煤巖氣成藏機理與煤系全油氣系統
李國欣1, 2, 3, 4, 5，賈承造1, 5，趙群3, 5，周天琪3, 5，高金亮3, 5
（1. 中國石油天然氣集團有限公司，北京 100007；2. 中國石油天然氣股份有限公司，北京 100007；3. 中國石油勘探開發研究院，北京 100083；4. 中國石油油氣和新能源分公司，北京 100007；5. 中國石油天然氣集團有限公司煤巖氣重點實驗室，河北廊坊 065007）
基金項目：中國石油天然氣股份有限公司前瞻性基礎性項目“煤巖氣富集規律與開發機理研究”（2024DJ23）；中國石油科學研究與技術開發項目“油氣地質基礎新理論新技術研究”項目01課題“全油氣系統理論與非常規油氣成藏機理”（2021DJ0101）
摘要：煤系是含油氣盆地重要的烴源巖和儲集巖，國內外許多大型天然氣田、煤層氣田就由煤系烴源巖供氣或在煤巖內儲集成藏。受頁巖油氣探索實踐的啟發，按照“將煤巖作為儲層整體勘探”的思路，在保存條件較好的深部煤巖內實現了煤巖氣勘探開發突破，開辟了煤巖儲層內非常規天然氣發展的新領域?；诳碧介_發實踐資料，開展了煤巖氣成藏機理的系統研究，揭示了“三場”控制成藏機理，明確了煤巖氣與煤層氣成藏作用的主要差異。分析了鄂爾多斯盆地東緣石炭紀—二疊紀海陸過渡相煤系全油氣系統和準噶爾盆地侏羅紀陸相煤系全油氣系統的特征，指出了進一步構建煤系全油氣系統理論的重點研究方向。研究表明：煤巖與泥頁巖相比存在強生烴、強吸附能力、雙重介質，具備部分或較弱的油氣自封閉作用等特征；煤巖氣與頁巖氣、致密氣等非常規天然氣相比具有更復雜成藏作用等特殊性，成藏需要一定的煤巖組合形成封閉和巖性、構造圈閉，又具有常規裂縫氣藏的特征。與以碎屑巖層系為典型建立的全油氣系統基本理論和模式相比，煤系在煤巖儲層和源儲耦合上，具有明顯的特點和差異。煤系全油氣系統以煤系中煤巖（及暗色泥頁巖）為烴源巖和儲層，以及與其相鄰的致密層為儲層或蓋層或輸導層構成多種類型的煤系油氣成藏組合，在源儲耦合作用下，在保存條件較好的煤巖儲層形成煤巖氣，在致密層形成致密油氣或在遠源形成常規油氣，在受后期地質作用破壞的煤巖儲層形成煤層氣，是一種新類型全油氣系統。
關鍵詞：煤系；煤巖氣；煤層氣；致密氣；煤巖組合；成藏機理；全油氣系統；煤系全油氣系統
含油氣盆地要形成油氣田，離不開良好的烴源巖，因此烴源巖一直是石油地質學家的重點研究對象。20世紀70年代，為解決含煤盆地天然氣的勘探問題，戴金星研究發現煤系成烴以氣為主以油為輔，創立了煤成氣地質理論[1]，為中國一系列大型煤成氣田的發現奠定了理論基礎。Dow等將石油天然氣地質學與系統科學相結合，提出了油氣系統（Petroleum system）概念，闡明了油氣成藏的地質要素和成藏作用的關聯性[2-4]。20世紀80年代，胡朝元提出生油區控制油氣田分布的“源控論”，進一步強調了烴源巖的重要性，主要解決了盆地能否找到油氣的問題[5]。20世紀90年代，中國學者引入油氣系統概念[6-9]，對常規油氣勘探發現起到了很大的指導作用[10-15]。隨著鄂爾多斯盆地蘇里格致密氣、四川盆地川南頁巖氣等非常規氣田，準噶爾盆地吉木薩爾、松遼盆地古龍和渤海灣盆地濟陽等頁巖油田的發現[16-19]，從源到圈閉的傳統油氣系統理論難以適用。賈承造等在對傳統油氣系統和非常規油氣系統研究的基礎上，以碎屑巖層系為典型，提出并逐步建立了全油氣系統（Whole petroleum system）的基本理論和模式，指出常規油氣—致密油氣—頁巖油氣的形成與分布存在時空的有序性、成因機理的序列合理性，解決了油氣系統內形成什么樣的油氣、哪里有油氣的問題，豐富了油氣系統理論，指導了近年來的油氣大發現[20-22]。
