近年来，全国深层煤层气勘探取得了较大进展。通过勘探家们不断探索，深层煤层气勘探开发技术取得了较快发展，如采用水平井长井段分段压裂改造技术对煤层进行压裂改造，相继在鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、冀中盆地大城地区、准噶尔盆地东部白家海凸起等地区取得重要突破^[1-3]。鄂尔多斯盆地大吉区块石炭系—二叠系煤层（埋深为2 000~3 000 m）多口井试气获得高产煤层气流，探明煤层气储量为1 121×10⁸ m³，2023年产量大于10×10⁸ m³。延川南区块石炭系—二叠系煤层年产煤层气为4×10⁸ m³，其中，延3—P11井煤层（埋深大于1 000 m）日产煤层气峰值为7×10⁴ m³，实现了中—深层煤层气商业规模开发^[4]。2023年，大牛地气田阳煤1HF井与南川区块阳2井取得了深层煤层气勘探重大突破，阳煤1HF井煤层埋深为2 875 m，水平段为1 030 m，压裂峰值日产天然气为10.4×10⁴ m³，6个月累计生产天然气为1 373×10⁴ m³；阳2井峰值日产天然气为1.8×10⁴ m³，7个月累计生产天然气为253×10⁴ m³。神府区块提交煤层气探明储量大于1 100×10⁸ m³，2023年产量大于1×10⁸ m³。2021年准噶尔盆地白家海凸起CT1H井在侏罗系西山窑组煤层（埋深为2 560~3 545 m，水平段长为936 m）进行压裂测试，获日稳产大于2×10⁴ m³的高产天然气流^[5]，展示了深层煤层气良好的勘探开发前景。

深层煤层气方面的研究所获得的重要成果主要包括：①深层煤层气储层中甲烷赋存状态与经典煤层气吸附理论存在明显差异，深层煤岩储层中含有较多的游离气^[6-8]。②深层煤层气成藏模式在不同盆地或盆地内不同构造单元存在差异^[9-11]。③深部煤层具有低渗透特征，整体上渗透率与煤岩埋深呈负相关关系，且中高阶煤层的有效渗透率优于低阶煤层。④深层煤储层状态由地应力和地层温度共同控制，导致煤层气地质条件发生“转换”等^[12-14]。准噶尔盆地煤层气资源丰富^[15-17]，预测埋深为1 500~ 3 000 m深层煤层气总资源量约4.57×10¹² m³，其中1 500~2 000 m煤层气资源量为1.57×10¹² m³。寻找气源充足、高含气、高饱和度深层煤层气藏是研究区煤层气勘探的重点，这一领域的勘探突破对促进新疆地区油气资源类型多样化和社会经济发展具有重要意义^[18-20]。

环东道海子凹陷位于准噶尔盆地中东部，地跨陆梁隆起、中央坳陷和东部隆起部分一级构造单元，二级构造单元包括东道海子凹陷、白家海凸起、莫索湾凸起、莫北凸起、滴南凸起和五彩湾凹陷（图 1a）。侏罗系中下统为一套煤系地层，煤层主要发育在西山窑组（J₂x）下段和八道湾组（J₁b）下段及上段上部（图 1b）。八道湾组以湖泊—三角洲沉积体系为主，发育大面积漫滩沼泽相，煤层主要发育于河道间湾，成煤环境有利；西山窑组煤岩成煤环境为泥炭沼泽，包括湖滨泥炭沼泽、三角洲平原泥炭沼泽和河漫泥炭沼泽。其中，湖滨泥炭沼泽与三角洲平原泥炭沼泽为优质成煤环境。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准噶尔盆地环东道海子凹陷构造单元（a）与侏罗系中下统岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural units of encircling Dongdaohaizi sag(a)and stratigraphic column of middle-lower Jurassic(b), Junggar Basin

