孔渗特征评价
6.2.3.1 主煤层渗透率
渗透率作为衡量多孔介质允许流体通过能力的一项指标，是影响煤层气产量高低的关键参数，也是煤层气中最难预测的一项参数。渗透率的测定 *** 主要有实验室测定、试井和储层模拟三种，其中历史拟合 *** 所确定的渗透率在各种 *** 中是最准确的，代表煤储层的真实渗透率，但就目前国内的煤层气开发阶段而言，还不能够得到足够量历史拟合渗透率用于研究。一般利用历史拟合 *** 确定煤层渗透率变化幅度，对试井渗透率进行校正，从而确定勘探区的煤储层渗透率。
据现有试井渗透率资料，国外的煤储层的渗透率一般较高，一般都在10×10-3μm2以上，如拉顿盆地渗透率为（10～50）×10-3μm2，黑勇士盆地为（1～25）×10-3μm2，圣胡安盆地为（5～15）×10-3μm2，粉河盆地高达（500～1000）×10-3μm2（Zuber，1998；AyersJr，2002）。与国外相比，国内的煤储层渗透率一般都低于1×10-3μm2，较好的煤储层也一般都在（1～10）×10-3μm2之间，大于10×10-3μm2的储层很少。根据《中国煤层气资源》（叶建平等，1998）的数据统计，我国煤储层渗透率变化于（0.002～16.17）×10-3μm2，平均为1.273×10-3μm2。其中：渗透率小于0.10×10-3μm2的层次占35％，（0.1～1.0）×10-3μm2的层次占37％，大于1.0×10-3μm2的层次占28％，小于0.01×10-3μm2和大于10×10-3μm2的层次均较少。
根据笔者对沁水盆地南部煤储层的试井渗透率统计结果，该区3＃煤层渗透率为（0.004～3.98）×10-3μm2，平均0.764×10-3μm2；太原组15＃煤层渗透率为（0.013～5.707）×10-3μm2。郑庄—樊庄区块煤储层渗透率可划分为0.125×10-3μm2，（0.09～0.125）×10-3μm2和0.09×10-3μm2三个分布区间，三者的分布范围大致相当。此外，在沁水盆地无论是在区域上还是在层域上，渗透率的非均质变化都非常大，即使是同一井组的不同气井，其渗透率值也相差几个数量级。
根据我国的主要煤储层的试井渗透率分布情况，结合国内的煤层气开发实践（Lin et al.，2000；Tanget al.，2004），本次评价中将煤储层渗透率（K，单位：×10-3μm2）的评价隶属度函数定义为：
煤储层精细定量表征与综合评价模型
6.2.3.2 大裂隙发育特征
大裂隙主要指宽度达到厘米级以上的外生裂隙或节理等，多由褶皱或断层引起。大裂隙研究 *** 一般是在煤矿巷道或掘进面进行实际观察描述，统计裂隙的密度、长短、间距，裂隙的方向、形状和连通性，以及裂隙的矿物充填情况等。大裂隙的宽度通常是中裂隙缝的2倍，而高度通常是中裂隙缝的3～10倍。
（1）大裂隙密度。一般指在20cm下统计所得的裂隙条数。据王生维等（2005）的研究，煤层的大裂隙密度一般都在1～30条/20cm，大部分在3～15条/20cm。这里将煤层的大裂隙密度（F，条/20cm）的隶属度函数定义为：
煤储层精细定量表征与综合评价模型
（2）大裂隙连通性。大裂隙起着沟通裂隙与孔隙的作用，因此其发育的连通性好坏对储层渗透率的影响较大（Laubachet al.，1998）。如果大裂隙的连通性较差，则即使裂隙再发育，也起不到沟通裂隙与孔隙的作用，因此对渗透率贡献较小。
大裂隙的连通性主要取决于裂隙的形态，裂隙的规模和矿物充填情况等。这里将裂隙的形态分为网状、孤立—网状和孤立状三种，裂隙越接近于网状越有利（樊明珠和王树华，2002）。这里在评价裂隙的规模时，取裂隙的载体比例来表示（王生维等，2005）。裂隙的载体比例即整个裂隙所控制的煤体比例，载体比例越高，对渗透率贡献越高。裂隙的矿物充填情况用充填率表示，即矿物充填比例占总裂隙空间的体积百分比，矿物充填率越低越有利。大裂隙连通性评价的隶属度定量模型见表6.10。
表6.10 煤储层评价中的大裂隙连通性评价模型
6.2.3.3 中裂隙发育特征
中裂隙主要指煤中宽度在毫米级的割理或内生裂隙。中裂隙一般近于垂直层面，其研究 *** 主要是通过对岩心样或煤矿新鲜面样进行煤岩描述而获得。
（1）中裂隙密度。中裂隙密度指一定距离内（一般以5cm为标准）割理或裂隙数量的多少，它反映中裂隙发育程度的好坏。密度的测量与研究 *** 有关，肉眼仅可分辨大于0.1mm的割理；而光学显微镜下可分辨出大于1μm的割理。为了达到精细储层评价的目的，这里将肉眼识别的中裂隙和显微镜下的微裂隙进行分别评价，分别给予不同的评价标准，关于微裂隙的定量评价体系将在后文单独叙述。
据大量的前人的研究资料，煤岩的中裂隙密度一般都在1～40条/5cm，中变质煤的中裂隙最发育，可达40～60条/5cm，向低变质煤烟煤阶段迅速减少，向高变质煤阶段缓慢变少（Suet al.，2001）。中裂隙密度用C（条/5cm）表示，其评价隶属度函数定义为：
煤储层精细定量表征与综合评价模型
（2）中裂隙连通性。中裂隙的连通性评价包括裂隙之间的相互组合形态及裂隙是否为其他矿物充填两项。将其评价隶属度函数模型的定义列于表6.11。
表6.11 煤储层评价中的中裂隙连通性评价模型
6.2.3.4 微小裂隙发育特征
微小裂隙是指煤中微米级的割理或裂隙，简称微裂隙，它是沟通孔隙与宏观裂隙的桥梁。
（1）微裂隙密度。如本书第二章所述，微裂隙密度可定义为：在9cm2的范围内，50倍物镜下所见的裂隙的总条数，单位为条/9cm2。微裂隙可分为外生微裂隙和内生微裂隙。在外生微裂隙中存在一种过度发育微裂隙类型（裂隙密度200条/9cm2）。这种外生微裂隙密度虽大，但由于方向性非常差，多指示构造煤的煤储层，因此对煤储层的开发不利。
图6.4为我国华北、东北、西北共24个矿区（矿或煤田）189件样品的实测微裂隙结果。基于这些实测数据的统计规律，这里将微裂隙密度在80～100条/9cm2的作为指示高渗储层的微裂隙发育区间，而大于和小于这个区间的微裂隙密度对渗透率的贡献都将减小。综合分析后，将微裂隙密度（M，单位：条/9cm2）的评价隶属度函数定义为：
煤储层精细定量表征与综合评价模型
