《天然气地球科学》2014-03期封面及目次
根据山西柳林、陕西延安和延长以及新疆阜康等地二叠系、三叠系、侏罗系野外露头，对辫状河砂体构型和定量参数及其控制因素进行研究。研究区辫状河单河道砂体宽度多为100～300m，厚度多为2～5m。其横剖面形态呈顶平底凸透镜状或顶凸底凸透镜状，主流线处砂体厚度最大，左右不对称，向两侧厚度递减梯度不同。由单河道拼合叠置形成的复合河道砂体厚度多为5～10m，宽度多为1 000～3 000m，总体呈板状。河道砂体构型可分为叠拼式、侧拼式和孤立式，其中叠拼式进一步分为完全叠拼型、不完全叠拼型和交错叠拼型，侧拼式进一步划分为侧切型和似侧切型。砂体构型不同，砂体连通性不同、非均质程度不同。辫状河砂体构型主要受辫状河相带和构造运动控制。
湖底扇是源内油气藏勘探的重要领域。选取松辽盆地西部坡折带重力流为研究对象，利用岩心、测井和地震资料，对大型坳陷湖盆坡折带背景下湖底扇的形成条件、沉积特征、地震响应和分布规律进行研究。湖盆古地形恢复表明，英台地区为坡折带背景，坡折带是重力流卸载的重要场所，同沉积断裂运动、地震活动、火山喷发为重力流的形成提供了触发机制。湖底扇主要由砂质碎屑流、滑动岩和滑塌岩等块体搬运体组成，浊积岩极为少见。湖底扇具有敏感的地震响应特征，剖面上为透镜状，内部振幅和频率变化较大。湖底扇主要分布在四级旋回的基准面上升期，平面上在扇三角洲前缘外侧连片分布，油气成藏条件优越，是岩性油气藏勘探的有利目标。
对松辽盆地南部中央坳陷区让字井斜坡带青山口组超压分布特征进行分析，在此基础上开展超压对源下油藏运聚模式的控制研究。结果表明，超压段具有低地震速度、低密度、低电阻率和高声波时差的“三低一高”响应特征。纵向上单井压力结构呈“三层式”，不同二级构造带超压分布的深度范围不同，长岭凹陷为1 700～2 300m，扶新隆起为1 100～1 700m，华字井阶地为1 300～1 800m，其分布具“层控”特征。应用等效深度法计算超压值多在10～14MPa之间，平面分布与构造埋深呈正相关关系。油源、超压与T2断层的耦合使超压运移成为可能，超压作用下油气理论向下排运距离为272～510m，大于扶余油层厚度；超压与源下输导体的匹配导致4种运移模式的纵向演变。源下油藏油气显示厚度与青一段剩余压力呈正相关。研究区油气实际下排距离多在100m以内，远小于理论值，原因在于“优势泄压仓”的发育，其发育位置不同造成油气向下排运距离的差异。总体上源下扶余油层Ⅱ砂组、Ⅲ砂组为超压作用下油气优势充注层段。
根据新的三维地震资料解释结果，探讨了辽中凹陷金县1-1油田的构造特征，并在此基础上结合该油田各油气层中油气的物理化学特征，分析了金县1-1油田的油气成藏过程，建立了该油田的油气成藏模式，对该区后期油气勘探具有重要意义。研究结果表明：①辽中1号断裂穿过辽中凹陷，在金县1-1地区形成了走滑构造转换带，该转换带在平面上具有走滑双重构造特征。辽中1号断裂在该区的不同部位的表现形式有所差异。②该区圈闭的形成时期早于烃源岩大量生烃时期。③由于东营组一段的抬升剥蚀，断层活动性强，大气水下渗，金县1-1油田早期充注的原油受到了生物降解作用，油气藏遭到破坏，并且东区油气藏的破坏程度比西区大。由于天然气运移过程中的分馏效应，该油田东块天然气的干燥系数高于西块，浅部高于深部。
