煤炭、煤層氣多元轉型是中國化石能源勘探開發與供需之本

滕吉文， 王玉辰， 司 薌， 劉少華， 王祎然

(1.中國科學院地質與地球物理研究所, 北京 100029； 2.吉林大學地球探測科學與技術學院， 長春 130026；3.中國科學院大學，北京 100049； 4.自然資源部油氣資源戰略研究中心， 北京 100034； 5.《科學技術與工程》編輯部， 北京 100081)

能源是國家賴以生存和發展的物質基礎，石油和天然氣在一個國家和地區的快速工業化和經濟騰飛的過程中占有重要地位。常規油氣的勘探與開發向第二深度空間(5 000～10 000 m)“挺進”已為必然的選擇[1-15]。縱觀世界和中國油氣能源的存儲，產能和供給與發展，可以這樣厘定，從現在起到21世紀中葉，乃至更長的一段時期內，常規的油氣，特別是第二深度空間的油氣(5 000～10 000 m)能源的勘探與開發利用，當為主力能源[16-20]。

自1995年Schmaker和Gautier等提出連續型油氣裂變的概念以來，開啟了以頁巖氣為代表的常規油氣新認知，且現已作為當今油氣開發的前沿，為21世紀的油氣勘探開發和創新，提供了新的機遇。這便突破了早期石油工業中常規儲層的下限和傳統圈閉構造成藏的認識，拓展了油氣能源勘探，開發的類型和可采資源量，促進了中國非常規油氣能源的踐行[21-30]。

非常規油氣在當今世界上以美國，加拿大等國發展迅速，并取得了一定成效。據國際能源署(International Energy Agency，IEA)預測，在全球范圍內，非常規油田的占比尚不高。以2015年為例，全球的常規油產量為4.8億m3，占天然氣總產量的23%。預計，全球非常規氣產量將由2015年的8 227億m3增至2040年的2.48×104億m3，占天然氣總產量的42%，其中頁巖氣1.70×104億m3、致密氣0.46×104億m3、煤層氣0.32×104億m3，分別占天然氣總產量的29%、8%和5%。全球非常規油產量將由2015年的4.8億t增至2040年的10億t以上，約占原油總產量的20%，其中致密油產量5.1億t、油砂油產量3.4億t分別占原油總產量的10%和7%。應當充分認識到，其中美國、加拿大在上述勘探中占有很大的比重，而中國距此確有相當的距離，不僅表現在理論和技術上的差距，而且在資源量和其工業價值諸多方面，中國尚需要更加深入的研究和探索。

由于中國缺油、少氣的現實已使得中國對外的依存度在不斷增長、且以成為能源最大的消費國。2018年中國油氣的對外依存度已達71%和43%[27-30]。在這種境況下則必須揚長避短，即從中國相對富煤的現實中去思考。在中國的能源匹配結構中確與歐美等國家不同，它們均以油氣為主體，而中國則以煤炭為主體，在當前煤轉油、轉氣，即煤炭疲軟的背景下，煤炭仍占到能源匹配中的60%以上。

目前必須正確理解，在煤炭產業的轉型升級中，去產能成為主要途徑，但去產能不等于不要產能，而是發展先進產能，淘汰落后產能。對于煤炭產業來說，就是要構建安全高效，環境友好的科學產能。

對于煤炭行業和礦區來說，要求采用安全高效環境友好的科學技術方法，將煤炭資源最大限度采出的生產能力，就必須在資源、人力、科技等方面達到相應的標準。因此，多樣化的科學產能必然會成為衡量煤炭企業科學水平的依據，同時也將必會有力促成煤炭行業的科技創新。

基于近年來對煤層氣一系列研究結果分析[25-31]和第二深度空間(800～3 000 m)煤炭能型轉換及清潔能源高效利用[1-7,25-30]研究，現對中國以煤炭為母體的能源發展做一些思考。從中國缺油少氣、相對富煤的能源現狀出發，從煤炭的深部勘探與開采(800～3 000 m)和應用為導向，對煤炭的聚集環境、分布、煤層氣的潛能和煤炭轉化能型以達清潔，高效和綜合利用來認識中國能源的長效反響。研究認為，“深層潔凈煤炭探查+煤層氣+煤炭能型轉換”鏈條將必是中國煤炭工業發展與創新的必然歸宿，是中國煤炭在能源的整體配置中可持續發展與為占主體的必然軌跡。

1 中國煤炭的聚集與潛力巨大

能源是一個國家快速工業化和經濟騰飛的血液，是人類生活與生存的基礎和保障，能源的安全、穩定和長期供給十分重要。煤炭作為中國的主體能源，長期以來在中國的建設事業中扮演著極為重要的角色。

1.1 中國煤炭存儲、產能與消耗

煤層氣的存儲、產能取決于煤炭的分布與聚集，埋深和屬性，因為它是煤層氣的“固體”物源[32-37]。依據BP(世界能源統計年鑒)2018年、2019年公布的數據，全球煤炭查明的儲量為666.73億t，可采儲量為388.19億t。現將存儲、消耗和產能情況分述如下。

(1)截至2018年底可采儲量。到2018年底，排名前五的國家：美國(2 502.19億t)、俄羅斯(1 603.64億t)、中國(1 388.19億t)、澳大利亞(1 474.35億t)、印度(1 013.63億t)。

(2)截至2018年底產量排名前五的國家：中國(36.8億t)、印度(7.4億t)、美國(6.8億t)、澳大利亞(5.6億t)、印度尼西亞(5.2億t)、俄羅斯(4.3億t)。

(3)截至2018年底消耗排名：中國(39億t)、印度(9.8億t)、美國(6.8億t)、澳大利亞(5.6億t)、印度尼西亞(5.2億t)、俄羅斯(4.3億t)、日本(1.9億t)、韓國(1.3億t)。

(4)截至2018年底產煤前五國家的能源配額(占比)：中國(59%)、印度(56%)、印度尼西亞(30%，2016年)、美國(15%)、俄羅斯(13%)。

(5)截至2018年底中國煤炭產能占比與消耗：煤礦數量4 383處，產能45.6億t/年(含在建、改建和改造)，2018年產量為36.8億t，消耗39億t。

(6)2018年對全球和中國煤業的信息與預測：未來全球煤炭消耗的增量要比過去大幅度減緩，消耗大體維持在現有水平。全球煤炭市場將逐漸由中國主導。

未來中國煤炭的增幅會更加平緩，向可持續的模式過渡，煤炭能源在配置中的占比將由2017年的60%下降到2040年的35%，印度和其他亞洲國家的新興經濟體的經濟增長和繁榮帶來的電力需求量貢獻了全球大部分的煤炭消耗增量。印度的煤炭消耗將占全球比例中的1/4。

近年來煤炭在存儲、可采儲，年產量和消耗及其在世界上的占比， 較前幾年確有較大變化，由于受到煤改油、煤改氣的限定, 產量曾一度疲軟。盡管限產，但產銷乃居世界首位。2018年全球共產煤39.162億t，而2018年世界各國的產煤與消耗卻與前不同(表1、表2)。

表1 2018年世界主要煤炭生產國

表2 2018年世界主要煤炭生產國

排在前五位的產煤國家：中國產煤18.288億t，占世界總產量的46.7%；美國產煤3.645億t，占世界總產量的9.3%；印尼產煤3.233億t，占總產量的8.3%；印度產煤3.08億t，占總產量的7.9%；澳大利亞產煤3.011億t，占總產量的7.7%。

在消耗方面排在前五位的國家：中國的消耗量19.067億t，占全世界總消耗量的50.5%；印度消耗量為4.522億t，占比為12%；美國消耗量為3.17億t，占比為8.4%；日本消耗量為1.175億t，占比為3.1%；韓國和俄羅斯消耗量為0.882億t和0.88億t，兩國均各占比為2.3%。

以上數據可見，中國無論在產能，產量，消耗量和各自在全球的占比，與能源配置的排行中乃居第一。這便決定著中國以煤為主體的能源發展戰略不會改變。

1.2 中國的煤炭產量，產能與需求

新中國成立后至今，煤炭生產的地下埋藏深度主要在小于800 m的范圍內，大于1 000 m的為數不多，個別條件好的煤礦開采深度可達1 500 m。應當看到，近70年來的廣為勘探開發使淺部逐步面臨著資源貧乏之境況，為此必須向深部第二深度空間(800～3 000 m)要煤[12,37]，要優質煤。而在高新科技引入下的新型煤能轉型將必須要有更大量的煤炭供給。

