《天然气地球科学》2014-07期封面、目次及全文
中国陆上含天然气盆地主要有克拉通盆地、前陆盆地、陆内裂谷（断陷—拗陷）盆地和走滑（拉分）盆地。发育煤层、陆相暗色泥岩、海相暗色泥岩和海相碳酸盐岩4类气源岩；储层主要为碎屑岩、碳酸盐岩和火山岩储层，以中—低孔渗为主；天然气藏类型多样，主要发育构造气藏、构造—岩性气藏、地层—岩性气藏和裂缝性气藏4种类型。不同类型盆地大气田形成的主控因素不同，如克拉通盆地大气田主要受古隆起、台缘礁滩、大型缓坡等因素控制。中国陆上已形成鄂尔多斯、塔里木、川渝、柴达木及东部5大气区，天然气田（藏）从前寒武系、古生界、中生界至新生界均有分布；从盆地类型看，以克拉通盆地和前陆盆地资源最为丰富。天然气下一步勘探重点领域较多，在克拉通盆地、前陆盆地及裂谷盆地（松辽盆地深层），评价有利勘探区带（块）33个，勘探面积为84.6×104km2，资源潜力近50.9×1012m3，体现了广阔的勘探前景；天然气勘探接替领域主要有生物气、煤层气和页岩气等，在中国勘探潜力较大，是未来勘探的重点。
在输导断裂和盖层发育及分布特征研究基础上，采用二者空间匹配及其与天然气分布之间关系分析的研究方法，对徐家围子断陷盖层断接厚度封气下限及其对天然气分布的控制作用进行了研究。结果表明:徐家围子断陷营一段顶火山岩盖层被断裂破坏程度高，分布连续性差，断接厚度封气下限约为2m。而登二段泥岩盖层被断裂破坏程度低，分布连续性好，断接厚度封气下限约为67m。它们对天然气分布的控制作用主要表现在3个方面:①封闭区天然气仅在盖层之下分布，主要表现在徐中断裂中南部、徐东断裂中南部和徐西断裂北端；②不封闭区天然气在盖层上下分布，主要表现在徐中断裂北部、徐西断裂南端中部和南部；③封闭区内天然气较不封闭区天然气富集。
在前人研究基础上，结合鄂西建南地区最新钻井资料和地震解释成果，详细解剖该区长兴组沉积相特征及礁滩体沉积演化模式，提出了长兴组沉积早期发育碳酸盐缓坡、中—晚期发育碳酸盐台地的沉积模式，其中台地模式包括镶边台地和孤立台地，礁滩沉积主要发育于台地边缘相带。建南地区长兴组礁滩分布特征研究表明，南部以滩相沉积为主、北部以礁相沉积为主，其中礁、滩沉积体均发育于各层序的高位体系域，尤以第1个三级层序高位体系域最为发育。该区礁滩沉积是在相对海平面不断下降的背景下发育的，形成了一套规模较大的加积—进积型台地边缘生物礁、滩沉积序列。主要礁滩发育期可分为3个演化阶段，第1阶段以小规模低能滩相沉积为主，也是生物礁奠基阶段；第2阶段为大型障积型生物礁和生屑滩发育期；第3阶段为生物礁逐渐消亡阶段，该期生物礁以黏结—障积型生物礁为主。礁滩发育晚期的暴露浅滩白云石化作用强烈，形成良好的储集岩。
目前已在陆上苏北盆地发现多个中古生界气田，但在其东侧的南黄海盆地南部坳陷一直没有获得勘探突破。为了寻找后备油气基地，利用2Dmove软件对研究区内典型地震剖面进行了平衡剖面分析，恢复了三叠纪以来的构造演化过程，在此基础上分析了三叠系油气成藏条件，总结出了有利成藏模式。结果表明:南部坳陷三叠纪以来共经历了4期构造演化过程；研究区东部三叠系烃源岩仅发生过一次生烃，而中西部可能存在二次生烃；古近纪Ed—Es阶段构造活动剧烈，是所有圈闭的最终定型期，同时也是早期所形成油气藏的强烈破坏时期；综合油气成藏条件分析认为研究区主要存在3种有利油气成藏模式。研究认为，南黄海盆地南部坳陷的三叠系油气成藏规律主要受构造演化所控制，研究区东部和中西部发育不同的油气成藏模式。
