中國煤系天然氣共探合采的戰略選擇與發展對策

姜杉鈺 王 峰

自然資源部咨詢研究中心

0 引言

煤系天然氣，簡稱煤系氣，泛指賦存于煤系地層中的各類天然氣，以煤層氣、致密氣、頁巖氣等非常規天然氣為主。煤系中不同物性的巖層頻繁互層，生儲蓋組合關系多變，氣藏類型多樣等成藏特點很早就被國內外地質學家所認知，并在勘探開發實踐中得以證實。早在20世紀40年代，德國學者就認識到含煤地層中可以生成大量的天然氣并能形成工業氣田[1]，近年來，美國、澳大利亞等國對煤系天然氣成因、成藏條件以及勘探開發技術等進行了大量研究，在煤系天然氣共探合采方面取得了一定成效。在澳大利亞蘇拉特盆地，煤系氣開采單井日產氣量可達56×104m3[2]，美國粉河盆地、皮申思盆地的煤層氣—致密氣合采井同樣實現了數萬立方米的單井日產氣量[3]。

我國煤系地層中的常規氣、煤層氣、致密氣等也有較長的勘探開發歷史，但過去大多數情況是分礦種單獨進行，綜合勘探開發起步較晚。近年來，我國煤系天然氣資源調查不斷取得突破，巨大的資源潛力逐漸得到國內能源界的廣泛認可。與此同時，煤系氣相關理論技術研究和合采試驗在山西、貴州、新疆等地相繼開展，受到復雜地質、技術工程等多重因素的影響，試采工作取得成效的同時也遇到了困難和挑戰。2018年，我國天然氣對外依存度已高達45.3%，2019年預計將增至46.4%[4]，國內天然氣供給形勢已十分嚴峻。基于我國當前煤系天然氣良好的資源條件和已積累的合采經驗，堅持煤系天然氣共探合采的戰略選擇無疑是深入挖掘我國天然氣資源潛力，保障國家能源安全的重要路徑之一。

1 煤系氣資源特點

煤系地層以海濱沼澤或內陸沼澤的沉積環境為主，其中的煤層、泥炭、碳質泥巖或暗色泥頁巖等烴源巖層以腐殖型干酪根為主[5]，經歷了緩慢、連續、長期的生氣過程，在后期沉積—構造等多重地質作用下，天然氣自生自儲或運移富集在煤系砂巖、泥頁巖、煤層和碳酸鹽巖等各巖層段中，形成了煤層氣、頁巖氣、致密氣、碳酸鹽巖氣等不同類型的天然氣藏。在煤系地層中，煤層氣、頁巖氣和致密氣最為富集，常被業界稱作煤系“三氣”[6-7]。煤層氣主要以吸附態賦存于煤層中，頁巖氣以吸附和游離態儲集在泥頁巖中，致密氣則位于煤系致密砂巖層中。除“三氣”外，煤系碎屑巖和碳酸鹽巖也存在富集天然氣的情況，天然氣水合物在凍土帶煤層附近砂巖的裂隙和孔隙中也有所發現[8]。

煤系天然氣在平面上廣泛連續分布，垂向上多層疊置并具有一定的旋回性，例如山西沁水盆地的沁水縣3井，其在深度346.90～422.05 m范圍內的煤系地層中鉆遇相互疊置且具有共伴生關系的4套頁巖氣藏、2套煤層氣藏和1套致密氣藏[9]。因所處的地質背景不同，不同地區煤系地層所包含的天然氣種類和氣藏數量也存在差異，如華北地區二疊系太原組煤系地層主要為頁巖氣與煤層氣的多層疊置，山西組煤系地層則主要是煤層氣和致密氣多層疊置；華南地區上二疊統龍潭組煤系地層除煤層氣和頁巖氣外，還夾有一定的致密氣，局部還存在石灰巖氣。總體而言，煤系地層的各類天然氣彼此之間相互獨立又具有不同程度的成因聯系和成藏耦合關系，以煤系地層為載體，形成了一套完整的天然氣系統。

