随着全球气候变化的加剧与碳中和目标的提出，传统能源体系向低碳化转型不可逆转^[1]。煤炭作为一种高碳能源，实现清洁高效开发利用是实现能源转型的重要前提。煤层气作为与煤炭伴生的一种非常规天然气资源，其开发利用有助于保障煤矿安全生产，减少瓦斯排放，提供清洁能源^[2-3]。经过多年开发实践，浅层煤层气开发技术逐渐成熟。近年来，深层煤岩气的勘探突破，为非常规天然气发展提供了新的方向^[4-6]。

从20世纪70年代起，美国圣胡安盆地浅层煤层气成功开发为全球提供了技术范式^[7-8]，中国沁水盆地潘庄、樊庄、郑庄和柿庄区块，鄂尔多斯盆地韩城、保德、三交和延川南区块，准噶尔盆地阜康区块，四川盆地筠连区块等实现了煤层气商业开发，我国浅层煤层气勘探开发理论与技术逐步成熟^[3]。2019年以来，我国深层煤岩气在鄂尔多斯盆地大吉深层煤岩气田等取得了规模开发突破，同时在准噶尔、四川和渤海湾盆地取得了勘探突破，证实了深层煤岩气具有广阔的勘探开发前景，有望为全球能源供应注入新活力^{[3, 9]}。

针对深层煤岩气富集模式、甜点评价和高效开发工艺技术等已有大量论文探讨，但是深层煤岩气的战略定位仍有待深入认识。本文系统梳理煤层（岩）气科学价值及战略定位演变过程，分析煤成气、浅层煤层气以及深层煤岩气阶段性发展认识，讨论深层煤岩气突破的重大战略影响，提出未来发展路径，以期为我国和全球能源转型提供理论支持和技术参考。

20世纪初，传统油气地质学界普遍认为烃源岩以海相腐泥型有机质（Ⅰ/Ⅱ型干酪根）为主，油气具有同源性。随着勘探实践深入，部分学者研究发现煤可以生气，煤成气可以聚集形成气田^[10-13]。至20世纪70年代末，戴金星院士基于对大量煤田、气田的地球化学实测数据的系统分析，在中国首先从事和倡导煤成气研究，开辟了中国煤成气勘探新领域，形成了完整的煤成气科学认识^[14]，明确了煤系生烃存在于煤化作用的全过程^[15-16]。戴金星等提出的天然气成因鉴别指标体系和图版，如δ¹³C₁—C₁/(C₂+C₃)图版、δ¹³C₁—δ¹³C₂—δ¹³C₃图版、CO₂成因鉴别图版和C₇轻烃三角图版^[17]，构建了完善的煤成气识别体系。煤成气理论的提出，突破了传统油型气勘探思路局限，推动天然气勘探理论由“一元论”（油型气）发展为“二元论”（油型气和煤成气）^[18-22]。在煤成气理论的指导下，我国天然气勘探取得了举世瞩目的成就。截至2023年底，我国累计探明天然气地质储量20.90×10¹²m³，其中煤成气11.71×10¹²m³，煤成气探明储量和产量占全国一半以上^[18]。

全球煤层气产业兴起于20世纪70年代，圣胡安盆地率先实现了浅层煤层气规模勘探开发，形成了“排水—降压—解吸—扩散—渗流”的煤层气开发地质理论认识^[23]。2008年全美煤层气产量达峰557×10⁸m³，之后受页岩气革命等影响，煤层气产量逐渐降低，目前年产量约为200×10⁸m³。2010年之后澳大利亚在苏拉特盆地实现了多薄层、高渗和生物气为主的浅层煤层气规模开发，并在2022年产量达峰405×10⁸m^{3 [24]}。

“十一五”以来，我国浅层煤层气技术体系逐渐成熟，形成直井分层压裂、多分支水平井等关键技术，分别在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘建成了两个煤层气产业基地^[25-26]。截至目前，我国逐步形成了多分支水平井、丛式井组等复合钻井开发模式^[27]，实现了定性到智能定量控压排采技术升级。但是我国浅层煤层气开发总体面临资源品位低、单井产气量低、产能到位率低、经济效益差等问题。“十三五”期间年产量增速仅为5.4%，2020年煤层气地面井产量为58×10⁸m^{3 [28]}。

