2003—2007年，原国土资源部、国家发展和改革委员会、财政部联合组织开展了新一轮全国油气资源评价，建立了一套以体积法、地质综合法为主的评价方法体系，获得全国埋深2 000 m以浅煤层气地质资源量36.81×1012m3，埋深1 500 m以浅的煤层气可采资源量10.87×1012m3[1]。近十年来，我国煤层气资源勘查开发工作迅速推进，在煤层气资源地质控制因素、成藏特征、开采地质条件等方面取得一系列新认识、新成果[2-14]。在此基础上，由国土资源部牵头，中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团公司、中联煤层气有限责任公司、中国矿业大学等参加，2015年完成全国煤层气资源动态专项评价。动态评价将全国划分为东北、华北、西北、南方、青藏5大区，涉及陆上41个含气盆地(群)2 000 m以浅的煤层气资源，重点评价沁水盆地、鄂尔多斯盆地以及有勘探开发进展的其他地区。

1 评价方法

本次工作的评价层次包括大区、含气盆地(群)、含气区带与计算单元4个层次，评价获得的资源量结果均用概率分布表示。采用逐级汇总方式，获得各个层次煤层气资源量。

1.1 计算单元

计算单元为本次资源评价的最小单元。纵向上以单一煤层或煤层煤质条件差别不大的煤层组为计算单元，横向上以单一煤层底部或煤层组中部埋深线作为计算单元边界，可根据实际情况进一步划分出次一级计算单元。本次资源评价共划分了近1 500个计算单元。

1.2 煤层气地质资源量评价方法

选择体积法作为主要的评价方法。根据煤炭储量数据或资源量数据的有无，分别采用下面两种评价方法。在计算单元内可获得全国第4次或第3次煤田预测资料中煤炭储量数据或资源量数据的，采用以下公式计算煤层气地质资源量，即

式中,n为计算单元中划分的次一级计算单元总数;Gi为第i个计算单元的煤层气地质资源量，108m3;Mrj为第j个次一级计算单元的煤炭储量或资源量，为第j个次一级计算单元的煤储层平均原地基含气量，m3/t。

计算单元内尚未获得煤炭储量或资源量数据的，煤层气地质资源量计算公式为

式中,Aj为第j个次一级计算单元的煤储层含气面积，为第j个次一级计算单元的煤储层平均厚度，为第j个次一级计算单元的煤储层平均原地基视密度，为第j个次一级计算单元的煤层平均原地基含气量，m3/t。

1.3 煤层气可采资源量评价方法

在获取煤层气地质资源量后，结合评价区煤层气地质条件、开发技术工艺及勘探开发程度，选择资源可采性研究方法合理确定煤层气资源可采系数R，煤层气可采资源量计算公式为

Gr=GiR

式中,Gr为煤层气可采资源量，108m3;R为煤层气可采系数，%。

1.4 煤层气资源分类

煤层气资源类别是衡量煤层气资源优劣程度的综合标准，本次评价仍沿用新一轮参数取值标准，采用单层煤厚、含气量、煤层埋深、煤层渗透率和煤层压力5项参数综合评价(表1)。5项参数分值相加，得到资源条件总分。在此基础上，考虑不同的勘探程度，分以下三种情况确定资源类别：

第1，5项因素同时参与评价。Ⅰ类资源积分>180分;Ⅱ类资源180～140分;Ⅲ类资源<140分。

第2，缺乏某一参数。Ⅰ类资源>160分;Ⅱ类资源160～120分;Ⅲ类资源<120分。

第3，缺乏某两项参数。Ⅰ类资源>110分;Ⅱ类资源110～70分;Ⅲ类资源<70分。

2 评价结果

2.1 煤层气资源量及其分布

本次评价提交全国埋深2 000 m以浅的煤层气地质资源量30.05×1012m3，平均含气量为5.66 m3/t;煤层气可采资源量12.50×1012m3。其中，埋深1 500 m以浅的煤层气可采资源量8.77×1012m3，1 500～2 000 m的可采资源量3.73×1012m3。

表1 煤层气资源类别评价参数取值标准[1]
Table 1 Evaluation parameters and criteria of CBM resources

