烷烃气碳同位素系列类型有3种：随烷烃气分子碳数递增，δ13C值依次递增称为正碳同位素系列，是有机成因原生烷烃气的一个特征；随烷烃气分子碳数递增，δ13C值依次递减称为负碳同位素系列；不按以上2种规律而出现不规则增减则称为碳同位素倒转。负碳同位素系列又分为原生型和次生型2种。原生型负碳同位素系列是无机成因的；次生型负碳同位素系列是正碳同位素系列经次生改造来的，出现在过成熟的页岩气和煤成气中。关于次生型负碳同位素系列成因的观点繁多，包括：二次裂解、扩散、过渡金属和水介质在250~300℃范围内发生氧化还原作用导致乙烷和丙烷瑞利分馏等。详细研究对比后发现不论页岩气或者煤成气，次生型负碳同位素系列仅出现在过成熟页岩或源岩区，在成熟和高成熟页岩或者源岩区未见次生型负碳同位素系列，由此得出过成熟或者高温（＞200℃）是次生型负碳同位素系列的主要控制因素，在此主控因素下可由二次裂解、扩散或者乙烷和丙烷瑞利分馏的一种或几种方式促使次生型负碳同位素系列的形成。
塔里木盆地古生界海相油气资源丰富，已发现了塔河、哈拉哈塘、塔中等多个亿吨级的大型油气田，探明海相油气储量超过25×108t当量，并已建成年产海相油气超过1 400×104t当量产能，但是对主力烃源岩的认识，不同学者和勘探家们各持己见，寒武系还是奥陶系哪套是主力烃源岩一直存在争议。虽然诸多地球化学家做了大量卓有成效的工作，并有效指导了塔里木盆地油气勘探工作；但是由于盆地的复杂性和样品的限制，制约了一些研究工作的开展和精细对比，油气来源的观点未能得到勘探家们的充分认可和共识。通过对塔里木盆地寒武系野外详细踏勘和实验分析，在阿克苏地区10余个露头点发现了玉尔吐斯组优质烃源岩，岩性为黑色页岩，有机碳(TOC)值主要分布在2%~16%之间，特别是在于提希、什艾日克沟等剖面，黑色页岩层有机碳值高达4%~16%，是中国目前发现的有机碳值最高的海相烃源岩。这套优质烃源岩在阿克苏一带分布稳定，厚度在10~15m之间，主要形成于中缓坡至下缓坡沉积环境，有机质的富集受上升洋流控制。玉尔吐斯组之上的肖尔布拉克组发育厚层白云岩，野外露头未发现烃源岩，台内滩和微生物礁滩发育，储层较好；中寒武统发育厚层膏岩和泥岩，是一套良好的盖层；下寒武统玉尔吐斯组优质烃源岩与肖尔布拉克组微生物礁滩相储层和中寒武统膏泥岩盖层构成一套良好的生储盖组合，成藏条件优越，具有较大勘探潜力。
明确麦盖提斜坡奥陶系油气成藏模式是认识奥陶系油气分布规律的关键。从奥陶系失利钻井分析入手，结合区域构造演化特征，认为塔里木盆地麦盖提斜坡奥陶系油气成藏与塔北、塔中隆起奥陶系相比较，有相似性，但更多地是差异性。麦盖提斜坡以台地低能相带沉积为主的鹰山组风化壳岩溶储层整体欠发育，断裂带上岩溶储层的物性也明显差于塔北、塔中隆起台缘相带和台内高能相带；麦盖提斜坡奥陶系由北倾向南倾“跷跷板”式的构造演化过程明显不同于塔北、塔中继承性古隆起，调整迁移型古隆起不利于油气运聚与保存；麦盖提斜坡奥陶系远离满加尔生烃凹陷，而塔北、塔中隆起分布于生烃凹陷两侧。麦盖提斜坡奥陶系油气成藏主要有2个层系：鹰山组上段灰岩风化壳油气藏主要分布在断裂带，鹰山组下段内幕白云岩油气藏则区域稳定分布。麦盖提斜坡原地发育寒武系烃源岩，油气输导以垂向为主；奥陶系构造调整的枢纽带有利于次生油气富集保存。
