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当期目录

    2002年 第23卷 第1期    刊出日期:2002-03-25
    特稿
    中国天然气地质理论进展与勘探战略
    王庭斌
    2002, 23(1):  1-7.  doi:10.11743/ogg20020101
    摘要 ( 638 )   PDF (8057KB) ( 592 )  
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    六五”以来,以大中型气田勘探方向为重点所开展的天然气地质理论研究的主要进展是:(1)确立了中国含煤盆地转化为含气(油)盆地的地质条件及含气前景;(2)阐述了天然气多源、多阶段形成及运移多相态特点;(3)以热体制和地球动力学为基础建立的“盆、热、烃”理论进一步阐述了天然气生成的关键地质因素;(4)建立了以晚期、超晚期生烃、成藏为主的多种动态成藏模式;(5)总结了中国大中型气田的主控因素,提出了21世纪中国天然气勘探战略。

    前沿探索
    油藏开发地球化学技术研究的新动态——石油开采过程的地球化学
    侯读杰
    2002, 23(1):  8-11.  doi:10.11743/ogg20020102
    摘要 ( 602 )   PDF (4435KB) ( 514 )  
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    对注水开发的油田,由于向油层内大量注水,使地层原油粘度增加;注入水在与原油接触时,将溶解一部分地层原油中的轻质组分;注入水使油水乳化。随着注水井开始注水,造成地层的压力升高,从而使原油中轻分子量化合物的含量增加,原油的产量增加;原油可以重新溶解蜡质,使得原油的蜡含量升高;一部分沉淀在大孔隙中的沥青质与一些可溶的沥青质松散地连接,在注入水驱替的过程中,也可以流出,造成生产过程中沥青质含量的增加。火烧油层则与原油的化学组成密切相关 :饱和烃在火烧油层中首先燃烧,在低温阶段释放出大量的热能,影响火烧层的前沿面;到了高温氧化阶段,沥青质发生反应,并释放大量的热能,影响火烧油层的持续性。二氧化碳驱则可能导致沥青质从原油中分离并沉积在油藏中。

    川东二叠纪生物礁的再认识
    范嘉松, 吴亚生
    2002, 23(1):  12-18.  doi:10.11743/ogg20020103
    摘要 ( 658 )   PDF (7791KB) ( 421 )  
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    通过川东8口二叠纪长兴期钻井岩芯剖面的详细研究,铁山5井、天东10井代表典型的礁相剖面;板东4井、双15井既有礁相沉积,且有棘屑滩沉积;卧117井、黄龙1井以及云安 14井基本上由碳酸盐台地沉积组成;池24井出现两种类型的礁相 :海绵骨架礁和海绵障积礁。川东礁相剖面中的白云岩以海水与淡水混合作用而成的白云石化为主导因素,但它们在深埋阶段以后,又遭受后期白云石化的叠加,因此表现出许多深埋白云石化的地化特征。白云岩的原始沉积既可能是礁骨架岩,也可能是棘屑滩,甚至是碳酸盐台地沉积。因此在寻找礁型白云岩储层时,还应注意滩相白云岩储层以及一般的碳酸盐台地白云岩储层。

    油气空间
    中国南方构造形变对油气藏的控制作用
    赵宗举, 朱琰, 李大成, 俞广, 杨树峰, 陈汉林
    2002, 23(1):  19-25.  doi:10.11743/ogg20020104
    摘要 ( 670 )   PDF (9007KB) ( 525 )  
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    在中国南方,加里东、海西及印支期构造形变主要形成“大隆大坳”构造格局,对油气藏主要起建设作用;燕山期构造形变对齐岳山断裂以西的四川盆地以外的南方广大地区产生了强烈冲断、褶皱及抬升剥蚀,对油气藏主要起破坏作用;喜玛拉雅期构造形变波及整个南方,控制了现今原生、次生及再生烃油气藏的最终形成及分布。南方下第三系断陷为原生油气藏的有利勘探区,苏北及江汉盆地等仍有较大勘探潜力;南方中、古生界油气勘探应主要考虑次生油气藏及再生烃油气藏,上扬子地区主要考虑次生气藏的勘探,中、下扬子地区主要考虑再生烃油气藏的勘探。

