中國煤層氣資源控制程度及可靠性分析

秦 勇 申 建 李小剛

1.中國礦業大學煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室 2.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學

0 引言

煤層氣資源可靠性指評價結果與真實情況之間的接近程度，取決于勘查控制程度及地質認識程度的高低。20世紀80年代以來，我國歷經多次煤層氣資源評價預測，技術方法和地質認識取得長足進展，為國家煤層氣產業發展奠定了資源基礎。受資料基礎和地質認識以及產業發展階段所限，目前對全國煤層氣資源量尚未形成全空間認識，忽視了相當一部分資源潛力。同時，全國煤層氣資源量評價結果可靠性專門研究成果迄今未見報道，煤層氣資源可靠性綜合評價體系尚未建立。

鑒于此，本文主要從勘查控制程度視角，基于煤炭資源、煤層含氣性、煤層氣可采性3個方面，概略分析我國煤層氣資源量控制程度，討論了提高煤層氣資源可靠性待解決的關鍵問題，提出了解決問題的措施與途徑建議，為進一步完善煤層氣資源可靠性評價方法理論提供借鑒。

1 煤層氣資源調查與評價進展

1.1 歷次煤層氣資源調查結果

我國煤層氣資源評價起始20世紀80年代前期，歷經數輪，至今仍在不斷深化認識[1-17]。其中，原焦作礦業學院首次開展全國煤礦瓦斯（煤層氣）調查工作，評價全國煤層氣（瓦斯）資源量31.92×1012m3，奠定了后續歷次全國2 000 m以淺煤層氣資源量認識的框架基礎[3]。隨后，原煤炭科學研究總院西安分院提交了全國煤層氣地質資源量，為32.86×1012m3[4]，原國土資源部提交全國煤層氣地質資源量為36.81×1012m3[5]，相關數據曾被政府部門長期采用。

2006年，原國土資源部組織完成新一輪資源評價，提交全國2 000 m以淺煤層氣地質資源量為36.81×1012m3，可采資源量為 10.87×1012m3[11]。其中，煤炭資源落實程度較高區依據解吸法、類比法和梯度法獲取含氣量，煤炭資源認識程度較低區主要通過類比法獲取評價參數。中國工程院主要基于該輪評價結果，綜合分析煤層氣資源可采性、可靠性和規模性，認為全國具有整裝規模氣田開采條件的煤層氣可采資源量約 4×1012m3[12]。

2005—2007年，原煤炭科學研究總院西安分院建立煤層氣技術可采資源量預測方法[13]，提交全國2 000 m 以淺煤層氣地質資源量為 32.86×1012m3，技術可采資源量13.90×1012m3，平均技術可采系數42%[14]。其中，晉陜蒙、北疆和冀魯豫皖3個地區技術可采資源量分別占全國技術可采資源量的48%、27%和8%。

2015年，中國地質調查局組織完成全國煤層氣資源動態專項評價，提交2 000 m以淺地質資源量為30.05×1012m3，可采資源量為 12.50×1012m3[6]。煤層氣資源的85%以上集中在鄂爾多斯、沁水、滇東黔西、準噶爾等10個大型盆地（群），以Ⅱ類資源為主，整體品質一般；可采性差異大，較好的地區有限；大部分埋深大于1 200 m的煤層氣資源依靠類比推測得出，可靠性低；全國較為可靠的煤層氣地質資源量約 10×1012m3，可采資源量約 4×1012m3[6]。

2016—2018年，中國石油天然氣集團有限公司重新對全國煤層氣資源進行評價，利用3個刻度區求取煤層氣可采系數，提交埋深2 000 m以淺煤層氣地質資源量約29.82×1012m3，可采資源量約12.51×1012m3，平均可采系數 41.95%[15]。同時，評價考慮了關于煤層含氣量－埋深關系認識的新進展[7,16]，以吸附氣量“臨界深度”為參考，修訂降低了內蒙古東部和新疆地區各中—大型盆地煤層含氣量，使得深部煤層氣資源預測結果更為客觀[15,17]。

1.2 歷次煤層氣資源調查存在的主要問題

1）歷次評價幾乎沒有考慮煤炭資源量控制程度的差異，以及與其密切相關的煤層氣資源量可靠程度在地區和深度上的不同。對于尚未獲得煤炭儲量的計算單元，煤炭資源及煤層含氣性依靠類比獲得，類比對象和類比可信度不明。尤其是我國煤炭資源勘查下限深度一般不超過1 000 m，類比法獲得的深層煤層發育情況及煤炭資源量存在較大不確定性。

2）歷次評價估算的全國煤層氣地質資源量相差達 3.5 倍，介于 14.34×1012～ 50×1012m3之間[1-10]，原因在于覆蓋范圍、所依據煤炭資源量及地質認識不同。21世紀以來主要評價結果變化相對不大，全國 2 000 m 以淺煤層氣地質資源量從 36.81×1012m3降至29.82×1012m3，降幅約19%，煤炭資源總量變化不大是其中重要原因。

