鄒才能，陳艷鵬，孔令峰，孫粉錦，陳姍姍，東振

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油天然氣集團有限公司，北京 100007）

0 引言

隨著科技革命的到來，世界能源正在形成煤炭清潔化革命、非常規(guī)油氣革命、新能源革命與智能化革命等多種能源革命跨界發(fā)展新浪潮，人類利用能源正在從高碳向低碳、非碳化發(fā)展?！懊禾康叵職饣睂⒂锌赡艹蔀檫@次浪潮的新生力量：它針對中國“富煤但油氣不足”資源賦存特點，利用地下閑置煤炭資源制造甲烷、氫氣等人工氣，對中國天然氣工業(yè)發(fā)展極具戰(zhàn)略性意義。

當前中國能源面臨油氣對外依存度高的嚴峻挑戰(zhàn)，2018年油氣對外依存度已分別達到71%和43%，隨著能源需求峰值的到來，預計對外依存度還會進一步擴大。煤炭地下氣化能量密度大、與石油石化產業(yè)相關性強，通過“煤炭地下氣化-石化煉廠用氫-CO2提高原油采收率及埋存”產業(yè)鏈打造石油石化循環(huán)經濟凈零排放示范區(qū)，不僅可將大量地層深部閑置煤炭資源進行清潔化利用，緩解天然氣供應緊張局面，還能有效解決中國由煤炭燃燒排放 CO2引起的環(huán)境問題，更能為“氫經濟”時代到來儲備資源和技術，為中國“清潔、低碳、安全、高效”的現代能源體系建設開辟新路徑。

本文基于國內外煤炭地下氣化技術發(fā)展現狀與趨勢，提出了地下煤炭氣化基本概念、機理與模式，分析了目前面臨的挑戰(zhàn)，以及在中國的發(fā)展?jié)摿εc發(fā)展路徑。

1 煤炭地下氣化技術內涵

1.1 煤炭地下氣化概念

“煤炭地下氣化”（Underground Coal Gasification,簡稱UCG）是指將地層中的煤炭通過適當工程工藝技術，在地下原位進行有控制的燃燒，在煤的熱作用及化學作用下產生CH4、H2等可燃合成氣的過程[1-6]。煤炭地下氣化可有效避免因采煤引起的安全和生態(tài)環(huán)境問題、提高資源利用效率，能變物理采煤為化學采氣，有效緩解“富煤”和“氣不足”之間的矛盾，如果成功，將開啟中國“天然氣革命”，實現天然氣產量跨越增長。

1.2 煤炭地下氣化機理

單個煤炭地下氣化單元主要由1口注入井、1口生產井、地下氣化爐、點火系統(tǒng)、監(jiān)測系統(tǒng)等部分組成（見圖1），獨立單元或多個單元運行過程中，還需配套地面監(jiān)控室、地面注入設備和產出氣處理系統(tǒng)等[7]。

煤炭地下氣化是由一系列連續(xù)階段構成的復雜物理化學過程，氣化過程主要是在氣固兩相界面進行，按照化學反應強弱程度，沿氣化通道軸向分為氧化區(qū)、還原區(qū)和干餾干燥區(qū)[8]（見圖2）。

圖1 煤炭地下氣化示意圖

圖2 煤炭地下氣化燃燒區(qū)示意圖（圖中溫度為反應溫度）

①氧化區(qū)。氣化劑中的O2通過注入井注入后，在點火處經點火后遇煤燃燒產生 CO2，并釋放大量的反應熱，形成面狀燃燒空間即氣化面，燃燒區(qū)稱為氧化區(qū)，當注入氣化劑中O2濃度接近于零時，不再發(fā)生燃燒反應，氧化區(qū)結束。氧化區(qū)反應均為放熱反應，反應溫度為800～1 200 ℃。

②還原區(qū)。氧化區(qū)產生的反應熱使還原區(qū)煤層處于熾熱狀態(tài)，氧化區(qū)生成的 CO2與熾熱的炭發(fā)生還原反應生成 CO，水蒸氣與熾熱的炭發(fā)生還原反應生成CO、H2等。由于還原反應是吸熱反應，隨著反應的進行煤層和氣流溫度逐漸降低，當溫度降低使還原反應程度較弱時，還原區(qū)結束，還原區(qū)反應溫度為 600～900 ℃。

