延长油田煤层气项目设计
煤层气项目可研报告
煤层气项目可研报告可研报告：煤层气项目一、项目背景煤层气是一种天然气，储存在煤炭地层中，具有储量丰富、分布广泛、开发利用效益高等特点。
近年来，随着能源需求的增长和环境污染的加剧，煤层气的开发和利用受到了广泛关注。
本项目拟在煤炭资源丰富的地区开展煤层气勘探和开发工作，旨在提高能源利用效率，减少对传统能源的依赖，实现绿色低碳产业的转型升级。
二、项目内容1.建设规模：选取合适的煤层气开发区域，确定勘探和生产井口的位置和数量，计划建设30口井口，开采量约为XX亿立方米。
2.技术路线：采用先进的煤层气开采技术，包括水平井、多井开采、CO2驱替和地面集输技术等，确保开采效果和安全环保。
3.生产工艺：在井口进行煤层气开采，将所采集的煤层气进行处理，去除杂质和硫化氢等有害成分，然后输送到销售点或者工业用户。
4.环保措施：在项目建设和运营过程中，严格遵守环保相关法律法规，实施污水、废气、固体废物等的处理与排放标准，保障环境安全。
5.安全措施：项目建设和运营期间，严格按照相关安全生产法规，加强安全管理，确保工作人员和设备的安全。
三、项目投资与效益1.总投资：本项目估计总投资XX万元，包括基础设施建设、设备采购、勘探开发费用和人工费用等。
2.经济效益：预计项目建成后，年产煤层气约XX亿立方米，根据市场价格，预计年销售收入XX万元，利润XX万元。
3.社会效益：该项目的开展将增加就业机会，提高地方经济发展水平，降低能源消费成本，改善环境质量，促进绿色低碳发展。
四、风险分析1.市场风险：煤层气市场需求不确定性较大，价格波动风险存在。
2.技术风险：煤层气开采技术尚处于探索期，可能会面临成本较高、采气量不稳定等方面的风险。
3.环境风险：煤层气开采会导致地下水资源的污染和地质灾害的发生，需要严格控制环境风险。
五、可行性分析从煤层气的丰富资源、市场需求和环境压力等方面分析，本煤层气项目在技术、经济和环境可行性方面均具备较高可行性。
煤层气开采项目可行性研究报告
煤层气开采项目可行性研究报告摘要：本研究报告旨在评估煤层气开采项目的可行性。
通过对煤层气市场需求、资源潜力、技术可行性、经济效益及环境影响等方面进行综合分析，得出该项目具备可行性并建议开展进一步的研究和开发。
本报告共包括煤层气概述、可行性分析、风险评估及建议等四个部分。
一、煤层气概述煤层气是一种通过煤层中包裹的天然气形式存在的能源资源。
煤层气开采是通过钻出煤层中的井眼，减压降渗，同时通入水来释放煤层存储的天然气。
煤层气具有丰富的资源潜力和广泛的应用前景。
二、可行性分析1.市场需求分析：根据国内市场对天然气的需求增长以及煤层气开采技术的发展情况，预测煤层气市场需求将呈现稳步增长趋势。
2.资源潜力评估：通过对煤层气资源的勘探评估，评估出该项目所在地区煤层气资源潜力大，具备较大的开发空间。
3.技术可行性分析：根据现有的煤层气开采技术，结合项目的实际情况，评估出项目在技术上是可行的。
4.经济效益评估：考虑到煤层气开采产生的成本及销售收入，通过经济评估模型计算出项目的预计盈利情况。
5.环境影响评估：评估项目对周边环境的影响，包括水资源利用、土地利用、排放物处理等方面，确保项目在环境保护方面合规。
三、风险评估1.技术风险：考虑到煤层气开采技术的复杂性，研究项目可能面临的技术风险包括钻井技术、井下操作技术、天然气处理技术等方面的挑战。
2.市场风险：考虑到天然气价格的波动以及竞争状况，项目可能面临的市场风险包括价格波动风险、供需失衡风险等。
