基于中深層煤原位清潔轉化技術構建低碳能源生態(tài)圈

孔令峰 東 振 陳艷鵬 薛俊杰 徐加放

1. 中國石油大學（華東）石油工程學院 2. 中國石油天然氣集團有限公司發(fā)展計劃部 3. 中國石油勘探開發(fā)研究院

0 引言

中國是世界第一大工業(yè)國，能源生產和消費總量已經(jīng)連續(xù)多年保持世界第一。根據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)[1]，2021年中國原煤產量40.7×108t，原油產量1.99×108t，天然氣產量2 053×108m3；與美國相比，中國一次能源消費結構中煤炭占比高、油氣占比低，這是中國“富煤、貧油、少氣”的化石能源資源稟賦特點所決定的。近年來可再生能源發(fā)電量和裝機容量保持快速增長，根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)[2]，2021年我國全社會用電量8.3×1012kW·h，其中風電發(fā)電量6 526×108kW·h，光伏發(fā)電量3 259×108kW·h，二者合計占全社會用電量的11.8%，2021年可再生能源裝機容量占全部電力裝機容量比例已經(jīng)提高到44.8%，但是市場消納和調峰儲能滯后問題依然突出[3]。在構建“清潔低碳、安全高效”的能源體系過程中，相對“高碳”的煤炭行業(yè)、“低碳”的油氣行業(yè)、“零碳”的可再生能源行業(yè)都遇到了各種各樣的發(fā)展困境[4]，例如傳統(tǒng)煤炭產能增長受安全環(huán)保等因素抑制、油氣產量提升難度大、清潔電力調峰儲能設施不足且成本較高等。部分問題可以通過各行業(yè)的技術進步和管理創(chuàng)新逐步緩解，但類似煤炭清潔開發(fā)利用、大幅提升油氣產量、清潔電力調峰儲能、降低碳排放等重大問題，則需要各能源行業(yè)之間的通力合作才能夠有效解決，有必要探索多種能源互相融合發(fā)展的低碳能源生態(tài)圈建設問題。

為此，在國家加快構建清潔低碳、安全高效能源體系大背景下，筆者提出了基于中深層煤原位清潔轉化技術（ISCCC）構建低碳能源生態(tài)圈的設想。首先，提出了中深層ISCCC構建低碳能源生態(tài)圈內涵，基于中深層ISCCC發(fā)展基礎與技術優(yōu)勢，構建了低碳能源生態(tài)圈戰(zhàn)略和技術路線，以期推動煤炭、油氣、可再生能源發(fā)電行業(yè)融合，實現(xiàn)高質量發(fā)展。

1 雙碳目標下中國能源行業(yè)主要發(fā)展困境

煤炭企業(yè)面臨的最大問題是產能增長受到安全環(huán)保等因素抑制[5]，煤炭屬于“高碳”能源，環(huán)保問題一直備受詬病，特別是我國“雙碳”目標的提出對煤炭清潔開發(fā)利用提出了更高要求[6-7]。我國中東部煤炭開采深度加深、開采難度加大、成本上升明顯；西北地區(qū)煤炭資源豐富，但距離東部消費市場較遠，運輸成本高，就地轉化成為主要發(fā)展方向。地面煤制油、煤制氣項目淡水消耗量大、碳排放強度高、環(huán)保制約因素較大，投資經(jīng)濟性受國際原油價格影響很大。2020年初，受主要石油出口國爭奪市場份額和全球新型冠狀病毒疫情爆發(fā)等因素影響，國際油價（布倫特）一度暴跌至20美元/桶（1 桶＝158.98 L）以下，煤化工行業(yè)一度陷入大面積虧損。

油氣開采企業(yè)面臨的最大問題是國內油氣資源品質劣質化趨勢持續(xù)加劇，原油產能提升難度大，近年來天然氣產量雖然保持快速增長（2021年已超過1.6×108t油當量），但主要增量來自超深層天然氣、致密氣、頁巖氣等非常規(guī)天然氣資源，成本相對較高，繼續(xù)保持快速增長的潛力逐步減小[8]。為實現(xiàn)國內2×108t原油穩(wěn)產目標，需要加大在勘探開發(fā)與技術創(chuàng)新研發(fā)上的投入，如果國際油價（布倫特）長期保持在50美元/桶以下，國內大部分新增原油產能的完全成本將高于進口原油。一些老油田仍有繼續(xù)提高采收率的潛力，隨著CO2驅油、減氧空氣驅等提高采收率（EOR）技術日益成熟[9-10]，如果能夠保障低價、穩(wěn)定的CO2和N2供應，國內老油田產能規(guī)模有望大幅提高[11]。

