中国煤系气共生成藏作用研究进展

秦 勇

中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室

早在20世纪80年代，我国老一辈天然气地质学家就提出了煤系气这一专业术语，十分有远见地指出煤系气在我国未来天然气资源中的重要作用和战略地位[1-3]。严格来说，煤系气（coal measure gas）泛指煤系中赋存的各类天然气，仅是一个基于储层成因类型或地质载体作出的矿产资源定义。煤系气以煤系内生内储腐殖型气为主，源储同层或源储异层，可概括为内生自储、内生它储两大基本类型，包括煤层气及煤系砂岩气、页岩气等。有关专家和机构初步预测结果显示，我国部分盆地或地区煤系气中煤层气、致密砂岩气、页岩气地质资源量平均占比分别为36.61%、23.53%和39.86%[4-5]。煤系气共生是煤系各类天然气复合成藏的地质基础，煤系气勘探开发扩展了原来只考虑煤层气的视野，不仅有助于提高单纯煤层气井的产量和经济效益，而且为高效开发煤系天然气资源提供了一条新的技术途径[6]。煤系气共生共探与共采受到我国天然气界高度关注[7-8]，近年来国家立项开展专项研究，相关企业投入巨资从事勘探与开发试验，成效显著。笔者分析评述了我国近年来的相关研究成果，力图展示我国煤系气成藏作用研究的最新进展，并为煤系气共探共采技术研发提供新的地质依据。

1 煤系气地质条件的特殊性

煤系是形成于一定构造时期，含有煤层或煤线并具有成因联系的一套沉积岩系，主要形成于海陆交互相或陆相环境，赋存在不同构造性质的残留盆地[6]。煤系气在强调不同储层类型成因关联性的同时，极为重视不同类型储层和气藏的差异性。这种差异性正是起源于煤系气地质条件的特殊性，研究者对此予以了高度关注，认识可概括为3个方面。

1.1 煤系气赋存态和储层岩石类型具有多样性

煤系是吸附气、游离气或煤层气、页岩气、砂岩气能够共生成藏的唯一沉积层系。煤系气既有以吸附态为主的煤层气，又有以游离态为主的致密砂岩气和碳酸盐岩气，还有混合态赋存的页岩气。特殊条件下，煤系气可与水分子相结合，形成笼形晶体包络的水合物[9]。在煤系中，从无机储层（如砂岩、石灰岩等）、混合储层（泥页岩）到有机储层（煤层和油页岩），有机质丰度逐渐增高，形成一个不存在自然界限的储层岩性序列，这是煤系气赋存态多样性的根本原因。赋存态不同，产出机理和开发方式有别，煤系气共探共采技术面临新的挑战和技术难题。

煤系烃源岩类型多，如煤层、碳质泥岩、暗色泥岩、油页岩等，累计厚度比例大，生气强度高，气源充足，导致煤系气资源丰度高[10-12]。2017年，我国煤层气直井开发试验获得新的突破，以煤层、碳质泥岩、致密砂岩为目标层的黔西杨煤参1井日产气量最高达4 656 m3，连续50 d稳产在3 600 m3/d以上，创下了西南地区直井日产气量最高纪录；该井所在的杨梅树向斜煤系气地质资源丰度4.79×108m3/km2，比单纯的煤层气资源丰度提高了6倍[13]。

模拟实验发现，与海相烃源岩相比，煤岩的排气效率很高，在有机质成熟度（镜质组最大反射率）1.0%时可达75%，在5.5%时高达90%，表明煤中生成的天然气绝大部分运移并充注入其他储层，成为煤系气和相邻非煤系气藏的主要气源[14]。值得关注的是，煤系砂岩往往含有一定数量的有机质，呈煤屑、煤线、煤包体等形式产出，暗示煤系砂岩具有一定生气能力及吸附能力，可能导致煤系砂岩气成藏效应乃至生产特点与常规砂岩气之间存在差异[15-16]。

