作者：刘洪林,王红岩,宁宁,赵群
出版社：石油工业出版社
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中国大中型盆地煤层气资源试读：
内容提要
本书围绕我国大中型含煤盆地资源特征和分布这一核心问题，深入研究了各盆地煤层气地质特征，归纳总结了低煤级盆地煤层气地质的若干规律。本书重点阐述了各盆地的煤层气地质条件、煤储层特征、煤层含气性特征与煤层气资源特征，探讨了煤层气成藏富集规律，初步查明了我国大中型含煤盆地煤层气资源的分布状况，分析了大中型含煤盆地的煤层气勘探开发前景。
本书资料丰富、翔实，研究思路新颖，观点、见解多有新意，具有较高的学术价值和较强的实用性，适合于煤层气勘探、开发和利用领域的研究人员、工程技术人员和决策管理人员阅读参考，也可作为能源地质领域研究生及本科高年级学生的教学参考书。
图书在版编目（CIP）数据
中国大中型盆地煤层气资源／刘洪林，王红岩，宁宁，赵群编著．北京：石油工业出版社，2009.2
ISBN 978-7-5021-6946-6
Ⅰ．中…
Ⅱ．刘…
Ⅲ．含油气盆地—煤层—地下气化煤气—矿产资源—中国
Ⅳ．P618. 110. 62
中国版本图书馆CIP数据核字（2008）第202889号
中国大中型盆地煤层气资源
刘洪林 王红岩 宁宁 赵群 编著
出版发行：石油工业出版社（内部发行）（北京安定门外安华里2区1号 100011）网 址：www.petropub.com.cn发行部：（010）64523620
经 销：全国新华书店
印 刷：石油工业出版社印刷厂
2009年2月第1版 2009年2月第1次印刷
787×1092毫米 开本：1/16 印张：10.5
字数：252千字 印数：1-800册
定价：65.00元（如出现印装质量问题，我社发行部负责调换）
版权所有，翻印必究
《中国大中型盆地煤层气资源》编委会
主 编 刘洪林 王红岩 宁 宁 赵 群
副主编 王广俊 李贵中 王德建 郭 媛 王 勃王盛鹏委 员 刘人和 方朝合 魏伟 郑德温 刘萍 赵庆波 杨泳 崔思华 林英姬 孙爱 闫刚 梁峰 拜文华 薛华庆 王莉 吝文 张晓伟 彭秀丽 昌燕 葛稚新 姚建军 李隽 邓泽前 言
长期以来，人们发现煤层中蕴藏有一种可燃的伴生气体，称为瓦斯气或沼气，并一直把煤矿中的这种气体当作有毒、易燃、易爆、危害极大的有害气体，没有很好地开发利用。据国土资源部新一轮资源123评价结果，全国埋深2000m以浅的煤层气资源总量为36.8×10m，123其中可采资源约10.7×10m。近年来，随着科学技术的快速进步，以及能源问题、环境问题和煤矿安全问题的日益突出，人们认识到对煤层气的开发利用，可以较好地改善煤矿安全、保护生态环境，并能增加一种优质洁净的新能源。21世纪是天然气的世纪，在我国未来几十年内天然气将获得飞速发展。“西气东输”工程将穿越我国众多的含煤盆地，它的实施也是煤层气产业发展的一次难得的历史机遇。
资源评价是一项基础性、战略性的工作，目的是通过查明我国的煤层气资源状况，摸清煤层气资源“家底”，为全面建设小康社会及21世纪中叶实现第三步战略目标提供油气资源保障，所以进一步落实资源对于煤层气产业的发展具有十分重要的意义。我国大中型油气盆地同时也是我国重要的聚煤盆地，煤炭资源量巨大，煤层气资源丰富。这些盆地相对保存较好，煤层气地质背景的控气作用和分异性显著，煤储层厚度大、层数多，煤层气资源量和资源丰度大。国外煤层气藏勘探开发的成功实践证明，大型盆地煤层气比较容易实现规模化和商业化。另外，西北和东北一些低煤级盆地，煤层气资源量很大、煤层层数多、丰度髙。长期以来，国内煤层气的研究重点和勘探开发工作都放在了中、高煤级煤储层，低估了低煤级煤储层的成藏潜力和开发前景。近期美国低煤级煤层气藏的成功开发和中国西部大开发战略的实施，使得中国西部低煤级煤层气资源受到国内煤层气勘探和研究部门越来越多的关注，准噶尔盆地有望成为中国煤层气勘探开发新的热点地区。我们希望本书的出版能为进一步的研究工作提供必要的素材和有益的启示，对中国煤层气资源的勘探开发起到促进作用。
本书归纳总结了我国大型盆地如准噶尔盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、柴达木盆地、鄂尔多斯盆地、沁水盆地与四川盆地的地层发育背景、构造地质背景和沉积地质背景，重点阐述了煤层气源岩与煤层气生成、煤层气储层与煤层气储集、煤层气封盖环境与煤层气封存等煤层气成藏关键要素和煤层气成藏地质作用过程，总结了煤储层特征，探讨了煤层气成藏机理和成藏规律，讨论了煤层气资源量的计算方法，测算了大中型盆地煤层气资源量，初步查明了煤层气资源的分布状况，分析了大中型盆地煤层气勘探开发前景，并优选了煤层气勘探目标区。
本书由刘洪林和王红岩主要执笔撰写，其他著者参加了研究工作并给予了撰写工作具体配合。本书既汇集了国内煤层气勘探实践的大量实际资料，又在此基础上，借鉴了国外煤层气勘探开发的成功经验，并完成了一次理论升华与提高。
本书既是中国石油勘探开发研究院廊坊分院近十年来的研究成果的总结，也饱含着全国煤层气地质工作者的辛勤劳动，是集体智慧的结晶。在本书编写过程中，得到了中国石油勘探开发研究院廊坊分院的大力支持和帮助，并得到了中国矿业大学秦勇教授、姜波教授及中国地质大学唐书恒教授的大力协助和悉心指导，在此表示真诚的感谢。编者2008年7月1日第一章 国内外煤层气资源评价及勘探开发现状第一节 国外煤层气资源、地质理论和勘探开发现状
全球煤层气资源量很大，目前全世界拥有的煤层气资源总量约为123240×10m。资源量最多的5个国家为：俄罗斯、中国、加拿大、美123国、澳大利亚。排在前12位的国家煤层气总资源量在107.8×10m到123124.8×10m之间（表1-1）。