轮古东是气侵改造型油气藏，具有“气干油重”的性质，通过PVT相态研究发现，其油气相态和饱和度平面上表现为自东南向西北呈现未饱和气藏—饱和气藏—饱和油藏的趋势，垂向上的相态变化不大，但是部分井出现了上部为未饱和气藏，下部为饱和气藏的特征，这种分布特点主要受到气侵强度差异、复杂的油气运聚过程、断裂以及盖层的控制。通过分析轮古东油气藏的相态及饱和度的分布规律，发现本区距离气源的位置比构造聚集天然气的控制作用更强。认为本区东部的吉拉克地区三叠系在喜马拉雅早期由于盖层条件不佳导致聚集的油气发生散失，在库车组快速沉积时期又由于隔层的出现导致了三叠系气侵不彻底，根据轮古东奥陶系的油气相态和饱和度特征预测吉拉克地区奥陶系和石炭系仍有相当资源量的未饱和凝析气藏，为吉拉克地区海相油气的勘探提供了科学依据。
采用地球化学方法对龙岗气田长兴组和飞仙关组天然气来源进行了详细研究，天然气干燥系数很高，乙烷等重烃含量极低，非烃气体中除了少量的N2和CO2以外，普遍含有H2S气体。气田范围内长兴组和飞仙关组本身不具生烃能力。天然气地球化学特征与来自志留系和寒武系烃源岩天然气差异很大，也不可能来自志留系和寒武系烃源岩。气藏中普遍含有储层沥青，被认为是原油裂解的产物。因储层沥青与甲烷碳同位素之间没有明显分馏关系，甲烷并非直接来自原油裂解气。气藏中甲烷和乙烷碳同位素组成都很重，为高—过成熟的煤型气，天然气主要来自龙潭组煤系。与川西坳陷高—过成熟须家河组煤系烃源岩生成的天然气相比，龙岗气田甲烷碳同位素组成异常偏重，是由于烃源岩高演化程度和水溶气脱气混入这2个因素叠加而成，并不是目前多数研究者认为的是由TSR作用造成，因为甲烷碳同位素值和H2S含量没有明显的相关性。
利用烃源岩生烃史、圈闭形成时期、包裹体均一温度、自生伊利石测年、ESR测年等分析，对四川盆地上三叠统气藏成藏年代进行综合分析及差异对比。结果表明四川盆地上三叠统气藏成藏过程：主要发生在侏罗纪与白垩纪；可分为3期，喜马拉雅期前烃源岩早期生烃成藏、大量生烃成藏和喜马拉雅期部分油气调整再成藏，以喜马拉雅期前大量生烃成藏阶段最重要。四川盆地上三叠统气藏成藏年代区域差异显著：川西地区在晚三叠世的须五段沉积期开始成藏，中侏罗世早期至晚白垩世末期为主要成藏阶段；川中地区在晚侏罗世早期开始成藏，早白垩世中期至晚白垩世末期为主要成藏阶段；川南地区在晚侏罗世中期开始成藏，晚白垩世中期至晚白垩世末期为主要成藏阶段。即四川盆地上三叠统气藏成藏，川西地区最早，川中地区略早于川南地区。四川盆地上三叠统气藏成藏年代研究，有助于认识四川盆地上三叠气藏的成藏过程、成藏机理及气藏分布。同时研究发现四川盆地上三叠统自生伊利石多属深埋藏成因，故其测年结果主要记录了晚期成藏过程。这说明利用伊利石测年需要充分考虑其成因，否则测年结果可能难以准确反映成藏年代信息。
桐湾运动作为震旦纪—早寒武世多幕构造运动逐渐受到关注，目前，对其与震旦系灯影组岩溶储层密切相关认识较为一致，然而其与震旦纪—早寒武世古构造形成关系的认识存在分歧。由于古构造与油气地质条件密切相关，因此，深入研究桐湾运动具有重要意义。通过钻井、露头、川中地区地震资料分析，结合区域地质资料，研究桐湾运动期次、运动性质、发育范围及对震旦纪—早寒武世古构造的影响。