鄂尔多斯盆地中生界延长组主要发育“低渗、低压、低丰度”的“三低”油藏，油藏受优质烃源岩和大型储集砂体控制。勘探实践中，突破了传统的理论认识和勘探思路，不断创新和完善了低渗透油藏勘探理论体系，构建了曲流河三角洲成藏模式、辫状河三角洲成藏模式、多层系复合成藏模式、坳陷湖盆中部成藏模式和致密油成藏模式等，不断开创了石油勘探的新局面。包括:以曲流河三角洲成藏理论为指导，在陕北地区找到了储量超10×108t的大型含油区带;构建盆地西南辫状河三角洲成藏模式，在陇东地区发现了储量规模达10亿吨级的整装大油田;创建多层系复合成藏模式，在姬塬地区落实了超15亿吨级的规模储量;创立内陆坳陷湖盆中部成藏理论，在华庆地区勘探中取得重大突破;大力推进致密油地质研究与技术攻关，在鄂尔多斯盆地形成了新的规模储量接替区。通过创新地质理论、突破关键技术、推行勘探开发一体化和转变发展方式，提高了“三低”油田的综合勘探效益，夯实了低渗透油田快速发展的资源基础，取得了巨大的经济和社会效益。
鄂尔多斯盆地长8段为浅水三角洲沉积，其沉积特征与典型的Gilbert三角洲有所不同。主要利用测井、岩心和薄片等资料，重点分析了姬塬地区长81砂体的物源搬运距离、物源补给量大小以及湖水水体性质、水动力条件等，确定了姬塬地区长81砂体沉积环境和形成条件。分析认为姬塬地区长81砂体距离物源区较近，物源供给稳定且较为充足；研究区长81期湖水水体浅且为微咸水，湖盆底部形态平缓，属于浅水三角洲沉积环境，其中，在长81期基准面上升过程中，湖水强势扩张使得湖水扩张动力大于河流入湖动力。姬塬地区长81沉积期，在物源补给量稳定且较为充足、湖水扩张动力强于河流入湖水动力的条件下，砂体受到湖水强烈的顶托作用，使砂体被动提前卸载，于是形成了垂向叠加期次不明显、纵向延伸距离长且连续性好的“连续退积式”厚层砂体。
以河谷充填型侵蚀古河为背景的鄂尔多斯盆地吴起地区前侏罗纪发育下切河谷、斜坡带、河间丘和低残丘4种古地貌单元类型，其中河间丘、斜坡带和低残丘是油藏的主要分布单元。斜坡带上低残丘高点、次级河道源头和二级丘嘴3种类型的位置是油气聚集重要部位。侵蚀古河谷内底水系统发育,驱动油气越过二级和三级古水系切割所形成的一级丘嘴位置，到达三级和四级古水系切割所形成的二级丘嘴位置成藏。河谷两侧斜坡产生的压力方向与区域单斜地层产生的南西—北东方向的压力相叠置时产生的合力差异，是导致古河两岸油藏赋存层位存在差别的成因机理。蒙陕古河的北东岸主要赋存侏罗系上部延安组延9油层组和延8油层组的油藏，南西岸主要赋存侏罗系下部富县组和延10油层组的油藏。
沉积盆地流体动力学特征是盆地分析的主要内容，对烃源岩热演化及油气成藏具有重要的影响。以歧口凹陷为例，通过大量实测数据和分析化验资料综合分析，探讨了古近系中深层流体压力特征及对成烃演化的抑制作用，建立了超压背景下的烃源岩成烃演化模式，指出了超压存在的石油地质意义。研究表明，歧口凹陷中深层普遍发育异常高压，压力系数为1.2~1.6，属于“正常地温梯度、异常高压”环境，这种环境对古近系中深层烃源岩热演化具有明显的控制作用。超压的普遍发育对歧口凹陷中深层的液态烃下限、有效储层下限、油气保存及有效勘探深度都有十分重要的影响。
准噶尔盆地南缘头屯河组中段作为重要的油气储层，其沉积类型尚存争议。通过头屯河组露头的岩相、岩相组合特征分析及剖面精细解释，识别出9种岩相和4种岩相组合，岩相组合类型在垂向上具有二元结构特征，剖面上侧积现象明显，为曲流河的点坝序列，证实头屯河组中段为曲流河沉积。实测结果表明，曲流河点坝的单期侧积砂体厚约为3~5m，宽约为90~120m，倾角约为5°；侧积泥厚约为50cm，倾角约为3°~6°。基于露头研究结果，探讨了曲流河侧积成因砂体“先单井识别、后井间预测”的对比方法及步骤，指出了关键参数的求取方法，为曲流河地下储层的精细构型表征提供了定量化基础数据。
