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本文引用著录格式
张雷, 李雪峰, 张继坤, 等. 鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业发展前景、挑战与对策[J]. 天然气工业, 2026, 46(1): 41-51.
ZHANG Lei, LI Xuefeng, ZHANG Jikun, et al. Development progress, challenges, and strategies for CBM/CRG in the eastern margin of the Ordos Basin[J]. Natural Gas Industry, 2026, 46(1): 41-51.
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作者简介
张雷，1982年生，正高级工程师，博士，现为中石油煤层气有限责任公司副总地质师；主要从事非常规天然气地质研究和技术管理工作。
ORCID: 0000-0001-7933-553X
E-mail: zhanglei2010@petrochina.com.cn
通信作者：李雪峰，1980年生，高级工程师，硕士，现为中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司高级专家；主要从事非常规天然气勘探技术管理工作。
地址:（100028）北京市朝阳区太阳宫南街23号
E-mail: lixf2010@petrochina.com.cn
张 雷1,2 李雪峰1,2 张继坤2 周 科2 郭乐乐1,2 侯 伟2 郝鹏程1,2 曾雯婷2 侯淞译2 陈 东1,2 丁 蓉1,2 王 渊1,2 甄怀宾1,2 曹振义2
1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司
2.中石油煤层气有限责任公司
摘要：鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业是中国天然气能源领域的重要接替，但受复杂地质条件特征及工程工艺适应性差等因素制约，该区资源探明率低、开发效益差等问题突出。为此，通过系统总结煤层气产业发展历程，特别是2019年以来，在该区开展的深层煤岩气勘探开发实践，剖析煤层气产业发展目前面临的问题与挑战，并针对性地提出相应的对策和建议。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地东缘大吉区块初步创新形成深层煤岩气富集成藏理论认识以及6项地质工程一体化高效开发配套技术，支撑建成国内首个百万吨油当量深层煤岩气田。②该区煤层气产业快速发展面临中浅层煤层气效益开发难度大、深层煤岩气勘探开发理论技术挑战多、煤层气产业发展政策支撑力度不足3个方面的问题与挑战。③提出3个方面的对策与建议，加强中浅层煤层气有利区评价与效益提产技术攻关，提升单井产量和效益；加强深层煤岩气勘探开发理论与关键技术攻关，实现规模增储和高效开发；从多个层面加强煤层气产业发展政策的支持力度，助力煤层气产业成为国内天然气新的增长极。结论认为，围绕理论技术进步、配套政策加强和开发效益提升等3个方面开展研究和工作，鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业将有望实现更高质量的发展。
关键词：煤层气产业；深层煤岩气；勘探开发；重大突破；问题挑战；发展对策
0 引 言
