煤岩气：非常规天然气开发新方向

[中国石油新闻中心 2025-11-11]

编者按：在全球能源转型浪潮中，非常规天然气勘探开发已成为破解能源安全与气候治理双重挑战的关键路径。煤岩气作为一种新类型非常规天然气资源，填补了全球深层非常规油气开发的空白。聚焦到我国，煤岩气的资源潜力如何？开发中面临哪些难题？未来如何破局？

《中国石油报》本期《环球论谈》特邀院士、专家从多个角度进行深入剖析，敬请关注。

煤岩气：非常规天然气开发新方向

中国石油勘探开发研究院

10月21—22日，由中国石油勘探院代表集团公司与国际石油工程师协会（SPE）联合主办的“SPE地质工程一体化专题技术研讨会”在上海召开。煤岩气作为一种极具潜力的新类型天然气资源，首次被列入国际学术会议研讨议题。

理论突破：从勘探“禁区”到全新领域

长期以来，传统煤层气理论认为，埋深超过1500米的煤层含气量低、孔渗条件差，是勘探开发难以逾越的“禁区”。然而，自2017年起，中国石油科研人员在深层非常规油气资源探索中，大胆地将煤岩作为储层进行天然气勘探。

煤岩气，并非传统意义上的煤层气，它是煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中的烃类气体，游离态与吸附态并存，游离气含量颇高，煤岩储层经改造后可实现快速产气与工业化开采。与传统煤层气相比，煤岩气具有鲜明的“五高”特征：高地层压力、高地层温度、高含气量、高吸附气饱和度、高游离气含量。其游离气占比可达20%—50%，这使其在开采初期便能凭借游离气的弹性能量驱动迅速产气，与传统煤层气长期排水降压后才产气、产量较低的情况形成鲜明对比。

煤岩气的地质成藏机理也独具特色。以鄂尔多斯盆地为例，这里区域构造简单平缓，顶底板封盖能力极强，水动力环境微弱。在这种条件下，以中高阶煤为主的煤岩实现了自生自储成藏。煤化作用在成藏过程中扮演着关键角色，不同热演化阶段均可形成气藏。在本溪组8号煤岩层中，藻类等水生生物的输入，显著提升了生烃潜力。部分地区赋存大量油质沥青，增加了煤岩气资源勘探开发价值。

为了更好地理解煤岩气富集及成藏规律，中国石油勘探开发研究院科研团队深入研究，提出了“三场”控制成藏机理，系统阐释不同类型煤岩气的形成与富集规律。这一机理认为，束缚动力场、自由动力场和局限动力场共同控制着煤岩气的成藏过程。

在此基础上，科研团队构建了煤系全油气系统地质模式，将煤岩气划分为原生型、再生型、残留型、生物型4类。原生型煤岩气是煤岩自身生成并储存的；再生型煤岩气则是由其他气源运移而来；残留型煤岩气是早期成藏后残留下来的；生物型煤岩气由微生物作用形成。这一模式的提出，为深层煤岩气甜点预测与勘探部署提供了全新的理论框架和评价方法，指引找到煤岩气的富集区域。

勘探进展：多点突破，储量产量快速增长

从全球煤岩气发展历程来看，美国在20世纪70年代开始探索深部煤岩储层，但受限于认识和技术瓶颈未能取得突破。2008年，美国煤层气产量达到557亿立方米峰值后持续下滑，目前年产量约180亿立方米。相比之下，中国在鄂尔多斯盆地的煤岩气勘探取得显著成果。

中高煤阶深层煤岩气在鄂尔多斯盆地实现规模效益开发。目前，大吉气田日均产气量为650万立方米，较去年同期增长50.1%，并成为我国首个百万吨级油气当量煤岩气田。2019年首口实验直井在8号煤岩层实现工业气流突破，2021年通过大规模压裂技术，成功开发全球首口实现商业化开发的深层煤岩气井。

中低煤阶煤岩气勘探在准噶尔盆地取得显著成效，多口井获得高产气流，部分井更是实现了油气同产。某探井通过水平体积压裂方式，在煤岩层初期产气量约5万立方米/日、稳产气量约2万立方米/日。

