中国煤层气资源控制程度及可靠性分析

秦 勇 申 建 李小刚

1.中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

0 引言

煤层气资源可靠性指评价结果与真实情况之间的接近程度，取决于勘查控制程度及地质认识程度的高低。20世纪80年代以来，我国历经多次煤层气资源评价预测，技术方法和地质认识取得长足进展，为国家煤层气产业发展奠定了资源基础。受资料基础和地质认识以及产业发展阶段所限，目前对全国煤层气资源量尚未形成全空间认识，忽视了相当一部分资源潜力。同时，全国煤层气资源量评价结果可靠性专门研究成果迄今未见报道，煤层气资源可靠性综合评价体系尚未建立。

鉴于此，本文主要从勘查控制程度视角，基于煤炭资源、煤层含气性、煤层气可采性3个方面，概略分析我国煤层气资源量控制程度，讨论了提高煤层气资源可靠性待解决的关键问题，提出了解决问题的措施与途径建议，为进一步完善煤层气资源可靠性评价方法理论提供借鉴。

1 煤层气资源调查与评价进展

1.1 历次煤层气资源调查结果

我国煤层气资源评价起始20世纪80年代前期，历经数轮，至今仍在不断深化认识[1-17]。其中，原焦作矿业学院首次开展全国煤矿瓦斯（煤层气）调查工作，评价全国煤层气（瓦斯）资源量31.92×1012m3，奠定了后续历次全国2 000 m以浅煤层气资源量认识的框架基础[3]。随后，原煤炭科学研究总院西安分院提交了全国煤层气地质资源量，为32.86×1012m3[4]，原国土资源部提交全国煤层气地质资源量为36.81×1012m3[5]，相关数据曾被政府部门长期采用。

2006年，原国土资源部组织完成新一轮资源评价，提交全国2 000 m以浅煤层气地质资源量为36.81×1012m3，可采资源量为 10.87×1012m3[11]。其中，煤炭资源落实程度较高区依据解吸法、类比法和梯度法获取含气量，煤炭资源认识程度较低区主要通过类比法获取评价参数。中国工程院主要基于该轮评价结果，综合分析煤层气资源可采性、可靠性和规模性，认为全国具有整装规模气田开采条件的煤层气可采资源量约 4×1012m3[12]。

2005—2007年，原煤炭科学研究总院西安分院建立煤层气技术可采资源量预测方法[13]，提交全国2 000 m 以浅煤层气地质资源量为 32.86×1012m3，技术可采资源量13.90×1012m3，平均技术可采系数42%[14]。其中，晋陕蒙、北疆和冀鲁豫皖3个地区技术可采资源量分别占全国技术可采资源量的48%、27%和8%。

2015年，中国地质调查局组织完成全国煤层气资源动态专项评价，提交2 000 m以浅地质资源量为30.05×1012m3，可采资源量为 12.50×1012m3[6]。煤层气资源的85%以上集中在鄂尔多斯、沁水、滇东黔西、准噶尔等10个大型盆地（群），以Ⅱ类资源为主，整体品质一般；可采性差异大，较好的地区有限；大部分埋深大于1 200 m的煤层气资源依靠类比推测得出，可靠性低；全国较为可靠的煤层气地质资源量约 10×1012m3，可采资源量约 4×1012m3[6]。

2016—2018年，中国石油天然气集团有限公司重新对全国煤层气资源进行评价，利用3个刻度区求取煤层气可采系数，提交埋深2 000 m以浅煤层气地质资源量约29.82×1012m3，可采资源量约12.51×1012m3，平均可采系数 41.95%[15]。同时，评价考虑了关于煤层含气量－埋深关系认识的新进展[7,16]，以吸附气量“临界深度”为参考，修订降低了内蒙古东部和新疆地区各中—大型盆地煤层含气量，使得深部煤层气资源预测结果更为客观[15,17]。

1.2 历次煤层气资源调查存在的主要问题

1）历次评价几乎没有考虑煤炭资源量控制程度的差异，以及与其密切相关的煤层气资源量可靠程度在地区和深度上的不同。对于尚未获得煤炭储量的计算单元，煤炭资源及煤层含气性依靠类比获得，类比对象和类比可信度不明。尤其是我国煤炭资源勘查下限深度一般不超过1 000 m，类比法获得的深层煤层发育情况及煤炭资源量存在较大不确定性。

2）历次评价估算的全国煤层气地质资源量相差达 3.5 倍，介于 14.34×1012～ 50×1012m3之间[1-10]，原因在于覆盖范围、所依据煤炭资源量及地质认识不同。21世纪以来主要评价结果变化相对不大，全国 2 000 m 以浅煤层气地质资源量从 36.81×1012m3降至29.82×1012m3，降幅约19%，煤炭资源总量变化不大是其中重要原因。

