煤层气公司最新数据显示，9月8日煤岩气日产量达到900万立方米，创下历史最高纪录。
当年累计产气量较上年同比增长66%，展现出强劲的上产势头。
鄂尔多斯盆地东缘，1500米以下的深层煤岩气正通过技术创新突破开发极限，为我国能源安全注入强劲动力。
这一突破表明，煤岩气作为我国天然气增产的重要接替资源，正在从探索阶段迈向规模化高效开发的新阶段。
01 深度突破：从“开采禁区”到“能源新星”
传统理念认为，埋深超过1500米的煤岩因物性差、含气量低、开发成本高，是天然气开发的“禁区”。
与主要依靠排水采气的浅层煤层气不同，煤岩气埋藏深度大，含有大量游离气，更类似页岩气，需要采用大规模压裂增产方式。
中国石油等企业借鉴致密气、页岩气的开发经验，将煤岩作为储层整体进行勘探，初步明确了煤岩气地质与开发特征。
深度与技术的博弈。通过发展完善水平井多段压裂技术，逐步形成了以“水平井+体积压裂”为主的开发技术方案。
资源潜力的突破。我国作为煤炭大国，煤岩气资源丰富、分布广泛。2024年，我国在鄂尔多斯盆地探明3个千亿方级深层煤岩气大气田，探明地质储量突破5000亿立方米。
02 技术驱动：创新工艺解锁增产密码
煤层气公司创新形成“焖井置换、高效返排、合理排液、控压生产”一体化管控模式，为单井产量提升奠定了坚实基础。
在吉深8-5井台，5口井实施压后焖井渗吸置换与前置控压排采技术后，单井日产量稳步攀升至7.1万立方米，稳产态势持续向好。关键技术突破。行业攻关形成“一趟钻”、“黑金靶体织密缝网压裂”等核心技术，创新实施全生命周期一体化采气工艺。
2025年3月27日，大吉气田实现二开水平井核心技术突破，采用二开井身结构，实钻水平段长度1587米，打破二开结构水平井最长水平段纪录及最快钻完井周期双纪录。
精益化管理。煤层气公司推行“一井一策”精细化管理，建立单井“健康档案”，通过产能评价、动态分析、措施优化的“三步诊疗法”，保持井群最佳生产状态。
03 规模效益：高效开发打造示范样本
我国最大的深层煤岩气田——大吉气田目前已累计生产煤岩气40亿立方米，折合油气当量超280万吨。
大吉气田的高效开发成为煤岩气开发的示范样本。当前，该气田日均生产煤岩气650万立方米，较去年同期增长50.1%，呈现出强劲的上产势头。
高产井群效应凸显。在大吉气田已完钻的159口水平井中，累计培育出11个亿立方米井台。
吉深10-8平01井作为标杆井，产量达7170万立方米，创下稳产时间、稳产能力、单井最终可采储量3项纪录。
合作项目成效显著。石楼西、三交北等合作项目勘探开发成效显著，石楼西煤岩气日产气量达到160万立方米，三交北区块中阶深层煤岩气试采井组日产量突破10万立方米。
煤岩气开发的成功实践标志着我国在非常规油气领域取得了又一重大突破。随着开采技术不断创新，煤岩气开发已逐渐驶入发展快车道。
技术突破让曾经难以想象的能源资源转化为实实在在的产能，为构建清洁能源供应保障体系注入了强劲动力。
预计到2035年，我国煤岩气年产量将达到400亿至500亿立方米，成为继致密气、页岩气之后最现实的天然气上产接替资源。