准噶尔盆地环东道海子凹陷油气勘探程度相对较高，凸起区和东道海子凹陷东部至五彩湾凹陷基本被三维地震覆盖，该区有多口钻井钻揭侏罗系煤层及其下伏地层，主要有C1，C6，Dt1，Dn8，C55，C36，Bj1，Am1，Ad1和Dx10等井。自20世纪90年代开展沙漠区油气勘探以来，该区相继发现了彩南油田、五彩湾气田、莫北油气田、石南油田和克拉美丽气田。近年来在东道海子凹陷常规油气勘探取得了重要进展，其中，位于凹陷东部的Dn8井、Dn14井和Dn15井于二叠系上乌尔禾组获得高产工业油气流。C6井在上二叠统上乌尔禾组压裂后获日产天然气3.26×10⁴ m³，在三叠系克拉玛依组压裂获日产油17.7 m³，在侏罗系八道湾组4 552~ 4 564 m处压裂获日产油14.86 m³，日产天然气3156 m³，开拓了东道海子凹陷油气勘探新局面。

白家海凸起侏罗系深层煤层气勘探取得了重要突破，多口石油探井于侏罗系煤层压裂测试均获得了工业煤层气流^[5]。盆地煤层气勘探研究工作主要位于准南和准东地区，准南阜康断裂带浅层煤层气，已建立国家级煤层气产业化基地^[21-23]，形成了5个开发区块，煤层气年产能达1.53×10⁸ m³。准东地区已建成大型煤电基地，开展了煤层气成藏地质条件以及煤炭地下气化地质评价与有利区预测^[24-26]；随着CT1H井等深层煤层气的勘探突破，煤层气将成为盆地内重要的天然气资源，环东道海子凹陷将成为盆地中东部深层煤层气有利勘探区。

探井揭示的煤层表明，西山窑组发育2~3层煤层（图 2、图 3），一般发育在西山窑组下部，累计最大厚度为20 m，位于Dt1井区；其次为Dn8井和Dn14井区，煤层厚度为19~20 m。单层厚度最大为20 m，位于Dt1井区；其次为Dn8井、Dn14井和Dn15井区，单层厚度为14~16 m。煤层埋深最大为4 760 m，位于Bt1井区；其次为B16井区，埋深为4 528 m；煤层埋深小于1 176 m，位于C57井区。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 准噶尔盆地环东道海子凹陷C1井—C6井—Dt1井—Dn8井—Dn14井—C55井—C58井侏罗系西山窑组煤层连井对比 Fig. 2 Well-tie profile of Jurassic Xishanyao Formation coal seam across wells C1-C6-Dt1-Dn8-Dn14-C55 -C58 in encircling Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准噶尔盆地环东道海子凹陷B1井—B16井—Bj2井—C36井—C31井—Bj1井—C57井侏罗系西山窑组煤层连井对比 Fig. 3 Well-tie profile of Jurassic Xishanyao Formation coal seam across wells B1-B16-Bj2-C36-C31-Bj1-C57 in encircling Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

侏罗系八道湾组发育2~4层煤层，一般发育在八道湾组下段下部和上段上部（图 4、图 5），对比剖面仅反映了上段煤层，累计最大厚度为29 m，位于C6井区；其次为Dn15井区和C31井区，煤层厚度为15 m。单层厚度最大为15 m，位于C31井区；其次为Dt1井区、Dn8井区，单层厚度为13 m。钻井揭示煤层埋深最大为5 064 m，位于C1井区；其次为B16井区，埋深为4 974 m；埋深最小位于C57井区，最大埋深为1 409 m。相对于西山窑组，八道湾组煤层发育情况变化较大，层数较多，单层厚度较小，埋深更大。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 准噶尔盆地环东道海子凹陷C1井—C6井—Dt1井—Dn8井—Dn14井—C55井—C58井侏罗系八道湾组上段煤层连井对比 Fig. 4 Well-tie profile of Jurassic Xishanyao Formation coal seam across wells C1-C6-Dt1-Dn8-Dn14-C55-C58 in encircling Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 准噶尔盆地环东道海子凹陷Am1井—Ad1井—Am8井—Dx12井—Ak1井—Dx10井—Dn1井侏罗系八道湾组上段煤层连井对比 Fig. 5 Well-tie profile of Jurassic Xishanyao Formation coal seam across wells Am1-Ad1-Am8-Dx12-Ak1-Dx10-Dn1 in encircling Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

