Hydrocarbon Generation Characteristics of Coal-measure Source Rocks and their Contribution to Natural Gas:A Case Study of Middle and Lower Jurassic Targets from the Southern Junggar Basin Margin

In order to study the hydrocarbon generation(HCGE)characteristics of coal-bearing basins,the coal-measure source rocks of the Middle Jurassic-Lower Jurassic(MLJ)of the piedmont thrust belt in the southern margin of the Junggar Basin in Northwest China are taken as research objects.More than 60 MLJ samples were collected from outcrops and wells.Total organic carbon(TOC),rock pyrolysis(Rock-Eval),organic petrological,vitrinite reflectance(%Ro),and hydrous pyrolysis were performed to analyze the relevant samples.The pyrolysis gases and liquid products were measured,and then the chemical composition,as well as carbon isotopes of the gases,were analyzed.The results indicate that the MLJ source rocks have the capacity for large-scale gas generation.In addition,for coal-measure source rocks,the heavier the carbon isotope of kerogen(δ^(13)C_(kerogen)),the lower the liquid hydrocarbon and hydrocarbon gas yield,and the easier it is to produce non-hydrocarbon gas.It is worth noting that when theδ^(13)C_(kerogen)in organic matter(OM)is relatively heavier,the fractionation of its products may become weaker in the evolutionary process.The vital contribution of the MLJ source rock to natural gas resources in the study area was further confirmed by comparing it with the Jurassic source gas.

基于改进ResNet34的深度人脸伪造检测方法研究

深度人脸伪造技术的非法应用对人民群众的财产安全造成了严重危害,当前伪造视频检测准确率低且面对新型伪造技术的泛化能力差。针对以上问题,提出了一种注意力机制改进ResNet34的深度人脸伪造检测方法:引入了高效通道注意力模块,无需进行降维和升维的操作,从而保留了原始通道特征的信息完整性;将伪造图像中的伪影区域提取出来,作为主干特征输入模型,增强模型对人脸局部特征的检测性能;利用多尺度滑动窗口和不同的混合函数来生成带有伪影区域位置信息的标注,方便伪影检测模块对伪影特征的检测。实验结果表明,本研究方法效果显著,在FF++(c23)数据集上检测准确率为97.88%,AUC值为99.84%。

玛湖凹陷风城组烃源岩特征与生烃模式

基于最新油气勘探成果及烃源岩有机地化分析数据和热模拟实验结果,评价了准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组烃源岩的生烃能力,并进一步建立其生烃模式。研究区风城组发育一套沉积环境、岩性复杂多变的碱性湖泊相烃源岩,沉积水体盐度、碱度及成岩环境等变化快,致使源岩岩性复杂多变。其残余有机质丰度不高,类型为Ⅰ—Ⅱ型,大部分处于成熟阶段,热演化进程较慢。该组三个地层段均发育中—好烃源岩,少部分为很好烃源岩。风城组碱性湖泊相源岩生烃能力、模式与正常湖相源岩基本一致,为单峰式生油高峰,但其特点为生油持续时间长、总产油率远高于产气率、转化率高,主体处于生油阶段。油气勘探实践也证实玛湖凹陷是以含油为主的油气系统,在浅层或深层均以形成油藏为主。

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油地球化学特征及成因

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组致密油藏原油物性具有"四高"(较高密度、较高黏度、较高凝固点和较高含蜡量)特征,饱和烃色谱研究表明,原油的正构烷烃分布完整,未遭受生物降解作用;轻烃和甾烷成熟度指标反映,原油整体处于低成熟演化阶段,与芦草沟组烃源岩热演化阶段一致,具有近乎一致的地球化学指纹特征,表明二者具有良好的亲缘性,具"源储一体"的致密油藏成藏特征。通过生烃模拟实验发现,芦草沟组烃源岩在低成熟阶段的累计生、排烃量和排油率,相当于正常烃源岩在成熟阶段的生、排烃量和排油率。半深湖—深湖相沉积、咸化的还原—强还原环境以及优良的生烃母质(Ⅰ型—Ⅱ_1型干酪根),是吉木萨尔凹陷芦草沟组优质烃源岩早期大量生烃、排烃和形成低成熟致密油藏的主要原因。

