0 引言
不同学者对煤系气的范围界定有差异。部分学者[5]认为煤系气包括滞流在煤系中的源内天然气以及运移到非煤系中聚集成藏的源外天然气，强调气源岩赋存在煤系。部分学者[6-9]以地质载体予以定义，将煤系中赋存的各类天然气统称为煤系气，涵盖煤层气、煤系致密砂岩气、页岩气等。其中，煤层中天然气的开发始于19世纪对瓦斯灾害的认识，20世纪70年代初，美国启动技术研究，形成煤层气（CBM）的概念，成为独立的能源概念和商业开发模式。20世纪90年代，中国引入煤层气地质理论和勘探开发技术，2004年后相继发现了沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘等浅层煤层气田并实现有效开发，但产量一直难有大的突破。需要指出的是煤岩或煤层中赋存的天然气最早在煤炭开采中被发现，是煤矿生产中的有害因素，之后由于得到广泛利用，被认为是煤炭的伴生矿产资源。煤层气开发一直以来与煤矿瓦斯治理相伴，长期受到煤炭产业部门重视。传统煤层气地质理论认为，随埋深增加，地应力和地层压力升高，深层煤岩渗透率呈指数下降，气体难以降压采出，天然气产量低，因此勘探开发深度一直局限在1 500 m以浅。随着页岩油气的勘探开发和非常规油气地质理论的发展，2021年，针对深层煤岩，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）在准噶尔盆地白家海地区部署的彩探1H水平井和鄂尔多斯盆地东缘大吉区块部署的吉深6-7平01水平井，分别获5.7×104 m3和10×104 m3日产气量，标志着煤岩气勘探获得重大突破。由于该类天然气与传统煤层气在天然气藏地质、开发特征上具有显著的差别，部分学者[10-11]称其为“煤岩气”，主要强调其常规储层、富含游离气及可他源供烃等特征；也有学者[12]进一步称其为深层煤岩气；除以上特征外，为区别于传统煤层气，强调其埋深，部分学者[13]仍沿用煤层气术语称为深部（层）煤层气；也有学者[14]认为只要赋存在煤层中且以甲烷为主就是煤层气，认为无需再有新的术语，应将“煤岩气”、“煤层瓦斯”统一称为“煤层气”；还有学者[15]提出，为保持非常规油气不同种类命名的一致性与科学性，认为煤岩地层内形成的天然气就是煤岩气。综上所述，目前专家学者对煤系中天然气的分类尚不统一，尤其是对煤层中天然气的命名观点不一致。
随着非常规油气勘探开发的逐渐深入，贾承造等[16-20]在对传统油气系统和非常规油气系统研究的基础上，提出了含油气盆地“全含油气系统”“全过程成藏”模式的学术思想，逐步形成了全油气系统理论（WPS）。李国欣等[21]通过对煤岩气成藏机理的研究，提出了一种新类型全油气系统——煤系全油气系统，对于指导煤系非常规天然气勘探具有重要理论和实践意义。因此，迫切需要从煤系全油气系统角度来进行天然气分类，重新认识煤系中多种类型天然气的成因和成藏演化过程以及天然气分布富集规律。本文在前人研究的基础上，立足于煤系全油气系统和煤岩中天然气成藏演化的特殊性进行系统分析，总结梳理了煤系全油气系统中的天然气主要类型和地质特征，并通过典型煤岩气区的解剖，进行煤岩气类型划分研究，以期为正确认识煤岩气和煤岩气勘探选区评价、资源潜力预测等工作的开展提供科学依据。
1 煤系全油气系统中天然气类型
表1 煤系全油气系统中天然气分类及主要特征 |
