“雙碳”目標下推進中國煤層氣業務高質量發展的思考與建議

徐鳳銀 王 勃 趙 欣 云 箭 張雙源 王虹雅 楊 贇

（ 1中聯煤層氣國家工程研究中心有限責任公司；2中石油煤層氣有限責任公司；3應急管理部信息研究院；4中國煤炭地質總局勘查研究總院 ; 5 中國石油集團安全環保技術研究院 有限公司）

0 引言

全球煤層氣資源總量超過260×1012m3，中國埋深在2000m以淺的煤層氣資源量為30.05×1012m3，占全球煤層氣資源總量的11.6%，資源潛力巨大，前景可期[1-2]。但多數資源的有效動用程度低，單井產氣量低，開發技術適應性差，加之管理措施的不完善，導致煤層氣產業發展總體緩慢?；诖?，以中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中國石油）為例，認真剖析了煤層氣勘探開發過程中存在的主要問題和原因所在，系統提出了推動產業高質量發展的技術途徑、管理對策與措施建議。

1 發展歷史與現狀

1.1 歷史回顧

中國早在1983年就開展煤層氣前期評價和勘探工作，戴金星等提出沁水盆地的煤成氣具有含氣遠景，該區可形成中、小型氣田[3]。隨后在沁水盆地中北部施工9口煤層氣普查探井，其中陽1井獲得工業氣流，自此掀開了煤層氣勘探開發的新篇章。

1992年以來，石油、煤炭、地礦三大系統進行煤層氣勘探活動。在潘莊井田施工7口井組，試采均獲成功[4]；1996年中國石油天然氣總公司與地質礦產部、煤炭工業部聯合成立了中聯煤層氣有限責任公司，同時取得國務院對外合作權，標志著煤層氣開發已經正式被列為新的能源產業。2005年，國務院決定成立煤層氣國家工程研究中心，國家發展改革委出臺了一系列優惠政策，中國石油在樊莊區塊施工6口評價井及晉試1井組，試采均獲成功，之后在沁水盆地樊莊區塊鉆開發井100口，點燃了煤層氣規模開發的“星星之火”，為后續的“燎原之勢”奠定基礎[4]。2008年9月，中石油煤層氣公司成立，對推動全國煤層氣產業發展起到了重要作用。2003—2013年，沁水和鄂東兩大煤層氣產業基地形成；2014年以來，煤層氣勘探開發由“低收益回報、低效”向“提高效益、效率”轉變[5]。截至2017年年底，中國已發現沁水、韓城、保德、臨汾、川南、延川南、潘莊、棗園等26個煤層氣田；獲批煤層氣采礦權13個，面積為 1991.88km2[6-7]。

1.2 政策扶持

國家層面上，先后出臺價格優惠、稅收優惠、開發補貼、發電補貼、資源管理、礦權保護、對外合作等多方面優惠政策?！笆晃濉币詠?，連續設立國家科技重大專項，進行技術攻關。特別是在多次試行天然氣統一市場和價格管理的政策背景下，對于煤層氣仍然保持市場調節和價格浮動。省級層面上，煤層氣產業在各省經濟中所占比例差別很大，各地煤層氣產業的發展也不均衡，山西將煤層氣產業列為戰略性新興產業；新疆、貴州等地近年來煤層氣產業發展迅速，相繼出臺有關政策措施，鼓勵和扶持煤層氣產業的發展，但有待于進一步完善和加強。企業層面上，中國石油十分重視煤層氣產業發展，在市場配置、技術服務、管理體制和人員調動等方面都給予了大力支持:一是將煤層氣作為主營業務重要組成部分和戰略發展經濟增長點；二是設定“十三五”末實現煤層氣年商品量45×108m3目標；三是成為煤層氣業務技術主導者、標準規范制定者和行業發展領跑者；四是設立“煤層氣勘探開發關鍵技術與示范工程”重大科技專項，予以推動產業快速發展。

