2014年, 第25卷, 第9期　刊出日期：2014-09-10

  

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  《天然气地球科学》2014-09期封面及目次

  《天然气地球科学》2014-09期封面及目次

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1-2.

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  《天然气地球科学》2014-09期封面及目次

天然气地质学
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  中国近海海陆过渡相烃源岩二元分布模式——以珠江口盆地白云凹陷为例

  张功成,王琪，苗顺德，李友川，杨海长，陈莹，沈怀磊，赵钊

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1299-1308. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1299

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  珠江口盆地白云凹陷是中国近海盆地已证实的富气凹陷，对烃源岩的研究是该凹陷关键的地质问题之一。通过地震、钻井、地球化学和古生物资料综合分析认为恩平组沉积时期，白云凹陷北坡发育海陆过渡相三角洲，凹陷深部为浅海相沉积。受控于沉积相带的分布，烃源岩呈二元分布特征，分三角洲煤系烃源岩和浅海相泥岩。三角洲煤系分布在凹陷的缓坡区,烃源岩包括煤层、炭质泥岩和暗色泥岩，沉积有机质来自陆源,这类烃源岩地球化学指标以高双杜松烷、低奥利烷和高Pr/Ph值为特征。浅海相泥岩烃源岩分布于深凹陷部位，有机质可细分为2类：一类为陆源海相有机质，地球化学指标以低双杜松烷、高奥利烷和中等Pr/Ph值为特征；另一类为海生藻类，地球化学指标以不含双杜松烷及奥利烷、低Pr/Ph值为特征|这2种类型的烃源岩形成了2种不同类型的气藏。海陆过渡相烃源岩在中国近海外带多个凹陷中都发育，其生烃能力与热演化程度有关。成熟和过成熟时，生成大量天然气；成熟和低成熟时生成一定量的石油。烃源岩分布位置的差异导致天然气富集区主要在热成熟度足够高的煤系三角洲区，生烃灶处在“缓坡区”；另外成熟度足够高的浅海相泥岩区，也是天然气的富集区域，生烃灶处在“深凹区”。

   
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  中国近海天然气富集带及气源岩形成的主要控制因素

  李友川,邓运华,张功成

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1309-1319. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1309

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  东海盆地西湖凹陷、珠江口盆地珠二坳陷、琼东南盆地和莺歌海盆地天然气地质储量占中国近海天然气总地质储量的70%以上，这几个盆地或凹陷构成了中国近海重要的天然气富集带。这些盆地或凹陷天然气主要为煤型气，天然气来源与腐殖型和腐泥腐殖型烃源岩密切相关，主要烃源岩为海陆过渡相煤系烃源岩，其次为陆源有机质海相烃源岩，有机质均主要来源于陆生高等植物。主要烃源岩形成期，东海盆地西湖凹陷和南海北部具有湿热的气候条件，有利于高等植物的生长和发育。在这种有利的气候条件下，河流三角洲体系是控制富气盆地烃源岩形成的主要因素，河流三角洲体系的发育有利于生物生长的营养物质输入，有利于陆生高等植物有机质的输入，有利于三角洲煤系烃源岩的发育，也有利于海相烃源岩的发育，河流—三角洲体系的发育程度决定了烃源岩的发育程度和生烃潜力。

   
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  珠江口盆地文昌A凹陷低渗凝析气藏天然气成因及成藏模式

  张迎朝,徐新德，尤丽，袁冰，甘军，李辉，邓广君

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1320-1328,1450. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1320

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  利用海上钻井分析测试、地震等资料，运用油气地球化学、成藏综合研究方法，重新研究了珠江口盆地西部文昌A凹陷上渐新统珠海组主要低渗凝析气藏天然气成因与成藏模式。研究认为，文昌A凹陷天然气组分以烃类气为主，为成熟的油型气，有别于邻区莺—琼盆地崖城13-1气田的煤型气。文昌A凹陷天然气源自下渐新统恩平组，且恩平组发育大范围的母质类型较好的浅湖相沉积，提升了该区油气资源潜力。5Ma以来天然气充注珠海组圈闭，目前珠海组储层因埋深大而变得致密。气源充足、源—储紧邻且压差大、油气运移通道畅通，是文昌A凹陷珠海组低渗气藏形成的主控因素与地质条件。

