6月25日，中國石油華北油田（以下簡稱“華北油田”）在山西沁水盆地的煤層氣井口日產氣量和日外輸商品氣量均突破550萬立方米，年地面抽采能力超過20億立方米，并力爭2025年將年地面抽采能力提升至30億立方米。至此，華北油田建成全國最大的煤層氣田。

沁水煤層氣田地處山西省東南部，面積3000多平方公里，估算煤層氣資源量6000億立方米。截至目前，華北油田山西沁水盆地煤層氣田累計商品氣量突破100億立方米，折合油氣當量超過800萬噸。

經過十余年的商業開發，煤層氣產業發展一直不盡如人意，目前仍處“爬坡期”，但企業攻克難題的腳步沒有停滯，在不斷破解“勘探程度低、單井產氣量差、產能到位率低”的難題中，產業初具規模且產量不斷突破。

“我們的井口產氣量早已突破550萬立方米，日外輸商品氣量爭取年底能夠突破600萬立方米。” 華北油田總經理朱慶忠說，“這次20億立方米的年地面抽采能力不包含致密氣等其他氣體，是純煤層氣。未來，隨著單井經濟效益和產氣規模不斷提升，將進一步激活很長一段時間處于低迷的煤層氣行業，為企業持續發展提振信心。”

企業練就開發“本領”

我國埋深在 2000米以淺的煤層氣資源量約為 30萬億立方米，其中高煤階煤層氣資源約占35%。受資源稟賦、技術發展等影響，國外煤層氣工業化開發以中低煤階為主，業內普遍認為高煤階煤層氣難以實現工業化開發。

“十一五”期間，華北油田曾引進國外中低煤階煤層氣開采技術，在沁水盆地淺層建成了國內第一個數字化煤層氣田。“目前我們的高煤階煤層氣技術已經較為成熟，煤層氣產量持續上升。”朱慶忠說。

但“十二五”以來，隨著煤層埋藏深度的增加，引進技術不適應，煤層氣行業整體陷入“儲量有效動用率低、產能到位率低、單井產氣量低、開發利潤低”的困境。

為打破觀念束縛和多重客觀因素制約，國內煤層氣企業不斷攻克資源和技術瓶頸。

其中，華北油田連續8年進行創新攻關，創建了高煤階煤層氣疏導開發方式，填補了國內外空白。其所形成的煤層氣“七元”富集可采區優選技術和完善配套的疏導開發核心工程技術，推動了煤層氣勘探開發方式的重大轉變。

以新的開發方式和技術為支撐，華北油田也率先打破了行業沉寂局面，新建直井、水平井單井日產量達到行業平均水平的一倍以上，新建項目產能到位率達到100%，水平井萬方井比例達到45%以上。“華北油田通過研究攻關，一批高能水平井技術相繼得到應用，將氣田的產能到位率提高到90%以上，截至目前，沁水煤層氣田已經累計鉆井4600口，產量持續提升，2022年底將具備年22億立方米生產能力。” 中國石油華北油田山西煤層氣分公司經理胡秋嘉說。

中聯煤層氣公司則通過實施“五個一體化”工作模式，非常規地震勘探工作取得顯著成效，采集日效提高1.5倍，采集工期縮短50%；煤層氣水平井鉆遇率提高10%。

“煤層氣具有穩產期長、綜合效益好等優勢，企業通過更加充分的理論支撐、更加科學的開發方案，不斷走出行業低迷。未來更應加強科技攻關、創新發展模式，以推動煤層氣高效勘探開發。” 中聯煤層氣有限責任公司副總經理吳建光表示。

安全和環保效益突出

從全國來看，煤層氣資源豐富，發展前景廣闊。加大煤層氣開采對于減少煤礦瓦斯爆炸事故、擴大天然氣供給、降低環境污染、促進“雙碳”目標實現都具有重要意義。

“從資源以及積累的經驗看，煤層氣仍是天然氣增儲上產重要的非常規氣源補充。” 中國石油大學（北京）教授張遂安說，“除作為重要的低碳能源補充，煤層氣開采利用可減少煤礦瓦斯事故、降低環境污染，兼具社會效益和生態效益。”