石炭系火山岩是我国西部深部油气勘探新领域，在准噶尔盆地显示出广阔油气远景。针对盆地陆东地区火山岩储层岩心及露头样品地球化学分析、显微观察、扫描电镜和包裹体等综合研究，阐述了研究区火山岩储层特征及主控因素。陆东地区石炭系发育一套低钾富钠碱性—亚碱性系火山岩，主要为爆发相火山角砾岩和凝灰岩、溢流相玄武岩和安山岩。火山岩储集空间主要为次生溶蚀孔缝型、孔隙—裂缝复合型，爆发相火山角砾岩、溢流相玄武岩和安山岩物性最好。有利储层区带主要为风化体淋滤带，其次为崩解带。淋滤带以风化淋滤作用、构造破裂作用和热液蚀变作用为主，特别是热液蚀变形成沸石或方解石充填对储层演化具有重要意
沉积盆地中超压形成往往受到多种因素的控制，使得对每种超压机制的识别及其评价较为困难。将超压的形成机制总结为4类:不均衡压实、流体膨胀、超压传递和侧向构造应力。建立了4类主要超压形成机制的综合识别模式:不均衡压实和侧向构造应力增压地层中孔隙度表现为明显的高异常，而流体膨胀、超压传递增压地层中孔隙度无明显异常；4种类型增压机制在声波速度与垂向有效应力、密度与声波速度的变化关系曲线上表现出明显差异，不均衡压实增压地层中声波速度与垂向有效应力的变化应遵循正常压实作用的指数变化关系，而流体膨胀、超压传递、侧向构造应力增压地层明显偏离正常压实趋势线；不均衡压实、侧向构造应力增压地层中声波速度与密度的变化遵循正常压实趋势线，而流体膨胀、超压传递增压地层则偏离正常压实趋势线。依据垂向有效应力的减小量等于流体膨胀、超压传递、侧向构造应力中一种或多种共同作用产生的流体增压量的假定，结合实际地质条件分析，确定并评价相应增压机制地层中产生的流体增压量及其对地层超压的贡献率。尽管该假设下的评价结果会低估该机制的增压作用，但仍可为沉积盆地中复杂地区的超压识别和评价提供较好的方法。
莺歌海盆地乐东区中—浅层广泛发育强制海退体系域，通过地震、测井、岩心等资料的综合分析，认为研究区强制海退体系域发育于浅水沉积环境，剖面上表现为沉积楔沿陆坡下倾方向向盆地进积，平面上则表现为滨线近于平行的方式依次向盆地中心迁移。优质储层类型主要包括滨岸砂坝、水道砂和浊积砂。乐东凹陷内强制海退体系域具备形成大型油气藏的良好储层条件，对于该地区的滚动勘探、开发有一定的战略意义。
通过在烃源岩中加入硫酸盐和不加硫酸盐的热模拟实验，对比分析了实验中气体组分产率的变化特征，对TSR蚀变天然气的变化规律进行了探讨。结果表明:TSR反应使样品的总产气率增大，增大的部分主要为非烃气体，说明当孔隙体积和温度不变的情况下，气藏经过TSR反应改造后，容易形成高压气藏；同时，甲烷气体的产率降低，但由于在实验条件下，有机质可能受高温裂解和氧化还原2种反应共同作用，因此不能确定甲烷产率降低的原因是TSR反应蚀变甲烷引起的，但是可以肯定TSR反应对甲烷产率有较大影响；TSR反应对乙烷气体产率的影响可能和有机质类型有关。发生TSR反应后，Ⅲ型有机质的乙烷产率增加，Ⅰ型和Ⅱ型有机质的乙烷产率减少，这可能是由于Ⅰ型和Ⅱ型有机质比Ⅲ型有机质更容易发生TSR反应，其相对裂解生成乙烷的能力就弱一些。实验中硫化氢的含量低于二氧化碳的含量，而地质实际天然气中硫化氢的含量普遍高于二氧化碳的含量。二氧化碳与钙等金属离子结合形成碳酸氢盐，可能是二氧化碳含量降低的主要原因。二氧化碳分异过程可能是使储层物性明显改善的主要原因。
