1）煤层气产业发展过程中需要政策的扶持
美国煤层气业务能够迅速发展，主要得益于政府在煤层气产业发展初期的宏观政策、财政支持和政策激励。1978年美国政府颁布了《天然气政策法》，取消了天然气价格管制。随后在1980年颁布了《能源意外获利法》，对煤层气开发实施了长期的税收补贴。《能源意外获利法》最初规定煤层气税收优惠政策试用期为10年，但为保障煤层气产业的快速发展，美国政府先后两次推迟该项优惠政策的截止日期，使这一政策优惠期长达23年。此外，2005年出台的《能源政策法案》，增加了对非常规油气开发的补贴力度，2004年全美非常规油气生产补贴6亿美元，2007年扩大到45亿美元，对煤层气等非常规能源的开发起到了极大的促进作用。
澳大利亚近几年煤层气钻井数快速增长，产量增长速度也较快，2015年煤层气产量占该国天然气总产量的20％以上，预计2020年之前煤层气年产量将超越美国，跃居世界第一。其煤层气产业的快速发展，与澳大利亚立法及财税优惠政策密不可分。首先，澳大利亚煤层气产业相关配套法律完善，煤层气开采权受《矿产资源法》和《石油法》保护；现有石油和煤炭矿权区内都授权进行煤层气的开采；煤层气和煤炭开采矿权申请享有同等优先权；煤层气含量高于3m3/t必须先采气后采煤。此外，财税政策税收减免、抵扣及延迟缓交多个方面增强了煤层气产业投资者的信心并推动了煤层气产业的快速发展。根据澳大利亚2001年修订的《石油法》和《矿产资源法》相关规定，当煤层气作为燃料用于当地煤矿发电，免缴矿区使用费；投资者如果将当年收益用于煤层气项目再投资，可减免投资额20％的所得税；在对投资者的资本所得进行征税时，如果投资者的股权投资出现亏损，则允许扣除资本损失部分；如果投资者将处理某项资产获得的收益用于购买煤层气开发企业发行的股票，可以享受延迟交税的待遇。
2）持续投资确保投人稳定的工作量
美国煤层气产量于2008年达到峰值556．7×108m3，此后产量基本上以平均每年9％的速率递减。2015年美国煤层气年产量为359．34×108m3，占天然气总产量的3．5％。据EIA预测，美国未来煤层气产量占比将继续减少，预计2020年煤层气产量占比将降至2．7％。此外，近年来美国煤层气新钻井数量逐年锐减。1999－2009年间，美国平均每年新增煤层气井5588口；而2009－2015年间，平均每年新增煤层气井不足千口。
美国煤层气新钻井数的大幅减少、年产量持续下滑主要受三个因素影响：
（l）受全球经济危机影响，天然气价格下跌；
（2）北美地区页岩气勘探开发大突破，投资目标转移；
（3）国际油价大幅下跌，煤层气产业投资及工作量进一步锐减。2008－2009年受金融危机影响，美国天然气价格大幅降低，天然气进口价格由0．38美元／m3锐减至0．11美元／m3，尽管后期有所回调，但幅度有限。天然气价格的大幅递减使得投资煤层气的资金下滑，导致新增钻井数急剧下降，年产量开始持续下降。2014年6月下旬起，国际油价开始持续下跌，并在2015年12月出现“断崖式”下跌，部分石油公司被迫消减勘探开发投资，达到控制成本的目的，进一步加剧了煤层气产业投资的萎缩，加剧煤层气产量的大幅递减。
3）煤系地层天然气综合勘探开发可行有效
皮申斯盆地位于美国科罗拉多州，发育煤层气、致密气、页岩气、页岩油以及常规油气。主要含煤地层为白奎纪群，含三套煤组，各煤组间发育海相砂岩，煤层与致密砂岩互层共生，埋深1560－2560m
皮申斯盆地在开发初期（1969－1980年），沿用煤层气传统排水降压采气模式进行开采，煤层气与致密砂岩气合采并不成功。1990年之后，大型水力压裂技术得到发展，煤层压裂的同时打开了上部的致密砂岩，单井产量得到大幅提升，采出气中70％－90％来自煤层。而后直接采用直井串联各储层生产，数十至上百米厚的煤层一砂岩同时动用，平均单井产量高达10809m3／d，最高达14375m3／d，煤层气与煤系致密砂岩气合采取得了较好的生产效果。
煤层气与煤系致密砂岩气综合开发在垂向上拓展勘探开发空间，采用综合评价可大幅增加天然气资源丰度、提高单井产量，实现效益最大化；同时，煤层与砂岩压裂改造也比单一煤层压裂更能提高储层的改造效果，提高深部煤层气开发效益。
中国的鄂尔多斯盆地东缘大宁一吉县、三江的鸡西盆地、准噶尔盆地东缘五彩湾、滇黔川等盆地或地区具备致密砂岩气与煤层气综合勘探的地质条件。
