新疆是我国五大国家级综合能源基地之一。国土资源部2016年全国煤层气资源评价结果显示，新疆2 000 m以浅煤层气资源量7.52×1012 m3，可采资源量3.70×1012 m3。低煤阶、中煤阶煤层气地质资源量分别为6.22×1012 m3,1.30×1012 m3，各占比82.74%,17.26%。新疆煤层气资源分布在准噶尔、吐哈、塔里木、天山、三塘湖5个盆地，其中以准噶尔盆地煤层气资源最为丰富，其煤层埋深2 000 m以浅面积2.6×104 km2，预测资源量3.11×1012 m3，占全疆煤层气资源量的41.3%，平均资源丰度1.2×108 m3/km2，主要在盆地边缘大面积集中分布，利于煤层气规模化勘探开发。
准噶尔盆地多个区块呈现出煤层气单井高产势头，如CSP-1H井2.833 6×104 m3/d,CSD04井1.235 6×104 m3/d,CS11-向1井1.073 5×104 m3/d,CS11-向2井1.883 2×104 m3/d,WXS-1井超过5 000 m3/d。“新建新疆准噶尔盆地南缘煤层气产业化基地”被纳入国家《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》，在煤层气开发利用先导试验的基础上，正着力推进煤层气规模化开发利用。“国家科技重大专项”将“新疆准噶尔、三塘湖盆地中低煤阶煤层气资源与开发技术”列入重点支持科研项目(2016ZX05043)，通过理论和技术攻关，新增煤层气探明储量220×108 m3，建成年产能1.5×108 m3，实现年产量7 500×104 m3，不仅带动了新疆煤层气产业起步发展，同时为中低煤阶煤层气资源勘探开发和地质研究提供了重要借鉴。
1 煤层气地质概况
准噶尔盆地位于新疆北部，为中新生代大型拗陷盆地，面积约13.4×104 km2，平面上呈南宽北窄的近似三角形，东西长达1 120 km，南北宽达800 km。盆地周围被褶皱山系环绕，盆地腹部为古尔班通古特沙漠，面积约占盆地总面积的36.9%。准噶尔盆地包含6个一级构造单元，分别为陆梁隆起、乌伦古拗陷、北天山山前冲断带、西部隆起、中央拗陷以及东部隆起(图1)。
图1 准噶尔盆地构造分区与煤田分布
Fig.1 Tectonic division and coal field distribution in the Junggar Basin
自晚古生代开始，盆地相继经历了海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动。其中，燕山、喜马拉雅运动对煤系后期改造影响巨大，在相邻板块挤压强烈挤压下，盆缘山体隆升，多期次山前地带的基底卷入式逆冲作用，形成大倾角煤层典型构造特征(图2)。
图2 准噶尔盆地南缘山前构造断面示意
Fig.2 Schematic diagram of piedmont structural section in southern Junggar Basin
准噶尔盆地由老到新发育二叠系、三叠系、侏罗系和古近系等地层，煤系由下侏罗统八道湾组和中侏罗统西山窑组构成，可全区对比。由边缘向盆内，冲积扇相、扇三角洲相、辫状河三角洲相、滨浅湖亚相等煤系沉积相带依次展布，煤系厚度超过2 200 m，煤层总数多达40层以上。八道湾组沉积期，周缘山地削高填低形成的物源，开始发生辫状河三角洲进积，煤层主要在湖侵体系域发育。三工河组沉积期湖盆范围达到最大。西山窑组沉积时期，湖盆开始收缩，煤层主要在高位体系域发育。煤系内部辫状河沙坝、天然堤、决口扇、三角洲分流河道、滨浅湖滩坝等主要骨架砂岩构成潜在疏导性岩层，河间洼地、分流间湾、滨浅湖泥质沉积可视为含煤层气系统的岩性分隔边界。八道湾组的厚煤层主要分布于乌鲁木齐至阜康、吉木萨尔一带的聚煤中心，其次为西北缘的克拉玛依—乌尔禾—百口泉一带，煤厚可达20 m以上;西山窑组在四工河—玛纳斯河地区形成多个煤厚大于40 m的聚煤中心，单层最大厚度局部达100 m(图3)。
