于海洋，許永彬，陳智明，劉澤林，汪 洋，程時清，吳玉新

(1.中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；3.清華大學 能源與動力工程系，北京 100084)

0 引 言

全球氣候變化已成為人類面臨的重大挑戰(zhàn)，為此，我國明確提出了碳達峰、碳中和的目標，即“雙碳”目標?！半p碳”目標的提出旨在減少碳排放，通過減少化石能源開采、使用與排放及發(fā)展使用清潔能源與創(chuàng)新技術(shù)實現(xiàn)。

煤炭是我國能源消費的主體，如何實現(xiàn)煤炭的清潔高效開采是煤炭行業(yè)轉(zhuǎn)型的主要內(nèi)容，也是實現(xiàn)“雙碳”目標的重要舉措。煤炭深部流態(tài)化開采作為獲取煤炭的方法之一，其原理是通過化學反應將煤炭轉(zhuǎn)化為氣/液態(tài)或氣液混合態(tài)的方式進行開采，具有可預防地面塌陷、實現(xiàn)煤炭高效利用的優(yōu)點。而煤炭原位轉(zhuǎn)化技術(shù)作為煤炭流態(tài)化開采的方式之一，包括地下氣化、地下熱解及地下生物溶解3種技術(shù)，其原理是將物理采煤轉(zhuǎn)化為化學采煤，實現(xiàn)煤炭原位開采的同時降低生產(chǎn)成本。此外，還可利用煤層空間封存CO2,實現(xiàn)低碳利用[1]。

隨淺層煤炭資源量的減少，開發(fā)深部煤炭資源迫在眉睫。為此，筆者將基于深部煤炭地下流態(tài)化開采技術(shù)展開綜述，深入探討煤炭地下流態(tài)化開采的主要技術(shù)流派和技術(shù)特點，提出并探討多級壓裂水平井同井縫間注采技術(shù)在煤炭流態(tài)化開采中的應用前景。

1 煤炭地下流態(tài)化開采概況

近年來，隨淺層煤炭資源大量開發(fā)，淺層煤炭儲量趨于枯竭，加之深層煤炭資源受到開采技術(shù)和理論的限制，因此，從國家能源發(fā)展角度看，開發(fā)深部煤炭資源勢在必行。

為使我國成為深部煤炭資源勘探的領跑者，謝和平院士提出將煤炭固體資源轉(zhuǎn)換為流態(tài)資源生產(chǎn)，實現(xiàn)煤炭資源流態(tài)化開采的學術(shù)構(gòu)想，這其中包括將固體資源轉(zhuǎn)化為氣態(tài)、液態(tài)、混態(tài)及能量4種轉(zhuǎn)化方式[2]。主要技術(shù)流程包括：深部原位無人采掘、深部原位智能分選、深部原位轉(zhuǎn)化、深部原位充填調(diào)控、高效傳輸與智能調(diào)蓄，并利用地熱資源，將流態(tài)化煤炭資源傳輸?shù)降乇韀3]。其中，深部原位轉(zhuǎn)化技術(shù)是通過地面鉆井對地下煤層進行原位氣化、液化、電化及生物化的流態(tài)轉(zhuǎn)化，采出深層煤炭資源。

煤炭資源流態(tài)化開采將傳統(tǒng)的物理采煤轉(zhuǎn)換為化學開采，不僅可節(jié)約開采成本和運輸成本，還可減少揚塵及煤炭資源浪費。為此，筆者著重介紹煤炭資源流態(tài)化開采中的煤炭地下原位轉(zhuǎn)化技術(shù)，該技術(shù)通過煤炭地下氣化、煤炭地下熱解、煤炭地下生物溶解3種技術(shù)將煤炭在地下進行原位轉(zhuǎn)化，通過向煤層中施加溫度、壓力或添加化學催化劑，在地下形成一種可控的化學反應，將煤炭轉(zhuǎn)化為氣/液體和其他化學用品實現(xiàn)原位轉(zhuǎn)化。

1.1 煤炭地下氣化技術(shù)

煤炭地下氣化技術(shù)(Underground Coal Gas,UCG)是一種清潔、高效的煤炭轉(zhuǎn)化技術(shù)，煤炭地下氣化是將地下煤炭資源在不經(jīng)人工下井的情況下，通過地面向地下注入富氧氣體等氣化劑加熱井底或使煤炭發(fā)生燃燒反應將煤炭原地轉(zhuǎn)化為粗煤氣采集，并運輸?shù)降孛孢M行集中處理。該技術(shù)集鉆井、氣化、采煤三大工藝于一體，涉及多學科、多領域，其中包括煤炭地質(zhì)學、化學工藝與原理、環(huán)境科學、工程力學、傳熱學、計算機測控科學等學科。煤炭地下氣化的井型可分2種：一種有井式，也稱巷道式；另一種無井式，也稱鉆井式。相比地面的煤制天然氣，煤炭地下氣化工藝具有清潔、高效、安全的突出優(yōu)勢，在國家雙碳目標背景下，煤炭地下氣化技術(shù)將成為煤炭清潔開采的必然選擇，為改善我國少氣局面提供戰(zhàn)略支撐。

1.1.1 國外煤炭地下氣化技術(shù)

1868年德國化學家威廉·西門首次提出煤炭地下氣化技術(shù)的理論設想。1888年俄國化學家門捷列夫提出了煤炭地下氣化的技術(shù)構(gòu)想，并提出了其相應實現(xiàn)途徑。1909年美國工程師安森·貝茨發(fā)明了煤炭地下氣化技術(shù)并申請了專利。1912年英國化學家威廉·拉塞姆本計劃與蘇聯(lián)進行現(xiàn)場試驗，后由于世界大戰(zhàn)導致計劃落空。1932年前蘇聯(lián)在頓巴斯建立了世界上第1座有井式氣化站。1933—1935年，蘇聯(lián)共進行了9次試驗，并提出通道氣化方法。1935—1941年，前蘇聯(lián)通過現(xiàn)場實踐證明在煤炭中建造煤炭地下氣化工廠的可行性并獲得較好效果。隨后幾十年時間，蘇聯(lián)煤炭地下氣化工藝實現(xiàn)了商業(yè)化開采。從1960年起，美國、日本、歐洲、新加坡等國家也先后進行了煤炭地下氣化試驗。美國的氣化工藝始于1946年，并于20世紀80年代中期投入大量財力進行煤炭地下氣化開發(fā)。1991—1998年，西班牙針對厚度為2 m、深度為500～700 m的煤層進行煤炭地下氣化試驗。2008年澳大利亞佳寶能源公司在美國CRIP技術(shù)(Controlled Retraction Injection Point，CRIP)的基礎上發(fā)明了Keyseam地下氣化技術(shù)，并在澳大利亞進行試驗[4-6]。國外煤炭地下氣化技術(shù)已經(jīng)歷了上百年發(fā)展歷史，由最初的構(gòu)想提出到如今的現(xiàn)場實踐，實現(xiàn)了從理論到工藝的跨越式發(fā)展。部分國外UCG試驗項目見表1。

