近日，国家能源局发布《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，鄂东区域煤层气产量达到180亿立方米，其中深层煤层气产量达到160亿立方米天然气。
160亿立方米，相当于2025年全国深层煤层气产量的近4倍，几乎等于2025年全国煤层气的总产量。
这意味着中国煤层气开发正在迎来一次重要转折。
过去依靠浅层资源增长的模式，正在向更深、更复杂、更具挑战的资源领域延伸。鄂东区域，正成为下一阶段天然气增储上产的重要接替阵地。
01
6000亿方增储的新目标
过去很长一段时间，山西沁水盆地是中国煤层气开发的主战场。2025年，山西省煤层气产量达到147亿立方米，占全国总产量的八成以上。
沁水盆地煤层埋藏较浅，且开发技术成熟稳定。但它也存在一个问题。随着开发深入，继续增产需要投入更多井位和资源，边际效益逐渐下降。
所以，行业的目光开始转向鄂尔多斯盆地东部，并寻找接替区域。
鄂东区域横跨山西临汾、吕梁、忻州，陕西榆林、延安、渭南，以及内蒙古鄂尔多斯市，行政区划涉及三省六市。
这片区域地下构造复杂，主力煤层埋深在2000米左右，有些达到3000米，长期以来被认为是煤层气开发的硬骨头。
这个深度的煤层渗透率极低，地应力极高，煤层又软又碎，打井过程中极易发生井壁坍塌，压裂造缝难以控制，气采不出来，投入产出算不过账，属于典型的开采禁区。
教科书中的判断一度让这片区域沉寂多年，只有少数勘探井零星分布。大宁、吉县、米脂、神府这些地名在煤层气版图上也长期处于边缘位置。
但中国石油研究认为，深层煤岩或许具有一定的勘探开发潜力。
由于埋深大、地层压力高，深层煤岩中游离气的比例显著高于浅层，含气量也更高。据行业研究估算，鄂尔多斯盆地的煤岩气资源量超过40万亿立方米，深层占比可观。
截至2025年，鄂尔多斯盆地深层煤岩气已形成5000亿立方米级探明储量规模，成为我国非常规天然气增储上产的重要接替领域。一个大吉气田，就拥有约4000亿立方米探明地质储量。这个发现改变了整个叙事。
国家提出的6000亿立方米新增探明储量目标，放在整个鄂东的资源盘子里，可能只是掀开深层煤岩气开发大幕的一角。
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鄂东煤层气大开发
鄂东煤层气大战的第一站，在大宁和吉县。
2019年，中国石油在这里打了第一口深层试验井大吉3-7向2井，埋深超2000米，测试日产气5791立方米，证明深层煤岩有气且可自喷。
两年后，吉深6-7平01井测试日产气达10.1万立方米，成为全球首口突破10万方的煤岩气井。
这些成果并不容易取得。2000米以下的煤层渗透率仅为常规气藏的几百分之一，气被封死在孔隙里，必须通过体积压裂制造复杂缝网才能释放。
深层煤岩气开发就是一场地层应力的博弈。
到2024年，大吉气田年产量达16.9亿立方米，同比增长79.2%；2025年产量又进一步突破30亿立方米。经过多年技术攻关，大吉气田已经跨过商业开发的门槛。
随着大宁—吉县区块快速上产，以及中国石油煤层气公司、中国石化延川南、中国海油神府等项目的推进，区域产量预期还将继续增长。
调查显示，2025年，鄂东区域煤层气产量已接近70亿立方米。但这个数字距离2030年180亿立方米目标仍有一定的增长空间。
大吉气田从第一口井到40亿方产能用了六年，如今要在整个鄂东同时推进多区块勘探建产，组织协调的复杂度远超单一气田。
中国石油长庆油田在鄂尔多斯盆地经营了几十年，管网、人才、技术体系一应俱全，大吉气田的成功又为其积累了宝贵的深层开发经验。
中国石化也在加速进入深层煤层气赛道。其延川南区块经过多年开发，煤层气年产量稳定在4亿立方米左右。
中国海油陕西神府区块探明储量超过1100亿立方米，目前正快速建产。
地方国企延长石油也不甘落后，2026年7月延东煤层气田探明储量537亿立方米通过自然资源部评审备案。
从一口试验井突破，到多个区块协同开发，鄂东煤层气正在从技术验证阶段迈向规模化开发阶段。鄂东煤层气的故事，已不再是单个气田的突破，而是一场围绕资源、技术和产能的新一轮油气大开发。
03
中国天然气的新战场
事实上，油气开发不只是资源和技术问题，还涉及管网消纳、矿权协调、生态约束、土地利用等一系列产业配套因素。
此次国家能源局发布的《行动方案》，正是针对鄂东区域煤层气开发长期存在的堵点，进行系统性部署，为规模化开发提供了顶层设计。
《行动方案》提出，推动鄂东煤层气就近接入陕京线、西气东输、榆济线等国家干线管网，并鼓励建设地下储气库。
这意味着未来180亿立方米产能目标不仅要采得出来，还要送得出去、存得下来，产业链最后一环得到进一步完善。
针对开发过程中的政策障碍，《行动方案》提出研究生态保护红线内战略性矿产资源差别化管控政策。虽然具体实施细则仍需进一步明确，但它表明过去影响部分项目推进的生态约束，有望探索更加精准的解决方案。
同时，国家能源局将建立工作协调机制，定期评估方案实施成效。这意味着鄂东煤层气开发将从过去单个企业、单个区块推进，转向更高层面的区域协同。
当然，大规模开发也会带来新的挑战。
煤层气开发过程中，采出水处理、压裂返排液利用一直是重要问题。《行动方案》明确提出研究采出水回注、压裂返排液循环利用等技术路径，为绿色开发提供支撑。
此外，矿业权交叉、生态红线穿越、用地指标限制等问题，过去也曾影响部分项目推进。随着三省六市协调机制逐步建立，这些制约因素有望得到缓解。
从产业格局来看，深层煤层气的崛起并非偶然。
过去十年，中国天然气增量主要依靠鄂尔多斯盆地致密气和四川盆地页岩气。致密气技术成熟，但随着开发深入，优质资源逐渐减少；页岩气资源潜力巨大，但也面临地质条件复杂、单井成本较高、产量递减等现实。
于是，深层煤层气被推向新的战略位置。
邹才能院士曾预测，到2035年，中国煤岩气年产量有望达到400亿至500亿立方米，成为继致密气、页岩气之后重要的天然气增储上产接替资源。
这一判断正是来自近年来深层煤岩气的开发实践。
2025年，全国煤层气产量达到181.3亿立方米，其中深层煤层气约42亿立方米。而鄂东区域提出到2030年实现深层煤层气产量160亿立方米，一个区域的目标规模已经接近全国当前煤层气总产量。
目前，中国天然气对外依存度约45%，国产气增量的每一立方米，都关乎能源安全。随着深层煤层气实现规模开发，中国天然气供应体系将打开新的资源空间。
这也意味着，“十五五”期间，煤层气有望从非常规天然气的重要补充，成长为推动国产天然气增储上产的重要力量，全国煤层气产业也将迎来跨越式增长。
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