全球能源系统面临双重挑战，一方面必须满足能源消费的不断增长，另一方面需要适应低碳社会绿色的发展需求[1]。中国作为世界上能源消费最大的国家，油气需求连年增长，煤炭消费比例略有下降，CO2排放约占全球排放总量的1/4[2]。2018年，全国天然气对外依存度大幅升至45.3%，超过日本成为全球最大天然气进口国;石油对外依存度高达69.8%，预计还将继续攀升[3]。这一态势危及国家能源安全，中央政府要求“加大国内天然气勘探开发力度，确保增储上产见实效[4]”。就化石能源而言，弥补我国天然气供需缺口不外乎增储上产、进口输入、气库(包括地下气库)储存、人工造气四大途径，后者包括地面制气和地下原位气化两种基本方式。其中，煤炭地下气化具有低成本、高效率、高资源采出率、运行可靠、环境影响小的特点，有可能开采利用传统方法难以采出的煤炭资源[5-7]。然而，全球煤炭地下气化历经80余年现场试验，目前仍待产业化推广。相对于地面煤化工装置，地下气化炉载体为地质体，突破地质科技瓶颈乃是推进煤炭地下气化产业化进程的关键。笔者围绕这一主题，分析历史和现状，提出瓶颈问题，探讨可能的解决途径，为推进我国煤炭地下气化技术产业化提供依据。

1问题的提出

煤炭地下气化(Underground coal gasification，简称UCG)是将煤中碳氢化合物原位转化为可燃合成气的过程[5]。这一创新设想最早由德国工程师WILLIAM Siemens在1868年提出，1910年美国工程师ANSON G Betts分别获得美国、加拿大和英国专利，提供了几种煤炭地下气化的技术方案，构成了煤炭地下气化现代技术的基本框架[8]。1912年，英国著名化学家WILLIAM Ramsay多次宣传煤炭地下气化构想，打算在英国和美国进行先导性试验，并在英国达勒姆图斯代尔煤矿开展准备工作，但由于第二次世界大战爆发而未能现场实施[8]。

1933-03-03全球首次煤炭地下气化先导性试验在前苏联莫斯科盆地克鲁托瓦煤矿启动，采用注入空气的有井式方法，但由于炉腔泄露、缺乏现场监测设备、鼓风机功率不足等问题而未能成功[8]。自那时至今，全球各大洲都开展过煤炭地下气化现场试验，目前多个项目仍在进行或取得试验许可证[5,9-10]。其中，采用空气注入有井式方法，1934年4月在乌克兰利西昌斯克煤矿产出高质量合成气，实现了全球煤炭地下气化现场试验的首次成功[8]。我国煤炭地下气化现场试验始于20世纪50年代，1958年在山西大同胡家湾矿尝试了无井式地下气化，截至2017年先后实施过20余个煤炭地下气化工程[10]。20世纪80年代以来，余力教授团队创立了“长通道，大断面，两段式”地下气化工艺[11-14]，为世界煤炭地下气化技术发展做出了重大贡献[5,15]。

煤炭地下气化产业化的最终衡量标志是形成规模性持续产气能力，进一步分解为合成气热值、日产气量和转化煤量3个方面。由此衡量，第1个煤炭地下气化现场试验至今已经历86 a漫长历程，其中不乏商业性成功实例，但在全球范围内迄今仍未形成产业化推广，原因何在？我国煤炭地下气化专家指出，前期选址决策的主要任务，是调查地下气化区水文地质条件[16]。美国研究者分析全球现场试验得失，认为地下水使用和保护、地下气化炉构造稳定性(包括诱导裂缝和地表沉降)、所期望的合成气质量与组成是煤炭地下气化技术产业化面临的3个主要挑战[17]。波兰专家用一句话指出问题所在，煤矿床地质条件限制了煤炭地下气化技术的广泛应用[18]。

煤炭地下气化效果不仅取决于工艺技术，更与煤层、水文、围岩等地质因素密切相关[19]。地下气化过程和环境问题涉及岩体结构、原地应力、地下水、燃烧洞穴、气化热效应五大主要变量，前3个主变量是典型的地质问题[17]。这些主变量之间相互作用，并可能通过“蝴蝶效应”影响到煤炭地下气化过程地质动态的各个方面(图1)。例如，地下水渗入气化炉会使产出物气水比增高，水的吸热效应导致合成气热值降低，地下水涌入气化炉引发安全生产隐患，炉内物质与上覆下伏含水层之间的物质交换可能导致地下水渗流污染，炉壁垮塌和燃烧固态产物拥塞会阻断渗流通道进而中断气化反应过程。

图1 煤炭地下气化影响因素及其相互关系(文献[17])
Fig.1 Influencing factors and interrelation of UCG cited from reference[17]

澳大利亚专家将煤炭地下气化项目影响因素凝炼为两方面变量，其中非独立变量中的煤质、煤层及水文地质是地下气化炉选址必须考虑的最基本地质条件，选址是决定独立变量的最重要因素，进而左右了地下气化技术选择和环境效应(表1)。也就是说，煤矿床地质禀赋约束了特定煤炭地下气化项目的可行性，进而成为该技术产业化必须关注的核心基础问题。与任何工业项目一样，煤炭地下气化必须追求生产效率最大化、投资效益最大化和环境破坏最小化，目标实现程度受到煤炭资源禀赋的影响，控制着地下气化炉的稳定性、安全性和环保性，贯穿于规划布局决策、炉址优选评价、气化生产控制、燃后综合利用等整个产业化过程，决定了投入产出、安全生产、环境保护的可行性[20]。煤炭地下气化技术实现产业化，必须跨越地质风险瓶颈！

