准噶尔盆地石炭系—下二叠统煤成气的勘探前景

吐哈盆地及三塘湖盆地石炭系煤成气的勘探前景~

(1)吐哈及三塘湖盆地也是新疆北部主要的含油气盆地，石炭纪地层与准噶尔盆地均可对比(表13-11)。
表13-11 准噶尔盆地、三塘湖盆地、吐哈盆地石炭纪地层对比


(据陆林超等，2011)
据国土资源部油气资源战略研究中心邱海峻、何登发等负责组织的“新疆北部地区上古生界油气资源战略调查与选区”项目(2009)研究成果，准噶尔盆地、吐哈盆地、三塘湖盆地在石炭纪时是一个统一的构造-沉积体系，有大致相近的构造-沉积发展演化历史(图13-31，图13-32)，到晚石炭世之后才逐步分离。

图13-31 准噶尔盆地及邻区早石炭世中期构造-沉积环境图

(据油气资源战略研究中心，2009)

图13-32 准噶尔盆地及邻区晚石炭世中期构造-沉积环境图

(据油气资源战略研究中心，2009)
(2)吐哈盆地石炭系烃源岩，主要发育于苏穆克组和底坎尔组
烃源岩以暗色泥岩和灰岩为主，其次为凝灰质泥岩和粉砂质泥岩，炭质泥岩含量极低。据烃源岩厚度及其占地层比例，上石炭统在台南凹陷有一个沉积中心，北缘泥岩较发育，表现出陆相沉积特征；盆地南缘表现出更强的海相沉积特征(表13-12，表13-13)，显示了吐哈盆地石炭系为含煤岩系与海相沉积岩系的混源特征和生烃潜力变化较大。
表13-12 吐哈盆地上石炭统可能源岩统计简表


(据油气资源战略研究中心，2009)
表13-13 吐哈盆地上石炭统钻井烃源岩有机质丰度表


(据油气资源战略研究中心，2009)
(3)烃源岩厚度变化大
三塘湖盆地多数探井钻遇上石炭统源岩厚度小于100m，但在马朗凹陷最厚，马33井区上石炭统烃源岩厚达581.6m(表13-14)。
表13-14 三塘湖盆地上石炭统钻井烃源岩厚度统计表


(据油气资源战略研究中心，2009)
三塘湖盆地上石炭统烃源岩主要发育在哈尔加乌组，该套源岩以高丰度为主要特征，有机碳分布于0.01%～31.76%之间，平均值为6.75%，有机碳大于2.0%样品占总数的84.47%；生烃潜量S1+S2分布于0.01mg/g～92.32mg/g之间，平均值为26.17mg/g；氯仿沥青“A”分布于0.0374%～1.9843%之间，平均值为0.7973%；总烃分布于(29～13638)×10-6之间，平均值为3643×10-6，是一套非常好的烃源岩。
(4)三塘湖盆地马朗凹陷、吐哈盆地台南凹陷是石炭系含煤成气系统的主要勘探对象
三塘湖盆地马朗凹陷是上、下石炭统烃源岩主要发育区，多口探井钻遇上石炭统烃源岩，总厚度在30～200m，有机质丰度评价均为好—较好烃源岩，是一个被部分保留的富煤成气凹陷。因为凹陷周缘的大黑山、苇子峡等多个露头见到了下石炭统烃源岩，厚度近千米。凹陷内已发现了多个油藏和含油气构造，油井普遍见显示，表明马朗凹陷石炭系是三塘湖盆地重要的勘探领域，可以南缘前陆冲断带-苇子峡构造带和北部隆起带——苏海图“凸起”两个有利区带为重点，将是继条湖突破之后向西扩展的现实领域。
台南凹陷是吐哈盆地上石炭统的沉积中心，石炭系烃源岩发育，塔6、鲁东5、鲁南1等5口探井钻遇上石炭统烃源岩厚度300～600m。在塔6井钻遇石炭系烃源岩以炭质泥岩和煤层为主，气测显示活跃，组分齐全，全烃最高为2.6%。源岩有机碳平均为8.89%，丰度很高，为Ⅲ型好烃源岩，Ro为1.3%～1.5%，未来重点工作是寻找有利的火山岩发育相带，实现油气勘探的突破。
此外还有三堡凹陷、汉水泉凹陷也是探索石炭系成藏条件及含油气性的有利目标，该带成藏地质条件优越，是火山岩内幕型油藏勘探的有利区带。

