本文引用著录格式：周立宏, 熊先钺, 丁蓉, 等. 煤岩气内涵、富集机理及实践意义[J]. 天然气工业, 2025, 45(3): 1-15. ZHOU Lihong, XIONG Xianyue, DING Rong, et al. Connotation, enrichment mechanism and practical significance of coal-rock gas[J]. Natural Gas Industry, 2025, 45(3): 1-15.
作者简介：周立宏，1968年生，正高级工程师，博士；现任中石油煤层气有限责任公司执行董事、党委书记，主要从事页岩油、煤层（岩）气等油气勘探开发理论与技术研究、生产管理工作。地址：（100028）北京市朝阳区太阳宫南街23号丰和大厦。ORCID:0000-0001-9323-4479。
Email：zhoulh@petrochina.com.cn通信作者：李勇，1988年生，教授，博士研究生导师，本刊青年编委；主要从事煤层气和非常规油气方面的教学和科研工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路丁11号。ORCID:0000-0001-8859-156X。
Email：liyong@cumtb.edu.cn; cugbliyong@gmail.com基金项目：中国石油天然气集团有限公司科技项目“全国陆上煤层气资源评价”（编号：2023YQX20117）。
煤岩气内涵、富集机理及实践意义
周立宏1,2 熊先钺1,2 丁 蓉1,2 李 勇3
1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司
2.中石油煤层气有限责任公司
3.中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院摘要：鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县区块2024年煤岩气产量达到19.6×108 m3，建成了世界首个年产200×104 t油气当量煤岩气田，标志着煤岩气已深刻影响中国天然气产业格局。为了更好地推动中国煤岩气产业发展，保障国家能源安全，在系统梳理全球煤层气到煤岩气探索历程的基础上，对比了全球典型盆地煤层（岩）气地质特征，明确了煤岩气概念的科学内涵、富集机理、应用价值及实践意义。研究结果表明：①煤岩气指以煤作为储集岩且处于煤炭开采经济技术极限深度以深煤层中的天然气。②煤岩气概念立足煤岩学属性，突出了煤层作为储集岩的科学内涵；区分了煤层气（瓦斯）的伴生资源属性，明确了作为独立天然气资源的应用价值；超越了煤层吸附气为主的传统认识，具备勘探开发思路转型的实践意义。③煤岩气概念实现了3方面突破：深层煤岩割理裂缝和微孔喉发育，突破了煤层气开发埋深下限；深层煤岩吸附气＋游离气共存，突破了吸附气为主的煤层气相态认知局限；深层煤岩气压后排液即高产，突破了“排水—降压—生产”理论模式局限。④提出了“连续稳定的优质煤岩是成烃控储基础、良好的保存条件是成藏控产关键”的深层煤岩气“二元富集”理论以及“原生沉积连续稳定的煤层在构造稳定区、转折区和复杂区依次形成了‘顶底封存、原位滞留’‘挤压封堵、斜坡残留’‘水力封堵、构造调整’”3种控气模式。结论认为，针对鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块2 000 m以深煤岩气的勘探开发形成的煤岩气“二元富集”理论认识，已成功引领煤岩气勘探开发在中国的拓展，有望推动中国天然气格局发生革命性变化。
关键词：鄂尔多斯盆地；大宁—吉县区块；深层煤岩气；浅层煤层气；游离气；“二元富集”理论；控气模式
0 引言
2019年，中国国家能源局正式实施油气行业增储上产“七年行动计划”，国内石油企业加大勘探开发科技和资金投入力度。同年，中石油煤层气有限责任公司在前期不断探索基础上，在鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县区块实施了世界首口2 000 m以深煤岩钻探的大吉3-7向2井，取得了深层煤岩气重大勘探突破。截至2024年底，在鄂尔多斯盆地上石炭统本溪组8号煤已提交3 000×108 m3储量，并揭示下二叠统山西组5号煤具有重大资源潜力，煤岩气在该盆地中东部已实现了整体勘探突破[1-3]，预测储量超万亿立方米。其中，大宁—吉县区块深层煤岩气日产气量突破700×104 m3，具备200×104 t油气当量年生产能力，建成世界首个百万吨级油气当量煤岩气田，展示出一个极具突破性与广阔工业化生产潜力的非常规天然气勘探开发前景。同时，准噶尔盆地和四川盆地的风险探井深层煤岩气也获得了高产；初步估算中国煤层（岩）气总产量2030年将达300×108 m3，展现出深层煤岩气良好的勘探开发前景。
