煤岩气成为天然气增产新动力 煤岩气作为一种新型天然气资源，是指以煤岩自身生成或其他气源运移而赋存煤岩中，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，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。 受地质条件复杂、工艺适应性较差影响，我国传统煤层气发展较慢。近年来，我国工业界通过解放思想、大胆创新，在探索实践中转变勘探思路，打破1500米深度煤层气开发禁区，各大石油企业相继在深层煤岩储层中实现了天然气勘探突破，并成功开发深层煤岩气，开辟了非常规天然气发展的新领域，引领了产业发展。
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级煤岩气大气区，形成大吉区块和纳林河-米脂北两个千亿立方米级储量区，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。
初步预测，到2035年，我国有望探明煤岩气地质储量5万亿立方米，实现年产量400亿~500亿立方米。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。 中国石油勘探开发研究院非常规研究所副所长赵群认为，煤岩储层内的天然气与传统煤层气在地质与开发特征上差异大，煤岩气自生自储但运移明显，具有保存条件控藏特征，储层赋存方式具有多样性，差异富集特征明显。针对煤层强塑性、多裂缝特征，要加强储层精细刻画与“甜点”区评价攻关、降本稳效与提效压裂攻关、排采管控提高采收率研究攻关，超前开展提高采收率及增产新技术攻关。
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级煤岩气大气区，形成大吉区块和纳林河-米脂北两个千亿立方米级储量区，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。
初步预测，到2035年，我国有望探明煤岩气地质储量5万亿立方米，实现年产量400亿~500亿立方米。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。 中国石油勘探开发研究院非常规研究所副所长赵群认为，煤岩储层内的天然气与传统煤层气在地质与开发特征上差异大，煤岩气自生自储但运移明显，具有保存条件控藏特征，储层赋存方式具有多样性，差异富集特征明显。针对煤层强塑性、多裂缝特征，要加强储层精细刻画与“甜点”区评价攻关、降本稳效与提效压裂攻关、排采管控提高采收率研究攻关，超前开展提高采收率及增产新技术攻关。
鄂尔多斯盆地成为深部煤层气主战场 2023年，我国煤层气新增探明储量3179亿立方米，其中，深部煤层气2484.2亿立方米，产量快速上升。以中国石油煤层气公司为例，2023年深部煤层气产量20.5亿立方米，占煤层气总产量的49%。鄂尔多斯盆地已成为深部煤层气勘探突破、开发建产的试验田和主战场。据不完全统计，目前在鄂尔多斯盆地，中国石油、中国海油、中国石化和延长石油的深部煤层气水平井钻井数已超过350口。 地质认识的转变和具体规律深化使得工程技术水平显著提升，保障了深部煤层气勘探突破。地质认识转变方面，烃源岩向源储一体化转变；工程技术保障方面，深部煤层水平井+大规模压裂技术实现有效增产。
中国石化石油勘探开发研究院采油所所长助理贺甲元认为，基于地质工程一体化的效益开发目标，工程技术仍有较大优化空间。如水平段成井难、压裂裂缝扩展机制和规律不明确等，应强化地质工程一体化，在认识-实践-再认识-再实践的迭代过程中提升，寻求准确的降本提质项，这是深部煤层气实现效益开发的关键所在。 贺甲元介绍，在深部煤层水平井压裂技术研究与应用方面，要重视深部煤岩工程地质力学特征与裂缝作用机制认识、基于工程地质力学评价的水平段成井效果评价、基于拉伸/剪切破裂机制的复杂裂缝评价、深部煤层水平段三维水力压裂裂缝扩展模拟、深部煤层水力裂缝支撑剂运移与铺置模拟。建议开展以深部煤层水平井井组压裂后取芯为主的试验，综合压裂监测（井下、地面微地震）、示踪剂、彩色支撑剂等，开展深部煤层成缝、支撑剂铺置和生产评价，为深部煤层气优化降本提供验证。
