煤岩气成藏机理与煤系全油气系统
李国欣1, 2, 3, 4, 5，贾承造1, 5，赵群3, 5，周天琪3, 5，高金亮3, 5
（1. 中国石油天然气集团有限公司，北京 100007；2. 中国石油天然气股份有限公司，北京 100007；3. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；4. 中国石油油气和新能源分公司，北京 100007；5. 中国石油天然气集团有限公司煤岩气重点实验室，河北廊坊 065007）
基金项目：中国石油天然气股份有限公司前瞻性基础性项目“煤岩气富集规律与开发机理研究”（2024DJ23）；中国石油科学研究与技术开发项目“油气地质基础新理论新技术研究”项目01课题“全油气系统理论与非常规油气成藏机理”（2021DJ0101）
摘要：煤系是含油气盆地重要的烃源岩和储集岩，国内外许多大型天然气田、煤层气田就由煤系烃源岩供气或在煤岩内储集成藏。受页岩油气探索实践的启发，按照“将煤岩作为储层整体勘探”的思路，在保存条件较好的深部煤岩内实现了煤岩气勘探开发突破，开辟了煤岩储层内非常规天然气发展的新领域。基于勘探开发实践资料，开展了煤岩气成藏机理的系统研究，揭示了“三场”控制成藏机理，明确了煤岩气与煤层气成藏作用的主要差异。分析了鄂尔多斯盆地东缘石炭纪—二叠纪海陆过渡相煤系全油气系统和准噶尔盆地侏罗纪陆相煤系全油气系统的特征，指出了进一步构建煤系全油气系统理论的重点研究方向。研究表明：煤岩与泥页岩相比存在强生烃、强吸附能力、双重介质，具备部分或较弱的油气自封闭作用等特征；煤岩气与页岩气、致密气等非常规天然气相比具有更复杂成藏作用等特殊性，成藏需要一定的煤岩组合形成封闭和岩性、构造圈闭，又具有常规裂缝气藏的特征。与以碎屑岩层系为典型建立的全油气系统基本理论和模式相比，煤系在煤岩储层和源储耦合上，具有明显的特点和差异。煤系全油气系统以煤系中煤岩（及暗色泥页岩）为烃源岩和储层，以及与其相邻的致密层为储层或盖层或输导层构成多种类型的煤系油气成藏组合，在源储耦合作用下，在保存条件较好的煤岩储层形成煤岩气，在致密层形成致密油气或在远源形成常规油气，在受后期地质作用破坏的煤岩储层形成煤层气，是一种新类型全油气系统。
关键词：煤系；煤岩气；煤层气；致密气；煤岩组合；成藏机理；全油气系统；煤系全油气系统
含油气盆地要形成油气田，离不开良好的烃源岩，因此烃源岩一直是石油地质学家的重点研究对象。20世纪70年代，为解决含煤盆地天然气的勘探问题，戴金星研究发现煤系成烃以气为主以油为辅，创立了煤成气地质理论[1]，为中国一系列大型煤成气田的发现奠定了理论基础。Dow等将石油天然气地质学与系统科学相结合，提出了油气系统（Petroleum system）概念，阐明了油气成藏的地质要素和成藏作用的关联性[2-4]。20世纪80年代，胡朝元提出生油区控制油气田分布的“源控论”，进一步强调了烃源岩的重要性，主要解决了盆地能否找到油气的问题[5]。20世纪90年代，中国学者引入油气系统概念[6-9]，对常规油气勘探发现起到了很大的指导作用[10-15]。随着鄂尔多斯盆地苏里格致密气、四川盆地川南页岩气等非常规气田，准噶尔盆地吉木萨尔、松辽盆地古龙和渤海湾盆地济阳等页岩油田的发现[16-19]，从源到圈闭的传统油气系统理论难以适用。贾承造等在对传统油气系统和非常规油气系统研究的基础上，以碎屑岩层系为典型，提出并逐步建立了全油气系统（Whole petroleum system）的基本理论和模式，指出常规油气—致密油气—页岩油气的形成与分布存在时空的有序性、成因机理的序列合理性，解决了油气系统内形成什么样的油气、哪里有油气的问题，丰富了油气系统理论，指导了近年来的油气大发现[20-22]。