20世紀80年代，美國煤層氣開發突破后，中國于90年代啟動了煤層氣勘探評價，但長期以來受傳統煤層氣地質理論的束縛，僅對埋藏較淺的煤層氣開展了工作，總體發展較為緩慢。2004年以來相繼發現沁水和鄂東等煤層氣田[23-27]。截至2023年，全國累計探明煤層氣地質儲量8 521×108 m3，產量僅為79×108 m3/a。受頁巖油氣發現的啟發，勘探家科學預測煤巖源內應具有巨量天然氣資源潛力。2005年以來，中國石油按照“借鑒致密氣、頁巖氣生儲成藏機制，將煤巖作為儲層整體勘探”的思路，打破1 500 m以深的傳統煤層氣勘探開發深度禁區，在埋深超過2 000 m的準噶爾盆地腹部白家海地區和鄂爾多斯盆地東緣煤巖儲層實現了煤巖氣勘探開發戰略突破，開辟了煤巖儲層內非常規天然氣發展的新領域[28]。與傳統煤層氣不同，煤巖氣具有“高壓力、高溫度、高含氣、高飽和、高游離”的地質特征，人工改善儲層連通性后，無需排水降壓，依靠地層自然能量可實現有效開采，游離氣產出后壓力降低，吸附氣解吸形成接替，可長周期產氣[28]，在生產特征上表現為一種介于常規氣和煤層氣之間的新類型非常規天然氣。21世紀初，國內外學者將油氣系統理論應用于煤層氣的研究中，主要研究了埋深1 500 m以淺煤層氣資源的分布規律[2-4, 29]，也有學者從開發角度分析了煤系疊置含氣系統共采的兼容性[30]。近年來，部分學者將與煤成氣相關的天然氣或將一套煤層中的煤層氣作為一個系統來研究，提出了煤成氣全含氣系統和煤層氣系統[31-32]，也有學者按照全油氣系統理念和思路對特定盆地的煤系地層內油氣生成、儲集、分布進行了研究[33]。
本文基于鄂爾多斯盆地和準噶爾盆地煤系內煤巖氣、煤層氣、致密油氣和常規油氣等勘探開發實踐，在前人工作的基礎上，以煤系為重點研究對象，對煤巖氣成藏機理和煤系全油氣系統進行了分析。按照全油氣系統的分析方法，對鄂爾多斯盆地東緣石炭紀—二疊紀海陸過渡相煤系全油氣系統和準噶爾盆地侏羅紀陸相煤系全油氣系統進行解剖，并指出了進一步構建煤系全油氣系統理論的重點研究方向。
與頁巖和致密砂巖相比，煤是一種固體可燃有機巖，作為油氣源巖具有巨量生氣能力，作為儲層具有雙重介質（基質微納米孔與宏觀割理裂縫等）特征，決定煤巖氣具有復雜的成藏過程與成藏機理。
1.1 煤巖生烴特征
煤巖有機質高度富集，演化階段全過程生烴，具有很高的生烴能力。煤巖總有機碳含量（TOC）可超過90%，優質泥頁巖烴源巖的TOC值通常為1%～12%。如鄂爾多斯盆地石炭系本溪組煤巖TOC值為80%～95%、炭質泥頁巖TOC值變化大（2%～30%）；四川盆地志留系龍馬溪組海相優質頁巖段TOC值為2%～8%。在干酪根生烴方面，Ⅲ型為主的煤巖生烴能力不及Ⅰ—Ⅱ型海相泥頁巖、陸相泥頁巖，僅為其生烴能力的1/4～1/3，略低于Ⅲ型陸相泥頁巖，與煤系中的炭質泥頁巖基本相當（見圖1）。煤巖的高TOC彌補了其單位質量有機質生烴能力的不足，因此單位體積煤巖的生烴總量是海相泥頁巖烴源巖的2～6倍。例如按照鄂爾多斯盆地東緣本溪組8號煤巖厚度為6～10 m，其生烴能力相當于60～100 m厚炭質泥頁巖的生烴量。
煤巖有機質主要為Ⅲ型干酪根，生、排烴以氣為主。煤巖有機質主要來自于高等植物，顯微組分主要包括鏡質組、殼質組和惰質組等[34]。其中鏡質組主體為高等植物木質纖維構成，以生氣為主；殼質組的氫指數較高，具有一定的生油能力；惰質組僅有少量生氣能力，幾乎無生油能力[34-35]。鄂爾多斯盆地石炭系本溪組8號煤巖鏡質組、惰質組和殼質組平均含量分別為80.9%，12.2%和0.5%，煤巖生油窗內可生成少量油，但多為滯留油，以排氣為主，排油能力較弱，為良好的氣源巖。部分煤巖有機質類型為Ⅱ2型干酪根，煤巖烴源巖在生油窗內具有一定的排油能力，也具備較強的油氣生成能力，既可以作為油源巖，也是高效氣源巖。如吐哈盆地侏羅系八道灣組煤巖鏡質組、惰質組和殼質組平均含量分別為67.1%，23.2%和8.5%，具有較強的生油氣能力，吐哈油田為典型的煤成油氣[36-37]。相比而言，以Ⅰ—Ⅱ型干酪根為主的海相泥頁巖、陸相泥頁巖，在中—低成熟階段以生油為主，成熟后以原油裂解成氣為主。與海相泥頁巖不同，煤巖鏡質體反射率（Ro）超過2.0%后仍有較強生氣能力（見圖1）。
1.2 煤巖儲層特征
煤巖儲層基質微納米孔與宏觀割理裂縫均發育，具有典型的雙重介質儲層特征。煤巖基質微納米孔主要包括植物的組織孔、熱成因的氣泡孔等，宏觀割理裂縫主要包括煤化作用形成的割理、構造作用形成的裂縫等（見圖2）。如鄂爾多斯盆地大吉區塊石炭系本溪組8號中高煤階（Ro值為1.8%～2.2%）的煤巖，孔隙度為3%～8%，其中微孔（小于2 nm）占比為67%，宏孔（大于200 nm）占比為26%。與頁巖等儲層僅微納米孔發育的特征不同，煤巖中存在大量的割理裂縫，如鄂爾多斯盆地石炭系本溪組8號煤巖面割理密度為6～10條/5 cm、端割理密度為7～15條/5 cm（見圖2）；準噶爾盆地侏羅系西山窯組煤巖（Ro值為0.7%～0.9%）面割理密度為4～5條/5 cm，端割理密度為3～7條/5 cm；四川盆地渝西地區二疊系龍潭組煤巖（Ro值為2.0～2.2%）面割理密度為5～10條/5 cm，端割理密度為7～19條/5 cm。煤巖宏觀割理裂縫不僅大幅提高了儲層的儲集能力，使煤巖氣具有一定的裂縫氣藏特征，還使煤巖的滲透能力大幅優于頁巖，使其可作為油氣運移的通道。
