天然气动态分析报告_天然气动态分析

1.石油天然气关键参数研究与获取

2.天然气发生爆炸的要素有哪些？

3.奥陶系风化壳产层天然气的来源分析

4.天然气的成分与特性

5.天然气的形成条件

6.万家乐天然气热水器怎么样?三个方面分析

7.郭尚平的个人经历

梁劲1　王宏斌1，2　梁金强1

（1.广州海洋地质调查局 广州 510760；2.中国地质大学（北京）北京 100083）

第一作者简介：梁劲，男，1971年生，高级工程师，1995年毕业于成都理工学院信息工程与地球物理系应用地球物理专业，主要从事天然气水合物调查与研究工作。

摘要 本文采用Jason 反演技术对南海北部陆坡A 测线纵波速度进行计算，结合BSR、振幅空白带以及波形极性反转等多种水合物赋存信息的分析，对水合物成矿带的速度特征进行了综合研究，结果表明：低速背景中的高速异常，是天然气水合物赋存的重要特征；高速异常体一般呈平行于海底的带状分布；在高速异常的内部，速度也是不断变化的。一般在异常体的中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低，反映在水合物矿带内部，水合物饱和度由矿体中心向边缘逐渐降低的特征。本文的研究成果进一步表明高精度速度分析不仅可以帮助寻找水合物矿点，还可以进一步判定水合物的富集层位。

关键词 Jason 反演技术 天然气水合物 速度分析

1 前言

天然气水合物是在低温、高压环境下，由水的冰晶格架及其间吸附的天然气分子组成的笼状结构化合物，广泛分布于海底和永久冻土带。温度和压力是天然气水合物形成和保存最重要的因素（王宏斌等，2004）。针对天然气水合物的野外调查及研究表明：高分辨率的地震勘探方法是天然气水合物调查评价中行之有效的方法。地震反演技术一直是地震勘探中的一项核心技术，其目的是用地震反射资料反推地下的波阻抗、速度、孔隙度等参数的分布，从而估算含天然气水合物层参数，预测天然气水合物分布状况，为天然气水合物勘探提供可靠的基础资料。常用的地震反演技术有Jason、Strata、Seislog和ISIS等，其中Jason反演技术在含天然气水合物层预测中因其分辨率高而得到广泛推崇，它主要由有井约束和无井约束两种方法组成（廖曦等，2002）。

速度异常是判断天然气水合物是否赋存的重要条件之一。结合BSR（Bottom Simulating Reflector）特征、波形极性特征、振幅特征以及AVO特征等目前已成为判断是否存在天然气水合物层主要手段（史斗等，1999）。大量的测试数据显示：水合物的速度与冰的速度较为接近，而比水高。与含水或含游离气沉积层相比，含水合物沉积层的密度降低，声波速率增大，含水合物层的地层速度往往比一般的地层速度高，含水合物沉积层的下部由于充填了水或气，而使水合物底界面出现速度负异常。因此，地层中速度反转是水合物赋存的一个地球物理标志。含水合物地层的声波速度与水合物的含量有关，水合物含量越高，其声波速度越高。从速度方面看，BSR是上覆高速的含水合物地层与下伏较低速的含水层或含气层之间的分界面。通常，海洋中浅层沉积层的地震纵波速度为1600～1800m/s，如果存在水合物，地震波速度将大幅提高，可达1850～2500m/s，如果水合物层下面为游离气层，则地震波速度可以骤减200～500m/s。因此，在速度剖面上，水合物层的层速度变化趋势呈典型的三段式，即上下小、中间大的异常特征（张光学等，2000）。西伯利亚麦索雅哈气田的资料表明，在原为含水砂层内形成水合物之后，其纵波的传播速度会从1850m/s提高到2700m/s；而在胶结砂岩层，这种速度会从3000m/s提高到3500m/s。深海钻探计划的570站位的测井结果表明，由含水砂岩层进入含水合物砂岩层时，密度由1.79g/cm3降低到1.19g/cm3，声波传播速度从1700m/s提高到3600m/s，且电导率剧烈下降。

Cascadia海域ODP889站位的VSP测井资料反映水合物底界为强烈的负速度界面，速度从水合物沉积物层的1900m/s陡降到含游离气层的1580m/s，由于VSP测井为地震测井，受钻井因素的影响较少，因此认为VSP测井真实地反映了水合物沉积层底界的速度变化（陈建文等，2004）。

国土资源部广州海洋地质调查局在2001～2004年在南海北部陆坡进行10000多公里的天然气水合物高分辨地震调查。本研究利用Jason反演技术，通过对南海北部陆坡区的地震速度资料的精细分析，在已圈定BSR分布范围的基础上研究陆坡区各沉积层的速度特征，最后对速度值与水合物的关系进行了分析和探讨。

2 方法原理

纯天然气水合物的密度（0.9g/cm3）和海水密度相近，而游离气的含量又十分有限，这就决定了产生BSR的波阻抗差主要由速度造成。速度反演技术的特点是在无井约束时，以地震解释的层位为控制，对所有的地震同相轴来进行外推内插来完成波阻抗反演，这样就克服了地震分辨率的限制，最佳的逼近了测井分辨率，同时又使反演结果保持了较好的横向连续性。速度反演技术的主要原理是：①通过最大的似然反褶积求得一个具有稀疏特性的反射系数系列；②通过最大的似然反演导出波阻抗；③通过波阻抗计算速度。该方法的主要优点是能获得宽频带的反射系数，是一种基于模型的反演，具有多种建模方法，对所建模型进行比较分析，并使地质模型更趋合理，反演结果更加真实可靠（郝银全等，2004）。

波阻抗反演方法的出发点是认为地下的反射系数是稀疏分布的，即地层反射系数由一系列叠加于高斯背景上的强轴组成。具体反演是从地震道中，根据稀疏的原则抽取反射系数，与子波褶积生成合成地震记录，利用合成地震记录与原始地震道的残差修改反射系数，得到新的反射系数序列，然后再求得波阻抗。其具体步骤是：

假设地层的反射系数是较大的反射界面的反射和具有高斯背景的小反射叠加组合而成的，根据这种假设导出一个最小的目标函数（安鸿伟等，2002）：

南海地质研究.2006

式中：R（K）为第一个采样点的反射系数，M为反射层数，L为采样总数，N为噪音变量的平方根，λ为给定反射系数的似然值。

最大的似然反演就是通过转换反射系数导出宽带波阻抗的过程。如果从最大的似然反褶积中求得的反射系数式R（t），则波阻抗：

Z（i）=z（i-1）×（1+R（i））/R（1-i） （2）

利用波阻抗和速度的关系式：

v=Z（i）/ρ （3）

即可得到速度值。其中，ρ为地层密度，可从区域测井资料结合该测线重力资料反演求取。

在上述过程中为了得到可靠的反射系数估算值，可以单独输入波阻抗信息作为约束条件，以求得最合理的速度模型。一方面，速度反演结果是一个宽频带的反射序列和波阻抗及速度数据，同时加入了低频分量，使反演结果更能正确反映速度变化规律；另一方面，它有多种质量控制方法，具体表现为监控子波的选取、同相轴的连续追踪、反演结果准确性的判断和提供多种交汇显示的相关性分析。所以利用速度反演可对地震剖面上任一相位进行速度反演，在每一个CDP点都可得到任一个同相轴速度数据，并利用二维的反射波的速度层析成像反演方法得到高度连续的速度剖面，如果地震测线足够密，还可利用三维速度反演得到速度体图像。

3 实现过程

3.1 初始模型的确立

在地质规律的指导下，利用地震和测井资料开展沉积特征分析和沉积旋回划分；建立岩石-电性关系，进行砂层组和单砂层对比；在地震剖面上提取各含油砂层组反射波属性，建立地震属与矿体的关系，实现地震-测井综合预测矿体平面分布厚度，开展层间矿体组外推预测；建立初始速度场；在地震属性约束下开展地震反演，反演层间小层矿体厚度。细分层反演层位的标定正确与否直接影响反演结果的精度。因此，在反演过程中对子波提取、能谱特点、信噪比、频谱及反射系数的研究至关重要（闫奎邦等，2004）。技术路线流程如图1所示：

