煤层气与常规天然气成藏机理的差异性

宋岩 柳少波 赵孟军 洪峰

1.中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心 2.中国石油大学（北京）

煤层气与常规天然气成藏机理的差异性

宋岩1，2柳少波1赵孟军1洪峰1

1.中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心 2.中国石油大学（北京）

为弄清煤层气与常规天然气成藏的异同处，给煤层气的勘探开发提供科学参考，通过对煤层气与常规天然气的地球化学特征、储层特征、气体赋存形式、成藏过程及机理的对比分析，揭示了煤层气与常规天然气成藏的差异性：①煤层气以甲烷为主且成分简单，而常规天然气成分相对复杂；②煤层气主要以吸附态储集于煤岩微孔和过渡孔的表面，常规天然气以游离态存在于储层孔隙或裂缝中；③煤层气藏均经历了晚期抬升过程，后期保存条件好坏是能否成藏的关键，常规天然气成藏经历了生烃、运聚和保存与破坏演化过程，天然气形成的静态地质要素和天然气成藏过程的动态地质作用的最佳时空匹配是成藏的关键；④煤层气的聚集受水势、压力的控制，往往具有向斜富集的特征，而常规天然气聚集受气势的控制，往往具有背斜或高部位富集的特征。

煤层气 常规天然气 气藏形成 差异 地球化学特征 储集层特征 气体赋存形式 成藏过程及机理

自20世纪80年代以来，天然气成因、成藏等地质理论取得了重要进展［1－4］：提出了天然气成藏动平衡理论［4］，天然气多期成藏、晚期成藏理论［1－2］；建立了不同类型大中型气田成藏模式［5－9］；初步建立了成藏过程中天然气聚散定量评价方法［10］和成藏期次的确定方法。随着天然气地质理论的形成、应用以及相关油气公司对天然气勘探的持续投入，我国天然气探明地质储量、产量均进入了快速增长阶段。

煤系既可作为常规天然气的气源岩，又可以吸附自身产出的气体而储集工业性的烃类气，即煤层气。近年来，煤层气成因、成藏等方面的研究受到了广泛关注［1］，如煤层气成因类型划分与判别［11－12］，构造应力场、热力场、水动力场控藏作用机制［13－24］，煤层气藏的边界及成藏过程分析［25－26］等。煤层气作为一种非常规天然气，与常规天然气在成藏特征和富集规律上必然有所区别，笔者通过对煤层气与常规天然气的地球化学特征、储层特征、气体赋存形式、成藏过程及机理的对比分析，力图揭示煤层气与常规天然气成藏的差异性，以期为煤层气的勘探提供科学参考。

1 地球化学特征差异

1.1 常规天然气干气和湿气兼有，煤层气主要为干气

对我国大量天然气样品统计分析的结果表明［27］，常规天然气组分往往受到烃源岩成熟度的影响，演化早期的生物气和晚期过成熟的裂解气富集甲烷，为干气；在成熟阶段，重烃气含量较高，为湿气，煤成的常规天然气重烃气含量最高可达30%，原油伴生气重烃气含量可超过50%。而煤层气组分较为单一，与烃源岩热演化程度关系不密切，未成熟到过成熟的煤层气均显示干气的特征。Scott等［28－29］对美国煤层气井的795个气样进行了分析，结果表明煤层气的组分主要为CH4、C2＋（重烃，下同）、CO2和N2，其平均含量分别为93.20%、1.60%、4.40%和0.80%；Rightmire等对北美含煤盆地煤层气组分分析的结果显示，CH4含量达到了96.05%～99.22%、C2＋含量仅0.01%～ 1.40%、CO2和N2含量介于0.60%～3.45%；我国学者对我国不同煤阶含煤盆地煤层气组分分析结果发现，CH4含量介于67.65%～99.55%、C2＋含量介于0.01%～1.23%、CO2含量介于0.02%～3.22%、N2含量介于0.28%～30.87%［30－31］。总的来看，煤层气无论是热成因气（如黑勇士盆地、沁水盆地等），还是生物成因气（如粉河盆地、阜新盆地等），其组分差别都不是很大，主要组分为甲烷（含量一般大于97%），重烃气体的含量较低（一般小于1%），非烃气体含量一般小于2%（表1）。