  
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  基于珠一坳陷旋回地层分析的烃源岩沉积速率研究

  李劭杰,何生，朱伟林，王晓龙，吴景富,程甜

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1328-1340. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1328

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  珠江口盆地珠一坳陷发育3套烃源岩层系,自下而上有始新统文昌组、始新统—渐新统恩平组和渐新统珠海组。基于3套烃源岩层系的GR曲线资料，运用旋回地层分析方法(频谱分析技术及小波分析技术)实现了对珠一坳陷3套烃源岩层系天文周期的识别，并通过滤波技术精细计算了烃源岩沉积速率，得到2点基本认识：①珠一坳陷始新世—渐新世受天文周期影响，对应于天文周期(100ka偏心率周期、40ka斜率周期、20ka岁差周期)，文昌组存在厚度为19.8m、9.1m、3.8m   3种米兰科维奇旋回，恩平组存在厚度为17.0m、6.8m、3.4m 3种米兰科维奇旋回，珠海组存在厚度为9.2m、4.1m、1.8m 3种米兰科维奇旋回，其中偏心率周期的影响最为显著；②珠一坳陷3套烃源岩的沉积速率各自分布在一定的区间，不同沉积环境中烃源岩的沉积速率分布范围不同。文昌组中深湖相很好烃源岩沉积速率为8.50~14.00cm/ka，恩平组湖沼相好烃源岩沉积速率分布在8.00~15.50cm/ka之间，珠海组滨海相好烃源岩沉积速率分布在7.50~12.50cm/ka之间。

  
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  地震沉积学在河流—三角洲沉积相及有利砂体预测方面的应用

  黎祺,胡明毅

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1341-1349. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1341

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  以精细岩心观察描述为基础，根据岩石类型、沉积构造及沉积序列等相标志，对研究区内HG组重点层段沉积相类型及特征进行了分析，在此基础上结合地震属性提取和砂体反演等地震沉积学研究手段，对研究区重点含气层段沉积相平面展布特征进行了刻画，预测了研究区有利砂体分布。研究表明研究区主要发育曲流河相和三角洲相沉积，主要砂体类型为曲流河边滩和三角洲平原分流河道砂体；纵向上自下而上水体由浅逐渐变深；在H6y时期，河道砂体沉积厚度最大，为储集砂体发育的最好时期；研究区有利储层砂体最有利区主要集中在中部和西南部，可作为下一步勘探开发的目标区。

  
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  松辽盆地北部大庆长垣浅层气成藏特征分析

  王卓卓,施立志，张永生

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1350-1357. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1350

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  近年来，松辽盆地在大庆长垣黑帝庙油层取得了浅层气勘探的新突破，发现了一系列新的气藏。为了认清该区浅层气成藏特征，通过开展精细地质研究并结合组分同位素分析、浅层气成因类型划分图版研究，分析了大庆长垣浅层气藏形成条件、划分了气藏成藏组合、分析了浅层气的成因类型与气藏类型，总结了气藏主控因素。结果表明，大庆长垣浅层气具有较好的形成条件，其环境条件、物质条件均较好；该区浅层气发育有下部、中部和上部3套含气组合，下部含气组合分布在嫩江组二段，为大庆长垣北部主要含气层；中部含气组合分布在嫩江组三段，为大庆长垣南部主要含气层；上部含气组合分布在嫩江组四段，含气程度一般。大庆长垣各地区浅层气成因不同，杏树岗地区与喇嘛甸地区为典型的原油伴生气，来自下伏油藏；葡南地区主要为原油菌解气，重烃组分混入油型气；敖南地区为原油菌解气与油型气的混合气。大庆长垣浅层气气藏类型主要为构造气藏，浅层气成藏主要受原油及气源岩、构造与储层和断裂控制。

  
  