（a）鄂爾多斯盆地，高11井，2 068.1 m，本溪組，割理；（b）鄂爾多斯盆地，榆陽3井，2 674.6 m，本溪組，割理；（c）鄂爾多斯盆地，JB1井，1 950.2 m，本溪組，割理；（d）鄂爾多斯盆地，米125-9井，2 772.1 m，本溪組，割理；（e）準噶爾盆地白家海地區，彩煤-2-004H井，2 431.5 m，西山窯組，胞腔孔，掃描電鏡；（f）準噶爾盆地白家海地區，彩煤-2-004H井，2 431.5 m，西山窯組，胞腔孔，掃描電鏡；（g）鄂爾多斯盆地佳縣地區，佳16井，2 288.7 m，本溪組，胞腔孔向氣孔轉變，掃描電鏡；（h）鄂爾多斯盆地佳縣地區，佳16井，2 287.2 m，本溪組，被充填的胞腔孔，掃描電鏡
總體上，隨著煤化作用程度的加深和煤階的升高，在物理壓實和分子結構有序化的作用下，煤巖中不同類型的孔隙呈規律性變化。以鄂爾多斯盆地8號煤為例，微孔體積總體呈現增加趨勢，當Ro值超過1.5%后增幅放緩；宏孔體積在Ro值為1.7%時達到最大，之后隨煤化作用加深，部分孔隙塌陷，孔體積減??；割理在Ro值為1.2%～1.7%時相對發育。
煤巖雙重介質儲層的特征，決定了煤巖儲層內油氣運移聚集機理的復雜性。按照煤巖孔徑與流體流動方式的關系，當孔徑為0.3～1.6 nm時，流體運移以表面擴散和努森擴散為主；當孔徑為1.6～20.0 nm時，流體運移以菲克擴散為主；當孔徑為20～200 nm時，流體運移以滑脫流動為主；當孔徑大于200 nm時，流體運移以達西流動為主[38]。煤巖孔隙分布存在差異性，在相同溫壓條件下其油氣運移聚集的方式也存在差異。例如，鄂爾多斯盆地8號煤巖，孔徑0.3～1.6，1.6～20.0，20.0～200.0和大于200.0 nm的孔隙體積占比分別為67%，3%，1%和29%，煤巖基質滲透率為（0.01～0.10）×10-3 μm2、裂縫滲透率為（5.00～10.00）×10-3 μm2，油氣運移聚集的方式主要為擴散+達西流；準噶爾盆地侏羅系西山窯組煤巖，孔徑0.3～1.6，1.6～20.0，20.0～200.0和大于200.0 nm的孔隙體積占比分別為5%，15%，25%和55%，煤巖基質滲透率（0.1～1.0）×10-3 μm2、裂縫滲透率（20.0～40.0）×10-3 μm2，油氣運移聚集的方式主要為達西流+滑脫流，并存在一定的菲克擴散。
煤巖具有極強的吸附能力，分子吸附力（范德華力為主）是煤巖氣和煤層氣的主要自封閉作用力。吸附氣主要賦存于煤巖和頁巖的有機質微孔中，煤巖的吸附能力遠大于富有機質頁巖的吸附能力。以四川盆地長寧—威遠區塊龍馬溪組頁巖和鄂爾多斯盆地8號煤巖為例，同等壓力（20 MPa）條件下8號煤巖的吸附能力可達到26.9 m3/t（Ro值為2.1%），是龍馬溪組海相頁巖儲層的14～26倍（Ro值為2.5%～3.0%）（見圖3a）。煤巖氣中吸附氣含量高。鄂爾多斯盆地大吉區塊埋深為2 000 m的8號煤巖儲層含氣量為18～35 m3/t，吸附氣占比為65%～80%；鄂爾多斯盆地東緣埋深為500～1 200 m的煤巖儲層含氣量為8～12 m3/t，吸附氣占比接近100%[28, 39]。四川盆地長寧—威遠區塊埋深為2 800～3 000 m的龍馬溪組優質頁巖儲層含氣量為5～8 m3/t，吸附氣占比為20%～40%[40]。
圖3 鄂爾多斯盆地本溪組8號煤巖和四川盆地龍馬溪組頁巖等溫吸附和解吸曲線
受控于煤巖雙重介質儲層特征，煤巖巖心樣品氣體解吸速率呈現先增大后遞減規律。以鄂爾多斯盆地大吉區塊8號煤巖樣品（質量為4 760 g、含氣量為31.5 m3/t）為例，測試解吸速率快速增長至100.2 mL/min，表明裂縫內游離氣加速產出的過程，隨著游離氣產出壓力降低，基質內吸附氣解吸成游離氣產出。而四川盆地長寧—威遠區塊龍馬溪組頁巖（質量為5 091 g、含氣量為4.2 m3/t）的裂縫不發育，呈現初期解吸速率較高并快速遞減特征（見圖3b）。
