桑树勋，刘世奇，韩思杰，郑司建，刘 统，周效志，王 冉，王 猛
(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)
甲烷是最主要的非CO2温室气体，2020 年全球甲烷排放量约占温室气体总排放量的14%，而我国是全球甲烷排放量最高的国家[1]，且超过排放总量40%的甲烷来自能源活动，其中，煤炭甲烷又是甲烷的最大排放源，占能源活动甲烷排放量的85%[2]。煤炭甲烷集“温室气体”“能源气体”“灾害气体”于一体，煤炭甲烷的有效管控与开发利用对我国减少甲烷温室气体排放、提升油气能源供给能力、防治矿井瓦斯灾害等具有重要意义。
对煤炭甲烷的认识始于煤矿瓦斯防治。瓦斯爆炸和煤(岩)与瓦斯突出等瓦斯事故是较大以上煤矿事故的主要类型[3-4]。因此，很长一段时间，煤炭甲烷管控围绕煤矿瓦斯防治和煤矿安全开采而实施。在煤矿瓦斯治理过程中，伴随科技进步和油气能源需求增大，逐渐认识到煤炭甲烷是可以开发利用的非常规天然气资源，将煤炭甲烷从灾害气体拓展到能源气体[5-7]。据估算，全球煤层气资源量约为260×1012m3，占全部天然气资源总量的30%以上[8]，我国煤层气资源潜力巨大，全国41 个聚煤盆地(群)，煤层气地质资源量30.05×1012m3，可采资源量达12.52×1012m3，是我国天然气资源的重要组成部分[3,9-10]。甲烷20 年尺度(短周期)和100 年尺度(长周期)下的全球增温潜势分别是等体积二氧化碳的84 倍和28 倍，被认为是全球气候变暖的重要原因[11]。近年，随着全球范围对气候变暖的关注日益密切，甲烷的温室气体属性逐渐被重视起来。目前人为甲烷排放主要来源于能源活动、工/农业生产活动、土地(湿地)以及废弃物处理等，其中，以煤炭甲烷排放为主，可占全球人为甲烷排放总量的12%[1]，占我国人为甲烷排放总量的38%[12]，煤炭甲烷减排也因此备受关注。同时，甲烷在大气中的自然寿命10～12 年，而二氧化碳约为120 年[13]，故通过减少甲烷排放延缓气候变化也更为高效。
相较于工业革命前，当前大气中的甲烷体积分数已增长了150%[14]，特别是过去10 年，全球大气中甲烷平均浓度增长了8.0×10−9，至2020 年达到(1 889±2)×10−9[15]。国际能源署(International Energy Agency，IEA)数据显示，2018 年全球煤矿甲烷排放量高达40×106t，煤炭开采过程中排放的甲烷甚至与直接燃烧全部煤炭产品产生的温室效应相当[16]。因此，降低煤炭甲烷排放量是缓解全球温室效应的重要手段。我国是煤炭生产大国，也是世界煤炭甲烷排放最多的国家，年排放总体规模达亿吨级以上，其中，煤炭开采过程甲烷排放是最大的甲烷排放源，占煤炭甲烷排放量的85%左右[4]，煤炭甲烷排放管控，特别是煤炭开采过程中甲烷排放管控，是应对全球气候变化的紧迫需求。
为有效遏制甲烷特别是煤炭甲烷排放，国际社会已开展了大量行动，先后签订了《联合国气候变化框架公约》《京都议定书》《坎昆协议》以及《巴黎协定》等具有国际法律效力的协议。世界主要产煤国也相继出台煤炭甲烷减排的政策法规，从煤炭甲烷源头减排，提高煤炭甲烷利用率，做好甲烷排放监测以及市场融资交易等方式，积极落实甲烷温室气体减排承诺。我国 “双碳”承诺宣示后，特别是2021 年以来，加快制定甲烷减排国家行动计划，密集出台多个政策和规划，明确了能源领域，特别是煤炭行业甲烷减排方向。近年来，我国在煤矿瓦斯减排利用、煤层气高效勘探开发、低浓度与乏风瓦斯利用以及关闭/废弃矿井瓦斯抽采利用等方面开展了大量理论与技术研究，并广泛应用于煤炭甲烷减排、减灾与利用的工程实践，已取得了良好的经济和社会效益。
综上，开展煤炭甲烷排放管控和高效利用在能源、环境、安全等领域具有重要意义。笔者旨在梳理全球与代表性国家煤炭甲烷排放及其管控现状，阐释我国煤炭甲烷开发利用、排放管控主要进展，讨论和展望我国煤炭甲烷减排路径与潜力，以期推动我国煤炭甲烷排放管控和高效开发利用技术发展。
1.1 煤炭甲烷排放
IEA 公布的数据显示，2021 年全球主要煤炭生产国的甲烷排放总量约164.44×106t，占全球甲烷排放总量的46.10%，中国占比高达16.40%[17]；
全球范围内，煤炭甲烷排放量占全球甲烷排放总量的8%左右，而这一比例普遍认为是被低估的[18]。
煤炭甲烷排放主要来自煤炭开采(包括地下开采和露天开采)、矿后活动以及废弃煤矿排放[1]。根据全球甲烷倡议(The Global Methane Initiative，GMI) 数据显示，2020 年全球主要煤炭生产国的煤炭甲烷排放量约879.63 MmtCO2e(百万吨CO2当量)，其中以煤炭地下开采排放的甲烷为主，约873.52 MmtCO2e[19]。1990−2015 年，我国煤炭地下开采排放的甲烷量整体呈上升趋势，并于2015 年达到峰值662.63 MmtCO2e(图1a)。过去30 年里，印度的煤炭地下开采甲烷排放量增幅达73.46%，由12.85 MmtCO2e 增长至22.29 MmtCO2e(图1a)。美国、德国、澳大利亚、波兰、俄罗斯和南非等其他主要煤炭生产国在20 世纪90 年代煤炭地下开采甲烷排放量基本实现达峰，目前除美国和俄罗斯外，其他主要煤炭生产国煤炭地下开采甲烷排放量普遍低于25.00 MmtCO2e(图1a)。
全球主要煤炭生产国的煤炭露天开采甲烷排放量远低于煤炭地下开采甲烷排放量。中国、印度等发展中国家煤炭露天开采甲烷排放量约为煤炭地下开采的0.02%～1.00%；
除德国外，欧美发达国家这一比例略高，为1.00%～3.00%。1990−2020 年，除中国外，全球其他主要煤炭生产国的煤炭露天开采甲烷排放量基本保持稳定(俄罗斯、波兰)或呈下降趋势(印度、美国、德国等)(图1b)。
图1 1990−2020 年全球主要产煤国煤炭开采过程甲烷排放量[19]Fig.1 Methane emissions of coal mining in major coal producing countries in the world during 1990-2020[19]