③干餾干燥區(qū)。還原區(qū)結束后，氣流溫度仍然很高，對緊鄰的干餾干燥區(qū)煤層進行加熱，釋放出熱解可燃氣，同時產生甲烷化反應，反應溫度為200～600 ℃。

從化學反應角度來講，3個區(qū)域沒有嚴格的界限，氧化區(qū)、還原區(qū)也有煤的熱解反應，3個區(qū)域的劃分僅指示氣化通道中氧化、還原、熱解反應的相對強弱。經過這3個反應區(qū)以后，生成了可燃組分主要為H2、CO、CH4的合成氣。隨著氣化反應過程的不斷進行，氣化反應區(qū)逐漸向生產井移動。因此，可燃氣體主要來源于 3種反應：煤的燃燒熱解、CO2的還原和水蒸氣的分解。反應區(qū)溫度和反應比表面積控制這 3個反應的強度，同時也決定了合成氣的組分和熱值。受不同煤階及煤巖煤質的影響，一般情況下1 t煤經地下氣化可生產合成氣1 490～2 470 m3[9]，熱值為4 187～7 117 J/m3。

1.3 煤炭地下氣化工藝流程及關鍵開發(fā)技術

煤炭地下氣化流程可大致分為 6個主要階段，包含8大系列25項主要技術（見圖3）。

圖3 煤炭地下氣化流程及相關技術匯總圖

首先是氣化爐的選址。UCG項目的技術和經濟可行性依賴于諸多地質和非地質因素，科學選址能夠最大程度降低風險。地質評價過程要充分考慮煤巖煤質、滲透性、含水量以及頂板強度、坍塌規(guī)律、滲透性等諸多影響因素的相互作用及對氣化過程的影響，為工程設計與后期平穩(wěn)運行提供依據和保障。

然后是在優(yōu)選的有利區(qū)建造氣化爐，即建爐。一般采用煤層氣開發(fā)鉆井技術，需要重點考慮的問題之一是在注入井和生產井之間建立通道的方法，即定向井貫通技術，現場試驗結果表明，在電力貫通、爆炸壓裂、水力壓裂和逆向燃燒 4種連通方法中，只有逆向燃燒是可行的。

建爐之后是點火運行。與稠油熱采點火類似，使用點火化合物，然后向井筒內投入熱焦炭，注入富氧空氣，在壓力作用下使煤自燃。煤燃燒后根據需要優(yōu)化日產量等系列開發(fā)參數，確保系統(tǒng)在最理想狀態(tài)運行。

控制是地下氣化核心環(huán)節(jié)。煤炭地下氣化是熱化學反應過程，其核心是燃燒的可控制性?？刂茪饣紵^程的主要因素除了地質條件、煤巖煤質等內部因素，還有氣化劑配比、氣化反應溫度和壓力、生產壓差等外部因素。UCG過程直接可控參數主要包括氣化劑注入壓力、注入速率、注入組分、注入溫度、線性CRIP（受控注入點后退氣化）結構中注入點位置和生產井口壓力。注入壓力控制合成氣的可燃氣體組分，壓力越高，CH4占比越高，CO和 H2占比越低，根據西班牙EI Tremedal現場試驗經驗，壓力為5 MPa時，可燃組分比例為55%[10]。

產出氣經井下降溫后進入地面處理環(huán)節(jié)。合成氣是 CO、CH4、H2、CO2和其他雜質的混合物，主要雜質是顆粒、焦油以及硫化合物等，利用前需要凈化提純。凈化一般有 4個目的：降溫，脫水，回收有價值副產品，除去有害雜質。

經地面處理的合成氣可實現綜合利用，包括 CO2的利用與埋存，以及可燃氣體的綜合利用，如用于氣輪機發(fā)電、用作化學原料生產甲醇或其他化工產品等。

在煤炭地下氣化過程中，污染物防控貫穿始終，需在不同的工藝階段做好預測、控制和處理。監(jiān)測資料為控制提供依據，監(jiān)測與建爐、運行、控制和地面過程同步，UCG運行過程中必要的監(jiān)測包括生產動態(tài)監(jiān)測、氣化腔變化監(jiān)測、產物組分監(jiān)測、污染物監(jiān)測等。

