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全球煤层气勘探开发以浅层煤层气为主，我国创新突破了深层煤层气不能高产的传统认识，率先实现深层煤层气商业化开发，累计提交探明储量超5000亿立方米，建成产能超25亿立方米/年。在近日召开的2025煤层气勘探开发年会上，专家认为，中国煤岩气（深层煤层气）革命将引领一场世界级煤层气产业革命，深部煤层气的潜力将会超过页岩气，有望形成年产千亿方级的大产业。从煤层气到煤岩气，不仅仅是术语上的变化，更是对煤系地层中天然气资源认知的一次重大变革，是一次科研范式转换，标志着我国在探索深层煤岩储层过程中取得了新的理论和技术突破。未来，油气企业需要深度参与煤炭地下气化产业，其技术突破将催生中国煤岩油气革命。
□本报记者 程 强
我国率先实现深层煤层气商业化开发
全球煤层气勘探开发以浅层煤层气为主，我国创新理论和技术，突破了深层煤层气不能高产的传统认识，近年来多口深层煤层气探井取得高产，在鄂尔多斯盆地发现5个千亿方大气田，全国累计提交探明储量超5000亿立方米，建成产能超25亿立方米/年，掀起了深层煤层气勘探开发热潮
全球煤层气资源量为256.1万亿立方米，是常规天然气资源量的50%，主要分布在亚太和北美地区。上世纪80年代，美国煤层气开发取得突破，2008年产量达峰557亿立方米，但受页岩气革命等影响，2010年后产量回落，目前年产量约200亿立方米。澳大利亚在2021年产量达峰405亿立方米，现仍居世界第一。
但全球煤层气勘探开发以浅层煤层气为主，国外深层煤层气未能实现商业化开发，我国率先实现深层煤层气商业化开发。
中国工程院院士郭旭升介绍，近年来，我国多口深层煤层气探井获得高产，在鄂尔多斯盆地发现神府、大吉、大牛地、佳县、纳林河5个千亿方大气田，在四川盆地磨溪地区龙潭组超4000米的深层煤层气勘探取得积极进展，准噶尔盆地中低阶深层煤层气勘探取得好苗头，累计提交探明储量超5000亿立方米，快速建产能超25亿立方米/年，在建成鄂东和沁南两大浅层煤层气产业基地的基础上，煤层气开发深度向1500米以深拓展。
郭旭升说，四大因素促进煤层气产业发展。理论创新方面，发现深层煤层含气性及力学特性等存在一临界深度带，突破了深层煤层气不能高产的传统认识。技术进步方面，形成“密切割+大排量+大砂量+组合支撑剂+前置酸+变黏滑溜水”水平井压裂技术。精益管理方面，构建“勘探开发、地质工程、钻井压裂、地面地下”一体化模式，推进钻完井技术和组织管理水平迭代提升。政策扶持是低品位煤层气效益开发的保障，如美国煤层气税收政策优惠期长达23年，澳大利亚在煤炭-煤层气矿业权重叠区出台政策鼓励煤层气优先开采。
我国东北、西北、华北、滇藏、华南五大聚煤区，含气性差异大。郭旭升分析，深层煤层气具有“二元”富集特征：有利聚煤环境是深层煤层气富集的基础，煤层厚度大、品质好；良好的保存条件是游离气富集的关键，压力系数高、游离气量大。他建议，以煤层气产业重大需求为导向，集智攻关，打造深层煤层气勘探开发关键技术体系，支撑煤层气产业高质量发展。
煤层气开发利用国家工程研究中心董事长，中石油煤层气公司执行董事、党委书记周立宏介绍，该公司2019年实施的大吉3-7向2井实现深层煤层气工业气流突破，发现了深层游离气赋存特性，颠覆了“压实作用下深部煤岩物性差、含气量低，难以效益开发”的传统认知，突破了1500米以深煤层气开发下限。2021年，该公司在鄂尔多斯盆地东斜坡带探明了我国首个2000米以深整装大型深层煤层气田，在国内掀起了深层煤层气勘探开发热潮。
