煤成气在产气大国中的重大作用

戴金星，倪云燕，廖凤蓉，洪峰，姚立邈

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

广义煤成气系指腐殖型有机质在成煤作用中产生的天然气，腐殖型有机质有集中型（煤层）和分散型（炭质页岩和泥岩）两种存在形式，此两种形式的有机质均为成气母质[1]。广义煤成气根据生储关系可分为两类：生储一体的天然气，它们是目前非常规天然气的主体，即煤层气和页（泥）岩气；生储分离的天然气，即从成气母质运移出来的为狭义煤成气，是目前常称的煤成气。实际上煤成气中既有常规气也有部分非常规气（致密气）。世界第2大气田尤勒坦（Yoloten）气田、世界第3大气田乌连戈伊（Urengoy）气田、中国储量丰度最高且最高产的克拉2大气田[2]均为常规砂岩煤成气田，中国储量最大、产量最高的苏里格大气田则为致密砂岩非常规煤成气田[2-6]。

“成煤作用中形成的天然气和石油”[7]是完整的煤成气理论创立的标志，至今已整整40年，其出现完善和发展了的“纯朴的煤成气理论”和“煤成油理论”，发现煤系成烃以气为主、以油为辅的总规律[8]。王鸿祯、李德生、孙枢、赵文智等院士，以及俄罗斯科学院Galimov院士高度评价该理论的代表作“成煤作用中形成的天然气和石油”，“一般作为天然气地质学的开端”[9]，“开启了煤成烃地质研究的先驱”[2]，“建立了成熟的煤成气（烃）理论”[10]，“是中国煤成气理论研究的里程碑”[11]，“对全球天然气勘探意义重大”[2]。

中国、俄罗斯、土库曼斯坦、荷兰和澳大利亚等产气大国，煤成气是天然气工业的主角。煤成气理论创立之前，1978年，中国天然气地质储量为2 284×108m3（其中煤成气203×108m3），年产气137×108m3（其中煤成气3.43×108m3）；至2016年底，全国天然气的地质总储量为118 951.2×108m3（其中煤成气为82 889.32×108m3，占全国69.7%），年产气1 384×108m3（其中煤成气742.91×108m3，占全国53.7%）。天然气储量、煤成气储量、天然气产量和煤成气产量分别是1978年的52倍、408倍、10倍和216.6倍，使中国从贫气国迈入世界第6产气大国[8]。俄罗斯西西伯利亚盆地是世界煤成气储量最大、产量最高、发现1×1012m3以上超大型气田最多的盆地，该盆地探明原始可采储量超1×1012m3超大型气田7个，其中最大的、也是世界第3的乌连戈伊大气田原始可采储量达107 526.6×108m3，至2015年已累计产气63 043.9×108m3，是世界累计产气量最多的一个超大型气田，其累计产量相当于近两年世界天然气总产量。中亚的阿姆河盆地主要在土库曼斯坦和乌兹别克斯坦境内，该两国均是年产超500×108m3的世界产气大国，所产气来源为中、下侏罗统含煤地层。在土库曼斯坦境内发现3个原始可采储量1×1012m3以上超大型气田，尤勒坦超大型气田为世界第2大气田，原始可采储量为123 105×108m3。由此可见，煤成气支撑了该两国成为世界产气大国并向中国出口气。澳大利亚以“气多油少”为特点，截至2017年9月，发现油气2P（探明+控制）储量约800×108桶油当量（约109.6×108t），其中气占80%，约13.590 4×1012m3[12]，在西北大陆架上的卡纳尔文盆地、波拿巴特盆地和布劳斯盆地是该国3个最大含气盆地，探明可采储量共计51 671×108m3，卡纳尔文盆地天然气储量占该国总储量的50.4%[13]，而这些气主要为煤成气，故煤成气支持澳大利亚成为年产气超千亿立方米的大国。

1 煤成气的核心理论

1.1 煤成气核心理论是煤系为气源岩，煤系成烃以气为主以油为辅

1.1.1 腐殖煤原始物质以木本植物为主而利于成气

木本植物以生气为主的低H/C（原子）值纤维素和木质素占60%～80%，而生油为主的高H/C（原子）值的蛋白质和类脂类含量一般不超过5%[14]，这种原始物质组成特征，决定了煤系以生气为主成油为辅。煤系有机质的镜质组、惰质组和壳质组H/C（原子）的模拟成烃的气/油当量比说明，占腐殖煤绝大部分含量的镜质组和惰质组H/C（原子）值低。成烃以气为主，即气/油当量比均大于1，最大超过6，壳质组H/C（原子）值高则利于生油，但在腐殖煤中壳质组含量一般很低，故形成油很少（见图1）[15]。

图1 腐殖煤的不同显微组分H/C原子比与气/油比关系

1.1.2 腐殖煤的模拟实验

中国许多学者[16-24]从20世纪80年代至21世纪初，从未熟的褐煤（Ro值为0.240%～0.409%）、泥岩、Ⅲ型干酪根和煤的各有机显微组分，进行成煤作用模拟，实验温度从300 ℃到最高温600 ℃（Ro值为2.5%～5.1%），获得无烟煤的煤气发生率为218～590 m3/t，平均为435 m3/t，同时获得少量油，主要是凝析油和轻质油。从中国不同地质时代不同煤热模拟生烃曲线（见图2）可见，煤成烃以生气为主成油为辅。

