2013年四川盆地川中地区震旦系_寒武系发现了安岳特大型气田，储量规模达万亿立方米，在全球古老地层天然气勘探中尚属首次。气源研究认为，震旦系天然气来源于震旦系和寒武系烃源岩，开展震旦系及寒武系古老烃源岩系统研究，对全球古老地层油气地质领域具有重要的科学和实践意义。通过对四川盆地震旦系、寒武系钻井资料和野外剖面观察，利用28 000km地震资料解释结果和新钻井资料，结合2 315样次烃源岩地球化学分析，系统研究了下寒武统优质烃源岩中心，主要沿绵竹_长宁克拉通内裂陷分布，累计厚度可达200～450m，其他地区烃源岩厚度为50～100m，裂陷范围内烃源岩对震旦系_寒武系天然气资源贡献约占全盆地的56%～63%；系统评价了震旦系灯影组灯三段泥质烃源岩及其分布，TOC含量介于0.04%～4.73%之间，平均为0.65%，川中地区厚度在10～30m之间；首次系统研究了能够形成大气田的中国最古老震旦系烃源岩，大川中地区震旦系烃源岩总生气强度为(15～28)×108m3/km2，具备形成大气田的气源条件。采用成因法、类比法重新评价全盆地震旦系、寒武系天然气资源量为(4.65～5.58)×1012m3，天然气资源潜力巨大。川中区块天然气资源量约占全盆地总资源量的66%，是当前勘探的首选。
四川盆地川西坳陷在中侏罗世沙溪庙组沉积期，是一个典型的前陆盆地，前缘坳陷位于大巴山山前。这一时期，气候炎热、干旱，受山前构造抬升的影响，大量碎屑物质从周围高耸山脉汇入盆地，发育了一套河流—下切谷沉积体系。在前陆盆地，不同时期、不同构造位置的河流沉积体系受不同程度的自旋回和异旋回等因素的控制，前人对这方面研究的较少。综合利用三维地震数据、测录井、岩心及野外露头资料，阐明了沙溪庙组层序结构与沉积充填特征，重点讨论了不同因素对前陆盆地河流相层序发育的控制作用，建立了沉积演化模式。结果表明：①沙溪庙组自下而上可以划分2个三级层序，每个层序内部均发育典型的沉积旋回，即下切谷—河流—三角洲，其中下切谷的厚度一般为20~30m，宽度为6~13km；②在低频层序发育时期，构造、气候等异旋回过程控制着河流沉积体系的进积与退积；在高频层序发育时期，河流的垂向加积和侧向加积等自旋回过程决定了河流沉积体系的几何形态变化，即从上游到下游，由于河流能量逐渐减弱，河道的侧向加积作用逐渐减弱，河道或河谷的宽度逐渐减小；③建立了前陆盆地河流相沉积演化模式，该模式对发育在前陆盆地的河流沉积体系具有一定的借鉴意义。
鄂尔多斯盆地长7致密油资源丰富，储层地面空气渗透率小于0.3×10-3μm2，物性较差，可动流体饱和度是该类储层评价的关键参数之一。采用离心实验和核磁共振T2谱分析技术相结合的方法，开展了鄂尔多斯盆地长7致密储层可动流体分布特征研究，研究结果表明：一是长7致密储层单相可动水饱和度平均为39.40%，其中微米级（大于1μm）、亚微米级（0.1~1.0μm）及纳米级（小于0.1μm）可动水饱和度分别为2.2%、25.67%及11.52%；岩心束缚水下可动油含量平均为26.07%，其中微米级（大于1μm）、亚微米级（0.1~1.0μm）及纳米级（小于0.1μm）可动油含量分别为0.79%、9.48%及15.81%；可动流体主要分布在亚微米和纳米孔喉中。二是随着岩心渗透率的增大，可动水和可动油饱和度都增大；但不同喉道半径控制的可动流体饱和度增加幅度不同，喉道半径为0.10~0.5μm的可动流体饱和度随着岩心渗透率的增大都增大，且增幅最大，其次是喉道半径处于0.5~1.0μm的可动流体，喉道半径大于1.0μm的可动流体饱和度增幅最小，而喉道半径小于0.1μm的可动流体饱和度相对含量降低的趋势比较明显。
