作者简介：邹才能，1963年生，中国科学院院士，博士，本刊第九届编委会顾问；主要从事常规—非常规油气地质学理论与勘探、新能源技术、能源战略、碳中和等领域的研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路20号910信箱。
ORCID:0000-0001-5912-1729。
Email：zcn@petrochina.com.cn通信作者：刘翰林，1992年生，工程师，博士；主要从事非常规油气地质和油气能源战略方面的研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路20号910信箱。ORCID:0009-0004-9513-9829。
Email：lhldmc@163.com
中国煤岩气突破及意义
邹才能1,2,3,4,5 赵 群1,2,3 刘翰林1,2,3,4
孙粉锦1,2,3 陈艳鹏1,2,3 邓 泽1,2,3
于荣泽1,2,3 李士祥5 杨 智1,6
吴松涛1 马 锋1,4 高金亮1,2,3
沈 振1,2,3 周国晓6 尹 帅7
宋 昱8 郭秋雷9 李 勇10
1.中国石油勘探开发研究院
2.中国石油集团煤岩气重点实验室
3.国家能源页岩气研发（实验）中心
4.提高油气采收率全国重点实验室
5.中石油深圳新能源研究院有限公司
6.中国石油长庆油田公司
7.西安石油大学地球科学与工程学院
8.中国矿业大学（徐州）煤层气资源与
成藏过程教育部重点实验室
9.中国地质大学（武汉）资源学院
10.中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院摘要：近年来，中国煤岩气革命是非常规天然气的一匹“黑马”，中国石油建成了世界首个年产200×104 t油气当量煤岩气田，实现煤岩气科技、管理与战略3个创新，对全球非常规油气发展具有重大意义。煤岩气突破体现出坚持以“源岩油气”为导向的勘探战略及“立足常规、突破非常规”理论体系的科学性，或可能是中国继页岩油气革命之后的一场“新革命”。为了进一步促进煤岩气规模化勘探开发进程，在阐述煤岩气概念、内涵、类型及发育特征的基础上，系统论述了煤岩气革命的科学意义，总结了当前煤岩气核心勘探开发技术，指出了煤岩气面临的挑战和未来的发展方向。研究结果表明：①中国非常规油气发展历经油砂稠油、致密砂岩油气、页岩油气和煤岩油气4个阶段，煤岩气革命历经了“煤成气”理论、“煤层气”理论、“煤岩气”理论3个阶段与3次突破。②煤岩气指煤岩地层内形成的天然气，煤岩气富集具有“原生原储、原位原聚”特点。③煤岩气革命的科学内涵包括将资源视野从浅层煤岩气扩展到深层煤岩气的科技革命、注重降本增效的管理革命和新增中国天然气新气源的战略革命。④煤岩气两种类型包括地下原位先天地温形成的“煤岩气”、地下原位人工加热形成的“煤岩气”，地下原位先天地温形成的“煤岩气”富集3个关键特征是进入中高成熟度、自封闭顶底板和较高占比游离气；随着原位加热改造技术的发展，地下原位人工加热形成的“煤岩气”资源，有望在天然气工业中发挥出更大的战略性潜力。⑤目前中国煤岩气5个核心勘探开发技术进展包括煤岩气甜点区/段分类标准的制定、高精度地震/地质一体化导向的实现、聚能经济压裂技术的探索、控压排采开发模式的创建、煤岩气数智化平台的开发。⑥煤岩气革命发展仍面临4个关键挑战包括“甜点区/段”分布规律认识不清、低成本少水—无水压裂工艺研发滞后、智能化井工厂建设不能满足需求、煤岩气产量峰值维持难度大。结论认为，中国煤岩气革命将对天然气工业产生重大影响，具体体现在将不断丰富非常规油气地质学理论、地下煤炭气化有望成为一场“真正革命”、人工智能驱动煤岩气创新发展、加速构建天然气经济效益评价完整体系。
关键词：煤岩气概念；煤岩气地质理论；煤岩气类型；煤岩气技术；煤岩气革命；非常规天然气
0 引言
煤岩气作为一类非常规天然气新资源，在中国新一轮油气找矿突破中崭露头角，标志着煤岩气革命的兴起[1]。煤是全天候气源岩，1 800 m深度禁区实现突破，煤岩气为支撑国家“稳油增气”能源结构战略注入新的动力[2-3]。在中国“富煤”资源禀赋显著特征下，煤岩气资源潜力巨量。通过推进煤岩气勘探开发由“浅”入“深”战略转型，将有力推动中国煤岩气产业的革命性发展。
煤岩气革命方兴未艾，发展前景广阔。李国欣等[1,4]首次系统地提出煤岩气及煤系全油气系统概念及理论框架，为煤岩气勘探开发提供了重要的理论指导。周立宏等[3]提出煤岩气“二元富集”理论，引领煤岩气勘探开发在中国的拓展。值得注意的是，目前北美尚未将煤岩气列为重点攻关领域，美国“能源独立”主要得益于页岩油气革命的成功[5]；相比之下，中国在成功实现页岩油气革命历史性突破基础上，现正积极推进煤岩气的勘探开发[6]。这一战略部署有望显著提升中国天然气产量，增强能源自给能力。2024年，中国石油新投产煤岩气井超百口，煤岩气年产量突破23×108 m3，较上年增长130%，建成世界首个煤岩气田。煤岩气已然成为中国天然气增长及可持续发展的重要战略接替资源。
大力发展煤岩气清洁能源，符合全能源系统“多类型并存、多能源互补”发展需求，对优化能源结构、推进碳达峰、碳中和目标具有“一举多得”战略价值[5-7]。与浅层煤岩气相比，中国深层煤岩气勘探开发起步较晚，但发展迅速：“十三五”期间实现技术突破，“十四五”期间进入加速发展阶段，目前步入规模化开发快车道[8]。煤岩气具备创新驱动、持续增长、战略引领核心属性，是非常规天然气领域的一匹“黑马”。继页岩油气之后，中国煤岩气具有相当大的资源潜力。
