段中会，马 丽，傅德亮，杨 甫，周 蕾

（1.陕西省煤田地质集团有限公司，陕西西安 710021；2.自然资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室，陕西西安 710021）

0 引言

榆神矿区大保当井田位于陕北侏罗纪煤田的核心地段，井田面积112km2，是国内目前保存完好的整装井田之一［1］。井田共有8 层可采煤层，其中主要可采煤层4 层（2-2，3-1，4-3，5-3），平均煤层总厚度24.8m。全井田地质储量27.9 亿t（2-2煤层占全井田储量的40%左右，为井田内首采煤层），工业储量16.49亿t。煤层具有三低一高的特征（特低灰、特低硫、特低磷、高发热量），煤层焦油产率在7.3%～15.3%，综合平均值为10.8%～12.1%，为富油煤，是良好的动力、低温干馏、液化、气化和化工用煤［2］。

根据《国家计委关于陕西榆神矿区一期规划区总体规划的批复》（计基础［2000］1841 号），大保当煤矿属于该规划区规划建设的一对矿井（设计生产能力10.0 万t/a，设计服务年限113.5a），后因种种原因导致大保当矿井开发搁浅，成为榆神矿区一期规划区中唯一没有开发的矿井。2015 年3 月国家发改委以“发改能源（2015）508 号”《国家发展改革委关于神华榆林循环经济煤炭综合利用项目核准的批复》，同意建设神华榆林循环经济煤炭综合利用项目，大保当煤矿作为其中的煤矿部分，建设13.0万t/a 矿井。早期有研究者论证过，井田内首采2-2煤层（特厚煤，平均厚度为8.44m）最理想的是一次采全高综采放顶煤采煤，也可采用倾斜分层金属网假顶综采或倾斜分层大采高煤皮假顶综采［1］。在当时的开采技术条件下，开采思路无疑是可行的。近年来，国家锚定“双碳目标”和绿色低碳发展，倒逼我们去重新认识和思考大保当井田“环保煤”的煤基油气资源属性，在传统技术的基础上积极探索一种安全、绿色、高效地开发利用之路。

1 传统煤炭资源开发

1.1 采煤保水生态问题突出

大保当井田位于毛乌素沙漠东南缘，地表大部分区域被第四系风积半固定和固定沙丘所覆盖，以风蚀风积沙漠丘陵地貌为主，典型的中温带半干旱大陆性气候，冬季寒冷，春季风沙频繁，年平均降雨量434.1mm、蒸发量1 712.0mm。井田内植被主要以黑沙蒿、花棒、柠条、紫穗槐等为优势种，人工栽培植物主要包括杨树、旱柳、榆树、侧柏、樟子松等乔木，有玉米、辣椒、马铃薯、糜子、小米等作物，井田东南边界附近，有部分臭柏自然保护区［2］。

井田内具有供水意义的含水层主要有萨拉乌苏组孔隙潜水和烧变岩裂隙潜水，萨拉乌苏组地下水渗漏是造成生态环境破坏的主要原因。当地下水埋深1.5～5.0m时，沙漠地区植被类型众多、生长良好、河流流量得到保证、土壤不会盐渍化，生态处于良好状态。若煤层开采的冒落带及导水裂隙带波及萨拉乌苏组含水层，就会造成地表水位下降，破坏生态环境。

紧邻大保当北侧的小保当一号煤矿（13 万t/a）正在生产，煤层埋深大于大保当井田，2-2煤平均埋深273.67m，煤层最大开采厚度5.17m（P92钻孔），矿井主要采用斜立井开拓，综合机械化采煤法。小保当煤矿地表有一定数量的“海子”，其中石拉峁海子、闫家海子等蓄水量较大，为周边村庄重要的水源；大部分范围内有萨拉乌苏组含水层，据理论计算，导水裂隙带高度为20.03～144.00m，远小于2-2煤平均埋深，煤层上覆基岩厚度远大于导水裂隙带发育高度，理论上导水裂隙带高度不能沟通松散沙层潜水。国家生态环保部在对小保当煤矿规划环评批示中明确划定了小保当煤矿的禁采区域，要求先行进行试验性开采，在总结保水采煤成熟技术基础上再论证特定区域煤层开采的可行性，要确保开采后水位基本稳定并保持在一定埋深范围内，以保护脆弱的生态系统。

