作为煤炭资源大国，我国煤层气资源丰富，据自然资源部2022年最新统计数据，埋深2000米以浅的地质资源量约为30.05万亿立方米，可采资源量约为12.5万亿立方米，其中，高煤阶、中煤阶、低煤阶煤层气资源结构完整，地质资源量各约占1/3。2000米以深的地质资源量为40.71万亿立方米，可采资源量为10.01万亿立方米。
我国煤层气资源在鄂尔多斯、沁水、吐哈、准噶尔、松辽、塔里木、四川等盆地均有分布，地质资源总量接近26万亿立方米。其中，中国石化探区内煤层气地质资源量约为10万亿立方米，占全国煤层气地质资源总量的1/7，主要分布在鄂尔多斯、四川、准噶尔盆地。
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煤层气又称煤矿瓦斯，是指储存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源，属非常规天然气。
煤层气在煤矿开采行业中以“夺命瓦斯”为人熟知，当煤层气在空气中的浓度为5%~16%时，遇明火就会爆炸，这是造成煤矿瓦斯爆炸事故的根源。此外，若煤层气直接排放到大气中，其产生的温室效应约为二氧化碳的21倍，对生态环境破坏性极强。
然而，煤层气本质上是一种优质的清洁能源，1立方米煤层气的热值约40兆焦耳，与常规天然气接近，相当于1.13千克汽油、1.21千克标准煤的热值。煤层气燃烧的产物为水和二氧化碳，几乎不产生其他废气，是较为优质的工业和民用燃料。因此，开发利用煤层气一举多得：有利于煤矿安全生产，降低瓦斯爆炸风险；有利于优化能源结构，支撑能源接替；有利于实现“双碳”目标，助力节能降碳。
国外煤层气勘探开发主要集中在美国、加拿大与澳大利亚等国家。
美国是煤层气产业与技术的发源地，自20世纪80年代开始，先后在圣胡安、黑勇士、粉河等盆地实现煤层气规模商业开发，2008年产量达556.71亿立方米，之后由于页岩气产业的兴起，煤层气投资和勘探开发工作量锐减，产量逐年下滑，目前年产量规模在200亿立方米左右。
2000年，加拿大改进美国的理论技术体系，实现了煤层气商业开发，2009年产量达95亿立方米，后因多方面原因，产量持续下降，2018年降为51亿立方米左右。
澳大利亚自2014年以来重点关注煤层气与致密砂岩气多气共采，大幅度降低了勘探开发成本，实现单井产量大幅提升，2018年产量约393亿立方米，取代美国成为全球煤层气最大生产国。目前，煤层气年产量超过400亿立方米，居全球首位。
我国煤层气的探索始于20世纪80年代，前期主要针对1500米以浅的煤层气资源开展评价和勘探。“六五”期间，我国首次组织开展全国瓦斯资源大调查。之后，中联煤层气公司、蓝焰煤层气公司、煤层气开发利用国家工程研究中心、煤矿瓦斯治理国家工程研究中心、中国石油煤层气公司等相继成立，煤层气产业发展得到极大推动。
然而，受资源禀赋、开发理论技术等因素影响，“十一五”到“十三五”期间，我国煤层气产业发展缓慢。“十一五”为规模起步期，产量年平均增速达140%，“十二五”进入调整期，产量年平均增速为23.8%，“十三五”产业发展进入瓶颈期，产量年平均增速仅为7.5%，2020年产量为67亿立方米。
“十四五”以来，我国深层煤层气勘探开发取得突破性进展，煤层气年产量再次提速，2021年产量77亿立方米，增速14.9%；2022年产量98亿立方米，增速27.3%；2023年产量117亿立方米，增速20.5%。煤层气开发利用规模快速增长，已经成为补充天然气供应的区域性气源。