20世纪80年代，美国煤层气开发突破后，中国于90年代启动了煤层气勘探评价，但长期以来受传统煤层气地质理论的束缚，仅对埋藏较浅的煤层气开展了工作，总体发展较为缓慢。2004年以来相继发现沁水和鄂东等煤层气田[23-27]。截至2023年，全国累计探明煤层气地质储量8 521×108 m3，产量仅为79×108 m3/a。受页岩油气发现的启发，勘探家科学预测煤岩源内应具有巨量天然气资源潜力。2005年以来，中国石油按照“借鉴致密气、页岩气生储成藏机制，将煤岩作为储层整体勘探”的思路，打破1 500 m以深的传统煤层气勘探开发深度禁区，在埋深超过2 000 m的准噶尔盆地腹部白家海地区和鄂尔多斯盆地东缘煤岩储层实现了煤岩气勘探开发战略突破，开辟了煤岩储层内非常规天然气发展的新领域[28]。与传统煤层气不同，煤岩气具有“高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离”的地质特征，人工改善储层连通性后，无需排水降压，依靠地层自然能量可实现有效开采，游离气产出后压力降低，吸附气解吸形成接替，可长周期产气[28]，在生产特征上表现为一种介于常规气和煤层气之间的新类型非常规天然气。21世纪初，国内外学者将油气系统理论应用于煤层气的研究中，主要研究了埋深1 500 m以浅煤层气资源的分布规律[2-4, 29]，也有学者从开发角度分析了煤系叠置含气系统共采的兼容性[30]。近年来，部分学者将与煤成气相关的天然气或将一套煤层中的煤层气作为一个系统来研究，提出了煤成气全含气系统和煤层气系统[31-32]，也有学者按照全油气系统理念和思路对特定盆地的煤系地层内油气生成、储集、分布进行了研究[33]。
本文基于鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地煤系内煤岩气、煤层气、致密油气和常规油气等勘探开发实践，在前人工作的基础上，以煤系为重点研究对象，对煤岩气成藏机理和煤系全油气系统进行了分析。按照全油气系统的分析方法，对鄂尔多斯盆地东缘石炭纪—二叠纪海陆过渡相煤系全油气系统和准噶尔盆地侏罗纪陆相煤系全油气系统进行解剖，并指出了进一步构建煤系全油气系统理论的重点研究方向。
与页岩和致密砂岩相比，煤是一种固体可燃有机岩，作为油气源岩具有巨量生气能力，作为储层具有双重介质（基质微纳米孔与宏观割理裂缝等）特征，决定煤岩气具有复杂的成藏过程与成藏机理。
1.1 煤岩生烃特征
煤岩有机质高度富集，演化阶段全过程生烃，具有很高的生烃能力。煤岩总有机碳含量（TOC）可超过90%，优质泥页岩烃源岩的TOC值通常为1%～12%。如鄂尔多斯盆地石炭系本溪组煤岩TOC值为80%～95%、炭质泥页岩TOC值变化大（2%～30%）；四川盆地志留系龙马溪组海相优质页岩段TOC值为2%～8%。在干酪根生烃方面，Ⅲ型为主的煤岩生烃能力不及Ⅰ—Ⅱ型海相泥页岩、陆相泥页岩，仅为其生烃能力的1/4～1/3，略低于Ⅲ型陆相泥页岩，与煤系中的炭质泥页岩基本相当（见图1）。煤岩的高TOC弥补了其单位质量有机质生烃能力的不足，因此单位体积煤岩的生烃总量是海相泥页岩烃源岩的2～6倍。例如按照鄂尔多斯盆地东缘本溪组8号煤岩厚度为6～10 m，其生烃能力相当于60～100 m厚炭质泥页岩的生烃量。
煤岩有机质主要为Ⅲ型干酪根，生、排烃以气为主。煤岩有机质主要来自于高等植物，显微组分主要包括镜质组、壳质组和惰质组等[34]。其中镜质组主体为高等植物木质纤维构成，以生气为主；壳质组的氢指数较高，具有一定的生油能力；惰质组仅有少量生气能力，几乎无生油能力[34-35]。鄂尔多斯盆地石炭系本溪组8号煤岩镜质组、惰质组和壳质组平均含量分别为80.9%，12.2%和0.5%，煤岩生油窗内可生成少量油，但多为滞留油，以排气为主，排油能力较弱，为良好的气源岩。部分煤岩有机质类型为Ⅱ2型干酪根，煤岩烃源岩在生油窗内具有一定的排油能力，也具备较强的油气生成能力，既可以作为油源岩，也是高效气源岩。如吐哈盆地侏罗系八道湾组煤岩镜质组、惰质组和壳质组平均含量分别为67.1%，23.2%和8.5%，具有较强的生油气能力，吐哈油田为典型的煤成油气[36-37]。相比而言，以Ⅰ—Ⅱ型干酪根为主的海相泥页岩、陆相泥页岩，在中—低成熟阶段以生油为主，成熟后以原油裂解成气为主。与海相泥页岩不同，煤岩镜质体反射率（Ro）超过2.0%后仍有较强生气能力（见图1）。
1.2 煤岩储层特征
