我国煤层气的大规模开采利用已渐入佳境。中石油集团从2006年就研究利用从山西省南部经过的西气东输管道,每年向东部输送30亿立方米煤层气。据了解，2011年中石油华北油田日输气量已达165.2万立方米,这也是我国首次使用西气东输管道输送煤层气。此举极大缓解了国内用气紧张的局面，是造福民生的重要工程。
中投顾问最新发布的预测报告称,山西省煤层气储量约10万亿立方米,占全国总量的1/3,且分布集中,具有埋藏浅、可采性好、甲烷含量高等特点,具备大规模开发的资源优势。
煤层气(Coalbedgas)是指煤在煤化过程中生成并储存于煤层中的天然气。它是一种介于常规天然气与煤层之间的非常规性天然气资源，因其成分主要是甲烷，也称为煤层甲烷(Coalbedmethane)。煤层气在煤层中的赋存形式有三种，分别是吸附气、游离气和溶解气，其中吸附气占总体积的90%~95%。
煤层既是煤层气的源岩又是它的储层。众所周知，煤是一种多孔物质，其基质孔隙特别发育，孔隙内比表面积异常大。据测定，每吨煤的内比表面积可达0.929亿m2，可吸附几立方米到二、三十立方米的煤层气。当煤层压力下降到气体的临界解吸压力时，被吸附的气体分子与煤层基质孔隙表面脱离，进入游离相态，这一过程通常称为解吸。煤层气的开采即是个解吸过程。
简单地讲，煤层气的开发过程就是先排水，后采气。煤层气的产出可分为三个过程：排采初期煤层主要产水，同时也可能伴随有少量游离气、溶解气产出；当煤层降至临界解吸压力以下时，煤层甲烷分子迅速解吸，然后扩散到裂隙中，使气的相对渗透率增加，水的相对渗透率减小，表现为气产量逐渐增大，水产量逐渐减小；随着采出水量的增加、生产压差的进一步增大，煤层中含水饱和度相对降低，变为以产气为主，并逐渐达到产气高峰，水产量则相对稳定在一个较低的水平上。随着地层能量的衰竭，最后进入气产量缓慢下降阶段，该阶段与常规裂缝性气藏流动相似。
据国际能源机构(IEA)估计,全球陆上煤田埋深于2000m的煤层气资源量约为260万亿m3,是常规天然气探明储量的两倍多。其中,俄罗斯、加拿大、中国、美国、澳大利亚等国均超过10万亿m3。
美国的煤层气资源为11.3~19万亿m3,全美含煤盆地大约有17个,已有14个进行了资源评价,这14个盆地可分为东部大盆地和西部大盆地两类,分别以黑勇士盆地和圣胡安盆地为代表,其中西部大盆地拥有美国煤层气资源70%以上。
澳大利亚的煤盆地主要分布在东部沿海地区,而主要城市和工业区也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市场。澳大利亚估算煤层气资源量为8~14万亿m3,其开发潜在地区主要在东部四个二叠纪煤盆地:鲍恩盆地、悉尼盆地、加里里盆地和莫尔顿苏拉特盆地。
前苏联的采煤工业集中在4个煤田:库兹涅茨克和伯朝拉在俄罗斯境内;顿涅茨克位于乌克兰和俄罗斯;卡拉干达煤田位于哈萨克斯坦。据全俄天然气和瓦斯技术科研所估计,四座煤田煤炭储量评估区的煤层气储量为16.7万亿m3。
印度埋深1200m以浅的煤炭资源大约为2046亿吨,主要集中在Gondwana地区,煤层气资源量为10000亿m3,资源丰富。印度煤层气的潜在生产区,都远离天然气的生产区,而且也远离煤矿的采煤区,既有利于煤层气的市场开发,也不影响煤矿的生产作业。
我国煤层气资源丰富,全国大于5000亿m3的含煤层气盆地(群)共有14个,埋深2000m以浅煤层气地质资源量约36万亿m3。1000m以浅、1000~1500m和1500~2000m的煤层气地质资源量,分别占全国煤层气资源地质总量的38.8%、28.8%和32.4%。
作为一种新能源，煤层气利用正得到各国的高度重视。在美国，生产的煤层气直接进入天然气管道系统。英国积极开发和应用瓦斯发电技术，并建成了一些示范工程，当前，世界煤层气利用主要有下列几个方面：
(1)民用。主要作为居民取暖和炊事用气。中国一般将开采的煤层气直接供应矿工家庭和附近居民作燃料。在美国，则是将开采的煤层气经加压后输入天然气管道，向全国各地输气。煤层气允许进入天然气管道的条件是：甲烷浓度高于95%。
(2)工业应用。煤层气可作为一种洁净燃料代替天然气、煤和焦炉煤气等作为工业锅炉和窑的燃料，也能作为化工原料来生产碳黑、甲醇等化工产品。在独联体的顿涅兹克煤田，煤层气被广泛用于工业锅炉，中国已成功地用煤层气生产碳黑等化工产品。
(3)煤层气发电。煤层气发电是当前正在积极开发中的技术。煤层气发电对甲烷浓度要求不高，甲烷浓度为5%~100%的煤层气均可用于发电。煤层气发电采用的设备主要有燃气轮机和内燃机。燃气轮机要求纯甲烷浓度在40%以上，内燃机则要求甲烷浓度为30%~80%。英国目前有5座煤矿已建成或计划建设瓦斯发电装置，其中哈华斯煤矿燃用瓦斯的联合循环电厂装机容量达15Mw。另外，德国、澳大利亚、独联体和中国也都在煤层气发电方面进行了试验。