1.2 煤系沉积序列明显的旋回性

煤系形成于陆相和海陆交互相沉积环境，岩性和厚度对地质控制因素的响应极为敏感，造成岩层一般相对较薄，岩性多样，砂岩、泥岩、煤层等互层频繁，旋回性极强[17-18]。这一旋回性特点，一方面是造成煤系气储层岩石类型多样性的根本原因，进而导致赋存态的多样性；另一方面，在垂向上构成多套受层序格架控制、厚度一般不大且结构多变的生储盖组合及多重内幕封盖[19]，造成煤系内部气水分布关系复杂多变[20]，垂向上往往发育多套流体压力系统[21-25]。

煤系中不同的流体压力系统紧邻或间距较小，系统之间的能量动态平衡关系脆弱，易于受到开采扰动而发生系统间干扰[8,26-28]。多变的生储盖组合关系，使得同一岩层（如煤层或泥页岩层）兼具源岩、储层和盖层的功能，导致同一组合中天然气既有自生自储性质，又有它生它储特征，是煤系气藏类型多样性的沉积控因[29-31]；煤岩、砂岩垂向组合，决定了煤系致密砂岩气藏的运聚模式，发育“源储接触”的原地匹配型气藏和受储层和运移通道双重控制的异地匹配型气藏[32]。煤系内部储层的岩性变化大，不同岩性储层的力学性质差异显著，需要创新开发技术对各类储层进行统一且有效的改造[33]。

澳大利亚苏拉特盆地是近年来世界上煤系气开发最为成功的盆地[34]，单井平均产气量2.83×104～5.66×104m3/d，最高可达 56×104m3/d[35]，其煤系沉积旋回特点值得高度关注。盆地煤系为中侏罗统Wallon亚群，由一系列向上变细的河流沉积旋回所构成[36]；地层厚度一般介于305～365 m，含煤多达100余层，平均40层左右，单层厚度小于1.0 m的煤层比例占70%以上[18]。分析认为：薄而多的煤层与砂岩、碳质泥岩和泥岩频繁互层，使得含煤层段渗透率高，介于5～5 000 mD，采用贯穿整套煤系的直井加裸眼完井技术即可实现煤系气高效合采[37]；煤层厚度比例与砂岩厚度比例之间相互消长[18]，意味着在薄煤层为主的条件下互层更为频繁，煤系气保存条件趋好[38]；煤层与砂岩、泥岩的频繁薄互层，有利于煤层脱水和煤层气解吸产出[34]。

1.3 煤系砂岩储集体在广覆式泥质岩中镶嵌状展布

煤系主要形成于冲积扇、河流—湖泊、三角洲、潟湖—潮坪等沉积体系，相变较大[39]。一般而言，高位体系域形成以浅海相碳酸盐岩、潟湖—潮坪相和湖相泥岩为主的弱水动力沉积，分布广泛而连续；低位体系域有利于强水动力沉积（冲积扇、河流、三角洲相砂岩等）的发育，砂体在古水流方向上有较好的侧向连续性，但在垂直乃至斜交古水流方向上的连续性极差，剖面上多呈似层状、透镜状产出；两个体系域相互转化的阶段多有利于弱水动力的泥炭沼泽大面积发育[40]，形成大范围可对比的主煤层。

煤系沉积体的上述几何形态特征，表现为“泥包砂，泥包煤，泥岩层煤层广布，单个砂体镶嵌在煤系中与泥岩、煤层以沉积相变形式产出”的三维空间展布格局。煤系烃源岩与天然气储层叠置发育，相邻接触，近源聚集，源储互层且往往同层，具备成藏要素配置的优势[41]。进一步来说，煤系中烃源岩和煤储层、页岩储层广覆式展布，砂岩储层分布相对局限，但围岩对砂岩储层的封盖性极强，这是形成致密砂岩气成藏特点的重要致因，如主要赋存在煤系[42]，基本特征是以煤系烃源岩为主[43]，多形成小尺度分割性强且气藏数量多的低丰度大气区[44]，天然气分布和富集受非均质性连片砂体中物性好的区域控制[45]等，也是煤系气以岩性气藏为主的根本地质原因。

总体上，煤系气属于一种广覆式近源连续性成藏系统[46]，具有复合成藏性质。从煤系气共生共探共采视角审视，煤系多类型天然气共生成藏特点，既与单纯的煤层气、致密砂岩气、页岩气生储盖特点不同，更与常规天然气存在较大差异。这种特殊的源储配置关系乃至含气系统模式，需要发展与之相适应的煤系气共探与共采技术。