各大区煤层气资源分布如图1所示。华北区煤层气资源最为丰富，地质和可采资源量分别占全国的46.27%和40.55%。其次是西北区和南方区，其中西北区地质、可采资源量占比25.87%和30.62%，南方区地质、可采资源量占比为18.18%和18.50%。东北区较少，煤层气地质资源量和可采资源量在全国中的比例只有9.67%和10.33%。青藏区仅评价了扎曲—芒康盆地，煤层气地质资源量为44.34×108m3，未评价可采资源量。

煤层气地质资源量大于10 000×108m3的大型含气盆地(群)共有10个，地质资源量25.55×1012m3，可采资源量10.96×1012m3，分别占全国的85.02%和87.71%(表2)。地质资源量在1 000×108～10 000×108m3的有徐淮、四川、豫西等13个盆地(群)，在200×108～1 000×108m3的有阴山、湘中、浑江—辽阳等8个盆地(群);小于200×108m3的有辽西、敦化—抚顺、长江下游等10个盆地(群)。

从层系看，煤层气资源主要分布在上古生界和中生界，地质资源量分别为15.00×1012，15.02×1012m3，新生界仅321.19×108m3。从深度分布看，风化带～1 000 m，1 000～1 500 m，1 500～2 000 m埋深段地质资源量依次为11.18×1012，9.40×1012和9.47×1012m3，可采资源量分别为4.48×1012，4.29×1012和3.73×1012m3(图2)。东北区煤层气资源在浅层分布较多，1 000 m以浅的煤层气地质资源量占东北区的45.49%。华北区煤层气资源埋深比例相当，1 000 m以浅的煤层气地质资源量所占比例略小。西北区以埋深1 500～2 000 m的煤层气资源最多。南方区煤层埋深普遍较浅。青藏区煤层气资源都分布在1 000 m以浅的范围。

从地貌条件看，煤层气资源集中分布于丘陵、山地和黄土塬区，地质资源量分别为7.81×1012，8.51×1012和5.05×1012m3，可采资源量分别为3.38×1012，3.37×1012和2.16×1012m3，平原、高原、沙漠和戈壁等地貌环境煤层气资源较少。东北区煤层气资源分布在高原地区的最多，西北区以丘陵和戈壁地区分布最为集中，南方区煤层气资源主要分布在山地地区，少量资源分布在丘陵和平原。青藏区煤层气资源主要分布在山地。

按煤层气资源类型，Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类煤层气地质资源量分别为10.77×1012,17.10×1012和2.18×1012m3，可采资源量分别为4.69×1012,6.91×1012和0.90×1012m3，即Ⅱ类资源比例最高，其次为Ⅰ类，Ⅲ类最低(图3)。东北区煤层气资源以Ⅱ类为主，地质资源量占东北区的70.29%，Ⅰ类占28.26%，Ⅲ类资源量最少，仅占1.45%。华北区煤层气资源以Ⅱ类和Ⅰ类为主，Ⅱ类地质资源量占华北区的57.09%。西北区的Ⅲ类资源是各大区中最多的，资源量占西北区的18.23%。南方区的Ⅰ类和Ⅱ类地质资源量分别占41.77%和58.21%，是Ⅰ类和Ⅱ类资源量比例最为接近的大区。青藏区只有Ⅲ类资源。

从煤阶来看，低阶、中阶和高阶煤层气地质资源量分别为9.62×1012,11.12×1012和9.32×1012m3，可采资源量分别为4.59×1012,4.35×1012和3.56×1012m3。东北区煤层气资源以低煤阶为主，地质资源量占东北区的86.21%，中煤阶占12.01%;高煤阶资源量最少，仅占1.77%。华北区煤层气资源以中煤阶和高煤阶为主，两者的资源量所占比例分别为43.99%和45.93%，且中煤阶和高煤阶资源在各大区同类别中均为最大。西北区的低煤阶资源是各大区中最多的，地质资源量占西北区的73.42%。南方区的中煤阶和高煤阶资源含量相近，地质资源量分别占总量的47.64%和52.28%，而低煤阶只占0.08%。青藏区只有高煤阶资源。

