我国非常规油气资源丰富。近年来，随着勘探开发技术不断取得突破，页岩油气、致密油气、煤层气等非常规油气资源已成为常规油气资源的有效补充。《中国矿产资源报告2023》显示，2022年，我国页岩气勘查在四川盆地及周缘威远渝西深层、普光气田浅层、井研-犍为寒武系、梁平和红星二叠系、新场复杂构造深层、丁山构造深层等取得新突破。在鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、苏北盆地、北部湾盆地等非常规石油新层系、新类型和新区勘查取得成效，将成为今后石油稳产的重要接替领域。鄂尔多斯盆地东缘临兴、神府等地区深层煤层气勘查获得重要突破。
　　然而，要进一步挖掘非常规油气资源潜力，进行规模效益开发，仍需攻坚克难。在2023中国国际矿业大会非常规油气论坛上，来自康菲石油中国有限公司、中石化华东油气分公司、自然资源部油气资源战略研究中心的嘉宾，分享了全球非常规油气开发前沿、页岩油气勘探开发技术、中国深部煤层气勘探开发及资源潜力等方面的研究与思考，既有专家智库的独到分析，又有企业的实践总结。
　　我国深部煤层气规模效益开发之路还有多长
　　目前，我国煤层气累计探明储量9220亿立方米，深部煤层气占比大概20%。
　　我国深部煤层气勘探开发利用到底处于什么水平？自然资源部油气资源战略研究中心处长李登华给出了判断——我国深部煤层气的勘探开发经理了3个发展阶段：2005-2015年是前期探索阶段，2016-2020年是技术攻关阶段，2021年至今属于突破上产阶段。
　　据介绍，近些年我国深部煤层气的勘探开发获得重大突破，其中在鄂尔多斯盆地，已经探明了大吉气田和神府气田。目前，鄂尔多斯盆地东缘已经形成了万亿立方米储量的规模。
　　“预测2023-2035年，我国深部煤层气年均探明2000亿立方米。”李登华对深部煤层气产量做了3种情景下的分析。低情景下，在鄂尔多斯盆地东延实现深部煤层气的规模开发。中情景下，在鄂尔多斯盆地内部也实现规模开发。高情景下，除了鄂尔多斯，在四川和准噶尔盆地也会实现效益开发。
　　他预测，高情景下，2025年，深部煤层气产量能达到30亿立方米，加上预测的中浅层煤层气70亿立方米的产量，到2025年煤层气产量能达到100亿立方米，到2030年产量能达到228亿立方米，2035年产量将突破470亿立方米。
　　李登华建议，将深部煤层气列入国家科技重大专项和科研基金重点发展方向，开展成藏富集机理、勘探开发关键技术及装备攻关。在不与现有油气矿业权区块重叠的前提下，鼓励各重点含煤层气盆地所在省区加大深部煤层气区块出让力度。在现有煤层气补贴的基础上，给予深部煤层气0.1-0.2元/立方米的补贴，并出台用地用林用草等扶持政策。
　　国内实践：持续创新攻关，让深部煤层气实现规模效益开发
　　煤层气是一种非常规天然气。由于深层煤层气地质条件更加复杂，开发难度较大。
　　中国石化华东油气分公司是一家从2008年开始就开展页岩油气、煤层气等非常规资源勘探开发和技术研究等工作的单位。他们的煤层气资源埋深深的达到-800米至-4500米，埋深浅的也在-600米至-1500米。这种深层气藏怎么实现效益开发？怎么更好地提高产量？
　　该公司油气专家汪凯明介绍，10多年来，他们坚持科技攻关、创新实践，率先在鄂尔多斯盆地延川建立了年产能4亿立方米的煤层气田。整个气田的勘探开发经历了4个阶段：单井的突破、井组的实验、规模建产、开发调整。2019年以来，他们主要是通过开发调整、措施增产，保证了整个气田连续5年以上的3.5亿立方米以上产量。2022年产气4亿立方米，今年计划产量也是4亿立方米。目前，整个气田开井数693口，日产气106万立方米，平均单井产量1530立方米，整个气田累计产气超28亿立方米。
