截至2010年底,中国已发现45个大气田,累计探明天然气地质储量6.28×10¹²m³,占全国总探明天然气储量的83.8%。中国大气田主要分布在鄂尔多斯、四川和塔里木三大克拉通盆地,层系上主要分布在二叠系和三叠系。大气田储集层岩性主要为碎屑岩类,其储量占大气田总量的64.9% ;其次是碳酸盐岩类,占27.9% ;火山岩类占7.2%。气藏类型以岩性型和复合型为主,分别占大气田总量的40.1% 和34.2%。储量丰度主要为高、低储量丰度特征,低丰度气藏储量占52.4% ,高丰度气藏储量占31.8% ,储量丰度的高低与储集岩类型和气藏类型有关。大气田气藏压力以常压为主,不同类型气藏异常压力的形成与其独特因素有关。大气田发现及储量快速增长与成藏地质理论认识的进展密切相关。大型构造背景、充足的烃源条件、良好的输导通道、大型非均质性储集层以及巨厚膏盐岩和泥岩盖层是大气田形成的重要条件,各种要素的时空有效配置是形成大气田的关键。研究了典型气藏的形成条件与主控因素,建立了5类大气田(大面积低渗—致密砂岩大气田、常规砂岩超高压大气田、疏松砂岩生物气大气田、碳酸盐岩大气田、火山岩大气田)的成藏模式,明确了分布规律,深化了四大领域的天然气勘探理论:1发展了近源高效聚集的低渗—致密砂岩气藏勘探理论,推动了苏里格、川中须家河组气藏天然气储量快速增长;2创立了大型古油藏原油裂解的碳酸盐岩岩溶储层大气田勘探理论,引领了高石1井的重大突破和四川盆地震旦系—下古生界大气田勘探;3深化了碳酸盐岩台缘礁滩气藏勘探理论,有效指导了龙岗气田主体评价勘探与向西向东扩展以及四川盆地的天然气风险勘探;4创立了以生烃断槽为基本单元的火山岩气藏勘探理论,指导实现了松辽盆地深层中小断陷火山岩气藏勘探的系列突破。

致密砂 岩气是全球非常规天然气勘探的重要领域,中国致密砂岩气资源丰富。截至2011年底,已探明16个致密砂岩大气田,探明储量占全国大气田总探明储量的49.5% ,已成为近些年中国天然气储产量增长的主体。致密砂岩大气田分布在鄂尔多斯、四川和塔里木盆地,储层时代为石炭纪、二叠纪、三叠纪、侏罗纪、白垩纪和古近纪,气藏的圈闭类型主要包括岩性、构造和岩性-构造或构造-岩性复合等类型,储层平均有效厚度主要分布于5~20 m,平均有效孔隙度主要分布在5% ~12% ,平均渗透率主要为0.12~1.40 mD,以低储量丰度为主,压力系数变化大,平均含气饱和度50% ~70% ,甲烷含量主要为80% ~97% ;发育源-储大面积交互或紧邻叠置、孔-缝网状输导的成藏地质条件。典型地质解剖与模拟实验结果表明,致密砂岩气的运移充注动力主要来源于源岩的生烃超压,运移方式主要为低速非达西渗流和扩散作用,聚集方式主要表现为"动力圈闭"。致密砂 岩大气田表现为准连续充注、一期成藏,具有近源高效聚集的特征,运聚系数可达3.0% ~5.2%。这种高效聚集使得大面积致密砂岩在烃源岩生气强度为10×10⁸m³/km²的区域可以形成大气田,突破了大气田形成于生气强度大于20×10⁸m³/km²的认识。致密砂岩大气田的成藏富集主要受四大因素控制,即:构造控制天然气的运移方向与富集程度,储层控制气藏的规模,有效烃源控制气藏的充满度,裂缝控制富集与高产。