3）全國煤層氣可采資源量變化較大，介于8.82×1012～13.90×1012m3之間，變幅達50%以上。可采系數多依據解吸法和等溫吸附法推測，缺乏數值模擬法、產量遞減法等更可靠方法的廣泛校正，也低于近十年來國內煤層氣開發實踐所展示的結果。

4）基于淺部煤層實測含氣量—深度關系，采用梯度法或趨勢法來推測較深部煤層含氣量，目前看來并不符合煤層氣賦存客觀規律，可能造成1 000 m以深煤層氣資源量估算存在較大偏差。同時，資源類別評價參數取值標準中將深度視為煤層氣開采不利因素，資源類別評價中深度參數采取“遞減”賦值處理，與當前開發實踐及地質認識不符，可能低估了深部煤層氣開發潛力。

2 煤層氣資源量可靠性分析

礦產資源量可靠性取決于地質認識程度和勘查程度兩個方面，基本要素包括煤層氣地質載體（煤儲層本身或煤炭資源）、煤儲層含氣性和煤層氣可采性3個方面。本文基于該3方面評價要素，分析全國煤層氣資源量評價結果可靠性。

2.1 煤炭資源控制程度對煤層氣資源量可靠性影響

2.1.1 分析基礎與分析方法

21世紀之前，我國煤層氣專項勘查工作極少，缺乏煤層氣勘查規范，煤層氣（瓦斯）僅作為煤炭開采技術條件之一，列入煤炭資源勘查必做工作[18-19]。21世紀以來，煤炭資源勘查規范要求將煤層氣作為伴生礦產開展調查[20-21]，地礦行業先后發布修訂了煤層氣資源儲量規范[22-24]，國家發布了煤炭與煤層氣兼探標準[25]。我國煤層氣資源量估算主要依賴20世紀煤炭資源勘查工作，評估我國煤層氣資源控制程度和可靠性，脫離不了這一歷史事實。通常，煤炭勘查程度高的地區煤層氣資源控制程度總體較高，反之亦然。

煤炭資源總量是探獲資源量與預測資源量之和[26-27]。其中，探獲資源量是經過煤炭資源勘查獲得的煤炭資源量總和，包括勘探、詳查、普查和預查儲量，保有資源量是探獲資源量扣除已消耗儲量和預查儲量后剩余的煤炭儲量；預測資源量是根據地質規律研究以及有限勘查工程，預測得出的煤炭資源量。研究者提出勘查程度衡量指數（累計探獲儲量與資源總量之百分比），用以評價全國煤炭資源勘查程度[28]。分析認為，全國1 000 m以淺煤炭資源勘查程度具有東高西低、北高南低展布格局，衡量指數在黃淮海、晉陜蒙寧、蒙東和遼吉黑地區普遍大于0.6，其他地區多在0.6以下，北疆地區僅0.20；1 000 m以深煤炭資源勘查程度極低，僅黃淮海、遼吉黑、蒙東、晉陜蒙寧4個地區有一定工作，其他地區較低或基本無勘查活動[28]。

按照各勘探階段對地質認識和工程控制程度要求，區域地質調查階段估算煤炭地質預測資源量，預查階段估算煤炭預測儲量，普查階段估算煤炭推斷儲量，這兩個階段所獲儲量相當于低級儲量；詳查階段估算煤炭控制儲量和推斷儲量，勘探階段估算煤炭探明、控制、推斷儲量，這兩個階段所獲儲量可視為高級儲量[20-21]。我國幾十年來開展了大量煤田地質研究和地質類比，1 000 m以淺煤田構造和煤層厚度基本上能夠控制，煤炭資源預測可靠性較高?；诖?，本文將煤炭資源可靠性由高到低劃分為高控制、中等控制和低控制程度三級，同時借鑒國際礦產資源界“3P”基本概念[29]，將三級煤炭資源儲量的控制程度依次對應為證實（proved）、概算（probable）和可能（possible）3個級別（圖1）。

圖1 煤炭資源可靠性分級框架圖

基于上述可靠性分級基本框架，引入探獲率并提出證實率、概算率兩個參數，形成勘查控制程度參數體系，作為衡量煤炭資源控制程度的量化標志：

式中Re表示煤炭資源探獲率，即勘查程度衡量指數[28]，累計探獲儲量與資源總量之百分比；Rp1表示煤炭資源證實率，高控制程度儲量與資源總量之百分比；Rp2表示煤炭資源概算率，中等控制程度資源儲量與資源總量之百分比；Qt表示煤炭資源總量，108t；Qe表示煤炭資源探獲量，108t；Qp表示預測資源量，108t；Qh表示證實的儲量，勘探（Qk）與詳査儲量（Q）x之和，108t；Qm表示概算的資源儲量，普查（Qg）、預查儲量（Qy）與小于1000m預測資源量（Qq）之和，108t。

