天然气分析及展望_天然气动态分析课程总结报告分析

1.柴北缘烃源岩分析及其综合评价

2.页岩气开发现状及开采技术分析

3.不同叠合构造单元烃源岩动态分析

4.广东惠州天然气发电有限公司的天然气发展前景报告

5.LBM方法应用于天然气水合物沉积物中水合物分解过程的多相渗流规律研究

6.　勘探目标评价与风险分析方法

7.气烟囱识别分析技术在天然气水合物研究中的应用

8.石油天然气关键参数研究与获取

转眼2022年就这样结束了，回顾2022年上半年的工作，有进步也有不足，写好上半年的 工作 总结 就显得非常重要。2022年上半年 个人工作总结 模板有哪些?一起来看看2022年上半年个人工作总结模板5篇，欢迎查阅!

2022年上半年个人工作总结模板1

光阴似箭，日月如梭，弹指之间，20__年已经过半。

回顾半年来，公司领导对行政人事工作的关心与支持，极大地鼓舞着行政人事部员工的工作干劲，激励大家始终以饱满的工作热情投入到工作中，经过1年多时间的磨合与历练，行政人事部员工的业务技能更加娴熟，工作效率大幅提升，与各部门配合也更加默契，工作质量明显提高，部门人员上下一心，目标一致，紧紧围绕集团公司20__的经营战略目标积极努力的工作，现将20__年上半年行政人事部取得的一些成绩向领导做如下汇报：

1、20__年上半年行政人事部根据公司发展需要与时俱进，精兵简政，上半年共计招聘8人，正常 离职 6人，对不符合团队发展要求的劝退6人。与去年同期相比人员精简了10%，每月至少为公司节约1万元人力成本开支，优化组合后的团队将更具战斗力，协调配合将更加默契，整体工作效率将会大幅提升，这支优秀高效的管理团队必将带动中创公司实现质的.飞跃。

2、上半年结合市场同行业薪资水平的调查，拟定了20__年中创公司工资方案，20__年岗位试用期工资标准，招商部人员奖励规定，通过此次整体工资的调整，促进了员工工作的积极性，稳定了员工的思想情绪，更适合公司的发展要求。

3、在某某总经理的指导下，结合20__年公司经营考核指标，出台新的绩效考核制度，从 岗位职责 ，工作完成情况、劳动纪律、服务等方面对部门进行全面考核，通过考核查找工作中的不足之处，努力改进工作方式 方法 ，进一步帮助部门提高工作效率，工作水平。

4、依据某某公司不断发展的状况，上半年对部门职责进行了调整与修订，重新调整后的部门职责分工更加明确，工作更加顺畅。

5、随着某某入驻时间的日益临近，对我商场安保工作提出了更高的要求。公司领导高瞻远瞩，统筹规划，提出收编外保统一管理，打造一支训练有素，团结向上的保安队伍。行政人事部积极响应领导号召，利用闲暇时间协同保安队长经过多次讨论研究，现场勘查，科学合理拟定出20__年下半年保安部组织架构图，供领导参考决策。

6、团队建设。20__年元月_日某某总经理在行政会议上提出了某某公司的团队 口号 ：“忠诚、协作、行动”。行政人事部上半年紧紧围绕团队建设开展各种形式的培训与学习，共计培训39人次，通过摆事实讲道理让员工深刻理解团队精神的内涵，让我们的团队精神在实际工作中得以贯彻实施，对不符合团队精神的员工我们坚决予以清退(上半年共计劝退6人)，保证我们团队利益高于一切。在日常工作中行政人事部人员也经常下一线走访倾听员工心声，全面了解员工思想状态，有效疏导员工情绪(上半年和24名员工进行沟通谈话，其中胥杨被打住院一星期，我代表公司每天都到医院看望，安抚员工和家属情绪，托人找关系和病人主治医师建立联系，真实了解员工病情发展状况，一方面保障了员工病情得到妥善医治，另一方面又为公司节省了不必要的医疗开支，同时也赢得了员工和家属对公司的理解和尊重)，遇到棘手问题及时向经理室进行汇报，并积极主动献计献策做好经理室的参谋工作，保障员工队伍和谐稳定。

2022年上半年个人工作总结模板2

针对以上种.种问题，我依据以往 经验 制定初步计划，一方面查找资料，涉入市场一线，夺取第一手材料，制定采购计划;另一方面根据市场情况及小厨地理位置初步确定菜品的定位，制定 菜谱 。争取定位准确，能为下一步的经营奠定基础。天缘小厨在倍受领导的关注与关怀下开始了试营业，餐饮部厨房在努力完成上级下达的各项任务的同时，在菜品上随着客人的要求不断改进，以求菜品能更加适应市场。自营业以来，营收达50万余元。营业中，厨部的工作也出现了如：菜品的定位不准确，菜品设计没根据客人的要求而定，等一些问题。带着种.种问题和努力改变提升产品形象的决心迎来了下半年。

现将20__年 下半年 工作计划 汇报如下：

一、在菜品定位上，依照酒店整体的战略规划来开发规划菜品，根据餐厅菜点经营状况和市场客户调查，来不断地改进和提升产品形象。根据来小厨消费群体的需求，来不断丰富产品，使之能逐渐形成一组有针对性的风格化的产品。使产品在发展变化中树立自己的品牌。

二、在厨政管理方面，以系统化整合核心竞争力，以规范化提升管理水平，以现代信息手段提高市场竞争力，以效益化为目标指导厨政管理工作。 对厨房进行有效监控与指导，严格按标准提高执行力。对厨师技术力量进行合理储备，合理推出新颖菜品

三、在人员方面，进行专业技能考核，优胜劣汰，采用请进来走出去和定期培训的办法来提高人员的业务技能和专业素养。在结合实际的前提下，进一步完善厨房内部的各种 规章制度 。

四、在菜肴的出品把关上，采用四层把关制，一关否定制，即配菜厨师把关、炉台厨师把关、传菜员把关、服务员把关，一关发现有问题，都有退回的权力。否则都得承担相应的责任。

五、 在原材料的验收和使用方面，做到严把原材料质量关，提高原材料的使用率，争取把最大的利益让给顾客。

六、在食品卫生安全、消防安全方面 严格执行《食品卫生法》。抓好厨房卫生安全工作，对厨房环境、卫生、设备进行安全维护，同时对成本及费用加以控制。 严格执行规范操作程序，预防各类事故的发生，做到 安全生产 ，警钟长鸣!

七、在沟通方面，管己、管人、管队伍。

在下半年里，意味着新的起点、新的机遇、新的挑战，我决心再接再厉，努力打开一个工作新局面。

2022年上半年个人工作总结模板3

光阴似水，时间过的还真的很快，一晃眼上半年的工作已经过去了，零管部全年工作会议精神我们保定公司零售管理部督察队已经全面贯彻，按照全年督查工作计划，本着严肃认真的态度开展督查工作，履行督查职责，在上半年主要做了以下工作：

一、从基础工作入手，抓基础，抓落实。

1、规范细节工作，夯实基础环节。为使加油站的各项管理工作在基础管理年得到有效提升，针对目前加油站管理在细节上的不足，结合“双整双改”活动，我们把基础台帐的填制和各项制度的落实作为督查的首要内容。具体表现在：在台帐的填制方面，起草并下发了《关于各种台帐填写的要求》，规范、统一了各种台帐的填写模式;在库存管理方面，严格按照《河北石油分公司零售环节库存损耗(溢余)管理规定》和标准体积考核办法进行督促检查;在日常管理方面，按照考评细则和二十五不准的要求进行考核评分，为工资考核提供可靠依据。

2、树立样板站，以点带面。督查队根据平时督查情况，将各片区内在台帐填写、帐表管理的 其它 各项管理中相对比较好的站推荐给片区me，经me认可后确立为样板站，目的是通过一般站与样板站之间、样板站与样板站之间的沟通学习，共同提高，促进全区加油站基础管理工作水平的提升。

3、补充完善督查基础档案，建立规范督查台帐。基础档案涵盖了每月督查计划、督查通报、督查记录、情况反馈和调查 报告 以及收文和发文记录等方面的内容，为查找资料和各级检查做好充分准备。

4、强化自身素质，完善队员知识 文章 版权归文秘资源网作者所有!层次。为配合销售公司技能鉴定和技术比武活动，先后派出3人次参加了销售公司和省公司组织的培训，并取得了考评员资格证和师资结业证。

5、充分发挥培训作用，提高管理人员和专业人员的整体素质，达到以培训促管理、以管理促经营、以经营促效益的目的。半年来共组织7期培训班，内容涉及加油站日常管理、帐表单填制流程、库存管理和标准体积考核、职业技能鉴定、竞赛比武等方面，培训人员达725人次。

四、协调一致，主动配合。

(一)配合销售公司和省公司及相关部门的各项检查任务。

保定公司所处的地理位置决定了所属加油站是各级领导和部门检查的重点。特别是今年省公司制定联系点制度以来，更是加大了加油站检查力度。半年来，督查队配合完成了省公司青年文明号的检查、考核、评比工作，省公司督查队对5个片区、25座加油站的抽查工作，达标创星验收组对参加达标站、星级站审批的20座加油站进行的检查、审批工作，河北石油分公司审计委员会审计组第一审计分部对全区27座加油站的现场审计工作和省公司安全检查等各项检查工作任务。针对在各级各次检查中发现的问题，我们及时督促片区落实整改，并及时将整改材料汇总、上报。

(二)协助零管部完成领导交办的临时任务和特殊任务。

1.为迎接省公司和销售公司对保定市县一体化改革的验收，零管部由薛进福副总经理和四位主管领导带领相关人员组成五个检查组，对16个片区的36座加油站进行自查、督导，督查队参与工作组对8项检查内容进行了摸底，并将目前在零售管理中存在的共性及个性问题进行了汇总。

2.根据主管经理和零管部主任的指示，调查了小站改革情况、2月份个别片区和加油站销量下降的原因、基层现状、南市区永保站资金情况、定兴片区0#柴油销售异常销售情况、涞水的已提未售情况、北市区片区大北郊的资金情况、曲阳片区城东站自用油情况及库存情况、顺平片区城西站遗留问题等系列情况。

3.随着市县一体化改革的逐步深化，各项工作进一步细化，新的标准和新的考核办法陆续出台，督查队成员也需不断学习提高、不断积累经验、不断加强自身素质，以尽快适应和胜任新体制下的督查工作。

在以后的工作中，一定要继续发扬我们的优点，逐步的完善不好的方面，努力、团结，让我们的能力得到完全的提升，让公司在我们的团结努力下更加壮大!

2022年上半年个人工作总结模板4

设备管理工作是保证正常生产活动的基础，设备维修班在20__年上半年里按照设备管理规定，在公司领导的大力支持及维修班全体人员的不懈努力下，克服诸多困难，圆满完成了保障公司生产顺利进行、设备正常运转的主要工作目标。

确保设备正常运转是保障公司正常高效运营的前提条件，到20__年上半年，我公司设备大部分运行时间步入3年重点维护期的节点，机械、电路故障增多，配件维护更换增多，有些设备初步出现大修需求，设备维修、维护形势严峻。针对这种情况，设备维修班一方面紧抓设备维修、维护，保障公司生产活动;一方面转变设备管理观念，重点突出技术指导，根据年初制定的工作计划有序进行。根据公司要求，对设备职责、岗位职责、操作规程、设备台账、工具台账等进行了进一步的整理完善，加强了管理力度。下面就设备维修班上半年所做的主要工作及下半年的工作计划做汇报。

一、 主要工作总结

1、及时完成日常维修工作，保证生产正常进行

在这个半年中，我设备维修班处理实时维修问题980余项，很多时候加班加点进行维修，克服各种困难，及时维修率达95%，保证了公司生产正常进行。今年3月份底，抛丸室底层2#螺旋电机损坏需更换近300公斤电机及减速机，维修班全体人员放弃了周末休息时间，克服作业空间狭窄、环境恶劣、人工搬运等不利条件，不怕苦、不怕累、不怕脏，迅速修复了故障，保证了生产正常运行。4月中旬，公司加班进行集装箱装货工作，晚上8点钟左右，北跨行车两侧脱轨、一侧小车与大梁撕裂，情况十分严重。一般情况要动用大型吊车、拆开厂房顶盖才能进行，通常这种棘手的情况，只有请大型的维修公司维修。维修班接到报修后，迅速组织人员进行维修，在确保安全的情况下，依靠维修经验，发挥自身智慧，创新性的修复了行车，为公司挽回了重大损失。随着公司设备的逐年老化，像这种加班加点维修这种棘手问题的情况时有发生，取得今天的成绩实属不易，另一方面提高维修技能也势在必行。

2、进行了设备维护工作，减少了维修成本

针对公司设备维护高峰期，上半年加强了设备维护，对抛丸室、空压机、涂装车间各种设备、车间内各种设备的液压系统、各个设备的配电箱、等离子切割机等进行了维护。抛丸室是我厂重要的生产设备，因此对抛丸室落沙装置进行了改装，对抛丸室内护板进行了更换，重新制作安装了提升皮带、加固了紧固螺栓。大力整治了除尘系统，清理了除尘管道、除尘罐，吹洗了除尘袋;对于空压机进行了维护，更换配件、机油，加强清洗、吹洗;对涂装车间设备检修、更换皮带、轴承、润滑油等;对液压系统液压油进行过滤、更换。对配电箱插座更换、加装漏电保护。经过维护，设备故障率减少，维修成本降低。

3、加强了设备资料管理，逐步完善设备管理制度

设备文件资料、台账、操作规程、检测报告、维修记录、点检维护规程等是设备管理工作的基础。针对这种情况，设备维修班重新整理制作了设备、工具台账，指定负责人、操作者，制作、安装了铝制设备铭牌;重新整理了文件资料，编制了点检表、各种记录表格;完善设备操作、维护规程;对维修记录进行分析，及时调整维护计划。经过努力，文件管理的效果逐步体现，取得了不错的成绩。5月份通过3C、I9000、节能认证，6月份完成了起重机报审，也从侧面反映了文件管理效果。

4、加强点检、润滑，加强计划检修执行力度，稳步推进定检定修

上半年，在完成了大量设备基础管理工作的同时，加强了点检和各项设备管理工作的全

面开展。对现场设备润滑，“跑冒滴漏”现象进行检查和跟踪，基本杜绝了设备因润滑不良造成故障的现象。通过设备日常点巡检及时掌握设备运行状态，发现设备存在的问题，通过计划检修方式，处理设备隐患。过去维护保养目的性不强，提出的计划性维护项目和实际作业项目相差较大，从而造成维护人员执行不力。为此，对所有点检保养表单进行升级，精简原有表单，效果更明显，并逐步建立了主设备、工具履历表，加强配件、耗材申领控制，降低了成本。

5、创新节约、降低维修成本、降低能耗，降低产品成本

只有低成本，才有高效益。降维修成本能降产品成本，针对行车接触器频繁故障，对行车线路进行了改进;针对加注机崩裂加注管，加装了加热带。像这种小改造还有很多，都是维修人员用智慧发明的小创新，小小的改进却很大程度上减少了维修成本。降低能耗也能减低成本，4月份对电表进行了清查，并建立了电表数值数据，并进行了动态分析。维修班准备通过控制排风扇、热水器的供电，减低能耗。车间准备核定用电量，减少各班组能源浪费。都能不同程度降低成本。建立天然气用气量数据及动态分析。此举不仅为公司智能决策、经营管理提供可靠分析，还为促进公司节能降耗、节约成本提供数据基础。

二、20__年工作中亟待解决问题

1、设备体制不明确，设备维修班内部员工职责需要界定。

2、维修人员员工素质培训工作还需要加强。

3、信息化的设备、工具履历还未建立。

三、20__年下半年工作安排

为20__年下半年生产保障及设备管理工作的顺利开展，确保各项工作的完满完成，特制定计划如下：

1、加强设备维护保养工作，逐步更换设备老化部件、润滑油等。

2、完成以下目标：⑴重大设备事故为零;⑵设备事故隐患整改率100%;⑶主要设备完好率95%以上。

3、加强现场管理，认真落实各项维修、点检计划，使设备处于完好状态，减少设备事故。

4、加强技术改造及新材料、新技术的应用，做到节能降耗，挖潜增效，提高设备运行效率，以增加经济效益。

5、初步完善信息化设备台账、履历。

6、加强学习，提高对设备的了解水平、维修水准。

总结是为了对前期工作的一个回顾，为了发现问题，解决问题。以便下一步的工作能够有所借鉴，在旧的方法、技术、理论上能推成革新。在下半年的工作中，设备维修班还需加强管理，加强同操作者沟通，更好的掌控设备运行，完成保障生产的任务。

以上是半年以来的工作总结和下半年计划，不足之处请批评指正。

2022年上半年个人工作总结模板5

20__年是公司加大企业内部改革力度、全力扭转安全生产不利局面、不断提高 企业管理 水平和整体实力、全面开创新局面的一年。上半年，公司党委在认真总结过去工作经验的基础上，统一思想，目标明确，自我加压，扎实工作，按照新一届领导班子的总体工作思路，以安全稳定为基础，以经营管理为中心，以优质服务为宗旨，全力配合实施公司职代会制定的以夯实一个基础，实现两个确保，提高三个能力，实施四项工程，建设六个环境为主要内容的“一二三四六”工程。

全面落实公司党委提出的“围绕一个中心，突出两个重点，实施三个工程，培树四个形象”的工作目标，公司的党建工作和谐发展，收获了丰硕成果。上半年公司先后荣获“_市百家诚信企业”和“全国安康杯竞赛优胜企业”荣誉称号，公司党委被评为“_市宣传思想工作先进集体”、_市“红旗党委”、“_省先进基层党组织标兵”和“全国先进基层党组织”，同时，船营供电分公司党支部被_市委授予“先进基层党组织”荣誉称号。

一、上半年主要工作情况

1、党的组织建设进一步加强

建设坚强有力的党组织，是激发活力、永葆先进、发挥作用的基础和前提。上半年公司党委从加强基层党组织建设、加强党员队伍建设、加强领导班子和干部队伍建设三个方面入手，党的组织建设得到进一步加强。

