本项目采用上述煤层气有利目标区优选指标体系及标准，对全国煤层气目标区进行优选，结果见表8-7。优选出晋城、吉县－韩城、三交－石楼北、阜新、铁法大兴区等煤层气有利目标区13个，总面积4.82 万km2 ，煤层气资源量5.86 ×1012 m3 。现将Ⅰ类区及Ⅱ类区分述如下。
表8-7 煤层气勘探有利目标区优选数据表
（一）沁水盆地南部晋城地区
1.基本概况及勘探开发现状
晋城地区位于南部斜坡带，地跨晋城、高平、阳城、安泽等县市，总的构造形态为倾向北西的平缓单斜，主要勘探目的层为山西组3号、太原组15号煤，有利勘探面积3260km2，煤层气资源量8410×108m3，累计探明煤层气地质储量1405.01×108m3。
晋城地区为目前国内最好的煤层气高产富集区域，形成世界第一个高煤阶煤层气田。至2009年底，共钻井超过3000口，年产气9.7×108m3，一般单井日产量在800～10000m3。
2.煤层气成藏条件
晋城地区煤层变质程度高，Ro：2.6%～3.8%，含气量普遍较高，一般15～24m3/t，含气饱和度为56.41%～100%。
区内煤的主力煤层埋藏深度在150～1300m之间，厚度一般5～7m，煤层顶板多为泥岩和粉砂质泥岩，封盖能力较强，对煤层气保存有利。
主力煤层内地下水总矿化度为800～2600 mg/l，水化学类型以NaHCO3 型为主。地下水径流条件弱，地下水滞留区径流缓慢，是煤层气的有利聚集区。
（二）鄂尔多斯盆地东南缘吉县-韩城地区
1.基本概况及勘探开发现状
鄂尔多斯盆地东缘大宁－韩城地区已成为我国煤层气勘探开发的热点地区之一。大宁－吉县区块共有6030.4×108m3煤层气资源量，煤层气资源量丰度1.78×108m3/km2；韩城－合阳区块有2850.6×108m3煤层气资源量，煤层气资源量丰度1.46×108m3/km2（表8-8）。
表8-8 大宁－韩城地区不同埋深煤层气资源量统计表
韩城地区探明煤层气地质储量51×108m3，板桥地区探明煤层气地质储量3.6×108m3。截至2009年底，该区已施工各类煤层气井300多口，韩城地区年产气1500×104m3。
2.煤层气成藏条件
大宁－韩城地区主要可采煤层为5号和8号煤层，煤层厚度一般为3～5m。5号煤含气量在3.19～20.87m3/t之间，平均为15.25m3/t；8号煤含气量大多在3.09～17.2m3/t之间，平均为10.31m3/t。
本区煤的变质程度较高，主要为焦煤、瘦煤和贫煤，在研究区西部可达无烟煤。该区5号主煤的镜质组含量64.2%，8号主煤为64.0%，其中大宁－吉县地区镜质组含量比韩城－合阳地区稍高。两层主煤层的渗透率值在（0.1～6.65）×10-3μm2之间。
本区水文地质条件简单。区内含水层的富水性弱，含水层间的水力联系差。地下水自东部煤系露头区向深部汇集，形成高储层压力的煤层气富集区。
（三）鄂尔多斯东缘三交-石楼北
1.基本概况及勘探开发现状
三交－石楼北地区位于鄂尔多斯盆地东缘中部，构造位置位于离石鼻状构造带，开发的主要目的层为山西组5号煤和太原组8号煤。本区煤层气资源量大，资源丰度较高，具有良好的煤层气勘探前景，有利含气面积1511km2，煤层气资源量2749×108m3。其中5号煤层1500m以浅有利面积1511km2，资源量1667m3；8号煤1500m以浅有利面积1270km2，资源量1082m3。
截至2009年底，共施工煤层气井129口，三交和柳林区块为目前煤层气开发热点地区，柳林区块北部已经提交探明储量53×108m3。
2.煤层气成藏条件
煤岩变质程度由北向南呈增加趋势，总体上为肥焦煤。煤层总厚10～20m，呈北厚南薄的分布特点。5号煤层厚度在0～7m之间，8号煤层厚度在2～15m之间，东部露头区以西大部分地区厚度在5～10m左右。5号煤层含气量呈东西向条带状分布，东部靠近露头区较低（0～5m3/t），西部随埋深增加逐渐变大（15～20m3/t），8号煤具有同样的分布特征。含气饱和度纵向上5号煤比8号煤普遍含气饱和度高。
