湯達禎，楊曙光，唐淑玲，陶 樹，陳世達，張奧博，蒲一帆，張?zhí)┰?/p>

(1.中國地質(zhì)大學(北京) 能源學院，北京 100083; 2.煤層氣開發(fā)利用國家工程中心煤儲層實驗室，北京 100083; 3.非常規(guī)天然氣地質(zhì)評價與開發(fā)工程北京市重點實驗室，北京 100083; 4.新疆維吾爾自治區(qū)煤田地質(zhì)局，新疆 烏魯木齊 830091)

新疆是我國五大國家級綜合能源基地之一。國土資源部2016年全國煤層氣資源評價結果顯示，新疆2 000 m以淺煤層氣資源量7.52×1012m3，可采資源量3.70×1012m3。低煤階、中煤階煤層氣地質(zhì)資源量分別為6.22×1012m3,1.30×1012m3，各占比82.74%,17.26%。新疆煤層氣資源分布在準噶爾、吐哈、塔里木、天山、三塘湖5個盆地，其中以準噶爾盆地煤層氣資源最為豐富，其煤層埋深2 000 m以淺面積2.6×104km2，預測資源量3.11×1012m3，占全疆煤層氣資源量的41.3%，平均資源豐度1.2×108m3/km2，主要在盆地邊緣大面積集中分布，利于煤層氣規(guī)模化勘探開發(fā)。

準噶爾盆地多個區(qū)塊呈現(xiàn)出煤層氣單井高產(chǎn)勢頭，如CSP-1H井2.833 6×104m3/d,CSD04井1.235 6×104m3/d,CS11-向1井1.073 5×104m3/d,CS11-向2井1.883 2×104m3/d,WXS-1井超過5 000 m3/d?！靶陆ㄐ陆疁矢翣柵璧啬暇壝簩託猱a(chǎn)業(yè)化基地”被納入國家《煤層氣(煤礦瓦斯)開發(fā)利用“十三五”規(guī)劃》，在煤層氣開發(fā)利用先導試驗的基礎上，正著力推進煤層氣規(guī)模化開發(fā)利用?！皣铱萍贾卮髮ｍ棥睂ⅰ靶陆疁矢翣枴⑷梁璧刂械兔弘A煤層氣資源與開發(fā)技術”列入重點支持科研項目(2016ZX05043)，通過理論和技術攻關，新增煤層氣探明儲量220×108m3，建成年產(chǎn)能1.5×108m3，實現(xiàn)年產(chǎn)量7 500×104m3，不僅帶動了新疆煤層氣產(chǎn)業(yè)起步發(fā)展，同時為中低煤階煤層氣資源勘探開發(fā)和地質(zhì)研究提供了重要借鑒。

1 煤層氣地質(zhì)概況

準噶爾盆地位于新疆北部，為中新生代大型拗陷盆地，面積約13.4×104km2，平面上呈南寬北窄的近似三角形，東西長達1 120 km，南北寬達800 km。盆地周圍被褶皺山系環(huán)繞，盆地腹部為古爾班通古特沙漠，面積約占盆地總面積的36.9%。準噶爾盆地包含6個一級構造單元，分別為陸梁隆起、烏倫古拗陷、北天山山前沖斷帶、西部隆起、中央拗陷以及東部隆起(圖1)。

圖1 準噶爾盆地構造分區(qū)與煤田分布Fig.1 Tectonic division and coal field distribution in the Junggar Basin

自晚古生代開始，盆地相繼經(jīng)歷了海西、印支、燕山、喜馬拉雅等多期構造運動。其中，燕山、喜馬拉雅運動對煤系后期改造影響巨大，在相鄰板塊擠壓強烈擠壓下，盆緣山體隆升，多期次山前地帶的基底卷入式逆沖作用，形成大傾角煤層典型構造特征(圖2)。

圖2 準噶爾盆地南緣山前構造斷面示意Fig.2 Schematic diagram of piedmont structural section in southern Junggar Basin