以前由于各国把煤层气看作是一种煤矿开采中的有害气体，因此大多进行井下抽放，利用较少。直到20世纪80年代末90年代初，随着美国首先取得了煤层气地面开采的成功，世界各国逐渐开始重视煤层气这一宝贵资源。我国埋深2000m以浅煤层的煤层气储量约为36×12310m，大体与我国的天然气总量相当，资源十分丰富。据计算，31000m煤层气相当于1吨标准煤，其发热量可达30MJ以上，据此估算我国的煤层气储量相当于350亿吨标准煤或240亿吨石油。如果能将丰富的煤层气资源加以开发利用，可有效地缓解能源紧张局面。表1-1 世界煤层气资源统计表
资源评价工作促进了煤层气产业化。美国2004年的煤层气产量83已达500×10m，加拿大、澳大利亚煤层气产量也在2004年也突破1583×10m。另外，英国、德国和波兰等国家在煤矿区的煤层气开发和废弃矿井煤层气的商业开发和利用方面也取得了很大成功。一、美国煤层气资源评价与勘探开发现状
美国现有14个主要的含煤盆地，1200m埋深以浅的煤层气资源量123为11×10m。美国煤层气资源主要分布在西部的落基山脉中—新生代含煤盆地，在这一地区集中了美国84. 2%的煤层气资源，其余15%分布在东部阿巴拉契亚和中部石炭纪含煤盆地中。目前，落基山脉中的新生代含煤盆地群不仅是美国煤层气资源最为富集的地区，而且是煤层气勘探开发最为活跃的地区。美国煤层气资源主要赋存在1500m以浅的煤层中，粉河盆地中的煤层气则主要赋存在1000m以浅的煤层中。
美国是世界上开采煤层气最早和最成功的国家，它拥有较丰富的123煤层气资源，估计资源量为21.19×10m，占世界第三位（图1-1）。已形成煤层气生产规模的盆地有圣胡安与黑勇士；新区有粉河、尤因塔、拉顿和中阿巴拉契亚。其煤层气工业起步于20世纪70年代，大规模的发展则是在20世纪80年代。其煤层气生产能力在短短的几年83里直线上升，从1980年的不足1×10m，迅速上升到1991年的约100×838310m,1993～1994年稳定在200×10m以上，2001年年产煤层气480×8310m（图1-2）。1984年美国共有2840口煤层气井，1990年上升到2982口，1995年增到7256口井，2000年13986口，生产井数每五年83翻一番，且2004年煤层气产量达到了500×10m。图1-1 美国的主要含煤盆地及其开发盆地图1-2 美国煤层气年产量历年变化
圣胡安与黑勇士盆地保持高产稳产，但产量比重不断下降。1995年，其产量占全美煤层气产量的94%，2000年占76%。新区（粉河、拉顿和尤因塔等）发展迅速，产量比重上升，1995年占全美2%，到2000年则达19%。粉河盆地采用低煤级洞穴完井技术，2004年产83量达95×10m，占全美的19%；中阿巴拉契亚采用高煤级定向羽状水83平井技术，2004年产量达20×10m，占全美的4%。（一）圣胡安盆地2
圣胡安盆地面积大约19425km，位于科罗拉多州、新墨西哥州、亚利桑那州和犹他州的交会地区。该盆地南北长161km，东西宽144km，主要含煤地层为Fruitland组，煤层气的生产也主要在Fruitland组中。然而，一些煤层气保存在下覆地层和邻近的Pictured Cliffs砂岩中，很多井都对两个层系进行了完井。Fruitland组煤层厚度在6～13m，全盆地煤层厚度在13～24m。Fruitland组地下水的矿化度一般小于10000mg/L。在北部该地层的一半，地下水矿化度一般在3000mg/L以下，在露头附近的煤层气井，其矿化度在500mg/L以下。典型的煤层气井埋深在33～390m（110～1300ft）。圣胡安盆地地质上的特点主要表现为煤层厚而广、中—高的气体含量、中—高的煤级、适度的煤层渗透率、中—高的水产量、煤层超高压以及煤层上下岩层的封闭性好等，因此它被认为是世界上最具有生产能力的煤层气盆地。（二）粉河盆地
粉河盆地位于怀俄明州的东北部和蒙大拿州的东南部，面积大约2为66822km，其中75%位于怀俄明州境内。该盆地的50%煤层气藏被认为具有生产潜力。
该盆地的煤层在不同深度上具有砂岩、页岩互层的特点。其主要产煤地层埋深在50～620m。该盆地最上部地层为Wasatch组，从地表延伸到地下300m（1000ft）。该组中的煤层大部分较为连续，但厚度不大，一般在2m以下。Fort Union组直接在Wasatch组之下，厚度可达1000m。Fort Union组中的煤层主要分布在顶部的Tongue River段之中。Tongue River段的厚度在500～600m，其中煤层的总厚度为120m。单煤层厚度最厚达15m。煤层气的生产主要来源于Tongue River段之中。
Fort Union组为Gillette城提供市政用水，同时也提供了煤层气资源。该组煤层中的水资源比周围的砂岩要丰富，并且煤层的导水性也比砂岩的导水性好。砂岩和煤层同时产水和煤层气，产出水的总矿化度符合饮用水标准。
粉河盆地是美国煤层气产量增长最快的盆地，巨厚的煤系地层沉积使煤层总气量也很大。在盆地开发初期，其低含气量、低地层压力被认为阻碍了煤层气的发展。但是，该盆地厚而分布广泛的煤层及巨大的煤炭资源恰好弥补了煤层气含量不足的缺点。1986年，WYATT石油公司在该盆地钻探了第一口煤层气井，该井的产水量很大，但产气量却很小。之后，一些公司又钻了一些较浅的煤层气井，产量有所43增加。至1998年底，共钻探煤层气井550口，日产煤层气249×10m，383单井平均日产量4530m。1997年粉河盆地煤层气产量为3.6×10m。由于浅井较低的钻井费用，较短的完井时间与较好的水质，加速了该盆地煤层气的发展。
据蒙大拿州和怀俄明州的土地局在2003年1月发布的消息，该盆地将钻60000口新井并建设相关的公路、管线、电力以及压缩机等设施。截至2004年，粉河盆地已经钻有约14000口生产井，主要分布在怀俄明州境内。（三）拉顿盆地2
拉顿盆地位于落基山脉Laramide盆地的南部，面积为5698km，在科罗拉多和新墨西哥州边界的地方。该盆地南北长207.2km，东西宽129.5km。该盆地是一个被拉伸的两翼不对称的向斜，在盆地的中心最深处，厚达6000～7500m。
