桑樹勛，劉世奇，韓思杰，鄭司建，劉 統，周效志，王 冉，王 猛

(1.中國礦業(yè)大學 江蘇省煤基溫室氣體減排與資源化利用重點實驗室，江蘇 徐州 221008；2.中國礦業(yè)大學碳中和研究院，江蘇 徐州 221008；3.中國礦業(yè)大學 資源與地球科學學院，江蘇 徐州 221116)

甲烷是最主要的非CO2溫室氣體，2020 年全球甲烷排放量約占溫室氣體總排放量的14%，而我國是全球甲烷排放量最高的國家[1]，且超過排放總量40%的甲烷來自能源活動，其中，煤炭甲烷又是甲烷的最大排放源，占能源活動甲烷排放量的85%[2]。煤炭甲烷集“溫室氣體”“能源氣體”“災害氣體”于一體，煤炭甲烷的有效管控與開發(fā)利用對我國減少甲烷溫室氣體排放、提升油氣能源供給能力、防治礦井瓦斯災害等具有重要意義。

對煤炭甲烷的認識始于煤礦瓦斯防治。瓦斯爆炸和煤(巖)與瓦斯突出等瓦斯事故是較大以上煤礦事故的主要類型[3-4]。因此，很長一段時間，煤炭甲烷管控圍繞煤礦瓦斯防治和煤礦安全開采而實施。在煤礦瓦斯治理過程中，伴隨科技進步和油氣能源需求增大，逐漸認識到煤炭甲烷是可以開發(fā)利用的非常規(guī)天然氣資源，將煤炭甲烷從災害氣體拓展到能源氣體[5-7]。據估算，全球煤層氣資源量約為260×1012m3，占全部天然氣資源總量的30%以上[8]，我國煤層氣資源潛力巨大，全國41 個聚煤盆地(群)，煤層氣地質資源量30.05×1012m3，可采資源量達12.52×1012m3，是我國天然氣資源的重要組成部分[3,9-10]。甲烷20 年尺度(短周期)和100 年尺度(長周期)下的全球增溫潛勢分別是等體積二氧化碳的84 倍和28 倍，被認為是全球氣候變暖的重要原因[11]。近年，隨著全球范圍對氣候變暖的關注日益密切，甲烷的溫室氣體屬性逐漸被重視起來。目前人為甲烷排放主要來源于能源活動、工/農業(yè)生產活動、土地(濕地)以及廢棄物處理等，其中，以煤炭甲烷排放為主，可占全球人為甲烷排放總量的12%[1]，占我國人為甲烷排放總量的38%[12]，煤炭甲烷減排也因此備受關注。同時，甲烷在大氣中的自然壽命10～12 年，而二氧化碳約為120 年[13]，故通過減少甲烷排放延緩氣候變化也更為高效。

相較于工業(yè)革命前，當前大氣中的甲烷體積分數已增長了150%[14]，特別是過去10 年，全球大氣中甲烷平均濃度增長了8.0×10?9，至2020 年達到(1 889±2)×10?9[15]。國際能源署(International Energy Agency，IEA)數據顯示，2018 年全球煤礦甲烷排放量高達40×106t，煤炭開采過程中排放的甲烷甚至與直接燃燒全部煤炭產品產生的溫室效應相當[16]。因此，降低煤炭甲烷排放量是緩解全球溫室效應的重要手段。我國是煤炭生產大國，也是世界煤炭甲烷排放最多的國家，年排放總體規(guī)模達億噸級以上，其中，煤炭開采過程甲烷排放是最大的甲烷排放源，占煤炭甲烷排放量的85%左右[4]，煤炭甲烷排放管控，特別是煤炭開采過程中甲烷排放管控，是應對全球氣候變化的緊迫需求。

為有效遏制甲烷特別是煤炭甲烷排放，國際社會已開展了大量行動，先后簽訂了《聯合國氣候變化框架公約》《京都議定書》《坎昆協議》以及《巴黎協定》等具有國際法律效力的協議。世界主要產煤國也相繼出臺煤炭甲烷減排的政策法規(guī)，從煤炭甲烷源頭減排，提高煤炭甲烷利用率，做好甲烷排放監(jiān)測以及市場融資交易等方式，積極落實甲烷溫室氣體減排承諾。我國 “雙碳”承諾宣示后，特別是2021 年以來，加快制定甲烷減排國家行動計劃，密集出臺多個政策和規(guī)劃，明確了能源領域，特別是煤炭行業(yè)甲烷減排方向。近年來，我國在煤礦瓦斯減排利用、煤層氣高效勘探開發(fā)、低濃度與乏風瓦斯利用以及關閉/廢棄礦井瓦斯抽采利用等方面開展了大量理論與技術研究，并廣泛應用于煤炭甲烷減排、減災與利用的工程實踐，已取得了良好的經濟和社會效益。

綜上，開展煤炭甲烷排放管控和高效利用在能源、環(huán)境、安全等領域具有重要意義。筆者旨在梳理全球與代表性國家煤炭甲烷排放及其管控現狀，闡釋我國煤炭甲烷開發(fā)利用、排放管控主要進展，討論和展望我國煤炭甲烷減排路徑與潛力，以期推動我國煤炭甲烷排放管控和高效開發(fā)利用技術發(fā)展。

1 全球煤炭甲烷排放及其管控現狀

1.1 煤炭甲烷排放

IEA 公布的數據顯示，2021 年全球主要煤炭生產國的甲烷排放總量約164.44×106t，占全球甲烷排放總量的46.10%，中國占比高達16.40%[17]；全球范圍內，煤炭甲烷排放量占全球甲烷排放總量的8%左右，而這一比例普遍認為是被低估的[18]。

煤炭甲烷排放主要來自煤炭開采(包括地下開采和露天開采)、礦后活動以及廢棄煤礦排放[1]。根據全球甲烷倡議(The Global Methane Initiative，GMI) 數據顯示，2020 年全球主要煤炭生產國的煤炭甲烷排放量約879.63 MmtCO2e(百萬噸CO2當量)，其中以煤炭地下開采排放的甲烷為主，約873.52 MmtCO2e[19]。1990?2015 年，我國煤炭地下開采排放的甲烷量整體呈上升趨勢，并于2015 年達到峰值662.63 MmtCO2e(圖1a)。過去30 年里，印度的煤炭地下開采甲烷排放量增幅達73.46%，由12.85 MmtCO2e 增長至22.29 MmtCO2e(圖1a)。美國、德國、澳大利亞、波蘭、俄羅斯和南非等其他主要煤炭生產國在20 世紀90 年代煤炭地下開采甲烷排放量基本實現達峰，目前除美國和俄羅斯外，其他主要煤炭生產國煤炭地下開采甲烷排放量普遍低于25.00 MmtCO2e(圖1a)。

全球主要煤炭生產國的煤炭露天開采甲烷排放量遠低于煤炭地下開采甲烷排放量。中國、印度等發(fā)展中國家煤炭露天開采甲烷排放量約為煤炭地下開采的0.02%～1.00%；除德國外，歐美發(fā)達國家這一比例略高，為1.00%～3.00%。1990?2020 年，除中國外，全球其他主要煤炭生產國的煤炭露天開采甲烷排放量基本保持穩(wěn)定(俄羅斯、波蘭)或呈下降趨勢(印度、美國、德國等)(圖1b)。

圖1 1990?2020 年全球主要產煤國煤炭開采過程甲烷排放量[19]Fig.1 Methane emissions of coal mining in major coal producing countries in the world during 1990-2020[19]

