鄒才能院士團隊：中國煤巖氣突破及意義

作者簡介：鄒才能，1963年生，中國科學院院士，博士，本刊第九屆編委會顧問；主要從事常規—非常規油氣地質學理論與勘探、新能源技術、能源戰略、碳中和等領域的研究工作。地址：（100083）北京市海淀區學院路20號910信箱。

ORCID:0000-0001-5912-1729。

Email：zcn@petrochina.com.cn通信作者：劉翰林，1992年生，工程師，博士；主要從事非常規油氣地質和油氣能源戰略方面的研究工作。地址：（100083）北京市海淀區學院路20號910信箱。ORCID:0009-0004-9513-9829。

Email：lhldmc@163.com

中國煤巖氣突破及意義

鄒才能^1,2,3,4,5  趙 群^1,2,3  劉翰林^1,2,3,4  

孫粉錦^1,2,3  陳艷鵬^1,2,3  鄧 澤^1,2,3 

 于榮澤^1,2,3  李士祥⁵  楊 智^1,6  

吳松濤¹  馬 鋒^1,4 高金亮^1,2,3  

沈 振^1,2,3  周國曉⁶  尹 帥⁷  

宋 昱⁸  郭秋雷⁹  李 勇¹⁰

1.中國石油勘探開發研究院

2.中國石油集團煤巖氣重點實驗室

3.國家能源頁巖氣研發（實驗）中心

4.提高油氣采收率全國重點實驗室

5.中石油深圳新能源研究院有限公司

6.中國石油長慶油田公司

7.西安石油大學地球科學與工程學院

8.中國礦業大學（徐州）煤層氣資源與

成藏過程教育部重點實驗室

9.中國地質大學（武漢）資源學院

10.中國礦業大學（北京）地球科學與測繪工程學院摘要：近年來，中國煤巖氣革命是非常規天然氣的一匹“黑馬”，中國石油建成了世界首個年產200×10⁴ t油氣當量煤巖氣田，實現煤巖氣科技、管理與戰略3個創新，對全球非常規油氣發展具有重大意義。煤巖氣突破體現出堅持以“源巖油氣”為導向的勘探戰略及“立足常規、突破非常規”理論體系的科學性，或可能是中國繼頁巖油氣革命之后的一場“新革命”。為了進一步促進煤巖氣規?；碧介_發進程，在闡述煤巖氣概念、內涵、類型及發育特征的基礎上，系統論述了煤巖氣革命的科學意義，總結了當前煤巖氣核心勘探開發技術，指出了煤巖氣面臨的挑戰和未來的發展方向。研究結果表明：①中國非常規油氣發展歷經油砂稠油、致密砂巖油氣、頁巖油氣和煤巖油氣4個階段，煤巖氣革命歷經了“煤成氣”理論、“煤層氣”理論、“煤巖氣”理論3個階段與3次突破。②煤巖氣指煤巖地層內形成的天然氣，煤巖氣富集具有“原生原儲、原位原聚”特點。③煤巖氣革命的科學內涵包括將資源視野從淺層煤巖氣擴展到深層煤巖氣的科技革命、注重降本增效的管理革命和新增中國天然氣新氣源的戰略革命。④煤巖氣兩種類型包括地下原位先天地溫形成的“煤巖氣”、地下原位人工加熱形成的“煤巖氣”，地下原位先天地溫形成的“煤巖氣”富集3個關鍵特征是進入中高成熟度、自封閉頂底板和較高占比游離氣；隨著原位加熱改造技術的發展，地下原位人工加熱形成的“煤巖氣”資源，有望在天然氣工業中發揮出更大的戰略性潛力。⑤目前中國煤巖氣5個核心勘探開發技術進展包括煤巖氣甜點區/段分類標準的制定、高精度地震/地質一體化導向的實現、聚能經濟壓裂技術的探索、控壓排采開發模式的創建、煤巖氣數智化平臺的開發。⑥煤巖氣革命發展仍面臨4個關鍵挑戰包括“甜點區/段”分布規律認識不清、低成本少水—無水壓裂工藝研發滯后、智能化井工廠建設不能滿足需求、煤巖氣產量峰值維持難度大。結論認為，中國煤巖氣革命將對天然氣工業產生重大影響，具體體現在將不斷豐富非常規油氣地質學理論、地下煤炭氣化有望成為一場“真正革命”、人工智能驅動煤巖氣創新發展、加速構建天然氣經濟效益評價完整體系。

關鍵詞：煤巖氣概念；煤巖氣地質理論；煤巖氣類型；煤巖氣技術；煤巖氣革命；非常規天然氣

0 　引言

煤巖氣作為一類非常規天然氣新資源，在中國新一輪油氣找礦突破中嶄露頭角，標志著煤巖氣革命的興起^[1]。煤是全天候氣源巖，1 800 m深度禁區實現突破，煤巖氣為支撐國家“穩油增氣”能源結構戰略注入新的動力^[2-3]。在中國“富煤”資源稟賦顯著特征下，煤巖氣資源潛力巨量。通過推進煤巖氣勘探開發由“淺”入“深”戰略轉型，將有力推動中國煤巖氣產業的革命性發展。

煤巖氣革命方興未艾，發展前景廣闊。李國欣等^[1,4]首次系統地提出煤巖氣及煤系全油氣系統概念及理論框架，為煤巖氣勘探開發提供了重要的理論指導。周立宏等^[3]提出煤巖氣“二元富集”理論，引領煤巖氣勘探開發在中國的拓展。值得注意的是，目前北美尚未將煤巖氣列為重點攻關領域，美國“能源獨立”主要得益于頁巖油氣革命的成功^[5]；相比之下，中國在成功實現頁巖油氣革命歷史性突破基礎上，現正積極推進煤巖氣的勘探開發^[6]。這一戰略部署有望顯著提升中國天然氣產量，增強能源自給能力。2024年，中國石油新投產煤巖氣井超百口，煤巖氣年產量突破23×10⁸ m³，較上年增長130%，建成世界首個煤巖氣田。煤巖氣已然成為中國天然氣增長及可持續發展的重要戰略接替資源。

大力發展煤巖氣清潔能源，符合全能源系統“多類型并存、多能源互補”發展需求，對優化能源結構、推進碳達峰、碳中和目標具有“一舉多得”戰略價值^[5-7]。與淺層煤巖氣相比，中國深層煤巖氣勘探開發起步較晚，但發展迅速：“十三五”期間實現技術突破，“十四五”期間進入加速發展階段，目前步入規?；_發快車道^[8]。煤巖氣具備創新驅動、持續增長、戰略引領核心屬性，是非常規天然氣領域的一匹“黑馬”。繼頁巖油氣之后，中國煤巖氣具有相當大的資源潛力。