2.1.2 全國2 000 m以淺煤炭及煤層氣資源控制程度

截止2009年底，全國埋深2 000 m以淺的煤炭資源總量 5.90×1012t，包括探獲儲量 2.02×1012t、預測資源量 3.88×1012t，探獲率 34%[27]，可見全國煤層氣資源控制程度總體較低。到2017年底，全國煤炭資源總量不變，探獲儲量增加到2.72×1012t，探獲率升至46%；探獲儲量中，達到精查程度的占42%，詳查程度以上的占17%，普查程度以上的達24%[18]。與截止2009年底的相關省區煤炭資源數據相比，2015年底新疆探獲、證實煤炭儲量（勘探儲量與詳査儲量之和）分別新增84%和257%，內蒙古為12%和35%，山西為28%和50%，陜西為38%和3%[30]。這4個省區是我國煤層氣資源賦存的主要地區，煤炭資源控制程度的增高同樣會帶來煤層氣資源控制程度的提升，但迄今全國煤層氣資源評價尚未全面采用煤炭勘查最新數據。

近10年來，全國煤層氣資源評價多以2009年底煤炭資源評價結果為基礎。為此，基于該時間節點評價結果[27]，分析全國2 000 m以淺煤炭資源總體控制程度。其中，省級行政區探獲率2.19%～80.33%，平均34.29%。依據相關統計特點（圖2），以探獲率30%、60%為界，初步將煤炭資源控制程度分為低、中、高三級，證實率、概算率等級暫時比照相同劃分界線。

圖2 全國煤炭資源探獲率分布圖

分析統計數據，進一步形成如下認識：

1）煤炭資源探獲率。我國探獲煤炭資源量基本上賦存在1 000 m以淺地層。省級行政區煤炭資源探獲率差別極大，探獲率最高的幾個省區煤炭資源占比極低，對全國煤炭資源探獲率不會產生實質性影響（圖2-a）。全國六大煤炭規劃區加權平均煤炭資源探獲率介于12.11%～56.25%之間，總體不高（表1）。煤層氣資源量最大的晉陜蒙寧規劃區煤炭資源探獲率中等，西北規劃區煤炭資源探獲率極低，原因在于煤炭資源大省新疆探獲率僅9.18%，影響到全國煤層氣資源量總體控制程度；其他4個規劃區煤炭資源探獲率中等，但煤炭資源規模普遍偏小，對全國煤層氣資源控制程度影響相對較?。▓D2-b）。

表1 全國煤炭規劃區煤炭資源勘查控制程度指數表[27]

2）煤炭資源證實率。全國平均證實率9.22%，六大規劃區平均證實率介于8.96%～26.08%之間，總體偏低（表1）。煤炭資源證實率在內蒙古相對較高，陜西、山西、貴州居中，新疆極低，表明煤層氣資源證實程度在海拉爾、二連盆地相對較高，鄂爾多斯、沁水盆地及黔西盆地群居中，準噶爾、吐哈、三塘湖等盆地較低（圖3-a）。其中，西北、黃淮海2個規劃區煤炭資源平均證實率分別僅有3.84%和6.86%，新疆過低的證實率（僅3.22%）拉低了西北煤層氣資源控制程度；東北、晉陜蒙寧、西南3個規劃區煤炭資源平均證實率介于10.69%～14.87%之間，內蒙古相對較高的證實率（16.52%）提高了二連、海拉爾盆地及鄂爾多斯盆地北部煤層氣資源證實程度；華南規劃區煤炭資源平均證實率（26.08%）最高，但煤炭/煤層氣資源占比低，對全國煤層氣資源總體控制程度影響不大（圖3-b）。

圖3 全國煤炭資源證實率分布圖

3）煤炭資源概算率。全國煤炭資源平均概算率41.34%，意味著適當提高勘查程度就可以大幅度提高煤炭/煤層氣資源控制程度。分析5個主要省級行政區，新疆煤炭資源概算率最高，達52.67%；內蒙古相對較高，為47.89%；貴州第3，為45.44%；陜西、山西概算率相對較低，分別為27.90%和24.54%（圖4-a）。由此，使得西北規劃區煤炭資源平均概算率相對較高，黃淮海規劃區最低，其他3個規劃區居中（表1，圖4-b）。尤其是晉陜蒙寧規劃區煤炭資源規模大，但煤炭資源概算率僅39.11%，反映鄂爾多斯、沁水、海拉爾、二連四大盆地（群）煤層氣資源控制程度提升空間極大。

圖4 全國煤炭資源概算率分布圖

2.1.3 全國煤層氣開發戰略布局區資源控制程度

目前全國已經形成“2+3+n”煤層氣開發基地戰略格局[31]。綜合分析這些基地所在省區煤炭資源勘查達到的煤層氣資源控制程度，可以概略評價主要盆地煤層氣資源可靠性（表2）。

表2 全國主要盆地煤層氣資源量及其控制程度表[6]

