【论文】邹才能院士团队：中国煤系气形成分布、甜点评价与展望

煤系气（Coal-measure Gas）指的是与煤层互层且大面积分布的非常规天然气，主要包括煤岩气、页岩气、致密砂岩气、致密碳酸盐岩气、铝土岩气等类型。笔者为了煤层气（Coalbed Methane）与煤岩气（Coal Rock Gas）的概念有序衔接，将煤岩气定义为： 地下煤岩中赋存游离气和吸附气的非常规天然气，需要水平井压裂等技术才能有效开采，它包括中浅层煤层气及深层煤层气^[1-3] ；已在本文统一表述为“煤层气（煤岩气）”。近年来，中国煤岩气勘探开发取得重大进展，浅层中低阶煤层气（煤岩气）以含水吸附气为主，深层中高阶煤层气（煤岩气）基本不含水，赋存游离气。在埋深2 000 m 以浅煤层气（煤岩气）勘探开发方面，已在沁水盆地高阶煤区及鄂尔多斯盆地东缘中低阶煤区建成2 个煤层气勘探开发一体化产业基地，川南—黔北地区高阶煤层气开发示范工程也取得了成功^[4-5]。2022 年中国煤层气（煤岩气）产量已经达到115.5×10⁸ m³。其中，鄂尔多斯盆地东缘及沁水盆地煤层气基地的合计年产量为96.1×10⁸ m³， 占当年中国煤层气（煤岩气）总产量的83.2% ；仅沁南煤层气示范区的年产量就已达38.0×10⁸ m³，占当年中国煤层气（煤岩气）总产量的32.9% ；川南—黔北煤层气开发示范区已建成年产能2×10⁸ m³。埋深超过2 000 m 的深层煤层气（煤岩气）也实现了勘探开发突破，突破了以往埋深超过1 786 m 煤层便进入孔渗“死亡区”的传统认知^[6]。据估算，鄂尔多斯、四川、准噶尔、三塘湖、吐哈、塔里木等6 个盆地埋深超过2 000 m 的深层煤层气（煤岩气）资源量为43.59×10¹² m³。中国第一口深层煤层气（煤岩气）突破井——鄂尔多斯盆地东缘吉深6-7 平01 井目前累计产气量已超过2 000×10⁴ m³ ；深部D6-7P1 水平井测试产量超过9×10⁴ m³/d，吉深14-5 平02 井自2022 年9 月份投产以来已累计产气2 601.9×10⁴ m³，目前日产气量仍超过4.3×10⁴ m³ ；2022 年9 月在鄂尔多斯盆地东缘临兴地区实施的该区第一口深层煤层气（煤岩气）水平井——“深煤一号”成功投产，测试产量达6×10⁴ m³/d。截至2023 年底，中国共计发现煤系致密砂岩气田42 个，其中鄂尔多斯盆地苏里格气田天然气探明地质储量、年产量及累计产量均位居全国第一。42 个煤系致密砂岩大气田占全国大气田总数（62 个）的约68%^[7]。深层煤层气（煤岩气）勘探在准噶尔盆地南缘中侏罗统西山窑组、鄂尔多斯盆地东缘上石炭统本溪组8 号煤及下二叠统山西组5 号煤实现突破。2021 年鄂尔多斯盆地陇东L47 井在上石炭统太原组铝土岩气藏中获得67.4×10⁴ m³/d 高产工业气流，圈定出铝土岩气藏勘探有利区面积约8 500 km^2[8]。此外，煤系页岩气在山西省的石炭系—二叠系也具有很大的勘探潜力，目前已在榆社—武乡区块落实页岩气资源量3 040.95×10⁸ m³。从整体上看，当前中国煤系气已显现出多点开花、蓬勃发展的良好态势。

为了给中国煤系气勘探开发提供借鉴和参考， 基于非常规油气地质学理论及最新研究成果，笔者分析了煤系天然气的形成与分布，构建了包含4 个要素共计15 项指标的煤系气地质—工程甜点评价体系，评价了煤系气经济甜点，展望了中国煤系气的发展前景。

1 　煤系天然气的形成与分布

煤系气主要分为源外成因（以下简称源外）和源内成因（以下简称源内）。源外煤系气主要指从煤系源岩中运移出来并在煤系或其外聚集形成的气藏， 包括煤系致密砂岩气、铝土岩气、致密碳酸盐岩气； 而源内煤系气则主要指煤系源岩中的天然气滞留形成的气藏，包括煤岩气、页岩气。深层煤层气（煤岩气） 形成地质条件与中浅层煤层气（煤岩气）及页岩气均有显著差异（表1），属于一种较为特殊的气藏类型。

全球源外煤系气主要分布在欧洲、俄罗斯西伯利亚地区、美国、中国。源外煤系气实现商业勘探开发最早可追溯至20 世纪40 年代的德国，德国西北盆地埃姆斯河流域至威悉河以西地区发现了气源为上石炭统煤系的气田40 个^[12]。1959 年，西荷兰盆地东北部发现了世界第一个储量超过1.0×10¹² m³ 的煤系气田——格罗宁根气田（天然气可采储量达2.70×10¹² m³）；英吉利盆地海上部分上石炭统及赤底统分别发现了10 个和52 个气田。俄罗斯西西伯利亚盆地也蕴藏着丰富的天然气资源，天然气主要来源于白垩系波库尔组煤系，形成了10 个储量超过1.0×10¹² m³ 的大气田，包括天然气储量世界排名前两位的大气田——乌连戈伊气田（天然气可采储量10.75×10¹² m³）和亚姆堡气田（天然气可采储量5.24×10¹² m³）。美国煤系气主要分布在落基山地区的23 个盆地中，气源主要为白垩系煤及煤系碳质泥（页）岩。中国源外煤系气主要分布在陆上鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地及柴达木盆地，以及海域莺歌海—琼东南盆地及东海盆地（图1）。

（资料来源：据本文参考文献[12]）

全球源内煤系气主要分布在美国、澳大利亚、加拿大、俄罗斯、中国等国家。其中，美国主要分布在圣胡安、黑勇士、粉河、尤因塔、拉顿、阿巴拉契亚、阿克玛、皮申斯等8 个盆地；澳大利亚主要分布在苏拉特、鲍温等盆地；加拿大主要分布在其西部的阿尔伯达盆地；中国主要分布于华北地区（鄂尔多斯盆地东缘及沁水盆地）、西北地区（塔里木盆地、准噶尔盆地南缘、吐哈盆地等）、南方地区（川滇黔交界区）、东北地区（松辽盆地、二连盆地、海拉尔盆地等）^[5-7]。

目前，中国煤系气潜在地质资源量 135.00× 10¹² m³，其中，2 000 m 以浅煤系气地质资源总量达82.00×10¹² m^3[1-3]。但是，中国对煤系气的全面系统勘探开发尚处于初期阶段，煤系气的地质调查边界尚未精确厘定^[1]。秦勇^[5] 指出目前中国煤系气的探明率不到1% ；邹才能等^[7] 提出了“近源找油”非常规油气理论，阐明了烃源岩油气内涵与前景；郭旭升等^[6] 指出煤系非常规天然气的共探合采将成为中国继页岩油气革命以来的下一次“新非常规革命”。