3.2 初始速度场的获得

初始速度场的获得首先要对速度谱进行解释，速度谱的解释和取值是否合理，将直接影响均方根速度的计算精度。具体步骤如下：

1）速度谱的解释先从地质条件简单、反射层质量好、能量团强、干扰少的剖面段开始，绘制叠加速度-反射时间曲线，并逐渐向外扩展；

2）结合地震剖面的反射特征，判断速度极值点是否正确，并选择读取能量团最大的极值点。排除干扰波能量团，从而求得有效波的叠加速度；

3）对相邻速度谱进行比较，通过比较速度谱曲线的形状、相同反射层的速度极值等方法予以检查和修改。

4）每隔40个CDP拾取一组数据，利用地震剖面上的反射倾角数据对它们进行校正，便可得到均方根速度（梁劲等，2006）。

图1 速度反演技术线路流程图

Fig.1 The flow chart of the velocity inversion of technical route

3.3 子波的提取

子波提取时，要使能量集中于子波的主瓣，与地震子波形态吻合。如果所提子波近于零相位，则从波峰向两侧能量衰减较快，波峰两侧波形对称；在子波的能谱特征分析，要使能量都集中在地震波的主频范围内；有井资料时，要对井资料都作了子波与地震波自动关联质量控制。保证子波能谱与地震波能谱相吻合，是反演中较为重要的一方面，子波能谱的峰值与地震波主频的能谱峰值相吻合。首先了解合成记录与地震记录之间的偏差。通过合成记录与地震记录之间的偏差分析，对Jason反射系数偏差、能谱偏差进行进一步的校正，使合成记录与地震记录之间的偏差减小。然后通过反射系数与地震资料之间偏差分析，采取相应的手段校正，使地层与合成记录反射系数相吻合。再进行信噪比分析，使反演处理后的信噪比得到最大限度的提高。通过一系列质量控制手段，使各油层合成记录与地震记录的标定精度得到了较大的提高。

关于速度反演可信程度，不能完全由反演方法确定，关键在于获取地震记录的质量和反演前处理流程的振幅保真度。另一个影响因素是数值模拟结果应当是比较准确的，这与计算方法有关，也与子波拾取和地质构造模型有关。至于反演结果的灵敏度，主要由拟合误差值和收敛速度来判断。如果给定的初始模型正确，即与实际地质结构一致，则拟合的误差较小且收敛速度快。本文工作由于受实际情况限制，没有实际的测井资料验证，因此反演所得速度的准确性和精度会受到一定程度的影响。

4 速度剖面特征

运用多种特殊地震成像综合分析，是天然气水合物地震资料解释的关键技术。目前一般采用识别BSR、振幅空白带、波形极性反转、速度异常、波阻抗面貌和AVO等天然气水合物地震相应特征来综合分析沉积物中是否含有水合物。高精度的层速度分析可帮助判定水合物的富集层位，速度及振幅异常结构是水合物与下伏游离气共同作用形成的特殊影像，剖面上表现为“上隆下坳”结构，多层叠合构成一明显的垂向“亮斑”这一特殊成像结构在未变形的水合物盆地内较适用于寻找水合物矿点，并可据此定量估算水合物盆地内水合物的数量，分析BSR上下的详细速度结构，是水合物地震资料综合解释的重要手段（张光学等，2003）。

图2 南海北部陆坡测线A道积分剖面

Fig.2 Trace integration profile of the line A in north slope of the South China Sea

图2是南海北部陆坡测线A的地震反射道积分剖面，从图中可以看出，该剖面中部及右下角距海底大约350ms处出现一强振幅反射波，大致与海底反射波平行，与地层斜交，BSR特征明显。在波形极性方面，海底反射波和BSR都表现为成对出现的强振幅双峰波形特征，海底反射波表现为蓝红蓝特征，而BSR表现为红蓝红特征，这表明相对于海底，BSR显示出负极性反射同相轴，即所谓的极性反转（与海底反射相反）。反射波的极性是由反射界面的反射系数决定的，而反射系数则与界面两侧的波阻抗差有关。实际上，海底和BSR都是一个强波阻抗面，海底是海水和表层沉积物的分界面，上部为低速层，下部为相对高速层，反射系数为正值；BSR是含水合物层与下部地层（或含气层）的分界面，上部为高速层（水合物成矿带是相对高速体），下部为相对低速层（如含游离气，则速度更低），反射系数为负值，因此造成了BSR和海底反射波的极性相反现象（沙志彬等，2003）。图3是用速度反演法反演出来的纵波速度剖面，该速度剖面明显显示出一近似平行于海底的相对高速地质体，其位置恰好在BSR上方。高速地质体的纵波速度大约在2000～2400m/s，其上面的低速层的纵波速度大约在1500～1800m/s，而下面的低速层的纵波速度大约在1500～1900m/s，没有明显的游离气存在特征，但根据其高速地质体特征、BSR以及波形极性反转分析，可以认为南海北部陆坡测线A的相对高速地质体极可能是水合物成矿带。

图3 用速度反演法计算的南海北部陆坡测线A纵波速度剖面

Fig.3 P velocity profile of the line A in north slope of the South China Sea computed by velocity inversion

由图3可见，水合物成矿带内部速度是变化的，表明水合物分布不均匀，呈平行于海底的带状分布，中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低。海底以下有3个近似平行海底的低速和高速带：①海底与高速体之间的相对低速带，为水饱和带；②水合物成矿带；③水合物成矿带下的低速带。水合物成矿带下面的低速带在速度剖面上没有明显的低速特征，由此推断水合物成矿带下可能不含游离气，或者是气体的饱和度很低。

5 结论

水合物的生成除了需要一定的温度和压力条件外，还需要大量的碳氢气体和充足的水。这就需要地层具有较高的孔隙度和渗透率。未固结沉积岩的孔隙度很高，渗透率大，具备水合物生成的物理条件。具备这种特征的未固结沉积岩的地震波速度较低，而含水合物地层的地震波速度增大。这就形成了水合物成矿带作为低速背景中的高速地质体特征。另外，水合物的生成受温度和压力控制，一般情况，等温面和等压面近似平行于海底，因此低速背景中近似平行于海底的相对高速地质体是水合物成矿带的特征（刘学伟等，2003）。

通过对南海北部陆坡A测线纵波速度的计算，并且结合BSR和振幅空白带识别以及波形极性反转等多种特殊地震成像进行综合分析，我们可以进一步了解水合物成矿带的速度特征：揭示水合物成矿带的高速异常一般呈平行于海底的带状分布，在高速异常的内部，速度也是不断变化的，一般在异常体的中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低，该现象反映在水合物矿带内部，水合物分布并不均匀，水合物饱和度由矿体中心向边缘逐渐降低。分析BSR上下的详细速度结构，是水合物地震资料综合解释的重要手段。高精度速度分析可帮助判定水合物的富集层位，较适用于寻找水合物矿点，并可据此估算水合物资源量。

参考文献

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陈建文，闫桂京，吴志强，等.2004.天然气水合物的地球物理识别标志.海洋地质动态，6：9～12

郝银全，潘懋，李忠权.2004.Jason多井约束反演技术在油气储层预测中的应用.成都理工大学学报，31（3）：297～300

梁劲，王宏斌，郭依群.2006.南海北部陆坡天然气水合物的地震速度研究［J］.现代地质，20（1）：123～129

廖曦，马波，沈浩，等.2002.应用Jason软件进行砂体及含气性预测.天然气勘探与开发，25（3）：34～42

刘学伟，李敏锋，张聿文，等.2005.天然气水合物地震响应研究——中国南海HD152测线应用实例.现代地质，19（1）：33～38

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张光学，黄永样，陈邦彦，主编.2003.海域天然气水合物地震学.北京：海洋出版社

张光学，文鹏飞.2000.南海甲烷水合物的地震特征研究，首届广东青年科学家论坛论文集，中国科学技术出版社

The Application of Jason Inversion Technology in Velocity Analysis of Gas hydrate

Liang Jin1　Wang Hongbin1，2　Liang Jinqiang1

（1.Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，5107602.China University of Geosciences（Beijing），Beijing，100083）

Abstract：The P velocity of A seismic profile in the north slope of the South China Sea were calculated by Jason inversion method.The velocity characterostic of the gas hydrate bed was researched in detail based on the calculated result and the information of gas hydrate existing including BSR，amplitude blanking and polarity reversion of the waveform.Research shows that：The abnormity of higher velocity in the background of lower velocity is an important characteristic of gas hydrate existing；The abnormity of higher velocity which distribute as a belt usually parallel to the seafloor；The velocity changes gradually at the inner of the abnormity of higher velocity with the highest velocity at the center of the abnormity whereas the lowest velocity at the margin of it，which suggests that the saturation of gas hydrate decreases gradually from the center to the margin.The result that mentioned above suggest that high resolution velocity analysis not only help to search the hydrate spot but also help to estimate the rich layer of gas hydrate.

