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全球煤層氣勘探開發以淺層煤層氣為主，我國創新突破了深層煤層氣不能高產的傳統認識，率先實現深層煤層氣商業化開發，累計提交探明儲量超5000億立方米，建成產能超25億立方米/年。在近日召開的2025煤層氣勘探開發年會上，專家認為，中國煤巖氣（深層煤層氣）革命將引領一場世界級煤層氣產業革命，深部煤層氣的潛力將會超過頁巖氣，有望形成年產千億方級的大產業。從煤層氣到煤巖氣，不僅僅是術語上的變化，更是對煤系地層中天然氣資源認知的一次重大變革，是一次科研范式轉換，標志著我國在探索深層煤巖儲層過程中取得了新的理論和技術突破。未來，油氣企業需要深度參與煤炭地下氣化產業，其技術突破將催生中國煤巖油氣革命。
□本報記者 程 強
我國率先實現深層煤層氣商業化開發
全球煤層氣勘探開發以淺層煤層氣為主，我國創新理論和技術，突破了深層煤層氣不能高產的傳統認識，近年來多口深層煤層氣探井取得高產，在鄂爾多斯盆地發現5個千億方大氣田，全國累計提交探明儲量超5000億立方米，建成產能超25億立方米/年，掀起了深層煤層氣勘探開發熱潮
全球煤層氣資源量為256.1萬億立方米，是常規天然氣資源量的50%，主要分布在亞太和北美地區。上世紀80年代，美國煤層氣開發取得突破，2008年產量達峰557億立方米，但受頁巖氣革命等影響，2010年后產量回落，目前年產量約200億立方米。澳大利亞在2021年產量達峰405億立方米，現仍居世界第一。
但全球煤層氣勘探開發以淺層煤層氣為主，國外深層煤層氣未能實現商業化開發，我國率先實現深層煤層氣商業化開發。
中國工程院院士郭旭升介紹，近年來，我國多口深層煤層氣探井獲得高產，在鄂爾多斯盆地發現神府、大吉、大牛地、佳縣、納林河5個千億方大氣田，在四川盆地磨溪地區龍潭組超4000米的深層煤層氣勘探取得積極進展，準噶爾盆地中低階深層煤層氣勘探取得好苗頭，累計提交探明儲量超5000億立方米，快速建產能超25億立方米/年，在建成鄂東和沁南兩大淺層煤層氣產業基地的基礎上，煤層氣開發深度向1500米以深拓展。
郭旭升說，四大因素促進煤層氣產業發展。理論創新方面，發現深層煤層含氣性及力學特性等存在一臨界深度帶，突破了深層煤層氣不能高產的傳統認識。技術進步方面，形成“密切割+大排量+大砂量+組合支撐劑+前置酸+變黏滑溜水”水平井壓裂技術。精益管理方面，構建“勘探開發、地質工程、鉆井壓裂、地面地下”一體化模式，推進鉆完井技術和組織管理水平迭代提升。政策扶持是低品位煤層氣效益開發的保障，如美國煤層氣稅收政策優惠期長達23年，澳大利亞在煤炭-煤層氣礦業權重疊區出臺政策鼓勵煤層氣優先開采。
我國東北、西北、華北、滇藏、華南五大聚煤區，含氣性差異大。郭旭升分析，深層煤層氣具有“二元”富集特征：有利聚煤環境是深層煤層氣富集的基礎，煤層厚度大、品質好；良好的保存條件是游離氣富集的關鍵，壓力系數高、游離氣量大。他建議，以煤層氣產業重大需求為導向，集智攻關，打造深層煤層氣勘探開發關鍵技術體系，支撐煤層氣產業高質量發展。
煤層氣開發利用國家工程研究中心董事長，中石油煤層氣公司執行董事、黨委書記周立宏介紹，該公司2019年實施的大吉3-7向2井實現深層煤層氣工業氣流突破，發現了深層游離氣賦存特性，顛覆了“壓實作用下深部煤巖物性差、含氣量低，難以效益開發”的傳統認知，突破了1500米以深煤層氣開發下限。2021年，該公司在鄂爾多斯盆地東斜坡帶探明了我國首個2000米以深整裝大型深層煤層氣田，在國內掀起了深層煤層氣勘探開發熱潮。