通过C6井测、录井资料开展地震剖面井-震标定，确定煤层地震反射波组特征。煤层与声波时差（AC）、波阻抗以及合成地震记录具有良好的对应关系（图 6a），侏罗系西山窑组底部的连续强反射波峰对应西山窑组底部的煤层。八道湾组顶部和底部分别有一套连续强反射，反映八道湾组顶部和底部发育2套煤层。西山窑组底部煤层厚度大，反射振幅更强更连续，通常是2~3个强轴平行连续分布，产状平缓，分布范围广且稳定；而八道湾组顶部煤层呈单个强轴反射特征，底部煤层则呈2~3个强轴反射特征，产状平缓，但稳定性较西山窑组弱（图 6b）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准噶尔盆地环东道海子凹陷C6井井-震标定（a）和三维地震剖面解释（b） Fig. 6 Well-seismic calibration(a)of Well C6 and 3D seismic profile interpretation(b)of encircling Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

根据钻井资料和地震解释成果，确定了侏罗系煤层平面分布格局（图 7、图 8）。西山窑组煤层在研究区基本上呈北东东向展布，凹陷区和斜坡带煤层厚度较大，东道海子凹陷C1井—C6井—Dt1井— Dn1井区煤层厚度为10~20 m；阜康凹陷北斜坡B1井—B16井区煤层厚度为10~28 m。凸起区煤层厚度一般小于10 m，莫索湾凸起—莫北凸起受晚侏罗世车—莫古隆起影响，西山窑组煤层大部分缺失。八道湾组有2个煤层厚度中心，分别位于C6井区和F10井区，C6井区煤层厚度为29 m，F10区煤层厚度为18 m。滴南凸起—五彩湾凹陷一带煤层厚度小于5 m。煤层分布特征表明，东道海子凹陷煤层分布稳定，厚度较凸起区大，应加强东道海子凹陷C6井—Dt1井—Dn8井—Dn1井区以及凹陷北部斜坡—滴南凸起煤层气勘探工作。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 准噶尔盆地环东道海子凹陷侏罗系西山窑组煤层厚度分布 Fig. 7 Thickness distribution of coal seams of Jurassic Xishanyao Formation of encircling Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 准噶尔盆地环东道海子凹陷侏罗系八道湾组煤层厚度分布 Fig. 8 Thickness distribution of coal seams of Jurassic Badaowan Formation of encircling Dongdaohaizi sag, Junggar Basi

煤层气来源有自源和外源2种，自源即为煤层气来源于煤层或煤系地层本身，煤层既是生气层又是储层（自生自储）；外源即煤层作为储层，聚集来自其他烃源岩生成的天然气。一般情况下，煤层气以自源为主，但近年来也发现了外源型的煤层气，或自源与外源混合的煤层气^{[9, 27]}。通过分析东道海子凹陷侏罗系烃源岩特征并结合该区天然气碳同位素值，可以判断煤层气来源。

东道海子凹陷侏罗系煤系烃源岩发育。据C1井侏罗系八道湾组—西山窑组地球化学剖面（图 9），西山窑组深灰色泥岩及炭质泥岩有机碳含量较高，深灰色泥岩有机碳质量分数为3.2%~4.1%，平均为3.5%；生烃潜量为5.5~11.5 mg/g，平均6.6 mg/g；氯仿“A”平均质量分数为718 μg/g；总烃质量分数平均为246 μg/g。一个炭质泥岩样品有机碳质量分数为14.23%，热解生烃潜量为11.46 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数为937 μg/g，总烃质量分数为346 μg/g。西山窑组深灰色泥岩、炭质泥岩为中等—好烃源岩。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 准噶尔盆地东道海子凹陷C1井地球化学剖面 Fig. 9 Geochemical section of C1 Well in the dongdaohaizi sag, Junggar Basin

三工河组（J₁s）深灰色泥岩有机碳质量分数为0.6%~8.0%，多为1.0%~4.0%，平均为3.2%，热解生烃潜量为0.36~7.07 mg/g，平均3.00 mg/g，总体为中等烃源岩。