Key Words：Jason Inversion Technology Gas hydrate Velocity Analysis

石油天然气关键参数研究与获取

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

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[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.

天然气发生爆炸的要素有哪些？

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。

奥陶系风化壳产层天然气的来源分析

一、天然气要素成本管理模式构建依据

现代管理科学取得重要进展。人类对不可再生资源和可持续发展认识的深化，知识价值理论、产权理论、组织创新理论、成本管理及其相关理论、信息经济学等出现快速的发展，这为建立天然气要素成本管理模式奠定了良好的理论基础。

国内外石油公司已提供了值得借鉴的成本管理经验。国外大石油公司主要采用“成果法”作为财务成本核算的主要方法，建立和实施多方面的成本控制措施，如加强项目投资管理、依靠合理的投资决策防止成本上升、依靠技术创新降本增效、靠组织创新降低成本等。多年来，我国石油天然气行业对油气成本控制也积累了一些好的经验，主要是根据管理权限和职责范围而采取的成本控制措施，如指令性成本控制法、指标分解控制法。

油气资本市场迫切需要创新天然气成本管理模式。中国三大石油公司(中国石油、中国石化、中国海洋)都是海外上市的跨国大公司，一切经济活动都将遵循国际市场游戏规则。油气成本问题成为资本市场和投资者极为关注的热点和焦点，而降低油气成本难度又很大，所以，研究并建立适应我国天然气成本管理的新模式也成必然。

天然气成本管理存在诸多问题亟待改善：一是现行油气成本核算管理办法还具有过渡性质，应进一步改革完善，建立起符合国际惯例的石油公司会计制度；二是忽视和看低知识的价值，没有对企业战略价值链分析，特别是客户价值分析和评价，成本观念亟待创新；三是轻视与资源配置相关的要素成本控制，油气储量资产化管理程度低，未建立起成本控制的经济界限；四是如何与服务企业结成成本控制联盟，实现双赢局面还未形成；五是财务成本核算没有体现天然气行业的特点，石油与天然气的操作成本项目没有按各自的工艺特点分别设置，现行成本核算还未实现以单井为基础；六是我国将资源税、矿产资源补偿费作为期间费用的处理方式也不尽妥当。

二、天然气要素成本管理模式构建思路

随着经济环境理论及控制系统的发展，人们对自然资源、智力资源、信息资源等认识的深化，在新的企业管理理论和成本管理理论的指导下，天然气要素成本管理模式的构建思路是：

第一，天然气企业是在“天、地、人”巨型系统中生存和运作，是在自然系统、社会系统和企业自身系统的交融中，物质、能量、信息、时空的组织和自组织状态下运动的。因此，成本管理系统不再是企业内核算和控制的封闭式系统，而是一个开放式、动态控制的系统。

第二，天然气企业内外部要素的有效投入，是企业发展的重要保证。天然气企业外部要素包括自然环境、经济环境、法律环境、政治环境、社会环境、技术环境、市场环境等；内部要素包括人力资源要素、实物资产要素、资金等要素，还包括企业的组织结构要素、无形资产要素、天然气资源要素、企业专有技术、信息要素和企业文化要素等。这些要素紧紧围绕天然气企业的生产、经营、管理3大领域发挥作用。所以，应把天然气企业看成是要素整合运动的载体，通过对要素运动的全时空、全过程核算，反映要素的运作质量状况和环境适应性，为控制、提高要素运作质量提供重要信息。

第三，重视自然资源的经济价值和生态价值。承认天然气的储量价值，将风险决策成本、产权交易成本、生态恢复成本及勘探中的技术成本、智力成本、物耗成本及组织整合成本等归入储量成本。为适应知识经济要求，重视智力劳动价值，特别关注智力资源和高智力技术产品对成本的影响力，将信息作为重要的资源，组建要素信息中心，建立起高新技术等级数据库、智力作业等级数据库等多个信息数据库。

第四，将巨型系统中影响天然气企业成本的因素归为要素及要素体系的运动，把天然气从勘探一开发一生产一净化一销售的通道建设和相关要素运作相结合，按天然气通道建设中主要的阶段和要素进行成本核算和管理。

第五，多种方法结合，构建要素成本管理模式。在具体的运用过程中，实现要素成本管理系统与作业基础成本管理模式相结合、要素成本管理系统与战略基础成本管理模式相结合，要素成本管理系统与责任成本管理相结合，要素成本管理系统与气田开发寿命周期成本相结合。

三、天然气要素成本管理模式总体框架

成本管理模式是指某一种成本管理体制的基本规定性的概括、基本框架以及主要运行原则的总和。从成本管理的范围来说，西方国家在现代管理阶段，成本管理大体上包括预测、决策、计划、控制、核算、分析和内部考核等7个方面，其中的两大核心内容是成本控制与成本核算。根据要素成本管理模式的构建思路，建立一种新的、更为有效的成本管理模式——天然气要素成本管理模式。它是指适应经济全球一体化和现代企业制度的需要，根据天然气企业总体发展战略，以管理创新和技术进步为先导，动态分析企业的内外部环境要素需求和价值链，不断开拓成本管理新理念和新领域，完善要素成本管理组织和制度建设，持续重组要素成本管理的核算和控制业务流程，加强要素成本知识管理，建立有效的要素成本管理绩效与考核体系，综合利用现代化手段进行要素成本控制和核算，实现要素成本管理的战略目标(图1)。

四、天然气要素成本管理模式的运行措施与调控

1.积极实施天然气要素成本战略。天然气要素成本战略是天然气企业根据自身的特点，立足于天然气企业长远的战略目标，把握机遇，以其所需要的内外关键要素为成本管理对象，着眼于将成本管理向前延伸到勘探开发研究或设计环节，向后延伸到天然气市场营销环节，使企业取得长期持久生存、发展和竞争的优势。天然气成本竞争取决于天然气企业整体的经营战略和竞争战略的要素系统创新。

天然气要素成本战略的基础条件建设主要在以下几个方面：(1)讨论确立新经济形势下现代企业成本管理的理念体系，如树立要素成本战略理念、质量成本理念、智力资源成本理念、资源与环境成本理念等；(2)探索建立以要素成本管理为背景的组织结构及其管理系统，天然气要素成本管理组织体系由总部财务部、专业公司财务处、地区公司财务处3级成本管理组织构成；(3)进一步完善现代成本管理的基础性工作，有目的和针对性地选择分(子)公司进行要素成本管理试点工作；(4)探索建立和完善天然气企业要素成本、方法和手段体系；(5)积极实施天然气要素成本知识管理。它包括要素成本信息的收集、筛选、整理和分析，最新管理理论和成本管理理论的跟踪，内外部要素环境的调研和价值分析，企业的经营战略动态分析。要素成本知识的共享率和创新能力是要素知识管理的核心。为了加速实现要素成本知识的信息共享，必须加强要素成本文化建设，以新的管理信息系统为基础，构建情报网络、经济数据库、软科学知识库和工具库。

