石油天然氣工程

南海北部神狐海域含天然氣水合物沉積層的速度特征

梁勁，王明君，陸敬安，等

摘要：目的：通過對神狐海域聲波測井速度與地震速度資料的精細分析，結(jié)合區(qū)域地質(zhì)條件研究陸坡區(qū)各沉積地層的速度特征，根據(jù)沉積層的速度變化來確定水合物的儲層厚度，并對聲波和地震波速度與水合物的關(guān)系進行了分析和探討，為南海北部天然氣水合物資源的勘探和評價提供技術(shù)支撐。方法：利用地震、地球物理測井技術(shù)巖心分析技術(shù)來了解海底含天然氣水合物沉積層的特征，含天然氣水合物層在地震反射剖面上常常會出現(xiàn)一強振幅的連續(xù)反射波，大致與海底反射波平行，稱似海底反射（BSR）。含水合物層由于水合物濃度和厚度的增加引起的速度增加產(chǎn)生的上拉構(gòu)造，其下方同時顯示出因低速含氣層引起的速度下拉構(gòu)造。含天然氣水合物沉積層在測井曲線上有不同程度的反映，含水合物層有高速異常特征。水合物的飽和度與沉積物孔隙水的稀釋程度之間存在著一定的相關(guān)性，即自上而下氯離子濃度逐漸減小。結(jié)果：含天然氣水合物的地震剖面上有與地層斜交的似海底反射（BSR），BSR之上有明顯的因速度振幅異常而形成的眼球狀結(jié)構(gòu)和連續(xù)較好的振幅空白帶，BSR極性與海底極性相反。在速度剖面上，距海底大約200 ms的沉積層中有一與海底平行高速帶，厚度約為25 m，速度值約為2050 m/s，是沉積層中有水合物存在的體現(xiàn)。高速層之下有一速度值約為1800 m/s的低速帶，是水合物層之下存在游離氣層的緣故。在測井曲線上，聲波速度范圍為1600～2250 m/s。在100～195 m段，聲波速度緩慢升高，范圍在1600～1900 m/s之間，是普通沉積物特征；195～215 m段，聲波速度隨地層深度的增加而起伏不定，速度值遞增快，之后快速遞減，整段曲線呈典型的三段式含水合物異常特征。其中在195～215 m段聲波速度明顯增高，該厚度范圍內(nèi)聲波速度平均值為2105 m/s，并在該段成功采集到水合物樣品。215～220 m段聲波速度快速下降到1750 m/s，是水合物之下存在游離氣層的緣故。經(jīng)樣品測試，水合物飽和度相對較高，超過15%高飽和度水合物主要集中在197～220 m段，飽和度值在15%～47%之間，平均為29%。該深度段的聲波速度值相對較高，含水合物層的最高聲速為2279 m/s。結(jié)論：含水合物層由于水合物飽和度和厚度的增加引起的速度增加產(chǎn)生的上拉構(gòu)造，其下方同時顯示出因低速含氣層引起的速度下拉構(gòu)造，即“眼球狀”的速度振幅異常結(jié)構(gòu)；含天然氣水合物層速度的大小與沉積物孔隙度和水合物飽和度密切相關(guān)，水合物飽和度隨聲波速度升高而上下波動，總體趨勢上隨聲波速度的升高而增高；利用高精度的速度反演對地震資料進行巖性識別和物性預(yù)測，可得到具有更高的分辨率的速度剖面，能更準(zhǔn)確地判定水合物儲層及其厚度和游離氣的分布情況，對天然氣水合物的速度精細解釋起到關(guān)鍵作用；水合物層內(nèi)部高速層呈平行于海底的帶狀分布，底部速度最高，由底部往上速度逐漸降低。若水合物層下伏地層有明顯的低速特征，則水合物層下含有游離氣體。

來源出版物：天然氣工業(yè), 2013, 33(7): 29-35

入選年份：2015

管道完整性管理在中國應(yīng)用10年回顧與展望

黃維和，鄭洪龍，吳忠良

摘要：管道完整性管理，是為了保持管道功能完好、結(jié)構(gòu)無缺損而進行的各項管理活動，是基于風(fēng)險管理發(fā)展而來的管道安全管理的模式，是繼風(fēng)險管理之后管理方式的變革，該理念10年前開始在中國傳播，引起了中國油氣管道管理方式的變革。為此，首先回顧并總結(jié)了全球及中國油氣管道完整性管理發(fā)展歷程：（1）風(fēng)險管理起源于20世紀(jì)30年代，通過風(fēng)險管理，識別和預(yù)防了大量風(fēng)險因素對油氣管道的危害，對管道安全運行起到了重要的保障作用；（2）從20世紀(jì)90年代開始，管道完整性管理的思想得以孕育和發(fā)展，一些管道公司開始探索系統(tǒng)地進行檢測評價與維護工作，逐漸形成了一套較為完整的管道完整性管理體系；（3）中國從21世紀(jì)初開展了油氣管道完整性管理探索，2004年，中國石油管道科技研究中心成立了管道完整性研究所，建立了中國石油完整性管理標(biāo)準(zhǔn)，研究開發(fā)管道完整性管理系統(tǒng)（PIS），并在中國石油管道全面應(yīng)用，目前中國石油所有管道公司都通過此系統(tǒng)進行線路完整性管理工作。進而詳述了管道完整性管理的各步驟工作內(nèi)容及技術(shù)研究進展：（1）在數(shù)據(jù)管理技術(shù)方面提出管道完整性數(shù)據(jù)模型（PIM-APDM），使標(biāo)準(zhǔn)的APDM 模型與完整性管理相融合，滿足高后果區(qū)識別、風(fēng)險評價、完整性評價、管道修復(fù)等管理環(huán)節(jié)對數(shù)據(jù)的要求；（2）在HCAs識別技術(shù)方面研究形成了《管道高后果區(qū)評價準(zhǔn)則和評分細則》；（3）在管道風(fēng)險評價技術(shù)方面形成了定性、半定量、定量的風(fēng)險評價方法；（4）常用的管道完整性評價方法有內(nèi)檢測、試壓、直接評價法；（5）維修維護技術(shù)包括打磨、堆焊、套筒修復(fù)和換管；（6）在效能評價技術(shù)方面研究建立了完整性管理效能評價指標(biāo)體系和評價方法，指標(biāo)體系包括投入指標(biāo)和產(chǎn)出指標(biāo)兩大類。最后，展望了管道完整性管理未來的發(fā)展方向。結(jié)論指出：（1）管道完整性管理領(lǐng)域需要進一步拓展，要覆蓋管道站場、燃氣管網(wǎng)、集輸管網(wǎng)、海底管道、儲氣庫設(shè)施、LNG接收站等對象；（2）完整性管理專項技術(shù)有待于進一步深化研究，包括定量風(fēng)險評價技術(shù)，管道內(nèi)檢測技術(shù)，有限元模擬技術(shù)，泵機組、壓縮機組在線檢測與故障診斷技術(shù)，失效分析技術(shù)等；（3）較之于以前的管理模式，完整性管理是一種新的管理理念，其核心思想是提前預(yù)防，在未出事故前，采取預(yù)防性措施進行治理，保障油氣管道安全運行。所得出的認識和結(jié)論，為中國油氣管道完整性管理技術(shù)研究指明了方向。

