煤成气的基本特征
4.2.1 煤成气的组分
抚顺煤炭研究所采用测试气体组分的方法，在2304气相色谱仪上分析O2、N2、CH4、CO2及戊烷以前的常量烷烃组分，采用面积归一法定量。H2用外标法定量，混入的空气按氧含量扣除；烃类气体组分使用203 气相色谱仪进行微量分析，定性系采用标准样标定，其中16个峰经实际标定，其余的峰则依实际峰之间可能出现的理论峰推断，定量是用色谱数据处理机自动处理，最后用差减法将常量分析结果加以校正。
测试表明，煤成气中不论是钻孔中采集的聚煤气，还是矿井中的煤层气（煤矿瓦斯）或者煤样解吸气，其主要组分有甲烷、二氧化碳、氮气和重烃气。此外，还有少量氢气、一氧化碳、硫化氢以及氩气等稀有气体等（图4.4）。煤层气的自然组分以甲烷为主，含量一般在80%以上，二氧化碳的含量大多在5%以下。
图4.4 煤层烃类气体产出与煤级关系
（据于良臣等，1985）
HM—褐煤；CY—长焰煤；QM—气煤；FM—肥煤；
JM—焦煤；SM—瘦煤；PM—贫煤；WY—无烟煤
甲烷和氮气含量的关系是互为消长的，随着埋藏深度的加深，甲烷含量增加、氮气减少（表4.4），只有甲烷带中的气体组分才是以煤化作用产物为主，这也是研究的主要对象。在瓦斯风化带内则混入了空气、表生作用带生物化学和化学作用的气体产物。于良臣等（1981）认为，煤中重烃含量与煤化程度密切相关，气煤、肥煤和焦煤中重烃浓度较高，可达2%～22%，至无烟煤阶段重烃含量已明显降低。
表4.4 煤成气组分及甲烷碳同位素数据
*据原石油工业部资料。
采用煤层采样进行实际测量气体组分的方法来研究煤层烃类气体的产出阶段（图4.4），通过对生气岩热模拟实验产出的烃类气体组分的系统分析，可知煤的热解气的烃类气体组分是很复杂的（图4.5，表4.5和表4.6），除以烷烃为主外，有的还含有芳烃、环烷烃和不饱和的烯烃等。
对其气体组分可以得出如下认识：①实验温度在350～450℃（相当于气煤、肥煤和部分焦煤阶段）期间产气成分最为复杂多样，低温和高温的产物均较单一，主要是丁烷以前的烃类；②甲烷的含量在实验温度升高的初期呈下降趋势，在400℃时降至最低点（12%左右），其后随温度的上升含量明显增加（图4.6），过500℃后增加势头减缓，至600℃时（无烟煤阶段）甲烷含量可达70%以上；③乙烷、丙烷含量的变化是近于同步的，实验温度在200～300℃时（褐煤阶段）含量降低，之后到450～500℃时（焦煤阶段）含量稳步上升，焦煤以后乙烷、丙烷含量急剧下降，但到600℃时乙烷的浓度仍可达8%左右；④重烃中C4、C5含量的变化是相似的，350℃以前含量增加（气煤阶段含量最高），温度再增高则含量逐渐降低，至600℃时近于消失；⑤重烃中C6、C7、C8的含量随实验温度升高而加大，至400℃左右时（气煤、肥煤交界处）达最高值，随后又趋降低，且C8、C7迅速消失，呈典型的正态曲线变化。
图4.5 永荣煤层气田气煤热模拟实验（450℃）烃类气体气相色谱图
（据李明潮等，1990）
4.2.2 煤成气中碳、氢同位素特征
4.2.2.1 含煤地层和煤成气的碳同位素分析
在稳定同位素的有机地球化学研究中，碳同位素的研究发展迅速，因其对鉴别母质类型、进行源岩对比方面效果显著，在天然气、石油和煤的研究中占有重要地位。工作中也实测了一批煤、暗色泥岩、煤层气、浅层聚煤气以及热解气的稳定碳同位素数值。
一般认为，δ13C值随生气母质不同而有较大的差异，腐殖型偏重，腐泥型较轻。测试资料表明（表4.7），煤的碳同位素值在－19.94‰～－30.13‰间变化，多为－22‰～－26‰，与煤的变质程度关系不大，平均值为－24.27‰。含煤地层中暗色泥岩的δ13C值与煤极为相近，平均值为－24.60‰，亦较偏重，是腐殖型（Ⅲ型）干酪根的碳同位素相对富集13C的典型特征。
表4.5 生气岩热模拟实验生成烃类气体成分及含量数据 %
