煤成氣在產氣大國中的重大作用

戴金星，倪云燕，廖鳳蓉，洪峰，姚立邈

（中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

0 引言

廣義煤成氣系指腐殖型有機質在成煤作用中產生的天然氣，腐殖型有機質有集中型（煤層）和分散型（炭質頁巖和泥巖）兩種存在形式，此兩種形式的有機質均為成氣母質[1]。廣義煤成氣根據生儲關系可分為兩類：生儲一體的天然氣，它們是目前非常規天然氣的主體，即煤層氣和頁（泥）巖氣；生儲分離的天然氣，即從成氣母質運移出來的為狹義煤成氣，是目前常稱的煤成氣。實際上煤成氣中既有常規氣也有部分非常規氣（致密氣）。世界第2大氣田尤勒坦（Yoloten）氣田、世界第3大氣田烏連戈伊（Urengoy）氣田、中國儲量豐度最高且最高產的克拉2大氣田[2]均為常規砂巖煤成氣田，中國儲量最大、產量最高的蘇里格大氣田則為致密砂巖非常規煤成氣田[2-6]。

“成煤作用中形成的天然氣和石油”[7]是完整的煤成氣理論創立的標志，至今已整整40年，其出現完善和發展了的“純樸的煤成氣理論”和“煤成油理論”，發現煤系成烴以氣為主、以油為輔的總規律[8]。王鴻禎、李德生、孫樞、趙文智等院士，以及俄羅斯科學院Galimov院士高度評價該理論的代表作“成煤作用中形成的天然氣和石油”，“一般作為天然氣地質學的開端”[9]，“開啟了煤成烴地質研究的先驅”[2]，“建立了成熟的煤成氣（烴）理論”[10]，“是中國煤成氣理論研究的里程碑”[11]，“對全球天然氣勘探意義重大”[2]。

中國、俄羅斯、土庫曼斯坦、荷蘭和澳大利亞等產氣大國，煤成氣是天然氣工業的主角。煤成氣理論創立之前，1978年，中國天然氣地質儲量為2 284×108m3（其中煤成氣203×108m3），年產氣137×108m3（其中煤成氣3.43×108m3）；至2016年底，全國天然氣的地質總儲量為118 951.2×108m3（其中煤成氣為82 889.32×108m3，占全國69.7%），年產氣1 384×108m3（其中煤成氣742.91×108m3，占全國53.7%）。天然氣儲量、煤成氣儲量、天然氣產量和煤成氣產量分別是1978年的52倍、408倍、10倍和216.6倍，使中國從貧氣國邁入世界第6產氣大國[8]。俄羅斯西西伯利亞盆地是世界煤成氣儲量最大、產量最高、發現1×1012m3以上超大型氣田最多的盆地，該盆地探明原始可采儲量超1×1012m3超大型氣田7個，其中最大的、也是世界第3的烏連戈伊大氣田原始可采儲量達107 526.6×108m3，至2015年已累計產氣63 043.9×108m3，是世界累計產氣量最多的一個超大型氣田，其累計產量相當于近兩年世界天然氣總產量。中亞的阿姆河盆地主要在土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦境內，該兩國均是年產超500×108m3的世界產氣大國，所產氣來源為中、下侏羅統含煤地層。在土庫曼斯坦境內發現3個原始可采儲量1×1012m3以上超大型氣田，尤勒坦超大型氣田為世界第2大氣田，原始可采儲量為123 105×108m3。由此可見，煤成氣支撐了該兩國成為世界產氣大國并向中國出口氣。澳大利亞以“氣多油少”為特點，截至2017年9月，發現油氣2P（探明+控制）儲量約800×108桶油當量（約109.6×108t），其中氣占80%，約13.590 4×1012m3[12]，在西北大陸架上的卡納爾文盆地、波拿巴特盆地和布勞斯盆地是該國3個最大含氣盆地，探明可采儲量共計51 671×108m3，卡納爾文盆地天然氣儲量占該國總儲量的50.4%[13]，而這些氣主要為煤成氣，故煤成氣支持澳大利亞成為年產氣超千億立方米的大國。

1 煤成氣的核心理論

1.1 煤成氣核心理論是煤系為氣源巖，煤系成烴以氣為主以油為輔

1.1.1 腐殖煤原始物質以木本植物為主而利于成氣

木本植物以生氣為主的低H/C（原子）值纖維素和木質素占60%～80%，而生油為主的高H/C（原子）值的蛋白質和類脂類含量一般不超過5%[14]，這種原始物質組成特征，決定了煤系以生氣為主成油為輔。煤系有機質的鏡質組、惰質組和殼質組H/C（原子）的模擬成烴的氣/油當量比說明，占腐殖煤絕大部分含量的鏡質組和惰質組H/C（原子）值低。成烴以氣為主，即氣/油當量比均大于1，最大超過6，殼質組H/C（原子）值高則利于生油，但在腐殖煤中殼質組含量一般很低，故形成油很少（見圖1）[15]。

圖1 腐殖煤的不同顯微組分H/C原子比與氣/油比關系

1.1.2 腐殖煤的模擬實驗

中國許多學者[16-24]從20世紀80年代至21世紀初，從未熟的褐煤（Ro值為0.240%～0.409%）、泥巖、Ⅲ型干酪根和煤的各有機顯微組分，進行成煤作用模擬，實驗溫度從300 ℃到最高溫600 ℃（Ro值為2.5%～5.1%），獲得無煙煤的煤氣發生率為218～590 m3/t，平均為435 m3/t，同時獲得少量油，主要是凝析油和輕質油。從中國不同地質時代不同煤熱模擬生烴曲線（見圖2）可見，煤成烴以生氣為主成油為輔。

