“十四五”期间，国家能源局提出煤层气开发利用目标为100亿立方米，这一目标提前两年完成。统计数据显示，2023年仅山西煤层气产量就已突破110亿立方米，到2025年已增至147亿立方米

为整治“圈而不探”，山西率先以省政府规章形式出台煤层气勘查开采管理办法，大幅提高勘查投入门槛，严格落实退出机制，将煤层气最低勘查投入标准从每年每平方公里不低于1万元提升至10万元，倒逼企业加快勘查进度

煤层气作为一种优质清洁低碳能源，与煤炭共伴生。我国煤层气资源丰富，储量位居世界第三，埋深2000米以浅煤层气地质资源量约30万亿立方米，2000米以深地质资源量约40万亿立方米，开发利用潜力巨大。

山西是我国煤层气资源最富集、开发条件最成熟的省份，勘探程度、探明储量和产能建设均居全国首位。近年来，山西以技术突破、体制改革、模式创新为抓手，持续推动煤层气增储上产与高效利用，“十四五”期间实现从天然气输入省到输出省的转变。

今年一季度，山西以煤层气为主的非常规天然气总产量达50.2亿立方米，同比增长15.3%，再创历史同期产量新高，为国家能源安全提供了重要气源保障。

华新燃气集团蓝焰控股施工人员在位于山西省吕梁市柳林县的区块进行钻井作业（2025年6月摄）张恩波摄

资源开发由“浅”入“深”

煤层气与煤伴生、共生，是储存在煤层中的烃类气体，以甲烷为主要成分，属于非常规天然气。我国煤层气产量占国内天然气总产量的比例约为5%，是天然气资源的重要补充。

早在20世纪80年代，我国就开始开展煤层气前期评价和勘探工作。受地质条件复杂、技术创新与集成不强等限制，产业发展较为缓慢。“十四五”期间，国家能源局提出煤层气开发利用目标为100亿立方米，这一目标提前两年完成。统计数据显示，2023年仅山西煤层气产量就已突破110亿立方米，到2025年已增至147亿立方米。

变化背后，离不开近年来我国煤层气开发利用技术的不断完善，尤其是2000米以深煤层气成功实现商业开发。

中石油煤层气公司执行董事、煤层气开发利用国家工程研究中心董事长周立宏说，全球煤层气开发以浅层为主，深部煤层气渗透率低、开发成本高，长期被视为勘探“禁区”。2019年以来，公司采用“水平井+大型体积压裂”技术，率先在位于吕梁山区的大吉煤层气田取得突破，实现了对2000米以深煤层气的商业开发。

地处吕梁山区的大吉煤层气田经历了“煤层气—致密气—深层煤层气”的开发探索过程。大吉3-7向2井区原本是一口致密气失利井，2019年8月，中石油煤层气公司对这口井进行常规压裂改造测试，日产气量达到浅层煤层气井的5倍，首次证实了2000米以深煤层具有良好的勘探开发潜力。到今年3月，大吉煤层气田的年产能已突破40亿立方米，可满足2000多万户家庭一年的日常用气需求。

深部煤层气游离气占比高，存在微距运移现象，储层类型和浅层煤层气类似，赋存特征又和页岩气相近，开发方式则与页岩气、致密气相似，被业界称为“煤岩气”。

“煤岩气是中国人在化石能源领域提出的新概念，成就巨大。”中澳煤层气能源有限公司首席专家李启国说，煤岩气开发在山西取得突破后，在多个盆地投入规模化开发，成为中国天然气增产最快领域。

体制改革打出“组合拳”

过去，由于煤层气投资风险大、探矿权持有成本低、可供出让的新增矿权少，“圈而不探”“占而不采”现象突出。

业内人士认为，有的企业长期勘探投入不足，是由于现行管理办法关于最低勘查投入的门槛较低。记者采访了解到，目前打一口煤层气井的费用为数百万元到数千万元。对于煤层气探矿权人来说，每年只要在上千平方公里的区块内打一两口井，就足以完成最低投入。投入强度不足、矿业权退出机制不健全，一度制约了行业发展。

作为全国煤层气管理体制改革试点省份，山西直面产业发展痛点，以创新管理体制为抓手，打出政策“组合拳”，有效破解行业顽疾，为产业高质量发展扫清障碍。

为整治“圈而不探”，山西率先以省政府规章形式出台煤层气勘查开采管理办法，大幅提高勘查投入门槛，严格落实退出机制，将煤层气最低勘查投入标准从每年每平方公里不低于1万元提升至10万元，倒逼企业加快勘查进度。山西省自然资源厅厅长姚青林说，“十四五”以来，全省近八成区块达到新的勘查投入标准，累计退出区块约7800平方公里，有效激发产业发展活力。

在资源配置环节，山西依托自然资源网上交易平台，采用招标、挂牌等市场化方式出让煤层气区块，不断完善市场体系，支持企业远程参与交易，实现资源出让全程公开、透明、规范。近年来全国累计出让煤层气区块近60宗，其中山西省40宗以上，形成“资源—技术—市场”的正向循环。

