0 引言
中国煤炭资源十分丰富。据预测，全国煤炭总资源量约为5.9×1012t，截至2023 年底，已探明煤炭地质储量为2185.7×108t，2023年煤炭产量为47.1×108t [1]。很久以前，人们在煤炭资源开采时就知道煤层中含有天然气，俗称瓦斯气，在技术水平低的年代，经常因瓦斯气突进而发生爆炸造成矿难。后来认识到煤层中含有的瓦斯气也是一种资源，称为煤层气，且可以开发利用。煤层气逐渐成为能源领域研究与勘探开发的重点之一。我国煤层气资源丰富，据中国石油勘探开发研究院及煤层气公司“十四五”资源评价结果，我国煤层气资源总量近40×1012m3。从21 世纪初我国正式开始煤层气规模勘探开发，截至2023 年底，中国煤层气年产量117.7×108m3，年均产量增长幅度不足6×108m3，产量增长不如预期。应该说，对浅层煤层气的勘探开发，虽然近几年有加快的趋势，但总体较慢，究其原因，既有技术的不适应性，也有机理认识不深的缘故。
最近，油气勘探界对尚少涉足的埋深大于1500m的深层煤岩中天然气开展了研究和勘探，并在以鄂尔多斯盆地为主体的中西部几个富煤盆地中取得了勘探的重要突破。这类深层煤层气表现出初始产量较高、单井累计采气量较大、经济效益较好、开发方式与浅层煤层气有明显不同，已经引起油气产业界乃至能源领域的高度重视。研究发现，深层煤岩不仅富含吸附态天然气，而且含有游离态天然气，占比一般在15%～25% 之间，最高可达40%，甚至更高，表明煤岩不仅可以作为生气源岩，而且可以作为储集岩，形成兼具常规气藏某些特征的天然气聚集。业界越来越倾向于用深层煤岩气的概念和类型来描述和管理深层煤层气，以区别于浅层煤层气在成藏特征与开发技术上的不同。本文基于新探井和试采资料的分析研究，归纳总结了深层煤岩气的成藏条件，并与浅层煤层气的成藏作对比，总结提出了深层煤岩气成藏基本特征，以期指导推动加快深层煤岩气勘探发展进程和储产量增长节奏。
按照煤阶的不同，可以将煤岩分为中低阶煤（Ro＜1.3%）和中高阶煤（Ro ≥1.3%）两大类（表1），这两类煤岩储层都可富集天然气。据中国石油勘探开发研究院最新评价，我国3000m 以浅煤层（岩）气原地资源量为39.88×1012m3（表2）。
深层煤岩气是指埋深较大（埋深大于1500m）且具备保存条件的煤层中含有的游离气与吸附气的总称[2]，是一类成藏条件与页岩气相似而与浅层煤层气有较大不同的天然气资源。相对的，浅层煤层气通常指埋深小于1000m，以吸附气为主，需经过排水降压达到有效开采的天然气；并将埋深位于1000～1500m 的煤层气作为一种过渡类型，称之为中深层煤层气[3]。
中国煤层气勘探开发经历前期探索、技术攻关、中浅层商业开发及深层突破4个阶段[4]。“十一五”至“十三五”期间，受理论认识和技术条件限制，浅层煤层气勘探开发长期集中在1500m以浅，年产量未达国家预期目标，在“十三五”期间也只完成规划目标的57.7%，产业发展遭遇瓶颈。“十四五”以来，随着深层煤岩气理论突破和水平井压裂技术创新应用，勘探开发向深层推进，尤其在鄂尔多斯盆地东缘实现跨越式发展。2019年，中国石油天然气集团有限公司（中国石油）在大宁—吉县区块实现深层煤岩气突破；2021年，探明了国内首个埋深超2000m的大型煤岩气田，提交探明地质储量762×108m3。2022年，中国石油化工集团有限公司（中国石化）在大牛地气田部署阳煤1HF井，试气获日产气10.4×104m3，同时复试6口老井，也均获工业气流。2023年，中国海洋石油集团有限公司（中国海油）在神府区块提交探明地质储量1134×108m3，已建产能2.6×108m3/a。2024年，中国石油探明地质储量超千亿立方米的大型蒙陕煤岩气田，预计年产量将达到20×108m3。
