0 引言
准噶尔盆地是位于新疆北部的一个大型含煤盆地，面积约为13×104 km²，侏罗系煤系厚度大，分布稳定［1-5］，煤层主要发育在侏罗系西山窑组和八道湾组，煤炭资源量超过6 000×108 t，是我国西北地区中、下侏罗统煤系分布最广的区域，煤层变质程度低，主要为低变质长焰煤，其次有少量的肥煤［6-10］。据2024年中国石油准噶尔盆地煤岩气资源评价结果，2 000 m以浅煤岩气资源量为16 238.2×108 m³，其中下侏罗统西山窑组（J2 x）为9 944.7×108 m³，下侏罗统八道湾组（J1 b）为6 293.5×108 m³，埋深2 000~5 000 m资源量为18 544.5×108 m³，其中J2 x为11 431.6×108 m³，J1 b为7 112.9×108 m³ 1。
20世纪90年代以前，油气勘探重点聚焦于常规油气领域，对煤岩气等非常规天然气的勘探开发投入相对匮乏［9-10］。1992年，新疆油田对彩17井侏罗系煤层进行测试，未能获得工业气流。2005年选取陆28井、和3井、彩504井煤层进行测试，获得少量气流［11-15］，彩504井西山窑组煤层在2007年通过射孔压裂测试，成功产出日产约7 300 m³的煤岩气，且产水量极少；同年阜康矿区阜试1井完井压裂试产后，最高日产气量约2 000 m³。2008年，中国石油新疆油田公司在阜康地区钻探阜煤1井，2009年8月2日对八道湾组煤层进行压裂试产，机抽排采65 d后，日产气量达500 m³，但到2010年3月2日停抽时，日产气量降至100 m³以下。2009年中国石油新疆油田公司确定准东大井、沙帐、乌鲁木齐—大黄山地区为煤岩气有利勘探区块。2010年吉木萨尔地区的吉22井、吉23井煤层段成功获得煤岩气，彩探1H井更是取得重大突破，最高日产气量达到5.7×104 m³。截至目前，该井已试采998 d，累计产气1 449×104 m³，成为该区域煤岩气勘探开发的标志性成果［16-19］。2021年以来，新疆亚新煤岩气在阜康通过试验获得产量突破，2024年产量突破8 300×104 m³。
1 区域地质概况
2 煤岩岩石学特征
2.1 煤层发育特征
八道湾组岩性组成复杂多样，主要由湖泊相、河流相、泥炭沼泽相的灰色、灰黑色、灰绿色、灰黄色粉砂岩、细砂岩、泥岩、炭质泥岩、灰白色中、粗粒砂岩以及煤层构成，含植物化石及瓣鳃类化石，地层平均厚920 m，含煤33层，分为大浦沟段和碱泉子段。大浦沟段含9个煤层，可采3个，地层平均厚411 m；碱泉子段含24个煤层，可采11个，地层平均厚509 m。
四工河—大黄山地区八道湾组含煤地层总厚1 015.92 m，煤层总厚平均为106.98 m，含煤系数10.5%，含煤45层，可采煤层总厚度平均28.03~48.77 m不等，区段内八道湾组下段含煤性最好，中段较差，上段最差。
八道湾组岩性主要为灰绿色、灰色、灰白色砂岩、泥岩，夹砾岩、砂砾岩、煤层，下部岩性粗，向上变细。沙帐—吉木萨尔地区煤层发育较好，南部优于北部，煤层累计厚度50余米，最大单层厚度15 m，含煤系数5%~10%。大井凹陷含煤2层，厚4 m左右，含煤系数为4.75%。构造活动对煤层的发育和分布有着重要影响。在构造相对稳定的区域，煤层厚度相对稳定，连续性较好；而在构造活动频繁的区域，煤层受到挤压、褶皱等作用，厚度变化较大，甚至出现煤层缺失现象。
西山窑组煤系地层在盆地东部分布广泛，底部煤层分布稳定，南部富煤区位于硫磺沟—阜康一带，含煤2~35层，总厚可达187 m；白家海—滴南地区煤层广泛分布，含煤层1~3层，厚度5~20 m，分布面积为3 682 km²；北部含煤层1~26层，厚度5~85 m，有沙帐、大井、梧桐窝子等富煤带，分布面积分别为1 188 km²、5 220 km²、1 400 km²（图3）。
乌鲁木齐—四工河地区，西山窑组为滨湖相—泥炭沼泽相沉积，含泥岩、炭质泥岩和煤层，底部有灰—灰白色中砂岩。白杨河向斜南翼地层厚917.33 m，煤层有效厚度为147.43 m，含煤系数为16%；北翼厚812.78 m，煤层有效厚度为135.60 m，含煤系数为17%；北单斜厚838.20 m，煤层有效厚度117.28 m，含煤系数为15.6%。本组地层可分为3段，各段特征明显：下段煤层少但厚度大；中段煤层多但厚度小；上段含煤特征稳定。
2.2 煤岩显微组分特征