天然气的成分与特性

鄂尔多斯盆地中部气田是我国最大的气田之一，其主要产层为奥陶系风化壳产层，其次为石炭—二叠系产层。其中石炭—二叠系产层中天然气主要为煤成气，这一点已得到共识，但对于奥陶系风化壳产层天然气的气源问题仍未取得一致的认识。许多学者已在这方面做了大量的研究工作，多数认为其属上古生界煤成气和下古生界油型气的两源混合气（杨俊杰等，1991,1992；曾少华，1991；孙冬敏等，1997），但对于以哪一种气源为主力气源尚存在较大争论，主要有以下两种代表性观点。一种是以关德师等（1993）、戴金星等（1987,1999）、张士亚（1994）、张文正等（1997）、夏新宇等（1998,2000）为代表，认为中部气田奥陶系产层的天然气主要是石炭—二叠系煤系烃源岩的产物，以上古生界煤成气为主；另一种是以陈安定（1994,2000）、黄第藩等（1996）、徐永昌等（1994）、郝石生等（1996）、蒋助生等（1999）为代表，认为中部气田奥陶系产层的天然气主要是下古生界奥陶系海相碳酸盐岩的产物，主要为自生自储的油型气。所以弄清中部气田奥陶系风化壳产层的天然气来源意义重大，直接关系到对气田成藏模式的认识以及油气资源评价、勘探部署。

笔者在前人大量研究工作的基础上，参考已有的天然气成因类型划分方案（郜建军等，1987；张义纲，1991；张士亚等，1994；戴金星等，1992,1999；徐永昌等，1994,1998；黄藉中，1991；冯福闿等，1995），结合中部气田天然气实际资料，得出鄂尔多斯盆地中部气田天然气划分标准（表5-8）。

（一）应用天然气组分的碳、氢同位素判别气源

1.用δ13C1和δ13C2相结合探讨气源

就沉积有机质热解成因天然气来说，其δ13C1值主要与成气母质类型和热演化程度有关，随母质类型变好而减少，随成熟度增高而增大。δ13C2值则主要与母质类型有关。源于腐殖型母质的煤成气，富集碳的重同位素而δ13C值偏大，而源于腐泥型母质的油型气δ13C值偏小。据此，许多学者都提出过一些大体一致的划分油型气和煤成气的指标界限（戴金星等，1992；徐永昌等，1994；张士亚等，1994；黄藉中，1991；张义刚，1991）。一般以δ13C2的界限值－29‰～－27‰为这两种类型天然气的分界。而δ13C1值：对油型气δ13C1＞-55‰，一般为－50‰～－35‰；对煤成气δ13C1＞-42‰，一般－38‰～－28‰。但是，由于δ13C1值随成熟度增高而增大，因此成熟度相对较低的煤成气与成熟度相对较高的油型气在δ13C1值域分布上的叠合现象是常见的，并往往造成判识上的困难和失误。这说明在天然气成因分类研究时，采用δ13C1和δ13C2相结合的方法才是合理的、有效的（戴金星等，1992；徐永昌等，1994；黄第藩等，1996）。同时，甲烷是天然气中最主要的占绝对优势的组分，特别对高—过成熟气（干燥系数在0.95以上），那种仅用δ13C2以上重烃气进行成因分类和混源问题研究的方法（陈安定，1994），无疑降低了结果的置信度。

表5-8　鄂尔多斯盆地中部气田天然气划分标准

图5-10是根据甲烷、乙烷碳同位素判别天然气成因类型的δ13C1—δ13C2类型图，该图主要以甲烷碳同位素判别气的演化程度，而主要以乙烷碳同位素判别成气的母质类型。图中δ13C2＜-30‰区域是比较典型的油型气分布区，δ13C2＞-28‰是比较典型的煤成气分布区，而δ13C2＝—30‰～—28‰之间的气有一定的混合作用或来自混合型母质。不难看出，盆地东、西部C—P气样主要落入煤成气区域， 气样主要落入油型气区域，中部气田 气样既有落入油型气区域，又有落入煤成气区域，还有落入两者的混合气区。

2.用δ13C1结合（δ13C2—δ13C1）分析气源

（δ13C2—δ13C1）值是一项与成熟度有关的参数，具有随成熟度增高其差值变小的特点（黄藉中，1991；陈安定，1994；黄第藩等，1996）。在成熟度相对较低的高成熟演化阶段（Ro=1.3%～2.0%）的早期，该值一般在12‰左右，而在过成熟阶段后期发生倒转，出现负值。因此，把它与δ13C1或δ13C2结合起来作图时，将能更好地揭示出不同成熟度天然气点群之间或不同δ13C1或δ13C2点群之间的成因联系和差别。如图5-11和图5-12所示，煤成气以盆地东、西部的C—P气为主，部分中部气田的 气；油型气以中部气田的 气为代表，还有部分中部气田的 气；两者混合气主要是中部气田 气。

图5-10　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C1和δ13C2关系图

图5-11　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C1和（δ13C2－δ13C1）的关系图（图例同图5-10）

图5-12　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C2和（δ13C2－δ13C1）的关系图（图例同图5-10）

3.用δ13C2与C2H6含量、δ13C3关系分析气源

近年来，一些研究者（郜建军等，1987；陈安定等，1994；黄藉中等，1991；冯福闿等，1995）强调了乙烷、丙烷碳同位素在区分两种不同母质热成因气（高演化海相腐泥型气与陆相煤系气）中的作用。表5-9列出了国内外若干有代表性的高演化海相腐泥型气与陆相煤系气的各组分碳同位素资料。可以看出：

（1）对处于低演化阶段的海相腐泥型气来说，其甲烷碳同位素一般小于－40‰，而煤系气一般大于－40‰，区分效果较好。但当C1/Cn>0.95即变为干气，尤其当此值达到0.96以上时，海相腐泥型气的δ13C1普遍升高至－32‰～－33‰，变得与煤系气不易区分。

（2）乙烷碳同位素在这两者之间所表现出的特征却是稳定和区分明朗。对海相腐泥型气来说，尽管其热演化程度很高（如四川盆地威远气田震旦系气的源岩Ro高达3.5%左右，气的δ13C2平均值为－31.9‰），而煤系气的热演化程度不管多低，两者之间一直存在一条基本上不可越的界线：δ13C2=-29‰。并且，随乙烷含量减少，即热演化程度增加，乙烷碳同位素之间的差异明显增大，这为用δ13C2为主判别高演化两种热成因气提供了可靠依据。

（3）丙烷碳同位素与乙烷碳同位素具相似属性——稳定而区分明朗。一般认为，煤成气δ13C3应大于－26‰，油型气δ13C3小于－28‰，δ13C3在－28‰～－26‰之间，煤成气和油型气难以准确鉴别。陈安定等（1993）研究认为，鄂尔多斯盆地中部气田油型气的δ13C3/δ13C2一般在0.9左右，两者差值较大；煤成气的该比值一般在0.95左右，两者差值较小。

表5-9　国内外已知海相腐泥型气与陆相煤系气的组分碳同位素分布平均值

图5-13、图5-14分别是鄂尔多斯盆地天然气的δ13C2与C2H6含量、δ13C2与δ13C3关系图。不难看出，盆地东、西部的C—P产层天然气主要为煤成气，中部气田O1m5产层天然气既有油型气，又有煤成气，还有两者的混源成因气。图中联结于两区之间的一个带显示出随C2H6含量减少，δ13C2值逐渐偏负的相关关系，违背了热演化规律，这是一种反常现象，混合才可能是唯一的解释。

从δ13C2与C2H6含量关系图（图5-13）中可见，鄂尔多斯盆地中部气田绝大多数 气样和近半数的 气样落在油型气区域，绝大部分C—P气样和少数 气样及个别 气样落在煤成气区域，另半数 气样和少数C—P气样组成一个带联结于两区之间，属两者的混合气。

图5-13　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C2和乙烷含量的关系图（图例同图5-10）

图5-14　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C2和δ13C3的关系图（图例同图5-10）

