2. 中国石油新疆油田公司勘探事业部;
3. 长江大学资源与环境学院油气地球化学与环境湖北省重点实验室
2. Exploration Department, PetroChina Xinjiang Oilfield Company;
3. Hubei Key Laboratory of Oil and Gas Geochemistry and Environment, College of Resource and Environment, Yangtze University
在全球能源结构转型与“双碳”目标背景下，中国非常规天然气勘探开发正经历从页岩气到煤岩气的战略拓展[1]。20世纪70年代，美国在圣胡安、粉河和黑勇士等盆地率先将煤层作为储层进行非常规天然气资源的勘探和开发[2-3]，随后加拿大阿尔伯塔盆地及澳大利亚苏拉特盆地陆续实现煤层气商业化开发[4-7]。但全球煤层气产量在2023年仅为700×108m3 [8]，显示出传统煤层气地质理论及开发模式的局限性。2024年以来，中国将探勘对象转向深层煤岩气，突破了传统（中—浅层）煤层气的勘探开发深度限制[9]，首次将“以煤作为储集岩且处于煤炭开采经济技术极限深度以深煤层中的天然气”定义为煤岩气[7]，逐步探索形成深层煤岩气系统理论。2024年中国深层煤岩气年产量突破23×108m3，较上年增长130%[10]，展现出巨大的发展潜力。
准噶尔盆地作为中国西北重要的天然气富集区，天然气探明率仅为7.5%，勘探潜力大[11-12]。盆地内侏罗系煤层普遍发育，因此在常规天然气勘探持续推进的同时，新疆油田公司积极探索煤层气等非常规天然气资源。但早期的煤层气勘探主要针对埋藏深度小于1400m的浅层煤层气，这类气体的赋存以吸附气为主，主要采用长期排水降压开采的开发生产方式。然而，在盆地腹部白家海地区勘探的实践中发现，多口2000m以深的直井无须排采即可快速获得低产气流，其产出特征与常规煤层气存在显著差异。这一重要发现揭示了深层煤系地层中可能存在的新型天然气资源——煤岩气。基于这一突破性认识，系统开展准噶尔盆地深层煤岩气勘探相关工作。总体可以分为3个阶段：（1）准备阶段（2000—2020年），落实盆地内深层煤岩基本地质特征，持续开展煤岩试气，探索深层煤岩含气性；（2）拓展阶段（2020—2022年），部署钻探国内首口深层煤岩气探井CT1H井，在侏罗系西山窑组2556~2772m获高产工业气流，开辟了深层煤岩气勘探新领域；（3）深化阶段（2023年至今），落实深层煤岩气控藏要素，优选有利区，推进煤岩气产能建设。近年来，在准噶尔盆地的南缘和东部地区虽然已经实现煤岩气的重大突破[13-14]，但煤岩气整体勘探研究程度相对较低，煤岩气相关研究仍存在短板。早期研究认为，准噶尔盆地白家海地区西山窑组和八道湾组为“古生中储”的成藏模式，烃源岩层为石炭系；而盆地南缘西山窑组和八道湾组煤岩气为“自生自储”的成藏模式。但是最新的勘探结果发现白家海地区侏罗系西山窑组和八道湾组天然气同位素组成存在差异，且白家海地区西山窑组煤岩气主要分布在构造高部位，而八道湾组天然气为大面积广覆型分布。这表明西山窑组和八道湾组两套煤层天然气气源及成藏模式可能存在差异，需要进一步明确盆地内不同地区八道湾组和西山窑组煤岩气成藏主控因素及成藏模式。此外盆地内不同地区不同层位煤岩储层非均质性强，成储机理不清 [15-19]，这些基础研究的滞后严重制约了盆地煤岩气资源的有效开发，急需开展系统性的研究[20]。
本文结合准噶尔盆地白家海凸起、滴南凸起、齐古断褶带DM-2-101H、CM-2-101H、QX1、QG1等井侏罗系最新资料，系统梳理深层（超过2000m）煤岩气的地质特征，包括煤岩空间展布规律、储层物性及保存条件等，结合盆地源储配置关系揭示煤岩气富集的主控因素，建立准噶尔盆地4种煤岩气成藏模式。在此基础上，综合评价准噶尔盆地煤岩气资源潜力，并探讨盆地煤岩气未来的勘探方向。