1.2.1 全球視野的產區分布特征

世界上煤炭資源分布甚廣，但分布很不均衡。在整體上，為北半球多于南半球，且主要集中在北半球的中溫帶和亞寒帶地區(圖1)。北半球北緯30°～70°是世界上最主要的聚煤帶，占世界煤炭資源量的70%以上，在北半球的3大洲煤炭資源均比較豐富，其中亞洲資源量約8.65×104億t，約占全球煤炭資源總量的56%以上；北美洲資源量約4.06×104億t，約占全球煤炭資源總量的26%以上；歐洲資源量有1.56×104億t，約占全球煤炭資源總量的10%以上。南半球各大洲的煤炭資源都比較少，其中大洋洲資源量約7 800億t，約占全球煤炭資源總量的7%左右，非洲，南美洲就更少了。當今，全世界約有80個國家和地區擁有煤炭資源；中亞-俄羅斯、美國和中國的煤炭資源最豐富，合計約占全球煤炭資源總量的83%以上[31-36]。

圖1 1980—2040年全球各地區煤炭需求變化(數據來源：歷史數據來自BP)

1.2.2 中國煤炭產地的分布特征

中國能源分布特點是北煤，南水和東西油氣，即富煤，缺油，少氣，而煤炭的產區分布是不均勻的，且分布與消費區分布亦極不協調。根據行改區劃、煤炭地質條件、安全生產條件等因素，可將中國煤炭生產細分為五個區域，即晉陜蒙寧甘區、華東區、華南區，東北區、新青區，其中特大型和大型煤炭集中(圖2)在鄂爾多斯盆地和四川盆地。

圖2 中國煤炭產區分布圖[37]

松遼盆地，華北平原和山西、陜西、內蒙古、寧夏、甘肅等地，從具體地域來看是很不均衡，如華東地區的煤炭資源儲量的87%集中在安徽、山東，而工業發展主要在以上海為中心的長江三角洲地區；中南地區煤炭資源的72%集中在河南，而工業發展主要在武漢和珠江三角洲地區；西南煤炭資源的67%集中在貴州，而工業發展主要在四川。中國的煤炭儲存以山西、河北、河南、青海、內蒙古、新疆、東北各省等為主要產煤大省。

應當清晰地認識到，自2010年以來，中國能源消費量在全球的占比中由6.3%增加到19%，即在全球的能源消費中有著40%是來自中國，即表明全球的能源消費中心已轉到亞洲，中國將成為世界上能源消費的第一大國。盡管如此，而從人均來計算，卻尚遠低于美國，日本和韓國等國家。

1.2.3 中國煤炭能源的未來需求

目前，中國經濟社會正處在快速發展過程中，工業、農業、國防和科技現代化均需要能源的保障，然而化石能源在中國能源結構中占比卻超過90%，未來對化石能源的需求將會巨量[37-45]。

1)煤炭在中國未來能源結構中的地位不會改變

在全球范圍內，未來30年全球煤炭需求增速將會略高于石油即年均為0.76%。預計全球在2020年和2030年煤炭需求量將分別為88.1億t和92.3億t。在未來30年，全球煤炭需求將主要來自亞洲，即2030年將要達到65.8億t，占全球71%。2011—2040年全球煤炭累計需求量將達2 643.2億t，是過去30年累計消費量的1.8倍。可見需求量之巨大。這是由于國際煤炭貿易已形成了太平洋貿易國(印尼和澳大利亞煤炭出口給中國、日本和韓國等，近來在中美貿易戰后，澳大利亞已限制出口給中國)和大西洋貿易國(俄羅斯和美國煤炭出口歐洲各國)，其中亞太地區煤炭的進口量已占到全球比重為≥60%。同時還應當看到煤炭潛在的資源量也是巨大的，特別是對第二深度空間(800～3 000 m)的深層煤的勘察，開發和利用乃是中國可持續發展的后盾[30]。

2)未來20年的煤炭需求

在未來的20年中，中國累計需原煤約800億t以上，是過去60年煤炭消費總量的1.5倍，在中國能源消費結構中預測原煤所占百分比為65.7%(2015年)、60.6%(2020年)、51.9%(2030年)、47.6%(2040年)。盡管近年來工業煤改氣使得煤炭產量增速有所減緩，但從長遠來看，煤炭的不可替代地位難以改變。同時也迫使中國煤炭工業必須在潔凈技術和高效利用上不斷尋求新途，以不斷擴展煤炭的清潔、高效利用率。

預計中國將會在2030—2035年期間實現能源需求的零增長，而且其需求仍居世界之首。因為在未來的30年中累計需求將為過去30年的3.6倍，到2030年煤炭占能源需求的比例仍將會超過50%，所以從能源的消費結構來看，煤炭仍將是中國未來能源結構中的主體(表3)。

表3 2010—2040年中國煤炭消費預測

3)煤炭能源潛力巨大，向第二深度空間(800～3 000 m)要煤

在全球煤炭產業中，能否保證安全，穩定與長期供給取決于潛能。當今世界上三大煤炭王國中的美國潛能最大，為81 296億t；中國第二為61 856億t；俄羅斯第三為41 705億t；其他大洋洲和歐洲為41 705億t、7 970億t，而非洲、南美洲、中東地區合計為1 800億t。

在當今石油對外依存度達70%或更大的情況下，煤炭的安全供應是有保障的，整個亞洲會長期保持在全球煤炭產出區的領先地位，產量占全世界的60%左右[30]。

在煤炭勘探的儲量中，當今主要在1 000 m以內，預計2020年前后可能會更深一點，而2020年以后將邁向2 000～3 000 m的深度進展(圖3)。

圖3 煤炭能源勘探開發和利用深度進程示意圖

據2013年評審的國土資源部重大項目——《全國煤炭資源潛力評價》綜合預測評價結果，全國2 000 m以淺煤炭資源總量5.9×104億t，其中，探獲煤炭資源儲量2.02×104億t，預測資源量3.88×104億t。可靠級15 676億t，可能級12 190億t，推斷級10 930億t；優等預測資源量9 815億t，良等11 345億t，差等17 650億t。據《中國礦產資源報告(2013)》，截至2012年底，煤炭保有查明資源儲量1.4×104億t。

2013年國家煤礦安監局經初步統計，中國已有43個礦區，超過300座礦井的開采深度超過600 m，近200處礦井開采深度超過800 m，千米深井共47處，平均深度為1 086 m。中國目前開采深度最深的是新汶礦業集團孫村煤礦，達1 501 m，是目前亞洲最深的礦井，新汶礦區的平均最大回采深度也達到1 032 m。

4)中國能源中煤炭能源“永葆青春”

煤炭是中國能源安全的基石，而煤炭能源能否在中國能源結構與匹配中永繼主角地位取決于以下因素。

(1)巨大的潛在存儲和經濟效應。

(2)煤炭的高新技術引入與“革命”。創造煤炭潔凈的高效燃燒與高效利用。

(3)轉變煤炭工業已有的發展觀念和模式，發展先進的工業鍋爐燃燒技術，凈化煙氣與凈化工藝。

(4)實施高度機械化，智能化開采，并形成開發，運輸與利用的“鏈條”。

5)煤炭多元轉換對煤炭能源的未來設想

2020—2030年，建成超低生態損害與超低排放的機械化、信息化煤炭開發利用體系，進入井下少人、接近天然氣排放水平的煤炭工業3.0時代，煤礦井下空間得到初步利用。

2030—2040年，建成近零生態損害與近零排放的智能化、多元煤炭開發利用體系，進人井下無人、接近清潔能源排放水平的煤炭工業4.0時代，煤礦井下空間得到有效利用。

2040—2050年，建成煤基多元、開放、協同、綠色開發利用的清潔能源基地，進入井下無人、地上無煤、純清潔能源的煤炭工業5.0時代，煤礦井下空間資源與城鎮化發展協同開發利用。若能逼近這一設想的目標，煤炭將為今后中國潔凈、安全、穩定且能保證長期供給的能源與強大與持久的能源戰略后備基地。

2 煤層氣及化石能源存儲、開發和利用

煤層氣系指以煤系為氣源巖，煤系成烴以氣為主，以油為輔，與其相關的盆地中則以氣為主。煤層氣在煤儲層中主要以3種相態存在，即吸附相、游離相和溶解相，而這3種相態的甲烷氣體處在一個動態平衡過程中。

在煤儲層中，當流體壓力降低時，以物理吸附的形式吸附在煤基質孔隙內表面的煤層氣發生解吸作用變為游離態煤層氣，之后游離態煤層氣經過煤基質氣與經過煤基質擴散或滲流進入天然裂隙，天然裂隙內的游離態煤層氣通過滲流到達井筒而產出。這表明煤層氣的產出機理就是解吸—擴散—滲流的“3D”過程。

