碳中和地质技术及其煤炭低碳化应用前瞻

桑树勋，袁 亮，刘世奇，韩思杰，郑司建，刘 统，周效志，王 冉

(1.中国矿业大学 江苏省煤基温室气体减排与资源化利用重点实验室，江苏 徐州 221008；2.中国矿业大学 碳中和研究院，江苏 徐州 221008；3.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州 221116；4.中国矿业大学 低碳能源与动力工程学院，江苏 徐州 221116；5.安徽理工大学 深部煤矿采动响应与灾害防控国家重点实验室，安徽 淮南 232001)

碳中和既是一次深刻的经济社会变革，也是科学技术与社会科学交叉融通的新知识体系。碳中和因应对地球温室效应和全球气候变化应运而生，目的是实现气候中和性和解决地球环境系统宜居性问题，地球环境系统是当前地球科学关注焦点之一，所以，碳中和与地球科学的紧密联系与生俱来。全球碳排放主要源于化石能源活动，化石能源是地质作用的产物，化石能源的勘探、开发、利用也都与地球科学息息相关。实现碳中和的根本路径是减排增汇，基本技术路径有零碳、低碳、去碳、碳补偿等技术，不论是当前零碳的新能源和储能，低碳的节能提效、新工艺和循环经济，去碳的碳捕集利用封存(Carbon Capture,Utilization and Storage，CCUS)和生态碳汇，还是未来可期的太阳辐射地球工程(Solar Geoengineering)，地学技术都不可或缺，特别是对于CCUS、生态碳汇、太阳辐射地球工程等更是需要地学技术发挥主导作用。

中国CO排放近80%源于煤炭能源的消费使用，煤炭行业高质量低碳化发展是中国实现碳中和目标的关键。从严控煤炭能源消费增长到逐渐降低煤炭能源消费量的同时，开展煤炭低碳洁净高效利用是实现煤炭行业高质量低碳化发展的必由之路，也是实现能源安全“兜底保障”和碳中和双重目标的必然选择。这里，煤炭低碳洁净高效利用涵盖了煤炭生产、燃烧、转化、化工和材料利用全生命周期碳排放与减排，不仅决定着CO排放量，也控制着CH温室气体大气排放量。地质技术是煤炭低碳洁净高效利用技术体系的重要组成部分，既有传统地质技术的升级换代，例如，煤炭智能开采节能提效地质保障、煤层甲烷高效抽采减排与利用、煤矿区生态修复与碳增汇、煤炭洁净利用及减排资源特性等，也有与燃煤电厂、煤化工基地去碳减排匹配的CCUS、矿化固碳等全新地质技术。地质技术对于煤炭能源的低碳化开发利用至关重要，也有望成为碳中和科学技术体系的关键内涵。

笔者旨在探索开拓碳中和地质技术新领域，尝试搭建碳中和地质技术知识体系框架，初步阐释碳中和地质技术的关键内涵，讨论和展望碳中和地质技术在煤炭行业低碳化发展中的应用和作用。以期推动碳中和地质技术发展和煤炭能源的低碳清洁高效利用。

1 碳中和地质技术

1.1 地球科学与碳中和

碳中和知识体系可以表述为碳中和科学与工程，具有典型的交叉学科特征，几乎涉及现有的所有学科，特别与地球科学(狭义)、环境科学与工程、地质资源与地质工程、测绘科学与技术、化学工程与技术、动力工程与工程热物理、林业工程、农业工程、冶金工程、建筑学、交通运输工程、安全科学与工程、矿业工程、电气工程、管理科学与工程等学科关系更为密切。这里，地球科学(狭义)涵盖地质学、地理学、大气科学、海洋科学、地球物理学等基础学科，地球(系统)科学构成了碳中和知识体系的重要基础和基本背景。上述所涉学科交叉形成了CCUS或CCS(Carbon Capture and Storage，碳捕集与封存)、地质碳汇、生态碳汇、土地利用与碳减排、新能源与储能、节能降碳、新工艺降碳、循环经济降碳、电气化降碳、绿色建筑、绿色出行、碳管理与碳金融等碳中和重要研究领域(图1)。

碳中和的目的是气候中和与应对全球气候变化，在IPCC(Intergovernmental Panel on Climate Change，联合国政府间气候变化专门委员会)术语体系中碳中和与净零碳排放含义相当，并向净零排放延伸，其本质内涵是碳减排与碳增汇。实现碳减排与碳增汇的基本技术路径有零碳路径、低碳路径、去碳路径和碳补偿路径。图1中碳中和重要研究领域可分别归并到4个基本技术路径中。每一个基本技术路径都与地球科学(广义)紧密相关。地球科学(广义)包括前述地球科学(狭义)和地质资源与地质工程、环境科学与工程、测绘科学与技术等。如图2所示，零碳路径需要新能源开发地质工程保障、关键金属矿产保障和地热高效勘查开发技术等；低碳路径需要矿产资源智能化开发地质保障、化石能源低碳利用地质技术、城市矿山地质技术等；去碳路径需要地质封存、CCUS源汇匹配、能源系统协同、矿化固碳、土壤固碳、海洋碳汇、陆地生态修复重构增汇等技术；碳补偿路径需要碳足迹示踪核算、温室气体天空地监测等技术。这些技术与地球科学(广义)的相关学科具有直接相关性。

图1 碳中和交叉学科及其知识体系Fig.1 Carbon neutrality crosses disciplines and its knowledge system

图2 碳中和与地球科学的关系Fig.2 Relationship between carbon neutrality and earth science

1.2 碳中和地质技术内涵

碳中和地质技术是指以实现碳达峰碳中和为目标，以地球科学的理论、方法、手段为关键基础，以碳减排增汇为核心工作内容，发展和创新形成的技术科学、技术设计、技术工艺、技术材料装备及其工程应用模式等(图2)。是碳中和知识体系或碳中和科学与工程交叉学科的重要组成部分，也是实现碳中和目标的关键技术。

基于碳中和与地球科学关系的分析，碳中和地质技术包括但不限于：以CO地质封存为核心的二氧化碳捕集利用与封存技术，以生态地质修复重构为核心的生态碳汇和增汇技术，以煤层气/煤矿瓦斯高效抽采和低浓度瓦斯利用为核心的煤层中甲烷减排与资源化开发利用技术，以洁净煤地质、原料煤资源勘查、新型地下煤气化、矿井(井工或露天)或油气井温室气体逸散逸失控制为核心的化石能源低碳化开发利用地质技术，以增强型地热勘查开发、CO地质封存与增强型地热发电为核心的地热资源高效勘查与开发技术，以新能源材料地质保障、核能燃料地质保障、新能源开发地质工程保障为核心的新能源高效安全开发利用地质保障技术，以矿山固废矿化固碳、钢渣矿化固碳为核心的矿化固碳地质技术，和以太阳辐射管理工程为核心的地球工程(图2)。

1.3 关键碳中和地质技术进展

1.3.1 CCUS技术

CCUS技术在国外被视为实现碳中和的兜底技术，在我国具有更紧迫的需求，是我国实现化石能源低碳化利用关键技术的关键，是燃煤电厂、钢铁厂、水泥厂等主要CO排放源实现大幅度减排的可行技术选择。CO地质碳汇与地质封存是CCUS技术的核心组成部分，为大规模CO捕集提供了必要性，决定了CCUS技术的发展潜力和发展方向。按照CO地质利用与地质封存方式及其地质宿体的不同，可分为CO驱油封存(COEnhanced Oil Recovery，CO-EOR)，CO驱替煤层气封存(COEnhanced Coalbed Methane Recovery，CO-ECBM)、CO驱替天然气封存(COEnhanced Natural Gas Recovery，CO-ENGR)、CO驱替页岩气封存(COEnhanced Shale Gas Recovery，CO-ESGR)、CO咸水层封存与采水(COEnhanced Saline Water Recovery，CO-ESWR)、CO枯竭油气藏封存(COStoage in Depleted Reservoir，CO-SDR)、CO封存与增强型地热发电(CO-based Enhanced Geothermal Power，CO-EGP)、CO封存与铀矿地浸开采(CO-based In-situ Leaching of Uranium，CO-ILU)等。据中国CCUS年度报告(2021)，全球陆上理论CO封存容量为6万亿～42万亿t，海底理论封存容量为2万亿～13万亿t；中国CO地质封存潜力为1.21万亿～4.13万亿t，其中通过CO-EOR技术可封存CO约51亿t，利用枯竭气藏可封存153亿t，深部咸水层封存潜力巨大，其封存容量约为24 200亿t。《IPCC全球升温1.5 ℃特别报告》中指出，2030年不同路径CCUS的全球碳减排量为1亿～4亿t/a，2050年达到30亿～68亿t/a。

