国家能源局近日发布2024年全国油气勘探开发十大标志性成果，排在首位的是国内油气产量当量首超4亿吨。其中，煤岩气产量仅用3年时间快速提升至25亿立方米，成为天然气增产新亮点。
“煤岩气作为我国天然气持续增产的重要战略接替资源，对于国家能源安全和实现‘双碳’目标具有重大意义。”中国石油天然气股份有限公司（以下简称“中国石油”）副总地质师兼勘探开发研究院党委书记李国欣近日对科技日报记者说。
什么是煤岩气？它和煤层气有什么区别？资源禀赋如何？记者就此采访了相关专家。
在李国欣看来，煤岩气的发现是一个“无心插柳柳成荫”的意外。
此前，业界和公众更熟悉的是煤层气。煤层气俗称“瓦斯”，是指煤层自身生成、以吸附态为主、赋存在煤层中的以甲烷为主的烃类气体。20世纪90年代，我国启动煤层气勘探评价工作。在一批科研项目带动下，我国煤层气开发中的一些关键技术难点得以攻克。2004年以来，沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘等煤层气田相继被发现。2006年，我国煤层气进入开发阶段，实现沁南等煤层气田的有效开发。
“长期以来，传统勘探理论认为埋深超过1500米的煤层含气量低，是煤层气开发‘禁区’。从全球看，也鲜有人关注1500米以深的煤层气资源。”李国欣说，但中国石油的勘探开发技术人员在常规油气和致密油气钻探过程中发现，深部煤岩层段通常气测显示较好。
“我们在实践中发现，1500米以深煤岩储层是有天然气资源的，而且储量很可观。”李国欣说，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，中国石油在准噶尔、鄂尔多斯、四川等盆地部署多口风险勘探井并取得突破。
2005年，中国石油新疆油田公司在准噶尔盆地白家海地区常规油气直井开展深层（超过2000米）煤岩层段试气，获日产气7000立方米。2019年，中国石油华北油田公司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，获日产气超1万立方米。
“煤岩气的发现，是油气地质理论认识的突破，深刻体现了‘油气在地质家的脑海里’。”李国欣说。
“与煤层气一般埋深1200米以浅、采取长期排水采气的开发方式不同，煤岩气埋深一般超过1500米，赋存特征更类似于页岩气，开发方式也与页岩气、致密气相似。”中国科学院院士张水昌说。
2023年4月22日，中国石油召开深层煤岩气勘探开发技术研讨会，这种新类型非常规天然气被命名为煤岩气。
2024年，李国欣牵头组织煤岩气研发团队，开展技术攻关。根据勘探开发实践需要，并综合已有研究认识，团队为煤岩气明确了定义：煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中，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，是一种介于常规气和煤层气之间的新类型非常规天然气。
李国欣说，自2021年煤岩气勘探获高产工业气流以来，油气企业积极开展探索，初步明确煤岩气地质与开发特征，研发储层评价技术体系，发展完善水平井多段压裂技术，有力推进煤岩气产业发展。截至目前，中国石油在鄂尔多斯盆地等区域完钻200多口水平井，在煤岩气开发上显示出较好前景。“最好的井每天产气超过十万立方米，这个数字比煤层气单井单天的产量高出一个数量级。”李国欣说。
“虽然目前单口井的成本还偏高，但核算下来开发煤岩气的成本比页岩气初期的成本要低。”李国欣认为，随着关键技术的进步和规模的扩大，成本将进一步下降，煤岩气将是我国天然气产量增长的重要动力。
张水昌坦言，当前煤岩气勘探开发节奏超出预期，基础理论、工程技术、高效开发等方面亟待突破。
他分析，目前，煤岩气勘探开发基础理论尚不成熟，煤岩气的赋存状态、富集规律、煤岩力学特征、裂缝扩展规律与渗流机理等科学问题尚未解决。关键工程技术也亟需攻克，煤岩储层塑性强，目前“大液量、大砂量、大排量”的压裂工艺适用性仍不确定。鄂尔多斯盆地等煤岩气富集区水资源匮乏，如何探索适用于煤岩气开发的少水/无水体积压裂改造技术，是未来煤岩气发展需要解决的重要问题。
“煤岩气高效开发关键工程技术系列尚未形成。”张水昌说，煤岩气勘探开发成本仍然较高，主体技术仍需持续攻关，应进一步强化煤岩气形成与富集机制研究，加快形成煤岩气效益开发适用技术，实现煤岩气全生命周期开发提质增效，助力煤岩气高效利用。
中国石油勘探开发研究院正在为此努力。李国欣介绍，勘探院组建了煤岩气地质基础与工程实践协同攻关团队，积极部署并承担了相关项目。勘探院正通过统筹、聚集国内外优势力量，着力破解煤岩气成藏机理与富集下限、煤岩力学特征与裂缝扩展规律、煤岩气—水渗流机理与运移规律三大科学问题，煤岩气地质选取评价、水平井多段压裂适用性、全生命周期开发优化三大技术难题，以及规模效益开发一大管理挑战。
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