谁才是中国真正的无烟煤之王

1、山西煤炭资源丰富全省国土面积15.7万平方千米，含煤面积5.7万平方千米，占近40%，全省118个县级行政区中94个县地下有煤，91个县有煤矿。1995年全国第三次煤田预测资料显示，全省2000米煤炭资源总量为6400亿t，占全国的16%，截止1996年末累计探明储量2662亿t，占全国27%（其中：煤焦煤占57%），保有储量2613亿t，占全国的27%，境内各类煤矿批准占用储量约1500亿t。

2、煤炭品种齐全，煤质优良，开发自然条件优良。

据1986年中国煤炭分类国家标准，山西拥有14个牌号的煤种，由其是大同的动力煤，阳泉、晋城的无烟煤，离柳、乡宁的稀有炼焦煤储量大、分布广，开发历史久远，特别是改革开放以来在市场上开创了极佳的品牌效应山西成煤时期主要在古生代，主要含煤地层为石炭、二迭系和侏罗系部分为第三系目前开发的煤炭平均埋深在300—500m，地质构造大部分地区较为简单，开采条件好。煤质优良，大部分为低硫、低灰、高发热量。

二、煤炭开发的外部条件优越

我国是一个以煤为主的能源结构，煤炭无论是在一次能源的生产或消费结构中均占到75%，自八、九十年代以来，国家在煤炭开发方面实行“强化东部，战略西移”的战略决策，从而确立了以山西为中心的全国能源基地的战略地位，山西成为新时期以来向全国发达省份、经济快速发展地区实施“西煤东运，北煤南调”最便捷的煤炭产地，晋煤在市场的份额一度达到80%。山西年生产原煤达3.5亿t，占全国的四分之一以上，外调全国26个省、市、区，外调量达2.3亿t，占全国省际煤炭外调总量的80%，供应煤炭出口达1700万t，出口20多个国家和地区，出口量占全国的70%，成为山西的主要创汇商品。经过五十多年的建设，山西已形成了一大批从事煤炭科研、勘察设计、生产、管理营销队伍拥有9条铁路出省干线，约220个发煤站，年发运能力在2.5亿以上，其中：晋北12个为大秦线配套的能力均在200万t及以上的大型煤炭集运站，集中储装运输能力4750万t，吸引范围达12个县（区）全省现有50多个煤焦公路出省口，年出省运力达3500万t地理位置适中，距沿海省份平均400—600km山西也是全国最大的电力基地之一，发展煤炭工业有可靠的动力保障。

三、山西煤炭的开发现状

建国以来山西煤炭工业有了长足发展，特别是改革开放以来，国有重点煤矿依靠国家投入，形成了10个大型或较大型的煤炭生产基地即八局二公司，地方煤矿一靠政策，二靠资源优势，充分调动了各级政府和农民群众办矿的积极性，在经历了“六五”时期国家为解决能源危机而实行“有水快流”的方针从而获的了大发展，“七五”时期以安全为中心的全面整顿，“八五”时期重点改造以后，步入了“九五”时期的稳步发展阶段。

目前山西煤炭工业已形成一定规模，以煤炭开发为主，围绕煤炭及其共伴生资源的综合加工利用发展多种经营，兴办第三产业，煤炭经济的发展已成为山西的龙头产业，山西经济的支柱行业。资产原值占到全省工业固定资产原值的36.8%，增加值占全省工业部门创造增加值的37%，实现利税占到全省工业企业利税总额的37.4%，如果把与煤炭相关联的各项政策性专项基金收入一并计算，煤炭工业收入占到全省可用财力的50%以上，不仅支援了外省建设，而切带动了兴晋富民的步伐。

乡镇煤矿作为我省煤炭工业的组成部分，经过多年的发展，目前已形成了近2亿吨的生产规模，为我省经济建设做出了不可磨灭的贡献。但是，客观估价乡镇煤矿在我省煤炭工业中的地位和作用的同时，也要看到乡镇煤矿发展过快带来的负面影响。回顾我省乡镇煤矿发展的历史历程，主要经历了起步、发展和治理整顿三个阶段：

一、乡镇煤矿的起步阶段

新中国成立后的1950—1952年，根据国务院财政经济委员会批准的《公私营煤矿暂时管理办法》、《公私营煤矿安全生产管理要点》、《土采煤窑暂行处理办法》3个法规和政务院公布的《中华人民共和国矿业暂行条列》，山西省人民政府对全省公私营煤矿进行整顿，封闭小煤窑2000多处。1957年9月2日，根据国务院《关于发展小煤窑的指示》，省政府作出了“放宽对小煤窑的开采管理，以解决群众的烧煤困难，发展工副业生产”的决定。从此，我省的小煤窑开始起步发展。

二、乡镇煤矿的发展阶段

1958年5月，山西煤炭工业基本建设执行了“中央办矿与地方办矿同时并举、在地方办矿中地方国营矿与社队集体矿并举、大型矿井与中小型矿并举”的方针，调动了社队集体办矿的积极性，到“三五”末期，全省新建小煤窑3000多个。此后，由于受“文革”的干扰，社队煤矿建设受到了一定的影响。1978年，党的十一届三中全会之后，党中央将山西列为能源重化工基地，全省大、中、小煤矿建设得到了快速发展。到1980年末，全省新增社队煤矿1066个。主要分布情况是：太原市39个，大同市65个，阳泉市24个，长治市4个，雁北地区92个，晋中地区194个，忻州地区93个，吕梁地区73个，晋东南地区265个，临汾地区198个，运城地区19个。其建设资金主要依靠社队自筹，少量通过农业银行短期贷款解决。单井规模一般在1万吨/年左右，部分达到3—5万吨/年，少量部分矿井达9万吨/年。

