我國中深層煤炭地下氣化商業化路徑

孔令峰 張軍賢 李華啟 朱興珊 趙晨暉 徐加放

1. 中國石油天然氣集團有限公司規劃計劃部 2. 中國石油海洋工程有限公司 3. 中國石油大學（華東）石油工程學院

0 引言

迫于“煤炭資源相對豐富、油氣資源相對不足”的一次能源稟賦現實，近年來中國現代煤化工技術和產業取得了革命性進步，在煤制油、煤制氣和煤制烯烴等方面達到世界領先水平[1-4]。國內煤炭資源中，大部分是沒有井工（機械）開采價值的優質中深層煤炭資源。在眾多的煤炭“固體流態法”開采技術思路中[5-6]，全球范圍內已經廣泛開展研究和礦場試驗的是煤炭地下氣化技術（Underground Coal Gasification，以下簡稱“UCG”）。以石油工程相關技術為基礎的現代UCG技術，則被廣泛認為是技術上可實現、經濟方面可行、革命性的煤炭資源清潔開發利用技術，或能從根本上將傳統煤炭產業轉變為清潔環保能源產業[7]。全球首次UCG礦場試驗至今已經有80多年的研發試驗歷程，已有多個礦場試驗項目取得了局部突破。雖然近幾年礦場試驗和商業化進程都不及預期，但全球范圍內依然在堅持不懈地開展研究和探索。

1 UCG的發展現狀

煤炭地下氣化是將地下煤炭在原位進行有控制的氣化。由于煤層埋深和煤質不同，地下氣化單元建設方式和氣化劑選擇有所不同，主要產出物和構成比例差異較大。中淺煤層可利用采煤巷道，深煤層則需要借助石油水平井鉆井技術。比較理想的地下氣化單元設計和生產控制目標，是形成燃燒面、氣化區、焦化區和干餾（熱解）區的合理分布，各區隨著氣化腔和熱場擴展穩步依次推進（圖1）[8]。從國內外以往礦場試驗項目看，淺煤層低壓氣化多選用空氣和水蒸氣作為氣化劑，合成氣組分中H2和CO含量高，熱值較低；中深煤層可進行中高壓氣化，多選用富氧空氣或純氧和水作為氣化劑，合成氣中CH4含量高，熱值較高。氣化反應特點是動態可逆，氣化效率、合成氣品質的影響因素眾多，氣化過程動態控制難度很大。無論是淺層還是中深層，全世界范圍內還沒有真正的商業UCG項目建成。

圖1 煤炭地下氣化反應過程示意圖

1.1 淺煤層UCG

蘇聯自20世紀30年代開始開展了多次淺煤層UCG礦場試驗，1947—1965年期間陸續投產了5個淺層（300 m以淺）小型生產項目[9]。20世紀60年代中期以后，隨著天然氣的快速開發，蘇聯新組建的天然氣工業部認為UCG過于復雜，決定停止項目的進一步開發。1996—2011年期間，俄羅斯JSC“Gazprom Promgaz”公司又進一步提升了相關技術，仍主要針對淺煤層，以小井距直井和定向井鉆孔建設地下氣化單元[10]，在南非等多個試驗項目中得到應用，但沒有成規模的商業化項目建成。

美國在20世紀70年代“石油危機”后開始積極研究試驗淺層UCG技術，并創新了以水平井和連續油管應用為代表的現代UCG技術理念[9]，即可控后退注入點技術（Controlled Retracting Injection Point，以下簡稱CRIP），包括線性水平井（L-CRIP）和平行水平井（P-CRIP）兩種地下氣化單元方案（圖2）。水平井擴大了地下氣化單元規模，井間連通更為容易；連續油管回托注氣使氣化劑注入更加容易，在長通道內實現分段氣化，提高了氣化效率。20世紀90年代以后，美國的油氣產量快速提升，天然氣價格大幅度降低，繼續實施UCG項目的必要性降低，隨后主要致力于優化完善氣化過程3D模擬技術[11]。