我国煤层气资源赋存条件复杂，煤储集层品质差、非均质性强，开发技术难度大。经过40余年的探索与实践，煤层气勘探开发理论与技术取得显著进展，在“十二五”和“十三五”国家科技重大专项和中国石油、中国石化、中国海油、新华燃气等企业重点项目支撑下，地质、钻井、压裂、排采四大关键核心技术体系不断突破，针对沁水浅层高阶煤层气、鄂尔多斯深层中高阶煤层气、准噶尔深层中低阶煤层气、四川深薄层煤层气提出了多套煤层气富集模式与选区方案，形成了煤层气储层测试-测井-地震精细描述技术体系、直井-定向井-多分支井水平井钻完井技术体系、理论计算物理模拟-施工工艺-裂缝监测储层改造技术体系、精细排采控制技术体系。目前，我国已建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地，已发现潘庄、樊庄、韩城、柳林、延川南、大吉、神府等多个煤层气田。
深层煤层气通常指埋藏深度超过1500米的煤层气资源。深层煤层气资源丰富，勘探领域广阔，我国埋深大于1500米的深层煤层气资源量可达50万亿立方米，占全国煤层气资源量的70%，中国石化油气矿权内深层煤层气资源量超7万亿立方米。
与浅层煤层气不同，深层煤层气具有储层压力大、含气量高、游离气丰富等特点。研究表明，80%以上浅层煤层气为吸附气，含气量一般为10~20立方米/吨，深层煤层气含气量高达40立方米/吨，是浅层煤层气含气量的2~3倍，吸附气占比较低，游离气占比最高可达50%，具备高产稳产的基础。但深层煤储层地应力高、有效应力大、渗透率差，需要通过水平井分段压裂技术才能有效动用，开发成本高、技术难度大。
目前，深层煤层气勘探已在多个盆地取得战略性突破，形成了增储建产的新阵地。“十四五”以来，中国石化在延川南区块年产煤层气4亿立方米，累计产气28.8亿立方米，实现了中-深层煤层气商业规模开发；2023年，在大牛地气田阳煤1HF井与南川区块阳2井取得了深层煤层气勘探重大突破，水平井阳煤1HF井峰值日产达10.4万立方米，6个月累计产气1373万立方米，直井阳2井峰值日产1.8万立方米，7个月累计产气253万立方米，展示了深层煤层气良好的勘探开发前景。中国石油在鄂东大宁吉县提交探明储量1122亿立方米，2023年产量超10亿立方米，2025年产量将达50亿立方米。中国海油在鄂东北神府区块提交探明储量超1100亿立方米，2023年产量超1亿立方米。
通过系统总结深层煤层气典型井区的成藏特征与改造效果，初步形成了一定的理论认识和技术成果。
第一，初步落实了不同盆地主力煤层展布与煤质特征。我国主要发育石炭-二叠系海陆过渡相和侏罗-白垩系河流-湖泊相煤层，其中，石炭-二叠系海陆过渡相煤层以鄂尔多斯、四川、渤海湾等盆地为代表，为海相、海陆过渡相沉积环境，分布面积广；侏罗-白垩系煤层以准噶尔、吐哈、塔里木盆地为代表，属河-湖相沉积环境，局部富集。此外，明确了缓慢稳定海侵背景下形成的煤层单层厚度大、煤质较好；持续快速海侵背景下形成的煤层单层厚度小、层数多、煤质好；滨湖沉积背景下形成的煤层单层厚度大、煤质一般。
