CN103470223B - 一种化石能源低碳共采的方法和*** - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种化石能源低碳共采的方法和***。所述方法是：采集煤层中的煤层混合燃气，将煤层混合燃气中的CO2气体分离出来，将分离出来的CO2气体压入油层和/或气层中，油层中的原油被压入的CO2气体排出，气层中的气层混合燃气被压入的CO2气体排出，分别采集排出的原油和排出的气层混合燃气。所述***包括地下气化单元；地下气化单元的煤层混合燃气出口与净化分离单元的煤层混合燃气进口连通；净化分离单元的CO2气体出口通过加压单元与油层上游和/或气层上游连通。本发明可就地取材充分利用了CO2气体将原油或燃气排出，可不用将CO2气体排到大气中，避免污染环境，实现了低碳开采化石能源的有益效果。
Description
技术领域
本发明涉及化石能源开采技术领域，尤其涉及一种对煤层和油层和/或气层共存的区域进行化石能源低碳共采的方法和***。
背景技术
化石能源主要有煤炭、原油和燃气，随着浅部（1000米以浅）煤炭资源和中高渗透性油层资源逐渐消耗，深部（1000米以深）煤炭资源、稠油资源和燃气资源的开采越来越受到世界各国的重视。而在深部许多地区煤层、油层和气层同时存在，煤层在上部，油层和气层在下部。
依据第三次全国煤炭资源预测结果：全国垂深2000m以浅的预测资源量为4.55Tt、垂深1000m以浅的为1.84Tt，即煤炭资源埋深大于1000m的占全国预测总量的59.5%。由于深部地温、地压的升高，井工难以开采，因此目前对深部煤炭资源的开采尚不具备成熟的开采技术，然而利用煤炭地下气化技术可以实现传统采煤工艺无法实现的目的。煤炭地下气化（UndergroundCoalGasification,UCG）就是将处于地下的煤炭进行有控制地燃烧，通过对煤的热作用及化学作用产生可燃气体的新一代煤炭开采技术。煤炭地下气化煤气主要成分有：H2、CO、CH4、CO2，其中H2、CO、CH4是有效气体，可作为燃料或化工合成气，而CO2为废气，约占20%～40%，在现有技术中，这些CO2气体无处存放，只能排放到大气而污染环境。
在世界原油资源储量中，稠油储量占有很大比重，但开采效果普遍不好，采收率较低。如何能更好的开采稠油，提高稠油的采收率，是目前研究的重要课题。我国低渗透油气藏约63.2亿吨，尚有50%左右未动用，而已动用的低渗透资源，由于技术水平的制约，平均采收率仅为23.3%。稠油流动阻力大，对于油层中的稠油通常采取热力开采法。从1950年起，许多国家在实验室和现场均对CO2提高采收率方法进行了相当规模的研究。70年代美国和前苏联等国家都进行了大量的CO2驱油工业性试验，80年代CO2驱油在美国取得了飞速的发展。同时其他国家对CO2驱油的兴趣也越来越高，90年代的CO2驱油技术日趋成熟。美国在CO2气源丰富的地区广泛采用了CO2驱油，并认为是最有潜力的提高采收率方法。目前CO2驱油提高采收率技术已成为世界三大采油方法（热采、聚合物驱油和CO2驱油）之一。实践表明，二氧化碳驱油可以提高油田采收率10%~20%。二氧化碳被注入油层后，约有50%~60%被永久封存于地下。因此，稠油资源开采需要大量的CO2。目前都采用外运的方法解决。
在1000米以深，许多地区煤层和油层往往同时存在，如新疆准噶尔盆地东部，吉木萨尔凹陷区深度在1200米～1800米含煤层，在2000米～2500米含油层；辽河油田小龙湾油区深度在1200米～1600米含煤层，在1800米～2500米含油层。有些区域还含气层，煤层都在油层和气层的上面，油井和气井都经过煤层。
现有技术中，煤炭、原油和燃气的开采均是各自单独进行的。在采集煤炭、原油或燃气的过程中分离出的CO2气体无处存放只能直接排放到大气而污染环境。油层和气层经过多年的开采，许多油井和气井因抽不出油而报废，但油层和气层中还存在一定量的残油和残气。虽然可以利用CO2再次驱采，可使老油井得到重新利用，延长油田的服务寿命，但是，从空气中直接提取CO2气体效率太低，采用外运CO2气体的方法又大大增加了运输成本，从总体考虑是得不偿失的。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提供一种化石能源低碳共采的方法。使用该方法可不必将大量的CO2气体排放到大气而污染环境，不必采用外运CO2气体的方法即可将原油和燃气开采出来，极大地降低了生产成本。
本发明要解决的另一个技术问题是提供一种化石能源低碳共采的***。使用该***可不必将大量的CO2气体排放到大气而污染环境，不必借助外运CO2气体即可将原油和燃气开采出来，极大地降低了生产成本。
就方法而言，为了解决上述技术问题，本发明提供的一种化石能源低碳共采的方法，在煤层和油层和/或气层共存的区域，采集煤层中的煤层混合燃气，将煤层混合燃气中的CO2气体分离出来，将分离出来的CO2气体压入油层和/或气层中，油层中的原油被压入的CO2气体排出，气层中的气层混合燃气被压入的CO2气体排出，分别采集排出的原油和排出的气层混合燃气。
所述采集煤层中的煤层混合燃气是通过地下气化法在地下生成煤层混合燃气；所述地下气化法是向煤层中气化通道注入温度接近煤层燃点的氧气，将煤层强制氧化点燃，煤层点燃后继续向煤层中气化通道注入常温氧气，同时向煤层中注入气化剂，注气压力小于当地煤层静水压力，使煤层持续燃烧、气化、热解而产生含有H2、CO、CH4、CO2的煤层混合燃气；所述煤层混合燃气通过与煤层连通的废油井和/或废气井排出。
所述采集排出的原油所在的区域由近及远逐步地向前推进，所述采集排出的气层混合燃气的区域由近及远逐步地向前推进，或者，所述采集排出的原油所在的区域和所述采集排出的气层混合燃气的区域同时向前推进；相应地，所述采集煤层中的煤层混合燃气的区域跟在所述采集排出的原油所在的区域和/或所述采集排出的气层混合燃气的区域的后面同步向前推进。
将分离出CO2气体后所得煤层有效燃气的一部分用于发电；将分离出CO2气体后所得煤层有效燃气的另一部分用于合成天然气和/或油品；将原油中夹带的CO2气体分离出来得到油品；将气层混合燃气中混入的CO2气体分离出来得到气层有效燃气。
