中国自“十一五”以来大力发展致密砂岩气，目前已成为仅次于美国、加拿大的致密砂岩气生产大国，同时众多地质学者对中国复杂地质条件下致密砂岩气成藏机理不断创新研究取得了重要进展，进入建立新类型致密砂岩气成藏理论阶段。通过对早期致密气相关成藏理论解析、典型气藏解剖及实验模拟等综合研究，认为中国现今发现的致密砂岩气具有克拉通大面积致密砂岩气、前陆背斜构造致密砂岩气和断陷深层致密砂砾岩气3种成藏机制。克拉通大面积致密砂岩气以近距离孔缝网状输导、储盖双重阻挡、大面积聚集为主，而后两者以断裂孔缝输导、优质盖层封盖、断块—岩性或背斜构造控藏为主。三者相同点为致密砂岩储层与烃源岩层紧密接触、储层致密、甜点富集；差异点主要为输导条件、封盖机制、运聚特征等。中国致密砂岩气地质资源量达36.54×1016m3，其中克拉通大面积致密砂岩气地质资源量占83.2%，为30.4×1016m3，四川盆地须家河组、鄂尔多斯上古生界是该类型现实的重点勘探区带；前陆背斜构造致密砂岩气和断陷深层致密砂砾岩气资源相对较少，库车白垩系深层、吐哈台北侏罗系、准南侏罗系与松辽盆地深层是有利勘探区带。
为了研究含油气盆地下生上储式生储盖组合中油气分布规律，在沿断裂运移油气向两侧砂体发生侧向分流运移机制及条件研究的基础上，通过比较断裂填充物和两侧砂体排替压力的相对大小，探讨了一套沿断裂运移油气是否向两侧砂体发生侧向分流运移的判识方法，并将其应用于南堡凹陷5个典型区块沿7条输导断裂运移油气是否在东营组向62个砂层发生侧向分流运移的判别中。结果表明:东营组62个砂层中有43个砂层的排替压力小于断裂填充物的排替压力，油气向砂层发生侧向分流运移；有19个砂层的排替压力大于断裂填充物的排替压力，油气仍沿断裂向上运移，这与目前油气钻探所揭示的油气分布结果相吻合。表明该方法用于判别沿断裂向上运移油气是否向两侧砂体发生侧向分流运移是可行的。
以往研究认为琼东南盆地陆架坡折形成于中新世末期，而在中新世早中期盆地北部为古斜坡地形。通过对琼东南盆地中新统坡折带、区域海平面、三角洲与重力流海底扇沉积的关系分析，结合钻井、地震等资料确定了琼东南盆地中中新世海底扇沉积特征及控制因素。结果表明，在中新世早中期盆地北部发育沉积、断裂和挠曲3种类型坡折，海底扇的沉积分布主要是受到沉积坡折控制，尤其是10.5Ma区域海平面下降时期，陵水凹陷、乐东凹陷发育早、晚2期大型富砂海底扇，早期海底扇沉积在陵水凹陷，浊积水道迁移快，数量多但下切作用不强；晚期海底扇沉积在乐东凹陷，浊积水道稳定分布，数量少，下切明显，朵叶体平面呈扇形分布，海底扇水道和朵叶体是有利的沉积单元。
南大西洋是全球深水油气勘探热点地区，深水油气资源丰富。基于国际商业数据库油气田数据统计与滨岸盆地成盆规律,分析表明:南大西洋深水油气平面上主要分布于六大盆地内、走向上以中段富含盐岩盆地为主、横向上伸展带发现居多、纵向上储集在过渡期碳酸盐岩和漂移期浊积岩内，可以利用共轭特征类比进行被动陆缘深水油气勘探。结合盆地资料与区域地质认识，梳理了南大西洋深水油气聚集规律:①深水油气形成于含高塑性体伸展与挤压和不含高塑性体开阔环境三大构造背景；②含有裂谷期湖相泥岩、漂移早期和漂移中晚期海相页岩3套有效烃源岩；③发育盐上三角洲与浊积碎屑岩、盐下潟湖相碳酸盐岩2套优质储层；④拥有厚层盐岩和海相页岩2种类型区域性盖层；⑤富含构造—地层、构造等多种成因圈闭类型；⑥深水油气经断裂短距离运移，紧邻生烃中心聚集；⑦形成上白垩统、下白垩统和新生界3套重要深水成藏组合；⑧深水油气晚期成藏，以构造—地层、构造油气藏类型为主。