注CO₂驱提高原油采收率及温室气体地质埋存前景广阔。回顾国内外CO₂驱发展历程及简况,分析CO₂非混相驱及CO₂吞吐发展现状,总结了CO₂驱相态、驱油机理评价以及CO₂驱油藏工程优化设计技术,CO₂驱油藏工程设计重点在于提高驱油效率和波及效率,控制黏性指进和气体突破,实现混相或近混相驱,结合油藏特征优化井网和注入参数。指出CO₂近混相驱和提高波及体积是CO₂驱发展趋势。水气交替、泡沫驱、裂缝封堵及局部重力驱是防气窜的重要手段。在总结国内外目前CO₂驱技术及现场经验基础上,针对不同类型油藏特征做好CO₂驱与CO₂地质埋存相结合的顶层设计。

机器学习是一种通用的数据驱动分析方法,也是一个重要的油气大数据分析利用手段。油气勘探开发作为具有悠久历史和庞大数据基础的重要领域,具有很大的数据挖掘潜力。利用油气田大数据分析技术可以帮助决策者进行投资分析、风险评估、生产优化,带来巨大的经济效益。机器学习方法早已被研究人员尝试应用于油气领域相关研究,随着机器学习算法的发展,许多应用场景被不断提出,但针对具体场景的通用方案仍在探索中。笔者从最基本原理着手介绍了机器学习的建模过程,梳理了用于油气田大数据分析的3类主要机器学习方法的发展历史,结合油气田大数据的特点,讨论了油气田大数据分析利用的核心内容、目标及优势,分析了机器学习在油气领域的主要应用场景,总结了目前典型油气产量预测中存在的问题及对策。

通过对近年来深层页岩气突破井的总结,提出了深层页岩气的4个地质特点：①深、浅层页岩基本评价参数相似,但深层页岩含气量和孔隙度一般都要高于中深层;②深层页岩水平应力差远大于中深层;③盆地内深层页岩气普遍表现为超压,压力系数普遍在1.9~2.1,盆地边缘复杂构造区则表现为常压;④正向构造依然是深层页岩气获得高产的主要因素。根据Haynesville和Barnett页岩气田单井生产曲线递减特征分析和四川盆地深层页岩气地质特点,指出了深层页岩气存在的理论认识创新、工程工艺适用性、成本与效益开发3个主要方面问题及其相应的攻关对策。

CO₂驱油是提高原油采收率中一种比较有前景的方法。CO₂不仅能溶解于原油中,还可置换出原油中某些轻质烃或中间组分的烃类物质,故油藏原油组分组成对CO₂驱过程的组分传质和最小混相压力影响大。因此,量化表征原油组成对注CO₂混相驱的最小混相压力的影响对油藏筛选具有工程意义。基于国内某油田原始地层流体为研究对象,开展了地层原油注CO₂混相驱过程的多级接触混相机理研究,并运用相态模拟软件CMG中的Winprop模块对实验数据进行相态模拟计算,研究表明：CO₂与原油最小混相压力与原油中组分N₂、C₁和C₁₁₊的摩尔组成成正比,与C₂~C₁₀的摩尔组成成反比。而要使CO₂—油藏流体达到混相就需要油藏压力高于最小混相压力,这就要求在筛选注CO₂驱的油藏时,尽量考虑C₂~C₁₀的摩尔含量高,C₂₄₊摩尔含量低的油藏。该研究对于进行混相驱替设计与混相预测具有很重要的指导意义。

页岩油在世界范围内资源丰厚,具有广阔的开采前景。然而水平井以及大量水力压裂措施使得成本大大提高。大量的实验和数值模拟结果表明,通过注气能极大提高页岩油采收率,目前还没有将这一技术商业应用的成功案例,因此页岩油注气提高采收率是否可行还存在争论。通过对比页岩岩心气驱实验、页岩油注气数值模拟及矿场试验三个方面的研究,发现实验条件及数值模拟模型与实际页岩储层存在较大差异。结合李传亮提出的页岩储层微型岩性圈闭构造理论,得出只有在压裂改造,或建立正交水平井井网缩短井距的条件下进一步注气,才能达到提高页岩油采收率的目的。这对于我国乃至世界页岩油采收率的提高具有重要指导意义。

CO₂过度排放所引起的温室效应已经对人类的生活造成了诸多不利影响。CO₂地质封存技术作为一项有效的CO₂处置技术,已经受到了越来越广泛的关注。研究了CO₂在模拟深部盐水层溶液中的溶解度及溶解度随埋存深度（800~2 800 m）的变化规律。结果表明,在800~1 700 m埋深范围内,CO₂溶解度随着盐水埋深的增加而减少;当埋深大于1 700 m时,CO₂溶解度则随着盐水埋深的增加而增加。CO₂溶解度随埋存深度的变化用方程进行了拟合,以此为基础预估了一定区域封存场地的CO₂封存量。