中國煤巖氣勘探開發歷程可追溯至2005年，在準噶爾盆地白家海地區常規油氣直井中對深層（大于2 000 m）煤巖層段進行試氣，首次獲得日產氣0.70×10⁴ m³氣流，標志著深層煤巖儲層天然氣資源具備規模開發潛力并開始嶄露頭角。2016年，在渤海灣盆地冀中坳陷部署的首口煤巖氣水平井——大平7井（埋深2 000 m）取得突破，獲得日產氣1.20×10⁴ m³，成功驗證了水平井開發煤巖氣的可行性。2019年，中國石油煤層氣有限責任公司正式啟動了大吉區塊上石炭統本溪組煤巖氣開發先導試驗^[9]。2021年，在準噶爾盆地白家海地區部署的彩探1H水平井（埋深2 350 m）取得重大突破，獲日產氣5.70×10⁴m³，首次實現煤巖氣商業化開發。2022年以來，在鄂爾多斯盆地本溪組8號煤、渝東南等地區部署的多口煤巖氣直井及水平井，通過壓裂改造獲得日產量為0.60×10⁴～10.40×10⁴ m³氣流^[1,10]。值得注意的是，鄂爾多斯盆地西緣蘇29H井本溪組8號煤完鉆水平井垂深3 654 m，水平段1 100 m，測試日產氣2.70×10⁴ m³，超深層煤巖氣（大于3 500 m）首次實現突破。這些井突破性進展充分展示了中國煤巖氣資源具備巨大的可采潛力，同時也標志著中國在非常規天然氣領域的科技創新和產業化能力邁上新臺階。

2024年以來，中國煤巖氣探明地質儲量持續增長，鄂爾多斯盆地本溪組8號煤已累計提交煤巖氣三級儲量達1.36×10¹² m³，實現了氣區整體連片開發，為煤巖氣革命奠定了堅實的資源基礎，標志著中國煤巖氣勘探開發進入規?；?、產業化發展的新階段。一系列重要進展不僅彰顯了中國煤巖氣資源的很大潛力，也為保障國家能源安全提供了重要的資源支撐。為了系統梳理中國煤巖氣勘探開發的最新進展，并展望未來煤巖氣規?；_發的挑戰與機遇，筆者系統闡述了煤巖氣概念、內涵、類型、發育特征和關鍵技術突破，論述了煤巖氣革命的科學意義，指出了煤巖氣面臨的挑戰和未來的發展方向，旨在揭示中國煤巖氣革命的資源基礎、技術支撐體系及發展前景。

1  煤巖氣概念、內涵及發育特征

1.1  煤巖氣概念、內涵及類型

煤巖氣指煤巖地層內形成的天然氣，包括地下原位先天地溫形成的“煤巖氣”、地下原位人工加熱形成的“煤巖氣”兩種類型。筆者強調“煤巖氣”概念，希望是與頁巖油、頁巖氣、致密砂巖氣等非常規油 氣不同種類的命名，保持一致性與科學性。

地下原位先天地溫形成的“煤巖氣”是賦存于煤巖地層內的天然氣，其富集有 3 個關鍵特征 ：①進入中高成熟度；②自封閉頂底板；③較高占比游離氣?；诖瓜驓怏w賦存相態差異，將煤巖中的天然氣帶劃分為3個帶（圖 1）：①煤巖吸附氣帶：位于淺層，以吸附氣為主，占比接近100%，幾乎不含游離氣， 飽和地層水 ；②煤巖吸附—游離氣過渡帶：一般位于 1 500 m以下，表現為游離氣與吸附氣的混合相態， 同時含地層水 ；③煤巖游離氣帶：位于深層，游離氣占比超過20%，地層水含量少。

圖1  鄂爾多斯盆地煤巖氣斜坡—凹陷區大面積連續分布示意圖

煤巖氣的內涵強調其聚集符合“原生原位”富集理論，煤巖氣在生成和聚集過程中遵循“原生原儲、原位原聚”的特點，即煤巖氣生成于煤層內部，由有機質熱演化直接形成，以吸附態及游離態儲存在煤巖中，基本未發生大規模運移（圖1）。同時，煤巖也接受外源氣體的充注^[11]，即鄰近地層或外部氣源的氣體在特定地質條件下可通過裂隙或滲透作用進入煤巖，補充煤巖氣資源，外源充注進一步豐富了煤巖氣的富集機制。

1.1.1　地下原位先天地溫形成的“煤巖氣”

煤巖的形成時代和分布廣泛，有關煤的最早記錄是俄羅斯庫茲涅茨克盆地泥盆系，距今約400.0 Ma。石炭紀和二疊紀是全球煤巖形成鼎盛期（距今359.0～252.0 Ma），主要形成中高階煤。其中，石炭紀被稱為“煤炭時代”，該時期形成的煤資源約占全球煤總量的50%；其次為侏羅紀（距今201.0～145.0 Ma），該時期主要形成中階煤；此外，白堊紀（距今145.0～66.0 Ma）、古近紀—新近紀（距今66.0～2.6 Ma）也是兩個重要的成煤時代，該時期主要形成低階煤。中國深層煤巖氣主要分布于石炭系—二疊系及侏羅系—白堊系^[6-12]。

古氣候和古沉積環境影響成煤植物類型、沉積環境以及有機質保存條件，是優質煤巖氣儲層形成的首要控制因素^[13-15]。以鄂爾多斯盆地本溪組8號煤為例，早期成煤植物以樹蕨類為主，這些植物的纖維素和木質素含量較低，且結構較為簡單，沉積環境為咸水、強還原、低水位，主要形成半暗煤；其顯微組分中鏡質組含量較低，通常在30%～50%^[16-17]。中晚期成煤植物以科達和石松為主，纖維素、木質素含量高，以半咸水、弱氧化—還原環境、中—高水位為主，有利于鏡質組形成，主要形成半亮煤—光亮煤，顯微組分中鏡質組含量較高，通常為60%～90%^[4]。光亮煤、半亮煤的固定碳含量高（大于80%），割理發育，物性、含氣性好，為優質煤巖。鄂爾多斯盆地神木、米脂及綏德附近區域本溪組8號煤優質煤巖儲層厚度大、含氣量高，成為當前煤巖氣勘探開發熱點地區（圖2），主要通過水平井壓裂技術實現開采。

圖2  鄂爾多斯盆地本溪組8號煤巖厚度及含氣量平面分布圖

（資料來源：煤巖厚度分布引自本文參考文獻[17]）

1.1.2　地下原位人工加熱形成的“煤巖氣”

煤炭地下氣化（UCG）是破解深部煤巖資源困局的有效途徑（圖3）。UCG被列為中國《能源技術革命創新行動計劃（2016—2030年）》之煤炭無害化開采技術創新戰略方向^[18]。1868年，德國威廉?西門子最早提出“煤炭地下氣化”概念；1888年，俄國化學家德米特里?門捷列夫基于煤炭地下氣化概念進一步提出煤炭地下氣化技術框架^[19]；20世紀初，蘇聯科學家在頓巴斯煤田和莫斯科近郊的圖拉煤田進行了多次地下氣化實驗，生成的氣體被用于發電和供熱，展示了技術的可行性，拉開UCG產業化發展的帷幕^[15]；20世紀50年代至70年代，蘇聯將煤炭地下氣化技術推向工業化應用階段，在烏茲別克斯坦的安格連煤田建立了世界上第一個商業化地下氣化站；20世紀70年代，美國能源部在懷俄明州和阿拉巴馬州進行了地下氣化試驗，但未能大規模推廣。

