CN112878978B - 一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法，包括：在煤层钻位于同一水平面的三口水平井组，井间对向射孔，低排量缝网压裂初步增透煤层。自井底后退式依次在井组射孔簇作业，两侧水平井于射孔簇同步有控制地燃烧煤，中间井循环泵注高压清水，利用煤层高温、地应力与泵注压力形成的高压条件，实现超临界水压裂。结合超临界水低粘、与煤层温差大等易增加压裂缝网复杂度特性以及高温碳与超临界水的强产氢特性，实现超临界水压裂煤层增透与增效制氢采氢的双重效果；以中间井泵压难维系和温度超阈值为终止压裂和注氧的条件，抽采气体后注浆填充燃空区。本发明能变革传统采煤方式，原位增效制氢，推动煤炭低碳、安全、高效开发。

Description

一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法
技术领域
本发明涉及煤炭原位储层增渗改造与增效制氢领域，具体涉及一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法。
背景技术
煤炭地下气化（UCG）是在地下原位进行有控制的燃烧并通过热与化学反应将深部煤炭转化为甲烷与氢气等可燃气体，并通过钻井方式进行开采。“富煤缺油少气”是我国能源的基本国情，我国仅1000~3000米深部煤炭地下气化折合的天然气资源量约为常规天然气储量的4倍，可作为未来战略接替能源。
然而，现有煤炭地下气化煤层的压裂增渗难控制且燃烧比表面积低，采出的可燃气体中甲烷为主体且氢气含量低，致使产气与采气效率低且采出气燃烧碳排放量高，不利于我国降低碳排放的国家发展需求。
相比于甲烷，氢气燃烧具有热值高（近3倍甲烷）且碳零排放的突出优势，因此实现煤炭地下化中氢气含量与煤层渗透性的同步提升将变革性地推动深部煤炭的原位安全、高效、绿色、低碳开发。
申请人发现：在深部煤炭地下气化过程中，鉴于深部高温地层具备使水进入超临界态的温压条件且超临界水和高温碳反应可提升氢气产量，因此利用该特性在气化还原区以及高温干馏区进行超临界水循环泵注压裂，一方面可利用温差效应、应力循环及超临界水低粘度、强滤失性进一步提升压裂缝网发育，另一方面提升煤层燃烧-气化比表面积并为气化反应补充更多的超临界水，以同步实现储层增渗与制氢增效。
发明内容
本发明的主要目的是变革现有煤炭地下气化的制气模式，利用煤层高温及地应力条件，使气化产出可燃气主体成分由甲烷转变为氢气并显著提升储层渗透性，实现煤炭地下气化的增效制氢与储层增渗。
为了实现上述目的，本发明采用了如下技术方案：
一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：沿最小水平地应力方向平行钻取三口水平井至煤层，三口水平井处于同一平面上，中间水平井为抽采井，两侧水平井为燃烧井，钻井过程中随下套管至井底，在套管与井壁之间的环空注入水泥浆固井；
步骤二：待固井水泥浆凝固完成固井，进行射孔作业，所述水平井采用簇状定向射孔且三口井射孔簇位置保持基本一致；
步骤三：同时对三口水平井同步进行后退式分段压裂，在抽采井和燃烧井之间的煤层中形成主缝与缝网共存的压裂裂缝网络；
步骤四：待压裂裂缝中的水滤失后，在外侧两口燃烧井中投放点火设备，并在燃烧井中注入氧气，点火设备进行后退式点火燃烧，热量通过压裂裂缝加热燃烧井与抽采井之间的煤层，燃烧井和抽采井之间区域中，靠近燃烧井的区域为燃烧区，靠近中间抽采井的区域为干馏区，干馏区与燃烧区之间为还原区；
