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1.全国探明储量1 023.08×104km2，年产能1.7×108m3
到2005年底，我国已登记煤层气勘探区块56个，总面积6.58×104km2。全国共施工地面煤层气钻井约600口，在绝大多数区块内进行了煤层气资源普查勘探，取得了相应的基础参数。通过钻探和试采评价，目前已确定沁水盆地和鄂尔多斯盆地为两个重点勘探盆地，2001年在沁水盆地南部获得国家储委认定的、地面开采的探明储量754.44×108m3，与此同时，国家储委批准了铁法和阳泉矿务局提交的、井下抽采的探明储量268.64×108m3。沁水盆地南部枣园井组和潘河先导性试验项目、阜新盆地刘家井组及晋城煤业集团寺河井组已进入煤层气商业化试验生产，年产能约1.7×108m3。
2.煤层气产量以煤矿井下抽采为主，地面钻井抽采处于勘探和小范围生产试验阶段
目前全国已有308 对矿井建立了矿井瓦斯抽放系统，2004年抽放总量为18.66×108m3，而全国2004年煤矿通风瓦斯的排放达到140×108m3，平均抽放率13.3%～26.5%。年抽放量超过1×108m3的矿区有7个，分别是阳泉、淮南、水城、盘江、松藻、晋城和抚顺，其中阳泉、淮南、抚顺3个高瓦斯矿区瓦斯抽放量占全国的1/3。
我国煤层气地面钻井抽采利用，仍处于勘探和小范围生产试验阶段，尚未进入规模开发。2005～2006年沁水南部地区将形成300～400口生产井，集煤层气开发与利用于一体，预计形成年产能2×108～3×108m3，形成我国首个先导性开发试验区。
3.煤层气基础地质理论研究取得较大进展
我国的含煤盆地经受了复杂的构造改造，大多数原型含煤盆地支离破碎，面目全非，煤层气地质条件异常复杂，煤层气勘探领域的突破迫切需要基础理论的创新。近年来经过卓有成效的研究工作，我国在沁水盆地、鄂尔多斯盆地等地取得了生产试验的突破，这些突破给我国煤层气基础研究创造了较好的条件。国家“973”煤层气项目在此基础上，在煤层气成因类型及其判识、煤储层特征及储层评价、煤层气形成动力场研究、煤层气成藏过程分析和吸附和解吸机理研究等方面取得一些新的认识。
4.煤层气勘探开发技术取得了实质性进展
煤层气勘探开发关键技术是制约我国煤层气产业化的一个重要方面。经过几年勘探试验，勘探开发技术有了长足的进步，在生产实践中发挥了巨大的作用。煤层气欠平衡钻井技术、多分支水平井技术、氮气泡沫压裂技术等在实际应用中取得良好效果，煤层气压裂裂缝监测技术、煤层气测井技术、煤层气绳索取芯技术均得到了很大的发展。
在煤矿井下抽放工艺技术研究中，在晋城建立了顺煤层水平长钻孔工艺技术，钻井长度达到1 000 m，煤层气抽放量得到极大提高，同时建立煤层气井下抽放与煤炭规模开采联合开发模式。在煤层气经济评价、废弃矿井煤层气抽放技术方面也做了探索性研究。
国内煤层气开发现状
(一)煤矿区煤层气抽放现状
自1952年辽宁抚顺矿区龙凤煤矿进行煤矿井下瓦斯抽放试验成功以来，煤矿井下瓦斯抽放已推广到全国各高瓦斯矿区。目前全国已有近190座大型煤矿建立了井下抽排系统和地面输配气系统，年抽放量(纯甲烷)逐年上升，其中抚顺、阳泉、淮南、晋城等矿区年抽放量均已过1×108m3。据统计，2004年国有重点煤矿建有煤矿瓦斯地面抽采系统308套，井下移动抽采系统272套，瓦斯抽采量18.66×108m3，抽采率26.5%。45户安全重点监控煤炭企业的瓦斯抽采量为16.95×108m3，年抽采量超过1×108m3的矿区有阳泉、淮南、水城、盘江、松藻、晋城、抚顺等。2005年全国煤层气抽采量达23×108m3，利用总量超过10×108m3。