鉴于上述原因，欲要打造成为一个地区乃至国家可持续发展的能源产业，煤炭地下气化全产业链必然经历4个阶段，或由4个节点构成(图2)。首先，在国家层面上，任何产业的形成基础是战略规划，煤炭地下气化同样如此，包括战略需求、资源数量、资源禀赋3个方面，巨大的天然气供需缺口迫使我国面向煤炭地下气化进行战略选择，我国煤炭资源丰富且分布格局基本查明，但适合于地下气化的资源禀赋尚不清楚。第2，气化炉勘查设计需要查明作业过程中煤的可燃性及产物洁净性，保证地下气化反应炉密封性与安全性，也要考虑余热利用及与其他矿产资源的联合开采。第3，废弃炉后处理涉及炉内处理、炉围稳定、燃空穴利用等以及可能引起的环境问题。

表1 煤炭地下气化项目效益的变量(引自文献[5])
Table 1 Variables of benefit of UCG project cited from reference[5]

非独立变量(影响因素)煤质煤层及水文地质生产条件独立变量(效果)产出气(合成气)过程效率与环境的相互作用工业组分元素组成煤层厚度煤层深度和倾角对气、水的渗透性注入剂成分和流量生产压力工程布局质量(组成,热值)流量热力学的化学的资源回收率水耗地表沉降污染物扩散

图2 煤炭地下气化全产业链与地质条件关系(文献[20])
Fig.2 Relationship between the whole industrial UCG chain and geological conditions cited from reference[20]

2研究进展与现有认识

基于上述理解，下面从煤炭资源、选址评价、环境效应3个方面，综述全球关于煤炭地下气化地质问题的现有认识。总体来看，多数研究者的看法是一致的，即煤炭地下气化要求特定的地质条件;少数研究者认为条件可以较为宽泛。我国业内专家在此方面做过大量分析论证工作，但认识程度尚待深化提高;业外专家多数持乐观态度，但对地质条件要求的认识尚待提升到应有高度。

2.1适合于目前地下气化技术的煤炭资源

关于煤炭资源禀赋对当前地下气化技术的适应性，迄今只有少数国家从战略发展层面予以高度重视，如波兰、印度、乌克兰以及英国、西班牙、保加利亚等。

波兰煤炭资源基本上可满足国内近期需要，但天然气自给率不足35%，原油自给率仅3%[21]。为此，波兰国家研究与发展中心(NCBIR)2010—2014年实施“先进能源生产技术:高产量燃料和电力的煤炭气化技术”战略研究计划，推广地下气化这项有前途的煤炭能源开发新技术。该计划的基本任务之一，是考虑盆地地质、环境限制等因素，评估波兰境内适合地下气化的煤炭资源特性和分布，为保障国家能源安全提供依据[18]。考虑当时最新技术进展，提出了适应于煤炭地下气化的资源条件标准(表2)。评价结果认为，煤矿床地质特征限制了煤炭地下气化技术的广泛应用，保证地下气化安全的最重要地质因素是有足够厚度的隔水层来隔离煤层，防止燃烧产物中有害物质向地层及大气环境泄漏;大多数软褐煤矿床不利于地下气化，适合于地下气化的烟煤资源只有10%左右。同时指出:最大的挑战在于1 000 m以深煤层的地下气化，有必要对不同煤矿床煤炭地下气化条件进行更为详细地研究。

针对褐煤地下气化，波兰高校和科研机构地质专家给出了更为详细地质评价标准(表3)，所得结论总体框架与上述认识没有实质性差别[22]。他们认为，波兰露天矿褐煤年产量巨大，目前主要用于发电，而煤质特性可使其成为化学加工利用的首选材料;地质和煤层条件伴随着环境保护限制，适合地下气化的褐煤资源显著减少，主要赋存于Gogów-Sciniawa和Legnica地区。

印度综合能源政策专家委员会(IEPR)估计，到2032年，全印一次能源需求将增加4～5倍[23]。为了满足这一强烈需求，需要高效清洁利用印度煤炭资源，地下气化是一条重要的技术途径[24]。全印煤炭资源量3 421.29亿t，包括烟煤2 989.14亿t和褐煤432.15亿t。评价者认为，埋深>300 m的煤炭资源具有煤炭地下气化潜力。其中，烟煤1 206.66亿t，占烟煤总资源量的40%;褐煤209.8亿t，占褐煤总资源量的49%。为此，印度专家耦合物质平衡模型与简单经济模型((双直井气化/生产成本/发电成本))建立评价方法，将煤层埋深、厚度、元素组成、工业组分等地质条件作为模拟输入参数，以合成气组成、热值和产率作为热动力学平衡模拟输出参数，对全国埋深300～1 200 m地下气化褐煤和亚烟煤资源及其经济性进行了初步评价[25]。

表2 根据当时技术水平所考虑的波兰煤炭地下气化资源条件(引自文献[18])
Table 2 Conditions of UCG application according to the state-of-the-art in Poland cited from reference[18]