1.3 煤巖氣成藏動力場特征
非常規油氣在地下運移聚集的成藏過程極其復雜，存在多種滲流機制[41]。賈承造等從典型的碎屑巖層系全油氣系統油氣成藏動力學角度，將油氣運移聚集的動力劃分為自由動力場、局限動力場和束縛動力場[21-22, 42]。自由動力場主要存在于常規儲層內，儲層物性好，孔隙度高、滲透率高、孔喉半徑大（孔隙度往往大于10%，滲透率大于1×10-3 μm2，孔喉半徑大于1 μm），油氣的運移過程符合達西定律，流體的流動機理與流動過程較易被描述，油氣成藏動力為浮力。局限動力場，當孔喉半徑減小為0.002～1.000 μm、滲透率降低至小于1×10-3 μm2時，油氣運移的流動過程不再符合常規的達西定律，往往呈現局限達西流動、滑脫流動甚至是擴散的特征，流動機理與流動過程難以描述，該種狀態主要出現在致密油氣與頁巖油氣。束縛動力場，當地層極為致密時，孔喉尺度極小，地層中主要存在束縛動力場，流體分子以擴散的形式在地層中繼續運移，流動現象與流動機理十分復雜[22]。
煤巖是優質生烴巖，具有良好生排烴能力。煤巖又是復雜的儲層，在成巖和煤化作用中，形成極為豐富的有機質微納米孔，同時發育大量割理裂縫，是典型的雙重介質儲層。因此，煤巖儲層具有常規裂縫型儲層和非常規致密儲層的雙重特征。在煤巖源儲一體成藏作用下，形成了煤系成藏序列，即煤巖氣—煤層氣—煤系致密砂巖氣及頁巖氣—遠源常規氣。它們具有復雜的成藏動力場特征，其中煤巖氣更是表現出自由動力場、局限動力場和束縛動力場“三場”控藏的特點。煤系內天然氣成藏主要有如下類型。
典型煤巖氣：“三場”控制成藏。煤巖割理裂縫發育時，自由動力場控制下形成優質裂縫型煤巖氣藏，基質微納米孔含吸附氣，具有高含氣量、高游離氣占比、高地層壓力等特征；煤巖割理裂縫較發育時，局限動力場控制下形成煤巖氣藏，基質微納米孔含吸附氣，具有高含氣量、較高游離氣占比、高地層壓力等特征，為煤巖氣資源主體，需壓裂生產；煤巖割理裂縫不發育時，煤巖基質微納米孔含氣，吸附氣為主，束縛動力場控制形成煤巖氣藏。
典型煤層氣：煤巖割理裂縫內的地下水自由動力場破壞了原生煤巖氣藏，幾乎不含游離氣，煤巖基質微納米孔含氣，束縛動力場控制成藏。其本質是殘留型煤巖氣藏，水壓力對煤層氣進行封閉。
非典型煤巖氣/煤層氣：煤巖空間上由局限動力場逐步向自由動力場轉換，由煤巖氣逐步向煤層氣過渡，在煤巖氣藏與煤層氣藏之間存在過渡帶，即煤巖氣—煤層氣聚集過渡帶。
煤系致密氣、頁巖氣：煤巖及暗色泥巖生烴充注致密砂巖等儲層形成致密氣；頁巖氣自生自儲，毛管壓力作用為主，局限動力場控制天然氣成藏。
煤系常規氣：煤巖及暗色泥巖生烴充注常規砂巖等儲層，浮力作用為主，自由動力場控制天然氣成藏。
1.4 煤巖氣成藏過程與流體動力場變化
煤巖氣的成藏過程受含油氣盆地的地球動力學背景控制，一般可分3個階段。
第1階段為煤巖形成期。煤巖沉降至最大埋藏深度，其間隨著溫度、壓力及地下流體變化，煤巖及圍巖經歷干酪根熱演化、煤化作用、碎屑巖壓實成巖作用等，儲層逐漸形成，包括基質有機微納米孔和割理，并開始生排烴及油氣運移過程。
第2階段為煤巖生排烴高峰期及主要成藏期。煤巖生成的油氣充注基質微納米孔及宏觀割理裂縫，形成原生煤巖氣藏，并排出、充注近源致密儲層和遠源常規儲層圈閉，形成致密氣藏和常規氣藏。對于低滲透煤巖儲層，受局限動力場控制，在毛管壓力和物性封閉下，游離氣可有效保存，形成自封閉煤巖氣藏，類似頁巖氣藏；對于高滲透煤巖儲層，受自由動力場控制，在物性差異封閉下，形成裂縫型煤巖氣藏，類似常規裂縫氣藏。如鄂爾多斯盆地大吉、蒙陜和佳縣等煤巖氣田，煤巖含氣量為12～35 m3/t，游離氣占比為20%～35%（見表1），具有一定的裂縫型氣藏的特征。煤巖割理裂縫滲透率較高，煤巖氣在層內存在微距運移，游離氣在局部構造高部位相對富集[28]。
第3階段為煤巖氣保存與流體動力場變化期。原生煤巖氣成藏后的保存條件非常重要，決定氣藏類型。與頁巖氣相比，煤巖儲層復雜，自由動力場、局限動力場和束縛動力場“三場并存”，僅具有部分油氣自封閉能力，流體動力場易于變化，并導致原生煤巖氣藏的調整和破壞。目前，在中淺層開發的煤層氣，就是原生煤巖氣藏破壞后的殘留氣藏。而頁巖氣由于儲層油氣自封閉作用強，具有很好的原生油氣保存能力，較少發生油氣藏的破壞與流體動力場的變化。含油氣盆地邊緣的構造隆升，是較常見的煤巖氣藏破壞類型。而盆地中部和坳陷深部位，煤巖氣保存條件較好，是勘探的主要目標區。