2006年，我国有5227处高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井，其中67个国有重点煤矿企业有286处高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井。在原国有重点煤矿286处高瓦斯和瓦斯突出矿井中，实际开展瓦斯抽采的矿井有264处，占原国有重点煤矿高瓦斯和瓦斯突出矿井的92.3%。2006年我国国有重点煤矿286处高瓦斯和瓦斯突出矿井累计抽采瓦斯26.14×108m3。2008年，全国井下煤矿瓦斯抽采量50×108m3(图4－2)。
图4－2 2001～2007年我国国有重点煤矿瓦斯抽采总量
(二)煤层气地面开发现状
自20世纪90年代以来，随着美国地面开发煤层气技术的成熟，我国也积极开展地面勘探开发煤层气资源的试验。先后有沈阳市煤气公司、开滦矿务局、晋城矿务局、原地矿部华北石油地质局、中国煤田地质总局及其下属省局(东北局、陕西局、山西局等)、中原油田、中石油煤层气项目经理部、煤研总院西安分院、中联煤公司等企业投资，在沁水盆地、河东煤田、安徽两淮地区和铁法、开滦、沈北、红阳、大城、峰峰、安阳、荥阳、韩城、丰城、黔西、滇东、洪山殿、冷水江等矿区开展了煤层气勘探开发试验工作。截至2008年，我国共钻探各类煤层气井约3400口，形成地面煤层气产能约20×108m3。其中最具代表性的煤层气地面开发商业化项目有:
(1)山西沁水枣园井组煤层气开发试验项目:现有煤层气生产试验井15口、日压缩能力3.6×104m3的小型CNG压缩站和日发电400kW的小型煤层气发电站，实现了小规模煤层气商业化开发、集输、储运和利用。
(2)辽宁阜新刘家井组煤层气开发项目:阜新项目1999～2001年在阜新刘家煤田钻井8口，形成小型井网，单井平均产气量为3000m3/d以上。
(3)山西晋城寺河煤层气地面预抽项目:该项目始于1992年，晋城矿务局与美国美中能源公司合作，在潘庄地区施工了7口煤层气生产试验井。经过10余年的排采，不仅证明了潘庄地区煤层气资源具有较好的可采性，而且还为该区乃至全国积累了经验。截至2007年年底，该项目已完成156口直井和6口多分支水平井的钻井，150口直井和6口多分支水平井正在排采生产，直井单井平均日产量为2000m3，多分支水平井单井平均日产量为5×104m3(最高日产10×104m3)，已初步实现煤层气年产能约2×108m3。该项目已建成完备的集输管网、集气站和压缩站。
(4)山西沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程———潘河先导性试验项目:该项目是国家发改委批准立项的国家煤层气开发利用高技术产业化示范工程。该项目计划施工900口煤层气井，共分为三期完成。第一期施工150口煤层气生产试验井，2006年完成。建成一个年产煤层气约1×108m3的煤层气生产示范基地;第二期计划施工400口煤层气生产井，产能达4×108m3/a;第三期计划施工350口煤层气生产井，产能达7×108m3/a。
除上述进入商业性示范的项目之外，大宁－吉县项目、韩城等项目也在进行井组生产试验。
(三)煤层气利用现状
1.地面开发煤层气利用现状
地面开发生产的煤层气甲烷浓度高，可以和天然气混输混用。近年来我国地面开采的煤层气产量很小，制约了煤层气的利用。目前主要用于居民燃气、汽车燃料和特种工业用气。
山西沁水枣园井组所产煤层气，除供应自备燃气电站发电(以满足井组生产用电)外，自2003年开始通过CNG槽车运输供应山西长治市和河南林州市部分居民使用，供应量为5000m3/d左右。
辽宁阜新刘家井组所产的煤层气，通过增压后就近输入阜新市城市天然气管网，2003年3月开始向城市居民生活供气，日供煤层气量1.6×104m3。