加强基层党组织建设。根据公司多种产业改制重组的实际情况，组建了吉电集团党委、纪委，并重新明确了吉电集团党委的管理职能;建立和完善先进性建设的长效机制，重新修订了《_供电公司党员发展及管理制度》、《_供电公司党组织“三会一课”制度》。结合公司基层现场办公会精神和公司党员队伍，特别是基层党组织中存在的问题，研究制定了《_供电公司关于加强基层党组织建设的指导意见》，进行有针对性地指导，使党的组织建设工作常态化、规范化;继续坚持基层党组织工作量化考核制度，完善了基层党组织工作考核办法，对不合理和不完善的地方进行了调整和修改，使考核细则更加合理、规范，更加科学。

加强党员队伍建设。按照组织发展的十六字方针，严把入口关，确保党员队伍的先进性和纯洁性。在对拟发展的42名同志的.考核中，取消2名发展资格，延长考核期1名;对拟转正的33名预备党员进行严格的考核和审查;加强积极分子队伍建设，举办党的积极分子培训班，对公司68名组织发展对象进行了集中培训，提高积极分子对党的认识;开展向困难党员送温暖献爱心活动，建立了困难党员、患重病党员和长病党员档案， 春节 前公司党委组织了慰问活动。使党员感受到了组织的温暖，增强了党组织的凝聚力，激发了广大党员热爱组织和勇于奉献的热情。

加强领导班子和干部队伍建设。公司党委充分认识到，社会的发展和进步对公司领导班子的要求越来越高，公司党委始终把加强领导班子和干部队伍建设这项工作放在重要的位置，以创建两级“四好班子”为主线，做到常抓不懈。一是进一步加强公司班子自身建设。坚持集体领导和个人分工负责相结合的制度，做到科学决策和集体决策;班子成员勤于调查研究，经常深入分管部门和单位，帮助基层解决实际问题;重新修订了《_供电公司党委民主生活会制度》，坚持定期开展民主生活会，开展经常性批评与自我批评，敞开思想，及时沟通。

不断增强班子团结力、凝聚力和战斗力。二是加强中层干部队伍建设。中层干部是公司的中坚和骨干，是实践公司战略决策和工作部署的概念”论文研讨活动，强化干部学习和提高，增强执行力，促进工作作风转变;开展创建“四好”领导班子活动，对20_年度“四好”领导班子和优秀“四好”领导班子进行了命名和表彰，对优秀“四好”领导班子成员给予奖励，制定了20_年创建“四好班子” 实施方案 。上述一系列的 措施 ，推动中层干部队伍形象有新变化、能力有新提高、作风有新转变。

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柴北缘烃源岩分析及其综合评价

一、勘探现状

截至1999年底，四川盆地经历了油气勘探46年的历程，累计完成二维地震200980.392km，三维地震3125.819km2，累计完成井3769口（其中探井2940口），获工业气井1489口（其中探井1059口），工业油井509口（其中探井319口）。发现地面构造259个和潜伏构造428个；已钻探地面构造153个和潜伏构造224个，圈闭钻探率54.88%；钻探获油气的地面构造98个和潜伏构造167个，圈闭钻探成功率70.29%；获气田97个和油田13个，发现含气构造60个和含油构造6个；获工业油气层19层。截至1999年底（表10-1），获剩余预测储量2070.37×108m3，剩余控制储量1238.19×108m3，累计探明天然气储量5787.07×108m3，三级储量合计9095.63×108m3，天然气资源发现率12.66%，探明率8%。

表10-1　四川盆地勘探成果表

（资料截至1999年底）

四川盆地勘探程度不均，总体达到中等程度。从钻井密度和圈闭钻探率两项主要指标衡量，钻井密度最大的是川南地区，其次是川西南地区，而川东、川中、川西北三个地区钻井密度都很低。

四川盆地已发现地面背斜构造圈闭和潜伏构造圈闭钻探率均比较高。截至1999年底，在已发现地面背斜构造圈闭259个，已钻探153个，钻探率为59.34%，其中川南地区和川西南地区分别高达75.47%和80.00%。川东地区相对较低，潜伏构造428个，已钻224个，钻探率52%。钻探率较低的地区是川中和川西北地区，未钻探的潜伏构造多为埋藏深、圈闭小、圈闭资源量少。而非构造圈闭的勘探还刚开始，并且获得了一些好的成果。上述情况表明，四川盆地的待勘探领域是广阔的，但是勘探的难度和风险将会越来越大。

二、勘探成果分析

1.气田个数多，大中型气田少；裂缝性气田储量小，层状孔隙型气田储量大

截至1999年底，四川盆地共获气田97个，获得天然气探明地质储量5787.07×108m3。以气田为单元计，其中气田探明地质储量大于300×108m3的大型气田5个（即卧龙河、五百梯、沙坪场、威远及磨溪气田），累计探明地质储量2149.67×108m3，占全盆地探明地质储量的37.15%；探明地质储量介于（50～300）×108m3的中型气田22个，其探明地质储量合计2450.95×108m3，分别占四川盆地气田总数和总探明地质储量的22.68%和42.35%；探明地质储量小于50×108m3的小型气田70个，其探明地质储量合计1186.45×108m3，分别占四川盆地气田总数和总探明地质储量的72.17%和20.50%。从上述已探明气田储量分布情况可以看出，四川盆地目前天然气探明地质储量主要集中在少数大中型气田中，这为气田的高效开发创造了很好的先决条件。在已探明天然气地质储量中，裂缝性气田47个，累计探明储量为1440×108m3，只占总探明储量的1/4。

上述勘探成果表明，今后一段时间内四川盆地天然气勘探仍以寻找层状孔隙型储层为特征的大中型气田为主要勘探方向。

2.天然气资源大且分布不均，资源探明程度低

四川盆地油气资源主要分布在震旦系到侏罗系8个层系（Z、 —O、C、P1、P2、T1—2、T3、J）。根据第二轮油气资源评价结果，总资源量为83.203×108t（油当量），其中天然气资源量为71851×108m3，占总资源量的86%，石油资源量为11.351×108t，占总资源量的14%。可见，四川盆地天然气资源占主导地位。

油气资源分布不均，天然气在上述8个层系中均有分布，但石油只分布在侏罗系。从层系上看，天然气资源主要分布在下古生界（包括震旦系）、C以及T3，分别占总资源量的29.8%、18.8%、15.9%。从地区上看，川东地区油气资源最丰富，占全盆地总资源量的34%；其次是川中占24%；再其次川北占14%。再从不同地区不同层系资源分布看，川东地区石炭系资源占主导地位，其次是下古生界和三叠系，川南、川西南均以下古生界和三叠系占主导地位，川中以侏罗系石油和上三叠统天然气为主；川西主要以上三叠统天然气为主，川北主要以三叠系和侏罗系为主。

油气分布格局与盆地的形成、演变分不开，盆地演化的有序性决定了盆地油气资源分布的有序性。早古生代四川盆地作为上扬子克拉通的组成部分，大面积分布巨厚的烃源岩形成了丰富的油气资源。就川东地区而言，巨厚的志留系烃源岩为石炭系天然气成藏提供了资源保障，上三叠统坳陷生烃中心和沉降中心相吻合，主要分布在川西坳陷带。侏罗系湖盆区主要分布川中，适中的有机质热演化使得川中石油资源丰富。

值得说明的是油气资源评价结果受当时的勘探程度、地质认识限制。随着勘探程度和地质认识的提高，早期油气资源评价结果可能与勘探成果不匹配，甚至出现矛盾。因此，油气资源的评价必须以动态的观点来看待。“八五”以来的勘探实践，尤其是“九五”以来的勘探证实，四川盆地油气资源预测与勘探实践结果相佐，表现在以下几方面。①资源量巨大，探明程度很低。如下古生界（包括震旦系）资源量巨大，占全盆地总资源量近1/3，但截至到目前下古生界勘探只发现了威远气田以及一些含气构造，资源探明率很低，小于2%。另外，川西的上三叠统探明率也不到5%。②资源量过低，已发现的圈闭资源量、储量超过资源量。如川西侏罗系在二轮资源计算石油资源量折算成天然气资源仅有11.4×108m3，目前已探明三级储量远大于资源量。川东的下三叠统飞仙关组预测鲕滩圈闭资源量已近7000×108m3，也远大于资源量。因此有必要对四川盆地油气资源量进行重新计算。

目前，四川盆地在六个层系获得天然气探明地质储量（见表10-2），从新到老分别为侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、奥陶系及震旦系。天然气探明地质储量主要集中在石炭系、三叠系和二叠系气藏中，三层探明地质储量合计达5352.99×108m3，占整个四川盆地探明地质储量的92.50%，剩余可采储量合计为2226.55×108m3，占整个四川盆地探明剩余可采储量的99.34%，其中石炭系（全部分布在川东地区）天然气探明地质储量及剩余可采储量分别为2639.60×108m3和1486.68×108m3，分别占四川盆地天然气探明地质储量及剩余可采储量的45.61%和66.33%。因此，石炭系、三叠系、二叠系气藏，特别是石炭系气藏还有很大的开采潜力。

表10-2　四川盆地各层系天然气探明地质储量统计表

（资料截至1999年底）

从地区来看（见表10-3），目前四川盆地天然气探明地质储量主要分布在川东地区，探明地质储量达3511.72×108m3，占整个四川盆地探明地质储量的60.68%，探明可采储量为2582.86×108m3，占整个四川盆地探明可采储量的63.67%，其次为川西南、川南地区，而川西北、川中地区天然气探明地质储量及可采储量较少，均不到500×108m3。

表10-3　四川盆地各地区天然气探明地质储量统计表

3.天然气勘探实现了两个大的转折

（1）1977年发现相国寺石炭系孔隙性气藏，是四川盆地勘探发生重大转变时期，首先是以勘探裂缝性气藏为主，转变到以勘探孔隙性气藏为主；在勘探指导思想和决策方面，明确提出以孔隙性储层为对象，以大中型气田为目标，大力甩开勘探，争取较大的新发现；在勘探技术方面，由模拟地震发展到数字地震，形成了高陡复杂构造处理解释技术、储层横向预测技术、侧钻中靶技术等。由于指导思想、决策正确和技术进步，取得了重大的勘探成果，获得了五百梯、沙坪场、大池干井、高峰场等一批大中型气田，实现了四川盆地储量高速增长，累计获石炭系天然气探明地质储量为2639.6×108m3。

（2）“九五”期间川东北部三叠系飞仙关组鲕滩勘探的突破以及川西地区侏罗系次生气藏勘探的突破，实现了川东石炭系的接替以及勘探领域由川东向川北、川西北的转变，勘探层系由石炭系向二叠系、中生界的转变。

位于开江－梁平海槽区南侧已发现有铁山南、双家坝飞仙关组鲕滩气藏，在海槽北侧地区有“九五”期间发现的飞仙关组鲕滩气藏，即渡口河、罗家寨构造带和铁山坡等，这一发现是继川东石炭系发现之后的又一重大发现。现已发现铁山、渡口河、铁山坡等飞仙关组鲕滩气藏10个，获探明地质储量为319.69×108m3、控制储量为35.19×108m3，预测储量为365.54×108m3，三级储量合计为720.42×108m3（不含高桥、罗家寨储量），在川东地区排名第二，勘探成效十分显著。在海槽北侧地区即渡口河—五宝场地区预测飞仙关组鲕滩圈闭22个，面积达795.81km2，圈闭资源量达6764×108m3。飞仙关组鲕滩为岩性－构造复合圈闭气藏，储层主要为溶孔鲕粒云岩、溶孔云岩和溶孔鲕粒灰岩。

川西白马—松华地区地震勘探始于1967年，先后在该区共作6轮地震工作（线距0.7～1.2km）及油气综合化探。钻探始于1995年，于1995年7月在白马庙潜伏构造钻探的白马1井，在侏罗系蓬莱镇组获工业气流，从而揭开了该区浅层侏罗系天然气勘探的序幕。到2000年3月底为止，以蓬莱镇组为目的层已钻探46口，测试获工业气井25口，钻探成功率为54.35%，获天然气控制储量为391.76×108m3。此外，在川西地区的观音寺、三皇庙、苏码头等构造也发现了侏罗系浅层气藏。

页岩气开发现状及开采技术分析

从柴北缘中下侏罗统烃源岩的有机质类型、有机质热演化程度分析，这套地层应是生气生油能力相当。这里重点研究其生气能力。

源岩生油气能力定量评价有“热压模拟法”、“数字化积分法”、“氢指数质量平衡法”、“有机碳法”等，各种方法各有其优缺点。本书采用热压模拟法进行计算，“热压模拟法”的优点是尽可能地考虑了源岩中各种有机母质在生烃过程中的贡献及其演化规律，同时能给出各演化阶段的气态烃产率，以提供各演化阶段天然气生成量参数。

1.热压模拟法原理

在一般情况下，油气的生成、运移和聚集是一个连续的过程。从动态分析的观点出发，各地质时间单元内油气的生成速率是可变的，一方面相同类型烃源岩在不同演化阶段生烃速率不一样；另一方面，不同类型烃源岩在同一演化阶段，生烃速率亦有较大差别。所以，准确划分各演化阶段烃源岩地质体并选择相应岩类在各演化阶段的产油气速率，是准确地测算其整个地质历史时期中油气生成总量的基础。当源岩类型、热演化程度、有机质丰度及气态烃产率确定后，可根据烃源岩厚度计算出各类烃源岩不同演化阶段的气烃产量，即烃源岩的生气强度。气态烃生成量的计算公式是：

柴达木盆地北缘石油地质

式中，Q气为生气强度（108 m3/km2）；H为烃源岩厚度（km）；K气为有机碳恢复系数；ρ为烃源岩密度（泥岩取26×106 t/km3，煤岩取14×106 t/km3）；Corg为烃源岩有机碳含量（%）；R为气态烃产率（m3/t·Corg）。

（1）产气率的确定。柴北缘侏罗系泥岩和煤、新疆乌苏电厂炭质泥岩的热压模拟实验气态烃产率如图4-63所示。鱼卡泥岩产气率代表Ⅱ型烃源岩的产气率，新疆乌苏电厂炭质泥岩和鱼卡煤的产气率分别代表Ⅲ1 和Ⅲ2 型烃源岩的产气率。根据中、下侏罗统顶面的 Ro 等值线图和有机质类型的平面分布图，可确定不同地区烃源岩的产气率。

图4-63 不同类型烃源岩产气率图版

（2）残余有机碳恢复系数的确定。根据各类烃源岩在不同演化阶段残余有机碳恢复系数图版，结合冷科1井母质类型与烃源岩演化阶段选取的残余有机碳恢复系数见表4-13。

表4-13 柴北缘侏罗系源岩残余有机碳恢复系数取值

2.柴北缘烃源岩的生气强度

根据上述方法计算了中、下侏罗统烃源岩的生气强度图（图4-64 和图4-65），可见下侏罗统烃源岩的生气强度远大于中侏罗统烃源岩。下侏罗统烃源岩存在冷西、鄂博梁、伊北三个地区，生气强度一般大于40×108 m3/km2 ，最高可达100×108 m3/km2 以上。其他大部分地区也在20×108 m3/km2 以上。中侏罗统烃源岩生气强度在赛什腾中部次凹最大，为（20～40）×108 m3/km2。鱼卡断陷侏罗统烃源岩生气强度为（15～35）×108 m3/km2。其他地区一般小于15×108 m3/km2。

图4-64 柴北缘下侏罗统烃源岩生气强度图

图4-65 柴北缘中侏罗统烃源岩生气强度图

程克明等给出了中国主要含油气盆地生烃强度分类标准（表4-14）。从图4-65 看，中侏罗统在赛什腾中部次凹和鱼卡断陷能形成大中型气田，其他地区只能形成中小型气田。下侏罗统在冷西、鄂博梁、伊北三个生气中心及其附近可形成大、中型的气田。

天然气的运移可分为侧向运移和垂向运移。由于侧向运移和垂向运移时圈闭的供气面积不同。因而对气源的要求不同。侧向运移时圈闭的聚气面积大，对单位面积生气强度要求低些；垂向运移时圈闭聚气面积小，对单位面积生气强度要求高些。本文将生气强度小于20×108 m3/km2的地区称为低丰度区；（20～40）×108 m3/km2为中等丰度区；大于40×108 m3/km2为高丰度区。在冷西、鄂博梁、伊北三个生气中心及其附近，气源条件不仅满足侧向运移成藏条件，还满足垂向运移成藏的要求。因此这些地区不仅是原生气藏的勘探领域，还是以垂向运移为主形成的次生气藏的勘探领域，而中侏罗统烃源岩分布区气源条件仅满足侧向运移成藏条件。

表4-14 中国主要含油气盆地生烃强度分类标准表

3.生气中心对天然气成藏的控制作用

生气中心是指天然气生成强度最大的地区，它是烃源岩厚度、有机质丰度、有机显微组分类型及组合和有机质成熟度的综合体现。生气中心及其周缘气源条件最为有利，可以源源不断获得高丰度的气源，而且运移距离短，可避免天然气长距离运移中大量散失，只要有较大圈闭存在，形成大中型气田的概率就较高。如塔里木盆地克拉2大气田就位于拜城生气中心，具有优先捕集油气的有利条件；依南2气田位于阳霞生气中心附近；牙哈、羊塔克、英买7气田位于拜城生气中心附近。柯克亚气田位于叶城生气中心，生气强度（20～25）×108 m3/km2。准噶尔盆地侏罗系煤系生气中心位于南缘山前坳陷昌吉—呼图壁—石河子一带，呼图壁气田位于生气中心，马庄气藏、彩南油气田及腹部一些侏罗系气井亦都分布于生气中心边缘或气源运移指向上。

柴北缘天然气生气中心也对气田的分布有明显的控制作用。南八仙气田、马海气田天然气都来自伊克雅汝乌生气中心，由于南八仙气田紧邻伊克雅汝乌生气中心，气源条件好，从而形成中型气田，而马海气田离伊克雅汝乌生气中心较远，仅形成了小型的气田。