1）兩大開發基地。山西省南部煤炭資源量為4 218×108t，其中80%賦存在沁水盆地，探獲率中等（45.23%），1 000 m以淺幾乎均被煤層氣開發區塊覆蓋，埋深1 000～1 500 m也有較多煤層氣探井及少數煤層氣開發區塊，煤層氣資源可靠性中等偏上，深部煤層氣勘查潛力中等。鄂爾多斯盆地橫跨5個省區，煤炭資源量達2.0×1012t，其中以內蒙伊盟地區為主的盆地北緣占47%，以寧夏和甘肅東部為主的盆地西緣占26%，山西省境內的盆地東緣占15%，陜西省境內占12%；盡管東緣幾乎全部被煤層氣區塊覆蓋且埋深介于1 000～2 000 m之間已有數個開發區塊（如臨興—神府、石樓西、延川南等），但煤炭資源總體探獲率不到40%[27]，煤層氣資源可靠性相對較低，深部煤層氣勘查潛力巨大。

2）3個開發接替基地。北疆接替區煤炭資源極其豐富，但探獲率不足15%，其中準噶爾、吐哈、三塘湖3個盆地煤炭預測資源量達1.21×1012t，占全國煤炭資源總量的21%，煤炭及煤層氣資源控制程度均很低，可見勘查潛力巨大。二連盆地接替區煤炭資源總量達0.68×1012t，探獲率達87%，但探獲量和預測量多局限于1 000 m以淺，深部豐富的煤炭及煤層氣資源總體上缺乏控制，淺部控制程度極高，深部勘查潛力較大。黔西—滇東接替區煤炭及煤層氣資源主要集中在黔西地區，其中黔西地區集中了長江以南60%的煤炭資源和67%的煤層氣資源，但煤炭資源探獲率僅27%且集中在1 000 m以淺，資源控制程度整體較低，深部勘查潛力可觀。

3）煤炭—煤層氣資源控制程度關系。對于現有兩大煤層氣開發基地，鄂爾多斯盆地煤炭和煤層氣資源量分別占全國的34%和24%，沁水盆地分別占4%和13%，對全國煤層氣資源總體控制程度影響大；盡管沁水盆地控制程度中等偏上，但鄂爾多斯盆地資源占比更大，致使兩個盆地資源控制程度整體偏低。3個接替基地覆蓋區煤炭資源量占全國的26%，煤層氣資源占27%，其中準噶爾、二連兩個盆地煤炭資源占全國的22%、煤層氣占14%，且控制程度極低。總體評價，現有“2+3”開發基地較高控制程度煤層氣資源集中在 1 000 m 以淺，1 000 m 以深煤層氣勘查潛力可觀。

2.2 煤層含氣性控制程度

煤層含氣性常用含氣量、化學組成、資源豐度和含氣飽和度4方面參數予以表征，其可靠性極大依賴于數據獲取方法，在全國或區域性煤層氣資源評價中相關參數多通過如下幾個手段獲得：

1）實測法。受相關規范標準[18-25]約束，煤炭資源勘探＋詳査階段對煤層含氣性的認識是可靠的（證實），普查＋預查階段僅有輪廓性認識（概算），找煤或預測階段幾乎沒有煤心解吸實測資料予以支撐而只是“可能”層次，即預測范疇。就此而言，目前對全國主要盆地煤層氣風化帶下限深度的認識總體可靠，開發區塊煤層含氣性以及煤層氣探明儲量的評價結果同樣相對可靠。

2）梯度法。利用淺部鉆孔煤心解吸數據與深度之間擬合關系，推測本區或鄰區較深煤層含氣性，這是煤炭資源普查＋預查和預測階段的基本方法，歷次全國煤層氣資源評價也常用此方法，獲得的含氣性及煤層氣資源屬于預測范疇。該方法假設，煤層含氣量隨深度增大呈單調函數增加，對于1 000 m以淺的煤層含氣性預測具有可信性。然而，這一假設與業界長期探索形成的共識[7,16,31-33]差異極大，可能導致“臨界深度”之下的深部煤層吸附氣量預測結果不同程度偏高，偏高程度隨深度加大而明顯增大。

3）等溫吸附法。利用淺部煤樣等溫吸附實驗數據適當估計含氣飽和度，獲得不同深度煤層吸附氣量數據。該法預測的煤層含氣量往往與實際情況偏差較大，原因在于兩個方面：①不同煤階或相同煤階煤層吸附性差異較大，所依據的外圍煤樣等溫吸附數據代表性不足；②含氣飽和度估算除了煤巖煤質因素之外，嚴重依賴于儲層壓力，而儲層壓力狀態因地因煤層而異，目前尚未取得該方面的規律性認識。鑒于此，采用等溫吸附法求得含氣性進而估算的煤層氣資源量，僅屬于預測（可能）范疇。

4）類比法。在無淺部或無鄰區實測解吸數據評價區，煤層含氣性預測采用這一方法，盡管區內常有零星深部煤井或油氣井樣品約束，但改變不了整個評價區煤層氣資源量預測（可能）實質，我國1 000 m以深煤層氣資源量多屬于此類。國土資源部2006 年評價獲得全國 1 000 ～ 2 000 m 深度煤層氣資源量 22.54×1012m3，占資源總量的 61%[5]；中國地質調查局2016年動態評價獲得全國同深度范圍煤層氣資源量達 18.87×1012m3，占資源總量的 63%[6]。由此分析，全國1 000 m以淺煤層氣地質資源量介于11×1012～ 14×1012m3之間，相對可靠。