中国海相碳酸盐岩大气田主要分布在四川、塔里木和鄂尔多斯三大克拉通盆地,层系上主要富集在中下三叠统、上二叠统、石炭系、奥陶系及震旦系5大层系。截至2010年底,12个碳酸盐岩大气田储量为1.69×10¹²m³,占全国45个大气田储量的27.2%。碳酸盐岩大气田由单个或多个相对独立的大中型气藏组成;储层总体以低孔为主,并有随储层时代变新其孔隙度增大的趋势,单个气藏储量>10×10⁸m³的储层平均渗透率以>1 mD为主;有效储层厚度一般为15~75 m,含气面积主要为10~100 km²;储量丰度除鄂尔多斯盆地靖边大气田为0.56×10⁸m³/km²外,其他多>5×10⁸m³/km²,表现为中—高丰度特征;埋藏深度范围大(1 000~6 370 m),以超深层、深层—中深层为主;气藏压力系数除磨溪气田>2.0外,其他多<1.3,主要表现为常压;由构造、岩性(含古潜山)等圈闭所组成的复合型气藏是碳酸盐岩大气田的主要气藏类型。继承性大型古隆起、多套优质烃源岩的高强度充注、断裂及侵蚀沟槽的有效输导、大面积溶蚀孔洞型空间的规模聚集、膏盐岩及泥质岩的有效封盖等要素的时空有效配置造就了碳酸盐岩天然气的规模富集与成藏。高地温场背景下的古油藏原油裂解形成干气藏、煤成气与液态烃裂解气混合形成干气藏、低地温场背景下的油藏受到干气气侵作用形成凝析气藏是碳酸盐岩大气田的三类典型成藏模式。

中国天然气主要由煤成气、原油裂解气和生物气组成。通过热模拟实验等方法对3种成因类型天然气生成时限及生气量进行了研究,结果表明,生物气、煤成气和原油裂解气3种成因天然气在生成深度、温度或成熟度上均有不同程度的增加,普遍向深部延伸。基于柴达木盆地三湖地区深部地层中检测到大量微生物、热力作用所产生的次生活性有机质可为深部微生物生存提供营养物质的认识,提出生物气生成的温度上限有可能突破传统的75℃。煤系烃源岩生气特征与湖相或海相有机质明显不同,前者没有明显的生烃高峰,生气的成熟度上限由以前认为的R_o为2.5% 延伸到5.0% ,总生气量由以前的不高于200 m³/t TOC增加到至少300 m³/t TOC。原油裂解热模拟与动力学研究表明,原油开始裂解的对应地层温度为190℃,大量裂解对应地层温度大于210℃,原油裂解约在230℃结束;若地温梯度恒为30℃/km,则开始裂解对应的深度应大于6 000 m。3种成因天然气生成时限的新认识为中国深部地层天然气资源评价和油气勘探深度范围的预测提供了重要依据。

烃源岩排烃过程也就是油气的初次运移过程,常规油气只有排出烃源岩后才有可能对油气的运聚成藏作贡献。古老烃源岩演化程度高,怎样排烃的问题,一直以来没有一个普遍认同的观点。针对这个问题,选择高—过成熟泥岩和灰岩样品,通过环境扫描电镜、压汞、孔隙度、渗透率及CT扫描等实验技术,观察原始泥灰岩中微孔隙及微裂隙的发育情况;然后再将岩石样品在高压釜中加热并恒温恒压72 h,生排烃后与原始样品进行比对后发现,岩石在高成岩阶段温压共控下矿物发生了明显的重结晶作用,矿物颗粒变大,有大量烃类的生成,许多细小颗粒被生成的酸性物质溶蚀,从而产生了微孔隙。烃源岩孔隙度及渗透率明显改善,没有增加新裂缝。研究认为,高成岩阶段微孔隙是烃源岩的主要排烃通道之一。

利用金管模拟装置进行了一系列全岩升温热解实验,探讨了源内残留沥青的原位裂解生气行为及其对源岩生烃的影响。矿山梁地区泥岩和抽提样品升温热解结果表明,残留沥青对源岩生油和生气具有重要贡献,其裂解生气量可达源岩总生气量的32.3%。动力学计算表明,源内残留沥青原位裂解生气平均活化能为234.1 kJ/mol,要明显低于油藏中正常原油的裂解。矿山梁地区泥岩生成烃类气体的最大产率为28.5 mg/g,要明显高于抽提样品,且前者的活化能相对较高。基于实验结果和地质推演可发现,源内残留沥青原位裂解的门限温度仅为140℃,比排出(源外)原油的裂解低30℃左右。此外,麻柳桥地区泥岩及抽提样品的全岩热解表明,残留沥青是高成熟源岩的主要气源。