澳大利亞在美國之后研究試驗最為積極，曾經提出過12個淺層商業化項目（300 m以淺）。其中，1999—2013年期間，澳大利亞Linc Energy公司在昆士蘭欽奇拉(Chinchilla)進行了淺層UCG的半商業化嘗試；2006年后，相繼又有美國Carbon Energy、澳大利亞Cougar Enengy公司開展了淺煤層氣化先導試驗[9,12]。Linc Energy公司早期借鑒了蘇聯技術，2010—2012年首次成功試驗了P-CRIP地下氣化單元，2011—2013年采用了改進后的L-CRIP地下氣化單元方案，并實現了連續運行，完成了合成氣發電和合成油試驗。澳大利亞政府監測發現試驗區淺層地下水污染物超標，隨即叫停了全部試驗項目[13]。

1.2 中深煤層UCG

歐洲國家最早在第二次世界大戰以后就開展了一些淺煤層的UCG試驗，自20世紀80年代開始主要致力于中深層UCG技術研發和試驗，最近十年來則力求將UCG與發電、制氫、氫燃料電池和CCS（Carbon Capture and Storage，碳捕集和埋藏）等產業發展相結合[9,14]。其中，試驗比較系統的是德國和比利時于1978—1987年開展的圖林(Thulin)試驗項目（埋深860 m）和英國、比利時等六國于1991—1998年開展的西班牙埃爾曲萊麥迪爾(El Tremedal)試驗項目（埋深580 m）。Thulin項目開展了多種方式的小井距直井與中半徑水平井地下連通，成功進行了滲流氣化試驗，驗證了多種氣化劑的中高壓氣化工藝，后因井筒多次腐蝕破壞結束。El Tremedal項目試驗了薄煤層、L-CRIP地下氣化單元，進行了多次CRIP操作，但連續氣化時間較短，選址也未能避開含水層，最后一次點火破壞了井筒，地下水涌入導致試驗終止。

圖2 兩種水平井氣化單元示意圖

英國為了彌補北海油田產量遞減導致的天然氣供應缺口，21世紀初以來對UCG技術商業化的推動力度很大，截至2015年共批準27個灣口和淺海區域的UCG項目授權許可[15]，部分目的煤層埋深超過1 000 m，但這些小企業的UCG試驗項目因為環保團體的抵制均未能投入實施[16]。

2009—2012年，在加拿大阿爾伯塔省政府資助下，借助歐洲相關技術，天鵝山（Swan Hills）UCG礦場試驗項目在埋深1 400 m的煤層高壓富氧氣化試驗取得突破[17]。試驗采用L-CRIP地下氣化單元，有效水平段長度達1 400 m，前后多次點火運行，實現了幾次注入點后退操作，成功驗證了10～12 MPa壓力下的高壓純氧氣化工藝。據稱累計氣化煤層（燃空區）長度合計約200 m，累計運行時間達4 000 h。

近年來，歐盟一直在持續資助UCG技術研究和試驗，主要集中在波蘭、保加利亞和羅馬尼亞等東歐國家，但以研究項目和室內模擬為主，僅在波蘭實施了兩個在采煤巷道內進行的UCG礦場試驗。

1.3 中國的研究試驗情況

中國早在20世紀50年代就開始了UCG相關技術研究。20世紀90年代連續開展了一系列在人工采煤巷道或淺煤層進行的礦場試驗項目[18]，部分采煤巷道UCG項目實現了短期小規模連續生產。2013年內蒙古烏蘭察布淺層UCG礦場試驗項目（煤層埋深280 m）首次在煤層水平井和連續管應用方面取得突破[19]。2018年7月，新疆哈密淺煤層小井距直井UCG礦場試驗項目成功點火。2018年10月，貴州盤江礦區山腳樹礦在廢氣采煤巷道內開展的低壓氣化試驗項目成功點火，首次在采煤巷道內使用了連續管和可視化裝置。2019年10月，鄂爾多斯中深煤層UCG礦場試驗項目（煤層埋深522 m），成功改進并實施了P-CRIP地下氣化單元，首次應用了3.5英寸（1英寸=25.4 mm）大口徑同心連續油管，嘗試了3 MPa純氧氣化，為推進UCG技術的商業化邁出了關鍵的一大步[20]。但中深煤層UCG還有待于開展更大埋深和更高氣化壓力下的單井組長周期連續氣化試驗，進一步開展多井組擴大試驗，為商業化示范項目的實施創造條件。

