我国能源结构呈现“缺油、少气、相对富煤”的资源禀赋特征，2020年油气对外依存度分别达到73.5%和43.2%[1]，能源供给安全成为影响国家经济发展的重要因素。在复杂国际地缘政治背景下，紧张的油气供需关系促进了煤基能源化工行业的发展[2]。煤是生产油气和高附加值化学品的重要原料，其中富油煤在提高油气转化效率、降低经济成本方面具有更好优势。大规模发展以生产油气为主要产品的富油煤开发和高效转化产业，是增加国内油气供给途径的迫切要求，也是实现煤炭清洁高效低碳循环发展的重要途径。
黄河中上游是我国重要的煤炭富集区和当前国家大型煤炭基地集中分布区，也是富油煤目前主要生产区。从资源聚集特点来讲，富油煤主要赋存于陕西、新疆、内蒙古、甘肃、宁夏和云南等低中阶变质程度煤中，存在显著的聚集有利区和有利层位。初步调查显示，我国西部地区是富油煤主要富集区，陕西、新疆、内蒙古、甘肃、宁夏5省区富油煤总资源量大约有5 000亿t，煤中潜在的油资源量约500亿t，气资源量约75万亿m3，是中国富油煤产业规模化发展的重要资源基础。
就陕西省而言，富油煤广泛分布于陕北侏罗纪煤田、陕北三叠纪煤田、陕北石炭—二叠纪煤田和黄陇侏罗纪煤田，资源量高达1 500多亿t，其中陕北三叠纪煤田焦油产率普遍较高，平均值达11.42%，延安组煤阶最低，反而焦油产率也偏低，陕北侏罗纪煤田平均值为9.33%;黄陇煤田为8.04%。石炭二叠纪煤田中，南北差异很大，北部古城矿区山西组、太原组焦油产率平均值分别达9.12%和9.58%，但南部渭北煤田却仅有1.7%左右。即使相同区域和相同沉积时代的煤层，层段差异也会使焦油产率存在差异。富油煤分布的不均匀性制约了其规模化产业布局和利用，其中的关键地质问题值得深入探究。
立足我国煤炭主体能源地位和替补油气供给的巨大潜力，重新审视煤炭现有利用方式与开发技术，实现富油煤从煤炭资源向煤基油气资源的转变，可为实现“碳达峰、碳中和”目标做出贡献。近年来，笔者团队围绕富油煤开展了初步研究工作，提出了“富油煤就是煤基油气资源”的学术思想。2020年，笔者承担了中国工程院重点咨询项目“西部富油煤开发战略研究(2020-XZ-12)”，对我国西部富油煤资源总量、开发潜力、梯级利用可行性、开发现状及存在问题进行了分析研究，提出了“将富油煤纳入非常规油气资源”的政策建议;2021年，笔者在国家自然科学基金委员会组织的第281期“双清论坛”上，提出了将富油煤形成机理作为重点基础研究内容的建议。本文是笔者团队围绕富油煤油气资源属性开展研究的阶段性总结，以期“抛砖引玉”，推动富油煤产业化、规模化利用的发展。
1 富油煤的主要特点
1.1 富油煤的油气属性
富油煤是集煤、油、气属性于一体的煤炭资源，在隔绝空气条件下可通过中低温热解生成焦油、煤气和半焦。其最大特点是煤中富含较多热解可生成油气的富氢结构，焦油产率较高，主要赋存于中低阶煤类中，是一种煤基油气资源。
热解生成的气体主要成分是CH4,H2,CO和烃类气体等(表1)，其中CH4体积分数达55%～77%，H2体积分数达42%～51%[4]。与天然气相比，氢气和重烃气体体积分数相对较高，甲烷体积分数相对较低，热值基本相当[5-6]，不仅可以直接用作燃料气，同时也可以生产氢气、甲醇等天然气化工产品。半焦主要成分是固定碳，成分与无烟煤相近(表2)，具有较低的可磨性，燃烧性较无烟煤好，取代部分或全部无烟煤是完全可行的[7]。
表1 煤气和天然气基本成分与性质对比[4,6-7]
Table 1 Basic component and properties of coal gas and natural gas[4,6-7]