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  柴北缘九龙山地区侏罗系砂岩中碳酸盐胶结物特征及意义

  孙国强,王海峰，邹开真，王文卓，周刚，马进业，陈章群

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1358-1365. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1358

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  综合运用岩石学、矿物学和地球化学等方法，对柴达木盆地北缘中段九龙山地区侏罗系砂岩中碳酸盐胶结物的成岩温度、形成环境和物质来源等进行了系统研究。结果表明，九龙山地区侏罗系砂岩中存在4种自生的碳酸盐胶结物类型:方解石、含铁方解石、白云石和铁白云石。测定其碳同位素(δ¹³C)值分布范围在-15.1‰～-1.3‰之间，平均值为-6.01‰；氧同位素(δ¹⁸O)值分布范围在-17.8‰～-11.2‰之间，平均值为-15.06‰，推算古盐度(Z)值分布范围为87.71～117.77，平均值为107.5。说明九龙山地区侏罗系砂岩在成岩阶段早期有少量有机碳的加入，且成岩流体主要是来自碎屑析水和大气中的淋滤淡水。碳酸盐胶结物的形成温度在78.5～126.55℃之间，平均值为105.86℃。根据成岩特征及形成温度说明侏罗系砂岩的埋藏深度应该大于2 500m，结合目前侏罗系的埋藏深度在1 600m左右，说明九龙山地区侏罗系砂岩在成岩过程中早期被深埋藏后，又经历了后期构造运动的强烈改造，被抬升1 000m左右。
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  柴达木盆地西部地区致密油气形成条件和勘探领域探讨

  郭泽清,孙平,张春燕，田继先,曾旭

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1366-1377. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1366

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  在明确致密油气定义的基础上，分析了柴达木盆地西部(简称“柴西”)地区致密油气形成的地质条件:首先发育多套大面积的烃源岩，具有多个生烃凹陷；其次广泛发育致密储层，主要包括致密砂岩储层和裂缝型(泥质岩和碳酸盐岩)致密储层。致密砂岩储层以南翼山和红柳泉E¹₃砂岩、乌南N¹₂砂岩为代表；裂缝型致密储层以南翼山E²₃、狮子沟E¹₃、开特米里克和油泉子N₁的储层为代表；且源储交互叠置分布。致密油气在柴西地区广泛分布，古构造斜坡区和生油凹陷中心是致密油气分布集中区。致密油气可能的成藏组合包括源内包裹组合、源上广覆组合、源下依伏组合和源侧披覆组合等4种。按照储层成因类型，柴西地区致密油气勘探领域主要有:三角洲前缘砂体致密油气、滩坝和浊积扇砂体致密油气以及碳酸盐岩致密油气3个领域。针对每个领域，通过致密油气形成条件分析，按照区域和层位，共优选出8个有利勘探区带。
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  四川盆地震旦系灯影组天然气晚期成藏特征及意义

  李玲,王铜山,汪泽成,姜华,鲁卫华,黄士鹏

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1378-1386. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1378

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  震旦系灯影组为四川盆地已发现天然气藏最古老的层系。四川盆地地质历史中经历了多旋回构造运动，但至今仍有大规模天然气藏存在，其重要原因之一是晚期成藏。通过对天然气组分、同位素及流体包裹体特征的分析，结合区域地质资料，得出四川盆地灯影组天然气晚期成藏具有3个显著特征：①广泛烃源(古油藏裂解气、水溶解析气)供给为晚期成藏提供物质基础；②气烃包裹体普遍发育反映喜马拉雅期天然气大范围充注；③喜马拉雅期油气重新调整、聚集，形成新气藏。依据喜马拉雅期构造变形特征，可将震旦系灯影组气藏分为3种类型：原生型、残存型和调整型，最有利的为原生型气藏，其次为调整型。对四川盆地震旦系等古老层系天然气勘探中应高度重视喜马拉雅运动对成藏的影响，其中构造相对稳定的古隆起区及斜坡带具有良好的保存条件，是勘探的有利区。

  
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  基于稀土元素地球化学特征的泥岩沉积环境及物源分析——以鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组泥岩为例

  王欣欣,郑荣才，闫国强，王昌勇，陈浩如

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1387-1394.