随着鄂尔多斯盆地靖边气田扩边勘探的深入，在靖西地区奥陶系中组合白云岩储层中已发现多个含气区，但各含气区天然气的富集程度差异明显，尤其以靖西中部最为明显，有关这种富集差异的原因尚未开展深入研究。为此，借助钻井岩心、测井及储层物性等地质资料，从天然气充注能力、输导通道连通性、储层发育特征等方面对比分析了靖西中部地区苏127、苏203及桃15等3个区块天然气成藏特征的差异，从而探讨了靖西中部地区天然气富集差异原因，并对有利勘探方向进行了预测。结果表明，靖西中部地区苏127区块_苏203区块_桃15区块天然气富集的差异主要由下列因素造成：供烃窗口处的天然气充注能力决定了天然气富集程度；中组合储层输导通道的连通性影响了天然气聚集成藏的位置；储层的物性控制了天然气聚集成藏的规模。综合分析认为，苏127区块北部_苏203区块_桃15区块南部的马五5亚段_马五6亚段为有利勘探区；马五7亚段_马五10亚段勘探潜力相对较差。
鄂尔多斯盆地东部上古生界为典型的致密储层，为阐明储层致密化成因，应用岩相学和地球化学方法，对砂岩成岩作用进行研究。结果表明，上古生界储层砂岩除了正常埋藏成岩作用外，还经历了强烈的热液蚀变作用，形成了早、晚2期蚀变矿物组合。早期蚀变矿物组合为高岭石＋细鳞片状伊利石+绢云母＋石英等，代表了早成岩阶段煤系有机质热演化形成的有机酸流体进入储层发生的蚀变作用。晚期蚀变矿物组合为伊利石+绿帘石+铁白云石+自形晶黄铁矿+晚期硅质胶结物，其中铁白云石的δ13CPDB值介于-1.18‰～-11.97‰之间，平均值为-5.57%；δ18OPDB值介于-2.28‰～-15.10‰之间，平均值为-12.57%。晚期伊利石和高岭石表现为LREE富集、HREE亏损，稀土配分模式为右倾型，δEu和δCe异常特征明显。晚期成岩矿物流体包裹体均一温度峰值为170℃，远高于地层处于最大埋深时的成岩温度。结合盆地构造演化过程分析认为，早白垩世时鄂尔多斯盆地发生区域性快速沉降的同时，盆地出现了一次大规模热异常事件，导致上古生界煤系烃源岩大规模生烃，形成的含烃流体与热异常事件伴随的热液流体进入储层，使储层砂岩发生热液蚀变作用，形成大量晚期热液矿物组合，充填孔隙使储层致密成为超低渗储层。热液蚀变作用对油气储层的影响值得关注。
储层中的天然裂缝对油气产能有重要影响，但由于井下数据有限，仅依靠井下数据一般难以确定裂缝系统分布网络的非均质性，同时也难以获取裂缝数值模拟大量的静态参数，因此对裂缝的定量评价面临着较大挑战。选取库车前陆冲断带露头区典型构造样式，描述不同构造样式下(即逆冲推覆单斜、高角度逆冲挤压背斜、基底遮挡滑脱型背斜)独特的裂缝发育分布特征，探讨不同构造样式下的裂缝发育规律。结果表明：逆冲推覆单斜发育2期裂缝，走向主要为北北西向，以晚期近直立开启缝为主，早期高角度斜交缝被方解石半充填—全充填，裂缝面密度自核部向翼部有降低趋势；高角度逆冲挤压背斜总体发育3期裂缝，以北北西向、北西西向为主，早期裂缝基本被方解石完全充填，中晚期裂缝开启，且切穿单砂体并收敛于层面，具有明显层控性，背斜的陡翼裂缝较缓翼发育强烈，呈现出不对称的分布规律；基底遮挡滑脱型背斜被强挤压一翼发育2期高角度斜交开启缝，裂缝方向呈北北西向和北东东向，被遮挡一翼砂岩遭受变形较弱，基本未见明显裂缝。不同构造样式下的裂缝发育规律对裂缝数值模拟和有利储层分布预测均具有重要意义。
通过对准噶尔盆地各构造单元的油气富集特点、勘探现状以及资源评价过程中的难易程度分析，将盆地划分为断裂带型、凸起带型、斜坡带型、凹陷带型和挤压背斜带型5种类型26个评价单元，并以“勘探程度高、地质规律认识程度高、油气资源探明率高或者资源的分布与潜力认识程度高”原则优选7个刻度区。结合油气资源评价方法的适用条件，对刻度区油气成藏地质特征以及地质参数进行解剖，首次以“层区带”为子刻度区进行研究，最终确定刻度区资源量计算方法体系。以克百断裂带及玛湖西斜坡带为刻度区典型实例，对刻度区解剖相关的地质评价参数以及资源量计算方法体系进行详述，建立准噶尔盆地刻度区评价参数库，并对资源量计算结果进行分析，其结果显示与目前勘探现实较吻合。“层区带”子刻度区的建立不仅为油气资源评价方法的选择提供便利，更为盆地其他评价区的地质类比应用奠定基础。
