四川盆地志留系小河坝组砂岩认识程度较低、勘探方向不明确。应用野外露头、探井、地震和测井等资料，系统研究四川盆地小河坝组砂岩的沉积、储层、成藏等油气地质特征，评价勘探潜力和方向，得到以下4点认识：①四川盆地小河坝组砂岩以粉砂岩为主，发育2类砂体，分别为前陆盆地三角洲前缘远端砂坝砂体和夹于前三角洲泥岩中的薄层砂体，2类砂体在川东地区大面积分布；②小河坝组砂岩储层整体低孔隙度低渗透率、特致密，后期成岩作用致使储层致密化，局部发育相对较高孔层段，成藏期可能发育较好储层；③小河坝组砂岩储层、龙马溪组优质泥质烃源岩和韩家店组厚层泥页岩盖层，形成一套优质的生储盖成藏组合，川东地区的开江古隆起形成与演化有利于小河坝组砂岩的成藏和保存；④小河坝组砂岩是四川盆地天然气勘探的潜在领域，2类砂体都有一定潜力，其中远端砂坝砂体有利勘探面积约为1×104 km2。成果对提高该领域地质认识、指导天然气勘探，有重要意义。
渤海湾盆地北大港潜山中浅层碎屑岩储层已成了重要的油气资源潜力层段，需进一步探究碎屑岩储层的特征及其发育主控因素。利用研究区中生界的岩心、岩屑、薄片、X?射线衍射、压汞及扫描电镜等实验分析测试资料，结合目的层段碎屑岩储层的岩石学特征、主要的成岩作用及储集空间特征，对研究区中生界碎屑岩储层特征及发育控制因素进行了分析。结果表明：研究区中生界碎屑岩储层以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主，发育少量的岩屑砂岩和长石砂岩。储层成因过程中主要发生了压实、胶结、溶蚀和交代作用；储层压实率为21.49%~56.63%，平均为34.35%，属于中等压实—强压实阶段；储层以次生的溶蚀孔隙为主，原生孔隙及裂缝发育占比较少；储层总体表现为低孔、低渗的特点，但部分井区存在高孔、高渗层段。储层发育主要受控于沉积作用、成岩作用和构造作用。研究区中生界碎屑岩储层富砂段优势相（带）不明显，分选系数对储层孔隙大小的影响大于岩石粒度的影响；差异压实形成的异常高压是优质储层形成重要因素，溶蚀作用形成的次生孔隙是研究层段碎屑岩储层发育的关键；构造作用造成研究区中生界地层的快速埋深和形成的斜坡为各类优质储层的发育提供了条件和场所。
天然气成因及来源研究对天然气勘探开发具有重要作用，可以为天然气的运移成藏提供理论依据。通过对鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气组分、碳同位素、轻烃及烃源岩等特征进行综合分析研究，探讨该区上古生界天然气成因及来源。结果表明：临兴地区上古生界天然气组分含量以甲烷为主，重烃和非烃含量较低，主要属于干气；天然气δ13C1值、δ13C2值和δ13C3值分别介于
以鄂尔多斯盆地西南部红河油田长8致密砂岩储层为例，根据铸体薄片、扫描电镜分析，结合岩心和测井资料，采用地质学统计的方法，对微观裂缝的发育特征及控制因素进行系统分析，在此基础上，分析典型区块Q1井区的微观裂缝分布特征。结果表明：从地质成因上，该区致密砂岩储层的微观裂缝可以分为构造、成岩、构造—成岩和异常高压成因4种类型，其中以构造成因的微裂缝和构造—成岩成因的微裂缝为主，该区微观裂缝大部分为有效裂缝，少量无效裂缝被方解石、石英及炭质等充填。该区微观裂缝的发育程度受沉积作用、成岩作用、构造作用及异常高压作用控制。云母、岩屑等塑性成分含量越高，杂基含量越多，岩石颗粒越细，微裂缝发育程度越差；压实作用越强，越有利于构造—成岩成因的粒内缝、粒缘缝发育；随着胶结强度增强，粒内缝和粒缘缝发育程度降低，利于发育构造成因的微裂缝。典型区块Q1井区，在细砂岩强压实方解石强胶结相中，微观裂缝发育程度最强；其次为细砂岩强压实相和中—细砂岩方解石中胶结相；在细砂岩高岭石胶结相和绿泥石胶结中溶解相中，微观裂缝发育程度较弱；在泥岩中微观裂缝发育程度最弱。