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  通过对鄂尔多斯盆地陇东地区长9油层组19件泥岩样品的稀土元素地球化学特征进行分析，结果表明该地区样品稀土元素总量(∑REE)较高，LREE/HREE值、（La/Yb）_N值及REE配分模式均显示富集轻稀土元素，重稀土相对亏损，表现为明显“右倾”。分布曲线在轻稀土段斜率较大，而在重稀土段则呈平缓，Eu处出现一个较明显“V”形，存在Eu负异常，Ce处全部为基本正常或轻微负异常。样品Ce_anom值总体反映了泥岩沉积时水体为缺氧的还原环境。（La/Yb）_N值反映西南部沉积物的沉积速率较北东部和北西部高。结果还显示泥岩母岩物质源自上地壳，北东地区主要物质来源为太古代花岗岩与元古代变质杂岩体，北西地区物源区母岩为鄂尔多斯盆地东北缘—北缘的太古代花岗岩与元古代变质杂岩体组合，西南地区物源区为陇西古陆及南部的祁连—秦岭古陆的沉积岩母岩区。在La/Yb-∑REEE图解中所有样品点均更倾向于沉积岩区，很好地指示了长9油层组接受西南部主物源区沉积岩母岩的沉积物质较多的特点。

  
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天然气地球化学
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  牛东油气田原油中金刚烷和轻烃特征及其对油气成因的指示意义

  赵贤正,金凤鸣,米敬奎, 崔周旗,王吉茂,李辉,何坤,丁晗

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1395-1402. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1395

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  牛东油气田是渤海湾盆地目前发现的埋藏深度最大、井底温度最高（201℃）的凝析气田。采用常规的天然气地球化学参数对天然气成因的判断存在矛盾。利用全二维气相色谱—飞行时间质谱对牛东1井和牛东101井凝析油中的轻烃和金刚烷进行了分析和绝对定量。轻烃的成熟度参数表明牛东原油的成熟度（R_O）为2.0%,原油成熟度明显高于源岩成熟度。说明原油已遭受强烈的分解；能表示原油裂解程度的3,4-二甲基双金刚烷在牛东1井和牛东101井原油中的绝对含量分别为111.743mg/kg和73.03mg/kg，金刚烷含量及原油裂解程度关系表明牛东油气田的原油裂解程度已达到60%～70%；源岩地球化学特征表明，沙河街组除了Ⅰ型、Ⅱ型有机质外，还发育不少Ⅲ型有机质。原油裂解气与Ⅲ型有机质热解气的混合造成了牛东凝析气田天然气地球化学性质的复杂和乙烷碳同位素组成偏重；牛东天然气中的二氧化碳为酸化压裂过程中酸液与白云岩储层反应形成。

   
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  塔里木盆地碳酸盐岩层系烃源岩生烃底限探讨

  霍志鹏,庞雄奇，姜涛，沈卫兵，汪文洋

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1403-1415. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1403

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  中国碳酸盐岩热演化程度较高，是否达到生烃底限或生烃死亡线，值得深入研究，这对评价中国碳酸盐岩油气潜力和勘探前景具有重要意义。根据烃源岩生烃、残留烃和排烃机理，利用有机元素变化法、生烃潜力法、生烃物质平衡优化模拟法、生烃热模拟实验法、残留烃量法和排烃量法等6类8种方法对塔里木盆地台盆区碳酸盐岩层系烃源岩生烃底限进行了研究。结果表明：不同方法确定的碳酸盐岩烃源岩生烃底限R_O值介于4.2%~4.9%之间，平均为4.52%；对应的深度底限在塔中地区最大，约为9 200m；塔北和巴楚地区次之；塔东地区最小，约为5 850~6 850m。研究结果与其他学者研究结论较为相近或偏大，更符合实际地质条件下的生油气特征。除了满加尔凹陷和古城地区，塔里木盆地台盆区其他地区的寒武系—奥陶系碳酸盐岩层系烃源岩均没达到生烃底限，还具有较大的生烃潜力，深部碳酸盐岩油气藏具有广阔的勘探前景。