相比之下，大保当井田开采面临的采煤与保水矛盾更加尖锐，问题更加突出。大保当井田萨拉乌苏组孔隙潜水水位埋深小于3m，含水层平均厚度15m，潜水总体自西北流向东南（图1），单井涌水量100～300m3/d，渗透系数8～17m/d，富水性中等强度。井田内萨拉乌苏组地下水储存量1.39亿m3，调节储量464万m3；红土层厚度1.00～58.70m，一般30m左右，井田东部较薄，一般5m左右。首采2-2煤层煤厚大，煤层埋藏浅，埋深范围83.62～280.00m，上覆基岩厚度43.27～180.65m，平均厚度89.5m，东厚西薄，变化均匀，较薄处位于井田东南部（图2）。

图1 松散含水层潜水等水位等值线（m）Figure 1 Contour diagram of water level such as diving in the loose aquifer（m）

图2 2－2煤层上覆正常基岩厚度等值线图（m）Figure 2 Contour diagram of normal bedrock thickness overlying coal seam 2-2（m）

依据《矿区水文地质工程地质勘探规范》（GB12719—91）公式计算的煤层冒落带最大高度26.52～44.12m，导水裂隙带最大高度为66.71～85.68m，采煤导水裂隙带在井田西部及中部大部地段发育到正常基岩，仅在井田东部、南部边缘地带导水裂隙带可能导致含水层破坏。魏秉亮等提出大保当井田的保水采煤安全区分布，认为“安全区占绝大部分”，不安全区约占井田面积的10%，较安全区约占井田面积的3%［3］。

然而，榆神矿区矿井开采实践及监测的裂隙带高度是经验公式计算值的2倍甚至更多，侯恩科、沈涛、蒋泽泉等分别在小保当、榆树湾、杭来湾等煤矿进行了煤炭开发导水裂隙带探测研究及勘查实践，采用钻探实测、数值模拟实验、相似材料模拟、三维地震等技术手段，揭示了导水裂隙带发育规律：导水裂隙带发育高度是采煤厚度的24～30 倍（表1）［4-5］。据此预测，大保当井田2-2煤层（平均8.44m）开采后导水裂隙带发育的最大高度为168.8～280m，这样算来大保当井田70%区域的导水裂隙带发育到了萨拉乌苏组孔隙潜水含水层，将会造成潜水含水层的水资源漏失，进而引起矿区生态环境的恶化。

表1 冒落带、导水裂隙带计算结果Table 1 Calculation results of the falling zone and water-conducting fracture zone

1.2 煤炭资源回收率低

大保当全井田地质储量2 790万t（2-2煤层占40%左右），按照生产能力13万t/a，设计可采储量为1 300万t。这是在区内村庄群、工业场地和自然保护区等地段留设必要的保护煤柱、在其他区域采取必要的保水采煤措施后能够开采的最大限度资源。据此估算，全井田可采量仅有地质储量的47%。考虑到井田、地表自然地理条件，恪守保水禁采原则，则仅井田北部约1/3范围（39.7km2）可正常开采（图3），其可以回收的煤炭资源不超过全井田地质储量的20%。大保当矿井煤炭资源条件好、价值高，经济效益可观，如此巨大储量资源不能够回收利用，甚为可惜。

图3 大保当井田综采导水裂隙带与煤层埋深差等值线平面图Figure 3 Contour of water diversion fracture zone and coal seam burial depth difference in comprehensive mining of Dabaodang mine field

