煤岩气作为一种新类型非常规天然气资源，近几年在我国取得了战略性突破，对保障能源安全意义重大。通过系统阐述煤岩气地质理论、关键技术的研究进展及勘探开发现状，并对其发展前景进行了展望。研究表明：（1）煤岩气内涵在业界已形成普遍共识。煤岩气藏富含游离气且组分复杂，煤岩是一种典型的多重介质储层，煤岩气存在运移聚集等特征，有效成藏需良好的保存条件。（2）煤岩气成藏机理与煤系全油气系统理论框架已初步构建。形成了煤岩气 “三场控藏”成藏机理认识，建立了“源储一体、箱式封存”和“多源共储、高点富集”两种类型的成藏富集模式，初步构建了煤系全油气系统理论。（3）初步形成了煤岩气资源评价、地质—工程甜点评价、实验测试、水平井多段压裂、产能评价与生产优化等技术系列，积极探索无水储层改造、煤系多层多气立体开发等技术。支撑全国累计探明煤岩气地质储量5968×10⁸m³，2024 年产量达到27×10⁸m³。（4）初步估算全国煤岩气地质资源量超30×10⁸m³，具备2035 年实现年产煤岩气300×10⁸m³ 的资源基础，将成为天然气产业新的增长极。（5）指出了煤岩气勘探开发面临的“三大挑战”，提出了未来六大理论技术攻关方向，以期推动煤岩气产业高质量发展。

结合大吉深层煤岩气田勘探开发实践，系统梳理煤层（岩）气科学价值及战略定位的演变，明确深层煤岩气突破的战略意义，提出关键技术攻关方向。研究结果表明，煤炭共伴生天然气主体经历了“煤成气—浅层煤层气—深层煤岩气”3个阶段，深层煤岩气的突破确立了煤层（岩）气的独立资源地位，丰富了非常规天然气理论体系。深层煤岩气突破具有4重价值：（1）拓展了煤层气勘探深度，重塑非常规资源格局；（2）提出了“二元富集”模式，丰富非常规油气成藏理论认识；（3）构建了大规模体积压裂等核心工程技术体系，实现深层资源效益开发；（4）建成了全球首个深层煤岩气田，实现煤层（岩）气领跑。未来仍须攻关甜点评价与高效建产、高效钻井与体积压裂和精细采气与智能集输技术，构建低成本、智能化、绿色开发路径。深层煤岩气已成为我国非常规天然气新的战略接替资源，助力我国能源结构调整和双碳战略目标实现。

我国深层煤岩气一般指>1500m以深，且具备保存条件的煤层中含有的游离气与吸附气的总称，是一类成藏条件与页岩气相似而与浅层煤层气有不同的天然气资源。我国深层煤岩气资源潜力大，及早认识这类资源的形成条件与分布特征，对指导推动加快深层煤岩气储、产量增长具有重要意义。在有限探井和试采资料研究基础上，提出我国陆上煤岩气主要发育在潮坪—瀉湖、湖滨沼泽和三角洲沼泽环境形成的煤层中，微米—纳米级孔喉和割理裂隙是煤岩气主要储集空间；深层煤岩气以游离态和吸附态并存方式聚集成藏，其中游离气占比较高是深层煤岩气区别于浅层煤层气的重要特征。深层煤岩气按气源供应分为自生自储与它生自储两大类，后者游离气占比更高；有效盖层和较大埋深是深层煤岩气形成的重要条件。本文认为，我国发育中高阶煤（R_o≥1.3%）和中低阶煤（R_o＜1.3%）煤岩气两大类型。中高阶深层煤岩气富集得益于高阶煤岩的生气潜力大、地层含水少、构造相对稳定、煤岩割理裂缝发育与主力煤层顶底板具备遮挡条件；中低阶煤岩气的富集得益于低生气量累计富集、连续分布的优质煤层、构造—气源耦合控藏。此外，与煤岩共生的致密砂（灰）岩中富集的天然气也是中低阶煤岩气的重要贡献者。我国深层煤岩气资源丰富，勘探尚处于起步阶段，未来煤岩气产量将快速上升，预计在2040年前后达到峰值。

