20世紀70年代，美國能源部“非常規天然氣開采項目（UGP）”首次將煤層作為天然氣儲層進行研究^[1]，并推動了埋深1500m以淺的煤層氣資源有效開發。2023年，全球煤層氣產量約700×10⁸ m³。其中，美國煤層氣產量受頁巖氣開發影響，從2008年557×10⁸m³的峰值降至2023年的200×10⁸m³；澳大利亞自2018年后保持穩產約400×10⁸m³。中國高度重視煤層氣勘探開發攻關，從上世紀80年代初國內學者針對煤層氣開展研究探索，“九五”以來先后設立了“中國煤層氣成藏機制及經濟開采基礎研究”國家973計劃項目和“大型油氣田及煤層氣開發”國家科技重大專項等。但是，中國煤層地質條件復雜，工藝適應性較差，國外已形成的成熟技術難以推廣，產業發展相對較慢^[2]，2023年中國煤層氣產量117.7×10⁸m³。

2000年以來，隨著水平井多段壓裂技術突破，頁巖氣獲得有效開發。工業界大膽創新，將該技術應用于煤巖儲層內的非常規天然氣勘探開發，并取得成功，開辟了中國非常規天然氣發展的新領域。2005—2016年，中國石油新疆油田公司在準噶爾盆地侏羅系煤巖儲層（埋深2560～2620m）部署了彩504和彩512等多口直井，壓裂測試獲日產天然氣（0.15～0.73）×10⁴m³，這種深層煤巖儲層內的非常規天然氣引起重視^[3]。2019年，中石油煤層氣有限責任公司在鄂爾多斯盆地二疊系8#煤（埋深2200m）部署了大吉3-7向2直井，壓裂測試獲日產氣0.6×10⁴m³，并率先啟動了大吉區塊開發先導試驗^[4]。2020—2023年，中國石油新疆油田公司在準噶爾盆地部署的彩探1H井，長慶油田公司、冀東油田公司和遼河油田公司等分別在鄂爾多斯盆地部署的納林1H、佳南1H和米172H等井，水平井壓裂測試獲日產氣（5～10）×10⁴m³ ；中聯煤層氣有限責任公司在鄂爾多斯盆地臨興區塊部署的LX-62-CH1井，水平井壓裂測試獲日產氣6×10⁴m³；中國石化華東油氣分公司在四川盆地渝東南地區部署陽1和陽2等直井，壓裂獲日產氣（0.6～1.2）×10⁴m³，華北油氣分公司在鄂爾多斯盆地大牛地氣田部署陽煤1HF水平井，壓裂測試獲日產氣10.4×10⁴m³。隨著勘探開發實踐的深入，工業界和學術界發現此種新類型非常規天然氣與傳統煤層氣相比差異較大，具有游離氣占比高、存在微距運移、生產初期以游離氣為主、吸附氣接替等特征，屬于一種新類型非常規天然氣。2023年5月，針對煤巖儲層內新類型非常規天然氣，中國石油天然氣股份有限公司（簡稱中國石油）制定了首部中長期業務發展規劃及“十四五”后三年實施方案。截至2023年底，中國針對煤巖儲層內新類型非常規天然氣已鉆井70口以上，探明地質儲量3246×10⁸m³，2023年產量12×10⁸m³。

目前，工業界和學術界對這種煤巖儲層內新類型非常規天然氣的表述不一致，本文系統對比剖析了煤巖儲層內新類型非常規天然氣的賦存狀態、運儲形式、差異聚集和開發規律，定義了“煤巖氣”概念，并提出了分類標準，建立了資源/儲量估算方法，指出了未來潛力區與攻關方向，為中國此種新類型非常規天然氣礦種管理和勘探開發奠定理論、評價和生產實踐基礎。

傳統煤層氣通常具有3個特點：①以吸附態賦存為主。煤層富含有機質，具有很強的生烴與天然氣儲氣能力。以甲烷為主的烴類氣體主要以吸附態賦存于煤的微觀孔隙內，游離氣和溶解氣的量通?？梢院雎圆挥嫛，F行的《煤層氣儲量估算規范》（DZ/T 0216—2020）在煤層氣儲量估算過程中僅考慮吸附氣，并未考慮游離氣和溶解氣^[5]。②自生自儲水壓力封閉原位聚集。煤層中有機質生氣后優先賦存于煤層有機質的微觀孔隙，在構造活動等調整過程中，吸附氣在地下水壓力作用下保存（見圖1）。