煤层气是指赋存在煤层中，原始赋存状态以吸附在煤基质颗粒表面为主，以游离于煤割理、裂隙、孔隙中或溶解于煤层水中为辅，并以甲烷为主要成分的烃类气体[1]。中国煤层气资源丰富，2 000 m埋深以浅地质资源量约30.05×108 m3，可采储量12.50×1012 m3，是我国天然气资源的重要补充[2-4]。早期，煤层气开发主要基于煤矿安全生产的需要，遵循“先采气、后采煤”的原则，旨在减少煤矿生产事故，此举将瓦斯（煤层气）作为煤炭伴生资源进行开发，变害为利、变废为宝。20世纪90年代，国外煤层气成功商业化开发，推动了中国引进消化国外技术，开展了大规模的中浅层煤层气资源勘探和地面开发试验[5-7]。进入21世纪后，中国石油、中国石化、中国海油和山西蓝焰等能源企业大力推动我国煤层气产业的发展，经过十多年攻关和实践，建成鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地2大煤层气产业基地[8-9]。“十三五”以来，由于地质条件复杂、成熟开发技术难以简单复制推广，导致规模开发后备接替区不足，整体处于低效开发阶段，中浅层煤层气增储上产步伐大幅趋缓，步入发展瓶颈期[10-11]。
深层煤岩气（部分学者称之为“煤岩气”）的概念界定仍在不断发展与明确之中，李国欣等[12]提出，煤岩气指以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。周立宏等[13-14]提出深层煤岩气是指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煤层中的天然气，极限深度一般为1 500 m。相比传统中浅层煤层气，深层煤岩气埋深更大，总含气量高，游离气含量高，排采初期以自喷生产为主。2019年以来，中石油煤层气有限责任公司（以下简称“煤层气公司”）在鄂尔多斯盆地东缘首次针对埋深大于2 000 m的深层煤岩气开展试验攻关，在盆地东缘大宁—吉县区块（以下简称“大吉区块”）实施的水平井吉深6-7平01井获10×104 m3/d高产工业气流，呈现出“高含气、见气快、单井产量高”的特征，取得重大突破，并率先建成国内首个百万吨油当量深层煤岩气田，正式拉开了中国深层煤岩气勘探开发的序幕[15-23]，由此带动了国内油气公司在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、四川盆地等深层煤岩气的勘探开发热潮[24-26]。“十四五”以来，深层煤岩气探明地质储量和年产量快速增长，资源基础进一步夯实，开发效果进一步凸显，煤层气产业迎来发展新机遇。
随着国家“双碳”目标的提出，国内天然气需求强劲[27]，中国煤层气产业迎来资源潜力释放、技术创新突破、国家能源需求等多重发展契机。但无论中浅层煤层气还是深层煤岩气都面临诸多挑战。基于此，笔者通过对煤层气产业发展历程和勘探开发实践的回顾，基于鄂尔多斯盆地东缘大吉区块深层煤岩气勘探开发理论技术与发展前景，系统梳理中浅层煤层气、深层煤岩气勘探开发进程中存在的问题与面临的挑战，针对性地提出下步发展对策与建议，以期为煤层气产业快速发展提供决策依据。
1 煤层气产业发展历程
1.1 煤矿瓦斯抽采阶段（20世纪50年代—80年代）
中国从20世纪50年代开始利用煤矿瓦斯，1952年抚顺矿务局龙凤矿率先建成瓦斯抽放站[28]，随后逐渐在全国高瓦斯矿区推广，瓦斯抽放的矿井数量、抽放量及利用率逐年增长，有效缓解了煤矿瓦斯灾害。直至20世纪80年代末，我国煤层气开发利用主要聚焦于矿井瓦斯的井下抽放领域，同时重点开展了煤层气含量测定和煤吸附性能研究等工作[6]，为后续全国煤层气资源评价和有利区优选奠定了基础。
1.2 煤层气地面开发攻关阶段（20世纪90年代—2005年）