据全球碳捕集与封存研究院(The Global CCS Institute，GCCSI)统计，目前世界上部署的CCUS项目超过400个(涵盖在运行、在建和规划的)，年CO捕集量在40万t以上的大规模综合性项目有43个，主要集中在北美和欧洲地区，其次是中国和澳大利亚。目前中国已投运或建设中的CCUS示范项目约为40个，相关项目涵盖了CO-EOR，CO-ESWR，CO-ECBM等多种关键技术。其中，CO-EOR技术因其CO封存规模大并具有提高原油采收率的良好经济补偿效应，在各类CCUS技术中脱颖而出，已经接近达到商业应用阶段，如我国首个百万吨级CCUS项目(齐鲁石化捕集CO源-胜利油田EOR)，有望建成为国内最大CCUS全产业链示范基地。CO-ECBM与CO-ESWR技术等仍处于先导试验阶段，而CO-ENGR，CO-ESGR尚处于实验研究阶段。低能耗、低成本、大规模低浓度CO捕集技术和CCUS集群化部署及封存技术是亟待突破重要方向。

1.3.2 化石能源开发甲烷减排技术

甲烷作为第2重要的温室气体，其20 a水平(短周期)和100 a水平(长周期)的全球增温潜势分别是等体积CO的84倍和28倍。2020年甲烷占全球温室气体排放量的14%，其中超过总排放量54%的甲烷来自与人类相关的能源活动，而其中煤炭和油气行业则是甲烷的最大排放源之一。油气行业排放甲烷的主要来源是未利用油田天然气的直接排放，常用减排措施是采取油田气回注地下或点燃火炬的办法。而针对天然气供应链中无组织的甲烷泄漏，可利用现代信息化泄漏检测与修复(Leakage Detection and Repair，LDAR)技术进行甲烷排放治理。煤矿生产甲烷排放及采空区甲烷逸散是煤矿甲烷最主要的排放来源，煤层气开发和煤矿瓦斯抽采利用是目前控制煤炭开采甲烷大气排放的主要技术途径，其中煤矿瓦斯抽采利用包括煤炭开采前瓦斯预抽、采中采动瓦斯抽采和采后采空区瓦斯抽采，以及风排低浓度瓦斯利用和废弃矿井瓦斯抽采利用等。煤层中甲烷能源气体开发、灾害气体防治与温室气体减排的协同技术成为未来重要研究方向。

1.3.3 关键金属地质保障技术

关键金属(Critical Metals)或关键矿产资源(Critical Minerals)是指当今社会必需的安全供应存在高风险的一类金属元素及其矿床的总称，主要包括稀土、稀有、稀散和稀贵金属。欧盟列出了14种元素和矿产，美国列出了35种元素和矿产。关键金属在高科技、军事、核工业、航空航天等领域用途广泛，也是光伏、风电等新能源产业发展的重要原材料，是碳中和零碳路径的物质基础。聚焦关键金属成矿作用、成矿规律和找矿勘查等方面的关键科学问题，开展理论及技术方法创新，是我国关键金属矿产资源安全的重要保障。关键金属矿产以“稀”“伴”“细”为主要特征，创新成矿理论和勘查评价技术方法的同时，必须突破采、选、冶技术和深加工技术瓶颈。我国在部分省份已初步摸清了关键矿产的资源家底，实现了硬岩型锂矿等部分矿种的找矿突破，同时在应用遥感技术、新一代分析测试技术、绿色勘探技术等方面取得了一批新进展。今后相当长时期内关键金属勘查开发技术领域的主攻方向应是加强老矿山的就矿找矿，加强新类型和非传统类型矿产资源的探查和关键技术的研发应用。

煤系中已发现的煤型关键金属矿床有锗矿床、镓铝矿床、铌-锆-稀土-镓矿床、铀矿床、钒矿床、硒矿床、镁矿床等。中国煤型关键金属矿产资源主要分布在东北、华北、华南和滇藏赋煤区的煤系中(图3)，含煤盆地的沉积物源、构造环境、岩浆活动以及成煤后的构造-岩浆-热液活动是煤型关键金属矿床形成的主要控制因素。煤型关键金属矿产具有资源量大、多种金属元素共同富集、层位稳定以及易开采等特征。基于世界供需形势以及我国关键矿产储量和资源禀赋特点,特别是新能源产业快速发展，煤型关键金属的高效勘探开发和有效利用将得到越来越多的关注。

图3 中国主要煤型金属矿床分布(文献[17])Fig.3 Distribution of coal type metal deposits in China(Reference[17])

1.3.4 生态地质修复与生态碳汇增汇技术

生态地质修复是指以生态地质学理论方法为基础，利用生态系统的自我恢复能力为主，结合物理、化学、生物和地质等工程技术措施，使遭到破坏的生态地质环境系统逐步恢复其功能与结构，并能自我维持、正向演替，实现新的生态平衡与可持续发展过程。当前生态地质修复技术已发展到山、水、土、气、生相结合的综合治理阶段，矿山生态地质修复与碳增汇成为研究热点和重要方向，主要涵盖土壤修复、植被修复、景观修复等。土壤是地球表面最大的陆地碳库，其与周围环境发生的干湿交替和冻融转换等相互作用将影响其稳定性，矿山采后复垦多采用物理化学修复技术(土壤淋洗技术、玻璃化技术、固化和稳定化技术)和生物修复技术(植物稳定技术、植物刺激技术、植物转化技术、植物过滤技术、植物萃取技术和微生物修复技术)，可促进土壤有机碳的积累，提高土壤的固碳能力。植被修复包括植物物种选择、幼苗种植、群落构建以及植被维护等，可直接增加林业碳汇和草地碳汇，同时减少土壤碳汇损失、甚至增加土壤碳汇，湿地是我国东部高潜水位区采矿塌陷地重要修复类型之一，不仅通过湿地植物和湿地水域微生物等的光合作用实现固碳，底质中还存在大量未被分解的有机物质，具有显著的碳汇功能。近年来，矿山景观恢复力的评估、矿山生态系统景观服务价值、景观尺度上的生态恢复、生态恢复过程中景观结构和功能的响应和反馈、采后景观的维持和优化、不同物种对景观配置的影响、公共政策和社会过程对矿山景观恢复的作用、景观恢复效果评价这些问题也受到关注。矿山生态地质修复与碳增汇下一步研究需重视生态受损碳汇损失与生态修复碳汇增加测算方法、基于全生命周期碳足迹的生态修复碳汇效应评价体系、修复规划-过程监督-修复后碳汇动态监测的管理机制(修复规划-过程监督-修复后碳汇监测)、实现生态修复碳增汇目标的适应性技术。