圖1  煤層氣水壓力封閉聚集模式與開發示意圖

目前，在沁水盆地南部煤層儲集空間中以吸附氣和水為主，煤層含氣量低于吸附能力，吸附氣含氣飽和度50%～90%^[6-7]。③弱水動力區煤層氣富集。水壓力封閉作用下，煤層氣富集不受圈閉控制。通常在構造相對穩定的向斜核部與構造斜坡區，弱地下水動力條件下，形成煤層氣富集區。隨埋深增加，在儲層壓力和溫度的綜合作用下，煤層在縱向上存在吸附氣含氣量峰值深度，通常認為煤層埋深超過1500m吸附氣含氣量下降，煤層氣不能經濟有效開發。長期勘探開發實踐表明，沁水盆地煤層氣峰值含氣量埋深為1000～1200m，鄂爾多斯盆地東緣煤層氣峰值含氣量埋深為1100～1400m^[6-9]。

近年來，在工業界和學術界雖然普遍認識到了煤巖儲層內新類型非常規天然氣與早先開發的傳統煤層氣不同，不同學者針對不同盆地、不同區塊給出了深層煤層氣、深部煤層氣和煤巖氣等諸多表述，但對其內涵、評價標準和煤層埋深范圍的描述均不一致（見表1）。

表1  深層煤層氣或深部煤層氣的相關表述列表

一方面，一些學者稱其為“深層煤層氣或深部煤層氣”。徐鳳銀等、余莉珠等和劉長松等認為深層或深部的界限為1000m^{[15, 17, 26]}；劉洪林等、房大志等和郭旭升等認為界限為1500m^{[10, 22, 30]}；張軍濤等、李曙光等、江同文等和熊先鉞等認為界限為2000m^{[12, 23, 32, 34]}。另一方面，一些學者為了與傳統煤層氣區分，將其表述為“煤巖氣”（見表2）^{[3, 44-51]}。郭緒杰等^[3]認為煤層氣埋深一般在1400m以淺，以吸附氣為主，有效開采需長期排水降壓，并基于對準噶爾盆地煤巖儲層內天然氣的研究，提出將此種“既不同于煤層氣、也不同于常規氣的新聚集類型天然氣”稱作煤巖氣，但并未明確其內涵、外延和評價標準。趙喆等^[49]基于鄂爾多斯盆地的研究，將煤巖氣定義為“以中高階煤巖自生成藏或從其他氣源運移而賦存于煤巖儲層中，通過儲層改造可快速產氣并能規模開采的烴類氣體”，也有學者對相關概念進行了探討^[52-53]。

煤巖是將煤作為一種特殊沉積巖的表述，煤巖學是一門學科^[54-55]。長期以來，中國石油長慶油田公司、煤層氣公司將鄂爾多斯盆地二疊系下石盒子組—山西組的致密砂巖作為目的層，實現了致密氣資源的規模有效開發。近幾年，在致密氣鉆井過程中，發現相鄰煤巖層段具有良好的氣測顯示，故將煤巖儲層作為非常規天然氣開發目的層，實現了煤巖儲層內新類型非常規天然氣的有效開發。2023年4月22日，中國石油召開“深層煤巖氣勘探開發技術研討會”，通過廣泛研討初步達成了將這種新類型非常規天然氣稱為煤巖氣的共識。2023年5月23日，在《鄂東大吉區塊深層煤層氣國家級開發示范區建設方案》評估中，專家組“建議深層煤層氣也稱深地煤巖氣或深層煤層致密氣”。為與傳統煤層氣區分，綜合參考前人關于這一領域的研究認識（見表1、表2），本文將“煤巖氣”定義為：煤巖自身生成或其他氣源運移而賦存于煤巖中，游離態和吸附態并存，游離氣含量高，通過儲層改造可快速產氣并能獲得工業化開采的烴類氣體。