结果表明:①桐湾3幕构造运动性质为幕式整体抬升，桐湾Ⅰ幕、Ⅱ幕扬子区广泛发育，桐湾Ⅲ幕相对局限，同一幕构造运动不同地区强弱表现不同，反映局部存在差异升降；②桐湾期幕式抬升、局部差异升降，加剧隆坳格局分异，并可将四川盆地震旦纪—早寒武世构造演化划分为隆坳雏形期、隆坳分异初期、隆坳发育期、隆坳强烈分异期、隆坳形成期、隆坳调整期和隆坳填平补齐期7个阶段；③古构造高地与桐湾期幕式抬升综合作用，使得隆起区沉积的丘滩体幕式抬升暴露，有利岩溶储集层发育，桐湾期不整合面可作为震旦系古油藏以及现今气藏形成过程中油气运移的优势通道。桐湾期多幕运动对震旦纪—早寒武世构造演化、储层发育及油气运聚均有重要影响。
随着靖西地区奥陶系中组合天然气勘探的突破，判识天然气成因类型、明确其主要来源成为有效指引勘探方向的关键问题。以天然气地球化学特征分析为基础，通过气—气、气—源对比、源—储—盖空间组合分析等方法，在深化高—过成熟天然气成因判别认知的同时，探讨靖西地区奥陶系天然气的主要来源。研究表明，靖西地区下古生界奥陶系天然气以煤成气为主，局部存在自生自储的油型气；对于高演化干气的成因判识，适宜选取甲烷碳同位素为主要依据。此外，本文对天然气组分碳同位素序列倒转现象提出了新的解释思路。
鄂尔多斯盆地是国内大型内陆坳陷盆地，在延长组富集大量的原油。近年来，随着勘探的深入，在盆地中部的长9油层组发现大量的工业油流，具有较大的勘探潜力，但是油藏分布东西向差异较大。通过对西部和东部2种储层的矿物成分、沉积相类型及砂体分布特征进行对比分析，证明研究区存在2种不同结构的砂体类型：西部砂体单层厚度大，纵向多层叠加，顺物源方向连续性较好，东部砂体单层厚度薄，纵向泥质夹层发育，顺物源方向连续性较差，砂体分布相对孤立。并对2种砂体类型的成因环境进行了分析：西部砂体主要发育在盆地西部的辫状河三角洲沉积体系，在近物源、高能量、物源供给充足的条件下，河流入湖后河道的能量大于湖水的顶托作用，河道继续向前延伸，形成条带状的厚层垂向叠置砂体;东部砂体主要发育在盆地东北曲流河三角洲沉积体系，是在坡缓水浅、远物源、低能量的缓慢沉积条件下，湖水能量和河道入湖能量彼此强弱交替，形成了单层厚度薄且不连续的砂体。
鄂尔多斯盆地西部余探1井在奥陶系克里摩里组缝洞体储层中获3.46×104m3/d天然气流，通过烃源岩地球化学特征和天然气碳同位素对比分析，发现属于原生油型气，对重新认识盆地西部海相碳酸盐岩勘探领域具有极其重要的地质意义。通过对该区奥陶系古地理演化、海相烃源岩特征、储层类型及成藏模式等进行综合研究，研究表明:①盆地西部发育上、下古生界2套有效的烃源岩，下古生界海相烃源岩具备较好的生烃能力；②研究区内发育岩溶缝洞型、白云岩型、礁滩型等3种类型的储集体，储集性能较好，其中岩溶缝洞型储层和白云岩型储层分布范围广、规模较大；③盆地西部奥陶系发育上生下储和自生自储2套有效成藏组合，在西缘冲断带和天环坳陷西翼，以奥陶系内幕气藏为主，即自生自储的成藏组合，天环坳陷东翼以上生下储成藏组合为主，岩溶缝洞体气藏和白云岩气藏是下一步有利的勘探目标。
致密储层孔隙结构评价对致密油勘探开发具有重要意义。利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜(SEM)、氩离子抛光—扫描电镜(Ar-SEM)等多种方法，对比研究了致密砂岩、致密白云岩和泥页岩3类致密储层的孔隙结构特征及差异性。利用ImageJ软件处理和分析SEM图像及Ar-SEM图像。对SEM图像进行伪彩色增强，突出显示其孔隙结构特征，再利用灰度值定量识别了致密储层的孔隙；对Ar-SEM图像进行二值化处理，定量评价了储层中不同孔隙类型的孔隙数目、孔径大小、面孔率、分形维数等参数。