2 　煤系气甜点的内涵

煤系气“甜点”可分为勘探评价的纵向“甜点段” 和开发评价的平面“甜点区”。在勘探阶段，通过风险井、预探井、参数井等来评估煤系气的地质特征， 并获取物性、含气性、脆性指数等关键参数，为科学评价确定“甜点段”提供重要依据；在开发阶段， 则通过评价井、生产井、水平井等来验证“甜点段”， 并采用储层改造技术落实“甜点区”。煤系气“甜点” 的概念涵盖“地质—工程甜点”及“经济甜点”双重内涵^[12]，因此煤系气“甜点段”及“甜点区”的科学厘定既需要对地质—工程复杂要素的科学评价， 也需要经济甜点标尺的准确度量（图2）。

地质—工程甜点评价要素包括：富气甜点地质参数优选、互层性煤系气渗流能力、含气量预测、煤系合压储层改造（合并多个层压裂进行储层改造）。这是实现煤系气地质—工程一体化勘探开发的客观需要。“富气甜点地质参数优选”不仅需要关注埋深、热演化程度、储层厚度、物性、含气性、岩性及微相展布，而且还应对含煤岩系古地理、古构造、现今构造、保存条件进行精细立体刻画。

笔者将“互层性煤系气渗流能力”单独列出作为独立要素加以评价主要是基于以下考量：煤系沉积系统，特别是煤岩中，通常发育大量孔隙和裂隙， 并且绝大部分煤层气（煤岩气）都以吸附的形式存在， 其自身渗流能力对于产能有着重要的影响。第一要素“富气甜点地质参数优选”主要侧重“储”，而第二要素“互层性煤系气渗流能力”则侧重“渗”，这是两者的主要区别。特别是对于深部煤系，受复杂沉积及构造演化的影响，煤系地层中各类岩性单层较薄且频繁互层，煤系气渗流的影响因素极为复杂。因此应重点关注煤系微观孔缝三维结构、天然裂缝及复合断裂系统所引起的渗流异质性。“互层性煤系气渗流能力”主要指以煤岩为主的互层含气系统受复杂构造变形、复合断裂、裂缝系统等地质力学因素改造作用而引起的储层渗透性能的变化。薄煤层厚度小于1.3 m，中煤层厚度为1.3 ～ 3.5 m，厚煤层厚度超过3.5 m。国外互层煤系气成功开发的案例包括澳大利亚东部苏拉特盆地煤系、加拿大艾伯塔省马蹄谷煤系、美国阿巴拉契亚盆地的复合薄煤系群^[13-14]。其中，苏拉特盆地煤系气于2007 年获得商业开发，2021 年已实现年产气量超300×10⁸ m³。该套煤系发育于中侏罗统，薄煤层极为发育，单煤层厚度仅为0.3 m，含煤层数达100 层，薄煤层渗透率为50 ～ 1 000 mD。苏拉特薄层煤系中裂隙极为发育， 低毛细管阻力使得煤系气持续产生并沿着裂隙层呈“面条状”充注到邻近储层而实现多层系规模聚集。尽管目前国内高产煤系气井主要开采单煤层厚度大于3 m 的中—厚层煤系，但是，复合薄煤层的天然气勘探开发潜力却仍然不容忽视。当前国内煤系气已建产的薄煤层主要分布在中国东南部、华北地区及东北地区（表2）。其中华南地区上二叠统龙潭组煤系为薄互层性煤层的典型代表，该套煤系形成于频繁震荡型海平面升降环境下，发育3 个Ⅲ级海侵层序，含煤20 ～ 40 层，单煤层厚度通常为0.5 ～ 3.5 m。 随着煤系气勘探开发技术的进步，很多薄煤层均获得了可观的天然气产能（表2），但这些薄煤层主要位于浅层。薄层互层煤系气是一种重要的煤系气类型， 具有较大的开发潜力。

“资源量评价”是油气勘探阶段的最终目标，而“含气量精准预测”则是煤系气（煤岩气）资源量评价的重要依据。由于煤系储层具有较强的塑性，其含气性预测难度较大。秦勇^[5] 认为煤级（热演化程度或微观组分差异）、地层温压系统、地层压力、地应力是造成煤系含气性差异的重要因素。煤层气具有“临界深度”，即，随深度增加，地应力及含气性变化趋势发生转变的深度转折点。从大量的研究成果中发现^[1,5]，“临界深度”之上，随埋深增加，含气量逐渐增加，煤岩内以吸附气为主，此时地层压力对含气性影响更大；而“临界深度”之下，含气量逐渐降低， 煤岩内游离气比重不断上升，此时，地应力及温度对含气性的影响更大。煤岩含气性评价还要综合考虑吸附气与游离气之间的动态转换、气体滑脱、相渗特征等因素。

“建产及稳产”是油气开发阶段的最终目标，而“合压储层改造”则是实现复合煤系储层建产的必由之路。传统的致密油气储层作为脆性岩体，通常将储层脆性作为工程甜点评价指标之一。而煤岩则具有较强的塑性，作为一类特殊岩体或地质力学层， 其岩石力学性质与其他岩层岩性存在着本质上的区别；此外，煤岩顶底板应力差及其自身水平应力差均对煤系整体储层改造效果及产能有着显著的影响。因此，笔者将“煤系地层合压储层改造”列为煤系的工程甜点评价要素之一。煤系合压储层改造要针对多类岩性组合的复杂致裂机制，建立多孔弹塑性含裂隙介质的本构模型，模拟不同岩性组合条件下人工裂缝与水力缝的耦合关系、合压裂缝参数优化及其与沿界面层的人工裂缝竞争扩展机制及能量演变。

地质甜点的目标是优选具有最大资源潜力的目标区域和储层；工程甜点的目的是落实具有最大产量潜力的区域和储层，针对不同类型储层的地质特征， 提高压裂效率并降低开发成本。而经济甜点则侧重对煤系气经济资源条件的科学界定，判断煤系气是否具备大规模效益开发的条件。经济甜点产出须与地面设施、管网基础条件建设投入进行对比，落实投入— 产出的经济可行性，综合考量勘探及开发阶段人力、物力及资金投入配比，以最优的配置、最小的投入获得最高的经济收益。特别是对于深部煤系气，准确确定经济甜点，可以最大限度地降低勘探开发风险。

3 　煤系气地质—工程甜点“四要素” 评价体系

3.1 　富气甜点地质参数优选

煤系具有强非均质性，煤系气在不同岩性组合中的成藏规律及富集程度也存在着显著的差异。对于煤层气（煤岩气）而言，高产井的单井产气量可以达到低产井的100 倍。煤系气开发中通常会有大量低产井及干井，部分井还有可能会发生严重水侵， 因而富气甜点地质参数的优选就显得十分重要。

埋深及热演化程度对煤系气含量的影响，本质上是地应力及温度对煤系储层物性影响的间接反映。随着埋深的增加，煤系煤岩、砂岩、泥（页）岩、石灰岩等都会经历一个逐渐被压密（物理压实）的过程（正常压实曲线，图3-a、b），同时伴随热演化程度的升高。在上述过程中，煤岩经历了煤化作用 （图3-a），而其他岩性则经历胶结作用、构造挤压/ 拉张、溶蚀及欠压实等^[8-10]，对于泥（页）岩，其还会经历生烃增压（或古超压）（图3-b）。煤系储层物性的转变是上述各类因素共同作用的结果。埋藏压实作用使得几乎所有岩石的孔隙度都呈现出逐渐降低的趋势（图3-a、b）。