类型体积分数/%CH4H2CnH2nCO2CON2H2S干馏煤气55～7742～515～153～54～72～7少量巴县三叠系天然气97.80—0.400.2—1.10.1
表2 煤和半焦基本成分与性质对比[4,6-7]
Table 2 Basic component and properties of coal and semi-coke[4,6-7]
类型灰分/%挥发分/%硫分/%水分/%发热值/(MJ·kg-1)可磨性指数HGI燃烧率/%(富氧率0)无烟煤111.2913.660.3010.8531.715960.31无烟煤210.2711.820.3410.5232.2010650.65烟煤5.4039.050.6213.6031.618945.78半焦10.4811.240.6110.4031.215341.67
富油煤热解生成的油通常称为煤焦油，呈黑色或黑褐色黏稠状，类似于重质石油，煤种、热解温度、加工工艺等均会影响焦油成分及物理化学性质变化。与重质石油相比，中低温煤焦油>300 ℃馏分密度为1 146.50 kg/m3，高于催化裂化油浆密度;黏度一般为2 500 mPa·s[8]，凝固点相对较低且变化较大，在-3～36 ℃。焦油中小分子烃类质量分数较低，氧、氮质量分数大多高于石油组分，但硫质量分数较低，H/C原子比与石油沥青质接近[9]，在360 ℃以前煤焦油中馏分可超过60%[10-11]。剩余重质部分与重质石油相比，饱和分相对偏低、沥青质相对偏高(表3)。
表3 重质油成分及物理性质[8]
Table 3 Component distribution and physical properties of heavy oil[8]
样品密度(20 ℃)/(kg·m-3)黏度(80 ℃)/(mPa·s)灰分/%残碳质量分数/%H/C原子比质量分数/%饱和分芳香分胶质沥青质催化裂化油浆1 108.8191.20.0615.700.969.5468.4619.542.37减压渣油1 108.23 175.40.0119.801.5716.0245.6131.166.87常压渣油946.6212.30.036.851.7144.7627.4026.121.72中低温煤焦油1 146.52 545.21.0623.201.028.5219.5238.1324.30
煤焦油由上万种混合物组成，已分离的化合物仅有500余种，其质量约占总质量的55%，在合成塑料、农药、医药、耐高温原料、国防工业等领域广泛应用，其中有些化合物是石油加工业无法生产和替代[12]。通过前处理、加氢精制和加氢催化裂化工艺可以获得优质汽油、柴油和燃料油，范建锋等[13]采用加氢裂化-加氢精制可实现对煤焦油馏分油的全部转化，转化产品中石脑油馏分达23.17%、柴油馏分达72.41%，且硫、氮质量分数很低，生成的产品油可达到清洁燃料油的标准。
影响焦油产出率的因素较多，包括地质因素、热解装备、技术及工艺条件等。富氢气氛、催化剂、富氢有机质共热解、甲烷重整工艺等可显著提高焦油产率[14-27]，但不同方法和工艺焦油产率存在较大差异，难以准确评价富油煤产油能力。格金干馏是一种成本较低、操作相对简单的标准热解试验方法，在业内得到普遍接受。矿产资源工业要求手册(2014修订版)将格金干馏试验条件下焦油产率小于7%定义为含油煤，在7%～12%的煤称为富油煤，大于12%为高油煤。笔者从资源评价角度，将焦油产率≥7%统称为富油煤。
1.2 富油煤中关键物质结构
富氢结构是影响富油煤中潜在油气属性特点的关键物质结构，主要由煤中具有脂肪结构的侧链及桥键构成，是附着在煤缩合芳香核周缘的弱键结构(图1)[28-29]。煤中桥键多以脂肪结构(如—CH2—，—CH2—CH2—，—CH2—O—等)为主，部分以氧、硫等杂原子基团(如—O—，—S—等)或联芳键(Ar—Ar)形式存在，侧链主要由烷基和杂原子基团组成[30]。