近年来，中国油气化探分析技术取得了较大的发展，特别是烃类分析技术和方法不断地被更新和完善。在传统分析技术基础上出现了许多改进，并涌现出了一些全新的分析技术，样品采集与现场化分析技术也不断地发展。但仍存在着分析技术精细化程度不高\,高精度分析项目较少等问题。未来油气化探分析技术的发展方向:充实分析技术应用的理论基础；传统技术的改进与完善；借鉴、吸收其他学科先进分析技术；发展精细化分析技术；促进标准化进程与现场化分析技术发展；针对油气源类型进行分析技术有效组合，需重点关注和研究C6—C18烃类、多环芳烃、苯系物的检测技术；走技术综合之路。
为了系统认识四川盆地陆相天然气地球化学特征及差异，利用天然气组分、碳同位素与轻烃等地球化学资料，对四川盆地不同地区不同层位陆相天然气地球化学特征进行分析及对比，探讨其差异成因。结果表明，四川盆地陆相天然气地球化学特征在横向与纵向均存在较大差异。横向上，川西地区天然气甲烷含量与干燥系数均高于川中地区，川西地区天然气以干气为主，川中地区天然气以湿气为主，地层厚度、埋深及气源岩的不同是造成上述差异的主要原因。不同地区的天然气组分特征参数纵向变化规律也明显不同，川西地区该变化规律主要受烃源岩成熟度与天然气运移分馏影响，而川中地区则主要受烃源岩成熟度及类型的影响。四川盆地陆相天然气以成熟气与高成熟气为主，仅川中地区侏罗系天然气以成熟气为主，川西地区天然气成熟度最高，川中地区与川南地区上三叠统次之，川中地区侏罗系最低，烃源岩埋深与厚度的差异造就了上述成熟度差异。四川盆地陆相天然气以煤型气为主，同时存在一定的油型气，不同地区油型气的含量、分布、成因与来源均存在较大的差异：川西地区仅须二段存在少量油型气，来自马鞍塘组—小塘子组生成的石油裂解；川中地区侏罗系以油型气为主，来自侏罗系干酪根裂解；川南地区须家河组有一定的石油裂解成因油型气，主要来自下伏气藏。四川盆地上三叠统天然气以水溶相与游离相运移，而侏罗系天然气则主要以游离相运移。[JP]
准噶尔盆地页岩气尚属于研究起步阶段，勘探程度低，还未发现页岩气藏。通过对准噶尔盆地东南缘雅玛里克山、水磨沟、三工河等地区上二叠统芦草沟组油页岩样品进行有机地球化学特征系统分析，认为：芦草沟组油页岩有机碳平均含量为9.71%，油页岩氢指数(IH)平均值为471.56mgHC/gTOC，有机质类型主要为Ⅱ型，处于低熟—成熟热演化阶段。通过与北美五大页岩气系统地球化学参数和地质参数对比，初步确定准噶尔盆地东南缘存在发育热成因页岩气藏的条件，部分区域可能有生物成因气生成。3个地区中，以三工河地区油页岩有机质丰度最高，有可能成为研究区页岩气勘探开发的有利区域。
在广泛收集和总结前人资料的基础上，依据曾母盆地中部地区10个天然气样品的地球化学组成及碳同位素组成特征，系统分析了天然气地球化学特征及成因；同时对与天然气相伴生的凝析油的生物标志化合物特征进行分析，探讨了其油源。研究表明，曾母盆地中部地区天然气中烃类气体以甲烷为主，干燥系数(C1/C 1-5)值介于0.68~0.97之间，既有干气也有湿气，天然气碳同位素具有正序列排列特征，其中δ13C1值介于-45.6‰~-31.5‰之间，δ13C2值介于-32.7‰~-24‰之间，δ13C3值介于-30.1‰~-23.4‰之间，为干酪根初次裂解的有机成因气，既有油型气，又有煤型气；而非烃类气体以CO2和N2为主，含量介于11.44%~80.18%之间，且CO2碳同位素值较高，介于-10.8‰~-2.4‰之间，为无机成因；与天然气伴生的凝析油具有较高的姥植比，高含量的奥利烷和双杜松烷，与盆地内发育的煤系泥质烃源岩地球化学特征具有较好的可比性，表明凝析油油源为煤系烃源岩。