| 天然气 类型 | 储层岩性 | 储集 空间 | 储层物性 | 储层自封闭能力和演化 | 成藏动力场 | 天然气 赋存状态 | 开采方式 | 典型气田 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 常 规 天 然 气 | 碎屑 岩气 | 碎屑岩 | 微米级孔隙、裂缝为主，无机孔 | 孔隙度为10%~30%，渗透率为（1~100）× 10-3 μm2 | 储层无自封闭能力，依靠圈闭条件封闭，气藏后期可破坏逸散 | 远源聚集次生气藏，自由动力场，浮力成藏 | 游离气 | 直井自然产能或简单压裂 | 塔里木盆地库车坳陷 白垩系—古近系 克拉2气田 |
| 特殊 岩性 类气 | 碳酸盐岩风化壳、火山岩、铝土岩等 | 鄂尔多斯盆地奥陶系靖边气田、准噶尔盆地 石炭系克拉美丽气田 | |||||||
| 非 常 规 天 然 气 | 远源/近源致密砂岩气 | 致密 砂岩 | 微米级孔隙为主，无 机孔 | 孔隙度为4%~12%，渗透率为（0.01~0.10）× 10-3 μm2 | 弱自封闭能力，构造抬升可以形成常压、低压气藏 | 远源或近源聚集，局限动力场为主，源储压差驱动成藏为主，远源致密砂岩气一般具有断裂等运移通道 | 游离气 | 水平井+多级压裂 | 塔里木盆地库车坳陷白垩系克深气田、四川盆地侏罗系沙溪庙组气田 |
| 源内 致密 砂岩 气 | 致密 砂岩 | 微米级孔隙为主，无 机孔 | 孔隙度为4%~12%，渗透率为（0.01~0.10）× 10-3 μm2 | 弱自封闭能力，构造抬升可以形成常压、低压气藏 | 天然气微距离运移煤系内聚集，局限动力场为主，源储压差驱动成藏为主 | 游离气 | 水平井+多级压裂 | 鄂尔多斯盆地二叠系 苏里格气田、四川盆地三叠系须家河组气田 | |
| 泥 页 岩 气 | 泥页 岩 | 纳米级孔隙为主，有机孔和无机孔 | 孔隙度为3%~12%，渗透率 为（0.000 1~ 0.100 0）× 10-3 μm2 | 强自封闭能力，成藏后未遭受破坏，可以保持和形成超压气藏，成藏后遭受破坏形成常压—低压泥页岩气藏或逸散 | 源内聚集，自生自储，束缚动力场为主，生烃物理化学能驱动成藏为主 | 吸附气和游离气 | 水平井+体积压裂 | 沁水盆地二叠系泥页岩气、四川盆地龙潭组泥页岩气 | |
| 煤 岩 气 | 煤岩 | 纳米级孔隙和割理为主，有 机孔 | 孔隙度为2%~40%，渗透率 为（0.000 1~100.000 0）× 10-3 μm2 | 煤变质作用生气，具有强自封闭能力，成藏后未遭受破坏可以形成超压—常压煤岩气藏 | 源内聚集成藏，局限动力场-束缚动力场，源储压差-生烃物理化学能作用成藏 | 吸附气和游离气 | 直井+压裂、水平 井+体积压裂 | 鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系蒙陕煤岩气田 | |
| 原气藏接受外源天然气充注，具有强自封闭能力，受圈闭控制 | 源内+外源补给聚集成藏，局限动力场-束缚动力场，源储压差作用为主 | 吸附气和游离气 | 准噶尔盆地侏罗系 白家海煤岩气田 | ||||||
| 成藏后遭受破坏可以形成常压—低压煤岩气藏或破坏殆尽 | 源内聚集成藏，浅层水动力场导致局限动力场-束缚动力场调整 | 吸附气 | 沁水盆地石炭系— 二叠系煤层气田 | ||||||