煤岩储层基质微纳米孔与宏观割理裂缝均发育，具有典型的双重介质储层特征。煤岩基质微纳米孔主要包括植物的组织孔、热成因的气泡孔等，宏观割理裂缝主要包括煤化作用形成的割理、构造作用形成的裂缝等（见图2）。如鄂尔多斯盆地大吉区块石炭系本溪组8号中高煤阶（Ro值为1.8%～2.2%）的煤岩，孔隙度为3%～8%，其中微孔（小于2 nm）占比为67%，宏孔（大于200 nm）占比为26%。与页岩等储层仅微纳米孔发育的特征不同，煤岩中存在大量的割理裂缝，如鄂尔多斯盆地石炭系本溪组8号煤岩面割理密度为6～10条/5 cm、端割理密度为7～15条/5 cm（见图2）；准噶尔盆地侏罗系西山窑组煤岩（Ro值为0.7%～0.9%）面割理密度为4～5条/5 cm，端割理密度为3～7条/5 cm；四川盆地渝西地区二叠系龙潭组煤岩（Ro值为2.0～2.2%）面割理密度为5～10条/5 cm，端割理密度为7～19条/5 cm。煤岩宏观割理裂缝不仅大幅提高了储层的储集能力，使煤岩气具有一定的裂缝气藏特征，还使煤岩的渗透能力大幅优于页岩，使其可作为油气运移的通道。
（a）鄂尔多斯盆地，高11井，2 068.1 m，本溪组，割理；（b）鄂尔多斯盆地，榆阳3井，2 674.6 m，本溪组，割理；（c）鄂尔多斯盆地，JB1井，1 950.2 m，本溪组，割理；（d）鄂尔多斯盆地，米125-9井，2 772.1 m，本溪组，割理；（e）准噶尔盆地白家海地区，彩煤-2-004H井，2 431.5 m，西山窑组，胞腔孔，扫描电镜；（f）准噶尔盆地白家海地区，彩煤-2-004H井，2 431.5 m，西山窑组，胞腔孔，扫描电镜；（g）鄂尔多斯盆地佳县地区，佳16井，2 288.7 m，本溪组，胞腔孔向气孔转变，扫描电镜；（h）鄂尔多斯盆地佳县地区，佳16井，2 287.2 m，本溪组，被充填的胞腔孔，扫描电镜
总体上，随着煤化作用程度的加深和煤阶的升高，在物理压实和分子结构有序化的作用下，煤岩中不同类型的孔隙呈规律性变化。以鄂尔多斯盆地8号煤为例，微孔体积总体呈现增加趋势，当Ro值超过1.5%后增幅放缓；宏孔体积在Ro值为1.7%时达到最大，之后随煤化作用加深，部分孔隙塌陷，孔体积减小；割理在Ro值为1.2%～1.7%时相对发育。
煤岩双重介质储层的特征，决定了煤岩储层内油气运移聚集机理的复杂性。按照煤岩孔径与流体流动方式的关系，当孔径为0.3～1.6 nm时，流体运移以表面扩散和努森扩散为主；当孔径为1.6～20.0 nm时，流体运移以菲克扩散为主；当孔径为20～200 nm时，流体运移以滑脱流动为主；当孔径大于200 nm时，流体运移以达西流动为主[38]。煤岩孔隙分布存在差异性，在相同温压条件下其油气运移聚集的方式也存在差异。例如，鄂尔多斯盆地8号煤岩，孔径0.3～1.6，1.6～20.0，20.0～200.0和大于200.0 nm的孔隙体积占比分别为67%，3%，1%和29%，煤岩基质渗透率为（0.01～0.10）×10-3 μm2、裂缝渗透率为（5.00～10.00）×10-3 μm2，油气运移聚集的方式主要为扩散+达西流；准噶尔盆地侏罗系西山窑组煤岩，孔径0.3～1.6，1.6～20.0，20.0～200.0和大于200.0 nm的孔隙体积占比分别为5%，15%，25%和55%，煤岩基质渗透率（0.1～1.0）×10-3 μm2、裂缝渗透率（20.0～40.0）×10-3 μm2，油气运移聚集的方式主要为达西流+滑脱流，并存在一定的菲克扩散。
煤岩具有极强的吸附能力，分子吸附力（范德华力为主）是煤岩气和煤层气的主要自封闭作用力。吸附气主要赋存于煤岩和页岩的有机质微孔中，煤岩的吸附能力远大于富有机质页岩的吸附能力。以四川盆地长宁—威远区块龙马溪组页岩和鄂尔多斯盆地8号煤岩为例，同等压力（20 MPa）条件下8号煤岩的吸附能力可达到26.9 m3/t（Ro值为2.1%），是龙马溪组海相页岩储层的14～26倍（Ro值为2.5%～3.0%）（见图3a）。煤岩气中吸附气含量高。鄂尔多斯盆地大吉区块埋深为2 000 m的8号煤岩储层含气量为18～35 m3/t，吸附气占比为65%～80%；鄂尔多斯盆地东缘埋深为500～1 200 m的煤岩储层含气量为8～12 m3/t，吸附气占比接近100%[28, 39]。四川盆地长宁—威远区块埋深为2 800～3 000 m的龙马溪组优质页岩储层含气量为5～8 m3/t，吸附气占比为20%～40%[40]。
图3 鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩和四川盆地龙马溪组页岩等温吸附和解吸曲线
受控于煤岩双重介质储层特征，煤岩岩心样品气体解吸速率呈现先增大后递减规律。以鄂尔多斯盆地大吉区块8号煤岩样品（质量为4 760 g、含气量为31.5 m3/t）为例，测试解吸速率快速增长至100.2 mL/min，表明裂缝内游离气加速产出的过程，随着游离气产出压力降低，基质内吸附气解吸成游离气产出。而四川盆地长宁—威远区块龙马溪组页岩（质量为5 091 g、含气量为4.2 m3/t）的裂缝不发育，呈现初期解吸速率较高并快速递减特征（见图3b）。
