世界10个产气大国中仅有美国、俄罗斯和伊朗年产量达2 500×108 m3或更多，预计2025年中国年产气量将达到2 500×108 m3。中国天然气工业大发展有3个依据：①天然气资源丰富而探明率低，仅为8.6%，具有更快发展的资源优势；②过去35年，天然气产量持续增长，具有更快发展的增长优势；③2006年以来，天然气剩余可采储量逐年上扬，具有更快发展的储量优势。近10年的天然气年产量增长率、天然气剩余可采储量和天然气储采比都支持中国2025年年产气量达2 500×108 m3。最后提出中国“十四五”加快天然气勘探开发的建议：①开辟鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系页岩气勘探开发新领域；②攻克3个（北天山山前坳陷、柴北坳陷和西湖凹陷）隐伏煤系潜在大气区；③加速已探明的陵水17?2气田等探明地质储量1 000×108 m3以上的7个大气田的开发；④增加气井和超深层探井的钻探。
国内天然气产量是中国天然气产业布局的基础，预测中国天然气中长期产量趋势对天然气产业发展具有重要意义。对比中美两国天然气发展特点，常规与非常规天然气并重发展的趋势是一致的，而中国非常规天然气对常规天然气主动接替的格局更加明显，更加主动。详细梳理了中国天然气发展在资源特点、开发技术、开发效益、组织与管理及安全环保等5个方面面临的挑战，探讨勘探开发理论技术进展与发展方向，评价常规与非常规天然气勘探增储和开发上产潜力；预测2035年常规天然气产量维持在1 350×108 m3，非常规天然气产量上升至1 160×108 m3，加上溶解气90×108 m3，中国国内天然气总产量将达到2 600×108 m3。这一认识可为中国能源结构调整以及进口管道和储气库建设战略布局提供决策参考。
为了研究含油气盆地下生上储式断裂附近不同部位油气分布规律，在断裂不同时期输导油气能力及其配置有利部位研究的基础上，通过确定断裂伴生裂缝发育部位和评价其输导油气能力，确定断裂伴生裂缝发育部位输导油气能力较强部位；通过确定断裂凸面脊和评价其输导油气能力，确定断裂凸面脊输导油气能力较强部位，二者叠合建立了一套断裂不同时期输导油气能力配置有利部位的预测方法，并将其应用于渤海湾盆地冀中坳陷廊固凹陷大柳泉地区F3断裂不同时期输导油气能力配置有利部位的预测中。研究结果表明：F3断裂伴生裂缝发育部位输导油气能力较强部位主要分布在其中部，而凸面脊输导油气能力较强部位主要分布在其西部、中部和东部，F3断裂不同时期输导油气能力配置有利部位主要分布在其东部，有利于下伏沙四段源岩生成的油气通过伴生裂缝发育部位和凸面脊向沙三中下亚段运移和聚集，与目前F3断裂附近沙三中下亚段已发现油气主要分布在东部相吻合。表明该方法用于预测断裂不同时期输导油气能力配置有利部位是可行的。
渤海湾盆地冀中坳陷霸县凹陷沙四段烃源岩为凹陷深层油气的主要来源，对沙四段不同有机相源岩进行定量描述有助于理解深层油气成藏过程。沙四段源岩有机相包括C、D/E和F相，其中C相源岩厚度较薄，总体上小于40 m，沙四段主要以D/E相和F相源岩为主，D/E相源岩厚度介于50~250 m之间。凹陷中钻揭的沙四段源岩镜质体反射率最大值为1.27%，处于成熟阶段晚期。黄金管热模拟实验标定3种有机相源岩的生烃动力学参数表明，C相、D/E相和F相源岩依次进入成熟阶段，但C相源岩在150 ℃时生烃转化率已经到达90%左右，进入深层（大于150 ℃），D/E相和F相源岩仍有较大的生烃潜力，且主要以凝析油气和湿气为主。