| 生物作用生气，开放体系，或原气藏破坏后再次生物作用生气 | 源内自由动力场，浮力成藏或束缚动力场作用，生物生气作用成藏 | 吸附气和游离气 | 美国粉河盆地古近系煤层气田、二连盆地吉尔嘎朗图凹陷白垩系煤层气田、澳大利亚苏拉特盆地侏罗系煤层气田 | ||||||
1.1 常规天然气
根据储集岩主要岩性，煤系全油气系统中常规天然气藏主要包括：碎屑岩气和特殊岩性类气，以碎屑岩气为主。碎屑岩气以克拉2气田为代表，其位于塔里木盆地北部库车坳陷克拉苏构造带，属于块状砂岩背斜干气藏[22]，气源主要为侏罗系煤系烃源岩，储层主体为下白垩统至古近系砂岩，上覆古近系膏盐层构成优质的储盖组合。特殊岩性包括碳酸盐岩风化壳、火山岩等，其中碳酸盐岩气以靖边气田为代表，位于鄂尔多斯盆地中部，属于岩溶风化壳古地貌气藏[23]，其气源主要为上古生界石炭系—二叠系煤系烃源岩，储层为奥陶系马家沟组白云岩，石炭系—二叠系陆相泥岩为区域盖层。火山岩气以克拉美丽气田为代表，位于准噶尔盆地滴南凸起，是典型的火山岩气田[24]，烃源岩为石炭系煤系烃源岩，储层以中酸性喷发岩为主，二叠系乌尔禾组泥岩为区域盖层。虽然各类气田的储层岩性不同，但其储集空间均为无机孔隙和裂缝，储层物性较好，孔隙度为10%~30%，渗透率为（1~100）×10-3 μm2，储层自封闭能力弱，天然气以游离态赋存，主要依赖圈闭条件封闭，属于他源聚集次生成藏，自由动力场占主导，浮力是主要成藏动力。
1.2 非常规天然气
常规天然气藏成藏条件相对简单、分布较集中，完全受圈闭控制。非常规天然气成藏机理复杂、大面积连续分布，无明显圈闭边界。煤系全油气系统中的非常规气包括发育于煤系地层内的源内致密砂岩气、泥页岩气、煤岩气和发育于煤系地层外的远源/近源致密砂岩气（见表1）。致密砂岩气和煤岩气是主要的天然气类型，特别是致密砂岩气已经成为中国天然气的主要勘探开发类型。
致密砂岩气的储层物性处在常规油气与泥页岩油气之间，其成藏过程同样处在常规油气与泥页岩油气之间，致密储层内孔喉组成的复杂毛细管网络是致密油气自封闭成藏的核心。致密砂岩气主要为游离气，储集空间以微米级无机孔隙为主，孔隙度小于12%，渗透率为（0.01~0.10）×10-3 μm2，储层自封闭能力弱，近源致密砂岩气与源内致密砂岩气都属于近源聚集，微距运移成藏，局限动力场为主，源储压差是主要成藏动力。远源致密砂岩气储层条件与近源致密砂岩气相似，但由于距离烃源岩较远，成藏受运移通道的控制，源储压差是主要成藏动力。
煤系中泥页岩常与煤层紧密伴生，垂向上多位于煤层的顶底板或煤层之间，分布广泛；泥页岩气储集空间主要为纳米级孔隙，有机孔和无机孔共存，孔隙度为3%~12%，渗透率为（0.000 1~0.100 0）×10-3 μm2，气体以吸附态和游离态赋存于泥页岩中，储层具有较强自封闭能力，天然气自生自储，束缚动力场为主，生烃物理化学能是主要成藏动力，其富集受有机质含量、成熟度和储层压力影响较大。
煤岩是煤岩气的烃源岩和储集岩，天然气自生自储为主，特殊地质情况下，也存在他源充注。煤岩发育特有的割理裂缝体系，具有一定的常规储层特点；煤岩有机质含量高，具有很强的天然气吸附能力。煤岩气既可以在深部煤变质作用下热成因生气也可以在浅部由微生物（主要是细菌）分解煤岩有机质生成生物气。煤岩特有的成因、演化等特征，导致煤岩气具有比致密砂岩气、页岩气等更为丰富、复杂的类型。热成因煤岩气的储集空间以纳米级有机孔隙和割理裂缝为主，孔隙度为3%~15%，渗透率为（0.0001~10.000 0）× 10-3 μm2，有机质含量高，储层具有强自封闭能力，气体以吸附态和游离态赋存于煤岩中。生物成因煤岩气通常热演化程度较低，储集空间以纳米级和微米级有机孔为主，孔隙度为15%~40%，渗透率为（1~100）×10-3 μm2，属于开放体系，储层自封闭能力弱。