    鄂尔多斯盆地中部奥陶系地层水有机组分特征
    李贤庆, 侯读杰, 胡国艺, 柳常青, 李剑
    2002, 23(1):  26-29.  doi:10.11743/ogg20020105
    摘要 ( 647 )   PDF (4262KB) ( 832 )  
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    毛细管等速电泳法分析结果表明 :鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系地层水中有机酸总量分布范围为9.17~94.49mg/L(主要在20~50mg/L之间),明显高于石炭二叠系地层水中有机酸总量,但两者都具有乙酸 甲酸>丙酸>丁酸的组成特征;烷基酚总含量为0.57~4.73mg/L,平均1.77mg/L,其中1.0mg/L以下的占47.06%,1.0~3.0mg/L的占35.29%,>3.0mg/L的占17.65%。平面上,中部气田马家沟组地层水中有机酸和苯酚含量分布均呈现非均质性,分别出现若干个高值区(45mg/L和>2.0mg/L),这些高值区与中部气田天然气藏分布富集区基合吻合。

    济阳坳陷中浅层天然气运聚模拟试验
    宋国奇
    2002, 23(1):  30-34.  doi:10.11743/ogg20020106
    摘要 ( 557 )   PDF (5243KB) ( 930 )  
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    济阳坳陷沙河街组三段中下亚段和四段上亚段为主力气源岩层,其埋深一般小于 3000m。采用从德国引进的油气水三相运聚盆地模拟软件(IES Petroflow)进行运聚规律模拟,结果表明,该区浅层天然气可呈多相态运移,但初次运移以溶解相为主,二次运移主要为游离相态,形成浅层次生气藏;平方王潜山及其附近地区天然气的主要运移期在明化镇组和第四系沉积时期,运聚方向受古地形控制,以侧向运移为主。东辛永安镇地区由于断裂系统发育,天然气以垂向运移为主,主要成藏期仍为明化镇期和第四纪。整个济阳坳陷的中浅层天然气藏可分为双断式凸起带、单断式凸起带、断裂带及斜坡带 4种运聚型式。

    塔北超深层碳酸盐岩储层预测方法和技术
    李宗杰, 王勤聪
    2002, 23(1):  35-40.  doi:10.11743/ogg20020107
    摘要 ( 653 )   PDF (7035KB) ( 575 )  
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    塔北塔河油田碳酸盐岩储层具有埋藏深、地震反射信号弱和非均质性强的特点。针对这一特点,一是采用地震层拉平技术恢复古地貌,利用地震振幅属性参数恢复古水系,以此为基础,分析岩溶性储层发育的有利部位;二是利用相干体、振幅、波阻抗反演、约束测井反演等地震属性参数进行储层有效性分析;三是运用模式识别预测含油性。为避免单一参数的局限性,可采用直方图、二维交会图、三维交会图等方法综合运用多种参数进行储层和含油气性预测。实际应用证实效果良好,根据古地貌分析预测的碳酸盐岩储层有利分布区与实际相符;古水系的研究为地下河、溶洞的展布提供了可靠的地质依据;波阻抗反演、振幅、相干参数预测的储层吻合率达80%,模式识别预测含油气性经钻井证实是正确的;直方图预测区域钻井符合率达 70%以上,二维、三维交会图为分析有利储层的分布提供了可靠的技术手段。

    溶洞充填物判识的频率差异分析技术
    唐文榜, 刘来祥, 樊佳芳, 韩革华, 马学军
    2002, 23(1):  41-44.  doi:10.11743/ogg20020108
    摘要 ( 649 )   PDF (3879KB) ( 1542 )  
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    寻找碳酸盐岩油藏的关键就是要找到充满流体的大型溶洞。塔河油田的勘探实践表明,应用频率差异分析技术可以有效的鉴别溶洞充填物的性质。当溶洞全为流体充填时,其地震波具有强振幅、低速度及调谐性的特征;当充填粘稠的半流体时,其调谐反射相当于绝对反射的90%;当充填物为疏松沉积物时,其调谐反射也相当于绝对反射的77%。以上几种介质,都很有可能是油的储集体。对于主频集中在20~30Hz的反射波而言,只要溶洞高度在2~3m以上就能识别。该技术在塔河油田进行了应用,其连片三维区溶洞分布层及纵、横向连通情况清晰可见;在S48井中的风化面下,发现了4层古暗河。