1.3.5 新能源地质技术

(1)地热勘查开发。中国地热资源分布广泛，开发利用潜力巨大，常用于高温地热发电和中低温地热直接利用(如供暖、洗浴、温室、烘干等)。按地热资源成因和产出条件可分为水热型和干热岩型(又称增强型)，其中，干热岩型地热资源以其分布的普遍性和高热储温度而更具开发潜力与前景。世界上首个干热岩开发项目是美国于1973年开展的新墨西哥州芬顿山项目，而世界上最大的干热岩开发系统项目位于澳大利亚库珀盆地，地热井深为4 000 m，储层温度高达250 ℃。我国大陆陆域埋深3～10 km的干热岩所蕴含的能量折算成标准煤为860万亿t，但我国干热岩地热资源开发起步较晚，目前仍处于探索实践阶段。地热勘查常用的方法有地温测量、重力勘探、磁法勘探、电法勘探、放射性勘探和温度测井等，地球物理方法技术在地热勘查与开发中具有极为重要的作用。现有干热岩地热能开采方式主要是增强型地热系统，其方法是向地下施工深层钻井并压裂热储层岩石，把水等工质注入地下张开的连通裂隙带中，工质与岩体接触后被加热产生的高温蒸汽用于发电，冷却后的工质再循环注入井中。CO封存与增强型地热开发是干热岩地热资源开发利用的新兴技术，其利用超临界CO所具有的较强采热能力，可作为携热介质与裂隙周围岩体进行高效热交换，同时超临界CO易与热储层发生化学反应改善热储层渗透性和实现部分CO的矿物封存，对地热资源的强化开发及节能减排具有重要意义。

(2)水电大坝地质选址。水电是技术成熟、可靠的可再生能源，水电的定位逐渐从电量为主转变为容量支撑为主，兼具供能和蓄能，成为助力光伏、风电等新能源快速发展，构建新型电力系统的重要调节性资源。水电大坝地质选址和基础稳定是水电工程中非常重要的一个环节，地质构造及地震活动、基岩发育、地形地貌、岩溶区的存在、河床区渗漏、崩塌和滑坡泥石流的出现都是影响坝址选择的因素。其中地质勘察是水电大坝选址的基础环节，其主要任务是通过一系列的地质手段分析判断地质环境，评判拟选坝区的区域稳定性，识别拟选坝址区的岩土工程性质。水电大坝选址区的水文地质条件亦是影响选址的重要因素，涉及的内容主要有：地下水位埋深和多年水位变化幅度，含水/隔水层的分布，地下岩层组合关系及渗透性，地下水类型等。水电大坝坝基要具有足够的强度，能够承受上部结构传递的应力，保持坝体和坝基的静力和动力稳定，不产生过大的有害变形，不发生明显的不均匀沉降。坝基加固处理技术是保证大坝的整体建设质量的关键环节，需要充分考虑坝基的基本地质特点和其他因素影响，实现大坝坝基的稳定性和耐久性。服务供能和蓄能一体水电工程建设的地质保障成为碳中和地质技术值得关注的方向。

(3)核废料地质处置。核能是近期我国能源供给，尤其是新增非化石能源中最有望兼顾“低碳、经济、安全”矛盾三角的新能源类型。核工业高速发展的同时，也将累积大量高放核废料(强放射性、高毒性、半衰期长等特点)，而高放核废料的安全处理和处置是制约核能发展中的重要问题。目前普遍认为深层地质处置是高放废物最现实可行和安全可靠的处置方案，其具有隔离性能好、稳定时间长等优点。深层永久核废料处置库的选址又是核废料地质处置的重中之重。从地质条件，核废料地质处置库要选择没有地下水，没有裂缝和缺陷，无地震、火山活动并且远离生物圈的地层。从社会角度，要综合考虑国家的经济发展布局、人口分布、交通是否便利、人民是否支持等因素。核废料永久处置库的选址和建造不仅是个科学难题、工程难题，同时也是经济、政治和社会的综合难题。中国核电建设的加快将使核废料地质处置成为刚需。

1.3.6 地球工程

地球工程又称气候工程、太阳能地球工程，是通过干预地球系统以抵消气候变化给地球造成的不利影响，技术方案主要包括太阳辐射管理(Solar Radiation Management，SRM)和大气CO去除，前者因更为宏大超前备受关注和质疑。太阳辐射管理是通过调整地球辐射通量控制地球能量收支，一是减少到达地球的阳光辐射量，二是提高地球对阳光的反射率。可能的太阳辐射管理技术主要包括：① 平流层气溶胶注入。在平流层中增加微小反射粒子的数量，以增加入射阳光的反射；② 海洋云增白。向低层大气添加颗粒物，以增加海洋上空低云的反射率；③ 卷云变薄。改变高空冰云特性，让更多的红外辐射逃逸到太空。迄今为止，有关太阳能地球工程的研究比较零散，在许多关键领域还存在大量的不确定性和争议性：比如，平流层气溶胶注入会增加对大气化学和输送的影响，以及由此产生的区域气候变化，可能干扰全球气候系统的自我调节；另外，科学界对气溶胶/云相互作用的了解有限，导致了大量不确定性的存在，即云反照率在哪里和在多大程度上被改变，以及反馈过程是否会掩盖或放大某些影响。尽管太阳能地球工程实施可能会降低全球气温，但也可能会带来一系列未知或负面的后果，有关太阳能地球工程对生态系统、人类健康及其他社会问题的潜在影响程度的研究目前仍处于初级探索阶段。

2 碳中和地质技术在煤炭低碳化中的应用

2.1 CCUS与煤炭消费CO2去除

2019年，煤炭能源消费产生的CO占我国化石能源活动CO排放量的79%，是我国主要的碳排放形式。化石能源的有用元素主要是碳和氢。煤炭能源的基本属性是高碳。不论采用何种燃烧和转化利用技术，要实现煤炭能源的低碳化利用，即低排放利用，就必须让多出来的碳有去处。CCUS作为主要的去碳技术，是实现减排目标中唯一既能直接减少关键领域碳排放，又能降低已有大气CO浓度以中和无法避免的碳排放的技术。我国以化石能源为主的能源结构变革和能源替代需要时间，CCUS技术是减少以煤炭为代表的化石能源消费利用CO排放的紧迫关键技术，一定程度上决定着煤炭行业低碳化发展的进程和方向。

2.1.1 燃煤电厂CCUS

燃煤电厂是我国煤炭消费的主体，2020年我国燃煤电厂CO排放量在全国碳排放总量中的占比超过30%，构成我国CO排放的最大工业固定点源。研究表明，“燃煤电厂+CCUS”可减少燃煤电厂90%的碳排放量，从而使燃煤发电变为一种相对低碳的发电技术。

国内外“燃煤电厂+CCUS”技术尚处于工业示范阶段。国内燃煤电厂烟气CCUS示范项目规模整体较小，大规模(规模≥100万t/a)示范工程尚无工业运行先例，国外也仅有2例，即已投运的加拿大边界坝百万吨COCCUS项目和美国Petra Nova 160万t CCUS项目。

燃煤电厂CCUS技术流程如图4所示，包含烟气CO捕集、输送、利用、封存等多个技术环节。目前已在技术研发和工程应用实践探索的诸多领域取得积极进展，有望在近期实现商业化规模部署。以CO封存能力评价和选址勘查方法，地质封存源-汇匹配优化，CO可注性、封存机制、封存稳定性与安全性，储层流体(CO、油、气、水等)渗流机理、物理化学反应作用机制等为核心的CCUS有效性、安全性、经济性理论技术快速发展；CO高效地质封存技术与高效驱油驱气技术、地质封存安全性评估与监测预警技术等已初步具备了商业化部署的条件。我国燃煤电厂CCUS起步较晚，加之CO封存地质条件相对复杂，其技术研发与示范工程相对滞后。截至目前，国内已开展(含在建)的12项燃煤电厂CCUS示范项目中，纯捕集示范项目占10项，涉及燃烧前捕集(华能集团天津IGCC(整体煤气化联合循环发电系统，Integrated Gasification Combined Cycle)电站10万t/a CO捕集项目)、燃烧后捕集(华润电力海丰电厂2万t/a碳捕集测试平台项目)和燃烧中(富氧燃烧)捕集(华中科技大学35 MW、10万t/a富氧燃烧示范项目)。而燃煤电厂CCUS全流程示范项目仅2项，即中国石化胜利油田4万t/a燃煤电厂CO捕集与驱油封存项目和国家能源集团国华锦界电厂15万t/a CO捕集与咸水层封存示范项目。另外，国家能源集团江苏泰州电厂已立项建设CO捕集能力50万t/a的CCUS全流程示范工程，计划于2023年建成投产；华润电力海丰电厂拟投产建设百万吨级CCUS全流程(离岸封存)示范工程，该示范工程正在进行可行性研究与优化设计。以降成本和上规模为重点，加快燃煤电厂CCUS自主创新技术研发，实施大规模“燃煤电厂+CCUS”全流程示范项目成为当务之急。