准噶尔盆地车排子地区石炭系广泛发育火山岩，多期次构造运动的影响使得火山岩产生大量天然裂缝。通过岩心观察、薄片鉴定和成像测井资料等分析，认为石炭系火山岩主要发育构造裂缝，多期裂缝相互切割及充填现象明显，裂缝走向主要为NE、NW、NNE和NNW向，其中优势方位为NE向和NW向。结合裂缝切割关系及构造演化背景，采用岩石声发射实验和碳氧稳定同位素分析测试手段确定石炭系火山岩裂缝具有4个形成期次，分别对应海西运动期、印支运动期、燕山运动期和喜马拉雅运动期。研究认为，各期次构造运动的性质控制着不同期次裂缝的类型、规模及方位分布，海西_印支期构造活动最为强烈，是研究区构造裂缝形成的主要时期。
柴西地区天然气具备较大的勘探潜力，然而主要生气中心、主力气源岩、天然气成藏关键时刻尚未明确，制约了天然气勘探进程。选取在含油气系统模拟中应用最广的PetroMod软件，输入相关参数，恢复剥蚀量，建立柴西地区古近系—新近系三维地质模型，运行后得到各套烃源岩成熟度平面图、生气强度图、运聚方向图以及生气量，由此可以确定主力气源岩为下干柴沟组上段（E23）和上干柴沟组（N1）;指出天然气平面分布受源岩成熟度的控制，天然气位于成熟—高成熟源岩区及附近;主要生气凹陷为红狮、小梁山和茫崖东3个凹陷，围绕生气凹陷周缘的构造高部位是天然气的运聚方向;主要生气期为第四纪（Q1+2）和上新世晚期（N32），关键时刻为N22末。在以上研究的基础上，指出狮子沟—油砂山—英东—大乌斯、油泉子—开特米里克—油墩子和小梁山—南翼山—大风山构造带是下步柴西地区天然气勘探的重点领域。
根据岩心、测井、地震、录井和薄片等资料，明确龙凤山次凹营城组的物源方向和沉积相类型，结合古地貌格局、同沉积断裂活动和古气候特征，对研究区沉积相时空演化进行了研究。研究结果表明，龙凤山次凹营城组沉积时期发育3个物源区，分别为西南部的变质岩物源区、南部的中基性岩浆岩物源区和东南部的岩浆岩物源区。研究区营城组沉积相类型以扇三角洲相和近岸水下扇相为主。扇三角洲相发育于湖盆洪水面和风暴浪基面之间的滨浅湖环境中，沿扇体展布方向从碎屑流、浊流沉积转化为牵引流沉积；近岸水下扇相发育于风暴浪基面之下的半深湖_深湖环境中，沿扇体展布方向从滑动滑塌逐渐转变为碎屑流和浊流沉积。研究区古地貌南高北低，坡度自西向东逐渐变陡，来自东南物源区的碎屑物质沿陡坡滑动滑塌快速入湖，形成近岸水下扇相；受同沉积断裂活动的影响，断裂两盘高差增大，在古地貌上形成向湖盆深处延伸的断槽，来自西南和南部物源区的碎屑物质受洪水搬运并沿断槽深凹处堆积，形成扇三角洲相；受古气候逐渐温热潮湿的影响，季节性洪水频发，导致研究区西南断槽带和南部断槽带发育进积为主的扇三角洲相砂砾岩体，东南陡坡带营Ⅴ砂组沉积时期开始发育进积为主的近岸水下扇相砂砾岩体，不同沉积相类型的砂砾岩体连片分布，紧邻东北洼陷带的半深湖_深湖相泥岩，形成研究区良好的源储对接关系。
鲁武马盆地深水沉积是深水重力流和底流综合作用的结果，局部水道和天然堤的迁移方向与底流运动方向相反，不同级别层序内的粗粒沉积物分布呈现出规律性。以高分辨率三维地震资料和测井资料为基础，在中中新统三级层序内识别出5种具有不同的岩性组成和规模的深水沉积结构单元，包括局限性水道复合体、朵体、决口扇、天然堤_溢岸沉积以及滑塌沉积。利用先进的地球物理成像技术和分析方法，建立了深水沉积复合体演化模式。研究表明，底流对重力流沉积的影响作用主要表现在天然堤的沉积位置和方式、水道的迁移方向、朵体的分布位置和展布等；不同级别的海平面变化旋回及不同的沉积位置，底流对重力流沉积产生不同的影响；有利储层主要分布在水道内及与底流运动方向相反的水道侧翼。