近年来，随着深层煤岩中天然气的勘探开发突破，以及全油气系统理论的形成和煤系全油气系统的提出，为重新认识煤岩中的天然气提供了新的视角。从煤岩全过程生排烃和天然气全过程成藏的角度，在源储耦合作用下，保存条件较好的煤岩储层形成煤岩气，受后期地质作用会发生破坏，天然气会逐步逸散甚至散失殆尽。由此可以看出，传统意义的煤层气以及煤炭开采过程中的瓦斯气，都是由煤岩气经改造后形成的，是一种煤岩气的残留气。故本文将不同学者提出的煤层气、浅层煤层气、深层煤层气、深部煤层气、深地煤岩气、深层煤层致密气、煤岩气、深层煤岩气等不同称谓的赋存在煤岩或煤层中的天然气统称为煤岩气。
2 煤岩气类型
20世纪50年代，美国在圣胡安盆地采用直井开采煤层瓦斯，首次产生了煤层气的概念。20世纪80年代，基本建立了中—低煤阶煤层气勘探开发理论与技术。澳大利亚和加拿大等国家借鉴美国经验，实现了煤层气产业的快速发展。中国自20世纪80年代开展煤层气前期评价和勘探工作，经过40余年的勘探开发实践，形成了中—高煤阶浅层煤层气勘探开发理论技术体系[25]。与国外相比，中国煤岩勘探目的层具有发育时代多、煤岩类型多、煤变质程度多样及后期构造活动复杂等特点，从而导致煤岩气成藏过程复杂，气藏类型多样。因此，亟需在刻画煤岩气地质特点的基础上，开展系统的分类研究，从而有利于研发针对性勘探开发理论和技术，促进煤岩气的高效开发。
2.1 煤岩气类型划分
通过对鄂尔多斯盆地等煤岩气分布与富集条件的分析，煤岩中含气量、游离气占比、含气饱和度和煤岩物性等受控于煤岩埋藏深度。煤岩自封闭条件发生明显变化时，流体动力场发生调整，由深部的煤岩气逐步转化为传统的煤层气。鉴于煤层气术语已在业内广泛使用且内涵与地质特征十分清楚，故本文按埋藏深度变化带将煤岩气划分为深层煤岩气和浅层煤层气（见表2）。深度变化带界限是由构造改造破坏作用的深度和范围决定的，不同盆地、不同地区的深层煤岩气和浅层煤层气深度界限不同。大量统计数据表明，鄂尔多斯盆地石炭系本溪组8#煤岩气深度界限一般为1 500~2 000 m[11-13]。该分类既体现了二者都产自煤岩储层的共性，保持了煤系全油气系统中天然气类型命名的一致性；同时也体现了二者显著的差异，既保持了煤层气术语的历史继承性，也突出了深层煤岩气的特殊性，在生产和科研中具有较好的实用性。
表2 煤岩气类型与主要特征 |
| 煤岩气类型 | 成藏特征 | 产层特征 | 开发特征 | 典型气田 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 煤岩气 | 深层煤岩气 | 原生型煤岩气 | 煤岩深埋成藏，气藏 保存条件好，热成因 气、自生自储 | 高温高压，烟煤-无烟煤，孔隙度2%~8%，渗透率（0.01~0.10）×10-3 μm2，埋深大于1 500 m，游离气10%~40% | 开井即见气，初期游离气快速产出、 产量递减快，中期—后期吸附气和 游离气共同产出、产量递减相对慢 | 鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系蒙陕煤岩 气田 | |||