（2）微裂隙连通性。微裂隙对渗透率的影响不仅体现在微裂隙密度上，微裂隙的形态、长短及是否有矿物充填等，对渗透率的影响也很大。因此这里将微裂隙形态单独作为一项评价参数进行研究。微裂隙形态的评价隶属度模型见表6.12。
图6.4 部分煤矿实测煤岩微裂隙分布箱图
表6.12 煤储层评价中的微裂隙连通性评价模型
注：W表示裂隙宽度，L表示裂隙长度；A型：W5μm且L10mm；B型：W5μm且1mm≤L≤10mm；C型：W5μm且300μmL1mm；D型：W5μm且L300μm。
煤层气选区评价参数标准和 *** 体系
一、煤层气选区评价参数标准的建立
参考国外煤层气目标评价标准、参数及中国煤层气高产富集的基本条件，从中国煤层气勘探开发实际地质条件出发，优选出资源丰度、煤阶、煤层厚度、含气量、地解比、吸附饱和度、煤层原始渗透率、有效地应力、煤层埋深、构造条件及水文地质条件等11项关键参数。
（一）煤层气资源规模及丰度
国家标准《石油天然气资源/储量分类》规定，常规天然气大、中、小型气田的资源量规模分别为大于300×108m3、50×108～300×108m3和小于50×108m3，考虑到煤层气采收率低的事实，上述界限分别设为1000×108m3、200×108～1000×108m3和小于200×108m3。
与煤层气目标资源规模相比，资源丰度的意义更为重要，一井多层或多段开发可以弥补含气量偏低之不足，煤层累厚大而含气量偏低的目标区同样有较大的开发价值。同时，资源丰度作为唯一指标，亦可避免多重指标造成的不协调矛盾，从而可使煤层气区带含气性类型的确定具有唯一性。
煤层气储层与常规储层相比，属低孔隙度、低渗透率、低丰度储层。储量丰度受控于煤层厚度、含气量及煤层密度、灰分含量等因素。具有煤层气开发价值的地区，资源量丰度应在中等以上。如美国圣胡安盆地资源丰度为1.28×108m3/km2，中国沁水煤层气大气田资源丰度大于2.00×108m3/km2，美国黑勇士盆地资源丰度为0.38×108m3/km2，中国鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县地区煤层气资源丰度为2.85×108m3/km2，中国宁武盆地南部煤层气资源丰度为2.10×108m3/km2，中国准噶尔盆地南部昌吉地区煤层气资源丰度为1.06×108m3/km2，中国霍林河盆地煤层气资源丰度为2.40×108m3/km2。而目前勘探尚未获得工业性开发的一些盆地或地区，如中国江西丰城、云南恩宏、东北三江—穆棱河盆地、淮南、淮北等地区，煤层气资源丰度均小于0.50×108m3/km2。
对全国29个聚气带（台湾除外）和115个目标区的统计结果表明，资源丰度小于0.50×108m3/km2的聚气带占7%，目标区占12%；资源丰度介于0.5×108～1.5×108m3/km2之间聚气带占57%，目标区占55%；资源丰度大于1.5×108m3/km2的聚气带占36%，目标区占33%。在资源丰度分布直方图（图4-5）上（叶建平等，1998），资源丰度0.5×108m3/km2和1.5×108m3/km2处对应于煤层气区带资源丰度分布曲线上的两个拐点，是资源丰度变化或分布的两条自然分界。由此，分别以资源丰度0.5×108m3/km2和1.5×108m3/km2为界，将煤层气区带划为富气聚气带（目标区）、含气聚气带（目标区）和贫气聚气带（目标区）3种含气类型（表4-2）。
表4-2 中国煤层气目标区资源规模及丰度划分表
图4-5 中国煤层气区带资源丰度累计频率直方图
（二）煤阶
煤的吸附能力随煤阶的变化呈现阶段式、跃变式变化，充分反映出煤化作用控制分子结构、晶体结构和表面物理化学性质，是煤吸附能力的主要控制因素。
因此，由于低煤阶吸附能力较低，决定了低煤阶煤含气量较低，在确定煤层气选区评价标准时低煤阶含气量标准应相应降低，同时煤层厚度标准应相应提高，以弥补含气量的不足（表4-3）。
表4-3 中国不同煤阶划分标准表
（三）煤层厚度
国内外获商业性煤层气流的地区，煤层总厚度均大于10m，主力煤层厚度大于2m，薄煤层分布区的煤层气一般没有商业开采价值。美国圣胡安盆地高产区煤层平均厚15m，低煤阶的粉河盆地煤层厚12～30m；中国沁水煤层气田、鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县地区和宁武盆地南部煤层气富集区煤层厚15m左右，韩城地区煤层单层厚度大于1.5 m，准噶尔盆地昌吉地区煤层厚30m左右，霍林河盆地煤层厚度超过50m。
通过统计中国主要煤层气目标区煤层厚度与煤层含气量及单井日产量之间的关系可以得出，中高煤阶煤层单层厚度应大于1.5m，大于5m最有利，低煤阶煤层厚度应大于5m，煤层气开发具有较好效果，大于10m最有利（图4-6、图4-7）。
图4-6 中国中高煤阶煤层厚度与煤层含气量及单井日产气量之间的关系图
图4-7 中国低煤阶煤层厚度与单井日产气量之间的关系图
（四）煤层含气量
国内外已开发的煤层气气田高产区块以较高含气量为主，美国圣胡安、黑勇士盆地重点开发区，平均含气量分别为17.0m3/t、16.6m3/t；中国沁水煤层气田平均为16.0m3/t，更高达30.0m3/t，鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县地区煤层含气量平均为16.0m3/t，宁武盆地南部煤层含气量平均为11.0m3/t。而含气量小于8.0m3/t的一些低含气、高饱和地区，如美国尤因塔盆地、粉河盆地单井日产气量也可超过4000m3；中国霍林河盆地煤层含气量平均为5.7m3/t，吸附饱和度超过90%，单井日产气量达到1000m3。
从中国煤层含气量与单井日产量之间的关系可以看出，中高煤阶单井日产气超过1000m3的煤层气井煤层含气量大于5.0m3/t，低煤阶单井日产气超过1000m3的煤层气井煤层含气量大于2.0m3/t。
初步将煤层气选区评价煤层含气量界限中、高煤阶为5.0m3/t以上，大于8.0m3/t最有利，低煤阶煤层含气量大于2.0m3/t，大于4.0m3/t最有利（图4-8）。
图4-8 中国中高煤阶煤层含气量与单井日产气量之间的关系图