国内外有关研究（戚厚发，1985）表明，煤成气和油型气的δ13C1值存在着随源岩成熟度的加深而增大的规律。Stahl求出了δ13C1和Ro的关系回归线，并认为，在相同成熟度情况下形成的天然气，煤成气的δ13C1值比油型气重13‰～14‰左右。我国煤层气的δ13C1值大部分不符合Stahl得出的有关规律，而深层聚煤气则基本一致。
生气源岩的热模拟产气的碳同位素数据与源岩的δ13C1值很相近，表明是同源的，这自然是可信的。如阜新煤热模拟气样在300℃、400℃和450℃时的δ13C1值为－23‰～－25‰，600℃和650℃时亦然，与煤样的测值极为接近。同时，热解气中的甲烷随实验温度的升高，其δ13C1值的变化有由重变轻、再变重的演化趋势，而且同一热解温度的泥岩δ13C1值较煤偏重（图4.7）。这可能是由于实验初期的低温阶段，实验进行得还不充分，δ13C1值较为分散；当温度达到400℃左右时，试样中储集的早期生物化学作用的产气和新热解的气体一起产出，而使δ13C1值偏轻；当温度达到600℃及其以上的高温时，热解作用进行得非常充分，因此，最能代表源岩的母质特征，产生与源岩相似的较重的δ13C值。
表4.6 各类烃体积分布 %
图4.6 煤样热模拟实验烃类气体产出与煤级关系
（据李明潮等，1990）
HM—褐煤；CY—长焰煤；QM—气煤；FM—肥煤；JM—焦煤；SM—瘦煤；PM—贫煤；WY—无烟煤
表4.7 含煤地层中煤层、暗色泥岩干酪根δ13C数据
图4.7 生气岩热模拟实验热解气的δ13C1与温度的关系
（据李明潮等，1990）
1—水城气煤；2—淮南B11煤；3—永荣气煤；4—阜新长焰煤；5—淮南A1煤；6—长广气煤；
7—米泉气煤；8—大雁褐煤；9—大雁炭质泥岩；10—阜新灰色泥岩
我国以及世界上的煤炭资源成煤物质的母质类型均以腐殖型为主。但在研究煤的稳定碳同位素时，只粗略地区分腐殖型煤和腐泥型煤是不够的。研究发现，同一煤样中的不同显微组分产出甲烷的δ13C值是不同的（图4.8），镜质组的δ13C1值随热解温度变化而波动较大，在相当于肥煤的阶段出现最低值，且较壳质组和惰性组的δ13C1值均轻，但在较低和较高煤化阶段，镜质组的δ13C1值却较其他两组分的相应值都重。壳质组与惰性组的δ13C1值变化趋势相似，但壳质组的相应数值总是处于较重的位置。
图4.8 水城煤层气田气煤各显微组分热解气δ13C1与温度关系
（据李明潮等，1990）
1—镜质组；2—壳质组；3—惰性组
研究煤成气中甲烷的碳同位素特征，目的在于判识天然气的成因类型，从而为气源岩的追溯提供科学信息。从所测的煤层瓦斯和浅层聚煤气的δ13C1值来看（表4.4），其值的变化范围大（－32.82‰～－66.32‰），且多轻于－50‰，但也有规律可循。总的来看，未成熟期和成熟期初期的煤层气δ13C1最轻，即相对富含12C；而随有机质演化程度增高，δ13C1随之变重，由长焰煤、气煤阶段的－61‰～－52‰可变至无烟煤阶段的－40‰～－32‰。戚厚发（1985）亦指出过，煤层瓦斯和含煤地层天然气中的δ13C1值具有随变质程度加深而增大的趋势。同时，不少研究者（戴金星等，1986）还发现，埋藏较深（＞2000 m）的聚煤气，其δ13C值较重，而且可与国外的典型煤成气进行对比。对于我国煤层气和浅层聚煤气的 δ13C1值与公认的煤成气的标准 δ13C1值（－35‰～－22‰）相比普遍偏低的现象，一些研究者（戚厚发，1985；戴金星等，1986）作过一些解释，现连同笔者看法归纳如下：
1）煤层若较接近地表（200～300 m），由于细菌的积极活动而形成生物甲烷，从而引起煤层气甲烷碳同位素变轻。