世界范围内CCUS（CO₂捕集、利用与埋存）产业发展迅速,并且逐渐从单环节项目向全产业项目发展;捕集对象从电厂和天然气处理,扩展到钢铁、水泥、煤油、化肥及制氢等行业。目前,产业驱动方式主要有5种:政府及公共基金、国家激励政策、税收、强制性减排政策及碳交易等。我国规模集中排放CO₂的企业主要以电厂、水泥、钢铁和煤化工为主,其排放量约占总量的92 %。按浓度划分,以低浓度的电厂、水泥、钢铁及炼化行业为主,高浓度的煤化工、合成氨、电石及中浓度的聚乙烯行业排放源相对较少。CO₂来源成本由捕集、压缩及运输3部分构成,这3项成本均受捕集规模的影响,而捕集成本还与排放源浓度密切相关,高浓度排放源以压缩成本为主,低浓度排放源以捕集成本为主。多数油田对CO₂成本的承受力低于其来源成本,这之间的差距需要寻求技术、政策及市场等方面的途径来填补。

常压页岩气是中国页岩气勘探开发的主要类型之一,资源潜力大,发展前景广阔。近年来,中国石化华东油气分公司持续在渝东南盆缘构造复杂带南川—武隆地区开展常压页岩气勘探开发实践,在常压页岩气基础地质理论研究、低成本工程工艺技术攻关、绿色矿山建设等方面取得积极进展,建立了常压页岩气“三因素控气”富集高产地质理论、页岩储层分类评价标准和目标评价体系,创新低密度三维地震勘探、“二开制”井身结构完井、“投球转向、连续加砂”、“三阶梯”压裂加砂、电动压裂、高效排水采气6项常压页岩气低成本工程工艺技术,初步形成常压页岩气开发技术策略,探索一体化绿色勘探开发模式,实现常压页岩气勘探多点突破和高效开发,常压页岩气展现良好的勘探开发前景。但中国常压页岩气勘探开发尚处于起步和探索阶段,仍面临理论创新、技术突破、效益开发等诸多挑战,因此,对中国常压页岩气产业发展提出了5点对策：①深化页岩气富集高产主控因素研究,强化目标评价;②加快优快钻完井配套技术攻关研究,进一步提速、提效;③加强高效压裂改造工艺技术研究,增产、降本、增效;④加强常压页岩气生产规律研究,制定效益开发技术策略;⑤全面推行页岩气地质工程最优化决策体系建设,管理提质创效。以期加快推动我国常压页岩气产业发展。

深层页岩气（埋深大于3 500 m）是四川盆地页岩气勘探开发重要的战略接替领域。尽管前期已在四川盆地五峰组—龙马溪组3 500~4 000 m钻获工业页岩气流,但由于递减速度快和EUR（估算最终可采储量）低,尚未实现规模性商业开发。基于对深层页岩气勘探开发现状分析,梳理了四川盆地深层页岩气规模高效开发面临的挑战,主要包括深层页岩气赋存机理和富集规律认识有待深化、经济有效压裂改造的工程工艺技术尚待建立以及深层页岩气开发组织运行和管理方式难以满足规模有效开发的需求。提出了实现深层页岩气规模有效开发三方面的应对策略：①深化深层页岩气富集规律认识,建立选区与目标评价方法,形成“甜点”和“甜窗”预测描述技术;②深化深层页岩气工程地质条件研究,并形成先进配套的钻井、压裂工程工艺技术与装备体系,充分解放地层产能;③推行地质—工程一体化,构建全新的体制机制,大幅度降低成本,实现深层页岩气开发效益最大化。四川盆地五峰组—龙马溪组在大于3 500 m的深层领域多口井获得工业气流并已提交探明储量,是优先开展深层页岩气开发实践的重点层段,通过深化地质认识、攻克关键技术难题和优化组织管理,大幅度提速降本增效,在较短的时间内可望实现规模有效开发,预期产量有望超过中—浅层。

断块油藏地质条件复杂,小断层发育,储层非均质严重,开发进入特高含水开发期,剩余油高度分散,注采井间流线固定,水驱效率变差,水驱波及难以进一步扩大。改变流线已成为低油价下断块油藏降本增效的重要手段,常规的动态分析不适应高含水断块油藏的调整。应用流线模拟方法分析了各因素对水驱流线的影响,利用灰色关联法计算了各因素的影响程度。纵向非均质、平面非均质、注采井网对流线的影响显著,注采井距、注采压差等因素对水驱流线的影响相对较小,将流线分布模式分为流线密集区、流线稀疏区、流线空白区,并形成了基于流线的优化调整技术。在苏北盆地多个断块油藏开展了矢量调配、增新水线、抽稀井网、细分重组的调整,取得较好效果,对同类型油藏调整有一定的指导意义。