从发电的过程中产生的水蒸汽H2O用于采集煤层中的煤层混合燃气；从合成天然气和/或油品的过程中产生的水蒸汽H2O用于采集煤层中的煤层混合燃气；从原油中分离出来的CO2气体用于采集煤层中的煤层混合燃气；从气层混合燃气中分离出来的CO2气体用于采集煤层中的煤层混合燃气；从合成天然气和/或油品的过程中产生的尾气用于发电。
本发明的方法与现有技术相比具有以下有益效果。
1、本技术方案由于采用了将分离出来的CO2气体压入油层和/或气层中的技术手段，所以，油层中的原油可被压入的CO2气体排出，气层中的气层混合燃气可被压入的CO2气体排出。压入油层中的CO2气体有50%~60%被永久地封存于地下，另外的40%~50%的CO2气体与原油一起排出油层（这部分CO2气体将在下面的改进中得到进一步的循环利用）。压入气层中的CO2气体有50%~60%被永久地封存于地下，另外的40%~50%的CO2气体与气层中燃气混合后排出气层（这部分CO2气体将在下面的改进中得到进一步循环利用）。由此可见，通过共采的方法不但可就地取材充分利用了CO2气体将原油或燃气排出，不必采用外运CO2气体的方法即可将原油（包括稠油）和燃气开采出来，极大地降低了生产成本，有利于更彻底地采集排出的原油和排出的燃气，而且，又给CO2气体找到一个永久的安身处所，可不用将CO2气体排到大气中，避免污染环境，实现了低碳开采化石能源的有益效果。
2、本技术方案由于采用了采集煤层中的煤层混合燃气是通过地下气化法在地下生成煤层混合燃气并通过废油井和/或废气井将煤层混合燃气排出的技术手段，所以，可进一步地降低成本。又由于采用了向煤层中气化通道注入温度接近煤层燃点的氧气，将煤层强制氧化点燃，煤层点燃后继续向煤层中气化通道注入常温氧气，同时向煤层中注入气化剂，注气压力小于当地煤层静水压力，使煤层持续燃烧、气化、热解而产生含有H2、CO、CH4、CO2的煤层混合燃气的技术手段，所以，可极简单地就地生成煤层混合燃气，更进一步地降低成本。
3、本技术方案由于采用了采集排出的原油所在的区域由近及远逐步地向前推进，采集排出的气层混合燃气的区域由近及远逐步地向前推进，采集排出的原油所在的区域和采集排出的气层混合燃气的区域同时向前推进；相应地，采集煤层中的煤层混合燃气的区域跟在采集排出的原油所在的区域和/或所述采集排出的气层混合燃气的区域的后面同步向前推进的技术手段，所以，不但可有利于将整个在煤层和油层和/或气层共存的区域中的煤炭、原油和燃气较彻底地采集，而且，可以更充分地利用废油井和/或废气井，大大地降低生产成本。
4、本技术方案由于采用了将分离出CO2气体后所得煤层有效燃气的一部分用于发电的技术手段，所以，可不必引入外来电能驱动设备，实现就地取材、就地发电驱动设备，自给自足，循环生产，免去了漫长的输电线路的铺设，大大节省了电路成本，为打井施工提供了更大的方便。又由于采用了将分离出CO2气体后所得煤层有效燃气的另一部分用于合成天然气和/或油品；将原油中夹带的CO2气体分离出来得到油品；将气层混合燃气中混入的CO2气体分离出来得到气层有效燃气的技术手段，所以，不但可就地将原料加工成初级产品，而且可为下面进一步的优化提供有利条件。
5、本技术方案由于采用了从发电的过程中产生的水蒸汽H2O用于采集煤层中的煤层混合燃气，从合成天然气和/或油品的过程中产生的水蒸汽H2O用于采集煤层中的煤层混合燃气，从原油中分离出来的CO2气体用于采集煤层中的煤层混合燃气，从气层混合燃气中分离出来的CO2气体用于采集煤层中的煤层混合燃气，从合成天然气和/或油品的过程中产生的尾气（其中包含有效气体H2、CO、CH4）用于发电的技术手段，所以，实现了对水蒸汽H2O和CO2气体的循环利用，变废为宝，有利于气化剂的无限生成。
就产品而言，为了解决上述另一个技术问题，本发明提供的一种化石能源低碳共采的***，该***位于煤层和油层和/或气层共存的区域，包括气化单元；所述气化单元设置有气化剂进口和煤层混合燃气出口；所述气化单元的煤层混合燃气出口与净化分离单元的煤层混合燃气进口连通；所述净化分离单元设置有煤层有效燃气出口和CO2气体出口；所述净化分离单元的CO2气体出口通过加压单元与油层上游和/或气层上游连通。
所述气化单元是地下气化单元；所述地下气化单元包括设置在煤层中的气化通道；所述气化通道的一端设置有所述的气化剂进口；所述气化通道的另一端设置有所述煤层混合燃气出口；所述煤层混合燃气出口由废油井和/或废气井改造而成；所述由废油井改造而成是在所述废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；注浆的高度为煤层和油层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的油管管壁采用定向***或射孔方法实施破坏，使油管与所述气化通道连通；油管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓；所述由废气井改造而成是在所述废气井的气管内靠近该废气井的底部设置有止浆塞；向气管内注浆充填；注浆的高度为煤层和气层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的气管管壁采用定向***或射孔方法实施破坏，使气管与所述气化通道连通；气管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓。
所述气化通道有多个；多个所述气化通道呈直线形并水平设置；多个所述气化通道的一端相互连通并共用一个气化剂进口，所述气化剂进口是竖直定向井，所述竖直定向井中设置有可向任一个气化通道***并从该气化通道拔出的连续柔性管，所述连续柔性管上部的外侧壁与所述竖直定向井的顶部密封连接，所述竖直定向井的上部开有水蒸气H2O和CO2气体的进口，所述连续柔性管下部的出口与所述气化通道的另一端之间的初始距离为20-80m；多个所述气化通道的另一端分别连通到所述的废油井或废气井；或者，多个所述气化通道的另一端相互连通并共用一个废油井或废气井；多个所述气化通道的一端分别设置有气化剂进口，所述气化剂进口是竖直定向井，每一个所述竖直定向井中均设置有可向气化通道***并从该气化通道拔出的连续柔性管，每一个所述连续柔性管上部的外侧壁与所在竖直定向井的顶部密封连接，每一个所述竖直定向井的上部均开有水蒸气H2O和CO2气体的进口，每一个所述连续柔性管下部的出口与相应的所述气化通道另一端之间的初始距离为20-80m。