可再生能源發(fā)電企業(yè)的發(fā)展受到發(fā)電波動性大、傳輸成本高、綠電上網(wǎng)難度大等各種因素制約。近幾年，中國新增發(fā)電裝機主要來自可再生能源發(fā)電，風光發(fā)電資源主要集中在“三北”地區(qū)，遠離主要用電中心[12]，電力生產中心與消費中心地域跨度大、遠距離輸送成本高；可再生能源發(fā)電具有較強的“季節(jié)性、間歇性、波動性”，大量接入骨干電網(wǎng)后，會對電網(wǎng)安全平穩(wěn)運行、調峰難度、調峰成本造成挑戰(zhàn)。目前天然氣發(fā)電裝機比例較小，電網(wǎng)調峰仍主要依靠備用煤電機組，以油氣行業(yè)為代表的區(qū)域性企業(yè)自備電網(wǎng)，是“三北地區(qū)”重要的大型負荷中心，就地消納分布式清潔電力的潛力很大。

2 能源行業(yè)融合發(fā)展基礎條件分析

中國作為一個工業(yè)生產大國，煤炭、石油、天然氣等化石能源在較長一個時期內仍將是能源供應保障主體，為建設現(xiàn)代能源體系，必須同時解決能源安全供應和低碳效益開發(fā)兩大問題。近年來，一些能源企業(yè)主動采取革命性舉措突破發(fā)展困境，在能源轉型發(fā)展和多能融合發(fā)展方面取得了一些突破。例如，一批煤炭、電力和油氣企業(yè)開拓煤炭轉化領域，投資建設煤制油氣和化工品項目，2021年全國煤制油、煤制氣、煤制烯烴、煤制乙二醇產能分別達到931×104t、61.25×108m3、1 672×104t和 675×104t[13]。煤炭開采與發(fā)電企業(yè)兼并重組，保障了電煤資源供應，降低了中間成本，也為煤炭生產鎖定了市場，促進了煤炭和電力行業(yè)互利雙贏；主要發(fā)電企業(yè)大規(guī)模投資可再生能源發(fā)電項目，推動了風電和光伏發(fā)電裝機規(guī)模的快速發(fā)展。國內油氣開采企業(yè)也在致力于清潔轉型發(fā)展，利用自備電網(wǎng)積極消納清潔電力，提高清潔能源生產和消費比重，促進天然氣與可再生能源融合發(fā)展；同時積極布局油氣資源戰(zhàn)略接替問題，設立公司重大科技專項攻關中深層煤炭地下氣化技術[14-17]。

國內主要含油氣盆地內煤炭與油氣資源廣泛疊合分布，油氣開采所需電力供應主要來自煤電，煤化工產業(yè)發(fā)展也需要油氣基礎設施的支持。在廣袤的“三北”地區(qū)，風能、太陽能資源極為豐富，是近年來可再生能源發(fā)電裝機快速增長的主戰(zhàn)場，油氣田自備電網(wǎng)多是覆蓋面積很廣的大型工業(yè)配電網(wǎng)，消納可再生能源發(fā)電的潛力很大；一旦電解水技術成熟，有望通過綠電電解水制氫為附近煤化工提供規(guī)模氫氣，減少燃料煤用量和碳排放。隨著大量油藏逐步進入生產后期以及大量低滲透原油儲量投入開發(fā)，大規(guī)模實施氣驅EOR項目對CO2的需求量很大[18]，利用枯竭油氣藏埋藏CO2的潛力也很大[19]，這也為煤化工項目的“碳減排”創(chuàng)造了條件?？缃缛诤习l(fā)展，需要以資源、技術和市場的“全面共享”為基礎，發(fā)揮各自傳統(tǒng)優(yōu)勢，通過優(yōu)劣互補降低生產成本、提高市場競爭力、促進清潔發(fā)展、實現(xiàn)互利共贏。便利的能源基礎設施、優(yōu)越的地理位置條件、跨行業(yè)優(yōu)勢互補，為合力構建化石能源與可再生能源全面融合發(fā)展的低碳能源生態(tài)圈創(chuàng)造了基礎條件。