集群化规模部署是CO₂捕集、利用与封存（CCUS）去碳产业发展的必由之路，创新发展工程化CCUS全流程技术是实现中国CCUS去碳产业集群化规模部署的关键和紧迫需求，对中国能源安全保障和碳中和目标实现意义重大。基于调研和研究工作积累，阐释了工程化CCUS全流程技术的科学内涵，提出了工程化CCUS全流程技术的概念，归纳了该技术体系的基本模式、应用模式和技术关键组合模式，梳理了其技术科学流程;概述了工程化CCUS全流程技术的关键技术环节，探索揭示了CCUS全流程技术的形成机制;概要总结了国内外代表性CCUS全流程技术工程项目实例;讨论和前瞻了工程化CCUS全流程技术当前所面临的技术挑战及攻关方向。已有研究工作表明：工程化CCUS全流程技术以节能高效的CO₂捕集、CO₂化工生物与矿化固碳、CO₂高效地质利用封存为关键环节和核心内涵，以CCUS源汇匹配、技术集成匹配和系统优化为形成关键机制;CCUS全流程技术模式复杂多样，其研发的技术科学流程由5个主要步骤构成;工程化CCUS全流程技术体系框架已经建立，研发和应用取得诸多进展，但中国与欧美发达国家在该领域仍有差距;加快CCUS集群化规模部署的工程示范、强化全流程形成机制等CCUS集群化规模部署技术科学基础研究、重点突破CO₂捕集、地质封存等工程化CCUS全流程技术关键环节成为应对挑战的主要攻关方向。

通过地质工程一体化的技术研究与应用,北美取得了页岩革命的胜利,美国实现了能源独立,并主导全球能源格局。北美页岩革命的发展历程及经验,对我国油气资源的勘探开发具有重要启示作用。中国石化探区油气资源丰富,有利目标类型多,加快勘探开发对改善我国能源结构和保障国家能源安全具有重要意义。四川盆地海相页岩气通过地质工程一体化已实现效益开发,围绕超深层海相碳酸盐岩、致密砂岩和页岩等重点领域的高效勘探开发,需要加强隐蔽油气藏精细描述和勘探开发适应性压裂技术攻关,加强超深层碳酸盐岩储层预测和优快钻井技术体系攻关,利用大数据对致密砂岩气藏开展高效调整和优化完井方式,发展海相页岩油气多层系立体开发技术,开展向深层、常压、陆相页岩油气领域攻关。中国石化将持续加强地质理论基础研究与工程技术攻关,加强技术装备升级,坚持地质工程一体化发展思路,建立一体化运行协同机制,加强项目全过程一体化管理,切实推进各油气田降本增效,实现高质量勘探和高效益开发。

基于CO₂驱注采井完井管柱技术难点,系统阐述了国内CO₂驱注采井完井管柱的研究历程和发展现状,总结出CO₂驱注采井完井管柱的技术关键是注入井完井管柱的密封性能和采油井完井管柱的防腐防气性能。国内油田CO₂驱先导试验表明,封隔器的不断优化、油管的气密性检测等技术有助于提高注入井的密封性;CO₂缓蚀剂配方和加注工艺、气举控套、井下油气分离等工艺有助于提高采油井的泵效。同时,针对矿场注采井面临的技术难题,指出了CO₂驱注采工艺的下步研究方向。

CO₂驱是提高低渗透油藏采收率和减少温室气体排放双赢的主要技术。针对胜利油田低渗透油藏CO₂驱面临的混相难、易气窜、波及系数低等技术难题,采用物理模拟和数值模拟相结合的方法,明确了超前注CO₂混相驱的开发机理,形成了特低渗透油藏的超前注CO₂混相驱开发技术,现场应用后增产效果明显,单井日产油增加了5倍。提出降低混相压力的原理和技术思路,研发了降低混相压力体系,降幅可达22 %。分析胜利油田CO₂驱规模应用面临的挑战及对策,提出了深化CO₂驱提高石油采收率的相态理论、研发低成本扩大CO₂驱波及体积技术、发展CO₂非完全混相驱、气窜通道描述与预警等CO₂驱的发展方向,为油田实现CO₂驱规模应用提供技术支撑。

川西气田气井普遍产水,对气井稳产影响较大。及时掌握气井井筒流动工况可以判断气井积液情况,指导排水采气措施的制定。常规地采用井下压力计的气井工况判断方法存在时效性差、成本较高等缺点,而常规两相流理论对于不能连续携液气井压力分布预测亦存在较大偏差。通过搜集大量气井生产数据和流压测试资料训练形成了基于RBF神经网络的井筒流动工况预测模型,RBF网络具有结构自适应性,输出不依赖于初始权值的特性,15口井预测结果与实际结果符合率为86.67 %,表明应用神经网络模型预测气井井筒流动工况较为可靠,可以用来指导生产。