煤層氣是產自煤層、以甲烷為主要成分的非常規天然氣。截至2020年底，全國地面開發煤層氣累計鉆井21217口，其中直井19540口、水平井1677口，投產井 12880口。2020年與2007年相比，全國煤礦瓦斯事故由 272起降為7起，瓦斯事故死亡人數和煤礦百萬噸死亡率下降明顯。

在助力降低煤礦瓦斯安全隱患的同時，煤層氣也為減排降碳“出了一份力”。

數據顯示，2016—2019年，國內累計利用煤層氣393.9億立方米，相當于節約標準煤7000多萬噸，減排二氧化碳5.9億噸，減排潛力巨大。

“截至目前，沁水煤層氣田已經累計鉆井4600口，累計開采煤層氣110億立方米，為保障煤礦安全、減少溫室氣體排放發揮了重要作用。” 胡秋嘉表示。

有業內人士指出，在甲烷利用納入碳交易市場的政策推動下，煤層氣企業盈利模式或發生根本性轉變。未來，隨著碳排放權交易市場的發展，煤層氣企業通過收集甲烷減少排放可以獲得自愿減排收益憑證，并將其在碳交易市場上進行交易，此舉或將成為煤層氣企業未來主要盈利模式之一。

清除發展“攔路虎”

目前，我國煤層氣產業總體發展緩慢，表現為勘探開發程度低、技術適應性低、投資回報率低、發展規模小的 “三低一小”局面，發展規模與豐富資源極不匹配。開發利潤低、投資回報慢，讓煤層氣多年來“叫好難叫座”。

在胡建光看來，煤層氣企業有能力推動煤層氣增儲上產，實現安全高效開采。“我們處于‘爬坡期’，但也處于‘戰略機遇期’。在系統梳理亟需解決的問題上，需要制定‘兩步走’計劃。資源、技術、人才、政策和投資缺一不可。”

一方面，要落實規劃區、準備區、生產區、采空區四區聯動和“三氣合采”，完善煤層氣井上下聯合抽采模式和系列技術。同時要加強氣藏精細化研究，著力突破老生常談的技術“難關”。

“煤層氣開發對技術要求極高，而且資源稟賦、地質條件等情況不同，技術的適應性也各異。一項成熟技術，在這個區塊有效，換個地方可能就無法適用。首先要明確目標，在此基礎上做好技術儲備十分必要。”胡建光說。

“另一方面，橫向來看，煤層氣集中在山西沁水盆地和內蒙古鄂爾多斯東緣。貴州、新疆、東北和內蒙古有零星突破。未來，除依靠這兩個煤層氣富集區外，還應該讓星星之火形成燎原之勢，以點帶面，推動全國煤層氣產業發展。”吳建光說。

“更為重要的是，煤層氣產業發展離不開政策支持。從全產業鏈綜合效益出發，應由政府主導，促進相關企業之間的強強聯合。同時進一步提高補貼費用，為企業創造有利的發展環境。”某煤層氣企業負責人呼吁。

值得注意的是，受多重因素制約，煤層氣并未完成“十二五”和“十三五”的規劃目標。而在國家能源局組織有關地區和重點企業研究編制的《煤層氣(煤礦瓦斯)開發利用方案》提出，預計到2025年，全國煤層氣開發利用量達到100億立方米的發展目標。對于這一目標，業內人士都較為樂觀。

“中國煤層氣資源潛力巨大，特別是2000米以深地區的煤層氣資源供應將不斷增加，技術也在不斷取得突破。未來若能強化政策制定和執行，進一步提振企業投資信心，煤層氣產業將更上一層樓。” 上述煤層氣企業負責人說。