來源出版物：天然氣工業(yè), 2013, 33(12): 1-12

入選年份：2015

非常規(guī)油氣概念、特征、潛力及技術(shù)——兼論非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)

鄒才能，張國生，楊智，等

摘要：目的：2012年全球非常規(guī)油氣產(chǎn)量占油氣總產(chǎn)量的比例已超過10%，且將保持持續(xù)增長，并將在能源格局中長期占據(jù)重要地位。為應(yīng)對未來非常規(guī)油氣工業(yè)化發(fā)展可能面臨的勘探思維、細粒沉積、非常規(guī)儲集層、非常規(guī)油氣地質(zhì)、“甜點區(qū)”評價預(yù)測、工程技術(shù)、開采方式、成本管理、政策導(dǎo)向、專有人才培養(yǎng)10個方面的挑戰(zhàn)，本文系統(tǒng)論述了非常規(guī)油氣的概念、特征、潛力及技術(shù)，提出了非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)理論內(nèi)涵，以期進一步支撐非常規(guī)油氣工業(yè)的穩(wěn)健持續(xù)發(fā)展。方法：在整體調(diào)研全球常規(guī)、非常規(guī)油氣理論技術(shù)與勘探開發(fā)最新進展的基礎(chǔ)上，結(jié)合巖性地層油氣藏等重大科技項目最新研究成果，通過系統(tǒng)梳理國內(nèi)外主要類型非常規(guī)油氣資源地質(zhì)特征、形成條件、分布規(guī)律與關(guān)鍵技術(shù)，嘗試總結(jié)非常規(guī)油氣的基本內(nèi)涵、主要類型、地質(zhì)特征、資源潛力及勘探開發(fā)核心技術(shù)，進一步提出其勘探開發(fā)戰(zhàn)略與層次，展望非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)發(fā)展前景。結(jié)果：提出了石油地質(zhì)學(xué)正向常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)與非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)2大學(xué)科方向發(fā)展，常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)研究的核心是“圈閉是否成藏”，重點評價“生、儲、蓋、運、圈、保”6要素匹配關(guān)系；非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)研究的核心是“儲集層是否含油”，重點評價“巖性、物性、脆性、含油性、烴源巖特性、應(yīng)力各向異性”6性及其匹配關(guān)系。建立了不同喉徑下限油氣運聚模式和理論公式、非常規(guī)油氣開采“L”型生產(chǎn)曲線與產(chǎn)量理論預(yù)測模型，揭示了非常規(guī)油氣形成機理與開采規(guī)律。重點闡述了非常規(guī)油氣的內(nèi)涵、特征、潛力與技術(shù)，提出了鑒別非常規(guī)油氣的2個關(guān)鍵標(biāo)志：（1）油氣大面積連續(xù)分布，圈閉界限不明顯；（2）無自然工業(yè)穩(wěn)定產(chǎn)量，達西滲流不明顯。全球非常規(guī)與常規(guī)油氣資源比例大約8∶2，其中非常規(guī)石油資源與常規(guī)石油大致相當(dāng)，非常規(guī)天然氣資源約是常規(guī)天然氣的8倍。中國非常規(guī)石油資源約240×108t，非常規(guī)天然氣資源約100×1012m3。21世紀(jì)第2個10年，中國非常規(guī)油氣增儲上產(chǎn)的研究重點為致密油和致密氣，要加大頁巖氣工業(yè)化試驗區(qū)建設(shè)和頁巖油探索力度。結(jié)論：未來需要建立“非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)、細粒沉積學(xué)、非常規(guī)儲集層地質(zhì)學(xué)、地球物理預(yù)測六性、水平井規(guī)模壓裂、平臺式工廠化開采、管理低成本與政策補貼、非常規(guī)人才培養(yǎng)”等非常油氣工業(yè)體系。非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)研究的意義在于要用非常規(guī)思想，不斷探索新理論、新方法、新技術(shù)、新管理，解決非常規(guī)油氣勘探開發(fā)快速發(fā)展的理論技術(shù)和生產(chǎn)需求。非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)發(fā)展對石油工業(yè)發(fā)展、世界能源格局重構(gòu)、非常規(guī)思想形成都具有重要意義。以非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)為指導(dǎo)，持續(xù)突破與發(fā)展非常規(guī)油氣資源，將為中國陸上原油產(chǎn)量穩(wěn)步增長、天然氣產(chǎn)量快速發(fā)展發(fā)揮重要接替作用，未來非常規(guī)油氣產(chǎn)量將占總產(chǎn)量的30%～40%。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2013, 40(4): 385-399

入選年份：2015

利用多尺度CT成像表征致密砂巖微觀孔喉結(jié)構(gòu)