1.3 煤岩气成藏动力场特征
非常规油气在地下运移聚集的成藏过程极其复杂，存在多种渗流机制[41]。贾承造等从典型的碎屑岩层系全油气系统油气成藏动力学角度，将油气运移聚集的动力划分为自由动力场、局限动力场和束缚动力场[21-22, 42]。自由动力场主要存在于常规储层内，储层物性好，孔隙度高、渗透率高、孔喉半径大（孔隙度往往大于10%，渗透率大于1×10-3 μm2，孔喉半径大于1 μm），油气的运移过程符合达西定律，流体的流动机理与流动过程较易被描述，油气成藏动力为浮力。局限动力场，当孔喉半径减小为0.002～1.000 μm、渗透率降低至小于1×10-3 μm2时，油气运移的流动过程不再符合常规的达西定律，往往呈现局限达西流动、滑脱流动甚至是扩散的特征，流动机理与流动过程难以描述，该种状态主要出现在致密油气与页岩油气。束缚动力场，当地层极为致密时，孔喉尺度极小，地层中主要存在束缚动力场，流体分子以扩散的形式在地层中继续运移，流动现象与流动机理十分复杂[22]。
煤岩是优质生烃岩，具有良好生排烃能力。煤岩又是复杂的储层，在成岩和煤化作用中，形成极为丰富的有机质微纳米孔，同时发育大量割理裂缝，是典型的双重介质储层。因此，煤岩储层具有常规裂缝型储层和非常规致密储层的双重特征。在煤岩源储一体成藏作用下，形成了煤系成藏序列，即煤岩气—煤层气—煤系致密砂岩气及页岩气—远源常规气。它们具有复杂的成藏动力场特征，其中煤岩气更是表现出自由动力场、局限动力场和束缚动力场“三场”控藏的特点。煤系内天然气成藏主要有如下类型。
典型煤岩气：“三场”控制成藏。煤岩割理裂缝发育时，自由动力场控制下形成优质裂缝型煤岩气藏，基质微纳米孔含吸附气，具有高含气量、高游离气占比、高地层压力等特征；煤岩割理裂缝较发育时，局限动力场控制下形成煤岩气藏，基质微纳米孔含吸附气，具有高含气量、较高游离气占比、高地层压力等特征，为煤岩气资源主体，需压裂生产；煤岩割理裂缝不发育时，煤岩基质微纳米孔含气，吸附气为主，束缚动力场控制形成煤岩气藏。
典型煤层气：煤岩割理裂缝内的地下水自由动力场破坏了原生煤岩气藏，几乎不含游离气，煤岩基质微纳米孔含气，束缚动力场控制成藏。其本质是残留型煤岩气藏，水压力对煤层气进行封闭。
非典型煤岩气/煤层气：煤岩空间上由局限动力场逐步向自由动力场转换，由煤岩气逐步向煤层气过渡，在煤岩气藏与煤层气藏之间存在过渡带，即煤岩气—煤层气聚集过渡带。
煤系致密气、页岩气：煤岩及暗色泥岩生烃充注致密砂岩等储层形成致密气；页岩气自生自储，毛管压力作用为主，局限动力场控制天然气成藏。
煤系常规气：煤岩及暗色泥岩生烃充注常规砂岩等储层，浮力作用为主，自由动力场控制天然气成藏。
1.4 煤岩气成藏过程与流体动力场变化
煤岩气的成藏过程受含油气盆地的地球动力学背景控制，一般可分3个阶段。
第1阶段为煤岩形成期。煤岩沉降至最大埋藏深度，其间随着温度、压力及地下流体变化，煤岩及围岩经历干酪根热演化、煤化作用、碎屑岩压实成岩作用等，储层逐渐形成，包括基质有机微纳米孔和割理，并开始生排烃及油气运移过程。
第2阶段为煤岩生排烃高峰期及主要成藏期。煤岩生成的油气充注基质微纳米孔及宏观割理裂缝，形成原生煤岩气藏，并排出、充注近源致密储层和远源常规储层圈闭，形成致密气藏和常规气藏。对于低渗透煤岩储层，受局限动力场控制，在毛管压力和物性封闭下，游离气可有效保存，形成自封闭煤岩气藏，类似页岩气藏；对于高渗透煤岩储层，受自由动力场控制，在物性差异封闭下，形成裂缝型煤岩气藏，类似常规裂缝气藏。如鄂尔多斯盆地大吉、蒙陕和佳县等煤岩气田，煤岩含气量为12～35 m3/t，游离气占比为20%～35%（见表1），具有一定的裂缝型气藏的特征。煤岩割理裂缝渗透率较高，煤岩气在层内存在微距运移，游离气在局部构造高部位相对富集[28]。
第3阶段为煤岩气保存与流体动力场变化期。原生煤岩气成藏后的保存条件非常重要，决定气藏类型。与页岩气相比，煤岩储层复杂，自由动力场、局限动力场和束缚动力场“三场并存”，仅具有部分油气自封闭能力，流体动力场易于变化，并导致原生煤岩气藏的调整和破坏。目前，在中浅层开发的煤层气，就是原生煤岩气藏破坏后的残留气藏。而页岩气由于储层油气自封闭作用强，具有很好的原生油气保存能力，较少发生油气藏的破坏与流体动力场的变化。含油气盆地边缘的构造隆升，是较常见的煤岩气藏破坏类型。而盆地中部和坳陷深部位，煤岩气保存条件较好，是勘探的主要目标区。