步骤五：在抽采井中以循环泵注方式注入清水，保持井底压力超出超临界水的压力条件，利用煤层燃烧导致的还原区及部分干馏区岩石374 ℃以上的高温条件、地应力与泵注压力联合形成的22.1 MPa以上高压条件，使温度在374.3 ℃以上、孔缝内流体压力高于22.1 MPa的煤层内清水进入超临界态（临界压力：22.1 MPa，临界温度：374 ℃），实现泵注高压水的超临界压裂，结合超临界水低粘、与煤层温差大等易增加压裂缝网复杂度特性以及高温碳与超临界水的强产氢特性，实现超临界水压裂煤层增透与增效制氢，最终在抽采井采氢；
超临界水循环泵注压裂，在三个方面显著促进煤层增渗，（1）利用循环泵注的循环加载效应使已有压裂裂缝网络承受交变载荷，促使新的裂缝在已有裂缝面形成；（2）利用超临界水兼具气态渗透特性和液态密度的物理特性，以及具有强氧化能力的化学特性，使压裂介质进入小尺度裂隙、驱动裂隙扩展并腐蚀裂缝面，进一步提升压裂缝网的复杂度；（3）利用注入流体与高温煤层200 ℃以上温差所产生的热应力，促使煤层中产生热破裂缝网。
超临界水循环泵注压裂过程中储层增渗与增效制氢相互促进，一方面超临界水循环泵注压裂会增加高温煤层的裂隙复杂度并补充超临界水，进而促进超临界水与高温碳的气化制氢反应（C+H2O（超临界）→CO2+H2+沉淀与H2+O2→H2O（超临界）循环进行），提高产氢量；另一方面超临界水与高温碳气化反应的增效有利于进一步加剧煤层的裂隙复杂度与渗透性，进一步促进产氢反应及后期抽采增效。
步骤六：三口水平井当前射孔簇处的煤燃烧气化改造完毕后，注浆填充燃空区，重复上述超临界水压裂增效制氢方法以后退式进行新煤层的燃烧气化，直至所有煤层燃烧气化改造完毕。
作为更进一步的优选方案，以埋深超过1500米的煤层作为优势改造储层，抽采井和燃烧井先垂直钻进，后经造斜在煤层形成水平井段，抽采井和燃烧井相互平行。
作为更进一步的优选方案，抽采井的射孔方向为朝向两侧燃烧井，燃烧井的射孔方向为朝向抽采井。
作为更进一步的优选方案，步骤三中，采用低排量进行分段清水压裂，每个压裂段的建议泵注排量为0.5~1立方米/分钟，以持续、缓慢、保持定值波动的泵注压力曲线特征为识别形成压裂缝网条件，主缝及缝网延伸范围可根据微震监测进行识别。
作为更进一步的优选方案，步骤四中，步骤四中，还原区的温度为600 ℃~900 ℃，干馏区的温度为600 ℃以下，还原区与干馏区的高温为压裂泵注清水进入超临界态提供温度条件。
作为更进一步的优选方案，步骤五中，抽采井的超临界水泵注井段停止泵注液体后，两侧燃烧井控制注氧以继续燃烧煤层制气，抽采井焖井，使已注入的且在煤层中尚处于超临界态的清水与高温碳进行继续反应，充分制氢，监测抽采井泵注井段的温度，当该井段温度升高至200 ℃表明目标制气煤层基本燃烧完毕且燃烧区邻近抽采井，两侧燃烧井停止注氧气并中止燃烧，防止抽采井完整性高温损坏；继续焖井并监测制氢煤层的地层压力，若地层压力难以进一步提升，表明煤层制气达到峰值，抽采井开始抽采气体，理论上抽出的气体中氢气占70%以上，甲烷、一氧化碳、二氧化碳等其他气体占30%以内。
作为更进一步的优选方案，步骤五中，气体抽采完毕后，对燃烧井燃烧完毕井段扩大射孔或截断射孔套管，采用封隔泵注方法仅在燃烧井段注入水泥浆液或具有流态可凝固性的材料，充填燃空区，防止大范围燃空造成的地层沉降。
有益效果
本发明充分利用煤炭地下气化中煤层的高温以及地应力/泵注压力联合形成的高压条件，将泵注清水转化为超临界态进行循环泵注压裂，将高温煤与超临界水反应增效产氢特性以及超临界水循环泵注压裂显著增透煤层特性相结合，全面提升煤层燃烧与气化的比表面积、产氢总量与效率以及氢气抽采效率，有助于打破现有煤炭地下气化制甲烷且低效的瓶颈，变革煤炭地下气化的开采方式，实现煤炭原位高效制氢。本发明将有利于推动煤炭的低碳绿色开发利用，为深部煤炭的安全高效开采提供了颠覆性技术方法，可推动“煤炭氢能”新能源产业构建与传统煤炭行业转型，以资源的高质量开发支撑我国能源安全。