1981—1985年，乡镇煤矿的名称有原来的社队煤矿演化而来。在这期间，根据山西能源重化工基地建设规划要求，贯彻“扶持、整顿、改造、联营”的方针，进行矿井改扩建。资金由中国建设银行根据省计划委员会下达的贷款计划，按1.8厘利息发放贷款。不足部分，由办矿单位自筹或通过农业银行贷款解决。这是我省农村煤矿建设有史以来第一次使用国家安排的贷款。自1981年相继列入改扩建计划的矿井共146对，设计净增能力1747.5万吨/年,总投资4.323亿元。到1985年底，实际下达贷款2.743亿元，竣工投产矿井46对，净增能力489万吨/年，完成投资1.044亿元，占开工项目已下达资金的38%；因资金短缺等原因停建矿井23对，停建前共投入资金1145万元，占下达资金的4.2%其余77对矿井在以后的时间里先后建成投产。

乡镇煤矿经过“六五”时期的整顿，部分单井规模较大的矿井改革了采煤方法。到1983年，在全省2787个乡镇煤矿中，改革采煤方法的矿井有230个。有单一长壁、刀柱、短壁等正规工作面20个，其中使用金属摩擦支柱的10个工作面，平均单产4093吨/月.个,比旧采面高66%。在80年代“有水快流”方针引导下，加之国家能源供应短缺，刺激了全省乡镇煤矿的迅猛发展。到1997年，全省乡镇煤矿矿井发展到8113个，矿井生产能力突破了2亿吨，煤炭产量当年达到1.54亿吨。

三、乡镇煤矿的治理整顿阶段

1998年11月国务院召开全国煤炭行业关闭非法和布局不合理煤矿工作会议后，我省狠抓贯彻落实。1998年取缔私开煤矿1453个，压减生产能力2679万吨；1999年关闭布局不合理煤矿1565个，压减生产能力4399万吨；2000年关闭布局不合理煤矿1033个，压减生产能力1100万吨；2001年关闭布局不合理乡镇煤矿1034个（含矿办小井139个、取缔死灰复燃小煤矿65个），压减生产能力802万吨；2002年，按照国家要求，全省组织开展了煤矿安全专项整治，对全省乡镇煤矿进行了全部停产整顿，按国家规定的标准进行复产验收，全省彻底关闭未通过复产验收小煤矿矿井909个，关闭总数达到5929个。淘汰了一批落后的生产能力。

到2003年5月末，全省已批准乡镇煤矿复产矿井4127个。其中：3万吨以下矿井342个，3万吨以上6万吨以下矿井1353个，6万吨以上9万吨以下矿井926个，9万吨以上15万吨以下矿井607个，15万吨以上21万吨以下矿井二○○三年九月二十七日275个，21万吨以上30万吨以下矿井138个，30万吨以上矿井51个。

焦煤：焦煤是炼焦用煤中之主焦煤，变质程度中等，结焦性和粘结性最佳。山西之焦煤所产焦炭块度大、裂纹少、抗碎强度大、抗磨性好，为炼焦用煤之珍品。利用焦煤，可得到焦炭、焦油、焦炉气。焦炭除供给冶炼外，还可造气和电石。而焦油和焦炉气可作为燃料，还能提炼数十种化工产品。山西河东煤田中、南部的离石、柳林和乡宁矿区属低硫、低灰主焦煤。所产焦炭为特优焦炭，列为全过之重点。

肥煤：肥煤是炼焦用煤的一种，用肥煤炼出的焦炭横裂多，焦根部蜂焦多，易碎，但肥煤的粘结力很强，能与粘结力较弱的煤搭配后炼出优质煤称肥煤为配焦煤之母。因该肥煤品种稀少，只占全国探明煤炭资源的5%而山西探明肥煤的储量约占全国的50%，主要分部在霍县矿区、三交矿区和古交矿区。

无烟煤：无烟煤是高变质煤，具有坚硬、光泽强等特点。燃烧时间长，火力旺。无烟煤主要用于化肥、化工生产。阳泉无烟煤因具有可磨好的特点，是理想的高炉喷吹用燃料。晋城、阳城一带的无烟煤被称为兰花炭闻名中外。山西的无烟煤资源储量大，质量好，居全国首位。

瘦煤：瘦煤是炼焦用煤中之配煤, 性能与焦煤相近。瘦煤焦炭块度大、裂纹少，但熔融性和耐磨性差，其用途除作炼焦配煤外，还可用与造气、发电和其它动力用煤。山西沁水煤田、西山煤田，霍县煤田和河东煤田等都蕴藏着丰富的瘦煤资源。

弱粘结煤：弱粘结煤是炼焦煤与非炼焦煤之间的过度煤种，主要用作造气、燃料和配焦。山西大同矿区盛产低硫、低灰、低磷的弱粘结煤，是全国最大的优质动力煤基地。

气煤：气煤是炼焦煤种之一，粘结性偏下。主要用作配煤炼焦。气煤焦易推焦，煤气产率和焦化产品回收率高，而缺点是纵纹多，细长易碎,气煤单独炼焦可供化工工业使用。山西的气煤资源极为丰富，储量占炼焦用煤的63%以上。

褐煤：褐煤是为经变质的煤，外以朽木内含原生腐植酸。其主要特点是含水多、比重小、热量低、可制取活性炭、硫化煤、褐煤蜡、腐植酸、腐植酸铵肥料和其它化工产品。

长焰煤：长焰煤是变质程度最低的煤，无粘结性和结焦性主要用作燃料。经低温干流可制半焦、煤气、焦油，造气后可制合成氨等。

贫煤：贫煤是变质程度最高的烟煤，无粘结性。燃烧时火焰短，延续时间长主要用作动力煤，也可造气用作合成氨原料和气体燃料。太原西山、阳泉、和顺、寿阳矿区有丰富的贫煤资源。