白云岩的结构不仅在白云岩成因研究方面具有重要意义还对白云岩储集空间的发育具有控制作用。在大量岩心、薄片以及扫描电镜分析的基础上，结合物性测试资料，针对塔里木盆地寒武系—奥陶系不同结构类型的白云岩在储集性能方面的差异进行了研究，并探讨了岩石微观结构对储集空间发育的控制作用。结果表明：①白云岩的结构特征与储层物性具有明显相关性，细晶、平面—自形白云岩(多孔的、砂糖状白云岩)孔渗性最好，其次为粉—细晶、平面—半自形白云岩，中—粗晶、曲面—它形白云岩以及保留原始结构的白云岩物性最差；②白云岩的结构类型同样影响着白云岩储层的储集空间及储层类型，随着白云石晶体结构由平面—自形向曲面—它形的转化，其储层类型也由以晶间孔为主的孔隙型储层转变为溶蚀孔洞型或裂缝型储层；③侵蚀性流体对储层的改造方式也受白云岩结构的制约，导致研究区白云岩地层中往往不发育大型洞穴储集体，而是以呈层状分布的孔隙型或针状溶孔型储层为主。
高精度层序地层为储层精细对比提供了重要手段。应用高精度层序地层学的理论和方法，以岩心、测井资料、地震资料和野外露头为基础建立了塔北隆起中部东河塘组高精度层序地层格架。塔北隆起中部东河塘组由一个完整的海平面升降旋回构成一个三级层序，以其内部相对稳定的水进面为界进行高精度层序划分，可划分出6个四级层序。通过野外露头对比、岩心观察、测井及地震特征的对比，在层序内部识别出浪控三角洲和滨岸沉积体系，明确了沉积体系的分布规律，总结了物源供给、古地貌及海平面变化等因素对沉积体系发育的控制作用。
琼东南盆地深水区是中国海上油气勘探的前沿阵地和油气资源接替的重要战略选区，而确定烃源岩分布特征是深水区低勘探领域石油地质研究的首要任务。在预测及确定中央坳陷带东部渐新统烃源岩厚度、成熟度和有机相等分布特征的基础上，通过计算烃源岩体积、生气量、生气强度等，完成了烃源岩的综合评价，最终实现了富生烃凹陷的优选。研究表明:①整体上，陵水组烃源岩厚度大于崖城组，其中崖二段和陵二段为烃源岩最为发育的层段，同时泥岩沉积中心表现出从西向东、从崖城组零星分布到陵水组统一连片的演化趋势;②烃源岩热演化呈现西早东晚、现今成熟度呈现西高东低的趋势;③渐新统烃源岩质量整体较好，其中煤层为优质烃源岩，泥岩为中等—好烃源岩;崖城组主要有机相为浅海相和滨海相，而陵水组主要有机相为内、外浅海相;④宝岛凹陷、长昌凹陷和松南凹陷均达到富生气凹陷级别，但前者综合评价为最好级别，后两者则分别为较好和一般。
结合琼东南盆地区域构造背景、构造解析及盆地动力学理论方法，对琼东南盆地长昌凹陷分带进行了断裂组合形态、构造样式及特点的详细研究，总结了三大断裂体系：西部右行张扭走滑断裂体系、东部伸展断裂体系、早—中中新世浅层小断裂体系，揭示了各断裂带构造样式及力学成因机制。并综合区域层序地层研究资料，提出了长昌凹陷张扭走滑形成的负花状断裂带及伸展背景下逆牵引构造带为2个有利的油气勘探领域。
M区块是Oriente盆地重要的产油区块，但区块下一步勘探方向不明，亟需开展油气成藏特征研究。综合利用40余口井的钻井、测井和试油等资料，从系统的油藏解剖入手，总结了区块油气分布规律和成藏特征，建立了油气沿“构造脊”运移—“阶梯式”成藏模式，指明区块下一步勘探方向。研究认为M区块具有明显的油气差异聚集成藏特征：①区块具有明显的构造和断层控藏作用，油藏均位于近断层的第一构造带上，油藏类型主要为构造油藏；②圈闭充满度平面分布具有明显的规律性，由北向南依次降低：北部圈闭充满度高(充满度为1),南部圈闭充满度中等(充满度为0.59),最南部圈闭充满度为0(未充注)；③油藏油水界面具有由北向南逐步抬升的特征；④油藏原油API值具有由北向南逐步变小的趋势。依据油气成藏模式认为区块北部位于油气运移来源方向，成藏条件有利，是下一步勘探方向。