中国石化石油勘探开发研究院采油所所长助理贺甲元认为，基于地质工程一体化的效益开发目标，工程技术仍有较大优化空间。如水平段成井难、压裂裂缝扩展机制和规律不明确等，应强化地质工程一体化，在认识-实践-再认识-再实践的迭代过程中提升，寻求准确的降本提质项，这是深部煤层气实现效益开发的关键所在。 贺甲元介绍，在深部煤层水平井压裂技术研究与应用方面，要重视深部煤岩工程地质力学特征与裂缝作用机制认识、基于工程地质力学评价的水平段成井效果评价、基于拉伸/剪切破裂机制的复杂裂缝评价、深部煤层水平段三维水力压裂裂缝扩展模拟、深部煤层水力裂缝支撑剂运移与铺置模拟。建议开展以深部煤层水平井井组压裂后取芯为主的试验，综合压裂监测（井下、地面微地震）、示踪剂、彩色支撑剂等，开展深部煤层成缝、支撑剂铺置和生产评价，为深部煤层气优化降本提供验证。
页岩气开发要聚焦“甜窗” 截至2023年底，我国探明页岩气储量3万亿立方米、年产量250亿立方米。虽然页岩气资源量比美国大，但储量、产量差距悬殊，这与中美页岩气地质特点与富集规律差异有关。我国复杂多变的构造环境形成了多种盆地原型、独特的沉积环境，几乎所有层系和盆地类型都有规模性的富有机质黑色页岩发育，这也是我国页岩气评价资源量超过美国的原因之一。
我国页岩气资源分布受三大构造域控制，呈现南北分带、东西分块、联合复合的现象，油气盆地具有块体小、埋藏深、变化快、改造强的特点。特提斯演化早期阶段先天条件优越，自古特提斯洋闭合（印支运动）开始，我国盆地群进入陆内环境，沉降-改造交替，特别是在强烈的燕山、喜马拉雅造山运动中饱受“运动之苦”。构造变形改造深刻影响了页岩气形成与分布，其富集程度、赋存方式，与构造变形样式尤其是变形强度密切相关，直接控制了页岩气资源规模与丰度。板块聚敛使上扬子前陆盆地隆后坳陷向西迁移，相对闭塞的缺氧水体、火山喷发、冰期前后温湿气候造就的古环境形成了优质烃源岩。
中国石油学会常务理事、副秘书长何治亮认为，页岩气“甜窗”是同一套页岩中更易于形成高产天然气的优势深度范围，在此深度范围，页岩气开发效果明显好于更浅或更深的页岩。浅层页岩气具有较好的储集条件，浅层页岩吸附能力强、地应力小，具有较好的可压性和“顶盖+底闭+自封”三维自封闭体系；深层页岩气具有高压、高孔、高含气量“超压富气”特征，深层页岩的高温高压高地应力导致泥页岩破裂方式不同，构造变形强度、方式和期次深刻影响深层页岩气保存条件，深层页岩气保存条件总体更好。
何治亮在分析北美页岩油气开发应用地质工程一体化模式取得巨大成功的原因时表示，数据与工作平台一体化是基础，多学科与多专业融合一体化是核心，建模与数模一体化是关键，油藏工程一体化管理模式是重要保障。我国要实现页岩气大规模上产，要通过精益求精的地质模型、对症下药的工程设计、持续改进的学习机制、协同共享的工作平台、同舟共济的组织形式、奖罚分明的激励措施，达到提高产能、增加收入、提升效率、降低成本的目的。
我国页岩气资源分布受三大构造域控制，呈现南北分带、东西分块、联合复合的现象，油气盆地具有块体小、埋藏深、变化快、改造强的特点。特提斯演化早期阶段先天条件优越，自古特提斯洋闭合（印支运动）开始，我国盆地群进入陆内环境，沉降-改造交替，特别是在强烈的燕山、喜马拉雅造山运动中饱受“运动之苦”。构造变形改造深刻影响了页岩气形成与分布，其富集程度、赋存方式，与构造变形样式尤其是变形强度密切相关，直接控制了页岩气资源规模与丰度。板块聚敛使上扬子前陆盆地隆后坳陷向西迁移，相对闭塞的缺氧水体、火山喷发、冰期前后温湿气候造就的古环境形成了优质烃源岩。
中国石油学会常务理事、副秘书长何治亮认为，页岩气“甜窗”是同一套页岩中更易于形成高产天然气的优势深度范围，在此深度范围，页岩气开发效果明显好于更浅或更深的页岩。浅层页岩气具有较好的储集条件，浅层页岩吸附能力强、地应力小，具有较好的可压性和“顶盖+底闭+自封”三维自封闭体系；深层页岩气具有高压、高孔、高含气量“超压富气”特征，深层页岩的高温高压高地应力导致泥页岩破裂方式不同，构造变形强度、方式和期次深刻影响深层页岩气保存条件，深层页岩气保存条件总体更好。
何治亮在分析北美页岩油气开发应用地质工程一体化模式取得巨大成功的原因时表示，数据与工作平台一体化是基础，多学科与多专业融合一体化是核心，建模与数模一体化是关键，油藏工程一体化管理模式是重要保障。我国要实现页岩气大规模上产，要通过精益求精的地质模型、对症下药的工程设计、持续改进的学习机制、协同共享的工作平台、同舟共济的组织形式、奖罚分明的激励措施，达到提高产能、增加收入、提升效率、降低成本的目的。