1.3 產業現狀

經過30多年的不斷探索，中國煤層氣產業在勘探開發技術、市場規模方面均取得進展，但產業發展普遍存在“勘探程度低、單井產氣量差、產氣量爬坡期長”等瓶頸。

煤層氣勘探方面，據不完全統計，截至2020年年底，中國累計鉆直井19540口、水平井1677口，投產12880口，累計探明煤層氣地質儲量9302×108m3。勘探領域也不斷取得新進展，從中—高煤階煤層氣的勘探開發拓展到中—低煤階煤層氣的勘探開發，勘探深度從2000m以淺逐漸拓展到2500m以淺[8]。目前，中國煤層氣資源探明率僅為2.4%，遠低于天然氣資源探明率（15%）。全國煤層氣主要集中分布在9個大型聚煤盆地，但實現規模開發的僅有沁水盆地和鄂爾多斯盆地，勘探開發程度極不均衡，可供規模開發的優質資源比例小，急需尋找后備接替區。

煤層氣開發方面，2020年全國煤層氣產量為58.2×108m3，較2018年增加了近9%，2018年主要煤層氣企業煤層氣產量占比見圖1，其中中國石油為19.63×108m3，晉煤集團為14.3×108m3，中海油中聯公司為14.82×108m3，中石化為3.47×108m3，其他為1.19×108m3；截至2018年全國累計產煤層氣343×108m3，總投資超過1000億元。2018年，沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣已建產能規模約為90×108m3/a，但產能到位率僅為59.4%，低品位儲量動用難，日產量低于500m3的井數占總生產井數的56%，未能實現效益開發。

圖1 2018年主要煤層氣企業煤層氣產量占比圖Fig.1 Annual CBM production of major CBM companies in 2018

煤層氣技術方面，以中國石油為例，截至2018年年底，已建成沁水、鄂東兩大生產基地，形成煤層氣地質選區評價、地球物理、鉆完井、壓裂、排采、地面集輸、經濟評價七大技術系列100項具體技術。以煤層氣直井壓裂技術為例，中國煤層氣壓裂技術經歷了借鑒國外、借鑒砂巖、借鑒頁巖及煤層研發4個階段，經過不斷地探索、試驗及推廣，形成了“大液量、中砂比、變排量”以活性水壓裂為主，以低溫破膠VES、瓜爾膠、氮氣泡沫等為輔的壓裂工藝技術（表1），助推了煤層氣產業的發展。

表1 中國煤層氣直井壓裂技術發展歷程Table 1 Development of fracturing technology of vertical CBM well in China

總體來說，“十三五”期間，煤層氣產業在技術上初步實現了從二維地震向三維地震、從直井（叢式井）向水平井、從中淺層（埋深小于1500m）向中深層的三大轉變。但是，由于中國煤層氣開發地區普遍存在地質條件復雜、不同地區開發技術適應性差異大等問題，重復照搬現有技術方法，不能有效提高單井產量。如沁南區塊東部井區總體煤層埋藏較深、滲透率低、含氣量中等、煤階中等、碎裂結構煤發育；表現為直斜井壓裂裂縫延伸差、支撐劑多堆積在井眼附近、裸眼多分支水平井井眼更易坍塌，常規開發技術表現為不適應[9]。因此，需要通過不斷的技術研究和改進，解決低產氣井工程技術不適應性問題。

2 存在問題及原因分析

中國煤層氣產業發展總體緩慢，與期望目標相差較大，引起業內外的普遍關注[10-16]。分析其原因，既有客觀的，也有主觀的，主要表現在資源條件、技術適應性和管理模式3個方面。

2.1 資源條件及其研究精細程度

全國煤層氣產業發展未達到人們預期，業內外都很關心資源問題，而且說法不一。官方公布的2000m以淺的30.05×1012m3煤層氣資源量中，高煤階煤層氣占32%，中煤階煤層氣占37%，低煤階煤層氣占31%[17]；按照現有技術條件估計，可采資源量為12.5×1012m3。

長期以來，受一些基礎理論研究成果和初期勘探結論的影響，煤層氣勘探開發主要集中在中—高煤階煤層氣分布區，對低煤階煤層氣分布區的勘探開發投資嚴重不足。以中國石油為例，礦權區內煤層氣資源量為13.4×1012m3，可采資源量為5.79×1012m3，沁水、鄂東兩個盆地的煤層氣可采資源量超過1×1012m3[18-19]，多年來的勘探開發精力主要集中在這兩個中—高煤階煤層氣盆地。二者的地面煤層氣總產量占全國產量的90%以上[6]。