白斌，朱如凱，吳松濤，等

摘要：目的：儲集層微觀結(jié)構(gòu)是決定儲集層物性的重要因素之一，但由于高壓壓汞、氣體吸附與掃描電鏡等傳統(tǒng)儲集層微觀孔喉表征方法存在測量范圍有限、孔喉連通性評價效果較差等弊端，無法準(zhǔn)確刻畫納米—微米級多尺度孔喉形狀、大小、分布及其空間連通特征。因此，為明確致密砂巖儲集層微觀孔喉結(jié)構(gòu)空間特征，全面評價儲集層儲集物性，本文利用納米—微米級多尺度X射線三維成像技術(shù)，全方位、大范圍快速無損重構(gòu)儲集層孔喉三維空間特征，為揭示儲集空間流體聚集機理提供基礎(chǔ)。方法：采用納米級CT（最大分辨率50 nm）與微米級CT（最大分辨率0.7 μm）相結(jié)合的成像技術(shù)，全面表征致密砂巖儲集層不同直徑微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征。首先，利用低分辨率微米尺度X-CT掃描獲取2.54 cm直徑巖心柱內(nèi)部各成像單元灰度圖像，真實反映微米級別孔喉結(jié)構(gòu)特征（如裂縫、孔隙、微裂縫、次生溶蝕孔及均質(zhì)、非均質(zhì)性等）；其次，依據(jù)樣品孔喉發(fā)育程度，制備多個直徑為65 μm的樣品進行高分辨率納米尺度掃描，重構(gòu)納米級微觀孔喉三維結(jié)構(gòu)模型；最終利用微米尺度和納米尺度三維孔喉模型計算出2.54 cm與65 μm直徑樣品孔隙度、滲透率以及微孔尺寸分布等參數(shù)，全面揭示儲集層微觀結(jié)構(gòu)特征。結(jié)果：利用微米、納米多尺度CT三維成像技術(shù)，明確鄂爾多斯盆地延長組致密砂巖具有如下特征：在微米尺度下，微孔大小不一，孔喉直徑為5.4～26.0 μm，三維空間中微孔整體在垂向分布不均，呈孤立狀，局部呈條帶狀，多圍繞顆粒分布，條帶狀微米級孔喉在三維空間呈現(xiàn)為束管狀形態(tài)，連通性較好，是溝通較大微孔的主要通道；在納米尺度下，納米級微孔數(shù)量增多，納米級孔喉相互疊加，孔喉幾何形態(tài)為管狀、球狀，直徑主要為0.4～1.5 μm，納米級微孔呈微小球狀、短管狀，分布于礦物顆粒（晶體）內(nèi)部或表面，應(yīng)多屬于顆粒內(nèi)微孔或晶內(nèi)微孔，納米級球狀微孔連通性較差，三維空間呈孤立狀。根據(jù)微孔三維空間結(jié)構(gòu)模型圖，計算得樣品滲透率為0.843×10－3μm2，孔隙度為10%。結(jié)論：致密砂巖儲集層中條帶狀微米級孔喉（直徑為5.4～26.0 μm）數(shù)量少，連通性好，是油氣聚集的主要通道，據(jù)此推斷致密砂巖中油氣聚集可能仍符合達西滲流規(guī)律；納米級（直徑主要為0.4～1.5 μm）孔喉數(shù)量多，多為儲集空間，納米級短管狀微孔具有一定連通性，與微米級管狀微孔和鄰近孤立球狀納米微孔具有一定連通性，兼具喉道與孔隙的雙重功能，是油氣賦存的主要場所。同時，利用納米、微米多尺度CT三維重建技術(shù)不僅可以準(zhǔn)確重建致密儲集層微觀孔喉真實特征，也為致密油氣聚集與賦存機理的數(shù)值模擬研究提供依據(jù)。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2013, 40(3): 329-333

入選年份：2015

致密砂巖有效儲層形成的控制因素

李易隆，賈愛林，何東博

摘要：目的：在大面積分布的致密砂巖氣藏中，通常局部發(fā)育相對優(yōu)質(zhì)的有效儲層。為研究有效儲層形成的控制因素，主要從沉積分異和成巖作用方面，對比分析四川盆地廣安須家河組氣藏及鄂爾多斯盆地蘇里格石盒子組八段和山西組一段氣藏。方法：從沉積分異和成巖作用入手進行分析。沉積分異包括沉積物源分異、沉積相帶分異、沉積微相分異與巖石學(xué)特征分異等方面。根據(jù)區(qū)域礦物分布特征，運用測井和巖心資料劃分沉積相帶與沉積微相，討論以上因素對儲層物性的影響，另外，利用大量的巖石礦物及物性分析資料，討論巖石學(xué)特征與致密砂巖物性之間的關(guān)系。主要從壓實作用、膠結(jié)作用、自生黏土礦物和溶蝕作用等方面討論成巖作用對儲層物性的影響。通過觀察普通與鑄體薄片中顆粒間接觸關(guān)系與原生孔隙保存程度，討論壓實作用的影響；利用薄片和掃描電鏡資料，觀察分析了石英次生加大和自生綠泥石環(huán)邊對物性的影響；通過分析溶蝕孔發(fā)育程度與長石含量和儲層粒度的關(guān)系，討論溶蝕作用的影響。結(jié)果：廣安氣田須家河組以及蘇里格氣田盒八段與山一段致密砂巖中，有效儲層宏觀分布受沉積相帶與物源的控制，高能水道疊置帶和有利的巖性區(qū)帶是有效儲層的主要發(fā)育區(qū)。高能水道微相中“粗巖相”是有效儲層形成的巖石學(xué)基礎(chǔ)，在廣安地區(qū)，“粗巖相”主要為主分流河道心灘中部的中粗粒長石巖屑砂巖，蘇里格地區(qū)“粗巖相”主要為心灘和河道底部的粗粒和含礫石英砂巖、石英巖屑砂巖。強烈的壓實作用與石英次生加大膠結(jié)作用是砂巖致密化的主要機制，隨著埋藏深度的加深，壓實作用與石英次生加大更加強烈，壓實作用對儲層的控制，受到礦物成分和粒度的影響，石英次生加大主要受石英含量的影響。在廣安須家河儲層中，自生綠泥石環(huán)邊可能因抑制了石英次生加大而保留了大量的原生粒間孔隙。溶蝕作用一般發(fā)生在長石中，形成粒內(nèi)溶孔，長石較發(fā)育的粗粒砂巖中，溶蝕孔最為發(fā)育。結(jié)論：物源體系和水動力環(huán)境差異造成的沉積非均質(zhì)性強烈影響成巖作用，是有效儲層形成的基礎(chǔ)，高能復(fù)合水道中的“粗巖相”利于有效儲層的形成；壓實作用和膠結(jié)作用是砂巖致密化的主要機制，以粗粒級的石英顆粒為主的砂（礫）巖，在壓實作用中，利于原生孔隙的保存，并作為后期成巖流體運移的通道，但在煤系地層酸性成巖環(huán)境中，較純的石英砂巖容易發(fā)生石英次生加大，從而顯著降低了砂（礫）巖的孔隙度；自生粘土礦物可能會降低儲層滲透率，但自生粘土礦物環(huán)邊能阻止石英次生加大而保存原生孔隙；溶蝕作用是改善儲層質(zhì)量的主要機制，受長石等易溶礦物的分布、成巖流體性質(zhì)和流體通道的共同控制。