废弃矿井中遗留甲烷的泄漏是重要的煤炭甲烷来源。随着全球主要产煤国关闭矿井增多，由此产生的废弃矿井甲烷排放量日益增长[20]。然而，目前国际上尚没有系统完备地梳理全球废弃矿井甲烷排放情况，Nazar Kholod 等推算，2010 年全球废弃矿井甲烷排放量约220.12 亿m3，2020 年增长至332.69 亿m3[21]。
1.2 煤炭甲烷排放管控
1.2.1 管控政策
美国是最早出台法规开展煤炭甲烷排放管控的国家。2004 年，美国修订的《清洁空气法》明确要求各州政府提交煤炭开采过程中甲烷排放情况及减排措施的经济性分析报告。2007 年，美国政府正式通过《能源独立和安全法案》，将甲烷列为必须统计的温室气体。2009 年，美国第一部温室气体减排法案《美国清洁能源安全法案》进一步明确了将煤炭甲烷纳入温室气体统计系统。近年，美国又先后出台了《甲烷减排气候行动战略规划》(2014 年)、《石油和天然气新能源标准》(2016 年)、《美国甲烷减排行动计划》(2021 年)、《基础设施投资和就业法案》(2021 年)等政策、法规和标准，提出了甲烷减排目标，制定了工业甲烷排放标准，为美国煤炭甲烷减排明确了路径。
俄罗斯、印度和南非等煤炭主产国也相继制定了煤炭甲烷减排政策。《俄罗斯联邦到2035 年的能源战略》(2020 年)和《俄罗斯的社会经济发展战略》(2022 年)从战略层面明确了与甲烷减排相关的措施。印度的 《甲烷减排政策》(2018 年)将减少甲烷排放设定为国家战略。南非在《2016 年国家温室气体排放报告条例》中引入了单一的国家报告系统，用于汇总包括甲烷在内的温室气体排放。2020 年，欧盟制定了《欧盟甲烷减排战略》和《欧洲议会和理事会制定关于能源部门甲烷减排的条例和修订(欧盟)2019/942 号条例的提案》，将建立“甲烷供应指数”“透明度数据库”和“全球甲烷排放者监测工具”，以加强煤炭甲烷管控。
我国也针对煤炭甲烷的排放、抽采、利用等制定了一系列法律法规和政策。我国煤炭甲烷管控经历了3 个阶段。第一阶段，灾害气体防治阶段，煤炭甲烷排放管控政策主要围绕矿井瓦斯防治和煤矿安全开采而制定推行。2005 年，国务院成立煤矿瓦斯防治部际协调领导小组，之后2005−2013 年，我国围绕瓦斯防治工作出台了一系列部门规章、规范性文件和技术标准，如《煤矿安全规程》《防治煤与瓦斯突出规定》 《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准》等，明确了“应抽尽抽、多措并举、抽掘采平衡”的原则。2008 年，国家环保总局出台《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准》，标志着我国煤炭甲烷管控进入第二阶段，即能源气体开发利用阶段，该标准规定甲烷体积分数≥30%的煤层气(煤矿瓦斯)必须进行资源化利用，为煤炭行业的甲烷排放管控奠定了基础。2014 年，国家发展和改革委员会发布 《中国煤炭生产企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》，第一次正式明确了煤炭甲烷的温室气体属性，为我国科学制定甲烷温室气体排放控制行动方案及对策奠定了法律基础。2020 年，原国家质量监督检验检疫总局同原生态环境保护部联合颁布《关于进一步加强煤炭资源开发环境影响评价管理的通知》，首次提出甲烷温室气体排放管控要求，标志着我国煤炭甲烷排放管控进入第三阶段，即温室气体减排阶段。2021 年，生态环境部发布《关于统筹和加强应对气候变化与生态环境保护相关工作的指导意见》，明确在石油天然气、煤炭开采等重点行业试点开展甲烷排放监测，同年3 月出台的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035 年远景目标纲要》，则首次将甲烷管控纳入五年规划目标，为中国实现甲烷减排提供了依据和保障。2021 年10 月，中国国家联络人向《联合国气候变化框架公约》秘书处正式提交 《中国落实国家自主贡献成效和新目标新举措》，首次向国际社会阐明了我国能源领域甲烷减排方向。
世界各国进一步加强煤炭甲烷排放管控的国际合作。2021 年11 月，中美两国联合发布的《中美关于在21 世纪20 年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》，强调将甲烷减排作为双方应对全球气候变化领域最具代表性的合作领域之一。美国与欧盟联合颁布了《全球甲烷承诺》，计划到2030 年，将全球甲烷排放量在2020 年的基础上至少减少30%。
1.2.2 管控技术
煤炭甲烷排放管控技术主要包括煤矿瓦斯抽采与利用技术、煤层气勘探开发技术和关闭/废弃矿井瓦斯抽采利用技术，并初步形成了煤炭采前、采中和采后全生命周期煤炭甲烷管控技术路径。
煤矿瓦斯抽采与利用技术主要包括煤矿瓦斯抽采技术和煤矿瓦斯利用技术。瓦斯抽采技术方面，临近层抽采普遍采用保护层开采卸压增透技术。针对本煤层抽采，松动爆破、水力冲孔、水力割缝、水力压裂、CO2压裂和注气驱替等增透增抽技术已得到较为广泛应用[9,11,22]。另外，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新技术也被应用于工程实践探索。煤层瓦斯抽采技术正向精准化、数字化、智能化与低碳化的技术体系发展。瓦斯利用技术方面，除高浓度瓦斯直接利用技术外，低浓度与乏风瓦斯利用技术也受到广泛关注。其中，甲烷体积分数介于6%～30%的低浓度瓦斯，主要利用方式是内燃机爆燃发电；
1%～6%的低浓度瓦斯，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[11,23]。乏风瓦斯利用则主要包括氧化利用(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[11,23]。
