文章详细-中国石油学会理事长焦方正，等：煤层气到煤岩气的“蝶变”引领“煤岩气革命”

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　　焦方正1,赵群2,3,肖宇航2,3,刘丹2,3

　　(1.中国石油学会北京 100724; 2.中国石油勘探开发研究院北京 100083; 3.中国石油天然气集团有限公司煤岩气重点实验室河北廊坊 065007)基金项目:新型油气勘探开发国家科技重大专项“深层煤岩气成藏机理与效益开发技术”(2025ZD1404200)、中国石油天然气股份有限公司前瞻性基础性项目(2024DJ23)和中国石油勘探开发研究院科学研究与技术开发项目(2024vzz)资助。

　　摘要:中国在深层煤岩气勘探领域取得重大突破,实现了从传统浅部煤层气向深层煤岩气的战略性转变。煤岩作为优质烃源岩,具有有机质丰度高、全演化过程持续生气、储集性能强等显著特征,可形成吸附态与游离态共存的煤岩气藏。基于“煤系全油气系统”新理论,揭示了煤岩气在煤系地层中的成藏机制与资源潜力。初步评价表明,中国埋深大于1 500 m的深层煤岩气资源量超过100×1012m3,约为常规天然气资源的2倍,具备形成超级大气田的资源基础。鄂尔多斯盆地大吉区块通过“水平井+体积压裂”技术实现了规模化开发,单井的平均日产量达12×104m3,累计探明储量达1 452×108m3,展现了良好的开发前景。目前,中国已形成实验测试、优快钻完井、压裂改造和体积开发等关键技术体系,支撑了煤岩气的高效开发。然而,煤岩气的发展仍面临理论体系不完善、沉积演化机制不明、成藏机理研究不足等挑战。为此,建议系统开展全国资源评价,加强重点领域勘探,优化矿业权管理,推动理论技术创新与示范应用,为实现天然气增储上产,提升能源的自主保障能力提供战略支撑。

　　关键词:煤层气;煤岩气;煤岩;煤系全油气系统;资源潜力;问题与对策;发展战略

　　近年来,中国在深层煤岩气勘探领域取得了系列重大突破[1-2],对行业发展产生了深远的影响。规模建产成效不断凸显[3],深层煤岩气已成为推动中国在天然气领域增储上产的关键,正强力推动着新一轮的煤岩气勘探开发热潮。在不久可期的将来,通过相关企业、高校和研究院所的持续理论创新与技术攻关,中国不仅将成为推动全球煤岩气理论与技术发展的中流砥柱角色,更将在继美国“页岩气革命”之后,掀起一场由中国引领的“煤岩气革命”。这一革命性的突破必将加速中国煤岩气资源的规模开发与高效利用,显著提升中国能源自给率,降低对外能源依赖度。于国际层面而言,全球天然气供需关系日趋紧张[4],中国成熟的煤岩气理论、技术与经验将为其他煤岩气资源丰富的国家提供可借鉴的范本,为全球能源结构优化注入强劲新动力。

　　1煤岩气探索历程

　　1.1为保障煤矿安全生产,早期由政府推动煤层气开发

　　煤层气的开发利用与煤矿的安全生产密切相关。煤矿瓦斯是煤炭开采过程中,从煤层、围岩及采空区涌出的一系列气体的统称,其主要成分为甲烷。瓦斯爆炸是煤矿最严重的安全威胁之一,在历史上因瓦斯而引发的重大事故在煤矿各类事故中占比高达60%。早在1603年,山西省高平县已有瓦斯爆炸相关记录,在《天工开物》中以“火光满井,极为熏蒸”记载了当时的灾变场景。

　　美国作为全球率先实现瓦斯资源化利用的国家,首先提出了“煤层气”的概念。20世纪30年代,美国在堪萨斯州的浅部煤层中通过直井成功采出了约2.3×104m3的瓦斯;20世纪50年代,该开采技术推广至圣胡安盆地,瓦斯开始作为能源进行系统开发,“煤层气”概念由此确立。1980年,美国政府出台《原油意外获利法案》(Crude Oil Windfall Profit Tax Act of 1980),通过税收抵免等政策,激励包括煤层气在内的非常规天然气开发,推动了煤层气产业的发展。2008年,美国煤层气的年产量达557×108m3,产业发展达到顶峰,之后便开始持续衰减。后续主要受澳大利亚和中国煤层气产量上涨的影响,全球煤层气产量在2017年增至780×108m3,至2024年仍维持在700×108m3以上。目前,全球煤层气的开发仍以浅部煤层为主,与煤矿矿区高度重合,但整体产量趋于稳定[5-6]。