（五）煤层气吸附饱和度
吸附饱和度是实测含气量与理论含气量的比值。实测含气量是煤心解吸得到的含气量（包括解吸气、残余气和损失气），需要用绳索式密闭取心技术快速取煤心罐装解吸实测；理论含气量是吸附等温线上与原始地层压力对应的含气量。
一些煤层气高产富集区块均为高饱和度，如圣胡安盆地为90%～98%，黑勇士盆地为92%～99%，低煤阶的粉河盆地超过100%，沁水煤层气田为85%～95%，大宁—吉县地区为80%～100%，宁武盆地南部地区超过85%，昌吉地区为95%～98%，霍林河盆地超过90%；中等饱和度气藏因地解压差大而开采成本高，如鄂尔多斯盆地东部吴堡为60%～80%；低饱和度气藏一般无商业开采价值，如沁水盆地屯留地区，吸附饱和度低于30%，临县—兴县地区也仅为30%～50%。
从中国煤层吸附饱和度与单井日产量之间的关系可以看出，单井日产气超过1000m3的煤层气井煤层吸附饱和度均大于50%，产气效果较好的地区煤层吸附饱和度大于70%。因此初步将煤层气选区评价吸附饱和度界于50%以上，大于70%最有利（图4-9）。
图4-9 中国煤层含气饱和度与单井日产气量之间的关系图
（六）煤层原始渗透率
煤层气与常规天然气显著不同，一是煤层同为源岩和产层，煤层气吸附量与其孔隙内表面积直接相关；二是煤层为低孔、低渗储层，其割理发育程度是影响其渗透率并控制产能的关键因数之一。
煤的原始渗透率无法在实验室测定，一般要在井筒中采用注入/压降试井法或DST试井法测试求取。低渗透率煤层分布区的煤层气一般无开采价值，产能高的地区，煤层原始渗透率一般为高—较高。例如，圣胡安盆地高产区块为1×10-3～50×10-3μm2，属中高渗透率；黑勇士、皮申斯及沁水煤层气田、鄂尔多斯盆地东部柳林地区一般为0.5×10-3～5.0×10-3μm2，为较高渗透率。日产气量1000～1500m3的较低工业性气流区，多为中—低渗透率，如陕西吴堡地区、山西沁水盆地东部屯留地区，渗透率0.1×10-3～0.5×10-3μm2。
从中国煤层渗透率与单井日产气量之间的关系可以看出，单井日产气量超过1000m3的煤层气井煤层原始渗透率要大于0.1×10-3μm2，单井日产气量超过2000m3的煤层气井煤层原始渗透率要大于0.5×10-3μm2（图4-10）。
图4-10 中国煤层渗透率与单井日产气量之间的关系图
一般认为低煤阶煤要求渗透性较高煤阶煤高，国外一般低煤阶煤层渗透性达到几十至上百个毫达西，如粉河盆地一般10×10-3～20×10-3μm2，苏拉特一般2×10-3～10×10-3μm2，中国准南一般2×10-3～13×10-3μm2，阜新一般大于0.5×10-3μm2。
（七）有效地应力
有效地应力指煤层压裂最小有效闭合应力，为煤层破裂压力与其抗张强度之差。有效地应力与区域地应力场、煤层埋深有关。煤层气多富集于高地应力下的局部低地应力区。煤层有效地应力低的地区，其煤层渗透率比相同条件下的高应力区的煤层渗透率要高。煤层有效地应力愈大，其压裂难度愈大。煤层地应力超过25MPa时，一般压裂效果差。圣胡安盆地高产区域地应力为3.0～8.0MPa，沁水煤层气田为7.9～9.4MPa，均属最有利区。
通过中国主要煤层气目标区煤层渗透率与有效地应力之间的关系可以得出，煤层地应力应小于25MPa，地应力小于15MPa最为有利（图4-11）。
图4-11 中国主要煤层气目标区煤层渗透率与有效地应力之间的关系图
（八）煤层埋深
煤层埋深是影响煤层有效地应力的重要参数之一，一般随煤层埋深增加，煤层有效地应力随之增加。煤层埋深同时影响煤层渗透率，一般随埋深增大煤层渗透率减小。煤层埋深还影响煤层含气量及含气饱和度。另外，随着煤层埋深增加煤的演化程度也会随之增加（图4-12）。而且，煤层埋深越深，煤层气开采成本和开采难度越大，不利于煤层气开发。
美国圣胡安和黑勇士盆地煤层气高产井煤层埋深一般小于1200m，美国粉河、加拿大艾伯塔盆地煤层埋深300～500m，中国沁水煤层气田煤层埋深一般150～800m、大宁—吉县煤层埋深一般小于1200m。具有工业开采价值的煤层富集区煤层埋深应小于1500m，小于1000m最有利。
（九）地解比
地解比是利用吸附等温线实测含气量对应的临界解吸压力（图4-13）与原始地层压力的比值。临界解吸压力一般利用初期开采井开始出气的井底压力加以校正，此值反映了产气高峰期快慢和高产富集条件。临界解吸压力愈接近原始地层压力，高产富集条件愈优越。
高地解比区如美国圣胡安盆地高产区块为0.93，黑勇士盆地为0.72～0.99；中国大宁—吉县地区为0.60，宁武南部为0.50，昌吉地区为0.70，霍林河盆地为0.90，沁水煤层气田樊庄区块日产气大于2000m3的井临界解吸压力一般超过0.50。中地解比区如中国吴堡、大城地区为0.23～0.25，开采中产气量低（小于2000m3）、递减快。而低地解比区一般反映含气量低、含气饱和度低，不具备煤层气开发条件，如中国河北唐山地区为0.04～0.15。
图4-12 不同地应力下煤层渗透率与煤层埋深之间的关系图
图4-13 中国沁水盆地樊庄区块临界解吸压力与平均日产气量的关系图
初步将煤层气选区评价地解比界于0.20以上，大于0.50最有利。
（十）构造发育状况
构造因素直接或者间接控制着含煤地层形成至煤层气生成聚集过程中的每一个环节，是所有地质因素中最为重要而直接的控气因素。构造发育状况直接影响煤层气的保存，不同类型的地质构造，在其形成过程中构造应力场特征及其内部应力分布状况不同，均会导致煤层和封闭层的产状、结构、物性、裂隙发育状况及地下水径流条件等出现差异并进而影响到煤储层的含气特性。在中国，煤层气保存条件尤为重要，煤层气藏形成后得以保存至今，要求构造条件简单，断层稀少，煤体结构保存完整，同时简单的地质构造也有利于煤层气的开发，近期煤层气开发表明，高产井分布于构造上斜坡带。
（十一）水文地质条件
水文地质条件是影响煤层气赋存的一个重要因素。煤层气以吸附态赋存于煤孔隙中，地层压力通过煤中水分对煤层气起封堵作用。因此，水文地质条件对煤层气保存、运移影响很大，对煤层气的开采至关重要。中、高煤阶生气不成问题，关键是后期保存，因此中、高煤阶煤层气富集区要求水文地质条件简单，处于高矿化度弱径流－滞留区，煤层气井排采过程中易降压，产水量适中，有利于煤层降压解吸。低煤阶如果煤层气成因以生物成因为主，则要求弱径流区，低矿化度有利于晚期生物气生成及水动力承压封堵有利于煤层气的保存，如果以热成因为主则对水文地质条件的要求与中高煤阶相同。
