黔西天然气价格多少_黔西天然气价格

2024-07-08 23:34:32

1.（二）国内外煤层气资源勘探开发现状

2.项目设置

3.第三纪煤层气盆地评价

4.我在2007年9月24日购买了30000元的基金112002看它的利润分配有三次，我现在卖会有多少钱呢？

5.过户协议书范本5篇

黔西天然气价格多少_黔西天然气价格

兰凤娟1 秦勇1,2 常会珍1 郭晨1 张飞1

基金项目:国家自然科学基金重点项目(40730422)资助。

第一作者简介:兰凤娟,1986年生,女,博士研究生,煤层气地质,13151981375,lanfj11986@126.com。

(1.中国矿业大学资源与地球科学学院江苏徐州 221116;2.煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室江苏徐州 221008)

摘要:一般来说,煤层气中重烃浓度低于3%~5%,然而某些地区煤层气中重烃浓度超过常规而显现异常。煤层气化学组成中隐含着极为丰富的成因信息,对重烃异常原因的研究能深化对煤层气成因的认识,推动煤层气地球化学基础研究的完善发展。本文归纳总结了国内外煤层气中重烃异常的分布和特征,以及目前学者们对重烃异常成因的诸多解释,对于这些解释笔者分别提出了自己的见解,为重烃异常成因的深入研究提供一个思路和切入点,认为还需结合具体地区综合考虑多种因素进行进一步研究。

关键词:重烃异常分布特征成因

Distribution Characteristics of Abnormal Heavy Hydrocarbon in Coalbed Methane and its causes

LAN Fengjuan1 QIN Yong1,2 CHANG Huizhen1 GUO Chen1 ZHANG Fei1

(1. The School of Resource and Earth Science, china university of Mining and Technology, Xuzhou, Jiangsu 221116, china 2. Key Laboratory of CBM Resources and Reservoir Formation Process, Xuzhou, Jiangsu 221008, China)

Abstract: Generally speaking, concentration of heavy hydrocarbon of CBM is between 3%～5%, however, it is more than normal in somewhere. There is abundant genetic information in chemical composition of coalbed methane (CBM) . The research about its origin will deepen our understanding of origin and geochemistry of coalbed gas. This article summarizes the distribution characteristics of abnormal heavy hydrocarbon domestic and overseas and scholars' explanations for its causes at present, giving the author's own opinion which provides a starting point for the further research of the causes. It is thought that it still needs further study taking many factors into account in some definite area.

Keywords: abnormal heavy hydrocarbon; distribution characteristics ; causes

引言

煤层气主要由CH4构成,次要组分为重烃(C2+)、N2和CO2,微量组分有Ar、H2、He、H2S、SO2、CO等(陶明信,2005)。据Scott对美国1400口煤层气生产井气体成分的统计结果,煤层气平均成分为:CH4,93%;CO2,3%;C2+,3%;N2,1%;干湿指数(C1/C1~5),0.77~1.0(Scott,1993)。中国煤层气虽然总体上以干气为特征,但也发现了大量“湿气”的实例。这些实例中,煤层气中重烃浓度通常在5%~25%之间,甚至出现了重烃浓度大于甲烷浓度的现象(吴俊,1994)。就云、贵、川的龙潭组而言,云南恩洪矿区煤层气中重烃浓度往往较高,其次是黔西和重庆地区。在恩洪向斜,煤层气中乙烷浓度达4.38%~33.90%,一般在16%左右;丙烷浓度0.7%~5.88%,一般小于3%(吴国强等,2003)。不仅是恩洪,其他一些地区也出现重烃异常,如重庆天府矿区上二叠统焦煤煤层瓦斯中C2H6—C4H10浓度高达30.45%,是CH4浓度的1.98倍;南桐矿区煤层气中重烃的比例高达6%~15%(刘明信,1986)。

1 国内外煤层重烃异常分布

国内出现重烃异常的地区从南往北有云南、贵州、重庆、浙江、湖南、江苏、安徽、河南、陕西、辽宁、河北、内蒙古、黑龙江(见表1)。出现重烃异常的时代集中在石炭纪、二叠纪和侏罗纪,其中以二叠纪为主。煤化程度处于气煤、肥煤、焦煤阶段,在长焰煤中也有出现。重烃浓度介于0.1%~48.7%之间。出现重烃异常的煤层常常与油气有关联,有的在煤层中或其顶底板发现有液态油的存在,有的有明显的气显示和油显示。

表1 国内煤层气重烃异常分布表

续表

根据已查阅的资料,国外煤层中出现重烃异常的有美国、俄罗斯、德国。煤变质程度主要处于气肥煤阶段,重烃浓度最高大于43%。有趣的是许多出现重烃异常的煤田附近有一个与煤成气相关的天然气田或油田,有的煤层中也见到了液态石油或者有良好的气显示和油显示,因此有的学者就用石油气的成分来解释重烃浓度,认为与盆地深部层位的含油性有关,可能其运移是沿深断裂进行的(А.И.Кравцов,1983)。

表2 国外煤层气重烃异常分布表

续表

2 煤层重烃异常成因

关于煤层气中重烃异常的成因众说纷纭,有生气母质说、油气渗透说、接触变质说、煤化作用阶段说等。下面列出了重烃异常原因的各种假说。

2.1 生气母质

烃源岩的生烃母质组成特征影响着烃源岩的生烃品质和生烃潜力,是烃源岩研究的重要内容,其主要研究方法有两种:一是煤岩学的方法,一是干酪根方法,煤岩学法保存了有机质的原始状态与结构,有利于对成因的研究,镜质组反射率更可靠,干酪根法富集了矿物沥青基质中的那部分有机质,利于干酪根类型的确定(韩德馨,1996)。

煤岩显微组分很大程度上决定了煤层的产烃能力。通常认为,富壳质组煤层具有产油倾向,富镜质组煤层具有产气倾向。岩相学和地球化学研究表明,高或中等挥发分烟煤中,以壳质组分为主的腐泥煤生成湿气和液态烃,以镜质组分为主的腐殖煤生成干气(Rice D D,1993)。但某些种类镜质组分也具有生成较高重烃浓度气体的能力(Bertrand P,)。例如,新西兰富氢煤层中镜质组含量在80%以上,但具有很高的产油能力(Kilops S D et al.,1998);研究发现挪威北海中侏罗纪腐殖煤中壳质组含量和产油能力之间没有明确关系;Gentzis等认为,加拿大阿尔伯塔MedicineRiver煤层(乙烷和丙烷浓度5%)湿气来源于煤中大量的富氢镜质组分(Gentzis T, et al.,2008)。一般认为,惰性组由于芳构化程度和氧化程度更高及氢含量极低,不仅不能生油,而且产气量也比相同煤阶的壳质组和镜质组低,因而通常不把惰性组作为油气母质。但是近年来,经过煤岩学家的深入研究发现,某些惰性组分并非完全惰性,如南半球煤中“活性半丝质体”(RSF)的发现以及荧光与非荧光惰性体的划分(黄第藩等,1992),为惰性体成烃提供了有机岩石学证据。徐永昌等对惰性组分加热也曾得到产油量为2.94kg/t的残物(徐永昌,2005)。

笔者认为前人对煤岩显微组分对重烃产生的影响只是通过显微镜观测和测得的气组分的对比来进行的猜测,对具体显微组分对重烃产生的影响还没有进行过实验验证,尤其还未进行过煤化学结构特殊性的探索验证,还应对不同地区同类型的干酪根对重烃产生的影响进行深入研究。

2.2 微生物

微生物可以从两方面对重烃浓度产生影响,一是重烃菌有助于煤层产生重烃,一是微生物可以消耗掉重烃(如产甲烷菌),产生次生生物气,不利于重烃的保存。

一种解释认为自然界存在重烃菌,生物气中少量重烃是重烃菌的贡献,即生物成因说。但要证明生物作用可以形成重烃,必须有以下证据:在一定的地质背景下,生物成因气中可以含有少量的重烃组分(0.1%~0.2%);乙烷的碳同位素较轻(就目前所报道的碳同位素值都在-70‰~-55‰之间)(Mattavelli L and Martinenghic,1992),充分的证据证明无其他成因乙烷混入;还有一个重要的条件,就是在实验室内能够培养出产重烃菌。徐永昌等(2005)测得了陆良天然气乙烷的碳同位素组成δ13C2值为-66.0‰~-61.2‰,结合其单一的地质背景的分析,基本排除了热成因乙烷的可能,较明晰地显示了其为生物成因,对长期争议的生物作用是否可以生成乙烷给出正面的回答(徐永昌,2005)。

笔者认为重烃菌和细菌生源等有助于煤层产生重烃的因素尚需进一步验证;而影响到重烃的保存的次生生物气来解释重烃异常的前提是,整个向斜的煤层产生重烃的数量都很多,只是有的井田未受到微生物的影响而保存了下来,需要证明重烃正常区存在次生生物气。

2.3 催化作用

近年来,越来越多的学者开始注意催化作用对煤层气生成的影响,国内外学者研究中涉及地质过程中能起催化生气作用的无机质主要有粘土矿物、碳酸盐矿物、氧化物矿物、过渡金属元素等(吴艳艳和秦勇,2009)。催化剂对重烃生成的影响也有一些假说:

某些著作中提出一个假设,煤层中的重烃是由于甲烷、煤的灰分化合物和地层水的相互化学作用造成。据Е.Е.Вороищй的结论:包含在岩石孔隙中甲烷的氧化将导致高分子同系物的形成,其反映是:

Fe2O3+2CH4→2FeO+C2H6+H2O和2Fe(OH)3+2CH4→2FeO+C2H6+4H2O

但这种假设未必正确,还应研究煤层中重烃从属于矿物杂质的分布情况(А.ΝКраввцов,1983)。

火山活动及深部流体活动在沉积有机质生烃地质过程中的作用也日益受到重视。张景廉认为含煤盆地的原油可能的模式是深部氢气与有机质的加氢液化生烃,或是深部H2、CO2、CO在中地壳的低速高导层中经费托合成反应生成油气(张景廉,2001)。金之钧等认为,深部流体至少从3个方面影响烃类的生成:一是直接以物质形式参加生烃过程,深部流体中的氢与沉积有机质可能发生加氢反应而增加烃的产率;二是热效应,深部流体携带的大量热能有助于提高有机质成熟度,加快有机质生烃过程;三是催化作用,深部流体携带的各种元素可能成为烃源岩生烃的催化剂(金之钧等,2002)。实验结果表明:以熔融铁作媒介,CO2和H2可以合成烷烃类物质;地下深处的玄武岩、橄榄玄武岩和橄榄岩与实验室条件下的熔融铁类似(郭占谦和杨海博,2005)。

笔者认为若是火山活动及深部流体活动在煤层生烃过程中起到了的催化作用,可以很好的解释许多重烃异常点的分布特征,所以流体活动对重烃产生的影响值得深究。

2.4 煤化作用阶段差异

在煤层气热成因的中期阶段,有机质主要通过树脂、孢子和角质等稳定组分降解初期所形成沥青的转化,以及芳核结构上的烷烃支链的断裂,形成富含重烃的气体。肥煤和焦煤初期阶段是有机质生油的高峰期,这是造成煤层气中重烃浓度相对增高的一个重要原因。根据我国统计资料,在整个煤级序列中,镜质组最大反射率处于0.9%~1.4%之间煤层的煤层气中重烃浓度明显较高(吴俊,1994)。

笔者虽在肥焦煤阶段是重烃产生的最高峰,但只有少数肥焦煤中煤层气出现重烃异常,所以煤化阶段是重烃异常的影响因素,但却不是唯一的影响因素。

2.5 煤对气体组分的差异吸附作用

由于被吸附势的差异,煤对重烃气体成分的吸附能力比对甲烷的要大。在煤微孔中,重烃气体分子主要被吸附在孔壁表面,甲烷分子主要位于重烃分子吸附层之上。被吸附力的这种差异,造成甲烷分子易于运移,导致煤层中重烃气体相对富集(吴俊,1994)。