中国煤岩气勘探开发历程可追溯至2005年，在准噶尔盆地白家海地区常规油气直井中对深层（大于2 000 m）煤岩层段进行试气，首次获得日产气0.70×104 m3气流，标志着深层煤岩储层天然气资源具备规模开发潜力并开始崭露头角。2016年，在渤海湾盆地冀中坳陷部署的首口煤岩气水平井——大平7井（埋深2 000 m）取得突破，获得日产气1.20×104 m3，成功验证了水平井开发煤岩气的可行性。2019年，中国石油煤层气有限责任公司正式启动了大吉区块上石炭统本溪组煤岩气开发先导试验[9]。2021年，在准噶尔盆地白家海地区部署的彩探1H水平井（埋深2 350 m）取得重大突破，获日产气5.70×104m3，首次实现煤岩气商业化开发。2022年以来，在鄂尔多斯盆地本溪组8号煤、渝东南等地区部署的多口煤岩气直井及水平井，通过压裂改造获得日产量为0.60×104～10.40×104 m3气流[1,10]。值得注意的是，鄂尔多斯盆地西缘苏29H井本溪组8号煤完钻水平井垂深3 654 m，水平段1 100 m，测试日产气2.70×104 m3，超深层煤岩气（大于3 500 m）首次实现突破。这些井突破性进展充分展示了中国煤岩气资源具备巨大的可采潜力，同时也标志着中国在非常规天然气领域的科技创新和产业化能力迈上新台阶。
2024年以来，中国煤岩气探明地质储量持续增长，鄂尔多斯盆地本溪组8号煤已累计提交煤岩气三级储量达1.36×1012 m3，实现了气区整体连片开发，为煤岩气革命奠定了坚实的资源基础，标志着中国煤岩气勘探开发进入规模化、产业化发展的新阶段。一系列重要进展不仅彰显了中国煤岩气资源的很大潜力，也为保障国家能源安全提供了重要的资源支撑。为了系统梳理中国煤岩气勘探开发的最新进展，并展望未来煤岩气规模化开发的挑战与机遇，笔者系统阐述了煤岩气概念、内涵、类型、发育特征和关键技术突破，论述了煤岩气革命的科学意义，指出了煤岩气面临的挑战和未来的发展方向，旨在揭示中国煤岩气革命的资源基础、技术支撑体系及发展前景。
1 煤岩气概念、内涵及发育特征
1.1 煤岩气概念、内涵及类型
煤岩气指煤岩地层内形成的天然气，包括地下原位先天地温形成的“煤岩气”、地下原位人工加热形成的“煤岩气”两种类型。笔者强调“煤岩气”概念，希望是与页岩油、页岩气、致密砂岩气等非常规油 气不同种类的命名，保持一致性与科学性。
地下原位先天地温形成的“煤岩气”是赋存于煤岩地层内的天然气，其富集有 3 个关键特征 ：①进入中高成熟度；②自封闭顶底板；③较高占比游离气。基于垂向气体赋存相态差异，将煤岩中的天然气带划分为3个带（图 1）：①煤岩吸附气带：位于浅层，以吸附气为主，占比接近100%，几乎不含游离气， 饱和地层水 ；②煤岩吸附—游离气过渡带：一般位于 1 500 m以下，表现为游离气与吸附气的混合相态， 同时含地层水 ；③煤岩游离气带：位于深层，游离气占比超过20%，地层水含量少。
图1 鄂尔多斯盆地煤岩气斜坡—凹陷区大面积连续分布示意图
煤岩气的内涵强调其聚集符合“原生原位”富集理论，煤岩气在生成和聚集过程中遵循“原生原储、原位原聚”的特点，即煤岩气生成于煤层内部，由有机质热演化直接形成，以吸附态及游离态储存在煤岩中，基本未发生大规模运移（图1）。同时，煤岩也接受外源气体的充注[11]，即邻近地层或外部气源的气体在特定地质条件下可通过裂隙或渗透作用进入煤岩，补充煤岩气资源，外源充注进一步丰富了煤岩气的富集机制。
1.1.1 地下原位先天地温形成的“煤岩气”
煤岩的形成时代和分布广泛，有关煤的最早记录是俄罗斯库兹涅茨克盆地泥盆系，距今约400.0 Ma。石炭纪和二叠纪是全球煤岩形成鼎盛期（距今359.0～252.0 Ma），主要形成中高阶煤。其中，石炭纪被称为“煤炭时代”，该时期形成的煤资源约占全球煤总量的50%；其次为侏罗纪（距今201.0～145.0 Ma），该时期主要形成中阶煤；此外，白垩纪（距今145.0～66.0 Ma）、古近纪—新近纪（距今66.0～2.6 Ma）也是两个重要的成煤时代，该时期主要形成低阶煤。中国深层煤岩气主要分布于石炭系—二叠系及侏罗系—白垩系[6-12]。
古气候和古沉积环境影响成煤植物类型、沉积环境以及有机质保存条件，是优质煤岩气储层形成的首要控制因素[13-15]。以鄂尔多斯盆地本溪组8号煤为例，早期成煤植物以树蕨类为主，这些植物的纤维素和木质素含量较低，且结构较为简单，沉积环境为咸水、强还原、低水位，主要形成半暗煤；其显微组分中镜质组含量较低，通常在30%～50%[16-17]。中晚期成煤植物以科达和石松为主，纤维素、木质素含量高，以半咸水、弱氧化—还原环境、中—高水位为主，有利于镜质组形成，主要形成半亮煤—光亮煤，显微组分中镜质组含量较高，通常为60%～90%[4]。光亮煤、半亮煤的固定碳含量高（大于80%），割理发育，物性、含气性好，为优质煤岩。鄂尔多斯盆地神木、米脂及绥德附近区域本溪组8号煤优质煤岩储层厚度大、含气量高，成为当前煤岩气勘探开发热点地区（图2），主要通过水平井压裂技术实现开采。
图2 鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩厚度及含气量平面分布图
（资料来源：煤岩厚度分布引自本文参考文献[17]）
1.1.2 地下原位人工加热形成的“煤岩气”
煤炭地下气化（UCG）是破解深部煤岩资源困局的有效途径（图3）。UCG被列为中国《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》之煤炭无害化开采技术创新战略方向[18]。1868年，德国威廉•西门子最早提出“煤炭地下气化”概念；1888年，俄国化学家德米特里•门捷列夫基于煤炭地下气化概念进一步提出煤炭地下气化技术框架[19]；20世纪初，苏联科学家在顿巴斯煤田和莫斯科近郊的图拉煤田进行了多次地下气化实验，生成的气体被用于发电和供热，展示了技术的可行性，拉开UCG产业化发展的帷幕[15]；20世纪50年代至70年代，苏联将煤炭地下气化技术推向工业化应用阶段，在乌兹别克斯坦的安格连煤田建立了世界上第一个商业化地下气化站；20世纪70年代，美国能源部在怀俄明州和阿拉巴马州进行了地下气化试验，但未能大规模推广。