根据以上研究，得出中国煤层气选区评价参数及标准见表4-4。
表4-4 中国煤层气选区评价参数标准表
二、煤层气目标区优选评价 *** 体系
（一）煤层气目标区优选思路
中国煤层气资源分布地域广，成煤期多，经历的构造运动期次变化很大，成煤环境复杂，成煤规模、构造条件、演化程度复杂，因此中国煤层气目标区具有如下特点：
（1）目标区众多，共有5大聚气区、30个聚气带及115个煤层气目标区。
（2）目标区地理位置分散，在全国范围内除了 *** 、台湾及海南等省区外均有分布。
（3）目标区在规模、地质条件及煤层气开发基础等方面存在着很大的差异。根据已有的认识，各目标区开发前景差异也很大。
（4）目标区研究程度参差不齐，有的目标区进行了大量研究，开发工作已经全面展开，有的工作极少。因此，各个目标区要讨论的因素只有部分目标区数据齐全，相当一部分目标区只有部分因素数据。
根据上述特点，煤层气目标区的优选排序应该是多层次的。即不可能按照统一标准来进行全部煤层气目标区的优选排序工作。对于全部目标区，应采用能够获得的因素来进行；对于研究程度较高的目标区，可采用更多的因素。因此，优选工作是递进的。即随着优选层次的上升，优选结果越来越接近实际情况。所以，这里采用的优选 *** 也可以称为“多层次综合递进优选法”。根据具体情况，可以采用以下4个层次的优选：
之一层次，利用含气量这一关键因素采用“一票否决”进行筛选。
第二层次，利用评价面积－资源丰度组合进行第二次筛选。主要考虑目标区规模和资源量大小对目标区进行筛选，并进一步从煤层气资源因素的角度对煤层气目标区进行优选，考虑的因素包括评价区面积、资源丰度、含气量、吸附饱和度、煤级、地解比、构造条件、水文地质条件和开发基础等。
第三层次，关键因素渗透率组合优选。在该层次中采用渗透率作为关键因素。所以，只有进行过试井的目标区才能参加优选，考虑的其他因素包括目标区面积、资源丰度、含气量、吸附饱和度、煤阶、地解比、构造条件、水文地质条件、渗透率及开发基础因素等。
第四层次，储层压力关键因素二次优选。该层次采用的关键因素为储层压力。只有经过煤储压力试井的目标区才能参加优选，考虑的其他因素包括目标区面积、资源丰度、含气量、吸附饱和度、渗透率、构造条件、水文地质条件和开发基础因素等。
综上可以看出，随着优选排序层次的提高，考虑的关键因素综合性越高、代表性越强，优选结果与实际情况越接近。
（二）煤层气目标区优选 *** 和模型
为了实现上述优选思路，必须选择恰当的计算 *** 使评价结果合理化。为此，这里引入3种评价 *** ：风险系数法、综合排队系数法和区间数模糊综合评判法。
1.风险系数法
该法是国际上对常规油气圈闭进行定量排序的基本 *** 。在对地质风险因素进行正确分析的基础上，采用概率加的方式对主要控气地质因素进行计算机处理，得出反映各评价单元综合风险大小的地质风险系数，再根据风险系数的大小进行排序。若某一评价单元（i）中包括n个主要风险要素，且某一要素（j）的相对风险概率为Pi为
煤层气开发利用前景和示范工程
式中：fij为第i个评价单元中的第j个风险要素的绝对值；Qj为第j个要素的权重值；fj，max为所有评价单元中第j个风险要素的更大值。
风险概率即为风险系数，其数值分布在0～1之间。由于在算法中引入了归一化过程，因此这里的风险系数只是各评价单元之间相对概率大小的度量或排序依据，而不能将其视为绝对概率。显然，风险系数越大，评价单元的煤层气勘探开发前景就越差；反之则越好。
将所有参评单元风险系数按大小进行排序，便可得到最终的排序结果。采用更优化分割 *** 对排序结果进行处理，按风险概率的相似性分为若干风险系数组，以利于进一步的勘探风险级别评价及其与“关键因素逐级分析法”的结果进行对比。
2.综合排队系数法
该法是由中国石油资源评价专家武首诚（1994）提出的。他将由地质风险分析筛选出来的风险要素进一步综合为地质风险评价（Ri）和资源量（Qi）两大类，并赋以直角坐标系中x轴和y轴的数量化意义。Y值表示资源量，X值则为其余要素的概率平均值。
根据上述两类系数，计算综合排队系数（Ra），然后由其大小对参评单元进行综合排序。在数学意义上，Ra表示评价单元P（x，y）距具有更大理论潜势的评价单元A（1，1）之远近。因此，Ra越小，资源潜势就越大。在处理过程中将更大资源系数定义为1，因此Ra值分布在0～1之间。
根据煤层气资源及其控气因素有别于常规油气资源的特征，本书对综合优选系数法进行了修改。将x轴重新定义为资源系数，为含气量、资源量、资源丰度和理论饱和度的概率和；y轴则为保险系数Gi，其值等于1－Ri，其中Ri为其余主要风险要素的概率和。
由此得到综合优选系数Ra的表达式：
煤层气开发利用前景和示范工程
资源系数和保险系数中各包括了若干要素，求算这两个系数的原理、 *** 和上述风险概率值的计算 *** 相同。
3.区间数模糊综合评判法
模糊综合评判 *** 是应用广泛的多因素综合评价 *** 之一，它对用模糊数表示的不确定性评价因素体系，有着良好的处理能力。但是对含有区间数（即一个有界闭区间）表示的评价因素，模糊综合评判已无能为力，其中关键是区间数的排序问题难以解决。关于区间数的排序，本书借助区间数的排序 *** 构建区间数模糊综合评判的数学模型如下：
设X＝｛x1，x2，…，xm｝是因素集，其中xi是评判指标，如“埋深”、“煤厚”等，其中部分因素用区间数表示；Y＝｛y1，y2，…，yn｝是评语集，其中yi是模糊语言，如“优”、“良”等，设A是被评判的对象，如煤田的某一块段。评判步骤如下：
单因素评判：由于评判对象A自身的某些不确定性，对A的某因素xi而言，若A为一个准确值，则它属于yj的程度用一个模糊值来表示；若A不确定，则它属于yj的程度用一个区间值来表示。另外，根据普通实数是一个特殊的区间数，把用一个模糊值表示的评判指标也用区间数表示。于是对某一评判因素xi，A属于yj的程度均可表示为区间数［