煤層氣的類型有兩種，一是生儲一體的天然氣，它是目前非常規天然氣的氣體，即煤層氣和頁巖氣(泥巖氣)；二是生、儲分離的天然氣，即為從成氣用母質巖系運移而來的狹義煤層氣，即當今稱之為煤層氣。實際上煤層氣中既有常規氣也有部分非常規氣(致密巖)。

2.1 煤層氣的存儲、產氣量與分布

世界上主要產煤國均十分重視煤層氣的開發，目前世界上74個產煤國家，已有35個國家開展了煤層氣的研發；其中半數已進行了煤層氣的專項勘探和試驗。美國、中國、俄羅斯、土庫曼斯坦、荷蘭和澳大利亞等為世界上的產氣大國，潛力巨大[41-45]。

2.1.1 世界煤層氣大國

美國是最早成功開發煤層氣的國家，可采資源量高達21.19×104億m3，圣胡安、黑勇士、粉河、尤因塔、拉頓、阿巴拉契亞、阿克瑪、皮申斯是煤層氣商業化的8個主要盆地，2008年產量556.7億m3，近年來發展放緩產量為289億m3，主要來自圣胡安盆地，這一中生代形成的圣胡安盆地面積為7億km2，為一不對稱的向斜，估計煤炭資源量為3 248億t，煤層氣地質資源量為2.83×104億m3，煤層氣可采資源量為0.29×104億m3。

澳大利亞也是一個煤層氣大國，估計煤層氣資源量為(8～14)×104億m3，主要分布在蘇拉特、鮑溫等盆地，近年來產量遞增，2017年總產量為397.7億m3，其中蘇拉特盆地的產量為307.4億m3，鮑溫盆地為90.3億m3。東北部三個煤層氣富集區面積達5 000 km2。截至2017年9月，已發現油氣2P(探明+控制)儲量為800億m3，擁有油量約109.6億t，其中氣占80%，約13.590 4×104億m3，在西北大框架上的卡納爾文盆地、波拿巴特盆地和布勞斯盆地是3個最大的含氣盆地，探明可采儲量為51 671億m3，卡納爾文盆地儲量占澳大利亞總儲量的50.4%，其煤層氣支撐著使其為年產超千億立方米的大國[42]。

俄羅斯西西伯利亞盆地面積約為250萬m2，其中海域面積35萬km2是世界上最大的含油氣盆地，也是世界上煤層氣儲量最大，產量最高，已發現原始面積采儲量超過1×104億m3的超大型氣田有7個。這7個超大型氣田于2011年儲量、產量分別占到了俄羅斯全部的72%和84%(圖4)，其中最大的在全球排名前三位的烏連戈伊氣田產量相當于近兩年來世界上天然氣總產量。2017年總原始可采存儲量達28.383 8×104億m3，占該年世界發現總剩余可采儲量的15.2%，占俄羅斯(該年)總原始可采儲量的81.1%。這7個大氣田截至2018年底累計產氣量為14.597×104億m3，分別是該年世界和俄羅斯總產量的4.1倍和25.5倍。至今所發現的天然氣其80%儲量在波庫爾組及相應的地層中，全部分布在構造圈閉中[41-43]。

圖4 西西伯利亞盆地油田分布圖[41]

在土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦境內的阿姆河盆地，面積347 319km2，是中亞最大，且發現了3個原始油氣盆地，可采儲量1×104億m3為世界上超大型氣田。龍勒坦超大型氣田為世界上第三大氣田。原始可采儲量為12.310 6×104億m3。截至2017年底在該盆地發現了油氣田357個，其中氣田為296個，在土庫曼斯坦產氣620億m3，在烏茲別克斯坦產氣534億m3，兩國均為產氣大國。

2.1.2 中國的煤層氣

中國的煤層氣田分布較廣，主要集聚在盆地周邊地帶，潛力較大(圖5)。中國的天然氣地質儲量為2 284億m3，(其中煤層氣為203億m3)，年產氣137億m3(其中煤層氣3.43億m3)。到2016年底，全國天然氣的地質總存儲量為182 889.2億m3，其中煤層氣742.91億m3，占全國的69.9%，年產氣量1 384億m3，其中煤層氣742.91億m3，占全國總量的53.7%。天然氣和煤層氣儲量分別為1978年的52倍、408倍，產量為其10倍和216.6倍，使中國由貧氣國邁入世界第六產氣大國[8,42]。

圖5 中國常規-非常規天然氣分布圖

中國的煤層氣田以鄂爾多斯盆地最為典型，該盆地面積為37萬km2，其中古生界分布面積達25萬km2。該盆地的構造與巖相表明，古生界聚氣，主要在盆地北部；中生界聚油，主要在盆地南部[44]。

2.2 中國煤層氣的潛能和反應

依據當今所知煤層氣的生、儲狀態，主要為生、儲一體的天然氣，即常規天然氣，包括煤層氣和頁巖氣；另一種則為生、儲分離的天然氣，即為從成氣田巖體溢出的氣體——煤層氣，這是在成煤期作用過程中形成的天然氣和石油，即為煤層氣的主體。

2.2.1 中國華北克拉通西部的大氣田——蘇里格大氣田

在鄂爾多斯盆地已發現蘇里格、榆林、大牛地、烏審旗、子洲、延安6個探明地質儲量超過1 000億m3的煤系致密砂巖大氣田，是中國產氣量最大的盆地。2017年年產氣424.45億m3，占全國天然氣產量的28.9%。盆地中發育有兩套氣源巖，一為石炭系-二疊系烴源巖，二為下古生界氣源巖。在上述6大氣田中，蘇里格氣田不僅勘探面積大(4萬km2)，而且含氣層系多，潛力大。2017年，探明地質儲量為1.65×104億m3[43-50]。該氣田2017年的總產氣量為1 564.23億m3，占鄂爾多斯盆地歷年總產量的41.8%。由此蘇里格大氣田的勘探和開發，使之成為中國首個大氣田，并使中國成為世界第6大產氣國。

2.2.2 中國80個含天然氣沉積盆地的天然氣類型

世界上和中國不少大氣田中存在著有害物質，即天然氣汞等，但其分布極不均勻，通常它與煤層氣產層埋藏深度有關，當產層深度小于1 200 m時，含汞量一般小于5 mg/m2，隨著深度的增大，天然氣汞含量呈冪函數增大[48]。為此，在深層煤層氣開發中應予以關注與早期提取。據不完全統計，中國8大沉積盆地的各個天然氣田中，層位時代各異，而在巖性上主要為砂巖和碳酸鹽巖，這是當今煤層氣的主導巖相[47]，在天然氣的類型中則主要為煤型氣，導油型氣很少(表4)，一個顯著的特點是，產層深度多在2 000～6 000 m范圍內，典型的如龍崗大氣田，埋深達6 000 m以上。

表4 中國8大含氣盆地天然氣類型及相關參數統計表[39]

2.2.3 全球各國煤層氣的存儲，開采和潛力

全球煤層氣的資源量巨大，已超過270×104億m3，其主要分布在俄羅斯、加拿大、中國、澳大利亞、德國、波蘭、英國、烏克蘭、哈薩克斯坦、印度及南非等國家，而煤層氣資源的多少取決于其境內煤炭聚集的資源量。世界第一煤層氣儲產國俄羅斯資源量為(17～113)×104億m3，世界第三煤層氣儲產國中國資源量為30.5×104億m3，其中技術可采儲量為12.5×104億m3。俄羅斯、加拿大、中國、美國這前四位的國家中煤層氣資源量計達240×104億m3，約占全球煤層氣資源總量的89%[26]。中國煤層氣除鄂爾多斯盆地外，在松遼盆地、塔里木盆地、渤海灣盆地、準噶爾盆地、四川盆地、柴達木盆地、吐哈盆地均有分布，且多屬煤層氣型氣田，它們在中國能源匹配中的增幅將會不斷增強。顯然，中國煤層大氣田的氣源豐富，潛力大。因此，基于煤層氣的綠色、清潔與高效特征，在理論上，方法上，技術上，亟待加強和創新[51-54]。

3 煤炭綠色、清潔、高效與能型轉換

2020年9月22日，中國國家主席習近平在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上鄭重宣布，中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。這一重要宣示為中國應對氣候變化、綠色低碳發展提供了方向指引。實現碳中和已然成為中國未來一段時期應對氣候變化的重要任務。

為此綠色、清潔、低碳和高效利用在煤炭工業的發展進程中已為必然選擇。因為固有的煤炭地下采掘，運提到地面，再運往需求的各地和以直接燃燒的方式已不適應于當今煤炭在中國建設與發展中的軌跡，即必須走創新的道路。