20世紀末，中國煤炭地質總局開展了全國埋深2 000 m以淺煙煤和無煙煤地區可采煤層的煤層氣資源潛力評價[12,34]。其中，充分利用煤炭資源勘查鉆孔煤心解吸資料，以當時少量煤層氣試井資料為約束，分析了全國煤田勘查深度范圍（多數不超過800 m）中—高階煤層含氣性區域分布規律，提交全國1 500 m以淺煙煤和無煙煤可采煤層的煤層氣地質資源量 9.26×1012m3，可信度較高。

2.3 煤層氣可采性控制程度

可采性涉及煤層氣可采資源量估算，早期資源評價采用解吸率表征煤層氣可采性。隨后引入類比法、數值模擬法、等溫吸附法、產量遞減法、損失分析法等，前4種方法被我國現行地礦行業標準[24]規定為獲取煤層氣采收率指標的可選方法。其中，類比法、解吸法、等溫吸附法具有預測性質，數值模擬法和產量遞減法更為接近開采實際，不同方法具有各自的局限性和應用前提。

1）類比法。張新民等[14]采用類比法，確定不同埋深四大煤階儲層可采系數（表3）。由此，估算全國2 000 m以淺煤層氣平均可采系數為42%；10個大型盆地（群）可采資源量9.51×1012m3，平均可采系數37%。中國石油天然氣集團有限公司近年來建立了3個可采系數刻度區，估算全國埋深2 000 m以淺煤層氣平均可采系數為42%[15]。其中，高階煤層刻度區為樊莊區塊，采用產量遞減法，估算直井煤層氣可采系數介于59%～64%，水平井可采系數介于73%～74%；中階煤層刻度區為三交區塊，采用數值模擬法，估算直井可采系數介于28%～58%；低階煤層刻度區為保德區塊，采用實際產量預測法，估算可采系數介于33%～51%。

表3 基于類比法確定的我國煤層氣可采系數表[14]

2）解吸法。也稱直接法，前期全國評價主要依據原煤炭行業標準（MT/T 77）[35-37]進行解吸實驗（簡稱“四段解吸法”），進而估算解吸率。采用該方法，確定全國煤層氣平均解吸率介于35%～51%之間，各大區平均解吸率介于30%～49%之間，推測全國煤層氣可采資源量介于 10×1012～ 12.5×1012m3[6,34,38-39,]之間。然而，采用國家標準（GB/T 19559—2004）（簡稱“三段解吸法”）[40]，獲得的解吸率顯著高于“四段解吸法”結果，解吸率多在80%以上[41-43]?？梢钥闯觯诮馕史ǖ玫降拿簩託饪刹尚栽u價結果差異極大。究其原因，一是煤層氣地質稟賦存在客觀差異；二是基于的規范標準有所不同；三是難以考慮地層條件及工程因素的影響。

3）等溫吸附法。2006年，全國煤層氣資源評價采用等溫吸附法，求得全國2 000 m以淺可采資源量為 10.87×1012m3，平均可采系數 29.53%[11]。其中，可采資源量大于0.50×1012m3的7個盆地（群）占全國煤層氣可采資源量的78%，平均可采系數42%；其他34個盆地可采資源量占全國的22%，平均可采系數為50%?；诘葴匚椒?，估算山西省2 000 m以淺煤層氣資源量為8.3×1012m3，平均可采系數介于30%～57%之間[44]。對比發現，采用等溫吸附法獲得的煤層氣可采系數與“四段解吸法”估算結果相似，主要分布介于30%～50%之間，但遠低于“三段解吸法”估算結果。

4）數值模擬法。中聯公司采用數值模擬法、等溫吸附線和類比法，預測沁水盆地南部、韓城、阜新等煤層氣可采系數介于40%～54%[45]之間。利用氣藏數值模擬及損失分析法計算，預測我國煤層氣技術可采資源量為13.90×1012m3，平均可采系數為42%[14]。可以看出，數值模擬方法獲得的全國煤層氣平均可采系數，與基于“四段解吸法”、等溫吸附法所獲認識沒有實質性差異。

綜合分析，采用類比法、四段解吸法、等溫吸附法、數值模擬法獲得的全國2 000 m以淺煤層氣平均可采系數相對集中，多介于30%～42%之間，相對偏低，可能導致由此估算的全國2 000 m以淺煤層氣可采資源量（10×1012～ 14×1012m3）評估結果偏低。采用三段解吸法評估的全國煤層氣平均可采系數高達80%～85%，個別區塊產量遞減法獲得的直井可采系數達60%，顯著較高，可能致使可采資源潛力評估結果偏高。我國大部分地區地質認識及工程控制程度短期內難以有效提高，無論采用何種評估方法，獲得的可采系數及可采資源量均具有較大的不確定性。盡管如此，可認為全國2 000 m 以淺煤層氣可采資源量超過 14×1012m3。同時，2 000 m以深煤層氣資源潛力全面評估剛開始起步，關鍵參數確定和評價技術適應性尚待發展。