传统地质理论认为，煤层吸附气含量随埋深增加而显著降低，深层煤因高地应力、高地层温度及高地层压力等因素被长期视为勘探禁区^[29-35]。2021年，郭绪杰等^[36]首次使用“煤岩气”这一名词来描述准噶尔盆地侏罗系八道湾组煤层中的天然气，认为其具有“常规储层和非常规储层共存，游离气和吸附气共生，自源气和他源气互补聚集、有序分布的特征”。后续很多学者针对煤岩气概念进行了一系列讨论^[37-38]。

综合来看，深层煤岩气赋存机理（如超压、高游离气）、勘探开发技术（超大规模压裂）及资源属性（独立天然气资源）均区别于传统浅层煤层气资源认知^[39]。综合煤层气勘探开发历程、地质认识和工程技术进展，充分考虑当前经济技术条件下煤炭开采极限深度和煤岩吸附能力的双重约束，将“煤岩气”定义为以煤作为烃源岩和储集岩且处于煤炭开采经济技术极限深度以下（1500m）煤层中的天然气，更能明确其科学内涵和实践价值^[39-40]。

勘探实践表明，煤岩气概念的提出具有重要的理论创新意义和实践价值：（1）证实了深层煤岩在强压实作用下仍发育有效孔缝系统，颠覆了深层煤岩孔隙度降低的传统观点；（2）发现了深层煤岩气游离气与吸附气共富的赋存规律，改变了煤层气以吸附气为主的单一认识；（3）提出了“游离气+吸附气共同产出、少水或无水”的生产特征，突破了浅层煤层气排水降压的开发模式（表 1）。从实践角度看，这一概念的确立使深层煤岩气摆脱了“煤矿安全伴生品”的附属地位，成为独立的勘探开发目标。其科学内涵主要体现在：（1）强调从岩石学角度研究煤层的储集性能，为压裂改造提供理论依据；（2）确立深层煤岩气的独立资源地位，推动勘探思路转变；（3）突出游离气开发价值，形成新的评价体系。

表 1

表 1 深层煤岩气和浅层煤层气关键差异对比表[39] Table 1 Comparison of key parameters between deep coalbed methane and shallow coalbed methane [39] 类型 关键参数 深层煤层（岩）气 浅层煤层气 地质特征 储层 微纳米级孔隙、宏观孔隙、次生裂缝 微纳米级孔隙为主，宏观割理裂隙主要含水 孔隙度为0.1%~6.0%；渗透率为0.01~0.50mD 孔隙度为0.1%~7.4%；渗透率为0.01~1.30mD 气源 自源为主，偶见他源 自源，偶见他源 赋存 游离态、吸附态 吸附态为主 饱和度 > 90%，通常大于100% 45%~70%，欠饱和 成藏 原位滞留、微运移 原位滞留、微运移 开发特征 埋深 > 1500m < 1500m 改造 大规模、超大规模分段多簇压裂工艺技术 常规、大规模压裂技术 排水 时间较短，少量或不含地层水 时间较长，地层水为主 采气 见气较快，初期 见气较慢，产气波动大 产气量 水平井多见高产，初期日产气量大于10×104 m3 直井平均日产气量小于2000m3

表 1 深层煤岩气和浅层煤层气关键差异对比表[39] Table 1 Comparison of key parameters between deep coalbed methane and shallow coalbed methane [39]

随着中国在鄂尔多斯盆地的成功实践，深层煤岩气已成为非常规天然气的重要接替领域。未来，随着深部勘探技术的进步和理论认识的深化，深层煤岩气开发将突破更深层系，进一步拓展资源空间。这一概念的提出与发展，不仅丰富了非常规天然气地质理论，也为全球深层煤岩气资源开发提供了中国方案。