1.1.3 气孔是煤成气作用的产物与痕迹

根据山西、陕西、内蒙古和新疆等12个省、自治区33个煤矿和6口钻井岩心，选取了褐煤、长焰煤、气煤、肥煤、焦煤、瘦煤、贫煤和无烟煤等85个煤样，应用扫描电镜进行观察研究，在这8个煤种中均发现了气孔，这说明了所有煤种在成煤作用中都在成气。气孔一般呈圆形，部分为椭圆形，其直径大者3.5 μm左右，小者约0.2 μm。有的出现大小不一两组气孔，可能是两期成气作用的标志[25]。

图2 中国不同时代煤模拟生烃曲线（据文献[20]修改）

1.1.4 化学结构上腐殖型干酪根利于生气

腐殖型干酪根在化学结构上含有大量的甲基和缩合芳环，少量短侧链，利于生成烷烃气及一定量轻烃，而腐泥型干酪根则含很多长侧链，有利形成石油[26]。

腐殖煤成烃以气为主以油为辅，既体现在未熟的前干气期，即处于泥炭化和褐煤阶段，形成的烃气几乎全为甲烷，如柴达木盆地三湖坳陷台南气田等，西西伯利亚盆地北部波库尔组大量生物气；也体现在过熟阶段的后干气期，即处于瘦煤至无烟煤阶段为主，形成烃气也以甲烷为主，并有微量乙烷和丙烷，如鄂尔多斯盆地南部延安气田[27]、库车坳陷克拉2气田和克深气田以及德国西北盆地雷登气田等。由上述可见，前干气期和后干气期腐殖煤成烃均表现为几乎以成气为主，又体现在湿气期或气油兼生期，即处于长焰煤至焦煤阶段，包括部分瘦煤阶段[28]，相当于腐泥型有机质成烃“生油窗”期；此阶段除形成大量甲烷外，同时有大量重烃气，还有不等量轻质油和凝析油，总的特征是气油当量比为气大于油，如琼东南盆地崖1-3气田等、台西盆地铁砧山气田等、东海盆地春晓气田等、四川盆地广安气田等、俄罗斯维柳伊盆地中维柳伊气田[29]，阿姆河盆地与中下侏罗统煤系烃源岩相关众多煤成气田[17]。在个别情况下，气油兼生期含煤区也出现煤成油田。但腐泥型在“生油窗”阶段的成烃则以油为主以气为辅。

1.2 气油兼生期含煤盆地出现煤成油田的原因

1.2.1 内因——壳质组含量高

煤的成烃物质主要是有机显微组分中的镜质组和壳质组。从H/C原子比和氢指数等地球化学指标衡量，壳质组中树脂体、角质体、孢子体和藻质体可划归Ⅰ型干酪根，镜质组属Ⅲ型干酪根[30]。故在气油兼生期，镜质组以成气为主成油为辅，壳质组则以成油为主成气为辅。一般煤的有机显微组分中利于成油的壳质组含量低，仅为1%～3%[31]，故一般煤系在气油兼生阶段发现煤成气田，唯煤系在壳质组含量高时才可形成煤成油田。戴金星等[32]曾指出：决定煤系发现煤成油田的内因有二：①壳质组含量高（大于7%）；②处在成煤作用初—中阶段。表1综合了吐哈盆地、吉普斯兰盆地和印度尼西亚Barito盆地古近系和新近系2套煤系的Ro和有机显微组分数据。由表1可见，3个盆地Ro均值为0.52%～1.00%，处于气油兼生期内，壳质组均值为5%～15%，是一般壳质组含量1%～3%以成气为主腐殖煤的2～5倍，所以此3个盆地由于煤的壳质组含量高的原因，发现煤成油田为主。至2017年底吐哈盆地发现与侏罗系煤系烃源岩有关的鄯善、温米、丘陵等18个油田、丘东和红台2个气田，气油储量的能量气/油比为0.28。从发现气田和油田数及气油储量的当量气/油比上，明显表示了以煤成油田为主。近年来Gong等人[33-37]发现吐哈盆地煤成油中的轻烃化合物和金刚烷类化合物指标的成熟度远高于侏罗系煤系烃源岩，故煤成油中也有下伏二叠系和石炭系腐泥型烃源岩的贡献。吉普斯兰盆地和Barito盆地煤系形成气油储量的当量气/油比均为0.14[17]，这也是由于此两盆地煤系烃源岩中壳质组高（5%～14%）（见表1）所致。

表1 吐哈、吉普斯兰盆地和Barito盆地煤Ro和有机显微组分表

1.2.2 外因——煤成气田埋深变浅扩散

处在气油兼生期，壳质组含量不高的含煤盆地边缘散落着个别储量不大的煤成油田，而盆地中部则分布许多煤成气田。这类煤成油田是由原埋藏深的煤成气田，因储集层变浅、天然气扩散导致大量烷烃气消失，而原气中轻烃和油相对含量占优势而形成。例如，塔里木盆地库车坳陷东北缘依奇克里克油田、台西盆地东北缘山子脚煤成油田[38]、阿姆河盆地东北缘一些煤成油田[39]。