，
］［0，1］，i＝1，2，…，n；j＝1，2，…，m。
于是得到一个区间值模糊映射 f∶x→IF（Y）
煤层气开发利用前景和示范工程
这里，IF（Y）是Y上的全体区间值模糊集。得到区间值模糊综合评判矩阵为
煤层气开发利用前景和示范工程
确定评判指标的权值：设W＝（w1，w2，…，wn）ϵF（X），这里F（X）是X 上的全体模糊记。Wi是各因素的权值，本书采用灰色关联法求取各因素的权值，且满足w1＋w2＋…＋wn＝1。
煤层气开发利用前景和示范工程
这里
煤层气开发利用前景和示范工程
排序：运用区间数排序 *** 排列区间数
，（j＝1，2，…，m）设
则被评判对象A最终属于评语yk。
为了实现对煤层气目标区的优选排序计算，必须获得相关的要素数值。煤层气目标区评价中使用的要素，均为具体的数据和区间数据。在进行优选排序时，因要计算其相对风险概率值、综合排队指数及区间数模糊综合评判，故要对同一因素取值相同的单位，即可实现上述赋值。而对一些不能取具体数据的要素，如区间要素，必须规定其模糊级别的分级 *** 。
为了避免人为因素的作用，这里采用层次分析 *** 来进行权重确定。利用此法确定因素权重的原理是：对于某一层次某个因素，建立下一层次元素的两两判断矩阵，一次计算该层次因素对于上一层次的相对权重。两两判断矩阵数值的含义如表4-5所示。
这样，对于上一层次的某个元素，下一层次中被支配的n个子元素或要素就构成了一个两两判断矩阵：
A＝（aij）n×n
其中，aij为要素i与要素j相对于上一层次要素的比例标度。
表4-5 两两判断矩阵构建中1〜9标度的含义表
下一步，对判断矩阵进行一致性检验。判断矩阵一致性检验 *** 很多，如特征根法：
煤层气开发利用前景和示范工程
式中：w为权重向量，
；A为判断矩阵；
为A的更大特征根。
一致性指标CI和一致性比例CR的求算 *** 为
煤层气开发利用前景和示范工程
式中：RI为平均随机一致性指标，可通过查表获得。当CR0.1时，判断矩阵的一致性是可以接受的。反之，需要对判断矩阵进行适当的修正。
最后计算各层元素对目标层的合成权重：
煤层气开发利用前景和示范工程
式中：w（k）为第二层中元素对总目标的排序向量；w（k-1）为第k层中第nk个元素对第k－1层中第j个元素为准则的排序权重向量。最后需要指出，判断矩阵A需要通过专家调查来获得。
根据上述 *** ，进行权重计算得到权重系数（表4-6）。
采用风险系数法、区间数模糊综合评判法结合综合排队系数法进行排序。
表4-6 关键因素权重赋值及权系数计算结果表
（十）渗透率
1.基本原理
渗透率用来衡量岩石中流体通过的能力，一般用气体法测定岩石的绝对渗透率。将干燥气体通过已知直径及横截面积的岩样，测量气体的流速，并通过调节气体的流速来调节岩样两端的压差，同时记录进出口的压力及流速，再根据气体-维稳定渗滤达西定律计算岩样的渗透率。
2.样品要求
（1）新鲜样品应用聚乙烯膜包好，再密封，避免氧化改变岩石的润湿性。
（2）需将样品烘干，准确对样品尺寸进行测量。
3.地质应用
通过测试样品的渗透率，了解岩石中流体通过的能力大小，进而为储层的评价、油水在油层中的运动提供依据。
（二）煤层气勘探、开发的步骤与资源量、储量
煤层气勘探开发评价大体上可分为三个阶段，即预探评价阶段、勘探评价阶段和开发评价阶段（图31-1、2）。
预探评价阶段的目标是选出有利的含煤盆地或地区。煤层气勘探多半是在煤田勘探基础上进行的，煤炭资源普查或煤田地质勘探，积累了大量的可供参考的煤层气勘探资料，煤层气勘探初期应当充分利用已有的地质资料。为了取得煤田地质勘探等已有资料所不能替代的煤层气地质参数，或是为了验证已有的资料，预探阶段可钻探少量资料井获取所需的参数。预探阶段资料整理侧重于煤资源评价、气源岩评价和储集层评价三个方面，应当选择煤层厚、分布广、资源丰度高，同时还要煤质好、煤阶适中、含气量高和储层渗滤条件有利的煤层和区块作为目标煤层和预选区块。预探评价最重要的环节在于对含煤盆地地质背景的分析，通过大量的区域地质资料与已有的煤资源、气源岩和煤储层参数，对含煤盆地特征及形成演化历史作出全面分析，才能对盆地煤层气资源前景作出初步的推断。应当指出，这种推断具有一定的风险性，因为煤资源或煤田勘探资料终究不能替代煤层气勘探，少量煤层气资料井的成功率更具偶然性，若部署适当取得较理想的资料会推进勘探进程，若因部署不当而肯定或否定一个盆地或地区，还会因此贻误战机。
勘探评价阶段的目标是选出煤层气勘探的有利区块。勘探评价要对预探评价阶段提出的有利勘探区作出进一步勘探的评价，既或是在有利的盆地也不会全面展开部署煤层气勘探，勘探阶段仅是对盆地勘探的入手点进行评价，入手勘探的区块并不一定是盆地最有利的高产区，因而勘探评价阶段取得局部或点的资料，仍要与盆地整体相联系才能将盆地内含气系统摸清。部署勘探井获取煤层气的关键参数包括五个方面，一是确定选区内勘探目标煤层的厚度，主要目标煤层一般应当大于2 m，当然厚度越大越有利，当勘探区块内煤层厚度小于2 m，且分布较普遍是不利的。二是通过煤层气勘探井直接测试求取煤层含气量，煤田勘探获取的大量煤层气含量参数值得认真参考，直接取证煤层含气量参数更为重要。一般要求煤层含气量大于5 m3/t，当然含气量越高越有利，当煤层含气量低于5 m3/t时，评价决策应当谨慎。当然评价不能仅仅依据一项气含量指标就断然肯定或否定，有时高煤阶气含量虽高但渗透性很差，亦有时低煤阶气含量稍低但煤资源丰度高而且储渗条件好。三是煤层渗滤参数是至关重要的，从某种意义上讲它是具有关系勘探成败的一项关键参数。煤岩是双孔隙介质，但决定渗透性的好坏主要还是裂隙系统发育的好坏。非裂隙性岩石通过实验室岩心测定渗透率，煤岩渗透率测定须通过煤层气钻探试井求取渗透率参数，渗透率值一般应大于0.1×10-3μm2，渗透率高对甲烷解吸与产出有利，低于下限值时其它参数即使很好亦难以决策。四是试井测试时还要求取煤储层压力参数，煤储层原始储层压力即煤层中部压力，它反映了储层能量大小和储层中流体的流动状态。煤储层压力是气体和水从裂隙向井筒流动的能量，煤储层压力对煤层的含气量及气体的赋存状态都有影响。煤储层可能超压或欠压，超压井可能是高产井，但超压井也往往带来生产成本增高的弊端，欠压井也不能一概否定，也可能成为较好的生产井。五是等温吸附曲线的测定是煤层气勘探所必须求取的重要参数，通过等温吸附曲线与储层压力等资料，可以取得含气饱和度等资料。当解吸压力与地层压力比小于0.5的时候，标示出煤层中气体难以解吸，在含气饱和程度也低的情况下，应当对勘探井或区块作出否定评价。通过煤层气勘探阶段取得的煤资源量、含气量、渗透率、储层压力，以及等温吸附测定取得的解吸压力、含气饱和度等参数，经过综合分析对比即可选出进一步勘探开发的有利区块。