2.2 煤层气资源可利用性

煤层气商业性开发要求较大的资源和储量规模，煤层分布要有较好的侧向连续性和广泛分布性。

从资源规模性方面考虑，沁水、鄂尔多斯、滇东黔西、准噶尔等几个大型盆地具有优先开发的条件。具有整装规模气田条件的大型含气区带包括沁水盆地的沁水区带、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西的六盘水和织金、准噶尔盆地的准南等，煤层气地质资源量合计为11.10×1012m3，可采资源量4.55×1012m3。进一步考虑海拉尔、二连、川南黔北等盆地群，煤层气地质资源量大于0.5×1012m3的含气区带共13个，资源量可达22.00×1012m3，可采资源量为9.35×1012m3。

资源可靠性从两方面进行考虑:

一是煤层气资源的勘探程度。沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘石炭—二叠系、太行山东麓、豫西、两淮、华南、东北等地区的煤田地质勘探程度较高[15-18]，特别是沁水、鄂尔多斯盆地东缘实施了上万口钻井，获取了大量的测试数据，煤层气资源量比较可靠;鄂尔多斯盆地侏罗系，新疆的吐哈、塔里木，东北的二连、海拉尔盆地群等测试资料较少，煤层气资源量可靠性较低;此外，大部分深部(>1 200 m)的煤层气资源量基本上靠类比推测得出，可靠性低。

二是煤层气资源的类别和埋深。较为可靠的资源占1/3左右。我国煤层气资源以Ⅱ类为主，其次为Ⅰ类，Ⅲ类最少。Ⅰ类煤层气地质资源量为10.77×1012m3，可采资源量为4.69×1012m3，分别占全国的35.83%和37.53%，资源品质最好，勘探开发程度也较高，是相对可靠的资源。结合煤层气资源量的埋深分布，全国相对可靠的煤层气地质资源量在10×1012m3左右，可采资源量在4×1012m3左右。

在可采性方面，全国埋深1 000 m以浅的煤层气可采资源量占全国可采资源总量的35.85%。可采资源量虽然较大，但资源丰度低，且变化极大。现有勘探开发试验结果表明，我国煤层气可采性差异大，可采性较好的地区有限，主要分布在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘和东南缘、东北地区一些断陷盆地和南方构造活动相对较弱的局部地区[19-24]。从现有技术经济条件分析，构造煤储层的煤层气可采性差，如太行山以东、东北、豫西、川渝等地区。对于埋深超过1 000 m的深部煤层，已经在鄂尔多斯盆地东缘、准噶尔盆地东南缘、沁水盆地南部等地进行了开发试验探索[25-26]。当然，随着埋深的增加，现有的储层改造、排采控制等煤层气开发关键技术将重新面临完善和发展的挑战。

3 动态比较

与新一轮全国煤层气资源评价相比，本次动态评价地质资源量减少了6.76×1012m3，可采资源量增加了1.63×1012m3，如果不考虑埋深1 500～2 000 m的煤层气可采资源量，埋深1 500 m以浅的可采资源量相比新一轮减少了2.10×1012m3。资源量增加的有沁水、长江下游、川南黔北、桂中、浙赣边和徐淮等6个含气盆地(群)，地质资源量共增加了7 363.30×108m3;资源量减少的有豫西、太行山东麓、萍乐、滇中、海拉尔、二连、鄂尔多斯、准噶尔、吐哈、三塘湖、塔里木、浑江—红阳、滇东黔西等13个含气盆地(群)，地质资源量共减少了7.31×1012m3(表3)。

资源量变化主要有两方面原因：一是本次评价含气量数据可靠程度增加，含气量多采用实测数据，或是利用煤层气吸附特征与埋深关系图获得含气量数据。由于采用实测数据，低煤阶含气盆地普遍存在含气量较低的情况，导致准噶尔、二连等盆地煤层气地质资源量评价结果大幅降低。二是埋深变化造成资源量变化，如根据新认识，塔里木埋深2 000 m以浅基本已无三叠系地层，新一轮评价时，参与计算的三叠系煤层在本次评价中予以扣除，导致塔里木盆地煤层气地质资源量减少了1/3。