| 再生型煤岩气 | 煤岩深埋成藏，他源供气 或原生煤岩气藏破坏后， 二次圈闭成藏 | 高温高压，烟煤，孔隙度3%~12%，渗透率（0.001~20.000）×10-3 μm2，埋深大于1 500 m，游离气10%~60% | 无需排水降压即可快速见气，初期产 气量较高，产水量少甚至不产水， 可自喷生产，且具有一定的稳产期 | 准噶尔盆地侏罗系 白家海煤岩气田 | |||||
| 浅层煤层气 | 残留型煤岩气 | 煤岩深埋成藏，后期抬升 或再沉降未超最大古埋深， 原生煤岩气藏改造，部分 天然气逸散，自生自储 | 低温低压，烟煤-无烟煤，孔隙度2%~10%，渗透率（0.000 1~0.300 0）×10-3 μm2，埋深小于2 000 m，不含游离气 | 排水降压，吸附气缓慢解吸产出 | 沁水盆地石炭系— 二叠系煤层气田 | ||||
| 生物型煤岩气 | 煤岩浅埋成藏，地下水活 跃，浅层原生生物生气， 自生自储 | 低温低压，褐煤，孔隙度15%~40%，渗透率（0.01~100.00）×10-3 μm2，埋深小于1 000 m，游离气10%~20% | 见气快，达产时间短，产气高峰后 保持稳定，日产水量呈缓慢递减 | 美国粉河盆地古近系煤层气田、二连盆地吉尔嘎朗图凹陷白垩系煤层气田 | |||||
| 煤岩深埋成藏，后期抬升， 原生煤岩气藏破坏，活跃 地下水，二次生物生气 成藏，自生自储 | 低温低压，烟煤，孔隙度3%~10%，渗透率（0.000 1~50.000 0）×10-3 μm2，埋深小于1 000 m，游离气小于10% | 初期排水降压时间长，产水量较大， 吸附气缓慢解吸产出 | 澳大利亚苏拉特盆地侏罗系煤层气田和鄂尔多斯盆地东缘石炭系—二叠系煤层气田 | ||||||
含煤盆地的煤系沉积受盆地构造演化的控制，不同构造位置煤系的演化过程存在较大差异[26]。根据构造和烃源岩的热演化史可将煤系全油气系统的演化大致划分为3个阶段：原生生物成因阶段、热成因阶段和后期改造定型阶段，对于大型含煤系盆地上述3个阶段可以在时间上分段、空间上分区，而小型盆地可能只保存1或2个阶段。同一套煤系中发育不同地质特征的煤岩气类型，本质是由煤系沉积构造和煤岩气成藏演化过程决定的。从有害气体到煤炭资源伴生气再到独立的天然气属性的变化，是对这类资源成藏、分布与富集条件的突破性新认识，是对此类天然气资源的再认识、再评价。以准噶尔盆地侏罗系为例，同一个煤系全油气系统中，煤岩中不同构造、沉积部位可以发育不同的煤岩气类型（见图2），根据煤岩气成藏演化过程主要特征，煤岩气可分为原生型、再生型、残留型和生物型4种主要类型（见图3、表2）。其中，前两种一般埋藏较深，属于深层煤岩气，后两种一般埋藏较浅，属于浅层煤层气，是当前国内外开发的主要煤岩气类型。特别需要指出的是，在特定的地质保存条件下，原生型和再生型煤岩气也可以发育在浅层；残留型也可以在破坏后再次深埋藏。同时在原生型向残留型演化过程中，会形成过渡类型煤岩气，气水关系，流体动力场十分复杂，本文鉴于资料情况，未做进一步分析和分类，均纳入残留型煤岩气类型中。
