我国煤层气资源丰富，埋深2000米以浅的煤层气资源有36.81万亿方，居世界第三位，其中高煤阶中有8万亿方。目前高煤阶煤层气开发呈现“一大四低”现象：探明储量大、储量动用率低、单井产气量低、产能到位率低、系统运行效率低。而开发较好的区块有一个共同特点，就是埋藏浅渗透率相对较大！那么我国高煤阶煤层气开发到底出现了什么问题？矿宝网认为有以下几个方面：
首先是对高煤阶煤层气开发的定位不完善。

      我国对煤层气的早期定位为瓦斯治理，大多数煤层气开发处于煤矿周边，这些地区有共同特点：一是埋藏较浅、二是区域地质情况煤矿基本掌控、三是区域水动力特点基本清楚、四是由于煤矿开采多年，地层已经整体降压。

      这些地区技术门槛较低。但煤层气更多资源埋藏大于800米，深层煤层气的富集状况和水体分布同浅层有本质的区别，加以地层压力大，煤层横向分布非均质性强，需要更高的开发技术。目前我国煤层气离开煤矿周边屡屡失误，就是技术不适应的具体体现。煤层气开发更大程度上是新能源挖掘，对技术的规划和部署都有更高要求，超脱瓦斯治理的范畴。美国煤层气早期的定位也是瓦斯治理， 1983年就转入新能源开发阶段。

其次是煤层气勘探开发程序不合理。

      沁水盆地勘探开发活动始于20世纪80年代末期，在规模勘探开发前期，普遍认为高阶煤储层构造简单，有煤的地方就有气。因此，早期煤层气勘探工作显得无足轻重，直接越过勘探阶段，造成勘探效率低，“甜点区”优选准确率低，导致没有系统的理论指导，而出现大量低产区。且目前煤层气勘探开发均以煤矿地质作为指导，而煤层气地质和煤矿地质有本质区别!

三是工程技术与储层差异性不匹配。

      高阶煤层气开发初期，产能建设模式采取整体推进式，工程技术引用油气开发技术，大多采取直井压裂为主，这种方式很难大幅度提高单井产量。通过分析发现，煤体结构、地应力、流体可疏导性、构造特征、煤岩变质程度等储层特点的差异，都会影响煤层气的开发方式。煤层气只有大幅降压才能提高采收率，而常规油气反之，工程技术要符合煤层气开发的这一规律。

四是常规地面建设模式不适应。

       从“十一五”到“十二五”前期，借鉴油田建设模式，地面建设费用较高。由于前期建设多为单井场直井的开发方式，占地面积大，地面设备分散，点多面广、小而全、大而全的模式导致开发建设成本及后期维护成本较高，设备冗余严重。而且安全等级标准较高，不适应低压采气的实际。

       那么如何改变我国煤层气低迷的状况、打好 “十三五”期间煤层气开发的歼灭战、确保“十三五”国家战略规划的实现？矿宝网认为除了国家继续加大对煤层气扶持力度外，要重点加大技术攻关。

最后是采用分布式地面建设模式，提高系统运行效率。

       要改变传统的地面建设模式，实现地下、地上一体化建设。一切都要围绕降低成本提高效益去设计和运行，考虑到煤层气的特殊性，要大幅度的减少占地，采取多种井型控制储量，减少地面设备的数量，提高设备的使用效率，采取集约式建设，分散式控制的方式， “地下服从地上，地上配合地下”，优化投资结构，把地面做成最少。华北油田通过钻井工艺技术的创新、无杆排采工艺的创新、地面控制工艺的创新，实现了地面开发方案设计的集成创新，可减少占地35%，系统效率提高15%，单方气操作成本降低20%以上。

       煤层气的勘探开发是项系统工程，对技术的要求更高。在理论的指导下地质先行，精心设计，强化工程技术与开发特征的吻合，按照差异化的区域地质特征制定不同的开发方式，同时要创新思维，创新工艺，顶层设计开发方案，推进“十三五”规划目标的健康实现。