2 中國煤系氣資源潛力

我國是煤炭大國，含煤盆地眾多，具有可采煤層的含煤面積超過了60×104km2，同一含煤區域在垂向上包含了多套煤系地層[10]。這些煤系地層一方面包含的烴源巖類型多樣，有機質含量較高，生氣能力強，氣源充足，為煤系氣成藏提供了良好的物質基礎；另一方面常表現為煤層、砂巖、頁巖、碳酸鹽巖互層分布，使生儲蓋組合關系多變，形成了多樣的煤系氣藏類型。據中國地質調查局油氣調查中心2019年的資料顯示[11]，我國煤系氣資源分布不均，資源量較大的盆地主要有沁水、鄂爾多斯、準噶爾、海拉爾等盆地，資源量較大的行政區域主要包括晉、陜、蒙、新、黔、川等省區。據估算，我國2 000 m以淺的煤系氣資源總量約為82×1012m3。

煤層氣是我國最早勘探開發的煤系天然氣之一，埋深2 000 m以淺的煤層氣地質資源量約36.8×1012m3，與常規天然氣資源量基本相當，主要分布在鄂爾多斯、沁水、準噶爾等9個含煤盆地中。我國的致密氣勘探開發也主要集中在煤系地層中，初步估算的煤系致密氣地質資源量超過20×1012m3，占全國致密氣資源總量的80%左右，鄂爾多斯盆地的石炭—二疊系、四川盆地的三疊系以及準噶爾、吐哈和塔里木盆地的侏羅系等煤系地層都是致密氣的主力產層，其中依托于鄂爾多斯盆地的石炭—二疊煤系地層，就誕生了蘇里格、榆林、大牛地、烏審旗、子州、延安等6個探明儲量超過1 000×108m3的致密砂巖大氣田[1]。我國煤系頁巖氣勘探開發起步較晚，初步估計3 000 m以淺煤系的頁巖氣地質資源量超過32×1012m3，占頁巖氣地質資源總量的20%～30%，主要集中在鄂爾多斯盆地、塔里木盆地以及四川盆地的海陸過渡相與陸相煤系泥頁巖中。煤系地層的常規砂巖氣、碳酸鹽巖氣雖沒有具體的資源量估算，但資源潛力早已在長期的天然氣勘探開發歷程中得到證實。鄒才能等[1]的研究成果表明，庫車坳陷白堊系、準噶爾盆地南緣中生界—古近系、松遼盆地上侏羅統—上白堊統等煤系常規天然氣增儲上產的重要領域，預計2030年煤系常規天然氣產量介于500×108～550×108m3。煤系天然氣水合物在青海木里煤田凍土帶侏羅系有所發現，雖受技術限制暫時難以開發利用，但前景仍不容小覷[12]。

3 中國煤系氣共探合采的戰略選擇

3.1 煤系氣共探合采的認識突破

“煤系地層具有與天然氣生成和富集有關的良好生儲蓋組合，具有較大的天然氣資源潛力”是我國地質學家最早的認識，曾經在這一認識的指導下，我國許多大型的煤系砂巖、碳酸鹽巖等常規天然氣田被陸續發現，推動了國內天然氣工業的發展。隨著近年來非常規油氣勘探開發熱潮在全球范圍內掀起，煤層、致密砂巖層、泥頁巖層等早期的天然氣勘探開發的“禁區”逐漸成為了“新寵”，煤系天然氣的種類和資源量也到了進一步的拓展和擴充，國內關于煤系天然共探合采的思路也隨著認識的突破不斷形成，并更多地依托于國家重大項目開展相關理論技術研究與實踐探索。國內外學者對煤系氣的關注度不斷提高，近年來，一些專家學者針對煤系氣的成因和資源特點、煤系氣成藏模式與分布規律、煤系氣合采可行性和前緣性技術等方面進行了探索，形成了一系列新的理論認識，對山西、川南、滇東等煤系氣資源富集區開展了選區評價工作[1-2,13-15]。