3.1 發展潔凈煤利用技術的重要性

基于中國以煤炭為主的能源稟賦和消費結構，決定了未來30年煤炭在中國能源結構中仍有相當大比重的前提下，對煤炭使用過程中的高污染、高排放和低效能問題，應得到有效治理；本文研究認為，加強對碳捕獲、碳封存等煤炭清潔和高效利用技術的開發，對中國能源安全與長期供給具有重要意義[54-66]。

3.1.1 發展潔凈煤技術是煤炭業創新的必然途徑

潔凈煤技術是指煤炭從開采到利用的全過程，主要是在減少污染物排放和提高利用效率的加工、轉化、燃燒及污染控制等新技術，包括潔凈生產技術、潔凈加工技術、高效潔凈轉化技術、高效潔凈燃燒與發電技術和燃煤污染排放治理技術等。

發展潔凈煤技術有利于提升煤炭能源利用效率，節約煤炭，減少粉塵、SO2和氮氧化物的排放，改善生態與大氣環境。采用潔凈生產技術選煤可降低原煤中灰分；采用煤氣化和煤液化等高效潔凈轉化技術，可將煤炭轉化為清潔的氣體、液體燃料；采用高效潔凈燃燒技術，可有效提高煤炭燃燒效率，降低氮氧化物生成，實現在燃燒過程中脫硫；采用煙氣凈化等污染排放治理技術可實現燃燒后脫硫。

發展潔凈煤技術有利于保障能源安全供給。在中國未來經濟社會發展中，對一次性化石能源的需求主體上要依靠煤炭來保障。為此強化發展潔凈煤技術，它不僅能夠提高煤炭利用效率、有效控制污染物的排放；能對當前及未來優化能源結構發揮效能；更為重要的則是有利于解決石油供需矛盾，保障能源較長期安全供給；即具有實現煤炭創新產業化發展的前景。

3.1.2 煤炭多聯產技術是煤炭高效、潔凈利用的主要發展趨勢

多聯產技術是利用物理化學方法，通過多種煤能轉化、利用技術的有機結合，以獲得清潔的二次能源(電、液體燃料、氫等氣體燃料)以及多種高附加值化工副產品。整體煤氣化聯合循環加上多聯產技術，乃是目前最具發展前景的潔凈煤技術。它在燃燒前先去除煙氣中的污染物，常規污染少，效率高，有利于綜合利用煤炭資源，且能同時生產甲醇、H2、尿素等化工產品，可以大幅度提高煤炭的利用效率[66-67]。

顯然，實現潔凈煤炭利用技術的突破和成本的下降將是安全、穩定、保障供給，以解決中國能源科學結構匹配與構筑能源基地之根本。

3.1.3 國內外發展概況

1)世界煤制油概況

煤炭清潔轉換方面國外起步較早，西方發達國家和煤炭主要消費國一直重視煤炭清潔轉化及相關技術的研發，且掌握了一系列的核心技術[68-71]。早在1927年，德國在萊那建成了世界第一套煤炭直接液化裝置；1976年，美國美孚公司開發成功甲醇生產汽油的 MTG (甲醇轉化制汽油)技術；1981 年，德國在北威州建成了煤處理量為 200 t/d的大型 IGOR(injection gas-oil ratio)中試廠；1986年，日本三菱重工和科斯莫(COSMO)石油公司合作開發的由合成氣經二甲醚兩段合成油技術(AMSTG)，建成了120 kg/d的中間試驗裝置。

目前南非Sasol公司是世界上唯一大規模的“煤制油”商業工廠，擁有Sasol-I、Sasol-IⅡ、Sasol-IⅢ 3個工業化大型合成油廠，年產達到800萬t油品，主要產品包括柴油、汽油、蠟、氨、醇、醛、酮、乙烯、丙稀、聚合物等150余種，為該國提供了60%的運輸用油料。

最近兩年，國際油價一再攀升，大規模的煤制油研發又掀起高潮，美國從2018年起又開始研發煤炭間接液化；法國、意大利等國亦也開始進行合作研發。

盡管有了一定進展，在關鍵技術方面取得了一定成績，但在總體上仍處于高端技術研發和儲備階段，目前僅有南非和美國等少數國家開展了部分工程示范與商業運行[72-78]。

2)中國煤制油的概況[70-75]

2001年 “863”計劃和中國科學院聯合啟動了“煤制油”重大科技項目，山西潞安煤基合成油示范廠是“863”計劃和中國科學院知識創新工程重大項目的延續項目，2009年16萬t鐵基漿態床煤基合成油裝車投料試車成功，生產出合格的產品。2010年內蒙古伊茶煤制油項目正式實現滿負荷生產，生產規模為16萬t/年，標志著具有中國完全自主知識產權的煤間接液化制油成套技術、從中試到工業化放大完全獲得成功。2012年、2013年裝置生產各類油品17.2萬t、18.1萬t。中國已投入工業化示范的煤制油項目有5個，產能達到160萬t。根據煤制油項目進展情況和幾個煤制油企業規劃，到2015年煤制油產能達1 200萬t，2020年可達3 300萬t的規模。

3)近年發展快速

當今，中國在煤炭清潔轉化方面的技術發展很快，取得了重要進展，如成功研發2 000～3 000 t/d水煤漿直接液化示范工程和400萬t/年煤間接液化示范工程建成并投產，10多套60萬t/年甲醇制烯烴工業裝置投入商業化運行。在煤氣化、煤液化、煤制烯烴等方面取得了重大進展，但還需進一步降低水耗和能耗，實現產品的靈活調變。在煤熱解及多聯產、煤制天然氣、煤制芳烴和含氧化合物等方面，尚需要深化研究，并逐進一步突破關鍵技術，以形成成套工藝技術，開展工業示范。

4)到2020年煤基替代能源路線

由圖6可見，基于中國目前面臨的能源形勢，以及現有技術條件，發展煤基替代能源是最具有現實意義的。因此穩定的煤制醇、煤制醚，較大規模的煤制油技術以及一定規模的煤炭轉化加工工廠的建設等將必是中國未來發展煤基替代能源必須遵循的路線圖。人們必須清晰地認識到，從長遠看，特別是中國煤炭能源潛力大，使用時期遠大于油、氣的實際，因此發展以煤和煤炭轉化能源的征程將必是長遠的，且須強化開發，而成本高是相對的或暫時的，一旦有所突破將是長效的，并且有很深遠的戰略意義。

圖6 煤基替代能源方案發展路線圖[51]

5)煤炭高效燃燒是發展清潔能源的重要途徑

煤炭燃燒釋放熱能滿足了中國約65%的發電生產需求，且為鋼鐵、建材、化工等工業領域提供了熱能，但同時也釋放出氮氧化物、二氧化硫、粉塵等有害污染物，造成對大氣環境的嚴重影響。因此實現占煤炭燃燒總量90%的工業領域煤炭清潔高效燃燒利用中，高效燃燒技術十分關鍵，為了最大限度地降低排污的煤炭燃燒理論、方法、技術急待改善與攻克。

國外在大型燃煤發電鍋爐的氣體污染控制方面大多采用脫硫、脫硝和其他多種污染物聯合控制技術，并結合尾部煙氣凈化技術，已廣為商業化應用，實現鍋爐在全燃煤污染控制技術發展的重要趨勢。另外在燃煤工業爐窯的清潔燃料制備、高效燃燒及爐型結構、以及噴吹粉煤技術等均得以發展。這些技術有一定成效，但在中國還有一個適應的過程。

中國當今已投入運行的大型臨界參數的燃煤發電機組超過430臺，能效指標、污染物排放指標均進入世界先進行列，鍋爐實現了高效燃燒，熱效率一般大于91%。燃煤工業鍋爐主要以鏈條爐技術為主，已形成35、65、75、130和240 t/h的蒸汽鍋爐系列[52]。引進和發展了高爐噴煤技術、富氧/全氧冶金技術、水泥窯分級燃燒等技術，提高了煤炭利用功能。工業鍋爐市場需求主要為北方地區供暖和工業生產提供蒸汽，然而得到的發展仍是有限的。因此2016年7月，工業和信息化部印發《高效節能環保工業鍋爐產業化實施方案》提出，到2020年底，攻克一批高效節能環保工業鍋爐關鍵共性技術，培育一批高效節能環保工業鍋爐制造基地，高效節能環保工業鍋爐市場占有率達60%以上。2018年7月，國務院發布《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》，這使得煤炭燃燒清潔、高效技術得到升級、換代，并加大投入[75-80]。