塔里木盆地库车坳陷是中国陆上四大气区之一，发现煤成气田和凝析气田12个，煤成油田2个（依奇克里克、大宛齐）（见图3）。该坳陷东部的阳霞凹陷中—下侏罗统煤系烃源岩Ro值为0.6%～1.4%，处于气油兼生期阶段，煤的壳质组均值为1.92%（130个样品），故具备形成煤成气田条件，并发现了迪那2、吐孜洛克、提尔根和大涝坝4个凝析气田，但在北部的天山南缘发现了依奇克里克煤成油田，油层为克孜勒努尔组，目前深度为150～550 m。今日依奇克里克油田，地史上与现今埋深数千米的迪那2和吐孜洛克煤成凝析气田一样，但由于后期其储集层随天山抬升强烈变浅过程，促使原深埋煤成凝析气田演变为现今的煤成油田。对烃类而言，由于分子含碳数不同其扩散能力相差悬殊，物质的扩散能力随分子量变大而呈指数级减小，实际上只有碳原子在C1—C10的烃才真正具有扩散运移作用[40]，也即气分子扩散能力强而石油的扩散能力很弱或者可忽略不计。赋存于气藏中的天然气随其分子变小和埋藏变浅其扩散的量变大，扩散时间变短，如在1 737 m深处的气藏中甲烷、乙烷、丙烷和丁烷由于扩散运移，从离开气藏到地面所需时间分别为14 Ma、170 Ma、230 Ma和270 Ma[41]。所以由于储集层变浅与扩散的复合作用，促成了依奇克里克煤成油田的形成。库车坳陷西部大宛齐煤成油田新近系康村组和库车组储集层深度主要在200～650 m，其形成机理类似于依奇克里克油田。陈义才等研究指出[42]，经4.5 Ma的扩散，大宛齐埋深300～400 m的上部油层溶解气中甲烷散失率为54%，甲烷浓度为12.82m3/m3，而埋深450～650 m的下部油层甲烷散失率为13%，甲烷浓度为17.94 m3/m3。此实例充分证明储集层由深变浅导致深者散失率小，浅者则散失率大，上部油层甲烷大量散失是大宛齐油田形成的主要原因。外因形成的煤成油田均为小油田，依奇克里克油田是1958年发现，储量为346×104t，是塔里木盆地发现的第1个油田，累计产原油95.79×104t，天然气0.48×108m3，1987年停产，也是中国第1个废弃的油田。大宛齐油田储量为605×104t。

图3 塔里木盆地库车坳陷煤成气油田分布图

2 煤成大气田对世界产气大国的重大意义

中国和俄罗斯把探明地质储量大于300×108m3的气田称为大气田，本文据此标准来划分中国大气田。20世纪60—70年代在西西伯利亚盆地发现一大批探明储量大于300×108m3的大气田，故将大气田又划分为大型、特大型和超大型。超大型气田储量下限为1.0×1012m3，特大型气田一般认为储量为（0.1～1.0）×1012m3的大气田[43]。产气大国系指年产气量大于500×108m3的国家[44]。

发现与开发大气田是快速成为产气大国的主要途径。俄罗斯（前苏联）在20世纪50年代初，探明天然气储量不足2 230×108m3，年产气仅57×108m3，是个贫气国。但从1960—1990年，由于发现和开发了40多个超大型、特大型和大型气田，天然气储量从18 548×108m3增加到453 069×108m3，这些大气田主要分布在西西伯利亚盆地，由赛诺曼阶煤成气构成。1983年俄罗斯（前苏联）天然气年产量超过美国，成为世界第1产气大国，特别是超大型乌连戈伊气田和亚姆堡气田（见表2）在1999年共产气3 407×108m3，是当时世界年产气量最多的两个气田，此两气田产气量占该年俄罗斯和世界总产气量的58.8%和14.4%[45]。由此可知，超大型气田的发现和开发是决定一个国家成为产气大国的关键。

表2 世界原始可采储量大于1×1012 m3煤成气超大型气田统计表[46]

表2为位于亚洲、欧洲和非洲5个盆地中的世界13个煤成气超大型气田，及其所在国家、盆地、发现和开发年代、原始可采储量和累计采出气量。由表2可见，除鲁伍马盆地曼巴超大型气田未开发外，其余气田均已开发。荷兰的格罗宁根超大气田是目前超大型气田中采收率最高的，达78.2%，目前仍继续开发中，采收率还将会提高，由此可见煤成气超大型气田采收率很高。在世界天然气产、储量中煤成气占有重要地位，截至2017年底全世界共发现煤成超大型气田13个，总原始可采储量49.995 28×1012m3（见表2），为该年世界天然气总剩余可采储量193.5×1012m3的25.8%；2017年世界有产气大国15个，共产气28 567×108m3，其中6个以产煤成气为主国家（俄罗斯、中国、澳大利亚、荷兰、土库曼斯坦和乌兹别克斯坦）共产气11 369×108m3，占产气大国总产量的39.8%。