一个千亿方级新兴大产业具备潜力
多年来，在现有理论与技术下，浅层煤层气单井产量太低且至今未找到有效解决途径，导致煤层气开发始终低效甚至无效。深层煤层气又称为煤岩气，具备高含气性、煤体结构好、保存条件好三大显著特征，潜力将会超过页岩气，技术突破后有望形成年产1000亿立方米以上的新兴大产业
周立宏认为，传统认识上煤层气是煤矿安全生产的伴生资源。而煤岩气，是指以煤作为烃源岩和储集岩且处于煤炭开采经济技术极限深度以下煤层中的天然气，这个极限深度一般为1500米。广义上，煤岩气是赋存在煤岩地层中的天然气，以煤自生自储为主，也有部分外来充注。深层煤层气又称为煤岩气。
与浅层煤层气相比，深层煤层气具备高含气性、煤体结构好、保存条件好三大显著特征。2024年，我国天然气产量2464亿立方米，其中非常规天然气产量1077亿立方米。在非常规天然气中，页岩气产量257亿立方米、煤层气产量138亿立方米，其中深层煤层气产量25亿立方米。周立宏认为，中国煤岩气革命将引领一场世界级煤层气产业革命，2035年全国煤岩气产量有望在400亿~500亿立方米。
中国石油学会原副理事长兼秘书长徐凤银同样看好其潜力，认为“深部煤层气的潜力将会超过页岩气”。但目前，深层煤层气勘探开发面临一系列挑战，需要实施勘探开发、地质工程、理论技术、地下地上、产学研用、投资效益、大数据人工智能、战略策略“八个一体化”。
中国工程院院士罗平亚长期关注我国煤层气的发展。他说，30年前，全球兴起一股源于美国的浅层煤层气开发热潮，我国浅层煤层气资源量32.6万亿~36.8万亿立方米，居世界第三，国家曾希望形成年产煤层气1000亿立方米以上的新兴大产业。但直到2020年，我国地面开发的煤层气年产量仅57亿立方米。根本原因是，现有理论与技术下煤层气单井产量太低且至今未找到有效解决途径。虽然经过20多年攻关，煤层气单井产量已由700~800立方米/日提高为1200~1300立方米/日，但煤层气开发始终低效甚至无效。
这是一个世界性难题—经过30年努力，全球煤层气形成产业的国家仅4个，即美国、加拿大、澳大利亚、中国，全球煤层气年产量都未到过千亿立方米，且呈下滑趋势。
在煤层气产业发展低潮的艰难岁月，我国煤层气产业界不放弃，不断探索并在深层煤层气领域取得重大突破，使人们又看到了希望。
罗平亚说，我国煤层气资源种类齐全，且极为丰富、十分可靠。除了浅层煤层气，2000米以深煤层气资源量超过40万亿立方米，与煤层共生的致密砂岩复合气藏资源量约107万亿立方米，用总计180万亿立方米的资源量来保证年产千亿立方米大产业，技术一旦突破就可能实现。
罗平亚指出，现有理论和技术体系只在10%~15%的煤层中适用，且对煤储层有伤害，严重影响气井产能。综合应用煤矿瓦斯动力学和气藏工程及采气工程相关理论与方法，分析研究煤层气井产气解吸、扩散、渗流三个过程的耦合及其对煤层气井产量的影响，从理论上可以证明：各类煤层气都有可能建立高效勘探开发的理论与技术体系，并实现有效开发。
罗平亚建议，充分依靠煤炭和油气两大行业（学科）交叉融合，加强基础研究，坚持原始创新，从头（新）创立适用于各类煤层气藏高效勘探、有效开发的理论与技术体系，产生一个新的学科（方向），形成一个新的生产、技术领域。