1.4 煤炭地下氣化模式

一般認為，地下氣化過程包含非均相和均相兩種類型的反應，前者是氣化劑或氣態(tài)反應產物與固體煤或煤焦的反應，后者是氣態(tài)反應產物之間的相互作用或與氣化劑的反應。煤炭地下氣化過程的實質是煤中的固相炭與氣相中的 O2、水蒸氣、CO2、H2等之間的相互熱化學平衡。影響該化學平衡的主要因素包括氣化介質、接觸方式、工藝條件等。

根據不同條件下煤炭地下氣化主要反應過程及產物組分的差別，大致將煤炭地下氣化按深度分為 3個層段，小于500 m的淺層（氣化反應壓力一般小于4.0 MPa、氣化反應溫度大于1 000 ℃）、500～2 200 m的中深層（氣化反應壓力一般大于等于 4.0 MPa、小于22.1 MPa，氣化反應溫度大于1 000 ℃）和大于2 200 m的深層（氣化反應壓力一般大于等于22.1 MPa、溫度大于1 000 ℃），對應深度范圍內煤炭地下氣化有3種開發(fā)模式（見圖4）：一是淺層富氫模式，低壓下氣化劑經過 3個反應區(qū)與煤反應生成合成氣，以干餾反應、產物富含氫為特征，如波蘭巴巴拉現場試驗選用埋深20 m的煤層，產出氣中CH4體積占比為2.5%，H2占 36%，CO 占 32%，CO2占 15%，N2占 13%[10]；二是中深層富甲烷模式，隨著壓力的升高，反應向氣體體積減小方向進行直至達到平衡，由于 CO和 CO2的甲烷化反應都是體積縮小的反應，因此此時 CH4產率隨著壓力提高迅速增加，這一過程以甲烷化反應占主導、產物以富含甲烷為特征，如加拿大天鵝山現場試驗項目選取埋深1 400 m的煤層，產出物中CH4占37%，H2占15%，CO占5%，CO2占41%[10]；三是深層超臨界極富氫模式，當壓力持續(xù)增加至22.1 MPa以后，氣化劑中的水蒸氣進入超臨界狀態(tài)（374.3 ℃，22.1 MPa），此時化學反應超出上述的一般非均相和均相反應的范疇，轉為以超臨界水作為氣化反應介質發(fā)生超臨界氣化，實現煤的熱解、氣化、凈化、變換和分離同時進行[11]，此時以水的超臨界反應、產物極富氫為特征，地面超臨界水煤氣化實驗結果顯示產出氣中CH4占3%～4%，H2占55%～62%，CO占1%，CO2占32%～39%[12]。

圖4 煤炭地下氣化的3種開發(fā)模式（CH2—H2含量，CCH4—CH4含量，p—反應壓力，T—反應溫度）

1.5 煤炭地下氣化技術研究現狀

1868年，德國科學家William Siemens首次提出將地面氣化爐搬到地下煤礦直接氣化煤炭，第一次提出煤炭原地氣化的可能性[13]。1888年，俄羅斯化學家Mendeleev提出了煤地下氣化（UCG）的基本工藝[14-15]。1906—1910年，美國化學家Betts獲得美國、加拿大和英國 3個煤炭地下氣化技術專利，標志著煤炭地下氣化技術的相對成熟[16]。

西方工業(yè)國家對 UCG的工業(yè)化試驗隨著國際油價的高低起伏幾經起落，但對UCG的研究試驗從未停止。20世紀30年代開始，前蘇聯(lián)、美國、比利時、德國、英國以及澳大利亞等國家相繼開展煤炭地下氣化制氣、制氫、與發(fā)電融合等不同目的的現場試驗[17]，持續(xù)改進完善煤炭地下氣化工藝及技術，發(fā)展了CRIP工藝等，并持續(xù)將煤炭地下氣化向中深層推進。加拿大于2009—2011年利用CRIP工藝在阿爾伯塔省天鵝山開展的煤炭地下氣化項目，是迄今為止目的煤層最深（埋深1 400 m）的UCG工業(yè)化現場試驗[10]。