20世纪80年代，美国煤层气地面开发取得巨大成功，陆续在十多个盆地实现商业开发。1989年美国煤层气产量达到26×108 m3，带动了中国煤层气产业发展[4]。1989年，由联合国环保署援助的“中国煤层气资源开发”项目开始实施，标志着我国煤层气进入地面开发研究新阶段。通过引进借鉴国外煤层气勘探开发理论与技术，中国在煤层气资源潜力评估、煤储层测试分析、开采工艺技术等方面取得较大发展。但同国外相比，中国煤层气地质条件更加复杂，例如美国煤储层一般具有高渗透性、高含气饱和度以及高储层压力特征，相比之下，中国煤储层普遍受多期构造运动改造破坏，呈现出“三低一高”特点，即低渗透性、低含气饱和度、低储层压力和高含气非均质性，地质条件根本性差异决定我国无法照搬国外成熟技术[10]。在国家“八五”“九五”和“十五”计划的持续推动下，国内系统开展了煤层气理论技术研究和勘探实践，在煤层气成藏富集机理、煤储层物性与吸附性、地质选区参数与方法、开发技术等方面取得显著进展，构建了勘探目标优选理论体系，在30多个地区进行了勘探评价，启动了10多个开发试验项目，其中韩城、晋城潘庄等地区单井产气取得突破，发现了沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘2个大型中浅层煤层气田[29]。
1.3 中浅层煤层气产业化发展阶段（2005—2018年）
2005年，随着晋平2井组煤层气羽状水平井成功完钻，沁水盆地启动煤层气大规模开发建设[30-31]。2008年9月煤层气公司成立后，大力推动鄂尔多斯盆地东缘勘探开发工作，成功建成了以保德中低阶煤煤层气为代表的多个气田。2008年开始，国家连续实施3期“大型油气田及煤层气开发”科技重大专项，进一步推动全国煤层气产业的发展。在此期间，煤层气勘探开发成效显著，鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地2大产业基地成功建成，截至2018年，累计提交煤层气探明地质储量超过6 300×108 m3，年产气量突破54×108 m3[9,32]。经过30余年发展，中国煤层气产业已逐步实现商业化开发，但是勘探开发规模与丰富资源量仍不匹配，在“十一五”至“十三五”期间，连续3次未能完成国家五年规划制定的目标（图1）。业界普遍认为，中国煤层气资源复杂、工程工艺适应性差，导致资源探明率低、后备有利区不足、储量动用率低、单井产量低、开发效益差等问题[33-36]，煤层气产业面临重大挑战。
图 1 “十一五”到“十三五”中国煤层气产气量规划目标与实际完成对比图
1.4 深层煤岩气勘探开发新阶段（2019年以来）
2019年起，煤层气公司在鄂尔多斯盆地东缘大吉区块针对上石炭统本溪组8号煤层开展深层煤岩气地质工程一体化攻关，取得了理论认识、产气突破、技术创新等一系列新成果。与中浅层煤层气相比，深层煤岩气具有“五高”特点（高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离）[12]，在赋存机理、含气饱和度、埋深、开发特征等存在明显差异（表1）。以大吉区块为例，深层8号煤（埋深大于2 000 m）的含气量、压力、吸附饱和度，分别是中浅层8号煤（埋深小于1 200 m）的2.0倍、2.6倍、1.4倍，多口深层煤岩气水平井单井初期日产量大于10×104 m3，单井产量是中浅层煤层气的20～40倍。大吉区块深层煤岩气率先实现了大规模商业开发，带动了国内其他油气田公司深层煤岩气勘探评价，在全国呈现出“多点开花、蓬勃发展”的新面貌，形成了以吉深6-7平01井为典型的一批突破井，推进了以大吉国家级深层煤岩气开发示范区为代表的等项目获批，自此中国煤层气产业步入了崭新阶段。
表 1 鄂尔多斯盆地东缘深层煤岩气和中浅层煤层气关键差异对比表
2 深层煤岩气突破及其理论技术和发展前景
中国煤层气产业的发展经历了从中浅层煤层气开发向深层煤岩气探索的重要战略转型，在中浅层煤层气进入发展瓶颈期的关键时刻，以煤层气公司为代表的油气田突破了思想观念、基础理论、技术创新和实践试验4大禁区，率先在鄂尔多斯盆地东缘将勘探开发重心逐步转向埋深在1 500 m以深的深层煤岩气领域。