晋城寺河煤层气地面预抽项目所产煤层气自2004年开始置换集团公司内部的民用燃气以来，已有2万余户职工用煤层气。2005年开始向晋城市供气，晋城市玻璃厂、陶瓷厂已用煤层气代替液化石油气或水煤气，约1000多辆出租车和公交车改用煤层气作燃料，1m3煤层气可代替1.13l汽油，而前者售价却不到后者的一半［83］。
潘河煤层气先导性开发示范项目已建有CNG加气站1座、集输站1座、燃气发电站1座及输气管网等。2005年开始向河北邯郸市和河南林州市供气。
利用煤层气发电效益显著:1m3含量100%的瓦斯，可以发出3.2～3.3kW·h电，含量30%的1m3瓦斯可以发出1kW·h电。晋煤集团利用寺河矿井下抽采的瓦斯建成了装机容量1.5×104kW的瓦斯发电试验厂。冬季利用余热为矿区供暖，实现热电联供，形成了一个闭路的多联产循环。该厂2001年投入运行，至2005年年底累计发电3.3×108kW·h，实现产值11759万元［84］。
2.井下抽采煤层气利用现状
我国国有重点煤矿瓦斯抽采量逐年增加(图4－2)，利用量也不断增加。如山西晋城无烟煤矿业集团寺河矿井下布置112×104m抽采管网，建成16个抽采站场，钻孔总进尺超过3×104m，年抽采量达到7000×104m3(折合纯甲烷)。建有4×400kW燃气发电机2×2000kW煤层气电站。与之毗邻的永红煤矿等许多矿井都建有利用井下煤层气做燃料的自备煤层气电站。阳泉煤业集团井下煤层气钻孔超过12×104m，年煤层气抽采量1.12×108～1.15×108m3，建有储气罐3座，输气管道64km，供应12万户居民用气。5×104t煤层气制甲醇项目、111×104kW煤层气发电项目已经由山西省发改委批准。利用亚行贷款的山西煤层气利用项目(包括晋城无烟煤矿业集团寺河井下煤层气抽放项目、12×104kW煤层气发电项目、内部电网改造项目、晋城市城市燃气项目和山西能源产业集团有限责任公司输气管道项目)已全面展开，该项目总投资约20亿元，属国内目前最大的井下煤层气抽采利用项目［85］。
我国煤层气资源丰富,埋深2000m以浅的煤层气地质资源量为36.81×1012m3,地质资源量大于1×1012m3的含气盆地(群)包括鄂尔多斯盆地、沁水盆地等9个盆地(群)(车长波等,2008)。全国95%的煤层气资源分布在晋陕蒙、新疆、冀豫皖和云贵川渝等4个含气区,其中晋陕蒙含气区的煤层气资源量最大,为17.25×1012m3,占全国煤层气总资源量的50%左右(唐书恒等,1999)。
我国在引进国外成功经验的基础上,逐渐形成了适合我国煤层气特点的空气钻井技术、直井射孔完井技术、欠平衡钻井技术、多分支水平井钻完井技术、丛式井钻完井技术、U形水平井钻完井技术、水力加砂压裂技术、分段压裂、增产改造技术、排采技术、地面集输及自动控制技术等一系列技术方法(杨陆武等,2001,2002;江山等,2004;鲜保安等,2004;康园园等,2010;倪小明等,2010)。在上述技术支撑下,我国煤层气资源勘探开发逐步进入产业化阶段。
经历三十余年的研究与开发,我国煤层气(煤矿瓦斯)开发利用取得了一系列显著成就,体现在初步实现了煤层气的规模化开发利用、煤矿瓦斯抽采利用取得重大进展、煤矿瓦斯防治形势稳步好转、煤层气开发利用技术水平逐步提高、煤层气开发利用政策框架初步形成等方面。目前,我国煤层气地面开发已形成商业化规模的地区主要有山西沁水盆地南部地区和鄂尔多斯盆地东缘的陕西韩城地区。沁水盆地地区地质条件较简单,煤层具有煤层厚、吨煤含气量大及渗透性好的特点,产量迅速取得突破。韩城地区发育三套利于煤层气开发的煤层,煤层厚度较大,含气量高,渗透性较好(李景明,2009)。这些优势均为我国煤层气勘探开发提供了扎实的地质基础。
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