    成像、核磁共振测井在埕北裂缝性储层评价中的应用
    吴海燕, 朱留方
    2002, 23(1):  45-48.  doi:10.11743/ogg20020109
    摘要 ( 635 )   PDF (4704KB) ( 595 )  
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    裂缝性储层因其特有的岩石物理特性,利用现有的地震资料及常规测井资料很难搞清其内幕构造、储集空间分布、孔隙类型、储层发育带与构造位置的关系等。但利用成像、核磁共振测井资料却可取得较好效果。首先在综合钻井、录井、测井、试油、岩芯资料的基础上,用岩芯标定、刻度测井资料,利用测井资料建立岩石的测井响应,识别岩性;其次,在标定和识别岩性的基础上,利用声电成像资料识别各种裂缝、孔洞,并综合其他成像资料判别其裂缝有效性;最后,结合核磁共振测井资料建立测井解释模型,对储层参数进行定量计算,在定量评价的基础上,综合各种信息对流体进行识别。埕北30潜山碳酸盐岩储层采用此方法进行评价,发现其主要储层为古生界的八陡组、冶里-亮甲山组、上马家沟组、府君山组和太古界顶面风化壳。

    塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层的测井解释
    李翎, 魏斌, 贺铎华
    2002, 23(1):  49-54.  doi:10.11743/ogg20020110
    摘要 ( 710 )   PDF (6422KB) ( 639 )  
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    根据测井响应的不同,可将塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层划分为 3类,Ⅰ类为裂缝-孔洞和裂缝-溶洞型,深浅侧向电阻率低,为正幅度差,自然伽马值略高,声波时差和中子测井值增大、密度降低;Ⅱ类储层为裂缝型,深浅侧向电阻率呈中-较高值,大部分为正幅度差,自然伽马特征与灰岩相近;Ⅲ类为孔洞缝均不发育的储层,电阻率为高值,深浅侧向电阻率基本重叠,自然伽马为低值。在测井曲线标准化和岩芯归位基础上即可进行储层参数的求取。参数主要包括泥质含量、基质孔隙度、裂缝孔隙度、总孔隙度、洞穴孔隙度、原始含油饱和度与基块、裂缝含油饱和度。依据参数与测井资料确定的基块孔隙度和裂缝孔隙度下限值分别为2%和0.05%。经验证,测井解释的孔隙度与实际总体相符,裂缝孔隙度分布也与实际基本一致。

    子波反褶积在塔河油田地震解释中的应用
    蒋进勇, 樊怀阳, 刘丽
    2002, 23(1):  55-57.  doi:10.11743/ogg20020111
    摘要 ( 686 )   PDF (3326KB) ( 561 )  
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    在塔河油田联片地震资料解释过程中,地震子波非零相位化造成的“伴随相位”假象很容易被当成有效反射加以解释。因此须对声波和密度测井资料进行环境校正,较准确地提取波阻抗反射系数,进而通过合成地震记录与井旁地震道的对比,从地震道中提取非零相位的实际地震子波,并对原地震体进行子波反褶积处理。处理后的地震体基本上消除了地震子波非零相位化引起的假象,地质反射特征清晰,分辨率明显提高。塔河油田下奥陶统顶面在未进行处理前,存在多个副相位,极易解释为不整合和砂岩透镜体,但处理后,喀斯特地貌清晰可见。

    塔里木盆地中部生物屑灰岩段滩体特征及储集性
    王兴志, 王振宇, 马青, 杨满平, 田军, 刘胜
    2002, 23(1):  58-62.  doi:10.11743/ogg20020112
    摘要 ( 619 )   PDF (6135KB) ( 499 )  
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    塔里木盆地中部生物屑灰岩段中发育多种不同的滩体。其中生物屑滩、砂屑滩沉积体及其组合的岩石微相以生物屑灰岩、生物屑砂屑灰岩为主,在多期胶结和压实的作用下,原生孔隙基本消失,后期成岩作用对其改造不强,孔隙度和渗透率低,多为非储层,局部地区,该滩体经过后期构造作用改造并在埋藏溶蚀作用配合下,可形成具一定储集能力的储层,如罗南 1井-和 2井一带。核形石滩、鲕粒滩及其相关组合的岩石微相以核形石灰岩、鲕粒灰岩及白云岩为主,在白云石化和多期溶解作用的改造下,晶间孔、晶间溶孔等较发育,孔渗性大为提高,是区内最有利的储层。纵向上,核形石滩、鲕粒滩主要分布在生物屑灰岩段的中部,与海平面升降密切相关,随海侵的进行滩体向东、北和北东方向抬高。平面上,主要分布在塔中 22-井塔中 14井和塔中 4井-塔中 103井井区一带,即台内近陆一侧。

