石油学报杂志

石油学报杂志2022年第1期

• 松辽盆地古龙页岩油原位成藏理论认识及勘探开发实践

  何文渊, 蒙启安, 冯子辉, 张金友, 王瑞

  摘要： 松辽盆地古龙地区青山口组一段—青山口组二段页岩油资源丰富，实现了具有战略意义的勘探突破，开发先导试验取得初步成果，展现了广阔的页岩油勘探开发前景。古龙页岩油为典型的原生源储原位油藏，其源储关系、运移特征、聚集动力、边界条件等成藏特征和流体相态相变机理、微米—纳米级缝孔体系梯次输运机制等渗流特征与致密油、夹层型、混积型页岩油具有明显区别，为实现高效开发，形成了以"箱式开发"为核心的关键技术系列，并初见成效。页岩中与黏土矿物共生的层状藻类体生烃后，形成以有机孔为主的孔缝体系，受毛细管力、黏滞力等作用的综合影响，油气分子未发生运移而原地超压保存，形成规模分布、相对独立、具有不同压力系统及流体性质的微米—纳米级含油孔隙集合体，构成原生源储原位油藏。增加人工裂缝复杂程度，使不同压力系统的含油孔隙逐步达到流体启动压力、孔隙内赋存的原油梯次流向裂缝网络，是实现古龙页岩原位油藏开发、油井保持长期稳产的核心。勘探开发实践推动形成了以"有机相+应力级差"为核心的箱体划分技术、以"可动油含量"为核心的黄金靶体优化技术和箱体内"一次布井、多靶叠置、立体交错、整体动用"一体优化技术，应用成效明显。古龙页岩油原位成藏理论认识丰富了传统石油地质理论，必将引领世界原位型页岩油理论发展，将页岩油革命推向新的高度。古龙页岩油的规模效益开发，对保障国家能源战略安全、促进区域经济社会发展具有重要战略意义。

• 近年中国油气勘探开发形势及发展建议

  张抗, 张立勤, 刘冬梅

  摘要： 近年来，中国的石油年新增探明储量明显下降，以致出现新增可采储量小于当年产量的情况，年产量也连续5年降至2×108t以下。2015—2019年的平均勘探开发投资处于低谷是近年来石油储量、产量处于降势的原因之一。中国天然气快速发展期的出现比石油晚一个"相位"，目前仍处在快速发展的平台上。中国页岩气近10年来已获得良好的起步，但应看到已获得的探明储量仅限于四川盆地东南部的五峰组—龙马溪组页岩。鄂尔多斯盆地西南部延长组7油层组已获得页岩油探明储量并开始建设开发实验区，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油也获得重大突破并有望在储量、产量上取得大的进展，但应注意到中国页岩油的开发难度大、经济开发门槛高。致密（砂岩）油气是近期中国非常规油气中可望获得较快进展的领域，其中，鄂尔多斯盆地和四川盆地是其增储上产的主力地区。煤层气的进展与最初的期望差距较大，需要对其赋存条件和开发技术作认真研究。建议尽快实施油气生产的新一轮战略接替评价，并提出了5个优选区和领域；倡议设立勘探基金以支持开拓性的勘查项目，提出应以服务市场经济为导向对储量审定的相关规范进行补充修改。

• 塔里木盆地顺托果勒北部地区超深层现今地温场特征

  吴鲜, 李丹, 韩俊, 朱秀香, 黄诚, 曹自成, 常健, 刘雨晨

  摘要： 塔里木盆地顺托果勒低隆起北部（顺北地区）发育超深层轻质油藏，这与传统生烃理论认识相矛盾。为了更合理地解释顺北地区超深层油气相态的分布规律，对研究区现今温度场及油气地球化学特征开展了系统研究。顺北地区现今大地热流为32.2~42.1 mW/m2，不同埋深的同一地层温度表现出与大地热流相似的平面分布模式，由北向南逐渐增大。埋深为9 km和10 km的地层温度分别为154~208℃和164~226℃。顺北地区下寒武统玉尔吐斯组烃源岩现今温度为168~248℃，中奥陶统一间房组储层温度为128~178℃，烃源岩的地层温度与气油比和原油成熟度具正相关性，与原油密度和黏度呈负相关性。顺北地区深部地层温度场受控于岩石热导率与岩石圈热结构，而温度场最终控制了油气在储层中的相态展布特征。自北向南，顺北地区深部温度场逐渐增大，依次与发育的轻质油藏、挥发性油藏、凝析气藏和干气藏相匹配，该研究认识对超深层油气勘探与资源评价具有指导意义。