2）含煤地层抬升、埋藏变浅时，因压力减小，煤层气就会解吸扩散，分子小、质量轻的甲烷要比重烃气解吸容易，且速度快。同时，甲烷分子中轻的12C由于极性较好，与重的13C相比容易解吸，且速度快，从而造成煤层气变轻、变干。在联邦德国鲁尔、萨尔地区也有类似现象。戴金星等（1986）将冀中苏（桥）13号井山西组煤心（Ro为0.61%）先后进行过多次解吸，第一瓶解吸气的δ13C1为－46.6‰，第二瓶为－43.2‰，第三瓶为－34.8‰，第四瓶为－32.6‰；即愈早解吸的气愈轻，且最先解吸的第一瓶气比该井（深层）聚煤气的δ13C1值相应地约轻10‰～15‰。在唐山地区采集的4个钻孔中的浅层聚煤气的δ13C1平均值为－64.7l‰，而6个煤层气（煤层抽放瓦斯样）的δ13C1平均值为－58.21‰，即先期解吸而聚集起来的钻孔气样的δ13C1值偏轻。这一现象若是普遍规律，则对气源对比和勘探部署具有现实意义。
3）地层中部分继承有成煤早期的生物甲烷气，从而引起煤层气甲烷碳同位素的变轻。
4）煤层中烃类气体大部分以吸附状态存在于煤的微孔之中，有利于甲烷与煤本身之间同位素的交换。有些人则强调了甲烷与二氧化碳之间的同位素交换效应，这是两种（或多种）分子间相同元素互换的特殊化学反应，致使二氧化碳相对富集13C，而甲烷相对富集12C，因此可以较好地解释高煤级的煤层气甲烷碳同位素变轻的现象。
5）由于煤中存在着一定数量的类脂组分和似石油物质，它们在煤化过程中产生适量的烃类气体，此种气体的存在会导致δ13C1值的偏轻。
笔者认为，从煤热模拟成烃模式的讨论中已知，液态烃和重烃在产气的成熟期产出最盛，在高成熟期的贫煤和无烟煤阶段已趋于消失或减少；其消失或减少的部分主要裂解成了甲烷，似可用此来解释高成熟期煤成气的δ13C值偏轻的现象。
6）由于不同煤岩显微组分生成的甲烷的δ13C值存在明显差异，而煤中主要组分镜质组的δ13C1值在Ro＝0.8%～1.25%时出现最低值，这对成熟期中期的煤成气的δ13C1值的偏轻可能会有一定的影响。
7）我国煤成气的地质构造背景甚为复杂，多种成因的天然气（煤成气、油型气、生物气）在漫长的地质年代中混合在所难免，这或许也是造成我国煤成气的δ13C1值较世界典型煤成气偏轻的原因之一。
总之，造成煤成气尤其是浅层煤成气碳同位素变异的因素是复杂的，应综合分析，区别对待，不宜用单一成因来解释。目前已有资料尚少，还有待今后进一步探讨。
4.2.2.2 煤成气的氢同位素分析
甲烷氢同位素与母质、成熟度的关系密切，但在很大程度上还受到环境的影响。此项研究在国内尚处于起步阶段，对氢同位素的运用还不如碳同位素成熟。从笔者测试的一些资料来看，其随成熟度的变化，与碳同位素有相似之处（图4.9），即随实验温度升高，热解气中的甲烷氢同位素（δDCH4）值也有由重变轻、再变重的变化。
图4.9 生气岩热模拟实验热解气的δDCH4与温度的关系
（据李明潮等，1990）
1—大雁褐煤；2—阜新长焰煤；3—水城气煤；4—米泉气煤；5—淮南A1煤；6—永荣气煤；7—淮南B11煤；8—阜新灰色泥岩
图4.10 水城气煤各显微组分组热解气的δDCH4与温度关系
（据李明潮等，1990）
1—镜质组；2—壳质组；3—惰性组
同一煤样的不同显微组分热解出的甲烷的δD值亦不相同（图4.10），在相同温阶时，它们的δDCH4值变化是，惰性组＞镜质组＞壳质组。
在煤的形成过程中伴随着3种副产品生成——甲烷、二氧化碳和水。由于甲烷是可燃性气体，又深藏在煤层之中，所以人们称它为“煤层气”。
甲烷一旦产生，便吸附在煤的表面上。甲烷的产生量与煤层深浅有关。一般来讲，煤层越深，煤层气越多。
理想的煤层气条件是：煤层深度300米~900米，覆盖层厚度超过300米，煤层厚度大于1.5米，吨煤含气量大于8.51立方米，裂缝密度大于1.5米／条为好。
开采甲烷的关键问题有2个：一是使甲烷从煤的表面解吸下来，一般是靠降低煤层压力来解决，主要办法是通过深水移走来降低压力；二是让从煤层表面解吸下来的甲烷顺利穿过裂缝进入井孔。
煤层气如果得不到充分利用，会带来2大害处：一是在煤层开采过程中以瓦斯爆炸的形式威胁矿工的生命安全；二是每年全球有上千亿立方米的瓦斯进入大气中，对环境造成巨大污染。所以，在很早以前人们就想把煤层气作为资源加以利用，让它化害为利，这便是人们开发利用煤层气的最初动因。