因此，气源充足与否是决定能否形成大中型气田的首要因素，侏罗系生气强度和圈闭与生气中心的所处位置是成藏的关键因素之一。

4.烃源岩综合评价

柴北缘中、下侏罗统烃源岩生烃综合评价结果见表4-15。从表中可以看出，下侏罗统生油岩主要形成于湖盆的断陷期，发育多个生烃中心，岩性主要为暗色泥岩，其次为炭质泥岩，地化特征则表现为有机质丰度高、类型中等—差、成熟度高，生成的油气以天然气为主；油气运移主要沿不整合面以侧向运移为主，晚期沿断层垂向运移较显著；油气充注以高充注为主，生气强度达到大中型油气田的规模并已发现有中型油气田。因此，综合评价下侏罗统烃源岩是一套好的烃源岩。

中侏罗统生油岩主要形成于湖盆的坳陷期，岩性主要为暗色泥岩，其次为煤层。地化特征则表现为有机质丰度较高、类型差—中等，主要的鱼卡生烃中心成熟度为低成熟阶段，以生油为主；次级的赛什腾中部生烃中心为过成熟阶段，以生气为主。油气运移方式沿断层以垂向为主，运移距离短。生气强度中等，油气充注为中等充注，具备形成大中型气田的气源条件。因此，综合评价中侏罗统的烃源岩为一套中等的源岩层。

表4-15 柴北缘中下侏罗统烃源岩综合评价表

不同叠合构造单元烃源岩动态分析

史进1 吴晓东1 孟尚志2 莫日和2 赵军2

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 102249 2.中联煤层气有限责任公司 北京 100011)

摘要:页岩气是一种储量巨大的非常规天然气，但是页岩气藏储层结构复杂，多为低孔、低渗型，开发技术要求很高。本文简述了国内外页岩气开发现状，分析了页岩气成藏机理以及开发特点，重点介绍了国外主要采用的页岩气开采技术，包括页岩气的储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面，其中水平井钻井以及压裂技术是最为重要的。最后本文指出了中国页岩气开发急需解决的几个方面的问题。

关键词: 页岩气 开采技术 储层评价 水平井增产 完井技术 压裂技术

作者简介: 史进，1983 年生，男，汉族，山东淄博人，中国石油大学 ( 北京) 石油天然气工程学院博士生，主要从事煤层气、页岩气开发方面的研究工作。E mail: shijin886@163. com，电话: 18901289094。

Analysis on Current Development Situation and Exploitation Technology of Shale Gas

SHI Jin WU Xiaodong MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun

( 1. Petroleum engineering institute，China University of Petroleum，Beijing 102249， 2. China United Coalbed Methane Co. ，Ltd. ，Beijing 100011，China)

Abstract: The shale gas is a kind of non conventional with giant amount of reserves，but the shale reservoir has complex structure with low porosity and low Permeability ，so it needs advanced technology. This article sum- marizes current situation of shale gas development both in and abroad，analyses the gas generation and development characteristic of shale gas，mainly introduces gas exploration and development of technology，including reservoir e- valuation technology，horizontal well stimulation techniques，completion technology as well as fracturing tech- niques. At last，the paper points out the urged problem needed to be sloved for china's shale gas development.

Keywords: Shale gas; development technology; Reservoir evaluation; Horizontal well stimulation; comple- tion technology; fracturing techniques.

1 前言

地球上各种油气资源在地层分布的位置各不相同 ( 图1) ，随着全球能源的需求量增大，页岩气作为一种非常规能源越来越受到人们的重视。页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集［1］。世界页岩气资源很丰富，但尚未得到广泛勘探开发，根本原因是致密页岩的渗透率一般很低。但近几年来，页岩气的开采已经成为全球资源开发的一个热点。由于页岩气的赋存、运移以及开采机理与普通天然气有很大的不同，所以在勘探开发技术方面与普通天然气也有很大的差别。

图1 各种油气资源分布示意图

2 国内外页岩气勘探开发现状

2.1 国外页岩气开发情况

国外的页岩气开发以美国为主，美国是目前世界上唯一商业化开发页岩气的国家。美国第一口页岩气井可追溯1821年，钻遇层位为泥盆系Dunkirk页岩［2］，井深仅8.2m。19世纪80年代，美国东部地区的泥盆系页岩因临近天然气市场，在当时已经有相当大的产能规模。但此后产业一直不甚活跃。直到20世纪70年代末，因为国际市场的高油价和非常规油气概念的兴起，页岩气研究受到高度重视，当时主要是针对FortWorth盆地Barnett页岩的深入研究。2000年以来，页岩气勘探开发技术不断提高，并得到了广泛应用。同时加密的井网部署，使页岩气的采收率提高了20%，年生产量迅速攀升。2004年美国页岩气年产量为200×108m3，约占天然气总产量的4%;2007年美国页岩气生产井近42000口，页岩气年产量450×108m3，约占美国年天然气总产量的9%。参与页岩气开发的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。美国相关专家预测，2010年美国页岩气产量将占天然气总产量的13%。图2是美国页岩气资源分布图。

美国的页岩气能够得到快速发展，技术上主要得益于以下四个方面:(1)减阻水压裂技术:携带非常少的添加剂，这样降低了成本，减少对地层的伤害，但携砂能力下降。(2)水平井替代了直井，长度从750m增加到了1600m。(3)10至20段，甚至更多的分段压裂大大提高了采收率。(4)同步压裂时地层应力变化的实时监测。当然，这也离不开国家政策的支持，20世纪70年代末，美国政府在《能源意外获利法》中规定给予非常规能源开发税收补贴政策，而得克萨斯州自20世纪90年代初以来，对页岩气的开发不收生产税。

除了美国，加拿大是继美国之后较早规模开发页岩气的国家，其页岩气勘探研究项目主要集中在加拿大西部沉积盆地，横穿萨克斯其万省的近四分之二、亚伯达的全部和大不列颠哥伦比亚省的东北角的巨大的条带。另外，Willislon盆地也是潜在的气源盆地，上白平系、侏罗系、二叠系和泥盆系的页岩被确定为潜在气源层位。可以预测，在不久的将来加拿大西部盆地很可能发现数量可观的潜在页岩气资源。

图2 美国的页岩气资源分布

2.2 中国页岩气开发现状

2009年以前，我国的页岩气开发以勘探为主，2009年12月，才正式启动页岩气钻井开发项目［3］。我国主要盆地和地区的页岩气资源量约为(15～30)×1012m3，中值23.5×1012m3，与美国的28.3×1012m3大致相当。预计到2020年，我国的页岩气年生产能力有望提高到150亿～300亿m3。页岩气在中国的分布在剖面上可分为古生界和中新生界两大重点层系。在平面上可划分为南方、西北、华北东北及青藏等4个页岩气大区。其中，南方及西北地区的页岩气(也包括鄂尔多斯盆地及其周缘)成藏条件最好。

我国南方地区是我国最大的海相沉积岩分布区［4］，分布稳定，埋藏深度浅，有机质丰度高。四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区。在中国北方地区，中新生代发育众多陆相湖盆，泥页岩地层广泛发育，页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部。鄂尔多斯盆地的中古生界、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等也属于有利区。

3 页岩气开发特点分析

3.1 页岩气成藏机理

页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征，但又与这两者有显著的区别(表1)，显示出复杂的多机理递变特点。页岩气成藏过程中，赋存方式和成藏类型的改变，使含气丰度和富集程度逐渐增加。完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要过程，吸附聚集、膨胀造隙富集以及活塞式推进或置换式运移的机理序列。成藏条件和成藏机理变化，岩性特征变化和裂缝发育状况均可对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律有控制作用。

表1 页岩气与其他天然气资源对比分析

3.2 页岩气开发特点

页岩气储层显示低孔、低渗透率的物性特征，气流的阻力比常规天然气大。因此，页岩气采收率比常规天然气低［5］。常规天然气采收率可以达到80%甚至90%以上，而页岩气仅为5%～40%。但页岩气开发虽然产能低，但具有开采寿命长和生产周期长的优点，页岩气井能够长期以稳定的速率产气，一般开采寿命为30～50年，美国地质调查局(USGS)2008年最新数据显示，Fort Worth盆地Barnett页岩气田开采寿命可以达到80年。

页岩气中气体主要分为吸附态和游离态，和煤层气相似，但页岩气中的吸附气的比例较低，有的只有30%左右［6］，裂缝中的水很少，主要为游离态的压缩气，页岩气的生产可以分为两个过程，第一个过程是压力降到临界解吸压力以前，产出的只有游离态的气体，它的生成基本与低渗透天然气无异，这个过程也是页岩气地层压力降低的过程，第二个过程是压力降到临界解吸压力以后，这时基质中的气体开始解吸出来，与裂缝中的气体一起被采出，所以产气量会达到一个峰值，如图3所示，但是由于吸附气占的比例并不大，所以产气量又很快下降，最终的残余气饱和度中只有很小一部分是吸附气，因为和煤层气不同的是，采气降压不可能使储层的压力降得很低。

图3 不同类型天然气藏的生产曲线示意图

4 主要页岩气勘探开发技术

页岩气的勘探开发技术与普通的气井的不同之处主要体现在页岩气储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面，其中水平井钻井以及压裂技术最为重要。

4.1 储层评价技术

页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据，包括ECS(Elemental Capture Spectroscopy)来识别储层特征［7］。单独的GR不能很好地识别出粘土，干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像测井可以识别出裂缝和断层，并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向，进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性，并分析测试TOC和吸附等温曲线，以此得到页岩含气量。

4.2 水平井钻井技术

页岩气储层的渗透率低，气流阻力比传统的天然气大得多，并且大多存在于页岩的裂缝中，为了尽可能地利用天然裂缝的导流能力，使页岩气尽可能多的流入井筒，因此开采可使用水平钻井技术，并且水平井形式包括单支、多分支和羽状。一般来说，水平段越长，最终采收率就越高。

水平井的成本比较高，但其经济效益也比较高，页岩气可以从相同的储层但面积大于单直井的区域流出以美国Marcellus页岩气为例，水平井的驱替体积大约是直井驱替体积的5.79倍还多。在采用水平井增产技术过程中，水平井位与井眼方位一般选在有机质富集，热数度比较高、裂缝发育程度好的区域及方位。

4.3 完井技术

页岩气井的完井方式主要包括组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井和机械式组合完井。组合式桥塞完井是在套管井中，用组合式桥塞分隔各段［8］，分别进行射孔或压裂，这是页岩气水平井最常用的完井方法，但因需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞，也是最耗时的一种方法。水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井。该工艺利用伯努利原理，从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石，达到射孔的目的。通过拖动管柱可进行多层作业，免去下封隔器或桥塞，缩短完井时间。

4.4 压裂技术

据统计，完井后只有5%的井具有工业气流，55%的井初始无阻流量没有工业价值，40%的井初期裸眼测试无天然气流，这是因为页岩气埋深大，渗透率过低。所以压裂对于页岩气来说是最为重要的。而且因为页岩气多采用水平井开采，因此页岩气压裂技术，主要包括水平井分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术以及裂缝综合检测技术(图4)。

4.4.1 水平井分段压裂技术

在水平井段采用分段压裂，能有效产生裂缝网络，尽可能提高最终采收率，同时节约成本。最初水平井的压裂阶段一般采用单段或2段，目前已增至7段甚至更多。如美国新田公司位于阿科马盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton-H223［9］井经过7段水力压裂措施改造后，增产效果显著，页岩气产量高达14.16×104m3/d。水平井水力多段压裂技术的广泛运用，使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能，极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围，是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。

图4 Barnett页岩压裂模式示意图

4.4.2 重复压裂

当页岩气井初始压裂因时间关系失效或质量下降，导致气体产量大幅下降时，重复压裂能重建储层到井眼的线性流，恢复或增加生产产能，可使估计最终采收率提高8%～10%，可采储量增加30%，是一种低成本增产方法，压裂后产量接近能够甚至超过初次压裂时期，这是因为重复压裂可以发生再取向(图5)，在原有裂缝的基础上，还会压开一些新的裂缝。美国天然气研究所(GRI)研究证实［10］，重复压裂能够以0.1美元/mcf(1mcf=28317m3)的成本增加储量，远低于收购天然气储量0.54美元/mcf或发现和开发天然气储量0.75美元/mcf的平均成本。

图5 重复压裂再取向

4.4.3 同步压裂

同步压裂技术最早在Barnet页岩气井实施，作业者在相隔152～305m范围内钻两口平行的水平井同时进行压裂。由于页岩储层渗透性差，气体分子能够移动的距离短，需要通过压裂获得近距离的高渗透率路径而进入井眼中。同步压裂采用的是使压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法，来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。目前已发展成三口井，甚至四口井同时压裂，采用该技术的页岩气井短期内增产非常明显。

4.4.4 裂缝综合监测技术

页岩气井压裂后，地下裂缝极其复杂，需要有效的方法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息，改善页岩气藏压裂增产作业效果以及气井产能，并提高天然气采收率。

利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术，可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而造成的变形来表征所产生裂缝网络，评价压裂作业效果，实现页岩气藏管理的最佳化［11］。该技术有以下优点:①测量快速，方便现场应用;②实时确定微地震事件的位置;③确定裂缝的高度、长度、倾角及方位;④具有噪音过滤能力。

作为目前美国最活跃的页岩气远景区，沃斯堡盆地Barnett页岩的开发充分说明了直接及时的微地震描述技术的重要性。2005年，美国Chesapeake［12］能源公司于将微地震技术运用于一口垂直监测井上，准确地确定了NewarkEast气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝高度、长度、方位角及其复杂性，改善了对压裂效果的评价。

5 中国页岩气开发亟需解决的问题

5.1 地质控制条件评价

我国页岩气勘探才刚刚起步，尽管页岩气成藏机理条件可与美国页岩气地质条件进行比对，但我国页岩气的主要储层与美国有很大区别，如四川盆地的页岩气层埋深比美国大，美国的页岩气层深度在800～2600m，四川盆地的页岩气层埋深在2000～3500m。因此需要建立适合于我国地质条件且对我国页岩气资源战略调查和勘探开发具有指导意义的中国页岩气地质理论体系。应重点研究我国页岩发育的构造背景、成藏条件与机理(成藏主要受控于页泥岩厚度、面积、总有机碳含量、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素)、页岩成烃能力(如有机质类型及含量、成熟度等)、页岩聚烃能力(如吸附能力及影响因素等)、含气页岩区域沉积环境、储层特征、页岩气富集类型与模式，系统研究我国页岩气资源分布规律、资源潜力和评价方法参数体系等。

5.2 战略选区

作为可商业规模化开采的页岩气，战略选区是页岩气勘探开发前的基础性、前瞻性工作，除了地质控制因素的考虑，还应特别重视页岩气开发可行性。我国页岩气起步阶段应首先要考虑海相厚层页岩中那些总有机碳含量大于1.0%、Ro介于1.0%～2.5%之间、埋深介于200～3000m之间、厚度大于30m的富含有机质页岩发育区;其次考虑海陆交互相富含有机质泥页岩与致密砂岩和煤层在层位上的紧密共生区;但同时要研发不同类型天然气资源多层合采技术;对于湖相富含有机质泥页岩，重点考虑硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系。

5.3 技术适应性试验

美国页岩气成功开发的关键原因之一在于水平井技术、多段压裂技术、水力压裂技术、微地震技术、地震储层预测技术、有效的完井技术等一系列技术的成功应用。但这些手段在中国是否会取得比较好的效果，还值得进一步的现场试验才能得出结果。中国页岩气的开发急需要研究出一套适合中国地质条件以及页岩气特点的开发技术，使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量。

5.4 环保因素的考虑

对Barnett页岩开采地区的研究表明，钻井和压裂需要大量的水资源，2000年在Bar-nett页岩中开采页岩气需86.3×104m3的地表水和地下水，2007年这一用量增长了10倍多，约60%～80%的水会返回地面，其中含有大量的化学物质或放射性元素，会造成水污染，因此页岩气开发过程中对于环境的保护也是需要重视的问题。

6 结论

(1)美国页岩气的高速发展表明，除了天然气价格上涨、天然气需求增加以及国家政策扶持等因素外，主要得益于以下开发技术的进步与推广运用:水平井钻井与分段压裂技术的综合运用，使页岩开发领域在纵向和横向上延伸，单井产量上了新台阶;重复压裂与同步压裂通过调整压裂方位，能够改善储层渗流能力，延长页岩气井高产时期;裂缝监测技术能够观测实际裂缝几何形状，有助于掌握页岩气藏的衰竭动态变化情况，实现气藏管理的最佳化。

(2)目前中国的页岩气开发急需要解决以下几个方面的问题:地质控制条件评价、战略选区、技术适应性试验、环保因素的考虑，从而推动中国页岩气产业的快速发展。

参考文献

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广东惠州天然气发电有限公司的天然气发展前景报告

区域构造演化史研究结果证明，印支期—喜马拉雅期构造运动，在华北东部表现较为强烈，差异块断活动造成构造的分隔性，中、新生界沉积厚度变化极大，古地温场的不均衡性愈加明显。在前面章节中已对前古近系所经历的构造-热史进行了详细的论述，并将研究区受印支期之后的构造运动影响划分了3大类6小类的不同叠合构造单元。

由生烃动力学参数与精确的热史数据相结合，可以算出烃源岩形成以来，受地质作用而发生的所有的排烃过程。根据所标定的生烃动力学参数，结合及不同地区源岩所经历的沉积埋藏史和热史的研究，分别计算不同层位源岩在不同时刻所生成的油、气的转化率（表4-3-3），从而对不同叠合构造单元烃源岩的生烃过程进行动态分析。其中中—新元古界分布局限，仅位于冀北和冀中凹陷北部地区，其叠合构造单元为II3型，将在II3型叠合构造单元中对其进行详细描述，对寒武系—奥陶系、石炭系—二叠系和中生界烃源岩分不同叠合构造单元进行选择系统探讨。