在盆地邊緣構造隆升區，煤巖流體動力場會發生調整和變遷。因為外部流體場的介入或構造應力的作用，“三場”平衡被打破，地下水侵入，游離氣散失，煤巖僅靠吸附氣束縛動力場成藏，形成煤層氣（見圖4）。如沁水盆地南部高煤階煤層氣田，煤巖含氣量為12～16 m3/t，幾乎無游離氣[26]；美國粉河盆地低煤階（Ro值為0.4%～0.7 %）煤層氣田，埋深為300～800 m，在自由動力場作用下，淡水攜帶甲烷菌進入煤層，生成生物成因煤層氣[43]。少數情況下，構造抬升后在良好圈閉內，煤巖儲層仍保留大量的自源吸附氣或他源游離氣，形成圈閉型煤巖氣藏。如準噶爾盆地白家海地區的侏羅系煤巖氣在圈閉中成藏，有來自下部石炭系、二疊系的氣源充注[44]。
構造抬升可在煤巖儲層內產生另一種流體動力場變化效應。煤巖儲層具有低彈性模量和高泊松比（鄂爾多斯盆地8號煤巖彈性模量為3.1～5.1 GPa、泊松比為0.31～0.41），割理裂縫滲透率具有極強的應力敏感性。煤巖深埋生烴后，在深層高應力條件下，割理裂縫滲透率低，主要受局限動力場控制。在同一煤巖儲層，因埋深差異應力大小不同，由深至淺，由局限動力場向自由動力場轉換，出現自封閉作用破壞和地下水侵入，在煤層氣藏與煤巖氣藏之間存在復雜的過渡帶，即煤巖氣—煤層氣聚集過渡帶，不同盆地、不同區塊聚集過渡帶的埋深存在較大差異（見圖4）。研究表明，鄂爾多斯盆地8號煤巖儲層內，過渡帶埋深為1 500～2 000 m。
勘探實踐表明，含油氣盆地煤系內油氣資源分布具有明顯的規律性和有序性，煤系烴源巖生排烴、儲層結構和油氣成藏機理等具有獨特性，是一種新類型的全油氣系統。
2.1 煤系全油氣系統的含義
煤系是指在一定地質時期連續沉積形成的一套含有煤層并具有成因聯系的沉積巖系，通常又稱為含煤巖系、含煤地層或含煤建造等[33]。煤系是一個復雜的地質單元，其地質特點和分布受到古地理、古氣候條件和地球動力學過程的影響，不同的沉積、構造背景形成的煤系具有不同的特征，煤系主要可以分為海陸過渡相和陸相2種煤系類型[33-34]。
海陸過渡相煤系分布面積較大，煤層厚度較小而穩定、巖性巖相變化小、沉積旋回結構明顯；陸相煤系分布面積較小、煤層厚度較大但不穩定、巖性巖相變化大、沉積旋回結構不明顯。煤系中烴源巖發育，源巖類型多樣，主要有煤巖、炭質泥巖、暗色泥頁巖、油頁巖等，累計厚度占比大，有機質含量高，生烴能力強，煤巖既是整個層系中的主力烴源巖，也是良好的儲層。煤系中煤巖與其共生的巖石類型構成特定的沉積序列或巖石組合，主要以砂巖、煤巖、泥頁巖、灰巖、鋁土巖等互層組合為主，并可形成多種類型的生儲蓋組合。煤系內油氣藏既與單純的煤層氣、致密氣、頁巖氣特點不同，更與常規天然氣存在較大差異。
以碎屑巖層系為典型，已經建立了全油氣系統的基本理論和模式。但是，煤系的煤巖儲層和源儲耦合關系與碎屑巖層系、碳酸鹽巖層系相比，具有明顯的特點和差異，與以碎屑巖層系為典型建立的全油氣系統的基本理論和模式不同，是一種新類型全油氣系統。本文將煤巖、與煤共生的炭質泥頁巖等烴源巖和其上下相鄰的巖石形成的巖石組合，稱為煤巖組合；將含煤巖系內油氣生成、運移、儲集、成藏、演化和改造等全部地質要素和地質過程稱為煤系全油氣系統（見圖5）。
2.2 源儲耦合與油氣藏形成分布
近年隨著煤巖氣的戰略突破，發現在煤系全油氣系統內，煤巖氣/煤層氣、致密油氣和常規油氣在成因上同源、在空間分布上呈現規律性，總體以天然氣為主（見圖6）。實踐表明，煤系內油氣的運移聚集受流體動力場控制。煤系內通常煤巖、炭質泥頁巖、致密砂巖和灰巖多層相互疊置，存在多種巖性組合方式。煤巖有機質高度富集、生烴能力強，可在煤系內的儲層形成有效充注，后期構造調整控制油氣藏分布。
煤系中煤巖及暗色泥頁巖等烴源巖與相鄰致密砂巖等構成多種類型的煤巖組合。根據源儲耦合關系，深部煤巖儲層富集煤巖氣，頁巖內富集頁巖油氣；相鄰的致密層富集致密油氣；煤系外遠源圈閉內則富集常規油氣；淺部煤層富集煤層氣。煤系內油氣藏類型受不同的巖性組合控制，形成有序分布。煤系內除煤層氣外，煤巖氣、致密氣、頁巖氣三者共生，可聯合開發。