5号煤层顶面岩石类型主要为泥岩。泥岩型盖层在工区分布较广，厚度0.5～40m。8号煤顶面岩石类型主要为灰岩。
本区煤岩孔隙度一般为3%～8%（表8-9），三交－柳林地区煤层割理、裂隙发育，渗透性好，石楼、吴堡地区煤层渗透性较差，主要与煤层埋深较大有关。
表8-9 工区煤岩孔隙度、渗透率统计表
（四）辽宁阜新盆地
1.基本概况及勘探开发现状
阜新盆地位于辽宁省西部，西侧为松岭山脉，东侧为医巫闾山山脉，呈一北北东向分布的狭长带状谷地。地层呈总体的单斜构造，地层倾角在10°～20°之间。
阜新含煤地层为中生界白垩系下统阜新组，高瓦斯矿区面积27.62km2，3个矿未采区煤层气储量共计70.68×108m3，3个矿采空区煤层气储量共计23.62×108m3，3个矿煤层气总储量为94.30×108m3 （表8-10）。2009年产气约3000×104m3。
2.煤层气成藏条件
刘家－王营区普遍发育是喜马拉雅期辉绿岩。由于岩浆的侵入活动，促进了煤层气的生成，增加了煤层孔隙性和渗透性，为煤层气提供了良好的储存空间。
煤岩种类以长焰煤为主，深部少量气煤，总厚度在30～100m，埋藏深度在300～1000m。煤储层煤层气含量为（8.42～12.6）m3/t，一般为9.5m3/t。煤储层孔隙度为4.7%；煤层渗透率为（0.323～0.469）×10-3μm2。
表8-10 煤层气储量计算表
（五）辽宁铁法煤田大兴井田
1.基本概况及勘探开发现状
铁法煤田位于铁岭市西北34km，煤田南北长29.5km，东西宽17.4km，面积约513km2。其中大兴井田为一北北东向延展的向斜构造，表现北翼缓南翼陡，煤层气资源量为92.77×108m3。
铁法煤田大兴井田具有资源条件好、资源丰度值高、储层特征清晰、具煤层气利用市场广阔等特点，有良好的煤层气开发前景。1996～2008年间，铁法煤田大兴井田共施工煤层气参数生产试验井13口。
2.煤层气成藏条件
大兴井田岩浆活动比较剧烈，有喷发和侵入两种，喷发岩主要为玄武岩，侵入岩以辉绿岩为主（图8-4），两种岩浆岩均侵入于煤系之中，对煤系特别是主要煤层的影响较大 ，使煤层气含量增大，有利于煤层气的产出。
大兴井田共有14个可采煤层，东部煤层较薄，向西逐渐增厚，在井田的西部有两个聚煤中心。煤层厚度一般3～20m，埋深550～650m之间，含气量2.43～8.18m3/t。渗透率在（0.01～1.507） ×10-3μm2之间，压力梯度为0.87MPa/100m左右。
图8-4 大兴井田辉绿岩与煤层、构造关系图
（六）沁水盆地北部阳泉地区
1.基本概况及勘探开发现状
阳泉矿区位于沁水煤田东北隅，地跨晋中地区的阳泉市、平定和昔阳三市县。有利勘探面积360km2，煤层气资源量944×108m3，截至2009年底，已钻煤层气井330余口，日产气3.2×104m3。阳泉矿权面积364km2，剩余煤层气资源量944×108m3。
2.煤层气成藏条件
主力煤层埋深300～800m，含气量8～10m3 /t，主力煤层山西组3 号煤和太原组15 号煤，3 号煤平均厚1.35m，15号煤厚5.20m，为煤岩演化程度以无烟煤为主。3号煤层甲烷含量介于0.82～16.80m3 /t 之间，平均为8.23m3 /t；15 号煤层甲烷含量介于0.49～9.92m3 /t 之间，平均为4.24m3 /t ，3 号煤盖层主要为砂质泥岩，厚2～9m，15号煤盖层以砂质泥岩为主，厚3～11m。煤层渗透率最高达13.36×10-3μm2。
（七）鄂尔多斯盆地东北部保德-神木地区
1.基本概况及勘探开发现状
研究区块位于鄂尔多斯盆地东部北段，横跨晋西挠褶带和伊陕斜坡两大构造单元，研究区包括陕西省的神木、府谷县和山西省的河曲、保德县，煤层气勘探的最佳区块位于黄河东岸的保德－孙家沟地区。本区5号、8号煤层埋深300～1500m的总面积为2098km2，煤层气总资源量为3453.8×108m3，平均资源量丰度为1.65×108m3/km2（图8-5）。