渤中凹陷奥陶系碳酸盐岩具有明显深埋环境下溶蚀特征，溶蚀形成的次生孔隙有效改善了储层物性。通过岩石薄片鉴定、扫描电镜观察、阴极发光观察、流体包裹体分析及天然气碳同位素分析等手段对研究区溶蚀成因进行了系统分析。结果显示:研究区奥陶系储层以灰岩、白云岩及灰质白云岩为主，储集空间以多期溶蚀形成的次生孔隙及裂缝为主。该储层经历了正常海水、大气淡水及深埋藏3个成岩环境，其成岩作用则以胶结及溶蚀作用交互为特征。深埋藏环境下碳酸盐矿物溶蚀主要受控于沿深大断裂注入的幔源CO2、H2S及硫酸盐热化学反应形成的酸性流体和晚期成藏过程中有机质成熟产生的有机酸和酸性气体。综合分析认为由于更易受到深大断裂及表生溶蚀作用影响，研究区东南侧高部位是奥陶系碳酸盐岩优质储层有利发育区。
碳酸盐岩储层非均质性强，具有天然裂缝发育与孔渗分布复杂的特点，常采用酸化措施进行处理，在其间形成的酸蚀蚓孔形态必然受到储层复杂孔渗分布模式和天然裂缝的影响。因此，在双尺度连续模型的基础上结合等效渗流理论，分析了层内非均质性、层间非均质性与天然裂缝对蚓孔形态特征与注酸量的影响。结果表明：在不同的非均质程度情况下，均存在几乎相同的注酸速度可使蚓孔突破时的注酸量最小，且最小注酸量随非均质程度增加先减小后增加；高渗带的存在能显著减少蚓孔突破时的注酸量，但渗透率增高到一定程度后对注酸量减少的影响减弱；酸液流入天然裂缝后，蚓孔延伸方向由天然裂缝决定，平行于酸液流动方向的天然裂缝能够大幅度地降低酸液注入量，随着天然裂缝长度增加，注酸量呈现线性下降的趋势。该研究对碳酸盐岩储层基质酸化研究具有一定的指导意义。
在边底水能量较强的气藏开发中，如何综合动静态参数定量评价单井见水的风险等级，从而对见水井做出准确的预警是一个亟待解决的问题。针对该问题，提出了一套系统的单井见水风险定量评价的方法。首先建立了一套影响气井见水的动静态参数评价指标体系，然后应用层次分析和模糊综合评判对气井见水风险等级进行分类评价，最后通过灰色综合评价方法对气井见水顺序做出准确定量预测。以塔里木盆地克拉2大型异常高压有水气田为例，阐述了如何使用该评价体系进行定量水侵风险评价，将所有气井按见水风险等级划分为4类，确定了气井的见水顺序，现场实际气井生产动态资料验证了方法的可靠性。该方法为水驱气藏产量调配提供了依据，有效保证了气田平稳高效开发。
在裂缝离散的基础上，应用无限大地层点汇位势理论、势叠加原理及矩阵变换方法，同时考虑裂缝的有限导流，推导了单裂缝压裂水平井和多裂缝压裂水平井产能计算线性方程组，利用数值分析方法获得了每条裂缝产量及水平井总的产量，并在此基础上进行了压裂水平井产能影响因素分析。结果表明:压裂水平井初期产能高，产量下降快，之后逐步趋于平缓，且外部裂缝产量高于内部裂缝；压裂水平井产能受多种因素的综合影响，其中裂缝条数和裂缝无因次导流能力对压裂水平井产能影响最大，其次是裂缝缝长，最后是裂缝与水平井筒夹角。相比以往的压裂水平井产能公式，该公式形式简洁，每一项物理意义明确,易于理解。通过与经典的源函数方法计算结果进行对比证明该公式及算法的可靠性和适用性。
