（中石油煤層氣有限責任公司）

煤炭地下氣化（Underground Coal Gasification，簡稱UCG）是指通過適當?shù)墓に嚰夹g，將地下的煤在原位進行有控制的燃燒，產生甲烷、氫氣和一氧化碳等可燃氣體的過程，是集建井、采煤、氣化三大工藝于一體的煤炭清潔開發(fā)利用技術[1-2]。煤炭地下氣化通過煤在地下原位轉化，變物理采煤為化學采氣，在地面無固體廢棄物排放，可實現(xiàn)難動用煤炭資源的開發(fā)利用，有效避免傳統(tǒng)采煤方式造成的安全和生態(tài)環(huán)境問題，并能極大地提高資源利用效率。與地面煤制天然氣相比，煤炭地下氣化具有流程短、安全性高、環(huán)境友好、投資經濟性好等突出優(yōu)勢。

中國“缺油、少氣、煤炭資源相對豐富”的資源稟賦，決定了現(xiàn)階段以煤為主體的能源結構。煤炭地下氣化是實現(xiàn)煤炭資源清潔開采和利用的戰(zhàn)略性、前沿性技術。我國政府重視和支持煤炭地下氣化，2016年，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《能源技術革命創(chuàng)新行動計劃（2016-2030年）》，將煤炭地下氣化列入煤炭無害化開采技術[3]。煤炭地下氣化是清潔開采中深層煤炭資源的必由之路，將開辟天然氣規(guī)模上產戰(zhàn)略的新途徑，對中國能源工業(yè)具有戰(zhàn)略意義[4]。

1 世界煤炭地下氣化發(fā)展現(xiàn)狀與趨勢

1.1 產業(yè)發(fā)展狀況

煤炭地下氣化最早于1868年由英國人William Siemens提出[5]。20世紀30年代以來，美國、蘇聯(lián)等主要產煤國均大力投入這一技術領域的研究。盡管經歷國際油價起伏變化，西方工業(yè)國家對煤炭地下氣化的技術研發(fā)與試驗從未停止。目前，全球已建成煤炭地下氣化基地50余處，主要采用巷道式及淺層鉆井式煤炭地下氣化工藝。20世紀70年代中后期，水平井和連續(xù)油管應用解決了氣化通道貫通和連續(xù)造腔等關鍵技術問題，推動了煤炭地下氣化的快速發(fā)展（圖1）。

我國以巷道式煤炭地下氣化研究與試驗為主。1958—1962年，在鶴崗、大同、撫順、蛟河、皖南、新汶、棗莊、阿干鎮(zhèn)、烏魯木齊、遼源、沈北等16個礦區(qū)進行了巷道式UCG試驗。20世紀80年代，針對傳統(tǒng)技術難以開采的煤炭資源，開展了系列巷道式UCG試驗。經過30多年的探索與試驗，突破了氣化穩(wěn)定控制、多爐協(xié)同作業(yè)、燃空區(qū)探測、污染物監(jiān)測與處理等關鍵技術，形成了以“長通道、大斷面、兩階段”為核心的巷道式煤炭地下氣化工藝[6-7]，為推廣應用提供了技術支撐。

我國鉆井式煤炭地下氣化起步較晚。2007—2015年，新奧集團在內蒙古烏蘭察布開展現(xiàn)場試驗，完成了L形爐、V形爐、單元面采爐等不同氣化爐型及CRIP工藝試驗，實現(xiàn)了以空氣/富氧空氣為氣化劑、1.5MPa氣化壓力下的連續(xù)生產，單爐日產粗煤氣15×104m3，粗煤氣熱值為800～1200kcal/m3，可用于燃氣鍋爐和燃氣發(fā)電[8-9]。近年來，部分民營企業(yè)涉足煤炭地下氣化產業(yè)，先后在600m以淺煤層開展了探索性試驗。2018年8月，新疆國利衡公司在鄯善縣煤炭地下氣化項目實現(xiàn)了點火。2019年11月，中為（上海）能源技術有限公司在內蒙古準格爾旗唐家會煤礦的煤炭地下氣化項目投產，煤層深度522m，采用長通道地下水平對接氣化爐、多功能連續(xù)油管橇裝系統(tǒng)、純氧氣化等工藝技術（表1）。