鄂尔多斯盆地南部上古生界山西组—下石盒子组致密砂岩成岩作用影响着储层物性，但缺乏深入研究，严重制约了进一步的勘探开发。根据地质特征，通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光，结合孔渗数据研究了鄂尔多斯盆地南部山西组—下石盒子组致密砂岩储层特征及成岩演化规律。结果表明：鄂尔多斯盆地南部山西组—下石盒子组致密砂岩成岩作用复杂，包括破坏性的压实、压溶、胶结作用，建设性的溶解作用及保持性的高岭石、绿泥石胶结作用。压实作用是造成原生孔隙损失的主要因素，其次为胶结作用。成岩演化经历了同生期—早成岩A期、早成岩B期、中成岩A期及中成岩B期4个阶段，早成岩期结束时，石英砂岩原始孔隙降为9.2%，岩屑石英砂岩及岩屑砂岩原始孔隙降为16.2%，晚成岩作用至今，石英砂岩孔隙度持续减少到2%以下，岩屑石英砂岩由于溶蚀作用，孔隙度有所增加，为3%。鄂尔多斯盆地南部上古生界山西组—下石盒子组致密砂岩成岩特征及成岩演化可进一步深化该区储层致密化和优质储层成因认识，指导后期的油气勘探开发。
柴达木盆地一里坪地区新近系是一个潜在的油气勘探领域，前人研究表明上油砂山组及上干柴沟组内部分层段发育有优质的烃源岩层段。为明确其沉积时期古湖泊的环境特征与优质烃源岩层段发育的控制因素，选取了研究区2口取心井：里3井的上油砂山组和博1井的下干柴沟组开展了有机地球化学、碳氧同位素分析等测试工作。分析结果表明：一里坪凹陷里3井上油砂山组沉积碳酸盐δ13C值介于-6.4‰~-1.7‰之间，平均值为-3.2‰，δ18O值介于-11.8‰~-6.4‰之间，平均值为-9.2‰；茫崖凹陷博1井，上干柴沟组沉积碳酸盐岩δ13C值介于-2.1‰~-1.5‰之间，平均值为-1.84‰，δ18O值介于-12.4‰~-4.9‰之间，平均值为-9.66‰。通过碳氧同位素、岩性及周缘大地构造背景综合判别表明：一里坪地区整体为处于半开放—开放、微咸水湖泊环境，湖平面震荡频繁，平均气温相对较低，气候变化频率较快。通过沉积环境与烃源岩分布关系研究，研究区相对优质烃源岩主要发育于咸化环境内，与柴西烃源岩发育特征一致；同时，湖水平静期、气候相对温暖湿润时期也发育较好的烃源岩。一里坪地区咸化中心是下一步天然气勘探的重要方向。
高温热激可有效缓解致密型油气层钻完井及水力压裂过程中造成的水相圈闭损害，并因诱发岩石破裂而一定程度地增加储层渗透率。然而目前关于高温热激岩样的预处理、实验程序及评价指标等方面尚未取得共识。以四川盆地志留系龙马溪组页岩储层为研究对象，建立了高温热激增渗效果评价实验流程，分别考虑干燥岩样和含水岩样的情况，开展了5 ℃/min递增温度的高温热激实验，并采用阈值温度、4 MPa围压下及原地应力条件下渗透率的增渗倍数等指标，评定了页岩储层的高温热激增渗潜力。实验结果显示：干燥页岩的阈值温度为650~700 ℃，含水页岩呈现2个阈值温度，低值为100~150 ℃，高值为450~500 ℃；高温热激后原地有效应力下，干燥页岩样增渗倍数为1.5~10.0，含水页岩样增渗倍数可达20~50。研究表明：在页岩气藏水平井+分段水力压裂开发背景下，适合应用高温热激增渗法解除水相圈闭损害并可大幅度改善气井生产行为，所推荐的实验方法和评价指标有助于客观评定页岩储层的热激增渗潜力。
为揭示页岩和致密砂岩气开发方式差异性的原因，运用页岩与致密砂岩全直径岩心模拟气井全生命周期开发动态，研究2种气藏产气机理。实验结果表明：页岩气生产过程包括高速、中速和低速开发3个阶段，只有中速开发阶段地层视压力与累计产气量呈线性关系，压力降到12 MPa时偏离原有的线性关系；而致密砂岩地层视压力与累计产气量基本呈线性关系，只在压力接近于0.1 MPa时偏离原有的线性关系。致密砂岩高速开采阶段采出程度达90%，低速开发采出程度低；而页岩高速开采阶段采出程度只有17%，中低速开发阶段采出程度可以达到50%，二者低速开发阶段单位压降采气量大幅增加，证明都含有一定量的吸附气，差别在于页岩解吸压力和吸附气量占总气量比例相对较高。最后，根据页岩渗透率和吸附气的认识，建立考虑滑移效应与Langmiur吸附效应的相对简单的页岩全生命周期渗流模型，数值模拟页岩全直径岩心全生命周期生产动态，视压力曲线、日产气递减曲线与实验结果具有很好的一致性，拟合游离气量和吸附气量相对误差不足5%，证明该模型预测页岩气井产能的可行性。
