段中會(huì)，馬 麗，傅德亮，楊 甫，周 蕾

（1.陜西省煤田地質(zhì)集團(tuán)有限公司，陜西西安 710021；2.自然資源部煤炭資源勘查與綜合利用重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710021）

0 引言

榆神礦區(qū)大保當(dāng)井田位于陜北侏羅紀(jì)煤田的核心地段，井田面積112km2，是國(guó)內(nèi)目前保存完好的整裝井田之一［1］。井田共有8 層可采煤層，其中主要可采煤層4 層（2-2，3-1，4-3，5-3），平均煤層總厚度24.8m。全井田地質(zhì)儲(chǔ)量27.9 億t（2-2煤層占全井田儲(chǔ)量的40%左右，為井田內(nèi)首采煤層），工業(yè)儲(chǔ)量16.49億t。煤層具有三低一高的特征（特低灰、特低硫、特低磷、高發(fā)熱量），煤層焦油產(chǎn)率在7.3%～15.3%，綜合平均值為10.8%～12.1%，為富油煤，是良好的動(dòng)力、低溫干餾、液化、氣化和化工用煤［2］。

根據(jù)《國(guó)家計(jì)委關(guān)于陜西榆神礦區(qū)一期規(guī)劃區(qū)總體規(guī)劃的批復(fù)》（計(jì)基礎(chǔ)［2000］1841 號(hào)），大保當(dāng)煤礦屬于該規(guī)劃區(qū)規(guī)劃建設(shè)的一對(duì)礦井（設(shè)計(jì)生產(chǎn)能力10.0 萬(wàn)t/a，設(shè)計(jì)服務(wù)年限113.5a），后因種種原因?qū)е麓蟊．?dāng)?shù)V井開(kāi)發(fā)擱淺，成為榆神礦區(qū)一期規(guī)劃區(qū)中唯一沒(méi)有開(kāi)發(fā)的礦井。2015 年3 月國(guó)家發(fā)改委以“發(fā)改能源（2015）508 號(hào)”《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于神華榆林循環(huán)經(jīng)濟(jì)煤炭綜合利用項(xiàng)目核準(zhǔn)的批復(fù)》，同意建設(shè)神華榆林循環(huán)經(jīng)濟(jì)煤炭綜合利用項(xiàng)目，大保當(dāng)煤礦作為其中的煤礦部分，建設(shè)13.0萬(wàn)t/a 礦井。早期有研究者論證過(guò)，井田內(nèi)首采2-2煤層（特厚煤，平均厚度為8.44m）最理想的是一次采全高綜采放頂煤采煤，也可采用傾斜分層金屬網(wǎng)假頂綜采或傾斜分層大采高煤皮假頂綜采［1］。在當(dāng)時(shí)的開(kāi)采技術(shù)條件下，開(kāi)采思路無(wú)疑是可行的。近年來(lái)，國(guó)家錨定“雙碳目標(biāo)”和綠色低碳發(fā)展，倒逼我們?nèi)ブ匦抡J(rèn)識(shí)和思考大保當(dāng)井田“環(huán)保煤”的煤基油氣資源屬性，在傳統(tǒng)技術(shù)的基礎(chǔ)上積極探索一種安全、綠色、高效地開(kāi)發(fā)利用之路。

1 傳統(tǒng)煤炭資源開(kāi)發(fā)

1.1 采煤保水生態(tài)問(wèn)題突出

大保當(dāng)井田位于毛烏素沙漠東南緣，地表大部分區(qū)域被第四系風(fēng)積半固定和固定沙丘所覆蓋，以風(fēng)蝕風(fēng)積沙漠丘陵地貌為主，典型的中溫帶半干旱大陸性氣候，冬季寒冷，春季風(fēng)沙頻繁，年平均降雨量434.1mm、蒸發(fā)量1 712.0mm。井田內(nèi)植被主要以黑沙蒿、花棒、檸條、紫穗槐等為優(yōu)勢(shì)種，人工栽培植物主要包括楊樹(shù)、旱柳、榆樹(shù)、側(cè)柏、樟子松等喬木，有玉米、辣椒、馬鈴薯、糜子、小米等作物，井田東南邊界附近，有部分臭柏自然保護(hù)區(qū)［2］。