煤矿床特征大类条件煤炭地下气化条件优先条件尚未查清条件排除条件煤质煤级(波兰煤炭分类)31～32(相当于气煤,罗加指数<40)≥33%含夹矸煤平均灰分产率≤30%30%～60%>60%水分含量≤20%>2%硫含量≤2%>0其他性质有害成分容许含量,如汞、氯等煤层厚度>1.5 m0.5～1.5 m<0.5 m夹矸没有容许比例和厚度顶底板岩石厚度>20 m的不透水泥岩,与最近可采煤层的垂距>40 m低孔致密砂岩,受热后岩石性质的变化,与最近煤层的最小允许距离多孔透水含水砂岩上覆非透气性岩石厚度>100 m<100 m煤层埋深或与上覆有动水量含水层的距离>100 m10～100 m<10 m断层与最近断层距离>50 m相对于煤层厚度的最小断距断层发育,数量多甲烷含量(daf)<2 m3/t>2 m3/t煤炭资源可利用资源量>500万t最低经济效益

表3 波兰地下气化褐煤矿床分类标准(引自文献[22])
Table 3 Classification criteria for lignite deposits for UCG processes in Poland cited from reference[22]

序号标准参数变化范围发热量未规定最小值(从6.5 MJ/kg开始)挥发分产率<50%1煤类型及其物理化学参数灰分产率<20%,少数情况可到25%自然水分<55%硫含量<4.0%2煤层厚度最小2～4 m(最佳条件)最大取决于水力封隔、整体保护和钻孔保护条件(控制覆盖层坍塌)3煤层埋深最小与侵蚀冲刷面和冰川下切谷的垂向距离>150 m。如果煤矿床与冰川活动无关,则适合深度可能较浅4煤矿床类型单煤层优先选择多煤层使用先进技术(如充填开采)时可能适合,煤层间距>20 m5上覆盖层比例煤层埋深>350 m时,盖层/煤层厚度>12 m6煤层倾角水平或者环倾斜7围岩隔热性极低渗透性泥岩和粉砂岩顶板厚度≥20 m,或煤厚的2.8倍8水文地质条件含水层相对位置煤层在含水层之上和主要地下水源地之外,最小距离40 m流入煤层的水量没有人工排水条件下,<2 m3/t褐煤 9构造气化炉范围内,没有裂隙和断层,没有明显的构造变形10围岩孔隙性透气性低于褐煤层。渗透性围岩厚度在煤层厚度2 m时应有1～2 m,煤厚3～10 m则应有2～4 m。褐煤层与围岩孔隙度之比<18∶2011煤炭资源量先导性试验需要75～450 000 t,商业性生产至少3.5 Mt12UCG地点最小面积0.5～1.0 km2,商业性生产>1 km213最小安全距离居民区1～3 km,河流和湖泊1～3 km,保护区5 km,生产矿山/矿区5 km,废弃矿山/采区3 km,输电线路和铁路1～3 km

英国贸易与工业部2014年提交了题为“煤炭地下气化可行性”的调查报告[15]。报告强调指出:煤炭在将来能源中将会继续发挥突出作用，煤炭地下气化则是一种更有可持续发展潜力和更为令人满意的洁净煤技术，但是规划部署、环境影响、商业性生产等特定问题必须攻克，在做出商业性开发决策之前必须开展全链条现场先导性试验。报告也指出:英国陆地和近海煤炭资源丰富，多数是埋深2 000 m以浅的烟煤，工业革命以来仅开采了其中的1%～2%，依靠常规采矿技术无法开采，约有170亿t难采煤炭资源适宜于煤炭地下气化;如果规划和环境保护问题能够解决，煤炭地下气化将增加能源的多元化供给，并构成英国低碳经济安全的重要内容。

2.2煤炭地下气化项目选址地质评价

与地下气化煤炭资源区域调查和规划相比，地下气化炉选址面临的地质问题更为复杂，要求的地质考虑更为细致。地层、构造、岩石力学和水文地质条件均对煤炭地下气化选址至关重要，应该全面描述煤层及其上覆、下伏地层的地质特点[19]。上覆岩层的强度、节理和变形等因素，对煤层火焰工作面推进产生一定影响。地下气化炉附近的地下水压力、水量影响到氧化剂注入压力和地下水是否会流入气化炉腔，进而影响到被气化煤层的化学反应。煤层上覆含水层系统的存在，可能导致炉顶坍塌，造成地表沉降，地下水流进入炉腔会对气化生产造成灾难性影响。

波兰作为世界上对煤炭地下气化技术最为渴望的国家之一，开展了大量的模拟研究、现场试验与动态监测，认为煤炭地下气化项目选址最重要的地质条件包括煤炭资源、围岩构造/力学性质与水文条件、煤层与煤质、煤层及围岩地球化学和矿物学、顶板渗透性、可预计的地表沉降等方面[22]。例如，要求煤层厚度>1.5 m，不含夹矸，可供设计和满足经济服务年限的有效动用资源量>500万t;煤层埋深>100 m，上覆非透气性岩层厚度>100 m，顶板为厚度>20 m的隔水泥岩，与附近可采煤层的垂距>40 m，与最近断层的距离>50 m;煤层甲烷含量<2 m3/t(表2)。

