在气候变化、地缘政治和局部战争等多维度影响下，全球能源形势正经历深刻变革。据第43届剑桥能源周（CERAWeek）能源专家观点，天然气已成为能源转型的核心过渡能源，其作用和地位呈现增强趋势^[1]。据国家能源局公布数据，2024年我国天然气消费总量达到4260.5×10⁸m³，其中国内产量为2463.7×10⁸m³，对外依存度为42%。2024年国内非常规天然气产量达到1071×10⁸m³，占天然气总产量的43.5%，是天然气产量增长的重要领域。其中，致密气产量为676×10⁸m³、占比27.5%；页岩气产量为257×10⁸m³、占比10.4%；煤层气产量为111×10⁸m³、占比4.5%；煤岩气产量为27×10⁸m³、占比1.1%，产量增长快。传统煤层气为吸附气水压力封闭成藏、需要人工排水降压解吸开采，高效开发难度大，单井产量普遍较低，中国自2005年启动煤层气开发以来，“十一五”“十二五”“十三五”均未实现国家产量规划目标。2005年在准噶尔盆地常规油气和致密油气钻探过程中，发现埋深较大的侏罗系西山窑组煤岩层段气测显示好，于是在彩504井、彩512井等深层煤岩层段开展了老井试气，获最高日产气7000m³，开井即见气，推测储层富含游离气。2015—2018年，中国石油首次提出将煤岩作为油气储层的勘探思路，并在准噶尔盆地白家海地区构造高部位进行煤岩储层天然气风险勘探目标研究；2019—2020年，通过反复论证，部署了彩探1H水平井，2021年压裂试气获得5.7×10⁴m³/d高产，首次在煤岩储层内获得高产工业气流。与此同时，在鄂尔多斯盆地东缘大吉区块勘探开发实践中，逐步将勘探重点由中浅层转向深层煤岩储层；2021年吉深6-7平01水平井测试获日产气10.1×10⁴m³高产，打破了传统煤层气“埋深超过1500m是开发禁区”的认识束缚。2023年，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）因在准噶尔、鄂尔多斯等盆地深部煤岩储层所发现的天然气与传统煤层气存在明显差异，明确将这种新类型非常规天然气称为“煤岩气”（CRG，Coal-rock gas）^[2-3]，并将其作为未来天然气发展的重要战略接替来进行勘探开发部署。2023年，以鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩为重点，全国实现煤岩气产量12×10⁸m³，2024年产量达到27×10⁸m³，成为天然气产量增长的新亮点。

从油气发展历史来看，每一种新类型资源的出现，均是因为其地质特征与开发方式的独特性，为适应勘探开发和资源管理需求而提出的。1938年，美国颁布了全球第一个针对天然气行业的法规——《天然气法案》（Natural Gas Act），“天然气”这一概念正式在官方使用^[4]。20世纪30年代，美国为解决煤矿瓦斯爆炸危害采用直井在堪萨斯州浅层煤层中排采瓦斯气体，并发现其可作为资源利用。从而20世纪50年代将这种做法推广到圣胡安盆地，产生了煤层气（Coalbed methane）的概念^[5-8]。受石油危机影响，1976年美国能源部（DOE）设立了非常规天然气项目（Unconventional gas research programs），将储层原始基质渗透率低于0.1mD（不包含裂缝渗透率）的天然气称为致密气（Tight gas），将在页岩储层中开采的天然气称为页岩气（Shale gas）^{[7, 9]}。由此可见，“煤岩气”作为一种新类型天然气资源，正是中国油气工作者根据其地质与开发的独特性和勘探开发的管理需求，率先在实践中提出的新概念^[2]。

近年来，因煤岩气概念的提出和实践的突破，在学术界和工业界引起高度关注^[10-13]。鄂尔多斯盆地煤岩气成藏地质理论与储量发现被国家能源局评为“2024年全国油气勘探开发十大标志性成果”之一；2025年3月7日，中国石油董事长戴厚良在全国政协会议上提出要“重点加大对页岩气、煤岩气等非常规资源规模有效开发的政策支持力度，持续提高天然气在能源消费结构中的占比”；2025年3月11日中国石油代表团在第43届剑桥能源周上，向全球首次发布煤岩气地质理论认识，标准普尔国际有限公司全球副董事长丹尼尔·耶金认为：“中国石油在煤岩气地质理论及煤系全油气系统方面形成的开创性认识，对推进煤岩气勘探开发具有重要意义，为全球能源清洁低碳发展开辟了新领域，有望为全球能源发展格局注入巨大战略潜力”。本文旨在系统总结煤岩气地质理论和关键技术等方面取得的重要进展，梳理勘探开发现状，分析当前面临的挑战并展望未来发展前景。

从传统煤层气到煤岩气的发展，深刻体现了地质理论认识的重要性（图 1）。深层富含游离气的煤岩气与浅层以吸附气为主的传统煤层气在赋存方式、成藏特征、成藏机理、富集规律等方面具有各自的差异性、特殊性与规律性，进而二者生产方式、生产特征也明显不同（表 1）。

图 1

图 1 中国传统煤层气与深层煤岩气理论技术及产量发展历程图 Fig. 1 Development history of traditional CBM and CRG theory, technology, and production in China

表 1

表 1 深层煤岩气与传统煤层气特征对比表 Table 1 Comparison of characteristics between CRG and traditional CBM 特征 参数 传统煤层气（大吉区块浅层） 深层煤岩气（大吉区块深层） 地质特征 埋深 800~1200m 2000~2200m 储层压力 5~10MPa，总体处于欠压状态 20~25MPa，总体处于常压—超压状态 地层温度 15~35℃ 65~80℃以上 总含气量 10~15m3/t，平均为12m3/t 20~30m3/t，平均为24m3/t 吸附气饱和度 欠饱和：50%~90% 超饱和：120% 游离气含量 几乎无游离气 富含游离气，占比为20%~35% 富集特征 地下水弱径流区是富集区 大面积连续分布，局部构造高部位是富集区 开发特征 产出方式 将储层压力降低至吸附临界解吸压力以下，实现产气 游离气产出后，储层压力降低，吸附气解吸接替产出 开采工艺 排水采气：人工排水降低储层压力，实现吸附气解吸产出 控压生产：水平井多段压裂，利用地层能量衰竭生产 生产特征 气井达产后可稳产2~5年，水平井产量为（0.5~1.0)×104m3/d 开井即见气，初产（5~10)×104m3/d，逐年递减 EUR 直井：（300~800)×104m3；水平井：（1400~2400)×104m3 水平井：（4000~5500)×104m3 采收率 45%~50% 35%~38% 工程技术 井型 中高阶水平井为主，水平段长1000m；中低阶直井、定向井为主 水平井为主，水平段长度1200~1500m 增产措施 水平井分段压裂，加液量为1500~2000m3，加砂量为150~200m3 水平井分段压裂，加液量为30000~50000m3，加砂量为5000~6000m3 建井周期 25~30天 40~50天 效益指标 完全成本1100~1800元/103m3 完全成本1100~1400元/103m3