3）全国煤层气可采资源量变化较大，介于8.82×1012～13.90×1012m3之间，变幅达50%以上。可采系数多依据解吸法和等温吸附法推测，缺乏数值模拟法、产量递减法等更可靠方法的广泛校正，也低于近十年来国内煤层气开发实践所展示的结果。

4）基于浅部煤层实测含气量—深度关系，采用梯度法或趋势法来推测较深部煤层含气量，目前看来并不符合煤层气赋存客观规律，可能造成1 000 m以深煤层气资源量估算存在较大偏差。同时，资源类别评价参数取值标准中将深度视为煤层气开采不利因素，资源类别评价中深度参数采取“递减”赋值处理，与当前开发实践及地质认识不符，可能低估了深部煤层气开发潜力。

2 煤层气资源量可靠性分析

矿产资源量可靠性取决于地质认识程度和勘查程度两个方面，基本要素包括煤层气地质载体（煤储层本身或煤炭资源）、煤储层含气性和煤层气可采性3个方面。本文基于该3方面评价要素，分析全国煤层气资源量评价结果可靠性。

2.1 煤炭资源控制程度对煤层气资源量可靠性影响

2.1.1 分析基础与分析方法

21世纪之前，我国煤层气专项勘查工作极少，缺乏煤层气勘查规范，煤层气（瓦斯）仅作为煤炭开采技术条件之一，列入煤炭资源勘查必做工作[18-19]。21世纪以来，煤炭资源勘查规范要求将煤层气作为伴生矿产开展调查[20-21]，地矿行业先后发布修订了煤层气资源储量规范[22-24]，国家发布了煤炭与煤层气兼探标准[25]。我国煤层气资源量估算主要依赖20世纪煤炭资源勘查工作，评估我国煤层气资源控制程度和可靠性，脱离不了这一历史事实。通常，煤炭勘查程度高的地区煤层气资源控制程度总体较高，反之亦然。

煤炭资源总量是探获资源量与预测资源量之和[26-27]。其中，探获资源量是经过煤炭资源勘查获得的煤炭资源量总和，包括勘探、详查、普查和预查储量，保有资源量是探获资源量扣除已消耗储量和预查储量后剩余的煤炭储量；预测资源量是根据地质规律研究以及有限勘查工程，预测得出的煤炭资源量。研究者提出勘查程度衡量指数（累计探获储量与资源总量之百分比），用以评价全国煤炭资源勘查程度[28]。分析认为，全国1 000 m以浅煤炭资源勘查程度具有东高西低、北高南低展布格局，衡量指数在黄淮海、晋陕蒙宁、蒙东和辽吉黑地区普遍大于0.6，其他地区多在0.6以下，北疆地区仅0.20；1 000 m以深煤炭资源勘查程度极低，仅黄淮海、辽吉黑、蒙东、晋陕蒙宁4个地区有一定工作，其他地区较低或基本无勘查活动[28]。

按照各勘探阶段对地质认识和工程控制程度要求，区域地质调查阶段估算煤炭地质预测资源量，预查阶段估算煤炭预测储量，普查阶段估算煤炭推断储量，这两个阶段所获储量相当于低级储量；详查阶段估算煤炭控制储量和推断储量，勘探阶段估算煤炭探明、控制、推断储量，这两个阶段所获储量可视为高级储量[20-21]。我国几十年来开展了大量煤田地质研究和地质类比，1 000 m以浅煤田构造和煤层厚度基本上能够控制，煤炭资源预测可靠性较高。基于此，本文将煤炭资源可靠性由高到低划分为高控制、中等控制和低控制程度三级，同时借鉴国际矿产资源界“3P”基本概念[29]，将三级煤炭资源储量的控制程度依次对应为证实（proved）、概算（probable）和可能（possible）3个级别（图1）。

图1 煤炭资源可靠性分级框架图

基于上述可靠性分级基本框架，引入探获率并提出证实率、概算率两个参数，形成勘查控制程度参数体系，作为衡量煤炭资源控制程度的量化标志：

式中Re表示煤炭资源探获率，即勘查程度衡量指数[28]，累计探获储量与资源总量之百分比；Rp1表示煤炭资源证实率，高控制程度储量与资源总量之百分比；Rp2表示煤炭资源概算率，中等控制程度资源储量与资源总量之百分比；Qt表示煤炭资源总量，108t；Qe表示煤炭资源探获量，108t；Qp表示预测资源量，108t；Qh表示证实的储量，勘探（Qk）与详査储量（Q）x之和，108t；Qm表示概算的资源储量，普查（Qg）、预查储量（Qy）与小于1000m预测资源量（Qq）之和，108t。

