煤系天然气的资源类型、形成分布与发展前景

2019-07-15邹才能杨智黄士鹏马锋孙钦平李富恒潘松圻田文广

石油勘探与开发 2019年3期

邹才能，杨智，黄士鹏，马锋，孙钦平，李富恒，潘松圻，田文广

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

煤系天然气的研究和发展，对推动天然气工业发展产生了积极而深远的影响。20世纪40年代，德国学者认识到含煤地层中能生成大量天然气，并能形成工业气田[1]。前苏联从20世纪50年代起开展煤系气研究并指导天然气勘探，先后在西西伯利亚盆地和卡拉库姆盆地发现了一批大型和特大型气田，使得前苏联从贫气国跃居为世界产气大国，并长期保持世界第一[2]，西西伯利亚盆地在当今也是世界上最大的煤系气产储盆地[3]。中国煤系气的研究、勘探始于20世纪70年代，“成煤作用中形成的天然气与石油”一文[4]，一般作为天然气地质学的开端，是中国煤成气理论研究的里程碑[5-6]。煤成气理论打破了煤系是天然气勘探禁区的传统认识，为开辟天然气勘探新领域和实现中国天然气工业跨越发展提供了重要科学指导。2017年中国天然气储量、产量分别为157 748.13×108m3（煤系气占比58.7%）和1 467×108m3（煤系气占比61.5%），与煤成气理论出现之前的1978年相比，分别提高了96倍和10.7倍，中国从贫气国变为世界第6大产气国[7]。本文通过梳理全球煤系天然气的勘探开发进展、聚煤期形成分布特征，厘清煤系天然气资源类型、形成条件和分布规律，评价展望煤系天然气发展前景，以期为从事煤系天然气发展研究的科研工作者提供参考。

1 煤系天然气的内涵与资源类型

煤系天然气，是指煤系中煤、炭质泥页岩和暗色泥页岩生成的天然气[7]，包括在煤、炭质泥页岩和暗色泥页岩等煤系源岩中滞留的煤层气、页岩气，和从煤系源岩中运移出来在煤系中或其外聚集形成的煤系气藏。煤系天然气包括非常规“连续型”和常规“圈闭型”2种主要类型，可细分为非常规“煤层气”、“页岩气”、“致密气”、常规“圈闭气”等资源类型，在聚集形态、聚集机理、分布特征、勘探开发方式等方面均有明显的不同（见图1）。本文主要阐述的煤系气资源为源内煤层气、源外致密气及常规“圈闭气”。

图1 煤系天然气资源类型、形成分布与勘探开发方式

2 全球煤系气勘探开发进展

2.1 源外煤系气

煤系气的勘探可以追溯到20世纪40年代，德国西北盆地埃姆斯河流域至威悉河以西地区发现煤系气田[1]。1959年在西荷兰盆地东北部，发现世界第一个储量超万亿立方米的煤系气田格罗宁根气田（可采储量为2.7×1012m3）[8]。（见图2）。德国西北盆地发现40个气田、西荷兰盆地发现约40个气田，在英吉利盆地海上部分上石炭统、赤底统分别发现10个和52个气田，上述气田气源均为上石炭统煤系（见图2）[8]。俄罗斯西西伯利亚盆地天然气大部分为煤系气（见图2），白垩系波库尔组煤系为主要气源岩，发现了10个万亿立方米级以上的大气田，包括当时世界第1大气田乌连戈伊气田（可采储量为10.75×1012m3）和第2大气田亚姆堡气田（可采储量为5.24×1012m3），2011年该盆地天然气产量和可采储量分别为5 392.8×108m3和32.1×1012m3，分别占到俄罗斯的84%和72%[3]，至2015年已采出6.3×1012m3天然气。美国发现致密砂岩气藏的盆地23个，主要分布在落基山地区，白垩系煤层和煤系泥岩是主要气源岩（见图2）。

至2016年底，中国共发现煤系大气田39个（见图3），包括中国探明地质储量和产量最大的气田——苏里格气田，煤系大气田占全国大气田总数（59个）的66%，主要分布在陆上鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和柴达木盆地，以及海域莺歌海—琼东南盆地、东海盆地。2017年底中国煤系气储量、年产量分别为92 538.51×108m3、902.14×108m3，近12年来共产煤系气6 620.53×108m3[7]。