所述***还包括发电单元和化工合成单元；所述发电单元设置有煤层有效燃气进口；所述化工合成单元设置有煤层有效燃气进口；所述净化分离单元的煤层有效燃气出口分别与发电单元的煤层有效燃气进口和化工合成单元的煤层有效燃气进口连通；所述油层下游与油气分离单元的原油进口连通；所述气层下游与气气分离单元的气层混合燃气进口连通。
所述化工合成单元设置有水蒸气H2O出口和尾气出口；所述发电单元设置有水蒸气H2O出口和尾气进口；所述化工合成单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；所述发电单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；所述化工合成单元的尾气出口与所述发电单元的尾气进口连通；所述油气分离单元设置有CO2气体出口；所述油气分离单元的CO2气体出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；所述气气分离单元设置有CO2气体出口；所述气气分离单元的CO2气体出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通。
本发明的***与现有技术相比具有以下有益效果。
1、本技术方案由于采用了净化分离单元的CO2气体出口通过加压单元与油层上游和/或气层上游连通的技术手段，所以，油层中的原油可被压入的CO2气体排出，气层中的气层混合燃气可被压入的CO2气体排出。压入油层中的CO2气体有50%~60%被永久地封存于地下，另外的40%~50%的CO2气体与原油一起排出油层（这部分CO2气体将在下面的改进中得到进一步循环利用）。压入气层中的CO2气体有50%~60%被永久地封存于地下，另外的40%~50%的CO2气体与气层中燃气混合后排出气层（这部分CO2气体将在下面的改进中得到进一步循环利用）。由此可见，通过共采的***不但可就地取材充分利用了CO2气体将原油或燃气排出，不必采用外运CO2气体的方法即可将原油（包括稠油）和燃气开采出来，极大地降低了生产成本，有利于更彻底地采集排出的原油和排出的燃气，而且，又给CO2气体找到一个永久的安身处所，可不用将CO2气体排到大气中，避免污染环境，实现了低碳开采化石能源的有益效果。又由于采用了气化单元的技术手段，所以，大大地节约了生产成本。还由于采用了气化单元设置有气化剂进口和煤层混合燃气出口，气化单元的煤层混合燃气出口与净化分离单元的煤层混合燃气进口连通，净化分离单元设置有煤层有效燃气出口和CO2气体出口的技术手段，所以，为下面的改进提供了有利条件。
2、本技术方案由于采用了气化单元是地下气化单元，地下气化单元包括设置在煤层中的气化通道，气化通道的一端设置有所述的气化剂进口，气化通道的另一端设置有所述煤层混合燃气出口，煤层混合燃气出口由废油井和/或废气井改造而成的技术手段，所以，可以大大降低地下气化单元的施工成本。又由于采用了在废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；注浆的高度为煤层和油层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的油管管壁采用定向***或射孔方法实施破坏，使油管与所述气化通道连通；油管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面形成燃气冷凝物储仓的技术手段，所以，施工更加容易。同样地，采用了在废气井的气管内靠近该废气井的底部设置有止浆塞；向气管内注浆充填；注浆的高度为煤层和气层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的气管管壁采用定向***或射孔方法实施破坏，使气管与所述气化通道连通；气管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面形成燃气冷凝物储仓的技术手段，施工也更加容易。
3、本技术方案由于采用了气化通道有多个；多个气化通道呈直线形并水平设置；多个气化通道的一端相互连通并共用一个气化剂进口，气化剂进口是竖直定向井，竖直定向井中设置有可向任一个气化通道***并从该气化通道拔出的连续柔性管，连续柔性管的外侧壁与竖直定向井的顶部密封连接，竖直定向井的上部开有水蒸气H2O和CO2气体的进口，多个气化通道的另一端分别连通到废油井或废气井的技术手段，所以，可通过一个竖直定向井向不同的方位的废油井或废气井施工水平定向井，大大节约了施工成本。当采用了多个气化通道的另一端相互连通并共用一个废油井或废气井，多个气化通道的一端分别设置有气化剂进口，气化剂进口是竖直定向井，每一个竖直定向井中均设置有可向气化通道***并从该气化通道拔出的连续柔性管，每一个连续柔性管的外侧壁与所在竖直定向井的顶部密封连接，每一个竖直定向井的上部均开有水蒸气H2O和CO2气体的进口的技术手段，不但可以大大地节约施工成本，而且，可将每一个气化通道中的煤层混合燃气集中排出，有利于提高生产效率。
4、本技术方案由于采用了净化分离单元的煤层有效燃气出口分别与发电单元的煤层有效燃气进口和化工合成单元的煤层有效燃气进口连通的技术手段，所以，可不必引入外来电能驱动设备，实现就地取材、就地发电驱动设备，自给自足，循环生产，免去了漫长的输电线路的铺设，大大节省了电路成本，为钻井施工提供了更大的方便。
5、本技术方案由于采用了发电单元的水蒸气H2O出口与竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；化工合成单元的水蒸气H2O出口与竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；油气分离单元的CO2气体出口与竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；气气分离单元的CO2气体出口与竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；化工合成单元的尾气出口与发电单元的尾气进口连通的技术手段，所以，实现了对水蒸汽H2O和CO2气体的循环利用，变废为宝，有利于气化剂的无限生成。