來源出版物：石油學(xué)報, 2013, 34(1): 71-82

入選年份：2015

四川盆地震旦系—寒武系特大型氣田形成分布、資源潛力及勘探發(fā)現(xiàn)

鄒才能，杜金虎，徐春春，等

摘要：目的：2013年四川盆地川中古隆起發(fā)現(xiàn)了安岳震旦系—寒武系特大型氣田，磨溪區(qū)塊龍王廟組探明含氣面積779.9 km2，探明地質(zhì)儲量4403.8×108m3，氣藏類型為構(gòu)造巖性氣藏，該領(lǐng)域具備形成萬億立方米級天然氣的儲量規(guī)模。通過系統(tǒng)總結(jié)川中古隆起安岳震旦系—寒武系特大型氣田的成藏規(guī)律和成功經(jīng)驗，以期對類似盆地古老地層未來天然氣的勘探研究提供參考。方法：從古構(gòu)造恢復(fù)、巖相古地理重建、成烴成藏演化、資源評價與有利區(qū)預(yù)測等方面，對安岳震旦系—寒武系進行成藏條件分析、資源潛力評價以及大氣田分布規(guī)律的總結(jié)，進而開展未來勘探有利區(qū)帶的優(yōu)選。結(jié)果：主要取得如下7點認識。（1）重新厘定了震旦系、寒武系地層沉積充填序列及劃分對比依據(jù)。（2）晚震旦世—早寒武世早期繼承性發(fā)育“德陽—安岳”古裂陷槽，控制下寒武統(tǒng)烴源層分布，源巖厚20～160 m、TOC值為1.7%～3.6%、Ro值為2.0%～3.5%。（3）燈影組發(fā)育碳酸鹽鑲邊臺地、龍王廟組發(fā)育碳酸鹽緩坡臺地，靠近同沉積古隆起龍王廟組發(fā)育大面積顆粒灘。（4）大面積發(fā)育震旦系燈影組碳酸鹽巖縫洞型、寒武系龍王廟組白云巖孔隙型2套主要含氣儲集層，準(zhǔn)同生白云石化和表生巖溶疊加改造形成相對高孔滲儲集體，燈影組孔隙度3%～4%、滲透率1×10－3～6×10－3mm2，龍王廟組孔隙度4%～5%、滲透率1×10－3～5×10－3mm2。（5）古隆起核部在晚海西-印支期發(fā)育大型古油藏，分布面積超過5000 km2，石油資源量為48×108～63×108t，燕山期發(fā)生原位原油裂解成氣及斜坡深部分散液態(tài)烴裂解成氣，提供充足氣源。（6）震旦系—寒武系特大型氣田形成和保存主要受“古裂陷槽、古臺地、古油裂解氣、古隆起”共同控制。（7）初步預(yù)測震旦系—寒武系天然氣資源量總量可達5×1012m3左右，古隆起及其斜坡帶、蜀南坳陷帶、川東高陡構(gòu)造帶深層是該層系重點勘探區(qū)帶。結(jié)論：川中古隆起安岳震旦系—寒武系特大型氣田的發(fā)現(xiàn)，是大油氣田地質(zhì)理論在四川盆地古老地層天然氣勘探的成功實踐。安岳震旦系—寒武系大氣田受“四古”（即：古裂陷槽黑色頁巖、古臺地丘灘巖溶儲集層、古原油裂解成氣和古隆起運聚富集）控制，形成了萬億立方米級天然氣儲量規(guī)模。研究表明四川、塔里木、鄂爾多斯3大盆地震旦系-寒武系將是未來勘探的重要領(lǐng)域。四川盆地深部安岳震旦系—寒武系原生原油裂解氣特大型氣田的重大發(fā)現(xiàn)，在全球古老地層天然氣勘探中尚屬首次，對開拓全球中深層下古生界—中上元古界古老地層油氣領(lǐng)域也具有重大科學(xué)與實踐意義。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2014, 41(3): 278-293