　　中国在政府系列政策(表1)的引导与支持下,煤层气产业逐步发展并形成一定的规模。1996年,经国务院批准,由原煤炭工业部、地质矿产部和中国石油天然气总公司共同组建了中联煤层气有限责任公司,这标志中国煤层气开发步入专业化、规范化轨道。1996—2005年为中国煤层气战略突破与区域拓展期,该阶段中国的煤层气勘探主要集中于沁水盆地,实现了资源评价与勘探的战略突破,同期在鄂尔多斯、四川和二连等盆地也开展了系统评价,取得了一系列工业发现。1998年,沁水盆地在JS1井煤层气田获得产气量达4 050 m3/d的工业气流;2005年,该气田提交煤层气探明储量352×108m3;2006年,中国首个煤层气田开发方案(《沁水盆地煤层气15亿立方米/年产能建设开发方案》)编制完成,沁水盆地煤层气先导开发项目启动。2011—2016年为中国煤层气领域延伸与技术攻坚期,煤层气产业在深化沁水盆地等主力产区建设的同时,逐步向新区、新层系拓展。2011—2014年,四川盆地筠连区块实现了浅部煤层气开发突破;2014—2016年,二连盆地吉尔嘎朗图凹陷在低阶煤(褐煤)区首次获得工业气流,拓展了煤层气勘探开发领域。

　　然而,煤层气产业的发展受多方面因素制约,包括:煤层气与煤炭矿权在空间上的重叠、交叉,二者开发协调的难度大;浅部煤储层以吸附气为主,单井产量普遍偏低,直井的平均产量不到1 000 m3/d;构造煤区的煤层气资源难以动用;开发成本高、经济效益差,在缺乏国家财政补贴情况下,多数项目难以盈利,企业投入的积极性低等[7-8]。中国从“十一五”规划(2006—2010年)至“十三五”规划(2016—2020年),煤层气的整体发展进度低于预期,储量、产量增长缓慢,实际产量未达国家规划目标(图1),产业发展面临着严重的系统性挑战。以中石油煤层气有限责任公司为例,自2008年成立以来,历经16年发展,煤层气产量仅达10×108m3/a。

　　图1从“十一五”规划(2006—2010年)到“十三五”规划(2016—2020年)中国煤层气的规划产量与实际完成产量情况

　　Fig.1 Planned coalbed methane production and actual production achieved in China from“11th Five-Year Plan”(2006-2010)to“13th Five-Year Plan”(2016-2020)

　　1.2由浅部煤层气向深层煤岩气战略转变,实现深层煤岩气重大突破

　　2020年4月,第一作者赴中石油煤层气有限责任公司调研。针对其发展瓶颈,基于“煤层作为优质烃源岩,深层煤储层保存条件好、游离气含量高”的认识,提出了“由浅部煤层气向深层煤岩气战略转变”的发展思路。该建议获得了中石油煤层气有限责任公司的采纳,随即在鄂尔多斯盆地大吉区块部署实施10口深层煤岩气先导试验水平井。试验井于2022年8月全部完井,2023年3月投产。试采阶段,平均单井产量达12×104m3/d;截至2025年,平均单井累积产气量达4 400×104m3,最高单井累积产气量达7 240×104m3,预计单井最终采收量(EUR)可达6 600×104m3。这表明针对鄂尔多斯盆地东缘深层8号煤岩储层的勘探取得了重大突破(表2)。

　　截至2024年底,中石油煤层气有限责任公司在大吉区块已投产深层煤岩气水平井163口,采用“水平井+体积压裂”开发技术,累计动用含气面积665 km2,探明储量1 452×108m3。区块的平均单井EUR为5 278×104m3(千米水平段折算的EUR为4 456×104m3),产气规模约为700×104m3/d,2024年的产量达19.14×108m3(图2)。预计至2025年底,该区块的深层煤岩气产量将增至30×108m3,推动中石油煤层气有限责任公司总产量突破50×108m3,实现跨越式发展。

　　图2中石油煤层气有限责任公司历年天然气产量

　　Fig.2 Natural gas production of PetroChina Coalbed Methane Company Limited over the years

　　大吉区块深层煤岩气的突破带动了全国煤岩气勘探开发的热潮。中国石油天然气集团有限公司(中国石油)、中国石油化工集团有限公司(中国石化)、中国海洋石油集团有限公司(中国海油)和陕西延长石油(集团)有限责任公司(延长石油)等企业均加大了在煤岩气领域的勘探投入与技术布局。目前,鄂尔多斯盆地深层煤岩气已探明储量超过6 000×108m3,初步预测2025年的产量规模能够突破40×108m3。此外,四川盆地、准噶尔盆地亦取得勘探突破,塔里木盆地、吐哈盆地、渤海湾盆地以及东北地区多个盆地群也已启动系统评价,这标志着中国煤岩气产业正加速进入快速发展新阶段。

　　2煤岩气的创新认识

　　煤岩是古代木质素类植物遗骸的堆积体经生物化学、沉积体掩埋、压实和热演化4种作用而形成的一种易燃有机岩(俗称煤炭)。其有机质含量普遍大于70%,主要由镜质组、壳质组和惰质组构成,且富含碳、氢元素,有机大分子以芳香环为核心,并连接大量烷基侧链和官能团[9-10],在成岩演化过程中伴随侧链断脱、官能团分解以及大分子结构缩聚等变化,不仅能生成大量的天然气,也能生成部分的油,是一类优质的烃源岩。煤岩自身发育大量的微孔和割理,孔隙的比表面积大,割理的面孔率高,可以吸附和储存大量的天然气,形成煤岩气藏,而逸散出去的天然气,通过运移,在近源或远源圈闭中则可形成常规气藏[11-12]。煤岩气既以煤岩为烃源岩,又以其为储层,以吸附态和游离态双相赋存,富集程度主要受自身生气潜力、储集性能和保存条件“三元”因素控制,经储层改造后,依靠气藏自身能量,即可快速实现工业化气流的产出。