附图说明
下面结合附图和具体实施方式对本发明的化石能源低碳共采的方法和***作进一步的详细描述。
图1为本发明化石能源低碳共采的***连接结构和工作流程示意图。
图2为本发明化石能源低碳共采的***在地面上的分布示意图。
图3为图2中A-A线阶梯剖面结构示意图。
具体实施方式
如图1至图3所示，本发明提供一种化石能源低碳共采的方法，在煤层20和油层7和/或气层8共存的区域（从图3中可以看出，该区域自上而下依次为：表土层11、上岩层12、煤层20、中岩层13、气层8、下岩层14和油层7。当然，该区域也可以是其它分布的结构，如煤层20、气层8、油层7基本位于同一水平面相互邻近分布的结构），采集煤层20中的煤层混合燃气，将煤层混合燃气中的CO2气体分离出来，通过后面所述的地下气化法（当然，也可以通过传统的气化方法）将分离出来的CO2气体压入油层7和/或气层8中，油层7中的原油被压入的CO2气体排出，气层8中的气层混合燃气被压入的CO2气体排出，分别采集排出的原油和排出的气层混合燃气。
本实施方式由于采用了将分离出来的CO2气体压入油层和/或气层中的技术手段，所以，油层中的原油可被压入的CO2气体排出，气层中的气层混合燃气可被压入的CO2气体排出。压入油层中的CO2气体有50%~60%被永久地封存于地下，另外的40%~50%的CO2气体与原油一起排出油层（这部分CO2气体将在下面的改进中得到进一步循环利用）。压入气层中的CO2气体有50%~60%被永久地封存于地下，另外的40%~50%的CO2气体与气层中燃气混合后排出气层（这部分CO2气体将在下面的改进中得到进一步循环利用）。由此可见，通过共采的方法不但可就地取材充分利用了CO2气体将原油或燃气排出，不必采用外运CO2气体的方法即可将原油（包括稠油）和燃气开采出来，极大地降低了生产成本，有利于更彻底地采集排出的原油和排出的燃气，而且，又给CO2气体找到一个永久的安身处所，可不用将CO2气体排到大气中，避免污染环境，实现了低碳开采化石能源的有益效果。
作为本实施方式的一种改进，如图2和图3所示，所述采集煤层20中的煤层混合燃气是通过地下气化法在地下生成煤层混合燃气并通过废油井和/或废气井将煤层混合燃气排出。
本实施方式由于采用了采集煤层中的煤层混合燃气是通过地下气化法在地下生成煤层混合燃气并通过废油井和/或废气井将煤层混合燃气排出的技术手段，这样，就不用将煤炭开采出来运往地面再对煤炭进行气化，通过废油井和/或废气井将煤层混合燃气排出，省去了钻出气井的工序，所以，可进一步地降低成本。当然，也可以采用传统的方法采集煤层中的煤层混合燃气。
作为本实施方式进一步的改进，如图2所示，所述采集排出的原油所在的区域（即油井进气口71和油井出油口72）由近及远逐步地向右推进，所述采集排出的气层混合燃气的区域（即气井进气口81和气井出气口82）由近及远逐步地向右推进，或者，所述采集排出的原油所在的区域（即油井进气口71和油井出油口72）和所述采集排出的气层混合燃气的区域（即气井进气口81和气井出气口82）同时向右推进；相应地，所述采集煤层2中的煤层混合燃气的区域（即气化剂进口22和煤层混合燃气出口23）跟在所述采集排出的原油所在的区域和/或所述采集排出的气层混合燃气的区域的后面同步向右推进。当然，上述的推进过程也可以是向左推进、向上推进、向下推进（相对于图2）。
本实施方式由于采用了采集排出的原油所在的区域由近及远逐步地向前推进，采集排出的气层混合燃气的区域由近及远逐步地向前推进，采集排出的原油所在的区域和采集排出的气层混合燃气的区域同时向前推进；相应地，采集煤层中的煤层混合燃气的区域跟在采集排出的原油所在的区域和/或所述采集排出的气层混合燃气的区域的后面同步向前推进的技术手段，所以，不但可有利于将整个在煤层和油层和/或气层共存的区域中的煤炭、原油和燃气资源较彻底地采集，而且，可以更充分地利用废油井和/或废气井，大大地降低生产成本。
作为本实施方式再进一步的改进，如图1所示，将分离出CO2气体后所得煤层有效燃气的一部分用于发电；将分离出CO2气体后所得煤层有效燃气的另一部分用于合成天然气和/或油品；将原油中夹带的CO2气体分离出来得到油品；将气层混合燃气中混入的CO2气体分离出来得到气层有效燃气。
本实施方式由于采用了将分离出CO2气体后所得煤层有效燃气的一部分用于发电的技术手段，所以，可不必引入外来电能驱动设备，实现就地取材、就地发电驱动设备，自给自足，循环生产，免去了漫长的输电线路的铺设，大大节省了电路成本，为打井施工提供了更大的方便。又由于采用了将分离出CO2气体后所得煤层有效燃气的另一部分用于合成天然气和/或油品；将原油中夹带的CO2气体分离出来得到油品；将气层混合燃气中混入的CO2气体分离出来得到气层有效燃气的技术手段，所以，不但可就地将原料加工成初级产品，而且可为下面进一步的优化提供有利条件。
作为本实施方式又进一步的改进，如图1所示，从发电的过程中产生的水蒸汽H2O用于采集煤层中的煤层混合燃气；从合成天然气和/或油品的过程中产生的水蒸汽H2O用于采集煤层中的煤层混合燃气；从原油中分离出来的CO2气体用于采集煤层中的煤层混合燃气；从气层混合燃气中分离出来的CO2气体用于采集煤层中的煤层混合燃气；从合成天然气和/或油品的过程中产生的尾气（其中包含有效气体H2、CO、CH4）用于发电。
本实施方式由于采用了从发电的过程中产生的水蒸汽H2O用于采集煤层中的煤层混合燃气，从合成天然气和/或油品的过程中产生的水蒸汽H2O用于采集煤层中的煤层混合燃气，从原油中分离出来的CO2气体用于采集煤层中的煤层混合燃气，从气层混合燃气中分离出来的CO2气体用于采集煤层中的煤层混合燃气，从合成天然气和/或油品的过程中产生的尾气（其中包含有效气体H2、CO、CH4）用于发电的技术手段，所以，实现了对水蒸汽H2O和CO2气体的循环利用，变废为宝，有利于气化剂的无限生成。