图3 准噶尔盆地八道湾组和西山窑组煤层厚度分布(修改自中国石油新疆油田公司，2014，内部交流)
Fig.3 Distribution of coal seam thickness of Badaowan Formation and Xishanyao Formation in the Junggar Basin (Modified from PetroChina Xinjiang Oilfield Company,2014,internal communication)
准噶尔盆地属于典型的温带大陆性干旱气候，年均蒸发量为1 882.6～2 497.4 mm，远大于其年均降水量。受冰雪融化周期的影响，盆缘山地雪融水易于形成地表径流并渗入地下影响地层水动力环境。以准噶尔盆地南缘为例，受控于地形，北向河流近平行分布，流量随季节性的融雪强度而变化，地下水亦呈现由南向北运移总趋势(图4)。依照水头高度、TDS值以及常规离子质量浓度的差异性变化，可归纳出3种煤层气水动力场模型:① 开放性弱径流区(有活跃水流的开放性水体)，地下水TDS值远低于3 000 mg/L，水型主要为HCO3·SO4-Na+SO4·HCO3-Na型，分布于玛纳斯—呼图壁，吉木萨尔与后峡;② 开放性局部滞留区(局部滞流的开放性水体)，TDS值变化范围较大(1 000～15 000 mg/L)，水型主要为HCO3·SO4-Na+SO4·HCO3-Na+Cl·SO4-Na型，局部向斜构造有利于形成具有高TDS值的停滞水体环境，分布于乌苏，硫磺沟和阜康;③ 封闭性停滞区(具有停滞水流的封闭水体)，TDS值变化范围为3 000～45 000 mg/L，水型主要为Cl·SO4-Na+Cl·HCO3·SO4-Na型，分布于米泉。随水动力强度增强，水文地球化学特征表现为
质量浓度的增加、Cl-质量浓度与TDS值的降低。准噶尔盆地南缘并在向斜等局部构造部位形成停滞的地层水动力环境。
图4 准噶尔盆地南缘煤系水动力分布
Fig.4 Hydrodynamic distribution of coal measures in southern Junggar Basin
2 煤层气勘探开发形势及拓展领域
准噶尔盆地煤层气勘探开发工作主要分布在准南水西沟矿区、阜康矿区、乌鲁木齐河东矿区、准南煤田中西段(乌鲁木齐—玛纳斯)、后峡矿区以及准东地区、和什托洛盖地区等。自1987年在乌鲁木齐矿区开展首个煤层气资源评价项目以来，已开展近30个煤层气勘查项目，施工煤层气井270余口，建成白杨河、四工河、乌鲁木齐河东煤层气开发先导试验区(图5)。
图5 准噶尔盆地煤层气勘探开发形势
Fig.5 Situation of coalbed methane exploration and development in Junggar Basin