中国煤层气资源已实现商业开发，然而在很长一段时间内，其产量增长速度相对缓慢，与巨大的资源潜力不匹配。近期，得益于深层煤岩气勘探开发的有力推进，煤层气探明储量和产量显著增长。截至2023年底，全国范围内探明煤层气储量达1.17×1012m3（其中深层煤岩气3246×108m3），同时，全国煤层气年产气量达到117.7×108m3（深层煤岩气12×108m3）（图1）。深层煤岩气作为近年来新探明的资源类型，已经在鄂尔多斯、四川和准噶尔盆地获得勘探发现，勘探进程正在加快，对煤岩气地质特征、分布规律及开发潜力等研究取得系列进展[4-8]。然而，对于深层煤岩气资源的主要富集类型及分布特征，仍须开展更深入的探索研究，以准确把握其分布规律，客观评价资源潜力。这些研究认识将为指导和推动中国深层煤岩气的科学、高效开发提供重要依据，进而促进能源结构的优化调整，提升能源安全保障能力。
1 中国深层煤岩气勘探开发进程
1.1 鄂尔多斯盆地煤岩气试采效果好，未来建产规模大
鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系山西组和本溪组广泛发育5号和8号煤岩，属于中高阶煤，近年勘探开发展现出良好前景。勘探上，针对8号煤岩，中国石油2021 年实施风险探井吉深6-7平01井（产层埋深2100m，水平段1000m），初期日产气量超过10.0×104m3；2022年部署纳林1H井（水平段1500m），测试日产气量为5.4×104m3，截至2024年5月累计产气量大于1.5×108m3；米172H井（水平段1314m，煤岩钻遇率94%），测试日产气量为13.6×104m3，初期300 天累计产气量大于2100×104m3；横探8H井（水平段1650m，煤岩钻遇率96%），测试日产气量为18.2×104m3，初期150天累计产气量大于1200.0×104m3。针对5号煤岩，钻探乌探1H井，测试日产气量为10.4×104m3，初期160天累计产气量达830×104m3。开发上，截至2025年5月底，中国石油在鄂尔多斯盆地累计投产煤岩气井558口，累计产气量为49.12×108m3；在2025年1—5月之间，累计投产煤岩气井38口（水平井23口，直井/ 定向井15口），煤岩气产量达15.25×108m3，其中煤层气公司为产量主体，生产煤岩气11.77×108m3，长庆油田和冀东油田分别生产1.63×108m3和1.05×108m3。
中国海油2022年在临兴区块部署深煤1号井（产层埋深1998m，水平段1000m），试采初期日产气量为6.0×104m3。
中国石化2022年在大牛地气田部署阳煤1HF井（产层埋深2880m，水平段1030m），2023年压裂后测试日产气量为10.4×104m3，后部署的石103井和D1-579井日产气量均大于1.5×104m3。
1.2 准噶尔盆地次生煤岩气获得工业气流，未来尚须进一步攻关准备
准噶尔盆地侏罗系发育八道湾组和西山窑组煤岩，属于低阶煤。中国石油2021 年在白家海凸起部署彩探1H 井（产层埋深2600m，水平段1000m，钻遇率93.6%），目的层段为西山窑组煤岩，测试日产气量为5.7×104m3，且无水产出，截至2023年6 月底，生产786 天累计产气量为1329×104m3。目前已进入评价井部署阶段。
白家海凸起发育两套烃源岩，一是侏罗系煤系地层，二是石炭系暗色泥岩和凝灰质泥岩。其中，侏罗系西山窑组煤岩为半亮—暗淡型煤，以块状为主，煤岩储层孔隙度一般为4.5%～13.33%。煤岩顶底发育泥岩，对煤岩构成区域性盖层，封盖保存条件好。通过天然气地球化学特征分析，发现彩探1H 井气样碳同位素与石炭系高—过成熟烃源岩具有“亲缘关系”，表明该凸起煤岩气为自源气和他源气互补聚集，深部天然气沿断裂穿层输导，在煤岩孔缝中富集成藏[9]。
1.3 四川盆地二叠系龙潭组煤岩气获新发现，未来规模不明确
四川盆地发育二叠系龙潭组煤岩，属于高阶煤。中国石油2023年在川中地区部署风险探井NT1H井（产层埋深4070m，水平段1000m，钻遇率81%），日产气量为8.06×104m3，落实有利区面积约为1.04×104km2，估算资源量约为1.1×1012m3，实现四川盆地深层煤岩气勘探新突破[10]。中国石化2023年在南川区块部署阳2井（水平段1967m），测试日产气量为1.3×104m3。
2 中国深层煤岩气地质背景与基本特征
2.1 煤岩气地质背景
中国大陆由若干个稳定地块和活动带镶嵌而成，聚煤盆地主要发育在各陆块和微陆块之上。大地构造背景从根本上控制了煤岩的空间展布，后期构造演化对煤岩气的形成和聚集也同样重要。主要聚煤期有多期，但以石炭纪—二叠纪和侏罗纪—白垩纪为主[11]。