图1 煤大分子经典模型[31]
Fig.1 Classical model of coal molecule[31]
由于煤结构的复杂性，在认识煤热解反应过程方面仍存在局限。刘振宇[32]认为煤热解过程中，一部分煤中弱共价键受热及解离产生自由基碎片，自由基反应生成挥发产物和固体产物;另一部分结构会在共价键裂解前发生重组，从而直接形成焦炭和气态小分子。FLETCHER[33]将煤看作由脂肪结构桥键连接的芳环网络，不稳定桥键裂解既可形成边基侧链，也可缩合形成稳定桥键并释放气态分子，边基侧链最终经过裂解同样形成气态分子，最后冷凝形成焦油。总体而言，煤热解过程中芳香簇间的桥键、脂肪侧链、脂肪小分子相和芳香杂原子等不稳定化学键发生裂解，并形成自由基碎片是形成油气及半焦的关键[29,34]。
从富氢结构表征角度，CPD模型主要关注原始煤的4个参数，分别为完整桥键数量占比(p0)，平均分子簇摩尔质量(MWcl)、平均边基侧链摩尔质量(MWδ)、配位数σ+1(即桥键和边基侧链数量)，这些参数均可从13C NMR实验中获取[35-37]。LIU等[38-39]通过实验发现CH2/CH3物质的量比的增加有助于提高热解焦油产率，而含氧官能团的增加则会降低焦油产率。原因在于CH2/CH3物质的量比的增加不仅有助于热解过程中脂肪桥键、侧链裂解，同时有助于使形成的自由基与活跃氢或甲基结合，抑制交联反应进行;含氧桥键解离能较小，有助于促进煤分子快速裂解形成气态小分子，进而降低焦油产率。
富氢结构类型及丰度在不同煤阶存在明显差异，低阶煤脂肪结构相对偏低、含氧基团相对偏高，导致褐煤虽然具有较高的挥发分产率，但焦油产率并非处于高峰值点(图2(a))，主要与含氧基团大量脱落密切相关，此阶段含氧气体产率占比最高将近30%(图2(b))。说明高挥发分煤并非代表高焦油产率煤，富氢结构特点是其最为关键的因素，使得长焰煤～气煤的焦油产率相对较高[40-42]。
图2 煤快速热解产物随煤阶变化规律[40-42]
Fig.2 Flash pyrolysis products of coal with coal rank[40-42]
由此，可得以下几点启示:① 富油煤资源潜力调查需更加关注煤中富氢结构这一关键物质结构，为富油煤生油产率及生油类型提供关键依据;② 以脂肪结构为主的不稳定桥键和边基侧链在富油煤热解中占有重要地位，脂肪桥键可采用CH2/CH3物质的量比进行表征，以体现脂肪结构的键能分布状态;③ 含氧桥键有助于提高热解反应速率，但由此造成大量含氧气体分子形成，尤其在低阶煤资源潜力认识中需加以考虑;④ 在煤变质程度的广域尺度上，可将挥发分产率作为粗略分析富油煤赋存规律的基本依据，但针对某变质阶段煤而言，需重点考查煤中关键物质结构特点，结合地质条件、岩石学特征、化学结构特征寻找高品质富油煤有利聚集区。
2 富油煤赋存的关键地质科学问题
富油煤的形成具有特定的地质历史演化过程和地质聚集条件。富油煤不同时代、相同时代不同区域、相同时代不同层位焦油产率均存在显著差异。笔者团队前期围绕鄂尔多斯盆地富油煤的焦油产率分析发现:① 陕北侏罗系长焰煤焦油产率普遍在8.7%～11.0%，而陕北三叠系气煤焦油产率集中在7.42%～17.25%，大于12%的高油煤占比较大;② 鄂尔多斯盆地西部马家滩矿区侏罗系煤焦油产率平均值为7.9%，而中部榆横矿区侏罗系煤焦油产率平均值则普遍高于10%。笔者认为富油煤的演化和聚集既与宏观层次的地质控制条件有关，又与其关键物质结构(富氢结构)的微观多样性密切相关。富油煤开发过程需要剖析富油煤关键物质结构(富氢结构)多样性原因，探究富氢结构的岩石学、沉积、生物学特征，在此基础上阐释富油煤潜在油气资源的来源、演化及聚集的地质-地球化学机制。为此，富油煤地质工作需要亟需开展以下关键科学问题的研究(图3)。