可采資源量與實際采出資源量偏差較大。由于對資源賦存復雜地質條件的研究精度不夠，儲量計算標準和規范與實際可開發性之間存在偏差，即使是已經探明的煤層氣儲量區，投入開發后，在技術層面上仍然存在較大的不確定性，可接替開發后備區塊的地質認識不到位，導致目前已有探明儲量動用率較低。以樊莊區塊為例，不同部位受儲量品質差異、研究精細度及可靠性等影響，單井平均產能到位率差異極大，區塊南部為160%，區塊北部只有68%，相應的日均產氣量大于1000m3以上井數的比例分別為68%和44%[4]。

2.2 技術適應性

截至目前，針對簡單地質條件下煤層氣開發的技術問題已經解決。但是，對于復雜地質條件的煤層氣開發問題，存在兩大關鍵的技術難題尚未解決。

一是煤層氣地質基礎理論沒有大的突破，對不同時代、不同地區煤層氣地質條件的差異性研究不夠，特別是對煤儲層本身的精細評價不到位，導致與地質條件相適應的勘探開發井型、井網部署具有一定盲目性。以鄭莊東大井區為例，前期布井因未精細刻畫區塊的斷層性質、產狀、規模及陷落柱分布特點，導致煤層鉆遇率低；后期利用AVO反演、吸收與衰減屬性、多屬性聚類分析及子波分解與重構等技術，精細評價區塊的含氣性及構造特征，據此部署9口水平井，并根據新三維地震資料調整7口水平井井位和軌跡，新完鉆水平井鉆探效果（鉆遇率）明顯提高[20]。

二是現場先導性試驗工作量不夠，在儲量申報獲批后未開展煤層氣開發前期評價工作，導致與不同煤層氣地質條件相適應的鉆井、壓裂、排采配套技術沒有完全形成，使得單井日產氣量過低或廢棄井過多，一時難以達到預期目標。以樊莊區塊為例，在開發早期階段，未開展三維地震采集與解釋工作，且二維地震范圍也很有限，在鉆遇的2000余口直井中有1000余口井低產。其中，33%的井鉆遇斷層、陷落柱，15%的井鉆遇構造煤發育區，27%的井鉆遇應力集中區，25%的井鉆遇低滲透區[21]。后期采取疏導式開發工程技術、現場先導試驗可控水平井技術、耦合降壓排采技術、低前置比快速返排壓裂技術等，試驗的新井單井具有見氣時間短、提產能力強的產氣特征，先導試驗單井日增產氣量達到200～1000m3（圖2），試驗見到了一定效果[13]。

圖2 樊莊新井與老井同期產氣量對比圖[13]Fig.2 Comparison of CBM production between new wells and adjacent old wells in Fanzhuang Block[13]

2.3 管理模式

由于歷史原因，多數資源條件相對好的區塊掌控在合作開發商手中，而這些區塊的勘探開發投資明顯不足。統計分析中國煤層氣勘探歷年投入數據，2012年勘探投資力度最大，為6.36萬元/km2，自此呈下降趨勢，2017年僅為 3.24萬元 /km2[7]。

同時，煤層氣專業技術人員總體數量少、力量薄弱，與煤層氣開發難度大的現狀匹配度較低；投資者對開發煤層氣綜合效益的認識不夠全面，對煤層氣開發難度大的認識不到位，導致投資熱情不足，出現時冷時熱的局面。

此外，盡管出臺了相關的技術標準，但標準執行與創新科技融合、現場實際應用的匹配度不夠，尚需通過不斷完善標準化體系來提升企業的標準化管理模式，實現科技轉化，助推煤層氣產業的高質量發展。