该盆地的煤层主要分布在白垩系Vermejo组和古新世Raton组中，它们是由三角洲前缘相和滨海相构成的，拥有众多不连续的煤层和薄煤层。其下伏地层是Trinidad砂岩，埋深由地表到地下1200m以下，该盆地煤层埋深由盆地边缘小于150m，到盆地的北部最深处达1230m。
Vermejo组的厚度大约为106m，其煤层呈透镜状或连续状产出，且在全盆地均有分布，总厚度在3～12m。Raton组中的煤层一般较薄，并且连续性差，埋深范围在0～700m，向西逐渐变薄，其上覆的Poison Canyon组变厚。盆地中大部分的煤都是挥发分的褐煤。33
据测得，其含气量为＜1.42m/t～＞11. 32m/t。在该盆地的南部边缘，Purgatorie河谷附近，煤层气有明显的向地表渗漏现象。而在盆地的北部，只是在煤矿开采区发现有甲烷向地表的渗漏现象。并且该盆地甲烷向地表渗漏的地区主要发生在峡谷中。
在Vermejo和Raton组的煤层气勘探过程中，有水产出，且水质较好，符合民用饮用水标准。其下伏地层中的Trinidad砂岩、Vermejo和Raton组中的其他砂岩层，以及侵入岩的岩脉和岩床中的水也都符合饮用水水质标准。83
该盆地Vermejo和Raton组中的煤层气资源量为2888.33×10m。3拉顿盆地的煤层气的日产量为8495. 10m，在2000年的年产量为8.7283×10m。
拉顿盆地的煤层气井普遍应用了水力压裂的方法进行煤层气增产。在大多数情况下，在煤层的生产过程中，当产水量突然下降时煤层气可持续稳定生产。但是在有些煤层气井中，水的产量却一直保持不变，同时煤层气的产量也随之增加。这可能是由于水力压裂沟通了煤层附近的含水层所致。（四）尤尼塔盆地
尤尼塔盆地的绝大部分位于犹他州，只有一小部分在科罗拉多州2的西北部。盆地面积约为37425.5km。在地层上，尤尼塔盆地与Piceance盆地相接，在构造上，它们被Douglas Creek穹隆所分割。尤尼塔盆地的西侧是San Rafael隆起和Uncompahgre抬升，北侧是尤尼塔山。
该盆地的一个重要的沉降发生在晚白垩纪和始新世，其煤层则形成在Mesaverde组。然而，高挥发分的烟煤主要存在于Mancos页岩的Ferron Sandstone段中。根据犹他州地测局的数据，在该盆地形成了一个207. 3km（128. 8英里）长、31. 1km（19. 32英里）宽的，厚度在3～12m的Ferron煤层走廊（UGS 1997）。
在Ferron Sandstone段煤层中夹有砂岩层，并形成了45～225m（150～750ft）厚的碎屑岩沉积，其煤层的埋深范围从300～2300m。Blackhawk组岩性为煤层含一些砂岩、页岩及粉砂岩的夹层，该组钻井深度在1400～1460m。
尤尼塔盆地的Blackhawk组和Ferron Sandstone段煤层中所含水均符合民用饮用水标准。在Castlegate地区的Blackhawk组中，地下水的总矿化度为5000mg/L，低于民用饮用水标准的10000mg/L，这说明在该地区的煤层气井所排的水符合美国的饮用水标准（EPA 2002）。
尤尼塔盆地的全面勘探始于20世纪90年代。据当时犹他州地测局的资料，该盆地煤层气的地质资源量在（22649. 36～2831.7）×838310m之间。到2000年，煤层气总产量为21.4359×10m。在走廊北部的Ferron Sandstone段煤层，共有470口生产井，生产了56.63×834310m煤层气，平均日产736.06×10m。（五）黑勇士盆地
黑勇士盆地主要位于美国阿拉巴马州，其轮廓近似三角形，面积2为15500km，是美国著名的产煤盆地，也是世界煤层气工业的发源地。其煤层的单层最大厚度为2.4m，单井最大总煤层厚度为7.6m，煤级最高为低挥发分烟煤，煤层为常压或欠压状态，含气量约为6～320m/t。
在黑勇士盆地，煤层气井是以多煤层水力压裂的方式完井的。在一个固定的区块内，钻井和完井技术对煤层气的产量影响不大。这表现在两口相邻的井采用相似的完井处理后，煤层气的产量可能由于某个因素的不同而相差很大，甚至可以相差十几倍。有资料表明，在一个207. 2km的地段上，当煤层气井的距离为0. 2km时，两口井之间并没有相互的影响记录。这表明，影响产量的因素具有原地性的特点。
OAK GROVE煤层气田自1980年12月12日建成投产以来，黑勇士盆地已建成了18个煤层气田，到1994年，煤层气产量已达到26.6×8310m。（六）阿拉斯加
在阿拉斯加州政府的资助下，自然资源部和油气公司在Wasilla的东北地区钻成了第一口煤层气井。这个项目证明了煤层气资源位于Cook Inlet盆地的浅部，并刺激了一些公司在盆地北部的一些私有的区块内进行煤层气的勘探。1999年，阿拉斯加州油气公司开始了一个新的项目，该公司承诺这个项目可以增加该州的煤层气经济可开发资源。这个非竞争性的浅层气计划，允许各企业在地下1000m勘探开发天然气（包括煤层气）。为了鼓励各公司参与这个计划，参与者无需向州政府缴纳勘探租用金，并且申请费仅为500美元，而每年每英亩的租金为50美分（而不像常规油气那样由1美元升到了3美元）。
通过对煤层气生产模型的模拟以及对地质和地理数据进行分析，DGGS和TBEG认为至少有25个区具有煤层气资源。其中有三个煤层气富集的盆地已经得到了证实：（1）在Wainwright附近的North Slope盆地的西部。（2）在Chignik湾附近的阿拉斯加半岛。（3）Fort Yukon的Yukon Flats盆地。（七）美国其他盆地
上述几个盆地主要分布在落基山地区，在该地区的其他盆地仍然有巨大的煤层气资源，如Denver，Greater Green River和Piceance盆地，很多煤层气公司正在对这些盆地进行勘探。二、美国大规模开发煤层气的成功经验及启示（一）美国大规模开发煤层气的成功经验1．重视煤层气资源评价工作
自20世纪70年代中后期以来，美国地质调查局（USGS）、天然气技术研究所（GTI）与美国能源部（DOE）等单位组织完成了多次全美煤层气资源评价，结果见表1-2。表1-2 美国历次煤层气资源评价结果表续表