由δ13C2与δ13C3关系图（图5-14）可知，鄂尔多斯盆地中部气田 绝大多数气样落入油型气区域，C—P大部分气样和部分 气样落入煤成气区域，部分 气样和少数C—P气样、 气样落入混合气，这与用C2H6含量与δ13C2图的判别结果（图5-13）基本一致，所不同的只是煤成气比例有所增多，主要是过成熟气δ13C3偏重所致。

4.用δ13C1和δDCH4关系分析气源

从δ13C1—δDCH4的关系图（图5-15）可知，油型气主要以 为代表，部分 ，其δDCH4的分布窄且相对偏正，为－165‰±8‰；煤成气主要以C—P为代表，部分 气样，δDCH4的分布宽且相对偏负，为－175‰±20‰。

图5-15　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C1和δDCH4的关系图（图例同图5-10）

（二）气源岩/天然气的动态对比探讨气源

1.奥陶系灰岩在高演化阶段轻烃组成特征

为了研究高演化阶段奥陶系灰岩Ⅰ－Ⅱ型有机质生成的轻烃组成特征，将下古生界风化壳灰岩样在350℃和450℃温阶分别进行模拟观测其轻烃在热演化过程的组成特征，因为250℃热解产物可能反映的是岩石吸附和残余烃类，对于鄂尔多斯盆地风化壳灰岩来说吸附烃类是可能的，不代表其原始的烃类生成特征，只有在排出了吸附烃后（250℃），更高温度热解产物才能真正反映其生烃特征，另一方面，由于气源岩的排驱分馏效应，排出的链烷烃较多，这样岩石中残余的芳烃较多，因此在已发生过排烃的气源岩中，残余烃中芳烃高于对应天然气的芳烃含量，例如盐下的奥陶系灰岩样品，2069m奥陶系云灰岩350℃和450℃温度热解轻烃产物见图5-16，可看出随热演化程度增高热解产物中苯和甲苯含量逐渐增高的特点。

图5-16　鄂尔多斯盆地古生界天然气与气源岩不同阶段轻烃产物动态对比图

通过实验分析得出如下认识：①250℃轻烃反映的是岩石吸附和残余烃类，与350℃烃类组成差别较大，推断其可能是受到气体侵入吸附“污染”所致，不能代表其原始的烃类生成特征，因此，不能用风化壳灰岩吸附的烃类分布特征来作为气源对比依据；②灰岩中I型、Ⅱ型有机质随热演化程度增加，生成的烃产物同样具有苯和甲苯含量高的特征，鄂尔多斯盆地下古生界气源岩均处于高成熟—过成熟阶段，具有高苯和甲苯含量的天然气也有可能是下古生界气源岩来源的。

2.气源岩与天然气的轻烃组成动态对比

根据气源岩中轻烃的组成分布可以看出，奥陶系气源岩在高成熟阶段生成的轻烃产物中同样具有苯和甲苯含量高的特点，因此尽管林2井和陕6井奥陶系天然气中甲苯含量很高，但其仍然具有下古生界气源岩来源的可能性。天然气轻烃组成与下古生界气源岩热抽提物（反映残余或吸附烃类）也有差别（图5-16），因而有效的气源对比应该通过热模拟方法进行动态对比。也就是说，热模拟过程的产物可能真正反映气源岩的生烃特征。从图5-16中气—源岩轻烃组成对比可以看出，天然气中甲基环已烷和链烷烃含量也较高，这与上古生界煤岩组成有明显差别，与奥陶系灰岩组成也有差别，但其分布类似于2069m云灰岩在350℃和450℃的热模拟产物，其来源可能也与下古生界气源岩有关。

3.天然气轻烃组成平面分布特征

天然气轻烃组成与其成因密切相关。上古生界典型煤成气的轻烃组成主要有如下特征（李剑等，2001）：①nC7、甲基环己烷和甲苯相对含量组成中，甲基环己烷含量最高，一般要高于60%；②甲苯含量较低，一般要低于15%。下古生界天然气的轻烃组成中甲基环己烷含量变化在35%～89%范围内，甲苯相对含量在25%～45%范围内，变化范围较大，说明下古生界风化壳的天然气来源比较复杂。

从本章第一节可知，平面分布上在鄂尔多斯盆地中部气田东部甲苯/甲基环己烷含量较高，一般超过0.5，有的甚至超过1.0（图5-3），对于苯/甲基环戊烷比值在平面上的分布情况类似于甲苯/甲基环己烷。据此可为鄂尔多斯盆地中部气田气源分析提供依据。

4.水溶气轻烃组成平面分布特征

在水溶气轻烃组成研究中最关心的可能是水中溶解的苯和甲苯含量多少及相对含量。由第四章第四节可知，鄂尔多斯盆地中部气田下古生界水溶气中苯和甲苯含量在平面上分布不均匀（图4-13）。总的来说，在中部气田的中东部具有相对较高的苯和甲苯含量，最高的可达1.16%和1.13%；而在中部气田的西部、北部及南部苯和甲苯含量较低，大多数井中苯和甲苯含量均低于0.1%，甚至缺乏，并且在水中溶解的主要是苯，而溶解的甲苯含量极低。这一方面反映了苯和甲苯在地层水中的溶解度不同，同时也反映了中部气田不同区块的天然气成因类型可能存在差异。

（三）气源综合对比分析

在上述研究的基础之上，根据下古生界天然气地球化学特征对鄂尔多斯盆地中东部不同部位天然气的成因进行了综合对比分析，各部位的划分情况如图5-17所示，将中部气田划分为4个区块分别进行气源对比。

表5-10列出了中部气田各区块天然气各项指标分布范围，为了便于对比分析，同时也列出了上古生界天然气和上、下古生界气源岩的相应指标数值范围。通过对比分析，鄂尔多斯盆地中部气田的天然气为混合来源已是不容否认的事实，只是在不同区块上、下古生界天然气混合程度不同而已。通过各项指标的综合分析，在中部气田的北部、西部和南部天然气主要以下古生界来源为主的混合气，而中部气田的东部则主要以上古生界来源为主的混合气。

中部气田的北部、西部和南部δ13C2值较低，一般分布在－33‰～－29‰之间，与上古生界天然气（δ13C2一般分布在－25‰～－22‰之间）差别很大，而与下古生界气源岩的热模拟产物δ13C2值（在－36.6‰～－32.0‰之间）较接近，甲苯/甲基环己烷比值在这三个区块均低于0.4，正己烷/甲基环戊烷一般小于1.0，三环萜烷/五环三萜烷比值相对较高，与下古生界气源岩比较接近，而与上古生界天然气之间差别较大，水溶气中的苯、甲苯含量在这三个区块均较低，40Ar/36Ar比值均较大，反映其与下古生界气源岩有更好的亲缘关系。

图5-17　鄂尔多斯盆地中东部下古生界天然气气源对比区块划分

表5-10　鄂尔多斯盆地中部气田气源综合对比表

中部气田的东部各项指标的分布与以上三个区块相反，δ13C2值分布在－28‰～－25‰之间，甲苯/甲基环己烷比值大于0.5，正己烷/甲基环戊烷比值分布在1.1～1.3之间，三环萜烷/五环三萜烷比值很低（仅为0.1），与上古生界气源岩和天然气比较接近，反映其可能主要与上古生界天然气来源有关。

（四）气源混合比计算

精确计算出天然气中各种成因类型混合比例是非常困难的，这主要表现在以下三个方面：一是计算混合比时的参数选择，二是端元值的确定，同一类型天然气端元值也有很大差别，三是无论是用哪种参数进行计算，只得出单井混合比，与中部气田的天然气混合比之间还存在一些误差。基于上述原因及本研究工作的程度有限，只对鄂尔多斯盆地中部气田的天然气混合比分区块进行了初评，选用的指标主要为乙烷，在端元值的选择时，下古生界来源气使用盆地南缘平凉组泥岩热模拟产物生气高峰期时的δ13C2值，为－34.7‰，上古生界来源气使用上古生界天然气δ13C2的平均值－25.1‰。计算公式如下：

鄂尔多斯盆地中部气田地层流体特征与天然气成藏

式中：nA,nB分别为上古生界天然气和下古生界天然气组分百分含量；X,1-X分别为上古生界天然气和下古生界天然气混合比；δ13C2（A），δ13C2（B）分别为上古生界和下古生界天然气碳同位素值。