随着埋深的增加，煤化作用导致煤岩物性复杂变化。在R_o 为0.65% 的低煤阶阶段，“第一次煤化作用跃变”^[19] 发生，即，在R_o 上升到0.65% 之前， 随着R_o 升高，煤岩孔隙度逐渐降低；随后，在R_o 从0.65% 上升到1.50% 过程中，煤岩孔隙度快速上升； 在R_o 从1.50% 上升到3.50% 过程中，煤岩孔隙度逐渐趋于稳定或仅有小幅度上升；在R_o 超过3.50% 之后，煤岩孔隙度开始快速降低（图3-a）。大量研究结果显示，较之于高阶煤，低阶煤的储层物性和含气性更优、煤体结构更完整、初期解吸率高、吸附平衡时间短、应力敏感性低，美国煤层气区主要开发对象就是中低阶煤。目前，中国高、中、低煤阶煤层气（煤岩气）均已获得商业开发，典型代表如沁水盆地樊庄、郑庄矿区高阶煤（R_o ＞ 1.90%），鄂尔多斯盆地东缘韩城矿区中阶煤（0.65% ＜ R_o ＜ 1.90%），鄂尔多斯盆地南部彬长矿区及鄂尔多斯盆地东南部保德矿区低阶煤（0.50% ＜ R_o ＜ 0.75%）。

对于煤岩外储层（砂岩、泥页岩、石灰岩等）， 随着埋深的增加，物理压实是导致储层致密化的关键因素，有可能造成储层孔隙度降低60% ～ 80% （图3-b）。煤系胶结作用主要包括硅质胶结、碳酸盐胶结和黏土胶结。硅质胶结及碳酸盐胶结通常被认为是造成煤系储层物性进一步降低的重要因素，有可能造成储层孔隙度降低20% ～ 35%。同时，胶结作用能够提升致密岩石骨架承载应力的强度，对孔隙的保留可以起到一定的有利作用。

构造挤压或构造拉张造成煤系储层处于挤压或者拉张应力环境下，储层物性在挤压区明显变差，而在拉张区则得以改善。如图3-c、d 所示，高渗透带明显位于拉张带及压缩带向拉张带过渡的转换带，表明区域应力对煤系储层物性具有显著的影响^[19]。从图3-b 还可以看出，除了构造应力之外，欠压实、溶蚀及生烃增压都有助于煤系孔隙度的增加。但是，欠压实仅存在于新生界，古生界及中生界则不存在欠压实。溶蚀对煤系各类岩性储层物性均有不同程度的积极影响，古超压则主要对煤岩及泥（页）岩物性有一定影响。

煤系通常形成于动荡、不稳定的海陆交互相沉积环境，具有充填反复发生的非渐变沉积旋回特征。煤系储层厚度及岩性组合受古沉积环境的控制。如， 沁水盆地南部上石炭统山西组—下二叠统太原组煤系整体上为一套海退型沉积序列，期间经历多次小型海进—海退，含煤（无烟煤）11 ～ 16 层，单煤层厚度为0.1 ～ 7.5 m，累计厚度为15.0 ～ 20.0 m ；煤系泥（页）岩发育41 层，单层厚度为0.1 ～ 6.3 m，累计厚度为80.0 m ；煤系致密砂岩发育22 层，单层厚度为0.13 ～ 12.6 m，累计厚度为56.0 m。鄂尔多斯盆地东北缘上古生界煤系为一个陆表海多重障壁体系，发育低位体系域、海侵体系域和高位体系域“三元”结构，含多套煤层，发育砂岩—泥岩—石灰岩— 煤岩岩性组合（图4），煤层主要发育于海侵体系域下部及陆相高位体系域上部^[20]。吕大炜等^[21] 将海侵成煤划分为“海侵事件成煤”及“海侵过程成煤”， 两者的区别在于是否有完整的沉积序列及煤底部是否含有根土壤底板的暴露。图4 中三交地区及成家庄地区7 号煤和8 号煤顶底板均为石灰岩（红色框）， 煤以夹层的形式出现，吕大炜等^[21] 认为可能为海侵事件成煤。海侵过程成煤平面分布不广泛，煤具有穿时性，不能作为层序界面。而海侵事件成煤主要发生于土壤化的滨岸带并向岸迁移，海侵过程迅速， 煤层具有等时性。海退成煤主要发生于高水位晚期， 即潮坪体系和障壁—潟湖体系演化的后期，煤层与其底部沉积通常为连续沉积。受泥炭堆积速率、可容空间及陆源碎屑补偿之间关系的影响，形成了煤系中不同厚度煤层及其他岩性建造。“石灰岩压煤”岩性组合代表了海平面逐渐加深的海侵过程（图4），向陆源方向，煤层加厚而石灰岩变薄甚至尖灭，顶底部层序快速合并，出现煤岩分叉现象；向海方向，煤层变薄、石灰岩加厚，两者此消彼长。而“砂泥岩压煤”岩性组合则代表一个海退过程，从高位域过渡为低位域所形成的近海滨岸型煤层通常较薄（图4）。三角洲相更有利于聚煤，易于形成厚煤层，而在河流相及陆表海环境下则主要发育薄煤层。因此，不同古沉积环境影响或者控制了煤系岩性组合及厚度。

显微组分及结构指煤系各类储层微组分、微组构及沉积演化规律。对于煤岩而言，其煤体结构受煤阶、组分、大分子结构、构造活动等因素控制^[22]。煤是一种骨架由芳香族碳组成，部分侧链被多环芳基，烷基，含N、S 杂原子官能团，含氧官能团及脂肪族官能团取代所形成的大分子团交联聚合物。煤主要由镜质组、惰质组及壳质组组成。富镜质组煤中含有更多的脂肪族结构，而富惰质组煤中则含有更多的芳香族结构，煤级对煤体结构的影响类似于埋深。煤中灰分含量与水动力条件、陆源碎屑输入强度及成煤环境有关。强水动力、高强度陆源碎屑输入及淡水成煤环境下灰分含量高。低阶煤水分含量比高阶煤高，但灰分含量变化规律复杂，低阶煤及高阶煤中都存在低灰分及高灰分的情况。如，二连盆地胜利煤田下白垩统发育低阶煤（褐煤），其灰分平均含量为17.6%，灰分含量较高；而准噶尔盆地东部白家海凸起中侏罗统西山窑组低阶煤灰分含量约为5%，为特低灰分煤；沁水盆地郑庄区块3 号煤为高阶煤（无烟煤），其灰分含量较低，平均含量为12.7% ；四川盆地南部沐爱无烟煤灰分则达32%，为高灰分煤。