通过建立不同类型盆地深水油气成藏模式，指出不同构造段深水勘探重点方向:北段上白垩统近岸叠覆型深水扇、赤道段古近系—新近系斜坡水道及深水逆冲带前缘、中段伸展带盐上浊积岩和底辟—逆冲带盐下碳酸盐岩、南段上白垩统与断块相关斜坡水道。
准噶尔盆地玛湖凹陷下三叠统百口泉组最近发现了该盆地首个源外“连续型”大型砂砾岩油气藏，展示出重要的典范研究意义。为及时丰富成藏理论与勘探实践，分析了成藏机理与富集规律。结果表明:百口泉组“连续型”油气成藏具有三大有利条件:资源基础好、储层和顶底板条件佳、油气充注和成藏演化配置好，这是油气能够源外大规模“连续型”成藏的机理。其富集规律与特色有三:优质湖相烃源岩提供了资源基础、沟通烃源和储集岩系的走滑断裂使得油气能够源外成藏、扇三角洲沉积体系提供了优越的储层与油气“连续型”分布条件。油气富集表现为“三元”控制:扇三角洲前缘沉积相带、构造鼻凸、断裂；此外，异常高压和裂缝对油气高产具有重要影响；这些多因素叠合之处为油气下步勘探的有利目标。
准噶尔盆地环玛湖富烃凹陷石炭系发育一系列继承性构造圈闭，成藏条件优越，但埋深普遍超过6 000m，深层构造是否发育有效储层，圈闭内是否存在天然气等轻质流体，是深层勘探能否获得成功、开发能否高产的关键问题。在单井资料匮乏的情况下，通过航磁异常处理、地震层速度分析等方法，认为玛北背斜、达1井背斜石炭系发育中基性火山岩风化壳储层，玛湖背斜、玛南背斜发育中酸性火山岩；玛湖背斜、玛南背斜的储层物性相对较差。根据玛湖地区烃源岩演化阶段、天然气成因分类等推测玛北背斜、玛湖背斜内主要赋存干酪根裂解气，达1井背斜为油气共存，玛南背斜为原油裂解气。综合储层、流体相态、成藏条件及埋深等因素，综合分析认为玛北背斜和达1井背斜成藏条件优越，成藏潜力大，有望获得高产气流及发现规模整装大气田。
源岩条件是低熟气形成的重要因素，准噶尔盆地东部地区侏罗系烃源岩分布范围广，厚度大，有机质为腐殖型烃源岩，RO值绝大多数都小于1.0%，具备有利于低熟气形成的源岩基础。通过地球化学分析，发现侏罗系烃源岩埋深为2 200～4 500m， RO值变化幅度很小，基本都在0.5%～0.8%之间。同一口井和不同区域的侏罗系烃源岩，都表现出随着埋深增加RO值变化范围较小，还未达到常规意义上的生气高峰阶段，并且在此演化阶段保持了很长的地质历史时间。针对实际地质情况，开展温度和时间条件下低熟气形成的热解生烃模拟实验研究，实验结果表明，330℃和350℃时，烷烃气产量较低，随着时间增加(3~30d)产气量变化很小，加热温度370℃和390℃，随着时间增长，气体增加量在14～21d达到最高峰，之后到30d呈缓慢增加或基本保持不变，相对同一温度3d时产气量增加2~2.5倍，即RO值增高0.2%~0.3%时，烷烃气生成量有显著增加，说明时间效应对低熟气形成有重要作用，并且受温度条件的限制。