煤巖組合控制油氣藏富集。對于源內煤巖氣成藏，當地下水在局限動力場作用下，毛管壓力超過天然氣的浮力，阻止了地下水侵入煤巖儲層，因流體動力場轉換，煤巖氣—煤層氣聚集過渡帶形成氣水倒置。在過渡帶以下，煤巖氣的富集程度受煤巖組合封閉性能的控制（見圖7）。按照煤—灰、煤—泥和煤—砂的源儲關系，劃分為強封閉、中等封閉和弱封閉3種源儲組合類型。煤—灰組合與煤—泥組合具有相對較強的封閉能力，更有利于源內煤巖氣的滯留成藏，形成優質煤巖氣藏。煤—砂組合中的砂巖也可作為油氣儲層，煤巖生烴充注后，煤巖與砂巖接觸，共同儲集油氣，形成煤巖油氣藏和致密油氣藏組合，具有統一或相近的壓力系統，但煤巖油氣品位相對較低。
3.1 中國煤系沉積分布
煤巖氣主要生于煤層儲于煤層，與煤系內煤炭資源的形成、分布有著密不可分的聯系。煤系是在一定的地質歷史聚煤期、一定的聚煤區內連續沉積形成的一套含有煤層并具有成因聯系的沉積巖系。按照空間分布，中國煤系劃分為東北（早侏羅世—晚白堊世和新近紀煤系）、華北（晚石炭世—早二疊世和早—中侏羅世煤系）、西北（早—中侏羅世煤系）、華南（晚二疊世煤系和晚三疊世煤系）、西南（滇藏）（早石炭世煤系和新近紀煤系）等5個聚煤區。以侏羅紀煤系為主，其次為石炭紀—二疊紀煤系。侏羅紀煤系主要分布于西北和華北，占煤炭資源總量的61%；石炭紀—二疊紀煤系主要分布于華北，占中國煤炭資源總量的25%[45-48]。
中國含油氣盆地大多是在聚煤盆地基礎上演化而來，現今含油氣盆地基本都是含煤盆地。含油氣盆地內包含有一套或多套不同聚煤期、不同聚煤盆地形成的煤系。中國主要聚煤期是晚石炭世—早二疊世和早—中侏羅世2個聚煤期，煤系形成的沉積環境以海陸過渡相和陸相沉積為主，煤系主要分布在西北和華北聚煤區的含油氣盆地。中國主要的含油氣盆地如塔里木、準噶爾、吐哈、三塘湖、柴達木、四川、鄂爾多斯和渤海灣等盆地主要發育侏羅紀陸相為主的煤系和石炭紀—二疊紀海陸過渡相為主的煤系；二連盆地、海拉爾盆地和東北含油氣盆地群主要發育侏羅紀和白堊紀陸相煤系；南方滇黔桂盆地等發育石炭紀海相煤系，初步分析均存在煤系全油氣系統。據此將中國煤系全油氣系統主要分為兩大類：海陸過渡相煤系全油氣系統和陸相煤系全油氣系統。
3.2 鄂爾多斯盆地東緣石炭紀—二疊紀海陸過渡相沉積煤系全油氣系統
鄂爾多斯盆地石炭系本溪組—二疊系下石盒子組是煤系地層，以海陸過渡相為主，地層厚度為100～300 m，受陸表海潟湖潮坪—潮控淺水三角洲沉積環境控制，煤巖、泥頁巖、灰巖和砂巖等相互疊置，分布相對穩定，形成多套源儲組合。煤系內發育5～10層煤層，總厚度為5～30 m，Ⅲ型有機質為主，其中石炭系本溪組8號煤巖和二疊系山西組5號煤巖總體分布面積超過5×104 km2，單層厚度為3～12 m，面割理密度為6～10條/5 cm、端割理密度為7～15條/5 cm，孔隙度為2.0%～10.0%，覆壓滲透率（0.01～0.5）×10-3 μm2，蘭氏體積為15～35 m3/t，是煤巖氣、煤層氣開發的主力層。
根據埋藏史分析，8號煤巖在中—晚白堊世達到最大古埋深（3 000～4 500 m），最大溫度為100～240 ℃[49-51]，Ro值為1.0%～3.0%，主體為1.2%～2.4%，總體呈現南高北低、東高西低的特征[28, 31]。煤巖頂板與煤巖層內的流體包裹體同期形成，主要在最大古埋深期附近，表明煤巖排烴并向近源充注。在生烴壓力作用下，儲層壓力系數可達1.5，煤系內形成了原生煤巖氣藏[49-51]。之后，盆地整體穩定構造抬升，該階段未見大規模排烴。深層煤巖儲層水化學分析結果顯示，礦化度極高（100 000～130 000 mg/L），以CaCl2型為主，Cl–、Na+主要源于經過濃縮蒸發的古海水，表明現今煤巖氣藏保留了部分原生煤巖氣藏特征；大吉和蒙陜等煤巖氣田埋深超過2 000 m的煤巖含氣量為12～35 m3/t，游離氣占比為20%～35%。在盆地東緣埋深為500～1 200 m的淺層，煤巖儲層水化學分析結果顯示，礦化度較低（小于10 000 mg/L），以NaHCO3型為主，具有大氣淋濾水特征，表明為近地表侵入水，原生氣藏破壞，游離氣散失，煤層氣含氣量為8～12 m3/t，幾乎不含游離氣（見表1）。
