1樓：中地數媒
（一）評價結果
本輪評價的煤層氣含氣區帶共有121個，分別對其資源丰度、地質資源量、可採資源量等評價指標進行統計分析，並按表6-32的分級標準進行打分，再乘以該指標所佔的權重，最後相加即為該區帶的綜合評分，具體過程如圖6-14。依各區帶綜合得分由高到低排序，排在前兩位的視為最有利區帶，其後的區帶順次為有利和較有利區帶，評價結果見表6-37。
表6-37 含氣區帶綜合評價結果
圖6-14 煤層氣區帶優選綜合評價流程圖
（二）有利區帶的煤層氣勘探前景
1.沁水
沁水含氣區帶是目前國內煤層氣勘探投入最大、勘探程度最高、勘探開發活動最為活躍、勘探成果最為顯著的地區，已實現小型商業化生產。這些成果的取得與該區帶有利的煤層氣地質條件密不可分。該區帶評價面積約26 000km2，煤層厚度較大且橫向展布穩定，山西組和太原組煤層厚度變化範圍6～16m，以北部壽陽—陽泉最厚，為10～16m，南部潞安—晉城6～12m，由於煤熱演化程度高，煤儲層的生、儲能力強，含氣量一般 10～26m3/t，因此，煤層氣資源量和資源丰度均較高，分別為36 171.
39×108m3和1.6×108m3/km2。成煤後的構造改造程度中等，適當的構造作用形成的外生裂隙強化了高變質煤的裂縫發育程度，加之埋深較淺，地層壓力為正常值，有效地應力較低，諸因素的共同作用改善了煤儲層的滲透性，試井滲透率一般大於0.
5m d，另外，含氣飽和度較高，為60%～100%，這些條件的綜合作用使煤層的可採性明顯變好。良好的含煤性、含氣性和可採性決定了該含氣區帶良好的煤層氣勘探前景。
本含氣區帶的地質風險來自兩個方面，一是高變質煤內生裂隙不甚發育，使煤層背景滲透性較差，在構造改造不適度的地區煤層滲透率會變差，不利於煤層氣的產出；二是該區帶西北部陽泉—和順—左權一帶，陷落柱發育，使煤層氣的儲存條件和煤層連續性變差，最終給煤層氣的商業開發造成不利影響。這兩個問題在煤層氣勘探開發中值得重視。
2.鄂爾多斯盆地東緣
鄂爾多斯盆地東緣煤層氣風化帶下限至煤層埋深2 000m的煤層展布面積22 451.87km2，煤層氣勘探程度較高，到目前為止，共鑽煤層氣勘探井和開發試驗井70餘口，由北向南均有分佈，勘探證實該含氣區帶石炭—二疊系煤層厚度較大，連續性好，共含煤10～14層，北、中部煤層厚度一般15～23m，南部10m。煤層含氣性好，含氣量一般7～21m3/t，煤層氣資源丰度1.
6×108m3/km2左右，地質資源量34 332.66×108m3，與沁水含氣區帶相當。該區帶為中高煤級，內生裂隙發育，煤層後期構造改造強度適中，煤體結構未遭受破壞，適度發育的外生裂隙有益於煤層滲透性的改善，地層壓力正常或超壓，這些有利地質條件使煤層滲透性變好，試井獲得的煤層原始滲透率一般2～10m d以上，高於沁水含氣區帶。
含氣飽和度除中部三交試驗區發現欠飽和外，其他已鑽煤層氣井的地區含氣飽和度為70%～92%，在磧口試驗區還發現飽和度為100%，由此可見，該區帶的煤層氣可採性好。
鄂爾多斯東緣煤層氣勘探未取得突破的原因，有地質原因，如三交井網正好佈置在地下水區域性活躍導致欠飽和的塊段，也有工程工藝不適合的原因。該區帶的煤儲層特徵由南往北、由東向西變化明顯，勘探突破的關鍵是，首先應像楊家坪試驗區那樣在工程工藝上不斷進行大膽試驗，在地質研究方面要詳細研究含氣飽和度的變化及其影響因素，正確指導勘探工作。另外，該區帶的有利地質條件在國內國外都是少見的，應加大、加快勘探投入和勘探步伐，這對早日實現我國煤層氣的大規模商業開發有重要意義。
3.鄂爾多斯盆地南緣
鄂爾多斯南緣含氣區帶，煤層氣風化帶下限至煤層埋深2 000 m的煤層展布面積3 555.31km2，石炭—二疊系煤層總厚5～10m，含氣量6～10m3/t，煤層氣資源丰度1.1×108m3/km2左右，煤層氣地質資源量6 708.