表1 部分國家UCG試驗項目[7-8]

1.1.2 國內(nèi)煤炭地下氣化技術(shù)

我國許多學者對煤炭地下氣化技術(shù)也進行了一系列研究，研究領域包括：理論、工藝實踐、煤氣利用以及數(shù)值模擬等方面，并取得了一定研究成果。研究者采用數(shù)學模型和數(shù)值模型研究了煤炭地下氣化動態(tài)溫度場和濃度場的變化，并進行了煤炭地下氣化工業(yè)性試驗[9-11]。此外，楊和蘭[12]采用數(shù)值模擬技術(shù)擬合煤炭地下氣化干餾滲流多運動場，并對煤炭地下氣化殘渣風險評估[10,13]。趙陽升等[14]對原位改性原理進行研究，提出原位改性流體的可行性判據(jù)和煤炭熱解改性原理。梁杰等[15]提出了長通道、大斷面煤炭地下氣化新工藝，將有井式氣化和無井式氣化相結(jié)合。梁杰等[16]研究了煤炭地下氣化爐型以及工藝技術(shù)，分別針對有井式和無井式提出不同的氣化工藝。崔勇等[17]對煤炭地下氣化過程中非穩(wěn)態(tài)滲流傳遞進行了數(shù)值模擬研究。梁杰等[16]針對填充床物理模型的特點，提出了煤炭地下氣化沿氣化通道水平方向上的滲濾通道和自由通道模型。柳迎紅等[18]、楊榛等[19]研究影響煤炭地下氣化穩(wěn)定性生產(chǎn)因素。秦勇等[20]對煤炭地下氣化中的地質(zhì)問題進行了研究。劉淑琴等[21]針對煤炭地下氣化過程的穩(wěn)定性提出了控制工藝。梁杰等[22]、楊蘭和等[23]針對煤炭地下氣化制氫理論進行了研究。鄒才能等[24]認為煤炭地下氣化有3種開發(fā)模式：淺層富氫模式、中深層富甲烷模式、深層超臨界極富氫模式。王建華等[25]、王保銀[26]進行了煤炭地下發(fā)電研究，并在我國新河井田進行實施。鐘毓娟等[27]、劉鑫等[28]進行了煤炭地下氣化點火研究與分析。張宏等[29]針對遼河油田煤炭地下氣化技術(shù)進行了現(xiàn)場點火方式模型研究。初茉等[30]研究了煤炭地下氣化合成油的可行性。柳迎紅等[31]對煤炭地下氣化的安全性進行了研究。梁新星等[32]對煤炭地下氣化催化劑進行了研究。

我國學者的研究不僅局限于理論層面，還進行了一系列的地下試驗[33-36]。相比西方，我國煤炭地下氣化技術(shù)從20世紀50年代才開始，落后西方將近一百年，但近些年來，我國科研人員不僅在煤炭地下氣化的理論上取得重大突破，還在我國廢棄礦井中的現(xiàn)場試驗上取得了一定的成果，具體見表2。

表2 我國煤炭地下氣化試驗[6,35-37]

煤炭地下氣化省去大量煤炭開采以及運輸選煤等設備及人員投入、安全性比較高、污染小[38]。但也存在以下缺點：① 由于煤炭地下氣化反應在地下進行，其反應過程難以控制，且合成氣的成分易對地下水造成污染；② 受到煤層和地質(zhì)的影響，相鄰或相近井之間可能會產(chǎn)生漏水及通氣狀況；③ 地下水的污染，包括有機和無機污染，其中有機污染包括酚類、苯及其衍生物等，而無機物污染一般來自灰渣浸淋，殘存的灰渣將產(chǎn)生硫酸鹽、碳酸鹽等。

1.2 煤炭地下熱解開采

煤炭熱解技術(shù)也稱為煤炭干餾技術(shù)或熱分解，是指煤炭在隔絕空氣的條件下進行加熱，通過發(fā)生的一系列物理和化學變化將煤炭轉(zhuǎn)化為煤氣、焦油、半焦炭或焦炭[39]。根據(jù)熱解時溫度不同還可進一步細分為低溫、中溫及高溫3種熱解方式。低溫為500～600 ℃，不需提升壓力或加入催化劑，其轉(zhuǎn)化效率可保持在80%以上。低溫過程分為2個階段，首先是溫度由室溫升至300 ℃時，蒸發(fā)煤炭中水分，脫除CH4、CO2及N2氣體，其次是溫度由300 ℃升至600 ℃時，煤炭分子發(fā)生解聚，分解，最終形成半焦[39]。

地下煤炭原位熱解(Underground Coal Pyrolysis，UCP)是通過將熱量導入地下，使煤炭中有機質(zhì)直接發(fā)生裂解，將固態(tài)煤轉(zhuǎn)化為流態(tài)后抽至地面進行后續(xù)處理。其優(yōu)點是將煤炭中的大部分固體廢棄物留在地下，不僅減少了環(huán)境污染，還可預防地面塌陷[40]。

1.2.1 煤炭地下原位干餾

葛世榮提出煤炭地下原位干餾技術(shù)，總共分為3步：第1步是利用小孔徑鉆機向煤層鉆孔形成氣化孔進行局部氣化，為下一步干餾形成地穴準備；第2步是向地穴內(nèi)注入壓裂液，使煤層周圍產(chǎn)生裂隙；第3步是注入高溫介質(zhì)進行反應，獲取產(chǎn)物。煤炭地下原位干餾技術(shù)所需熱量可通過太陽能加熱或干熱巖加熱的方式進行。其中，太陽能加熱的方式是通過太陽光集熱方式加熱；干熱巖是一種埋藏于地下1 km以下、溫度大于200 ℃的高溫巖體，是一種清潔能源，我國的干熱巖相當于860萬億t標準煤[40]，可利用干熱巖的高溫將高壓水注入一口井中，且在另外一口井中抽取高溫蒸汽，用于原位干餾加熱。

1.2.2 煤炭地下原位熱解

煤炭地下原位熱解一般需要在煤層中鉆3個不同深度的水平加熱井并進行壓裂，在水平井中通過加熱管道釋放高溫蒸汽加熱，使煤炭在地下產(chǎn)生熱解，然后再在水平井的水平段通過鉆垂直井將生成的流態(tài)有機物抽至地面進行后續(xù)加工，如圖1所示。煤炭地下原位熱解的加熱技術(shù)有2種：一種是電磁感加熱技術(shù)，通過電流在感應線圈中產(chǎn)生感應磁場，形成渦流，該技術(shù)可以在1 min內(nèi)將溫度升至煤炭熱解所需溫度；另一種是微波輻射加熱，通過微波輻射進入物質(zhì)內(nèi)部，吸收部分離子或缺陷偶極子使其轉(zhuǎn)化為熱量，這種加熱方式需向反應煤層中注入強吸波介質(zhì)，增加微波吸收的作用，同時實現(xiàn)快速加熱[40]。

圖1 煤炭地下熱解[40]Fig.1 Underground pyrolysis map of coal[40]