图31-1 煤层气勘探开发阶段划分及评价选区流程框图
图31-2 煤层气地质评价研究内容框图
开发评价阶段是在前期选定的有利区块基础上进行的。应当指出，勘探阶段选定的区块并不一定是含煤盆地煤层气藏最有利的部位。盆地是一个含气系统或是具多个含气系统，选区是气藏的高产区带还是低产区带，要通过深入的勘探才能逐步摸清。开发评价阶段应在优选区块内合理的部署试验井和井网，进行小井网排采试验，试验井或小井网要能够控制所选定的区块。通过试验井或井网求取试采的各项数据，特别是评价煤层气藏的关键性参数，测算勘探开发区块的探明储量，同时进行储层模拟分析，评价气藏开发的经济效益，由此作出是否转入工业性开发生产的决策。
不同的勘探开发阶段应作出不同的评价，与煤层气勘探开发阶段相匹配的是不同量级的资源量、储量。资源量或储量是各种量化指标的综合评价参数，以量化的气资源量来标示，但必须要以相应的配套参数作为依托。
储量和资源量是一个与地质认识和经济技术条件相关的变数。煤层气盆地、煤层气藏勘探开发的全过程，实际上是对盆地和气藏特征逐步认识的过程，亦是储量精度逐步提高和接近客观实际的过程。这个过程既有连续性，又有阶段性。不同勘探、开发阶段所计算的储量精度不同，确定的储量级别不同，在保证经济效益的前提下，作出的勘探、开发决策也应当不同。
石油及天然气（常规）通过大量的勘探、开发实践制订了储量及资源量规范。关于天然气（常规）储量及远景资源量分级，从盆地勘探到气田发现并投入开发，大体经历预探评价、勘探评价和开发评价三个阶段。根据预探、勘探、开发各阶段对盆地和气藏的认识程度，分为远景资源量与储量两个大类，进而将远景资源量划分为推测资源量和潜在资源量两级，将储量划分为预测储量、控制储量和探明储量三个级别，又将探明储量分为已开发、未开发和基本探明储量三类。
在储量分级之外划出远景资源量是很有必要的。远景资源量是根据地质、地球物理、地球化学资料类比估算的尚未发现的资源量，它可以推测今后气田被发现的可能性和规模的大小，在概率曲线上反映出估算值具有一定的合理范围。推测资源量可以作为编制早期区域勘探部署或长远规划的依据，潜在资源量可以作为编制预探部署的依据。
天然气（常规）储量及远景资源量的分类，将烃类气体按地层中原始产状分为：气层气、溶解气、气顶气、水溶气和凝析气。如果以此分类也可以将煤层气归类为气层气及水溶气。但从煤层气的成生机理、储集特征、成藏条件以及勘探开发方式来看，都与常规天然气有着明显的差别。因此，煤层气（不包括一般意义上的煤成气）应当作为一个新的矿种列入天然气储量规范。由于煤层气是一个新兴的能源矿种，至今国内以及国外尚未建立规范的储量标准，从完善天然气储量规范而言，亦应当建立煤层气储量及远景资源量的规范，而且应当与石油、天然气及其它矿种的标准相对应，又要与煤层气自身的特点相符合。
由于煤层气与常规天然气的赋存状况有很大的差别，因此制订储量规范也应当有所不同。进行煤层气勘探一般要在煤田勘查之后，因此很少动用地球物理、地球化学等勘探手段进行预探、勘探及开发，而主要选用钻井方式进行勘探。通过钻井钻取岩心进行测试，同时进行测井、试井、压裂、排采取得计算储量所需的各种参数。常规天然气井往往是钻井打开气层后就会畅喷，而后进行测试、试井获取气井的各种参数。煤层气井往往是钻达产气的煤层，完井后进行相当时间的排采，将煤层中的水排放，通过煤层降压使吸附在煤岩上的气体解吸，产气量逐步上升达到产气高峰，而后才能作出评价。而且仅有一口气井的排采成功还不行，还需要进行小井网的排采试验，才能证实所勘探区块的可采性。
煤层气藏不象常规天然气藏的气体赋存在含气圈闭之中形成明显的气水边界，煤层气藏的边界往往是通过钻井排采，确定其产气能力，逐步划清边界，有些是骤变，而往往是渐变的。有时确定其边界不完全是地质意义上的边界，很大成分是气井虽有一定的产能但因经济上的可采价值不大而被否决。同一个煤层气盆地可能形成较大面积的气藏，也可能分割为多个含气系统形成多个气藏。
还有可勘探深度的差别，常规天然气的勘探深度可达5000 m或更深，而煤层气井的可采深度，受经济技术诸因素的制约，如同煤炭开采深度较浅一样，一般在2000 m以浅，甚至更浅，因而测算资源量时均在此线以浅的范围内。
煤层气储量、资源量的分级、分类大体可作如下划分（表31-1）。
远景资源量与储量是有区别的，在煤层气勘探进入勘探评价前的预探阶段，一般不投入或少投煤层气勘探的实物工作量，而且要对煤炭资源勘查的大量资料进行综合分析，作出对远景资源量的评估。远景资源量划分为推测资源量与潜在资源量两类，与常规天然气规范的推测资源量和潜在资源量相对应。两者的差别在于预探阶段的后期测算潜在资源量时，可以部署必要的资料井，直接取得煤层气评价的必要参数。
勘探评价阶段划分为预测储量和控制储量两级。两者的差别在于预测储量级所钻探的勘探井至少要有一口井，但控制储量级必须钻探多口勘探井，并要至少钻探一口进行排采的评价井。
勘探阶段的预测储量及控制储量与开发阶段的探明储量的差别，是前阶段只钻探勘探井和少量评价井，后阶段要钻探较多的评价井，直至开发阶段后期要完成整个开发区块的开发井网，同时还要进行一个至多个小井网的排采试验。没有小井网排采试验的成功，开发期就不能由低级阶段转向高级阶段，也就不能提交高级别的储量报告。并且还必须进行储层模拟分析，才能提出科学的、合理的开发方案。
表31-1 煤层气与煤炭、天然气（常规）储量、资源量级别划分对比表
开发阶段的基本的、未开发、已开发三个探明储量级的差别是，基本探明储量级在开发区块内完成数口评价井，同时要完成至少一个小井网的排采试验，同时进行储层模拟分析。而已开发探明储量级，必须完成整个开发区块依据储层模拟设计的开发井网，并且完成控制整个开发区块的均匀分布的小井网排采试验。