随着煤级的升高，煤岩大分子、元素组分及煤岩性质会发生下述6 个方面的变化。①氢元素质量分数降低，褐煤约为6%，而无烟煤为1%。②碳元素质量分数显著增加，泥炭为50% ～ 65%，无烟煤大于90%。③煤的大分子结构会由杂乱（褐煤）变得有序（无烟煤）。④含氧官能团会随煤级升高而加速裂解，芳构化作用加重，脂肪族官能团减少。⑤ R_o 达到1.30% 之前，随煤级升高，生烃能力持续增强， 生成15 ～ 40 碳数的烃；R_o 从1.30% 增长到2.00% 的过程中，生烃能力不断减弱，生成1 ～ 8 碳数的烃； 当R_o 超过2.00%，煤岩整体生烃能力较弱，主要生成甲烷。⑥随煤级升高，煤岩的荧光性明显降低。

构造活动对煤体结构的影响包括煤体变形、断裂及岩浆侵入。煤岩按照刚度可分为脆性煤、弹塑性煤及韧性煤。Li 等^[23] 的研究发现，构造变形中热能的产生方式不同会对脂肪族官能团、烷烃支链、芳环结构产生影响；李宗翔等^[24] 的研究发现，断层构造作用从微观上促进官能团及脂肪链脱落，增强了煤的缩聚程度；王永祥等^[25] 的研究成果表明，构造煤的芳香环聚合程度相比原生煤提高了约58.3% ；温兆翠^[26] 的研究结论认为，裂隙对构造煤的非均质性影响最大，其次为变质程度及煤体化学结构。

高温岩浆侵入伴随着大量深部内循环高温物质及气体（如蒸气、氮气、二氧化碳、硫化氢等）的排放， 发生接触变质作用，使得煤岩灰分产率升高、挥发分及氢含量降低，同时混入大量来自深部的各类元素， 如氮、硫、磷、钠、汞等。岩浆冷却后会形成岩浆脉或墙体，其本身为非渗透层，受冷凝作用的影响， 可以形成煤系气的纵向运移通道并造就多层系成藏。以鄂尔多斯盆地东部临兴地区紫金山岩体为例，从底部上石炭统本溪组到顶部上二叠统石千峰组，厚约1 000 m 煤系不同地层单元及岩性中煤系气均成藏，其为典型的煤型气^[27]。岩浆活动提高了区域煤层的热成熟度（如临兴区块R_o 最高达4.90%，无烟煤）， 并提升了煤岩的生气效率（如临兴地区生气强度为10×10⁸ ～ 45×10⁸ m³/km²）^[27]。目前，已在临兴地区石炭系—二叠煤系探明致密砂岩气地质储量超过 1 000×10⁸ m³ ；在鄂尔多斯盆地东部神府地区发现深煤层大气田，天然气地质储量超过1 100×10⁸ m³。

煤系中除煤岩之外，对于其他岩性储层则侧重于对其微相或微组分的精细评价，进而探明不同岩性组合沉积演化规律及叠置含气系统共采的兼容性与可行性。由于煤系单层薄，层序格架内的等时界面或所记录海平面波动引起的微相或微组分的变化均受天文轨道及天文周期循环的影响，并在古气候约束下的自然伽马值或地化元素（如钒、镍、铝、钛等） 含量中有敏感响应。沈玉林等^[28] 将东海陆架盆地西湖凹陷中—上始新统平湖组煤系划分为48 个短期米氏旋回，发现断裂多次活化导致成煤优势环境发生中断，这是造成单煤层厚度小、总煤层层数多、“煤— 砂—泥”频繁互层的原因；张一杰等^[29] 研究了黔西盘关地区上二叠统煤系高频沉积旋回，发现菱铁矿主要发育于最大海泛面附近；沈玉林等^[30] 还在贵州盘县（现盘州市）上二叠统煤系中识别出16.5 个长偏心率周期，指出煤系微相变化受太阳辐射、海平面升降、陆源碎屑输入及有机质沉积的控制；曹文杰^[31] 的研究认为，与高频层序相对应的潟湖、分流间湾微相有利于泥（页）岩的形成，海侵体系域能促进TOC 富集且最大海泛面附近泥（页）岩中黏土矿物含量低、脆性矿物含量高；赵青等^[32] 对滇东— 黔西上二叠统龙潭组煤系层序格架进行了系统研究， 发现三角洲平原、潮坪—潟湖相有利于煤层气（煤岩气）的聚集，而靠海方向三角洲前缘亚相则有利于致密砂岩气及泥页岩气的聚集。

总体来看，煤系在高频沉积旋回、煤体及相变特征、微观结构等方面均存在着特殊性。近年来，借助于聚焦电子—离子双束扫描电镜（FIB-SEM）、原位切割与三维重构等技术，能够实现对煤系储层超微结构的二维及三维成像及定量表征，为揭示煤系微米级旋回及沉积动力学机制提供了新的途径。

古地理决定了油气的生成，古今构造控制了油气的运移，圈闭决定了油气能否聚集，而保存条件则是决定油气能够最终保存的关键因素。古地理及古构造直接影响盆地物质供应量或供应强度、沉积速率、水体循环、大洋开合、盆山耦合、海（湖）侵规模等， 进而间接影响煤系沉积序列、烃源岩空间展布及迁移规律等。大量煤系岩相古地理研究成果表明：煤系气主要赋存于冲积扇、辫状河、曲流河、三角洲平原及前缘、湖泊等沉积体系；富煤古地理单元包括扇端漫流、河漫滩、分流间湾、沼泽及滨浅湖等亚相^[33-35]。

古构造活动控制了沉积期古地形地貌，联合先存构造及同期深大断裂，形成煤系岩相单元的分带性。煤系岩相单元因构造升降形成不同沉积相带（河流、湖泊、沼泽等）。河流沉积环境下受河流侧向迁移和垂向加积的影响，煤多发育条带状结构且兼具较高的渗透率；同时，河流携带的碎屑物质较多，该环境下煤中含有较高的灰分。湖泊沉积环境利于有机质的保存，所形成煤的厚度较大，并且发育层状结构； 此外，该沉积条件下形成的煤多具有较好的光泽及较低的灰分。沼泽环境具有良好保存条件，煤的有机质含量高且多具有均一状或纤维状结构，灰分含量低。

此外，构造活动还具有多期性。多期性指煤系气聚集背景下，地层在不同地质时期经历的多次构造运动。在此基础上，地层发生了褶皱、断裂、岩浆活动、持续升降及风化剥蚀等，使得后期沉积体系、构造格局、区域水动力条件、断裂系统配置及地层弹性能发生变化，最终影响煤系气的赋存状态、迁移路径、富集区域及保存条件。煤系气既可以在背斜构造聚集（圈闭型），也可以在向斜构造聚集（多为2 000 m 以浅煤层气（煤岩气）），还可以以大面积连续态聚集（几乎无圈闭要求）。圈闭型煤系气具有高生气强度，通常大于100×10⁸ m³/km²，远高于煤系大气田形成临界生气强度条件（超过10×10⁸ m³/km²）及煤系大气田甜点区生气强度标准（超过20×10⁸ m³/km²），是库车坳陷、川西坳陷、莺歌海盆地等区煤系气勘探的重点类型^[9]。

