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论文煤层气理论及开发现状

1绪论

1.1选题背景与研究意义

1.1.1选题背景

煤层气（coalbedmethane，简称CBM）是以甲烷为主要成分，以吸附态为主，伴随部分游离态、水溶态和固溶态，以自生自储形式赋存于煤层中的非常规天然气。

目前正作为一种储量巨大的新兴洁净能源日益受到世界各国的关注。

我国具有丰富的煤层气资源，据最新一轮的油气勘查统计，资源量达36.81×1012m3。

煤层气是我国非常规油气藏的重要组成部分和重要的接替能源，煤层气产业的形成与发展将会给我国新能源战略带来深远的意义。

由于我国地质条件的复杂程度高，成煤期内经历了多期、多次、多级、多向的“四多”构造运动，使得煤层气储层具有低含气饱和度、低孔隙率、低渗透率和低储层压力的“四低”先天特性。

我国煤层气成藏地质条件的成煤时间早、演化程度高、构造变动强烈等特征，不同于美国较稳定简单的煤层气成藏地质特征，以至于早前在引进并应用国外理论与技术的过程中，出现了不同地质条件下的煤层气选区评价和开发工艺技术的“水土不服”的现象。

因此，预测煤层气开发靶区必须要以现有的煤田及煤层气勘查资料为依据，特别是在掌握区域地质特征的基础上，圈定研究工区内具有一定的资源量、较好的渗透率和解吸速度的富气高渗区，为后续煤层气资源的勘探开发奠定基础。

从1964年到2009年10月，地质矿产部212地质队、山西煤田地质勘探114队和山西省煤炭地质114勘查院分别进行了本区的填图工作、补充勘探工作和普查工作，提交了《山西省沁水煤田沁水县柿庄勘查区煤炭普查地质报告》。

以往大量地质勘查数据资料和成果为后续的煤层气勘探开发奠定了基础。

柿庄北煤层气区块大部分位于山西省长治市长子县境内，整个柿庄地区一直是煤层气勘探开发的热点地区，也是目前我国煤层气勘探开发投入较大、研究程度较高的地区之一。

依托邻近柿庄南储量控制区，中联公司就柿庄北南部地区的174km2范围，完成二维地震104.7km，实施了3口煤层气参数+生产试验井，并对X1井的3#煤层采取了压裂增产措施，实施了为期6个月的排采试验，日产气量最高为860m3，一般为500m3左右。

地质背景调查与煤储层分析结果表明该地区具有地质构造简单断层稀少、埋深较大、煤层发育稳定、煤层气含气量高而饱和度适中、顶底板岩性泥岩和粉砂岩比例高，封闭条件好、同时含水层富水性弱，水动力条件差的特点[1,2]。

由此为后续的靶区预测提供了该地区包括构造、地层，煤储层及煤层气生产特性等十分精细的地质信息和各项数据。

煤层气开发利用是节能减排和减少煤矿瓦斯重特大事故的主要举措，是国家优先扶持的领域。

山西煤层气勘探开发正如火如荼的进行着。

煤层气是与煤伴生的洁净新能源，属非常规天然气。

天然气是我国的短缺能源，山西省对天然气的需求也很旺盛。

选题实施将有利于推动山西省煤层气的开发利用，满足周边城市对天然气的需求。

合理有效的进行煤层气开发利用，有利于缓解温室效应。

因此，有必要对山西沁水盆地柿庄北部煤层气成藏地质及开发地质条件进行系统研究，为区内煤层气勘探开发靶区预测，进而为下一步煤层气勘查开发工程实施。

1.1.2研究意义

1）煤层气目标区优选评价是煤层气勘探的前提，也是煤层气基础研究中的主要内容[3]。

基于对柿庄北区块煤层气勘探开发目标区优选，可显著降低勘探开发风险，减少勘探开发成本，加快勘探开发进度。

2）对山西沁水盆地柿庄北部煤层气可采性和煤层气靶区预测研究，将更好的服务于后续煤层气勘查工程，如煤层气参数井+生产井井位的确定，获取更准确的储层和地层信息，同时可服务于后期排采，为下一步山西沁水盆地柿庄北部煤层气勘探开发工程的实施提供理论指导，为滚动开发的实现领航，对推动山西沁水盆地柿庄北区块煤层气勘探开发具有现实意义。