表3 动态评价与新一轮评价煤层气资源量变化
Table 3 Quantity change of CBM compare with last assessment

4 结 论

(1)全国埋深2 000 m以浅煤层气地质资源量为30.05×1012m3，平均含气量为5.66 m3/t，煤层气可采资源量为12.50×1012m3。其中，埋深1 500 m以浅的煤层气地质资源量为20.58×1012m3，可采资源量为8.77×1012m3。

(2)华北区的煤层气资源最为丰富，资源量占比接近50%，其次是西北区和南方区，东北区分布较少，主要分布在鄂尔多斯、沁水、滇东黔西等10个盆地。

(3)我国煤层气资源主要分布在上古生界石炭系、二叠系和中生界三叠系、侏罗系和白垩系，新生界古近系和新近系的煤层气分布较少。各大区的煤层气资源层系分布不均衡，主要受煤炭在不同大区的分布控制。

(4)1 000 m以浅的煤层气地质资源量和可采资源量分别占总量的37.19%和35.86%，这部分资源是目前我国煤层气勘探开发的主体;埋深1 000～1 500 m的煤层气地质资源量和可采资源量分别占总量的31.29%和34.29%，这部分资源总量也较为丰富，但目前勘探开发难度较大;埋深1 500～2 000 m的煤层气地质资源量和可采资源量分别占总量的31.52%和29.85%，从目前的开发技术和经济条件分析，这部分资源短期内尚难以利用。

(5)我国煤层气资源集中分布于丘陵、山地和黄土塬地区，而平原、高原、沙漠和戈壁等4类地理环境煤层气资源相对较少。

(6)按照资源类别来分，我国煤层气资源中Ⅱ类资源所占比例最大，其次为Ⅰ类，Ⅲ类最少。地质资源量分别占总量的35.83%,56.92%和7.25%;可采资源量分别占全国总量的37.53%,55.26%和7.21%。目前我国正在勘探开发的煤层气资源也主要来自Ⅰ类资源。由此看来，我国煤层气资源的品质总体一般，特别是适合地面开发的优质资源相对较少。

(7)从煤阶分布来看，我国煤层气资源在低煤阶、中煤阶、高煤阶煤层中都有分布，基本上呈现“三分天下”的格局。低阶煤中煤层气的可采系数最高，其次为中阶煤，高阶煤的煤层气可采系数最低。

(8)与新一轮全国煤层气资源评价相比，本次动态评价地质资源量减少了6.76×1012m3，可采资源量增加了1.63×1012m3。主要存在两方面因素：一是本次评价含气量数据可靠程度增加；二是埋深变化造成资源量变化。

(9)我国煤层气具有地面规模开发条件的可采资源量在4×1012m3左右。“十二五”期间建设的开发基地主要在沁水盆地和鄂尔多斯盆地，“十三五”期间向滇东黔西盆地群、准噶尔盆地等扩展，在东北、南方的一些中小盆地也有望取得重要进展，2020—2030年可进一步拓展至低煤级煤层气盆地以及部分高应力区，如内蒙东部二连、海拉尔盆地群和南方的部分盆地。

参考文献(References):

[1] 刘成林,朱杰,车长波,等.新一轮全国煤层气资源评价方法与结果[J].天然气工业,2009,29(11):130-132.

LIU Chenglin,ZHU Jie,CHE Changbo,et al.Methodologies and results of the latest assessment of coalbed methane resources in China[J].Natural Gas Industry,2009,29(11):130-132.

[2] 赵庆波,陈刚,李贵中.中国煤层气富集高产规律、开采特点及勘探开发适用技术[J].天然气工业,2009,29(9):13-19.

ZHAO Qingbo,CHEN Gang,LI Guizhong.The regular patterns of highly-produced CBM,its production performance and the progress of prospecting technologies in China[J].Natural Gas Industry,2009,29(9):13-19.

[3] 庚勐,陈浩,陈振宏,等.我国煤层气富集规律及资源潜力新认识[J].天然气地球科学,2016,27(9):1659-1665.