　　基于将煤岩作为烃源岩的新认识,以煤岩为核心的煤系全油气系统,正展现出远超先前预判的巨大勘探潜力。例如:在塔里木盆地库车坳陷克拉2、迪北等大型气田的主力产气层中,天然气均由侏罗系克孜组煤源岩生成;在鄂尔多斯盆地苏里格、神木等气田的致密气产层中,天然气均源自石炭系—二叠系的煤源岩;在准噶尔盆地侏罗系,煤系地层中的煤岩气和常规气在空间上形成序列成藏[13](图3)。

　　注:T—三叠系;J1b—下侏罗统八道湾组;J1s—下侏罗统三工河组;J2x—中侏罗统西山窑组;J2t—中侏罗统头屯河组;K1t—下白垩统吐谷鲁群。

　　图3准噶尔盆地侏罗系煤系全油气系统模式(据文献[13]修改)

　　Fig.3 Whole petroleum system model of Jurassic coal measures in Junggar Basin

　　传统的煤层气开发仅将煤岩视为产层进行评价,未将其作为烃源岩或围绕以其为核心的全油气系统开展研究,缺乏针对系统整体的勘探部署。此外,从油气地质学角度出发,传统的煤层气与煤岩气二者在地质特征、成藏特征和开发特征三方面也存在明显差异[14](表3)。早期煤层气的认识制约了人们对煤系内油气资源勘探潜力的预估,致使大量油气资源,如深层煤岩气等,长期未能落实。

　　2.1煤岩层是煤系地层最优质的生烃源岩

　　戴金星[15]于1979年提出了煤岩“以生气为主,生油为辅”的煤成气理论,该理论突破了传统认为的煤系不是主要烃源岩的观点,定义煤成气为腐殖型的(亚)煤系地层在成煤作用中形成的天然气总和,实现了天然气勘探思路从“一元”(海相或湖相腐泥型源岩)到“二元”(海相或湖相腐泥型源岩、陆相腐殖型源岩)的跨越和转变。此后,戴金星等[16-20]以此为认识基础,从宏观视角出发提出了煤成气聚集域概念,明确指出中国天然气勘探的重点方向:中亚煤成气聚集域东部(塔里木盆地、准噶尔盆地等)、亚洲东缘煤成气聚集域(中国东部大陆架盆地群)。

　　2.1.1 3类烃源岩

　　海相烃源岩主要沉积于深水环境,其干酪根类型以Ⅰ—Ⅱ型为主,生烃母质由富氢的低等水生藻类等生物构成,属于腐泥型有机质。中国海相烃源岩的总有机碳(TOC)含量通常介于3%~8%,生烃潜力显著,其成熟演化过程呈现出“先油后气”的特征[21-22]。中国在晚古生代以前大规模发育海相沉积,因此海相泥页岩的热演化程度高[其镜质体反射率(Ro)>2.0%],早期生成的原油发生裂解,形成常规油型气藏和非常规页岩气藏,典型实例如四川盆地的海相含油气系统[23]。

　　湖相烃源岩主要形成于深湖环境,其干酪根类型以Ⅱ—Ⅲ型为主,生烃母质以低等水生生物为主,伴有陆源高等植物碎屑输入,整体属于腐泥-腐殖型有机质。该类烃源岩的TOC含量通常介于5%~15%。中国的湖相沉积主要发育于中生代、新生代,湖相烃源岩的热演化程度中等(Ro平均约为1.3%),生烃过程以生油为主[24],典型实例见渤海湾盆地渤中坳陷油气产区和松辽盆地中央坳陷油气产区等。

　　煤源岩发育于特定陆相沉积环境,其特征鲜明,有机质主要由木质素构成,干酪根类型以Ⅲ型为主,是目前尚未被充分重视的一类重要烃源岩。与海相、湖相烃源岩相比,煤源岩具有独特的生烃特征和储集性能。

　　2.1.2煤源岩的显著特征

　　通过对比海相、湖相烃源岩,综合分析煤源岩,总结出8项显著特征。

　　(1)有机质类型多样:煤源岩的有机质以陆生木质素类植物为主要母质,多为腐殖型,干酪根类型多为Ⅱ—Ⅲ型。有机质类型受陆源物供给影响,典型陆相沉积煤岩的干酪根类型多为Ⅲ型,近海盆地煤系烃源岩的干酪根类型以Ⅱ2、Ⅲ型为主,部分煤岩可达Ⅱ1型,甚至Ⅰ型。腐殖型有机质的化学组成与结构决定了煤源岩“以生气为主”的生烃特性[15]。

　　(2)有机质丰度高:煤源岩主要由高等植物在积水缺氧环境下堆积演化形成[25]。一方面,高等植物来源的有机质以木质素、纤维素为主,其化学组成上碳多氢少,有利于成岩过程中碳的富集;另一方面,因成煤沼泽中水体停滞,氧气供应有限且微生物作用弱,这使得有机质能够大量保存[26]。煤源岩的TOC含量高,显著高于海相、湖相烃源岩,如准噶尔盆地中—下侏罗统煤岩的TOC含量平均大于60%[27-28],鄂尔多斯盆地8号煤岩的TOC含量一般大于80%[13],为大规模生烃提供了物质基础。

