无独有偶。在近日召开的“2018年中澳非常规天然气论坛”上，与会专家谈论最多的话题同样关于技术。“可以说，技术进步是我国煤层气产业发展的根本所在。”中联煤层气有限责任公司副总经理吴建光感慨道。
那么，我国煤层气开采的技术现状如何?发展中还面临哪些技术难题?下一步又将沿着哪些方向进行探索?
“采煤采气一体化”技术成型
煤层气，俗称煤矿瓦斯，是煤矿安全生产的主要威胁。但是，如果在采煤前先行抽采瓦斯，不仅可将爆炸率降低70%~85%，还能产出煤层气这一清洁能源。
由于伴煤而生，煤层气开采的主要原理是通过降低煤储层压力，将“吸附态”甲烷抽采形成“游离态”后再运至井口。通用方式主要有二：地面钻井后，先采气后采煤;井下先采煤后采气，或边采气边采煤。其中，后者效率更高，也更安全。
根据原理，如何将技术转化为生产力?作为国内首个启动煤层气开发的企业，一定程度上，蓝焰煤层气代表着我国煤层气技术发展的缩影。“我们从上世纪90年代初就开始探索，起初没有自己的东西，大多交给外国公司去做或学习别人的经验去做。”王保玉回忆说。
正是在这样的条件下，我国煤层气技术逐步完善，就连国外同行及不少专家认为“不可能完成”的事也已实现突破。记者了解到，位于山西东南部的沁水煤田是我国探明储量最多的煤层气田，因抽采难度极大，也是世界公认的煤层气抽采“禁区”。
“瓦斯和煤炭的关系就像血与肉，割肉必然流血，采血也必然伤肉。煤层气抽采若不能与采煤有效衔接，必然同时影响两者的生产，造成安全隐患和资源浪费。”王保玉介绍称，除常规方式外，一套独有的“井上井下联合、采煤采气一体化”模式也应运而生，通过地面打井与煤矿井下抽取相结合，实现煤炭和瓦斯的边采边抽，在保证煤矿安全生产的同时，实现煤层气的开发利用。
开发技术“适应性”不足
从瓦斯被动治理到主动开发，技术推动着煤层气产业更进一步发展。但同时，一个不得不正视的现实长期存在：经过20多年发展，我国煤层气实际开发的业绩仍远低于预期。
究其原因，是目前开发技术存在短板。“我国难采煤层气资源占总量的70%以上，这是客观上最大的拦路虎。要想摸得准、探得明、采得出、采得快、用得上，技术进步是基石与核心竞争力。”一位与会专家坦言，我国虽在技术层面取得不少突破，但适用于不同地质条件的勘探开发技术目前尚未真正形成。“这也是为何我国煤层气产业发展至今仍处在规模化生产的初级阶段。”
对于这一观点，王保玉也表示了赞同，“评价一项技术的好坏，产气量是关键指标。目前，我国无论在煤层气总产量，还是单井产气量方面，均未能扭转长期偏低的现状，主要原因正是技术‘适应性’不足。”
尽管开采原理相同或相近，但因不同地区的地质条件、资源分布、煤层结构等各不相同，所对应的技术难免有差别。相比客观条件的多样化，现有技术显得不那么全面。
技术制约，进一步体现在开采收益上。中石油华北油田分公司副总经理朱庆忠指出，受工程技术不适应等影响，区域内不同产气井的日产气量差别大，单井产量迟迟难以提升，“这也导致整体盈利水平较低，抗风险能力差。”
技术创新要“因地制宜”
形势明确，下一步如何提升开采技术的“适应性”?在多位专家看来，以示范工程需求引领技术研发方向，“因地制宜”的技术创新将是煤层气产业发展的必由之路。
首先，是对技术认识的完善。上述与会专家指出，由于过去对煤炭储层的认识多局限于表浅层次，对地质类型、特征等差异的认识也存在不足，从一开始就限制了技术的“适应性”发展。而在可开采性的认识上，过去更多停留在储量计算层面，并无进一步深度研究，导致同一区域的单井产量差异较大。“因此，勘探技术要向提高选区精准度上转移，开发技术要结合不同地质的结构性、敏感性及可改造性等特性。”
“除缺乏现成的系统理论支撑，亟待取得基础理论突破，另一方面也需要新的高效经济工艺。”中国工程院院士、中国石油大学(北京)副校长李根生举例指出，“如我国自主研发的水力喷射径向水平井技术，可形成‘一井多层、一层多眼、一眼多缝’的复杂缝网，由此提高煤层气的压裂效益，进而降低开采成本。”
结合已探明的沁水、鄂尔多斯两大主要开采基地，有专家表示，在常规开采工艺的基础上，可进一步优化推广地面和井下联动抽采，分别采用“老井提升”“新井快速上产”的工艺技术，尤其注重中深层煤层气资源的高效经济开发技术。
“此外，若装备水平不行，技术开发还是上不去。相比进口设备，我们的国产化水平现已逐渐赶上，别人有的我们基本也能做出来，只是在发展速度、产品质量等方面还有差距。说到底，要进一步在‘专业化’上下功夫，否则一些核心技术仍难取得更深突破。”王保玉补充道。
