中国深部煤层气资源丰富，据初步评估，2 km以深的煤层气资源量为40.71×10¹² m^3[1]，其中2~3 km深度的煤层气资源量为18.47×10¹² m^3[2]。中国深部煤层气主要赋存在鄂尔多斯盆地东缘、准噶尔盆地、沁水盆地、渤海湾盆地及滇东—黔西等地区^[3-6]。近年来，针对深部煤层埋藏深度大、渗透率低、地应力复杂等问题，通过开发先导试验，在鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区直井日产气突破2×10⁴ m³，水平井日产气突破10×10⁴ m³，年产能达15×10⁸ m^3[7-8]。2023年，鄂尔多斯盆地东缘又发现神府深煤大气田，探明储量规模超千亿立方米。深部将成为中国煤层气未来规模增储上产的新领域^[9]。

一个领域内研究论文的分布状况蕴含其发展历程信息，在一定程度上可预示其发展趋势^[10]。调研统计中国深部煤层气论文年份、类别，对分析发展历程、研究现状和发展趋势均具有重要指导意义。鉴于此，本次研究利用中国知网和万方数据知识服务平台，系统检索并分类统计中国深部煤层气论文，归纳发表年份、类别等方面的分布特征，总结研究和勘探开发现状、探讨未来发展趋势，以期为中国深部煤层气产业进一步发展提供参考，为实现中国能源转型和“双碳”目标助力。

1.   中国深部煤层气论文分布特征

系统检索结果显示，1994年至今共收集中国深部煤层气论文501篇。分析论文发表年份、类别、研究区等方面信息，获得如下整体认识：

(1) 从论文数量看：1994—2005年，中国深部煤层气论文数量极少，年均不足1篇，与同时期煤层气论文数量1 465篇(年均122篇)相差悬殊^[10]，表明受煤层气地质认识、勘探开发技术等因素限制，深部煤层气研究程度极低，整体处于深部煤层气初期探索阶段；2006—2015年，中国深部煤层气论文数量从年均2~3篇增长至年均20篇左右，表明深部煤层气领域逐步受到重视，进入缓慢增长阶段；2016—2020年，论文数量起伏不定，总体维持在30篇/年左右，反映深部煤层气产业发展对科学技术的需求整体处于稳中求进阶段；2021年以来，尤其近两年，论文数量呈现快速增长趋势，2024年1—9月即发表108篇，反映中国深部煤层气进入快速发展(初期)阶段。2021年，中国石油煤层气公司在鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块埋深大于2 km深部煤层气开发取得突破，吉深6-7平01井通过超大规模极限压裂获日产10.10×10⁴ m³的高产工业气流。大宁—吉县区块成为国内首个埋深大于2 km、探明地质储量超过1 000×10⁸ m³的大型煤层气田^[11]。2022年在鄂尔多斯盆地东缘临兴—神府地区亦取得深部煤层气勘探开发重大突破，获得日产气量达6×10⁴ m³的高产工业气流^[12]。

可见，在时间维度上，截至2024年，中国深部煤层气研究和产业发展主要经历了4个阶段：1994—2005年的初期探索阶段、2006—2015年的缓慢发展阶段、2016—2020年的稳中求进阶段以及2021年以来的快速发展阶段(图 1a)。

图  1  中国深部煤层气发展历程及类别

数据截至2024年9月30日。

Figure  1.  Evolution and classification of deep coalbed methane research in China

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(2) 从论文类别看：地质与勘探类论文占比62.87%、开发技术类占比30.34%，利用与储运、灾害防治以及综述等类别总占比不足7%(图 1b)，且该类论文主要集中于2022年以来，即中国深部煤层气近两年正式进入快速发展(初期)时期。

(3) 从深部煤层气勘探开发地区看：当前中国深部煤层气的热点研究和勘探开发地区主要集中于鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地等(表 1)，其中鄂尔多斯盆地深部煤层气主要赋存于其东缘的延川南、大宁—吉县、临兴、神府、临汾等地区^{[7, 13]}，准噶尔盆地主要是白家海凸起^[14-15]，近年来不断获得突破，受到学者广泛关注。此外，吐哈盆地、松辽盆地、滇东—黔西地区、四川盆地等盆地或地区近几年也有深部煤层气相关论文的发表^[16-19]，中国深部煤层气勘探开发地区呈现“重点突出、遍地开花”的局面。

表  1  基于中国知网和万方数据知识服务平台的中国深部煤层气勘探开发区地质信息统计

Table  1.  Geological information of deep coalbed methane exploration and development areas in China based on China National Knowledge Infrastructure and Wanfang Data Knowledge Service Platform