2.1.2 全国2 000 m以浅煤炭及煤层气资源控制程度

截止2009年底，全国埋深2 000 m以浅的煤炭资源总量 5.90×1012t，包括探获储量 2.02×1012t、预测资源量 3.88×1012t，探获率 34%[27]，可见全国煤层气资源控制程度总体较低。到2017年底，全国煤炭资源总量不变，探获储量增加到2.72×1012t，探获率升至46%；探获储量中，达到精查程度的占42%，详查程度以上的占17%，普查程度以上的达24%[18]。与截止2009年底的相关省区煤炭资源数据相比，2015年底新疆探获、证实煤炭储量（勘探储量与详査储量之和）分别新增84%和257%，内蒙古为12%和35%，山西为28%和50%，陕西为38%和3%[30]。这4个省区是我国煤层气资源赋存的主要地区，煤炭资源控制程度的增高同样会带来煤层气资源控制程度的提升，但迄今全国煤层气资源评价尚未全面采用煤炭勘查最新数据。

近10年来，全国煤层气资源评价多以2009年底煤炭资源评价结果为基础。为此，基于该时间节点评价结果[27]，分析全国2 000 m以浅煤炭资源总体控制程度。其中，省级行政区探获率2.19%～80.33%，平均34.29%。依据相关统计特点（图2），以探获率30%、60%为界，初步将煤炭资源控制程度分为低、中、高三级，证实率、概算率等级暂时比照相同划分界线。

图2 全国煤炭资源探获率分布图

分析统计数据，进一步形成如下认识：

1）煤炭资源探获率。我国探获煤炭资源量基本上赋存在1 000 m以浅地层。省级行政区煤炭资源探获率差别极大，探获率最高的几个省区煤炭资源占比极低，对全国煤炭资源探获率不会产生实质性影响（图2-a）。全国六大煤炭规划区加权平均煤炭资源探获率介于12.11%～56.25%之间，总体不高（表1）。煤层气资源量最大的晋陕蒙宁规划区煤炭资源探获率中等，西北规划区煤炭资源探获率极低，原因在于煤炭资源大省新疆探获率仅9.18%，影响到全国煤层气资源量总体控制程度；其他4个规划区煤炭资源探获率中等，但煤炭资源规模普遍偏小，对全国煤层气资源控制程度影响相对较小（图2-b）。

表1 全国煤炭规划区煤炭资源勘查控制程度指数表[27]

2）煤炭资源证实率。全国平均证实率9.22%，六大规划区平均证实率介于8.96%～26.08%之间，总体偏低（表1）。煤炭资源证实率在内蒙古相对较高，陕西、山西、贵州居中，新疆极低，表明煤层气资源证实程度在海拉尔、二连盆地相对较高，鄂尔多斯、沁水盆地及黔西盆地群居中，准噶尔、吐哈、三塘湖等盆地较低（图3-a）。其中，西北、黄淮海2个规划区煤炭资源平均证实率分别仅有3.84%和6.86%，新疆过低的证实率（仅3.22%）拉低了西北煤层气资源控制程度；东北、晋陕蒙宁、西南3个规划区煤炭资源平均证实率介于10.69%～14.87%之间，内蒙古相对较高的证实率（16.52%）提高了二连、海拉尔盆地及鄂尔多斯盆地北部煤层气资源证实程度；华南规划区煤炭资源平均证实率（26.08%）最高，但煤炭/煤层气资源占比低，对全国煤层气资源总体控制程度影响不大（图3-b）。

图3 全国煤炭资源证实率分布图

3）煤炭资源概算率。全国煤炭资源平均概算率41.34%，意味着适当提高勘查程度就可以大幅度提高煤炭/煤层气资源控制程度。分析5个主要省级行政区，新疆煤炭资源概算率最高，达52.67%；内蒙古相对较高，为47.89%；贵州第3，为45.44%；陕西、山西概算率相对较低，分别为27.90%和24.54%（图4-a）。由此，使得西北规划区煤炭资源平均概算率相对较高，黄淮海规划区最低，其他3个规划区居中（表1，图4-b）。尤其是晋陕蒙宁规划区煤炭资源规模大，但煤炭资源概算率仅39.11%，反映鄂尔多斯、沁水、海拉尔、二连四大盆地（群）煤层气资源控制程度提升空间极大。

图4 全国煤炭资源概算率分布图

2.1.3 全国煤层气开发战略布局区资源控制程度

目前全国已经形成“2+3+n”煤层气开发基地战略格局[31]。综合分析这些基地所在省区煤炭资源勘查达到的煤层气资源控制程度，可以概略评价主要盆地煤层气资源可靠性（表2）。

表2 全国主要盆地煤层气资源量及其控制程度表[6]