中國在1958—1962年就探索過已開采煤炭礦區(qū)的地下氣化試驗，此后在黑龍江、河南也開展了多次有井式地下氣化試驗。20世紀 90年代初在徐州實施的“長通道、大斷面、兩階段”的氣化工藝，產出合成氣中H2含量最高可達60%～80%。2009—2015年，在內蒙古烏蘭察布完成了“L”型爐、“V”型爐、“單元面采爐”等無井式氣化爐試驗，開發(fā)了無需點火的移動單元后退氣化技術，實現了富氧氣連續(xù)生產，穩(wěn)定運行達5個月，合成氣有效組分含量大于50%，獲得了氣化爐連續(xù)運行的調控參數并取得了多項專利和技術成果[18-19]。受多種因素影響，烏蘭察布試驗項目未能繼續(xù)完成商業(yè)化。近年來，中國部分民營企業(yè)從制氫或制氣等不同角度涉足煤炭地下氣化產業(yè)，分別在內蒙古和新疆開展淺層煤炭地下氣化的前期工作；此外，大型油公司也有意結合自身天然氣產業(yè)鏈，在煤炭井工開采范圍外開展深層煤炭地下氣化業(yè)務增加天然氣供給能力，這都將積極推動中國煤炭地下氣化產業(yè)發(fā)展。

2 中國煤炭地下氣化開發(fā)潛力

2.1 中國煤炭資源量及煤炭地下氣化開發(fā)潛力

國土資源部重大項目“全國煤炭資源潛力評價”的成果顯示，全國埋深2 000 m以淺的煤炭資源總量為5.9×1012t，主要分布在華北、西北和東北晚石炭世—早二疊世、晚二疊世、早中侏羅世以及晚侏羅世—早白堊世等 4個主要成煤期的煤系中，其中探獲煤炭資源量 2.02×1012t，預測資源量 3.88×1012t[20]。目前煤礦企業(yè)開采深度集中在1 000 m以淺，埋深1 000～2 000 m的煤炭資源由于暫不具備礦井開采技術和經濟條件而沒有開展精細評價，埋深2 000 m以深的煤炭資源更是沒有進行規(guī)?？辈?，1 000 m以深煤炭資源是地下氣化主要目標，可氣化潛力大。

據預測，中國陸上埋深1 000～3 000 m的煤炭資源量為3.77×1012t[20-21]，主要分布在鄂爾多斯、準噶爾、塔里木、二連、海拉爾、松遼等含油氣盆地中，這些中深層煤炭經過地下氣化可生成巨量的甲烷和氫氣。按氣化動用率 40%計算，折合等熱值甲烷（天然氣）資源量為（272～332）×1012m3（暫不考慮煤階及地表條件影響，見圖5），是常規(guī)天然氣資源量的3倍，與非常規(guī)天然氣資源量的總和基本相當，開發(fā)潛力巨大。

圖5 中國煤炭地下氣化資源量與天然氣資源量對比圖

2.2 重點地區(qū)煤炭地下氣化開發(fā)潛力

煤層發(fā)育、地理位置極佳的鄂爾多斯和二連盆地是煤炭地下氣化實施的重點有利目標。鄂爾多斯盆地煤炭地下氣化資源潛力巨大，全盆地發(fā)育上古生界石炭-二疊系和中生界侏羅系兩套煤層，合計含煤面積超過29×104km2，埋深4 000 m以淺的煤炭預測總資源量為 6.92×1012t[22]。僅盆地東緣部分煤層氣礦權區(qū)塊中埋深800～2 200 m、適合進行地下氣化的煤炭資源量即為183×108t，初步測算地下氣化可動用煤炭資源量73.2×108t，折合純甲烷資源量 1.46×1012m3，按 50%的采收率計算，大致相當于一個年產天然氣 150×108m3、可連續(xù)開采50年的大型氣田。

二連盆地成煤時間晚，含煤面積 0.90×104km2，2 000 m以淺的煤炭資源量為6 819×108t，埋深500～1 000 m的資源量占90%以上，盆地地下氣化可動用煤炭資源量754×108t，折合純甲烷資源量12.5×1012m3，按 50%的采收率計算，大致相當于一個年產天然氣1 000×108m3、可連續(xù)開采50年的超大型氣田。

3 煤炭地下氣化技術發(fā)展面臨挑戰(zhàn)