八道湾组已揭露层段较好—好烃源岩厚度为170 m，占整个钻揭厚度的42%，占整个暗色泥岩的80%。暗色泥岩有机质丰度普遍较高，有机碳质量分数为0.72%~4.16%，平均为2.40%，岩石热解生烃潜量为0.41~9.21 mg/g，平均为4.50 mg/g，2块岩心样品的氯仿沥青“A”质量分数分别为3 022 μg/g和2 175 μg/g，为较好—好烃源岩。除暗色泥岩外，八道湾组还发育3层10.5 m厚煤层及7层12.0 m厚层炭质泥岩。煤样热解生烃潜量高达212.68 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数为32 960 μg/g，为极好烃源岩。炭质泥岩有机碳质量分数高达25.35%，热解生烃潜量高达75.61 mg/g，两者均为极好烃源岩。

盆地周缘露头煤矿煤岩煤质和煤体结构分析结果表明，八道湾组煤岩为半亮—亮型煤，以原生结构为主，见贝壳状断口；煤岩显微组分以镜质组为主，一般质量分数72.0%~95.9%，平均为86%；惰质组较少，一般质量分数3.0%~19.8%，平均10.5%，壳质组一般小于2%；镜质体反射率（R_o）为0.40%~0.82%。西山窑组煤岩为半亮—暗淡型煤，以原生结构为主，可见植物化石，纹层较发育；煤岩显微组分中，一般镜质组质量分数为14.9%~93.4%，平均为58.0%，镜质组和壳质组含量略低于八道湾组，惰质组含量微高于八道湾组，R_o为0.49%~0.72%。

综合全岩显微组分鉴定、干酪根显微组分鉴定、岩石热解氢指数特征及可溶有机质生标特征，C1井西山窑组和八道湾组暗色泥岩有机质主要来源于高等植物，有机质类型主要为Ⅱ₁—Ⅱ₂型，炭质泥岩和煤均为Ⅲ型，具有好的生烃能力。

C1井烃源岩热解T_max值、R_o值与地层深度之间均呈现出良好的相关性，从T_max值判断，烃源岩现今成熟门限深度（T_max为435 ℃）约4 100 m，R_o为0.6% 时对应的井深为4 000 m，R_o为0.8% 时对应的井深为5 300 m。以此为标准，C1井侏罗系烃源岩现今已进入成熟生烃门限，但尚未达到大量生烃（气）阶段。

煤层气除来自侏罗系煤系烃源岩（含煤岩）生成的天然气外，还可富集来自煤层下伏烃源岩生成的天然气。白家海凸起煤层气气源分析表明，煤岩富集外源气是煤层气成藏的重要条件。据CT1H井西山窑组天然气碳同位素分析结果（表 1），认为主要来源于深部石炭系烃源岩形成的高成熟腐殖型气^{[5, 10, 25-29]}。

表 1(Table 1)

表 1 准噶尔盆地天然气碳同位素数据统计（据文献[5, 10, 25-29] 修改） Table 1 Statistics of carbon isotope data of natural gas, Junggar Basin 井号 层位 深度/m w（CH4）/% w（C2H6）/% w（N2）/% C1/C2+ δ13C1 PDB/‰ δ13C2 PDB/‰ 计算Ro/% CT1H* J2x 2 517~2 561 94.07 1.51 3.09 0.98 -30.20 -26.08 1.96 C2273* J2x 2 253~2 259 82.74 2.78 6.87 0.90 -31.62 -27.71 1.57 C504* J2x 2 567~2 583 92.50 2.37 2.32 0.95 -30.22 -26.02 1.97 C17* J1b 2 811~2 815 96.79 0.89 1.90 0.99 -33.83 -25.67 1.40 Dx17 C 3 662~3 670 85.44 6.12 3.49 0.93 -30.10 -26.37 1.98 Bj1 C 3 232~3 240 93.70 1.38 3.81 0.98 -30.30 -27.66 1.94 Dx10 C 3070~3094 91.67 2.54 3.67 0.96 -30.06 -27.73 1.98 H3* J2x 810~817 95.81 0.03 3.21 0.99 -66.75 Fm1* J1b 709~710 79.28 0.04 16.57 0.99 -55.96 -27.60 G16 J1s 1 534~1 538 99.95 0.99 -56.02 -17.07 Q1 J1s 1 252~1 261 88.1 6.90 -35.81 -23.72 0.77 注：*为煤层气。

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综上所述，环东道海子凹陷深层煤层气既可来自侏罗系煤系烃源岩（含煤岩）形成的天然气，又可来自深层石炭系高成熟的天然气。

