为对比研究差异抬升对鄂尔多斯盆地延长组长7页岩孔隙的影响，分别选取了甘泉地区G127井和渭北隆起YW1井（浅地表）2组埋深相差较大的长73典型页岩样品，通过脉冲衰减渗透率测量、覆压孔隙度测量、氮气吸附实验及氩离子抛光—扫描电镜成像分析等方法对样品孔隙特征进行表征。结果表明：页岩储层孔隙均主要为纳米级，孔隙类型主要有粒间孔、粒内孔、微裂缝及少量有机质孔。其中，G127井有机质孔较发育，主要由于该区页岩所达最大埋深较深，样品热演化程度较高；而YW1井页岩裂缝较发育，这与盆地南部经历了强烈的构造抬升运动有关，致使YW1井页岩样品渗透率（1.13~4.24×10-3μm2普遍高于G127井渗透率（0.013 5~0.663 0）×10-3μm2。2组页岩中小于10nm微孔和中孔提供了主要的比表面积，大于10nm的中孔和大孔对孔隙体积贡献较大，其中G127井页岩平均孔径及孔径峰值均较YW1井页岩小，这与其埋深较深导致压实作用更强有关。
华南地区奥陶纪—志留纪之交五峰组—龙马溪组笔石页岩广泛发育，该套笔石页岩层系是目前我国页岩气勘探开发的目标层段。基于扬子板块南缘及北缘五峰组—龙马溪组底部近1 000余件页岩样品中笔石丰度统计与相关页岩样品的有机碳(TOC)含量测试、不同尺度扫描电镜分析等数据，综合分析了华南地区页岩中笔石丰度与有机质富集的关系，初步明确了笔石中有机质分布及孔隙特征，探讨了笔石对页岩气源储的贡献。五峰组—龙马溪组笔石页岩全岩(包括笔石体与非笔石体即围岩2个部分)TOC含量主要受其围岩所控制，而受笔石体丰度影响程度较小，指示笔石对页岩有机质富集即“源”的影响程度相对较小。笔石体上发育有大量的有机质，具有网状生物组织结构，约占笔石体面积的20%~50%；笔石体内发育蜂窝状孔隙，孔径大小一般为110nm~1.7μm，平均约为500nm，高于围岩中有机质孔(108~770nm，平均约为330nm)，这表明笔石体对页岩气储集空间具有重要贡献。由于五峰组—龙马溪组底部页岩发育大量笔石，局部呈叠加堆积式或纹层状分布，不仅能够为页岩气提供大量储集空间，同时也可作为页岩气流体流动的优势通道，因此，可认为笔石大量发育是该段页岩气富集高产的重要因素之一。
中扬子地区页岩气勘探潜力巨大，但页岩发育机制研究相对滞后。选取宜昌地区临湘组、五峰组和龙马溪组25个样品开展了总有机碳（TOC）和主、微量元素测试，重点调查古生产力、沉积环境和陆源输入等指标与富有机质页岩发育的关系。研究发现：五峰组和龙马溪组下段为富有机质层段，过量硅为生物来源；微量元素中P/Ti、Ba/Al和过量钡等古生产力指标与TOC无关，这可能与P、Ba沉积后期的损耗有关；过量铜、过量镍和过量锌构建的古生产力替代系数与TOC呈正相关性，表明高生产力与富有机质页岩的发育密不可分，这与前人的认识有很大不同；氧化还原敏感元素U、V和Mo在五峰组和龙马溪组下段相对富集，且V、Mo与TOC 有良好正相关性，表明还原沉积环境是富有机质页岩发育的必要条件；陆源输入指标Al2O3在龙马溪组上段最高，且TOC与Al、Ti和Th呈负相关关系，表明陆源输入增加对有机质具有稀释效应。综上所述，高古生产力、还原沉积环境和较低的陆源输入有利于海相富有机质页岩的发育。