3 技術關鍵與對策

3.1 加強資源有效性的地質研究

中國煤層氣資源具有成煤條件多樣、成煤時期多、煤變質作用疊加、構造變動多樣和復雜等一系列特點，對煤層的破壞作用強烈，成藏條件復雜，氣藏類型多樣[22]。含煤地層和不同煤層，甚至是同一煤層，橫向、縱向均具有很強的非均質性。與美國、加拿大相比，中國煤層氣總體開發難度要大得多。這些特點客觀存在且無法改變，必然給高效開發帶來許多挑戰。因此，資源有效性研究就成為實現煤層氣高效開發的前提和基礎，對尋求與之相適應的技術措施起決定性作用。解決這一難題的技術關鍵與對策是:有區別地扎扎實實分3個層次開展工作，真正搞清現有煤層氣資源賦存條件及其可開發性。

第一個層次:對于公認的資源條件好、即將投入開發的成熟區塊，以開發方案作為上鉆主要依據的同時，還應針對不同煤層的非均質性，在區塊內部具體確定井位時，進行橫向、縱向上的精細描述和分區分類評價，選擇與地質條件相適應的井型和井網（圖3）[23]，確保鉆探成功率，利用成熟開發技術開展產能建設。例如，沁水盆地南部煤儲層具有煤階高、吸附能力強、含氣量高、孔隙度低、雙峰態孔隙結構、滲透率低、壓力梯度低等特點。根據這些地質特點，以煤層吸附解吸模型、滲流理論為指導，建立“復合V形”（由多個類似V形分支井組成）井型模型，利用數值模擬技術對水平井井型基本要素進行對比論證，優選參數，優化井底結構指標，投產“復合V形”井102口，產氣井78口，單井日均產氣量為4498m3，約為直井的4.6倍，產氣效果顯著[20]。

圖3 煤層氣藏精細描述與產能評價技術路線流程圖[23]Fig.3 Technology roadmap of CBM reservoir fine description and productivity evaluation [23]

第二個層次:對于現有煤層氣探明儲量區，不能簡單按照探明儲量數量和分布確定開發方案，而要進一步重新評估儲量的有效性。按照現有標準提交的煤層氣探明儲量仍有很多不確定性，必須針對探明儲量區開展開發前期評價工作，規范煤層氣勘探開發程序，重新進行試采評價，確定適用性技術，優選具備開發條件的可靠區塊編制開發方案。在此基礎上，借鑒第一個層次的相關做法開展產能建設，力求實現高效開發。例如，保德煤層氣田作為全國首個探明的中—低煤階煤層氣田，2011年探明煤層氣地質儲量為183.63×108m3，技術可采儲量為91.82×108m3；2018年9月，按照儲量規范，結合煤層氣自身的產出機理和開發特點，利用動態資料，采用體積法對2011年提交的探明儲量進行復算，復算結果顯示煤層氣探明儲量增加29.86×108m3，技術可采儲量增加 19.12×108m3[24]。

第三個層次:對于其他經過資源評價且擁有礦權的區塊，應系統性地開展新一輪資源精細評價，針對現有配套技術成果，進一步尋求新的“甜點區”或可開發區。特別要注重認識和評價煤層形成過程中伴生并運移到煤系地層其他巖層中的“煤系氣”，這部分資源數量大、分布廣，很容易成為煤層氣的重要補充資源，在充分開展儲層精細描述和開發前期評價工作的基礎上，尋求合理的開發途徑，使其盡快變為有效儲量和產量。例如，黔西松河井田煤儲層具有高溫、超壓、高含氣量的特點，適宜進行煤層氣地面開發，而“煤系氣”主要賦存于龍潭煤系多個煤層及鄰近細砂巖、粉砂巖中，具備多煤層共采、“煤系氣”共采的資源及開發條件[25]。

目前，若要真正扭轉煤層氣產業進展緩慢的局面，關鍵是需要打破長期以來對具備煤層氣資源條件的眾多地區形成的一些固有認識和結論，重新開展上述3個層次的工作，避免受到以往一些不符合客觀實際結論的影響，或貽誤戰機，或盲目上鉆造成浪費。特別是隨著深部煤層氣勘探開發工作的深入，資源量將會發生數量級的變化。例如，對于中國石油礦權區來說，煤層氣資源量大于1×1012m3的盆地有鄂爾多斯、沁水、準噶爾、滇黔桂、吐哈、二連、海拉爾、伊犁等，總面積為12.66×104km2，可采資源量約為3.42×1012m3[26]，需要重新開展資源的分級分類和地質條件的評價，分層次優選出有利開發區。