3.1 煤炭地下氣化面臨的主要問題

國內外淺層煤炭地下氣化試驗項目沒有取得規(guī)模產業(yè)化發(fā)展的主要原因有 3個，一是選區(qū)問題，地質選區(qū)過程中論證不充分，如因地層水大量涌入氣化腔導致試驗停止等；二是地下氣化技術和工藝對地質、工程、地面要求非常高，技術本身仍存在需要完善之處，如因貫通工藝導致試驗失敗、連續(xù)管燃燒事故導致試驗停止、產出氣通道受阻導致試驗停止等；三是絕大部分淺層試驗項目受外部環(huán)境的影響大，如國家環(huán)保政策導致試驗停止、地表下陷和淺層水污染導致項目停止等[8,13,23-26]（見表1）。

國內外的現場試驗表明，淺層煤炭地下氣化技術基本成熟，但要走向產業(yè)化需要完善工藝技術和提高經濟效益，結合相關技術進展、相關產業(yè)形勢和環(huán)保要求來看，煤炭地下氣化發(fā)展方向一是向深層發(fā)展，避開環(huán)境敏感區(qū)和傳統(tǒng)煤礦采掘區(qū)；二是產業(yè)的融合發(fā)展，如與發(fā)電產業(yè)的結合，與碳捕獲、利用與封存產業(yè)的結合，與制氫產業(yè)的結合以及與燃料電池產業(yè)的結合等[25]。

3.2 煤炭地下氣化發(fā)展的主要目的層

中深層是煤炭地下氣化發(fā)展的主要目的層，相對于淺層煤層，中深層煤炭地下氣化有很多優(yōu)點：一是氣化爐遠離地表及飲用水源，避免了直接環(huán)境污染；二是埋深增大有利于增加氣化爐的密閉性，避免了大量裂隙導致的產出氣泄漏；三是隨埋深增大溫度提高，氣化反應速度和熱值隨之提高。但隨著埋深的增大，地層壓力也隨之增大，地層情況更為復雜，施工和監(jiān)測控制技術難度增加，項目成本也隨之增加。為盡量避免可能的地下水污染以及避開與煤炭開采企業(yè)的業(yè)務范圍重疊，煤炭地下氣化未來一定是向中深層、深層甚至超深層發(fā)展。

3.3 中國中深層煤炭地下氣化發(fā)展面臨挑戰(zhàn)

中深層煤炭地下氣化工業(yè)化試驗仍面臨 3方面挑戰(zhàn)。核心是中深層煤炭地下氣化反應機理更為復雜，對工程工藝技術要求更高。受高溫高壓影響，中深層煤炭氣化化學反應機理從簡單的燃燒干餾反應為主變成甲烷化反應為主，地下反應過程更為復雜，反應腔的煤巖煤質、封閉性等反應條件對地下氣化影響顯著，使得對地質選區(qū)標準的要求更高，對反應精準控制的工藝技術要求也隨之增加。

表1 國內外重點煤炭地下氣化項目統(tǒng)計表（據文獻[8,13,23-26]，有修改）

圖6 煤炭地下氣化產出CO2綜合利用示意圖

其次是環(huán)境影響。煤炭地下氣化對環(huán)境影響主要包括地下水污染及大量 CO2的排放。地下水污染的途徑包括污染物隨煤氣通過圍巖裂隙向周圍地層擴散和滲透以及在地下水中浸出并隨之遷移[27]，污染物包括苯及其衍生物、酚類化合物、多環(huán)芳烴、雜環(huán)化合物等有機污染物[28-29]及氨氮、氰化物和金屬元素等無機污染物[28]，這些污染物可以有效防控，但無法低成本根除。產出氣中 CO2處理是煤炭地下氣化規(guī)?；a后必須面對的另一個環(huán)境問題。結合油氣工業(yè)的開發(fā)實踐，CO2有 3種處理途徑（見圖6）：一是用于鄰近低滲油田的驅油并埋存，打造“煤炭地下氣化-石化煉廠用氫-CO2提高原油采收率與埋存”石油石化凈零排放示范工程；二是就近在合適地層中直接埋存；三是提純后直接利用，一般用于食品行業(yè)，制成干冰用于制冷，以及開展CO2超臨界萃取等等。

最后是經濟性影響。據初步測算，當前條件下20×108m3/a生產規(guī)模、煤層埋深800 m的地下氣化項目產出甲烷單位成本約為1.1～1.3元/ m3，與進口氣價格具有一定的可比性，但價格優(yōu)勢不明顯，項目經濟性受外部因素影響較大。同時，新能源低廉化對煤炭地下氣化產業(yè)影響巨大，中國能源結構從煤炭、石油、天然氣、新能源“一大三小”的現狀調整到煤炭、油氣、新能源“三足鼎立”狀態(tài)的趨勢不可避免，一旦新能源低廉化發(fā)展進程迅速，地下氣化等煤炭清潔化利用項目可能受到嚴重影響。因此，如何降低開發(fā)成本將成為中國煤炭地下氣化商業(yè)化過程中面臨的重要制約因素之一。