以高分辨率层序地层学及沉积学理论为指导，通过地震、钻井、测井和岩心等资料分析，针对琼东南盆地崖13-1气田陵三段开展了层序地层及沉积体系研究。将陵三段划分为1个长期基准面旋回，并在其内部进一步识别出8个中期基准面旋回(S1—S8)。陵三段发育海湾型辫状河三角洲沉积体系，可细分为三角洲平原、三角洲内前缘、三角洲外前缘和前三角洲4种沉积亚相。该沉积体系自下而上受海洋作用越来越明显，其垂向演化可划分为3个阶段，早期以河流作用为主(S1—S4)，中期为河流和海洋波浪混合作用(S5)，晚期逐渐过渡到以潮汐作用占主导(S6—S8)，每一个阶段呈现了辫状河三角洲不同的沉积作用方式和独特的沉积特征。研究表明相对海平面的升降变化是控制基准面旋回及海湾型辫状河三角洲沉积体系演化的主要因素。
徐家围子断陷深层天然气藏是目前全球唯一在深层成功勘探的非常规火山岩气藏，已探明天然气储量超过2 400×108m3。气藏围绕深部烃源岩在断裂附近分布，具有明显“源控”、“断控”、“火山机构控制”等特点。从深层烃源岩热模拟实验出发，结合靶区埋藏史、热演化史，对深层烃源岩的生气动力学特征和生气量进行了研究。结果显示：徐家围子断陷深层烃源岩厚度大，有机质丰度高，类型以II型为主，处于高过成熟阶段，生气潜力大。不同层位烃源岩在时间、空间上具有接力生气特点，生气期长。徐家围子断陷深层天然气总生成量为33.75×1012m3，其中沙河子组烃源岩生气量占总生气量的75.78%，煤系生气总量占深层烃源岩总生气量的25.61%，徐家围子深层天然气资源量为(5 020~7 530)×108m3(运聚系数取1.6%~2.4%)。
通过岩心观察并综合利用普通薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜和压汞等资料，对克深气田巴什基奇克组致密砂岩储层的岩石学、物性及孔隙结构特征、成岩作用、成岩矿物、所处成岩阶段和成岩演化序列等特征进行了研究。结果表明：储层经历压实、胶结、溶蚀和破裂等成岩作用，现今正处于中成岩A期。根据成岩作用类型和强度、成岩矿物及其对储层物性的影响将储层划分为压实致密、碳酸盐胶结、伊/蒙混层充填、不稳定组分溶蚀和成岩微裂缝5种成岩相。选取声波时差、电阻率、自然伽马、密度和中子等测井曲线，通过岩心薄片资料刻度测井归纳了不同成岩相的测井响应特征，由此建立了各成岩相的测井识别准则。并对克深区块各井的测井资料进行了处理，得到了各单井成岩相剖面展布特征，结合试气资料表明，成岩微裂缝相常与构造裂缝伴生因而含气性最好，而在无裂缝的叠加作用时，不稳定组分溶蚀相含气性最好，压实致密、碳酸盐胶结和伊/蒙混层充填相则对应干层。通过成岩相的深入分析是进行致密砂岩气储层综合评价和有利发育区带预测的重要方法。