中国天然气探明储量巨大,但实现天然气长期规模稳产,面临复杂气藏提高采收率等系列挑战,尤以页岩气、煤层气和致密气等非常规资源为甚。碳中和背景下,驱气类CCUS（碳捕集、利用与封存）技术具有广阔应用前景。将CO₂驱提高天然气藏采收率的主要机理总结为优势吸附置换、连续对流排驱、补充气藏能量3种类型,并认为吸附态、游离态和溶解态这3种天然气的赋存状态划分适用于所有类型气藏,推导获得了CO₂驱提高气藏采收率效果预测方法。应用该方法进行测算认为,CO₂驱有望提高页岩气采收率20个百分点以上。为突破大幅度提高天然气采收率技术,建议针对具有较好碳封存条件的气藏开展CO₂驱提高天然气采收率潜力评价,优选目标气藏进行经济可行性评估,并开展多种类型的CO₂驱提高气藏采收率重大开发试验,检验烟气组分协同驱替效果和扩大CO₂波及体积技术。

我国煤层气开发以高阶煤为主,高阶煤脆性较大,在钻井、压裂工程中以及排采过程中易破碎产生煤粉。生产过程中,煤粉被水流搬运从而参与流动。随着产水递减,储层中煤粉的沉降会导致流动通道的堵塞,使得煤储层的渗透率大幅度降低。当煤粉进入气井井筒后,井底的煤粉可能使泵吸入口堵塞,造成卡泵、埋泵等事故,使得气井停产修井。综述了煤层气生产过程中煤粉产生的机理、运移规律以及目前主要的控粉措施,分别论述了煤粉产生的力学模型、水动力学模型,在储层以及井筒中运移机制的研究进展,将煤粉的运移全过程总结为剥蚀产生、流化启动、悬浮运移以及沉降堵塞四个阶段。我国的煤田地质构造复杂,部分含煤盆地的后期改造作用强烈,破碎的煤体加剧了煤粉产出和运移问题,而煤层气井的控粉工艺多借鉴油藏防砂技术,尚未形成针对煤粉特点以及煤层气排采特征的煤层气井防粉控粉技术。

以常压页岩气藏勘探开发中的几个地质问题为研究对象,探索进行了常压页岩气藏分类,着重分析泥页岩的有机碳含量变化、热演化程度与孔隙度的关系。在此基础上,进一步研究含气量与这几个地质因素相互间的制约及其与初始产量的关系,同时对照国内外典型页岩气藏实例,探讨不同压力梯度页岩气运移对气藏初始产量的控制作用。明确指出,盆（内）缘过渡型常压页岩气藏和盆外残留型常压页岩气藏,页岩气的运移补充能量存在差异。虽然存在散失,但由于盆内页岩分布面积大,页岩气的运移补充充足,盆（内）缘过渡型常压气藏具有较高的初始产量和较好的商业效益;盆外残留型常压气藏,页岩分布面积有限,运移补充不充分,属于偏低常压,初始产量较低。要实现商业开发,还需要大力攻关增产与降本技术。

以CO₂排放为核心的气候变化和以石油资源紧缺为核心的能源安全是制约我国社会经济可持续发展的两个重大难题。胜利油田针对CO₂捕集和大幅度提高低渗透油藏采收率的技术瓶颈开展攻关研究,形成了CO₂捕集、长距离安全输送、油藏工程优化设计、注采工艺设计、地面集输设计和驱油与环境监测等配套技术,建成了工业规模的燃煤电厂烟气CO₂捕集、驱油与地下封存全流程示范工程。工业化测试表明,开发的基于新型多氨基CO₂捕集溶剂（MSA）的捕集技术比传统的乙醇胺CO₂捕集溶剂（MEA）捕集技术成本降低35 %,高89-1区块累计注入液态CO₂ 31×10⁴ t,累增油8.6×10⁴ t,封存CO₂ 28×10⁴ t,中心井区已提高采收率9.5 %,预计提高采收率可达到17.2 %。

页岩气实验地质评价技术进步是美国页岩气勘探开发成功的关键要素之一。从页岩的含气性、赋存性和可压性三个方面,总结了页岩气实验地质评价技术方面所取得的进展,重点介绍针对中国南方海相页岩热演化程度高的特征,开发的超显微有机岩石学、地层孔隙热压生—排烃模拟及孔隙表征等技术,探讨了页岩气实验地质评价技术未来发展方向,指出多尺度孔隙结构有效性及连通性、成岩演化过程中有机—无机孔协同表征、可压性动态评价是页岩气地质评价技术的关键攻关方向。