3 構建低碳能源生態(tài)圈的設想

3.1 中深層ISCCC構建低碳能源生態(tài)圈內涵

在煤炭資源清潔開發(fā)利用領域，煤原位清潔轉化（In-situ Coal Clean Conversion，縮寫為 ISCCC）是一項非常有潛力的顛覆性技術，能夠很好地實現(xiàn)煤炭清潔開發(fā)和轉化利用目標。ISCCC是指通過石油工程技術在原始煤層構建“地下氣化爐”，將大量沒有機械開采價值的中深層煤炭資源原位轉化為CH4、H2、CO、低碳烴等可燃氣體和焦油等液體產品，同時將產生的CO2用于氣體驅油或者回填到地下氣化腔、枯竭油氣藏或咸水層。區(qū)別于傳統(tǒng)意義上的煤炭地下氣化概念，煤原位清潔轉化更強調合成氣中CO2的利用和埋藏，更符合“雙碳”目標下的化石能源發(fā)展要求。目標煤層埋深越大、氣化允許的上限壓力越高，ISCCC的工程難度也會呈現(xiàn)幾何級數(shù)增加，在運行安全性、氣化燃燒可控性、井下監(jiān)測實時性、井筒完整性、設備工具可靠性等方面都會面臨更大的技術挑戰(zhàn)。國內外已經(jīng)開展的現(xiàn)場試驗主要集中在埋深500 m以淺的深度范圍，根據(jù)當前工程技術水平并參考國內煤礦主要開采深度范圍，本文將埋深500～4 000 m的煤層統(tǒng)稱“中深層”，其中500～1 000 m為“中等埋深層”、1 000～2 000 m為“深層”、2 000～4 000 m為“超深層”，除非另有所指。

中深層ISCCC與化石能源、可再生能源之間都有很好的融合性，能夠發(fā)揮關鍵樞紐作用協(xié)同“油、氣、熱、電、氫”五大能源領域、拓展化工領域，通過“油氣增產、余熱利用、灰氫與藍氫制備、清潔發(fā)電、低碳開發(fā)、新型煤化工生產”打造低碳能源生態(tài)圈（圖1）。具體來說，在油氣增產方面，合成氣中的CH4和焦油可進一步轉化為國產天然氣、成品油；副產品CO2和N2可用于氣驅提高原油采收率，短期大幅提高國內油氣產量。在余熱利用方面，由于生產井口合成氣溫度遠高于地熱水，可用于油田生產熱利用、余熱發(fā)電或者外供采暖。在灰氫與藍氫制備方面，灰氫可通過合成氣提純獲得；西安交通大學室內實驗結果表明，在超臨界水氣化條件下（溫度大于等于374.3 ℃、壓力大于等于22.1 MPa）煤的氣化反應更高效，H2在合成氣中的體積比可超過50%[20]，一旦超深層煤超臨界水氣化和碳捕獲、利用與封存技術成熟推廣，可規(guī)模供應H2用于化工、交通領域或支撐氫冶金等行業(yè)深度脫碳，成為藍氫制備的重要途徑之一。在清潔發(fā)電方面，通過建設氫燃料電池、固體氧化物燃料電池（Solid Oxide Fuel Cell，縮寫為SOFC）、聯(lián)合循環(huán)發(fā)電（Integrated Gasification Combined Cycle，縮寫為IGCC），生產清潔電力供礦區(qū)自用或為風光發(fā)電并網(wǎng)提供調峰服務。低碳開發(fā)方面，與傳統(tǒng)煤制油氣相比，ISCCC具有環(huán)境友好、水資源消耗低、生產流程短、資源利用率高、綜合經(jīng)濟效益顯著的優(yōu)勢，廢棄氣化腔可用于就近埋藏CO2，還可以將廢棄氣化腔改造成地下儲氣庫，開展地下空間綜合利用。在新型煤化工方面，ISCCC產出的合成氣具有一定溫度、壓力，適宜作為附近煤化工企業(yè)的原料氣，利用新疆、內蒙古等地區(qū)風電和光伏發(fā)電項目電解水制綠氫，將綠氫與合成氣按照氫碳比2∶1的比例混合，用以生產甲醇、烯烴等單碳或雙碳化工原料，縮短現(xiàn)代煤化工產業(yè)鏈，實現(xiàn)煤炭開采、原料供應、化工生產一體化。

圖1 基于ISCCC的低碳能源生態(tài)圈示意圖

3.2 中深層ISCCC發(fā)展基礎與技術優(yōu)勢

中深層ISCCC既是煤炭行業(yè)的革命，也是油氣行業(yè)和電力行業(yè)的革命，也有條件催生一場“碳減排”領域的革命。國家能源技術革命創(chuàng)新行動計劃（2016—2030年）明確提出，要在2030年實現(xiàn)規(guī)?；叵職饣_采工業(yè)示范，中深層ISCCC作為構建低碳能源生態(tài)圈的關鍵樞紐，在資源規(guī)模、產業(yè)互補、協(xié)同經(jīng)濟效益方面具有優(yōu)勢。