进入20世纪70年代后，受能源危机的影响，人们在寻找新能源方面的积极性空前高涨。在有天然气资源的地方，天然气备受青睐；在没有天然气的地区，煤层气便成为人们寻找中的理想新能源。此外，随着开采和应用技术的进步以及显著的经济效益，又给煤层气的开发利用注入了新的动力。
开发煤层气在经济上的优越性表现在几个方面：勘探费用低、利润高、风险小、生产期长。其勘探费用低于石油的勘探费用，生产气井的成本也较低。一般来讲，煤层气的钻井成功率可达到90％以上，打一口井只需要2~10天。浅层井的生产寿命为16~25年，4米井的生产寿命为23~25年。
现有资料表明：全世界煤层气资源为113.2×1012~198.1×1012立方米。国外对煤层气的小规模开发利用始于上个世纪50年代，大规模开发利用则是从80年代开始的。
目前，美国煤层气的开采在世界上居领先地位，每天煤层气产量已超过2800万立方米。中国煤炭储量为1×1012吨，产量居世界首位，煤层气资源为35×1012立方米，相当于450亿吨标准煤，与中国常规天然气资源相当，已成为世界上最具煤层气开发潜力的国家之一。
一、中国煤层的含气性
1、中国煤层的含气量
中国幅员辽阔，各煤田煤层含气性千差万别。根据中国实际情况和煤层气勘探开发的需要，将中国煤层含气量划分为贫气（<4m3/t）、含气（4~8 m3/t）和富气（>8 m3/t）三个品级。在中国，煤层含气量≥4 m3/t的煤炭资源含气量分布于4~27.1 m3/t之间，平均为9.76 m3/t。除滇藏煤层气聚气区以外的其它四个煤层气聚气区煤层含气量如表1所示。根据中国煤田地质总局第三次煤田预测结果，中国垂深2000m以浅探明和预测煤炭资源量5.57万亿吨，煤层含气量≥4 m3/t的煤炭资源量约1.13万亿吨，占全部煤炭资源量的20%左右；就含气量≥4 m3/t的煤炭资源百分比而言，华南聚气区最高，华北、东北聚气区次之，西北聚气区最低。全国煤层含气量4~8 m3/t的煤炭资源3148亿吨，占全国煤炭资源总量的5.6%；就含气量4~8 m3/t煤炭资源百分比而言，华南聚气区最高，华北、东北聚气区次之，西北聚气区最低。全国煤层含气量>8 m3/t的煤炭资源8131亿吨，占全国煤炭资源总量的14.4%；就含气量>8 m3/t煤炭资源百分比而言，华南聚气区最高，华北、东北聚气区次之，西北聚气区最低。就聚气区而言，煤层平均含气量以华南聚气区最高，其次为东北聚气区和华北聚气区，西北聚气区最低。
全国华北聚气区 华南聚气区 东北聚气区 西北聚气区
煤炭资源量（万亿吨） 5.57 2.81 0.38 0.39 1.98
含气量≥4 m3/t煤炭资源（亿吨）/百分比 11280(20) 8031(29) 2646(70) 325(8) 278(1)
含气量4~8 m3/t煤炭资源（亿吨）/百分比 3149(5.6) 2265(8) 707(19) 69(1.7) 108(0.4)
含气量>8 m3/t煤炭资源（亿吨）百分比 8131(14.4) 5766(21) 1939(51) 256(6.3) 170(0.6)
平均含气量（m3/t） 9.76 9.3 11.4 9.4 6.0
2、中国煤层气的理论含气饱和度
在中国，含气量≥4 m3/t各聚气区里，平均含气饱和度20%~91%，全国平均含气饱和度45%。就各聚气区而言，东北聚气区含气饱和度最高，其次是华南聚气区，再其次是华北聚气区，西北聚气区最低。
3、中国煤层气的甲烷浓度
在中国，含气量≥4 m3/t各聚气区里，煤层气甲烷浓度在90%左右，氮气浓度约为8%，二氧化碳浓度约为2%，重烃浓度极低。以聚气区为单位，各聚气区煤层气甲烷浓度变化不大。
4、中国煤层气资源丰度
