煤系气是指赋存在煤系地层中，由煤系生烃母质在地质演化过程中生成的以甲烷为主要成分的全部天然气，包括煤层气、致密砂岩气、致密碳酸盐气、煤系页岩气和煤型气源的天然气水合物等。煤层气是指储存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源，属非常规天然气，是近一二十年在国际上崛起的洁净、优质能源和化工原料。详细可参见“双碳”目标下的煤系气与煤层气。我国煤层气类型丰富，高、中、低煤阶煤层气齐全。高煤阶煤层气主要分布在华北和南方气区，中煤阶煤层气主要分布在华北、南方和青藏气区，低煤阶煤层气主要分布在西北和东北气区。
一、煤（系）层气资源分布特征
中国发育有五大煤层气气区（华北、西北、南方、东北、青藏）。煤及煤层气的生成、发育、聚集、保存与破坏都受控于构造背景及区域沉积环境等地质因素。大型构造带的分布与煤和煤层气区的分布有很大相关性，在一定程度上具有因果关系。贺兰山—六盘山—龙门山构造带、昆仑山—秦岭—大别山构造带、天山—阴山构造带和兴安岭—太行山构造带基本控制了五大气区的发育与分布。包括晋、鲁、豫、冀、皖、辽、宁及蒙在内的华北气区发育于贺兰山构造带东侧、秦岭构造带北侧、阴山构造带以南；西北气区（包括新、甘、青、宁及蒙西地区）则分布于贺兰山—六盘山构造带以西、昆仑山—秦岭构造带以北；松辽盆地、大兴安岭西侧及阴山构造带北侧为东北煤层气主要分布区，包括蒙东部及辽吉黑三省；包括云、黔、川、湘、鄂、赣、粤、闽、浙及皖南在内的南方煤层气区主要分布于秦岭—大别山以南及龙门山—大雪山—哀牢山以东。三叠纪—早侏罗世期间的印支运动、侏罗纪—白垩纪期间的燕山运动及新生代以来的喜山运动对聚煤盆地煤层气气藏的形成与改造作用强烈，不利于煤层气资源的富集与保存。
对于我国的煤层气资源，其分布可以划分为五大赋气区，按照资源量从少到多分别是青藏、东北、南方、西北和华北。青藏赋气区仅占全国总量的万分之一左右，东北赋气区占全国的9.67%，南方赋气区占全国的18.18%，西北赋气区则大约占全国的四分之一，占比最大的华北赋气区，其资源最为丰富，约占全国的46.27%。
二、煤层气勘探关键技术
我国煤田地质构造复杂，煤层气储层特征差异性大，针对不同盆地、不同地区、不同煤储层特征，煤层气开发技术适应性差别较大。目前，针对我国中低阶煤层、碎软低渗煤层、云贵多层低渗煤层以及深部煤系地层的煤层气开发技术，从理论和技术方面都存在许多关键性难题。因此，要立足科技创新和技术进步，加强煤层气勘探开发基础理论、新技术、新工艺和新装备研究。形成针对中国资源特色的煤层气勘探开发技术体系。
当前煤层气的开发多针对800m以浅的煤层，随着浅部资源的不断开发，未来将大比例转入中深层。深部煤层处于高地温、高地应力、高储层压力和低渗透率的地质环境中，煤层气富集规律与浅层有很大不同。鄂东地区南部延川南气田的成功开发得益于低成本的钻完井技术、适用的增产改造技术和智能化精细排采控制等技术的不断完善，为其他地区深部煤层气的勘探开发提供了借鉴。沁水盆地煤层气钻井揭示煤层含气量随深度的增加而增大，中深层煤层气勘探潜力巨大。中国石油华北油田在盆地南部马必东区块在超过1000m埋深的煤层中实现效益开发，突破了以往埋深800m以深的煤层气不宜开发的认识，平均单井日产超过2000m3，目前仍处于产量上升期。
2.1 技术进步有望驱动煤系“三气”共探合采
煤系“三气”系指与煤系地层有关的页岩气、煤层气和致密砂岩气，三者以不同的富集状态共生于海陆交互相的含煤地层中。山西省含煤盆中广泛发育的煤系烃源岩多已达到成熟阶段，与煤层间互发育的三角洲相砂岩层，海陆过渡相页岩层为致密气和页岩气的富集提供了有利储集空间。目前省内煤系地层中的致密气已经实现商业开发，页岩气勘探取得重要进展。鄂东地区大吉-吉县区块致密气田已建成6.00×108m3产能，2017～2019年已稳产3年，累采气1.81×109m3，具备10年以上稳产潜力。鄂东地区石炭系本溪组和下二叠统太原-山西组煤系地层中发现存在海陆过渡相的页岩气层，多口井获得工业气流。