2 煤系砂岩储层致密化机理

无论地质认识还是勘探开发技术，未来10年里煤系致密砂岩气比煤系页岩气更为现实，阐明砂岩储层的沉积与成岩成因，进而准确预测有利储集空间发育的地质特征，是当前煤系致密砂岩气勘探与开发的瓶颈，也是实现煤系气高效共采的地质基础，而砂岩储层致密化机理是其核心问题[47]。砂岩储层致密化过程是有机—无机、水—岩—烃复杂相互作用的综合结果[48]。煤系砂岩致密化的特殊原因，在于沉积物富塑性组分、富有机质和富有机酸，结果导致了煤系致密砂岩“先致密，后充注”的成藏过程。根据目前有限的研究结果及普遍可见的地质现象，煤系砂岩往往含有一定数量碳质物质，有机碎屑存在和变化也可能对砂岩气成藏效应产生显著影响。

沉积作用是储层致密化的先天因素，控制了原始孔隙性特征[49-50]。致密砂岩储层沉积控制具有某些共性特点，沉积速率相对较缓慢，水动力条件弱而稳定，以海陆交互相环境为主，多与三角洲沉积有关，具有明显砂泥岩夹煤层的互层结构[47]。就此而言，陆相和海陆交互相沉积环境铸就了煤系砂岩孔渗性质的先天不足。在这样的沉积控制条件下，煤系砂岩的结构成熟度可能较高，但成分成熟度一般较低，原生黏土填隙物及易成岩转化的岩屑、长石类等含量较高，不利于原生孔隙的保存。鄂尔多斯盆地东北缘上古生界煤系砂岩以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，岩屑含量为5%～50%，长石含量为0～25%；黏土矿物是重要的胶结物之一，以伊利石、高岭石和绿泥石为主，含量一般为5%～15%，最高可达35%[51]。塔里木盆地库车坳陷东部下侏罗统煤系储层主要为岩屑砂岩，部分为长石岩屑砂岩，总体上砂岩储层成分成熟度较低，结构成熟度中等；粒间黏土矿物含量约为7%，主要为高岭石及伊利石；颗粒分选中—好，以次棱—次圆为主，接触关系以点—线接触及线接触为主，部分地区层段为凹凸接触[52]。

根据成岩影响程度，可将致密砂岩储层分为压实型、胶结型、其他成因3种类型[47]。机械压实是早期成岩阶段砂岩致密化最重要的因素，对整个成岩过程中砂岩孔隙度的衰减都有贡献。砂岩致密化的有机成因，近年来受到研究者的高度关注。煤系烃源岩生烃过程产生的大量有机酸进入邻近砂岩，酸性成岩流体环境致使早期碳酸盐矿物胶结不发育，主要形成石英颗粒次生加大硅质沉淀，原生孔隙损失大，砂岩变得致密[50,53]。成岩作用后期，在较高的地层温度压力条件下，有机酸成岩环境导致明显的硅质胶结和高岭石胶结；同时，地层流体pH值增高，形成晚期碳酸盐胶结物，残余孔隙进一步损失，砂岩更加致密化[54]。煤系有机质生气过程中产生的CO2体积可达烃类气的50%～70%，远远超过现今煤系气CO2含量（0～5%），缺失的气态CO2相当一部分以固态碳酸盐形式在储层孔隙中沉淀下来，理想条件下1 m3的CO2完全转化可形成0.32 m3的碳酸盐胶结物；煤生成烃气和CO2的动力学过程不同步，在弱成岩阶段和高过成熟阶段存在两期CO2集中生成期，与多期烃类气规模生气有所区别[48]。煤系烃源岩的生气行为，多使得砂岩储层在成岩早期严重致密化，导致致密砂岩气具有“先致密，后成藏”的规律[12,44]。