我国在煤炭地下气化选址地质风险防范方面做过长期研究，少数工作较为系统考虑到地质影响因素[16,26-35]。刘淑琴等(2014)将地下气化选址决策地质依据归纳为3个方面[16]:① 煤炭储量及煤层条件，储量至少满足9 a的设计生产年限，除焦煤外其他煤种均可地下气化，煤层结构简单，褐煤层厚度>2.0 m，烟煤层厚度>0.8 m，夹矸层厚度和灰分产率也有要求;② 地层结构与构造，顶板透气性差(隔水层)，顶板厚度大于冒落高度，褐煤层、烟煤层对差透气性顶板厚度及其与煤层厚度的比例要求不同，次级褶曲幅度不超过煤层厚度的一半;③ 水文地质条件，允许进入炉腔的地下水量对于烟煤为0.7～1.5 m3/t、褐煤0.3～1.0 m3/t，高含水褐煤不允许气化炉进水，煤层与顶板、底板含水层之间应有隔水层，顶板塌陷不会完全破坏隔水功能，底板隔水层厚度应保障下部含水层不会被加热到100 ℃。

美国、英国等近年来高度关注煤炭地下气化选址地质条件，所得认识独具特点。借鉴油气开发的某些思想和参数，提出了美国北达科塔州煤炭地下气化选址的关键地质条件，除了煤层、煤质、围岩渗透性等因素之外，还包括与渗流有关的静水压力和毛细管压力、与热质传导及围岩稳定性有关的岩石热力学参数等(表4)。英国YANG等(2016)总结全球典型先导性试验实例，提出了更为严格的煤炭地下气化选址地质条件标准(表5)。例如，煤层厚度>2 m，煤的全硫含量<1.0%，煤层渗透率在50×10-15～150×10-15m2，可动用煤炭资源量>350万t，煤层与上覆含水层的最近距离>100 m、与断层的距离>150 m，地下气化炉与生产矿井距离>3.2 km、与废弃矿井距离>1.6 km。就煤阶系列而言，镜质组反射率在0.5%～0.8%的煤炭资源最适宜煤炭地下气化，>1.5%则不适宜地下气化[36]。这些“标准”，实际上限制了煤炭地下气化技术在薄煤层、高硫煤层、高阶煤层、残留煤炭资源中的商业性推广应用。

表4 美国北达科塔州煤炭地下气化选址关键地质条件 (引自文献[17])
Table 4 Key formation properties and their major functions in UCG site characterization cited from reference[17]

地质条件影响或作用煤层厚度和深度资源评价,气化井和气化模块设计煤层构造和倾角气化带、气化井设计,污染物迁移评价煤性质合成气质量和组成煤层渗透率井间连通,注入气和合成气传输静水和毛细管压力水流、气化压力、气化产物损失控制岩石渗透率水流控制,污染物传播,岩石力学性质从弹性区到塑性区的转变特征岩石孔隙度和水饱和度化学反应可用的水岩石热传导性/热膨胀系数温度分布,热应力分布,及其效应岩石强度/热膨胀系数热致裂缝,岩石响应,岩层失稳风险岩石质量指标(RQD)产物气损失,污染物迁移,岩层失稳

印度同样是世界上高度关注煤炭地下气化的国家之一。VYAS等(2015)总结英国、美国、澳大利亚、印度等国家的经验，认为煤炭地下气化选址应该考虑3方面地质条件：① 地下气化区域的地理地貌特征;② 断层和裂隙的有无及几何特点;③ 煤层及其围岩的完整地质信息[15]。在此基础上，进一步提出了与YANG等(2016)地质评价标准相似的煤炭地下气化选址理想地质条件(表5,6)。其中，建议煤层埋深范围介于92～460 m，煤阶为褐煤和亚烟煤，可动用煤炭资源大于1 540万m3(按视密度1.3 g/cm3换算，约相当于2 000万t)。换言之，这些作者认为，深部煤层、无烟煤和多数烟煤、零散残煤资源目前不适宜于煤炭地下气化。

表5 煤炭地下气化选址地质评价标准(引自文献[9])
Table 5 List of geological evaluation criteria for UCG site cited from reference[9]

表6 煤炭地下气化选址理想地质条件(引自文献[15])
Table 6 Ideal geological conditions for UCG site cited from reference[15]

值得关注的是，业界期望煤炭地下气化能够支撑深部煤层、薄煤层、劣质及残留煤炭资源的开发利用。然而，煤炭地下气化现有技术水平、先导性试验结果及研究认识，似乎难以满足这些期望(表2～6)。煤炭地下气化效果可根据3个指标予以衡量:1是气化煤量，指示一个地下气化炉可持续生产能力;2是合成气热值，涉及产品的商业价值;3是日产气量，标志着投入产出效果。在公开发表配套数据的国外23个煤炭地下气化项目中，俄罗斯Yuzhno-Abinsk和乌兹别克斯坦Angren两个项目连续生产30 a以上，气化煤量分别为200万t和1 000万t;除此之外，气化煤量超过2 000 t的其他项目煤层埋深均浅于200 m(图3(a))。另一方面，国外36座地下气化炉生产资料显示，深度增大，合成气热值有增高趋势，其中的地质原因值得进一步探讨(图3(b))。

图3 国外煤层深度与地下气化效果之间关系 (数据来自文献[5,19])
Fig.3 Plots of depth to UCG effect drew from data in references[5,19]