采用包裹体岩相学观察、显微测温、储层定量颗粒荧光分析、红外光谱分析及油气地球化学分析等方法，从古流体证据的角度对迪北气藏的油气充注历史进行研究。结果表明迪北气藏具有2期油气充注特征：第Ⅰ期主要源自三叠系湖相烃源岩排出的油，对应于镜下发浅黄色荧光的油气包裹体，红外光谱分析表明其成熟度相对较低，定量颗粒荧光分析表明存在古油藏，也是此期原油充注的证据；第Ⅱ期主要源自侏罗系煤系烃源岩排出的天然气，对应于发蓝白色荧光的油气包裹体，红外光谱分析表明其成熟度相对较高，且此期高成熟天然气充注使得早期充注的原油遭受气洗脱沥青作用。迪北气藏的2期油气充注使其具有中新世早中期的原油充注、上新世以来的致密深盆气藏叠加、西域期以来的致密气藏调整改造再富集的成藏过程。
为了准确定位断裂附近油气藏的空间位置，从油源断裂优势运移通道和被断裂破坏后盖层垂向封闭能力2方面入手对南堡1号构造中浅层横向、纵向油气富集主控因素进行了详细研究，结果表明：①油源断裂有效断面脊作为优势运移通道控制了油气横向富集部位，南堡1号构造中浅层主要油气储量均分布于有效断面脊附近；②火山岩类（脆性）盖层被断裂破坏后垂向封闭能力可用盖层残余有效厚度（H′）来评价，南堡1号构造馆三段火山岩盖层残余有效厚度垂向封闭油气阈值(Ho）约为79～93m，当H′>Ho时，油气主要在盖层下部富集，而当H′
传统油藏静态解剖难以全面认识油藏的规律和特点，油藏动态解剖分析方法是研究油气成藏过程和成藏规律的重要探索。油藏动态解剖是首先进行油气成藏关键因素(地层孔隙度、流体压力等)的恢复，得到成藏前、成藏期以及成藏后砂泥岩孔隙度、流体压力等成藏基本要素在时空的变化规律，然后建立油气充注临界动力学方程，并以典型油藏成藏期次为依据，进行成藏要素综合对比分析，最终确定关键成藏要素的最佳动态组合和时空配置的一种研究方法。通过开展高邮凹陷马33油藏动态解剖，对于深化认识研究区油气成藏规律、确定成藏主控因素及预测有利区域都具有重要的意义。研究结果表明，高邮凹陷岩性油藏形成的关键因素是输导通道和圈闭条件，高邮凹陷岩性油藏具有“二元成藏”特点。
对塔北隆起中部27个原油样品进行了轻烃地球化学分析，结果表明这些不同区块、不同层位、不同产状原油C5—C7与C7轻烃组成非常接近，原油母质高度相似，均反映典型的海相成因、主要源自藻类和细菌等低等生物。轻烃2-MH/3-MH值和Pr/Ph值具有较好的正相关性，指示其沉积环境介质条件可能存在细微差异。庚烷值和异庚烷值分别介于22.97%～37.37%和1.04～4.06之间，原油生成温度为119.03~130.89℃，表明属于高成熟原油。混有早期生物降解原油的多期充注成藏，使得轻烃组成揭示的仅为晚期正常原油的地质地球化学信息。
作为煤系烃源岩中重要的无机组分，含铁矿物对有机—无机相互作用和油气生成具有重要意义。对褐煤样品添加不同含铁矿物的加热模拟实验结果显示，菱铁矿对气态烃和液态烃（氯仿沥青“A”）均有催化作用，其中甲烷、气态C+4、液态饱和烃和非烃产率增加较显著。与菱铁矿一样，赤铁矿也能促进气态烃产率的增加，但却使褐煤液态烃的生成高峰推迟（350℃推迟至375℃），且在450℃及其之后对液态烃的生成表现为抑制作用。应用穆斯堡尔谱对实验前后样品中铁元素化学种检测发现，从375℃开始，赤铁矿在褐煤生烃的过程中被还原为磁铁矿（Fe3O4）。菱铁矿在450℃的加热模拟实验后变成磁铁矿（Fe3O4）。其本质说明含铁矿物在中低温阶段对褐煤生烃具有吸附—催化作用，而在中高温阶段与有机质发生复杂的有机—无机反应。