表1 我国典型煤成气与国内外煤层气组成及碳同位素值统计表

1.2 常规天然气甲烷碳同位素值主要受烃源岩类型和成熟度控制，煤层气甲烷碳同位素值受后期作用影响较大

天然气的甲烷碳同位素值主要受控于原始母质类型和后期改造程度，煤层气与常规天然气碳同位素值的差异主要是由于煤层气具有独特的后期改造特征。常规天然气甲烷碳同位素值主要受到母质和烃源岩热演化程度（Ro）的影响，相同成熟度条件的烃源岩，煤成气比油型气的δ13C1要重，同一母质类型的天然气δ13C1随着成熟度的增加而变重（图1）；常规天然气的后期改造，除典型生物气外，我国已发现的大中型煤成气气藏受到生物降解的影响较小，对甲烷碳同位素值的影响不大。而煤层气，由于气源来自煤岩本身，甲烷碳同位素值除了受烃源岩成熟度影响外，后期的解吸作用、生物作用和水动力作用是主要的影响因素。煤层气为吸附气，后期吸附解吸过程中，13CH4比12CH4难解吸，从而发生同位素的分馏效应，造成同位素值的变化［32］；目前工业开采利用的煤层气藏一般埋深浅于2 000m，生物降解作用使得烃源岩成熟度相近的煤层气较常规煤成气的甲烷碳同位素值偏轻［28，33－34］；煤层气受水动力条件影响也较大，其作用机制为甲烷通过水溶作用而改变同位素的组成［35］。

图1 中国煤层气、煤成气和油型气的δ13C1—Ro关系图

2 储集机理差异

常规天然气储层主要发育于烃源岩围岩中，具有明显的生储盖纵向组合，而煤层气的储层就是煤层本身，从而造就了两者在储集机理和气藏特征上的差异。

2.1 常规天然气以游离态为主，煤层气以吸附态为主

常规天然气是以游离状态储集在储层的孔隙空间之中的，在气源充足的情况下，其聚集量主要与孔隙空间的大小有关，储层类型主要为孔隙型，部分为裂缝—孔隙型（图2左）。根据戴金星等的［36］统计和研究结果，大面积孔隙型储集层的发育，既能作为天然气富集的有利储集空间，又可成为天然气运移的良好输导层，有利于发育大型气田。孔隙型储集层包括砂岩、砾岩、粒屑状白云岩和次生孔发育的碳酸盐岩等。我国主要的煤成气田除四川磨溪气田为碳酸盐岩储层、松辽盆地徐深气田为火山岩储层外，其余均以砂岩储层为主（表1）。砂岩储集层的孔隙度除四川盆地的一些气田稍低外（5%～12%），其余多超过12%，渗透率多数大于3mD［37］。世界大气田的储层主要都是孔隙型的，纯产层的有效孔隙度主要介于15%～35%，有效孔隙度的下限为9%。

图2 煤层气（右）与常规天然气（左）储气机制对比图

煤层气则主要以吸附状态赋存于煤层孔隙内的表面，其聚集量与煤层的吸附性密切相关（图2右）。煤储层是复杂多孔介质，是由孔隙、裂隙组成的双重结构系统［38］。煤的孔径分布与煤的变质程度密切相关，褐煤（Ro≤0.5%）孔径分布较为均匀，其中9×103～9× 104nm的大孔和2～10nm的微孔明显占多数；高变质煤如瘦煤、无烟煤（Ro＞2.5%），微孔占大多数，而孔径大于1 000nm的中孔、大孔仅占10%左右。一般微孔和过渡孔构成煤的吸附空间，小孔构成煤层毛细凝结和扩散区域，中孔构成煤层气缓慢渗流区域，大孔则构成煤层气强烈的层流区域，其中大孔中的甲烷主要以游离形式存在。

2.2 常规气藏具有统一的气水界面，煤层气藏无气水界面

常规气藏是天然气在单一圈闭中的聚集，具有统一的压力系统和油（气）水界面，水主要以边水和底水的形式存在于气藏的底部或边部。具有明显的含气边界，圈闭内外含气性是有和无的关系。气藏的形成主要靠封盖气柱。

煤层气藏是指受相似地质因素控制、含有一定资源规模、以吸附状态为主的相对独立的煤岩体。煤层气藏一般无统一的压力系统，无气水界面，水遍布整个煤层，气藏含气性是多与少的关系，气藏无明显边界，含气性呈渐变关系。气藏的形成主要是靠保压。

3 成藏过程及机理差异

常规天然气和煤层气由于赋存状态、生储盖组合的不同，决定了其成藏过程及机理也有很大差异。

3.1 常规气藏聚集量受动态平衡控制，煤层气藏含气量受温度压力场控制

常规天然气聚集同时经历着两个过程：①烃源岩所生成的天然气通过扩散和渗流作用进入储层，经运移聚集而成藏；②天然气通过扩散和渗流作用而不断散失。天然气聚集往往是气体在不断散失和烃源岩不断补充的过程中达到某种程度上的相对平衡所形成的结果［4］，也就是所谓的动态平衡。即当天然气补充量大于散失量时，天然气在气藏中不断富集；反之，则圈闭中的天然气不断减少，乃至全部散失。烃源岩中天然气的生成、排出、在储层和运载层中的二次运移和聚集、成藏后天然气的散失为一个动态的连续过程。因此，气源充注强度大小、时间长短以及封盖保存条件的好坏是决定其能否成藏的重要因素。