煤层作为一种特殊的储层，其储集性能不仅决定着吸附气和游离气的比例，而且也决定着煤层气的富集及产能^[30-31]。研究区煤样孔隙类型多样，主要为植物组织孔和次生孔，其中八道湾组煤岩以微—小孔为主，孔隙类型主要为组织孔和裂缝；西山窑组煤岩以小—中孔为主，孔隙类型主要为有机质孔与裂缝。

据准噶尔盆地东南缘侏罗系煤矿煤岩物性数据统计（表 2），西山窑组煤岩物性为中—低孔、低渗储层；八道湾组煤岩为低孔中—低渗储层。西山窑组煤岩孔隙度值优于八道湾组，而八道湾组煤岩渗透率值优于西山窑组，这可能与煤岩微裂缝发育程度有关，即“裂隙控制渗透性”，渗透率变化较大，微裂缝不发育地区，渗透率为0.3~6.2 mD。具微裂缝发育地区，其渗透率主要为8.0~12.0 mD。

表 2(Table 2)

表 2 准噶尔盆地东南缘侏罗系煤岩物性数据统计 Table 2 Statistics of Physical property data of urassic coal in the southeast margin of Junggar Basin 地点 层位 孔隙度/% 渗透率/mD 岩石密度/（g·cm-3） 昌吉硫磺沟煤矿 J2x 7.0~7.2 1.73~2.51 1.17~1.20 阜康三工河煤矿 J2x 12.7~12.4 0.32~1.10 1.21~1.62 木垒老群庙煤矿 J2x 11.7~20.8 6.17~8.67 1.19 阜康三工河煤矿 J1b 5.6~7.4 2.30~13.83 1.17~1.25 巴里坤煤矿 J1b 7.8 11.7 1.23

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盆地周缘煤矿煤岩含气量分析表明，西山窑组煤岩含气质量体积为2.08~9.42 m³/t，平均为4.72 m³/t；八道湾组煤岩含气质量体积为2.57~ 12.61 m³/t，平均为6.40 m³/t。八道湾组煤岩含气性优于西山窑组。相对而言，准南缘煤岩含气量较高，如乌鲁木齐四工河煤矿西山窑组煤岩含气质量体积最高为9.42 m³/t；大黄山煤矿八道湾组煤岩含气质量体积最高为12.61 m³/t，这可能与准南缘煤岩演化程度相对较高有关。以往研究表明，盆地煤岩含气量表现出较大的差异性^[17-19]。统计分析准噶尔盆地南缘乌鲁木齐铁厂沟、阜康三工河和昌吉硫磺沟等煤矿煤岩吸附特性结果，吸附常数兰氏体积为7.16~ 20.79 m³/t，平均为15.4 m³/t，兰氏压力为2.32~ 5.80 MPa，平均为3.80 MPa。不同煤阶存在最大吸附气量临界深度带，其中低煤阶临界深度为1 400~ 1 700 m，中高煤阶临界深度为1 500~1 800 m。

煤岩钻井气测异常值可以反映煤岩含气量的高低。环东道海子凹陷钻井、录井过程中，钻遇煤层时气测异常明显，如白家海凸起已获得煤层气的探井气测全烃值为26.00%~98.79%，说明煤层含气性好，且游离气比例较高^[5]。研究区多口石油探井在煤层段气测异常显示普遍（表 3）。其中，位于东道海子凹陷的C6井、Dt1井、Dn8井和位于白家海凸起的C31井气测值较高，C6井八道湾组4 715~ 4 726 m处煤层全烃体积分数为92.54%，甲烷体积分数为83.42%；C31井八道湾组全烃体积分数为53.04%~70.30%，甲烷体积分数为46.60%~63.00%。八道湾组煤层气测异常值明显高于西山窑组。总体而言，煤岩气测异常值具有随埋深增大而增高的趋势，这与煤岩含气量具有相似的变化规律。

表 3(Table 3)