实际上，国内外采用无井式水平井工艺，陆续开展过深部煤炭地下气化先导性尝试，但效果均不甚理想。1986年，比利时与德国联合在Thulin地区实施了世界上首个深部煤炭地下气化现场试验，煤层埋深860 m，厚度6 m，煤阶为无烟煤，但转化煤量不到300 t[37-38]。法国20世纪80年代分别在Brauyen-Artois地区1 200 m深度无烟煤层和Haute-Duele地区880 m无烟煤层做过地下气化试验准备工作[5]，我国20世纪90年代中期在辽河油田就1 200～1 700 m深度煤炭地下气化做了大量调研和试验准备[39]，但最终均未现场实施。全球迄今埋深最大的煤炭地下气化现场试验项目位于加拿大阿尔伯塔盆地Swan Hills地区，煤层深度达到1 400 m，气化对象为高挥发分烟煤，2011年点火成功并进行为期60 d的产气试验[40]，但被西方认为是不很成功的范例[5]。我国目前尚无深度超过500 m的煤炭地下气化现场实例，深部地下气化前景不能简单否定。尽管如此，深部煤炭地下气化地质条件与作用机理仍然是一个需要长期探索的未知领域，工业性试验尚需慎重。

2.3煤炭地下气化环境安全中的地质问题

煤炭地下气化突出的环境优势，是可避免煤炭、矸石在地面的堆放，可消除大部分地面干扰、降低粉尘和噪音水平，不存在采煤人员健康安全和发电厂灰渣处理问题，可最大限度降低有害气体向大气的排放[19]。然而，地下气化的高温因素与煤层、围岩及地层流体叠加，在地下气化炉及其周边产生附加应力场、附加温度场、附加渗流场和附加化学场，可能导致煤层/围岩变形、地质构造失稳、气化过程受阻、气体爆炸以及气水串流漏失，影响地下气化炉密封性和气化顺畅性，进而威胁到地下气化生产安全和环境安全[20,41]。这两个方面的安全风险存在于地球各个圈层，其中生产安全风险局限于岩石圈，环境安全则波及大气圈、水圈和岩石圈(表7)。潜在的环境影响包括3个方面:① CO2和其他有害气体泄露排放引起的大气污染;② 地表塌陷和土壤污染等导致的地表破坏;③ 地下水污染和消耗造成的地下水环境破坏[5,19]。世界相关国家对此给予了高度关注[42-49]，我国同样如此[14,26-28,50-56]。

地下气化高温这一根本因素，导致煤层和周围地层结构发生变化。理解干燥/气化、热解和气化过程中煤及煤体结构的变化，有助于优化煤炭地下气化生产过程，最大限度降低地下气化过程及闭炉后的环境安全风险。AKBARZADEH等(2014)针对这一问题，比较和讨论了世界不同地区不同变质程度煤结构的高温响应特点，包括热失重、热变形、微裂纹产生、孔隙结构、渗透性、力学性质以及应力-应变响应，为理解煤炭地下气化环境安全机制提供了较为全面的切入点[57]。

煤炭地下气化引起的地表沉降幅度和过程，受煤层厚度、煤质、上覆地层结构等地质因素及地下气化工艺的影响。俄罗斯前期煤炭地下气化引起的地表最大沉降量在Moscow盆地为1.2 m，Kuznetsk盆地2.2 m，Angren盆地1.0 m，Donetsk盆地0.5 m[58]。LI等(2018)发现，煤类影响到地下气化炉围岩变形、应力分布和地表沉降，强黏结性煤地下气化有利于控制燃烧空腔上覆岩层的移动，减少地表沉降，进而提出了无井式煤炭地下气化地面沉降预测方法[59]。目前，煤炭地下气化岩层移动与控制的系统研究刚刚起步。鉴于这一现状，郭广礼等(2018)提出下一步重点研究方向的建议，强调关注煤类、煤质及煤层结构对燃空区形态及其扩展的控制作用，地层结构、岩性、水文地质条件对燃空区围岩温度场扩散与分布规律的影响，高温-地应力耦合作用下顶板结构、岩性变化、覆岩破裂与裂隙发育及其对燃空区稳定性的影响，以及气化炉围岩温度及热应力场与地下水渗流场之间相互作用的机制[60]。

表7 煤炭地下气化环境隐患及其地质因素
Table 7 Hidden environmental hazards and geological controls of UCG

类型地球圈层安全或环境隐患地质因素及关联程度地下水涌入气化炉蒸汽爆炸水文地质条件,煤层流体压力,构造与地层密封性气化炉生产安全风险岩石圈注入氧浓度控制不当引发爆炸燃空穴垮塌引发矿震或冲击地压与地层结构有一定关系注入氧、合成气串巷,引起爆炸或人员窒息与气化炉地质密封性有较大关系大气圈合成气串出地表造成温室及酸性气体排放埋深,气化炉密封性燃烧过程产生酚类、多环芳烃、重金属、酸性气、氰化物,污染地下水煤质,煤层流体压力,气化炉地质密封性生态环境安全风险水圈燃空区残留有害物质浸出,污染地下水高温岩石学,废弃气化炉地质密封性,燃空区塌陷燃烧过程造成地下水消耗煤质,煤层流压,水文气化炉产出水未处理排放,污染地表水系和土壤与煤质有一定关系岩石圈燃空区造成地表沉降或热害上覆地层结构