GENG Meng,CHEN Hao,CHEN Zhenhong,et al.New recognization of CBM enrichment pattern and resource potentian in China[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(9):1659-1665.

[4] 陈刚,秦勇,杨青,等.不同煤阶煤储层应力敏感性差异及其对煤层气产出的影响[J].煤炭学报,2014,39(3):504-509.

CHEN Gang,QIN Yong,YANG Qing,et al.Different stress sensitivity of different coal rank reservoir permeability and its effect on the coalbed methane output[J].Journal of China Coal Society,2014,39(3):504-509.

[5] LIU Yu,ZHU Yanming.Comparison of pore characteristics in the coal and shale reservoirs of Taiyuan Formation,Qinshui Basin,China[J].International Journal of Coal Science & Technology,2016,3(3):330-338.

[6] ZHANG Yanzhong,XIAO Lin.Petrographic characteristics and depositional environment of No.6 coal from Xiaoyugou Mine,Jungar Coalfield,China[J].International Journal of Coal Science & Technology,2014,1(4):395-401.

[7] 王怀勐,朱炎铭,李伍,等.煤层气赋存的两大地质控制因素[J].煤炭学报,2011,36(7):1129-1134.

WANG Huaimeng,ZHU Yanming,LI Wu,et al.Two major geological control factors of occurrence characteristics of CBM[J].Journal of China Coal Society,2011,36(7):1129-1134.

[8] 李五忠,田文广,陈刚,等.不同煤阶煤层气选区评价参数的研究与应用[J].天然气工业,2010,30(6):45-47.

LI Wuzhong,TIAN Wenguang,CHEN Gang,et al.Research and application of appraisal variables for the prioritizing of coalbed methane areas featured by different coal ranks[J].Natural Gas Industry,2010,30(6):45-47.

[9] 庚勐,陈浩,王权,等.煤层气技术可采资源量预测方法研究[J].中国煤层气,2016(5):3-7.

GENG Meng,CHEN Hao,WANG Quan,et al.Research on forecast method for CBM technical recoverable resources[J].China Coalbed Methane,2016(5):3-7.

[10] 申建,秦勇,傅雪海,等.深部煤层气成藏条件特殊性及其临界深度探讨[J].天然气地球科学,2014,25(9):1470-1476.

SHEN Jian,QIN Yong,FU Xuehai,et al.Properties of deep coalbed methane reservoir-forming conditions and critical depth discussion[J].Natural Gas Geoscience,2014,25(9):1470-1476.

[11] 赵贤正,朱庆忠,孙粉锦,等.沁水盆地高阶煤层气勘探开发实践与思考[J].煤炭学报,2015,40(9):2131-2136.

ZHAO Xianzheng,ZHU Qingzhong,SUN Fenjin,et al.Practice and thought of coalbed methane exploration and development in Qinshui Basin[J].Journal of China Coal Society,2015,40(9):2131-2136.

[12] 秦勇,申建,沈玉林.叠置含气系统共采兼容性——煤系“三气”及深部煤层气开采中的共性地质问题[J].煤炭学报,2016,41(1):14-23.

QIN Yong,SHEN Jian,SHEN Yulin.Joint mining compatibility of superposed gas-bearing systems:A general geological problem for extraction of three natural gases and deep CBM in coal series[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):14-23.

[13] 梁冰,石迎爽,孙维吉,等.中国煤系“三气”成藏特征及共采可能性[J].煤炭学报,2016,41(1):167-173.

LIANG Bing,SHI Yingshuang,SUN Weiji,et al.Reservoir forming characteristics of“the three gases”in coal measure and the possibility of commingling in China[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):167-173.

[14] 刘大锰,李俊乾.我国煤层气分布赋存主控地质因素与富集模式[J].煤炭科学技术,2014,42(6):19-24.

LIU Dameng,LI Junqian.Main geological controls on distribution and occurence and enrichment patterns of coalbed methane in China[J].Coal Science and Technology,2014,42(6):19-24.

