通过分析煤层气的气相及液相吸附特点,论证了煤层气的吸附服从液相吸附规律,讨论了地层原始条件下煤层气的解吸过程,发现其是由气相与液相解吸复合而成的,建立了描述煤层气复合解吸的数学模型.复合解吸受气相解吸、液相解吸以及煤层含水饱和度控制,并存在相转换解吸模式,计算出煤层气复合解吸的静态及动态曲线.研究结果表明:静态曲线表明当煤层含水饱和度由100%减少至60%时,复合解吸量较气相解吸量多36.48%;动态曲线表明在煤层气解吸初期,相转换解吸气量比例为74%;而在解吸晚期相转换解吸气量比例下降至4%.复合解吸同样满足Langmuir规律;早期解吸气的主要来源是由于相转换解吸且解吸量会出现台阶式变化;而在解吸晚期,则主要由气相解吸模式控制,煤层产出气的主要来源是气相解吸和液相解吸.

松辽盆地扶新隆起带东缘泉四段沉积阶段,古地形平坦,气候由干旱向温湿转换,湖盆宽浅,发育大面积浅水三角洲沉积砂体.根据湖泛面、冲刷侵蚀面等层序界面特征,将扶新隆起带东缘泉四段划分为1个长期基准面上升半旋回、4个中期旋回,并细分为12个短期旋回.在精细等时地层格架建立的基础上,明确了泉四段沉积特征,并进一步分析了层序地层格架内随中、长期基准面升降变化的相分异作用.研究结果表明:受可容纳空间与沉积物供给比值(A/S)控制,在长期基准面旋回范围内,相分异作用使扶新隆起带东缘泉四段依次发育了高能和低能河控三角洲平原与三角洲前缘3种沉积亚相.泉四段河道砂体主要发育大幅切叠型、小幅切叠型、非下切拼接型和孤立型4种砂体接触关系.受相分异作用影响,中期基准面旋回的不同旋回位置呈现不同的砂体规模及叠置关系,上升阶段早期以发育大幅切叠型为主,中期多发育小幅切叠型、非下切拼接型,晚期砂体零星孤立分布.

为了识别油田高含水期、3次采油阶段曲流河点坝砂体内部剩余油富集区,利用密闭取心井岩心及密集开发井测井资料,采用岩心观察、测井曲线交汇分析、建筑结构解剖等方法,对夹层遮挡性及剩余油分布进行了研究.提出了以微电位回返最低值和微梯度回返率作为夹层岩性判别标准;以夹层相邻砂体含油饱和度差对比值划分夹层遮挡性;以夹层遮挡性划分点坝砂体内部渗流单元.结果表明:夹层遮挡性分为4种类型,识别符合率达72%;渗流单元以完全阻流型夹层为界,平均由2~3个侧积体构成,其间以强限流型夹层相隔;点坝砂体内部剩余油分布受控于渗流单元,主要富集在未被钻遇的渗流单元中上部,渗流单元内部相邻夹层间砂体驱油效率受夹层遮挡性影响,呈高极差或低级差的正韵律,以此为挖潜点坝砂体内部剩余油奠定基础.

为了表征各类型页岩孔隙吸附机理,合理解释页岩气超临界吸附特征,建立了Dubinin-Astakhov和Langmuir-Freundlich(简称D-A和L-F)超临界吸附模型.采用等温吸附实验、低温液氮吸附实验和压汞实验进行模型验证和页岩孔隙分布特征研究,进而依据D-A和L-F模型阐明页岩气超临界吸附特征及意义.结果表明:D-A和L-F模型能够同时表征超临界下微孔充填式吸附和中、大孔单层吸附机理,合理解释页岩气高压负吸附现象;基于吸附速率压力敏感性可将页岩吸附分为4个阶段,各阶段具有不同的地质意义;过剩吸附量与绝对吸附量差异随埋深增大愈为显著,绝对吸附量评价吸附气含量更符合实际;微孔吸附能力约为中、大孔的2倍;灰分和水分对吸附起负作用,且对各类型孔隙的影响程度相当.