四川盆地（东北部）二叠系海相页岩分布广泛，铁北1 侧HF井首次在川东北地区5000m以深的二叠系获得日产气超30×10⁴m³的高产工业气流，实现了超深层页岩气领域勘探的重大突破。基于铁北1侧HF井的最新勘探成果，分析了研究区二叠系大隆组的区域沉积特征，开展了大隆组页岩气地质特征分析，探讨了超深层页岩气富集高产主控因素，明确了川东北地区大隆组下一步的油气勘探方向。综合研究评价认为，川东北地区二叠系大隆组超深层页岩具有“一多三高一中”典型地质特征，主要表现为发育多种页岩岩相类型，具有高TOC、高含气量、高脆性及中孔隙度的特点；大隆组超深层页岩储集空间以纳米级有机质孔和微裂缝为主，“有机质孔+微裂缝”耦合交互分布大幅提升了超深层页岩气的储集性及可压性；揭示了超深层页岩气富集高产的主控因素：连片富碳的岩相发育是基础、有机质孔—裂缝耦合控储是关键、较好的保存条件（超高压封存）是富气的外在表征；采用盐下高陡地震成像技术，以及“175MPa装备提净压、多粒径分级强支撑、高黏高排穿层”的储层改造方式技术，实现了超深层页岩甜点储层100%钻遇率和大规模有效改造。该突破标志着我国页岩气的勘探已经迈入了超深层领域，进一步证实了四川盆地超深层页岩气资源丰富，将成为我国天然气勘探开发的重要接替领域。

鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤系地层广泛分布，深层煤岩气资源基础雄厚，具备大规模建产的物质条件。为系统认识深层煤岩气的地质特征与勘探规律，本文在梳理勘探历程的基础上，综合钻井、录井及分析测试等资料，从盆地尺度出发，研究了上古生界煤系地层的聚煤环境、煤质特征、储层物性与成藏条件，结合近年来典型井的地质与工程实践成果，总结了资源潜力、富集规律及关键开发技术，明确了下一步勘探方向。研究表明：（1）本溪组8号煤层与山西组5号煤层是深层煤岩气的主力勘探层系，煤层厚度大、分布稳定，热演化程度较高，镜质组含量高，具备良好的生气能力；（2）煤岩储层以原生结构煤为主，孔隙结构呈双峰分布，微孔与割理裂缝体系共同发育，游离气占比较高；（3）生烃滞留率普遍较高，盆地中部约为40%，东部可达50%以上，为气体富集提供了物质基础；（4）煤岩与上覆不同岩性形成了煤泥、煤灰和煤砂3 种储盖组合，控制着游离气富集分布，形成了“持续生烃—源储一体—箱式封存”的有利成藏模式；（5）结合开发实践，形成了适用于深层煤岩气开发的差异化地质导向、二开井身结构优化、高排量压裂与控压排采等关键工程技术体系，显著提升了钻遇率、改造效率与单井产能。研究成果支撑了深部煤岩气“看得准、打得成、产得稳”的开发目标，体现了地质—工程一体化发展推动下盆地资源规模化建产的可行性和实践价值。

准噶尔盆地侏罗系煤系地层发育，可作为良好的生储层系。在盆地白家海凸起钻探的CT1H井在侏罗系西山窑组煤岩储层获高产气流，打破了2000m以深的传统煤层气勘探开发深度禁区，预示了深层煤岩气有望成为能够规模增储上产的新型天然气资源类型。基于准噶尔盆地侏罗系煤岩气勘探成果，结合铸体薄片、扫描电镜、核磁共振等实验方法对深层煤岩气地质特征、成藏模式展开系统研究，进一步明确煤岩气勘探方向。准噶尔盆地发育西山窑组②号和八道湾组⑤号两套主力煤岩，腹部地区西山窑组为低阶原生结构煤，煤岩储层孔隙度平均为17.25%，生气能力差，南缘西山窑组为中阶煤，储层孔隙连通性好，游离态煤岩气占比高；八道湾组为中阶原生结构煤，煤岩孔隙度平均为3.12%，吸附态煤岩气占比达89.75%。盆地内侏罗系深层煤岩气主要发育深层它源构造型、深层自源地层型和自源构造型三类成藏模式。结合地质条件及控藏要素进行综合分析认为，准噶尔盆地侏罗系深层煤岩气有利面积合计2385km²，预测煤岩气资源量4260×10⁸m³；盆腹区滴南- 白家海地区西山窑组、八道湾组和南缘地区西山窑组是准噶尔盆地煤岩气重要的有利勘探方向。