图3 富油煤关键地质科学问题研究路线
Fig.3 Overall research approach of key geological issues for
tar-rich coal
2.1 富油煤沉积转化地球化学过程与机制
2.1.1 富油煤化学组分地质化学演化特征
就成煤植物而言，低等植物形成的沉积有机质具有更好的生油能力已形成广泛共识，其中以烛煤、藻烛煤等为典型代表[43-46]。然而，富油煤普遍由高等植物沉积转化而来，不同高等植物群落的生烃差异对富油煤形成的贡献并未得到深入探讨。植物的组成成分包括纤维素、半纤维素、木质素、树脂、油脂、蜡、蛋白质、矿物质和水分，低等植物树脂等类脂化合物占比较高，但高等植物主要由纤维素、半纤维素和木质素3部分组成，其在草本植物与木本植物之间的含量差异及其对沉积转化的贡献差异值得关注。半纤维素热分解温度最低，较高C
O丰度使热解产物中CO2产率更高;纤维素分解温度次之，较高的—OH和C—O丰度使热解产物中CO产率偏高;而木质素最难分解，其中丰度更高的甲氧基(—O—CH3)使热解产物H2和CH4产率相对较高[47]。
2.1.2 富油煤富氢结构分异特征
在泥炭化作用过程中，大量纤维素、半纤维素发生分解，木质素相对富集[48]。然而，不同类型的泥炭沼泽环境(木本沼泽、草本沼泽、藓类沼泽)存在明显差异[49]，各种类型植物的降解程度受控于真菌、水体环境等条件影响[50]，虽然总体规律表现为强还原环境形成的煤富氢结构多于弱还原性煤，具有更高的焦油产率特征[51-53]，但影响富氢结构在植物类型-泥炭转化这一复杂阶段的演化路径及其分异性并未形成系统的认识。
成煤植被沉积转化过程中甲氧基等含氧官能团大量脱落，脂类化合物呈现相对富集的过程。但这一过程受到诸多因素影响，就富油煤关键物质结构演化而言，需要充分认识不同植被对富油煤富氢结构类型及丰度的约束作用，在此基础上理解泥炭化作用不同作用形式下富氢结构富集、贫化的地质-地球化学过程(图4)。
图4 富油煤关键物质结构沉积转化路径及控制因素
Fig.4 Pathway and control factors of hydrogen-rich structure
conversion in tar-rich coal
2.2 富油煤变质演化规律及地质驱动条件
2.2.1 富油煤挥发分地质演化特征
煤变质演化过程总体呈富碳、脱氢、脱杂原子的演化趋势，伴随着煤的生烃以及水分、挥发分大量减少，但以不同基准度量煤成分指标的演化规律存在一定差异。SPEIGHT[30]将工业分析分为水分、挥发分和残余物(固定碳+灰分)进行质量分数对比，发现水分总体呈先大幅减少后缓慢增加的趋势，挥发分则呈先缓慢增加后大幅减少的特点。挥发分产率相对较高的煤类主要集中于次烟煤A～高挥发分烟煤A，相当于我国分类体系中的年老褐煤～肥煤阶段(图5)，挥发分产率高值区与煤热解焦油产率高值区存在一定吻合。
图5 工业指标随煤阶的相对演化趋势[30]
Fig.5 Variation of the proximate analysis data with coal rank[30]
煤大量生烃是造成挥发分减少的根本原因，烃类物质的运移、聚集以及在有利地质条件下得以保存是形成油气藏的关键。人工热解实验表明，烃类物质的生成和运移过程不仅影响煤的生烃量和生烃类型，同时影响残余煤炭的微观物质结构。因此，富油煤在热变质条件下具有怎样的生烃过程及运、聚特点，对煤中残余油气潜力具有怎样的影响，这有待进一步深化认识。