在中国，含气量≥4 m3/t各聚气区里，煤层气资源丰度为0.06 亿m3/km2~8.77 亿m3 /km2，平均1.15亿m3/km2。根据中国实际情况，可将煤层气资源丰度分为<0.5亿m3//km2、0.5~1.5亿m3/km2、>1.5亿m3/km2三个等级，中国主要煤层气聚气区的煤层气资源丰度如表3。就全国而言，丰度0.5~1.5亿m3/km2的煤炭资源比例最高。因煤层总厚度大的原因，西北聚气区煤层气资源丰度远远大于其它聚气区。
全国华北聚气区 华南聚气区 东北聚气区 西北聚气区
含气量≥4 m3/t煤炭总资源量（亿吨） 11280 8031 2646 325 277
煤层气资源丰度<0.5亿m3//km2的煤炭资源（亿吨）/百分比 732(6) 264(3) 459(17) 6(2) 3(1)
煤层气资源丰度0.5～1.5亿m3/km2的煤炭资源（亿吨）/百分比 5848(52) 4863(61) 690(26) 223(69) 72(26)
煤层气资源丰度>1.5亿m3/km2的煤炭资源（亿吨）/百分比 4700(42) 2904(36) 1497(57) 96(29) 203(73)
平均丰度（亿m3/km2） 1.16 1.24 0.95 1.63 3.19
二、中国煤储层特征
1、中国煤储层吸附解吸特征
（1）、煤储层吸附特征：在镜质组反射率小于6%时，干燥煤样吸附常数a值变化于11.11~55.79 cm3/g之间；水分校正后吸附常数a′值变化于8.40~30.02cm3/g之间，中国煤层吸附常数在不同的聚气区和不同的聚煤时代差别不大，但随煤级变化的趋势明显。当镜质组最大反射率在0.5%~1.0%和大于4.0%时，a值呈降低趋势；当镜质组最大反射率在1.1%~4.0%之间时，a值呈增高趋势，并在镜质组最大反射率1.1%和3.5%~4.0%附近达到平均最小值和平均最大值。当镜质组最大反射率在0.5%~4.0%，水分校正后吸附常数a′值则一直呈增高的趋势。
中国煤的b值变化于0.027~0.670之间，在中国的华南全部、华北的大部和东北部分地区b值均小于0.25；华北的部分和东北大部分地区b值大于0.25。当b值小于0.25时，其值随煤级增高而增大，并在贫煤阶段达到最大值；当b值大于0.25时，其与煤级的关系不明显。在中国煤储层的两个吸附常数之间存在着一定的相关关系，当a′值小于15 cm3/g时，其b值多小于0.25；当a′值大于15 cm3/g时，其b值分布范围比较宽。
（2）、煤储层解吸特征：中国煤层气的解吸率变化比较大，煤层甲烷解吸率为21.95~58.1%，一般在30%左右；煤层气解吸率小于65%，一般在50%左右。中国煤层气解吸率大小主要与煤层埋藏深度等因素有关，但不同地区和不同聚煤时代煤层气解吸率相差很大。中国煤储层吸附时间的资料不多，现有资料显示吸附时间多集中在数小时至5天之内。中国煤储层吸附时间一般较短，煤层气解吸速率较快，若为水饱和煤储层，煤层气井能很快达到较高产量。
（3）、中国煤层气临界解吸压力和理论采收率：近几年来，中国施工的煤层气井实测了含气量、储层压力、等温吸附曲线等资料，从而计算出煤层实测含气饱和度和临界解吸压力。现有的资料显示，中国煤层气解吸压力分布于0.50~6.51MPa之间，值得指出的是，这个值比实际普遍偏低。根据中国部分煤层气井试井资料计算，煤层气可采率变化于8.9%~74.5%之间，平均值为35%，理论最大采收率变化于6.7%~76.5%之间，平均值为27%。煤层气的采收率不仅取决煤储层的含气性、吸附解吸特征和煤储层原始压力系统，而且相当程度上受控于煤层气钻井、完井、增产和开采工艺，完善煤层气工艺是提高煤层气采收率的关键环节。
2、中国煤储层渗透性
煤层气井的试井渗透率是评价煤储层渗透性最有效的数据。目前，在中国的华北、东北、华南等煤层气聚气区共施工了100余口煤层气井，积累了数十个煤层气渗透率的数据。现有数据表明，中国煤储层渗透率变化于0.002~16.17md之间，平均约1.27md。其中渗透率<0.10 md的层次约占35%，0.10~1.00 md的层次约占37%，>1.00 md的层次约占28%。
