《天然气地球科学》2014年第5期封面及目次
砂体连通体积的大小，特别是与井连通的砂体体积大小对于油气田的产量、井位的设计具有十分重要的意义。砂体连通体积的计算包含很多不确定性因素，常规的评价方法需要大量的计算。采用正交试验设计的方法对影响砂体连通体积的不确定性参数进行定量评价，能够极大地提高效率。以河流相储层为例，首先分析了影响砂体连通体积计算的6类不确定性因素，并依据油气田的实际情况，对各个因素设置了3种参数水平。采用正交试验的方法设计了18组模拟方案，分别进行模拟计算，并采用方差分析方法对模拟结果进行分析，对影响砂体连通体积的不确定性参数进行了定量评价。
通过地层异常压力的形成与演化研究可以了解油气的成藏过程，但目前缺乏对鄂尔多斯盆地中生界地层压力演化的定量研究。依据研究区声波时差测井曲线资料以及岩石与流体的物理数据，利用等效深度法和构造抬升剥蚀后地层流体压力的定量计算公式，分别计算了该盆地陇东地区在早白垩世末期最大埋深时地层压力和现今地层压力，确定了这2个重要时期地层压力变化特征；采用流体包裹体PVT热动力学模拟方法，获得了研究区不同地史时期古地层压力值，利用这些古地层压力值恢复了地史时期地层压力的演化规律。资料显示早白垩世末期鄂尔多斯盆地陇东地区中生界普遍存在剩余压力，长7油层组剩余压力最高，可达到14.50MPa；构造抬升剥蚀后，除长7油层组在部分地区仍然保留了异常高压外，研究层位普遍形成了异常低压，一般分布在-9.42～-2.25MPa之间。地层异常压力发育和演化经历了高压原始积累、高压消失和低压形成3个阶段，这种地层异常压力演化与该盆地中生界埋藏演化史、生烃史相一致。异常高压是油气初次和二次运移的主要动力，陇东大部分地区都满足了长7段烃源岩向长8段储层排烃的动力条件；长8段地层剩余压力较低区为油气运移成藏的指向地区。
致密砂岩储层成岩作用最终决定着储层的储集性能，其成岩储集相的定量评价及其与优质储层的分布关系在储层评价中显得尤为重要。基于SULG东区致密气藏盒8上段成岩储集相特征研究，阐明了Ⅰ类、Ⅱ类成岩储集相反映出致密砂岩优质储层形成的地质特点，成为筛选相对优质储层的“甜点”。通过岩心鉴定不同类别成岩储集相的测井响应特征及其参数敏感性的综合评价分析结果，建立了成岩储集相测井多参数定量分类综合评价指标体系，利用灰色理论集成及相关分析技术，实现了利用测井资料定量综合评价划分致密气藏成岩储集相及其优质储层“甜点”。通过筛选的优质储层确定出了该区盒8上段由北向南曲流河三角洲平原的含气有利区叠置连片的规模和范围，有效地反映出了该区致密气藏储层含气有利区的分布规律、延伸方向及非均质性特征，为致密气藏增储上产提供了有利目标和井区。
近年来，随着歧口凹陷深层油气的勘探，在深层(>3 500m)沙河街组发现了大量的天然气藏，这些天然气藏主要沿深大断裂分布，垂向上具有下气上油、浅层为气的分布特征。为了解天然气在油水中的赋存状态，指导油气勘探，依据天然气各组分在油水中的溶解性的影响因素(温度、压力、油密度、水矿化度等)，计算出地层条件下天然气在原油和水中的溶解量，并与实际油气产量进行了对比分析。沙河街组天然气在油水中大多数达到饱和—过饱和，垂向上形成了深层游离气为主，向中深层逐渐过渡为油溶气及少量的游离气，临近沟通气源的深大断裂浅层因气源充足可形成游离气。据此探讨了研究区内油气运聚成藏模式，认为沟通油气源的深大断裂浅层是寻找凝析气藏和纯气藏的有利区域，中深层因生油窗内有大量原油的存在是寻找油藏、油溶气藏或轻质油藏的有利靶区，深层断裂相伴生的圈闭有利于凝析气藏及纯气藏的富集。
歧口凹陷是新生代的伸展断陷盆地，研究区内主要断裂特征及发育演化对油气成藏具有显著的控制作用。在对研究区内主要断裂特征进行总结基础上，从断层对油气的输导与封堵作用2方面进行了论证，结果表明，研究区构造分区形成三大断裂系统，主要断裂与烃源岩、成藏期次、应力方向等多种因素匹配，控制断裂对油气的输导与封堵过程状态，最终形成了三大断裂系统典型的油气成藏模式。