3）针对我国能源需求大于供给的现状，煤层气资源的开发利用有利于缓解我国天然气供给利用的紧张局面和增加国内天然气的储备。

4）山西沁水盆地柿庄北区块煤层气的勘查开发有利于减少周边高瓦斯矿区瓦斯事故，大大缓解人员伤亡的惨痛代价。

5）瓦斯中含大量甲烷，甲烷吸收地表红外辐射导致增温，其对温室效应的“贡献值”约为二氧化碳的21倍，煤层气的开发利用对于降低瓦斯的直接排放，缓解大气温室效应有重要的现实意义。

1.2国内外研究现状

1.2.1煤层气勘探开发现状

1）国外煤层气勘探开发

目前，世界主要产煤国都在积极开展煤层气勘探开发工作。

这些国家大致分为三类：

实现煤层气商业开发并已形成煤层气工业的国家，仅有美国；正在开展大规模煤层气勘探开发试验，部分试验区初具商业开发条件的国家，如加拿大、澳大利亚、中国、印度和英国；已开展小规模煤层气勘探试验或积极准备参与煤层气开发的国家，如波兰、智利、巴西等。

中国、美国、澳大利亚位列世界前5位，其煤层气资源量合计82×1012-259×1012m3，占世界煤层气总资源量的90%以上（图1-1）。

据估算，全世界煤层气总资源量约为91×1012-260×1012m3。

俄罗斯、加拿大、美国

图1-1.全球煤层气资源分布图示

图1-2.中国各煤阶煤层气资源分布图示[4]（据宋岩，2009）

煤层气产量经历了上世纪80、90年代的快速上升期，随着国家宏观政策的调整现已进入稳定上升时期，早在1984年便提出了北美西部落基山带高产走廊煤层气成藏模式，形成了以煤储层双孔隙导流、中煤阶煤生储成藏优势、低渗极限与高煤阶煤产气缺陷、多井干扰和煤储层数值模拟等为核心的煤层气勘探开发理论体系，90年代以来又提出生物型或次生煤层气成藏理论，于1998年实现在粉河盆地低煤阶煤层气的商业开发。

澳大利亚煤层气勘探开发始于1976年，煤层气资源量为10×1012-11×1012m3。

21世纪以来，针对自身煤层含气量高、含水饱和度变化大和原地应力高等地质特征，提出无承压水封闭成藏理论，成功开发和应用超短半径水力喷射技术，2006年进入商业化开发阶段。

加拿大煤层气勘探开发工作主要集中在西部，17个盆地和含煤区煤层气资源量为22×1012-33×1012m3。

2000年以来，在加拿大政府的支持下，多分支水平井和多煤层薄煤层连续油管等压裂技术取得重大进展[5]。

到2011年美国钻井3.8×104口，探明可采储量为2.5×1012m3，年产量为493×108m3，近7年保持在500×108m3左右，探明率为11.8%；到2011年加拿大钻井9900口，资源量为22×1012m3，探明可采储量为490×108m3，探明率为18.5%；到2011年澳大利亚钻井5200口，资源量为8.4×1012m3，产量已达493×108m3。

探明可采储量为4934×108m3，年产气为40×108m3，探明率为5.9%[6]。

2）国内煤层气勘探开发

我国煤层气勘探开发较晚，总结其历程大致分为以下四个阶段[7-9]。

（1）矿井瓦斯抽排阶段（20世纪50年代初-70年代末）

我国首个瓦斯抽放站于1952年设在我国抚顺矿务局龙凤矿，随后在阳泉，天府和北票局开展矿井瓦斯抽放，60年代又相继在中梁山、焦作、淮南、包头、松藻、峰峰等局的矿井开展瓦斯抽放工作。

此阶段主要为矿井安全生产进行的井下瓦斯抽排很少进行利用。

（2）矿井瓦斯抽放初利用和煤层气地面开发雏形阶段（20世纪70年代末-80年代末）

20世纪70年代我国开始了煤层气资源评价的地面工作，地面煤层气研究也随着“七五”科技攻关项目“我国煤层甲烷的富集条件及资源评价”开始起步。

20世纪70-80年代末，此期间井下开始对瓦斯进行抽放，部分地区开始将其用于矿区民用取暖，并开始对煤的吸附性能和煤层含气量的测定工作，不仅为以后的煤层气勘探开发优化选区提供了大量地质资料而且积累了大量井下瓦斯抽采的理论技术，经过50多年的发展探索，国有重点煤矿初步建成了以钻孔和巷道抽采为主的抽采体系，并处于世界领先地位。