    欠压实带与超压带的测井识别
    赵新民, 李国平, 王树寅, 王青
    2002, 23(1):  63-65.  doi:10.11743/ogg20020113
    摘要 ( 679 )   PDF (2787KB) ( 646 )  
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    欠压实带是因地层具异常高压形成的,但这并不能完全代表现今欠压实带就一定为高压(超压)带,因为古高压(超压)在地质历史中,可能因诸多原因己释放。因此,在确定欠压实带是否仍存在高(超)压时,须视同一剖面砂、泥岩的测井曲线而定,若二者反映的同一层段都存在欠压实现象,则表明现今仍为高压(超压)带;若不一致,则说明古高压(超压)己释放。塔里木盆地以此方法判识的高压(超压)带与测试结果一致。山西沁水盆地QC1井依此判断,其 3个欠压实带现今均为常压段。

    东营凹陷低压系统的特征及成因机制
    刘晓峰, 解习农
    2002, 23(1):  66-69.  doi:10.11743/ogg20020114
    摘要 ( 546 )   PDF (4038KB) ( 541 )  
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    钻井测试证实:东营凹陷的边缘凸起带、盆倾断裂带及中央隆起带发育有低压油气藏。边缘凸起带上的低压层多分布于小于2000m的浅层;隆起带上的位于2000m以下的深层;在盆缘断裂带,深、浅层均有分布。轻烃的扩散作用、流体(油气)沿断裂和不整合面的压力释放作用及因盐度差引起的渗流作用是低压形成的主要原因。东营凹陷不仅气藏具有低压异常,而且在稠油油藏和常规油藏中也有广泛的分布。气藏及稠油油藏的低压多集中于2000m以上的浅层,常规油藏的低压则多集中于2000m以下的深层。

    油气储层的层次划分和对比技术
    王振奇, 张昌民, 张尚锋, 侯国伟
    2002, 23(1):  70-75.  doi:10.11743/ogg20020115
    摘要 ( 734 )   PDF (7670KB) ( 494 )  
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    构造运动、沉积作用和气候变化具有一定的周期性,导致沉积物在时间、空间上具有旋回性,垂向上具有分段性和周期性,平面上具有分带性,因此,沉积地层是具有层次的。依据这一原理,层次的划分由低级到高级划分为 9级层次。根据盆地演化、古生物、同位素及地质年代资料,将盆地基底或盖层作为 1级层次,界、系、统为2、3、4级层次,这是进行油气储层划分的基础。根据露头、岩芯、地震、测井资料在第 4级层次内划分出第 5级层次(层序);继而根据高分辨率层序地层学原理在第 5级层次内可划分出第 6、7级层次(中、短期旋回)。最后,根据储层建筑结构层次分析原理和方法在第 7级层次内再划分出 8、9级层次(单一成因砂体、复合成因砂体)。层次的解释应在充分运用事件地层学、泥砂运动力学、现代沉积、露头调查、模拟实验的基础上,对沉积过程和层次成因作出合理解释。层次对比应遵循先低级后高级、先区域后局部及等时对比的原则,力求使各种地层对比、划分方法有机结合起来,取长补短,达到精细研究储层的目的。

    谢凤桥构造油气层的人工神经网络识别
    杨久西
    2002, 23(1):  76-80.  doi:10.11743/ogg20020116
    摘要 ( 627 )   PDF (5610KB) ( 749 )  
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    江汉盆地西南缘谢凤桥构造是一背斜构造,为岩性 +构造复合型油藏。油藏的聚集明显受储层纵向分布和横向展布及非均质性的控制。根据这一储层特点,用前向(BP)网络建立储层参数的仿真计算,然后用自组织映射特征(SOM)网络来预测油层类别。首先从一口或多口关键井所属已知数据中选取训练样本,选用冲洗带电阻率、真电阻率、自然伽马、自然电位、补偿声波、补偿中子及井径等 7类钻、测井数据作输入变量,由此建立测井数据参数与储层孔隙度、含油饱和度和渗透率等参数的输入输出映射关系。以产油井鄂深 4,8等井的已测试油层作为训练样本,用BP神经网络进行函数逼近,来预测储层参数。然后,利用SOM网络进行模式分类。将对储层较敏感的真电阻率、补偿声波进行二度输入,与BP网络所输出的孔隙度、含油饱和度、渗透率等储层参数一起作为油层识别的诊断特征参数。样本的特征参数经过标准化处理后,送入SOM网络进行学习训练和建模,得出建模样本油层识别的SOM网络,输入所要预测层位的数据,由网络仿真输出各井的油层识别结果。结果经生产检验,符合率超过 90%。