我国多数气藏均具有高含水饱和度特征，储层与水作用机理的认识是指导气藏科学开发的一项重要依据。建立了一套长岩心物理模拟实验方法，分类选择储层基质岩心分别在不同含水条件下，采用湿气开展了气藏衰竭开采物理模拟实验研究，得出了衰竭开采过程中不同渗透率储层实验前后含水饱和度变化特征，发现一项重要的开发机理认识,即不同渗透率砂岩储层与水的相互作用机理差异明显:①水在Ⅰ类、Ⅱ类储层(>0.5×10-3μm2)内具有较好的流动性，在生产过程中岩心含水饱和度会下降，水会随气体一起产出，说明这类储层即使本身含水饱和度较高或者有外来水时，水也不会在储层中过多滞留从而对气相渗流造成致命影响；②水在Ⅲ类、Ⅳ类储层(<0.5×10-3μm2)中渗流能力差，如果气藏没有足够大的能量，这类储层岩心的细微孔喉则会对原始孔隙水产生束缚作用，对外来侵入水产生捕集作用，从而导致储层含水饱和度升高，影响气相渗流能力。这一开发机理认识对于指导高含水致密砂岩气藏制订合理工作制度和开发对策具有一定意义。
为了搞清吐哈油田凝析气藏致密岩心的储层特征和两相渗流规律，基于恒速压汞原理研究了微观结构特征，并利用稳压安全阀设计出一套稳态法相渗实验流程开展真实油气相渗曲线研究。研究表明:孔隙半径分布因渗透率不同而差别较大;平均喉道半径、主流喉道半径和最大喉道半径随渗透率的增加而增加，喉道半径主要分布在0.6μm左右，渗透率受喉道控制，且主要由微细喉道贡献;孔喉连通性差，排驱压力高，开发难度大;束缚水饱和度较高，相渗曲线存在气体单相流动区和液体单相流动区;气相相对渗透率随着含液体饱和度增加下降速度较快;共渗区跨度平均为13.7%，等渗点相对渗透率平均为0.015;油相相对渗透率曲线较低，因此，合理控制生产压差对凝析油气开采具有重要意义。
提高裂缝复杂度是提高储层改造体积的重要组成部分。为明确砂岩储层复杂裂缝形成的控制因素及实现方法，在物理模拟实验结果的基础上，建立了天然裂缝储层形成复杂裂缝的数学模型，采用数值模拟方法研究了应力场，提出并试验了多种施工工艺。研究结果显示砂岩储层形成复杂裂缝的必要条件包括改变应力场、发育天然裂缝或提高缝内净压力。其中天然裂缝是砂岩储层能否形成复杂裂缝最重要的因素，储层最大最小主应力差越大，天然裂缝与人工裂缝夹角越大，形成复杂裂缝所需缝内压力越大；多缝应力干扰可有效改变应力场。现场监测及压后分析证实试验井形成了复杂裂缝。该技术为低渗尤其是致密砂岩油气藏的经济开发提供了有效手段。
塔里木盆地T气藏构造高部位产层岩性复杂、天然裂缝发育、钻井液污染严重，常规解堵酸化效果不理想。采用室内模拟实验并结合扫描电镜分析，阐释了钻井过程中T气藏裂缝性储层伤害机理，探索了网络酸化新型技术的可行性。实验结果表明：钻井液对裂缝性储层渗透率的伤害率大于85%，天然裂缝开度越大伤害越严重；盐酸溶蚀率高(大于20%)的裂缝性储层网络酸化可行性强，以常规酸化的2~3倍注酸量和注酸排量实施网络酸化可有效解除天然裂缝伤害；盐酸溶蚀率低(小于10%)的储层实施网络酸化风险高。现场应用试验表明，网络酸化较常规解堵酸化效果好，可以推广至类似的储层改造。