廢棄礦井中遺留甲烷的泄漏是重要的煤炭甲烷來源。隨著全球主要產煤國關閉礦井增多，由此產生的廢棄礦井甲烷排放量日益增長[20]。然而，目前國際上尚沒有系統完備地梳理全球廢棄礦井甲烷排放情況，Nazar Kholod 等推算，2010 年全球廢棄礦井甲烷排放量約220.12 億m3，2020 年增長至332.69 億m3[21]。

1.2 煤炭甲烷排放管控

1.2.1 管控政策

美國是最早出臺法規(guī)開展煤炭甲烷排放管控的國家。2004 年，美國修訂的《清潔空氣法》明確要求各州政府提交煤炭開采過程中甲烷排放情況及減排措施的經濟性分析報告。2007 年，美國政府正式通過《能源獨立和安全法案》，將甲烷列為必須統計的溫室氣體。2009 年，美國第一部溫室氣體減排法案《美國清潔能源安全法案》進一步明確了將煤炭甲烷納入溫室氣體統計系統。近年，美國又先后出臺了《甲烷減排氣候行動戰(zhàn)略規(guī)劃》(2014 年)、《石油和天然氣新能源標準》(2016 年)、《美國甲烷減排行動計劃》(2021 年)、《基礎設施投資和就業(yè)法案》(2021 年)等政策、法規(guī)和標準，提出了甲烷減排目標，制定了工業(yè)甲烷排放標準，為美國煤炭甲烷減排明確了路徑。

俄羅斯、印度和南非等煤炭主產國也相繼制定了煤炭甲烷減排政策?！抖砹_斯聯邦到2035 年的能源戰(zhàn)略》(2020 年)和《俄羅斯的社會經濟發(fā)展戰(zhàn)略》(2022 年)從戰(zhàn)略層面明確了與甲烷減排相關的措施。印度的 《甲烷減排政策》(2018 年)將減少甲烷排放設定為國家戰(zhàn)略。南非在《2016 年國家溫室氣體排放報告條例》中引入了單一的國家報告系統，用于匯總包括甲烷在內的溫室氣體排放。2020 年，歐盟制定了《歐盟甲烷減排戰(zhàn)略》和《歐洲議會和理事會制定關于能源部門甲烷減排的條例和修訂(歐盟)2019/942 號條例的提案》，將建立“甲烷供應指數”“透明度數據庫”和“全球甲烷排放者監(jiān)測工具”，以加強煤炭甲烷管控。

我國也針對煤炭甲烷的排放、抽采、利用等制定了一系列法律法規(guī)和政策。我國煤炭甲烷管控經歷了3 個階段。第一階段，災害氣體防治階段，煤炭甲烷排放管控政策主要圍繞礦井瓦斯防治和煤礦安全開采而制定推行。2005 年，國務院成立煤礦瓦斯防治部際協調領導小組，之后2005?2013 年，我國圍繞瓦斯防治工作出臺了一系列部門規(guī)章、規(guī)范性文件和技術標準，如《煤礦安全規(guī)程》《防治煤與瓦斯突出規(guī)定》 《煤層氣(煤礦瓦斯)排放標準》等，明確了“應抽盡抽、多措并舉、抽掘采平衡”的原則。2008 年，國家環(huán)保總局出臺《煤層氣(煤礦瓦斯)排放標準》，標志著我國煤炭甲烷管控進入第二階段，即能源氣體開發(fā)利用階段，該標準規(guī)定甲烷體積分數≥30%的煤層氣(煤礦瓦斯)必須進行資源化利用，為煤炭行業(yè)的甲烷排放管控奠定了基礎。2014 年，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布 《中國煤炭生產企業(yè)溫室氣體排放核算方法與報告指南(試行)》，第一次正式明確了煤炭甲烷的溫室氣體屬性，為我國科學制定甲烷溫室氣體排放控制行動方案及對策奠定了法律基礎。2020 年，原國家質量監(jiān)督檢驗檢疫總局同原生態(tài)環(huán)境保護部聯合頒布《關于進一步加強煤炭資源開發(fā)環(huán)境影響評價管理的通知》，首次提出甲烷溫室氣體排放管控要求，標志著我國煤炭甲烷排放管控進入第三階段，即溫室氣體減排階段。2021 年，生態(tài)環(huán)境部發(fā)布《關于統籌和加強應對氣候變化與生態(tài)環(huán)境保護相關工作的指導意見》，明確在石油天然氣、煤炭開采等重點行業(yè)試點開展甲烷排放監(jiān)測，同年3 月出臺的《中華人民共和國國民經濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035 年遠景目標綱要》，則首次將甲烷管控納入五年規(guī)劃目標，為中國實現甲烷減排提供了依據和保障。2021 年10 月，中國國家聯絡人向《聯合國氣候變化框架公約》秘書處正式提交 《中國落實國家自主貢獻成效和新目標新舉措》，首次向國際社會闡明了我國能源領域甲烷減排方向。

世界各國進一步加強煤炭甲烷排放管控的國際合作。2021 年11 月，中美兩國聯合發(fā)布的《中美關于在21 世紀20 年代強化氣候行動的格拉斯哥聯合宣言》，強調將甲烷減排作為雙方應對全球氣候變化領域最具代表性的合作領域之一。美國與歐盟聯合頒布了《全球甲烷承諾》，計劃到2030 年，將全球甲烷排放量在2020 年的基礎上至少減少30%。

1.2.2 管控技術

煤炭甲烷排放管控技術主要包括煤礦瓦斯抽采與利用技術、煤層氣勘探開發(fā)技術和關閉/廢棄礦井瓦斯抽采利用技術，并初步形成了煤炭采前、采中和采后全生命周期煤炭甲烷管控技術路徑。

煤礦瓦斯抽采與利用技術主要包括煤礦瓦斯抽采技術和煤礦瓦斯利用技術。瓦斯抽采技術方面，臨近層抽采普遍采用保護層開采卸壓增透技術。針對本煤層抽采，松動爆破、水力沖孔、水力割縫、水力壓裂、CO2壓裂和注氣驅替等增透增抽技術已得到較為廣泛應用[9,11,22]。另外，可控沖擊波、有機溶劑活化增透、微波輻射以及微生物降解等增透增產新技術也被應用于工程實踐探索。煤層瓦斯抽采技術正向精準化、數字化、智能化與低碳化的技術體系發(fā)展。瓦斯利用技術方面，除高濃度瓦斯直接利用技術外，低濃度與乏風瓦斯利用技術也受到廣泛關注。其中，甲烷體積分數介于6%～30%的低濃度瓦斯，主要利用方式是內燃機爆燃發(fā)電；1%～6%的低濃度瓦斯，主要利用方式是稀薄燃燒，包括多孔介質燃燒、脈動燃燒和催化燃燒等技術[11,23]。乏風瓦斯利用則主要包括氧化利用(熱逆流蓄熱氧化、催化逆流氧化和預熱催化氧化等)、貧燃燃燒、混燃發(fā)電和輔助燃燒(粉煤鍋爐、內燃機)等技術[11,23]。

