6.2.4.1 煤层埋藏深度
煤层的埋藏深度是影响煤层气开发重要因素之一。一方面，煤层埋藏越深，投入的开发成本会越高；更重要的另一方面是，煤层埋藏越深，储层所受的地应力越高，高地应力导致裂隙闭合渗透率急剧降低，开发难度加大。
以沁水盆地南部为例，该区主力煤储层的深度为400～800m，煤储层的埋藏深度与渗透率和产能有很强的相关关关系（图2.24）。在650m以浅的埋深，煤储层的最小水平主应力小于12MPa，现今地应力场状态处于伸张带，煤储层渗透性相对较好，煤储层试井渗透率平均大于1×10-3μm2；在650～1000m埋深时，煤储层最小水平主应力为12～20MPa，现今地应力状态为由伸张转化为压缩的过渡带，煤储层渗透性变差，煤储层试井渗透率平均大于0.1×10-3μm2；在1000～1500m埋深时，最小水平主应力大于20MPa，现今地应力状态转化为压缩带，煤储层试井渗透率平均大于0.01×10-3μm2，由此可知煤储层渗透率随深度呈不同的变化梯度显著降低（孟召平等，2010）。同时，根据对沁水盆地樊庄和郑庄区块煤层埋深与煤层气井气、水产量的耦合关系也发现，该地区最有利于煤层气开发的煤储层埋藏深度在500～700m之间。其中，埋藏较浅区域（300m以浅）多处于煤矿开发区或处于煤层甲烷风化带的影响范围，因此气含量较低，不利于煤层气的开发，而高于700m的区域大部分井为低产气井。
综合考虑上述因素，确定煤储层埋深埋深（D，单位：m）的隶属度函数为：
煤储层精细定量表征与综合评价模型
6.2.4.2 储层压力
储层压力，又称为地层压力或储层裂缝中的流体压力，多由试井获得。煤储层压力对煤层气含量、气体赋存状态起着重要作用。同时，储层压力也是水和气体从煤的裂隙中流向井筒的能量之源。当煤储层压力降低时，煤孔隙中吸附的气体便开始解吸，向裂隙中扩散，在压力差作用下从裂隙向井筒流动。煤层气开采就是根据这一原理，通过排水降低储层压力而实现采气的。同时，储层压力的改变影响到正常有效应力的改变，进而控制渗透率。以沁水盆地郑庄区块为例，储层压力低于5MPa时大部分井为低产井，而高于5MPa时储层压力越高，产气量越高，两者呈幂指数关系（图6.5a）。因此，储层压力越高，对煤层气的储集和开发都越有利。
图6.5 郑庄区块产气量与煤储层压力（a）和临界解吸压力（b）之间的关系
一般用压力梯度去衡量储层压力的大小。煤储层压力的非均质性（纵向和横向）非常严重，即一个矿区内的不同地区的储层压力可能呈现显著的差别。据前人的研究结果（叶建平等，1998；张延庆和唐书恒，2001），这里统计了全国目前有煤层气勘探钻井的20个矿区的煤储层压力梯度数据，并将各数据绘制成高低图（图6.6）。
图6.6 我国部分矿区储层压力分布（原始数据引自叶建平等，1998）
我国煤储层的压力梯度一般为2.3～18.31kPa/m。平均储层压力梯度高于10kPa/m的地区包括辽宁的红阳煤田、铁法矿区，安徽的淮南煤田，陕西的韩城矿区、山西的河东煤田和贵州的六盘水矿区等。储层压力梯度低于7kPa/m的地区包括河北的峰峰矿区和开滦煤田，山西的屯留矿区等。在研究储层压力时，一般按照压力梯度将煤储层划分为：低压储层（<9.30kPa/m）、正常压力储层（9.30～10.30kPa/m）、高压储层（10.30～14.70kPa/m）和超压储层（>14.70kPa/m）。张延庆和唐书恒（2001）按照储层压力低于、等于和高于9.79kPa/m而将储层划分为欠压、正常压力和超压储层。综合这些分类标准，这里定义储层压力梯度（P，单位：kPa/m）的评价函数为：
煤储层精细定量表征与综合评价模型
6.2.4.3 临储压力比
煤层气开发不仅取决于原始储层压力的高低，更与临界解吸压力密切相关。通常临界解吸压力反应了煤层气可开采的潜力。煤储层的临界解吸压力越大，在排水降压过程中，煤层气越多且越容易解吸，因此煤层气井稳定产气高峰到来越早，单井气产量越高，可动用储量越高。
如图6.5所示，沁水盆地南部郑庄区块产气量与煤储层压力呈幂指数关系，而与临界解吸压力呈线性正相关关系。对于煤层气储层来说，临界解吸压力不低于储层压力。所以，当储层压力较低时，临界解吸压力也较低，煤层气井极易低产或不产气；当储层压力较高时，需要考虑临界解吸压力的高低。当煤储层为高饱和气藏时，其临界解吸压力也较高，因此气井产量也较高，当煤储层为欠饱和气藏时，其临界解吸压力相对较低，因此气井产量也相对较低。因此，对于煤储层评价来讲，储层压力和临界解吸压力均较高才能称为是优质的储层。
由于前文在储层评价时已考虑储层压力评价参数，这里取临储压力比作为另一个主要评价参数。临储压力比，即为临界解吸压力与煤层气储层压力的比值。临储压力比（PC，无量纲）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