国际上，以美国、澳大利亚为代表，建立了煤层气和煤系气高效勘探开发技术体系。我国煤层气产业经过20 多年的发展，也初步形成了地质适配性勘探开发技术体系，高阶煤煤层气勘探开发技术日益成熟，中低阶煤煤层气勘探开发技术取得长足进步，支撑我国煤层气产业达到较大规模。例如，我国已形成了较成熟的煤层气丛式井和水平井钻完井和压裂技术，煤层气井排采探索形成了“低套压−无套压排采”“不稳定激励排采”“合层排采”“水平井排采”等量化排采管控技术[11,24]。目前，我国煤层气开发仍面临单井产气量低、产能转化率低、资源动用率低等问题，亟需实现构造煤储层、深部煤层等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突破[25-26]。
以德国、英国为代表，煤炭产业实现转型发展的欧洲煤炭生产国，引领了关闭/废弃矿井瓦斯抽采利用技术。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，抽采利用甲烷1.28×108m3，相当于减排CO2192 万t[15,27]。然而我国关闭/废弃矿井瓦斯抽采利用尚处在起步阶段，钻井成功率仅为50%，亟需在关闭矿井高瓦斯赋存区的科学评价和优选、瓦斯资源储量精准预测和高效抽采技术等方向实现突破，构建关闭/废弃矿井煤炭甲烷精准抽采和梯级利用技术体系[28]。
1.2.3 煤炭甲烷排放管控项目
据GMI 2021 年发布信息，截至2019 年，世界主要煤炭生产国在运行的煤炭甲烷减排项目共194 个，累计减排甲烷超过323.01×106t，煤炭甲烷减排初见成效(表1)[19]。其中，我国在运行的煤炭甲烷减排项目58 个，计划投运20 个。
表1 全球主要产煤国煤炭甲烷减排项目(截至2019 年)[19]Table 1 Coal methane emission reduction projects in major coal producing countries in the world (By 2019)[19]
1.2.4 煤炭甲烷排放监测
煤炭甲烷排放监测对于制定全面的排放清单，增进各部门对排放过程的了解，制定基于过程的排放模型以及区域和城市规模的减排方案至关重要。利用地面、飞机、塔台或卫星观测收集数据估算区域甲烷排放量是目前常用手段，也可通过计算模型转换大气甲烷含量，以此估算区域甲烷排放量。进入21 世纪以来，包括中国在内的世界各国先后发射了温室气体监测卫星。2002 年，欧洲发射的极轨对地环境观测卫星Envisat(Environmental Satellite)-1 是全球第一个能测量甲烷含量的温室气体监测卫星。2017 年，欧洲发射的TROPOMI 卫星，刈幅宽达到2 600 km，分辨率7 000 m×7 000 m，可用作了解全球范围内较大排放源的甲烷排放[29-30]。2002 年，美国发射了其第一颗温室气体监测卫星AQUA/AIRS，并计划于2022 年发射MethaneSAT卫星，该卫星可绘制和量化200 km 范围内含量为2×10−9的甲烷排放[29-30]。我国也分别于2017、2018 年发射了2 颗可测量大气甲烷含量的温室气体监测卫星FY-3D/GAS 和GF-5/GMI[29-30]。另外，欧盟计划建立国际甲烷排放观测站，支持甲烷排放数据的国际共享。
1.3 趋势与启示
据GMI 预测，2021−2050 年，全球煤炭地下开采甲烷排放量呈逐年下降趋势，其中，中国减排潜力最大。到2050 年，中国煤炭地下开采甲烷排放量较2020 年将下降148.39 MmtCO2e。同期，美国煤炭地下开采甲烷排放量将下降21.07 MmtCO2e，澳大利亚、德国、波兰、俄罗斯等国基本保持不变，而印度和南非则分别增长22.29 MmtCO2e 和2.51 MmtCO2e。煤炭露天开采甲烷减排潜力同样主要来自中国，到2050 年，中国煤炭露天开采甲烷排放量相较于2020 年将下降约22.55%。
煤炭甲烷拥有巨大的减排潜力，但IEA 研究表明，相对于其他化石能源，煤炭甲烷的减排难度更大，仍有诸多问题亟待解决。例如，欧美发达国家的煤炭产量占全球份额的比例较小，能源系统中甲烷减排的主要对象是天然气；
未来较长时期内煤炭仍是发展中国家的主要能源，发展中国家在实现煤炭甲烷减排过程中的能源转型、技术创新、项目建设面临经济压力，以及由此产生的社会和发展问题需妥善解决。因此，继续深化政策创新、制度创新、技术创新，加大煤炭甲烷排放管控扶持力度和资金支持，是实现煤炭甲烷减排目标的关键。
2.1 煤矿瓦斯的开发利用与减排
2.1.1 阶段划分
中国煤矿瓦斯的开发利用大致可分为5 个阶段（表2）：
表2 中国煤矿瓦斯开发利用主要发展阶段Table 2 Major stages of coal mine gas development and utilization in China
20 世纪50−70 年代末，处于瓦斯抽放防治阶段。1952 年，抚顺龙凤煤矿首次施工井下钻孔预抽煤层瓦斯，开启了中国煤矿瓦斯抽放的序幕。该时期煤矿瓦斯的开发利用主要以降低煤层瓦斯含量和预防瓦斯灾害为目的，以抚顺模式、阳泉模式和天府模式为代表，分别形成了高透气高瓦斯特厚煤层瓦斯抽放技术、穿层钻孔邻近层卸压瓦斯抽放和高瓦斯突出煤层群保护层开采等瓦斯抽放模式。在70 年代末，我国煤矿瓦斯抽放量已经超过了2×108m3，绝大部分瓦斯被直接排放至大气中[31]。
20 世纪70 年代末−90 年代初，处于瓦斯抽采利用发展阶段。从20 世纪60 年代以来，松动爆破、水力压裂、水力割缝等低透煤层瓦斯强化抽采技术一直在不断试验发展中[32]。80 年代，为了解决瓦斯涌出量大等问题，煤矿开始采用多种瓦斯抽采方式相结合的瓦斯综合抽采治理技术。随着保护层卸压瓦斯抽采、低透煤层水力强化瓦斯抽采等技术的推广应用，初步构建形成中国瓦斯综合抽采技术体系。1993 年，我国煤矿瓦斯抽采量达5.5×108m3，瓦斯抽采利用项目开始在部分地区开展，主要用于工业和民用燃料[31]。