國際上，以美國、澳大利亞為代表，建立了煤層氣和煤系氣高效勘探開發(fā)技術體系。我國煤層氣產業(yè)經過20 多年的發(fā)展，也初步形成了地質適配性勘探開發(fā)技術體系，高階煤煤層氣勘探開發(fā)技術日益成熟，中低階煤煤層氣勘探開發(fā)技術取得長足進步，支撐我國煤層氣產業(yè)達到較大規(guī)模。例如，我國已形成了較成熟的煤層氣叢式井和水平井鉆完井和壓裂技術，煤層氣井排采探索形成了“低套壓?無套壓排采”“不穩(wěn)定激勵排采”“合層排采”“水平井排采”等量化排采管控技術[11,24]。目前，我國煤層氣開發(fā)仍面臨單井產氣量低、產能轉化率低、資源動用率低等問題，亟需實現構造煤儲層、深部煤層等復雜地質條件下煤層氣高效勘探開發(fā)理論與地質適配性技術體系突破[25-26]。

以德國、英國為代表，煤炭產業(yè)實現轉型發(fā)展的歐洲煤炭生產國，引領了關閉/廢棄礦井瓦斯抽采利用技術。山西省已累計施工關閉/廢棄煤礦采空區(qū)煤層氣抽采井100 余口，抽采利用甲烷1.28×108m3，相當于減排CO2192 萬t[15,27]。然而我國關閉/廢棄礦井瓦斯抽采利用尚處在起步階段，鉆井成功率僅為50%，亟需在關閉礦井高瓦斯賦存區(qū)的科學評價和優(yōu)選、瓦斯資源儲量精準預測和高效抽采技術等方向實現突破，構建關閉/廢棄礦井煤炭甲烷精準抽采和梯級利用技術體系[28]。

1.2.3 煤炭甲烷排放管控項目

據GMI 2021 年發(fā)布信息，截至2019 年，世界主要煤炭生產國在運行的煤炭甲烷減排項目共194 個，累計減排甲烷超過323.01×106t，煤炭甲烷減排初見成效(表1)[19]。其中，我國在運行的煤炭甲烷減排項目58 個，計劃投運20 個。

表1 全球主要產煤國煤炭甲烷減排項目(截至2019 年)[19]Table 1 Coal methane emission reduction projects in major coal producing countries in the world (By 2019)[19]

1.2.4 煤炭甲烷排放監(jiān)測

煤炭甲烷排放監(jiān)測對于制定全面的排放清單，增進各部門對排放過程的了解，制定基于過程的排放模型以及區(qū)域和城市規(guī)模的減排方案至關重要。利用地面、飛機、塔臺或衛(wèi)星觀測收集數據估算區(qū)域甲烷排放量是目前常用手段，也可通過計算模型轉換大氣甲烷含量，以此估算區(qū)域甲烷排放量。進入21 世紀以來，包括中國在內的世界各國先后發(fā)射了溫室氣體監(jiān)測衛(wèi)星。2002 年，歐洲發(fā)射的極軌對地環(huán)境觀測衛(wèi)星Envisat(Environmental Satellite)-1 是全球第一個能測量甲烷含量的溫室氣體監(jiān)測衛(wèi)星。2017 年，歐洲發(fā)射的TROPOMI 衛(wèi)星，刈幅寬達到2 600 km，分辨率7 000 m×7 000 m，可用作了解全球范圍內較大排放源的甲烷排放[29-30]。2002 年，美國發(fā)射了其第一顆溫室氣體監(jiān)測衛(wèi)星AQUA/AIRS，并計劃于2022 年發(fā)射MethaneSAT衛(wèi)星，該衛(wèi)星可繪制和量化200 km 范圍內含量為2×10?9的甲烷排放[29-30]。我國也分別于2017、2018 年發(fā)射了2 顆可測量大氣甲烷含量的溫室氣體監(jiān)測衛(wèi)星FY-3D/GAS 和GF-5/GMI[29-30]。另外，歐盟計劃建立國際甲烷排放觀測站，支持甲烷排放數據的國際共享。

1.3 趨勢與啟示

據GMI 預測，2021?2050 年，全球煤炭地下開采甲烷排放量呈逐年下降趨勢，其中，中國減排潛力最大。到2050 年，中國煤炭地下開采甲烷排放量較2020 年將下降148.39 MmtCO2e。同期，美國煤炭地下開采甲烷排放量將下降21.07 MmtCO2e，澳大利亞、德國、波蘭、俄羅斯等國基本保持不變，而印度和南非則分別增長22.29 MmtCO2e 和2.51 MmtCO2e。煤炭露天開采甲烷減排潛力同樣主要來自中國，到2050 年，中國煤炭露天開采甲烷排放量相較于2020 年將下降約22.55%。

煤炭甲烷擁有巨大的減排潛力，但IEA 研究表明，相對于其他化石能源，煤炭甲烷的減排難度更大，仍有諸多問題亟待解決。例如，歐美發(fā)達國家的煤炭產量占全球份額的比例較小，能源系統中甲烷減排的主要對象是天然氣；未來較長時期內煤炭仍是發(fā)展中國家的主要能源，發(fā)展中國家在實現煤炭甲烷減排過程中的能源轉型、技術創(chuàng)新、項目建設面臨經濟壓力，以及由此產生的社會和發(fā)展問題需妥善解決。因此，繼續(xù)深化政策創(chuàng)新、制度創(chuàng)新、技術創(chuàng)新，加大煤炭甲烷排放管控扶持力度和資金支持，是實現煤炭甲烷減排目標的關鍵。

2 中國煤炭甲烷開發(fā)利用與減排進展

2.1 煤礦瓦斯的開發(fā)利用與減排

2.1.1 階段劃分

中國煤礦瓦斯的開發(fā)利用大致可分為5 個階段（表2）：

表2 中國煤礦瓦斯開發(fā)利用主要發(fā)展階段Table 2 Major stages of coal mine gas development and utilization in China

20 世紀50?70 年代末，處于瓦斯抽放防治階段。1952 年，撫順龍鳳煤礦首次施工井下鉆孔預抽煤層瓦斯，開啟了中國煤礦瓦斯抽放的序幕。該時期煤礦瓦斯的開發(fā)利用主要以降低煤層瓦斯含量和預防瓦斯災害為目的，以撫順模式、陽泉模式和天府模式為代表，分別形成了高透氣高瓦斯特厚煤層瓦斯抽放技術、穿層鉆孔鄰近層卸壓瓦斯抽放和高瓦斯突出煤層群保護層開采等瓦斯抽放模式。在70 年代末，我國煤礦瓦斯抽放量已經超過了2×108m3，絕大部分瓦斯被直接排放至大氣中[31]。

20 世紀70 年代末?90 年代初，處于瓦斯抽采利用發(fā)展階段。從20 世紀60 年代以來，松動爆破、水力壓裂、水力割縫等低透煤層瓦斯強化抽采技術一直在不斷試驗發(fā)展中[32]。80 年代，為了解決瓦斯涌出量大等問題，煤礦開始采用多種瓦斯抽采方式相結合的瓦斯綜合抽采治理技術。隨著保護層卸壓瓦斯抽采、低透煤層水力強化瓦斯抽采等技術的推廣應用，初步構建形成中國瓦斯綜合抽采技術體系。1993 年，我國煤礦瓦斯抽采量達5.5×108m3，瓦斯抽采利用項目開始在部分地區(qū)開展，主要用于工業(yè)和民用燃料[31]。