微生物代谢把煤转化为甲烷为主的气体，不但增加煤层气资源量，还能实现煤储层的生物增透。选择3种煤阶煤样进行模拟生物甲烷生成实验，通过压汞法分别测试代谢前后煤的孔隙结构，并通过X-射线衍射和FTIR测试代谢前后煤大分子结构。结果表明：①生物甲烷代谢后煤样大孔孔容及所占比率显著增加，小孔和微孔孔容有所减少，总孔容、平均孔径和孔隙度也相应增加，而孔比表面积有一定程度降低；②微生物作用后煤样的开放型孔增加，孔隙连通性增强；③生物甲烷代谢改变煤孔隙结构是通过生物酶作用于其大分子结构，使官能团和侧链脱落，苯环打开，氧含量增加，煤的晶化程度降低。微生物把煤转化为生物甲烷的同时，改善了煤的孔隙结构且降低了比表面积，有利于煤层气的解吸和运移产出，对煤层气开发有重要潜在意义。
基于黔西—滇东5套镜煤及其有机溶剂二级抽余物的压汞和等温吸附实验结果，对比分析了原煤及其有机溶剂抽余物孔隙结构、吸附性差异及其影响因素。结果表明，抽提作用改变了镜煤孔隙结构，二硫化碳一级抽提煤岩孔结构改造受煤级控制，在煤级第二次跃变之前表现为增孔效应，之后表现为扩孔效应；苯二级抽提总体表现为扩孔效应。抽提作用同样改变了镜煤吸附性，改变方向和幅度取决于煤化程度的高低，在第二次煤化作用跃变之前，有机溶剂抽提作用增强了煤岩吸附性；在第二次煤化作用跃变之后，抽提作用减弱了煤岩吸附性。发现镜煤抽余物的吸附能力变化率与其微孔表面积变化率和孔容变化率存在较好的正相关关系；与总孔、大孔、中孔和过渡孔孔容变化率总体成负相关关系，与其表面积变化率总体也成负相关关系。认为第二次煤化作用跃变对镜煤抽余物孔隙结构和吸附性改变起关键作用；同时佐证了煤岩吸附气体主要通过微孔表面实现。研究还注意到，有机溶剂的抽提作用对煤孔隙结构乃至吸附性的改造可能与煤岩微观层次的大分子结构相关，其机理有待进一步探讨。
为查明南海北部琼东南盆地生物成因和热成因天然气的资源潜力及其对天然气水合物成藏的贡献，根据琼东南海域天然气水合物调查区典型二维地震剖面，构建了该区的地质模型，并结合区域内岩性、地热和地球化学等参数对其进行了天然气水合物成藏的数值模拟。结果表明：琼东南盆地具备天然气水合物成藏的稳定域范围，稳定域厚度介于220～340m之间;生物气和热解气的资源潜力巨大，满足天然气水合物形成的气源条件;运移条件优越，有利于天然气水合物的聚集成藏。最后根据气体来源及其运移特征讨论了该区域天然气水合物成藏的地质模式。
目前,天然气水合物物性认识和资源评价研究都受到了天然岩心来源的极大限制。因此，开发出一套贴近于水合物地层的人造岩心技术特别是基础骨架制备思路显得尤为必要。从实际水合物地层特性出发，选取地质资料丰富、水合物成藏条件良好的美国阿拉斯加北部斜坡冻土区Mount Elbert Unit C-GH1井段地层作为模拟对象，选用石英砂环氧树脂压制胶结岩心方法，通过全面实验分析了影响人造岩心渗透率的主要因素，然后以渗透率和孔隙度为实验指标设计正交实验研究各因素对指标的影响，确定了与目标地层渗透率和孔隙度最为接近的2个配方，并通过力学单轴抗压强度值的比较进一步明确了较优配方。实验研究结果表明,设计的较优配方与目标地层的粒径配比、渗透率、单轴抗压强度和密度基本相同，孔隙度则较为接近，采用这种技术流程可以制备出贴近原位的水合物沉积物骨架。
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