1.3 传统煤炭资源碳排放问题

按照每吨原煤折算标准煤系数为0.714 3换算，每吨煤炭资源燃烧将释放CO2约1.8t。大保当井田每年开采煤炭13 万t，若全部用作燃料，将产生CO2约23.40万t，按照当前CO2捕捉与封存（CCS）市场成本30美元计算，降碳成本约50.5亿元。按照规划设计供给700 MW 发电机组燃烧，需用煤2.5 万t，则燃煤发电将产生CO2、SO2和NOX分别为9 万t、0.03 万t和0.016 万t。而地面煤化工在煤原料转化过程中，也会释放更巨量的CO2，产生次一级灰、尘、化学污染物，包括大量兰炭、炭粉等，不利于国家双碳目标的实现，尤其是大保当地处毛乌素沙漠边缘，生态环境脆弱，损后修复成本大，周期长。

1.4 煤中油气资源利用问题

大保当井田内煤炭的焦油产率高，是典型富油煤。粗略估算，井田内煤炭全部热解能获得300 万t焦油和30 亿m3 热解煤气，煤中油气资源开发价值大，大保当煤可以作为煤基油气资源对其进行重新认识。常规煤炭开发和利用方式主体还是作为动力用煤，难以实现其价值最大化；我国高温煤焦油产量巨大，利用情况良好，而低温煤焦油基本上是作为兰炭的副产品［5］，对煤焦油的重视程度不足和利用不足造成焦油与煤气资源的浪费。

2 地下原位热解开发

2.1 技术思路

研究基于富油煤的煤基油气资源理念，结合国内外原位矿产资源开发技术，针对性地提出富油煤地下原位热解开发技术思路。通过地下原位热解优先提取国家紧缺的油气资源，同时生成可替代无烟煤和焦煤的半焦，实现富油煤从燃料向“燃料+原料”的转化。地下原位热解采用钻井（图4）或井巷方式对煤层进行结构改造及加热，将煤转变为半焦、煤气与焦油混合气流，再将混合气流采出地面，在地面实现对煤热解油气的采集与净化［6］。剩余半焦资源进一步气化提取或闭环氧化采热，也可用来进行二氧化碳封存。这是一种集煤炭绿色开采与低碳利用一体化的原创性技术，将煤的物理开采变为化学开采，因其占地面积小，地面污染小是一种生态友好的一体化产业，开辟了一种煤基油气资源化开发利用的全新途径。

图4 钻井式富油煤地下原位热解工艺示意图Figure 4 Schematic diagram of in-situ pyrolysis process for drilling oil-rich coal underground

2.2 地下原位热解开发优势分析

1）资源优势。通过地下热解提取煤层中的油气，其战略意义和经济价值远高于煤炭作为动力燃料，从而实现煤炭的资源价值最大化。采用钻井式煤炭地下原位热解提油的方法，提取其中10%～30%油气资源，使约70%的半焦在原位保持着煤层基本骨架，支撑上覆地层，上覆地层不会有明显冒落带，裂隙带发育高度不及常规煤炭开发的30%，远小于煤层上覆基岩厚度，概略计算全井田有92.14km2范围煤炭资源均可实现保水开采和安全开采，不会对生态造成影响。可安全开发的2-2煤的焦油资源与可安全开发的2-2煤的煤炭资源的价值比E：

式中：Q焦油为可安全开发焦油资源量，t；Q煤为可安全开发煤的资源量，t；按照市场调研价格焦油2 000元/t、煤炭500元/t的价格计算得到E为1.389。可见，受原位地下热解可开发资源量大而表现出开发焦油经济性更高。暂存在地下的半焦资源还有进一步开发或利用价值尚未列入资源价值计算。

2）环保优势。地下原位热解提油第一步提出煤中油气资源，剩余约70%半焦支撑了上覆岩层降低了裂隙发育规模（图5），裂隙高度不足传统综采的1/3，从根本上保障了潜水含水层的完整性，维持了矿区生态环境。

