当2026年3月的春风吹过吕梁山麓,位于山西西南部的大吉气田传来振奋人心的消息:这座我国首个规模开发的煤岩气田年产能正式突破40亿立方米大关,日产气量跨越1100万立方米,同比增长达到32%。这一数字不仅标志着我国非常规天然气开发迈入新阶段,更意味着一个曾经被视为“勘探禁区”的深层能源宝库被成功唤醒。从2019年首口试验井获得工业气流,到如今成为年产40亿立方米的能源重镇,大吉气田用七年时间完成了一场从理论突破到规模开发的能源革命。

 从“深层禁区”到“黑金宝藏”的理论认知颠覆

 在传统能源地质学教科书中,埋深超过1500米的煤层长期被标注为“开发禁区”——普遍认为随着深度增加,地层温度升高会导致煤基质对甲烷的吸附能力下降,含气量低且开发成本高昂,不具备经济开采价值。这种认知束缚了能源勘探者的脚步数十年,直到中国石油科研人员在常规油气钻探中发现一个反常现象:那些深达2000米以下的煤岩层段,气测显示异常活跃,峰值甚至超过80%,远高于浅层煤层。

 这一发现催生了“煤岩气”概念的诞生。与传统煤层气以吸附态为主、需要长期排水降压才能产气的特性不同,煤岩气是煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中的烃类气体,呈现出游离态与吸附态并存的特征。中国科学院院士张水昌形象地比喻:“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”。这种资源具有鲜明的“五高”特征:高地层压力、高地层温度、高含气量、高吸附气饱和度、高游离气含量,其中游离气占比可达20%-50%,这使得开采初期就能凭借游离气的弹性能量驱动迅速产气。

 大吉气田的突破性进展彻底颠覆了传统认知。该气田平均埋深2130米,探明地质储量达4000亿立方米,目前产量已占全国煤岩气总产量的80%以上。2021年12月,吉深6-7平01井测试日产气超过10万立方米,成为我国首口煤岩气高效开发的“突破井”,为后续规模化开发奠定了技术基础。从“禁区”到“宝藏”,这一认知转变不仅打开了新的资源领域,更重新定义了我国天然气资源的分布格局。

 技术创新体系:破解“压得开、稳不住”的世界级难题

 煤岩气开发面临的核心挑战可以概括为四个字:“压得开、稳不住”。煤岩储层塑性强、渗透率低,传统压裂工艺难以形成有效缝网;同时深层高温高压环境对钻井和排采技术提出了极高要求。面对这些世界级难题,中国能源科技工作者构建了一套完整的技术创新体系。

 在地质评价方面,科研团队创立了“二元富集”成藏理论,明确了优质煤岩控烃控储和良好保存条件控藏控产的核心规律。通过高分辨率三维地震与“七性”测井综合评价技术,实现了对“黑金靶体”——即优质高渗富气段的精准预测与刻画。实践表明,黑金靶体的钻遇率每提升1%,单井最终可采储量可相应提高1%。

 钻井技术实现了革命性突破。针对煤层易垮塌的难题,创新研发了高效封堵钻井液体系,通过自然伽马曲线交切关系建立的靶体导向技术,将煤层钻遇率提升至95%以上。2025年3月,大吉气田实现二开水平井核心技术突破,采用二开井身结构,实钻水平段长度1587米,打破二开结构水平井最长水平段纪录及最快钻完井周期双纪录。更令人瞩目的是,长庆油田成功完钻国内首口2500米超长水平段煤岩气水平井,刷新我国陆上煤岩气超长水平段、水平段一趟钻和最长裸眼段3项纪录。

 压裂改造技术同样取得重大进展。研发的“黑金靶体密织缝网”压裂技术体系,集成控底压裂、多轮暂堵转向和多粒径协同支撑等工艺,实现了缝网高度、缝网密织度和缝网支撑度的优化调控。目前缝网弥合度已提升至90%以上,加砂强度下降了18.3%,压裂成本降低了9.1%。通过微地震监测显示,压裂形成的裂缝长度在325-421米之间,为高效开发提供了有力保障。

 排采工艺的创新则解决了“稳不住”的难题。基于压裂液渗吸置换机理,科研人员明确了合理的焖井时间为7-10天,并创新提出了“原生游离气+渗吸置换解吸气主导阶段、游离气+解吸气共存阶段、解吸气主导阶段”的三段式排采模式。配套的“控压+自喷携液—控压+辅助排液—人工举升”调控技术,使得气井的自喷期延长25天、稳产期增加455天,产量递减率由50%降至30%,单井最终可采储量平均提升8.64%。

 能源安全新支柱:从区域示范到全国布局的战略意义

 大吉气田的突破不仅是一个气田的成功,更标志着我国能源安全体系增添了新的战略支柱。2024年,我国煤岩气产量达到27亿立方米,预计2025年将突破40亿立方米。按照当前发展节奏,到2035年我国有望建成300亿立方米以上的煤岩气生产能力,占届时天然气规划产量增量的60%左右,将成为天然气增产主力和重要战略接替资源。