3.环境风险：考虑到煤层气开采对环境的影响，项目面临的环境风险包括水资源污染、土壤污染、温室气体排放等方面的风险。
四、建议根据可行性分析和风险评估的结果，我们建议进一步展开煤层气开采项目的研究和开发，同时需要注意应对项目可能面临的技术、市场和环境风险。
建议制定详细的项目计划，明确各个阶段的目标和工作内容。
另外，建议与相关政府部门协商，确保项目在政策和法律法规方面的合规性。
煤层气开发方案
1. 简介煤层气是一种天然气，储存在煤矿中的气体。
煤层气的开发是指通过钻井和采气工艺，将煤层中的气体提取出来并进行利用。
本文档将介绍煤层气开发的方案，包括勘探、钻探、采气和利用四个部分。
2. 勘探阶段2.1 采集地质数据在煤层气开发的勘探阶段，首先需要进行地质勘探工作。
这包括采集地质样品、测量地质地貌和地震数据，以了解煤层气资源的分布情况和富集程度。
2.2 地质评价和储量估算通过分析采集到的地质数据，进行地质评价和储量估算。
这些评价和估算结果将为后续钻探和采气提供指导。
3. 钻探阶段3.1 钻探设计根据地质评价和储量估算结果，制定钻探方案。
设计钻孔位置和井网布置，确定钻探参数和方法。
3.2 钻孔施工实施钻孔施工，采用合适的钻探设备和工艺，钻取试验孔和生产孔。
在钻孔过程中，要根据地层情况进行地层记录和采样，以获取更多地质信息。
3.3 测试和评价在钻孔施工完成后，进行孔眼测试和地层压力测试。
通过这些测试，评价煤层气的产能和开采条件，为后续采气提供参考。
4. 采气阶段4.1 井筒完井根据钻探阶段得到的数据和测试结果，进行井筒完井工作。
包括固井、完善油管工程、装置井口设备等。
4.2 采气工艺选择根据煤层气的产能和开采条件，选择适当的采气工艺。
常用的采气工艺包括常压吸采法、人工驱替法、水平井压裂法等。
4.3 采气操作根据采气工艺，开始采气操作。
这包括建设和维护采气设备、采气井操作和管理、采气量的监测和控制等。
5. 利用阶段5.1 净化和压缩煤层气采集后，需要进行净化和压缩处理。
通过去除杂质和降低湿度，使煤层气达到使用标准。
5.2 输运和储存处理后的煤层气可以通过管道输送到消费地，也可以进行储存。
输送和储存过程中需要保证煤层气的安全和有效利用。
5.3 利用方式煤层气可以作为工业燃料、城市燃气和发电燃料等进行利用。
根据不同的需求，选择合适的利用方式和设备。
6. 安全与环保在煤层气的开发过程中，要注重安全和环保。
煤层气工程方案
煤层气工程方案引言煤层气是一种天然气资源，主要储存在煤层中，是一种非常重要的能源资源。
随着全球能源需求的增长和对清洁能源的需求，煤层气的开发和利用变得越来越重要。
煤层气工程是一项复杂的工程项目，涉及到地质勘探、开采技术、储气建设等多个方面。
本文将探讨煤层气工程的关键方案，并阐述如何有效地开发和利用煤层气资源。
地质勘探地质勘探是煤层气工程的第一步，通过地质勘探可以了解煤层气的分布、储量、产气能力等重要参数，为后续的开采工作提供重要信息。
在地质勘探中，需要进行地质调查、地震勘探、钻探等工作，以获取详细的地质信息。
针对不同的地质条件，需要采用不同的勘探技术，以确保获取准确的地质数据。
煤层气开采技术煤层气开采技术是煤层气工程的核心内容，合理的开采技术可以有效提高煤层气采收率，降低生产成本。
目前，常用的煤层气开采技术包括水平井开采、多点压裂技术、CO2驱替技术等。
开采技术的选择需要根据具体的地质条件和储层特征进行综合考虑，以达到最佳的开采效果。