煤炭地下原位熱解技術(shù)可在很大程度上減少煤炭運輸過程中的損耗，節(jié)約地下直接開采煤炭所需人力物力，同時優(yōu)化綠色煤炭的產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)。目前存在技術(shù)不成熟、產(chǎn)率較低等問題，且會產(chǎn)生一定氣體污染。此外，煤的熱傳導性也有待進一步研究。

1.3 煤炭地下生物溶解

煤炭由植物遺體在地下經(jīng)過億萬年分解和多種化合反應形成[41]。如果能夠利用煤炭形成過程的逆過程，可對煤炭中分子進行降解，轉(zhuǎn)化為流態(tài)進行生產(chǎn)，這是煤炭生物溶解的原理。

褐煤也稱低階煤，是一種含有水分且灰分高、熱值低的煤炭。褐煤主要含有木質(zhì)素，并含有較多數(shù)量的活性官能團。根據(jù)生物反應機理，褐煤最易與類酶微生物發(fā)生反應，因此，可通過培養(yǎng)此類微生物降解褐煤，實現(xiàn)褐煤的創(chuàng)新開采[42]。據(jù)統(tǒng)計，我國褐煤量約1 300億t，占煤炭總儲量的13%。如果將此方法應用到實際開采，不僅能使我國煤炭開采提升了一個臺階，還符合我國對煤炭能源清潔高效開發(fā)的要求。

現(xiàn)有煤炭生物溶解技術(shù)主要分為煤的生物液化和煤的生物氣化2類。

1.3.1 煤炭生物液化

20世紀80年代，美國科學家發(fā)現(xiàn)了Polyporous versicolor和Poria monticolor能將褐煤轉(zhuǎn)化為黑色液體[41-42]。經(jīng)多年發(fā)展，已在溶煤試驗中分離出多種微生物，其中包括細菌、真菌等[42]。煤炭生物液化是通過微生物分泌的活性物產(chǎn)生作用。溶煤機理是一個非常復雜的過程，目前已知主要機理包括堿作用、生物螯合作用和酶作用。其中，堿作用是通過微生物產(chǎn)生的氨、生物肽以及衍生物等堿性物質(zhì)進行溶解的過程；生物螯合作用是指褐煤中陽離子和草酸結(jié)合，極大提高煤分子降解性；酶作用是指利用木質(zhì)素降解酶系來降解褐煤分子，木質(zhì)素降解酶系一般包括木素過氧化物酶、錳過氧化物酶等[43]。

煤炭生物液化產(chǎn)生的溶煤產(chǎn)物是一種極性強、酸性和水溶性極高的混合有機物[43]，可以提取有特殊價值的化學品，包括可作為植物生長促進劑和藥劑的腐植酸、可作為制藥或包裝原料的芳香烴、可作為水煤漿添加物的水溶物和經(jīng)過厭氧菌發(fā)酵后得到甲烷、甲醇、乙醇以及氫氣等清潔燃料[43-44]。

1.3.2 煤炭生物氣化

根據(jù)美國能源信息管理中心的資料，世界煤層氣產(chǎn)量處于線性增長階段，其中20%來自生物甲烷[45]。實驗室中的煤轉(zhuǎn)化甲烷率可達35%～50%。Ciris Energy公司通過改革工藝技術(shù)，注入井高壓注入的同時從生產(chǎn)井中抽取水分，實現(xiàn)了生物氣化中營養(yǎng)物質(zhì)連續(xù)供給和循環(huán)[45-46]。研究還發(fā)現(xiàn)，根據(jù)注入微生物種類的不同，不同階的煤呈不同分解效果。產(chǎn)生生物甲烷的菌群一般包括發(fā)酵菌、產(chǎn)氫菌、產(chǎn)乙酸菌和產(chǎn)甲烷菌[45]。隨著對煤炭分子結(jié)構(gòu)的了解，新菌群不斷被發(fā)現(xiàn)利用，煤炭生物氣化技術(shù)的發(fā)展將越來越完善。

煤炭生物降解研究時間很短，西方國家已取得了進展，我國緊隨其后。當前研究仍存在以下問題：① 溶煤菌種方向研究進展緩慢，未找到溶煤效果較好的菌種；② 部分菌種需要加入營養(yǎng)物質(zhì)，增加了生物溶解的成本；③ 生物降解的產(chǎn)物非單一物質(zhì)且結(jié)構(gòu)較為復雜，應用較單一，目前只應用于農(nóng)作物生長，在其用途上還需取得新進展[47]。

我國煤炭資源當前開采大都是淺層開采且以物理開采為主，針對超千米的深層煤炭資源，淺層開采的理論和技術(shù)不再適用，需將傳統(tǒng)物理開采轉(zhuǎn)變成化學開采，將固態(tài)資源轉(zhuǎn)變?yōu)闅鈶B(tài)或液態(tài)進行開采，煤炭地下氣化、地下熱解以及煤炭的地下生物溶解開采將固體煤炭資源轉(zhuǎn)化為液態(tài)以及氣態(tài)開采的方式。

2 煤炭地下氣化工藝

煤炭地下原位轉(zhuǎn)化現(xiàn)有地下氣化、地下熱解、地下生物溶解3種轉(zhuǎn)化方式。相較而言，煤炭地下氣化發(fā)展更迅速，本節(jié)重點針對煤炭地下氣化工藝開展綜述。

煤炭地下氣化相比地面氣化不同[48]：① 煤層的位置固定不動，氣化工作向煤層四周擴散；② 地下氣化過程中受煤層所處地質(zhì)因素影響，氣化工作區(qū)可能會產(chǎn)生水淹，影響后續(xù)氣化進行；③ 地下氣化過程中，由于會形成不同的氣化工作區(qū)且各氣化區(qū)的溫度不同，隨反應進行，氣化區(qū)不斷移動，最終形成一個相對穩(wěn)定的氣化空間；④ 原位地下流態(tài)化生產(chǎn)反應過程中會生成一些污染物，由于整個反應在地下進行，可能會對地下水造成污染。

煤炭地下氣化工藝經(jīng)一個多世紀發(fā)展，根據(jù)氣化爐不同，可分為礦井式地下氣化和鉆井式地下氣化2類[47]。

2.1 礦井式氣化

礦井式煤炭地下氣化是將井下巷道作為施工氣化通道和氣流通道，氣化通道一般采取人工掘進的方式挖掘后放入氣化設備，施工過程需加入隔離煤柱和預留隔離煤柱。這種地下氣化的井型一般適用于廢棄礦井中，避免地下水影響。由于地溫梯度的影響，一般只能選擇在較淺的煤層中進行。礦井式氣化工藝主要有爆破松動煤層氣化工藝、長通道-大斷面-兩階段地下氣化工藝[19]和換管注氣點后退式氣化工藝[4]。

2.1.1 爆破松動煤層氣化工藝

蘇聯(lián)于20世紀30年代在莫斯科開展了煤炭地下氣化試驗，并提出了爆破松動煤層氣化工藝，如圖2所示。通過實踐證明了地下氣化的可行性，由于蘇聯(lián)的解體，后由烏茲別克斯坦接手昂仁UCG工廠[48-49]。