此外，四川盆地超深层勘探取得重大突破，在埋深超4000米的薄储层中获得高产气流。新疆的伊宁、焉耆等外围盆地勘探稳步推进，进一步拓展了煤岩气的勘探领域与资源空间，彰显了中国在煤岩气勘探开发方面的强大实力。

在鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩层中，科学家预测存在4个含凝析油区。在鄂尔多斯盆地侏罗系延安组，新疆准噶尔、塔里木、吐哈—三塘湖等盆地侏罗系，也具备找到富含凝析油煤岩油气藏的潜力。这些区域为我国能源资源的进一步挖掘提供了新的方向和希望。

技术创新：形成特色开发技术系列

技术创新是推动煤岩气开发从理论突破走向实际应用的关键力量，为煤岩气产业的快速发展提供了强大动力。面对煤岩气储层的复杂特性，以中石油煤层气公司为首的科研团队在现场实施过程中形成多项关键技术，有效克服了勘探开发过程中的诸多难题，实现了煤岩气的高效开发。

在勘探阶段，黄土塬地表高精度三维地震精细应用技术，结合大数据分析，能够对地下煤层的构造和裂缝分布进行详细的“扫描”，清晰展现地下的地质情况，让钻探准确率大幅提升，减少无效钻井，降低开发成本。

煤层黑金靶体精细表征评价技术能够精准定位煤岩气开发的“甜点区”。在鄂尔多斯盆地，通过这项技术，明确了储层中上部存在煤岩气开发的“黑金靶体”，其产气贡献率是其他储层的3至6倍。这一发现为煤岩气的高效开发提供了重要依据，让勘探人员能够有的放矢地进行勘探和开发。

在煤岩气开采的核心环节，我国通过三项关键技术实现了从“改造储层”到“稳定产气”的全面技术升级。精益充分弥合缝网储层改造压裂技术能够在煤岩层造出“纵横交错的通道”，让气能顺利流动。技术人员结合顶底板应力、天然裂缝分布等6个因素，精准选择压裂段和簇数，还采用“高低黏液体交替注入、多轮转向压裂”等方法，让裂缝能够均匀扩展、充分“弥合”。目前，缝网弥合度已提升至90%以上，加砂强度下降了18.3%，压裂成本也降低了9.1%，开发过程既高效又经济。

有效利用地层能量稳定生产采气技术能够平衡地层压力，确保煤岩气的稳定产出。技术人员利用煤层纳米孔的渗吸作用，在高压差下促进气液置换，将气体从煤层中“搬运”出来。同时，通过控制生产压差和压力降速，延长气井的自喷期和稳产期，让气井持续稳定地产气。

煤岩气水平井生产动态监测技术通过微地震监测、光纤产出剖面监测和示踪剂监测等手段，为煤岩气开采提供了全方位的“监测眼睛”。微地震监测能够“看到”压裂形成的裂缝长度，目前监测到的在325—421米之间；光纤产出剖面监测能够确认“黑金靶体”段是主要产气区，其产气强度是其他段的3倍以上；示踪剂监测则能确保井与井之间不会出现窜气问题。这些监测数据，为调整开采措施、提高采收率提供了重要依据，让开采过程更加科学、高效。

以鄂尔多斯盆地为核心，研究团队初步形成了一套完整的煤岩气勘探开发技术系列，涵盖资源评价、甜点评价、实验测试、水平井+多段压裂、焖井控压排采等多个方面。这套技术系列就像一个精密的“工具箱”，为煤岩气的勘探开发提供了全方位的技术支持。同时，研究团队还积极探索煤岩气少水/无水、极限控砂储层改造技术与多层多气立体开发技术，不断拓展技术边界，为煤岩气的可持续开发提供更多的技术选择。

