利用测井资料研究泥质岩盖层阻止天然气扩散的能力

通过对影响泥质岩盖层阻止天然气扩散能力因素的分析，认为扩散速度是评价泥质岩盖层自身阻止天然气扩散能力的重要参数。针对实测扩散系数受井点、取心和分析测式等条件的限制，探讨了利用测井资料研究泥质岩盖层自身阻止天然气扩散能力的方法。     

泥质岩盖层对扩散相天然气封闭性演化的作用

在研究泥质岩盖层对扩散相天然气封闭机理及作用类型的基础上，对不同类型泥质岩盖层对扩散相天然气封闭性演化阶段的作用进行了研究，认为：具生烃能力但不具异常孔隙流体压力的泥质岩盖层对扩散相天然气封闭性演化不存在阶段性；而既具生烃能力又具异常孔隙流体压力的泥质岩盖层对扩散相天然气封闭性演化可分为抑制浓度封闭和替代浓度封闭2个阶段。此研究不仅可以预测其对扩散相天然气封闭能力的演化，而且可以研究其封闭扩散相天然气的有效性。然后以松辽盆地北部三肇凹陷登二段和青山口组2套泥质岩盖层为例，通过对扩散相天然气封闭性演化特征与沙河子组气源岩大量排气期之间的匹配关系研究，认识到它们在该区天然气聚集与保存中起到了重要作用。     

泥质岩盖层对水溶性天然气的封闭作用及研究方法

本文在深入分析水溶性天然气特点的基础上，研究了泥质岩盖层依靠异常流体压力及自身品质和流体性质对水溶性天然气的两种封闭作用，并提出了两种相对应的研究方法。将这两种方法分别应用于琼东南盆地梅山组泥岩盖层和大庆长垣以东地区的泉一、二段泥岩盖层，其研究结果与研究区的地质特征十分吻合，证明该方法用于研究泥质岩盖层封闭水溶性天然气是可行的。     

泥质岩盖层对水溶性天然气的封闭作用及研究方法

本文在深入分析水溶性天然气特点的基础上,研究了泥质岩盖层依靠异常流体压力及自身品质和流体性质对水溶性天然气的两种封闭作用,并提出了两种相对应的研究方法。将这两种方法分别应用于琼东南盆地梅山组泥岩盖层和大庆长垣以东地区的泉一、二段泥岩盖层,其研究结果与研究区的地质特征十分吻合,证明该方法用于研究泥质岩盖层封闭水溶性天然气是可行的。     

利用测井资料综合评价泥质岩盖层封闭性的方法及应用

作为油气储集层的有效封闭的盖怪必须同时具备较强的微观封闭能力和一定的空间展布范围等两个条件。微观封闭能力的强弱主要与盖层的泥质含量和孔渗性有关，空间展布范围的大小与盖层的单最度有关。据此，可以将泥质含量，有效孔隙率，渗透率和单导厚度作为泥质岩类盖支的性的主要评价参数。     

中国南方志留系泥质岩盖层动态评价研究

在前人研究成果的基础上,针对目前天然气勘探研究的现状,总结确定了泥质岩演化阶段与封堵性能的对应关系。根据地质条件下岩石平均孔隙的直径与油气分子的大小，动态地评价了中国南方志留系盖层单剖面封盖条件，重点评价了从加里东期、海西期、印支期、燕山期到现今的川东北地区、黔中隆起及其周缘地区和江汉地区志留系盖层封盖能力的变化情况，认为这种评价可为天然气勘探提供理论依据。     

利用最大隶属度评价泥质岩盖层封盖性能

在综合考虑泥质岩盖层宏观发育特征和微观封闭能力影响因素基础之上，采用最大隶属度建立泥质岩盖层封盖性能评价方法，并且应用该方法对大庆长垣以东地区登楼库组二段(K1d^2)泥质岩盖层封气能力进行了评价，结果表明：在肇深1井—芳深7井—芳深6井—芳深1井—汪9-12井—汪903井一线井区附近及其以西地区，是好盖层分布区。在二深1井—朝深4井—三深1井一线井区附近及其以南和青2井—川3井—四深1井—五深1井地区，是差盖层分布区。其它地区均为中等盖层分布区。这一评价结果与该区的天然气勘探成果十分吻合。     

泥质岩盖层封闭性综合评价及其在琼东南盆地的应用

概述了泥质岩盖层封闭机理以及年轻沉积盆地的多种封闭机理的综合作用.提出了天然气封盖条件综合评价的必要性及评价标准.以琼东南盆地梅山组盖层为例,进行了区域性盖层对天然气藏形成过程中控制作用的分析.阐明了区域性盖层在油气藏系统中空间匹配和成藏动态过程的重要作用.     