根据现有的煤层气渗透率资料，中国煤层气渗透率具有一定的区域分布规律。总体而言，华北聚气区渗透率较高，东北聚气区渗透率次之，华南聚气区渗透率最低。在华北聚气区，鄂尔多斯东缘、渭北、沁水盆地等聚气带是该聚气区内渗透率相对较高的地区，从渗透率角度而言，这些聚气带是中国进行煤层气勘探开发的首选地带。
3、中国煤储层的压力特征
中国煤储层压力数据同样来源于近几年施工的煤层气井。总体上看，煤储层压力与煤层埋深密切相关，煤层埋深增加，储层压力随之增高，两者之间具有显著的线性相关关系。中国煤储层压力梯度最低为2.24KPa/m，最高达17.28KPa/m。从21个目标区64层次实测资料来看：处于欠压状态（压力梯度<9.30KPa/m）的煤储层有29层，占总测试层次数的45％；处于正常压力状态（压力梯度为9.30-10.30KPa/m）的煤储层有14层，占总层次数的22％；处于高压异常状态（压力梯度10.30-14.70KPa/m）的煤储层有17层，占总层次数的27％；处于超压状态（压力梯度>14.70KPa/m）的煤储层有4层，占总测试层次数的6％。
三、中国煤层气资源分布
1、中国煤层气资源量
中国煤田地质总局（1998）对全国进行了煤层气资源评价。统计计算获得，全国煤层甲烷含量大于4m3/t、埋藏深度2000m以浅的煤层气资源总量为143369.44×108m3。其中>8m3/t的富甲烷煤层的煤层气资源量占86.8%，4~8m3/t含甲烷煤层的占13.2%；埋深1500m以浅的煤层气资源量占64.56%，埋深在1500~2000m之间的占35.44%。
2、中国各聚气区煤层气资源分布
中国的煤层气资源主要分布于华北聚气区和华南聚气区，前者煤层气资源量为95228′108m3，占全国煤层气资源量的66.6%；后者煤层气资源量41277′108m3，占全国煤层气资源的28.7%。
全国华北聚气区 华南聚气区 东北聚气区 西北聚气区
总资源量 143369 95528 41277 4223 2341
富甲烷资源量 124440 81940 37035 3770 1695
含甲烷资源量 18929 13588 4242 453 646
1500 m以浅资源量 92561 53113 34951 2877 1620
1500~2000m资源量 50808 42415 6326 1346 721
3.中国各省区煤层气资源分布状况
煤层气资源大于10000′108m3的省份有山西省、贵州省、陕西省等四省的煤层气资源量为94021.76′108m3，占全国煤层气资源量的65.6%。山西、贵州等10省煤层气资源量合计13.80万亿m3，占全国煤层气资源总量的96%。
一、煤成烃的概念
煤成烃是指煤层或含煤岩系在成煤作用或者热成熟过程中形成的碳氢化合物，这种碳氢化合物可以是液态的也可以是气态的，因此，煤成烃大体上可以分为两大类，即煤成油和煤成气(包括煤层气)(黄第藩等，1995傅家谟等，1990)。早在20世纪40年代，德国学者最早提出了有关煤成烃的理论，认为煤不仅能生气，而且其生成的气能从煤中运移出来在煤系中或煤系之外聚集成商业性气田，从而创立了纯朴的煤成气理论。欧洲应用该理论指导天然气勘探并获得了重大成功:1959年在荷兰发现了储量达2×1012m3的巨型气田———格罗宁根煤成气田。60年代苏联以该观点对西西伯利亚盆地和卡拉库姆盆地等进行了资源评价，为60年代后期至70年代在这两个盆地发现大批煤成大气田(包括世界上最大气田———乌连戈伊气田)提供了理论依据。到20世纪60年代后期，以澳大利亚学者为主的多数学者认为腐殖型干酪根可以成烃，并注意到煤中的壳质组对成油有重要贡献，说明煤不仅能成气还可成油，这对煤成烃理论的发展做出了重要的贡献。