致密砂岩气藏的高毛细管力及强水湿性使其易产生水相圈闭损害，影响气藏及时发现、准确评价及经济开发。目前消除水相圈闭的物理化学方法，由于可能诱发其他储层损害，应用尚受到限制。选取鄂尔多斯盆地渗透率小于0.1×10-3μm2、介于(0.1~0.3)×10-3μm2之间和大于0.3×10-3μm2的致密砂岩岩样，利用氮气在恒定高压差与递增压差驱替原地有效应力下饱和模拟地层水岩样的实验，揭示致密砂岩水相自然返排行为。结果表明：随着时间增加，含水饱和度逐渐下降，渗透率越高，含水饱和度降低幅度越大,残余水饱和度越低；渗透率介于(0.1~0.3)×10-3μm2之间的岩样，在前150h递增驱替比恒定高压差驱替含水饱和度降低慢，但水相返排率更高。分析表明，致密砂岩水相圈闭损害严重，孔隙结构、渗透率和压力梯度是影响水相返排的重要因素，孔喉非均质性强的储层宜采用递增压差驱替的方式；水相返排过程包括驱替和蒸发2个阶段，当气相在不同孔喉中形成渗流通道后，可适当提高压差加速水相蒸发。
迪那2气田为超高压低渗裂缝性凝析气藏，非均质性强。根据该气田岩心、测井、测试等资料，分析单井产能与裂缝及基质物性之间的关系，在此基础上综合单井裂缝段厚度、裂缝密度、裂缝开度和基质KH值，利用Q型聚类法将开发井划分为3类，并将已分好类的气井作为样本利用线性回归建立了分类判别函数，判别结果与聚类法分类结果吻合程度高，为迪那2气田产能分类评价和开发技术政策制定提供了依据。
储层高温热处理是在常规增产改造效果不佳及致密油气资源亟待大规模开发的背景下形成的以岩石渗透性为对象、温度为核心的增产改造技术。梳理了高温热处理的室内实验评价方法。综合分析指出，高温下致密岩石所产生的一系列物理—化学变化，其实质是沿着一条孔隙水蒸发、矿物结构改变、裂缝网络形成的多尺度路径进行的，热应力作用下的微裂缝萌生、扩展及连通形成网络是强化其渗透性的主要机理。评述了高温热处理技术的现场成功案例。从致密储层多尺度效应及生产机理的角度，突出了高温热处理的优势，主要体现在解除水相圈闭损害、降低破裂压力、形成裂缝网络及增强气体在基块孔喉中的解吸和扩散能力，提出了集成高温热处理与压裂酸化以打造致密储层全方位、多尺度的增产改造措施。
水平井分段完井是目前高效开发底水油藏的唯一手段，在国内外已得到了广泛应用，但就分段完井参数对底水脊进影响的研究却甚少。运用势叠加原理和镜像反应原理导出了水平井分段完井井筒与油藏渗流耦合计算模型，继而再运用物质平衡法建立了水平井分段完井底水突破模型。实例计算与对比表明模型准确度高，继而计算研究了分段完井参数对底水脊进的影响。结果表明：增加打开程度，盲管段的底水突破高度及各生产段的底水突破时间均逐渐增加。移动盲管段位置，盲管段的底水突破高度及时间也相应移动；将盲管段从跟端向趾端移动，靠近跟端的生产段的底水突破时间小幅增加，靠近趾端的则小幅减小。增加打开段数，盲管段的底水突破高度及各生产段的底水突破时间均小幅增加。
大港油田埕海斜坡区二叠系地质条件复杂,储层厚薄不一，物性变化大，要搞清该区储层特征及其分布规律，仅使用单一的常规反演方法存在困难。因此，在对重新处理的埕海潜山单片三维叠前时间偏移资料精细解释后，针对二叠系在测井约束反演的基础上进行采样点数据统计法及多种地震属性提取技术的联合应用，完成二叠系3个砂组的储层预测，结果使储层的可辨识性与反演预测结果的可靠性得到明显的提高。波阻抗反演作为储层预测的一种核心技术，将其结合采样点数据统计法并综合多种属性资料分析预测砂体分布及厚度的方法，在埕海斜坡区隐蔽油藏的勘探中发挥了重要作用，并获得显著的地质效果。