准噶尔盆地南缘3个先导试验区累产煤层气2.65×108 m3，在引领新疆煤层气产业化发展中发挥着重要引领和示范作用。白杨河先导试验区1 000 m以浅煤层气资源量500×108 m3，动用面积5.24 km2，各类煤层气井65口，建成产能0.3×108 m3/a。区内FS-1井2008年8月开始产气，该井是新疆第1口获得工业气流的煤层气井，2009—2012年，围绕FS-1井钻探4口生产试验井，形成新疆首个煤层气生产试验井组，井组产量达7 000 m3/d。四工河先导试验区2015年开始建设，区块日产气量17×104 m3，动用面积5.06 km2，各类煤层气井51口。CSD01井日产气量最高达17 125 m3，稳定在6 800～8 000 m3;CS11-A井产气量达到25 000 m3/d，创直井产量新高(图6)。高产井组CS11井组位于阜康向斜的仰起端，煤层埋深适中、渗透率高、含气量较好、远离火烧区的构造位置等决定了CS11井场是有利的煤层气富集区。乌鲁木齐河东先导试验区，2013年开始，先期开展了乌鲁木齐河东煤层气预探、乌鲁木齐矿区煤层气勘探、乌鲁木齐河东北部预探以及煤层气基础地质调查项目，2015—2018年，排采井25口井，单井最高产气量达到2 720 m3/d，目前在河东全区(70 km2)范围内累计施工钻孔98口，其中示范区动用面积10 km2，多数井产量正处于上升阶段，规模化产能格局基本形成。
图6 四工河先导试验区CS11-A井产气、产水曲线
Fig.6 Gas and water production curves of CS11-A well in Sigonghe pilot test area
准噶尔盆地南缘东段(乌鲁木齐—阜康)是煤层气勘探开发有利区，与1999年以前硫磺沟开发工程(17口井)相比，先导试验获得的针对多、厚、大倾角煤层顺煤层钻井、储层改造、优化排采技术不断推广应用，水西沟区块先后于2019,2020年实施煤层气规模性开发，钻井25口，产能建设稳步推进。南缘中段(乌鲁木齐—玛纳斯)2005年以来实施煤层气二维地震与钻探工程项目，参数井均显示出煤层较高含气量(5 m3/t)和资源丰度(4.5×108 m3/km2)，试产效果向好，新乌参1井和WXS-1井产气量分别达到1 724和4 800 m3/d。尽管如此，受倾覆埋深迅速增大的影响，山前冲断带2 000 m以浅煤层气开发空间相当有限。
就整个盆地而言，构造隆升、水力逸散、煤层气风氧化带深延是制约煤层气资源分布和勘探开发潜力的不可忽略的地质因素。准东煤田，2001年开始煤层气勘探，累计完钻煤层气井13口，复试油气探井5口，处于隆起状态的大井区块煤层含气量不足1.5 m3/t，且烃类含量极低(0～30%)，基本缺失煤层气商业开发价值，直接导致最新一轮准噶尔盆地煤层气预测资源量较大幅度核减。和什托洛盖煤田，1 000 m以浅地层水径流仍然活跃，复查井(和参1、和参2、和3)气测异常较弱，和3井在西山窑组809.5～816.5 m井段试气，产气量仅为20～300 m3/d。预估盆地东北乌轮古隆起煤阶(褐煤)相对低、封存条件差的风险同样较大。
白家海彩17井及顶板砂岩(2 811～2 829 m)合层压裂，退液8 d后，产气9 890 m3/d;五彩湾彩504井西山窑组煤层(2 567～2 583 m)压后自喷，产气量稳定在7 300 m3/d，井深达2 600 m的彩512井，压后退液直接见气，推测起因于深部煤层及围岩游离气的量值可观[1]。准南齐8井复试八道湾组含煤段(2 011～2 031 m)产气高达55 320 m3/d。昭示着准噶尔盆地腹地包括煤层气在内的深部煤系气资源潜力巨大，开展煤系油气地质综合研究、拓展煤系气勘探开发领域势在必行。
3 煤层气地质研究若干进展及热点讨论
3.1 煤层气地球化学特征及多源成因