入選年份：2015

川中古隆起龍王廟組特大型氣田戰(zhàn)略發(fā)現(xiàn)與理論技術(shù)創(chuàng)新

杜金虎，鄒才能，徐春春，等

摘要：目的：川中古隆起震旦系—寒武系是四川盆地天然氣勘探的重點領(lǐng)域，早在20世紀(jì)60年代已發(fā)現(xiàn)威遠震旦系氣田，之后40余年的勘探均未取得重大發(fā)現(xiàn)。這套地層時代古老、埋深超過5000 m，勘探面臨資源潛力、有利儲集層展布、成藏富集規(guī)律等認識不清的難題，同時也面臨深層碳酸鹽巖油氣勘探工程技術(shù)瓶頸。本文以下寒武統(tǒng)龍王廟組為對象，研究古隆起形成演化、儲集層成因與分布、成藏有利條件，評價有利靶區(qū)；針對地震、鉆井、測井及儲集層改造等技術(shù)難點，開展技術(shù)攻關(guān)，形成有效技術(shù)。方法：在簡要回顧川中古隆起震旦系-寒武系40余年勘探成果基礎(chǔ)上，總結(jié)主要采用的技術(shù)措施：（1）采用構(gòu)造古地理恢復(fù)技術(shù)，利用鉆井地質(zhì)與地震解釋資料，恢復(fù)震旦紀(jì)—早寒武世古構(gòu)造格局及巖相古地理。（2）利用露頭、巖心及測井資料，建立龍王廟組顆粒灘沉積分布模式；依據(jù)顆粒灘體的地震相識別標(biāo)志，預(yù)測顆粒灘體分布。（3）利用巖石學(xué)及儲集層地球化學(xué)資料，開展龍王廟組顆粒灘的儲集層特征及成巖作用研究，明確儲集層成因及分布主控因素。（4）利用氣藏地球化學(xué)資料，開展龍王廟組油氣運移研究，建立成藏模式。同時，對地震、鉆井、測井、儲集層改造4項技術(shù)開展攻關(guān)研究。結(jié)果：川中古隆起龍王廟組特大型氣田形成的有利條件：（1）晚震旦世—早寒武世形成的德陽—安岳裂陷槽發(fā)育厚150～450 m的下寒武統(tǒng)泥頁巖烴源巖，生氣強度高達100×108～160×108m3/km2，為龍王廟組提供了充足的烴源。（2）龍王廟組顆粒灘白云巖儲集層屬于裂縫-孔洞型儲集層，發(fā)育粒間孔、溶蝕孔洞、裂縫；在古隆起區(qū)儲集層分布面積達8700 km2，累計厚度30～60 m，平均孔隙度為4.28%，平均滲透率為0.966×10－3μm2。成巖演化經(jīng)歷了準(zhǔn)同生期白云石化作用（形成粒間孔）和后期的巖溶改造作用，形成溶蝕孔洞、溶溝、溶縫等。（3）龍王廟組巖性圈閉發(fā)育，成藏條件有利。天然氣主要來自下寒武統(tǒng)，不整合面及斷層組成的網(wǎng)狀輸導(dǎo)體系在古隆起區(qū)廣泛發(fā)育，油氣沿不整合面發(fā)生側(cè)向運移、沿斷層發(fā)生縱向運移，在古隆起區(qū)聚集成藏，形成油氣富集帶，估算龍王廟組天然氣資源量為1.16×1012m3。（4）保存條件有利。一方面，龍王廟組上覆高臺組為一套致密碳酸鹽巖夾膏鹽地層，封蓋能力強，是良好的區(qū)域性蓋層。另一方面，安岳氣田處于古隆起的向東傾末端，燕山—喜馬拉雅期斷裂活動不強烈，因而使得古氣藏未破壞或者破壞程度低。另外，針對超深、高溫、高壓等復(fù)雜地層條件開展的地震、鉆井、測井與儲集層改造技術(shù)攻關(guān)，形成了多項技術(shù)創(chuàng)新：（1）地震技術(shù)，包括超深層低幅度碳酸鹽巖“兩寬一小”（寬方位、寬頻、小面元）數(shù)字地震采集技術(shù)、保真保幅地震資料處理技術(shù)以及顆粒灘儲集層地震預(yù)測技術(shù)。（2）測井技術(shù)，形成了巖性巖相識別技術(shù)、非均質(zhì)碳酸鹽巖儲集層參數(shù)標(biāo)定及評價技術(shù)、裂縫/溶洞識別及評價技術(shù)、復(fù)雜碳酸鹽巖儲集層孔隙結(jié)構(gòu)評價及產(chǎn)能預(yù)測技術(shù)。（3）鉆井技術(shù)，針對超深層、多壓力系統(tǒng)、高含硫、高地溫等特點，形成了以“優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)＋高效PDC鉆頭＋長壽命螺桿＋優(yōu)質(zhì)鉆井液”為主體的鉆井模式，有利于減少井下污染、抑制垮塌、提高鉆井速度。（4）儲集層改造技術(shù)，針對儲集層厚度大、縱向非均質(zhì)性強、地溫高、壓力高、埋藏深等特點，形成了深穿透酸壓、分層酸壓、轉(zhuǎn)向酸壓復(fù)合改造技術(shù)。研制了180℃高溫膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸、低傷害自生酸等酸液體系，降解纖維、降解暫堵球以及配套180℃分層改造封隔器工具和試油封堵一體化完井管柱。結(jié)論：廣覆式分布的烴源巖、大面積優(yōu)質(zhì)儲集層和古今大型構(gòu)造疊加區(qū)是大氣區(qū)分布的最有利地區(qū)。綜合考慮儲集層、烴源巖、構(gòu)造、保存條件等要素，認為川東—蜀南高陡構(gòu)造帶深層的震旦系—寒武系發(fā)育大構(gòu)造，鄰近下寒武統(tǒng)烴源巖的生烴中心，燈影組巖溶儲集層和龍王廟組顆粒灘儲集層發(fā)育，雖然喜馬拉雅期構(gòu)造變形較強烈，但由于寒武系膏巖層系發(fā)育，對震旦系—寒武系改造作用不強，有利于圈閉定型和油氣保存，因而油氣勘探潛力較大。磨溪—高石梯地區(qū)龍王廟組勘探過程中形成的地震、鉆井、測井與儲集層改造等技術(shù)，可在超深、高溫、高壓等復(fù)雜地層條件的油氣勘探開發(fā)中推廣應(yīng)用。

來源出版物：石油勘探與開發(fā), 2014, 41(3): 268-277

入選年份：2015

塔里木盆地玉北地區(qū)奧陶系鷹山組油藏成藏特征及主控因素

譚廣輝，邱華標(biāo)，余騰孝，等

摘要：目的：玉北地區(qū)是塔里木盆地麥蓋提斜坡的一個重點勘探地區(qū)，近年來，該地區(qū)奧陶系鷹山組海相碳酸鹽巖勘探取得了重大突破。但油氣成藏主控因素不明和油氣富集規(guī)律不清，制約了該區(qū)下一步油氣勘探。本文對該區(qū)油氣成藏特征、油氣成藏控制因素進行深入研究，以期總結(jié)出適用于研究區(qū)的油氣成藏模式和油氣富集規(guī)律，為該區(qū)下一步油氣勘探提供參考依據(jù)。方法：從解剖已發(fā)現(xiàn)的玉北1井區(qū)鷹山組油氣藏著手，圍繞著“玉北地區(qū)奧陶系鷹山組油藏成藏特征及主控因素”展開論述，對玉北1油藏的儲層特征、流體性質(zhì)、油藏類型、油氣分布、油氣成藏期等油氣成藏特征進行了綜合研究；通過對烴源巖條件、儲層條件、輸導(dǎo)體系、保存條件等油氣成藏控制因素進行系統(tǒng)分析，總結(jié)出該區(qū)的油氣成藏的多重控制因素，建立了“成藏—調(diào)整”的油氣成藏模式。結(jié)果：玉北1井區(qū)奧陶系鷹山組油藏為受不整合控制的、與碳酸鹽巖古巖溶有關(guān)的巖溶-縫洞型油氣藏：鷹山組碳酸鹽巖發(fā)育孔隙、孔洞、裂縫3類儲集空間，組成裂縫—溶蝕孔洞型、裂縫型、孔洞型3類儲層，裂縫—溶蝕孔洞型儲層是該區(qū)最重要的儲層類型；油藏范圍主要受分布不均一的巖溶縫洞儲集體控制，儲層非均質(zhì)性極強，具有大面積疊置連片和不均勻含油特點；鷹山組油藏經(jīng)歷多期成藏，海西晚期為主成藏期。油氣成藏主控因素研究表明，玉北地區(qū)油氣聚集成藏主要受油源、儲層、輸導(dǎo)體系和蓋層的綜合控制：油源是該區(qū)油氣成藏的基礎(chǔ)；斷裂、不整合面構(gòu)成的立體輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)，為油氣運移提供了優(yōu)質(zhì)的運移通道；儲層發(fā)育程度控制了油氣藏的形成及規(guī)模；巴楚組下泥巖段、中泥巖段等區(qū)域性蓋層為油氣保存提供了保障。在成藏特征和成藏主控因素分析的基礎(chǔ)上建立了“斷裂通源，網(wǎng)狀輸導(dǎo)，儲層控富，海西晚期成藏，后期調(diào)整”的玉北地區(qū)奧陶系鷹山組油氣成藏模式。結(jié)論：玉北地區(qū)奧陶系鷹山組碳酸鹽巖油藏儲集空間類型包括孔隙、孔洞和裂縫3類，根據(jù)儲集空間類型及其組合方式，發(fā)育的儲層類型有裂縫—溶蝕孔洞型、裂縫型、孔洞型3類，其中，裂縫—溶蝕孔洞型儲層是玉北地區(qū)最重要的儲層類型。玉北1井區(qū)奧陶系鷹山組油藏為常溫常壓未飽和重質(zhì)油藏，其分布范圍受與不整合控制的、與碳酸鹽巖古巖溶有關(guān)的巖溶縫洞型儲層控制，儲層具有大面積疊置連片和不均勻含油特點。玉北1井區(qū)奧陶系鷹山組油氣藏為多期成藏，主成藏期為海西晚期；該區(qū)油氣成藏主要受油源、儲層、輸導(dǎo)體系和蓋層的綜合控制，并以此建立了玉北地區(qū)奧陶系鷹山組的油氣成藏模式。