表4-3-3 不同层位生烃动力学计算分布地区一览表

1.Ⅰ型叠合构造单元

为持续沉降型，该类型叠合构造单元在中、新生代均处于沉降区，接受沉积。其生烃-埋藏演化史可分2种情况：一种过早过快的继承性沉降则往往导致烃源岩过早成熟而失去生油能力，甚至生气能力。以临清坳陷的邱县凹陷为例，早—中三叠世，邱县凹陷继承了晚二叠世的古地理格局，只是盆地范围有所缩小，地层横向沉积稳定，厚度变化不大。印支期由于受华北板块与扬子板块自东向西碰撞的影响，华北地区东部抬升早、剧烈，西部抬升晚，邱县凹陷表现为大型的褶皱隆升，但下—中三叠统剥蚀相对较小。早—中侏罗世本区继承了晚三叠世的褶皱背景，于向斜低洼处沉积了数百米厚的下—中侏罗统。就晚侏罗世—早白垩世盆地而言，现今邱县凹陷深部下白垩统自东向西超覆减薄于广宗、新河凸起之上。早白垩世末期本区又发生一次褶皱运动，邱县凹陷处表现为向斜核部，沉积了近千米的上白垩统，进入古近纪本区开始表现为明显的断陷盆地发育时期，邱县凹陷西部沉积了巨厚的古近系。

根据埋藏史和到达不同深度样品的有机质成熟度可以对热史进行较为精确的标定，生烃动力学计算邱县凹陷坳陷深部石炭系—二叠系煤系烃源岩在240Ma（海西期）已经进入生烃门限，150Ma以前，甲烷转化率即达到了0.94，此后的持续深埋使得甲烷生气转化率在130Ma前即基本达到100%（图4-3-9），即石炭系—二叠系烃源岩在早白垩世已完成生烃过程，此后不再具备生烃能力。因此继承性沉降有可能存在主生烃期过早的问题，而过早完成的生、排烃过程对油气藏的保存是不利的。这种条件下烃源岩有机质成熟度一般较高。但如果现今仍处在生气窗，则对生气是有利的，仍为有效的气源岩。如临清坳陷靠近斜坡的位置，喜马拉雅期至现今仍有气态烃的生成。

图4-3-9 临清坳陷邱县凹陷石炭系有机质成熟演化及气态烃转化率

另一种情况是黄骅坳陷的乌深1井同样经历继承性沉降，但降幅缓慢。生烃动力学计算结果表明奥陶系烃源岩在印支期末Ro值仅为0.7%，燕山期末也仅为0.95%，生油转化率仅为0.2，喜马拉雅期以来的持续沉降也仅使有机质成熟度达到了1.65%，喜马拉雅期以来奥陶系烃源岩还有液态烃的生成（图4-3-10）。由此可见，喜马拉雅期以前的小幅沉降对油气生成不利影响较小。而根据对于乌深1井J1+2烃源岩生烃动力学计算结果来看，现今J1+2地层EASYRo值仅为0.77%，相对来讲有机质成熟度较低，甲烷转化率仅为0.08（图4-3-11），生油期主要为17.4Ma至今，且现今仍处在生油阶段。因此如果有机质总量较大，或后期沉降速度增大，埋深厚度较大，仍有可能排出相当数量的烃，并形成油气藏。

2.Ⅱ型叠合构造单元

该构造单元为复杂叠合型，在中、新生代时期，有的阶段处于沉降区，有的阶段处于隆升剥蚀区，又可细分为中沉新剥型（Ⅱ1）、中复新沉型（Ⅱ2）、中复新剥型（Ⅱ3）和中剥新沉型（Ⅱ4）4种次级类型。

图4-3-10 乌深1井奥陶系烃源岩成熟度演化图

图4-3-11 黄骅坳陷乌深1井J1+2地层有机质成熟度及甲烷转化率

（1）Ⅱ1型（中沉新剥型）叠合构造单元

这种叠合构造单元主要位于中生代坳陷区，中、古生界源岩在白垩纪末期之前可能就已经历了初次或二次生排烃，古近纪长期处于剥蚀状态，不可能再次生排烃，而且造成了早期形成的油气藏破坏，石油地质条件不利。Ⅱ1型叠合构造单元较典型的例子是临清堂邑凹陷（图4-3-12），堂邑凹陷奥陶系烃源岩在燕山期末有机质成熟度达到1.6%，生油转化率为1，达到终点，而后地壳抬升，地层遭受剥蚀，再无生烃过程。

图4-3-12 临清坳陷堂邑奥陶系烃源岩有机质成熟演化及生烃转化率图

（2）Ⅱ2型（中复新沉型）叠合构造单元

这种叠合构造单元中生代沉积厚度不大，中生代末期前古近系源岩热演化程度不高，多在古近纪末期或新近纪初期达到初次或二次生排烃，为有利的生烃叠合构造单元之一，目前在多个Ⅱ2型（中复新沉型）叠合构造单元发现了源自前古近系源岩的油气，以冀中坳陷的苏桥地区、武清凹陷和黄骅坳陷的孔西潜山为例进行动态分析。

冀中坳陷的苏桥地区、武清凹陷在早—中三叠世本区继承了晚古生代以来的构造格局和沉积特点，地层横向沉积稳定；晚三叠世受印支运动影响，本区整体抬升遭受剥蚀；早—中侏罗世本区再次进入区域性沉降阶段；晚侏罗世—早白垩世冀中坳陷整体发育一个大型的背斜带，从而使得苏桥-文安地区整体东倾，沉积了数百米厚的晚侏罗世—早白垩世地层；晚白垩世受区域压应力影响，本区整体抬升遭受剥蚀，晚侏罗世—早白垩世、早—中侏罗世地层均被剥蚀殆尽，并剥蚀掉了部分早—中三叠世地层；新生代古近纪霸州凹陷控凹的牛东断层开始活动，本区整体西倾，进入断陷盆地发育阶段；新近纪—第四纪本区进入整体坳陷发育阶段。经过动力学计算，苏8井石炭系有机质成熟度最高为Ro=1.12%（图4-3-13），最高地温在158℃左右。但有机质甲烷的转化率仅为0.226，C2～C5气态烃的转化率为0.54左右。而武清凹陷石炭系在喜马拉雅期以前受热作用较小，甲烷转化率不足0.02；65Ma以来，地层快速沉降，可达10000m以上，生烃量持续增加。目前甲烷转化率基本接近1.0，即烃转化率消耗殆尽。而乙烷的转化率在30Ma即已达到90%以上（图4-3-14）。可见，后期沉降速率对油气的生成具有较大的影响。

图4-3-13 冀中坳陷石炭系苏8井有机质成熟度演化及生烃转化率

图4-3-14 冀中坳陷武清凹陷石炭系成熟演化及气态烃转化率

孔西潜山带在早—中三叠世本区继承了晚古生代以来的构造格局和沉积特点，地层横向沉积稳定；晚三叠世受印支运动影响，本区整体挤压抬升剥蚀，早—中三叠世地层被剥蚀殆尽，还剥蚀掉了部分古生代地层；早—中侏罗世逆冲断层的活动性有所减弱，沉积了数百米的下—中侏罗统；晚侏罗世—早白垩世沧东断层发生了负向反转，转为张性伸展，早期活动性较低，沉积了较薄的上侏罗统—下白垩统；晚白垩世受燕山运动尾幕影响，本区整体抬升剥蚀，部分地区上侏罗统—下白垩统被剥蚀殆尽，并剥蚀掉了部分下—中侏罗统；古近纪沧东断层开始了大规模的伸展活动，本区进入断陷盆地发育阶段，地层沉积具有单断式盆地发育特征，自北西向南东方向超覆；新近纪—第四纪沧东断层活动性减弱，并逐渐消亡，本区进入区域性坳陷演化阶段。据生烃动力学计算结果表明黄骅坳陷歧古1井有机质成熟度所对应的EASY Ro值为1.09%，处于生油阶段。歧古1井生油过程可分3个阶段：245～230Ma；123～97Ma及14.2Ma至今。奥陶系烃源岩在245～230Ma（海西期）发生一次生烃作用，但生烃演化幅度小，生烃量少，阶段油转化率仅为0.09，晚三叠世的构造抬升使得生烃作用停止，在123～97Ma（燕山期）进入二次生烃阶段，生油转化率为0.34，随后晚白垩世的构造抬升使其生烃停止，古近纪本区进入断陷盆地发育阶段，古近纪末期至新近纪寒武系—奥陶系埋深已超过3000m，于新近纪—第四纪发生了大规模的二次生烃作用，14.2Ma至今为成油转化率可达0.5以上（图4-3-15）。且歧古1井奥陶系烃源岩目前仍在生烃，但仅具有较小的生烃潜力（为原始样品生烃转化率的0.05）。

图4-3-15 歧古1井奥陶系有机质成熟演化及生烃转化率

（3）Ⅱ3（中复新剥型）型叠合构造单元

这种叠合构造单元中生代沉积厚度不大，中生代末期前古近系源岩热演化程度不至过高，但是由于古近纪长期处于剥蚀状态，不可能再次生排烃。在中生界尤其是J3+K1本身盖层条件较好的情况下，若后期改造程度较弱且前古近系源岩达到了生排烃的程度，也有可能形成古生古储型原生油气藏，典型如冀北和冀中北部地区和下辽河坳陷西部凹陷的宋家洼陷。

蓟县系铁岭组、洪水庄组、青白口系下马岭组有机质丰度相对较高，有机质类型较好，同时成熟度不高，有利生烃，为中—新元古界主力烃源岩层系。早元古代末，冀北和冀中北部开始了华北地台初期坳拉谷的发展演化过程。中、新元古代期间本区地壳的活动性和岩浆活动减弱，没有明显的褶皱作用，但升降活动仍相当频繁，差异升降活动也很明显。本区中、新元古代冀辽坳拉谷的沉积被限制在北面的内蒙古隆起、西面的五台隆起和东南面的内黄-渤海隆起之间。坳拉沉积区与周线隆起区长期继承性发展。至三叠纪之前，华北地区为稳定克拉通内部沉降型盆地，沉积了一套岩性厚度横向稳定的海相、陆相和海陆交互相地层。印支期，该区遭受强烈的挤压作用，产生了大量的推覆构造，并对地层残留起控制作用。燕山期，该区构造活动强烈，产生大量断裂，对其有明显的改造作用。新生代期间，由于张性或张扭性断裂的差异性活动，导致了断块升降的显著差异。北部地区（燕山地区和太行山北段）主要表现为抬升，南部平原区（第四系覆盖区）主要为下降。北部地区断裂活动相对较弱，南部地区相对较强。正是由于这种差异性造成了对中—新元古界改造程度的不同，表现为北弱南强。

据生烃动力学计算结果表明，北部平泉地区洪水庄组有机质成熟度Ro目前为1.3%（图4-3-16），对于Ⅰ型干酪根而言，已达到生油上限，不再具备生油能力。平泉地区主生烃期在210～130Ma之间，生油的转化率为100%，而生气的转化率也达到0.7，但130Ma之后即抬升，并终止生烃（图4-3-17）。从这一点来讲，平泉地区这种凹陷类型对烃类的保存是不利的。在130Ma后，地壳经历大规模的构造运动，可能造成油、气藏无法保存。同样，这种现象对于其他中—新元古界而言，也存在相同的问题。铁岭组有机质成熟度略低，但也达到1.27，其生油转化率基本达到100%，而生气转化率达到0.68，主生烃期和洪水庄组相同。下马岭组有机质成熟度更低，约为1.19%，而生油转化率同样可达1，生气转化率达到0.58，主生烃期与前两者相同。

图4-3-16 洪水庄组有机质成熟度演化史

图4-3-17 平泉地区洪水庄组生油、生气转化率

冀中京101井则受喜马拉雅期构造运动作用较大，洪水庄组烃源岩现今有机质成熟度Ro为0.95%（图4-3-16）。古地温值表明，本地区有机质进入成熟的时间较晚。到二叠纪末时，各烃源岩层地温还低于门限温度，仅10.8～19.3℃，没有成熟，中生界缺失。古近纪末各烃源岩层地温达到82.6～90.3℃，超过门限温度，主生烃期在36～25Ma，这一阶段洪水庄组生油转化率达到0.92，而此前则几乎为0，生气转化率则为0.31（图4-3-18），冀中京101井铁岭组有机质成熟度为0.93%，主生烃期生油转化率为0.89，生气转化率为0.28左右。下马岭组有机质成熟度为0.83%，主生烃期生油转化率为0.63，生气转化率则更低，仅为0.15左右。说明本区中—新元古界烃源岩进入古近纪后才开始大量生油。对比2个地区中—新元古界烃源岩生烃过程，可以看出，埋藏深度是这两个地区烃源岩生烃过程的控制因素。

图4-3-18 冀中京101井洪水庄组生油、生气转化率

自早古生代开始，宋家洼陷总体沉积较薄，晚古生代末期表现为低隆起。早—中三叠世至晚三叠世受印支运动影响，本区褶皱隆升遭受剥蚀。至晚侏罗世晚期，宋家洼陷仍未接受沉积。早白垩世构造运动表现为伸展作用，宋家洼陷进入强烈的断陷盆地发育期，开始形成，早期以强烈的火山喷发为主，中、晚期主要发育一系列的北北东向展布的断陷盆地，以湖相、沼泽相建造为主，据生烃动力学计算结果可见（图4-3-19），中生界烃源岩在燕山期末已经进入生烃门限，生烃时期在105～70Ma，Ro由0.5%升至0.66%，生油转化率最大可至0.2。晚白垩世受燕山运动尾幕影响本区结束了断陷盆地发育阶段，整体挤压抬升遭受剥蚀。进入古近纪以来，宋家洼陷处于具断层较远的凸起地区未接受沉积，继续遭受剥蚀，生烃过程停止，直至新近纪整个华北东部进入区域性坳陷沉降阶段才继续下沉接受沉积，但较薄的埋深和较低的地温梯度使中生界烃源岩再也没有发生生烃过程。

图4-3-19 辽河坳陷宋1井中生界有机质成熟度演化及生油转化率

（4）Ⅱ4型（中剥新沉型）叠合构造单元

这种叠合构造单元主要处于中生代沉积凸起区或在中生代没有接受沉积，前中生代源岩均在古近纪末期或新近纪达到二次生排烃。以东濮坳陷为代表对此类叠合构造单元进行动态分析。

东濮凹陷在早—中三叠世基本继承了晚古生代以来的沉积格局，只是盆地范围有所缩小，转为大型内陆坳陷发育阶段，总体而言，地层横向沉积稳定，厚度变化不大。晚三叠世印支期渤海湾盆地开始进入整体挤压隆升阶段，本区位于兰聊大断层的西侧，下—中三叠统剥蚀相对较小；燕山期北部边界马陵断层（J3+K1期北倾正断）的影响东濮坳陷仍然表现为隆升剥蚀，直至新生代古新世以后才开始再次下陷接受沉积；古近纪沙四期之后沉积了沙河街组地层，古近纪末期渤海湾盆地区域性隆升剥蚀，至新近纪各断层活动性普遍降低，趋于消亡，进入坳陷盆地发育阶段，沉积了近1000m的新近纪—第四纪地层。文留地区燕山期三叠系剥蚀量达1830m，历经1.8亿年，煤系以上地层剖面中又无良好封盖层，一次生烃期间运移出来的天然气很难保存下来。但经剥蚀后，石炭系—二叠系煤系地层埋深仍达1000～1700m，煤系有机质和煤层吸附气得以保存。古近纪时期构造沉积分异加大，文留中央隆起带下古近系沉积速率为124.5m/Ma，最大沉积厚度3300m；而两侧洼陷下古近系沉积速率达226.4m/Ma，沉积厚度超过6000m，由此导致文留地垒带与两侧洼陷带石炭系—二叠系煤系地层埋藏受热史不同，二次生气发生的时期和强度不一致。

据生烃动力学计算结果表明，文留中央古隆起石炭系—二叠系烃源岩在喜马拉雅期以前甲烷转化率仅为0.05左右（图4-3-20），而喜马拉雅期以来持续沉降，在20.7Ma甲烷转化率达到0.51左右。但此后地壳再次抬升，中止生烃。而喜马拉雅期以来乙烷的转化率为0.12，至20.7Ma地壳抬升停止生烃时，乙烷转化率达到了0.87。前梨园凹陷石炭系—二叠系烃源岩在喜马拉雅期以前气态烃生烃特征与文留中央古隆起相似，甲烷转化率仅为0.07，略高于古隆起，乙烷转化率此时达到了0.2左右。自喜马拉雅期以来剧烈的沉降作用，使石炭系—二叠系煤系烃源岩大量生烃，在23Ma左右，甲烷转化率即达到0.99，而乙烷转化率在35Ma即达到0.99（图4-3-21），此后便迅速裂解，在20Ma左右乙烷即完全裂解，使得此时生成的天然气具有很高的干燥系数。由此可见，生烃量与沉降深度有直接关系，因此前梨园凹陷甲烷转化率明显大于文留中央古隆起。

图4-3-20 东濮坳陷文留中央古隆起石炭系有机质成熟演化及气态烃转化率

图4-3-21 东濮坳陷前梨园凹陷石炭系有机质成熟演化及气态烃转化率

3.Ⅲ型叠合构造单元

该构造单元为持续隆剥型，在中、新生代均处于隆升区，遭受剥蚀。毫无疑问，持续隆剥型对有机质生烃转化来讲意义不大，隆起构造主要油气意义在于形成油气圈闭。纵使这种构造体系下的烃源岩有过生烃的过程，由于生烃期在中生代以前，在后期的多期构造运动中，可能也早已破坏殆尽。

根据以上不同叠合构造单元生烃动力学动态评价来看，有机质生烃与热史具有直接关系，而热史受控于埋藏史及地温梯度，因此通过盆地埋藏史类型的分析即可以对生烃史、生烃特征给出简单的评价，但详细的评价则需通过生烃动力学计算来进行，各阶段的埋深及地温梯度是主生烃期及生烃转化率的决定因素。总体来看，生烃动力学结果表明大多数凹陷的寒武系—奥陶系、石炭系—二叠系烃源岩在喜马拉雅期都具有明显的二次生烃现象，二次生成甲烷的量一般都超过总生烃量的一半以上，有些盆地甚至是主要生烃时期，部分地区生烃转化率已至终点，中生界烃源岩主要为一次生烃。喜马拉雅期以来地壳沉降对生烃最为有利的，而前期地壳浅埋为喜马拉雅期生烃保留了物质基础，因此Ⅱ2型和Ⅱ4型埋藏模式对生烃，尤其是生油最为有利，同时由于喜马拉雅期二次生烃成藏时间短，因而散失较少，具有较好的保存条件。目前已在Ⅱ2型和Ⅱ4型构造叠合构造单元发现了源自前古近系的油气藏，如冀中坳陷苏桥-文安地区、黄骅坳陷的孔西潜山和东濮坳陷的文留气田。此外，对于持续沉降的I型叠合构造单元，如果早期沉降速度小，沉积厚度薄，也是有利的前古近系烃源岩生烃区，如乌马营气藏。