圖3  煤巖現代地下原位氣化工藝及原理示意圖

（資料來源：據本文參考文獻[18]，有修改）

中國于20世紀50—60年代開始開展煤炭地下氣化理論研究和實踐探索，但由于技術條件原因，未能實現工業化應用；20世紀70—80年代，隨著能源需求的增長，中國重新啟動了煤炭地下氣化的研究；1984年，在江蘇省新河煤礦進行了首次工業化試驗，成功實現煤炭地下氣化并用于發電；20世紀90年代，中國煤炭地下氣化技術進入工業化試驗階段；1996年，在山東省孫村煤礦建成中國第一個煤炭地下氣化工業示范基地，成功實現了長期穩定運行^[18]。目前，煤炭地下氣化已在內蒙古自治區取得成功，可實現二氧化碳減排30%、總成本節省40%、電力成本節省25%^[20]。

UCG理論及技術的不斷發展將加速地下原位人工加熱形成的“煤巖氣”的產業化進程。常規UCG技術主要包括連通直井固定點氣化工藝及可控后退注入點（CRIP）氣化工藝^[18]?，F代UCG原位技術集成了CRIP工藝、現代先進的鉆井、石油裝備及井下測試技術（圖3），顯著提高了深部煤巖水平段長度（大于1 000 m），延長了氣化爐的服務期，實現了長水平井中火區及氣化參數的精準控制及煤巖氣高品質穩定產出^[18]。該技術在澳大利亞昆士蘭州、中國內蒙古自治區、加拿大天鵝山等地區UCG實驗均獲得成功，證實深部煤層高壓氣化可以達到現代工業化生產水平^[18]。

煤炭地下氣化或是一場采煤技術的深層革命^[20]。傳統采煤對中國環境污染造成的損失約為1.75萬億元，“碳調減”UCG工藝能在環境、經濟及能源安全等方面產生可觀效益。有研究報告指出UCG技術產業化發展的關鍵在于發展形成完善的UCG—煤巖氣資源—CO₂封存與利用（UCG-CBM-CCUS）一體化技術，提高經濟競爭力^[15]。目前，中國煤炭在能源消費中的比例約為56%，盡管呈逐年下降趨勢，但在未來相當長時間內仍將是中國能源結構的主導力量。

1.2  深層煤巖氣分布及發育特征

中國深層煤巖氣（埋深大于1 500 m）資源分布廣泛，主要分布在鄂爾多斯、四川、準噶爾、塔里木、海拉爾、松遼、渤海灣、吐哈、三塘湖和沁水等10個賦煤盆地，煤巖氣總資源量約45.81×10¹² m³（表1）。其中，鄂爾多斯盆地山西組5號煤及本溪組8號煤的煤巖氣資源量最為豐富，達24.30×10¹² m³，占總資源量近53%。這些盆地的煤巖氣資源潛力巨大，是中國煤巖氣革命取得成功的“壓艙石”。

表1  中國深層煤巖氣資源統計表

深、淺層煤巖氣和頁巖氣的地質及生產特性既有交集，又存在差異^[14-15]。具體而言，深層與淺層煤巖氣在地質特征、賦存機理與開發方式上存在顯著差異（表2）；同時，深層煤巖氣與頁巖氣在埋深、孔隙度、生產方式等方面類似，而在厚度、有機質含量、滲透率、地層壓力系數、優勢聚氣組合、封閉機理等方面存在差異（表2）。

概括來看，深層煤巖氣與淺層煤巖氣除巖性相同外，其他地質及生產特征都截然不同，如深層煤巖氣物性要差于淺層煤巖氣，天然氣富集依賴獨特的自封閉條件，而生產上則采用衰竭開采；相比深層煤巖氣與頁巖氣，兩者巖性截然不同，但其他地質及生產特征卻極為相似（表2）。深層煤巖氣的進入中高成熟度和自封閉特征為煤巖氣富集提供了獨特優勢，未來在非常規天然氣開發中具有很大潛力。

表2  中國不同類型非常規天然氣特征對比表

2  煤巖氣革命

中國非常規天然氣資源體系長期以來形成了頁巖氣、煤巖氣、致密氣“三駕馬車”格局。其中，頁巖氣憑借海/陸相頁巖層系眾多、分布范圍廣、資源規模大以及技術創新能力強等優勢，始終引領非常規油氣勘探開發的發展方向^[12]，年產氣規模為250×10⁸ m³，占國內天然氣供應10%。1 500 m以淺煤巖氣作為煤儲層開發的“傳統主力”，通過持續技術創新不斷釋放資源潛力，年產氣規模為120×10⁸ m^3[11]。致密氣主要包括鄂爾多斯盆地蘇里格氣田中二疊統石盒子組8段—下二疊統山西組1段致密砂巖氣，四川盆地上三疊統須家河組、中侏羅統沙溪廟組致密砂巖氣及中二疊統茅口組致密碳酸鹽巖氣，年產氣規模為800×10⁸ m^3[13]，以成熟的開發模式和穩定的產量貢獻，為非常規天然氣供應提供了重要保障。然而，隨著深層煤巖氣的規?；碧介_發，這一新興資源正逐步成為非常規天然氣領域新的“創新增長極”。

煤巖氣革命的發展歷經了3個階段與3次理論突破：始于“煤成氣”理論，闡明煤在成巖過程中生成天然氣的機理與潛力；繼而“煤層氣”理論聚焦煤層吸附氣，推動煤層氣開發；最終“煤巖氣”理論拓展至深層煤巖，突破傳統深度局限。3次理論創新層層遞進，深化對煤巖氣資源的認知，為煤巖氣革命奠定了堅實的理論基石。

中國非常規油氣發展歷經油砂稠油、致密砂巖油氣、頁巖油氣和煤巖油氣4個階段。煤巖氣革命的內涵可以概括為科技革命、管理革命和戰略革命3項內容?？萍几锩暮诵尿寗恿υ谟诳萍紕撔?，煤巖氣突破了開發的深度“死亡線”，攻克了商業開發面臨的多項技術瓶頸。煤巖氣突破是繼頁巖油氣之后，中國在“源巖油氣”系統領域再次取得的重大突破。煤巖氣理論創新^[1,4]顛覆了傳統地質理論對深部煤巖的固有認知，突破了以往認為深部煤巖質地松軟、孔隙裂縫完全壓實且壓裂效果欠佳的理論認識局限。事實上，深層煤巖發育大量微米、納米級孔裂隙及割理系統，較高的地層壓力抵消上覆載荷，維持孔縫張開^[6]。煤巖氣中游離氣與吸附氣并存，天然氣聚集服從“連續分布、多源充注、差異富集”特征，形成“多源混合差異化連續聚集”模式。技術上，目前采用水平井聚能壓裂、控壓排采、地下原位加熱氣化等技術實現煤巖氣的商業化開發，突破了傳統淺層煤巖氣依靠“排水—降壓—解吸—擴散—滲流”模式進行開發的傳統認知?！懊簬r氣系統”體現了構造低部位保存較好的煤巖氣與構造高部位保存較差的煤巖氣有序聚集的特征^[4]，實現了淺層煤巖吸附氣帶與深層煤巖游離氣帶的整體評價、協同開發、有機一體、共探共采的目標，突破了只針對自生自儲殘留型煤巖氣進行資源評價和開采的傳統認識。