大宁—吉县区块深层煤岩气的勘探突破引领中国煤层（岩）气产业进入新格局，带动鄂尔多斯盆地、四川盆地和准噶尔盆地等煤岩气勘探发生革命性变化。目前，煤岩气的概念在学术界引起了诸多争议：郭绪杰等[4]从勘探开发实践经验中总结提出煤岩气是一种既不同于煤层气也不同于常规气的新聚集类型的天然气；李国欣等[5]从内涵以及评价标准角度将煤岩气概念具体化为煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中，游离态和吸附态并存，游离气含量高，通过储层改造可快速产气并能获得工业化开采的烃类气体。此外，还有一些学者[6-7]针对埋深、煤阶、压力、含气量、游离气占比以及孔缝发育等地质认识以及缝网改造、起裂方向等压裂工程技术方面也开展了诸多论述。总体来看，煤岩气普遍具有“高储层压力、高含气量、高游离气”等不同以往浅层煤层气的鲜明地质特征，在富集模式、改造机理和开发技术等方面也存在明显差异。
当前，煤岩气概念存在一定争议，部分学者[8]认为浅部煤层气也存在高游离气含量、高储层压力和外源气等地质特征，无须单独命名“煤岩气”。为了科学定义煤岩气概念，阐明煤岩气概念提出的必要性，笔者从中石油煤层气有限责任公司的煤层（岩）气科学研究探索和勘探开发历程出发，结合勘探和开发地质理论认识，系统梳理煤岩气这一概念提出的渊薮、内涵、科学价值及实践意义，以期明确煤岩气在全球油气领域的地位和价值，尽快实现深层煤岩气在更大范围的规模勘探和效益开发，为中国能源结构优化和能源安全发展提供技术支撑。
1 从浅层煤层气开发到深层煤岩气突破
1.1 国外浅层煤层气工业化勘探开发
美国于20世纪70年代率先开展煤层气勘探开发工作，煤层气生产能力由1980年不足1×108 m3，迅速上升到1990年100×108 m3，2008年产气量达峰557×108 m3，约占其年度天然气总产量的10%，开发区块主要集中在圣胡安盆地、粉河盆地和黑勇士盆地[9-10]。加拿大煤层气勘探始于20世纪80年代，2000年应用连续油管和液氮压裂技术，在阿尔伯塔盆地实现了煤层气商业开发，2010年产气量达峰140×108 m3[11-12]（图1）。澳大利亚煤层气勘探始于20世纪90年代，2014年前后在苏拉特盆地实现了规模开发，2016年产气量超过美国，2021年产气量峰值突破405×108 m3，约占其年度天然气总产量的30%[13]。上述实现商业开发的盆地，均以低煤阶和中低煤阶浅层煤层气为主，圣胡安盆地主力煤层为上白垩统Fruitland组，煤岩镜质体反射率（Ro）为0.6%～1.5%，煤层厚度为3.0～15.0 m，埋深为150～1 070 m，其中该盆地北部和南部煤层埋深普遍不超过 800 m，采用排水降压的生产模式[14-15]。粉河盆地古新统—始新统Fort Union组煤层Ro＝0.3%～0.4%，单层煤厚度为0.5～75.0 m，渗透率为30～500 mD，煤层与砂岩频繁互层，主力产层埋深为100～500 m，主要采用裸眼完井和排水降压生产模式[16-19]。苏拉特盆地侏罗系Walloon组煤层Ro＝0.3%～0.6%，单层煤厚度为0.1～3.9 m，层数普遍超过100层，渗透率普遍为10～300 mD，主力产层埋深为100～800 m，通常采用裸眼完井和排水降压生产模式（表1）[20]。总体来看，美国煤层气产量在2008年达峰后，受页岩油气革命影响，产能持续处于下降趋势；澳大利亚煤层气产量也在2021年之后呈现下降趋势，且仅在富含生物气的苏拉特盆地低煤阶煤层气开发效果良好；加拿大煤层气产业也呈现缓慢下降趋势。近年，印度启动多项清洁煤炭计划，初步开展了煤层气开发探索，日产气量约70×104 m3[21]（表1）。
图1 全球煤层（岩）气发展历程与关键节点图
表1 国外典型煤岩气地质参数对比表
1.2 中国浅层煤层气工业化勘探开发