美国所开展的煤层气资源量计算采用体积法。评价范围分为三级，首先是盆地，然后在盆地基础上划分出评价单元，最后再划分出井控面积。
主要评价参数有煤储层厚度、平均含气量、煤平均密度以及可采系数。预测可采系数的方法有4种：（1）等温吸附曲线法。（2）计算机模拟法。（3）动态法（又称生产曲线法）。（4）类比法。获得主要评价参数后，计算地质资源量及可采资源量；在此基础上，合并评价计算单元内的煤层气地质资源量及可采资源量，最后计算出盆地的煤层气资源量。2．美国拥有丰富的煤层气资源，保证能源需求、环保要求和经济效益是美国煤层气产业发展的动因
美国有14个主要的陆上含煤盆地，煤层气资源量大约为21.9×12310m。20世纪70年代末期，为缓解能源供需矛盾，减轻对外国能源进口的依赖性，美国政府于1980年出台了能源意外获利法（Windfall Profit Act），旨在对没有价格控制后的石油市场造成的原油意外获利进行征税，并把税收收入用于建立能源信托基金，为非常规能源项目提供资金，鼓励非常规新能源的开发。
当时美国天然气需求量很大，每年需要从国外引进天然气（60083～800）×10m，同时，美国又是煤炭资源大国，拥有约（11～19）123×10m的煤层气资源量。美国每年因采煤向大气排放大量甲烷，不仅污染大气，而且耗费劳动力和资金。随着美国联邦和地方政府对环保要求愈来愈严，促使企业经营者减排降污。因此，能源需求、环保要求和经济效益成为美国煤层气产业发展的原动力。3．制定优于常规天然气的经济扶持政策，以增强其市场竞争能力是美国政府鼓励煤层气产业发展的出发点
20世纪70年代末，美国众、参两院举行听证会，充分探讨煤层气开发利用的有关问题，并通过能源意外获利法的第29条非常规能源开发税收补贴政策，使煤层气成为政府鼓励和支持的主要清洁气体能源。考虑到煤层气开发初期具有产量低、投入大、投资回收期长的特点，无法与常规石油、天然气开发进行竞争，美国政府扶持煤层气开发的指导思想是使煤层气在开发成本、销售价格等方面可与常规天然气竞争为出发点决定税收补贴的程度，同时，补贴政策要有一个相当长的适用期，以培植煤层气产业的成熟。第29条税收补贴政策是用单位产量的所得税补贴值形式表示的，补贴值随着产量的增加而增加，并随着通货膨胀系数的变化而调整。4．美国政府支持煤层气产业的发展，健全的法律为美国煤层产业发展提供保障
立法是煤层气生产的关键和保证，只有通过立法才能保证煤层气投资者的合法权益，从而提高煤层气投资者的积极性，并最终促进煤层气产量的提高。美国联邦政府和州政府在煤层气勘探开发过程中的管理作用主要以法律和法规的形式体现出来。1983年，亚拉巴马州颁布了煤层气产业法规，成为最早颁布煤层气产业法规的美国州政府。1990年，弗吉尼亚州颁布了煤层气法规；1994年，西弗吉尼亚州也颁布了煤层气法规。亚拉巴马州和弗吉尼亚州在颁布煤层气法规后，煤层气产量大幅度上升，由此产生的经济效益和社会效益非常明显。而没有颁布煤层气产业法规的宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州，虽然其可采煤层气资源是亚拉巴玛州的4倍，但1996年的总产量却不到亚拉巴马州的百分之一。（二）从美国煤层气产业发展得到的启示
尽管中国和美国的煤层气产业发展条件存在着许多差异，但由于美国煤层气产业起步早，技术成熟，它将从技术、管理与政策各方面影响中国煤层气产业的发展。因此，研究美国的煤层气产业对发展中国的煤层气产业具有非常重要的借鉴意义。
目前，美国的煤层气产量已占全部天然气产量的7%左右，煤层气在能源供应和经济发展中占有一定地位。中国具有比美国更丰富的煤层气资源量，中国的经济发展更需要能源的协调发展，中国的能源结构亟待改善，洁净气体能源的供需缺口大，因此，中国具有比美国更充分的理由大力发展煤层气产业。中国的煤炭产量居世界第一，但煤炭的开采和利用对大气污染非常严重，因此，需要通过开发和利用煤层气来减少甲烷排放量，降低温室效应，节约能源。
从美国煤层气产业的成功经验看，这个新兴产业的发展初期必须依靠政府的大力扶持，从政策上提供宽松而优惠的投资环境。以常规天然气为比照标准，及时出台优于常规天然气开发的扶持政策，为煤层气开发利用创造公平的市场条件，乃是吸引中、外企业投资煤层气开发的有效战略措施。
通过立法保证煤层气投资者的合法权益，可以加强政府宏观管理，提高投资者的积极性，最终促进煤层气产业的健康、有序和快速发展。
美国的煤层气产业得以成功的另一个重要原因是美国具有非常发达的天然气输送管网，这正是中国最薄弱的环节。因此，中国一方面应加强对管道等基础设施建设的投资，另一方面应加强对煤层气市场利用的引导。
中国可以通过引进或技术服务方式获得先进的钻采技术，不断提高单井产能，如在高煤级区域引进水平分支井技术等。三、澳大利亚煤层气勘探开发现状（一）澳大利亚煤层气资源分布及勘探现状
澳大利亚是世界上除美国之外煤层气开发最活跃的国家。澳大利亚目前的煤层气业务主要在东部沿海地区开展。由于其主要城市和工业区分布在东部沿海地区，因此煤层气的开发和利用具有巨大的潜在8市场。澳大利亚煤炭可采储量为399×10t，平均甲烷含量为0. 8～316.8m/t，煤层埋深普遍小于1000m，渗透率多分布在1～10mD，煤123层气资源量为（8～14）×10m，列世界第四位，2004年煤层气产83量超过15×10m。
澳大利亚的煤层气勘探工作始于1976年，1998年的产量只有830.56×10m，2004年煤层气产量占天然气总产量的25%，约为10×838310m，煤矿瓦斯抽采达到15×10m。与美国20世纪90年代初期一样，澳大利亚正处在煤层气产业飞速发展的时期，产量迅速上升。
澳大利亚煤层气开发潜在地区主要分布在东部三个含煤盆地（见图1-3）。图1-3 澳大利亚含煤盆地及其煤层气资源分布2
悉尼盆地含煤面积为49000km，最大煤层气潜在地区位于悉尼123市区附近，埋深在250～850m之间，煤层气资源约为4×10m，为二3叠、三叠纪煤，含气量普遍大于10m/t，渗透率普遍偏低，目前年生83产煤层气2.2×10m。