   
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  中上扬子地区二叠系烃源岩特征

  罗进雄,何幼斌

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1416-1425. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1416

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  基于烃源岩的类型、分布，有机质的丰度、成熟度等方面的分析，对中上扬子地区二叠系烃源岩的特征进行了详细研究，并对烃源岩发育的控制因素进行了探讨。研究表明:中上扬子地区二叠系烃源岩主要为暗色碳酸盐岩、暗色泥(页)岩和煤，薄层硅岩也是潜在的烃源岩；其中中二叠统烃源岩以暗色碳酸盐岩为主，上二叠统烃源岩以暗色碳酸盐岩和暗色泥(页)岩为主；栖霞阶和茅口阶烃源岩厚度较大，分布较广；吴家坪阶和长兴阶烃源岩厚度相对较小，分布相对较局限；川西北—川东北—渝东—鄂西—黔北—黔中地区是各阶烃源岩分布的叠合区，是有利的生烃区带；研究区二叠系烃源岩的发育与沉积环境和上升流作用的关系密切，沉积环境控制着烃源岩的岩石类型和有机质丰度，中二叠统优质烃源岩的发育还与上升流的作用有关。

   
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  里奥穆尼盆地上白垩统海相烃源岩地球化学特征及生烃潜力

  曹军,钟宁宁，邓运华，康洪全，孙玉梅，刘岩，戴娜，朱顺玲，黄小艳

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1426-1436. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1426

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  里奥穆尼盆地油气勘探目前处于低勘探程度，盆地主力烃源岩主要是Aptian-Albian阶富有机质泥页岩和泥灰岩。然而，新区新钻井揭示上白垩统发育厚层灰色—灰黑色泥页岩，却从未引起足够关注。经详细的地球化学研究表明，该套泥页岩具有中等有机质丰度（TOC值为0.6%～2.24%，平均为1.03%），干酪根类型主要为Ⅱ型，其次是Ⅲ型，处于早成熟—成熟阶段；虽然显微组分证实存在明显的陆源有机质输入，然而干酪根类型却以Ⅱ₂型为主，这可能是由于河流远距离搬运来的陆源有机质与海洋原地有机质混合，在搬运和沉积过程中遭受较强烈微生物改造，并且在海洋底层缺氧水体中，分散在矿物基质中得以保存，既有明显的倾油性，又有倾气性。通过盆地模拟表明，上白垩统Turonian阶海相烃源岩在始新世进入生油窗，至今仍处于主生烃期，该套烃源岩可能在向西斜坡凹陷区已经生成油气并聚集成藏。因此，上白垩统海相泥页岩是一套具有一定生烃潜力的烃源岩，特别是厚度较大的Turonian阶泥页岩是里奥穆尼盆地不可忽视的海相烃源岩。

   
天然气开发
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  非均质气藏可动水评价及提高采收率新思路

  高大鹏,孙敬，韩晓红，郑金定，黄敏

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1437-1443. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1437

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  气藏衰竭式开采过程中，因高含水停喷甚至大面积水淹造成气井关井是很难治理的问题，准确评价气藏可动水对于高含水气藏治理及提高采收率有重要意义。以塔里木盆地塔河非均质底水气藏为例，测试了不同物性储层、不同驱替压差条件下的岩心含水饱和度、可动水饱和度和束缚水饱和度，结合渗透率、孔隙度等主要影响因素进行对比分析，研究发现同一岩心的可动水饱和度和含水饱和度随驱替压差的变化趋势一致，而且岩心的渗透率越大，相同驱替压差下可动水饱和度和含水饱和度越高；在含水饱和度和可动水饱和度较高时，两者随驱替压差增加而快速下降，而在含水饱和度和可动水饱和度较低时，两者随驱替压差增加下降缓慢；气藏不同区块的岩心含水饱和度和可动水饱和度随驱替压差变化的范围不同。在可动水评价基础上，结合精细地质建模及数值模拟技术，根据气藏剩余气及含水饱和度分布状态，设计了综合部署“采气井、阻水井、排水井”的治理增产方案，通过加强井网控制程度、封堵优势渗流通道、排泄地层水体能量进而提高气藏采收率。

  
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  致密砂岩气藏阈压梯度对采收率的影响

  李奇，高树生，杨朝蓬,冯全乐,叶礼友

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1442-1450.