• 珠江口盆地深水区白云凹陷超压成因机制及其勘探意义

  张向涛, 李军, 向绪洪, 赵靖舟

  摘要： 珠江口盆地深水区白云凹陷珠海组—文昌组油气勘探近期取得重要突破，在超压层段见砂即见油气，揭示超压可能是此类油气藏形成与分布的重要控制因素之一，但目前超压成因及其与油气成藏的关系尚缺乏深入研究。选取凹陷内3口典型超压井进行全井段泥页岩系统取样，并开展场发射扫描电镜、N2/CO2吸附和X射线衍射等实验，明确了白云凹陷主洼及北坡和白云东两个地区泥页岩成岩作用及超压测井响应差异的原因。同时，基于钻井和Bowers法预测压力结果，在明确超压分布特征的基础上，采用多方法深入分析了超压成因机制，并探讨了超压的成藏效应及下一步的油气勘探领域。研究结果表明，白云凹陷超压段的测井响应模式存在地区差异，白云主洼及北坡表现为声波时差、密度基本保持恒定，电阻率增加；白云东地区表现为随深度增加声波时差、电阻率出现明显反转，密度先增加后小幅反转。造成这种差异的原因为两个地区的泥页岩矿物组成存在差异，导致其孔隙结构和压实模式不同。白云凹陷珠海组—文昌组的超压为非欠压实成因，超压源主要为生烃导致的流体膨胀，白云东地区的超压亦可能与黏土矿物转化有关，储层超压为压力传导成因。超压是油气成藏的动力，油气藏的形成与分布与古今超压的分布密切相关，据此可划分超压封存箱箱缘及箱外常压油气藏和箱内超压油气藏两大油气勘探领域，前者主要受控于泄压通道与优质圈闭等成藏要素的有效耦合，后者则与良好的生烃及滞烃条件、超压强度和优质储层及储层甜点等因素密切相关。

• 页岩水平井声波时差各向异性校正方法及其应用

  胡松, 王敏, 刘伟男, 王兵

  摘要： 声波时差是储层物性和地应力评价的关键参数，在地层可压裂性评价中具有重要作用。当前页岩储层以水平井开发为主，由于页理发育，水平井中的声波时差测量值与直井中的值存在较大差异，影响了储层评价的精度。基于时域有限差分算法，构建了大斜度井/水平井的声波时差模拟算法，系统模拟了不同相对井斜角和不同声波各向异性系数条件下的声波时差测井响应规律。当井斜角小于20°时，斜井声波时差值约等于竖直方向的声波时差值；当页岩地层声波各向异性系数大于0.04时，斜井和直井的声波时差差值较大，且差值随着声波各向异性和井斜角的增大而增大。不同竖直方向纵波时差条件下，声波时差随声波各向异性、相对井斜角的变化规律基本一致，但声波时差的变化范围随着竖直方向声波时差的增大而变大。斜井与竖直方向声波时差的差值相对值与井斜角成近似正弦函数关系、与竖直方向的时差值相关性较小。基于模拟结果，建立了不同声波各向异性系数条件下页岩水平井声波时差的校正方法。校正后声波时差计算的孔隙度与中子-密度孔隙度基本重合，且校正后声波时差计算得到的孔隙度与相邻直井的岩心孔隙度在峰值和分布区间上较为一致；校正后的声波各向异性比值为1.18，与岩石物理实验得到的声波各向异性比值（1.04~1.24）及其主峰区间（1.16~1.20）一致，表明校正方法应用效果较好，可用于页岩水平井声波时差校正。

• 基于数据空间反演的油藏实时生产优化方法

  赵辉, 刘邓, 宋本彪, 惠艳妮, 盛广龙

  摘要： 油藏开发实时优化调控技术是智能油藏研究的核心内容。提出了基于数据空间反演的油藏实时生产优化新方法，仅需若干油藏模型先验生产动态，基于贝叶斯理论构建代理模型，根据随机极大似然原理拟合历史观测数据进行模型训练，反演得到符合实际观测数据的生产动态后验估计。采用同步扰动随机逼近算法建立生产优化数学模型，实现注采参数实时优化，提高经济开发效益。该方法基于代理模型在拟合阶段避免了重复数值模拟计算，得到正确生产动态后验估计同时兼顾了油藏模型实际地质特征，优化所得方案考虑了目标油藏的不确定性，降低了实际生产开发风险。油藏实例应用表明：该方法能得到与常规多模型数据同化方法相一致的生产动态预测结果，拟合过程计算效率提高了5倍，且注采优化方案能取得良好的驱油效果。提出的油藏开发生产优化设计方法为油田实时生产优化提供了新的思路。