2.2 源内煤层气

全球煤层气资源丰富，美国、澳大利亚、加拿大、俄罗斯等是主要产气国（见图2、表1）。美国是最早和最成功勘探开发煤层气的国家，煤层气可采资源量为21.19×1012m3，圣胡安、黑勇士、粉河、尤因塔、拉顿、阿巴拉契亚、阿克玛、皮申斯是煤层气商业化生产的8个主要盆地。美国煤层气起步于上世纪70年代，2008年产量峰值为556.7×108m3，近年来发展放缓，2018年产量为289×108m3，占天然气总产量的3%，其中一半来源于圣胡安盆地。澳大利亚是另一个煤层气大国，估算煤层气资源量为（8～14）×1012m3，主要分布在苏拉特、鲍温等盆地。近年来澳大利亚煤层气产量快速增长，2017年总产量为397.7×108m3，其中苏拉特盆地产量为307.4×108m3，鲍温盆地产量为90.3×108m3。加拿大煤层气地质资源量为76×1012m3，主要分布在阿尔伯达等加拿大西部沉积盆地。加拿大煤层气产业起步与美国同步，2000年大规模勘探开发，近年来产量开始下降，2018年产量约51×108m3。

图2 全球煤系天然气有利区分布

图3 中国煤系天然气有利区分布

表1 重点盆地/地区煤层气地质条件对比

中国煤层气近年来取得长足进展。早在20世纪70年代，中国就开始开展井下瓦斯抽放及利用，近年来中央油气企业、煤炭企业、地方企业均积极介入煤层气的勘探开发。截至2017年底，全国累计探明煤层气地质储量为6 911.77×108m3，探明了沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘两个煤层大气田，开辟了阜新、沈阳、焦作、丰城、六盘水、阜康等48个勘探区，累计建成煤层气产能110×108m3/a，2018年全国煤层气产量为53.5×108m3，建成沁水、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地。

3 全球主要聚煤期和聚煤区

3.1 主要聚煤期

聚煤期与地质历史时期古构造、古气候、古地理、古植物等密切相关[9-10]。全球范围看，晚泥盆世，具有工业价值的煤炭资源开始形成，自此聚煤作用从未中断过，但各个时期的聚煤作用强弱不同，形成具有一定的时限性。晚石炭世—二叠纪、侏罗纪和晚白垩世末期—新近纪，是聚煤作用最强的3个时期[9]，99%以上的煤炭资源分布在此3个聚煤期沉积地层[11]。世界煤炭资源约40%分布在上石炭统—二叠系，约50%分布在上白垩统—新近系，约10%来自于上三叠统—侏罗系[9-10]。

晚石炭世—二叠纪是全球范围第1个聚煤期，地势比较平坦，植物繁盛，聚煤作用强，形成了分布广泛的聚煤盆地和含煤地层；晚三叠世—侏罗纪是全球范围第2个聚煤期，裸子植物最为繁盛，侏罗纪是中国最为重要的聚煤期。晚白垩世—第三纪是第3个重要聚煤期，进入高等植物发展阶段，构造活动更加强烈，气候分带也更加明显。总之，从晚泥盆世开始到二叠纪，聚煤作用不断增强；早、中三叠世是聚煤作用低潮期；从晚三叠世开始，经侏罗纪、白垩纪至新近纪，聚煤作用强度又不断增大。此外，从全球广泛分布的泥炭矿床推断，第四纪“聚煤作用”的强度也是很大的。