准噶尔盆地以上古生界为烃源岩的油气资源十分丰富，石炭系—二叠系油气资源量达64.2×108t。通过研究该盆地成藏条件认为，现在和今后油气勘探方向:古隆起、古斜坡是油气聚集的主要部位。
(1)三个泉隆起
是盆地北部一个大型隆起，走向西北，面积1.8×104km2。由于晚华力西期和印支期断裂活动在隆起产生了多个凸起和凹陷。区内上二叠统—古近系发育齐全，总厚度达5000m，主要生油岩有上二叠统，油气资源丰富。区内断裂和局部构造发育，是油气运移的指向地区，目前已发现石西、石南及陆九等油气田，是该盆地油气前景最好的地区之一。
(2)中央隆起
为北西向横亘准噶尔盆地中央的一个低隆起带，可分为中拐、为桥(莫索湾)及白家海凸起等次级单元，总面积为0.4×104km2。莫索湾凸起顶部缺失二叠系，仅有上二叠统其上的沉积，总厚度为4000～8000m;中拐凸起为北西向的巨型鼻凸，向东南倾伏。区内主要生油岩有二叠系，油气资源丰富，目前已发现奠北、五彩湾、中拐等油气田，是盆地油气前景最好的地区之一。
(3)中央坳陷上倾斜坡区
由玛湖凹陷、达巴松凸起、三道海子北凹陷等次级单元组成，总面积为1.3×104km2，总体上呈北西西走向，玛湖凹陷内各时代地层发育齐全，二叠系以上的沉积总厚度为6000m，达巴松凸起缺失下二叠统沉积，玛湖－三道海子北凹陷是盆地中自二叠世以来持续性坳陷之一。主要生油岩有二叠系，油气资源量丰富，是盆地内主要油气源区。已发现玛北油气田，是油气前景很好的地区之一。
(4)西北缘隆起(冲断带)
本区为北东展布的冲断构造隆起带，长300km，宽20～30km，面积达1.4×104km2。可细分为克－夏断阶、红－库断阶和车排子凸起。主要油源岩为二叠－石炭系。其东南邻近生油坳陷区油气资源丰富。1955年已发现克拉玛依大油田，之后又发现夏子街、乌尔禾及车排子等油田。本区是今后油气勘探主方向之一。
(5)昌吉坳陷
该坳陷南邻乌鲁木齐山前坳陷，北邻中央隆起，总体处于斜坡地带，面积为1.7×104km2，区内二叠系发育，油气资源丰富。区内亦是寻找以二叠系为烃源岩的重要有利地区。
(6)东部隆起
为盆地东部呈北西向的隆起，由五彩湾凹陷、彩南凸起、帐－北断褶、大井凹陷、奇台凸起、吉木萨尔凹陷6个次级单元组成，印支、燕山期运动强烈，将华力西晚期形成的北西向凸凹相间的构造格局切割改造为北东向的棋盘格子式，面积为2.8×104km2。区内发育有二叠系—第四系，总厚度为3000～4500m，主要生油岩为二叠系，油气资源丰富。区内局部构造和断裂发育，是油气运移指向地区。目前已发现了五彩湾、火烧山、河南、北三台、三台等油气田，因此，该区亦是盆内油气前景较好的地区之一。

