（一）计算范围的变化
与以往煤层气资源量计算范围相比，本轮资源评价的范围有所扩展且更加合理。
1.评价区域全面
本轮资源评价的范围包括东部区、中部区、西部区、南方区、青藏区5大区、42个含气盆地（群）、121个含气区带，基本上覆盖了全国煤层气资源的主要分布区。
本轮资源评价的评价层次包括大区、含气盆地（群）、含气区带与计算单元，首先评价出计算单元的资源量，然后汇总得到含气区带、含气盆地的煤层气资源量，进一步汇总得到大区、全国的煤层气资源量。
本轮资源评价还开展了全国22个重点矿区的煤层气资源评价，查明了煤矿区煤层气资源分布以及资源消耗、利用状况，评价了22个矿区146对矿井的煤层气资源开发潜力。
2.增加了褐煤区煤层气资源
以往的煤层气资源量评价一般未将褐煤区蕴藏的煤层气资源计算在内，此次评价工作增加了褐煤区的煤层气资源量。我国许多含气盆地都有褐煤分布，二连盆地群的煤炭资源全部为褐煤，西北地区的准噶尔和吐哈盆地褐煤资源非常丰富，此外东北地区的海拉尔、依兰、平庄、营城长春，华北的冀北盆地，以及南方的滇中、桂中等盆地也都有褐煤分布。我国褐煤区煤层气资源量达到3.88×1012m3，占总资源量的10.53%。
3.以煤层内所含气体成分确定风化带深度
煤层气风化带下限作为计算单元埋深划分的界线，将甲烷百分比浓度＜80%所对应的地层深度作为煤层气风化带的下限，即评价上限。2000年评价时统一将煤层气资源计算的上限—风化带统一定在煤层埋深300m处，而本轮主要是依煤层内所含气体的成分确定风化带的深度。通过分析后发现，有些盆地（如沁水盆地）的计算单元煤层气风化带浅于300m，只有100m甚至更浅，而鄂尔多斯等盆地的煤层气风化带超过300m，达到500m或800m。而川南黔北、湘中、长江下游、苏浙皖边和浙赣边5个含气盆地群的平均增减幅为10%，其中川南黔北和湘中这两个主要含气盆地群的减幅分别为7%和2%，主要由起算深度的变化导致计算边界的确定方法不同所致。
（二）采用了最新的煤炭资源量数据
在2000年的煤层气资源评价工作中，煤层气资源计算的基础数据之一——煤炭资源分布数据完全采用第三次全国煤炭资源预测与评价成果，煤炭预测资源量以中国煤田地质总局批准的全国第三次煤田预测资料为准。而此次煤层气资源评价在采用第三次全国煤炭资源预测与评价成果的基础上，利用了最新的煤炭勘探与煤矿生产数据。第三次煤田预测的煤炭资源量为55697.49×108t，本轮资源评价计算的煤炭资源量为59523.58×108t，增加了3826.09×108t。如在开展豫西含气盆地煤层气资源评价时，充分地利用了新的煤田地质勘探资料，使得参与煤层气资源评价的煤炭资源量增加了24.21×108t。
（三）计算参数取值有所变化
本轮资源评价，在煤炭资源边界的确定、含气量取值方法等资源量计算参数方面都有所变化。例如本轮评价河西走廊含气盆地群地质资源量为1171.47×108m3,2000年评价为2924.94×108m3，减少了1753.47×108m3。河西走廊含气盆地群资源量大幅减小的主要原因来自两方面的人为因素，一是起算边界，上次为300m，本轮按甲烷浓度80%确定的风化带深度为600m，显然比上次起算深度大，因此参与计算的含煤面积减少，煤炭储量减少，煤层气资源量也就减少；二是含气量取值方法，上次为类比法，本次为等温吸附法。评价规范和做法不同必然引起评价结果的差异。