叠合盆地深层油气运聚机理是油气勘探必须解决的关键科学问题之一。选择代表性的储层介质进行系统的油气运聚作用分析能为解决这一关键科学问题提供范例。克拉美丽天然气藏是中国西部典型的火山岩气藏，对其天然气充注过程和充注路径有待深入研究。通过系统的天然气地球化学资料分析，认为克拉美丽气田的天然气来源单一，主要为煤型干酪根降解气。但是，天然气的成熟度在气田的东西部存在差异：东部成熟度较高，西部成熟度较低。运移示踪分析表明，天然气主要沿2条断层运移，来源于西部滴水泉凹陷的天然气沿滴北断层向东运移，而来源于五彩湾凹陷的高成熟度天然气沿滴水泉断层向西运移，两者在克拉美丽鼻状构造的中部DX18井区混合，导致该区天然气同位素的倒转。分析表明断层活动改变了火山岩的储层，沿断裂带形成了裂缝型储层，并在滴水泉断层和滴北断层夹持的鼻装构造上形成了裂缝—孔隙型储层，储层的渗透率相对于火山岩的基质储层提高了2~3个数量级，是导致天然气沿断裂带发生侧向运移的关键地质条件。同时，源自五彩湾凹陷的天然气表现出自构造高部位向构造低部位倒灌的现象，这是后期东部克拉美丽山的隆起所造成的构造东西方向的翘倾作用产生的假象。油气运移方向和主输导通道的识别和重建，启发准噶尔盆地火山岩油气勘探宜围绕主生烃凹陷，沿断裂带及其所控制的优质储层展开，为油气勘探指明了方向。
滴西18井区广泛分布的次火山岩是克拉美丽气田石炭系火山岩油气藏重要的储集岩，次生溶蚀孔隙及构造裂隙是其主要的储集空间类型。在岩心观察与描述基础上，通过铸体薄片鉴定、化学元素分析、扫描电镜观察以及阴极发光分析等，探讨次火山岩储层储集空间发育的控制因素及演变规律，为我国类似火山岩储层形成机理研究提供理论依据。结果表明，次火山岩原生储集空间的形成主要受到侵入期岩浆冷凝作用的控制，次生储集空间的形成主要受构造期风化淋滤作用以及埋藏期成岩作用的控制。岩浆侵入围岩时期是原生储集空间形成的主要时期，火山岩岩相分布决定了原生储集空间展布位置，是形成优质储层的基础。构造期是次生储集空间形成的主要时期，构造作用形成的裂缝沟通岩体与大气环境形成开放体系，裂缝发育带是有利储层分布带，火山岩所处的构造位置决定了裂缝的发育程度。埋藏期系统处于封闭体系，是储集空间重新分布的主要时期，成岩作用改变储层三维空间展布位置，酸性流体的溶蚀作用及后期充填作用，导致火山岩体内部储层非均质性明显。
柴达木盆地西南部尕斯地区古近系下部(下干柴沟组下段，E13)砂岩油藏是柴达木盆地主力油藏之一。以跃检1井为例，通过多功能显微镜、阴极发光、扫描电镜、X射线衍射、包裹体测温等手段的应用，对储层的岩性、自生矿物、成岩共生序列、烃类包裹体分布及期次等进行了系统分析，研究了储层的流体—成藏演化特征。结果表明，储层砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，成岩共生序列为早期方解石/黏土包壳→长石溶蚀/石英加大→长石加大/晚期方解石→长石加大溶蚀/微晶石英→白云石→晚期绿泥石→硬石膏；储层流体经历了碱性—酸性—碱性—弱酸性—碱性的演化过程。其中酸性流体包括了黄色荧光和蓝色荧光气液烃包裹体所代表的2期油气充注，捕获时间分别为28Ma和8Ma；结合构造演化史与油气地球化学特征，提出了尕斯E13油藏经历了上干柴沟组(N1)低熟原油和上油砂山组(N22)至现今的2期油气调整改造的成藏过程。