LBM方法应用于天然气水合物沉积物中水合物分解过程的多相渗流规律研究

据《中国矿产资源报告》显示：2006-2010年，我国天然气剩余技术可采储量由3.0万亿立方米增至3.8万亿立方米，增长25.90%;天然气产量从586亿立方米增至968亿立方米，增长65%。另据发改委统计，2011年1-10月中国天然气产量达到826亿立方米，同比增长6.60%。尽管储量及产量均出现大幅增长，仍满足不了国内天然气市场消费需求。

1985-2000年间我国天然气消费的平均增速为4.9%，占全部能源的比例基本保持在2%上下，行业处于发展初期。2000-2008年，我国天然气平均消费增速高达16%，占一次能源比重也大幅增加至3.9%，超过除了核能之外的其他一次能源的增速，远高于同期石油和煤炭6.8%和9.0%的增速。2010年，我国天然气消费量为1072亿立方米，同比增长20.86%，消费总量居世界第四位。2011年1-10月，天然气费量为1041亿立方米，同比增长20.40%。

天然气供应量的增长不及消费量的增长速度，国内天然气供需不平衡，导致我国天然气进口量不断攀升。2011年1-10月，我国进口天然气约250亿立方米，同比增长近1倍。

天然气市场供不应求，若遵循市场规律，则天然气生产经营企业应面临较好的市场机会。但目前国内天然气定价机制尚未改革，价格水平不能随市场供求和相关替代能源价格的变化而相应调整，导致了天然气产业链经济关系的扭曲，天然气定价机制改革势在必行，本文对此进行了深入分析。

本文构建了天然气预测预警指标体系，根据天然气的预警指标分析，未来我国天然气预警评级处于值得关注的警情。主要原因是常规天然气储量有限，非常规天然气虽储量大，但限于技术瓶颈，尚不能实现大规模开采。我国天然气发展路径为：常规天然气-煤层气-页岩气，目前煤层气开采技术已趋于成熟，页岩气开采正在全力研发中，页岩气技术攻关后，相信可以解除天然气的警情，缓解我国天然气的供需矛盾。

本报告利用前瞻资讯长期对天然气产业跟踪搜集的市场数据，全面而准确地为您从产业的整体高度来架构分析体系。报告主要分析了中国天然气产业的发展环境，全球天然气的供需形势及贸易格局，中国天然气开发投资情况及供需格局;预测了2011-2015年天然气产业的供需形势，并据此构建了天然气预警指标体系，分析了天然气预警警情;同时对天然气产品定价机制、天然气替代产品，天然气管网运输建设，天然气区域市场做了深度调研分析;对天然气利用领域现状进行了重点分析及投资建议;并对天然气产业链领先企业及典型企业经营情况做深入分析。同时，佐之以全行业近5年来全面详实的一手市场数据，让您全面、准确地把握整个天然气产业的市场走向和发展趋势，从而在竞争中赢得先机!

本报告是天然气勘探生产企业、科研单位、输配运营企业、分销企业、投资企业准确了解天然气产业当前最新发展动态，把握市场机会，做出正确经营决策和明确企业发展方向不可多得的精品。

　勘探目标评价与风险分析方法

喻西崇1，刘瑜2，宋永臣2，李清平1，庞维新1，白玉湖1

喻西崇（1973－），男，博士，高级工程师，主要从事深水工程、天然气水合物等研究，E-m ail: yuxch@cnooc.com.cn。

注：本文曾发表于中国石油大学学报（自然科学版），2011年第5期，本次出版有修改。

1.中海油研究总院，北京　100027

2.大连理工大学，辽宁，大连　116024

摘要：沉积物中天然气水合物的分解过程实际上是固态水合物在沉积物中吸收热量分解后发生相变的动态过程。在动态分解过程中，会发生复杂的多相渗流、传热和传质过程。掌握水合物分解过程中的多相渗流、传热和传质规律，是天然气水合物开采技术的理论基础，对水合物开采方法的选择、水合物开采策略的制订及其对环境危害的研究等都具有非常的意义。本文根据沉积物中水合物分解过程中流体运移和孔隙介质的特点，在充分调研的基础上提出格子Boltzmann方法（LBM）应用于天然气水合物沉积物中多相渗流规律的新方法，该方法是介于宏观和微观之间的介观模型方法。并采用由简单到复杂的方法：首先开展了LBM 方法应用于复杂微通道内单相、多相流动的数值模拟分析研究，然后在此基础上开展了LBM方法应用于多孔介质中单相流动的数值模拟分析研究；通过模拟得到复杂微通道内流场分布取决于微通道粗糙程度、弯曲程度、表面润湿性、流体介质特性等，多孔介质中单相流动的流场分布与孔隙直径（饱和度）和渗透率有关，沉积物中水合物的生成使得多孔介质渗透率大大降低。

关键词：LBM 方法；天然气水合物；沉积物；多相渗流

Preliminary Study for LBM Application to Multiphase flow Characteristics in Porous Media with gas Hydrate

Yu Xichong1,Liuyu2,Song Yongchen2,Li Qingping1,Pang Weixin1,Bai Y uhu1

1.CNOOC Research Institute,Beijing 100027,China

2.Dalian University of Technology,Dalian 116024,Liaoning,China

Abstract:Sediment decomposition of gas hydrate is actually solid hydrate in the sediments absorb heat decomposed the dynamic process of phase transition,dynamic decomposition process occurs complex multiphase flow,heat and mass transfer process ;Multiphase flow,heat and mass transfer process during gas hydrate decomposition,is the basic theory of gas hydrate production technology,and plan choices strategies of gas hydrate production,and great significance with on environmental hazards for gas hydrate decomposition.In this paper,simple to complex methods is adopted.Firstly,LBM method is applied to carry out a complex micro-channel single-phase,multiphase flow simulation analysis,then LBM method is again applied to single-phase flow in porous media numerical simulation studies.The results show that complex micro-channel flow field depends on the micro-channel roughness,bending degree,surface wet ability,fluid properties and other media.Single-phase flow in porous media depends on the pore diameter (saturation) and permeability of the sediment and the hydrate formation in the sediment so greatly reduces the permeability of porous media.

Key word:LBM method;gas hydrate;porous media; multiphase flow

0 引言

天然气水合物的开采过程实际上是固态水合物在沉积物中吸收热量分解后发生相变的过程。首先，水合物分解是一个非常复杂的动态过程，分解过程会对沉积物储层的岩石特性和热力学参数产生重要的影响；其中储层岩石特性参数主要包括储层机械特性（如剪切弹性模量、杨氏模量、泊松比等）和储层岩石渗流参数（如孔隙度、渗透率、饱和度、毛管力等），热力学参数主要包括比热、导热系数和膨胀系数、分解热等。其次，水合物分解是一个非常复杂的相态变化过程；如固态水合物分解成水和气，水还可能再次形成冰，冰遇热还可能再次融化，融化后的水遇到天然气在适当条件下还可能再次生成水合物等。同时，水合物分解是一个吸热过程，水合物分解过程中会出现多相渗流（天然气、水合物、水、冰和砂等）、传热（热传导、对流、流体流动、水合物分解热、节流效应等）和传质（水合物的分解、流体流动、水合物二次形成、气体溶解和吸附、气泡成核和增长等）等过程。因此掌握水合物分解过程中基础物性参数和相态的变化规律以及水合物分解过程中的多相渗流、传热和传质规律，是天然气水合物开采技术的理论基础，对水合物开采方法的选择、水合物开采策略的制订及其对环境危害的研究等都具有非常重要的意义。其中，掌握沉积物中天然气水合物分解过程中多相渗流规律是研究的基础，直接决定着传热和传质的方式和效率，也直接决定着今后制定水合物开发方案和开采效率，因此开展天然气水合物分解过程中多相渗流的理论研究和定量描述沉积中水合物分解过程的多相渗流规律非常重要。沉积物中天然气水合物分解过程中多相渗流实际上是一种动态的流固耦合过程，是一种多学科交叉的科学问题，涉及流体力学、固体力学、传热学和热力学以及统计学等学科。目前，还没有商业软件专门用于沉积物中水合物生成和分解过程中多相渗流、传热和传质模拟软件，这方面的研究相对不成熟，目前还处在探索和试验阶段，因此本文试图对沉积物中水合物分解过程中多相渗流模拟方法进行深入研究，力图在理论研究方法上有所突破。

对于流动特性的模型计算研究按照不同尺度可以分为微观、介观和宏观3个尺度。对于宏观尺度的模型计算研究主要是根据质量、能量和动量守恒方程采用有限元素的方法进行建模和计算，如一些商用CFD软件等。对于微观尺度的模型研究主要是应用分子动力学（MD）、直接蒙特卡洛模拟（DMS）等方法。而基于分子团的介观尺度上目前最流行的方法就是格子Boltzmann方法（LBM）。为了研究水合物分解过程的渗流特性中机理性的问题，采用宏观尺度的建模计算方法是不恰当的，许多微观的机理性的问题无法应用宏观尺度的模型解释清楚。因此拟采用微观和介观2个尺度的建模方法，即微观尺度上的MD法和介观尺度上的LBM 方法结合MRI方法得到的多孔岩心孔隙特性进行模型建立和数值模拟，对水合物分解过程的渗流特性进行模拟计算研究。

1 LBM方法在多相渗流模拟中的应用调研分析

1988年，Mc Namara和Zanetti[1]提出把格子气自动机中的整数运算变成实数运算，标志着格子Boltzmann方法的诞生。经过了近20a发展的格子Boltzmann方法为解决多相多组分流动问题提供了一个新的途径。

格子理论的提出基于这样的事实：流体的宏观运动是由大量流体分子微观运动的统计平均结果，单个分子的运动细节并不影响宏观运动的特性。因此，可以构造一种人工微观模型，使其在保持真实流体的基本特征前提下，结构尽可能的简单，粒子运动的细节尽可能的简化，且其宏观统计特性符合客观运动规律。

格子Boltzmann方法求解的方程是基于微观尺度上的统计力学的Boltzmann方程，但不需要解完整的Boltzmann方程。它有一些独特的优点：算法简单、能处理复杂边界、格子Bo1tzmann具有很高的并行性、微观和宏观方程之间的转换相对容易等。多相多组分的格子Bo1tzmann方法发展至此，主要有颜色模型和Shan-Chen模型。这2种模型分别从不同的角度描述流体内各组分间的相互作用。本文总结了颜色模型和Shan-Chen模型的发展、2种模型的特点及它们在二元非混相流体流动研究中的应用。

Rothman和Keller[2]提出了第一个模拟非混相两相流动的格子气自动机模型。这一模型以单相FHP模型为基础，引入2种有色粒子：红色和蓝色表示2种流体。此模型的提出是格子气自动机模拟两相流工作的突破性进步，但是它依然存在噪声及其他格子气自动机的缺点。之后，Gunstensen等[3]在R-K模型的基础上结合Mc Namara和Zanetti的模型和由Higuera、Jimenez[4]提出的线性化碰撞算子而提出一个新的模型。这一模型成功克服了原模型不满足伽利略不变性及含噪音的非物理性缺点，但压力仍然依赖于速度。此外还有线性化算子不能得到有效计算，模型不能处理不同密度和黏度的2种流体。

Grunau[5]等进一步发展了这一模型：用单弛豫时间碰撞算子简化了碰撞算子的计算并且选用了合适的粒子平衡态分布函数，并允许不同颜色粒子发生碰撞。改进后的模型在不可压条件下，可以得到宏观Navier-Stokes方程，能够模拟不同密度、不同黏度的两相流。

1993年Shan和Chen[6]提出了一种新的多相多组分格子Boltzmann模型。这一模型的最大特点是提出了直接描述分子间相互作用的方法，用一种伪势描述分子间的相互作用。1994年Shan和Doolen[7]又对模型进行了改进。模型的改进之处在于：①重新定义了平衡速度计算式中的uk项使碰撞在无相间相互作用力时满足动量守恒。②重新定义了混合流体的速度，将原来的按碰撞前状态计算改为按碰撞前后的平均值计算。如此则大大降低了宏观方程的误差。综合已有文献来看，颜色模型不如Shan-Chen模型应用广泛。

M.Krafczyk[8]用颜色模型模拟了多孔介质内的二元流动。在Gunstensen模型基础上建立了三维十九位格子上的颜色模型，模拟不同黏度及密度比的非混相二元流。这一模型通过以下几种两相模拟来验证：两流体间的静态平坦界面，非混相二元流在平行通道内流动，Laplace定律，气泡运动。模拟结果与半解析解一致。对2个大尺度的实际问题给出了初步模拟结果。2个问题为：废水批反应器内空气－水混合物的流动和泥流中的饱和滞后影响。对多孔介质内非混相二元流的实际问题模拟得到了量化结果。但同时可以发现对于这样大尺度实际问题的模拟，模型的稳定性成为一个主要的限制。

T Reis和T N Phillips[9]在原有的Gunstensen模型基础上提出一种新的颜色模型。这一模型构造了碰撞算子中两相相互作用部分，由此模拟出适宜的界面张力并且确定了界面张力的理论表达式。这一模型的可用性从两方面来验证：①比较界面张力的数值模拟结果与理论预测结果；②预测Laplace定律及非混相层状Poiseuille流。然后研究了不同黏度相同密度的2种流体的旋节线分离。最后模拟了2个气泡的合并过程，说明这一模型可以用来模拟密度比较大的两相流。

用于模拟多相多组分流的Shan-Chen模型和颜色模型近些年得到了很大地发展。由这2种模型都可以得到宏观上的Navier-Stokes方程，这是模型可用的最基本条件。Shan-Chen模型的最大特点是引入了直接刻画粒子间相互作用的势，它反映了多相多组分流的物理本质，易于理解。此外它在模拟时计算简单，得到广泛应用。它既可以模拟单组分流体的相变，也可以模拟多组分非混相流动，在模型上对组分数没有限制。颜色模型的提出比Shan-Chen模型早，特点是引入颜色梯度概念和颜色重标过程。它的提出为格子Boltzmann方法模拟多相多组分流带来突破性进展。2种模型在模拟简单的两相流（层状Poiseuille流、静态气泡）都可以得到与理论解吻合较好的结果（这是对模型可用性的验证），并在复杂流动的基础性研究中得到一定程度地应用。但2个模型都存在缺陷：如Shan-Chen模型中，只有相互作用力中的密度函数取指数形式 时，该模型才与热力学相关理论一致；用颜色模型模拟，重新标色过程的计算成本高，而且模拟产生的伪流速度大、范围广，结果误差大；两模型模拟多相流动时相界面都有一定的厚度，这对用格子Boltzmann方法研究一些问题形成障碍。因此各种模型仍需改进发展。

2 LBM 方法应用于复杂微通道内单相、多相流动数值模拟分析

当多孔介质中的孔隙尺度很小时，微尺度效应不能忽略。利用LBM 方法考察了复杂微通道内的单相和多相流动特性。

2.1 单相流体在带粗糙元的直微通道内的流动

模拟结果如图1和2所示。从图中可以得知带矩形粗糙元和三角形粗糙元的微通道，除了在近粗糙元区域，流体流场大致相同。在带有矩形粗糙元的壁面附近，形成了一些漩涡，而且，这些漩涡的位置、大小形状和粗糙元的几何形状有着密切的关系。在三角形粗糙元的壁面附近，流场产生明显扭曲现象。

图1 矩形粗糙元复杂通道的流场a，局部放大图b

图2 三角形粗糙元复杂通道的流场（a），局部放大图（b）

2.2 单相流体在带粗糙元的弯曲通道内的流动

图3 带粗糙元的弯曲微通道

带粗糙元的弯曲微通道如图3所示，弯曲通道的流场如图4所示。从中可以得知，在弯曲通道内的折弯处，产生一些漩涡，这些漩涡的数量、大小、形状和弯曲通道的几何形状以及粗糙元的形状有着密切关系。这些漩涡在很大程度上影响着整个流场。因此，在研究弯曲微通道的流动时，通道和粗糙元的几何形状不能被忽视。

2.3 气液两相流体在光滑直通道内的流动

本文采用Shan-Chen两相模型模拟了水滴在光滑直通道内的流体特性。在Shan-Chen模型中，壁面的表面润湿性由无量纲系数Gt来调节，不同的G1值，得到的表面润湿性也不同。选取8个不同的Gt值（0.4,0.35,0.3,0.25,0.2,0.15,0.1,0.02）进行模拟，表征表面的润湿特性。模拟结果列于表1中。从表中可知，Gt=0.4与0.35，水滴表面上的接触角小于90°，通道上下壁面为亲水表面；Gt=0.3,0.25与0.2时，水滴的水平表面上的接触角在90°～150°，表面为疏水表面；Gt=0.15,0.1与0.02时，水滴在表面上的接触角超过150°，为超疏水表面，其中，Gt=0.02时，接触角为180°的理想超疏水表面，实际中不存在这样的表面。

表1 表面润湿性与G，的关系

模拟结果显示，表面的浸润特性对流动的影响很大。图5给出了Gt=0.4和0.02时，流动相界面分布情况，其中，深蓝色为气体，红色为液体。从图中可以看到，在亲水表面（Gt=0.4）通道内，液体会吸附在表面上。而在超疏水（Gt=0.02）通道内，液体与壁面之间存在一个微小的空隙，即液体与壁面之间存在一个微薄的空气层。