表 1 深层煤岩气与传统煤层气特征对比表 Table 1 Comparison of characteristics between CRG and traditional CBM

煤岩储层微米—纳米孔与宏观割理裂缝发育，主要受煤化作用控制，是典型的双重介质储层。煤岩中发育大量植物残留的组织孔、煤岩生烃后的气孔等微米—纳米孔，且不同煤阶煤岩孔隙空间分布存在较大差异。如准噶尔盆地西山窑组中—低阶煤岩孔隙度为10%~20%，微孔仅占5.2%，宏孔+大孔占比为64%，渗透率为1~10mD^[14-15]；鄂尔多斯盆地本溪组8号中—高阶煤岩，孔隙度为3%~5%，其中微孔占67%，宏观裂缝占26%，渗透率为0.01~0.1mD^[16-18]。以鄂尔多斯盆地8号煤岩为例，中—高阶煤岩微孔体积占比超过85%；宏孔作为游离气的主要赋存空间，孔径可达5~15μm（图 2），R_o为1.7%时宏孔体积最大，游离气储集能力最强，游离气含量可达13m³/t。

图 2

图 2 鄂尔多斯盆地东缘本溪组不同煤阶8号煤岩中气孔孔径分布特征图 Fig. 2 Microscopic characteristics of vesicles in coal rock No.8 with various coal ranks in Benxi Formation, eastern margin of Ordos Basin

煤岩储层发育割理、层内构造裂缝和穿层构造裂缝3个尺度的裂缝系统。割理是煤化作用过程中形成的内生裂隙，是煤岩储层独有的特征，主要为厘米—分米尺度^[19-20]，大量岩心描述发现，光亮煤割理最发育，当R_o为1.2%~1.8%时割理数量最多。在不同构造背景下，煤岩储层可发育一定数量的层内构造裂缝和穿层构造裂缝。如对鄂尔多斯盆地东缘480m煤矿巷道壁面测绘发现，煤岩层内发育米级高角度层内构造裂缝，走向垂直最大主应力方向，密度为0.7~1.3条/10m；采用三维地震数据解释发现，鄂尔多斯盆地8号煤岩储层在局部发育穿层构造裂缝，延伸长度可达1.5~2.5km、倾角为60°~80°、裂缝高度为10~30m。

煤岩气藏中游离气与吸附气并存，游离气占总含气量的20%~50%，游离气的赋存需要良好的保存条件。煤岩储层具有极强的压力敏感性，随埋深加大，在良好顶底板的夹持下，高应力敏感性的煤岩储层在毛细管压力下，煤岩气可自封闭成藏^{[2, 21]}。因此，煤岩气藏的埋深通常大于传统的煤层气藏，煤岩气储层通常具有高温、高压、高总含气量、高吸附气饱和度、高游离气含量的5高特征（表 1）^{[2, 21]}。以鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩储层为例，大吉区块浅层埋深为800~1200m的传统煤层气储层平均压力为7.9MPa、温度为35℃、含气量为12m³/t、吸附气饱和度为64%、几乎无游离气；大吉区块深层埋深为2000~2200m的煤岩气储层平均压力超过20MPa、温度在70℃以上、总含气量平均为24m³/t、吸附气饱和度超过120%、游离气占比为20%~35%（表 1）^{[2, 21]}。

煤岩气组分复杂，部分气井还可产一定量的油。传统煤层气井所产烃类以甲烷为主，二氧化碳等无机组分含量变化大。Scott基于美国1400口煤层气井气体组分分析，结果显示CH₄占比为93%，CO₂占比为3%，N₂占比为1%，C₂₊占比为3%^[22]；部分煤层气组分中CO₂的含量较高，如甘肃窑街地区煤层气组分中CO₂含量可超过30%。鄂尔多斯盆地煤岩气除甲烷外，还含有乙烷、丙烷等烷烃组分，CO₂等无机组分平均含量总体较低（小于3%）；部分中阶煤岩气井生产一定量的凝析油，碳同位素对比分析表明，其油源主要为煤岩自身。准噶尔盆地白家海地区西山窑组煤岩油气同产，美国皮申斯盆地卡蒙组部分以煤岩作为储层的勘探井，既产气又产油^[23]。总的来说，煤岩气在组分上更加多样，而煤层气因后期构造改造，气体组分以CH₄与CO₂为主。

煤岩储层的宏观孔缝赋存大量游离气，在浮力作用下油气存在运移聚集，并可有他源气充注。煤岩气成藏过程中保存条件好，煤岩生烃后构造活动相对稳定，气藏未经构造破坏，较大程度保留了原生气藏特征，储层水矿化度极高。在良好顶底板夹持下，煤岩气藏大面积连续分布，在局部构造高部位、裂缝发育区，游离气运移聚集后可局部富集。以鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩气为例，地下水矿化度总体高于10×10⁴mg/L，化学分析表明高浓度Cl^-、Na⁺主要源于经过浓缩蒸发的古海水，这表明气藏保存条件好，保留了原生气藏特征。大吉区块位于构造高部位的煤岩气井（大吉7-5井）游离气含量为5.5m³/t、直井初产0.5×10⁴m³/d，分别是构造低部位井（大吉3-2AX3井）游离气含量的2倍、产量的3.3倍^[2]；盆地腹部的ZYH2井微地震监测表明，压裂过程中明显沟通了相邻的小断层或裂缝，气井测试产量为8.0×10⁴m³/d，与同平台邻井相比高40%。

在构造高部位的煤岩储层内可形成圈闭，他源充注后，可形成类似常规气藏的构造型煤岩气藏。如准噶尔盆地白家海地区西山窑组煤岩储层，在构造高部位形成构造型煤岩气藏。碳同位素分析表明，天然气主要来源于下部石炭系和二叠系烃源岩，少量来源于侏罗系煤岩；构造高部位与裂缝发育带重合区，气测值高，反映构造—裂缝控气特征，靠近断裂带气测值高，气测异常幅度为40%~99%，裂缝相对不发育的斜坡区气测值低，气测异常幅度为5%~52%^{[3, 14]}。

