中国能源报报道，“经历从无到有、从依赖进口到自主生产，我国煤层气勘探、开采技术的确取得了不小进步。甚至几年前，有些技术我们想都不敢想，更别说自己做出来了。不过在成立专业公司专攻煤层气发展的同时，我国距真正的‘专业化’仍有差距，主要就差在了核心技术。”近日在接受本报记者采访时，山西蓝焰煤层气集团（下称“蓝焰煤层气”）执行董事王保玉主动提及煤层气存在“技术”短板的问题。

而当日，聚集多位业内顶级专家的“2018年中澳非常规天然气论坛”在山西晋城召开，无独有偶，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。

诚然，从上世纪90年代初，蓝焰煤层气在无外援支持、银行贷款的艰难条件下，独创出一套独有的“井上井下联合、采煤采气一体化”模式，在保证煤矿安全生产的同时，实现了煤层气的开发利用，打破了国外同行及不少专家“不可能完成”的固有观念。

然而，中国煤层气开发技术仍显“适应性”不足，因而经过20多年发展，中国煤层气实际开发的业绩仍远低于预期。如在“十二五”开采目标未完成的基础上，到2017年地面产量仍只有47亿方，仅为“十三五”规划目标的47%。

究其原因，是目前的开发技术存在短板。一位与会专家坦言，中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，依然处在规模化生产的初级阶段。”。

技术制约还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。按目前单方气1.74元的收入计算，我们的实际利润只有6分钱。”

就未来煤层气产业发展来说，多位专家看来，“因地制宜”的技术创新将是其必由之路。

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，另一方面也亟需新的高效经济工艺。”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，吴建光也称，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。