受游離天然氣保存條件的限制，“煤系氣”作為一種蘊(yùn)藏豐富且可規(guī)模性開發(fā)的潔凈氣體能源，可供開采的有利深度一般都大于1500米。淺層“煤系氣”的開發(fā)技術(shù)一直存在著無法突破的瓶頸。窯街煤電集團(tuán)海石灣煤礦處于典型的煤層氣與油氣共生礦區(qū)，煤系氣埋藏淺，同時(shí)該礦區(qū)還存在煤與CO₂突出，極易發(fā)生油氣涌出、燃燒、爆炸等事故，迫切需要突破“煤系氣”開發(fā)的技術(shù)瓶頸。

海石灣煤礦在前期的工作中先后嘗試采用了開采油頁巖上保護(hù)層、底抽巷施工穿層鉆孔、工作面兩道施工順層鉆孔、油頁巖工作面采空區(qū)抽采瓦斯、工作面上隅角托管抽采瓦斯等方法均未能奏效。中國(guó)煤科西安研究院依托國(guó)家科技重大專項(xiàng)“碎軟低滲煤層群分層控壓排采技術(shù)及裝備”任務(wù)研制的分層控壓排采設(shè)備解決了煤系氣多源儲(chǔ)層物性差異明顯、共采難度大這一難題。針對(duì)該礦區(qū)地形地質(zhì)條件和采掘規(guī)劃，借鑒頁巖氣開發(fā)工藝，創(chuàng)新采用了煤系氣開發(fā)層位優(yōu)選技術(shù)、大傾角水平井鉆井技術(shù)、特厚儲(chǔ)層增產(chǎn)改造技術(shù)和煤系氣排采工藝技術(shù)，突破了煤層氣和油氣共生區(qū)域淺層煤系氣開發(fā)技術(shù)瓶頸。

該礦區(qū)地層結(jié)構(gòu)復(fù)雜，如果按照傳統(tǒng)辦法單一考慮主采煤層中的瓦斯抽采而忽略油頁巖、油砂層、油A層，不僅不能有效降低井下瓦斯含量，還會(huì)對(duì)天然氣資源造成浪費(fèi)。同時(shí)，地層傾角較大，給水平井鉆井帶來了極大的難度。西安研究院經(jīng)過理論分析與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，選定含氣性、滲透性、有機(jī)碳含量和氣測(cè)等儲(chǔ)層條件較好的煤二層、油A層、油頁巖層作為煤系氣開發(fā)的目標(biāo)層位。為解決傾角大，不利于鉆井的問題，創(chuàng)新采用大角度水平井鉆井技術(shù)，首次使用旋轉(zhuǎn)自導(dǎo)式浮鞋及漂浮接箍工具解決了復(fù)雜地層水平井套管下入的難題，完成了甘肅省第一口“L”型煤層氣水平井，水平段長(zhǎng)846米，落差210米，同時(shí)也創(chuàng)造了我國(guó)煤層氣水平井最大落差的紀(jì)錄。

由于選定的目標(biāo)層煤二層、油A層和油頁巖均屬于特厚產(chǎn)層，常規(guī)的煤層氣壓裂方法達(dá)不到改造效果。西安研究院立足實(shí)際情況，創(chuàng)造性采用多段分簇和限流法射孔以提高液體的攜砂能力。采用新型帶壓射孔技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了層間封堵和連續(xù)壓裂，解決了油A層和煤二層間距較小，煤二層滲透率低，壓后放噴時(shí)間長(zhǎng)的問題，縮短了施工周期。采用適合于致密特厚產(chǎn)層的大排量、大砂量、低砂比壓裂技術(shù)，提高了增產(chǎn)改造效果。此外，針對(duì)油A層、煤二層CO₂濃度較高，排采過程中，溶解于水的CO₂進(jìn)入泵筒，極易引起氣鎖現(xiàn)象，影響泵效的問題，創(chuàng)新采用了降低掛泵位置和重力式螺旋氣錨兩種技術(shù)，大大減小了進(jìn)入泵筒的氣量。

這些技術(shù)瓶頸的突破，使煤層氣和油氣共生區(qū)域淺層煤系氣的共采成為可能，釋放了巨大的能源資源。目前，海石灣礦區(qū)單井日產(chǎn)氣量高達(dá)2580立方米，最高累計(jì)產(chǎn)氣量24.5×10⁴立方米；節(jié)省保護(hù)層開采成本2.67億元，節(jié)省底抽巷掘進(jìn)成本1.06億元，抽采煤系氣利用可創(chuàng)造利潤(rùn)1.14億元。