松辽盆地齐家—古龙凹陷青山口组富有机质泥页岩分布广泛，具有巨大的非常规油气勘探潜力。基于岩心观察、薄片、全岩X射线衍射、氩离子抛光—环境扫描电镜、岩石热解以及有机碳分析资料，对青山口组泥页岩层段的储层特征进行了研究。结果表明:研究区的主要岩石类型为粉砂岩和低有机质页状粉砂岩，泥页岩中黏土矿物含量为6.1%~39.3%，总有机碳含量为0.74%~4.23%，有机质成熟度(RO)为0.62%~1.19%，属于低成熟—成熟演化阶段。泥页岩储层的主要储集空间为粒间孔、晶间孔、有机质孔、溶蚀孔以及微裂缝。青山口组泥页岩层段异常超压作用有助于抑制压实和胶结作用，促进溶蚀和天然裂缝形成，有利于形成泥页岩(致密)油勘探“甜点区”。
通过岩心观察、薄片鉴定、X射线衍射、有机碳分析等技术，综合矿物成分、有机质含量、沉积构造等因素，对雅布赖盆地小湖次凹新河组下段半深湖—深湖细粒沉积岩岩相进行研究，形成了细粒沉积岩四组分三端元的岩相划分方案。结果表明:新河组下段半深湖—深湖细粒沉积岩发育9种岩相类型，其中以贫有机质块状黏土质细粒长英沉积岩、贫有机质纹层状硅质碎屑型混合细粒沉积岩、贫有机质块状长英质黏土岩、中有机质纹层状硅质碎屑型混合细粒沉积岩、中有机质纹层状长英质黏土岩、富有机质纹层状碳酸盐型混合细粒沉积岩等6种岩相为主。岩相类型与特征反映沉积环境和沉积机理的差异，在前三角洲—半深湖的环境中，波浪增强型沉积物重力流普遍发育，形成纵向上贫有机质块状黏土质细粒长英沉积岩—纹层状硅质碎屑型混合细粒沉积岩—块状长英质黏土岩的叠置，反映水动力渐弱的过程；在半深湖—深湖环境中，水体相对安静，悬浮沉积为主，陆源碎屑输入少，碳酸盐和黏土较发育，形成中—富有机质纹层状混合细粒沉积岩和黏土岩。
近年来，在特提斯构造域油气富集带中的四川盆地、塔里木盆地及阿姆河盆地的台内滩油气田勘探取得了重要进展，展示了良好的勘探前景。以阿姆河盆地阿姆河右岸地区中上侏罗统盐下碳酸盐岩台内滩气田为例，通过地震层拉平技术、残余地层厚度法和补偿厚度印模法等对古地貌特征进行了研究及恢复，并重点分析了沉积古地貌对台内滩储集体分布及气藏特征的控制作用。结果表明:研究区发育2个大的基底古隆起，隐伏基底隆起形成的台内沉积古地貌差异对台内滩储层的发育具有明显的控制作用，在基底古隆起发育的古地貌高部位台内滩单层厚度大，垂向上多期叠置，横向连片，储层物性条件好，形成大规模的叠合台内滩储集体;在古地貌低洼部位台内滩单层厚度薄，总厚度小，储层物性条件相对较差，形成的台内滩储层规模有限。同时，隐伏隆起形成的台内沉积古地貌差异对台内滩气藏气水系统、产能特征及气田规模也有重要的影响，沉积古地貌高部位台内滩储层垂向连通性较好，内部隔夹层相对不发育，气水系统相对简单，单井产量高;沉积古地貌低洼部位台内滩储层纵向连通性差，内部发育多套隔夹层，气水系统复杂，单井产量较低。继承性隆起上的地貌高地易形成大型叠合台内滩气田。
以往的研究结果表明开特米里克油田的凝析油属于典型的未成熟油，依据是它们具有异常低的C29甾烷异构体比值[C2920S/(20S+20R)<0.25]。但是，生物标志化合物的定量分析结果则显示这类凝析油中甾烷、藿烷系列的浓度明显偏低，且与研究区的高成熟原油相当，而远低于其他低成熟原油中的甾烷、藿烷系列浓度，显然这与其未成熟特性不符。金刚烷类化合物具有高的热稳定性，它们在成熟后期和高成熟地质样品中才开始出现。