1）两大开发基地。山西省南部煤炭资源量为4 218×108t，其中80%赋存在沁水盆地，探获率中等（45.23%），1 000 m以浅几乎均被煤层气开发区块覆盖，埋深1 000～1 500 m也有较多煤层气探井及少数煤层气开发区块，煤层气资源可靠性中等偏上，深部煤层气勘查潜力中等。鄂尔多斯盆地横跨5个省区，煤炭资源量达2.0×1012t，其中以内蒙伊盟地区为主的盆地北缘占47%，以宁夏和甘肃东部为主的盆地西缘占26%，山西省境内的盆地东缘占15%，陕西省境内占12%；尽管东缘几乎全部被煤层气区块覆盖且埋深介于1 000～2 000 m之间已有数个开发区块（如临兴—神府、石楼西、延川南等），但煤炭资源总体探获率不到40%[27]，煤层气资源可靠性相对较低，深部煤层气勘查潜力巨大。

2）3个开发接替基地。北疆接替区煤炭资源极其丰富，但探获率不足15%，其中准噶尔、吐哈、三塘湖3个盆地煤炭预测资源量达1.21×1012t，占全国煤炭资源总量的21%，煤炭及煤层气资源控制程度均很低，可见勘查潜力巨大。二连盆地接替区煤炭资源总量达0.68×1012t，探获率达87%，但探获量和预测量多局限于1 000 m以浅，深部丰富的煤炭及煤层气资源总体上缺乏控制，浅部控制程度极高，深部勘查潜力较大。黔西—滇东接替区煤炭及煤层气资源主要集中在黔西地区，其中黔西地区集中了长江以南60%的煤炭资源和67%的煤层气资源，但煤炭资源探获率仅27%且集中在1 000 m以浅，资源控制程度整体较低，深部勘查潜力可观。

3）煤炭—煤层气资源控制程度关系。对于现有两大煤层气开发基地，鄂尔多斯盆地煤炭和煤层气资源量分别占全国的34%和24%，沁水盆地分别占4%和13%，对全国煤层气资源总体控制程度影响大；尽管沁水盆地控制程度中等偏上，但鄂尔多斯盆地资源占比更大，致使两个盆地资源控制程度整体偏低。3个接替基地覆盖区煤炭资源量占全国的26%，煤层气资源占27%，其中准噶尔、二连两个盆地煤炭资源占全国的22%、煤层气占14%，且控制程度极低。总体评价，现有“2+3”开发基地较高控制程度煤层气资源集中在 1 000 m 以浅，1 000 m 以深煤层气勘查潜力可观。

2.2 煤层含气性控制程度

煤层含气性常用含气量、化学组成、资源丰度和含气饱和度4方面参数予以表征，其可靠性极大依赖于数据获取方法，在全国或区域性煤层气资源评价中相关参数多通过如下几个手段获得：

1）实测法。受相关规范标准[18-25]约束，煤炭资源勘探＋详査阶段对煤层含气性的认识是可靠的（证实），普查＋预查阶段仅有轮廓性认识（概算），找煤或预测阶段几乎没有煤心解吸实测资料予以支撑而只是“可能”层次，即预测范畴。就此而言，目前对全国主要盆地煤层气风化带下限深度的认识总体可靠，开发区块煤层含气性以及煤层气探明储量的评价结果同样相对可靠。

2）梯度法。利用浅部钻孔煤心解吸数据与深度之间拟合关系，推测本区或邻区较深煤层含气性，这是煤炭资源普查＋预查和预测阶段的基本方法，历次全国煤层气资源评价也常用此方法，获得的含气性及煤层气资源属于预测范畴。该方法假设，煤层含气量随深度增大呈单调函数增加，对于1 000 m以浅的煤层含气性预测具有可信性。然而，这一假设与业界长期探索形成的共识[7,16,31-33]差异极大，可能导致“临界深度”之下的深部煤层吸附气量预测结果不同程度偏高，偏高程度随深度加大而明显增大。

3）等温吸附法。利用浅部煤样等温吸附实验数据适当估计含气饱和度，获得不同深度煤层吸附气量数据。该法预测的煤层含气量往往与实际情况偏差较大，原因在于两个方面：①不同煤阶或相同煤阶煤层吸附性差异较大，所依据的外围煤样等温吸附数据代表性不足；②含气饱和度估算除了煤岩煤质因素之外，严重依赖于储层压力，而储层压力状态因地因煤层而异，目前尚未取得该方面的规律性认识。鉴于此，采用等温吸附法求得含气性进而估算的煤层气资源量，仅属于预测（可能）范畴。

4）类比法。在无浅部或无邻区实测解吸数据评价区，煤层含气性预测采用这一方法，尽管区内常有零星深部煤井或油气井样品约束，但改变不了整个评价区煤层气资源量预测（可能）实质，我国1 000 m以深煤层气资源量多属于此类。国土资源部2006 年评价获得全国 1 000 ～ 2 000 m 深度煤层气资源量 22.54×1012m3，占资源总量的 61%[5]；中国地质调查局2016年动态评价获得全国同深度范围煤层气资源量达 18.87×1012m3，占资源总量的 63%[6]。由此分析，全国1 000 m以浅煤层气地质资源量介于11×1012～ 14×1012m3之间，相对可靠。