3 關鍵問題與解決方案

我國歷次煤層氣資源量評價結果盡管支撐了國家煤層氣產業發展，但與資源評價可靠性密切相關的若干問題仍需高度重視。一是采用傳統及現行規范獲得的煤層含氣量均有所偏低，需要完善評估方法，提高資源潛力認識可靠性；二是不同方法確定的煤層氣可采系數不確定性較大，要求擴大高可靠性刻度方法應用范圍，提高煤層氣開發經濟性預測精度；三是深部煤層含氣性特點不同于淺部煤層，需要深化地質認識，建立適應性預測方法，落實深部煤層氣資源潛力。

3.1 探索建立不同規范基準煤層氣可解吸性換算方法，有效利用以往海量煤炭資源勘查煤心解吸資料

歷次全國煤層氣資源評價所依據的煤層含氣量基礎數據，主要來自2009年之前煤炭資源勘查獲得的海量煤心解吸資料。然而，2009年之前煤炭資源勘查中煤層氣（瓦斯）含量測試所依據的標準規范，與2004年之后我國才開始實施的煤層含氣量測定方法有所差異，這是不同方法解吸率估算差異顯著的根本原因。

無論煤炭行業標準（MT/T 77[35-36]）、（AQ 1046[37]）還是在后來升級為國家標準的（GB/T23249—2009[46]），煤層含氣量均由損失氣、解吸氣、粉碎前脫氣、粉碎后脫氣4個解吸階段產出氣組成；2004年以來實施的國家標準（GB/T 19559[40,47-48]），參考美國礦務局方法將解吸過程簡化損失氣、解吸氣、殘余氣3個階段，除損失氣外，其他幾個階段測試條件規定有所不同，所測結果難以簡單對應。

解決問題的途徑，在于平行采用新老行業及國家標準，利用配對鉆孔煤心樣品，開展從提鉆、現場解吸到實驗室脫氣的三階段與四階段全程解吸比對實驗；同時，以煤層氣保壓取心測試作為含氣性基準，約束比對采用不同規范獲得的解吸實驗結果。需要探討的科學問題是進一步分析煤層氣分階段解吸行為、解吸機理及約束機制，進而建立煤層氣可解吸性標準化換算方法。

3.2 探索建立勘查階段煤層含氣量校正方法，縮小煤層氣資源評估結果與開發結果之間差異

勘查階段解吸法含量測值普遍偏低的主要原因，在于取心過程中煤樣損失量補償方法不盡合理[49-51]。為此，要求探索建立煤層含氣量校正方法，提高不同區域煤層氣資源量評價結果的可靠程度。

保壓取心被認為是能夠直接測出煤樣中全部瓦斯含量的唯一方法[49,52]。中煤科工集團在兩淮礦區實施了2口井的保壓取心對比試驗，發現保壓取心煤層含氣量比常規方法含氣量高出20.23%～40.34%[53]。中國石油華北油田分公司在樊莊區塊開展驗1口井雙保壓取心測試，發現總含氣量比同構造部位其他12口井繩索取心煤樣總含氣量增長―1.42%～44.95%，平均22.48%[54]。由此，進一步佐證了以往煤層含氣量測試結果顯著偏低的客觀認識，歷次評價可能低估了全國煤層氣資源潛力。

中聯公司采用埋深梯度法、等值線面積權衡法和井點面積權衡法校正煤層含氣量，以客觀計算煤層氣探明儲量[45]。采用面積權衡法，求得潘莊西區、東區3號煤層含氣量校正系數分別為1.16和1.12[55]。以國家標準（GB/T 19559—2004）獲得的含氣量實測結果為基準，采用上述3種方法校正以往用煤炭行業標準（MT/T 77-84）獲得的含氣量，認為潘莊西區埋深500～900 m的15號煤層含氣量校正系數可達1.36～1.54（平均1.44），等值線面積權衡法校正系數1.32，井點面積權衡法校正系數1.38[56-57]。也就是說，同一地區不同煤層含氣量校正系數有所不同，同一煤層采用不同方法得到的校正系數存在差異，問題在于校正方法的地質條件適應性尚不明了。

客觀認識全國煤層氣資源潛力需要開展又一項重要基礎研究工作，即采用保壓取心手段，對典型地區不同標準下所獲煤層含氣量的差異予以約束，特別是早期煤炭資源勘查區、瓦斯放散初速度大的構造煤層以及游離氣比例相對較高的深部煤層，進而獲得不同煤儲層地質條件校正系數分布規律。同時，通過廣泛的保壓取心現場試驗和校正系數厘定，重新認識煤層含氣量地質分布規律及其地質約束因素，形成更為客觀的煤層含氣量校正方法，支撐全國煤層氣資源地質調查工作的深化開展。