针对水驱难以有效开发的低—特低渗透油藏,中国石化开展了30余个CO₂驱矿场试验,取得了初步效果与认识。首先系统阐述了中国石化CO₂驱矿场试验进展和典型油藏的效果,分析了技术政策和关键指标的变化特点,指出了中国石化发展CO₂驱面临的问题,并提出了发展建议。分析表明,CO₂驱解决了低—特低渗透油藏有效补充能量的难题,采用连续注气转水气交替的注入方式,方案实施6个月左右油井见效,平均单井增油1倍以上,换油率介于0.15~0.40 t/t。但中国石化低—特低渗透油藏最小混相压力多高于25 MPa,CO₂驱混相程度低;同时,低成本气源匮乏,使得CO₂驱经济效益受限。建议在争取国家政策补贴的基础上,实施CCUS（碳捕获、利用与封存）整体优化,并发展CO₂与化学剂复合驱、尾追烟道气/氮气驱技术,改善驱油效果,提升经济效益。

为解决延川南区块煤层气井煤粉堵塞、产气量低等问题,开展了可控冲击波解堵增透技术的应用试验。选取4口典型井,进行了施工过程中的地质和工程参数分析,及实施前后产气量、产水量的对比分析。结果表明,可控冲击波解堵增透技术应用于煤层气井中可以提高液体流动性,促进气体解吸扩散,并且可以解堵煤储层。可控冲击波解堵增透技术的选井标准是煤层破裂压力较低、压裂改造效果好、含有夹矸、煤层含气性好和地层压力系数相对较高等。该技术具有造缝与解堵作用,可提高地层液体流动性,清除地层污染,在延川南煤层气井近井地带解堵、提升产量方面也有较好的实施效果和应用前景,并且有望成为低产、低效井的一项新型增产技术。

彭水及邻区龙马溪组页岩气藏在地质历史时期存在过超压现象,但现今为常压,发生了由超压向常压的转变。通过抬升过程中地层压力演化模拟,揭示龙马溪组泥页岩在抬升过程中发生了超压破裂,产生裂缝,导致页岩气散失和超压释放。依据泥页岩覆压渗透率测试分析数据,认为当龙马溪组泥页岩裂缝面上所受的正应力大于15 MPa,即埋深大于1 000 m时裂缝将发生闭合。但裂缝闭合程度受泥页岩超固结比（OCR）影响,处于脆性带之下的泥页岩,OCR相对小,裂缝闭合程度相对高,超压可能未完全释放,现今仍然维持一定程度的超压;处于脆性带之上的泥页岩,OCR越大,裂缝闭合程度越差,对页岩气保存不利,容易导致超压完全释放,变为常压。泥页岩的OCR与地层流体压力系数之间具有显著的相关性,OCR比越大,越趋于常压。

目前页岩气井间压窜问题突出,严重干扰邻井生产。以威远页岩气示范区某区块为研究对象,根据压窜后母井生产特征,提出以母井产量恢复速度为核心的压窜影响程度量化评价指标,并采用灰色关联分析法评价了10项地质、工程影响因素。结果表明,井间距离、母井生产时间、平均单簇用液规模、天然裂缝与压窜程度的灰色关联度较高。在此基础上,评价了子母井位置关系、母井生产时间、单簇用液规模、天然裂缝对压窜程度的影响规律。评价结果表明：①井间压窜以巷道平行模式为主,巷道错位/相对模式压窜次之;②随着母井生产时间增长,母井产量恢复速度、恢复程度趋于降低,建议子井压裂时间控制在母井生产300 d以内;③随着平均单簇用液规模增加,压窜影响程度趋于增强,建议根据母井生产时间和井间位置关系,针对性优化单簇用液规模;④对于贯穿型天然裂缝发育的井段,在设计和施工过程中需要严格控制用液规模、优化射孔参数和施工排量,避免压窜。现场试验表明,该研究成果对页岩气减小井间压窜影响具有指导意义。

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6₁油层亚组作为研究区主力含油层系,勘探开发实践表明,储集层特征在三维空间表现出强烈的非均质性,油层在垂向和平面上分布规律复杂,制约了后续的滚动勘探开发工作。本次研究以岩心观察和测井资料为出发点,结合分析测试资料,从层内、层间、平面展开,系统全面分析储层宏观非均质性对油层分布的控制作用。研究区长6₁油层分布的复杂性由多种因素综合导致而成,其中,沉积微相和成岩相对优质储集层的分布起主要控制作用,层间非均质性,尤其是层间渗透率的非均质性易造成原油选择性充注,而层内非均质性直接导致复合砂体内部原油不均一分布。通过本次研究,能够更好理解鄂尔多斯盆地特低、超低渗油层的分布规律,为后期寻找有利区带提供指导意见。