 这一战略意义在数据对比中尤为明显。我国天然气产量已从2000年的300亿立方米增至2024年的2400亿立方米,跃居世界第四位。然而,天然气对外依存度仍超过40%,能源安全面临严峻挑战。煤岩气的规模化开发为降低对外依存度提供了现实路径。初步评价显示,我国煤岩气地质资源量超过30万亿立方米,其中鄂尔多斯盆地资源量超25万亿立方米,四川、塔里木、准噶尔、渤海湾和吐哈等盆地均具备高效勘探开发的坚实资源基础。

 从区域布局看,大吉气田的成功经验正在全国范围内复制推广。在鄂尔多斯盆地,中国石油已探明3个千亿立方米级大气田,地质储量突破5000亿立方米。四川盆地超深层勘探取得重大突破,在埋深超4000米的薄储层中获得高产气流。准噶尔盆地中低煤阶煤岩气勘探取得显著成效,多口井获得高产气流,部分井更是实现了油气同产。新疆的伊宁、焉耆等外围盆地勘探稳步推进,进一步拓展了煤岩气的勘探领域与资源空间。

 国际能源界对这一突破给予了高度关注。2025年3月,中国石油代表团在第43届剑桥能源周上向全球正式发布了“煤岩气”的概念与地质理论。标普全球副董事长丹尼尔·耶金评价称,这套理论“对推进煤岩气勘探开发具有重要意义”,并“为全球能源清洁低碳发展开辟了新领域”。这标志着中国在非常规天然气领域从技术跟随者向理论引领者的转变。

 绿色转型与经济效益的双重赋能

 在“双碳”目标背景下,煤岩气的开发不仅关乎能源安全,更承载着绿色转型的时代使命。与传统煤炭相比,天然气燃烧产生的二氧化碳排放量减少约50%,氮氧化物排放减少约80%,几乎不产生二氧化硫和粉尘。煤岩气作为清洁能源的大规模利用,直接服务于“双碳”战略,为优化能源结构、降低碳排放提供了关键路径。

 经济效益方面,煤岩气开发已展现出强劲的竞争力。大吉气田的开发成本较初期下降超过40%,压裂返排周期缩短至常规煤层气的1/3.单井最高日产气量达16万立方米,是浅层煤层气井的5到10倍。截至2025年5月,气田累计完钻159口水平井,建成9个产气平台,单井最高累产近7000万立方米。2024年产量达16.9亿立方米,同比增长79.2%;2025年日产气量峰值达822万立方米,形成200万吨级年产能。

 这种经济效益在冬季保供中体现得尤为明显。2025年12月8日,大吉气田煤岩气日产气量达到1012万立方米,同比增长56%,以强劲上产势头为冬季能源保供注入强心剂。今年以来,该气田煤岩气日产量连续突破700、800、900、1000万立方米关口,实现“每季换字头”的稳步跨越。

 产业链带动效应同样显著。煤岩气开发带动了高端装备制造与技术创新,促进了产业升级。从地质评价软件到超长水平井钻井装备,从大型压裂设备到智能排采系统,一系列关键技术装备的国产化突破,不仅降低了开发成本,更培育了一批具有国际竞争力的能源装备企业。

 从“中国突破”到“全球革命”的能源新纪元

 站在年产能40亿立方米的新起点,大吉气田的发展轨迹勾勒出中国能源创新的清晰路径。根据行业预测,到2035年我国煤岩气年产量有望达到400-500亿立方米,将成为继致密气、页岩气之后,我国最现实的天然气上产接替资源。这一规模相当于2024年全国天然气产量的六分之一,足以改变我国能源供给格局。

 技术演进方向已经明确。科研团队正计划攻关3公里超长水平井钻井、超临界CO₂聚能压裂等技术,探索“煤炭地下气化+CCUS”融合发展模式。通过建立自主知识产权的开发体系,我国在深层煤岩气领域实现技术弯道超车,相关成果已写入《煤岩气内涵、富集机理及实践意义》学术专著。

 从全球视野看,煤岩气的突破可能引发一场堪比美国“页岩气革命”的能源变革。美国虽早在20世纪70年代就开始探索深部煤岩储层,但受限于技术瓶颈未能取得突破。而中国在鄂尔多斯盆地的成功实践,为全球深层煤层气开发提供了“中国方案”。俄罗斯、澳大利亚、加拿大等国煤岩气资源也很丰富,或将成为继页岩气之后天然气产业发展的新增长极。

 中国石油学会理事长焦方正教授在2025中国国际油气勘探技术年会上指出,我国深层煤岩气取得重大突破,极大拓展了我国天然气发展空间,有望继美国“页岩油气革命”之后,由中国引领一场“煤岩气革命”。这场革命的核心不仅是资源量的增加,更是理论认知、技术体系和管理模式的全面创新。

 当大吉气田的天然气通过管网输往华北千家万户,当煤岩气成为我国能源结构中的重要组成部分,我们看到的不仅是一个气田的成长,更是一个国家能源自主保障能力的实质性提升。从“谈深色变”到向深部要资源,从技术引进到自主创新,从区域试验到全国布局——煤岩气开发的中国故事,正在书写能源转型的新篇章。在这片曾经被认为贫瘠的深层煤岩中,中国能源人找到了保障国家能源安全的“新粮仓”,也为全球能源清洁低碳发展开辟了新领域。

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