4月23日记者获悉，中国石油长庆油田成功完钻国内首口2500米超长水平段煤岩气水平井，刷新我国陆上煤岩气超长水平段、水平段一趟钻和最长裸眼段3项纪录，标志着中国石油在复杂地质条件下煤岩气开发技术与管理上取得重大突破。
煤岩气是我国天然气持续增产的重要战略接替资源，对保障国家能源安全、实现“双碳”目标意义深远。作为鄂尔多斯盆地煤岩气开发的链长单位，长庆油田以管理优化与技术创新推动煤岩气增储上产。
鄂尔多斯盆地东部煤层为微伏构造发育，煤岩易塌。水平井导向难度大、井眼轨迹控制难、钻具卡钻风险高是煤岩气开发面临的困境。如何顺利打出超长水平井？长庆油田盆地东部天然气评价项目组钻井现场钻井工程师王成表示：“我们坚持地质工程一体化，实现‘方案设计—地质导向—装备配套—泥浆性能’同步优化，保障钻井施工安全高效。”
长庆油田在煤岩气勘探开发领域持续创新，形成了一套具有自主知识产权的核心技术体系，攻关定型盆地东部优快钻井技术，推广低成本防塌钻井液体系，采用“三高”钻井模式，制定井筒清洁措施，有效降低风险、提升效率。
针对地层复杂、井筒条件恶劣等问题，中国石油各单位积极配合，不断优化固井质量，护航后期生产安全。“我们研发出专用前置隔离液组合、特色水泥浆体系，研制出系列固井工具，有效提升了固井质量。”川庆钻探长庆固井公司技术专家魏周胜说。
截至目前，长庆油田盆地东部天然气评价项目组已完钻煤岩气水平井50口，累计产气量突破1.9亿立方米。
北京大学能源研究院副院长杨雷24日在“上海石油天然气交易中心天然气产业发展大会——2025年供需展望及高质量发展”中表示，天然气市场正由资源驱动转为市场驱动，意味着要积极开拓更高效的市场。目前市场灵活且多变，如果没有完善的市场机制，很多新型商业模式将难以启动。
“生产力改变生产关系将在能源领域生动展现，可再生能源占比的提高同时会深刻改变能源的结构和运行方式。”杨雷认为，不能按照传统能源的方式来规范和扩大新能源，必须深化能源革命，驱动新的商业模式，从系统角度优化和提高能源系统的灵活性和韧性，才能真正构建新型能源体系。
气电作为突破口，通过融合发展将促进新能源的消纳和天然气规模提升。杨雷表示，气电融合具有低排放、低投资成本优势，全生命周期评价和二氧化碳排放成本能有效弥补气电融合的燃料成本劣势，而现行气电、煤价和电价下，气电融合和煤电融合的盈利能力都较为困难。单纯降低天然气价格并不能完全确保气电融合盈利，必须从改革与创新中获取更大动力。
随着满载9.2万吨液化天然气的“穆尔瓦布”号LNG运输船在中石化天津LNG接收站开始接卸作业，4月25日，中石化天津LNG接收站累计接卸LNG总量突破4000万吨，向京津冀等地区累计供应天然气470亿立方米。
中石化天津LNG接收站年接卸能力达1080万吨。2023年11月，该站二期工程投产。二期工程采用国产化技术建成5座22万立方米储罐，总储气容量提升至10.8亿立方米，调峰能力较一期增强45%，可满足7200万户家庭冬季一个月的用气需求。
中石化天津LNG接收站还投用了一座冷热能互换站，通过构建22公里冷能输送管网及冷热交换技术体系，年节约天然气1300万立方米、节电300万千瓦时，冷能转换效率突破95%
记者近日从省统计局获悉，一季度，我省煤层气总产量达35.3亿立方米，同比增长14.5%，创历史同期产量新高。
我省拥有丰富的煤系非常规天然气资源，以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘为重点，其预测总资源量约20万亿立方米，约占全国天然气预测资源总量的8％。
为推动非常规天然气产业发展，我省大力加快开展非常规天然气资源勘探，推动已开发区周边区域滚动勘探，增加探明地质储量，提供可靠接替区，保障非常规天然气持续稳定开发。将“三气共采”试点项目纳入重点转型项目，在用地、用林、矿业权审批等方面予以优先支持。同时，按照“强龙头、补链条、聚集群”思路，推动非常规天然气产供储销一体化发展，加快形成包括勘探开发、井下抽采、集输物流、装备制造、工程技术、终端利用在内的完整产业链条。
