新疆煤层气开发、煤炭地下气化与碳封存滚动开发模式探讨

王 刚 杨曙光 李瑞明 张 娜

(1.新疆煤田地质局煤层气研究开发中心，新疆 830091;2.新疆维吾尔自治区煤田地质局，新疆 830091)

新疆地区分布有准噶尔、塔里木、吐哈、三塘湖及天山系列盆地，沉积盆地面积广、侏罗系煤及煤层气资源丰富。据估算，2000m以浅的煤炭资源量为1.90×1012t，占全国的34.40%，位居全国第一；2000m以浅煤层气资源量为9.51×1012m3，占全国的26%。同时，新疆作为我国低阶煤最发育地区，低煤阶煤层气资源约占新疆总资源量的80%以上。

随着中国绿色经济的发展要求，对清洁能源需求量快速增加。2018年，中国天然气消费量2803×108m3，同比增长18.10%，而天然气产量1415.12×108m3，同比增长6.40%，天然气对外依存度升至49.51%，同期，石油对外依存度升至69.80%，中国油气自我保障能力持续下降。中国作为“富煤、缺油、少气”的地区，以煤炭作为主体能源的趋势不会改变。根据2018年中国矿产资源报告数据，以热值当量计算，中国煤炭查明资源储量规模(16666.73×108t)为石油(35.42×108t)和天然气(55220.96×108m3)资源总量的134倍。由此可见，在中国油气产量总体长期趋稳、大幅增产困难的情况下，煤及煤层气的综合勘探、开发、清洁利用将为中国能源安全提供坚实保障。

作为中国西部的综合能源基地及能源安全大通道，新疆将在煤层气开发与煤炭清洁利用技术进步的支持下，将传统化石能源与新能源、物理、化学、生物等技术融合，充分开发利用丰富的煤炭资源，并将煤炭资源所产生的“温室气体”进行碳捕集与碳储存，以甲烷、氢能、电能为能源介质输送中东部地区，为中国清洁能源供应体系提供保障。

1 新疆煤及煤层气资源分布与利用

1.1 煤矿区分布与煤炭开采现状

根据煤炭资源潜力评价成果，新疆35个煤田(煤产地、煤矿点)的2000m以浅煤炭资源量为为1.90×1012t，主要分布于天山-库鲁克塔格山以北的准噶尔、吐哈、伊犁等盆地。从煤炭资源埋深分布来看，埋深600～2000m的深部煤炭资源量占到总资源量的63.56%。煤炭资源以低煤阶的长焰煤、 不粘煤为主， 中煤阶的气煤、 肥煤、 焦煤次之。

2018年，新疆煤炭产量达到1.90×108t，稳居全国第四，占全国总产量的5.36%。开采深度主要分布于500m以浅，对于600～2000m埋深的深部煤炭资源，由于其高地应力、高瓦斯的特征，开发成本高、动用率极低。

1.2 煤层气资源及开发利用现状

根据煤层气资源潜力评价成果，新疆煤层气资源量为9.51×1012m3，以低煤阶煤层气为主，主要分布于准噶尔盆地，总体勘查开发程度低。

以天山南、北两侧的山前逆冲推覆构造带为煤层气富集有利区，在准南煤田东部、库拜煤田拜城矿区已建成4个煤层气开发区块，年产能达到1.5×108m3。

2 煤层气及深部煤炭资源清洁利用技术

新疆侏罗系煤系地层蕴含着以低煤阶煤炭、煤层气为主的丰富化石能源，其清洁、高效的开发利用技术基本获得突破，并逐步开始工程试验及区块开发。三维可视化的大数据地质建模与数值模拟技术为煤层气开发、煤炭地下气化的技术衔接提供有效手段。

2.1 煤层气勘探开发技术

自沁水和鄂尔多斯盆地东缘的中高煤阶煤层气规模性勘探开发获得成功后，新疆中低煤阶煤层气开发从2014年开始建设的阜康白杨河煤层气开发利用先导性示范工程为起步，针对山前地区大倾角、厚煤层的地质特点，经过5年的科研创新与技术试验，逐渐形成“丛式定向钻井-连续油管压裂-自动化排采”的高效钻、压、排技术系列。