中国科学院院士邹才能指出，2008年我国非常规油气总产量占比不足2.5%，2024年已占27%。煤岩气成为非常规油气的一匹“大黑马”。我国煤岩气取得理论和技术原创性突破，实现工业生产，使得非常规油气由近源致密砂岩+灰岩油气，向源内页岩+煤岩油气延伸，增加了新的资源，延长了石油工业的生命周期。
深层煤层气的“反常”引发科研范式转换
深层煤层气地质上具有“高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离”特征，开发上呈现“投产即见气、见气即高产”的特点。深层煤层气勘探开发出现很多有别于浅层煤层气的异常现象，引发科研范式转换，是对煤系地层中天然气资源认知的一次重大变革，煤层气仅是煤岩气的一个特例
目前，业界对煤层气的概念尚未统一。
罗平亚认为，煤层气是赋存在煤层和与煤层叠合共生的致密砂岩复合煤层气藏中的天然气。煤层由大量天然竖直和水平裂缝（称为割理）切割成的基本单元构成，即煤层是由煤的基本结构单元与一套孔隙裂缝系统构成。煤层所含80%~95%的甲烷吸附于煤致密的基质单元内微孔隙的表面，以吸附状态存在；5%~20%的游离态甲烷主要分布在煤层的割理和基质单元的微孔隙中，与吸附甲烷处于平衡状态。
邹才能认为，煤岩气是煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中的天然气。鄂尔多斯盆地8号煤岩割理裂缝发育、游离气差异富集明显，具有“高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离”地质特征，开采时无须排水降压，由游离气弹性驱动产出，压降后吸附气解吸接替，游离气与吸附气连续接力实现长周期产气。
郭旭升认为，深层煤层气埋深一般大于1500米，受温压耦合作用，呈“总含气量高、游离气占比高”特征，煤体结构相对完整，通过储层改造可快速产气并获得高产气流。
中国石油大学（北京）教授高之业认为，深部煤层气通常指富集在埋深大于1500米煤层中的烃类气藏，富游离气，开发上呈现“投产即见气、见气即高产”的特点。深部煤层气主要有六大特点：一是资源量大，几乎不进行煤炭开采，深部煤炭和煤层气整体得以保存；二是游离气含量较高，实测占比20%~50%；三是保存条件较好，顶底板封闭好，煤层气逸散减少，可形成地层超压；四是含气饱和度较高，实测60%~90%，且深部煤层基本无可动水；五是成岩性较好，煤岩脆性变强，有利于水平井钻完井和分段压裂形成复杂裂缝网络；六是压裂测试产气较快，由于深部煤岩具有高游离、高脆性、高压力和低含水特征，压裂测试不像中浅层煤层气需要长期“排水降压解吸”才能产气，而是与页岩气“排气降压解吸”相似，产气较快、前期产量较高，收回成本快，经济效益好。
中国石油勘探开发研究院首席技术专家孙粉锦认为，从煤层气到煤岩气，不仅仅是术语上的变化，更是对煤系地层中天然气资源认知的一次重大变革，是一次科研范式转换，标志着我国在探索深层煤岩储层过程中取得了新的理论和技术突破。
当科学研究中出现了大量现有范式无法解释的“反常”现象时，就会引发范式转换，带来科学理论和研究方法的重大变革。在深层煤层气勘探开发中，就出现了很多有别于浅层煤层气的异常现象：异常高的含气饱和度；异常高的地层水矿化度；见气早、产量高、初产即高产；气体组分与致密气相似，部分有原油，如准噶尔盆地东部彩61H井压裂后日稳产油8.5吨，这在浅层煤层气中不可想象；煤储层中整体贫水。