3.2.1 資源潛力巨大，技術成熟度不斷提高

根據(jù)中國石油天然氣集團公司在鄂爾多斯盆地油氣勘查資料[15]，全盆地埋深4 000 m以淺的煤炭預測總資源量為6.92×1012t，其中埋深介于1 000～3 000 m的資源量約為4.4×1012t，這個數(shù)字已經(jīng)超過國土資源部發(fā)布的全國2 000 m以淺煤炭總資源量5.9×1012t。據(jù)各省地礦部門發(fā)布的資料初步分析，準東、哈密、三塘湖、二連、海拉爾等地區(qū)蘊藏上萬億噸埋深500～2 500 m的優(yōu)質褐煤和低變質煙煤資源，很多已經(jīng)超出機械開采范圍，適于實施原位清潔轉化開發(fā)。在不與現(xiàn)有煤炭開采、煤電、煤化工產業(yè)爭煤前提下，保守預測全國埋深500～4 000 m煤炭總資源量約6×1012t[15,17,21-22]，Marc[23]認為全球平均適宜地下氣化的煤炭資源比例約為7%，假設5%的煤炭資源（約3 000×108t）實施原位轉化開發(fā)，按照氣化率60%、噸煤平均轉化320 m3的CH4測算，相當于增加57.6×1012m3的“天然氣可采儲量”。需要說明的是，CH4的噸煤轉化率與煤層埋深、煤階煤質、氣化劑類型、氣化工藝、技術成熟度等都有關，并且隨著埋深增加出現(xiàn)“淺層富氫、深層富CH4、超深層超臨界水氣化極富氫”3種開發(fā)模式[17]，考慮研究埋深范圍不同，本文在噸煤CH4產率的取值上將有所差異。

目前國內外ISCCC試驗主要傾向于“水平井＋連續(xù)油管”為基礎的注入點可控后退（Controlled Retracting Injection Point，縮寫為CRIP）技術理念，重點瞄準中深煤層攻關中高壓富氧氣化工藝，強化“甲烷化”反應提高CH4產率。2019年10月，鄂爾多斯唐家會煤炭地下氣化項目成功實施世界上首次中等埋深煤層（煤層埋深522 m）平行水平井組（Parallel CRIP，縮寫為P-CRIP）氣化試驗，首次應用了大口徑同心連續(xù)油管，試驗3 MPa純氧氣化，為推進中深層ISCCC技術的擴大試驗和商業(yè)化邁出了關鍵一大步[14]，中國石油在內的能源企業(yè)積極設立科技專項攻關研發(fā)關鍵技術與裝備工具。目前中深層ISCCC還有待嘗試更大埋深和更高氣化壓力下的多井組長周期連續(xù)氣化試驗，確保將單井組日產和累產氣量提高到商業(yè)門檻以上，為實施地下地面一體化的商業(yè)化示范項目創(chuàng)造條件。

3.2.2 產品類型豐富，多產業(yè)融合優(yōu)勢明顯

由于煤質、氣化劑類型和氣化壓力不同，合成氣的組分各有差異，可以根據(jù)市場需求選擇不同產品路線。圖2是以CH4為主要產品方向的中深層ISCCC協(xié)同發(fā)展項目，從提高能效和投資效益角度，選擇地面短流程、放棄地面甲烷化裝置（甲烷化反應在地下完成），將CO變換后深冷分離CH4和H2。CH4以LNG形式銷售，焦油和低碳烴用于化工領域，H2可以作為化工原料，也可以通過管道外輸或液化后外銷，還可以通過氫燃料電池發(fā)電站生產清潔電力，產生的優(yōu)質純水返回氣化系統(tǒng)循環(huán)利用。項目主要副產品為CO2和地面空分系統(tǒng)副產N2，部分CO2可以就地埋藏于廢棄氣化腔中（900 m以深煤層，理論上廢棄氣化腔、上部裂隙帶能以超臨界狀態(tài)埋藏超過50%的自產CO2），其余CO2可用于驅油提高采收率或埋藏到枯竭油氣田；N2除了少部分用于系統(tǒng)工藝外（管線吹掃、井筒保護等），大部分可以直接用于減氧空氣驅提高石油采收率[10]。風電、光伏發(fā)電生產的綠電通過電解水反應生產綠氫，與凈化后的合成氣共同輸送到附近化工廠生產甲醇等化工原料，也可以與N2通過化學反應制氨，拓展工業(yè)制氨新途徑；同時電解水生產的氧氣可用于原位轉化反應，減少地面空分裝置規(guī)模，降低地面投資。

