近日，中国石油宣布，位于山西吕梁的三交北区块新增煤层气探明地质储量超过1000亿立方米，连片含气面积411.5平方公里，煤层埋深达到1900米至2150米。

这不是普通的煤层气发现。

按照目前的技术划分，埋深超过1500米就属于深层煤层气。

过去很长一段时间，这部分资源虽然知道很多，却很难真正开发出来。

但现在，情况正在发生变化。

深层煤层气，为什么正在成为天然气增储上产的新方向？

01 算好开发账

三交北的千亿方储量，真正值得关注的地方，不只是又增加了多少资源，而是它出现的时间。

因为深层煤层气已经走过了单纯寻找资源的阶段。

过去做煤层气，主力还是中浅层资源。煤层埋得相对浅，开发条件相对成熟，但资源规模和单井产量存在一定限制。

真正的变化发生在鄂尔多斯盆地东缘。

2019年以来，中国石油在大宁—吉县区块持续推进深层煤层气勘探开发。埋深超过2000米的煤层，过去并不是传统意义上的煤层气优选对象，但随着地质认识和工程技术不断突破，大吉区块逐渐把这条路走通了。

目前，大吉区块累计探明储量已经超过3000亿立方米，并建成30亿立方米级年产能规模。中国石油煤层气公司的煤岩气年产量也从2023年的水平继续快速增长，2024年达到19.6亿立方米，同比增长90.4%。

这意味着一件很重要的事情。

深层煤层气已经不再只是地质学意义上的资源。

它开始具备工业开发的条件。

国家能源局今年7月召开的深层煤层气勘探开发专题会议，已经明确提出，深层煤层气勘探开发取得重大突破，正在成为今后一段时期煤层气增储上产的主攻方向。

紧接着发布的鄂尔多斯盆地东部区域煤层气增储上产行动方案，更是直接给出了目标。

到2030年，鄂东区域煤层气探明地质储量较十四五末增加6000亿立方米以上，煤层气产量达到180亿立方米，其中深层煤层气产量达到160亿立方米以上。三交北正被列入重点增储区块。

所以，三交北的千亿方并不是一个孤立的发现，更像是深层煤层气从资源评价走向规模开发之后，又一个被验证的区块。

而这背后真正发生变化的，是过去不太敢算的资源，现在开始可以算开发账了。

02 体系的进步

深层煤层气难，并不是因为地下没有气。

恰恰相反，深部煤层的资源量非常可观。

已有研究估算，我国埋深超过2000米的煤层气资源量约40.71万亿立方米，其中鄂尔多斯、准噶尔以及吐哈等盆地分布最为集中。仅鄂尔多斯盆地，深层煤岩气资源基础就非常庞大。

真正的问题在于，资源在那里，并不意味着能够把气拿出来。

煤层埋得越深，地层压力越高，煤体结构、孔隙裂缝以及应力条件都会变得更加复杂。煤层本身又是非常规储层，天然渗透能力有限。

想让天然气稳定流进井筒，需要先解决储层能不能准确找到、水平井能不能精准钻进去、压裂能不能形成有效缝网，以及后续生产能不能长期保持稳定。

过去，任何一个环节出现问题，最终都可能变成经济账上的问题。

所以深层煤层气真正的突破，并不是单纯钻得更深，而是整个开发体系开始成熟。

在鄂尔多斯盆地东缘，大吉区块已经形成了从甜点评价、水平井钻井、储层改造到排采控制的一套技术体系。研究显示，深层煤层气水平井需要通过精细识别高产储层段，再配合大规模体积压裂，改善原本低渗的煤储层渗流条件。

其中一个非常关键的变化，是水平井和压裂技术开始真正适配深层煤层。

过去煤层气开发更多依赖直井和常规压裂，但深层资源如果仍然按照传统方式开发，井眼接触储层的范围有限，压裂改造也很难形成足够有效的渗流通道。

现在则不同。

水平井可以增加井筒与煤层的接触长度，再通过体积压裂扩大储层改造范围。

中国石油在大吉区块的实践中，已经形成了相应的储层精细描述、水平井精准钻遇、密织缝网压裂以及全生命周期排采技术。

这也是为什么，近年来深层煤层气的高产井越来越多。

国家能源局公布的2023年油气勘探开发标志性成果中，中国石化在大牛地气田部署的深层煤层气井，压裂后实现日产10.4万立方米，并落实千亿方资源潜力。

当不同区块开始陆续证明深层煤层可以稳定产气，行业对这类资源的判断自然会发生变化。

过去问的是能不能开采。

现在开始问的是怎么把它规模化、低成本地开出来。

03 稳定产量

所以三交北之后，真正值得关注的问题其实已经变了。

储量越来越多，当然重要。

但对于一个天然气资源来说，探明储量最终还是要转化成产量。

这也是深层煤层气接下来最需要解决的问题。

目前，鄂尔多斯盆地深层煤层气已经形成多个千亿立方米级资源区，中国石油、中国海油、中国石化等企业也已经在不同区块取得突破。

中国海油在临兴区块探明地质储量达到1010亿立方米，中国石化在大牛地气田也取得了深层煤层气高产突破。

资源基础正在被一块块确认。

但深层煤层气要真正成为天然气增量来源，还必须解决一个核心问题，就是开发成本。

深层意味着钻井更深，工程难度更大；煤层储层条件复杂，又意味着压裂和生产需要更精细。与此同时，大规模压裂本身还涉及水资源消耗、返排液处理以及长期生产控制等问题。

相关研究也指出，深层煤层气未来仍需要在降低钻井成本、优化井网、提高水平段长度、降低压裂用水以及提高采收率等方面继续突破。

这也是为什么国家能源局今年的行动方案，没有只强调继续找气，而是同时提出梯次推进产能建设。

三交北被列入接续建产区块之后，下一步就不只是继续提交储量，而是要进入试采评价、产能部署和规模建设。

从资源到产量，中间还有很长一段路。

但现在这条路已经越来越清楚了。

国家能源局给出的目标也说明了这一点。到2030年，鄂东区域深层煤层气产量要达到160亿立方米以上。

这个数字放在整个天然气市场里看并不算巨大，但它的重要性并不在于短期能够贡献多少产量，而在于深层煤层气正在形成一套可以复制的开发模式。

大吉已经进入规模开发，临兴、大牛地、三交北等区块不断取得突破，国家层面的政策也开始把鄂尔多斯盆地东部作为一个整体推动。

如果未来几年鄂尔多斯盆地东部能够按照规划持续增储上产，那么今天看到的这些千亿方区块，最终要回答的就不再是地下到底有多少气，而是能够贡献多少稳定产量。

这可能才是深层煤层气真正进入天然气增量市场之后，最值得关注的变化。