济阳坳陷埕东地区油气资源丰富，断层与油气的运移和聚集密切相关，通过对研究区断层活动、烃源岩热演化及油气运移路径等的研究，探讨了该区断层输导与油气运移特征。结果表明，埕南断层是研究区唯一的油源断层，其活动性自西向东逐渐增强，停止活动时间逐渐变晚；渤南洼陷沙三段烃源岩为埕东地区主要供烃层系，与洼陷相比，洼陷东部热演化程度更高、供烃能力更强。埕南断层活动性与烃源岩生烃史的匹配关系控制其输导油气的能力，二者匹配性越好，断层输导能力越强、输导量越大，油气运移距离就越长。油气具有从洼陷区到埕南断阶区再到埕东凸起运移的趋势，并沿埕南断层存在埕古12井、埕古13井、埕92井等多个注入点，且注入点一般都分布在构造脊上，断层和构造脊共同控制了油气的优势运移路径和指向。
准确确定致密砂岩油充注孔喉下限有助于正确认识致密油成藏。对四川公山庙油田致密砂岩油充注孔喉下限进行理论推导和实验测试。源储界面致密油充注受生烃增压作用明显，基于流体力学作用间平衡关系和油藏实际参数，理论推导源储界面充注孔喉直径下限为29.06nm；储层内部充注力学机制与源储界面不同，生烃增压对流体充注的直接作用较弱，界面的力学推导过程不适用，而通过对实际砂岩样品进行环境扫描与能谱联测的方法确定储层内部的孔喉直径下限为59.66nm。结合致密砂岩储层压汞分析，应用充注孔喉下限确定源储界面附近的含油饱和度为69.5%；储层内部的含油饱和度为60.4%。含油饱和度预测值与公山庙油田致密砂岩实测含油饱和度相一致，对不同部位的孔喉下限的研究结果可为致密砂岩油分布规律和目标评价提供理论依据和预测方法。
以钻井资料为基础，采用宏观和微观观测相结合的方法，从岩石学特征、储集空间类型及特征以及物性特征3方面，对川中地区震旦系灯影组储层特征进行研究，同时针对该区碳酸盐岩储层特点，从沉积相、成岩作用和构造作用3方面开展储层物性影响因素分析。研究结果表明，灯影组储层岩石类型主要为白云岩和角砾岩，储集空间主要为次生作用形成的孔、洞和缝，储层类型为低孔低渗的裂缝—孔隙型储层。储层的物性特征受沉积相、成岩作用和构造作用的影响，沉积相是储层形成的基础，物性在滩亚相中最好，并受其分布范围控制。成岩作用则决定了储层的储集性能好坏，其中压实作用、胶结作用、充填作用和硅化作用是破坏孔隙的主要成岩作用;重结晶作用是改善储层物性的重要原因;溶蚀作用储层形成的最关键成岩作用;构造作用形成的裂缝，极大地改善了储层的渗透能力。
松辽盆地南部长岭断陷下白垩统致密砂岩天然气勘探开发不断有新的发现，显示出较大的勘探开发潜力。研究下白垩统登娄库组与泉一段物源、沉积相、沉积体系展布规律对天然气富集区带评价及开发具有重要的意义。利用重矿物、砂岩碎屑成分及地震剖面等资料确定长岭断陷登娄库组和泉头组一段沉积时期主物源方向为西南及南部，以发育辫状河及辫状河三角洲相为主，同时，还发育冲积扇、扇三角洲和湖泊相。登娄库组沉积早期，发育多个被低凸起分隔的次断凹，在断凹陡坡带发育扇三角洲，缓坡带发育辫状河—辫状河三角洲沉积体系，沉积体系分散于各断凹内，且互不影响；登娄库组沉积后期，长岭断陷性质由断陷向坳陷转换，断凹相互连通，沉积中心趋于一致，来自多个物源的辫状河—辫状河三角洲沉积体系，向沉积中心推进。泉一段沉积时期，长岭断陷整体沉降，沉积中心北移，至此完成了由断陷向坳陷的转化，辫状河在宽缓的地形上广泛发育，河道砂体具有广覆式大面积分布的特征。前期勘探揭示，辫状河道相互叠置形成的厚砂层，是主要的储集体类型，结合沉积体系展布特征，评价优选出2个主要有利区带:①登娄库组上部辫状河与辫状河三角洲平原相带，主体分布于长岭断陷南部哈尔金—西西里嘎与双坨子—老爷府低凸起带；②泉一段底部辫状河道叠置带，在长岭断陷南部广泛分布。