储气建设储气建设是煤层气工程中至关重要的一环，合理的储气建设可以提高煤层气的储存能力和生产能力。
常用的储气建设技术包括注入增产技术、CO2注入技术、压裂技术等。
通过这些技术，可以提高煤层气的储存效果，实现长期稳定的产气。
环境保护环境保护是煤层气工程中不可忽视的一点，合理的环境保护措施可以减少开采对环境的影响，减少生产过程中的排放。
在煤层气开采过程中，需要采取土地保护、水资源保护、生态环境保护等一系列措施，以保护当地的生态环境。
安全生产安全生产是煤层气工程的首要任务，保障工人的生命安全和财产安全是每一个煤层气工程的核心目标。
在煤层气开采过程中，需要严格遵守安全生产规定，加强安全培训，提高工人的安全意识，落实安全管理责任制，从而确保安全生产。
经济效益经济效益是评价煤层气工程的重要指标，只有取得良好的经济效益，煤层气开采才具有可持续发展的前景。
在煤层气工程中，需要做好前期的投资分析和经济评价，合理的资源配置，降低生产成本，提高生产效率，以实现良好的经济效益。
煤层气项目可研报告
煤层气项目可研报告煤层气项目可研报告全球埋深浅于2000米的煤层气资源约为240万亿立方米，是常规天然气探明储量的两倍多，世界主要产煤国都十分重视开发煤层气。
下面是小编为您精心整理的关于煤层气项目可研报告全文内容，仅供大家参考。
第一部分煤层气项目总论总论作为可行性研究报告的首要部分,要综合叙述研究报告中各部分的主要问题和研究结论,并对项目的可行与否提出最终建议,为可行性研究的审批提供方便。
一、煤层气项目背景(一)项目名称(二)项目的承办单位(三)承担可行性研究工作的单位情况(四)项目的主管部门(五)项目建设内容、规模、目标(六)项目建设地点二、项目可行性研究主要结论在可行性研究中,对项目的产品销售、原料供应、政策保障、技术方案、资金总额筹措、项目的财务效益和国民经济、社会效益等重大问题,都应得出明确的结论,主要包括：(一)项目产品市场前景(二)项目原料供应问题(三)项目政策保障问题(四)项目资金保障问题(五)项目组织保障问题(六)项目技术保障问题(七)项目人力保障问题(八)项目风险控制问题(九)项目财务效益结论(十)项目社会效益结论(十一)项目可行性综合评价三、主要技术经济指标表在总论部分中,可将研究报告中各部分的主要技术经济指标汇总,列出主要技术经济指标表,使审批和决策者对项目作全貌了解。
四、存在问题及建议对可行性研究中提出的项目的主要问题进行说明并提出解决的建议。
第二部分煤层气项目建设背景、必要性、可行性这一部分主要应说明项目发起的背景、投资的必要性、投资理由及项目开展的支撑性条件等等。
一、煤层气项目建设背景(一)国家或行业发展规划(二)项目发起人以及发起缘由(三)……二、煤层气项目建设必要性(一)……(二)……(三)……(四)……三、煤层气项目建设可行性(一)经济可行性(二)政策可行性(三)技术可行性(四)模式可行性(五)组织和人力资源可行性第三部分煤层气项目产品市场分析市场分析在可行性研究中的重要地位在于,任何一个项目,其生产规模的确定、技术的选择、投资估算甚至厂址的选择,都必须在对市场需求情况有了充分了解以后才能决定。
煤层气项目可研报告
煤层气项目可研报告
摘要
本报告针对煤层气勘探项目展开了较为详细的研究，包含了技术可行性分析、资源潜力分析、勘探方案优选及相关风险分析等内容。
一、技术可行性分析
1、地质条件分析
（1）地质构造：通过现场地质调查，发现油气田范围内地质构造主要为逆断层、断层、断裂带，考虑到煤层气勘探的要求，可能会对煤层气的勘探产生一定的影响，需要做更加详细的勘查研究。