山西是我国第一产煤、输煤和出口大省及能源重化工基地。煤炭资源优势得天独厚、储量大、分布广、品种全、质量优、易开采。目前已累计探明煤炭储量2661.8亿吨，保有储量2581亿吨。其中：炼焦用煤保有储量1495亿吨、占全省的58.1％；非炼焦用煤保有储量1033亿吨、占全省的40.1％；其他煤种保有储量约46亿吨、占全省的1.8％。

全省含煤面积6.48万平方公里，约占全省国土总面积的40％。主要分布在大同、宁武、河东、西山、沁水、霍西六大煤田和浑源、繁峙、五台、垣曲、芮城、平陆等地，煤炭资源遍布94个县（市区）。

山西煤炭品种齐全，有9大煤炭品种，分别是气煤、肥煤、焦煤、瘦煤、无烟煤、贫煤、长焰煤、弱粘结煤、褐煤。山西煤炭具有“三低两高一强”的特点，即低硫、低灰、低磷、高发热量、高挥发分、粘结性强。

大同煤田弱粘结煤以硫分和灰分低、发热量高而饮誉中外；河东煤田离石、柳林、乡宁矿区的低硫、低灰主焦煤被誉为煤中的“精粉”；沁水煤田晋城矿区的“兰花炭”更是名闻遐迩。

阳泉晋城高瓦斯带所在地域相当于沁水盆地，包括阳泉—寿阳、左权—和顺、潞安、沁源、晋城等矿区，地质研究及勘探程度相对较高，煤层气地质资料相对较为全面，如20世纪50年代就有少部分钻孔开展了煤层瓦斯解吸实验。“七五”至“十五”期间，在该区开展了大量煤层气资源评价和勘探开发工作，成为国内煤层气勘探开发程度最高和最有前景的地区。区内晋城矿区寺河井田是国内煤层瓦斯含量最高的矿井，阳泉矿区是国内煤矿瓦斯抽放利用量最大的矿区，基于矿井生产安全，开展了大量煤矿瓦斯研究和治理工作。

值得提及的是，晋城矿业集团公司配合寺河煤矿的安全生产工作，从2004年底启动了包括200余口地面井的潘庄煤层气开发工程。目前已经完成151口井的钻井与完井工作，88口井已经开始商业性生产。

上述工作，尽管对认识煤矿区煤层气资源状况极有意义，但均未区分煤矿区与非矿区。因此，本区煤矿区煤层气资源一直不是十分明了。

（一）阳泉矿区

阳泉矿区位于山西省中东部，含煤面积308km2。赋煤构造位于沁水盆地东北端，基本上为一向西南倾的单斜构造；含煤地层为石炭—二叠系本溪组、太原组、山西组，山西组共含煤5～6层，煤层总厚4.76m，太原组共含煤6～8层，煤层总厚度为11.75m，可采和局部可采煤层共5～7层，可采煤层主要为中厚煤层和厚煤层，且发育稳定。煤级为瘦煤—无烟煤，以无烟煤为主。阳泉矿业集团公司是矿区内主要煤炭开发企业，现有生产煤矿5个、矿井10对，在建矿井1处，2004年煤炭产量2827×104t，煤矿瓦斯抽采量为3.18×108m3，利用率仅10%。

1.矿井瓦斯涌出

（1）在10对生产矿井中，高瓦斯矿井8对，低瓦斯矿井2对，高瓦斯矿井中有煤与瓦斯突出矿井3对。全局绝对瓦斯涌出量高达1000m3/min，高突矿井相对瓦斯涌出量平均为42.23m3/t·d。综采工作面瓦斯涌出量一般为40～50m3/min，最高达132m3/min。3号煤层开采过程中煤与瓦斯突出频繁。

（2）瓦斯涌出源的多少及其涌出量的大小，直接影响矿井瓦斯涌出量。直接瓦斯源有六个，即开采煤层瓦斯涌出，邻近层瓦斯涌出，掘进巷道煤壁瓦斯涌出，掘进工作面的落煤瓦斯涌出，老空区及其他巷道瓦斯涌出，围岩瓦斯涌出。

（3）矿井瓦斯涌出量随采煤年限的增加（煤层采深的加大）而呈现出增大的趋势。三矿一号井1957年的相对瓦斯涌出量只有9.05m3/t·d,1975年超过30m3/t·d,1988年最高达到43.98m3/t·d。

2.煤层气储集

煤田勘探瓦斯孔实测煤层含气量0.49～16.80m3/t，煤层气甲烷浓度平均值超过80%，含气饱和度平均为50%～55%，煤层气风化带深度一般为50～300m；煤层割理裂隙发育，煤层孔隙度约4%，寿阳地区煤层气井试井实测煤层渗透率0.103～82.840m D，实测储层压力梯度0.44～0.95MPa/100m；兰氏体积平均为33.3m3/t，兰氏压力平均为1.91MPa。

3.煤层气资源

（1）煤层气资源量

阳泉矿区主要矿井煤层气资源量合计323.07×108m3，可采煤层气资源量合计59.64×108m3。在煤层气资源总量中，消耗资源量101.52×108m3，占31.42%；剩余煤层气资源量221.55×108m3，占68.58%。消耗的煤层气资源量由抽放消耗量和风排瓦斯消耗量两部分组成。其中，抽放消耗量约为32.44×108m3，占31.95%；风排瓦斯消耗量69.08×108m3，占68.05%。剩余煤层气可采资源量49.08×108m3。采空区残留煤层气资源量16.64×108m3

(2）煤层气资源类别

阳泉矿区各矿井资源评价得分120～130，矿区外围寿阳地区焦瘦煤（原生结构煤为主）的试井资料不能代表阳泉矿区无烟煤（构造煤）的情况，矿区只有煤厚、含气量和埋深参数，三项累计分值大于110分，资源类别为I类（表7-15）。