20 世纪90 年代初−21 世纪初，为瓦斯规模化抽采利用阶段。此阶段是我国煤矿井下瓦斯抽采的加速发展期，建立瓦斯抽采系统的要求同时被写入国家瓦斯抽放管理和技术规范。同时，千米定向钻孔瓦斯抽采等国外先进技术及装备被引进[33]，大直径钻孔、顺层长钻孔等瓦斯抽采技术不断取得突破[32]。1998 年，针对复杂碎软、高瓦斯煤层群条件，淮南矿区实现了煤与瓦斯共采理论与技术的重大突破，形成了首采层卸压开采和留巷钻孔法瓦斯抽采技术体系，称之为淮南模式[34]。1998−2006 年，淮南矿区瓦斯抽采量由1 000×104m3提高到1.72×108m3，矿区瓦斯抽采率由5%提高到45%。2005 年，我国煤矿瓦斯抽采量大幅增长至23.3×108m3，利用量也增加至7.35×108m3，抽采瓦斯利用率为31.5%。
2006−2021 年，为瓦斯资源化抽采利用阶段。2006 年，随着《国务院办公厅关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》的出台，煤矿瓦斯作为资源性气体开始进一步规模化集中抽采利用。同时，我国煤矿瓦斯抽采技术和模式日趋成熟，以松藻模式、晋城模式为代表，分别形成了“三区配套三超前增透抽采”模式与“三区联动煤层气(瓦斯)井上下立体递进抽采”模式[35]。此外，煤矿瓦斯的利用范围不断拓展，形成民用工业燃料、压缩和液化瓦斯、汽车燃料以及发电等多种利用方式[36]，如2010 年，山西晋煤集团建成迄今为止世界最大的瓦斯发电厂，装机容量12 万kW，年瓦斯利用量达1.8×108m3。低浓度和超低浓度瓦斯利用技术不断发展，如2008 年，由山东胜利动力机械有限公司研发的通风瓦斯热逆流装置在煤矿现场试运行。
2021 年之后，为瓦斯资源化抽采与减排利用协同阶段。随着2020 年《关于进一步加强煤炭资源开发环境影响评价管理的通知》发布碳达峰碳中和目标的提出，煤炭甲烷作为重要温室气体，其开发利用模式开始向智能化、精准化方向发展，关闭矿井瓦斯抽采减排也成为关键新课题，逐步开始构建形成“采前−采中−采后”煤炭开发全生命周期瓦斯抽采减排技术体系，强调瓦斯资源化抽采利用、防治和温室气体排放管控的协同。同时，关注低浓度瓦斯和乏风瓦斯的综合高效利用，逐步形成全浓度瓦斯阶梯式综合利用模式。
2.1.2 开发利用与减排效果
2005−2020 年，中国煤矿井下瓦斯抽采、利用与煤炭甲烷排放量情况如图2 所示。在进入瓦斯资源化抽采利用阶段的近15 年来，煤矿井下瓦斯抽采量经历了2005−2015 年的迅速增长期，在2016 年略有降低后逐渐趋于平稳。2020 年，我国煤矿井下瓦斯抽采量约为129×108m3，较2005 年增长近5 倍。煤矿井下抽采瓦斯利用量在近15 年来也持续保持增长，2020 年，我国煤矿井下抽采瓦斯利用量约为57×108m3，较2005 年增长6.8 倍。2015 年以前，我国煤矿瓦斯利用率长期维持至30%～35%水平，2016 年后以平均4.4%的年增长率不断增长，2020 年我国煤矿井下抽采瓦斯利用率提升至44%左右水平，这与近年来我国煤矿瓦斯全浓度利用技术的发展与推广应用密不可分。
我国煤炭开采导致的年甲烷排放量高达(200～500)×108m3，占世界煤炭甲烷排放总量的50%以上[37-38]。地下开采排放甲烷(煤矿瓦斯)是煤炭甲烷排放的最大源头，占排放总量的80%以上。随着瓦斯利用量的持续增长，井下抽采瓦斯排放量在2016 年后出现缓慢下降趋势(图2)，但在2020 年仍保持在72×108m3左右的高排放水平。除了井下抽采瓦斯排放，煤矿乏风瓦斯排放更是煤矿瓦斯排放的主要源头。研究表明，我国煤矿乏风瓦斯年排放甲烷纯量在150×108m3以上[39]，在全国煤矿瓦斯排放总量的占比高达70%以上。另据全球煤矿瓦斯排放量预测表明，到2050 年，关闭矿井瓦斯排放将占世界煤矿瓦斯排放总量的24%[20]，关闭矿井瓦斯排放也将成为我国煤矿瓦斯排放的重要源头，应予以高度重视。
图2 2005−2020 年中国煤矿井下瓦斯抽采、利用与排放情况[40-43]Fig.2 Underground coal mine gas drainage,utilization and emission in China during 2005-2020[40-43]
2.2 煤层气的开发利用与减排
2.2.1 中国煤层气开发利用历程
1980 年，焦作矿务局在焦作中马村矿施工4 口地面井，开启了煤层气开发利用工程实践。“七五”科技攻关，国家开展了煤层气前期评价和勘探工作，提出了沁水盆地、河东煤田等勘探有利区[44]。1992 年，我国与联合国开发计划署(The United Nations Development Programme，UNDP) 签署并启动实施了“中国煤层气资源开发”项目，引进和吸收国外煤层气地面开发技术。“八五”期间国家选择了安徽淮南、河南安阳、山西柳林三地进行煤层气开采实践探索，在柳林取得一定效果。同时期，中美合资晋丹能源研究开发公司在寺河矿区潘庄井田施工7 口试验井组，均试采成功并排采至今[45]。1996 年，中国石油天然气总公司与地质矿产部、煤炭工业部联合成立了中联煤层气有限责任公司，标志着煤层气开发正式被列为新的能源产业[46]。“十一五”期间，国家先后出台价格优惠、税收优惠、开发补贴、矿权保护、发电补贴等多项政策扶持煤层气产业发展，建成了沁水盆地和鄂尔多斯盆地东部两大煤层气产业基地[47]。“十二五”期间，贵州、新疆两地煤层气勘探取得新突破，成为继山西之后煤层气增储上产的重要地区。“十三五”以来，煤层气开发技术不断进步，煤层气产量稳步增长[46]。截至2021 年底，全国已探明煤层气田28 个，累计探明煤层气地质储量为8 039×108m3。综合煤层气资源潜力来看，我国煤层气产业仍处于规模开发初期阶段。
2.2.2 中国煤层气资源分布