由远景资源量到储量的资源评价是由低级向高级发展的过程，每个勘探开发阶段都必须有前一个阶段的资源量或储量评价作为依据，而每个勘探开发阶段又都要作出相应的资源量或储量评价作为下阶段的决策依据，只有这样才能作到决策的科学性。
煤层气测井
7.3.1 煤层气地层评价的测井资料
测井是指井中的一种特殊测量，这种测量作为井深的函数被记录下来。它常常作为井深函数的一种或多种物理特性的测量，然后从这些物理特性中推断出岩石特性，从而获得井下地质信息。但是，测井结果也并非仅限于岩石特性的测量，其他类型的测井 *** 有泥浆、水泥固结质量、套管侵蚀等。
测井一般可分为借助电缆传输进入井内仪器获得信息的电缆测井和无电缆的测井，如泥浆测井（钻井泥浆特性）、钻井时间测井（钻头钻进速率）等，本节重点介绍电缆测井。在煤层气工业中，要评价煤层的产气潜力，首先应了解煤的储层特性和力学特性，这些特性的获得主要有3种途径：①钻取煤心做室内测试；②利用测井进行数据分析；③进行试井等。评价煤层特性的资料来源见表7.1和表7.2。
表7.1 评价储层特性的主要非测井资料来源
表7.2 评价储层特性的测井资料来源
煤心、测井和试井数据的综合运用可以增加数据可靠性，提高资源评价精度。煤层厚度、煤质（工业分析）、吸附等温线、含气量和渗透率，对以储层模拟为基础的产量预测有重大影响。取自煤心的分析通常用来确定吸附等温线、含气量和煤质；测井数据用来确定煤层厚度；确定煤层渗透率的最可靠的 *** 则是通过试井作业的试验数据分析。这些 *** 通常被看做是确定储层特性的基础或“依据准则”。但是，由于某些煤心和试井带来的误差，煤心测试程序缺乏标准化，特别是取心和试井费用昂贵，人们希望能有一种确定每个储层特性的替代 *** 。通过这种替代 *** 获得测定关键储层的特性，并校正那些不一致的或错误的试验数据。目前，测井作业被认为是更具前途的一种手段。一旦用煤心数据标定了测井记录数据，技术人员就可以单独利用测井记录数据精确估计补充井的储层特性（表7.3）。据Olszewski等对40口井开发项目地层评价费用的估算，使用标定的测井 *** 可以比现行的地层评价 *** 降低约16% 的费用。因此，测井在煤层气工业中正发挥着愈来愈重要的作用。
表7.3 用于煤层气地层评价的测井资料
续表
①建议只用于煤评价；②用于煤和砂层评价；③用于取心时；④用于原地应力评价。
7.3.2 从测井资料获得储层特性
测井资料的价值取决于井孔作业者的目的，而测井信息与其他来源的信息（如煤心、试井）相结合，可使技术人员逐步获得某一矿区所有钻井全部潜在目标煤层的关键储层特性，以达到更佳的产量决策，这比单独考虑测井、煤心或试井获得的储层特性更为可靠。再者，利用经过选择的煤心和试井数据来标定测井数据，可以建立起矿区特有的测井曲线解释模型。然后再利用测井曲线模型获取以测井记录为基础的储层特性。这一 *** 显得尤为重要，可以根据每个钻井的测井记录和少数选定的“标准”井的煤心和试井数据，得出关键储层特性的综合估计。可以看出，随着开发深度的增加，测井记录和其他数据来源之间的关系更多地依赖于测井资料。
7.3.2.1 含气量
含气量是指煤中实际储存的气体含量，通常以m3/t来表示，它与实验室测得的吸附等温线确定的含气量不同，煤的实际含气量通常包括3个分离的部分：逸散气、解吸气和残余气。目前，实际含气量往往通过现场容器解吸试验测得，精确确定含气量需要采用保压岩心。
间接计算含气量可使用Kim方程的修正形式，它是由Kim提出的计算烟煤含气量的经验 *** ，即
煤成（型）气地质学
煤成（型）气地质学
煤成（型）气地质学
式中：Gdaf为干燥无灰基气体储集能力，cm3/g；α为灰分，质量百分比；wc为水分，%；d为样品深度，m；xfc为固定碳，%；xvm为挥发分，%。
另一种间接计算含气量的 *** 是体积密度测井校正法，该 *** 是根据由岩心实测含气量和灰分的关系进行计算的，因为气体只吸附于煤体上，所以岩心中气体含量和灰分存在反比关系。从数学角度看，岩心灰分含量与高分辨体积密度测井数据有关，因为灰分含量严重影响煤储层的密度。因此，若有了代表性的原地含气量收集数据，就可由体积密度测井数据计算含气量。
由于煤心灰分与含气量有关，亦与密度测井数据有关，因此有可能根据高分辨整体密度测井资料精确估算含气量（图7.4），并推断灰分含量为多少时预测的含气量可忽略不计。
图7.4 由测井获得的含气量与实测含气量之对比
（据苏现波等，2001）
用测井数据合理估计煤中含气量需要满足3个条件：①由测井数据导出的等温线是正确的（包括水分、灰分和温度校正）；②煤被气体饱和；③温度和压力可以准确估计。
7.3.2.2 吸附等温线
如前所述，煤中气体主要储存于煤基质的微孔隙中，这与常规油气储层中观察到的孔隙截然不同。煤中孔隙更小，要使气体产出，气体必须从基质中扩散出来，进入割理到达井筒。气体从孔隙中迁出的过程称为解吸，按照气体解吸特性描述的煤的响应性曲线称为吸附等温线。目前，吸附等温线是根据单位质量的煤样在储层温度下，储层压力变化与吸附或解吸气体体积关系的实验数据而绘制的曲线，压力逐渐增加的程序称为吸附等温线，压力逐渐降低的程序称为解吸等温线，在没有实验误差的条件下，这两种等温线是相同的。
等温线用于储层模拟的输入量，采用两个常数组，即Langmuir体积和压力。由于缺乏工业标准，许多已有的等温线数据出现不一致现象，而且在许多情况下不适用于储层模拟。不同水分和温度条件会导致煤心测定的等温线有大的波动，煤层吸附气体的能力随水分含量的增加而降低，直至达到临界水分含量为止；温度对煤吸附气体能力的影响在许多文献中已有报道，温度增加会降低煤对气体的吸附能力。因此，强调用煤心测定等温线时，必须将温度严格限定在储层温度下，避免因温度波动引起的数据误差。温度和水分的综合影响，连同其他煤心取样或测试的不一致，往往产生与图7.5 所示相似的数据组。
图7.5 美国圣胡安盆地某矿区水果地组煤的吸附等温线
（据苏现波等，2001）