井田內(nèi)具有供水意義的含水層主要有薩拉烏蘇組孔隙潛水和燒變巖裂隙潛水，薩拉烏蘇組地下水滲漏是造成生態(tài)環(huán)境破壞的主要原因。當(dāng)?shù)叵滤裆?.5～5.0m時(shí)，沙漠地區(qū)植被類(lèi)型眾多、生長(zhǎng)良好、河流流量得到保證、土壤不會(huì)鹽漬化，生態(tài)處于良好狀態(tài)。若煤層開(kāi)采的冒落帶及導(dǎo)水裂隙帶波及薩拉烏蘇組含水層，就會(huì)造成地表水位下降，破壞生態(tài)環(huán)境。

緊鄰大保當(dāng)北側(cè)的小保當(dāng)一號(hào)煤礦（13 萬(wàn)t/a）正在生產(chǎn)，煤層埋深大于大保當(dāng)井田，2-2煤平均埋深273.67m，煤層最大開(kāi)采厚度5.17m（P92鉆孔），礦井主要采用斜立井開(kāi)拓，綜合機(jī)械化采煤法。小保當(dāng)煤礦地表有一定數(shù)量的“海子”，其中石拉峁海子、閆家海子等蓄水量較大，為周邊村莊重要的水源；大部分范圍內(nèi)有薩拉烏蘇組含水層，據(jù)理論計(jì)算，導(dǎo)水裂隙帶高度為20.03～144.00m，遠(yuǎn)小于2-2煤平均埋深，煤層上覆基巖厚度遠(yuǎn)大于導(dǎo)水裂隙帶發(fā)育高度，理論上導(dǎo)水裂隙帶高度不能溝通松散沙層潛水。國(guó)家生態(tài)環(huán)保部在對(duì)小保當(dāng)煤礦規(guī)劃環(huán)評(píng)批示中明確劃定了小保當(dāng)煤礦的禁采區(qū)域，要求先行進(jìn)行試驗(yàn)性開(kāi)采，在總結(jié)保水采煤成熟技術(shù)基礎(chǔ)上再論證特定區(qū)域煤層開(kāi)采的可行性，要確保開(kāi)采后水位基本穩(wěn)定并保持在一定埋深范圍內(nèi)，以保護(hù)脆弱的生態(tài)系統(tǒng)。

相比之下，大保當(dāng)井田開(kāi)采面臨的采煤與保水矛盾更加尖銳，問(wèn)題更加突出。大保當(dāng)井田薩拉烏蘇組孔隙潛水水位埋深小于3m，含水層平均厚度15m，潛水總體自西北流向東南（圖1），單井涌水量100～300m3/d，滲透系數(shù)8～17m/d，富水性中等強(qiáng)度。井田內(nèi)薩拉烏蘇組地下水儲(chǔ)存量1.39億m3，調(diào)節(jié)儲(chǔ)量464萬(wàn)m3；紅土層厚度1.00～58.70m，一般30m左右，井田東部較薄，一般5m左右。首采2-2煤層煤厚大，煤層埋藏淺，埋深范圍83.62～280.00m，上覆基巖厚度43.27～180.65m，平均厚度89.5m，東厚西薄，變化均勻，較薄處位于井田東南部（圖2）。

圖1 松散含水層潛水等水位等值線(xiàn)（m）Figure 1 Contour diagram of water level such as diving in the loose aquifer（m）

圖2 2－2煤層上覆正?；鶐r厚度等值線(xiàn)圖（m）Figure 2 Contour diagram of normal bedrock thickness overlying coal seam 2-2（m）

依據(jù)《礦區(qū)水文地質(zhì)工程地質(zhì)勘探規(guī)范》（GB12719—91）公式計(jì)算的煤層冒落帶最大高度26.52～44.12m，導(dǎo)水裂隙帶最大高度為66.71～85.68m，采煤導(dǎo)水裂隙帶在井田西部及中部大部地段發(fā)育到正?；鶐r，僅在井田東部、南部邊緣地帶導(dǎo)水裂隙帶可能導(dǎo)致含水層破壞。魏秉亮等提出大保當(dāng)井田的保水采煤安全區(qū)分布，認(rèn)為“安全區(qū)占絕大部分”，不安全區(qū)約占井田面積的10%，較安全區(qū)約占井田面積的3%［3］。