20 世紀90 年代初?21 世紀初，為瓦斯規(guī)?；椴衫秒A段。此階段是我國煤礦井下瓦斯抽采的加速發(fā)展期，建立瓦斯抽采系統的要求同時被寫入國家瓦斯抽放管理和技術規(guī)范。同時，千米定向鉆孔瓦斯抽采等國外先進技術及裝備被引進[33]，大直徑鉆孔、順層長鉆孔等瓦斯抽采技術不斷取得突破[32]。1998 年，針對復雜碎軟、高瓦斯煤層群條件，淮南礦區(qū)實現了煤與瓦斯共采理論與技術的重大突破，形成了首采層卸壓開采和留巷鉆孔法瓦斯抽采技術體系，稱之為淮南模式[34]。1998?2006 年，淮南礦區(qū)瓦斯抽采量由1 000×104m3提高到1.72×108m3，礦區(qū)瓦斯抽采率由5%提高到45%。2005 年，我國煤礦瓦斯抽采量大幅增長至23.3×108m3，利用量也增加至7.35×108m3，抽采瓦斯利用率為31.5%。

2006?2021 年，為瓦斯資源化抽采利用階段。2006 年，隨著《國務院辦公廳關于進一步加快煤層氣(煤礦瓦斯)抽采利用的意見》的出臺，煤礦瓦斯作為資源性氣體開始進一步規(guī)?；谐椴衫?。同時，我國煤礦瓦斯抽采技術和模式日趨成熟，以松藻模式、晉城模式為代表，分別形成了“三區(qū)配套三超前增透抽采”模式與“三區(qū)聯動煤層氣(瓦斯)井上下立體遞進抽采”模式[35]。此外，煤礦瓦斯的利用范圍不斷拓展，形成民用工業(yè)燃料、壓縮和液化瓦斯、汽車燃料以及發(fā)電等多種利用方式[36]，如2010 年，山西晉煤集團建成迄今為止世界最大的瓦斯發(fā)電廠，裝機容量12 萬kW，年瓦斯利用量達1.8×108m3。低濃度和超低濃度瓦斯利用技術不斷發(fā)展，如2008 年，由山東勝利動力機械有限公司研發(fā)的通風瓦斯熱逆流裝置在煤礦現場試運行。

2021 年之后，為瓦斯資源化抽采與減排利用協同階段。隨著2020 年《關于進一步加強煤炭資源開發(fā)環(huán)境影響評價管理的通知》發(fā)布碳達峰碳中和目標的提出，煤炭甲烷作為重要溫室氣體，其開發(fā)利用模式開始向智能化、精準化方向發(fā)展，關閉礦井瓦斯抽采減排也成為關鍵新課題，逐步開始構建形成“采前?采中?采后”煤炭開發(fā)全生命周期瓦斯抽采減排技術體系，強調瓦斯資源化抽采利用、防治和溫室氣體排放管控的協同。同時，關注低濃度瓦斯和乏風瓦斯的綜合高效利用，逐步形成全濃度瓦斯階梯式綜合利用模式。

2.1.2 開發(fā)利用與減排效果

2005?2020 年，中國煤礦井下瓦斯抽采、利用與煤炭甲烷排放量情況如圖2 所示。在進入瓦斯資源化抽采利用階段的近15 年來，煤礦井下瓦斯抽采量經歷了2005?2015 年的迅速增長期，在2016 年略有降低后逐漸趨于平穩(wěn)。2020 年，我國煤礦井下瓦斯抽采量約為129×108m3，較2005 年增長近5 倍。煤礦井下抽采瓦斯利用量在近15 年來也持續(xù)保持增長，2020 年，我國煤礦井下抽采瓦斯利用量約為57×108m3，較2005 年增長6.8 倍。2015 年以前，我國煤礦瓦斯利用率長期維持至30%～35%水平，2016 年后以平均4.4%的年增長率不斷增長，2020 年我國煤礦井下抽采瓦斯利用率提升至44%左右水平，這與近年來我國煤礦瓦斯全濃度利用技術的發(fā)展與推廣應用密不可分。

我國煤炭開采導致的年甲烷排放量高達(200～500)×108m3，占世界煤炭甲烷排放總量的50%以上[37-38]。地下開采排放甲烷(煤礦瓦斯)是煤炭甲烷排放的最大源頭，占排放總量的80%以上。隨著瓦斯利用量的持續(xù)增長，井下抽采瓦斯排放量在2016 年后出現緩慢下降趨勢(圖2)，但在2020 年仍保持在72×108m3左右的高排放水平。除了井下抽采瓦斯排放，煤礦乏風瓦斯排放更是煤礦瓦斯排放的主要源頭。研究表明，我國煤礦乏風瓦斯年排放甲烷純量在150×108m3以上[39]，在全國煤礦瓦斯排放總量的占比高達70%以上。另據全球煤礦瓦斯排放量預測表明，到2050 年，關閉礦井瓦斯排放將占世界煤礦瓦斯排放總量的24%[20]，關閉礦井瓦斯排放也將成為我國煤礦瓦斯排放的重要源頭，應予以高度重視。

圖2 2005?2020 年中國煤礦井下瓦斯抽采、利用與排放情況[40-43]Fig.2 Underground coal mine gas drainage,utilization and emission in China during 2005-2020[40-43]

2.2 煤層氣的開發(fā)利用與減排

2.2.1 中國煤層氣開發(fā)利用歷程

1980 年，焦作礦務局在焦作中馬村礦施工4 口地面井，開啟了煤層氣開發(fā)利用工程實踐?！捌呶濉笨萍脊リP，國家開展了煤層氣前期評價和勘探工作，提出了沁水盆地、河東煤田等勘探有利區(qū)[44]。1992 年，我國與聯合國開發(fā)計劃署(The United Nations Development Programme，UNDP) 簽署并啟動實施了“中國煤層氣資源開發(fā)”項目，引進和吸收國外煤層氣地面開發(fā)技術?！鞍宋濉逼陂g國家選擇了安徽淮南、河南安陽、山西柳林三地進行煤層氣開采實踐探索，在柳林取得一定效果。同時期，中美合資晉丹能源研究開發(fā)公司在寺河礦區(qū)潘莊井田施工7 口試驗井組，均試采成功并排采至今[45]。1996 年，中國石油天然氣總公司與地質礦產部、煤炭工業(yè)部聯合成立了中聯煤層氣有限責任公司，標志著煤層氣開發(fā)正式被列為新的能源產業(yè)[46]?！笆晃濉逼陂g，國家先后出臺價格優(yōu)惠、稅收優(yōu)惠、開發(fā)補貼、礦權保護、發(fā)電補貼等多項政策扶持煤層氣產業(yè)發(fā)展，建成了沁水盆地和鄂爾多斯盆地東部兩大煤層氣產業(yè)基地[47]?！笆濉逼陂g，貴州、新疆兩地煤層氣勘探取得新突破，成為繼山西之后煤層氣增儲上產的重要地區(qū)?！笆濉币詠恚簩託忾_發(fā)技術不斷進步，煤層氣產量穩(wěn)步增長[46]。截至2021 年底，全國已探明煤層氣田28 個，累計探明煤層氣地質儲量為8 039×108m3。綜合煤層氣資源潛力來看，我國煤層氣產業(yè)仍處于規(guī)模開發(fā)初期階段。

2.2.2 中國煤層氣資源分布

我國煤層氣地質資源總量位居世界第三，僅居于俄羅斯、美國之后，占世界煤層氣總量的12%。根據 “中國石油第四次全國油氣資源評價”結果，埋深在2 000 m 以淺的煤層氣地質資源量為30.05×1012m3，可采資源量為12.52×1012m3[47]。