    川北柏垭地区大安寨一亚段储渗体特征及油气分布
    黎从军
    2002, 23(1):  81-83.  doi:10.11743/ogg20020117
    摘要 ( 574 )   PDF (3589KB) ( 585 )  
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    大安寨-亚段储渗体主要发育在碳酸盐岩浅湖中的高能介屑滩灰岩中。高能介屑滩灰岩是形成储渗体的物质基础,重结晶作用和溶蚀作用使岩石变松、变脆和易于破裂,发育溶孔、洞、缝;两次大的挤压应力作用,产生两组共扼剪切构造裂缝,在构造高部位和构造变异部位会沿这些剪切裂缝产生重张缝和追踪张裂缝,极大的改善了储集性能;断裂是储渗体中油气运移的重要通道。强振幅、高波阻抗是识别厚层、质纯灰岩的重要标志;高突变系数对储渗体孔洞缝的发育特别敏感,是识别储渗层的重要参数。在此基础上运用多参数综合判别法对川北柏垭地区大安寨-亚段储渗体进行了分布预测,预测结果得到钻井验证。

    济阳坳陷深层砂岩成岩作用及孔隙演化
    蔡进功, 谢忠怀, 田芳, 王文林
    2002, 23(1):  84-88.  doi:10.11743/ogg20020118
    摘要 ( 599 )   PDF (5047KB) ( 754 )  
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    济阳坳陷深层发育的三角洲相、扇三角洲相及冲积扇相砂岩,是以填隙物微孔隙和粒间孔为主的低孔低渗、中孔低渗型储层。从总体上讲,压实作用使粒间孔隙随深度的增加而减少,但三角洲相砂岩抗压实作用强,利于粒间孔隙的保存;石英次生加大、绿泥石和高岭石的充填、铁方解石和铁白云石等的胶结使粒间孔隙减少,溶解作用可以随深度的增加产生大量有机酸,在喷出岩屑中形成大量的岩屑溶蚀孔,利于深部储层次生孔隙的形成。次生孔隙和微孔隙成为深部储层的主要储集空间类型。晚成岩A亚期有机酸大量排出,形成长石和岩屑等溶蚀孔,使溶蚀孔、粒间孔和微孔隙并存;B亚期有机酸与CH4、CO2 并存,绿泥石占据了孔隙,阻止了碳酸盐的沉淀,使微孔隙和溶蚀孔得以保存;C亚期有机酸减少,CH4、CO2 增加,利于构造、成岩裂缝形成,保存大量微孔隙,改善了储集性能。

    应用随机模拟技术建立夹层模型
    崇仁杰, 宋春华, 程立芝
    2002, 23(1):  89-91.  doi:10.11743/ogg20020119
    摘要 ( 623 )   PDF (3171KB) ( 917 )  
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    针对块状底水油藏的储层具有非均质性较为严重,夹层分布变化大,采用传统地质建模方法难以描述夹层大小及延伸长度,因而不能很好反映储层非均质性的实际情况,建立了先用随机模拟方法建立夹层预测模型,再利用此模型对储层属性模型进行校正而建立储层属性模型的“二步建模”方法,从而解决了传统建模方法中存在的问题,使得油藏模拟研究变得快捷和准确。该方法的实质是既利用了钻井资料的高分辨率;又充分利用了地震资料的高覆盖性。平湖油田H2油藏花港组储层为三角洲水下分流河道砂体,泥质夹层很发育。用传统的“一步建模法”,历史拟合需做 10次以上的参数调整,经 15天以上方能完成,效果还不理想;采用“二步建模”法,历史拟合仅需 5~6次参数修改,3~4天拟合就可完成。计算结果与实际生产结果吻合程度很高。