基于煤岩双重介质储层的特殊性，分析不同介质流体动力场的作用机制，初步构建了煤岩气成藏机理与煤系全油气系统理论框架。

贾承造等提出油气在地下运移聚集主要受控于自由动力场、局限动力场和束缚动力场^[24]。作为双重介质储层，煤岩在相同地质条件下可受不同流体动力场的作用。煤岩中的微孔主要储集吸附气，甲烷等分子在范德华力的作用下，将流体分子束缚于微孔表面，主要受束缚动力场作用。当埋深较浅，割理裂缝发育的煤岩渗透率相对较高，主要受自由动力场的作用。如沁水盆地南部山西组—太原组煤岩渗透率总体为0.1~1.5mD、鄂尔多斯盆地东缘大吉区块浅层本溪组8号煤岩平均渗透率为1.5mD（埋深为800~1200m），煤岩宏观割理裂缝系统内被地下水充填。当埋深较深，煤岩渗透率在有效应力作用下可低于0.1mD，在毛细管力的作用下，地下水难以侵入储层，地下流体主要受局限动力场作用。如鄂尔多斯盆地东缘大吉区块深层本溪组8号煤岩平均渗透率为0.05mD（埋深为2000~2200m），割理裂缝内无可动水。

受煤化作用控制，煤岩生烃同时成储并成藏。煤岩双重介质储层特征决定煤岩气在不同动力场的作用下形成不同气藏特点的煤岩气藏。基于煤岩割理发育程度、煤岩气成藏流体动力学机制分析，初步揭示了煤岩气“三场控藏”成藏机理。煤岩割理裂缝发育时，在自由动力场控制下形成优质裂缝型气藏特征的煤岩气藏，基质微孔含吸附气，具有高含气量、高游离气占比、高地层压力等特征；煤岩割理裂缝较发育时，在局限动力场控制下形成煤岩气藏，基质微孔含吸附气，具有高含气量、较高游离气占比、高地层压力等特征，为煤岩气资源主体，需压裂生产；煤岩割理裂缝不发育时，煤岩基质微孔含气，以吸附气为主，受束缚动力场控制形成煤岩气藏^[14]。

在自由动力场作用下，地下水侵入煤岩割理裂缝体系，煤岩气藏破坏，游离气散失，煤岩基质微孔含气，在水压力封闭下由束缚动力场控制成藏，形成传统的煤层气藏。若气藏在地质历史时期曾有过构造改造，原生煤岩气藏破坏后地下水侵入储层，游离气逸散，虽现今埋深较大、保存条件较好，宏观孔缝内的储层水受局限动力场控制，其本质仍是具有传统煤层气藏特征的残留气藏。若构造抬升后，在良好圈闭条件下，煤岩储层仍保留大量的自源吸附气及接受他源的游离气充注，二次成藏，这种圈闭型煤岩气藏埋深可相对较浅，在勘探实践中应加以关注。

煤岩空间上由深部局限动力场逐步向中—浅部开放型自由动力场转换，由深层煤岩气逐步向浅层传统煤层气过渡，在深层煤岩气藏与传统煤层气藏之间存在复杂的过渡带，气藏特征更为复杂，即深层煤岩气—传统煤层气聚集过渡带^[14]。

煤岩割理裂缝体系在局限动力场控制下，形成“源储一体、箱式封存”的煤岩气成藏富集模式。如，鄂尔多斯盆地埋深超过1500m的石炭系本溪组中—高煤阶8号煤岩储层，具有区域构造简单平缓、顶底封盖层分布稳定、水动力环境弱等特点，保存条件优越。初步评价，本溪组8号煤岩气大面积连续成藏，有利面积近4×10⁴km²，含气量主体分布于15~35m³/t，平均为19.4m³/t，游离气占比为20%~35%^[21]。煤岩气在局限动力场或弱局限动力场的作用下形成了自封闭的压力封存箱，游离气以微距运移为主，煤岩生烃后很大程度上保留了原生气藏特征。以鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩气为例，煤岩的含气性受煤化作用、沉积环境、煤岩组合、流体动力场4项因素的综合控制。煤化作用程度（总生烃量）决定煤岩气富集上限。本溪组8号煤岩含气量具有东高西低、南高北低的特征，总体与煤岩热演化程度一致。沉积环境（灰分）决定煤岩孔隙度与吸附能力。本溪组8号煤岩东部成煤环境为低能潟湖、滨海陆棚环境，灰分含量低，含气量较高（图 3a）。煤岩组合的封闭能力决定煤岩气的含气量。封闭性能与含气量正相关，煤岩—灰岩、煤岩—泥岩组合的封闭性最好，对应的煤岩含气量明显较高（图 3b）。在聚集过渡带之下的本溪组8号煤岩储层，游离气占比随埋深增加而增大，高含气量埋深为2000~3000m（图 3c）。

图 3

图 3 鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩含气量影响因素统计图 Fig. 3 Statistical graphs of influencing factors on gas content of coal rock No.8 in Benxi Formation, Ordos Basin

煤岩割理裂缝体系在自由动力场控制下，高孔高渗的煤岩储层在良好的圈闭内形成“多源共储、高点富集”的煤岩气成藏富集模式。以准噶尔盆地白家海地区侏罗系西山窑组煤岩气藏为例，中—低煤阶煤岩孔隙度为10%~20%、渗透率为1~10mD、含气量为6~16m³/t，其中游离气占比为16%~54%^{[3, 15]}。天然气碳同位素组成特征（δ¹³C₁值为-28.13‰~-26.13‰）与周缘构造天然气相近^[14-15]，表明煤岩气在层内、层外均存在运移，气源主要来自下部的石炭系和二叠系烃源岩，少量来源于自身侏罗系煤岩，具构造—裂缝控气特征，是一种圈闭控制的煤岩气藏。