某些学者注意到由于镜质组吸附作用造成煤排出烃类成分的变化。Given、Derbyshire等、Erdmann等发现,煤层中产生的油被吸附在镜质组微孔中(GivenP,;Derby- shire F et al.,1989;Erdmann M and Horsfield B,2006)。Ritter采用分子直径的概念研究了镜质组中微孔的吸附作用,基于杜平宁一兰德科维奇(Dubinin-Radushkevitch)理论建立起来的镜质组吸附模型模拟排出了高含量的芳香族气体冷凝物,认为显微组分微孔的分布和交叉连接密度可能对煤层排出烃类的成分起着决定性作用,干酪根中吸附溶解过程影响到了煤层排出的烃类物质成分(Ritter U,2005)。

2.6 煤微孔隙分子筛作用

煤中孔隙分布极不均匀,对于分子直径大小不一的烃类气体具有明显的分子筛作用。甲烷气体分子直径最小,在煤层中最易运移;重烃气体分子直径较大,在运移过程中常受到孔径制约而停滞于孔隙中,使重烃气体相对富集,且常以较高压力状态存在(吴俊,1994)。

2.7 烃类物质驱替效应

许多煤层具有煤、油、气共生的特征,含油性高的煤层中较多的液态烃占据了煤中有效孔隙,并驱替气态烃运移。分子量越小,被驱替的效应就越为明显。这种差异驱替特性,造成C2以上重烃气体在煤层中相对富集(吴俊,1994)。

笔者认为差异吸附作用、分子筛作用、驱替效应涉及的是气体分馏作用使得重烃得以富集和保存,对此项因素的验证需排除生烃母质差异的可能性。

2.8 油气渗透说

主张油气渗透说者认为,煤层中存在重烃是油、气藏中石油或天然气渗透到煤层中的结果(于良臣,1981)。

2.9 构造作用

现在煤层中保存的烃气,不仅包括深成变质作用产生而保留下来的烃气,还应该包括叠加在深成变质作用之上的构造煤动力变质作用产生而保留下来的烃气。

赵志根等探讨了构造煤动力变质作用的生烃问题,认为:(1)构造煤在动力变质过程中有烃气形成;(2)动力变质作用所形成的烃气对瓦斯含量、瓦斯压力的增加起着重要作用;(3)重烃是在构造煤动力变质过程中形成的(赵志根等,1998)。曹代勇等认为构造应力影响化学煤化作用存在两种基本机制→应力降解和应力缩聚。应力降解是指构造应力以机械力或动能形式作用于煤有机大分子,使煤芳环结构上的侧链、官能团等分解能较低的化学键断裂,降解为分子量较小的自由基团,以流体有机质形式(烃类)逸出的过程。应力缩聚是指在各向异性的构造应力作用下,煤芳环叠片通过旋转、位移、趋于平行排列使秩理化程度提高,基本结构单元定向生长和优先拼叠、芳香稠环体系增大的过程,构造应力在煤化作用中有“催化”意义(曹代勇等,2006)。

笔者认为从构造的动力学机制来分析重烃的产生能解释某些地区重烃异常沿断层的分布的特征,但为何只有部分断层的两侧有重烃异常需进一步研究。

3 结论

(1)国内外均有较多地区的煤层气中出现重烃异常,出现重烃异常的时代集中在石炭纪、二叠纪和侏罗纪,其中以二叠纪为主。煤化程度处于气煤、肥煤、焦煤阶段,在长焰煤中也有出现。出现重烃异常的煤层常常与油气有关联,有的在煤层中或其顶底板发现有液态油的存在,有的有明显的气显示和油显示。

(2)从生气母质、微生物、催化作用、煤化作用阶段差异、差异吸附作用、煤微孔隙分子筛作用、烃类物质驱替效应、油气渗透说、构造作用等方面总结了目前学者对重烃异常可能成因的解释并分别提出了笔者的见解,认为重烃异常成因的研究对煤层气的成因、勘探和开发以及煤矿的安全生产都有着重要的意义,需结合具体地区综合考虑多种因素进行进一步研究。

参考文献

А.И.Кравцов,З.ГТокарева.1983.煤盆地和煤田里天然气的成分和成因,石油地质论文集煤成气译文专辑

中国石油学会石油地质学会等,23~32

曹代勇,李小明,张守仁.2006.构造应力对煤化作用的影响——应力降解机制与应力缩聚机制[J],中国科学(D辑),36(1):59~68

戴金星,戚厚发,宋岩等.1986.我国煤层气组分、碳同位素类型及其成因和意义[J],中国科学(B辑),16(12):1317~1326

戴金星.1979.成煤作用中形成的天然气和石油[J].石油勘探与开发,(03):10~17

戴金星.1980.我国煤系地层含气性的初步研究[J],石油学报,1(4):27~37

郭占谦,杨海博.2005.中国陆壳是富烃陆壳[J],新疆石油地质,26(3):326~330

韩德馨,任德贻,王延斌等.1996.中国煤岩学[M],徐州:中国矿业大学出版社,261~263

黄第藩,华阿新,王铁冠等著译.1992.煤成油地球化学新进展.北京:石油工业出版社,1~25

金之钧,杨雷,曾溅辉等.2002.东营凹陷深部流体活动及其生烃效应初探[J],石油勘探与开发,29(2):42~44

李明潮,张五侪.1990.中国主要煤田的浅层煤成气[M],北京:科学出版社,138~143

刘明信.1986.四川盆地二、三叠系煤层瓦斯中的重烃[J],天然气工业,6(4):19~24

陶明信.2005.煤层气地球化学研究现状与发展趋势[J],自然科学进展,15(6):618~651

吴国强,林玉成,李一波.2003.恩洪、老厂矿区煤层气资源及赋存特征[J].江苏煤炭,(3):27

吴俊,刘明信,马正芳.1992.四川龙潭煤系高含重烃气的地质成因及意义[J],天然气工业,12(3):19~21

吴俊,于良辰,李文馥.1989.中国煤层烃类气体组分及地球化学特征的研究[J],中国科学B辑,(9):971~981

吴俊.1994.中国煤成烃基本理论与实践[M],北京:煤炭工业出版社,62~64

吴艳艳,秦勇.2009.煤中矿物/金属元素在生气过程中的催化作用[J].地球科学进展,24(8):882~890

徐永昌,刘文汇,腾格尔等.2005.陆良、保山气藏碳、氢同位素特征及纯生物乙烷发现[J],中国科学:D辑,35(8):758~764

杨宜春.1992.关于煤成气组分和甲烷碳同位素的几个问题[J],贵州地质,9(1):99~108

应育浦,吴俊,李任伟.1990.我国煤层甲烷异常重碳同位素组成的发现及成因研究[J],科学通报,(19):1491~1493

于良臣,李文馥.1981.煤与瓦斯突出煤层重烃组分的研究[J],煤炭学报,(4):1~8

张景廉.2001.中国侏罗系煤成油质疑[J].新疆石油地质,22(1):1~9

赵志根,陈资平,杨陆武.1998.浅析构造煤动力变质作用的生烃问题[J],焦作工学院学报,17(1):26~29

Bertrand P . .Geochemical and petrographic characterization of humic coals considered as possible oil source rocks [J]. Organic Geochemistry, 6: 481～488

Derbyshire F, Marzec A, Schulten H R, Wilson M A, Davis A, Tekely P, Delpuech J J, Jurkiewicz A, Bronnimann C E, Wind R A, Maciel G E, Narayan R, Bartle K, 1989.Snape C.Molecular structure of coals: adebate [J], Fuel, 68:1091～1106

Erdmann M, Horsfield B.2006.Enhanced late gas generation potential of petroleum source rocks via recombination reactions: evidence from the Norwegian North Sea [J], Geochimica et Cosmochimica Acta, 70: 3943 ～3956

Gentzis T, Goodarzi F, Cheung F K, Laggoun-Défarge F. 2008.Coalbed methane producibility from the Mannville coals in Alberta, Canada: A comparison of two areas [J], International Journal of Coal Geology, 74: 237～249

Given P. . An essay on the organic geochemistry of coal [J], Coal Science, 3: 65～252

Killops S D, Funnell R H, Suggate R P, Sykes R, Peters K E, Walters C, Woolhouse A D, Weston R J, Boudou, J P. 1998. Predicting generation and expulsion of paraffinic oil from vitrinite - rich coals [ J] . Organic Geochemistry, 29: 1～21

Kotarba J M, Rice D D. 2001. Composition and origin of coalbed gases in the Lower Silesian basin, southwest Poland [J] . Applied Geochemistry, 16 (2001): 895～910

Mattavelli L, Martinenghic. 1992. Deep isotopic light methane in northern Italy [J] . Bacterial Gas, 121～132

Rice D D, Clayton J L, Pawlewicz M J. 1989. Characterization of coal - derived hydrocarbons and source rock potential of coal beds, San Juan basin, New Mexico and Colorado, U.S.A. International Journal of Coal Geology, (13) : 597～626

Rice D D. 1993. Composition and Origins of Coalbed gas [M] . Law B E, Rice D D eds. Hydrocarbons from Coal. Halifax N1S Canada: AAPGSpecial Publication, 159～184

Ritter U, Grver 2005. A. Adsorption of petroleum compounds in vitrinite: implications for petroleum expulsion from coal[J], International Journal of Coal Geology, 62: 183～191

R. Teichmüller et al. 1970. Das Kohlenstoff-Lsotopen-Verhaltnis im methan von grubengas and flozgas and seine abhangigkeit von den geologischen verhgltnissea, 9th Geol. Mitt, 181～206

Scott A R. 1993. Composition and origins of coalbed gases from seleted basins in the United States, Proceedings of the 1993. International Coalbed Methane Symposium. Birmingham, Alabama, 207～212

Багринцева,К. И . и др.,Геодосця кефтц цсаэа, 1968, 6: 7～11

（二）国内外煤层气资源勘探开发现状

6.6.1 全国陆上油气资源战略选区调查与评价

6.6.1.1 油气资源战略调查

开展全国油气基础地质调查、油气资源评价、油气资源战略选区、油气信息化建设和油气资料开发利用工作。到2020年，全面摸清油气资源家底，实现油气重大发现，形成一批新的油气资源战略接替区。

在我国陆地和海域内有油气资源潜力、油气地质问题突出、勘探程度较低及久攻不克的地区，塔里木、准噶尔等西部大型盆地和西部新区及低勘探程度区，松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地等老油区深层或新层系及其外围中小型盆地，青藏高原海相和陆相盆地，南方海相地层分布区，采用新思路、新理论、新技术、新方法，开展战略选区调查评价工作，优选有利目标区和远景目标区，形成一批后备资源基地。

6.6.1.2 青藏高原地质矿产调查与评价

统筹安排青藏高原地质矿产调查与评价、重点成矿区带普查、资源开发的环境承载力调查评价、关键地质理论及勘查技术方法研究等工作，提高地质调查与研究程度，实现找矿重大突破。

6.6.2 我国海域油气资源战略调查

开展小比例尺和重点海域中比例尺和海洋区域地质调查，实现我国管辖海域区域地质调查全覆盖。到2015年，完成南黄海、南海北部深水区油气资源调查评价。

6.6.2.1 南黄海油气资源战略调查与评价

近年的调查资料及研究成果显示，南黄海北部坳陷和中部隆起、勿南沙隆起区有良好的油气前景。因此选择以上地区优先安排普查评价工作，以期早日获得突破，为国家提供海上石油天然气资源后备区。

6.6.2.2 东海陆架盆地西部和东南部油气资源战略调查与评价

以往调查证实东海陆架盆地西部和东南部具有油气远景。因此，选择该区进一步开展油气资源调查与评价。

目标：选择介于北纬23°20′～32°45′之间的东海陆架西部和东南部海域进行综合调查评价，面积约20.00万平方千米。在西部坳陷带的凹陷和低凸起上，目标是过去未引起重视且具有油气远景的中生界和古新统；在基隆凹陷重点是海相的古近系。在普查及详查的基础上查明局部构造或圈闭的形态、储盖层特征、断层封堵性及圈闭的含油气性，进行勘探目标评价，选准井位，提出预选井位建议，实施钻探验证，获取油气新发现，为海上油气勘探后备基地的寻找创造条件。