附图说明
图1是本申请一个实施方式提供的煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法的步骤流程图；
图2是煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法的原理示意图；
图3是煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢作业煤层的局部放大原理示意图；
图4是本申请一个实施方式提供的水平井射孔完井方案图；
图5是本申请一个实施方式提供的超临界水压裂循环泵注曲线示意图；
1—煤层；2—外侧水平井；3—中间水平井；4—单侧射孔；5—双侧射孔；6—初次低排量压裂缝网区域；7—氧气；8—煤炭地下气化燃烧区；9—煤炭地下气化还原区；10—煤炭地下气化干馏区；11—清水；12—超临界水压裂缝网及增效制氢区域。
具体实施方式
下面将结合附图和具体实施方式，对本发明的技术方案作详细说明，应理解这些实施方式仅用于说明。
煤层致密且渗透性差，制约煤炭地下气化充分燃烧、气化反应以及制气后的抽采，此外现有的煤炭地下气化以产甲烷为主，但甲烷产率低、燃烧热值仅为氢气的三分之一左右且燃烧碳排放高，需同时解决煤炭地下气化中煤层压裂增透与增效制氢的问题。
高温煤层的超临界水压裂增效制氢属于物理与化学交叉学科范畴，综合利用气化地层高温、高地应力以及高循环泵注压力，使温度在374.3 ℃以上、孔缝内流体压力高于22.1 MPa的煤层内流体进入超临界态，用于高效煤层缝网压裂增渗并提升产氢气化反应所需的超临界水含量，促进煤炭地下气化的制氢含量。
超临界水循环泵注压裂，在三个方面显著促进煤层增渗，一是利用循环泵注的循环加载效应使已有压裂裂缝网络承受交变载荷，促使新的裂缝在已有裂缝面形成；二是利用超临界水兼具气态渗透特性和气态密度的物理特性，以及具有强氧化能力的化学特性，使压裂介质进入小尺度裂隙、驱动裂隙扩展并腐蚀裂缝面，进一步提升压裂缝网的复杂度；三是利用注入流体与高温煤层200 ℃以上温差所产生的热应力，促使煤层中产生热破裂缝网。进而实现储层增渗与增效制氢相互促进，一方面超临界水循环泵注压裂会增加高温煤层的裂隙复杂度并补充超临界水，促进超临界水与高温碳的气化制氢反应；另一方面超临界水与高温碳气化反应的加剧有利于进一步提升煤层的裂隙复杂度与渗透性，增强产出氢气的采出效率。
考虑超临界水的压力条件，以1500米以深的煤层作为优势改造储层，沿最小水平地应力方向平行钻取三口水平井，所述水平井在同一水平面、需下套管固井并射孔完井，所述水平井采用簇状定向射孔且三口井射孔簇位置保持基本一致；所述三口水平井进行同步低排量分段压裂，形成主缝与缝网共存的压裂裂缝网络，提升煤层渗透性与煤层燃烧比表面积。
沿最小水平地应力方向平行钻取三口水平井且处于同一水平面，所述两侧水平井为燃烧井，中间水平井为超临界水压裂与抽采井，其中水平段完全分布于待改造煤层，随钻随下套管，并最终进行注浆固井，每次下套管根数及固井水泥浆依据实际地层条件设计，尤其保证水平井段固井完整。
三口水平井钻井与固井完成后，进行射孔完井，用于注采流体。所述射孔的方向需满足外侧两口水平井由套管内指向中间井方位对地层进行单侧射孔，中间井由套管内向两侧井方向进行双侧射孔，射孔自井底采用后退式作业，所述射孔形态为簇状，两侧井射孔簇用于初次压裂注液和注气燃烧，中间井射孔簇用于初次压裂注液、超临界水压裂注液以及气体抽采。