乌兰察布是我国迄今无井式煤炭地下气化长期连续生产的惟一成功范例，在顶板含水层水向气化炉运移渗入规律、预测模型和机理方面的研究成果为地下气化水环境安全防范提供了依据[32-33]。示范区气化煤层顶板为泥岩，上覆孔隙-裂隙砂岩含水层，地下水以静储量为主，富水性中等。数值模拟结果显示:随着气化过程的进行，覆岩导水裂隙持续发育，在150～200 d期间导通上部含水层，对安全高效气化生产造成威胁，抽水井应该布设在导水裂缝带发育区以降低水位;煤层点火之后直至气化结束，上覆含水系统地下水渗流场特征和点火之前基本保持一致，气化过程未受到影响，气化产物难以向周边扩散;注水井的加入可形成“反降落漏斗”，导致局部水位回升，但影响范围没有明显波及气化区域流场。

地下水污染被认为是煤炭地下气化最严重的环境风险，产生于气化过程产生的污染物向围岩扩散和渗透，以及闭炉后地下水对炉内残渣的可能淋滤，分布广泛而持久;污染物的形成是煤阶、煤元素组成和气化温度的函数，水相污染物的传输取决于现场岩石的渗透性、气化反应器的地质环境和该地区的水文地质条件[42]。煤炭地下气化炉关闭后，必须用净水清洗燃烧空腔，防止反应产物向周围地层扩散，这对废弃地下气化炉后续利用尤为重要，如CO2储存。为此，需要了解废弃地下气化炉及其围岩的温度、压力、多孔岩石介质特性变化以及流体物质组成，包括地下水中污染物浓度的扩散过程。SHENG 等(2016)针对保加利亚埋深大于1 200 m的上侏罗统—下白垩统煤层地下气化选址，假设气化过程产苯最高初始浓度为425×10-6，就垂直断层附近非等温地下水流动和苯污染物运移开展建模和数值模拟，发现气化区附近上覆地层苯浓度在煤炭地下气化开始1 a后将超过1×10-6，随后进一步扩散稀释，浓度降低到<1×10-9[36,61]。实际上，分析他们的模拟结果，发现苯污染物在地层中的扩散极为缓慢，1 a内仅局限在垂直断裂带内，10 a才布满整个上覆含水层，1 000 a时在含水层中仍存在一定残留。

煤炭地下气化特有的有机和无机污染物种类十分广泛[62]。波兰研究者分别在Barbara矿烟煤地下气化试验现场和大块褐煤气化模拟实验装置采集两套冷凝水样，每套分别在不同时间采集4件样品，测试了冷凝水物理性质、无机化合物、重金属元素、有机化合物四大类共32项指标[62-64]。结果显示，除锌、硒、苯及其烷基同系物和某些多环芳香烃个体外，烟煤气化冷凝水有机污染物浓度显著高于褐煤，显示煤阶差异对气化废弃物环境效应存在影响。就芳香化合物来看，双环的萘是所有水样中的主要化合物;烟煤水样中除萘之外，芴和菲浓度较高，其他多环芳烃个体浓度较低，且不含荧蒽;褐煤水样中，多环芳烃个体分布相对更为广泛(图4)。

图4 波兰烟煤和褐煤地下气化冷凝水中的芳香烃化合物 (引自参考文献[57])
Fig.4 Aromatic hydrocarbons in condensates from Polish lignite and bituminous coal gasification from reference[57] NaP—萘;AcP—苊;Flu—芴;Phe—菲;AnT—蒽;Fla—荧蒽; Pyr—芘;BaA—苯并(a)蒽;Chr—

波兰南部Barbara煤矿有井式浅部煤炭地下气化试验现场系统监测结果，为业界提供了环境效应评价典型范例[42]。石炭系煤层埋深150 m左右，上覆第四系松散层，两套地层各发育1个含水层;煤层低硫，中低灰，为高挥发分烟煤。考虑地下水径流方向，在气化炉周边布置了5个观测点，全面监测点火前、气化过程、闭炉后200 d期间的地下水、产出水、炉内残留物以及近地表温度变化。结果显示:污染物富集在后处理水中，渗透到地下水或残留在炉腔，潜在环境风险;生产水中存在高浓度芳香化合物和各种无机污染物，包括重金属元素、氨和氰化物，产出水直接排放可能造成严重的地表环境污染;气化炉温度控制着挥发性污染物水平，如芳烃或砷、硒、汞等;高水溶性产物是主要和最具迁移性的污染物，如酚类、氨、氰化物和金属离子，多数污染物在闭炉200 d后可恢复到地层背景水平;试验过程和闭炉后，地表未发现化学污染，但地表热效应存在于整个生产过程，浅埋情况下可能造成地表热害;燃空穴残留底灰和焦炭是污染物主要来源，地下水淋滤可能将其带入环境，对地下水质造成长期影响，如汞、铅、砷、硒等。监测结果建议，在地下气化选址时应详细研究煤的元素组成。