准噶尔盆地南缘(以下简称“准南”)煤层气普遍富含CO2，多个区块煤层气CO2体积分数呈现异常高值，如米泉区块41号煤层中CO2体积分数为53.60%～58.70%，平均为56.62%;43号煤层中CO2体积分数为26.34%～46.73%，平均为37.91%[2]，甚至随煤层埋深增大CO2体积分数增高的异常现象(图7)。对比国际上典型中-低煤阶含煤盆地，准南地区煤层气CO2体积分数显著高于美国粉河、黑勇士和圣胡安等盆地及澳大利亚苏拉特与鲍文等盆地，且CO2体积分数垂向变化具有完全相反的趋势所示[3-6]。浅部水力循环造成煤层CO2持续溶解消耗，深部滞流环境中产甲烷菌活性降低，煤化作用早期大量产生的CO2水溶消耗速率减缓，导致深部煤层CO2体积分数高于浅部[7-8]。
图7 准南煤层气CO2体积分数与地层深度关系
Fig.7 Relationship between the CO2 volume fraction of CBM and the formation depth in southern Junggar Basin
准南地区煤层气成因多样(图8)，准南地区甲烷碳、氢同位素总体上偏轻，δ13C(CH4)分布在-78.3‰～-40.6‰，δ13D(CH4)分布在-290‰～-304.1‰。初步判别米泉地区以生物成因气为主，通过CO2还原为主、乙酸发酵为辅的方式生成CH4;四工河地区以热成因气为主、生物成因气为辅;白杨河地区为混合成因气;玛纳斯地区全部表现出热成因气特征。准南季节性降水和雪山融水注入，煤层风氧化及自燃现象广泛发生，热变煤(烧结带)的深度有时逾越千米，多套煤层不同程度受火烧影响[9]。成煤物质完全参与燃烧，将导致δ13C(CO2)具有偏重的特点[10-11]。此外，不少文献提出准南煤层气具有深源非煤系地层输入可能性，但仅考虑烃类气体输入，且缺乏数据支撑[12-14]。笔者注意到，准南白杨河、米泉等煤层气CO2异常区块临近米泉走滑断裂分布，抑或存在深部无机成因气的侵入。
准南地区煤层气藏CO2干预现象及现今气藏特征，更深层次的科学和实践问题亟待解决:① 包括煤层气在内的天然气成因判别大多借助于气体成分及稳定同位素比值，有关界定标准基本建立在宏观尺度，即忽略区域地质及母质继承性差异，欠缺多源多阶富CO2煤层气成因及地质异常精细判别。现有煤层气成因判识图版应用于准南，解释结果除粗略之外还存在相互冲突的一面(图8)，诸如:基于C1/C2+-δ13C1关系的解释结果(图8(a))，四工河地区主要为混合成因气，而基于δ13C(CH4)-δD(CH4)关系解释结果主要为热成因气(图8(b));在δ13C(CH4)-δD(CH4)关系图中(图8(b))，白杨河地区主要为混合气，显示少量乙酸发酵生物气，而基于δ13C(CO2)-δC(CH4)关系解释结果主要为二氧化碳还原生物气及部分热成因气(图8(c));基于δ13C(CO2)-CDMI关系仅笼统反映微生物产甲烷伴生CO2及部分不明来源CO2(图8(d))，CDMI为φ(CO2)/(φ(CO2)+φ(CH4))×100,φ()为体积分数。② 准南地区多个区块煤层中CO2体积分数异常，呈现随煤层埋深增大CO2体积分数增高的反常变化直接质疑现行煤层风氧化带界定准则，关乎煤层气品质和资源的评价。二氧化碳还原产甲烷的过程中，CO2作为直接母源物质(生物底料)被消耗，针对研究区包括煤化作用早期CO2的积累与消耗、原生与次生生物气有效鉴别、多阶煤层气形成聚集地球化学和生物地球化学作用在内的CO2成藏地质效应尚不明确。③ 煤层气生成、运移、富集、成藏过程与煤系地层流体动力场和化学场的地质演化过程息息相关，煤层水运移的过程中必然伴随着气-水-岩的相互作用，其结果可能导致煤层气组分构成发生变化和碳同位素的分馏作用。而对于源内、源外地层流体对CO2异常富集的作用机制仍然不清。
图8 准噶尔盆地南缘煤层气成因判识图(据文献[15-16])