烃源岩生烃增压值的大小直接影响着湖相泥岩的排烃效果。利用实验模拟方法,测定了湖相泥岩的生烃增压值,并归纳了其影响因素。实验测得的生烃增压最大值约为上覆静岩压力的54% ,表明生烃增压可以成为湖相烃源岩的主要排烃动力。热演化程度、有机质类型以及有机质丰度对湖相烃源岩生烃增压起促进作用。在相同实验条件下,有机质类型越好,有机质丰度对生烃增压的影响越明显;有机质丰度越高,有机质类型对湖相泥岩生烃增压的影响越明显。静岩压力对生烃增压起抑制作用。

通过引进和自主研发相结合,建立了一套大型综合性设备,对天然气、烃源岩、储层包裹体、原油、地层水等多种类型油气地质样品中的稀有气体进行纯化、富集,同时进行He、Ne、Ar、Kr、Xe全组分含量及同位素分析。开发形成了不同类型油气地质样品中稀有气体制样技术系列,建立了完整的稀有气体He、Ne、Ar、Kr、Xe全组分及同位素分析技术。选取松辽、塔里木盆地大气田典型天然气样品,开展了稀有气体He、Ne、Ar、Kr、Xe全组分含量及同位素分析,明确了长深、徐深及克拉2气田天然气样品中稀有气体He、Ne、Ar、Kr、Xe全组分含量总体分布特征,建立完善了稀有气体He、Ne、Ar、Kr、Xe多种成因类型判识图版。对长深、徐深及克拉2气田天然气中稀有气体进行了综合成因判识,提供了有效的实验技术支持。

根据断层侧向封闭机理,以综合考虑断层岩压实成岩压力和压实成岩时间而建立的断层岩现今排替压力计算方法为基础,结合古埋深恢复和断层活动性评价等技术,建立了油气成藏关键时期的断层古侧向封闭性定量评价方法,并利用该方法对海拉尔盆地贝尔凹陷B₂₉断裂在油气成藏期的古侧向封闭性进行了定量评价。结果表明,除了8号储层外,其余储层该断层现今和在油气成藏期(伊敏组沉积末期)侧向上均是封闭的。该评价结果与目前贝302井钻探结果有着较好的吻合关系,表明该方法用于断层古侧向封闭能力评价是可行的。

以四川盆地内高含硫化氢气藏为研究对象,系统研究了天然气的地球化学特征,并对其成因进行探讨。研究表明,四川盆地含硫化氢天然气干燥系数多接近于1,为干气,天然气中CO₂、N₂、H₂S等非烃含量较高,不同油气区气藏中天然气非烃各组分变化范围大。天然气中硫化氢的硫同位素分布范围为9.3 ‰~31.0 ‰ ,与相同储层中硬石膏的硫同位素具有较好的对应关系,表明天然气中硫化氢的硫元素与同储层硬石膏的硫元素具有相同来源,天然气中的硫化氢为硫酸盐热化学还原反应(TSR)的产物。天然气中硫化氢含量对甲烷氢同位素影响不明显,但随硫化氢含量增加,CO₂含量亦逐渐增大,表明气藏中CO₂的生成与硫化氢关系密切。此外,硫化氢含量对乙烷碳同位素影响大,这可能是由于储层中的TSR反应优先消耗C₂H₆以上的重烃,造成乙烷碳同位素变重,再次印证了高含硫化氢储层发生TSR的事实。

通过对苏里格气田上古生界天然气碳、氢同位素及轻烃分析,认为其天然气为来自石炭系—二叠系煤系地层的煤成气。将苏里格气田上古生界天然气与其成熟度相近而沉积环境不同、以及沉积环境相近而成熟度不同的天然气进行对比发现,氢同位素值随着母质沉积环境由湖相、陆相、海陆交互相和海相的变化而变重,并随着成熟度的增加而变重,这说明应用氢同位素进行沉积环境分析时一定要考虑成熟度的因素。苏里格气田上古生界天然气有碳、氢同位素序列同时出现部分倒转的现象。通过分析认为,碳、氢同位素同时倒转的主要原因可能是"累积"聚气不同阶段煤成气混合造成的。