（3）国外煤层气勘探开发技术引进和初步发展阶段（20世纪80年代末-90年代中后期）

1989年我国开始引进国外煤层气勘探开发技术理论，20世纪80年代末至90年代初，我国引进了煤层气专用测试设备和软件，外国公司进入中国进行煤层气勘探开发，但产生工业气流的井甚少，20世纪90年代初，中国石油煤层气勘探项目经理部和中联煤层气有限公司成立，标志着我国煤层气地面开发的第一波高潮。

（4）矿井瓦斯规模抽放与扩大利用和煤层气产业化逐步形成与扩展阶段（20世纪90

年代末-现今）

“九五”和“十五”的国家科技攻关中设立的煤层气研究和试验项目，同期国家计委设立的“中国煤层气资源评价”国家一类地勘项目和2002年国家973项目设立的“中国煤层气成藏机制及经济开采基础研究”项目。

近年来，我国煤层气勘探开发的主要成果如下：

建立了一批煤层气开发实验区

图1-3.截止2008年全国煤层气勘探开发试验井组分布图

截止2008年，全国14个省（区）已建立48个煤层气勘探开发试验区，主要分布在华北地区，其次在东北地区，少量在华南地区。

全国已施工煤层气井组21个（图1-3），分别为神府井组、临兴井组、柳林井组、武城井组、韩城井组、焦作井组、老厂井组、青山井组、丰城井组、淮南井组、阜新井组、寿阳井组、枣园井组、沁源井组、柿庄井组、潘河井组、潘庄1井组、潘庄2井组、大宁井组、Guikougroup、Jinshi1group。

单井和井组产能取得重大突破

先后在山西柳林、三交、石楼、乡宁、晋城、寿阳，辽宁铁法、阜新，安徽淮南、淮北，陕西韩城等地区获得工业气流，其中在晋城、铁法和阜新等地区获得一年以上稳定的较高产量。

中联煤层气有限责任公司于1999年在山西沁水盆地南部部署的TL-007井，最高单井日产量达16000m3；中国煤田地质总局在辽宁铁法盆地施工的TD3井排采439d，平均产能达到3434m3/d。

2009年底，晋城矿务集团蓝焰公司累计钻井2000余口，其中2口水平井，煤层气日产量超过200×104m3，煤层气日利用量达170×104m3。

中联煤层气有限责任公司在沁水盆地晋城潘庄、寺河区块有100余口煤层气生产井，煤层气日产量30-40×104m3。

中国石油已在沁水盆地钻井600余口，投产直井473口，水平井45口，年产量达6×108m3[10]。

亚美公司于2006年底前，在潘庄区块内打了6口多分支水平井，获得单井日产煤层气10万立方米，6口井平均每口井日产量达5万立方米，在当时均创造了中国煤层气产量最高纪录。

对外合作成果显著

目前拥有最外合作专营权的企业有：

中联煤层气有限责任公司、中石油、中石化和河南煤层气开发利用有限公司。

截止2008年底，我国政府共与20家外国公司签订30个煤层气对外合作合同，合同区总面积3.8×104km2，累计投资总额约38亿人民币。

煤层气资源丰富

根据最新一轮全国第三次资源评价结果[9，11，12]：

42个主要含气盆地埋深2000m以浅的煤层气资源量为36.81×1012m3，1500m以浅的煤层气可采资源量为10.9×1012m3，居世界第三位，鄂尔多斯，沁水等9个盆地（群）煤层气资源量大于1×

m3。

到2011年6月，我国钻煤层气井约6300口，探明储量2811×108m3，探明可采储量为1439×108m3，探明2个超过1000×108m3大气田（沁水气田、鄂东气田）。