3.2 強化技術攻關和綜合配套集成

煤層氣開發是一項復雜的系統工程，不能簡單地依靠某一單項技術。經過多年的攻關和探索，目前國內外已經形成了地質評價、地球物理、鉆完井、壓裂改造、排采、地面集輸、經濟評價七大技術系列[20，27-37]。這些技術本身都具有一定的創新性，也在煤層氣勘探開發中發揮了重要作用。但是，受煤層氣地質條件復雜、開發難度大、投資效益低等多種因素的影響，一些先進的單項技術，包括“甜點區”預測、井身軌跡優化、煤儲層保護、水平井篩管完井、多分支水平井鉆井、分段壓裂、定量化自動化排采、橇裝化集輸、采出水處理等，沒有得到及時、高效地普及和推廣應用，更沒有很好地實現配套集成和綜合應用。因此，需要開展地質、工程的一體化評價，即在精細刻畫地質特征的基礎上，對工程技術的適用性進行分類評價，集成和構建合理、科學的配套技術系列和模式。

井身軌跡優化方面，針對鄂東地區深層煤層滲透性差、煤系地層砂巖儲層分布變化大等難題，采用煤層氣小曲率半徑定向井優化技術，在韓城區塊成功試驗2口小曲率半徑定向井，2口井在煤層以上100m左右造斜，入層井斜角達84°～88°，煤層進尺由常規定向井的6m左右增加到90～100m，大幅增加了煤層的泄壓面積，產氣量明顯提高[23]。

排采方面，針對資源潛力較高的低產、低效井和受煤礦開采影響面臨關停的井，可采用負壓排采技術，井口安裝負壓設備，通過降低套管壓力，增大煤層與井筒內生產壓差，達到氣井增產目的。利用該技術在鄂爾多斯盆地東緣保德區塊王家嶺煤礦附近的保4-08井組開展試驗，該井組位于煤礦回采面附近，產氣量呈明顯衰減趨勢。安裝負壓排采設備并試驗30d后，井組日產氣量由2640m3上升至3578m3，單井產量提高30%以上，目前穩定在3100m3，試驗效果明顯[23]。

技術配套集成和綜合應用方面，以鄭莊區塊為例，華北油田于開發初期在該區塊實施裸眼多分支水平井40余口，由于該技術存在“成井率低、井眼易垮塌”等特點，導致整體產氣效果差，單井產氣量小于1000m3/d的水平井占51%，單井平均日產氣量約為3000m3[38]。為提高產氣效果，華北油田專業技術人員在剖析產氣量影響因素的基礎上，科學分類地開展儲層評價，集成井身軌跡優化、煤儲層保護、水平井篩管完井、多分支水平井鉆井、分段壓裂等技術，構建了高煤階煤層氣高效開發工程技術模式。將該區擬實施的裸眼多分支水平井技術改為單支水平井+分段壓裂技術，實施的6口井增產效果明顯[39]。

煤層氣開發緩慢的關鍵在于單項技術的配套集成和綜合應用不到位，而尋求技術配套集成和綜合應用的前提就是精細研究資源地質條件。因此，關鍵對策仍然是在加大資源條件研究力度的基礎上，緊密圍繞“如何提高單井產量和整體采收率”主題，從資源評價、方案優選、鉆完井、壓裂、排采等各個環節入手，下大功夫進行不同煤層單采或合采的綜合性技術試驗和集成配套創新，見到效果后普遍推廣，最大限度地提高單井產量和綜合采收率。

