壳源氦来自地质体中铀钍等氦源元素的放射性衰变，其生成速度极其缓慢，不存在集中的生气高峰，相对常规油气为典型的弱源气。其常以甲烷或二氧化碳气藏的伴生气产出，因稀有性而低丰度（0.1vol%）即可成矿，且成藏与地下水关系密切。为研究其弱源成藏机理，总结了前人关于氦气、氮气和甲烷亨利系数和溶解度的研究成果，以渭河盆地为例，通过模拟计算探讨了亨利定律在氦气运移和成藏中的关键作用。根据亨利定律，稀溶液中气体溶解度受控于气体的分压和亨利系数。与载体气相比，氦气的亨利系数高，且高低温下相差较大，特别是在氦源岩和气藏中的分压差别显著，造成两处的溶解度差异显著，使以溶解态运移的弱源氦气能够脱溶成藏。综合分析认为：①氦气在深部氦源岩处分压大、温度高，能溶解于水而运出；②运移至浅部遇到天然气等载体气藏时，在气水界面，氦气分压极低而脱溶进入气藏，载体气则溶解进入水中，好似载体气将氦气从水中“置换”出来。这种作用使气藏附近形成溶解氦低浓度漏斗，水溶氦不断向气藏附近迁移而进入气藏，大大提高了氦气运聚系数；③氦气进入气藏后，由于盖层中氦气分压低而难溶于水，不易扩散，利于保存。研究结果明确了氦气在氦源岩“运得出”、遇气藏“脱得出”、进气藏“保得住”的高运聚系数富集机制，为氦气资源勘查提供了理论依据。
针对松辽盆地龙凤山地区沉积环境复杂、储层横向对比困难、气藏高产富集规律研究难度大等问题和难点，为明确该地区储层的沉积特征和影响储层发育的控制因素，从区域沉积背景入手，结合岩心、录井、测井及地震等资料，采用宏观证据与微观证据相结合的沉积学分析方法:通过开展岩心观察与描述、测井精细解释、地震资料的储层预测以及凝析气藏的相态特征分析,综合研究认为龙凤山气田营四砂组发育扇三角洲沉积体系，并进一步结合动态测试成果指出分流河道为有利的沉积微相；通过沉积相带展布分析，营四砂组下段发育厚层的多期叠置的分流河道，上段发育多期砂泥互层的分流河道；通过凝析气藏相态特征分析和气藏类型确定，指出该气藏属于受构造和岩性双重控制的高含油的致密低渗碎屑岩凝析气藏，明确了影响储层分布的影响因素，分段确定了营四砂组气层的展布范围。在此基础上，开展了井位部署，为气田的产能建设提供了技术支持。基于该区储层的沉积特征分析和气层分布影响因素分析等研究成果的基础上，部署开发井的钻井成功率和产能达标率均达100%。
储层中页岩气通常在较大压差和压力梯度条件下流动，流动过程受努森扩散、滑脱效应等多种机理综合作用，流动特征也随流动机制改变而产生相应的变化。实验选取9块页岩岩心，通过开展氮气与氦气的页岩流态实验，得到等温条件下一定压力范围内不同流动机制下的页岩视渗透率变化规律。实验结果表明:发生努森扩散的页岩视渗透率可高于常规气测值数十倍以上，低压差或低压力梯度条件下储层因扩散作用增强实际流动能力增加。当压力水平或压力梯度较低时，扩散是传质的重要机制。认识这一特征对于进一步了解页岩气流动规律以及指导提高页岩气产量有着重要意义。