然而，榆神礦區(qū)礦井開(kāi)采實(shí)踐及監(jiān)測(cè)的裂隙帶高度是經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算值的2倍甚至更多，侯恩科、沈濤、蔣澤泉等分別在小保當(dāng)、榆樹(shù)灣、杭來(lái)灣等煤礦進(jìn)行了煤炭開(kāi)發(fā)導(dǎo)水裂隙帶探測(cè)研究及勘查實(shí)踐，采用鉆探實(shí)測(cè)、數(shù)值模擬實(shí)驗(yàn)、相似材料模擬、三維地震等技術(shù)手段，揭示了導(dǎo)水裂隙帶發(fā)育規(guī)律：導(dǎo)水裂隙帶發(fā)育高度是采煤厚度的24～30 倍（表1）［4-5］。據(jù)此預(yù)測(cè)，大保當(dāng)井田2-2煤層（平均8.44m）開(kāi)采后導(dǎo)水裂隙帶發(fā)育的最大高度為168.8～280m，這樣算來(lái)大保當(dāng)井田70%區(qū)域的導(dǎo)水裂隙帶發(fā)育到了薩拉烏蘇組孔隙潛水含水層，將會(huì)造成潛水含水層的水資源漏失，進(jìn)而引起礦區(qū)生態(tài)環(huán)境的惡化。

表1 冒落帶、導(dǎo)水裂隙帶計(jì)算結(jié)果Table 1 Calculation results of the falling zone and water-conducting fracture zone

1.2 煤炭資源回收率低

大保當(dāng)全井田地質(zhì)儲(chǔ)量2 790萬(wàn)t（2-2煤層占40%左右），按照生產(chǎn)能力13萬(wàn)t/a，設(shè)計(jì)可采儲(chǔ)量為1 300萬(wàn)t。這是在區(qū)內(nèi)村莊群、工業(yè)場(chǎng)地和自然保護(hù)區(qū)等地段留設(shè)必要的保護(hù)煤柱、在其他區(qū)域采取必要的保水采煤措施后能夠開(kāi)采的最大限度資源。據(jù)此估算，全井田可采量?jī)H有地質(zhì)儲(chǔ)量的47%?？紤]到井田、地表自然地理?xiàng)l件，恪守保水禁采原則，則僅井田北部約1/3范圍（39.7km2）可正常開(kāi)采（圖3），其可以回收的煤炭資源不超過(guò)全井田地質(zhì)儲(chǔ)量的20%。大保當(dāng)?shù)V井煤炭資源條件好、價(jià)值高，經(jīng)濟(jì)效益可觀(guān)，如此巨大儲(chǔ)量資源不能夠回收利用，甚為可惜。

圖3 大保當(dāng)井田綜采導(dǎo)水裂隙帶與煤層埋深差等值線(xiàn)平面圖Figure 3 Contour of water diversion fracture zone and coal seam burial depth difference in comprehensive mining of Dabaodang mine field

1.3 傳統(tǒng)煤炭資源碳排放問(wèn)題

按照每噸原煤折算標(biāo)準(zhǔn)煤系數(shù)為0.714 3換算，每噸煤炭資源燃燒將釋放CO2約1.8t。大保當(dāng)井田每年開(kāi)采煤炭13 萬(wàn)t，若全部用作燃料，將產(chǎn)生CO2約23.40萬(wàn)t，按照當(dāng)前CO2捕捉與封存（CCS）市場(chǎng)成本30美元計(jì)算，降碳成本約50.5億元。按照規(guī)劃設(shè)計(jì)供給700 MW 發(fā)電機(jī)組燃燒，需用煤2.5 萬(wàn)t，則燃煤發(fā)電將產(chǎn)生CO2、SO2和NOX分別為9 萬(wàn)t、0.03 萬(wàn)t和0.016 萬(wàn)t。而地面煤化工在煤原料轉(zhuǎn)化過(guò)程中，也會(huì)釋放更巨量的CO2，產(chǎn)生次一級(jí)灰、塵、化學(xué)污染物，包括大量蘭炭、炭粉等，不利于國(guó)家雙碳目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)，尤其是大保當(dāng)?shù)靥幟珵跛厣衬吘墸鷳B(tài)環(huán)境脆弱，損后修復(fù)成本大，周期長(zhǎng)。