• 吉木萨尔凹陷页岩油密切割压裂多簇裂缝竞争扩展模拟

  侯冰, 常智, 武安安, Elsworth Derek

  摘要： 针对吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层地质特征，建立了重点改造井的密切割体积压裂裂缝扩展三维离散元数值模型，模型依据成像测井资料设置了随机分布的天然层理和高角度裂缝，依据纵向分层数据设置了小层及层间界面。模型模拟了不同分簇数和簇间距下的复杂裂缝扩展过程，分析了密切割体积压裂改造过程中多簇裂缝竞争扩展规律和改造后裂缝系统的立体产状。通过数值模拟分析可知：①页岩油储层密切割压裂过程中，多条水力裂缝竞争扩展程度随分簇数的增加及簇间距的减小而增强；②裂缝的竞争扩展是一个地应力、裂缝形态、裂缝宽度动态平衡的过程；③在相同泵排量和压裂时长条件下多簇裂缝系统的波及范围与储层改造面积（SRA）负相关；④高角度天然裂缝更易阻滞和捕获横切缝（垂直于水平井眼的人工主裂缝）；⑤多簇裂缝系统的包络面呈"礼帽"形状，采用交错布置邻井压裂段位置有利于缩减井间未动用储层中油气的渗流距离。

• 机器学习在防漏堵漏中研究进展与展望

  孙金声, 刘凡, 程荣超, 冯杰, 郝惠军, 王韧, 白英睿, 刘钦政

  摘要： 随着大数据和人工智能技术在油气勘探开发领域应用不断拓展，数字化、智能化防漏堵漏技术已成为必然发展趋势，基于机器学习的算法模型及配套软件是核心内容。通过系统归纳分析了人工神经网络、支持向量机、随机森林、案例推理等机器算法在井漏特征预测、井漏实时监测和应用决策模型的应用现状，对比了各类机器学习算法的输入参数、输出参数、测试准确率及应用效果。机器学习算法在漏失层位预测、井漏监测预警及防漏堵漏措施推荐等方面体现了良好的应用前景，相比人工统计分析，其时效性、准确性和规模化应用优势明显，但还无法科学预测计算漏失压力、孔缝尺寸等井漏特征关键参数以及优化施工工艺。国外油气公司数字化钻完井技术布局早，现已整合多种机器学习算法开发了防漏堵漏相关软件，并在现场取得了一定应用成效。中国井漏相关数据治理、机器学习算法开发及配套软件攻关研究起步较晚，尚未建立成熟可靠的防漏堵漏数字化平台和智能化专家系统。为加快中国防漏堵漏技术数字化、智能化转型发展，需重点开展3方面研究：①推进井漏相关的多维度数据整合，搭建包括地震、测井、录井、钻井、防漏堵漏室内评价、防漏堵漏现场施工等方面的数据湖，补齐数据短板；②加强机器学习算法模型的解释性研究，结合井漏相关机理，提升算法模型的科学性和准确性；③集成井漏数据湖和算法模块，分区域建立井漏智能预测预警及防漏堵漏辅助决策专家系统，制定精细的防漏堵漏作业标准，全面提高一次防漏堵漏成功率。

• 基于离散元法的天然气水合物沉积物剪切带演化机理

  周世琛, 周博, 薛世峰, 公彬

  摘要： 钻采工程会影响天然气水合物沉积层的地质环境，这可能导致水合物沉积层的变形和破坏，继而可能引发一系列工程问题。因此，要实现天然气水合物资源的安全有效开发，需要对天然气水合物沉积物的变形破坏特性开展研究。考虑水合物的胶结效应，采用胶结接触模型，用离散单元法模拟了胶结型天然气水合物沉积物试样的三轴试验，通过局部变形、孔隙率、颗粒的旋转及胶结破坏的特征研究了剪切带的萌生发展规律及其细观机理。研究结果表明：①离散元数值试验能有效模拟水合物沉积物的强度和变形特性；②不同水合物饱和度试样的剪切带的模式不尽相同，当水合物饱和度为26%和40%时，趋向于形成两条分叉结构的剪切带，而当水合物饱和度为55%时，趋向于形成单一斜向剪切带；③剪切带萌生于应变硬化阶段，完全形成于应变软化阶段，是局部变形渐进发展的结果；④剪切带内外的局部应变、孔隙率、颗粒的旋转等特征差异明显，具有强烈的局部化特征；⑤水合物胶结对剪切带的萌生和发展具有双重作用，微裂纹首先因水合物颗粒间的胶结破坏而产生，砂土和水合物之间的胶结则限制了裂纹的扩展，而砂土和水合物之间的胶结破坏又促进了裂纹扩展形成剪切带。研究结果对于理解天然气水合物沉积物变形破坏过程中的细观力学机制具有参考价值。