準噶爾盆地由老到新發(fā)育二疊系、三疊系、侏羅系和古近系等地層，煤系由下侏羅統(tǒng)八道灣組和中侏羅統(tǒng)西山窯組構成，可全區(qū)對比。由邊緣向盆內(nèi)，沖積扇相、扇三角洲相、辮狀河三角洲相、濱淺湖亞相等煤系沉積相帶依次展布，煤系厚度超過2 200 m，煤層總數(shù)多達40層以上。八道灣組沉積期，周緣山地削高填低形成的物源，開始發(fā)生辮狀河三角洲進積，煤層主要在湖侵體系域發(fā)育。三工河組沉積期湖盆范圍達到最大。西山窯組沉積時期，湖盆開始收縮，煤層主要在高位體系域發(fā)育。煤系內(nèi)部辮狀河沙壩、天然堤、決口扇、三角洲分流河道、濱淺湖灘壩等主要骨架砂巖構成潛在疏導性巖層，河間洼地、分流間灣、濱淺湖泥質(zhì)沉積可視為含煤層氣系統(tǒng)的巖性分隔邊界。八道灣組的厚煤層主要分布于烏魯木齊至阜康、吉木薩爾一帶的聚煤中心，其次為西北緣的克拉瑪依—烏爾禾—百口泉一帶，煤厚可達20 m以上;西山窯組在四工河—瑪納斯河地區(qū)形成多個煤厚大于40 m的聚煤中心，單層最大厚度局部達100 m(圖3)。

圖3 準噶爾盆地八道灣組和西山窯組煤層厚度分布(修改自中國石油新疆油田公司，2014，內(nèi)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)

圖4 準噶爾盆地南緣煤系水動力分布Fig.4 Hydrodynamic distribution of coal measures in southern Junggar Basin

2 煤層氣勘探開發(fā)形勢及拓展領域

準噶爾盆地煤層氣勘探開發(fā)工作主要分布在準南水西溝礦區(qū)、阜康礦區(qū)、烏魯木齊河東礦區(qū)、準南煤田中西段(烏魯木齊—瑪納斯)、后峽礦區(qū)以及準東地區(qū)、和什托洛蓋地區(qū)等。自1987年在烏魯木齊礦區(qū)開展首個煤層氣資源評價項目以來，已開展近30個煤層氣勘查項目，施工煤層氣井270余口，建成白楊河、四工河、烏魯木齊河東煤層氣開發(fā)先導試驗區(qū)(圖5)。

圖5 準噶爾盆地煤層氣勘探開發(fā)形勢Fig.5 Situation of coalbed methane exploration and development in Junggar Basin

準噶爾盆地南緣3個先導試驗區(qū)累產(chǎn)煤層氣2.65×108m3，在引領新疆煤層氣產(chǎn)業(yè)化發(fā)展中發(fā)揮著重要引領和示范作用。白楊河先導試驗區(qū)1 000 m以淺煤層氣資源量500×108m3，動用面積5.24 km2，各類煤層氣井65口，建成產(chǎn)能0.3×108m3/a。區(qū)內(nèi)FS-1井2008年8月開始產(chǎn)氣，該井是新疆第1口獲得工業(yè)氣流的煤層氣井，2009—2012年，圍繞FS-1井鉆探4口生產(chǎn)試驗井，形成新疆首個煤層氣生產(chǎn)試驗井組，井組產(chǎn)量達7 000 m3/d。四工河先導試驗區(qū)2015年開始建設，區(qū)塊日產(chǎn)氣量17×104m3，動用面積5.06 km2，各類煤層氣井51口。CSD01井日產(chǎn)氣量最高達17 125 m3，穩(wěn)定在6 800～8 000 m3;CS11-A井產(chǎn)氣量達到25 000 m3/d，創(chuàng)直井產(chǎn)量新高(圖6)。高產(chǎn)井組CS11井組位于阜康向斜的仰起端，煤層埋深適中、滲透率高、含氣量較好、遠離火燒區(qū)的構造位置等決定了CS11井場是有利的煤層氣富集區(qū)。烏魯木齊河東先導試驗區(qū)，2013年開始，先期開展了烏魯木齊河東煤層氣預探、烏魯木齊礦區(qū)煤層氣勘探、烏魯木齊河東北部預探以及煤層氣基礎地質(zhì)調(diào)查項目，2015—2018年，排采井25口井，單井最高產(chǎn)氣量達到2 720 m3/d，目前在河東全區(qū)(70 km2)范圍內(nèi)累計施工鉆孔98口，其中示范區(qū)動用面積10 km2，多數(shù)井產(chǎn)量正處于上升階段，規(guī)?；a(chǎn)能格局基本形成。