3.3 優選適應性的開發模式和現場實施方案

煤層氣開發的基本特點是低產、多井、見效緩慢，但綜合開發效益的高低取決于技術應用和綜合管理的精細程度。提高綜合開發效益的技術關鍵是開發模式的合理選擇，也就是根據不同地質條件，選擇合理的井網井型和相適應的開發技術。其中，特別要充分考慮煤層在橫向、縱向上構造破壞程度的差異性和非均質性，進行井位的動態調整。同一區塊內部，同一空間位置縱向上的不同煤層，或同一煤層的不同位置，甚至同一煤層內部的小層之間，煤體結構、煤巖煤質也會千差萬別，必須采用不同的針對性技術措施，才能形成相適應的開發配套技術和開發效果，真正獲得高產或高效。以鄂爾多斯盆地東緣韓城區塊為例，在對地質、壓裂及排采等動態資料分析的基礎上，提出了跨層壓裂、封層堵水等適用性的老井挖潛技術，試驗井應用效果顯著，9口老井采用跨層壓裂改造，平均井底壓力由0.13MPa提高到1.43MPa，平均日產氣量由40m3提高到2491m3，平均日產水量由0.39m3提高到4.01m3，最高產氣井（韓1井）日產氣量為5431m3(圖4)[40]，累計產氣量提高了3500×104m3。

圖4 韓城區塊9口老井改造前后日產氣量對比圖[40]Fig.4 Comparison of daily CBM production before and after fracturing treatment of nine wells in Hancheng Block [40]

在總體開發方案確定后，井位部署前還必須對區塊內部進行進一步系統性分區研究，確定更為精細的地質特點和差異性，有區別地選擇井型和相對應的鉆井工藝，以及后續的壓裂、排采技術措施，盡量做到“一類一井一措施”，避免大批量、同方案、同模式、同時上鉆。按照這一思路，可以對以往做過勘探試驗的區塊重新進行新一輪評價，力爭在某些區塊真正意義上獲得突破，從而帶動和擴大到其他區塊，解放出更多以往被否定的區塊。對于中國石油來說，即使在沁水和鄂東地區已投入開發的低效區塊，也可以重新開展“煤儲層地質非均質性”的精細研究，以便“激活”低產區或不產氣井。以鄭莊區塊為例，華北油田在該區建立水平井、直井盤活模型，據此部署44口水平井和166口直井，實現了耦合降壓生產，區塊產氣量大幅提升，日產氣量由45×104m3上升至60×104m3[41]。

4 管理措施與建議

國內煤層氣產業發展30多年的歷史證明，煤層氣業務受到很多復雜因素的制約。既要面對復雜多變的地質條件，又要攻克許多技術難題，還要放眼多方面的利益所在。只有加強管理，持之以恒，不斷加大投入，才是盡快擴大產業規模，降低開發成本，提高開發效益，實現可持續快速發展的前提。

4.1 做好現有政策的落實和管理

多年來，國家出臺了一系列政策法規。在價格方面，煤層氣價格按市場經濟原則，由供需雙方協商確定，國家不限價（國辦通〔1997〕8號）。在稅收方面，對煤層氣勘探開發作業的設備等免征進口關稅和進口環節增值稅（財關稅〔2006〕13號），實行增值稅先征后退政策（財稅〔2007〕16號）。在開發補貼方面，關于《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》的補充通知（財建〔2019〕298號）規定，2018年補貼標準為0.3元/m3，自2019年起按照“多增多補”的原則，對超過上年開采利用量的，按照超額程度給予梯級獎補，相應地對未達到上年開采利用量的，按照未達標程度扣減獎補資金；同時，對取暖季生產的非常規天然氣增量部分，給予超額系數折算，體現“冬增冬補”。在資源管理方面，從事煤層氣勘查開采的企業，2020年前可按國家有關規定申請減免探礦權使用費和采礦權使用費，對地面抽采煤層氣暫不征收資源稅（財稅〔2007〕16號）。在礦權保護方面，“堅持采氣采煤一體化，依法清理并妥善解決煤層氣和煤炭資源礦業權交叉問題”（國辦發〔2006〕47號）。這些政策看起來比較全面，但沒有完全落實，有些甚至只停留在名義上，沒有形成良好的氛圍，導致煤層氣開發總體成本高，投資及市場環境差、效益低，特別在當前天然氣市場不穩定情況下，更是缺乏競爭性，制約著企業投資積極性。