随着中国石化页岩油勘探开发的不断深入，目前已初步形成了钻井、测录固井和压裂等一系列特色技术。总结分析了“十四五”期间中国石化在页岩油工程技术方面取得的进展及成绩，梳理了当前页岩油开发工程技术存在的问题及挑战，提出了地质工程一体化、钻完井提速、立体开发和超长水平井等方面的技术对策和发展建议，为推动中国页岩油工程技术的发展及实现页岩油资源的低成本、规模化和效益化开发提供有益的借鉴。

页岩气藏低孔超低渗的储层特征决定其只有通过水平井压裂改造才能获得经济产能,而压后产量预测对施工优化设计和经济评估结果都具有重要影响。在总结前人研究的基础上,基于修正后的Warren & Root模型,考虑解吸附、滑脱流动、微裂缝应力敏感等多因素,建立了一个不稳定渗流早期的页岩气产量预测模型,利用拉普拉斯变换和试井方法得到拟压力的解析解,并进行了实例验证与敏感性因素分析。结果表明：该模型计算得出的单井平均日产量与实际值十分接近,证实了该模型的准确性;解吸附和滑脱流动对产量有较大影响,解吸附是页岩气开发过程中重要的产气机制;微裂缝的应力敏感性也会在一定程度上影响产量大小,但影响幅度不及前两个因素。研究结果对页岩气产气机理研究以及早期产量预测具有一定的积极意义。

传统上,实验室测试和测量被认为是最可靠的表征方法,然而在许多情况下,由于对储层性质范围的敏感性和非均质储层性质的局部变化认识不清,以及基于过于简化的假设条件,使得这种确定性策略获得的特征预测具有高度的不确定性。近年来,分子动力学（MD）模拟在储层岩石、流体性质及其相互作用和原子水平上的研究得到了广泛的关注。在MD中,通过对系统中所有原子运动的牛顿方程的数值解,从原子位置和速度的时间演化分析中提取出有趣的性质。这项技术有助于进行计算机实验,以及进行可能无法完成的、成本极高的或者非常危险的实验。综述了MD模拟技术及其在驱油机理和驱油剂性质研究中的应用,阐述了MD的理论概念和程序,特别是在聚合物驱分析中。这将提供有用的指导方针,以表征储层岩石和流体及其在各种油藏中的行为,有助于更好地优化设计生产计划的运行,为油田聚驱技术的发展提供了理论基础。

煤层气井压裂增产改造效果会受到多方面因素综合制约,如煤储层地质特征、水力压裂施工参数等,故分析各因素的显著性,明确影响煤层气井压裂效果的主控因素具有重要的研究意义。基于国内Z气田区块的压裂施工数据,利用Apriori关联规则分析法对压裂效果主控因素进行追踪,并结合灰色关联度分析,形成了一套新的压裂措施效果主控因素识别方法,同时判断出影响该区块压裂效果的8个主控因素依次为：最大施工排量>平均砂比>含气饱和度>含气量>支撑剂施工总量>压裂液施工总量>携砂液量>前置液量,在压裂设计时可基于该方法,参照关联度大小优先调节不同的主控因素以控制压裂效果,进而为现场施工提供理论依据。

研究支撑剂在裂缝中的运移规律对于指导压裂设计和压裂评价具有重要意义,目前对于支撑剂运移规律的研究主要集中在排量、支撑剂类型、压裂液黏度等问题上,而在不同支撑剂组合对于支撑剂运移规律的影响方面的研究则较少。设计了不同支撑剂组合对支撑剂运移规律影响的实验方案,采用自主设计的可视化平行板装置进行支撑剂运移实验研究。结果显示,粒径较小的支撑剂在裂缝中的铺置更均匀,而大粒径的支撑剂更容易在入口处沉降;不同比例的中等粒径与大粒径的支撑剂组合时,其形成的砂堤平衡高度之间差异较小,而砂堤高度的非均匀性差异却较大,此时大量支撑剂沉降在裂缝入口端,裂缝深部支撑剂充填量较小,未能形成足够长、有导流能力的有效充填裂缝;而不同比例的中等粒径与小粒径组合时,支撑剂能获得比中等粒径与大粒径的支撑剂组合更远的铺置距离,且形成的砂堤高度较为理想,不同比例之间砂堤高度的非均匀性差异也更大。

页岩气资源评价包含基于地质及勘探过程分析基础之上的资源量计算、有利区分布及经济有效性分析等内容,其核心是符合地质过程演化特点及资料掌握程度的评价方法选择、参数处理及结果分析。页岩气资源智能评价能够克服现实资源评价中的局限性,可实现从定性到定量的全程模拟与评价,具有明显的发展阶段性特点,利用机器学习、推理机等现代手段开展资源评价是现阶段的主要特点。方法选择、参数质量及评价效果是页岩气资源评价的关键,基于地质特点和勘探程度的知识库建立、数据搜集、参数分析、数据挖掘、地质推理、方法选择、智能运算、结果可信度分析、结果的空间表达及全程连续执行等,是页岩气资源智能评价的基本思路和方法。功能强大、全程连续实现的智能评价是页岩气资源评价发展的基本方向,需要在现有技术基础上不断积累与实践,在更大的范围内推动页岩气资源评价方法和技术的发展。