准噶尔盆地煤岩显微组分主要有镜质组、惰质组和壳质组。镜质组以无结构镜质体中的基质镜质体和碎屑镜质体为主，惰质组以丝质体中的氧化丝质体为主，壳质组主要为孢粉体中的小孢子体。基质镜质体含量在不同区域占镜质组总量的35%~60%，碎屑镜质体占比为20%~40%（表1）。惰质组则以丝质体中的氧化丝质体为主，其含量约占惰质组的50%~70%。壳质组主要为孢粉体中的小孢子体，在整个煤岩显微组分中占比较低，一般在3%~10%之间。不同地区煤岩显微组分含量差异明显，反映了成煤环境的多样性。研究表明，西山窑组干燥森林泥炭沼泽和高位泥炭沼泽相更为发育，八道湾期和西山窑期，准东地区主要为干燥泥炭沼泽相，西山窑组干燥森林泥炭沼泽相地层占比约为30%~40%，高位泥炭沼泽相占比为20%~30%［35-36］。
表1 准东地区煤岩显微组分测定结果统计Table 1 Statistical table of the results of maceral determination of coal rock in eastern Junggar Basin |
| 地点/井号 | 层位 | 镜质组/% | 惰质组/% | 壳质组/% | 矿物质/% |
|---|---|---|---|---|---|
| 大井［2］ | J2 x | （2.12~73.2）/17.07 | （4.41~91.8）/71.39 | （2.0~51）/12.3 | 1.33 |
| 五彩湾［2］ | J2 x | 13.31~62.42 | 6.32~83.44 | 0.2~9.62 | 0~3.13 |
| 沙帐 | J2 x | （5.22~83.12）/39.92 | （4.9~73.5）/38.39 | （5.20~26.74）/17.85 | 3.29 |
| 沙帐 | J1 b | （50.31~75.2）/61.7 | （2.11~5.62）/4.35 | （20.35~46.1）/33.72 | 0.54 |
| BJ8［3］ | J2 x | 67.13 | 23.15 | 8.45 | 1.32 |
| 吉木萨尔 | J1 b | （56.14~79.41）/67.21 | （8.30~25.01）/16.93 | （7~26.10）/12.55 | 3.14 |
| FM1［15］ | J1 b | （48~56）/51.0 | （16.30~23.11）/19.35 | （20.01~27.54）/24.21 | 0.54 |
| 乌鲁木齐 | J2 x | （56.13~88.34）/72.14 | （0.3~36.33）/6.32 | （1.23~2.22）/1.88 | 13.04 |
| 白杨河 | J2 x | （35.25~73.31）/52.74 | （1.34~51.23）/32.25 | （1.43~2.11）/1.63 | 8.55 |
| 大黄山 | J1 b | 63.65 | 7.81 | 17.24 | 9.22 |
|
西山窑组煤宏观类型以暗淡煤、半暗煤为主，其中暗淡煤占比约为40%~50%，半暗煤占比为30%~40%。其显微组分以半丝质体为主，含量可达35%~50%。煤岩显微类型主要为微镜惰煤和微惰煤，二者共约为70%~80%。矿物质含量相对较低，一般在5%~15%之间，且以黏土矿物为主，占矿物质总量的70%~80%。八道湾组煤层半亮煤占比较高，约占煤层总量的45%~60%，以半亮煤为主。煤层显微煤岩组分以有机质为主，无机质较少，有机质含量通常在85%~95%之间。通过对多个煤层的纵向分析，发现上部煤层镜质组含量可达60%~70%，下部煤层镜质组含量略低，在50%~60%之间，煤岩显微组分以镜质组为主，这种显微组分在纵向上的变化，与沉积过程中的氧化还原条件、植物群落组成以及水体深度等因素密切相关。
2.3 煤岩工业分析
八道湾组煤层煤质特征鲜明，表现为低灰分、低水分、中低挥发分及特低硫的典型特征。经大量煤样精准测试，其灰分产率在3.48%~12.2%之间，平均约为7.84%；水分为0.44%~14.84%，平均约为7.64%；挥发分为19.8%~39.32%，平均约为29.56%；硫含量小于1%，平均约0.42%。与全国同类型煤层相比，八道湾组煤层灰分和硫分明显更低，水分中等偏下，挥发分处于中低区间。这主要归因于成煤时稳定的沉积环境和特定植物类型。