采用有机地球化学扫描分析方法，对塔里木盆地柯坪地区6条剖面上发育的中上奥陶统烃源岩进行了细致分析。大湾沟剖面、喀马提坎剖面、通古斯布隆剖面中上奥陶统萨尔干组烃源岩较为发育，泥页岩有机碳含量大多大于1.0%；上奥陶统印干组烃源岩仅在大湾沟剖面发育。结合肖尔布拉克剖面、苏盖特布拉克剖面、于提西剖面下寒武统玉尔吐斯组烃源岩地球化学分析，发现柯坪地区玉尔吐斯组、萨尔干组、印干组在分子地球化学参数上显示出相似性，呈现以C23三环萜烷为主峰、伽马蜡烷和C28甾烷含量较高的特征，烃源岩生物标志物面貌趋同与烃源岩较高成熟度有关。而海相原油中C28甾烷含量大多小于25%，与柯坪地区寒武系—奥陶系烃源岩具有较大的差异性。在组分碳同位素组成上，下寒武统玉尔吐斯组烃源岩均显示比中上奥陶统烃源岩值偏低的特点，特别是玉尔吐斯组干酪根碳同位素值，偏低超过5‰。中上奥陶统萨尔干组和印干组烃源岩组分碳同位素之间差异并不十分显著。在排除油气藏的TSR作用前提下，烃源岩干酪根碳同位素可以作为潜在的油源对比指标。
柴达木盆地西部地区（简称柴西）新生界蕴藏着十分丰富的油气资源，勘探前景良好。根据原油和烃源岩中的生物标志物组成特征，对柴西原油的成熟度、沉积环境及生物来源等进行了探讨，从而进行原油成因类型划分以及油源对比。研究发现柴西原油显示出低成熟—成熟原油的特征且形成于水体盐度较高的还原性环境，有机质来源为混合源，低等水生植物输入量较大。根据原油的沉积环境、母质来源和成熟度特征，柴西原油可划分为4类：Ⅰ类来自于狮子沟—跃进地区，伽马蜡烷含量高，姥植比低，具有C27甾烷优势，有“翘尾”现象；Ⅱ类来自于切克里克—扎哈泉及南翼山—油泉子一带，伽马蜡烷含量较Ⅰ类低，具有C27甾烷优势，无“翘尾”现象；Ⅲ类来自于大风山、黄瓜峁等地区，具有C29甾烷优势，无“翘尾”现象；Ⅳ类来自于开特米里克地区，伽马蜡烷含量较前3类低，具有C27甾烷优势，无“翘尾”现象。油源对比结果表明，柴西原油主要来自E3和N1烃源岩。
生烃反应是烃源岩在有限的地层孔隙空间内受温度、上覆地层静岩压力、地层孔隙流体压力等多种因素相互作用的过程，而热模拟实验是正演研究有机质生烃反应的常见手段。但较多的热模拟实验受仪器装置的限制，仅考虑了温度的作用，与实际地质演化存在较大差异。选取泌阳凹陷泌215井古近系核桃园组泥岩样品，分别进行了有限空间温压共控和温控热模拟实验，通过族组分、同位素、GC、GC?MS等方法分析了2种模拟实验条件下的油气产物。结果表明：①有限空间温压共控热模拟残留油饱和烃可以保存至较高的演化阶段；②相同模拟温度下，有限空间温压共控热模拟残留油的饱和烃参数Pr/Ph值、Pr/C17值大于温控热模拟实验，饱和烃生物标志物参数值C29 20S/(20S+20R)、C29 ββ/（αα+ββ）等小于温控热模拟实验；③有限空间温压共控热模拟的烃类气体δ13C值大于温控模拟实验。上述现象主要是由于有限空间温压共控热模拟实验中高压孔隙流体的存在延缓了热成熟和原油裂解反应过程。因此，在开展热模拟实验研究时应考虑研究区是否发育超压、地层水等因素，其直接关系着热模拟实验结果的地质适用性。
以沁水盆地高阶煤3#煤层为研究对象，借助高压压汞实验对高阶煤的孔隙参数进行测试，研究了高阶煤的孔隙结构特征，采用解吸速率实验对高阶煤的解吸速率和解吸量进行分析，并探讨了孔隙结构对煤层气解吸产出的控制规律。结果表明：3#煤层的孔隙半径较小，煤层孔隙结构复杂；煤层主要以气体吸附孔和气体扩散孔为主，气体渗流孔占比很少，煤层的吸附气体体积大、吸附性能强、气体的扩散、渗流条件差。3#煤层孔隙结构分形特征曲线呈“两段型”，孔径大于940.7 nm时，不具有分形特征；孔径小于940.7 nm时，分形维数介于2.67~2.76之间，具有很好的分形特征。高阶煤的煤层气解吸特征具有快速解吸和慢速解吸2个阶段，快速解吸时间短，解吸量占比低；慢速解吸时间长，解吸量占比高，煤层气解吸困难。煤层的孔隙结构对煤层气的解吸具有重要影响，高阶煤较差的孔隙结构控制着煤层气解吸速率慢、解吸量低、产出程度低，煤层气井生产实践中表现为开始阶段产气量增长快，产气高峰时间短，稳产气量低、生产时间长，煤层气开发难度大。研究结果为高阶煤的煤层气抽采效果评价提供参考依据。
煤层甲烷吸附性研究对于指导煤层气勘探开发以及揭示煤层储气机理具有重要作用。通过钻井取样、煤岩—煤质特性分析以及甲烷等温吸附实验，研究了川南煤田古叙矿区龙潭组不同深度煤层的煤质特征与甲烷吸附性差异，运用多元线性逐步回归方法分析了影响煤层甲烷吸附能力的主要因素。结果表明：古叙矿区龙潭组煤镜质组最大反射率RO,max值为2.83%~3.22%，属于高阶煤；显微组分以镜质组为主，惰质组次之，不含壳质组，无机矿物以黏土类为主；不同煤层的水分含量和挥发份产率差别不大，但是灰分产率和固定碳含量差别较大，导致朗格缪尔体积变化在11.39~25.06 m3/t之间。认为固定碳含量是影响古叙矿区煤层甲烷吸附能力的主要因素，且固定碳含量与朗格缪尔体积呈正相关关系。