• 含油气盆地深层—超深层碎屑岩油气勘探现状与优质储层成因研究进展

  操应长, 远光辉, 杨海军, 王艳忠, 刘可禹, 昝念民, 葸克来, 王健

  摘要： 含油气盆地深层—超深层是全球油气勘探的"三新"领域之一，整体低渗-致密背景下相对高孔/高渗的优质储层是深层—超深层勘探的甜点。勘探实践和研究表明，含油气盆地深层—超深层（深度为4~8 km）碎屑岩仍可发育原生孔隙主导型、次生孔隙主导型、孔-缝复合型和裂缝主导型优质储层；在深层—超深层碎屑岩优质储层中，古生界储层以次生孔隙型为主、原生孔隙型为辅，中生界侏罗系—白垩系储层以原生孔隙型为主、次生孔隙型为辅，新生界储层原生孔隙型和次生孔隙型均可大量发育，且中生界勘探突破深度整体深于古生界和新生界。浅层—深层多成因溶解成孔作用控制了深层—超深层储层中次生孔隙的发育，构造作用控制了裂缝的发育，早期胶结作用（绿泥石包壳、碳酸盐胶结壳）、浅层流体超压、烃类早期充注和低时间—温度指数（TTI）型埋藏史—热演化史控制了不同地质背景下储层中孔、缝向深层—超深层的有效保存。深层—超深层优质油气储层的发育是有利的沉积作用、埋藏史—热演化史、流体压力史、成岩史—孔隙演化史—油气充注史等相互耦合的结果，其发育存在：①中—浅层流体超压、中—浅层油气充注主控的原生孔隙主导型，②浅层绿泥石包壳主控、中—浅/深层油气充注的原生孔隙主导型，③早期长期浅埋—晚期快速深埋超压主控、中—深层油气充注的原生孔隙主导型，④地表淋滤成孔、中—浅层油气充注主控的次生孔隙型，⑤多成因溶解主控—晚期烃类充注的次生孔隙型5种典型模式。缺少大规模断裂系统沟通时，埋藏溶解作用增孔量有限，多种类型的"浅成-深保"是深层—超深层优质油气储层发育的关键。碎屑岩油气储层孔隙的保存极限决定了深层—超深层油气勘探下限，深层—超深层油气储层中"烃-水-岩"有机-无机相互作用持续影响储层质量和油气质量演化，高温高压条件下有机-无机相互作用机理及其约束的储层孔隙保存极限深度是下一步研究重点。

• 四川盆地中江气田成藏条件及勘探开发关键技术

  郭彤楼, 王勇飞, 叶素娟, 刘林

  摘要： 川西坳陷东部斜坡的侏罗系油气藏总体表现出上三叠统须家河组五段和下侏罗统优质烃源岩"双源"供烃、多期多套叠置河道规模砂岩储集体发育、烃源断层持续活动供烃以及古今断裂-砂体配置条件有利的特征，具备形成致密砂岩大气田的成藏地质条件与源-储时空组合。通过总结分析中江气田的成藏地质条件，提出了中江气田中侏罗统沙溪庙组油气藏为"河道控砂、断裂-砂体输导、叠合-复合控藏"的成藏新认识，建立了"断层持续活动、烃类多期充注、岩性气藏发育、油气远离断层富集"的富集模式。基于中江气田的勘探开发实践，形成了致密砂岩气"甜点"精细刻画技术、复杂窄河道致密砂岩气藏高效开发技术以及水平井密切割强支撑体积压裂技术等关键配套技术。通过地质-工程一体化运行，中江气田作为沙溪庙组窄河道致密砂岩气田，累计提交天然气探明储量超过千亿立方米，建成产气量超过20×108m3/a。

• 低渗废弃气藏注超临界CO2采热发电技术及经济性分析

  崔国栋, 任韶然, 裘智超, 张亮

  摘要： 高温废弃气田埋藏深、渗透率低、地热能丰富，适合循环注采CO2开发。为实现CO2现场应用及地热高效开发，可在地热开采前注入CO2提高天然气采收率并恢复气藏压力。但对地下CO2采热过程还缺少系统研究，利用地面CO2发电热力循环过程也未见相关报道，CO2采热发电的经济性更需详细分析。为此，首先基于典型高温废弃气田建立了地热开发模型，全过程分析了地下CO2采热各阶段储层温压变化和采热速率；随后提出了有机朗肯循环和CO2直接循环发电方式，对发电热力循环过程进行了优化计算；最后采用平准化发电成本计算方法，对CO2采热发电成本进行了评价。研究结果表明，对于120℃、1 500 m×1 000 m×50 m的废弃气藏，提高采收率和压力恢复阶段可埋存CO2 11.75×108m3；CO2注采方式对地热阶段CO2埋存量影响较大，但30年内CO2采热速率均可维持在约10 MW；有机朗肯循环系统发电速率最高为132.7 kW，而CO2直接循环系统可达718.5 kW；CO2购买费用对发电成本影响较大，价格低于7~10美元/t时，低渗废弃气藏注CO2采热发电成本与现有煤电成本持平。