4 煤炭地下氣化對中國天然氣工業(yè)的戰(zhàn)略意義

4.1 中國天然氣工業(yè)供需矛盾突出

世界能源正經歷油氣向新能源的第3次重大轉換，形成石油、天然氣、煤炭、新能源“四分天下”的新格局，天然氣在其中發(fā)揮著重要的橋梁作用。2017年，中國一次能源生產中，石油、天然氣、煤炭及新能源分別占8%、5%、70%、17%，煤炭占比最大，呈現“一大三小”格局。中國天然氣工業(yè)發(fā)展已進入新階段，在生態(tài)環(huán)境建設、能源結構調整以及新型城鎮(zhèn)化進程加快的背景下，天然氣在能源結構中的地位日益凸顯，中國天然氣發(fā)展迎來“黃金時代”[30-31]。

中國油氣消費量快速增長，對外依存度加速擴大。2007—2018年，國內原油產量增長乏力，從1.86×108t上升至2.15×108t后連續(xù)3年下降，消費量從3.78×108t增長至6.25×108t[32（]見圖7），供需缺口持續(xù)擴大，2018年原油對外依存度已達71%；國內天然氣產量從695×108m3快速上升至2018年的1 580×108m3（其中頁巖氣 107×108m3），天然氣消費量保持高速增長，2018年國內天然氣總消費量2 766×108m3[33]（見圖7），對外依存度達 43%。受能源結構調整和消費需求增長等因素推動，未來油氣對外依存度將進一步擴大。預計2020年中國天然氣需求量達到3 500×108m3，占一次能源消費總量的10%，缺口約（1 700～1 800）×108m3；2030年天然氣需求量約（5 500～6 000）×108m3，占一次能源消費總量的12%，缺口約（3 500～4 000）×108m3；2050年天然氣需求量約（6 500～7 000）×108m3[34]，占一次能源消費總量的15%，缺口約（4 000～5 000）×108m3。在全球多極分化明顯、地緣政治日趨緊張的環(huán)境下，天然氣供應的巨大缺口將對中國能源安全造成極大挑戰(zhàn)，并可能帶來經濟、外交等系列連鎖反應。如何快速有效增加天然氣供給已成為制約生態(tài)文明發(fā)展的重大能源問題。

圖7 2007—2018年國內原油和天然氣產量、消費量

同時，國內經濟發(fā)展承載的環(huán)境壓力巨大。內部表現為大范圍、高強度的霧霾天氣倒逼能源結構轉型，外部則表現為CO2減排任務艱巨。目前中國CO2、SO2排放量的85%，氮氧化合物排放量的60%，煙塵的70%都來自于燃煤，燃煤過程排放的污染物是導致區(qū)域灰霾等大氣復合污染問題的重要原因[35]。中國煤炭一支獨大的能源結構短期內難以改變，實現環(huán)境友好的能源發(fā)展模式，一方面要提升清潔能源在能源消費總量中的占比，另一方面必須堅持推動化石能源尤其是煤炭的清潔高效利用和綠色開采，加大煤炭由一次能源向二次能源的轉化力度，為“美麗中國”建設提供強有力支撐。