中国煤层气勘探始于20世纪90年代，以煤矿瓦斯富集理论为指导，在开滦、淮南、松藻、铁法等高瓦斯含量煤矿地区进行开发试验[22]。21世纪以来，随着煤矿安全问题日益突出，以井下瓦斯抽采和地面煤层气开发并行思路为指导，在全国范围开展了较大规模的勘探工作。2004年，中国在沁水盆地潘河建成了国家级煤层气开发利用高新技术产业化示范工程，但是与美国、加拿大和澳大利亚的低—中低煤阶煤层气开发不同[23-24]，在瓦斯富集理论指导下，中国率先在高煤阶储层实现了煤层气商业开发[25]。推动中国煤层气工业化开发的关键时间节点主要是：1994年中国石油成立煤层气勘探项目经理部，着眼全国开展目标优选和勘探试验；1996年中联煤层气有限责任公司成立，主要从事煤层气资源的勘探、开发、输送、销售和利用工作，享有煤层气对外合作专营权；2007年中联煤层气国家工程研究中心成立，是首个专门从事煤层气研究的国家级平台；2008年中国石油从中联煤撤出50%股权，独资设立中石油煤层气有限责任公司，专门从事煤层气等非常规天然气勘探开发；2008—2020年，随着“大型油气田及煤层气开发”国家科技重大专项开展，中国建成了沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘两个千亿立方米煤层气产业基地，并且探索了准噶尔盆地南缘、四川盆地南部、黔西—滇东地区的煤层气开发潜力。
目前，中国已实现煤层气工业化开发的区块包括沁水盆地潘庄、樊庄、郑庄和柿庄区块，鄂尔多斯盆地的延川南、韩城、保德和柳林区块，准噶尔盆地的阜康区块（表2），四川盆地筠连区块等，涵盖了不同煤阶煤层气盆地[26-27]。但是从“十一五”到“十三五”，煤层气探明储量、年产气量和商品气量均未完成国家预期目标，2010、2015和2020年产气量分别为15×108 m3、44×108 m3和67×108 m3，“十三五”煤层气产业发展进入瓶颈期[28-29]。
表2 中国典型煤层（岩）气地质参数对比表
1.3 深层煤岩气探索突破
2019年以前，国内煤层气开发主要集中在1 500 m以浅煤层，更大埋深的煤层气勘探一直未取得实质性突破。其中，20世纪90年代渤海湾盆地黄骅坳陷沧县隆起沧参1井钻遇9层煤，埋深超1 500 m，累计煤层厚度为18.2 m，见明显气测异常；2015年渤海湾盆地北大港潜山港古1507井在井段2 080～2 106 m的煤层试采，油、气日产量分别为33.1 t和3 730 m3[30]。1992年准噶尔盆地白家海凸起彩17井在井段2 816～2 829 m的侏罗系煤层压裂，试产7天平均日产气量8 500 m3；2005年彩504井在井段2 567～2 583 m的煤层压裂获日产气量约7 300 m3；2013年彩512井在井段2 614～2 619 m的煤层压裂试采日产气量为986～4 420 m3[31]。2019年，为了解决渤海湾盆地沧县隆起煤层风氧化带深度大的难题，基于浅层煤层气开发理论技术实施大平7井，在埋深约950 m煤层（水平段长1 174.3 m）获最高日产气量约11 000 m3[32]。上述工作均展示深部煤层气具有商业开发潜力，但是这些工作主要依托常规油气勘探或浅层煤层气理论认识开展，没有系统以1 500 m以深煤层为目标进行探索。
2019年，中石油煤层气有限责任公司在鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块实施世界首口深层煤岩气井——大吉3-7向2井。该井本溪组8号煤层埋深2 217 m，镜质体反射率为2.3%，煤层厚度为8.8 m（垂厚为7.2 m），渗透率为0.01～0.10 mD，采用酸化压裂，试采日产气量快速上升至5 791 m3，拉开了深层煤岩气勘探开发的序幕。这是继大宁—吉县区块探索浅层煤层气、煤系致密气和煤系页岩气之后，在系统评估2 000 m以深煤层地质特征之后，以深层煤岩气勘探目标进行的针对性探索，主体经历4个阶段：①2013—2018年，前期探索尝试，在煤系致密气勘探工作中兼顾评估深层煤岩含气特征，发现深煤层具有良好的含气性；②2019—2020年，采用常规改造工艺技术针对2 000 m以深煤层进行压裂测试，其中大吉3-7向2井获得较浅层煤层气高产；③2020—2021年，探索大规模体积压裂技术，丛式井加砂规模提升至200 m3、水平井单段加砂量至350 m3，大吉6-7平01井试采最高日产气量达10.10×104 m3，成为国内首口日产气量超10×104 m3的煤岩气井，并探明世界首个埋深超2 000 m、储量为1 121×108 m3的深煤层天然气田；④2021—2022年，进一步探索了深煤层超大规模缝网压裂技术和开发试验，丛式井和水平井单段加砂规模分别提升至350 m3和500 m3，并在大宁—吉县区块开展第一个深煤层开发井组试验，投产水平井29口，初期单井平均日产气量超过10×104 m3；⑤2023年至今，进一步形成了水平井钻井、压裂、采气配套技术和工厂化施工组织模式，深层煤岩气开启规模高效开发，目前投产130余口井，初期单井日产气量均超过8×104 m3。截至2024年底，大宁—吉县区块建成了年生产能力200×104 t油气当量的新型天然气生产基地（图2）。