3.2 主要聚煤区

聚煤区是区域背景、沉积环境、气候条件等各种成煤控制因素综合作用的结果[9,12]。世界煤炭资源的地理分布广泛，遍及各大洲的许多地区，但分布不均衡。总的来说，北半球多于南半球，尤其集中在北半球的中温带和亚寒带地区（见图2）。北半球北纬30°～70°是世界上最主要的聚煤带，占世界煤炭资源量的70%以上（见图2）。各大洲间相比，北半球的3大洲煤炭资源均比较丰富，其中亚洲资源量约8.65×1012t，约占全球煤炭资源总量的56%以上；北美洲资源量约4.06×1012t，约占全球煤炭资源总量的26%以上；欧洲资源量有1.56×1012t，约占全球煤炭资源总量的10%以上。南半球各大洲的煤炭资源都比较少，其中大洋洲资源量约7 800×108t，约占全球煤炭资源总量的5.1%；非洲约2 100×108t，占全球煤炭资源总量的1.4%；南美洲最少，不到全球煤炭资源总量的0.4%。另外，南极洲的维多利亚地区及其他地区也发现有煤炭资源，但是还难以估算出比较确切的资源量。各个国家相比，全世界约有80个国家和地区拥有煤炭资源。中亚—俄罗斯、美国和中国的煤炭资源最丰富，合计约占全球煤炭资源总量的83%以上。

世界煤炭资源的地理分布，以两条巨大的聚煤带最为突出，一条横亘欧亚大陆，西起英国，向东经德国、波兰、中亚—俄罗斯，直到中国的华北地区；另一条呈南北向绵延于北美洲的中部，包括美国和加拿大的煤田。南半球的煤炭资源也主要分布在温带地区，比较丰富的有澳大利亚、南非、博茨瓦纳和巴西等。

4 全球主要煤系气形成与分布

4.1 全球典型盆地煤系气形成与分布

4.1.1 美国圣胡安盆地

圣胡安盆地位于美国西部落基山地区的科罗拉多州西南部和新墨西哥州西北部、科罗拉多平原东部，面积为7×104km2，为一个近似圆碗状的洼地，估算煤炭资源量为3 248×108t，煤层气地质资源量为2.38×1012m3，煤层气可采资源量为0.29×1012m3。形成于中生代拉腊米造山运动，是落基山脉的一个前陆盆地。圣胡安盆地为一不对称向斜，向斜轴位于中北部，呈北西—南东向。北部边缘地层陡倾，向中部和南部地层趋于平缓。沉积于晚白垩世和古新世的含煤地层，其中上白垩统Fruitland组是最重要的含煤地层。Fruitland组煤层总厚度一般为21.3 m，煤级为高挥发分烟煤到低挥发分烟煤，埋深为84～1 050 m，煤层含气量为0.11～16.98 m3/t，一般为13.44 m3/t。中北部煤层总厚度最大，大于12 m，煤层层数多，单层厚度也最大。地下水从北部煤层露头接受补给，并顺煤层向深部流动，同时地下水携带煤层气在构造枢纽线（非流边界）附近聚集，形成了中北部的超压储集层。在梅里迪恩400区，单井产气量平均为8 500～85 000 m3/d，产水量约48 m3/d，是圣胡安盆地产能最高的地区。Blanco Mesaverde气田位于圣胡安盆地的中心和最深的部位，面积为3 467 km2。天然气主要产出于海进的Point Lookout组和海退的Cliff House组砂岩，少量的天然气分布于Menefee组中的河道砂岩中。气源岩为Menefee组的河流和沼泽环境中形成的炭质页岩和煤[13]，有机质类型为Ⅲ型腐殖型干酪根，天然气是在成熟和过成熟期形成。生烃量最大值发生在渐新统埋深最大时期，天然气被源自盆地边缘的水动力和非储集岩中出现的膨胀黏土所阻碍，就近成藏。