冲积扇砾岩储层作为陆相沉积储层十分重要的类型之一，一直是我国油气勘探开发的重点领域。砾岩储层具有相变快，储层非均质性强等特点。岩性以砾岩、砂砾岩等粗粒岩石类型为主。通过密闭取心井精细岩性分析，将研究区目的层自下而上划分为3套地层。第1套：S47—S327，以砂砾岩为主，夹砂岩、细砾岩、中砾岩和粗砾岩薄层；第2套：S317—S237，以砂岩为主，夹薄层的细砾岩、中砾岩和砂砾岩；第3套：S227—S36，以大套泥岩为主，夹薄层砂岩、砂砾岩、细砾岩和中砾岩。在此基础上，结合测井曲线等多种信息，将储层构型划分为槽流砾石体、片流砾石体等13种4级单元。同时从扇根至扇缘，分析了岩性与主要构型类型之间的对应关系，槽流砾石体和槽滩砂砾体以1~2种砂砾岩、中砾岩等粗粒沉积为主，多形成高渗条带。片流砾石体虽然大面积连片分布，岩石类型以多变为特征，没有一种岩石类型占绝对的主导地位。少量的泥岩等细粒沉积主要以构型界面等沉积特征存在，加剧了储层在空间上的非均质性，增加了储层有效开发的难度。辫流水道、辫流砂砾坝等构型单元，一般由砂砾岩、砂岩等多种岩石类型组成，岩石类型分布特征与片流砾石体基本类似。最后探讨了储层岩性和构型对储层物性及开发的影响。
被动大陆边缘张裂形成过程中，在陆缘两侧很容易形成共轭型大陆边缘。大西洋两侧的西非和南美便是典型的例子，由于具有共轭的成因演化，因而具有相似的油气成藏条件。受此启示，推测东非大陆边缘也是在东西冈瓦纳大陆裂解背景下形成的，也应该发育类似大西洋共轭型大陆边缘。通过研究东非构造演化，东非海岸北段—孤岛区具备共轭型大陆边缘的特性，两侧均经历了早期裂谷和晚期被动陆缘的沉积和构造演化，油气地质条件十分相似，勘探成效也证实它们是东非大陆边缘油气最富集的区域。但共轭两侧油气类型差异较大，东非海岸北段以天然气为主，孤岛区则以稠油沥青为主，初步研究认为后期构造的改造和破坏作用直接导致了东非共轭型大陆边缘油气成藏的差异。
针对豫西“三软”煤矿区瓦斯低渗难抽问题的特殊性，探讨了主采二1煤层生、储气层的变形特征。以ABAQUS软件为平台，依托告成煤矿建立了滑动构造带三维非线性流—固耦合水力压裂模型。应用多参数耦合模拟方法，探讨了定向注水压裂过程中目标层的流变—损伤—渗流耦合行为;同时利用T—P损伤演化准则的Cohesive单元，模拟了目标层裂隙的起裂和扩展过程。此外，探讨了煤岩体对动力荷载的响应机制和动态条件下的压裂效果。研究结果表明，定向注水新工艺条件下，当注水压力为4.5MPa，注水时间在2h左右时，水力压裂在顺层软煤中的影响半径基本可以达到80～100m这一理想数据，从而大幅度地改善了“三软”煤层低渗性能。实践证明，采用正确的施工方法和技术参数优化组合，可以有效提高煤层的透气性和瓦斯抽采效果，对复杂矿区瓦斯综合利用具有重要借鉴意义。
为揭示超声波作用对煤岩渗透率的影响规律，基于煤岩渗透率性原理，开展超声波作用下煤样渗透率测试实验。对比分析未加超声波与不同功率超声波作用下的实测数据；与此同时，超声波的加载促进了CH4气体在煤岩中的渗流，增大了煤样的渗透率；且超声波的功率越大，煤样渗透率的提高率越大。在此基础上，通过超声波功率与气体流量比的关系，推算拟合出不同围压、不同功率下煤岩的渗透率关系模型。通过实验结果分析，详细论述了超声波提高煤层气渗透性的原理。
为了从数学模型上深入了解煤层气在煤中吸附的物理机理，利用参数具有物理意义的吸附模型，如Langmuir、Freundlich、Toth、Langmuir-Freundlich、扩展的Langmuir、BET、D-R、D-A模型，分别对3个不同煤级样品的空气干燥基和干燥无灰基甲烷等温吸附数据进行拟合，对BET模型、D-R模型、D-A模型中涉及的p0，采用虚拟饱和蒸气压的概念，用3种方法计算。通过对模型参数拟合值的分析，比较了空气干燥基和干燥无灰基煤的吸附特征，对微观吸附机理进行了解释。比较了各模型对单煤级和3个煤级作为整体的拟合效果，认为B-BET-1模型、B-BET-2模型对于3个煤级样品均没有物理意义，D-R-3模型和D-A-3模型不能用于描述长焰煤的吸附特性，T-BET-3模型异常高的最大吸附量所反映的吸附机理尚待研究。综合分析，认为T、L-F、E-L、B-BET-3、T-BET-1和T-BET-2模型用于描述煤中甲烷超临界吸附较为理想。