來源出版物：石油與天然氣地質(zhì), 2014, 35(1): 26-32

入選年份：2015

川南地區(qū)三疊系須家河組致密砂巖孔隙類型及物性控制因素

祝海華，鐘大康，張亞雄，等

摘要：目的：四川盆地須家河組致密砂巖是我國較為典型的致密砂巖氣儲層，近年來在川南廣大地區(qū)以及發(fā)育了一批具有商業(yè)開發(fā)價值的氣藏，顯示出良好的資源前景。但前期須家河組由于是非勘探目的層而一直未受到重視，對其儲層特征、物性控制因素未有詳細研究。因此如何在普遍致密的背景下，找到物性相對較好的砂巖儲層是未來制約須家河組天然氣勘探的重要因素之一。本文通過對川南地區(qū)須家河組巖石學(xué)、成巖作用、孔隙類型、孔滲關(guān)系的分析，重點討論了在寬緩古地貌背景下須家河組孔隙發(fā)育的控制因素以及綠泥石等粘土膠結(jié)如何影響孔滲關(guān)系。方法：本次研究樣品來自于川南地區(qū)的7口井，包括722塊普通薄片、80塊鑄體薄片、40個樣品的掃描電鏡資料以及壓汞資料、2030個巖心物性測試數(shù)據(jù)的分析，通過薄片及電鏡觀察、孔滲及壓汞資料分析，對川南地區(qū)須家河組的巖石學(xué)特征、成巖礦物類型及含量、孔隙類型、孔滲關(guān)系進行了詳細研究，并討論了砂巖孔隙物性的控制因素。結(jié)果：研究區(qū)須家河組儲層為一套中—低成分成熟度和中等結(jié)構(gòu)成熟度的砂巖，以巖屑砂巖最為發(fā)育，次為長石巖屑質(zhì)石英砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖、少量細粒鈣質(zhì)砂巖及粉砂巖。中粒、中—細粒為主，分選中—低，磨圓度較差?？紫额愋鸵栽ｉg孔為主，占51%，其次為粒內(nèi)溶孔等各種溶蝕孔隙，占37%，雜基微孔含量占12%。巖心孔隙度12.5%～0.08%，平均4.09%；滲透率7.05×10－3～0.003×10－3μm2，平均0.11×10－3μm2。巖屑質(zhì)石英砂巖物性最好，平均孔隙度5.93%，次為長石巖屑質(zhì)石英砂巖和巖屑砂巖，平均孔隙度分別為4.98%和3.65%?？住獫B關(guān)系顯示滲透率隨孔隙度增加而變化，具有明顯的分帶性，滲透率隨孔隙增加呈快速增加—穩(wěn)定—繼續(xù)增加的臺階式分布。結(jié)論：（1）川南地區(qū)須家河組孔隙發(fā)育程度受控于成巖作用和沉積條件。早期持續(xù)快速壓實，后期膠結(jié)及溶蝕弱導(dǎo)致研究區(qū)須家河組孔隙整體不發(fā)育，綠泥石環(huán)邊膠結(jié)對原生孔隙的保存使得殘余原生孔是研究區(qū)主要孔隙類型。（2）空間上，砂巖物性的變化與沉積條件密切相關(guān)，短距離搬運或沉積水動力弱的砂巖成分及結(jié)構(gòu)成熟度差，物性差，長距離搬運且沉積于強水動力條件的砂體孔隙發(fā)育，有利儲層主要分布于具一定搬運距離的主河道砂體中。（3）縱向上，單一河道砂體內(nèi)部物性呈頂?shù)撞疃小邢虏亢玫娜问椒植?，原因是沉積時水動力由強變?nèi)?，砂體中部成分、結(jié)構(gòu)成熟度好于頂?shù)撞?，利于孔隙保存，巖石學(xué)特征的差異在埋藏過程中又進而影響砂體不同部位的成巖強度并最終導(dǎo)致了孔隙的三段式縱向分布。（4）滲透率隨孔隙度增加呈迅速增加—穩(wěn)定—再次增加的三段式分布，這與不同孔隙度條件下砂巖喉道半徑變化有關(guān)，低孔隙度時，孔喉細小，孔隙即為喉道，隨孔隙度增加滲透率快速增加，當(dāng)孔隙度為3%～7%時，滲透率未隨孔隙度增加的主要原因為綠泥石等自生粘土礦物對孔喉的充填有關(guān)，而當(dāng)孔隙度大于7% 時，孔喉半徑大于粘土環(huán)邊厚度，滲透率隨孔隙度增加再次增加。

