中国石油大力提升深层煤岩气勘探开发力度的思考（下）

　　“随着攻关突破，煤岩气或许继‘页岩革命’之后产生一场‘煤岩革命’，成为未来全球油气战略性接替资源。”前不久，在美国得克萨斯州举办的第43届剑桥能源周上，中国石油股份公司副总地质师李国欣向国际能源界阐释了煤岩气这一资源的巨大潜能，引发了热议。

　　毫无疑问，有效开发利用埋藏于煤岩深部且储量丰富的煤岩气，将极大提升我国能源自给率。而从中浅层到深层，将面临哪些挑战？如何才能将煤岩气“拿”出来？“煤岩革命”的现实路径又在何方？

　　现实困境

　　由浅向深的转换瓶颈

　　在油气领域中，一直有着“一深带万难”“闻深色变”的说法，这在煤层中同样适用。深度增加所带来的理论不明确、技术不适应、学科融合不佳等问题，让煤岩气的勘探开发从一开始就面临着极大的“启动压力”。即使放眼全球，煤层气勘探开发也以中浅层煤层气为主，针对埋深更深的煤岩气，尚未找到商业开发的路径。

　　来自基础理论认识的“雾区”——

　　长期以来，传统观念认为“压实作用下深部煤岩物性差、含气量低”，国际学界也普遍认可“深部煤岩无商业价值”的论断。业内将1500米以深的煤岩仅视为烃源岩，而非储集层，意味着其并不具备开发条件。

　　中国科学院院士贾承造认为，从煤岩气的角度看，全国对2000米以深煤岩气的勘探程度低，大部分评价区缺乏实测资料。这导致了长期以来业界对煤岩气成藏机理、差异富集规律等方法和原理的认识不清、研究不深。

　　迎战关键工程技术的壁垒——

　　煤岩气地质特征的特殊性，决定了其在开发方式上注定与煤层气截然不同。中国科学院院士张水昌形象地比喻道：“开采煤岩气，就像在又松又软又碎的介质中开辟‘高速公路’，通过压裂将气体释放，还需要沿着‘高速公路’将气体运出来。这从工程技术的角度来说难度很大。”

　　中石油煤层气有限责任公司总经理助理、国家工程研究中心常务副总经理王峰指出，目前煤岩气水平井的平均水平段长度仅为1200米，要实现单井EUR（最终可采储量）的提升，还需要把水平段打长。

　　而随着水平段长度的增加，其施工难度也陡然提升。煤岩质脆、地层应力高，超长井段不可避免地面临更大的坍塌风险，给测井、固井等作业留出的窗口期极短。与此同时，超长水平段“一趟钻”关键控制技术以及其配套提速工具等关键工具工艺的适应性评价不足，难以快速适应深层煤层的钻井要求。

　　面临跨学科人才的困境——

　　煤层中的天然气研究起源于煤矿瓦斯学，传统油气领域的理论和技术体系经验难以直接应用于煤层甲烷的底层逻辑上。

　　“必须实现煤矿瓦斯学科和气田开发学科的融合。时至今日，两个学科的融合潜力很大。”中国工程院院士罗平亚直指问题所在。

　　绿色低碳与低成本压裂技术、全生命周期高效采气工艺技术体系、煤岩气水平井随钻测井技术……一个个现实挑战横亘在由浅向深的快速转换之间。

　　迎难破难

　　体系重构实现快速突破

　　从2019年大吉3-7向2井获得突破，到2021年探明我国首个超千亿立方米整装煤岩气田——大吉气田，再到2024年大吉气田年生产能力跃上200万吨，成为国内探明储量规模最大的煤岩气田，短短5年，我国煤岩气何以实现“疾驰狂奔”？

　　以大吉3-7向2井为例，研究人员首先打破传统认知的禁锢，从第一性原理出发，在理论的“禁区”大胆探索试验。

　　观念的转变带来了认知的革新——通过重构认知体系，首次揭示了煤岩气中游离气与吸附气共存的特性，完善并形成了对煤岩气成藏富集规律的理论认识，逐渐揭开了煤岩气的神秘面纱。

　　伴随着认知的深入，研究人员发现，煤岩气与页岩气在成藏模式上有着异曲同工之处。这为匹配煤岩气勘探方案提供了思路。研究人员将煤岩转向储层整体进行勘探，并重新审视煤层及围岩的成藏特征。

　　从“知其然”到“知其所以然”，煤层气公司激起了煤岩气勘探的“活水”。截至2024年底，累计探明煤岩气储量超3000亿立方米。

　　资源落实只是第一步，如何实现高效开采同样重要。

　　煤层气公司既参照页岩气“水平井+体积压裂”的开发理念，又针对煤岩和页岩之间的差异，创新形成了包括“地质工程一体化导向技术”在内的五大上产核心关键技术，实现了从勘探开发到生产管理的全过程一体化优化。

　　随着实践进一步反哺认知，中国石油煤岩气开发逐渐驶入了发展“快车道”。今年3月，吉深6-3井台2口煤岩气水平井完钻，煤层钻遇率均保持在98%以上，刷新了大吉区块8号煤岩段水平井最长水平段纪录。在压裂方案上，煤层气公司起初采用小规模酸压技术，随后发展至采用水平井极限体积压裂技术，其规模相较于初期提升了20倍，开发成功率达100%，完成了从“压得开”到“压得碎”的技术跨越。