三口水平井先进行初步压裂，采用低排量进行分段清水压裂，在三口井间煤层形成压裂主缝与裂缝网络连通共存的改造效果，以提升后续煤层比表面积以及增强燃烧制气氢气等的渗透能力，从而综合提升制氢与采氢效率。
采用后退式依次作业方法，在所述两侧水平井射孔簇同步进行注氧、点火并对煤层进行有控制的燃烧；燃烧过程中，在所述中间井以循环泵注方式注入清水并使井底压力超出超临界水的压力条件22.1 MPa，利用煤层燃烧导致的还原区及部分干馏区岩石高温条件约374 ℃以上、地应力与泵注压力联合形成的高压条件22.1 MPa以上，实现泵注高压水的超临界压裂。结合超临界水低粘、与煤层温差大等易增加压裂缝网复杂度特性以及高温碳与超临界水的强产氢特性，实现超临界水压裂煤层增透与增效制氢采氢的双重效果。
所述三口水平井当前射孔簇处的煤燃烧气化改造完毕后，注浆填充燃空区，重复上述超临界水压裂增效制氢方法以后退式进行新煤层的燃烧气化，直至所有煤层燃烧气化改造完毕。
将所述外侧两口水平井作为注气燃烧井，自井底开展后退式燃烧气化，根据煤层瓦斯含量、改造煤层燃烧特性等勘探资料，有控制地注入氧气并安全燃烧射孔簇附近煤层，煤层燃烧区向外依次为还原区（600~900 ℃）与干馏区（600 ℃以下）。由中间井向燃烧区周围的高温煤层循环泵注清水进行压裂，以22.1 MPa以上压力为每次循环泵注油管井底压力峰值的最低下限，促进压裂泵注清水进入超临界态，其中泵注排量由实际地层条件确定。
综合利用气化地层高温、高地应力以及高泵注压力，使温度在374.3 ℃以上、孔缝内流体压力高于22.1 MPa的煤层内流体进入超临界态，实现超临界水循环泵注压裂，并在三个方面显著促进煤层增渗，1利用循环泵注的循环加载效应使已有压裂裂缝网络承受交变载荷，促使新的裂缝在已有裂缝面形成；2利用超临界水兼具气态渗透特性、气态密度的物理特性、以及具有强氧化能力的化学特性，使压裂介质进入小尺度裂隙、驱动裂隙扩展并腐蚀裂缝面，进一步提升压裂缝网的复杂度；3利用注入流体与高温煤层200 ℃以上温差所产生的热应力，促使煤层中产生热破裂缝网。
超临界水循环泵注压裂过程中储层增渗与增效制氢相互促进，一方面超临界水循环泵注压裂会增加高温煤层的裂隙复杂度并补充超临界水，进而促进超临界水与高温碳的气化制氢反应；另一方面超临界水与高温碳气化反应的加剧有利于进一步加剧煤层的裂隙复杂度与渗透性。
随着燃烧的进行，气化煤层体积减小，超临界水可注入的煤层体积相应降低，即超临界水流通的复杂通道体积减少致使难以完全被气化反应消耗，超临界水趋向于在燃烧区边界流出。因此，井底的循环泵注压力峰值难以达到24 MPa时应停泵结束超临界水压裂，防止注入过量水阻碍燃烧甚至熄灭燃烧火焰。
中间水平井的超临界水泵注井段停止泵注液体后，两侧水平井控制注氧以继续燃烧煤层制气，所述中间水平井焖井，使已注入的且在煤层中尚处于超临界态的清水与高温碳进行继续反应，充分制氢，监测中间井泵注井段的温度，当该井段温度升高至200 ℃表明目标制气煤层基本燃烧完毕且燃烧区邻近中间井，两侧水平井停止注氧气并中止燃烧，防止中间井完整性高温损坏；继续焖井并监测制氢煤层的地层压力，若地层压力难以进一步提升，表明煤层制气达到峰值，中间井开始抽采气体，理论上抽出的气体中氢气占70%以上，甲烷、一氧化碳、二氧化碳等其他气体占30%以内。
气体抽采完毕后，对两侧注气井燃烧完毕井段扩大射孔或截断射孔套管，采用封隔泵注方法仅在燃烧井段注入水泥浆液或具有流态可凝固性的材料，充填燃空区，防止大范围燃空造成的地层沉降。
重复上述煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢，采用后退式作业，直至整个煤层改造结束。