（2）沉积层位：经现场调查，发现调查区沉积层位主要位于中三叠统和新近系，沉积结构主要为深厚泥页岩层及其下部煤系层，因此可以在此部位开展煤层气勘探工作。
2、地球物理勘探分析
（1）地球物理特征：通过地球物理技术进行分析，发现调查区地球物理特征多样，由于沉积层厚，含水率也较高，因此地球物理技术可能具有一定的局限性。
（2）天然气测试：通过对天然气的测试，发现其含气量较高，可作为煤层气的勘探重点，需要对其进行更加细致的调查研究。
二、资源潜力分析。
煤层气开采地面工程设计方案
全国石油工程设计大赛方案设计类作品比赛类别地面工程单项组完成日期 2014年 4月 13 日全国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介本参赛作品是根据大赛给出的沁端区块的基础数据设计的一套煤层气田开发中的地面工程设计方案。
主要由煤层气集输管网、集气增压站、污水处理、SCADA系统、消防安全系统、供电系统、通信系统等部分的设计以及各种用途站场整体优化布局设计等组成。
本方案的总集输工艺流程的确定是根据本气田的综合情况，借鉴其它煤层气地面集输工艺，分析各种低产低压煤层气田的总工艺流程，经过反复论证、简化优化，最后确定采用“分片集输、多井低压集气、单井简易计量、多井单管串接、集中增压、集中脱水处理和外输”的煤层气集输工艺流程。
管网部署部分根据气田气井位置的分布，提出了四种管网部署方案，分别是环状管网部署方案、枝状管网部署方案、集气阀组管网部署方案、多井单管串接管网部署方案。
然后以管网系统费用最省为优选目标（包括井场、采气管线、集气阀组、集气管线、增压站、中央处理厂等投资费用和运行费用），对四种管网部署方案进行优选，最后选择多井单管串接管网部署方案。
为选取适合管材, 对PE100 聚乙烯管和无缝钢管投资情况进行了详细的比较, 主要比较了公称直径50~600 mm 的PE100 聚乙烯管和无缝钢管的安装费、建筑费、主材费、预制费和总造价等，得出：当采气、集气管道的公称直径不大于250 mm 时, 采用PE100 聚乙烯管道投资低。
当采气、集气管道的公称直径大于250 mm 时, 采用钢制管道投资低。
该示范工程施工中采用了PE100聚乙烯管道与钢管相结合的方案。
用软件模拟不同工况下煤层气水合物生成温度，对比本气田集输系统工作条件以及当地气候条件，煤层气的输送选择低压不注醇工艺。
在集输管道低点设置凝水缸，收集管道中的游离水。
通过设备及工艺对比，集中处理站入口的过滤分离器选择高效旋流过滤分离器；一级增压的压缩机选择螺杆式压缩机，二级增压的压缩机选择活塞式压缩机；脱水工艺选择三甘醇脱水工艺；脱碳工艺选择分子筛法。
煤层气水平井施工方案设计
煤层气水平井施工方案设计1. 引言煤层气开采已成为当前国内能源产业中的重要组成部分，水平井作为煤层气开采的重要工程技术之一，其施工方案设计对于煤层气开采的效果和工程安全具有至关重要的影响。
本文将针对煤层气水平井的施工方案进行设计和分析。
2. 水平井施工方案设计要点煤层气水平井施工方案设计需要考虑以下关键要点：2.1 井孔布置合理的井孔布置是水平井施工的基础。
根据煤层气的储量和分布情况，确定井孔的位置和间距，以最大限度地利用煤层资源。
采用合适的井孔布置可以有效减少施工成本和提高产能。
2.2 钻井技术钻井技术是煤层气水平井施工中的关键环节。
根据地质条件和目标井段的要求，选用合适的钻井工艺和设备，确保钻井进度和质量。