一個千億方級新興大產業具備潛力
多年來，在現有理論與技術下，淺層煤層氣單井產量太低且至今未找到有效解決途徑，導致煤層氣開發始終低效甚至無效。深層煤層氣又稱為煤巖氣，具備高含氣性、煤體結構好、保存條件好三大顯著特征，潛力將會超過頁巖氣，技術突破后有望形成年產1000億立方米以上的新興大產業
周立宏認為，傳統認識上煤層氣是煤礦安全生產的伴生資源。而煤巖氣，是指以煤作為烴源巖和儲集巖且處于煤炭開采經濟技術極限深度以下煤層中的天然氣，這個極限深度一般為1500米。廣義上，煤巖氣是賦存在煤巖地層中的天然氣，以煤自生自儲為主，也有部分外來充注。深層煤層氣又稱為煤巖氣。
與淺層煤層氣相比，深層煤層氣具備高含氣性、煤體結構好、保存條件好三大顯著特征。2024年，我國天然氣產量2464億立方米，其中非常規天然氣產量1077億立方米。在非常規天然氣中，頁巖氣產量257億立方米、煤層氣產量138億立方米，其中深層煤層氣產量25億立方米。周立宏認為，中國煤巖氣革命將引領一場世界級煤層氣產業革命，2035年全國煤巖氣產量有望在400億~500億立方米。
中國石油學會原副理事長兼秘書長徐鳳銀同樣看好其潛力，認為“深部煤層氣的潛力將會超過頁巖氣”。但目前，深層煤層氣勘探開發面臨一系列挑戰，需要實施勘探開發、地質工程、理論技術、地下地上、產學研用、投資效益、大數據人工智能、戰略策略“八個一體化”。
中國工程院院士羅平亞長期關注我國煤層氣的發展。他說，30年前，全球興起一股源于美國的淺層煤層氣開發熱潮，我國淺層煤層氣資源量32.6萬億~36.8萬億立方米，居世界第三，國家曾希望形成年產煤層氣1000億立方米以上的新興大產業。但直到2020年，我國地面開發的煤層氣年產量僅57億立方米。根本原因是，現有理論與技術下煤層氣單井產量太低且至今未找到有效解決途徑。雖然經過20多年攻關，煤層氣單井產量已由700~800立方米/日提高為1200~1300立方米/日，但煤層氣開發始終低效甚至無效。
這是一個世界性難題—經過30年努力，全球煤層氣形成產業的國家僅4個，即美國、加拿大、澳大利亞、中國，全球煤層氣年產量都未到過千億立方米，且呈下滑趨勢。
在煤層氣產業發展低潮的艱難歲月，我國煤層氣產業界不放棄，不斷探索并在深層煤層氣領域取得重大突破，使人們又看到了希望。
羅平亞說，我國煤層氣資源種類齊全，且極為豐富、十分可靠。除了淺層煤層氣，2000米以深煤層氣資源量超過40萬億立方米，與煤層共生的致密砂巖復合氣藏資源量約107萬億立方米，用總計180萬億立方米的資源量來保證年產千億立方米大產業，技術一旦突破就可能實現。
羅平亞指出，現有理論和技術體系只在10%~15%的煤層中適用，且對煤儲層有傷害，嚴重影響氣井產能。綜合應用煤礦瓦斯動力學和氣藏工程及采氣工程相關理論與方法，分析研究煤層氣井產氣解吸、擴散、滲流三個過程的耦合及其對煤層氣井產量的影響，從理論上可以證明：各類煤層氣都有可能建立高效勘探開發的理論與技術體系，并實現有效開發。
羅平亞建議，充分依靠煤炭和油氣兩大行業（學科）交叉融合，加強基礎研究，堅持原始創新，從頭（新）創立適用于各類煤層氣藏高效勘探、有效開發的理論與技術體系，產生一個新的學科（方向），形成一個新的生產、技術領域。