图4 燃煤电厂CCUS技术流程Fig.4 Technology flow of CCUS for coal-fired power plant

2.1.2 煤化工CCUS

煤化工行业的CO排放量居我国三大能源化工产业链(煤化工、石油化工和燃气化工)之首，据估算，2020年煤化工CO排放量4亿t左右，是我国不可忽视的CO工业固定点源。煤化工CO排放具有单排放源排放强度和排放规模较大、生产工艺中排放CO浓度较高的显著特征，低成本、高浓度、大规模的CO“源”使得煤化工行业开展全流程CCUS项目的平准化成本较火电、钢铁等其他行业低，这是煤化工CCUS技术实施的特殊优势，也是我国开展低成本、大规模CCUS示范项目的先机。因此“煤化工+CCUS”也被列为我国CCUS示范项目实施与大规模部署的优先行动。目前我国“煤化工+CCUS”示范项目仅3项，分别是国家能源集团鄂尔多斯煤化工(煤制油)10万t/a CO咸水层封存项目，延长石油陕北煤化工(煤制气)5万t/a CO-EOR示范项目，以及长庆油田煤化工(煤制甲醇)5万t/a CO-EOR示范项目。

我国已实施的“煤化工+CCUS”示范项目整体规模偏小，实施目标较窄，技术方法相对单一，煤化工行业CO排放量较高的合成氨、煤制烯烃、煤制芳烃等领域尚未开展CCUS工程示范，亟待实施百万吨级“煤化工+CCUS”示范项目，提高大规模工业示范项目的技术储备与工程化能力。2021年，为推进现代煤化工产业高质量发展和能源清洁低碳安全高效利用，宁东能源化工基地拟布局建设百万吨CCUS示范工程；中国石油化工集团有限公司建成了齐鲁石化-胜利油田100万t/a CCUS(煤制气尾气CO捕集+EOR)项目示范工程，这是我国首个百万吨级CCUS项目，也是我国建成的最大规模全流程CCUS项目。基于我国新型煤化工技术发展趋势，也正在积极探索发展“新型煤化工+CCUS”新应用模式，如UCG(煤炭地下气化，Underground Coal Gasification)-煤制氢-CCS一体化零碳排放技术，UCG-IGCC-CCS技术，煤化工+CO-ESWR技术等。

2.1.3 煤制氢CCUS

氢能是一种清洁、高效、来源广泛的二次能源，对推动传统化石能源清洁高效利用和可再生能源大规模发展具有重要意义，因此受到广泛关注。我国是目前全球最大的氢气生产国和主要的氢气消费国。现阶段，氢气在我国主要作为工业原料，99%以上的氢气由煤炭、石油、天然气等化石能源或工业副产气制备，电解水制氢、生物质制氢、光催化制氢等不足1%(图5)。其中，煤制氢占比高达62%，远超其他制氢方式，传统煤制氢会产生大量CO排放，无法从根本上解决化石能源消费所造成的CO排放问题。

图5 全球与中国制氢原料占比(改自文献[43])Fig.5 Ratio of raw materials for hydrogen production ofglobal and China(modified from Reference[43])

“煤制氢+CCUS”具有经济性和低碳化双重效益，可大幅降低煤制氢过程中的CO排放，获得碳足迹相对较低的低碳氢气，即“灰氢”变“蓝氢”。研究表明，2030—2050年，“绿氢”(可再生能源制氢)和“蓝氢”(煤等化石能源制氢+CCUS)将是我国主要的氢源。全球范围内“煤制氢+CCUS”总体处于技术研发和项目示范初级阶段，尚未开展大规模工程示范。我国已开展了2项“油制氢+CCUS”示范项目，即胜利油田石化总厂36万t/a制氢尾气CO回收与驱油工程和神驰化工10万t/a制氢尾气CO回收示范工程，对“煤制氢+CCUS”项目实施具有重要的参考价值。国内外学者对“煤制氢+CCUS”的可行性、经济性等进行了大量研究，YOSHINO等认为澳大利亚褐煤与CCUS技术结合实现“无二氧化碳氢链”在技术和经济上均可行；许毛等认为“煤制氢+CCUS”具有成本优势，可降低煤制氢过程约90%的CO排放，我国已具备建设、运营煤制氢与CCUS集成项目的能力。

2.1.4 煤炭基地或煤矿区CCUS

2020年，我国14个大型煤炭基地煤炭产量占全国的95%，基本建成了集约、安全、高效的现代煤炭工业体系，成为保障我国能源安全的基石。大型煤炭基地形成了我国煤炭资源开发利用的集中区，对国家增强煤炭资源宏观调控能力、调整和优化煤炭产业结构、加强煤炭资源综合利用具有重要意义。地域空间上，煤电、热电联产、煤化工等高耗能、高排放企业向大型煤炭基地和西北地区集中，一方面，造成大型煤炭基地CO碳排放量大、人均和单位产值碳排放量高，碳减排任务艰巨；另一方面，在煤炭基地内集中大量CO碳排源，为CCUS集群化规模部署提供了基础条件，同时也决定了CCUS是大型煤炭基地实现CO近零排放的唯一技术路径选择。

(1)大型煤炭基地CCUS源-汇匹配度高。根据我国CO封存潜力评估结果，我国CO地质封存潜力巨大，封存有利区域为渤海湾盆地、松辽盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地和四川盆地等，与大型煤炭基地CO排放源在地域空间上高度重合。通过CCUS集群化规模部署，发挥“煤炭基地+CCUS”的规模效应和集聚效应，降低区域CO输送、管网建设等成本，可实现大规模、相对低成本的CCUS工程。

(2)“煤炭基地+CCUS”可提高能源资源开发利用率。鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地等CO封存利用盆地煤、油、气、地下水资源丰富，可开展CO-EOR，CO-ECBM、咸水层等多种方式的CO封存利用，实现能源资源的综合开发利用(图6)；同时，可拓展CO封存利用方式，如新疆、内蒙古等西部地区开展CO-ESWR将有助于缓解煤炭基地CO排放与水需求的关键问题等，煤矿采空区CO封存具有很大的碳减排潜力，可提高煤矿瓦斯抽采率、控制煤矿瓦斯的大气排放和泄漏。

图6 煤炭基地CCUS技术应用模式示意Fig.6 Schematic diagram of CCUS technology application model in coal base

(3)“煤炭基地+CCUS”可促进煤炭企业转型发展。CCUS具有跨地域、跨行业的特点，通过煤炭基地CCUS集群化规模部署，可促进煤炭、电力、石油、天然气等不同行业间的合作，有助于延伸传统煤炭行业产业链，培育新的增长极，促进煤炭企业向“煤、电、化”一体化方向转型发展。

(4)CO-ECBM和采空区CO封存有望成为煤炭基地CCUS特色技术(图6)。在地层条件下，煤层对CO具有极强的吸附封存能力，同时由于CO较CH具竞争吸附优势，CO注入煤层可有效置换和驱替煤层CH，显著提高煤层气井产量和煤层气采收率。CO-ECBM因此也被认为是极具前景的CCUS技术方向之一，也是近期有望较早实现商业化运行的CCUS技术之一。我国大型煤炭基地多分布于大型含煤盆地，为CO-ECBM的商业化应用提供了CO封存容量条件。煤矿采空区CO封存是我国煤炭基地和关闭矿井CO地质封存的可能形式。然而，目前煤矿采空区CO封存技术尚处于探索阶段阶段，煤矿采空区CO封闭性与封存方式、CO渗流规律与封存安全性、CO逸散通道的封堵与监测等难题尚待攻克，矿化充填封存等新的CO封存机制和工艺也正在研发中。