6.6.2.3 南海北部深水区油气资源战略调查与评价

重点在南海北部陆坡新生代沉积盆地关键部位（珠江口盆地东沙隆起、神狐暗沙隆起和琼东南盆地中部隆起等）和前新生代盆地发育区域开展油气资源调查与评价。

6.6.2.4 南沙海域的油气资源战略调查与评价

主要内容包括：①北康盆地油气详查；②北康盆地油气钻探；③中建南盆地和礼乐盆地南部油气普查；④曾母盆地西北部（康西坳陷和西部斜坡）油气普查；⑤南薇西盆地西部和南部油气普查。

6.6.2.5 配套研究工作内容

为加强综合研究，科研与调查相结合并起到指导作用，解决存在的地质问题和技术难点，拟开展如下配套研究工作：①南黄海盆地油气地质特征和资源评价；②东海陆架盆地西部和东南部油气地质特征和资源评价；③南海北部深水区油气地质特征和资源评价；④南沙海域油气地质特征和资源评价；⑤我国海域沉积盆地石油地质规律研究；⑥我国海域油气勘探开发的关键技术方法研究；⑦我国海域油气资源分布对海域划界影响研究；⑧我国海域4大油气战略调查区油气资源数据库建设。

6.6.3 非常规能源矿产资源调查评价和开发利用

通过钻探、开发示范井试验等技术手段，开展鄂尔多斯等重点盆地煤层气勘查及开发试验研究，掌握和推广煤层气勘查评价及开发利用技术。通过地质调查、高精度地球物理测量和浅钻，开展全国油页岩和油砂资源普查，摸清家底。通过地球物理、地球化学、海底探测等调查技术，开展我国南海深水区和东海陆坡深水区天然气水合物调查评价；适当开展青藏高原及大兴安岭冻土带天然气水合物前期调查。

6.6.3.1 全国重点盆地煤层气资源调查评价和开发利用

加快神东、陕北等13个大型煤炭基地的普查和必要的详查，为大型煤炭基地规划建设提供依据。加强具有找煤条件的南方缺煤省区、西部边远地区的煤炭勘查，增强煤炭供给能力。加大沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘及南缘、山西宁武、河南安阳—鹤壁和重庆松藻、滇东—黔西等区域的煤层气勘查，为煤层气开发利用奠定基础。

在鄂尔多斯盆地（鄂盆东缘含气带、鄂盆北部含气带、鄂盆西部含气带）、河南焦作煤矿区、辽中地区（辽西含气带、抚顺含气带）、新疆（准南含气带、塔北含气带）等4个重点地区开展煤层气勘查评价及示范井开发试验研究，通过遥感、地震、钻探、煤心分析、测井、试井、压裂、排采等手段，获取煤层气分布、煤层含气量、储层参数和产量参数，评价开发利用有利区块，推广煤层气遥感调查、地震勘探、测井、储层描述等技术应用。

开拓鄂尔多斯盆地低阶煤煤层气新领域。美国低阶煤煤层气已经成为储量和产量的新增长点。我国低阶煤煤层气主要分布在西部侏罗纪盆地内，包括准噶尔盆地、吐哈盆地、祁连地区、鄂尔多斯盆地，东北中—新生代断陷盆地内，低阶煤煤层气资源的开发在我国尚属空白。建议首先在鄂尔多斯盆地东缘含气带实现低阶煤煤层气开发试验的突破。

“十一五”期间，煤层气勘查以山西、陕西、新疆、内蒙古等省（区）为重点，以山西沁南、三交，陕西韩城，新疆昌吉、大井，内蒙古二连盆地等煤层气勘探项目为依托，到2010年，累计新增探明地质储量3000亿立方米。煤层气开发以现有探明储量为基础，以市场为导向，以技术进步为手段，加大投入，重点突破，实现跨越发展。2010年，全国建成煤层气生产能力70亿立方米，产量达到50亿立方米。地面煤层气开发的重点是建设沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘2大煤层气产业化基地。

重点建设以下煤矿瓦斯治理与利用示范工程：

1）高瓦斯、高地温、高地压条件下煤层群开采矿井瓦斯抽采与利用示范工程。基本控制瓦斯灾害，实现采煤工作面年产原煤300万吨以上。

2）无保护层开采条件的严重突出矿井瓦斯抽采与利用示范工程。示范矿区瓦斯抽采量达到1.50亿立方米，发电和民用瓦斯利用率80%以上。

3）自燃发火严重高瓦斯矿井瓦斯抽采与利用示范工程。瓦斯抽采量达到1.50亿立方米以上，抽采率达到60%以上，瓦斯利用率80%以上，基本控制采空区煤层自燃发火。

4）建设煤矿瓦斯地面、井下综合抽采与利用示范工程。实现采煤工作面年产原煤300万吨以上，有效控制瓦斯事故，建成年开采煤层气10亿立方米的生产能力，瓦斯发电装机容量达到12万千瓦。

5）瓦斯抽采与利用的技术研发与装备制造示范工程。选择具有煤矿瓦斯抽采与利用研发制造能力的国内一流企业，建设瓦斯抽采与利用的技术研发与装备制造示范工程。重点开发突出松软煤层瓦斯抽采与治理关键技术、高产工作面瓦斯事故预警系统关键技术、矿井瓦斯高效抽采关键技术和装备等，达到国际先进水平。

6.6.3.2 我国油页岩、油砂成矿理论与矿藏富集规律研究

开展油页岩、油砂成矿理论与矿藏富集规律研究，提出油页岩、油砂的成矿理论；总结油页岩、油砂的富集规律，提高对2种资源成因、分布规律、成矿模式的认识；建立油页岩、油砂的勘查技术和勘查优选模式，优化油页岩、油砂的分离技术，进行油页岩、油砂综合利用方式、方法研究。积极促进2种资源的勘探开发和综合利用，推进非常规石油资源的开发利用速度，为提高国内能源资源的保障程度奠定基础。具体研究项目如下：①油页岩、油砂成矿条件研究；②油页岩、油砂成矿模式研究；③油页岩、油砂分布规律研究；④油页岩、油砂资源的勘查模式研究；⑤页岩油、油砂孔隙油分离技术研究；⑥油页岩、油砂综合利用方向研究。

6.6.3.3 油页岩综合开发利用工程

以松辽盆地大庆和吉林等地为重点，按照油页岩联合生产模式，推进油页岩综合开发利用。

6.6.3.4 我国海洋天然气水合物资源基础调查评价

根据国外对天然气水合物调查所取得的成功经验以及我国近年的调查成果和经验，拟开展的调查内容主要有：深海底地形地貌、岩石及生物标志探查；多道高分辨率地震及热流测量；海底浅表层地质取样调查；在青藏铁路沿线托纠山及昆仑山口多年冻土区、藏北羌塘冻土区、大兴安岭冻土区开展天然气水合物资源前期调查和探索研究，通过浅层多道地震、百米浅钻、采样（“水合物”样、气样、冻土样等）和各种地球化学测试，分析是否有天然气水合物存在，研究天然气水合物分布规律，提出进一步勘查评价的技术方案。

6.6.4 我国油气资源科学超深钻探

根据我国含油气盆地的构造背景及已揭示的盆地含油气远景评估，建议实行双孔方案，即项目先在我国东部环渤海湾的济阳盆地实施一口8000米的科学钻探，在我国西部的塔里木盆地实施一口超过10000米的科学钻探，取心率为70.0%。在青藏高原羌塘盆地等有条件的盆地和南方海相重点潜力区实施科学探井工程，促进形成重要的油气战略接替区。

项目设置

煤层气与煤岩是同体共生矿，煤炭资源丰富的国家也是煤层气资源丰富的国家。据BoyerⅡ C M（1995）估算，世界煤炭资源量为24.46×1012t。其中加拿大7.0×1012t，俄罗斯6.5×1012t，中国4.0×1012t，美国3.97×1012t，澳大利亚1.7×1012t。世界2000 m以浅煤层气资源量为（84～270）×1012m3，相当于常规天然气探明储量的2倍。其中加拿大（5.6～76）×1012m3，俄罗斯（17～113）×1012m3，中国（30～35）×1012m3，美国（11.32～24）×1012m3，澳大利亚（8.5～14）×1012m3。

美国是煤层气资源丰富的国家，也是煤层气勘探开发最先取得成功的国家。20世纪初叶煤矿瓦斯抽放技术传播到美国。1915年进行了矿井巷道水平井试验。30年代开始在煤矿采空区上部砂岩抽放瓦斯。1952年取得了140m以浅煤层地面垂直井抽放瓦斯的成功，获得1100m3/d的单井产量。美国真正将煤层气作为矿产资源开发利用，是20世纪60年代以后，时值美国天然气储量下滑能源短缺时期，为了弥补天然气储量短缺而将煤层气列入能源矿产资源评价范围。1971年在沃里尔（黑勇士）盆地进行了五点式井网试验，经过压裂取得单井产量2800m3/d。1978年至1982年间，针对煤层气单井产量进行技术攻关，在沃里尔盆地浅煤层由单井2000m3/d提高到3000～4000m3/d，圣胡安盆地单井产量达42×104m3/d，累计产量5×108m3。1977年至1982年间，美国将煤层气勘探开发列入天然气开采计划，对13个含煤-煤层气盆地，面积158×104km2，埋深1829m（6000ft）以浅的含煤地层进行了远景资源评价。这些沉积盆地主要分布在东部的阿巴拉契亚褶皱带、西部的科迪勒拉褶皱带与中部陆块之间的相对稳定区。东部区有北阿巴拉契亚、中阿巴拉契亚、伊利诺斯、沃里尔、阿科马等石炭、二叠纪含煤-煤层气盆地。西部区有拉顿、圣胡安、皮申斯、犹他、大格林（绿）河、温德河、皮德河、华盛顿等白垩、第三纪含煤-煤层气盆地。其中尤以圣胡安、沃里尔盆地资源丰度高、资源前景好、勘探开发程度较高。80年代后期至90年代的十几年间，圣胡安、沃里尔等盆地开展了大规模的煤层气勘探开发，形成了相当可观的生产能力。目前，已由圣胡安、沃里尔盆地扩展为尤因塔、粉河、拉顿和阿巴拉契亚等六个盆地，并在尤因塔、粉河盆地上白垩统煤系地层取得勘探成功。据不完全统计，1988年美国煤层气钻井数仅为644口，1990年达2000余口，1999年钻井数已达10600口。美国的煤层气年产量1980年至1990年十年间，由不足1×108m3跃升到52×108m3，1990年至1993年间又达到200×108m3，1997年煤层气的年产量已占天然气总产量的6%，到1999年煤层气产量达350×108m3。

1988年美国天然气研究所测算13个含煤-煤层气盆地资源量为11.32×1012m3，测算14个含煤-煤层气盆地1200 m以浅资源量为（11.32～24）×1012m3。1990年估算煤层气资源量为11.32×1012m3，可采地质储量为2.55×1012m3。1992年估算可采储量为（1.75～3.82）×1012m3，占天然气储量的5%。1994年测算18个含煤-煤层气盆地或区块资源量为19×1012m3，可采储量为3×1012m3，剩余探明可采储量占天然气储量的8%。据美国能源信息中心估算，1997年煤层气储量为3247×108m3，比前一年增长8%，是1990年的两倍，占天然气总储量的7%。

加拿大与美国同处北美大陆，加拿大中部的陆块与西部科迪勒拉褶皱带之间发育了广阔的稳定沉积区，古生代以来的沉积岩系发育，晚古生代及中生代发育有含煤岩系。80年代以来在西部阿尔伯特盆地开展了煤层气勘探，评估煤层气资源量为19×1012 m3，可采资源量为7×1012m3。80年代初对煤层气资源进行了广泛的勘探评价，在阿尔伯特盆地施工的4口煤层气井测试见有良好的显示。