利用上述公式，计算出鄂尔多斯盆地中部气田不同区块天然气混合比，如表5-11所示。

表5-11　鄂尔多斯盆地中部气田不同区块天然气混合比

从表5-11中可以看出，鄂尔多斯盆地中部气田的北部、西部、南部以下古生界天然气来源为主，约占60%～70%，上古生界天然气来源为辅，约占30%～40%，而中部气田的东部以上古生界天然气来源为主，约占70%，下古生界天然气来源为辅，约占30%。

天然气的形成条件

1.2.1 天然气的类型

天然碳氢气体是石油的固定伴生物，或者以自由积聚的形式出现，构成气顶，或者溶解在石油中，构成它的馏分。组成天然气矿床的气体成分有甲烷、重碳氢化合物、氧、氮、硫化氢，有时也有一定数量的氩和氦。溶解于石油中的植物组分基本是烃族C1—C6，即甲烷、乙烷、丁烷、戊烷、己烷，包括烃族C4—C6的同分异构体。溶解气体中所含的重烃达到20%～40%，少数情况下达到60%～80%。溶解气体中的非烃类组分通常是氮和含硫化氢、氩、氦混合物的碳酸气。氮的含量从0到30%不等；CО2 含量在 0 到 10%～15%之间，H2S含量在0到6%之间。氢气和惰性气体含量很低。

碳氢化合物气体是天然气的组成部分，其中最常见的是甲烷（CH4）、氮气（N2）和碳酸气（CО2），它们都是在化学和生物化学过程中形成的（表1.9）。

表1.9 天然气组分的平均含量

1.2.2 天然气分类

最先提出天然气分类的是威尔南斯基（Вернадский），分类的主要依据是：① 形态，也就是气体在地球中的存在形式；② 化学成分；③ 形成历史。

1）根据气体的存在形态分为：在岩石孔隙中的含量；游离态（空气中）；气体流——存在于火山活动、构造运动及地表中；气体蒸发；气体的液态溶液（存在于大洋、湖海、江河等各种水体中）；气体的固态形式（被岩石和矿物吸附的气体）。

2）威尔南斯基根据其形成历史把天然气分为以下几类：地表气体；高温形成的气体；伴随构造运动过程渗透到地表的气体。

他把这些构造运动形成的气体按照组成成分分为氮气流、碳酸气流、甲烷气流、氢气流。

3）索科洛夫（Cоколов）根据天然气在自然界中的存在形式和化学成分对其进行了最详细的分类，参见表1.10。

4）按来源把气体分为两种——游离态和溶解气体（Бакиров и др.，1993）。游离态的碳氢化合物气体可能呈以下几种形式存在：① 在单纯的气体矿床，而且在某些情况下这些气体矿床在同一个油气带是油气带与石油带交替出现，而在另一些情况下集中于单独的含气带；② 游离态——存在于石油矿床的气帽中。

溶解气体可以存在于石油中和地下水中。

但是游离态和溶解气体之间不存在明显的界限，因为在油气田气帽和石油及冲刷矿床的地下水之间存在着一个动态的相平衡。

表1.10 天然气体的分类

续表

1.2.3 天然气矿床的气体组成

1.2.3.1 碳氢化合物

天然气矿床的碳氢化合气体主要由甲烷（CH4）和数量不定的混合物组成，混合物包括重同系乙烷C2H6，丙烷C3H8，丁烷C4H10及微量的戊烷和己烷。在石油矿床的气体中可能存在着液态的碳氢化合物，比C6更重。

重碳氢化合物的含量（从C2H6开始）取决于以下几个因素：① 原始有机物质的成分；② 有机物质的退化程度；③ 聚积过程。岩石封闭期所包含的吸溜气体可以提供重要的信息。

天然气体的碳氢化合物成分的特点是标准的及同构的丁烷和戊烷含量的千差万别，这取决于一系列的因素：有机物质的成分、退化的程度、气体矿床岩层的温度、压力条件等。

在碳氢化合物的组分中也会遇到碳酸气（CО2）、氮气（N2）、硫化氢（H2S）、氦气（Hе）和 氩气（Ar）。

为了测定天然气的碳氢化合物组分引入“干燥指数”这个概念——甲烷相对于其同族数量的百分比，同族也就是CH4/（C2H6及以上）。天然气的干燥指数也是其聚积方向的指标。因为甲烷的特点就是极其稳定，那么随着分子量的增加其聚积速度就减慢。

1.2.3.2 同位素

天然气的同位素组成。正如希尔威尔门（Cильвермен）所指出的，甲烷、乙烷、丙烷等含量最丰富的是同位素13C。在甲烷和乙烷之间存在着明显的突变，以后13C分子量的增加不明显。氮的同位素是14N 和 15N。根据赫令格的分析，同位素比重的特点是富15N，按照这个标准是大气中的氮。他确认，对于石油、岩石有机物质和碳氢化合物气体，15N相应地发生变化，其同位素组成分别为×0.7%～1.4%、0.1%～1.7%、×1%～1.5%（表1.11）。

表1.11 天然气体的物理特性

有关天然气中硫的同位素组成，潘基纳亚通过研究得出这样的规律：随着地质年龄的增加硫重同位素所占的比重减少。此外，在形成硫化氢时，硫酸盐的微生物还原过程可能会表现出硫同位素32S/34S值的明显波动。

1.2.4 天然气的主要物理化特性

气体可以在孔状及裂隙状岩石中流动，而且可能通过岩石进行扩散。此外，气体可能溶解在石油和水中，从而在地壳中运移。气体的这些特性取决于它们的一系列物理特性，表1.12列举出了其中几个特性。

1.2.4.1 气体的溶解

气体的溶解取决于一系列的因素：压力、温度、化学成分、地下水中盐的浓度。在压力小于5 MPa的条件下符合亨利定律：被溶解气体的数量与压力机溶解系数成正比。当压力增大以及气体成分复杂时，这种制约关系将变得复杂多样。总的说来，压力增加，气体的溶解度增大。

气体溶解度对温度的依赖关系如下：温度低于100 ℃时为反比例关系，高于100 ℃时是正比例关系。尤其是非极性气体（碳氢化合物和氮气）在高压下溶解度随着温度的增加而升高。

气体的化学成分也对溶解度有影响：水中极性气体的溶解度比非极性气体的溶解度要高出很多：二氧化碳在20 ℃时的溶解度相当于甲烷溶解度的27倍，是氮气溶解度的58倍。

1.2.4.2 岩石圈对天然气的吸存方式

岩石圈中对天然气的吸存有几种形式（Бакиров，1993）。气体被吸存在坚硬的矿物岩石及有机体中。被吸存的气体存在于裂隙的表层或者岩石的孔隙中，岩石深处还有被吸存的气体。后者可能以气泡的形式存在于岩石晶体中。

1.2.4.3 聚积

天然气（地壳气态矿物）学说的创始人是韦尔纳茨基（Вернадский）院士。他把天然气看作是自由聚积并在大气圈和地壳之间交换的产物，认为“地壳”的演化是天然气不断混合的过程，包括垂直方向，也包括水平方向的运动。在这个过程中，自然聚积从地球静压力高的区域趋向静压力低的区域。

气体的聚积导致某些构造中的气体贫乏，而在另外一些构造中又出现富集。如果在这种情况下形成天然气或者石油和天然气的大量聚积，那么这就被称作矿床，也就是石油和天然气矿床——这不是它们生成的地方，而是有利于其矿床形成的地方。

气体的聚积有各种形式：扩散、渗透、漂浮、涡流、液态下气体的运移。

扩散可能实际发生在任何环境：气体在气体中，气体在水中，气体在固态物质中。扩散时气体的交换可能发生在穿透岩石、液体或者气体的封闭孔隙中（彼此隔绝）。扩散的过程符合福柯定律：扩散与气体聚积梯度方向呈现正相关关系。随着气体物质分子的扩大，扩散系数降低，而随着温度的升高而扩大。