圖6 四工河先導試驗區(qū)CS11-A井產(chǎn)氣、產(chǎn)水曲線Fig.6 Gas and water production curves of CS11-A well in Sigonghe pilot test area

準噶爾盆地南緣東段(烏魯木齊—阜康)是煤層氣勘探開發(fā)有利區(qū)，與1999年以前硫磺溝開發(fā)工程(17口井)相比，先導試驗獲得的針對多、厚、大傾角煤層順煤層鉆井、儲層改造、優(yōu)化排采技術不斷推廣應用，水西溝區(qū)塊先后于2019,2020年實施煤層氣規(guī)模性開發(fā)，鉆井25口，產(chǎn)能建設穩(wěn)步推進。南緣中段(烏魯木齊—瑪納斯)2005年以來實施煤層氣二維地震與鉆探工程項目，參數(shù)井均顯示出煤層較高含氣量(5 m3/t)和資源豐度(4.5×108m3/km2)，試產(chǎn)效果向好，新烏參1井和WXS-1井產(chǎn)氣量分別達到1 724和4 800 m3/d。盡管如此，受傾覆埋深迅速增大的影響，山前沖斷帶2 000 m以淺煤層氣開發(fā)空間相當有限。

就整個盆地而言，構造隆升、水力逸散、煤層氣風氧化帶深延是制約煤層氣資源分布和勘探開發(fā)潛力的不可忽略的地質(zhì)因素。準東煤田，2001年開始煤層氣勘探，累計完鉆煤層氣井13口，復試油氣探井5口，處于隆起狀態(tài)的大井區(qū)塊煤層含氣量不足1.5 m3/t，且烴類含量極低(0～30%)，基本缺失煤層氣商業(yè)開發(fā)價值，直接導致最新一輪準噶爾盆地煤層氣預測資源量較大幅度核減。和什托洛蓋煤田，1 000 m以淺地層水徑流仍然活躍，復查井(和參1、和參2、和3)氣測異常較弱，和3井在西山窯組809.5～816.5 m井段試氣，產(chǎn)氣量僅為20～300 m3/d。預估盆地東北烏輪古隆起煤階(褐煤)相對低、封存條件差的風險同樣較大。

白家海彩17井及頂板砂巖(2 811～2 829 m)合層壓裂，退液8 d后，產(chǎn)氣9 890 m3/d;五彩灣彩504井西山窯組煤層(2 567～2 583 m)壓后自噴，產(chǎn)氣量穩(wěn)定在7 300 m3/d，井深達2 600 m的彩512井，壓后退液直接見氣，推測起因于深部煤層及圍巖游離氣的量值可觀[1]。準南齊8井復試八道灣組含煤段(2 011～2 031 m)產(chǎn)氣高達55 320 m3/d。昭示著準噶爾盆地腹地包括煤層氣在內(nèi)的深部煤系氣資源潛力巨大，開展煤系油氣地質(zhì)綜合研究、拓展煤系氣勘探開發(fā)領域勢在必行。

