中國能源報報道，“經(jīng)歷從無到有、從依賴進口到自主生產(chǎn)，我國煤層氣勘探、開采技術(shù)的確取得了不小進步。甚至幾年前，有些技術(shù)我們想都不敢想，更別說自己做出來了。不過在成立專業(yè)公司專攻煤層氣發(fā)展的同時，我國距真正的‘專業(yè)化’仍有差距，主要就差在了核心技術(shù)。”近日在接受本報記者采訪時，山西藍焰煤層氣集團（下稱“藍焰煤層氣”）執(zhí)行董事王保玉主動提及煤層氣存在“技術(shù)”短板的問題。
而當日，聚集多位業(yè)內(nèi)頂級專家的“2018年中澳非常規(guī)天然氣論壇”在山西晉城召開，無獨有偶，與會專家談論最多的話題同樣關(guān)于技術(shù)。“可以說，技術(shù)進步是我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的根本所在。”中聯(lián)煤層氣有限責任公司副總經(jīng)理吳建光感慨。
誠然，從上世紀90年代初，藍焰煤層氣在無外援支持、銀行貸款的艱難條件下，獨創(chuàng)出一套獨有的“井上井下聯(lián)合、采煤采氣一體化”模式，在保證煤礦安全生產(chǎn)的同時，實現(xiàn)了煤層氣的開發(fā)利用，打破了國外同行及不少專家“不可能完成”的固有觀念。
然而，中國煤層氣開發(fā)技術(shù)仍顯“適應性”不足，因而經(jīng)過20多年發(fā)展，中國煤層氣實際開發(fā)的業(yè)績?nèi)赃h低于預期。如在“十二五”開采目標未完成的基礎上，到2017年地面產(chǎn)量仍只有47億方，僅為“十三五”規(guī)劃目標的47%。
究其原因，是目前的開發(fā)技術(shù)存在短板。一位與會專家坦言，中國雖在技術(shù)層面取得不少突破，但適用于不同地質(zhì)條件的勘探開發(fā)技術(shù)，目前尚未真正形成。“這也是為何我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展至今，依然處在規(guī)?；a(chǎn)的初級階段。”。
技術(shù)制約還進一步體現(xiàn)在開采收益上。中石油華北油田分公司副總經(jīng)理朱慶忠指出，受工程技術(shù)不適應等影響，區(qū)域內(nèi)不同產(chǎn)氣井的日產(chǎn)氣量差別大，單井產(chǎn)量遲遲難以提升，“這也導致整體盈利水平較低，抗風險能力差。按目前單方氣1.74元的收入計算，我們的實際利潤只有6分錢。”
就未來煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展來說，多位專家看來，“因地制宜”的技術(shù)創(chuàng)新將是其必由之路。
上述與會專家指出，由于過去對煤炭儲層的認識多局限于表淺層次，對地質(zhì)類型、特征等差異的認識也存在不足，從一開始就限制了技術(shù)的“適應性”發(fā)展。而在可開采性的認識上，過去更多停留在儲量計算層面，并無進一步深度研究，導致同一區(qū)域的單井產(chǎn)量差異較大。“因此，勘探技術(shù)要向提高選區(qū)精準度上轉(zhuǎn)移，開發(fā)技術(shù)要結(jié)合不同地質(zhì)的結(jié)構(gòu)性、敏感性及可改造性等特性。”
“除缺乏現(xiàn)成的系統(tǒng)理論支撐，亟待取得基礎理論突破，另一方面也亟需新的高效經(jīng)濟工藝。”中國工程院院士、中國石油大學（北京）副校長李根生舉例指出，“如我國自主研發(fā)的水力噴射徑向水平井技術(shù)，可形成‘一井多層、一層多眼、一眼多縫’的復雜縫網(wǎng)，由此提高煤層氣的壓裂效益，進而降低開采成本。”
結(jié)合已探明的沁水、鄂爾多斯兩大主要開采基地，吳建光也稱，在常規(guī)開采工藝的基礎上，可進一步優(yōu)化推廣地面和井下聯(lián)動抽采，分別采用“老井提升”“新井快速上產(chǎn)”的工藝技術(shù)，尤其注重中深層煤層氣資源的高效經(jīng)濟開發(fā)技術(shù)。
“此外，若裝備水平不行，技術(shù)開發(fā)還是上不去。相比進口設備，我們的國產(chǎn)化水平現(xiàn)已逐漸趕上，別人有的我們基本也能做出來，只是在發(fā)展速度、產(chǎn)品質(zhì)量等方面還有差距。說到底，要進一步在‘專業(yè)化’上下功夫，否則一些核心技術(shù)仍難取得更深突破。”王保玉補充。
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