苏拉特盆地是位于鲍温盆地之上的一个白垩纪—第三纪含煤盆地，煤层气厚度10～30m，埋藏深度一般在100～400m，煤层含气量342一般在3～14m/t，煤级主要为长焰煤—气煤，面积30×10km，煤层123气资源量0. 9×10m。目前在试气的区块煤层气单井产量在500～31500m/d，煤层渗透率在10～300mD。83
鲍温盆地探明煤层气储量已经超过283.2×10m，该区煤层渗透123率低和水平应力高，估算的煤层气资源量为4×10m。（二）澳大利亚煤层气快速发展的原因
促使澳大利亚煤层气的开发和利用作为一种新兴产业迅速向前发展的主要因素在于：（1）澳大利亚是《京都协议》的签约国，降低碳排放量是澳大利亚调整能源结构，发展洁净能源，培育市场发育的原动力。（2）煤炭工业供过于求，竞争加剧，而天然气及其加工业的政策逐步宽松。（3）澳大利亚东海岸人口密集，工业发达，发电业和加工业等对天然气的需求量迅猛增加，天然气供需缺口大。
澳大利亚煤层气开发的发展得益于政府政策的宽松和优惠。1997年，昆士兰州政府对煤层气的开发与管理出台了一系列规定与措施，主要包括：（1）煤层气的开采权受《1989年的矿产资源法》和《1923年的石油法》保护。（2）煤层气的产权管理保持与石油完全一致。（3）现有的石油和煤炭租赁区内以及租赁申请中都将授权进行煤层气的开采权。（4）在租赁申请方面，煤层气和煤炭开采将享有同等的优先进入权。（5）在矿权审批时，将以垂向上的深度划分矿权，以避免地表矿权申请的冲突。（6）当煤层气作为煤矿开采的副产品并用于煤矿当地的发电时，将免交矿区使用费。（7）煤炭与煤层气在地面允许同时作业，但应尽量避免相互间的潜在影响。
自1993年开始，澳大利亚天然气管道已由国有完全转化为私有，这种私有化的改革必将在管道基础建设方面吸引巨大的国际资本投入，从而促进管道建设的快速发展。四、加拿大煤层气勘探开发进展（一）加拿大煤层气资源及勘探简况
加拿大早在20世纪80年代初期就开始在西部盆地从事煤层气勘探，20世纪90年代后由加拿大沉积和地质研究所组织对全国煤层气资源进行评价，同时一些公司在西部盆地及东部新斯科舍省部署了一批井，进行勘探和开采试验，近几年发展很快。据统计，加拿大17123个盆地和含煤区煤层气地质储量15.23×10m，其中阿尔伯达省占76.54%，是加拿大最主要的煤层气资源基地。
加拿大煤层气开发的起步时间基本与我国开展煤层气工作的时间相当。1978～2001年，加拿大仅有250口煤层气生产井，其中4口单3井达到2000～3000m/d。
2000年开始，一些石油和能源公司开始加大对煤层气勘探和开发试验活动的投入，煤层气钻井数量逐年增加，钻井取得了令人鼓舞的结果，加拿大煤层气开发进入新的发展时期。2001年之前，只有70口煤层气井，产量为零，2002年到2004年的3年中，钻井和年产量发展迅猛。仅2002～2003年，就增加1000口左右的煤层气生产井，83使煤层气年产量达到5. 1×10m。煤层气生产井的单井日产量达30003～7000m（图1-4）。图1-4 加拿大近年煤层气钻井与产量图
2004年是加拿大煤层气开发最为繁忙的一年，截至2004年12月30日共有煤层气生产井1700口，2004年10月煤层气产量达到353.75×4310m/d，主要产自马蹄谷组煤层，2005年计划打新井3000～4000口。（二）西加拿大盆地煤层气开发项目
加拿大煤层气开发主要集中在西加拿大沉积盆地，地理上主要位于阿尔伯塔省，少量位于不列颠哥伦比亚省。
西加拿大沉积盆地是一个大型沉积盆地，属于落基山前陆盆地的一部分，在拉腊米造山运动中，没有破裂成众多小盆地。地理上主要位于阿尔伯塔省，地形上分为平原地区和丘陵地区。42
盆地中，侏罗纪和白垩纪沉积的含煤地层面积达到13×10km，含煤炭在一万亿吨以上，煤层厚度最大达到10m。
阿尔伯塔平原地区的煤层气资源量（GIP）最大约14. 34×12310m（Beaton et al.，2002，AGS，2003），丘陵地区最大约为3.7×12310m（Langenberg et al.，2002）。盆地最西部由于埋藏深度增大，煤变质程度最大，镜煤反射率达到2.0%，盆地东部煤变质程度低。煤级从褐煤到高变质烟煤。
西加拿大沉积盆地的煤层气开发项目集中分布在阿尔伯塔省中南部的平原地区，该区煤层气开发的主要目的层从西向东、自上而下分别为：阿德莱煤层（Ardley Coal Zone）、马蹄谷组（Horseshoe Canyon Fm.）与曼恩维尔群（Mannville Gp.）。目前，马蹄谷组煤层气实现了规模化商业化生产，阿德莱煤层和曼恩维尔群尚处于生产试验阶段。1．马蹄谷组煤层气开发现状
马蹄谷组煤层气高产走廊区位于卡尔加里和埃德蒙顿之间，东西宽100km，南北长300km，煤层气资源量（GIP）最大约1.87×12310m（AGS，2003）。其马蹄谷组煤为白垩系上统，呈紫色，煤层埋藏浅，200～700m，最主要的煤层组是Drumheller，煤层平均厚度8m，局部厚度最大为18m。下段煤层薄但侧向连续性好，上段煤层3厚但侧向连续性差，含气量1～5m/t，镜煤反射率0.4%～0.5%，煤层832气资源丰度1.5×10m/km，向深部煤级增高，含气量增高。
马蹄谷组煤层的煤层气生产特点有：（1）最大特点是“干煤”，不产水，部分含少量淡水，储层压力较低，在最深的煤层（462.5m）为366.8kPa。（2）煤层厚度不是煤层气产量的单一控制因素，煤层在垂向上的位置及邻近地层的岩性才是产量的主控因素。下部的Drumheller煤层组是马蹄谷组主要的煤层气产层，大约占总产量的72%。（3）采用常规压裂方法，无支撑剂，结果压裂液返排很少，几乎没有气体产出。之后采用了大排量氮气（无支撑剂）压裂技术（连续油管压裂技术），收到很好的效果。（4）马蹄谷组的煤层气井即使相距很近产量也可能差别很大，主要原因是储层压力、水文地质条件与渗透率的快速变化。（5）借鉴在浅层气压裂中获得成功的连续油管压裂（FTC）技术和经验，在多煤层中进行试验，并取得成功。最大特点是：排量大，3效率高，成本低，产量最大化。排量500～1000m/min，不用砂，只用氮气。压裂后关井约6～8h，之后回排压裂液，直到产出煤层气；从钻井到排采一般需要4d；2002年，利用该项压裂技术在马蹄谷组的Drumheller煤层组建立了加拿大第一个商业煤层气项目。33