1.1.3 氣孔是煤成氣作用的產物與痕跡

根據山西、陜西、內蒙古和新疆等12個省、自治區33個煤礦和6口鉆井巖心，選取了褐煤、長焰煤、氣煤、肥煤、焦煤、瘦煤、貧煤和無煙煤等85個煤樣，應用掃描電鏡進行觀察研究，在這8個煤種中均發現了氣孔，這說明了所有煤種在成煤作用中都在成氣。氣孔一般呈圓形，部分為橢圓形，其直徑大者3.5 μm左右，小者約0.2 μm。有的出現大小不一兩組氣孔，可能是兩期成氣作用的標志[25]。

圖2 中國不同時代煤模擬生烴曲線（據文獻[20]修改）

1.1.4 化學結構上腐殖型干酪根利于生氣

腐殖型干酪根在化學結構上含有大量的甲基和縮合芳環，少量短側鏈，利于生成烷烴氣及一定量輕烴，而腐泥型干酪根則含很多長側鏈，有利形成石油[26]。

腐殖煤成烴以氣為主以油為輔，既體現在未熟的前干氣期，即處于泥炭化和褐煤階段，形成的烴氣幾乎全為甲烷，如柴達木盆地三湖坳陷臺南氣田等，西西伯利亞盆地北部波庫爾組大量生物氣；也體現在過熟階段的后干氣期，即處于瘦煤至無煙煤階段為主，形成烴氣也以甲烷為主，并有微量乙烷和丙烷，如鄂爾多斯盆地南部延安氣田[27]、庫車坳陷克拉2氣田和克深氣田以及德國西北盆地雷登氣田等。由上述可見，前干氣期和后干氣期腐殖煤成烴均表現為幾乎以成氣為主，又體現在濕氣期或氣油兼生期，即處于長焰煤至焦煤階段，包括部分瘦煤階段[28]，相當于腐泥型有機質成烴“生油窗”期；此階段除形成大量甲烷外，同時有大量重烴氣，還有不等量輕質油和凝析油，總的特征是氣油當量比為氣大于油，如瓊東南盆地崖1-3氣田等、臺西盆地鐵砧山氣田等、東海盆地春曉氣田等、四川盆地廣安氣田等、俄羅斯維柳伊盆地中維柳伊氣田[29]，阿姆河盆地與中下侏羅統煤系烴源巖相關眾多煤成氣田[17]。在個別情況下，氣油兼生期含煤區也出現煤成油田。但腐泥型在“生油窗”階段的成烴則以油為主以氣為輔。

1.2 氣油兼生期含煤盆地出現煤成油田的原因

1.2.1 內因——殼質組含量高

煤的成烴物質主要是有機顯微組分中的鏡質組和殼質組。從H/C原子比和氫指數等地球化學指標衡量，殼質組中樹脂體、角質體、孢子體和藻質體可劃歸Ⅰ型干酪根，鏡質組屬Ⅲ型干酪根[30]。故在氣油兼生期，鏡質組以成氣為主成油為輔，殼質組則以成油為主成氣為輔。一般煤的有機顯微組分中利于成油的殼質組含量低，僅為1%～3%[31]，故一般煤系在氣油兼生階段發現煤成氣田，唯煤系在殼質組含量高時才可形成煤成油田。戴金星等[32]曾指出：決定煤系發現煤成油田的內因有二：①殼質組含量高（大于7%）；②處在成煤作用初—中階段。表1綜合了吐哈盆地、吉普斯蘭盆地和印度尼西亞Barito盆地古近系和新近系2套煤系的Ro和有機顯微組分數據。由表1可見，3個盆地Ro均值為0.52%～1.00%，處于氣油兼生期內，殼質組均值為5%～15%，是一般殼質組含量1%～3%以成氣為主腐殖煤的2～5倍，所以此3個盆地由于煤的殼質組含量高的原因，發現煤成油田為主。至2017年底吐哈盆地發現與侏羅系煤系烴源巖有關的鄯善、溫米、丘陵等18個油田、丘東和紅臺2個氣田，氣油儲量的能量氣/油比為0.28。從發現氣田和油田數及氣油儲量的當量氣/油比上，明顯表示了以煤成油田為主。近年來Gong等人[33-37]發現吐哈盆地煤成油中的輕烴化合物和金剛烷類化合物指標的成熟度遠高于侏羅系煤系烴源巖，故煤成油中也有下伏二疊系和石炭系腐泥型烴源巖的貢獻。吉普斯蘭盆地和Barito盆地煤系形成氣油儲量的當量氣/油比均為0.14[17]，這也是由于此兩盆地煤系烴源巖中殼質組高（5%～14%）（見表1）所致。

表1 吐哈、吉普斯蘭盆地和Barito盆地煤Ro和有機顯微組分表

1.2.2 外因——煤成氣田埋深變淺擴散

處在氣油兼生期，殼質組含量不高的含煤盆地邊緣散落著個別儲量不大的煤成油田，而盆地中部則分布許多煤成氣田。這類煤成油田是由原埋藏深的煤成氣田，因儲集層變淺、天然氣擴散導致大量烷烴氣消失，而原氣中輕烴和油相對含量占優勢而形成。例如，塔里木盆地庫車坳陷東北緣依奇克里克油田、臺西盆地東北緣山子腳煤成油田[38]、阿姆河盆地東北緣一些煤成油田[39]。