我国埋深2000m以浅的煤层气地质资源量约为30.05×10¹²m^{3 [41]}，其中，1500~2000m深层煤岩气资源量占全国煤层气资源量的31.5%。2021年以来，随着地质理论突破和工程技术进步，借鉴水平井体积压裂经验，我国突破煤层气深度禁区，在鄂尔多斯盆地大宁—吉县、米脂、大牛地、临兴—神府区块接连取得深层煤岩气重大勘探成果。截至2024年底，我国煤层气年产量达138×10⁸m³（图 1），其中深层煤岩气产量占比约为15%，推动煤层气产业跨越式发展^[42]。

图 1

图 1 我国煤层气年产量（据文献[42]修改） Fig. 1 Annual production of coalbed methane in China (modified after reference [42])

浅层煤层气成藏理论以吸附态赋存为核心，强调温压条件对吸附气解吸转化的控制作用，通过Langmuir模型揭示了吸附气向游离气的相态转化机制，但默认游离气会沿裂隙向源外运移，而未系统研究其在煤层内的运移—聚集规律。基于大吉深层煤岩气田勘探开发实践，提出了深层煤岩气“二元富集”理论^[43]——优质煤岩是成烃控储基础，保存条件是成藏控产关键。优质煤岩强调煤层连续、煤体结构好、光亮型煤岩为主，保存条件包括煤岩自封闭、顶底板封隔、水力封堵、构造应力封闭及地应力转换封闭^[43]（图 2）。“二元富集”理论为深层煤岩游离气、吸附气协同开发提供了理论依据，推动成藏理论从“单相吸附主导”向“多相多场耦合”升级。

图 2

图 2 鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块深层煤岩气二元富集机理模式[43] Fig. 2 Dual enrichment mechanism mode of deep coalbed methane in Daning-Jixian block, Ordos Basin [43]

深层煤岩气形成了钻井、压裂、排采等系列开发技术，以水平井大规模体积压裂为代表的技术突破推动整个产业发展。浅层煤层气井的压裂面临“压得开、压不远、撑不住”难题，单井产量波动大。2021年，中石油煤层气有限责任公司以“压得碎、造有效缝”为目标，基本形成了深层煤岩气高效体积改造技术系列：（1）理论上，揭示了“压驱—渗吸—置换”开采机理；（2）设计上，构建“大排量、大液量、大砂量、高砂比”为核心大规模复杂缝网高效体积压裂技术；（3）工艺上，建立了“规模注入+暂堵控窜+转向造网+粒径匹配”一体化工艺体系。上述技术实现单井可采储量超5500×10⁴m³，解决了“技术可行到商业可采”的关键问题。基于此，建立了深层煤岩气井水平井大规模体积压裂储层改造技术。

针对大吉深层煤岩气田深层煤层特低渗透率（小于0.1mD）、高应力的地质特征，明确了“压驱能量传导—暂堵转向造网—粒径梯度支撑”协同增产机理，通过大排量（大于16m³/min）、大液量（米液量大于25m³）、大砂量（米砂量大于6t）强化压驱效应，提升缝内净压力，促进复杂密织缝网形成，同步依靠大砂量保障缝网有效支撑，缩短气液渗流路径；采用暂堵剂封堵优势通道、控制排量液量，抑制“超级缝”过度发育，避免井间窜流干扰，精准控制裂缝扩展规模；运用“边压边堵”暂堵转向技术，嵌入大粒径支撑剂（大于80目）破解煤岩非均质性对缝网发育的限制，提升裂缝远端导流能力；创新“近端小粒径填充（40~70目）+远端大粒径支撑”的梯度粒径组合，解决大粒径支撑剂难以进入初期微缝的难题，扩大多尺度有效缝网体积。该技术应用，实现储层改造体积（SRV）扩大1.8倍，缝网比表面积提升60%，复杂缝网有效支撑率提升40%、窜流风险降低60%，单井初期日产气（5~16)×10⁴m³，是常规压裂产量的2~10倍。