西山窑组中部为厚度分布稳定的中—细砂岩，以该层为界可以划分为下含煤段与中上含煤段，二者煤质有别。下含煤段灰分产率在4.2%~10.5%之间，平均约为7.35%，多为低—低中灰煤；中上含煤段灰分产率在6.5%~13.8%之间，平均约为10.15%。水分含量整体变化不大，平均约为9.5%，下含煤段在8.5%~10.5%之间，中上含煤段在8.8%~10.2%之间。挥发分范围在27.49%~58%之间，一般约为35%，属于中—高挥发分煤，下含煤段在30%~40%之间，中上含煤段在32%~42%之间。煤质差异主要受沉积旋回、古气候和构造运动影响。在沉积旋回不同阶段，沉积物来源和速率变化，改变了煤中矿物质含量和变质程度，最终影响煤质。
2.4 煤级特征
本文系统采集了准噶尔盆地主要煤矿和煤岩气井样品准东八道湾组煤层埋深387.65~954.23 m，经过实测发现实测镜质体最大反射率（R O）为0.45%~0.76%，平均为0.616%；四工河勘查区煤层埋深453.23~798.54 m，实测R O值为0.54%~0.69%，平均为0.545%，煤级从长焰煤到肥煤均有；阜康沙沟—白杨河勘查区煤层埋深323.30~570.51 m，实测R O值为0.5%~0.64%，平均为0.545%；水西沟红山洼—安信井田煤层埋深562.23~565.43 m，实测R O值为0.45%~0.56%，平均为0.512%，煤级为长焰煤。
西山窑组煤层镜质体最大反射率（R O）在三屯河区段圆丰煤矿为0.66%~0.74%，平均为0.697%；白杨河—四工河勘查区为0.617%~0.756%，平均为0.656%；准东地区西山窑组镜质体反射率一般为0.5%，总体以褐煤、长焰煤为主。五彩湾矿区反射率为0.31%~0.42%，一般为0.38%。中部西段帐篷沟、帐南东地区反射率较低，一般为0.4%。大井地区为0.34%~0.59%，平均为0.53%。大井东南地区镜质体反射率较高，一般为0.59%；大井南地区为0.38%~0.74%，一般为0.54%。黄草湖地区为0.58%~0.76%，一般为0.66%；西黑山、红沙泉地区为0.29%~0.56%，一般为0.45%；东部老君庙矿区镜质体反射率一般大于0.65%。
3 煤岩储集性能及含气性
3.1 煤岩储集空间特征
参考国际理论与应用化学联合会（IUPAC）的分类方案，将煤中孔隙按孔径大小划分为：大孔（孔径>500 nm）、中孔（孔径20~500 nm）、过渡孔（孔径2~20 nm）和微孔（孔径<2 nm）。准噶尔盆地煤层孔隙以中孔、大孔为主（图4），煤储层非均质性较强，煤岩中气孔和割理缝较为发育，尺度1~2 μm，并发育少量集群气孔、不规则气孔、单气孔等类型，同时在少量样品观察到排列整齐的割理缝。准噶尔盆地煤层孔隙度较高，渗透率变化大，准东大井地区孔隙度为8.0%~21.4%，平均为17.6%，渗透率为（0.083~9.3）×10⁻³ μm²，平均为3.0×10⁻³ μm²；硫磺沟矿区煤层平均孔隙度为7.10%，平均渗透率为2.12×10⁻³ μm²；乌鲁木齐矿区煤层平均渗透率为6.38×10⁻³ μm²；阜康矿区煤层平均渗透率为（0.32~1 383）×10⁻³ μm²。准东及邻近地区西山窑组煤层孔隙度为4.33%~27.46%，平均为15.38%，中值半径为0.037 5~0.320 μm，平均为0.144 μm（表2）。
图4 煤层扫描电镜图像（a）CS1井，676.45 m，R O=0.85%，集群气孔，BSE，8 000×；（b）DJ1井，543.54 m，R O=0.65%，不规则形状孔隙，BSE，8 000×；（c）F1井，766.22 m，R O=0.64%，孤立气孔，BSE，8 000×；（d）CS2井，866.32 m，R O=0.62%，孤立气孔，BSE，8 000×；（e）TM1井，453.1 m，R O=1.79%，割理缝，BSE，8 000×；（f）C1井，2 467.28 m，R O=0.78%，裂缝，BSE，3 000×；（g）C133井，2 431.29 m，R O=0.75%，矿物充填孔，BSE，8 000×；（h）C122井，2 429.21 m，R O=0.74%，割理缝，BSE，8 000×；（i）BS-1井，北山煤矿，R O=0.62%，小裂缝，BSE，5 000× Fig.4 Scanning electron microscope of coal seam |
表2 准噶尔盆地东部煤层物性统计Table 2 Physical properties of coal seams in eastern Junggar Basin |