孙粉锦说，研究认为煤岩气有两种成藏模式：自生自储成藏模式（中高煤阶）和多源共储煤岩气成藏模式（低煤阶）。由于大气降水或地表水对煤岩气具有水洗、水锁、水弱、水敏等改造作用，因此可将煤岩气进一步划分为原生型和改造型，热成因的煤层气（如大吉区块浅层、沁水盆地）就是被改造或破坏了的煤岩气，煤层气仅仅是煤岩气的一个特例。
煤炭地下气化或催生中国煤岩油气革命
煤层气开发是物理方法采气，而煤炭地下气化是化学方法采气。我国虽然起步晚，但近年来发展快，展现弯道超车的发展态势。油气公司掌握钻井式UCG（煤炭地下气化）的关键技术，未来将深度参与中深层UCG产业，加强与其他产业协同发展，争取在2030年前实现产业化，推动中国煤岩油气革命
当前，各类煤层气增产技术不断突破。如加拿大工程院院士、河南理工大学特聘教授曹运兴提出，采用二氧化碳致裂技术，可以实现对煤层的低伤害改造，其技术特点为无水致裂、脉动造缝、卸压增渗、解堵增产。在全国2.2万口煤层气井中，低产井占比达57%，低产直井改造后可日增产1000立方米、低产水平井改造后可日增产3000立方米，前景广阔。
对于深层煤层气，想象空间更大。邹才能提出，利用地面风光新能源，推动地下页岩+煤岩原位油+气转化，力争实现油气“两个革命”，即中国陆相页岩油革命和中国煤岩油气革命，其中后者的技术内涵是将地层中煤炭原位燃烧产生甲烷、氢气等资源。
这种煤炭原位燃烧转为气体的方法，即煤炭地下气化（简称UCG）。金正能源咨询事业部总经理张俊武说，煤层气开发是物理方法采气，而UCG是化学方法采气，适用于常规方法不可采或开采不经济的煤层，以及煤矿的二次或多次复采。
该技术国外发展早，但近年来美国、俄罗斯、澳大利亚基本暂停相关试验。我国虽然起步晚，但近年来发展快，试验项目及成果众多，展现弯道超车的发展态势。为什么全球不发展UCG，而我国重视UCG产业，并将其列入国家科技计划和战新产业目录？因为从全球看，资源与市场不匹配，技术不成熟，标准、工艺技术不完善，最重要的是投资成本高、经济性差。而我国有丰富的煤炭资源、有现实的天然气保供需求，石油工业技术进步迅速，国家、煤炭大省、企业都陆续出台相关支持政策。
UCG技术难度较大。近年来，我国在新疆、内蒙古、贵州等地开展多个试验，取得了技术进展，深度突破1000米。先进钻井技术驱动UCG从矿井式向钻井式发展，UCG历经“矿井式气化-直井/定向井气化-水平井气化”三代技术革新，“水平井＋CRIP（控制注气点后退式）”气化技术成为目前的主流技术路线。
深部煤层点火方式包括化学点火与强制氧化点火：化学点火需精确调控反应物的配比与燃烧条件，以实现煤层的有效预热；强制氧化点火则是通过将热氧气注入煤层，利用煤层与高温氧气的接触来促进煤的氧化放热反应，进而点燃煤层，不依赖外部点火剂。
UCG的产物包括甲烷、二氧化碳、一氧化碳、氢气等。其中，二氧化碳可用于提高油气采收率，一氧化碳和氢气可用作化工原料。
多产业融合发展是提升UCG产业经济性的重要途径。UCG与天然气制油技术结合，生产出的合成油品质非常高。UCG与联合循环发电技术结合，可以将滞留煤、残留煤转化为电力，相比传统的煤粉锅炉发电，成本和碳排放量均降低。
我国UCG产业早期探索以煤炭企业、民营企业为主，基本是矿井式试验，钻井式试验极少。而油气公司掌握钻井式UCG的关键技术，但因矿权、体制机制、归口管理单位不明确等问题参与较少。当前，我国UCG并未实现产业化，还存在技术、经济、市场等诸多挑战，未来还需要国家政策大力支持，特别需要油气企业深度参与，加强UCG产业与其他产业协同发展，争取在2030年前实现产业化。
