近期，山西省统计局公布数据显示，今年前8个月，山西非常规天然气累计产量达到133.2亿立方米，创历史同期产量新高。

　　煤层气是非常规天然气的一种，可与煤炭开采衔接，具有独特优势。今年上半年，山西省煤层气总产量达到78.9亿立方米，约占全国同期煤层气产量的81%。“十五五”时期，山西煤层气产量有望达到300亿立方米，产值突破千亿元。

　　今年进口天然气供应面临诸多不确定性，煤层气开发立足国内资源，自主供应能力正持续增强。不仅山西，新疆、贵州、四川等地的煤层气开发潜力也正提升。我国中浅层煤层气开发技术已较为成熟、深层煤层气打开新增产空间，相关政策和市场条件不断完善。国家发展改革委和国家能源局联合发布的《煤炭工业发展“十五五”规划》提出，2030年，我国煤层气产量将达260亿立方米。

　　■^■ 山西产量创同期新高

　　作为全国重要的综合能源基地，山西拥有丰富的非常规天然气资源。据山西省统计局数据，今年8月，山西非常规天然气产量达到16.8亿立方米，同比增长7.7%；前8个月非常规天然气累计产量达到133.2亿立方米，创历史同期产量新高。

　　非常规天然气是指那些在地下赋存状态和聚集方式与常规天然气藏具有明显差异的天然气，主要包括致密气、页岩气和煤层气。山西非常规天然气预测总资源量约20万亿立方米，约占全国天然气预测资源总量的8%。

　　中国矿业大学（北京）地测学院教授李勇在接受《中国能源报》记者采访时表示：“与其他气源相比，煤层气开发特点突出，是兼具增加清洁能源供应、保障煤矿安全生产和减少甲烷排放等多种价值的资源。特别是与煤炭开采相衔接的抽采利用，能够将瓦斯治理与资源开发结合起来，这是煤层气区别于其他气源的独特优势。”

　　“山西煤层气开发优势，可以概括为资源集中、开发起步早、产业配套完整。今年上半年煤层气产量78.9亿立方米，约占全国同期产量的81%。沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大产区，已经形成中浅层稳定生产、深层加快上产的开发格局。”李勇指出，与新兴产区相比，山西的钻井、压裂、排采技术和工程服务体系比较完整，矿业权改革、采煤采气协调开发等政策探索也较早。加之省内管网基础较好，邻近京津冀、河南等消费市场，有利于将资源较快转化为产量和效益。

　　在近期山西省政府举办的新闻发布会上，山西省能源局党组书记、局长张翔表示，“十四五”时期，山西建成6个10亿立方米级大型气田，形成全国最大中浅层煤层气田、最大深部煤层气田和全省首个大型整装致密气田。“十五五”时期，山西煤层气产业将锚定“产量达到300亿立方米，产值突破千亿元”目标，夯实浅层煤层气基本盘，做大深层煤层气增长极，培育太原、晋城、临汾三大煤层气装备园区。

　　■^■ 替代价值正在提升

　　国家能源局发布的《中国天然气发展报告（2026）》预计，今年下半年，国内宏观经济稳步增长，天然气需求总体平稳，全年天然气消费量同比增长约1%，达4350亿立方米。

　　但另一方面，霍尔木兹海峡航运受阻持续影响油气进口，2026年上半年，我国天然气累计进口量5745万吨，同比下降3.4%。国内天然气生产的替代作用提升，上半年我国天然气产量同比增长1.6%。

　　“面对进口天然气供应的不确定性，煤层气的优势在于立足国内资源，增强自主供应能力。”李勇表示，与煤制气相比，煤层气直接开采煤层中已有的天然气，省去煤炭气化、甲烷化等转化环节，具有减少转化能耗和过程排放的优势；与优质常规气藏相比，煤层气开发通常更依赖储层改造和精细排采，虽不具有天然的成本优势，但能够提供持续增量。

　　我国富煤，因此煤层气资源丰富，具有广阔的开发空间，全国5000米以内的浅煤层气大概70万亿立方米。经过多年探索，我国已形成针对“湿煤”和“干煤”不同含气系统的开发技术，并在沁水盆地、鄂尔多斯盆地等地得到应用。伴随资源认识和开发技术持续创新，煤层气开发也“由浅入深”，深层煤层气开发不断取得突破。

　　除山西外，新疆及西南地区煤层气资源开发潜力也正提升。李勇表示：“2025年新疆煤层气产量达到2.2亿立方米，今年8月，阜康矿区日抽采量超过80万立方米，产业化开发正在加快。黔西地区煤层多、单层薄，织金等区块正在推进薄煤层水平井和多层合采，提高单井产量和开发效益。四川盆地目前以页岩气、致密气开发见长，盆地南缘筠连区块也已实现煤层气商业开发。”

　　■^■ 技术进步转化为实际产量

　　《煤炭工业发展“十五五”规划》提出，“十五五”时期，煤层气增储上产取得显著成效，煤矿瓦斯抽采利用率稳步提升。2030年，煤层气产量260亿立方米，瓦斯利用量65亿立方米。推动沁水盆地、鄂尔多斯盆地东部煤层气产业基地稳产增产、快速上产，加快新疆煤层气产业化发展，并积极拓展黔西盆地、四川盆地、南华北盆地等其他资源开发区域。

　　从五年计划的角度看，“十一五”到“十三五”时期，我国煤层气产量目标曾多次落空。早期开发技术与地质条件不够匹配，借鉴的国外技术难以直接适用，导致煤层气开采单井产量低、稳产难，资源优势难以充分转化为产量。此外，矿业权协调和管网配套等问题也影响了开发进程。

　　李勇指出，进入“十五五”时期，我国煤层气开发水平已显著提升。“最重要的变化，是经过多年实践，技术对我国煤层条件的适应性明显增强。中浅层煤层气已经形成较成熟的开发技术，深层煤层气又通过水平井、大规模压裂和精细排采实现商业开发，打开新的增产空间。‘十四五’提出的100亿立方米开发利用目标提前两年完成，也反映出技术进步正在转化为实际产量。”

　　同时，我国煤层气开发相关政策和市场条件也在完善。政策支持更加注重技术攻关与矿业权、用地用水、管网接入等配套措施的协同。同时，国内天然气市场规模扩大、管网互联互通，为新增产量提供了更好的消纳条件。国家能源局发布的《鄂尔多斯盆地东部区域煤层气增储上产行动方案（2026—2030年）》提出，到2030年鄂尔多斯盆地东部区域煤层气产量达到180亿立方米，其中深层煤层气160亿立方米以上，将承担主要增产任务。

　　李勇进指出，要实现2030年煤层气产量260亿立方米目标，关键仍在技术与资源条件的匹配。“首先要稳住成熟产区，控制老井产量递减。同时提高深层开发技术的适应性，不能把少数高产井的经验简单推广到所有区块，既要看初期产量，也要看长期产气能力和开发成本。此外，管网和项目建设条件也需同步完善，理顺采煤采气的开发时序。总体看，实现目标已有较为稳固的实现基础，下一步要把局部技术突破转化为更多区块的稳定、经济开发。”