| 地点/井号 | 层位 | 孔隙度/% | 渗透率/（10-3 μm2） |
|---|---|---|---|
| 硫磺沟755矿［2］ | J2 x | （7.0~7.2）/7.1（2） | （1.73~2.51）/2.12（2） |
| 阜康三工河煤矿［2］ | J2 x | （12.7~14.4）/13.6（2） | （0.32~1.10）/0.71（2） |
| WC1 | J2 x | 2.35（3） | （2.81~13.48）/6.38（3） |
| 阜康三工河煤矿［2］ | J1 b | （5.6~7.4）/6.5（2） | （2.3~1383）/692.65（2） |
| FC1 | J1 b | — | （1.45~7.30）/3.87（3） |
| J22 | J1 b | （0.3~5.7）/2.3（8） | （0.077~564）/104.9（8） |
| J23 | J1 b | （3.0~7.8）/5.9（4） | （0.251~71.0）/20.6（4） |
| BJ8 | J2 x | 11.92 | 1.36 |
| DJ2 | J2 x | （8.01~22.14）/17.36（6） | （0.073~9.34）/3.0（6） |
| HQ1 | J2 x | 33.42 | 3.67 |
|
3.2 煤岩含气量与吸附能力
准东地区不同区块的煤岩气含量呈现出显著差异。大井、沙帐地区煤岩含气量处于0.2~0.9 m³/t的低水平，属于含气量极低的区域。WC1井煤岩含气量中等，在5.41~12.64 m³/t区间。FM1井、FC1井煤岩含气量较高，数值范围为7.92~14.28 m³/t，而BJ8井煤岩含气量最高，达到14.28 m³/t。煤岩气成分也较为复杂。在东部大井地区DJ1井，氮气占比为60%~80%，甲烷含量相对较少占比为20%~40%；沙帐浅部地区氮气浓度较高为60%~70%，甲烷浓度较低为20%~30%；白家海地区甲烷浓度较高可达95%以上，还含有少量丙烷以上重烃，占比为3%~10%。
就吸附能力而言，准东地区不同区块煤层同样存在差异。在阜康、大井等地区采取矿井煤岩样品进行等温吸附试验，结果显示，阜康地区煤层吸附能力强，原煤兰氏体积为15.75~32.68 m³/t，其次是吉木萨尔地区，原煤兰氏体积为13.98~21.24 m³/t。北山煤窑、五彩湾矿区、白家海地区、老君庙矿区煤层吸附能力较弱，原煤兰氏体积分别为11.2 m³/t、9.12 m³/t、7.98 m³/t、6.8 m³/t。大井地区煤层吸附能力最弱，原煤朗格缪尔体积仅为4.6 m³/t（表3）。朗格缪尔体积（V L）与煤岩组分、孔隙度关系密切，建立V L与镜质组含量（V₁）、孔隙度（φ）的多元回归方程：V L=0.32V₁+1.8φ－2.1（R²=0.76，n=50）。例如，镜质组含量60%、孔隙度15%的煤层V L可达25 m³/t，而镜质组含量30%、孔隙度8%的煤层V L仅10 m³/t（表3）。另外受控于成熟度和煤岩组分的孔隙结构特征对煤岩吸附能力也有重要影响，中孔（20~500 nm）占比高的煤层（如阜康地区）吸附能力更强，因中孔提供更多吸附位点，而大孔（>500 nm）主导的煤层（如大井地区）以游离气为主（图4）。
表3 准噶尔盆地煤层等温吸附试验测试Table 3 Statistical table of isothermal adsorption test data of coal seam in Junggar Basin |
| 地点/井号 | 层位 | 原煤朗格缪尔体积（V L）/（m³/t） | 可燃质朗格缪尔体积（V L）/（m3/t） | 朗格缪尔压力（P L）/MPa |
|---|---|---|---|---|
| 硫磺沟 | J2 x | 18.49~18.98）/18.74（2） | （21.33~21.36）/21.35（2） | 3.97 |
| WC1 | J2 x | （15.75~25.18）/21.95（6） | （19.66~26.89）/24.17（6） | 3.75 |
| FC1 | J1 b | （25.33~32.68）/28.95（6） | （27.37~34.60）/30.87（6） | 2.21 |
| FM1 | J1 b | （17.19~22.29）/19.96（4） | （18.26~24.68）/21.33（4） | 1.89 |