请参阅图1、图2、图3、图4与图5，本申请提供一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法，具体包括如下步骤与关键方法：
步骤s10：以1500米以深的煤层1为超临界水压裂增效制氢的有利储层，沿最小水平地应力方向平行钻取三口水平井（两口外侧水平井2以及一口中间水平井3），其中水平段完全分布于待改造煤层，水平井段长度及井间距可根据改造规模设计。随钻随下套管并灌浆固井，至全井段钻井固井完成。固井后三口水平井进行射孔完井，用于注采流体。外侧两口水平井由套管内指向中间井方位对地层进行单侧射孔4，中间井由套管内向两侧井方向进行双侧射孔5，射孔自井底采用后退式作业，每次定向射出10个孔左右形成射孔簇，孔间距约0.1米，三口井的射孔位置保持基本一致，簇间距可选为30米左右。
步骤s11：三口水平井采用桥塞封隔进行分段低排量清水压裂，泵注排量可采用0.5~1立方米/分钟，在三口井间煤层形成压裂主缝与裂缝网络连通共存的改造效果，形成初次低排量压裂缝网6，提升后续煤层比表面积并增强燃烧制气渗透能力。
步骤s12：将外侧水平井2作为注气燃烧井，自井底开展后退式燃烧气化，通过油管连接点火装置，根据煤层瓦斯含量等前期勘探资料，有控制地注入氧气7并安全燃烧射孔簇附近煤层。燃烧煤层为燃烧区8，煤层燃烧区向外依次为还原区9（600~900 ℃）与干馏区10（600 ℃以下）。
步骤s13：在两侧注气井燃烧过程中，注液管柱连接封隔器，由中间水平井3注入清水11进行循环泵注压裂，以不低于10次/分钟以及不低于24 MPa的井底峰值压力作为参考循环泵注参数。
步骤s14：综合利用气化地层高温、高地应力以及高泵注压力，使温度在374.3 ℃以上、孔缝内流体压力高于22.1 MPa的煤层内流体进入超临界态。
步骤s15：利用气化煤层高温374.3 ℃以上及22.1 MPa以上的地层于泵注压力使注入水进入超临界状态374.3 ℃，22.1 MPa并提升其含量，提升气化反应的氢气含量12，另一方面利用温差效应、应力循环及超临界水低粘度、强滤失性进一步提升压裂缝网发育12，提升燃烧、气化体积并增透煤层，提高产气与采气效率；图4中，实线表示高温气化前压裂裂缝，虚线表示高温气化过程中超临界水压裂裂缝。
步骤s16：当井底循环泵注压力峰值难以达到22.1 MPa以上时如24 MPa应停泵，结束超临界水压裂，防止注入过量水阻碍燃烧甚至熄灭燃烧火焰。此时两侧水平井2依然控制注氧燃烧，中间水平井3焖井，使已注入的且在煤层中尚处于超临界态的清水与高温碳继续进行制氢反应，若监测到中间井泵注井段的温度升高至200 ℃表明目标制气煤层基本燃烧完毕，两侧水平井停止注氧气并中止燃烧，继续焖井至监测到制氢煤层的地层压力达峰且难以提升，中间井3开始抽采气体，理论上抽出的气体中氢气占70%以上。
步骤s17：气体抽采完毕后，对两侧注气井燃烧完毕井段扩大射孔或截断射孔套管的方法，采用封隔泵注方法仅在燃烧井段注入水泥浆液或具有流态可凝固性的材料，充填燃空区，防止大范围燃空造成的地层沉降。采用上述煤炭燃烧气化、超临界水压裂与增效制氢方法，后退式作业，直至整个煤层改造结束。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：沿最小水平地应力方向平行钻取三口水平井至煤层，三口水平井处于同一平面上，中间水平井为抽采井，两侧水平井为燃烧井，钻井过程中随下套管至井底，在套管与井壁之间的环空注入水泥浆固井；
步骤二：待固井水泥浆凝固完成固井，进行射孔作业，所述水平井采用簇状定向射孔且三口井射孔簇位置保持基本一致；
步骤三：同时对三口水平井同步进行后退式分段压裂，在抽采井和燃烧井之间的煤层中形成主缝与缝网共存的压裂裂缝网络；