同时，合理设计钻井液的配方，减少钻井过程中的问题和事故发生。
2.3 钻井液管理钻井液是在钻井过程中起着冷却、润滑、携带岩屑和控制井壁稳定的重要作用。
合理管理钻井液是水平井施工过程中的关键一环。
设计合适的钻井液配方，定期检测和监控钻井液性能指标，及时调整和补充钻井液，有效控制钻井液的质量和使用成本。
2.4 钻井排水和防漏钻井排水和防漏是煤层气水平井施工中必须要考虑的问题。
根据井段地层的水文地质特征，设计合适的排水系统，及时排除井孔内的地下水，确保施工过程的顺利进行。
同时，采取合适的防漏措施，防止钻井液和煤层气在钻井过程中的泄漏。
3. 水平井施工方案设计流程3.1 工程前期准备确定煤层气水平井的目标和需求，编制施工方案设计任务书。
组织专业人员对煤层气井孔布置、钻井技术、钻井液管理以及钻井排水和防漏等进行技术论证和可行性研究。
3.2 方案设计根据需求和可行性研究结果，编制煤层气水平井施工方案。
方案中需要详细描述井孔布置、钻井技术、钻井液管理以及钻井排水和防漏等关键内容，同时进行技术计算和示意图绘制。
3.3 方案评审和修改完成方案设计后，组织相关专业人员对方案进行评审。
根据评审结果，及时修改和优化方案内容，确保方案的合理性和可行性。
王威延长项目计划
实施计划一研究内容1.气藏开发层系划分及井网部署(1)延长气藏开发层系划分原则(2)延长气藏考虑井型与增产方式的开发层系划分研究(3)延长气田合理井网井距确定1)菱形井网储层适应性研究及合理井距优化2)长方形井网储层适应性研究及合理井距优化3)正方形井网储层适应性研究及合理井距优化4)非规则井网储层适应性研究及合理井距优化二、实施计划（1）延长气藏现状延气2–延128井区上古生界各层段间由于厚层泥岩分隔，构成相互独立的含气单元。
各单元内气层的发育程度和分布范围受砂体展布及储层物性控制，同一层段内部多期砂体复合叠置形成大型复合储集体，在横向和纵向上都存在一定非均质性。
但总体来看，同一砂带内气层呈层状分布，横向连片。
各气藏内部压力平面变化与所处层段关系明显，流体性质稳定，未见边、底水，属弹性气驱动岩性气藏。
四个目的层的常规物性：表延气2–延128井区储层常规物性分析表（2）研究思路①气藏开发层系划分1)借鉴苏里格，大牛地气藏开发层系划分原则。
2)结合延长的地质资料和储层特征确定哪些产气层是采取合采效果好，还是分层采效果好。
绘制定合采界限（合采主要是与渗透率和地层压力有关）②.井型与增产方式的开发层系划分研究1)水平井情况下的开发层系划分，调研相关部分资料。
（较少，根据地质资料）2)直井情况下的开发层系划分。
（延长大部分是直井）3)分支井情况下的开发层系划分。
（更少）③. 延长气田合理井网井距确定延长气田为低孔、低渗气田，投产井已证实气井产量低、压降快，压力恢复缓慢，稳产能力差，应该采取小井距开发，其井网形式及井距应以砂体展布情况决定。
1)由于延长气藏与苏里格气藏很相似，可以借鉴苏里格气田。
苏里格气田采用不规则菱形井网，采用600*1200m的井网。
先调研苏里格气田井网的情况。
对比正方形，矩形，菱形井网的不同特点。
2)结合延长本身的特点，确定其井网形式。
3)确定井距，采用下面几种方法确定井距，并且比较优缺点。
