煤层气公司：一条从“禁区”闯出的第二增长曲线
当赖以生存的传统资源业务面临增长瓶颈、增储上产与低碳转型的双重压力袭来时，第二增长曲线从何而来？这是悬在传统油气企业头顶的时代之问。
今年3月，从黄土高原传来振奋人心的消息：我国最大煤岩气田——大吉气田年产能突破40亿立方米，日产量突破1100万立方米，成为天然气产量增长的重要接替区。创造这一成绩的煤层气公司，在五六年里，凭借煤岩气领域的突破，实现产量大幅提升。
从一口探井的意外发现，到一家企业的振翅腾飞，再到一个行业的突围——这是一条从“禁区”中闯出来的第二增长曲线，更是传统油气企业因地制宜发展新质生产力的生动样本。
“从0到1”
理论破冰，打破行业认知的深地“禁区”
对于整个油气行业而言，新的增长点从何而来？
煤层气公司的答案是：从重新认识脚下的资源开始。
长期以来，作为煤炭开采的伴生产业，煤层气的开发初衷在于处理煤矿瓦斯、保障采煤安全，因此开发深度止步于1500米。传统勘探理论认为，煤层气以浅层煤的吸附气为主；埋深超1500米的煤层储集能力差、含气量低、开发成本高，是全球公认的开发“禁区”。
美国、澳大利亚等煤层气开采的先发国家，均在深层探索中折戟。而我国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋，决定了天然气保供始终是能源安全的重中之重，突破深层开发瓶颈迫在眉睫。
2019年，面对致密气区块后备资源不足的困境，煤层气公司在8号煤层试验井——大吉3-7向2井（直井）上探索了酸压改造工艺。结果远超预期：该深层井的单井日产气量最高可达5700立方米，是浅层井的四五倍。
这个偶然的发现，触发了一场持续数年的“解放思想大讨论”。研究团队发现，深部煤层里不仅有吸附气，而且有大量游离气，总含气量是浅煤的2至3倍甚至更高。他们开始重新审视这片被忽视的“深地”。
质疑声接踵而至。“第一次提出试采方案时，行业内反对声音不少。”一位参与初期煤岩气开发的研究人员坦言，“前后试了十几口井，效果参差不齐，大家都犹豫是否继续。”
研究团队跳出“浅煤开发”的思维定式，历经大量的现场试验与基础研究后，创新提出煤岩气“二元富集”理论，揭示深部煤岩层段气体独特的赋存模式和成藏特征，打破“谈深色变”的思想禁锢，将煤岩作为储层整体勘探，彻底打开了深层煤岩气的勘探开发大门。
2022年9月，深层煤岩气水平井吉深6-7平01井日产气突破10万立方米，标志着我国深层煤岩气试采获得重大突破。
一个规模空前的资源宝库正在被开启——我国2000米以深的煤岩气资源量超40万亿立方米，可采资源量约为12万亿立方米。作为低碳清洁能源，天然气的碳排放量远低于煤炭与石油，是能源转型过渡期的重要保障。煤岩气的出现，将我国煤炭资源优势转化为清洁能源优势，既筑牢能源安全根基，又为能源转型提供坚实支撑。标普全球副董事长丹尼尔·耶金表示：“中国石油在深层煤岩气领域的创新成果，将对全球深层煤岩气的未来发展产生重大引领和推动作用。”
“深层煤岩气打破了传统煤层气产业的增长天花板，产量年均增速保持在20%以上，是天然气的新增长极。”煤层气公司主要负责人表示。
“从1到N”
技术革命，破解行业共性的效益“魔咒”
从一口高产井，到建成我国首个百万吨级油气当量的深层煤岩气田——如何将单点突破转化为可持续效益，是能源企业第二增长曲线能否成形的核心问题。
煤层气公司亦不例外。在规模上产后，一个更棘手的问题随之而来：气出来了，产量却稳不住。初期井产量起得快，但递减率高达40%至50%。
浅部煤层开发依靠“排水采气”，把地层水抽走，煤层吸附的气就会被开采出来。然而，这套沿用数十年的技术在深部煤层完全失灵：深部煤层本身不含水，若排水过快，支撑裂缝的水被迅速排空，裂缝随之闭合，远处的气体根本无法流动。
对此，煤层气公司提出一条创造性思路：反其道而行之，用水把气置换出来。
“当时的第一反应是怎么可能。”煤层气开发利用国家工程研究中心煤岩实验分中心油气田开发高级专家闫霞说。作为从事机理研究的负责人，她试图从传统煤层气吸附理论视角论证假设的不可行。闫霞说：“我们前后探讨了一个半小时。”
领导的态度很坚定：“用实验去验证。”
质疑、怀疑、半信半疑……研究团队设计了一套全流程实验体系：核磁实验、带压渗吸、分子动力学模拟……几乎把能做的实验全做了一遍。