1.4 煤中油氣資源利用問(wèn)題

大保當(dāng)井田內(nèi)煤炭的焦油產(chǎn)率高，是典型富油煤。粗略估算，井田內(nèi)煤炭全部熱解能獲得300 萬(wàn)t焦油和30 億m3 熱解煤氣，煤中油氣資源開(kāi)發(fā)價(jià)值大，大保當(dāng)煤可以作為煤基油氣資源對(duì)其進(jìn)行重新認(rèn)識(shí)。常規(guī)煤炭開(kāi)發(fā)和利用方式主體還是作為動(dòng)力用煤，難以實(shí)現(xiàn)其價(jià)值最大化；我國(guó)高溫煤焦油產(chǎn)量巨大，利用情況良好，而低溫煤焦油基本上是作為蘭炭的副產(chǎn)品［5］，對(duì)煤焦油的重視程度不足和利用不足造成焦油與煤氣資源的浪費(fèi)。

2 地下原位熱解開(kāi)發(fā)

2.1 技術(shù)思路

研究基于富油煤的煤基油氣資源理念，結(jié)合國(guó)內(nèi)外原位礦產(chǎn)資源開(kāi)發(fā)技術(shù)，針對(duì)性地提出富油煤地下原位熱解開(kāi)發(fā)技術(shù)思路。通過(guò)地下原位熱解優(yōu)先提取國(guó)家緊缺的油氣資源，同時(shí)生成可替代無(wú)煙煤和焦煤的半焦，實(shí)現(xiàn)富油煤從燃料向“燃料+原料”的轉(zhuǎn)化。地下原位熱解采用鉆井（圖4）或井巷方式對(duì)煤層進(jìn)行結(jié)構(gòu)改造及加熱，將煤轉(zhuǎn)變?yōu)榘虢埂⒚簹馀c焦油混合氣流，再將混合氣流采出地面，在地面實(shí)現(xiàn)對(duì)煤熱解油氣的采集與凈化［6］。剩余半焦資源進(jìn)一步氣化提取或閉環(huán)氧化采熱，也可用來(lái)進(jìn)行二氧化碳封存。這是一種集煤炭綠色開(kāi)采與低碳利用一體化的原創(chuàng)性技術(shù)，將煤的物理開(kāi)采變?yōu)榛瘜W(xué)開(kāi)采，因其占地面積小，地面污染小是一種生態(tài)友好的一體化產(chǎn)業(yè)，開(kāi)辟了一種煤基油氣資源化開(kāi)發(fā)利用的全新途徑。

圖4 鉆井式富油煤地下原位熱解工藝示意圖Figure 4 Schematic diagram of in-situ pyrolysis process for drilling oil-rich coal underground

2.2 地下原位熱解開(kāi)發(fā)優(yōu)勢(shì)分析

1）資源優(yōu)勢(shì)。通過(guò)地下熱解提取煤層中的油氣，其戰(zhàn)略意義和經(jīng)濟(jì)價(jià)值遠(yuǎn)高于煤炭作為動(dòng)力燃料，從而實(shí)現(xiàn)煤炭的資源價(jià)值最大化。采用鉆井式煤炭地下原位熱解提油的方法，提取其中10%～30%油氣資源，使約70%的半焦在原位保持著煤層基本骨架，支撐上覆地層，上覆地層不會(huì)有明顯冒落帶，裂隙帶發(fā)育高度不及常規(guī)煤炭開(kāi)發(fā)的30%，遠(yuǎn)小于煤層上覆基巖厚度，概略計(jì)算全井田有92.14km2范圍煤炭資源均可實(shí)現(xiàn)保水開(kāi)采和安全開(kāi)采，不會(huì)對(duì)生態(tài)造成影響?？砂踩_(kāi)發(fā)的2-2煤的焦油資源與可安全開(kāi)發(fā)的2-2煤的煤炭資源的價(jià)值比E：