圖2 中深層煤原位清潔轉化協(xié)同發(fā)展項目示意圖

3.2.3 低碳能源生態(tài)圈協(xié)同經(jīng)濟效益有競爭力

京津冀地區(qū)的天然氣、電力等清潔能源需求旺盛，蒙東地區(qū)油田氣驅提高采收率面臨氣源供給不穩(wěn)定、售價高等難題，以蒙東地區(qū)埋深約700 m的高揮發(fā)分、高熱值長焰煤ISCCC協(xié)同項目為例[24]分析經(jīng)濟效益。項目以CH4作為主產品，采用地下5 MPa純氧氣化工藝和地面短流程工藝設計，除了空分和給水系統(tǒng)，主要建設合成氣凈化、水煤氣變換、CH4和H2深冷分離、氫燃料電池電站和配套安全環(huán)保設施等。按照效益最大化原則，CH4以LNG形式銷售，低碳烴和焦油銷售給煉廠；H2就地用于氫燃料電池發(fā)電，余電上網(wǎng)銷售；CO2捕集后用于驅油提高采收率，N2經(jīng)過管輸用于低滲透—特低滲透油藏減氧空氣驅；硫磺和其他副產品暫不計收入。假設單井組平均日氣化煤炭260 t，產CH4約8.4×104m3（CH4產率為 320 m3/t）、H2約 10.5×104m3（含 CO變換產量）、低碳烴和焦油約6.7 t（產率為2.5%），副產CO2約15×104m3、N2約55×104m3。一個批次同時運行18個P-CRIP井組，依次投產4個批次共72個井組，每批次服役期5年，項目生產期20年。

考慮氫氣產量波動和生產運輸過程損耗，項目設計建設100 MW氫燃料電池電站（能量轉換率40%），每天滿額發(fā)電量240×104kW·h，相比地面煤制天然氣項目，原位轉化在加壓用能、廢水廢渣處理方面具有節(jié)能優(yōu)勢，測算每天用電約80×104kW·h（總發(fā)電量30%），余電上網(wǎng)外供，同時每天生產中高溫純水約1 500 t。按照自發(fā)自用電成本0.45 元/（kW·h）測算CO2捕集成本僅為50元/t，考慮200 km以內管輸成本，CO2抵達氣驅井口的總成本不超過100元/t。根據(jù)國內CO2驅油項目經(jīng)驗，平均每注入3 t CO2可以增產1 t原油，該項目可以支撐50×104t/a規(guī)模的CO2驅油項目。副產品N2用于驅油提高采收率，可以按照“零成本”敞開供應，按照工業(yè)制氮平均成本500元/t反算管輸距離，足以支撐500 km管輸距離以內的N2驅油項目。

從全項目成本看，項目每天消耗煤炭約4 700 t，生 產 150×104m3天 然 氣（CH4產 率為 320 m3/t）、120 t低碳烴和焦油等產品，考慮項目耗電波動等情況，外輸電力按總發(fā)電量的60%和70%分別測算，按照CH4（LNG）出廠價格3 200 元/t、低碳烴和焦油售價2 000 元/t、外銷電價0.45 元/（kW·h）計算。按照現(xiàn)行工程造價水平估算，整個原位轉化＋氫燃料電池發(fā)電聯(lián)合項目總投資約52億元，其中地下原位轉化系統(tǒng)4批次共72個井組總投資約21.6億元、地面系統(tǒng)投資約18.4億元、100 MW氫燃料電池發(fā)電站投資約12億元。聯(lián)合項目每天折舊費用約78萬元；參照地面煤制氣項目，估算每天生產運行費用約200萬元[25]。項目不考慮CO2、N2銷售和余熱發(fā)電收益，扣除資源稅、所得稅后粗算項目年收益分別為3.67億元和3.91億元，投資收益率約為9%～10%，投資回收期約15年。需要說明的是，本案例項目考慮的條件比較理想（產品全部銷售、CO2全部用于驅油項目等），建議在具體生產項目的經(jīng)濟性分析過程中，考慮能源政策、價格波動、產能波動、鄰近市場對產品消納能力、實際生產時間等因素對經(jīng)濟效益的影響，以便為項目建設提供更準確的參考依據(jù)。

4 構建低碳能源生態(tài)圈戰(zhàn)略

4.1 低碳能源生態(tài)圈發(fā)展路線

以“油氣增產、協(xié)同開發(fā)”“天然氣接替，藍氫上產”“清潔轉型，氫電為主”作為三個階段發(fā)展目標，按照“中等埋深—深層—超深層”逐步攻克ISCCC系列關鍵技術并實現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)，制定低碳能源生態(tài)圈發(fā)展路線（表1）。