2.1.1 石炭系—二叠系煤岩
在古生代石炭纪—二叠纪，中国的华北板块和华南板块之上形成了广泛的海相、海陆过渡相和陆相沉积，发育多套海陆过渡相和陆相煤系沉积。煤岩形成于潮坪、潟湖、滨岸沼泽和三角洲环境。例如，鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地的二叠系本溪组煤岩主要形成于潮坪、潟湖和三角洲，四川盆地二叠系龙潭组煤岩主要形成于滨岸沼泽[12-13]。在后期构造演化过程中，渤海湾盆地和四川盆地经历了较强烈的构造活动改造，鄂尔多斯盆地构造则相对稳定。
这一时期形成的煤岩具有区域稳定分布、单层厚度较大、热演化程度高和含气量高的特征。例如，鄂尔多斯盆地本溪组8号煤主体厚度为5～15m；煤岩显微组分中镜质组含量平均为68.60%，惰质组含量平均为28.46%；镜质组反射率Ro主要分布在1.2%～2.8%之间，煤类主要为肥煤到无烟煤；含气量高达34.0m3/t，平均为21.8m3/t[7,14]。
2.1.2 侏罗系—白垩系煤岩
侏罗纪—白垩纪是准噶尔、吐哈、塔里木和松辽盆地的主要聚煤期，煤岩形成于河漫沼泽、湖滨沼泽以及三角洲平原沼泽等。例如，准噶尔和吐哈盆地的八道湾组和西山窑组煤岩主要形成于湖泊滨岸沼泽、三角洲平原沼泽和河漫泥炭沼泽，松辽盆地沙河子组煤岩主要为三角洲平原和前缘沼泽沉积物[15-17]。这一时期形成的煤岩厚度较大。例如，准噶尔盆地西山窑组煤岩单层厚度平均为5m，累计厚度可达80m ；煤岩显微组分中镜质组含量平均为51.2%，惰质组含量平均为42.9%。Ro分布在0.49%～0.84%之间，为褐煤—气煤；含气量变化较大，分布在0.41～15.47m3/t[18]。塔里木盆地库车北部克孜勒努尔组煤岩单层厚度为1～22m，累计厚度可达182m；煤岩显微组分中镜质组含量平均为64.1%，惰质组含量平均为21.5%；Ro为0.6%～1.2%，为长焰煤—肥煤；含气量为5.2～18.8m3/t[19]。
2.2 深层煤岩气基本特征
2.2.1 发育纳米孔和割理裂隙，孔隙类型多样
煤岩富含有机质和黏土矿物，抗压性弱，传统认识认为浅层煤层压实作用弱，保留有孔隙裂缝，而深层煤岩由于强压实作用，孔缝系统不发育[20]。最新研究发现深层煤岩同样发育孔隙和割理裂隙，这主要是因为煤岩生烃作用提高了地层压力，部分抵消了上覆载荷，此外，随着变质程度增加，煤岩的脆性增加，也增加了割理发育的机会。
深层煤岩发育的孔隙类型包括气孔、植物组织孔、矿物质孔、割理和裂隙（图2）。（1）气孔，是煤化作用形成的孔隙，分布在有机质中，以圆形、椭圆形为主，孔径分布范围为几纳米到几百纳米。气孔发育程度主要受热演化程度影响，中高阶煤中气孔发育程度高于中低阶煤中气孔发育程度。（2）植物组织孔，是植物组织中残留的孔隙，主要分布在丝质体和半丝质体中，孔径分布范围在几纳米到几微米。（3）矿物质孔，为煤岩中碳酸盐、黏土等矿物内部的孔隙，包括粒间孔、晶间孔、溶蚀孔等，沉积作用控制这类孔隙的初始发育程度，成岩作用中的压实作用和溶蚀作用影响这类孔隙后期演化。（4）割理，为煤中凝胶化物质在温度和压力影响下体积收缩形成，割理长度从几毫米到几十米不等，一般近似垂直于层理面，发育程度高可形成网状，是良好的储集空间和运输通道，割理发育程度主要受构造应力、流体压力、煤岩类型和组分等因素控制。（5）裂隙，为煤岩在构造应力作用下形成的裂隙，具备良好的储集和输导能力，长度在纳米到米的级别，通过CT 扫描，可以观察到煤岩中发育明显的、丰富的微裂缝，以及微裂缝相互叠置连通的现象[19,21-22]。
深层煤岩储层发育微孔（孔径小于2nm）、介孔（孔径2～50nm）和宏孔（孔径大于50nm）。不同盆地煤岩储层孔隙分布也有差别，例如：鄂尔多斯盆地深层煤岩储层以微孔和宏孔为主，微孔占比平均为56.5%，宏孔占比平均为28.4%，在孔体积与孔径分布图中，常呈现出两头多、中间少的“U”形特征（图3）；而四川盆地大安区块深层煤岩储层以微孔为主，宏孔发育程度弱，微孔的平均孔体积占比达76.87%[23]。
