编者按：我国作为煤炭大国，煤岩气资源丰富、分布广泛、勘探开发潜力巨大。但由于成藏赋存机理不清、储层物性差、动用难度大，煤岩气一直被视为勘探开发“禁区”。近年来，中国石油创新形成了深层煤岩气富集理论与开发关键技术，推动鄂尔多斯盆地东缘深层煤岩气勘探开发实现世界级重大突破，为加快推进我国煤岩气开发积累了大量宝贵经验。本期《创新导刊》邀请业内专家探讨煤岩气勘探开发理论技术进展、面临挑战以及发展前景。敬请关注。　　

示范引领 揭开煤岩气的神秘面纱

早在2005年，新疆油田就在准噶尔盆地白家海地区常规油气直井，开展深层（超过2000米）煤岩层段试气，获日产气7000立方米。深层煤岩储层内的天然气引起各方重视。2021年，新疆油田在准噶尔盆地白家海地区部署的彩探1H水平井，获日产气5.7万立方米，实现煤岩气重要突破；煤层气公司在鄂尔多斯盆地东缘大吉区块部署的吉深6-7平01水平井，压裂后获日产气10万立方米。2022年，在鄂尔多斯盆地部署的纳林1H、佳南1H和米172H等风险探井获日产气5万立方米至10万立方米，拉开了煤岩气规模勘探开发序幕。2023年底，中国石油在鄂尔多斯盆地东缘建成了大吉煤岩气先导试验区，年产量突破10亿立方米，成为我国首个煤岩气田。

2022年，中国海油在鄂尔多斯盆地临兴区块部署的探井，压裂后测试获日产气6万立方米，2023年探明地质储量1010亿立方米。2023年，中国石化在鄂尔多斯盆地大牛地气田部署的探井，压裂后获日产气10.4万立方米。2024年，西南油气田公司在四川盆地遂宁地区部署的探井，压裂后获日产气8.1万立方米。

勘探开发实践发现，煤岩气作为一种新类型天然气资源，具有游离气占比高、存在微距运移的特点，在储层类型上与煤层气相似，在天然气赋存特征上与页岩气相似，在开发方式上与页岩气、致密气相似，是一种特殊类型的非常规天然气资源。

2023年4月22日，中国石油召开深层煤岩气勘探开发技术研讨会，通过广泛研讨，首次将这种新类型非常规天然气称为煤岩气。2023年5月23日，在《鄂东大吉区块深层煤层气国家级开发示范区建设方案》评估中，专家组建议深层煤层气也称深地煤岩气或深层煤层致密气。2024年年初，股份公司副总地质师、勘探开发研究院党委书记李国欣牵头组织煤岩气研发团队，开展《煤岩气地质特征、富集规律与开发机理研究》攻关，并根据勘探开发实践需要，并综合已有研究认识，将“煤岩气”定义为“煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中，游离态和吸附态并存，游离气含量高，通过储层改造可快速产气并能获得工业化开采的烃类气体”。

创新突破 打造煤岩气科技品牌

勘探开发研究院与长庆油田、煤层气公司、冀东油田和辽河油田等单位构建创新联合体，明确煤岩气地质与开发特征，创新地质理论认识，研发储层评价技术体系，发展完善水平井多段压裂技术，有力推进煤岩气产业发展。

开展基础研究，明确煤岩气地质与开发基本特征。在地质方面，煤岩气具有三大特征：一是煤岩储层中游离气与吸附气并存，富含游离气（占总含气量的20%至50%）；二是在良好顶底板的夹持下，煤岩气自生自储-微距运移聚集，并可有他源气充注；三是煤岩割理裂缝发育，在重力与浮力的共同作用下，游离气在构造高部位富集，差异富集特征明显。与传统煤层气相比，煤岩气具有高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离“五高”特点。在开发方面，煤岩气具有三大特征：一是有效开发需最大限度沟通储层，游离气在弹性能作用下，产出后随储层压力降低，吸附气解吸形成接替；二是与煤层气井需人工解除储层水压力封闭的开采方式不同，煤岩气井主要依靠地层能量开采；三是煤岩气井返排初期即可产气，日产气5万立方米至10万立方米。

理论技术不断创新发展，打造中国石油煤岩气科技品牌。在地质认识方面，提出鄂尔多斯盆地深层8号煤岩储层保存条件好，在良好顶底板夹持下形成压力封存箱，具有大面积连续分布特征的认识，明确灰岩、泥岩、砂岩3种顶底板类型中前两种保存条件好。研究成果指导纳林1H等风险勘探井位部署，实施后获日产气5万立方米至8万立方米。在实验技术方面，创新形成了保压取芯含气量、高温高压等温吸附、原位孔隙度测试等系列特色技术，支撑完成91口煤岩气井的分析测试。在储层评价方面，提出鄂尔多斯盆地8号煤岩的小层划分方案，明确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。在储层改造方面，创新提出聚能压裂新理念，将人工裂缝从“多、短、密”转变为“少、长、疏”，聚焦压裂能量，利用高能量提升支撑剂远距离输送能力。在鄂尔多斯盆地开展聚能压裂试验，1569米水平段实现日产气11.3万立方米，同时压裂成本降低18.5%。