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延长油田英旺采油厂煤层气探区煤层气资源与开发潜力评价项目设计中国地质大学（北京）能源学院二○一一年六月十八日延长油田英旺采油厂煤层气探区煤层气资源与开发潜力评价一、研究及开发现状1、鄂尔多斯盆地煤层气勘探开发现状根据2006年国家新一轮油气资源评价成果，全国埋深2000m以浅的煤层气地质资源量36.81×1012m3，可采资源量10.87×1012m3，煤层气地质资源丰度平均为0.981×108m3/km2。
煤层气资源主要集中分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔、滇东黔西、二连、吐哈、塔里木、天山、海拉尔九个地质资源量大于1×1012m3的含气盆地(群)，其地质资源量为31×1012m3，可采资源量为9.3×1012m3，分别占全国的84.13％和85.76％。
鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地的沁水区带为两个最有利区带，是近期实施勘探开发工作的主要目标区，中国目前探明煤层气储量主要分布在沁水盆地及鄂尔多斯盆地东缘。
鄂尔多斯盆地煤层气勘探集中在盆地东缘及其东南缘石炭－二叠系煤层埋深1000m以浅地区。
排采时间较长的井网有柳林杨家坪井网、三交林家坪井网、碛口井网、石楼井网和临兴井网，这些井网均分布在盆地东缘，其中以杨家坪井网排采效果最好，单井日产气2000～6000m3/d，持续160多天；碛口井网SJ19井排采300多天，平均日产气1300m3以上；林家坪井网排采2年多，单井日产气500～1800m3，最高单井日产气3800m3；鄂尔多斯盆地东南缘大宁－吉县－韩城地区煤层气探井和评价井试气获工业气流，其中韩试1井试获4000m3/d高产气流。
在韩城地区已获得50.78×108m3探明储量，初步实现了煤层气小规模的商业化生产、销售和利用。
中石油在大宁－吉县地区钻井控制面积717km2，获控制储量1500×108m3。
截至目前，在盆地内共施工1000多口煤层气井。
鄂尔多斯盆地煤层气勘查开采区块登记情况见表1。
虽然鄂尔多斯盆地的煤层气登记区块很多，但目前勘查投入不足。
煤层气开发力度较大的区块主要集中在鄂尔多斯盆地东缘和渭北地区。
鄂尔多斯盆地东缘的含气面积达到22451.87 km2，资源丰度1.53×108 m3 /km2，是我国最有利的煤层气勘探开发地区之一。
总体上鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探程度较低且勘探程度不均，在逾8×104km2的煤层气勘查登记范围内，仅实施二维地震不到4 000 km, 并且主要分布在韩城、大宁－吉县、三交3 个重点区块，煤层气探井和评价井不到200 口( 截至2009 年底) , 平均为0. 025 口/ km2；现工区内基本查明的煤层气4大富集区面积不到3 000km2，仅占煤层气勘查范围的3. 8%；广大区域煤层气的勘探程度很低，甚至是地震和钻探的空白区。
而区域沉积相带研究结果表明，这些勘探空白区处于煤层发育的有利相带。
因此，可供煤层气勘探开发的空间极为广阔。
表1 鄂尔多斯盆地煤层气勘查开采区块登记表中石油煤层气公司在鄂尔多斯盆地可供煤层气勘探开发的区块总面积约8.8×104 km2，利于煤层气勘探开发的区域主要集中在盆地的东缘, 由南向北分为渭北、临汾、吕梁3大含气区块, 其中煤层埋深在1 500 m 以浅的煤层气地质资源量约9×1012m3。