表1 低碳能源生態(tài)圈三步走發(fā)展戰(zhàn)略表

4.1.1 中等埋深低碳能源生態(tài)圈

石油行業(yè)的加入將顯著加快ISCCC技術研發(fā)試驗進程，2025年有望完成中等埋深ISCCC先導試驗，到2035年項目將覆蓋多數(shù)中等埋深煤炭資源富集區(qū)和油氣生產區(qū)，預計每年氣化煤炭2.5×108t，天然氣產能達到500×108m3/a（因煤層埋深較淺導致氣化壓力上限較低，噸煤CH4產率按200 m3/t計算）、低碳烴和焦油產能達到400×104t/a、H2產能達到1 000×104t/a。副產品CO2足以支撐5 000×104t/a產能規(guī)模的CO2驅油提高采收率項目，副產品N2足以支撐上億噸產能規(guī)模的低滲透油藏減氧空氣驅高效開發(fā)項目，通過大范圍實施老油田提高采收率工程，推動數(shù)十億噸特低滲透難動用石油儲量的經(jīng)濟有效開發(fā)。

4.1.2 深層低碳能源生態(tài)圈

深層高壓氣化有利于強化“甲烷化”反應，從而提高合成氣中CH4比例，考慮到油氣資源戰(zhàn)略接替的迫切需要，油氣行業(yè)有必要在2030年突破深層ISCCC技術，繼續(xù)解放中東部地區(qū)大量深層煤炭資源。中東部地區(qū)距離天然氣和氫氣的高端市場更近，氫氣通過管輸或液氫運輸成本更低[26-28]，將為“氫能產業(yè)鏈”建設提供有力支撐。深層ISCCC的廢棄氣化腔也可以產生價值，能夠以超臨界狀態(tài)就地埋藏CO2或者改造為大容量、低運行成本的煤穴儲氣庫[29]，以平均埋深1 500 m的深層ISCCC項目為例，每氣化1×108t煤炭資源，地下能夠形成約0.4×108m3的有效體積空間（煤密度1.4 t/m3、氣化效率60%），理論上可以形成超過60×108m3的天然氣庫容（按15 MPa計算），可以獲得20×108m3有效工作氣量（有效工作氣量占總庫容40%），在庫址資源稀缺的中東部地區(qū)十分珍貴。

4.1.3 超深層低碳能源生態(tài)圈

2 000 m以深的超深煤層有利于開展近臨界水氣化或超臨界水氣化[16-17]，氣化產物極富氫，地面配套工藝流程更短；超臨界水煤氣化制氫發(fā)電，有望在能效和清潔生產方面給傳統(tǒng)煤電行業(yè)帶來一場革命。利用天然地層作為“反應容器”，能夠大幅降低工程造價、提高項目投資經(jīng)濟性，但對井筒和井下工具的材質要求很高，需要同時滿足超高壓、高溫和強氧化、強腐蝕環(huán)境下的安全要求。超臨界水煤氣化技術的突破，對稠油的超臨界水氣化開發(fā)也具有借鑒意義，將低效率“采油”變?yōu)楦咝省安蓺狻保瑢P活大量超深層稠油資源[30]。

4.2 低碳能源生態(tài)圈背景下能源消費結構預測

根據(jù)前文分析結果，預計2050年中等埋深和深層ISCCC項目的CH4、H2產能有望達到3 500×108m3/a、4 000×104t/a；超深層ISCCC項目的CH4、H2產能有望達到1 500×108m3/a、6 000×104t/a，二者累加后的中深層ISCCC項目（500～4 000 m）CH4總產能約 5 000×108m3/a、H2總產能約 1.0×108t/a（圖 3）。屆時每年約氣化煤炭16×108t，相當于近一半的“煤炭產能”實現(xiàn)清潔轉型，“國產天然氣”產量增加1.5倍，可以支撐清潔電力裝機增加2倍，并為“氫能社會”2億輛氫燃料電池汽車提供低價氫源。如果將其中1/5的深層和超深層ISCCC廢棄氣化腔改造為煤穴儲氣庫，到2050年總庫容可達3 000×108m3，有效工作氣量達到 1 200×108m3，將徹底解決地下儲氣庫能力不足問題。根據(jù)相關試驗項目估算[14,31-33]，我國建成低碳能源生態(tài)圈后，每年將產生約11×108t的CO2，其中廢棄氣化腔可以就地埋藏約6×108t[19]，EOR項目可以埋藏1.5×108t，剩余CO2可以全部埋藏到廢棄油氣藏或地下鹽水層、煤層中[11]。

