通過連續5年不懈探索，中國石油華北油田在解決國內煤層氣低產低效“瓶頸”技術難題方面取得突破性進展。據華北油田煤層氣事業部1月中旬統計，華北油田晉南沁水盆地煤層氣田年產量3年增產2億多立方米，2018年達到創紀錄的10.2億立方米，成為國內首個地面抽采年產量超過10億方的煤層氣田。

沁水盆地是我國建成的第一個煤層氣產業化基地。但是，由于我國煤層氣資源地質條件復雜，國外成熟的開發技術難以推廣應用，造成早期開發區域出現了工程成功率低、開發成本高、單井產量低等問題，嚴重影響和制約了我國煤層氣產業的快速推進。

沉淀不動的資源是負擔，而利用起來就是效益。如何將在手的煤層氣資源盤活？華北油田沒有等待觀望，而是瞄準行業前沿，以產、學、研、用相結合的形式，進行已開發高階煤地區的穩產高產技術攻關，從根本上解決煤層氣效益開發難題。

針對煤層氣單井產量差異大的狀況，華北油田依托國家和中國石油集團公司兩級煤層氣重大科技專項，充分發揮中石油集團煤層氣開采先導試驗基地在基礎研究和理論創新方面的支撐作用，理論與實踐緊密結合，先導試驗先行，逐漸規模推廣，整體提高開發效益。

科技人員通過研究揭示高煤階煤層氣固流耦合控產機理，創新提出了高煤階煤層氣“四元”成藏、三要素控產、 疏導式開發和排采地質理論認識，系統建立了高階煤煤層氣勘探開發的地質理論基礎，形成了具有中國高階煤煤層氣特點的“勘探、開發、改造、排采、集輸”等五大適用技術體系。

在此基礎上，華北油田積極推動煤層氣勘探評價由“廣覆式撒網”向“尋找高效優質儲量”轉移，煤層氣產能建設由“整體推進式”向“持續優化建產區高效建產”轉移，工程技術由“裸眼水平井、直井大液量壓裂”向“可控水平、直井減少儲層污染”轉移，實現了煤層氣勘探開發方式的重大轉變。

以新的開發理論和技術為支撐，華北油田沁水盆地老區開發效果明顯改善，新井產量、排采效率分別是相鄰老井的2倍和3倍。沁水盆地大樊莊區塊，2018年新鉆井產能到位率達到90%以上，年產量突破6.5億立方米，成為我國煤層氣10年以上老區少有的產量上升區塊。鄭莊區塊新鉆井產能到位率達到100%，單井日產為鄰近老井的2.5倍，區塊日產能力由降轉升，突破60萬立方米，成為資源盤活示范區。

借鑒沁水盆地高煤階煤層氣高效開發創新技術，華北油田不斷加強中低煤階煤層氣高產技術研究并取得新進展。在內蒙古吉爾嘎朗圖淺層低煤階褐煤區域，部署鉆探評價井17口，投入試采12口，已有6口井獲工業氣流，其中5口日產達到1000方以上、2口井產量突破2000方，初步控制儲量50億立方米；在河北大城深煤層中階煤區域，新部署的評價直井試采日產超過2800立方米，表現出了較強的生產潛力。

以技術為后盾，華北油田立足山西、放眼全國，不斷擴大勘探開發區域，后備儲量、產量接替區初步形成。其中，在煤層深達1300米的沁水馬必東區域從2017年開始分步推進4億方產能建設，率先打破國內1000米以深難以規模建產的“鐵律”；而新獲得的晉中北部寧武盆地流轉礦權，又將為華北油田煤層氣的規模發展注入強勁動力。