煤系砂岩沉积场所紧邻富有机质沉积场所，先期形成的富有机质沉积往往被河道同生或准同生冲刷，形成的有机质碎屑混入砂质沉积中保存下来。由此，煤系砂岩的一个重要岩石学特点，就是往往含有较多的有机质碎屑。例如，吐哈盆地、鄂尔多斯盆地煤系含气致密砂岩含有大量煤屑或碳质泥岩颗粒，多者可占视域面积的30%～40%，少者也在5%以上，一般介于10%～20%[15-16,55]。这些有机质碎屑明显影响到砂岩的物性：①有机质碎屑提高了砂岩储层的孔比表面积，由1 m3煤破碎为直径1 mm有机碎屑，比表面积可增大到600倍[55]；②有机质碎屑含量增高，砂岩孔隙度和渗透率明显增大[16]。由此得到两个方面的启示：①煤系砂岩气可能具有部分自生自储的成藏特点，产气方式及排采制度可能与常规砂岩储层存在一定差异；②有机质碎屑在一定程度上改善了煤系致密砂岩储层的物性，探测、改造方法及采气方式需要与此相适应。

3 煤系气共生组合及成藏要素配置

梁宏斌认为，煤系游离气藏与煤层气藏相互伴生，游离气藏也和吸附气藏一样具有大面积“连续”分布特征，从而扩展了煤系游离气藏空间展布范围[30]。基于这一认识，他率先提出了煤系气共生组合的概念，根据煤层与煤系其他岩层之间关系，将煤系气共存系统划分为煤岩—顶板、煤岩—底板、煤岩围限3种组合类型；认为煤岩—顶板型系统中游离气与吸附气常伴生出现，两者具有相近的温压条件，可视为存在于统一的吸附气—游离气共存系统；在系统内部，煤层吸附气—煤层游离气—围岩游离气之间可发生动态交换作用，形成一个动态平衡体系，温压条件改变，吸附气与游离气发生不对称迁移。自此之后，不同作者根据源储关系或特定研究区具体地质条件，先后提出了不同的煤系气共生组合类型划分方案[12,19-20,31-32,56-59]。

煤系沉积特点决定了煤系气有利成藏要素具有一定的普遍性：①内幕盖层多，自封盖条件好，如多数地区煤层气风化带深度较浅，甚至不到100 m[60-61]；②储层致密且类型多样化，即使是砂岩也可能具有一定的生气和吸附能力[15,55]；③吸附气储层（煤层、泥页岩等）大面积连续式含气，国内外对此已有诸多讨论；④煤系致密砂岩气甜点分布局限，砂体发育几何特征、类型和非均质性控制了致密砂岩气的局部富集[62]。扣除这些共生有利因素，则煤系气共生成藏效应主要取决于古今构造控制之下的生烃强度、运移方式与输导体系、地层流体能量、区域有效盖层4个方面。其中，地层流体能量纵向分布影响到煤系气共采方式，区域有效盖层条件决定了煤系气共生成藏的深度上限。

戴金星院士等曾经指出，致密气成藏的生烃强度门限低于常规天然气成藏[63-64]。进一步而言，对于以吸附气为主的煤层气和吸附气占较大比例的页岩气成藏，只要生气量达到和超过煤储层、页岩储层的储集能力，则理论上就可形成较高饱和度的非常规气藏，这个生气条件在煤系烃源岩生烃早期阶段就可满足[10,60,65]。类比此理，煤系气共生成藏的生烃强度门限低于常规天然气成藏。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气勘探实践揭示，生气强度大于20×108m3/km2的区域一般为气区，小于10×108m3/km2的区域为含气水区，介于两者之间的区域为气水关系复杂区，指示生气强度大于10×108m3/km2的地区就可以形成致密气大规模聚集[44]。四川盆地须家河组煤系致密气成藏效应也表现出相似的规律[66]。同时，煤系天然气聚集系数极高，如苏里格地区本溪组—山西组烃源岩排出的天然气，80%充注在石炭二叠纪煤系和下石盒子组砂岩[67]。