煤层气的富集主要取决于煤层的含气量，而含气量的多少与煤层的吸附能力有关。目前多用Langmuir方程来描述煤层的吸附性：

式中V表示吸附量；VL表示Langmuir体积，反映煤体的最大吸附能力，与温度、压力无关，取决于煤的性质；p表示压力；pL表示Langmuir压力，在此压力下吸附量达最大吸附能力的50%。

因此，影响煤层吸附能力的主要因素是煤阶、温度和压力。在正常地温梯度下，埋深1 500m以浅的煤层吸附能力主要受压力控制，在这个深度范围煤层吸附能力达到最大值之后随着埋深加大含气量具有降低的趋势（图3）［39］。因此，煤层含气量主要受到温度压力场的控制。

3.2 常规天然气成藏关键时刻是成藏要素和地质作用的最佳时空匹配，煤层气成藏的关键时刻则强调后期保存

常规天然气的成藏演化过程一般经历3个阶段：生成阶段、运移和聚集阶段、保存和破坏阶段。气藏演化不一定经历晚期抬升过程，烃源岩、储层和盖层等静态要素和天然气生成、运移、圈闭形成和成藏等过程的动态地质作用的最佳时空匹配是其成藏的关键。如鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏要素及地质作用的最佳匹配时间（关键时刻）是早侏罗世和晚白垩世［40］（图4）。

图3 沁水盆地3＃煤层吸附量与埋藏深度之间的关系图

图4 鄂尔多斯盆地上古生界含气系统事件图［40］

煤层气成藏演化伴随着煤层的沉积、埋藏变质和抬升的演化过程。我国除变质程度较低的含煤盆地外，绝大多数含煤盆地都经历了沉降和回返抬升演化阶段，有的盆地甚至经历了多次的旋回。煤层的埋藏—抬升决定了煤层气的成藏演化经历生成和吸附、吸附能力增加和解吸、扩散、保存阶段（图5）。保存条件是控制现今煤层气富集的关键，现今煤层气藏的形成取决于构造控藏关键时刻。这一关键时刻不等同于常规天然气成藏的关键时刻，它是指地质历史时期煤层生烃终止后具有最小埋藏深度的时间。

3.3 气势控制常规天然气向高部位聚集，水势和压力控制着煤层气向向斜聚集

图5 煤层气藏演化与相应的主要成藏机制示意图

由于煤层气与常规天然气赋存状态不同，因而聚集控制因素也不同。常规天然气具有高部位聚集的特征，受气势的控制。煤层气在区域上往往具有向向斜聚集的特征，水势和压力场是煤层气聚集的主要控制因素。

3.3.1 气势对常规天然气高部位聚集的控制

常规油气圈闭机制是在储层中有被油气高等势面封闭形成的油气低势区，这种低势区是一个孔隙、渗透性岩体，是聚集、保存油气的场所，位置具有明显的可预测性。这说明，常规油气的聚集取决于油气势的大小，高部位一般具有低油气势，是油气运移的指向，因此，常规油气主要聚集于背斜构造。常规天然气在运移过程中主要受浮力、毛细管力和地层水的水动力3种作用力的共同控制。天然气在地层中不同位置的势能不同，由于气势梯度的存在，天然气会沿着气势减小的最大方向（负气势梯度方向）从高气势区向低气势区运移（图6）。运移的结果是天然气进入自身势能最小的区域后不再发生运移，达到平衡状态后聚集成藏。如通过对鄂尔多斯盆地北部二叠系石盒子组盒1段气势的分析发现，天然气聚集区主要发育于低气势区（图7）。

图6 静水条件背斜圈闭中天然气聚集示意图

3.3.2 水势和压力对煤层气向斜聚集的控制

图7 鄂尔多斯盆地北部盒1段气势分布及天然气聚集区示意图

通过对国内外煤层气富集规律的研究，发现了向斜构造富集煤层气这一普遍特点，如美国圣湖安盆地、我国沁水盆地等都可见到这一现象［41－43］（图8）。煤层气向斜富集规律并非偶然，取决于煤层气特殊的赋存方式。由于煤层气的赋存绝大部分是吸附气，煤吸附煤层气属于物理吸附，从Langmuir等温吸附方程可知，煤的吸附量随压力增大而增大。因此，要保持煤层中有足够大的吸附量，低水势和高压力是主要的前提条件。向斜轴部位于地层下倾部位，地层水位低，使煤层处于承压水环境，压力得到保存；另一方面，向斜轴部一般位于盆地深部，静水压力较大，具有较高的地层压力。因此，由于水势和压力的共同作用，使向斜轴部不仅可以保持较高的压力条件满足煤层的最大吸附，而且大气渗入水体在轴部形成向心流，也能起到水封的效果，对煤层气的保存有利，在向斜部位更容易吸附煤层气而富集成藏。

