7月27日，国家能源局印发的《鄂尔多斯盆地东部区域煤层气增储上产行动方案（2026—2030年）》（以下简称《行动方案》）提出，未来鄂尔多斯盆地东部区域煤层气探明储量增加6000亿立方米以上、产量达到180亿立方米，其中深层贡献超过160亿立方米。这份横跨晋陕蒙三省区、覆盖10余个市县的五年规划，为鄂尔多斯盆地东部区域煤层气产业谋划了一份详细的“施工图”。

　　截至“十四五”末，黄河以东、吕梁山脉以西的盆地东缘已初步建成煤层气产业基地。“十五五”规划纲要将“推动鄂尔多斯盆地东部煤层气开发”写入国家战略，《行动方案》的落地，意味着这一区域正式从“产业基地”迈向“产能高地”。

　　■■ 翻番底气来自开发潜力

　　《行动方案》提出的180亿立方米的产量目标较“十四五”末的产业规模接近翻番，深层煤层气需贡献其中160亿立方米以上，占总目标近九成。如此高的占比，产业政策和技术是否能接得住？

　　国家能源局有关负责人指出，《行动方案》制定过程已经过“深入研究、充分论证”。“十五五”以来，有关方面加大投入力度，煤层气勘探开发范围进一步拓展至鄂尔多斯盆地东部区域，行政区划涉及山西省临汾市、吕梁市、忻州市，陕西省榆林市、延安市、渭南市，内蒙古自治区鄂尔多斯市。

　　从近年的勘探开发实绩来看，160亿立方米的目标并非遥不可及。

　　截至2025年底，我国深层煤层气累计探明地质储量已超1万亿立方米。仅2025年一年，全国新增深层煤层气探明地质储量就超过4000亿立方米，主要分布在鄂尔多斯盆地米脂—神木、佳县、宜川等地区。鄂尔多斯盆地已探明5个千亿方级深层煤层气大气田，探明地质储量突破5000亿立方米，接近该地区以往煤层气探明总量的70%。

　　储量家底的快速充实，为产量上产提供了第一个现实支点。

　　储量之外，深层煤层气在开发技术上已从勘探验证阶段迈入产能建设阶段。中国石油大吉气田从一口实验井到40亿立方米年产能，用七年时间证明了开发潜力。其他区块同样拿出了可验证的实绩，比如中国石化大牛地气田单井持续稳产、中国海油神府区块被确认为我国首个千亿立方米深煤层大气田，探明地质储量超1100亿立方米。

　　在中国矿业大学（北京）地测学院教授李勇看来，160亿立方米深层煤层气产量目标具有一定的挑战性，但从鄂尔多斯盆地东部区域资源基础、开发实践和技术进步趋势看，具备实现基础。“预计‘十五五’时期将是深层煤层气由示范开发向规模推广转变的关键阶段，2030年前后，具备较好资源条件的区块有望率先实现经济有效开发，推动鄂尔多斯盆地东部区域形成多层系、多区块接替发展的格局。”

　　“规划目标是一个努力的方向，本质是引导资源配置和技术攻关的‘方向标’，而非不可变通的‘军令状’。”煤与煤层气共采全国重点实验室首席科学家、中国石油大学(北京)教授张遂安解释说。

　　“所有的资源都存在深层浅层的问题，一切勘探开发都是由浅至深、由已知到未知、由易到难的过程。”张遂安说，“深部和浅部从开发技术的角度来讲没有本质区别，只是寻找一个更适合的方式而已。从理论到技术需要进步，是一个深化的过程。”

　　■■ 分区分类精细化管理

　　鄂尔多斯盆地东部区域横跨多种地质构造单元，不同区块的资源禀赋差异悬殊。

　　《行动方案》给出的解题思路是分区分类、差异化施策。勘探端分为重点增储、积极增储、潜力增储三类，产能端分为持续扩产、接续建产、老区稳产三类。重点增储区块如米脂北、大牛地、三交北，要求“坚持勘探与评价并重”，加强成藏规律与富集机理研究；持续扩产区块如大宁—吉县、米脂北、神府，则需“坚持整体规划、分步实施，逐年扩大建产规模”。这种“一区一策”的管理升级也体现了《行动方案》反复强调的“精细化管理”思路。