20世纪末，中国煤炭地质总局开展了全国埋深2 000 m以浅烟煤和无烟煤地区可采煤层的煤层气资源潜力评价[12,34]。其中，充分利用煤炭资源勘查钻孔煤心解吸资料，以当时少量煤层气试井资料为约束，分析了全国煤田勘查深度范围（多数不超过800 m）中—高阶煤层含气性区域分布规律，提交全国1 500 m以浅烟煤和无烟煤可采煤层的煤层气地质资源量 9.26×1012m3，可信度较高。

2.3 煤层气可采性控制程度

可采性涉及煤层气可采资源量估算，早期资源评价采用解吸率表征煤层气可采性。随后引入类比法、数值模拟法、等温吸附法、产量递减法、损失分析法等，前4种方法被我国现行地矿行业标准[24]规定为获取煤层气采收率指标的可选方法。其中，类比法、解吸法、等温吸附法具有预测性质，数值模拟法和产量递减法更为接近开采实际，不同方法具有各自的局限性和应用前提。

1）类比法。张新民等[14]采用类比法，确定不同埋深四大煤阶储层可采系数（表3）。由此，估算全国2 000 m以浅煤层气平均可采系数为42%；10个大型盆地（群）可采资源量9.51×1012m3，平均可采系数37%。中国石油天然气集团有限公司近年来建立了3个可采系数刻度区，估算全国埋深2 000 m以浅煤层气平均可采系数为42%[15]。其中，高阶煤层刻度区为樊庄区块，采用产量递减法，估算直井煤层气可采系数介于59%～64%，水平井可采系数介于73%～74%；中阶煤层刻度区为三交区块，采用数值模拟法，估算直井可采系数介于28%～58%；低阶煤层刻度区为保德区块，采用实际产量预测法，估算可采系数介于33%～51%。

表3 基于类比法确定的我国煤层气可采系数表[14]

2）解吸法。也称直接法，前期全国评价主要依据原煤炭行业标准（MT/T 77）[35-37]进行解吸实验（简称“四段解吸法”），进而估算解吸率。采用该方法，确定全国煤层气平均解吸率介于35%～51%之间，各大区平均解吸率介于30%～49%之间，推测全国煤层气可采资源量介于 10×1012～ 12.5×1012m3[6,34,38-39,]之间。然而，采用国家标准（GB/T 19559—2004）（简称“三段解吸法”）[40]，获得的解吸率显著高于“四段解吸法”结果，解吸率多在80%以上[41-43]。可以看出，基于解吸率法得到的煤层气可采性评价结果差异极大。究其原因，一是煤层气地质禀赋存在客观差异；二是基于的规范标准有所不同；三是难以考虑地层条件及工程因素的影响。

3）等温吸附法。2006年，全国煤层气资源评价采用等温吸附法，求得全国2 000 m以浅可采资源量为 10.87×1012m3，平均可采系数 29.53%[11]。其中，可采资源量大于0.50×1012m3的7个盆地（群）占全国煤层气可采资源量的78%，平均可采系数42%；其他34个盆地可采资源量占全国的22%，平均可采系数为50%。基于等温吸附法，估算山西省2 000 m以浅煤层气资源量为8.3×1012m3，平均可采系数介于30%～57%之间[44]。对比发现，采用等温吸附法获得的煤层气可采系数与“四段解吸法”估算结果相似，主要分布介于30%～50%之间，但远低于“三段解吸法”估算结果。

4）数值模拟法。中联公司采用数值模拟法、等温吸附线和类比法，预测沁水盆地南部、韩城、阜新等煤层气可采系数介于40%～54%[45]之间。利用气藏数值模拟及损失分析法计算，预测我国煤层气技术可采资源量为13.90×1012m3，平均可采系数为42%[14]。可以看出，数值模拟方法获得的全国煤层气平均可采系数，与基于“四段解吸法”、等温吸附法所获认识没有实质性差异。

综合分析，采用类比法、四段解吸法、等温吸附法、数值模拟法获得的全国2 000 m以浅煤层气平均可采系数相对集中，多介于30%～42%之间，相对偏低，可能导致由此估算的全国2 000 m以浅煤层气可采资源量（10×1012～ 14×1012m3）评估结果偏低。采用三段解吸法评估的全国煤层气平均可采系数高达80%～85%，个别区块产量递减法获得的直井可采系数达60%，显著较高，可能致使可采资源潜力评估结果偏高。我国大部分地区地质认识及工程控制程度短期内难以有效提高，无论采用何种评估方法，获得的可采系数及可采资源量均具有较大的不确定性。尽管如此，可认为全国2 000 m 以浅煤层气可采资源量超过 14×1012m3。同时，2 000 m以深煤层气资源潜力全面评估刚开始起步，关键参数确定和评价技术适应性尚待发展。