通过天然气组分、碳同位素单体烃组成和天然气浓缩轻烃指纹化合物特征对比研究，指出平落坝构造须二段不同井产出的天然气具有相同或相似的地球化学特征，天然气组成甲烷含量高、干燥系数大、碳同位素值高都表明须二段的天然气成熟度较高，是高成熟阶段的产物，主要来自上三叠统须家河组烃源岩层。但由于聚集时间上的不同，不同井的天然气在烃类指纹特征上仍然存在一些可检测的细微的地球化学差异，根据这些差异，分析了不同井间的连通性。结果显示在构造主体高部位的各井井间连通性较好，构造东南翼部的井连通性也较好，构造西北翼部的井连通性相对差一些，但它们相对于主体构造高部位的井连通性较差，尤其是构造西北翼的平落15井区与其他井区的连通性最差。
对川西坳陷天然气中非烃气地球化学特征进行了分析，并应用非烃地球化学特征对该区天然气成因、成熟度、运移与气源等特征进行了研究。研究区天然气中非烃气体以CO2、N2和稀有气体为主，CO2主要来源于碳酸盐矿物溶解，N2主要来源于有机质成熟与高成熟阶段的热转化过程，稀有气体主要来源于地壳元素衰变过程。非烃气体证据表明，研究区天然气为壳源热成因气，主要处于成熟与高成熟阶段。非烃示踪研究区天然气运移结果表明，N2是天然气垂向运移的有效指标，而当CO2主要来自碳酸盐矿物溶解时，CO2则可能不能有效地示踪天然气垂向运移。利用稀有气体同位素进行气源分析，从非烃的角度证实了研究区上三叠统天然气来自上三叠统烃源岩中煤岩与泥岩的共同贡献。
在考虑天然裂缝闭合程度的情况下，基于弹性力学及断裂力学理论，建立了水力裂缝逼近天然裂缝时天然裂缝面应力场模型并得到其解析解，同时进一步明确了水力裂缝诱导应力的意义及其作用方式。天然裂缝稳定性影响因素敏感性分析表明：水力裂缝在逼近天然裂缝过程中会在很大程度上影响天然裂缝的稳定性，影响因素包括水平应力差异系数、水平主应力差值、逼近角、逼近距离、净压力、天然裂缝闭合程度以及水力裂缝长度，其中水平应力差异系数、水平应力差、逼近角以及净压力的影响最为显著，逼近角与逼近距离还会影响失稳中心点的位置。分析了各个因素对失稳区域范围的影响，明确了影响天然裂缝稳定性的因素以及影响程度，为建立准确、完善、系统的缝网压裂理论奠定基础。
储层的渗透率应力敏感性在油气勘探开发领域有着重要的研究价值。实验样品选自4类典型的碳酸盐岩储层，制取Φ2.5cm×5cm的基块、天然裂缝和人工裂缝圆柱体样品，开展渗透率应力敏感性及岩石力学实验研究，并分析岩石物性及岩石力学性质对碳酸盐岩储层渗透率应力敏感性的影响。实验表明，碳酸盐岩渗透率应力敏感性可以选用应力敏感性系数法评价，方便于不同区块、不同层位、不同岩性储层应力敏感性的对比；碳酸盐岩基块、天然裂缝和人工裂缝岩样的应力敏感性系数均值为0.22、0.49和0.63，应力敏感程度逐渐增强；碳酸盐岩的应力敏感性系数与渗透率的相关性较差，但整体呈减小的趋势；劈裂法制取的人工裂缝岩样的应力敏感性随机性较大，较难真实地反映天然裂缝岩样的应力敏感性；应力敏感程度与岩石力学性质相关，岩石弹性模量越大应力敏感性越弱；建议加强应力敏感性微观机理及数值模拟研究。
礁滩型碳酸盐岩气藏不同于常规碎屑岩气藏，该类气藏的有效开发面临很大问题。龙岗气田是典型的礁滩型碳酸盐岩气藏，地质研究和试采动态特征研究表明气藏储层存在强烈的非均质性，气水关系复杂，部分试采井受地层水影响严重，同时不同类型气井生产特征表现出极大差异。该气藏有效开发主要面临储层非均质性评价、流体分布复杂性描述、储量计算以及产能评价等问题。针对该气藏开发面临的问题以及气藏开发特征，提出4条开发技术对策：①井—震联合开展储层精细描述，提高气藏开发规模;②布井方式采用不规则井网，提高气藏开发效益;③加强动态监测，科学管理气藏，提高气藏管理水平;④坚持“边勘探、边滚动、边建产”的开发思路，降低气藏开发风险。气藏开发技术对策的制定为龙岗气藏有效开发提供指导。