1 区域地质概况准噶尔盆地是在海西期构造运动基础上发展起来的大型叠合盆地[21]，是中亚造山带的重要组成部分，是中国重要的含油气盆地之一。盆地主体位于新疆维吾尔自治区北部，地理上介于天山造山带与阿尔泰造山带之间，呈近三角形展布，盆地东西距离和南北距离分别为700km、370km左右，总面积约13×104km2[15, 22]，是中国重要的含油气盆地之一。盆地自石炭纪以来经历了多期构造运动并最终形成现今复杂的构造格局，盆地划分出乌伦古坳陷、陆梁隆起、西部隆起等6个一级构造单元[23]，进一步划分成44个二级构造单元（图 1左）。盆地自下而上发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系至第四系。
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图 1 准噶尔盆地构造单元图（左）与地层综合柱状图（右） Fig. 1 Division of structural units (left) and comprehensive stratigraphic column (right) in Junggar Basin |
侏罗系发育完整的陆相沉积体系，根据沉积相及岩性特征，自下而上划分为八道湾组、三工河组、西山窑组、头屯河组和齐古组。西山窑组和八道湾组发育黑色、灰黑色煤岩及黑色泥岩，是侏罗系主力煤系烃源岩。侏罗系共发育5套储盖组合，一是八道湾组中部黑灰色泥岩为盖层，底部缓坡背景下的扇三角洲含砾细砂岩及细砂岩为储层，主要发育砂砾岩岩性油藏；二是八道湾组三角洲平原河道间泥炭沼泽发育的煤岩为储层，煤岩顶部泥岩为盖层，主要发育深层煤岩气藏；三是三工河组辫状河三角洲水下分流河道、侧缘及河道间的灰色、深灰色粉—细砂岩为储层，三工河组顶部泥岩为盖层，形成大面积叠置的砂岩油藏；四是以西山窑组底部煤岩为储层，煤岩上覆泥岩为盖层，形成他源构造型煤岩气藏；五是以头屯河组底部粉—细砂岩为储层，上覆泥岩为盖层，发育大面积叠置的岩性油藏。准噶尔盆地相继在侏罗系八道湾组、三工河组和头屯河组累计探明石油地质储量5×108t，探明天然气地质储量444×108m3，是准噶尔盆地重要的高效勘探领域。
西山窑组和八道湾组纵向上共发育8套煤岩（图 1右），其中西山窑组②号煤岩和八道湾组⑤号煤岩在盆地内广泛发育。早期对盆地内西山窑组和八道湾组埋藏在200~550m之间的浅层煤层气进行勘探，目前在准南煤田阜康矿区、吉木萨尔矿区已经效益建产。但深层煤岩气勘探尚处于起步阶段，仅在滴南凸起、白家海凸起和齐古断褶带5口探井钻遇深层煤岩气，其中CM-2-101H和CT1两口井获工业气流，其余井也具有良好显示，勘探潜力大，因此厘清煤岩气地质特征与成藏模式对准噶尔盆地非常规油气发展具有重要意义。
2 煤岩气地质特征 2.1 煤岩展布及煤质特征准噶尔盆地侏罗系八道湾组和西山窑组发育三角洲平原河道间泥炭沼泽，形成盆地内分布面积最广、厚度较厚的含煤系地层，也是重要的烃源岩层[24]。自下而上共发育8套煤岩，其中西山窑组发育①至③号煤岩，八道湾组发育④至⑧号煤岩；西山窑组煤岩总厚度为13~46m，八道湾组煤岩总厚度为8~37m。平面上西山窑组在盆地南部齐古断褶带、盆地腹部滴南—白家海地区发育两个富煤中心，其中齐古断褶带东部煤岩厚度最大，向西煤岩厚度逐渐减薄；东道海子凹陷煤岩厚度可达35~46m，从凹陷中心向白家海凸起、滴南凸起煤岩厚度逐渐减薄。
八道湾组沉积期，盆地周缘山地削高填低形成了稳定物源，开始形成辫状河三角洲，纵向上发育5套煤岩。其中⑤号煤岩展布最为稳定，是八道湾组主力煤岩，该套煤岩在盆地腹部滴南—白家海地区最厚，单层厚度均大于10m；煤体结构较完整，部分发育割理。八道湾组煤岩水分含量平均为1.64%，灰分含量平均为5.51%，挥发分含量平均为41.10%（图 2），属于特低水分、特低灰分、较高挥发分低—中阶煤。八道湾组发育覆水森林沼泽环境，镜质组含量较西山窑组高，为58.4%~96.3%，平均为85.71%，以均质镜质体为主，内生裂隙发育（图 3a），基质镜质体与孢粉体、树脂体、粗粒体、黏土矿物胶结（图 3b、c），惰质组、壳质组平均含量分别为3.11%和7.86%。热演化程度高，Ro介于0.5%~0.9%。