鄂尔多斯盆地深部煤岩广泛分布，是天然气勘探开发的重要接替领域；但是随着埋深增加，深部地层温度、地应力和水文地质条件发生较大变化，导致深部煤岩气富集成藏规律与浅部存在较大差异，深部煤岩气成藏具有特殊性，孔隙结构特征及成因、成藏类型与富集特征等方面研究不足。开展了煤岩显微组分、扫描电镜等实验分析，研究认为，本溪组8 号煤岩沉积环境主要为潟湖—潮坪相沉积，东北部厚度为8～22m，向西南减薄为2～6m，煤岩镜质组含量高，平均为78.5%，成熟度从东北向西南增加；深部煤储层孔隙度为3.65%～5.84%，成煤沼泽类型对气孔形成有控制作用，气孔与地层水汽化、煤岩快速生烃有关；盆地深部煤岩气成藏类型常见微构造气藏、背斜构造气藏等多种类型；煤岩含气量由东北向西南增加，深部煤岩含气量转折点约2000m，沉积环境通过控制成煤沼泽相影响煤岩含气量分布，煤岩顶板为粉砂质泥岩，含气性好于石灰岩和砂岩顶板。提出了针对深部煤岩气应建立以储层孔隙发育为核心的地质评价体系、以孔隙发育带和含气富集区为核心的地球物理预测技术、以水平井煤储层气孔发育为核心的储层压裂设计和针对性生产技术，可加快实现深部煤岩气效益开发。

鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县区块深层8号煤具有良好的勘探潜力，但煤层夹矸发育，其分布特征及对产能的影响机制尚不清楚。通过对本区8口井的全直径螺旋CT 扫描，并结合煤岩的工业分析、孔隙结构、矿物成分等测试资料，对8号煤层夹矸进行高精度识别和表征，进而对夹矸发育特征及其与含气量、储层敏感性和产能的关系进行了综合评价。结果表明：大宁—吉县区块8号煤夹矸广泛发育，单井夹矸厚度占比约25.16%，发育密度约2.3 层/m，单层厚度为0.02～1.57m，一般厚度小于1m，夹矸累计厚度为0.20～2.66m ；夹矸含碳量低、微孔占比少、吸附性差，导致其生气能力及吸附能力均弱于煤层；夹矸中黏土矿物含量平均为61.61%，且以伊/ 蒙混层、高岭石及伊利石为主，容易发生水敏及速敏，对压裂后渗流通道的稳定性与有效性产生不利影响；夹矸含量、平均厚度、单层最大厚度与日产气量呈较好的负相关关系，分析认为夹矸的发育不仅降低了煤层总体的有机质含量，同时增强了煤层非均质性和敏感性，并影响了单井产能。研究成果可以为大宁—吉县区块深层煤层气压裂方案设计及合理排采措施制定提供科学依据。