　　(3)全演化过程生气:煤源岩的生烃演化具有生物演化与热演化双重特征,其成熟度从低阶到高阶连续分布,对应不同煤种(如褐煤、烟煤、无烟煤)。煤岩的热演化生气可划分为4个阶段[29]。Ro<0.5%为生物-热演化共同作用阶段,该阶段以有机质发酵和CO2还原生成生物气为主,同时生成少量热成因气;0.5%<Ro<1.3%为成熟阶段,主要受热演化作用控制,煤岩中键合力较小的侧链脱落开始形成天然气,同时生成少量液态烃;1.3%<Ro<2.5%为主生气阶段,干酪根热解和长链液态烃裂解共同生气;Ro>2.5%为过成熟生成干气阶段,煤岩中的芳香环、烷基酚类的甲基大量断裂[30-31],同时C2+烃类裂解,以生成甲烷为主。总之,煤从有机质沉积后至石墨化前均在生气。

　　(4)生气能力强:煤源岩的生烃过程贯穿其整个演化阶段,表现为“全过程生气”,但在不同阶段的生气量与组成不同(图4)。在Ro<0.5%的未成熟阶段,生气量为48~85 m3/t;在0.5%<Ro<1.3%的传统生油窗阶段,生气量约为80 m3/t;在1.3%<Ro<2.5%的高成熟阶段,生气量为80~120 m3/t;在Ro>2.5%的过成熟阶段,生气量最高可达100~150 m3/t,占总生气量的30%~50%[32]。综合各阶段的生气量,煤源岩的总生气量可达300 m3/t,表现出强生烃潜力。

　　图4煤岩演化生烃模式(据文献[15]修改)

　　Fig.4 Hydrocarbon generation model during coal-rock evolution

　　(5)储集性能强:煤岩是典型的微米—纳米孔与宏观割理缝共同发育的双重介质储层[13,33]。煤岩的孔隙受煤阶影响显著。例如,准噶尔盆地西山窑组中—低阶煤的孔隙度在10%~20%,其中,宏孔+大孔的占比近64%[34];鄂尔多斯盆地本溪组中—高阶煤的孔隙度在3%~6%,其中,微孔约占67%,宏孔+大孔仅占26%[35-37]。割理作为煤岩储层的独有特征,是煤化作用过程中形成的内生缝隙,其尺度主要为厘米—分米级[38-39]。煤岩内部的天然割理与孔隙-裂缝系统发育,比表面积大,可为吸附气提供足够的赋存空间。由煤岩的岩心浸水实验可知,煤岩在浸水过程中会有天然气以大气泡串的形式快速连续涌出,表明其具有良好的储集与渗流能力。

　　(6)含气量高:煤源岩的含气量高,深层煤岩储层通常具有高温、高压、高总含气量、高吸附气饱和度和高游离气含量的特征[13]。深层煤岩气藏的含气量和游离气占比均高于浅部煤层气藏。例如,鄂尔多斯盆地大吉区块浅部煤层气藏(埋深为800~1 200 m)的含气量平均为12 m3/t,几乎无游离气,而该区块深层煤岩气藏(埋深为2 000~2 200 m)的含气量平均为24 m3/t,其中,游离气的占比为20%~35%[13,40]。在已探明的区块中,深层煤岩气的含气量最高可达40 m3/t。

　　(7)分布范围广:煤源岩的沉积厚度相对稳定,横向分布广泛。从煤岩沉积的古地理环境来看,泥炭沼泽在滨海相、三角洲相以及湖相中均可大面积持续发育,这类沉积环境水体浅且波动小,有利于植物残体原地保存,从而形成厚度稳定、分布广的煤层[41]。以华北地区为例,其石炭系—二叠系煤层的总分布面积已超过10×104km2,为大规模气藏的形成提供了有利的源-储条件。

　　(8)双生烃特征:煤源岩具有“气油兼生,以气为主”的生烃特点。在近海盆地,因受海相低等生物输入影响,可形成氢含量较高的具有较强生油能力的腐泥煤[42-44]。此外,煤岩中的壳质组也具备较好生油能力[45]。勘探实践证实,吐哈盆地的丘陵油田、塔里木盆地的库车气田群等油气藏均为煤源岩成因,独特的双生烃特征极大地拓展了以煤源岩为核心的含油气系统的勘探方向与资源潜力。

　　2.2煤源岩自成含油气系统,具备形成大规模油气藏的能力

　　2.2.1煤系含油气系统的组成要素

　　全油气系统被定义为含油气盆地中的一套或多套相互关联的由有效烃源岩层系生成的油气,从生成演化到非常规连续性聚集成藏,以及在常规圈闭中聚集成藏,并在后期调整改造的全部地质要素与地质过程的自然系统[46]。煤系地层中的煤源岩,作为地层内最优质的烃源岩,为全油气系统的形成奠定了烃源岩基础[47]。以鄂尔多斯盆地上古生界[48]为例,本溪组、太原组以及山西组中的煤源岩构成了盆地内大规模油气藏形成的物质前提(图5)。煤系全油气系统是以煤岩为核心烃源岩,在其内部及邻近的储层中形成并聚集包括常规油气、煤层气、致密气、煤岩气等多种资源类型的一个完整且共生的油气成藏系统。系统内各种类型油气藏在纵向上叠置,在横向上连续,具有统一的烃源、统一的热演化史和统一的压力系统,通过输导层以及油气运移建立紧密联系,形成有序共存整体。