來源出版物：石油與天然氣地質(zhì), 2014, 35(1): 65-76

入選年份：2015

頁巖油儲層基本特征及評價要素

姜在興，張文昭，梁超，等

摘要：目的：目前，國內(nèi)外對“頁巖油”概念的界定不統(tǒng)一，對儲層控制因素及評價要素的研究仍相對薄弱。頁巖油與致密油的術(shù)語在使用上存在混淆。對頁巖油的儲集機理尚不明確，對頁巖儲集空間的類型、有效性和分布特征，及頁巖油的賦存狀態(tài)、滯留機理、滲流機制、開采產(chǎn)出條件等還有待深入探討研究。目前大多仍參考頁巖氣儲層評價的思路，尚未針對頁巖油儲層的特殊性建立起系統(tǒng)有效、針對性強的頁巖油儲層評價方法。本文界定了頁巖油儲層的基本特征及評價要素。方法：通過分析有機質(zhì)特征對頁巖油儲層的控制作用、頁巖礦物的組成特征、頁巖儲滲空間特征、頁巖儲層的改造條件和頁巖油聚集機理，識別出表征油源條件的有機地球化學(xué)參數(shù)（干酪根類型、成熟度，有機質(zhì)豐度，巖石熱解參數(shù)等），表征頁巖油富集條件的儲層性質(zhì)參數(shù)（富有機質(zhì)頁巖面積、厚度，孔滲參數(shù)，含油豐度等），表征頁巖油開采條件的參數(shù)（埋深，巖石礦物組成，裂縫發(fā)育，巖石力學(xué)參數(shù)、原油黏度、地層壓力等）。結(jié)果：（1）有機質(zhì)類型及其熱演化的階段限制了頁巖油的生成與富集。頁巖油儲層評價的對象主要為有機質(zhì)類型為Ⅰ、Ⅱ1型，Ro在0.6%～1.2%，處于低熟-成熟階段的烴源巖，在此限定范圍內(nèi)，可按有機質(zhì)豐度來進一步具體分級評價。（2）在數(shù)據(jù)多的地區(qū)可以具體分析、確定本區(qū)的TOC分界值，而在資料較少的探區(qū)，推薦使用TOC為2.0%和4.0%作為頁巖油儲層及產(chǎn)能評價三分性的界限標(biāo)準(zhǔn)。（3）鑒于國內(nèi)頁巖油的勘探還處于起步階段，建議具有良好頁巖油商業(yè)開發(fā)價值的頁巖層系厚度下限為40 m，富有機質(zhì)頁巖有效厚度不小于15 m。（4）建議優(yōu)質(zhì)頁巖儲層的脆性礦物含量要大于50%，而黏土礦物含量低于40%。（5）泥頁巖常作為細粒沉積物的統(tǒng)稱，但具體成分復(fù)雜，類型多樣?；谟袡C質(zhì)在頁巖沉積、成巖及儲層形成中的重要作用，筆者建議在頁巖類型劃分中考慮有機質(zhì)特征，以成分為第一原則，有機碳含量與巖石礦物組成共同決定了頁巖類型。以TOC、碳酸鹽礦物、黏土礦物為3要素，TOC以2%、4%為界，將頁巖細分為高有機質(zhì)、中有機質(zhì)及低有機質(zhì)類型。（6）較好的頁巖儲層應(yīng)達到：泊松比＜0.25，楊氏模量＞20 GPa，脆性礦物含量＞40%，黏土礦物含量＜30%。（7）通常較低的原油密度和黏度、高地層壓力、高氣油比的條件下，更利于頁巖油在微米—納米級孔喉中流動和開采。結(jié)論：明確了頁巖油儲層為泥頁巖，不包括烴源巖內(nèi)的其他巖類夾層及鄰層，并依據(jù)儲集機理差異將頁巖油儲層分為裂縫型和基質(zhì)型。富含有機質(zhì)、以Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根為主、Ro值介于0.6%～1.2%、TOC值大于2.0%，礦物組成復(fù)雜、發(fā)育紋層結(jié)構(gòu)，儲集空間細小，低孔特低滲、儲層需要改造是頁巖油儲層的基本特點。重點揭示了有機質(zhì)在頁巖油儲層形成及評價中的重要作用，有機質(zhì)含量影響頁巖的生油潛力、儲集能力并進而決定了頁巖儲層的含油量及產(chǎn)能，提出一套以有機碳含量為核心的儲層分級評價標(biāo)準(zhǔn)，以TOC為2%、4%為界，同時綜合考慮有機質(zhì)類型及成熟度、富有機質(zhì)頁巖厚度、礦物組成及巖石類型、孔滲特征及巖石可壓裂性等指標(biāo)，將頁巖油儲層分為3級：Ⅰ類目標(biāo)儲層、Ⅱ類有利儲層及Ⅲ類無效儲層。