煤系气的保存依赖于盖层封闭性能，受上覆盖层空间展布、成岩演化、厚度稳定性（压力系数及突破压力）、岩石脆性等因素的影响。中国南方海相页岩气藏的封闭类型包括岩性、物性及自封闭 （图5-a），自封闭性受孔隙连通性、毛细管阻力、层理、束缚水、甲烷吸附及上覆压力的影响。泥岩的封闭能力通常是在进入晚成岩A1 期之后才具备的，此时泥岩孔隙度低于10%。蒙脱石及伊利石能提升泥岩封闭能力，而绿泥石则会降低泥岩封闭能力。通常， 泥岩平均厚度超过10 m 才具有良好的封闭性，而膏盐岩等被认为孔隙度及渗透率均近似为0 的蒸发岩， 当其厚度为1 m 时便具有良好的封闭性。深部上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组顶底板泥岩的突破压力甚至超过70 MPa。煤层气（煤岩气）储层的封闭类型更为复杂，包括岩性、物性、吸附、烃浓度（气压）、水动力（水压）等封闭类型（图5-b）。烃浓度（气压）封闭机理为煤层顶底板具有一定的生烃能力， 能够形成一定的烃浓度从而阻挡煤层气的逸散，通常顶底板中偏常压—超压及偏低温条件更有利于形成烃浓度封闭。弱水动力条件滞留区及向斜构造有利于煤层气（煤岩气）的大量保存，向斜底部煤层气（煤岩气）被两端供水区形成水动力封存，煤层气（煤岩气）表现为“下气上水”。煤系砂体纵向非均质性的增大有利于天然气聚集成藏，因此，大面积连片煤系砂体中非均质性较强的砂体是有效的“甜点”； 反之，煤系薄层砂体则具备天然气大规模准连续聚集及保存的客观条件。岩石脆性对封闭性能的影响受到成岩作用的控制。成岩演化后期，岩石脆性加强， 易于破裂，封闭性能降低。因此，古地理、古今构造、圈闭及保存条件均是煤系气甜点评价的重要指标。

3.2 　互层性煤系气渗流能力评价

互层性煤系中天然气的聚集受烃源岩、古沉积环境、沉积微相、疏导体系、保存条件等的控制，而煤系储层渗流能力则是决定煤系气能否高产的关键因素。

渗透率是影响煤系气产能的关键因素之一，如世界最高产的煤系气藏美国圣胡安盆地上白垩统Fruitland 组的煤系渗透率为15 ～ 60 mD，单井日产气量为2.8×10⁴ ～ 17.0×10⁴ m^3[36]。互层结构对渗流能力的影响是众多煤系地质研究的焦点。高渗透煤系通常表现为单层厚度小、见产早、产量高、稳产期长， 甚至有些高渗透煤系（渗透率超过5 mD）不需压裂即可投产。决定高渗透煤系物性的因素为孔隙、裂隙及割理系统，其中，裂隙是主导因素。从暗煤到亮煤转变过程中，割理发育程度逐渐增高。裂隙代表一种低级序破裂，当其在高渗透煤系中大量发育时，甚至可以起到人工压裂缝的作用，能改变井周渗流环境，可采用水平井仅射孔但不实施压裂的技术进行开发。该技术要求储层中裂隙发育强度高且方向性强，适用于部分高渗透煤系。煤系天然气渗流包含水平方向和垂直方向的双向渗流。Li 等^[37] 研究了不同应力加载条件下复合煤—砂岩—泥岩结构储层渗透率的演变，发现应力加载初期（沉积早期） 层理渗透率变化起主导作用，而后期沉积—构造控制的孔隙及裂隙诱发流体的“跨层渗流效应”使得互层型煤系显现出高渗透现象。互层结构和极度发育的裂缝系统使得天然气更容易突破相变界面，最终实现煤系气的大范围成藏。

值得关注的是，天然裂缝，特别是其形成演化模式、分布规律及与割理的耦合关系等，对煤系气的成藏非常重要。从图6 中可以清楚地看到煤岩与泥（页）岩的互层结构，单煤层的厚度通常小于0.5 m。煤层中构造缝及割理均十分发育，构造缝表现为低角度缝。割理与构造缝类似，均能显著提高煤岩渗透率。割理的发育程度主要受控于煤质、热演化程度、镜质组含量，而构造缝的发育程度则受控于构造、断裂、层厚、脆性、区域应力等因素。对于鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤系，水平最大主应力方向与主裂缝方向是一致的，其为裂缝的主渗流方向。煤岩割理分为面割理和端割理。Paul 等^[39] 对印度东南部Jharia 煤田煤系的研究结果认为，当水平最大主应力方向与端割理方向一致时，有利于提高煤系气产能。Wang 等^[40] 研究了沁水盆地南部山西组煤系致密砂岩的裂缝走向，发现其扩展方向高度集中在NE35°～ 45°，与区域走滑断裂的走向近于平行。总体来看，割理与构造缝是煤系互层结构中的特殊低势通道，两者共同组成了复杂的裂缝网络，促进天然气高效渗流。

煤系断裂系统通常发育同沉积正断裂、逆断裂及走滑断裂，它们对煤系气的分布均有重要影响。同沉积正断裂发育的煤系，常见于埋深为1 ～ 3 km 的相对浅层沉积体系，如华南地区及沁水盆地的煤系， 这类断裂往往形成于相对开放的伸展构造沉积系统。浅部正断裂系统代表一种拉张或弱挤压应力环境，对煤系气有疏导作用；对于深部正断裂，其对煤系气有疏导和封闭双重作用。逆断裂发育的煤系，如准噶尔盆地东南部侏罗系煤系、四川盆地东南部煤系等，断裂在逆冲及滑脱过程中容易形成断背斜构造。此外， 走滑断裂发育的煤系在鄂尔多斯盆地东缘石炭系— 二叠系很常见。目前，鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县、保德、韩城、临汾、沙曲等区块均已实现了对深部煤系气的商业开发，合计年产气量超过100×10⁸ m³， 揭示出走滑断裂带巨大的煤系气开采潜力。因此，走滑断裂带煤系气聚集也成为非常规天然气勘探研究的热点之一。

中国南方上二叠统煤系多发育由同沉积正断裂、滑脱型逆断裂、走滑断裂所组合的复合断裂系统。如贵州东部发育该类复合断裂类型，同沉积正断裂呈上陡下缓的铲状结构，下降盘厚度明显大于上升盘， 并且下降盘常发育逆牵引构造并形成宽缓褶皱；褶皱平面走向与断裂延展方向一致，形成“地垒”与“地堑”交互分布的特殊构造。逆断裂则与隔档式复式褶皱相关，在构造活动中常形成小型断块或次级向斜，煤层主要赋存于这些窄闭的次级向斜构造中。相对局限的煤层分布、挤压导致的储层物性变差及断裂对上覆盖层的破坏，均会对该类煤系气的资源潜力产生不利的影响。走滑断裂多具有“Y字形”“ 花 状”“负花状”“树枝状”及直立形态，断裂两侧地层发生水平滑移，平面上可形成“S 形”“反S 形”“雁列式”“侧列式”等多种形态，进而识别出张扭区（段） 及压扭区（段）。对于同一层岩性，张扭段多出现在具有相对高抗张强度岩体附近。在拉张作用下岩体表现为高渗透张扭性质，而附近岩体则表现为低渗透压扭性质（图7-a）。