(1)区域地质概况

准噶尔盆地是一个被古生代缝合线包围的从石炭纪到第四纪发展起来的大陆板内盆地(陈哲夫等，1985)，盆地具有双重结构基底：前寒武结晶基底和古生代浅变质基底。

长期以来，认为石炭系是准噶尔盆地的“基底”之一。虽也在石炭系发现了30余个油气藏(例如准噶尔盆地西北缘石炭系油藏)，并且火山岩油气藏成为准噶尔盆地重要的油藏类型，但都认为是“新生古储”的“潜山油气藏”(何登发，2010)。

自从2008年在石炭系发现克拉美丽大型气田，肯定了石炭系是由火山岩与含煤岩系组成的地层，明确了石炭系不是盆地的“基底”，石炭纪含煤岩系是克拉美丽大型气田的主要气源岩，极大地开拓了准噶尔盆地天然气前景，也改变了对准噶尔盆地发展演化历史的认识。

(2)形成克拉美丽气田的地质基础

1)克拉美丽气田位于准噶尔盆地北部滴南凸起上(图13-20)，北侧为滴水泉凹陷，南侧为东道海子凹陷及五彩湾凹陷，西邻陆梁隆起，东邻克拉美丽山。在滴南凸起上有一条大型逆断裂——滴水泉西断裂，断至石炭系，气田主要位于该断裂北部(图13-21)。

2)据气田天然气碳同位素资料(表13-4)：δ¹³C₁(甲烷碳同位素)值为-29.37‰～-30.68‰，平均值为-29.87‰；δ¹³C₂(乙烷碳同位素)值为-23.72‰～-27.73‰，均值为-26.40‰，属典型煤成气，并具有较高的成熟度。

图13-20 克拉美丽气田及相邻构造单元图

(据达江等，2011)

图13-21 克拉美丽气田石炭系气藏分布图

(据匡立春等，2010)

表13-4 克拉美丽气田天然气特征及碳同位素统计表

(据陆林超等，2011资料简化)

3)克拉美丽地区从下石炭统至侏罗系发育有多套烃源岩，因为气田产自上石炭统，只能认为上石炭统巴塔玛依内山组(C₂b)及下石炭统滴水泉组(C₁d)是克拉美丽气田最主要的烃源岩(表13-5)，上石炭统是克拉美丽气田重要的生储层系。

表13-5 克拉美丽气田及其周缘地区5套烃源岩有机质丰度指标

(据陆林超等，2011)

4)上石炭统(图13-22)由下至上为巴塔玛依内山组(C₂b)、石钱滩组(C₂sh)、六棵树组(C₂l)。巴塔玛依内山组(简称巴山组)(C₂b)，上、下为火山岩，中部为一套含煤岩系，其中的暗色泥质岩、煤层及沉凝灰岩为较好的烃源岩，火山岩则是较好的储集体；石钱滩组为稳定的碎屑岩、局部台地相灰岩，构成良好的生油层和盖层；六棵树组主要为一套粗碎屑岩。

图13-22 准噶尔盆地石炭系成藏组合划分图

(据何登发等，2010)

(3)克拉美丽气田成藏条件分析

1)克拉美丽气田位于的滴南凸起是一个长期发育的古隆起，由于在滴南凸起南侧的滴水泉西断裂的控制作用，气田的天然气主要来自北侧的滴水泉凹陷，滴水泉凹陷缺失二叠系，主要发育已进入成熟阶段石炭系烃源岩，气源主要为上石炭统巴山组含煤岩系，混有少量来自下石炭统滴水泉组Ⅱ型烃源岩的油气。

2)石炭纪含煤岩系有机质热成熟时期总体偏晚，早白垩世为主要生烃、成藏阶段，并具多期成藏特点。

区内石炭系烃源岩具有3个生烃高峰期和3次成藏过程(宋岩等、2000)：二叠纪、中侏罗世末、早白垩世末。不同构造单元因演化历史不同而有差异，但以早白垩世末为主。在滴南凸起西段，石炭系烃源岩，在印支晚期进入成熟阶段；滴南凸起东段，石炭系烃源岩在燕山中期进入成熟阶段；滴北地区，石炭系烃源岩在燕山中期进入低成熟—成熟阶段(达江等，2010)(表13-6)。