2 UCG技術商業化面臨的主要問題

UCG相對于傳統機械采煤具有明顯的環保優勢，是一種革命性的煤炭清潔開采和利用方式。UCG技術原理并不復雜，但在工程方面專業跨度大，要建立連續、穩定、可控的地下氣化工作系統的難度較大[21]。其中，決定氣化效率和效益方面的一些關鍵技術，例如氣化過程模擬、測控、地下與地面生產集成等，距離商業化還存在一定差距[22]。這些差距近年來在歐洲、加拿大和澳大利亞的持續研究和礦場試驗推動下，已經有所縮小[14,23-28]。先前的礦場試驗中遇到的一些安全環保問題，雖然出現事故的試驗項目比例很小，但對投資者和政府部門進一步擴大試驗的信心影響很大。

在不同的國家，UCG商業化面對的主要難題也不盡相同，主要集中在資源、市場、技術、經濟性等方面。北美和澳大利亞等地區煤炭資源豐富、品質好，但沒有市場需求。歐洲有市場需求，西歐國家研究試驗也非常積極，但可用的煤炭資源品質較差，煤層薄、埋深大，導致產品經濟性較差；東歐國家煤炭資源比較豐富、品質較好，但缺少石油工業體系支撐，商業化推動難度較大；南非則與東歐的情況類似。印度、巴基斯坦等國市場需求旺盛，但煤炭資源品質較差，多為高灰煤，礦場試驗和商業化進展并不順利。總體來看，隨著石油工程相關技術的進步以及環保要求的提高，全球更加關注中深層UCG氣化技術。

中國煤炭資源豐富、品質好，市場需求旺盛，專業技術人才實力雄厚，資本充裕，相關研發試驗也最為積極。中國的石油工業體系完整，但由于行業劃分歷史因素，石油行業鮮有參與UCG技術研發試驗，配套工程技術和裝備工具研發還不夠系統。國內中深層煤炭資源蘊藏量巨大，綜合地質條件優越，適于地下氣化的可選目標較多[7]。中國的能源資源稟賦特點和油氣供需矛盾，決定了對UCG技術商業化的需求較為緊迫，尤其是針對沒有機械開采價值的中深部高品質煤炭資源。國家能源技術革命創新行動計劃（2016—2030年）明確提出，要力爭在2030年實現UCG技術的工業化示范。預計中深層鉆井式UCG將會成為未來商業化的主流方向，油氣開采企業的參與和引領作用至關重要[29]。

2.1 淺煤層氣化存在較大環保風險

淺煤層多是軟煤（褐煤），頂底板膠結一般較為疏松，煤層和頂底板的滲透性較好，有利于氣體擴散和氣化腔擴展。淺煤層鉆孔比較簡單，低壓、低溫氣化可以通過注入空氣實現，生產的低品質合成氣多用于發電，對地面系統配套要求也低，整體投資較低，在地處偏遠、電力缺乏地區，具有較為明顯的投資經濟性。但如果煤層距離可飲用水層較近，合成氣和一些污染物就比較容易逃逸或滲流到附近水層中。美國（Hoe Creek 和Williams項目）和澳大利亞（Chinchilla 和Kingaroy項目）的一些淺層UCG試驗項目，由于增壓氣化操作或廢棄氣化腔處置不當等原因，曾發生過地下水污染事故[9,15]。這些項目煤層埋深僅為50～260 m，選址時未能避開淺層含水層。可以說，淺煤層地下氣化的環保風險是先天性的，利用技術手段難以消除。