4.2 煤炭地下氣化可開辟中國天然氣規(guī)模上產戰(zhàn)略新途徑

“清潔、低碳、安全、高效”的現代能源體系是中國能源行業(yè)高質量發(fā)展的目標。在天然氣資源不能充分滿足市場需求急劇增加、新能源還沒有替代油氣實現低廉規(guī)模供應的情況下，能源行業(yè)高質量發(fā)展、解決能源環(huán)境問題的關鍵是要立足國情加強煤炭高效清潔利用。為此，國家出臺系列政策鼓勵和支持煤炭清潔高效利用，其中煤炭地下氣化由于變物理采煤為化學采氣，不僅能有效改善因采煤引起的安全和生態(tài)環(huán)境問題，而且將煤炭利用從直接燃燒利用終端轉移到成熟的天然氣產業(yè)中。國家能源局印發(fā)的《煤炭清潔高效利用行動計劃（2015—2020年）》指出，要“推進煤炭地下氣化示范工程建設，探索適合我國國情的煤炭地下氣化發(fā)展路線”，“積極開展二氧化碳捕集、利用與封存技術研究和示范；鼓勵現代煤化工企業(yè)與石油企業(yè)及相關行業(yè)合作，開展驅油、微藻吸收、地質封存等示范，為其他行業(yè)實施更大范圍的碳減排積累經驗”[36]。目前，地面煤制合成天然氣已經進入規(guī)模開發(fā)階段，以國家發(fā)展和改革委員會已經核準的慶華新疆伊犁、內蒙古匯能、大唐克旗和大唐阜新等為代表的煤制氣項目產能預計將達622×108m3/a，但煤炭地下氣化仍處于前期研究階段。

與地面煤制氣項目相比，煤炭地下氣化更環(huán)保、更經濟且關鍵技術已經取得突破，由于其能量密度、產氣速度和效率均遠高于目前開發(fā)的非常規(guī)氣，將有望開辟中國特色的快速有效供氣的戰(zhàn)略新途徑。厚度為 10 m的煤層可技術采出的氣化天然氣豐度約 1.5×109m3/km2（折合純甲烷），高于目前絕大多數在產的常規(guī)及非常規(guī)天然氣田。按照單井氣化面寬度70 m、水平段長800 m（不含靶前距200 m）、日燃燒0.4 m粗算，單個氣化爐（單組水平井）日產純甲烷氣最高約3×104m3，單爐持續(xù)生產5年累計可產出約 2×108m3甲烷氣；1 km2可實施單井9口，可建商品氣產能10×108m3/a，穩(wěn)產1.5年。

煤炭地下氣化產出合成氣中H2占相當大比例，因此發(fā)展煤炭地下氣化產業(yè)，可為“氫經濟”時代的到來儲備資源和技術。氫是一種潔凈的能源載體，搭建氫能源聯(lián)用平臺能夠在可再生能源、電能、油氣等不同種類能源之間實現互聯(lián)互通，使能源得到有效的儲存與利用。目前氫能與燃料電池技術已被國家列入未來能源發(fā)展的重要方向和戰(zhàn)略新興業(yè)務重點發(fā)展領域。地下氣化產物中H2含量可根據溫度、壓力和氣化劑等條件控制，最高可達 60%左右，未來可在需要時根據技術手段控制H2產出物比例。因此，煤炭地下氣化之于中國能源工業(yè)，有甚于頁巖氣革命之于美國能源工業(yè)。

5 石油石化企業(yè)是煤炭地下氣化的主力軍

5.1 煤炭地下氣化是跨學科、跨專業(yè)、實踐性強的綜合性業(yè)務

煤炭地下氣化是實用工程和基礎科學的交叉學科，包括物理學和化學、流體力學和固體力學、熱動力學、地質和水文地質、自動控制等學科。諸多因素的相互作用使煤炭地下燃燒和氣化過程極其復雜（包括一些可逆的化學反應），給氣化過程監(jiān)測和控制帶來極大挑戰(zhàn)。因此，煤炭地下氣化技術和工藝要求高，是多學科集成技術體系，涉及到地下地質、鉆完井、裝備制造、地面處理等與天然氣產業(yè)相關的諸多技術，石油石化企業(yè)具有煤炭企業(yè)難以比擬的中深層地下（井下）技術、天然氣管網、化工、市場以及融合發(fā)展的整體優(yōu)勢。

5.2 石油石化企業(yè)發(fā)展煤炭地下氣化業(yè)務可充分發(fā)揮資源綜合開發(fā)優(yōu)勢

一是石油石化企業(yè)在油氣勘探過程中逐漸加深對中深層煤炭資源認識。油氣企業(yè)礦權區(qū)廣泛分布不同時期形成的含煤地層，鄂爾多斯、塔里木、準噶爾、二連等含油氣盆地油氣勘探開發(fā)過程中鉆遇大面積分布的中深層含煤地層，獲取了較為豐富的煤層地質和分析化驗資料，對發(fā)育于不同地質時期、具有不同煤巖煤質的中深層煤炭及可氣化資源有一定的認識。由于資源目標主體不同和長期積累，相比煤炭企業(yè)，石油石化企業(yè)在深部地質探測理論和技術方面具有明顯的優(yōu)勢。