随着技术进步和勘探深入，煤岩气将在能源结构中扮演越来越重要的角色。特别是按照煤系全油气系统理论分析预测，未来在华北、西北诸多中低成熟的侏罗系煤岩储层中，还可能发现更多富含凝析油的煤岩油气藏，为能源安全提供新的保障。中国在煤岩气领域的突破，不仅打破了传统煤层气的思想桎梏和开发瓶颈，明确了煤系全油气系统的整体研究和有序开发，更为全球非常规天然气开发提供了新的思路和方向。（作者：张君峰 赵群 夏永江，白浩 张学青 采访整理）

煤岩气或成为天然气增产的核心力量

中国科学院院士 贾承造

2035年，我国煤岩气产量约占天然气规划产量增量的60%

面对诸多挑战，煤岩气应采取“综合勘探、分步开发”的务实应对路径

煤岩气“资源量大、经济可行”的属性已得到验证

随着非常规油气大规模开发，传统石油地质学“含油气系统”理论的缺陷性逐渐显现。非常规油气呈连续型分布，在烃源岩内部形成“甜点区”，并无明确圈闭边界，传统理论难以解释其成藏与分布规律。2014年提出的“全油气系统”理论，将常规与非常规油气纳入统一认知体系，推动了石油地质学迈入全新发展阶段。

全油气系统理论将含油气盆地中的常规与非常规油气视为一个完整体系，突破了传统理论的边界。这一理论在传统理论的基础上，完善了“非常规”这一部分的内容，对油气资源的认识更完整、更科学。

在煤岩气的勘探开发过程中，全油气系统理论的指导作用特别显著。煤系作为全油气系统的重要类型，包含煤岩气、煤层气、近源致密气和远源（碎屑岩）常规气4类资源，打破了以往仅在坳陷部位找油气的常规思路。

我国最大的苏里格气田年产量近500亿立方米，其气源正是下部200米处的煤系，属于近源致密气；而煤岩气则是这个系统中最核心的新增资源。在准噶尔盆地，勘探人员依据该理论改变了只打浅层的传统思路，在接近煤系的深层成功发现新资源。在我国天然气探明储量和产量中，煤系气占比均达57%，充分彰显了煤系全油气系统的重要性。

从成藏机理来看，全油气系统理论整合了碎屑岩、海相碳酸盐岩与煤系，形成了陆相（玛湖、延长组、白垩系模式）与海相（巴肯、二叠盆地模式）成藏认知，清晰阐明了煤岩气的成藏原理。深层煤岩气可同时保留吸附气与游离气，而浅层煤层气仅保留了流动性差的吸附气，因此产量相对较低。这一认知为煤岩气有针对性开发提供了科学依据。

储量产量双高的战略接替资源。在全油气系统理论的科学指导下，我国煤岩气发展前景广阔，将成为天然气增产的重要组成部分。截至2024年底，我国已在准噶尔、鄂尔多斯、四川等盆地累计实施煤岩气专层水平井超过300口。

按照当前勘探开发节奏和生产规律，2035年我国煤岩气生产能力有望占天然气规划产量增量的60%，正式成为天然气的重要战略接替资源。

我国初步评价的煤岩气地质资源量蕴藏着巨大潜力，其中西北侏罗系就是代表。以煤系全油气系统理论为指导，持续推进西北侏罗系天然气勘探，将有力推动我国西北天然气事业实现跨越式发展，进一步拓宽煤岩气的开发空间。

技术、评价与矿权的协同突破。尽管煤岩气开发前景光明，但当前行业仍面临三大核心挑战。一是工程技术适配性问题，煤岩气储层密度低、质地软，钻探水平井时易发生垮塌，且其储层特征与常规油气差异显著，亟须攻关无水压裂、气体压裂、电脉冲等适配性新技术；二是资源评价深化问题，深层煤岩气相关地质资料相对不足，但煤系地层稳定性强，可通过现有资料合理推断深层资源分布；三是矿权协调问题，建议推动煤岩气成为独立亚矿种，以凝聚行业共识，破解开发中的矿权壁垒。

针对这些挑战，可采取“综合勘探、分步开发”的务实应对路径。一方面，先重点开发煤系地层中的致密气，在积累开发经验的同时，为煤岩气专项技术攻关争取时间；另一方面，持续依托“全油气系统”理论，统筹规划煤岩气、煤层气、致密气的开发布局，实现多类资源协同开发、高效利用。