盆地/地区	深部煤层气主要勘探开发层位	煤层类型	埋深/m	煤层厚度/m	煤体结构	含气量/ (m3/t)	镜质体反射率/%	孔隙度/%	渗透率/ 10-3 μm2
吐哈盆地	八道湾组、西山窑组	深层中阶煤	2 000~4 500	9.00~40.00，最大60.00	原生、碎裂	17.00~24.00	0.70~1.40	3.95~11.18	0.004~5.222
准噶尔盆地白家海地区	八道湾组、西山窑组	深层低阶煤	1 600~5500	2.00~20.00	原生、碎裂	8.28~26.18	0.47~1.05	8.80~11.90	0.018~1.253
新疆阜康西区	八道湾组、西山窑组	深层低阶煤	750~1 446	5.18~19.48	原生、碎裂	5.97~16.64	0.51~0.92	4.20~4.21	0.004~0.988
松辽盆地王府断陷	火石岭组、沙河子组、营城组	深层高阶煤	>2 000	1.00~12.00	原生	18.80~23.60	1.97~2.29	4.06~5.71
鄂尔多斯盆地大宁—吉县地区	本溪组、太原组、山西组	深层高阶煤	2 000~2 400	1.50~9.80	原生	23.67~37.64	1.34~2.12	0.49~6.11	0.010~1.749
鄂尔多斯盆地延川南地区	山西组	深层高阶煤	800~1 600	2.80~6.90	原生、碎裂	8.00~20.00	2.02~3.08	3.00~6.20	0.013~0.990
鄂尔多斯盆地临汾地区	本溪组、太原组、山西组	深层高阶煤	900~1 320	2.04~9.35	原生	7.00~21.00	1.69~2.30	约2.35	0.490~1.900
鄂尔多斯盆地临兴地区	本溪组、山西组	深层中、低阶煤	1 500~2 200	2.00~19.00	原生、碎裂	7.18~21.64	0.60~3.70	1.45~14.84	0.020~0.080
鄂尔多斯盆地神府地区	本溪组	深层高阶煤	1 800~2 100	1.80~18.70	原生、碎裂	0.80~34.00	0.67~1.50	1.70~5.10	0.010~0.360
鄂尔多斯盆地大牛地地区	本溪组、太原组、山西组	深层中阶煤	2 500~2 900	3.00~10.00	原生、碎裂	14.00~33.00	1.50~1.70	4.00~7.00	0.010~0.100
沁水盆地柿庄北地区	太原组、山西组	深层高阶煤	800~1 500	4.00~7.00	原生	3.11~21.51	2.29~2.54	4.20~7.40	0.010~0.460
济阳坳陷	太原组、山西组	深层高阶煤	大于2 000，平均4 000	10.00~25.00		4.60~5.40	0.60~5.50
山西晋中地区	太原组、山西组	深层高阶煤	1 600~2 200	1.50~18.00	碎裂	16.00~24.00	2.00~3.50	8.18~10.98	0.028~0.943
安徽两淮地区	太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组	深层低阶煤	1 000~1 500	1.03~8.26	碎裂	9.66~13.68	0.70~1.00	1.30~10.90	0.055~5.720
宁武盆地	太原组、山西组	深层高阶煤	1 200~2 700	10.00~13.70	原生、碎裂	4.06~20.00	1.03~1.81	0.71~8.26
河南焦作矿区	太原组、山西组、下石盒子组	深层高阶煤	800~2 000	3.81~7.20	碎裂、碎粒	0.00~36.00
江苏徐州地区	本溪组、太原组、山西组、下石盒子组	深层中阶煤	1 000~2 500	0.05~12.00	原生、碎裂、碎粒	1.22~53.32	0.70~0.97	5.67~10.89
四川盆地	龙潭组	深层高阶煤	2 000~4 500	1.50~4.50	原生	7.00~21.00	2.55~3.50	2.80~6.89	0.012~0.483
云南大河煤矿	龙潭组、长兴组	深层高阶煤	1 000~1 200	0.20~13.79	原生	7.23~10.60	1.01~1.24	约2.00	0.110~1.530
重庆南川地区	龙潭组	深层高阶煤	1 800~3 000	0.40~1.50	原生、碎裂	7.70~67.00	1.72~2.24	2.30~6.20	0.050~6.220
黔西、黔北地区	龙潭组	深层高阶煤	1 000~2 000	10.00~40.00		3.20~31.30	1.03~4.43	4.60~5.00	0.010~0.100

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2.   研究与勘探开发现状

2.1   深部煤层气地质特征与资源潜力

据检索的501篇论文分析，当前中国深部煤层气勘探开发多集中于鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、沁水盆地、四川盆地、济阳坳陷等，层位主要包括石炭系本溪组、石炭系—二叠系太原组、二叠系山西组、二叠系龙潭组、侏罗系西山窑组和八道湾组以及白垩系火石岭组、沙河子组、营城组等(表 1)。