圖1 煤炭地下氣化發(fā)展歷程

表1 國內主要煤炭地下氣化項目

總之，理論研究與現(xiàn)場試驗表明，淺層UCG已形成比較完整的技術體系。但受環(huán)保、工藝技術及規(guī)?；瘧藐P鍵技術尚未完全突破等因素限制，UCG還處于工業(yè)性試驗階段，尚未完全實現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)，沒有形成完整的產業(yè)鏈，規(guī)模化開發(fā)的經濟性有待驗證。從發(fā)展態(tài)勢看，UCG試驗項目逐漸增多，已由發(fā)達國家向新興經濟國家輸出，產業(yè)化進程正在加速。

1.2 技術研究與進展

1.2.1 地質評價和選址

地質評價是決定煤炭地下氣化工程實施、氣化爐構建、穩(wěn)定燃燒及地下水污染防控的重要前提[11]。美國Rocky Mountain I項目煤層埋深110m，由于對煤巖上覆地層厚度、應力場變化及煤炭地下氣化影響程度認識不足，試驗過程中出現(xiàn)地表下沉，上覆地層產生次生裂縫，導致地層水污染，試驗終止。西班牙El Tremedal項目煤層埋深580m，因對頂板巖石力學性質及圍巖水文地質條件缺少有效的實驗與評價，在試驗過程中氣化腔頂板坍塌，導致過量地層水涌入氣化腔[10]。

為減小或避免地表沉降、氣化腔頂?shù)装迨Х€(wěn)、地下水污染、地表氣體逸散等風險，需要科學的氣化爐選址原則與標準、可靠的地質評價體系[10-11]。在中深層煤炭地下氣化高溫高壓環(huán)境下，氣化區(qū)密閉性和水文地質條件對于氣化過程的安全穩(wěn)定運行、防止次生災害尤為重要。

1.2.2 氣化過程模擬和模型實驗

煤炭地下氣化過程模擬是指通過對地下氣化系統(tǒng)的化學反應和物理過程建立數(shù)學模型，模擬現(xiàn)場試驗的氣化效果，從而降低試驗成本。Magnani[12-13]、Loison[14]、Gunn[15]、Thorsness[16]、Jennlngs[17]等 基 于 現(xiàn)場試驗成果，提出了不同的氣化反應模型，用以預測氣化工藝參數(shù)、氣化工作面移動速度。Perkins等模擬了氣化溫度、用水量、氣化壓力和煤巖煤質對燃空區(qū)擴展過程的影響[18]。楊蘭和等建立了煤炭地下氣化過程中動態(tài)溫度場與濃度場耦合數(shù)學模型，對煤炭地下氣化過程變化規(guī)律進行預測[19]。梁杰等完成了基于三區(qū)分布的煤炭地下氣化過程物料與能量平衡模型研究，實現(xiàn)了氣化工藝參數(shù)、煤氣組分和氣化效率的預測[20]。

國內外一些院校建造了煤炭地下氣化模型實驗系統(tǒng)。中國礦業(yè)大學煤炭工業(yè)地下氣化工程研究中心擁有世界先進水平的UCG綜合試驗臺，實驗臺尺寸為4.45m×1.17m×1.67m，最高燃燒溫度為1500℃，最大壓力為1.2MPa，可針對不同煤種、不同厚度、不同傾角的煤層進行模擬實驗。波蘭中央礦業(yè)研究院擁有常壓、高壓（＜3.5MPa）兩套大型物理模擬裝置。煤炭地下氣化模型實驗系統(tǒng)有效支撐了基礎研究，也為煤炭地下氣化過程模擬提供了有效的標定和驗證。