阅读提示
全球煤层气勘探开发以浅层煤层气为主，我国创新突破了深层煤层气不能高产的传统认识，率先实现深层煤层气商业化开发，累计提交探明储量超5000亿立方米，建成产能超25亿立方米/年。在近日召开的2025煤层气勘探开发年会上，专家认为，中国煤岩气（深层煤层气）革命将引领一场世界级煤层气产业革命，深部煤层气的潜力将会超过页岩气，有望形成年产千亿方级的大产业。从煤层气到煤岩气，不仅仅是术语上的变化，更是对煤系地层中天然气资源认知的一次重大变革，是一次科研范式转换，标志着我国在探索深层煤岩储层过程中取得了新的理论和技术突破。未来，油气企业需要深度参与煤炭地下气化产业，其技术突破将催生中国煤岩油气革命。
□本报记者 程 强
我国率先实现深层煤层气商业化开发
全球煤层气勘探开发以浅层煤层气为主，我国创新理论和技术，突破了深层煤层气不能高产的传统认识，近年来多口深层煤层气探井取得高产，在鄂尔多斯盆地发现5个千亿方大气田，全国累计提交探明储量超5000亿立方米，建成产能超25亿立方米/年，掀起了深层煤层气勘探开发热潮
全球煤层气资源量为256.1万亿立方米，是常规天然气资源量的50%，主要分布在亚太和北美地区。上世纪80年代，美国煤层气开发取得突破，2008年产量达峰557亿立方米，但受页岩气革命等影响，2010年后产量回落，目前年产量约200亿立方米。澳大利亚在2021年产量达峰405亿立方米，现仍居世界第一。
但全球煤层气勘探开发以浅层煤层气为主，国外深层煤层气未能实现商业化开发，我国率先实现深层煤层气商业化开发。
中国工程院院士郭旭升介绍，近年来，我国多口深层煤层气探井获得高产，在鄂尔多斯盆地发现神府、大吉、大牛地、佳县、纳林河5个千亿方大气田，在四川盆地磨溪地区龙潭组超4000米的深层煤层气勘探取得积极进展，准噶尔盆地中低阶深层煤层气勘探取得好苗头，累计提交探明储量超5000亿立方米，快速建产能超25亿立方米/年，在建成鄂东和沁南两大浅层煤层气产业基地的基础上，煤层气开发深度向1500米以深拓展。
郭旭升说，四大因素促进煤层气产业发展。理论创新方面，发现深层煤层含气性及力学特性等存在一临界深度带，突破了深层煤层气不能高产的传统认识。技术进步方面，形成“密切割+大排量+大砂量+组合支撑剂+前置酸+变黏滑溜水”水平井压裂技术。精益管理方面，构建“勘探开发、地质工程、钻井压裂、地面地下”一体化模式，推进钻完井技术和组织管理水平迭代提升。政策扶持是低品位煤层气效益开发的保障，如美国煤层气税收政策优惠期长达23年，澳大利亚在煤炭-煤层气矿业权重叠区出台政策鼓励煤层气优先开采。
我国东北、西北、华北、滇藏、华南五大聚煤区，含气性差异大。郭旭升分析，深层煤层气具有“二元”富集特征：有利聚煤环境是深层煤层气富集的基础，煤层厚度大、品质好；良好的保存条件是游离气富集的关键，压力系数高、游离气量大。他建议，以煤层气产业重大需求为导向，集智攻关，打造深层煤层气勘探开发关键技术体系，支撑煤层气产业高质量发展。
煤层气开发利用国家工程研究中心董事长，中石油煤层气公司执行董事、党委书记周立宏介绍，该公司2019年实施的大吉3-7向2井实现深层煤层气工业气流突破，发现了深层游离气赋存特性，颠覆了“压实作用下深部煤岩物性差、含气量低，难以效益开发”的传统认知，突破了1500米以深煤层气开发下限。2021年，该公司在鄂尔多斯盆地东斜坡带探明了我国首个2000米以深整装大型深层煤层气田，在国内掀起了深层煤层气勘探开发热潮。