表2  煤巖氣的有關表述列表

從目前勘探開發實踐來看，鄂爾多斯、準噶爾等盆地的煤巖氣通常分布于埋深超過2000m且具有良好頂底板的煤巖儲層中。此外，勘探實踐中也發現了煤巖氣中存在他源補給的現象。煤巖氣在儲層類型上與煤層氣相似，在天然氣賦存特征上與頁巖氣相似，在開發方式上與頁巖氣、致密氣相似（見表3），是一種特殊類型的非常規天然氣資源，具有3方面內涵：①游離氣含量豐富。在較大埋深，煤巖有機質生氣量足以滿足基質吸附或微觀孔隙儲存，部分氣體以游離態形式保存在煤巖宏觀孔縫中，賦存狀態與頁巖氣相似（見圖2）。鄂爾多斯、四川和準噶爾等盆地煤巖實測游離氣占比20%～50%。②游離氣微距運移聚集。煤巖儲層的宏觀孔縫發育，是良好的油氣運移通道與儲集空間。在重力與浮力的作用下，游離氣與可動水形成分異，游離氣在大孔中通過微距運移聚集，符合達西定律（類似常規氣）（見圖2）。煤巖儲層宏觀孔縫以游離氣為主，如鄂爾多斯盆地東緣煤巖儲層實測含氣飽和度60%～90%，部分儲層基本無可動水。③頂底板控制煤巖氣富集。游離氣聚集受保存條件影響，隨著埋深增加地應力作用增強，儲層的保存條件變好，煤巖氣聚集條件更有利。鄂爾多斯盆地東緣埋深超過2000m煤巖氣發育“煤巖-灰巖、煤巖-泥巖、煤巖-砂巖”3種聚散組合^[49]，前兩種保存條件好；四川盆地埋深超過2000m的煤巖儲層壓力系數1.1～1.5，頂底板封閉條件好。

表3  不同類型非常規天然氣特征對比表

圖2 煤巖氣自生自儲與微距運移

復合聚集模式與開發示意圖

1.3.2 自生自儲-微距運移并可有他源的聚集

傳統煤層氣以自生自儲式滯留聚集為主。如沁水盆地南部煤層孔隙度3.3%～8.8%^{[8, 21]}，吸附氣在地下水的壓力作用下吸附于微觀孔隙內，不受圈閉控制（見圖3）。

圖3  沁水盆地南部煤層氣東西向分布剖面圖

（O₂f—峰峰組；C₂b—本溪組；C₃t—太原組；P₁s—山西組；P₁x—下石盒子組；P₂s—上石盒子組；P₂sh—石千峰組）

煤巖氣以自生自儲為主，在層內可微距運移聚集，因構造差異，局部游離氣可運移至構造高部位。如鄂爾多斯盆地東緣大吉區塊的8#煤，Ro值總體大于2.0%，煤巖生烴量大，孔隙度4.9%～8.0%^{[8, 24]}，在生烴壓力、浮力和重力等驅動下，宏觀孔縫內的游離氣存在一定的運移（見圖4）；準噶爾盆地白家海地區針對侏羅系煤巖的彩探1H井，天然氣碳同位素組成特征（δ¹³C₁值-28.13‰～-26.13‰）與周緣構造天然氣相近，屬石炭系氣源^{[3, 16]}，存在外源氣充注。這也從另一個方面說明，此類非常規天然氣與傳統的煤層氣具有典型差異性。

煤層氣主要分布于埋深較淺部位，保存條件相對較差，近地表水體在煤層中形成壓力封閉，儲層水礦化度相對較低。隨著埋深加大，在良好頂底板的夾持下煤巖儲層形成壓力封閉，游離氣得到有效保存，形成煤巖氣。根據目前的認識推測，煤巖儲層裂縫發育，在重力與浮力的作用下，氣、水必然存在分異，部分儲層可存在較為明確的氣水界面。氣水界面上部以自生自儲與微距運移復合聚集為主，形成煤巖氣；氣水界面下部以水動力封閉的吸附氣自生自儲原位聚集為主，也可形成煤層氣。

1.3.3 煤巖割理裂縫發育、游離氣差異富集明顯

傳統煤層氣埋深一般小于1500m，在地下水壓力封閉下以吸附態賦存，甲烷分子在范德華力作用下吸附于煤層基質微觀孔隙內，保存主要受水文地質條件控制。煤層氣因游離氣占比極小，其分布不受各類圈閉控制。