截至2009年底，保德地区共完成各类煤层气钻井14口，其中U型水平井4口，最高日产气达到6000m3，平均日产水150m3。
2.煤层气成藏条件
区内发育长焰煤、气煤、肥煤和焦煤。从北向南，煤级逐渐升高，呈带状分布特点，Ro为0.7%～1.2%。煤层总厚10～35m，主力煤层单层厚度8～12m，呈东西部两侧厚、南北部薄的分布特点。埋藏深度受构造控制，总体呈东浅西深分布，5号煤层埋深范围0～2000m，8号煤层埋深平面分布态势与5号煤相同，仅在同一井点或同一地点埋深比5号煤深30～60m。
图8-5 保德-神木地区煤层气综合评价图
5号煤含气量5.71～9.71m3/t，平均含气量8.35m3/t；8号煤含气量8.23～19.95m3/t，平均含气量13.9m3/t。
本区5号煤顶板岩性多为泥岩，有利于煤层气保存。而8号煤顶板在部分地区发育砂岩盖层，不利于煤层气保存。5号煤和8号煤的孔隙度在6.9%～9.33%之间，为中—高孔煤层。渗透率在（1～5）×10-3μm2之间，为中孔渗层。两层主煤均具有中—高孔渗特点，并有随煤层埋深增大孔渗条件变差的趋势。
（八）宁武盆地南部地区
1.基本概况及勘探开发现状
宁武盆地位于山西省西北部，西侧为吕梁山隆起和芦芽山复背斜，东侧为五台山隆起带，是晚古生代成煤期后受构造运动挤压抬升形成的构造盆地，面积约3120km2。山西组底部4号煤和太原组下部9号煤勘探的主要目的层。
目前该地区已钻煤层气井12口，有3口煤层气井最高日产气超过1000m3，证实宁武盆地南部具有很好的煤层气勘探潜力。预测太原组9号煤1500m以浅煤层气有利勘探面积534km2，煤层气地质资源量1700×108m3。经勘探，该地区太原组9号煤初步控制控制含气面积112.15km2；煤层气控制储量191.32×108m3（图8-6）。
图8-6 宁武南太原组9号煤控制储量综合图
2.煤层气成藏条件
本区煤阶为低—中变质的气、肥煤，Ro为0.85%～1.12%。山西组4号煤演化程度略低于太原组9号煤。煤层埋深主要受构造和地形起伏控制，变化规律较简单，有利区煤层埋深500～1500m。9号煤厚4.36～24.62m，平均厚11m以上。4号煤厚0.37～13.15m，一般为2～4m。山西组4号煤含气性一般为2～6m3/t，太原组9号煤含气量一般为5～10m3/t。煤层孔隙度3.97%～5.2%，渗透率一般为（0.01～0.86）×10-3 μm2 。
宁武盆地南部山西组4号煤直接顶板以泥页岩、砂岩、粉砂岩为主，太原组9号煤顶板绝大部分为泥灰岩、泥岩，有少量灰岩和砂岩。
（九）二连盆地霍林河地区
1.基本概况及勘探开发现状
霍林河盆地位于大兴安岭南段，在通辽市西北400km，为一北东向展布的半地堑型断陷盆地，上侏罗统—下白垩统霍林河组是本地区的含煤层段，其中上侏罗统的下含煤层段为本区煤层气勘探的重点目标层位。盆地面积540km2，其中有利含气面积380km2，煤层气资源量1008×108m3（表8-11）。2007年中石油在中部洼陷钻探一口煤层气井，排采试验获得工业气流，揭示该地区具有良好的煤层气勘探前景。
表8-11 霍林河盆地煤层气资源量计算表
2.煤层气成藏条件
本区煤层的Ro在0.370%～0.603%之间，一般低于0.5%，以褐煤为主。煤层厚度巨大，可采煤层平均总厚度76.91m。
霍林河地区煤层的埋藏深度大多浅于1000m，甲烷风化带的埋藏深度为400m左右。
含气量为2.08～6.53m3/t，煤层甲烷平均含量为91.47%。本区煤层的孔隙度较高，下含煤段的平均孔隙度为17.9%。实测煤层埋深900m煤层渗透率为0.91×10-3μm2，总体本区煤储层物性好，渗透性较高，浅部煤层渗透率将更高。
主煤层直接顶底板岩性多为泥岩和泥质胶结或凝灰质胶结的粉砂岩，封盖性较好。煤系含水层处于承压水封闭环境，对煤层气的封闭保存较为有利。
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