煤系气源储关系复杂，特殊的输导体系使烃源岩生成的天然气得以重新分配，这是煤系气共生成藏的重要基础。致密砂岩没有优势运移通道，主要为弥漫式运移充注[31]。煤系中，决口扇砂体对煤层排烃及随后向砂岩储层的运移具有“烟囱”效应[15-16,55]。煤系缺乏天然气大规模侧向运移的条件，天然气主要在异常压力驱动下以幕式涌流方式运移，表现为垂向近距离快速成藏[68]。沁水盆地煤系游离气运移通过两类途径：①宏观输导体系，包括断层、不整合面和陷落柱；②微观输导体系，主要为煤层和顶板砂岩中的微孔隙及微裂隙[69]。在郑庄—樊庄区块，由于煤层气藏与顶板砂岩气藏之间的共生性和单向转换性，构成了断层、煤层大面积“层状蒸发式”面状排烃、陷落柱组成的微观输导体系，形成了原生型、调整型、改造型3种煤系气成藏模式[65]。相似材料模拟实验结果显示，砂体渗透率级差控制了天然气聚集的有效性、速率和含气饱和度，渗透率非均质性越大，致密砂岩气的有效聚集潜力越大，分流河道等物性较好的砂体被物性较差的砂体或泥岩围限，有利于天然气有效聚集和保存[62]。

煤系宏观赋存形态往往表现为一个巨大“箱体”，如鄂尔多斯盆地北部大牛地大型致密气田[70]。该气田受上石盒子组区域盖层物性和异常压力的双重封盖, 工业气藏的发育被严格限制在该箱体内, 多层大型岩性圈闭叠合发育, 构成“近源箱型”成藏模式。这种成藏模式具有主源定型、储层相控、高压封闭、近源成藏的地质要素配置特点，构造不是主要的控藏条件。煤系气勘探取得重大突破的鄂尔多斯盆地北部边缘杭锦旗地区，也是该方面的典型实例[46]。分析煤层气富集与封隔层（包括区域盖层、区域底板和直接顶底板）、后期构造调整、地层产状等地质要素的匹配关系，发现煤层气易于在区域性泥岩盖层及底板分布稳定、成藏期后构造抬升—回返幅度小、地层平缓且处于均势状态的地区富集[56]。在此基础上，研究者进一步提出了封闭体系的概念，认为封闭体系环境中不仅富集煤层气，而且其他类型煤系气也可以富集成藏。

4 煤系含气系统的叠置性

煤系不同物性岩层的频繁互层，必然导致隔水阻气层或内幕封盖层在纵向上反复出现，进而在煤系不同地层段形成相互独立的含气系统[71]。同一煤系中，两个及两个以上独立含气系统在垂向上相互叠置的现象，被称为叠置含气系统[4,6]。同一口井煤系不同层位流体压力系数不一致的普遍现象[19,21-25,28,30,44]，实质上就是叠置含气系统的具体表现。叠置含气系统之间由于储层物性及流体能量的差异，使得煤系气合采过程中出现系统间干扰，共采地质条件复杂化，限制了煤系气产能的充分释放[8]。为此，含气系统叠置性成为近年来煤系气地质研究的前缘方向之一。

前期研究就煤系含气系统叠置性地质成因取得了初步认识[72-73]。层序地层格架奠定了叠置含气系统形成的物性基础，煤系与上覆下伏含水层之间缺乏水力联系而构成了该类系统产生的水文地质基础，叠置含气系统是沉积—水文—构造条件耦合控气作用的产物[71]。发现含气系统叠置性受沉积环境及其控制下的层序地层结构所影响，河流—三角洲—湖泊相煤系在垂向上多表现为“统一含气系统”，三角洲—潮坪—潟湖相煤系可形成“叠置含气系统”，层序地层结构对煤系储层含气性和物性具有控制作用[21,74]。发现沉积于最大海泛面附近且与海相泥岩伴生的低渗透岩层，对煤层气垂向渗流具有分划性阻隔作用，认为这是形成叠置含气系统的根本地质原因[75]。这种低渗岩层被称为“关键层”，从三角洲平原相区至三角洲前缘相区，关键层发育程度逐渐增强，导致含气系统垂向结构渐趋复杂，含气系统叠置性渐趋显著[74-75]。叠置含气系统理论在煤系气勘探中得到初步应用，促进了西南地区上二叠统煤系气共采试验的突破[23,76]。