页岩的应力非均质性对钻完井、压裂改造和气藏开发动态等过程具有显著影响，目前未给出合理的表征方法来刻画页岩水力压裂过程中力学非均质性引起的岩石损伤/破裂及“应力阴影”效应。采用Galerkin有限元数值方法，通过COMSOL Multiphysics求解器，利用Matlab脚本语言进行了二次开发；采用Weibull概率密度函数表示页岩力学非均质性，数值模拟了水力压裂过程中流固耦合条件下非均质性对页岩地应力分布、应变能密度、流压和损伤因子等因素的影响规律。当地层完全为均质时，Von-Mises应力、应变能密度和损伤因子递减分布曲线特征明显，随着地层非均质增强，它们的分布曲线呈现起伏波动的规律，且Von-Mises应力、应变能密度与损伤因子相关性较好。据此提出了二维平面应变条件下力学非均质性引起的岩石损伤/破裂及“应力阴影”效应表征方法，即用单点线处的Von-Mises应力或应变能密度刻画岩石的局部破裂程度或应力阴影效应的强弱，用单位面积的平均应变能密度刻画岩石整体的破裂程度或应力阴影效应的强弱。该研究对进一步改进页岩体积压裂设计和提高气井产能具有重要指导意义。
为查明琼东南盆地深水区第四系沉积特征及其与似海底反射层（BSR）的关系，通过对研究区三维地震数据进行层序划分、剖面地震特征识别以及地震属性综合分析，查明琼东南盆地深水区第四系发育包括充填状、丘状、席状、透镜状、楔状及乱岗状在内共6个大类18种地震相。根据地震相分析，认为研究区主要发育半深海稳定沉积、水道—天然堤复合沉积和块体搬运3种沉积体系。根据层序界面识别可将琼东南盆地深水区第四系划分为3个层序。层序Ⅰ为半深海稳定沉积上伴生大面积水道及天然堤复合体沉积。层序Ⅱ为北部和南部发育小规模水道及天然体复合体，东部发育大面积块体搬运沉积。层序Ⅲ中部为小型水道及天然体复合体，东部至北部都发育块体搬运沉积。为明确水合物空间分布规律，在研究区内进行BSR识别与建模，研究发现该区BSR多位于三级层序界面T0-1附近或与其重合，通过叠合发现其与块体搬运相有良好的耦合关系，表明块体搬运相有望作为水合物赋存可能的有利区。
通过对孔隙沥青荧光特征和包裹体荧光光谱特征观察，结合包裹体均一温度分析，对鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组有机流体活动期次进行了详细的研究，认为研究区孔隙沥青中炭质沥青形成的时间最早，通常占据较大的粒间孔隙、部分粒内溶蚀孔隙和部分成岩裂缝；橙—黄色荧光的孔隙沥青，其形成的时间晚于炭质沥青，通常与填隙物一起充填剩余粒间孔隙、粒内溶蚀孔隙、部分构造裂缝和部分石英愈合缝内；蓝—白色荧光的孔隙沥青形成时间最晚，对前2类孔隙沥青进行改造，赋存于剩余孔隙和绝大部分的石英愈合缝。通过对不同荧光的有机流体包裹体进行定量荧光光谱分析、流体包裹体测温数据和地层埋藏史的研究，认为第一期充注的原油被氧化破坏形成黑色炭质沥青，发生在侏罗纪末，地层温度约为65~70℃；第二期为橙—黄色荧光沥青代表的原油充注，发生在早白垩世早中期，对应的地层温度约为90~100℃；第三期为蓝—白色荧光沥青代表的原油充注，发生在早白垩世晚期，地层温度约为110~120℃。
