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断层的识别标志有哪些？
神木煤的特点
神木煤的特点：特低灰、特低磷、特低硫、高发热量、高挥发份弱粘或不粘长焰优质动力环保煤、化学活性和热稳定性好。
陕西神木是神府侏罗纪煤田的聚煤中心。
全县储煤面积4500多平方公里，占总面积的60%，探明储量500多亿吨。煤层地质结构简单，储存稳定，埋藏浅，易开采，煤质优良，属特低灰、特低磷、特低硫、高发热量、高挥发份弱粘或不粘长焰优质动力环保煤。煤的化学活性和热稳定性好，是动力、气化、液化、化工、建材、民用的理想用煤。
主要指标为：灰分4—10%，含硫0.3—0.8%，含磷0.002—0.3% ，水分5—11%，挥发分30—38%，发热量6000（低位）—7200大卡／kg。
神木煤是很好的气化用煤、化工用煤和动力用煤，可制作活性炭、水煤浆等，广泛应用于化工和冶金，是高耗能工业(电石、 碳化硅、铁合金等产品)的理想原料。同时也是炼钢工业高炉喷吹的理想原料。神木煤含硫量低，是减少大气污染的首选煤种，现在北京市、上海、天津等**为减少用煤单位对城市的污染，极力提倡各用煤单位使用陕西神木煤，神木煤被越来越多的企事业单位所青睐，全国更多的城市也在极力推广之中。
煤层气选区评价参数标准和方法体系
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（**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，最高达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**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**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方法体系
（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，在全国范围内除了西藏、**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，这里采用的优选方法也可以称为“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：
第一层次，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）煤层气目标区优选方法和模型
为了实现上述优选思路，必须选择恰当的计算方法使评价结果合理化。为此，这里引入3种评价方法：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方法。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个风险要素的最大值。
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。采用最优化分割方法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）距具有最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。在处理过程中将最大资源系数定义为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、方法和上述风险概率值的计算方法相同。
3.区间数模糊综合评判法
模糊综合评判方法是应用广泛的多因素综合评价方法之一，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**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方法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）
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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
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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。
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这里
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排序：运用区间数排序方法排列区间数 ，（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方法。
为了避免人为因素的作用，这里采用层次分析方法来进行权重确定。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方法很多，如特征根法：
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式中：w为权重向量， ；A为判断矩阵； 为A的最大特征根。
一致性指标CI和一致性比例CR的求算方法为
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式中：RI为平均随机一致性指标，可通过查表获得。当CR<0.1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：
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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。
根据上述方法，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
上山与煤层最下部之间的距离如何确？定
缓倾斜、倾斜煤层采区准备方式适用条件 ：
主要因素:煤层间距,技术装备
1、煤层间距小于20m到30m—各煤层可采用共用（集中）上山 的联合准备。
2、煤层间距小于10m到15m —共用（集中）上山、共用区段集中平巷 。
（60年，普采经验）
3、分组集中（联合）布置采区 — 适用条件：组间距70m
（一）山麓推覆体下部隐伏煤田找煤的现状
长期以来，山麓带的许多煤田在评价过程中，都以向斜构造作为煤田的边界进行评价，例如陕渑煤田及鲁山宝丰一带的韩梁煤田均按向斜构造的思路将煤田南界划到逆冲断层前缘外侧。图4-1是我们根据两种不同的构造解释对煤田远景评价的示意图，不难看出如果认识不到推覆构造的存在，则无法开拓找煤远景。笔者于20世纪80年代后期曾分别在韩梁煤田及义马煤田的推覆体靠近前缘各设计一个钻孔，验证推覆构造的存在及探索隐伏煤田的寻找问题（图3-3、图3-16）。验证韩梁煤田西侧的钻孔穿过推覆体底部的寒武系见到处于石炭系铝土矿层构成的滑脱面，然后进入原地的上寒武统白云岩中，此钻孔虽然证实推覆构造的存在，但由于滑脱面位于石炭系地层中，其上部煤层已被逆冲断层刨蚀。义马煤田的钻孔资料前已介绍，由于陆相的侏罗系盆地岩相不稳定，寻找隐伏煤田看来前景不大，但作为验证钻孔则又一次证实推覆构造的存在。因此，上述施工的钻孔对于人们认识山麓推覆构造及推覆体下部存在隐伏含煤地层等问题起到积极的作用。20世纪80年代末期笔者提交了“河南省含煤区的推覆构造及找煤前景的研究”报告，此报告当时曾引起煤田地质工作者的广泛关注，在1990年举行的“秦岭造山带学术讨论会”上也引起到会专家的重视。笔者之后煤炭部及河南省煤田地质局曾继续此项研究，据笔者所知在义马煤田南侧再次施工钻孔寻找隐伏煤田，但这些工作随后即终止，原因在于当时河南省浅表的煤炭资源尚可利用，寻找推覆体下部隐伏煤田尚未提到议事日程。但宽广而缓倾的山麓推覆构造带的滑脱面，其下部寻找隐伏煤田应当极具远景，极有可能具有潜在的巨大经济效益。
图4-1 韩梁煤田13勘探线剖面两种不同构造解释图
（A）按推覆构造解释；（B）按倒转向斜解释
遥感野外调查验证记录表中的“点性”和“调查点类型”怎么区分？
点性：该点属性，就是岩性控制点、岩性分界点、界线控制点、构造控制点之类的东西
调查点类型：该点是个什么点！可以是岩性控制点/岩性分界点/界线控制点/构造控制点；也可以是矿点/矿化点；还可以是居民点等等
煤矿生产过程中,常见的地质问题有
1透水：矿山**开采、隧道开挖过程中，意外水源造成的伤害事故。 矿井在建设和生产过程中，地面水和**水通过裂隙、断层、塌陷区等各种通道涌入矿井，当矿井涌水超过正常排水能力时，就造成矿井水灾，通常也称为透水。专业的说法是“突水”，英文为water gushing-out，应该是由于方言读音差异的原因，在媒体报到时多称为“透水”，所以“透水”成为比较大众的说法。
2冒顶：**开采中，上部矿岩层自然塌落的现象。是由于开采后，原先平衡的矿山压力遭到破坏而造成的。采煤工作中有时有计划地放落上部煤层，也称为“冒顶”.