大洋洲的煤层气勘探主要是澳大利亚和新西兰。澳大利亚煤层气资源量为（8.5～14.6）×1012m3。主要集中在东部的悉尼、冈尼达、博恩、加利利等二叠—三叠纪含煤盆地。澳大利亚为了寻找距东南部沿海经济发达城市更近的天然气资源，开展了煤层气勘探，从而成为煤层气勘探开发商业性突破较早的国家。在20世纪70年代末至90年代初，澳大利亚煤层气钻井已经运用了水力压裂技术，但是未能取得成功，直至90年代初，煤层气勘探试验都未能取得重大突破。澳大利亚煤层气勘探之所以较长时间未能成功的原因，是未能将引进的美国现代煤层气勘探开发技术更好地结合澳大利亚复杂的地质构造条件的实际。近年来，澳大利亚加大勘探力度，煤层气钻井已超过百口，勘探开发有了新的突破，由勘探转入开发生产，一些生产井区已经进行商业经营。

澳大利亚的煤层气勘探主要集中在东部沿海的塔斯曼褶皱带与西部的澳大利亚陆块之间较为稳定的加利利盆地，近南北走向的博恩盆地、冈尼达盆地和悉尼盆地，以及克拉伦斯—莫顿、依普斯威奇、劳腊等二叠至三叠纪含煤-煤层气盆地，广泛发育的二叠系煤系地层是煤层气勘探的目标煤层。

1994年在悉尼盆地有6口煤层气勘探井对3×104km2面积评估煤层气资源量为3.68×1012m3。冈尼达盆地在1993至1995年钻探2口评价井，测试渗透率达45×10-3μm2。加利利盆地面积23.4×104km2，钻探了8口探井及测试井，测试渗透率达（13～52）×10-3μm2，评价煤层气地质储量为400×108m3。近年来在博恩盆地取得了成功，1994年至1995年17口钻井经测试有2口井产量大于2.8×104m3/d，盆地东缘的2口井7.1×104m3/d和3.6×104m3/d。至1996年盆地中南部投产的单井产量达到4000m3/d，商业生产达10.58×104m3/d，同时投产的5口水平井，井深1000～1300 m，产量为（1～2）×104m3/d。

欧洲是利用煤田瓦斯的始祖，但近代已经落伍，采用现代地面垂向钻井开采技术是在20世纪90年代之后。英国和中欧大陆国家同处北海-中欧盆地，石炭纪以来形成的煤系地层发育，有良好的煤层气资源前景。英国、西班牙、法国、比利时、捷克、波兰、匈牙利等都先后开展了煤层气勘探。1992年以来，在不同地域勘探试验，进行了资源评价。1992年初，英国完成了井深1074.4 m的第一口煤层气井，钻遇煤层厚22 m，并进行了压裂处理。近期在中部煤区完成3口煤层气井，单井日产量超过1000 m3。比利时在东北部的凯平盆地建立了煤层气试验区，1992年曾经钻探一口煤层气井并进行了生产测试。捷克在俄斯特拉发-卡尔菲纳盆地石炭系煤系地层进行了煤层气勘探开发试验，测算3个区块资源量为（150～200）×108m3。在取得勘探试验成功后，1998年已有2×108m3/a的生产能力。

俄罗斯及乌克兰等独联体国家横跨欧亚大陆，煤层气资源与煤炭资源均居世界之首。但是煤层气勘探开发起步较晚，尚处在资源评价阶段，1998年在乌克兰西南部里沃夫-沃伦煤田施工了3口400～500 m的煤层气井。

印度近年也开展了煤层气勘探。印度板块大部分面积为古老地块（地盾），沉积盆地主要分布在北部及沿海周缘地区，目前开展煤层气勘探主要位于西部稳定陆块的裂谷盆地——坎贝盆地，白垩系、第三系煤系地层是主要目标煤层。印度煤层气资源量为0.8×1012m3，也具有相当的资源潜力。

印度尼西亚群岛煤层气资源具有一定的潜力，煤炭储量为320×108t，石炭纪以来的沉积岩系都很发育，下第三系含煤岩系是较好的煤层气勘探目标煤层。印度尼西亚的煤层气勘探还刚刚起步。

在南美洲，智利和阿根廷也开展了煤层气勘探。在麦哲伦盆地发育有第三纪湖相沉积，有可供煤层气勘探的目标煤层。

在非洲南部开展煤层气勘探的有南非和津巴布韦。南非的煤层气资源量为0.72×1012m3，具有相当的资源潜力。津巴布韦含煤沉积盆地并不很大，石炭系卡鲁群和二叠系万基煤系发育了较好的含煤岩系。1994年以来已经施工了煤层气井，对沉积盆地一些区块进行勘探评价。

中国是煤炭资源大国，也是煤层气资源丰富的国家。中国的成煤期与世界其它地区大体相似，主要是晚石炭世、二叠纪、晚三叠世、早中侏罗世、晚侏罗—早白垩世和第三纪。中国大陆基本构造单元是以陆块为代表的稳定区和以陆缘为代表的活动带。按板块构造划分，中国大陆及海域跨越了六个板块构造，其中范围较大的四个板块除藏滇板块外，含煤-煤层气盆地主要分布在塔里木-华北板块、华南板块和在中国境内的西伯利亚板块准噶尔-兴安活动带。根据煤层气盆地研究统计资料，中国含煤盆地煤层气资源总量为201205×108m3，其中煤层埋深<1500 m资源量为165289.7×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为35915.3×108m3。主要分布在三个板块构造单元：塔里木-华北板块，其中主要分布在华北陆块，煤层埋深<1500 m资源量为125842.5×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为27522.5×108m3，总计资源量为153365.1×108m3；华南板块，主要分布在扬子陆块，煤层埋深<1500 m资源量为34865.7×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为6325.7×108m3，总计资源量为41191.4×108m3。西伯利亚板块的准噶尔-兴安活动带（包括天山-赤峰活动带），煤层埋深<1500 m资源量为4287.3×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为2020.8×108m3，总计资源量为6308.2×108m3。

煤层气资源量按含煤盆地不同层位统计：石炭、二叠系，煤层埋深<1500 m资源量为122428.7×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为34111.2×108m3，总计资源量为156539.9×108m3；上三叠统煤层埋深<1500m资源量为71.6×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为0×108m3，总计资源量为71.6×108m3；侏罗系煤层埋深<1500 m资源量为40286.3×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为739.5×108m3，总计资源量41025.8×108；下白垩统煤层埋深<1500 m资源量为2460.3×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为1033.3×108m3，总计资源量为3493.6×108m3；第三系煤层埋深<1500 m资源量为42.8×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为31.4×108m3，总计资源量为74.2×108m3。

煤层气资源量按含煤岩系不同煤级（阶）统计：无烟煤、贫煤阶，煤层埋深<1500 m资源量为1806.7×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为71.1×108m3，总计资源量为1877.8×108m3；瘦煤、焦煤、肥煤阶，煤层埋深<1500 m资源量为125160.9×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为35825.2×108m3，总计资源量为160986.1×108m3；气煤、长焰煤阶，煤层埋深<1500 m资源量为38322.1×108m3，煤层埋深1500～2000 m资源量为19×108m3，总计资源量为38341.1×108m3。

中国自20世纪80年代已经开始研究美国现代煤层气勘探开发技术，系统编译了煤层气勘探开发资料，在一些煤田矿区进行勘探试验，与外国公司合作直接引进勘探开发技术，取得了许多宝贵资料和经验。为了适应经济发展的需要和环境保护长远利益，政府十分重视煤层气工业的发展，90年代以来加快了勘探开发的进程。煤炭部组建了煤层气领导小组（1993年），将煤层气勘探开发利用列为三大发展战略之一，作为第二煤炭资源进行开发。煤炭部、地矿部和石油天然气总公司联合组建了中联煤层气公司（1996年）。召开了国内、国际煤层气发展战略和专业研讨会议。国家计委会同地矿部将《煤层气勘探开发评价选区及工程工艺技术攻关研究》列入“八五”国家重点科技攻关项目。国家经贸部会同煤炭部、地矿部分别实施了“中国煤层气资源开发”（UNDP/CPR/92/G93）、“深层煤层气勘探”（UNDP/CPR/91/214）等联合国开发计划署资助的煤层气勘探开发项目。煤炭、地矿、石油等部门及地方省市在不同地区相继开展了煤层气勘探，同时还与美、澳等外国公司合作在河东、淮南等处开展了煤层气勘探，至2001年底在不同地区先后施工了200余口煤层气勘探井，对一些含煤-煤层气盆地或区块进行了预探评价，在河东、沁水、铁法等地区相继实现了勘探试验的突破。煤层气勘探、试验井主要部署在华北陆块和扬子陆块。分布在华北陆块的勘探、试验井有180口左右，其中鄂尔多斯盆地东缘50余口，沁水盆地东南缘近50口，还有近80口井分布在华北盆地的北缘及南缘。扬子陆块的13口煤层气勘探井分布在湘中涟邵、赣北萍乐盆地和六盘水。仅有5口煤层气井分布在准噶尔微陆块吐哈盆地和嫩松-佳木斯微陆块鹤岗盆地。从煤层气井的勘探层位来分析，部署在华北陆块的绝大多数井的目标层位是石炭系太原组和二叠系山西组，扬子陆块的目标层位是二叠系龙潭组，仅有吐哈盆地、鄂尔多斯盆地彬长地区目标层位为下中侏罗统，铁法、鹤岗盆地勘探目标层位是下白垩统。

鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带的黄河以东地区（简称河东地区），联合国资助华北石油局实施的“深层煤层气勘探”项目评价了石炭系太原组和二叠系山西组煤层气成藏条件，在柳林试验区施工的井网于1994年8月排采获得成功，7口井全部出气，单井平均产量3000m3/d，柳5井最高产量达7050m3/d。近年在对外合作勘探开发区块离石鼻状隆起北翼碛口试验区5口井井网试获单井最高产量达5500m3/d。离石鼻状隆起北翼三交林家坪试验区9口井井网试获单井最高产量达7000m3/d。在沁水盆地南缘斜坡带固县枣园形成十口井井网进行排采试验。在沁水盆地南缘斜坡带，中联煤层气公司在潘庄区块164 km2控制面积取得402×108m3煤层气探明储量，并在TL-7井获16303 m3/d产气量。中国石油集团在樊庄区块六口煤层气井井网，182.22 km2控制面积取得353.26×108m3煤层气探明储量。同时，扬子陆块黔西盆地群盘关向斜（六盘水）对南方二叠系含煤岩系进行煤层气勘探试验，还在阜新盆地、铁法盆地对侏罗系、下白垩统含煤岩系进行勘探试验，并在铁法盆地取得成功，获取煤层气单井最高产量8928 m3/d。

在加强煤层气勘探开发进程的同时，同步进行了煤层气勘探技术攻关和地质评价研究。新星石油公司华北石油局自20世纪80年代以来，系统地研究了国外煤层气勘探开发技术，首刊了《煤层气译文集》，90年代以来，对华北盆地石炭、二叠系煤层气赋存条件进行评价研究，撰写了“华北及邻区煤层气煤层气地质特征及评价选区研究”。与此同时，新星石油公司华北、西南、中南、华东、东北石油局分别对鄂尔多斯盆地、四川盆地、湘中南盆地群、下扬子地区、松辽盆地等进行煤层气赋存条件及评价选区研究，撰写了专项报告。华北石油局于九十年代初启动了“华北煤层气勘探开发试验”项目的同时，开始了“煤层气勘探开发评价选区及工程工艺技术攻关研究”国家重点科技攻关项目及“深层煤层气勘探”联合国开发计划署资助项目，通过三位一体项目实施，取得了一批国内领先水平的研究成果和资助项目的成功。与此同时，国内同行均在加快煤层气勘探的进程中，加强了煤层气地质理论及勘探技术方面的研究。中国石油集团煤层气勘探部及时勘探，及时总结，对大城、沁水、河东等区块勘探后均进行了总结评价，还结合国内外资料撰写了《煤层气地质与勘探技术》、《世界煤层气工业发展现状》、《中国煤层气地质》、《中国煤层气地质评价与勘探技术新进展》。西安煤炭研究分院1991年刊出《中国的煤层甲烷》（张新民、张遂安），中国煤田地质总局编写、编制了《中国煤层气资源》及《中国煤层气资源图》（1∶200万）。中联煤层气公司与国内研究部门合作，对沁水盆地、三江盆地、辽中地区及六盘水地区等煤层气勘探前景进行评价研究，并着眼于全国进行了选区评价研究，同时编写了《煤层气开发利用手册》（孙茂远等）。除此，还有《国外煤层气勘探开发研究实例》（王新民等），《煤层甲烷储层评价及生产技术》（秦勇等），《黔西滇东煤层气地质与勘探》（桂宝林）。