但值得注意的是这些凝析油较其他原油明显富含烷基金刚烷类化合物，其浓度是所研究原油中最高的，显示高成熟特征。依据甲基单金刚烷指数MAI(>70)值和甲基双金刚烷指数MDI(>40)值与镜质体反射率RO值之间的对应关系，判断其生成时的RO值应大于1.3%，表明它们应该形成于高成熟的凝析油气阶段。此外，在C29规则甾烷与3+4甲基双金刚烷浓度关系图版上，这类凝析油均分布在原油强烈热裂解区域，可见这是一类遭受了热裂解作用改造的高成熟原油。由此可见，该类凝析油的未成熟性是由生物标志化合物相对组成引起的一种假象，运移过程中上覆围岩中富含甾烷、萜烷的可溶沥青的浸染是导致这一假象的原因，这已得到了研究区新近系烃源岩地球化学特征的证实。因此，热稳定性高的金刚烷类化合物在确定原油成因时可提供更加可靠的信息，它可以弥补其他分子成熟度参数的不足。
通过选择端元样品、进行人工配比混源实验并建立图版，进而判识天然气混源比例的方法仍是目前最常使用混源气组成比例判识的方法。在实例展示的基础上，提出该方法存在的2点主要问题：一是在复杂地区端元样品无法获取；二是很多地区存在多个端元，造成人工配比的工作量过大。针对这2点主要问题，提出了一种多元数理分析方法用来定量计算天然气混源比例。通过实例解剖，证明该方法准确可靠。指出应用该方法，可以在不知道端元样品、不进行人工混源实验的情况下，直接计算混源气中端元的数量、组成和贡献比例，该方法在研究复杂地质条件下混源气比例时具有特别的作用。
基于渗流力学方程和伽辽金法建立水平井体积压裂缝网渗流场的有限元模型，研究了不同缝网形式与规模下产能随缝网导流能力的变化关系，研究发现致密砂岩与页岩不同，压裂的缝网规模并非越大越好，而应该维持在中小规模(0.1≤FCI≤0.25)，且需要高导流能力的支撑主缝。在确定了裂缝形态的基础上，计算得到产能与SRV曲线，研究发现存在SRV临界值(优化值)，若SRV超出临界值，产能增幅明显变小。在压裂实践中可由SRV临界值和FCI值，确定水平井分段压裂簇间距和簇数之间的关系。研究了形成中小规模缝网对应的施工条件，首先由岩石断裂动力学给出压裂液排量、黏度、岩石动态断裂韧性、弹性模量、地应力、天然裂缝参数与缝内净压力之间的解析关系，再由缝网前沿动态扩展条件给出形成中小缝网所需排量(优化排量)。
束缚水饱和度是进行储层油气评价、产能预测及储量计算的关键参数，现有的确定岩心束缚水饱和度的实验标准不适合于致密气储层岩样。选取大量具有代表性的致密砂岩岩样，进行了半渗透隔板、核磁共振及压汞实验测量，并对这3种实验确定束缚水饱和度的方法进行了对比研究。研究认为：选用阈压值为1.5MPa的隔板进行半渗透隔板毛细管压力曲线测量，并不能准确获取岩心束缚水饱和度，隔板阈压值需要达到3MPa;致密砂岩岩样在离心机上用0.690MPa离心力甩出的自由水并不充分，最佳离心力应为1.379MPa，结合核磁共振饱和T2谱与1.379MPa离心力下测量的离心T2谱可以有效地确定致密岩样的束缚水饱和度;半渗透隔板毛细管压力曲线与压汞毛细管压力曲线在形态上存在差异，压汞法采用毛细管压力为1.379MPa(转换为气—水系统)时所对应的束缚水饱和度更为可靠。