式中：Q焦油為可安全開(kāi)發(fā)焦油資源量，t；Q煤為可安全開(kāi)發(fā)煤的資源量，t；按照市場(chǎng)調(diào)研價(jià)格焦油2 000元/t、煤炭500元/t的價(jià)格計(jì)算得到E為1.389?？梢?jiàn)，受原位地下熱解可開(kāi)發(fā)資源量大而表現(xiàn)出開(kāi)發(fā)焦油經(jīng)濟(jì)性更高。暫存在地下的半焦資源還有進(jìn)一步開(kāi)發(fā)或利用價(jià)值尚未列入資源價(jià)值計(jì)算。

2）環(huán)保優(yōu)勢(shì)。地下原位熱解提油第一步提出煤中油氣資源，剩余約70%半焦支撐了上覆巖層降低了裂隙發(fā)育規(guī)模（圖5），裂隙高度不足傳統(tǒng)綜采的1/3，從根本上保障了潛水含水層的完整性，維持了礦區(qū)生態(tài)環(huán)境。

建設(shè)鉆井式“地下熱解爐”開(kāi)采油氣資源，將地面熱解搬到地下，減少了地面的工廠(chǎng)的占地面積，受生態(tài)限制少，也不存在留設(shè)大量保安煤柱問(wèn)題，減少地面土地占用和資源壓覆，煤礦資源回收率達(dá)到最大化。也減少了地面固體半焦堆積帶來(lái)的二次環(huán)境污染。

3）環(huán)境低碳排放。地下原位熱解只提取其中煤中的焦油和煤氣資源，參照煤油估算CO2減排效率：原煤平均低位發(fā)熱量20 908 kJ/kg、CO2排放系數(shù)1.900 3 kg/CO2·kg；煤油平均低位發(fā)熱量43 090 kJ/kg、CO2排放系數(shù)3.017 9 kg/CO2·kg；則同樣熱值情況下煤油的CO2減排效率可以達(dá)到29.7%。

地下原位熱解產(chǎn)生的半焦是比煤本身具有更高碳含量的資源，如果富油煤的碳含量以75%計(jì)，半焦含碳量以90%計(jì)，富油煤地下原位熱解半焦產(chǎn)率為72%，則基于該方法在整個(gè)熱解過(guò)程中，煤炭資源中63%的碳被固定在地下原位，從而實(shí)現(xiàn)源頭本質(zhì)“封存固碳”，大大減少碳排放。后期根據(jù)國(guó)家能源“雙碳”戰(zhàn)略對(duì)資源的需求，這部分高碳資源是否利用及何時(shí)利用，有很大的靈活性，利用方式也具有多種可選性，包括作為CO2地下封存介質(zhì)或是氧化取熱都可降低碳排放量。

4）安全優(yōu)勢(shì)。地下原位熱解采油減少了煤炭資源從地下開(kāi)采運(yùn)至地面的環(huán)節(jié)，省去了人員井下作業(yè)的工序，既降低了開(kāi)采成本，也降低了安全風(fēng)險(xiǎn)，真正實(shí)現(xiàn)以人為工的生產(chǎn)工藝。

2.3 可行性分析

1）良好的技術(shù)基礎(chǔ)。目前國(guó)內(nèi)諸多學(xué)者對(duì)煤炭地下原位開(kāi)發(fā)思路有著良好的愿景，葛世榮曾提出煤炭地下原位熱解的2 種方案，即通過(guò)含催化劑的高溫介質(zhì)，或通過(guò)電磁感應(yīng)、微波輻射加熱技術(shù)實(shí)現(xiàn)煤炭地下原位干餾技術(shù)［7］；謝和平等提出煤炭原位流態(tài)化開(kāi)采技術(shù)，立足于富油煤井工式原位熱解技術(shù)，通過(guò)將熱量直接引入富油煤層，把煤層作為天然地下化工廠(chǎng)，以實(shí)現(xiàn)原位提取煤中焦油和煤氣、并將半焦存留地下待二次開(kāi)發(fā)［8］；王雙明等提出鉆井式地下原位熱解的思路，通過(guò)鉆孔將熱介質(zhì)注入煤層，使煤炭干餾，提取其中的油氣資源［6］。這些思路為富油煤地下原位熱解提油指明了方向，現(xiàn)代定向鉆探技術(shù)和人工巖層致裂技術(shù)等的發(fā)展，使鉆井式煤炭地下氣化、頁(yè)巖油原位開(kāi)采、中深層地?zé)崮荛_(kāi)發(fā)等得以實(shí)現(xiàn)，尤其是這些技術(shù)都已經(jīng)完成了前期試驗(yàn)研發(fā)，在頁(yè)巖油氣、稠油開(kāi)采及非常規(guī)氣體開(kāi)發(fā)中已經(jīng)積累了相當(dāng)?shù)慕?jīng)驗(yàn)，因此富油煤地下原位開(kāi)發(fā)技術(shù)基礎(chǔ)良好。與低中成熟度頁(yè)巖油原位開(kāi)采相比，富油煤焦油含量更高、賦存穩(wěn)定、埋藏更淺等地質(zhì)特征，現(xiàn)有油頁(yè)巖等資源開(kāi)發(fā)相比難度更??；與煤炭地下氣化技術(shù)相比，富油煤采用外熱型加熱方式，可控性更強(qiáng)、環(huán)境影響更小。

