7月26日，记者从中国石油获悉，我国最大的煤岩气田——大吉气田年产能突破25亿立方米。煤岩气是一种吸附或者游离在地下深层煤层中的非常规天然气资源，通常埋藏深度超过1500米。

　　传统理论将埋深超过1500米的煤岩气视为开发禁区，如何攻克深层开采难题，通过技术创新实现效益开发？

　　走进山顶上的正在作业的煤岩气钻井现场，记者看到钻杆在智能控制系统引导下稳步向下延伸。

　　中国石油煤层气公司勘探开发建设分公司经理王伟：煤层气的开发通过对煤层的改造实现产量的释放。通过在煤层段里头打水平段，打进尺，然后压裂，拿出产量来。

　　负责人告诉记者，为了节约土地空间和提高效益，这是这台钻机在这个井场打的第二口井。刚刚完钻的吉深8-3平01井，在地下2000多米的深度，向水平方向钻进3036米，刷新国内煤岩 气水平段最长、机械钻速最快等多项纪录。

　　中国石油煤层气公司勘探开发建设分公司经理王伟：煤层里水平段的长短，决定了产量的高低，前两年打的水平段都是1000米、2000米，现在打3000米，就是想通过一口井来实现两口井的产量。同时也可以降低单井的成本，缩短建产的周期，进一步提高开发效益。

　　这样的生产模式创新，不仅让单井产量较传统井型大幅提升，更将开发成本降低近30%。

　　技术突破不止于钻井环节。在山西临汾的集气站，记者看到，无人值守的站内，200余台传感器实时采集压力、流量、温度等数据，实时传输至远程控制中心。精准判断气井生产工况，自动生成调控方案。

　　中国石油煤层气公司临汾分公司常务副经理陈明：集气站通过有人向无人改造之后，每台仪器设备都有自动化采集、自动化识别，还有预警功能。后台的大数据分析之后，制订比人工更精准更实时的生产制度，保证气井在无人化管理的情况下科学平稳生产。