二叠系Khuff组是中东地区最主要的天然气产层。阿联酋自20世纪70年代开展Khuff组勘探以来，发现了多个构造圈闭，但钻探测试效果不佳，陆上圈闭测试均为干层，海上圈闭测试气藏规模有限，非烃含量高，严重制约了下一步勘探工作。Khuff组气藏具有良好的生储盖组合，气源来自于下志留统Qusaiba组烃源岩；三叠系Sudair组泥灰岩和Khuff组中部的石膏层作为其盖层，分布稳定。在区域调研基础上，综合分析认为：气藏构造发育与烃源生排烃的时空耦合是影响阿联酋北部Khuff组气藏有效性的关键因素。综合多种资料建立的成藏模式表明：阿联酋海域Khuff组圈闭自二叠系沉积末期就受盐隆影响，构造开始发育，后期虽受阿卡迪亚、海西、扎格罗斯等多期构造运动影响，但圈闭依然保持完整，良好的生_运_聚匹配关系使得原油在侏罗纪充注其中；在晚白垩世，原油裂解成气，圈闭有效成藏；但受TSR作用影响，后期H2S和CO2等非烃气体大量发育。陆上Khuff圈闭则受扎格罗斯构造运动影响，于渐新世才开始发育，未能有效地捕获油气。
在分析内因（有机质类型、有机质成熟度）与外因（生物降解、运移）对天然气中丁烷地球化学特征影响的基础上，探讨了丁烷在天然气研究中的应用。首先明确了内因,外因对丁烷地球化学特征的影响：腐殖型有机质生成的煤型气iC4/nC4值、δ13C4值均高于腐泥型有机质生成的油型气；iC4/nC4值随成熟度增加而降低，且在成熟阶段快速降低、进入高成熟阶段后缓慢降低；微生物降解会使得天然气中iC4/nC4值增大，且降解作用越强iC4/nC4值越大。而目前有关运移是否会影响iC4/nC4值及如何影响iC4/nC4值还存在较大争议。发现丁烷在天然气生物降解、天然气成因、天然气成熟度等研究中都有较好的应用：iC4/nC4值能有效判识天然气是否发生生物降解，生物降解气iC4/nC4值大于2、普遍大于3，iC4/nC4值大于3可以判定天然气发生生物降解，未降解气iC4/nC4值小于3、普遍小于2，iC4/nC4值小于2可以判定天然气未发生生物降解；iC4/nC4值、δ13C4值均能有效判识受外因影响较小天然气的成因，其判别标准分别为油型气iC4/nC4值小于0.8、煤型气iC4/nC4值大于0.8与油型气δ13C4值小于-26‰、煤型气δ13C4值大于-26‰；iC4/nC4值对天然气成熟度判识也有重要作用。iC4/nC4值示踪天然气运移存在多解性，其有效性也明显不如其他指标，应慎重选择其示踪天然气运移。
为探明川中地区须家河组天然气特征、成因及来源，对该区须家河组天然气组分及碳、氢同位素特征进行了分析。结果表明:川中地区须家河组天然气以甲烷为主，除元坝、通南巴等地区外，主体表现为湿气特征，干燥系数小于0.95，天然气干燥系数主要受烃源岩成熟度的控制。δ13C1值介于-43.8‰~-29.3‰之间，δ13C2值介于-35.4‰~-24.3‰之间，δDCH4值介于-179‰~-152‰之间。天然气成因鉴别及气源对比结果表明:川中地区大部分气田须家河组天然气为煤成气，来源于须家河组煤系烃源岩。川中地区大部分区域仅少数天然气样品发生丙烷、丁烷的碳同位素部分倒转，主要由同源不同期气的混合所致。
对鄂尔多斯盆地南缘延长组长6—长9段烃源岩、油砂岩心样品进行了系统的采集，利用热解分析、TOC含量测定、有机碳同位素分析、GC/MS/MS测试等分析手段，对烃源岩生烃特征、沉积环境及油砂的油源特征进行了研究。结果表明：长6—长9段烃源岩均已达到成熟阶段，其中长73层为最好烃源岩层，其TOC含量平均为13.99%，干酪根类型主要为Ⅰ型；长62层次之，TOC含量平均为4.12%，干酪根类型主要为Ⅰ+Ⅱ1型；长9段烃源岩TOC含量平均为2.85%，有机质类型主要为Ⅱ1+Ⅱ2型。长6—长9段烃源岩样品形成于典型的淡水湖泊环境，长8—长9段沉积时期Pr/Ph>1，沉积水体较浅，为亚氧化_强氧化沉积环境，以陆源有机质输入为主；长6—长7段沉积时期Pr/Ph<1为还原环境，沉积水体较深，有机质来源为低等水生生物和陆源高等植物混源。研究区长6—长9段烃源岩生烃特征与其沉积环境息息相关，沉积环境还原性越强，陆源有机质输入越少，烃源岩生烃特征越好。聚类分析油源对比结果显示：研究区长7—长8段油砂样品的油源主要为长73层烃源岩。