深层煤岩储层孔隙发育程度主要受煤沉积相和热演化程度的影响。煤岩沉积环境影响煤岩显微组分构成和陆源碎屑物输入量，进而控制初始孔隙发育程度。一是开阔水域沼泽相形成的煤岩，孔隙类型以微孔和大孔最为发育；而湿地森林沼泽形成的煤层，则表现为微孔发育良好，大孔发育较差，中孔不发育的特征[24]。二是靠近物源区的沼泽环境，有较多碎屑输入，黏土矿物充填孔隙会导致储层发育变差；远离物源区位置，受碎屑输入影响更小[25]。此外，地下煤岩受后期热演化影响，孔隙发育呈阶段性变化，Ro在0.7%～4.5%之间，随演化程度的增加，煤岩总孔体积呈先增大后减小的变化特征，在Ro约为1.6%时达到最大值（图4）；比表面积呈先降低后升高的变化特征，在Ro为1.5%左右达到最低值；微孔比例呈“高—低—高”的变化趋势，在Ro为1.7% 左右达到最小值，而中孔比例变化趋势与之相反；裂隙密度呈“高—低—高”的变化趋势，在Ro为1.1%左右达到最小值[26]。
2.2.2 富含吸附气和游离气
相比于浅层煤层气主要以吸附态赋存，深层煤岩气则具有游离和吸附二元气共聚成藏的特征[2]，可在深部形成富含游离气的高饱和—超饱和煤岩气藏。吸附气是指甲烷分子在范德华力作用下吸附于煤层微观孔隙内，这些孔隙主要为有机质中的微孔。游离气主要为甲烷分子赋存于割理和裂隙中，能够自由活动的甲烷气体。对于浅层煤层气，由于所在深度较浅，水动力较活跃，游离气容易散失，因此浅层煤层气以吸附气为主；而深层煤岩气埋藏较深，水动力弱，并且温度解吸效应大于压力吸附效应，因此具有吸附气与游离气共存的特征（图5）。对于深层煤岩气，它具有“高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离”赋存特点。例如，蒙陕气田深层煤岩的游离气平均占比达29%，总含气量平均为24m3/t，是中浅层煤层含气量的2.5倍[7]。并且，最新勘探成果显示，在鄂尔多斯盆地纳林河地区埋深大于3000m 的深层煤岩气储层中，游离气占比达30%[27]。已有较多研究表明，正是因为煤岩储层中富集游离气，才使得深层煤岩气勘探取得突破。
煤岩中吸附气和游离气共存的赋存特征，使得深层煤岩气生产过程呈现出“三段式”特征。在初期生产阶段，产出气体以游离气为主，日产气量高；进入稳产阶段后，产出气体中游离气和吸附气的比例相当，日产气量略有下降；到了递减阶段，产出气体则以吸附气为主，日产气量明显降低[14,29]。深层煤岩游离气和吸附气产出阶段的不同，可利用天然气甲烷碳同位素进行有效辅助标定。原始煤岩气储层中，较重的（富含13C）甲烷分子主要以吸附状态存在；较轻的（富含12C）甲烷分子主要以游离态存在。因此，在初期阶段由于主要排出游离气，甲烷碳同位素（δ13C1）保持低值，未发生明显碳同位素分馏；到稳产阶段，压力降低，吸附气逐渐解析并排出，甲烷碳同位素逐渐变重；到了递减阶段，产出的气体以吸附气为主，甲烷碳同位素保持稳定且略有升高[30]。
深层煤岩气中游离气含量变化较大。鄂尔多斯盆地煤岩含气量为10.61～34.63m3/t， 平均为22.53m3/t ； 游离气占比为5.6%～45.9%， 平均为25.1%[8]。四川盆地渝东南地区煤岩含气量为20～37m3/t，游离气占比为35%～49%[31-32]。新疆准噶尔盆地白家海地区煤岩储层含气量为3.1～16.0m3/t，游离气占比约为50%[9,33-34]。游离气的含量主要受煤阶等级和构造活动的控制。煤阶等级对游离气含量的影响主要表现在两个方面：一是高煤阶的煤岩生气量大，有利于形成游离+ 吸附的高饱和度煤岩气[6]（图6）；二是煤岩中发生有机质芳构化、有机酸溶蚀等作用，导致有机质孔和无机孔数量增加，共同加大了游离气赋存空间。构造活动对游离气含量的影响主要表现在四个方面：一是游离气在煤岩中可发生微距离运移，天然气在浮力作用下会向构造高部位运移[7] ；二是游离气可通过断裂发生长距离运移，在合适的煤岩中聚集成藏，如准噶尔盆地白家海地区侏罗系煤岩中的天然气主要来源于深部石炭系烃源岩[35] ；三是适当的构造活动会形成裂缝带，增加游离气的赋存空间，如在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和四川盆地川南地区均发现这一特征[7,9,13] ；四是构造活动可能会破坏煤岩气藏，导致游离气散失，如沁水盆地南部3 号煤岩受到较强的构造破坏，造成游离气的散失[36]。