2）鉆孔式富油煤地下原位熱解提油工藝。富油煤地下原位熱解提油技術(shù)屬于煤炭地下原位流態(tài)化開(kāi)采技術(shù)范疇。地下原位熱解的煤是分米-米級(jí)塊狀主要熱解對(duì)象，與傳統(tǒng)地面的粉煤熱解完全是兩種不同粒級(jí)的熱解，熱解產(chǎn)物中焦粒量少易于分離。但是地下條件是復(fù)雜多變的，針對(duì)特定的地質(zhì)條件，要客觀(guān)地研究地下原位熱解的可行性，并制定與之相配套的工程技術(shù)，包括鉆完井工藝、井下加熱裝置類(lèi)型及功率、煤層造縫工藝、油氣開(kāi)采工藝、氣體增壓裝置及工藝等（圖6）。

圖6 富油煤地下原位開(kāi)發(fā)工藝Figure 6 In-situ development process of oil-rich coal underground

資源潛力評(píng)價(jià)包括地質(zhì)條件評(píng)價(jià)及資源條件評(píng)價(jià)。要求煤層構(gòu)造條件簡(jiǎn)單、沉積穩(wěn)定、地層含水性弱、煤層頂?shù)装寰邆淞己玫母羲曰蚓邆淞己酶脑煨缘?；要求煤的焦油產(chǎn)率大于7%，焦油資源具備開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)性等。

地下熱解爐建設(shè)，是煤層在地下加熱的空間。確定開(kāi)發(fā)靶區(qū)后，根據(jù)設(shè)計(jì)的開(kāi)發(fā)思路，確定工程布置形式，施工鉆孔（包括注熱井、抽采井、監(jiān)測(cè)井），再通過(guò)煤層致裂技術(shù)在煤層中形成熱對(duì)流／輻射的通道。人工造縫技術(shù)有水力壓裂技術(shù)、超臨界CO2壓裂技術(shù)、液氮致裂技術(shù)、可控沖擊波致裂技術(shù)等。

地面系統(tǒng)建設(shè)。包括上游加壓加熱裝置及下游的抽采、分離及存儲(chǔ)裝置。

煤層加熱熱解。地下原位加熱方式可分為內(nèi)熱式和外熱式，內(nèi)熱式是指通過(guò)煤層的化學(xué)反應(yīng)來(lái)供給熱量，外熱式指通過(guò)外界能量方式提供熱量。外加熱的手段包括：大功率電加熱、過(guò)熱水蒸氣、超臨界水加熱、微波/電磁波加熱等方式。電加熱具有成本、穩(wěn)定等優(yōu)勢(shì)，可以與太陽(yáng)能、風(fēng)能等分布式能源發(fā)電技術(shù)結(jié)合。當(dāng)溫度達(dá)到一定程度時(shí)，大分子有機(jī)物會(huì)發(fā)生鏈節(jié)的斷裂，從而生成小分子的油氣組分。

抽采與地面分離。采用負(fù)壓技術(shù)等將油氣混合物通過(guò)采集井導(dǎo)出地面，經(jīng)過(guò)分離完成資源開(kāi)發(fā)。