6)煤熱解技術

煤熱解技術是把煤炭母體高氫的成分，通過熱解方式提取化工業原料或優質液體燃料，以提高煤炭的高效利用。20世紀70年代由于能源危機后，該技術受到各有關國家重視，特別是美國和日本。

中國在這一方面十分活躍，且投入最多。但問題還不少，對于煤熱解技術存在的產品氣固分離難、油、氣產率低或品質差、能量利用效率低、環境污染嚴重以及工業化程度不高等技術瓶頸，仍需進行大量的多元化研究。

由此可見，大力發展和研究煤炭在地面燃燒的過程中，通過技術與裝備達到一定程度的降低成本是可能的，但不論在成效上、技術上、成本與投入上尚存在一系列問題要攻關，要探究，以使煤炭得到一定程度上的高效利用。

7)地面煤炭煤氣化

地面煤炭煤氣化是煤炭高效、清潔利用的重要方面之一，這無論是以生產油品為主的煤液化，還是以生產化工產品，如合成氨、甲醇、烯烴等為主的煤化工，選擇合適的煤氣化技術都是整個生產工藝的關鍵。從20世紀80年代開始，中國陸續引進了多種煤氣化技術，主要有德國魯奇技術、美國德士古技術、荷蘭殼牌技術、德國GSP技術等。但這些技術在本土化過程中尚存在運行不穩定、投資偏高以及對國內的煤種適應性差等缺點。近年來，結合中國的實際情況陸續開發出多種自主創新的煤氣化技術(表5)。截至2017年底，具有自主知識產權的氣化爐數共 318臺，氣化能力達37.7萬t/d，市場占有率總和高達51.6%[90]。中國自主創新的煤氣化爐更適合中國國情和煤種。煤氣化技術大型化、真正實現污水零排放、爐渣廢固全部綜合利用、水資源消耗量大幅降低等目標是煤氣化技術研究的重點。

表5 中國自主創新煤氣化技術

3.2 煤炭液化與其在能源發展中的路線之一

煤炭是一種含碳量很高，含氫量只有5%的固體燃料。與液體燃料相比，煤不便于運輸、處理，而且煤炭的直接燃燒，不僅熱效率低、浪費大，還會排放SO2、氮氧化物等多種有害氣體，嚴重污染環境。為預防、減少煤炭燃燒對環境和人體健康帶來的危害，提高綜合利用效率。近年來，世界各國都開展了煤轉化加工技術的研究，主要包括煤氣化、煤液化技術。煤炭液化指煤經化學加工后轉化為汽油、柴油、液化石油等液體燃料的過程。煤液化主要分為兩類，一類是直接液化，另一類是間接液化[75-79]，現分別論述于下。

3.2.1 煤炭直接液化技術

煤炭直接液化是指將煤粉、催化劑和溶劑混合在液化反應器中，在適宜的溫度和壓力條件下，將煤直接轉化為液態產品的過程。煤直接加氫液化技術是煤與氫氣在催化劑作用下通過加氫裂化，直接轉化成液態油品。其優點：油收率高；餾分油以汽、柴油為主，目標產品的選擇性相對較高；由煤漿進料，設備體積小，投資低，運行費用低等。其缺點：反應條件相對苛刻；出液化反應器的產物組成較復雜，分離相對困難。

1973年以來，由于石油能源危機，煤炭液化技術開始活躍，美國、德國、日本等工業發達國家紛紛開始研發新一代煤直接液化技術。這些工藝包括：德國IG工藝、德國IGOR工藝、美國H-COAL工藝、美國CTSL工藝、美國HTI工藝、日本NEDOL工藝等。

中國從20世紀70年代末開始研究煤直接液化技術，中國科學院山西煤化所、煤炭科學研究總院北京煤化學研究所等單位都對直接液化進行了很有成效的研究，建立了具有國際先進水平的煤直接液化技術基礎研究試驗基地。2008年神華集團煤直接液化示范裝置成功試車，2011年實現商業化運行，2013年油品產量已達到86.6萬t。神華集團自“十五”期間開始研發煤直接液化制備燃料技術，并于2010年建成投產了世界上第一座百萬t級的液化裝置[55-56]，成為煤直接液化產業化領跑者，先后突破“煤直接液化核心工藝放大”“超大型設備制造和安裝”“首套工業化示范裝置的安全穩定長周期運行”三大世界性技術難題，并先后獲得美國、日本、俄羅斯、澳大利亞、加拿大、烏克蘭、印度、印度尼西亞等9個國家的專利授權[57]。目前該液化技術仍存在氫耗量大、產品輕質化、溶劑油不平衡和油品收率低等問題，故尚有待通過長期的穩定運行來進一步優化與提升。

3.2.2 煤炭間接液化技術

煤炭間接液化是指將煤氣化生成合成氣(CO、H2)，經過催化劑轉化為液態產品的過程，分為合成油和合成醇兩個方向。其優點：合成條件較溫和；轉化率高；煤種適應強；產品潔凈，無硫氮污染物；工藝成熟。其缺點：油收率低；反應物均為氣體，設備龐大，投資高，運行費用高。

當今煤炭間接液化技術已進入商業化發展階段。神華寧煤2016年 12月21日成功投產400萬t/年煤炭間接液化制油工業示范裝置，截至2017年12月17日全線實現滿負荷穩定運行，截至2018年底，中國已經建成7個煤炭間接液化項目，總產能達到770萬t/年(表6)。

表6 中國煤油產能統計

3.2.3 中國科學院在煤炭清潔高效能源轉化研究中的進展

30多年前，中國科學院針對中國富煤，貧油的能源結構，戰略部署了煤制油、煤制烯烴和煤制乙二醇等清潔轉化利用技術[76]。當今，自主研發的煤炭燃燒、煤制烯烴、煤制乙二醇和煤制油等清潔利用技術破繭而出，走在了國際前列。循環流化床燃燒技術得到了廣泛應用；全球首套60萬t煤制烯烴裝置運行穩定，煤制烯烴年產能達到1 000萬t；20萬t煤制乙二醇工業示范技術日趨完善；煤制油技術(16～18)萬t示范裝置穩定運行，各項技術指標均為國際領先，400萬t/年合成制油項目達到全系統滿負荷運行。

“十二五”期間，中國科學院在保持傳統優勢的基礎上，集中10個研究所的優勢力量，組織實施了戰略性先導科技專項“低階煤清潔高效梯級利用關鍵技術與示范”。專項研究提出了適合中國資源特征的高能效、低污染、低排放、高值化的低階煤綜合利用解決方案，形成了,“熱解—油氣提質—燃燒—發電”“熱解—氣化—費托合成—油品共處理”和“熱解—氣化—合成液體燃料與化學品”3條清潔高效梯級利用途徑。通過專項的實施突破了熱解、燃燒、氣化、合成、CO2利用等多項重大戰略性關鍵技術，建成了若干重大示范轉化工程，對加快新一代煤化工及清潔高效燃燒發電產業的發展，推動中國煤炭利用產業及區域經濟的結構調整與升級，促進中國經濟健康發展將會產生深遠的影響[70-77]。

3.3 煤炭地下氣化、發電與其在能源發展中路線之二

煤炭的地下燃燒產氣和發電是節能減排、潔凈與高效利用中國豐富的煤藏，并以其轉化為新型能源具有重要意義、人工制造甲烷和氫氣的重要途徑[75]。

3.3.1 煤炭地下燃燒氣化在中國能源發展中乃必然選擇

深層煤炭地下燃燒氣化是指把地下埋藏的煤炭通過工程、技術和工藝手段來控制燃燒，利用這一過程中煤炭的發熱效能和化學作用產生CH4、H2等可燃合成氣體的效應。產生的氣體經井下降溫后輸入地面處理裝置，并將合成的氣體，如CO、CH4、H2、CO2和其他成分的混合物、焦油及硫化合物等，利用前尚需凈化提純，即降溫、脫水、回收有用副產品，剔除有害物質后進行綜合利用。在這一過程中的有序與嚴格監控十分關鍵。

在深部煤炭燃燒氣化輸氣方面在德國、加拿大、波蘭、美國、英國等國家已進行了場地實驗，取得了一定成效，有了一定的技術積累[66]。中國在充分利用已有技術和經驗的基礎上，應大力開展這項工程的技術與工程及工藝過程的研發，以達在引進的同時，有所改進、發展、突破。這對中國這樣缺油、少氣、富煤的特殊性能源資源保有國來講，從長遠看更是一個必然的方略，是中國能源配置中發揮煤炭高效清潔利用的重要途徑。為此必須給予有機的轉化和技術與研發力量的投入。