中国煤层气勘探试验的突破具有重要的战略意义，说明在北美大陆板块地史上所发生的事件，在欧亚大陆中国板块也有类似的事件同时发生，进而证明了含煤-煤层气盆地和煤层气藏成生及演化的规律性有着全球意义。中国煤层气勘探试验的突破，鄂尔多斯盆地东缘柳林试验区勘探试验的成果，不单单证明鄂尔多斯盆地石炭、二叠系含煤岩系的煤层气勘探前景，它与沁水盆地勘探试验的成果，以及其它勘探成果，同时预示着华北陆块古生代以来的沉积盆地广泛分布的石炭、二叠系含煤岩系具有煤层气勘探前景。松辽盆地东南缘的铁法断陷盆地是在古老基岩上发育的中生代断陷，下白垩统有较发育的含煤岩系，也预示了松辽盆地同样具有良好的煤层气勘探前景。

十五届世界石油大会上人们普遍关注由于石油短缺在未来世纪会出现能源危机，大会肯定了21世纪50年代前，石油、天然气等矿物燃料仍然是人类生存的主要能源。但是，人类也清醒地认识到在地球上石油、天然气、煤炭等等不可再生的矿物燃料终归是有限的。Marchctti（1979）编制的能源系统变迁和理论替代模式图，预示了自1850年至2050年200年间能源结构演变趋势。自从人类用矿物燃料替代了木质能源后，在2000年之前的一个半世纪中，煤炭（1920年）和石油（1980年）都曾上升为能源构成比率的高峰，转而走向低谷，天然气将于2020年达到顶峰，同时太阳能及核能渐趋上势。

在未来世纪的能源构成中，煤炭所占比率将逐步缩小，但其采掘量的绝对值并不一定缩减，因此无论从煤炭采掘业需要不断地运用新技术加大对矿田巷道瓦斯的抽放，或是运用地面垂向钻井开采技术对未开采的煤层先期抽放或对已开采的巷道后期抽空，都是减少矿田瓦斯灾害不可缺少的措施，在加大科技进步保证矿业安全生产的同时，必然会促进煤层气工业的发展。

中国是瓦斯排放量较高的国家之一，排放量占世界的1/3。为了将煤矿巷道瓦斯排放到大气中，不但造成严重的大气污染，还要耗费大量的动力资源。环球臭氧层的保护已经是人类关心自我生存环境的重大事件，甲烷（CH4）排放造成的温室效应高于二氧化碳的20倍，穿透臭氧层的能力高出7倍，为了维护生存环境保护地球大气圈的需要，人类要将煤层气的开发利用列入21世纪议程，也必然促使煤层气工业加快发展。

在全球经济一体化的进程中，环境和资源都是重大命题，中国经济发展也必将顺应世界潮流，加快发展洁净能源，天然气必然是首选。中国能源资源评价预测：常规天然气远景资源量为38×1012m3，可采资源量为10.5×1012m3。1997年中国天然气产量近210×108m3/a，近几年一直维持在200×108m3/a左右水平，2000年产量262×108m3/a，预测2005年可达到500×108m3/a，2010年储量为（5.1～5.6）×1012m3，产量（660～770）×108m3/a，2020年储量（7.4～8.15）×1012m3，产量（970～1200）×108m3/a。预测2000年至2020年天然气储量将翻一番，产量增长2倍，是天然气工业高速发展的阶段。从中国国民经济对天然气需求预测：2010年天然气消费量需要增加50%～100%，2010年前消费量需要翻一番，2010年至2020年的十年间需要增加1000×108m3，天然气在能源消费中占10%。2020年我国天然气需求量将达到（1877～2088）×108m3/a。上述资料表明，根据国民经济增长预测的天然气需求量远大于资源预测的天然气工业增长的产量，可见发展天然气工业的市场潜力十分巨大。

从异军突起的中国煤层气工业来看，2000年前实现了勘探试验的突破，开始进入区域勘探阶段，初步完成了高速发展前准备阶段的历史使命。可以设想，2000年至2010年是煤层气工业发展的关键时期，将由储量、产量的零点起步，实现由1×108m3/a—10×108m3/a—100×108m3/a两个数量级增长的飞跃，2020年再实现（200～300）×108m3/a产量的翻番。实现了这个目标，也就相当于天然气工业发展预测目标的（970～1200）×108m3/a总产量中包含的（150～230）×108m3/a煤层气和液化气份额值，也只有这样才能基本适应国民经济发展的需要。

中国煤层气资源潜力巨大，远景资源量为20×1012m3，与美国煤层气资源量（11.32～24）×1012m3相当，是世界煤层气资源量240×1012m3的8%，相当于中国常规天然气远景资源量38×1012m3的一半，因此从资源保有程度而言，实现21世纪初期煤层气工业高速发展的设想目标是完全有条件的。

第三纪煤层气盆地评价

油气资源评价项目实行分类分级管理。新一轮全国油气资源评价工作为总项目，常规油气、煤层气、油砂、油页岩、油气资源趋势预测、油气资源可采系数研究和油气资源评价系统为七个一级项目；各评价单位根据其承担的评价任务和评价的资源类型需要，分设了24个二级项目和82个三级项目。在项目设置上，优选项目承担单位，发挥各自优势，最大限度地集中全国的优势力量来保证评价任务的完成。

（一）常规油气

考虑到中国石油、中国石化和中国海油是资源评价的主体，2000年以后陆续开展了各自矿权区内的油气资源评价工作，因此，原则上按矿权区确定各石油公司的评价任务。当同一盆地有两个以上公司拥有矿权时，根据矿权区面积大小和已往工作基础，确定评价的重点承担单位和配合单位。对各方面关注的塔里木和渤海湾两个重点盆地，则由项目办公室牵头，组织中国地质大学（北京）和中国地质大学（武汉）进行交叉整合评价，石油公司提供资料并配合。对于青藏地区、南海南部海域两个从未进行系统评价的地区，由长期从事这一地区科研和地质调查工作的成都理工大学、成都地质矿产研究所和广州海洋地质调查局进行了系统评价。对于甘肃、青海和新疆东南部的中小盆地，由长期从事该地区研究工作的中国地质科学院地质力学研究所进行评价。对于北黄海和冲绳海槽，由长期从事该海域研究的青岛海洋地质研究所进行评价。延长油矿管理局在其矿权区内开展了区块油气资源评价。常规油气资源评价共设10个二级项目，国土资源部油气资源战略研究中心负责常规油气资源评价项目报告的编写工作，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司、中国石油大学（北京）、中国地质大学（北京）协助编写。

（二）煤层气

借鉴常规油气资源评价做法，原则上按矿权区分配各石油公司的评价任务。中国石油承担海拉尔、二连、阴山、沁水、大同、宁武、鄂尔多斯、川渝、准噶尔、吐哈、三塘湖、塔里木、柴达木、滇东黔西、萍乐等盆地（群）的评价工作；中联煤层气有限责任公司承担三江—穆棱河、延边、敦化—抚顺、浑江—辽阳、辽西、蛟河—辽源、依兰—伊通、大兴安岭、松辽、太行山东麓、冀北、冀中、京唐、豫北鲁西北、豫西、徐淮、扎曲—芒康等盆地（群）的评价工作；中国石油化工集团公司承担天山、河西走廊、滇中、川南黔北、湘中、桂中、鄂赣边、长江下游、苏浙皖边、浙赣边等盆地（群）的评价工作；中国矿业大学（徐州）承担22个煤矿区资源评价工作。共设4个二级评价子项目，国土资源部油气资源战略研究中心负责煤层气资源评价项目报告的编写工作，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国石油大学（北京）协助编写。

（三）油砂

油砂资源评价主要由中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司承担；青藏大区油砂资源评价由成都理工大学和成都地质矿产研究所承担；青海、甘肃和新疆东南部未登记盆地的油砂资源评价由地质科学院地质力学研究所承担；其他油气矿权区以外地区油砂资源评价由吉林大学承担。共设5个二级评价子项目，国土资源部油气资源战略研究中心负责油砂资源评价项目报告的编写工作，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国石油大学（北京）、吉林大学协助编写。

（四）油页岩

油页岩资源评价共设东部北部区、东部南部区、中部区、南方区、西部—青藏区油页岩资源评价等5个二级评价子项目，由吉林大学负责评价工作，吉林大学和国土资源部油气资源战略研究中心共同承担报告编写。

（五）可采系数

油气资源可采系数研究与应用由国土资源部油气资源战略研究中心和中国石油大学（北京）负责，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司协助研究并编写报告。

（六）油气资源评价系统

油气资源评价系统由中国石油大学（北京）和国土资源部油气资源战略研究中心共同建设并承担报告编写。

（七）趋势预测

油气资源潜力分析及储量产量增长趋势预测共设5个二级子项目，分别由国土资源部油气资源战略研究中心、中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司、青岛海洋地质研究所和中国石油大学（北京）承担并编写报告。

我在2007年9月24日购买了30000元的基金112002看它的利润分配有三次，我现在卖会有多少钱呢？

形成于挽近地质时期的中国大陆第三纪含煤盆地，可分东、西两个部分。大陆东部的含煤盆地受滨太平洋构造域的制约，盆地分为两种类型，位于海域的东海陆架、台西及南海北部属于弧后盆地或弧后前陆盆地，盆地规模较大，总体呈北北东向展布；位于大陆东部沿郯庐断裂带呈北北东向展布和分布在隆起带或坳陷带亦呈北北东向展布的盆地均以小型断陷或坳陷为主。大陆西部的含煤盆地受特提斯构造域的制约，盆地类型亦可分为两种，位于喜马拉雅板片及冈底斯—腾冲活动带西段的盆地，受喜马拉雅断裂带和雅鲁藏布江断裂带的影响，属主动大陆边缘（岛弧型）盆地；集中分布在中国大陆西南部（滇桂）华南板块与藏滇板块交汇部的盆地，受三江构造带、康滇构造带的影响，均为小型断陷型盆地，有些盆地兼有走滑性质。上述含煤盆地中的海域弧后盆地和喜马拉雅构造带的主动大陆边缘盆地，受自然地理条件与勘探程度的限制，暂不列入煤层气勘探评价范围。

属特提斯构造域位于大陆西南隅（滇桂）的第三纪含煤盆地，靠东部的琼北文昌盆地、桂南盆地群发育较早（始新-渐新世）有些延至第三纪末（中新-上新世）；受北西走向具左旋走滑性质的右江断裂带、南丹—紫云断裂带控制，并受北北西走向构造带的干扰，形成了诸多北西、北东向的小型断陷盆地。南宁、合浦、百色等盆地，老第三纪处于温湿气候条件，形成含有褐煤、油页岩等暗色碎屑岩沉积。新第三纪中新统长坡组煤系含煤较差，仅有局部可采煤；黄牛岭组含煤性较差，含1～3层褐煤；中上新统南康群仅含数层局部可采褐煤层；桂南、琼北盆地群含煤性亦较差。均是寻找煤层气藏的不利地区。