3 关键问题与解决方案

我国历次煤层气资源量评价结果尽管支撑了国家煤层气产业发展，但与资源评价可靠性密切相关的若干问题仍需高度重视。一是采用传统及现行规范获得的煤层含气量均有所偏低，需要完善评估方法，提高资源潜力认识可靠性；二是不同方法确定的煤层气可采系数不确定性较大，要求扩大高可靠性刻度方法应用范围，提高煤层气开发经济性预测精度；三是深部煤层含气性特点不同于浅部煤层，需要深化地质认识，建立适应性预测方法，落实深部煤层气资源潜力。

3.1 探索建立不同规范基准煤层气可解吸性换算方法，有效利用以往海量煤炭资源勘查煤心解吸资料

历次全国煤层气资源评价所依据的煤层含气量基础数据，主要来自2009年之前煤炭资源勘查获得的海量煤心解吸资料。然而，2009年之前煤炭资源勘查中煤层气（瓦斯）含量测试所依据的标准规范，与2004年之后我国才开始实施的煤层含气量测定方法有所差异，这是不同方法解吸率估算差异显著的根本原因。

无论煤炭行业标准（MT/T 77[35-36]）、（AQ 1046[37]）还是在后来升级为国家标准的（GB/T23249—2009[46]），煤层含气量均由损失气、解吸气、粉碎前脱气、粉碎后脱气4个解吸阶段产出气组成；2004年以来实施的国家标准（GB/T 19559[40,47-48]），参考美国矿务局方法将解吸过程简化损失气、解吸气、残余气3个阶段，除损失气外，其他几个阶段测试条件规定有所不同，所测结果难以简单对应。

解决问题的途径，在于平行采用新老行业及国家标准，利用配对钻孔煤心样品，开展从提钻、现场解吸到实验室脱气的三阶段与四阶段全程解吸比对实验；同时，以煤层气保压取心测试作为含气性基准，约束比对采用不同规范获得的解吸实验结果。需要探讨的科学问题是进一步分析煤层气分阶段解吸行为、解吸机理及约束机制，进而建立煤层气可解吸性标准化换算方法。

3.2 探索建立勘查阶段煤层含气量校正方法，缩小煤层气资源评估结果与开发结果之间差异

勘查阶段解吸法含量测值普遍偏低的主要原因，在于取心过程中煤样损失量补偿方法不尽合理[49-51]。为此，要求探索建立煤层含气量校正方法，提高不同区域煤层气资源量评价结果的可靠程度。

保压取心被认为是能够直接测出煤样中全部瓦斯含量的唯一方法[49,52]。中煤科工集团在两淮矿区实施了2口井的保压取心对比试验，发现保压取心煤层含气量比常规方法含气量高出20.23%～40.34%[53]。中国石油华北油田分公司在樊庄区块开展验1口井双保压取心测试，发现总含气量比同构造部位其他12口井绳索取心煤样总含气量增长―1.42%～44.95%，平均22.48%[54]。由此，进一步佐证了以往煤层含气量测试结果显著偏低的客观认识，历次评价可能低估了全国煤层气资源潜力。

中联公司采用埋深梯度法、等值线面积权衡法和井点面积权衡法校正煤层含气量，以客观计算煤层气探明储量[45]。采用面积权衡法，求得潘庄西区、东区3号煤层含气量校正系数分别为1.16和1.12[55]。以国家标准（GB/T 19559—2004）获得的含气量实测结果为基准，采用上述3种方法校正以往用煤炭行业标准（MT/T 77-84）获得的含气量，认为潘庄西区埋深500～900 m的15号煤层含气量校正系数可达1.36～1.54（平均1.44），等值线面积权衡法校正系数1.32，井点面积权衡法校正系数1.38[56-57]。也就是说，同一地区不同煤层含气量校正系数有所不同，同一煤层采用不同方法得到的校正系数存在差异，问题在于校正方法的地质条件适应性尚不明了。

客观认识全国煤层气资源潜力需要开展又一项重要基础研究工作，即采用保压取心手段，对典型地区不同标准下所获煤层含气量的差异予以约束，特别是早期煤炭资源勘查区、瓦斯放散初速度大的构造煤层以及游离气比例相对较高的深部煤层，进而获得不同煤储层地质条件校正系数分布规律。同时，通过广泛的保压取心现场试验和校正系数厘定，重新认识煤层含气量地质分布规律及其地质约束因素，形成更为客观的煤层含气量校正方法，支撑全国煤层气资源地质调查工作的深化开展。