迎接挑战 推进全生命周期提质提效

当前煤岩气勘探开发总体效果好于预期，但仍面临4个挑战：一是煤岩气勘探开发基础理论尚不成熟。煤岩气的赋存状态、富集规律、煤岩力学特征、裂缝扩展规律与渗流机理等科学难题尚未解决。二是关键工程技术亟待攻克。针对煤岩储层塑性强、渗透率低的特点，目前大液量、大砂量、大排量的压裂工艺适用性仍不确定。三是煤岩气开发完全成本仍较高，规模开发效益尚未达标。四是煤岩气管理政策与技术标准体系有待建立，现行煤层气的相关标准规范并不适用于煤岩气。

为此，需要进一步强化煤岩气形成与富集机制研究，创新多相流体流动产出理论认识，加快形成煤岩气高效开发关键工程技术系列，推行“一全六化”工程方法论，实现煤岩气全生命周期提质提效，助力煤岩气实现高效开发利用。

前景广阔 煤岩气或成为增储上产新力量

初步评价，我国煤岩气地质资源量超过30万亿立方米，其中鄂尔多斯盆地资源量超过20万亿立方米，塔里木、四川、渤海湾和吐哈等盆地资源量均超过2万亿立方米，具备高效开发的资源基础。截至2024年8月，中国石油在鄂尔多斯盆地新增探明煤岩气地质储量3366亿立方米、预测储量1万亿立方米，落实了我国首个万亿立方米煤岩气大气区，形成大吉区块和纳林河-米脂北2个千亿立方米储量区，煤岩气开发技术系列1.0基本定型，预计2024年产量达到25亿立方米。

参照大吉区块万亿立方米储量可建百亿立方米年产规模，同时考虑到四川、渤海湾等盆地补充，初步预测，到2035年，全国有望探明煤岩气地质储量5万亿立方米，实现年产量规模400亿立方米至500亿立方米。煤岩气将成为天然气产量增长新动力，为我国天然气快速增储上产贡献力量。（作者赵群系勘探开发研究院非常规研究所党支部书记、高级工程师，作者陈艳鹏系勘探开发研究院非常规研究所副所长、高级工程师。）

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长庆油田：让“黑金”变“绿能”　　

中国石油网消息（特约记者 宋艺洲 通讯员 苏文杰 孟欣）截至10月8日，长庆油田盆地东部天然气评价项目组已完钻水平井48口，有效钻遇率达95%；完成压裂改造试采38口，历年累计产气量超1.8亿立方米，煤岩气勘探开发势头一路向好。

煤岩气是我国重要的油气战略接替资源，推进煤岩气革命是保障国家能源安全的重要举措之一。鄂尔多斯盆地资源禀赋得天独厚，盆地煤岩作为优质烃源岩，天然气储量十分丰富。近年来，集团公司高度重视煤岩气勘探开发工作，明确提出要打造鄂尔多斯煤岩气勘探开发示范项目，并将煤岩气列为天然气七大建产工程之一。

作为鄂尔多斯盆地煤岩气开发的链长单位，长庆油田将推动煤岩气增储上产作为重要使命任务，从控制资源、评价富集、规模试验、加快上产4个层次，强化科技攻关和精细管理，全方位提速增效，快速落实国内首个煤岩气万亿立方米大气区，奋力打造第二个苏里格。

要再造一个苏里格，首先要有高效率。今年4月，长庆油田抽调精兵强将，成立盆地东部天然气评价项目组，高效推进煤岩气勘探开发工作。项目组按照“平台标准化部署、钻井工厂化作业、压裂流水化施工、排采一体化运行”高效生产组织模式，推动生产组织效率整体提升20%以上。

在保证高效率的同时，也要有高效益。苏里格是“三低”效益开发的典范，煤岩气不仅要在产量上打造苏里格，更要在效益上对标苏里格。

盆地东部煤层微伏构造发育，水平井导向难度大，如何精准钻遇气层？面对煤岩易塌、钻井风险高等难题，项目组经过4轮技术迭代，攻关定型盆地东部优快钻井技术，全面推广低成本防塌钻井液体系，形成高排量、高转速、高钻压的“三高”钻井模式，制定针对性的井筒清洁措施，钻井周期由第一轮的89天降至现在的34天，速度、成本不断逼近致密气。8月份，项目组完钻的2口水平井连续刷新水平段最短钻井周期、水平段单日最大进尺等纪录。