位于扬子陆块西缘康滇构造带的滇北盆地群、滇东南盆地群，因受绿汁江断裂带、安宁河断裂带、小江断裂带的控制，断陷盆地呈南北向分布，盆地均发育于新第三纪，由数十个小型断陷盆地组成。滇北盆地群昭通、弥勒、寻甸、曲靖等盆地，含煤岩系为上新统昭通组，中部含煤段为炭质粘土、粘土与褐煤互层，钻井钻遇煤层厚193.77 m，一般厚数米至数十米。滇东南盆地群开远、红河盆地和文山盆地，含煤岩系为中新统小龙潭组，中段含煤段含褐煤厚数十米，开远小龙潭盆地含煤厚223 m。滇北、滇东南盆地群上第三系含煤岩系含煤性好，但煤岩变质程度低均为褐煤，因此该区亦属寻找煤层气藏的不利地区。

跨越华南、藏滇两个板块，分布在几个构造带的川西藏东盆地群、思茅盆地群、腾冲盆地群，受金沙江断裂带、澜沧江断裂带和怒江断裂带组成的三江构造带的控制，具有右旋走滑性质，形成了一系列沿构造带走向的小型断陷盆地。分布在松潘—甘孜活动带的剑川盆地，含煤岩系为中新统双河组，含煤2～3层，厚2.5 m。昌台盆地含煤岩系为中新统昌台组，中部含煤段含三组煤层，含煤层、煤线21～92层，可采煤层3～33层，厚30.93 m。阿坝盆地含煤岩系为上新统阿坝组，中部含煤段含五组煤层，含可采煤2～22层，厚36.61 m。分布在羌北—昌都—思茅（微）陆块、羌中南—唐古拉—保山陆块、冈底斯—腾冲活动带的浑源、丽江、保山和潞西等百余个盆地，含煤岩系为上新统三营组，含煤数层至10余层，多为薄—中厚煤层。龙棱景东为巨厚煤层，厚达50～100 m。滇西新第三纪含煤盆地煤系十分发育，煤层多，厚度大，含煤性好，但是煤系地层因缺少上覆盖层未能深埋，煤岩变质程度低，均为褐煤。红河等少数盆地煤岩为气煤、长焰煤，可能是构造应力作用的结果。鉴于煤层气地质条件和自然地理条件等因素，滇西及整个大陆西南地区第三纪含煤盆地均列为暂不考虑煤层气勘探开发的地区。

分布在中国大陆东北部的依安盆地，是松辽盆地发展演化萎缩期形成的第三纪含煤盆地。至今仅有一口钻井钻遇1 m厚的煤层，含煤岩系为古、始新统乌云组。分布在松辽—华北沉降带的含煤盆地还有下辽河、渤海湾、华北老第三纪裂陷盆地，含煤岩系为下始新统—上始新统孔店组上部薄煤层。位于大兴安岭—山西隆起带的围场—林西盆地，冀北蒙南张北、集宁盆地，是新第三纪形成的中小型坳陷盆地，含煤岩系为中新统汉诺坝组，含煤3～20余层，可采煤3层，厚0.5～2.7 m。上述盆地含煤岩系变质程度低，均为褐煤，因此亦是煤层气勘探暂不考虑的地区。

位于滨太平洋构造域大陆构造—岩浆“活化”带东侧的第三纪含煤盆地，主要受郯庐断裂系的控制，形成一系列北北东走向的断陷盆地，自北而南为普阳—宝泉岭隐伏带、佳木斯隐伏带、依兰—尚志盆地、舒兰盆地、伊通盆地、沈北盆地、黄县盆地、潍坊隐伏带、坊子盆地。另一带发育在同属郯庐断裂系的敦化—密山断裂带，自北而南为虎林—密山隐伏带、牡丹江隐伏带、敦化盆地、梅河口盆地、抚顺盆地。郯庐断裂系控制的地堑型含煤盆地煤系地层均为下第三系。

普阳—宝泉岭隐伏带含煤岩系为始、渐新统宝泉岭组，有局部可采煤，盆地深部煤系发育较好。依兰—尚志盆地含煤岩系为始、渐新统达莲河组，含煤最多达20余层，厚0.3～0.9 m，煤层薄。舒兰盆地含煤岩系为始新统舒兰组，下部含煤30～50余层，并含数层油页岩，上部含煤20～30层，局部达50层，煤层厚10～30 m，可采煤6～15层，舒兰含可采煤厚17.76 m。伊通盆地含煤岩系为下始新统双阳组和上始新统—下渐新统永吉组，含薄煤层。沈北盆地含煤岩系为始新统杨连屯组，下部含煤5～61层，厚50～60 m，上部含可采煤厚0.89～22 m，中部夹30 m厚的油页岩。黄县盆地含煤岩系为始新统黄县组，含可采或局部可采煤7层，厚1.25～15.6 m，其中一层可采煤厚6.5 m，并含油页岩5层。潍坊隐伏带、坊子盆地含煤岩系为始新统五图组，仅昌乐五图盆地含可采煤30余层，厚36 m，煤层不稳定，夹有油页岩。

分布在敦化-密山断裂带的虎林-密山隐伏带，含煤岩系为始、渐新统虎林组，含煤8层，可采煤1～2层，厚1.05～1.52 m。桦甸盆地含煤岩系为古—渐新统桦甸组，上部含煤段含煤23层，厚 0.15～0.9 m，最厚2 m，含可采煤3层，单层厚0.5～0.7 m。梅河口盆地含煤岩系为始、渐新统梅河口组，含煤30余层，一般含煤14层，主要位于下含煤段，含可采煤5～7层，单层厚0.6～3 m，局部达25 m，可采煤厚3.37～88.15 m，均厚21.53 m。抚顺盆地含煤岩系为始新统古城子组，含巨厚煤层，厚0.6～134 m，均厚50 m，并夹油页岩。计军屯组煤层仅有0.5～0.8 m，其下古新统老虎台组含煤1～2层，厚0.5～2.3 m；栗子沟组含煤1～2层，厚0.5～4 m。

第三纪含煤盆地煤层气勘探程度很低，仅有抚顺盆地施钻了三口试验井，石油勘探在普阳—宝泉岭盆地获取的井下资料亦可借鉴。

依兰—尚志盆地南北长200 km，盆地北部达莲河组煤层厚1.8～23.1 m，一般厚11.1～18.2 m。地堑东侧煤层埋深400～1200 m，煤层厚6.0～23.0 m，单层厚大于7.0 m，均厚大于1.5 m，煤层顶板油页岩厚度大于110 m。煤岩镜质体反射率为0.51%～0.58%，属长焰煤。上述资料说明，依兰-尚志盆地尚具有可能形成煤层气藏的一定条件。

普阳-宝泉岭隐伏带是被第四纪沉积覆盖的第三纪断陷盆地，油气勘探已有15口钻井钻遇煤层，含煤岩系为始、渐新统宝泉岭组。汤参1井煤层最大埋藏深度为2997.6 m，钻遇煤层72层，累厚71 m，单层均厚0.99 m。新1井煤层埋藏最浅为235.0 m，最大单层厚度为10 m。汤参1、2井煤岩镜质体反射率为0.28%～1.14%，随煤层埋深增大煤岩变质程度亦随之增高。据报道，盆内施钻的油气勘探井在含煤地层中试获天然气，单井产气量为（1～7.2）×104 m3/d。从勘探资料可见，第三纪煤岩变质程度随煤层埋深逐渐增高，埋深1000 m以上为褐煤，1000 m以下逐渐增为长焰煤，再深增至气煤煤阶。由此可见，在煤层气勘探深度可及的范围内，可对盆地煤层气成藏条件进行有宜的探索。

抚顺盆地是唯一进行煤层气勘探试验的第三纪含煤盆地，盆地位于依兰—舒兰断裂带与敦化—密山断裂带的交汇部，第三纪含煤盆地叠置在前震旦系基底上发育的侏罗、白垩纪断陷盆地之上。第三纪盆地经历了古新世拉张裂陷构造岩浆强烈活动时期，含煤沉积不稳定，始新世早期构造活动缓和时期，形成了巨厚煤层，始新世中期深水湖相发育时期，形成了巨厚油页岩层，至始新世末盆地隆升沉积中断。由于成盆期后北东东向逆冲断裂的推覆和北西西向断裂的切割，形成了近东西走向的不对称向斜构造，向斜南翼翘起，北翼被逆断层冲断，西部和南部煤层变浅或出露地表，东部向斜核部煤层埋深达1300 m。

抚顺盆地含煤岩系为下第三系古、始新统抚顺群，主煤层为始新统底部古城子组，煤层少、单层厚度大，其下的古新统老虎台组、栗子沟组，煤层厚度小、变化大。古城子组煤层厚130 m，均厚50 m，最薄2 m。煤岩以光亮、半亮煤为主，显微组分以镜质组为主，含量高达90.37%，挥发分为42.83%～46.7%，属低灰、低硫、低磷煤。镜质体反射率为0.54%～0.65%，属长焰煤，其下为气煤。煤层含气量，560.8～680 m井段含气量为5.55～9.36 m3/t，随煤层埋深含气量增加，但向斜轴部含气量减少。科控1井测定煤层含气量为15.14 m3/t，兰氏体积为17.19～23.47 m3/t，兰氏压力为2.63～4.06 MPa。探2井井深850 m，地层压力为6.05 MPa，地层渗透率为2.0×10-3μm2。科控1井758.2～795.2 m钻遇主煤层厚29 m，筛管完井未压裂排采292天，产气25.5×104m3，单井日均产气873 m3/d。

抚顺盆地是一个发育在中生代断陷盆地之上的第三纪小型断陷盆地，盆地虽小却发育了较好的老第三纪含煤岩系，始新世早期古城子组煤层巨厚，煤系地层之上又有厚达110 m的油页岩覆盖，形成了良好的沉积组合，有利于煤层气成藏与保存。聚煤期后的构造变动对盆地有一定的影响，逆断层的推覆及配套断层的切割都会使盆地构型改变，但是抚顺盆地基本保持了向斜构造轮廓，主煤层深埋部位保存基本完好，煤层埋藏适中，煤岩属长焰煤、气煤，为煤层气成藏提供了基本条件。从抚顺盆地含煤状况分析，盆地含煤性较好，煤岩煤质较好，实测煤层含气量、渗透率、等温吸附参数、地层压力等与中低煤阶正常范围测定参数值基本相符合，试验井排采状况表明主煤层具有一定的产能，说明盆地具有形成煤层气藏的可能条件，值得对其进行探索。

从整个中国第三纪含煤盆地状况分析，除海域弧后盆地规模较大外，大陆上发育的含煤盆地规模均较小，多属小型断陷盆地，盆地总面积（不含海域）16×104 km2，煤炭资源量为158.17×108 t，仅占全国煤炭资源量的0.28%。由于第三纪含煤盆地所处地域古气候条件适宜，大陆东北部老第三纪含煤盆地与西南部的新第三纪含煤盆地均有丰富的聚煤沉积物源，形成了巨厚的煤层，但大多缺少上覆盖层，煤层埋深较浅，煤岩变质程度较低，大部为低变质褐煤。总体评价第三纪含煤盆地认为，煤层气成藏条件较差。但抚顺盆地、依兰—舒兰盆地、宝泉岭盆地等，在煤层之上覆盖有较厚的油页岩，煤层埋藏并不太深，但煤岩变质程度已达长焰煤、气煤阶，煤系地层生烃能力、储集条件均趋变好，因此可选择这类盆地进行探索，对开拓第三纪低变质煤阶小型盆地煤层气勘探是有益的。

综上所述，根据含煤—煤层气盆地形成煤层气藏的基本条件，参照煤层气勘探取得的地质参数，综合分析研究评价认为：鄂尔多斯盆地东缘石炭、二叠系含煤岩系和西南缘侏罗系含煤岩系，沁水盆地南部石炭、二叠系含煤岩系，黔西盆地群二叠系含煤岩系，准噶尔盆地南缘侏罗系含煤岩系和松辽盆地东南部及盆地南部断陷盆地群白垩系含煤岩系是寻找煤层气藏的有利层位和地区。