断层封闭性演化地球化学评价方法及其控藏作用——以准噶尔盆地西北缘红车断裂带为例

断层封闭性评价对油气成藏研究具有重要的指导意义,但是断层封闭性演化和油气动态成藏有机结合的研究却较少。为此,以准噶尔盆地西北缘红车断裂带为例,利用烃源岩生物标志化合物、生烃热模拟产物特征、原油色谱色质、碳同位素、轻烃等地球化学实验分析技术,建立了断层封闭性演化地球化学评价方法,揭示了不同地质历史时期断层封闭性差异演化对油气运聚成藏的控制作用。研究结果表明:①红车断裂带断层侧向封闭性控制了断层上/下盘原油性质差异。②晚三叠世—早侏罗世,断层侧向对油气不封闭,下二叠统风城组烃源岩成熟阶段原油运移至上盘石炭系遭受生物降解形成高密度重质油;晚侏罗世—早白垩世,断层侧向对油封闭,对气不封闭,风城组高成熟原油和中二叠统下乌尔禾组成熟原油在下盘聚集成藏。③不同地质历史时期断层对不同流体封闭性差异是红车断裂带油藏伴生气普遍为干气的主要原因。④断层封闭性演化可以划分为开启、弱封闭、中封闭、强封闭4个演化阶段,分别控制了油气散失、上盘油藏遭受生物降解、下盘油藏聚集天然气散失、晚期干气捕获4个成藏过程,前3个阶段导致成熟—高成熟阶段天然气散失,晚期强封闭阶段干气大规模聚集,形成了重质油、中质油、轻质油、干气并存的油气分布复杂现象。结论认为,建立的断裂封闭性动态演化历程的地球化学评价方法,对复杂地区多源多期油气勘探开发具有重要的指导意义。

准噶尔盆地盆1井西凹陷东斜坡下侏罗统三工河组二段油气成藏有利地质因素

为评价准噶尔盆地西部盆1井西凹陷勘探开发潜力,寻找有利的储层发育区带,利用岩矿、储层物性及地球化学等分析测试数据,结合该区构造特征、储盖组合以及断裂系统发育情况等方面资料,分析了盆1井西凹陷东斜坡下侏罗统三工河组二段油气成藏的有利地质因素。结果表明,该区油气成藏主要受以下4个方面的因素控制:1)来自二叠系乌尔禾组的油气源为三工河组油气成藏提供了物质基础;2)研究区形成了两期坡折控制下的沟槽控沙体系,尤其第二期坡折下形成的三角洲外前缘广泛发育的砂质碎屑流沉积为油气成藏提供了有效的储集空间;3)研究区主要发育三期断裂系统,深浅三期断裂时空配置,为油气的有效聚集形成良好的油气输导体系。4)三工河组二段储层物性整体较好,粒间孔发育,平均孔隙度为12.00%,平均渗透率为6.35×10^(-3)μm^(2),整体为中孔-低渗型储层,并被下白垩统吐谷鲁群的泥岩区域性覆盖,同时横向上存在砂泥接触形成侧向遮挡,储盖组合配置良好。总体研究显示,盆1井西凹陷具备油气规模成藏的良好地质条件。

基于细粒岩石类型对玛湖凹陷下二叠统风城组烃源岩分类评价

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油勘探取得巨大突破,但是按照普遍认可的页岩油烃源岩评价标准,本区的烃源岩品质并不理想。为了科学评价玛湖凹陷烃源岩品质特征,本文在系统的岩心观察和有机地球化学分析的基础上,揭示烃源岩的形成环境,并按照矿物组成对烃源岩分类评价。玛湖凹陷风城组细粒岩主要沉积于正常半深湖、咸化半深湖、半咸化半深湖、含热液半深湖和滨浅湖环境中,各环境中细粒岩的有机质特征存在一定区别,其中半咸化半深湖有机质较为富集,w(TOC)均值在1%左右。进一步结合有机质类型判别图解,表明咸化半深湖和含热液半深湖有机质来源以湖泊生物为主,而其他环境中存在湖泊和陆源混合有机质来源。基于有机质生烃潜力评价和成熟度(V_(re)=0.74%)估算,表明目前风城组烃源岩中有机质正处于大量排烃的成熟阶段,且确定了细粒岩中的烃类为原生烃。由于不同矿物组成的烃源岩吸附能力的差异,按照陆相泥质烃源岩和碳酸盐质烃源岩开展分类评价,结果表明风城组沉积了累计厚度近250 m的的有效烃源岩,且富含以藻类体为主的有机质。