机器学习法是碳酸盐岩岩相测井识别的主要技术手段,针对不同地质情况和资料,选择适用的机器学习方法是高精度识别岩相的关键因素之一,然而针对机器学习识别岩相方法的适用性研究较少,为此列举了4种最常用的机器学习识别岩相方法：自组织神经网络聚类分析法（SOM）、基于图像多分辨率聚类分析法（MRGC）、K最近邻分类算法（KNN）和神经网络法（ANN）。通过对比方法的原理及方法的实际应用效果,总结出这4种机器学习法的优缺点和适用性,少量岩心样本情况下,优选MRGC法;在较多数量岩心资料情况下,优选KNN或MRGC法。其在四川盆地MX地区龙王庙组地层岩相识别应用中表明：MRGC和KNN法效果最好,其次为SOM法,ANN法效果最差。不同机器学习方法实际应用及对比分析成果,对于碳酸盐岩岩相测井识别方法在其他层组或其他工区的应用起到借鉴作用,并具有较强的实用价值。

为摸清水驱后残余油的形成机理及分布情况并挖掘残余油潜力,基于N-S方程建立了并联孔隙微观模型,运用相场法追踪驱替过程中的相界面,研究不同壁面润湿条件下的水驱后残余油分布特征,并通过聚合物驱改善流度比、表面活性剂改变界面张力或发生润湿反转等方法挖潜水驱后残余油,研究流度比及界面张力等参数对水驱后并联孔隙内残余油微观流动规律的影响。结果表明,当岩石表面表现为亲水时,水驱后残余油主要滞留在并联孔隙的大孔道内,通过聚合物驱改善流度比可以将孔道内的残余油有效动用,表现为残余油被整体驱动。当岩石壁面为亲油时,水驱后残余油主要滞留在并联孔隙的壁面以及小孔道内,改善流度比对小孔道内形成的残余油很难达到动用的目的,但通过表活剂改变润湿性后,残余油被拉伸成油滴并聚并,最终降低残余油饱和度;流度比或界面张力越小,驱油效率越高。该研究揭示了并联孔隙内水驱后残余油分布及动用机理,为水驱油藏有效开发提供了重要的理论依据。

对于天然裂缝发育的储层,压裂过程中压裂液的滤失对水力裂缝尺寸、支撑剂分布以及地层污染情况都有着较大影响。目前考虑天然裂缝影响的压裂液滤失模型,都忽略了天然裂缝成簇分布的特征,从而导致模型存在局限性。通过倍增串级方法建立了二维分形离散裂缝网络模型,合理地表征了天然裂缝成簇分布的特征;通过对裂缝孔隙介质网格单元进行剖分,将裂缝网络转化为各向异性的等效连续介质模型;最后建立了基于渗透率张量的裂缝性储层压裂液滤失模型。计算结果表明：天然裂缝发育带的走向在宏观上决定了压裂液的滤失方向和压力波的传播方向;压裂液会沿着长裂缝进行滤失,建议压裂施工时应提前对水力裂缝壁面的天然裂缝进行封堵;压裂液黏度对滤失速度也有一定的影响。

常规气藏气井的产能主要用无阻流量作为衡量指标,通过试气、试采资料确定无阻流量,评价气井产能。页岩气由于地质特征和渗流机理的特殊性,用什么指标表征页岩气井的产能存在争议。结合国内实际页岩气井的测试与生产资料,提出不同开发阶段页岩气井的产能可以用无阻流量、可采储量和产气量三类指标进行表征。用无阻流量表征页岩气井产能时,建立了涪陵主体区“一点法”经验公式,产能系数α值为0.25。针对多工作制度的产能测试,多流量法在涪陵具有较好的适应性。用可采储量表征页岩气井产能时,在页岩气井进入递减阶段之前选用页岩气压裂水平井非稳态产能评价方法,进入递减阶段后采用经验递减法预测页岩气井的可采储量。对于定产生产的页岩气井,可以优选相同油嘴下的试气产量表征页岩气井产能。研究成果为页岩气井生产动态分析及开发技术政策制定奠定了基础。