我國煤層氣資源可劃分為東北、華北、西南、南方和青藏五大煤層氣聚集區(qū)，區(qū)內鄂爾多斯、沁水、準格爾、滇黔貴、吐哈、二連、塔里木、海拉爾和伊犁9 個盆地占據全國83%的煤層氣資源量(圖3)，其中鄂爾多斯盆地資源量最大，占全國的26.79%，塔里木盆地煤層氣資源豐度最高[48]。按深度賦存，深層煤層氣資源量占39.35%，中層占31.60%、淺層占29.05%。按地層賦存，我國煤層氣主要分布在上古生界和中生界，上古生界煤層氣主要分布于石炭?二疊系，占總資源量45.56%；中生界主要分布于中、下侏羅統，占總資源量的48.29%。按煤階分布，我國高中低煤階煤層氣均廣泛發(fā)育，呈“三足鼎立”之勢。

圖3 我國煤層氣資源分布(據文獻[49]，修改)Fig.3 Distribution map of coalbed methane resources in China (modified from references [49])

2.2.3 中國煤層氣產量

我國煤層氣開發(fā)大致經歷3 個階段，“十五”期間，遼寧低階煤煤層氣取得突破；“十一五”至“十二五”早期，沁水盆地實現高階煤煤層氣規(guī)?；_發(fā)，煤層氣開發(fā)鉆井數和產量快速增加；“十二五”末以來，建成沁水盆地和鄂爾多斯盆地煤層氣產業(yè)化基地，煤層氣產量穩(wěn)步提升(圖4)。目前，我國煤層氣產量絕大部分來自于沁水盆地，占全國總產量的70%以上；其次是鄂爾多斯盆地，占總產量的20%左右；其余的主要來自于新疆準格爾盆地南部、遼寧阜新和鐵法盆地、四川筠連盆地等[50]。2020 年，我國煤層氣生產井達12 880 口，單井日平均產氣量不足1 000 m3，遠低于同期美國單井日產氣量[51]。同年，我國地面煤層氣總產量57.67×108m3，實際完成的產能建設已達132×108m3，我國煤層氣產能轉化率僅44%[52]。2021 年，我國天然氣產量超2 000×108m3，煤層氣產量對我國天然氣產量的貢獻率僅3% 左右，且增長緩慢，年增長只有4%～6%。因此，我國煤層氣開發(fā)總體表現為單井產量低、產能轉化率低、產量增長緩慢等特點。

圖4 2003?2020 年我國煤層氣鉆井數和產量(據文獻[8]，修改)Fig.4 Number of coalbed methane (CBM) wells and CBM production in China during 2003-2020 (modified from references [8])

3 中國煤炭甲烷排放管控

3.1 煤礦瓦斯的排放管控

3.1.1 限排管控

煤礦瓦斯的排放管控分為井下抽采瓦斯排放管控和乏風瓦斯排放管控兩個方面。對于井下抽采瓦斯排放，2008 年，國家環(huán)保局首次提出《煤層氣(煤礦瓦斯)排放標準》，即甲烷體積分數≥30%瓦斯不得直接排放。對于乏風瓦斯排放，根據《煤礦安全規(guī)程》，礦井總回風巷或者一翼回風巷中甲烷體積分數不能超0.75%。2020 年，《關于進一步加強煤炭資源開發(fā)環(huán)境影響評價管理的通知》發(fā)布，提出“提高煤礦瓦斯利用率，控制溫室氣體排放。甲烷體積分數≥8%的抽采瓦斯，在確保安全的前提下，應進行綜合利用。鼓勵對甲烷體積分數在2%～8%的抽采瓦斯以及乏風瓦斯探索開展綜合利用”[53]?？偟膩碚f，井下抽采瓦斯排放門檻設置標準總體偏低，通過排放標準能夠管控的煤礦瓦斯排放量相對有限，井下抽采瓦斯和乏風瓦斯排放標準僅規(guī)定了甲烷排放濃度上限，均未對排放強度和排放總量作管控限制。因此，未來應逐步提高抽采瓦斯排放的濃度標準，同時進一步探索推行涵蓋排放強度和排放總量的新標準。

3.1.2 排放監(jiān)控

根據《煤礦瓦斯抽采達標暫行規(guī)定》，要求礦井瓦斯抽放泵站輸入管路及瓦斯儲氣罐輸出管路等應設置甲烷濃度傳感器、流量傳感器、壓力傳感器及溫度傳感器，對管道內的甲烷濃度、流量、壓力、溫度等參數進行監(jiān)測，抽放泵站還應設甲烷濃度傳感器，防止瓦斯泄漏。根據《污染源自動監(jiān)控管理辦法》，瓦斯抽放系統應安裝煤礦瓦斯排放自動監(jiān)控設備，并與環(huán)保部門的監(jiān)控中心聯網。未來應進一步健全煤礦瓦斯監(jiān)測統計數據的分析、處理和報送體系，在完善監(jiān)測和核算標準的同時增強煤礦與監(jiān)管部門間的聯動[54]，盡快構建我國煤礦瓦斯排放的監(jiān)測、報告和核查體系，確保實現煤礦瓦斯排放的動態(tài)科學監(jiān)測管控。

3.1.3 煤礦瓦斯高效開發(fā)與減排利用

據統計，2018 年我國井下抽采瓦斯中甲烷體積分數為6%～30%和<6%的低濃度瓦斯利用率分別僅為28%和2%[55]，而甲烷體積分數<1%的乏風瓦斯利用率更低。煤礦瓦斯排放管控的難點是占比最高且利用最為困難的低濃度瓦斯(1%～30%)及乏風瓦斯(<1%)，其實現高效管控的關鍵是瓦斯抽采利用技術的突破，主要包括3 個方面。

(1)繼續(xù)開展瓦斯高效抽采技術的科研攻關，提高瓦斯礦井的抽采率和抽采濃度。我國難抽煤層廣泛分布，煤層滲透率普遍低于0.001×10?3μm2。瓦斯抽采經歷了數十年的發(fā)展，已經形成保護層開采、松動爆破、水力化致裂(沖孔、割縫、壓裂等)、高能氣體致裂(CO2相變致裂等)、注氣驅替等一系列較為成熟的強化抽采技術。但由于各類技術均有其局限性和地質適配性，加之我國地質構造和煤層賦存條件的復雜性，造成我國煤層瓦斯抽采率和濃度仍相對偏低，例如井下抽采甲烷體積分數30%以上瓦斯僅占總抽采量的43.58%，難以滿足高效開發(fā)和減排利用的要求。近年，微波輻射、液氮冷浸、可控沖擊波、酸化、氧化、超聲波法以及微生物法等各類增透新技術不斷涌現和發(fā)展，在一定程度上為瓦斯高效抽采提供了新的動能和潛力。以提高瓦斯抽采量和濃度為目標，瓦斯高效抽采技術正向大范圍、精準化和智能化方向發(fā)展，如定向長鉆孔水力壓裂/沖孔等大范圍均勻增透技術、考慮地質適配性的精準增透技術、“布孔?鉆進?護孔?密封”一體化精準抽采技術以及負壓自適應調控智能抽采技術等。隨著新技術模式的不斷突破和應用，我國煤礦瓦斯抽采有望實現數量與質量的雙跨越。