经过数十年的发展，煤成烃的理论日益完善，相关理论指出煤系在成煤中成烃以气为主、以油为辅的总规律(戴金星，19791980戴金星等，2000胡社荣，1998程克明，1994)。煤系地层中，不同的显微组分生成不同的烃类，富集的和分散的腐殖有机质，如镜质组、惰质组的煤，在成煤过程中形成天然气(即煤成气)由腐殖煤的富氢显微组分构成的生油母岩(类似于Van Krevelen图解中的Ⅱ、Ⅲ型干酪根)，如无定形体、藻质体及壳质组的煤，都有生成石油的能力。一般而言，煤中显微组分生油能力由大到小依次为:壳质组、镜质组、惰质组。煤系成煤作用中成烃阶段大体上可以分为3期:前干气期、气油兼生期和后干气期。
二、煤的物质组成与煤成烃
煤是可燃有机岩石，其组成上有明显的非均质性，主要因为煤层是有机物质和无机物质混合的复合体。同时，煤的组成部分———有机物残体具多样性和复杂性(Clayton，1998卢双舫等，1995黄第藩等，1984)。煤的显微组分按有机组分性质和成因分为壳质组、镜质组、惰质组。
壳质组是由成煤植物中生物化学稳定性最强的部分，即植物的繁殖器官(孢子、花粉壁的壳质)及保护器官所形成的。壳质组在透射光下透明，呈浅黄到深红色，外形各有明显特征油浸反射光下多呈黑灰和浅灰，大多数稍有突起。镜质组在煤中最常见，在大多数煤中其含量达65%～80%以上，是由植物的茎干、根和叶等组织的木质素、纤维素经煤化而形成的它具粘结性，热解时熔解并粘结惰性组分。镜质组中的结构镜质体保留有植物细胞结构无结构镜质体通常看不到植物细胞结构均质镜质体呈条带状或透镜状，轮廓清晰、均一基质镜质体是胶结其他显微组分和同生矿物的基质碎屑镜质体是呈碎屑状的镜质组组分。惰性组原始物料与镜质组相同，但是它是经丝质化作用而形成的。丝质组在透射光下黑色不透明油浸反射光下呈白色到黄色，有不同程度的突起。由于丝质化成因，丝质化程度及原始物料不同，丝质组可分为微粒体、粗粒体、半丝质体、丝质体、巩膜体、惰屑体等显微成分(Liu等，1997王铁冠等，1990王会祥等，1986傅家谟等，1995孙旭光等，1999)。
按照煤的成因可以将煤分成腐殖煤、腐泥煤和残留煤。腐殖煤是由高等植物经成煤作用形成的。腐泥煤是由海藻之类的低等植物的残骸生成的。残留煤是由不易被细菌分解的植物生成的，常残留有植物，像蜡煤和一些烛煤等。
在煤炭资源中占绝对优势的腐殖煤，来源于以木质纤维素为支撑组织的陆生植物。木质纤维素在弱氧化-还原条件下经凝胶化作用形成凝胶化物质而在氧化条件下经丝炭化作用形成丝炭化物质(苏现波等，2009)。在煤化作用过程中，前者转化为镜质组，后者转化为丝质组。高等植物中所含少量的角质、孢子、木栓质和树脂等稳定组分，主要由富H的蛋白质和脂类化合物组成，它们是煤中稳定组分的前身。镜质组、惰质组与稳定组按不同比例组合，就构成了不同类型的腐殖煤。图4-1表明了不同类型干酪根在演化过程中产生CH4，排出CO2和H2O的趋向。图中4种干酪根类型是通过元素分析予以确认的，并与3个显微煤岩组分组相对应:富稳定组分煤通常对应于Ⅰ型和Ⅱ型干酪根，富镜质组分煤对应于Ⅲ型干酪根，富惰性组分煤对应于Ⅳ型干酪根(Levine，1987)。
实验证明，壳质组生烃量大和生油性能好(图4-2)，因为其H/C原子比值高，芳碳率低，脂碳率高，甲基、α亚甲基、亚甲基和次甲基含量较高而与壳质
组相比，富镜质组—惰质组的腐殖煤H/C原子比的值较低，芳碳率高，脂碳率低，甲基、α亚甲基、亚甲基和次甲基含量低，故其生烃性能相对较差并以生气为主(图4-3)。随着煤的热演化程度增高，H/C原子比的值降低(黄第藩等，1995刘德汉等，2000)。
图4-1 干酪根类型及演化路径Van Krevelen图版
图4-2 壳质组热演化生烃模拟产率图
非常规油气地质学
非常规油气地质学
图4-3 均质镜质体(a)和基质镜质体(b)热演化生烃模拟产率图|(据刘德汉等，2000)非常规油气地质学
三、煤化作用过程