大吉深层煤岩气田通过“探索发现—精细评价—先导试验—规模建产”4阶段递进，实现了从技术验证到商业开发的跨越式发展，创建了全球首个两百万吨级深层煤岩气田。2019—2021年通过探索发现和精细评价，首口试验井大吉3-7向2井采用常规酸压压裂技术，获得日产气量5791m³的突破性成果（图 3）^{[3, 39]}，验证了2000m以深煤层气开发的可行性。在此基础上，利用18口新老井开展试采，日产气3000~8000m³，提交国内首个煤层埋深超2000m的深部煤岩气探明地质储量1121×10⁸m³。

图 3

图 3 鄂尔多斯盆地大吉3-7向2井排采曲线 Fig. 3 Production curve of Well Daji 3-7 L2 in Ordos Basin

2021—2022年先导试验阶段，29口水平井采用分段压裂技术，获得单井首月日产8.6×10⁴m³突破，建成5.3×10⁸m³/a产能。吉深6-7平01井（埋深2100m）水平段长1000m，分11段压裂后初期日产气量突破10×10⁴m³，年产量达1986×10⁴m³，稳产期日均6×10⁴m³（图 4a）。吉深10-8平01井，2023年1月投产初期日产气14.2×10⁴m³，且日产气10×10⁴m³以上稳产超6个月（图 4b）。该阶段推动单井产量提升5~8倍，开发成本降低40%。

图 4

图 4 鄂尔多斯盆地吉深6-7平01井（a）及吉深10-8平01井（b）排采曲线 Fig. 4 Production curves of Well Jishen 6-7 H01 (a) and Well Jishen 10-8 H01 (b) in Ordos Basin

2023年以来进入规模建产阶段，截至2025年7月，完钻水平井178口，累计建产超25×10⁸m³/a，日产气突破820×10⁴m³，预计2025年中石油煤层气有限责任公司深层煤岩气产量超过30×10⁸m³。大吉深层煤岩气田开发实现了3大跨越：（1）技术层面形成自主知识产权技术体系；（2）经济层面突破深层煤岩气商业开发瓶颈；（3）战略层面建成全球首个深层煤岩气田。深层煤岩气开发突破助力我国煤层气开发实现从技术引进到自主创新转型，推动了全球非常规天然气勘探开发理论技术进步。

国际能源署（IEA）在《全球能源回顾2025》（Global Energy Review 2025）报告中指出，2024年燃煤发电在全球电力结构中的占比降至35%，创历史新低^[44]。深层煤岩气正以全新形式参与能源变革，成为继“页岩气革命”之后又一重大突破，开辟全球能源开发新领域。

深层煤岩气勘探开发工作揭示，深层煤岩总含气量高（20m³/t以上），是浅煤的2倍以上，深层煤岩富含游离气，占比20%以上，同时不同区带深层煤岩气的地质条件仍然存在较大差异^[45-46]。主要问题包括，深层煤岩孔隙结构及甲烷的赋存状态不清，需要进一步明确认识；深层煤岩气成藏控制因素及分布规律不明确，需要明确不同区带深层煤岩气的成藏关键控制因素；在此基础之上，不同区带资源/储量评估技术方法待完善。

水平井动态监测表明各生产段产量贡献差异大，35%的生产段贡献了60%的产量，现有井网储量动用程度不高。关键问题在于深层煤岩非均质性强，煤岩类型和煤体结构差异大，甜点区段的评价方法不清，储层预测符合率低（小于80%），针对性的评价技术需要完善。除此之外，鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系主要发育5号煤和8号煤，目前主体只开发了8号煤，多套煤层开发技术政策和开发模式有待完善。

与页岩气井相比，深层煤岩气井平均水平段偏短（1200m），预测单井最终可采气量EUR偏低（0.50×10⁸m³）。对比页岩油气井，深层煤岩气井水平段仍有很大提升空间。但是煤岩易坍塌，坍塌机理及影响因素不明，防塌技术不配套，严重制约了水平段延伸。未来需要开展深层含夹矸煤岩结构表征与岩石力学特征评价实验，攻关多场耦合条件下深层煤岩井壁围岩分类评价方法；通过物理实验与数值模拟，建立“地质—力学—化学”耦合长水平段坍塌预测模型，开展深层煤岩长水平井坍塌压力窗口、坍塌周期及坍塌边界预测技术研究，构建深层煤岩水平段井壁稳定随钻分级调控对策并开展示范应用。