3地质思考与推进建议

世界上多个国家在多学科框架内，围绕煤炭地下气化开展了理论探讨、技术研发和现场试验，以应对技术、经济和环境的风险和挑战。煤炭地下气化综合研究和开发的基本步骤是过程建模，收集研究区地质数据，构建地层、构造、水文地质和地质力学模型，每一环节都涉及地质问题，特别是对地层环境的影响[65]。然而，这项技术的应用推广目前也存在某些地质条件局限性(表8)。例如，浅部煤层地下气化炉压力较低，热损失大，热效率低，产品气质量低，并可能造成地表热害;薄煤层往往难以地下气化经济开采，除非存在密集多煤层条件;注入井和生产井建造成本高，需要在井对之间赋存最大限度的气化煤量;作为炉壁的围岩在高温作用下，力学性质发生变化，导致构造变形和岩石位移，潜在着地下水污染和地表沉降的风险[19]。为此，对煤炭地下气化技术应持谨慎的乐观态度，不宜保守，更不宜盲目，鼓励对适宜地质条件开展大胆探索。

煤炭地下气化生产风险和环境风险客观存在(表7)，国外研究和实践对此提出了严格乃至苛刻的地质条件要求(表2～6)。我国研究者为此也做过系统研究，但对源头地质条件重要性认识的高度、细致程度和深度仍需要改进，现场试验得失专项总结尚需加强。例如，将煤炭地下气化项目现场试验风险归纳为技术、环境保护、生产安全、资金和人才六大类型11个因素，其中煤炭资源与地质条件作为技术风险的一个因素，综合权重系数只有0.123 9，重要性综合排序仅在第4位;环保风险包括地表严重塌陷和地下水污染两个因素，综合权重系数分别为0.001 2和0.008 6，排序仅为第6和第11位[29]。再如，集成资源条件、技术方案、经济效益、环境影响、安全保障、能耗水平6方面因素构成残留煤地下气化综合评价指标体系，其中资源条件、环境影响综合权重赋值只有0.146 2和0.053 4，地质变量独立性需要斟酌，尚未考虑地质要素“一票否决”阈值以及煤层自身性质(如渗透率、煤级、煤岩等)，地下气化炉密封性、安全性动态地质因素也需得到进一步重视[30]。又如，目前尚未开展全国性或区域性专项煤炭资源调查，选址及设计少见专项地质评价，现场试验结束后少见专项地质总结。

同时，煤炭地下气化作为煤炭资源流态化开采技术，潜在着多个扩展利用方向。例如，利用燃空穴中的自由空间、残留焦炭(吸附质)和矿物质(固化剂)，进行CO2地质储存与埋藏(CCS)[9-10,19,67-68];利用散失到地层中的地下气化热量进行煤层气(瓦斯)联合抽采[69]以及油砂或油页岩联合开采[70-71]，收集产出气、产出水废热产生蒸汽回注以提高煤炭地下气化热效率[72];将深层煤炭原位气化后所形成的空穴改造为地下储气库，以解决我国天然气市场调峰和应急保障能力不足的问题[73]。但是，地下气化如同煤炭固态开采一样，不仅造成地层扰动，而且在此基础上叠加了高温热动力对地质条件的强烈改变，这些扰动或改变对于地下气化空间扩展利用存在哪些地质风险，如何探测、评价和预测？关于这些问题的探索研究，目前鲜有报道。

表8 煤炭地下气化面临的挑战及解决方案(引自文献[19])
Table 8 UGC challenge and prospective solutions cited from reference[19]

内容挑战可能的解决方案炉址选择剖面中,尤其是煤层上方的重要含水层系统,可能会因裂缝或沉降影响而进入炉腔,对气化生产潜在着灾难性影响美国能源部发表了关于UCG选址的优秀论文。在原位煤炭气化过程中,遥感技术可用于描述地下裂缝系统、确定地下水通道或含水层位置,以及绘制火焰工作面煤层埋深较深的煤层需要无井式气化工艺,注入井和生产井之间建立连接,导致工程造价增高。深煤层需要更高的注入量以及生产压力,并增加所有后处理成本较浅的煤层更有可能产生地面沉降。随着开采深度的增加,地表下沉量减小。较深的煤层不太可能与饮用含水层贯通,从而避免饮用水污染问题。如果产品气用于燃气轮机,则可能不需要额外压缩。超过800 m深度气化废弃空腔可用于CO2封存潜在生产场地评估对潜在生产现场的评估必须包括确定气化项目中可用的煤炭量,同时考虑所产天然气的潜在应用每个气化炉必须根据所需的产气量确定服务年限。300 MW-UCG联合循环发电厂(效率50%)20 a连续运行,需要生产75.619 0 Nm3热值为5 MJ/m3的合成气。以煤炭资源采出率95%和的能源回收率75%计算,需要对33 106 t煤炭进行气化CO2排放在UCG工艺中,CO2从产品气中分离和储存是主要关注的问题联合UCGECC项目可在同一地点提供综合能源回收和CO2储存氧气不受控制地从地面进入存在大气中氧气进入气化炉失控的风险,可能导致地下煤层燃烧失控,必须避免地下水位以下的UCG可避免氧气不受控制地从地表进入气化炉腔地下水污染地下水污染起源于煤炭地下气化产生的污染物向周围地层及气化后地下水自然流动对炉腔残余物造成的淋滤作用UCG场地应远离含水层,详细的选址评估以及全程监控有助于避免地下水污染。文献[66]提供了UCG(CCS)运行生命周期所有主要阶段的关键水文地质问题清单,以及处理这些问题所需的措施地面沉降高温彻底改变了煤层几何形态,高温会使岩石间产生附加应力和位移对急倾斜煤层地下气化温度场、浓度场和压力场进行数值模拟,也可模拟预测UGC期间上覆岩层的地质动态。多井技术可以减少地面沉降汞、砷、硒的现场挥发生产寿命汞、砷和硒是高挥发性元素,在化学和物理变化过程中从煤中释放出来,主要分布在气相产物中煤种及其UCG行为对元素挥发性存在重要影响。为了理解原煤在UCG过程中的挥发行为,有必要确定原煤中挥发性有害元素的含量及其赋存方式。UCG合成气通过生产井时会冷却,导致大部分污染物在输送管道中沉积或冷凝,从而有利于有害微量元素的污染处理