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图 2 准噶尔盆地西山窑组②号煤岩和八道湾组⑤号煤岩工业组分及显微组分特征图 Fig. 2 Characteristics of proximal components and macerals of coal rock No.2 in Xishanyao Formation and coal rock No.5 in Badaowan Formation in Junggar Basin |
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图 3 准噶尔盆地西山窑组和八道湾组煤岩显微组分镜下特征图 Fig. 3 Microscopic maceral characteristics of coal rocks in Xishanyao Formation and Badaowan Formation in Junggar Basin （a）均质镜质体，发育内生裂隙，DN141井，3007.7m，J1b，⑤号煤岩；（b）基质镜质体胶结孢粉体、树脂体、粗粒体，DN141井，3010.9m，J1b，⑤号煤岩；（c）基质镜质体胶结树脂体、孢粉体、角质体和黏土矿物，DN141井，3014.7m，J1b，⑤号煤岩；（d）丝质体和半丝质体交替出现，DN141井，2582m，J2x，②号煤岩；（e）条带状惰质组丝质体横断面，局部可见残留胞腔孔，局部与黏土矿物混杂，JT2井，3193m，J2x，②号煤岩；（f）惰质组为主，少量镜质组，含有丝质体（主要组分）、过渡组分、镜质体，DM-2-101井，3007.7m，J2x，②号煤岩 |
西山窑组沉积期，湖盆开始收缩，气候相对干燥，纵向上共发育3套煤岩，②号煤岩是研究区主力煤岩之一，单层厚度最大，厚度为6~15m，展布面积最广，整体分布较为稳定。其中，盆地腹部滴南—白家海地区②号煤岩厚度最厚，局部可超过25m；南缘齐古断褶带也是②号煤岩最主要的富集区，单层煤岩厚度为10~15m。受沉积环境影响，西山窑组煤岩以原生煤为主，颜色呈灰黑色和黑色，煤体结构完整，部分可观察到炭化木质结构，煤岩割理发育程度低，偶见裂缝且无填充，局部有碳质泥岩夹矸发育。齐古断褶带与滴南—白家海地区西山窑组煤岩工业组分特征相同，表现出低水分、低灰分和较高挥发分的组成特点，其中水分含量为1.21%~7.05%，平均为3.40%；灰分含量为2.50%~21.77%，平均为9.18%；挥发分含量为24.38%~29.95%，平均为27.00%（图 2）。但两个地区显微组分和热演化程度差异较大，滴南—白家海地区西山窑组煤岩惰质组含量平均为73.48%，镜质组、壳质组平均含量分别为21.93%和1.28%，镜下观察丝质体和半丝质体交替出现（图 3d），条带状惰质组丝质体横断面局部可见残留胞腔孔，局部与黏土矿物混杂（图 3e），部分丝质体、过渡组分、镜质体混杂分布（图 3f）。滴南—白家海地区煤岩热演化程度低，Ro为0.45%~0.55%，平均为0.51%，而齐古断褶带煤岩镜质组和惰质组含量相当，为30%，煤岩热演化程度高，Ro大于1.3%。显微组分含量上的差异，也表明在原始沉积时期，滴南—白家海地区丝质体供给充足，煤岩生气量相对较差。