渗透（或者过滤）是最活跃的迁移形式，发生在有孔洞和缝隙相通的各层之间，构成一个开放的体系。渗透的发生受压力差影响，符合达西定律。显然，气体在渗透时的迁移比扩散时要显著得多。比如，甲烷中截面压差为每100 m2 2 个大气压：在格罗兹内或者巴库型砂岩或者粘土中，渗透率为0.03～0.04 D时，每平方千米的表面会向大气中散逸大于1 m3 的气体。或者在一百万年间散逸大于10亿m3 的气体。可惜这个过程既不能避免，也不能逆转，因此气体的积聚和矿床的形成只能在圈闭构造中，渗透层或者构造被实际的不透水层覆盖。在这种绝缘构造中气体的迁移运动完全没有终止，但是扩散代替了渗透，这个过程在几百年或者几百万年的过程中能够大大缩减矿床气体的藏量。

在自然界中不存在严格意义上的运移方式划分。根据运移机制的不同分为以下几类：

1）渗透式：① 以连通孔洞及裂隙为通道；② 以部分被水填充的孔洞及裂隙为通道；③ 与水合为一体（气体溶解在水中）。

2）扩散式——以被其他气体充满的孔洞或裂隙为通道。

3）渗透-扩散式。近期的研究非常关注液体中气体的运移：在漫长的时间里多次受到内动力（热力）作用的构造中含有水或者凝析油，其中的气体随之运移。这种构造可以是断裂带或者盆地，或者火山颈，由于热液物质的壳下喷射使得石油和天然气变热，并且随着气液热流的形成而富含内源气体，这个过程中进行着物质分异：富含轻质成分的处于运移的前缘，而富含较重成分的处于运移的后部或者侧翼。

这个过程中热液组分很容易溶解在气体中——随着在冷却积聚地带的进一步冷凝转变为气态物质。

气体在液体中的漂浮是多相液体的渗透现象。在大气层中，较轻的气体漂浮在较重的气体上面。在岩石的孔洞和裂隙中，气体以气泡的形式上浮。压缩至10 MPa的气体物质质量相当于同样体积的水质量的十分之一，这就是气体在水或石油中具有浮力的原因。

气体的涡流运动是气层中低层所特有的。

可溶状态下水对气体的运移在水圈和沉积层中起着巨大作用，尤其是在气体矿床的形成中所起的作用更大。

万家乐天然气热水器怎么样?三个方面分析

综上所述，陆良盆地新近系已发现的天然气属于由甲烷菌产生的生物成因的天然气（即生物气）。生物气是沉积物中的有机质在还原环境下，经厌氧生物作用而形成的富含甲烷的气体。是在未成熟阶段，微生物分解有机质过程中产生的。

陆良盆地是一个面积很小的“微型油气盆地”。综合分析，盆地内生物气的形成条件大致应为：

1.新近系烃源岩含有生成生物气的良好成烃母质

甲烷菌不具有直接分解有机质的能力，要依赖发酵菌和硫酸盐还原菌分解有机质而产生CO2、H2、乙酸等取得碳源和能源而得以生存，并以此为基质进行生物化学作用而产生生物甲烷气。张辉等（1991）认为，有机质含量丰富，有机质组成中有较多的蛋白质和类脂化合物的Ⅱ型干酪根湖相泥岩具有最大的生气潜力（90m3/t·岩石），是较理想的生物气气源岩，特别是草本腐殖型有机质中的纤维素、半纤维素、糖类、淀粉等是甲烷菌在代谢过程中主要利用CO2和乙酸作为生存的能源和碳源的来源。这些物质在草本植物中含量最丰富，而草本植物含木质素又少，这就决定了生物气的母质主要是半腐殖型和草本腐殖型有机质。陆良盆地新近系气源岩的有机质类型，从前面的研究中确定为腐泥腐殖型。其中，草本腐殖型有机质含量丰富，其特点是氯仿抽提物中非烃高，沥青质低（表6-6）与木本腐殖型迥然不同，这类有机质主要富集于灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩中，而这些岩类，正是形成陆良天然气的气源岩。

2.水化学特征对生物气形成的影响

甲烷菌的生长，对溶液的pH值非常敏感，其生成场所都近于中性，pH值一般在6.2～8.8范围，最佳值为6.8～7.8；pH值在6.2以下则甲烷停止产生。通过对陆良盆地数十个井下水样分析，其pH值均为7～8，这是非常有利于甲烷菌生长的中性水介质条件。

Na+、K+广泛存在于水介质中，虽然不同生态环境中产甲烷细菌对Na+、K+的敏感程度差异极大，但对淡水沉积物及伴生的产甲烷菌来说，生物产气率都明显受到超浓度的K+、Na+的影响和抑制。B·L·麦卡蒂（R·M·阿特拉斯，1991）提出，在一般厌氧消化系统中Na+与K+的浓度分别达3500～5000mg/L和2500～4500mg/L时，产甲烷过程出现抑制，而达到8000mg/L时则出现强抑制。陆良盆地地层水中的Na+和K+的总浓度仅为43～828mg/L，大多数样品集中于200～400mg/L，这样低的Na+、K+浓度显然对产甲烷的菌类生长极为有利。

甲烷生长菌有严格的厌氧性，不允许有微量氧，甚至不允许有硫酸盐结合氧的存在，这就把生物甲烷气的形成限制在某些特定的生化环境中。硫酸盐还原菌摄取乙酸盐和h2的能力强于甲烷菌，在 浓度高时，它们之间的竞争可抑制甲烷菌的活动，直到绝大部分 被还原掉，甲烷才能大量生成。缺氧和低硫酸盐环境是产生生物甲烷气的必要条件。一般认为，反应环境中 浓度达300mg/L时，产甲烷过程出现抑制， 浓度大于800mg/L时出现强抑制。陆良盆地水样品中 一般为2～100mg/L，这是该盆地大量形成生物甲烷气的有利环境。

天然水质体中Cl-和Na+常以等当量存在，对淡水沉积物来说，Cl-对产甲烷作用的抑制浓度略高于S的浓度。张洪年等认为，Cl-对有机物甲烷转化率的影响，在300～600mg/L时显示出抑制。在陆良盆地的水样中，Cl-的含量仅为17～319mg/L。

综上所述，还原状况下水的低矿化度是生成生物甲烷气的必要条件，陆良盆地的水分析结果恰好满足了形成生物气的环境，这也就是陆良盆地与非生物甲烷气的气田相比，如此低矿化度水环境的原因。

3.温度和未成熟烃源岩

在厌氧环境中，甲烷生成的温度从0℃到75℃，最适宜的范围在35℃～55℃之间，65℃阶段产气率仅占总量的13.7%（张辉等，1991），而对陆相沉积物而言，36℃～42℃为生气作用占主导地位的温度。陆良盆地地温梯度为3.66℃/100m，地面温度20℃，则井深1000m以上，都是最适宜的生物气形成的温度范围，就是到1500m，也还没超过75℃，都可有一定量的甲烷气生成。

生物气的气源来自未成熟烃源岩，其规模决定了生物气的强度，进而控制了气藏的含气丰度。通过对陆良盆地新近系烃源岩的讨论中可以看出，在井深1000m以上，Ro小于0.4%，处于未成熟阶段，陆良盆地的主要气层就位于该范围内的550m至750m之间。

4.具一定规模的储层同生背斜

生物气藏的形成，是一个持续的动态过程，在这个过程中，气体生成并在储层中聚集，然后气藏形成、演化直至保存至今是生物气藏的关键环节。从陆良盆地生物气的勘探实践看，由于岩性疏松，孔隙度一般都大于25%以上，渗透率也大于0.5×10-3μm2，并具有一定范围的分布，其上有一定封闭能力的较厚的泥岩。而形成较大规模气藏，要有与生物气生成匹配的古隆起或同生背斜，陆良大嘴子背斜就属这类构造，高丰度的生物气源源不断地形成，很快进入储集层，没有长距离运移散失，在背斜圈闭保存而达相当规模。陆良大嘴子背斜就是这样一个好的富集成藏的场所。