3.3.2 可行性與基礎-資源保障

中國各沉積盆地地下煤系發育且豐富，當今的煤炭開采深度主要分布在1 000 m深度的淺地帶。20世紀以來淺層煤炭大量開采與利用，面臨著存儲在迅速減少及逐漸枯竭的必然走向，且各油氣盆地中的煤系埋藏、煤層氣埋藏均大于這一深度，故必須開辟第二深度空間(800～3 000 m)的煤炭勘探與開發[32-33]。初步估計，在1 000～3 000 m深度范圍內煤炭的資源量達3.77×104億t，故預計可氣化煤炭折合天然氣資源量為(272～322)×104億m3，可為常規天然氣的3倍，與非常規天然氣的總量基本相當[26]。在查明這些煤炭的資源量和分布的基礎上，有計劃、有步驟地進行在地下原位進行燃燒，即煤炭地下氣化，以達在地面直接提取甲烷和氫氣等。

3.3.3 煤炭氣化技術的發展概況

20世紀40年代在德國西北盆地埃姆斯河流域以西地區發現煤系氣田[78]。1868年，德國科學家William Siemens曾首次提出將地面氣化爐搬到地下煤礦進行直接氣化煤炭，第一次提出煤炭原地氣化的可能性。1888年，俄羅斯化學家Mendeleev提出了煤地下氣化(UCG)的基本工藝[74]。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，這便標志著煤炭地下氣化技術確具可行性[70]。

西方工業國家對UCG的工業化試驗隨著國際油價的高低起伏幾經起落，但對UCG的研究和試驗從未停止。20世紀30年代開始，蘇聯、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、與發電融合等不同目的的現場試驗[67-68]，持續改進完善煤炭地下氣化工藝及技術，發展了受控注入點后退氣化工藝(CRIP工藝)等，并持續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，是迄今為止當今煤層最深(埋深1 400 m)的UCG工業化現場試驗[66]。

中國在1958—1962年曾探索過已開采煤炭礦區的地下氣化試驗，并相繼在黑龍江、河南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，開發了無需點火的移動單元后退氣化技術，實現了富氧氣連續生產，穩定運行達5個月，合成氣有效組分含量大于50%，獲得了氣化爐連續運行的調控參數并取得了多項專利和技術成果[58]。由于受多種因素影響，烏蘭察布試驗項目未能繼續完成并達商業化。近年來，中國部分民營企業從制氫或制氣等不同角度涉足煤炭地下氣化產業，分別在內蒙古和新疆開展淺層煤炭地下氣化的前期試驗[70]。

從以上概況可知，世界上在煤炭地下氣化方面有較多研究與實驗，且有相當程度的進展(表7)。蘇聯起步較早，且取得了經驗和成效，確認每天能產出100億m3合成氣供電站使用。但同時亦應看到確已有一定產出，但尚均不成規模，未能形成一定的生產力。盡管各國均有研究，探索與試驗和示范，而其進程和成效卻表明，煤炭地下氣化的可行性與有力的發展前景。這對中國這樣一個缺油、少氣、富煤的國家而言卻是必由之路。

表7 國內外重點煤炭地下氣化項目統計表已發展數據[76]

3.3.4 已有研究成效和工程與工藝的可行性

利用適宜的工藝過程，燃燒已存地下深處的煤炭，通過燃煤生熱的物理-化學作用產生CH4、H2等可燃氣體的轉換型新能源，這是一個煤源、氣體加工工程裝置，氣體產生與提取、保存與監測等結構的系統工程。因為在物理-化學作用下沿氣化通道軸向具有分區特點，即氧化反應、還原反應和干餾干燥反應，而產出的可燃氣體為來自3種反應。煤的燃燒熱解；CO2的還原，水蒸氣的分解[98,64,67,69-70]。通常1 t煤經地下氣化，可產生合成氣體1 490～2 470m3，熱值4 187～7 117 J/m3[71-72]。

基于地下煤炭燃燒氣化的物理-化學過程、反應過程與產生物的組分差異，文獻[71]提出了煤炭地下氣化的3階段開發模式(圖7)，即淺層富氫模式(CH2>20%)，干餾化反應：p<4.0 MPa；中深層富甲烷模式(CH4>20%)，甲烷化反應：4.0 MPa≤p<22.1 MPa；深層超臨界極富氫模式(70%>CH2>50%)，超臨界反應：p≥22.1 MPa，T≥374 ℃。

CH2為H2含量； CCH4為CH4含量；p為反應壓力；T為反應溫度

3.3.5 中國實施煤炭地下氣化的邊界條件

1)資源背景

當今中國面臨的油氣格局是，對外依存度逐日擴大，而煤炭燃燒又處于污染嚴重之狀態。為此，如何驅動煤業廣為應用當代高新科技成就，在學科交叉中創新“革命”，以達創立高效、清潔、低碳、安全的煤炭應用新途徑乃迫在眉睫。

國土資源部重大項目“全國煤炭資源潛力評價”的成果顯示，全國埋深淺于2 000 m的煤炭資源總量為5.9×104億t，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4個主要成煤期的煤系中, 其中探明煤炭資源量2.02×104億t，預測資源量3.88×104億t[74]。目前煤礦企業開采深度集中在1 000 m以淺，埋深1 000～3 000 m的煤炭資源，當今尚未或尚未全面列入詳查與勘探和開發及近期計劃。應當迅速強化勘探和開發，利用以達淺層，中深層和深層煤炭氣化一體化統一實施和高效綜合利用。

據預測，中國陸上埋深1 000～3 000 m的煤炭資源量為3.77×104億t[79-81]，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，這些中深層和深層煤炭經過地下氣化可生成大量的甲烷和氫氣。若按氣化動用率40%計算，折合等熱值甲烷(天然氣)的資源量為(272～332)×104億m3(暫不考慮煤階及地表條件影響)，是常規天然氣資源量的3倍, 與非常規天然氣資源量的總和基本相當，開發潛力尚很大。

2)潛力分析

目前中國有8個縣具有一定規模的煤層氣田，且均具有一定潛力。它們是松遼、塔里木、渤海灣、鄂爾多斯、準噶爾、四川、吐哈和柴達木盆地，其產層深度主要集中在2 000～5 000 m，均系砂巖、硅酸鹽巖中含氣。截至2016年底，中國共發現煤系大氣田39個，包括中國探明地質儲量和產量最大的氣田——蘇里格氣田，煤系大氣田占全國大氣田總數(59個)的66%，主要分布在陸上的鄂爾多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和柴達木盆地，以及海域鶯歌海-瓊東南盆地、東海盆地。2017年底中國煤系氣儲量、年產量分別為92 538.51億m3、902.14億m3，近12年來共產煤系氣6 620.53億m3[8]。下面以鄂爾多斯盆地和二連盆地為例來分析與討論其前景。

(1)鄂爾多斯盆地。鄂爾多斯盆地煤炭地下氣化資源潛力巨大，全盆地發育上古生界石炭-二疊系和中生界侏羅系兩套煤層，合計含煤面積超過29萬km2，埋深4 000 m以淺的煤炭預測總資源量為6.92×104億t。僅盆地東緣部分煤層氣礦權區塊中埋深800～2 200 m、適合進行地下氣化的煤炭資源量即為183億t，初步測算地下氣化可動用煤炭資源量73.2億t，折合純甲烷資源量1.46萬m3，按50%的采收率計算，大致相當于一個年產天然氣150億m3、且可連續開采50年的大型氣田[82-87]。

截至2017年底，鄂爾多斯盆地發現蘇里格、靖邊、大牛地、種木、延安、榆林、子洲、烏審旗、東勝、柳楊堡、米脂11個300億m3以上的氣田，還有宜川、黃龍、勝利井、直羅和劉家莊5個小氣田(圖8)。這些氣田至2017年底歷年共產氣3 783億m3，其中煤層氣占90%以上。蘇里格氣田是探明地質儲量16 448億m3的超大型氣田，2017年產氣212.58億m3，占全國年產氣量的14.2%；同時該氣田截至2017年的總產氣量為1 564.23億m3，占鄂爾多斯盆地歷年總產氣量的41.3%。因此，蘇里格超大型氣田的勘探和開發對中國成為世界第6產氣大國、對鄂爾多斯盆地成為中國第一大產氣區起到了重大作用。盡管鄂爾多斯盆地煤層氣勘探開發取得重大成果，但還有相當大的潛力。例如，應當在伊陜斜坡西南部油區勘探煤層氣，這里氣源條件好，如石炭系-二疊系煤層厚4～8 m，暗色泥巖厚50～60 m，主要生氣區強度超20億m3/km2，有利于煤層氣遠景的面積達32 400km2。為此預計可探明煤層氣1.0×104億m3，產能可達100億m3/年[81-83]。近來，慶陽深層煤層氣大氣田的發現表明，鄂爾多斯盆地及其相鄰的四川盆地等地的深部煤層氣大有潛力。