向斜一般具有地层水的向心流动机制，为地下水低势区，为滞流水环境，有利于煤层压力和含气量的保存；同时向斜部位上覆地层有效厚度大，维持较高的地层压力系统，也有利于煤层气的吸附和保存。因此，向斜具有的低水势和高压场特征，成为煤层气富集的场所（图9）。

图8 沁水盆地东南缘晋城地区地质构造形态与3＃煤层含气量关系图注：O2f——峰峰组；C2b——本溪组；C3t——太原组；P1s——山西组；P1x——下石盒子组；P2s——上石盒子组

图9 煤层气向斜构造富气模式图

4 结论

1）煤层气与常规天然气在地球化学特征、储层特征及气体赋存形式、成藏过程及成藏机制均有差异。

2）在地球化学成分上，煤层气与常规天然气的主要差别在于煤层气组分较为简单，以甲烷为主，重烃气和非烃气含量较少，为干气或特干气，甲烷碳同位素值偏轻；而常规天然气成分相对复杂，甲烷含量变化较大，重烃气也相对较多，甲烷碳同位素值偏重。

3）在储集空间和赋存状态上，煤层气主要以吸附态储集于微孔和过渡孔的表面，其次有少量的水溶态和游离态存在于大孔和裂隙、割理中；常规天然气以游离态存在于储层孔隙或裂缝中。

4）在成藏过程上，煤层气藏均经历了晚期抬升过程，后期保存是成藏的关键；常规天然气成藏经历了生烃、运聚、保存与破坏演化过程，天然气形成的静态地质要素和天然气成藏过程的动态地质作用的最佳时空匹配是成藏的关键。

5）在成藏机制上，煤层气的聚集受水势和压力的控制，往往具有向斜富集的特征；常规天然气聚集受气势的控制，往往具有背斜或高部位富集的特征。

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2011－11－18 编辑 居维清）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.12.007

Song Yan，professor－level senior engineer，born in 1957，is mainly engaged in geological and geochemical studies of conventional and unconventional natural gas.

Add：Mail Box 910，Xueyuan Rd.，Beijing 100083，P.R.China

Tel：＋86－10－8359 7380 E－mail：sya＠petrochina.com.cn

Difference of gas pooling mechanism between coalbed methane gas and conventional natural gas

Song Yan1，2，Liu Shaobo1，Zhao Mengjun1，Hong Feng1
（1.Laboratory Research Center for Petroleum Geology，Petroleum Exploration ＆Development Research Institute，Beijing100083，China；2.China University of Petroleum，Beijing100011，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME31，ISSUE12，pp.47－53，12／25／2011.（ISSN1000－0976；In Chinese）

To make it clear the difference of gas pooling between CBM gas and conventional natural gas and provide good reference for scientific exploration and development of CBM，this paper makes a comparative analysis of both in terms of geochemical properties，reservoir characteristics，modes of gas occurrence，gas pooling process and mechanism，etc.，and demonstrates their differences as follows：（1）The components of CBM gas are quite simple with methane as its main part，while those of conventional natural gas are relatively complicated.（2）CBM gas is accumulated and preserved at an adsorption state at the surface of micropores and transition pores in the coal rocks，whereas conventional natural gas at a free state in the pores or fractures of reservoirs.（3）The CBM gas pooling has experienced late－tectonic uplift and the most important point is that the preservation occurred at the later stage，while the conventional natural gas pooling has experienced hydrocarbon generation，migration，accumulation，preservation，and failure evolvement，and its key point is that the dynamic geological process corresponds with natural geological conditions at proper time and place.（4）The accumulation of CBM gas is controlled by water state and pressure and usually accumulated at the syncline structures，while the latter is controlled by gas state and accumulated mostly at anticline structures or at higher locations of the structure.

coalbed methane gas，conventional natural gas，gas pooling，difference，geochemical feature，reservoir characteristic，modes of gas occurrence，gas pooling process and mechanism

本成果受到国家重点基础研究发展计划（973）项目“高丰度煤层气富集机制及提高开采效率研究”（编号：2009CB219600）、油气资源与探测国家重点实验室和中国石油天然气集团公司盆地构造与油气成藏重点实验室联合资助。

宋岩，女，1957年生，教授级高级工程师，博士生导师，国家“973”煤层气项目首席科学家，本刊第七届编委会委员；主要从事常规与非常规天然气地质和地球化学科研工作，现任中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心书记。地址：（100083）北京市学院路910信箱实验研究中心。电话：（010）83597380。E－mail：sya＠petrochina.com.cn

宋岩等.煤层气与常规天然气成藏机理的差异性.天然气工业，2011，31（12）：47－53.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.12.007