借鉴“数字油田”理念，以高水平、高效益、可持续发展的目标建设信息化煤层气田，建立层序地层、构造力学、测试数据、开发动态等多级属性融合的三维、可视化大数据地质体，通过数值模拟技术实现煤层气藏开发动态的预测、调整与优化，解决地质工程一体化难题，实现对煤层气藏开发部署与剩余资源的实时监测、实时分析、实时优化，以最有效手段、最低成本来提高气藏采收率，提高煤层气藏勘探开发的技术水平及综合效益。

2.2 深层煤炭地下气化技术

对于新疆600m以深的深层煤炭资源清洁利用，通过微生物、化学技术将煤炭转化为氢、甲烷、电力等清洁能源介质，在有效动用深部煤炭资源、大幅提高资源利用率的前提下，将有害的矸石、灰渣、二氧化碳等留存在地下，能够有效减少物理采煤对自然环境的破坏。

2.2.1 生物采煤技术

煤作为一种具有多种复杂大分子有机组分的混合物，其有机质会被发酵水解菌水解生成小分子的丙酸(CH3CH2COOH)、丁酸等挥发性脂肪酸及甲醇等，进而被产氢菌、光合细菌等分解转化为乙酸(CH3COOH)并释放氢气(H2)，最后产甲烷菌可将乙酸(CH3COOH)转化为甲烷(CH4)、二氧化碳(CO2)。

苏现波、张怀文等通过不同煤种的微生物发酵产氢、产甲烷实验，验证了混合菌种发酵法生物制氢技术的可行性，同时发现长焰煤等低煤阶煤由于活性官能团含量高、易被微生物降解利用，且低阶煤的氢含量高、有利于微生物分解产生氢气。按产氢实验结果来看，受微生物发酵导致pH值大幅变化进而抑制菌种活性、生气过程停止的影响，15g长焰煤煤样单次发酵实验消耗煤样0.812g、产气约370mL、氢浓度89.60%，长焰煤发酵产纯氢能力折合22.10m3/t。

煤炭微生物产甲烷的思路源于1994年Soctt提出利用本源菌强化煤层气开采的设想。根据尤陆花等学者的研究，吐哈盆地大南湖煤田的长焰煤在甲烷菌分解下，前20天发酵期可快速产生6.96ml/g的甲烷，准南煤田四棵树煤矿的煤样经60天发酵可产生15ml/g的甲烷。

由于产氢所产生的乙酸为产甲烷菌提供了原料，因此连续产氢产甲烷工艺可实现更高的氢气、甲烷产率。氢气作为高热值的能源介质，其燃烧产物为水，是最为清洁、低碳、安全的洁净能源，因此煤炭微生物制氢将成为未来深部低阶煤炭生物开采的重要研究方向。

2.2.2 化学采煤技术

以煤炭地下气化(Underground Coal Gasification，简称UCG)为代表的化学采煤技术，借助V型对接水平井、U型井等煤层气钻井工艺，将气化剂注入地下煤层进行有控燃烧，将煤炭直接转化成含有氢气、一氧化碳、甲烷等可燃气体并采出的采煤新技术，与传统机械采煤相比具有建设成本低、生产效率高、煤炭回收率高、环境效益好、克服井下灾害及职业病等优点，同时从源头上杜绝煤炭燃烧所带来的烟尘、二氧化碳、氮氧化物、硫化物等污染排放。

煤炭地下气化是一项古老而又年轻的技术，早在1868年由德国科学家威廉·西蒙斯提出设想，1888年由俄国化学家门捷列夫提出基本工艺，1912年由威廉·拉姆齐在英国达勒姆煤田首次进行了地下气化试验，1931年以后前苏联进行了大量工程试验并进行工业化生产，乌兹别克斯坦的安格连气化站自1961年运行以来生产至今。2012年，中国新奥集团在内蒙古乌兰察布利用钻井式UCG技术在埋深285m的褐煤中获得成功工业化试验，日产富氧煤气15×104m3。