2.2 煤层甲烷高效抽采利用与甲烷减排

煤层气(瓦斯)的主要成分CH是一种低碳燃料，同时也是一种温室效应极强的温室气体。研究表明，全球大约20%的CH排放来自化石燃料工业，中国最主要的大气CH排放源是煤矿瓦斯，超过总排放量的1/3。“碳中和”目标下，煤层CH高效抽采利用是CH减排的重要途径，具有弥补常规天然气资源不足、优化一次能源结构和控制矿区甲烷大气排放、推动煤炭安全生产的三重意义。煤层甲烷高效抽采利用与减排综合技术模式将得到推广应用，主要包括煤层气高效勘探开发、煤矿瓦斯高效抽采、低浓度与乏风瓦斯利用以及关闭矿井煤层甲烷抽采利用等多技术融合(图7)。

图7 煤层甲烷高效抽采利用与减排综合技术应用模式示意Fig.7 Schematic diagram of application model for utilization technology of low concentration coalbed methane and ventilation air methane

2.2.1 煤层气高效勘探开发与甲烷减排

煤层气勘探开发是我国天然气“增储上产”的重要领域，同时对碳减排意义重大。一方面，煤层气高效勘探有助于天然气低碳燃料供给，降低煤炭在化石能源中比重和减少CO排放；另一方面，煤层气高效开发相当于预抽了煤层中相当比例的瓦斯，有效降低了煤炭开采过程中甲烷向大气的排放，有利于甲烷温室气体减排。

我国2 000 m以浅的煤层气资源总量约为29.82×10m，可采资源量为12.51×10m，居世界第3位，我国煤层气勘探开发与甲烷减排潜力巨大。统计预测表明，美国的煤层气采收率为50%～80%，由于赋存条件等地质因素制约，我国的煤层气采收率为40%～54%，但沁南地区、阜新盆地的部分区块和开发单元煤层气采收率也超过80%。高效的煤层气开发通常可以使得煤层中甲烷体积分数降低50%以上，大幅减少了后期煤层开采时的甲烷排放。近年来，我国煤层气勘探开发技术不断发展完善，在综合选区评价、钻井完井技术、储层改造技术、高效排采技术、增产提效技术等方面取得了一定的突破。但我国煤层地质条件复杂、区域差异大，构造煤、低渗透、欠饱和、低含气浓度和大倾角等复杂煤储层分布广泛，导致我国整体煤层气开发稳产周期短、产量衰减快、有气难采出，造成单井产量低、开发效益差，煤层气开发活动不均衡且勘探开发技术可复制性差，我国煤层气勘探开发规模效益提升仍存在较大技术瓶颈。

通过复杂地质条件下煤层气高效勘探开发理论的突破，自主创新我国地质适配性的煤层气高效勘探开发技术，是实现我国煤层气高效大规模勘探开发和有力推动甲烷减排的关键。随着煤层气勘探开发实践积累和研究工作深入，我国煤层气高效勘探开发技术探索已取得长足进展。提升煤层气采收率和煤层中甲烷减排量的技术和方法不断出现，如顶板岩层水平井分段压裂技术、氮气扰动技术、酸化解堵技术、可控冲击波储层改造技术和应力释放构造煤煤层气开发技术等，特别对于构造煤煤层气应力释放技术，其通过水平井诱导控制造穴实现构造煤储层应力大面积释放和构造煤煤层气大量解吸产出，有望突破构造煤煤层气开发禁区，同时成为我国高瓦斯突出矿井瓦斯灾害防治和温室气体减排的关键手段。此外，复杂地质条件下或深部煤层气储集机理及高效勘探开发、低阶煤煤层气高效勘探与开发、低产低效与高产老区增产改造、低渗致密煤储层热化学流体强化开采等也是煤层气勘探开发理论技术亟待突破的重要领域。最终形成复杂地质条件下煤层气高效勘探开发理论与地质适配性技术体系，实现煤层气产量效益突破和煤层中CH有效减排。

2.2.2 煤矿瓦斯高效抽采与甲烷减排

煤炭生产过程中矿井瓦斯的排放和泄露是大气中人为CH排放的主要来源之一。我国煤炭行业人为甲烷气体排放量占到了总排放量的约33%，是占比最高的行业，我国煤矿瓦斯大气排放规模达亿吨级CO当量。煤矿瓦斯高效抽采是煤层中CH减排的另一有效途径，并具有煤矿瓦斯灾害防控和安全生产保障的重要意义。

煤矿瓦斯抽采可大幅度降低煤层中甲烷含量，从而达到减少煤层开采时甲烷排放的目的。瓦斯抽采技术按与采煤的时序关系可分为采前瓦斯预抽、采中采动瓦斯抽采和采后采空区瓦斯抽采；按抽采方式不同主要可分为地面井抽采、井下层内钻孔抽采和穿层钻孔抽采。我国煤层赋存条件相对复杂，煤层渗透率普遍较低，因此必须采用增加煤层透气性的措施提高煤矿瓦斯抽采率，以实现煤层中甲烷的高效减排。对多煤层开采，普遍采用保护层开采卸压增透技术；对单一煤层开采，松动爆破、水力冲孔、水力割缝、水力压裂、CO压裂和注气驱替等增透增抽技术均得到较广泛应用。另外，新技术也不断被探索，如可控冲击波、有机溶剂活化增透、微波辐射以及微生物降解等增透增产技术，这些技术尚处于实验室研究或初步应用阶段。目前，我国煤层瓦斯抽采率普遍低于30%，且随着煤炭开采深度的增加，瓦斯赋存地质条件愈加复杂，主要表现为高瓦斯压力和含量、高地应力和低渗透性，碎软煤层发育更为普遍。因此，深部煤层和碎软煤层瓦斯高效抽采成为煤矿瓦斯灾害防控和煤层中CH减排的紧迫需求技术。精准化、数字化、智能化煤矿瓦斯高效抽采技术体系的研发构建和应用将助力煤矿区CH减排。

2.2.3 低浓度与乏风瓦斯利用

我国煤矿井下抽采瓦斯利用率长期维持在小于40%的较低水平，主要原因是CH体积分数低于30%的瓦斯利用困难。煤矿生产中大量低浓度抽采瓦斯(体积分数1%～30%)和乏风瓦斯(体积分数<1%)被大量排放至大气中。因此，大力发展低浓度和乏风瓦斯高效利用技术是提高瓦斯利用率和强化甲烷减排的关键。

近年，低浓度与乏风瓦斯利用技术取得了较快发展，根据瓦斯体积分数不同，低浓度瓦斯利用技术可分为2类：一是体积分数介于6%～30%间的低浓度瓦斯，来源于煤层钻孔瓦斯抽采，主要利用方式是内燃机爆燃发电；二是体积分数介于1%～6%间的低浓度瓦斯，来源于采空区埋管抽采等，主要利用方式是稀薄燃烧，包括多孔介质燃烧、脉动燃烧和催化燃烧等技术。乏风瓦斯利用技术主要包括氧化利用(热逆流蓄热氧化、催化逆流氧化和预热催化氧化等)、贫燃燃烧、混燃发电和辅助燃烧(粉煤锅炉、内燃机)等技术。此外，低浓度和乏风瓦斯提纯利用技术将低浓度瓦斯变为高浓度瓦斯，通过瓦斯提纯降低了利用难度、提高了利用效率。常用的提纯技术包括膜分离、深冷液化和变压吸附技术等。水合物基CH分离被视作一种很有前景的CH分离提纯技术，具有储气容量大、操作条件适中、材料廉价环保以及水溶液可循环使用等优点。但上述提纯技术、特别是水合物基CH分离与实际工程应用仍有不小距离，需持续研发和商业化应用突破。。