圖4 鄂爾多斯盆地東緣煤巖氣

與煤層氣東西向分布剖面圖

與煤層氣相比，煤巖氣埋深更大，在良好頂底板封閉條件下，宏觀孔縫內游離氣富集，具有儲層壓力大、含氣量高、游離氣豐富等特點。如鄂爾多斯盆地埋深超過2000m煤巖儲層保存條件明顯變好，煤巖氣發育，微幅構造區可存在規模的游離氣富集。準噶爾盆地白家海地區構造高部位裂縫發育的彩探1H井，中低煤階煤巖孔隙度16.2%、埋深2600m、水平段長1000m，獲測試日產氣5.7×10⁴m^3[3]；而位于盆地凹陷區裂縫不發育的道探1井，煤層孔隙度17.3%，儲層物性較好，但試氣效果較差（日產水15.0m³）（見圖5）。

圖5  準噶爾盆地白家海地區煤巖氣分布示意圖

（C—石炭系；P₂x—下烏爾禾組；P₃w—上烏爾禾組；T—三疊系；J₁b—八道灣組；J₁s—三工河組；J₂x—西山窯組；J₂t—頭屯河組）

1.4.1 高勢能游離氣彈性驅動產出、壓降后吸附氣解吸接替

煤巖氣和煤層氣賦存與聚集差異性決定了開發機理不同。以吸附態為主的煤層氣被范德華力束縛，在地下水的壓力封閉作用下，需通過長期規模排水降壓，將儲層壓力降低至吸附氣臨界解吸壓力以下，才可實現有效開發；而煤巖氣游離氣占比高，通過人工改善儲層連通性，游離氣在彈性勢能作用下產出，儲層壓力降低后吸附氣解吸形成接替，實現長期有效開發。

圖6  鄂爾多斯盆地東緣高煤階

煤巖孔隙體積與比表面積構成

1.4.2 水平井多段壓裂后可依靠地層自然能量開采

不同煤階煤巖儲層的生烴量、孔縫結構、滲透率和力學性質等特征不同決定其開發方式不同。針對鄂爾多斯盆地東緣高煤階煤巖煤體結構好、脆性指數高、頂底板遮擋性強，逐步探索形成了“超大排量+超大液量+超高砂量+快速返排”的“三超一快”水平井多段壓裂工藝模式，有效改善了儲層的連通性，最大程度控制儲量規模，氣井依靠地層能量衰竭開采。但是，目前中、低煤階煤巖氣有效開發工藝模式仍未定型，尚需探索。

1.4.3 游離氣與吸附氣連續接力長周期產氣

通常情況下，煤層氣井需先排水1～2年才可達產，達產后穩產2～5年，直井穩產期產量800～1500m³/d（見圖7），水平井穩產期產量5000～10000m³/d^{[7, 58-61]}。煤巖氣水平井多段壓裂過程中，大量壓裂液注入儲層，返排初期天然氣即可快速產出。目前看，水平井生產的初期套壓與累產氣量呈現典型的線性關系（見圖8），煤巖氣井達產氣峰值后呈“三段式”特征，游離氣產出后，吸附氣形成接替，游離氣與吸附氣同產出，推測中后期規模降壓，大量吸附氣產出，生產周期長。

圖7  沁水盆地樊莊區塊煤層氣典型直井生產曲線

圖8  鄂爾多斯盆地東緣

大吉區塊煤巖氣典型水平井生產曲線

綜合考慮煤巖氣地質特征、開發技術和開發效果等情況，并參考常規天然氣、頁巖氣和煤層氣等分類標準，按照埋深、煤階、壓力系數、儲量豐度、儲量規模和氣井產能等提出分類標準。

2.1 埋深分類

根據當前對鄂爾多斯、四川和準噶爾等盆地認識，按照埋深不同，將埋深超過2000m的煤巖氣稱為深層煤巖氣。當然，按理論推測，埋深2000m以淺煤巖儲層在一定條件下也可以形成煤巖氣。