如图1至图3所示，本发明提供的一种实现化石能源低碳共采方法的***，该***位于煤层20和油层7和/或8气层共存的区域（从图3中可以看出，该区域自上而下依次为：表土层11、上岩层12、煤层20、中岩层13、气层8、下岩层14和油层7。当然，该区域也可以是其它分布的结构，如煤层20、气层8、油层7基本位于同一水平面相互邻近分布的结构），包括地下气化单元2；所述地下气化单元2设置有气化剂进口22和煤层混合燃气出口23；所述地下气化单元2的气化剂进口与气化剂制取单元1的气化剂出口连通；所述地下气化单元的煤层混合燃气出口与净化分离单元3的煤层混合燃气进口连通；所述净化分离单元3设置有煤层有效燃气出口和CO2气体出口；所述净化分离单元3的CO2气体出口通过加压单元6与油层7上游和/或气层8上游连通。
从图1中可以看出，所述净化分离单元3的CO2气体出口与一个加压单元6的CO2气体进口连通，该加压单元6的CO2气体出口分别与油层7上游和/或气层8上游连通。当然，也可以是所述净化分离单元3的CO2气体出口分别与两个加压单元6的CO2气体进口连通，其中，一个加压单元6的CO2气体出口与油层7上游连通，另一个加压单元6的CO2气体出口与气层8上游连通。
从图2中可以看出，所述油层7的上游设置有油井进气口71，该油井进气口71与加压单元6的CO2气体出口连通。所述气层8的上游设置有气井进气口81，该气井进气口81与加压单元6的CO2气体出口连通。
本实施方式由于采用了净化分离单元的CO2气体出口通过加压单元与油层上游和/或气层上游连通的技术手段，所以，油层中的原油可被压入的CO2气体排出，气层中的气层混合燃气可被压入的CO2气体排出。压入油层中的CO2气体有50%~60%被永久地封存于地下，另外的40%~50%的CO2气体与原油一起排出油层（这部分CO2气体将在下面的改进中得到进一步循环利用）。压入气层中的CO2气体有50%~60%被永久地封存于地下，另外的40%~50%的CO2气体与气层中燃气混合后排出气层（这部分CO2气体将在下面的改进中得到进一步循环利用）。由此可见，通过共采的***不但可就地取材充分利用了CO2气体将原油或燃气排出，不必采用外运CO2气体的方法即可将原油（包括稠油）和燃气开采出来，极大地降低了生产成本，有利于更彻底地采集排出的原油和排出的燃气，而且，又给CO2气体找到一个永久的安身处所，可不用将CO2气体排到大气中，避免污染环境，实现了低碳开采化石能源的有益效果。又由于采用了地下气化单元的技术手段，所以，大大地节约了生产成本。还由于采用了地下气化单元设置有气化剂进口和煤层混合燃气出口，地下气化单元的煤层混合燃气出口与净化分离单元的煤层混合燃气进口连通，净化分离单元设置有煤层有效燃气出口和CO2气体出口的技术手段，所以，为下面的改进提供了有利条件。
作为本实施方式的一种改进，如图2和图3所示，所述地下气化单元2包括设置在煤层20中的气化通道21；所述气化通道21的一端设置有所述的气化剂进口22；所述气化通道21的另一端设置有所述煤层混合燃气出口23；所述煤层混合燃气出口23由废油井和/或废气井改造而成；所述由废油井改造而成是在所述废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞26；向油管内用注浆27充填；注浆27的高度为煤层20和油层7之间隔离层（参见图3，即中岩层13、气层8和下岩层14）厚度的1/3至2／3；对位于煤层20段的油管管壁采用定向***或射孔方法实施破坏，使油管与所述气化通道21连通；油管与所述气化通道21的连通处到所述注浆27顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓；所述由废气井改造而成是在所述废气井的气管内靠近该废气井的底部设置有止浆塞26；向气管内用注浆27充填；注浆27的高度为煤层20和气层8之间隔离层（参见图3，即中岩层13）厚度的1/3至2／3；对位于煤层20段的气管管壁采用定向***或射孔方法实施破坏，使气管与所述气化通道连通；气管与所述气化通道的连通处到所述注浆27顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓。
本实施方式由于采用了地下气化单元包括设置在煤层中的气化通道，气化通道的一端设置有所述的气化剂进口，气化通道的另一端设置有所述煤层混合燃气出口，煤层混合燃气出口由废油井和/或废气井改造而成的技术手段，所以，可以大大降低地下气化单元的施工成本。又由于采用了在废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；注浆的高度为煤层和油层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的油管管壁采用定向***或射孔方法实施破坏，使油管与所述气化通道连通；油管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面形成燃气冷凝物储仓的技术手段，所以，施工更加容易。同样地，采用了在废气井的气管内靠近该废气井的底部设置有止浆塞；向气管内注浆充填；注浆的高度为煤层和气层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的气管管壁采用定向***或射孔方法实施破坏，使气管与所述气化通道连通；气管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面形成燃气冷凝物储仓的技术手段，施工也更加容易。
作为本实施方式进一步的改进，如图2和图3所示，所述气化通道21有多个；多个所述气化通道21呈直线形并水平设置；多个所述气化通道21的一端相互连通并共用一个气化剂进口22，所述气化剂进口22是竖直定向井，所述竖直定向井中设置有可向任一个气化通道***并从该气化通道拔出的连续柔性管24，所述连续柔性管24的外侧壁与所述竖直定向井的顶部密封连接，所述竖直定向井的上部开有水蒸气H2O和CO2气体的进口25，多个所述气化通道21的另一端分别连通到所述的废油井或废气井。当然，也可以是多个所述气化通道21的另一端相互连通并共用一个废油井或废气井；多个所述气化通道的一端分别设置有气化剂进口22，所述气化剂进口22是竖直定向井，每一个所述竖直定向井中均设置有可向气化通道***并从该气化通道拔出的连续柔性管24，每一个所述连续柔性管24的外侧壁与所在竖直定向井的顶部密封连接，每一个所述竖直定向井的上部均开有水蒸气H2O和CO2气体的进口25。