來源出版物：石油學(xué)報, 2014, 35(1): 184-196

入選年份：2015

川南下寒武統(tǒng)筇竹寺組頁巖儲集空間定量表征

王道富，王玉滿，董大忠，等

摘要：目的：四川盆地下寒武統(tǒng)筇竹寺組是中國南方海相頁巖氣勘探重要層系之一，其儲集條件優(yōu)劣是選區(qū)的重要依據(jù)。受實驗手段和資料限制，對其儲集空間表征尚處于探索之中。借鑒龍馬溪組頁巖儲集空間定量表征的方法和思路，以鉆井資料為基礎(chǔ)，通過建立巖石物理模型，對川南筇竹寺組黑色頁巖段基質(zhì)孔隙構(gòu)成和裂縫發(fā)育狀況進行了定量評價，為頁巖氣富集區(qū)選擇提供地質(zhì)依據(jù)。方法：通過建立黑色頁巖3層巖石物理模型（即脆性礦物層、黏土層和有機質(zhì)層3層模型）及其孔隙度數(shù)學(xué)模型，對筇竹寺組富有機質(zhì)頁巖段基質(zhì)孔隙構(gòu)成進行定量表征，揭示該頁巖主要儲集空間體積及其與龍馬溪組的差異性。依據(jù)筇竹寺組電阻率測井和高分辨率電鏡資料，通過與龍馬溪組物性、電性和鏡下特征對比，剖析川南筇竹寺組基質(zhì)孔隙體積的影響因素。通過建立筇竹寺組和龍馬溪組兩套頁巖基質(zhì)孔隙度和孔喉直徑關(guān)系圖版，確定海相頁巖有效儲層和優(yōu)質(zhì)儲層的基質(zhì)孔隙度下限和孔喉直徑下限，明確筇竹寺組儲層品質(zhì)。應(yīng)用裂縫規(guī)模和裂縫密度兩項指標(biāo)，通過對威遠A井筇竹寺組黑色頁巖裂縫發(fā)育特征進行精細描述，確定黑色頁巖裂縫集中發(fā)育段。結(jié)果：分析認為，川南筇竹寺組頁巖儲集空間具有4大特征：（1）脆性礦物、黏土礦物和有機質(zhì)3者產(chǎn)生的單位質(zhì)量孔隙體積為有機質(zhì)最高（0.069 m3/t），黏土礦物次之（0.022 m3/t），脆性礦物最少（0.0002 m3/t）；（2）有效頁巖段基質(zhì)孔隙度為1.4%～3.1%，僅為龍馬溪組的1/3～1/2，且孔隙構(gòu)成為黏土礦物晶間孔占79%、有機質(zhì)孔占18.6%、脆性礦物孔隙占2.4%；（3）基質(zhì)孔隙體積減小的原因主要包括兩方面，一是該頁巖熱成熟度過高，有機碳出現(xiàn)碳化（即富有機質(zhì)頁巖段出現(xiàn)小于1 Ω的超低電阻響應(yīng)特征），導(dǎo)致有機質(zhì)孔隙出現(xiàn)白邊、塌陷和充填，有機質(zhì)產(chǎn)生孔隙的能力下降至龍馬溪組的1/2，二是筇竹寺組已處于高成巖晚期-變生階段，頁巖致密化程度高，導(dǎo)致基質(zhì)孔隙以孔徑低于50 nm的中小孔隙為主，孔徑大于50 nm的大孔隙總體較少；（4）黑色頁巖裂縫發(fā)育，裂縫規(guī)模以微型、小型裂縫為主，裂縫密度在頂部和中下部較大，上部相對較小，反映了筇竹寺組總體具有脆性礦物含量高、楊氏模量高、泊松比低、脆性好等特點。結(jié)論：川南筇竹寺組頁巖儲集空間以黏土礦物晶間孔隙和有機質(zhì)孔隙為主體，有機質(zhì)孔隙所占比例與龍馬溪組基本接近。筇竹寺組頁巖中的大孔隙以黏土礦物晶間孔為主，大孔隙的減少主要表現(xiàn)為連通性較好的黏土礦物晶間孔的減少。海相頁巖有機質(zhì)孔隙并非總是隨著Ro增大而持續(xù)增加，當(dāng)Ro達到和超過3.2%～3.6%以后，隨著有機質(zhì)碳化程度增加，有機質(zhì)孔隙逐漸減少。筇竹寺組總體具有基質(zhì)孔隙度低、孔喉直徑小、裂縫發(fā)育、脆性強等顯著特征，但儲層品質(zhì)明顯不及龍馬溪組。

來源出版物：天然氣工業(yè), 2013, 33(7): 1-10

入選年份：2015

2000年以來中國大氣田勘探開發(fā)特征

戴金星，吳偉，房忱琛，等

摘要：進入21世紀(jì)，中國天然氣儲量持續(xù)高峰增長、產(chǎn)量快速上升、管網(wǎng)建設(shè)蓬勃發(fā)展、市場需求旺盛，天然氣產(chǎn)業(yè)整體呈現(xiàn)出良好的發(fā)展態(tài)勢。我國把探明天然氣地質(zhì)儲量等于或大于300×108m3的氣田稱為大氣田，截至2013年底，全國共探明51個大氣田。因此，總結(jié)2000年以來中國大氣田勘探、開發(fā)的特征，并從中得出規(guī)律性認識，可以為發(fā)現(xiàn)更多的大氣田提供借鑒和思路。中國大氣田勘探特征：關(guān)于中國大氣田的地質(zhì)特征，包括形成條件、分布規(guī)律、主控因素、儲層巖性及年代，天然氣成因及氣源、圈閉和成藏期次等，前人已有不少的研究成果。因此筆者在文中僅涉及了以往尚少研究的勘探特征。研究結(jié)果表明：（1）中國目前已在鄂爾多斯、四川、塔里木、柴達木、鶯瓊、東海、松遼、準(zhǔn)噶爾、珠江口等9個盆地中探明了大氣田，并且大氣田僅發(fā)現(xiàn)于沉積面積大于10×104km2的盆地內(nèi)；（2）2005年前我國大氣田探明天然氣總儲量較少，為2.708588×1012m3，之后則較大，2013年底探明天然氣總儲量為8.168377×1012m3；（3）大氣田儲量豐度最大的和最小的相差超過86倍，儲量豐度最大的克拉2氣田為59.05×108m3/km2，儲量豐度最小的靖邊氣田為0.684×108m3/km2；（4）中國已探明的51個大氣田中，最深的是位于塔里木盆地的克深2大氣田，產(chǎn)氣層深度介于6550～6987.3 m，最淺的是位于柴達木盆地的澀北二號大氣田，產(chǎn)氣層深度介于400～1420 m，總體來看，目的層深度介于3000～4500 m的大氣田探明天然氣儲量比例大，占總儲量的46.11%。中國大氣田開發(fā)特征：筆者在文中不涉及開發(fā)技術(shù)方法及工程工藝等特征，僅研究大氣田產(chǎn)出氣的類型、數(shù)量以及在中國天然氣工業(yè)發(fā)展中的意義等特征。研究結(jié)果表明：（1）大氣田產(chǎn)量中以煤成氣為主，在中國大氣田產(chǎn)量中，煤成氣起到了主宰作用，2013年大氣田總產(chǎn)氣量為922.72×108m3，其中煤成氣為710.13×108m3，煤成氣產(chǎn)量占全國大氣田總產(chǎn)量的77%以上；（2）大氣田的產(chǎn)量是支撐中國天然氣工業(yè)的頂梁柱，2013年大氣田總產(chǎn)量達922.72×108m3，占全國天然氣總產(chǎn)量的76.3%；（3）關(guān)鍵大氣田（蘇里格、靖邊、大牛地、普光、克拉2等氣田）的產(chǎn)量是支撐產(chǎn)氣大國的基石，并據(jù)此使得中國的天然氣產(chǎn)量進入全球前10位，躋身產(chǎn)氣大國的行列。中國天然氣工業(yè)發(fā)展前景展望：（1）我國常規(guī)氣可采資源量可與世界上產(chǎn)氣大國媲美，故我國天然氣工業(yè)有可持續(xù)發(fā)展的基礎(chǔ)；（2）中國非常規(guī)氣可采資源量與美國相近，中國今后煤層氣、頁巖氣、致密氣勘探開發(fā)潛力很大，是中國天然氣工業(yè)持續(xù)發(fā)展的重要支撐；（3）中國天然氣儲采比為28，說明具備保持目前的年產(chǎn)量并逐步提高的資源條件。

來源出版物：天然氣工業(yè), 2015, 35(1): 1-9

入選年份：2015