以离心实验与核磁共振实验为主，辅以铸体薄片分析、场发射电镜扫描、纳米级CT扫描、X-射线衍射黏土矿物分析以及常规压汞分析，对鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密储层GP41-65水平井的6块岩心样品（水平跨度44.48m）进行水平方向可动流体特征及其影响因素研究。结果表明：研究区长7段致密储层饱和模拟地层水状态下T2谱形态为左峰高于右峰的双峰态，对比离心后的T2谱可知可动流体主要分布于中大孔隙内；并且6个岩心样品的微小孔隙与中大孔隙的比例有明显差异；核磁共振实验结果显示可动流体T2截止值与储层孔隙度、渗透率相关性均较好，基于核磁共振实验原理可知T2截止值与可动流体孔喉半径下限具有对应关系；通过T2分布换算孔喉半径分布的方法，得出6个样品可动流体孔喉半径下限相差10.5倍，平均为0.62μm，可动流体分布特征与参数差异性表明长7段致密储层水平向非均质性较强；而储层孔喉半径分布、次生孔隙发育情况及孔喉连通程度、不同类型黏土矿物含量和赋存形态以及充填孔喉程度、微裂缝发育与充填程度是致密储层可动流体参数差异性较大的影响因素，其中长石溶蚀孔的发育和呈蜂窝状、搭桥状充填孔隙的伊利石的发育则为主控因素。
通过岩石铸体薄片鉴定、扫描电镜和X-射线衍射等技术手段，研究了准噶尔盆地北三台凸起二叠系梧桐沟组一段碎屑岩储层的特征，分析了储层物性的控制因素。结果表明：北三台凸起二叠系梧桐沟组一段储层以岩屑砂岩为主，碎屑成分主要为火成岩岩屑，具有低成分成熟度、较低结构成熟度等特征；储层类型为中孔低渗型，主要发育粒间溶孔，孔隙大小中等，喉道偏细。沉积相是影响研究区内储层物性的基本因素，控制着储层物性的横向展布；压实作用是研究区内对储层物性破坏性最强的成岩作用，是使储层物性损失的主要因素；胶结作用是使储层物性损失的次要因素；溶蚀作用是研究区内主要的建设性成岩作用，是影响北三台凸起梧桐沟组一段碎屑岩储层物性的主要因素。
综合运用单井岩性分析、测井特征对比，粒度分选特征分析，典型相标志识别等手段，结合前人研究，确定海拉尔盆地苏德尔特构造带下白垩统兴安岭组Ⅰ、Ⅱ油组为扇三角洲前缘沉积环境。有利于储层砂体发育的沉积微相包括：水下分流河道、水下天然堤、河口坝、前缘席状砂和浊积砂等。其中水下分流河道微相为主力储层砂体发育相。Ⅰ、Ⅱ油组存在3种砂体沉积样式，分别为“孤立型”“接触型”和“叠置型”。“孤立型”沉积样式主要发育在物源供给不足，但沉积空间充足的B28井区，具有扇体朵叶分散，河道砂体独立的特征；“接触型”沉积样式主要发育在物源供给充足且沉积空间充足的B14井区，具有朵叶侧向接触，河道砂体侧向相切的特征；“叠置型”沉积样式主要发育在物源供给充足且“窄而深”的B16井区，具有多期发育的扇体朵叶垂向叠置，侧向加积，河道砂体上下叠置，侧向相切的特征。建立区内扇三角洲“叠置型”沉积相模式，认为断陷盆地内“叠置型”沉积样式最有利于发育优质储层并储存油气。