本实施方式由于采用了气化通道有多个；多个气化通道呈直线形并水平设置；多个气化通道的一端相互连通并共用一个气化剂进口，气化剂进口是竖直定向井，竖直定向井中设置有可向任一个气化通道***并从该气化通道拔出的连续柔性管，连续柔性管的外侧壁与竖直定向井的顶部密封连接，竖直定向井的上部开有水蒸气H2O和CO2气体的进口，多个气化通道的另一端分别连通到废油井或废气井的技术手段，所以，可通过一个竖直定向井向不同的方位的废油井或废气井施工水平定向井，大大节约了施工成本。当采用了多个气化通道的另一端相互连通并共用一个废油井或废气井，多个气化通道的一端分别设置有气化剂进口，气化剂进口是竖直定向井，每一个竖直定向井中均设置有可向气化通道***并从该气化通道拔出的连续柔性管，每一个连续柔性管的外侧壁与所在竖直定向井的顶部密封连接，每一个竖直定向井的上部均开有水蒸气H2O和CO2气体的进口的技术手段，不但可以大大地节约实工成本，而且，可将每一个气化通道中的煤层混合燃气集中排出，有利于提高生产效率。
作为本实施方式再进一步的改进，如图1至图3所示，所述***还包括发电单元5和化工合成单元4；所述发电单元5设置有煤层有效燃气进口；所述化工合成单元4设置有煤层有效燃气进口；所述净化分离单元3的煤层有效燃气出口分别与发电单元5的煤层有效燃气进口和化工合成单元4的煤层有效燃气进口连通；所述发电单元5设置有水蒸气H2O出口和尾气进口；所述化工合成单元4设置有水蒸气H2O出口和尾气出口；所述油层7下游与油气分离单元9的原油进口连通；所述油气分离单元9设置有CO2气体出口；所述气层8下游与气气分离单元10的气层混合燃气进口连通；所述气气分离单元10设置有CO2气体出口。
从图2中可以看出，所述油层7下游设置有油井出油口72，所述油井出油口72与油气分离单元9的原油进口连通；所述气层8下游设置有气井出气口82，所述气井出气口82与气气分离单元10的气层混合燃气进口连通。
本实施方式由于采用了净化分离单元的煤层有效燃气出口分别与发电单元的煤层有效燃气进口和化工合成单元的煤层有效燃气进口连通的技术手段，所以，可不必引入外来电能驱动设备，实现就地取材、就地发电驱动设备，自给自足，循环生产，免去了漫长的输电线路的铺设，大大节省了电路成本，为打井施工提供了更大的方便。又由于采用了发电单元设置有水蒸气H2O出口和尾气进口；化工合成单元设置有水蒸气H2O出口和尾气出口；油层下游与油气分离单元的原油进口连通；油气分离单元设置有CO2气体出口；气层下游与气气分离单元的气层混合燃气进口连通；气气分离单元设置有CO2气体出口的技术手段，所以，不但可就地将原料加工成初级产品，而且可为下面进一步的优化提供有利条件。
作为本实施方式又进一步的改进，如图1所示，所述发电单元5的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口25连通；所述化工合成单元4的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口25连通；所述油气分离单元9的CO2气体出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口25连通；所述气气分离单元10的CO2气体出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口25连通；所述化工合成单元4的尾气出口与所述发电单元5的尾气进口连通。
本实施方式由于采用了发电单元的水蒸气H2O出口与竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；化工合成单元的水蒸气H2O出口与竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；油气分离单元的CO2气体出口与竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；气气分离单元的CO2气体出口与竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；化工合成单元的尾气出口与发电单元的尾气进口连通的技术手段，所以，实现了对水蒸汽H2O和CO2气体的循环利用，变废为宝，有利于气化剂的无限生成。
本发明的工作原理和具体工艺参数如下。
本发明利用煤炭地下气化技术气化深部煤炭资源，在煤层和油层互存的地层中，利用废油井建设地下气化单元，气化采煤的同时，产生的CO2分离后压入油层驱油并被储存。该***中，气化剂制取单元，将空气分离成O2和N2，并将O2、水蒸气、CO2等按比例混合成气化剂注入煤炭地下气化单元；在地下气化单元里将煤层用高温氧气点燃，使煤层和气化剂发生燃烧、气化、热解反应生成混合煤气，并导入净化分离单元；煤气净化与分离单元将混合煤气净化后分离成有效气体（H2、CO、CH4）和CO2，将有效气体导入到化工合成单元及发电单元，CO2送到加压单元；化工合成单元及发电单元，将有效气体合成为天然气、油品等化工产品；加压单元将CO2压缩送入油井进气口，约有50%～60%的CO2被永久封存于地下，在油进出油口采集油气，进行油气分离，获得油品和CO2气体，CO2气体和化工合成单元及发电单元产生的水蒸气作为地下气化单元的气化剂回注进地下气化单元，使剩余的CO2得到进一步利用，发电单元所产生的电能用于各单元的动力消耗。从而实现了化石能源低碳循环开采。
在煤和油、特别是稠油伴生区域，利用废弃油井建立煤、油和气低碳共采***，包括：气化剂制取单元，将空气分离成O2和N2，将O2和化工和发电单元的余热蒸汽按一定比例混合后注入地下气化单元。
煤炭地下气化单元，利用废油井作为地下气化出气井，施工定向井建设地下煤层气化单元，由定向井布置连续柔性管，向气化煤层送入气化剂，在定向井里分段气化煤层，生成混合煤气，由废油井导出，并将混合煤气导入净化分离单元。