3.3 探索改進測試規程方法，揭示煤層損失氣及殘余氣賦存客觀規律及煤層氣真實可采潛力

采用等溫吸附法、礦井實測瓦斯涌出量來反算煤層含氣量，發現解吸法含氣量低于反算含氣量，當煤層埋深大于500 m時，85%的煤心含氣量測值偏低30%～40%，最高達50%以上[51]。同時發現，采出地表且放置很長時間的煤樣仍有殘留瓦斯持續解吸[58-60]。大量客觀現象充分揭示，無論是損失氣還是殘留氣，國內外相關標準均不能對其客觀描述，結果是低估了煤層含氣量以及煤層氣資源可采性。

國外曾嘗試基于史密斯—威廉斯法測定鉆井煤屑含氣量，利用體積校正因子獲得煤層損失氣量[61]。實際上，煤層氣解吸量只在初始解吸階段早期與時間呈線性關系，我國相關標準中采用的美國礦務局1/2 t時間法只適用于提鉆時間極短的煤層；煤心提鉆到裝罐過程中不同環節解吸是在不同介質中進行，壓力條件差異顯著，單純采用地面瓦斯解吸規律推算提鉆過程煤樣損失氣量缺乏充分依據[62]。鑒于此，基于模擬試驗，建立了考慮游離氣在內的不同鉆井液條件下煤心解吸—擴散模型及逸散量數值模擬方法，發現當逸散時間小于25 min時解吸法與數值模擬法結果基本一致，逸散時間大于75 min時數值模擬結果普遍大于解吸法結果[63]。為此，采用目前規范方法推算得出煤層損失氣量多數偏低。

以排采見氣壓力作為臨界解吸壓力，結合實驗獲得的等溫吸附參數，利用Langmiur方程反演煤層含氣量，繼而通過數理統計建立含氣量與深度函數關系，發現海外某區塊煤層真實含氣量平均被低估了57%[64-65]。同時，該區塊校正后煤層含氣量呈現出明顯的“臨界深度”效應，1 100 m以深含氣量隨深度增大有降低趨勢。

煤層含氣量測試操作因素對后期殘余氣影響同樣十分明顯。利用黔西地區鉆孔煤心，在國家標準（GB/T 19559）規定的解吸程序完成之后進一步粉碎加熱，發現戴家田勘查區無煙煤樣延續粉碎加熱后總解吸量增加3.85%～15.09%（平均增幅7.72%）[66]；大河邊勘查區焦煤樣含氣量增加19.65%～65.54%（平均增幅43.74%），其中原生結構煤樣含氣量增幅約20%，構造煤樣含氣量增幅達56%[67]。

上述探索揭示，煤層真實含氣量之高，業界目前遠未充分理解。基于規范標準獲得的煤層解吸量均低于真實情況，損失氣校正、自然脫氣規程、粉碎脫氣規程等每個環節的偏差均對含氣量客觀認定產生影響，所有環節都存在有待探討的基礎科學、技術方法和測試流程問題。同時，給我們以啟示，探索煤儲層納米級微孔有效改造技術，不僅有助于單井產量大幅度提高，而且可能充分釋放煤層氣產出潛力，使潛力評價基礎更為準確。

3.4 探索建立深部煤層含氣性及可采性評價理論與方法，助推我國煤層氣產業持續發展

煤系氣成藏作用存在深度效應，導致深部煤層含氣性、可解吸性等與淺部煤層有所不同，進而影響到對深部煤層氣資源及開采潛力的客觀認識。研究發現，“深部煤層氣”賦存于由地應力狀態“轉換”與吸附氣含量“臨界深度”共同控制的深部煤層，而非簡單的人為劃分深度界線[7,32]；埋藏由淺至深，煤層氣賦存態從吸附氣優勢轉變為吸附氣、游離氣并重，形成深度序列上的煤層氣有序聚集[68]。

我國煤層氣“臨界深度”因地而異，變化范圍介于 600 ～ 1 800 m 之間[7,32-33,69-73]?；诙鯛柖嗨古璧貣|部煤樣開展吸附物理模擬實驗，以數百口井煤心解吸資料為約束，建立了深部煤層含氣量預測模型[74]。模擬結果揭示，深部煤層含氣量具有兩個基本特點：①若地溫梯度恒定，煤階增高，臨界深度隨之變淺；②若其他條件恒定，臨界深度隨地溫梯度增高而變淺，隨壓力梯度增大而變深[16]。

在臨界深度以深，溫度效應逐漸增強，煤層吸附性減弱，煤層游離氣比例隨之增高，煤層氣可采性隨之增大。然而，目前鉆孔煤心解吸展示的現象十分雜亂，解吸率與深度關系未見統一規律[39,75-76]。例如，淮南潘集井田914～1 487 m深度范圍內，煤心解吸率變化范圍寬達17%～95%，平均55%，上包絡線隨深度增大呈非單調函數變化，在1 300 m左右達到最大值，然后隨深度增大而趨于降低[76]。進一步考慮深部煤層游離氣比例增大的客觀現象，則目前對深部煤層氣可采資源量的評價結果顯著偏低。