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  致密砂岩气藏具有低孔、低渗、高含水等储层特征，致密储层中孔隙水的存在使得气体在渗流过程中产生了存在阈压梯度的非达西渗流，从而减小了单井控制储量降低了气藏采收率。通过对苏里格气田岩样采用气泡法与压差流量法相结合的实验方法，得出致密砂岩气藏具有储层渗透率越低、含水饱和度越高，阈压梯度越大，非达西渗流特征越显著的渗流规律，并根据实验结果建立了阈压梯度与渗透率、含水饱和度的关系式。所得关系式结合稳态产能方程计算表明阈压梯度与气藏采收率呈正线性相关关系，且储层渗透率是致密砂岩气藏采收率的最主要影响因素，当储层渗透率低于0.02×10^-3μm²、阈压梯度大于0.1MPa/m时，会造成储层中的绝大多数流体无法被动用；含水饱和度也是致密砂岩气藏采收率的影响因素，当含水饱和度高于临界含水饱和度值时，采收率会随着含水饱和度的升高急剧下降，所得实验结果与数学模型能够正确地反映致密砂岩气藏的渗流机理和开发动态。

   
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  龙岗礁滩气藏气井产能预测新方法

  邓惠,冯曦，杨学锋，樊怀才，李明秋，王颂夏，刘光耀

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1451-1454. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1451

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  龙岗礁滩气藏具有高温、高压、高含硫、非均质性强和气水关系复杂等特征，其测试成本高、安全风险大，很难全面开展正规产能测试，而常规“一点法”计算的气井产能（无阻流量）误差较大。为此，通过分析α值对该气藏气井无阻流量计算结果的敏感性，利用部分气井正规产能测试资料和地层参数，绘制了α值与地层有效渗透率和有效储层厚度的关系图版，建立了适合于求取该气藏各气井“一点法”产能公式的新方法。通过实例计算，该方法能够较为准确地预测气井产能，从而实现在气藏产能测试不全面的情况下对气井产能进行准确简便评价的目的。

  
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  低渗透气藏水平井气水两相产能研究

  袁淋，李晓平

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1455-1461. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1455

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  低渗透含水气藏开发过程中，水平井底见水不仅增加了地层流体渗流的复杂性，而且降低了水平井产量。以气水两相渗流理论为基础，建立了气水两相运动方程，定义气水两相启动压力梯度以及气水两相广义拟压力，考虑应力敏感、滑脱效应、紊流效应和表皮效应对气水同产水平井产能的影响，利用保角变换方法推导出低渗透气藏中水平井气水两相三项式产能新公式。通过实例计算，利用新公式计算的无阻流量结果与实际产能测试结果相对误差较小，仅为5.13%，说明新公式精确可靠，且敏感性分析表明，水平气井产水量随着滑脱因子以及水气质量比的增大而增大，而随着启动压力梯度以及应力敏感指数的增大而减小，但启动压力梯度对产水量影响较小，若生产压差较大，启动压力梯度可以忽略不计。

   
非常规天然气
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  柳林地区煤层气勘探开发模式研究

  李勇，汤达祯，许浩，孟艳军

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1462-1469. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1462