图4 弯曲微通道的流场（a），局部放大图（b）,（c）

图5 不同浸润特性光滑表面流动相界面分布（t=600计算步长）

2.4 气液两相流体在粗糙直通道内的流动

笔者用规则的矩形凸起与凹槽来近似代表超疏水表面的粗糙元，结构如图6所示，其中浅蓝色矩形区域为均匀分布的粗糙元。取w=s=5 μm,h=10μm进行模拟计算。

图6 矩形粗糙元粗糙壁面直通道流动计算域

图7 不同浸润特性粗糙表面流动相界面分布（稳定状态）

图7给出了流动达到稳定状态时，不同浸润性通道内流体相界面分布。图中，深蓝色代表气体，浅蓝色代表固体粗糙元，红色代表液体。亲水表面（Gt=0.4）通道内的流动，液体充满粗糙元凹槽内部，如图7a所示；随着Gt值的减小，即通道表面的疏水性能逐渐增强，液体在流动过程中进入凹槽内部的液体也越来越少，气体填充在凹槽底部，形成气团，如图7b-d所示。当Gt=0.02时，液体并不进入凹槽内部，从凹槽顶部横掠而过，如图7e。

图8是Gt=0.02时，通道内局部的流线图。通道中心区域是液体的流动，凹槽内部为气团的运动，中心区域液体的流动驱使凹槽内部气团开始运动，并形成涡旋，漩涡的上部运动方向与液体流速相同。

图8 粗糙表面流动流线局部放大图（Gt=0.02）

图9 不同Gt粗糙表面流动接触线局部放大图

图9给出了不同壁面特性粗糙表面流动接触线的局部放大图，流体最前端在x方向的移动距离均为195格子。与光滑表面相比，粗糙表面对亲水表面和疏水表面上部的流动都有很大的影响，但是粗糙元的存在对理想的超疏水表面（Gt=0.02）上部的流动影响并不大，与光滑表面相比，流体接触线几乎没有什么变化。这是因为，流体在绝对理想的超水表面上流动时，流体完全脱离固体表面。

3 LBM 方法应用于多孔介质中单相流动数值模拟分析

3.1 水合物在单孔隙通道内的格子Boltzmann模拟

应用上述模型对多孔介质中的水合物生成、分解过程饱和度的变化影响多孔介质渗透率的特性进行了模拟。在300×300格子的计算域内， 4个角点分别为半径R=100的1/4圆形多孔介质骨架（红色），骨架中心形成多孔介质的孔隙空间。水合物在孔隙中心生成（绿色），为理想的圆形，水合物认为是固体。半径从0到100变化，从而模拟水合物的生长。骨架颗粒表面和水合物颗粒表面都是非亲水表面，与水之间的相间力系数Gw=0.1。如图10所示。

图10 水合物在单孔隙通道内的格子Boltzmann模拟

根据水合物的生长半径可以计算出孔隙度变化及单孔隙内水合物的饱和度SH。左右边界定义为压力边界，模拟黏度为1的流体从左向右流动。得到该计算域内流体的流量后，根据西定律可以计算出该计算单元内的渗透率变化：

南海天然气水合物富集规律与开采基础研究专集

假设水合物半径R=0时的渗透率为K0=1，有水合物存在情况下的渗透率为KSH，相对渗透率定义为k=KsH/K0。计算结果如图11所示，从图中看出含有水合物的多孔介质渗透率随着水合物的饱和度增大而急剧降低呈指数递减关系。

不同水合物半径下的流线图如图12所示。当有水合物生成时，流体的流道迂曲度增大，流体在孔隙中流动形成绕流，降低了多孔介质的流通性能，从而使渗透率下降。当水合物的半径与孔隙尺寸相当时，水合物与多孔介质骨架间仅仅留下狭窄的流动通道，渗透率几乎降低为0。

图11 相对渗透率与水合物饱和度的关系

图12 不同水合物半径下的流线图

3.2 水合物在多孔隙通道内的格子Boltzmann模拟

图13表示在250×250格子的计算域内，红色为半径等于25的多孔介质骨架颗粒，绿色为在孔隙空间中均匀生成的水合物，半径分别为R=0,5,10,15,20和25。白色线为流体在孔隙通道中的流线。

水合物饱和度与相对渗透率之间的关系如图14所示。曲线为Kozeny颗粒模型水合物占据孔隙中心时相对渗透率与饱和度之间的关系。Kozeny颗粒模型表示为

图13 多孔隙空间水合物生成过程的流线图

图14 格子Boltzmann模拟结果与经验模型的关系

南海天然气水合物富集规律与开采基础研究专集

在忽略毛细力作用假设下，水合物饱和度在[0.1,1]范围内n值取[0.4,1]。

从图14中可以看出，格子Boltzmann数值模拟得到的结果与Kozeny颗粒模型吻合较好。充分证明格子Boltzmann数值模拟是可行的，为下一步以此为基础开展复杂多孔介质中水合物饱和度与相对渗透率相关关系奠定基础。

4 结论和建议

沉积物中天然气水合物分解过程中多相渗流实际上是一种动态的流固耦合过程，是一种多学科交叉的科学问题，涉及流体力学、固体力学、传热学和热力学以及统计学等学科。目前，还没有商业软件专门用于沉积物中水合物生成和分解过程中多相渗流、传热和传质模拟软件，这方面的研究相对不成熟，还处在探索和试验阶段，因此本文试图对沉积物中水合物分解过程中多相渗流模拟方法进行深入研究，力图在理论研究方法上有所突破。

1）根据沉积物中水合物分解过程中流体运移和孔隙介质的特点，在充分调研的基础上提出了格子Boltzmann方法（LBM）应用于天然气水合物沉积物中多相渗流规律的新方法，该方法是介于宏观和微观之间的介观模型方法。

2）采用由简单到复杂的方法开展沉积物中水合物分解过程中多相流动规律研究。首先开展了LBM 方法应用于复杂微通道内单相、多相流动的数值模拟分析研究，然后在此基础上开展了LBM方法应用于多孔介质中单相流动的数值模拟分析研究；通过模拟得到复杂微通道内流场分布取决于微通道粗糙程度、弯曲程度、表面润湿性、流体介质特性等，多孔介质中单相流动的流场分布与孔隙直径（饱和度）和渗透率有关，沉积物中水合物的生成使得多孔介质渗透率大大降低。

3）通过使用LBM 方法应用于单孔隙和多孔隙通道内单相流动数值模拟分析，同时与现有关系式计算结果一致，充分证明格子Boltzmann数值模拟是可行的，为下一步以此为基础开展复杂多孔介质中水合物饱和度与相对渗透率相关关系奠定基础。

4）本文只是将LBM 方法应用于多孔介质中多相流动规律的初步研究，今后还需要结合沉积物中天然气水合物分布的具体特点，考虑孔隙介质的微观特性、多相介质的流体物性以及流体介质与孔隙介质之间相互作用力等因素，同时还考虑水合物生成和分解的动态特性，结合传热和传质的特点，深入开展沉积物中水合物分解过程中多相流动规律，并与实验相结合，全面了解沉积物中水合物分解过程中多相流动规律。

参考文献

[1]McNamara G,Zanetti G.Using the Lattice Boltzmann Equation to Simulate Lattice Gas Automata”，Physical Review Leters[J].1988,61(20).

[2]Rothman D,Keller J.A Particle Basis for an Immiscible Latice-Gas Model,Physical Review Letters[J].1988,156(56).

[3]Gunsterser A,Rothman D.Lattice Boltzman Model for Immiscible Fluids,Physical Review Leters[J].1991,148(43).

[4]Higuera G,Jimenez D.Lattice Boltzman Model in Porous Media[J].Nuclear Energy,1999,146(31).

[5]Grunau C,Rothman D.Diffusion in Lattice Boltzman Model[J].Physical Review Letters[J].2000,92(11).

[6]Shan Xiaowen,Chen Hudong,Lattice Boltzmann Model for Simulating Flows with Multiple Phases and Components[J].Phys.,1993,47(1):1815-1819.

[7]Shan X,Doolen G.Multi-Component Lattice-Boltzmann Model with Inter-Particle[C].New York:Physicochemical Hydrodynamics:[C],1994.

[8]Krafczyk M.Comparison of a Lattice-Boltzmann Model,A Full-Morphology Model,and a Pore Network Model for Determining Capillary Pressure-Saturation Relationships[J].Published in Vadose Zone,2005:380-388.

[9]Reis T.Phillips T N.Lattice Boltzmann Model for Simulating Immiscible Two-Phase Flows[J].Journal of Phys A:Math Theory 2007,40:4033-4053.

气烟囱识别分析技术在天然气水合物研究中的应用

①张国华等．1998，石油和天然气勘探地质评价规范，北京，中国海洋石油总公司。

勘探目标评价和风险分析方法是石油公司的核心技术之一。自1998年中国海油建立了《石油和天然气勘探地质评价规范》以来，对石油和天然气勘探全过程中的地质评价，尤以其中包括的勘探目标评价和勘探风险分析工作起到了促进作用，是使勘探管理工作与国际接轨的重要技术环节。勘探目标评价与勘探风险分析浸透了商业性理念和相关的评价技术，近期集束勘探方法的产生和更进一步的价值勘探的提出，就是执行这一规范的直接成果。

一、石油和天然气勘探地质评价

油气储量的增长是任何一个油公司生存、发展的根本所在，世界上的各大油气公司，无一不将油气勘探工作放在首位，并把油气风险勘探视为一种商业经营活动，力求勘探工作优质高效，即用有限的资金投入而能获得更多的、有商业开采价值的油气储量。

图5-32　油气勘探地质评价程序

中国海油一直在探索一套具有自己特点的油气勘探工作和管理模式，用以具体指导海上油气勘探工作。在总结勘探经验和吸取国外油公司管理经验的基础上，按照勘探工作要革新管理、优化结构、科技进步的指导方针，于1998年编制成此《规范》。它规定了中国海油在石油和天然气勘探全过程中的地质评价阶段及各阶段地质评价的目的、任务、程序、内容以及应采用的技术、标准和应采用的成果和要求。它适用于中国海油所进行的油气勘探活动中的地质评价工作。

一般而言，石油和天然气勘探地质评价的全过程，系指从某一特定区域的石油地质调查开始，到提交石油（或）和天然气探明储量为止的勘探活动中的地质评价工作。根据油气勘探活动的阶段性和地质评价的目的、任务，又将地质评价全过程进一步划分为区域评价、目标评价和油气藏评价三大阶段，具体阶段划分和工作程序见图5-32，各阶段的具体含义如下。

a．区域评价阶段：即从某一特定的地理区域（可以是盆地、坳陷、凹陷或其中的某一部分）的勘探环境和石油地质调查开始，到决定是否谋求区块油气探矿权为止的地质评价工作全过程。很明显，区域评价阶段的主要目的，在于谋求获得石油和天然气探矿权。

b．目标评价阶段：即从获得区块的油气探矿权后进行勘探目标优选开始，到预探目标钻后地质评价完成为止的地质评价工作全过程。当然，目标评价的主要目的，在于发现商业性油气藏。

c．油气藏评价阶段：即从预探目标的油气藏评价方案开始实施，到提交探明储量为止的地质评价工作全过程。油气藏评价阶段的主要目的，在于落实可供开发的石油和天然气探明储量。

二、区域评价

区域评价一般按资料准备、区域地质特征分析、含油气系统分析和勘探区块选择4个阶段循序进行（图5-33）。四个阶段的具体内容如下。

图5—33　区域评价程序

a．资料准备：为区域评价收集、提供有关投资环境、区域地质背景和各项有关的基础资料。

b．区域地质特征分析：阐明评价区的构造、沉积特点及其发育演化史。

c．含油气系统分析：确定评价区含油气系统及其油气资源潜力。

d．勘探区块选择：确定有经济开发前景的油气聚集区块，并谋求其油气探矿权。

在评价内容中，主要包括了资料准备，具体为各种资料收集、基础资料的补充和完善、建立区域评价数据库工作；区域地质特征分析，包括区域地层格架的建立、地震资料连片解释、沉积体系及岩相分析、表层构造和断裂体系分析、基底结构和盆地演化特点分析工作；含油气系统分析包括烃源识别、储、盖层特征及时空分布、盆地模拟分析、含油气系统描述等工作；勘探区块选择包括成藏区带评价、有利区块选择、谋求油气探矿权的建议等内容。

评价要求作到成藏区带评价；油气成藏模式预测；潜在资源量预测；区带勘探风险分析和工程经济概念设计和评价。

最终提交的主要成果包括文字报告的7项内容、27种附图、8类附表及相关专题研究附件。

三、目标评价

目标评价一般按资料准备、勘探目标优选、预探目标钻前评价、预探井随钻分析和预探目标钻后评价5个阶段循序进行（图5-34）。在勘探程度较高的地区，勘探目标优选和预探目标钻前评价可以同步进行；在已知油气成藏区带内则当以圈闭的落实和预探目标钻前评价为重点。

5个阶段主要内容如下。

a．资料准备：为目标评价提供必要的地质背景资料和基础资料。

b．勘探目标优选：优选可供预探的有利含油气圈闭。

c．预探目标钻前评价：提交有经济性开发效益前景的钻探目标及预探井位。

d．预探井随钻分析：发现油气藏及取得必要的地质资料。

e．预探目标钻后评价：对预探目标的石油地质特征进行再认识和总结勘探经验教训，并提交获油气流圈闭的预测储量及进一步评价的方案。

评价内容主要包括资料准备，具体为资料收集、地震资料采集和处理、建立目标评价数据库；勘探目标优选包括查明和落实各类圈闭、圈闭的油气成藏条件分析、圈闭的潜在资源量计算、预探目标优选；预探目标钻前评价包括圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭的潜在资源量复算、圈闭的地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计和评价、预探井位部署建议、预探井钻井地质设计；预探井随钻分析包括跟踪了解钻井动态、随钻地层分析和对比、随钻油气水分析、钻井设计调整和测试层位建议等；预探目标钻后评价包括预探井钻后基础资料整理和分析、圈闭石油地质再评价、油气藏早期评价等项内容。

其中，十分重要的是要求对预探目标做到：圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭潜在资源量计算、圈闭地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计与评价、预探井位部署建议和预探井钻井地质设计。

要求预探目标钻后评价做到：圈闭的石油地质再评价、油气藏早期评价、预测储量计算、油气藏开发早期工程经济评价和油气藏评价方案建议。

最后要提交预探目标评价报告，内容有预探目标评价及评价井钻探方案文字报告8项内容、附图16种、附表5类。预探目标钻后评价内容包括文字报告5项内容、附图15种、附表14类。

图5-34　目标评价程序

四、油气藏评价

油气藏评价按资料准备、油气藏跟踪评价和探明储量计算3个阶段实施（图5-35）。油气藏评价应是滚动进行的，随着勘探程度的提高和资料的积累，从宏观的油气层分布范围和规模等框架描述到微观的油气储集空间分布和体积等的精细描述，不断提高精度。

图5-35　油气藏评价程序

3个阶段的主要内容如下。

a．资料准备：为油气藏评价提供必要的地质背景资料、基础资料和各种条件。

b．油气藏跟踪评价：探明获油气流圈闭的油气层分布范围、规模和产能。

c．探明储量计算：提交可供商业开采的石油和天然气探明储量。

主要评价内容为资料准备包括资料收集、建立油气藏评价数据库；油气藏跟踪评价包括评价井钻井地质设计、评价井随钻分析、评价井完钻跟踪评价、评价方案调整建议、油气藏终止评价报告；探明储量计算包括油气藏结构、储层性质、储层参数、油气藏特征、油气藏静态模型描述、油气藏模式研究、探明储量计算及评价、开发方案概念设计、采收率研究、工程经济评价、探明储量报告的编写等。

需要注意的是，工程经济评价要包括勘探和开发工程参数，勘探和开发投资额操作费估算，经济模式和财务参数的选取，内部盈利率、投资回收期、净观值和利润投资比等指标的计算，敏感性和风险分析等内容。

最后应提交油藏终止评价报告和探明储量报告。

油藏终止评价报告包括文字报告6项内容、附图17种、附表23类。

探明储量报告按国家矿产储量委员会的储量规范和储量报告图表格式要求完成。

五、地质风险分析方法

勘探风险分析是石油公司勘探投资决策的重要参数，如前所述，勘探工作地质评价各个阶段都要进行风险分析。当然投资决策并不完全取决于地质风险的高低，还取决于石油公司的资金实力和承受风险的能力，但地质风险毕竟是投资决策中不可稀缺的基本参数。

根据多年勘探实践，并参考外国油公司风险分析经验和方法，我们确立了以地质条件存在概率为核心的地质风险分析方法。

本方法适用于中国海油油气勘探中预测圈闭的钻前评价分析，也可以用于对盆地或凹陷进行资源量预测时的地质风险分析。

此法的目的在于通过对形成油气藏基本石油地质条件存在的可能性分析，预测或估计目标圈闭的地质成功概率，为勘探目标经济评价和勘探决策提供依据。

一般而言，风险（Risk）通常解释为失败的可能性。油气勘探过程中的风险主要包括地质风险、技术风险、商业风险和政治风险等。地质风险（Geological Risk）指勘探者对勘探目标基本石油地质条件认识不足而导致勘探失败的可能性。而地质成功概率（Probability of Geological Success）或称地质把握系数，是预计目标的圈闭经钻探获得商业性油气发现的概率。地质风险分析（Geological Risk Ana1ysis）则是用概率统计学原理和圈闭评价方法，研究并量化形成油气藏的基本石油地质条件存在的可能性，预测目标圈闭的地质成功概率。