郭尚平的个人经历

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郭尚平，1930年3月17日出生于四川省荣县吕仙岩村，祖籍四川隆昌县云顶乡。其父郭运献系当地著名中医。

郭尚平自幼聪颖好学，又因家中人口众多，经济十分拮据，入不敷出，故从小就知勤奋努力，刻苦攻读。先是在盛产天然气和井盐的四川自流井（后为自贡市）玉皇庙小学读初小，用二年半学完四年课程后，郭尚平考人井神庙高级小学。 1939年，为躲避日本侵略军轰炸，全家迁返隆昌县云顶乡。郭尚平在该乡秀毓小学毕业后考入隆昌县中，继后升入成都清华高中学习。高中各学期均名列前茅，毕业时获保送直接升人清华大学，因未能筹足去北平（现北京）路费被迫放弃机会。

1947年，郭尚平在四川同时报考三个大学，均获录取，后进入重庆大学矿冶系，名列榜首，享受奖学金。郭尚平主攻石油天然气开发专业，学习成绩居全班之冠。

1951年毕业后留校任助教。一年后公派去前苏联留学，1957年返国。

郭尚平与罗广芳1952年恋爱订婚，1957年留学归国后结为伉俪。

郭尚平1953年去前苏联后，在莫斯科石油学院和全苏油田开发研究所读研究生，专攻渗流力学，师从莫斯科石油学院院长И·M·穆拉维耶夫（Myравьев）教授，全苏油田开发研究所所长、前苏联科学院通讯院士A·П·克雷洛夫（Kрылов）教授和数学力学家H·C·别斯古洛夫（Пuckyнов）教授。

在研究生阶段，郭尚平已表现出强烈的创新意识和独创能力。郭尚平放弃导师为他选定的应用前人理论和计算方法做研究的题目，独辟蹊径，提出了“当孔隙性砂岩油藏的油井井底有各种裂缝时的渗流理论和计算方法”作为自己的研究课题。当时，国际上刚出现一种提高产油量、注水量和石油采收率的新技术——地层水力压裂技术，郭预见到这将是很重要的、并将有长期应用推广价值的技术，非常需要赶快建立这种条件下的渗流理论和计算方法。导师很高兴地肯定了郭的思想。

郭运用数学物理分析、电模拟实验和现场实验分析三种方法，对这种孔隙－裂缝介质的渗流理论和计算方法做出了系统性和创新性的成果，不仅有单井条件下的理论研究，还有井群整体压裂下的计算分析。论文答辩时，20多位评委全票通过授予副博士学位。这在当时的学位论文答辩会上是罕见的。论文的部分内容很快即以三篇文章先后在前苏联《Tpyдымни》、《HeфтяноеXозяйство》上发表。

郭尚平于1957年返回祖国后，被分配在中国科学院石油研究所（后改名大连化学物理所）。石油部商请科学院调郭到石油部工作，未获同意，双方最后协议借调郭到石油部地质开发研究筹建处（后为石油研究院）工作。于是，郭尚平以主要精力完成石油部的科技任务，同时开始筹建中国科学院的渗流研究机构。

郭尚平深感有必要将学得的知识与祖国的建设紧密结合起来，做一点实际工作。正值此时，新发现的克拉玛依油田急需开发，石油部派他领导一个研究组去新疆完成此项研究和设计任务。郭尚平作为主要研究设计人，领导研究组，提出了初步设计和正式设计，经石油部批准后，在克拉玛依油田开发中得到实际应用。

在渗流理论方面，郭尚平预见到多底井、斜井和水平井等将对石油工业有重要作用，早在1959年就研究了这些特殊井底条件下的渗流理论和生产效率。这在当时还未被重视的技术，到80至90年代已得到国内外石油部门的极大重视和广泛应用。

1960年冬，中国科学院在兰州正式成立渗流研究室，郭尚平作为该室的创建人，同时又连续完成石油部的任务，参加大庆油田开发工作组，负责萨尔图中区开发研究设计中的渗流研究和计算任务。

当时的渗流研究室设置在中国科学院兰州地质所内，研究人员大多是20几岁国内外毕业不久的大学生和研究生，他们朝气勃勃，钻劲十足，在浓厚的学术气氛下团结协作，建室3年后，在中国力学学会第一次全国流体力学大会上，12篇渗流力学文章中，他们占了11篇，其中郭尚平与刘慈群合作完成的非均质地层中油水二相渗流计算方法，与当时国外方法相比，理论基础更完善，计算结果更接近实际，计算量少很多，在大庆和新疆等油田的研究和设计中起到了实际作用。由于科研成绩突出，渗流室于1964年被评选为中国科学院的先进集体，中国的主要报纸和电台进行了表扬报道。

1964年至1965年，郭尚平和刘慈群、李永善等人带领研究组与玉门研究所合作，研究成功了小层动态分析方法，使原来只能对一个大层笼统地、粗略地进行渗流动态分析，发展为能对大层内的每一个小层单独进行渗流分析。这项成果在油田得到实际应用，并于1965年在石油部的大庆现场会议上展示推广。

60年代初，当许多人否定人工地层模型的作用，而只强调天然岩心的作用时，郭尚平明确指出，这两种研究手段，各有所长，把二者结合起来，相辅相成，才能使渗流力学和资源开发的科学研究推进一步。郭尚平在渗流室提出立即开展人工平面地层模型研制，并亲自领导和参加研制工作。

1963年开发成功人工模型新技术后，大庆油田于1964年即派人到渗流室学习掌握。该技术在大庆、胜利、新疆和玉门等油田及渗流室持久地推广应用，对渗流力学和资源开采的研究起到了很好的作用。 1966至1976年间，郭尚平主要从事天然气渗流及其在四川气田动态分析和储量计算中的应用和陕甘宁油田开发（含石油渗流）研究。

在实验渗流力学方面，长期以来只注意宏观研究，即以各种类型的天然岩石和土壤样品以及人造多孔介质等为研究对象，对微观研究很不注意。宏观实验有很多优点，但本质性的不足是在当前条件下不能观测多孔介质内的真实过程和规律。早在60年代初，郭尚平就提出要开展渗流微观研究，并把这种渗流研究暂时称为“微观渗流”，沿用至今，已成了习惯用术语。

由于客观原因，直到1978年，郭尚平才得以动手开展微观渗流研究，首先需要自己开发微观渗流实验和测试技术，然后要进行大量的微观渗流实验和分析，难度很大。他组织和领导黄延章、胡雅仁、周娟、于大森、周炎如等数十人，集体潜心研究，终获成功。

到1988年，已开发成功由11种技术配套的微观渗流仿真和测试技术。迄今国外尚没有见到这类工作较完整的报道。

石油部科技司于1989年举办培训班推广此项微观渗流研究技术。油田和院校也纷纷要求转让技术或委托研究任务。中国科学院授予该技术科技进步一等奖。

以这套实验技术为主要手段，郭尚平带领研究集体从15个方面对复杂的新型渗流问题进行了创新性的研究。它们涉及多相渗流、非牛顿流体渗流、非等温渗流和物理化学渗流等渗流学科的前沿问题。通过对孔隙结构仿真、高温高压仿真和粘土矿物仿真的微观模型内的各相流体运动、流量变化、表面性质变化、相态变化、蒸发、冷凝以及粘土矿物膨胀、迁移、吸附和堵塞等物理、化学和力学过程的微观细节的观测，发现和揭示了一些重要的渗流机理和规律，肯定了一些原属分析推测性的认识，完善了一些原来不完全的认识，对一些重要的机理和规律提出了新的或系统化的见解和理论，并对有关的生产工程技术提出了建议和新的科学依据。这样，他和他的研究集体初步建立起了微观渗流理论，并使渗流理论在生产应用上有了更扎实的基础，从微观渗流角度对渗流理论做出重要发展。 1990年，由科学出版社出版了专著《物理化学渗流微观机理》。在国外，与作者类似的工作只有为数不多的零星文章发表，总的说来，涉及的广度，研究的深度和考虑的因素都不及郭尚平等的成果。这项成果获1991年国家自然科学三等奖。