2.2 中深煤層氣化工程難度較大

中深煤層的煤巖和頂底板一般較為致密，滲透性較差，合成氣和污染物逃逸導致環保問題的幾率相對降低。中深煤層可以實施中高壓富氧氣化，容易獲得高品質合成氣，產品路線選擇多，但相應的鉆完井投資和地面系統配套投資也將大幅上升。由于煤層滲透性差，不利于氣化腔的自然擴展，必須要在煤層中利用水平鉆孔方式形成并保持較長的氣化通道，在一條氣化通道內實施多次注入點后退。隨著氣化過程的繼續，新的注入點和氣化腔依次沿著氣化通道后退，焦油、煤灰和其他固體殘留物將在燃后的氣化通道中聚集，到氣化中后期很容易堵塞氣化通道。如果氣化目標是煙煤，煤層在高溫下容易膨脹變形，對井筒完整性的威脅也很大。高溫高壓合成氣通常含有強腐蝕性組分，對金屬管材的腐蝕作用也很強，容易造成井筒和管柱破壞失效，導致氣化過程終止。

世界上早期開展的幾次中深煤層氣化試驗，都以半道終止或因井下發生事故結束，原因主要是無法建立有效氣化通道、井筒堵塞、涌水問題或井下管柱破壞，采用的化學點火工藝也有很多局限性。歐洲（Thulin、La Haute Deule、El Tremedal）和加拿大（Swan Hills）開展的中深層試驗項目曾發生過井筒堵塞、腐蝕破壞甚至井噴等安全事故[9,17,29]。此外，隨著氣化腔的擴展，氣化劑（氧氣和水）噴嘴距離氣化面越來越遠，并受到煤炭氣化后固體殘留物的阻礙，有效抵達遠端氣化面的能力降低，導致氣化效率下降，合成氣品質變差。歐洲20世紀80—90年代開展的3個中深層氣化試驗項目，因定向井技術水平的限制，可以實現的地下氣化單元規模較小，小井距氣化通道貫通效果不理想，氣化試驗時間也較短。加拿大Swan Hills深層UCG試驗項目（圖3）遇到了氣化通道堵塞、管柱腐蝕破壞等問題，最后因為連續油管焊接點發生刺漏而導致井噴事故[30]。

圖3 加拿大Swan Hills深層UCG示范項目示意圖

2.3 目前技術水平下投資經濟性較差

中深層UCG對鉆完井技術要求高，相關裝備、工具和材料的耐高溫、耐高壓和防腐等級高，地下氣化單元建造成本高昂。單爐必須控制足夠規模的煤炭資源，實現足夠規模的日產量，才能夠達到商業門限產量的要求。歐洲的一些數值模擬結果顯示，在理想狀態下，氣化劑在單側水平徑向方向可抵達3倍于煤層厚度的距離，但在實際設計中要考慮一定的氣化效率，設計氣化腔的單側水平徑向寬度一般為煤層厚度的1.0～1.5倍[25,31]。

從可以查閱到的國外幾次中深煤層礦場試驗資料來看，實際氣化腔寬度僅與煤層厚度相當，穩定日產氣量也不高[17,32-33]。加拿大Swan Hills的UCG礦場試驗項目，實現的粗煤氣日產量僅為11.3h104m3，其中CH4含量約4.2h104m3，另有CO和H2組分可在地面合成CH4約0.5h104m3，粗煤氣有效組分折合CH4約4.7h104m3[17]。從投資經濟性考慮，這個日產量規模需要提高到3倍以上才能夠實現商業項目經濟門檻，也就是日產粗煤氣量超過40h104m3。但該項目在擴大產量實驗之前就發生了井噴事故[30]，雖然后續的改進試驗方案于2014年重新獲得了阿爾伯塔省政府批準，但并沒有繼續實施。

由于中深層UCG項目主要用于生產替代油氣或化工原料，其產業發展受油氣價格行情影響較大[7]。2014年下半年開始，隨著國際原油價格的斷崖式下跌，國際天然氣價格也隨之大幅下跌，國內外計劃實施的UCG礦場試驗項目，大都已經推遲或取消。