（1）选择合适的废油井作为地下气化的出气井，在废油井底部放置止浆塞，将废油井底部注浆充填，高度为煤层和油层隔离层厚度的1/3～2/3，留有煤气冷凝物储仓，在煤层段的套管采用定向***或射孔技术，破坏废油管井壁，并与煤层导通，形成出气井。
（2）在一个废弃油井附近(距离大于200m)或一组废油井中部的煤层中施工定向井，利用定向水平井技术，在煤层中向各废油井施工定向水平井，水平井在煤层底部，保持距离煤层底部等高线距离为煤层厚度的1／5～1／10，并与破坏的废油井井壁沟通，从而导通出气井，形成一个或多个气化工作面。
（3）在定向井布置连续柔性管，连续柔性管下部的出口端与所述气化通道之间的距离为20-80m，在连续柔性管里注入温度接近煤层燃点的氧气，将煤层强制氧化点燃，煤层点燃后由连续柔性管注入常温氧气，在连续柔性管与定向孔的环形空间内注入水蒸气和CO2的混合气体，使煤层燃烧、气化、热解而产生含有H2、CO、CH4、CO2的混合煤气，由出气井导出。注气压力小于当地煤层静水压力。
（4）第一个气化腔在达到设计燃烧的煤量后，将连续柔性管后退20-80m，重新注入温度接近煤层燃点的氧气将煤层强制氧化点燃，煤层点燃后由连续柔性管注入常温氧气，在连续柔性管与定向孔的环形空间内注入水蒸气和CO2的混合气体，使煤层燃烧、气化、热解而产生含有H2、CO、CH4、CO2的混合煤气，由出气井导出，形成第二个气化腔，以此类推，最后一个注气位置在定向井的水平点。一个气化工作面结束后以同样的方法启动另一个气化工作面。
煤气净化分离单元，用于将废油井导出的混合煤气净化后分离成有效气体（H2、CO、CH4）和CO2。将有效气体导入到化工合成单元及发电单元，CO2送到加压单元。
化工合成单元及发电单元，将有效气体合成为油、天然气等化工产品；化工合成的尾气（其中包含有效气体H2、CO、CH4）用于发电，由于有效气组分高可提高合成和发电效率，所产生的电能用于各单元的动力消耗。
加压单元，煤层和油层的垂直间距大于50米，将分离得到的CO2压缩注入油井驱油，压力大于9MPa，约有50%～60%的CO2被永久封存于地下，在出油井收集油品和逸出CO2，并进行分离。
油品中分离得到的CO2和化工、发电获得的余热蒸汽返回地下气化单元作为气化剂，使剩余的40～50％的CO2得到循环利用。
CO2+C＝2CO
H2O+C＝H2+CO
地下气化单元和加压单元推进接替布置，可实现煤层和油层的低碳循环开采。
上述***和方法还可以用于煤和页岩气层、油页岩层、煤层气层等伴生资源的低碳循环开采。
在煤和油、特别是稠油伴生区域，油层深度1500米，煤层深度1200米，煤层厚度20米，煤层和油层间距280米。利用原油开采的废弃油井，施工定向井建设地下煤层气化炉，废油井作为地下气化炉出气井，在废弃油井附近施工定向井，由定向井布置连续柔性管，向气化煤层送入气化剂，在定向井里分段气化煤层，生成混合煤气，由废油井导出，并将混合煤气导入净化分离单元。具体步骤如下：
（1）选择两个废油井(距离大于400m)作为地下气化的出气井，在废油井底部放置止浆塞，将废油井底部注浆充填，充填高度为200米，孔底留80米的高度的空间，作为煤气冷凝物储仓。在煤层段的套管采用定向***或射孔技术，破坏废油管井壁，并与煤层导通，形成出气井。
（2）在两个废弃油井中部的煤层中施工定向井，首选选择一口出气井为目标，利用定向水平井技术，在煤层中向出气井施工定向水平井，水平井在煤层底部，水平井轨迹保持距离煤层底部等高线距离为2米，并与破坏的井壁导通，从而沟通出气井。
（3）在定向井布置连续柔性管，未端距出气孔50m，在连续柔性管里注入温度接近煤层燃点的氧气，将煤层强制氧化点燃，煤层点燃后，由连续柔性管注入常温氧气，在连续柔性管与定向孔的环形空间内注入水蒸气和CO2的混合气体，使煤层燃烧、气化、热解而产生含有H2、CO、CH4、CO2的混合煤气，由出气井导出。注气压力小于当地煤层静水压力。
（4）第一个气化腔在达到设计燃烧的煤量后，将连续柔性管后退50m，重新注入温度接近煤层燃点的氧气将煤层强制氧化点燃，煤层点燃后由连续柔性管注入常温氧气，在连续柔性管与定向孔的环形空间内注入水蒸气和CO2的混合气体，使煤层燃烧、气化、热解而产生含有H2、CO、CH4、CO2的混合煤气，由出气井导出，形成第二个气化腔，以此类推，最后一个注气位置在定向井的水平点。一个气化工作面结束后，提出连续柔性管。
（5）利用定向孔的垂直段，以同样的方法向另一个出气井施工定向水平孔，下放连续柔性管，气化另一个工作面。
（6）如图3所示为保证产能需求，可以有多个定向井同时气化。
地下气化粗煤气由废油井改造的出气井导出，在地面净化分离分别导出有效气体（H2、CO、CH4）和CO2。有效气体导入化工合成单元，CO2导入加压单元。
有效气体用于化工合成，生产甲烷或油品，化工合成的尾气（其中包含有效气体H2、CO、CH4）用于发电，所产生的电能用于各单元的动力消耗。由于有效气体组分高可提高合成和发电效率。
将分离得到的CO2压缩注入油井驱油，压力大于9MPa，约有50%～60%的CO2被永久封存于地下，在出油井收集油品和逸出CO2，并进行分离。
油品中分离得到的CO2和化工、发电获得的余热蒸汽返回地下气化单元作为气化剂，使剩余的40～50的CO2气体得到循环利用。
一组废油井中部的煤层中施工定向井，可形成多个气化工作面。地下气化单元和加压单元推进接替布置，可实现煤层和油层的低碳循环开采。
本发明所述的***和方法并不限于具体实施方式中所述的实施例，本领域技术人员根据本发明的技术方案得出其他的实施方式，同样属于本发明技术创新范围。
Claims (10)
1.一种化石能源低碳共采的方法，其特征在于：
使用化石能源低碳共采的***，该***位于煤层和油层和/或气层共存的区域，包括气化单元；所述气化单元设置有气化剂进口和煤层混合燃气出口；所述气化单元的煤层混合燃气出口与净化分离单元的煤层混合燃气进口连通；所述净化分离单元设置有煤层有效燃气出口和CO2气体出口；所述净化分离单元的CO2气体出口通过加压单元与油层上游和/或气层上游连通；
在煤层和油层和/或气层共存的区域，采集煤层中的煤层混合燃气，将煤层混合燃气中的CO2气体分离出来，将分离出来的CO2气体压入油层和/或气层中，油层中的原油被压入的CO2气体排出，气层中的气层混合燃气被压入的CO2气体排出，分别采集排出的原油和排出的气层混合燃气。