3 煤層氣地質(zhì)研究若干進展及熱點討論

3.1 煤層氣地球化學特征及多源成因

準噶爾盆地南緣(以下簡稱“準南”)煤層氣普遍富含CO2，多個區(qū)塊煤層氣CO2體積分數(shù)呈現(xiàn)異常高值，如米泉區(qū)塊41號煤層中CO2體積分數(shù)為53.60%～58.70%，平均為56.62%;43號煤層中CO2體積分數(shù)為26.34%～46.73%，平均為37.91%[2]，甚至隨煤層埋深增大CO2體積分數(shù)增高的異?，F(xiàn)象(圖7)。對比國際上典型中-低煤階含煤盆地，準南地區(qū)煤層氣CO2體積分數(shù)顯著高于美國粉河、黑勇士和圣胡安等盆地及澳大利亞蘇拉特與鮑文等盆地，且CO2體積分數(shù)垂向變化具有完全相反的趨勢所示[3-6]。淺部水力循環(huán)造成煤層CO2持續(xù)溶解消耗，深部滯流環(huán)境中產(chǎn)甲烷菌活性降低，煤化作用早期大量產(chǎn)生的CO2水溶消耗速率減緩，導致深部煤層CO2體積分數(shù)高于淺部[7-8]。

圖7 準南煤層氣CO2體積分數(shù)與地層深度關系Fig.7 Relationship between the CO2 volume fraction of CBM and the formation depth in southern Junggar Basin

準南地區(qū)煤層氣成因多樣(圖8)，準南地區(qū)甲烷碳、氫同位素總體上偏輕，δ13C(CH4)分布在-78.3‰～-40.6‰，δ13D(CH4)分布在-290‰～-304.1‰。初步判別米泉地區(qū)以生物成因氣為主，通過CO2還原為主、乙酸發(fā)酵為輔的方式生成CH4;四工河地區(qū)以熱成因氣為主、生物成因氣為輔;白楊河地區(qū)為混合成因氣;瑪納斯地區(qū)全部表現(xiàn)出熱成因氣特征。準南季節(jié)性降水和雪山融水注入，煤層風氧化及自燃現(xiàn)象廣泛發(fā)生，熱變煤(燒結帶)的深度有時逾越千米，多套煤層不同程度受火燒影響[9]。成煤物質(zhì)完全參與燃燒，將導致δ13C(CO2)具有偏重的特點[10-11]。此外，不少文獻提出準南煤層氣具有深源非煤系地層輸入可能性，但僅考慮烴類氣體輸入，且缺乏數(shù)據(jù)支撐[12-14]。筆者注意到，準南白楊河、米泉等煤層氣CO2異常區(qū)塊臨近米泉走滑斷裂分布，抑或存在深部無機成因氣的侵入。

準南地區(qū)煤層氣藏CO2干預現(xiàn)象及現(xiàn)今氣藏特征，更深層次的科學和實踐問題亟待解決:① 包括煤層氣在內(nèi)的天然氣成因判別大多借助于氣體成分及穩(wěn)定同位素比值，有關界定標準基本建立在宏觀尺度，即忽略區(qū)域地質(zhì)及母質(zhì)繼承性差異，欠缺多源多階富CO2煤層氣成因及地質(zhì)異常精細判別?，F(xiàn)有煤層氣成因判識圖版應用于準南，解釋結果除粗略之外還存在相互沖突的一面(圖8)，諸如:基于C1/C2+-δ13C1關系的解釋結果(圖8(a))，四工河地區(qū)主要為混合成因氣，而基于δ13C(CH4)-δD(CH4)關系解釋結果主要為熱成因氣(圖8(b));在δ13C(CH4)-δD(CH4)關系圖中(圖8(b))，白楊河地區(qū)主要為混合氣，顯示少量乙酸發(fā)酵生物氣，而基于δ13C(CO2)-δC(CH4)關系解釋結果主要為二氧化碳還原生物氣及部分熱成因氣(圖8(c));基于δ13C(CO2)-CDMI關系僅籠統(tǒng)反映微生物產(chǎn)甲烷伴生CO2及部分不明來源CO2(圖8(d))，CDMI為φ(CO2)/(φ(CO2)+φ(CH4))×100,φ()為體積分數(shù)。② 準南地區(qū)多個區(qū)塊煤層中CO2體積分數(shù)異常，呈現(xiàn)隨煤層埋深增大CO2體積分數(shù)增高的反常變化直接質(zhì)疑現(xiàn)行煤層風氧化帶界定準則，關乎煤層氣品質(zhì)和資源的評價。二氧化碳還原產(chǎn)甲烷的過程中，CO2作為直接母源物質(zhì)(生物底料)被消耗，針對研究區(qū)包括煤化作用早期CO2的積累與消耗、原生與次生生物氣有效鑒別、多階煤層氣形成聚集地球化學和生物地球化學作用在內(nèi)的CO2成藏地質(zhì)效應尚不明確。③ 煤層氣生成、運移、富集、成藏過程與煤系地層流體動力場和化學場的地質(zhì)演化過程息息相關，煤層水運移的過程中必然伴隨著氣-水-巖的相互作用，其結果可能導致煤層氣組分構成發(fā)生變化和碳同位素的分餾作用。而對于源內(nèi)、源外地層流體對CO2異常富集的作用機制仍然不清。