2.2.2 富油煤脂肪氢地质演化特征
富油煤潜在油气资源体现在以脂肪结构为主的富氢结构类型及丰度特点，随着煤化程度的提高，煤中氢质量分数整体呈先缓慢降低、后快速减少的特点，其中芳香氢在低阶煤中占有一定比例但对热解油气产率贡献较小。相对应的煤中脂肪氢随煤阶总体呈先增后减的趋势，与煤热解焦油产率趋势一致(图6)。前期富氢结构相对富集，这与煤中含氧官能团大量脱落存在密切联系[54]。
图6 煤中氢和脂肪氢质量分数随煤阶演化[30,54]
Fig.6 Hydrogen and aliphatic hydrogen evolution with
coal rank[30,54]
2.2.3 富油煤富氢结构地质控制因素
煤变质演化是温度、时间、压力耦合作用的结果，其中温度效应占主导地位。不同热变质方式(深成变质作用或异常热变质作用)由于所受温度、时间、压力有所不同，煤中富氢结构演化及生烃类型存在一定差异[55-57]，静应力和构造应力虽然作用机理有所区别，但均会改变煤结构特征及生烃类型[58-59]。不仅如此，多期构造应力叠加下，煤普遍发生多期热演化阶段和二次生烃过程[60]，不同热演化路径或热演化类型对煤中富氢结构的影响有待考量。
2.2.4 富油煤显微组分差异演化规律
尽管不同显微组分随煤化程度的分子演化趋势相似，但其内部结构存在较大差异。稳定组的芳香性最低，而惰质组芳香性最高且拥有相对更高的分子量[62-63]。稳定组生烃能力最强，含有较多的长链脂肪结构、硫元素和较少的氧、氮元素;惰质组在泥炭化阶段发生丝炭化作用，烷基侧链最短且氧、氮、硫等杂原子团含量最少，含有较为复杂的交联结构[64-66]。镜质组往往介于2者之间，酚类和烷基芳香类物质相对较多，其脂肪结构高于原煤，含氧官能团和烷基侧链随着煤化程度的提高而不断减少[67]。官能团类型的差异造成不同显微组分具有各自的热演化路径，即使在相同的油浸反射率(Ro)时，不同显微组分所具有官能团类型及丰度差异性较大(图7)，其脂肪结构同样表现出阶段性相似或不同的演化规律[68]。因此，不同显微组分中富氢结构演化及对热解油气贡献需要更为系统的认识。
图7 不同显微组分碳和氧质量分数热演化规律[61]
Fig.7 Evolution of the carbon and oxygen content in different
macerals[61]
2.3 富油煤聚集的地质评价与预测理论
“摸清家底”是现阶段富油煤地质工作的重要内容。富油煤聚集的地质模式、富“油”特征和有利地质区块、关键层位的精准识别是实现富油煤高效、清洁、低碳开发的前提。因此，在富油煤勘查、评价和预测工作中亟需开展以下3方面内容：
(1)富氢结构演化模式及富“油”性响应。基于现代对应植物、泥炭和典型煤阶煤对比，多尺度分析上述物质的成分、微观结构、富氢特点及其焦油产率特征，构建富氢结构来源-演化典型序列模式，进而结合分子模拟手段揭示其能量分配、元素迁移、结构转化等分子动力学过程，探讨不同成因富氢结构演化的热解油气产出共性规律与富“油”性特点。
(2)富油煤关键层位的高分辨识别。以煤系地层沉积旋回为基础，精细分析煤系沉积相、沉积基底及三维空间分布特点，研究主要富油煤煤层的层序地层格架位置。基于单井沉积序列及其测井响应构建富油煤煤层的识别技术。分析沉积体系对富油煤富氢结构的关键控制作用，提取其中测井响应信息。
(3)富油煤聚集的地质预测模式。基于地质驱动过程，探讨低、中、高焦油产率富油煤聚集的有利地质配置，构建构造-沉积-热演化宏观体系下富油煤聚集的有利模式，耦合提炼不同地质背景富油煤岩石学、煤质、微观结构及焦油产率特征与差异，建立针对富油煤聚集的预测模式与理论方法。