乌里雅斯太凹陷与二连盆地中其他富油凹陷相比在构造特征、烃源岩类型和原油物性方面独具特色，主要体现在凹陷地层厚度大（大于4 500m）、烃源岩类型较差（主体为D/E相）、原油密度轻的特点。烃源岩体精细分析表明凹陷主体发育D/E相烃源岩，初始氢指数（IHo）为200~400mg/gTOC，烃源岩有机显微组分主要为腐泥组、壳质组和镜质组混合型。D/E相烃源岩形成于高沉积速率和高陆源有机质输入的超补偿沉积环境，这种偏氧化环境也可解释凹陷中不发育二连盆地其他凹陷普遍可见的以云质泥岩为主的特殊岩性段现象。凹陷D/E相烃源岩主要发育在K1bt1和K1ba，层序上主要位于最大湖泛面上下，烃源岩生烃门限深度为1 900~2 000m；镜质体反射率RO值主体介于0.5%~1.0%之间，并且K1ba烃源岩成熟度较K1bt1高。D/E相烃源岩与典型C相烃源岩（以层状藻类和结构藻类为主，IHo值在400~800mg/gTOC之间）在生烃特征方面具有明显不同，D/E相烃源岩生烃门限温度较高，且排出的烃类主要以轻质油为主。目前乌里雅斯太凹陷已发现的原油API主体介于35°~45°之间，为轻质油，并且与二连盆地其他凹陷相比具有高蜡低硫的特点，乌里雅斯太凹陷已发现油气物理性质与D/E相烃源岩在现阶段生成油气特征相符。
峡谷水道是琼东南盆地增储上产的重要目标，目前乐东—陵水凹陷峡谷水道探明天然气储量占全盆探明储量的70%。为揭示峡谷水道储层形成机理，利用岩石薄片、物性、扫描电镜、黏土X-射线衍射、包裹体等分析资料，研究了乐东—陵水凹陷黄流组峡谷水道储层成岩作用与孔隙演化特征，明确不同区带成岩演化差异，确定峡谷水道成岩共生序列，建立峡谷水道孔隙演化模式。结果表明：峡谷水道储层经历了压实、胶结、溶解等多种成岩作用，现主体处于中成岩A期，成岩共生序列为早期黏土矿物析出→长石微溶蚀→石英次生加大并且长石强烈溶蚀→铁方解石、白云石胶结→石英及其次生加大边溶蚀→碳酸盐胶结物微溶，在崖城A/B区表现为“压实明显减孔，硅质—碳酸盐胶结减孔，长石、铁方解石溶蚀增孔”的演化特点，在陵水Z/X区呈“压实减孔，铁方解石胶结减孔，长英质溶蚀少量增孔”的特征。
采用高密度电阻率法以改善浅层生物气的地球物理勘探效率，并以江苏省南通市海门—启东地区浅层生物气的探测结果为例，论述了高密度电阻率法在第四系岩性和层序结构划分、储层识别和气层预测等方面为应用。结果表明：以实测岩土物性为基础，利用高密度电阻率法的二维反演视电阻率断面图，结合已知钻孔和静力触探信息可以较为详细地划分出南通地区第四系内150m以浅的地层结构。同时可以利用地层的电性特征识别研究区第四系浅层生物气储层并预测含气层：当砂体含气时，表现为高阻；当砂体无气而充水时，则为低阻。
以煤层气、页岩气、致密砂岩气为代表的非常规天然气资源是重要的接替能源，但我国非常规天然气工业的发展严重受制于经济评价研究的滞后。结合我国非常规天然气勘探开发及经济评价特点，提出了非常规天然气经济评价的对策思考。根据非常规天然气赋存连续性强、单井生产表现差异大、工业产能边界难以确定等特点，提出“先解剖再整合”的经济评价思路以及“甜点接续评价”的经济评价流程，侧重推荐了微分积分、概率统计、模糊评价及情景分析等4种评价方法，以突出不确定性参数及随机过程。采用上述思路、方法和流程构成的评价模式，在某煤层气区块进行了应用，突出了对不确定性和风险的控制，说明了该模式的适用性和可推广性。不同类型天然气的形成和分布具有相互关联性和序列性，因此提出天然气经济评价序列理论，建议按照从常规到非常规、从致密砂岩气到页岩气再到煤层气的顺序，逐步增强经济评价不确定性和风险性的预期，递进开展针对性天然气经济评价。
甘公网安备 62010202000678号