2.4 選址和系統配套條件對UCG項目競爭力影響較大

國內目前有些地面煤制氣項目，由于選址距離產品市場較遠，造成甲烷產品儲運成本較高，大大的削弱了項目的經濟性。例如在新疆伊犁建設的煤制氣項目，即便出廠成本可以控制到1.6元/m3，也遠高于當地天然氣門站價格，只能外輸到東部市場。由于管輸距離較長，抵達京津冀地區后的總成本將高達2.4元/m3，與進口LNG價格基本相當，缺乏市場競爭力，從而導致虧損；而內蒙古東部地區煤制氣項目，天然氣管輸至北京市門站的成本僅約0.2元/m3，按當前北京市門站價格1.88元/m3結算情況下，整體可以實現盈利。

產品路線以合成天然氣為主的中深層UCG項目，其地面工程部分建設投資占比也很高。同等規模的UCG與地面煤制氣項目在煤、水和電的消耗量方面相差并不大，淡水消耗主要在地面系統配套的鍋爐和工藝消耗，淡水用量很小；大部分水耗發生在地下氣化過程，可以使用地層鹽水進行氣化[17]，用水成本可以大幅下降。在深部地層鹽水豐富地區，UCG項目產生的CO2還可以就地回注到地下鹽水層，滿足碳減排和清潔環保生產要求。中深層UCG項目選擇富氧氣化工藝，需要大型空分裝置支持，電耗占生產成本比例較大。UCG項目選址要盡可能考慮煤電資源豐富地區，否則外購電成本將非常高。

3 中深層UCG商業化路徑探析

中深層UCG技術屬于化石能源清潔開發領域的一項基礎性和顛覆性技術，一旦商業化取得突破，將會對國內天然氣和氫能的供應格局產生巨大影響。以往的研究和礦場試驗已經取得了一些成果，現代的石油工程技術手段能夠提供一些必要的工程技術保障。例如，煤層水平井鉆完井和基于集束連續油管的可控后退注氣技術等，理論上可以實現大規模地下建爐和對氣化過程的有效導控。煤層氣勘探開發涉及煤炭地質、水文地質研究和煤層精細勘探等技術日益成熟；大口徑水平井鉆完井技術已經較為成熟，可以實現大位移、平滑井眼軌跡。隨著稠油火驅技術的日益完善，采出井的抗高溫固井技術也已經成熟，在油層點火、氧化劑注入、燃燒面推進、溫度及壓力監測等生產測控方面也積累了豐富經驗，對UCG生產測控有一定的借鑒意義。氣化通道水平井段采用柔性可燃油管完井也證實了一定的有效性，基本能夠消除煤層受熱膨脹變形導致的剪切破壞影響，保障集束連續油管與井下工具的順利進出和氣化劑注入通道暢通；柔性可燃油管在實施后退點火時可以利用高溫燃燒掉，順利形成新的氣化腔，從而保證氣化通道的完整性及氣化過程的連續進行[17,32]。

雖然中深層UCG項目成功建立并維持氣化通道已經不是難題，但全球范圍內尚未順利實現單個井組地下氣化單元的完整、連續和穩定的氣化過程，也沒有開展過多井組先導試驗，距離商業化要求仍然較遠。以往礦場試驗也遇到一些工程問題依未得到有效解決。

3.1 中深層UCG技術研發試驗路徑

中深層UCG作為一項基礎性和顛覆性技術，其研發應用需要嚴格遵循“基礎研究→技術研發→試驗應用”三個基本階段，每個階段都不能缺失。目前，中深層UCG整體仍處于技術研發—試驗應用的復合階段，技術研發與礦場試驗密不可分，需要同步進行、互相驗證、互相提升。中深層UCG技術研發試驗全過程都離不開現場試驗基地的支持，每項關鍵裝備、工具和工藝的適用性、安全性和匹配性，都需要在地下煤層進行實地礦場試驗，加以充分驗證。現場試驗基地選址與商業項目選址原則是一致的，應該集中到煤炭資源條件較好和配套設施完善的區域。