注： σ_H 表示水平最大主应力，σ_h 表示水平最小主应力。

高渗透区是煤系气开发的甜点，张扭区内的次级变形及破裂被划分为“低导流能力变形带”（图7-b） 及“高导流能力变形带”（图7-c）。低导流能力变形带是由低渗透率断层引起的，断层附近岩性偏软，断面常发育富泥增生物质。这是由于同沉积期正断裂易引起薄互层煤系地层发生垮塌，导致侵蚀基准面下降，引起水流对煤系的下切侵蚀，造成断裂带内岩石颗粒破碎、孔隙坍塌并发生塑性泥岩涂抹等现象（图7-b）；同时，断裂在垂向发育过程中更容易形成新的分支，并且垂向滑动量往往超过了岩层自身的厚度，进而，断裂带的封闭性及非均质性增强， 变形带渗透能力大大降低。对于高导流能力变形带， 断裂附近岩体主要发生脆性破裂，断裂本身在砂岩中多以一种垂直于层理的方式存在，断层易于发生“活化”。由于煤系中砂岩、泥岩、煤岩频繁互层，因此断裂在延伸过程中会因砂岩、泥岩、煤岩物理力学性质的差异而呈现出一种非规则几何形态，塑性泥岩及煤岩中的破裂本质上是由砂岩中的破裂所诱导的。高角度正断裂的形成类似于“漏斗”效应，断裂激活后会消耗泥岩的空间体积，并且这种高渗透拉张结构更容易在深埋藏中被维持；此外，该类变形带内部也可以形成多分支形式的破裂（图7-c），不同岩体间的破裂可以相互贯通，因而变形带内脆性岩体的渗透性大大增强。沁水盆地郑庄区块走滑断裂带拉张区及原生结构煤区（煤体结构保存较好）的煤系气勘探开发潜力大，2022 年已建成年产气量超过5×10⁸ m³ 的规模，发展前景良好。

3.3 　含气量预测

虽然煤系气的资源潜力较大，但由于其含气量解释的不确定性及产量的极不稳定性，因而兼具较高的勘探开发风险^[41]。含气饱和度是影响煤系储层含气量及煤系气产能的关键参数之一，其定义为煤层气（煤岩气）的吸附饱和程度。对于煤系气储层，无论是煤岩还是泥岩或致密砂岩，都可以被划分为饱和纯气层和非饱和气水层；不同的是，煤岩及泥岩中富含有机质及纳微米级孔隙（孔喉直径多为0.008 ～ 0.100 μm）， 大量甲烷呈吸附态附着于孔壁，而致密砂岩主要发育无机矿物孔隙，孔喉直径（0.080 ～ 1.000 μm）是前者的10 倍以上，甲烷主要呈游离态。煤岩含气饱和度（S_g） 是将实测含气量与原始地层压力条件下吸附等温线上对应的理论含气量进行比值来获得的（图8-a）^[42]。实测含气量通常小于理论含气量，即未饱和（S_g ＜ 100%）； 但也存在实测含气量等于或大于理论含气量的情况， 即饱和（S_g=100%）或过饱和（S_g ＞ 100%）。煤系S_g 可以通过核磁共振测试和压汞实验来大致估算。目前，煤系S_g 的测井解释模型采用了大量电学或声学参数，而电学或声学参数在不同类型岩石中会发生频散或衰减，并且中、高频信号的衰减最强。测井为20 kHz 的中频信号，频散或衰减较强，这可能是引起含气饱和度解释结果出现误差的重要原因。特别对于非饱和煤系储层，天然气会以一种“斑块状形态” 存在，气体呈现出间断不连续的分布形式，而孔壁表面则为一层薄薄的水膜，此时储层非均质性较强， 对电学及声学参数能量的影响较大。

注：1. 据本文参考文献[42]，有修改。

      2. p 表示地层压力；Z 表示压缩因子；i 代表地层条件；G 表示原位含气量；G_p 表示累计产气量。

常见的天然气储层含气量计算方法包括体积法、物质平衡方程、递减曲线分析等。这些方法对煤系中除煤岩及泥（页）岩之外的常规储层来说是适用的，但对于以纳米孔隙—裂缝—割理组成的扩散— 渗流通道为标志性特征的煤岩及富含纳米级孔隙的泥（页）岩来说，却并不完全适用。从图8-b 可以看出， 常规储层的p/Z 与G_p 之间满足线性关系，在储层总体积不变的情况下，生产的唯一机制为气体的压缩性，但对于煤岩及泥（页）岩来说，这一假设并不成立。在此基础上，综合考虑煤岩或泥（页）岩含气性、“滑脱效应”等影响因素。一些原位含气量解释方法被提出，在一定程度上提高了天然气原位资源量的解释精度。如Rahman 等^[43] 考虑滑脱效应提出了新的煤层气原位含气量的计算方法；Moghadam 等^[44] 考虑了水侵、气体解吸（假设气体原位吸附满足Languir 方程）、地层及滞留流体压缩性对煤岩含气量的影响， 提出了新的物质平衡本构方程；Nobakht 等^[45] 构建了考虑页岩气解吸及滑脱非达西流的瞬时生产行为； 赵威等^[46] 结合物质平衡及线性流原理，构建了煤层气原位含气量及表观渗透率解释新模型。

煤层具有特殊的三孔（扩散孔、渗流孔及裂隙）、两渗（裂隙及渗流孔主导渗流能力）特征，浅部煤层主要含吸附气，总含气量通常为8 ～ 12 m³/t，产能释放主要受吸附气所占比例的影响。而深层煤层气（煤岩气）含大量游离气及吸附气，总含气量可达 34 m³/t，游离气占比可达45%、平均为24.48%^[4] ；深层煤层气（煤岩气）吸附饱和度可达100%，含大量游离气，形成超饱和深层煤层气（煤岩气）^[11]。

与中浅层煤层气（煤岩气）生产特征不同，深层煤层气（煤岩气）开井即见气。可以将深层煤层气（煤岩气）生产划分为油套管环空自喷、自喷游离气主导产出、吸附气主导产出、稳产、递减等5 个生产阶段（图9）。深层煤层气开发初期，游离气产气占比较大，产量递减较快；吸附气吸附饱和度高、解吸时间短，吸附气上产后弥补游离气递减，形成相对稳产（图9）。当前的研究成果认为，游离气决定初期产能，而吸附气则决定递减形态。游离气产出降压并形成气体连续相，吸附气解吸后直接进入连续相流动，气体渗流阻力小；早期游离气携带地层水产出，造成地层压力下降，提高了吸附气解吸效率。游离气饱和度从0 提高到50%，深层煤层气（煤岩气） 产能提高2 倍，单井最终采收率（EUR）提高2 倍。游离气贡献主要集中在前1 ～ 2 年，递减率高，之后， 吸附气是主要的产能贡献者。游离气对产量的贡献平均值为33%，吸附气对产量的贡献平均值为67%。