3 富油煤原位热解开发技术途径
《“十四五”规划和2035年远景目标纲要》明确指出:“坚持立足国内、补齐短板、多元保障、强化储备，增强能源持续稳定供应和风险管控能力。夯实国内产量基础，保持原油和天然气稳产增产，做好煤制油气战略基地规划布局和管控”“制定2030年前碳排放达峰行动方案，完善能源消费总量和强度双控制度，推动煤炭等化石能源清洁高效安全利用”。可见，立足于“国内油气自主供给能源安全”“碳中和、碳达峰”双重战略要求，利用富油煤禀赋的油气属性特点，探索科学、高效的“取氢留碳”的油气资源提取开发技术势在必行。而富油煤中油气资源开发与常规油气资源存在显著差异，需要借助外在手段(人工热解)实现煤中不稳定化学键裂解形成油气，属于人为诱导化学开采方式。立足于富油煤的绿色低碳化利用发展，应重点加快富油煤热解、半焦综合利用、煤气和焦油深加工等技术研发，实现梯级化充分利用煤中固定碳、油气等资源。其中，最大化提取煤中以油为主的油气资源，是富油煤热解技术研发的核心工作。目前，适用于富油煤的绿色低碳化开发技术包括:地面热解技术、井工热解技术及钻孔热解技术等。其存在的特点及方式对比见表4。
表4 富油煤绿色低碳化开发技术方法对比
Table 4 Technology and method of green and low-carbon utilization of tar-rich coal
技术方法核心原理关键技术科学难题地面热解一体化技术通过地面一体化反应装置,实现富油煤热解-气化一体化、热解-化工-发电一体化高效清洁利用(1)热解一体化反应系统;(2)高效油气分离、油气回收系统集成及智能控制(1)气-固两相稀相流与热解反应相耦合模型问题;(2)油气尘在线高效分离机制问题井工式原位热解技术通过井巷工程布置方式,再利用井下巷道开展煤层分割、保温封闭,而后通过井工开展煤层加热前热解实现井下收油(1)热解油气通道布设及煤层密封保温适宜性加热方式的选取;(2)热解后煤焦油的高效收集技术(1)富油煤热解过程多相多场耦合机制问题;(2)加热过程中高效热交换与热对流问题;(3)煤焦油长距离输送管路保温问题钻孔式原位热解技术通过注热孔和油气抽采孔,采用人工辅助造缝作,通过高温介质或电加热进行热解,并通过收油钻孔实现二次加热收油(1)注热孔与抽采孔合理化布设;(2)适宜性加热方式的选取及高效控制;(3)人工辅助造缝问题;(4)热解后煤焦油的高效收集(1)加热过程中富油煤高效热交换与热对流问题;(2)煤焦油长距离输送管路保温问题
3.1 富油煤地面热解一体化技术
现阶段，清洁高效的富油煤地面热解一体化技术正成为该领域的发展方向，代表性技术包括:富油煤热解-气化一体化、热解-发电-化学一体化等。如:陕西延长石油集团自主研发了万吨级粉煤热解-气化一体化技术(CCSI)。该技术针对富油煤热解利用过程中，煤焦油产率低、煤焦油与粉尘分离难、半焦转化利用难、产品同质化严重等问题，依据煤的组成、结构特征以及不同组分反应性差异,独创了“一器三区”粉煤热解与气化一体化反应器，并以空气为气化剂(或氧气)，将粉煤一步转化为高品质中低温煤焦油和合成气，油气尘在线分离效果明显，并实现了粉煤热解、半焦气化的分级转化和优化集成，具有流程短、能耗低、资源利用率高等优点，为富油煤地面热解-气化一体化提供了全新思路。此外，龙东生[69]提出了以分质产品、物料互给、热能循环、积木组合、塔状结构等为理念的一体化技术路线，并构想了一种双塔结构的低阶粉煤低温热解-气化一体化装置。此外，富油煤热解-发电一体化技术也得到煤炭界的高度关注;王建国等[70]提出煤炭清洁高效梯级利用的解决方案，指出低阶煤热解-发电一体化技术应是后期重点发展方向;潘生杰等[71]提出实现低阶煤分质利用的产业方向应结合煤炭资源的全联产构架，推进煤热解-化工-发电一体化高质量发展。岑可法等[72]提出低阶煤分级转化发电技术发展路线，并指出以发电为主的煤热解气化燃烧分级转化，开展近零排放污染物灰渣资源化回收技术研究同样具有巨大潜力。可见，面向富油煤地面热解一体化技术发展，具有较强的发展潜力及预期性。