煤化作用的实质是温度升高条件下的化学反应过程，反应的产物即为烃类。由图4-4可知，所有类型的煤，在演化过程中均表现为C含量增加，而H、O含量减少。低煤级以O的减少为主，而高煤级H含量迅速降低不同类型的煤，其C、H、O重量百分比化幅度不同，但到高煤级各种煤趋于一致，表明多余的H、O已脱除，成分趋于稳定。从烃源岩的角度，可将煤化作用划分为几个阶段，如图4-5所示。
图4-4 两种不同类型煤演化过程
(据Levine，1993)
图4-5 煤化阶段的划分|(据秦勇，1996)
四、煤岩生烃动力学
煤岩生烃过程中，温度和时间呈互补关系，这种关系符合化学反应动力学。煤岩生烃动力学基础研究的进展主要表现在生烃动力学模型的选择和模型的标定两个方面(Schaefer et al.，1990Braun et al.，1992Ungerer et al.，1987王道钰等，1984)。目前，有机质成烃动力学模型有总包一级反应模型、串联一级反应模型、有限个平行反应模型和无限个平行反应模型，由于煤作为一种三维大分子网络结构的非均质多聚物，包含有多种官能团，多种化学链连接的复杂分子热解过程中，其反应性质及分解断裂化学键的类型不断变化，成烃反应是一系列平行和串联的单元反应的组合，因此，煤成烃的动力学模型多为以下两种类型:
(1)串联一级反应模型
dx/dt=A·exp(-E/RT)(1-x)
式中:t为反应时间x为反应物的浓度A为视频率因子E为反应物的表观活化能R为气体常数T为反应温度。
(2)平行一级反应模型
dxi/dt=Aiexp(-Ei/RT)(xi0-xi)
式中:t为反应时间xi为i反应物的浓度xi0为i反应物的原始潜量Ai为i反应的视频率因子Ei为i反应物的表现活化能R为气体常数T为反应温度。
刘金钟等(1998)在研究烃类单分子动力学时提出的模型为:
xi(t)=xi0［1-exp(-ki(t))］
ki=Aiexp(-Ei/RT)
式中:xi为第i个反应在时间t时的生成量xi0为第i个生烃母体的最大潜力ki为反应速率常数t为时间，Ei为活化能Ai为频率因子R为气体常数T为绝对温度。付少英等(2002)利用这一模型研究了鄂尔多斯盆地上古生界煤生成的甲烷和C2-5组分的形成动力学。
煤岩生烃动力学模型的标定是煤岩生烃动力学研究的关键，这种标定实质上是确定动力学模型中的活化能(E)和频率因子(A)，一般通过实验数据［产烃率(成分)-温度(时间)］来实现。这种标定涉及研究样品、研究对象、模拟实验方法、计算机软件诸因素。煤的生烃特征受多种因素的影响，如煤岩显微组分、煤化程度和成煤环境等。实验研究表明，煤的不同显微组分具有明显不同的动力学特征，平均活化能是树脂体和木栓质体最低，约为167.5kJ/mol，藻质体最高为280.5kJ/mol，孢子体、镜质体和角质体居中，分布为213.5～234.5kJ/mol(卢双舫，1996卢双舫等，1997)。活化能分布特征是角质体和藻质体具有单一的活化能，树脂体活化能分布极窄，而镜质体，木栓质体和孢子体活化能分布范围较宽。煤岩显微组分活化能的分布特征是该组分内部结构的宏观反映，同时，活化能的分布也决定了显微组分的生烃顺序:树脂体、木栓质体→基质镜质体→孢子体、镜质体→角质体→藻质体→丝质体。由此可见，在热演化作用早期阶段，树脂体和木栓质体就可以大量生成烃类，形成未熟油，在较高的演化阶段时，其他显微组分才出现生烃高峰。煤级和煤形成的环境与活化能的分布特征密切相关，以鄂尔多斯盆地东缘山西组和太原组不同煤级的煤为例(汤达祯等，1999)，在Ro=0.50%～1.30%内煤的平均活化能相对较低，数值一般小于350kJ/mol，特别是Ro值为0.95%时，平均活化能降至最低，为239kJ/mol，较低的活化能意味着生烃温度较低。低煤级煤的活化能分布范围较宽，随煤级增高至中度质烟煤阶段，活化能分布主要聚敛在250～350kJ/mol之间，随后进入高变质烟煤阶段后活化能又发散分布。