目前，煤炭地下氣化過程模擬及模型試驗系統(tǒng)基本滿足了淺層低壓條件下煤炭地下氣化基礎研究的需要。今后需針對中深層煤炭地下氣化，研制能夠滿足高壓條件下氣化與燃燒機理研究和大型物理模型實驗的實驗平臺，開發(fā)監(jiān)測、控制及模擬分析等相關實驗技術。

1.2.3 氣化運行控制

氣化運行控制工藝是提高制氣率和氣化效率、保障粗煤氣穩(wěn)產和產品質量的關鍵。氣化爐的溫度、壓力、產出物組分與形態(tài)監(jiān)測既是實現(xiàn)氣化過程精確控制的前提，也是運行測控的瓶頸。國內外均開展了氣化過程模擬、模型實驗和現(xiàn)場試驗，以獲取氣化運行參數(shù)[12-20]。比利時Thulin項目進行了不同溫度、壓力條件下氣化劑配比相對穩(wěn)定的氣化試驗，結果表明粗煤氣的組分、熱值在18個試驗中存在顯著差異[10]。煤巖煤質、氣化劑配比、生產壓差、氣化腔幾何形態(tài)等發(fā)生變化，均會極大影響粗煤氣的產量。澳大利亞淺層Bloodwood Creek項目，粗煤氣產量、熱值明顯降低，實施注入點后退操作，在新的位置形成氣化腔[10]。加拿大Swan Hills項目在注入井、生產井、監(jiān)測井及連續(xù)管燃燒器中設置溫度傳感器，在監(jiān)測井應用微地震監(jiān)測技術進行氣化腔發(fā)展演化監(jiān)測試驗，掌控氣化爐的工作壓力、氧氣注入速率、水/氧比和注入點位置，實現(xiàn)對氣化過程的控制[10]。

1.2.4 地面集輸處理

由于煤炭地下氣化過程動態(tài)變化，采出氣溫度、壓力、流量、組分變化范圍大且成分復雜，地面集輸處理分離技術尚未成熟。目前，粗煤氣利用以熱電聯(lián)產為主，缺少商品天然氣、聯(lián)合循環(huán)發(fā)電、CO2驅油、氫能、化工原料、儲氣庫等產業(yè)鏈布局[21-23]。為提高煤炭地下氣化經濟效益，需研發(fā)粗煤氣綜合利用技術，建立化工型和能源型全產業(yè)鏈。

1.2.5 井下工程技術

煤炭地下氣化存在高溫、壓力波動、多組分腐蝕氣體等復雜工況，容易導致套管腐蝕、變形、連續(xù)管遇卡及井下爆炸等故障，需要建立地質工程一體化的設計理念，充分考慮井下復雜工況、資源開發(fā)效率和工程質量控制等因素，提高氣化工程技術的安全性、可靠性和可維護性。加拿大Swan Hills項目因連續(xù)管腐蝕，造成氣化劑回流，注入井發(fā)生爆炸。澳大利亞Chinchilla項目4號氣化爐因爐型結構存在缺陷，氣化過程中產生大量焦油，導致氣化通道堵塞[10]。

國內外現(xiàn)場試驗結果表明，工程技術的穩(wěn)定性和可靠性有待進一步提高。UCG試驗項目普遍存在的問題包括地質選址、氣化爐建造、氣化運行控制、經濟性等。據統(tǒng)計，因地質選址、工藝技術因素導致試驗項目終止的比例分別為30%和70%。其中，氣化爐建造工藝針對性與完整性、氣化運行控制可靠性分別占工藝技術因素的31%和69%（表2）。

表2 國內外煤炭地下氣化現(xiàn)場試驗主要問題分析

1.3 工藝技術發(fā)展趨勢

煤炭地下氣化工藝主要包括巷道式和鉆井式（圖2）兩種。經過150多年的發(fā)展，煤炭地下氣化由巷道式向鉆井式、由淺層向深層、由單一發(fā)電向綜合利用發(fā)展。