塔里木盆地庫車坳陷是中國陸上四大氣區之一，發現煤成氣田和凝析氣田12個，煤成油田2個（依奇克里克、大宛齊）（見圖3）。該坳陷東部的陽霞凹陷中—下侏羅統煤系烴源巖Ro值為0.6%～1.4%，處于氣油兼生期階段，煤的殼質組均值為1.92%（130個樣品），故具備形成煤成氣田條件，并發現了迪那2、吐孜洛克、提爾根和大澇壩4個凝析氣田，但在北部的天山南緣發現了依奇克里克煤成油田，油層為克孜勒努爾組，目前深度為150～550 m。今日依奇克里克油田，地史上與現今埋深數千米的迪那2和吐孜洛克煤成凝析氣田一樣，但由于后期其儲集層隨天山抬升強烈變淺過程，促使原深埋煤成凝析氣田演變為現今的煤成油田。對烴類而言，由于分子含碳數不同其擴散能力相差懸殊，物質的擴散能力隨分子量變大而呈指數級減小，實際上只有碳原子在C1—C10的烴才真正具有擴散運移作用[40]，也即氣分子擴散能力強而石油的擴散能力很弱或者可忽略不計。賦存于氣藏中的天然氣隨其分子變小和埋藏變淺其擴散的量變大，擴散時間變短，如在1 737 m深處的氣藏中甲烷、乙烷、丙烷和丁烷由于擴散運移，從離開氣藏到地面所需時間分別為14 Ma、170 Ma、230 Ma和270 Ma[41]。所以由于儲集層變淺與擴散的復合作用，促成了依奇克里克煤成油田的形成。庫車坳陷西部大宛齊煤成油田新近系康村組和庫車組儲集層深度主要在200～650 m，其形成機理類似于依奇克里克油田。陳義才等研究指出[42]，經4.5 Ma的擴散，大宛齊埋深300～400 m的上部油層溶解氣中甲烷散失率為54%，甲烷濃度為12.82m3/m3，而埋深450～650 m的下部油層甲烷散失率為13%，甲烷濃度為17.94 m3/m3。此實例充分證明儲集層由深變淺導致深者散失率小，淺者則散失率大，上部油層甲烷大量散失是大宛齊油田形成的主要原因。外因形成的煤成油田均為小油田，依奇克里克油田是1958年發現，儲量為346×104t，是塔里木盆地發現的第1個油田，累計產原油95.79×104t，天然氣0.48×108m3，1987年停產，也是中國第1個廢棄的油田。大宛齊油田儲量為605×104t。

圖3 塔里木盆地庫車坳陷煤成氣油田分布圖

2 煤成大氣田對世界產氣大國的重大意義

中國和俄羅斯把探明地質儲量大于300×108m3的氣田稱為大氣田，本文據此標準來劃分中國大氣田。20世紀60—70年代在西西伯利亞盆地發現一大批探明儲量大于300×108m3的大氣田，故將大氣田又劃分為大型、特大型和超大型。超大型氣田儲量下限為1.0×1012m3，特大型氣田一般認為儲量為（0.1～1.0）×1012m3的大氣田[43]。產氣大國系指年產氣量大于500×108m3的國家[44]。

發現與開發大氣田是快速成為產氣大國的主要途徑。俄羅斯（前蘇聯）在20世紀50年代初，探明天然氣儲量不足2 230×108m3，年產氣僅57×108m3，是個貧氣國。但從1960—1990年，由于發現和開發了40多個超大型、特大型和大型氣田，天然氣儲量從18 548×108m3增加到453 069×108m3，這些大氣田主要分布在西西伯利亞盆地，由賽諾曼階煤成氣構成。1983年俄羅斯（前蘇聯）天然氣年產量超過美國，成為世界第1產氣大國，特別是超大型烏連戈伊氣田和亞姆堡氣田（見表2）在1999年共產氣3 407×108m3，是當時世界年產氣量最多的兩個氣田，此兩氣田產氣量占該年俄羅斯和世界總產氣量的58.8%和14.4%[45]。由此可知，超大型氣田的發現和開發是決定一個國家成為產氣大國的關鍵。

表2 世界原始可采儲量大于1×1012 m3煤成氣超大型氣田統計表[46]

表2為位于亞洲、歐洲和非洲5個盆地中的世界13個煤成氣超大型氣田，及其所在國家、盆地、發現和開發年代、原始可采儲量和累計采出氣量。由表2可見，除魯伍馬盆地曼巴超大型氣田未開發外，其余氣田均已開發。荷蘭的格羅寧根超大氣田是目前超大型氣田中采收率最高的，達78.2%，目前仍繼續開發中，采收率還將會提高，由此可見煤成氣超大型氣田采收率很高。在世界天然氣產、儲量中煤成氣占有重要地位，截至2017年底全世界共發現煤成超大型氣田13個，總原始可采儲量49.995 28×1012m3（見表2），為該年世界天然氣總剩余可采儲量193.5×1012m3的25.8%；2017年世界有產氣大國15個，共產氣28 567×108m3，其中6個以產煤成氣為主國家（俄羅斯、中國、澳大利亞、荷蘭、土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦）共產氣11 369×108m3，占產氣大國總產量的39.8%。

