中国煤层气地质特征

美国主要开发中低阶煤，中低阶煤的渗透性好，解吸、扩散性要比高阶煤好得多，故单井产气量较高。而我国中低煤阶的埋深一般都比较大，渗透性较低，一般都在5mD以下，大多数都在1mD以下，低渗透性储层含气量往往较低，因而产气量远不如北美煤层气井。目前我国煤层气主要产自高阶煤，这些煤层大都埋深较浅、厚度较大、受构造应力影响小、煤层完整性好。虽然渗透率较低，但通过水力压裂改造增加了接触面积和渗透性，加上含气量一般都在15m³/t以上，因而单井产气量尚有经济效益。但满足上述条件的高阶煤层范围有限，我国大多数高阶煤的典型特征表现为受构造应力影响大、或煤层较碎甚至成粉末状，或埋深较大、单层厚度有限等，现阶段技术条件下很难获得商业开发。

煤层气资源储量、分布及潜力

中国煤层气资源丰富，国内有39个含煤层气盆地，集中分布于中部、西部等多个区域。此外，在海南岛、东部海域也有零星分布。根据第四轮油气普查，中国目前有114个CBM含气区带，煤层气资源面积高达42.6×10⁴km²，总储量为30.6×10¹²m³。其中储量达到0.5×10¹²m³以上的富集区就有14个，资源量约占93.4%。

2015年，我国初步建成了沁水、鄂尔多斯东缘两大CBM产业基地，年产量达44×10⁸m³。“十三五”期间，我国煤层气开发迎来了新一轮高潮，相继在冀中大城、海拉尔呼和湖及准噶尔盆地等区域发现了数个大型煤层气有利区带。截至2021年末，煤层气产量年均增速15%以上，全国煤层气供应量78×10⁹m³（含煤层气区块内其他非常规天然气），较2015年翻一番。

我国煤层气开发面临的关键问题

在新形势下，在老区、新区、产业化基地领域，煤层气开发捷报频传，但煤层气井单井产量低、难以大规模开发仍是限制国内CBM快速发展的关键难题。

政策挑战

长期以来我国缺乏国家层面上统一的煤层气开发规划，国内不少龙头煤层气企业与下游配套公司存在目标不一、统筹难度大等问题，尚未形成明确的分工协作机制。受国际油气价格和新冠疫情的影响，全国对于煤层气开发项目的财政补贴力度有限，对开发者的经济刺激不显著。此外，我国尚未明确界定煤层气的矿业产权，对于煤层气的矿权协调保障制度完善度低，部分区域甚至出现煤炭开采与煤层气开发重叠的现象。

技术挑战

我国煤层属于典型的“三低一高”气层，难以直接参考美国已形成的CBM开发模式。由于国内对于煤层气的地质理论研究不深，不同区块的CBM开发技术匹配度差，仍未形成适用于不同煤层地质环境的通用性开发技术。加之我国煤层气开发起步晚，针对复杂地质环境下的煤层气开发尚未取得重大技术突破，对于深部煤、低阶煤的高效开发仍存在许多“卡脖子”问题。

成本挑战

煤层气的前期地质研究、地震勘探、测井及钻完井等作业都需要庞大的成本投入，且我国适合开采的煤层气储层本就开发难度大，产气量有限，势必会存在投入高、收益低的难题。加之我国对煤层气排采过程中储层物性变化对产气量的影响研究不深，无法长期有效保证煤层气井的稳产增产，排采连续性差，短期内大幅降低生产成本难度大。同时由于国内煤层气地面开发部分关键设施与装备存在空白，仍高度依赖进口，进一步增大了开发成本。

设施挑战

在管网设施方面，我国现阶段的天然气管网设施仍不完善，在煤层气富集的中西部地区尚未配置符合需求的长输管道，开发与消费环节严重脱节。在人才设施方面，国内多数煤层气开发项目研究规模有限，虽都具备自身的工程技术团队，但仍面临专业技术人员不足、缺乏行业带头人等瓶颈。此外，不少煤层气开发队伍仍处于相互独立、各自为战的分散状态，彼此缺乏深度的交流合作，难以快速提升整体技术研发水平。