Fig.8 Identification chart of CBM genesis in southern Junggar Basin (According to References[15-16])
3.2 叠置煤层气系统与成藏规律
准噶尔盆地西山窑组与八道湾组2套煤系地层厚度巨大，煤层气系统的构成由于聚煤环境差异产生空间分异。沉积控制主要体现在对煤层(群)区域及层域展布的控制以及对含煤层气系统围岩组合分割关系的控制。辫状河三角洲朵体间广泛发育的泛滥平原沉积有利于煤层气富集保存，辫状河三角洲内部沼泽环境形成的煤层含气性则较差。导致含煤层气系统区域性分布差异并影响其原始构成，区域层序地层格架特点控制了叠置含煤层气系统内部以及系统之间垂向上的连通性[17-18]。准南地区乌鲁木齐河、四工河地区为滨浅湖环境，稳定环境下发育有多且厚的泥质岩以及煤，地层垂向上连通性较差使得煤层群分为数个多层叠置独立含煤层气系统。① 多煤层叠置统一含煤层气系统多发育在冲积扇、扇三角洲近源冲积平原环境，含煤地层段缺乏隔水阻气层，多煤层处于统一的流体压力系统，内部主要为中砂岩、细砂岩和粉砂岩，煤层间连通性较好，如准南后峡及硫磺沟地区;② 多煤层叠置独立含煤层气系统多形成于泛滥平原-三角洲-滨浅湖沉积环境，含煤地层内部隔水阻气层发育，煤层(组)多被滨浅湖厚层泥岩分隔，处于独立的流体压力系统，如准南三屯河以东地区;③ 多煤层叠置混合含煤层气系统在辫状河道-河间洼地、分流河道-分流间湾发育，岩石急速相变地区局地表现为煤层(组)顶底岩性边界不稳定，既存在渗透性砂岩，又存在致密性泥岩、泥质粉砂岩，煤层(组)间局部联通，如准南齐古、呼图壁等。多层叠置统一、多层叠置独立含煤层气系统都在小范围内出现，而岩性组合关系复杂、煤层间沟通关系较为模糊的多层叠置混合含煤层气系统空间分布则相对频繁[19-20]。
基于沉积、构造、水文耦合作用综合分析，在准南地区总结归纳出3类煤层气富集成藏模式[21]:水动力滞留区封存性原生生物气成藏模式、水动力滞留区微生物改造热成因气成藏模式、水动力活跃区浅层生物气补给和深部热成因气逸散成藏模式(图9)。早期的煤化作用程度与晚期的水文地质条件，共同制约了准南地区煤层气成因、气体组分变化及煤层气赋存特征。逆断层应力在准南地区浅部占主导地位，表明浅部孔裂隙系统处于挤压封闭状态，此类“浅部挤压、深部伸展”的应力体制有利于煤层气富集成藏。向斜构造应力集中有利于煤层气富集保存，向斜构造煤层气富集成藏条件优于单斜构造，逆断层相比于正断层更有利于煤层气富集保存。
图9 准噶尔盆地南缘典型煤层气富集成藏模式
Fig.9 Typical CBM accumulation model in southern Junggar Basin
目前区内开发主要针对厚煤层单层(段)，多层叠置煤层气系统资源潜力尚未有效释放，查明垂向上系统间的独立性，有效厘定流体压力系统，规避外来水侵风险，合理选层选段、组合开发，针对不同地区、不同含气系统采用相适应的开发方式是极为迫切的课题。准噶尔盆地煤系沉积特征、层序划分、聚煤规律地质成果积累丰厚[22-23]，煤层气储层特征、赋存规律、成藏主控因素等相关研究起点较高，区内多、厚、大倾角煤层背景下的煤层气分布总体规律已有深刻认识[24-27]，但目前靶区选择更多依赖于煤厚、含气量、储层压力，玛参系列井、昌试系列井等均因单斜部位出水量大面临困境甚至放弃，相反，高产煤层气井均位于次级倾覆褶皱仰起部位，如阜康向斜、乌鲁木齐河东八道湾向斜及白家海凸起。其中阜康向斜核部附近煤层含气量分布在8.67～13.84 m3/t，储层压力分布在7.34～15.24 MPa，压力系数为0.87～1.26，为接近常压到超压状态;八道湾向斜煤层含气量整体较高，其中位于核部的WC5井43号煤层(1 365 m)含气量高达18.46 m3/t，储层压力11.75 MPa，压力系数0.88。