近年来，随时深部煤层气理论完善和压裂技术应用，在鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地埋深2 km以深煤层相继取得重大突破^{[5, 11, 15]}，但其地质特征具有明显差异性。鄂尔多斯盆地8^#+9^#煤为海陆过渡相沉积，受陆表海环境控制，整体具分布广泛、连续性强的特点，主体厚度在5~15 m，在稳定沉降区可形成厚煤层，如神木、吴堡等地区，盆地内煤层最大埋深超过4 km，煤体结构以原生—碎裂为主^{[8, 20-21]}。准噶尔盆地白家海地区含煤地层主要为八道湾组和西山窑组，形成于河流—三角洲沉积体系，煤层厚度均不超过20 m，平均厚度约为10 m，西山窑组煤层埋深1 600~5 100 m，八道湾组煤层埋深2 000~5 500 m，R_o主要为0.47%~1.05%，煤体结构以原生—碎裂为主^[14-15]。

鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地深部煤层孔隙度和渗透率都较低(表 1)，需要压裂改造以实现商业化开发，但准噶尔盆地白家海地区断层/裂缝相对较为发育，可成为油气渗流通道^[15]。上述地质特征的差异性受控于不同深部煤层气盆地的沉积—构造演化，针对不同的地质条件，采用何种地质评价方法，遴选哪些参数以确定地质和工程“甜点”，需依据地质条件特殊性加以选择确定。

在资源潜力方面，依据文献数据显示，中国深部煤层气资源潜力巨大，主要集中在准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地和吐哈—三塘湖盆地，其2 000 m以深煤层气地质资源量分别为15.04×10¹²、12.99×10¹²、10.60×10¹² m^{3[1, 9]}。除此之外，其他盆地或地区亦存在可观的深部煤层气资源。杨兆彪等^[19]统计分析贵州深部煤层气地质资源量，结果显示六盘水煤田为1.48×10¹² m³、织纳煤田为0.75×10¹² m³、黔北煤田为1.39×10¹² m³。桑树勋等^[22]评价两淮地区(淮南煤田和淮北煤田)1 500 m以深煤层气资源量为1.10×10¹² m³。明盈等^[17]估算四川盆地龙潭组埋深2 000~3 000 m、3 000~4 500 m和大于4 500 m的煤层气地质资源量分别为1.95×10¹²、7.92×10¹²、2.11×10¹² m³。当前深部煤层气资源潜力评价面临的问题在于评价方法、参数选择和权重的差异，未来需统一评价标准，对比评价不同深部煤层气勘探开发区的资源潜力。

2.2   深部煤层气开发技术

深部煤层物性极差，渗透率低，煤层气富集受多种因素综合控制^[23]，通常需大规模体积压裂才能获得工业气流。压裂效果及有效改造体积直接决定了深部煤层气能否获得高产^{[11-12, 24]}。当前，深部煤层气高效开发技术方面的文献主要集中于鄂尔多斯盆地东缘(大宁—吉县地区、延川南地区、临兴地区、神府地区)、沁水盆地等，包括极限水平井分段压裂技术等，总结归纳如表 2所示。

表  2  深部煤层气高效开发技术统计

Table  2.  Statistics of efficient development technologies for deep coalbed methane

技术名称	代表性应用地区	参考文献
地质—工程开发甜点优选技术	大宁—吉县	[7]
地质—工程一体化导向技术	大宁—吉县	[7]
井网优化设计技术	大宁—吉县	[7]
大井丛井网设计技术	延川南	[25]
全生命周期不同生产阶段排采优化控制技术	大宁—吉县	[7]
基于解吸理论的智能化精细排采控制技术	延川南	[26]
适用于复杂地貌的地面集输以及气田数字化技术	延川南	[26]
水平井带压油管压裂技术	沁水盆地长治北	[27]
地面定向井+水力割缝卸压技术		[28]
“充填预堵+大规模压裂+远端支撑”增产技术	沁水盆地郑庄北	[29]
遵循“四位一体”精准选段和“井间交错+ 段内差异化”设计原则的大规模体积压裂技术	大宁—吉县	[7]
“密切割+大排量+组合支撑剂+前置酸+变黏滑溜水”的极限水平井分段压裂技术体系	临兴—神府	[12]
“超大+超密+充分支撑体积缝网”极限体积压裂技术	大宁—吉县	[30]
“前置酸+低伤害变黏压裂液体系+多粒径支撑剂立体支撑+ 等孔径限流射孔+电缆传输泵送可溶桥塞射孔联作+ 少段多簇密切割+投球暂堵+超大排量+超大砂量”的极限体积压裂技术	神府	[24]

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3.   研究重点及发展趋势

3.1   深部煤层气地质评价与“甜点”优选

当前，地质—工程一体化已成为油气效益开发的重要指导理念，其中地质研究的目标是将地质规律转变成工程参考利用的信息，服务于地质—工程“双甜点”的落实^[6]。地质—工程“双甜点”预测是深部煤层气领域的重点研究内容，也是确保高效勘探和效益开发的关键路径。