4.1.2 澳大利亚苏拉特盆地

苏拉特盆地是澳大利亚早侏罗世—白垩纪的克拉通盆地，北起昆士兰州中部，向南一直延伸到新南威尔士州北部，最大沉积厚度约2 500 m，面积约30×104km2[14]。中侏罗统Walloon亚群为能量较低的曲流河及曲流河三角洲-湖泊沉积体系，煤岩主要发育在曲流河的河漫滩及曲流河三角洲平原的沼泽环境，发育了10个煤层组，煤层单层厚度较薄，大部分为0.1～0.5 m，并与薄的炭质泥岩互层发育，煤层累计厚度为20～40 m。盆地东北边缘地层平缓，大断层不发育，构造转换带上局部发育鼻状隆起和小型调节断层，改善了煤储集层的渗透性。区域水文地质条件与煤岩演化程度决定了煤层气成因类型以次生生物成因气为主，热成因气为辅。经过近10年的勘探开发实践，已识别出北部Mimosa向斜区、东北部Undulla 鼻隆区和东部Chinchilla—Geoondiwindi斜坡区3个煤层气富集高产的甜点区，面积接近5 000 km2[14]。3个构造分区不同煤组成藏类型存在差异，北部Mimosa向斜区为断层-水动力封堵型，东北部Undulla 鼻隆区及东部斜坡区局部为背斜-水动力封堵气藏。苏拉特盆地煤系气的开发成功与薄煤层、碎屑岩频繁互层及其衍生的有利开发地质条件密切相关。

4.1.3 俄罗斯西西伯利亚盆地

西西伯利亚盆地面积约250×104km2，基底为海西期褶皱，在盆地北部天然气发育区，一般埋深8 km，最深为12 km。盆地经历了裂谷期（上古生界—早三叠世）和拗陷期（晚三叠世—第四纪）两个发育阶段，其中拗陷期是煤系主要发育期，自下而上发育有中上三叠统—下侏罗统切利亚宾组、中下侏罗统秋明组、白垩系波库尔组3套主要含煤地层，是世界特大的含煤盆地之一[15-16]。多旋回的含煤沉积、丰富的煤炭资源为大量煤系气的形成奠定了良好的物质基础，其中波库尔组是盆地白垩系天然气的主要气源岩，为一套含煤和亚含煤地层，泥岩TOC平均值为1.31%，高者可达6%，平面上高TOC值泥岩层主要分布在盆地中、北部，TOC值达1.5%～2.0%，对主力气层上白垩统赛诺曼阶天然气的平面分布有重要的控制作用。赛诺曼阶气层探明可采储量占全盆地的70%，绝大部分集中在甲烷丰度大于30×108m3/km2的地区，乌连戈伊气田是位于甲烷丰度最大、含腐殖型有机物地层最厚的地带。此外，基底隆起长垣圈闭、储集层厚度及物性、厚层的泥质岩盖层等均对煤系气富集创造了有利条件。西西伯利亚盆地煤系气是俄罗斯天然气工业的主体，拥有世界上产量最多和最高产的超大型气田，已发现10个原始可采储量在1×1012m3以上的超特大型气田，2011年盆地天然气储量和产量分别占到俄罗斯全部的72%和84%。

4.1.4 中国鄂尔多斯盆地

中国鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系为一套海陆过渡相的含煤碎屑岩沉积地层，天然气资源丰富，迄今为止，已发现苏里格、榆林、大牛地、乌审旗、子洲、延安等6个探明地质储量超过1 000×108m3的煤系致密砂岩大气田。苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，勘探面积为4×104km2，石炭系—二叠系发育多套含气层系，主力含气层为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段，具有勘探面积大、含气层系多、致密低压低丰度等典型特征，勘探开发潜力大[17-22]，2017年探明地质储量为1.65×1012m3，为中国目前最大气田。本溪组、太原组到山西组煤层累计厚为6～15 m，TOC值一般高于70%，暗色泥岩广泛分布，厚度达30～50 m，TOC值为2%～3%。致密砂岩储集层平面上连片分布，展布范围广，纵向上多层位砂体叠置，累计厚度为30～100 m，南北向延伸距离长，达150～200 km。地层展布平缓，圈闭界限模糊，气水关系复杂，具有持续充注、动态成藏特征。