巴楚隆起麦盖提斜坡是塔里木盆地西部的重要构造单元，部署在麦盖提斜坡带上的重点探井罗斯2井在奥陶系底部的蓬莱坝组获得成功，在该区新层系的油气勘探获得突破。阐明罗斯2井油气的成因、来源对该区下一步的油气勘探具有重要的意义。通过系统研究罗斯2井原油、天然气地球化学特征，探讨罗斯2井的油气源以及成因特征,研究表明罗斯2井原油中甾萜类等生物标志化合物含量很低，受热演化影响较为明显，基本不能作为生源或其他地球化学特征的判识参数，而原油的金刚烷、甲基菲等成熟度参数表明其成熟度较高，与该区的寒武系烃源岩可比，全油的碳同位素组成偏重，综合原油的地球化学特征并与烃源岩对比认为其应来源于中上寒武统烃源岩。罗斯2井天然气干燥系数较高，天然气碳同位素组成偏重，为典型高_过成熟干气，并根据与原油的相关关系认为也应来自于中上寒武统烃源岩。
在高温高压条件下，对岩电参数受CO2与CH4混合气体影响规律认识不清，导致该类气层含水饱和度计算精度偏低。为此，通过模拟储层温压条件下(温度150℃、围压70MPa、孔隙压力50MPa)的岩电实验，分别利用不同含量CO2与CH4混合气体进行岩心驱替，以测定岩心的岩性系数b值、饱和度指数n值与胶结指数m值，基于实验数据研究分析了CO2与CH4混合气体对岩电参数的影响规律。不同CO2含量混合气体溶解于地层水时候，测定得到的岩性系数a值、胶结指数m值基本没有差异；随着CO2含量升高，岩性系数b值增大，饱和度指数n值降低，并建立了岩性系数b值与饱和度指数n值随CO2含量变化的预测模型。利用该方法确定的岩电参数计算得到的含水饱和度与岩心分析结果吻合较好，证实了方法的可靠性。
利用坐标旋转技术可以构建新的弹性参数，并且通过寻找合适的旋转角度，可以使新构建的弹性参数对储层物性和含气性的区分能力最大化。地震属性融合可以将多个属性融合在一起，达到更准确地预测储层的目的。首先通过岩石物理特征分析，利用坐标旋转技术选取和构建了对储层物性和含气性敏感的弹性参数，然后对这些弹性参数进行叠前同时反演；同时利用叠前和叠后地震数据提取了多种地震属性，从中优选出与“甜点”因子相关度较好的地震属性；最后将弹性参数反演结果与优选出的地震属性进行融合，并根据融合结果对储层“甜点”区进行了识别和预测，结果与钻井实际情况基本一致，且比用单一方法更加可靠。
以鄂尔多斯盆地东北缘地区本溪组_山西组菱铁质泥岩为研究对象，对研究区钻孔岩心与测井资料采用逻辑判别、蛛网图等方法，量化了研究区菱铁质泥岩的测井识别特征，建立其测井识别模板。研究表明，菱铁质泥岩具有高光电吸收截面指数(PE)、高密度(DEN)、高自然伽马(GR)、低声波时差(AC)、低电阻率(M2RX)、低中子孔隙度(CNCF)的特征，研究区12口钻孔中的菱铁质泥岩识别结果表明，总厚度为3.9～25.4m，总层数为8～28层，区域分布不均；通过测井资料定量分析了菱铁质泥岩的物性及封盖性能，指出研究区菱铁质泥岩具低孔低渗性及高突破压力的特点，其平均渗透率为2.29×10-8μm2、平均有效孔隙度为1.20%、平均突破压力为12.32MPa，在叠置含气系统中具备隔水阻气性能。基于菱铁质泥岩的空间发育位置，沉积环境及形成过程分析，在本溪组_山西组共识别出4个稳定隔水阻气层，结合气测资料将研究区本溪组_山西组垂向划分出5个独立含气系统，每个独立含气系统的边界便是区域分布稳定、连续性好且垂向发育具有一定规模的以菱铁质泥岩为主要岩层的隔层。