2.2.3 自生自储和他生自储
煤岩作为非常规储层，既可以储集自身生成的天然气，也可作为“常规储层”储集其他来源的天然气。根据气源供应的不同，可以将深层煤岩气分为自生自储和他生自储型两大类。自生自储型煤岩气主要集中在中高阶煤岩中，由于这类煤岩的热演化程度高，生气量大，因此自身生成的天然气被煤岩储集，形成游离+ 吸附的高饱和—超饱和煤岩气藏，通常具有吸附气占比高，游离气占比较低的特征。例如，鄂尔多斯盆地8 号煤岩，其吸附气占比高达75%～80%。他生自储型煤岩气主要分布在中低阶煤岩中，由于这类煤岩热演化程度较低，生气量有限，且孔隙度较高，因此其自身生成的烃类气体只能占据煤岩储层的部分储集空间。当有其他来源的气体充注时，可以进一步发生天然气的聚集成藏，形成他生自储型煤岩气藏。如准噶尔盆地西山窑组煤岩气中，游离气占比可达50%。
2.2.4 良好的保存条件
保存条件是深层煤岩游离气富集的关键要素，也是保持地层高能量场的重要条件。深层煤岩气的保存条件主要受控于埋深和有效的盖层[37]。一是埋藏深度更深，意味着更高的地层温度和地层压力，以及更小的水动力，这些条件更有利于深层煤岩气的保存。从地层水地球化学特征来看，深层煤岩气埋深大于1500m，矿化度一般高于50000mg/L，地下水类型为CaCl2型，为原生水。这反映煤岩储层气藏封闭性好，未受到明显破坏作用，水动力较弱，有利于游离气的保存，因此在开发时排水较少（图7）。二是有效的盖层可以抑制煤岩气的散失，保护煤岩储层较高的含气量和气藏压力。煤岩盖层的有效性主要来源于盖层良好的封闭性能和盖层的完整性。首先，良好的封闭性表现为盖层具有较高的突破压力（大于8MPa）和较大的厚度（大于10m），它们是形成深层煤岩气的必要条件[38]。例如，在鄂尔多斯盆地，煤岩顶部的盖层包括油页岩、泥岩、石灰岩和砂岩，其中前三者更易形成有效盖层[39]。根据煤层顶板岩性的变化，可以划分出煤灰、煤泥、煤砂3种储盖组合（图8），其中，煤灰和煤泥组合的气测峰值一般达到65%～95%，显示出良好的含气性（图9）。并且，煤岩顶底板厚度越大，对煤岩气逸散的抑制作用越强，越有利于深层煤岩气的保存[40]。其次，盖层的完整性有利于煤岩气的保存，是深层煤岩气形成的充分条件。例如，鄂尔多斯盆地广泛发育的有效盖层有效抑制了煤岩气的散失，而在四川盆地部分地区，龙潭组煤岩虽然埋藏深，但盖层受后期构造活动的破坏作用，造成煤岩气的散失，含气性变差[41]。
2.3 深层煤岩气与浅层煤层气地质特征差异
相比中浅层煤层气，深层煤岩气具有煤层厚度大、热演化程度高、含气饱和度高、游离气比例大、水动力条件弱、割理裂隙发育、煤体结构完整、分布连续和储层压力大等有利成藏条件，整体地质条件优越，有利于煤岩气保存（表3）。
2.4 游离气保存机理
煤岩中较高含量的游离气是其有别于煤层气的重要特征，也是煤岩气效益开发的基础。对煤岩游离气的保存条件和控制因素开展进一步分析。
相较于浅层煤层气水动力活跃导致游离气散失，深层煤岩气因具有稳定分布的低渗透率盖层（如泥岩和石灰岩）、水动力环境弱（可动水比例小于3%）、地层水矿化度高（一般大于50000mg/L）[29]，构成了有利于游离气保存的“封存箱”效应。
收集鄂尔多斯盆地49 口井煤岩的含气量、镜质组反射率（Ro）和埋深数据，其中28 口井的数据来自长庆油田相关报告，21口井的数据来自文献[42]。依据文献中不同深度煤岩游离气比例，对含气量进行计算，得到49个煤岩的游离气含量[42]；依据文献中总孔体积与Ro相关性，计算得到49个煤岩的总孔体积[42]；地层压力根据埋深和经验公式计算得到。图10揭示了鄂尔多斯盆地煤岩中游离气含量与Ro、总孔体积和地层压力的相关性。游离气含量与Ro和总孔体积整体具有正相关性，说明随着热演化程度增加，煤岩生气量增加，孔隙体积增大，致使煤岩中游离气含量升高。此外，游离气含量随地层压力的增大呈现出先增加后降低的变化过程：在增加阶段，主要受控于煤岩生烃过程中生气量的上升和孔隙的增多，游离气含量逐渐增加；在降低阶段，主要受上覆地层压力作用的增大，煤岩孔隙和裂缝被压缩，气体赋存空间逐渐减小，游离气含量逐渐降低。