图3 煤岩现代地下原位气化工艺及原理示意图
（资料来源：据本文参考文献[18]，有修改）
中国于20世纪50—60年代开始开展煤炭地下气化理论研究和实践探索，但由于技术条件原因，未能实现工业化应用；20世纪70—80年代，随着能源需求的增长，中国重新启动了煤炭地下气化的研究；1984年，在江苏省新河煤矿进行了首次工业化试验，成功实现煤炭地下气化并用于发电；20世纪90年代，中国煤炭地下气化技术进入工业化试验阶段；1996年，在山东省孙村煤矿建成中国第一个煤炭地下气化工业示范基地，成功实现了长期稳定运行[18]。目前，煤炭地下气化已在内蒙古自治区取得成功，可实现二氧化碳减排30%、总成本节省40%、电力成本节省25%[20]。
UCG理论及技术的不断发展将加速地下原位人工加热形成的“煤岩气”的产业化进程。常规UCG技术主要包括连通直井固定点气化工艺及可控后退注入点（CRIP）气化工艺[18]。现代UCG原位技术集成了CRIP工艺、现代先进的钻井、石油装备及井下测试技术（图3），显著提高了深部煤岩水平段长度（大于1 000 m），延长了气化炉的服务期，实现了长水平井中火区及气化参数的精准控制及煤岩气高品质稳定产出[18]。该技术在澳大利亚昆士兰州、中国内蒙古自治区、加拿大天鹅山等地区UCG实验均获得成功，证实深部煤层高压气化可以达到现代工业化生产水平[18]。
煤炭地下气化或是一场采煤技术的深层革命[20]。传统采煤对中国环境污染造成的损失约为1.75万亿元，“碳调减”UCG工艺能在环境、经济及能源安全等方面产生可观效益。有研究报告指出UCG技术产业化发展的关键在于发展形成完善的UCG—煤岩气资源—CO2封存与利用（UCG-CBM-CCUS）一体化技术，提高经济竞争力[15]。目前，中国煤炭在能源消费中的比例约为56%，尽管呈逐年下降趋势，但在未来相当长时间内仍将是中国能源结构的主导力量。
1.2 深层煤岩气分布及发育特征
中国深层煤岩气（埋深大于1 500 m）资源分布广泛，主要分布在鄂尔多斯、四川、准噶尔、塔里木、海拉尔、松辽、渤海湾、吐哈、三塘湖和沁水等10个赋煤盆地，煤岩气总资源量约45.81×1012 m3（表1）。其中，鄂尔多斯盆地山西组5号煤及本溪组8号煤的煤岩气资源量最为丰富，达24.30×1012 m3，占总资源量近53%。这些盆地的煤岩气资源潜力巨大，是中国煤岩气革命取得成功的“压舱石”。
表1 中国深层煤岩气资源统计表
深、浅层煤岩气和页岩气的地质及生产特性既有交集，又存在差异[14-15]。具体而言，深层与浅层煤岩气在地质特征、赋存机理与开发方式上存在显著差异（表2）；同时，深层煤岩气与页岩气在埋深、孔隙度、生产方式等方面类似，而在厚度、有机质含量、渗透率、地层压力系数、优势聚气组合、封闭机理等方面存在差异（表2）。
概括来看，深层煤岩气与浅层煤岩气除岩性相同外，其他地质及生产特征都截然不同，如深层煤岩气物性要差于浅层煤岩气，天然气富集依赖独特的自封闭条件，而生产上则采用衰竭开采；相比深层煤岩气与页岩气，两者岩性截然不同，但其他地质及生产特征却极为相似（表2）。深层煤岩气的进入中高成熟度和自封闭特征为煤岩气富集提供了独特优势，未来在非常规天然气开发中具有很大潜力。
表2 中国不同类型非常规天然气特征对比表
2 煤岩气革命
中国非常规天然气资源体系长期以来形成了页岩气、煤岩气、致密气“三驾马车”格局。其中，页岩气凭借海/陆相页岩层系众多、分布范围广、资源规模大以及技术创新能力强等优势，始终引领非常规油气勘探开发的发展方向[12]，年产气规模为250×108 m3，占国内天然气供应10%。1 500 m以浅煤岩气作为煤储层开发的“传统主力”，通过持续技术创新不断释放资源潜力，年产气规模为120×108 m3[11]。致密气主要包括鄂尔多斯盆地苏里格气田中二叠统石盒子组8段—下二叠统山西组1段致密砂岩气，四川盆地上三叠统须家河组、中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气及中二叠统茅口组致密碳酸盐岩气，年产气规模为800×108 m3[13]，以成熟的开发模式和稳定的产量贡献，为非常规天然气供应提供了重要保障。然而，随着深层煤岩气的规模化勘探开发，这一新兴资源正逐步成为非常规天然气领域新的“创新增长极”。
煤岩气革命的发展历经了3个阶段与3次理论突破：始于“煤成气”理论，阐明煤在成岩过程中生成天然气的机理与潜力；继而“煤层气”理论聚焦煤层吸附气，推动煤层气开发；最终“煤岩气”理论拓展至深层煤岩，突破传统深度局限。3次理论创新层层递进，深化对煤岩气资源的认知，为煤岩气革命奠定了坚实的理论基石。
中国非常规油气发展历经油砂稠油、致密砂岩油气、页岩油气和煤岩油气4个阶段。煤岩气革命的内涵可以概括为科技革命、管理革命和战略革命3项内容。科技革命的核心驱动力在于科技创新，煤岩气突破了开发的深度“死亡线”，攻克了商业开发面临的多项技术瓶颈。煤岩气突破是继页岩油气之后，中国在“源岩油气”系统领域再次取得的重大突破。煤岩气理论创新[1,4]颠覆了传统地质理论对深部煤岩的固有认知，突破了以往认为深部煤岩质地松软、孔隙裂缝完全压实且压裂效果欠佳的理论认识局限。事实上，深层煤岩发育大量微米、纳米级孔裂隙及割理系统，较高的地层压力抵消上覆载荷，维持孔缝张开[6]。煤岩气中游离气与吸附气并存，天然气聚集服从“连续分布、多源充注、差异富集”特征，形成“多源混合差异化连续聚集”模式。技术上，目前采用水平井聚能压裂、控压排采、地下原位加热气化等技术实现煤岩气的商业化开发，突破了传统浅层煤岩气依靠“排水—降压—解吸—扩散—渗流”模式进行开发的传统认知。“煤岩气系统”体现了构造低部位保存较好的煤岩气与构造高部位保存较差的煤岩气有序聚集的特征[4]，实现了浅层煤岩吸附气带与深层煤岩游离气带的整体评价、协同开发、有机一体、共探共采的目标，突破了只针对自生自储残留型煤岩气进行资源评价和开采的传统认识。