4.2 全球煤系气主要地质特点与聚集模式

4.2.1 煤系气成因机制

煤系成烃以气为主以油为辅（Ro=0.5%～1.5%），有3个方面的证据：①煤以腐殖煤为主，其原始物质组分中H/C值低的木质素和纤维素含量超过60%；②腐殖型有机质的化学结构组成中以甲基和缩合芳环为主，利于生气；③煤以及煤系泥岩成烃模拟实验中，以生气为主[7]。天然气乙烷碳同位素组成具有较强的母质继承性，是区别煤系气和油型气最常用的有效指标[23]。不同学者经过大量的数据统计发现，煤系气乙烷碳同位素组成一般重于-28‰[15,24-29]。中国鄂尔多斯盆地苏里格、四川盆地合川以及塔里木盆地克拉2气田的天然气乙烷碳同位素组成明显重于-28‰，为典型的煤系气。德国西北盆地、澳大利亚东南库珀盆地、吉普斯兰盆地天然气乙烷碳同位素组成也重于-28‰，表明这些天然气也为煤系烃源岩所生成。俄罗斯乌连戈伊超大气田的天然气为波库尔组煤系在低演化阶段的产物[30-32]，依据天然气母质类型来划分，该气田的天然气也是煤系气。δ13C1-δ13C2-δ13C3图版[3]（见图4）通常被用来鉴别天然气的成因类型。从图中可以看出，苏里格、合川以及克拉2等中国大气田均为煤系气田，德国西北盆地、澳大利亚库珀盆地、吉普斯兰盆地天然气分布在煤系气区域以内，表明其均为煤系气，Galimov等[31]发表了俄罗斯乌连戈伊气田部分乙烷碳同位素值（见图4），根据这些气样的乙烷碳同位素组成可以判断这些气为典型的煤系气。

4.2.2 源外煤系气成藏与聚集模式

图4 世界及中国代表性大气田天然气成因鉴别（图版据

根据天然气成藏机制的差异，将煤系气藏划分为两类，即中低丰度的大面积近源“连续型”致密气和高丰度的局部远源“圈闭型”气藏（见图1）。①“连续型”致密气通常位于构造较为稳定的低部位，沉积分异较弱，生气强度相对较低，致密储集层大面积连续分布，通常近源聚集，圈闭界限模糊不清，往往无统一气水界面或气水倒置，储量规模大，储量丰度低，单井产量低。深入研究鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系、四川盆地三叠系等致密砂岩气田群，发现煤系烃源岩与致密砂岩呈“三明治”结构，煤系源岩呈层状蒸发式排烃、多物源三角洲砂体广覆式分布、源储紧密接触规模成藏，具有大面积连续分布的标志性特征；评价鄂尔多斯盆地苏里格地区上古生界和四川盆地中部三叠系须家河组含气面积分别为4×104km2和6 800 km2，广泛分布的纳米级孔喉网络系统是其主控因素，孔喉半径主要为20～500 nm，起着沟通作用；率先在中国系统揭示并论证了陆相含煤地层致密砂岩气“连续型”聚集规律，并针对性研发了致密砂岩气地质评价方法。②“圈闭型”气藏往往聚集在构造活跃区高部位的有利圈闭，生气强度较大，气水关系正常，上气下水，储量丰度高，单井产量高，如库车坳陷、川西坳陷、莺歌海盆地等地区的煤系气田。以中国塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带为例，“圈闭型”气藏一般具备4项成藏条件：①白垩系砂岩储集层位于三叠系—侏罗系煤系气源岩生气中心区，生气强度超过100×108m3/km2；②盐下深部白垩系巴什基奇克组辫状三角洲砂岩储集层大面积连片分布；③稳定分布的膏盐岩盖层有利于油气的聚集和保存；④喜马拉雅晚期天然气高效充注成藏。

生气强度是评价预测煤系大气田的核心指标。通过解剖全国含煤盆地重点层系，研究确定煤系大气田聚集的7个主控因素，包括生气强度、晚期成藏、孔隙型储集体、生气区的古隆起圈闭、煤系中或其上下圈闭、低气势区、异常压力封存[3]。其中生气强度是烃源岩厚度、有机质丰度、有机质类型及成熟度的综合体现，生气强度高值区既可以获得高丰度气源，又可避免长距离运移散失，生气强度大于10×108m3/km2是形成煤系大气田的基本条件，生气强度大于20×108m3/km2的区域是发现中国煤系大气田的“甜点区”。运用该认识评价和勘探中国煤系大气田，取得了良好效果：①在鄂尔多斯盆地发现苏里格、靖边、大牛地等12个煤系气田，成为全国天然气储量、年产量第1位的大气区，其中苏里格气田也是全国储量最大、年产量最大的气田，截至2017年底累计探明地质储量为1.65×1012m3，2017年产量为212.5×108m3，为陕京4条输气管线提供了天然气资源保证；②在库车坳陷发现克拉2、克深、大北等14个煤系气田，其中克拉2是全国储量丰度最高（59.05×108m3/km2）、单井产量最高（克拉2-7累计产量超过125×108m3）的煤系气田，克深气田是全国第1个目的层埋深大于6 000 m的超深层煤系气田，这些大气田提供了塔里木气区90%以上的气源，产生了巨大的社会和经济效益。