3.2 煤系氣共探合采的轉型驅動

在我國天然氣產業發展的歷程中，煤系氣共探合采的實踐探索主要受到以下兩個方面的驅動：①煤層氣長期低效探采工作的延伸和拓展。與常規天然氣相比，我國煤層氣單井產量普遍較低，經濟效益較差[16-17]，為了突破產業發展困境，一些投入較早的煤層氣區塊開始嘗試煤層氣與鄰近砂巖氣合采以獲得更高產量和效益，例如遼寧阜新礦區，2006年投產28口煤層氣井中有11口采用煤層氣＋砂巖氣合采的方式，單井日產超過2 000 m3，已穩產近10年[2]；同樣，中聯煤層氣有限責任公司和中澳煤層氣能源有限公司合作在鄂爾多斯盆地東緣的臨興、神府、延川南等區塊先后進行了煤層氣—致密氣、煤層氣—頁巖氣合采試驗，多口井在煤層—砂巖層段壓裂試氣后獲得高產，單井最高日產氣量超過4 000 m3。②在天然氣勘探開發領域不斷拓展的趨勢下，早期未被重視的貴州、四川、云南等西南地區的煤系天然氣資源也逐漸進入行業視野，這類地區煤系地層厚度大，但煤層、砂巖、泥頁巖等巖層多而薄，縱向上相互疊置、平面上交叉分布，煤系天然氣種類多、單層資源有限但資源總量大。在這種地質條件下，單獨開采某一層位或某一類天然氣不僅開發成本高而且技術難度大，多層位、多類型煤系天然氣合采成為了必然的發展趨勢，這類地區也是我國未來煤系氣共探合采最為重要的目標之一。

3.3 煤系氣共探合采的當前成效

在近年來業界的廣泛關注下，煤系氣資源地質調查陸續開展，取得了一系列成果。2015—2016 年川南地區實施的3口地質調查井揭示該地區煤系氣地質資源量約為4 500×108m3[18]，結合有關資料和近幾年的后續成果，初步估計四川省3 500 m以淺的煤系氣地質資源量高約4×1012m3[19]。2016年的有關研究結果表明，京津冀地區預測的煤系天然氣地質資源量超過5×1012m3，尤其是曲周—平鄉、巨鹿—新河和阜城—廊坊—滄州等區域顯現出良好的勘探開發前景[20]。2017年5月，兩淮地區取得煤系天然氣重要發現，預測天然氣地質資源量達1.9×1012m3，可采儲量約3 000×108m3，如煤系氣全部采出，則可供合肥市使用410年。2019年6月，湖南省煤炭地質勘查院在湘中和湘南的婁底、邵陽、郴州等地區的煤系氣資源調查顯示，湖南的煤系氣資源量約為5 400×108m3，有望對其進行更大規模的勘探和開發。

2015年以來，我國煤系氣合采試驗在全國范圍內陸續開展，盡管受多種因素影響，目前仍然沒有完全達到與資源條件相匹配的產氣規模，甚至早期投產的一部分煤系氣井因效果不好而關井，但在探索中取得的成效仍然為后續發展提供了經驗。沁水盆地榆社—武鄉地區2016年施工的1口煤層氣—頁巖氣—致密氣合采試驗井日穩產氣量超過1 000 m3，2018年1月，該地區的核心地帶——榆社東區塊，因煤系非常規天然氣潛力巨大，被山西省列為“三氣”共探共采重大科技項目基地，有希望成為中國首個煤系“三氣”共探共采示范區[21]。2017年實施的貴州六盤水楊煤參1井，實現了我國煤系氣合采的重大突破，該井所在的楊梅樹向斜煤系氣地質資源豐度為4.79×108m3/km2，煤系氣資源量達366×108m3，比單一的煤層氣資源提高了6倍，該井連續50 d穩產煤系天然氣超過3 600 m3/d，最高日產氣量達4 656 m3，創下西南地區煤層氣直井單井日產量新高和穩產日產氣量新高。除此之外，黑龍江雞西盆地的雞氣1井、準南地區實施的新烏參1井、四川盆地南部的川高參1井均在煤系氣合采中取得了一定效果[22]。另從國家十三五科技重大專項“臨興—神府地區煤系地層煤層氣、致密氣、頁巖氣合采示范工程”2019年最新的研究和實踐成果來看，LX-102-2D、LX-103-4D等試驗井在砂巖＋煤層合采時效果較為穩定，預計示范工程區域有60%左右的天然氣井可以實現兩氣合采。