3片帮：片帮，指矿井作业面、巷道侧壁在矿山压力作用下变形，破坏而脱落的现象。
4底鼓：由于矿山压力作用或水的影响,底板发生隆起的现象。
5**突出：是指随着煤矿开采深度的增加、**含量的增加，在煤层中形成了在地应力作用下，**释放的引力作用下，使软弱煤层突破抵抗线，瞬间释放大量**和煤而造成的一种地质灾害。
煤层气勘探前景评价
前述成果充分揭示，本区煤层气的富集或逸散受控于多种地质因素，煤化作用条件及其控制之下的生气特征是其中的重要因素之一。这一因素主要通过三个方面发挥作用：一是在古地热史控制之下达到的煤化作用程度；二是在煤层埋藏史制约之下煤层被抬升于煤层气逸散带的地质时期及时限或与逸散带接近的程度；三是二次生烃作用的特征，包括二次生烃所经历的生气过程以及所达到或穿越的生气阶段。由此出发，作者对本区晚古生代煤的煤化作用特征与煤层气生成保存条件之间的关系进行了总结，从煤化作用角度归纳出三种地区类型（表6-7）。
表6-7 山西南部晚古生代煤层气生成保存条件的煤化作用因素评价
注：Lb—低煤化烟煤；Mb—中煤化烟煤；Hb—高煤化烟煤；La—低级无烟煤；Ma—中级无烟煤。
第一类地区（I）煤层气生成保存的条件相对较好，包括阳城—翼城、临汾—洪洞和沁源—沁县三个地区，已达低级—高级无烟煤煤级，二次生烃作用历程长，经历了1～2个生气高峰阶段，煤化作用停止时已达干气阶段，煤层进入煤层气逸散带的地质时代较晚且停留时间短，或从未暴露于煤层气逸散带中，煤层气含气性最好，为煤层气资源勘探的有利地带。其中，阳城地区是研究区中目前已知的含气性最好的地带，在国内也不多见。
第二类地区（Ⅱ）煤层气生成保存的条件中等，主要分布在安泽一带，达到高煤化烟煤和低级无烟煤煤级，二次生烃作用的历程较长，经历了第一个（湿气）生气高峰阶段，煤化作用停止时已进入干气阶段，但煤层在煤层气逸散带临界深度附近停留的时间较长，可能导致煤层气已有一定程度的逸散。进一步开展煤层气地质条件的综合研究，是确定该类地区是否具有勘探前景的重要途径。
第三类地区（Ⅲ）煤层气保存条件较差，主要分布在霍州—汾西一带，仅达低煤化—中煤化烟煤煤级，二次生烃作用历程短，未经历过生气高峰阶段或仅进入第一个（湿气）生气高峰，煤化作用中止于湿气早—中期阶段，煤层进入煤层气逸散带的地质时代早，在逸散带中停留的时间长，大面积煤层中的气体基本上已被放散逸散殆尽，煤层含气量低，失去了进一步开展煤层气地质工作的价值。
从区域上看，研究区晚古生代煤层的含气性在南部可能相对较好，在中部—东北部可能好—中等，在西北部可能最差。通过煤化作用得出的这一煤层含气性分布规律与目前已证实或据地质综合研究所得出的含气性区域展布格局是一致的。
大虾们，请教怎样判断煤层走向，是根据已开采好的主巷道来定义其走向，进而选择采煤方法么？谢谢
判断煤层走向看一下等高线就可以，它和等高线方向是一致的。
采煤方法的选择和煤层走向关系不大，如果你说的是走向长壁和倾斜长壁的话，实际上差异也不大。