深层煤岩气包括两种类型：①原生型煤岩气，由热成因气自生自储，具有深埋深藏的成藏特征，即地质历史过程中其最大埋深与现今埋深均较大，通常位于盆地深部，埋深大于1 500~2 000 m，保存条件好，游离气含量高。②再生型煤岩气，地质历史过程中，气藏最大埋深与现今埋深均较大，保存条件好，但由于煤岩自身含气未达饱和，由深部其他烃源岩形成的气体经断层等通道运移至其中富集成藏，例如准噶尔盆地白家海地区侏罗系煤岩气，此种类型也可以是原生煤岩气破坏，外源供气二次成藏。浅层煤层气包括两种类型：①残留型煤岩气，同样是热成因气自生自储，但地质历史过程中经历了深埋—生气—成藏过程，但受到后期构造作用被抬升到浅部或再次沉降未超最大古埋深，原始煤岩气藏被破坏，现今埋深通常小于1 500 m，具有深埋浅藏的成藏特征。②生物型煤岩气，该类煤岩气又分为两种情况，一种是，地质历史过程中长期处于开放体系，一直处于较浅的埋深状态（最大埋深小于1 500 m），由微生物作用形成的天然气在煤岩中自生自储、富集聚集，即原生生物成因天然气。另一种是，煤岩深埋浅藏，后期抬升，原生煤岩气被破坏，地下水活跃，二次生物生气成藏，即次生生物成因天然气。
2.2 典型煤岩气地质特征
2.2.1 鄂尔多斯盆地大宁—吉县原生型煤岩气
大宁—吉县区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带的南端、伊陕斜坡的东南部，该区块本溪组8#煤厚度为2.0~9.8 m，埋深为2 000~2 400 m，具有区域构造简单平缓、顶底封盖能力强、水动力环境弱、保存条件好的成藏特征，是目前煤岩气勘探开发的主力层段（见图4），以高阶煤为主，镜质体反射率（Ro）为2.14%~3.17%，平均为2.88%，镜质组含量高达77.9%~90.0%，割理发育，煤储层孔隙度2%~8%，渗透率为（0.01~10.00）×10-3 μm2。早白垩世晚期，8#煤最大埋深达到4 000 m（见图5），热演化程度达到最高，大量生气，孔隙度降低，孔隙结构以小微孔为主，受高温、高压影响，煤岩吸附能力较低，游离气含量高。之后，地层整体抬升，随着煤岩储层温、压降低，导致吸附气、游离气运移调整，最终达到新的平衡，吸附气主要赋存在孔隙内煤基质表面，游离气以高压压缩气状态赋存于微裂隙及孔隙中，游离气占比为10.5%~30.3%[27]。煤层水主要来自封闭地层水，矿化度大于70 000 mg/L，水型为CaCl2型，说明气体保存条件较好。该赋存特征直接影响其产气特征，为“采气降压”的产气模式，大规模储层压裂后，开井即见气，初期游离气快速产出、产量递减快，中期—后期吸附气和游离气共同产出、产量递减相对慢。
2.2.2 准噶尔盆地白家海地区再生型煤岩气
白家海凸起位于准噶尔盆地中央坳陷的东南部，整体上呈向西南向倾斜的单斜构造形态，主要含煤地层为下侏罗统八道湾组和中侏罗统西山窑组。煤层自沉积以来，在晚白垩世经历了短暂抬升后持续埋深（见图6），西山窑组煤层埋深1 600~5 100 m，煤岩厚5~20 m，平均厚度9.5 m，八道湾组煤层埋深2 000~5 500 m，煤岩厚5~20 m，平均厚度12.5 m。两套煤岩Ro值为0.47%~1.05%，属于中低煤阶煤，煤岩显微组分以镜质组为主，含量为57.2%~67.1%，煤储层孔隙度5%~12%，渗透率（0.01~20.00）×10-3 μm2。根据西山窑组煤储层中甲烷碳同位素组成的经验公式对天然气的热成熟度进行计算，CAI61H井和CT1H井所采集的西山窑组的煤岩气对应烃源岩Ro分别可达1.59%和2.11%，为高熟—过成熟煤岩气[28]，说明西山窑组煤岩气主要由深部石炭系、二叠系成熟烃源岩生产的油气沿断层和不整合面运移至煤岩中存储，在地质条件优越的构造高部位聚集，最终形成自源气和他源气互补聚集、有序分布，断裂穿层输导，缝、孔甜点富集，大面积成藏的再生型煤岩气藏（见图7）。气藏具有吸附含气饱和度100%、游离气占比高的特点，白家8井测试结果表明，煤岩游离气含量占比超6%[29]。多数直井试采无需排水降压即可快速见气，初期产气量较高，产水量少甚至不产水，可自喷生产，且具有一定的稳产期。