渗透率是描述储层渗流能力的物性参数。利用孔隙结构参数估算储层渗透率的经验公式是建立在理想化模型基础上的。在致密砂岩储层中，由于孔隙度、渗透率较低，喉道细小，边界层作用比较显著，流体渗流阻力大，存在明显的非达西渗流特征。与岩心分析方法相比，利用这种常规计算方法得到的渗透率与岩心渗透率偏差较大，无法准确进行产能计算。基于分形理论，考虑了毛细管迂曲度的分形维数和流体的非线性流动特征，利用毛管渗流模型建立了启动压力梯度存在时的渗透率分形模型。结果表明渗透率为储层孔隙度φ，储层孔喉分形维数Df、毛细管迂曲度分形维数DT以及最大孔喉半径rmax的函数，充分体现了储层微观孔隙结构和分形维数对渗透率的影响。通过与前人研究结果对比分析，新模型计算值相对误差较小，与实际岩心分析数据拟合趋势基本一致,表明新模型可以较好地预测致密油藏的渗透率。
受强压实作用和较高的导电组分影响，陆相深层烃源岩在孔隙度和电阻率曲线上响应微弱，利用传统ΔLgR技术预测有机碳含量效果很差。针对这一问题，在保留ΔLgR技术具有削弱孔隙度干扰优势的基础上，利用对深层烃源岩响应相对敏感的自然伽马曲线替代传统模型中的成熟度参数，建立了利用自然伽马、声波时差和电阻率测井曲线预测有机碳含量的广义ΔLgR技术，并将其应用于松辽盆地徐家围子断陷深层沙河子组源岩有机碳含量预测。结果表明：广义ΔLgR技术预测得到的徐家围子断陷深层沙河子组烃源岩有机碳含量更符合其实测有机碳的变化趋势，有机碳预测误差比传统方法预测误差平均降低了25.3%。表明广义ΔLgR技术用于预测陆相深层强压实烃源岩有机碳是可行的。
川西须家河组致密砂岩储层经历了复杂沉积、成岩及构造演化过程，储层物性及含气性在纵横向上均具有较强的非均质性。加强致密储层含气饱和度(Sg)测井对比研究，对深入研究储层气水分布、寻找优质储层及井间含气性对比具有重要意义。基于常规及特殊测井资料，从电学及声学角度出发，分别基于Archie公式及三相Biot-type方程(TPE)对川西须家河组致密砂岩储层岩石含气饱和度进行精细测井解释。研究结果表明，当模型参数选取适当条件下，2种方法均可获得良好的评价效果；确定了电学Archie公式(及其修正公式)方法的Archie常数，可为同类研究提供参考，泥质含量对该方法评价效果具有一定影响。利用TPE对Sg进行测井解释时，通过自适应方法获取地层固结参数α值，发现α值与电阻率的对数值之间满足幂指数关系，利用该定量关系可以对地层α进行预测；TPE评价方法受泥质含量影响较小，但会受地层真实Sg的影响，当真实Sg低于60%时Sg预测效果较好，而高于此值时，预测结果略微偏低。由于高含气饱和度不是导致声波频散和衰减的主要原因，因此该现象与岩石自身因素，即基质矿物组成、内部颗粒微观接触型式及孔—裂隙结构等方面因素有关。基于以上认识，根据实际资料掌握程度，可以优选适当方法对非饱和致密砂岩储层Sg进行精细测井解释。
渗透率是指在一定压差下，多孔介质材料允许流体通过的能力，是描述多孔介质渗透性的重要物理参数。依据连续介质力学和唯象理论，在细观尺度上考虑了超声二次损伤对颗粒煤岩渗透率的重要影响，建立了超声激励过程中机械及热效应导致的有效应力和损伤量的理论模型。开展了不同气体压力下颗粒煤岩渗透率测定试验，拟合得到了渗透率与气体压力之间的经验公式，建立了煤岩气测渗透率、有效应力和二次损伤量间的关系模型。结果表明：超声作用能够有效提高颗粒煤岩体系的渗透率，有效应力的逐渐增大是超声增渗的主要原因；接触颗粒面元间损伤的增加和显著的热效应是渗透率增长率下降的主要影响因素。研究工作对煤层气增渗机理及优化开采具有重要的科学意义和工程实用价值。