3 煤成超大型氣田和產氣大國

3.1 格羅寧根煤成超大型氣田和產氣大國荷蘭

德國西北盆地面積5.6×104km2，發現了與上石炭統維士法階煤系氣源巖相關的氣田70個[46-47]。該煤系厚約2 000～2 500 m，含煤程度3%，是一套很好的氣源巖層系。氣源巖之上赤底統砂巖是煤成氣的主要儲集層，赤底統儲集層之上為上二疊統蔡希斯坦統鹽巖，這套鹽巖蓋層在格羅寧根地區厚610～1 463 m，構成很好生儲蓋組合。格羅寧根氣田在德國西北盆地北荷蘭隆起北翼一個短軸斷背斜上。根據盆地中埃姆斯河流域至威悉河以西地區36個氣田或產氣點的上石炭統、赤底統、蔡希斯坦統和斑砂巖中119個天然氣的地球化學分析，其δ13C1值為-31.8‰～-20.0‰，一般為-28‰～-23‰，同時δ13C2和δ13C3值均較重，具有明顯的煤成氣特征[48]。但格羅寧根氣田δ13C1值要輕一些，為-36.6‰，這是因為其氣源主要從氣田東面威廉港凹陷運移而來，隨著運移距離變大δ13C1值變輕，即從-29.5‰變輕為-36.6‰[49]。荷蘭在1959年發現可采儲量近3×1012m3（見表2）的格羅寧根煤成超大型氣田之前，其1958年天然氣可采儲量不足740×108m3，年產氣量僅2.0×108m3，需要進口能源。該超大型氣田1963年投產，1970年全面投入開發并于1975年年產氣量攀升至828.8×108m3，占當年荷蘭總產氣量的92.3%。由此荷蘭從能源進口國而躍為向德國、法國和比利時出口天然氣。

3.2 烏連戈伊等煤成超大型氣田和產氣大國俄羅斯

西西伯利亞盆地是臺地型盆地，面積約230×104km2，其中海域面積35×104km2，是世界上面積最大的含油氣盆地。西西伯利亞盆地以北緯64°為界，界限以南是世界著名產油區，界限以北是世界最大的產氣區（見圖4）[50]。油藏主要分布于南部下白堊統凡蘭吟階、戈爾米黑夫階和巴列姆階中；氣藏則集中在北部上白堊統賽諾曼階中，油藏與氣藏的橫向分布特征主要與分散有機質類型、豐度、含煤地層發育與否和程度，或海相、陸相地層平面分布與其縱向上數量的配置相關[29]。西西伯利亞盆地最重要的生油巖是上侏羅統海相巴熱諾夫組，有機質全部由浮游和細菌類物質、膠質藻類物質組成，鈣質、硅質泥巖有機碳平均含量超過10%，但TOC和Ro平面上分布有變化：在北緯64°以南巴熱諾夫組TOC值為7%～11%或更高，Ro值為0.5%～1.1%，處于主生油帶中，故主要形成油藏，石油累計產量占全俄51%；在北緯64°以北，該組TOC值下降為3%～7%，Ro值則升高處于主要生油帶的下限至主要生氣帶上部[51-52]，而成為北緯64°以北次要生氣巖。白堊系中上部亞普第階、阿爾必階和賽諾曼階（基本相當波庫爾組），除北緯64°以南的西南部漢特—曼西斯坳陷既有腐泥型又有腐殖型有機質外，盆地中均為以腐殖有機質占優勢的含煤和亞含煤地層。該3個階含有48.4×1012t以腐殖型占優勢的有機質，比盆地中任何其他沉積層的含量都大，其泥巖TOC值平均為1.31%，最高可達6%。但盆地中泥巖的有機質豐度平面分布不均，盆地邊緣部分為0.3%～1.0%，盆地中部和北部為1.5%～2.0%，并從南向北有增大趨勢，含煤程度也南差北好。這決定了地層中的甲烷生成濃度從南向北增大，從盆地邊緣向中央升高，與波庫爾組中含煤程度及腐殖型為主的有機質變化規律相吻合，它制約著氣田北多南少，西西伯利亞盆地儲量巨大的煤成氣的形成，主要是波庫爾組含煤地層成煤作用的產物[29,53-55]。波庫爾組形成的煤成氣主要在賽諾曼階砂巖中成藏，賽諾曼階之上沉積了厚40～600 m的土倉階大面積分布泥巖良好蓋層，為西西伯利亞盆地各類天然氣聚集成藏提供了良好條件。

截至目前俄羅斯累計探明石油392.8×108m3、凝析油30.3×108m3，天然氣640 000×108m3，其中西西伯利亞盆地油氣儲量最豐富，占全俄已探明油氣儲量的67.7%[52]。西西伯利亞盆地有58個大氣田，主要集中在盆地北部地區喀拉—亞馬爾、納德姆—塔茲等含油氣圈閉，其天然氣儲量和產量分別占全盆地的93%和92.9%[56]。目前已發現大約80%天然氣儲量在波庫爾組及其相當地層中，而天然氣儲量全部分布在構造型圈閉中。

西西伯利亞盆地天然氣儲量和產量主要在納德姆—塔茲含油氣圈閉，以超大型氣田為主（見表2）。從表2可見，該盆地7個超大型氣田（烏連戈伊、阿姆堡、波瓦尼科夫、扎波里楊爾、梅德維熱、哈拉薩威、克魯津什堅諾夫）于2017年總原始可采儲量達28.383 8×1012m3，占該年世界發現總剩余可采儲量的15.2%，占該年俄羅斯總原始可采儲量的81.1%。烏連戈伊、阿姆堡、波瓦尼科夫、扎波里楊爾、梅德維熱5個超大型氣田截至2015年底累計產氣量14.597 8×1012m3，分別是該年世界和俄羅斯總產量的4.1倍和25.5倍。世界第3大氣田烏連戈伊超大型氣田主要產層（ПК1-6）為波庫爾組，占該氣田總儲量的75%，是全世界累計產氣量最高氣田，截至2015年底共累計產氣63 043.96×108m3（見表2），也是世界年產氣量最高的氣田，1989年產氣3 300×108m3[52]，分別占當年前蘇聯（俄羅斯）和世界產氣量的41.4%和15.7%。由此可見，勘探開發超大型氣田對世界天然氣工業高速發展、一個國家成為產氣大國起著主導作用。