2.2.3 沁水盆地残留型煤岩气
晚白垩世岩浆侵入结束之后，受喜马拉雅运动影响经历了持续抬升剥蚀和较强烈的断裂作用，地层压力降低和地层水渗流导致煤岩中甲烷的大量散失。由于煤岩吸附能力强，对吸附气聚集的破坏较小，奠定了煤岩高吸附气含量的基础，但是不利于游离气的保存，3#煤含气饱和度40%~99%。煤层水总矿化度为1 264~5 716 mg/L，水型为NaHCO3型，弱径流的水动力环境对煤岩中甲烷保存产生不利的影响[31]。因此，开发过程中需要通过排水降低储层压力，形成解吸气的稳定产出通道，其产量-压降特征表现为初期排水降压，吸附气缓慢解吸流出的动态特征。该类煤岩气也就是目前取得广泛认识的传统煤层气。
2.2.4 粉河盆地和二连盆地生物型煤岩气
中国二连盆地东部的吉尔嘎朗图凹陷是典型的生物型煤岩气，该凹陷主要含煤地层是下白垩统赛汉塔拉组，煤岩总厚度为60~220 m，Ro值为0.32%~0.48%，以褐煤为主，主要为木质煤和碎屑煤，孔隙度为15%~40%，渗透率为（1~2）×10-3 μm2 [33]。赛汉塔拉组在早白垩世中晚期达到最大埋深（见图11），但煤化作用较弱；晚白垩世中期到新近纪之前，地层开始抬升；新近纪开始，受喜马拉雅运动影响，地层开始发生沉降，尤其是更新世冰川融水大规模渗入煤储层，产生大量生物成因气，主要以游离气的方式赋存于孔隙发育较好的储层中，游离气占比为5%~20%，在保存条件较好的部位富集成藏（见图12）。该类煤岩气具有排水采气见气快，达产时间低于高煤阶浅层煤层气，达到产气高峰后保持稳定，日产水量呈缓慢递减趋势的开发特征。
3 煤岩气分布规律
受古气候及古地理环境影响，全球主要聚煤期地质时期包括：石炭纪—二叠纪、侏罗纪—白垩纪、古近纪—新近纪，99%以上的煤炭资源分布在这3个时期形成的煤系地层[35]；次要聚煤期包括三叠纪和泥盆纪，全球分布较少，规模较小。不同地质时期形成的煤层在后期构造作用下经历了不同的演化过程。同一套煤层，通常盆地内部演化程度较高，而盆地边缘较低；不同时期的煤层，古生代形成的通常演化程度较高，而中新生代以来形成的演化程度通常较低。不同类型煤岩气的成藏演化过程、储层性质、气体赋存状态以及生产特征等方面存在显著差异。深层和浅层的4种类型煤岩气，分布规律受成煤时期与后期构造演化的控制。
原生型煤岩气通常是古生代和中生代形成的煤层经过长期深埋作用的结果，后期构造作用没有改变煤层的总体格局，长期处于优越的保存条件中，此类煤岩气通常分布在盆地内部，埋深较大，例如鄂尔多斯盆地、四川盆地石炭系—二叠系煤岩气等。
再生型煤岩气通常是煤岩在后期演化过程中与深部其他烃源岩建立了高效连接通道，煤岩储层接受了大量外源气的充注。此类煤岩气通常分布在盆地边缘输导体系和煤系圈闭匹配较好的区域，类似于常规气藏的形成条件，例如准噶尔盆地白家海地区。