3 煤成超大型气田和产气大国

3.1 格罗宁根煤成超大型气田和产气大国荷兰

德国西北盆地面积5.6×104km2，发现了与上石炭统维士法阶煤系气源岩相关的气田70个[46-47]。该煤系厚约2 000～2 500 m，含煤程度3%，是一套很好的气源岩层系。气源岩之上赤底统砂岩是煤成气的主要储集层，赤底统储集层之上为上二叠统蔡希斯坦统盐岩，这套盐岩盖层在格罗宁根地区厚610～1 463 m，构成很好生储盖组合。格罗宁根气田在德国西北盆地北荷兰隆起北翼一个短轴断背斜上。根据盆地中埃姆斯河流域至威悉河以西地区36个气田或产气点的上石炭统、赤底统、蔡希斯坦统和斑砂岩中119个天然气的地球化学分析，其δ13C1值为-31.8‰～-20.0‰，一般为-28‰～-23‰，同时δ13C2和δ13C3值均较重，具有明显的煤成气特征[48]。但格罗宁根气田δ13C1值要轻一些，为-36.6‰，这是因为其气源主要从气田东面威廉港凹陷运移而来，随着运移距离变大δ13C1值变轻，即从-29.5‰变轻为-36.6‰[49]。荷兰在1959年发现可采储量近3×1012m3（见表2）的格罗宁根煤成超大型气田之前，其1958年天然气可采储量不足740×108m3，年产气量仅2.0×108m3，需要进口能源。该超大型气田1963年投产，1970年全面投入开发并于1975年年产气量攀升至828.8×108m3，占当年荷兰总产气量的92.3%。由此荷兰从能源进口国而跃为向德国、法国和比利时出口天然气。

3.2 乌连戈伊等煤成超大型气田和产气大国俄罗斯

西西伯利亚盆地是台地型盆地，面积约230×104km2，其中海域面积35×104km2，是世界上面积最大的含油气盆地。西西伯利亚盆地以北纬64°为界，界限以南是世界著名产油区，界限以北是世界最大的产气区（见图4）[50]。油藏主要分布于南部下白垩统凡兰吟阶、戈尔米黑夫阶和巴列姆阶中；气藏则集中在北部上白垩统赛诺曼阶中，油藏与气藏的横向分布特征主要与分散有机质类型、丰度、含煤地层发育与否和程度，或海相、陆相地层平面分布与其纵向上数量的配置相关[29]。西西伯利亚盆地最重要的生油岩是上侏罗统海相巴热诺夫组，有机质全部由浮游和细菌类物质、胶质藻类物质组成，钙质、硅质泥岩有机碳平均含量超过10%，但TOC和Ro平面上分布有变化：在北纬64°以南巴热诺夫组TOC值为7%～11%或更高，Ro值为0.5%～1.1%，处于主生油带中，故主要形成油藏，石油累计产量占全俄51%；在北纬64°以北，该组TOC值下降为3%～7%，Ro值则升高处于主要生油带的下限至主要生气带上部[51-52]，而成为北纬64°以北次要生气岩。白垩系中上部亚普第阶、阿尔必阶和赛诺曼阶（基本相当波库尔组），除北纬64°以南的西南部汉特—曼西斯坳陷既有腐泥型又有腐殖型有机质外，盆地中均为以腐殖有机质占优势的含煤和亚含煤地层。该3个阶含有48.4×1012t以腐殖型占优势的有机质，比盆地中任何其他沉积层的含量都大，其泥岩TOC值平均为1.31%，最高可达6%。但盆地中泥岩的有机质丰度平面分布不均，盆地边缘部分为0.3%～1.0%，盆地中部和北部为1.5%～2.0%，并从南向北有增大趋势，含煤程度也南差北好。这决定了地层中的甲烷生成浓度从南向北增大，从盆地边缘向中央升高，与波库尔组中含煤程度及腐殖型为主的有机质变化规律相吻合，它制约着气田北多南少，西西伯利亚盆地储量巨大的煤成气的形成，主要是波库尔组含煤地层成煤作用的产物[29,53-55]。波库尔组形成的煤成气主要在赛诺曼阶砂岩中成藏，赛诺曼阶之上沉积了厚40～600 m的土仓阶大面积分布泥岩良好盖层，为西西伯利亚盆地各类天然气聚集成藏提供了良好条件。

截至目前俄罗斯累计探明石油392.8×108m3、凝析油30.3×108m3，天然气640 000×108m3，其中西西伯利亚盆地油气储量最丰富，占全俄已探明油气储量的67.7%[52]。西西伯利亚盆地有58个大气田，主要集中在盆地北部地区喀拉—亚马尔、纳德姆—塔兹等含油气圈闭，其天然气储量和产量分别占全盆地的93%和92.9%[56]。目前已发现大约80%天然气储量在波库尔组及其相当地层中，而天然气储量全部分布在构造型圈闭中。

西西伯利亚盆地天然气储量和产量主要在纳德姆—塔兹含油气圈闭，以超大型气田为主（见表2）。从表2可见，该盆地7个超大型气田（乌连戈伊、阿姆堡、波瓦尼科夫、扎波里杨尔、梅德维热、哈拉萨威、克鲁津什坚诺夫）于2017年总原始可采储量达28.383 8×1012m3，占该年世界发现总剩余可采储量的15.2%，占该年俄罗斯总原始可采储量的81.1%。乌连戈伊、阿姆堡、波瓦尼科夫、扎波里杨尔、梅德维热5个超大型气田截至2015年底累计产气量14.597 8×1012m3，分别是该年世界和俄罗斯总产量的4.1倍和25.5倍。世界第3大气田乌连戈伊超大型气田主要产层（ПК1-6）为波库尔组，占该气田总储量的75%，是全世界累计产气量最高气田，截至2015年底共累计产气63 043.96×108m3（见表2），也是世界年产气量最高的气田，1989年产气3 300×108m3[52]，分别占当年前苏联（俄罗斯）和世界产气量的41.4%和15.7%。由此可见，勘探开发超大型气田对世界天然气工业高速发展、一个国家成为产气大国起着主导作用。