3.3 尤勒坦等煤成超大型氣田和產氣大國土庫曼斯坦及烏茲別克斯坦

阿姆河（卡拉庫姆）盆地位于中亞地區，主要在土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦境內，部分在阿富汗北部和伊朗東北部，面積為437 319 km2。阿姆河盆地是中亞地區最大含氣盆地，也是世界上僅次于西西伯利亞盆地和波斯灣盆地的第3大富氣盆地[57]（見圖5）。

圖4 西西伯利亞盆地氣油田分布圖（據文獻[50]修改）

圖5 阿姆河盆地氣油田分布圖（據[58]修改補充）

阿姆河盆地是在海西期地向斜背景上發育而成的中生代盆地，盆地基底由二疊系—三疊系花崗巖類、中基性火山巖、大理巖、片巖和石英巖等組成。地臺沉積蓋層由侏羅系、白堊系—古近系和新近系—第四系組成。阿姆河盆地有3套烴源巖：中—下侏羅統腐殖型煤系，為主要烴源巖；上侏羅統牛津階—基末利階海相碳酸鹽巖和泥質灰巖，為次要烴源巖；下白堊統亞普第階—阿爾必階頁巖[56,58]。

3.3.1 中—下侏羅統烴源巖

中—下侏羅統陸相和海陸交互相含煤地層，巖性為砂泥巖互層，夾有薄煤層和煤透鏡體、富含分散巖屑。泥巖厚度占烴源巖總厚度的50%，中侏羅統含煤碎屑巖厚度可達1 000～1 600 m，在中侏羅統中含有一些藻類有機質[59]。烴源巖有機碳含量為0.04%～4.35%，平均為1.5%；氯仿瀝青“A”含量為0.042%～0.065%；干酪根類型為Ⅲ—Ⅱ型，有機質類型為腐殖型，地溫達130～190 ℃，Ro值為1.3%～2.3%，其底部已達3.6%[60]，是一套良好的氣源巖，成烴處于凝析油、濕氣和干氣階段，煤成氣原始生氣量超1 600×1012m3。中—下侏羅統雖成氣條件優良，但儲蓋組合不理想，缺乏可靠的區域性和局部性蓋層，天然氣保存條件差，僅在局部地帶發現小氣田。所以大量煤成氣沿斷層和不整合面呈階梯狀運移，聚集在上侏羅統卡洛夫階—牛津階的碳酸鹽巖儲集層中成藏。

3.3.2 上侏羅統烴源巖

上侏羅統牛津階—基末利階海相碳酸鹽巖和泥質灰巖，厚度為20～400 m，有機碳含量為2.5%～5.0%，干酪根類型為Ⅱ型，牛津階烴源巖Ro值一般不高，為0.50%～1.55%，處在生油期，以生油為主。這套碳酸鹽巖在整個盆地中均有分布，也是盆地中最重要的氣油儲集層之一[61]。該儲集層之上為基末利階—提塘階鹽膏巖蓋層，厚400～1 200 m，是盆地中一套主要區域蓋層，故在上侏羅統形成了一套生儲蓋組合。在西烏茲別克斯坦和東土庫曼斯坦境內阿姆河地區，主要油氣藏都集中分布在卡洛夫階—牛津階生物礁成因圈閉中。前蘇聯的石油地質工作者認為，上侏羅統是該盆地主要烴源巖，但通過油/巖對比表明，目前該盆地發現的氣田、凝析油氣田的源巖可能為中—下侏羅統含煤地層。上侏羅統烴源巖成熟度低，難以形成大量的純氣藏和高成熟凝析油氣藏[62]。

3.3.3 下白堊統烴源巖

下白堊統亞普第階—阿爾必階海相頁巖為一套可能的烴源巖，厚5～120 m，有機碳含量為0.3%～1.5%，干酪根類型為Ⅱ型，氯仿瀝青“A”為0.023%，分布于盆地西南科佩特山前坳陷。

按照1 240 m3天然氣相當于1 t石油當量換算，以上侏羅統基末利階—提塘階鹽膏層為界，統計了鹽上各層系石油、凝析油和天然氣探明儲量分別為29.04×106t、30.88×106t和38 377×106t[58]，其氣油比為640∶1，由于鹽上各層系中只有下白堊統亞普第階—阿爾必階海相頁巖為可能烴源巖，而較局限地主要分布于科佩特山前坳陷，且成熟度較低，不可能成烴，故鹽上巖系目前形成油氣不是自身產物，應來自下伏更深烴源巖；鹽下各層系石油、凝析油和天然氣探明儲量分別為98.44×106t、204.48×106t和33 390×106t[58]，其氣油比為110∶1，由于鹽下層系中有兩套烴源巖，即上侏羅統牛津階—基末利階海相碳酸鹽巖和泥質灰巖，干酪根為Ⅱ型，處在生油期，故成烴產物應以油為主以氣為輔，所以目前鹽下層位產出以氣為主以油為輔產物不是該套烴源巖的產物。鹽下層位另一套烴源巖為中—下侏羅統陸相和海陸交互相含煤層系，煤系成烴以氣為主以油為輔。所以阿姆河盆地鹽膏層上、下層產的天然氣和石油應主要是這套煤系烴源巖的產物[56,58,62-65]。根據上侏羅統和白堊系5個凝析油樣品研究顯示：凝析油富含二環倍半萜類，表明其烴源應是高含高等植物輸入的沉積巖；凝析油Ro值已進入高成熟—過成熟階段，說明這些凝析油不是來源于上侏羅統而是來源于埋深更大的中、下侏羅統；凝析油δ13C值為-24.57‰～-21.22‰，說明其烴源巖應為含煤地層[62]，同時無論深部或淺部的氣藏，其δ13C1值為-38.1‰～-24.6‰。以上從烴類油氣比和地球化學特征兩方面均證明了阿姆河盆地氣油主要是煤成烴，并以煤成氣占優勢。