准噶尔盆地沙湾凹陷周缘上古生界天然气地球化学特征及成因研究

针对准噶尔盆地沙湾凹陷周缘上古生界天然气成因与来源认识不清的问题,运用烃源岩热解气模拟实验技术,根据热解气碳同位素分布,结合天然气组分、碳同位素、轻烃组成及伴生原油地球化学特征,揭示了沙湾凹陷周缘上古生界天然气成因与来源。研究结果表明:研究区天然气具有6种成因类型,Ⅰ类天然气来源于佳木河组烃源岩,δ^(13)C_(2)值大于-26.0‰;Ⅱ类天然气为生物气,具有偏负δ^(13)C_(1)值和极高的干燥系数;Ⅲ类天然气来源于佳木河组烃源岩与下乌尔禾组烃源岩混合,干燥系数大于0.95,δ^(13)C_(2)在-26.0‰左右;Ⅳ类天然气来源于下乌尔禾组烃源岩,δ^(13)C_(2)值为-27.5‰~-26.9‰;Ⅴ类天然气主要为下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩混源,其中,δ^(13)C_(2)值不小于-29.0‰的天然气以下乌尔禾组来源为主,δ^(13)C_(2)值小于-29.0‰的天然气以风城组来源为主;Ⅵ类天然气来源于风城组烃源岩,δ^(13)C_(2)值小于-31.0‰。研究区存在二叠系佳木河组、下乌尔禾组腐殖型和风城组腐泥型3套有效气源岩。研究成果解决了沙湾凹陷周缘上古生界气源问题,可为研究区天然气勘探和成藏研究提供依据。

微量元素在混源油类型划分及油源对比中的应用

采用微量元素分析三叠系百口泉组和二叠系原油及烃源岩抽提物样品,利用V、Ni、Co、Mo等微量元素含量及其比值将准噶尔盆地玛湖凹陷原油划分为三类单源油(A1、A2、B)和两类混源油(C1、C2),分析烃源岩抽提物微量元素分布特征,建立混源油微量元素识别图版。结果表明:原油中普遍富集V、Cr、Ni、Cu、Mo等过渡金属元素,稀土元素(REE)含量则普遍较低;V/Ni、Co/Ni、Cr/Mo(元素含量比值)等可以作为油源对比的有效指标,A1类原油来源于风城组碳酸盐岩源岩,A2类来源于风城组泥岩类,B类则主要来源于乌尔禾组源岩,C1类为A1及B类混源,C2类为A2及B类混源;该划分方法进一步证明微量元素可以作为复杂高熟条件下原油类型划分及油源对比的有效工具。

四棵树凹陷高探1井高产油气成因与烃源岩特征

准噶尔盆地南缘四棵树凹陷于2019年1月在白垩系清水河组获得重大突破,高探1井喜获日产千方工业油气流,创准噶尔盆地单井日产量最高纪录,证实了准噶尔盆地四棵树凹陷具有巨大的勘探潜力。为了准确评价四棵树凹陷的资源潜力,为进一步勘探部署提供依据,系统分析了高探1井及周边探井油气性质和侏罗系烃源岩特征,讨论了四棵树凹陷油气成因与灶藏关系。研究表明,高探1井白垩系出油气层气油比为260～360 m^3/m^3,原油为轻质油,具有低密度、低黏度特征。原油碳同位素重,为-26.83‰,Pr/Ph值高达3.6,三环萜烷分布以C_(19)为最高,C_(20),C_(21)依次降低,具有煤系烃源岩典型的地球化学特征。天然气组成中甲烷含量为74.44%,甲烷碳同位素为-40.35‰,乙烷碳同位素为-28.74‰,为相对富含壳质组的偏腐殖型湿气。油气性质特征指示高探1井油气主要来自侏罗系D/E相烃源岩。烃源岩分析表明,四棵树凹陷中—下侏罗统发育D/E相和F相烃源岩,凹陷中心处于凝析油—湿气阶段,具有较高的生油气潜力,研究区侏罗系含油气系统具有广阔勘探潜力。