3.3 尤勒坦等煤成超大型气田和产气大国土库曼斯坦及乌兹别克斯坦

阿姆河（卡拉库姆）盆地位于中亚地区，主要在土库曼斯坦和乌兹别克斯坦境内，部分在阿富汗北部和伊朗东北部，面积为437 319 km2。阿姆河盆地是中亚地区最大含气盆地，也是世界上仅次于西西伯利亚盆地和波斯湾盆地的第3大富气盆地[57]（见图5）。

图4 西西伯利亚盆地气油田分布图（据文献[50]修改）

图5 阿姆河盆地气油田分布图（据[58]修改补充）

阿姆河盆地是在海西期地向斜背景上发育而成的中生代盆地，盆地基底由二叠系—三叠系花岗岩类、中基性火山岩、大理岩、片岩和石英岩等组成。地台沉积盖层由侏罗系、白垩系—古近系和新近系—第四系组成。阿姆河盆地有3套烃源岩：中—下侏罗统腐殖型煤系，为主要烃源岩；上侏罗统牛津阶—基末利阶海相碳酸盐岩和泥质灰岩，为次要烃源岩；下白垩统亚普第阶—阿尔必阶页岩[56,58]。

3.3.1 中—下侏罗统烃源岩

中—下侏罗统陆相和海陆交互相含煤地层，岩性为砂泥岩互层，夹有薄煤层和煤透镜体、富含分散岩屑。泥岩厚度占烃源岩总厚度的50%，中侏罗统含煤碎屑岩厚度可达1 000～1 600 m，在中侏罗统中含有一些藻类有机质[59]。烃源岩有机碳含量为0.04%～4.35%，平均为1.5%；氯仿沥青“A”含量为0.042%～0.065%；干酪根类型为Ⅲ—Ⅱ型，有机质类型为腐殖型，地温达130～190 ℃，Ro值为1.3%～2.3%，其底部已达3.6%[60]，是一套良好的气源岩，成烃处于凝析油、湿气和干气阶段，煤成气原始生气量超1 600×1012m3。中—下侏罗统虽成气条件优良，但储盖组合不理想，缺乏可靠的区域性和局部性盖层，天然气保存条件差，仅在局部地带发现小气田。所以大量煤成气沿断层和不整合面呈阶梯状运移，聚集在上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶的碳酸盐岩储集层中成藏。

3.3.2 上侏罗统烃源岩

上侏罗统牛津阶—基末利阶海相碳酸盐岩和泥质灰岩，厚度为20～400 m，有机碳含量为2.5%～5.0%，干酪根类型为Ⅱ型，牛津阶烃源岩Ro值一般不高，为0.50%～1.55%，处在生油期，以生油为主。这套碳酸盐岩在整个盆地中均有分布，也是盆地中最重要的气油储集层之一[61]。该储集层之上为基末利阶—提塘阶盐膏岩盖层，厚400～1 200 m，是盆地中一套主要区域盖层，故在上侏罗统形成了一套生储盖组合。在西乌兹别克斯坦和东土库曼斯坦境内阿姆河地区，主要油气藏都集中分布在卡洛夫阶—牛津阶生物礁成因圈闭中。前苏联的石油地质工作者认为，上侏罗统是该盆地主要烃源岩，但通过油/岩对比表明，目前该盆地发现的气田、凝析油气田的源岩可能为中—下侏罗统含煤地层。上侏罗统烃源岩成熟度低，难以形成大量的纯气藏和高成熟凝析油气藏[62]。

3.3.3 下白垩统烃源岩

下白垩统亚普第阶—阿尔必阶海相页岩为一套可能的烃源岩，厚5～120 m，有机碳含量为0.3%～1.5%，干酪根类型为Ⅱ型，氯仿沥青“A”为0.023%，分布于盆地西南科佩特山前坳陷。

按照1 240 m3天然气相当于1 t石油当量换算，以上侏罗统基末利阶—提塘阶盐膏层为界，统计了盐上各层系石油、凝析油和天然气探明储量分别为29.04×106t、30.88×106t和38 377×106t[58]，其气油比为640∶1，由于盐上各层系中只有下白垩统亚普第阶—阿尔必阶海相页岩为可能烃源岩，而较局限地主要分布于科佩特山前坳陷，且成熟度较低，不可能成烃，故盐上岩系目前形成油气不是自身产物，应来自下伏更深烃源岩；盐下各层系石油、凝析油和天然气探明储量分别为98.44×106t、204.48×106t和33 390×106t[58]，其气油比为110∶1，由于盐下层系中有两套烃源岩，即上侏罗统牛津阶—基末利阶海相碳酸盐岩和泥质灰岩，干酪根为Ⅱ型，处在生油期，故成烃产物应以油为主以气为辅，所以目前盐下层位产出以气为主以油为辅产物不是该套烃源岩的产物。盐下层位另一套烃源岩为中—下侏罗统陆相和海陆交互相含煤层系，煤系成烃以气为主以油为辅。所以阿姆河盆地盐膏层上、下层产的天然气和石油应主要是这套煤系烃源岩的产物[56,58,62-65]。根据上侏罗统和白垩系5个凝析油样品研究显示：凝析油富含二环倍半萜类，表明其烃源应是高含高等植物输入的沉积岩；凝析油Ro值已进入高成熟—过成熟阶段，说明这些凝析油不是来源于上侏罗统而是来源于埋深更大的中、下侏罗统；凝析油δ13C值为-24.57‰～-21.22‰，说明其烃源岩应为含煤地层[62]，同时无论深部或浅部的气藏，其δ13C1值为-38.1‰～-24.6‰。以上从烃类油气比和地球化学特征两方面均证明了阿姆河盆地气油主要是煤成烃，并以煤成气占优势。