在对20多口钻井的录井资料、岩心特征、粒度特征、测井资料及沉积层序分析的基础上，研究了柴达木盆地北缘西段马仙地区古近系下干柴沟组下段的沉积特征及演化规律。结果表明:研究区古近系下干柴沟组下段的沉积环境主要是以辫状河河流相的心滩、河漫滩、泛滥平原为主，在下干柴沟组下段沉积时期为一明显的水进过程。三维地震数据精细构造解释基础上的地震属性研究也很好地反映了研究区下干柴沟组下段沉积时期沉积环境的变化规律:早期以东北部的物源为主，正北方只有少量物源供给，砂体主要受东北部物源控制;之后东北部物源向西迁移，供给量逐渐减小，北部物源供给量逐渐增大;晚期2个物源逐渐靠近，河流相砂体呈连片分布。结合区域地质分析初步弄清了下干柴沟组下段沉积环境的演化过程，明确了3套砂体的分布规律，为柴北缘马仙地区下一步的油气勘探工作提供了可靠的地质依据。
川西坳陷内中浅层岩性气藏勘探中,地震振幅亮点异常是储层识别的重要依据,但越来越多的钻井证实“亮点”异常,也可能是泥岩、薄互层、致密砂体等众多非储层带来的陷阱。以川西坳陷德阳向斜内,典型完钻井井震分析为基础,总结出不同物性砂体地震响应特征,建立起“顶部强波谷、底部强波峰”、相邻波峰反射能量“上弱下强”的优质储层识别模式,同时利用相邻波峰反射能量“上强下弱,双强”等特征来排除振幅“亮点”陷阱,提高基于地震反射能量的储层预测精度,该方法具有简单、直观,易实现等特征,同时经钻井证实,预测结果准确可靠。
为明确碳酸盐岩潜山不同级别构造裂缝的分布规律，观察并统计了渤海湾盆地富台油田奥陶系碳酸盐岩储层岩心裂缝特征，以裂缝开度和流体在裂缝中流态为依据将富台潜山裂缝划分为3个级别，并应用数值模拟方法计算出各层位不同级别构造裂缝分布情况。研究结果表明，富台潜山奥陶系储层构造裂缝可以划分为大裂缝（开度大于1.0mm）、中裂缝（开度为0.5~1.0mm）、小裂缝（开度小于0.5mm）。不同级别裂缝分布主要受到构造部位、断层和岩性控制，数值模拟结果显示大裂缝主要在八陡组、上马家沟组和下马家沟组的背斜核部及断层附近发育，中裂缝主要在背斜翼部及冶里组—亮甲山组发育，小裂缝在研究区发育较少，零星分布于八陡组和上马家沟组。
番禺地区B目标主要目的层是发育在SQ21.0层序陆架坡折带上的低位楔三角洲砂体，其单层厚度薄\,横向变化快。针对该区地震资料分辨率低、砂体尖灭边界较难落实的问题，从具有典型沉积特征的地震剖面入手，建立地质地球物理模型，并通过模型参数的正演，探讨了砂体顶部钙质高速层以及不同泥岩隔层厚度下的砂体尖灭响应特征；在此基础上应用属性分析和叠前同步反演等技术对砂体尖灭线进行了精细描述；最后结合实际资料和钻探结果的检验，进一步证实了该技术组合的有效性。
中扬子地区是中国南方重要含油气区域之一，五峰组—龙马溪组泥页岩在中扬子地区广泛发育，且湘鄂西地区钻遇五峰组—龙马溪组泥页岩的钻井中具有良好的天然气显示。在北美页岩气成功商业开采和我国积极寻找页岩气有利区并争取取得页岩气勘探突破的背景下，现阶段开展页岩气储层和含气性特征等基础研究对指导我国页岩气勘探开发具有重要的现实意义。以中扬子地区深水海相沉积的五峰组—龙马溪组泥页岩为研究对象，在野外剖面和岩心观察的基础上，通过岩石薄片鉴定、矿物含量分析、扫描电镜、物性分析、有机地球化学分析和现场解析等手段，剖析了五峰组—龙马溪组泥页岩的岩相、矿物学特征、储集空间类型和含气性特征。结果表明研究区五峰组—龙马溪组页岩层系主要由泥页岩、硅质泥页岩、笔石泥页岩、炭质泥页岩和粉砂质泥页岩等岩相组成；矿物成分以石英矿物和黏土矿物为主；识别出基质孔、有机质孔、溶蚀孔和微裂缝4种储集空间类型；游离气量和吸附气量范围分别为0.09～0.17m3/t和0.20～0.84m3/t，控制其大小的分别为总孔隙度和有机碳含量，总含气量范围为0.29～1.01m3/t。根据页岩气界定标准认为五峰组—龙马溪组页岩气有利区位于恩施—彭水一带，估算其地质资源