2.2 煤岩气气源特征与对比准噶尔盆地侏罗系深层煤岩气存在3类来源，分别是石炭系、侏罗系西山窑组和八道湾组。晚石炭世发育海陆过渡相沉积环境，形成了下石炭统松喀尔苏组以黑色泥岩为主夹凝灰质泥岩的烃源岩层，松喀尔苏组泥岩厚度为280~450m，平面上以滴水泉凹陷、东道海子凹陷和五彩湾凹陷为生烃中心，烃源岩TOC为1.5%~4.6%，平均为3.4%，Ro大于1.2%，钻井已证实松喀尔苏组目前是准噶尔盆地最有利的一套生气烃源岩。石炭系生成的天然气甲烷碳同位素偏轻，为-33.6‰~-31.3‰，乙烷碳同位素偏轻，为-28.6‰~-26.3‰，干燥系数为0.95~0.98，为干气。
盆地侏罗系西山窑组和八道湾组广泛发育煤系烃源岩，西山窑组平面上在盆地南缘齐古断褶带和盆地腹部发育两个厚度中心。齐古断褶带在侏罗纪末期隆升，古构造背景开始形成，此时西山窑组煤系烃源岩埋藏浅，烃源岩成熟度低；白垩纪至古近纪持续沉积，热演化程度升高，Ro达1.2%；烃源岩干酪根类型为Ⅲ型，是良好的气源岩。但盆地腹部西山窑组煤系烃源岩埋藏浅，热演化程度低，Ro小于0.6%，不具备大量生气基本条件。八道湾组煤系烃源岩早期埋藏深，晚期抬升、剥蚀，Ro集中分布在0.7%~0.9%，且煤岩镜质组含量高，含气量最高可达17.06m3/t，具备良好生气潜力。
盆地腹部滴南凸起、东道海子凹陷、白家海凸起西山窑组煤岩Ro为0.52%~0.63%，平均为0.56%，演化程度低，难以大量生气。CT1、CM-2-004H、CM-2-101H等井西山窑组煤岩气分析结果显示，天然气组分以甲烷为主，含量为85.07%~94.40%，干燥系数介于0.95~0.97，为干气，甲烷碳同位素分布在-37.1‰~-29.9‰（表 1）。勘探证实白家海凸起周缘侏罗系气藏如彩南油田等，气源均来自石炭系烃源岩[25]，将盆地腹部煤岩气地球化学特征与近年白家海凸起周缘侏罗系已发现的多个气藏进行对比，认为二者地球化学特征相似（图 4），气源具有一致性，均来自高成熟石炭系烃源岩，为他源型气藏。
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表 1 准噶尔盆地煤岩气地球化学特征表 Table 1 Geochemical characteristics of coal-rock gas in Junggar Basin |
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图 4 准噶尔盆地煤岩气气源特征对比图 Fig. 4 Correlation of gas source characteristics in Junggar Basin |
盆地腹部滴南—白家海地区八道湾组CM-2-101H井近期获重大突破，对CM-2-101H井八道湾组煤岩开展近30天连续解吸实验，发现解吸前期先逸散的游离气地球化学特征与滴南—白家海地区西山窑组煤岩气特征相似，碳同位素轻，表现为石炭系外来气源，但游离气占比极低，小于2%。随解吸时间不断延长，吸附气开始解吸，天然气地球化学特征出现显著差异，组分以甲烷为主，含量为94.01%~94.97%，干燥系数为0.94，偏湿气，甲烷碳同位素更重，为-27.7‰~-26.1‰，与侏罗系来源天然气特征一致[26]，反映为八道湾组煤岩自生气特征（表 1）。
盆地南缘整体热演化程度高，西山窑组煤岩Ro普遍大于1.3%，进入高成熟阶段，可作为良好生气母质。前人针对南缘浅层煤岩气气源进行分析，认为南缘浅层煤岩气为生物气和热成因气的混合气[27]，天然气来自其本身。南缘齐古断褶带地区深层煤岩气甲烷碳同位素相对较轻，集中分布在-34.3‰~-27.5‰，平均为-29.3‰，乙烷碳同位素为-26.0‰~-25.0‰，平均为-25.5‰。整体甲烷碳同位素轻于乙烷碳同位素，且乙烷碳同位素均大于-28‰，气体主要来自腐殖型烃源岩。对比盆地南缘目前已发现的玛河气田、呼图壁气田天然气地球化学特征[26]，发现南缘西山窑组煤岩气与玛河气田、呼图壁气田气体均来自腐殖型煤系地层，为自源型气藏。