圖8 鄂爾多斯盆地氣田分布與煤層氣新探區示意圖[81]

(2)二連盆地。二連盆地成煤時間晚，含煤面積0.90萬km2，2 000 m以淺的煤炭資源量為6 819億t，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754億t，折合純甲烷資源量12.5×104億m3，按50%的采收率計算，大致相當于一個年產天然氣100億m3、可連續開采50年的超大型氣田[83]。

3)技術要求

煤炭地下燃燒氣化過程中必須最大限度的潔凈、綠色、高效。為此在煤炭地下氣化過程中必須通過示范，要逐步攻克以下幾個方面。

(1)井下氣化工程、工藝的安全性，—開始便應大力發展大數據的功能和智能化操作。

(2)井下氣化過程中對地下水的污染和CO2的排放，特別是受污染地下水返回地面的再污染問題要最大限度地限定與攻克。因為污染源頭的擴散、運移和多元污染物必須給予極大的關注[88-89]。

(3)高精度的地下、地上控制系統與監測網絡的精細化、長期化和維護系統的完善。

(4)在發展、試驗、示范和合成氣產生的過程中，要逐步地降低成本，以此可持續發展煤炭氣化和逐步增幅替代石油和天然氣的重要舉措。

對于國家能源局印發《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，探索適合中國國情的煤炭地下氣化發展路線”。

4)地下煤田區

地下煤田區，不同深度煤系、層系的分區與分割，須在地下煤系、煤層精細查明情況下進行頂層設計。具體如下。

(1)淺、中深層煤系劃分為若干獨立塊體，塊體之間將煤系中的煤炭清除(開采)，形成塊體之間的煤系，煤炭清除與隔離，隔熱，且還應便于以后必要時連通。

(2)精細仿真進行物理-數學模擬，計算每獨立塊體(包括淺、中、深層煤系，煤層)可持續燃燒時間，合成氣產出量，存儲量與消耗量，以備在該區塊燃燒最終可與另一區塊“無縫”相連相繼。

(3)建立地下煤炭連續燃燒，地下氣化連續產出，地面對地下合成氣(包括氫氣)及CO2等有關氣體的應用，消耗平臺，形成多元合成氣產出鏈[90-91]。

5)地下煤炭燃燒氣化產出與熱能與發電并舉

在地下煤系、煤層燃燒生氣與熱能發電的聯合應用是高效利用煤炭產能的重要模式。

(1)地下氣化與地面氣體分離。煤炭地下氣化產出合成氣中H2占相當大比例，因此發展煤炭地下氣化產業，同時將氫氣分離，因為“氫能”是一種潔凈的能源載體，搭建氫能源聯用平臺能夠在可再生能源和電能(如電池汽車)、以使氫能得到有效的儲存與工業利用[61]。目前氫能與燃料電池技術，國家已列入未來能源發展的重要方向和戰略新興業務重點發展領域。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，在發展與供需中可根據技術手段控制H2能的產出物比例。

(2)地下煤炭燃燒生熱發電。在燃燒氣化過程中，利用燃燒熱能動力發電，在井口輸出的為電能，并載入地面電網輸送與應用，以形成氣、電兩位一體的新型能源配置網絡。

6)中國地下煤炭燃燒氣化與發電

在這一方面中國目前僅限于地面氣化和地面燃燒發電，而地下煤炭燃燒產氣、生熱聯合應用剛剛開始試驗與示范。但從能源結構與供給、清潔與高效及化工產業鏈等綜合利用方面是中國高效煤能源結構發展的戰略所驅。

3.4 煤系資源在發展過程中的思考

在對全球和中國非常規油氣的理解中，前幾年三大石油公司主力集中在頁巖氣的勘探于開發方法，技術和初等成效上。近年來煤層氣在熱議中，盡管煤層氣的形成與發展可追溯到20世紀中葉，但由于化石能源供應之間遠不如今日矛盾在逐漸增強，故尚難顧及。為此如何對常規油氣能源與非常規油氣能源給予科學理解，科學匹配和結合國情均衡發展則是一個國家能源政策和發展路線的核心。

3.4.1 全球煤層氣的資源量估計

任何國家的資源量依據卻均是一個框架或逼近的“藍圖”，難達精準。因為它取決的因素是多元的，非線性的與非均勻的。就整體而言可謂資源量豐富，有發展潛力。

截至2017年底世界發現煤成超大型氣田13個，總原始可采儲量49.995 28×104億m3。該年世界總剩余可采儲量193.5×104億m3的25.8%。2017 年世界上有產氣大國15個，共產氣28 567億m3，其中6個以產煤層氣為主的國家共產氣11 369億m3，占產氣大國總產量的39.8%[14-19]。基于這樣的儲量、產量與潛力背景，下面來討論全球煤層氣的概況及潛力(表8)。

表8 全球主要盆地煤層氣資源潛力[85]

(1)全球煤層氣資源量超過270×104億m3，主要分布在12個國家中(俄羅斯、加拿大、中國、美國、澳大利亞、德國、波蘭、英國、烏克蘭、哈薩克斯坦、印度、南非)，煤炭資源大國同時也是煤層氣資源大國。俄羅斯煤炭資源量為6.5×104億t，煤層氣資源量為(17～113)×104億m3，居世界第1位。根據最新預測結果，中國煤層氣資源量為30.05×104億m3，超過美國，居世界第3位，其中技術可采資源量為12.5×104億m3。俄羅斯、加拿大、中國、美國這前4個國家的煤層氣資源量共計為240×104億m3，約占全世界煤層氣資源總量的89%。

(2)美國、澳大利亞、加拿大、俄羅斯等是主要產氣國。美國是最早和最成功勘探開發煤層氣的國家，煤層氣可采資源量為21.19×104億m3，圣胡安、黑勇士、粉河、尤因塔、拉頓、阿巴拉契亞、阿克瑪、皮申斯是煤層氣商業化生產的8個主要盆地。美國煤層氣起步于20世紀70年代，2008年產量峰值為556.7億m3，近年來發展放緩，2018年產量為289億m3，占天然氣總產量的3%，其中一半來源于圣胡安盆地。澳大利亞是另一個煤層氣大國，估算煤層氣資源量為(8～14)×104億m3，主要分布在蘇拉特、鮑溫等盆地。近年來澳大利亞煤層氣產量快速增長，2017年總產量為397.7億m3，其中蘇拉特盆地產量為307.4億m3，鮑溫盆地產量為90.3億m3。加拿大煤層氣地質資源量為76×104億m3主要分布在阿爾伯達等加拿大西部沉積盆地。加拿大煤層氣產業起步與美國同步，2000年大規模勘探開發，近幾年來產量開始下降，2018年產量約51億m3[41-46]。

(3)當前北美地區非常規油氣大突破，產量快速上升，特別是頁巖氣革命改變了將至2030年的產能趨勢和全球天然氣生產格局。自2009年以來美國天然氣產量大幅度超越俄羅斯，其中頁巖氣產量的大幅提升起到重要作用，而隨著水平鉆井技術的不斷進步，故頁巖氣勘探，開發得到突破。北美地區煤層氣產業投資及工作量銳減，煤層氣產量達到1997年以來的新低。北美(美國、加拿大)前期投產的煤層氣井逐漸進入遞減期，預計至2030年，煤層氣業務將進一步萎縮，產量逐年降低；而澳大利亞大規模發展LNG，主要來源煤層氣，預計至2030年煤層氣產量將會有所回升。

就全球而言，以聚煤期在石炭世-二疊紀、侏羅紀和白堊世末期到新近期乃最為聚集的時代，擁有98%左右的煤資源分布，故潛力之巨大，將必會成為未來能源的主力。

3.4.2 中國煤層氣分布特征

中國煤層氣的勘探和開發表明，尚處于初級階段。理念、方法、技術均處在引進、模仿和消化吸收，可是煤層氣又為未來能源之主力(圖6)[2-9]。為此認知中國煤炭潛能與分布，儲存與可采量及其發展趨勢具有重要意義。