较高的含气量及储层压力为两个区块煤层气井高产的重要因素[28]，且含气量与储层压力整体表现为越靠近向斜核部值越高，越靠近浅部上倾区域值越低的分布规律。白家海凸起2口深部煤层气井出现含气饱和度大于200%的现象，说明深部煤储层中可能存在大量游离气，昭示着准噶尔盆地深部煤层气具有较大资源潜力[1]。煤层气富集的有利构造、埋深、沉积、水文条件综合控制作用和区域、局域、层域变化规律有待深入研究。
3.3 大倾角煤储层地质选择及其开发效应
受燕山与喜马拉雅山前构造运动的影响，准噶尔盆地周缘煤储层倾角大多超过35°，甚至倒转(图10)，目前勘探开发对象主要面对大倾角地层[29-30]。
图10 准噶尔盆地南缘典型地质特征
Fig.10 Typical geological characteristics in southern Junggar Basin
准噶尔盆地煤层气开发地质研究表明，急倾斜煤储层在较小空间随深度发生快速变化，储层流体运动方式、储层应力状态等与水平或缓倾斜地层不同，进而影响不同井型的压降传播和煤层气产出过程[31-32]。
急倾斜煤层中气体受浮力作用明显，其运移速率及方向均与水相存在较大差异，易于形成气水分异，加重气锁[33];气水分异将导致储层高位聚气，浅部将出现难以动用的剩余气[33-34];深部地层水受重力影响较难排出，导致深部煤层中的煤层气较难解吸动用[35]。此外，在考虑流体运移性质的同时，不应忽视倾角对储层物性参数(如渗透率)的影响[36]。ZANG 等[37]建立了单轴应变条件下，倾斜煤层孔隙压力下降时渗透率各向异性变化的数学模型，认为倾角是通过影响了垂直于主渗透方向的应力大小从而影响储层性质;ZHANG等[38]采用准南地区样品，通过室内试验确立了倾角增加时围压对渗透率影响具有先降后增的变化趋势。高倾角地层地应力场本身就具有类型复杂、各向异性大的特点[39]，高地层倾角减小了垂直应力对地层压实作用的影响，计算地应力时应予以校正[40]。地应力的最大主应力方向沿地层倾向时，与沿走向相比，对储层的裂缝影响更大[41]。
研究大倾角储层中的压降传播与气水产出规律有助于指导煤层气优化排采。蒋睿等[35]模拟了5°，15°，25°倾角下U型井开采过程，认为大倾角地层排水、排气速率加快，气水分异明显。大倾角煤储层的特殊产出机制使得其井型与井网布置不同于水平地层。大倾角煤层开发井型有垂直井、顺层井、水平井等模式，且后2者的产量高于前者[33-34]。如位于河东区单斜构造带的B井和相邻河西区单斜构造带的C井，均具有大倾角煤层地质特征，且含气量均大于8 cm3/g，煤体结构均利于煤层气开发，B井采用垂直煤层方式钻进，压裂43号和45号2套煤层，最高产气量为1 018 m3/d，年累计产气量9万m3;C井采用顺煤层定向钻井，只压裂B7煤层，获得最高日产3 372 m3/d的高产工业气流，年累计产气量32.3万m3，明显高于B井(图11)。这是由于顺层开采增大了压裂井段的长度和面积，有利于煤层气产量的提高。曹运兴等[42]研究指出，沿煤层走向或沿走向小角度向上摆动的水平井开发效果最好。开发过程中应充分考虑并利用不同构造部位生产井的排采规律，根据不同构造部位的特性采用不同的井型，在浅部布置水平井快速采气，深部布置直井最大程度的利用水的重力势能排水降压[43]。
图11 乌鲁木齐河东和河西地区典型煤层气井产气、 产水曲线
Fig.11 Typical gas and water production curves of CBM well in Hedong and Hexi blocks of Urumqi