根據IHS數據庫統計，截至2017年底[46]，阿姆河盆地發現氣油田357個，其中氣田（氣田、凝析氣田和帶油的氣田）296個，油田（油田、帶氣的油田和帶凝析氣的油田）61個。氣油田絕大部分分布在土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦。其中土庫曼斯坦氣田149個，油田9個；烏茲別克斯坦有氣田128個，油田43個；還有阿富汗有氣田17個，油田9個；伊朗有氣田2個。2017年土庫曼斯坦產氣620×108m3，烏茲別克斯坦產氣534×108m3，兩國均為世界產氣大國。該盆地發現的3個超大型氣田（見表2）均在土庫曼斯坦，尤勒坦氣田為世界第3大氣田，原始可采儲量達12.310 6×1012m3。

3.4 蘇里格煤成超大型氣田和產氣大國中國

鄂爾多斯盆地面積37×104km2，其中古生界分布面積25×104km2[66]。盆地內部構造平穩，沉積穩定，斷裂較少[67]。盆地油氣分布的總格局為古生界聚氣，氣田主要分布于北部；中生界聚油，油田分布于南部[68]。鄂爾多斯盆地是中國年產氣量最高的盆地，2017年年產氣424.45×108m3，占全國天然氣年產量的28.9%，是中國第一產氣區。鄂爾多斯盆地發育以下2套氣源巖：

3.4.1 石炭系-二疊系煤系烴源巖

石炭紀-二疊紀是中國乃至全球重要的成煤期。該盆地石炭系-二疊系烴源巖主要在本溪組、太原組和山西組中，由煤層、暗色泥巖和含泥的生物灰巖構成。烴源巖在盆地內分布具東西部厚，中部薄而穩定的特點。煤層主要發育于太原組和山西組，煤層厚度一般為2～20 m。在盆地西北部烏達聚煤中心厚度超過25 m，在蘇里格氣田厚度為6～12 m，吳審旗以南厚度較薄，一般為5 m左右。暗色泥巖在盆地西部厚度一般為140～150 m，東部厚70～148 m，南部和北部厚20～50 m[2]。上古生界烴源巖地球化學參數見表3。由表3可見，山西組、太原組和本溪組的煤和暗色泥巖高含鏡質組和惰質組而低含殼質組等，是腐殖型的氣源巖。石炭系-二疊系氣源巖面積超過24×104km2，整體進入大量生氣階段的氣源巖面積超過18×104km2[69]。山西組煤系氣源巖生氣強度一般超過15×108m3/km2，太原組煤系氣源巖生氣強度一般超過5×108m3/km2[70]。鄂爾多斯盆地石炭系-二疊系氣源巖具有“廣覆式”生烴特點，生氣強度超過12×108m3/km2的地區占盆地總面積的71.6%，大部分地區處于有效的供氣范圍，其中蘇里格氣田及其附近的烴源巖生氣強度為（12～30）×108m3/km2[69,71]，并為連續型成藏[72]。許多學者對蘇里格氣田、榆林氣田、神木氣田、烏審旗氣田、子洲氣田、米脂氣田、大牛地氣田、延安氣田和東勝氣田石炭系-二疊系主要氣層山西組及石盒子組氣層中烷烴氣碳同位素組成進行了大量研究[27,73-81]，把以上氣田δ13C1、δ13C2、δ13C3值，投入δ13C1-δ13C2-δ13C3值煤成氣和油型氣鑒別圖版中（見圖6），從圖6可見，鄂爾多斯盆地石炭系-二疊系中天然氣均為煤成氣，其中延安氣田由于氣源巖Ro值大于2.2%，故δ13C發生倒轉。

表3 鄂爾多斯盆地上古生界烴源巖地球化學參數表[67,82]

石炭系-二疊系除了煤系為主要氣源巖外，還有次要的石灰巖烴源巖。本溪組石灰巖厚度一般為2～5 m，分布局限。太原組中上部石灰巖較發育，一般有3～5層，在盆地中東部最厚達50 m。太原組石灰巖為深灰色生屑泥晶灰巖，富含生物化石，屬腐泥-腐殖型干酪根[2]，生烴指標見表3。

鄂爾多斯盆地南部延安—吳起一帶，石炭系-二疊系烴源巖Ro值最高達2.8%，并向南北兩邊及盆地邊緣呈環狀降低。盆地大部分地區Ro值都大于1.5%，表明烴源巖已進入高成熟—過成熟成氣階段。山西組和下石盒子組為一套典型的致密砂巖儲集層，主力氣層分布于山西組下部和下石盒子組下部進積三角洲砂體，區域蓋層是上石盒子組和石千峰組橫向穩定分布的湖相泥巖，以上生儲蓋組合決定了石炭系-二疊系氣藏主要發育在下石盒子組，其次在山西組和太原組中[2]。

圖6 鄂爾多斯、魯伍馬盆地δ13C1-δ13C2-δ13C3天然氣成因鑒別圖

3.4.2 下古生界氣源巖

鄂爾多斯盆地下古生界僅發育寒武系和奧陶系，在盆地內部廣泛分布中、下寒武統和下奧陶統馬家溝組。寒武系碳酸鹽巖為動蕩的淺水陸表海沉積，有機質含量很低。盆地西緣中奧陶統平涼組碳酸鹽巖有機質主要為Ⅰ—Ⅱ1型，有機碳含量一般為0.4%～1.2%，泥灰巖有機碳含量平均為0.31%[2]；馬家溝組碳酸鹽巖可否為氣源巖則存在兩種觀點：一種認為其不是工業性氣源巖，因其有機碳平均含量僅0.24%[66,68,83-84]；另一種認為是氣源巖，2016年以來馬家溝組碳酸鹽巖相關研究發現，存在TOC值為0.30%～8.40%的有效烴源巖，圍繞米脂鹽洼分布，馬家溝組天然氣以自源型油型氣為主，只在局部地區存在上生下儲天然氣聚集[85-86]；以TOC值大于0.4%評定馬家溝組有效烴源巖，表明奧陶系鹽下有效烴源巖發育相對較好，具備自生自儲天然氣勘探潛力，但鄂爾多斯盆地下古生界天然氣以來源于上古生界的煤成氣為主[87]。