管理革命贯穿勘探开发全过程，技术上“按需”优化，生产上“依资源量禀赋精准施策”，引入“智能预警及监测”一体化方案，实现全生命周期的降本增效。借鉴浅层煤岩气、致密砂岩气及页岩气开发模式及经验，将深层煤岩气作为独立资源门类进行整体评价和协同开发，实现资源评价与开发一体化。不同于常规油气“画圈闭、定储量、做方案”的开发模式[5]，也不同于浅层煤岩气“排水降压、多级压裂、解吸扩散、稳产调控”的开发模式，深层煤岩气采用“定位甜点、高精钻导、聚能压裂、控压排采、降本增效”的开发模式[14]。随着煤岩气向深层/超深层发展，将引发一场以“降本增效、资源协同”为核心的煤岩气管理革命。该过程，勘探开发成本将大幅降低，单井产能贡献显著增加，资源开发效益全面升级。
战略革命新增天然气新气源，推动煤炭、油气及新能源的耦合发展，形成“地上新能源”与“煤炭地下气化＋CCUS（碳捕集、利用与封存）”的技术体系，多能互补模式不仅能优化能源利用效率，还将为实现碳中和提供多元化的技术路径[15]。
煤岩气突破或可能是中国天然气领域发生的又一次革命。中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地确立了“先东部后西部、先本溪组8号煤后山西组5号煤”的煤岩气增储上产开发思路，并系统规划了“两阶段、三步走”的煤岩气发展战略，有望实现“再造一个苏里格”。中国石油冀东油田公司分区推进煤岩气开发，优先动用佳县南区南部储量落实区，致力于充分利用Ⅰ、Ⅱ类有利区资源，实现煤岩气整体效益开发。中石油煤层气有限责任公司制定了明确的煤岩气发展规划，计划在2025年重点评估三交北区块，力争提交首个中煤阶深层煤岩气千亿立方米探明储量。
3 煤岩气富集主控因素地下原位先天地温形成的“煤岩气”富集3个关键特征是进入中高成熟度、自封闭顶底板和较高占比游离气。
3.1 进入中高成熟度
低成熟度煤岩气，生气量相对较少。低成熟度或低阶煤岩由于未经历强烈的热演化作用，其成熟度（Ro）通常小于0.65%，埋藏深度一般不超过1 500 m，所产天然气主要为生物成因气或生物成因与热成因的混合气[21]。目前，低阶煤已在多个盆地取得天然气工业开发，包括二连盆地下白垩统赛罕塔拉组、鄂尔多斯盆地东缘山西组和太原组，以及准噶尔盆地八道湾组和西山窑组主力煤层。这些地区低阶煤中天然气的聚集主要受水动力条件、顶底板封闭性及构造改造作用的控制，主要含吸附气。
中高成熟度是煤岩气富集的重要控制因素。由于地质历史演化过程控制着煤阶，即在热演化作用下，低成熟度煤岩逐渐转变为高成熟度煤岩，其物理、化学性质发生显著变化，本质上体现于煤分子结构、孔隙结构、甲烷吸附能力的改变。随着煤的成熟度增加，煤分子结构中脂肪结构脱落、含氧官能团脱落、使得煤分子中氢含量、氧含量不断减少，碳原子的比例不断增加[21]；与此相反，煤分子中芳香结构不断增加，通过缩聚作用，小尺寸芳香环不断增大形成大尺寸芳香环，且芳香环的排列有序性随之增强，并达到较高的水平（图4）。在此期间，煤吸附甲烷能力则会经历4个阶段：快速减少、迅速增加、缓慢增加、逐渐减少（图4）。该研究成果表明煤分子结构中芳香结构所占比例越大，其对甲烷分子吸附能力越强，且不同化学基团对甲烷吸附能力也各有差异[4]。因此，中高成熟度煤对甲烷吸附能力更强，更容易形成大规模煤岩气聚集。
图4 深层煤岩不同热演化程度下的甲烷吸附能力、孔隙度及
大分子结构变化模式图
煤岩气具有“源储一体、箱式封闭”结构。煤岩气整体表现为储层物性差异封闭、自源滞留聚集和构造圈闭封闭、多源充注聚集特征[4]，同一沉积盆地浅层及深层煤岩气呈现有序聚集（图1）。煤岩气的有效聚集需要进入中高成熟度阶段，这一过程与深部煤岩的生烃、储集及封闭能力密切相关。当煤岩达到中高成熟度时，生烃量显著增加，若压力超过盖层力学强度，盖层被突破。以鄂尔多斯盆地本溪组8号煤为例，其在晚白垩世达到最大埋深，经历了2～3次幕式排烃后，煤岩的总生烃量、储层特征及天然气滞留程度基本定型，这一过程正是煤岩进入中高成熟度的直接体现。煤岩气的有序聚集受两大界限控制[4]：①近地表煤岩因与大气连通且未达到中高成熟度，无法形成有效聚集，仅形成瓦斯风化带；②随着埋深增加，煤岩进入中高成熟度阶段，在1 500 m以深的高应力作用下，煤岩储层封闭能力显著增强，游离气得以保存（图1）。鄂尔多斯盆地本溪组8号煤在中高成熟度条件下，于转换带之下呈现箱式封闭特征，形成了面积达4×104 km2的大面积连续分布有利区。这表明进入中高成熟度是煤岩气有效聚集的关键条件之一，直接影响烃类生成、储层封闭能力及煤岩气保存。
3.2 自封闭顶底板
顶底板对煤岩气保存极其重要[22-23]。鄂尔多斯盆地东南缘从吉县到横山地区，其上古生界为陆表海煤系，煤岩气顶板主要发育致密石灰岩及致密泥岩盖层，形成煤—泥、煤—灰聚气组合；构造活动较强的区域煤岩气顶板石灰岩发育裂缝，形成煤—灰散气组合；沿西北方向，沉积相逐渐向三角洲相及河流相过渡，在乌审旗及鄂托克旗区域，煤岩气顶板发育致密钙质砂岩及砂岩盖层，形成煤—致密砂岩聚气组合及煤—砂岩散气组合（图5、6）。煤岩气直接顶板主要为泥岩，泥岩具有强塑性及封闭性，但泥岩古埋藏深度若超过4 km，将具有脆性性质，易于发生脆性破裂，对封闭性起一定破坏作用[22-23]。
图5 鄂尔多斯盆地煤岩气顶底板分布图
（资料来源：据本文参考文献[16]，有修改）
图6 鄂尔多斯盆地煤岩与顶底板组合模式图
（资料来源：据本文参考文献[16]，有修改）