中國科學院院士鄒才能指出，2008年我國非常規油氣總產量占比不足2.5%，2024年已占27%。煤巖氣成為非常規油氣的一匹“大黑馬”。我國煤巖氣取得理論和技術原創性突破，實現工業生產，使得非常規油氣由近源致密砂巖+灰巖油氣，向源內頁巖+煤巖油氣延伸，增加了新的資源，延長了石油工業的生命周期。
深層煤層氣的“反常”引發科研范式轉換
深層煤層氣地質上具有“高壓力、高溫度、高含氣、高飽和、高游離”特征，開發上呈現“投產即見氣、見氣即高產”的特點。深層煤層氣勘探開發出現很多有別于淺層煤層氣的異常現象，引發科研范式轉換，是對煤系地層中天然氣資源認知的一次重大變革，煤層氣僅是煤巖氣的一個特例
目前，業界對煤層氣的概念尚未統一。
羅平亞認為，煤層氣是賦存在煤層和與煤層疊合共生的致密砂巖復合煤層氣藏中的天然氣。煤層由大量天然豎直和水平裂縫（稱為割理）切割成的基本單元構成，即煤層是由煤的基本結構單元與一套孔隙裂縫系統構成。煤層所含80%~95%的甲烷吸附于煤致密的基質單元內微孔隙的表面，以吸附狀態存在；5%~20%的游離態甲烷主要分布在煤層的割理和基質單元的微孔隙中，與吸附甲烷處于平衡狀態。
鄒才能認為，煤巖氣是煤巖自身生成或其他氣源運移而賦存于煤巖中的天然氣。鄂爾多斯盆地8號煤巖割理裂縫發育、游離氣差異富集明顯，具有“高壓力、高溫度、高含氣、高飽和、高游離”地質特征，開采時無須排水降壓，由游離氣彈性驅動產出，壓降后吸附氣解吸接替，游離氣與吸附氣連續接力實現長周期產氣。
郭旭升認為，深層煤層氣埋深一般大于1500米，受溫壓耦合作用，呈“總含氣量高、游離氣占比高”特征，煤體結構相對完整，通過儲層改造可快速產氣并獲得高產氣流。
中國石油大學（北京）教授高之業認為，深部煤層氣通常指富集在埋深大于1500米煤層中的烴類氣藏，富游離氣，開發上呈現“投產即見氣、見氣即高產”的特點。深部煤層氣主要有六大特點：一是資源量大，幾乎不進行煤炭開采，深部煤炭和煤層氣整體得以保存；二是游離氣含量較高，實測占比20%~50%；三是保存條件較好，頂底板封閉好，煤層氣逸散減少，可形成地層超壓；四是含氣飽和度較高，實測60%~90%，且深部煤層基本無可動水；五是成巖性較好，煤巖脆性變強，有利于水平井鉆完井和分段壓裂形成復雜裂縫網絡；六是壓裂測試產氣較快，由于深部煤巖具有高游離、高脆性、高壓力和低含水特征，壓裂測試不像中淺層煤層氣需要長期“排水降壓解吸”才能產氣，而是與頁巖氣“排氣降壓解吸”相似，產氣較快、前期產量較高，收回成本快，經濟效益好。
中國石油勘探開發研究院首席技術專家孫粉錦認為，從煤層氣到煤巖氣，不僅僅是術語上的變化，更是對煤系地層中天然氣資源認知的一次重大變革，是一次科研范式轉換，標志著我國在探索深層煤巖儲層過程中取得了新的理論和技術突破。
當科學研究中出現了大量現有范式無法解釋的“反常”現象時，就會引發范式轉換，帶來科學理論和研究方法的重大變革。在深層煤層氣勘探開發中，就出現了很多有別于淺層煤層氣的異常現象：異常高的含氣飽和度；異常高的地層水礦化度；見氣早、產量高、初產即高產；氣體組分與致密氣相似，部分有原油，如準噶爾盆地東部彩61H井壓裂后日穩產油8.5噸，這在淺層煤層氣中不可想象；煤儲層中整體貧水。
孫粉錦說，研究認為煤巖氣有兩種成藏模式：自生自儲成藏模式（中高煤階）和多源共儲煤巖氣成藏模式（低煤階）。由于大氣降水或地表水對煤巖氣具有水洗、水鎖、水弱、水敏等改造作用，因此可將煤巖氣進一步劃分為原生型和改造型，熱成因的煤層氣（如大吉區塊淺層、沁水盆地）就是被改造或破壞了的煤巖氣，煤層氣僅僅是煤巖氣的一個特例。
