2026年9月27日，中国石油宣布，位于山西吕梁的三交北区块新增煤层气探明地质储量超千亿立方米。该区块连片含气面积411.5平方千米，煤层埋深1900米至2150米，属于典型的深层煤层气。这一发现的实质意义在于，它进一步验证了深层煤层气从技术验证走向规模建产的可行性——在这个曾被行业长期视为“开发禁区”的深度区间，勘探开发的技术路径正在被系统性地打通。
一、认知重构：2000米以下的“禁区”如何被打开
传统煤层气理论认为，煤层埋深超过1500米后，地层温度升高导致吸附气含量降低，加之开发成本高昂，长期被视为“开发禁区”。三交北区块的煤层埋深落在1900米至2150米区间，恰恰位于这个“禁区”的核心地带。
中石油煤层气公司副总地质师张雷表示，公司在鄂尔多斯盆地深层煤层气国家备案探明储量已累计超过4000亿立方米。更具说服力的是先导试验数据。中石油煤层气公司副总经理郭炳政披露，三交北区块两口先导试验水平井稳定日产气量达5万立方米，单井预计全生命周期产量可达5000万立方米，新增整装千亿方探明储量具备年产18亿立方米的产能建设基础。
这一认知重构并非始于三交北。位于鄂尔多斯盆地东缘的大吉气田，2021年其前身区块新增探明储量超1121亿立方米并正式定名，填补了全球2000米以下深层煤资源规模化开发的空白。从大吉到三交北，深层煤层气的勘探版图正在从单点突破走向集群扩展。
二、技术链条贯通：从“打得下去”到“产得出来”
储量从地下转化为产量，需要一整套工程技术的支撑。深层煤层气面临煤岩松软破碎、井壁失稳风险高、压裂改造难度大等特殊工程难题。
钻井环节的突破具有标志意义。2026年8月，长庆油田在鄂尔多斯盆地东部完钻一口深层煤层气超长水平井，水平段长3100米，煤层钻遇率达95.8%，刷新国内深层煤层气钻井最长水平段纪录。这意味着单井可以控制更大的储层面积，为规模效益开发提供了工程基础。
压裂与排采环节同样在迭代。中石油煤层气公司创新形成“五步控压排采”理念及配套技术体系，以“焖井扩散促渗吸、控压稳流防闭合、调控促排提产量、精细管控延自喷、举升解堵保稳产、补能解吸控递减”为核心，保障深层煤岩气井稳产上产。在大吉气田吉深12-8井台，8口深层煤层气水平井全部实现高产稳产，单井累产均超3500万立方米，井台投产两年多来累计产气突破3亿立方米，刷新国内深层煤层气单井台累产纪录。
技术贯通带来的直接结果是经济性的改善。东吴证券2026年9月发布的行业深度报告测算：按照单井投资2900万元、单井EUR（最终可采储量）5500万方计算，深层煤层气单方完全成本约0.93元，在中性气价1.8元/方的假设下，单井内部收益率可达28%以上。需要说明的是，5500万方的EUR是券商测算模型采用的假设值，实际单井最终可采储量因区块地质条件差异而有所不同。
三、政策坐标与能源安全含义
三交北的发现，需要放在国家能源战略的坐标系中理解。2026年7月，国家能源局印发《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年鄂东区域煤层气探明地质储量较“十四五”末增加6000亿立方米以上，煤层气产量达到180亿立方米，其中深层煤层气产量160亿立方米以上。
财政政策的倾斜同样清晰。财政部2026年清洁能源发展专项资金预算30.27亿元，集中投向非常规天然气，其中煤层气折算系数由1.2提至1.5，是权重唯一上调的气种。奖补机制从定额补贴转向增产激励，释放出鼓励深层煤层气规模上产的明确信号。
深层煤层气的战略价值在于其增量弹性。2025年中国天然气表观消费量约4265亿立方米，对外依存度约41.3%。中国科学院院士邹才能将煤岩气称为能源领域的“大黑马”，指出我国煤岩气地质资源量可达50万亿立方米，其中鄂尔多斯盆地资源量超25万亿立方米。据专家预测，到2035年我国深层煤层气年产量将达到400亿至500亿立方米。
总结：三交北千亿方探明储量的意义，不在于它是一个孤立的新发现，而在于它验证了一条路径的可行性——当钻井水平段延伸到3100米、单方成本降至0.93元、单井内部收益率站上28%的时候，深层煤层气就不再只是“战略接替资源”的纸面概念，而是一个具备经济性支撑的产能增长极。从大吉到三交北，从40亿立方米年产能到160亿立方米的目标，鄂尔多斯盆地的深层煤层气开发正在从技术验证阶段进入规模建产阶段。这一进程的推进速度，将在很大程度上影响“十五五”期间中国天然气自给率的走势。