（一）地质风险分析方法

预测地质成功概率的方法有地质条件概率法、历史经验统计法和类比法等多种方法。这里采用地质条件概率法，当然，也可以根据具体情况使用多种方法进行比较和互相印正。

1．地质条件概率法的基本依据

a．油气藏的形成需要同时具备烃源、圈闭、储层、盖层和运聚匹配等基本石油地质条件，缺一不可；

b．各项地质条件必须满足彼此互相独立的假设；

c．各项地质条件存在概率之积即为该目标圈闭的地质成功概率。

2．地质条件存在概率的取值原则

a．各项地质条件存在概率的求取有多种方法，本规范采取由已知与未知的联系来判断未知的原则，并强调占有资料的类别和可靠程度对分析结果的影响。

b．正确分析各项石油地质条件存在概率和资料的可靠程度是测算目标圈闭的地质成功概率的关键。要求必须掌握本区的石油地质条件和资料状况在目标评价总和研究的基础上进行地质风险分析和取值。

c．由于不同地区地质条件千差万别，使用者也可以根据各盆地的实际情况对取标准作适当调整和修改，但应予以说明。

（二）地质风险分析程序

首先对基本石油地质条件进行分析，确定或估计其存在概率；然后计算单层或多层圈闭的地质成功概率。

1．基本石油地质条件分析

a．烃源条件：①根据同盆地、同凹陷或同构造带内油气田分布情况，已钻探圈闭或井的含油气情况，油气苗和其他油气显示情况（地球物理烃类检测、化探、摇感等），确定是否存在成熟的烃源条件；②烃源岩的体积；③烃源岩中有机质的数量和质量；④烃源岩中有机质的成熟度；⑤资料类型和证实成度（地震、录井、钻井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

b．储层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭相同储层的储集能力及优劣成度；②储层的沉积相和储集体类型；③储层的岩性、厚度及分布的连续性；④储层的储集类型和物性条件；⑤储层段是否有同盆地、同凹陷或同构造带内的井可供标定、模拟和对比；⑥资料类型和证实成度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

c．盖层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭同类盖层的封闭能力及优劣程度；②盖层的沉积相、岩性、厚度及稳定性；③盖层的封闭类型和垂向封堵能力；④盖层中断层的数量、性质、规模及活动时期；⑤资料类型和证实程度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

d．圈闭条件：①圈闭类型及规模；②同盆地、同凹陷或同构造带内同类型圈闭的含油气情况；③断块、岩性等圈闭的侧向封闭条件和性能；④地震测网的密度和资料的质量。

e．运移条件：①油气运移通道类型，如砂岩输导层、断层面、不整合面、底辟、高压释放带等；②供烃范围内圈闭与有效烃源岩连通的路径及通畅程度；③油气运移的方式、指向和距离。

f．保存条件：①圈闭形成后构造或断裂活动对圈闭封闭条件的影响；②区域水动力条件对油气聚集的影响；③是否遭受过水洗或生物降解破坏作用；④油气是否有过热或非烃气体（CO2、N2等）的潜入；⑤油气扩散作用对油气藏的影响。

g．运聚匹配条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内同期的圈闭是否存在油气田或油气藏；②圈闭形成时间与油气主要生成时间、运移时间的关系。

2．地质条件存在概率的评估

使用地质条件存在概率评价标准，来评定目标圈闭各项地质条件的存在概率。

3．目标圈闭地质成功概率计算

a．单层圈闭地质成功概率的计算。

单层圈闭地质成功概率为该层各项地质条件存在概率之积，即：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps为单层圈闭的地质成功概率；Pt为烃源条件的存在概率；Pc为储层条件的存在概率；Pg为盖层条件的存在概率；Pq为圈闭条件的存在概率；Py为运、聚匹配条件的存在概率。

b．多层圈闭地质成功概率的计算。

如果各层圈闭对应的各项地质条件均相互独立，则：

该目标圈闭（构造）至少有一层圈闭获得地质成功，其概率为Pas：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps1为第一层圈闭的地质成功概率；Ps2为第二层圈闭的地质成功概率；Psn为第n层圈闭的地质成功概率，为了强调主要的钻探目的层，n值一般不大于3。

该目标圈闭各层圈闭均获得地质成功，其概率为Pts：

中国海洋石油高新技术与实践

最后，为了更好地把握主要地质风险因素，提高风险预测水平，并不断完善地质风险分析方法，要求进行钻后相关数据的整理，并按要求填写地质条件的钻探结果和钻后分析，对照钻前预测验证其符合程度，分析钻探成功或失利的原因。

六、集束勘探方法

中国海油入市以来，其经营管理方式迅速与国际接轨。反应在勘探上，也实现并正在实现着一种理念的转变，即由计划经济遗留的“储量指标”勘探理念——“我为祖国献石油”，向市场经济“经营型”勘探理念——“股东要我现金流”转变。入市后，股市对油公司业绩的衡量标准是现金流，它体现在勘探上不仅是新增储量的多少，而是一系列的经营指标——储量替代率、桶油勘探成本和资本化率。

储量替代率：是指新增探明可采储量与当年产量之比。

桶油勘探成本：是指每探明一桶可采原油储量所需的勘探费用，包括管理费用、研究费用、物探费用和无经济性发现的钻井费用。这些费用需进入当年勘探成本，叫做成本化。

资本化率：指有经济性发现的钻井费用与总勘探费用之比，这部分费用不进入当年勘探成本，可在油田开发中回收，故称资本化。

储量替代率反映了储量资产的增减。桶油发现成本是衡量勘探经营总体水平的指标，在保持稳定的勘探投人，保证100%储量替代率的前提下，要降低桶油发现成本，就要降低经营管理费用和每公里物探作业费用与每米进尺的钻井费用。当然大的储量发现会导致桶油勘探成本大幅度下降，但除特殊需要，油公司更希望保持股市稳定，无需披露重大储量发现。资本化率反映了油公司所占有的勘探区块（也是一种资产）的质量，它不仅可以降低桶油成本，更重要的是表现所占有的勘探区是否具备一定资源潜力、储量代替率是否有资源保障。

要想有多的储量发现就要打更多的井，在保证桶油发现成本承诺的前提下，只有降低单位作业成本。面对发展需要的压力、投资者的压力、服务价格走向市场后的压力，必须走出一条勘探管理新路子，于是集束勘探思路孕育而生。

集束勘探是探索适应市场经济条件下多快好省的勘探新理念，主要包括以下3层含义。

a．集束部署：着眼于一个领域或区带，选择具有代表性的局部构造集中部署，用较少的工作量以求解剖这一领域或区带，达到某一确定的地质目的。

b．集束预探：基于不漏掉任何一个有经济性油气藏为出发点，简化初探井钻井过程中取资料作业和测试，加强完钻过程中的测井工作，以显著提高初探井效率，大幅度降低初探井费用，用简化预探井、加速目标的勘探方法。

c．集束评价：一旦有所发现，则根据地下情况，优选最有意义的发现，迅速形成一个完整评价方案，一次组织实施，缩短评价周期和整个勘探周期。如有商业性，使开发项目得以尽快实施。

集束评价钻探包括两类不同取资料要求的钻井，一类是取全取准资料的井，此类井要充分考虑开发、工程、油藏甚至销售部门的需要，取足取好资料；另一类井是为了解决复杂油气田面上的控制问题，需要简化其中一些环节，作为集束井评价，以求得到以最低的评价费用取全取准资料，保证储量计算和编制ODP方案的需要。

在实施集束勘探一年的时间中，我们针对一个有利区带和目标共钻探集束探井20多口，初步见到以下效果：①储量代替率可望达到151%；②资本化率39%；③桶油发现成本保持在1美元；④完成了历年来最高的和自营勘探投资——16.75亿元；⑤建井周期缩短2/3；⑥每米钻井进尺费用降低40%。

通过一年的实践，主要体会如下。

1．以经济性发现为目的，统筹资料的获取

初探井是以经济性发现为目的的，关键在于证实有一定烃类产能、有一定厚度油气层的存在，精确的测试资料、储层物性资料、原油物性资料都可留在评价井钻探中获取。这就可以在初探井中作到不取心、不测试，从而大大简化钻井程序，达到降低钻井成本的目的。

一般来说初探井的经济成功率只有10%之间，我们可以在90%左右的初探井中实现低成本探井。事实证明用电缆式测试（MDO）、加旋转井壁式取心技术，完全可以保证不漏掉有经济测试价值的油气层。集束评价更有利于有目的地取好油藏评价的资料，在进行了早期油藏评价后，我们对油气藏模式有了基本的认识，就可以有目的地安排油藏评价井资料获取方案，大大减少了盲目性。

2．集束勘探在资料问题上体现了计划性、目的性

集束勘探“三加三简”的有所为和有所不为的获取资料原则——抓住有无油气，有油气则加强，无油气则从简；突出经济性，有经济性则加强，无经济性则从简；区分主力层与非主力层，主力层则加强，次要层则简化。这样保证了总体资料的质量，减少不必要的繁琐取资料工作量。

3．实现集束勘探要做好技术准备

首先应加强完井电测、简化钻井测试，测井要做好电缆测试（泵抽式取样）、旋转式井壁取心和核磁共振测试的技术准备。

其次，钻井工程借鉴开发生产井优快钻井经验，对初探井简化井身结构，打小井眼，不取心，尽可能保证钻井作业的连续性，提纯钻进时间比例，用集束勘探的办法尽量减少动员费用，在拖航、弃井等环节上提高时效，降低费用，保证稳定的、高质量的泥浆性能，打好优质的规则井眼，创造良好的测井环境。

第三，评价井的测试工作中，要做好直读压力计、多层连作、油管完井等技术准备。

4．集束勘探协调了长期困扰勘探家的三大矛盾

第一，协调了加大勘探工作量与有效控制成本间的矛盾。集束勘探可实现相同的勘探成本下，多打初（预）探井，总体上必然加快勘探进程。如在合同区义务勘探工作量确定的前提下，勘探成本的降低，则意味着抗风险能力的增强。

第二，协调了不同专业间的利益矛盾。长期以来地质家想多取资料——资料越多越好；钻井工程想快——钻完井越快越好；测井公司想省——下井次数越少越好。集束勘探实现了集约性的成本控制，使各专业各得其所。

第三，协调了老石油传统与现实市场经济间理念上的矛盾。在老石油地质家的传统观念中，是取资料越多越好、储量发现越多越好、采收率提得越高越好。把这些观念放在市场经济条件下，都会与勘探成本产生冲突，于是这些观念都变成了相对的、有条件的：资料——在保证不同勘探阶段起码质量要求下，取资料的工作量越少越好；储量发现——在保证勘探资本及时回收条件下越多越好，否则无须及时探明；采收率——在保证现金流和盈利率条件下越高越好，否则宁可要相对较低的采收率；勘探成功率——对油公司来讲，地质成功率毫无意义，油公司只要商业成功率，更关心的是勘探投入的资本化率；储量概念——不能只讲地质储量，对油公司来说更关心可采储量，尤其是可作为公司资产的份额可采储量。

集束勘探是我们由计划经济成功转向市场经济时，在经营理念上发生根本变革的表现。一年来的成功实践，不但在中国海油勘探家中产生了巨大观念上的震动，也影响到许多外国作业者，纷纷吸收或效仿集束勘探方法。集束勘探方法的产生，表明我国企业不仅可以进入国际市场，并且完全可以在市场运作中有所发现，有所发明，有所前进，创造出更好的经济效益。

在2002年中国海洋石油勘探年会上，将集束勘探发展为价值勘探的一部分，这是勘探工作进步的表现。这一新生事物的出现，使公司上市后出现了新情况：结束了国有独资的历史，十分关注投资的收益、储量增长的压力、成本的压力等。如此，必须对过去传统的勘探理念进行重新审视：由过去的地质调查研究型，变为经营油气实物的经营型，要创造经营价值。所以，价值勘探是一种以价值为取向的勘探理念，具体地说，每项工作以是否增加公司或股东的价值，作为决策的依据，即勘探的每个环节，以创造出更多的价值作为决策的出发点，勘探工作将围绕价值中心来进行。这也体现了勘探工作本身是发展的、动态的，在勘探工作不断进展中，随时拓宽、发展勘探方法，以促进海洋石油事业不停顿地、持续发展。

石油天然气关键参数研究与获取

沙志彬　梁金强　王力峰　匡增桂

（广州海洋地质调查局 广州 510760）

基金项目：国土资源部公益性行业科研专项项目（编号：200811014）、国家高技术研究发展计划课题（编号：2009AA09A202）和国家重点基础研究发展（973）计划（编号：2009CB219502-1）资助。

第一作者简介：沙志彬（1972.4—），男，教授级高工，主要从事石油地质和天然气水合物的研究。

摘要　天然气水合物是一种新型能源，形成水合物的天然气主要是来自于下部生烃源岩，当天然气在向上溢出的过程中遇到温度、压力和地层物性合适的区域便形成了天然气水合物矿藏。但天然气又是靠什么路径运移到储层的呢？经过研究，认定研究区的天然气主要是利用气烟囱进行运移的。而气烟囱识别分析技术就是利用研究区三维地震信息，通过对地震剖面的分析以及神经网络的运算，对天然气运移形式进行描述，直观地展示天然气运移通道及赋存情况，通过垂向上和平面上的气烟囱效应来预测水合物的发育带，并将形成水合物富集所需要的天然气源岩进行初步评估。然后在平面上展示出天然气运移分布范围和天然气水合物矿藏的成藏范围，从而为进一步研究水合物的形成、存储提供依据，并可为水合物勘探中的井位部署提供参考。

关键词　气烟囱天然气水合物　研究应用

1　气烟囱的概念

在石油地质学中，“气烟囱”（Gas Chim ney）是一个崭新的概念，“气烟囱”一经形成，就可作为后期油气或热流体不可忽视的通道，揭示油气的发育地点及运移到一个储层，以及如何从储层溢出，产生浅层油气。可见“气烟囱”对油气运移与聚集会产生重要影响，是大中型油气田存在的重要标志之一[1～2]。

从地质成因角度来说，气烟囱是由活动热流体作用形成的一种特殊的伴生构造，这种伴生构造曾经是热流体（气、液）的泄压通道，不仅形似烟囱，且具烟囱效应。其静态形状上似裂隙、裂缝，而在动态变化上表现为增压破裂—泄压闭合—增压破裂这种旋回性“幕式”张合特征[2]。从地震表现角度来说，气烟囱则可定义为在品质非常好的常规地震剖面上，某些部位反射波突然出现杂乱反射、振幅大幅度减弱（偶尔为强振幅）的这种柱状、椭圆状或锥形体地震模糊带，并且核部低速，据此可识别气体渗漏的位置和展布情况[3]。

地震剖面上所揭示的气烟囱是流体垂向活动的直接证据。在地震剖面上造成反射模糊带，甚至空白区，其原因是气层低速异常和反射屏蔽的影响，使反射波信噪比大幅度降低。对于地震剖面上弱振幅、低连续性的特征，其原因可能为天然气从储层沿着构造薄弱带向上运移，当运移比较剧烈时可能破坏地层原始沉积层理，同时地层中含有天然气会大量吸收地震能量[4]。

2　气烟囱与天然气水合物成藏的关系

天然气水合物是一种新型能源，其成藏条件比较特殊，主要形成于300m深的海底以下100～400m之间的地层中，是以层状、块状、团状等形式富集，主要是充填在海底沉积物的空隙和裂缝中，形成水合物的天然气主要是来自于下部源岩生烃后运移到合适的地层富集成藏的[5～6]。但天然气又是靠什么路径运移到储层的呢？经过对地震剖面的分析以及神经网络的运算，认定研究区的天然气主要是利用气烟囱进行运移的（图1）。当天然气在向上溢出的过程中遇到温度、压力和地层物性合适的区域便形成了天然气水合物矿藏[7～8]。因此，可以利用气烟囱识别技术预测天然气水合物分布范围[9]。同时，气烟囱在形成过程中携带大量富含甲烷气的流体向上运移到天然气水合物稳定带，形成之后仍可作为后期活动的油气向上运移的特殊通道[10]。此外，运用地震识别出的似海底反射（BSR）来识别气烟囱构造，通过速度、泥岩含量、流体势等属性参数及钻井资料，还可以判断该烟囱构造的类型[11～12]。

图1 烃类的运移、聚集特征示意图Fig.1 Illu st ration of hydrocarbon migration and accum ulation

至于水合物形成的地质模式，目前主要有两种观点：一种是原先的因温度或 孔隙压力变化而转变为水合物；另外一种是微生物成因气或热成因气从下部运移至水合物稳定带而形成水合物。前一种情况下，水合物形成的重要原因不是外来物质的供给，而是原先天然气藏系统内的变化，水合物呈分散状存在于岩石中或者与已存在的气藏共生[3]。而后一种情况，由于天然气丰度不断增加，当天然气在向上溢出的过程中遇到温度、压力和地层物性合适的区域便导致水合物生成、积聚。当沉积层中的水合物充填程度越来越高时，沉积层变得不透水不透气，并在水合物稳定带之下形成常规气藏[4]。

深部形成的烃类气体一旦形成，就出现在运移和聚集的动态过程中。在粘土、粉砂质粘土等低渗透性沉积物中，一般发生垂直向上的运移；在高渗透性的砂质沉积物，或者裂隙发育的岩层中，深部来源的烃类气体大多沿地层上倾方向运移[2～3]。在深部构造发育的区块，对于热解气以及深部运移气体形成的水合物而言，有利于气体进入水合物稳定域的运移通道是控制水合物形成和分布的关键因素[13～14]。

因此，认为气烟囱与天然气水合物成藏的关系体现如下：

1）气烟囱以流体运移为主要特征；

2）气烟囱是天然气垂向运移的有效途径；

3）气烟囱构造为天然气聚集形成水合物提供有利圈闭条件[15～16]。

3　气烟囱识别分析技术的研发及应用

3.1　地质模拟与工作流程

在气烟囱体中地震响应的垂直扰动得到加强，这些扰动常常与油气的垂直运移通道有关，通过对世界范围内许多处理的地震气烟囱的推断已经证明气烟囱在油源评价、运移、储存、（断层）封堵性以及溢出点都非常有用[2、4]，其成因机理模型如图2、图3和图4。从以上三个图中可以看出，图2气烟囱发育较弱，油气藏以油层为主，含气较少，且断层跟油气藏没有直接连通，油气封盖条件较好，因此油气逸散量较小，在油气藏上覆地层气烟囱效应较弱，所以该类油气藏总体保存条件较好；图3气烟囱发育明显，油气藏富集，封盖条件较好，但下部气层较厚，含气层具有较大的流体压力，因此上部盖层的封盖压力不足以完全对气层形成封盖，因此具有较明显的气烟囱效应，所以该类油气藏总体保存条件一般；图4气烟囱发育明显，由于有断层跟上、下部油气层直接连通，且断层封堵性较差，油气储存条件被破坏，造成油气大量逸散，因此具有明显的气烟囱效应，所以该类油气藏总体保存条件较差。