表7-15 阳泉矿区矿井煤层气资源类别及其评价参数

（二）晋城矿区

晋城矿区位于山西省东南部，含煤面积365km2。赋煤构造位于沁水盆地东南端，基本上为一向西北倾的单斜构造，内部褶皱发育、断层稀少；含煤地层为石炭—二叠系本溪组、太原组、山西组，含煤21层，煤层总厚9.9～17.8m，可采和大部可采煤层共3层，可采煤层主要为中厚煤层和厚煤层，且发育稳定。煤级为无烟煤。晋城矿业集团公司是矿区内主要煤炭开发企业，现有生产煤矿5个，2003年煤炭产量为1631.3×104t，煤矿瓦斯抽采量为1.53×108m3。

1.矿井瓦斯涌出

在5个煤矿中，高瓦斯矿井2对，低瓦斯矿井3对。全公司绝对瓦斯涌出量达600m3/min，高瓦斯矿井相对瓦斯涌出量平均为20.6m3/t·d，综采工作面瓦斯绝对涌出量为146～338m3/min，最高达386m3/min。

东部凤凰山、古书院、王台铺矿3号煤层年平均相对瓦斯涌出量均低于8m3/t·d。近年来，随着开采深度的加大，平均相对瓦斯涌出量增加相对较快，但平均值尚未超过8m3/t·d。在局部地段，短期内存在相对瓦斯涌出量超过10m3/t·d，在3号煤层出现过瓦斯喷出的现象。西区（新区）成庄矿2004年平均相对瓦斯涌出量达到16.51m3/t·d，寺河矿2004年平均相对瓦斯涌出量为25.28m3/t·d。

2.煤层气储集

煤田勘探瓦斯孔实测煤层含气量（可燃基）0.78～34.07m3/t，煤层气甲烷浓度（西区）一般超过95%，含气饱和度平均为50%～55%，煤层气风化带深度一般为30～260m；煤层割理裂隙发育，可见3组割理；煤层气井试井实测煤层渗透率0.01～5.71m D，实测平均储层压力梯度0.70MPa/100m 左右；兰氏体积平均为42m3/t，兰氏压力平均为2.1MPa。

3.煤层气资源

（1）煤层气资源量

晋城矿区主要矿井煤层气资源量合计116.13×108m3，可采煤层气资源量合计25.90×108m3。在煤层气资源总量中，消耗资源量18.22×108m3，占15.69%；剩余煤层气资源量97.91×108m3，占84.31%。消耗的煤层气资源量由抽放消耗量和风排瓦斯消耗量两部分组成。其中，抽放消耗量约为1.71×108m3，占9.39%；风排瓦斯消耗量16.51×108m3，占90.61%。剩余煤层气可采资源量25.41×108m3。采空区残留煤层气资源量0.45×108m3。

（2）煤层气资源类别

晋城矿区各矿井煤层气资源评价得分190～210，矿区内有煤层气试井资料，五项因素累计分值大于180，资源类别为I类（表7-16）。

表7-16 晋城矿区矿井煤层气资源类别及其评价参数

沁水盆地宏观煤岩类型，太原组15煤和山西组2、3煤以光亮、半亮煤为主，半暗、暗淡煤次之。煤岩显微组分以镜质组为主，含量68.2%～93.3%，并以无结构镜质体和基质镜质体为主。镜质组和半镜质组平均含量太原组略高于山西组，太原组15煤为80.4%，山西组2、3煤为78.14%，余为丝质组。无机物矿物成分以粘土矿物为主，少量碳酸盐岩与硫化物。煤岩灰分太原组15煤为1.5%～25%，山西组2、3煤为3.6%～15.9%，属中低灰煤。霍西、潞安原煤灰分为10%左右，属低—中灰煤，盆地北部和南部20%左右，多为中—高灰煤。原煤硫分太原组大于1%，为中、高硫煤，山西组小于1%，为低硫煤。煤岩水分0.83%～2.26%，西山、霍山、潞安1%左右，阳泉大于1%，晋城大于2%。煤岩挥发分由于煤种复杂变化亦较大，为4.33%～32.84%，西部煤变质程度低，挥发分相对较高，为20%～30%，东部变质程度高，挥发分较低，潞安小于15%，阳泉10%左右，晋城5%～7%。纵向上挥发分随埋深而降低。整个盆地挥发分变化，西部交城至古县以西挥发分大于20%，霍山以西洪洞、万安达40.41%，是盆地内煤岩变质程度最低的地区。东部左权至子长挥发分大于15%，为高变质烟煤区，盆地腹部挥发分小于15%，为高变质烟煤、无烟煤区。盆地南部晋城挥发分5%～7%，属Ⅱ号无烟煤，是全盆地煤变质程度最高地区。

沁水盆地煤岩变质程度较高，太原组和山西组含煤地层除西山和盆地中部的东西两侧狭窄地带为肥、焦、瘦煤外，绝大部分地区为贫煤和无烟煤，Ro，max为1.9%～4.35%。太原组无烟煤分布面积较山西组大，主要分布于盆地南北两端，山西组无烟煤分布面积较小，仅分布在盆地北部阳泉和南部晋城、阳城一带。石炭、二叠系含煤地层其上覆二叠、三叠系地层厚2000～3000 m，以此推算三叠纪末Ro，max为0.57%～1.04%，应属气、肥煤阶，但整个盆地煤岩变质程度高达贫煤、无烟煤煤阶。燕山期构造运动强烈，太原以西和临汾至侯马有二长斑岩、闪长岩出露，昔阳一带有玄武岩出露，物探显示太谷—平遥间有闪长岩侵入体，盆地北部和南部正磁异常推测亦为侵入体，由此推断盆地深部有侵入体岩基存在，隐伏岩体埋深北部2500～3000 m，南部500～1500 m，花岗岩体与喷溢玄武岩为燕山期与喜马拉雅期，形成区域性地热异常区，在较高地热场背景下受区域性岩浆热变质叠加作用，除盆地中部和东西两侧煤阶较低外，盆地北部、南部以及整个盆地含煤地层变质程度相对较高。