浅层煤岩气的地层压力系数通常为0.5～1.0（图7-a），其封闭性表现为天然气聚集与散失的动态循环过程。浅层煤岩气的封闭类型主要包括岩性、物性、烃浓度、水动力及吸附封闭（图7-b）。岩性及物性封闭属毛管力封闭，高毛管阻力阻碍天然气向上运移。烃浓度、水动力及吸附封闭都与分子扩散相关[6]。对于烃浓度封闭，正常条件下，地层水中烃浓度随埋深逐渐减小而减小，天然气分子向浅层逐渐扩散；当煤岩生烃引起局部较高烃浓度时，原向上烃浓度逐渐降低的分子运移路径被改变，煤层阻碍下部烃类分子向上扩散而发生聚集。水动力封闭主要形成于浅层水滞留的向斜或单斜构造区，向下的水压对下部煤岩气向上运移有一定抑制作用；同时，煤岩气溶解到地层水中还能随地层水向深部运聚。吸附封闭取决于煤对烃类分子的吸附能力，形成一层或多层吸附。
图7 鄂尔多斯盆地煤岩气的地层压力系数及微观封闭机制类型图
对于深层煤岩气，其地层压力系数主要为0.8～1.2，高于浅层煤岩气（图7-a）。深部水动力条件弱，煤岩气主要以游离气和吸附气两种形式赋存，游离气的运移通过体积流动实现，大量游离气能对吸附封闭起加强作用，因而其封闭机制主要为岩性、物性、吸附封闭（图7-c）。由于深部煤岩含大量孔裂隙，降低了毛管力，煤岩气运移受孔隙压力差和浮力影响，可在圈闭富集（圈闭封闭）。如准噶尔盆地白家海地区侏罗系煤岩气藏在浮力作用下，储层内存在典型的气水界面[4]。同时，深部煤岩中多源充注的本质表明，深部煤具有良好封闭下部天然气向上运移的自封闭能力，这种封闭能力与深部塑性岩体的应力均一性有一定联系[24]。地应力具有导向性，一般水平最大主应力方向代表主渗方向；而深部高温增强了煤岩的塑性，降低了水平应力差，深部均一的应力环境诱使他源天然气更容易沿塑性煤层界面发生横向运移而大范围充注[24]。
因此，岩性、物性、裂缝、圈闭、塑性及地应力等因素均对煤岩气顶底板封闭性有重要影响，进而对煤岩气大规模封闭聚集起到重要影响作用。
3.3 较高占比游离气
深层煤岩气井开采初期呈现高产气量特点，反映出深层煤岩储层中存在较多的游离气。游离气占比高也是煤岩气聚集的重要控制因素，这一特征与深层煤岩处于高温、高地层压力、高地应力、高矿化度的复杂环境密切相关[22]。深层煤岩的物性演化更为复杂，夹矸附近煤岩灰分产率升高，对深部煤岩裂隙的发育程度和连通性有较强的抑制作用，进而影响游离气的保存与富集。不同煤阶下，煤岩储层物性及孔隙类型的变化显著影响游离气含量。如图4所示，第1次煤化跃变前，褐煤阶段孔隙度最大，孔隙类型以宏孔为主，占孔体积的90%以上，主要为胞腔孔，占比超过50%。第2次煤化跃变后，内生裂隙大量形成，宏孔由胞腔孔转变为微裂隙。由于支链化程度升高和脂肪侧链的降低，当Ro＝1.7%时，孔隙度降到最低值，但此时气体大量生成，形成大量微孔级气孔，孔体积占比超过75%，为游离气的富集提供了重要空间。第3次煤化跃变是烟煤向无烟煤的转变，氢含量迅速降低，芳香族稠环缩合程度和芳香度逐渐增高，导致气孔占比进一步增加，可超过90%，显著提升了深层煤岩的游离气含量。
煤岩内生裂隙/割理演化对煤岩渗透性及游离气富集也有重要影响[22]。研究结果显示，当Ro＝0.3%～0.7%，含氧官能团脱落，出现脱H2O、脱CO2高峰，此时割理发育程度较低，游离气含量有限；当Ro＝0.8%～1.5%，煤岩内张力不断增大，出现CH4产出高峰，割理发育程度不断增加，割理密度在Ro＝1.5%时达到峰值，游离气含量显著提升；当Ro＝1.6%～2.5%，逐渐发生第3次煤化跃变，煤级进一步升高，大分子官能团聚合，部分割理胶合闭合，割理发育程度降低，但气孔占比的显著增加仍为游离气的高含量提供了重要条件。因此，深层煤岩气的高游离气含量与其煤化跃变过程中的孔隙演化、裂隙发育及气体生成密切相关，这些因素共同决定了深层煤岩气的富集与保存能力。
4 煤岩气核心勘探开发技术
4.1 煤岩气甜点区/段分类标准的制定
煤岩气甜点区/段包括地质—工程甜点和经济甜点多重内涵[6]。地质甜点重点考量煤岩的储层性质、渗流能力及含气量，优选具有最大资源潜力的层段及区域；工程甜点重点考量煤岩压裂效果、产能情况及估算最终可采气量（EUR），落实煤岩产能是否能够达到工业水平；经济甜点则是对煤岩气的经济资源条件进行科学厘定，评价投入—产出比和煤岩气大规模开发可行性。影响煤岩气地质—工程甜点形成的关键因子包括煤岩厚度、物性、含气量、水平段长度、储层改造方式及强度。前三者为地质因子，决定煤岩气开发的资源边界；后两者为工程因子，决定煤岩气开发的技术界限。这些因子也是影响煤岩气水平井产能的主控因素[13]。笔者厘定了鄂尔多斯盆地深层煤岩气甜点区/段分类标准（表3），Ⅰ类“黑金”靶体具有低自然伽马、低灰分、厚度大、强封闭性、高孔渗、高气测峰值、高含气量和高资源丰度等地质属性，且在5～6 t/m加砂强度及1 200～1 500 m水平段长度下的EUR可超过6 000×104 m3，经济性好。
表3 鄂尔多斯盆地煤岩气甜点区/段分类标准表
目前，煤岩气甜点区/段勘探形成地质—测井—地震一体化智能综合预测技术[25]，有效耦合岩心“点尺度”、测井“线尺度”及地震“面尺度”资料，实现深部气藏数据化及透明化。利用高分辨率测井、高密度三维地震、全波形反演、多分量地震及机器学习等方法实现薄煤层精准识别、不同尺度及全维度孔裂隙及割理空间精细刻画、含气性准确预测及可压裂性定量表征，煤岩气甜点区/段识别精度有望提高至90%以上。
4.2 高精度地震/地质一体化导向的实现
克服井震矛盾、提高煤岩钻遇率是煤岩气高效勘探开发的关键技术之一。深部岩体高程变化剧烈，低降速带速度、厚度变化大，地震静校正处理难度大[26]。基于构造项约束的分频剩余静校正处理技术，可实现深部煤系高精度构造成像[27]。充分挖掘“两宽两高”宽频带、宽方位资料优势，融合叠后宽频高分辨反演、叠前地质统计学反演预测煤层厚度，厚度预测符合率从过去74%提升至86%。形成叠前纵波方位各向异性裂缝预测技术，预测煤岩裂缝发育强度，确定裂缝发育优势区，为钻井导向及甜点区/段预测提供重要参考。
