我国中煤级煤炭资源约占全国煤炭资源的30%，而高煤级和低煤级煤炭资源占70%，而美国的煤层气产量主要来自于中煤级的煤层中。美国传统观念认为在无烟煤中难以获得工业性气流，主要是因为深层变质作用形成的无烟煤各种孔隙遭受强烈压实，割理很不发育，致使煤储层的渗透性很差。但在我国山西沁水盆地南部高变质无烟煤中施工的煤层气开发试验井网中，单井最高产量达16000m3/d，在正常排采情况下，日产气量可稳定在2000～3000m3/d，产气量是相当可观的。这预示高变质煤层中的煤层气资源仍具有良好的开发前景。
我国低阶煤（褐煤和长焰煤）主要分布在西北及东北含气盆地群，虽然煤层含气量普遍较低，但煤层厚度大且分布面积广泛，地质构造简单，煤储层渗透性能好，是我国煤层气资源的一个重要领域。近年在美国粉河等盆地的煤层气开发实践证明，在亚烟煤（相当于我国煤级划分中的褐煤）中，即使实测煤层气含量低，但煤层渗透率高，厚度大，仍能实现商业性煤层气开发，这为我国在低阶煤中开发煤层气提供了借鉴。
3.低渗
我国煤层普遍存在低渗（<1mD）、低储层压力（压力系数＜0.8）和低含气饱和度（<70%）的“三低”不利条件，但煤层埋深、含气量、煤层厚度大都比较理想。我国的煤层渗透率大多不超过10mD，一般在1mD左右。但也有储层条件相对有利的区域，如沁水和鄂尔多斯盆地某些煤层的地质条件与美国的圣胡安、黑勇士等盆地相当。虽然美国圣胡安、黑勇士盆地部分煤层渗透率在10mD左右，甚至高达50mD，但也仅在局部地区出现，大多数的煤层渗透率还是普遍较低，主要通过压裂等措施改善煤层的导流能力。
4.后期构造破坏
我国成煤后期构造破坏较为严重，造成部分地区构造煤发育，使储层改造措施无法实现。一些含煤和含气条件较好的地区，有时具有较强的储层非均质性，煤层气可采条件相对较差，一定程度制约了煤层气井的产能开发，但通过实施低渗透性构造煤储层改造和煤层气井压裂等措施也可以实现对此类煤层气资源的有效开发。我国已经取得了部分区块煤层气勘探开发试验的成功，还需要进一步实践和完善成熟的和系统配套的适用于我国煤层气地质条件的勘探开发工艺技术。
美国与中国都是资源大国，有相同之处，更有不同之处，应当借鉴，但绝不可照搬。
（二）中美煤层气勘探开发状况对比
美国是世界上开采煤层气最早和最成功的国家，起步于20世纪70年代，大规模发展始于80年代。由于美国政府1980年出台了税收补贴优惠政策，煤层气产量从1980年的不足1×108m3，迅速上升到1991年的100×108m3，之后产量逐年上升，到2004年达到500×108m3，占气体能源（天然气）总量的8%～10%，成为常规天然气的重要替代能源。主要的原因包括：一是能源需求、环保要求和经济效益是促使美国致力于煤层气开发的动力源泉；二是重视煤层气地质研究和资源评价，发展煤层气勘探开发技术；三是制订优于常规天然气的经济扶持政策，以增强煤层气产业的市场竞争能力；四是健全的法律保障煤层气产业的发展；五是具有完善的天然气管网等基础设施。
与美国相比，我国煤层气勘探起步晚，发展缓慢，但随着国家对煤层气的重视，以及技术水平的不断提高，目前已经进入了起步阶段，原因主要有：一是我国具有雄厚的煤层气资源基础，通过综合评价优选出沁水、鄂尔多斯东缘及南缘、宁武、安阳—鹤壁、松藻等有利区带，具有资源丰度高、资源量大、储层物性好、开发条件便利等特点，是近期和中长期进行煤层气规模开发的有利区；二是从20世纪80年代中期，我国陆续开展煤层气地面勘探工作以来，煤层气勘探开发理论、方法和技术取得明显进步，初步形成适合我国煤层气地质特点的勘探开发理论、方法和技术；三是我国煤层气勘探开发已初见成效，获得了1023.08×108m3的煤层气探明地质储量，煤矿区瓦斯抽放已形成一定规模；四是出台部分煤层气勘探开发优惠政策；五是天然气管网等基础设施正在不断构建；六是能源需求、环保要求和煤矿安全形势同样是促使我国致力于煤层气开发的动力源泉。因此，我国基本具备了美国20世纪80年代中后期煤层气的勘探开发条件。
美国是世界上最早开始煤层气地面开发，煤层气商业化开发利用也最为成功和规模最大。
加拿大: 煤层气资源量占世界第二位，连续油管施工技术和煤层气液氮压裂技术两项关键技术,生产区域主要在西部的阿尔伯特省。
德国: 在煤层气发电利用上较为成功，主要技术特点是模块化燃气发电机组，采用集装箱式设计,便于拆装、运输，对30%浓度以上甚至略低于30%甲烷浓度的气体进行发电利用，实现了电热联产。
中国煤层气主要集中在沁水盆地南部、铁法和阳泉矿区。全国95%的煤层气资源分布在晋陕内蒙古、新疆、冀豫皖和云贵川渝等四个含气区，其中晋陕内蒙古含气区煤层气资源量最大，占全国煤层气总资源量的50%左右。
国家能源局2013年1月发布《煤层气产业政策》征求意见稿。根据该意见稿，“十二五”期间，我国将建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地，形成勘探开发、生产加工、输送利用一体化发展的产业体系。加大新疆、辽宁、黑龙江、河南、四川、贵州、云南、甘肃等地区煤层气资源勘探力度，建设规模化开发示范工程。之后再用5~10年时间，新建3~5个产业化基地，实现煤层气开发利用与工程技术服务、重大装备制造等相关产业协调发展。
但也有业内人士表示，我国实现煤层气大规模产业化开发存在瓶颈。首先，我国的煤炭企业片面追求产量，没有考虑开发利用煤层气。其次，我国管网建设以及储配能力不足，阻碍了实现煤层气产业化。再次，由于电力行业存在门槛，煤矿利用瓦斯所发电量难以实现并网。
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