我国煤层气地质资源总量位居世界第三，仅居于俄罗斯、美国之后，占世界煤层气总量的12%。根据 “中国石油第四次全国油气资源评价”结果，埋深在2 000 m 以浅的煤层气地质资源量为30.05×1012m3，可采资源量为12.52×1012m3[47]。
我国煤层气资源可划分为东北、华北、西南、南方和青藏五大煤层气聚集区，区内鄂尔多斯、沁水、准格尔、滇黔贵、吐哈、二连、塔里木、海拉尔和伊犁9 个盆地占据全国83%的煤层气资源量(图3)，其中鄂尔多斯盆地资源量最大，占全国的26.79%，塔里木盆地煤层气资源丰度最高[48]。按深度赋存，深层煤层气资源量占39.35%，中层占31.60%、浅层占29.05%。按地层赋存，我国煤层气主要分布在上古生界和中生界，上古生界煤层气主要分布于石炭−二叠系，占总资源量45.56%；
中生界主要分布于中、下侏罗统，占总资源量的48.29%。按煤阶分布，我国高中低煤阶煤层气均广泛发育，呈“三足鼎立”之势。
图3 我国煤层气资源分布(据文献[49]，修改)Fig.3 Distribution map of coalbed methane resources in China (modified from references [49])
2.2.3 中国煤层气产量
我国煤层气开发大致经历3 个阶段，“十五”期间，辽宁低阶煤煤层气取得突破；
“十一五”至“十二五”早期，沁水盆地实现高阶煤煤层气规模化开发，煤层气开发钻井数和产量快速增加；
“十二五”末以来，建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地煤层气产业化基地，煤层气产量稳步提升(图4)。目前，我国煤层气产量绝大部分来自于沁水盆地，占全国总产量的70%以上；
其次是鄂尔多斯盆地，占总产量的20%左右；
其余的主要来自于新疆准格尔盆地南部、辽宁阜新和铁法盆地、四川筠连盆地等[50]。2020 年，我国煤层气生产井达12 880 口，单井日平均产气量不足1 000 m3，远低于同期美国单井日产气量[51]。同年，我国地面煤层气总产量57.67×108m3，实际完成的产能建设已达132×108m3，我国煤层气产能转化率仅44%[52]。2021 年，我国天然气产量超2 000×108m3，煤层气产量对我国天然气产量的贡献率仅3% 左右，且增长缓慢，年增长只有4%～6%。因此，我国煤层气开发总体表现为单井产量低、产能转化率低、产量增长缓慢等特点。
图4 2003−2020 年我国煤层气钻井数和产量(据文献[8]，修改)Fig.4 Number of coalbed methane (CBM) wells and CBM production in China during 2003-2020 (modified from references [8])
3.1 煤矿瓦斯的排放管控
3.1.1 限排管控
煤矿瓦斯的排放管控分为井下抽采瓦斯排放管控和乏风瓦斯排放管控两个方面。对于井下抽采瓦斯排放，2008 年，国家环保局首次提出《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准》，即甲烷体积分数≥30%瓦斯不得直接排放。对于乏风瓦斯排放，根据《煤矿安全规程》，矿井总回风巷或者一翼回风巷中甲烷体积分数不能超0.75%。2020 年，《关于进一步加强煤炭资源开发环境影响评价管理的通知》发布，提出“提高煤矿瓦斯利用率，控制温室气体排放。甲烷体积分数≥8%的抽采瓦斯，在确保安全的前提下，应进行综合利用。鼓励对甲烷体积分数在2%～8%的抽采瓦斯以及乏风瓦斯探索开展综合利用”[53]。总的来说，井下抽采瓦斯排放门槛设置标准总体偏低，通过排放标准能够管控的煤矿瓦斯排放量相对有限，井下抽采瓦斯和乏风瓦斯排放标准仅规定了甲烷排放浓度上限，均未对排放强度和排放总量作管控限制。因此，未来应逐步提高抽采瓦斯排放的浓度标准，同时进一步探索推行涵盖排放强度和排放总量的新标准。
3.1.2 排放监控
根据《煤矿瓦斯抽采达标暂行规定》，要求矿井瓦斯抽放泵站输入管路及瓦斯储气罐输出管路等应设置甲烷浓度传感器、流量传感器、压力传感器及温度传感器，对管道内的甲烷浓度、流量、压力、温度等参数进行监测，抽放泵站还应设甲烷浓度传感器，防止瓦斯泄漏。根据《污染源自动监控管理办法》，瓦斯抽放系统应安装煤矿瓦斯排放自动监控设备，并与环保部门的监控中心联网。未来应进一步健全煤矿瓦斯监测统计数据的分析、处理和报送体系，在完善监测和核算标准的同时增强煤矿与监管部门间的联动[54]，尽快构建我国煤矿瓦斯排放的监测、报告和核查体系，确保实现煤矿瓦斯排放的动态科学监测管控。
3.1.3 煤矿瓦斯高效开发与减排利用
据统计，2018 年我国井下抽采瓦斯中甲烷体积分数为6%～30%和<6%的低浓度瓦斯利用率分别仅为28%和2%[55]，而甲烷体积分数<1%的乏风瓦斯利用率更低。煤矿瓦斯排放管控的难点是占比最高且利用最为困难的低浓度瓦斯(1%～30%)及乏风瓦斯(<1%)，其实现高效管控的关键是瓦斯抽采利用技术的突破，主要包括3 个方面。
(1)继续开展瓦斯高效抽采技术的科研攻关，提高瓦斯矿井的抽采率和抽采浓度。我国难抽煤层广泛分布，煤层渗透率普遍低于0.001×10−3μm2。瓦斯抽采经历了数十年的发展，已经形成保护层开采、松动爆破、水力化致裂(冲孔、割缝、压裂等)、高能气体致裂(CO2相变致裂等)、注气驱替等一系列较为成熟的强化抽采技术。但由于各类技术均有其局限性和地质适配性，加之我国地质构造和煤层赋存条件的复杂性，造成我国煤层瓦斯抽采率和浓度仍相对偏低，例如井下抽采甲烷体积分数30%以上瓦斯仅占总抽采量的43.58%，难以满足高效开发和减排利用的要求。近年，微波辐射、液氮冷浸、可控冲击波、酸化、氧化、超声波法以及微生物法等各类增透新技术不断涌现和发展，在一定程度上为瓦斯高效抽采提供了新的动能和潜力。以提高瓦斯抽采量和浓度为目标，瓦斯高效抽采技术正向大范围、精准化和智能化方向发展，如定向长钻孔水力压裂/冲孔等大范围均匀增透技术、考虑地质适配性的精准增透技术、“布孔−钻进−护孔−密封”一体化精准抽采技术以及负压自适应调控智能抽采技术等。随着新技术模式的不断突破和应用，我国煤矿瓦斯抽采有望实现数量与质量的双跨越。