　　分类管理的难点还在于动态调整。《行动方案》提出“建立工作协调机制，强化上下联动、政企协同”，但具体到每个区块的年度评估、类型调整和资源再配置，仍需在实践中摸索。

　　“区块和区块之间有差异，区块内也有严重的非均质性和各向异性，执行中还将面临很多实际的问题。”张遂安说。

　　比如神府南区作为中海油深部煤层气勘探开发先导示范区，深层煤层气井产量差异大，主控因素认识不清。水平井产量是直井的2至10倍，但也存在井间产量差异大、产量递减快等难题。也就是说同一区块内，直井与水平井之间、不同水平井之间，产量可以相差数倍。

　　区块内尚且如此，跨区块的动态评估和产能接替的弹性设计更为复杂。方案虽然划定了三类区块的框架，但当一个潜力增储区块未达预期或某个接续建产区块提前突破时，产能如何衔接、资源如何重新配置，这套动态管理机制目前仍缺少具体的操作细则。

　　“深层煤层气开发具有区域性强、地质条件差异大的特点，实施分类管理是提高资源利用效率的重要方式。在实施过程中，应建立以资源评价、开发甜点、单井产能和经济性等指标为核心的动态评价机制，定期对区块类别进行滚动调整。对于新增储量落实、开发条件成熟的区块，应及时由增储评价阶段转入产能建设阶段；对于资源认识不足、开发效果未达预期的区块，应优化工作部署，加强技术攻关，避免简单扩大投入。”李勇建议。

　　多位业内人士表示，这既是方案落地的难点，也是检验“精细化管理”能否真正从纸面走向现场的关键。“总体来看，深层煤层气规模发展需要从传统项目管理转向区域整体优化管理，通过动态评价、滚动调整和产能接替机制，保障资源接续和产量目标实现。”李勇补充说。

　　■■ 两项基础“工程”需夯实

　　除分区分类外，技术标准与央地协同两项基础工程仍需夯实，将解决“为何管”和“谁来管”的问题。

　　《行动方案》提出“健全技术标准体系”“加强重点领域攻关”，但标准体系的建设进度能否跟得上深层开发的节奏是一个现实问题。现行煤层气技术标准大多脱胎于中浅层煤层气的开发实践，深层煤层气在埋深、温压条件、赋存状态等方面与中浅层存在明显差异。

　　张遂安认为，标准本身的内容质量比体系框架更值得关注。他表示，目前出台的许多标准适应性和指导性不足，如果脱离一线具有数十年经验工程师的深度参与，很难真正指导现场实践。博士后、硕士是创新主力军，但又不是编制标准的合格人选。

　　《行动方案》提出“及时总结鄂东区域勘探开发实践经验，重点立项编制深层煤层气行业标准”，这意味着新标准将建立在鄂东区域过去几年大规模开发积累的第一手数据之上。大吉、大牛地、神府等气田在水平井钻完井、大规模压裂、排采制度优化等方面已积累了丰富的现场经验，这些实践经验如果能转化为可操作的技术规范，标准体系的短板就能得到实质性补强。

　　跨省区的资源开发，同样绕不开央地协同这道必答题。鄂尔多斯盆地东部区域横跨山西、陕西、内蒙古三省区。国家能源局明确提出“建立央地协同机制，鼓励中央企业和地方探索合作共赢的有效模式”。

　　“要发挥中央企业带头作用，探索央地合资合作模式，关键是形成责任清晰、利益共享、协同推进的发展格局。”李勇说，“地方提供发展环境和协调保障，央企发挥技术、资金和产业组织优势，共同推动深层煤层气规模化、高质量发展。”

　　李勇建议，一是建立区域协调机制，由地方政府加强资源统筹、政策协调和产业服务，为煤层气开发实施创造良好条件；二是发挥央企骨干作用，承担勘探评价、技术创新、产能建设和规模开发主体责任，推动成熟技术和开发模式复制推广；三是完善市场化合作机制，探索央地合资、产业合作等模式，实现优势互补、风险共担、收益共享。

　　张遂安则表示，仅靠企业之间去协调很难，“做好协同，不只是企业之间协商，还需要政府主导协同”。

　　此外，鄂尔多斯盆地东部区域同时分布着大量的煤炭采矿权和煤层气探矿权，“楼上楼下”的矿权重叠问题长期存在。《行动方案》提出“健全矿业权重叠协调机制，研究完善生态保护红线内战略性矿产差别化管控政策”，为破解这一难题释放了政策信号。

　　张遂安说，《行动方案》价值不在于数字本身能否精确兑现，而在于牵引出一条从资源潜力到现实产能的路径，未来鄂尔多斯盆地东部甚至中北部有望成为我国煤层气规模化开发的基地。