圖2 鉆井式煤炭地下氣化工藝流程

（1）煤炭地下氣化由淺層向深層發(fā)展。中深層煤炭地下氣化由于目的煤層埋深大，氣化爐處在深部咸水層中，遠離地表及飲用水源，氣化爐圍巖封閉性好，不易發(fā)生污染淺層淡水或氣體逸散至地表問題，潛在環(huán)保風險小，加拿大、比利時等國的試驗項目已初步驗證中深層煤炭地下氣化的安全環(huán)保優(yōu)勢。此外，深層高壓條件有利于提高粗煤氣甲烷產率和熱值（表3），原理上可以實現(xiàn)超深層高壓環(huán)境下的超臨界水氣化制氫。為了避免地下水污染，避開與煤炭開采企業(yè)的業(yè)務范圍重疊，未來煤炭地下氣化一定是向中深層、深層甚至超深層發(fā)展。

表3 國內外典型鉆井式煤炭地下氣化現(xiàn)場試驗基礎數(shù)據統(tǒng)計

（2）持續(xù)完善氣化爐建造技術。為提高氣化系統(tǒng)的整體穩(wěn)定性和可靠性，實現(xiàn)巨厚煤層、復雜地質條件氣化資源的開發(fā)利用，多分支梯次氣化爐等新型氣化爐的設計建造技術成為重點研究方向。隨著單爐建造與運行控制技術的逐漸成熟，規(guī)?；_發(fā)關鍵技術將是下一步攻關重點。

（3）粗煤氣處理技術由單一發(fā)電向深加工、綜合利用方向發(fā)展，形成天然氣、氫能、合成油、電能、化工原料等產業(yè)聯(lián)合開發(fā)。

2 煤炭地下氣化產業(yè)與技術發(fā)展面臨的主要問題

2.1 工藝技術問題

現(xiàn)有探索性現(xiàn)場試驗表明，中深層煤炭地下氣化在地質評價與選址、氣化爐建造、氣化運行控制、粗煤氣利用等方面面臨技術挑戰(zhàn)。

煤炭地下氣化地質評價與選址具有特殊性，難以套用常規(guī)油氣地質理論與評價方法。煤巖煤質對氣化影響規(guī)律研究薄弱，資源評價與選址地質評價體系不完善，常規(guī)評價方法難以滿足氣化區(qū)地質建模的精度要求?，F(xiàn)場試驗表明，地質條件對氣化工藝的針對性和適應性有系統(tǒng)影響，中深層與淺層的煤炭地下氣化產物差異較大，中深層高壓條件下氣化與燃燒機理研究缺乏試驗與技術支撐。

氣化爐建造工藝難以保障全生命周期的可靠性。氣化腔燃燒區(qū)溫度高達1000℃，井筒溫度為300～800℃，且井筒內存在氫氣、二氧化碳、水蒸氣等多組分氣體，面臨套管變形、腐蝕穿孔、井口抬升、環(huán)空帶壓等問題。國內氣化爐建造設計方法正處于起步階段，尚未形成氣化爐完整性控制工藝技術體系。

氣化運行控制工藝不能保障粗煤氣穩(wěn)產和氣化效率。氣化腔溫度、壓力及腔體形態(tài)監(jiān)測困難，造成氣化腔演化規(guī)律與主控因素認識不清，氣化控制原理尚不明確，粗煤氣產量和品質難以控制。氣化動態(tài)精細描述無實驗數(shù)據支撐，氣化指標評價技術空白。

國內現(xiàn)場試驗過程中，可控燃燒的支撐工藝及工具準備不充分。缺乏水平井重復點火工藝及設備，多通道連續(xù)管專用裝備的適應性有待進一步提高，也缺乏適應煤炭地下氣化工況的井下復雜處理工藝與作業(yè)裝備。

2.2 環(huán)境問題

環(huán)境因素是導致淺層煤炭地下氣化試驗項目終止并限制產業(yè)化發(fā)展的主要因素之一。前蘇聯(lián)、美國及我國的淺層UCG試驗都出現(xiàn)了近地表淡水污染、地表沉降、氣體逸散等環(huán)境問題。澳大利亞的淺層UCG試驗項目也因民眾擔憂環(huán)保風險而陸續(xù)停止。

