通过连续5年不懈探索，中国石油华北油田在解决国内煤层气低产低效“瓶颈”技术难题方面取得突破性进展。据华北油田煤层气事业部1月中旬统计，华北油田晋南沁水盆地煤层气田年产量3年增产2亿多立方米，2018年达到创纪录的10.2亿立方米，成为国内首个地面抽采年产量超过10亿方的煤层气田。
沁水盆地是我国建成的第一个煤层气产业化基地。但是，由于我国煤层气资源地质条件复杂，国外成熟的开发技术难以推广应用，造成早期开发区域出现了工程成功率低、开发成本高、单井产量低等问题，严重影响和制约了我国煤层气产业的快速推进。
沉淀不动的资源是负担，而利用起来就是效益。如何将在手的煤层气资源盘活？华北油田没有等待观望，而是瞄准行业前沿，以产、学、研、用相结合的形式，进行已开发高阶煤地区的稳产高产技术攻关，从根本上解决煤层气效益开发难题。
针对煤层气单井产量差异大的状况，华北油田依托国家和中国石油集团公司两级煤层气重大科技专项，充分发挥中石油集团煤层气开采先导试验基地在基础研究和理论创新方面的支撑作用，理论与实践紧密结合，先导试验先行，逐渐规模推广，整体提高开发效益。
科技人员通过研究揭示高煤阶煤层气固流耦合控产机理，创新提出了高煤阶煤层气“四元”成藏、三要素控产、疏导式开发和排采地质理论认识，系统建立了高阶煤煤层气勘探开发的地质理论基础，形成了具有中国高阶煤煤层气特点的“勘探、开发、改造、排采、集输”等五大适用技术体系。
在此基础上，华北油田积极推动煤层气勘探评价由“广覆式撒网”向“寻找高效优质储量”转移，煤层气产能建设由“整体推进式”向“持续优化建产区高效建产”转移，工程技术由“裸眼水平井、直井大液量压裂”向“可控水平、直井减少储层污染”转移，实现了煤层气勘探开发方式的重大转变。
以新的开发理论和技术为支撑，华北油田沁水盆地老区开发效果明显改善，新井产量、排采效率分别是相邻老井的2倍和3倍。沁水盆地大樊庄区块，2018年新钻井产能到位率达到90%以上，年产量突破6.5亿立方米，成为我国煤层气10年以上老区少有的产量上升区块。郑庄区块新钻井产能到位率达到100%，单井日产为邻近老井的2.5倍，区块日产能力由降转升，突破60万立方米，成为资源盘活示范区。
借鉴沁水盆地高煤阶煤层气高效开发创新技术，华北油田不断加强中低煤阶煤层气高产技术研究并取得新进展。在内蒙古吉尔嘎朗图浅层低煤阶褐煤区域，部署钻探评价井17口，投入试采12口，已有6口井获工业气流，其中5口日产达到1000方以上、2口井产量突破2000方，初步控制储量50亿立方米；在河北大城深煤层中阶煤区域，新部署的评价直井试采日产超过2800立方米，表现出了较强的生产潜力。
以技术为后盾，华北油田立足山西、放眼全国，不断扩大勘探开发区域，后备储量、产量接替区初步形成。其中，在煤层深达1300米的沁水马必东区域从2017年开始分步推进4亿方产能建设，率先打破国内1000米以深难以规模建产的“铁律”；而新获得的晋中北部宁武盆地流转矿权，又将为华北油田煤层气的规模发展注入强劲动力。