中深層UCG技術研發試驗首先需要解決工程可實現問題，包括煤層精細勘測與評價、大規模地下氣化單元設計與施工、數值模擬指導下的生產運行和測控工藝，以及配套裝備和工具、安全控制手段及操作規范等諸多方面，打通所有技術環節和工藝流程，驗證每項關鍵裝備及工具的適用性、安全性與匹配性。地下氣化腔都要經歷從小到大過程，都是一個非穩態過程，全過程都要依靠數模，并形成嚴格的操作規范。雖然歐洲和加拿大在中深層UCG數值模擬方面進展很大，但是由于礦場試驗項目太少，還沒有經過廣泛驗證，優化完善也不夠充分。安全高效的氣化通道完井、點火、溫壓測控、氣化參數及時調控、井筒材質、井筒完整性維持等諸多方面的難題還有待攻克。

在工程可實現前提下，UCG技術的試驗應用也是一個較長的優化完善過程，商業化UCG項目還要實現較好的投資經濟性。地下氣化單元優化工作非常關鍵，必須要做好選址、設計與實施工作，盡可能降低單位工程投資。地下氣化單元需要控制大規模煤炭儲量，日產氣量要盡可能的高，氣化過程要盡可能的安全、連續、平穩、受控。中深層UCG技術商業化不是簡單的規模放大過程，在實現工業化推廣之前，還需要依次完成多井組先導試驗、半商業化示范和商業化示范（含地面工程）過程，每個試驗過程都不可以逾越，都需要通過技術經濟驗證。

3.2 中深層UCG選址方向

中深層UCG項目選址不僅要基于地下煤炭資源品位和綜合地質條件，同樣也要考慮地面工程系統配套問題，應優選選擇距離產品市場、天然氣管網和煉化裝置較近的地區，確保甲烷、氫氣、低碳烴及焦油等產品的銷售渠道暢通，提高產品市場競爭力。

涉及地下因素的選址條件，主要有中深煤層地質構造條件、水文地質條件、煤質、煤層厚度和埋深等諸多因素[31]。總體上，目的煤層要求構造穩定、頂底板密閉性好、傾角大小合適，遠離較大斷層、裂縫和水動力活躍的含水層，單煤層厚度要足夠大，灰分、硫分含量越低越好，但應盡量避開焦煤。煤炭儲量規模要足夠大，埋深大于井工開采下限為好，盡量不與煤電和地面煤化工爭煤。煤層埋深越深，氣化壓力可以越高，有利于提高煤氣品質。但氣化壓力也不宜過大，根據數值模擬結果，理論上煤層埋深達到2 000 m以后，水蒸氣很可能會達到“近臨界水”溫度壓力條件，甚至是“超臨界水”條件，氣化反應會極其劇烈，控制難度極大，對金屬管材的腐蝕作用也極強，氣化安全挑戰極高。國內外UCG研究試驗尚未涉及“近臨界水”和“超臨界水”氣化領域，通常保守推薦煤層埋深盡量不要超過1 800 m。

涉及地面因素的選址條件，主要是煤田附近的水（蒸汽）電路訊和油氣儲運設施等公用工程配套條件，產品市場需求（距離市場遠近）等因素，盡可能降低地面工程部分投資和生產運行成本。國內主要含油氣盆地內中深層煤炭資源豐富，油氣開采相關地面系統配套工程條件較好，應優先在油區選址建設UCG項目，可為UCG項目提供水電路訊和油氣管道等設施接入便利，發揮與油氣開采的協同效應[7,29,34]。同時，UCG項目產出的甲烷可以補充天然氣產量，焦油、低碳烴和氫氣產品可以補充煉油化工原料；利用UCG余熱可用于油區伴熱、發電等“用能替代”，提高油氣商品率；副產品氮氣可以用于驅油提高采收率；副產品二氧化碳可以直接埋藏于廢棄地下氣化腔內，也可用于驅油提高原油采收率，或與深層煤層氣開發相結合，實現煤炭和煤層氣綜合開采。如果在天然氣消費市場附近建設深層UCG項目，不僅能夠提高項目的投資經濟性，還可能將廢棄氣化腔改造為煤穴儲氣庫[35]，有利于解決天然氣調峰、儲備能力不足和建造、運行成本較高等問題。