四川盆地广安气田须家河组气藏内气水关系复杂，须四段、须六段气藏各区块产能差异大，对比研究须四段、须六段的气水分布对该致密砂岩气藏的高效开发有重要指导意义。根据广安致密砂岩气田气水层解释难度大的研究现状，提出了一种适合须四段、须六段气水层的解释方法。首先，分段建立须四段、须六段不同类型储层的含水饱和度计算模型，再联合核磁共振与相渗资料求取束缚水饱和度，进一步计算可动水饱和度，结合生产动态资料划分出研究区须四段、须六段气水层的定量识别标准。在广安气田须四段、须六段气水层平面、剖面分布特征识别的基础上进行对比研究，结果显示须四段为大面积气水同层分布，而须六段发育高产“甜点”区，并深入探讨了二者气水分布差异主控因素。表明气源条件差异使得须四段、须六段储层内气藏原始充满程度不一;须四段、须六段储层的构成特征控制着流体的空间分布差异;构造幅度的差异使得须四段、须六段内气水分异呈现不同的分布格局。
以往确定水平气井二项式产能方程所需的测试资料在实际操作过程中难以取得，导致常规产能试井和“一点法”应用受限。从水平气井渗流机理出发，结合气藏物质平衡方程，提出了一种计算水平气井二项式产能方程系数的新方法。该方法利用储层和气体基本参数计算二项式产能方程系数A值，结合气藏生产动态资料，通过对井底流压的拟合求取二项式产能方程系数B值。采用该方法计算了四川盆地黄龙场飞仙关组气藏某水平气井的二项式产能方程系数和绝对无阻流量，与压力恢复试井资料计算结果相比，该方法所计算绝对无阻流量的相对误差仅为-4.4%，表明该方法计算的绝对无阻流量具有较高的精度。实例研究证明，该方法在缺乏产能试井资料的气藏中具有较好的应用前景。
为了分析含气页岩中石英的成因类型及其对页岩储层质量的影响，以四川盆地五峰组—龙马溪组含气页岩层段为主要研究对象，利用X射线衍射分析、扫描电镜、阴极发光、能谱分析及主量元素测试等手段，识别出陆源石英和成岩过程中形成的石英。陆源石英阴极光下表现为强发光，单色阴极发光光谱一般有2个峰值，主峰出现在620～650nm处，次峰出现在420～450nm处；成岩过程中形成的石英单色阴极发光特征为弱发光—不发光，光谱通常在波长620nm附近出现峰值。成岩过程中形成的石英包括以隐晶、微晶及微晶聚集体的形式出现，呈不规则状的生物成因石英；以及嵌入在黏土基质中微米级颗粒，呈短链状、小晶簇状聚集，或以板片状、小晶片状形式存在的黏土矿物转化过程中形成的石英。TOC值与石英含量呈明显的正相关关系，说明高石英含量且富含生物成因石英页岩沉积时，有利于有机质的富集,并且页岩储层脆性高，可压裂性好。
利用钻测井和三维地震资料，运用沉积学和层序地层学理论和方法，分析了鄂尔多斯盆地东缘BD区块煤层气富集的地质背景和沉积控制作用，并结合地球物理技术，预测了煤层气有利区。结果表明:研究区内构造简单，煤层层数多，厚度大，埋深适中，煤储层物性好，煤体破坏弱，封盖能力强，含气量高，地下水矿化度较高，煤层气富集地质条件好;基于层序地层的划分，讨论了煤层气富集的沉积控制作用，提出煤层空间展布受控于层序地层格架，煤储层特征受控于成煤环境，煤层气藏围岩受控于沉积体系。在沉积控气作用分析的基础上，选取BD南三维工区4+5#煤层进行煤层气有利区多信息综合预测。经后续钻井验证，该位置的排采井已见良好效果，是BD区块目前采气量最高的部位。预测范围与实钻结果吻合度较高，为类似煤层气有利区预测提供了相应参考。
甘公网安备 62010202000678号