与此同时，山西优化审批服务，简化办理程序，实现煤层气矿业权登记全业务、全流程线上办理，鼓励煤炭企业开展矿区内煤共伴生资源综合评价与勘查，推动资源高效利用；创新土地供应方式，鼓励煤层气用地采取长期租赁、先租后让、租让结合、弹性年期等土地供应方式，减轻企业资金压力，缩短投产达效时间。

体制创新激发企业活力。通过一系列改革举措，煤层气产业发展环境持续优化，中石油沁水气田成为全国最大中浅层煤层气田，中石油大吉气田成为全国最大深部煤层气田，中联临兴气田建成山西首个大型整装致密气田，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地初步建成，产业规模与能级实现跨越式提升。

模式创新突破气煤重叠痛点

当前浅层煤层气仍占据产量大部分。面对浅层煤层气与煤炭资源开采上的重合，山西探索出“先采气后采煤，采气采煤一体化”模式，打破资源开采壁垒，既实现清洁能源高效开发，又筑牢煤矿安全生产防线，探索一条安全生产与产业转型协同共进的特色之路。

煤层气也是赋存在煤层里的瓦斯。长期以来，煤炭与煤层气开发存在诸多矛盾。对煤矿来讲，不进行有效抽采就进行采煤作业，很容易引起瓦斯爆炸等安全事故。对于煤层气田来说，如果煤矿在重叠区先行采煤，又会破坏煤层结构，导致抽采系统紊乱、气源倒吸，造成资源浪费。二者开采时缺乏协同，成为制约山西能源产业高效发展的堵点。

针对这一行业痛点，山西探索出煤炭与煤层气协同开发的新模式，其核心逻辑是统筹煤炭与煤层气勘探开发，打破两种矿业权分置形成的开采壁垒，在煤炭远景区实施“先采气、后采煤”，优先通过地面钻井预抽煤层气，减少后续煤矿开采中的瓦斯突出风险；在煤炭规划生产区或近期将开采的区域推广“采煤采气一体化”，通过地面、井下联合抽采，确保安全生产与资源高效利用。

“采气采煤一体化技术体系运行以来，公司在晋城矿区累计抽采煤层气约150亿立方米，并在山西阳泉、河南平顶山等矿区推广。”山西蓝焰煤层气集团公司执行董事王宇红说，这种开采模式不仅将煤矿高危气体变成高效清洁能源，还为矿区瓦斯综合治理、保障高瓦斯矿井安全生产提供了一条新途径。

今年4月，山西省政府办公厅印发的《山西省加快能源绿色低碳转型发展实施方案》进一步明确，对五年内煤矿规划采掘的区域，具备煤层气开发条件的，煤矿企业可负责浅层煤层气开发。

大力增储上产的同时，山西加快煤层气产业集群建设，大力发展煤层气装备制造业，建立以省内储气设施为主，省外储气库、沿海LNG储罐代储为辅的多层储备体系，加快城乡居民燃气推广、工业燃料替代、交通燃料升级，大幅提高燃气消费比重，消纳利用水平显著提升。

今年2月，晋能控股集团、太原理工大学、华新燃气集团与煤层气开发利用国家工程研究中心等单位签署煤层气领域战略合作框架协议，携手聚焦低渗煤层改造、高值化利用等关键技术攻关，推动煤层气产业从规模增长向质量效益提升转变。

当前非常规天然气已成为山西主要气源，在保障省内消费后，还能外输京津冀和河南等地，为能源安全保障提供有力支撑。

合力推动产业爬坡

受访人士表示，当前煤层气产业正处于关键“爬坡期”，需要进一步在体制机制上大胆突破，深化在科技创新、矿权管理、模式创新等领域的实践探索，破除制约产业发展的壁垒。

一是大力支持科技创新，加快破解关键共性技术难题。多家煤层气企业负责人和行业专家表示，深部煤层气是保障能源供应的重要接替资源，但当前深部煤层气开发仍处于起步阶段，业界对其赋存特点和增产机理认识还不够充分，尚未形成针对不同地区深部煤层地质条件的适用性技术体系，实践中遇到的理论技术难题增多，需要进一步加大科研投入、完善基础设施建设、加强人才培养与引进，推动煤层气关键技术实现更多突破。

二是鼓励商业模式创新，充分释放行业发展活力。多位业内人士表示，煤层气开发是典型的资金密集型、技术密集型、人才密集型产业。打一口煤层气井动辄要花费数百万元，技术先进的要投资一两千万元，但抽采几年就可能快速衰减，投资风险较大。

业内人士建议，鼓励矿业权人按照产品分成合同模式，联合更多投资人联合投资，降低投资风险，加快勘探开发；鼓励矿业权人委托有能力的机构实施技术托管，减少工程失误；鼓励支持央地国有企业按照自主自愿、合作共赢的原则，根据不同区块的资源禀赋和开发条件，通过技术服务、风险服务、提高采收率等开展煤层气开发合作，加快增储上产进度。

三是加强要素保障，优化煤炭与煤层气共采机制。多位受访专家建议，针对煤炭与煤层气矿业权重叠，进一步完善“采气采煤一体化”制度体系，在引导煤炭与煤层气企业自主协商的同时，能源管理部门应加强指导，明确各方权利义务和抽采补偿标准。