3.2 富油煤井工式原位热解技术
富油煤地面热解技术属于开采后异位热解方法，而富油煤原位热解技术因可实现“取氢固碳”的目的，同样具有绿色低碳开发的巨大潜力。前期相关学者对煤炭地下原位热解开采技术进行过一定探索。如:葛世荣[73]曾提出煤炭地下原位热解的2种方案，即:① 通过含催化剂的高温介质开展地下煤炭原位干馏技术;② 通过电磁感应、微波辐射加热技术的原位热解技术，而上述技术在页岩油原位开采中亦有探讨[74-76]。此外，谢和平等[77]提出煤炭原位流态化开采技术，并指出实现该技术的关键在于:小型化、精准化及稳定可控性。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。与低中成熟度页岩油原位开采相比，富油煤具有更大的热解生油潜力;而与煤炭地下气化技术相比，由于多数碳被固定在地下，不存在明显的采动空间而造成上覆岩层大规模损伤变形、地下水污染等问题，技术发展潜力巨大。
井工式原位热解技术是在富油煤有利区开展井巷工程布置，并利用井下巷道开展煤层分割、保温封闭处理、加热前工程布置、井下收油等;基本流程分为3步:首先，按照传统井工式开采方式，从地面凿出井筒，并采用煤层平巷分割煤层，同时开展井下油气收集系统布置;其次，在分隔煤层内部进行加热通道、热解油气通道布设，同时开展煤层密封保温;最后，开展煤层原位热解，并通过专门井下热解油气系统进行热解油气产物收集，并通过专门输运管道实现地面输送和提质(图8)。
图8 富油煤井工式原位热解工艺示意
Fig.8 Schematic map of underground in situ pyrolysis of
tar-rich coal
其中，加热方式是实现井工式原位热解的重点工作之一。笔者推荐采用:① 向煤层布置等密度加热棒，采用电加热方式进行热解;② 采用含有催化剂的高温介质(如过热水蒸气等)进行加热。此外，探索发展大功率电加热原位热解、过热水蒸气原位热解、小型核反应堆加热原位热解、微波/电磁波加热原位热解等技术也是未来实现井工式原位热解的重要方向。但采用高功率热源面临关键的瓶颈是:煤基质导热性低、热量易积聚，需提高煤层中流体热对流条件，因此，开展煤层预增透以实现高温介质的有效热传导与热交换，是解决煤层导热系数低的前期性工作。目前在井下煤层增透方面已积累大量成功经验[78-79]。而煤层注热热源可通过矿区布设的太阳能、风能等可再生能源系统产生。相关热源供给方式可大幅降低地下气化热源成本，也可缓解分布式能源弃用等问题。
此外，富油煤热解后煤焦油的高效收集技术是该方法的另一关键问题。考虑热解焦油在高温条件呈气态流出，但在常温下易形成流动较弱的黏稠状或固体状。而采用井工式原位热解+井下油气收集的开采方式，可有效缩短油气运气距离，便于二次加热和储集。其不仅可大幅提高工程布置效率和准确性，同时有利于提高富油煤热解的油气产出量。此外，井工式原位热解技术为加热方式的选择提供了开放的空间条件，为热量输入提供了最短输入时间。因此，相较钻孔式原位热解技术，井工式原位热解不失为富油煤原位开发预期性较强的技术方法。
3.3 富油煤钻孔式原位热解技术