2019年，鄂尔多斯盆地东缘大吉区块首口深层煤岩气试验丛式井大吉3-7向2井深层8号煤（埋深2 217 m）获得0.5×104 m3/d稳定工业气流，单井产量达中浅层煤层气井的5倍，标志着深层煤岩气勘探初步获得成效。2021年，随着规模试采取得突破，一批评价井获得（0.3～0.9）×104 m3日产气量，支撑大吉区块提交国内首个埋深超过2 000 m的深层煤岩气探明地质储量。同年，大吉区块实施的大规模压裂水平井吉深6-7平01井单井最高日产气量突破10.0×104 m3，标志着深层煤岩气试采评价取得重大突破。在此基础上，煤层气公司深化富集高产规律研究和地质工程一体化攻关，初步建立了开发甜点评价标准和钻压采一体成型技术体系，历经先导试验和规模开发，实现了深层煤岩气的高效勘探开发和快速上产，率先建成了国内首个百万吨油当量的深层煤岩气田—大吉深层煤岩气田。截至目前，煤层气公司深层煤岩气日产气量突破1 000×104 m3，建成了年产气量超过30×108 m3的生产能力。“十四五”以来，在煤层气公司带动下，鄂尔多斯盆地成为深层煤岩气勘探开发的主战场，已累计提交探明地质储量约6 000×108 m3，2025年年产气量将超过40×108 m3，有望成为天然气增储上产的新增长极。
在大吉区块深层煤岩气勘探开发实践过程中，煤层气公司重点聚焦高效开发核心问题，以提升单井估算最终可采储量（EUR）为核心目标，针对基础理论、开发技术政策及配套钻压关键技术开展了系统攻关，初步创新形成了深层煤岩气富集成藏理论1项、配套工艺技术6项，在深层煤岩气勘探开发实践中起到了关键指导和支撑作用。
2.1 深层煤岩气富集成藏理论
周立宏等[13,37]提出了“二元富集”和“同生异构”的深层煤岩气富集成藏理论。“二元富集”理论内涵如下：①连续稳定的优质煤岩是成烃控储的基础；②良好的保存条件是深层煤岩气成藏控产的关键。良好的保存条件一般指构造平缓、断层不发育、纵向顶底板封闭性好以及侧向水动力封堵条件较好。由于煤岩生烃能力和保存条件差异，可分为3种不同类型的富集模式：①稳定带，位于构造稳区，具有“顶底封存、原位滞留”控气模式；②转折带，位于构造转折区，具有“挤压封堵、斜坡残留”控气模式；③复杂带，位于构造复杂区，具有“水力封堵、构造调整”控气模式。“同生异构”是指同一盆地煤层经历相对一致沉积演化过程和构造活动期次，但由于构造活动强度和应力场差异造成历史最大埋深（煤岩热演化程度）和现今深层煤岩气产状（煤岩含气量及赋存状态）存在差异。“同生”控制成煤作用、煤化历程和生烃期次，“异构”影响热演化程度、生烃强度与深层煤岩气产状的空间差异，二者共同决定深层煤岩气富集成藏差异。大吉区块本溪组8号煤形成于晚石炭世潟湖—潮坪沉积环境，煤层大面积连续稳定发育，从晚石炭世至今，经历了缓慢沉降、快速埋藏、大量生烃、二次深埋、后期抬升等5个热演化阶段，但由于“同生异构”影响，以埋深1 800 m和镜质体反射率（Ro）2.0%为界，可将大吉区块8号煤划分为深埋深藏区、深埋浅藏区、浅埋浅藏区等3类埋藏区（图2），其中深埋深藏区具有构造稳定—强封闭特点，吸附气含量高（22～35 m3/t），且存在游离气，是深层煤岩气勘探开发有利区，而另外2类埋藏区尚未实现规模效益开发。
图 2 大吉区块不同埋藏区煤层（岩）气富集成藏差异对比剖面图
（资料来源 ：据本文参考文献 [37] 修改）