马蹄谷组单井产量一般在2260～4000m/d之间，平均为2830m/d，一般在第2～3个月产量达到高峰。在高产走廊区，平均单井产量33为3500m/d，中部地区单井产量最高，达12000～15000m/d，该高432产区每天产量700×10m，井距为3口/km。预计未来2～3年，在阿尔伯塔省的煤层气井数将超过13000口。其钻井和完井成本相对较低，为24. 8万加元，生产成本中固定成本约为55万～60万加元，可变成本约（含水处理费）为0.43～0.50加元每千立方英尺。经济评价表明，项目具有很好的经济效益。2．曼恩维尔群煤层气开发现状
曼恩维尔群为下白垩统地层，与下覆地层呈不整合接触，区域上分为上、中、下三段。曼恩维尔厚煤层位于Red Deer市一带，净煤o厚度从6～12m不等，一般为2～6m。煤层中含有沥青，导致按照R值解释的煤级比实际的低。煤层气资源大，含气量高，资源丰度大，123资源量（GIP）最大约9.06×10m。煤层深度和厚度侧向上变化较大，渗透率一般0. 1～2mD，比马蹄谷组煤层低。储层压力较高，可达10MPa。它的煤层气生产特征和储层特征需要钻更多的井进一步研究落实。其埋藏深度从500～2000m不等，煤层气目的层深度为800～31200m，可变的渗透率，含气量8～10m/t，湿煤，含咸水，资源丰832度（1.4～4.2）×10m/km。
目前仅有几个先导性开发试验项目，其中Tridnet/Nexen公司的Cobett Creek项目，是曼恩维尔煤层中开展的最大的煤层气先导性试验项目。自2003年开始，进行50口井组成的先导性试验，2006年计划再扩大30口井，该项目正在进行煤层气生产能力的评价，研究煤的解吸特性、所需的井网类型与生产井数。其排水期比预期的更长。
投资人对阿尔伯塔煤层气资源的兴趣持续增长的主要原因：（1）广阔的西部平原，分布着巨大而连续的煤层，形成了经济规模的煤层气资源。发现了马蹄谷组煤层气高产走廊，据阿尔伯塔能123[1]源及公用气源部评估，探明储量为43×10ft。（2）合理的天然气价格、持续增长的市场需求及政府部门的有力保障。前期已投入5000万加元用于勘探和试验，其钻井费用相对较低，可直接利用已有的天然气井重新完井，并可对原有的测井曲线重新评价，且储层中没有水，这些都降低了成本。（3）国家能源部预测2008年能源需求膨胀，非常规天然气供给成为必须的能源需求。（4）具有良好的基础设施（下游工程），紧邻完善的集输系统和随处分布的压缩系统。（5）使用先进的钻井和完井技术，如连续油管钻井和压裂技术。第二节 国内煤层气资源评价及勘探开发现状一、煤层气资源评价现状
我国把煤层气作为独立的能源进行资源评价是从“六·五”煤层气国家科技攻关项目开始的，“七·五”天然气国家科技攻关项目中设立了专题，开展煤层气资源预测。目前，公认的我国煤层气资源量为123（30～35）×10m这一数据，就是“七·五”天然气国家科技攻关项目的成果之一。“七·五”攻关以后，煤炭、地矿与石油系统的有关单位陆续进行了全国性的煤层气资源预测工作，限于资料情况、工作程度、实验条件以及认识水平，加之没有统一的标准，各家的评价方法和参数选取也互不相同，致使估算数据差别较大。历年来我国煤层气资源量的计算结果见表1-3。表1-3 中国历次煤层气资源量估算值
我国历次煤层气资源评价具有如下特点：（1）在资源评价中采用体积法计算资源量。（2）计算的煤层气资源量中多未包括评价低煤级煤层气资源量。（3）评价工作中均侧重于对煤层气地质资源量的预测和评价，并未涉及煤层气可采资源量的预测和评价。（4）历次煤层气资源评价大多以含煤区或含气带为基本评价单元，在评价单元内划分计算块段（单元），采用煤矿生产和煤田勘探、预测的数据，计算煤层气资源量。（5）资源量计算的范围多采用下列条件来确定：煤层风化带以深、浅于2000m的煤层；煤层厚度大于可采厚度；煤级从长焰煤—无烟煤II号，也有将含气量作为确定计算范围的指标。二、国内煤层气勘探开发新进展
我国煤层气资源潜力巨大，埋深2000m以浅的资源总量达（30～12335）×10m，与常规天然气资源量基本相当，约占世界煤层气总资83源量的13%。从我国每年排放的194×10m的煤层气来说，煤层气热34值一般在33.44kJ/m左右，相当于烧掉6000×10t煤。但迄今中国尚无煤层气商业性开发成功的实例，而美国2004年的煤层气产量已达50083×10m，与我国常规天然气年产量相当。
中国通过十余年的勘探开发实践，已初步具备了可供开发的煤层气资源和常规开发技术，且多个井组己取得较好的产气效果，并实现了小规模商业化生产。但由于单井产量偏低，经济效益较差，导致煤层气产业化进程严重滞后。为了推动煤层气向产业化、规模化发展，现阶段有必要建立煤层气产业化示范工程，引进国外先进技术，采用先进的管理理念和新体制，降低成本和投资风险，提高单井产量和经济效益，实现煤层气规模化生产，为煤层气大发展探索一条道路。
