深部煤层气（煤岩气）压裂增产技术研究

报告编号： OGD-A-011　|　报告级别： A 级深度技术研究报告 编制单位： 经纬智汇信息咨询有限公司（北京经纬智汇信息咨询有限公司） 研究领域： 海洋/离岸工程 — 煤层气与水合物（跨钻完井·油藏工程） 报告类型： 技术导向 + 市场导向（兼顾政策与商业导向）·全球视野·强决策导向

摘要

深部煤层气（业界亦称"煤岩气"，指埋深大于 1500 m、具备保存条件、以游离气与吸附气共存为特征的煤层天然气）已成为继页岩气革命之后中国非常规天然气增储上产的又一战略性突破口。传统地质理论长期将 1500 m 以深煤层视为"勘探禁区"，但 2019 年以来鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块的规模突破，彻底改写了这一认知。制约深部煤层气效益开发的核心矛盾集中在储层改造环节：深部煤岩在"高地温、高地应力、高流体压力、低渗透率"（"三高一低"）环境下呈现强塑性、高破裂压力、割理裂隙发育但原位渗透率极低（0.001×10⁻³~0.1×10⁻³ μm²）的特征，常规煤层气压裂工艺"压得开、压不远、撑不住"，无法获得工业气流。

本报告以全球视野与地质—工程一体化视角，系统梳理了深部煤层气压裂增产技术的资源地质基础、核心技术挑战、工艺技术体系、材料与装备、竞争格局与市场前景。研究表明：以"高排量、大液量、大砂量、高砂比"为核心的水平井大规模（极限）体积压裂技术，已确立为深部煤层气开发的主体技术，加砂强度由常规煤层气的 1.5~2 t/m 提升至 4~9.3 t/m，施工排量提升至 18~22 m³/min，配套"限流射孔+暂堵转向+变黏滑溜水+多粒径组合支撑剂"的一体化工艺，实现单井初期日产气（5~16）×10⁴ m³、单井 EUR 突破 5000×10⁴ m³。以此为支撑，大吉气田建成全球首个深层煤岩气田，2025 年中国煤岩气产量预计达 170 亿 m³，2035 年有望达 300 亿 m³。

报告最后提出，深部煤层气压裂技术仍面临"缝网全域支撑效率低、大规模压裂成本高、产量递减快、少水/无水压裂缺位"四大瓶颈，并给出面向立项、选型、投资的分层级决策建议。

第一章　引言

1.1 研究背景

天然气是化石能源向清洁能源过渡的桥梁，是保障国家能源安全与实现"双碳"目标的战略性资源。中国煤炭资源禀赋优越，煤系地层广泛发育，煤层气（含深部煤层气）资源潜力巨大。然而，长期以来中国煤层气规模开发主要集中在埋深小于 1200 m 的浅层，普遍面临"资源品位低、单井产气量低、产能到位率低、经济效益差"的困境，"十三五"期间年产量增速仅约 5.4%，2020 年地面井产量约 58×10⁸ m³，产业发展遭遇瓶颈。

传统勘探理论认为，煤层吸附气含量随埋深增加、地温升高而显著降低，加之深层高地应力导致孔隙压实、裂缝闭合、渗透率骤降，1500 m 以深煤层长期被视为"勘探禁区"，仅作为烃源岩层进行研究。转折发生在 2019 年前后：中国石油勘探开发技术人员在常规油气与致密气钻探中发现，深部煤岩层段气测显示良好，随后在鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块 2000 m 以深煤层取得勘探评价突破，证实深部煤层不仅含气量高，且富含游离气。这一发现推动了"煤岩气"概念的提出——为区别于以吸附气为主、需排水降压开采的传统浅层煤层气，业界将处于煤炭开采经济技术极限深度（约 1500 m）以下、具有"常规储层与非常规储层共存、游离气与吸附气共生、自源气与他源气互补聚集"特征的煤层天然气命名为"煤岩气"或"深层/深部煤层气"。

1.2 战略意义

深部煤层气的战略价值体现在三个层面。资源层面，据中国石油勘探开发研究院最新评价，中国 3000 m 以浅煤层（岩）气原地资源量达 39.88×10¹² m³；埋深超过 1500 m 的煤岩气资源量约 70 万亿 m³，约占全国煤层气资源的 70% 以上，构成一个可与页岩气比肩的独立天然气资源大类。产业层面，煤岩气仅用 3 年时间即将产量从近乎为零提升至 2024 年的约 25 亿 m³，成为中国天然气增产的新亮点；标普全球副董事长丹尼尔·耶金评价，中国石油的深层煤岩气创新成果将对全球该领域发展产生重大引领作用。战略层面，深部煤层气开发助力中国实现从技术引进到自主创新的转型，创建了全球首个深层煤岩气田，为世界非常规天然气理论技术进步贡献了"中国方案"。

1.3 研究范围与方法

本报告聚焦深部煤层气"压裂增产技术"这一核心工程环节，同时向上延伸至储层地质基础、向下延伸至排采与产能，形成"地质特征—技术挑战—工艺体系—材料装备—工程实践—竞争格局—市场前景—决策建议"的完整链条。研究采用全时间轴视角（追溯技术演进历史、剖析当前技术现状、展望前沿突破方向），坚持定性与定量结合、宏观—中观—微观多层次覆盖，以国际对比与全球趋势为背景，服务于企业立项、技术选型与投资决策。

