宋巖 柳少波 趙孟軍 洪峰

1.中國石油勘探開發(fā)研究院石油地質(zhì)實驗研究中心 2.中國石油大學(xué)（北京）

煤層氣與常規(guī)天然氣成藏機理的差異性

宋巖1，2柳少波1趙孟軍1洪峰1

1.中國石油勘探開發(fā)研究院石油地質(zhì)實驗研究中心 2.中國石油大學(xué)（北京）

為弄清煤層氣與常規(guī)天然氣成藏的異同處，給煤層氣的勘探開發(fā)提供科學(xué)參考，通過對煤層氣與常規(guī)天然氣的地球化學(xué)特征、儲層特征、氣體賦存形式、成藏過程及機理的對比分析，揭示了煤層氣與常規(guī)天然氣成藏的差異性：①煤層氣以甲烷為主且成分簡單，而常規(guī)天然氣成分相對復(fù)雜；②煤層氣主要以吸附態(tài)儲集于煤巖微孔和過渡孔的表面，常規(guī)天然氣以游離態(tài)存在于儲層孔隙或裂縫中；③煤層氣藏均經(jīng)歷了晚期抬升過程，后期保存條件好壞是能否成藏的關(guān)鍵，常規(guī)天然氣成藏經(jīng)歷了生烴、運聚和保存與破壞演化過程，天然氣形成的靜態(tài)地質(zhì)要素和天然氣成藏過程的動態(tài)地質(zhì)作用的最佳時空匹配是成藏的關(guān)鍵；④煤層氣的聚集受水勢、壓力的控制，往往具有向斜富集的特征，而常規(guī)天然氣聚集受氣勢的控制，往往具有背斜或高部位富集的特征。

煤層氣 常規(guī)天然氣 氣藏形成 差異 地球化學(xué)特征 儲集層特征 氣體賦存形式 成藏過程及機理

自20世紀80年代以來，天然氣成因、成藏等地質(zhì)理論取得了重要進展［1－4］：提出了天然氣成藏動平衡理論［4］，天然氣多期成藏、晚期成藏理論［1－2］；建立了不同類型大中型氣田成藏模式［5－9］；初步建立了成藏過程中天然氣聚散定量評價方法［10］和成藏期次的確定方法。隨著天然氣地質(zhì)理論的形成、應(yīng)用以及相關(guān)油氣公司對天然氣勘探的持續(xù)投入，我國天然氣探明地質(zhì)儲量、產(chǎn)量均進入了快速增長階段。

煤系既可作為常規(guī)天然氣的氣源巖，又可以吸附自身產(chǎn)出的氣體而儲集工業(yè)性的烴類氣，即煤層氣。近年來，煤層氣成因、成藏等方面的研究受到了廣泛關(guān)注［1］，如煤層氣成因類型劃分與判別［11－12］，構(gòu)造應(yīng)力場、熱力場、水動力場控藏作用機制［13－24］，煤層氣藏的邊界及成藏過程分析［25－26］等。煤層氣作為一種非常規(guī)天然氣，與常規(guī)天然氣在成藏特征和富集規(guī)律上必然有所區(qū)別，筆者通過對煤層氣與常規(guī)天然氣的地球化學(xué)特征、儲層特征、氣體賦存形式、成藏過程及機理的對比分析，力圖揭示煤層氣與常規(guī)天然氣成藏的差異性，以期為煤層氣的勘探提供科學(xué)參考。