残留型煤岩气通常是古生代和中生代形成的煤岩经过长期深埋作用后，遭受了后期构造的破坏，改变了煤岩的保存条件，使得其中游离气逸散殆尽，此类煤岩气通常分布在大型盆地边缘或者后期改造强烈的盆地中，例如鄂尔多斯盆地东缘、渤海湾盆地、沁水盆地等。
原生型煤岩气受构造抬升影响，从盆地深部到盆地斜坡和边缘，构造活动强度和抬升幅度逐步加大，煤岩气的流体动力场持续发生调整，由盆地中心深部的局限动力场、封闭体系为主到盆地边缘浅部的束缚动力场、开放体系为主，最终形成残留型煤岩气。然而，这一转化过程是逐渐变化的，因此，在构造活动不强烈的盆地斜坡区会存在煤岩气类型的过渡带。该带内流体关系复杂，开发井具有深层煤岩气和浅层煤层气共存的复杂特点，例如鄂尔多斯盆地东缘斜坡区就存在明显的过渡带。
生物型煤岩气通常是中新生代形成的煤层在后期演化过程中未经历深埋作用，长期与浅部微生物进行生物化学作用而形成的。此类气藏通常分布在盆地边缘或盆地内浅部，例如准噶尔盆地东南缘和二连盆地吉尔嘎朗图凹陷。
综合对比4种煤岩气类型，深层的原生型煤岩气具有“高地层压力、高气藏温度、高含气量、高天然气饱和度、高游离气占比”等特点，是煤岩气勘探开发最为有利的类型。
4 结论
将煤系全油气系统中天然气资源分为“常规天然气”和“非常规天然气”两种基本类型；根据含煤盆地天然气的源储关系和储层岩性，又可以分为6种类型。常规天然气主要为煤系外聚集成藏；非常规天然气包括远源聚集成藏、近源聚集成藏和源内滞留成藏。其中，常规天然气藏主要包括：碎屑岩气藏、特殊岩性类气藏；非常规气主要包括：远源/近源致密砂岩气、源内致密砂岩气、泥页岩气和煤岩气。煤岩气根据深度可以简单划分为深层煤岩气和浅层煤层气两种，天然气特征等具有显著差异。
揭示了煤系全油气系统中不同类型气藏储集空间类型、储层自封闭能力、演化和成藏动力、天然气赋存状态等要素的差异发育规律。基于典型气田成藏演化过程剖析，煤岩气可进一步划分为原生型、再生型、残留型和生物型4种主要类型，分别对应了煤岩气自源-深埋成藏、自源+他源-深埋成藏、自源-深埋成藏-后期改造和自源-浅埋-生物作用成藏4种演化过程。
煤岩气分布规律受成煤时期与后期构造演化的控制，原生型煤岩气主要发育于古生代和中生代形成的煤层中，分布在盆地内部；再生型煤岩气分布在盆地边缘输导体系和煤系圈闭匹配较好的区域，各时期形成的煤层中均有可能发育；残留型煤岩气主要发育于古生代和中生代形成的煤层中，分布在大型盆地边缘或者后期改造强烈的盆地中；生物型煤岩气主要发育于中新生代煤层中，分布在盆地边缘或盆地内浅部。
综合对比表明，浅层煤层气主要是原生型煤岩气经地质改造后形成的残留型煤岩气或生物成因的生物型煤岩气；深层煤岩气主要是原生型煤岩气和再生型煤岩气，特别是原生型煤岩气分布面积大、资源丰度高，潜力远大于浅层煤层气，是最为有利的勘探开发类型。
中国含煤盆地大多属于多旋回叠合盆地，煤系烃源岩丰富多样，煤岩成烃、成储和聚集过程差异显著，导致煤岩气的特殊性和复杂性；因此，试图形成统一完备的煤岩气分类方案存在诸多挑战。此外，由于深层煤岩气的勘探与开发刚刚起步，目前关于煤岩气的成藏规律和渗流机理等仍处于集中攻关研究阶段，勘探开发工作主要集中在鄂尔多斯盆地，还有很多未知的地质新情况尚待揭示。本文提出的煤系全油气系统天然气类型划分方案，特别是煤岩气的分类研究，是基于当前勘探开发和研究新进展的阶段总结，希望能够为学术界和产业界提供启发和借鉴；未来仍需持续开展探索研究，以期促进煤岩气地质研究和勘探开发取得更大的进步。