(2)着力推动低浓度瓦斯提浓提纯技术的研发和应用，降低瓦斯利用难度。现有的瓦斯提纯技术主要包括变压吸附法、深冷液化法、膜分离法和溶液吸收法等。其中，膜分离法多处于基础研究和小流量气体分离测试阶段，大规模工业应用尚未见报道，不能满足有较大气源量的煤矿瓦斯提纯要求，开发新型高CH4和N2分离选择性的膜材料、提高大流量气源分离效果是膜分离法应用于煤矿低浓度瓦斯提纯的关键；
溶液吸收法目前仍不成熟，现有的碳氢溶剂、金属有机络合物等吸收剂存在吸收性能差、溶液再生速度慢、吸收效率低等问题，研发高吸收能力和强选择性的吸收剂是该方法应用于煤矿低浓度瓦斯提纯的关键。变压吸附法和深冷液化法是目前适应煤矿瓦斯分离提纯要求的两种主要方法。国内多家科研单位就变压吸附法开展了大量针对性的理论和试验研究，其中，河南焦作矿务局和西南化工研究设计院合作建立了我国首套煤层气提浓装置，实现了甲烷体积分数从20%至93.7%的提高，但由于该技术只有在回流较高时才能产出高浓度甲烷，导致效率偏低、操作复杂，并未得到广泛推广。变压吸附法在低浓度瓦斯提纯方面还存在工艺系统相对复杂、吸附剂分离性差以及存在安全隐患(低浓度瓦斯含有密度较高的氧气)等难题亟需攻克。目前，高浓度瓦斯深冷液化技术已较为成熟，有着产气浓度高、产物回收率高等优势，在重庆、山西等地均有推广应用，但由于脱氧会造成较大的瓦斯损失，加之不可燃气体添加会大大提高成本，该技术对低浓度瓦斯提纯而言经济性较差，仍未见大规模工业应用的报道。
(3)发展低浓度和乏风瓦斯高效利用技术，构建全浓度瓦斯综合高效利用技术体系。低浓度和乏风瓦斯的大量直接排空是导致我国煤炭甲烷高排放的直接原因，提高低浓度和乏风瓦斯利用率是减少煤炭甲烷排放的关键途径。对于甲烷体积分数在6%～30%的低浓度瓦斯，主要利用方式包括瓦斯爆燃发电和提纯利用。2004 年，山东胜东集团推出了全球首个低浓度瓦斯内燃机发电机组，可实现8%～30%浓度瓦斯的发电利用；
2016 年，全国首座分布式低浓度瓦斯发电站−芦家峪瓦斯电站成功并网发电。目前，我国低浓度瓦斯发电利用技术已进入市场化应用阶段，但仍存在瓦斯发电效率普遍偏低(25%左右)、爆燃高温产生大量氮氧化物污染物等方面的问题需要攻关解决。对于甲烷体积分数在1%～6%的超低浓度瓦斯，其主要利用技术包括多孔介质预混燃烧、脉动燃烧和催化燃烧等，均有提高燃烧效率和减少污染物排放的优势，但由于稳定燃烧难、产热有限，导致以上燃烧技术效益较低，尚未进行规模化推广应用。甲烷体积分数<1% 的乏风瓦斯，其主要利用技术包括瓦斯蓄热氧化、掺混燃烧发电等。我国的乏风瓦斯氧化技术尚处于初级应用阶段，仍需在提高蓄热燃烧稳定性和能量利用效率等方面开展攻关研究；
掺混发电技术在抚顺矿业集团成功应用，但受抽采瓦斯和乏风瓦斯流量波动大、不稳定等因素的影响，该技术的推广应用受到了一定限制。
此外，还应积极推进关闭矿井瓦斯抽采利用工作，推动关闭矿井井筒密封与堵漏、甲烷运移及泄漏监测、瓦斯储量预测评估与甜点区优选、可采性评价与高效抽采等技术发展，最终构建关闭矿井瓦斯精准抽采和梯级利用技术体系，实现关闭矿井甲烷的有效管控和减排利用。
3.2 煤层气勘探开发的推动与甲烷排放管控
3.2.1 国家与地方相关政策
从2006 年到2021 年，国家相继出台了推动煤层气勘探开发的相关政策，近年来的政策激励力度在加大(表3)。2016 年，财政部将煤层气开发的政府补贴从0.2 元/m3提高到0.3 元/m3。此外，在煤层气资源大省山西、陕西，地方财政还会有0.1 元/m3的补贴。2019 年，自然资源部首次公布了油气矿业权出让收益市场基准价，继续推进油气探矿权竞争出让试点，稳步推进煤层气等油气勘查开采管理改革。此外，国家发改委多次修订《产业结构调整指导目录》，其中，煤层气勘探、开发、利用和煤矿瓦斯抽采、利用始终在鼓励类项目之列。
表3 我国主要煤层气政策Table 3 Major CBM policies in China
除了相关政策外，国家也发布了煤层气相关标准以促进煤层气产业健康发展。据统计，我国目前煤层气行业发布国家标准与各类行业标准共87 项(国家标准16 项、行业标准71 项)。其中，基础类标准14 项、方法类标准22 项、管理类标准46 项、产品类标准5 项。
3.2.2 煤层气勘探开发技术
“十三五”期间，我国煤层气勘探理念从寻找富集甜点区转向高产甜点区预测，开发部署由平铺式转变为精细化[56]，对地质适配性的研究越发重视，形成了一系列适用于不同地质条件的开发工程技术，为我国煤层气产业的发展起到了重要推动作用。
钻完井技术上，浅部煤层气实现了集群开发，深部煤层气正在开展初步探索，局部地区已有突破。浅部山西省煤成气勘查开发现状及探索煤层气通过集群化建井、批量化实施、流水线作业，配合滑轨式移动装置，建立了煤层气丛式井工厂，大幅缩短了钻井周期，降低了工程成本[57]。深部煤层气开发中，水平井套管固井完井+定向射孔+分段压裂工艺技术在鄂尔多斯盆地东缘大宁−吉县区块取得良好的产气效果。同时，针对煤系砂岩分布变化大、渗透性差的特点，提出了小曲率半径定向井技术，可以大幅增加煤层的卸压面积，提高产气量。
煤层气的高效开发离不开压裂增产技术，对于不同地质特点的煤储层需要采用不同的技术工艺才能达到最好的增产效果。针对煤体结构破碎的碎软煤，通过压裂煤层顶板、夹矸，实现对碎软煤的间接压裂，可有效提高煤层气采收率[51]；
针对煤体结构好、割理裂隙发育且多被方解石填充的煤储层，通过在清洁液中先后混入固体酸、砂粒，溶蚀方解石造缝的同时构建支撑缝网，能够有效提升改造效果，降低压裂成本；
针对煤阶低、倾角大的厚煤层，运用连续油管喷射+底封拖动+油套环空工艺进行分段压裂，可有效降低压裂周期，且压裂规模更大。