第二章　深部煤层气资源禀赋与储层地质特征

2.1 全球与中国资源分布

全球煤层（岩）气地质资源量约 270 万亿 m³。中国是深部煤层气资源最为富集、开发实践最为领先的国家：3000 m 以浅煤层（岩）气原地资源量 39.88×10¹² m³，其中埋深大于 1500 m 的深部资源量约占 70.9%（约 50 万亿 m³量级）；埋深大于 2000 m 的煤层气资源量约占全国陆地煤层气总资源量的 57%。资源主要富集于鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、四川盆地、渤海湾盆地及沁水盆地等。其中鄂尔多斯盆地是煤岩气开发商业化程度最高的区域，盆地煤层气资源量达 9.86×10¹² m³，约占全国的 1/3，其 8 号煤岩广泛分布，初步估算煤岩气资源量超过 17×10¹² m³；盆地深层 5 号煤煤岩气资源量约 10 万亿 m³。

!图 2-1 中国主要含煤盆地深部煤层气资源量分布图 *图 2-1 中国主要含煤盆地深部煤层气资源量分布图*

2.2 深部储层"三高一低"环境与地质力学特征

随埋深增加，深部煤储层进入"高地温、高地应力、高流体压力、低渗透率"的特殊环境。以鄂尔多斯盆地为例：气藏埋深主体集中在 2000~3500 m，地层温度 55.5~121.6℃（地温梯度约 2.96℃/hm），原始地层压力 17.2~34.3 MPa；地应力状态随埋深发生转换——深度小于 1000 m 时为剪切型（σ_H>σ_v>σ_h），1000~2000 m 为过渡型，大于 2000 m 转为正断层型（σ_v>σ_H>σ_h）。大宁—吉县区块本溪组 8 号煤最大水平主应力 41.2~55.8 MPa，最小水平主应力 32.0~42.6 MPa。

深部煤岩的岩石力学性质是决定压裂改造难度的关键。大吉区块深部煤岩样品平均弹性模量 7.19 GPa、平均泊松比 0.32、平均抗张强度 2.68 MPa、平均垂向应力 51.78 MPa。与中—浅层相比，深层煤经历抬升幅度较小，煤体完整性较强，煤体结构以原生结构煤和碎裂煤为主，杨氏模量相对较高、泊松比相对较低，可压性更强、力学非均质性更弱——微地震监测证实，原生-碎裂结构煤层压裂效果较好，糜棱结构煤层效果较差。但随地应力增加，煤储层三轴峰值强度、破裂压力与施工压力升高，压裂改造难度与成本随之增加。此外，煤层厚度、顶底板岩性组合、微构造形态、夹矸厚度均显著影响地应力分布：研究表明煤层厚度从 2 m 增至 10 m，最小、最大水平主应力增幅分别达 12.9% 和 23.3%，水平主应力差增幅高达 98.3%；据此建议水平井开发的深部煤层厚度下限为 4 m。

2.3 含气机理与成藏模式

深部煤层气最本质的特征是"含气量高且吸附气与游离气共存"。鄂尔多斯盆地东缘浅层煤岩含气量主体 6~13 m³/t、平均约 9 m³/t，几乎不含游离气；而深部煤储层含气量 4.0~35.2 m³/t、主体 15~24 m³/t、平均 19.4 m³/t，游离气含量最大可达 19.1 m³/t、平均 6.2 m³/t，游离气占比最高达 61.3%、平均 28.2%。总含气量与游离气量随埋深呈"先增大后减小"趋势，峰值大致对应 2200~2600 m。不同区块游离气占比差异显著：大吉 10.5%~30.3%、佳南 20%~30%、四川龙潭组 38%~51%、新疆白家海高达 54%。

在成藏机理上，徐凤银等提出深层煤储层具有"广覆式生烃、箱式封闭、微构造调整、自生自储、毯式成藏"的富集成藏规律；贾承造等总结了基于自封闭作用与分子间作用力的成藏机理。深部煤岩气存在"含气量临界深度"（约 2000 m），超过该深度游离气开始迅速增加。按埋藏演化可分为深埋深藏型（如大宁—吉县）、深埋浅藏型（如延川南）、浅埋浅藏型（如保德）三类，其中深埋深藏型现今仍处临界深度以下、饱和吸附并含游离气，是最有利的开发对象。这一机理决定了深部煤层气的开发思路应由传统的"排水减压"向"排气降压/泄压开采"转变，呈现"开井即见气、不依赖排水降压、压后即高产"的产出特征。

2.4 深浅部煤储层关键参数对比

深部煤层气与中浅层煤层气在地质、工程、采气多方面存在系统性差异（见表 2-1），这是压裂工艺必须差异化设计的根本原因。

表 2-1　大宁—吉县区块中浅层与深部 8 号煤储层参数对比

!图 2-2 深部煤层气储层“三高一低”特征雷达图 *图 2-2 深部煤层气储层“三高一低”特征雷达图*