KANG等[31]采用Warren-Root双孔模型，以准南阜康区块井场数据与样品测试成果为参数，使用Eclipse软件进行急倾斜煤层排采过程分析，认为上倾方向先降压、先解吸、先运移，造成大倾角煤层气井双峰产气特征。LIANG 等[44]得出，上倾方向渗透率在排采时降速更慢。王洪利等[36]基于 CMG-GEM组分模拟器分析，认为由于深部煤层气含量更高，会出现解吸速率大于产气速率的情况，气水分异导致的气体向浅部运移使得浅部压力增加，形成2次吸附，并随着后期的排水降压过程出现第2轮解吸。在有限的井控范围内，上述现象是否可能发生、影响强度多大、抑或受控于其他因素等均留存置疑。大倾角煤储层开发过程储层力学性质与物性变化、流体相态与饱和关系转化、气/水产出机制与生产规律还有待进一步揭示。
4 结论与展望
(1)准噶尔盆地煤层气资源极为丰富，已开展近30个煤层气勘查项目，施工煤层气井270余口，建成白杨河、四工河、乌鲁木齐河东煤层气开发先导试验区，正在着力推进煤层气规模化开发利用，多个区块呈现出煤层气单井高产势头，新增煤层气探明储量220×108 m3，建成年产能1.5×108 m3，实现年产量7 500×104 m3，针对多、厚、大倾角煤层顺煤层钻井、储层改造、优化排采技术不断推广应用，带动了新疆煤层气产业起步发展，同时为中低煤阶煤层气资源勘探开发提供了重要借鉴。盆地周缘构造隆升、水力逸散、煤层气风氧化带深延是制约煤层气资源分布和勘探开发潜力的不可忽略的地质因素，盆地腹地包括煤层气在内的深部煤系气资源潜力巨大，开展煤系油气地质综合研究、拓展煤系气勘探开发领域势在必行。
(2)准噶尔盆地多个区块煤层气富含CO2且呈现随煤层埋深增大CO2体积分数增高的异常现象，富CO2煤层气承载着煤层气成因成藏的重要地质信息，凸显出创新发展煤层气成因成藏地质理论意义，同时对于有效厘定煤层气风氧化带与资源品质、潜力、开发利用方向，防治煤层CO2突出隐患做出贡献。拟以水动力场和水化学场耦合作用为主线，气体差异构成与禀赋为线索，特例气藏成因探索为目的，鉴别多源多阶气体来源、混合度及成藏贡献，揭示CO2异常富集成因，探索流体场主导作用下的煤层气多源多阶多因素耦合成藏机制。
(3)准噶尔盆地西山窑组与八道湾组2套煤系地层厚度巨大，受聚煤环境控制，多层叠置统一、多层叠置独立含煤层气系统都在有限范围内出现，而岩性组合关系复杂、煤层间沟通关系较为模糊的多层叠置混合含煤层气系统空间分布则相对频繁;基于沉积、构造、水文耦合作用归纳出煤层气富集成藏基本模式:水动力滞留区封存性原生生物气成藏模式、水动力滞留区微生物改造热成因气成藏模式，水动力活跃区浅层生物气补给和深部热成因气逸散成藏模式。有效厘定流体压力系统，规避外来水侵风险，合理选层选段、组合开发，优势成藏地质配置及其区域、局域、层域变化规律有待深入研究。
(4)准噶尔盆地周缘煤储层倾角大多超过35°，甚至倒转，目前勘探开发对象主要面对大倾角地层。急倾斜煤储层在较小空间随深度发生快速变化，储层流体运动方式、储层应力状态等与水平或缓倾斜地层不同，进而影响不同井型的压降传播和煤层气产出过程。大倾角煤储层开发过程储层力学性质与物性变化、流体相态与饱和关系转化、气/水产出机制与生产规律需要进一步揭示。
致谢 成文过程中，新疆煤田地质局、科林思德新能源公司、中石油煤层气公司、中国地质调查局油气资源调查中心、中国石油新疆油田公司等合作单位提供了丰富的资料和支持，藉此谨致衷心感谢！
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