鄂尔多斯盆地具有形成含煤盆地的稳定构造环境，持续沉降形成了多期叠置型沉积构造盆地。鄂尔多斯盆地基底为前震旦系稳定地块，地块上发育了早古生代克拉通盆地，其后形成了晚古生代克拉通含煤盆地。印支期后华北克拉通盆地解体，形成中生代前陆坳陷盆地，其下的石炭、二叠系含煤岩系变形形成沉积构造盆地，三叠纪末期和早、中侏罗世发育的含煤岩系覆盖其上，形成叠置型含煤盆地，喜马拉雅期盆地抬升，周缘形成地堑型断陷盆地。鄂尔多斯盆地在华力西中期至燕山期末，仅有数次短暂抬升，总体处于持续稳定沉降状态，形成了有利煤层气成藏的巨厚的含煤沉积组合。印支期后，石炭、二叠系含煤岩系在差异升降及挤压应力作用下，形成近南北、偏北北东向不对称性巨型复式向斜，受逆冲推覆西部构造陡窄复杂，中、东部构造宽缓简单，有利于煤层气成藏。盆地虽经多期构造运动改造，构型基本完好，变形不很剧烈，多层系含水层形成的水动力系统未遭大的变革破坏，对煤层气成藏与保存都很有利。

鄂尔多斯盆地具有良好的聚煤沉积环境，石炭、二叠纪时期盆地处于华北克拉通含煤盆地聚煤有利相带，形成了以太原组、山西组为主的海相、海陆交替相、陆相含煤岩系，侏罗纪又形成了以延安组为主的陆相含煤岩系，两个地质时代的煤系地层均具有煤层多、厚度大、煤质好、资源丰度高的特点，同时还发育了与煤系地层相匹配的区域性沉积盖层，良好的沉积组合有利于煤层气成藏与保存。

鄂尔多斯盆地构造活动较稳定，印支期后岩浆活动较弱，含煤盆地以深成变质为主，以巨型盆地构型为轮廓，自盆缘向盆内形成由低至高的煤岩变质环带，石炭、二叠系煤岩变质跨度大，由长焰煤至无烟煤阶，盆地东缘带以低中变质煤为主，由北向南变质程度逐次增高。中侏罗世延安组煤系以低变质煤为主，盆地南部变质程度稍高。

鄂尔多斯盆地煤层气勘探试验成果，石炭、二叠系目标煤层含气量、渗透率、地层压力、含气饱和度、气井产量等地质参数，初步验证了石炭、二叠系煤层气成藏条件，盆地东缘晋西挠褶带是煤层气成藏有利地区。侏罗系延安组应选择盖层条件较好，煤层含气量相对高的盆地西南部进行勘探。鄂尔多斯盆地煤层气勘探试验同时表明，由于盆地构造部位不同和含煤岩系分布的差异，盆地东缘晋西挠褶带成藏条件亦有所不同，目前初步证实以中部离石鼻状隆起成藏条件较好，南、北段尚需进一步勘探验证。从已有勘探资料表明，含煤岩系向盆地延伸部位，煤层发育、煤岩变质、水动力和水化学等条件可能变好，对煤层气成藏更为有利，是寻找盆地内煤层气高产区带的有利地区。

沁水盆地是在山西隆起带上形成的构造盆地，印支期后华北石炭、二叠纪克拉通盆地解体，与东、西坳陷带相间形成山西隆起带，燕山期受差异升降与挤压应力作用，前三叠系形成复式背向斜构造，石炭、二叠系煤系地层圈闭形成沁水复式向斜，喜马拉雅期形成的汾河地堑斜截盆地西部，虽经多期构造变形改造，盆地构型基本完好，盆内构造较为简单，为煤层气成藏准备了构造条件。

沁水盆地石炭、二叠纪时期位于华北含煤盆地的聚煤有利相带，形成了以太原组、山西组为主的含煤岩系，煤系地层厚度大、煤层多、煤质好、埋藏浅、资源丰度高，是煤层气成藏的基本物质条件。煤系地层之上发育了三叠系区域性沉积盖层，是煤系地层深埋成煤、成烃的必要条件。在三叠系沉积盖层覆盖下的石炭、二叠系煤系地层，煤岩变质可以达到中低煤阶，燕山期山西隆起带深部岩浆大面积侵入，形成区域性岩浆热变质异常带，使中低煤阶煤演化成为高中阶煤，煤岩变质程度增高使煤层渗透性变差，但经煤层气勘探测试表明，煤层渗透率并不很差，勘探试验井气水产出状态还较正常，说明沁水盆地煤阶虽高但煤层储集条件尚有形成煤层气藏的可能。

沁水盆地煤层气地质条件的另一特点是，现今盆地中部有一近东西向分水岭，盆地地层水形成南、北两个水动力系统。已有资料证实，盆地北部岩溶陷落柱发育，钻井泥浆漏失严重，地下水动力活跃，是煤层气成藏的不利地区。经煤层气勘探初步证实，沁水盆地南部斜坡带煤层气成藏条件较好，根据盆地煤层气地质条件综合分析，向盆地中部延伸的斜坡带深部煤层气成藏条件可能变好，是寻找煤层气高产带的有利地区。

黔西盆地群位于四川盆地与红水河盆地之间，是华南克拉通含煤盆地经印支期后变形改造的滇黔桂盆地群的一部分，由于多向构造应力作用形成多种型式的向斜构造，二叠纪龙潭组含煤岩系构成向斜构造圈闭，形成以含煤盆地（向斜）为单元的水动力系统和含气系统。

黔西盆地群位于康滇古陆东侧，晚二叠世龙潭期处于华南克拉通含煤盆地聚煤有利相带，形成煤层多、厚度大、煤质好、含煤性好、资源丰度高的龙潭煤系。黔西盆地群位于水城—紫云断裂与贵阳—师宗断裂交叉带以西，是煤岩变质较适中的中低变质区，对煤层气成藏较为有利。龙潭组含煤岩系之上连续沉积了海相碳酸盐岩、膏盐岩层，是一套封盖条件好的沉积盖层，向斜内三叠系残留厚度多为1000～2000 m，封盖层条件较好，有利于煤层气成藏与保存，煤层埋藏浅亦有利于煤层气勘探。

黔西盆地群虽然列入寻找煤层气藏的有利地区，但是仍应指出，经多期、多向构造变形改造已裸露地表的黔西中小型残留盆地，虽然构造向斜保存基本完好，但二叠系含煤岩系经过变形重建，煤层渗滤条件变差，水动力系统及其相伴的含气系统亦随之调整重建，赋存在煤层中呈吸附状态的甲烷是否在煤层中依然留存，只有经过煤层气勘探实践验证，才能作出正确的结论。

准噶尔盆地发育在准噶尔地块之上，震旦纪至早寒武世为克拉通发展阶段，其后受洋盆影响构造较为活动，晚二叠世进入陆内坳陷沉积发展阶段，中三叠世开始为前陆坳陷盆地发展时期，喜马拉雅期天山褶皱带向北强烈推覆，盆地南缘强烈沉陷，形成明显的不对称箕状盆地。印支中期形成前陆坳陷盆地后，经燕山、喜马拉雅期沉积建造叠加与构造运动改造，坳陷加深，规模扩大，强化了前陆盆地构型，但盆地未经褶皱回返，未遭严重破坏，整体构型保存基本完好，对煤层气成藏与保存都很有利。

准噶尔盆地主要含煤岩系为下、中侏罗统八道湾组和西山窑组，煤系地层厚度大、煤层多、煤质好、资源丰度高。在两套含煤岩系间发育了深湖相细碎屑岩沉积，煤系地层之上发育了上侏罗统、白垩系及第三系沉积盖层，形成了一套有利煤层气成藏的沉积组合。

准噶尔盆地燕山期后盆内岩浆活动较弱，含煤岩系随盆地沉陷深埋以深成变质为主，形成由盆缘向盆内、由低至高的不对称型变质环带，在盆地周缘煤层埋深适中、煤岩变质适中、水动力条件封闭的构造带，是煤层气成藏的有利地带。据已有资料分析，盆地南缘构造陡带有可能形成水动力封闭的高压带是寻找煤层气藏的有利地区。

松辽盆地的基底为稳定的嫩松地块，古生代盆地基础分属两类，北部为华力西褶皱带，南部为华北古生代克拉通，燕山运动卷入滨太平洋构造域，早期形成北北东走向的中小型断陷盆地群，晚期形成北北东走向的大型坳陷盆地，喜马拉雅期盆地边缘形成北北东走向的大型裂陷带。侏罗纪至早白垩世为松辽盆地聚煤期，早、中侏罗世煤系分布在盆地西缘断陷带，晚侏罗至早白垩世煤系分布在盆地东南部断陷盆地。早白垩世沙河子组、营城组分布在盆地东南部及盆地以南的中小型断陷盆地，是松辽盆地的主要含煤岩系。松辽盆地深部断陷盆地群受控于北北东向为主的扭压性断裂，晚侏罗世火山岩发育，早白垩世构造相对稳定，含煤岩系夹少量火山岩、火山碎屑岩。燕山晚期至喜马拉雅期，盆地边缘郯庐断裂系活动，形成北北东向张扭性裂陷带，有些断陷盆地亦有掀斜或断褶，但断陷盆地群基本格局并未破坏，以断陷盆地为单元的水动力系统依然存在，对煤层气成藏与保存都很有利。

松辽盆地深部及以南的含煤断陷盆地，晚侏罗至早白垩世沉积均以独立的中小型断陷盆地为单元，形成陆内河湖相含煤沉积，晚侏罗世火山岩发育煤系较差，早白垩世物源充沛聚煤较好，早白垩世发育了厚度大、煤层多、煤质好、资源丰度高的含煤岩系，早白垩世晚期沉积层覆盖于煤系地层之上，晚白垩世沉积披覆式的覆盖于断陷盆地之上，形成良好的区域性封盖层。

松辽盆地深部及以南断陷盆地煤岩变质程度较低，多处于低变质烟煤阶，由于松辽盆地深部高热流值、高地温场形成的区域性地温异常，煤系地层变质程度相对增高，使低变质煤演化适中，煤层埋深又较浅，既利于煤层气成藏，又有利于勘探开发。

松辽盆地深部含煤断陷盆地煤层气勘探程度很低，仅有铁法盆地及松辽盆地以南的阜新盆地进行了煤层气勘探试验，勘探成果初步证实了施钻盆地的煤层气资源前景。根据松辽盆地东南部及以南的断陷盆地的煤层气地质条件分析，参照铁法、阜新盆地煤层气勘探实践，评价认为松辽盆地东南部及盆地以南的早白垩世含煤断陷盆地是寻找煤层气藏的有利地区。

经过对含煤—煤层气盆地的分析研究和综合评价，除上述四个成煤地质时期五个盆地（群）确认为寻找煤层气藏的有利层位和有利地区外，尚有跨越六个成煤地质时期近二十个大小不等的盆地（群）可列为寻找煤层气藏的可探索地区。

石炭二叠纪盆地：鄂尔多斯盆地南部渭北隆起带东、北部，鄂尔多斯盆地西北部桌子山构造带（银川断陷），华北（狭义）盆地（北、南华北），四川盆地东南部，美姑盆地，湘中南盆地群，红水河盆地西部等。

三叠纪盆地：库车盆地，四川盆地东南、西部，楚雄盆地等。

侏罗纪盆地：松辽盆地西缘、吐鲁番-哈密盆地、库车盆地北缘等。

白垩纪盆地：三江盆地群等。

第三纪盆地：抚顺盆地、依兰—舒兰盆地、普阳—宝泉岭隐伏带等。

过户协议书范本5篇

你查一下现在的净值，我刚才查了一下，你买的时候的净值是3.2860，现在的价格是1.434。你当时能买到8992.69份，中间分红每份分1.34元。你当时选的是现金分红，还是红利在投资呢。现在卖还亏不少钱呢，如果是现金分红的话，你能卖到24000元左右。