为提高产出煤气的热值，减少大气中氮气的影响，以氧气-水蒸气作为气化剂注入煤层，通过调节气化剂组分、流量等措施，实现地下煤层的连续气化，生产高热值的氢气、一氧化碳、甲烷、二氧化碳的混合气。根据褐煤的O2-H2O(g)高温气化实验，可产生H2(41.68%)、CO(28.07%)、CH4(3.17%)、CO2(24.99%)的混合煤气，热值达到9.27～13.78MJ/m3。

煤炭地下气化制氢是一项的复杂转化过程，存在多种放热、吸热的化学反应，反应温度与煤气组分有明显控制关系，煤的干馏实验发现：在300～550℃时，煤炭热解产生甲烷、焦油；温度升至550～900℃时，甲烷逐渐减少，氢气、一氧化碳组分增多，燃烧温度在800℃时，氢气组分达到最高。经过变压吸附法(PSA)，可实现大规模氢气提纯，制取液氢(表1)。

表1 煤炭地下气化(氧气-水蒸气)化学反应过程

图1 新疆煤层气-煤炭地下气化-碳封存技术体系

低煤阶的褐煤、长焰煤由于其水分、挥发份较高，高温条件下易破碎、结构疏松，气化剂更容易扩散到煤基质表面，且不同于中煤阶气肥煤所具有的粘结性易使通道堵塞、气化终止，因而低阶煤的气化反应活性最高，最适合地下气化。

煤炭地下气化经过上百年的发展，逐渐形成两条地下气化开发-综合利用产业链：

(1)煤地下气化与联合循环发电(UCG-IGCC)，直接利用地下气化产出的可燃煤气所携带的高温并燃烧联合发电，其优势在于系统效率(60%)大幅超过超超临界燃煤发电技术(42%)；

(2)煤地下气化与燃料电池发电(UCG-AFC)，依靠地下气化产出的煤气中氢气含量高达40%以上的特点，利用这一廉价氢源进行燃料电池发电，更为安全、环保、高效。

3 新疆煤层气与深部煤炭综合开发利用途径

由于新疆距离能源消费中心的中东部地区较远，受限于出疆道路偏少、运力紧张，以电力通道、气体/液体管道成为能源输送的现实途径。

未来，清洁能源生产将进入跨界经营时代，煤层气、氢气、电力、太阳能、碳存储多元化业务汇为一体，实现煤炭传统能源向清洁能源体系的革命性转变。贯彻“地质工程一体化”理念，以三维大数据地质体为手段，实现“煤层气开发-煤炭地下气化-碳存储”(CBM-UCG&IGCC-CCS)滚动作业的经营模式，实现深部煤层层系资源的有效利用，除了将地下能源清洁提取以外，同时将煤矸石、废渣、二氧化碳等有害物质留存在煤层，实现传统能源的清洁开发。

新疆丰富的低阶煤及煤层气资源，尤其是600～2000m的深层资源，既是煤层气开发主要目的层段，又是最适合煤炭地下气化的煤层深度段，其合理开发步骤及技术体系可分为三个阶段：煤层气开发阶段、煤炭地下气化制氢-联合循环发电阶段、煤穴碳存储阶段。通过相互衔接，单一煤炭区块可形成30～50年的开发周期，产出CNG、液氢、电力、碳排放指标等多种效益产品(图1)。

3.1 煤层气勘探开发阶段

煤层气勘探开发对煤层气区块进行300m×300m的规模布井，同时进行大液量的体积压裂，使煤层在井网连通下形成区域裂隙网络，实现煤层气的排水降压解吸开发。

煤层气开发的主要经济产品是CNG、民用燃气，可通过槽车、燃气管道输送给用户；所采出的高矿化度煤层水，结合太阳能资源的光热转换利用，为煤炭地下气化所需的气化剂提供了充足的水蒸气源；最后还形成氯化钠、碳酸钠、硫酸钠等混合盐类，根据其规模选择合适的处理工艺，深加工后可用于化工领域。

初步估算，新疆地区煤层气井的产水量为2～40m3/d，以平均单井稳定产水量4m3/d、煤炭地下气化制氢耗水量10.14t/t来估算，年产能1×108m3规模的煤层气田可支持2.91×108m3/a产氢规模的煤炭地下气化工程。