地层温度和压力是深层煤岩气成藏的关键。这主要表现为温度和压力对煤岩吸附性能的双重作用：地层压力增加，会导致煤岩吸附能力增加，吸附气含量升高；地层温度增加，会导致煤岩吸附能力减弱，吸附气含量降低[28]。对收集到的49个数据进行分析，这些煤岩埋深均大于1800m（图11），随埋深增大，煤岩含气量表现为先上升后降低的趋势，在深度1800～3000m 范围内表现出高值。并且，吸附气含量随埋深增加呈现逐渐降低的变化趋势，而游离气含量表现出先缓慢上升后逐渐降低的变化特征，且后者降低速度小于前者。
3 中国深层煤岩气成藏富集特征
3.1 中高煤阶煤岩气成藏富集条件
目前，中高煤阶煤岩气的勘探突破主要集中在鄂尔多斯盆地和四川盆地（表1）。对这类煤岩气的富集条件分析，更倾向于有利区和“甜点”优选。其富集条件主要包括以下五点。
3.1.1 生气潜力大
煤岩的生烃能力主要受控于煤岩类型、热演化程度和发育规模。煤岩中高热演化程度能保证煤层生成大量的天然气和有机孔，即使在地质历史时期有煤岩气的排出，也能保证残余煤岩气的原地成藏规模。如鄂尔多斯盆地本溪组和四川盆地龙潭组煤岩热演化程度都高，Ro普遍大于2.0%，煤类主要为贫煤—无烟煤，表现出生烃能力强的特征。大面积连续分布的煤层是天然气规模生成的前提。鄂尔多斯盆地本溪组发育潮坪—潟湖—障壁沙坝沉积体系，形成大面积连续分布的8号煤岩，为气体生产奠定了物质基础。且煤层厚度越大，生气量越高。在鄂尔多斯盆地，当煤层厚度超过6m 时，更容易获得工业气产量。煤岩厚度的分布受古地貌控制，通常在古沟槽和斜坡区煤层沉积厚度较大，而古高地的煤层沉积厚度相对较薄[43-44]。煤岩类型影响生烃潜力，光亮煤、半亮煤的固定碳含量高（大于80%），含气量高，整体较暗—半暗煤具有更高的生烃潜力[45]。例如在鄂尔多斯盆地中部、东部本溪组8号煤岩中段、上段发育光亮煤和半亮煤，灰分产率低，镜质组含量较高，认为是天然气勘探开发的有利层段[46]。
3.1.2 地层水含量低
中高阶煤岩气生产过程常表现出见气不见水或见气少见水的特征，表明煤岩中地层水含量低。传统浅层煤层气储层宏观孔缝体系通常被地层水充填，一方面地层水会阻碍煤层中甲烷的吸附，另一方面，地层水可通过水锁效应堵塞孔隙[47-48]。中高阶煤岩中地层水含量低，得益于3方面的作用：一是随煤阶增高，煤基质发生收缩作用，导致煤岩中的地层水排出；二是随着煤阶的增高，芳香核增大，层序性增强，煤岩亲水性减弱；三是深层煤顶板致密且隔水性较好，保存条件好，浅层水对深层煤岩影响较弱[14,49]。
3.1.3 构造相对稳定
构造活动相对稳定的盆地（如克拉通盆地内部）具有天然的煤岩气保存优势。鄂尔多斯盆地构造平缓、断裂不发育，且水动力弱（全部为滞水区），形成了良好的深层煤岩气保存环境。同样四川盆地中部地区的构造活动相对稳定，对龙潭组深层煤岩气的保存起到了积极作用。
3.1.4 割理裂缝发育
随着煤阶增高，煤岩中有机质孔数量增加，同时煤岩脆性增强等一系列变化，导致割理裂隙发育，有利于形成游离+ 吸附高饱和的深层煤岩气。此外，在适当的构造应力作用下会形成较丰富的裂缝，成为游离气储存的优质场所[13,50]。鄂尔多斯盆地内部主要发育4 组走向不同的断层及其相关裂缝系统，分别为北东向、北西向、近南北向和近东西向，各组裂缝在发育区域和层位上有所差异[51]。其中，煤岩储层发育的上古生界，主要受到燕山构造运动的影响，在层内形成大量高角度垂直缝，裂缝主要呈北东向展布。平面上，盆地东部裂缝发育程度比盆地西部高；纵向上，本溪组裂缝发育程度最高[52-53]。对裂缝发育影响因素研究发现，上古生界裂缝发育程度与构造应力场强度呈正相关关系[54]。在实际煤岩气研究中发现，较高含气量的煤岩多分布在裂缝发育但断裂不发育的区域[21]。
3.1.5 顶底板封盖条件良好
良好的封盖条件可以有效防止深层煤岩中游离气的散失。鄂尔多斯盆地发育的厚层石灰岩和泥岩是最优的盖层，与5号和8号煤形成的煤灰、煤泥储盖组合，为有利区的优选提供了有效指导（图12）。四川盆地中部和南部广泛发育的厚层泥岩同样具有良好的封堵能力，其气测平均值为65.43%[10]。此外，煤岩自身也可作为一层低渗透的致密岩层。当煤岩增厚，会增加煤岩气向外扩散的阻力，进而提升煤岩的含气量。因此在构造影响较小的地区，煤岩的厚度与其含气量往往呈正相关关系，即煤岩越厚，含气量通常也越高[39]。