1 地球化學(xué)特征差異

1.1 常規(guī)天然氣干氣和濕氣兼有，煤層氣主要為干氣

對我國大量天然氣樣品統(tǒng)計分析的結(jié)果表明［27］，常規(guī)天然氣組分往往受到烴源巖成熟度的影響，演化早期的生物氣和晚期過成熟的裂解氣富集甲烷，為干氣；在成熟階段，重?zé)N氣含量較高，為濕氣，煤成的常規(guī)天然氣重?zé)N氣含量最高可達30%，原油伴生氣重?zé)N氣含量可超過50%。而煤層氣組分較為單一，與烴源巖熱演化程度關(guān)系不密切，未成熟到過成熟的煤層氣均顯示干氣的特征。Scott等［28－29］對美國煤層氣井的795個氣樣進行了分析，結(jié)果表明煤層氣的組分主要為CH4、C2＋（重?zé)N，下同）、CO2和N2，其平均含量分別為93.20%、1.60%、4.40%和0.80%；Rightmire等對北美含煤盆地煤層氣組分分析的結(jié)果顯示，CH4含量達到了96.05%～99.22%、C2＋含量僅0.01%～ 1.40%、CO2和N2含量介于0.60%～3.45%；我國學(xué)者對我國不同煤階含煤盆地煤層氣組分分析結(jié)果發(fā)現(xiàn)，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］。總的來看，煤層氣無論是熱成因氣（如黑勇士盆地、沁水盆地等），還是生物成因氣（如粉河盆地、阜新盆地等），其組分差別都不是很大，主要組分為甲烷（含量一般大于97%），重?zé)N氣體的含量較低（一般小于1%），非烴氣體含量一般小于2%（表1）。

表1 我國典型煤成氣與國內(nèi)外煤層氣組成及碳同位素值統(tǒng)計表

1.2 常規(guī)天然氣甲烷碳同位素值主要受烴源巖類型和成熟度控制，煤層氣甲烷碳同位素值受后期作用影響較大

天然氣的甲烷碳同位素值主要受控于原始母質(zhì)類型和后期改造程度，煤層氣與常規(guī)天然氣碳同位素值的差異主要是由于煤層氣具有獨特的后期改造特征。常規(guī)天然氣甲烷碳同位素值主要受到母質(zhì)和烴源巖熱演化程度（Ro）的影響，相同成熟度條件的烴源巖，煤成氣比油型氣的δ13C1要重，同一母質(zhì)類型的天然氣δ13C1隨著成熟度的增加而變重（圖1）；常規(guī)天然氣的后期改造，除典型生物氣外，我國已發(fā)現(xiàn)的大中型煤成氣氣藏受到生物降解的影響較小，對甲烷碳同位素值的影響不大。而煤層氣，由于氣源來自煤巖本身，甲烷碳同位素值除了受烴源巖成熟度影響外，后期的解吸作用、生物作用和水動力作用是主要的影響因素。煤層氣為吸附氣，后期吸附解吸過程中，13CH4比12CH4難解吸，從而發(fā)生同位素的分餾效應(yīng)，造成同位素值的變化［32］；目前工業(yè)開采利用的煤層氣藏一般埋深淺于2 000m，生物降解作用使得烴源巖成熟度相近的煤層氣較常規(guī)煤成氣的甲烷碳同位素值偏輕［28，33－34］；煤層氣受水動力條件影響也較大，其作用機制為甲烷通過水溶作用而改變同位素的組成［35］。

圖1 中國煤層氣、煤成氣和油型氣的δ13C1—Ro關(guān)系圖

2 儲集機理差異

常規(guī)天然氣儲層主要發(fā)育于烴源巖圍巖中，具有明顯的生儲蓋縱向組合，而煤層氣的儲層就是煤層本身，從而造就了兩者在儲集機理和氣藏特征上的差異。

2.1 常規(guī)天然氣以游離態(tài)為主，煤層氣以吸附態(tài)為主

常規(guī)天然氣是以游離狀態(tài)儲集在儲層的孔隙空間之中的，在氣源充足的情況下，其聚集量主要與孔隙空間的大小有關(guān)，儲層類型主要為孔隙型，部分為裂縫—孔隙型（圖2左）。根據(jù)戴金星等的［36］統(tǒng)計和研究結(jié)果，大面積孔隙型儲集層的發(fā)育，既能作為天然氣富集的有利儲集空間，又可成為天然氣運移的良好輸導(dǎo)層，有利于發(fā)育大型氣田。孔隙型儲集層包括砂巖、礫巖、粒屑狀白云巖和次生孔發(fā)育的碳酸鹽巖等。我國主要的煤成氣田除四川磨溪氣田為碳酸鹽巖儲層、松遼盆地徐深氣田為火山巖儲層外，其余均以砂巖儲層為主（表1）。砂巖儲集層的孔隙度除四川盆地的一些氣田稍低外（5%～12%），其余多超過12%，滲透率多數(shù)大于3mD［37］。世界大氣田的儲層主要都是孔隙型的，純產(chǎn)層的有效孔隙度主要介于15%～35%，有效孔隙度的下限為9%。