二氧化碳處理和利用是煤炭地下氣化規(guī)?；a階段必須解決的問題。資料表明，煤炭地下氣化項目二氧化碳排放總量僅為傳統(tǒng)鉆井開采與地面煤制氣項目的51.1%～59.7%，具有綜合減排優(yōu)勢[21]。但現(xiàn)場試驗數(shù)據顯示，煤炭地下氣化產物中，二氧化碳占比為32%～47%，隨著氣化壓力增大，二氧化碳占比趨于增高。初步測算，煤炭地下氣化過程中每生產1×108m3等熱值甲烷，會產生17.5×104t 二氧化碳，總量仍然較大。

我國已承諾2030年左右二氧化碳排放達到峰值并爭取早日達峰，煤化工產業(yè)整體面臨碳減排壓力。煤炭地下氣化要實現(xiàn)規(guī)?；_發(fā)和綠色發(fā)展，必須解決二氧化碳綜合利用問題，減少排放。目前，二氧化碳的主要用途是食品、冶金等工業(yè)應用，提高油氣田采收率，以及二氧化碳咸水地層埋存等，二氧化碳資源化利用是未來重要的研究方向。

2.3 經濟性問題

煤炭地下氣化項目的經濟性與氣化工藝、生產規(guī)模、產品路線等緊密相關。對比每百萬噸產能的原煤銷售、發(fā)電、地下氣化發(fā)電、氣化后甲烷化幾種能源利用方式，其中地下氣化發(fā)電項目建設成本為原煤銷售和發(fā)電的50%～75%，氣化后甲烷化的投資與銷售原煤相當，氣化發(fā)電及氣化后甲烷化的收入、能效利用率則明顯優(yōu)于原煤銷售或發(fā)電[21]。

據測算，在當前條件下，粗煤氣20×108m3/a生產規(guī)模，煤層埋深 800 m的地下氣化項目產出甲烷單位成本約為1.1～1.3元/m3，與常規(guī)天然氣相比價格優(yōu)勢不明顯，項目經濟性受外部因素影響較大[4]。新奧集團烏蘭察布項目市場定位于LNG，由于粗煤氣熱值較低（800～1200kcal/m3），粗煤氣中甲烷含量偏低，以及當時LNG價格一度下行等原因，影響了項目后續(xù)規(guī)劃實施。

受煤炭地下氣化技術發(fā)展階段的限制，目前粗煤氣高效利用方面研究不足，未形成多元化目標產品。下一步要突破氣化工藝關鍵技術，提高氣化效率和氣化資源采收率，提高粗煤氣的產量和品質的穩(wěn)定性，同時要加強粗煤氣綜合利用技術和高附加值產業(yè)鏈的研究。

3 我國加快發(fā)展煤炭地下氣化的意義及建議

3.1 煤炭地下氣化可催生新的戰(zhàn)略替代能源

目前，國內含油氣盆地整體進入勘探中后期，新增儲量品位持續(xù)變差，開發(fā)技術要求高，單位產能投資大，單井日產持續(xù)降低。根據最新研究，國內原油產量總體保持在2×108t左右，很難實現(xiàn)顯著增長，2030年以后將明顯下降[22]。近年來，我國大型石油企業(yè)已逐漸意識到煤炭也是一種非常規(guī)、可轉化的油氣資源，深層煤炭可成為油氣資源的戰(zhàn)略接替之一[23]。

（1）我國煤炭可氣化資源量巨大。我國含油氣盆地煤炭資源蘊藏豐富，僅陸上超出煤炭企業(yè)井工開采深度、埋深為1000～3000m的煤炭資源量達3.77×1012t[24]，按可氣化資源量比例5%～7%測算，甲烷可采儲量約為（56.6～79.2）×1012m3。