页岩气储层低孔低渗，需用水力压裂等方法进行储层改造方可获得经济产能。储层改造中裂缝的形态和分布对体积改造效果至关重要。为了研究压裂裂缝的模拟方法，系统调研和对比了储层水力压裂模拟常用方法，开展了扩展有限元模拟，研究表明：①水力压裂物理模拟实验能够直观观测裂缝的形态及展布特征，但因试样尺寸等问题难以代表实际储层压裂情形；②常用的数值模拟方法有边界元法、非常规裂缝模型、离散化缝网模型和扩展有限元法等，这些方法各有优缺点，需做有针对性的改进才能更好地模拟真实页岩储层压裂情况；③应用扩展有限元法模拟水力压裂和分段顺序压裂过程中裂缝的延伸情况，得到射孔方向与最大水平主应力之间夹角和诱导应力对压裂裂缝的影响，夹角越大，裂缝偏转角度越小，偏转距离越大，初始破裂压力越高，裂缝稳定延伸的压力也越大，而诱导应力的存在会抑制压裂裂缝的延伸。对实际压裂工程中射孔方向的选择和分段压裂射孔间距的设计具有指导意义。
煤层气地球化学的研究对象以甲烷为主。为了研究煤岩解吸的煤层气在解吸过程中发生碳同位素分馏作用，测试利用绳索取心煤岩样品在自主研发的煤层气/页岩气密封容器中连续解吸，每250 mL收集一次煤层气样品并进行碳同位素分析。实验结果表明：煤层气解吸前期，δ13CPDB值基本上呈缓慢增加的趋势；当解吸气量增加到一定体积后，δ13CPDB值迅速增高；解吸后期，δ13CPDB值基本上又呈缓慢增加的趋势。在地面恒温解吸条件下，煤层气解吸的δ13CPDB值随时间增加有逐渐增高的趋势，呈先慢后快再慢的过程。一般在煤层气解吸样品的同位素测试中，取解吸前期的气体进行测试，比实际同位素值稍微偏低。因此，在开展煤层气甲烷碳同位素在平面分布特征、成因和分馏机理等研究时需要适当考虑取样时间点这个因素。
针对3种不同粒径的高煤级煤开展了甲烷高压等温吸附测试，并对不同粒径煤样甲烷吸附前后的孔隙结构特征进行了对比研究。结果表明，不同粒径煤样的等温吸附曲线没有显著的差异，随着煤岩粒径的减小，煤岩的吸附速率和最大过剩吸附量呈逐渐增加的趋势。甲烷吸附前后，不同粒径煤样的孔隙结构发生了不同的变化。甲烷等温吸附前，随着煤岩粒径的减小，低温液氮吸附滞后环开度呈逐渐减小的趋势，等效吸附率曲率则先减小后增大；甲烷吸附后，DY?5煤样的低温液氮吸附滞后环开度减小，而DY?6煤样和DY?7煤样的低温液氮吸附滞后环开度有所增加，说明甲烷吸附对小粒径煤样中孔和大孔的影响较为显著。甲烷的吸附作用对各阶段孔隙均有影响。大粒径煤样在甲烷吸附作用影响下，孔隙连通性得以改善，而小粒径煤样在甲烷吸附作用后孔隙分布更加的集中。
为指导沁水盆地南部郑庄区块煤层气高效开发，通过综合运用钻井、地震、试井、煤岩测试及生产数据等资料，分析了研究区煤层气成藏条件和主控因素，并在此基础上研究了高煤阶煤层气成藏模式。研究发现，煤层气成藏主要受到构造、水文地质、地应力及煤变质作用控制。依据构造形态、煤层围岩和地下水动力等特征，把研究区煤层气藏划分为浅层单斜、鼻状构造、封闭断层气水圈闭及深层气藏等4种成藏模式。
沁水盆地榆社区块煤系地层中普遍具有页岩气显示，实现煤层气和页岩气共同开发对于提高该区域的开发效益具有重要的意义。然而，目前对于榆社区块煤系页岩有效孔隙的发育特征还不清楚，制约着对该区域煤系页岩原地气量和含气性的评价。通过对沁水盆地榆社区块YS?X井太原组煤系页岩的现场取心样品进行地球化学分析、含水性的测定以及实取状态（含水）和干燥状态下孔隙结构的分析，研究了该套页岩中的水含量及其对孔隙特征的影响。研究结果表明，YS?X井太原组煤系页岩中水的含量低，介于0.60~4.37 mg/g之间，其含量随页岩中黏土矿物含量的增加而增加；页岩中的水显著降低了页岩的储集空间，相对于干燥状态下，实取状态下页岩总孔容和总比表面积分别减小了34.5%~56.7%（均值为46.5%）和49.2%~62.3%（均值为57.6%）；页岩中的水对孔径＜5 nm的孔隙影响显著，并且可能完全堵塞孔径＜0.5 nm的微孔。
甘公网安备 62010202000678号