3.3 中深層UCG地下氣化單元設計優化方向

根據上述分析，中深層UCG技術主要難點在地下工程部分，降低成本的關鍵是優化地下工程部分的設計，即地下氣化單元的設計。中深層UCG項目地下氣化單元建造成本高昂，從降低單位產品固定成本角度分析，地下氣化單元規模應盡可能大，控制足夠多的煤炭儲量。但首先要在工程可實現前提下，盡可能降低氣化通道堵塞和井筒失效風險。以往試驗采用過的L-CRIP和P-CRIP兩種地下氣化單元方案，都不能夠完全滿足這些要求。

參照國內外礦場試驗和相關研究成果，綜合L-CRIP和P-CRIP兩種方案的優點，筆者提出了一種針對中深煤層商業UCG項目的新型“斜梯形”地下氣化單元設計方案（圖4）[36]。這種“斜梯形”地下氣化單元兼具L-CRIP和P-CRIP方案的優點，獨特優勢是能夠規避氣化通道堵塞問題，有效避開小斷層和大裂縫。主井筒距離氣化通道較遠，基本不受高溫影響，失效的幾率很低；即使某個分支水平井氣化通道遇到堵塞或井筒破壞情況，可以直接棄置掉，只是浪費掉該支水平井氣化通道控制的小部分煤炭資源，對整體氣化爐的影響較小；當氣化爐區域內遇到有潛在泄漏風險的小斷層或大裂縫時，可以通過加大分支水平井的間距或優化一下軌跡直接避開，從而不影響整個氣化爐的部署，有利于提高目標區域煤炭資源的動用率。

3.4 中深層UCG商業化項目競爭力分析

國內中深層UCG技術能否實現商業化，最終要看商業項目的技術經濟指標是否具備市場競爭力。暫以京津冀天然氣目標市場為例，在國際原油（布倫特）長期平均價格60美元/桶情形下，天然氣門站價格按照1.88元/m3測算，反推到距離1 000 km左右的內蒙古、陜西和山西地區中深層UCG商業項目，天然氣管輸費按照0.15元/m3測算，則UCG商業項目合成天然氣可實現出廠價格最高為1.73元/m3（含增值稅）。下面以合成天然氣產能20h108m3/a的深層UCG項目為例，簡單測算一下技術經濟指標。

圖4 雙主支和多分支水平井組合——“斜梯形”地下氣化單元示意圖

按照“斜梯形”地下氣化單元設計概念，遵循保守謹慎原則，可將單支水平氣化通道長度控制到200 m，氣化通道與注入井主井筒夾角保守設計到30°，則地下氣化單元總寬度為100 m。假設是15 m有效厚度煤層，可將氣化腔寬度設定為30 m。氣化通道間距按照60 m設計，相鄰氣化通道的后退注入點交錯分布，保證留有30 m以上寬度的隔離煤柱，理論上不會出現大規模坍塌問題[25,37]。水平井主井筒有效長度按照1 200 m設計，可以布置20支分支水平井氣化通道，單爐氣化通道總長度可以達到4 000 m。參照加拿大天鵝山試驗項目埋深、煤質和氣化速率參數，采用相同的富氧氣化工藝，選取3.5″連續油管作為注氧通道[8]，理論上單井粗煤氣產量可以達到加拿大天鵝山試驗項目設計產量的3倍以上，其中甲烷約14h104m3（地面考慮甲烷化工藝）。按此日產量估算，單個地下氣化單元總服役時間約5年（每年有效運行時間300天），理論上可以累產甲烷約1.9h108m3。