(2)著力推動低濃度瓦斯提濃提純技術的研發(fā)和應用，降低瓦斯利用難度。現有的瓦斯提純技術主要包括變壓吸附法、深冷液化法、膜分離法和溶液吸收法等。其中，膜分離法多處于基礎研究和小流量氣體分離測試階段，大規(guī)模工業(yè)應用尚未見報道，不能滿足有較大氣源量的煤礦瓦斯提純要求，開發(fā)新型高CH4和N2分離選擇性的膜材料、提高大流量氣源分離效果是膜分離法應用于煤礦低濃度瓦斯提純的關鍵；溶液吸收法目前仍不成熟，現有的碳氫溶劑、金屬有機絡合物等吸收劑存在吸收性能差、溶液再生速度慢、吸收效率低等問題，研發(fā)高吸收能力和強選擇性的吸收劑是該方法應用于煤礦低濃度瓦斯提純的關鍵。變壓吸附法和深冷液化法是目前適應煤礦瓦斯分離提純要求的兩種主要方法。國內多家科研單位就變壓吸附法開展了大量針對性的理論和試驗研究，其中，河南焦作礦務局和西南化工研究設計院合作建立了我國首套煤層氣提濃裝置，實現了甲烷體積分數從20%至93.7%的提高，但由于該技術只有在回流較高時才能產出高濃度甲烷，導致效率偏低、操作復雜，并未得到廣泛推廣。變壓吸附法在低濃度瓦斯提純方面還存在工藝系統相對復雜、吸附劑分離性差以及存在安全隱患(低濃度瓦斯含有密度較高的氧氣)等難題亟需攻克。目前，高濃度瓦斯深冷液化技術已較為成熟，有著產氣濃度高、產物回收率高等優(yōu)勢，在重慶、山西等地均有推廣應用，但由于脫氧會造成較大的瓦斯損失，加之不可燃氣體添加會大大提高成本，該技術對低濃度瓦斯提純而言經濟性較差，仍未見大規(guī)模工業(yè)應用的報道。

(3)發(fā)展低濃度和乏風瓦斯高效利用技術，構建全濃度瓦斯綜合高效利用技術體系。低濃度和乏風瓦斯的大量直接排空是導致我國煤炭甲烷高排放的直接原因，提高低濃度和乏風瓦斯利用率是減少煤炭甲烷排放的關鍵途徑。對于甲烷體積分數在6%～30%的低濃度瓦斯，主要利用方式包括瓦斯爆燃發(fā)電和提純利用。2004 年，山東勝東集團推出了全球首個低濃度瓦斯內燃機發(fā)電機組，可實現8%～30%濃度瓦斯的發(fā)電利用；2016 年，全國首座分布式低濃度瓦斯發(fā)電站?蘆家峪瓦斯電站成功并網發(fā)電。目前，我國低濃度瓦斯發(fā)電利用技術已進入市場化應用階段，但仍存在瓦斯發(fā)電效率普遍偏低(25%左右)、爆燃高溫產生大量氮氧化物污染物等方面的問題需要攻關解決。對于甲烷體積分數在1%～6%的超低濃度瓦斯，其主要利用技術包括多孔介質預混燃燒、脈動燃燒和催化燃燒等，均有提高燃燒效率和減少污染物排放的優(yōu)勢，但由于穩(wěn)定燃燒難、產熱有限，導致以上燃燒技術效益較低，尚未進行規(guī)模化推廣應用。甲烷體積分數<1% 的乏風瓦斯，其主要利用技術包括瓦斯蓄熱氧化、摻混燃燒發(fā)電等。我國的乏風瓦斯氧化技術尚處于初級應用階段，仍需在提高蓄熱燃燒穩(wěn)定性和能量利用效率等方面開展攻關研究；摻混發(fā)電技術在撫順礦業(yè)集團成功應用，但受抽采瓦斯和乏風瓦斯流量波動大、不穩(wěn)定等因素的影響，該技術的推廣應用受到了一定限制。

此外，還應積極推進關閉礦井瓦斯抽采利用工作，推動關閉礦井井筒密封與堵漏、甲烷運移及泄漏監(jiān)測、瓦斯儲量預測評估與甜點區(qū)優(yōu)選、可采性評價與高效抽采等技術發(fā)展，最終構建關閉礦井瓦斯精準抽采和梯級利用技術體系，實現關閉礦井甲烷的有效管控和減排利用。

3.2 煤層氣勘探開發(fā)的推動與甲烷排放管控

3.2.1 國家與地方相關政策

從2006 年到2021 年，國家相繼出臺了推動煤層氣勘探開發(fā)的相關政策，近年來的政策激勵力度在加大(表3)。2016 年，財政部將煤層氣開發(fā)的政府補貼從0.2 元/m3提高到0.3 元/m3。此外，在煤層氣資源大省山西、陜西，地方財政還會有0.1 元/m3的補貼。2019 年，自然資源部首次公布了油氣礦業(yè)權出讓收益市場基準價，繼續(xù)推進油氣探礦權競爭出讓試點，穩(wěn)步推進煤層氣等油氣勘查開采管理改革。此外，國家發(fā)改委多次修訂《產業(yè)結構調整指導目錄》，其中，煤層氣勘探、開發(fā)、利用和煤礦瓦斯抽采、利用始終在鼓勵類項目之列。

表3 我國主要煤層氣政策Table 3 Major CBM policies in China

除了相關政策外，國家也發(fā)布了煤層氣相關標準以促進煤層氣產業(yè)健康發(fā)展。據統計，我國目前煤層氣行業(yè)發(fā)布國家標準與各類行業(yè)標準共87 項(國家標準16 項、行業(yè)標準71 項)。其中，基礎類標準14 項、方法類標準22 項、管理類標準46 項、產品類標準5 項。

3.2.2 煤層氣勘探開發(fā)技術

“十三五”期間，我國煤層氣勘探理念從尋找富集甜點區(qū)轉向高產甜點區(qū)預測，開發(fā)部署由平鋪式轉變?yōu)榫毣痆56]，對地質適配性的研究越發(fā)重視，形成了一系列適用于不同地質條件的開發(fā)工程技術，為我國煤層氣產業(yè)的發(fā)展起到了重要推動作用。

鉆完井技術上，淺部煤層氣實現了集群開發(fā)，深部煤層氣正在開展初步探索，局部地區(qū)已有突破。淺部山西省煤成氣勘查開發(fā)現狀及探索煤層氣通過集群化建井、批量化實施、流水線作業(yè)，配合滑軌式移動裝置，建立了煤層氣叢式井工廠，大幅縮短了鉆井周期，降低了工程成本[57]。深部煤層氣開發(fā)中，水平井套管固井完井+定向射孔+分段壓裂工藝技術在鄂爾多斯盆地東緣大寧?吉縣區(qū)塊取得良好的產氣效果。同時，針對煤系砂巖分布變化大、滲透性差的特點，提出了小曲率半徑定向井技術，可以大幅增加煤層的卸壓面積，提高產氣量。

煤層氣的高效開發(fā)離不開壓裂增產技術，對于不同地質特點的煤儲層需要采用不同的技術工藝才能達到最好的增產效果。針對煤體結構破碎的碎軟煤，通過壓裂煤層頂板、夾矸，實現對碎軟煤的間接壓裂，可有效提高煤層氣采收率[51]；針對煤體結構好、割理裂隙發(fā)育且多被方解石填充的煤儲層，通過在清潔液中先后混入固體酸、砂粒，溶蝕方解石造縫的同時構建支撐縫網，能夠有效提升改造效果，降低壓裂成本；針對煤階低、傾角大的厚煤層，運用連續(xù)油管噴射+底封拖動+油套環(huán)空工藝進行分段壓裂，可有效降低壓裂周期，且壓裂規(guī)模更大。