对于低井控区，煤岩顶界局部微幅构造发育，精细刻画难，其对水平井精确入靶及水平段轨迹控制有重要影响[28]。目前已形成低井控区水平井现场导向技术。采用90°相移自动追踪、精细速度建场变速＋小网格成图、误差趋势面迭代校正，结合靶前标志层精细对比、逐层逼近法入靶导向及已知井＋虚拟井联合动态迭代更新模型，实现深部煤构造精细刻画，相对误差由过去7‰降至2‰，可有效保障煤岩气水平井煤岩高钻遇率。
4.3 聚能经济压裂技术的探索
高压气体爆破致裂机理研究起始于20世纪90年代，并取得理想煤岩气开发效果。受高能气体压裂启发形成聚能压裂理念，即通过集中能量释放和优化裂缝网络，实现对储层的高效改造和增产[29]。
针对煤岩割理裂隙发育、塑性强的特征，逐渐形成以聚能压裂理念为核心的经济压裂模式[29]。以“提高缝内净压力、增加裂缝长度、扩大缝控体积”的聚能压裂为核心，在适度压裂基础上，形成“段内少簇聚能量、交替注入扩带宽、多级加砂提导流”的经济参数压裂技术。研究结果发现，通过井筒限流提高缝长，单簇聚能压裂缝长可达280～300 m；相比分段多簇压裂，同等规模条件下裂缝长度增加23%～28%。该技术采用高/低黏度压裂液交替注入方式，使低黏度压裂液提升排量，高黏度压裂液增长缝宽。交替注入的高/低黏度压裂液可以改变应力场多级压裂带宽，提高裂缝复杂程度。此外，采用多粒径铺置可以有效支撑缝网，单缝采用强加砂4～6 t/m形成高导流，采用陶粒尾追防止支撑剂回流。近年来，超临界CO2聚能压裂可行性也得到验证，具有无水、环保、安全、高效等技术优势[30]。此外，聚能压裂过程中通过提高稠化剂有效含量、减少支撑剂生产工序等措施，推广应用干粉压裂液＋宽目数支撑剂，持续优化压裂液性能及混配模式，可以不断降低水平井单井压裂成本。
4.4 控压排采开发模式的创建
以提高煤岩气地层能量保持率、气井返排率，延长气井自主携液生产周期，扩大气井泄流半径为目标，按照适度控压生产，形成“三阶段五过程”煤岩气控压排采模式（图8）。与放压生产相比，控压生产EUR更高。统计结果表明，控压比放压模式单位压降产气量平均提升了60%，EUR平均提高了9%。
图8 煤岩气水平井全生命周期阶段划分及产量、压力变化曲线图
煤岩气早期排液阶段最高日产气量可达20×104 m3，返排率通常为23%～38%；控压生产阶段早期（控压稳产）以游离气为主，吸附气逐步解吸，日产气量稳定在4.0×104～5.5×104 m3；中后期（控压递减），吸附气大量解吸供给，产量递减，日产气量通常在1.0×104～3.0×104 m3。低压生产阶段以远端基质解吸气供给为主，持续时间长，日产气量通常低于1.0×104 m3。
4.5 煤岩气数智化平台的开发
构建煤岩气数智化平台是实现煤岩气高效开发、推动能源数字化转型的重要举措，对提升资源勘探开发效率、降低生产成本、保障能源安全具有重要意义。非常规油气数智平台（UOG）由中国石油勘探开发研究院承建，已持续建设和应用近8年时间，是“数智中国石油”战略的有机组成部分，旨在为非常规油气业务的高质量发展提供新质生产力。作为UOG的重要组成部分，依托中国石油天然气集团有限公司煤岩气重点实验室，煤岩气数智平台已累计接入并封装结构化数据2.3亿条、半结构化数据10 000份、非结构化数据超3 000 G，加载了国内外13万口煤层气和煤岩气井的勘探开发数据及超30 000组室内测试化验数据，已研发了10项煤岩气智能应用（包括产量动态智能跟踪、典型开发特征图版、可采储量智能评价、综合产量智能预测、综合排液智能预测、新井效果智能评价、产能主控因素分析、单井开发潜力评价、方案实施效果跟踪和科研工作智能辅助）。通过高效整合与利用煤岩气资源数据，该数据资源中心与智能应用平台，不仅为管理决策、基础研究和油田生产提供全方位支持，还为煤岩气业务的未来发展提供了新的数智化、智能化技术路径。
5 煤岩气勘探开发面临的挑战
5.1 煤岩气“甜点区/段”分布规律认识不清
目前，在鄂尔多斯盆地东缘发现煤—灰（顶板）组合指示煤岩气最有利的甜点区/段，为煤岩气甜点区/段勘探提供了重要指导，而全国其他盆地煤岩气甜点区/段岩性组合及分布情况尚不清楚。并不是所有的地下煤岩都可以形成富集的煤岩气。不同盆地地质条件差异较大，煤—灰有利甜点区/段组合的形成条件和分布规律也不尽相同，难以进行简单的类比和预测。
同时，对煤岩的生烃能力的认识仍需不断深化。以往认为煤岩富含有机碳及稠环化合物，这些碳多为“死碳”。但事实表明，单位体积煤岩生烃量是海相泥（页）岩的2～6倍[4]，且煤岩具有超长的生烃周期，Ro＞2.0%依然能大量生烃。因而煤岩中可能存在丰富支链、长链或富氢镜质体的环状化合物会发生裂解开环而非芳构化，从而使得煤岩呈现出高的产烃率及一定的产油率。从分子化学及动力学角度揭示深部煤岩生烃能力差异对揭示甜点区/段形成机制也有重要指导意义。
深层煤岩气分布具有强非均质性，甜点区/段需同时具备资源性、技术性及经济性[6]。因此，煤岩气甜点的科学评价还要体现应力场、温度场、压力场与煤岩属性耦合制约下的储渗物性多变、非均质性强及区域渗透率展布规律不明[31]。当前，数字岩心三维重构结果表明，随有效应力增大，深部煤岩裂隙体积和孔隙度显著降低，初始连通性较好的连片状裂隙因局部受力闭合被切割成孤立状或点状。这说明地层压力能维持深部煤岩储集性、裂隙扩展性及生产能力，但是，地层压力影响下的深层煤岩原位孔裂隙的启闭状态、应力机制及定量预测研究相对薄弱[32]。此外，模拟真实地层条件下煤岩气甜点区/段形成机制评价方法缺乏，未来需利用真三轴、覆压核磁、覆压CT等先进实验技术精细表征煤岩孔隙、裂隙非均质性发育特征及其地质控制要素，揭示地层温压、地应力环境下孔隙、裂隙原位特征及其与渗透率的耦合关系，揭示煤岩储层甜点区/段形成机制。