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  柳林地区是全国煤层气开发先导示范区，勘探开发技术逐渐完善。基于区域地质规律，分析了煤层气组成、地应力和地温场特点以及不同储层的差异|结合开发方案和技术选择，从开发效果、开发层位、钻完井设计等方面进行了规律探究。山西组煤层气CH₄含量、兰氏体积和含气饱和度均较太原组高；地应力和地温场在垂向上呈现分带，以700～850m埋深最小水平主应力最高，地层呈挤压状态；不同煤层物性差异大，水动力变化是层间矛盾的主要因素。在开发效果上，山西组直井较太原组好，太原组产水量普遍较高；水平井产能效果最好，且产量相对稳定。钻井设计中创新性地采用双煤层多分支水平井，充分调用了资源潜力。在煤层气勘探开发实践中，以平衡产能为导向，由地应力、地温场和储层压力3个要素组成地质能量内循环，激励渗透率、产气量和产水量组成的响应外循环；同时以合理的气水排采制度控制内循环，其中钻井和储层改造是释放产能的驱动，合理的排采方案是维系开发平衡的驱动。

   
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  深部煤层气成藏条件特殊性及其临界深度探讨

  申建,秦勇，傅雪海，陈刚，陈润

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1470-1476. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1470

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  深煤层概念及其评价指标的科学界定，是推动深部煤层气基础理论研究的基础。基于对地应力、含气性、储层物性及岩石力学性质等随煤层埋深变化特征的分析结果显示:相对浅部，深部煤孔隙结构变化小，中孔—微孔比例趋于均一；煤层含气量与埋深之间存在一个“临界深度”，超过此埋深之后含气量随埋深进一步增大而趋于降低；渗透率的常用对数与埋深呈线性负相关关系，暗示深部煤储层趋于致密化；深部围压正效应和温度负效应强弱相互转换，煤岩弹性模量随着埋深增加存在“拐点”。构建了基于地应力、饱和含气量、渗透率等深煤层界定指标体系。以沁水盆地为例，将该盆地深煤层界定在750m以深。即在此深度以深，煤层气成藏特征开始发生转换，其开发须针对储层特性变化采取相应的措施。

  
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  考虑水分含量的煤岩渗透率动态变化特征

  马飞英,王永清,王林,蒋睿,王慧

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1477-1482. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1477

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  为探索考虑水分含量的煤岩渗透率模型描述渗透率动态变化特征的准确性以及渗透率在排采过程中的恢复程度，采用考虑水分含量的渗透率模型、P-M模型和S-D模型，研究了该3种渗透率模型的反弹压力p_rb值和恢复压力p_rc值以及渗透率的动态变化过程，研究结果表明：①考虑水分含量的渗透率模型、P-M模型和S-D模型计算的p_rb值和p_rc值中，P-M模型计算的值偏小，S-D模型与考虑水分含量的渗透率模型计算的值比较接近；②3种模型中考虑水分含量的渗透率模型预测的渗透率变化率与现场试井测得的渗透率变化率基本一致，说明考虑水分含量的渗透率模型预测值更接近实际值；③当恢复压力p_rc值小于0时，会出现渗透率降低后在开采过程中无法恢复到初始渗透率的现象。

  
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天然气资源与经济
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  鄂尔多斯盆地天然气储量和产量预测分析

  王伟锋，刘鹏，郑玲，周晓光，姜帅

  天然气地球科学. 2014, 25(9): 1483-1490. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2014.09.1483

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  鄂尔多斯盆地的天然气地质储量发现和产量增长的过程具有一定的多峰特征，通过分析盆地天然气资源禀赋、天然气储量和产量的增长历史，并在考虑天然气储量、产量预测影响因素的基础上，选用多峰高斯模型对鄂尔多斯盆地天然气储量、产量进行预测，开展天然气供应能力评价和潜力分析。预测结果表明：鄂尔多斯盆地天然气年探明地质储量在未来20年内总体上呈现先快速上升后缓慢下降趋势，累计探明天然气地质储量约为13×10¹²m³；天然气产量在未来20年内呈现快速增长趋势，年均产量约为1 640×10⁸m³。未来20年鄂尔多斯盆地天然气产量将占全国天然气总产量的20%以上，随着非常规天然气资源的成功勘探与开发，鄂尔多斯盆地对我国油气资源的供应能力将逐步增大。在相当长的时间内，鄂尔多斯盆地的天然气勘探开发将具有广阔的前景。

  
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