深层煤岩气形成了大规模体积压裂技术，但是煤岩天然裂隙（割理）发育，段簇设计不尽合理，导致压裂改造不均衡、不充分，且易发生窜扰，严重影响单井产量。未来需要采取大型物理模拟、实验评价和分子模拟等方法，探索大规模压裂过程中甲烷产出规律，明确深层煤岩人工裂缝扩展主控因素，揭示深层煤岩气压裂的增产机理，明确多尺度水力压裂裂缝支撑机理，为高效压裂工艺技术提供理论基础。进一步按照地质工程一体化思路，重点突破低成本复合功能型压裂液体系、长水平段压裂高效分段工具评价与优选，通过多尺度裂缝精细评价与设计优化，结合多种裂缝监测技术评价压裂裂缝形态，优化压裂工艺，形成压裂缝网精益调控技术，最大限度实现压裂改造缝网均衡充分，形成深层煤岩气低成本高效体积压裂技术系列。

水平井压后排采压降快、返排率低（20%~30%）、产量递减率大（首年递减率40%以上），返排液矿化度高达（15~30)×10⁴mg/L，极易造成管柱结垢及储层堵塞，影响排采效率。压裂后气水产出规律不清，全生命周期排采工艺制度亟待配套完善。未来需要进一步开展深层煤岩储层流体运移规律及敏感性主控机理研究，构建储层—井筒耦合多相流数学评价模型，实现深层煤岩排采全流程流动精准预测。运用气井压后缝网反演技术，建立多相返排运移模型，构建油嘴流动、井筒流动及压后排液一体化模型，形成合理排液制度。进一步综合运用数据挖掘与数值模拟手段，借助聚类算法对生产数据进行分类整合，利用灰色预测模型预判生产趋势，科学划分生产阶段，建立完善的气井分类标准，形成智能化高效生产策略及工艺模式，实现气井生产全周期科学排采生产。

目前深层煤岩气井场气液分离、分输，单井成本高；井场、集气站设备设施运行匹配度低，尚未实现无人值守；高矿化度采出液综合利用率低，不足20%。存在复杂地形下混输分输边界条件不清楚、站场设备复杂、高矿化度采出水综合利用处理难度大等问题。未来通过物联网感知层部署多源传感器，实时采集压缩机、分离器等关键设备参数，构建全域动态监测网络。构建一体化智能管控平台，形成“感知—分析—决策—执行”闭环，将人工巡检转为智能装置常态化作业。同时开展高矿化度采出水处理回收工艺技术研究，基于实验室小试实验结果，开展现场中试研究，进一步验证优化处理工艺。

（1）煤成气理论突破了传统油型气“一元论”，推动天然气地质理论向“二元论”演进。浅层煤层气开发面临资源品位低与产能不足等瓶颈，深层煤岩气揭示了“吸附气+游离气”共富特征，确立了其独立资源地位，丰富了非常规天然气理论体系，为世界煤层气高效开发提供了中国方案。

（2）深层煤岩气重大突破具有4重价值：资源上，拓展了煤层气勘探深度边界，重塑非常规气资源格局；理论上，提出“二元富集”模式，推动煤岩气成藏理论认识；技术上，大规模体积压裂等构成的核心工程技术体系，实现深层资源效益开发；产业上，形成全球首个深层煤岩气田，推动我国非常规油气产业实现从引进向自主跨越。

（3）深层煤岩气高效开发须进一步攻关如下方向：一是甜点评价与建产模式优化，聚焦煤岩非均质性与成藏主控因素识别；二是高效钻井与体积压裂，攻克井壁稳定预测与复杂缝网高效改造技术；三是智能排采与流动调控，建立多相流耦合模型与全生命周期排采制度；四是集输优化与绿色利用，推进智能监测系统和高矿化度采出水高效处理，构建低成本、智能化、绿色开发新路径。