（2）煤炭地下氣化可開辟天然氣規(guī)模增產新途徑。參考加拿大Swan Hills試驗項目粗煤氣組分數(shù)據（H2、CH4、CO、CO2、C2+比例分別為15%、37%、5%、41%、2%），按煤層厚度10m、U形氣化爐設計、水平段長1000m、氣化速率為0.6m/d、綜合轉化率為0.48測算，1km2氣化區(qū)建設20口U形氣化爐，可形成粗煤氣產能20×108m3/a，折合純甲烷9.2×108m3/a，持續(xù)生產5年，累計產出折合純甲烷46×108m3。

（3）煤炭地下氣化規(guī)模化開發(fā)利用，形成天然氣戰(zhàn)略接替。鄂爾多斯盆地、二連盆地、吐哈—三塘湖盆地等重點有利區(qū)地下氣化資源潛力巨大。以鄂爾多斯盆地東緣為例，僅部分煤層氣礦權區(qū)塊埋深800～2200m且適合進行地下氣化的煤炭儲量約為183×108t，按40%氣化率計算，折合等熱值甲烷資源量1.46×1012m3，按50%采收率計算，相當于1個年產天然氣150×108m3、可連續(xù)開采50年的大型氣田。

3.2 石油企業(yè)應將煤炭地下氣化作為重要發(fā)展領域

煤炭地下氣化與油氣業(yè)務具有天然的融合度，其能源型和化工型綜合利用有望成為大型石油企業(yè)新的業(yè)務增長點。煤炭地下氣化將高碳資源低碳化，大幅提高甲烷和氫氣供給能力，可與天然氣、儲氣庫、二氧化碳驅油、氫能等協(xié)同發(fā)展，是保障油氣企業(yè)多元能源供給、促進能源結構轉型的戰(zhàn)略途徑之一[23]。

我國煤炭地下氣化的研究與應用長期以來主要是以高校、民營企業(yè)為主體，大型綜合性石油企業(yè)參與少，缺乏石油工程技術全面介入。近年來開展的淺層鉆井式煤炭地下氣化的探索性試驗雖取得了一定進展，但相關試驗仍缺乏核心工程與裝備技術支撐，在地面集輸處理及產業(yè)鏈方面尚未形成具有經濟性和市場優(yōu)勢的產品路線，同時也缺少持續(xù)性資金投入。

石油企業(yè)應借助自身優(yōu)勢，將煤炭地下氣化作為新能源和替代能源業(yè)務的重要發(fā)展領域，重點發(fā)展中深層鉆井式煤炭地下氣化。當前重點任務是科學規(guī)劃和布局煤炭地下氣化科技與產業(yè)發(fā)展路線，推動健康有序發(fā)展。

針對煤炭地下氣化的戰(zhàn)略性、前沿性、多學科、跨行業(yè)等特點，油氣企業(yè)既要充分發(fā)揮現(xiàn)有科研資源和優(yōu)勢技術的支撐作用，又要統(tǒng)籌安排基礎研究與實驗配套、核心技術攻關與試驗、裝備研制與配套、規(guī)?；茝V應用與產業(yè)鏈等方面的科研和建設投入。國內外煤炭地下氣化實踐表明，石油企業(yè)應遵循先導試驗、工藝示范、商業(yè)示范及商業(yè)化的發(fā)展路線，加快產業(yè)與技術發(fā)展。

3.3 技術發(fā)展對策

石油企業(yè)缺少煤氣化與燃燒研究基礎與實驗條件，關鍵核心技術有待攻關，專業(yè)隊伍和研究機構尚未建立。當前迫切需要通過多學科、跨行業(yè)聯(lián)合攻關，加強中深層煤炭地下氣化與燃燒原理、工程控制原理等基礎研究，充分發(fā)揮石油工程技術優(yōu)勢，研制大型高溫高壓物理模擬、氣化爐建造、氣化運行控制、地下氣化井下作業(yè)等核心裝備與工具，解決中深層煤炭地下氣化面臨的監(jiān)測、控制及產品綜合利用等難題。