在馬家溝組頂部碳酸鹽巖古風化殼中發現馬家溝組五段以白云巖為主氣藏，氣藏頂部為石炭系鋁土質泥巖及泥質巖區域性蓋層，是大型氣田。天然氣中甲烷含量為91.51%～97.50%，重烴氣含量一般為0.1%～1.5%，為干氣。由圖6可見：氣田中既有煤成氣也有油型氣。研究者認為煤成氣來自氣田上覆石炭系-二疊系煤系氣源巖，油型氣也來自上覆太原組中石灰巖氣源巖；黃第藩等則認為靖邊氣田70%天然氣來源于下奧陶統油型氣，僅約有13%為煤成氣[88]。陳安定則認為靖邊氣田約占82%油型氣來自奧陶系碳酸鹽巖，平均混入18%的煤成氣[89]。

截至2017年底，鄂爾多斯盆地發現蘇里格、靖邊、大牛地、神木、延安、榆林、子洲、烏審旗、東勝、柳楊堡、米脂11個300×108m3以上的氣田，還有宜川、黃龍、勝利井、直羅和劉家莊5個小氣田（見圖7）。這些氣田至2017年底歷年共產氣3 783×108m3，其中煤成氣占90%以上。蘇里格氣田是探明地質儲量16 448×108m3的超大型氣田（見表2），2017年產氣212.58×108m3，占全國年產氣量的14.2%；同時該氣田截至2017年的總產氣量為1 564.23×108m3，占鄂爾多斯盆地歷年總產氣量的41.3%。因此，蘇里格超大型氣田的勘探和開發對中國成為世界第6產氣大國，對鄂爾多斯盆地成為中國第一大產氣區起了重大作用。鄂爾多斯盆地煤成氣勘探開發取得重大成果，但還有相當大的潛力，例如應當在伊陜斜坡西南部油區勘探煤成氣，這里以往以勘探開發中生界油田為主，未著力勘探深部煤成氣，但其具有煤成氣成藏有利條件：①石炭系-二疊系煤層厚4～8 m，暗色泥巖厚50～60 m，TOC值為0.99%～7.33%，Ro值為1.8%～2.2%，氣源條件好，主要區生氣強度超20×108m3/km2，有利于發現大氣田；②上、下石盒子組和山西組砂巖較發育，砂巖單層和總厚度較大（鎮探1井砂巖累計厚度達103.5 m），有利于大型砂巖巖性氣藏形成；③多口探井（鎮探1、鎮探2、慶探1和蓮1）在上、下石盒子組、山西組發現多層測井解釋含氣層和微含氣層。含油區的煤成氣遠景有利區面積為32 400 km2（見圖7），預測可探明煤成氣1.0×1012m3，開辟一個新煤成氣區，可建產能100×108m3/a。

圖7 鄂爾多斯盆地氣田分布與煤成氣新探區示意圖

3.5 曼巴煤成超大型氣田和將成產氣大國莫桑比克

魯伍馬盆地位于東非莫桑比克和坦桑尼亞兩國陸上與印度洋西緣交接地區，盆地面積為7.4×104km2，其中陸上面積3.2×104km2，海上面積為4.2×104km2，在莫桑比克境內面積約為3×104km2。盆地發育在石炭系結晶巖基底上，最大沉積地層厚度超過16 km[90]。該盆地是21世紀初期以來發現的一個新的煤成氣大氣區。目前對該盆地的烴源巖還沒有明確的認識，存在3套[91]或4套[92-93]烴源巖的不同觀點，且對哪套為主力烴源巖也意見不一。

3.5.1 二疊系—下三疊統烴源巖

二疊系—下三疊統卡魯組（Karoo）煤系和頁巖烴源巖，為東非卡魯裂谷中的產物。在盆地陸地上發現河道砂巖和煤層互層[94]。頁巖主要為Ⅲ型干酪根，在盆地西北部陸上Lukuledi 1井（見圖8），頁巖TOC值達7%，氫指數為386 mg/g[56]。在埃塞俄比亞Karoo組頁巖和煤層具有傾氣性，是Calub氣田的主要烴源巖[95]。

3.5.2 侏羅系烴源巖

盡管魯伍馬盆地內沒有侏羅系烴源巖的地球化學數據，但盆地北部相鄰坦桑尼亞盆地的曼德瓦次盆中（見圖8），有7口井鉆遇了厚約400 m的黑色頁巖，TOC值為0.6%～10.9%，平均為4.7%，干酪根以Ⅱ/Ⅲ型為主，夾Ⅰ、Ⅲ型。由于魯伍馬盆地和曼德瓦次盆的侏羅系具有相似的地震反射特征，故推斷魯伍馬盆地也發育侏羅系烴源巖。有研究認為其是盆地天然氣的主力烴源巖[91,93]。

3.5.3 白堊系烴源巖

魯伍馬盆地陸上Lindi 2井（坦桑尼亞）和Mocimboa 1井（莫桑比克）（見圖8）分別鉆遇了白堊系烴源巖。Lindi 2井下白堊統的深灰色粉砂質頁巖，TOC值為1.34%。Mocimboa 1井阿爾必階—賽諾曼階頁巖，TOC值大于1%，干酪根為Ⅲ型。