　　图5鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏剖面(据文献[48]修改)

　　Fig.5 Accumulation profile of the Upper Paleozoic natural gas in Ordos Basin

　　首先,煤源岩中发育不同成因的孔隙和裂隙,包括割理、层理、构造裂隙、气孔和胞腔孔等。各类储集空间的存在为滞留煤岩气的储集提供了必要的条件(图6)。然后,在聚煤沉积体系中,煤岩层通常上覆泥页岩或灰岩盖层。以鄂尔多斯盆地的8号煤岩为例,其上覆盖层多为泥页岩或灰岩,单层厚度介于3~8 m,能够有效阻止油气逸散,为煤岩气的聚集与保存提供可靠的条件[49-50]。最后,煤系中发育的大尺度断裂构造作为天然气的运移优势通道,在煤源岩与砂岩或碳酸盐岩储层存在时空匹配关系时,通过相互连接,引导煤岩气向常规储层运移,可形成大规模常规气藏。

　　图6鄂尔多斯盆地8号煤岩的孔隙-裂隙

　　Fig.6 Pores and fractures of the No. 8 coal-rock in Ordos Basin

　　2.2.2煤岩气藏的形成机制

　　煤岩气藏的形成是多阶段地质过程协同作用的结果,涵盖了生烃、运移、聚集和保存等关键环节。有机质在经过生物气阶段,进入热演化生烃阶段之后,有机质的降解与液态烃的裂解会生成大量天然气,其中一部分天然气在范德华力作用下,以吸附方式滞留于煤岩储层孔隙-裂隙的内表面,而另一部分天然气则在充填满煤岩储层的自生孔隙-裂隙空间后,受压力驱动,以游离气的方式向外持续运移,在途经适宜的圈闭时形成差异富集和序列成藏。煤岩储层内的吸附态、游离态天然气,在地下原位温压条件下,可通过动态平衡实现相对稳定的聚集,形成吸附气、游离气共存的具有工业开采价值的煤岩气藏[48]。

　　2.3中国煤源岩层位多、分布广,煤岩气资源量大,是未来增储上产的主战场

　　2.3.1中国煤源岩的分布特征

　　中国煤炭资源丰富,主要发育5套煤系地层(分别为石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系和白垩系煤系地层),以及5大聚煤区(分别为华北、西北、西南、华南和东北聚煤区)。受区域地质演化、成煤环境和后期改造作用影响,不同聚煤区不同时期煤系地层的岩性组合与煤阶特征差异明显。华北地区的鄂尔多斯盆地主要发育石炭系—二叠系中—高阶煤和三叠系低阶煤;西北地区涵盖塔里木、准噶尔、柴达木和吐哈等盆地,煤系地层中主要为侏罗系中—低阶煤;华南地区主要发育二叠系中—高阶煤;西南地区的四川盆地主要发育二叠系中—高阶煤;东北地区的松辽盆地、二连盆地群主要发育白垩系中—低阶煤(图7)。

　　图7中国主要含煤盆地煤岩气资源分布图[1]

　　Fig.7 Distribution of coal-rock gas resources in major coal basins in China

　　2.3.2煤岩气资源潜力评价

　　据统计,中国埋深大于1 500 m的深层煤炭资源总量超过5×1012t,按平均含气量20 m3/t估算,相应煤岩气的资源潜力可达100×1012m3,规模量约为中国常规天然气资源的2倍。这充分彰显了煤岩气在中国能源结构中的战略地位,为优化能源结构与保障供应安全确定了坚实的资源基础。

　　鄂尔多斯盆地本溪组和山西组分别发育8号、5号煤岩(图8),勘探证实,两套主力煤岩层均具备良好的资源潜力。截至2024年底,针对8号煤岩储层提交的三级储量累计已超过2×1012m3[33],其中,探明地质储量达5 968×108m3。8号煤岩储层的煤岩气有利区为鄂尔多斯盆地东缘和中东部[51],其地质资源量超过5×1012m3。按照当前的勘探开发节奏,预计到2035年,该地区的煤岩气年产量将实现300×108m3,届时将占非常规天然气年产量的20%、所有类型天然气年产增量的50%以上[52]。

　　图8鄂尔多斯盆地典型地震剖面

　　Fig.8 Typical seismic profiles of Ordos Basin

　　针对山西组5号煤岩的多口勘探评价井均获得产量超过5×104m3/d的高产气流,显现出良好的开发前景。研究表明,鄂尔多斯盆地5号、8号煤岩的分布面积总计约为20×104km2。基于已勘探证实的资源丰度(约为2.0×108m3/km2)推算,盆内煤岩气的储量规模总量有望突破10×1012m3,具备建设“超级大气田”的巨大远景潜力。