以上理论认识突破了传统煤层气吸附主导的认知，揭示了中浅层煤层气与深层煤岩气赋存与成藏的本质差异，建立了深层煤岩气吸附气与游离气协同赋存的成藏机制，推动理论认知从传统“吸附主导”向“两相共存”跨越。从赋存机理来看，中浅层煤层气以吸附气为主，受限于低渗透率和高含水饱和度，依赖排水降压，产能低且递减快；而深层煤岩气在高温高压环境下，热演化程度高（Ro＞1.5%），微孔体积显著增大，裂缝系统发育，随温度升高和生烃增压解吸出的甲烷进入微裂隙，成为游离相态，形成吸附气与游离气两相共存的格局，排采过程中游离气在弹性势能驱动下可快速释放，吸附气随压力下降持续解吸，能够实现高效产能接替。从保存条件来看，中浅层煤层断裂发育，顶底板封闭性差，成藏水动力条件活跃，气体易散失；而深层煤岩顶板为致密石灰岩，底板为泥岩，形成“封存箱”，有效阻止气体垂向逸散，促进超压环境下的超饱和富集，游离气优先赋存于大孔径裂缝，吸附气主要富集于微孔。在此理论认识体系的指导下，煤层气公司在鄂尔多斯盆地东缘全面展开勘探评价，大吉区块累计探明地质储量超过3 000×108 m3，成为国内探明储量规模最大的深层煤岩气田。
此外，李国欣等借鉴了碎屑岩层系全油气系统油气成藏动力的划分方法，提出深层煤岩气成藏受束缚动力场、局限动力场、自由动力场“三场”控制，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”的深层煤岩气成藏富集模式；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”的深层煤岩气成藏富集模式[38-39]。
2.2 地质工程一体化配套技术
为实现大吉区块深层煤岩气高效开发，初步创新形成6项地质工程一体化配套技术组成的技术体系（图3）。①双甜点评价技术，建立以储层资源条件（煤层结构、煤层厚度、含气量、资源丰度、煤体结构）、构造保存条件（构造、埋深、顶板石灰岩厚度、底板泥岩厚度）、工程改造条件（裂缝发育情况、煤层与顶底板应力差、水平两向主应力差）为标准的3大类12项关键参数的地质—工程双甜点评价模型（表2），优选开发有利区。②黑金靶体评价技术，根据生产动态数据揭示黑金靶体钻遇率与开发效益的定量关系，建立黑金靶体分级评价标准，刻画黑金靶体纵向及平面分布特征。③井网井距优化技术，以井网控制EUR最大化为目标，创新形成“地应力场、天然裂缝场、人工裂缝场、井型与方位、井网井距”五位一体井网井距优化技术，构建区域弥合缝网场体系。④精准导向控制技术，创新攻关“三模型两剖面”动态建模方法以及四项导向核心技术，保障水平段煤层钻遇率达到98%以上。⑤长水平段钻完井技术，建立以优快钻井、煤层防塌、一体化导向、高效完井为主体的钻完井工艺体系。⑥黑金靶体密织缝网压裂技术，形成大排量施工、变粘滑溜水交替注入、多粒径组合支撑、高强度加砂以及大规模体积压裂施工的技术体系，实现缝网的大范围扩展和有效支撑。
图 3 深层煤岩气地质工程一体化配套技术系列示意图
表 2 大吉区块深层煤岩气地质工程双甜点评价模型与分级评价标准表
以上技术体系可为深层煤岩气规模效益开发提供技术支撑，截至2024年底，煤层气公司高效完成了大吉区块10×108 m3年产能建设，建产期102口井已全部完钻，已投产97口，单井初期日产气8.0×104 m3以上，首年平均日产气量5.3×104 m3，各项指标均优于方案设计水平，实现了高效开发。
2.3 深层煤岩气发展前景广阔
2.3.1 资源潜力巨大
根据前期国家相关部门、油气田企业与高校油气资源评价成果，中国1 500 m以浅煤层气资源量为（13～20）×1012 m3，1 500～2 000 m资源量为9.47×1012 m3[40]。历次煤层气资源评价均在2 000 m以浅，2 000 m以深亟待纳入中国资源谱系。随着深层煤岩气从理论和实践上打开了煤层气新的资源“窗口”，既填补了资源谱系的空白，也证实了巨大的资源潜力，初步估算中国深层煤岩气地质资源量为38×1012 m3，其中鄂尔多斯盆地资源量超过20×1012 m3[39]。
2.3.2 开发前景广阔