在盆地边缘构造隆升区，煤岩流体动力场会发生调整和变迁。因为外部流体场的介入或构造应力的作用，“三场”平衡被打破，地下水侵入，游离气散失，煤岩仅靠吸附气束缚动力场成藏，形成煤层气（见图4）。如沁水盆地南部高煤阶煤层气田，煤岩含气量为12～16 m3/t，几乎无游离气[26]；美国粉河盆地低煤阶（Ro值为0.4%～0.7 %）煤层气田，埋深为300～800 m，在自由动力场作用下，淡水携带甲烷菌进入煤层，生成生物成因煤层气[43]。少数情况下，构造抬升后在良好圈闭内，煤岩储层仍保留大量的自源吸附气或他源游离气，形成圈闭型煤岩气藏。如准噶尔盆地白家海地区的侏罗系煤岩气在圈闭中成藏，有来自下部石炭系、二叠系的气源充注[44]。
构造抬升可在煤岩储层内产生另一种流体动力场变化效应。煤岩储层具有低弹性模量和高泊松比（鄂尔多斯盆地8号煤岩弹性模量为3.1～5.1 GPa、泊松比为0.31～0.41），割理裂缝渗透率具有极强的应力敏感性。煤岩深埋生烃后，在深层高应力条件下，割理裂缝渗透率低，主要受局限动力场控制。在同一煤岩储层，因埋深差异应力大小不同，由深至浅，由局限动力场向自由动力场转换，出现自封闭作用破坏和地下水侵入，在煤层气藏与煤岩气藏之间存在复杂的过渡带，即煤岩气—煤层气聚集过渡带，不同盆地、不同区块聚集过渡带的埋深存在较大差异（见图4）。研究表明，鄂尔多斯盆地8号煤岩储层内，过渡带埋深为1 500～2 000 m。
勘探实践表明，含油气盆地煤系内油气资源分布具有明显的规律性和有序性，煤系烃源岩生排烃、储层结构和油气成藏机理等具有独特性，是一种新类型的全油气系统。
2.1 煤系全油气系统的含义
煤系是指在一定地质时期连续沉积形成的一套含有煤层并具有成因联系的沉积岩系，通常又称为含煤岩系、含煤地层或含煤建造等[33]。煤系是一个复杂的地质单元，其地质特点和分布受到古地理、古气候条件和地球动力学过程的影响，不同的沉积、构造背景形成的煤系具有不同的特征，煤系主要可以分为海陆过渡相和陆相2种煤系类型[33-34]。
海陆过渡相煤系分布面积较大，煤层厚度较小而稳定、岩性岩相变化小、沉积旋回结构明显；陆相煤系分布面积较小、煤层厚度较大但不稳定、岩性岩相变化大、沉积旋回结构不明显。煤系中烃源岩发育，源岩类型多样，主要有煤岩、炭质泥岩、暗色泥页岩、油页岩等，累计厚度占比大，有机质含量高，生烃能力强，煤岩既是整个层系中的主力烃源岩，也是良好的储层。煤系中煤岩与其共生的岩石类型构成特定的沉积序列或岩石组合，主要以砂岩、煤岩、泥页岩、灰岩、铝土岩等互层组合为主，并可形成多种类型的生储盖组合。煤系内油气藏既与单纯的煤层气、致密气、页岩气特点不同，更与常规天然气存在较大差异。
以碎屑岩层系为典型，已经建立了全油气系统的基本理论和模式。但是，煤系的煤岩储层和源储耦合关系与碎屑岩层系、碳酸盐岩层系相比，具有明显的特点和差异，与以碎屑岩层系为典型建立的全油气系统的基本理论和模式不同，是一种新类型全油气系统。本文将煤岩、与煤共生的炭质泥页岩等烃源岩和其上下相邻的岩石形成的岩石组合，称为煤岩组合；将含煤岩系内油气生成、运移、储集、成藏、演化和改造等全部地质要素和地质过程称为煤系全油气系统（见图5）。
2.2 源储耦合与油气藏形成分布
近年随着煤岩气的战略突破，发现在煤系全油气系统内，煤岩气/煤层气、致密油气和常规油气在成因上同源、在空间分布上呈现规律性，总体以天然气为主（见图6）。实践表明，煤系内油气的运移聚集受流体动力场控制。煤系内通常煤岩、炭质泥页岩、致密砂岩和灰岩多层相互叠置，存在多种岩性组合方式。煤岩有机质高度富集、生烃能力强，可在煤系内的储层形成有效充注，后期构造调整控制油气藏分布。
煤系中煤岩及暗色泥页岩等烃源岩与相邻致密砂岩等构成多种类型的煤岩组合。根据源储耦合关系，深部煤岩储层富集煤岩气，页岩内富集页岩油气；相邻的致密层富集致密油气；煤系外远源圈闭内则富集常规油气；浅部煤层富集煤层气。煤系内油气藏类型受不同的岩性组合控制，形成有序分布。煤系内除煤层气外，煤岩气、致密气、页岩气三者共生，可联合开发。