图2 大宁—吉县区块煤层（岩）气探索历程图
2 煤岩气概念提出及内涵
2.1 煤岩气提出背景
从上述全球煤层气勘探开发历程可以看出，在大宁—吉县区块深层煤岩气突破之前，尚未见到真正以2 000 m以深煤层为勘探开发目标的针对性探索。Kuuskraa等[33]在1993年使用了“Deep Coal Seam”这一名词，提到“传统认为5 000 ft（1 524 m）以深的煤层渗透率太低而难以开发”，但是“最新研究认为5 000 ft以深煤层气资源开发潜力可观”，并且在结论中提出“低地应力和干煤（low stress and dry coals）”可能是深部煤层开发的有利条件，但是仍然有待经济性的开发技术形成。1985年在美国皮申斯盆地采用水力压裂技术开采了埋深1 560～2 560 m的煤层气，并协同开发了上白垩统Williams Fork 组的致密砂岩气，其煤层气开发仍然采用传统的排水降压模式，单井最高日产气量达到1.40×104 m3，没有形成针对深层煤层气的新认识[34-36]。Langenberg等[37]在评价加拿大阿尔伯塔盆地白垩系Foothills/Mountains组煤层气资源时，将其划分为浅层（小于1 000 m）和深层（大于1 000 m）。2013年，澳大利亚在库珀盆地钻探了埋深3 250～3 500 m的二叠系煤层，单井平均日产气量达到0.56×104～2.80×104 m3，但未形成规模产能[38]。
中国也有诸多论文以深部煤层气为主题进行讨论，并认为煤层气以吸附气为主，且重点关注吸附能力和地应力转折深度，未涉及理论认识的革命性变化 [39]。其中，20世纪90年代即有以“深部煤层气”为题的学术论文；2006年，秦勇[40]提到“深部煤层的含气性和渗透性尽管受到地温、埋藏深度等不利因素的限制，但深部存在较高的流体压力、较为致密的盖层岩性、相对滞流封闭的水动力等条件。这些条件之间的有利配置，可能有利于深部煤层气的保存”；2016年，秦勇等[41]进一步提到深部煤层气勘探开发需要“资源潜力深化评价与再认识”。但是由于当时勘探实践的局限性，其“深部”主要是指埋深大于 800 m或1 000 m的煤层，默认1 500 m以深煤层为禁区。学术研究中更多关注地应力状态转换和吸附气含量随埋深的变化，认为深度增加主要带来渗透率大幅衰减等不利影响[42-43]。
2013—2018年，大宁—吉县区块依托鄂尔多斯盆地致密砂岩气井的勘探开发探索评价了2 000 m以深煤层含气性和物性特征；2019年开始针对深层煤进行大规模—超大规模压裂施工，实现了产能突破，并形成了理论体系。大宁—吉县区块规模化且商业化开发深层煤岩气资源禀赋条件和储集层特征都具有特殊性，形成了与传统煤层气勘探开发不同的理论认识，探索了与传统煤层气勘探开发不同的技术体系，目前全球尚无其他大规模商业开发的案例。以大宁—吉县区块本溪组8号煤浅层和深层的储层特征对比为例，深层煤具有“大面积连片稳定分布、保存条件好、高含气、高饱和、高产量”的特征，相较于浅层，含气量、压力、吸附饱和度优势明显，分别是后者的2.0倍、2.6倍、1.4 倍，具有与浅部煤层气截然不同的资源特质（表3）。
表3 大宁—吉县区块不同埋深煤层基本地质参数对比表
2.2 煤岩气概念和内涵
2021年，郭绪杰等[4]首先在文献中提到“煤岩气”一词，用以揭示准噶尔盆地侏罗系八道湾组煤层中的天然气，认为其具有“常规储层和非常规储层共 存，游离气和吸附气共生，自源气和他源气互补聚集、有序分布的特征”。2024年，李国欣等[5]提出将煤岩气定义为“以煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中，游离态和吸附态并存，游离气含量高，通过储层改造可快速产气并能获得工业化开采的烃类气体”。同年，傅雪海等[8]提出，DZ/T0216—2020《煤层气储量估算规范》的煤层气定义中，只要现赋存在煤层中，且以甲烷为主，就是煤层气，不涉及其来源问题，即使现在赋存煤层中的气，也不一定是其“亲生”的，而且“大宁—吉县区块煤层气中没有明显外源气”，建议将“煤岩气”“煤层瓦斯”统一称为“煤层气”。