一是進一步發揮政府職能，積極推進地面煤層氣抽采產業發展、煤礦瓦斯防治及廢棄煤礦瓦斯綜合治理一體化合作；完善相關政策措施，制定煤層氣、煤炭開發統一規劃，做到無縫銜接；切實按照沁南、潞安、三交等合作模式落實好“先采氣、后采煤”要求，實現資源充分利用，最好是煤炭企業著重煤礦井下瓦斯抽采，其他公司著重地面開采。二是全國建立統一的信息管理系統，強化信息渠道，實現資源共享，避免無序競爭和重復性投資。包括兩個方面:企業內部應加強煤層氣田的數字化建設，國家層面應加強行業技術與產業信息的統計和交流發布；建立煤層氣各個技術環節統一的行業規范和標準。

4.2 強化企業內部的綜合管理

煤層氣開發的特殊性決定了它與油氣田勘探開發的管理模式完全不同，無論是技術人員，還是管理人員，都必須經過長期的實踐探索和培養，應具備過硬的煤層氣專業技術和管理素質，需要付出比傳統油氣田開發更多的努力。

建議:一是企業內部應做好現有隊伍的培養和穩定管理。深入挖掘現有專業人員潛力，充分調動積極性，使人盡其才。特別應培養一批具備較高專業水平的技術骨干和管理骨干，使其全身心地投入到煤層氣事業當中；二是積極推動合作區塊的開發節奏，使煤層氣企業之間強強聯合，取長補短，提升項目執行力；三是節奏可以加快，程序不能逾越，嚴格按照勘探開發程序，擴大后備區塊和可開發資源接替；四是積極拓展煤層氣市場和爭取各級政府支持。

4.3 轉變對煤層氣開發效益的認識

煤層氣除了作為補充能源外，其應用可以減少煤礦瓦斯事故、降低環境污染、實現碳中和目標等重要的社會效益和生態效應。因此，對煤層氣投資與回報效益的認識應是綜合性或系統性的，政府層面和企業投資者都應從如何有利于加快煤層氣行業發展的角度出發，充分調動企業的積極性。對于中國石油這種同時承擔經濟責任、社會責任和政治責任的煤層氣開發企業來說，在強調投資回報的同時，還應兼顧企業的社會責任和政治擔當。

建議:一是對煤層氣企業的考核方式應綜合考慮社會和政治兩方面的特殊因素，而不應簡單以獲取利潤來衡量。國家層面為什么很在乎煤層氣產量，出臺那么多優惠政策扶持，很大程度上體現的就是社會和政治意義，并不完全依靠煤層氣作為補充能源。那么，對煤層氣業務特殊的政策和投資額度，與其帶來的社會和政治影響相比確實也是微不足道的。二是按照國家下達的煤層氣產業發展規劃應堅持持續投資。規劃的順利實現必須靠足夠的投資來保證，而企業對煤層氣的投資決策不能簡單以回報率來決定，應堅持綜合性、戰略性、長遠性，切勿受一時一地市場的影響而或冷或熱，確保投資綜合效果。三是應全過程綜合衡量低成本戰略。成本控制應主要依靠技術進步，重點在于提高單井產量，減少低效井或空井，降低技術應用的操作成本，延長煤層氣井產氣壽命，提高整體開發效益。

5 結語

總之，煤層氣開發難度大、見效慢、意義極其重大，產業發展任重道遠。目前正面臨資源有效性認識不足，技術適應性不強，管理模式有待提高等問題。因此，建議以扎實的理論與技術為指導，結合大量實踐及正確的管理思路，從煤層氣自身特殊條件和客觀規律出發，按照煤層氣勘探開發程序，開展開發地質研究與資源有效性精細化評價、鉆井—壓裂—排采等綜合性配套集成工程技術攻關及地質—工程一體化開發技術研究等工作。同時，轉變管理思路，加強現有優惠政策的落實，強化企業內部的綜合管理體制，建立現代化企業管理制度，積極利用實現碳達峰、碳中和目標的有利時機，開展UCG（煤炭地下氣化）、CCUS（二氧化碳捕集與封存）和大數據技術綜合應用與評價，實施全過程低成本戰略。