2.2.4 关闭矿井煤层甲烷抽采利用

中国工程院预测，2030年我国关闭矿井数量将达到1.5万处，关闭矿井中蕴含大量煤、气(CH)、地热、水、空间等资源，目前估算我国关闭矿井瓦斯储存规模可达5 000亿m。关闭矿井采空区上覆岩层大量采动裂隙发育，部分裂隙可能连通至地面，加之闭坑处理不到位，可能导致残存瓦斯通过井口、贯通裂缝或断层泄露至地面，很长一段时间内向大气中继续释放瓦斯，在增加CH排放的同时极易引发各种窒息、自燃、爆炸等次生灾害。在煤炭资源枯竭地区和开采强度大的富煤地区关闭矿井煤层瓦斯抽采利用对CH温室气体减排具有重要意义。目前，山西省已累计施工关闭/废弃煤矿采空区煤层气抽采井100余口，抽采利用CH1.28亿m，相当于减排CO192万t。现今我国关闭矿井的瓦斯抽采井钻井成功率仅为50%，且较原位煤层气开发，关闭矿井抽采井普遍存在流量衰减快、浓度波动大、出气不稳定等问题，关闭矿井瓦斯抽采利用技术均总体处于起步阶段，有较大的发展空间和应用前景。

关闭矿井煤层中CH抽采利用技术应主要在以下几个方向重点突破：一是关闭矿井瓦斯运移汇聚区的科学评价和优选，主要包括数字化矿井生产信息系统开发、关闭矿井数据库构建、井下采空区覆岩裂隙三维地震精细探测等；二是关闭矿井瓦斯抽采井控制储量和产量的精准预测，主要包括关闭矿井气-水-煤相互作用及瓦斯赋存运移机理、采场地层时空演化及瓦斯圈闭机制、多因素耦合下关闭矿井井控瓦斯储量与产量预测模型构建以及产层精准选择等；三是关闭煤矿瓦斯可抽性评价及高效抽采技术开发，主要包括关闭矿井多资源协同开发可行性及风险评估、瓦斯高效抽采技术及其优选优化、瓦斯井巷与钻井联合开发技术等；此外，还应积极推动关闭矿井闭坑技术、欠平衡高效钻井技术、井筒密封及堵漏技术、井下CH运移及地表CH泄露全生命周期监测技术等方向发展，构建关闭矿井瓦斯科学抽采、全浓度利用和高效甲烷减排技术体系。

2.3 绿色智慧矿山地质保障与煤炭生产减碳

对于煤炭开发和煤矿生产而言，绿色智慧矿山地质保障的内涵主要包括煤矿区覆岩变形控制与地表植被生态系统保护、矿区水资源与区域生态系统保护、采动裂隙与温室气体大气排放控制、智慧矿山的数字地球保障与节能提效等，可通过3种主要途径减少煤炭生产中的碳排放：途径1，减少煤炭生产过程中的以甲烷为主的直接温室气体排放；途径2，避免破坏生态系统和自然碳循环，努力增加生态碳汇；途径3，减少用电等能耗，降低间接碳排放。

2.3.1 覆岩变形控制与地表植被生态系统保护

地下煤炭开采，特别是厚-巨厚煤层的开采形成的大范围采空区，必然会引起上覆岩层的变形乃至破坏，自煤层顶板到地表依次出现冒落破碎带、岩层破裂带和变形带，进而造成明显的地表沉降。这一系列覆岩变形破坏过程不仅造成地表植被与生态系统的损害，还会影响包括地下水在内的水资源循环和地下煤层甲烷泄漏，对矿区大气-水-生态系统造成严重的破坏。中深层煤层开采后并不会对地表环境造成较大伤害，在一定条件下反而有利于土壤性质改善与特定植物生长，但中浅层采空区塌陷形成的覆岩变形与显著地表沉降会导致地表发育不同形态的裂缝，显著改变土壤理化性质(荒漠化与盐碱化)，损害植物群落与植物多样性(图8)，且这种生态系统负效应具有延续性。卫星、无人机、探地雷达、高精度电磁探测等“空-天-地”三位一体的监测技术为防控矿区地表变形、裂缝发育、土壤与植被生态系统退化提供了技术保障。西部地区煤炭占全国资源总量的70%，支撑了我国以煤炭为主体的能源体系，而西部地区多地处干旱-半干旱带，植被生态系统脆弱，煤炭开发与生态保护的矛盾成为生态脆弱区煤炭开采的难题。采煤塌陷区生态修复是降低地表沉降损害，减缓植被生态系统恶化的重要方式，但从治理“源头”来看，以覆岩变形控制为核心的减损开采是塌陷区治理的根本途径，这样才能真正做到“采修兼顾”。煤炭作为我国主体能源短时间内无法改变，我国煤炭开采特别是西部生态脆弱区煤炭开采应遵循覆岩变形控制与生态环境保护一体化布局的基本原则，采用边开采边充填边修复的治理思路，积极发展开采新技术，引入充填开采环保新材料，拓展减损新工艺。

图8 采动变形破坏对矿区大气-水-地表-植被生态系统的影响(改自文献[59])Fig.8 Effects of the mining-induced deformation and failure on the atmosphere-water-surface-vegetationecosystem in the mining field(modified from Reference[59])

2.3.2 矿区水资源与区域生态系统保护

我国煤炭资源与水资源呈现明显的逆向分布，西部地区是我国煤炭主产地，但水资源短缺，地表生态脆弱，煤炭开采活动与以水资源为核心的区域生态系统保护之间的相互协调是西部煤炭绿色开发的关键科学问题。西北地区煤炭开采中的水资源保护问题已得到关注，相关成果揭示了覆岩变动下地下水循环体系的响应机制，提出了兼顾水资源保护的采煤新方法。“煤-水”组合空间分布特征、覆岩变形过程中导水裂隙动态发育规律与采动诱发的“应力场-裂隙场-渗流场”多场耦合作用是煤炭减损开采与科学利用的地质保障基础。地下水变化的精准探测技术，浅部煤层开采覆岩变形控制技术，充填保水采煤与隔水层再造技术等为加快实现矿区水资源保护和区域生态环境修复奠定了地质保障技术基础。随着“双碳”工作推进和我国煤炭产业向西北富煤地区进一步集中，煤矿区的水资源与生态系统保护技术研发应用将得到更多的重视。

2.3.3 采动裂隙与温室气体大气排放控制

2.2.2节和2.2.3节已对煤炭开采过程的瓦斯抽采、风排瓦斯减量与利用进行了介绍，就不再赘述。这里进一步强调讨论采动裂隙造成的温室气体大气排放问题。采空区卸压引起的残留煤柱甲烷的持续解吸是地表沉降区甲烷排放的主要源头，煤层中甲烷能够通过塌陷采空区上覆岩层破裂形成的裂隙进入空气，从而造成了煤矿区超量的甲烷排放，加剧温室气体效应(图8)。与原位地应力条件下煤层甲烷赋存状态相比，采空区及其上覆变形-破坏岩层瓦斯具有游离气含量较高和甲烷浓度较低的典型特征，这与采空区煤层-岩层破裂空间状态与采煤工艺有关。采空区瓦斯地面井抽采是解决采空区甲烷泄漏的重要手段，不仅能够有效控制采空区甲烷排放，还能充分利用煤层中甲烷资源。应用充填开采技术，控制覆岩变形和采动裂隙发育，是减少甚至防止采空区甲烷温室气体大气排放的治本之策。煤矿地面沉降区冒落破碎带-破裂带区-变形带发育模式及“三带”中瓦斯分布-运移规律是预测和监测煤矿区采动覆岩裂隙发育、甲烷泄漏排放的地质和岩体力学基础，也为关闭矿井煤层气地面抽采与甲烷减排提供了科学依据。此外，露天煤矿生产也会带来CO，CH温室气体的直接大气排放，如何评价和控制露天煤矿碳排放值得关注。