根据IHS数据库统计，截至2017年底[46]，阿姆河盆地发现气油田357个，其中气田（气田、凝析气田和带油的气田）296个，油田（油田、带气的油田和带凝析气的油田）61个。气油田绝大部分分布在土库曼斯坦和乌兹别克斯坦。其中土库曼斯坦气田149个，油田9个；乌兹别克斯坦有气田128个，油田43个；还有阿富汗有气田17个，油田9个；伊朗有气田2个。2017年土库曼斯坦产气620×108m3，乌兹别克斯坦产气534×108m3，两国均为世界产气大国。该盆地发现的3个超大型气田（见表2）均在土库曼斯坦，尤勒坦气田为世界第3大气田，原始可采储量达12.310 6×1012m3。

3.4 苏里格煤成超大型气田和产气大国中国

鄂尔多斯盆地面积37×104km2，其中古生界分布面积25×104km2[66]。盆地内部构造平稳，沉积稳定，断裂较少[67]。盆地油气分布的总格局为古生界聚气，气田主要分布于北部；中生界聚油，油田分布于南部[68]。鄂尔多斯盆地是中国年产气量最高的盆地，2017年年产气424.45×108m3，占全国天然气年产量的28.9%，是中国第一产气区。鄂尔多斯盆地发育以下2套气源岩：

3.4.1 石炭系-二叠系煤系烃源岩

石炭纪-二叠纪是中国乃至全球重要的成煤期。该盆地石炭系-二叠系烃源岩主要在本溪组、太原组和山西组中，由煤层、暗色泥岩和含泥的生物灰岩构成。烃源岩在盆地内分布具东西部厚，中部薄而稳定的特点。煤层主要发育于太原组和山西组，煤层厚度一般为2～20 m。在盆地西北部乌达聚煤中心厚度超过25 m，在苏里格气田厚度为6～12 m，吴审旗以南厚度较薄，一般为5 m左右。暗色泥岩在盆地西部厚度一般为140～150 m，东部厚70～148 m，南部和北部厚20～50 m[2]。上古生界烃源岩地球化学参数见表3。由表3可见，山西组、太原组和本溪组的煤和暗色泥岩高含镜质组和惰质组而低含壳质组等，是腐殖型的气源岩。石炭系-二叠系气源岩面积超过24×104km2，整体进入大量生气阶段的气源岩面积超过18×104km2[69]。山西组煤系气源岩生气强度一般超过15×108m3/km2，太原组煤系气源岩生气强度一般超过5×108m3/km2[70]。鄂尔多斯盆地石炭系-二叠系气源岩具有“广覆式”生烃特点，生气强度超过12×108m3/km2的地区占盆地总面积的71.6%，大部分地区处于有效的供气范围，其中苏里格气田及其附近的烃源岩生气强度为（12～30）×108m3/km2[69,71]，并为连续型成藏[72]。许多学者对苏里格气田、榆林气田、神木气田、乌审旗气田、子洲气田、米脂气田、大牛地气田、延安气田和东胜气田石炭系-二叠系主要气层山西组及石盒子组气层中烷烃气碳同位素组成进行了大量研究[27,73-81]，把以上气田δ13C1、δ13C2、δ13C3值，投入δ13C1-δ13C2-δ13C3值煤成气和油型气鉴别图版中（见图6），从图6可见，鄂尔多斯盆地石炭系-二叠系中天然气均为煤成气，其中延安气田由于气源岩Ro值大于2.2%，故δ13C发生倒转。

表3 鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩地球化学参数表[67,82]

石炭系-二叠系除了煤系为主要气源岩外，还有次要的石灰岩烃源岩。本溪组石灰岩厚度一般为2～5 m，分布局限。太原组中上部石灰岩较发育，一般有3～5层，在盆地中东部最厚达50 m。太原组石灰岩为深灰色生屑泥晶灰岩，富含生物化石，属腐泥-腐殖型干酪根[2]，生烃指标见表3。

鄂尔多斯盆地南部延安—吴起一带，石炭系-二叠系烃源岩Ro值最高达2.8%，并向南北两边及盆地边缘呈环状降低。盆地大部分地区Ro值都大于1.5%，表明烃源岩已进入高成熟—过成熟成气阶段。山西组和下石盒子组为一套典型的致密砂岩储集层，主力气层分布于山西组下部和下石盒子组下部进积三角洲砂体，区域盖层是上石盒子组和石千峰组横向稳定分布的湖相泥岩，以上生储盖组合决定了石炭系-二叠系气藏主要发育在下石盒子组，其次在山西组和太原组中[2]。

图6 鄂尔多斯、鲁伍马盆地δ13C1-δ13C2-δ13C3天然气成因鉴别图

3.4.2 下古生界气源岩

鄂尔多斯盆地下古生界仅发育寒武系和奥陶系，在盆地内部广泛分布中、下寒武统和下奥陶统马家沟组。寒武系碳酸盐岩为动荡的浅水陆表海沉积，有机质含量很低。盆地西缘中奥陶统平凉组碳酸盐岩有机质主要为Ⅰ—Ⅱ1型，有机碳含量一般为0.4%～1.2%，泥灰岩有机碳含量平均为0.31%[2]；马家沟组碳酸盐岩可否为气源岩则存在两种观点：一种认为其不是工业性气源岩，因其有机碳平均含量仅0.24%[66,68,83-84]；另一种认为是气源岩，2016年以来马家沟组碳酸盐岩相关研究发现，存在TOC值为0.30%～8.40%的有效烃源岩，围绕米脂盐洼分布，马家沟组天然气以自源型油型气为主，只在局部地区存在上生下储天然气聚集[85-86]；以TOC值大于0.4%评定马家沟组有效烃源岩，表明奥陶系盐下有效烃源岩发育相对较好，具备自生自储天然气勘探潜力，但鄂尔多斯盆地下古生界天然气以来源于上古生界的煤成气为主[87]。