钻孔式原位热解技术是通过注热孔和油气抽采孔实现抽采循环过程，其以小钻孔为基础，并采用人工造缝作为辅助方法，通过高温介质或电加热方式开展富油煤热解，并在收油钻孔开展二次加热收油。基本流程同样可分为3步:① 通过水平井形成电加热通道，抽采井与水平井相连，并在孔底造穴形成油气抽采过渡区;② 在煤层中开展人工造缝形成微裂隙，并保持孔壁完整;③ 放置电加热棒并持续一定时长，再开展热解油气产物抽取。对应的热源供给同样可来自矿区的太阳能、风能等分布式能源。
此外，隔层式钻孔原位热解技术也可作为富油煤热解后期重点考虑的方式之一，其通过将主加热源布置在距离煤层一定距离的岩层中，并通过羽状分支与煤层沟通，通过加热使热解油气流入隔层及油气抽采过渡区(孔底洞穴)，并通过油气分离与收集系统实现油气抽采(图9)。相较煤层钻孔原位热解技术而言，优点体现为:① 岩层热传导性较煤层较好，可使上下煤层受热更加均匀，防止热量出现局部积聚;② 围岩在低中温(200～600 ℃)条件下热稳定性相对较好、渗透性较高，有利于油气产物运移、产出。但隔层式加热关键问题在于:隔层的选取与定位，其既要保证隔层与煤层的充分沟通，同时需避免隔层在顺层方向的热损失问题。
图9 富油煤钻孔式原位热解工艺示意
Fig.9 Schematic map of Borehole in-situ pyrolysis of
tar-rich coal
而加热方式也是实现钻孔式原位热解需考虑的重点问题之一。其中，大功率电加热原位热解开发技术、过热水蒸气、超临界水加热、微波/电磁波加热等方式，在钻孔式原位热解技术同样具有较好的应用条件。但目前存在亟待解决的问题包括:① 富油煤导热性相对较低，大功率热源虽可有效提高油气产出效率，但地下温度场可控性及热量局部积聚效应亟待开展专项攻关研究;② 富油煤具有低孔、低渗的天然地质条件，而过热水蒸气和超临界水虽可有效改善油气产出率和产出品质，但如何最大化实现热对流与热交换，是此2种技术面临的关键科学问题;③ 富油煤热解不仅涉及煤层空间调整的过程，同样多相多场条件下动态热传导特性也影响热解油气的产出规律，需要关注热解过程中的煤层多相多场耦合机制问题;④ 煤焦油易在常温条件下凝固形成黏稠状、半固结状，如何实现煤焦油在煤层、钻孔中长距离保温运移是后期同样亟需攻克的技术难题。
4 结 论
(1)对富油煤概念及油气属性特点进行了系统化阐述，明确了富油煤主要赋存于中低阶煤类中，核心特点为因富含较多热解可生成油气的富氢结构，焦油产率较高;其中，热解生成的半焦主要成分为固定碳，与无烟煤相近;生成的气主要为CH4，H2，CO和烃类气体等;生成的油为煤焦油，类似于重质石油，可通过前处理、加氢精制和加氢催化裂化工艺等达到清洁燃料油标准。
(2)富油煤赋存的关键地质问题为形成机理及预测理论，后期研究建议以富氢结构为切入点，从分子水平研究富氢结构的岩石学、沉积学特征及控制规律;同时，关注富油煤物质来源、沉积转化、变质演化、聚集规律及地质驱动机制;着力于富油煤作为煤基油气资源的预测模式与评价理论构建研究。
(3)富油煤绿色低碳化开发方向为:中低温热解“提取氢留碳”，笔者尝试提出了地面热解综合开发技术、井工热解技术及钻孔热解技术3条技术构想;其中，地面热解综合开发技术可通过富油煤热解-气化一体化、热解-化工-发电一体化反应装置，实现富油煤高效、清洁利用;而井工式原位热解技术通过井巷工程布置方式，利用井下巷道开展煤层分割、保温封闭，通过煤层原位加热实现井下热解收油;钻孔式原位热解技术通过注热孔加热和油气抽采孔收油，并借助人工辅助造缝，可实现加热收油。同时，对以上技术构想存在的关键性科学难题进行了简要评述。
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