二是部分油氣勘探開發(fā)技術及裝備可用于中深層及深層煤炭地下氣化。一方面，油氣田勘探開發(fā)技術對地下氣化項目有重要的促進作用，特別是定向鉆井和連續(xù)油管等技術的進步，推動了近年來煤炭地下氣化技術由巷道式向無井式的跨越式發(fā)展。另一方面，石油石化企業(yè)成熟的地質綜合評價技術（煤層氣）、地球物理探測技術系列（地震、測井）、水平井鉆完井技術、連續(xù)管集成技術、高溫稠油熱采技術系列、實時在線監(jiān)測技術、地面天然氣凈化處理技術系列可經過油氣開發(fā)配套技術引領中深層煤炭地下氣化產業(yè)發(fā)展，通過針對性完善用于煤炭地下氣化的選址、建爐、注氣、點火、生產等關鍵環(huán)節(jié)，如采用三維地震、VSP（垂直地震剖面）及測井技術開展煤層精細構造解釋及煤巖煤質、應力場評價，為建爐提供地質依據；采用微地震監(jiān)測技術實時監(jiān)測煤層氣化造腔形態(tài)及大小變化；火燒油層技術的點火、注入控制和井筒完整性等部分工藝技術可借鑒于地下氣化點火及控制環(huán)節(jié)等等，有望推動中深層及深層煤炭地下氣化項目取得實質性突破。

三是可充分發(fā)揮協(xié)同效應。煤炭地下氣化由于其“地下、高溫、流體”等屬性，與石油石化企業(yè)現有油氣產業(yè)鏈融合度高，不僅可在不同地區(qū)因地制宜地與天然氣產業(yè)鏈、煉化業(yè)務、礦區(qū)用能替代、儲氣庫業(yè)務、CO2驅油與埋藏業(yè)務、氫能產業(yè)鏈實現協(xié)同發(fā)展，實現資源的立體綜合開發(fā)及利用，更能拉動石油石化企業(yè)相關技術服務產業(yè)向新興業(yè)務的橫向擴張和高精尖技術的縱深發(fā)展，實現煤炭地下氣化產業(yè)與油氣產業(yè)的高度融合發(fā)展，發(fā)揮“1+1＞2”的協(xié)同效益。

6 結論與討論

煤炭地下氣化技術已基本成熟，受工藝技術本身以及市場、安全環(huán)保等外部環(huán)境影響導致產業(yè)化步伐進展緩慢，中深層和產業(yè)融合是煤炭地下氣化未來發(fā)展方向。

不考慮煤階、地表條件等因素，初步匡算中國埋深1 000～3 000 m的可氣化煤炭折合天然氣資源量為（272～332）×1012m3，是常規(guī)天然氣資源量的3倍，與非常規(guī)天然氣資源量的總和基本相當，開發(fā)潛力巨大。

煤炭地下氣化能量密度、產氣速度和效率均遠高于目前開發(fā)的非常規(guī)氣，可開辟中國特色的快速有效供氣的戰(zhàn)略新途徑，有望成為具有中國特色的天然氣技術革命，煤炭地下氣化之于中國能源工業(yè)，其意義有甚于頁巖氣革命之于美國能源工業(yè)。

煤炭地下氣化具有“地下、高溫、流體”等屬性，與石油石化企業(yè)現有油氣產業(yè)鏈有著天然的融合，石油石化企業(yè)具有發(fā)展中深層煤炭地下氣化的一體化優(yōu)勢，可在“淺層富氫、中深層富甲烷以及深層極富氫”3種模式中根據不同需求和相應技術成熟度優(yōu)選技術路徑發(fā)展煤炭地下氣化業(yè)務。

煤炭地下氣化在中國有需求、有資源、有基礎、有技術，產業(yè)化之路已初現曙光，但仍面臨機理上、技術上、環(huán)保上以及經濟上等各方面的不確定因素，需要開展針對性的室內研究和現場先導性及工業(yè)化試驗。石油石化等企業(yè)應充分發(fā)揮自身優(yōu)勢，力推和引領中國煤炭地下氣化產業(yè)的發(fā)展，有望實現中國天然氣革命和推動氫工業(yè)快速發(fā)展。