泥质岩盖层封闭性综合评价及其在琼东南盆地的应用

概述了泥质岩盖层封闭性机理以及年轻沉积盆地的多种封闭机理的综合作用。提出了天然气封盖条件综合评价的必要性及评价标准。以琼东南盆地梅山组盖层为例，进行了区域性盖层对天然气藏形成过程中控制作用的分析。阐述了区域性盖层在油气藏系统中空间匹配和成藏动态过程的重要作用。     

盖层对水溶相天然气的封闭机理及其研究方法

在研究水溶相天然气及其在盖层孔隙中低速渗流特征的基础上，对盖层对水溶相天然气的封闭机理进行了深入研究，指出吸附作用是造成盖层对水溶相天然气形成封闭的主要机制。当孔隙中自由水完全排出后，盖层才能对水溶相天然气形成封闭作用，且随压实成岩作用增加，对水溶相天然气的封闭能力增强。建立了一套利用压实成岩程度与盖层对水溶相天然气封闭能力之间的关系研究盖层对水溶相天然气封闭能力的研究方法，并将其应用于松辽盆地三肇凹陷泥岩盖层对水溶相天然气封闭能力的研究中，结果与实际地质条件十分吻合，表明该研究方法研究盖层对水溶相天然气封闭能力是可行的。     

天然气管线泄漏扩散及危害区域分析

对天然气扩散浓度进行研究，可以解决泄漏气体沿地面扩散所形成的危险区域预测问题，为管道运行和抢修提供安全保障，对于输气管线的风险后果定量分析具有重要的意义。为此，考虑到天然气泄漏扩散的特殊性，选取高斯模型作为扩散危害基本模型，给出了非正常泄漏状态下模型的修正函数。结合3种典型的泄漏扩散事故情景，模拟分析了天然气职业接触浓度限值和爆炸上、下限浓度所对应的扩散距离和危害区域面积；此外还对比分析了风速、泄漏孔径及泄漏时间等因素对扩散危害面积的影响。算例结果表明，管道发生连续泄漏时，危害区域的面积随风速的增大而减小，随泄漏孔径的增大而扩大。发生大规模瞬态泄漏时，在泄漏初期，人员产生不适症状的危害区域及爆炸危险区域都随时间的增加而逐渐扩大；随着时间的延长，泄漏气体不断被空气稀释而使得浓度降低，若时间足够长，危害区域将不再存在。     

天然气扩散系数的实验研究

在分析天然气扩散系数测定原理的基础上,作者自行组装了可控温型天然气扩散系数测定仪,可以测定高温、高压条件下岩石的天然气扩散系数,并能较好地模拟地层条件.利用该仪器分别测定了天然气通过13块人造石英粉砂岩干岩样和饱和水岩样的天然气扩散系数,并应用费克定律的积分式及气体范德华方程确定了对实测天然气扩散系数进行饱和介质条件转换的转换系数为6.06.利用斯托克斯·爱因斯坦方程对实测天然气扩散系数进行了温度校正.校正后地层条件下的天然气扩散系数均小于实测天然气扩散系数,且随着埋深增加,二者之间的差值逐渐减小.这是因为随着埋深增加、地温升高天然气分子运动速度加快的缘故,表明这一校正结果是符合地层条件的.      

中国气藏盖层类型初探

本文探讨了中国主要含气盆地气藏盖层的影响因素，从７个方面划分了盖层类型，对９类岩性的气藏直接盖层进行了典型分析。     

山东东营凹陷泥岩压实作用及油气初次运移问题探讨

本文以东营凹陷泥岩声波时差-深度曲线为根据,探讨了该区异常压实带的分布特征.并进一步分析了东营凹陷初次运移条件.提出东营凹陷有效生油层为老第三系沙河街组第三段,它们的主要排烃期分别为馆陶～第四系与明化镇～第四系沉积时期.初次运移的方向在平面上主要自生油中心向凹陷周缘,特别是向东北绿.距离一般不超越异常压实带顶界以上600米.     