在技术上对气烟囱体的预测研究主要是所谓的“地震气烟囱处理技术”，即运用多层非线性神经网络技术对未知地震区块进行预测。为实现地震资料自动化的地质解释，其中心环节是通常所说的模式识别，即建立地震资料气烟囱特征参数（如相似性）与气烟囱地质目标之间的关系[3]。

图2 地质发育配置关系较好Fig.2 Good geological arrangement

图3 地质发育配置关系一般Fig.3 Ordinary geological arrangement

图4 地质发育配置关系较差Fig.4 Bad geological arrangement

为了实现气烟囱体的计算，采用荷兰DGB地球科技公司与挪威国家石油公司共同开发的地震属性处理与模式识别软件Opend-Tect。O pend-Tect在强化细微的地震特征信息的基础上，分析这些反映不同地质沉积信息的空间分布，把多种地震数据体的信息综合到一起以得到目标体的最佳图像。并且O pend-Tect用神经网络、数学逻辑运算对多个属性体处理，得到直接反映地下地质特征的新属性。O pend-Tect的核心步骤是倾角控制（Steer-ing），它在其所有的运算和处理过程中起着举足轻重的作用，是后续神经网络运算的前提和基础。以下就是我们应用O pend-Tect计算气烟囱体的工作流程（图5）。

图5 预测气烟囱体技术流程图Fig.5 Flow chart of gas chimney predication

3.2　气烟囱体计算的数据准备

为了更准确地识别气烟囱体，我们需要对原始的地震数据做中值倾角滤波，以减少处理时产生的随机扰动，使预测出的结果更加真实可靠。

O pend-Tect核心技术之一是在提取属性和对数据滤波时考虑了所探测的地质体的方向及空间展布。当地质体的方向已知时，方向性原理容易被应用，例如在地震气烟囱或直接碳烃检测中，很多目标体无固定方向，但是它在各个方向倾斜。在这种情况下，在一定范围的倾斜时窗中提取属性比在固定时窗中更有利。因此，需要知道局部倾角及每个样点处的方位角。

O pend-Tect提供了3种计算倾角及方位的方法，计算结果被称为“定向体”，也就是每一个样点处都带有倾角和方位角信息的数据体。用倾角定向对地震数据做倾角定向滤波，改善同相轴的横向连续性，减少随机扰动。该滤波的主要特点是无滤波尾巴。

中值倾角滤波是一个数据驱动工具并产生一个整理过的数据体。在该数据体中，连续相位被加强并且随机分布的噪音被压制。滤波增加了地震数据输出的可解释性，提高了水平层自动追踪的可执行性。滤波基本上搜集了我们定义圆域内的所有属性并在中心用振幅中值替换了原有值，搜索区域遵循控制体内的倾角而定（图6）。

图6 中值倾角滤波原理Fig.6 Median dip filtration principle

综合控制体的滤波工作流程如下：

1）定义搜索半径；

2）从开始位置提取首个振幅；

3）沿着倾角和方位角通向下一道；

4）在该点提取内插值振幅；

5）在搜索半径内对所有道重复第3、4步操作；

6）用所有提取振幅的中值来替换起始位置振幅；

7）对体内所有样本重复操作第2～6步。

4道半径的滤波输入包含57个点。注意该圆不是平坦的也不是水平的，但是从一道到另一道是符合地震相位的。

中值应该定义成一系列中心点位置相关的值。因此，如果从最小到最大列出N个振幅，就可以取（N+1）/2处的位置值作为中值，这里的N是一个奇数。要理解一个中值滤波的效果，可假设已经用了3个点的中值滤波来过虑一个地震相位。滤波过程由下面给出：

……0,0,1,0,0,1,1,3,0,1,1……

3点中值过滤响应由下面给出：

……0,0,0,0,0,1,1,1,1,1,1,1,1……

要检查这个，取3个相邻输入号码，排列并输出中间的值，然后改变输入组的一个位置并重复的练习。

请注意：

1）短于半个滤波的相位被清除（例如左侧1右侧0）；

2）噪音也被清除（值3）；

3）边界保留（主要的0带和主要的1带的间隙完全同一个位置，就是说无滤波导入）。

3.3　提取样本位置

图形窗口中提取烟囱体和非烟囱体。我们建议开始时做一些不同时间的相似性切片，这样可以在不同的时间尺度上初步判断气烟囱体的分布和走向特征。

在一个可能的烟囱体位置上显示一个或者是更多的属性来检查烟囱体单属性下如何显现，通过不同的属性对比来突出气烟囱体，以利于后续的拾取训练点。

做完这些工作以后，我们已经准备好拾取烟囱体和非烟囱体了。要求第一步产生两种不同的拾取组：一个是烟囱体，一个是非烟囱体，使用子目录中右击上栏菜单来实现，键入想创建的拾取组的名字，例如“烟囱体……是”并开始提取。在子目录中点击数据元素来移动元素到另一个位置并重复处理，重复这个练习直到取出了所需的所有样本点。

现在拾取非烟囱体点，并分别保存到不同的拾取组团（图7）。拾取样本位置是这个处理的关键步骤。应该取向于创建最有代表性的为烟囱体或非烟囱体拾取组。如果数据中有多个烟囱体，不要仅取于一个，试着在尽可能宽范围的时间域内把这些都拾取。

图7 神经网络训练组（绿色点表示气烟囱，蓝点表示非气烟囱）Fig.7 Neural network training（green dot:gas chimney,blue dot:not gas chimney）

3.4　神经网络及其算法

1）人工神经网络是模拟生物神经信息处理方法的新型计算机系统，它可以模拟人脑的一些基本特征（如自适应性，自组织性和容错性），是一个并行、分布处理结构，它由处理单元及其称为联接的无向信号通道互连而成。人工神经网络力图模仿生物神经系统，通过接受外部输入的刺激，不断获得并积累知识，进而具有一定的判断预测能力。

2）BP神经网络算法

BP网络算法的思想是把一组样本的I/O问题变为一个非线性优化问题，使用了优化中最普通的梯度下降法，用迭代运算求解权对应于学习记忆问题，加入隐含层节点使优化问题的可调参数增加，从而可得到更精确的解。BP网络模型设计的最大特点是网络权值是通过使用网络模型输出值与已知的样本值之间的误差平方和达到期望值而不断调整出来的，并且确定BP神经网络评价模型时涉及隐含层节点数、转移函数、学习参数和网络模型的最后选定等问题。

3.5　神经网络训练

首先在O pend-Tect里面创建一个新的神经网络，并选择想使用的属性（通常是全部）和包含了烟囱体和非烟囱体的拾取组团，一般说来不是所有位置都用来训练网络，但是一定比例的（10,10,20）样本是用来避免过度适配网络，神经网络将在我们声明的位置提取属性，它将随机分配数据到训练和测试组，并且启动训练状态。训练执行情况在训练期间被追踪（图8），并用两种指数来表示。RMS错误值曲线表示训练组和测试组的总的错误，分别从1（最大错误）到0（最小错误）两个曲线在训练间都应走低，当测试曲线再次走高表示网络过度适配。训练应在这发生之前适可而止。典型的一个RMS值在0.8范围内被认为是合理，0.8～0.6是好，0.6～0.4是很好，低于0.4为极好。

图8 神经网络训练监管窗口Fig.8 Monitoring window for Neural network training

最后将发现网络节点会在训练中变色。颜色暗示了在分类里面每个节点（每个输入属性）的重要程度，颜色从红（最重要）经黄到白（最不重要）过度训练。当一个网络从训练组中识别单个样本时会发生过度适配（overfitting）网络会在训练组中表现得更优，但是会在测试组中表现变差。当在训练组上的表现达到最大（最小错误）最优化结果的网络训练会停止，停止的点可以从神经网络训练窗口中的执行图表里查看。满意后，接下来把训练的网络推广到整个数据体。这个在“产生体”模块中操作完成。如果不想处理整个数据体，也可以限制输出范围来产生一个小数据体。为加快速度，可以在联机处理模式下在多台机器上运行工作，O pend-Tect会在声明的机器上分配数据并在处理结束时合成输出结果。

3.6　气烟囱技术在研究区的应用

通过研究区的气烟囱处理效果分析来看，研究区的气烟囱较为发育，作为一种油气运移的通道控制着整个研究区天然气水合物的分布和储量。从研究区LineA线的气烟囱效果图可以看出（图9），烟囱现象主要是发育在BSR下部，发育BSR的背斜处的下部存在明显的气烟囱现象，为天然气水合物的成藏提供足够的气源，证明此处的储层主要是利用气烟囱这种运移方式富集天然气的；从图中还可以看出气烟囱在1650ms以下的地层中发育，从侧面说明在神狐区域源岩生成的天然气被很好地保存在地层中，并在有利位置成藏。对比分析沿BSR±50ms时窗提取气烟囱平面效果图来看（图10），气烟囱在BSR以下发育充分，而在BSR以上则没有明显的显示，说明研究区的气体是沿着下部源岩向上运移的，烟囱效应是由下部到上部是逐渐减少的。由此可以初步认为，流体在运移过程中在有利区域发生富集，也就是在BSR附近存在并富集。

图9 Line A线气烟囱显示Fig.9 Display of gas chimney in Line A

图10 沿BSR±50ms时窗提取气烟囱平面效果图Fig.10 P lane slices at BSR±50ms derived from gas chimney identification technique

气烟囱在形成过程中携带大量富含天然气的流体向上运移到天然气水合物稳定带，其形成之后仍可作为后期活动的油气向上运移的特殊通道。通过平面和剖面结合分析，可以对天然气运移分布范围进行检测，对水合物的成藏范围进行圈定。

4　认识与讨论

利用DG B公司Opend-Tect软件气烟囱技术，通过对地震剖面的分析以及神经网络的运算，对天然气运移形式进行预测，直观地展示天然气运移通道及赋存情况，通过垂向上和平面上的气烟囱效应来预测水合物的发育带，并将形成水合物富集所需要的天然气源岩进行初步预测。然后在平面上展示出天然气运移分布范围和天然气水合物矿藏的成藏范围，从而为进一步研究天然气水合物的形成、存储提供依据，并为天然气水合物勘探中的井位部署提供参考。因此，气烟囱识别分析技术可以应用于天然气水合物矿藏的勘探与评价当中。总结本文得出以下几点认识与讨论：

1）研究区的气烟囱较为发育，作为一种油气运移的通道控制着整个研究区天然气水合物的分布和储量；

2）气烟囱现象主要是发育在BSR下部，气烟囱体为天然气水合物的成藏提供足够的气源，同时天然气被很好地保存在地层中，并在有利位置成藏；

3）气烟囱在BSR以下发育充分，而在BSR 以上则没有明显的显示，说明烟囱效应是由下部到上部是逐渐减少的，认为流体在运移过程中在有利区域发生富集，也就是在BSR附近存在并富集。

4）通过平面和剖面结合分析，可以对天然气运移分布范围进行检测，对天然气水合物的成藏范围进行圈定，为井位部署提供参考。

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Application of Gas Chim ney Identification Technique to Study of the Gas Hydrates

Sha Zhibin,Liang Jinqiang,Wang Lifeng,Kuang Zenggui（Guangzhou Marine Geological Survey,Guangzhou,510760）

Abstract:Gas hydrates are expected to be a new type of energy source in the future.The forming gases coming from the source rocks underneath can be converted to gas hydrates along the ascending paths where the environment parameters,such as temperature,pressure and geological properties,favor the form ation of gas hydrates.So what about the ascending paths?We believed that gas chimney contributes to the cause of ascending mostly.Byseismic profiles analysis and neural network calculation,gas chim ney identification technique makes use of 3-D seismic inform ation data and attribute to describe the gases migrating m odel,display the ascending paths,predict gas hydrates accum ulation and preliminarily evaluate source rocks shown in the 3-D space.The processed results can also be dem onstrated on the base map to mark out gases scope and gas hydrates scope respectively for the evidence of gas hydrates formation and accumulation,and further more provide the meaningful references to borehole dispositions of gas hydrates field exploration.

Key words:Gas chim ney;Gas hydrates;Study;Application

评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气资源丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气资源丰度评价未知区带的资源丰度；可采系数是将地质资源量转化成可采资源量的关键参数。

（一）刻度区解剖

1.刻度区的定义

刻度区解剖是本次资源评价的特色之一，也是油气资源评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和资源潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与资源潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为资源潜力的类比分析提供参照依据。

刻度区是为取准资源评价关键参数，以保证资源评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、资源探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和资源潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气资源丰度与地质因素之间的关系。

2.刻度区解剖内容与方法

刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、资源量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。

（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。

（2）油气资源量确定。刻度区资源量计算与一般意义上的资源量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的资源量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要采用了统计法来计算刻度区的资源量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的资源量采用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。

（3）油气资源参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、资源量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、资源丰度等关键参数。从刻度区获得的资源量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的资源量与面积之比可获得单位面积的资源丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。

3.刻度区研究成果与应用

通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气资源丰度等多项关键参数，为油气资源评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和资源量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的资源量，获得不同成藏条件下的资源丰度参数（表4-5）。

表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表

在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。

表4-6 各种类型刻度区统计表

（二）有效烃源岩有机碳下限

有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。

在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S1+S2关系表明，S1+S2在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。

图4-1 陆相泥岩TOC与S1+S2关系图

图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图

对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S1+S2指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。

有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。

（三）产烃率图版

烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和资源量的关键参数。产烃率图版一般采用烃源岩热模拟实验方法获得。

1.液态烃产率图版

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。

图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版

2.产气率图版

由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。

（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。

（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮资源评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。

（四）运聚系数

运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算资源量的一个关键参数，直接影响资源量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。

1.运聚系数模型建立法

通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：

lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4

多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：

lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4

式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;

x1——烃源岩年龄，Ma;

x2——烃源岩成熟度（Ro）,%;

x3——不整合面个数；

x4——圈闭面积系数，%。

2.运聚单元成藏条件分析法

依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。

表4-7 石油运聚系数分级评价表

（五）最小油气田规模

最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开采地下资源，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可采储量。最小油气田规模对统计法计算的资源量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。

通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×104～30×104t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×104t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×104～500×104t。

（六）资源丰度

油气资源丰度是指每平方公里内的油气资源量，是类比法计算资源量的关键参数。通过统计分析，建立了资源丰度模型和取值标准。

1.资源丰度模型

通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气资源丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：

新一轮全国油气资源评价

式中：y——运聚单元的石油资源丰度，104t/km2;

x1——烃源岩生烃强度，104t/km2;

x2——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；

x3——圈闭面积系数，%;

x4——不整合面个数。

2.资源丰度取值标准

通过统计不同含油气单元资源丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区资源丰度的取值标准。

（1）不同层系资源丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质资源丰度一般大于20×104t/km2；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质资源丰度相对较低，一般约为10×104t/km2；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其资源丰度更低。

（2）不同类型运聚单元资源丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质资源丰度高，一般大于40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油资源丰度次之，一般为10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油资源丰度相对较低，一般小于10×104t/km2。

（3）不同区块或区带级资源丰度：区块或区带级石油资源丰度差异更大，从小于1×104t/km2到大于200×104t/km2。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块资源丰度较高，一般大于50×104t/km2，最大可大于200×104t/km2。构造—岩性型、断裂构造型资源丰度一般为30×104～50×104t/km2。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、资源丰度较低，一般小于30×104t/km2。

通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的资源丰度，不但为广泛应用类比法计算资源量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总资源量为基础，利用地质评价系数类比将资源量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气资源量在空间位置上更准确，提高了油气资源空间分布的预测水平。

（七）可采系数

国外主要采用建立在类比基础上的统计法计算油气可采资源量，而我国第一轮、第二轮全国油气资源评价没有计算油气可采资源量。本轮评价开展的油气资源可采系数研究，通过可采系数将地质资源量转化为可采资源量，这在国内外油气资源评价中尚属首次。可采系数是指地质资源中可采出的量占地质资源量的比例，是从地质资源量计算可采资源量的关键参数。

可采系数研究与应用是常规油气资源评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类比分析方法，对我国油气资源可采系数进行研究，为科学合理地计算油气可采资源量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可采资源潜力进行评价。

1.评价单元类型划分

为使可采系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气资源类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。

表4-8 不同类型评价单元石油可采系数取值标准

表4-9 不同类型评价单元天然气可采系数取值标准

2.刻度油气藏数据库的建立

已发现油气资源赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气资源采收率、分析影响采收率主控因素、预测油气资源可采系数的基础。刻度油气藏是油气资源可采系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次采油或三次采油技术的油气藏。

刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气资源评价，有效地指导相应类型评价单元油气资源可采系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次采油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次采油技术的油藏，保证技术可采系数的可靠性。

对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开采方式、开采速度、增产措施等；研究不同因素对采收率的影响程度，进而确定该油气藏采收率的主控因素；针对开采方式的不同，油藏的采收率可分为一次、二次或三次采收率；气藏主要是一次采收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和采收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。

3.可采系数主控因素分析

对影响可采系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可采系数主控因素的评价模型。

（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气采收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。

（2）在诸多开发条件中，提高采收率技术是极为重要的因素，不同提高采收率技术适用条件不同，其提高采收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高采收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。

（3）利用石油公司提高采收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱采油时的油价与油田采收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的采收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。

4.可采系数取值标准的建立

在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田采收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可采系数和经济可采系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可采系数取值标准（表4-8、表4-9）。

（1）不同类型评价单元石油可采系数相差较大，以技术可采系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可采系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可采系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可采系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可采系数为15%～20%。

（2）不同类型评价单元天然气可采系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可采系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可采系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可采系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可采系数最小，其平均值小于50%。

5.可采系数计算方法的建立

可采系数计算方法包括可采系数标准表法和刻度区类比法两种方法。

（1）标准表取值法。利用可采系数标准表求取不同评价单元可采系数的步骤如下：在不同类型评价单元可采系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可采系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可采系数。

（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可采系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可采系数。

通过油气可采系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可采系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可采资源量计算的客观性，又获得了全国油气可采资源量。