4 制約中國煤系氣共探合采的關鍵問題

4.1 煤系氣地質條件復雜，關鍵理論技術仍待進一步攻關

我國典型地區的煤系氣合采試驗雖然初步顯示了巨大的資源潛力，但部分合采井的確出現了合采產量小于分層單采總量甚至單層分采量的情況。一方面，我國含煤地層普遍經歷了多期次構造運動，地質條件復雜，在以往煤層氣、頁巖氣、致密氣等單礦種開采時就遇到了不少技術困難和挑戰，例如致密氣儲層致密、非均質性強、探井成功率較低，甚至水平井也沒有取得較好的產氣效果，再如煤體結構復雜、滲透率低等因素嚴重制約了煤層氣的單井產量，這些由來已久的難點很多都尚未完全攻克。另一方面，煤系地層中各類天然氣的資源特點、賦存方式、富集保存條件和開發技術工程等均存在著較大的差異，目前我國關于煤系氣成藏組合模式、共探合采技術評價標準、壓裂開采技術手段等研究還相對薄弱，如何有效解決煤系氣共探合采進程中新的科學技術挑戰也是當前亟待解決的關鍵問題[23]。

4.2 缺乏煤系氣統籌管理機制，礦業權疊置矛盾嚴重

按照中國現行的油氣資源管理制度，常規氣、煤層氣、頁巖氣等不同類型的煤系天然氣按不同礦種設置礦業權，缺乏統籌管理機制。常規油氣礦業權已覆蓋了含油氣盆地大部分范圍，留給煤系頁巖氣、煤層氣等礦業權設置的范圍十分有限，油氣企業在常規天然氣區塊內探采頁巖氣、煤層氣的積極性也相對不足[24]。另外，煤系天然氣與煤炭在地下空間中疊置共存，二者資源類型、探采手段和管理方式均存在差異，如管理不當則很容易引起產業糾紛并威脅生產安全，例如山西、陜西等地“煤炭—煤層氣”矛盾沖突曾一度嚴重限制了我國煤層氣產業的發展[25]。不可回避的是，煤系天然氣以非常規“三氣”為主，現行常規油氣的管理模式并不完全符合非常規天然氣的勘探開發特點，例如煤層氣需要很長時間（個別井達到1～2年）的排水降壓才能實現穩定產氣，試采過程相對較長，審批程序的復雜性，延緩了資源利用效率，也拉長了企業投資—回報周期。

4.3 相關配套政策措施待優化和協調

煤系各類天然氣大多以獨立礦種進行勘探開發，基本上各自形成了獨立的配套政策措施體系，如何優化和協調煤系氣相關配套政策措施是亟待解決的問題，否則不僅難以支撐和促進產業發展，還很可能起到制約作用。以國家對非常規天然氣的補貼政策為例，據2019年6月20日財政部《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》的補充通知，自2019年起，非常規天然氣不再按定額標準進行補貼。按照“多增多補”的原則，對超過上年開采利用量的，按照超額程度給予梯級獎補。非常規天然氣開采利用量＝頁巖氣開采利用量＋煤層氣開采利用量×1.2＋致密氣開采利用量與2017年相比的增量部分，這些補貼政策對于促進天然氣產業發展十分重要。而客觀來看，煤系氣合采產出的是各類天然氣的混合體，很難分類計算開采利用量，在各類天然氣對應標準不一致的情況下，開采利用總量核算存在一定困難。另一方面，按照資源規模而言，合采預期的產量要高于單采，技術成本也可能相對更高，在產量和成本同時增加的情況下，企業合采煤系氣時能否獲得足夠的經濟收益目前還難以估計，這就要求有關的配套政策需要及時跟進和動態調整。除上述補貼問題外，企業融資機制不完善、市場活力不足、地方政府積極性不高、對外合作環境不理想等早期煤層氣、頁巖氣方面由來已久的問題也需要在煤系氣共探合采進程中繼續解決和優化。

5 加快推動中國煤系氣共探合采進程的對策建議

5.1 加強煤系氣相關理論和技術研究

5.1.1 建設煤系氣領域專業團隊，依托重大項目開展攻關

為解決煤系氣地質理論和關鍵技術等方面存在的科學問題，一是加大力度建設一批關于煤系氣研究的技術攻關團隊和重點實驗室，例如山西省在2016年就設立了煤與煤系氣地質重點實驗室，致力于解決山西煤與煤系氣勘查中存在的地質基礎理論問題，發展適合山西地質特點的煤與煤系氣勘查技術體系。中國煤炭地質總局也與中國礦業大學、安徽理工大學聯合共建了“煤系礦產資源重點實驗室”，并將煤系三氣共探共采確定為主要研究方向之一。二是建議繼續依托于國家自然科學基金、國家科技重大專項等開展煤系氣共探合采的理論和技術研究，摸清煤系氣的生成—運移—富集條件、查明主要含煤盆地的煤系地層空間展布和煤系天然氣成因機理及成藏模式，初步優選一系列煤系氣有利區；探索煤系不同類天然氣的儲層綜合評價技術、合采產層優化組合技術、煤系氣開發甜點區預測技術等關鍵技術，形成適用于我國地質條件下的鉆完井技術體系及儲層改造技術體系。