天然气水合物相平衡的实验研究

天然气水合物相平衡研究是天然气水合物勘探开发和海洋环境保护研究的基础,也是最重要的前缘问题。为此,对取自中国西部油田某2口井的分离器气气样1和气样2在纯水、地层水和配置水等3种水样,以及3 MPa、6 MPa、9 MPa、12 MPa等4个压力体系下对生成水合物的温度进行了实验研究。研究结果表明：随着实验压力的增加,同种气样生成天然气水合物的温度越高;随着水样矿化度的增加,同种气样生成天然气水合物的温度越低;在同一水样中,组分、组成不同的天然气,甲烷含量越高,其形成天然气水合物的温度越低。     

乌尔禾—夏子街地区三叠系天然气藏储盖层特征

依据最新的岩心、物性等资料,对本区三叠系天然气储、盖层岩性特征及其评价进行了综合论述,以期对准噶尔盆地西北缘寻找大中型气田有所俾益。     

SOURCE ROCKS AND THE ORIGIN OF NATURAL GAS IN THE FAR EAST

Most source rocks of the Far East (Figs. 2 and 6) have a strong humic component, and, therefore, a large gas-generating capacity. This is an obvious reason why the Far East as an entity is largely a gas province. In particular, the following statements can be made :
(i) Mixed or humic type source rocks in combination with temperature gradients exceeding 3.5°C and minimal burial depths of 3,000m generate predominantly gas (e. g. Gippsland basin, SE Australia; Kapuni gas field, New Zealand) .
(ii) Mixed or humic type source rocks in combination with average or slightly below average temperature gradients and burial depths exceeding 3,200-4,000m generate predominantly gas and condensate (e. g. Dampier sub-basin, Western Australia; Arun gas field, North Sumatra) .
(iii) Mixed and/or humic type source rocks generate gas in the vicinity of magmatic intrusive or extrusive bodies provided magmatic activity post-dates source rock deposition .
(iv) Most source rocks of the Far East are Paleocene to Miocene age, and source rock maturity and post-maturity was in many cases reached in Neogene to Recent times .
(v) Mesozoic source rocks of partly humic or mixed type are known from Afghanistan and Australia, Paleozoic source rocks from Australia .
(vi) Retention of the gas phase may have been inadequate in areas of strong Neogene folding (e. g. Sumatra, East Kalimantan and Burma Tertiary basins) .
(vii) At the present state of knowledge the question as to which part of natural gas is thermally degraded oil and which part stems from a gas source rock, cannot be satisfactorily solved .     

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油气工业普遍采用在工业生产设备及输送管道中注入甲醇或乙二醇等热力学抑制剂的方法来改变水合物的热力学稳定条件，以达到抑制或避免水合物生成的目的。因而，预测在此条件下的水合物生成条件就十分必要了。目前预测水合物生成条件的热力学模型几乎都是以经典统计热力学为基础的。文中较为详尽地综述了水合物相平衡条件的实验测定以及预测含盐、含醇和含可溶性聚合物水溶液体系中相平衡条件的理论模型。提出了今后水合物相平衡研究的主要方向。     

泥岩盖层封闭游离相天然气有效性及其研究方法

本文在深入研究泥岩盖层封闭游离相天然机理及其能力演化基础上，通过泥岩盖层毛细管，封闭能力形成时时期与气源岩大量排气勘的匹配关系。     

天然气封盖层的突破压力

突破压力的模拟实验方法是利用已取得的盖层岩芯样品,模拟到地下赋存状态,用气体排驱直至气体突破,求得的近似排替压力值即为突破压力。通过模拟实验研究发现,突破压力主要受控于渗透率,随渗透率的减小而增大;而介质、孔隙度等也都影响着突破压力。渗透率相同,饱含介质由气→油→水突破压力逐次成倍增加。孔隙度与突破压力则呈反向相关关系,孔隙度越大,突破压力越小。利用以突破压力为主的相关参数,将盖层封闭性能划分为6个等级,建立了适合我国特点的天然气封盖层封闭能力的综合分级评价标准。