　　2.4中国已具备加快煤岩气勘探开发的技术条件

　　2.4.1实验测试技术体系

　　针对煤岩储层的特性与勘探开发需求,持续创新实验测试技术体系,已形成含气性评价、煤岩煤质评价、物性测试、孔隙表征、力学评价以及开发模拟6大类28项实验测试技术系列。其中,深煤含气量测试、高温高压等温吸附、孔裂隙全尺度表征和原位孔隙度测试4项技术特色突出,为揭示深部煤岩储层的属性,解决复杂储层评价难题奠定了基础。截至2025年,已为油气田公司完成133口煤岩气井的分析测试。实验测试技术的成果在鄂尔多斯盆地的勘探开发中应用显著,支撑了6 006×108m3探明地质储量的提交以及2×1012m3地质储量的发现。相关实验也为煤系全油气系统的构建与综合评价提供了关键数据支撑。

　　2.4.2优快钻完井技术

　　为支撑煤岩气高效开发,针对煤岩气水平井在钻井过程中面临的靶体导向、井筒稳定与钻井效率等关键技术难题,研发形成了一套长水平段水平井钻井技术体系。该技术体系以靶体精准导向与轨迹控制技术、高性能强固壁防塌技术为核心,并配套构建了“封堵防塌-化学疏水-润滑防卡”一体化的低伤害钻井液体系,有效保障了水平井的安全高效钻进。

　　该优快钻完井技术在鄂尔多斯盆地的煤岩气开发中已实现规模化应用。截至2025年,盆地内煤岩气水平井的水平段长度普遍达到1 500 m,一趟钻的完成比例平均超过80%,平均一趟钻进尺达1 399 m,完成比例提升至72%。此外,成功钻成2口3 000 m级超长水平段水平井,其超3 000 m水平段完钻分别仅用时6.7 d和6.0 d,最长水平段达3 065 m,创下煤岩气领域水平段一趟钻长度最长、钻井周期最短的纪录。目前,该技术已形成多项先进指标:水平段最长达3 065 m,一趟钻进尺最长达3 065 m,水平段平均机械钻速最快达30 m/h,水平段的钻井周期最短为6.0 d,水垂比最大为1.76。整体而言,煤岩气水平井的钻井周期已缩短至约30 d(图9),成功突破了2 000 m长水平段的技术瓶颈。

　　图9鄂尔多斯盆地A区块煤岩气开发2024—2025年钻井指标统计

　　Fig.9 Drilling performance statistics for coal-rock gas developmentin Block A of Ordos Basin from 2024 to 2025

　　优快钻完井技术显著缩短了施工周期,降低了工程难度与工具磨损,从而转化为突出的成本优势,全面提升了煤岩气开发的经济效益与市场竞争力,为规模化与商业化开发奠定了坚实基础。

　　2.4.3压裂改造技术

　　(1)借鉴页岩气体积改造理念,发展“三超”体积压裂技术并持续优化升级

　　基于页岩气体积压裂的成功经验,结合煤岩储层割理发育的特征,创新形成了以“超大排量、超大砂量、超大液量”为核心的“三超”体积压裂技术(表4)。该技术通过构建复杂缝网,实现储层有效改造与人造气藏构建,目前已累计应用到200余口水平井中。其技术优势主要体现在两方面:一是采用超大注入规模,以大排量、大液量施工为复杂缝网的形成提供充足能量;二是通过超大加砂规模,确保支撑剂充分铺置,保障压裂后裂缝的长期导流能力。

　　在推广过程中,“三超”体积压裂技术也面临3大挑战:①应用效果不稳定,在四川盆地、鄂尔多斯盆地中部、准噶尔盆地、松辽盆地等地区的试验中,改造效果差异大,尚未实现稳定规模化的应用;②环保政策趋严,“以水定产”的政策对用水量有严格限制,这与该技术高耗水的特性产生矛盾;③成本居高不下,压裂工程费用占单井的总投资费用近50%,制约了技术的进一步推广。

　　针对上述问题,油气田公司持续优化升级技术,形成了以“极限限流射孔+多轮转向+适度闷井”为核心的密织缝网体积压裂新模式。同时,通过优选压裂材料,开展差异施工设计和规模合理调整,压裂工程费用下降21%,初步实现了“降本不降效”,为高耗水压裂技术的绿色转型提供了可行路径。

　　(2)探索新型储层改造方向,创新研发聚能压裂减水提产技术

　　为响应节水减排与降本增效的双重需求,提出“能量聚焦、高效造缝”的新型改造理念,即将有限压裂能量聚集于单簇射孔段,采用单簇、少孔、高排量模式,提高缝内的净压力与造缝效率,从而提升储量动用程度[53](图10)。基于该理念,2024年,中国石油勘探开发研究院成功研发了煤岩气聚能压裂技术,并率先开展了2口井的先导试验,后续由中国石油长庆油田公司牵头完成10口井的扩大试验,实现了规模化验证。

　　图10聚能压裂与常规压裂的对比(据文献[53])

　　Fig.10 Comparison between energy-gathering fracturing and conventional fracturing