结果颠覆认知。注入水后，在压力不变的情况下，岩芯内吸附气的含量下降；在小于2纳米的微孔里，水真的把气置换了出来。
“就像一群人要进屋，一起往里冲就会有很多人被挡在门外；如果分成两队，协同有序地进入，同一时间内进来的人反而更多。”有专家这样比喻，“让气和水的流动速率接近，才能采出更多资源。”
基于该理论的控压排采技术迅速应用于开发方案，现场推进却阻力重重。相比于见气快的传统模式，实施控压排采技术后迟迟不见气。质疑声频起，有人提议沿用旧模式。在公司领导的坚持和技术人员的不断调试下，最终实现了气水两相有序协同产出，新井首年递减率降至30%以下，自喷期从半年延长到500多天。不仅破解了高产高递减的“魔咒”，而且大幅降低了运营成本。
“很多时候，干掉你的从来不是你不知道的东西，而是你以为你知道的东西。”闫霞感慨道。
真正的创新，往往始于对“理所应当”的质疑。传统油气行业培育第二增长曲线，从来不限于单点技术的偶然突破，而是将这种质疑转化为理论创新与技术攻关的系统能力，让创新转化为可持续的增长动力。
如今，煤层气公司已形成全流程技术体系，为全行业破解开采难题提供解决方案：创新“新质压裂”技术，解决传统压裂资源动用率低的问题；打破了过去水平段最长1公里的局限，仅用6至7天就打成3公里长水平段，实现产量的大幅提升；针对老井低产低效的难题，攻关深部酸化解堵技术，2025年累计增产突破3000万立方米，实现“老区再造”。
技术创新最终落在效益上。通过全链条技术迭代与精细化管理，公司单井投资下降20%，投资与完全成本双双下降超10%；电驱压裂施工费用降低16.4%，为全行业提供技术创新驱动效益提升的鲜活范本。
“从N到范式”
价值重构，树立行业转型的“增长标杆”
当老赛道增长乏力，新赛道模糊难寻时，第二增长曲线究竟如何打造？
从油气田企业成立最晚的“新兵”到快速发展的“尖兵”，从浅层到深层——煤层气公司的成长轨迹，为正处于转型焦虑中的传统油气企业提供了样本。
煤层气公司的观点是：新质生产力不是要把传统东西全部扔掉，而是在原有产业的基础上实现结构性优化升级。
其发展实践也印证了，打造第二增长曲线要因地制宜、扬长避短，在保持第一曲线健康成长的同时，发挥自身勘探开发核心优势，进行创造性地深挖与升级。
对煤层气公司而言，浅部煤层气和致密气的老区稳产是第一增长曲线；深层煤岩气的新区上产是第二增长曲线。2025年，煤岩气产量在公司业务总产量中的比重达到60%，已成为产业主体。与此同时，煤层气公司开始布局地热、储气库、天然气发电与风光发电全面融合等业务，用核心能力拓展可持续发展边界。
当大吉气田的产能数字不断刷新时，煤层气公司的目标早已超越一口井、一个区块的增产，而是加速推进产业生态构建，让这条深地闯出的道路，成为全行业可复制、可推广的发展范式。
标准是行业的话语权，更是技术输出的载体。煤层气公司依托国际标准化组织煤层气技术委员会及能源行业煤层气标准化技术委员会，推进6项国际标准培育、立项与发布。目前已有4项标准成功实施，在重要技术领域形成国际共识；2个在研项目先后进入国际标准草案（DIS）表决阶段，进一步巩固了中国在全球煤层气勘探开发及标准研制领域的引领地位。与此同时，牵头组建覆盖52家单位的产业创新联盟，推行“揭榜挂帅”研发机制，汇聚“产学研用”多方力量，为我国在全球煤岩气领域打造原创技术策源地提供了有力支撑。
2025年，煤层气公司主要生产经营指标居集团公司国内上游企业前列，年产量、商品量同比增幅创历年之最，成功跻身油气田企业高质量发展第一梯队。
如今，国内同行企业纷纷基于这套原创理论与技术体系加大开发力度。2035年，我国煤岩气年产能有望达到300亿立方米以上，约占同期国内天然气规划产量增量的50%至60%，成为至关重要的战略接替资源。我国煤岩气开发正式迈入“深层时代”。
“只有从产品生产者转变为行业标准引领者、技术创新先行者、价值生态的构建者，才能真正打造出可持续发展的第二增长曲线。”这是煤层气公司从实践中得出的真知。第二增长曲线是在“禁区”中重新认识资源的发现能力，是将创新转化为可持续效益的系统能力，更是推进整个行业生态构建的引领能力。
从深地“禁区”闯出新增长极，煤层气公司如今正在向更深的地下挺进。
记者：马宇涵
通讯员：刘玲
编辑：姚婕娜
审核：刘泓波 肖程释
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