邹才能：煤岩气的科技管理革命，本质上是通过“技术＋管理”的双轮驱动，破解非常规油气开发难题，核心有三大举措。

在技术创新上，我们构建了全流程数智化体系。一方面，编制系列动态月报与方案手册，中国石油已累计推送煤岩气开发动态月报等58期累计推送至公司各级部门8000人次，还发布《煤岩气方案指标手册（2025）》，形成了“设计指标－结构化数据源－智能应用”路径，实现开发方案智能编制与跟踪评价；另一方面，打造非常规油气数智平台“UOG　平台”，由勘探开发研究院承建超8年，整合国内外66万口非常规油气井数据，为科学决策提供数据支撑。同时，我们还加强基础研究，比如针对5＃与8＃煤之间页岩层是重要含气层系，具备良好生气条件和储集能力，单井试采效果好；加强煤系中，页岩与砂岩储层分布规律与甜点区／段分布等基础研究。

在管理模式上，中国石油创新推出“一全六化”工程方法论，已在吉木萨尔、庆城等15个非常规油气示范项目应用。此外，通过召开“深层煤岩气勘探开发技术研讨会”，统筹技术资源；建立“会战式”开发模式，集中四家油气田力量攻坚，加速增储上产，这些管理举措让技术创新成果能快速落地转化。

记者：中国煤岩气规模化发展前景广阔，但也面临挑战，当前主要存在哪些难点，针对这些难点，您认为应从哪些方向突破？

邹才能：我国煤岩气规模化发展确实处于“机遇与挑战并存”的阶段，当前主要面临六大挑战。一是资源认知不足，鄂尔多斯盆地之外煤岩气分布规律不清，盆地内是否“满盆含气”也有待评价；二是技术体系未定型，针对煤岩气的水平井压裂体系还在探索，尚无成熟标准；三是模式尚未建立，智能化大平台井工厂模式未普及，开发效率有待提升；四是稳产压力大，煤岩气产量达峰值后维持难度高；五是概念认知差异，行业内对煤岩气与煤层气的界定仍有不同观点；六是成本与技术瓶颈，深层开发成本较高，关键技术仍需突破。

针对这些挑战，我们提出六条具体建议。第一，加强全国煤岩气分布规律研究，优选有利区段，先把“资源家底”摸清楚；第二，加快鄂尔多斯全盆地甜点区段评价，聚焦核心区集中突破；第三，尽快形成多井大平台水平井开发模式，提升开发效率与规模效应；第四，攻关稳产技术，明确规模上产后的稳产路线，保障长期效益；第五，系统研究煤系气　“煤岩＋页岩＋砂岩”整体产气机制，挖掘复合含气层潜力；第六，长期储备地下煤岩气化工业试验，探索未来开发新路径。

记者：全球非常规油气革命以页岩油气为主，美国更是通过页岩油气革命实现“能源独立”，中国煤岩气发展在全球格局中处于什么位置，能从美国经验中获得哪些借鉴？

邹才能：全球非常规油气革命中，美国以页岩油气为主导，2024年其页岩气产量8613　亿方（占天然气总产量　66％）、致密油／页岩油产量4.5亿吨（占原油总产量66.18％），非常规油气当量产量11.4亿吨，占比超60％，正是依靠这场革命，美国2019年首次实现能源产量超消费量，达成“能源独立”。

“煤岩气”一词在中国诞生。中国煤岩气发展则为全球非常规油气革命提供了“中国方案”，是重要的创新分支。从定位看，中国深层煤岩气突破填补了全球深层非常规油气开发的部分空白——美国、澳大利亚等国的煤层气开发多集中于埋深1200米以浅，而中国已在埋深超1500米的区域实现规模化开发，且鄂尔多斯盆地深层煤岩储层孔裂隙发育（占比大于20％），8＃煤层高压力、高矿化度的甜点区特征，为全球深层煤岩气开发提供了新的地质认知。

从美国经验中，我们核心可借鉴两点。一是重视技术创新的持续迭代，美国通过水平井压裂、地质甜点评价等技术突破，降低了开发成本；二是构建规模化开发模式，美国通过“大平台＋井工厂”模式，实现资源集中开发与效率提升。同时，我们也要结合中国地质特点，不能简单复制美国模式，需走“理论创新＋技术适配＋管理优化”的特色之路。同时，国外深层煤岩气也有很大潜力。

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