2.3 煤岩孔隙结构与含气性准噶尔盆地西山窑组②号煤岩孔隙度为14.86%~21.37%，平均为17.25%，渗透率为0.98~7.51mD，平均为5.49mD，为低—中孔储层。煤岩储层整体孔隙较发育，以有机质孔（图 5a）、胞腔孔（图 5b）为主，胞腔孔集中发育，横断面可见整齐的筛网状结构（图 5c），部分还可见粒间孔、矿物晶间孔和裂缝等，孔隙多与裂缝伴生发育，构成良好的孔缝网络。本文基于二氧化碳吸附、氮气吸附、高压压汞及微米CT扫描多种实验方法对准噶尔盆地孔隙结构进行全直径定量表征。结合孔隙分类标准，将直径小于2nm的孔隙定义为微孔，直径为2~50nm的孔隙定义为介孔，直径大于50nm的孔隙定义为宏孔。西山窑组煤岩孔隙结构相对较好，微孔、介孔、宏孔均发育，其中微孔占比平均为17.69%，介孔占比平均为13.85%，宏孔占比平均为68.46%。镜下观察各种类型孔隙之间连通性好，介孔的存在沟通了微孔和宏孔，利于游离气运移和富集，能够形成有效运聚气孔带（图 5d）。结合含气量测试和等温吸附实验对煤岩含气量及煤岩气赋存状态进行分析，西山窑组煤岩总含气量为6.30~16.11m3/t，平均为12.92m3/t，其中吸附气和游离气占比相当，游离气含量平均为6.85m3/t，吸附气含量平均为6.58m3/t，游离气占比高达53%。
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图 5 准噶尔盆地煤岩孔隙结构特征图 Fig. 5 Pore structure characteristics of coal rocks in Junggar Basin （a）气孔，JT2井，J2x，3192.2m，②号煤岩；（b）胞腔孔，CM2井，J2x，2856.55m，②号煤岩；（c）胞腔孔，筛网状结构，DM-2-101H井，J2x，2682.79m，②号煤岩；（d）气孔带，QX1井，J2x，2485.55m，②号煤岩；（e）微裂缝，JT2井，J1b，3616.71m，⑤号煤岩；（f）有机质孔隙，彩煤-2-101H井，J1b，3252.65m，⑤号煤岩 |
八道湾组⑤号煤岩储层致密，物性差，孔隙度为0.95%~3.88%，平均为3.12%，渗透率为0.01~0.68mD，平均为0.44mD，为特低孔—特低渗储层。八道湾组煤岩孔隙结构与西山窑组有显著差别，煤岩孔隙几乎不发育，未见有机质孔及胞腔孔，但纹层状割理和交错微裂缝发育（图 5e），部分样品中偶见微米级气孔（图 5f），孔隙和裂缝间连通性较差，不具备气体运移条件。八道湾组孔隙结构相对较差，孔隙全直径定量表征结构显示以微孔（占比平均为31.04%）和宏孔（占比平均为67.93%）为主，介孔几乎不发育。对白家海凸起八道湾组煤岩气保压取心井CM-2-101H井含气性进行分析，两组实验样品总含气量分别为13.96m3/t和12.76m3/t，其中游离气分别仅为1.43m3/t和1.48m3/t，吸附气占比分别高达89.76%和88.40%，且两组样品随着解吸时间的推移，吸附气含量逐渐升高。
此外，对西山窑组和八道湾组煤岩气赋存状态差异的原因展开分析，认为孔隙结构控制煤岩气的赋存状态。前文已经介绍准噶尔盆地东部西山窑组煤岩气为石炭系气源，石炭系烃源岩生成的天然气分子经断裂向上运移至侏罗系②号煤岩储层中，由于②号煤岩微孔、介孔和宏孔均发育（图 6），天然气沿着孔隙通道不断运移，孔隙间相互连通，天然气分子优先充注宏孔，其次是介孔，剩下的少量天然气进入微孔，微孔孔径小，气体难以流动，形成吸附气，因此西山窑组煤岩气游离气占比远远超过八道湾组。勘探证实八道湾组为自源型煤岩气，煤岩热演化程度高，具备良好生气潜力，由于八道湾组储层孔隙结构差，介孔几乎不发育，且总孔隙数量少，其中微孔占比高，天然气分子生成后，只能有极少部分优先进入宏孔中，多数进入微孔，难以有效运移，形成吸附气，因此西山窑组和八道湾组煤岩孔隙结构的不同是决定两类煤岩气赋存状态存在显著差异的因素。