圖8 魯伍馬盆地主要氣田分布圖

以上3套烴源巖干酪根均以Ⅲ型為主，皆為氣源巖。

此外，在Mnagibay-1井始新統、古新統和白堊系中獲少量液態烴，在Mnagibay-3井獲得1.9～2.1 t輕質油，其油的地球化學特征與古近系烴源巖具有相關性，故古近系是一套成油烴源巖[94]，與魯伍馬盆地目前大量發現氣田的烴源巖關聯性不大。

盆地在古新統、始新統和漸新統均發育面積大（200～360 km2）、物性好（孔隙度11%～33%，滲透率（20～1 560）×10-3μm2）、層厚大（單井累厚107～217 m）的砂巖儲集層，而在漸新統上覆一套60～450 m的區域性泥巖蓋層，故盆地已發現氣藏集中在古新統、始新統和漸新統，而中新統及以上層雖有儲集層但無成藏[92]。二疊系—下三疊統卡魯組、侏羅系和白堊系3套氣源巖的烴類，均可通過斷裂和不整合面向上運移在古近系中成藏，個別在上白堊統成藏（Mzia氣田），主力氣藏在古新統、始新統和漸新統濁積砂巖中。大氣田主要分布于遠岸深水逆沖斷層帶及其前緣，而近岸陸上和淺水帶正斷層發育區沒有大氣田發現[91]（見圖8）。

以往對魯伍馬盆地天然氣地球化學特征缺乏研究，但根據3套烴源巖干酪根以Ⅲ型為主，推測發現天然氣為煤成氣[56]。最近曹全斌等研究指出天然氣中甲烷含量超過95%，根據δ13C1、δ13C2和δ13C3值分析（僅在圖中，未列具體數據），Ro平均值超過2.5%，判定天然氣為煤成氣及煤成氣與油型氣的混合氣，并綜合認為上述3套泥頁巖均可作為成藏的烴源巖[92]。作者應用相關軟件對圖[92]中δ13C1、δ13C2和δ13C3點進行分析而得δ13C1、δ13C2和δ13C3值，之后把這批數據投入δ13C1-δ13C2-δ13C3值鑒別圖中（見圖6）。由圖6可見，魯伍馬盆地所有點均落在鄂爾多斯盆地典型煤成氣田，即子洲氣田、米脂氣田、大牛地氣田、烏審旗氣田等點群范圍內，故魯伍馬盆地的天然氣是典型的煤成氣。

自2010年8月開始，在魯伍馬盆地深水、超深水鉆探獲得一系列天然氣重要發現，至2013年8月共發現可采儲量超過1 000×108m3的特大型氣田6個和超大型氣田1個（曼巴超大型氣田）（見表4），共計可采儲量35 736×108m3[91]，但目前未投入開發。這些大氣田總可采儲量與西西伯利亞盆地波瓦年科夫超大型氣田及扎波利亞爾超大型氣田相當，或與曼巴超大型氣田和阿姆河盆地道列塔巴特超大型氣田可采儲量相當（見表2），故魯伍馬盆地的投入開發后可使莫桑比克成為世界產氣大國。

表4 魯伍馬盆地特大型氣田和超大型氣田統計表[91]

4 結論

煤成氣核心理論為煤系是氣源巖，煤系成烴以氣為主以油為輔，故與其相關盆地的發現以氣田為主，但在氣油兼生期的個別含煤盆地或地區出現煤成油田，原因有二：其一，有機顯微組分中殼質組含量增高，是一般腐殖煤殼質組含量的2～5倍以上；其二，煤成氣田埋深變淺，天然氣分子擴散因重分子慢、輕分子快的差異擴散所致。

發現與開發大氣田，特別是可采儲量超過1×1012m3的超大型氣田，是決定一個國家成為年產500×108m3以上產氣大國，迅速發展天然氣工業的主要途徑和關鍵。世界煤成氣資源豐富，并對世界和某些國家天然氣工業發展作出重大貢獻。目前已在世界5個含煤盆地（西西伯利亞、阿姆河、德國西北、魯伍馬和鄂爾多斯）發現13個煤成超大型氣田。在世界天然氣儲量和產量中煤成氣占有重要地位，截至2017年底全世界發現的13個煤成超大型氣田，其總原始可采儲量達49.995 28×1012m3，為該年世界總剩余可采儲量193.5×1012m3的25.8%；2017年世界有產氣大國15個，共產氣28 567×108m3，其中6個以產煤成氣為主國家（俄羅斯、中國、荷蘭、澳大利亞、土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦）共產氣11 369×108m3，煤成氣占世界產氣大國總產量的39.8%。

研究煤成氣及其富集規律，勘探與開發煤成氣大氣田，特別是煤成超大型氣田，對一個國家快速發展天然氣工業具有重大意義：荷蘭在發現格羅寧根煤成超大型氣田之前的1958年，年產氣量僅2.0×108m3，是能源進口國，但1975年該氣田產氣828.8×108m3，占當年荷蘭總產氣量92.3%，成為能源輸出國；俄羅斯在西西伯利亞盆地發現了烏連戈伊等7個煤成超大型氣田，使俄羅斯（蘇聯）30年來穩坐世界產氣第1或第2大國位置，烏連戈伊氣田成為世界累計產氣最多、年產氣量最高的氣田；中國在鄂爾多斯盆地發現蘇里格超大型氣田和一批大氣田，使該盆地成為中國天然氣年產氣量最高的盆地；莫桑比克在魯伍馬盆地發現曼巴超大型氣田及一批大氣田，將來開發后定會使該國成為產氣大國。