天然气作为一种清洁能源，在现代能源体系中扮演着至关重要的角色。据国家发改委公布数据，2024年我国天然气消费量约4 260.5×108 m3，同比增长8%，对外依存度依然保持较高水平，初步测算在42%左右，反映出我国天然气市场的强劲需求和持续增长的趋势。大吉区块深层煤岩气勘探开发示范项目的高效建成，证实了深层煤岩气具有高可动性特点，充分彰显了深层煤岩气的巨大开发价值和广阔开发前景，示范区在基础理论、开发模式、配套技术体系、智能绿色低碳、产业模式等方面取得了多项成果。预计2035年全国深层煤岩气年产量有望达到300×108 m3，并占天然气产量增量的50%以上，成为天然气产业的新增长极[39]。
尽管深层煤岩气取得了重大突破，呈现出广阔的勘探开发前景，但仍要清醒地看到，煤层气产业总体上在产业规模、产业投资、产业规划等方面，与致密气、页岩气等非常规天然气还有较大差距，中浅层煤层气与深层煤岩气均面临着诸多问题与挑战，制约着煤层气产业快速发展。
3 当前面临的问题与挑战
3.1 中浅层煤层气效益开发难度大
近年来中浅层煤层气呈现出落实优质资源比例小、可供规模开发的后备接替区严重不足等特点，勘探开发进入瓶颈期，主要受制于以下突出矛盾：
1）勘探有利区落实不足。中浅层煤层气地质条件复杂，含煤地层和不同煤层（甚至是同一煤层）纵向、横向非均质性强[27]，导致不同区带、不同煤系的有利区优选标准不统一，勘探目标优选和实践面临较多困难，全国新增中浅层煤层气探明储量规模下降明显，“十三五”期间分别为“十一五”“十二五”期间的94%、45%[9]，“十四五”以来则更为凸显。
2）工艺技术适应性差。现有储量难动用，复杂地质条件下的针对性技术手段仍存在系列难题没有攻克，现有工艺技术尚无法满足效益开发需要，尤其是已经成熟的开发工艺技术难以简单复制推广，保德区块“直丛井合层开发”的成功工艺技术系列应用到同属鄂尔多斯盆地东缘的大吉区块中浅层煤层气，产量仅为保德的20%～30%[41]。
3）老区提产提采难度大。中浅层煤层气已开发老区提产提采技术尚不成熟，综合治理以排水采气、井筒治理等常规性措施为主，井网加密等进攻性措施试验较少，挖潜手段还比较单一，保德区块、樊庄区块等成功规模开发的煤层气田采收率也仅在40%左右。
4）投入产出效益不佳。与页岩气、深层煤岩气等非常规天然气相比，中浅层煤层气“高投入、低产量”的特征尤为明显，“投资回收期长、回报率不高”更是拉低竞争优势，钻井、压裂、采气、生产等各个环节的投资和成本有逐渐增加的趋势，使得经济效益更加不突出，各油气公司近年来在中浅层煤层气方面的投入均相对有限。
3.2 深层煤岩气勘探开发理论技术挑战多
深层煤岩气作为一个全新的油气领域，在大吉区块率先实现高效开发动用，但总体上勘探开发还处于起步阶段，从理论认识到技术实践，均还存在着诸多未解难题。
1）成藏机理尚不明晰。受制于成藏过程的复杂性，在成煤作用、生烃特征、成藏条件、主控因素、运移机制、富集规律等方面均还缺乏系统的认识，从基础试验到宏观微观认识再到理论深化均还处于起步阶段，煤岩微观孔隙结构演化历程、甲烷赋存状态及其在煤层内微距运移机制、压驱渗吸置换作用等关键机理还需深化研究，针对不同地质条件下的富集成藏理论体系及增储有利区优选评价标准亟待建立。
2）高效开发技术政策尚需完善。受开发实践时间短的影响，目前仅在大吉区块初步建立了配套的开发技术政策，地质工程一体化双甜点参数评价指标体系、开发井网井距以及合理配产等关键开发技术指标仍需验证和完善。
3）钻压技术需持续迭代升级。深层煤岩气钻井压裂工艺技术仍需进一步提升，面临煤层上部地层漏失、目的煤层稳定性差、生产井压降漏斗和天然裂缝发育等诸多挑战，长水平段钻井工艺尚不成熟，压裂窜扰以及高矿化度返排液重复利用比例低等问题还需攻关。据统计，2023—2024年大吉区块共发生30井次压裂窜扰问题，平均单井产量降低35%。