准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气地球化学特征及成因

沙湾凹陷周缘天然气混源现象普遍,前期缺少对地区的整体研究,制约了研究区天然气成藏研究。为此,系统开展了天然气地球化学特征分析,结合烃源岩热模拟技术,明确研究区中、浅层天然气的成因。研究显示,沙湾凹陷周缘中、浅层天然气以甲烷为主,干燥系数分布在0.73~1.00,δ^(13)C_(1)值分布在-56.0‰~-31.5‰,反映研究区成熟与高-过成熟天然气共存;δ^(13)C_(2)值分布在-30.4‰~-22.8‰,反映研究区煤型气、油型气和混合型气均有分布。结合烃源岩热解气碳同位素特征,认为研究区天然气具有4种成因类型:Ⅰ类天然气来源于佳木河组烃源岩,主要分布在红车断裂带中段白垩系,具有极重的δ^(13)C_(2)值,大于-25.5‰,C_(7)轻烃中甲基环己烷含量大于50%;Ⅱ类天然气分布少,主要为原油降解次生生物气,具有异常偏负δ^(13)C_(1)值和极高的干燥系数;Ⅲ类天然气来源于下乌尔禾组烃源岩,主要分布在小拐地区及红车断裂带南段侏罗系,δ^(13)C_(2)值分布在-27.9‰~-26.4‰,具有混合型烃源岩特征;Ⅳ类天然气为下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩混源,主要分布在红车断裂带南段、北段及金龙地区,以下乌尔禾组来源为主的天然气δ^(13)C_(2)值大于-29‰,以风城组来源为主的天然气δ^(13)C_(2)值小于-29‰。

准噶尔盆地南缘下组合煤系烃源岩生烃模拟及高探1井油气源研究

随着准噶尔盆地勘探的不断深入,准南下组合日益成为油气勘探的重点,但目前针对下组合烃源岩生烃演化特征尚未进行系统性研究,不同岩性煤系烃源岩生烃能力和生油气量如何等尚未进行系统性实验分析。最近获得高产的高泉背斜高探1井油气与哪种岩性煤系源岩关系最为密切等都值得进一步讨论。通过对侏罗系煤岩、碳质泥岩和泥岩进行密闭容器高压釜加水热模拟实验,对3种岩性煤系烃源岩生烃特征及油气源对比进行了研究。碳质泥岩和泥岩具有较高的生油潜力,碳质泥岩是侏罗系煤成油的主要贡献者,且角质体可能是碳质泥岩主要生油母质。煤岩在更高演化阶段较碳质泥岩和泥岩具有更高的生气潜力,且主要为干酪根降解气。模拟气体随演化程度升高均不同程度出现碳同位素分馏效应,即随成熟度增加气体稳定碳同位素先变轻后变重,且δ^(13)C_(1)分馏效应较δ^(13)C_(2)明显。结合模拟实验进一步对高探1井油气源进行了分析,认为高探1井下白垩统清水河组原油主要为侏罗系碳质泥岩生成的较高成熟度原油,而3种岩性煤系烃源岩对天然气均有贡献。

准噶尔盆地南缘侏罗系煤生烃热模拟实验研究

采用黄金管-高压釜热模拟体系,开展准噶尔盆地南缘地区侏罗系八道湾组和西山窑组煤的生油和生气演化特征研究,对区域油气资源评价和油气资源研究具有重要意义。煤热模拟实验结果表明,准噶尔盆地南缘八道湾组煤生油潜力明显高于西山窑组煤,其生油高峰在Ro(镜质体反射率)=1.07%,最大生油产率的分布范围为60.13~83.27 mg/g,具有一定的排油能力;西山窑组煤生油高峰在Ro=0.96%,最大生油产率分布范围为27.14~62.14 mg/g,部分样品具有一定的排油能力。八道湾组煤和西山窑组煤生气能力接近且均较好,生气窗长。Ro为0.90%时,煤开始生气;Ro在1.07%~1.65%时,煤进入快速生湿气阶段,煤裂解气产量是最大产气量的50%左右;Ro达1.65%后,煤进入干酪根裂解生气阶段;Ro在3.60%时,煤生气基本结束,最大生气产率分布范围为92.23~141.26 mg/g。南缘西段艾卡构造带八道湾组煤层厚度为10~20 m,Ro在1.0%左右,处于煤生油高峰,生油量在57.10~81.19 mg/g,且煤具有有机碳含量高的特点,认为该区煤具有形成带气顶的油藏的潜力。准噶尔盆地南缘中段霍玛吐背斜带和昌吉—乌鲁木齐地区侏罗系煤层厚度大,最厚达60 m,烃源岩Ro在1.3%~2.0%之间,处于煤大量生干气阶段,生气量为60.21~104.27 mg/g,认为准噶尔盆地南缘中段煤具有形成凝析气藏和干气藏的条件。