一个千亿方级新兴大产业具备潜力
多年来，在现有理论与技术下，浅层煤层气单井产量太低且至今未找到有效解决途径，导致煤层气开发始终低效甚至无效。深层煤层气又称为煤岩气，具备高含气性、煤体结构好、保存条件好三大显著特征，潜力将会超过页岩气，技术突破后有望形成年产1000亿立方米以上的新兴大产业
周立宏认为，传统认识上煤层气是煤矿安全生产的伴生资源。而煤岩气，是指以煤作为烃源岩和储集岩且处于煤炭开采经济技术极限深度以下煤层中的天然气，这个极限深度一般为1500米。广义上，煤岩气是赋存在煤岩地层中的天然气，以煤自生自储为主，也有部分外来充注。深层煤层气又称为煤岩气。
与浅层煤层气相比，深层煤层气具备高含气性、煤体结构好、保存条件好三大显著特征。2024年，我国天然气产量2464亿立方米，其中非常规天然气产量1077亿立方米。在非常规天然气中，页岩气产量257亿立方米、煤层气产量138亿立方米，其中深层煤层气产量25亿立方米。周立宏认为，中国煤岩气革命将引领一场世界级煤层气产业革命，2035年全国煤岩气产量有望在400亿~500亿立方米。
中国石油学会原副理事长兼秘书长徐凤银同样看好其潜力，认为“深部煤层气的潜力将会超过页岩气”。但目前，深层煤层气勘探开发面临一系列挑战，需要实施勘探开发、地质工程、理论技术、地下地上、产学研用、投资效益、大数据人工智能、战略策略“八个一体化”。
中国工程院院士罗平亚长期关注我国煤层气的发展。他说，30年前，全球兴起一股源于美国的浅层煤层气开发热潮，我国浅层煤层气资源量32.6万亿~36.8万亿立方米，居世界第三，国家曾希望形成年产煤层气1000亿立方米以上的新兴大产业。但直到2020年，我国地面开发的煤层气年产量仅57亿立方米。根本原因是，现有理论与技术下煤层气单井产量太低且至今未找到有效解决途径。虽然经过20多年攻关，煤层气单井产量已由700~800立方米/日提高为1200~1300立方米/日，但煤层气开发始终低效甚至无效。
这是一个世界性难题—经过30年努力，全球煤层气形成产业的国家仅4个，即美国、加拿大、澳大利亚、中国，全球煤层气年产量都未到过千亿立方米，且呈下滑趋势。
在煤层气产业发展低潮的艰难岁月，我国煤层气产业界不放弃，不断探索并在深层煤层气领域取得重大突破，使人们又看到了希望。
罗平亚说，我国煤层气资源种类齐全，且极为丰富、十分可靠。除了浅层煤层气，2000米以深煤层气资源量超过40万亿立方米，与煤层共生的致密砂岩复合气藏资源量约107万亿立方米，用总计180万亿立方米的资源量来保证年产千亿立方米大产业，技术一旦突破就可能实现。
罗平亚指出，现有理论和技术体系只在10%~15%的煤层中适用，且对煤储层有伤害，严重影响气井产能。综合应用煤矿瓦斯动力学和气藏工程及采气工程相关理论与方法，分析研究煤层气井产气解吸、扩散、渗流三个过程的耦合及其对煤层气井产量的影响，从理论上可以证明：各类煤层气都有可能建立高效勘探开发的理论与技术体系，并实现有效开发。
罗平亚建议，充分依靠煤炭和油气两大行业（学科）交叉融合，加强基础研究，坚持原始创新，从头（新）创立适用于各类煤层气藏高效勘探、有效开发的理论与技术体系，产生一个新的学科（方向），形成一个新的生产、技术领域。