　　然而，大规模压裂带来了前所未有的管理难度。2021年，在吉深6-7井为期8天的压裂工期内，施工项目组需要统筹协调大量的物料运输工作，仅运水车就调集了1100车次。施工项目组负责人坦言：“以前从来没有过这么大规模的压裂，最后不得已把当地所有的运输车都调配来给井场拉水。”

　　在鄂尔多斯盆地东部，长庆油田从2024年初就专门组建了公司级煤岩气项目组，仅仅1年时间，就攻关形成了五大类28项开发技术系列，成功试验了平台工厂化作业等一系列降本措施，基本实现煤岩气效益开发。

　　辽河油田则要应对在超薄煤层“黑金靶体”中不断提升钻好井、压好井、建好井技术指标与经济指标的挑战。聚焦宜庆地区5号和8号煤岩段，辽河油田开辟了2个先导试验井组，分别试验水平井和“直井+定向井”井型对地质体的适应性、对工程技术的可行性和对开发效益的经济性。特别是宜10-8-52H3井完钻水平段长为1958米，日产量稳定在6.7万立方米，实现了薄煤层水平井在钻井、压裂、产能方面的突破。

　　工程技术企业也在煤层由浅向深的探索过程中进步。在刚接触煤岩气时，中油测井技术人员沿用传统思路对煤层本身进行评价，但效果不佳。重新分析数据后，技术人员逐渐摸清了煤岩气的“脾气”，形成了煤岩气水平井互补性测井工艺方案和6项特色测井评价技术，为煤岩气储量准确计算和高效勘探开发提供测井支撑。

　　要想实现煤岩气的效益开发，还需要算一笔“经济账”。煤层气公司勘探开发建设分公司经理王伟表示，公司利用运筹学方法优化施工模式，创新工艺材料，让“低成本、高产量”开采成为可能。以压裂施工为例，公司一方面在大吉区块建立完善的供水管网，使单方供水成本相较于车辆运输降低了近50%；另一方面通过研发新型耐盐压裂液减阻剂，利用压后返排水配置压裂液，使用水量较以往减少了近1/3。

　　前沿聚焦

　　能源综合利用的“全新拼图”

　　当前，我国对煤炭的综合利用大多停留在中浅层。相关研究显示，仅鄂尔多斯盆地内埋深4000米以浅的煤炭资源量，就远超全国范围内埋深2000米以浅的煤炭资源总量，但其中大部分资源都超出了机械开采范围，无法直接获取。另外，煤化程度较低的低阶煤同样储量丰富，但热值较低。

　　如何将深层煤资源与低阶煤资源“吃干榨净”，从技术层面而言可否“另辟蹊径”？中国石油相关企业、科研机构早已向未来布局，探索研发煤岩地下原位转化等前沿技术。通过富油煤的热转化利用以及煤岩地下气化，获得不同于传统油气的“新型油气资源”。中国工程院院士赵文智认为，如果这项技术取得商业化突破，有可能改变中国的油气供应格局，具有触发中国能源革命的巨大潜力，是未来发展的希望之路。

　　中国科学院院士邹才能创造性地提出碳中和“全能源系统”，旨在利用地面风光新能源和地下原位页岩及煤岩加热熟化成的油气，推动协同融合开发，力争实现中国陆相页岩油革命与中国煤岩油气革命，而后者的技术内涵主要依靠煤岩地下原位转化技术。他还认为，中国煤岩气革命经历了“煤成气”理论、“煤层气”理论、“煤岩气”理论3个阶段与3次突破。

　　近年来，尽管我国在新疆等地开展了多项地下原位转化先导试验，取得了一系列进展，但技术难度依旧较大。从长远来看，实现煤炭清洁高效利用是不变的主题。在加快探索新技术的同时，对煤岩本身需要再认识、再实践。

　　“从烃源岩到‘烃源岩+储集层’，煤岩气理论重构了以往对深层煤岩的认识。实践是理论的源泉。煤岩气的理论认识经历了‘实践—认识—再实践—再认识’的过程。”煤层气公司执行董事、党委书记周立宏认为，“煤层中的甲烷从以往的‘配角’转变为‘主角’。我们应将其视为一种独立资源，并从油气的维度重新评估，进一步释放深层煤岩的资源潜力。”

　　贾承造认为，目前对于煤层气和煤岩气的地质规律、富集机理、生产机理以及增产机理的认识尚不清晰，相关理论认识问题仍未得到完全解决。

　　中国石油学会原副理事长兼秘书长徐凤银提到，煤岩气勘探开发投资大，需要政府和企业共同推动和支持。通过引进和研发先进勘探开发技术装备和实验设备，不断提高采收率。

　　山积而高，泽积而长。中国石油的煤岩气方案正在我国各大含油气盆地“落地开花”，引领相关产业迈向快速增产和效益发展新阶段，为“煤岩革命”注入强劲动能。‍