[15] 黄孝波,赵佩,董泽亮,等.沁水盆地煤层气成藏主控因素与成藏模式分析[J].中国煤炭地质,2014,26(2):12-17.

HUANG Xiaobo,ZHAO Pei,DONG Zeliang,et al.Main controlling factors of CBM reservoiring and its mode in Qinshui Basin[J].Coal Geology of China,2014,26(2):12-17.

[16] 接铭训.鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发前景[J].天然气工业,2010,30(6):1-6.

JIE Xunming.Prospects in coalbed methane gas exploration and production in the eastern Ordos Basin[J].Natural Gas Industry,2010,30(6):1-6.

[17] 翟光明,何文渊.中国煤层气赋存特点与勘探方向[J].天然气工业,2010,30(11):1-3.

ZHAI Guangming,HE Wenyuan.Occurrence features and exploration orientation of coalbed methane gas in China[J].Natural Gas Industry,2010,30(11):1-3.

[18] 蔺亚兵,段中会,王兴,等.陕西省煤层气资源勘查开发现状及建议[J].中国煤炭地质,2016,28(12):34-37.

LIN Yabing,DUAN Zhonghui,WANG Xing,et al.On CBM exploration and exploitation status quo in Shaanxi Province and some suggestions[J].Coal Geology of China,2016,28(12):34-37.

[19] 周尚忠,张文忠.当前我国煤层气采收率估算方法及存在问题[J].中国煤层气,2011(4):9-12.

ZHOU Shangzhong,ZHANG Wenzhong.The current methods for estimating recovery rate of CBM and the existing problems in China[J].China Coalbed Methane,2011(4):9-12.

[20] 陈莉,傅雪海,张璐锁,等.河北省煤层气可采率研究[J].煤,2009,18(7):3-6.

CHEN Li,FU Xuehai,ZHANG Lusuo,et al.Analysis of recoverable mining rate coal-bed methane in hebei province[J].Coal,2009,18(7):3-6.

[21] 张文忠,许浩,傅小康,等.利用等温吸附曲线估算柳林区块煤层气可采资源量[J].东北石油大学学报,2010,34(1):29-32.

ZHANG Wenzhong,XU Hao,FU Xiaokang,et al.Estimation of coal-bed methane recoverable resources in Liulin block by means of adsorption isothermal curves[J].Journal of Daqing Petroleum Institute,2010,34(1):29-32.

[22] 张培河,张群,王宝玉,等.煤层气可采性综合评价方法研究——以潘庄井田为例[J].煤田地质与勘探,2006,34(1):21-25.

ZHANG Peihe,ZHANG Qun,WANG Baoyu,et al.Integrated methods of CBM recoverability evaluation:A case study from Panzhuang mine[J].Coal Geology & Exploration,2006,34(1):21-25.

[23] 傅雪海,秦勇,叶建平,等.中国部分煤储层解吸特笥及甲烷采收率[J].煤田地质与勘探,2000,28(2):19-21.

FU Xuehai,QIN Yong,YE Jianping,et al.Desorption properties of some coal reservoirs and methane recovery recovery rate in China[J].Coal Geology & Exploration,2000,28(2):19-21.

[24] 张新民,赵靖舟,张培河,等.中国煤层气技术可采资源潜力[J].煤田地质与勘探,2007,35(4):23-26.

ZHANG Xinmin,ZHAO Jingzhou,ZHANG Peihe,et al.China coalbed gas technically recoverable resource potential[J].Coal Geology & Exploration,2007,35(4):23-26.

[25] 李辛子,王运海,姜昭琛,等.深部煤层气勘探开发进展与研究[J].煤炭学报,2016,41(1):24-31.

LI Xinzi,WANG Yunhai,JIANG Zhaochen,et al.Progress and study on exploration and production for deep coalbed methane[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):24-31.

[26] 陈刚,李五忠.鄂尔多斯盆地深部煤层气吸附能力的影响因素及规律[J].天然气工业,2011,31(10):47-49.

CHEN Gang,LI Wuzhong.Influencing factors and patterns of CBM adsorption capacity in th deep Ordos Basin[J].Natural Gas Industry,2011,31(10):47-49.