在准噶尔盆地上三叠统泥页岩地质与有机地球化学特征分析基础上，对准噶尔盆地达9井上三叠统泥页岩岩心含气量进行了测定，分析了页岩气的成分组成与碳同位素特征。泥页岩中有一定的含气量，主要在0.18～0.24m 3/t之间，气体成分以烃类气体为主，二氧化碳、氮气等非烃气体含量较低。甲烷为烃类气体的主要成分，重烃含量较低，相同分子量的异构烷烃占优势，烃类气体具干气特征。非烃气体中的氮气含量明显高于二氧化碳。烃类气体碳同位素值较低，显示出常规低成熟原地腐泥型天然气特征，这种特征可能与短时间解析和烃源岩演化程度有关，具体原因有待进一步深入研究。
以海相、陆相页岩等温吸附测试数据为基础，探讨其等温吸附特性及与各控气因素的关系，详细论述了它们的异同之处。结果表明，海相页岩的等温吸附曲线形态变化较小，而陆相页岩明显分为2部分，即含有煤岩成分的页岩，其最大吸附量远高于海相，不含煤岩的则较低；海相、陆相页岩最大吸附量与总有机碳（TOC）、比表面积均呈正相关，另外，海相页岩与镜质组反射率（RO）、石英含量呈正相关，与黏土含量呈负相关，而陆相页岩的这一特点却不甚明显；海相页岩虽处在过成熟阶段，但最大吸附量和TOC依然呈正相关，陆相页岩的变质程度低于海相，与最大吸附量的关系呈现出2段式变化模型，RO<1.30%时，即在成熟阶段前，最大吸附量随RO值的升高而增大,RO>1.30%时，即达到成熟阶段之后，则变小。分析认为，海相、陆相页岩的沉积环境、沉积演化史及有机质类型是形成这些特征的重要因素。
页岩复杂的孔隙结构对页岩气赋存状态、储量计算以及多尺度传质具有重要影响。运用压汞和氮气吸附法测定了页岩孔隙结构参数，基于不同孔径中的气体努森数，分析了孔隙尺度与页岩气传质方式的关系。结果表明:页岩压汞孔喉分布曲线呈现明显的三峰特征，直径小于100nm的纳米孔占页岩基块总储渗空间的80%~95%；页岩纳米孔平均直径为3.78~10.09nm，纳米孔具有巨大的BET比表面，77%~99%的比表面集中分布于孔径小于10nm的纳米孔内；基于气体动力学理论，在页岩多尺度孔隙中，页岩气的传质方式可划分为无滑脱渗流、存在滑脱渗流、过渡流动以及分子扩散，孔隙尺度控制着气体的传质方式；在页岩气藏开采的不同时期，不同孔隙尺度中的气体传质方式是动态变化的；在气藏开采中后期，页岩孔隙尺度是影响气体扩散类型和扩散系数的重要因素。
为了研究不同的产状对沉积物中甲烷水合物形成和分解过程的影响，在砂土中开展了块状、层状、结核状和分散状4种不同产状甲烷水合物的形成和分解实验。实验结果表明，产状对砂土中甲烷水合物形成和分解过程的影响比较明显。在形成过程中，块状甲烷水合物的甲烷气体转化率最高，其次是层状，再次是分散状，结核状最低。分散状甲烷水合物的形成速率最快，其气体消耗速率峰值也最高；块状甲烷水合物的形成过程耗时最长，层状甲烷水合物次之，结核状甲烷水合物再次之，形成过程耗时最短的是分散状甲烷水合物。在分解过程中，块状甲烷水合物的稳定性最好，其次是层状甲烷水合物，接下来是结核状甲烷水合物，稳定性最差的是分散状甲烷水合物。
针对低煤阶煤储层孔隙结构特征和储集机理，考虑煤基质较大孔隙中游离气、水的影响，建立了一个新的欠饱和低煤阶煤层气藏物质平衡方程。结合低煤阶煤层气藏的地质和生产动态资料，利用该物质平衡方程即可确定其地质储量。通过实例应用验证了新方程的准确性和适用性。与不考虑煤基质较大孔隙中游离气、水影响的陈元千方法相比，新方程计算的低煤阶煤层气藏地质储量值与实际值之间的误差更小，因此煤基质较大孔隙中存在的大量游离气和水在实际应用中不可忽略。新方程为低煤阶煤层气藏的动态储量评价分析提供了一种更加有效的方法。
甘公网安备 62010202000678号