第二，建立了岩芯观测-CT扫描-测井响应煤岩类型综合评价技术、深层煤储层关键参数精细描述技术体系、煤储层吸附-游离气预测方法，明确了深层中高阶光亮-半亮煤生气量大、裂隙发育、吸附性好、含气量与游离气占比高，是优先突破方向。数据显示，鄂尔多斯盆地与四川盆地中高阶煤层兰格缪尔体积为7.8~21.7立方米/吨，含气量为11.2~46.7立方米/吨，准噶尔盆地低阶煤层兰格缪尔体积为4.59~9.4立方米/吨，含气量为5.9~17立方米/吨，显著低于中高阶煤层含气量，利用水平井与大排量体积压裂改造后，单井可试获超10万立方米的峰值日产，远超浅层煤层气产量。
第三，针对深层煤层气富含游离气的特点，提出了深层煤层气“煤岩煤质、保存条件、埋藏深度”控气机理，揭示了有利煤岩煤质（较高演化程度的低灰半亮-光亮煤）是基础，控制煤的生烃能力与储集性能；良好保存条件（构造稳定区、灰岩与泥岩顶板）是关键，有利于煤层气聚集成藏；适宜埋藏深度（临界深度以下，游离气占比增加）是保障，影响煤层气赋存状态。在此基础上形成了深层煤层气“生烃性、储集性、保存性、含气性、可压性”一体化选区-目标-甜点评价技术，应用该技术优选了中国石化探区内深层煤层气有利区资源量超3万亿立方米。
第四，针对煤层“高泊松比、低弹性模量”难改造、有效支撑缝延伸较短的问题，形成了以“远支撑”为核心理念、“大排量、大液量、大砂量”有效支撑的压裂技术，逐步探索排量由12立方米/分提高到18立方米/分，提高缝内净压力，增大改造面积，提高远端铺砂浓度，单井液量由2000立方米逐步提高到10000立方米，充分延伸裂缝，同时，单井砂量由150立方米提高到1000立方米，实现远距离支撑，延川南、大牛地与南川等区块应用效果显著。
深层煤层气已实现单井战略突破，但是总体尚处于探索阶段。我国深层煤层气类型多样，地质条件复杂，资源禀赋差异大，富集高产机理尚不明确；勘探开发工程关键技术尚不成熟，投资回报率低，效益开发难度大；深层煤层气勘探程度低，矿权少，增扩矿权面临挑战。为推进深层煤层气的增储上产，需进一步加强以下几方面的持续攻关：
一是加大新区新层系新领域勘探开发力度。目前，中-高阶深层煤层气已在鄂尔多斯盆地东缘实现了规模有效开发，勘探层位为太原组8号煤。山西组5号煤储层条件与8号煤相当，中-高阶深层5号煤的勘探突破对于深层煤层气立体开发与效益增储具有重大意义，是当前的战略突破方向。鄂尔多斯盆地南缘、四川盆地及沁水盆地等地区的中-高阶深层煤层气地质资源量丰富，具有实现规模有效开发的资源基础，发展前景广阔。此外，我国深层低、中、高阶煤层气资源量相当，但以准噶尔、吐哈、海拉尔等盆地为代表的低阶深层煤层气尚未实现规模开发，是中国煤层气未来发展的重要方向。
二是加强深层煤层气富集理论与“双甜点”区优选研究，加强水平井优快钻完井技术与压裂改造降本增效技术攻关，强化排采规律研究，促进深层煤层气高效开发。
三是聚焦深层煤层气勘探开发中关键问题和卡脖子技术，推进“中-中”深层煤层气合作，加强深层煤层气研讨交流，联合攻关不同地区不同煤阶富集高产机理研究和钻完井、压裂等关键技术。
陶兴华
2018年以来，我国逐步开展1500米以深煤层气勘探评价试验，各区域结合深层煤层气工程地质特征开展了系列工程工艺试验，取得了较大进展：佳南1H井埋深2550米，水平段2211米，产量5.4万立方米/日；大牛地气田阳煤1HF井埋深2875米，水平段1030米，产量超10万立方米/日；大宁-吉县部署10座井场35口井，建设产能3.8亿立方米/年。
深层煤层以原生结构为主，相比较非常规页岩油气开发，煤层井壁稳定难度大、储层改造要求高。
在井身结构优化设计方面，实现了由直井向水平井、水平井丛式井组转变，一个井台部署2～8口水平井，同时由三级井身结构优化为二级井身结构，一开套管下深增加，封隔易漏失层位，钻井周期缩短39%。