自中石油煤层气公司成立以来，完成二维地震近2 200 km, 完成探井、评价井、生产井500余口；煤层气的勘探开发取得了历史性突破, 煤层气单井产量稳步提高, 渭北开发区的丛式井、吕梁区块的水平井成功实施, 效果显著；初步形成了针对烟煤( 中煤阶) 煤层气勘探开发技术系列；提交新增煤层气基本探明储量并启动了规模产能建设。
主要勘查区块情况叙述如下。
（1）大宁－吉县区块含煤面积2160 km2，煤层气远景资源量4800×108m3。
钻探29口井，已控制含气面积270 km2，控制储量343×108m3，在760 km2的面积内，预测储量460×108m3。
该气田煤层厚度大，煤质好。
5煤和8煤单层厚度3～7 m，最大厚度9.3 m。
反射率1.7%～2.4%，属焦煤和贫煤。
含气量高，为16～22 m3/t，含气饱和度70%～90%。
渗透率0.20～0.54 md。
经初步测试，单井日产量为1000～6400 m3。
（2）韩城区块韩城矿区面积为2142.5km2，预测煤层气总资源量为2147.27×108m3。
3#、5#、11#煤层为主要勘探目标层，埋深多在400～900 m之间。
3#、5#煤层厚1.67～2.90m，11#煤层厚度大，一般6.20～7.80m。
煤层含气量平均为8～12m3/t，最高达到26m3/t；煤层渗透率较高，为1.65～2.96md。
1996～1997年，中国煤田地质总局在韩城地区施工了3口煤层气参数井，其中1口井获得单井最高4000m3/d 的工业气流。
目前中联公司将韩城列入重点勘探开发项目，完成了6口井组成的先导性试验井组，单井产量在500～2500m3/d之间，其中1口井发生自喷，试验结果证实该地区具有良好的煤层气开发潜力。
随后，中联公司计划在该区进一步扩大开发规模，与香港嘉道里公司合作勘探开发，并进行多分支水平井的施工试验。
（3）神府-保德区块为中联公司对外合作的区块，由山西保德、陕西神府2个合同区块组成，总面积4080.10 km2，预测资源量7200×108m3。
现在BHP-Billiton公司为合同区块的作业者，2004年至今，该公司共钻井10口。
钻探显示，煤层含气量较高，为8～10 m3/t，渗透率高，煤层厚度大，具有良好的煤层气开发潜力。
BHP-Billiton 公司计划加大对该区块的勘探力度，着手编制开发方案，尽快进入煤层气开发阶段。
（4）柳林北区块1991年在该区域的郭家沟井田原地矿部华北石油局经过评价选取了杨家坪作为煤层气勘查开发示范区，示范区面积约16km2，并于1991年10月钻探了第一口井（煤柳1井），这是鄂尔多斯盆地东缘的第一口煤层气井。
1992年在该区域的沙曲井田提交了《山西省河东煤田离柳矿区沙曲井田勘探（精查）地质报告》。
1993年～1999年，原地矿部华北石油局在煤柳1井附近相继施工了6口井，均进行了水力压裂，经过143个月的小井网排采，平均单井产气量在1000～3000m3/d，最高达7050m3/d。
2000年中联公司与澳大利亚路伟尔石油公司（路伟尔公司）开始对外合作勘探开发该区块的煤层气，2006年富地柳林燃气有限公司（富地柳林）与中联公司合作共同开发山西省柳林地区的煤层气资源，在柳林区内共施工煤层气井11口。
2009年该区块申报了《柳林煤层气田北区块二叠系山西组3+4、5煤新增煤层气探明储量报告》，获得探明地质储量53.16×108m3，技术可采储量29.85×108m3,经济可采储量26.87×108m3。
2、鄂尔多斯盆地地质及煤储层特征（1）盆地构造特征根据盆地重磁电特征、基岩埋深、现今构造等基本地质条件，结合盆地的构造演化，将盆地划分为伊盟隆起、渭北隆起、天环坳陷、陕北斜坡、晋西挠褶带和西缘逆冲带六个一级构造单元（图1）。