建设钻井式“地下热解炉”开采油气资源，将地面热解搬到地下，减少了地面的工厂的占地面积，受生态限制少，也不存在留设大量保安煤柱问题，减少地面土地占用和资源压覆，煤矿资源回收率达到最大化。也减少了地面固体半焦堆积带来的二次环境污染。

3）环境低碳排放。地下原位热解只提取其中煤中的焦油和煤气资源，参照煤油估算CO2减排效率：原煤平均低位发热量20 908 kJ/kg、CO2排放系数1.900 3 kg/CO2·kg；煤油平均低位发热量43 090 kJ/kg、CO2排放系数3.017 9 kg/CO2·kg；则同样热值情况下煤油的CO2减排效率可以达到29.7%。

地下原位热解产生的半焦是比煤本身具有更高碳含量的资源，如果富油煤的碳含量以75%计，半焦含碳量以90%计，富油煤地下原位热解半焦产率为72%，则基于该方法在整个热解过程中，煤炭资源中63%的碳被固定在地下原位，从而实现源头本质“封存固碳”，大大减少碳排放。后期根据国家能源“双碳”战略对资源的需求，这部分高碳资源是否利用及何时利用，有很大的灵活性，利用方式也具有多种可选性，包括作为CO2地下封存介质或是氧化取热都可降低碳排放量。

4）安全优势。地下原位热解采油减少了煤炭资源从地下开采运至地面的环节，省去了人员井下作业的工序，既降低了开采成本，也降低了安全风险，真正实现以人为工的生产工艺。

2.3 可行性分析

1）良好的技术基础。目前国内诸多学者对煤炭地下原位开发思路有着良好的愿景，葛世荣曾提出煤炭地下原位热解的2 种方案，即通过含催化剂的高温介质，或通过电磁感应、微波辐射加热技术实现煤炭地下原位干馏技术［7］；谢和平等提出煤炭原位流态化开采技术，立足于富油煤井工式原位热解技术，通过将热量直接引入富油煤层，把煤层作为天然地下化工厂，以实现原位提取煤中焦油和煤气、并将半焦存留地下待二次开发［8］；王双明等提出钻井式地下原位热解的思路，通过钻孔将热介质注入煤层，使煤炭干馏，提取其中的油气资源［6］。这些思路为富油煤地下原位热解提油指明了方向，现代定向钻探技术和人工岩层致裂技术等的发展，使钻井式煤炭地下气化、页岩油原位开采、中深层地热能开发等得以实现，尤其是这些技术都已经完成了前期试验研发，在页岩油气、稠油开采及非常规气体开发中已经积累了相当的经验，因此富油煤地下原位开发技术基础良好。与低中成熟度页岩油原位开采相比，富油煤焦油含量更高、赋存稳定、埋藏更浅等地质特征，现有油页岩等资源开发相比难度更小；与煤炭地下气化技术相比，富油煤采用外热型加热方式，可控性更强、环境影响更小。

2）钻孔式富油煤地下原位热解提油工艺。富油煤地下原位热解提油技术属于煤炭地下原位流态化开采技术范畴。地下原位热解的煤是分米-米级块状主要热解对象，与传统地面的粉煤热解完全是两种不同粒级的热解，热解产物中焦粒量少易于分离。但是地下条件是复杂多变的，针对特定的地质条件，要客观地研究地下原位热解的可行性，并制定与之相配套的工程技术，包括钻完井工艺、井下加热装置类型及功率、煤层造缝工艺、油气开采工艺、气体增压装置及工艺等（图6）。

图6 富油煤地下原位开发工艺Figure 6 In-situ development process of oil-rich coal underground

资源潜力评价包括地质条件评价及资源条件评价。要求煤层构造条件简单、沉积稳定、地层含水性弱、煤层顶底板具备良好的隔水性或具备良好改造性等；要求煤的焦油产率大于7%，焦油资源具备开发经济性等。