综合上述煤层气勘探开发历程、地质认识和工程技术进展，作者提出“煤岩气”定义为：以煤作为储集岩且处于煤炭开采经济技术极限深度以下煤层中的天然气，这个极限深度一般为1 500 m。谢和平等[44-45]综合考虑采煤工作面环境温度、巷道变形控制、采动岩体能量聚集灾变等，提出目前技术水平条件下煤炭井工开采的极限深度为1 500 m。同时，受压力正效应和温度负效应影响，煤岩吸附能力的转折深度一般在1 500 m左右[46]，在更大埋深下吸附能力降低，潜在游离气含量升高。综上所述，1 500 m符合考虑当前经济技术条件下煤炭开采极限深度和煤岩吸附能力的双重约束。
煤岩学是用岩石学方法研究煤的一门学科，显微镜是煤岩学研究的主要手段，兼用肉眼和其他技术手段，以物理方法为主，研究煤的岩相组成、成因、结构、性质及其加工利用性质[47]。1924年，德国波托尼首次使用“煤岩学”一词；1925—1928年，德国斯塔赫应用油浸物镜观察粉煤光片；1932年，Hoffmann等应用光度计开展镜质组反射率研究；1935年，《煤岩学教程》问世[48]，煤岩学发展成一门独立学科。1933年，中国谢家荣发现并命名“乐平树皮煤”，是煤岩学研究代表性成果，同年王竹泉发表了《河北磁县煤层煤岩学研究》一文[47]。1953年，国际煤岩学委员会成立，并出版了《国际煤岩学手册[49]，使煤岩术语与工作方法趋于标准化，推动了煤岩学的交流和发展。1996年，韩德馨[50]出版《中国煤岩学》，集中报道了煤岩学研究方法和煤岩学应用研究的科技进展，提出煤岩学是基础性学科，具有广泛的适用性，同时指出“煤岩组成是植物成矿作用的直接表现，不同聚煤期、不同沉积环境及不同的植物演化阶段形成的煤具有不同的煤岩组成特点和工艺化学性质”。可见，煤岩不仅可以用来描述宏观煤岩类型和显微煤岩类型等传统煤岩学内容，也可以描述煤物质组成、岩石学结构特征和实际应用性质。
煤岩气概念兼顾考虑了科学认识和实践价值，体现在：①煤岩涵盖了煤的岩石学性质这一内涵，采用煤岩气表明更多将煤岩当作储集层（岩）来考虑， 突出了将煤层作为储集层的重要属性，符合当今煤岩气开发中必须考虑煤岩物理性质进行压裂施工设计等的研究进展；②中国煤层气基础理论认识多源于瓦斯防治认识，为了服务煤矿安全生产而作为伴生资源考虑，煤岩气的概念突出了以天然气勘探为主的内涵，更加强调将煤层中的天然气作为独立的重要资源进行勘探开发；③已有的煤层气地质理论均认为煤层气以吸附气为主，需要通过排水降压进行生产，煤岩气综合关注煤岩含气性，更多关注游离气，且含水量很少，以独立名称命名这种具有自身特定属性的天然气，便于直观理解这类资源的禀赋及开发价值；④就目前勘探认识来看，煤层气和煤岩气两者的差别直观体现在埋藏深度，间接表现为成藏特征、产出模式和开发经济价值等方面。
煤岩气和煤层气的气体富集特征和成藏内涵存在差异，煤岩气更强调从储层角度（岩石学的观点和方法）来研究煤层，系统整合瓦斯地质学、煤层气地质学、非常规油气地质学的理论认识，推动一种具有崭新特征的源内气藏的规模效益开发。深层煤岩兼具烃源岩、储集层和封盖层（纳米孔喉自封闭效应）三重属性，深层煤岩气具有吸附气和游离气共存特征和产出机理，颠覆了传统煤层气基础理论，主要体现在：①储层特征，深层煤岩割理裂缝和微孔喉同样发育，突破了大埋深强压实作用下孔缝网几乎不发育的传统认识；②赋存机理，深层煤岩中天然气吸附态、游离态共存，突破了以吸附气为主单一赋存状态的传统认识；③生产特征，深层煤岩束缚水饱和度高，游离气携带可动水产出，突破了“排水降压生产”传统认识（表4）。
表4 深层煤岩气和浅层煤层气关键差异对比表
为了更准确地理解煤岩气概念，在表述中可以更多采用限定词来便于理解，即采用浅层煤层气和深层煤岩气来指代2种具有明显差异的非常规天然 气。煤岩学的英文表达为Coal Petrology[49]，煤层气在美国一般采用Coalbed Methane[51-52]，澳大利亚则表述为Coal Seam Gas[13]，也有学者采用 CoalbedGas等用法。郭绪杰等[4]在论文中将煤岩气翻译为“Coal Measure Gas”，李国欣等[5]采用“Coal-rock Gas”，由于Coal Measure Gas可直译为煤系气，Coal本身就定义为一种可燃的黑色或棕黑色的沉积岩[53]，Coal-rock在岩石学上有些冲突，其他名称譬如Coal derived methane（gas）本身指煤成气，Coal Gas则指煤气（人工煤炭热解制取，与地层中天然气资源无关）。因此，从科学和实用性角度出发，笔者建议采用Deep Coalbed Methane，原因包括：①符合煤岩气本身发育在大埋深条件下的地质特征；②与主流采用的煤层气（Coalbed Methane）译名具有传承性，避免基本学术歧义；③明确以甲烷为主体的组成特征，尽管也含有其他譬如CO2、He和H2等组分，但是勘探开发主体以甲烷为核心目标。