1)不同成煤時期的煤層氣技術可采儲量各異

中國地質歷史上聚煤期有14個，主要聚煤期有7個，分別為早石炭世、石炭-二疊紀、晚二疊世、晚三疊世、早-中侏羅世、白堊紀、古近紀和新近紀。對不同成煤時代的煤層氣技術可采儲量進行統計的結果表明，在參與計算的7個聚煤期中，石靈-二疊紀，晚二疊世、早-中侏羅世和白堊紀4個聚煤期煤層氣技術可采資源量為138 140.08億m3，占99.39%。其他3個聚煤期僅為836.67億m3，占0.6%。其中，早-中侏羅世煤層氣技術可采資源量最大，為72 940.67億m3，占52.48%；石炭-二疊紀次之，為47 783.1億m3，占34.38%；其他成煤時代的煤層氣技術可采資源量較小，僅為18 252.98億m3，占13.3%。可見中國的煤層氣主要集中在石炭-二疊紀、晚二疊世、早-中侏羅世和白堊紀4個聚煤期。

2)煤炭資源分布與煤層氣資源分布

受煤炭資源分布的影響，中國的煤層氣資源在地區分布上差別顯著，煤層氣技術可采資源的分布也極不均衡。統計結果顯示，中國的煤層氣資源量和技術可采多資源量分布一致，即主要集中在中部和西部地區，東部地區規模較小，華南地區稀少。中部的晉陜蒙含氣區煤層技術可采資源量最大，為66 541.85億m3，占全國技術可采資源量的47.88%；西北的北疆含氣區次之，為37 501.34億m3，占26.98%；華南含氣區最小，為475.22億m3。晉陜蒙含氣區和北疆含氣總計為104 043.19億m3，占全國的75%，其他6個含氣區僅為34 933.56億m3，占25%。

就整體而言，中國煤系氣資源量為29.82×104億m3，中國陸上致密砂巖大氣田天然氣主要為煤系氣。預測致密砂巖氣地質資源量(17.0～23.9)×104億m3，可采資源量為(8.1～11.4)×104億m3，主要分布在鄂爾多斯、四川和塔里木等盆地，占總可采資源量的81%。

3)可采資源量

中國不同成煤盆地的煤層氣技術可采資源量按盆地進行統計，煤層氣技術可采資源量大于1×104億m3的盆地有4個、分別為鄂爾多斯盆地、沁水盆地、吐哈盆地和準噶爾盆地。這4個盆地煤層氣技術可采資源量總計為85 825.9億m3，占總量的61.8%，其他盆地(或地區)僅為53 150.8億m3，占38.2%。在所有煤盆地中，鄂爾多斯盆地煤層氣技術可采資源量最大，為42 346.78億m3，占全國煤層氣技術可采資源量的30.47%；沁水盆地次之，為15 939.60億m3，占11.47%；吐哈盆地處于第三位，為14 275.56億m3，占10.27%；準噶爾盆地為13 263.96億m3；松遼盆地最少，僅為12.6億m3。

4)發展態勢

早在20世紀70年代，中國就開始開展井下瓦斯抽放及利用，近年來發展較快。截至2017年底，全國累計探明煤層氣地質儲量為6 911.77億m3，探明了沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣兩個煤層大氣田，開辟了阜新、沈陽、焦作、豐城、六盤水、阜康等48個勘探區，累計建成煤層氣產能110億m3/年。2018年全國煤層氣產量為53.5億m3，建成沁水、鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產業基地。

隨著中國經濟發展與生態環境的優化，截至2017年中國天然氣儲量，產量分別為157 748.13億m3(煤層氣占比58.7%)和1 467億m3，煤層氣占比61.5%，比1978年提高了96倍和10.7倍[85-88]。顯然，必須強化清潔能源供應，天然氣在一次能源結構中將會大幅提升，即由2018年的7.6%增至2030年的15%，會有力的保障國家碳排放目標的實現[89-91]。

依據中國富煤，聚煤，煤層氣勘探及存儲及產能估算，2030年前后中國煤層氣的產量將均達到1 000億m3，且隨著高新技術的不斷注入，在今后若干年內的產能增大乃必然走向，特別是第二深度空間的深層天然氣的勘探與開發[2,7,38]。

3.4.3 產能強化研究的幾個方面

在中國快速工業化與經濟騰飛的進程中，能源是命脈。預計到2030年前后煤層氣的產量將要達到1 000億m3。然而在理論上，技術上，難點尚多，有待深化研究與探索[80-83]。基于中國特殊的大地構造和動力學環境，使得中國的煤層氣，煤階多，生氣期多，埋藏深度跨度大，多氣源運營與疊合，又經歷了多期次的構造運動和改造，故其煤層氣的成藏過程多樣，氣藏種類亦多，并導致了含氣飽和度低，滲透率低，氣資源豐度低，儲集壓力低，復雜程度高，比不上美國、澳大利亞的儲集層特征。中國的儲集層的煤層厚度大，形成時代較晚，低壓，低滲，低孔，開發難度較之美國等要大。

在煤層氣的勘探，開發及發展的進程中，中國不能依舊停留在引進、模仿與跟隨的步伐上，而是要奮進，在已有基礎上，創造未來，打造中國品牌的理論、方法和技術體系。為此必須強化研究與探索。

(1)基礎理論與應用理論的研究和轉化。強化對煤層氣形成，運移，儲集，類型和深部物質與能量的交換及機理的研究。

(2)煤炭聚集，煤層氣成藏時代，煤質與類型，沉積過程，構造環境，聚集響應和邊界條件的制約及開發模式。

(3)煤炭液化，制氣，制油技術，方法，產能。井口輸氣，輸油，輸電，以及CO2、H2、SO2等氣體分餾與高，新科技的注入。建立系統回收，提高產率的多元平臺。

(4)煤炭地上，地下燃燒，清潔，高效與煤化工多元發展及綜合利用與控制。

(5)第二深度空間深層煤，多層煤氣化與塊體分割及不同類型氣體分離。輸送的地上，地下，井網串，并聯項層設計。

4 結論

煤炭、煤層氣與能型多元轉化是我國化石能源勘探、開發和供需之本。

4.1 煤層氣作為未來主體能源，潛力巨大

全球(特別是中國)的煤炭儲存豐富，為煤層氣和煤能型轉換打下了堅實的基礎。就全球而言，煤層氣之所以能擔當起未來主體能源是在于煤炭儲量巨大。據BP(2019年)統計，2018年世界煤炭儲量為10 550億t，且主要集中在少數幾個國家：美國(24%)、俄羅斯(15%)、澳大利亞(14%)、中國(13%)，其中部分的儲量為無煙煤和煙煤(70%)。目前全球的R/P(儲集比)表明，2018年的煤炭儲量在當前產量下約可采132年，其中北美為342年，俄羅斯為329年，比例最高。因此，在上述幾個煤儲大國中，其煤層氣可用期較石油天然氣要長得多，潛力巨大。何況當今第二深度空間(800～3 000 m)的廣泛潛在煤層尚有待勘探與開發。

4.2 煤炭、煤層氣與其轉型在中國能源配置的主力地位不會改變

70年來，特別是改革開放40多年來中國在快速工業化和經濟在騰飛。伴隨著中國后工業化時代的到來，能源供給側結構性改革已為必然。在全國對各類能源廣為推行之余，驅動煤炭業的自身革命、創新，產能綠色、潔凈、高效、轉型升華已成為煤炭作為中國能源可持續發展的必然軌跡。為此，煤炭工業必須轉變發展觀念和產能模式，從根本上扭轉中國煤炭工業“高危、重污染、粗放、無序”的以往行業形象，實現從“量的殊榮”向“質的崛起”“挺進”。

(1)中國煤業必須“革命”方可崛起。目前中國很多煤礦區面臨著淺層資源的枯竭、環境嚴重污染和生態惡化的困境。為了煤炭能源走向綠色、清潔與高效利用，加強煤炭燃燒過程中的最大限度地降低污染，CO2、SO2和粉塵的分流、提取，煤炭的加工液化、氣化和能源轉型，及煤化工等在中國快速工業化與經濟騰飛的征程上需要大量的煤炭作為母體，以不斷滿足煤炭工業的可持續發展與創新。這就必須凈化煤炭高效利用，和向第二深度空間“挺進”(800～3 000 m)，并強化地下、氣化與能源轉型，此乃中國煤炭工業發展、創新與“革命”的必由之路。

(2)創立新型煤炭資源高效利用新“鏈條”。2000年以來，在天然氣產量、消耗量與對外依存度猛增背景下，改變或緩解這一發展趨勢，即在中國富煤的前提下，創造煤業的未來，建立起“深層潔凈煤炭+煤層氣+煤炭能型轉換”鏈條，以逼近綠色，清潔，多元能型和高效利用，以確保煤炭在中國能源配置中占據主角的地位，為中國安全，穩定，保障能源的長期供給，構筑起可靠的、且能保證長期能源供給的戰略后備基地。實現2030年前達碳高峰，2060年實現碳中和的目標。