模擬實驗發現，海拉爾盆地五牧場褐煤—煙煤層吸附氣含量臨界深度在1 200 m左右；在400 m、1 200 m、2 000 m 處，煤層吸附氣占比從 91%、70%降至53%，游離氣占比從2%、21%升至37%[57,77]。建模分析認為，準噶爾盆地深部低階煤層含氣量以吸附態和游離態為主，溶解態比例極低；含水飽和度越低，臨界深度越淺；臨界深度還受煤層氣賦存態及其比例、煤層孔隙壓實效應、含水飽和度等因素影響[78]?；趬毫Α獪囟取芏饶Ｐ图敖馕鼊恿W條件分析，認為沁水盆地中—北部深部高階煤層中天然氣以游離氣—吸附氣之間的過渡態形式賦存，游離相甲烷以壓縮游離氣形式存在[79]。

煤層氣深度效應部分研究成果，已被近年來煤層氣資源評價嘗試采用[10,15,17,80]。然而，深部煤層含氣性及可采性受諸多地質因素影響，是一個由宏觀－微觀地質因素耦合而成的復雜因果系統，相關認識尚待深化，臨界深度、可解吸性、賦存態構成等顯現特征及控制機理等尚未全面揭示，相應評價預測模型客觀程度不一。為此，深部煤層氣賦存態與解吸機制既與提高深部煤層氣資源評價結果可靠性直接相關，也涉及深部優質煤儲層預測評價客觀性，是業界面臨的關鍵科學問題之一[72]。

4 結論

1）全國煤層氣資源主要評價結果總體上具有全面性、系統性和客觀性。然而，由于歷史階段和認識所限，資源量控制程度和資源潛力尚有提升空間；考慮煤炭資源控制程度差異以及煤層氣資源可靠程度在地區和深度上的不同，應加強1 000 m以深煤層賦存情況及煤炭資源量的確定性；全國煤層氣可采資源量評價結果相差極大，可采性認識尚待發展；資源類別評價中深度參數采取“遞減”賦值處理，與近年來生產實踐及地質認識不盡相符，可能造成深部煤層氣資源潛力評價結果出現較大偏差。

2）煤炭資源量控制程度可在很大程度上反映煤層氣資源量可靠性?；诖?，結合勘查階段，建立了勘查控制程度指數體系，用以量化分析資源控制程度。分析結果顯示：煤炭資源探獲率在煤層氣資源集中賦存的晉陜蒙寧地區為中等，西北地區極低；證實率在海拉爾、二連盆地相對較高，鄂爾多斯、沁水盆地及黔西盆地等居中，準噶爾、吐哈、三塘湖等盆地較低；全國煤炭資源平均概算率為41.34%，適當提高勘查程度就可大幅度提高煤炭/煤層氣資源控制程度。煤層氣資源可靠性在沁水盆地中等偏上，鄂爾多斯盆地相對較低，北疆地區很低，二連盆地淺部極高，黔西—滇東地區整體較低。同時，這些盆地均具有可觀的深部煤層氣資源勘查潛力。

3）主要盆地煤層氣資源量估算結果可靠性差異極大。煤層氣資源量計算上限深度的認識總體可靠，開發區塊及煤炭資源勘探或詳査地區煤層氣資源評價結果屬于“證實”級別，可靠性高；在煤炭資源普查、預查以及煤層埋藏淺于1 000 m地區，含氣性以及據此獲得的煤層氣資源屬于“概算”范疇，可靠性中等；采用等溫吸附法求得含氣性進而估算的煤層氣資源量，限于“可能”范疇，可靠性低，包括1 000 m以深多數煤層氣資源量。由此分析，目前提交的全國煤層氣資源中，可靠的地質資源量介于11×1012～ 14×1012m3之間，其中可采資源量介于4.5×1012～ 6.3×1012m3之間。

4）煤層氣可采性評估結果不確定性較大。采用類比法、解吸法、數值模擬法獲得的全國煤層氣平均可采系數相對偏低，而基于現行三階段解吸法獲得的平均可采系數顯著較高。即，目前采用類比法、三階段解吸法、數值模擬法估算的全國煤層氣可采資源量評估結果偏低，以三階段解吸法為基礎的評估結果偏高。但是，全國2 000 m以淺煤層氣可采資源量至少超過目前給出的評價結果上限，即大于14×1012m3。同時，2 000 m以深煤層氣資源潛力關鍵參數尚不明確，適應性評價技術尚不成熟。

5）煤層氣資源可靠性評價理論與方法尚待發展。①傳統及現行規范獲得的煤層含氣量均有所偏低，需要進一步完善評估方法，提高煤層氣資源規模認識的可靠性；②不同方法確定的煤層氣可采系數不確定性較大，需要擴大可靠估算方法應用范圍，提高煤層氣開發經濟性預測精度；③深部煤層含氣性特點顯著不同于淺部煤層，需要完善相關地質認識并建立適應性評價預測方法，落實深部煤層氣資源潛力。從基礎研究和方法創新視角，細化提出了提高我國煤層氣資源預測評價可靠性的4條具體建議。