2.2 煤階分類

按照煤巖煤階的不同，相應地將煤巖氣劃分為低煤階煤巖氣（褐煤-長焰煤，Ro值小于0.7%）、中煤階煤巖氣（氣煤-瘦煤，Ro值范圍0.7%～1.9%）和高煤階煤巖氣（貧煤-無煙煤，Ro值大于1.9%）。

2.3 儲層壓力系數分類

按照煤巖儲層壓力系數的不同，將煤巖氣劃分為欠壓煤巖氣（壓力系數小于0.9）、常壓煤巖氣（壓力系數0.9～1.1）和超壓煤巖氣（壓力系數大于1.1）。

2.4 儲量規模分類

按照煤巖氣田技術可采儲量規模大小，將煤巖氣田劃分為小型煤巖氣田（技術可采儲量小于25×10⁸m³）、中型煤巖氣田（技術可采儲量（25～250）×10⁸m³）、大型煤巖氣田（技術可采儲量（250～2500）×10⁸m³）和特大型煤巖氣田（技術可采儲量大于2500×10⁸m³）。

2.5 儲量豐度分類

按照煤巖氣儲量豐度不同，將煤巖氣劃分為低豐度煤巖氣（儲量豐度小于1.5×10⁸m³/km²）、中豐度煤巖氣（儲量豐度（1.5～3.0）×10⁸m³/km²）和高豐度煤巖氣（儲量豐度大于3.0×10⁸ m³/km²）。

2.6 氣井產量分類

按照煤巖氣水平井日產量大小，將煤巖氣井分為低產煤巖氣井（日產量小于3×10⁴m³）、中產煤巖氣井（日產量（3～10）×10⁴m³）和高產煤巖氣井（日產量大于10×10⁴m³）。

4.1 煤巖氣資源與勘探前景

中國主要發育石炭系—二疊系海陸過渡相、侏羅系—白堊系河-湖相煤層，其中，石炭系—二疊系海陸過渡相煤層以鄂爾多斯、四川、渤海灣等盆地為代表，分布面積廣；侏羅系—白堊系煤層以準噶爾、吐哈、塔里木等盆地為代表，呈局部富集。作為煤炭資源大國，中國煤巖氣資源豐富，在各大含油氣盆地均有分布，且高煤階、中煤階、低煤階煤巖氣資源結構完整。初步估算，全國埋深2000m以深的煤巖氣資源量超過30×10¹²m³。

自中國石油在鄂爾多斯盆地東緣大吉區塊勘探開發突破以來，煤巖氣已經成為天然氣勘探的熱點領域，具有廣闊的勘探潛力。未來，鄂爾多斯盆地中部與北部、四川盆地川南與渝東南、準噶爾盆地腹部白家海地區、渤海灣盆地冀中—黃驊坳陷是煤巖氣的規模富集潛力區；柴達木、吐哈—三塘湖和塔里木等盆地，以及滇東黔西地區、海拉爾盆地等富煤區也有較好的煤巖氣勘探前景。

4.2 理論技術挑戰與攻關方向

傳統煤層氣勘探開發技術及裝備不適用煤巖氣。需要指出，大型含煤盆地多與含油氣盆地疊合，大量油氣勘探的地震、鉆井等資料豐富，為煤巖氣勘探評價奠定了良好的資料基礎。油氣地球物理、深層水平井鉆完井、體積壓裂等技術，為煤巖氣資源的有效開發提供了有利的技術條件。但是，煤巖氣作為一種新類型非常規天然氣，雖在鄂爾多斯盆地東緣已經取得突破，但也發現煤巖氣的勘探開發方式具特殊性，當前仍面臨系列技術與管理挑戰。

一是煤巖氣勘探開發基礎理論尚不成熟。亟需構建煤巖氣富集和高效開發兩項基礎理論，重點包括煤巖氣賦存機理和富集規律、煤巖巖石力學特性與強塑性煤巖破巖機理、煤巖儲層滲流機理與提高采收率機理等。

二是煤巖氣效益開發管理模式和工程技術系列亟待攻關形成。亟需按照“一全六化”系統工程方法論^[62]，組織好現場實施，攻關形成煤巖氣地質工程一體化氣藏精細描述與建產區優選、一次井網高效動用及提高采收率開發優化、低成本長水平段井眼軌跡控制、高效壓裂參數優化、強塑性煤巖破巖、高礦化度采出液處理及資源化利用、高效連續井下增能舉升等技術。