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图 6 准噶尔盆地CM-2-101H井侏罗系西山窑组和八道湾组全孔径表征分布图 Fig. 6 Characterization of full pore size distribution in the Jurassic Xishanyao Formation and Badaowan Formation in Well CM-2-101H in Junggar Basin |
气源对比已经明确滴南—白家海地区西山窑组煤岩气主要来自深层石炭系烃源岩，因此断裂能否有效搭接对外源型煤岩气藏的运移聚集至关重要。滴南—白家海地区发育多期断裂系统，其中海西期—印支期发育多条大型通源断裂（图 7），直接沟通石炭系烃源岩，而燕山期发育的浅层断裂可为煤岩气垂向运移提供可靠路径，这种“深断供烃、浅断导流、深浅搭接”的输导体系，实现了滴南—白家海地区从石炭系烃源岩到侏罗系煤岩的天然气接力式运聚。
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图 7 准噶尔盆地腹部白家海凸起断裂体系发育特征图 Fig. 7 Development characteristics fault system in Baijiahai Bulge in the hinterland of Junggar Basin |
无论是自源型还是外源型煤岩气藏，其保存均受煤岩顶板岩性控制。勘探实践证实，准噶尔盆地深层煤岩气储盖组合类型共有两类：煤—泥组合和煤—砂组合，其中煤—泥组合气测显示更高，表明煤岩含气性更好，是有利的储盖组合。准噶尔盆地滴南凸起高部位、玛湖凹陷周缘西山窑组煤岩储盖组合多为煤—砂组合，保存条件差，天然气难以聚集成藏。而盆地南缘齐古断褶带及腹部地区的白家海凸起、东道海子凹陷构造低部位保存条件有利，储盖组合为煤—泥组合，且泥岩厚度相对较厚，大于2m。滴南凸起、白家海凸起高部位八道湾组煤岩发育煤—砂储盖组合类型，成藏条件差，煤—泥组合集中分布在东道海子凹陷与白家海凸起构造低部位，是有利的煤岩气藏发育区。此外，还发现煤岩顶底板岩性组合类型控制地层含水层的分布，一般认为在泥岩顶板区易形成区域性隔水层，抑制垂向水交换，浅层地下水径流缓慢[28]，深部受构造抬升影响呈现弱承压特征，整体形成滞流水文系统，对煤岩气保存提供有利条件。而砂岩顶板区渗透性增强，存在弱径流带，不利于气藏保存。
3 深层煤岩气成藏模式准噶尔盆地侏罗系西山窑组②号煤岩和八道湾组⑤号煤岩全盆地稳定发育，尤其在盆地腹部和南缘厚度最大；西山窑组煤岩孔隙结构好，为煤岩气富集提供充足的储集空间；八道湾组煤岩有机碳含量、产烃率、热演化程度均较高，为煤岩气富集成藏提供物质保障。综合煤岩地质特征、烃源岩、构造和煤岩顶底板组合等多要素分析，构建了准噶尔盆地3种侏罗系深层煤岩气成藏模式，分别为他源构造型、自源地层型和自源构造型。
3.1 他源构造型成藏模式他源构造型煤岩气藏具有“断裂控运、构造控藏、顶板控富”的典型特征，煤岩作为储层，气源为深部石炭系松喀尔苏组烃源岩，天然气沿通源断裂垂向运移至侏罗系（局部）构造的煤岩储层中聚集成藏，煤—泥顶板组合区富集程度高，煤岩气游离气含量高、甲烷碳同位素轻、偏干。
该深层煤岩气成藏模式主要分布在盆地腹部西山窑组，为下生上储型成藏组合。石炭系松喀尔苏组烃源岩生成的高成熟天然气沿通源断裂运移至石炭系顶部，后经顶部不整合面向高构造部位会聚，形成石炭系裂缝性天然气藏；部分天然气继续沿深浅搭接断裂体系向上运移至侏罗系，八道湾组煤岩储层物性差，孔隙结构差，石炭系天然气经过八道湾组煤岩继续向上运移，西山窑组煤岩孔隙结构好，微孔、介孔、宏孔均发育，能够形成有效储层，天然气分子以游离态形式源源不断进入西山窑组煤岩，煤岩顶部发育厚层泥岩，为天然有利盖层，封闭条件好，天然气受控于浮力作用，由低部位向高部位运聚，逐渐在凸起区形成规模构造型气藏。目前准噶尔盆地煤岩气勘探目标多为深层他源构造型，盆腹区CT1、CM-2-101H、CM-2-003H、CM-2-004H等多口探井获工业气流，更加证实盆腹区西山窑组是寻找深层他源构造型煤岩气藏的重要领域（图 8）。