排采技術是影響單井產量的關鍵技術，其對地質適配性的要求更高?，F行最廣泛的是多目標最優(yōu)化定量化排采技術，該技術指建立煤巖動態(tài)滲透率和氣水兩相滲流狀態(tài)的煤層氣井排采動態(tài)評價預測模型，通過控制不同階段的井底流壓、套壓、產氣量、產水量，達到優(yōu)化最佳井底流壓控制的目的。該技術在陜西韓城、山西保德區(qū)塊得到廣泛應用，產期效果良好。對于煤層氣老井或煤礦開采區(qū)進入自然遞減后，排采井套壓過低的問題，可采用負壓排采工藝，通過在地面井安裝負壓設備，降低管桿壓力，增大壓差，亦可達到增產的目的，該技術在工程實踐中表現優(yōu)異，單井增產可達30%。除此之外，煤層氣井無桿舉升技術、大直徑水平井應力釋放采氣技術、可控溫注氮驅替增產技術、智能化排采技術等均在不同地區(qū)得到實踐，在采收率、生產時率等方面均取得不錯的成效[58]。

碳達峰碳中和(“雙碳”)背景下，煤炭甲烷減排、二氧化碳驅煤層氣增產(CO2Enhanced Coalbed Methane Recovery，CO2-ECBM) 和深部不可采煤層二氧化碳封存技術將是未來攻關的重點，這將會對煤層氣高效開發(fā)的理論基礎、技術工藝和配套設備提出更高要求[59]。

3.2.3 煤層氣勘探開發(fā)的甲烷排放管控效果

煤層氣高效勘探開發(fā)可作為煤炭采前甲烷預抽措施，是實現煤炭甲烷減排的根本性路徑。經過多年探索，我國已形成以晉城礦區(qū)為代表的“三區(qū)聯動”井上下整體抽采煤層氣開發(fā)模式、以兩淮礦區(qū)為代表的保護層卸壓井上下立體抽采煤層氣開發(fā)模式、以松藻礦區(qū)為代表的“三區(qū)配套”超前增透抽采煤層氣開發(fā)模式的3 種典型模式[60]，2010?2017 年，煤礦瓦斯抽采量從91.25×108m3增長至177.6×108m3，煤炭甲烷空排率從62%降低至48%。值得注意的是，雖然煤炭甲烷空排率有所降低，但隨著煤炭瓦斯抽采量的增加，空排甲烷總量不斷增加。僅2017 年便有84.79×108m3煤炭甲烷被空排，其中井下煤炭甲烷空排量占93%，是煤炭甲烷的主要排放源。另一方面，地面煤炭甲烷抽采量僅占抽采總量的30%，但其利用率高達90%。因此，通過煤層氣高效勘探開發(fā)增加地面煤炭甲烷抽采占比、提高井下煤炭甲烷開發(fā)利用率，是目前煤炭甲烷排放管控的重點。

4 中國煤炭甲烷減排路徑與潛力

4.1 減排路徑

煤炭甲烷排放的源頭主要是：(1) 煤炭生產過程中因煤巖卸壓擾動導致吸附態(tài)甲烷相變?yōu)橛坞x態(tài)甲烷的排放和煤巖揭露后游離態(tài)和溶解態(tài)甲烷的直接排放；(2) 煤炭分選、運輸及燃燒前粉碎等環(huán)節(jié)煤中殘余甲烷的緩慢釋放；(3) 廢棄礦井遺留煤層中的甲烷從覆巖裂隙或人為通道中的緩慢逸散。發(fā)展煤炭甲烷高效抽采利用與減排綜合技術，涵蓋煤層氣高效勘探開發(fā)與甲烷減排、煤礦瓦斯高效抽采與甲烷減排、關閉礦井瓦斯抽采利用、低濃度與乏風瓦斯利用技術等關鍵路徑(圖5)。

圖5 煤炭甲烷減排綜合技術路徑模式圖[11]Fig.5 Schematic diagram of the integrated technology path for coal methane emission reduction[11]

煤礦瓦斯抽采可大幅度降低煤層中甲烷含量，從而達到減少煤層開采時甲烷的排放[11]。經過60 余年的瓦斯抽采實踐，我國已形成一系列瓦斯抽采技術模式，基于采煤的時序關系可分為先抽后采(未卸壓瓦斯抽采)、隨采隨抽(卸壓瓦斯抽采)和先采后抽(卸壓瓦斯抽采)[61]，基于抽采方式不同主要可分為地面井抽采、井下層內鉆孔抽采和穿層鉆孔抽采。根據不同濃度瓦斯的利用技術途徑差異，可將煤礦瓦斯?jié)舛葎澐郑焊邼舛韧咚?、低濃度瓦斯、特低濃度瓦斯、乏風瓦斯，相應梯級利用方式包括直接利用、提純、燃氣內燃機發(fā)電、摻混氣源發(fā)電、蓄熱氧化及熱泵等(表4)[62-63]。實現煤礦區(qū)瓦斯全尺度濃度利用的技術是煤礦瓦斯抽采利用的重要發(fā)展方向，重點是低品位氣源分布式利用技術及裝備、分布式瓦斯資源混配技術及裝備以及低濃度煤層氣大通量快速分離提濃技術及裝備等需求迫切。

表4 煤礦瓦斯?jié)舛确旨壟c利用技術[62-63]Table 4 Concentration classification and utilization technology of coal mine gas[62-63]

煤層氣是我國天然氣增儲上產的重要領域，一方面對保障我國能源安全和經濟社會發(fā)展意義重大，另一方面煤層氣高效開發(fā)相當于預抽了煤層中相當比例的瓦斯，可有效降低煤炭開采過程中甲烷向大氣的排放[11]。經過30 多年的不斷探索，中國煤層氣產業(yè)已形成了一定規(guī)模。但煤層氣產業(yè)實現規(guī)?；_發(fā)的背后仍面臨諸多困難挑戰(zhàn)，如煤層氣勘探開發(fā)程度低、開發(fā)技術地質適配性低、經濟效益欠佳等。如何實現我國煤層氣高效勘探開發(fā)變革性技術突破與規(guī)模效益雙提升是“雙碳”目標下煤層氣產業(yè)面臨的緊迫難題。

我國關閉/廢棄礦井數量日益增多，已成為重要的甲烷排放源[64]。關閉/廢棄礦井采空區(qū)上覆巖層大量采動裂隙發(fā)育，部分裂隙可能連通至地面，加之閉坑處理不到位，可能導致殘存瓦斯通過井口、貫通裂縫或斷層泄漏至地面，很長一段時間內向大氣中繼續(xù)釋放瓦斯[11]。廢棄礦井瓦斯抽采利用始于20 世紀末期才發(fā)展起來的一種新的瓦斯開發(fā)方式，是從已關閉煤礦井中將殘留、聚集在地下巷道、巖層和煤層中的甲烷抽取出來并加以利用[27]。做好廢棄煤礦瓦斯資源的開發(fā)與利用，也成為煤炭甲烷減排的重要路徑。目前，我國關閉礦井瓦斯抽采利用總體處于起步階段，相關政策、技術都亟待強化。

4.2 減排潛力

立足于我國煤炭甲烷管控政策與技術現狀，基于煤炭全生命周期甲烷減排視角，從煤炭開采前(煤層氣勘探開發(fā))、煤炭開采中(煤礦瓦斯抽采利用)以及煤炭開采后(廢棄礦井瓦斯抽取利用)，可以厘清不同煤炭甲烷減排路徑下的減排潛力。