前处理方法对原油中金刚烷化合物定量的影响

利用色谱/质谱/质谱方法分析了准噶尔盆地不同密度原油中金刚烷化合物的含量,探讨了族组分分离法和直接进样法2种前处理方法对金刚烷化合物测定的影响。族组分分离法会造成原油中金刚烷类化合物含量损失,特别是密度相对小的单金刚烷类损失更大,但族组分分离方法有利于低熟原油中低含量、受挥发作用影响较小的双金刚烷类化合物的富集,更有利于仪器检出。族组分分离法对金刚烷异构化指标影响较小,对应用更为重要的浓度指标影响较大,因此在进行金刚烷类化合物分析时应尽量避免复杂的前处理,减少金刚烷类化合物的损失。选择直接进样法是测定正常油、轻质油和凝析油中金刚烷类化合物的最佳前处理方法,对于部分低熟原油样品可考虑使用族组分分离法进行处理。

甾烷和藿烷的国产X型分子筛分离制备实验研究

采用国产10X和13X型分子筛对甾烷和藿烷类生物标志物进行吸附和脱附实验,探讨两种分子筛在制备甾烷和藿烷类化合物过程中的稳定碳同位素分馏效应,为甾烷和藿烷单体化合物的分离技术提供一种可靠方法。结果表明,两种分子筛对不同类型化合物的吸附作用不同,对甾烷化合物中的5α,14α,17α-20S、5α,14β,17β-20R、5α,14β,17β-20S三种构型吸附能力最弱,其次是5α,14α,17α-20R构型的甾烷系列、β-胡萝卜烷和伽马蜡烷。13X型分子筛对藿烷组分吸附能力强于10X型分子筛,可用于藿烷类化合物的分离;而10X型分子筛对甾烷组分吸附能力强于13X型分子筛。通过控制淋洗液的用量,能够分别分离不同构型的甾烷化合物。获得的甾烷和藿烷化合物单体烃稳定碳同位素分析结果显示,分离过程中无碳同位素分馏现象,重复性非常好,说明国产10X和13X型分子筛可用于甾烷和藿烷类化合物的分离富集及其单体烃碳同位素研究。

准噶尔盆地南缘侏罗系烃源岩生烃特征

中—下侏罗统烃源岩是准噶尔盆地南缘主力烃源岩,为进一步加深对其生烃特征与分布的认识,梳理了准噶尔盆地南缘9口井和9条露头剖面的沉积学和地球化学分析结果,开展了泥岩、碳质泥岩和煤3类岩性的生烃热模拟实验,并结合油源对比,开展3种岩性生烃演化特征的研究。结果表明,准噶尔盆地南缘下侏罗统八道湾组发育中等—好烃源岩,中侏罗统西山窑组和下侏罗统三工河组发育中等烃源岩,煤是重要的气源岩。侏罗系来源的原油主要来自暗色泥岩的贡献,而八道湾组泥岩在3套烃源岩中有机质类型最优,规模最大,是主力生油层。侏罗系烃源岩镜质体反射率达到0.9%~1.8%时,进入快速生气和排气阶段,是形成大规模天然气藏的关键时期,霍玛吐背斜带位于南缘侏罗系烃源岩生烃中心,镜质体反射率普遍大于2.0%,是寻找大型天然气田的有利区域。