水驱特征曲线是油藏动态分析和预测水驱采收率的有效工具。常用的主要有甲、乙、丙、丁4种。然而这4种水驱曲线各代表一种水驱油田含水上升规律，且计算的可采储量存在较大差异。若采用4种水驱曲线计算结果平均的方法进行可采储量标定，则会造成错误的油藏认识。如何选择适合的水驱特征曲线是合理进行油藏动态分析和可采储量预测的关键。通过研究提出了利用反映综合生产特征的R*—fw关系曲线进行水驱特征曲线适用性评价的方法,并通过实例说明该方法的具体评价过程、合理性以及水驱曲线的具体应用。
砾岩油藏原始非均质性极强，注采矛盾十分突出，部分层系存在明显水流优势通道，严重影响了注水开发效果。利用高强缓膨颗粒调堵剂具有在注入过程中缓慢膨胀的特点，能有效地进入地层深处，最大膨胀后能封堵高渗层和裂缝条带，达到深部有效封堵的目的，开展了砾岩油藏整体调驱矿场试验及效果分析。新疆六中东区块整体调堵效果表明，高强缓膨颗粒有效改善了砾岩油藏的严重非均质性和水驱开发效果，施工3年后试验区块累积增油34 226t，提高采收率8.38%。
韩城矿区的特点是煤层层数多，储量大，但断层发育，单层厚度薄，孔隙度和渗透率低。生产过程中表现出排水时间长，产量波动大，中低产井比例高的特点。如何提高单井产量是中国煤层气开发目前面临的一个重要课题。从地质和工程2个方面分析了中低产井的影响因素：①投产层厚度薄，单井控制储量有限；②储层物性差，产量低；③断层与压裂裂缝沟通，邻层水发生了窜流；④浅层没固井或固井质量差，表层水沿管外发生窜槽，排水量大；⑤压裂措施没有达到设计规模，有效渗流半径小，稳产时间短；⑥排采制度不合理，导致应力敏感，产量递减速度快。根据研究结果，提出了针对性的调整方案和措施：优化射孔层段，增加投产层厚度；在合适的生产阶段实施重复压裂，扩大渗流面积；管外窜槽井封堵修井；断层窜流井封井后钻侧钻水平井；建立合理的排采制度，通过渗透率的工程干预，延长稳产期。成果在实际应用中取得了比较好的效果，为同类型矿区的开发提供了借鉴依据。
针对煤吸附气体特征差异的机理解释、以及传统的Langmuir吸附模型描述特低和特高煤阶煤吸附特征存在的问题，采用量子化学从头计算和等温吸附试验相结合的手段进行了深入研究。研究表明，煤吸附气体特征差异的机理主要受煤表面大分子与气体分子之间相互作用的吸附能大小控制，吸附能越低，吸附作用越强，吸附量亦越大；利用量子化学计算结果对De Bore模型方程进行了简化，由此提出了适合于描述全部煤阶煤吸附气体特征的新的吸附模型，该模型比Langmuir吸附模型适用范围更宽。
在页岩气开采过程中，需要对储层进行改造才能实现有效经济开采。目前北美和国内普遍采用的储层改造方法是水平钻完井结合大型水力压裂。开展入井流体与储层相互作用研究是提高储层改造成功的基础，而储层原始含水状态和成因研究则是开展上述工作的前提。通过对南方海相页岩储层研究发现，富含气页岩储层普遍存在超低含水饱和度现象，其成因主要有压实排水、生烃消耗和汽化携液排水等。超低含水饱和度增加了页岩吸附能力，延伸了可动孔喉范围，提高了气相渗透率，但在工程作业过程中加速了水相渗吸速率，强化了水相滞留效应，使页岩气藏水相圈闭损害潜力增大。在页岩气开发有利区评价、气藏改造及开发过程中，须加倍重视超低含水饱和度这一客观事实及其可能衍生的工程作业损害。
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