受温压场、埋深、水动力场、储层性质及开发措施等的影响，吸附气及游离气之间可以相互转化^[47]。游离气的关键作用，一方面体现在其对初期产能释放有着重要的影响；另一方面，其能促进排液，提高解吸效率。深层煤层气（煤岩气）高峰产气返排率通常为20.0% ～ 35.0%（图10），与页岩气相当（四川盆地长宁区块为10.0% ～ 30.0%、威远区块为23.1% ～ 31.7%）。准确解释游离气饱和度十分重要。密闭取心后解吸联合吸附实验可以获得游离气量，即，解吸气量减去饱和吸附气量即为游离气量； 此外，核磁共振也可以对游离气量进行识别和计算。但是，以上方法均难以恢复样品初始流体状态，并且不同类型流体的弛豫时间具有重叠性，加大了预测误差^[48]。影响深部煤游离气饱和度的因素较复杂， 仅靠联合实验、测井及地震等方法就想准确获取深部煤游离气饱和度难度较大，预测精度也亟待提高。整体而言，构建适合互层煤系且与产能释放能力相匹配的高精度含气性解释模型极为重要，可以为准确评估煤系气资源量提供可靠的依据。

3.4 　煤系合压储层改造要素评价

煤系气开发通过压裂克服最小水平主应力和抗张强度来实现对煤系储层的改造。煤系工程甜点侧重可压裂性考量，指标包含岩石力学属性、地应力（大小及方向）及脆性（图11）。岩石力学属性及地应力评价参数包含弹性模量、泊松比、抗剪强度、抗张强度、断裂韧性、地应力大小及方向等（图11）。Tsvankin^[49] 分析了正交各向异性（ORT）介质中裂缝引起的力学各向异性行为；孟召平等^[50] 系统研究了煤系岩石动静态力学参数之间的相互关系；桂俊川等^[51] 研究了不同方位角及井斜角下互层型砂泥岩的ORT 特征；余大军等^[52] 提出了适用于多层交互、倾角多变煤系的地应力场构建算法；周家兴^[53] 构建了基于深度学习算法的深部地应力场反演模型。由于煤系中天然裂缝通常较为发育，因而一个完整的地质力学模型还要引入天然裂缝（图11）。天然裂缝是一种非连续劣化结构，能增强致密岩石非均质性、使得岩石强度降低、诱发局部地应力方向偏转。然而， 通常90% 以上的地下天然裂缝都是闭合的，其开启仅发生于钻井及压裂过程中。天然裂缝的开启易造成人工裂缝能量的降低，并且伴随着沟通水层与气井之间通道的风险。

脆性评价的重点为煤系储层可压裂层段和可压裂区优选，以及人工裂缝扩展机制分析（图11），脆性指数是其中的主要评价指标之一。脆性指数计算要综合考虑温度、压力及地层水的影响，对岩石力学、矿物组分、声学计算等方法计算的结果进行对比分析，优选与实际生产最为相符的方法。煤系合压储层改造裂缝参数优化应综合考虑人工裂缝形态，射孔角度，施工排量，水平应力差，天然裂缝的方向、强度及密度等的影响（图11）。程远方等^[54] 的研究发现， 当顶底板应力差为4 ～ 6 MPa 时，水力缝会在垂直缝与水平缝之间发生形态转变，地应力是控制煤压裂效果的主因，而裂隙及割理的影响较小；王波等^[55] 制订了临兴地区煤系多层合压的临界施工参数标准； 王士国等^[56] 的研究发现，煤系岩性界面、页岩层理、煤岩割理及大量裂隙都有可能抑制压裂缝纵向穿层扩展，对合压共采不利；王小华等^[57] 的研究发现， 煤系压裂形成面状裂缝且在煤顶层界面的压裂效果最佳，其次为顶板砂岩层，3 ～ 4 m³/min 的较高排量有利于提高煤系整体合压改造体积。

煤系合压的关键在于穿层控制、复杂缝网形成及导流能力的维持。煤系中大量弱面及层理的存在限制了压裂的纵向扩展，这是煤系合压中面临的一个难题；另外，强穿层性代表具有较强的突破能量， 而横向扩展能力则必然有限，即复杂缝网难以形成。基于这种现状，如何使压裂缝在垂向上穿过尽可能多的含气层且最大限度地增加有效储层改造体积，逐渐成为煤系压裂被关注的热点。Huang 等^[58] 的研究发现，提高压裂液的黏度或排量能增加水力缝的穿层数，而储层渗透率越高则穿层能力越差；李文达等^[59] 提出了氮气泡沫造穿层性主缝+ 气体及活性水压裂造横向分支缝的复合压裂技术。通过对比验证煤系合压效果与生产动态、微地震动态监测及DAS 光纤监测结果，进而对合压效果符合性进行评判，如符合， 则表明煤系合压储层改造措施得当，形成考虑时间效应的四维压裂技术方案；如不符合，则要对合压影响因素进行反向思考，找出问题所在，不断优化合压方案（图11）。

4 　煤系气经济甜点评价

煤系气经济甜点评价应该立足于良好的经济资源条件，综合考虑烃源性、储集性、含气性、保存性、成缝性、储改性和经济性等“七特性”，以下分述之。

1）烃源性。烃源性体现在煤系具有广覆式分布特点及较高的生烃强度，以鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤系为例，煤系具有全天候气源及广覆式生烃特征，生烃强度普遍超过10×10⁸ m³/km²。优质页岩气层的TOC 通常大于4%。此外，煤系热演化程度适中， 埋藏深度浅于4 000 m，R_o 为1.20% ～ 3.00%，历史时期生气量大。

2）储集性。主要表现为煤系气储层具有较好的物性，优质页岩气及煤层气储（煤岩气）层孔隙度通常超过4%，发育大量有机孔，煤层气（煤岩气）储层还发育割理系统；优质致密砂岩气及铝土岩气储层孔隙度通常超过12%，发育原生孔、次生溶孔及晶间孔等多种孔隙类型。

3）含气性。含气性主要针对源内烃源岩储层， 其中，优质煤层气（煤岩气）储层单层厚度通常大于5 m，累计厚度可达20 m，含气量通常超过10 m³/t； 优质页岩气储层的连续厚度通常大于15 m，含气量通常超过3 m³/t。

4）保存性。煤系含气层段具有良好的顶底板封隔条件，无大规模或通天断裂的破坏作用。煤层气（煤岩气）拥有良好的岩性、物性、吸附、烃浓度（气压）、水动力（水压）或压力封闭条件。页岩气则具有良好的岩性、物性自封闭条件。深部煤系气存在超压， 代表着良好的保存条件。

5）成缝性。优质煤系储层天然裂缝发育，裂缝密度通常大于1 条/m。逆冲推覆作用形成的断控褶皱上盘及背斜区、走滑及断陷作用形成的伸展区天然裂缝发育，煤系气产能高。对于深部煤系，天然裂缝的重要性尤为突出。

6）储改性。实施压裂储层改造措施可以释放煤系气产能。要求煤系储层具有相对高的脆性指数及相对小的两向水平地应力差（通常小于10 MPa），这样更有利于形成复杂缝网。

7）经济性。在考虑人力、物力及技术成本投入的前提下，实现单井初产—累计产气—成本组合效益最大化^[60]，达到地质—工程甜点指标体系与经济甜点的最佳组合，在技术方案与收益之间达成平衡。