在马家沟组顶部碳酸盐岩古风化壳中发现马家沟组五段以白云岩为主气藏，气藏顶部为石炭系铝土质泥岩及泥质岩区域性盖层，是大型气田。天然气中甲烷含量为91.51%～97.50%，重烃气含量一般为0.1%～1.5%，为干气。由图6可见：气田中既有煤成气也有油型气。研究者认为煤成气来自气田上覆石炭系-二叠系煤系气源岩，油型气也来自上覆太原组中石灰岩气源岩；黄第藩等则认为靖边气田70%天然气来源于下奥陶统油型气，仅约有13%为煤成气[88]。陈安定则认为靖边气田约占82%油型气来自奥陶系碳酸盐岩，平均混入18%的煤成气[89]。

截至2017年底，鄂尔多斯盆地发现苏里格、靖边、大牛地、神木、延安、榆林、子洲、乌审旗、东胜、柳杨堡、米脂11个300×108m3以上的气田，还有宜川、黄龙、胜利井、直罗和刘家庄5个小气田（见图7）。这些气田至2017年底历年共产气3 783×108m3，其中煤成气占90%以上。苏里格气田是探明地质储量16 448×108m3的超大型气田（见表2），2017年产气212.58×108m3，占全国年产气量的14.2%；同时该气田截至2017年的总产气量为1 564.23×108m3，占鄂尔多斯盆地历年总产气量的41.3%。因此，苏里格超大型气田的勘探和开发对中国成为世界第6产气大国，对鄂尔多斯盆地成为中国第一大产气区起了重大作用。鄂尔多斯盆地煤成气勘探开发取得重大成果，但还有相当大的潜力，例如应当在伊陕斜坡西南部油区勘探煤成气，这里以往以勘探开发中生界油田为主，未着力勘探深部煤成气，但其具有煤成气成藏有利条件：①石炭系-二叠系煤层厚4～8 m，暗色泥岩厚50～60 m，TOC值为0.99%～7.33%，Ro值为1.8%～2.2%，气源条件好，主要区生气强度超20×108m3/km2，有利于发现大气田；②上、下石盒子组和山西组砂岩较发育，砂岩单层和总厚度较大（镇探1井砂岩累计厚度达103.5 m），有利于大型砂岩岩性气藏形成；③多口探井（镇探1、镇探2、庆探1和莲1）在上、下石盒子组、山西组发现多层测井解释含气层和微含气层。含油区的煤成气远景有利区面积为32 400 km2（见图7），预测可探明煤成气1.0×1012m3，开辟一个新煤成气区，可建产能100×108m3/a。

图7 鄂尔多斯盆地气田分布与煤成气新探区示意图

3.5 曼巴煤成超大型气田和将成产气大国莫桑比克

鲁伍马盆地位于东非莫桑比克和坦桑尼亚两国陆上与印度洋西缘交接地区，盆地面积为7.4×104km2，其中陆上面积3.2×104km2，海上面积为4.2×104km2，在莫桑比克境内面积约为3×104km2。盆地发育在石炭系结晶岩基底上，最大沉积地层厚度超过16 km[90]。该盆地是21世纪初期以来发现的一个新的煤成气大气区。目前对该盆地的烃源岩还没有明确的认识，存在3套[91]或4套[92-93]烃源岩的不同观点，且对哪套为主力烃源岩也意见不一。

3.5.1 二叠系—下三叠统烃源岩

二叠系—下三叠统卡鲁组（Karoo）煤系和页岩烃源岩，为东非卡鲁裂谷中的产物。在盆地陆地上发现河道砂岩和煤层互层[94]。页岩主要为Ⅲ型干酪根，在盆地西北部陆上Lukuledi 1井（见图8），页岩TOC值达7%，氢指数为386 mg/g[56]。在埃塞俄比亚Karoo组页岩和煤层具有倾气性，是Calub气田的主要烃源岩[95]。

3.5.2 侏罗系烃源岩

尽管鲁伍马盆地内没有侏罗系烃源岩的地球化学数据，但盆地北部相邻坦桑尼亚盆地的曼德瓦次盆中（见图8），有7口井钻遇了厚约400 m的黑色页岩，TOC值为0.6%～10.9%，平均为4.7%，干酪根以Ⅱ/Ⅲ型为主，夹Ⅰ、Ⅲ型。由于鲁伍马盆地和曼德瓦次盆的侏罗系具有相似的地震反射特征，故推断鲁伍马盆地也发育侏罗系烃源岩。有研究认为其是盆地天然气的主力烃源岩[91,93]。

3.5.3 白垩系烃源岩

鲁伍马盆地陆上Lindi 2井（坦桑尼亚）和Mocimboa 1井（莫桑比克）（见图8）分别钻遇了白垩系烃源岩。Lindi 2井下白垩统的深灰色粉砂质页岩，TOC值为1.34%。Mocimboa 1井阿尔必阶—赛诺曼阶页岩，TOC值大于1%，干酪根为Ⅲ型。