煤岩组合控制油气藏富集。对于源内煤岩气成藏，当地下水在局限动力场作用下，毛管压力超过天然气的浮力，阻止了地下水侵入煤岩储层，因流体动力场转换，煤岩气—煤层气聚集过渡带形成气水倒置。在过渡带以下，煤岩气的富集程度受煤岩组合封闭性能的控制（见图7）。按照煤—灰、煤—泥和煤—砂的源储关系，划分为强封闭、中等封闭和弱封闭3种源储组合类型。煤—灰组合与煤—泥组合具有相对较强的封闭能力，更有利于源内煤岩气的滞留成藏，形成优质煤岩气藏。煤—砂组合中的砂岩也可作为油气储层，煤岩生烃充注后，煤岩与砂岩接触，共同储集油气，形成煤岩油气藏和致密油气藏组合，具有统一或相近的压力系统，但煤岩油气品位相对较低。
3.1 中国煤系沉积分布
煤岩气主要生于煤层储于煤层，与煤系内煤炭资源的形成、分布有着密不可分的联系。煤系是在一定的地质历史聚煤期、一定的聚煤区内连续沉积形成的一套含有煤层并具有成因联系的沉积岩系。按照空间分布，中国煤系划分为东北（早侏罗世—晚白垩世和新近纪煤系）、华北（晚石炭世—早二叠世和早—中侏罗世煤系）、西北（早—中侏罗世煤系）、华南（晚二叠世煤系和晚三叠世煤系）、西南（滇藏）（早石炭世煤系和新近纪煤系）等5个聚煤区。以侏罗纪煤系为主，其次为石炭纪—二叠纪煤系。侏罗纪煤系主要分布于西北和华北，占煤炭资源总量的61%；石炭纪—二叠纪煤系主要分布于华北，占中国煤炭资源总量的25%[45-48]。
中国含油气盆地大多是在聚煤盆地基础上演化而来，现今含油气盆地基本都是含煤盆地。含油气盆地内包含有一套或多套不同聚煤期、不同聚煤盆地形成的煤系。中国主要聚煤期是晚石炭世—早二叠世和早—中侏罗世2个聚煤期，煤系形成的沉积环境以海陆过渡相和陆相沉积为主，煤系主要分布在西北和华北聚煤区的含油气盆地。中国主要的含油气盆地如塔里木、准噶尔、吐哈、三塘湖、柴达木、四川、鄂尔多斯和渤海湾等盆地主要发育侏罗纪陆相为主的煤系和石炭纪—二叠纪海陆过渡相为主的煤系；二连盆地、海拉尔盆地和东北含油气盆地群主要发育侏罗纪和白垩纪陆相煤系；南方滇黔桂盆地等发育石炭纪海相煤系，初步分析均存在煤系全油气系统。据此将中国煤系全油气系统主要分为两大类：海陆过渡相煤系全油气系统和陆相煤系全油气系统。
3.2 鄂尔多斯盆地东缘石炭纪—二叠纪海陆过渡相沉积煤系全油气系统
鄂尔多斯盆地石炭系本溪组—二叠系下石盒子组是煤系地层，以海陆过渡相为主，地层厚度为100～300 m，受陆表海潟湖潮坪—潮控浅水三角洲沉积环境控制，煤岩、泥页岩、灰岩和砂岩等相互叠置，分布相对稳定，形成多套源储组合。煤系内发育5～10层煤层，总厚度为5～30 m，Ⅲ型有机质为主，其中石炭系本溪组8号煤岩和二叠系山西组5号煤岩总体分布面积超过5×104 km2，单层厚度为3～12 m，面割理密度为6～10条/5 cm、端割理密度为7～15条/5 cm，孔隙度为2.0%～10.0%，覆压渗透率（0.01～0.5）×10-3 μm2，兰氏体积为15～35 m3/t，是煤岩气、煤层气开发的主力层。
根据埋藏史分析，8号煤岩在中—晚白垩世达到最大古埋深（3 000～4 500 m），最大温度为100～240 ℃[49-51]，Ro值为1.0%～3.0%，主体为1.2%～2.4%，总体呈现南高北低、东高西低的特征[28, 31]。煤岩顶板与煤岩层内的流体包裹体同期形成，主要在最大古埋深期附近，表明煤岩排烃并向近源充注。在生烃压力作用下，储层压力系数可达1.5，煤系内形成了原生煤岩气藏[49-51]。之后，盆地整体稳定构造抬升，该阶段未见大规模排烃。深层煤岩储层水化学分析结果显示，矿化度极高（100 000～130 000 mg/L），以CaCl2型为主，Cl–、Na+主要源于经过浓缩蒸发的古海水，表明现今煤岩气藏保留了部分原生煤岩气藏特征；大吉和蒙陕等煤岩气田埋深超过2 000 m的煤岩含气量为12～35 m3/t，游离气占比为20%～35%。在盆地东缘埋深为500～1 200 m的浅层，煤岩储层水化学分析结果显示，矿化度较低（小于10 000 mg/L），以NaHCO3型为主，具有大气淋滤水特征，表明为近地表侵入水，原生气藏破坏，游离气散失，煤层气含气量为8～12 m3/t，几乎不含游离气（见表1）。