沁水盆地太原组、山西组含煤地层有效孔隙度为1.15%～7.69%，一般小于5%。资料表明，煤岩孔隙度随煤岩变质程度增高呈现两头高中间低，肥煤、焦煤孔隙度最低，瘦煤以后有所增高。不同变质程度煤孔隙大小、孔隙体积有所不同，中变质煤大、中孔发育，高变质煤过渡孔较多，各煤种微孔均较发育。

沁水盆地煤岩煤体结构类型较多，阳泉、晋城3、15煤变质程度高，煤体结构基本为原生结构，其中3煤底部1m厚的软煤层为粒状、鳞片状结构。西山、潞安2、8煤和3煤多为原生—碎裂结构，潞安3煤亦有碎粒、糜棱结构。

沁水盆地煤岩裂隙一般为两组，即主裂隙与次裂隙，两组正交或斜交相伴而生，并与煤层层理面垂直或斜交。西山主裂隙走向35°～70°，次裂隙走向310°～345°，潞安主裂隙走向280°～340°，次裂隙走向27°～60°，阳泉有两组裂隙，晋城有三个裂隙系统。宏观观测煤岩裂隙密度与间距，阳泉大型裂隙密度2.7条/m，间距37 cm；中型裂隙密度33条/m，间距3.0 cm；小型裂隙密度200条/m，间距0.5 cm；微型裂隙密度500条/m，间距0.2 cm。晋城除大型裂隙外，密度均低于阳泉，间距均高于阳泉。西山3煤和8煤大、中型裂隙密度分别为15条/m和7.5条/m，间距为6.7～13.3 cm。潞安3煤大、中型裂隙密度为9条/m，间距11.1 cm。微观观测微小裂隙密度，西山裂隙密度2.0～10.2条/cm，间距1～7.7 mm；潞安裂隙密度1.7～8.7条/cm，间距1.2～5.9 mm；阳泉裂隙平均密度3.5条/cm，平均间距2.8 mm；晋城裂隙平均密度2.1条/cm，平均间距4.7 mm。可见盆地内微小裂隙密度和间距变化都不大。西山、潞安主要煤层裂隙无矿物质充填，阳泉、晋城多有方解石或黄铁矿、粘土矿物充填。对煤层主、次裂隙发育特征研究可见，阳泉、潞安、晋城主裂隙为北西向，次裂隙为北东向，西山主要裂隙为北东向，次裂隙为北西向，说明裂隙的发育与区域应力场和局部应场的关系密切。不同煤质煤岩裂隙发育程度不同，太原组15煤的光亮煤成分比山西组3煤高，15煤裂隙较3煤发育，太原组煤层比山西组裂隙网络发育要好，其渗透性相对较好。

在隆起背景经变形改造形成的沁水盆地，受区域岩浆地热场影响，埋深较浅的含煤岩系变质程度却相对增高，但其内生裂隙发育程度并未变差。据盆地边部煤样光面统计，贫煤、无烟煤面割理密度为9～16条/5cm，端割理密度5～18条/5cm，以网状割理组合为主，孤立—网状和孤立状组合为次，开启性较好，偶见充填。割理密度随煤岩变质程度加深和煤岩类型变差而降低。统计表明，面割理走向与褶皱轴向大致垂直，端割理走向与褶皱轴近乎平行。

据煤炭统计资料，1966年至1990年沁水盆地煤矿发生煤层瓦斯突出3654次，最大瓦斯涌出量17640 m3/次，瓦斯抽放率11.34%～22.57%，平均吨煤瓦斯抽放量为3.32～8.02 m3/t，以此可以间接判断煤层含气量高低。通过煤层气评价研究认为，沁水盆地煤层含气量较高，为5～29 m3/t。盆地北部阳泉含气量6～25 m3/t，东部潞安8～12 m3/t，晋城8～29 m3/t，屯留4.60～17.68 m3/t。盆地南部阳城潘庄7口煤层气试验井，3煤含气量13 m3/t，15煤为18 m3/t；樊庄3煤含气量8～23 m3/t，均值12.3 m3/t；15煤含气量10～19 m3/t，均值11.3 m3/t。晋试1井含气量较高，达19.29～31.75 m3/t，均值25.1m3/t。

统计资料表明，煤层含气量与煤层埋藏深度相关，煤层含气量有随煤层埋深增大而增加的趋势，自盆边向盆地腹部含气量逐渐增大。煤层埋深小于300 m地带，含气量一般低于8.00 m3/t，晋城煤变质程度高，含气量为10～12 m3/t；煤层埋深300～600 m间，含气量为10～16 m3/t；在600～1000 m深度含气量为14～22 m3/t，至1500 m深度含气量达25 m3/t；盆地北部煤层埋深近2000 m，含气量最大可达30 m3/t。含气量变化梯度有由浅至深逐渐变小的趋势。

沁水盆地煤层含气量与煤岩变质程度相关，煤岩变质程度越高，含气量越高。屯留为瘦煤（Ro，max1.7%），寿阳韩庄为贫煤（Ro，max1.8%～2.4%），阳城为无烟煤（Ro，max4.1%）。煤层埋深均为500 m条件下，最高含气量屯留和韩庄为16.5～17 m3/t，阳城为38 m3/t。煤层埋深增加含气量增大，韩庄为贫煤（Ro，max1.8%～2.4%），煤层埋深510～620 m含气量为16.5 m3/t，埋深550～780 m含气量为17.7 m3/t，埋深620～920 m含气量为18.9 m3/t。潞安屯留3煤为瘦煤（Ro，max1.73%），阳城潘庄为无烟煤（Ro，max4.058%～4.134%），煤层含气量统计资料均表明，随煤层埋深增大含气量有随之增加的趋势。