图8 鲁伍马盆地主要气田分布图

以上3套烃源岩干酪根均以Ⅲ型为主，皆为气源岩。

此外，在Mnagibay-1井始新统、古新统和白垩系中获少量液态烃，在Mnagibay-3井获得1.9～2.1 t轻质油，其油的地球化学特征与古近系烃源岩具有相关性，故古近系是一套成油烃源岩[94]，与鲁伍马盆地目前大量发现气田的烃源岩关联性不大。

盆地在古新统、始新统和渐新统均发育面积大（200～360 km2）、物性好（孔隙度11%～33%，渗透率（20～1 560）×10-3μm2）、层厚大（单井累厚107～217 m）的砂岩储集层，而在渐新统上覆一套60～450 m的区域性泥岩盖层，故盆地已发现气藏集中在古新统、始新统和渐新统，而中新统及以上层虽有储集层但无成藏[92]。二叠系—下三叠统卡鲁组、侏罗系和白垩系3套气源岩的烃类，均可通过断裂和不整合面向上运移在古近系中成藏，个别在上白垩统成藏（Mzia气田），主力气藏在古新统、始新统和渐新统浊积砂岩中。大气田主要分布于远岸深水逆冲断层带及其前缘，而近岸陆上和浅水带正断层发育区没有大气田发现[91]（见图8）。

以往对鲁伍马盆地天然气地球化学特征缺乏研究，但根据3套烃源岩干酪根以Ⅲ型为主，推测发现天然气为煤成气[56]。最近曹全斌等研究指出天然气中甲烷含量超过95%，根据δ13C1、δ13C2和δ13C3值分析（仅在图中，未列具体数据），Ro平均值超过2.5%，判定天然气为煤成气及煤成气与油型气的混合气，并综合认为上述3套泥页岩均可作为成藏的烃源岩[92]。作者应用相关软件对图[92]中δ13C1、δ13C2和δ13C3点进行分析而得δ13C1、δ13C2和δ13C3值，之后把这批数据投入δ13C1-δ13C2-δ13C3值鉴别图中（见图6）。由图6可见，鲁伍马盆地所有点均落在鄂尔多斯盆地典型煤成气田，即子洲气田、米脂气田、大牛地气田、乌审旗气田等点群范围内，故鲁伍马盆地的天然气是典型的煤成气。

自2010年8月开始，在鲁伍马盆地深水、超深水钻探获得一系列天然气重要发现，至2013年8月共发现可采储量超过1 000×108m3的特大型气田6个和超大型气田1个（曼巴超大型气田）（见表4），共计可采储量35 736×108m3[91]，但目前未投入开发。这些大气田总可采储量与西西伯利亚盆地波瓦年科夫超大型气田及扎波利亚尔超大型气田相当，或与曼巴超大型气田和阿姆河盆地道列塔巴特超大型气田可采储量相当（见表2），故鲁伍马盆地的投入开发后可使莫桑比克成为世界产气大国。

表4 鲁伍马盆地特大型气田和超大型气田统计表[91]

4 结论

煤成气核心理论为煤系是气源岩，煤系成烃以气为主以油为辅，故与其相关盆地的发现以气田为主，但在气油兼生期的个别含煤盆地或地区出现煤成油田，原因有二：其一，有机显微组分中壳质组含量增高，是一般腐殖煤壳质组含量的2～5倍以上；其二，煤成气田埋深变浅，天然气分子扩散因重分子慢、轻分子快的差异扩散所致。

发现与开发大气田，特别是可采储量超过1×1012m3的超大型气田，是决定一个国家成为年产500×108m3以上产气大国，迅速发展天然气工业的主要途径和关键。世界煤成气资源丰富，并对世界和某些国家天然气工业发展作出重大贡献。目前已在世界5个含煤盆地（西西伯利亚、阿姆河、德国西北、鲁伍马和鄂尔多斯）发现13个煤成超大型气田。在世界天然气储量和产量中煤成气占有重要地位，截至2017年底全世界发现的13个煤成超大型气田，其总原始可采储量达49.995 28×1012m3，为该年世界总剩余可采储量193.5×1012m3的25.8%；2017年世界有产气大国15个，共产气28 567×108m3，其中6个以产煤成气为主国家（俄罗斯、中国、荷兰、澳大利亚、土库曼斯坦和乌兹别克斯坦）共产气11 369×108m3，煤成气占世界产气大国总产量的39.8%。

研究煤成气及其富集规律，勘探与开发煤成气大气田，特别是煤成超大型气田，对一个国家快速发展天然气工业具有重大意义：荷兰在发现格罗宁根煤成超大型气田之前的1958年，年产气量仅2.0×108m3，是能源进口国，但1975年该气田产气828.8×108m3，占当年荷兰总产气量92.3%，成为能源输出国；俄罗斯在西西伯利亚盆地发现了乌连戈伊等7个煤成超大型气田，使俄罗斯（苏联）30年来稳坐世界产气第1或第2大国位置，乌连戈伊气田成为世界累计产气最多、年产气量最高的气田；中国在鄂尔多斯盆地发现苏里格超大型气田和一批大气田，使该盆地成为中国天然气年产气量最高的盆地；莫桑比克在鲁伍马盆地发现曼巴超大型气田及一批大气田，将来开发后定会使该国成为产气大国。