查明断层发育区煤层气开发的有利块段是准确井位部署、减少工程盲目投资的重要保障。根据沁水盆地中部柿庄南区块煤层气勘探开发资料，应用构造拉平法和波叠加理论对3#煤层经历燕山期、喜马拉雅早期、喜马拉雅晚期后的底板形迹恢复，并划分出18个块段。根据气/水分异现象、构造曲率法、煤体结构观测法等得出了多期构造运动作用后不同块段内储层压力、渗透率的差异。在此基础上评价出煤层气开发的有利块段、较有利块段。结果表明：多期构造运动形成的正断层附近气体逸散、煤体破碎是造成其附近煤层气井产量低的主要原因；断层间隔区域底板相对高值块段渗透率低、储层压力低，产气潜力小；底板相对低值块段渗透率低、储层压力相对高，产气潜力中等；底板相对中值块段渗透率较好，产气潜力好。现场煤层气井的实际产气数据验证了理论分析的准确性。该研究成果为断层发育区煤层气有利块段优选提供了一种思路和借鉴。
煤变质程度是控制煤储层物性的关键因素，不同煤阶煤储层孔裂隙发育特征存在较大差异。以鄂尔多斯盆地东缘山西组煤层为例，基于SEM、荧光显微观察、压汞、低温液氮吸附、低场核磁共振和X-CT扫描三维重构等实验技术手段，研究不同煤阶煤储层物性特征及变化规律，揭示煤变质程度对孔裂隙发育的控制作用规律。研究表明:随着变质程度增高,煤中植物组织孔、粒间孔等原生孔隙减少而气孔等次生孔隙增加；孔隙度呈“减小_增大_减小”的波状变化，大中孔比例先减小后趋于稳定，微小孔比例变化趋势与之相反；吸附孔孔径增大，BJH总孔体积和BET比表面积减小，孔隙结构趋于均一而孔隙表面先变粗糙后逐渐光滑；煤中裂隙先减少后增加，裂隙性质逐渐变好，裂隙排列逐渐规则化。
在多煤层含煤地层中，往往形成垂向上叠置发育的多个独立含煤层气系统，严重影响了多煤层合排效果。以黔西比德—三塘盆地为对象，运用含气量梯度和压力系数的变异系数定量表征独立含气系统的发育程度，揭示其平面分布规律，并从构造、沉积、水文等3个方面综合分析其地质控制因素。研究认为：研究区周缘主干断裂以及由此形成的三角形构造控制了区内应力应变特点和聚煤作用，由西缘断裂带向盆地内部应力应变逐渐减弱，煤层厚度和稳定性逐渐增加，泥岩顶板渐趋发育；沉积相带呈NE向展布，并随着海水作用的增强，由西向东沉积特征发生规律性变化，砂泥比降低，沉积旋回渐趋发育，并易于形成黄铁矿、高岭石等成岩矿物充填孔隙；地下水总体由NW向SE方向径流，流动过程中渗流阻力增大，滞留程度增加。在构造、沉积、水文的耦合控制之下，独立含气系统由盆地NW向SE方向渐趋发育。依此进行了叠置含气系统发育程度分区，勘探开发实践在一定程度上佐证了分区的客观性。