43×108m3。韓試1井3號、11號煤試井滲透率高達19.6m d，試井氣日產氣量6 000m3以上，與其相鄰的韓試2、3井滲透率很低，位於澄城以東、韓城西南的澄合1井鑽遇糜稜煤，說明鄂爾多斯盆地東南緣構造轉折部位煤層遭受強力擠壓，滲透性急劇變化。
銅川至合陽一帶構造上為渭北撓褶帶，背、向斜及北東、北西兩組斷裂較發育，在這種壓性及壓扭性構造應力作用下，煤體結構可能受到不利影響。從含煤性、含氣性和煤層氣可採性考慮，該區帶的煤層氣勘探前景明顯不如東緣含氣區帶。
煤層滲透性差是該區帶煤層氣勘探的主要風險。
4.鬆藻
鬆藻含氣區帶位於重慶市東南郊，煤層氣風化帶下限至煤層埋深1 500m的煤層展布面積301.7km2，含煤地層為上二疊統龍潭組，含煤6～14層，可採3～5層，總厚度一般為8m 左右。各煤層頂、底板以泥岩、石灰岩為主，巖性緻密、透氣性差，煤層氣封閉條件好，煤層含氣量較高，埋深600m 以淺的平均含氣量為13.
4m3/t,600～1 000m的平均含氣量為19.2m3/t,1 000～1 500m的平均含氣量為26.0m3/t，煤層氣資源量和資源丰度亦較大，分別是372.
25×108m3和1.23×108m3/km2。該含氣區帶大多數井田為單斜構造，伴以中小型斷層，鑽井煤心和礦井內觀察發現煤體結構大部分為碎裂結構，煤層的內生裂隙發育，僅在區域性地區煤層中較軟的煤分層層理被破壞，呈糜稜狀、鱗片狀。
該區帶附近的spm t-1井試井資料表明煤儲層為欠壓—正常壓力狀態。已有的這些資料表明該區帶含氣性和滲透性較好。
該區帶北部有川黔鐵路通過，各礦均有公路通到趕水與川黔公路相接，交通較便利。該含氣區帶屬丘陵地形，較有利於地表作業。由於該區靠近重慶市區，市場較好。
該區已有幾對礦井建立了瓦斯抽放站，年抽放瓦斯總量近1×108m3，主要供給居民做燃料，已有的基礎設施有利於煤層氣的經濟開採。
綜上所述，可以認為鬆藻含氣區帶具有較好的煤層氣勘探開發前景。應加強構造煤分佈特徵的研究，以便最大限度地規避勘探風險。
5.寧武
寧武含氣區帶位於太原市西北約200km，煤層氣風化帶下限至煤層埋深2 000m的煤層展布面積1 718.62km2，目標煤層為石炭—二疊系4號和9號煤，煤層總厚8～19m，含氣量較高，變化範圍9～14m3/t，煤層氣地質資源量13 643.58×108m3，資源丰度高，平均為2.
12×108m3/km2。煤級為肥、焦煤，煤巖型別好，內外、生裂隙發育，呈網狀，煤層氣探井試井滲透率較高，為0.8m d 左右，壓裂試採氣產量較高。
中國石油在該盆地已施工煤層氣探井4口，2023年10月在盆地南部完鑽1口多分支水平井，呈現出積極的勘探態勢。
寧武盆地南部地形平坦開闊，煤層氣地質條件較好，是煤層氣勘探開發的重點地區。該盆地距離太原市僅百餘公里，煤層氣下游市場廣闊。
該盆地煤層氣風化帶深達650m，煤層氣開採深度大，對煤層氣經濟開發不利。
6.安陽—鶴壁
安陽—鶴壁區帶位於太行山東麓，河南省西北部。煤層氣風化帶下限至煤層埋深2 000m的煤層展布面積667.34km2，山西組二1煤層厚6～8.
5m，含氣量較高，變化範圍13～24m3/t；煤層氣地質資源量較大，為1 453.81×108m3；資源丰度較高，為2.18×108m3/km2。
「八五」期間，原華北石油地質局在安陽礦區紅嶺井田深部進行選區評價試驗，施工5口煤層氣井，試驗資料見表6-38。之後有關部門在該區帶施工的煤層氣井又補充了一批煤儲層關鍵引數，如含氣飽和度（93.7%～100 %）和滲透率（1.
79m d），從這兩項引數來看，該區帶的煤層氣可採性較好。區內交通十分方便，工農業經濟也較發達，距未來供氣使用者很近。
表6-38 安陽紅嶺井田二1煤層煤層氣開發試驗參數列
該區帶煤儲層壓力梯度據華北石油地質局試井資料僅為4.43～8.61 kpa/m，平均6.
14kpa/m，欠壓嚴重，對煤層滲透性的改善和經濟開採均不利，在今後的勘探實踐中應予以高度重視。
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