查明南堡凹陷天然气复杂相态的成因联系,有利于本区天然气勘探成果的扩大.本文根据天然气地球化学特征、地层PVT及产能资料确定了地层条件下天然气相态类型及其分布特征,分析了天然气相态成因及相互关系;利用断接厚度和排替压力两项参数,从盖层宏观和微观封闭机理,分析了不同相态天然气的封闭下限,并以地球化学示踪的方法确定了天然气勘探方向.研究结果表明:南堡凹陷天然气的相态类型划分为溶解态的油溶气、游离态的气顶气和凝析气三大类,深层天然气以凝析气为主,中浅层天然气以气顶气和油溶气为主,并以两相共存的气顶气最容易被封闭,断接厚度为50~180m,盖层排替压力下限为1.5 MPa左右,深层凝析气形成的纯气藏次之,封闭条件要求最高的是只以单相油柱存在的油溶气.由于深层天然气相态以凝析气为主,封闭下限相对较低,并且浅层天然气发现了具有深源气的地球化学响应,反应了南堡凹陷深层天然气较大的资源潜力,故应加强滩海深层凝析气藏的勘探,并有望在陆上地区深层获得突破.

为了分析沧东凹陷孔二段常规油与致密油的关系,采用地球化学分析、盆地模拟、铸体薄片和包裹体分析等方法,研究了两者在形成时间、空间分布和资源量三方面的关系,提出了2种常规油与致密油的空间分布模式.研究结果表明:1)孔二段常规油具有2期成藏,致密油仅有1期成藏,致密油形成时间晚于常规油形成时间;2)孔二段常规油与致密油空间分布具有“正常型”和“反转型”2种模式,从湖盆中心向斜坡高部位,前者依次聚集致密油—常规油,后者依次聚集常规油—致密油—常规油;3)孔二段常规油资源量大于致密油资源量,两者资源量分别为6.36×108t和5.10×108t,但是非常规油(致密油和页岩油)资源量大于常规油资源量,常规油与非常规油资源量比例为1∶1.8~1∶3.0,非常规油是下一步的开发领域.

利用伺服试验机对不同配比充填体-岩柱进行侧限压缩实验,研究不同工况下岩柱的峰值强度、残余强度、峰值应变、破坏形式,以及充填体-岩柱的受压特性.结果表明:充填体-岩柱的承压过程主要分为岩柱试件承载阶段、岩柱试件的破坏阶段、充填体和岩柱共同承载直到破坏阶段、充填体和岩柱散体承压阶段.随着充填体强度的增大,岩柱的峰值强度、残余强度以及破坏时的轴向应变逐渐增大,同时岩柱的破坏形式逐渐由单轴压缩时的拉伸破坏向剪切破坏转化,而无充填体包裹的岩柱则主要发生单斜面剪切破坏.相比充填体-岩柱应力-应变曲线峰后的下降斜率,单岩柱破坏时表现出了更强的突变性.

为了建立太古界潜山内幕储层评价标准,综合运用露头、岩心及试油等资料,对济阳坳陷太古界内幕储层的发育特征及主控因素进行了研究,认为太古界内幕储层为典型的裂缝性储层,储层发育主控因素包括岩石矿物组成、潜山岩石构造与构造变形程度等3项.结果表明:受岩石矿物组成差异控制,混合二长花岗岩脆性系数可达0.84,而英云闪长岩,脆性系数仅为0.64.潜山岩石构造为内幕储层发育的重要影响因素,层状或似层状潜山构造更易于形成裂缝性储层,岩心破碎,取心收获率仅为50%左右,而块状构造岩心较完整,取心收获率通常在80%~100%.受构造改造程度控制,辽河坳陷太古界潜山裂缝发育要好于济阳坳陷,济阳坳陷内部东部要好于西部.通过对主控因素的级别定义和相互匹配,建立了济阳坳陷太古界潜山内幕储层的三端元评价标准,将太古界潜山内幕储层划分为3类,其中Ⅰ类储集性能最好,Ⅱ类次之,Ⅲ类最差.