管理革命貫穿勘探開發全過程，技術上“按需”優化，生產上“依資源量稟賦精準施策”，引入“智能預警及監測”一體化方案，實現全生命周期的降本增效。借鑒淺層煤巖氣、致密砂巖氣及頁巖氣開發模式及經驗，將深層煤巖氣作為獨立資源門類進行整體評價和協同開發，實現資源評價與開發一體化。不同于常規油氣“畫圈閉、定儲量、做方案”的開發模式^[5]，也不同于淺層煤巖氣“排水降壓、多級壓裂、解吸擴散、穩產調控”的開發模式，深層煤巖氣采用“定位甜點、高精鉆導、聚能壓裂、控壓排采、降本增效”的開發模式^[14]。隨著煤巖氣向深層/超深層發展，將引發一場以“降本增效、資源協同”為核心的煤巖氣管理革命。該過程，勘探開發成本將大幅降低，單井產能貢獻顯著增加，資源開發效益全面升級。

戰略革命新增天然氣新氣源，推動煤炭、油氣及新能源的耦合發展，形成“地上新能源”與“煤炭地下氣化＋CCUS（碳捕集、利用與封存）”的技術體系，多能互補模式不僅能優化能源利用效率，還將為實現碳中和提供多元化的技術路徑^[15]。

煤巖氣突破或可能是中國天然氣領域發生的又一次革命。中國石油長慶油田公司在鄂爾多斯盆地確立了“先東部后西部、先本溪組8號煤后山西組5號煤”的煤巖氣增儲上產開發思路，并系統規劃了“兩階段、三步走”的煤巖氣發展戰略，有望實現“再造一個蘇里格”。中國石油冀東油田公司分區推進煤巖氣開發，優先動用佳縣南區南部儲量落實區，致力于充分利用Ⅰ、Ⅱ類有利區資源，實現煤巖氣整體效益開發。中石油煤層氣有限責任公司制定了明確的煤巖氣發展規劃，計劃在2025年重點評估三交北區塊，力爭提交首個中煤階深層煤巖氣千億立方米探明儲量。

3  煤巖氣富集主控因素地下原位先天地溫形成的“煤巖氣”富集3個關鍵特征是進入中高成熟度、自封閉頂底板和較高占比游離氣。

3.1  進入中高成熟度

低成熟度煤巖氣，生氣量相對較少。低成熟度或低階煤巖由于未經歷強烈的熱演化作用，其成熟度（R_o）通常小于0.65%，埋藏深度一般不超過1 500 m，所產天然氣主要為生物成因氣或生物成因與熱成因的混合氣^[21]。目前，低階煤已在多個盆地取得天然氣工業開發，包括二連盆地下白堊統賽罕塔拉組、鄂爾多斯盆地東緣山西組和太原組，以及準噶爾盆地八道灣組和西山窯組主力煤層。這些地區低階煤中天然氣的聚集主要受水動力條件、頂底板封閉性及構造改造作用的控制，主要含吸附氣。

中高成熟度是煤巖氣富集的重要控制因素。由于地質歷史演化過程控制著煤階，即在熱演化作用下，低成熟度煤巖逐漸轉變為高成熟度煤巖，其物理、化學性質發生顯著變化，本質上體現于煤分子結構、孔隙結構、甲烷吸附能力的改變。隨著煤的成熟度增加，煤分子結構中脂肪結構脫落、含氧官能團脫落、使得煤分子中氫含量、氧含量不斷減少，碳原子的比例不斷增加^[21]；與此相反，煤分子中芳香結構不斷增加，通過縮聚作用，小尺寸芳香環不斷增大形成大尺寸芳香環，且芳香環的排列有序性隨之增強，并達到較高的水平（圖4）。在此期間，煤吸附甲烷能力則會經歷4個階段：快速減少、迅速增加、緩慢增加、逐漸減少（圖4）。該研究成果表明煤分子結構中芳香結構所占比例越大，其對甲烷分子吸附能力越強，且不同化學基團對甲烷吸附能力也各有差異^[4]。因此，中高成熟度煤對甲烷吸附能力更強，更容易形成大規模煤巖氣聚集。

圖4  深層煤巖不同熱演化程度下的甲烷吸附能力、孔隙度及

大分子結構變化模式圖

煤巖氣具有“源儲一體、箱式封閉”結構。煤巖氣整體表現為儲層物性差異封閉、自源滯留聚集和構造圈閉封閉、多源充注聚集特征^[4]，同一沉積盆地淺層及深層煤巖氣呈現有序聚集（圖1）。煤巖氣的有效聚集需要進入中高成熟度階段，這一過程與深部煤巖的生烴、儲集及封閉能力密切相關。當煤巖達到中高成熟度時，生烴量顯著增加，若壓力超過蓋層力學強度，蓋層被突破。以鄂爾多斯盆地本溪組8號煤為例，其在晚白堊世達到最大埋深，經歷了2～3次幕式排烴后，煤巖的總生烴量、儲層特征及天然氣滯留程度基本定型，這一過程正是煤巖進入中高成熟度的直接體現。煤巖氣的有序聚集受兩大界限控制^[4]：①近地表煤巖因與大氣連通且未達到中高成熟度，無法形成有效聚集，僅形成瓦斯風化帶；②隨著埋深增加，煤巖進入中高成熟度階段，在1 500 m以深的高應力作用下，煤巖儲層封閉能力顯著增強，游離氣得以保存（圖1）。鄂爾多斯盆地本溪組8號煤在中高成熟度條件下，于轉換帶之下呈現箱式封閉特征，形成了面積達4×10⁴ km²的大面積連續分布有利區。這表明進入中高成熟度是煤巖氣有效聚集的關鍵條件之一，直接影響烴類生成、儲層封閉能力及煤巖氣保存。

3.2  自封閉頂底板

頂底板對煤巖氣保存極其重要^[22-23]。鄂爾多斯盆地東南緣從吉縣到橫山地區，其上古生界為陸表海煤系，煤巖氣頂板主要發育致密石灰巖及致密泥巖蓋層，形成煤—泥、煤—灰聚氣組合；構造活動較強的區域煤巖氣頂板石灰巖發育裂縫，形成煤—灰散氣組合；沿西北方向，沉積相逐漸向三角洲相及河流相過渡，在烏審旗及鄂托克旗區域，煤巖氣頂板發育致密鈣質砂巖及砂巖蓋層，形成煤—致密砂巖聚氣組合及煤—砂巖散氣組合（圖5、6）。煤巖氣直接頂板主要為泥巖，泥巖具有強塑性及封閉性，但泥巖古埋藏深度若超過4 km，將具有脆性性質，易于發生脆性破裂，對封閉性起一定破壞作用^[22-23]。

