这两天，中国石化在北京召开深层煤层气勘探开发推进会，提出加快增储上产、降本提效，打通科技创新的“最先一公里”和产业应用的“最后一公里”。

这场会议背后，是中国石化在深层煤层气领域多年的技术积累，也是一场从发现资源到实现规模开发的攻坚战。

数据显示，中国石化相关矿权范围内，埋深1500米以深的煤层气资源量约7.6万亿立方米。大牛地气田阳煤1HF井2023年测试日产气量约10.4万立方米，取得重要突破。

但找到资源、打出高产井，只是第一步。如何进一步落实储量，让更多井稳定产气，并把开采成本控制在合理范围内，才是深层煤层气走向规模开发必须解决的问题。

从这方面看，中国石化的这次会议正是要把深层煤层气推向更重要的位置。

01地下7.6万亿方，很难“挖”

煤层气的主要成分是甲烷，既是需要治理的煤矿安全隐患，也是一种可以开发利用的天然气资源。

过去，煤层气开发更多集中在相对成熟的中浅层区域。随着勘探不断深入，埋藏更深的煤层气逐渐进入企业视野。

中国石化相关矿权范围内，埋深1500米以深的煤层气资源量约7.6万亿立方米，涉及鄂尔多斯、四川、沁水等盆地。这些资源为进一步勘探提供了空间，也意味着企业有机会寻找新的天然气增量。

不过，深层煤层气并不好开采。

埋深增加后，地层压力和地应力随之变化，钻井时要解决井壁稳定等问题，压裂施工也面临更复杂的压力条件。

即使顺利钻井、完成压裂，裂缝能否有效连通，导流能力能否维持，煤粉和积液会不会影响气体流动，都可能左右最终产量。

因此，找到含气煤层并不等于能够经济开发。企业还要摸清哪些区域更有利、采用什么工程方案，以及怎样让气井长期稳定生产。

中国石化围绕这些难题，持续开展了甜点评价、钻井液体系优化、差异化压裂和排采工艺等研究。大牛地气田阳煤1HF井，就是其中一个重要案例。

2023年，这口井测试日产气量约10.4万立方米。到2026年5月8日，累计产气量已超过5000万立方米，日产气量约2.7万立方米。

两组数据反映了不同阶段的表现。测试日产气量说明这口井具备较好的产能潜力，后续累计产气和日产数据，则为了解气井持续生产情况提供了现场依据。

对中国石化来说，这口井的意义不只在于获得高产，更在于积累实际生产资料，为分析产量变化、优化排采方式和部署后续井提供参考。

02从单井到多个区域

一口井取得突破，并不能证明整个区域都能获得相近产量。

要把深层煤层气做起来，还得进一步摸清有利储层的分布范围，验证后续井能否取得稳定的生产效果。

中国石化对大牛地区域开展资源评价，初步评价资源量约5644亿立方米，并提交预测地质储量约1226亿立方米。

这些成果有助于进一步认识资源潜力，但仍需要更多工作验证资源量、预测地质储量等内容。

2026年10月，大牛地气田伊旗区带伊金2HF预探水平井完成钻完井作业。该井井深4135米，水平段长1200米，钻井和完井周期分别比设计周期缩短15.67%和19.08%。周期缩短说明施工效率有了很大程度的提高。

在南川，中国石化也取得了不同类型的进展。

南川阳2井曾连续自喷生产100天，日产气量约1.2万立方米，累计产气约120万立方米。

在晋中，晋2井测试日产气量约1.1万立方米，为沁水盆地深层煤层气勘探积累了新的现场资料。

贵州织金的织18井则在2025年实现稳定日产气量约6000立方米，持续144天，最高日产气量达到7400立方米。

这些案例分布在不同区域，地质条件和开发难点也不相同。

它们说明，中国石化正在从资源评价、工程试验到持续生产等多个环节积累经验。

这也能解释中国石化为什么要强调打通科技创新的“最先一公里”和产业应用的“最后一公里”。

技术研究要能解决现场问题，单井取得的经验也要经过更多井验证，才能逐步形成适合不同区域的开发方案。

03下一步，把资源变成产量

随着技术探索推进，中国石化也在加强煤层气业务的专业化布局。

2025年11月，中石化（山西）煤层气有限公司成立，注册资本4.5亿元，由中国石化全资持股。

2026年，贵州华扬能源有限公司成立，中国石化持股51%，贵州乌江能源投资有限公司持股49%，为双方合作推进贵州非常规天然气业务提供了新的经营主体。

专业化公司和地方合作，也将有助于整合资源、技术和项目开发力量。

政策层面，深层煤层气也获得了更明确的产业定位。

2026年7月，国家能源局召开深层煤层气勘探开发专题会议，提出将其作为今后一段时期煤层气增储上产的主攻方向。

随后出台的《鄂尔多斯盆地东部区域煤层气增储上产行动方案（2026—2030年）》提出，到2030年，该区域煤层气年产量达到180亿立方米，其中深层煤层气年产量达到160亿立方米以上，新增探明地质储量6000亿立方米以上。

相关部署还涉及关键技术攻关、矿权和项目审批服务、管输设施建设及央地合作，为深层煤层气开发创造条件。

不过，即便有了技术突破、政策支持和公司布局，最终还是要接受经济效益的检验。

施工周期缩短了多少，能够节约多少成本？此前积累的生产经验，能否在后续井中复制？单井产量、累计产气量和单位产气成本，能否支撑更大范围的开发？

这些问题决定着深层煤层气能否从少数成功井走向规模开发。

对中国石化来说，深层煤层气的意义，可能远不止多打出几口高产井。

随着浅层资源勘探开发不断深入，新的天然气增量需要到更深的地层中寻找。

谁能率先摸清深层煤层气的分布规律，掌握稳定、高效的开发技术，谁就有可能把过去难以动用的资源，逐步变成可以持续供应的天然气。

这条路不会一蹴而就。

一旦这些难题得到解决，深层煤层气带来的就不只是一个新的增产方向，还是为我国天然气供应打开的一片新资源空间。