采用压汞实验和低温液氮吸附实验分析了构造煤的孔隙结构特征，结合地面煤层气抽采试验，探讨了孔隙对煤层气产气特征的影响。论文将煤中孔隙划分为4种类型:吸附孔隙(孔径小于10nm)、游离孔隙(孔径10~100nm)、扩散孔隙(孔径100~1 000nm)和渗流孔隙(孔径大于1 000nm)。研究发现构造煤孔隙系统呈“两极化”分布，即吸附孔隙、游离孔隙、渗流孔隙居多，扩散孔隙少；孔隙类型主要以圆筒形孔、墨水瓶形孔和狭缝平板形为主。构造煤的孔隙系统决定了煤中气体储集量大、但产出运移通道不畅，由此导致地面煤层气井排采过程中的波动产气特征。
利用露头、钻井及岩心等资料，以地球化学、储层、气体成因以及构造保存条件等为重点研究对象，对湖南省常德地区牛蹄塘组页岩气的成藏条件开展了系统分析。研究表明:该区域牛蹄塘组富有机质页岩具有机碳含量高、厚度大、热演化程度普遍较高的特点；页岩的有效孔隙度为2%～5%，储集空间主要以基质孔隙为主，朗格缪尔体积分布于1～3.5m 3/t之间；盖层厚度较大(>200m)，具备形成页岩气的生、储、盖条件。分析了常德1井产水产气的原因，指出所产气、水主要产自牛蹄塘组底部富有机质页岩中的封闭裂缝体系中，处于地层水交替阻滞带，所产烃类气体主要为原油裂解气，非烃类气体主要为过成熟阶段产物，并混入了部分大气，氦气为壳源无机成因。明确了常德地区页岩气成藏过程及散失模式，认为构造破坏、地层水散失和扩散作用是页岩气散失的主要途径，页岩的含气性主要受构造及保存条件控制。优选常德1井以西(地层水交替阻滞带以下)保存条件较好的区域为页岩气分布的有利区，具有较大的资源潜力。
晚古生代海陆过渡相泥页岩在中国南北方广泛分布，页岩气资源潜力巨大。应用生烃热模拟实验，对采集于鄂尔多斯盆地上古生界山西组山2段未成熟海陆过渡相富有机质页岩的页岩气形成过程进行研究。实验结果表明，山2段海陆过渡相页岩在实验最低温度（T=337.2℃，RO=0.74%)时就生成液态烃和气态烃，在385.3℃(RO=1.08%)时液态烃达到生成高峰，此后甲烷(CH4)产率迅速增大，干燥系数开始变大；重烃气(C2-5)达到生成高峰(T=456.2℃，RO=2.09%)时甲烷产率曲线出现拐点；甲烷主要由液态烃裂解形成，部分由重烃气裂解形成；在实验最高温度(T=599.7℃,RO=4.45%)时甲烷产率达956.93mL/gTOC，干燥系数达99.75%，但仍有少量重烃气和液态烃可以继续裂解生成甲烷。山2段页岩气形成具有3个阶段，即337.2℃≤T≤385.3℃(0.74%≤RO≤1.08%)为生油阶段，伴有少量页岩气形成；385.3℃<T≤456.2℃(1.08 %<RO≤2.09%)为油气共生阶段，页岩气以湿气为主； 456.2℃<T≤599.7℃ (2.09%<RO≤4.45%)为生气阶段，页岩气以干气为主。海陆过渡相山2段页岩具有与海相Barnett页岩相似的气态烃形成过程，但是页岩气产率高。研究认为海陆过渡相山2段富有机质页岩具有页岩气勘探所需要的良好物质基础和生烃潜力。
甘公网安备 62010202000678号