煤岩气“资源量大、经济可行”的属性已得到验证，随着技术持续突破和政策不断完善，必将成为我国天然气增产的核心力量。在能源转型与“双碳”目标推进的大背景下，煤岩气的规模化开发不仅关乎国家能源安全，更将为优化能源结构、推动能源低碳转型作出重要贡献。（王琳琳 采访整理）

煤岩气为非常规油气革命提供“中国方案”

中国科学院院士 邹才能

中国“煤岩气”概念及深层开发实践，填补了全球深层非常规油气开发空白

需立足本国地质条件，走“理论创新+技术适配+管理优化”特色之路

煤岩气对能源安全与“双碳”目标意义重大，是“增气降碳”的关键支撑

在全球能源格局变革与中国“双碳”目标推进的双重背景下，非常规油气资源煤岩气凭借巨大潜力和迅猛势头，成为保障能源安全、优化能源结构的关键力量。

面对非常规油气开发难题，中国煤岩气产业以“技术+管理”双轮驱动，掀起科技管理革命。技术创新层面，构建全流程数智化体系。中国石油编制动态月报58期，覆盖8000人次，发布《煤岩气方案指标手册（2025）》，形成“设计指标—结构化数据源—智能应用”完整路径，实现开发方案智能编制与动态评价。

中国石油历时8年打造的“UOG平台”（非常规油气数智平台），整合了国内外66万口非常规油气井数据，为地质研究、方案优化提供数据支撑。基础研究持续深化，发现5号与8号煤岩层之间页岩层为重要含气层系，单井试采效果好，同时加强煤系内页岩与砂岩储层分布及“甜点”区段研究，拓展开发空间。

在管理模式上，中国石油创新推出“一全六化”工程方法论，在15个非常规油气示范项目应用。通过召开技术研讨会统筹行业资源，建立“会战式”开发模式，集中4家油气田优势力量联合攻坚，加速技术成果转化与储量上产，实现资源高效经济开发。

煤岩气规模化发展机遇与挑战并存，存在六大核心挑战：一是资源认知不足，鄂尔多斯盆地外分布规律不清，盆地内“满盆含气”有待评价；二是技术体系未定型，水平井压裂技术缺乏成熟标准；三是高效开发模式未普及，“大平台井工厂”应用有限；四是稳产压力大，峰值后长期稳产难度高；五是概念认知差异，煤岩气与煤层气界定未统一；六是成本与技术瓶颈突出，深层开发成本高，关键技术需突破。

针对这些问题，提出6条突破路径：一是开展全国资源分布研究，摸清“家底”；二是加快鄂尔多斯盆地“甜点”区段评价，聚焦核心区突破；三是推广多井大平台水平井开发模式，提升效率与规模效益；四是攻关稳产技术，明确稳产路线；五是研究“煤岩+页岩+砂岩”复合储层产气机理，挖掘协同开发潜力；六是储备地下煤岩气化工业试验，探索未来路径。

在全球视野下，中国煤岩气为非常规油气革命提供了“中国方案”。中国煤岩气概念及深层开发实践，填补了全球深层非常规油气开发空白——国外多集中于1200米以浅，中国已实现1500米以深规模化开发，鄂尔多斯盆地深层储层特征提供新地质认知。中国可借鉴美国技术迭代与规模化开发模式，但需立足本国地质条件，走“理论创新+技术适配+管理优化”特色之路。

煤岩气对能源安全与“双碳”目标意义重大，是“增气降碳”的关键支撑。能源安全层面，300亿立方米产量目标将支撑“稳油增气”战略，降低天然气对外依存度；绿色转型层面，契合化石能源清洁高效利用方向，助力“双碳”目标实现。

推动煤岩气发展需政策与行业合力：政策上加大专项支持，给予税收优惠与补贴；行业上统一概念界定与评价标准；强化产学研协同，依托重点实验室攻克成本与稳产瓶颈，让煤岩气成为天然气供应的新增长极。（王琳琳 采访整理）