9月末，陕北大地凉意逼人，盆地东部压裂作业现场却是一派火热景象。盆地东部天然气评价项目组试气副经理贾建鹏介绍：“项目组通过现场的压裂车，将支撑剂和配套液体注入地层，打开孔隙，建立更多的‘通道’，将煤岩气快速开采出来。”以提质增效为目标，项目组探索定型经济压裂技术模式，经济压裂试验20口井，初期日产气5.2万立方米，压裂成本大幅降低。利用返排液重复利用水质标准与井组回用模式，将返排液加以处理，再进行循环利用，在解决水资源匮乏等问题的同时，节省单井成本。

“通过持续开展管理创新与技术攻关，盆地东部水平井主体开发技术基本定型，按照当前内部市场化价格计算，盆地东部具备煤岩气规模效益开发条件。”项目组生产经理胡喜锋告诉记者。

煤层气公司：煤岩气开发驶入“快车道”　　

中国石油网消息（特约记者 杨华 通讯员 李泽泽）10月8日，在山西省永和县楼山乡陈家塬村，黄土高原的沟壑深处，吉深15-7井台上机泵轰鸣，正在进行压裂施工。煤层气公司压裂管理技术人员梁智飞兴奋地说：“该井台4口深层煤岩气井投产后可日增天然气30万立方米。”

煤层气公司突出“大上深煤”战略方向，坚持守正创新，探索形成深层煤岩气富集理论与开发关键技术，以技术的革命性突破一举攻克了2000米以深煤层气勘探开发这一世界性难题，有效支撑了鄂尔多斯盆地东缘大吉区块深层煤岩气勘探开发先导试验的成功实施，建成我国首个百万吨油气当量的深层煤岩气田。

思维创新，突破开发“禁区”。煤层气公司通过深入开展“解放思想大讨论”，坚决破除“在挑战面前不敢亮剑”“只求过得去、不求过得硬”等思想禁锢，形成探寻煤层气资源“有没有、或许有、大概有、基本有、绝对有”的分步论证，实施大规模压裂要打好“辨、模、避、控、堵、调、压、排”组合拳等思想共识。公司首席技术专家李曙光带头成立攻关团队，探索形成“黑金靶体织密缝网压裂技术”，创新实施全生命周期一体化采气工艺，叩开了深层煤岩气资源有效动用的大门。

技术创新，助推上产加速。煤层气公司积极构建应用一代、研发一代、储备一代的“三个一代”技术创新体系，最大限度释放和激发创新活力。为推进深层煤岩气增储上产，技术人员创新深部煤储层“大规模碎裂贯通式”改造理念，创立了以构建超大、超密、充分支撑体积缝网为目的的“极限体积压裂”新思路，在吉深6-7平01井测试求产达10.1万立方米/天。现如今，大吉气田一口口深层煤岩气井直入地宫、力擒气龙。仅2年时间，公司累产超1亿立方米的井台就达4个，累产超千万立方米的深层煤岩气井达到88口，率先探索出了一条深层煤岩气资源评价和效益动用的发展之路。

管理创新，力促生产提效。煤层气公司相继推出“12345”导向管理模式、储层压裂“三大转变”、地面工程“十化”等新理念新做法，为促进深层煤岩气井高效投产注入了强劲动力。为进一步压实责任链条，公司建立“大运行”管理模式，强化过程管控，在所属勘探开发建设分公司设立土地手续办理、供水、供电、下套管质量等“十个专班”，将每个生产组织环节牢牢抓紧。今年以来，公司完钻水平井着陆成功率100%，平均煤层钻遇率96.8%，平均钻完井周期同比缩短37.8%。

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煤层气与煤岩气发展历程　　

煤层气，俗称“瓦斯”，是指煤层自身生成、以吸附态为主、赋存在煤层中的以甲烷为主的烃类气体。煤岩气，是指煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中，游离态和吸附态并存，游离气含量高，通过储层改造可快速产气并能获得工业化开采的烃类气体。二者都依附于煤层中，气体组分基本一致，都是重要的清洁能源。但与煤层气一般埋深1200米以浅、长期排水采气开发方式不同，煤岩气埋深超过1500米，赋存特征更类似于页岩气，开发方式又与页岩气、致密气相似。

20世纪90年代，我国启动煤层气勘探评价工作，并于2004年后相继发现沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘等煤层气田。2006年，我国煤层气进入开发阶段，实现了沁南、鄂东等煤层气田的有效开发。截至2023年底，全国累计探明煤层气地质储量1.1万亿立方米，2023年产量118亿立方米，发展速度低于预期。近年来，中国石油按照“将煤岩作为储层整体勘探”的思路，借鉴致密气、页岩气生储成藏机制，针对深层煤岩储层开展了一系列探索实践，在鄂尔多斯、准噶尔和四川等盆地实现勘探突破，在鄂尔多斯盆地东缘大吉区块先导开发试验取得成功，展现了良好的资源前景，开辟了煤岩气发展新领域。