地下热解炉建设，是煤层在地下加热的空间。确定开发靶区后，根据设计的开发思路，确定工程布置形式，施工钻孔（包括注热井、抽采井、监测井），再通过煤层致裂技术在煤层中形成热对流／辐射的通道。人工造缝技术有水力压裂技术、超临界CO2压裂技术、液氮致裂技术、可控冲击波致裂技术等。

地面系统建设。包括上游加压加热装置及下游的抽采、分离及存储装置。

煤层加热热解。地下原位加热方式可分为内热式和外热式，内热式是指通过煤层的化学反应来供给热量，外热式指通过外界能量方式提供热量。外加热的手段包括：大功率电加热、过热水蒸气、超临界水加热、微波/电磁波加热等方式。电加热具有成本、稳定等优势，可以与太阳能、风能等分布式能源发电技术结合。当温度达到一定程度时，大分子有机物会发生链节的断裂，从而生成小分子的油气组分。

抽采与地面分离。采用负压技术等将油气混合物通过采集井导出地面，经过分离完成资源开发。

3）地下原位热解的热能利用。 富油煤地下原位热解中形成地下人造热场，根据煤炭地下气化通道反应区温度场的分布特征，气化过程煤层燃烧放出大量热能，一部分顺着气化推进方向满足煤层还原、干馏所需温度，剩余热能和气化气体顺着出气管道排出地面（乌兰察布地下气化现场试验监测的气化出气口混合煤气的温度一般为100～180℃），另一部分热能在垂向上延伸扩散，最大扩散高度5～20m，热能巨大并且可持续，在热解的同时进行热能回收利用在技术上是可行的。根据MALLETT 研究结果，气化反应区煤层以上12m 范围温度超过100℃，在气化反应区边界附近24 个月后温度低于70℃［9］。而现行地热能开发利用技术如水平井/U 形井换热技术、L 形井换热技术及垂直井换热技术在常规地热能开发利用中均得到了广泛应用，对于地下原位热解人工热场的取热技术有很大适用性，同时可以实现原位热解提油注热井和采油井的二次利用，实现资源最大化利用（图7）。

图7 煤炭地下热解与水平井/U形井换热技术联合开发示意Figure 7 Joint development of coal underground pyrolysis and horizontal/U-shaped well heat exchange technology

4）原位热解开采先导性试验。2018年以来，陕西省煤田地质集团有限公司对陕西省五大煤田主要可采煤层的焦油产率分布规律开展研究；圈定了富油煤、高油煤的分布范围，预测了陕西省富油煤资源量及时空分布［10］，在大保当井田内开展富油煤地下原位热解开采先导性试验，目前试验已经顺利推进，有望在未来半年内采出第一桶油。尽管从先导性试验到工业化应用，还有诸多理论挑战和需要攻克的技术问题。比如，原位热解采油煤层中的轻质组分提取后，余下的高碳资源究竟如何利用；原位热解采油对地下水环境和地面生态环境影响到底如何；等等。但是对煤炭地下原位热解采油的可行性及意义已经得到认可。作为一项变革性的煤炭开采利用新技术，煤的原位热解采油技术一定会逐步成熟起来。

3 结论

在“深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用”的新时代，既要在理论上重新认识大保当井田“环保煤”的煤基油气资源属性，又要在技术上探索煤的安全绿色开采与高效低碳利用之路。传统开发利用大保当井田煤炭资源具有较大的生态成本、煤炭开采资源回收偏低、碳排放高及富油煤的油气原料价值被淹没等问题，寻求一种新的煤炭安全绿色开采和高效清洁利用方式是十分必要的。地下原位热解开采技术具有可行性，从先导性试验到工业化应用，富油煤地下原位热解还有诸多理论挑战和需要攻克的技术问题。但是，作为一项变革性的煤炭开采利用新技术，煤的原位热解采油技术具有良好的发展前景。