3）地下原位熱解的熱能利用。 富油煤地下原位熱解中形成地下人造熱場(chǎng)，根據(jù)煤炭地下氣化通道反應(yīng)區(qū)溫度場(chǎng)的分布特征，氣化過(guò)程煤層燃燒放出大量熱能，一部分順著氣化推進(jìn)方向滿(mǎn)足煤層還原、干餾所需溫度，剩余熱能和氣化氣體順著出氣管道排出地面（烏蘭察布地下氣化現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)監(jiān)測(cè)的氣化出氣口混合煤氣的溫度一般為100～180℃），另一部分熱能在垂向上延伸擴(kuò)散，最大擴(kuò)散高度5～20m，熱能巨大并且可持續(xù)，在熱解的同時(shí)進(jìn)行熱能回收利用在技術(shù)上是可行的。根據(jù)MALLETT 研究結(jié)果，氣化反應(yīng)區(qū)煤層以上12m 范圍溫度超過(guò)100℃，在氣化反應(yīng)區(qū)邊界附近24 個(gè)月后溫度低于70℃［9］。而現(xiàn)行地?zé)崮荛_(kāi)發(fā)利用技術(shù)如水平井/U 形井換熱技術(shù)、L 形井換熱技術(shù)及垂直井換熱技術(shù)在常規(guī)地?zé)崮荛_(kāi)發(fā)利用中均得到了廣泛應(yīng)用，對(duì)于地下原位熱解人工熱場(chǎng)的取熱技術(shù)有很大適用性，同時(shí)可以實(shí)現(xiàn)原位熱解提油注熱井和采油井的二次利用，實(shí)現(xiàn)資源最大化利用（圖7）。

圖7 煤炭地下熱解與水平井/U形井換熱技術(shù)聯(lián)合開(kāi)發(fā)示意Figure 7 Joint development of coal underground pyrolysis and horizontal/U-shaped well heat exchange technology

4）原位熱解開(kāi)采先導(dǎo)性試驗(yàn)。2018年以來(lái)，陜西省煤田地質(zhì)集團(tuán)有限公司對(duì)陜西省五大煤田主要可采煤層的焦油產(chǎn)率分布規(guī)律開(kāi)展研究；圈定了富油煤、高油煤的分布范圍，預(yù)測(cè)了陜西省富油煤資源量及時(shí)空分布［10］，在大保當(dāng)井田內(nèi)開(kāi)展富油煤地下原位熱解開(kāi)采先導(dǎo)性試驗(yàn)，目前試驗(yàn)已經(jīng)順利推進(jìn)，有望在未來(lái)半年內(nèi)采出第一桶油。盡管從先導(dǎo)性試驗(yàn)到工業(yè)化應(yīng)用，還有諸多理論挑戰(zhàn)和需要攻克的技術(shù)問(wèn)題。比如，原位熱解采油煤層中的輕質(zhì)組分提取后，余下的高碳資源究竟如何利用；原位熱解采油對(duì)地下水環(huán)境和地面生態(tài)環(huán)境影響到底如何；等等。但是對(duì)煤炭地下原位熱解采油的可行性及意義已經(jīng)得到認(rèn)可。作為一項(xiàng)變革性的煤炭開(kāi)采利用新技術(shù)，煤的原位熱解采油技術(shù)一定會(huì)逐步成熟起來(lái)。

3 結(jié)論

在“深入推進(jìn)能源革命，加強(qiáng)煤炭清潔高效利用”的新時(shí)代，既要在理論上重新認(rèn)識(shí)大保當(dāng)井田“環(huán)保煤”的煤基油氣資源屬性，又要在技術(shù)上探索煤的安全綠色開(kāi)采與高效低碳利用之路。傳統(tǒng)開(kāi)發(fā)利用大保當(dāng)井田煤炭資源具有較大的生態(tài)成本、煤炭開(kāi)采資源回收偏低、碳排放高及富油煤的油氣原料價(jià)值被淹沒(méi)等問(wèn)題，尋求一種新的煤炭安全綠色開(kāi)采和高效清潔利用方式是十分必要的。地下原位熱解開(kāi)采技術(shù)具有可行性，從先導(dǎo)性試驗(yàn)到工業(yè)化應(yīng)用，富油煤地下原位熱解還有諸多理論挑戰(zhàn)和需要攻克的技術(shù)問(wèn)題。但是，作為一項(xiàng)變革性的煤炭開(kāi)采利用新技術(shù)，煤的原位熱解采油技術(shù)具有良好的發(fā)展前景。