运用煤层气地质学、高等煤化学、煤岩学以及油气开发地质学的理论与方法，探讨了煤储层改造的新原理。从常规储层酸化改造的角度，设计并开展了煤岩二氧化碳、土酸酸化改造模拟实验，并配以常规渗透率测试。实验结果显示，煤岩经过酸化后，渗透率得到不同程度的改善。结合压汞实验、X-衍射实验、扫描电镜实验对样品进行分析，发现经过酸化的煤岩矿物组分得到了不同程度的溶蚀，孔隙结构、渗流通道和渗透性均得到不同程度的改善，但其改造效果主要决定于原煤储层的基础孔渗特征、矿物组成及含量和酸化改造后排液的时间控制。
低渗透气藏存在较强的应力敏感性，对大量岩石实验数据回归研究表明，幂函数渗透率应力敏感性经验方程相关性相对较好，但是利用该关系式来研究低渗透气藏气井产能的报道还较少。利用幂函数渗透率应力敏感性经验公式，综合考虑渗透率应力敏感效应、启动压力梯度、紊流效应和表皮系数，建立了一个新的适用于低渗透异常高压气井的三项式产能方程。不同参数组合情况下的气井流入动态曲线对比研究结果表明，应力敏感性、启动压力梯度和紊流效应对低渗透气藏气井产能的影响较大，在产能评价研究时必须予以考虑。
致密油储层致密，开发难度大，产能影响因素多。为研究致密油储层地质特征、水平井方位以及布缝方式等因素对单井产能的影响，采用数值模拟方法，分别建立了压裂水平井的单井模型，研究不同参数对产能的影响，并定义了影响因子，量化油藏地质参数对不同阶段单井产量的影响。结果表明，天然裂缝的导流能力决定了单井初期产能的高低，而产量递减速度主要取决于基质孔隙度的大小；在初期阶段产能的主要影响因素是天然裂缝的导流能力，后期阶段主要影响因素是基质孔隙度。当水平井筒方向与裂缝方向垂直时，通常获得较大的产能；体积压裂形成的网状缝可以大大改善开发效果，但是在网状缝难以形成时，通过增加压裂段数，可以达到相近的开发效果；合理地交错布缝，可以有效地采出缝间及井间的储量，从而大大改善开发效果。
裂缝性气藏因储层中存在不同尺度的天然裂缝，总体表现为较强的非均质性。传统描述裂缝性气藏的双重介质及其扩展模型对于气藏等效过于理想，不能很好地解释裂缝特征参数对其试井曲线的影响。为此，根据蒙特卡罗法随机裂缝产生方法和非结构Voronoi网格数值生成方法产生气藏含有大尺度裂缝的离散裂缝网格模型，进一步采用控制体有限差分法建立对应的数学模型并利用全隐式法求解。最后在实例证明离散裂缝网络模型试井曲线正确性基础上，讨论并分析了大尺度裂缝特征参数(数量、角度、长度)对试井曲线的影响。研究结果表明：裂缝特征参数主要影响压力导数后期的曲线；裂缝数量越多，后期压力导数曲线下降幅度越大；裂缝长度越长，则压力导数曲线下降出现的时间越早，且下降幅度越大；裂缝角度对试井曲线特征总体影响不大，但当裂缝角度与井径向网格方向基本一致时，压力导数曲线下降出现时间最早，且下降幅度最大。
近年来，随着天然气市场的快速发展，我国的天然气消费量迅速增加，然而，由于缺乏完善的天然气储备机制，供应短缺导致的“气荒”现象频繁出现。因此，加强我国天然气储备建设显得十分重要，而欧美国家在天然气储备方面的经验值得我国学习和借鉴。在概述对我国天然气供需现状和天然气的几种储存方式的基础上，重点分析了英、法、德、意、西、乌等6个欧洲国家及美国的天然气供需状况和储备现状，并结合我国的天然气储备现状，总结探讨了这些国家的天然气储备经验对加强我国天然气储备建设的启示。
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