步骤四：待压裂裂缝中的水滤失后，在外侧两口燃烧井中投放点火设备，并在燃烧井中注入氧气，点火设备进行后退式点火燃烧，热量通过压裂裂缝加热燃烧井与抽采井之间的煤层，燃烧井和抽采井之间区域中，靠近燃烧井的区域为燃烧区，靠近中间抽采井的区域为干馏区，干馏区与燃烧区之间为还原区；
步骤五：在抽采井中以循环泵注方式注入清水，保持井底压力超出超临界水的压力条件，利用煤层燃烧导致的还原区及部分干馏区岩石374 ℃以上的高温条件、地应力与泵注压力联合形成的22.1 MPa以上高压条件，使温度在374.3 ℃以上、孔缝内流体压力高于22.1 MPa的煤层内清水进入超临界态，实现泵注高压水的超临界压裂，结合超临界水低粘、与煤层温差大的易增加压裂缝网复杂度特性以及高温碳与超临界水的强产氢特性，实现超临界水压裂煤层增透与增效制氢，最终在抽采井采氢；
步骤六：三口水平井当前射孔簇处的煤燃烧气化改造完毕后，注浆填充燃空区，重复上述超临界水压裂增效制氢方法以后退式进行新煤层的燃烧气化，直至所有煤层燃烧气化改造完毕。
2.根据权利要求1所述的一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法，其特征在于：以埋深超过1500米的煤层作为优势改造储层，抽采井和燃烧井先垂直钻进，后经造斜在煤层形成水平井段，抽采井和燃烧井相互平行。
3.根据权利要求1所述的一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法，其特征在于：抽采井的射孔方向为朝向两侧燃烧井，燃烧井的射孔方向为朝向抽采井。
4.根据权利要求1所述的一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法，其特征在于：步骤三中，采用低排量进行分段清水压裂，每个压裂段的泵注排量为0.5~1立方米/分钟，以持续、缓慢、保持定值波动的泵注压力曲线特征为识别形成压裂缝网条件，主缝及缝网延伸范围可根据微震监测进行识别。
5.根据权利要求1所述的一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法，其特征在于：步骤四中，还原区的温度为600 ℃~900 ℃，干馏区的温度为600 ℃以下，还原区与干馏区的高温为压裂泵注清水进入超临界态提供温度条件。
6.根据权利要求1所述的一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法，其特征在于：步骤五中，抽采井的超临界水泵注井段停止泵注液体后，两侧燃烧井控制注氧以继续燃烧煤层制气，抽采井焖井，使已注入的且在煤层中尚处于超临界态的清水与高温碳进行继续反应，充分制氢，监测抽采井泵注井段的温度，当该井段温度升高至200 ℃表明目标制气煤层基本燃烧完毕且燃烧区邻近抽采井，两侧燃烧井停止注氧气并中止燃烧，防止抽采井完整性高温损坏；继续焖井并监测制氢煤层的地层压力，若地层压力难以进一步提升，表明煤层制气达到峰值，抽采井开始抽采气体，理论上抽出的气体中氢气占70%以上，甲烷、一氧化碳、二氧化碳等其他气体占30%以内。
7.根据权利要求1所述的一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法，其特征在于：步骤五中，气体抽采完毕后，对燃烧井燃烧完毕井段扩大射孔或截断射孔套管，采用封隔泵注方法仅在燃烧井段注入水泥浆液或具有流态可凝固性的材料，充填燃空区，防止大范围燃空造成的地层沉降。
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