3.2 中低煤阶煤岩气成藏富集条件
在我国松辽、渤海湾、准噶尔等多个盆地，均发育丰富的中低阶煤资源[16-17,55]。前人研究指出，对于深部低阶煤储层而言，游离气量对其含气量的贡献十分重要[3]。值得注意的是，低阶煤已在多个盆地取得天然气工业开发，包括二连盆地下白垩统赛罕塔拉组、准噶尔盆地八道湾组和西山窑组主力煤层。这些地区低阶煤中天然气的聚集主要受水动力条件、顶底板封闭性及构造改造作用的控制，以吸附气为主[41]。因此，总结出与中低煤阶煤岩气富集相关的四个条件。
3.2.1 低生气量累计富集
中国深层煤岩气分布于低阶煤到高阶煤的各个阶段，其产气阶段主要对应Ro为0.6%～4.0%的范围。虽然煤岩大量生气发生在Ro大于1.3%的阶段，但是，在Ro为0.6%～1.3%阶段，煤岩仍然可以生成较高含量的天然气。在Ro为0.6%～0.8%阶段，煤岩主要生成大量CO2和少量的烷烃气体；在Ro为0.8%～1.3%阶段，发生芳香核支链的断裂，煤岩生成大量甲烷和重烃气体[56]。目前，国内外成功开采的浅层煤层气，均以低阶和中低阶煤层气为主，美国、加拿大和澳大利亚在2016年煤层气产量总和达720×108m3[57]，说明中低阶煤岩气在合适的成藏条件下，经长期累计富集，也能形成大规模气藏。
3.2.2 连续分布的优质煤岩
优质煤岩通常具有较高的生烃潜力、较多储集空间、较高含气量等特征。对于中低阶煤，在煤岩厚度大、分布连续、成熟度高、储层物性好的区域，通常更可能发育含气性高的煤岩气藏。如在海拉尔盆地，对断陷湖盆环境形成的煤岩储层分析，发现优质煤岩储层主要发育在沼泽化滨浅湖广泛分布的洼槽带和陡坡带[58]。
3.2.3 构造—气源耦合控藏
对于中低阶煤而言，由于自身生气量有限，这些煤岩不仅可以储集自身生成的天然气，还能储集其他来源的气体，因此，深部气源断裂输导与局部圈闭的协同作用是其成藏的关键机制。例如，在准噶尔盆地中部白家海凸起，钻探的CT1H井试气效果好（图13），这得益于深部石炭系天然气的供给和构造圈闭形成了良好的储集空间，最终使天然气在侏罗系煤层中聚集成藏[9,15,59]。对这一典型气藏开展进一步分析，首先，构造圈闭为深部低阶煤岩气富集提供了重要场所[28]，在准噶尔盆地，无论是他生自储型还是自生自储型煤岩气，均在具有构造圈闭的地区更为富集[59]。而在构造圈闭不发育的凹陷区，钻探的煤岩气井（如DT1井）试气效果则较差[2]。孙粉锦[60]等指出，煤岩是深盆气潜在的储层，对深部煤岩气起着“调节气库”的作用。当达到一定深度时，低阶煤岩中的游离气含量会显著升高。因此，在中低阶煤岩气的勘探中，应更多地借鉴构造圈闭的思路[28,61]。其次，他源天然气的供给为煤岩气藏提供了优质的物质基础。例如，白家海凸起纵向发育多套烃源岩，平面上在凸起周围发育多个生烃洼陷，具备良好的天然气供烃能力，为深层煤岩气成藏提供了优越条件。
3.2.4 共生致密气的贡献
中国有很大一部分中低阶煤是在陆相环境中形成的，这些煤层具有“煤薄层多”的特征，通常与砂岩、页岩和石灰岩等岩层呈薄互层分布[62-63]。由于这种特殊的沉积构造，这一类型的煤岩气类似于常规气，可形成超大型聚集并大规模生产的薄互层煤系气藏。特殊的输导体系使得天然气能够在复杂的源储系统中重新分配，因此在煤岩气生产过程中，与煤岩共生的致密储层中富集的天然气可作为中低阶煤岩气的贡献者。
4 深层煤岩气发展前景与面临挑战
4.1 深层煤岩气发展潜力
我国深层煤岩气资源丰富，具备规模发展的资源基础。依据自然资源部煤层气资源评价技术规范，估算全国深层煤岩气资源量达70×1012m3，其中1500～3500m 埋深的资源量达43×1012m3，埋深3500m以深的资源量达27×1012m3。主要集中在鄂尔多斯、准噶尔、吐哈—三塘湖和四川盆地，这四大盆地煤岩气资源量达55×1012m3。此外，渤海湾盆地冀中—黄骅坳陷、柴达木盆地也是深层煤岩气的富集潜力区[63]。目前，煤岩气储量探明处于早期阶段，具有较大增储潜力。