圖2 蘇聯(lián)爆破松動煤炭地下氣化工藝[49]Fig.2 Soviet blasting loose coal underground gasification process drawing[49]

2.1.2 “長通道、大斷面、兩階段”地下氣化工藝

余力教授團隊經(jīng)自主研發(fā)，提出了長通道、大斷面煤炭下氣化新工藝[15]，如圖3所示。該工藝技術(shù)通過鉆孔作為氣化爐的進氣孔，以井巷道作為氣化通道，根據(jù)煤層的地質(zhì)狀況決定巷道長度，以人工掘進的方式達到目的。大斷面是相對于鉆井斷面而言，第1階段首先通過鼓入空氣燃燒蓄熱，第2階段通過鼓入水蒸氣后在第1階段產(chǎn)生的高溫氧化區(qū)中分解。

圖3 “長通道、大斷面、兩階段”地下氣化工藝[15]Fig.3 Underground gasification process drawing of "Long passage, large section and two stages"[15]

我國先后在江蘇徐州新河礦、河北唐山劉莊煤礦、山東新汶礦等礦區(qū)進行該工藝技術(shù)的生產(chǎn)試驗，且對不同的煤層地質(zhì)儲存條件進行試驗。結(jié)果表明，生產(chǎn)氣體中氫氣組分明顯提升，產(chǎn)生的氣體成分中H2占比超過40%。歐盟部分國家也開始了煤炭地下氣化技術(shù)的制氫研究之路，波蘭試驗結(jié)果中氫氣組分已經(jīng)達到53.77%[15]。試驗表明，煤炭地下氣化在未來可為制氫提供一種新的方法途徑。

2.1.3 換管注氣點后退式氣化工藝

柴兆喜[50]為解決現(xiàn)存有井式煤炭地下的生產(chǎn)控制問題，發(fā)明一種“換管注氣點后退式氣化工藝”。該工藝通過開拓布置井下操作巷，然后上下鉆孔，將氣化巷、煤氣巷等構(gòu)成氣化工作面，每隔20 m設置一根氣化管柱，形成獨立氣化反應容器，其數(shù)量根據(jù)氣化工作面的長度靈活確定[16]。該技術(shù)一般適用于淺層煤炭的地下氣化，且需人工下井，氣化工作時只能選擇常壓氣化且需防止氣體泄漏，否則對工作人員人身安全存在一定風險。

2.2 鉆井式煤炭地下氣化爐型結(jié)構(gòu)

煤炭資源礦井式開采方式開啟了煤炭資源開采新時代，但由于必須通過人工下井的方式進行部分作業(yè)，決定這種開采方式只能適用于較淺礦井，開采深度受限極大，而鉆井式地下氣化技術(shù)解決了這一問題。20世紀發(fā)明鉆井式地下氣化技術(shù)，也稱無井式地下氣化技術(shù)，是一種利用石油開發(fā)技術(shù)的鉆井技術(shù)。無井式地下氣化技術(shù)可分為2類[16]，滲透式氣化和定向孔氣化。一般在地面向煤層鉆2口井，一個作為進氣孔，另一個作為出氣孔，如圖4所示。2個孔貫通的方式一般有火力滲透貫通、電力貫通、水力壓裂貫通、定向鉆井貫通[16]4種方式。

圖4 鉆井式地下氣化示意[51]Fig.4 Schematic diagram of drilling underground gasification[51]

2.2.1 鉆井式煤炭地下氣化貫通方式

1)火力滲透貫通是通過熱作用在2口井間形成貫通通道，基本工藝流程如圖5所示，操作分為3步[51]：① 通過點火裝置或燃燒焦炭點燃煤層；② 向被點燃的井中注入壓縮空氣，向井中更深層滲透；③ 通過燃燒煤層，沿壓縮空氣運動方向形成井間貫通通道?；鹆ω炌ǖ姆绞礁鶕?jù)壓力不同，分為常壓貫通和高壓火力貫通。

圖5 火力貫通的煤炭地下氣化簡圖[51]Fig.5 Schematic diagram of coal underground gasification through fire power[51]

2)電力貫通是在注入井和生產(chǎn)井中分別插入電極，通入高壓電，通過電流的熱作用，使煤層性質(zhì)發(fā)生變化，在煤層孔隙中形成貫通通道[52]。20世紀80年代末期，法國進行試驗，但由于高壓電產(chǎn)生的高溫使插入電極的煤炭發(fā)生氣化，同時高溫也使設備受損，后續(xù)美國等也進行了相關研究，但均未取得較大進步。該種貫通方式雖然簡便易行，但由于其需要產(chǎn)生高溫，加之煤炭電阻極大，所以耗電量巨大，增加了氣化成本。

3)水力壓裂貫通是將石油開發(fā)中的壓裂技術(shù)引進煤層的貫通中。水力壓裂貫通采用高壓水泵裝置，從注入井向預定的煤層注入支撐劑，通過高壓壓開煤層產(chǎn)生裂縫，支撐劑撐開裂縫，形成貫通通道[52]。法國等進行水力壓裂試驗，但均未成功。該方法耗電雖然小，但由于壓裂過程中液流的方向不易控制，加之設備復雜，只適用淺煤層。

4)定向鉆井貫通是利用石油鉆井中的定向鉆井技術(shù)，通過控制鉆頭行進方向，與生產(chǎn)井之間形成貫通通道。這種技術(shù)在石油開發(fā)中已較成熟，在煤炭開發(fā)中還處于試驗階段。2019年，中國煤科自主研發(fā)了一種超長貫通的定向鉆井技術(shù)，且再次創(chuàng)下了我國井下定向鉆井孔深新的世界紀錄[53]。該方式由于鉆進目的明確，較易控制，雖然成本高，但應用前景廣闊。

2.2.2 滲透式氣化

滲透式氣化使用火力滲透貫通、電力貫通、水力壓裂貫通、定向鉆井貫通開拓氣化通道。當采用火力貫通時，需在無氣流流動的底部點火[15]。江蘇徐州馬莊煤礦進行了火力滲透式氣化試驗[16]，氣化通道形成后，采用正向、反向2種方式進行供風，試驗結(jié)果表明，2種方式得到的煤氣質(zhì)量相等。

2.2.3 定向孔氣化

定向孔氣化是采用定向鉆井技術(shù)施工的一種氣化方式。隨定向氣化鉆井技術(shù)的發(fā)展，定向鉆孔技術(shù)可達千米以上，可形成長壁式氣化。長壁式氣化因距離的原因?qū)е聹囟炔荒芗杏谝稽c，且極易發(fā)生堵塞。為克服這種缺點，美國勞倫斯福摩爾國家實驗室于20世紀70年代發(fā)明了一種控制后退供風點工藝(CRIP)，并于懷俄明州的漢納試驗基地進行現(xiàn)場試驗。試驗以液氧作為氣化劑，應用長壁式工藝，所選擇煤層厚10 m、深度130 m。此次試驗氣化時間為93 d，消耗煤炭11 227 t，生產(chǎn)的煤氣熱值較高，結(jié)果表明平均熱值達10.7 MJ/m3。