贾承造等针对传统含油气系统中没有考虑到非常规油气聚集成藏的问题，提出全油气系统理论，即烃源岩生成的油气通过运移、聚集，最终形成可开采油气藏的完整地质过程及要素组合，具有以腐泥型烃源岩为主的“常规油气—致密油气—页岩油气”序列分布规律^[24-26]。实践表明“常规气、致密气、煤岩气/煤层气（瓦斯）”等天然气在成因上同源、在空间分布上呈现规律性。因煤系生烃成储的特殊性，李国欣等提出煤系全油气系统，指含煤岩系内油气生成、储集、运移、成藏、演化、改造等全部地质要素和地质过程，具有以腐殖型烃源岩为主的油气序列分布规律（图 4）^[14]。

图 4

图 4 煤系全油气系统油气藏空间分布模式图（据文献[14]修改） Fig. 4 Spatial distribution pattern of oil and gas reservoirs in the whole petroleum system in coal measures (modified after reference [14])

与以碎屑岩层系为典型建立的全油气系统的基本理论和模式相比，煤系在煤岩储层和源储耦合上，具有明显的特点和差异（表 2）。煤系全油气系统以煤系中煤岩（及暗色泥页岩）为烃源岩和储层，以及与其相邻的致密层为储层或盖层或输导层构成多种类型的煤系油气成藏组合，在源储耦合作用下，在保存条件较好的煤岩储层形成煤岩气，在致密层形成致密油气或在远源形成常规油气，在受后期地质作用破坏的煤岩储层形成传统煤层气，是一种新类型全油气系统（表 2）。煤岩气与致密气是煤系全油气系统中的主力天然气资源。

表 2

表 2 煤系全油气系统与页岩层系全油气系统特征对比表 Table 2 Comparison between whole petroleum system characteristics of coal measures and shale formations 类型 鄂尔多斯盆地东缘石炭纪—二叠纪海陆过渡相沉积煤系 准噶尔盆地侏罗纪陆相沉积煤系 四川盆地奥陶系—志留系海相沉积页岩 沉积 体系 海陆过渡相沉积，形成大规模连续的互层状泥岩—砂岩—煤岩组合 陆相沉积，形成横向不连续的厚层泥岩—砂岩—煤岩组合 海相深水陆棚沉积，平面或剖面相变为碳酸盐礁滩相沉积 烃源岩特征 岩性 煤岩与暗色泥页岩 煤岩与暗色泥页岩 富有机质页岩 TOC/% 煤岩：80~95；暗色泥页岩：1~30 煤岩：70~95；暗色泥页岩：1~30 2~8 有机质类型 Ⅲ为主 Ⅲ为主，存在部分Ⅱ2型 Ⅰ—Ⅱ Ro/% 1.0~3.0 0.3~1.2 2.5~3.5 生烃产物 干气 湿气+部分油 先生油，再裂解成气 成藏机理 封闭类型 传统煤层气：吸附力与水压力封闭；深层煤岩气：吸附力、毛细管压力自封闭或圈闭封闭 传统煤层气：水压力封闭；深层煤岩气：圈闭封闭、自封闭 自封闭 动力场类型 传统煤层气：气—束缚动力场，水—自由动力场；深层煤岩气：弱局限动力场+束缚动力场 传统煤层气：气—束缚动力场，水—自由动力场；深层煤岩气：自由动力场+束缚动力场 局限动力场+束缚动力场 源—储耦合 在构造低部位深层，储层富含游离气，形成深层煤岩气藏；在构造高部位浅层，吸附气在地下水压力下保存，形成传统煤层气藏；在煤岩层内形成煤层气—煤岩气聚集过渡带；在近源，煤岩与砂岩构成源储组合，形成致密气藏 构造抬升，在源内保存条件差、游离气散失形成传统煤层气藏，在源内构造圈闭内形成煤岩气藏，在源外的构造高部位形成常规油气藏 可作为烃源岩与相邻台缘礁滩储层构成源储组合；源储一体，由滞留烃形成页岩气藏 典型油气田 煤层气田：三交、保德、韩城；煤岩气田：大吉、蒙陕、佳县；致密砂岩气田：苏里格、神木 煤层气田：阜康；煤岩气田：白家海；常规油气田：呼图壁、齐古等 页岩气田：长宁—威远、涪陵；常规气田：威远 注：据文献[14]修改。

表 2 煤系全油气系统与页岩层系全油气系统特征对比表 Table 2 Comparison between whole petroleum system characteristics of coal measures and shale formations

煤系地层的煤岩组合控制煤岩气差异富集。结合中国煤系沉积特征^[24-25]，煤系地层的煤岩组合类型主要包括煤岩—灰岩强封闭组合、煤岩—泥岩中等封闭组合和煤岩—砂岩弱封闭组合3种类型^[14]。近期鄂尔多斯盆地煤岩气勘探开发实践表明，煤岩—灰岩强封闭与煤岩—泥岩中等封闭组合更有利于煤岩气的滞留聚集，煤岩气资源富集；煤岩—砂岩弱封闭组合中，因煤岩和致密砂岩储层均可储集天然气，因此形成煤岩气和致密气成藏组合，但煤岩气资源品位相对较低^[14]。煤系作为一种复杂的地质单元，其地质特点和分布受到古地理、古气候和地球动力学过程的影响，不同的沉积、构造背景形成的煤系具有不同的特征。

根据煤系全油气系统的地质特征，将煤岩或煤层中赋存的天然气统称为煤岩气；将煤系全油气系统中天然气按赋存特征和成藏机理划分为2种基本类型（常规气和非常规气），再按天然气源储关系和储层岩性划分为6种类型：远源碎屑岩气，特殊岩性类气，远源/近源致密砂岩气，源内致密砂岩气，泥页岩气和煤岩气等。按照煤系全油气系统理论“全过程成藏”的研究思想，基于典型煤岩气藏成藏演化剖析，煤岩气可进一步划分为原生型煤岩气、再生型煤岩气、残留型煤岩气和生物型煤岩气4种主要气藏类型。目前在勘探开发实践中广泛研究的煤岩气就多属原生型煤岩气，传统的煤层气就多属残留型煤岩气。

结合中国煤系地层发育特征，初步将煤系全油气系统划分为海陆过渡相煤系全油气系统和陆相煤系全油气系统两大类。

以鄂尔多斯盆地为代表的石炭纪—二叠纪海陆过渡相煤系全油气系统为例，本溪组8号煤岩成熟度较高（R_o为1.0%~2.5%），储层渗透率低（埋深2000m的渗透率小于0.1mD），陆表海潟湖潮坪—潮控浅水三角洲沉积环境下形成多套源储组合，煤系整体具有良好的封闭能力，有利于油气自封闭成藏。在深部煤岩内，已经实现了煤岩气的勘探开发突破；盆地东缘的大吉、三交北等多个区块的煤系致密气实现规模效益开发；推测煤系内的碳质泥页岩也应具有页岩气的勘探开发潜力。盆地东缘构造浅部位煤岩储层游离气散失，吸附气在水压力封闭下形成了传统煤层气田。