鄂尔多斯盆地资源落实程度高，是下步勘探开发的主战场。鄂尔多斯盆地深层煤岩气资源量达22×1012m3，初步估算Ⅰ+Ⅱ类资源量达14×1012m3，具备大规模开发的资源基础。2023年，中国煤层气新增探明地质储量3179×108m3，约占天然气新增探明储量的三分之一，其中鄂尔多斯盆地埋深超过1500m的煤岩气取得重要进展，年度增储贡献率达78%。
4.2 面临的理论技术挑战
煤岩气作为新型的非常规天然气，虽然在鄂尔多斯盆地东缘取得突破，但其地质特征和勘探开发方式具有特殊性，不能套用到其他盆地煤岩气勘探开发中。得益于丰富的地震、钻井、测井和岩心等资料，可为全面认识、理解中国煤岩气成藏特征奠定良好基础。笔者将当前煤岩气勘探开发面临的主要挑战归纳如下：
一是全国煤岩气形成条件与分布特征尚不清晰。在现有基础上继续研究和分析不同构造背景、不同沉积相和不同煤阶的煤岩气成藏特征和富集模式，摸清煤岩气形成条件和分布特征，健全中国煤岩气成藏特征和富集理论。
二是煤岩气工程技术系列亟待攻关形成。按照系统工程方法论，攻关煤岩气地质—工程甜点区、甜点深度优选，水平井地质导向，以及高效压裂参数优化等技术，持续开展CO2泡沫减水压裂研究与试验，提升煤岩气采收率30%。
三是煤岩气效益开发和提质增效技术手段尚不成型。煤岩气开发中钻井、压裂和排采投资成本高，须从工程、开发等方面降低成本，使成本降至1.5 元/m3，重点包括提高工程改造和开采工艺技术，不断迭代升级深层煤岩气高效开发技术体系；优化开发方案设计，合理配置单井产量，确保高产稳产；缩短深层煤岩气井试采时间，降低试采成本。
4.3 深层煤岩气发展前景
中国煤岩气产量将快速上升，预计在2040年前后达到产量峰值， 约为(500～600)×108m3。采用可采资源量—技术可采系数—开发速度三参数模型，煤岩气资源量为43×1012m3，按50%可转实际勘探资源，技术可采资源量约为20×1012m3；再按50%的资源探明率，预测深层煤岩气探明地质储量约为10×1012m3。对照川渝地区页岩气，动用1×1012m3探明地质储量，可建产100×108m3。综合游离气/吸附气构成，预测煤岩气动用探明储量为2×1012m3，可建产100×108m3。按照采气速度1%、建产期3年、稳产期15年测算，2030年我国深层煤岩气产量可达200×108m3，2035年可到400×108m3，2040年达到峰值。
此外，深层煤岩气勘探开采与浅部煤炭开采不存在冲突。我国煤炭开采一般在1000m 以浅，与浅层煤层气深度大致相同，煤炭开采后，会对附近浅部煤层气井开采产生影响，造成气井报废等问题，并且在矿业权方面存在纵向资源叠置问题。而深部煤层气与煤炭纵向相距较远，纵向资源不存在互相影响问题，矿业权管理方面不存在交叉，有利于深层煤岩气勘探开发。
5 结论
中国陆上广泛发育海陆过渡相和陆相环境形成的煤层，均具备形成深层煤岩气的基本地质条件。古生界煤岩以海陆过渡相沉积为主，具有区域稳定分布、单层厚度较大、演化程度高、含气量高的特征。而中生界煤岩以陆相沉积为主，具有单层厚度较薄、累计厚度大、演化程度低—高、含气量较高的特征。
深层煤岩气具有四大基本地质特征，其中发育微米—纳米级孔喉和割理裂隙、吸附气和游离气共聚成藏是深层煤岩气区别于浅层煤层气的重要特征，自生自储与他生自储是深层煤岩气形成的重要方式，发育有效盖层和较大埋深是煤岩气形成的重要条件。对于中高煤阶煤岩气，其成藏富集得益于高阶煤岩的生气潜力大、地层含水少、构造稳定、煤岩割理发育与主力煤层顶底板的遮挡。对于中低煤阶煤岩气，其富集得益于低生气量的累计富集、连续分布的优质储层、构造—气源耦合控藏和共生致密气的贡献。
深层煤岩气资源丰富，具备规模发展的资源基础。目前，煤岩气储量探明率低，处于评价早期阶段，具有较大增储潜力。预计中国煤岩气产量将快速上升，并在2040 年前后达到产量峰值。
后记：这是2023 年9 月应中国石油大学（北京）建校70 周年校庆之约，参加第六届油气地质工程一体化论坛而准备的发言稿。笔者经思考提出的一些认识和观点历经两年的实践检验，具有一定的客观性和指导性，今整理成文予以刊出。