近几年勘探开发工作取得的主要进展如下：（1）至2005年10月底，全国共施工地面煤层气钻井414口，绝大多数为勘探井和参数试验井，一些地方已形成了煤层气试验井组，如枣园井组、潘庄井组、晋试1井组、大城井组、寿阳井组、杨家坪井组、三交林家坪井组、碛口井组、临兴井组、淮北井组及阜新井组。42（2）我国煤层气勘探区块登记56个，总面积6.577×10km，登2记区块内平均钻井密度为1口／230km，说明勘探程度还很低。（3）全国投入煤层气勘探资金约12亿元人民币，其中利用外资勘探约9亿元人民币。2（4）我国获煤层气探明储量的面积575.95km，获探明储量831023.08×10m。（5）初步掌握了一套适合我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。（6）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、六盘水、陕西韩城、云南恩洪老厂、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，其中沁南柿庄区块南部枣园井组钻井16口，大部分单3井日产气1800～3000m, 2002年以来一直用高压管汇车外输销售煤层气，供气比较稳定。（7）国家级山西沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程已报批立项。2005～2006年这一地区将形成300～400口生产井，集煤83层气开发与利用于一体，预计形成年产能（2～3）×10m，形成我国第一个先导性开发试验区。
中国通过十余年的勘探开发实践，已初步具备了可供开发的煤层气资源和常规开发技术，多个井组已取得较好的产气效果，并实现了小规模商业化生产。但由于单井产量偏低，经济效益较差，导致过去多年煤层气产业化进程受阻。为了推动煤层气向产业化、规模化发展，现阶段有必要建立煤层气产业化示范工程，引进国外先进技术，采用先进的管理理念和新体制，降低成本和投资风险，提高单井产量和经济效益，实现煤层气规模化生产，为煤层气大发展探索一条道路。三、采气采煤一体化逐步推广
近年来，随着我国煤炭产量的一再飙升，煤炭生产面临的重大瓦斯灾害问题也尤为突出。
据统计，我国因瓦斯事故死亡的人数约占煤炭行业工伤事故死亡人数的30%～40%。从2001年到2004年10月底，全国煤矿共发生一次死亡10人以上的特大事故188起，平均7.4天一起，死亡2000多人。2003年全国煤炭产量约占全球的35%，事故死亡人数则占近80%。平均每人每年产煤321吨，效率仅为美国的2.2%、南非的8.1%。2003年我国百万吨煤炭产量的死亡率接近4，而美国仅为0.039，俄罗斯为0.34，南非为0. 13，死亡率是美国的100倍，俄罗斯的10倍，南非的30倍。
我国以瓦斯灾害防治为主要目的矿井煤层气抽放活动始于20世纪40年代，20世纪80年代以前主要沿用前苏联的“综合作用假说”。在20世纪90年代初，随着“煤层流变假说”的提出，标志着我国瓦斯抽放理论开始自主发展，并为煤层气本层（煤储层本身）抽放率的提高做出了重要贡献。自“九五”以来，我国科学工作者进一步注意到采动应力场与煤储层增渗卸压之间的相互关系，先后创立了“关键层”、“球壳失稳”等理论，并初步提出和应用了“煤层群远距保护层卸压”等相关技术方法，在应用中使我国淮南矿区煤层气井下抽放4343量从1995年的480×10m提升到2000年的5000×10m（图1-5）。图1-5 采煤采气一体化模式图
国有重点煤矿中，高瓦斯和突出矿井占46%，采煤排放瓦斯在83120×10m以上。全国已有近200座煤矿建立了井下煤层气抽放系8383统，抽放量由1980年的2.93×10m增加到1998年的7.42×10m，832002年超过10×10m。全国133个煤矿2003年全国煤矿瓦斯抽放总量8383达到15.2×10m, 2004年为18.6×10m左右，其中20个煤矿占85%，阳泉、淮南、抚顺占1/3，利用率不足50%。
上述理论和实践上的有效探索，为实现煤与煤层气共采的构想奠定了基础，对我国低渗煤储层煤层气高效开发具有重要的科学启示。[1] 在本书中，有些部分使用了非法定计量单位，请读者在阅读时注意。第二章 大中型盆地煤层气成藏富集规律
煤层气富集与赋存是各种地质背景因素综合作用的结果。我国煤层气地质背景条件复杂多变，不同背景条件下煤储层的含气性、几何特征与物理性质存在明显差异，影响到煤层气资源的开发前景。系统研究控气地质背景特征，不仅是进行煤层气资源评价的首要基础，同时也有助于深入理解和总结煤层气的赋存富集规律，进而为煤层气有利区带优选和勘探开发决策提供科学依据。第一节 含煤地层与煤层
我国地史上的聚煤期有14个，其中早石炭世、晚石炭世、早二叠世、晚二叠世，晚三叠世、早—中侏罗世、早白垩世和第三纪的聚煤强度较大，为主要聚煤期。在这8个主要聚煤期中，以晚石炭世、早二叠世、晚二叠世、早—中侏罗世和早白垩世5个聚煤期更为重要，其相应的煤系地层中赋存的煤炭资源占我国煤炭资源总量的98%以上，煤层气资源也基本上储集于这些地质时代的煤层之中。
本次评价地区涉及15个盆地，分布在华北、西北、华南和东北地区，煤层时代有石炭—二叠纪、侏罗纪、白垩纪和第三纪。一、主要聚煤期含煤地层（一）主要含煤地层分布
晚石炭世至早二叠世的聚煤作用在我国北方形成海陆交互相石炭42—二叠系含煤地层，主要赋存在华北赋煤区，含煤面积80×10 km，构成了我国最主要的煤层气聚气区，即华北聚气区。该区大地构造单元为华北地台的主体部分，地理分布范围西起贺兰山—六盘山，东临渤海和黄海，北起阴山—燕山，南到秦岭—大别山，包括了北京、天津、山东、河北、山西、河南、内蒙古南部、辽宁南部、甘肃东部、宁夏东部、陕西大部、江苏北部和安徽北部的广大地区。在华北赋煤区内，还广泛发育了早—中侏罗世含煤盆地，并见零星上三叠统和第三系含煤地层分布。
晚二叠世聚煤作用在我国南方十分强烈，含煤地层广泛分布于秦岭—大别山以南、龙门山—大雪山—哀牢山以东的华南赋煤区内，构成了我国华南煤层气聚气区。该区大地构造单元属扬子地台和华南褶皱系，地理分布范围包括西南、中南、华东和华南的12个省区。华南赋煤区内除有以龙潭组为代表的上二叠统含煤地层外，还有上石炭统、上三叠统—下侏罗统与第三系等含煤地层分布。
下—中侏罗统含煤地层主要分布在西北赋煤区，在华北赋煤区的分布也较为广泛。西北赋煤区由塔里木地台、天山—兴蒙褶皱系西部天山段和秦祁昆仑褶皱带、祁连褶皱带、西秦岭褶皱带等大地构造单元组成，地理分布范围包括秦岭—昆仑山一线以北、贺兰山—六盘山一线以西的新疆、青海、甘肃、宁夏等省区的全部或大部。早—中侏罗世的聚煤作用在西北聚煤区广泛而强烈，所形成的煤炭资源在该区占绝对优势地位，并构成了我国西北煤层气聚气区的主体。此外，该区局部地带尚有石炭—二叠系和上三叠统含煤地层赋存。