4.2.1 煤礦瓦斯抽采利用與甲烷減排潛力

考慮我國未來擴大內循環(huán)及能源安全等政策影響，我國的煤炭產量將呈現下降趨勢，煤炭供應量降低是甲烷減排的最有效方法，約占煤炭甲烷減排潛力的72.5%。2060 年基準情景、發(fā)展情景和新政策情景下我國煤炭消費量預計為10 億、8 億和6 億t 標準煤當量，其中我國本土煤炭產量分別降至7 億、5.9 億和4.6 億t 標準煤當量[4]?；谖覈禾抗繙p少情景，預計到2060 年，基準情景、發(fā)展情景和新政策情景下煤礦地下開采過程的甲烷排放量將分別減少到366.0 萬、308.5 萬和240.5 萬t 左右(圖6)。煤礦瓦斯抽采利用與甲烷減排的典型技術包括高濃度甲烷減排技術、低濃度煤礦甲烷發(fā)電技術、超低濃度甲烷鍋爐混燒技術等，其中高濃度瓦斯減排技術是我國煤礦甲烷減排最有價值的技術，低濃度瓦斯壓縮提純液化作為高濃度瓦斯減排技術的延伸，亦具有較高的減排潛力。我國低成本煤礦瓦斯抽采利用減排潛力巨大，成本小于150 元/t 的減排和利用技術可實現甲烷減排1 500 萬t[43]。

圖6 不同情景下我國煤礦地下開采甲烷排放量預測(據文獻[4]，修改)Fig.6 Forecast of methane emissions during underground coal mining under different scenarios (modified from reference [4])

4.2.2 煤層氣勘探開發(fā)與甲烷減排潛力

多輪資源評價結果顯示，我國累計探明煤層氣地質儲量8 039×108m3，我國煤層氣資源勘探開發(fā)、技術研發(fā)應用等方面取得明顯成效，預測2035 年、2050 年全國煤層氣產量可達300×108m3和400×108m3，對天然氣總產量貢獻率>4.5%[65]。目前我國煤層氣的增儲上產主要來自沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產業(yè)基地，2021 年沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣煤層氣產量分別約占全國同期煤層氣總產量的73.2%、21.2%[66]。北疆、二連盆地和黔西?滇東3 個煤層氣開發(fā)接替基地煤層氣資源量占全國的27%[66]，煤炭及煤層氣資源控制程度低且集中在1 000 m 以淺，1 000 m以深深部煤層氣勘查開發(fā)潛力巨大。加強煤層氣資源勘探力度，積極推進山西省深層、新疆維吾爾自治區(qū)高陡構造、貴州省多薄儲層等煤層氣新區(qū)、新領域勘探開發(fā)，是煤層氣儲量增長的核心。形成復雜地質條件下的煤層氣勘探開發(fā)理論基礎、建立與煤層氣地質條件相適應的適配性開發(fā)技術，是實現我國煤層氣高效勘探開發(fā)和后期煤炭開采甲烷減排的關鍵所在。

4.2.3 廢棄礦井瓦斯抽取利用與甲烷減排潛力

全球范圍內，隨著廢棄礦井數量增多，廢棄煤礦的甲烷排放量呈現上升趨勢。基準情景模型下，廢棄礦井甲烷排放量在全球煤礦甲烷排放總量中的占比將從2010 年的17% 增加到2050 年的23%。預測到2100 年，弱減排情景和強減排情景下全球廢棄礦井甲烷排放量將分別達到1 100×108m3和400×108m3?！半p碳”目標背景下，我國廢棄煤礦數量增多同樣將導致廢棄煤礦的甲烷排放量上升。據中國工程院預測，2030 年我國關閉礦井數量將達到1.5 萬處，預計我國關閉/廢棄礦井中賦存遺留煤炭資源量高達420 億t，瓦斯資源規(guī)?？蛇_5 000×108m3[8]，廢棄礦井甲烷的持續(xù)排放不容忽視。中國能源政策綜合評價(Integrated Policy Assessment Model for China，IPAC)模型能源轉型情景下，我國實現2060 年前碳中和路徑下的廢棄煤礦甲烷排放量將減少到154.0 萬t[43]，廢棄礦井瓦斯高效抽采與利用技術突破是實現廢棄礦井甲烷減排與資源化利用的關鍵。

5 結論

a.甲烷是最重要的非CO2溫室氣體，煤炭甲烷是主要的甲烷排放源，我國是世界煤炭甲烷排放量最多的國家。積極開展煤炭甲烷的有效排放管控與高效開發(fā)利用具有災害氣體防治、能源氣體開發(fā)利用和溫室氣體減排三重效益，對我國能源安全和生態(tài)安全具有重大意義。

b.全球主要煤炭生產國，尤其是發(fā)展中國家面臨著巨大的煤炭甲烷減排壓力。我國煤炭甲烷排放主要來自煤炭地下開采，并于2015 年達到排放量峰值，但較長時期內煤炭地下開采仍是我國煤炭甲烷的主要來源；隨著我國關閉礦井增多，由此產生的關閉/廢棄礦井甲烷排放量呈增長趨勢，是我國煤炭甲烷不容忽視的來源，目前我國關閉/廢棄礦井甲烷排放管控尚處在起步階段。

c.為遏制煤炭甲烷排放量增長，實現煤炭甲烷減排的目標，世界主要產煤國相繼出臺了大量煤炭甲烷排放管控政策，并正在從源頭減排、提高利用率、排放監(jiān)測以及市場融資交易等環(huán)節(jié)積極落實甲烷減排承諾。我國煤炭甲烷排放管控經歷了災害氣體防治、能源氣體開發(fā)利用為主和溫室氣體減排協同等3 個階段。隨著碳中和國家戰(zhàn)略的實施，煤炭甲烷的減排需求日益緊迫，溫室氣體減排的政策導向和科技創(chuàng)新逐漸成為我國煤炭甲烷管控的重點，明確了煤炭甲烷減排方向。

d.煤礦瓦斯抽采利用、煤層氣勘探開發(fā)利用、關閉/廢棄礦井瓦斯抽采利用、低濃度與乏風瓦斯利用是我國煤炭甲烷排放管控的關鍵技術路徑。我國瓦斯綜合抽采技術體系和煤層氣地質適配性勘探開發(fā)技術體系逐步完善，被廣泛應用于煤炭甲烷減排工程實踐，取得了良好的經濟和社會效益，并初步形成了煤炭開采前、開采中和開采后全煤炭生命周期、全甲烷濃度的煤炭甲烷開發(fā)利用與管控的技術發(fā)展方向。

e.我國煤炭甲烷減排成效顯著，減排潛力巨大。到2060 年，基準情景下我國煤礦地下開采過程的甲烷排放量將減少到366.0 萬t，煤層氣對天然氣總產量貢獻率逼近5%，碳中和路徑下的廢棄礦井甲烷排放量將減少至154.0 萬t。煤炭作為我國當前階段主體能源，加之我國煤炭地質與工程條件的復雜性和煤炭甲烷排放管控難度的增加，煤炭甲烷排放管控仍面臨巨大壓力和嚴峻挑戰(zhàn)，精準化、數字化、智能化與低碳化煤礦瓦斯高效抽采技術體系，復雜地質條件下煤層氣高效勘探開發(fā)理論與地質適配性技術體系，關閉/廢棄礦井煤層甲烷精準抽采和梯級利用技術體系，全濃度瓦斯綜合利用技術體系等關鍵理論與技術問題亟待進一步突破。