以准噶尔盆地为代表的侏罗纪陆相沉积煤系全油气系统为例，西山窑组煤岩成熟度偏低（R_o为0.5%~0.9%），储层渗透率较高（埋深2000m的渗透率仍可大于1mD）、孔隙度相对较高（平均可达15%），冲积扇、扇三角洲、河流、沼泽等沉积环境下煤岩、泥岩、砂岩等相互叠置，横向厚度变化大，纵向煤层数量多，多以煤砂组合为主，且高孔高渗，自身封闭能力相对较弱。高孔高渗煤岩在良好的圈闭条件下，下部石炭系和二叠系烃源岩油气充注后，在盆地腹部白家海地区形成了圈闭型的煤岩气藏。在盆地南缘阜康等地区，构造隆升后游离气散失形成了残留型的煤层气藏。按照煤系全油气系统油气序列分布规律认识，提出了西北地区侏罗纪煤系勘探的重点方向为：（1）火山岩侵入的煤岩高热演化程度区；（2）深部煤岩高热演化程度、高自封闭性的构造斜坡区；（3）“多层煤+多层砂”的煤岩气与致密气成藏组合区。

近年来，以鄂尔多斯盆地为重点，针对煤岩气勘探开发，初步形成了资源评价、甜点评价、实验测试、水平井+多段压裂、产能评价与生产优化等技术系列。

通过对煤岩气地质认识、成藏规律的综合分析，煤岩气资源评价以现有勘探成果和数据为基础，划分评价单元以明确资源量与空间展布。单元划分采用“先纵向后横向”方案。纵向按“层系—煤层（组）—埋深”划分，埋深上分为1500~3000m、3000~5000m；横向按“盆地—含气区带—三级构造单元/局部构造—计算单元”细分，同一单元特征一致，最小单元特征范围可控。评价方法有体积法、类比法、容积法等。高勘探程度区用体积法和小面元体积法，低勘探程度区用类比法。资源分级依据主力煤岩储层厚度、含气量、构造条件、煤体结构和埋深5项参数，按照权重赋分对资源进行分级（Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类）评价^[2]。

在测井方面，针对煤岩井壁易垮塌、测井采集难度大、游离气与吸附气共存、含气量计算难等问题，采用水平井互补性采集系列，初步实现了煤岩类型、储集性、含气性、可压裂性和顶底板封盖性等特征的识别与评价。基于煤岩储层测井参数解释结果，建立煤岩储层分类标准，优选地质—工程甜点，为水平井精细压裂段优选提供技术支持。通过井震结合，实现了鄂尔多斯盆地8号煤岩储层反射结构特征的高精度刻画，基于数据与模型联合驱动，初步形成了地质工程甜点智能反演技术，实现煤岩气甜点预测符合率80%以上。通过示踪剂监测技术，获得了深层煤岩气水平井各段差异认识，提出了基于深层煤岩气地质—工程甜点系数的模型构建方法，为甜点评价、压裂段簇差异化设计等方面提供了新思路^[28]。煤岩地质工程甜点的高精度建模，为水平井井眼轨迹设计、实施及实现高靶体钻遇率奠定良好基础。

针对煤岩储层的特殊性，中国石油、中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）等企业在传统煤层气实验测试技术的基础上升级改造，形成了系列技术。如中国石油成立了煤岩气重点实验室，通过改造升级形成了现场含气量、高温高压等温吸附、原位孔隙度和全尺度孔裂隙表征等特色技术。以煤岩含气量测试技术为例，为满足游离气的测试需求，研发了保压含气量测试技术，制定了相关测试标准，目前已经完成了全国133口煤岩气井含气量的测试。为实现煤岩储层参数的快速评价，研发了深煤现场移动分析测试系统，实现了井场CT—核磁—含气量一体化测试，快速提供煤岩气的含气量、孔隙度、割理裂缝分布、煤质与煤体结构等地质工程一体化甜点评价核心参数，为煤岩气高效勘探开发提供基础数据支撑，已在鄂尔多斯盆地佳监1、米脂10等井成功应用。

针对鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩气钻井面临的井漏、井壁垮塌、气侵严重、摩阻扭矩大等难题，目前初步形成了“防溢漏快钻、防塌除气快钻、水平段延伸”的水平井优快钻井技术，在鄂尔多斯盆地东缘大吉区块成功应用，钻井提速效果明显，钻井周期由51.5天降低至30.1天。水平段平均机械钻速提高50%，水平段一趟钻比例由36%提高至87%^[29]。2025年，中国石油长庆油田公司和中石油煤层气有限责任公司先后创造了一趟钻水平段长2500m、3036m的纪录。

针对深层煤岩储层物性差、煤体结构好的特点，目前水平井压裂主体采用“超大排量+超大液量+超高砂量”改造工艺，建立“超大、超密、充分支撑体积缝网”，实现极限体积压裂^[29]，颠覆了常规煤层气储层改造方式，单段砂量突破500m³，排量由8~12m³/min增加至16~22m³/min，单井压裂耗水量为(4~6)×10⁴m³，可实现初产(5~10)×10⁴m³/d。2025年，冀东油田成功实施了国内首口压裂后取心井——佳监1井。该井距压裂井井眼35~45m，取心表明压裂缝高整体受控，压裂后裂缝主体位于煤岩层内，以高角度缝为主。

针对煤岩储层强度低、塑性强、厚度薄、割理裂缝发育等特点，并为解决鄂尔多斯盆地水资源匮乏、大规模压裂耗水量大的问题，中国石油正在积极探索减水/少水钻井及压裂技术。2024年，中国石油长庆油田公司开展了CO₂少水压裂技术试验，单井总用水量可减少30%以上；2025年，试验了充气钻井技术，较邻井常规钻井减少钻井液1441m³。中国石油勘探开发研究院创新提出聚能压裂技术，通过单簇、少孔、高排量的密集能量释放，提高缝内净压力造长缝，最大限度提高储量动用程度^[30]。2024年在长庆油田开展了12口水平井聚能压裂现场试验，与常规压裂相比，单井总液量下降13%、总砂量降低21%，单井最终可采储量（EUR）提高5%~10%^[30]。此外，中国石油勘探开发研究院正在积极探索煤岩储层燃爆致裂、水力割缝复合激荡造穴等储层改造新技术，通过室内实验已经证实了技术方案可行性。