圖5  鄂爾多斯盆地煤巖氣頂底板分布圖

（資料來源：據本文參考文獻[16]，有修改）

圖6  鄂爾多斯盆地煤巖與頂底板組合模式圖

（資料來源：據本文參考文獻[16]，有修改）

淺層煤巖氣的地層壓力系數通常為0.5～1.0（圖7-a），其封閉性表現為天然氣聚集與散失的動態循環過程。淺層煤巖氣的封閉類型主要包括巖性、物性、烴濃度、水動力及吸附封閉（圖7-b）。巖性及物性封閉屬毛管力封閉，高毛管阻力阻礙天然氣向上運移。烴濃度、水動力及吸附封閉都與分子擴散相關^[6]。對于烴濃度封閉，正常條件下，地層水中烴濃度隨埋深逐漸減小而減小，天然氣分子向淺層逐漸擴散；當煤巖生烴引起局部較高烴濃度時，原向上烴濃度逐漸降低的分子運移路徑被改變，煤層阻礙下部烴類分子向上擴散而發生聚集。水動力封閉主要形成于淺層水滯留的向斜或單斜構造區，向下的水壓對下部煤巖氣向上運移有一定抑制作用；同時，煤巖氣溶解到地層水中還能隨地層水向深部運聚。吸附封閉取決于煤對烴類分子的吸附能力，形成一層或多層吸附。

圖7  鄂爾多斯盆地煤巖氣的地層壓力系數及微觀封閉機制類型圖

對于深層煤巖氣，其地層壓力系數主要為0.8～1.2，高于淺層煤巖氣（圖7-a）。深部水動力條件弱，煤巖氣主要以游離氣和吸附氣兩種形式賦存，游離氣的運移通過體積流動實現，大量游離氣能對吸附封閉起加強作用，因而其封閉機制主要為巖性、物性、吸附封閉（圖7-c）。由于深部煤巖含大量孔裂隙，降低了毛管力，煤巖氣運移受孔隙壓力差和浮力影響，可在圈閉富集（圈閉封閉）。如準噶爾盆地白家海地區侏羅系煤巖氣藏在浮力作用下，儲層內存在典型的氣水界面^[4]。同時，深部煤巖中多源充注的本質表明，深部煤具有良好封閉下部天然氣向上運移的自封閉能力，這種封閉能力與深部塑性巖體的應力均一性有一定聯系^[24]。地應力具有導向性，一般水平最大主應力方向代表主滲方向；而深部高溫增強了煤巖的塑性，降低了水平應力差，深部均一的應力環境誘使他源天然氣更容易沿塑性煤層界面發生橫向運移而大范圍充注^[24]。

因此，巖性、物性、裂縫、圈閉、塑性及地應力等因素均對煤巖氣頂底板封閉性有重要影響，進而對煤巖氣大規模封閉聚集起到重要影響作用。

3.3  較高占比游離氣

深層煤巖氣井開采初期呈現高產氣量特點，反映出深層煤巖儲層中存在較多的游離氣。游離氣占比高也是煤巖氣聚集的重要控制因素，這一特征與深層煤巖處于高溫、高地層壓力、高地應力、高礦化度的復雜環境密切相關^[22]。深層煤巖的物性演化更為復雜，夾矸附近煤巖灰分產率升高，對深部煤巖裂隙的發育程度和連通性有較強的抑制作用，進而影響游離氣的保存與富集。不同煤階下，煤巖儲層物性及孔隙類型的變化顯著影響游離氣含量。如圖4所示，第1次煤化躍變前，褐煤階段孔隙度最大，孔隙類型以宏孔為主，占孔體積的90%以上，主要為胞腔孔，占比超過50%。第2次煤化躍變后，內生裂隙大量形成，宏孔由胞腔孔轉變為微裂隙。由于支鏈化程度升高和脂肪側鏈的降低，當R_o＝1.7%時，孔隙度降到最低值，但此時氣體大量生成，形成大量微孔級氣孔，孔體積占比超過75%，為游離氣的富集提供了重要空間。第3次煤化躍變是煙煤向無煙煤的轉變，氫含量迅速降低，芳香族稠環縮合程度和芳香度逐漸增高，導致氣孔占比進一步增加，可超過90%，顯著提升了深層煤巖的游離氣含量。

煤巖內生裂隙/割理演化對煤巖滲透性及游離氣富集也有重要影響^[22]。研究結果顯示，當R_o＝0.3%～0.7%，含氧官能團脫落，出現脫H₂O、脫CO₂高峰，此時割理發育程度較低，游離氣含量有限；當R_o＝0.8%～1.5%，煤巖內張力不斷增大，出現CH₄產出高峰，割理發育程度不斷增加，割理密度在R_o＝1.5%時達到峰值，游離氣含量顯著提升；當R_o＝1.6%～2.5%，逐漸發生第3次煤化躍變，煤級進一步升高，大分子官能團聚合，部分割理膠合閉合，割理發育程度降低，但氣孔占比的顯著增加仍為游離氣的高含量提供了重要條件。因此，深層煤巖氣的高游離氣含量與其煤化躍變過程中的孔隙演化、裂隙發育及氣體生成密切相關，這些因素共同決定了深層煤巖氣的富集與保存能力。

4  煤巖氣核心勘探開發技術

4.1  煤巖氣甜點區/段分類標準的制定

煤巖氣甜點區/段包括地質—工程甜點和經濟甜點多重內涵^[6]。地質甜點重點考量煤巖的儲層性質、滲流能力及含氣量，優選具有最大資源潛力的層段及區域；工程甜點重點考量煤巖壓裂效果、產能情況及估算最終可采氣量（EUR），落實煤巖產能是否能夠達到工業水平；經濟甜點則是對煤巖氣的經濟資源條件進行科學厘定，評價投入—產出比和煤巖氣大規模開發可行性。影響煤巖氣地質—工程甜點形成的關鍵因子包括煤巖厚度、物性、含氣量、水平段長度、儲層改造方式及強度。前三者為地質因子，決定煤巖氣開發的資源邊界；后兩者為工程因子，決定煤巖氣開發的技術界限。這些因子也是影響煤巖氣水平井產能的主控因素^[13]。筆者厘定了鄂爾多斯盆地深層煤巖氣甜點區/段分類標準（表3），Ⅰ類“黑金”靶體具有低自然伽馬、低灰分、厚度大、強封閉性、高孔滲、高氣測峰值、高含氣量和高資源豐度等地質屬性，且在5～6 t/m加砂強度及1 200～1 500 m水平段長度下的EUR可超過6 000×10⁴ m³，經濟性好。

表3  鄂爾多斯盆地煤巖氣甜點區/段分類標準表

目前，煤巖氣甜點區/段勘探形成地質—測井—地震一體化智能綜合預測技術^[25]，有效耦合巖心“點尺度”、測井“線尺度”及地震“面尺度”資料，實現深部氣藏數據化及透明化。利用高分辨率測井、高密度三維地震、全波形反演、多分量地震及機器學習等方法實現薄煤層精準識別、不同尺度及全維度孔裂隙及割理空間精細刻畫、含氣性準確預測及可壓裂性定量表征，煤巖氣甜點區/段識別精度有望提高至90%以上。