3 煤岩气富集机理
笔者以大宁—吉县区块为例，系统论述深层煤岩气典型地质特征及富集成藏理论认识。大宁—吉县区块位于鄂尔多斯盆地东缘斜坡带，自东向西依次划分4个二级构造单元（图3）。深度大于2 000 m的西部缓坡带整体地层倾角小于2°，为非常平缓的大型斜坡，发育5号、8号煤层，埋深为2 000～2 400 m，构造简单，大断层不发育，为气体富集提供了有利构造条件（图3）[54]。
图3 大宁—吉县区块8号煤顶界埋深与主要煤系
地层柱状图
8号煤层全区大面积连片展布，厚度为4.0～12.0 m，平均厚度为7.8 m；以光亮型和半亮型原生结构煤为主。有机显微组分以镜质组为主，镜质组含量平均值为73.76%，Ro＝2.14%～2.78%，平均值为2.59%，具备强生气能力，总生烃强度为20.2×108～34.7×108 m3/km2，气源条件充足。实测煤含气量平均值为24.3 m3/t，保压取心测试游离气含量为5.24 m3/t，占比22.0%，吸附气与游离气共存。煤岩微孔（小于2 nm）最为发育，平均占比81%；割理发育，面割理密度为3～10 条/5 cm，端割理密度为2～15 条/5 cm，割理呈线状、网状分布。煤岩比表面积为225.24 m2/g，吸附能力强、含气量大。实测煤层水矿化度为35 650～332 006 mg/L，平均值为158 981 mg/L，水型为CaCl2型。深层属于承压水区，水文地质条件简单，水动力条件较弱，有利于煤层气富集保存。
3.1 连续稳定的优质煤岩是成烃控储的基础
优质煤岩对成烃控储的影响体现在：①连续稳定的煤层是天然气规模生成的前提条件，大宁—吉县区块处于潮坪—潟湖—障壁砂坝相带，广覆式发育8号煤层，成煤环境为强还原条件下的富营养覆水森林沼泽相，煤层全区连片展布，是大面积连续分布的源岩层系，为气体生成奠定了物质基础；②煤岩类型影响生烃潜力和优质储层的分布，光亮煤和半亮煤的含气量高，同时对应储层物性好，以大宁—吉县区块10口井为例，上部光亮—半亮煤的灰分产率、矿物含量、含水饱和度和兰氏压力明显较下部暗淡—半暗煤低，而兰氏体积、含气量、含气饱和度和有效孔隙度则明显偏高（图4）。从成烃率对比来看，类脂组∶镜质组∶惰质组为3.0∶1.0∶0.8，产气率上镜质组为惰质组的4.3倍，类脂组为惰质组的11.0倍，以镜质组含量高的镜煤和亮煤为主的光亮型煤岩更有利于气体的生成[55]。同时高镜质组含量和相对高变质程度煤岩生烃量高，同时生成大量气孔，有利于气体富集，对于储层物性也有提升。
图4 不同类型煤岩含气量与物性特征对比图
3.2 良好的保存条件是成藏控产的关键
鄂尔多斯盆地煤岩气是大规模生排烃之后残余在煤层中的天然气，最大生烃时刻的生气量和后期构造演化控制的保存条件共同决定了现今残余气含量。石炭纪—二叠纪煤层沉积之后，在三叠纪持续沉降，煤层温度为90～120 ℃，第一次生烃；三叠纪末期，印支运动使地层抬升，生烃停止。侏罗纪—早白垩世，地层快速沉降，煤层达到最大埋深4 000 m，生烃量最大，同时受早白垩世异常古地热场作用，含煤地层温度超过220 ℃，煤岩吸附能力低，推测气体以游离态为主。白垩纪末期，喜马拉雅期地层持续抬升，气体大量逸散，受保存条件差异影响，形成不同类型的气藏。现今煤层在盆地东部出露，大气降水渗入等形成侧向封堵，形成了低饱和度的浅层煤层气藏。随埋深加大，地层保存条件变好，游离气存在于较大孔隙和裂隙中，形成常压和超压煤岩气藏（图 5）。
图5 大宁—吉县区块8号煤地质演化约束的煤层（岩）气差异生运聚特征图
煤层含气量受封盖条件控制，游离气更有利于在良好圈闭条件下富集。深层煤岩的封闭性体现在5个方面：①煤岩自封闭效应。煤层含气量受封盖条件 控制，煤岩表面与气体分子之间存在物理吸附为主的范德华力，阻碍气体解吸扩散，同时气体在微小的纳米级孔中受强毛细管力作用，形成双重自封闭。②顶底板致密岩性封闭效应。阻碍气体的垂向运移和扩散。③水力封堵效应。陡坡带地下水对气体的逆势封堵作用，形成水压封闭效应。④挤压应力封闭效应。缓坡带轴部在较强挤压应力作用下，形成低孔隙、低渗透的物性封存作用，与正向构造共同构成垂向和侧向封闭。⑤地应力转换封存效应。随着埋深加大，垂向应力加大，且在1 500 m以深基本以垂向应力为最大主应力，煤层压实封闭效应明显，气体保存效果好[46]。