在地质参数方面，主要应重点关注有机地球化学参数(如有机质成熟度等)、构造特征参数(如构造曲率等)、空间分布参数(如埋藏深度、地层厚度等)、含气性参数(如含气量、含气饱和度等)和储层物性参数(如孔隙度、渗透率等)；工程参数方面，应重点关注岩石力学参数(如弹性模量、泊松比、岩石脆性和可压裂性等)、现今地应力参数(如水平最大/最小主应力、垂向主应力、水平主应力差和层间应力差等)、裂缝参数(如裂缝密度、产状、规模和组系等)和生产相关参数(如储层压力等)(图 2)。上述参数在测量、计算后，可借助构建三维地质模型、三维地质力学模型的方式进行量化、可视化表征，并在此基础上，通过层次分析、熵权、机器/深度学习等技术方法，构建深部煤层气的“双甜点”预测模型。李曙光等^[31]以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区为例，综合煤层厚度、构造、含气量、气测峰值、录井显示、顶板岩性、底板岩性、煤层与顶底板隔层的应力差、顶底板脆性指数、可压指数、顶板封盖指数及可改造性等12项地质、工程指标，建立深部煤层气地质—工程“双甜点”识别指标体系，预测其分布规律，并得到生产验证。

图  2  基于地质—工程一体化的深部煤层气“甜点”优选路线

Figure  2.  Optimization pathway for deep coalbed methane"sweet spots" based on geology and engineering integration

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3.2   深部煤储层缝网系统及其连通性

煤储层天然裂缝系统对煤层气渗流、气水压降传递起关键控制作用^[32-34]。相互沟通联系的天然裂缝是煤层气运移的有效通道，天然裂缝连通性是煤层气甜点区优选的关键参数。与浅部相比，深部煤储层具有“高地应力、高储层压力、高地层温度”的地质特征^{[3, 35]}。受其耦合作用控制，热膨胀与有效应力压缩的“双重效应”必然对深部煤储层天然裂缝的连通性产生重大影响。同时，深部多场耦合作用导致煤层气的束缚性减弱，游离性增强，含气饱和度增高^[36]，气体的内能增强，产出动力增大，天然裂缝连通性的研究价值突显。此外，深部煤储层低孔低渗透性特征决定了欲获得煤层气工业产能必须进行压裂改造^{[11-12, 24, 37-38]}。天然裂缝及压后复杂缝网系统的连通性是影响深部煤层气高产稳产的重要因素，需开展深入量化的实验与数值模拟研究。

3.3   深部煤层压裂改造技术

深部煤层气的效益开发程度或是商业开发前景主要取决于煤层渗透性和含气饱和度^{[6, 39]}。前期研究表明，极限压裂在深部煤储层改造具有明显优势，国内多口深部煤层气井采用超大规模极限压裂方法获得高产工业气流^{[11-12, 24]}，但其对装备要求和成本亦相对较高。此外，不同地区深部煤储层的赋存深度、孔渗状态、构造条件、温度、地应力状态及煤岩物质组成与结构等方面均存在差异，深部煤层气开发技术及其适用性是未来需重点探讨和研究的方向之一。面向深部煤储层实施的压裂改造，得能压开，还要撑得住，为此需要深化理论认识、定量刻画地质—工程条件、全方位解析影响因素。借助先进的深部煤层气开发技术，开发鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、四川盆地、塔里木盆地、渤海湾盆地等盆地内部深部—超深部煤层气将是未来研究和勘探开发的重点。

4.   结论

(1) 依据检索论文年代分析，中国深部煤层气研究和产业发展依次经历了初期探索(1994—2005年)、缓慢发展(2006—2015年)、稳中求进(2016—2020年)和快速发展(2021年以来)等4个阶段，反映了深部煤层气产业发展对科学研究与技术的需求。

(2) 深部煤层气无疑将成为中国非常规天然气未来规模性增储上产的重要领域，未来应重点关注鄂尔多斯盆地东缘(石炭系—二叠系)、准噶尔盆地(侏罗系)、塔里木盆地(三叠系—侏罗系)、四川盆地(二叠系)、渤海湾盆地(石炭系—二叠系)和滇东—黔西地区(二叠系)等盆地或地区深部—超深部煤层气的勘探开发，需要加强地质—工程“双甜点”预测、压后复杂缝网系统连通性等内容的研究，助力深部煤层气效益开发。

(3) 针对不同深部煤层地质条件，研发高效且适用性强的深部煤层气开发技术是重要研究方向，理论认识深化、地质—工程条件量化刻画及影响因素的多维度全方位解析是技术研发的基础保障。