圖2 煤層氣（右）與常規(guī)天然氣（左）儲氣機制對比圖

煤層氣則主要以吸附狀態(tài)賦存于煤層孔隙內(nèi)的表面，其聚集量與煤層的吸附性密切相關(guān)（圖2右）。煤儲層是復(fù)雜多孔介質(zhì)，是由孔隙、裂隙組成的雙重結(jié)構(gòu)系統(tǒng)［38］。煤的孔徑分布與煤的變質(zhì)程度密切相關(guān)，褐煤（Ro≤0.5%）孔徑分布較為均勻，其中9×103～9× 104nm的大孔和2～10nm的微孔明顯占多數(shù)；高變質(zhì)煤如瘦煤、無煙煤（Ro＞2.5%），微孔占大多數(shù)，而孔徑大于1 000nm的中孔、大孔僅占10%左右。一般微孔和過渡孔構(gòu)成煤的吸附空間，小孔構(gòu)成煤層毛細凝結(jié)和擴散區(qū)域，中孔構(gòu)成煤層氣緩慢滲流區(qū)域，大孔則構(gòu)成煤層氣強烈的層流區(qū)域，其中大孔中的甲烷主要以游離形式存在。

2.2 常規(guī)氣藏具有統(tǒng)一的氣水界面，煤層氣藏?zé)o氣水界面

常規(guī)氣藏是天然氣在單一圈閉中的聚集，具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)和油（氣）水界面，水主要以邊水和底水的形式存在于氣藏的底部或邊部。具有明顯的含氣邊界，圈閉內(nèi)外含氣性是有和無的關(guān)系。氣藏的形成主要靠封蓋氣柱。

煤層氣藏是指受相似地質(zhì)因素控制、含有一定資源規(guī)模、以吸附狀態(tài)為主的相對獨立的煤巖體。煤層氣藏一般無統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)，無氣水界面，水遍布整個煤層，氣藏含氣性是多與少的關(guān)系，氣藏?zé)o明顯邊界，含氣性呈漸變關(guān)系。氣藏的形成主要是靠保壓。

3 成藏過程及機理差異

常規(guī)天然氣和煤層氣由于賦存狀態(tài)、生儲蓋組合的不同，決定了其成藏過程及機理也有很大差異。

3.1 常規(guī)氣藏聚集量受動態(tài)平衡控制，煤層氣藏含氣量受溫度壓力場控制

常規(guī)天然氣聚集同時經(jīng)歷著兩個過程：①烴源巖所生成的天然氣通過擴散和滲流作用進入儲層，經(jīng)運移聚集而成藏；②天然氣通過擴散和滲流作用而不斷散失。天然氣聚集往往是氣體在不斷散失和烴源巖不斷補充的過程中達到某種程度上的相對平衡所形成的結(jié)果［4］，也就是所謂的動態(tài)平衡。即當(dāng)天然氣補充量大于散失量時，天然氣在氣藏中不斷富集；反之，則圈閉中的天然氣不斷減少，乃至全部散失。烴源巖中天然氣的生成、排出、在儲層和運載層中的二次運移和聚集、成藏后天然氣的散失為一個動態(tài)的連續(xù)過程。因此，氣源充注強度大小、時間長短以及封蓋保存條件的好壞是決定其能否成藏的重要因素。

煤層氣的富集主要取決于煤層的含氣量，而含氣量的多少與煤層的吸附能力有關(guān)。目前多用Langmuir方程來描述煤層的吸附性：

式中V表示吸附量；VL表示Langmuir體積，反映煤體的最大吸附能力，與溫度、壓力無關(guān)，取決于煤的性質(zhì)；p表示壓力；pL表示Langmuir壓力，在此壓力下吸附量達最大吸附能力的50%。

因此，影響煤層吸附能力的主要因素是煤階、溫度和壓力。在正常地溫梯度下，埋深1 500m以淺的煤層吸附能力主要受壓力控制，在這個深度范圍煤層吸附能力達到最大值之后隨著埋深加大含氣量具有降低的趨勢（圖3）［39］。因此，煤層含氣量主要受到溫度壓力場的控制。