    断裂作用对北大港构造带潜山油气藏的控制
    陈昭年, 陈发景, 苏俊青, 孙晓明
    2002, 23(1):  92-95.  doi:10.11743/ogg20020120
    摘要 ( 630 )   PDF (4302KB) ( 861 )  
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    北大港构造带经历了多期构造活动,发育印支早中燕山期逆冲断裂体系和晚燕山喜山期伸展断裂体系,对该构造带下古生界古潜山油气藏的缝洞性储层发育、油气潜力以及封闭条件等方面具有明显的控制作用。研究表明,与冲断作用及其相关褶皱作用形成的裂缝促进岩溶作用的进行,导致缝洞性储集层的形成;古潜山油气藏的油气源、油气成熟度和油气充注与新生代伸展断层作用有关;潜山圈闭的封闭条件是由基底卷入正断层的侧向封闭、盖层正断层发育特点及其对盖层的破坏程度确定的。

    草桥-广饶潜山油气藏特征
    马丽娟, 何新贞, 陈海云
    2002, 23(1):  96-98.  doi:10.11743/ogg20020121
    摘要 ( 648 )   PDF (3415KB) ( 1047 )  
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    草桥广饶潜山位于东营凹陷南斜坡南段,发育于印支运动末期。该潜山由于处于构造高部位,受多期构造运动影响,断层及不整合面发育,具有良好的油气运移通道,沙河街组四段烃源岩生成的油气多沿此运移至潜山成藏。奥陶系为主要储集层,储集空间主要为裂缝、溶蚀孔、洞。区域盖层为馆陶组、沙河街组四段及孔店组的泥岩层。溶蚀作用、潜山构造形态及盖层的分布是决定潜山能否成藏的主控因素。目前,该潜山已发现了顶部和内幕两类油气藏。

    塔河地区石炭系沉积特征
    郭齐军, 赵省民
    2002, 23(1):  99-102.  doi:10.11743/ogg20020122
    摘要 ( 654 )   PDF (3919KB) ( 563 )  
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    塔河地区石炭系仅发育下石炭统巴楚组和卡拉沙依组。经研究,石炭系中共发育块状砂质砾岩相、板块交错层理含砾砂岩相、槽状交错层理含砾砂岩相、板状交错层理砂岩相等 11种沉积微相。石炭系中共识别出 4大沉积体系 :辫状河三角洲体系、三角洲体系、泻湖-潮坪体系和碳酸岩台地体系。其中,辫状河三角洲体系最为发育,是石炭系的主要组成部分;碳酸岩台地体系发育最为局限,仅在巴楚组底部见到。

    塔北地区含油气系统
    贾庆素, 周庆凡
    2002, 23(1):  103-106.  doi:10.11743/ogg20020123
    摘要 ( 639 )   PDF (4147KB) ( 391 )  
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    依据塔北地区烃源岩及勘探状况,可划分出寒武+奥陶系、三叠+侏罗系及石炭+二叠系 3套源岩含油气系统,其中,前两套为已知含油气系统,后者为推测含油气系统。现存的寒武+奥陶系含油系统并非其原貌,而是由于构造作用改造后保存下来的残余系统,该系统为塔北地区最重要的含油领域,早期(C-P)亚系统可能是一个统一的含油气系统,以满加尔坳陷为生烃中心,油气以侧运移为主;晚期(C-K)亚系统具有多个生烃中心,油气以垂向运移为主,形成各自独立的分系统。三叠+侏罗系源岩含油气系统为主要的产气领域,生烃中心在库车坳陷,以不整合面和断裂为主要运移通道,进行侧向和垂向运移。该系统中,晚白垩世-早第三纪形成的潮坪膏盐、膏泥岩为区域盖层,对油气的保存起着重要作用。因此,对寒武+奥陶系源岩含油气系统而言,早期亚系统内保存条件为关键因素,阿克库勒凸起有石炭系覆盖的奥陶系分布区为有利勘探区;晚期亚系统规模较小,各自分散,但可成群分布,且埋藏较浅,易于发现。三叠+侏罗系源岩含油气系统具有生烃晚、改造弱、保存好、聚气效率高的特点,是天然气勘探的重要领域。