深层煤岩气直丛井开发过程中存在产能主控因素不明确、单井产量差异大等问题，制约了多套薄煤岩发育区煤岩气资源的高效动用。为提升单井产量，以大宁—吉县区块105口直丛井为研究对象，系统开展产能主控因素识别。通过单因素分析明确了11项地质与工程因素的产能控制规律，其中资源丰度与储层可改造潜力构成气井高产的地质基础。进一步结合多元线性回归分析与决策树模型，从工程因素中识别出施工总砂量、施工压力、关井时长与压裂后辅助排液量4项工程主控因素。在此基础上，构建了“优部署—强改造—控伤害—提能效”的高产井培育路径，形成了以地质—工程甜点区协同优选、大规模体积压裂改造、压裂后快速返排控滤失、多源能量耦合助排降压为核心的高效开发技术体系，并配套提出人工举升工艺前移、地面工程分段实施、多工序协同推进等工程组织策略，建立了覆盖直丛井全生命周期的高效开发模式。该技术体系在宜川井区现场应用效果显著，平均单井日产气量由0.8×10⁴m³提升至1.8×10⁴m³，EUR达到2000×10⁴m³，储层降压效率显著提升，稳产能力持续增强。研究成果不仅支撑了宜川井区深层煤岩气资源的高效开发，也为该技术体系在同类区块的规模化推广应用提供了路径参考与实践支撑。

近几年深部煤层气开发取得重大突破，但不同区块甚至同一区块不同井区深部煤层气井产量差异较大，其原因之一在于不同区块深部煤储层的渗透率的动态变化特征存在差异，应力敏感和速敏特性仍不明确。本研究基于临兴神府区块取自全直径深部煤样的柱塞煤心，开展了孔渗测量、应力敏感实验和速敏实验，获取不同有效应力和流速下的渗透率；基于实测应力敏感数据，对比评价了指数式、幂函数式和对数式应力敏感模型的适用性，优选最佳的渗透率应力敏感模型，于此建立了新的应力敏感程度评价标准；基于实测速敏数据，确定渗透率速敏模型的参数，揭示临兴—神府区块深部煤层渗透率的速敏特性。研究表明，临兴—神府区块深部煤层：（1）具有典型的低孔低渗特征，孔隙度介于3.9%～9.1%，平均为6.5%，低压下气测渗透率介于0.9～2.1mD，平均为1.63mD ；（2）渗透率随压力的动态变化具有指数式特征，应力敏感指数介于0.33～0.52MPa^-1，按照新型应力敏感程度评价标准（以应力敏感指数0.01MPa^-1、0.08MPa^-1、0.15MPa^-1、0.23MPa^-1、0.45MPa^-1 为界限，将应力敏感程度分为无、弱、中偏弱、中偏强、强和极强6 个等级），应力敏感程度为强或极强，在排采制度优化设计时需要重点考虑应力敏感效应；（3）渗透率随着流体流速的增加呈现出先急剧降低后缓慢降低的变化特征，拟合确定的临界堵塞流速v_cr2介于0.01～0.11m/d，最大伤害程度D_v,max 介于0.81～0.96，伤害率指数n 介于0.40～1.05，煤层原始渗透率越低，临界堵塞流速越低，最大伤害程度越大，伤害率指数越小。研究成果可为深部煤层气井产能评价和排采制度设计提供理论依据。

鄂尔多斯盆地深层本溪组8号煤岩资源丰富，是我国非常规天然气增储上产的现实接替。与浅层煤层气相比，深层煤岩气具有“基质致密、孤立孔占比高、割理裂隙发育、游离气—吸附气共存”的特征，大规模压裂改造是降低深层煤岩游离气渗流阻力、促进吸附气解吸的有效手段。通过三轴力学压缩、地应力测试、大物理模拟裂缝扩展等实验，明确8号煤岩割理发育、低杨氏模量、高泊松比、纵向应力差大的力学性质，以及高排低黏和低排高黏模式下的裂缝扩展特征。通过多参数地质工程甜点识别方法与差异化精细分段分簇布缝技术，形成以“多段少簇、交替注入、组合加砂”为核心的经济规模压裂技术，其要点为（1）段内少簇聚能量，实现缝口聚能，开启割理裂隙；（2）交替注入扩带宽，高低黏液体交替注入，提高裂缝的复杂程度；（3）组合加砂提导流，实现多尺度裂缝有效支撑。该技术在矿场累计应用完试19口井，初期日产4.9×10⁴m³，具有较好的试气效果，为深层煤岩气的效益开发提供了重要的技术支撑。