表13-6 陆东-五彩湾地区石炭系源岩演化、成藏时序表

据滴西17、滴西18气藏的成藏史研究(图13-23)，由于多期抬升作用的影响及抬升强度不均衡，以第三期(早白垩世末期)为主要成藏期，因此，燕山期中、晚期是决定石炭纪烃源岩最终成熟程度的关键时期。

图13-23 滴西17井区埋藏史及古地温史

(据达江，2010)

3)石炭系火山岩储层中发现的两期烃类包裹体辅助说明了多期成藏特征：早期包裹体均一温度主要分布在100℃左右，反映了印支期源自石炭系油气充注；晚期烃类包裹体以气态烃类包裹体为主，均一温度主要分布在140～150℃之间，代表了燕山期中、晚期天然气为主的烃类充注。

4)克拉美丽气田具有源控特征。烃源岩发育中心控制了现今气田及相邻地区(陆东-五彩湾地区)的油气分布。石炭系火山岩体展布控制了储层特征。储层岩性有玄武岩、安山岩和流纹岩(包括角砾岩)，气层的非均质性主要受火山岩岩性控制。

5)二叠系乌尔禾组区域盖层对油气的分布也有明显的控制作用，纵向上存在两大成藏体系(达江等、2010)。乌尔禾组泥岩下部为异常高压原生成藏体系，地层压力系数为1.15～1.50，主要是石炭系烃源岩生成的煤成气(油)在石炭系火山岩储层中的聚集；上部为常压次生成藏体系，主要发育在缺失二叠系乌尔禾组区域性泥岩盖层，并且发育有沟通深部断裂的地区，石炭系煤成气(油)沿断裂向上发生调整和扩散后，运移至侏罗系和白垩系储层中聚集。

(4)克拉美丽气田成藏主控因素总结

①气田位于长期发育的滴南凸起，邻近主力气源岩-石炭系含煤岩系，为形成近源油气成藏提供了有利的物质基础；②烃源岩、火山岩体展布和二叠系乌尔禾组区域盖层的有机配置，是克拉美丽大气田成藏三个重要因素；③由于油气成藏经历了海西晚期、印支晚期和燕山中晚期的多期油气充注，以及喜马拉雅期的改造作用，克拉美丽特大型气田具有“早期聚集、晚期保存、改造、定型”的成藏特点。

(5)准噶尔盆地石炭系煤成气勘探前景

1)准噶尔盆地石炭系地质特征

A.石炭纪是准噶尔盆地地质发展历史中的一个重要地质时期，是准噶尔盆地从活动的盆-山体系向较稳定的盆地体系发展过渡的关键时期，逐步结束海相沉积，转入陆内坳陷型盆地的发展演化历程。

B.区内石炭纪地层分布远超出现今盆地范围，在准噶尔盆地，石炭系主要是一套海陆过渡相含煤岩系与火山岩间互，以东部克拉美丽山区发育最齐全，自下而上划分为5 组：塔木岗组、滴水泉组、巴塔玛依内山组、石钱滩组和六棵树组(图13-22)。

C.据油气资源战略研究中心邱海峻、中国地质大学何登发等(2009)的研究，石炭纪是构造活动剧烈时期，火山活动频繁，岩性、岩相变化很大(图13-24，图13-25)。

2)石炭系煤成气源概述

A.石炭纪发育有多个沉积中心，厚度最大达5000m。在陆东-五彩湾地区就有滴水泉、东道海子、五彩湾、索索泉4个凹陷，以滴水泉凹陷沉积厚度最大、面积也最大(表13-7)，厚度大于3000m的面积达3500km²，烃源岩主要围绕陆东-五彩湾地区开展。