5 　中国煤系气发展展望

5.1 　深层煤层气（煤岩气）及铝土岩气作为扩展， 将成为煤系气勘探开发的新方向

深层煤层气（煤岩气）储层中天然气的赋存兼具常规气与中浅层煤层气（煤岩气）的特征，表现为高孔隙度（4.5% ～ 15.0%）、吸附气与游离气共存（约各占50%）、试气快速见产（产量稳定且通常较高），气藏类型特殊^[2]。深层煤层气（煤岩气）资源量大、发展前景好，对甜点参数体系进行科学分类和分级有利于摸清深层煤层气（煤岩气）储量“家底”，尽快实现产业化发展布局。疏导体系、深部构造及孔缝分布是控制深层煤层气（煤岩气）甜点的关键要素。因此，在构建其甜点指标体系时，要融入深部岩体变形的地质力学和地化等指标。铝土岩气藏中的天然气赋存于近源细粒岩中，在鄂尔多斯盆地东缘、大牛地气田、陇东地区均有发现^[8,11]。铝土岩气藏最高产量井为陇东地区2021 年L47 井， 该井在太原组铝土岩中获得的67.38×10⁴ m³/d 高产工业气流。铝土岩气藏主要受源岩、古环境、古地貌等的控制，因此在构建铝土岩气藏甜点指标体系时，要采用表征源岩及古环境演化的元素地球化学方法及相关指标。

5.2 　深部煤系非常规天然气聚集成藏理论逐步形成

前人已经构建了一系列煤系成藏模式，包含不连续、准连续及连续型天然气聚集等多种模式。这些成藏模式促进了煤系天然气的勘探开发^[33-34]。然而， 近年来随着煤系特殊类型天然气的发现，如薄互层型煤系气藏及深层煤层气（煤岩气）等，使得原有的理论模式不能很好地解释上述特殊类型煤系气的聚集现象。深层煤层气（煤岩气）成藏模式是未来研究的重点之一。此外，煤系储层成岩演化机制对还原成藏过程至关重要，但目前研究程度尚浅，未来需要加强科研攻关。煤系储层成岩演化评价的目标是， 恢复煤系互层型储层在漫长地质历史过程中的成岩演化及储层改造过程。特别对于薄煤系及深部高孔渗煤系，从基础实验及仿真模拟的角度系统研究煤系储层形成及演化机制是极为重要的。成岩演化机制研究需采用先进热模拟、吸附、微观结构扫描及岩心数字模拟技术，开展煤系岩石从早成岩阶段到中—高成岩演化阶段、从浅埋藏到深埋藏的多点动态观测，对全成岩过程进行精细定量刻画。寻找影响煤系储层物性的直接因素和间接因素，探索煤系中“煤—砂—泥—灰”等岩性协同下的成岩演化路径及成储性差异，实现对不同演化路径下储层物性参数变化的定量计算，进而最终揭示煤系成岩演化及控藏机制。

当前煤系气勘探开发主要集中在中浅层，能取得成功得益于传统致密砂岩气成藏模式的指导，而未来的煤系气勘探开发将向深部进军。因此，形成一套新的深部煤系非常规天然气聚集理论极为重要。这套理论应集合岩矿学、沉积学、煤田地质学、构造地质学、地球化学、地质力学等学科的基本原理及理论，突出深部与浅部、海陆过渡相、陆相煤系与海相致密气储层在沉积规律、构造演化、有机质富集、疏导体系、储层结构等方面的演化差异，既要从传统思维“源—汇—聚”出发，又要突破传统思维， 形成一套能被广泛认同的、新的深部煤系天然气聚集理论体系。

5.3 　强化多尺度孔缝表征、跨层渗流、合压增透、数智化天然气工厂新型排采技术等方面的研究

煤系具有强非均质性，其天然气成藏往往表现为“一井一藏”，因而应不断研发新的孔缝耦合、合压及排采技术，并在开发方案制订上遵循“一井一策” 的原则。首先，应加强煤系全尺度、全维度孔缝研究， 分析不同类型储层主要渗流通道。同时，煤系层理、割理及天然裂缝极为发育，未来应深化煤系天然裂缝综合评价及立体化人工裂缝穿层扩展耦合评价，逐步形成孔缝结构可视化表征、连通性分析及合压扩展评价的新技术、新理论。此外，还需要加强对煤系跨层渗流的研究，系统研究天然裂缝存在条件下的煤系微观气水动态流动规律、跨层渗流效应及含气量特征，对比不同类型储层不同尺度孔缝的流体类型及含气饱和度赋存差异，给出吸附气/ 游离气赋存特征、可动用性及其相对含量的主控因素，探索煤系大面积天然气成藏的内在机制。从点、线、面角度探索煤系不同尺度天然裂缝分级、表征、形成机制及与合压水力缝的耦合关系。对具有不同岩石组构、孔缝结构的煤系，提高可压裂层段及射孔位置优选的准确度，开展立体改造的井间/ 层间裂缝扩展规律评价，优化施工参数，探寻缝网延伸特征及控制因素。对于煤系气低产井，探寻适配的二次压裂技术。最终， 制订面向煤系不同岩性组合及井型的动态压裂优化方案。

煤系定量化排采制度应综合考虑流固耦合下的应力效应，甲烷吸附、扩散及渗流的动态转化，同时， 开发新的智能决策软件并构建煤系渗流数学模型，建立“精细压差、动态排量、均衡互补”的排采制度。对于煤岩，还要考虑不同煤阶在排采过程中对储层可能造成的伤害。人工智能是变革的引擎，未来应探索基于大数据的“数智化技术”，提高深部大气田透明化程度，制订高效排采制度、开发新型排采方案、构建煤系天然气开发工厂化智能排采模式。

5.4 　联合多学科持续开展煤系各类天然气甜点综合评价研究

煤系气目前整体动用程度低，因而其商业开发更加依赖于对甜点区（段）的科学筛选^[11]。甜点的“甜度”是关乎煤系气能否规模开发的先决条件，甜度的等级划分需要科学的依据与分类标准。煤系气形成地质条件需要联合众多学科，构建符合实际煤系地质条件且满足勘探开发需求的立体化甜点综合评价体系。笔者构建了包含4 个要素共计15 项指标的煤系气地质—工程甜点要素评价体系，适用于绝大多数煤系气储层。但煤系中还包含多种较为特殊的天然气储层类型，如铝土岩气、深层煤层气（煤岩气）等， 其同样具有较大的天然气资源潜力且目前均处于研究起步阶段，与其相匹配的甜点指标评价体系需要不断地探索和完善。特别是针对处于深部的煤岩气， 要加强其与目前研究程度较成熟的页岩气形成地质条件及成藏演化模式的综合对比。此外，煤炭地下气化（UCG）技术正在快速发展。UCG 技术将加压的气化剂如空气、水、氧气等注入地下煤层发生高温气化反应，形成大量的甲烷，并且大量的煤矸石、二氧化碳被留在了地下，能够降低污染物及温室气体的排放量，也是煤系天然气资源评价和综合利用研究的一个重要方面。

通过联合沉积学、储层地质学、地球化学、地质力学等多学科，不断丰富和完善煤系天然气立体化甜点指标评价体系，综合采用实验、地质、测井、地震、测试及声—光—电—磁—核先进解释技术对甜点区（段）进行科学预测，可以最大限度地挖掘煤系气开发利用潜力并加速煤系气产业化规模化进程。