煤系内煤岩、泥页岩、灰岩和致密砂岩相互叠置，形成不同类型的天然气有序聚集。煤岩内形成构造低部位保存较好的煤岩气与构造高部位保存较差的煤层气有序聚集（见图8）。在构造低部位，受局限动力场控制，储层弱自封闭，富含游离气，形成大吉、蒙陕、佳县和临兴等煤岩气田；在构造高部位，原生气藏被破坏，煤岩割理裂缝内的水受自由动力场控制，吸附气在地下水压力下保存（束缚动力场），形成保德、三交和韩城等煤层气田；因煤岩割理裂缝内的流体动力场转换，在煤岩层内形成煤岩气—煤层气聚集过渡带。盆地南部大吉区块过渡带埋深1 500～1 800 m，盆地北部紫金山—临兴等地区聚集过渡带埋深在2 000 m左右。在过渡带之上，以束缚动力场作用为主，与鄂尔多斯盆地相邻的沁水盆地南部，煤岩Ro达到3.5%以上，主体埋深为500～1 200 m，仅吸附气在水压力封闭下形成郑庄和樊庄等煤层气田（见图8）。在近源，鄂尔多斯盆地煤系内形成连续分布的致密气田，如苏里格、神木等致密气田。煤岩组合控制了天然气富集程度。以本溪组8号煤岩为例，佳县南部泥—煤—灰强封闭组合煤岩源内气测值为85%～95%，佳县中部泥—煤—泥中等封闭组合煤岩源内气测值为70%～85%，佳县北部泥—煤—砂弱封闭组合煤岩源内气测值为30%～40%，其相邻致密砂岩内气测值为5%～15%（见图9）。
图8 鄂尔多斯盆地石炭纪—二叠纪煤系全油气系统模式图
图9 鄂尔多斯盆地煤岩组合（Rlld—深侧向电阻率；Rlls—浅侧向电阻率；GR—自然伽马；ρ—密度）
3.3 准噶尔盆地侏罗纪陆相沉积煤系全油气系统
准噶尔盆地侏罗系西山窑组—八道湾组是煤系地层，以陆相为主，地层厚度500～1 500 m，受冲积扇、扇三角洲—河流以及沼泽沉积环境控制，煤岩、泥岩、砂岩等相互叠置，横向厚度变化大，形成多套源储组合。煤系内发育1～20层煤岩、最大累计厚度可超200 m。西山窑组累计厚度大于5 m的煤岩主要分布于准噶尔盆地南部（简称准南）齐古、滴南—白家海和陆梁等地区，面积约为3.4×104 km2；八道湾组累计厚度大于5 m的煤岩主要分布于准南、滴南—白家海、玛湖—陆梁等地区，面积约为3.2×104 km2，Ⅲ型有机质为主，并存在一定的Ⅱ2型有机质。以西山窑组为例，煤岩单层厚度为3～30 m，面割理密度为4～5条/5 cm、端割理密度为3～7条/5 cm，孔隙度为8%～20%，覆压渗透率为（0.5～3.0）×10-3 μm2，兰氏体积为8～15 m3/t[44]。
根据埋藏史分析，煤岩在古近纪达到最大古埋深（超过5 000 m），Ro值为0.3%～1.2%，阜康凹陷深部可达2.0%。推测煤岩生烃后，在源内和近源形成原生气藏，并可存在一定量的油。构造抬升调整过程中，因储层孔渗条件较好，源内油气较难保存。在盆地腹部白家海地区，煤岩含气量9～19 m3/t，游离气占比37%～62%。碳同位素组成分析表明，储层内存在下部石炭系、二叠系源岩充注[44]。在盆地南缘阜康地区，煤岩储层内地下水为NaCl型和NaHCO3型，矿化度800～25 000 mg/L，存在大气降水补给特征，表明构造抬升原生气藏破坏，水压力封闭下形成现今煤层气藏。煤岩含气量3～8 m3/t，几乎无游离气（见表1）。
煤系内发育煤岩、泥页岩和砂岩等，横向变化较大，形成不同类型油气有序聚集。中低煤阶煤岩为主，总生烃量相对较低、孔渗性能相对较好。推测随着埋深增加，在高地应力作用下，煤岩储层可形成自封闭，在构造低部位可能存在煤岩气藏。在盆地南缘，构造高部位，原生气藏被破坏，割理裂缝内的水受自由动力场控制，吸附气在地下水压力下保存（束缚动力场），源内形成阜康煤层气田（主体埋深600～1 500 m），在源外构造高部位的圈闭内，形成了呼图壁、齐古等系列油气田（见图10）。在盆地腹部的白家海地区，煤岩生烃后，构造抬升至埋深2 000～3 000 m，因煤岩渗透率相对较高，割理裂缝内仍受自由动力场控制，在煤岩源内构造高部位的圈闭，游离气得到有效保存，形成了局部富集的煤岩气藏，碳同位素组成分析表明气藏存在来自下部石炭系和二叠系源岩的油气充注[44, 52-53]，气藏在浮力作用下，煤岩储层内存在较为明确的气水界面（见图10）。
T—三叠系；J1b—下侏罗统八道湾组；J1s—下侏罗统三工河组；J2x—中侏罗统西山窑组；J2t—中侏罗统头屯河组；K1t—下白垩统吐谷鲁群
煤岩气作为一种新类型非常规天然气，成藏机理复杂，具常规与非常规天然气特征。煤系全油气系统与碎屑岩层系全油气系统、碳酸盐岩层系全油气系统存在很大不同，是一种新类型全油气系统。煤系内除煤层气外，煤岩气与致密油气、页岩油气共生，在生烃、成储及源储组合机理、高效开发等方面仍需攻关。
