6月25日，中国石油华北油田（以下简称“华北油田”）在山西沁水盆地的煤层气井口日产气量和日外输商品气量均突破550万立方米，年地面抽采能力超过20亿立方米，并力争2025年将年地面抽采能力提升至30亿立方米。至此，华北油田建成全国最大的煤层气田。
沁水煤层气田地处山西省东南部，面积3000多平方公里，估算煤层气资源量6000亿立方米。截至目前，华北油田山西沁水盆地煤层气田累计商品气量突破100亿立方米，折合油气当量超过800万吨。
经过十余年的商业开发，煤层气产业发展一直不尽如人意，目前仍处“爬坡期”，但企业攻克难题的脚步没有停滞，在不断破解“勘探程度低、单井产气量差、产能到位率低”的难题中，产业初具规模且产量不断突破。
“我们的井口产气量早已突破550万立方米，日外输商品气量争取年底能够突破600万立方米。”华北油田总经理朱庆忠说，“这次20亿立方米的年地面抽采能力不包含致密气等其他气体，是纯煤层气。未来，随着单井经济效益和产气规模不断提升，将进一步激活很长一段时间处于低迷的煤层气行业，为企业持续发展提振信心。”
企业练就开发“本领”
我国埋深在2000米以浅的煤层气资源量约为30万亿立方米，其中高煤阶煤层气资源约占35%。受资源禀赋、技术发展等影响，国外煤层气工业化开发以中低煤阶为主，业内普遍认为高煤阶煤层气难以实现工业化开发。
“十一五”期间，华北油田曾引进国外中低煤阶煤层气开采技术，在沁水盆地浅层建成了国内第一个数字化煤层气田。“目前我们的高煤阶煤层气技术已经较为成熟，煤层气产量持续上升。”朱庆忠说。
但“十二五”以来，随着煤层埋藏深度的增加，引进技术不适应，煤层气行业整体陷入“储量有效动用率低、产能到位率低、单井产气量低、开发利润低”的困境。
为打破观念束缚和多重客观因素制约，国内煤层气企业不断攻克资源和技术瓶颈。
其中，华北油田连续8年进行创新攻关，创建了高煤阶煤层气疏导开发方式，填补了国内外空白。其所形成的煤层气“七元”富集可采区优选技术和完善配套的疏导开发核心工程技术，推动了煤层气勘探开发方式的重大转变。
以新的开发方式和技术为支撑，华北油田也率先打破了行业沉寂局面，新建直井、水平井单井日产量达到行业平均水平的一倍以上，新建项目产能到位率达到100%，水平井万方井比例达到45%以上。“华北油田通过研究攻关，一批高能水平井技术相继得到应用，将气田的产能到位率提高到90%以上，截至目前，沁水煤层气田已经累计钻井4600口，产量持续提升，2022年底将具备年22亿立方米生产能力。”中国石油华北油田山西煤层气分公司经理胡秋嘉说。
中联煤层气公司则通过实施“五个一体化”工作模式，非常规地震勘探工作取得显著成效，采集日效提高1.5倍，采集工期缩短50%；煤层气水平井钻遇率提高10%。
“煤层气具有稳产期长、综合效益好等优势，企业通过更加充分的理论支撑、更加科学的开发方案，不断走出行业低迷。未来更应加强科技攻关、创新发展模式，以推动煤层气高效勘探开发。”中联煤层气有限责任公司副总经理吴建光表示。
安全和环保效益突出
从全国来看，煤层气资源丰富，发展前景广阔。加大煤层气开采对于减少煤矿瓦斯爆炸事故、扩大天然气供给、降低环境污染、促进“双碳”目标实现都具有重要意义。
“从资源以及积累的经验看，煤层气仍是天然气增储上产重要的非常规气源补充。”中国石油大学（北京）教授张遂安说，“除作为重要的低碳能源补充，煤层气开采利用可减少煤矿瓦斯事故、降低环境污染，兼具社会效益和生态效益。”
煤层气是产自煤层、以甲烷为主要成分的非常规天然气。截至2020年底，全国地面开发煤层气累计钻井21217口，其中直井19540口、水平井1677口，投产井12880口。2020年与2007年相比，全国煤矿瓦斯事故由272起降为7起，瓦斯事故死亡人数和煤矿百万吨死亡率下降明显。
在助力降低煤矿瓦斯安全隐患的同时，煤层气也为减排降碳“出了一份力”。
数据显示，2016—2019年，国内累计利用煤层气393.9亿立方米，相当于节约标准煤7000多万吨，减排二氧化碳5.9亿吨，减排潜力巨大。
“截至目前，沁水煤层气田已经累计钻井4600口，累计开采煤层气110亿立方米，为保障煤矿安全、减少温室气体排放发挥了重要作用。”胡秋嘉表示。
有业内人士指出，在甲烷利用纳入碳交易市场的政策推动下，煤层气企业盈利模式或发生根本性转变。未来，随着碳排放权交易市场的发展，煤层气企业通过收集甲烷减少排放可以获得自愿减排收益凭证，并将其在碳交易市场上进行交易，此举或将成为煤层气企业未来主要盈利模式之一。
清除发展“拦路虎”
目前，我国煤层气产业总体发展缓慢，表现为勘探开发程度低、技术适应性低、投资回报率低、发展规模小的“三低一小”局面，发展规模与丰富资源极不匹配。开发利润低、投资回报慢，让煤层气多年来“叫好难叫座”。
在胡建光看来，煤层气企业有能力推动煤层气增储上产，实现安全高效开采。“我们处于‘爬坡期’，但也处于‘战略机遇期’。在系统梳理亟需解决的问题上，需要制定‘两步走’计划。资源、技术、人才、政策和投资缺一不可。”
一方面，要落实规划区、准备区、生产区、采空区四区联动和“三气合采”，完善煤层气井上下联合抽采模式和系列技术。同时要加强气藏精细化研究，着力突破老生常谈的技术“难关”。
“煤层气开发对技术要求极高，而且资源禀赋、地质条件等情况不同，技术的适应性也各异。一项成熟技术，在这个区块有效，换个地方可能就无法适用。首先要明确目标，在此基础上做好技术储备十分必要。”胡建光说。
“另一方面，横向来看，煤层气集中在山西沁水盆地和内蒙古鄂尔多斯东缘。贵州、新疆、东北和内蒙古有零星突破。未来，除依靠这两个煤层气富集区外，还应该让星星之火形成燎原之势，以点带面，推动全国煤层气产业发展。”吴建光说。
“更为重要的是，煤层气产业发展离不开政策支持。从全产业链综合效益出发，应由政府主导，促进相关企业之间的强强联合。同时进一步提高补贴费用，为企业创造有利的发展环境。”某煤层气企业负责人呼吁。
值得注意的是，受多重因素制约，煤层气并未完成“十二五”和“十三五”的规划目标。而在国家能源局组织有关地区和重点企业研究编制的《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用方案》提出，预计到2025年，全国煤层气开发利用量达到100亿立方米的发展目标。对于这一目标，业内人士都较为乐观。
“中国煤层气资源潜力巨大，特别是2000米以深地区的煤层气资源供应将不断增加，技术也在不断取得突破。未来若能强化政策制定和执行，进一步提振企业投资信心，煤层气产业将更上一层楼。”上述煤层气企业负责人说。