测井数据能帮助解释用煤心确定的吸附等温线精度。现在已导出了用测井数据估计干燥基煤的吸附等温线的一般关系式，它采用Langmuir方程，在该方程中由固定碳与挥发分的比率导出Langmuir常数，并按温度和水分加以校正。图7.4 提供了由测井数据确定等温线的实例，该等温线与新采集的煤心数据在标准程序下测定的等温线相一致。
实践证明，以测井数据为基础的煤的等温线估计，对确认煤心等温线测试结果和解决因取样或实验不一致而造成的煤心等温线数据中的误差极为有用。但是，由于研究程度有限，加上水分和温度估计中的误差，对以测井数据为基准的等温线计算有很大影响，所以，目前尚不能确信测井数据能够独立应用于等温线确定，确认这项技术的准确性，还需要有更多的数据组做进一步研究。
7.3.2.3 渗透率
试井是确定渗透率的最准确 *** ，但试井费用很高（一次约7000～15000美元），若为多煤层则其成本更高。这一 *** 在处理多煤层、两相流和气体解吸时还易受推断的影响。现已证明，自然电位、微电阻率和电阻率曲线的测井数据可用于估算煤层渗透率。
一种用测井数据确定裂隙渗透率变化的 *** 是由Sibbit等提出的，它更适用于常规储层裂隙。煤层渗透率取决于煤的裂隙系统，裂隙系统占煤体孔隙度的绝大部分。裂隙孔隙度是裂隙频率、裂隙分布和孔径大小的组合。因此，裂隙孔隙度直接与煤的绝对渗透率有关，是渗透率量级的决定性因素，也是控制煤层气产率、采收率、生产年限以及设计煤层气采收计划的主要因素。双侧向测井（DLL）对裂隙系统的响应，为渗透率的确定提供了依据。
Sibbit等提出的技术是用来确定裂隙宽度的，假定纵向裂隙和岩层电阻率比泥浆电阻率大得多，用下式表示：
煤成（型）气地质学
式中：Δc为浅侧向测井与深侧向测井的电导率差值（Δc＝CLIS－CLLD），mS/m；cm为侵入流体（泥浆）的电导率，S/m；ε为开启裂隙宽度，μm。
模拟显示Δc对于裂隙宽度为ε的单一裂隙与裂隙宽度为ε的多重裂隙组合是相同的。因此，式中ε也可用于表示多重裂隙的组合宽度。
模拟还揭示出这样一种现象，即它能应用于几乎垂直的裂隙（75°～90°），而这种裂隙在钻穿煤层的井孔中常见。Hoyer将Sibbit的DLL模拟数据应用于煤层裂隙评价，并用交绘图技术证实了用DLL确定煤层裂隙孔隙度指数的可行性，得出如下方程：
煤成（型）气地质学
式中：CLLD为深侧向测井电导率，mS/m；VFRAC为裂隙宽度，μm；cm为泥浆电导率，S/m；cb为基质块电导率，mS/m。
该 *** 排除了在裂隙未扩展、无严重侵入或电阻性泥浆侵入情况下的判读误差，图7.6为这一技术的具体应用实例。
图7.6 由测井显示的低、中、高裂隙孔隙度
（据苏现波等，2001）
GR—自然伽马；CALI—井径；MCRD—微电阻；LLD—深侧向测井；LLS—浅侧向测井；VFRAC—裂隙宽度；RHOB—体积密度；NPHI—中子孔隙度；S DCOND—浅侧向测井与深侧向测井电导率之差
受人关注的微电阻率装置（MGRD、MLL、MSFL或PROX，取决于电极排列）常使用DLL来记录，并用于映射煤层的裂隙孔隙度。微电阻率装置具有极好的薄层解译能力，与VFRAC亦存在线性关系（图7.7），但应注意，微电阻率装置可能受井孔粗糙度影响。
图7.7 井中裂隙宽度与微电阻率关系
（据苏现波等，2001）
确定煤层渗透率变化的另一种 *** 是依靠微电极测井。微电极测井历来用于识别常规储层中的渗透性岩层。微电极测井仪是一种要求与井壁接触的极板式电阻率仪，微电极仪记录微电位电阻率（探测深度10.2cm）和微梯度电阻率（探测深度3.8cm），微电极测井的多种探测深度使这种设备可用于渗透率指示仪。随钻井泥浆侵入渗透性岩层，在入口前方形成泥饼，泥饼对浅探测微梯度电阻率影响比深探测微电位电阻率影响要大，这种泥饼效应引起两种电阻率测值的差异，进而表明渗透性岩层的存在。尽管微电极测井也常常作为煤层渗透率指标，但由于在不同钻井中泥浆特性有变化和泥浆侵入程度有变化，所以微电极测井的定量解释是困难的，目前煤中裂隙定量评价的唯一 *** 仍是使用DLL测井技术来实现。
7.3.3 测井资料的计算机模拟
某些煤特性必须用测井资料通过计算机模拟得出，因为不同测井设备对煤的响应程度不同，且随煤特性不同有所变化。因此，很难利用各类测井仪器响应同时界定或识别某些煤特性。有了计算机这一技术，特殊煤特性可由测井响应加以推断而无需测定。例如，当某种测井记录出现特定数据组时，可能显示灰分存在。类似的测井技术（不同测井系列）还可用于确定煤阶，识别常见矿物，如方解石常常沉积于煤的割理之中，是一种重要矿物，可作为割理的指示矿物之一。含气量、煤阶、灰分含量及矿化带等与测井响应之间的关系，可通过计算机模拟来实现。
图7.8 煤岩组分、矿物、灰分和工业分析的计算
（据苏现波等，2001）
图7.9 通过计算机模拟计算出的煤的特性参数
（据苏现波等，2001）
计算机模拟的之一阶段是利用测井响应推断煤岩成分、灰分百分比、灰成分、矿化物和煤阶（图7.8）。目前，已建立的计算机模型中采用的煤岩组分是镜质组、类脂组和惰性组。将这些参数与附加的测井响应一起用于模拟的第二阶段，进行含气量和割理指数推断（图7.9）。含气量与灰分含量关系密切，且与煤阶有关，割理的存在可通过识别方解石、煤阶、某种煤岩组分、灰分含量进行推断。近期有证据表明，薄煤层或灰分层增加了割理存在的可能性，因此必要时可使用计算机增强高分辨处理。计算机模拟的第三阶段是融合含气量、割理指数推断产量指数（图7.9）。尽管预测每个煤层的绝对产率非常困难，但在同一井内预测每一煤层与其他煤层相比时的相对产量指数，对完井决策很有价值。具有更大潜力的煤层是完井的首选对象，而其余煤层可作为第二阶段的生产计划。
另外，计算机模拟还能提供一种称为“自由水”的曲线，这种曲线对预测初始水产率十分有用。为推迟水产量，可让相对无水的煤层首先生产。
计算机模拟的优点是，可以观察到某种煤特性（一定区域内）与某种测井响应之间有良好的相关性，这为在减少所需测井设备数量的同时、更大限度地获得有价值的煤层信息奠定了基础。更为先进的测井程序，可仅用于那些与质量控制有关的关键井孔。
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