圖8 準噶爾盆地南緣煤層氣成因判識圖(據(jù)文獻[15-16])Fig.8 Identification chart of CBM genesis in southern Junggar Basin (According to References[15-16])

3.2 疊置煤層氣系統(tǒng)與成藏規(guī)律

準噶爾盆地西山窯組與八道灣組2套煤系地層厚度巨大，煤層氣系統(tǒng)的構成由于聚煤環(huán)境差異產(chǎn)生空間分異。沉積控制主要體現(xiàn)在對煤層(群)區(qū)域及層域展布的控制以及對含煤層氣系統(tǒng)圍巖組合分割關系的控制。辮狀河三角洲朵體間廣泛發(fā)育的泛濫平原沉積有利于煤層氣富集保存，辮狀河三角洲內(nèi)部沼澤環(huán)境形成的煤層含氣性則較差。導致含煤層氣系統(tǒng)區(qū)域性分布差異并影響其原始構成，區(qū)域?qū)有虻貙痈窦芴攸c控制了疊置含煤層氣系統(tǒng)內(nèi)部以及系統(tǒng)之間垂向上的連通性[17-18]。準南地區(qū)烏魯木齊河、四工河地區(qū)為濱淺湖環(huán)境，穩(wěn)定環(huán)境下發(fā)育有多且厚的泥質(zhì)巖以及煤，地層垂向上連通性較差使得煤層群分為數(shù)個多層疊置獨立含煤層氣系統(tǒng)。① 多煤層疊置統(tǒng)一含煤層氣系統(tǒng)多發(fā)育在沖積扇、扇三角洲近源沖積平原環(huán)境，含煤地層段缺乏隔水阻氣層，多煤層處于統(tǒng)一的流體壓力系統(tǒng)，內(nèi)部主要為中砂巖、細砂巖和粉砂巖，煤層間連通性較好，如準南后峽及硫磺溝地區(qū);② 多煤層疊置獨立含煤層氣系統(tǒng)多形成于泛濫平原-三角洲-濱淺湖沉積環(huán)境，含煤地層內(nèi)部隔水阻氣層發(fā)育，煤層(組)多被濱淺湖厚層泥巖分隔，處于獨立的流體壓力系統(tǒng)，如準南三屯河以東地區(qū);③ 多煤層疊置混合含煤層氣系統(tǒng)在辮狀河道-河間洼地、分流河道-分流間灣發(fā)育，巖石急速相變地區(qū)局地表現(xiàn)為煤層(組)頂?shù)讕r性邊界不穩(wěn)定，既存在滲透性砂巖，又存在致密性泥巖、泥質(zhì)粉砂巖，煤層(組)間局部聯(lián)通，如準南齊古、呼圖壁等。多層疊置統(tǒng)一、多層疊置獨立含煤層氣系統(tǒng)都在小范圍內(nèi)出現(xiàn)，而巖性組合關系復雜、煤層間溝通關系較為模糊的多層疊置混合含煤層氣系統(tǒng)空間分布則相對頻繁[19-20]。