煤岩气顶底板封闭范围不确定，会影响甜点区/段预测与资源量计算。煤岩气封闭性对维持生产压力十分重要，封闭性好的井可以在3～5年内维持稳产，而封闭性差的井的储层压力可能在1～2年内快速下降至初始值的50%以下[4]。当下国内外针对煤岩气保压性相关研究缺乏，煤岩气保压性控制因素不明，无可借鉴成果认识。从地质角度来看，煤岩、泥岩等塑性岩体地应力均一化、高流体压力、深部封闭构造等因素均有利于封闭性保持[33-35]。深部岩体水平主应力差通常小于5 MPa，而浅层可能超过10 MPa，塑性岩体各个方向地应力的均一化减少了油气由于应力差异引起的迁移和泄漏，有利于封闭性保持。此外，煤岩气顶底板裂缝也是影响封闭性的重要因素，需要关注。煤岩气良好的封闭性不仅需要考虑其原始地质封闭条件，还需考虑压裂改造对原始封闭性的影响，即从工程角度利用压裂资料识别潜在泄压点，为合理优化煤岩气工作制度、充分利用高压能量奠定基础。
5.2 低成本少水—无水压裂工艺研发滞后
煤岩气产能及采收率主要受储层地质条件及压裂改造的影响。储层地质条件决定“原生气藏”的资源潜力，而压裂改造则是实现煤岩气资源高效开发的关键。通过压裂技术，将“原生气藏”升级为“人造气藏”，赋予煤岩气资源商业开发价值[5]。深层煤岩储层普遍具有低孔、低渗特点，无水压裂（如CO2压裂、低温液氮压裂）可避免水相滞留造成的渗透性伤害[32]。压裂返排液循环利用是重要的少水压裂措施，目标为在返排液盐度高达10%的条件下，80%的返排液能够被成功处理后重新用于压裂作业，使压裂过程中的新鲜水用量减少40%。考虑到煤岩对甲烷的吸附能力强（吸附气占比可达60%～80%），无水压裂可减少水膜对甲烷解吸的抑制作用，促进甲烷解吸[33]。因此，要加快研发无水、少水压裂工艺。同时，深层煤岩储层地应力高，无水压裂可形成更复杂的裂缝网络，增加泄流面积。少水、无水压裂还可以减少水资源消耗、降低废水处理成本，是突破深层煤岩气开发瓶颈的关键技术之一。
5.3 智能化井工厂建设不能满足需求
煤岩气智能化井工厂强调“人工气藏”开发理念，即，以煤岩气为对象，基于地质、测井、地震一体化大数据甜点区/段评价、井群为核心的“工厂化”大平台开采方式、云计算智能管理系统，将地下整个“甜点区/段”系统改为一个“人造气藏”[34]。利用人工压裂、地下原位加热气化等技术措施，人工建立并形成较大储量规模区，以“甜点区”单元进行统一的开发采气设计部署，提高整个“甜点区”产量，同时大幅提高天然气采收率。煤岩气“人工气藏”开发模式如图9所示。
图9 煤岩气“人工气藏”井工厂开发模式图
（资料来源：据本文参考文献[34]，有修改）
当前，煤岩气智能化井工厂建设不能满足需求，还需构建覆盖煤岩气从钻井到生产全流程的智能化工作部署、监督及预警体系。通过实时更新地质模型和随钻跟踪技术，实现地震、地质、工程一体化[35-36]。首先，力争将深层煤岩气水平井“一趟钻”比例提升至80%以上。其次，应加快油气生产智能物联网平台建设，重点开发4大核心功能模块[35]：①生产驾驶舱，实现基于“一张图模式”的气井开井时间、产气量等关键指标可视化展示；②单井诊断分析系统，实现工艺设备工况智能分析、预警预测及生产优化；③自动计量管理系统，通过工控技术实现自动轮井计量和报表生成，提高计量效率和准确性；④井场工况预测预警系统，利用大数据分析和机器学习算法预测工况变化趋势，建立自动预警机制。
此外，还需依托净化厂建设，加快推进数字化交付与项目管理平台建设，全面提升井场生产优化能力和整体运营效能。通过以上措施，逐步实现煤岩气开发的智能化转型，为高效开发提供技术支撑。
5.4 煤岩气产量峰值维持难度大
煤岩气储层孔隙结构复杂、渗透率低、非均质性强，煤岩气产量峰值维持难度大，面临生产时间短、单井EUR不高的挑战。生产时间短导致煤岩气产量波动大，难以保持稳定供应，单井累计产气量低，最终影响经济效益。强储层非均质性导致煤岩气单井控制储量有限，目前煤岩气勘探开发技术还不够成熟，难以有效动用所有储量。对于一些低品位煤岩气资源，由于开发成本高，经济效益差，难以实现有效开发。生产时间短、单井EUR不高对煤岩气的开发效益有重要影响。
6 煤岩气勘探开发前景展望
6.1 丰富非常规油气地质理论
煤岩气地质理论认识与勘探开发方面的重大突破将丰富及完善非常规油气地质基础理论。浅层煤岩气主要含吸附气，排水1～2年后产气量达峰值，稳产阶段可持续5～6年，递减期递减率小于10%，稳产期套压、井底流压小于1 MPa，呈现吸附气低压状态解吸驱动的稳定产气生产特征。而深层煤岩气含游离气20%～40%，开井见气，初期产量高，生产周期长，呈现出明显的吸附—解吸分馏现象（图10）[37]。保压取心解吸气分析结果显示，地层压力在启动压力前，煤岩产出气以游离气为主（大于80%），甲烷碳同位素（δ13C1）存在较大幅度变轻，进入启动压力后，解吸气占比逐渐增加，吸附—解吸分馏作用造成δ13C1逐渐变重，转折压力之后解吸气大量释放（大于60%）。该现象代表深部高温高压下煤岩气产出过程中，其内部游离气/吸附气存在复杂转换机制，且目前尚未完全揭示[38-40]。通过揭示煤岩气产出机制，有望构建最佳EUR预测模型。浅层煤岩气与深层煤岩气在资源潜力、富集模式、产出机理等方面都存在显著差别，煤岩气基础理论认识不足，未来要加大两者对比研究，重新认识浅层煤岩气，创新认识深层煤岩气。
图10 鄂尔多斯盆地煤岩气储层保压取心解吸气δ13C1变化曲线图
（资料来源：据本文参考文献[37]，有修改）