　　从无到有、从少到多，单井产量是如何提高的？汪凯明说，他们持续开展有效支撑压裂技术攻关，特别是2019年以后，有效支撑压裂技术突破之后，整个单井的产能得到了大幅提升。除了增产还得降成本，他们持续开展降本技术攻关，单井综合成本得到大幅度降低。据介绍，通过运行模式上的优化以及井身结构上的优化，以及通过钻头的优选和钻井液体系统化集成应用，钻井机械钻速提高24%~55%，钻井周期缩短2~12天，单井综合成本降低10%。“应该说运用增产和降本的手段，保证了我们深部煤层气持续稳产和效益开发。”汪凯明说。
　　深部煤层气效益开发面临着富集高产规律认识不清、高地应力改造难、排采见效周期长等3个方面的技术挑战。“前期我们利用传统压裂技术，单井产能只有450立方米~1500立方米，上产的周期长达2~3年，效益开发的难度比较大。”汪凯明表示，针对以上三大技术挑战，他们通过自主攻关和现场实践，形成了“四元耦合”的一些地质认识，有效支撑压裂等方面形成了一些关键技术系列，有效推进了深部煤层气的规模效益开发。
　　通过近10年的攻关，目前，他们的有效支撑压裂技术达到了3.0的级别。“今年我们把这套技术推广到四川盆地的东南沿，在南川地区实现了阳二井的重大突破。这个技术在整个国内有比较好的推广性。”汪凯明说。
　　在汪凯明看来，当前，我国煤层气产业迎来了发展机遇期，但是需要持续地深化技术研究，持续地探索关键技术，加快配套工艺、材料、仪器（装备）研发，进一步推动我国深部煤层气产业向数字化、智能化、绿色化发展。
　　国际经验：创新技术、降低成本，让资源更多、开发得更久
　　提到美国的页岩油气革命，相信大家并不陌生。在前些年的美国页岩油气革命大潮中，康菲石油的非常规油气产量趋于前列。
　　“康菲石油是唯一一家在美国本土48个州的四大盆地（特拉华、米德兰、鹰滩和巴肯）占据核心地位的勘探与生产公司。与其他油气公司相比，我们拥有更多的剩余净库存。我们的生产总量每年可以增长5%，并且在更长时间内持续增长。”康菲石油中国有限公司副总裁白俊熹展示了他们在非常规油气产品开发方面的能力和愿景。
　　“我们的工业资源基础成本低，每桶油32美元，其中包括间接成本和其他费用。我们相信，我们的库存可以撑过整个价格周期。我们在鹰滩和巴肯的石油储量足以支撑10年的石油生产。”说起他们的二叠纪油田项目，白俊熹如数家珍——
　　康菲石油在特拉华盆地的勘探和开发项目越来越多，探明了丰富的油气储量，这是他们的主要油气储备。而且他们已经制定开发战略，以便优化整个油气田。目前，特拉华盆地项目属于最佳状态，在接下来10年当中产量将保持高个位数增长。
　　米德兰盆地的油气项目也处于最佳状态。在过去的10年中，它的油气产量约占资源开发总量的1/3，同时以中低个位数的速度增长。他们利用新的钻井技术、完井技术来提高效率。
　　在鹰滩和巴肯盆地的黄金区域内，他们分别拥有20万英亩、50万英亩非常规油田，在过去10年综合日产量约为33万桶油当量，其中鹰潭油田的日产量以较低的个位数增长，巴肯油田的日增长率则较高。
　　“2021年以来，我们已经成功完成了20个油田开发项目，释放了大量的横向开发潜力。如今我们有80%的油井长度达到或者超过1.5英里。此外，2020年到2023年，油井的横向长度增加了14%，并且未来还会继续增长。”白俊熹信心满满地说，他们加大技术研发的投入，可以降低成本，并且与最初的完井状况相比，最终采收率可提高65%。
　　“我们并不是一个单一的勘探生产公司，在非传统领域的知识和技术是我们的一个优势。我们在加速学习，提高效率。另外，我们企业文化的核心就是持续改进，这一点已经融入我们的日常工作当中。技术的应用正在推动并且加速我们的改进工作。”白俊熹说，他们的许多创新技术可以提升价值，同时助力减少排放。他们通过在48个州实施减排项目，温室气体排放强度降低了50%。（中国矿业报）