4）效益开发能力需持续提升。深层煤岩气初期规模开发面临着投资大、成本高的问题，经初步测算，目前深层煤岩气初步实现了效益开发，亿立方米产建投资高于致密气、页岩气等非常规天然气，但平均单井EUR却低于致密气、页岩气，控投提效工作还需进一步强化。
3.3 煤层气产业发展政策支撑力度不足
随着深层煤岩气的突破，煤层气产业进入一个新的发展阶段，但目前煤层气产业政策配套和支持力度还需加强。
1）矿权管理机制需深化。矿权延续和转采审批环节多、程序复杂且周期长等问题长期存在，油气矿权内开展深层煤岩气综合勘查的具体指导政策和管理细则亟需更加明确和细化，油气公司综合勘查取得突破后的增储和转采在制度和实践层面出现协调困境，成为产业发展的重要制约因素。
2）产业扶持政策尚不完备。大多数省份未针对煤层气产业特点专门制定法规政策，尤其在临时用地审批、建设用地办理、林地占用以及采出水回注等方面缺乏针对性的政策，在财政补贴和税收优惠的标准和覆盖面方面还有欠缺，不同省份的政策差异将进一步加剧煤层气产业发展的不平衡性。
3）科技支撑力度明显不足。目前深层煤岩气领域的重大基础理论和技术攻关项目设置、重大装备研发和制造、专业人才队伍建设和培养等方面尚不能满足需求，包括2 000 m以深的深层煤岩气资源尚未完成系统性的全国资源评价工作，“家底”有待摸清。国家层面“十四五”期间也未实施煤层气领域国家科技重大专项，限制了煤层气科技创新和产业创新融合发展。
4 对策与建议
4.1 加强中浅层煤层气有利区评价与效益提产技术攻关
1）强化有利区评价优选。深化不同煤阶、不同沉积构造背景、不同水文地质条件下的富集有利区评价标准，注重水动力和煤层顶底板含水性等评价因素，加大后期改造和保存条件的评价权重，重点在复杂构造区带中寻找相对稳定的有利区开展勘探增储工作，为高效建产提供物质基础。
2）优选适宜工艺技术。深化不同地质条件下的地质工程一体化工艺技术适应性研究，试验优选适宜的钻完井及储层改造工艺技术，重点借鉴利用深层煤岩气水平井大规模体积压裂理念，在中浅层煤层气新区开展技术试验，进一步提高改造效果和单井产量，探索效益开发的新技术路径。
3）深化老区提产提采技术攻关。基于基础地质研究工作，重新深化认识和评价潜力，重点精细刻画老区剩余气分布，聚焦老区加密调整、老井综合治理、未动储量攻关3大挖潜方向，采用完善井网、补层压裂、重复压裂及滚动扩边建产等有效进攻性措施，提升储量控制程度和动用程度，不断提高老区产量和采收率。
4）技术管理一体化提升效益。坚持降本提质增效的理念，从方案设计源头入手，精细评价论证工艺技术参数和指标，推进技术降本；坚持产建组织优化升级，按照工厂化生产、一体化组织的模式，超前组织开展设备、队伍、物料、行政许可、协调等准备工作，统筹协同推进部署、钻前、钻井、压裂、地面工程等全链条产建工作，推进管理降本。
4.2 加强深层煤岩气勘探开发理论与关键技术迭代升级
1）深化成藏机理研究。针对研究各含煤盆地构造演化、沉积环境等地质条件差异大的特点，强化不同演化程度、不同埋深条件下煤岩微观孔隙结构研究，开展超压环境下煤层含气量影响因素分析和生烃演化及层内微距运移机理研究，厘清游离气含量占比、甲烷分子赋存规律等关键要素，压驱渗吸置换作用机理研究，最终建立不同地质条件下的有利区评价优选标准，指导勘探规模增储。
2）持续优化开发技术政策。以提高单井全生命周期EUR最大化为目标，加强精细地质研究，按照“拉宽井距、打长水平段、双向钻井、立体开发”的思路分阶段优化部署方案，建立地质工程一体化双甜点参数评价指标体系，精准刻画黑金靶体，精细优化井网井距、合理配产等关键参数，探索建立一套适合深层煤岩气的EUR评价方法，持续优化开发技术政策。