由于煤系“三气”具有不同的赋存状态和储层特征，对储层改造和排采工艺的要求也不相同，实现“三气”合采的关键配套技术目前还处在试验和起步阶段。山西省煤炭地质局对沁水盆地榆社—武乡区块深部煤系地层(产层埋深1300～1350m)的煤层气、页岩气、致密砂岩气进行了分压合采试验并且较好效果，最高日产达到1000m3，稳产近一年，为煤系三气共探合采的储层改造工艺和开发方式提供了实践经验。
通过对2009～2018年储量发现规律和山西省煤层气资源量的综合分析，同时考虑技术进步可能带来的中深层、中低阶储量发现，研判认为“十四五”末年新增探明储量有望达到6.00×1010m3的规模并稳定至“十五五”末。据此利用多旋回哈伯特模型对2009年至2030年的储量增长过程及趋势进行拟合，确定k值为12，模型参数如表，年新增储量变化过程如图。
2.2 资源储层特性指标及其影响
渗透率是影响产气的重要因素之一。渗透率与煤层埋深有直接关系，因为埋深增大，煤层承受的静压力越大，有效应力也就越大，导致煤层渗透率降低。国内外的研究资料均表明，煤层埋深与渗透率有着良好的负相关性。煤层含气量高与煤层的高演化程度相关，贫煤—无烟煤具有很强的生气能力和吸附能力。含气量除了与演化程度有关外，还与煤层埋深和封盖条件有关。煤层的封盖条件对其含气性起着不可忽视的作用。我国许多以泥岩为盖层的煤田，煤层甲烷含量都比较高，并且大都是瓦斯突出矿井，如丰城、淮南、淮北等。原生煤层保留了较好的煤体结构，加之煤层区域热变质过程中形成的大量气胀节理和岩体的拱劈作用，可以使煤层整体具备较好的渗透性和导流性。此外，欠压储层对煤层气的排采不利。
2.3 关键技术浅析
地质上通过野外填图、地震勘探，识别区块内断层、局部小圈闭等分布特点；布井方式结合实际布设开发；钻井工艺上采用符合地质条件及高产气的井身结构，辅以综合录井、地质和气测跟踪，对煤层及顶底板取心作业进行准确的地质把控；同时采用导眼井段的地球物理测井和岩心样品的实验测试，控制和掌握区块的地层层序和空间叠置规律，并且获取煤岩组分、煤岩结构构造、孔渗特征、力学性质和煤层气含量等参数，评价煤层气产能和潜力，进而综合论证并不断扩大井部署，提高产气井开发成功率，实现经济有效开发。
值得注意的是井间干扰在煤层气井钻井、压裂和生产的各阶段都可能发生。井间干扰提产途径主要是在煤层气井排采阶段，其机理是随着排采的进行，煤层原始平衡状态被打破，储层压力传播使压降漏斗范围不断扩大并发生叠加，同时造成能量迁移，增强孔裂隙中煤层气解吸、扩散和运移的动力，从而提高压降速率和压降漏斗面积。井间干扰主要受煤层形态、煤体结构、煤岩物性等地质因素和井网密度、压裂裂缝分布、排采工作制度等工程因素的控制。
煤储层属于割理裂缝型储层，其裂缝系统包含了层面、外生节理、气胀节理、内生裂隙、滑移面和微裂隙等结构弱面。这些天然裂缝在成因(沉积作用和构造作用)、发育规模、产状及其组合形式等方面具有显著的差异性，导致天然裂缝空间分布具有强非均质性。通过水力压裂，在高压流体注入煤储层后，不仅可是打开天然裂缝，而且还可以形成新的人工裂缝，这些压裂裂缝相互连通，从而形成复杂的裂缝网络。
带压油管压裂新技术对于常规油管压裂有明显的优势。该压裂技术在改造储层提高渗透性的同时，也向地层注入了与地层流体不匹配的压裂液体，因此其本身也存在对煤储层的污染。在保证正常压裂的前提下，如果不增加额外的压裂液或者其他外界流体，那么储层污染程度将会大大降低。