下早白垩统含煤地层主要分布在东北赋煤区，是我国东北煤层气聚集区煤层气的主要赋存地层。其大地构造单元为兴蒙褶皱系东段、华北地台东北缘及滨太平洋褶皱系，地理范围包括黑龙江、吉林、辽宁中部和北部以及内蒙古东部。此外，本区内还有石炭—二叠系与第三系等含煤地层分布。（二）主要聚煤期含煤地层划分1．华南赋煤区二叠系含煤地层
在杭州—鹰潭—赣州—韶关—北海一线以南的东南地层分区，二叠系含煤地层主要形成于早二叠世晚期，在闽西南、粤东、粤中称童子岩组，在浙西称礼贤组，在赣东一带称上饶组。在连云港—合肥—九江—株州—百色一线以南的江南地层分区，二叠系含煤地层主要为海陆交互相的龙潭组，其次是以碳酸盐为主的合山组。在龙门山—洱海—哀牢山一线以东、秦岭—大别山以南的扬子地层分区，上二叠统含煤地层以碳酸盐沉积为主的称吴家坪组，以海陆交互相为主的称龙潭组和汪家寨组，以玄武岩屑为主的陆相沉积称宣威组。上二叠统含煤地层存在明显的穿时现象，含煤层位由东向西抬高，在东南分区为下二叠统，在江南分区为下二叠统上部的茅口阶（龙潭组下部），在扬子分区为上二叠统龙潭阶和长兴阶（均为龙潭组）。2．华北赋煤区石炭—二叠系含煤地层
华北石炭—二叠系含煤地层属典型的地台沉积，按沉积特征可归纳为四种类型。（1）在北纬41°以北的阴山、大青山、燕山以及辽西的阴山—燕辽地层分区，石炭—二叠系属陆缘山间盆地沉积，在阴山、大青山称为拴马桩组，在辽西地区称为红螺岘组。（2）在北纬35°～41°之间的华北地层分区，石炭—二叠系由老至新划分为本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组，主要含煤地层为太原组和下二叠统山西组。（3）在北纬35°以南（豫西及两淮）的南华北地层分区，含煤地层主要为下二叠统山西组、下石盒子组和上二叠统上石盒子组。（4）在鄂尔多斯西缘的贺兰山地层分区，石炭—二叠系从下至上划分为红土洼组、羊虎沟组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组，主要含煤地层为太原组和山西组，其次为羊虎沟组。
在中国煤田地质总局第三次煤田预测工作中，石炭系和二叠系均采用二分方法，上石炭统与下二叠统之间的分界位于太原组内马平阶与龙呤阶之间。华北石炭—二叠系含煤地层存在东西分异、南北分带现象，含煤层位由北向南逐渐抬高。3．北方下—中侏罗统含煤地层
我国北方下—中侏罗统含煤地层分属新疆地层分区、北山—燕辽地层分区、柴达木—秦祁地层分区和鄂尔多斯地层分区。在新疆分区的北疆地区，下—中侏罗统含煤地层为水西沟群，自下而上划分为八道湾组、三工河组和西山窑组，八道湾组和西山窑组为主要含煤地层。在北山—燕辽分区的西段，下—中侏罗统自下而上分为艿艿沟组和青土井群，后者为主要含煤地层；在中段的大青山一带，含煤地层主要为五当沟组和召沟组；在东段地区，主要含煤地层为海房沟组和红旗组。在柴达木—秦祁地层分区，现有木里、阿干镇、窑街、靖远等主要矿区，中侏罗统木里组、阿干镇组和窑街组为主要含煤地层。鄂尔多斯分区包括陕、甘、宁、蒙诸省区的鄂尔多斯盆地和晋西、豫西等地区，主要含煤地层为中侏罗统延安组。4．下白垩统含煤地层
下白垩统含煤地层主要分布于东北赋煤区，地层分区主要包括二连—海拉尔分区、吉东分区和三江—穆棱河分区。二连—海拉尔分区位于内蒙古东部锡林格勒、呼伦贝尔与哲里木等盟，包括百余个内陆断陷盆地，含煤地层为乐巴花群、霍林河群或扎赉诺尔群。松辽—吉东分区发育了阜新、铁法、康平、元宝山等含煤盆地，主要含煤地层为沙海组和阜新组，或沙河子组与营城组。三江—穆棱河分区位于黑龙江省佳木斯隆起以东，含煤地层为鸡西群。鸡西群是东北最主要的含煤地层，自下而上依次划分为城子河组和穆棱组。二、主要聚煤期煤层
我国各聚煤期均有可采煤层形成，从早石炭世到第三纪富煤面积缩小，煤层稳定性变差，煤层层数减少，单一煤层厚度增大。聚煤范围最广、煤层连续性最好的是华北赋煤区，其次为华南赋煤区，单层煤层厚度最大的是西北聚煤区和东北聚煤区。（一）华北赋煤区煤层发育特征
华北赋煤区的主要聚煤期为石炭—二叠纪与早—中侏罗世，局部地段发育下石炭统、上三叠统和第三系可采煤层。
上石炭统可采煤层分布于北纬35°以北的地区，下二叠统可采煤层遍及整个华北盆地，含煤系数4.8%～15.6%，含煤5～10层，含煤性好。石炭—二叠系主要可采煤层厚度具有北厚南薄的总体展布趋势，南北分带明显。北纬38°以北存在一个厚煤带，厚度一般在15m以上，最厚可达三十余米，该带再进一步发生东西分异，呈现出厚薄相间的南北向条带。在北纬35°～38°之间，煤层厚度10～15m，大于15m者呈席状、片状分布，小于5m者零星展布在肥城、晋城与邯郸等地区。在北纬35°以南的南华北地区，煤层厚度多在10m以下，且有向南变薄的趋势。华北赋煤区的上二叠统煤层仅局限于南华北地区，含煤系数0.9%～3. 3%，含煤15～25层，以中厚煤层为主，煤层北薄南厚，呈东西走向的条带状分布，煤层总厚度在安徽淮南和河南确山一带可达20m以上，且有向南增厚的趋势。
华北赋煤区下—中侏罗统煤层主要赋存于鄂尔多斯大型盆地及大同、京西、大青山、蔚县、义马与坊子等小型山间湖盆内。鄂尔多斯盆地延安组共含煤10～15层，主要可采者5～7层，累计可采厚度15～20m，煤层集中分布于盆地的西部和东北部，煤层厚度具有由北向南、自西向东减薄的趋势，煤层层数多，分布面积广，横向较为稳定，累计厚度大，局部可达四十余米，在延安、延川、延长一带出现无煤区。（二）华南赋煤区煤层发育特征
在华南赋煤区西部，上二叠统煤层呈现出中部厚、向四周变薄的总体展布趋势，周边煤层厚度一般小于5m，中部煤层的发育特征在黔北—川南隆起带、黔中斜坡带、黔西断陷区和滇东斜坡区有所不同。
黔北—川南隆起带上分布着川南、南桐、华莹山、桐梓和毕节
试读结束[说明：试读内容隐藏了图片]