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图 8 准噶尔盆地腹部滴南—白家海地区他源构造型和自源地层型煤岩气成藏模式图 Fig. 8 Hydrocarbon accumulation patterns of allogenetic structural type and authigenic stratigraphic type coal-rock gas in Dinan-Baijiahai area in the hinterland of Junggar Basin |
自源地层型煤岩气藏主要受热演化程度、孔隙结构和顶板岩性控制，煤岩既作为烃源岩又作为储层，介孔不发育，相对较差的孔喉结构为煤岩气后期吸附提供先天优势，此类煤岩气表现为游离气占比极低，天然气碳同位素较重，为湿气。
该成藏模式主要分布在准噶尔盆地腹部凹陷区深层和凸起带低部位远离断裂发育区的八道湾组（图 8），由于西山窑组煤岩热演化程度低，Ro整体小于0.7%，不具备形成此类气藏的基本条件。盆地腹部八道湾组发育开阔深水三角洲平原泥炭沼泽，水动力作用强，成煤植物多为草本植物，凝胶化严重，导致八道湾组煤岩微孔占比高，介孔几乎不发育，孔隙结构差，储层吸附性极强，为后续天然气富集提供了必要条件。八道湾组煤岩Ro大于0.8%，热演化程度高，为中阶煤，具备大量生气所需的物质基础。当煤岩大量生气后，大量天然气分子直接被吸附在煤岩微孔中，上覆顶板多为厚层泥岩，盖层条件有利，煤岩气能够原地形成广覆型气藏。此外，八道湾组浅层断裂几乎不发育，也为煤岩气藏后期保存形成保障。此外，还需考虑到保存条件对自源地层型煤岩气藏的影响，浅层凸起区煤岩顶板为砂岩，难以形成有效盖层，且白家海凸起发育大型羽状断裂带，保存条件差，天然气易散失，而深层凹陷区煤岩热演化程度高，断裂不发育，保存条件好。
3.3 自源构造型成藏模式自源构造型气藏，侏罗系煤岩既作为烃源岩也作为储层，煤岩热演化程度高，源储条件有利，天然气能否富集成藏主要受保存条件决定，勘探证实煤岩顶板岩性为泥岩且处于正向构造位置，利于煤岩气成藏。
深层自源构造型煤岩气藏主要分布在盆地南缘的西山窑组。南缘西山窑组具辫状河三角洲、滨浅湖沉积环境背景，平面上煤岩稳定展布，纵向上河道间洼地、分流间湾、滨浅湖环境大量发育厚层泥岩隔层，水动力环境相对封闭滞留，具备良好封堵条件。煤岩热演化程度高，Ro大于0.8%，可以作为自生自储型煤岩气藏良好的气源。但南缘山前构造带构造形态复杂，多期的构造运动导致煤岩储盖配置关系发生改变，上覆泥岩盖层受到挤压，构造单元压力更高，封堵性更强，更有利于煤岩气保存。煤岩气形成后，天然气分子以游离状态在煤岩储层中向构造高部位运移，逐渐在凸起区聚集成藏。因此南缘西山窑组煤岩气藏受构造条件控制显著，要将具正向构造、挤压背景区块作为勘探有利区（图 9）。此外，南缘八道湾组也是自源构造型气藏的潜在分布区，八道湾组煤岩埋藏深，煤岩热演化程度较西山窑组更高，为良好生气母质。南缘八道湾组深层煤岩气成藏条件与西山窑组相同，均受顶板岩性和构造条件双重控制，但目前由于深度和构造限制，未有井钻遇。
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图 9 准噶尔盆地南缘深层煤岩气成藏模式图 Fig. 9 Hydrocarbon accumulation pattern of deep coal-rock gas in the southern margin of Junggar Basin |