过户协议书范本1

委托方(甲方)：__

身份证号：______

受托方(乙方)：__

营业执照号码：____

法定代表人：__

房地产经纪机构资质证书号码：________

依据《中华人民共和国合同法》及相关法律法规的规定，委托人与居间人在平等、自愿的基础上，就房屋代办过户的有关事宜达成协议如下：

第一条、委托事项

甲方委托乙方在委托期限内为其委托代办以下条件的房屋的过户手续(必备条件请在方格内划钩，参考条件请划圈，未选条件请勿填)，座落：____;楼房为__室__厅__卫□;平房为__间□;简单装修;有线电视接口;空调;天然气;煤气;土暖气;热水器;电话;电视机;电冰箱;洗衣机;上下水;家具;楼层：__;结构：__;朝向：__;建筑面积：__平方米□;是否出租;租期：__;房屋用途：__;房屋权属：__其他条件：____

乙方还应提供以下服务：________。

第二条、委托期限

自____年__月__日至____年__月__日。

超过以上期限仍需要居间服务的，双方另行签订居间合同或以书面形式将本合同委托期限延长。

第三条、甲方义务

(一)应出示身份证__等真实的身份资格证明;

(二)应对乙方的居间活动提供必要的协助与配合;

(三)应对乙方提供的房屋资料保守秘密;

(四)应保证具有房屋所有权证书或对所托房屋依法享有权利的其他证明及身份证、营业执照等身份资格证明;保证代办房屋产权明晰，不存在所有权纠纷或者其他权利纠纷;

(五)甲方应保证为乙方提供的房屋资料已经事先核实，并且甲方应满足乙方代办业务的特别条件要求;

第四条、乙方义务

(一)应出示营业执照、房地产经纪机构资质证书等合法的经营资格证明;

(二)应尽力完成甲方的委托事项，按照本合同第一条甲方提出的条件为甲方办理情况及时向甲方如实汇报。

(三)不得提供虚假信息、隐瞒重要事实或与他人恶意串通，损害甲方利益;

(四)对甲方的经济情况、个人信息、商业秘密等保守秘密;

(五)收取代办费、佣金、居间活动费用的，应向甲方开具合法、规范的收费票据;

(六)本合同签订后，乙方不得以任何形式向甲方收取任何名目的预收费用。

第五条、委托事项的完成

“完成委托事项”是指完成本合同第一条所列全部委托事项。甲方的__房地产权证办出视为委托事项完成。

费用与佣金

(一)代办业务所收取的费用

代办业务所收取的费用是指乙方为完成委托事项实际支出的必要费用(不包括买卖交易双方的契税费)。

乙方完成委托事项的，代表的费用由乙方承担。非因乙方故意或过失导致委托事项未完成或未在委托期限内完成的，乙方可以要求甲方支付必要的、合理的活动费用。乙方要求甲方支付上述费用的，应当如实列明，并出具相关票据，做出合理解释。

第七条、转委托

乙方将委托事项全部或部分转委托给第三人处理，应当事先征得甲方的同意。

第八条、本合同解除的条件

双方可以以书面形式协商解除合同。

第九条、违约责任

(一)甲方违反保密义务的，应按照__标准支付违约金;

(二)甲方未如约支付代办费用的，应按照__的标准支付违约金;

(四)乙方违反保密义务的，应按照__标准支付违约金;

(五)乙方怠于履行尽力义务的，不得向甲方要求支付费用;

第十条、合同争议的解决办法

本合同项下发生的争议，由双方当事人协商或申请调解;协商或调解解决不成的，按下列第__种方式解决(以下两种方式只能选择一种)：

(一)提交仲裁委员会仲裁;

(二)依法向有管辖权的人民法院起诉。

第十一条、其他约定事项

第十二条、本合同一式二份，甲乙双方各执一份。经双方签字盖章后生效。合同一经生效，即对双方具有法律约束力。双方经协商一致可以对合同内容进行变更或对未尽事项做出补充规定。变更或补充规定应当采取书面形式，与本合同具有同等效力。

第十三条、本合同相关条款的约定是在不违背国家法律、法规和地方性法规的前提下做出的，如果国家法律、法规和地方性法规对委托人、居间人及出租人的资质、资格及其他有关方面有特别规定的，从其规定。

甲方：

乙方：

日期：

过户协议书范本2

甲方：

乙方：

为了确保房屋买卖双方的合法权益，甲乙双方现就住宅及储藏室买卖自愿达成协议如下：

第一条经甲乙双方共同协商，甲方夫妻自愿将位于市区号楼单元室的住宅壹套(建筑面积平方米)及储藏室壹间(建筑面积平方米)出售给乙方。房屋所有权证号为：。甲方保证对其所售房屋拥有完全的所有权，没有抵押等各种负担。

第二条上述住宅及储藏室的出售价为人民币元整(￥元)，此价格自甲乙双方签订协议书之日起不得变更。

第三条付款方式：乙方分两次付清，乙方先交定金元整 (￥元)，剩余房款元整(￥元)于办理房产证时由乙方一次性付清。甲方收到后需出具收据。

第四条乙方支付甲方万元款项时甲方须把此房房屋所有权证等证件原件及相关票据均由乙方保管。将来土地证发放后甲方必须立即配合领取并交由乙方保管，甲方将来必须积极配合乙方共同到房产部门办理上述住宅所有权过户手续，并将新的《房产证》交给乙方。上述住宅一经办理所有权过户手续，房屋的产权及使用权归乙方所有，甲方不再拥有产权及使用权等任何权利。

第五条自办理房产证之日起，如遇拆迁等与此房相关的权利义务等，均由乙方享有和承担，在此日之前由此房产生的权利义务均由甲方享有和承担。

第六条上述住宅及储藏室的交易过户费用由乙方承担。

第七条违约责任：

(一)乙方未在规定的时间内将购买上述住宅、储藏室的款项支付给甲方的，由甲方按日加收违约金50元。

(二)甲方在收到乙方支付的购房款后未按规定时间腾房并将房产证交给乙方的，甲方除必须腾房并将房产证交给乙方，必须按日支付违约金50元。

(三)自乙方要求甲方协助过户之日起，甲方未在合理时间内协助乙方办理房屋过户手续的，甲方除必须及时配合乙方过户外，必须按日支付违约金50元。

(四)房屋买卖协议签订后，甲方违约不出售上述住宅及储藏室的，甲方除必须按乙方规定的时间退还已收取的乙方购房款外，必须另行支付给乙方五万元整(￥50000元)违约金;如乙方已付款但终止购房的，甲方只退回给乙方元;如未支付任何购房款，无论哪一方违约，违约方应向对方支付违约金壹万元整。

第八条甲方交给乙方住房时须住房保持完好，并结清在此之前所发生的水电暖物业等所有费用。

第九条本协议经双方夫妻均签字后生效。本协议一式二份，甲乙双方各执一份。

甲方：

乙方：

日期：

过户协议书范本3

甲方（出卖人）：身份证号：

乙方（买受人）：身份证号：

鉴于乙方购买甲方房屋暂不能办理产权过户，依据《中华人民共和国合同法》等法律法规规定，甲、乙双方在平等、自愿、协商一致的基础上，达成如下协议：

第一条甲方自愿将坐落在市镇村号的房屋，建筑面积为平方米（含地上附着物），房屋产权证号：，出售给乙方。

第二条甲、乙双方商定该房屋售价为（人民币）拾万仟佰元整（含附属设施费用），乙方自合同签订之日一次性将房款全部付给甲方。

第三条甲方应于本合同签定之日将房屋交付乙方，同时向乙方交付该房屋产权证、土地使用证及相关手续。

第四条甲方自本合同签定之日不得再对该房屋进行任何物权处分及附加任何物权、债权负担，不得再与乙方以外的任何第三人签定该房屋的买卖合同、赠与合同、抵押合同等。

第五条该房屋在交付乙方使用前，所发生的水、暖、电、讯、有线电视费等一切由均由甲方承担；房屋自交付乙方使用后的一切费用均由乙方自行承担。

第六条在该房屋符合规定产权过户条件时，甲方应积极配合乙方办理房屋产权过户，过户时所需税、费由甲、乙双方按照国家规定各自承担。

第七条甲方不得以经济上涨，房价过低等任何理由拒绝履行合同，拒不配合乙方办理过户等相关事宜。由于甲方违约致使乙方无法履行，除全部退还乙方支付的购房款和同期银行贷款利率4倍的利息以外，还应向乙方支付万元人民币违约金。

第八条该房屋在正式办理产权过户前，乙方有权将该房屋卖与第三人，若乙方将该房屋卖与第三人，甲方应在乙方提出要求时，积极配合与第三人办理产权过户等事宜。

第九条该房屋在正式办理产权过户前，若因城市规划建设需要，被政府征收，政府给予一切补偿权益归乙方所有。甲方不得以房屋尚未过户之名要求享受相关补偿权益。

第十条本合同一式两份，甲、乙双方各一份。

甲方：

乙方：

日期：

过户协议书范本4

出卖方（以下简称甲方）：

买受方（以下简称乙方）：

鉴于：甲方现居住的位于号的房屋原房主系黄超，现房屋产权登记户主仍然是黄超的名字，该住房由黄超于年月日出卖给后，由于年月日出卖给，现甲方将该房屋出售给乙方，经甲乙双方自愿协商及通过原房屋产权人黄超认可，达成如下协议，望共同遵守：

第一条、甲方将其位于黔西县结构房屋，建筑面积平方米，房屋产权证号为证字第号，产权登记户主为黄超的住房一套出卖给乙方。

第二条、双方议定该房屋总价款为人民币大写元整：（小写￥：元整），该款由乙方分次付清给甲方。即自合同签订之日，乙方一次性支付房屋价款人民币现金大写给甲方，甲方必须于本合同签订及乙方支付第一笔房屋价款后日内将房屋交付乙方使用，并提供办理该房屋产权过户所需要的一切材料协助乙方办理房屋产权过户手续，办理房屋产权过户所产生的费用由乙方自行承担。乙方必须于办理完房屋产权过户的当日或次日将尾款人民币现金大写支付以收款收据或银行转账等为据。

第三条、甲乙双方根据国家相关法律、法规及政策规定承担相应义务，（该次买卖如需公证，公证费用由导致公证的原因方承担相应费用），该房屋交易所产生的税费由乙方承担。

第四条、该次房屋出售包含房屋内的其他所有附属设施（如：甲方室内装修的墙地砖等）及双方议定的设备等，价款为本合同第二条约定的合同总价款，甲方必须将其房屋室内装修及相应附属设施和设备与房屋一起完好交付给乙方，乙方除本合同第二条约定价款外，不在支付甲方其他任何费用。

第五条、甲方必须保证该房屋不存在债权债务、不存在抵押、担保等情形，如有相关情形致使乙方权利受损或该房屋无法过户到乙方名下的，视为甲方违约，甲方必须承担本合同约定的违约责任及乙方因此受到的经济损失。

第六条、甲乙双方自愿约定，双方自本合同签订之日起均诚实履行合同约定内容，任何一方不得随意反悔。若甲方于本合同签订后不及时交付房屋、交付房屋及附属设施设备与双方议定不符、不及时积极协助办理房屋产权过户手续、交易房屋存在其他权利瑕疵（如存在抵押、担保等情形）等均视为甲方违约，甲方违约则应返还乙方已经支付的全部房屋价款，并且向乙方承担本合同约定总价款20%的违约金的违约责任。若乙方于合同签订后不按合同约定支付相应款项，由乙方承担已经支付甲方的全部款项的20%不予返还的违约责任。

第七条、甲乙双方在履行本合同过程中发生争议的，应充分协商解决，无法进行协商或协商不能达成一致意见的，任何一方有权向有

管辖权的人民法院提起诉讼解决。

第八条、本合同未尽事宜，由甲乙双方另行协商签订补充条款或者补充合同，与本合同具同等法律效力。

第九条、本合同一式三份，共3页，自双方及原房主等签字捺印之日起生效，甲乙双方各执一份，方备注一份，具同等法律效力。

甲方：

乙方：

日期：

过户协议书范本5

赠与人：

受赠人：

赠与人将其房屋赠与受赠人，经双方当事人协商一致，签订本合同，以明确双方的权利义务。

第一条赠与房屋状况房屋坐落房屋规格房屋面积备注：该房屋已于年月日赠予给使用。