以寿阳区块的静态地质资料和动态排采资料为基础，分析了寿阳区块的排采动态特征并从系统分析观和地质因素2个方面解释了排采动态的成因机理，提出了寿阳区块的排采对策。研究表明：寿阳区块排采动态呈现出单井产水量高，产气量低或不见气的特点，合层排采井的典型日产水量大于单采井产水量之和，表现出“1+1>2”的现象；典型日产气量与典型日产水量呈现负向包络关系，高产水对产气有抑制作用；造成寿阳区块煤层气井高产水的原因有2个，一是寿阳井筒—排采煤层系统为开放系统，断裂或压裂缝沟通煤层上下的含水层，造成煤层气井低效降压；二是寿阳区块煤系地层中分支河道砂体发育，且因该区发育的断裂多为高倾角断裂，当多层合层排采时，断裂沟通含水层的概率大大上升。因此，在培育高产气井时，首先要避开断层开放型系统，远离断层，其次是避开垂直压裂缝压穿型系统，因寿阳区块煤层更易压裂，故压裂时要适当降低前期采用的压裂规模，针对具体井层，需根据顶底板隔水层的厚度，保证在不压穿顶底板隔水层的前提下，优化压裂规模，以实现在规避围岩含水层不利影响的条件下最大程度地改善煤储层的渗透率。
大牛地气田2014年投产水平井稳产至今，并未出现明显的产能递减，其递减规律和以往历年投产井的结果及国内外同类气藏的开发结果出现明显差异。对这一部分水平井和之前历年投产井进行了对比分析，并将其稳产原因分为地质原因、工程原因和管理原因3大类.其中地质原因包括储层产水、水平井钻遇砂岩长度和储层生烃强度等因素；工程原因主要指压裂设计和施工的因素；管理原因主要包括排水采气思路和配产思路的转变。研究结果表明：产水对致密气藏气井生产具有控制作用，产水量越低，气井越容易稳产。气测显示砂岩长度和储层生烃强度越高，越有利于气井稳产。压裂规模越大、返排率越高，越有利于气井稳产。对于高含水致密气藏来说，排水是开发第一要务，应确立“排水和采气同等重要、同步进行”的整体开发思路。在保证排水的情况下降低配产比例，可以有效降低投产初期储层压降速率，更有利于气井的稳产。同时提出，对于致密气藏来说高效开发关键在于科学管理，“低产气+高产水≠无法稳产”。通过对地质条件认识的深化、通过钻井和压裂等工程工艺的改进，通过开发思路的优化调整，同样可以在高含水致密气藏中做到气井的长期稳产。
位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带中部的克深2气藏，其储集层白垩系巴什基奇克组是库车山前的主力产气层，具有埋藏深度大、基质物性差的特征，裂缝的普遍发育对产量影响大。克深2气藏单井裂缝纵横向发育特征差别较大，目前仍缺少对克深2气藏裂缝带发育模式及其与产量的关系研究，无法做到有效地指导高产井的部署。利用钻井取心、FMI成像并结合地应力、测试资料，开展了克深2气藏纵横向裂缝带发育特征、形成机制的研究，探讨多种成因裂缝带与产量之间的关系，并提出相应的储层改造建议。取得如下认识：①根据裂缝产状，将克深2气藏裂缝发育带在空间上分为纵张裂缝带、网状裂缝带及调节裂缝带3种类型。纵张裂缝带平面上近EW走向，调节裂缝带平面上近SN走向，网状裂缝带则表现为多组走向。②克深2气藏并非平面上裂缝线密度越大、气产量越高，其主要受钻井液体系、钻揭储集层厚度、成像质量3个方面的影响。③克深2气藏发育的3种裂缝带主要受控于中和面效应、构造调节带2种因素。④根据克深2气藏的实钻地质资料、测试资料、构造位置及3种裂缝带的空间组合关系，将克深2气藏平面分为4个等级布井区，为今后克深2气藏开发井部署及相似气藏的高产井部署提供理论依据。