煤系內煤巖、泥頁巖、灰巖和致密砂巖相互疊置，形成不同類型的天然氣有序聚集。煤巖內形成構造低部位保存較好的煤巖氣與構造高部位保存較差的煤層氣有序聚集（見圖8）。在構造低部位，受局限動力場控制，儲層弱自封閉，富含游離氣，形成大吉、蒙陜、佳縣和臨興等煤巖氣田；在構造高部位，原生氣藏被破壞，煤巖割理裂縫內的水受自由動力場控制，吸附氣在地下水壓力下保存（束縛動力場），形成保德、三交和韓城等煤層氣田；因煤巖割理裂縫內的流體動力場轉換，在煤巖層內形成煤巖氣—煤層氣聚集過渡帶。盆地南部大吉區塊過渡帶埋深1 500～1 800 m，盆地北部紫金山—臨興等地區聚集過渡帶埋深在2 000 m左右。在過渡帶之上，以束縛動力場作用為主，與鄂爾多斯盆地相鄰的沁水盆地南部，煤巖Ro達到3.5%以上，主體埋深為500～1 200 m，僅吸附氣在水壓力封閉下形成鄭莊和樊莊等煤層氣田（見圖8）。在近源，鄂爾多斯盆地煤系內形成連續分布的致密氣田，如蘇里格、神木等致密氣田。煤巖組合控制了天然氣富集程度。以本溪組8號煤巖為例，佳縣南部泥—煤—灰強封閉組合煤巖源內氣測值為85%～95%，佳縣中部泥—煤—泥中等封閉組合煤巖源內氣測值為70%～85%，佳縣北部泥—煤—砂弱封閉組合煤巖源內氣測值為30%～40%，其相鄰致密砂巖內氣測值為5%～15%（見圖9）。
圖8 鄂爾多斯盆地石炭紀—二疊紀煤系全油氣系統模式圖
圖9 鄂爾多斯盆地煤巖組合（Rlld—深側向電阻率；Rlls—淺側向電阻率；GR—自然伽馬；ρ—密度）
3.3 準噶爾盆地侏羅紀陸相沉積煤系全油氣系統
準噶爾盆地侏羅系西山窯組—八道灣組是煤系地層，以陸相為主，地層厚度500～1 500 m，受沖積扇、扇三角洲—河流以及沼澤沉積環境控制，煤巖、泥巖、砂巖等相互疊置，橫向厚度變化大，形成多套源儲組合。煤系內發育1～20層煤巖、最大累計厚度可超200 m。西山窯組累計厚度大于5 m的煤巖主要分布于準噶爾盆地南部（簡稱準南）齊古、滴南—白家海和陸梁等地區，面積約為3.4×104 km2；八道灣組累計厚度大于5 m的煤巖主要分布于準南、滴南—白家海、瑪湖—陸梁等地區，面積約為3.2×104 km2，Ⅲ型有機質為主，并存在一定的Ⅱ2型有機質。以西山窯組為例，煤巖單層厚度為3～30 m，面割理密度為4～5條/5 cm、端割理密度為3～7條/5 cm，孔隙度為8%～20%，覆壓滲透率為（0.5～3.0）×10-3 μm2，蘭氏體積為8～15 m3/t[44]。
根據埋藏史分析，煤巖在古近紀達到最大古埋深（超過5 000 m），Ro值為0.3%～1.2%，阜康凹陷深部可達2.0%。推測煤巖生烴后，在源內和近源形成原生氣藏，并可存在一定量的油。構造抬升調整過程中，因儲層孔滲條件較好，源內油氣較難保存。在盆地腹部白家海地區，煤巖含氣量9～19 m3/t，游離氣占比37%～62%。碳同位素組成分析表明，儲層內存在下部石炭系、二疊系源巖充注[44]。在盆地南緣阜康地區，煤巖儲層內地下水為NaCl型和NaHCO3型，礦化度800～25 000 mg/L，存在大氣降水補給特征，表明構造抬升原生氣藏破壞，水壓力封閉下形成現今煤層氣藏。煤巖含氣量3～8 m3/t，幾乎無游離氣（見表1）。
煤系內發育煤巖、泥頁巖和砂巖等，橫向變化較大，形成不同類型油氣有序聚集。中低煤階煤巖為主，總生烴量相對較低、孔滲性能相對較好。推測隨著埋深增加，在高地應力作用下，煤巖儲層可形成自封閉，在構造低部位可能存在煤巖氣藏。在盆地南緣，構造高部位，原生氣藏被破壞，割理裂縫內的水受自由動力場控制，吸附氣在地下水壓力下保存（束縛動力場），源內形成阜康煤層氣田（主體埋深600～1 500 m），在源外構造高部位的圈閉內，形成了呼圖壁、齊古等系列油氣田（見圖10）。在盆地腹部的白家海地區，煤巖生烴后，構造抬升至埋深2 000～3 000 m，因煤巖滲透率相對較高，割理裂縫內仍受自由動力場控制，在煤巖源內構造高部位的圈閉，游離氣得到有效保存，形成了局部富集的煤巖氣藏，碳同位素組成分析表明氣藏存在來自下部石炭系和二疊系源巖的油氣充注[44, 52-53]，氣藏在浮力作用下，煤巖儲層內存在較為明確的氣水界面（見圖10）。
T—三疊系；J1b—下侏羅統八道灣組；J1s—下侏羅統三工河組；J2x—中侏羅統西山窯組；J2t—中侏羅統頭屯河組；K1t—下白堊統吐谷魯群
煤巖氣作為一種新類型非常規天然氣，成藏機理復雜，具常規與非常規天然氣特征。煤系全油氣系統與碎屑巖層系全油氣系統、碳酸鹽巖層系全油氣系統存在很大不同，是一種新類型全油氣系統。煤系內除煤層氣外，煤巖氣與致密油氣、頁巖油氣共生，在生烴、成儲及源儲組合機理、高效開發等方面仍需攻關。