2.2.4 平行鉆孔后退式氣化

平行鉆孔后退式供風爐型是在CRIP技術(shù)的基礎上改進，如圖6所示。其井型區(qū)別于傳統(tǒng)的氣化井型，傳統(tǒng)的井型結(jié)構(gòu)一般只有注入井和生產(chǎn)井2種井型結(jié)構(gòu)[6]，而這種工藝技術(shù)共3口井，相對傳統(tǒng)井多了1口點火井。此外，生產(chǎn)井和注入井是水平定向鉆孔，而點火井是垂直鉆孔，建爐完成以后安裝點火、注氣設備，通過點火井點燃煤層，鼓入氣化劑，將粗煤氣通過生產(chǎn)井抽至地面。

圖6 平行鉆孔后退式氣化簡圖Fig.6 Schematic drawing of parallel borehole backward gasification

3 煤炭地下氣化影響因素以及產(chǎn)業(yè)化制約因素

煤炭地下氣化是一個非常復雜的物理化學過程，其影響因素有理論層面和技術(shù)層面。針對煤炭地下氣化而言，分析研究其影響因素對提高煤炭地下氣化轉(zhuǎn)化效率有重要意義。煤炭地下氣化的點火升溫一般采用富氧助燃劑，使煤層發(fā)生氣化反應同時釋放大量熱以升高煤層溫度。在地下氣化通道內(nèi)，煤層隨氣化劑的注入與熾熱的煤層發(fā)生反應，氣化前端會形成三相氣流濃度場，溫度場，壓力場的三場耦合[54]，且隨反應進行，氣化劑隨之推進，在整個氣化煤層反應區(qū)中推進。地下氣化過程中會在注入井和采出井之間形成氣化反應帶，與地面氣化爐中的分布氣化帶相同，如圖7所示。

圖7 煤炭地下氣化原理[54]Fig.7 Mechanisation of underground coal gasification[54]

3.1 地質(zhì)因素

3.1.1 煤種

煤炭地下氣化試驗表明[29,34,36]，煤炭種類對煤炭地下氣化的影響極重要。不同品質(zhì)煤的內(nèi)部分子結(jié)構(gòu)也有所差異，褐煤比表面積比較大、水分大、透氣性好，被認為是最合適的煤種[18]；煙煤地下氣化過程中由于分泌膠質(zhì)物質(zhì)而使煤粒黏結(jié)，不利于地下氣化；焦煤采用富氧水蒸氣進行地下氣化，氧氣體積分數(shù)為60%，此時氣化效率可達到80%左右[55-56]；氣煤采用富氧水蒸氣進行氣化，水蒸氣和氧氣的比例一般控制在1.5～2.0，這是合成氨的原料氣[56-57]；瘦煤是采用富氧地下氣化，其氧氣體積分數(shù)一般達80%以上[57]；氣肥煤通過提高溫度進行氣化試驗，結(jié)果顯示產(chǎn)品氣的質(zhì)量無明顯提升[58]；無煙煤具有固定碳含量高、反應活性低、機械性強度大、滲透率低等特點，導致煤炭地下氣化難度大。當水蒸氣和氧氣體積比控制在0.5～1.0時，獲得氣化煤氣成分比較好[59-60]，不同的煤種氣化煤氣組分如圖8所示。

圖8 空氣氣化不同煤級煤氣組分特征[60]Fig.8 Characteristics of gas components of different coal grades in air gasification[60]

3.1.2 煤中灰分

煤炭地下氣化不同于地面，地下氣化過程的環(huán)境較復雜，除反應的煤炭，還充滿礦物雜質(zhì)。當煤層中灰分越小，其對頂板的影響越強，煤層中灰分含量高時，氣化速率受影響。當煤粒燃燒時，溫度低于灰熔融溫度，會被灰覆蓋成殼，即使送風溫度再大，也無法清除。同時，形成的灰殼阻礙了氣體擴散，一定程度上影響了氣化反應速率[18]。當燃燒工作面長度不變時，鼓風的工作強度受到限制，氣化強度降低，熱量損失增加，煤種灰分質(zhì)量控制在10%～52%，氣化反應速率最高。

3.1.3 煤層厚度

煤炭地下氣化過程中，燃燒區(qū)和氣化區(qū)可能會因地層水的滲入導致溫度降低，其中一部分溫度會散失到煤層和圍巖中。李文軍等[61]研究發(fā)現(xiàn)，煤層厚度對于溫度場的建立影響較大，對煤炭地下氣化熱影響范圍擴散可達35 m。

一般情況下，針對不同煤種，氣化厚度也不同。褐煤厚度一般大于2 m，煙煤以及無煙煤氣化厚度至少大于0.8 m。針對氣化煤層，夾矸層和煤層的厚度之比小于0.5，而針對褐煤煤層，煤矸石層厚度不應超過凈煤層厚度的50%，單層的矸石厚度應該小于0.5 m[62]。

通常選擇厚度2.5～5.0 m的煤層進行地下氣化較經(jīng)濟合理。若煤層較薄，可增加鼓風速率或富氧鼓風以提高煤氣熱值；若煤層較厚，選擇常規(guī)的開采方式相對煤炭地下氣化更經(jīng)濟[18]。

3.1.4 水文地質(zhì)條件

煤炭儲層中地下水的存在直接影響煤層含水程度，并對煤層的貫通和氣化速率產(chǎn)生影響[16]，還會造成熱損失。貫通前只有少量水進入貫通通道內(nèi)；貫通通道形成后開始氣化時，氣化空間變大，一旦地下水涌入，對后續(xù)氣化反應的影響巨大，甚至直接導致氣化終止。

如果煤炭地下氣化的煤層與頂板含水層和底板含水層之間有隔水層隔開，且頂點的含水層厚度足夠，底板含水層厚度能夠保證底板含水層中的水不會被加熱為水蒸氣，這是最理想的地質(zhì)水文狀況[61]。煤炭地下氣化爐有一定進水量限制，一旦進水量超過地下氣化過程中所需地下水量，需排水作業(yè)。以空氣氣化劑為例，不同的煤種進水量為[61]：煙煤0.7～1.5 m3/t，褐煤0.3～1.0 m3/t，高含水褐煤不能進水。

3.1.5 煤層傾角

煤層傾角有3種：緩傾斜煤層(8°～25°)、中傾斜煤層(25°～40°)和急傾斜煤層(>45°)[63]。楊蘭和等[63]通過現(xiàn)場試驗驗證了煤層產(chǎn)狀影響地下氣化效率及產(chǎn)出氣體質(zhì)量。相對急傾斜煤層，傾斜煤層因不能提供有效的滲流燃燒氣化條件，影響煤氣產(chǎn)氣速率。對于氣肥煤，可分別采用脈動氣化、水蒸氣氣化、富氧水蒸氣氣化、反流氣化4種氣化方式氣化。