2.根据权利要求1所述的化石能源低碳共采的方法，其特征在于：所述采集煤层中的煤层混合燃气是通过地下气化法在地下生成煤层混合燃气；所述地下气化法是向煤层中气化通道注入温度接近煤层燃点的氧气，将煤层强制氧化点燃，煤层点燃后继续向煤层中气化通道注入常温氧气，同时向煤层中注入气化剂，注气压力小于当地煤层静水压力，使煤层持续燃烧、气化、热解而产生含有H2、CO、CH4、CO2的煤层混合燃气；所述煤层混合燃气通过与煤层连通的废油井和/或废气井排出。
3.根据权利要求2所述的化石能源低碳共采的方法，其特征在于：所述采集排出的原油所在的区域由近及远逐步地向前推进，所述采集排出的气层混合燃气的区域由近及远逐步地向前推进，或者，所述采集排出的原油所在的区域和所述采集排出的气层混合燃气的区域同时向前推进；相应地，所述采集煤层中的煤层混合燃气的区域跟在所述采集排出的原油所在的区域和/或所述采集排出的气层混合燃气的区域的后面同步向前推进。
4.根据权利要求1所述的化石能源低碳共采的方法，其特征在于：将分离出CO2气体后所得煤层有效燃气的一部分用于发电；将分离出CO2气体后所得煤层有效燃气的另一部分用于合成天然气和/或油品；将原油中夹带的CO2气体分离出来得到油品；将气层混合燃气中混入的CO2气体分离出来得到气层有效燃气。
5.根据权利要求4所述的化石能源低碳共采的方法，其特征在于：从发电的过程中产生的水蒸汽H2O用于采集煤层中的煤层混合燃气；从合成天然气和/或油品的过程中产生的水蒸汽H2O用于采集煤层中的煤层混合燃气；从原油中分离出来的CO2气体用于采集煤层中的煤层混合燃气；从气层混合燃气中分离出来的CO2气体用于采集煤层中的煤层混合燃气；从合成天然气和/或油品的过程中产生的尾气用于发电。
6.一种用于实现如权利要求1所述化石能源低碳共采方法的***，其特征在于：该***位于煤层和油层和/或气层共存的区域，包括气化单元；所述气化单元设置有气化剂进口和煤层混合燃气出口；所述气化单元的煤层混合燃气出口与净化分离单元的煤层混合燃气进口连通；所述净化分离单元设置有煤层有效燃气出口和CO2气体出口；所述净化分离单元的CO2气体出口通过加压单元与油层上游和/或气层上游连通。
7.根据权利要求6所述的化石能源低碳共采的***，其特征在于：所述气化单元是地下气化单元；所述地下气化单元包括设置在煤层中的气化通道；所述气化通道的一端设置有所述的气化剂进口；所述气化通道的另一端设置有所述煤层混合燃气出口；所述煤层混合燃气出口由废油井和/或废气井改造而成；所述由废油井改造而成是在所述废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；注浆的高度为煤层和油层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的油管管壁采用定向***或射孔方法实施破坏，使油管与所述气化通道连通；油管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓；所述由废气井改造而成是在所述废气井的气管内靠近该废气井的底部设置有止浆塞；向气管内注浆充填；注浆的高度为煤层和气层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的气管管壁采用定向***或射孔方法实施破坏，使气管与所述气化通道连通；气管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓。
8.根据权利要求7所述的化石能源低碳共采的***，其特征在于：所述气化通道有多个；多个所述气化通道呈直线形并水平设置；多个所述气化通道的一端相互连通并共用一个气化剂进口，所述气化剂进口是竖直定向井，所述竖直定向井中设置有可向任一个气化通道***并从该气化通道拔出的连续柔性管，所述连续柔性管上部的外侧壁与所述竖直定向井的顶部密封连接，所述竖直定向井的上部开有水蒸气H2O和CO2气体的进口，所述连续柔性管下部的出口与所述气化通道的另一端之间的初始距离为20-80m；多个所述气化通道的另一端分别连通到所述的废油井或废气井；或者，多个所述气化通道的另一端相互连通并共用一个废油井或废气井；多个所述气化通道的一端分别设置有气化剂进口，所述气化剂进口是竖直定向井，每一个所述竖直定向井中均设置有可向气化通道***并从该气化通道拔出的连续柔性管，每一个所述连续柔性管上部的外侧壁与所在竖直定向井的顶部密封连接，每一个所述竖直定向井的上部均开有水蒸气H2O和CO2气体的进口，每一个所述连续柔性管下部的出口与相应的所述气化通道另一端之间的初始距离为20-80m。
9.根据权利要求8所述的化石能源低碳共采的***，其特征在于：所述***还包括发电单元和化工合成单元；所述发电单元设置有煤层有效燃气进口；所述化工合成单元设置有煤层有效燃气进口；所述净化分离单元的煤层有效燃气出口分别与发电单元的煤层有效燃气进口和化工合成单元的煤层有效燃气进口连通；所述油层下游与油气分离单元的原油进口连通；所述气层下游与气气分离单元的气层混合燃气进口连通。
10.根据权利要求9所述的化石能源低碳共采的***，其特征在于：所述化工合成单元设置有水蒸气H2O出口和尾气出口；所述发电单元设置有水蒸气H2O出口和尾气进口；所述化工合成单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；所述发电单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；所述化工合成单元的尾气出口与所述发电单元的尾气进口连通；所述油气分离单元设置有CO2气体出口；所述油气分离单元的CO2气体出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；所述气气分离单元设置有CO2气体出口；所述气气分离单元的CO2气体出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通。
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