4.2  高精度地震/地質一體化導向的實現

克服井震矛盾、提高煤巖鉆遇率是煤巖氣高效勘探開發的關鍵技術之一。深部巖體高程變化劇烈，低降速帶速度、厚度變化大，地震靜校正處理難度大^[26]?；跇嬙祉椉s束的分頻剩余靜校正處理技術，可實現深部煤系高精度構造成像^[27]。充分挖掘“兩寬兩高”寬頻帶、寬方位資料優勢，融合疊后寬頻高分辨反演、疊前地質統計學反演預測煤層厚度，厚度預測符合率從過去74%提升至86%。形成疊前縱波方位各向異性裂縫預測技術，預測煤巖裂縫發育強度，確定裂縫發育優勢區，為鉆井導向及甜點區/段預測提供重要參考。

對于低井控區，煤巖頂界局部微幅構造發育，精細刻畫難，其對水平井精確入靶及水平段軌跡控制有重要影響^[28]。目前已形成低井控區水平井現場導向技術。采用90°相移自動追蹤、精細速度建場變速＋小網格成圖、誤差趨勢面迭代校正，結合靶前標志層精細對比、逐層逼近法入靶導向及已知井＋虛擬井聯合動態迭代更新模型，實現深部煤構造精細刻畫，相對誤差由過去7‰降至2‰，可有效保障煤巖氣水平井煤巖高鉆遇率。

4.3  聚能經濟壓裂技術的探索

高壓氣體爆破致裂機理研究起始于20世紀90年代，并取得理想煤巖氣開發效果。受高能氣體壓裂啟發形成聚能壓裂理念，即通過集中能量釋放和優化裂縫網絡，實現對儲層的高效改造和增產^[29]。

針對煤巖割理裂隙發育、塑性強的特征，逐漸形成以聚能壓裂理念為核心的經濟壓裂模式^[29]。以“提高縫內凈壓力、增加裂縫長度、擴大縫控體積”的聚能壓裂為核心，在適度壓裂基礎上，形成“段內少簇聚能量、交替注入擴帶寬、多級加砂提導流”的經濟參數壓裂技術。研究結果發現，通過井筒限流提高縫長，單簇聚能壓裂縫長可達280～300 m；相比分段多簇壓裂，同等規模條件下裂縫長度增加23%～28%。該技術采用高/低黏度壓裂液交替注入方式，使低黏度壓裂液提升排量，高黏度壓裂液增長縫寬。交替注入的高/低黏度壓裂液可以改變應力場多級壓裂帶寬，提高裂縫復雜程度。此外，采用多粒徑鋪置可以有效支撐縫網，單縫采用強加砂4～6 t/m形成高導流，采用陶粒尾追防止支撐劑回流。近年來，超臨界CO₂聚能壓裂可行性也得到驗證，具有無水、環保、安全、高效等技術優勢^[30]。此外，聚能壓裂過程中通過提高稠化劑有效含量、減少支撐劑生產工序等措施，推廣應用干粉壓裂液＋寬目數支撐劑，持續優化壓裂液性能及混配模式，可以不斷降低水平井單井壓裂成本。

4.4  控壓排采開發模式的創建

以提高煤巖氣地層能量保持率、氣井返排率，延長氣井自主攜液生產周期，擴大氣井泄流半徑為目標，按照適度控壓生產，形成“三階段五過程”煤巖氣控壓排采模式（圖8）。與放壓生產相比，控壓生產EUR更高。統計結果表明，控壓比放壓模式單位壓降產氣量平均提升了60%，EUR平均提高了9%。

圖8  煤巖氣水平井全生命周期階段劃分及產量、壓力變化曲線圖

煤巖氣早期排液階段最高日產氣量可達20×10⁴ m³，返排率通常為23%～38%；控壓生產階段早期（控壓穩產）以游離氣為主，吸附氣逐步解吸，日產氣量穩定在4.0×10⁴～5.5×10⁴ m³；中后期（控壓遞減），吸附氣大量解吸供給，產量遞減，日產氣量通常在1.0×10⁴～3.0×10⁴ m³。低壓生產階段以遠端基質解吸氣供給為主，持續時間長，日產氣量通常低于1.0×10⁴ m³。

4.5  煤巖氣數智化平臺的開發

構建煤巖氣數智化平臺是實現煤巖氣高效開發、推動能源數字化轉型的重要舉措，對提升資源勘探開發效率、降低生產成本、保障能源安全具有重要意義。非常規油氣數智平臺（UOG）由中國石油勘探開發研究院承建，已持續建設和應用近8年時間，是“數智中國石油”戰略的有機組成部分，旨在為非常規油氣業務的高質量發展提供新質生產力。作為UOG的重要組成部分，依托中國石油天然氣集團有限公司煤巖氣重點實驗室，煤巖氣數智平臺已累計接入并封裝結構化數據2.3億條、半結構化數據10 000份、非結構化數據超3 000 G，加載了國內外13萬口煤層氣和煤巖氣井的勘探開發數據及超30 000組室內測試化驗數據，已研發了10項煤巖氣智能應用（包括產量動態智能跟蹤、典型開發特征圖版、可采儲量智能評價、綜合產量智能預測、綜合排液智能預測、新井效果智能評價、產能主控因素分析、單井開發潛力評價、方案實施效果跟蹤和科研工作智能輔助）。通過高效整合與利用煤巖氣資源數據，該數據資源中心與智能應用平臺，不僅為管理決策、基礎研究和油田生產提供全方位支持，還為煤巖氣業務的未來發展提供了新的數智化、智能化技術路徑。

5  煤巖氣勘探開發面臨的挑戰

5.1  煤巖氣“甜點區/段”分布規律認識不清

目前，在鄂爾多斯盆地東緣發現煤—灰（頂板）組合指示煤巖氣最有利的甜點區/段，為煤巖氣甜點區/段勘探提供了重要指導，而全國其他盆地煤巖氣甜點區/段巖性組合及分布情況尚不清楚。并不是所有的地下煤巖都可以形成富集的煤巖氣。不同盆地地質條件差異較大，煤—灰有利甜點區/段組合的形成條件和分布規律也不盡相同，難以進行簡單的類比和預測。

同時，對煤巖的生烴能力的認識仍需不斷深化。以往認為煤巖富含有機碳及稠環化合物，這些碳多為“死碳”。但事實表明，單位體積煤巖生烴量是海相泥（頁）巖的2～6倍^[4]，且煤巖具有超長的生烴周期，R_o＞2.0%依然能大量生烴。因而煤巖中可能存在豐富支鏈、長鏈或富氫鏡質體的環狀化合物會發生裂解開環而非芳構化，從而使得煤巖呈現出高的產烴率及一定的產油率。從分子化學及動力學角度揭示深部煤巖生烴能力差異對揭示甜點區/段形成機制也有重要指導意義。

深層煤巖氣分布具有強非均質性，甜點區/段需同時具備資源性、技術性及經濟性^[6]。因此，煤巖氣甜點的科學評價還要體現應力場、溫度場、壓力場與煤巖屬性耦合制約下的儲滲物性多變、非均質性強及區域滲透率展布規律不明^[31]。當前，數字巖心三維重構結果表明，隨有效應力增大，深部煤巖裂隙體積和孔隙度顯著降低，初始連通性較好的連片狀裂隙因局部受力閉合被切割成孤立狀或點狀。這說明地層壓力能維持深部煤巖儲集性、裂隙擴展性及生產能力，但是，地層壓力影響下的深層煤巖原位孔裂隙的啟閉狀態、應力機制及定量預測研究相對薄弱^[32]。此外，模擬真實地層條件下煤巖氣甜點區/段形成機制評價方法缺乏，未來需利用真三軸、覆壓核磁、覆壓CT等先進實驗技術精細表征煤巖孔隙、裂隙非均質性發育特征及其地質控制要素，揭示地層溫壓、地應力環境下孔隙、裂隙原位特征及其與滲透率的耦合關系，揭示煤巖儲層甜點區/段形成機制。