| J22 | J1 b | （13.98~17.27）/15.6（2） | （15.21~18.91）/17.1（2） | 11.0 |
| J23 | J1 b | （17.4~21.24）/19.3（2） | （18.8~23.36）/21.1（2） | 12.5 |
| BJ8 | J2x | （7.2~8.77）/7.98 | （7.83~9.81）/8.82 | 5.8 |
| 五彩湾 | J2 x | 9.12 | 10.52 | 8.38 |
| 北山煤矿 | J2 x | 11.20 | 13.11 | 15.29 |
| 老君庙 | J2 x | 6.83 | 7.96 | 6.15 |
| 大井 | J2 x | （1.76~12.09）/4.6 | （2.39~16.98）/6.44 | 5.10 |
| 沙帐-1 | J2 x | （1.76~8.78）/6.28 | （2.25~10.16）/9.21 | 4.28 |
| 沙帐-2 | J1 b | （4.67~10.89）/8.64 | （5.58~12.82）/10.11 | 4.41 |
总体来看，受煤岩成熟度差异和煤岩显微组分等因素影响，准噶尔盆地煤岩吸附能力差异较大，纵向上八道湾组吸附能力强于西山窑组，区域上北部地区西山窑组和八道湾组煤岩吸附量小于南部地区的煤层，准东北部地区煤的兰氏体积总体明显低于我国其他地区相同煤级煤。
煤岩含气性受到多种地质因素的共同作用，其中煤的变质程度、显微组分、埋藏深度、围岩的封闭性以及水文地质条件等都对含气量起到至关重要的作用。在煤岩热演化程度较高的区域，例如阜康凹陷区，通常会发现其含气量相对较高。而在围岩封闭性良好的地区，如西山窑组煤层顶底板岩性以泥岩和炭质泥岩为主的区域，煤岩气的保存条件更为有利，从而导致含气量较高。此外，在水文地质条件中，水动力封闭和封堵作用强的地区，同样有利于煤岩气含量的富集。
3.3 煤岩气成因类型
根据煤岩气的成分组成和甲烷碳同位素值判别，准噶尔盆地煤岩气成因多样，既有生物成因、也有热成因，主要为混合成因，当侏罗系煤层埋深小于1 500 m时，R O<0.5%时煤岩在微生物作用下可生成生物成因气，其δD1<-210‰，占比可达自源气的40%［15］。当低煤阶煤埋深超过1 500 m时，（R O=0.5%~1.0%）通过脂肪族化合物低温裂解生成烃类，实验表明R O=0.8%时，每吨煤可生成 12 m³ 早期热成因气［20］。白家海地区煤岩气为典型的热成因，气体含有重烃，甲烷碳同位素组成重；FM1井为次生热成因，说明气体经过短距离运移；大井地区甲烷碳同位素组成偏轻，属于生物成因气，其甲烷碳氢同位素测试结果显示，δ¹³C₁值为-72.8‰~-39.2‰，氢同位素δD值为-211‰~-245‰，以二氧化碳还原型为主（图5）。
4 煤岩气成藏条件
4.1 石炭系与侏罗系烃源岩提供了丰富气源
结合前文所述煤岩气类型分析，白家海地区煤岩气为典型热成因，甲烷碳同位素组成重（δ¹³C₁>-30‰），与石炭系烃源岩热演化生气特征一致；FM1井为次生热成因，表明气体经过短距离运移；大井地区甲烷碳同位素组成轻（δ¹³C₁值为-72.8‰~-39.2‰），为生物成因，主要来自侏罗系煤岩自身热演化及生物作用生气。因此，准噶尔盆地煤岩气气源具有多源性，石炭系热成因气δ¹³C₁值为-32‰~-28‰，侏罗系自源气（生物+早期热成因）δ¹³C₁值为-72.8‰~-39.2‰［13-14］，据准噶尔盆地侏罗系煤岩热模拟实验［15］，显示R O=0.6%~1.2%时，单位质量煤岩生气量为10~25 m³/t，结合盆地煤岩厚度及有机碳含量估算自源气资源量占比为60%~70%，表明煤岩气既来自石炭系热成因气，也包含侏罗系煤岩自身生成的生物成因气和热成因气。石炭系发育有海陆交互相沉积环境，形成了以泥岩、炭质泥岩和煤层为主的烃源岩组合。其中，有机质类型以Ⅱ—Ⅲ型干酪根为主，总有机碳含量（TOC）普遍在2.5%以上，部分层段可达5%以上，镜质体反射率（R O）多大于1.0%，表明其已达到成熟—高成熟阶段，具备良好的生气条件。侏罗系烃源岩主要包括八道湾组和西山窑组，八道湾组煤层厚度较大，单层厚度可达10 m以上，煤层中镜质组含量普遍在60%以上，这种显微组分特征有利于煤岩气的生成和赋存。西山窑组煤层同样具有分布广、厚度大的特点，且煤层结构完整，渗透性较好。除了煤层外，侏罗系还发育有厚度可观的暗色泥岩，其有机质含量较高，TOC值多在1.5%~3.0%之间，虽然生气潜力不及煤层，但仍具有一定的生气能力。
