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　　“我認為現在對煤層氣的定位是錯誤的。”近日，在中國石油大學（北京）和澳大利亞昆士蘭大學等單位聯合主辦的2016年“中澳非常規天然氣論壇暨展覽會”上，中石油華北油田分公司總經理助理兼煤層氣事業部總經理朱慶忠語出驚人。

　　朱慶忠在會上表示，我國早期將煤層氣定位為瓦斯治理，在這種思路下，大多數煤層氣開發處于煤礦周邊，這些地區的共同特點一是埋藏較淺、二是區域地質情況基本掌控、三是區域水動力特點基本清楚、四是由于煤礦開采多年地層已整體降壓。對這些地區的煤層氣采取常規的技術基本能實現開發。

　　但大多數煤層氣資源埋藏大于800米，深層煤層氣的富集狀況和水體分布同淺層有本質的區別，對開發技術的要求也更高。需要根據深層煤層氣的開發規律，采取相吻合的開發技術。

　　“煤層氣開發更大程度上是新能源挖掘，絕不能定位在瓦斯治理。瓦斯治理的范圍較小，而煤層氣的分布范圍大多是煤礦不能涉足的，因此對技術的規劃和部署應該超脫瓦斯治理的范疇，要有超前的技術定位和規劃部署。”

　　這個說法背后隱含的一個重要原因是煤層氣行業多年來不同開發主體形成的煤、氣之爭。

　　作為國內最大的煤層氣企業，山西藍焰煤層氣集團有限責任公司董事長王保玉認為，瓦斯治理對于山西煤礦安全起到了極大作用：“2015年全省煤礦百萬噸死亡率為0.079，遠遠低于全國水平0.157。瓦斯抽采和利用量圓滿完成國家下達的控制指標，整體安全形勢非常不錯。”

　　2015年，山西省政府決定在全省煤礦實施瓦斯抽采全覆蓋工程。晉煤集團經過20余年探索創建的具有煤礦區煤層氣抽采特色的三區聯動井上下立體抽采理論與技術，實現了煤炭規劃區、準備區和生產區“三區聯動”抽采。通過合作開發、技術服務、工程承包等多種模式，晉煤集團已與陽煤集團、晉能集團等建立了煤礦瓦斯抽采合作關系，有效推進了山西省煤礦瓦斯抽采全覆蓋工程的實施。

　　“十二五”規劃未完成,

　　原因何在？

　　我國雖然出臺了一些激勵煤層氣開發利用的政策，但“十一五”、“十二五”規劃全部落空。朱慶忠認為，我國高煤階煤層氣開發過程中，表現出資源大、有效動用率低、單井產氣量低、產能到位率低、系統運行效率低等“一大四低”的現象特征。

　　以目前華北油田開發最成功的樊莊區塊為例，歷經8年開發后，仍存在近三分之一的低效區難以實現效益開發。這種情況反映出兩個問題：一是儲量提交不準確，需要精細勘探；二是同一區帶儲層變化大，相應的開發對策也要改變。

　　據記者了解，目前煤層氣開發的主體工程技術不能提高單井產氣量。首先是壓裂，活性水壓裂工藝是煤層氣開發的主體壓裂工藝，八年之中華北油田對其進行了三次技術升級，未能大幅提高單井產氣量。其次目前采用的裸眼完井方式存在不足，完井工程不能保證井眼暢通無阻。朱慶忠告訴記者：“華北油田去年的煤層氣價格為每方氣1.88元，其中折舊占了0.96元，操作成本0.56元，利潤只有0.27元。今年，在1.66元/方的氣價下，盈利能力降低。如果補貼拿掉，已經建成的產能會受到很大的經營壓力。”

　　朱慶忠認為，要改變這個現狀，必須重新定位和規劃煤層氣的作用和地位。過去煤層氣開發借鑒了常規油氣的工程技術，但現在看違背了煤層氣的開發規律，按照常規壓裂的17000多口井，平均單井日產量不到600方，煤層氣開發工程技術要適應煤層氣的特點，開發方案設計要適應低成本的特點。

　　其次要優化煤層氣勘探程序，實現煤層氣勘探開發一體化，控制優質儲量。“早期認為有煤就有氣，煤層氣的勘探超越普查、詳查階段，從評價階段起步，造成勘探效益低、投資高，在原有技術下高效區域不能準確定位，導致建產區域存在大片低產井。華北油田大概一半都是低產井，這些井的效益開發成了燃眉之急。”朱慶忠表示。