3）持续推动钻井压裂关键技术迭代升级。重点攻关长水平段“一趟钻”技术体系，迭代升级地质工程一体化导向技术，不断提高钻遇率，缩短钻井周期，降低钻井成本，开展超长水平段水平井技术攻关。持续优化压裂改造工艺，提升改造的充分性和均匀性，继续开展少水或无水压裂试验，提升压裂效果的同时降低施工成本。强化以堵、增、转为主要技术手段的防压裂窜扰工艺，实现压裂窜扰的防治结合，减小或避免其对产量的影响。研发适配耐盐、起黏、破胶、残渣、耐剪切等性能的一体化压裂液，进一步提高返排液重复利用率。
4）大力控降产建投资。一方面通过源头设计优化实现控投。通过持续推进钻井提速提效，采用低本成套管优化选型、井身结构“瘦身”、钻机电代油、采用常规随钻测井仪器等措施，加快试验到成熟到推广应用的进度；推广电驱压裂，逐步优化压裂工艺参数，提高平均砂比，试验粉剂减阻剂及宽幅粒径支撑剂，探索减水无水压裂技术。另一方面，通过精益化生产组织管理实现控投，全面推行市场化和甲方主导的日费制，逐步优化工程投资。通过技术和管理实现单井投资大幅控降，提高项目收益。
4.3 加强煤层气产业发展政策支持力度
1）加强煤层气矿权政策保障。省级政府全面梳理本省煤层气矿权管理政策，部分省份需要尽快建立配套管理办法，部分省份需要优化简化审批流程，减少不必要的审批环节和层级。健全国家级和省级多部门有效联动、分工合作、协调高效的政府监管机制，并搭建县、乡、村三级政府服务平台，实行绿色通道、窗口式一站式服务[36]。尽快出台油气矿权内煤层气综合勘查的管理细则，明确煤层气增储和转采的主责单位、办理流程和要件要求，主动指导企业加快办理各项手续。
2）强化产业政策扶持力度。针对煤层气产业的特殊性、发展的必要性、需求的急迫性，在国家层面制定符合煤层气产业发展规律的法律法规体系，出台系列产业扶持政策，例如继续加大和延续财政补贴政策，给予产业税收优惠力度，维持煤层气产业活力，促进其向规模化发展[42]。在地方层面出台并保持煤层气产业“先临时后永久”的用地政策，适当延长临时用地期限，推行建设项目弹性出让用地政策。
3）强化科技攻关支撑。在国家层面加速推动深层煤岩气重大科技专项落地实施，制定科技发展规划，针对富集成藏机理、高效开发配套技术、重大装备研发和制造等方面开展基础理论研究和示范工程攻关，推进核心关键技术储备、专业人才队伍培养，加强标准规范的建立，助力我国煤层气产业发展。
5 结论
1）我国煤层气产业发展历程分为4个阶段：煤矿瓦斯抽采阶段、煤层气地面开发攻关阶段、中浅层煤层气产业化发展阶段、深层煤岩气勘探开发新阶段。
2）鄂尔多斯盆地东缘深层煤岩气资源潜力巨大，开发前景广阔，在大吉区块勘探开发实践中初步创新形成深层煤岩气富集成藏理论认识以及6项地质工程一体化配套技术系列，可为深层煤岩气规模效益开发提供理论指导和有效技术支撑。
3）鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业面临中浅层煤层气效益开发难度大、深层煤岩气勘探开发理论技术挑战多、煤层气产业发展政策支撑力度不足3个方面的问题与挑战。并针对性提出相应的对策与建议：①加强中浅层煤层有利区评价与效益提产技术攻关，借鉴深层煤岩气开发经验针对性开展地质工程一体化攻关，提升单井产量和效益；②加强深层煤岩气勘探开发理论与关键技术攻关，实现规模增储和高效开发；③加强煤层气产业发展政策支持力度，满足煤层气产业快速发展需要。
编辑 张晓雪
论文原载于《天然气工业》2026年第1期
基金项目：新型油气勘探开发国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地高煤阶深层煤岩气高效开发技术与集成示范”（编号：2025ZD1405702）、国家自然科学基金项目“非常规油气地质-工程-经济一体化运筹学优化决策”（编号：42272156）、中石油煤层气有限责任公司科技项目“鄂东缘上古生界煤系基础地质研究”（编号：2023-KJ-18）。