3.2 常規(guī)天然氣成藏關(guān)鍵時刻是成藏要素和地質(zhì)作用的最佳時空匹配，煤層氣成藏的關(guān)鍵時刻則強調(diào)后期保存

常規(guī)天然氣的成藏演化過程一般經(jīng)歷3個階段：生成階段、運移和聚集階段、保存和破壞階段。氣藏演化不一定經(jīng)歷晚期抬升過程，烴源巖、儲層和蓋層等靜態(tài)要素和天然氣生成、運移、圈閉形成和成藏等過程的動態(tài)地質(zhì)作用的最佳時空匹配是其成藏的關(guān)鍵。如鄂爾多斯盆地上古生界天然氣成藏要素及地質(zhì)作用的最佳匹配時間（關(guān)鍵時刻）是早侏羅世和晚白堊世［40］（圖4）。

圖3 沁水盆地3＃煤層吸附量與埋藏深度之間的關(guān)系圖

圖4 鄂爾多斯盆地上古生界含氣系統(tǒng)事件圖［40］

煤層氣成藏演化伴隨著煤層的沉積、埋藏變質(zhì)和抬升的演化過程。我國除變質(zhì)程度較低的含煤盆地外，絕大多數(shù)含煤盆地都經(jīng)歷了沉降和回返抬升演化階段，有的盆地甚至經(jīng)歷了多次的旋回。煤層的埋藏—抬升決定了煤層氣的成藏演化經(jīng)歷生成和吸附、吸附能力增加和解吸、擴散、保存階段（圖5）。保存條件是控制現(xiàn)今煤層氣富集的關(guān)鍵，現(xiàn)今煤層氣藏的形成取決于構(gòu)造控藏關(guān)鍵時刻。這一關(guān)鍵時刻不等同于常規(guī)天然氣成藏的關(guān)鍵時刻，它是指地質(zhì)歷史時期煤層生烴終止后具有最小埋藏深度的時間。

3.3 氣勢控制常規(guī)天然氣向高部位聚集，水勢和壓力控制著煤層氣向向斜聚集

圖5 煤層氣藏演化與相應(yīng)的主要成藏機制示意圖

由于煤層氣與常規(guī)天然氣賦存狀態(tài)不同，因而聚集控制因素也不同。常規(guī)天然氣具有高部位聚集的特征，受氣勢的控制。煤層氣在區(qū)域上往往具有向向斜聚集的特征，水勢和壓力場是煤層氣聚集的主要控制因素。

3.3.1 氣勢對常規(guī)天然氣高部位聚集的控制

常規(guī)油氣圈閉機制是在儲層中有被油氣高等勢面封閉形成的油氣低勢區(qū)，這種低勢區(qū)是一個孔隙、滲透性巖體，是聚集、保存油氣的場所，位置具有明顯的可預(yù)測性。這說明，常規(guī)油氣的聚集取決于油氣勢的大小，高部位一般具有低油氣勢，是油氣運移的指向，因此，常規(guī)油氣主要聚集于背斜構(gòu)造。常規(guī)天然氣在運移過程中主要受浮力、毛細管力和地層水的水動力3種作用力的共同控制。天然氣在地層中不同位置的勢能不同，由于氣勢梯度的存在，天然氣會沿著氣勢減小的最大方向（負氣勢梯度方向）從高氣勢區(qū)向低氣勢區(qū)運移（圖6）。運移的結(jié)果是天然氣進入自身勢能最小的區(qū)域后不再發(fā)生運移，達到平衡狀態(tài)后聚集成藏。如通過對鄂爾多斯盆地北部二疊系石盒子組盒1段氣勢的分析發(fā)現(xiàn)，天然氣聚集區(qū)主要發(fā)育于低氣勢區(qū)（圖7）。