B.区内石炭系以滴水泉组、巴塔玛依内山组、石钱滩组三套煤系源岩为主，由海相沉积及海陆交互相含煤岩系沉积与多期火山岩间互构成多个生储组合。

下石炭统滴水泉组为海陆过渡相含煤岩系沉积，主体厚度为100～400m，主要岩性为灰、深灰色泥岩、凝灰质泥岩，夹凝灰岩及薄层煤。烃源岩主要为泥岩和凝灰岩，夹少量煤层，主要发育在准噶尔盆地南、北被动大陆边缘及滴水泉、东道海子-五彩湾等断陷，干酪根碳同位素值为-21.98‰～27.21‰，表现出Ⅱ型腐泥型和Ⅲ型腐殖型有机质混源特征。

上石炭统巴塔玛依内山组为陆相含煤岩系，在盆内发育较广，主要为一套火山碎屑岩、火山熔岩和沉凝灰岩，夹煤层及煤线。烃源岩主体厚度50～200m，有机质丰度高，平均有机碳2.74%，氯仿沥青“A”0.2177%，S₁+S₂5.54mg/g，R_o1.13%，以弱氧化-弱还原环境主，局部地区或层段也发育还原环境的泥质岩；干酪根碳同位素值为-21.00‰～-25.96‰，有机质类型以Ⅲ型腐殖型为主，比滴水泉组烃源岩更加偏向于Ⅲ型腐殖型。

石钱滩组主要为海相地层，下部以砾岩为主，夹砂泥岩和煤线，上部为砂泥岩、灰岩、生物碎屑灰岩，主要发育在准东大井坳陷，生烃潜力较小。

图13-24 北疆地区早石炭世沉积相略图

(据油气资源战略研究中心，2009)

图13-25 北疆地区晚石炭世沉积相略图

(据油气资源战略研究中心，2009)

表13-7 陆东-五彩湾地区石炭系残余厚度及分布面积

(油气资源战略研究中心，2009)

三套含煤岩系烃源岩成熟度R_o值为0.66～1.80，属于成熟—高成熟阶段(陆超林等，2011)，可以为石炭系的火山岩、碎屑岩储层提供油气源。

C.上石炭统巴塔玛依内山组的各项指标都达到优质煤成烃源岩，是最好的烃源岩，其次为下石炭统滴水泉组。

据油气资源战略研究中心邱海峻、乔德武等负责组织实施的“新疆北部地区上古生界油气资源战略调查与选区”项目(2009)研究，盆地内滴水泉组钻厚49～221m，烃源岩厚49～189m，占钻厚的85.5%～100%，主要为暗色泥岩，也有少量的炭质泥岩和煤，如彩参1井和滴西2井。但彩26井主要为暗色沉凝灰岩，该井烃源岩有68m，却有50m的沉凝灰岩。

滴水泉组(C₁d)有机碳含量(平均值)：炭质泥岩为19.65%～11.51%，暗色泥岩1.24%～0.53%，沉凝灰岩0.65%；氯仿沥青含量：炭质泥岩0.5209%～0.2201%，暗色泥岩0.0492%～0.0100%，沉凝灰岩较低，为0.0090%；生烃潜力S₁+S₂分别为21.41mg/g～5.21mg/g、084mg/g～0.22mg/g和0.66mg/g(表13-8)。北疆下石炭统干酪根类型统计直方图(图13-26)表明，由于下石炭统沉积环境复杂多变，下石炭统烃源类型比较复杂，在五彩湾地区以Ⅲ型干酪根为主，陆梁-滴水泉以Ⅱ型为主，准西北为Ⅰ型与Ⅱ₁型为主。

表13-8 准噶尔盆地下石炭统滴水泉组含煤岩系有机质丰度

巴塔玛依内山组(C₂b)烃源岩钻厚2～191.5m，占钻厚的0.5%～66.3%；烃源岩以暗色泥岩为主，其次为炭质泥岩和煤层，在盆地东部发育较广，地层厚度大，但火山活动强烈，为一套火山碎屑岩、火山熔岩、沉凝灰岩和少量沉积岩夹煤层。本区有3种不同类型的烃源岩：煤层和炭质泥岩、泥岩和沉凝灰岩。据三类烃源岩的分析资料，属好烃源岩的样品有80个，占样品总数的79.21%；有机碳平均含量为7.67%(101个样品统计)，