煤岩气井生产特征与生产规律已形成一定认识，初步建立了煤岩气水平井单井EUR评价方法。通过与传统煤层气井生产曲线对比，明确煤岩气水平井具有“开井即见气、初期产量高、产量逐年递减”的特点（图 5）。目前，煤岩气水平井的生产时间总体小于3年，初产(5~10)×10⁴m³/d，前两年递减率分别为45%、37%，可采出EUR的49%。结合煤岩气的赋存与产出特点，初步建立了煤岩气井EUR分类评价方法及流程，明确对于未达到边界流的气井采用井控法、类比法预测EUR，对于达到边界流的气井采用流动物质平衡法、解析法、类比法、递减法相结合进行综合分析预测。按照统一方法评价，目前鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩气Ⅰ类区水平井单井EUR为(4500~5300)×10⁴m³、千米EUR为(3500~4200)×10⁴m3。

图 5

图 5 传统煤层气水平井（a）与典型煤岩气水平井（b）生产曲线图 Fig. 5 Production curves of traditional CBM horizontal well (a) and typical CRG horizontal well (b)

强塑性煤岩储层的孔隙度、渗透率等在生产过程中受生产压差波动影响，易于变化，对气井产能影响较大。通过对洲12-11YH2水平井35天的持续微地震监测，发现压裂完后仍有微地震事件发生、数量占总数的20%，表明裂缝仍在持续扩展。室内模拟试验表明，水分子对煤岩微孔中的甲烷吸附能力也有较强的抑制作用，也有研究认为水对煤岩吸附气存在渗吸置换^[12]。初步建立最佳焖井时间判识方法与定量化排采控制指标体系。该技术在长庆油田应用，同井场的两口井对比，在相同条件下生产80天，试验井返排率提高20%、单井稳定日产提高1倍、压力保持水平提高1.5倍，预测单井EUR将提高20%以上。

针对煤系内煤岩气、致密气和泥页岩气等多气共生的特点，中国石油长庆油田公司立足鄂尔多斯盆地积极开展多层多气立体开发试验，探索盒8段、山西组及太原组致密砂岩、太原组致密灰岩、本溪组煤岩多层系多岩性整体动用。在大斜度井煤砂合采、短水平井煤岩—砂岩—石灰岩协同开发（8号煤岩水平段500m、斜井段盒8段—山2段—太原组砂岩及太原组石灰岩）、直井/定向井煤砂合采取得重要进展，提产和稳产均取得初步成效。开发试验表明，多层立体开发气井产量与稳产能力均高于单层开发，但生产过程中不同储层之间存在干扰。下一步需开展多压力系统和井网协同性研究，扩大煤砂合试合采试验，重点探索两类开发模式：一类是煤岩气有利区和致密气探明未动用储量叠合区大平台开发，采用水平段煤岩气+斜井段致密气立体开发模式；另一类是煤岩气次有利区和致密气未动用未达产叠合区开发，采用直定向井组和大斜度井组煤砂协同立体开发模式提产提效。

截至2024年底，全国累计实施煤岩气水平井超过300口，鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩气勘探开发取得全面突破，5号煤岩气显现良好开发前景；准噶尔、四川等盆地勘探井获煤岩气高产突破，仍在落实规模富集区（表 3）。勘探实践表明，埋藏较深、构造稳定的中高阶煤岩气勘探条件有利。

表 3

表 3 中国主要煤岩气勘探评价井储层特征与试采效果统计表 Table 3 Statistics of reservoir characteristics and trial production results of major CRG exploration and appraisal wells in China 盆地 气田/地区 典型井 储层参数 测试日产量/104m3 鄂尔多斯 大吉 吉深6-7平01 本溪组8号煤，埋深为2200m、Ro为2.0%~2.2% 10 吉平2H 山西组5号煤，埋深为2100m、厚度为5.8m、Ro为2.0% 5.2 蒙陕 纳林1H 本溪组8号煤，埋深为3220m、厚度为7m、Ro为2.3% 5 乌探1H 山西组5号煤，埋深为3130m、厚度为6.4m、Ro为2.2% 10.4 霍探1H 本溪组8号煤，埋深为2500~3000m、厚度为6~8m、Ro为1.2% 2.35 绥德1H 本溪组8号煤，埋深为3246m、厚度为6m、Ro为2.0% 正试气 佳县 佳南1H 本溪组8号煤，埋深为2260m、厚度为8m、Ro为1.6% 8.2 宜川 高4-3 本溪组8号煤，埋深为2269m、厚度为4.5m、Ro为2.8% 0.85（直井) 宜10-26-43 山西组5号煤，埋深为2091m、厚度为4.2m、Ro为2.6% 0.4（直井) 高14 山西组5号煤+本溪组8号煤，埋深为2123m、厚度为7.5m 1（直井) 宜10-8-52H3 本溪组8号煤，埋深为2274m、厚度为5.1m、Ro为2.8% 4.7 天环坳陷 安探1H 本溪组8号煤，埋深为4000m、厚度为3.5m、Ro为1.8% 正钻井 临兴 深煤1 本溪组8号煤，埋深为2000m、厚度为9.7m、Ro为1.0% 6 大牛地 阳煤1HF 太原组8号煤，埋深为2872m、厚度为12m、Ro为1.72% 10.4 四川 遂宁 宁探1H 龙潭组，埋深为4397m、厚度为2.3m、压力系数为2.1、Ro为2.5% 8.6 大安 嘉探1H 龙潭组，埋深为3260m、厚度为3.8m、压力系数为1.8、Ro为2.3% 2.3 南川 阳2 龙潭组1号煤，埋深为1976m、厚度为3.8m、Ro为1.7% 1.8（直井) 准噶尔 白家海 彩探1H 西山窑组，埋深为2420m、厚度为10m、Ro为0.7% 5.7 渤海湾 冀中坳陷 信探1H 太原组，埋深为2500m、Ro为1.1% — 黄骅凹陷 官探1H 太原组，埋深为3600m、Ro为0.9% — 松辽 王府断陷 府探1H 火石岭组，埋深为3090m、厚度为7.9m、Ro为1.8%~2.3% 0.19 吐哈 台北凹陷 柯新1H 西山窑组，埋深为3300m、厚度为16m、Ro为0.79% 0.01 塔里木 库车北部 迪探1 克孜勒努尔组四段，埋深为1500m、Ro为0.7%~1.0% 0.026 依探1H 克孜勒努尔组，埋深为4300m、厚度为2.6~5.4m、Ro为0.91% — 海拉尔 呼和湖 辉探1H 南屯组，埋深为2550m、厚度为5~26m、Ro为1.1% 0.38