3.3 探索改进测试规程方法，揭示煤层损失气及残余气赋存客观规律及煤层气真实可采潜力

采用等温吸附法、矿井实测瓦斯涌出量来反算煤层含气量，发现解吸法含气量低于反算含气量，当煤层埋深大于500 m时，85%的煤心含气量测值偏低30%～40%，最高达50%以上[51]。同时发现，采出地表且放置很长时间的煤样仍有残留瓦斯持续解吸[58-60]。大量客观现象充分揭示，无论是损失气还是残留气，国内外相关标准均不能对其客观描述，结果是低估了煤层含气量以及煤层气资源可采性。

国外曾尝试基于史密斯—威廉斯法测定钻井煤屑含气量，利用体积校正因子获得煤层损失气量[61]。实际上，煤层气解吸量只在初始解吸阶段早期与时间呈线性关系，我国相关标准中采用的美国矿务局1/2 t时间法只适用于提钻时间极短的煤层；煤心提钻到装罐过程中不同环节解吸是在不同介质中进行，压力条件差异显著，单纯采用地面瓦斯解吸规律推算提钻过程煤样损失气量缺乏充分依据[62]。鉴于此，基于模拟试验，建立了考虑游离气在内的不同钻井液条件下煤心解吸—扩散模型及逸散量数值模拟方法，发现当逸散时间小于25 min时解吸法与数值模拟法结果基本一致，逸散时间大于75 min时数值模拟结果普遍大于解吸法结果[63]。为此，采用目前规范方法推算得出煤层损失气量多数偏低。

以排采见气压力作为临界解吸压力，结合实验获得的等温吸附参数，利用Langmiur方程反演煤层含气量，继而通过数理统计建立含气量与深度函数关系，发现海外某区块煤层真实含气量平均被低估了57%[64-65]。同时，该区块校正后煤层含气量呈现出明显的“临界深度”效应，1 100 m以深含气量随深度增大有降低趋势。

煤层含气量测试操作因素对后期残余气影响同样十分明显。利用黔西地区钻孔煤心，在国家标准（GB/T 19559）规定的解吸程序完成之后进一步粉碎加热，发现戴家田勘查区无烟煤样延续粉碎加热后总解吸量增加3.85%～15.09%（平均增幅7.72%）[66]；大河边勘查区焦煤样含气量增加19.65%～65.54%（平均增幅43.74%），其中原生结构煤样含气量增幅约20%，构造煤样含气量增幅达56%[67]。

上述探索揭示，煤层真实含气量之高，业界目前远未充分理解。基于规范标准获得的煤层解吸量均低于真实情况，损失气校正、自然脱气规程、粉碎脱气规程等每个环节的偏差均对含气量客观认定产生影响，所有环节都存在有待探讨的基础科学、技术方法和测试流程问题。同时，给我们以启示，探索煤储层纳米级微孔有效改造技术，不仅有助于单井产量大幅度提高，而且可能充分释放煤层气产出潜力，使潜力评价基础更为准确。

3.4 探索建立深部煤层含气性及可采性评价理论与方法，助推我国煤层气产业持续发展

煤系气成藏作用存在深度效应，导致深部煤层含气性、可解吸性等与浅部煤层有所不同，进而影响到对深部煤层气资源及开采潜力的客观认识。研究发现，“深部煤层气”赋存于由地应力状态“转换”与吸附气含量“临界深度”共同控制的深部煤层，而非简单的人为划分深度界线[7,32]；埋藏由浅至深，煤层气赋存态从吸附气优势转变为吸附气、游离气并重，形成深度序列上的煤层气有序聚集[68]。

我国煤层气“临界深度”因地而异，变化范围介于 600 ～ 1 800 m 之间[7,32-33,69-73]。基于鄂尔多斯盆地东部煤样开展吸附物理模拟实验，以数百口井煤心解吸资料为约束，建立了深部煤层含气量预测模型[74]。模拟结果揭示，深部煤层含气量具有两个基本特点：①若地温梯度恒定，煤阶增高，临界深度随之变浅；②若其他条件恒定，临界深度随地温梯度增高而变浅，随压力梯度增大而变深[16]。

在临界深度以深，温度效应逐渐增强，煤层吸附性减弱，煤层游离气比例随之增高，煤层气可采性随之增大。然而，目前钻孔煤心解吸展示的现象十分杂乱，解吸率与深度关系未见统一规律[39,75-76]。例如，淮南潘集井田914～1 487 m深度范围内，煤心解吸率变化范围宽达17%～95%，平均55%，上包络线随深度增大呈非单调函数变化，在1 300 m左右达到最大值，然后随深度增大而趋于降低[76]。进一步考虑深部煤层游离气比例增大的客观现象，则目前对深部煤层气可采资源量的评价结果显著偏低。