煤岩吸附能力是评价研究煤层气藏的重要因素，煤岩等温吸附参数包括兰氏体积和兰氏压力。沁水盆地太原组15煤和山西组3煤，在平衡湿度条件下恒温30℃进行甲烷解吸测试，结果测试压力小于1.0 MPa时，两条曲线基本重合，而压力大于1.0 MPa时，15煤的等温吸附曲线位于上方较3煤陡，煤阶较高的15煤兰氏体积和兰氏压力明显高于3煤，说明15煤吸附能力较3煤强。在含气量相同时，3煤临界解吸压力高于15煤。其中3煤兰氏体积为33.43 m3/t.daf，兰氏压力为1.78 MPa，Ro，max为1.73%。15煤兰氏体积为40.91 m3/t.daf，兰氏压力为2.09 MPa，Ro，max为2.04%。西安煤炭研究分院对盆地12个样品测试说明，沁水盆地太原组、山西组主要煤层吸附能力相对比较高，原煤饱和吸附量为20.54～39.06 m3/t，平均29.81 m3/t；可燃质饱和吸附量为23.90～51.81 m3/t，平均36.58 m3/t；兰氏压力中等为1.93～3.43 MPa，平均2.62 MPa。测试结果表明，在等温条件下，吸附量与储层压力呈正相关，压力增高吸附量增大，在0～1 MPa区间吸附量随压力增高，斜率较高呈似直线，此后增长率逐渐变小，不同区间吸附量增长不等，直至吸附增量为零，煤岩吸附量达到饱和状态。在相同温度、压力条件下，随煤阶增高吸附量增大，在煤阶变化过程中，兰氏体积与兰氏压力呈互为消长趋势，即煤岩变质程度增高，兰氏体积增大而兰氏压力减少。在盆地的不同位置、不同煤层等温吸附曲线形态均有差异。一般为14.06～38.12 m3/t，均值 24.27 m3/t。盆地北部阳泉、东部潞安、南部晋城兰氏体积大，西部西山、古交、霍州兰氏体积较小。阳城北樊庄晋试1井测试兰氏体积为39.91～46.84 m3/t。兰氏压力值晋城、西山较高，阳泉、潞安次之，一般为0.9～2.249 MPa，均值2.03 MPa。晋试1井兰氏压力为3.034～3.184 MPa。一般情况兰氏体积大兰氏压力亦高。

沁水盆地煤岩等温吸附特征表明，山西组和太原组主要煤层的兰氏体积，瘦煤（Ro，max1.73%～1.80%）为26.27～33.43 cm3/g，贫煤（Ro，max2.04%）为40.91 cm3/g，无烟煤（Ro，max3.76%～3.90%）为46.66～49.16 cm3/g，呈现兰氏体积随煤阶升高而增加的趋势。主要煤层的兰氏压力，瘦煤1.38～1.78 MPa，贫煤2.09 MPa，无烟煤2.98～3.47 MPa，兰氏压力与煤阶亦为正相关。资料表明，贫煤、无烟煤的平衡湿度为6.14%～9.26%，明显高于瘦煤2.18%～3.45%平衡湿度。样品测试气体扩散速率为0.867074×10-4～0.236990×10-2l/s，表明沁水盆地煤层气扩散能力较强，有利于煤层气的产出。

煤层气含气饱和度是实测含气量与理论吸附量之比。沁水盆地勘探程度有限，现有资料反映出含气饱和度较高，接近饱和甚至过饱和状态。阳城潘庄潘1井3煤在井深322.7～328.2 m，实测含气量为22.58 m3/t，理论吸附量为21.05 m3/t，煤层含气饱和度为107%。CQ—9井3煤井深286.5～293.6 m，实测含气量21.54 m3/t，理论吸附量18.40 m3/t，含气饱和度117%；15煤井深380.9～383.4 m，实测含气量23.45 m3/t，理论吸附量24.32 m3/t，含气饱和度96%。晋试1井测试资料反映含气饱和度较高，3煤埋深522.10 m，兰氏体积39.91 m3/t，兰氏压力3.034 MPa，储层压力5.10 MPa，含气量23.80 m3/t，临界解吸压力4.48 MPa，含气饱和度为95.11%。15煤埋深606.10 m，兰氏体积46.843/t，兰氏压力3.184 MPa，储层压力6.017 MPa，含气量26.51 m3/t，临界解吸压力4.15 MPa，含气饱和度为86.28%。从测试资料统计测算，潞安长治3煤含气饱和度为87%，寿阳15煤含气饱和度为80%，阳城潘庄太原组煤层含气饱和度为中等至较高。从沁水盆地沉积构造发育来看，石炭、二叠系含煤岩系在印支末至燕山期隆升，亦是煤岩成煤、成烃转化期，喜马拉雅期仅在局部形成断陷，一般不存在煤层欠饱和的构造条件。但沁水盆地地下水径流活动，地下水与地表水交换活跃，可能是盆地内出现欠饱和的主要因素。

沁水盆地煤层渗透率较低，一般小于1×10-3μm2，面割理走向渗透率大于端割理走向方向。盆地南部煤层气井用试井方法测试的煤储层渗透率一般小于1×10-3μm2，最大3.16×10-3μm2，不同试井方法测值不同，DST测试结果一般偏低。潘2井、晋CQ—9井构造裂缝发育，储层渗透率变好。潘1井3、9、15煤用DST方法测试渗透率为（0.001～0.130）×10-3μm2，潘2井主煤层用注入压降试井方法测试渗透率为1.53×10-3μm2。屯留1井和2井均用DST方法测试3煤为（0.025～0.034）×10-3μm2，15煤为0.015×10-3μm2。晋CQ—9井用注入压降法试井3煤为3.16×10-3μm2，阳泉HG—6井7煤为（0.93～5.67）×10-3μm2，9煤为0.42×10-3μm2，15煤为（0.43～6.73）×10-3μm2。