2.3.4 数字地球、智慧矿山与节能提效

智慧矿山是一项复杂的系统工程，立足于煤矿全流程智能化建设与生产，不仅需要地质、采矿、安全、选矿、机械、信息、生态等诸多专业交叉融合，还依赖于物联网、大数据、互联网+、云计算、人工智能等新技术的应用。数字地球的系统决策平台和煤矿自动化智能化生产是智慧矿山核心模块。智慧矿山工程不仅能够优化煤矿系统能源分配，在满足安全生产的前提下最大限度的节约能源，还能够针对不同煤层赋存与开采条件采用最适合开采方法，降低工人劳动强度，最大限度减少煤炭生产对生态环境的影响。智慧矿山建设可通过大力实施节能减排与提产增效工程有效助力煤炭生产过程的碳减排。我国智慧矿山建设总体处于起步阶段，但数字地球技术的日益成熟和广泛应用为智慧矿山发展提供了强大的地质技术保障。未来智慧矿山工程将继续完善地质、安全、信息、综合保障系统升级与智能化改造，实现区域化自主决策与协同，构建现代煤矿智慧系统，形成科学绿色开发的新型煤炭产业链(图9)。

图9 绿色智慧矿山地质保障与煤炭生产减碳技术应用模式示意Fig.9 Schema of application model for geological guarantee ofgreen and intelligent mine and carbon reductiontechnology for coal production

2.4 煤矿区生态修复与生态碳汇增汇

煤炭开发过程中煤矿区地表生态系统会不同程度受到影响或破坏。通过煤矿区生态修复可有效降低生态碳汇损失，甚至可适当增加生态碳汇。煤矸石、塌陷区、土地整治是煤矿区生态修复的主线，其生态问题和碳汇效应相对独立，又相互交织，成为煤炭产业低碳化发展不可忽视的领域。

2.4.1 煤矸石处置与减污降碳协同

2019—2021年我国煤矸石产生量约为6.5亿t，现存大型煤矸石山1 500～1 700座，而2019年我国煤矸石综合利用率仅58.9%。据统计，我国超过1/3的煤矸石山经历过自燃或当前正在自燃。煤矸石山自燃产生大量的CO，成为不容忽视的碳排放源。煤矸石的经济化利用以及煤矸石山的复绿、复垦是煤矸石重要的科学处置方法，能够有效降低土地资源浪费、生态环境污染和碳排放等问题，甚至实现碳增汇，是煤矿区减污降碳协同的重要应用方向。

国内外针对煤矸石山自燃机理、煤矸石存储与管理、煤矸石中重金属元素析出、迁移及其生态环境影响开展了大量研究，为煤矸石山治理和煤矸石堆积区生态修复与土地复垦提供了依据，明确了针对不同类型、品质的煤矸石进行差异化处置和经济化、无害化利用的总体思路。煤矸石的经济化利用方式主要有煤矸石发电，煤矸石制建筑和建设材料、采空区回填支撑材料，煤矸石制化工原料以及煤矸石制新型肥料等(图10)。我国煤矸石发电技术发展迅速，但煤矸石热值低、灰分高、硬度大，对锅炉损伤较大，燃烧后产生粉煤灰较多等问题亟待解决。煤矸石在建筑建设产业的资源化利用具有较高的发展潜力，可大量消耗煤矸石，目前主要用作填料对路基加固，煤矸石烧结制砖、制水泥、骨料以及制微晶玻璃等建筑材料。充填采空区后复垦以及塌陷区“推平覆土”复绿是实现煤矸石原位处置的最佳路径，可以有效降低煤矸石利用过程中的运输成本，增加煤矿区生态碳汇。煤炭开采过程中将煤矸石有效分离并直接回填至采空区的充填开采技术已得到推广应用，并仍是目前的研究前沿和热点。

图10 煤矿区生态修复与生态碳汇增汇技术应用模式示意Fig.10 Schematic diagram of application model for ecological restoration and ecological carbon sink increasingtechnology in coal mining area

2.4.2 塌陷区治理与增汇

煤矿开采塌陷区可造成地表形态和生态环境破坏等问题。后置式治理模式面临土地资源长期闲置、土壤资源大量浪费、治理速度慢、复垦困难等问题；前置式和同步治理模式可将煤炭开采与土地治理有机结合，实现煤矿区土地资源的可持续利用，是新型的采煤塌陷区治理方式。采煤塌陷区治理与增汇的研究主要包括碳汇损失量评价与增汇监测、增汇方式(图10)。采煤塌陷区碳汇损失量评估重点关注矿井瓦斯泄露、地表植被和土壤破坏对碳汇的影响，并基于技术标准和计量学方法，结合遥感解译等新型技术手段，评估矿区碳汇，为生态治理和防止碳汇损失提供参考。研究认为矿区碳汇损失量与开采工作强度密切相关，同时也受地理、环境等因素影响。增汇方式方面，采煤塌陷区主要有植被和湿地2种增汇方式。高潜水位采煤沉陷区主要关注湿地碳汇，如徐州潘安湖湿地公园建设项目等；而相对干旱矿区则将土壤碳汇作为矿区生态碳汇的重点关注对象。基于生态环境修复理论，结合煤矿区碳储变化动态监测和碳损失类型，通过不同植被组合方式，构建矿区生态碳汇功能体系，实现经济化植被增汇，是该领域研究的重点方向。

2.4.3 土地整治利用与增汇固碳

根据煤矿区土地破坏程度及土地利用类型，煤矿区土地整治利用可划分为矿区耕地复垦、矿区景观规划、矿区湿地规划和地表整修等方式，及其相互交叉的综合整治方式，并衍生出了矿区土壤增汇、森林增汇等不同类型的增汇固碳模式(图10)。煤矿区土地整治主要采用因地制宜的基本思路，按照以自然恢复为主、效益最大化的原则，对耕地资源、景观规划、湿地和平整地规划进行统筹实施。煤矿区碳汇管理及增汇固碳主要围绕煤矿开采的碳汇损失监测与管理以及增汇潜力评估和监测等方面展开。除森林、湿地碳汇外，煤矿区综合性土地整治利用还包括了煤矿区土壤碳汇，重点围绕煤矿区秸秆还田对土壤固碳能力的影响、土壤有机碳演化规律及监测、土壤固碳稳定性评价及不同植被组合对土壤固碳能力的影响与提升等开展研究。结合煤矿区自然以及工程活动情况，构建不同组合类型的综合性煤矿区土地整治利用方案，从而实现煤矿区增汇固碳，是该领域研究与应用的发展趋势。

2.5 煤系共伴生资源共探共采与碳减排

碳中和目标下新能源替代化石能源是大势所趋，但需要时间和把握节奏。天然气是相对低碳的化石能源，不仅是高效燃料也是重要化工原料，至少未来20 a在我国仍有需求增长空间，我国天然气增储上产的主要领域是非常规天然气，我国煤系气资源潜力巨大，其高效勘探开发是重要能源安全保障，既是减少煤炭消费和碳排放的有效途径，也是近期煤炭产业低碳化转型发展的重要领域。战略金属矿产是另一类重要的煤系共伴生资源，煤型战略金属矿产中富集的锂、锗、镓、铌、钽、锆、铪、铂族元素、稀土元素等金属将为光伏、风电等新能源产业发展提供重要的材料物质基础，煤系沉积型铀矿也将为核能发展提供更可靠的核燃料地质保障。煤系共伴生资源共探共采与碳中和关系密切，有望成为煤炭与新能源融合发展的重要领域。