排采技术是影响单井产量的关键技术，其对地质适配性的要求更高。现行最广泛的是多目标最优化定量化排采技术，该技术指建立煤岩动态渗透率和气水两相渗流状态的煤层气井排采动态评价预测模型，通过控制不同阶段的井底流压、套压、产气量、产水量，达到优化最佳井底流压控制的目的。该技术在陕西韩城、山西保德区块得到广泛应用，产期效果良好。对于煤层气老井或煤矿开采区进入自然递减后，排采井套压过低的问题，可采用负压排采工艺，通过在地面井安装负压设备，降低管杆压力，增大压差，亦可达到增产的目的，该技术在工程实践中表现优异，单井增产可达30%。除此之外，煤层气井无杆举升技术、大直径水平井应力释放采气技术、可控温注氮驱替增产技术、智能化排采技术等均在不同地区得到实践，在采收率、生产时率等方面均取得不错的成效[58]。
碳达峰碳中和(“双碳”)背景下，煤炭甲烷减排、二氧化碳驱煤层气增产(CO2Enhanced Coalbed Methane Recovery，CO2-ECBM) 和深部不可采煤层二氧化碳封存技术将是未来攻关的重点，这将会对煤层气高效开发的理论基础、技术工艺和配套设备提出更高要求[59]。
3.2.3 煤层气勘探开发的甲烷排放管控效果
煤层气高效勘探开发可作为煤炭采前甲烷预抽措施，是实现煤炭甲烷减排的根本性路径。经过多年探索，我国已形成以晋城矿区为代表的“三区联动”井上下整体抽采煤层气开发模式、以两淮矿区为代表的保护层卸压井上下立体抽采煤层气开发模式、以松藻矿区为代表的“三区配套”超前增透抽采煤层气开发模式的3 种典型模式[60]，2010−2017 年，煤矿瓦斯抽采量从91.25×108m3增长至177.6×108m3，煤炭甲烷空排率从62%降低至48%。值得注意的是，虽然煤炭甲烷空排率有所降低，但随着煤炭瓦斯抽采量的增加，空排甲烷总量不断增加。仅2017 年便有84.79×108m3煤炭甲烷被空排，其中井下煤炭甲烷空排量占93%，是煤炭甲烷的主要排放源。另一方面，地面煤炭甲烷抽采量仅占抽采总量的30%，但其利用率高达90%。因此，通过煤层气高效勘探开发增加地面煤炭甲烷抽采占比、提高井下煤炭甲烷开发利用率，是目前煤炭甲烷排放管控的重点。
4.1 减排路径
煤炭甲烷排放的源头主要是：(1) 煤炭生产过程中因煤岩卸压扰动导致吸附态甲烷相变为游离态甲烷的排放和煤岩揭露后游离态和溶解态甲烷的直接排放；
(2) 煤炭分选、运输及燃烧前粉碎等环节煤中残余甲烷的缓慢释放；
(3) 废弃矿井遗留煤层中的甲烷从覆岩裂隙或人为通道中的缓慢逸散。发展煤炭甲烷高效抽采利用与减排综合技术，涵盖煤层气高效勘探开发与甲烷减排、煤矿瓦斯高效抽采与甲烷减排、关闭矿井瓦斯抽采利用、低浓度与乏风瓦斯利用技术等关键路径(图5)。
图5 煤炭甲烷减排综合技术路径模式图[11]Fig.5 Schematic diagram of the integrated technology path for coal methane emission reduction[11]
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的排放[11]。经过60 余年的瓦斯抽采实践，我国已形成一系列瓦斯抽采技术模式，基于采煤的时序关系可分为先抽后采(未卸压瓦斯抽采)、随采随抽(卸压瓦斯抽采)和先采后抽(卸压瓦斯抽采)[61]，基于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。根据不同浓度瓦斯的利用技术途径差异，可将煤矿瓦斯浓度划分：高浓度瓦斯、低浓度瓦斯、特低浓度瓦斯、乏风瓦斯，相应梯级利用方式包括直接利用、提纯、燃气内燃机发电、掺混气源发电、蓄热氧化及热泵等(表4)[62-63]。实现煤矿区瓦斯全尺度浓度利用的技术是煤矿瓦斯抽采利用的重要发展方向，重点是低品位气源分布式利用技术及装备、分布式瓦斯资源混配技术及装备以及低浓度煤层气大通量快速分离提浓技术及装备等需求迫切。
表4 煤矿瓦斯浓度分级与利用技术[62-63]Table 4 Concentration classification and utilization technology of coal mine gas[62-63]
煤层气是我国天然气增储上产的重要领域，一方面对保障我国能源安全和经济社会发展意义重大，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，可有效降低煤炭开采过程中甲烷向大气的排放[11]。经过30 多年的不断探索，中国煤层气产业已形成了一定规模。但煤层气产业实现规模化开发的背后仍面临诸多困难挑战，如煤层气勘探开发程度低、开发技术地质适配性低、经济效益欠佳等。如何实现我国煤层气高效勘探开发变革性技术突破与规模效益双提升是“双碳”目标下煤层气产业面临的紧迫难题。
我国关闭/废弃矿井数量日益增多，已成为重要的甲烷排放源[64]。关闭/废弃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、贯通裂缝或断层泄漏至地面，很长一段时间内向大气中继续释放瓦斯[11]。废弃矿井瓦斯抽采利用始于20 世纪末期才发展起来的一种新的瓦斯开发方式，是从已关闭煤矿井中将残留、聚集在地下巷道、岩层和煤层中的甲烷抽取出来并加以利用[27]。做好废弃煤矿瓦斯资源的开发与利用，也成为煤炭甲烷减排的重要路径。目前，我国关闭矿井瓦斯抽采利用总体处于起步阶段，相关政策、技术都亟待强化。
4.2 减排潜力
立足于我国煤炭甲烷管控政策与技术现状，基于煤炭全生命周期甲烷减排视角，从煤炭开采前(煤层气勘探开发)、煤炭开采中(煤矿瓦斯抽采利用)以及煤炭开采后(废弃矿井瓦斯抽取利用)，可以厘清不同煤炭甲烷减排路径下的减排潜力。
4.2.1 煤矿瓦斯抽采利用与甲烷减排潜力