緩傾斜煤層地下氣化過程中，升溫速率較慢，熱效率相對急傾斜煤層低，空氣連續(xù)氣化的產(chǎn)熱值在4 MJ/m3以上，脈動氣化2階段獲得熱值在9.6 MJ/m3以上，單爐日產(chǎn)量可達1 500 m3/h，可供居民的正常生活用電[64]。

研究發(fā)現(xiàn)，氣化長度越大，產(chǎn)生的煤氣熱值越大。YANG等[65]研究發(fā)現(xiàn)，當傾角過大時，常規(guī)手段難以使氣化進行，只有當煤層傾角小于70°才有利于氣化運行。

3.1.6 煤層埋深

煤炭地下氣化正常運行，其中一個重要因素是地下氣化爐的密閉性是否良好，煤層埋深越深，地層壓力越大，導致圍巖中孔隙率和滲透率降低，有效降低氣化劑和產(chǎn)出氣體的漏失[64]。我國煤炭地下氣化深度大多在200～300 m，歐洲國家在1 000 m 以下，研究發(fā)現(xiàn)煤炭地下氣化理想深度在300～2 000 m[65]。

相對淺層煤炭資源，深部煤炭資源氣化的特點[66]有利于低成本回收煤炭資源；無井式煤炭地下氣化的深度和壓力呈正比，因此可采用較大的氣化壓力；允許氣化工作壓力有較大的變化范圍，無須隨時進行注氣和產(chǎn)氣相匹配；穩(wěn)定氣化時間長，有利于工藝控制。

3.1.7 構(gòu)造運動

地質(zhì)構(gòu)造對地下氣化的破壞主要表現(xiàn)為煤層的穩(wěn)定性及延展性，進一步影響氣化進行[67-68]。構(gòu)造運動中地下巖漿使煤層中灰分增加，使氣化煤層有效厚度減小。韓磊等[69]研究發(fā)現(xiàn)煤層褶皺起伏一般不應超過煤層厚度，否則將影響氣流的流動通道。徐永生[70]認為斷層的存在破壞煤層連續(xù)性，嚴重時會引起基巖漏水，因此，選擇地下氣化爐時需合理避開巖漿的侵入部位。劉淑琴等[71-72]為避免氣化被破壞，在選擇建爐位置時，需考慮在氣化爐四周布置隔離煤柱。

3.1.8 圍巖

煤層頂板及底板通常以滲透率較差的泥巖為主，無井式煤炭地下氣化在含水層進行，需考慮導水裂隙發(fā)育程度和氣化爐參數(shù)雙重因素[59,71]。圍巖滲透率以及孔隙率影響氣化爐的密閉性，使灰渣進入地下含水層進而污染地下水[73]。陸銀龍等[74]以實際工程試驗為背景，耦合溫度-應力進行燃空區(qū)的擴展計算，對煤層的溫度場和裂隙場進行模擬，研究發(fā)現(xiàn)氣化時產(chǎn)生的熱量在上覆巖層的傳導和影響范圍約19 m。張華磊等[75]發(fā)現(xiàn)燃空區(qū)覆巖裂隙發(fā)育帶的高度最大為28 m。李文軍等[61]通過數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)，氣化熱量從煤層中心向上覆巖層的影響約為35 m。

因此，煤炭地下氣化過程中必須考慮氣化煤層與含水層的距離，同時，圍巖厚度在一定程度上可起到隔熱作用，保證地下氣化過程的進行[20]。

3.2 工程因素

3.2.1 氣化爐結(jié)構(gòu)和通道長度

煤炭地下氣化運行在氣化爐中進行，爐型結(jié)構(gòu)將直接影響煤炭地下氣化進行。國外無井式氣化爐型通道在30～40 m，通道截面直徑不超過0.5 m，產(chǎn)氣量較小。我國采用長通道、大斷面氣化爐，且氣化通道一般在百米以上，斷面在4 m2左右，這種爐型結(jié)構(gòu)的主要優(yōu)勢為[15,18]：長通道煤炭燃燒形成高溫場，產(chǎn)生的煤氣熱值高；大斷面產(chǎn)生的干餾氣產(chǎn)量大，甲烷含量高；長通道形成的干餾干燥帶可以加熱附近煤層，提高加熱效率。

3.2.2 氣化劑

在煤炭地下氣化過程中，除了地質(zhì)構(gòu)造和水文條件以外，氣化劑對于煤炭地下氣化產(chǎn)生的影響不容忽視，氣化劑的組成及氣化劑注入過程中的鼓風量和鼓入速度影響氣化過程。氣化通道中，火焰工作面的三維擴展直接影響氣化反應穩(wěn)定性，在地下氣化過程中加入催化劑可明顯提升反應速率。

1)鼓風量對煤氣成分和熱值的影響。煤炭以固體狀態(tài)存在，其總反應速度不僅取決于化學動力因素，還與氣體質(zhì)量交換速度有一定關系。提高鼓風速度可加劇碳表面的質(zhì)量交換，將生成的CO迅速帶走，且促進CO2反應[18]。鼓風強度對于煤氣組分和熱值影響如圖9所示。

圖9 鼓風強度對煤氣成分和熱值的影響[18]Fig 9 Effect of blast intensity on gas composition and calorific value[18]

送入鉆孔內(nèi)的風量越大，在頂板上消耗熱量越小，氣化帶溫度越高，這會促使反應持續(xù)進行，生產(chǎn)的氣體熱值隨之增加。從圖9中可以看出，隨著鼓入風量和速度增加，煤層周圍的巖石可能會產(chǎn)生裂縫，導致鼓風漏失和熱量損失，進而擾亂整個氣化工作。因此，合適的鼓風量和鼓入速度需通過試驗和煤層所處的具體地質(zhì)情況確定。

2)氧氣濃度。試驗發(fā)現(xiàn)，隨氧氣濃度提升，煤氣中有效氣體含量明顯提升，但產(chǎn)氣量下降，如圖10所示。氣化劑一般有空氣氣化劑、富氧、純氧、純氧-水蒸氣等氣化劑。

圖10 富氧濃度對煤氣組成和產(chǎn)率的影響[18]Fig.10 Effect of oxygen enriched concentration on gas composition and yield[18]

隨氧氣體積分數(shù)增加，煤氣組分中CO組分先增加后降低，氫氣比例明顯增加。隨氧氣體積分數(shù)增加，煤氣產(chǎn)率不斷降低。

3.2.3 催化劑

國內(nèi)外對于氣化劑的研究停留于地面氣化爐中。催化氣化的優(yōu)勢比較明顯，但也存在一定風險。優(yōu)勢在于[76]適當催化劑可降低反應活化能，加快反應速度，但不能改變反應的平衡狀態(tài)。通過加入催化劑，可使還原反應區(qū)的溫度從當前900～1 200 ℃降至700～800 ℃，氣化速率提升；催化劑的加入可使煤氣中有效組分(CO+H2+CH4)平衡濃度變大，生成甲烷速率提高；加入催化劑可降低還原反應溫度，灰分不易熔結(jié)，使氣化反應穩(wěn)定運行。催化劑影響主要有催化劑類型、催化劑添加量、催化劑粒度、復合催化劑。