　　现场应用结果显示,聚能压裂技术相比于传统的段内多簇大规模压裂技术有显著的优势:单井总液量平均下降13%,砂量减少21%,压裂成本降低27%,同时,平均千米日产气量较邻井提升12%,初步实现了“节水、降本、提产”三重目标。

　　2.4.4开发方式创新

　　以体积开发理论为核心,系统提出了体积开发、体积流动单元、复合体积流场、空间结构井网、能量封存箱5大核心概念(图11),衍生出天然缝洞单元体、人工缝网单元体、断溶体油藏等系列关联概念,从而构建起层次清晰的理论体系,为体积开发理论的发展奠定了基础。

　　图11体积开发理论体系逻辑

　　Fig.11 Logic of the volume development theoretical system

　　基于体积开发理论框架,创新形成了煤岩气体积开发技术模式。该模式以人造气藏精准设计为核心,通过系统优化水平段长度与井网间距、压裂改造规模、人造气藏能量调控阈值及排采制度等关键开发参数,实现“整体部署、三维设计、立体动用、高效开发”。实践表明,该模式有效地解决了传统开发中资源动用不充分的问题,提升了资源的动用效率与开发效益,为煤岩气规模化科学高效开发提供了理论指导与技术支撑[54]。

　　2.4.5市场环境优势

　　中国的煤岩气资源富集区具备优越的市场环境。以鄂尔多斯盆地为例,该盆地正处于中国经济快速增长的区带,工业与民生用气需求旺盛,形成了稳定的市场需求。同时,在盆地的内部和周边已建成西气东输、陕京等多条国家级天然气主干管网,构建了覆盖广、运输效率高的输气网络,这确保了产出煤岩气的消纳与输送,为规模开发提供了市场保障。

　　3问题与对策

　　3.1面临的主要问题

　　当前,煤岩气领域的理论认识与技术方法仍存在瓶颈,制约了其进一步的高效勘探开发。主要问题可归纳为以下4方面:

　　(1)煤岩气地质理论体系尚不完善

　　早期煤层气研究主要服务于煤矿安全生产,侧重煤层气的富集程度和保存条件,缺乏石油地质学思维的深入应用。目前,尚未系统建立适用于煤系地层的石油地质学理论与成藏模式,特别是在煤岩气资源类型划分、富集成藏动力学机制、多尺度孔隙结构模型、流体运移机理等方面,研究较为薄弱。此外,关于煤系全油气系统的构造格架、源-储耦合模式和天然气序列成藏分布规律等核心科学问题,同样也有待深入研究。

　　(2)煤源岩的沉积演化机制不明

　　煤源岩作为有机岩,其物性与地球化学特征等受成煤母质控制,可追溯至植物群落构成。然而,关于何种成煤植物群落、沉积体系最有利于形成优质煤岩气藏,目前的认识仍不清晰。亟需加强全球碳循环事件与底板特征对成煤环境的控制机制、煤源岩沉积分布主控因素、不同成煤母质的生烃成储差异、聚煤环境对源-储组合的控制作用和优势成藏组合评价标准等方面的系统研究。

　　(3)煤岩成烃-成储-成藏演化机理研究不足

　　煤岩有机组分复杂,主要包括镜质组、壳质组和惰质组,各自在生烃潜力、产物组成、热演化行为、孔隙结构与力学性质等方面存在差异,并对无机矿物的催化或抑制作用反馈不一。传统研究多将煤岩视为相对均一的物质,难以有效指导油气勘探。未来需重点揭示不同煤岩的生烃产物特征与演化模式、孔隙系统形成与演化过程、显微组分差异对“自封闭”成藏的影响,顶板密封性以及排烃与微距运移的动力机制。

　　(4)煤岩气藏体积开发理论有待深化

　　煤岩储层是由割理、层理、外生裂隙与基质构成的多孔介质,需建立以人工缝网为“体积流动单元”的开发系统。当前,“一井一藏”的个性化开发模式采用“水平井+体积压裂”技术,形成了独立的人工缝网体与能量封存箱,并利用密度差、压力差等复合驱动机制实现了三维流动,但在如何优化缝网构建、提升能量利用效率、全面提高煤岩气动用程度等方面,仍需进一步完善体积开发理论。

　　3.2针对性对策

　　(1)系统开展煤岩气基础研究和资源评价,制定全国性发展规划

　　为夯实煤岩气资源开发基础,亟待深入开展煤岩气基础研究和全国性的资源系统评价。建议整合国家能源局、自然资源部等部委力量,联合地方政府与重点油气企业,将深层煤岩气确立为“十五五”规划(2026—2030年)期间天然气增储上产的核心方向。在空间布局上,以资源富集、基础较好的鄂尔多斯盆地为核心,率先制定并实施“煤岩气千亿立方米发展规划”,加快形成资源接替新阵地。同时,统筹四川盆地、准噶尔盆地等潜力区的调查评价,推动建设跨区域的煤岩气开发体系,为中国天然气产能稳步提升与能源结构优化提供坚实基础。

　　(2)加强重点领域勘探开发,推动中国引领的“煤岩气革命”