考虑我国未来扩大内循环及能源安全等政策影响，我国的煤炭产量将呈现下降趋势，煤炭供应量降低是甲烷减排的最有效方法，约占煤炭甲烷减排潜力的72.5%。2060 年基准情景、发展情景和新政策情景下我国煤炭消费量预计为10 亿、8 亿和6 亿t 标准煤当量，其中我国本土煤炭产量分别降至7 亿、5.9 亿和4.6 亿t 标准煤当量[4]。基于我国煤炭供应量减少情景，预计到2060 年，基准情景、发展情景和新政策情景下煤矿地下开采过程的甲烷排放量将分别减少到366.0 万、308.5 万和240.5 万t 左右(图6)。煤矿瓦斯抽采利用与甲烷减排的典型技术包括高浓度甲烷减排技术、低浓度煤矿甲烷发电技术、超低浓度甲烷锅炉混烧技术等，其中高浓度瓦斯减排技术是我国煤矿甲烷减排最有价值的技术，低浓度瓦斯压缩提纯液化作为高浓度瓦斯减排技术的延伸，亦具有较高的减排潜力。我国低成本煤矿瓦斯抽采利用减排潜力巨大，成本小于150 元/t 的减排和利用技术可实现甲烷减排1 500 万t[43]。
图6 不同情景下我国煤矿地下开采甲烷排放量预测(据文献[4]，修改)Fig.6 Forecast of methane emissions during underground coal mining under different scenarios (modified from reference [4])
4.2.2 煤层气勘探开发与甲烷减排潜力
多轮资源评价结果显示，我国累计探明煤层气地质储量8 039×108m3，我国煤层气资源勘探开发、技术研发应用等方面取得明显成效，预测2035 年、2050 年全国煤层气产量可达300×108m3和400×108m3，对天然气总产量贡献率>4.5%[65]。目前我国煤层气的增储上产主要来自沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地，2021 年沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产量分别约占全国同期煤层气总产量的73.2%、21.2%[66]。北疆、二连盆地和黔西−滇东3 个煤层气开发接替基地煤层气资源量占全国的27%[66]，煤炭及煤层气资源控制程度低且集中在1 000 m 以浅，1 000 m以深深部煤层气勘查开发潜力巨大。加强煤层气资源勘探力度，积极推进山西省深层、新疆维吾尔自治区高陡构造、贵州省多薄储层等煤层气新区、新领域勘探开发，是煤层气储量增长的核心。形成复杂地质条件下的煤层气勘探开发理论基础、建立与煤层气地质条件相适应的适配性开发技术，是实现我国煤层气高效勘探开发和后期煤炭开采甲烷减排的关键所在。
4.2.3 废弃矿井瓦斯抽取利用与甲烷减排潜力
全球范围内，随着废弃矿井数量增多，废弃煤矿的甲烷排放量呈现上升趋势。基准情景模型下，废弃矿井甲烷排放量在全球煤矿甲烷排放总量中的占比将从2010 年的17% 增加到2050 年的23%。预测到2100 年，弱减排情景和强减排情景下全球废弃矿井甲烷排放量将分别达到1 100×108m3和400×108m3。“双碳”目标背景下，我国废弃煤矿数量增多同样将导致废弃煤矿的甲烷排放量上升。据中国工程院预测，2030 年我国关闭矿井数量将达到1.5 万处，预计我国关闭/废弃矿井中赋存遗留煤炭资源量高达420 亿t，瓦斯资源规模可达5 000×108m3[8]，废弃矿井甲烷的持续排放不容忽视。中国能源政策综合评价(Integrated Policy Assessment Model for China，IPAC)模型能源转型情景下，我国实现2060 年前碳中和路径下的废弃煤矿甲烷排放量将减少到154.0 万t[43]，废弃矿井瓦斯高效抽采与利用技术突破是实现废弃矿井甲烷减排与资源化利用的关键。
a.甲烷是最重要的非CO2温室气体，煤炭甲烷是主要的甲烷排放源，我国是世界煤炭甲烷排放量最多的国家。积极开展煤炭甲烷的有效排放管控与高效开发利用具有灾害气体防治、能源气体开发利用和温室气体减排三重效益，对我国能源安全和生态安全具有重大意义。
b.全球主要煤炭生产国，尤其是发展中国家面临着巨大的煤炭甲烷减排压力。我国煤炭甲烷排放主要来自煤炭地下开采，并于2015 年达到排放量峰值，但较长时期内煤炭地下开采仍是我国煤炭甲烷的主要来源；
随着我国关闭矿井增多，由此产生的关闭/废弃矿井甲烷排放量呈增长趋势，是我国煤炭甲烷不容忽视的来源，目前我国关闭/废弃矿井甲烷排放管控尚处在起步阶段。
c.为遏制煤炭甲烷排放量增长，实现煤炭甲烷减排的目标，世界主要产煤国相继出台了大量煤炭甲烷排放管控政策，并正在从源头减排、提高利用率、排放监测以及市场融资交易等环节积极落实甲烷减排承诺。我国煤炭甲烷排放管控经历了灾害气体防治、能源气体开发利用为主和温室气体减排协同等3 个阶段。随着碳中和国家战略的实施，煤炭甲烷的减排需求日益紧迫，温室气体减排的政策导向和科技创新逐渐成为我国煤炭甲烷管控的重点，明确了煤炭甲烷减排方向。
d.煤矿瓦斯抽采利用、煤层气勘探开发利用、关闭/废弃矿井瓦斯抽采利用、低浓度与乏风瓦斯利用是我国煤炭甲烷排放管控的关键技术路径。我国瓦斯综合抽采技术体系和煤层气地质适配性勘探开发技术体系逐步完善，被广泛应用于煤炭甲烷减排工程实践，取得了良好的经济和社会效益，并初步形成了煤炭开采前、开采中和开采后全煤炭生命周期、全甲烷浓度的煤炭甲烷开发利用与管控的技术发展方向。
e.我国煤炭甲烷减排成效显著，减排潜力巨大。到2060 年，基准情景下我国煤矿地下开采过程的甲烷排放量将减少到366.0 万t，煤层气对天然气总产量贡献率逼近5%，碳中和路径下的废弃矿井甲烷排放量将减少至154.0 万t。煤炭作为我国当前阶段主体能源，加之我国煤炭地质与工程条件的复杂性和煤炭甲烷排放管控难度的增加，煤炭甲烷排放管控仍面临巨大压力和严峻挑战，精准化、数字化、智能化与低碳化煤矿瓦斯高效抽采技术体系，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，关闭/废弃矿井煤层甲烷精准抽采和梯级利用技术体系，全浓度瓦斯综合利用技术体系等关键理论与技术问题亟待进一步突破。
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