4.2 燕山与喜马拉雅构造运动控制了煤岩气成藏
侏罗系煤系地层现今构造形态较简单，总体构造特征表现为南部山前冲断带，其余大部分区域为单斜形态，地层倾角小于10°，利于煤岩气成藏。准噶尔盆地侏罗系沉积后［图6（a）］，燕山运动和喜马拉雅运动对盆地构造格局产生深远影响［15］。燕山期的构造运动使盆地经历多期抬升与沉降，伴随强烈的褶皱变形，在盆地边缘及内部形成一系列背斜、向斜等构造圈闭，如乌鲁木齐—大黄山地区的宽缓背斜带，为煤岩气聚集提供了有利的空间场所［图6（b）］。喜马拉雅运动进一步强化了盆内断裂系统的发育，喜马拉雅早期（24—5.5 Ma）受天山向北推覆，叠瓦状断裂向上发育至白垩系，天山北坡逐步形成4 排冲断褶皱构造带［图6（c）］；喜马拉雅中期（5.5—2.58 Ma），主要对古近纪构造进行改造，形成了NE向、NW向及近EW向的断裂网络，这些断裂不仅作为石炭系外源气向侏罗系煤层运移的通道，还通过切割煤层形成断层遮挡型圈闭，如白家海凸起周边的逆冲断裂带形成的断层遮挡，有效阻止了气体逸散［图6（d）］。喜马拉雅晚期（2.58 Ma 至今），构造运动加剧，山前深部大断裂向上部地层和向北部地区扩展，构造运动还导致煤系地层产状发生改变，在单斜构造区形成地层尖灭型气藏，而在褶皱强烈区煤层裂隙系统被活化，提升了储层渗透性，为气体运移提供了高效通道，构造抬升导致压力降低时，R O=0.6%~1.2%的煤层吸附气解吸量可达30%~50%，游离气比例从20%升至45%［28］。这种构造演化过程不仅控制了煤岩气的成藏类型，还影响了其平面分布特征，使盆地南缘及中部构造稳定区成为煤岩气富集的有利区域［图6（e）］。
4.3 多种砂泥煤组合形成多类成藏组合
准噶尔盆地西山窑组主要由泥岩、粉砂质泥岩、细砂岩和煤层构成，厚度在70~390 m之间，平均为182 m，其直接上覆的石树沟群以砂岩、泥岩、砾岩为主，厚度为118~901 m，二者呈平行不整合接触，这种煤系及上覆地层结构十分利于煤岩气保存。西山窑组煤层顶底板岩性丰富，以泥岩、炭质泥岩为主，兼有粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和砂岩，且不同区域存在差异：梧桐窝子地区顶板为泥岩、粉砂岩，底板为泥岩、含炭泥岩，泥岩厚度为5~10 m；大井地区顶板为泥岩、粉砂岩，底板为泥岩、含炭泥岩、粉砂岩，顶底板泥岩厚度为5~15 m；西部白家海、沙帐地区顶板以泥岩、炭质泥岩、中细砂岩为主，局部为粉砂岩、粗砂岩、泥质粉砂岩，偶见炭质泥岩，底板多为泥岩、炭质泥岩、泥质粉砂岩及粉砂岩，可见含炭泥岩、细砂岩、中砂岩，偶见泥岩、炭质泥岩为底，顶底板泥岩厚度均达10~15 m，整体上西山窑组煤层顶底板岩性封闭性良好，对煤岩气封存作用关键。
准噶尔盆地砂泥煤互层呈现出 “三明治式” 结构，上下为致密盖层，中间为储集层，能有效阻止气体逸散，促进煤岩气富集；煤岩气与砂岩气共生型富集，区域性盖层发育稳定，分布面积占研究区域 70%~80%，煤层和砂岩层作为共生储层共同储气；煤成砂岩气型富集，煤系地层区域盖层发育稳定，厚度一般为30~50 m，煤层附近上下砂岩含气性良好，含气饱和度达60%~70%，形成煤成砂岩气藏。基于砂泥煤纵向组合特征，可以划分出6种岩性组合模式（图7），其含气特征具有明显不同。①厚煤夹砂型：巨厚煤层中夹有中厚层砂岩，煤层和砂岩气测显示好，可以作为一套复合储层进行开发；②上泥下煤型：下部煤层显示好；③砂泥煤互层型：煤岩气测显示最好，砂岩次之；④上煤下砂型：煤层显示好，砂岩次之；⑤泥煤互层型：煤层显示好，泥岩显示弱；⑥厚砂薄煤型：煤层显示好，砂岩和泥岩显示弱。6种岩性组合模式其含气特征具有明显不同，以厚煤夹砂型、上泥下煤型、砂泥煤互层型3类组合最为有利。
4.4 承压水文地质条件提供了良好保存环境