但与国外比资源探明率仍低，仅为0.76%。

因此，中国仍需加大煤层气勘探开发的力度，深化理论与技术研究和应用，为祖国的能源安全提供进一步的保障[6]。

图1-4.中国历年煤层气钻井数统计图

1.2.2煤层气富集成藏理论研究

1）煤层气成藏模式研究

由于煤层气以吸附态为主储存在煤基质孔隙内表面，不同于天然气以游离态赋存在裂隙系统中。

煤层气的成藏富集亦不同于常规天然气的生、储、盖、运、聚、保，而只经历了生、储、运、保。

煤层气的富集是地质、水文、储层因素的综合作用。

煤层气富集的必要前提，是生成、储集、封盖、运移等几方面条件及其动态发展过程的有利配置，是构造因素控制之下诸多地质因素综合作用的结果[13]。

近年来，国内学者对煤层气成藏富集规律和煤层气藏类型做了大量研究，主要依据为：

构造作用、水动力条件、煤层气藏边界、压力形成机制（包括煤体结构的影响）和饱和度等对煤层气成藏富集的贡献。

王红岩和刘洪林等人（2005）认为影响煤层气富集成藏的主要因素有：

水动力、构造应力、煤层展布形态等。

并根据构造形态和成因把煤层气富集区的富集类型划分为8类：

水压单斜型、水压向斜型、气压向斜型、断块型、背斜型、地层岩性型、岩体刺窜型、复合型等[14，15]。

袁政文按照圈闭形成条件，将煤层气成藏划分为：

静水压力圈闭煤层气藏、水动力圈闭煤层气藏、复合性煤层气藏[16]。

张遂安等（2005）从理论与实践的角度提出了适宜我国地质条件的煤层气勘探理论—“高渗富集”理论，其中包括“静中找动，动中找静”理论、“向斜盆地翘起端找气”理论、“背斜翼部”理论、“热事件高变质带”理论、“低应力区”理论和“有效规避构造煤”理论等[17]。

钱凯等人结合地质构造特征，将煤层气藏划分为5种类型：

水压向斜气藏、水压单斜气藏、气压向斜气藏、背斜构造气藏与低压异常相关的气藏[18]。

虽然这种分类方案涵盖了大部分煤层气成藏类型，是我国最早的煤层气富集区分类方案，但是由于其偏重于煤层气富集区的成因，对气藏的构造类型缺乏全面和系统的考虑，不是很完善[19]。

赵庆波等（2005）根据构造和水动力提出了四种煤层气富集区分4类压力封闭气藏；承压水封堵气藏，顶板网络微渗滤水封堵气藏；构造圈闭气藏[17]。

这种分类方案侧重于水动力影响因素，对其它控气地质因素考虑不周[18，19]。

宋岩等[18]（2008）认为前者对煤层气的成藏富集类型的分类，虽有提到向斜这种构造形态，但对向斜能不能富气、向斜富气是不是普遍性的规律未能进行深入的探讨。

未能从机理上对向斜富气进行理论上的论证。

方爱民等人从含煤盆地、盆地内构造作用以及构造对储层物性的改造等3方面研究了不同构造层次对煤层气富集的控制作用[22]。

苏现波等根据国内外相关资料，提出了煤层气藏的四种边界类型：

断层边界、水动力边界、物性边界和风氧化带边界，并进行了边界作用机理的探讨，对我国目前发现最大的煤层气藏—沁水盆地南部煤层气藏的边界进行了划分和厘定[23]。

随后又对煤层气藏边界类型补充了物性边界和经济边界两种，并将煤层气藏类型划分为水力封闭型和自封闭型两大类，和11个型[24]。

杨陆武（2007）则从煤层气资源开采技术条件的角度将煤层气藏分为主从四类，主类为压力气和应力气，从类则为压力作用型应力气和应力作用型压力气，这种分类方法为我国煤层气资源的勘探开发策略提供了最现实有效的指导作用[14]。

赵群等（2007）提出四种超饱和煤层气藏的成藏模式：

构造抬升压力自解吸型超饱和煤层气藏、构造下降温度自解吸型超饱和煤层气藏、它生气源补给型超饱煤层气藏、岩浆岩烘烤温度自解吸型超饱和煤层气藏；认为我国煤层气勘探开发不应受风氧化带的控制，在煤层上覆封盖条件较好的浅层寻找超饱和煤层气藏，对浅层超饱和煤层气首先进行开发有望获得突破[25]。

陈刚（2007）认为沁水盆地在燕山期形成的复式向斜结构控制下，盆地腹部占生界深埋藏区具有形成水动力圈闭的条件，向斜主体位于盆地中段束状紧缩带，东、西分别为目的层落差大、地表水和裂隙潜水供给充分的两大隆起，向斜边翼下行水流产生一种阻止深部天然气上浮的同压，形成边侧水动力封堵。

盆缘地表水和裂缝潜水在势能作用下虽向盆内汇聚，但却难以渗到地下分水线以下向斜核部高含气饱和度的低孔渗致密储层区，形成向斜型水封气藏的水动力圈闭条件。

闫宝珍等（2008）基于沁水盆地构造区划特征，提出沁水盆地三大类富集模式：

盆内平缓带富集模式、盆缘斜坡带富集模式、裂陷区富集模式，并细分了6种类型[26]。

琚宜文等（2009）分析了华北盆一山演化和岩石圈转型与煤层气富集的关系，并提出：

沁水盆地煤层气富集特征是岩浆一热作用有利于煤层气储集，而一定的构造变形有利于煤层气的渗流和开采；两准煤田的强构造作用和后期叠加的张性应力场有利于煤层气的富集和储层的增渗，可在构造煤发育区寻找煤层气开发的有利区域[27]。