基于沉積、構造、水文耦合作用綜合分析，在準南地區(qū)總結歸納出3類煤層氣富集成藏模式[21]:水動力滯留區(qū)封存性原生生物氣成藏模式、水動力滯留區(qū)微生物改造熱成因氣成藏模式、水動力活躍區(qū)淺層生物氣補給和深部熱成因氣逸散成藏模式(圖9)。早期的煤化作用程度與晚期的水文地質(zhì)條件，共同制約了準南地區(qū)煤層氣成因、氣體組分變化及煤層氣賦存特征。逆斷層應力在準南地區(qū)淺部占主導地位，表明淺部孔裂隙系統(tǒng)處于擠壓封閉狀態(tài)，此類“淺部擠壓、深部伸展”的應力體制有利于煤層氣富集成藏。向斜構造應力集中有利于煤層氣富集保存，向斜構造煤層氣富集成藏條件優(yōu)于單斜構造，逆斷層相比于正斷層更有利于煤層氣富集保存。

圖9 準噶爾盆地南緣典型煤層氣富集成藏模式Fig.9 Typical CBM accumulation model in southern Junggar Basin

目前區(qū)內(nèi)開發(fā)主要針對厚煤層單層(段)，多層疊置煤層氣系統(tǒng)資源潛力尚未有效釋放，查明垂向上系統(tǒng)間的獨立性，有效厘定流體壓力系統(tǒng)，規(guī)避外來水侵風險，合理選層選段、組合開發(fā)，針對不同地區(qū)、不同含氣系統(tǒng)采用相適應的開發(fā)方式是極為迫切的課題。準噶爾盆地煤系沉積特征、層序劃分、聚煤規(guī)律地質(zhì)成果積累豐厚[22-23]，煤層氣儲層特征、賦存規(guī)律、成藏主控因素等相關研究起點較高，區(qū)內(nèi)多、厚、大傾角煤層背景下的煤層氣分布總體規(guī)律已有深刻認識[24-27]，但目前靶區(qū)選擇更多依賴于煤厚、含氣量、儲層壓力，瑪參系列井、昌試系列井等均因單斜部位出水量大面臨困境甚至放棄，相反，高產(chǎn)煤層氣井均位于次級傾覆褶皺仰起部位，如阜康向斜、烏魯木齊河東八道灣向斜及白家海凸起。其中阜康向斜核部附近煤層含氣量分布在8.67～13.84 m3/t，儲層壓力分布在7.34～15.24 MPa，壓力系數(shù)為0.87～1.26，為接近常壓到超壓狀態(tài);八道灣向斜煤層含氣量整體較高，其中位于核部的WC5井43號煤層(1 365 m)含氣量高達18.46 m3/t，儲層壓力11.75 MPa，壓力系數(shù)0.88。較高的含氣量及儲層壓力為兩個區(qū)塊煤層氣井高產(chǎn)的重要因素[28]，且含氣量與儲層壓力整體表現(xiàn)為越靠近向斜核部值越高，越靠近淺部上傾區(qū)域值越低的分布規(guī)律。白家海凸起2口深部煤層氣井出現(xiàn)含氣飽和度大于200%的現(xiàn)象，說明深部煤儲層中可能存在大量游離氣，昭示著準噶爾盆地深部煤層氣具有較大資源潛力[1]。煤層氣富集的有利構造、埋深、沉積、水文條件綜合控制作用和區(qū)域、局域、層域變化規(guī)律有待深入研究。

3.3 大傾角煤儲層地質(zhì)選擇及其開發(fā)效應

受燕山與喜馬拉雅山前構造運動的影響，準噶爾盆地周緣煤儲層傾角大多超過35°，甚至倒轉(圖10)，目前勘探開發(fā)對象主要面對大傾角地層[29-30]。

圖10 準噶爾盆地南緣典型地質(zhì)特征Fig.10 Typical geological characteristics in southern Junggar Basin

準噶爾盆地煤層氣開發(fā)地質(zhì)研究表明，急傾斜煤儲層在較小空間隨深度發(fā)生快速變化，儲層流體運動方式、儲層應力狀態(tài)等與水平或緩傾斜地層不同，進而影響不同井型的壓降傳播和煤層氣產(chǎn)出過程[31-32]。