准东地区的水文地质条件展现出独特的水动力分布特征。昌吉凹陷以水动力封闭为主，有效限制了地下水的流动，而在盆地南缘，水动力封堵作用显著，东南部、西北缘和东北缘则主要表现为水动力迁移。在这些区域，地下水的运移方向与煤岩气的运移方向相反，这种现象有助于煤岩气的保存。水文地质条件在煤岩气的开发过程中起着至关重要的作用，它影响着煤层的保存状态、压力分布以及渗透性的特征，进而影响着开发施工和工艺的选取。水文地质控气作用可以划分为水动力迁移、封闭和封堵三大类。准东地区的水动力封闭主要出现在昌吉凹陷，盆地南缘则以封堵为主，东南、西北和东北缘多表现为水动力迁移［3］。通过利用煤田勘查阶段的抽水试验数据，可以间接计算出储层压力及其梯度，准南地区压力梯度为5.95~9.72 kPa/m，大多低于静水压力梯度［15］。其中，西山、大浦沟、乌鲁木齐白杨河块段压力梯度大于9.5 kPa/m，属于正常储层压力，而其他区域多为低压储层，这可能对煤岩气的保存产生不利影响。准东地区的地下水从东北向西南流动，与煤岩气运移方向相反，这可能会形成新的压力屏障，阻止煤岩气的运移，进而形成气水界面。在深部煤层中，煤岩气可能会发生二次吸附，导致其含量增高。
5 5类典型富集成藏模式
通过对盆地内不同地区的地质剖面分析、地球化学特征研究以及钻井资料解释，发现了许多支持反映成藏模式的地质证据（表4）。例如，白家海地区煤岩气为典型热成因，甲烷碳同位素组成重（δ¹³C₁>-30‰），与石炭系烃源岩热演化生气特征一致，证实了古生新储型成藏模式的存在；而在一些煤岩气富集区，煤层自身的生气指标与含气性密切相关，表明了自生自储型成藏模式的重要性。
表4 国内中低成熟度煤岩气地质参数对比Table 4 Geological parameters of medium and low maturity coal and rock gas in typical blocks at home and abroad |
| 典型区块 | 佳县南区 | 白家海凸起 | 齐古断褶带 | 台北凹陷 |
|---|---|---|---|---|
| 沉积体系 | 海陆过渡相 | 湖相三角洲 | 湖相三角洲 | 滨湖—沼泽相 |
| 煤层 | 8#煤为主 | 西山窑组（J2 x） 八道湾组（J1 b） | 西山窑组（J2 x） 八道湾组（J1 b） | 西山窑组（J2 x） 八道湾组（J1 b） |
| 埋藏深度/m | 2 000~2 520 | 2 000~3 500 | 1 500~3 000 | 2 000~3 300 |
| 煤阶/R O | 中阶/（1.0%~1.6%） | 中低阶/（0.6%~0.8%） | 中低阶/（0.6%~0.9%） | 中低阶/（0.5%~1.2%），平均0.78% |
| 单层厚度/m | 4~11 | 4~16 | 4.4~20.5 | 18~35 |
| 含气量/（m3/t） | 平均20.7 | 8~16，平均14.7 | 10.5~17.8，平均14.4 | 12~32，平均20 |
| 游离气占比/% | 20~30 | 54%游离气为主 | 平均37.3% | 50%游离气为主 |
| 孔隙度/% | 6~8 | 4.6~18.4，平均11.7 | 4.2~8.5，平均6.5 | 3.95~8.9 |
| 渗透率/（10-3 μm2） | 0.001~0.1 | 0.01~36.97 | 0.001~22.4，平均0.29 | 0.01~2.83，平均0.84 |
| 煤体结构 | 原生、碎裂 | 原生结构煤 | 原生结构煤 | 原生结构煤 |
| 天然气来源 | 自身 | 下伏石炭系 | 自身 | 自身 |
| 气藏类型 | 自源孔隙型 | 外源断层遮挡型+自源孔隙型 | 外源裂缝型 | 自源孔隙型 |
5.1 外源断层遮挡型
5.2 外源背斜型
燕山与喜马拉雅运动使盆地经历抬升、沉降和褶皱变形，在准噶尔盆地南缘阜康—大黄山、昌吉等地区形成一系列构造圈闭和断裂系统（图8）。其中，圈闭型煤岩气藏的形成机制较为复杂，褶皱作用使煤层发生弯曲变形，在背斜等构造部位，煤岩气由于密度相对较小，会逐渐向上运移并聚集在背斜的顶部，形成圈闭型煤岩气藏。这些圈闭的规模大小不一，大型圈闭可覆盖数平方千米甚至更大范围，小型圈闭则可能仅有数百平方米。在准噶尔盆地内，圈闭型煤岩气藏主要分布在构造运动较为强烈的区域，如白家海隆起、陆梁隆起等部位。
5.3 自源孔隙型
侏罗系煤层不仅是气体的生成源岩，同时也是其储集层。在煤层的埋藏过程中，所生成的煤岩气被储存在自身的孔隙和裂隙系统内。这种成藏模式的关键控制因素涵盖煤层的厚度、煤岩的质量、热演化程度，以及煤层顶底板的封闭性等，在盆地中，此类成藏模式广泛存在，成为煤岩气储存的重要方式之一（图8）。