三是煤巖氣勘探開發管理政策與技術標準規范體系有待建立。目前中國還未設立煤巖氣礦種，尚無煤巖氣地質評價、儲量估算等相關標準規范，且現行規范對煤巖氣明顯不適用。亟需統籌研究推動國家設立煤巖氣獨立礦種，制定煤巖氣勘探、開發、工程技術等全領域標準規范，制定煤巖氣地質評價、儲量計算、甜點表征與預測、鉆完井設計、壓裂改造設計、排采工藝、產能評價等方面行業標準和技術規范。

4.3 未來發展展望

煤巖氣本質上是一種清潔能源。高效開發利用煤巖氣有利于優化能源結構，支撐能源接替，有利于實現“雙碳”目標，助力節能降碳。中國煤巖氣類型多樣，地質條件復雜，資源稟賦差異大，富集高產機理尚不明確，勘探開發關鍵工程技術尚不成熟。未來需聚焦煤巖氣勘探開發的關鍵問題，進一步強化煤巖氣基礎理論研究及技術研發，積極探索煤巖氣賦存狀態與富集機理、少水或無水新型人工造藏技術、熱驅提高采收率技術和控流壓高效排采控制技術等，形成地質、鉆井、壓裂、排采關鍵核心技術體系，發展具有中國地質特點的煤巖氣富集理論與勘探開發技術，不斷拓展勘探新領域，加大開發力度，為國家能源戰略服務。

提出了煤巖氣定義。煤巖氣指以煤巖自身生成或其他氣源運移而賦存于煤巖中，游離態和吸附態并存，游離氣含量高，通過儲層改造可快速產氣并能獲得工業化開采的烴類氣體。

指出了煤巖氣在地質與開發上的特殊性。在地質上，煤巖氣不同于傳統意義上的煤層氣，具有游離氣與吸附氣并存、富含游離氣，自生自儲-微距運移并可有他源的聚集，煤巖割理裂縫發育、游離氣差異富集等地質特征；在開發上，與頁巖氣、致密氣特征相似，人工改善儲層連通性后，無需排水降壓，高勢能游離氣產出壓降后吸附氣解吸接替，可依靠地層自然能量開采，游離氣與吸附氣連續接力長周期產氣。

提出了煤巖氣的分類標準與資源/儲量估算方法。綜合考慮煤巖氣地質特征、開發技術和開發效果等情況，按照埋深、煤階、壓力系數、儲量規模、儲量豐度和氣井產量等提出分類標準。結合煤巖氣賦存特點，通過建立煤巖氣儲層巖石物理模型，提出了煤巖氣資源/儲量估算方法。

指出了煤巖氣勘探主攻方向與技術攻關方向。按照目前煤巖氣資源認識，結合當前勘探開發情況，展望了鄂爾多斯、四川、準噶爾和渤海灣等盆地煤巖氣的有利區，提出了在勘探開發基礎理論、效益開發技術系列、管理政策與技術標準規范體系等方面的攻關方向。

致謝：在論文寫作過程中，得到了賈承造、袁士義、胡文瑞、孫龍德、趙文智、金智新、鄒才能、劉合、李寧和葛世榮等院士，以及楊雨、趙培華、黃士鵬、李明宅、畢海濱和王峰等專家的指導和幫助，在此表示衷心感謝！

符號注釋

參考文獻

為了進一步加強煤層氣勘探開發領域的交流與合作，推動技術創新與產業升級，中國石油大學（北京）聯合西南石油大學、中石油煤層氣公司、中國發展戰略學研究會能源發展戰略專業委員會以及煤層氣開發利用國家工程研究中心，擬于2025年3月14-15日在四川成都聯合舉辦“2025煤層氣勘探開發年會”，攜手《鉆采工藝》、《中國石油勘探》、《石油科技論壇》、《煤炭學報》、《石油勘探與開發》聯合發起共同征稿。評選出的優秀論文將進行同行評審，期刊評審通過后根據各期刊專家意見進行修改并按照的要求補充完善后，可在期刊中發表。

論文摘要截止時間：2025年2月28日

論文全文截止時間：2025年4月18日

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