刘洪林等（2010）通过对吐哈盆地低煤级煤层气成藏条件、成藏特征研究，根据成藏过程的匹配特征把煤层气藏类型划分为储一逸型低压逸散式、储一运一逸型运移储集式两种类型[28]。

孔祥文等（2011）提出中国煤层气高产富集区：

封盖层控制含气量、应力场控制渗透率、构造体和煤体控制富集带[6]。

2）煤层气富集理论

目前国内主要的煤层气富集规律、模式和理论有：

向斜富气理论：

向斜轴部埋深较大，上覆有效盖层厚度较大，封闭性较好；向斜部

图1-5.向斜富气模式图（据宋岩[4]，2009，修改）

位的煤层水具有向心流动机制，流速缓慢，溶解气不因水的流动而大量散失；另一方面，向斜部位煤层水矿化度高，减小了煤层气在水中的溶解度，从而对煤层气起到一定的封堵作用，煤层气含量相对较高；向斜构造的两翼与轴部中和面以上表现为压应力，顶板与煤层断裂或裂隙不发育，阻止了煤层气向上逸散，有利于煤层气在此部位的富集[29]。

在向斜上倾方向的斜坡带上煤层气吸附饱和度较高，渗透性较承受挤压作用的轴部好，排水相对容易，是煤层气选区的重要部位[30]。

构造类型

构造形态图示

主要控气特征

大类

类型

向

斜

构

造

宽

缓

向

斜

向斜两翼多发育轴向正断层，煤层含气性往往在翘起端最好，且在轴部附近往往好于翼部。

向斜两翼倾角变大，有逆断层发育，形成较好的构造封闭条件，向斜内部含气量往往较高。

不

对

称

向

斜

向斜陡翼发育逆断层，导致陡翼含气性相对好于缓翼。

向斜两翼均发育正断层，陡翼断层可能具有反转性质，导致缓翼含气性相对好于陡翼。

图1-6.向斜控气形态示意图[31]

背斜富气理论：

煤层整体呈单斜形式向盆地中心倾覆，并发育有次级背斜。

煤层气沿煤层向上倾方向运移，同时，地下水沿煤层向下流动，在水动力以及气体自身浮力的作用下，气体向上方聚集并在背斜部位形成煤层气富集，相对充足的煤层气气源和煤层厚度也是富集的重要条件[32]。

背斜赋煤，我国仅在川东地区较为集中。

由于我国地质条件的巨大差异，其它地区背斜赋煤较为少见，因而导致对背斜煤层气富集规律研究较少，目前尚未见到对背斜煤层气富集规律较为系统完整的研究[33]。

构造类型

构造形态图示

主要控气特征

大类

类型

背

斜

构

造

对

称

区域性背斜，轴部张性断裂发育，两翼及倾伏端含气性较好，轴部往往较差。

背斜轴部发育逆断层，对煤储层造成封闭，含气性好于上述轴部发育张性断裂的背斜。

不

对

称

陡翼发育逆断层，导致缓翼含气性相对好于陡翼。

次

级

背

斜

次级背斜幅度小，多为缓坡状褶曲，轴部裂隙不发育，往往是煤层气局部富集的地区。

图1-7.背斜控气形态示意图[31]

构造—水动力模式[34,35]：

在盆地深部方向由断层阻挡煤层气运移，而在煤层上倾方向由水动力形成煤层气的封堵。

一方面，煤层由于随地下水输入煤层所产生的细菌可代谢生成生物成因甲烷，从而提高含气量。

另一方面，由于与地下水补给带来的承压可使煤层吸附更多的气体，在一定程度上提高含气量，并在地下水的滞留区形成煤层气的富集，如铁法盆地。

图1-8.煤层气藏类型[34,35]