前期勘探证实准噶尔盆地腹部和南缘深层煤岩气成藏模式和富集规律存在明显差异，本文基于“煤岩地质特征、源储耦合关系、煤岩保存条件”等成藏要素开展深层煤岩气综合评价，为后期准噶尔盆地深层煤岩气勘探领域优选提供重要的参考依据。研究认为，盆地腹部白家海凸起、东道海子凹陷和盆地南缘齐古断褶带是未来准噶尔盆地深层煤岩气有利勘探区。
4.1 盆地腹部有利勘探方向白家海凸起是准噶尔盆地西山窑组他源构造型煤岩气藏主要的有利勘探区。西山窑组煤岩为半干燥—潮湿浅水沼泽沉积环境，发育大量木本成煤植物，煤岩镜质组含量低，惰质组富集，煤岩自身生气能力弱，不能作为稳定气源。而白家海凸起目前已发现12个侏罗系油气藏，勘探实践证实其天然气来源均为石炭系高成熟烃源岩，资源基础雄厚，具备成藏所需基本物质条件。此外白家海凸起地层主体为单斜构造，轴部发育多种走滑性质小断层群，能够为石炭系天然气垂向运移提供有效通道，煤岩气沿通源断裂向构造高部位聚集成藏，可以形成横向叠置连片煤岩气藏。
东道海子凹陷和白家海凸起的构造低部位是准噶尔盆地八道湾组自源地层型煤岩气藏主要的有利勘探区。东道海子凹陷埋藏深，八道湾组三角洲平原河道间发育大量泥炭沼泽，为优质成煤环境，煤岩热演化程度高，能够作为良好生气母质。同时八道湾组煤岩储层本身极为致密，介孔几乎不发育，具备强吸附性，为煤岩气富集提供先天的储集条件。此外东道海子凹陷和白家海凸起构造低部位煤岩顶板发育巨厚泥岩，封盖条件有利，水动力活动弱，因此自源地层型煤岩气藏在东道海子凹陷和白家海凸起低部位大面积成藏。
盆地腹部滴南凸起埋藏整体较浅，煤岩热演化程度高，且滴南凸起煤岩顶板大部分为砂岩，封闭性差，DM-2-001H井和DM2井已经证实滴南凸起可能不具备深层煤岩气勘探的有利条件。综合成藏条件优选盆地腹部地区深层煤岩气有利勘探面积共1505km2（图 10），预估煤岩气资源量为3093×108m3。
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图 10 准噶尔盆地煤岩气勘探有利区展布 Fig. 10 Distribution of favorable areas for coal rock gas exploration in Junggar Basin |
盆地南缘齐古断褶带和霍玛吐背斜带是准噶尔盆地自源构造型深层煤岩气藏主要的有利勘探区。齐古断褶带和霍玛吐背斜带经历早期深埋，晚期抬升、剥蚀，煤岩热演化程度高，Ro可以达到0.8%以上，有机质处于大量生气阶段。煤岩储层微孔、宏孔、介孔均发育，孔隙间相互连通，此类煤岩气形成后受浮力作用向构造高部位聚集成藏。而齐古断褶带和霍玛吐背斜带具备的正向构造背景和大面积发育的泥岩顶板给自源构造型煤岩气藏（形成）提供了重要保障。结合区域油气地质条件，认为齐古断褶带是目前规模最大、成藏条件最有利的勘探部署区，面积为880km2（图 10），预估煤岩气资源量为1167×108m3。
5 结论（1）准噶尔盆地发育西山窑组②号和八道湾组⑤号两套主力煤岩，盆地腹部滴南—白家海地区西山窑组为低阶原生结构煤，惰质组含量高，生气能力差，储层发育胞腔孔、有机质孔等多种类型孔隙，储层物性好。盆地南缘西山窑组发育中阶煤，镜质组含量高，为良好生气母质，储层孔隙连通性好，游离态煤岩气占比高。八道湾组煤岩为中阶原生结构煤，储层致密，吸附性强，煤岩气以吸附态形式存在。
（2）准噶尔盆地发育他源构造型、自源地层型和自源构造型3类成藏模式。
（3）盆地腹部滴南—白家海地区西山窑组、八道湾组和盆地南缘西山窑组深层煤岩气是准噶尔盆地煤岩气未来勘探方向，优选滴南—白家海地区西山窑组、八道湾组和南缘地区西山窑组有利区分别为643km2、862km2和880km2，估算资源总量为4260×108m3。
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