煤层内部也普遍发生微运移调整，气体在层内由构造低部位向高部位运移，造成不同埋深煤层含气量平面和垂向差异，体现在：①鄂尔多斯盆地东缘浅层煤层气区块的甲烷同位素普遍偏轻，存在地层抬升造成的解吸分馏，气体由深部煤向浅部煤侧向运移调整[56]；②部分深层煤岩保压取心测试显示，上部煤岩的游离气含量较高，同一套煤层上部割理发育的镜煤、亮煤条带是游离气的重要赋存空间，在顶板良好封盖条件下形成更多的气体聚集，存在基质孔隙向割理的扩散运移，发生下部天然气向上部垂向调整，造成含气量纵向差异 [57]。
3.3 “二元富集”模式
综上所述，笔者提出深层煤岩气“二元富集”理论：连续稳定的优质煤岩是成烃控储的基础，良好的保存条件是煤岩气成藏控产的关键。由于生和保存条件差异，存在3种差异类型的富集模式：①稳定带。深层缓坡稳定带呈现“顶底封存、原位滞留”，构造改造微弱，封闭性强，以高矿化滞留水文地质为特征，在光亮煤岩、致密顶板（石灰岩）封盖下有利于煤层气富集。②转折带。在构造转折带，存在“挤压封堵、斜坡残留”富气模式，同一套煤岩历史最大埋深相差不大，都具有强生烃能力，但是构造变形发育，存在气体逸散，在较强挤压应力作用下，形成正向和负向构造变形，形成构造和物性封存，与正向构造共同构成垂向和侧向封闭。③复杂带。浅层复杂构造带，原生气藏流体发生不同程度的改造破坏，地表水下渗，形成水压封堵，发育“水力封堵、构造调整”控气模式（图6）。
图6 大宁—吉县区块深层煤岩气二元富集机理模式图
4 煤岩气实践意义
4.1 首个两百万吨级油气当量煤岩气田
在煤岩气成藏理论指导下，鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块3 年累计探明煤岩气储量达到3 062.94×108 m3，建成10×108 m3/a产能工程，目前日产气量超700×104 m3，建成了年产200×104 t油气当量的煤岩气田。2022年，大宁—吉县区块吉深 10-8平01井完钻，完钻井深3 932 m，水平段长1 339 m。该井2023年1月投产，初期日产气量为14.20×104 m3，日产气量大于10.00×104 m3已稳产180 d。截至2024年12月底，该井已生产726 d，累计产气量达6 304×104 m3，目前日产气量5.00×104 m3，日产液量为3.0 m3、油压为4.50 MPa，套压为2.28 MPa，返排率63.3%，预测单井最终可采气量（EUR）超亿立方米（图7）。该井是目前中国首口累计产气量突破5 000×104 m3、稳产时间最长、稳产能力最强、EUR最高的煤层气井。在该理论指导下，进一步发现鄂尔多斯盆地山西组5号煤岩具有广阔的勘探开发前景，2023年针对山西组5号煤层实施的风险探井吉平2H井，日产气量5.20×104 m3，截至2024年底，已生产443 d，累计产气量2 328×104 m3。
图7 吉深10-8平01井煤岩气生产曲线图
4.2 鄂尔多斯盆地煤岩气勘探全面突破与其他盆地煤岩气勘探多点突破
大宁—吉县区块2 000 m煤岩气开发成功，有效地推动了中国煤岩气理论研究、资源评价和勘探开发工作[58]。2022年，鄂尔多斯盆地东北缘神府区块 深煤1号井在井深1 998 m煤层（水平段长1 000 m） 获初期日产气量 6.00×104 m3；神木—佳县区块佳南1H井在井深2 550 m煤层（水平段长2 211 m）获初期日产气量8.16×104 m3。2023年，盆地中东部大牛地区块阳煤 1H井在井深2 880 m煤层（水平段长1 030 m）获初期日产气量8.50×104 m3；中部纳林河—米脂北区块米172H井在井深2 690 m煤层（水平段长1 314 m）获初期日产气量 13.60×104 m3[1-2,58-59]。上述工作实现了盆地中部和东部大部分地区煤岩气勘探突破，展现了鄂尔多斯盆地煤岩气巨大的开发潜力。