煤巖氣頂底板封閉范圍不確定，會影響甜點區/段預測與資源量計算。煤巖氣封閉性對維持生產壓力十分重要，封閉性好的井可以在3～5年內維持穩產，而封閉性差的井的儲層壓力可能在1～2年內快速下降至初始值的50%以下^[4]。當下國內外針對煤巖氣保壓性相關研究缺乏，煤巖氣保壓性控制因素不明，無可借鑒成果認識。從地質角度來看，煤巖、泥巖等塑性巖體地應力均一化、高流體壓力、深部封閉構造等因素均有利于封閉性保持^[33-35]。深部巖體水平主應力差通常小于5 MPa，而淺層可能超過10 MPa，塑性巖體各個方向地應力的均一化減少了油氣由于應力差異引起的遷移和泄漏，有利于封閉性保持。此外，煤巖氣頂底板裂縫也是影響封閉性的重要因素，需要關注。煤巖氣良好的封閉性不僅需要考慮其原始地質封閉條件，還需考慮壓裂改造對原始封閉性的影響，即從工程角度利用壓裂資料識別潛在泄壓點，為合理優化煤巖氣工作制度、充分利用高壓能量奠定基礎。

5.2  低成本少水—無水壓裂工藝研發滯后

煤巖氣產能及采收率主要受儲層地質條件及壓裂改造的影響。儲層地質條件決定“原生氣藏”的資源潛力，而壓裂改造則是實現煤巖氣資源高效開發的關鍵。通過壓裂技術，將“原生氣藏”升級為“人造氣藏”，賦予煤巖氣資源商業開發價值^[5]。深層煤巖儲層普遍具有低孔、低滲特點，無水壓裂（如CO₂壓裂、低溫液氮壓裂）可避免水相滯留造成的滲透性傷害^[32]。壓裂返排液循環利用是重要的少水壓裂措施，目標為在返排液鹽度高達10%的條件下，80%的返排液能夠被成功處理后重新用于壓裂作業，使壓裂過程中的新鮮水用量減少40%?？紤]到煤巖對甲烷的吸附能力強（吸附氣占比可達60%～80%），無水壓裂可減少水膜對甲烷解吸的抑制作用，促進甲烷解吸^[33]。因此，要加快研發無水、少水壓裂工藝。同時，深層煤巖儲層地應力高，無水壓裂可形成更復雜的裂縫網絡，增加泄流面積。少水、無水壓裂還可以減少水資源消耗、降低廢水處理成本，是突破深層煤巖氣開發瓶頸的關鍵技術之一。

5.3  智能化井工廠建設不能滿足需求

煤巖氣智能化井工廠強調“人工氣藏”開發理念，即，以煤巖氣為對象，基于地質、測井、地震一體化大數據甜點區/段評價、井群為核心的“工廠化”大平臺開采方式、云計算智能管理系統，將地下整個“甜點區/段”系統改為一個“人造氣藏”^[34]。利用人工壓裂、地下原位加熱氣化等技術措施，人工建立并形成較大儲量規模區，以“甜點區”單元進行統一的開發采氣設計部署，提高整個“甜點區”產量，同時大幅提高天然氣采收率。煤巖氣“人工氣藏”開發模式如圖9所示。

圖9  煤巖氣“人工氣藏”井工廠開發模式圖

（資料來源：據本文參考文獻[34]，有修改）

當前，煤巖氣智能化井工廠建設不能滿足需求，還需構建覆蓋煤巖氣從鉆井到生產全流程的智能化工作部署、監督及預警體系。通過實時更新地質模型和隨鉆跟蹤技術，實現地震、地質、工程一體化^[35-36]。首先，力爭將深層煤巖氣水平井“一趟鉆”比例提升至80%以上。其次，應加快油氣生產智能物聯網平臺建設，重點開發4大核心功能模塊^[35]：①生產駕駛艙，實現基于“一張圖模式”的氣井開井時間、產氣量等關鍵指標可視化展示；②單井診斷分析系統，實現工藝設備工況智能分析、預警預測及生產優化；③自動計量管理系統，通過工控技術實現自動輪井計量和報表生成，提高計量效率和準確性；④井場工況預測預警系統，利用大數據分析和機器學習算法預測工況變化趨勢，建立自動預警機制。

此外，還需依托凈化廠建設，加快推進數字化交付與項目管理平臺建設，全面提升井場生產優化能力和整體運營效能。通過以上措施，逐步實現煤巖氣開發的智能化轉型，為高效開發提供技術支撐。

5.4  煤巖氣產量峰值維持難度大

煤巖氣儲層孔隙結構復雜、滲透率低、非均質性強，煤巖氣產量峰值維持難度大，面臨生產時間短、單井EUR不高的挑戰。生產時間短導致煤巖氣產量波動大，難以保持穩定供應，單井累計產氣量低，最終影響經濟效益。強儲層非均質性導致煤巖氣單井控制儲量有限，目前煤巖氣勘探開發技術還不夠成熟，難以有效動用所有儲量。對于一些低品位煤巖氣資源，由于開發成本高，經濟效益差，難以實現有效開發。生產時間短、單井EUR不高對煤巖氣的開發效益有重要影響。

6  煤巖氣勘探開發前景展望

6.1  豐富非常規油氣地質理論

煤巖氣地質理論認識與勘探開發方面的重大突破將豐富及完善非常規油氣地質基礎理論。淺層煤巖氣主要含吸附氣，排水1～2年后產氣量達峰值，穩產階段可持續5～6年，遞減期遞減率小于10%，穩產期套壓、井底流壓小于1 MPa，呈現吸附氣低壓狀態解吸驅動的穩定產氣生產特征。而深層煤巖氣含游離氣20%～40%，開井見氣，初期產量高，生產周期長，呈現出明顯的吸附—解吸分餾現象（圖10）^[37]。保壓取心解吸氣分析結果顯示，地層壓力在啟動壓力前，煤巖產出氣以游離氣為主（大于80%），甲烷碳同位素（δ¹³C₁）存在較大幅度變輕，進入啟動壓力后，解吸氣占比逐漸增加，吸附—解吸分餾作用造成δ¹³C₁逐漸變重，轉折壓力之后解吸氣大量釋放（大于60%）。該現象代表深部高溫高壓下煤巖氣產出過程中，其內部游離氣/吸附氣存在復雜轉換機制，且目前尚未完全揭示^[38-40]。通過揭示煤巖氣產出機制，有望構建最佳EUR預測模型。淺層煤巖氣與深層煤巖氣在資源潛力、富集模式、產出機理等方面都存在顯著差別，煤巖氣基礎理論認識不足，未來要加大兩者對比研究，重新認識淺層煤巖氣，創新認識深層煤巖氣。