表 3 准噶尔盆地环东道海子凹陷煤层气测录井显示 Table 3 Coalbed methane survey and display of well logging encircling in Dongdaohaizi 井号 层位 井段/m 煤层厚度/m φ（甲烷）/% φ（全烃）/% C6 J2x 3664~3 672 8.5 23.79 31.72 3695~3705 9.5 32.09 42.79 J1b 4606~4611 8.0 73.39 83.42 4715~4726 11.0 81.44 92.54 Dt1 J2x 3 104~3125 20.0 25.66 35.25 J1b 3581~3594 13.0 14.40 26.00 Dn8 J2x 2663~2678 15.0 50.11 58.95 2 681~2686 5.0 57.42 60.03 J1b 3087~3100 13.0 35.16 38.48 C31 J2x 2344~2348 4.0 79.54 87.72 2350~2355 5.0 83.67 92.23 J1b 2708~2723 15.0 87.55 96.92 Ak1 J2x 2764~2769 4.5 16.41 18.25 J1b 3 150~3160 10.0 16.29 19.55 Bt1 J2x 4716~4722 6.0 13.33 15.99 4758~4760 2.0 11.61 13.94 Am8 J1b 3145~3155 10.0 35.30 36.49 Am1 J1b 3728~3736 8.0 11.76 13.44

下载CSV 表 3 准噶尔盆地环东道海子凹陷煤层气测录井显示 Table 3 Coalbed methane survey and display of well logging encircling in Dongdaohaizi

煤层气封盖条件决定于煤岩顶底板组合类型、顶底板封盖层厚度和区域水动力等因素。煤岩顶底板组合类型分为顶底泥岩型、顶泥底砂型、顶砂底泥型和顶底砂岩型。环东道海子凹陷西山窑组煤岩组合类型以顶底泥岩型组合最为普遍，煤层夹于泥岩之间且煤层之上泥岩分布广，对煤层构成区域性盖层，封盖保存条件好，有利于煤层气聚集成藏。如C6，Dt1，Dn14和C31，Bj1，C36，C55等井（参见图 2、图 3），且顶底板泥岩厚度大，顶板泥岩厚度一般为3~20 m，最大为34 m（如C31井和Bj1井），底板泥岩厚度为2~18 m。顶砂底泥型次之，C58等井（参见图 3）。八道湾组煤岩储盖组合有顶底泥岩型，如Dn1和Am1等井（参见图 4），顶板泥岩厚度为3~18 m，底板泥岩厚度为2~12 m，煤岩保存条件好。顶砂底泥型（如C6，Dn14，C55，D1和Dx10等井）和顶底砂岩型等（如C58井等）（参见图 5），煤岩保存条件较差。这也能从煤层顶底板附近砂岩油气显示活跃程度反映出来，如C6井八道湾组4 606~4 611 m煤层顶板附近砂岩油气显示丰富。煤层顶底板为泥岩型，且泥岩厚度较大，则煤层本身封闭性好，其顶底板附近砂岩油气显示就弱或无油气显示；煤层顶底板为砂岩型或顶砂底泥型，煤层封闭性差，其邻接砂岩油气显示就活跃。

从地层水水动力可以间接地反映研究区煤层气封闭条件。凹陷区C1井八道湾组5 323~ 5 328 m井段油气测试段地层水分析表明，地层水总矿化度为43 143~50 116 mg/L，氯根值为26 853~ 31 231 mg/L，钙离子值为5 813~7 004 mg/L，水型为CaCl₂型，为封闭型地层水。凸起区侏罗系地层水较为复杂，根据彩南油田地层水测试资料，西山窑组（埋深为2 370~2 617 m）地层水总矿化度为8 709~15 175 mg/L，水型既有CaCl₂型，也有NaHCO 3型；八道湾组（埋深为2 739~3 050 m）地层水总矿化度为17 861~20 315 mg/L，水型为CaCl₂型。因此从地层水分布特征分析表明，凸起区八道湾组为封闭性水动力，西山窑组为较封闭性水动力，局部水动力较为活跃^[32]。

关于煤层气富集成藏模式，以往做过探讨与研究^{[5, 33]}。根据环东道海子凹陷地质构造特征、煤层气气源条件、煤岩储盖组合特征和已有勘探成果，划分为2类煤层气富集成藏模式（图 10），即凹陷区源内煤层气富集成藏模式和凸起区深部外源气富集成藏模式。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 准噶尔盆地环东道海子凹陷侏罗系煤层气富集成藏模式 Fig. 10 Accumulation model of Jurassic coalbed methane of encircling Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