为了探讨含H2S煤层沉积环境特征，以彬长矿区小庄矿延安组4#煤层为研究对象，借助X?射线衍射仪、液晶库伦定硫仪、X?射线荧光光谱仪、等离子体质谱分析仪、稳定同位素质谱仪等实验仪器，从煤层显微组分、矿物组分、煤体孔隙及吸附特征、古盐度、沉积环境氧化还原性、水动力学表征指数、同位素特征及煤层热演化史等方面，对该区域煤层沉积环境特征进行了研究，并明确了煤层H2S的成因类型。研究结果表明：①研究区地质构造简单，井田中心带的南玉子向斜对H2S的富集有一定影响，且煤层顶底板岩性以泥岩为主，透气透水性差，对H2S富集起到封堵作用；②4#煤层富含有机质（植物化石）、碳酸盐矿物，地层古盐度Sr/Ba值较小（<0.5），沉积环境表征（U/Th值、Cu/Zn值以及还原性指数K）为厌氧—弱还原性，以上条件为该区域煤层H2S的生成提供了原料和环境基础；③煤层黄铁矿δ34S值（
通过对采集自沁水煤田27口钻孔695块山西组—太原组泥页岩岩心样品开展总有机碳含量（TOC）、岩石热解、有机质成熟度和全岩X?射线衍射等实验，分析了煤系泥页岩的有机地球化学及矿物组成特征。结果表明：海陆交互相煤系泥页岩TOC平均值大于2.0%，中—好等烃源岩主要集中在第Ⅱ层段；泥页岩以III型干酪根为主，热演化程度主要处于过成熟阶段，转化率程度高；沁水煤田泥页岩主要为黏土质泥页岩，矿物组成以高黏土、低硅质矿物为特征，黏土矿物中高岭石富集；基于矿物组成法计算泥页岩脆性指数主要分布在30%~50%之间，平均大于40%，脆性指数Ⅱ>III>Ⅳ>Ⅰ（第I层段为K8—3#煤，第II层段为3#煤—K4灰岩，第III层段为K4灰岩—15#煤，第IV层段为15#煤—铁铝岩段）；气测异常层、含气层和气层厚度比例分别为4.78%、33.38%、61.83%，气测显示以气层为主，气测显示级别II>III>IV>I。综合煤系泥页岩厚度、有机质丰度、脆性特征和含气性特征等评价了各层段页岩气的勘探开发潜力有利顺序依次为II>III>IV>I。
煤岩断裂力学性质是煤储层水力压裂改造的重要力学约束，查明煤岩断裂力学性能及其对储层压裂造缝效率的影响机制对于压裂工艺优化、造缝效果改善具有现实意义。以阿拉善二道岭矿区深部（>1 800 m）高阶煤岩为对象，采用压痕法（IM）测试计算了煤岩的维氏硬度（Hν）及断裂韧度（
在四川盆地安岳特大型气田磨溪—高石梯地区用静态资料建立的储集层划分标准基础上，应用单井动态资料对储集层的划分再细化，提出了定性、定量划分标准，建立不同类型储集层的动静态响应特征。研究认为：研究区储集层以缝洞型和孔洞型为主；钻遇缝洞型储层钻杆放空较多，钻井液漏失量大，酸化施工泵压较低且下降速度快，测试产量较高，主要分布在高石梯区块；孔洞型储层钻井液漏失量相对较少，酸化施工泵压较高，测试产量小于缝洞型储层，主要分布在磨溪区块。根据气井动态特征，缝洞型和孔洞型储层可再分别划分为两小类，划分参考了产气量、稳产能力、单位压降采气量，油压月递减等生产动态特征和试井解释双对数曲线。新建立的储层识别方法交叉验证了储层动静态响应，为不同类型储层开发技术对策的制订提供了实用性较强的技术参考。
为提高致密气田开发区采收率、实现规模效益开发，需要充分有效动用地质储量。针对如何完善井网的实际问题，主要基于储量复算、动储量评价和变井距加密方法3个方面考虑：①针对致密砂岩的强非均质性，利用Voronoi网格的非均匀切片法开展储量评价，相比容积法计算储量，有效减少了因各参数平均带来的误差；②对700余口生产超过10年的井分阶段预测动储量，形成Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类井分阶段动储量评价经验公式，有效解决了致密气井生产初期动储量计算不准确的问题；③在井网评价与完善方面，根据强非均质储层的特征，充分结合地质、地震和生产动态认识表征未动用储量分布，采用变井网加密方式，以保证加密井部署的合理性。此井网完善方法为致密砂岩气藏老区效益稳产提供强有力支撑。
甘公网安备 62010202000678号