未来，亟需重点开展煤岩全类型、全过程生排烃模拟研究，明确煤岩生烃下限、生烃高峰，不同煤阶煤岩的生排烃优势阶段；开展煤岩次生生物成因气研究与评价；研发煤岩气实验评价与模拟技术，针对煤岩气特点，创新形成高精度保真煤岩含气量测试、多介质储层表征、多介质-多场-多相态煤岩气运移产出模拟等系列实验技术；开展多介质煤岩储层形成与演化机理研究，特别是煤岩割理的形成与控制因素研究，明确煤岩生烃—成储—成藏协同演化规律、煤岩储层自封闭形成条件；开展煤系形成环境与有效煤岩组合评价研究，明确海相、陆相和海陆过渡相煤系沉积差异与煤岩组合特征，揭示有利煤岩组合对油气藏富集分布的控制作用；开展煤系全油气系统内油气资源的综合评价与立体开发技术研究，从系统角度整体评价煤岩气、页岩气、致密气资源潜力，探索煤系内“三气”高效立体开发适用技术。
初步揭示了煤岩气“三场”控制成藏机理，明确煤岩气是特殊的具常规与非常规天然气特征的资源。煤岩与页岩相比，储层结构更加复杂，束缚动力场、局限动力场、自由动力场“三场”共存，控制天然气的运移聚集。煤岩气藏源储一体，储层存在双重介质性质，包括割理裂缝内的游离气、基质微纳米孔内的吸附气及游离气。前者需要圈闭或物性差异封闭，具有裂缝型常规气藏特征；后者具有自封闭作用，具有非常规气藏特征。
从成藏机理上明确了煤岩气与煤层气的不同。煤岩气受“三场”控制，在良好煤岩组合下形成煤岩气藏；煤层气主要受束缚动力场控制，吸附气赋存于煤岩基质微纳米孔内，主体为原生煤岩气藏破坏后，形成的残留气藏，部分低煤阶煤岩也可形成生物成因的原生气藏。
提出了煤系全油气系统并基本阐明了煤系全油气系统的结构、流体动力场、成藏模式、油气序列成藏规律以及煤系沉积体系对全油气系统的控制作用等。煤系全油气系统是含煤岩系内油气生成、储集、运移、成藏、演化、改造等全部地质要素和地质过程。煤系全油气系统是一种特殊、更复杂的油气系统，其包括了煤系中的煤岩气—致密气—岩性气藏—煤层气，以及煤系外的常规气。煤岩气与致密砂岩气是煤系全油气系统中的主力天然气资源。
煤系地层分布广、沉积相对稳定，发育具有良好生烃能力的源岩以及多种有利的煤岩组合。煤岩作为烃源岩生烃能力强、全过程均可生烃，且有机质微纳米孔与割理裂缝极其发育，决定了煤岩气是一种资源量大，具优良开发潜质、成本低廉的优质天然气资源。
本文初步阐明煤岩气成藏机理与煤系全油气系统认识，随着全油气系统理论和非常规油气成藏理论的不断创新发展，将在煤系内找到更多煤岩气、致密油气等资源，为石油工业提供持续发展的新动力。
致谢：本文在成稿过程中得到了刘合院士、邹才能院士、张水昌院士、张君峰教授和宋岩教授的悉心指导，以及陈世加、李勇、张斌、赵文等专家在资料方面提供的帮助，在此深表谢意！
第一作者简介：李国欣（1971-），男，山西忻州人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事常规—非常规资源地质理论技术研究与油气勘探开发管理工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院，邮政编码：100083。E-mail：guoxinli@petrochina.com.cn
联系作者简介：贾承造（1948-），男，甘肃兰州人，中国科学院院士，中国石油天然气集团有限公司教授级高级工程师，主要从事构造地质学、石油地质学研究和油气勘探工作。地址：北京市西城区六铺炕街6号，中国石油天然气集团有限公司，邮政编码：100007。E-mail：jiacz@petrochina.com.cn
为了进一步加强煤层气勘探开发领域的交流与合作，推动技术创新与产业升级，中国石油大学（北京）联合西南石油大学、中石油煤层气公司、中国发展战略学研究会能源发展战略专业委员会以及煤层气开发利用国家工程研究中心，拟于2025年3月14-15日在四川成都联合举办“2025煤层气勘探开发年会”，携手《钻采工艺》、《中国石油勘探》、《石油科技论坛》、《煤炭学报》、《石油勘探与开发》联合发起共同征稿。评选出的优秀论文将进行同行评审，期刊评审通过后根据各期刊专家意见进行修改并按照的要求补充完善后，可在期刊中发表。
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