圖10  鄂爾多斯盆地煤巖氣儲層保壓取心解吸氣δ¹³C₁變化曲線圖

（資料來源：據本文參考文獻[37]，有修改）

從生產實踐看，鉆在儲量豐度超過1.5×10⁸ m³/km²區域的煤巖氣井，單井EUR通常超過4 000×10⁴ m³。因此，高儲量豐度（煤層厚度大、物性好且含氣量高）是煤巖氣高產的基礎；同時，壓裂總砂量3 800 m³以上的氣井EUR均超過4 000×10⁴ m³，儲量控制及動用程度高（水平井長度大、煤層鉆遇率高且壓裂效果好）是高產的關鍵；深層煤巖氣井EUR與地層壓力有良好正相關性，控壓生產顯著提升單井EUR，能量保持性好（頂底板封閉條件好、科學排采制度及工藝）是高產、穩產的重要保障^[4]。煤巖氣富集區通常代表高產區，但中國還有大面積低豐度煤巖氣藏分布區，低豐度、高滲透性煤巖氣在未來是否具有商業開發價值仍需持續攻關。

6.2  地下煤炭氣化有望成為一場“真正革命”

目前，地下原位先天地溫形成的“煤巖氣”開發主要采用水力壓裂改造技術。但從長遠來看，地下原位人工加熱形成的“煤巖氣”資源有望在未來能源格局中展現出更大的顛覆性潛力。隨著新的電加熱、微波加熱、等離子體加熱技術與智能控制系統的不斷創新與發展，定點加熱過程得到持續優化，氣化效率顯著提高^[30]。大量新技術的突破及其應用試驗的推進，將推動UCG向深層乃至超深層煤巖拓展，逐步形成一套高效氣化、低能耗、資源節約、環境友好，并廣泛適用于深部煤層及各種復雜地質條件的技術體系^[41-43]。

原位加熱改造技術為UCG開辟了新路徑。盡管目前仍面臨來自技術和經濟層面的諸多挑戰，但隨著原位加熱改造新技術的不斷發展，人工智能（AI）、大數據和物聯網在UCG中不斷應用，將實現數據自動監測及采集、過程持續優化及控制、設備實時管理與維護，提升UCG安全性和時效性。建議未來應對深部煤巖UCG進行專門的政策支持及經濟補貼，推動相關技術的商業化運行及創新發展。

6.3  人工智能驅動煤巖氣創新發展

人工智能（AI）作為驅動煤巖氣新質生產力創新發展的核心引擎，將在未來煤巖氣革命中發揮重要作用^[44-46]。通過構建“地上＋地下”一體化智能實驗室，人工智能可實現對煤巖氣資源的全方位、多層次深入研究，為技術創新和資源開發提供堅實支撐。在勘探階段，基于人工智能機器學習的儲層預測模型可提升甜點區/段識別準確率，顯著降低勘探風險^[38-39]；在開發階段，人工智能驅動的無人化作業將有望大幅縮短鉆井周期，降低單井投資成本；智能壓裂優化系統可降低壓裂成本、提高單井產量^[31]；在生產階段，依托大數據分析和智能診斷平臺，故障預警準確率超過90%。

針對煤巖氣地面工程投資高、效益開發難度大等問題，煤巖氣開采將依賴智能排采設備及全新地面集輸工藝。通過構建差異化水網、融合電網與新能源建設，構建“井場—集氣閥組—集氣站—處理廠”布局模式，滿足煤巖氣不同時期生產需求。在水資源管理方面，人工智能技術深度融入水循環系統，通過智能監測和優化算法，實時分析壓裂用水需求、采出水及回用潛力，構建井場—轉水站—處理站分級存儲、集中調用的智能循環水網（圖11）?；谌斯ぶ悄艿乃Y源調度系統可動態調整水網運行參數。通過賦能新質生產力，人工智能將助力煤巖氣資源的高效勘探開發。

圖11  煤巖氣水循環利用系統設計示意圖

6.4  加速構建天然氣經濟效益評價完整體系

目前，中國煤巖氣經濟效益評價體系尚不完善。由于煤巖氣開發時間較短，單井EUR存在較大不確定性，難以準確評估單井經濟性^[40]。此外，單井產量變化大，總體經濟效益受影響，快速上產沖峰受限。部分單井初期日產氣量可達5×10⁴～10×10⁴ m³，但通常在1～2年內日產氣量快速遞減至1×10⁴～2×10⁴ m³，穩產期短導致投資回收期延長，內部收益率（IRR）普遍低于12%。此外，一些井快速上產能力受限，單井達產周期較長，影響整體經濟效益^[46-47]，這些因素共同制約了深層煤巖氣的規?；_發。煤巖氣革命必須克服當前經濟效益評價體系不完善問題，通過建立科學完整的經濟效益評價體系，優化開發策略，為煤巖氣投資決策提供可靠依據。

7  結論

1）近年來，中國石油建成了世界首個年產200×10⁴ t油氣當量煤巖氣田，實現煤巖氣科技、管理與戰略3個創新，對全球非常規油氣發展具有重大意義。煤巖氣突破或可能是中國繼頁巖油氣革命之后的一場“新革命”。

2）煤巖氣兩種類型包括地下原位先天地溫形成的“煤巖氣”、地下原位人工加熱形成的“煤巖氣”。地下原位先天地溫形成的“煤巖氣”富集3 個關鍵特征是進入中高成熟度、自封閉頂底板和較高占比游離氣 ；隨著原位加熱改造技術的發展，地下原位人工加熱形成的“煤巖氣”資源，有望在天然氣工業中發揮出更大的戰略性潛力。

3）中國在煤巖氣勘探開發技術上取得了重要進展，包括煤巖氣甜點區/段分類標準的制定、高精度地震/地質一體化導向的實現、聚能經濟壓裂技術的探索、控壓排采開發模式的創建、煤巖氣數智化平臺的開發。

4）煤巖氣突破為非常規油氣領域提供了新的研究方向，但煤巖氣革命發展仍面臨四個關鍵挑戰，包括“甜點區/段”分布規律認識不清、低成本少水—無水壓裂工藝研發滯后、智能化井工廠建設不能滿足需求、煤巖氣產量峰值維持難度大。

5）中國煤巖氣革命將對天然氣工業產生重大影響，具體體現在將不斷豐富非常規油氣地質學理論、地下煤炭氣化有望成為一場“真正革命”、人工智能驅動煤巖氣創新發展、加速構建天然氣經濟效益評價完整體系。

論文原載于《天然氣工業》2025年第4期———END———

中國石油大學（北京）聯合國家自然科學基金委中國21世紀議程管理中心、國際二氧化碳捕集利用封存技術創新合作組織（籌）、聯合國教科文組織“碳中和與氣候變化驅動綠色轉型”教席、中國巖石力學與工程學會以及中關村綠色礦山產業聯盟，定于2025年5月28-29日在北京市召開“2025第三屆二氧化碳捕集、利用與封存（CCUS）國際會議”。大會聯合Applied Energy＼Engineering等頂級期刊聯合征稿！論文摘要截止時間：2025年4月18日；論文全文截止時間：2025年7月20日;

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