模拟实验发现，海拉尔盆地五牧场褐煤—烟煤层吸附气含量临界深度在1 200 m左右；在400 m、1 200 m、2 000 m 处，煤层吸附气占比从 91%、70%降至53%，游离气占比从2%、21%升至37%[57,77]。建模分析认为，准噶尔盆地深部低阶煤层含气量以吸附态和游离态为主，溶解态比例极低；含水饱和度越低，临界深度越浅；临界深度还受煤层气赋存态及其比例、煤层孔隙压实效应、含水饱和度等因素影响[78]。基于压力—温度—密度模型及解吸动力学条件分析，认为沁水盆地中—北部深部高阶煤层中天然气以游离气—吸附气之间的过渡态形式赋存，游离相甲烷以压缩游离气形式存在[79]。

煤层气深度效应部分研究成果，已被近年来煤层气资源评价尝试采用[10,15,17,80]。然而，深部煤层含气性及可采性受诸多地质因素影响，是一个由宏观－微观地质因素耦合而成的复杂因果系统，相关认识尚待深化，临界深度、可解吸性、赋存态构成等显现特征及控制机理等尚未全面揭示，相应评价预测模型客观程度不一。为此，深部煤层气赋存态与解吸机制既与提高深部煤层气资源评价结果可靠性直接相关，也涉及深部优质煤储层预测评价客观性，是业界面临的关键科学问题之一[72]。

4 结论

1）全国煤层气资源主要评价结果总体上具有全面性、系统性和客观性。然而，由于历史阶段和认识所限，资源量控制程度和资源潜力尚有提升空间；考虑煤炭资源控制程度差异以及煤层气资源可靠程度在地区和深度上的不同，应加强1 000 m以深煤层赋存情况及煤炭资源量的确定性；全国煤层气可采资源量评价结果相差极大，可采性认识尚待发展；资源类别评价中深度参数采取“递减”赋值处理，与近年来生产实践及地质认识不尽相符，可能造成深部煤层气资源潜力评价结果出现较大偏差。

2）煤炭资源量控制程度可在很大程度上反映煤层气资源量可靠性。基于此，结合勘查阶段，建立了勘查控制程度指数体系，用以量化分析资源控制程度。分析结果显示：煤炭资源探获率在煤层气资源集中赋存的晋陕蒙宁地区为中等，西北地区极低；证实率在海拉尔、二连盆地相对较高，鄂尔多斯、沁水盆地及黔西盆地等居中，准噶尔、吐哈、三塘湖等盆地较低；全国煤炭资源平均概算率为41.34%，适当提高勘查程度就可大幅度提高煤炭/煤层气资源控制程度。煤层气资源可靠性在沁水盆地中等偏上，鄂尔多斯盆地相对较低，北疆地区很低，二连盆地浅部极高，黔西—滇东地区整体较低。同时，这些盆地均具有可观的深部煤层气资源勘查潜力。

3）主要盆地煤层气资源量估算结果可靠性差异极大。煤层气资源量计算上限深度的认识总体可靠，开发区块及煤炭资源勘探或详査地区煤层气资源评价结果属于“证实”级别，可靠性高；在煤炭资源普查、预查以及煤层埋藏浅于1 000 m地区，含气性以及据此获得的煤层气资源属于“概算”范畴，可靠性中等；采用等温吸附法求得含气性进而估算的煤层气资源量，限于“可能”范畴，可靠性低，包括1 000 m以深多数煤层气资源量。由此分析，目前提交的全国煤层气资源中，可靠的地质资源量介于11×1012～ 14×1012m3之间，其中可采资源量介于4.5×1012～ 6.3×1012m3之间。

4）煤层气可采性评估结果不确定性较大。采用类比法、解吸法、数值模拟法获得的全国煤层气平均可采系数相对偏低，而基于现行三阶段解吸法获得的平均可采系数显著较高。即，目前采用类比法、三阶段解吸法、数值模拟法估算的全国煤层气可采资源量评估结果偏低，以三阶段解吸法为基础的评估结果偏高。但是，全国2 000 m以浅煤层气可采资源量至少超过目前给出的评价结果上限，即大于14×1012m3。同时，2 000 m以深煤层气资源潜力关键参数尚不明确，适应性评价技术尚不成熟。

5）煤层气资源可靠性评价理论与方法尚待发展。①传统及现行规范获得的煤层含气量均有所偏低，需要进一步完善评估方法，提高煤层气资源规模认识的可靠性；②不同方法确定的煤层气可采系数不确定性较大，需要扩大可靠估算方法应用范围，提高煤层气开发经济性预测精度；③深部煤层含气性特点显著不同于浅部煤层，需要完善相关地质认识并建立适应性评价预测方法，落实深部煤层气资源潜力。从基础研究和方法创新视角，细化提出了提高我国煤层气资源预测评价可靠性的4条具体建议。