5.1.2 積極設立煤系氣共探合采綜合示范區和試驗區

煤系氣共探合采綜合示范區是集中力量開展科研攻關與現場試驗的重要依托，也是吸引投資、激活市場的重要手段。從我國目前煤系氣資源地質條件和試采情況來看，示范區與試驗區的設立可考慮需要分大盆地、分大區域開展。鄂爾多斯盆地東緣、沁水盆地經歷了長期的煤層氣勘探開發，煤系天然氣資源調查結果和煤系地質條件相對清晰，共探合采也積累了一定經驗，建議選取部分區塊設立煤系氣共探合采綜合示范區，加大技術和資金投入，開展更深層次的共探合采工作，主動推進煤系氣商業性開發進程。針對近年來煤系氣勘探開發進展迅速的川南、滇東黔西、東北、新疆等地區，應基于地質調查和煤系氣井試采效果設立一批煤系氣共探合采試驗區，在煤系氣共探合采試驗中，要根據不同地區的地質規律和資源特點，堅持“先易后難、先少后多、先慢后快”的共探合采原則，以滾動模式推進，不能急于求成。

5.2 加快建立煤系氣資源管理體制機制

5.2.1 煤系氣獨立礦種的礦業權管理

早期煤層氣的勘探開發實踐已表明，在煤層氣礦業權內開采的往往是難以進行嚴格區分的各類煤系天然氣的混合體。例如，山西潘河、潘莊區塊在以煤層目標層位進行煤層氣開采時，煤系其他層位的大量天然氣也會受地下壓力、滲透性等因素的變化而運動，隨著煤層氣的開采而一并采出，形成了產量大于預期的情況。國外經驗也顯示，西方國家并不嚴格地區分煤層氣礦業權范圍采出的天然氣礦種，而是遵循產量至上的原則，在可能的情況下更多地使煤層氣井合采更多的煤系天然氣層位[26]。早在1997年，我國對外合作開采煤層氣資源的標準合同中就將煤層氣定義為“煤層及上、下巖層的烴類氣體”，基本采用了煤系氣的概念, 從地質規律而言，煤層氣、頁巖氣、常規氣等都是以甲烷為主的天然氣，資源本身并無實質差異，只不過因賦存在煤層、頁巖以及砂巖等不同地層中才人為地設立為不同礦種以便于管理。煤系地層構成了一個相對獨立的地下天然氣體系，符合以往以賦存地層特點設立獨立礦種的自然條件。為了允許礦業權人在特定煤系地層的空間范圍中依法勘探開發賦存于煤層、砂巖、頁巖等地層中的天然氣資源，建議未來將“煤層氣”礦業權拓展至“煤系氣”獨立礦種礦業權整體出讓，不再單設煤層氣礦業權，已設立的煤層氣礦業權可考慮統一變更至“煤系氣”礦業權，垂向礦業權范圍明確界定在某一煤系地層范圍，煤系地層以外的頁巖氣、致密氣仍按獨立礦種管理。

5.2.2 統籌協調解決礦業權疊置沖突

煤系氣與常規油氣、煤炭等能源礦產共同富集在沉積盆地中，做好沉積盆地資源調查，摸清資源家底，依托于國土空間規劃體系，做好大型沉積盆地礦產資源規劃是合理利用各類礦產、避免礦業權沖突的前提。考慮到油氣資源的戰略性，在礦產資源富集帶應依據“先采油氣、后采煤”的原則在礦業權設置上有所側重和相互避讓。同一主體在同一范圍內進行不同礦產的綜合勘探開發是實現資源綜合利用、避免矛盾沖突的最有效方式之一，因此應逐步允許和鼓勵油氣（含常規油氣、頁巖氣、致密氣）和煤炭礦業權人在已設礦業權范圍內增設煤系氣礦業權，進行合理的儲量備案和勘探開發，同時新設立的煤系氣礦業權范圍內經批準也可取得煤炭礦業權，盡可能力地實現“采煤采氣一體化”目標。建立不同礦業權人的合作模式也是打開“資源共采、合作共贏”新局面的有效方式，合作雙方優勢互補，風險共擔，利益共享，對各方都有利。這一點在解決“煤炭—煤層氣”沖突上已有較為豐富的經驗，諸如“三交模式”“華潞模式”都是值得借鑒的合作共贏模式，另外，國家需要在各個方面給予相應的政策支撐，推動企業間資料共享和聯探共采機制的建立。