岩性—水动力模式[34,35]：

在盆地深部方向由于岩相的变化（煤层尖灭）形成深部的煤层气的运移阻挡，而在煤层上倾方向则由水力动力形成封堵，从而形成煤层气的富集，如粉河盆地。

物性—水动力模式[34]：

与岩性—水动力模式类似，不同之处是在盆地深部物性变化（煤体破碎严重）形成深部的煤层气的运移屏障，如圣胡安盆地。

构造—岩性模式[34,35]：

在盆地深部方向由断层阻挡煤层气的运移，而在煤层上倾方向由岩相变化（煤层尖灭）形成封堵。

在地质条件下所形成的煤层气发生扩散、移动性小，因此，其含气量较高，地层压力基本上处于正常或超压状态，有利于形成煤层气的富集。

岩性模式[34,35]：

在盆地的深部和浅部均由岩相变化（煤层尖灭）而形成煤层气的封堵。

在这种地质条件下，煤层气基本上处于原生状态，煤层气含量高，地层压力大，从而可形成非常有潜力的煤层气富集区。

自封闭模式[34]：

可分3中类型。

a.异常压力封存箱型。

在3000m左右埋深存在一个与烃类形成和成岩作用有关的致密层，为封闭箱的顶层，下部煤层气藏处于封闭独立的压力系统。

这种煤层气藏埋深大，含气量低，无法实现商业开发。

b.低渗自封闭体型。

在强烈的构造应力作用下煤体发生严重变形，形成鳞片状或粉状的糜棱煤。

这种煤层气藏含气量大，但渗透性极低，往往是煤矿瓦斯突出的源体。

c.透镜状煤体型。

连续性极差的煤层，在空间上表现为透镜状，被围限。

若透镜体规模大，有可能作为煤层气的开发对象。

以上煤层气富集成藏理论模式与苏现波等[34]，林晓英[36]根据压力形成机制、边界类型和构造特征对煤层气藏类型的划分具有一致性（见图1-8）。

1.2.3煤层气选区评价发展现状

1）煤层气选区评价发展历程

中国的煤层气开发不仅具有重大的能源战略意义，也有巨大的现实经济和社会效益，煤层气开发已纳入国家“十五”计划和2015年发展规划（陈明和，1999；黄稚达，2001）。

我国对煤层气能源意义的认识始于80年代。

我国把煤层气作为独立的能源进行资源评价是从“六五”煤成气国家科技攻关项目开始的，设立了“中国主要煤田煤层气赋存规律及资源评价”专题，“七五”天然气国家科技攻关项目中设立了“我国煤层甲烷的富集条件及资源评价”专题，首次进行煤层气资源预测研究[33]。

项目成果取得了对中国煤层气资源状况的初步认识[37]。

随后，煤炭、地矿、石油系统的有关单位或个人，也进行过全国性的煤层气资源预测工作，但限于资料情况、工作程度、实验条件以及认识水平，加之没有统一的规范，各家的做法互不相同，致使结果和资料无法进行比较[33]。

90年代，中国煤层气的资源评价研究和勘探开发实验工作全面展开。

国家“八五”科技攻关项目设立了“有利区块煤层吸附气开发研究”专题[37]。

在“七五—八五”期间，提出了“五类生储盖组合形式”、“有效盖层厚度控气”（张胜利，1997）。

把煤层作为烃源岩，认为煤层气会运聚到顶底板中，形成煤成气藏，认为顶板岩性圈闭对煤层气藏起到决定性作用，这些观点的缺点主要套用常规油气地质理论，强调岩性圈闭，没有考虑的煤层气作为吸附气藏的特殊性，尚未完全脱离常规天然气和美国煤层气理论的局限，但仍在河北大城和山西柳林取得地面采气试验的可喜突破[14,38]（李明潮，1990；赵庆波，2001；钱凯，1997）。

“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”国家一类地勘项目[11]。

自“九五”以来，根据我国自身的地质特点，我国煤层气研究者对中国煤层气理论开展了广泛的探索。

张新民（1991，2002），叶建平（1998）提出“中国煤层气聚集区划”，把全国划分为100-159个区块，进行资源评价，据此对我国煤层气富集分布规律进行了有益的探讨，这种分析评价多集中在煤矿区，对于其他地区特别是低煤阶盆地，则没有论及。

张建博（2000）开展区域性煤层气成藏条件综合研究，初步提出我国构造、沉积、水文地质条件的控气作用类型。

对煤层气可采性标志和控制因素进行了较为深入的研究，提出了“煤化作用阶跃式控气”、“地应力与煤储层渗透性定向耦合”等新的学术思想。

认为高煤阶由于煤化作用深，煤基质比较致密，渗透率低，没有开采价值，低煤阶含气量低，煤层气资源量小，煤层气产量低，认为我国应当在中煤阶区域最先取得突破。

同时认为多期应力叠加区域为煤层气高渗区，采取利用曲