（1）筑牢煤氣化與燃燒理論基礎。煤炭氣化與燃燒是支撐煤炭地下氣化工藝技術發(fā)展的理論基礎， 基于煤炭學、煤質學、煤化學、燃燒學、采礦學等相關學科的發(fā)展，經過大量實驗與試驗，煤炭地下氣化相關理論和氣化工藝獲得了驗證[25-29]。然而，煤炭地下氣化是非常復雜的物理和化學過程，相比地面煤制氣，地下氣化過程的影響因素復雜且監(jiān)測控制難度大。要根本解決粗煤氣熱值低、產量與品質波動大等問題，提高氣化效率、制氣率，實現(xiàn)氣化運行控制工藝的穩(wěn)定性、可靠性、安全性、經濟性，需要進一步完善和發(fā)展煤炭氣化與燃燒基礎理論。

（2）加強科研基礎建設。中深層、深層煤炭地下氣化過程與運行機理十分復雜，工藝技術尚處于初步試驗階段，缺乏氣化腔內的溫度、壓力、氣體組分以及氣化腔空間演化的有效監(jiān)測技術，氣化劑的配比和注入量動態(tài)調整困難，限流、限壓、變空間條件下的氣化燃燒效果缺乏有效控制手段。實驗技術是解決上述問題的基礎保障。石油企業(yè)缺乏滿足深層高壓氣化的大型物理模擬、氣化與燃燒控制機理、氣化增產增效、管柱完整性和耐腐蝕性等煤炭地下氣化關鍵實驗能力，也缺乏能夠支持實驗研究成果轉化和關鍵技術與裝備、工具集成的中試基地。為更好地支撐煤炭地下氣化理論和技術研發(fā)，加強實驗室、現(xiàn)場試驗基地等科研基礎的規(guī)劃和建設十分迫切和必要。

（3）加強煤炭地下氣化研發(fā)組織。煤炭地下氣化科技與產業(yè)發(fā)展是一項系統(tǒng)工程，需要加強科技研發(fā)的組織和頂層設計，制訂近期、中長期發(fā)展規(guī)劃，科學部署和有序推進科技項目攻關、科研基礎建設，分階段實施先導試驗、工藝示范和商業(yè)示范。目前，石油企業(yè)從事煤炭地下氣化領域科研人員不足，且以兼職研究為主，有必要集中內部優(yōu)勢力量，形成科研、試驗一體化的技術團隊和研究機構，為煤炭地下氣化基礎研究、技術開發(fā)、工程設計、裝備制造、產品利用等全產業(yè)鏈研究提供人才基礎和組織保障。同時，充分利用國內外優(yōu)勢力量，加強技術合作和聯(lián)合攻關。通過科學高效組織，加快煤炭地下氣化核心技術突破和產業(yè)化發(fā)展。

3.4 產業(yè)發(fā)展建議

（1）資源政策。國家層面大力支持煤炭地下氣化工業(yè)化，大型石油企業(yè)在推動煤炭地下氣化發(fā)展進程中具有優(yōu)勢，但需解決資源配置和煤炭礦權問題?！笆奈濉逼陂g著重推動國家和地方出臺有利于企業(yè)開展煤炭地下氣化試驗與產業(yè)化推廣的資源政策。

（2）產業(yè)政策。煤炭地下氣化科研與試驗投入大，產能建設前期投入高，涉及立項審批、試驗與建設用地申請、環(huán)境保護、安全監(jiān)管等系列問題，有必要開展煤炭地下氣化配套產業(yè)政策研究，并建議國家層面出臺產業(yè)扶持政策，促進煤炭地下氣化規(guī)?；茝V。

（3）科研投入。西方國家以商業(yè)技術服務公司為主體，長期堅持煤炭地下氣化技術研發(fā)和應用試驗，淺層鉆井式煤炭地下氣化工藝技術已相對成熟。我國應加強國家、企業(yè)兩個層面的煤炭地下氣化科技發(fā)展規(guī)劃，加大相關科研經費的持續(xù)投入。