(4)作汽车燃料。汽车用压缩天然气的技术指标为甲烷浓度必须达到90%~100%，乙烷以上的烷烃含量不超过6.5%。煤层气中甲烷成分占绝对优势，浓缩后甲烷浓度可达95%以上，同时乙烷以上的烷烃含量极少。因此煤层气非常适合于生产汽车用压缩天然气。据资料报道，1991年全世界共有压缩天然气汽车80余万辆。其中俄罗斯、意大利分别拥有34万辆和23万辆。煤层气还能与柴油混合制成混合燃料，供汽车使用。
我国的煤矿井下瓦斯抽放始于20世纪50年代。1952年，煤炭部率先在辽宁抚顺矿务局龙凤煤矿进行了井下瓦斯抽放试验，并获得成功。1957年，阳泉矿务局邻近层抽放煤层气的方法试验成功。20世纪70年代末至80年代初，我国煤层气进入地面开发阶段，原煤炭工业部煤炭科学研究院抚顺煤研所曾在抚顺、阳泉、焦作、白沙、包头等高瓦斯矿区施工了20余口地面瓦斯抽排试验井，用于解决煤矿瓦斯突出问题。这批地面瓦斯抽排钻孔可谓是我国采用地面垂直井进行煤层气开采的最先尝试。然而，由于当时井位选择和技术、设备等条件的限制，试验未达到预期效果。1985年国家经委修订《资源综合利用目录》，把瓦斯列入废弃能源。
20世纪90年代初，我国开始研究煤层气地面开发技术，当时已有近70口煤层气试验井，尤其是辽宁铁法、山西晋城以及安徽淮北等矿区的煤层气开发试验已显示出良好的前景，有的单井日产气量达7000m3/d，全国煤层气产量近6亿m3。我国煤层气资源的大规模开发计划引起了世界的关注，联合国1992年首先通过全球环境基金会(GEF)向我国提供了1170万美元，用于资助“中国煤层气资源开发”项目。
1992年，煤炭部门与联合国开发计划署(UNDP)签订协议，投资1000万美元进行试验，该项目包括松藻矿务局、开滦矿务局、铁法矿务局和煤炭科学研究总院西安分院的4个子项目，主要目的是为我国发展煤层气工业引进技术和设备。这一时期主要借用美国的技术和经验，但对于地质条件复杂的中国含煤区不太适用，因此未获得突破性进展。但是通过试验，对我国煤层气勘探开发取得了一定的认识，为后来的煤层气勘探开发奠定了基础。
1993年联合国又通过开发计划署向我国提供了130万美元，资助华北石油地质局的“中国深层煤层气勘探”项目。1996年亚太经合组织(APEC)向我国提供了1500万美元，主要是资助建立“煤层气利用示范工程”，其中包括民用和发电项目。
与此同时，国外许多专业公司也闻风而动、纷至沓来，几十家国外石油或天然气公司及联合国机构来寻求合作，在多个区块与外国公司建立了煤层气合资或合作项目。尤其是在1998年6月29日美国总统克林顿访问我国时，中美两国共签订了总金额近20亿美元的7个重要经贸合作协议。其中，中联煤层气有限责任公司与美国阿莫科公司、菲利普公司分别签订的煤层气勘探开发合作项目，勘探投资3500万美元，完全用于山西的河东煤川煤层气开发，这标志着我国煤层气的开发利用由小规模试验性勘探开发向大规模勘探开发转变。
我国石油、煤炭、地矿系统和部分地方政府积极参与这项工作，许多国外公司也积极投资在中国进行煤层气勘探试验。1990年以来，全国已有30多个含煤盆地进行煤层气勘探钻井，取得了一批储层测试参数和生产参数，在一些地区甚至获得工业气流。1996年国家经委修订《资源综合利用目录》,把煤层气开发和煤层气发电列入该目录。为了加快我国煤层气开发,国务院于1996年初批准成立了中联煤层气有限责任公司。“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。为了推进煤层气的产业化进程，2002年国家973计划设立了“中国煤层气成藏机制及经济开采基础研究”项目，从基础及应用基础理论的层面对制约我国煤层气发展的关键科学问题进行系统研究，并将其成果应用于煤层气的勘探开发中。近几年随着科学技术的不断进步，国内多家企业进军煤层气开发，2009年中石油集团在沁水盆地建成了中国第一个数字化规模化煤层气田，煤层气输入西气东输管线，成为了煤层气商业化的里程碑。
资料显示，我国煤层气资源丰富，远景储量约36.8万亿立方米，深度在2000米以内的资源量就与陆上常规天然气大致相当。但截至2007年底，国内探明煤层气地质储量1340亿立方米，煤层气年商业产量还不足4亿立方米。“在国际能源局势趋紧的情况下，作为一种优质高效清洁能源，煤层气的大规模开发利用前景诱人。在国家政策的支持下，中国石油把积极推进煤层气规模开发纳入集团公司的发展战略。”中国石油集团公司一位专业人士如此展望。(秦义)