　　在深化评价基础上,聚焦重点领域与关键技术攻关,推动理论创新与实践应用深度融合。建议加大对煤岩气勘探开发的中央与地方财政投入。同时,在鄂尔多斯、准噶尔、四川等盆地,设立若干国家级煤岩气示范区。在技术路径上,依托“新型油气勘探开发国家科技重大专项”,推动形成适用于不同煤阶、不同赋存模式的煤岩气开发技术序列,强化“地质—工程一体化”的实施与管理。通过理论技术创新与生产实践高度融合,加快推动煤岩气增储上产,实现其高质量发展。

　　(3)针对资源特点与发展需求,将煤岩气矿业权纳入国家一级管理

　　传统煤层气属于煤炭伴生资源,开采活动主要服务于煤矿安全生产,主体开发层段埋深为500~800 m,煤层气矿权与煤矿矿权高度重叠。早期煤层气矿权由中央统一管理,后期为协调煤层气开发与煤矿开采,自然资源部于2019年将煤层气矿权调整为属地管理。

　　然而,深层煤岩气的勘探开发以获取优质天然气资源为目的,按照“将煤岩作为储层勘探”的新思路,已在四川、准噶尔和鄂尔多斯等盆地深部实现突破,其分布完全独立于煤矿开采范围,且开发方式和产出规律区别于传统煤层气。传统煤层气管理模式难以适应其资源特点,已成为制约其快速发展的关键问题。

　　4结论与展望

　　(1)煤岩是古代木质素类植物遗骸的堆积体经过生物化学、沉积体掩埋、压实和热演化4种作用而形成的一种易燃有机岩。煤岩的有机质含量普遍大于70%,主要由镜质组、壳质组和惰质组构成,富含碳、氢元素,其有机大分子以芳香环为核心,连接大量烷基侧链和官能团,在成岩演化过程中,伴随侧链断脱、官能团分解以及大分子结构缩聚等变化,不仅能生成大量的天然气,也能生成部分的油,是一类优质的烃源岩。煤岩自身发育大量的微孔和割理,孔隙的比表面积大,割理的面孔率高,可以吸附和储存大量的天然气,形成煤岩气藏。

　　(2)煤岩气既以煤岩为烃源岩又以其为储层,以吸附态和游离态双相赋存,其富集程度主要受自身生气潜力、储集性能和保存条件控制。煤岩气藏经储层改造之后,依靠气藏自身的能量即可快速实现工业化气流的产出。

　　(3)煤系全油气系统是以煤岩为核心烃源岩,在其内部及邻近的储层中形成并聚集包括常规油气、煤层气、致密气、煤岩气等多种资源类型的一个完整且共生的油气成藏系统。系统内各种类型油气藏在纵向上叠置,在横向上连续,具有统一的烃源、统一的热演化史和统一的压力系统,通过输导层以及油气运移建立紧密联系,形成有序共存整体。

　　(4)煤岩气作为重要的非常规天然气新类型,对提升中国能源自主保障能力,推动绿色低碳转型具有战略意义。在中国埋深大于1 500 m的深层煤储层中,煤岩气资源基础雄厚,估算其资源潜力超过100×1012m3,规模约为中国常规天然气资源的2倍。

　　(5)鄂尔多斯盆地8号、5号煤岩的分布面积达20×104km2,估算其煤岩气储量规模超过10×1012m3。基于当前的勘探开发认识认为,鄂尔多斯盆地具备形成煤岩气超级大气田的地质和资源条件。

　　第一作者及通信作者:焦方正,男,1962年10月生,2000年获西南石油学院博士学位,中国石油天然气集团有限公司教授级高级工程师,长期从事油田勘探开发科技研发与工程管理工作。Email:lindp@cnpc.com.cn

　　引用本文

　　焦方正,赵群,肖宇航,刘丹.煤层气到煤岩气的“蝶变”引领“煤岩气革命”[J].石油学报, 2025, 46(12): 2211-2225.

　　JIAO Fangzheng, ZHAO Qun, XIAO Yuhang, LIU Dan. A major transformation from coalbed methane to coal-rock gas leading the“coal-rock gas revolution”[J]. Acta Petrolei Sinica,2025, 46(12): 2211-2225.

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　　#作者介绍#

　　焦方正，教授级高级工程师，博士生导师。中国石油天然气集团有限公司原党组成员、副总经理，中国石油天然气股份有限公司原总地质师，现任中国石油学会理事长，是我国著名的油气勘探开发专家，先后获国家科技进步一等奖二项、光华工程科技奖及十多项省部级科技进步一等奖。他长期致力于我国超深层领域、非常规领域油气勘探开发及理论技术研究，主持建成了我国碳酸盐岩缝洞型油藏、深层超深层油气、页岩油气等油气新领域一系列重大标志性工程，推动了煤岩气认识的重大转变和深层煤岩气的重大突破，创立了非常规油气藏“油气体积开发理论”等重要理论成果，撰写出版《油气体积开发理论认识与实践》《塔河碳酸盐岩缝洞型油藏开发研究与实践》《塔里木盆地古生界碳酸盐岩断溶体油藏认识及开发实践》等四部专著、发表《陆相源内石油聚集地质理论认识及勘探开发实践》《页岩气体积开发理论认识、核心技术与实践》等论文，推动了我国油气新领域快速发展。

　　来源：石油学报编辑部

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