在提速技术方面，实现造斜段、稳斜段一趟钻，着陆段+水平段一趟钻。
在提高薄煤层钻遇率方面，要求严格水平段轨迹控制，通过建立地质模型，采用近钻头测量工具，轨迹实时优化及随钻实时决策，形成了精细化轨迹控制技术，目前平均钻遇率达97%。
在提高井壁稳定性技术方面，采用“强封堵、合理抑制、适宜流变、低滤失”防塌钻井液措施，从“封堵防塌、井眼清洁、润滑防卡”三个方面研发复合盐水聚合物钻井液，引入固壁剂、纳米封堵剂及乳化沥青等材料，强化对煤层的吸附能力和对微孔缝的广谱封堵能力。
在提高深层煤层气水平井固井质量技术方面，采用一次注双密度双凝水泥浆措施，尾浆采用高强韧性防窜水泥浆体系，前置液采用高效冲洗型，并配套新型旋转浮鞋、低摩阻刚性滚珠和刚性螺旋扶正器等井下附件工具和固井施工远程监控与专家支持系统。
煤层气经济勘探开发的重点在储层改造，近年来，煤层气储层改造技术逐步进步。理念上，借鉴页岩气大规模压裂改造技术，由基质酸压向体积压裂转变；技术上，由“压得开”向充分利用割理特征实现深煤层“压得碎”转变；效果上，由“多造缝”向充分支撑的“多造有效缝”转变。前期针对深部煤层煤体结构好、割理裂隙发育且多方解石填充特点，采用“剪切+溶蚀+支撑”组合缝网体积酸压技术，扩大深部煤层气有效泄流范围。借鉴页岩气体积压裂思路，采用极限体积压裂，增大用液量和加砂强度，形成“超大、超密、充分支撑体积缝网”。
目前，深层煤层气勘探取得一定突破，但要实现规模效益建产还面临诸多挑战，在基础研究、适配性工程工艺技术及降本增效等方面需进一步攻关。
一是强化深层煤层气基础理论研究及设计。需要从物理、化学、力学、机械及耦合因素创新开展深层煤层气井壁失稳机理研究；开展深部煤层、岩石力学参数室内试验，获取关键地质参数；通过煤岩压裂物理模拟试验，采用离散元方法模拟考虑隔离面的缝网起裂与扩展，刻画缝网形态、几何尺寸及方位，明确缝网形成主控因素，揭示缝网形成与扩展机理；综合考虑地质复杂、管柱强度、摩阻、水力清洁等开展设计，提升工程设计系统化理念；开展大数据、人工智能技术在煤层风险防控、提速提效、方案优化等方面的应用研究，提升实时预警、随钻分析及区域多井分析能力，为快速决策提供依据，提升钻完井科学化水平。
二是攻关煤层长裸眼水平井钻井技术。采用二级井身结构水平井开发是大幅降本的有效途径，针对长裸眼段泥岩煤层开展井壁稳定、薄弱地层防漏、水平段有效延伸、井眼清洁、套管安全下入、长水平段固井等开展攻关，有效保障安全快速钻进，实现优快钻井。
三是开展煤岩缝网压裂工艺技术研究。在易加砂、主缝高导流、次缝能导流的支撑剂粒径组合方面，不同条件的段簇优化方面，低伤害、低成本的一体化压裂液体系研发方面，加强研究，结合煤层特征、水平段长、井距、累产、综合成本等，建立经济压裂评价方法，明确压裂规模，实现高效压裂。
四是探索集约式大井台钻完井模式。进行丛式井组评价分析，综合煤层发育、钻机摆放、压裂作业模式等因素明确最佳井组部署方式，针对大井组大偏移距三维水平井建立综合延伸极限预测模型，攻关大偏移距长水平段三维水平井钻井有效延伸技术；以安全施工为前提，强化入井液处理技术研究应用，提升钻井液、压裂液重复利用率，实现降本增效。
——作者单位：石油工程技术研究院
文章来源：周油列国工作室
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