4.2.3 源内煤层气成藏与聚集模式

中高阶含煤盆地具有向斜富集煤层气的特征，如美国圣胡安、中国沁水盆地，煤层含气量从盆地边缘向盆地中心增加。煤层气向斜富气是构造演化、水动力条件以及封闭条件综合作用的结果。一个区域在向斜构造背景下，往向斜轴部方向，由于大气渗入水沿着边缘露头向轴部低水势方向汇聚，形成向斜汇水区，矿化度增高，可形成侧向水力封堵，形成良好的保存环境，有利于煤层气富集。

多气源补给配合良好的封盖条件，是低煤阶煤层气富集成藏的关键。低煤阶煤层热演化程度低，热成因生气量不足，需要多种气源的补充，特别是生物气的补充。国外典型低煤阶煤层气盆地如粉河盆地、苏拉特盆地煤层气成因均以生物成因气为主，中国二连盆地煤层气甲烷碳同位素值一般为-60.3‰～-65.3‰，表现为生物气，晚期地表水大量渗入煤层使得煤层水化学条件具备生物气生成条件，一般煤层水体现为较低矿化度、低硫酸盐、pH值中性或弱碱性，同时地表水的渗入也带来了煤岩降解菌群，利于生物气的生成，配合良好的封盖条件，形成低煤阶煤层气富集区[36-37]。另外，在美国尤因塔盆地存在原生热成因气、次生热成因气和生物气等多种气源的补充，中国准噶尔盆地南缘、准噶尔盆地东部白家海地区断层附近圈闭中煤层气同位素组成特征显示存在成熟腐泥型气的补充，表明附近和深部热成因气沿断层运移到煤层富集成藏。

5 全球煤系气发展前景展望

5.1 全球煤系气资源潜力

5.1.1 源外煤系气资源

美国、俄罗斯和加拿大等国家没有单独就“煤系气”进行资源评价，但是落基山前陆盆地群中致密砂岩气以及西西伯利亚盆地中的大部分天然气均为煤系气[3,38-39]。据第4次资源评价，中国煤系气资源量为29.82×1012m3[7,39]，中国陆上致密砂岩大气田天然气主要为煤系气[3]。预测致密砂岩气地质资源量（17.0～23.9）×1012m3，可采资源量为（8.1～11.4）×1012m3，主要分布在鄂尔多斯、四川和塔里木等盆地，占总可采资源量的81%。

5.1.2 源内煤层气资源

全球煤层气资源量超过270×1012m3，主要分布在下列12个国家中（俄罗斯、加拿大、中国、美国、澳大利亚、德国、波兰、英国、乌克兰、哈萨克斯坦、印度、南非）（见表2）。煤炭资源大国同时也是煤层气资源大国。俄罗斯煤炭资源量为6.5×1012t，煤层气资源量为（17～113）×1012m3，居世界第1位。根据最新预测结果，中国煤层气资源量为30.05×1012m3，超过美国，居世界第3位，其中技术可采资源量为12.5×1012m3[7,39]。俄罗斯、加拿大、中国、美国这前4个国家的煤层气资源量共计为240×1012m3，约占全世界煤层气资源总量的89%。

5.2 全球煤系气发展前景展望

全球煤炭资源丰富，煤系气资源量巨大。随着认识程度和勘探开发技术的进步，煤系常规气、煤系致密砂岩气和煤层气资源潜力仍有很大提升空间，开发利用的前景十分广阔，在未来油气工业发展中将会占据重要地位。大力勘探开发煤系气资源，对于保障世界能源供应，减轻大气污染，提升生活质量具有重要的现实意义。