表 3 中国主要煤岩气勘探评价井储层特征与试采效果统计表 Table 3 Statistics of reservoir characteristics and trial production results of major CRG exploration and appraisal wells in China

基于前期在白家海地区的彩504井、彩512井和彩514井等直井试气结果，2018—2020年石油科技工作者通过反复论证，按照“借鉴致密气、页岩气生储成藏机制，将煤岩作为储层整体勘探”的思路，提出了风险勘探部署建议。2021年6月，中国石油新疆油田公司部署的彩探1H水平井压裂，获5.7×10⁴m³/d高产，试采1400天，累计产气1684×10⁴m³。2024年，与彩探1H井相邻的两口试采井既产气又产油，其中，彩煤-2-003H井水平段长992m、压裂17段，初期日产气0.23×10⁴m³，试采后期日产气1.5×10⁴m³、油2.3t；彩煤-2-004H井水平段长1026m，压裂17段初期日产气0.61×10⁴m³，试采后期日产气1.6×10⁴m³、油0.66t。总体看来，两口试采井的效果不及预期，表明这种圈闭型煤岩气藏的富集受控于油气充注程度与圈闭规模。

本溪组8号煤岩气勘探突破后，快速实现规模有效开发。2021年，借鉴川南页岩气水平井多段压裂2.0技术工艺模板，通过“超大排量+超大液量+超高砂量”改造工艺，中石油煤层气有限责任公司实现了吉深6-7平01水平井10×10⁴m³/d高产（表 3）。之后，中国石油长庆油田与冀东油田在鄂尔多斯盆地部署的纳林1H井（埋深为3220m）、佳南1H井（埋深为2260m），中国海油的深煤1井、中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）的阳煤1HF井等多口水平井，获日产气(5~10)×10⁴m^{3 [21, 31-32]}。

中石油煤层气有限责任公司率先在大吉区块建成首个百万吨油当量级煤岩气田。截至2024年累计投产水平井129口，首年平均日产气5.7×10⁴m³，2024年产量为20×10⁸m^{3 [12]}。2025年，已经启动吉深8-1区块15×10⁸m³/a产能建设项目（二期）。此外，中国石油长庆油田蒙陕气田、冀东油田佳县气田、辽河油田宜庆气田分别开展煤岩气先导试验，水平井测试产量为(4~10)×10⁴m³，总体效果较好。中国海油在临兴—神府区块开展煤岩气建产，投产井200口，2024年产量为3.6×10⁸m³。其中，直定井初产7000~8000m³，水平井初产(2~3)×10⁴m³。

山西组5号煤岩气取得重要勘探突破。与本溪组8号煤岩相比，山西组5号煤岩储层厚度、分布稳定性和含气性等条件略差。中国石油针对5号煤岩储层的吉平2H水平井煤岩钻遇水平段长1200m，测试稳定日产5.2×10⁴m³（表 3）；乌探1H水平井煤岩钻遇水平段长971m，测试稳定日产10.4×10⁴m³（表 3），展现出较好的开发潜力。

四川盆地发育龙潭组薄煤层，勘探证实煤岩气的存在，并可获得高产。2024年，中国石油浙江油田公司在大安区块利用荣201老井直改平实施的嘉探1H井，煤岩储层埋深为3260m、厚度为3.8m，水平段长度为1088m，压裂9段共732m，因工程问题井筒内剩余4个可溶桥塞未钻，测试日产气2.3×10⁴m^{3 [33]}；中国石油西南油气田公司在遂宁地区针对龙潭组煤岩储层实施的宁探1H井，煤岩储层埋深为4397m、厚度为3.2m，测试日产气为8.1×10⁴m³、套压为25.2MPa。初步证实，四川盆地龙潭组煤岩发育层数多（7~15层）、压力系数高（1.8~2.3）、含气性好（24~27m³/t），具有良好的勘探开发潜力。

初步评价，全国煤岩气地质资源量为38×10¹²m³，其中鄂尔多斯盆地资源量超过20×10¹²m³，塔里木、四川、准噶尔和吐哈等盆地资源量均超过2×10¹²m³（图 6）^{[4, 6, 34-37]}。鄂尔多斯盆地发育本溪组8号煤岩和山西组5号煤岩两套储层，均展现了丰富的资源潜力。截至2024年底，以本溪组8号煤岩储层为重点，累计提交三级储量2×10¹²m³以上，其中探明地质储量为5968×10⁸ m³。已实施大吉、临兴和佳县等5项开发先导试验，累计投产各类煤岩气井434口，其中水平井单井测试日产气(4~10)×10⁴m³；山西组5号煤岩总体分布也较为稳定，多口勘探评价井获得超过5×10⁴ m³/d高产，也显示了良好的发展前景。

图 6

图 6 中国主要含煤盆地煤岩气资源分布图 Fig. 6 Distribution of CRG resources in major coal basins in China

鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩气有利区主要位于盆地东缘及中东部^[38]，面积约3×10⁴km²，地质资源量超过5.0×10¹²m³。按照当前勘探开发节奏和生产规律，2035年具备建成年产300×10⁸m³的资源基础，将占非常规天然气产量的20%、天然气产量增量的50%以上^[39]。按照煤系全油气系统认识，鄂尔多斯、四川、沁水、准噶尔等盆地煤系内煤岩气、致密气等资源丰富。据有关专家预测，未来有望建成1000×10⁸m³天然气产量规模的大产业^[40]。

此外，全球煤岩广泛分布，大量天然气田以煤岩作为主要烃源岩，从煤系全油气系统研究认识判断，世界煤岩气资源潜力巨大。全球主要发育晚石炭世—早二叠世、侏罗纪—早白垩世、古近纪—新近纪3期主要煤岩沉积，初步估算埋深1500m以深煤岩气地质资源量超过200×10¹²m³，主要分布于俄罗斯、加拿大、中国、美国和澳大利亚等国家。我国煤岩气勘探开发率先取得重大突破，将引领全球煤岩气理论技术创新与进步，或将继美国“页岩革命”之后由中国引领一场“煤岩革命”^[11]。