圖6 靜水條件背斜圈閉中天然氣聚集示意圖

3.3.2 水勢和壓力對煤層氣向斜聚集的控制

圖7 鄂爾多斯盆地北部盒1段氣勢分布及天然氣聚集區(qū)示意圖

通過對國內(nèi)外煤層氣富集規(guī)律的研究，發(fā)現(xiàn)了向斜構(gòu)造富集煤層氣這一普遍特點，如美國圣湖安盆地、我國沁水盆地等都可見到這一現(xiàn)象［41－43］（圖8）。煤層氣向斜富集規(guī)律并非偶然，取決于煤層氣特殊的賦存方式。由于煤層氣的賦存絕大部分是吸附氣，煤吸附煤層氣屬于物理吸附，從Langmuir等溫吸附方程可知，煤的吸附量隨壓力增大而增大。因此，要保持煤層中有足夠大的吸附量，低水勢和高壓力是主要的前提條件。向斜軸部位于地層下傾部位，地層水位低，使煤層處于承壓水環(huán)境，壓力得到保存；另一方面，向斜軸部一般位于盆地深部，靜水壓力較大，具有較高的地層壓力。因此，由于水勢和壓力的共同作用，使向斜軸部不僅可以保持較高的壓力條件滿足煤層的最大吸附，而且大氣滲入水體在軸部形成向心流，也能起到水封的效果，對煤層氣的保存有利，在向斜部位更容易吸附煤層氣而富集成藏。

向斜一般具有地層水的向心流動機制，為地下水低勢區(qū)，為滯流水環(huán)境，有利于煤層壓力和含氣量的保存；同時向斜部位上覆地層有效厚度大，維持較高的地層壓力系統(tǒng)，也有利于煤層氣的吸附和保存。因此，向斜具有的低水勢和高壓場特征，成為煤層氣富集的場所（圖9）。

圖8 沁水盆地東南緣晉城地區(qū)地質(zhì)構(gòu)造形態(tài)與3＃煤層含氣量關(guān)系圖注：O2f——峰峰組；C2b——本溪組；C3t——太原組；P1s——山西組；P1x——下石盒子組；P2s——上石盒子組

圖9 煤層氣向斜構(gòu)造富氣模式圖

4 結(jié)論

1）煤層氣與常規(guī)天然氣在地球化學(xué)特征、儲層特征及氣體賦存形式、成藏過程及成藏機制均有差異。

2）在地球化學(xué)成分上，煤層氣與常規(guī)天然氣的主要差別在于煤層氣組分較為簡單，以甲烷為主，重?zé)N氣和非烴氣含量較少，為干氣或特干氣，甲烷碳同位素值偏輕；而常規(guī)天然氣成分相對復(fù)雜，甲烷含量變化較大，重?zé)N氣也相對較多，甲烷碳同位素值偏重。

3）在儲集空間和賦存狀態(tài)上，煤層氣主要以吸附態(tài)儲集于微孔和過渡孔的表面，其次有少量的水溶態(tài)和游離態(tài)存在于大孔和裂隙、割理中；常規(guī)天然氣以游離態(tài)存在于儲層孔隙或裂縫中。

4）在成藏過程上，煤層氣藏均經(jīng)歷了晚期抬升過程，后期保存是成藏的關(guān)鍵；常規(guī)天然氣成藏經(jīng)歷了生烴、運聚、保存與破壞演化過程，天然氣形成的靜態(tài)地質(zhì)要素和天然氣成藏過程的動態(tài)地質(zhì)作用的最佳時空匹配是成藏的關(guān)鍵。

5）在成藏機制上，煤層氣的聚集受水勢和壓力的控制，往往具有向斜富集的特征；常規(guī)天然氣聚集受氣勢的控制，往往具有背斜或高部位富集的特征。

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2011－11－18 編輯 居維清）

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

本成果受到國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973）項目“高豐度煤層氣富集機制及提高開采效率研究”（編號：2009CB219600）、油氣資源與探測國家重點實驗室和中國石油天然氣集團公司盆地構(gòu)造與油氣成藏重點實驗室聯(lián)合資助。

宋巖，女，1957年生，教授級高級工程師，博士生導(dǎo)師，國家“973”煤層氣項目首席科學(xué)家，本刊第七屆編委會委員；主要從事常規(guī)與非常規(guī)天然氣地質(zhì)和地球化學(xué)科研工作，現(xiàn)任中國石油勘探開發(fā)研究院石油地質(zhì)實驗研究中心書記。地址：（100083）北京市學(xué)院路910信箱實驗研究中心。電話：（010）83597380。E－mail：sya＠petrochina.com.cn

宋巖等.煤層氣與常規(guī)天然氣成藏機理的差異性.天然氣工業(yè)，2011，31（12）：47－53.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.12.007