图1 鄂尔多斯盆地构造区划图（2）鄂尔多斯盆地含煤地层特征鄂尔多斯盆地为稳定克拉通内的大型盆地，基底为大古宙和元古宙的结晶基底，早古生代时为一南北分别与秦岭海槽和兴蒙海槽相通的陆表海盆地，沉积了寒武纪一中奥陶世的碳酸盐岩。
中奥陶世后，随华北陆台整体隆升，陆表海消失。
中石炭世开始沉降并接受沉积。
盆地西缘，由于处于贺兰裂谷部位，是整个鄂尔多斯地块中沉降最大的区域。
晚石炭世到二叠纪广泛发育晚古生代聚煤作用。
早三叠世末发生的印支运动，使华北地区呈现东隆西坳的构造格局。
燕山运动，盆地内部持续沉降，盆地边缘隆起上升早白垩世中期盆地开始萎缩，早白垩世晚期盆地整体抬升，湖水退出，湖盆逐渐干涸。
晚白垩世缺失沉积。
该盆地构造简单，构造改造弱，含煤岩系在大面积内保存完整，为煤层气的生成富集以及形成良好的储层条件奠定了基础。
图2 鄂尔多斯盆地东缘晚古生代含煤岩系地层综合柱状图鄂尔多斯盆地含煤地层主要为石炭-二叠系和侏罗系。
中石炭世，鄂尔多斯地块内部沉降幅度很小，沉积厚度仅10～25m左右。
上石炭统太原组沉积厚度50～100m，含煤5～8层。
各地煤层厚度变化较大，如河东煤田太原组主要可采煤层为8、9、10号煤，平均总厚6.66m。
往南至乡宁一带变薄，甚至不可采。
盆地西缘靖远组、羊虎沟组沉积厚度大，含薄煤层及煤线50层之多，晚石炭世时坳陷幅度减小，但沉积厚度仍比东部大，含煤10余层，是主要含煤地层之一。
下二叠统山西组厚60～100m，形成较厚的可采煤层。
河东煤田4、5号煤层平均总厚为7.82m。
南部渭北煤田由东向西煤厚减薄，3号煤层一般0.8～5m（图2）。
侏罗纪含煤岩系延安组，自下而上分为5、4、3、2、1煤组，主要可采煤层5～7层，可采煤层累计厚度一般15～20m。
主要可采煤层发育在盆地南部和北部，中部仅有煤线发育。
聚煤作用受湖泊—三角洲—河流沉积环境控制，围绕盆地中心形成一个巨大的聚煤环带，煤层层数、煤层厚度均由无煤区向四周逐步增加。
（3）鄂尔多斯盆地煤岩煤质特征石炭－二叠系山西组和太原组煤的镜质组含量在71％～90％之间，平均含量为79％。
侏罗系延安组煤的镜质组含量变化于19.4％～95.2％之间，平均值约为58.5％左右。
从两套煤层煤岩显微组分含量的变化趋势来看，山西、太原组煤岩组成特征明显好于延安组。
从两套煤层的宏观煤岩类型来观察，侏罗系延安组煤质硬且暗，易污手，而石炭－二叠系山西组和太原组煤质软而亮，具金属光泽，煤质特征显然好于延安组。
北部及东缘含煤区的石炭－二叠纪煤的灰分含量变化不大，基本都为中灰煤。
中侏罗世煤在陕北含煤区以低灰煤为主，灰分一般小于10％，黄陇含煤区为低－中低灰。
陕北含煤区子长煤产地的晚三叠世煤为中灰煤。
鄂尔多斯盆地石炭－二叠系煤层主要为中高变质烟煤和无烟煤，不同地区煤级分布有较大差异。
在盆地东部，煤层主要受深成变质作用，从北向南，煤级逐渐增高。
从准格尔煤田、河东煤田到渭北煤田，煤镜质组反射率从0.65％增大到1.95％。
从东向西，随深度增加煤级呈增高趁势，到盆地中部煤级达2.8％以上。
在盆地西缘，煤级分布比较复杂。
从棋盘井矿区－石嘴山矿区－横城矿区－韦州煤田向斜东翼，存在一条南北向展布的低变质煤分布区，镜质组反射率在1％左右。
该带以西，马边滩、鸳鸯湖矿区、镜质组反射率急剧增高，汝萁沟矿区达4％以上。
反映了西部在深成变质作用基础上叠加了岩浆热变质作用。