未來，亟需重點開展煤巖全類型、全過程生排烴模擬研究，明確煤巖生烴下限、生烴高峰，不同煤階煤巖的生排烴優勢階段；開展煤巖次生生物成因氣研究與評價；研發煤巖氣實驗評價與模擬技術，針對煤巖氣特點，創新形成高精度保真煤巖含氣量測試、多介質儲層表征、多介質-多場-多相態煤巖氣運移產出模擬等系列實驗技術；開展多介質煤巖儲層形成與演化機理研究，特別是煤巖割理的形成與控制因素研究，明確煤巖生烴—成儲—成藏協同演化規律、煤巖儲層自封閉形成條件；開展煤系形成環境與有效煤巖組合評價研究，明確海相、陸相和海陸過渡相煤系沉積差異與煤巖組合特征，揭示有利煤巖組合對油氣藏富集分布的控制作用；開展煤系全油氣系統內油氣資源的綜合評價與立體開發技術研究，從系統角度整體評價煤巖氣、頁巖氣、致密氣資源潛力，探索煤系內“三氣”高效立體開發適用技術。
初步揭示了煤巖氣“三場”控制成藏機理，明確煤巖氣是特殊的具常規與非常規天然氣特征的資源。煤巖與頁巖相比，儲層結構更加復雜，束縛動力場、局限動力場、自由動力場“三場”共存，控制天然氣的運移聚集。煤巖氣藏源儲一體，儲層存在雙重介質性質，包括割理裂縫內的游離氣、基質微納米孔內的吸附氣及游離氣。前者需要圈閉或物性差異封閉，具有裂縫型常規氣藏特征；后者具有自封閉作用，具有非常規氣藏特征。
從成藏機理上明確了煤巖氣與煤層氣的不同。煤巖氣受“三場”控制，在良好煤巖組合下形成煤巖氣藏；煤層氣主要受束縛動力場控制，吸附氣賦存于煤巖基質微納米孔內，主體為原生煤巖氣藏破壞后，形成的殘留氣藏，部分低煤階煤巖也可形成生物成因的原生氣藏。
提出了煤系全油氣系統并基本闡明了煤系全油氣系統的結構、流體動力場、成藏模式、油氣序列成藏規律以及煤系沉積體系對全油氣系統的控制作用等。煤系全油氣系統是含煤巖系內油氣生成、儲集、運移、成藏、演化、改造等全部地質要素和地質過程。煤系全油氣系統是一種特殊、更復雜的油氣系統，其包括了煤系中的煤巖氣—致密氣—巖性氣藏—煤層氣，以及煤系外的常規氣。煤巖氣與致密砂巖氣是煤系全油氣系統中的主力天然氣資源。
煤系地層分布廣、沉積相對穩定，發育具有良好生烴能力的源巖以及多種有利的煤巖組合。煤巖作為烴源巖生烴能力強、全過程均可生烴，且有機質微納米孔與割理裂縫極其發育，決定了煤巖氣是一種資源量大，具優良開發潛質、成本低廉的優質天然氣資源。
本文初步闡明煤巖氣成藏機理與煤系全油氣系統認識，隨著全油氣系統理論和非常規油氣成藏理論的不斷創新發展，將在煤系內找到更多煤巖氣、致密油氣等資源，為石油工業提供持續發展的新動力。
致謝：本文在成稿過程中得到了劉合院士、鄒才能院士、張水昌院士、張君峰教授和宋巖教授的悉心指導，以及陳世加、李勇、張斌、趙文等專家在資料方面提供的幫助，在此深表謝意！
第一作者簡介：李國欣（1971-），男，山西忻州人，博士，中國石油勘探開發研究院教授級高級工程師，主要從事常規—非常規資源地質理論技術研究與油氣勘探開發管理工作。地址：北京市海淀區學院路20號，中國石油勘探開發研究院，郵政編碼：100083。E-mail：guoxinli@petrochina.com.cn
聯系作者簡介：賈承造（1948-），男，甘肅蘭州人，中國科學院院士，中國石油天然氣集團有限公司教授級高級工程師，主要從事構造地質學、石油地質學研究和油氣勘探工作。地址：北京市西城區六鋪炕街6號，中國石油天然氣集團有限公司，郵政編碼：100007。E-mail：jiacz@petrochina.com.cn
為了進一步加強煤層氣勘探開發領域的交流與合作，推動技術創新與產業升級，中國石油大學（北京）聯合西南石油大學、中石油煤層氣公司、中國發展戰略學研究會能源發展戰略專業委員會以及煤層氣開發利用國家工程研究中心，擬于2025年3月14-15日在四川成都聯合舉辦“2025煤層氣勘探開發年會”，攜手《鉆采工藝》、《中國石油勘探》、《石油科技論壇》、《煤炭學報》、《石油勘探與開發》聯合發起共同征稿。評選出的優秀論文將進行同行評審，期刊評審通過后根據各期刊專家意見進行修改并按照的要求補充完善后，可在期刊中發表。
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