凹陷区源内煤层气富集成藏模式主要为自源成藏，煤层气来源于煤系地层本身，源内富集成藏。凹陷内煤岩发育、厚度大，保存条件好，生成的煤层气不需要经过长距离运移，煤层气除低成熟—成熟热成因气外，浅凹区可能还存在部分次生生物成因气，这类煤层气富集成藏模式在准噶尔盆地得到勘探证实。据天然气碳同位素分析成果（参见表 1），位于滴北凸起的Q1井侏罗系三工河组所产天然气为煤型气，根据煤型气δ¹³C₁-R_o经验关系式^[34]，计算天然气成熟度为0.77%，与该区侏罗系煤系烃源岩（含煤岩）成熟度相当，分析认为Q1井天然气来源于侏罗系煤系烃源岩。位于盆地西北缘的H3井西山窑组所产煤层气甲烷碳同位素值为-66.75‰，属典型生物气，实测H3井西山窑组煤岩R_o为0.46%~ 0.55%，为低煤阶煤。盆地南缘的Fm1井煤层气为混合型气，为低成熟煤型气与生物气的混合^[26]。

凸起区深部外源气富集成藏模式以外源成藏为主，煤层气主要来源于深部石炭系高成熟腐殖型烃源岩，或深部石炭系和二叠系生成的天然气与侏罗系煤系气的混合，这类成藏模式需要具备良好的输导条件和区域性封盖层。白家海断裂和滴水泉断裂具有深大断裂特征，起到沟通深部石炭系和二叠系烃源岩的有利条件，白家海凸起已发现的煤层气气藏属于该类型。据碳同位素值判断CT1H井西山窑组煤层所产天然气为煤型气，计算其R_o为1.96%（参见表 1），其与该区侏罗系煤系烃源岩成熟度（如C1井中下侏罗系煤系烃源岩R_o为0.6%~0.8%）不匹配，而与滴南凸起和五彩湾凹陷来源于石炭系烃源岩的天然气具有相似性，因此，CT1H井煤层气来源于深部石炭系烃源岩生成的高成熟煤型气。

环东道海子凹陷西山窑组和八道湾组煤层稳定发育，大部分煤层顶底板泥岩封盖层稳定，且煤层顶底板附近砂岩发育，气体赋存状态既有煤层中的吸附气，又有砂岩层中的游离气，可形成典型的煤层气—砂岩气共生型气藏，C6井八道湾组下段煤层顶板附近砂岩油气显示活跃，经压裂测试获工业油气流。油样地球化学与油源对比分析表明，原油来源于侏罗系煤系烃源岩；因未采集到天然气气样，推测天然气来源于侏罗系煤系烃源岩的可能性大。

环东道海子凹陷油气勘探不断取得重要发现，特别是近年来白家海凸起深层煤层气勘探获得了重要突破，展示了该区煤层气具有良好的勘探潜力，特别是环东道海子凹陷侏罗系西山窑组以及八道湾组，可加强已钻探井煤层气的测试工作。如加强东道海子凹陷北东方向斜坡区C6井、Dt1井、Dn8井、Dn15井和Dn1井以及滴南凸起Am8井与Ak1井煤层气测试，探索不同构造单元已钻探井煤层含气量，建议煤层气测试层位见表 4所列，这些层位煤层厚度较大，录井气测异常值较高，物性较好，预测含气量较高，若获得煤层气流，则部署水平井评价井。白家海凸起已测试的CT1H井、C2273井、C504井西山窑组和C17井八道湾组煤层气组分分析成果表明^[5]，气体成分以甲烷为主（参见表 1），甲烷体积分数为82.74%~96.67%，乙烷体积分数为0.89%~2.78%，氮气体积分数为1.90%~6.78%，其他气体体积分数为0.54%~7.61%。煤层气中烃类气占主导。

表 4(Table 4)