1)催化劑類型。催化劑根據(jù)狀態(tài)可分為3種[76]：固態(tài)催化劑、液態(tài)催化劑、霧狀催化劑。固態(tài)催化劑一般是金屬化合物或金屬；液態(tài)催化劑一般指將固體催化劑配制成水溶液；霧狀催化劑一般是將液態(tài)的催化劑通過某種裝置霧化。其中，霧化催化劑與煤層接觸效果更好。

2)催化劑添加量。一般情況下，隨催化劑添加量增加，氣化效果增強。但對于固體催化劑，一旦加入過量，會造成煤層中孔隙堵塞，反而造成氣化速率降低。而液態(tài)或霧狀的氣化劑，由于其溫度較低，一旦加入過量，會造成氣化腔甚至整個氣化通道的溫度降低，進而影響氣化進程[77]。加入氣化劑還會增加經(jīng)濟成本。選擇合適氣化劑添加量尤為重要。

3)催化劑粒度。固體催化劑使用時需研磨至顆?；蚍勰睿６仍叫?，比表面積越大，化學反應強度越強[76]。煤周圍接觸的催化劑量越多，其氣化速率越快。

4)復合催化劑。催化劑種類較多，尋找一種合適的催化劑對于提高化學反應速率具有重要意義。在化學反應過程中，不同元素或離子之間存在相互抑制或促進作用，如果幾種不同催化劑聯(lián)用，比單一使用效果更強[76-77]。

煤炭地下氣化分為3個不同階段：氧化、還原階段和干燥干餾階段。除以上影響因素外，還需根據(jù)不同反應階段提供不同催化劑。

3.2.4 溫度

影響煤炭地下氣化產(chǎn)品氣構(gòu)成的主要影響因素是溫度。保證溫度足夠高即可獲得優(yōu)質(zhì)產(chǎn)品氣[77]。隨溫度升高，煤氣中CO體積分數(shù)增加，這是由于溫度提升促使CO2被還原，如圖11、12所示。

圖11 煤氣中CO、CO2組分體積分數(shù)與溫度的關系[18]Fig.11 Relationship between the volume fraction of CO and CO2 components in gas and temperature[18]

圖12 CO2還原成CO的速度與溫度關系[18]Fig.12 Relationship between the reduction rate of CO2 to CO and temperature[18]

隨溫度增加，水蒸氣分解速度隨之加快，氣體中氫氣比例增加。煤炭地下氣化在高溫環(huán)境中進行，其過程是在地下氣化爐內(nèi)建立一個溫度場。

3.3 煤炭地下氣化產(chǎn)業(yè)化制約因素

國內(nèi)外對于煤炭地下氣化均進行了大量現(xiàn)場試驗，但未能實現(xiàn)工業(yè)化運營，規(guī)模應用關鍵工藝的穩(wěn)定性和可靠性需進一步提高，且由于投資成本高、技術(shù)密集等因素限制，還處于工業(yè)性試驗階段，未形成完整產(chǎn)業(yè)鏈。

3.3.1 技術(shù)問題

煤炭地下氣化所需煤礦地質(zhì)需以煤層含氣性、含水性以及滲透性為側(cè)重點，且對煤層頂板上下100 m的水文地質(zhì)條件要求嚴格，防止氣化過程中頂板冒落、進水等問題發(fā)生，需確保煤層的穩(wěn)定性以及密閉性。地下氣化的通道連通工藝的存在問題，一般包括反向燃燒連通效果差、水力壓裂貫通工藝不成熟等。

3.3.2 高額投資成本

煤炭地下氣化屬于前期投資高，且未形成完整的產(chǎn)業(yè)鏈，后期難以進行完整收益。雖然煤炭地下氣化可節(jié)約地面設備費用，但前期仍需很大投資，地面煤制氣年產(chǎn)氣量40億m3，前期投資250億元，而煤炭地下氣化投資在150億元左右[78]。

3.3.3 學科交叉理論發(fā)展受限

煤炭地下氣化是一個涉及地質(zhì)評價、鉆完井、測井及后續(xù)的連續(xù)油管技術(shù)、氣體加工和環(huán)境保護等一系列的開采和處理工藝。而后續(xù)的連續(xù)油管技術(shù)和氣體加工已在石油行業(yè)趨于成熟。為盡早實現(xiàn)煤炭地下氣化工藝的工業(yè)化，需煤炭和石油行業(yè)聯(lián)合發(fā)展[78]。

3.3.4 政策法規(guī)缺乏

除上述技術(shù)、理論以及經(jīng)濟問題外，無相關標準的法律法規(guī)，導致工業(yè)項目難以實施，后續(xù)工業(yè)化難以實現(xiàn)。因此，通過建立完整的標準化項目，獲取一些環(huán)境生態(tài)影響數(shù)據(jù)，才有可能建立相關標準，為未來工業(yè)化項目建設審批提供依據(jù)。

4 多級壓裂水平井同井注采技術(shù)在煤炭深部開采的應用

4.1 多級壓裂水平井

煤炭地下氣化技術(shù)當前常用的井型主要是以2口井為主，一口井作為注入井，一口井作為生產(chǎn)井，這種開采方式需同時鉆2口直井，井底需貫通，增加開采成本，且當前井型結(jié)構(gòu)只能適用一種化學開采方式，不能適用2種及以上的化學開采。既滿足生產(chǎn)注入，也可滿足2種不同的化學開采的井型，不僅可節(jié)約開采成本，更方便調(diào)整開采方式，更大程度開發(fā)深層煤炭，減少資源浪費。

煤炭地下氣化需同時鉆2口井然后貫通，深部鉆井技術(shù)可將石油鉆井技術(shù)推廣到煤炭氣化。為此，本研究團隊提出了多級壓裂水平井同井注采技術(shù)，這種技術(shù)可分為水平井同井段注采和同井縫間異步注采2種技術(shù)[79-84]。其中水平井的同井段間注采技術(shù)針對高含水水平井，通過改變水驅(qū)方向達到穩(wěn)油控水目的，其原理是通過井下檢測找到高含水段轉(zhuǎn)成注水段，注水端的兩端成為采油段，如圖13所示。通過改變水驅(qū)方向，使水淹強度弱區(qū)域的剩余油得到動用。

圖13 水平井同井段間注采的改變水驅(qū)方向[83]Fig.13 Changing water drive direction between injection and production ofhorizontal wells in the same interval[83]

針對水平井井筒見水位置的不同，提出了3種注采的方式：① 一段注、一段采；② 一段注、兩段采；③ 多段注、多段采。以水平井同井遠端注、近端采的方式為例，分別設計環(huán)空注水、油管采油，如圖14所示；空采油、油管注水的井下注采裝置如圖15所示。

圖14 環(huán)空注水、油管采油同井注采工藝[83]Fig.14 Annulus water injection and tubing production with well injection and production technology[83]

圖15 環(huán)空采油、油管注水同井注采工藝[83]Fig.15 Annular oil production, tubing water injection and production with well injection [83]