5.3 多措并舉推動煤系氣共探合采進程

5.3.1 統籌協調各類煤系氣的政策措施差異

從目前我國煤系天然氣分布特征和合采試驗的結果看，煤層氣＋致密氣、煤層氣＋頁巖氣＋致密氣、煤層氣＋致密氣＋常規氣可能是未來商業化勘探開發的主要模式，其中，致密氣和煤層氣無疑是我國煤系天然氣共探合采的主體部分。致密氣雖被行業內認定為非常規天然氣，但并未設定為獨立礦種，而是劃歸到常規油氣管理，缺乏獨立的產業政策和措施。相比之下，煤層氣在我國的勘探開發歷史較長，雖然產業發展遇到困境，但政策體系已相對完整且經歷了實踐檢驗，暴露出的不足也有較為明確具體的調整完善方向。因此，建議以現行的“煤層氣”相關產業政策措施作為推進“煤系氣”共探合采的政策措施基礎，結合不同的資源特點、探采方式和產業結構特征，統籌協調當前各類煤系氣的財政補貼、考核機制、技術政策、對外合作機制等相關政策措施差異，以期建立適應于煤系氣產業發展的政策措施體系。

5.3.2 激發市場活力，調動地方積極性

從中共中央、國務院《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》的要求和國外非常規油氣產業的發展經驗來看，煤系天然氣因發展剛剛起步，更多地依托市場機制是重要的選擇之一。具體而言，國家應允許符合準入要求并獲得資質的市場主體參與到煤系氣的勘探開發中，建立多元化的融資機制，形成國有大型油氣公司為主導、多種經濟成分共同參與的共探合采體系。另外，在市場化進程中要采取相關措施充分調動地方的積極性，例如在當前礦業權出讓制度改革大背景下，山西省依托于國家給予的煤層氣礦業權審批權限，積極推動各類企業進行商業合作，有效地加快了沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣的煤層氣產業基地建設。在調動地方積極性促進煤系氣產業發展的道路上，既要借鑒吸收當前已有的相關政策措施，也要探索更多的路徑。

5.3.3 加強對外合作水平

在經濟全球化的今天，加強對外合作無疑是引進國外資金投入、管理經驗和技術手段的重要方式，在我國非常規天然氣的勘探開發中發揮了重要作用。資料顯示，對外合作一度是我國早期煤層氣勘探開發的主要力量。然而受到合作機制不健全、投資吸引力不足等影響，對外合作出現了一些問題。煤系天然氣以非常規天然氣為主，加強對外合作對于促進產業發展十分關鍵。首先，要建立健全合作機制，掃清合作區塊繁瑣的審批程序，縮短時間、提高效率；其次要創造良好的政策、融資等外部環境，積極統籌協調政府與企業、中方與外方的關系，明確責任義務。目標就是秉承對外合作雙贏互利的宗旨，共同實現煤系氣共探合采產量和經濟效益最大化。

6 結論

1）我國煤系天然氣資源分布廣泛，資源量大，具有較好的開發利用前景，近年來資源調查和試采工作均取得了一定的成效。共探合采煤系天然氣是我國天然氣產業發展的重要補充，也是保障國家能源安全的必要戰略選擇。

2）我國對煤系天然氣資源的綜合認識程度不足，共探合采的探索起步較晚，在近年來快速發展中還受到理論技術不成熟、管理制度不匹配、產業政策不完善等因素的制約，需要進一步突破慣性思維、打破體制壁壘、創新產業發展。

3）未來，我國煤系氣共探合采進程的推動和產業的發展需要依賴三個方面的協調配合：①以專業技術團隊和專項綜合試驗區引領理論技術的不斷提高；②基于資源特點，統籌煤系天然氣的綜合管理，掃清制度障礙；③優化配套產業政策和激勵手段，多措并舉推動煤系天然氣共探合采進程。