煤炭地下氣化或催生中國煤巖油氣革命
煤層氣開發是物理方法采氣，而煤炭地下氣化是化學方法采氣。我國雖然起步晚，但近年來發展快，展現彎道超車的發展態勢。油氣公司掌握鉆井式UCG（煤炭地下氣化）的關鍵技術，未來將深度參與中深層UCG產業，加強與其他產業協同發展，爭取在2030年前實現產業化，推動中國煤巖油氣革命
當前，各類煤層氣增產技術不斷突破。如加拿大工程院院士、河南理工大學特聘教授曹運興提出，采用二氧化碳致裂技術，可以實現對煤層的低傷害改造，其技術特點為無水致裂、脈動造縫、卸壓增滲、解堵增產。在全國2.2萬口煤層氣井中，低產井占比達57%，低產直井改造后可日增產1000立方米、低產水平井改造后可日增產3000立方米，前景廣闊。
對于深層煤層氣，想象空間更大。鄒才能提出，利用地面風光新能源，推動地下頁巖+煤巖原位油+氣轉化，力爭實現油氣“兩個革命”，即中國陸相頁巖油革命和中國煤巖油氣革命，其中后者的技術內涵是將地層中煤炭原位燃燒產生甲烷、氫氣等資源。
這種煤炭原位燃燒轉為氣體的方法，即煤炭地下氣化（簡稱UCG）。金正能源咨詢事業部總經理張俊武說，煤層氣開發是物理方法采氣，而UCG是化學方法采氣，適用于常規方法不可采或開采不經濟的煤層，以及煤礦的二次或多次復采。
該技術國外發展早，但近年來美國、俄羅斯、澳大利亞基本暫停相關試驗。我國雖然起步晚，但近年來發展快，試驗項目及成果眾多，展現彎道超車的發展態勢。為什么全球不發展UCG，而我國重視UCG產業，并將其列入國家科技計劃和戰新產業目錄？因為從全球看，資源與市場不匹配，技術不成熟，標準、工藝技術不完善，最重要的是投資成本高、經濟性差。而我國有豐富的煤炭資源、有現實的天然氣保供需求，石油工業技術進步迅速，國家、煤炭大省、企業都陸續出臺相關支持政策。
UCG技術難度較大。近年來，我國在新疆、內蒙古、貴州等地開展多個試驗，取得了技術進展，深度突破1000米。先進鉆井技術驅動UCG從礦井式向鉆井式發展，UCG歷經“礦井式氣化-直井/定向井氣化-水平井氣化”三代技術革新，“水平井＋CRIP（控制注氣點后退式）”氣化技術成為目前的主流技術路線。
深部煤層點火方式包括化學點火與強制氧化點火：化學點火需精確調控反應物的配比與燃燒條件，以實現煤層的有效預熱；強制氧化點火則是通過將熱氧氣注入煤層，利用煤層與高溫氧氣的接觸來促進煤的氧化放熱反應，進而點燃煤層，不依賴外部點火劑。
UCG的產物包括甲烷、二氧化碳、一氧化碳、氫氣等。其中，二氧化碳可用于提高油氣采收率，一氧化碳和氫氣可用作化工原料。
多產業融合發展是提升UCG產業經濟性的重要途徑。UCG與天然氣制油技術結合，生產出的合成油品質非常高。UCG與聯合循環發電技術結合，可以將滯留煤、殘留煤轉化為電力，相比傳統的煤粉鍋爐發電，成本和碳排放量均降低。
我國UCG產業早期探索以煤炭企業、民營企業為主，基本是礦井式試驗，鉆井式試驗極少。而油氣公司掌握鉆井式UCG的關鍵技術，但因礦權、體制機制、歸口管理單位不明確等問題參與較少。當前，我國UCG并未實現產業化，還存在技術、經濟、市場等諸多挑戰，未來還需要國家政策大力支持，特別需要油氣企業深度參與，加強UCG產業與其他產業協同發展，爭取在2030年前實現產業化。