中国科学院院士邹才能指出，2008年我国非常规油气总产量占比不足2.5%，2024年已占27%。煤岩气成为非常规油气的一匹“大黑马”。我国煤岩气取得理论和技术原创性突破，实现工业生产，使得非常规油气由近源致密砂岩+灰岩油气，向源内页岩+煤岩油气延伸，增加了新的资源，延长了石油工业的生命周期。
深层煤层气的“反常”引发科研范式转换
深层煤层气地质上具有“高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离”特征，开发上呈现“投产即见气、见气即高产”的特点。深层煤层气勘探开发出现很多有别于浅层煤层气的异常现象，引发科研范式转换，是对煤系地层中天然气资源认知的一次重大变革，煤层气仅是煤岩气的一个特例
目前，业界对煤层气的概念尚未统一。
罗平亚认为，煤层气是赋存在煤层和与煤层叠合共生的致密砂岩复合煤层气藏中的天然气。煤层由大量天然竖直和水平裂缝（称为割理）切割成的基本单元构成，即煤层是由煤的基本结构单元与一套孔隙裂缝系统构成。煤层所含80%~95%的甲烷吸附于煤致密的基质单元内微孔隙的表面，以吸附状态存在；5%~20%的游离态甲烷主要分布在煤层的割理和基质单元的微孔隙中，与吸附甲烷处于平衡状态。
邹才能认为，煤岩气是煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中的天然气。鄂尔多斯盆地8号煤岩割理裂缝发育、游离气差异富集明显，具有“高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离”地质特征，开采时无须排水降压，由游离气弹性驱动产出，压降后吸附气解吸接替，游离气与吸附气连续接力实现长周期产气。
郭旭升认为，深层煤层气埋深一般大于1500米，受温压耦合作用，呈“总含气量高、游离气占比高”特征，煤体结构相对完整，通过储层改造可快速产气并获得高产气流。
中国石油大学（北京）教授高之业认为，深部煤层气通常指富集在埋深大于1500米煤层中的烃类气藏，富游离气，开发上呈现“投产即见气、见气即高产”的特点。深部煤层气主要有六大特点：一是资源量大，几乎不进行煤炭开采，深部煤炭和煤层气整体得以保存；二是游离气含量较高，实测占比20%~50%；三是保存条件较好，顶底板封闭好，煤层气逸散减少，可形成地层超压；四是含气饱和度较高，实测60%~90%，且深部煤层基本无可动水；五是成岩性较好，煤岩脆性变强，有利于水平井钻完井和分段压裂形成复杂裂缝网络；六是压裂测试产气较快，由于深部煤岩具有高游离、高脆性、高压力和低含水特征，压裂测试不像中浅层煤层气需要长期“排水降压解吸”才能产气，而是与页岩气“排气降压解吸”相似，产气较快、前期产量较高，收回成本快，经济效益好。
中国石油勘探开发研究院首席技术专家孙粉锦认为，从煤层气到煤岩气，不仅仅是术语上的变化，更是对煤系地层中天然气资源认知的一次重大变革，是一次科研范式转换，标志着我国在探索深层煤岩储层过程中取得了新的理论和技术突破。
当科学研究中出现了大量现有范式无法解释的“反常”现象时，就会引发范式转换，带来科学理论和研究方法的重大变革。在深层煤层气勘探开发中，就出现了很多有别于浅层煤层气的异常现象：异常高的含气饱和度；异常高的地层水矿化度；见气早、产量高、初产即高产；气体组分与致密气相似，部分有原油，如准噶尔盆地东部彩61H井压裂后日稳产油8.5吨，这在浅层煤层气中不可想象；煤储层中整体贫水。