为响应国际社会对全球气候变化的关注，原国土资源部2009年曾组织开展煤炭地下气化历史与现状调研，提出了关于进一步推动中国煤炭地下气化事业的4项建议[74]。① 把煤炭地下气化作为一项具有全局长远意义的战略措施，认为煤炭地下气化不仅可以回收老矿井遗弃煤炭资源，而且可用于井工难以开采或开采经济性、安全性差的薄煤层、深部煤层和“三下”压煤，以及高硫、高灰、高瓦斯煤层等。② 扩大现场试验以促进煤炭地下气化产业化，提出了将淮海经济区建成国家级“煤炭地下气化”战略试验区的构想。③ 加强国际合作与交流，认为要在交流与合作中加快发展我国煤炭地下气化产业化步伐。④ 加大投入和加强领导，认为政府迄今在这方面投入太少，建议将煤炭地下气化产业示范工程列入国家科技发展计划。

煤炭地下气化是满足我国燃气供给战略需求的潜在途径，绝非局限于CO2减排。由此考虑，推进该项技术产业化还需从“技术”层面采取更为切合实际且快速有效的措施。全球煤炭地下气化技术完善推广尽管面临诸多挑战，但关注的核心问题在于环境安全、经济高效、技术完善3个方面。其中，地质工作应围绕“规避”二字开展，包括规避环境安全风险、生产安全风险以及不可持续生产风险，概括为“地质风险”，涉及到煤炭地下气化地质条件的研究、勘查、评价与预测，贯穿于规划布局、炉址优选、气化生产、燃后处理整个过程。地质风险的破解只有在政府层面方能全面推动，企业自发行为难以突破现有僵局。风险防治包括预防(规避)和治理两个方面，最为经济高效的途径是“以防为主、以治为辅”。预防重点是对相关风险的调查、研究和理解，包括专项地质勘查、专项地质研究、专项地质评价和地质预测。

为此，建议将煤炭地下气化作为一项保障国家能源安全的全局且具长远意义战略措施，推进并组织实施“煤炭地下气化地质风险评价与预测关键技术”科技发展计划，包括煤炭地下气化资源评价选区与战略规划、煤炭地下气化炉勘查与选址评价技术、高安全广适性煤炭地下气化工艺技术、煤炭地下气化炉生产地质动态监测预警技术、煤炭地下气化地质保障系列规范5个方面。其中，煤炭地下气化资源评价选区与战略规划是打破目前“企业自发行为”僵局的关键，需要立足于我国煤炭资源特性及赋存条件实际，总结国内外近百年地下气化工业性试验经验，建立全国统一的煤炭地下气化资源评价技术准则，评价全国或大区煤炭资源对当前地下气化技术的适应性程度，规划或提出可供分步实施的典型地质条件国家级先导性试验区。同时，考虑安全、环境和高效需求，制订煤炭地下气化资源调查、项目环境评价和设计、生产运行、清洁利用等系列规范。

4结 论

(1)欲要打造国家煤炭地下气化产业，必须跨越地质风险瓶颈。世界上相关国家尽管对此已做了较多研究和现场试验探索，但系统性地质工作仍不到位，这是全球乃至我国煤炭地下气化长期未实现产业化的重要原因。其中，突破煤炭地下气化地质科技瓶颈乃是推进煤炭地下气化技术产业化进程的关键。

(2)煤炭地下气化要求特定的地质条件，贯穿于规划布局、炉址选择、气化生产、燃后处理整个过程。其一，必须充分理解煤炭资源禀赋对当前地下气化技术的适应性，目前只有少数国家从战略发展层面予以高度重视，特别是波兰、印度、英国等从国家层面提出的调查报告，在战略高度、思路方法、评价结果等方面值得我们借鉴。其二，煤炭地下气化选址地质评价是国外研究工作最为集中的方向之一，但提出的“标准”实际上限制了薄煤层、高硫煤层、高阶煤层、深部煤层、残留煤炭资源的商业性地下气化前景，一方面我们不希望看到的这种限制，另一方面启示我们加大对难采、劣质、零散煤炭资源原位规模性气化技术的研究探索。其三，煤炭地下气化产业化目前面临的首要挑战是环境安全问题，地下水污染被认为是其中最严重的环境风险，高温因素与静态地质体的叠加，使得环境安全不确定地质因素更为复杂，需要业界正视并积极应对。

(3)煤炭地下气化是满足我国燃气供给战略需求的潜在途径，实现产业化必须跨越地质风险瓶颈。基于上述地质考虑，建议将煤炭地下气化作为一项保障国家能源安全的全局且具长远意义战略措施，推进并组织实施“煤炭地下气化地质风险评价与预测关键技术”计划，包括五方面研究内容。其中，煤炭地下气化资源评价选区与战略规划是打破目前僵局的关键，建议尽快论证实施。

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