由于光伏组件的光电转化率(8%～20%)仅为光热转化率(65%)的1/3，利用更为高效的光热转化器将煤层气井采出水高温蒸发处理，将饱和水蒸气作为气化剂的一部分，实现太阳能资源的充分利用。

煤层气开发形成了开发井网、疏干煤层水、广泛且稳定的裂隙网络，为煤炭地下气化提供了有利条件。贯彻“地质工程一体化”理念，伴随煤层气开发而不断精细刻画形成的三维、大数据地质体模型，能够为煤炭地下气化的燃烧通道设计、生产提供详细地质依据。

3.2 煤炭地下气化制氢-联合循环发电阶段

煤炭地下气化技术由于存在污染浅层地下水、地下煤层燃烧导致地表植被干枯、通过裂隙沟通地表形成地下煤火等生态问题，因此一般适宜600m以深的深部煤层地下气化开采，钻井式UCG技术也避免了对浅层地下水、地表生态、采空区沉陷、裂隙漏气等影响。此外，深层煤炭地下气化由于埋深大，易形成高温、高压条件，使煤炭气化效率更高、单井产气量更高、产气品质更好。欧洲国家主要致力于深层煤炭地下气化与碳储存项目，其工程试验深度主要在500～1000m，最深达到1400m。将高温(700℃)、高压(25MPa)环境下的超临界水气化制氢技术应用于深层煤炭地下气化领域，提高制氢效率，为深层煤炭利用与廉价制氢提供有效途径。2014年，欧洲地区煤炭地下气化制氢第二阶段研究完成，为后续氢燃料电池技术发展提供氢源技术保障。

氢气是公认的绿色燃料，其热值是汽油的2.7倍、煤炭的3.5倍。目前，世界规模化制氢工艺分为天然气-水蒸气重整制氢(SRM)、煤气化制氢。由于原料成本与下游利用途径的差异，国外以天然气制氢工艺为主，而中国以煤气化制氢为主。由于氢气产能低、价格高，因此主要用于合成氨、劣质原油加氢裂化、精细化工等，无法作为主流能源使用。

新疆丰富的低阶煤炭资源有利于煤制氢工艺的推广。不同于高耗水(8.4～30t/t)、高能耗(1.37～6.05t/t)、高碳排放(4～13.10t/t)的地面煤炭气化工艺，煤炭地下气化制氢工艺经变压吸附分离提纯的高纯度CO2可直接用于油田的化学驱替、碳封存，因此能够以相对偏低的耗水量低(10.14t/t)、超低碳排放实现氢气的大规模廉价制取。

3.3 煤穴碳存储阶段

煤炭地下气化后形成的废弃煤穴具有良好的碳封存能力。根据徐冰等学者利用扫描电镜、低温氮气吸附仪对地下气化后煤焦的表面形貌、孔隙结构等进行表征，煤焦表面粗糙、孔裂隙发育，比表面积和孔容积较原煤分别增大5.63、1.62倍，具有与活性炭一样的强大吸附能力，可作为优异的吸附型碳储存介质。

深层煤田气化形成的废弃煤穴，作为吸附型碳存储、压力型空间碳存储的良好空间，具有强大的碳封存能力，相比超深盐水层封存、深海封存等技术，具有成本低、技术简单、封存稳定性好等优点。

4 结语

作为中国煤炭、煤层气资源最丰富的地区之一，新疆低阶煤及煤层气资源的开发利用程度低，适宜利用生物、化学技术开展煤炭地下气化，具有广阔的发展空间。热演化程度偏低的新疆侏罗系煤系地层，煤类以长焰煤、不粘煤为主，可建立“煤层气开发-煤炭地下气化制氢与联合循环发电-碳存储”(CBM-UCG&IGCC-CCS)滚动作业的经营模式，以三维、可视化的大数据地质体为依托，形成相互衔接、梯次融合的低成本开发产业链，产出氢能、电力、CNG、碳排放指标等绿色能源或产品，以气/液管道、电力通道等方式输送往中东部能源消费中心，实现煤炭传统能源向清洁能源体系的革命性转变，继续奠定新疆作为综合能源基地及能源安全大通道的历史定位。