孙粉锦说，研究认为煤岩气有两种成藏模式：自生自储成藏模式（中高煤阶）和多源共储煤岩气成藏模式（低煤阶）。由于大气降水或地表水对煤岩气具有水洗、水锁、水弱、水敏等改造作用，因此可将煤岩气进一步划分为原生型和改造型，热成因的煤层气（如大吉区块浅层、沁水盆地）就是被改造或破坏了的煤岩气，煤层气仅仅是煤岩气的一个特例。
煤炭地下气化或催生中国煤岩油气革命
煤层气开发是物理方法采气，而煤炭地下气化是化学方法采气。我国虽然起步晚，但近年来发展快，展现弯道超车的发展态势。油气公司掌握钻井式UCG（煤炭地下气化）的关键技术，未来将深度参与中深层UCG产业，加强与其他产业协同发展，争取在2030年前实现产业化，推动中国煤岩油气革命
当前，各类煤层气增产技术不断突破。如加拿大工程院院士、河南理工大学特聘教授曹运兴提出，采用二氧化碳致裂技术，可以实现对煤层的低伤害改造，其技术特点为无水致裂、脉动造缝、卸压增渗、解堵增产。在全国2.2万口煤层气井中，低产井占比达57%，低产直井改造后可日增产1000立方米、低产水平井改造后可日增产3000立方米，前景广阔。
对于深层煤层气，想象空间更大。邹才能提出，利用地面风光新能源，推动地下页岩+煤岩原位油+气转化，力争实现油气“两个革命”，即中国陆相页岩油革命和中国煤岩油气革命，其中后者的技术内涵是将地层中煤炭原位燃烧产生甲烷、氢气等资源。
这种煤炭原位燃烧转为气体的方法，即煤炭地下气化（简称UCG）。金正能源咨询事业部总经理张俊武说，煤层气开发是物理方法采气，而UCG是化学方法采气，适用于常规方法不可采或开采不经济的煤层，以及煤矿的二次或多次复采。
该技术国外发展早，但近年来美国、俄罗斯、澳大利亚基本暂停相关试验。我国虽然起步晚，但近年来发展快，试验项目及成果众多，展现弯道超车的发展态势。为什么全球不发展UCG，而我国重视UCG产业，并将其列入国家科技计划和战新产业目录？因为从全球看，资源与市场不匹配，技术不成熟，标准、工艺技术不完善，最重要的是投资成本高、经济性差。而我国有丰富的煤炭资源、有现实的天然气保供需求，石油工业技术进步迅速，国家、煤炭大省、企业都陆续出台相关支持政策。
UCG技术难度较大。近年来，我国在新疆、内蒙古、贵州等地开展多个试验，取得了技术进展，深度突破1000米。先进钻井技术驱动UCG从矿井式向钻井式发展，UCG历经“矿井式气化-直井/定向井气化-水平井气化”三代技术革新，“水平井＋CRIP（控制注气点后退式）”气化技术成为目前的主流技术路线。
深部煤层点火方式包括化学点火与强制氧化点火：化学点火需精确调控反应物的配比与燃烧条件，以实现煤层的有效预热；强制氧化点火则是通过将热氧气注入煤层，利用煤层与高温氧气的接触来促进煤的氧化放热反应，进而点燃煤层，不依赖外部点火剂。
UCG的产物包括甲烷、二氧化碳、一氧化碳、氢气等。其中，二氧化碳可用于提高油气采收率，一氧化碳和氢气可用作化工原料。
多产业融合发展是提升UCG产业经济性的重要途径。UCG与天然气制油技术结合，生产出的合成油品质非常高。UCG与联合循环发电技术结合，可以将滞留煤、残留煤转化为电力，相比传统的煤粉锅炉发电，成本和碳排放量均降低。
我国UCG产业早期探索以煤炭企业、民营企业为主，基本是矿井式试验，钻井式试验极少。而油气公司掌握钻井式UCG的关键技术，但因矿权、体制机制、归口管理单位不明确等问题参与较少。当前，我国UCG并未实现产业化，还存在技术、经济、市场等诸多挑战，未来还需要国家政策大力支持，特别需要油气企业深度参与，加强UCG产业与其他产业协同发展，争取在2030年前实现产业化。