在漫长的地质演化过程中，煤层中的有机质通过热解作用形成了煤岩气。这种气藏的储存空间主要为煤层中的孔隙，这些孔隙大小各异，从微孔到中孔、大孔均有分布。在准噶尔盆地，煤岩的孔隙度在不同区域间存在差异，例如大井地区的孔隙度介于8.0%~21.4%之间，平均值为17.6%，这些孔隙为煤岩气的储存提供了充足的空间。其形成机制与煤层的压实、胶结以及后期的构造改造等因素密切相关。在压实作用初期，煤层孔隙会因压力而减小，但随着构造运动产生的应力作用，部分孔隙会重新开启或形成新的孔隙。当煤岩气生成后，由于煤层孔隙的存在，煤岩气能够在其中储存并发生运移。孔隙型自源煤岩气藏的分布与煤层的分布密切相关，在煤层厚度较大且煤质较好的区域，往往更易于形成此类气藏。
5.4 地层尖灭型
该模式气源岩为煤系地层烃源岩，储集层为侏罗系煤层。煤层中生成的天然气通过高渗透带、小断裂等运移通道向上运移至侏罗系煤层尖灭带中聚集成藏。这种成藏模式在西部盆地内部由于沉积环境变化快，煤层沉积尖灭现象较为发育，成藏较为常见，其成藏关键在于沉积环境的快速变化导致的煤层沉积尖灭频繁出现（图8）。
5.5 外源裂缝型
该模式气源岩为石炭系烃源岩，储集层为侏罗系煤层（图8）。石炭系烃源岩生成的天然气通过断裂、不整合面等运移通道向上运移至侏罗系煤层的裂缝发育带中聚集成藏。这种成藏模式多见于构造改造型的西部盆地，如准噶尔盆地陆梁隆起、东部隆起，塔里木盆地库车山前隆起带等区域较为常见，其成藏关键在于构造运动引发的地层褶皱、煤层挠曲及由此形成的大面积煤层裂缝发育。
6 资源量及有利区
本文采用体积法与容积法对准噶尔盆地全盆地风化带至5 000 m深度的煤岩气资源量进行估算，结果显示：2 000 m以浅的乌鲁木齐—阜康、硫磺沟、南安集海、昌吉等区域，资源量为16 238.2×10⁸ m³，其中J2 x为9 944.7×10⁸ m³、J1 b为6 293.5×10⁸ m³，2 000~5 000 m资源量J2 x为7 869.7×10⁸ m³、J1 b为5 294.9×10⁸ m³，共13 163.6×10⁸ m³。
表5 低煤阶煤岩气有利评价参数Table 5 Beneficial evaluation parameters of low rank coal rock gas |
| 参数 | 有利 | 较有利 | 不利 |
|---|---|---|---|
| 资源丰度/（108 m3/km2） | >1.5 | 0.5~1.5 | <0.5 |
| 煤层单层厚度/m | >10 | 5~10 | <5 |
| 含气量/（m3/t） | >6 | 3~6 | <3 |
| 吸附饱和度/% | >70 | 40~70 | <40 |
| 地解比 | >0.5 | 0.2~0.5 | <0.2 |
| 煤层原始渗透率/（10-3 μm2） | >0.5 | 0.1~0.5 | <0.1 |
| 地应力（MPa）/埋深（m） | <15/<1 000 | 15~25/1 000~1 500 | >25/>1 500 |
| 构造发育情况 | 构造简单、煤体结构保存完整 | 少量断层、煤体结构轻度破坏 | 断层发育、煤体结构严重破坏 |
| 水文地质条件 | 简单易降压 | 排水量较大 | 含水层富水性变化大 |
7 结论
准噶尔盆地侏罗系煤岩显微组分以镜质组（35%~60%）和惰质组（50%~70%）为主，壳质组占比相对较低（3%~10%）。煤岩中气孔和割理缝较为发育，尺度可达1~2 μm，并发育少量集群气孔、不规则气孔、单气孔等类型，为煤岩气富集形成有效储集空间。
准噶尔盆地砂泥煤互层呈现出 “三明治式” 结构，上下盖层，中间为储集层，能有效阻止气体逸散，促进煤岩气富集；煤岩气—砂岩气共生型富集，基于砂泥煤纵向组合特征，可以划分出6种岩性组合模式，其含气特征明显不同，以厚煤夹砂型、上泥下煤型、砂泥煤互层型3类组合最为有利。
准噶尔盆地煤岩气气源具有多源性，其中石炭系烃源岩贡献的热成因气占比约为30%~40%，侏罗系煤岩自生气占比为60%~70%。盆地南部地区以侏罗系自源气为主，北部地区外源石炭系气贡献较大。在沉积环境、断裂、煤层顶底板封闭性和水文地质条件等综合作用下形成多种成藏类型，主要成藏类型包括外源断层遮挡型、外源背斜型、自源孔隙型、地层尖灭型和外源裂缝型，其中以外源背斜型和自源孔隙型最为常见。
采用容积法和体积法估算全盆地风化带至5 000 m深度范围煤岩气资源量，2 000 m以浅（乌鲁木齐—阜康等区域）资源量为16 238.2×10⁸ m³；2 000~5 000 m为13 163.6×10⁸ m³，并确定了盆地中部和南缘热演化程度较高的地区为有利区。
甘公网安备 62010202000678号