页岩气是一种资源潜力巨大的非常规油气，随着页岩气勘探规模的不断扩大，对页岩气的认识也不断深入。为进一步研究页岩有机质纳米孔隙对CH4的吸附作用及微观机理，更好地认识页岩气的赋存形式，利用分子模拟软件Material Studio搭建碳纳米管模型表征有机质纳米孔隙，运用蒙特卡洛方法、分子力学、分子动力学方法模拟四川盆地及其周缘早古生代（筇竹寺组、五峰组及龙马溪组）页岩气普遍埋深2~4km条件下，有机质孔隙对CH4、CO2的吸附、扩散行为。研究表明，有机质孔隙对CH4、CO2的吸附为物理吸附，埋深2km为页岩气最优储存埋深；其混合吸附的数据显示，注入CO2置换CH4开采页岩气具有合理性和可行性，埋深约4km时效果较为理想；CH4与CO2沿孔隙内壁法线方向的相对密度呈对称分布趋势，并出现明显的吸附分层现象，且第二聚集层及第三聚集层的形成很可能主要受到压力的影响。整体上，随温压的增加，CH4与CO2沿Z方向的相对密度呈较小的下降趋势；而CH4及CO2的自扩散系数随埋深的增加而增大，与吸附热及吸附量的变化原因一致。
川东南地区上奥陶统五峰组_下志留统龙马溪组页岩为我国页岩气勘探开发的重要层位，在焦石坝、彭水、丁山、南川等地区都有重要发现。利用中国石化无锡石油地质研究所自主研发的快速现场解吸仪，对该地区典型页岩气井解吸气量、损失气量、总含气量、解吸气天然气组分和解吸气甲烷碳同位素（约30min取1样）进行测试。数据分析表明，上述数据对页岩气成藏机理、勘探开发有着重要的意义，主要表现在：①首样甲烷碳同位素值及特征可以预测页岩气富集层，为页岩气甜点层识别的有效方法；②总含气量和解吸天然气组分识别页岩气甜点层，为页岩气甜点层识别的最直接方法；③页岩气组分和碳同位素值联合判别页岩气成因类型，干酪根碳同位素特征和页岩气碳同位素特征可作为气源对比的有效手段；④页岩气组分特征可以判别该地区的保存条件，其对页岩气的散失程度研究具有指示意义；⑤损失气量和解吸气量及其关系能够反映出主要赋存方式的差异，对页岩气井不同阶段产气特征具有预测作用；⑥甲烷碳同位素值随解吸时间出现明显分馏效应，可以预测页岩气产气阶段及剩余气的含量。
南海北部神狐海域经历了复杂的构造演化过程，断裂发育，该区天然气水合物的垂向分布具有明显的不连续性和不均匀性。利用测井资料计算地层孔隙度和水合物储层饱和度等参数，对深入研究储层水合物分布特征、储层优选等具有重要意义。基于电阻率和声波测井等资料，讨论了地层孔隙度的几种计算和修正方法，并在此基础上对南海神狐海域SH2井水合物饱和度做了探讨和定量评价。结果表明：考虑泥质含量和井径变化等因素的影响，要对密度法计算的孔隙度进行适当修正；含泥质修正的电阻率法能较准确地预测水合物饱和度；不同的岩石物理模型影响饱和度的计算结果，四相介质Wood方程和等效介质理论各有优势和不足，将上述2个模型结合得到改进的Wood方程计算的水合物饱和度与通过氯离子浓度异常计算的饱和度值吻合较好。多种评价方法结果相一致可表明水合物的大致分布，由此估计沿SH2井饱和度大于20%的水合物层厚度约为22m，最大含量约为23%。
利用低温液氮吸附实验，研究不同类型构造煤的孔隙结构和分形特征。研究表明：低中煤级构造煤的低温液氮吸附回线分为Ⅰ_Ⅲ类，Ⅰ类为碎裂煤孔隙，主要由一端开口及两端开口的圆筒形孔构成；Ⅱ类为片状煤和鳞片煤孔隙，主要由两端开口的圆筒形孔构成，含少量墨水瓶形孔和狭缝平板形孔；Ⅲ类为揉皱煤孔隙,主要由墨水瓶形孔和狭缝平板形孔构成。从原生结构煤到揉皱煤，大孔(>50nm)比表面积逐渐降低，介孔(2～50nm)比表面积变化不大，微孔(<2nm)比表面积逐渐增加，中值孔径逐渐减小；纳米孔孔隙结构分形维数逐渐增大，孔隙系统渐趋复杂，吸附能力增强。分形维数可以有效表征构造煤变形强度及其孔隙非均质性，分形维数较高(D>2.9)的揉皱煤，构造变形强，孔隙形态复杂，比表面积大；分形维数较低(2.6<D<2.9)的构造煤，如碎裂煤、片状煤等，构造变形相对较弱，孔隙形态单一。综合孔隙特征研究结果，对揉皱煤等构造煤发育区煤与瓦斯突出机制进行了探讨。
甘公网安备 62010202000678号