2.5.1 煤系气

我国2 000 m以浅煤系气资源量约为82万亿m，但目前探明率不到1%。美国、澳大利亚、加拿大等国家已实现煤系气商业化开发，我国鄂尔多斯盆地、鸡西盆地、六盘水盆地等煤系气勘探开发均取得重大突破，平均日产气量和稳产时间稳步提高。广义的煤系气指煤系烃源岩生成的天然气，狭义的煤系气指煤系赋存的非常规天然气，特别是含煤段赋存的煤层气、页岩气和致密砂岩气往往紧密共生共储构成统一含气系统。煤系气既有别于常规气藏，与页岩气、煤层气、致密砂岩气等典型非常规气藏相比，又有其地质特殊性，主要表现在煤系沉积序列与优势沉积相时空配置的多旋回性，天然气赋存状态与储层岩石组合的多样性，以及煤系内部不同类型储层力学性质的差异性和含气系统的统一性或联系性。煤系气成藏特征主要受控于沉积相展布与沉积序列旋回特征，三角洲沉积体系往往可为煤系气富集提供多套有利生储盖组合，煤层、富有机质泥岩等广覆式烃源岩与多类型储层共生组合多样性是煤系气成藏特征差异性的根本原因(图11)。对于含煤段，多相态天然气共储、多类型储层共生等决定了煤系气开发地质条件的复杂性，也造成了煤系气高效勘探开发技术的挑战性，多产层合采与储层改造增产是含煤段煤系气开发中相对成功的技术选择。目前，以鄂尔多斯盆地近源型煤系气、渤海湾盆地和四川盆地外源型煤系气为代表的煤系气勘探开发已取得成功，但含煤段内源型煤系气勘探开发还未取得规模化生产突破。煤系气共生富集成藏理论与共探共采技术等仍是近期重点研究领域，以煤系岩石力学地层学方法体系为核心的煤系气高效勘探开发理论与技术有望成为煤系气取得突破的关键研究方向(图12)。

图11 我国典型煤系与煤系气类型Fig.11 Typical coal measure and coal measure gas in China

2.5.2 煤型关键金属矿产

煤系是我国重要的能源矿产赋存地层，煤层与煤系不仅具有显著的化石能源属性，还是战略性关键金属矿产伴生的重要地质体。煤型关键金属矿产高效勘查与开发利用不仅事关新能源产业发展，也关系到煤炭产业低碳化转型发展的重要方向。煤层与富有机质岩层的还原性与吸附性使得多种有益元素能够在特定地质过程中富集成矿，形成“煤型关键金属矿床”。锂、锗、镓、铌、钽、锆、铪、铂族元素、稀土元素等能够在煤系中超常富集，其含量甚至超过传统矿产，如俄罗斯远东巴甫洛夫煤田和我国胜利煤田乌拉图嘎锗矿床、准格尔煤田黑岱沟镓矿床都已成功开展商业化利用。成煤过程与火山-热液活动的耦合作用是煤型关键金属矿产重要成矿机理，煤中有机质与无机质物理化学作用是关键金属超常富集的重要微观机制。中国煤型关键金属矿产分布可划分为7个成矿区带，主要富集层位为华北二连—海拉尔盆地上侏罗统—下白垩统煤系、鄂尔多斯盆地中下侏罗统煤系和华南川滇黔桂盆地群上二叠统煤系。我国煤型关键金属矿产中多金属组合往往共生富集，由于中国煤炭资源丰富，煤层分布具有面积广、厚度大和空间连续稳定的特征，因此我国煤型关键金属矿产资源量大，地质勘查相对容易，协同开发与综合利用成本相对较低，极具勘查与开发潜力。煤型关键金属元素复合成矿机理、精细勘探技术、煤与伴生关键金属矿产协调开采与协同回收技术等是今后煤型关键金属矿产勘探开发的重点突破领域(图12)。

煤系铀矿是煤型战略金属矿产的重要类型。早在上世纪中叶，煤系铀矿已成为美苏两国铀矿的重要来源，我国也陆续在新疆伊犁、云南临沧、内蒙古东胜等地发现煤系砂岩及煤层中伴生铀矿，含量高达300 μg/g以上。我国北方中新生代含煤盆地煤系铀矿呈现典型的“下煤上铀”赋存方式，与煤系砂岩型铀矿具有明显的成因联系，这是构造-沉积-气候耦合控制下地下水层间氧化成矿作用与煤还原-吸附性共同作用的结果，煤系铀含量与物源区距离关系密切；而西南煤系富铀层多集中在煤层夹矸、顶底板细粒砂泥岩中并与Nb-Ta-Zr-Hf元素组合共生，局限碳酸盐台地沉积环境下形成的高有机硫煤是铀元素的主要载体，煤中铀的富集过程与海相成煤环境和晚二叠世峨眉山地幔柱活动的碱性喷发物有关。煤中铀主要与有机质结合，然而不同煤级煤的铀富集程度差异很大，高铀煤多为褐煤和长焰煤，迁移的铀酰离子在煤层中能够被腐殖酸吸附，并以络合物的形式固定在有机质中，而铀在高阶煤中更倾向于形成纳米级含铀矿物，如晶质铀矿、铀钛矿、钙铀云母等。关于煤系铀矿成矿模式，在其分布赋存特征、矿化机制、煤燃烧后二次富集规律等方面已有积极进展，然而我国煤系铀矿尚未得到有效勘查与开发利用，因此在充分认识盆山耦合背景下煤系铀迁移-富集成矿机理的基础上，强化煤系铀矿的协同勘查与低碳化综合开发技术研究是其未来主攻方向(图12)。

图12 煤系共伴生资源共探共采与碳减排技术流程Fig.12 Flow chart of co-exploration and co-exploitation of coal measures co-associated resources and carbon emission reduction technology

3 结 论

(1) 碳中和知识体系——碳中和科学与工程交叉学科正在形成，地球科学构成了碳中和知识体系的重要基础；在地球科学基本背景上碳中和相关学科群交叉融通形成了当前碳中和科学与工程主要研究领域和技术发展方向；碳中和地质技术是其中与地球科学密切相关技术方向的集成，成为碳中和科学与工程交叉学科的重要组成部分，也是实现碳中和目标的关键技术。

(2) 碳中和地质技术的当前内涵主要包括二氧化碳捕集利用与封存技术、生态地质与碳增汇技术、煤层中甲烷减排与资源化开发利用技术、化石能源低碳化开发利用地质技术、地热资源高效勘查与开发技术、新能源高效安全开发利用地质保障技术、矿化固碳地质技术和地球工程等。

(3) 以CCUS大规模集群化部署与全流程技术、煤层甲烷接续高效抽采与低浓度瓦斯(含乏风瓦斯)利用技术、煤型关键金属探采选冶全流程技术、矿区生态地质修复重构与碳增汇技术、干热岩型地热地质新能源勘查开发利用技术、供能蓄能一体化水电和核电等新能源开发利用地质工程保障技术、太阳辐射管理前沿技术探索为代表，关键碳中和地质技术已取得重要进展，部分达到了规模化和工程化程度。

(4) 碳中和地质技术在煤炭低碳化开发利用进程中应用前景广阔并将发挥重要作用。CCUS将成为低排放燃煤发电、煤转化、煤制氢、煤制特种燃料、煤基材料等煤炭低碳洁净高效利用关键技术的关键，煤炭基地或煤矿区CCUS以煤基CO源、煤系CO地质碳汇、CO矿化固定与采空区充填封存为技术特色具有紧迫需求；从原位煤层气高效勘探开发、煤矿瓦斯井下-地面协同高效抽采、关闭矿井瓦斯高效抽采到低浓度和乏风瓦斯高效利用，煤层甲烷高效抽采利用与减排综合技术模式将得到快速发展和推广；通过覆岩变形控制与地表植被生态系统保持、水资源与区域生态系统保护、采动裂隙与温室气体大气排放控制、数字地球支撑智慧矿山与节能提效等方式发展和应用绿色智慧矿山地质保障技术，实现煤炭生产过程减碳；应用煤矿区生态修复与碳增汇技术，实现煤矸石处置与减污降碳协同、塌陷区治理与碳增汇、土地整治利用与增汇固碳；加快应用和发展煤系共伴生资源共探共采与碳减排技术，实现煤系气、煤型关键金属矿产高效勘查开发利用突破，进而服务低碳洁净高效安全新能源体系构建和源头减碳。