从生产实践看，钻在储量丰度超过1.5×108 m3/km2区域的煤岩气井，单井EUR通常超过4 000×104 m3。因此，高储量丰度（煤层厚度大、物性好且含气量高）是煤岩气高产的基础；同时，压裂总砂量3 800 m3以上的气井EUR均超过4 000×104 m3，储量控制及动用程度高（水平井长度大、煤层钻遇率高且压裂效果好）是高产的关键；深层煤岩气井EUR与地层压力有良好正相关性，控压生产显著提升单井EUR，能量保持性好（顶底板封闭条件好、科学排采制度及工艺）是高产、稳产的重要保障[4]。煤岩气富集区通常代表高产区，但中国还有大面积低丰度煤岩气藏分布区，低丰度、高渗透性煤岩气在未来是否具有商业开发价值仍需持续攻关。
6.2 地下煤炭气化有望成为一场“真正革命”
目前，地下原位先天地温形成的“煤岩气”开发主要采用水力压裂改造技术。但从长远来看，地下原位人工加热形成的“煤岩气”资源有望在未来能源格局中展现出更大的颠覆性潜力。随着新的电加热、微波加热、等离子体加热技术与智能控制系统的不断创新与发展，定点加热过程得到持续优化，气化效率显著提高[30]。大量新技术的突破及其应用试验的推进，将推动UCG向深层乃至超深层煤岩拓展，逐步形成一套高效气化、低能耗、资源节约、环境友好，并广泛适用于深部煤层及各种复杂地质条件的技术体系[41-43]。
原位加热改造技术为UCG开辟了新路径。尽管目前仍面临来自技术和经济层面的诸多挑战，但随着原位加热改造新技术的不断发展，人工智能（AI）、大数据和物联网在UCG中不断应用，将实现数据自动监测及采集、过程持续优化及控制、设备实时管理与维护，提升UCG安全性和时效性。建议未来应对深部煤岩UCG进行专门的政策支持及经济补贴，推动相关技术的商业化运行及创新发展。
6.3 人工智能驱动煤岩气创新发展
人工智能（AI）作为驱动煤岩气新质生产力创新发展的核心引擎，将在未来煤岩气革命中发挥重要作用[44-46]。通过构建“地上＋地下”一体化智能实验室，人工智能可实现对煤岩气资源的全方位、多层次深入研究，为技术创新和资源开发提供坚实支撑。在勘探阶段，基于人工智能机器学习的储层预测模型可提升甜点区/段识别准确率，显著降低勘探风险[38-39]；在开发阶段，人工智能驱动的无人化作业将有望大幅缩短钻井周期，降低单井投资成本；智能压裂优化系统可降低压裂成本、提高单井产量[31]；在生产阶段，依托大数据分析和智能诊断平台，故障预警准确率超过90%。
针对煤岩气地面工程投资高、效益开发难度大等问题，煤岩气开采将依赖智能排采设备及全新地面集输工艺。通过构建差异化水网、融合电网与新能源建设，构建“井场—集气阀组—集气站—处理厂”布局模式，满足煤岩气不同时期生产需求。在水资源管理方面，人工智能技术深度融入水循环系统，通过智能监测和优化算法，实时分析压裂用水需求、采出水及回用潜力，构建井场—转水站—处理站分级存储、集中调用的智能循环水网（图11）。基于人工智能的水资源调度系统可动态调整水网运行参数。通过赋能新质生产力，人工智能将助力煤岩气资源的高效勘探开发。
图11 煤岩气水循环利用系统设计示意图
6.4 加速构建天然气经济效益评价完整体系
目前，中国煤岩气经济效益评价体系尚不完善。由于煤岩气开发时间较短，单井EUR存在较大不确定性，难以准确评估单井经济性[40]。此外，单井产量变化大，总体经济效益受影响，快速上产冲峰受限。部分单井初期日产气量可达5×104～10×104 m3，但通常在1～2年内日产气量快速递减至1×104～2×104 m3，稳产期短导致投资回收期延长，内部收益率（IRR）普遍低于12%。此外，一些井快速上产能力受限，单井达产周期较长，影响整体经济效益[46-47]，这些因素共同制约了深层煤岩气的规模化开发。煤岩气革命必须克服当前经济效益评价体系不完善问题，通过建立科学完整的经济效益评价体系，优化开发策略，为煤岩气投资决策提供可靠依据。
7 结论
1）近年来，中国石油建成了世界首个年产200×104 t油气当量煤岩气田，实现煤岩气科技、管理与战略3个创新，对全球非常规油气发展具有重大意义。煤岩气突破或可能是中国继页岩油气革命之后的一场“新革命”。
2）煤岩气两种类型包括地下原位先天地温形成的“煤岩气”、地下原位人工加热形成的“煤岩气”。地下原位先天地温形成的“煤岩气”富集3 个关键特征是进入中高成熟度、自封闭顶底板和较高占比游离气 ；随着原位加热改造技术的发展，地下原位人工加热形成的“煤岩气”资源，有望在天然气工业中发挥出更大的战略性潜力。
3）中国在煤岩气勘探开发技术上取得了重要进展，包括煤岩气甜点区/段分类标准的制定、高精度地震/地质一体化导向的实现、聚能经济压裂技术的探索、控压排采开发模式的创建、煤岩气数智化平台的开发。
4）煤岩气突破为非常规油气领域提供了新的研究方向，但煤岩气革命发展仍面临四个关键挑战，包括“甜点区/段”分布规律认识不清、低成本少水—无水压裂工艺研发滞后、智能化井工厂建设不能满足需求、煤岩气产量峰值维持难度大。
5）中国煤岩气革命将对天然气工业产生重大影响，具体体现在将不断丰富非常规油气地质学理论、地下煤炭气化有望成为一场“真正革命”、人工智能驱动煤岩气创新发展、加速构建天然气经济效益评价完整体系。
论文原载于《天然气工业》2025年第4期———END———
中国石油大学（北京）联合国家自然科学基金委中国21世纪议程管理中心、国际二氧化碳捕集利用封存技术创新合作组织（筹）、联合国教科文组织“碳中和与气候变化驱动绿色转型”教席、中国岩石力学与工程学会以及中关村绿色矿山产业联盟，定于2025年5月28-29日在北京市召开“2025第三届二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）国际会议”。大会联合Applied Energy＼Engineering等顶级期刊联合征稿！论文摘要截止时间：2025年4月18日；论文全文截止时间：2025年7月20日;
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