圖3 中深層煤原位清潔轉化產能預測圖

按照中國能源轉型中情景估計[34]，不考慮中深層ISCCC業(yè)務，到2050年我國能源消費結構有望轉型為：煤炭31%、石油15%、天然氣17%、水電和核電17%、其他可再生和氫能20%?？紤]中深層ISCCC的突破，2050年能源結構有望進一步清潔化，提前建成氫能社會，調整為煤炭15%、石油15%、天然氣25%、水電和核電17%、其他可再生和氫能28%，其中，中深層ISCCC業(yè)務總體能源貢獻率約16%，但對能源結構的清潔化率貢獻超過30%（圖4）。

圖4 2050年中國一次能源消費結構預測圖

5 低碳能源生態(tài)圈前景與挑戰(zhàn)

5.1 低碳能源生態(tài)圈前景分析

雙碳目標下，化石能源的清潔低碳開發(fā)利用成為不可回避的重大科學問題，化石能源與可再生能源之間的融合發(fā)展也成為必然趨勢，基于中深層煤原位清潔轉化技術的低碳能源生態(tài)圈是我國未來能

源的潛在增長極之一，有望推動多種能源融合發(fā)展， 擁有廣闊的發(fā)展前景，體現(xiàn)在以下三個方面。

1）能夠大幅提升油氣供給能力，夯實國內能源自主供給基礎。國內持續(xù)攀升的油氣對外依存度一直是影響我國能源安全的短板，技術創(chuàng)新與產業(yè)融合發(fā)展成為解決國內油氣資源先天不足的根本手段。中深層ISCCC能夠在短時間倍增天然氣產量，快速提升國內天然氣供給能力，作為副產品的CO2和N2，解決了一直制約氣驅提高原油采油率技術推廣的氣源問題，同時為石油工程技術開辟了“固體資源流態(tài)化開發(fā)”的新戰(zhàn)場，極大緩解油氣地下儲備空間不足的困局，對保障國內油氣供給安全意義重大。

2）引領中深層煤炭資源清潔開發(fā)，推動煤炭產業(yè)綠色轉型發(fā)展。中深層ISCCC不僅能夠盤活中深層煤炭資源，避免井工開采中洗煤環(huán)節(jié)對水資源浪費，而且能夠減少煤炭利用過程中固體廢棄物、粉塵、污水、SO2等有害氣體對生態(tài)環(huán)境的影響；合成氣兼具能源和原料屬性，能夠為現(xiàn)代煤化工提供清潔原料，大大縮短煤炭從開采到利用過程的產業(yè)鏈長度，是煤炭清潔轉型的重要方向。低碳能源生態(tài)圈通過“源頭減碳”從根本上解決煤炭利用中的溫室氣體排放問題，在保障國家能源安全供給的前提下加快推動我國煤炭產業(yè)綠色轉型。

3）催生多產業(yè)融合發(fā)展的新業(yè)態(tài)，加速構建清潔能源多元化供應體系。低碳能源生態(tài)圈有望催生多產業(yè)融合發(fā)展的新業(yè)態(tài)，并帶來整體經(jīng)濟效益的提升。超臨界水作為氣化過程中的載能工質和均相、高速反應媒介，能使煤炭化學能直接高效轉化為氫氣化學能，所含的硫、各種金屬及無機礦物質成分，以灰渣形式留在地下，是未來極具發(fā)展?jié)摿Φ牡叵略恢茪湫履Ｊ剑彩蔷哂兄袊厣脑瓌?chuàng)技術。高溫合成氣為固體燃料電池的規(guī)模應用提供了新的工況場景，能夠充分發(fā)揮固體燃料電池在吃粗糧、低成本、高能效、環(huán)境友好等方面的優(yōu)勢，為化石能源的高效清潔發(fā)電提供了新技術路徑，新業(yè)態(tài)的出現(xiàn)有望為我國高質量發(fā)展貢獻更多清潔能源。

5.2 低碳能源生態(tài)圈面臨挑戰(zhàn)與對策

1930年起蘇聯(lián)、歐洲、中國、美國、澳大利亞、加拿大等世界主要富煤國家都組織實施了煤炭地下氣化現(xiàn)場試驗，但由于環(huán)境污染（地層水污染、氣體泄漏、地表沉降等）、安全事故（井下爆炸引發(fā)火災、氧氣短路增加合成氣爆炸風險）、氣化效率低（合成氣熱值低、組分波動大）、能源政策（澳大利亞昆士蘭政府禁止開展現(xiàn)場試驗）等原因未能實現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)。中深層煤炭原位清潔轉化在超高溫（1 000～1 200 ℃）、中高壓（5 MPa以上）、高腐蝕（H2O、H2、CO2、H2S)的密閉環(huán)境進行，在全生命周期安全性、氣化燃燒可控性、產氣高效性、井筒完整性、裝備可靠性方面都面臨巨大挑戰(zhàn)。目前國內尚不具備中高壓（5 MPa以上）大型氣化物理模擬能力，在高壓氣化開發(fā)理論方面基礎薄弱，存在中深層煤炭原位清潔轉化地質—開發(fā)—工程一體化關鍵技術體系不成熟，可燃套管、井下燃燒器、連續(xù)油管等裝備工具可靠性有待驗證提高，500 m以深現(xiàn)場試驗和多產業(yè)融合發(fā)展經(jīng)驗不足等問題。