生物降解稠油中沥青质热模拟实验

对准噶尔盆地西北缘正常原油和严重生物降解稠油中沥青质在不同温度下热模拟产物的生物标志化合物进行了对比分析,结果表明,300℃是较为理想的热模拟温度,在这种条件下,稠油沥青质热模拟产物中生物标志化合物的组成分布与正常原油较为一致,其生物标志化合物组成完整,未遭受生物降解,可用于严重降解油的油源分析,主要表现为:Pr/nC_(17)值和Ph/nC_(18)值相对偏高(分别为0.66~0.71和1.01~1.21),Pr/Ph值相对较低(1.15~1.21),伽马蜡烷指数相对较高(0.30~0.41),反映母质沉积环境为弱还原—还原的半咸水—咸水环境;三环萜烷以"C_(20)>C_(21)>C_(23)"模式分布,C_(23)三环萜烷/(C_(30)藿烷+C_(23)三环萜烷)值为0.46~0.49;Ts和C_(29)Ts相对含量极低,与典型风城组烃源岩的生物标志化合物分布特征基本一致。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组不同源储结构页岩生排油实验研究

准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为中国典型陆相页岩油层系。为了探究不同源储组合对烃源岩生排油的影响,基于前人对芦草沟组源储组合类型的划分,利用半封闭热模拟体系,开展不同源储结构芦草沟组页岩生排油实验研究,为页岩油富集规律及“甜点”精细评价提供参考依据。实验结果显示,储夹源型组合模式更有利于排油,源储互层型略低,源夹储型排油效率最低。碎屑岩+烃源岩组合下,储夹源型、源储互层型和源夹储型排油效率分别为35.6%、30.7%、25.6%;碳酸盐岩+烃源岩组合下,储夹源型、源储互层型和源夹储型排油效率分别为27.4%、27.5%、12.3%。结合排出油、储层中接收油及烃源岩中滞留油的族组成特征,发现储集岩中的接收油主要来自邻源供烃,源储距离越远,供烃关系越不明显。储夹源型页岩主要为下部邻源供油的特点,上部碎屑岩储层接收油量为10.7 mg/g,而下部碎屑岩储层接收油量仅为1.4 mg/g;源夹储型页岩以自生自储为主,烃源岩的滞留油含量较高,碎屑岩储层接收油量为6.0 mg/g,烃源岩中滞留油量为21.1 mg/g;源储互层型页岩以邻源供烃为主,自生自储为辅,从烃源岩到储集岩,抽提物族组分变化差异并不大,饱和烃含量分布在22.8%~33.0%,芳烃含量分布在6.2%~15.1%,非烃和沥青质含量分布在28.5%~41.1%和21.0%~30.0%,且储层岩性不同对其生排油效率影响相对较弱,含油性非均质性弱。从不同源储结构页岩生排油效率来看,源储互层型和储夹源型是芦草沟组页岩油勘探的较为有利的配置组合。

准南中段呼探1井烃源岩条件及油气源分析

近年来,准噶尔盆地下组合油气勘探不断获得新发现。2020年12月16日,位于呼西背斜的呼探1井清水河组获得高产油气流,实现了下组合油气勘探的重大突破,预示了下组合巨大的勘探潜力,但目前呼探1井的油气主要来源于哪套烃源岩以及是否存在混源等问题尚未明确。本研究通过对准噶尔盆地南缘中段下组合主要烃源岩的评价,结合生物标志物参数、油气C同位素、全烃气相色谱以及热模拟实验结果,明确了主力烃源岩生油气能力,认为呼探1井清水河组原油为侏罗系和二叠系烃源岩生成的混源油,其中重烃部分主要来自二叠系烃源岩,轻烃部分来自侏罗系烃源岩,天然气主要来自侏罗系烃源岩。同时,建立了侏罗系煤系烃源岩生气图版,结合图版分析认为呼探1井清水河组天然气与侏罗系煤岩关系最为密切,Ro大致分布在1.66%~1.85%。

中国省域数字经济协同发展研究

中国省域数字经济协同发展对新发展格局构建和数字经济强国建设有着重要意义。基于复合系统协同度模型,利用2013—2020年中国省域相关数据分析其数字经济协同发展状况,并运用多维正态云模型分析2020年中国省域数字经济水平差距。结果表明:中国省域数字经济复合系统整体处于低度协同发展状态,协同化进程较慢但有所提升,未来具有较大上升空间;各省份数字经济发展水平等级跨度大,呈阶梯式不均衡状态。基于此,为促进中国省域数字经济协同发展,应更加关注有效释放不同区域的优势,着力缩小区域间数字经济的发展差距,构建错位发展的数字经济格局,同时高水平数字经济发展地区应当发挥头雁效应,加强制度性交流,寻找合作契机,与中低水平数字经济发展地区共同开拓中国数字经济增长的新空间。