准噶尔、吐哈、四川和渤海湾等盆地煤岩气勘探也相继实现多点突破。2021年，准噶尔盆地彩探1H井在埋深2 386 m煤层（水平段长1 000 m）试 气获得最高日产气量为5.70×104 m3，稳产日产气量为2.00×104 m3[60]；2022年，吐哈盆地柯新1H井煤岩测试含气量为17～25 m3/t；2023年，四川盆地南川区块阳2井（直井）在埋深1 900 m煤层获日产气量为1.20×104 m3，实现四川盆地煤岩气突破[61]；同年四川盆地大安区块嘉探1H井获最高日产气量超2.00×104 m3，突破3 000 m埋深产气关；2024年，四川盆地宁探 1H井（垂深4 070 m、水平段长1 000 m） 完钻揭示龙潭组煤层厚度为 11.08 m，探索了四川盆 地腹部煤岩气潜力[62]。此外，渤海湾盆地冀中、黄骅坳陷信探1H井、官探1H钻遇高含气煤岩，目前正在测试中。上述工作标志着煤岩气勘探开发在中国全面展开，并且在不同类型盆地、不同沉积煤层和更大埋深区段展开。
4.3 中国煤岩气革命前景展望
煤岩气理论是中国首次在全球油气领域提出的创造性新领域，与美国、澳大利亚和加拿大浅层煤层气的地质特征和开发的模式截然不同。煤岩气理论的提出是立足中国“相对富煤、贫油、少气”的资源禀赋，彻底改变了煤层气没有完成国家“十一五”“十二五”“十三五”任务目标的被动局面， 高效探明了中国首个2 000 m 以深的千亿立方米级煤岩气田，创新性提出了深层煤岩气这一与全球已有 工作均不同的新领域，将引发一场世界级的煤岩气 革命。
初步估算，中国深层煤岩气地质资源量超50.0×1012 m3。鄂尔多斯盆地约 20.2×1012 m3，四川盆地11.9×1012 m3，塔里木盆地北部山前构造带约 4.6×1012 m3、库车坳陷约4.9×1012 m3，吐哈盆地2.6×1012 m3，准噶尔盆地约2.5×1012 m3，松辽盆地累计约2.2×1012 m3，渤海湾盆地1.9×1012 m3，海拉尔盆地1.8×1012 m3。
从目前勘探开发趋势来看，鄂尔多斯盆地已具备实现煤岩气大规模勘探开发的基本条件，准噶尔盆地和四川盆地也有望实现工业化勘探开发。按50%的地质资源量可转化为实际勘探资源估算，上述3大盆地深层煤岩气可勘探资源总量约15×1012 m3。进一步按40%～50%资源探明率，预测深层煤岩气储量发现规模为6×1012～8×1012 m3。截至2023年底，中国煤层（岩）气总探明储量约为1×1012 m3，煤层（岩）气年产气量为117.7×108 m3，可见深层煤岩气探明储量1×1012 m3可建产不少于100×108 m3/a。因此，预测中国煤岩气峰值产量可达600×108 m3，其中“十五五”末煤岩气产量可突破200×108 m3，煤层（岩）气总产气量超过300×108 m3。
5 结论
1）煤岩气指以煤作为储集岩且处于煤炭开采经济技术极限深度以下煤层中的天然气，这个极限深度一般为1 500 m。煤岩气更强调从储层角度（岩石学的观点和方法）来研究煤层，主要针对埋深大于1 500 m，以高含气、高饱和气、吸附气与游离气共存形式赋存在煤岩中的天然气。
2）煤岩气概念的科学价值和实际意义体现在：立足煤岩学属性，突出煤作为储集岩的重要价值；区分瓦斯的伴生资源属性，突出作为独立天然气资源的重要内涵；避免煤层吸附气为主的传统认识，体现新类型资源的开发价值。
3）深层煤岩气的突破性认识体现在：深层煤岩割理裂缝和微孔喉发育，突破了煤层气开发埋深下限；深层煤岩吸附气＋游离气共存，突破了煤层以吸附气为主的相态认知局限；深层煤岩气开井即高产，突破了“排水降压生产”理论认知局限。
4）深层煤岩气具有“二元富集”模式：即连续稳定的优质煤岩是成烃控储的基础，良好的保存条件是煤岩气成藏控产的关键。连续稳定的煤层是天然气规模生成的前提条件，煤岩类型影响生烃潜力和优质储层的分布，光亮煤和半亮煤含气量高且物性好；煤岩现今含气量受封盖条件控制，气体封闭性受煤岩自封闭、顶底板致密岩性封闭、水力封堵、挤压应力封闭和微运移调整效应综合控制。
论文原载于《天然气工业》2025年第3期———END———
中国石油大学（北京）联合国家自然科学基金委中国21世纪议程管理中心、国际二氧化碳捕集利用封存技术创新合作组织（筹）、联合国教科文组织“碳中和与气候变化驱动绿色转型”教席、中国岩石力学与工程学会以及中关村绿色矿山产业联盟，定于2025年5月28-29日在北京市召开“2025第三届二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）国际会议”。大会联合Applied Energy＼Engineering等顶级期刊联合征稿！论文摘要截止时间：2025年4月18日；论文全文截止时间：2025年7月20日;
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