煤储层压力参数是评价研究煤层气藏的重要依据。沁水盆地42口水文钻孔资料测算地层压力及压力梯度在垂向和横向上均有较大差异。阳城太原组深度200～450 m，地层压力1.97～3.72 MPa，压力梯度0.0083～0.0105 MPa/m；山西组深度117～350.26 m，地层压力1.13～2.95 MPa，压力梯度0.00841～0.00945 MPa/m。潞安、长治太原组深度624.36～677.50 m，地层压力4.16～4.53 MPa，压力梯度0.0062～0.0072 MPa/m；山西组深度212.06～577.80 m，地层压力1.54～3.27 MPa，压力梯度0.0057～0.0073 MPa/m。寿阳、阳泉太原组深度222.38～633.84 m，地层压力1.21～3.42 MPa，压力梯度0.0054～0.0057 MPa/m；山西组深度310～544.80 m，地层压力1.21～3.42 MPa，压力梯度0.0027～0.0047 MPa/m。盆地4口井3个层位测试结果，采用注入压降试井的晋CQ—9井，3煤井深289 m，地层压力2.31 MPa，压力梯度0.008 MPa/m；阳泉HG1井3煤井深512 m，地层压力3.99 MPa，压力梯度0.008 MPa/m；15煤井深627 m，地层压力5.93 MPa，压力梯度0.009 MPa/m。采用DST试井方法的阳城潘1、2井为3、9、15煤，井深为328、328和369 m，地层压力为3.28、3.88和3.43MPa，压力梯度为0.010、0.012和0.009MPa/m。以上资料表明，上二叠统上石盒子组地层是区域性正常—微超压层，地层压力梯度为0.01 MPa/m左右，钻井钻进常有涌水，水头可达数米之高。自上石盒子组至中奥陶统马家沟组，地层压力逐渐增高，压力梯度逐渐减小。地层压力在盆地不同部位有所差异，盆地南部阳城压力近于正常，盆地东部潞安长治，盆地北部寿阳、阳泉，山西组、太原组和奥陶系灰岩地层压力梯度较低，地层欠压严重。沁参1井山西组煤层测试资料表明，盆地中部地层属微欠压或近于正常压力。沁水盆地为印支期后形成的构造盆地，沉积岩层经变形改造后形成复式向斜，不同含水层均以向斜构型形成水动力系统，达到总体的平衡。由于盆地构造部位不同，受挽近构造运动改造程度不同，以及大型复式向斜自身的复杂性，造成盆地内地层压力的差异。地层欠压严重的寿阳、阳泉一带，已有资料证实与岩溶陷落有关。在阳泉已揭露陷落柱348个，西山达573个，局部地区陷落柱密度可达28个/km2。岩溶陷落柱多为椭圆形，直径小者10 m，大者200～500 m。

有效地应力与煤层渗透性密切相关，有效地应力为地应力与地层压力之差，地应力由构造应力和静岩压力构成，随地层埋深增加而增高，当地层压力保持不变时，有效地应力随之增高。有效地应力越高，煤层渗透率越低，有效地应力越低，煤层渗透率越高。对盆地勘探目标层位有效地应力的测定需随煤层气勘探程度提高而获取，就已有测试井获取的资料说明，测试区有效地应力相对较低，对煤层渗透性改善有利。HG1井太原组15煤煤层中部深627.31 m，最小原地水平主应力7.45 MPa，原始地层压力5.93 MPa，原始地层压力梯度0.0095 MPa/m，最小原地水平主应力梯度0.0119 MPa/m，最小原地有效地应力梯度0.0024 MPa/m。沁参1井山西组煤层中部井深1021.9 m，最小原地水平主应力15.5 MPa，原始地层压力9.635 MPa，原始地层压力梯度0.0094 MPa/m，最小原地水平主应力梯度0.0152 MPa/m，最小原地有效地应力梯度0.0057 MPa/m。

沁水盆地石炭、二叠系含煤岩系具有较好的封盖层，对煤层气成藏、保存较为有利。上石盒子组泥岩段厚度大，单层最大厚度60 m。下石盒子组泥岩单层厚度16～25 m，最厚37 m，累厚422.9 m，在全盆地发育稳定，是良好的区域性盖层。山西组泥岩累计厚度反映盆地中部以南泥岩较发育，沁参1井泥岩累厚90 m，盆地北部太原、阳泉一带变薄。山西组3煤之上泥岩在盆地北部、南部较厚，潘2井累厚25.4 m，盆地中部沁县为23 m，盆地南部和边缘较薄。太原组泥岩比较发育，盆地自西而东逐渐变厚，沁1井最厚为64 m。太原组15煤之上泥岩在盆地东部较稳定，沁1井最厚46 m。本溪组铝土岩在盆地分布广泛，南部厚4～5 m，北部厚1.5～6.3 m，中部较厚，最厚达13 m，是石炭系与奥陶系的良好隔水层。从主煤层顶底板封盖条件分析，15煤顶板厚2～16 m，盆地北部为泥岩，中部为砂岩，南部为灰岩，顶板之上为庙沟灰岩，可见封盖条件北部优于南部。3煤顶板岩性变化较大，厚2～6 m，为砂质泥岩、泥质粉砂岩和致密砂岩，封盖性较好，3煤底板是1～4 m厚泥岩，最厚14 m，分布稳定，是良好的封隔层。

沁水盆地为一沉积构造盆地，北北东向似椭圆形的盆地周围被下古生代老岩层所围限，盆地周缘高、中间低呈盆地地貌，四周为海拔1500～2000 m的中高山，盆地中部上古生界、中新生界地层组成低山、丘陵或平原，盆地中部自霍山东翼至昔阳为海拔1600～1800 m的分水岭。受盆地地势控制地表水系形成以汾河为主体的水系，地下水与地表径流供水和泄水组成统一的水动力系统。沁水盆地区域含水层可分三类，松散孔隙含水层、裂隙含水层和裂隙岩溶含水层。松散孔隙含水层为第三系、第四系砂砾石层。裂隙含水层为石炭、二叠系和三叠系砂岩、页岩裂隙含水层。裂隙岩溶含水层为太原组薄层灰岩和奥陶系灰岩。太原组和山西组煤层普遍含水，储水空间是煤层割理及外生裂隙，孔隙度在无应力状态测试＜1%至4%，富水性很弱。