图13-26 北疆下石炭统干酪根类型统计图

(据油气资源战略研究中心，2009)

其中，煤和炭质泥岩有机碳平均值为21.42%(30个样品)，具有很大的生烃潜力；其余样品平均为1.86%(71个样品)，属好的烃源岩的丰度值(表13-9)，该套烃源岩的有机质丰度总体上较高，但分布并不均一，以五彩湾凹陷最好，其他地区则稍差。图13-27显示有机质类型以腐殖型为主，在准东-三台地区以Ⅲ型为主，部分为Ⅱ₂型，只在西北缘为Ⅰ型和Ⅱ₁型，所占的比例也很小。

表13-9 准噶尔盆地上石炭统巴塔玛依内山组含煤岩系有机质丰度

图13-27 北疆晚石炭世干酪根类型统计

(据油气资源战略研究中心，2009)

3)石炭系储层特征

A.目前发现的石炭系油气田主要以巴塔玛依内山组火山岩为储集岩。研究表明，沿断裂的多次喷发，形成多期次火山岩序列。有利储层几乎全部位于近火山口相。有效储集空间为原生孔隙型、次生溶蚀孔隙(洞)型和孔隙-裂缝复合型。火山岩储集性能受岩相、岩性及成岩后期改造作用影响明显：中酸性火山岩原生孔隙易于保存，后期易于产生裂缝；中基性火山岩原生孔隙易于被充填，后期易于发生次生变化及溶蚀作用；风化壳附近的块状熔岩及火山碎屑岩，经风化淋滤作用，易形成较好的储集体。

统计数据表明，上石炭统火山岩储层非均质性强，孔隙度与渗透率相关性差。在滴南凸起，石炭系孔隙度为0.1%～27.9%，平均值为9.60%；渗透率为＜0.01～844.00×10-³μm²，平均值为0.161×10-³μm²，中值渗透率为0.044×10-³μm²，为中孔特低渗储层(何登发等、2010)。

B.虽然目前发现的石炭系油气田主要以巴塔玛依内山组火山岩为最主要的储集岩，但不可忽视石炭系含煤岩系中普遍夹有各类砂砾岩层段也可以成为储层，可以形成多种类型的储盖组合，可形成多种类型的油气藏。

4)以石炭系为气源的含煤成气系统前景较广

A.位于滴水泉凹陷西侧的石东凸起上石东地区的油气也显示为煤成气，与克拉美丽气田极为相似；天然气组分干燥系数较高(0.91)，天然气乙烷碳同位素δ¹³C₂值为-26.32‰～-26.6‰，甲烷碳同位素δ¹³C₁值为-31.98‰～-35.71‰，属于典型的腐殖型有机质来源产物(李林等，2011)，表明石炭系煤成气勘探前景不仅限于滴南凸起区。

B.最近在克拉美丽气田下部发现新的含气成藏组合。滴西33井、滴西176井在石炭系沉积层之下的火山岩中试获工业气流，是由石炭系沉积层为源岩和盖层，下部火山岩(角砾凝灰岩)为储层，上生下储式的煤成气藏。据地震资料，在克拉美丽地区，石炭系沉积岩之下类似的火山岩目标众多(图13-28)，具有广阔的勘探前景，有可能发现新的煤成气田。

图13-28 克拉美丽气田上覆封盖和内部封盖两种成藏模式示意图

(据新疆油田分公司，2011)

C.下二叠统佳木河组部分是含煤岩系，是值得重视的煤成气源岩

据况军(1999)统计的天然气碳同位素资料资料，西北缘的气层气、气顶气都为高成熟腐殖型气，来自下二叠统佳木河组(表13-10)。环盆1井西凹陷各个凸起带的非溶解气也都为高成熟腐殖型气。

表13-10 准噶尔盆地天然气组分及碳同位素、成因类型统计表

(据况军等，1999)