為建成低碳能源生態(tài)圈，建議從國家政策、企業(yè)配套、技術攻關三個方面持續(xù)發(fā)力：①煤炭原位清潔轉化屬于煤炭清潔利用范疇，符合國家化石資源稟賦特點和清潔低碳發(fā)展要求，應積極推動國家出臺多產業(yè)融合發(fā)展的鼓勵政策，營造積極的發(fā)展環(huán)境。建議設立國家級煤炭原位清潔轉化研發(fā)中心；研究制定相應的稅收激勵、財政補貼、礦權保護等優(yōu)惠政策；建議不將煤原位清潔轉化列入煤炭產能限制，利用規(guī)模不計入燃煤總量控制范圍。②充分調動能源企業(yè)積極性，逐步完善企業(yè)體制機制，組織制定中深層煤原位清潔轉化中長期科技和業(yè)務發(fā)展規(guī)劃，以企業(yè)為主導構建產學研用聯(lián)合創(chuàng)新平臺，積極籌建煤原位清潔轉化技術委員會和標準化組織，對組織開展產業(yè)協(xié)同示范的油田單位給予資金支持，通過優(yōu)化考核機制以充分調動更多油田單位積極性，加快產業(yè)化進程。③加大科技攻關力度，建立多學科跨行業(yè)聯(lián)合攻關機制，加快形成具有自主知識產權的全產業(yè)鏈技術體系，以技術引領產業(yè)發(fā)展。中深層煤炭原位轉化是多學科多專業(yè)交叉的技術密集型新產業(yè)，是我國低碳能源生態(tài)圈能否建成的關鍵，目前該技術尚處于起步研究階段，在安全地質評價與實驗技術研發(fā)、可控氣化燃燒與動態(tài)監(jiān)測、高效產氣與催化增產、井筒完整性研究與裝備工具研發(fā)、合成氣綜合利用和廢棄腔碳埋藏等方向持續(xù)加大攻關力度，培養(yǎng)一支專門從事中深層煤原位清潔轉化的科研、技術、管理人才隊伍，加快現(xiàn)場試驗和產業(yè)化進度，進一步夯實低碳能源生態(tài)圈建設物質基礎，爭取早日探索形成一條具有中國特色的能源高質量融合發(fā)展新道路。

6 結論

1）中國是世界最大的工業(yè)國，資源稟賦與經(jīng)濟社會發(fā)展基本國情，決定了能源清潔轉型發(fā)展的現(xiàn)實路徑是從“高碳”能源逐步轉向“低碳”能源，不斷提升“零碳”能源供應比重，而不是盲目追求100%的可再生能源供應。構建以中深層煤原位清潔轉化技術為基礎的低碳能源生態(tài)圈，能夠為傳統(tǒng)化石能源與可再生能源全面融合發(fā)展搭建橋梁，實現(xiàn)資源優(yōu)化配置的同時解決各能源領域的發(fā)展難題，并帶來可觀的協(xié)同經(jīng)濟效益。

2）低碳能源生態(tài)圈將深刻改變我國能源產業(yè)格局，使中國化石能源由目前的煤、油分業(yè)發(fā)展，向煤、油、氣、電、氫、化工組合發(fā)展的新格局轉變。低碳能源生態(tài)圈能夠大幅提高國內油氣供應能力、有效解決煤炭資源清潔開發(fā)利用和可再生能源發(fā)電消納、調峰難題，在新型能源體系中發(fā)揮支柱作用，是符合中國國情、具有中國特色的化石能源清潔轉型發(fā)展之路。

3）中深層煤原位清潔轉化是已知溫度最高的化石能源原位開發(fā)方式，目前尚處于起步研究階段，該技術一旦取得突破，將大大推動化石能源技術革命進程，對其他化石資源原位開發(fā)起到積極推動作用。油氣企業(yè)在地下化石資源的勘探開發(fā)利用方面具有技術優(yōu)勢，同時具備井下特殊裝備工具研發(fā)能力和油氣資源接替現(xiàn)實需求，油氣企業(yè)組織開展系統(tǒng)攻關研究，將有利于加快理論技術創(chuàng)新和現(xiàn)場試驗進度，有望成為推動該技術和產業(yè)發(fā)展的主力軍。