參照煤層氣水平井鉆完井投資水平，考慮到大尺寸井筒和耐高溫固井完井材料、精準導向小井距分支水平井鉆井和耐高溫耐腐蝕封堵工藝等因素，按照目前的工程技術水平，粗略估算上述成對水平井主井和20支分支水平井的總造價將達8 000萬元。項目共需要48組地下氣化單元同時運行，在20年評價期內需要建造4個輪次地下氣化單元，共需服役192組地下氣化單元，總投資約153.6億元，其中首批48組投資38.4億元。參照國內地面煤制氣項目，不考慮廠外公用工程，估算地面工程總投資約98億元，單位甲烷產品操作成本約0.43元/m3。按此粗略估算，項目全生命周期內單位甲烷固定成本約0.63元/m3，則單位甲烷生產成本約1.06元/m3（不考慮稅費）；考慮6%的煤炭資源稅和10%天然氣增值稅等稅費，則單位甲烷完全成本約1.25元/m3。項目要實現8%的財務內部收益率基準要求，甲烷出廠價格則需要達到1.45元/m3左右。如果考慮二氧化碳捕集與埋藏，則單位甲烷完全成本增加約0.15元/m3[38]，出廠價格需要提高到1.6元/m3。對于京津冀目標市場可實現的最高出廠價格1.73元/m3（含增值稅）來說，仍然具有較強的市場競爭力。

可見，相較于褐煤地面煤制氣項目，即便不考慮“無工開采價值煤炭資源”的有效開發利用和環保效益因素，中深層UCG商業項目理論上仍具有0.15元/m3左右的單位成本優勢。中深層UCG商業項目相較于國產常規天然氣并沒有成本優勢，但與非常規天然氣的成本水平相當，對于進口天然氣則具有明顯的成本優勢。對于中等埋深UCG項目，地下氣化單元建設投資會略有降低，同時合成氣品質也略有下降，地面部分投資和運行成本方面基本沒有差別，所以總體上與深層UCG項目的單位甲烷完全成本相差不會很大。國內中深層UCG項目一旦形成規模，將會有效替代進口天然氣[7,34]，尤其是在高油價、高氣價情形下能夠起到平抑進口氣價格的重要作用，對保障國內天然氣供應、降低用氣成本意義重大。

4 結束語

目前全球范圍內開展的中深煤層地下氣化試驗項目較少，還沒有順利實現單個地下氣化單元的完整氣化過程，距離真正的商業化依然較遠。中深層UCG發展前景較好，但地下工程難度較大，首先要解決地下工程可實現問題。其次，選址既要基于地下煤炭資源品位和綜合地質條件，也要考慮地面工程系統配套問題。新型“斜梯形”地下氣化單元設計方案，在實現有效控制大量煤炭資源的同時，縮短了單分支水平井氣化通道的長度，大幅降低了堵塞或井筒破壞幾率，也將潛在事故對整體氣化爐的影響降低到很小程度；而且分支水平井部署靈活，有利于避開有潛在泄漏風險的小斷層或大裂縫，提高目標區域煤炭資源的動用率。

國內主要含油氣盆地內中深層煤炭資源豐富，地面系統配套工程條件較好，UCG項目可以發揮與油氣開采的協同效應。優先選擇在新疆準東、哈密、三塘湖，內蒙古鄂爾多斯、二連、海拉爾等煤炭資源條件優越的油區建設現場試驗基地，全面支撐技術研發、礦場試驗和商業示范項目建設，或是推動中深層UCG技術商業化的最優路徑。中國是目前世界上UCG研究試驗最為積極的國家，在資源、市場、技術、資金、政策等方面綜合優勢突出，油氣對外依存度持續高企成為UCG的重要驅動力，如果能夠探索出一種跨行業企地融合發展的商業模式，有望在“十四五”期間實現中深煤層UCG技術的商業化突破，成為世界UCG技術的領跑者。