近年来，含气系统叠置性研究随着煤系气共探共采力度加强而不断深入，取得了如下3个方面的主要进展。

1）关键层具有特定的岩石学和物性特征，根据测井响应能够予以识别。宏观上，关键层多为含不规则团块状菱铁矿和（或）黄铁矿的薄层泥岩，垂向上发育泥岩—菱铁质泥岩—含黄铁矿泥岩—煤层—石灰岩、泥岩—菱铁质泥岩—含黄铁矿泥岩—煤层—泥岩等6种沉积组合[77]。微观上，关键层中菱铁矿呈胶状、微晶—粉晶状、球粒状产出，结合微量元素及稳定同位素组成特征，发现关键层形成于弱氧化—弱还原的水介质条件，主要为潟湖—潮坪—三角洲前缘环境，沉积于最大海泛面附近[28,74,77]。与一般的煤系泥岩相比，关键层以微孔和过渡孔为主，孔隙度和渗透率更低，突破压力更高，突破时间更长，具有四高（自然伽马、声波时差、补偿中子、光电吸收截面指数）两低（深、浅双侧向电阻率）的测井曲线响应特点[77-80]。据此，建立了基于测井响应的关键层识别方法，对黔西、鄂尔多斯盆地东北部煤系叠置含气系统进行了划分[28,40,81]。

2）不同含气系统流体地球化学特征有所差异，据此可判识含气系统的叠置性或封闭性。分析煤田勘探钻孔水化学数据，识别出煤系水离子由两个主成分构成：第一主成分以Ca2+、Mg2+、SO42-等为主，与pH值显著负相关，是地层环境开放性的敏感性因子；第二主成分以Na+＋K+、HCO3-等为主，Cl-、也有较大贡献，与矿化度显著正相关，是地层环境封闭性的敏感性因子。据此，建立了评价地下水环境封闭指数，即为(Na+＋K+＋HCO3-)/(Ca2+＋Mg2+＋)[78,82-83]。显然，特定地层段的封闭指数越大，地层封闭性越强，地下水与外界气、水交换的能力越弱，含气系统的叠置性越强；反之，含气系统的统一性可能越强。应用封闭指数评价了黔西、滇东地区煤系含气系统的叠置性，初步应用于煤系气合采层段优选实践[84-85]。

3）煤系存在3种典型流体压力曲线类型，指示煤系地下水动力条件存在相应的垂向分异。分析黔西地区织纳区块钻孔流体压力剖面，发现不同次级构造单元煤系流体压力系数随埋深增大出现3类典型变化：①稳定型，压力系数在埋深150 m以浅离散性大，随后收敛并十分稳定，流体压力状态几乎没有变化；②衰减型，埋深增大，压力系数线性减小，流体压力状态减弱，但离散性相对较大；③增强型，压力系数随埋深的增大而持续稳定增大，表明流体压力状态随之增强。稳定型剖面指示煤系气、水垂向联系较强，几乎不存在含气系统的叠置，上下属于同一含气系统，适合于煤系气跨层段合采；衰减型和增强型剖面显示煤系不同层段气、水垂向联系微弱，含气系统叠置性显著，有利于合采的层段分别为中—上部和中—下部含气系统[84]。

5 结论

我国老一辈天然气地质学家早在20世纪90年代就指出了煤系气在未来天然气资源中的重要地位，近年来勘探开发力度的加大，促进了煤系气共生成藏作用和成藏效应研究的进展。

煤系气地质条件具有自己的特殊性，特殊的源储配置及气藏复合模式需要发展适应的共探共采技术，苏拉特型盆地煤系气开发前景值得关注。煤系砂岩储层致密化的有机成因受到关注，含有较多有机质碎屑的煤系砂岩可能在一定程度上具有自生自储及吸附气的成藏特点。煤系气有利共生富集具有4方面共性特点，成藏效应主要取决于生烃强度、运移方式与输导体系、地层流体能量、区域有效盖层4个方面，特殊的输导体系使得天然气在复杂源储系统中得以重新分配，构成煤系气共生成藏的重要基础。含气系统叠置性作为煤系气地质研究的一个前缘方向，近年来进一步深化了对关键层岩石学和物性、含气系统流体地球化学、煤系流体压力剖面的地质认识，发展了相应的测井响应识别技术和判识方法，并初步应用于煤系气共采有利地层段优选。

应该指出，游离气作为煤系气的重要组成部分，依靠区域盖层物性和异常压力才能得以保存。也就是说，煤系游离气与吸附气的共生富集或具有工业性共采价值的煤系气成藏需要较大的埋藏深度，不同地区的深度门限有所变化[20,86]。否则，可能仅有单纯的煤层气富集成藏，而非整体意义上的煤系气。

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