为了研究塔里木盆地不同构造带氮气含量和同位素组成的成因和来源,通过对塔里木盆地重点油气田含氮天然气的地球化学特征进行系统研究发现,塔里木盆地天然气中氮气含量与天然气的类型和成熟度有关。研究表明,油型气中氮气含量多大于5% ,主要位于中央隆起和塔北隆起的古生代地层中;煤型气中氮气含量一般小于5% ,主要位于库车坳陷、塔北隆起和塔西南坳陷的中生代—新生代地层中;天然气中氮气含量在成熟阶段最高,且随天然气成熟度增高氮气含量逐渐降低;天然气中氮同位素与天然气类型关系密切,含轻氮同位素的天然气分布在油型气藏中,含重氮同位素的天然气则分布在煤型气藏中。进一步对塔里木盆地主要油气田天然气中的氮气来源进行研究后发现,虽然塔里木盆地内大多数气田天然气中的氮气与相同储层中的烃类同源,为烃源岩在成熟、高成熟、过成熟阶段产生的氮气,但阿克莫木气田天然气中却存在较为明显的幔源氮气混入。

通过综合应用天然气组分、碳同位素、氢同位素、轻烃及岩石热解碳同位素等地球化学参数,结合地质背景分析,对大港探区深层天然气的成因类型、来源及分布规律进行了研究。结果表明,大港探区深层天然气以热成因气为主,主要处于成熟—高成熟阶段;按母质类型及来源可进一步划分为煤成气、非煤成煤型气和油型气。深层天然气的分布严格受源岩的控制,煤成气分布于探区中南部的埕北地区、孔店地区及孔南地区;非煤成煤型气主要分布在中北部地区,包括板桥次凹、歧口主凹中北部及夹于这2个凹陷间的北大港潜山构造带;油型气主要分布在歧口主凹的南部、歧北次凹和歧南次凹及其周缘。煤成气主要来自石炭系—二叠系煤系烃源岩,非煤成煤型气和油型气主要来自古近系沙河街组二、三段烃源岩。大港探区深层天然气勘探前景广阔。

针对鄂尔多斯盆地二叠系山西组1段(山1段)—下石盒子组8段(盒8段)粗相带砂体大面积分布特征,通过古地理背景分析和大量岩心观察,提出山1段—盒8段具有"洪水成因型"辫状河三角洲沉积特征。借助水槽模拟实验对"洪水成因型"辫状河三角洲沉积模式进行验证,实验结果表明宽缓的地貌沉积背景、湖水进退往复、强水动力作用与充足的沉积物供给是砂体大面积分布的主要因素。在较干旱的气候条件下,多期次洪水的接力搬运可使粗粒级砂岩向湖盆腹部长距离延伸,形成横向广覆式分布、纵向叠合连片的大面积辫状河—三角洲砂体。

应用X射线衍射、铸体薄片、扫描电镜、能谱、微量元素等分析方法,对四川盆地须家河组395块砂岩储层样品的黏土矿物组分和含量进行了分析。结果表明,在须家河组砂岩储层中,黏土矿物主要为伊利石和绿泥石,绿泥石含量占黏土矿物总量的33% ,并与储层孔隙度、渗透率呈一定的正相关关系;自生绿泥石属于铁-镁过渡型,偏富铁,主要分布于砂岩骨架颗粒表面,以颗粒衬边形式出现,呈叶片状和针叶状;自生绿泥石形成于pH值介于7~9的碱性水介质中,而石英次生加大形成于pH值介于5~6的弱酸性水介质中。自生绿泥石与自生石英不同的共生关系是由水介质条件变化引起的,绿泥石衬边的存在并不能明显抑制石英的次生加大,自生绿泥石优先生长于孔隙空间大的砂体中。

为了研究气田存在的多层合采问题,更有效地分析各气层的产能特征和动态储量,通过将多个不同物性的岩心组"并联"组合,形成了多层合采模型,模拟分析了多层气藏合采时储层物性差异、压力差异、气井配产等现象对合采的影响,为研究多层合采的生产机理和动态提供了技术手段。实验研究表明层间物性差异越大,各小层在不同时期的产气贡献差异越大,并且这种差异随气井的配产增加而增大,其中相对高渗层早期产气贡献大,相对低渗层产气逐渐上升,其产气贡献主要体现在晚期;不同压力气层进行合采容易产生"高压层向低压层倒灌",对于因储层物性差异在生产中形成了层间压力差的多层合采气井,应避免关井而产生层间压力波动,从而造成储层破坏。