四川盆地页岩气勘探已在川东南_川南海相下志留统、川东_川东北湖相下侏罗统泥页岩层系获得了商业发现和工业气流，展示了四川盆地页岩气具有多领域、多层系、多类型的特点。采用氩离子抛光_扫描电镜、压汞_吸附联合测定、脉冲渗透率和X-射线衍射等实验测试方法，通过对海相、湖相泥页岩沉积相、生烃条件、储集特征、可压裂性和富集类型多方面对比表明，海相龙马溪组优质页岩主要发育于克拉通台内凹陷深水陆棚沉积，具有分布广，厚度稳定，有机碳含量高，有机质孔、页理、有机硅均发育的良好的生、储、可压裂一体的页岩气物质基础，3类页岩气富集类型(盆内超高压页岩气型、盆内缘超压页岩气型和盆外常压页岩气型)，其中盆内超高压页岩气型和盆内缘超压页岩气型为最有利的页岩气勘探类型；湖相大安寨段有利的页岩与灰岩薄互层岩性组合，主要发育于最大湖进期碳酸盐岩湖泊的湖坡风暴滩与湖坡泥交替沉积环境，具累计厚度大，有机碳含量较高，粒缘孔缝发育，渗透性较好，钙质脆性矿物含量高的较好的生、储、可压裂近配的页岩气物质基础，是湖相有利的页岩气勘探类型。针对海、湖相不同类型页岩气的形成特点，开展适应性勘探开发技术的攻关，是实现多领域页岩气经济有效开发的关键。
根据川南_黔中地区下寒武统黑色页岩的露头观测与钻井岩心描述、氩离子抛光_扫描电镜、等温吸附等方法所获地球化学和物性资料，探讨了页岩气富集条件。研究区富有机质页岩沉积相为深水陆棚相、中陆棚相等；有机碳含量普遍在2 %以上；成熟度介于1.32%~4.78%之间，均值为2.85%；主要发育Ⅰ型干酪根；储集类型主要以微米_纳米孔隙发育为主，裂缝比较发育，孔隙度介于0.24%~11.9%之间，渗透率介于(0.000 087~0.535)×10-3μm2之间，等温吸附实验测试平均吸附气量为2.74m3/t。黄页1井现场解析含气量介于0.16~0.99m3/t之间，平均含气量为0.52m3/t；金石1井现场解析含气量介于1.51~2.41m3/t之间，均值为1.8m3/t。研究表明:四川盆地内下寒武统页岩经历了有利于页岩气成藏的长期浅埋_长期隆升_快速深埋_快速抬升的埋藏史及热演化史且构造相对稳定，导致其具有较好页岩气保存条件；而盆外地区由于经历了多期次的生排烃，同时也遭受了多次构造运动的改造，致使页岩气藏的保存条件遭到不同程度的破坏。因此，优越的物质基础、保存条件等是页岩气富集成藏的主控因素。勘探选区上应往四川盆地内走，选区上要寻找有利于页岩气成藏的埋藏史及热演化史的同时采取“高中找低、强中找弱、好中找厚”的原则。
中国志留系页岩气勘探主要集中在四川盆地及其周缘，近年来不断取得新成果，盆内焦石坝等地区的勘探取得重大突破，页岩气藏以超压为主要特征，盆外构造改造作用较强，页岩气藏以常压为主要特征。在勘探实践基础上，开展页岩层序地层、沉积微相、地球化学、储层特征、构造作用等综合地质研究，明确了渝东南地区常压页岩气富集三大主控因素。一是深水陆棚相优质页岩是页岩气富集的基础，渝东南地区五峰组_龙马溪组优质页岩厚20~40m，TOC含量为2%~4%，RO值为2%~3%，页岩气富集静态评价指标优越；二是保存条件是页岩气富集高产的关键因素，通过PY1、NY1、RY1等井钻探效果与断层、埋深、距剥蚀区远近等相关性分析，指出构造改造较弱、距离断层远近、离剥蚀区距离、埋深适中为页岩气富集的必要条件；三是有机孔隙发育是页岩气高产的重要因素，运用氩离子抛光扫描电镜、比表面积及孔径分析、纳米CT、热模拟等实验手段，研究认为有机孔隙是页岩气赋存的主要储集空间，有机质热演化、压实作用、地层压力是影响有机孔隙的主要因素；在此基础上建立了渝东南地区常压页岩气甜点区优选标准。
甘公网安备 62010202000678号