表 4 准噶尔盆地东道海子凹陷探井煤层气测试层位建议 Table 4 Suggestion for testing layers of coalbed methane in exploration wells in dongdaohaizi sag, Junggar Basin 井号 层位 井段/m 煤层厚度/m φ（全烃）/% v（预测含气）/（m3·t-1） 计算孔隙度/% C6 J2x 3664~3673 9 31.72 6.74 12.1~15.5 3695~3705 10 41.79 7.09 11.8~13.7 Dt1 J1b 3581~3594 13 35.25 7.80 13.4~16.5 Dn8 J2x 2663~2678 15 58.95 7.54 13.2~14.9 J1b 3087~3100 13 38.48 7.65 9.7~13.3 Dn14 J2x 2446~2462 16 15.29 6.52 14.6~16.8 J1b 2 910~2922 12 37.61 8.01 13.2~15.2 Ak1 J2x 2764~2769 5 18.25 6.75 13.8~15.1 J1b 3150~3160 10 19.55 6.82 11.8~13.6 Am8 J1b 3145~3155 10 36.49 7.46 12.5~13.8

下载CSV 表 4 准噶尔盆地东道海子凹陷探井煤层气测试层位建议 Table 4 Suggestion for testing layers of coalbed methane in exploration wells in dongdaohaizi sag, Junggar Basin

东道海子凹陷北部斜坡—滴南凸起也具有煤层气勘探潜力。东道海子凹陷—滴南凸起煤层分布稳定，地层向北抬升，煤层埋深相对较小。根据东道海子凹陷南北向L-9904测线地震解释剖面（图 11），侏罗系西山窑组和八道湾组自凹陷向滴南凸起缓慢抬升，表现为一单斜状态，建议在凹陷北部至滴南凸起部署煤层气探井（井位参见图 1）。①在滴南凸起上，虽然西山窑组厚度迅速减薄，但是八道湾组厚度变化不大，煤层发育，具有正向构造形态，该区断裂发育，可沟通深部石炭系烃源岩生成的天然气向凸起上运移聚集（凸起上已发现克拉美丽气田），部署煤层气探井（M1井、M2井），主探八道湾组煤层气，且凸起上煤层埋深较小，一旦获得煤层气突破，可获得较好的勘探效益。②在斜坡上倾部位至滴水泉断裂之间部署煤层气探井（M3井），勘探凹陷区斜坡带八道湾组和西山窑组煤层气，以期获得煤层气突破。③鉴于凹陷区斜坡低部位煤层埋深较大，为降低煤层气勘探风险，建议常—非兼探，勘探侏罗系—三叠系常规油气，同时兼探八道湾组和西山窑组煤层气（4井和5井），位于凹陷内的C1井于八道湾组砂岩获得低产油气流，C6井在三叠系克拉玛依组和侏罗系八道湾组碎屑岩经压裂测试获工业油气流。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 东道海子凹陷南北向L-9904测线地震解释剖面与煤层气井位部署示意图 Fig. 11 Schematic of seismic interpretation profile of the north-south L-9904 and eployment of coalbed methane well locations in encircling dongdaohaizi sag, Junggar Basin

（1）通过煤层连井剖面对比、井-震标定和地震剖面解释，表明环东道海子凹陷侏罗系西山窑组和八道湾组煤层分布稳定，厚度较凸起区大，具有良好的深层煤层气勘探前景，西山窑组煤层在研究区呈北东东向展布，凹陷区和斜坡带煤层厚度较大，八道湾组在C6井区—F10井区厚度最大。

（2）东道海子凹陷C1井侏罗系煤系烃源岩地球化学分析表明，煤系烃源岩现今接近或达到成熟生烃阶段，有利于煤层气的生成，即凹陷区煤层本身具有较好的生气条件。煤层气除来自侏罗系煤系烃源岩生成的天然气外，还可能来自于煤层下伏烃源岩生成的高成熟天然气。侏罗系西山窑组煤岩为中—低孔、低渗储层，八道湾组煤岩为低孔中—低渗储层，整体封盖条件好。煤岩含气性较好且随埋深增大而增大，深部可能富含游离气。

（3）环东道海子凹陷具有2类煤层气富集成藏模式，即凹陷区源内煤层气富集成藏模式和凸起区深部外源气富集成藏模式。除白家海凸起外，东道海子凹陷北东方向斜坡区和北部斜坡—滴南凸起也是侏罗系深层煤层气有利勘探方向。