急傾斜煤層中氣體受浮力作用明顯，其運移速率及方向均與水相存在較大差異，易于形成氣水分異，加重氣鎖[33];氣水分異將導致儲層高位聚氣，淺部將出現(xiàn)難以動用的剩余氣[33-34];深部地層水受重力影響較難排出，導致深部煤層中的煤層氣較難解吸動用[35]。此外，在考慮流體運移性質(zhì)的同時，不應忽視傾角對儲層物性參數(shù)(如滲透率)的影響[36]。ZANG 等[37]建立了單軸應變條件下，傾斜煤層孔隙壓力下降時滲透率各向異性變化的數(shù)學模型，認為傾角是通過影響了垂直于主滲透方向的應力大小從而影響儲層性質(zhì);ZHANG等[38]采用準南地區(qū)樣品，通過室內(nèi)試驗確立了傾角增加時圍壓對滲透率影響具有先降后增的變化趨勢。高傾角地層地應力場本身就具有類型復雜、各向異性大的特點[39]，高地層傾角減小了垂直應力對地層壓實作用的影響，計算地應力時應予以校正[40]。地應力的最大主應力方向沿地層傾向時，與沿走向相比，對儲層的裂縫影響更大[41]。

研究大傾角儲層中的壓降傳播與氣水產(chǎn)出規(guī)律有助于指導煤層氣優(yōu)化排采。蔣睿等[35]模擬了5°，15°，25°傾角下U型井開采過程，認為大傾角地層排水、排氣速率加快，氣水分異明顯。大傾角煤儲層的特殊產(chǎn)出機制使得其井型與井網(wǎng)布置不同于水平地層。大傾角煤層開發(fā)井型有垂直井、順層井、水平井等模式，且后2者的產(chǎn)量高于前者[33-34]。如位于河東區(qū)單斜構造帶的B井和相鄰河西區(qū)單斜構造帶的C井，均具有大傾角煤層地質(zhì)特征，且含氣量均大于8 cm3/g，煤體結構均利于煤層氣開發(fā)，B井采用垂直煤層方式鉆進，壓裂43號和45號2套煤層，最高產(chǎn)氣量為1 018 m3/d，年累計產(chǎn)氣量9萬m3;C井采用順煤層定向鉆井，只壓裂B7煤層，獲得最高日產(chǎn)3 372 m3/d的高產(chǎn)工業(yè)氣流，年累計產(chǎn)氣量32.3萬m3，明顯高于B井(圖11)。這是由于順層開采增大了壓裂井段的長度和面積，有利于煤層氣產(chǎn)量的提高。曹運興等[42]研究指出，沿煤層走向或沿走向小角度向上擺動的水平井開發(fā)效果最好。開發(fā)過程中應充分考慮并利用不同構造部位生產(chǎn)井的排采規(guī)律，根據(jù)不同構造部位的特性采用不同的井型，在淺部布置水平井快速采氣，深部布置直井最大程度的利用水的重力勢能排水降壓[43]。

圖11 烏魯木齊河東和河西地區(qū)典型煤層氣井產(chǎn)氣、 產(chǎn)水曲線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雙孔模型，以準南阜康區(qū)塊井場數(shù)據(jù)與樣品測試成果為參數(shù)，使用Eclipse軟件進行急傾斜煤層排采過程分析，認為上傾方向先降壓、先解吸、先運移，造成大傾角煤層氣井雙峰產(chǎn)氣特征。LIANG 等[44]得出，上傾方向滲透率在排采時降速更慢。王洪利等[36]基于 CMG-GEM組分模擬器分析，認為由于深部煤層氣含量更高，會出現(xiàn)解吸速率大于產(chǎn)氣速率的情況，氣水分異導致的氣體向淺部運移使得淺部壓力增加，形成2次吸附，并隨著后期的排水降壓過程出現(xiàn)第2輪解吸。在有限的井控范圍內(nèi)，上述現(xiàn)象是否可能發(fā)生、影響強度多大、抑或受控于其他因素等均留存置疑。大傾角煤儲層開發(fā)過程儲層力學性質(zhì)與物性變化、流體相態(tài)與飽和關系轉化、氣/水產(chǎn)出機制與生產(chǎn)規(guī)律還有待進一步揭示。

