华北沁水煤层气田年产量突破10亿方
通过连续5年不懈探索，中国石油华北油田在解决国内煤层气低产低效“瓶颈”技术难题方面取得突破性进展。据华北油田煤层气事业部1月中旬统计，华北油田晋南沁水盆地煤层气田年产量3年增产2亿多立方米，2018年达到创纪录的10.2亿立方米，成为国内首个地面抽采年产量超过10亿方的煤层气田。
沁水盆地是我国建成的第一个煤层气产业化基地。但是，由于我国煤层气资源地质条件复杂，国外成熟的开发技术难以推广应用，造成早期开发区域出现了工程成功率低、开发成本高、单井产量低等问题，严重影响和制约了我国煤层气产业的快速推进。
沉淀不动的资源是负担，而利用起来就是效益。如何将在手的煤层气资源盘活？华北油田没有等待观望，而是瞄准
行业前沿，以产、学、研、用相结合的形式，进行已开发高阶煤地区的稳产高产技术攻关，从根本上解决煤层气效益开发难题。
针对煤层气单井产量差异大的状况，华北油田依托国家和中国石油集团公司两级煤层气重大科技专项，充分发挥中石油集团煤层气开采先导试验基地在基础
研究和理论创新方面的支撑作用，理论与实践紧密结合，先导试验先行，逐渐规模推广，整体提高开发效益。
科技人员通过
研究揭示高煤阶煤层气固流耦合控产机理，创新提出了高煤阶煤层气“四元”成藏、三要素控产、 疏导式开发和排采地质理论认识，系统建立了高阶煤煤层气勘探开发的地质理论基础，形成了具有中国高阶煤煤层气特点的“勘探、开发、改造、排采、集输”等五大适用技术体系。
在此基础上，华北油田积极推动煤层气勘探评价由“广覆式撒网”向“寻找高效优质储量”转移，煤层气产能建设由“整体推进式”向“持续优化建产区高效建产”转移，工程技术由“裸眼水平井、直井大液量压裂”向“可控水平、直井减少储层污染”转移，实现了煤层气勘探开发方式的重大转变。
以新的开发理论和技术为支撑，华北油田沁水盆地老区开发效果明显改善，新井产量、排采效率分别是相邻老井的2倍和3倍。沁水盆地大樊庄区块，2018年新钻井产能到位率达到90%以上，年产量突破6.5亿立方米，成为我国煤层气10年以上老区少有的产量上升区块。郑庄区块新钻井产能到位率达到100%，单井日产为邻近老井的2.5倍，区块日产能力由降转升，突破60万立方米，成为资源盘活示范区。
借鉴沁水盆地高煤阶煤层气高效开发创新技术，华北油田不断加强中低煤阶煤层气高产技术
研究并取得新进展。在内蒙古吉尔嘎朗图浅层低煤阶褐煤区域，部署钻探评价井17口，投入试采12口，已有6口井获工业气流，其中5口日产达到1000方以上、2口井产量突破2000方，初步控制储量50亿立方米；在河北大城深煤层中阶煤区域，新部署的评价直井试采日产超过2800立方米，表现出了较强的生产潜力。
以技术为后盾，华北油田立足山西、放眼全国，不断扩大勘探开发区域，后备储量、产量接替区初步形成。其中，在煤层深达1300米的沁水马必东区域从2017年开始分步推进4亿方产能建设，率先打破国内1000米以深难以规模建产的“铁律”；而新获得的晋中北部宁武盆地流转矿权，又将为华北油田煤层气的规模发展注入强劲动力。