与页岩气、致密气和传统煤层气相比，煤岩气在地质、开发和工程技术等方面均存在明显差异（表 1），缺乏可直接应用的理论与技术，勘探开发面临三大挑战：（1）煤岩气成藏机理与富集规律尚不完善，选区评价标准尚未建立。在成藏机理与富集规律方面，我国发育两类煤系地层3种煤阶煤岩储层，类型多样，成藏机理与富集规律复杂，目前仅在鄂尔多斯盆地海陆过渡相石炭系—二叠系中—高煤阶实现规模效益开发。在选区评价标准方面，鄂尔多斯盆地煤层多，不同煤岩储层富集高产差异大，地质—工程评价缺乏统一标准；四川盆地、准噶尔盆地深层煤岩气井获高产，尚未找到规模富集区；渤海湾、松辽、塔里木、吐哈、海拉尔等盆地仍未获得煤岩气勘探突破，北方侏罗系也值得关注。（2）煤岩气开采机理与流动规律尚不清晰，效益开发尚未实现。在开采机理与流动规律方面，鄂尔多斯盆地8号煤岩开发气井生产时间短，开采机理与生产规律不明晰，EUR评价难；气井初期产量高、递减快，方案采收率仅35%左右，提高采收率仍需继续攻关；多薄煤岩储层间流体窜扰规律不明，能否通过一次井网多层立体开发亟待探索。在规模效益开发方面，鄂尔多斯盆地煤岩气开发完全成本总体超过1200元/10³m³，明显高于同盆地致密气和川南页岩气；四川等盆地发育多层薄煤岩储层体系，钻完井成本高，单层开发无效益。（3）煤岩失稳与致裂机理尚不明确，主体工程技术尚未定型。煤岩钻井过程中易垮塌，水平段仅为方案设计的80%左右，钻井周期超同地区致密气井77%，不同煤岩特征的失稳机理亟待进一步明确；煤岩压裂裂缝长度仅能达到设计的70%，煤岩致裂和扩展机理亟须深化研究。煤岩气主体工程技术未定型，当前主体采用水平井“超大排量、超大液量、超高砂量”强改造模式，但改造增产效果不及页岩气；单井压裂耗水量为（4~6)×10⁴m³，相当于一个200人自然村年生活用水量的3~4倍，长期规模开发不可持续。

针对煤岩气勘探开发面临的三大挑战，亟须重点开展6个方向的理论技术攻关：（1）煤岩气成藏机理与煤系全油气系统构建，主要针对煤岩气形成演化机制不清问题，开展不同类型煤岩演化生烃及孔/裂隙演化机制研究，揭示煤岩气成藏机理、多场耦合富气机制及油气序列分布规律，构建不同类型煤系全油气系统。（2）煤岩气选区与甜点评价技术，主要针对不同类型煤岩气富集选区与甜点评价等问题，开展海陆过渡相、陆相煤岩气富集主控因素研究，综合钻完井、压裂改造技术条件，建立资源评价、富集选区、储层识别、地质工程甜点及环境效应综合评价技术。（3）煤岩中流体渗流机理与运移规律，主要针对煤岩储层流体渗流机理复杂等问题，开展吸附气—游离气协同产出过程研究，建立多尺度多场耦合流动模型，揭示气/水储集—运移—产出规律，以及多储层复杂流体生产干扰规律。（4）煤岩气全生命周期开发优化，主要针对深层煤岩气效益开发等问题，开展井网井距、水平段长、差异化缝网段簇优化等研究，建立厚煤岩/多薄煤岩开发技术政策，研发高效排采控制、立体开发和提高采收率等关键核心技术。（5）煤岩力学特征与裂缝扩展规律，主要针对煤岩储层强塑性、低强度、多裂缝等特征，明确温度/应力场扰动下煤岩力学性能演化规律，揭示煤岩井壁坍塌与钻头破岩机制，以及储层改造致裂机理。（6）高效钻完井与储层改造技术，主要针对不同类型煤岩气工程工艺适用性等问题，开展优快长水平段钻完井研究，研发防坍塌低伤害钻井液、高效导向工艺及装备、个性化PDC钻头，攻关提产降本节水压裂改造工艺技术及装备，建立高效压裂技术系列。

（1）煤岩气的内涵与特征已得到国内外广泛认同。煤岩是典型的双重介质储层，煤岩气藏具有富含游离气且组分复杂、多裂缝煤岩储层内煤岩气存在运移聚集等特征，有效成藏需要良好的保存条件。尽管当前国内学术界将这种新类型非常规天然气称为“煤岩气”或“深层煤层气”，但其与传统煤层气在地质、开发和工程技术方面的差异已经形成普遍共识。

（2）煤岩气成藏机理认识与煤系全油气系统理论框架初步构建。基于油气成藏的流体动力场分析，揭示了煤岩气“三场控藏”成藏机理，初步建立“源储一体、箱式封存”和“多源共储、高点富集”两个类型的煤岩气成藏模式，初步构建煤岩气成藏理论框架。同时，煤系全油气系统概念的提出，进一步揭示了煤系地层中油气资源的共生演化规律，为煤岩气勘探开发提供了理论依据。

（3）煤岩气勘探开发关键工程技术系列初步形成。煤岩气地质—工程甜点评价、实验测试、水平井+多段压裂、煤岩气产能评价与生产优化等技术系列的形成，推动煤岩气勘探开发实践快速发展。截至2024年底，全国累计探明煤岩气地质储量约5968×10⁸m³，2024年产量27×10⁸m³。

（4）初步研判了未来煤岩气发展前景与重点攻关方向。全国煤岩气地质资源量超38×10¹²m³，鄂尔多斯盆地等重点区域具备建成大规模生产基地的潜力，2035年有望实现300×10⁸m³的年产规模，成为天然气产业发展新的增长极。初步梳理出当前煤岩气勘探开发面临的“三大挑战”，明确未来需加强煤岩气成藏机理与煤系全油气系统构建、煤岩气选区与甜点评价技术、煤岩中流体渗流机理与运移规律、煤岩气全生命周期开发优化、煤岩力学特征与裂缝扩展规律、高效钻完井与储层改造技术等六大方向的理论技术攻关，推动煤岩气产业高质量发展。