綜上是水平井同井注采技術(shù)在石油開采中的應用，在煤炭深部流態(tài)化開采應用過程中，可通過注入氣化劑，在環(huán)空處或油管中下入電加熱裝置，在油管或環(huán)空處獲得相應生產(chǎn)段產(chǎn)物。

4.2 水平井同井段間原位轉(zhuǎn)化

基于多級壓裂水平井，以同井段間注采技術(shù)為基礎，通過增加裝置，設計了一種新的開發(fā)井型，并申請了發(fā)明專利，為深部煤層水平井同井段間原位轉(zhuǎn)化方法[85]，新的井型可實現(xiàn)同井中2種不同化學開采方式同時進行。主要步驟是：

1)對于水平井的井筒進行分段壓裂，形成多條垂直于水平井井筒的壓裂裂縫。

2)壓裂裂縫分為前半段和后半段裂縫，其中前半段裂縫長度約為后半段3倍，在后半段的裂縫上安裝配注閥，在油管上前半段長裂縫位置處射孔，將超聲波產(chǎn)生裝置安裝至最后一條長裂縫中。

3)打開地面控制設備，通過產(chǎn)生橫向超聲波，使前半段最后一條長裂縫和后半段第一條短裂縫的裂縫貫通，通過超聲波裝備上的測距裝備檢測貫通的橫向距離，當距離達到相鄰的長裂縫和短裂縫間距時，取出超聲波產(chǎn)生裝置，然后將其下入注采分隔裝置和油管至相應位置。

4)當采用氣化和熱解2種不同方式開采時，需在所有裂縫處下入加熱電阻和電磁感應線圈至裂縫處，打開井口供電裝備，加熱至800～1 000 ℃，將氣化劑通過注入孔注入后半段裂縫中，產(chǎn)生的氣體由于注采分隔裝置只能從前半段裂縫中流向由超聲波產(chǎn)生的橫波中，然后流向前半段的長裂縫中后被采出。

5)進行生物溶解和熱解開采，只需將加熱電阻或電磁感應線圈下入到長前半段長裂縫對應位置處，打開井口供電設備，加熱至熱解溫度，然后注入微生物+培養(yǎng)液+供氫體，產(chǎn)生的氣體由于注采分隔裝置的作用只能從前半段的裂縫中流向由超聲波產(chǎn)生的橫波中，然后流向前半段的長裂縫后采出。

裂縫間距、裂段半長、注氣量及產(chǎn)量等一系列開發(fā)參數(shù)，依據(jù)實際煤層地質(zhì)水文狀況、歷史開采數(shù)據(jù)或數(shù)值模擬方法確定。與目前煤炭地下原位開采方法相比，深部煤層水平井同井段間原位轉(zhuǎn)化方法不僅適用于地下氣化和熱解的開發(fā)方式，同樣適用于煤炭生物溶解開采。此外，采用加熱開發(fā)方法時，不僅可以使用熱電阻加熱方式，還可選擇電磁感加熱方式，如圖16所示。

圖16 深部煤層水平井同井段間原位轉(zhuǎn)化示意Fig.16 Annular oil production, tubing water injection and production with well injection

此技術(shù)針對目前一種井型只能采用一種化學開采的方式進行創(chuàng)新，引入石油開采中的水平井技術(shù)，將生產(chǎn)與注入在同一口井中完成，提高了單井經(jīng)濟效益；這種井型可適應煤炭地下氣化、地下熱解和地下生物溶解3種不同煤炭化學開發(fā)，且可同時進行2種不同方式開采，使用范圍更廣泛；縮短了裂縫距離，增加了裂縫數(shù)量，增大氣化反應腔的面積，且加熱方式可避免傳統(tǒng)熱焦炭隨時間增加溫度降低，可靈活選擇加熱時間；裂縫長短不一，可提高波及范圍，利用注采分隔裝置可減少氣化時氣竄發(fā)生。雖然此種井型具有許多優(yōu)勢，但在實際氣化煤礦選址中，也需考慮煤層厚度、傾角等地質(zhì)因素，盡量避免氣化中地質(zhì)因素的影響。

無論熱電阻加熱，還是電磁感加熱，其加熱過程中使用的電可通過新能源發(fā)電技術(shù)獲得，然后利用儲能技術(shù)儲存，供后續(xù)使用。

5 結(jié)論與展望

5.1 結(jié) 論

1)煤炭地下化學開采技術(shù)分為地下氣化、地下熱解及地下生物溶解3種，具有顯著的技術(shù)、經(jīng)濟、環(huán)保優(yōu)勢，能夠推動煤炭、化工、電力等行業(yè)發(fā)展，為我國雙碳目標的實現(xiàn)提供了新途徑，但仍存在一定問題亟需解決。

2)煤炭地下氣化開發(fā)淺層煤炭以礦井式氣化為主，主要在廢棄礦井中進行，深層煤炭則是利用石油開發(fā)中的鉆井技術(shù)，一口井作為注入井注入氣化劑，另一口井作為生產(chǎn)井采出目標產(chǎn)物，2口井通過貫通技術(shù)進行貫通。

3)煤炭地下氣化技術(shù)的運行穩(wěn)定性需考慮煤層地質(zhì)構(gòu)造、煤層厚度、煤層傾角、煤種以及埋藏深度等地質(zhì)因素，還需考慮氣化爐結(jié)構(gòu)、氣化通道長度及氣化鼓風量、催化劑種類等工程因素。

4)煤炭地下氣化技術(shù)當前未能實現(xiàn)工業(yè)化生產(chǎn)，主要存在于技術(shù)、經(jīng)濟、政策等方面問題。

5)筆者團隊基于多級壓裂水平井同井注采技術(shù)，針對煤炭地下原位開采設計相應井型，可同時進行2種不同的化學開采，相對之前地下氣化開采井型，這種新井型在同口井中可實現(xiàn)注入與開采，減少了鉆井數(shù)量，具有較好的經(jīng)濟性。

5.2 展 望

煤炭開采由傳統(tǒng)的物理開采向清潔高效開采邁進，可避免環(huán)境污染，且在一定程度上避免了地面塌陷以及資源浪費。我國煤炭地下氣化技術(shù)成果當前主要以淺層煤炭實踐為主，深層煤炭開發(fā)尚在試驗階段。建議在未來開展以下工作:

1)加強煤炭地下氣化過程中技術(shù)問題的研究，明確后續(xù)主要技術(shù)攻關方向以選址、氣化通道的聯(lián)通等為主。

2)加強對煤炭地下氣化與碳封存碳捕捉技術(shù)的研究，將新能源發(fā)電進行存儲，后期應用到煤炭深部流態(tài)化開采中，實現(xiàn)碳減排。

3)大力發(fā)展新能源發(fā)電技術(shù)與儲能技術(shù)，且將其利用到煤炭地下氣化開采中，可結(jié)合制氫技術(shù)、地下儲氣庫技術(shù)等一些新能源技術(shù)進行研究。

4)加大煤炭地下項目投資，完善相關法律法規(guī)，建立相關標準，為未來煤炭地下氣化工業(yè)化提供依據(jù)。