据盆地含水层特征与煤层关系分析，新生界疏散孔隙含水层底部粘土层隔水性好，与含煤岩系相隔较远，与煤层水力联系较小。三叠系裂隙含水层下伏石千峰组有约100 m泥质岩隔水层对煤层影响亦很小。上石盒子组砂岩裂隙含水层其下具多层较厚泥质岩，隔水性能良好，对煤层影响亦小。影响山西组煤层的是上、下围岩裂隙含水层，主煤层3煤顶板砂岩裂隙含水层位于煤层之上数米，至中部地区为直接顶板，由1～3层细—粗粒砂岩组成，厚6 m，最大23 m，富水性弱，盆地南部抽水试验涌水量0.0011 l/，盆地东部潞安部分钻孔一抽即干，说明3煤顶板砂岩裂隙含水对煤层水浸有限。裂隙含水层与煤层关系复杂，太原组15、13、11 煤层直接顶板为灰岩，岩溶不发育，裂隙不发育—较发育，多被方解石充填，富水性弱，对煤层影响不大，但寿阳钻井涌水量达8.102 l/，因此局部可能富水性强。奥陶系马家沟灰岩裂隙岩溶含水层，其水头标高高于15 煤底标高，寿阳、阳城都高于15煤标高，愈向盆地标高差愈大，奥陶系灰岩裂隙岩溶含水层与15煤底板相隔5～60 m，一般能起到隔水层作用，但当有裂隙通道时可能会连通。可见，煤层含水性弱，与围岩水力沟通程度取决于围岩的裂隙开启及岩溶发育程度。石炭、二叠系砂岩裂隙含水层富水性较弱，泥岩隔水层发育，对煤层气开发影响有限。奥陶系灰岩和石炭系太原组灰岩层局部富水性强，在断裂及岩溶陷落柱发育区对煤层有直接影响，对煤层气开发不利。

煤层气资源量是评价含煤盆地或煤层气藏资源前景的综合性量化参数，沁水盆地资源量测算以300～1000 m煤层埋深计算潜在资源量，1000～2000 m煤层埋深计算推测资源量。潜在资源量计算面积12700 km2，资源丰度（0.5～1.5）×108m3/km2，潜在资源量为（6375～19125）×108m3，均值12750×108m3。推测资源量煤层埋深1000～2000 m，含煤面积15400 km2（山西组与太原组面积之和），含气量23～26 m3/t，推测资源量（23299～26338）×108m3，均值25325×108m3；无烟煤面积4500 km2，含气量25～28 m3/t，推测资源量（14350～16072）×108m3，均值14925×108m3。沁水盆地煤层气总资源量（44024～61535）×108m3，均值53000×108m3。以此并综合煤层气地质条件，华北石油局对沁水盆地潞安长治、寿阳、阳城三个区块进行了综合评价并提出勘探开发建议。

西安煤炭研究分院对沁水盆地煤层气资源量亦进行测算，测算时删除200 m以浅甲烷风化带，将之下分为200～600 m，600～1000 m，1000～1500 m，＞1500 m四段，可采煤层以大于0.6 m厚为限（阳泉＞0.8 m）。计算结果：煤层气总资源量82032.91×108m3，总面积31911.62 km2，其中3煤17631.63×108m3，15煤30176.26×108m3。埋深200～600m，面积9297.28 km2，资源量15619.56×108m3；埋深600～1000 m，面积7515.39 km2，资源量18514.98×108m3；埋深1000～1500 m，面积8276.62 km2，资源量 25106.89×108m3；埋深＞1500 m，面积6822.33 km2，资源量22791.47×108m3。

沁水盆地是由华北古生代克拉通盆地经后期构造运动改造、分割变形的中型含煤沉积构造盆地，改造后的盆地呈复式向斜样式保存较为完整，内部构造较为简单，含煤岩系分布较为稳定，煤层厚度较大，煤层埋深适中，煤炭资源丰富。盆地主要含煤岩层上石炭统太原组、下二叠统山西组，含煤11～20层，煤层厚5～17 m，山西组3煤和太原组15煤在盆地内部稳定，埋深300～1500 m主采煤层占含煤总面积一半。石炭、二叠系含煤岩系变质程度相对较高，煤岩吸附能力较强，含气量达8～25 m3/t，2000 m以浅的煤层气资源量达53000×108m3，资源丰度（0.5～1.5）×108m3，是煤层气资源较为丰富的含煤盆地。沁水盆地是处于隆升构造背景下早期沉积晚期成盆的含煤盆地，具有较高的区域地热场背景，含煤岩系变质程度较高，是制约煤层气可采性的不利条件，但从煤岩储集层综合分析还有诸多有利因素。沁水盆地含煤岩系煤层割理较发育，外生裂隙亦发育，等温吸附特征较好，兰氏体积高，兰氏压力亦高，含气饱和度中等—偏高，气体扩散速率高，对气体解吸有利，煤层压力较正常或偏高，有利于煤层渗透性的改善和储层流体产出动能的提高。地层有效地应力低，利于煤层渗透性变好。煤体结构多为原生结构，对钻井完井和煤层渗透性改善有利。太原组、山西组煤层顶、底板岩性多为泥质岩，对煤层封盖较为有利，盆地水动力条件亦有较有利的条件。综合各种因素总体评价沁水含煤盆地煤层气资源前景较好，开发煤层气条件较为有利。