当前北美地区非常规油气大突破，产量快速上升，特别是页岩气革命改变全球天然气生产格局，自2009年以来美国天然气产量大幅度超越俄罗斯，页岩气产量的大幅提升起到决定性作用。而随着投资目标转移和页岩气勘探开发大突破，北美地区煤层气产业投资及工作量锐减，煤层气产量达到1997年以来新低。北美（美国、加拿大）前期投产的煤层气井逐渐进入递减期，预计至2030年，煤层气业务将进一步萎缩，产量逐年降低；而澳大利亚大规模发展LNG，主要来源于煤层气，预计至2030年煤层气产量稳中有升。

随着中国经济发展进入新阶段，建设“美丽中国”，保护生态环境，需要不断加大清洁能源供应，天然气在一次能源结构中占比将大幅提升，将由2018年的7.6%增至2030年的15%，有力保障国家碳排放目标的实现，实现油气工业向绿色发展转变，社会向低碳转型[39-41]。2018年中国天然气产量为1 580×108m3，天然气消费量为2 766×108m3，在现有理论与技术惯性发展趋势下，预测到2030年，中国天然气产量约为2 000×108m3，而天然气需求量将大于6 000×108m3，中国天然气产量远不能满足消费需求，缺口不断扩大，加大煤系天然气的开发力度，提高天然气保供能力，常规煤系气、煤系致密气和煤层气将是天然气储产量增长的主体，仍将发挥不可替代的作用。①常规煤系气是煤系天然气储产量增长的主体，预计2030年产量为（500～550）×108m3，库车坳陷白垩系、准噶尔盆地南缘中生界—古近系、松辽盆地上侏罗统—上白垩统、莺—琼盆地新生界、珠江口盆地新生界、东海盆地新生界等是增储上产的重要领域。②与美国相比，中国煤系致密气具有储集层致密、非均质性强、气水分异难度大、甜点识别难度大等特点，而且部分致密气为低压系统（压力系数为0.7～0.9，美国一般为1.1～1.4），相同地质与技术条件下采收率比美国低20%以上，提高采收率难度更大，致密气有效动用是一个复杂的系统工程。致密气是极具发

展潜力的现实资源，当前中国致密气的发展，要在苏里格等局部地区成功开发的基础上，集中解决复杂类型致密气甜点预测、井网部署及水平井轨迹优化、渗流规律及产能评价研发、储集层有效改造、采收率综合提高等瓶颈问题，勘探向新领域新盆地拓展，开发向难动用储量和提高采收率发力，工程向多层采气、多井提产倾斜，整体推动中国致密气规模化发展。预计未来10年中国煤系致密气储产量将稳步增长，预计2030年探明储量有望达5.0×1012m3，可实现产量为（400～450）×108m3，其中鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上古生界、四川盆地上三叠统须家河组等将是储产量增长的重点领域。③与美国比较，中国煤层气产业发展整体时间落后20多年，在煤层气田勘探开发、作业管理等方面仍然处于起步阶段，煤层气勘探开发潜力仍然巨大，需要转变常规理念、利用非常规思维实现煤层气高效勘探开发利用的技术革命。当前中国煤层气产业发展仍将是稳定沁水盆地、鄂尔多斯盆地东部老区中高煤阶煤层气开发，同时积极向中低煤阶、深层、煤系气（煤层气、煤系砂岩气、煤系泥页岩气合采）综合开发拓展和延伸[42]。而伴随着煤层气向新区、新层系、新领域逐渐发展，也对煤层气勘探开发关键技术与装备创新提出新需求，特别是低煤阶复杂构造区甜点预测技术、深层多气共采技术、自动化压裂改造技术及智能化排采技术的突破，将为中国煤层气产业持续快速发展提供重要保障。预计未来10年全国煤层气将快速增长，预计2030年探明储量有望达1.2×1012m3，产量有望达（150～200）×108m3。此外，煤炭地下气化可能实现产业发展[43]。