4 結論與展望

(1)準噶爾盆地煤層氣資源極為豐富，已開展近30個煤層氣勘查項目，施工煤層氣井270余口，建成白楊河、四工河、烏魯木齊河東煤層氣開發(fā)先導試驗區(qū)，正在著力推進煤層氣規(guī)?；_發(fā)利用，多個區(qū)塊呈現(xiàn)出煤層氣單井高產(chǎn)勢頭，新增煤層氣探明儲量220×108m3，建成年產(chǎn)能1.5×108m3，實現(xiàn)年產(chǎn)量7 500×104m3，針對多、厚、大傾角煤層順煤層鉆井、儲層改造、優(yōu)化排采技術不斷推廣應用，帶動了新疆煤層氣產(chǎn)業(yè)起步發(fā)展，同時為中低煤階煤層氣資源勘探開發(fā)提供了重要借鑒。盆地周緣構造隆升、水力逸散、煤層氣風氧化帶深延是制約煤層氣資源分布和勘探開發(fā)潛力的不可忽略的地質(zhì)因素，盆地腹地包括煤層氣在內(nèi)的深部煤系氣資源潛力巨大，開展煤系油氣地質(zhì)綜合研究、拓展煤系氣勘探開發(fā)領域勢在必行。

(2)準噶爾盆地多個區(qū)塊煤層氣富含CO2且呈現(xiàn)隨煤層埋深增大CO2體積分數(shù)增高的異?，F(xiàn)象，富CO2煤層氣承載著煤層氣成因成藏的重要地質(zhì)信息，凸顯出創(chuàng)新發(fā)展煤層氣成因成藏地質(zhì)理論意義，同時對于有效厘定煤層氣風氧化帶與資源品質(zhì)、潛力、開發(fā)利用方向，防治煤層CO2突出隱患做出貢獻。擬以水動力場和水化學場耦合作用為主線，氣體差異構成與稟賦為線索，特例氣藏成因探索為目的，鑒別多源多階氣體來源、混合度及成藏貢獻，揭示CO2異常富集成因，探索流體場主導作用下的煤層氣多源多階多因素耦合成藏機制。

(3)準噶爾盆地西山窯組與八道灣組2套煤系地層厚度巨大，受聚煤環(huán)境控制，多層疊置統(tǒng)一、多層疊置獨立含煤層氣系統(tǒng)都在有限范圍內(nèi)出現(xiàn)，而巖性組合關系復雜、煤層間溝通關系較為模糊的多層疊置混合含煤層氣系統(tǒng)空間分布則相對頻繁;基于沉積、構造、水文耦合作用歸納出煤層氣富集成藏基本模式:水動力滯留區(qū)封存性原生生物氣成藏模式、水動力滯留區(qū)微生物改造熱成因氣成藏模式，水動力活躍區(qū)淺層生物氣補給和深部熱成因氣逸散成藏模式。有效厘定流體壓力系統(tǒng)，規(guī)避外來水侵風險，合理選層選段、組合開發(fā)，優(yōu)勢成藏地質(zhì)配置及其區(qū)域、局域、層域變化規(guī)律有待深入研究。

(4)準噶爾盆地周緣煤儲層傾角大多超過35°，甚至倒轉，目前勘探開發(fā)對象主要面對大傾角地層。急傾斜煤儲層在較小空間隨深度發(fā)生快速變化，儲層流體運動方式、儲層應力狀態(tài)等與水平或緩傾斜地層不同，進而影響不同井型的壓降傳播和煤層氣產(chǎn)出過程。大傾角煤儲層開發(fā)過程儲層力學性質(zhì)與物性變化、流體相態(tài)與飽和關系轉化、氣/水產(chǎn)出機制與生產(chǎn)規(guī)律需要進一步揭示。

致謝成文過程中，新疆煤田地質(zhì)局、科林思德新能源公司、中石油煤層氣公司、中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心、中國石油新疆油田公司等合作單位提供了豐富的資料和支持，藉此謹致衷心感謝！