潘建国等(2007)、陈磊等(2007)报道的天然气碳同位素资料，准噶尔盆地西北缘天然气的成因类型可分成3类：油型气、煤型气和混合气。煤型气主要分布于五区南克75井区上、下二叠统，特征为富集重碳同位素，δ¹³C₁值＞-34‰，δ¹³C₂值＞-27‰，天然气源自下二叠统佳木河组含煤岩系。二叠系佳木河组在全区分布较广，佳木河组上、中亚组基本不具生气条件，烃源岩主要分布在下亚组，其厚度向盆地边缘方向加厚，最大厚度可达250m以上。有机质类型以Ⅲ型为主，个别为Ⅱ₂型和Ⅱ₁型，实测R_o值在1.38%～1.9%之间，具有煤成气与油型气共源形成大气田的地质条件。

5)石炭系、二叠系煤成气可能的成藏模式

准噶尔盆地由侏罗纪含煤岩系、石炭纪-早二叠世含煤岩系为气源形成的两套含煤成气系统，分布在不同构造单元，前者主要分布在盆地中部、南部，后者主要分布在盆地北部、西北部及东北部。经过多年勘探，以侏罗纪含煤岩系为主要气源的含气系统虽在盆地中部和南部发现了一批煤成气田，但以中小型为主，没有发现大型煤成气田。以石炭纪-早二叠世含煤岩系为主要气源的含气系统虽勘探时间不长，但已发现大型煤成气田。因此，石炭纪-早二叠世含煤岩系为主要气源的含气系统在准噶尔盆地勘探前景不可忽视。

何登发等(2010)总结了区内以石炭纪含煤岩系为主力气源岩、上石炭统巴山组火山岩为主要储层的三种成藏模式：下石炭统滴水岩组生-上石炭统巴山组储的垂向运聚模式；上石炭统生-上石炭统巴山组储的短距离垂向运聚模式；石炭系、下二叠统生-上石炭统巴山组储的源边侧向运聚模式。克拉美丽气田属于第二种成藏模式，即上石炭统生-上石炭统巴山组储的天然气短距离垂向运聚模式(图13-29)。

图13-29 上石炭统巴山组储的天然气短距离垂向运聚模式图

(据何登发等，2010)

图13-30 克拉美丽气田滴五区气藏剖面示意图

(据匡立春等，2010)

这些成藏模式对于区内二叠系佳木河组煤成气的评价也同样实用，因为佳木河组也部分是含煤岩系与火山岩层间互，在中拐地区所发现的佳木河组煤成气也是以火山岩为主要储层。但是，在石炭系及下二叠统含煤岩系中还夹有多层砂质岩，可以成为有效的储层，因此，可能还会有更多类型的成藏模式。

6)值得重视的勘探地区

克拉美丽大型气田形成条件及主控因素研究表明，对准噶尔盆地石炭系油气前景评价主要以有效烃源岩分布、有效储盖组合、断裂及横向输导体系、有效保存条件等因素为主。因此，紧邻石炭纪含煤岩系的主要发育区——富煤成气凹陷周缘的适时继承性发展的古隆起及古斜坡区应是首选目标(图13-30)。

因为适时继承性的古隆起不仅是煤成气的主要运移指向，也有利于火山岩的风化淋滤、溶蚀，裂缝也比较发育，有利于煤成气的输导。在石炭系内部与上覆地层中，由火山岩及碎屑岩储层组成的岩性与断裂封堵等多种圈闭类型，都有可能成为石炭系煤成气藏。因此，在准噶尔盆地北缘的冲断带、中拐凸起-莫索湾凸起-白家海凸起带、陆梁-克拉美丽山前坳陷带以及乌伦古坳陷、北三台凸起-木垒凹陷带等围绕石炭系和下二叠统富煤成气凹陷周缘的地区，都是找寻石炭系、下二叠统含煤岩系为主要气源的有利区带。

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准噶尔盆地石炭系—下二叠统煤成气的勘探前景视频