苏里格气田最小主应力在43 ~ 48 MPa,压裂使用的支撑剂一直都为20/40目中等强度陶粒。为评估石英砂替代陶粒的可行性,利用数值模拟、试井资料分析了裂缝导流能力的需求及现状,在此基础上通过室内实验对石英砂选型、石英砂与陶粒混合方式进行了研究,形成了相应方案并进行了现场试验。结果表明,①当前的裂缝导流能力为130 μm ²·cm左右,高于I类储层94 μm ²·cm、II类储层65 μm ²·cm、III类储层25 μm ²·cm的裂缝导流能力需求,石英砂用于压裂是可行的;②20/40目石英砂与陶粒进行均匀混合是较好的支撑剂组合方式,在闭合压力40 ~ 50 MPa、铺砂浓度10 kg /m ²时,二者均匀混合比例为1∶0、7∶3、1∶1、3∶7的导流能力是陶粒的20 % ~ 46.7 %、23.9 % ~ 56.7 %、46 % ~ 74.6 %、73 % ~ 89.7 %;③对于I类储层石英砂与陶粒混合比例应小于1∶1,II类储层石英砂与陶粒混合比例应小于7∶3,III类储层可全部采用石英砂。

为解决连续油管传输射孔周期长、费用高、长水平段自锁等问题,开展了爬行器射孔的攻关试验。目前页岩气水平井分段压裂主要采用泵送桥塞射孔联作进行分段压裂,首段射孔,因缺乏泵送通道,常采用连续油管传输射孔,作业周期相对较长,费用相对较高,不利于降本增效开发。南川页岩气田通过引进研制改进部分工具,扩展了滚轮爬行器的业务范围,实现了页岩气水平井爬行器射孔。爬行器射孔通过牵引器提供动力,将射孔枪输送到射孔位置,点火完成射孔。通过现场改进及试验,南川页岩气田解决了电压隔离保护短节、减震短节、转接头3个方面的问题,掌握了爬行器射孔的性能及其适用条件,为后续施工提供经验和依据。试验结果表明,爬行器射孔在井斜小于90°的页岩气井水平段首段射孔是可行的。爬行器射孔能满足页岩气水平井带压射孔作业需求,作业过程受井斜、井筒洁净度的影响较大,相比连续油管射孔而言,其提速降本效果明显,单井节省施工周期2 d,提效达50 %。

大港油田稠油油藏水驱开发中后期含水快速上升,开采效果变差。CO₂吞吐技术是开发稠油油藏的有效方式,但高含水后期稠油吞吐的参数优化及现场效果亟待研究。利用大港油田某稠油油藏,开展注CO₂增溶膨胀和降黏实验。基于实验和测井资料,建立单井数值模拟模型,模拟了储层参数和CO₂注入参数,分析了CO₂吞吐增油机理。基于理论研究结果在板桥地区和刘官庄地区进行了CO₂吞吐矿场试验。研究结果显示:CO₂控水增油机理主要为膨胀原油体积、降低原油黏度,黏度降低幅度可达到98 %。注入量、注入速度、吞吐周期对CO₂吞吐效果影响相对较大,建议单井CO₂注入量在600~1 000 t（0.22~0.37HCPV）,注入速度在40~80 t/d,吞吐周期为3~4次。板桥及刘官庄地区共实施CO₂吞吐12井次,平均单井增油3.4倍,综合含水率降低52.2 %。因此,CO₂吞吐是一种有效的控水增油技术,这对类似稠油油藏注水开采后期提高采收率具有重要的借鉴意义。

随着能源需求量的不断增加,页岩气作为一种新型的非常规天然气资源,越来越受到关注。现阶段我国高压页岩气藏已成功实现了商业开发,但是深层页岩及常压页岩的高效开发技术仍处在探索阶段。我国的常压页岩储层主要位于盆外残留向斜,构造变形程度较强,地层压力系数为0.9~1.3,埋深普遍较浅,地层能量不足,单井压后日产量为（1~5）×10 ⁴m ³,至今未形成商业突破。高压页岩气藏的压裂工艺措施在常压页岩改造过程中收效甚微,基于常压页岩气井改造中的难题,从射孔方式、人工裂缝控制及支撑技术、现场施工工艺及压裂材料等多方面进行优化,研究探索了配套的高密度缝网压裂工艺方案,初步实现了多簇裂缝均衡延展及多尺度人工裂缝网络。该方案在渝东南某页岩气区块一口常压页岩气井中进行了试验,压后取得了良好的改造效果。

低渗透油藏渗透率极低,往往存在启动压力梯度,其分段压裂水平井的渗流机理复杂,影响产能的因素多.基于双重介质渗流微分方程,采用点源理论和压降叠加原理,同时考虑启动压力梯度和水力裂缝导流能力,建立了低渗透油藏水平井分段压裂半解析产能计算模型,进行了产量求解与数值反演,并结合实例进行了计算与分析.结果表明:启动压力梯度对产能影响较大,启动压力梯度越大,产量越低;水力裂缝与井筒间夹角对产量有一定影响,但不明显,夹角呈90°时产量最高;水力裂缝导流能力对初期产量有明显影响,但后期影响不大;水平井两端的水力裂缝对产量的影响大于中部的水力裂缝,应尽量在水平井两端增加压裂段数和裂缝长度;储容比和窜流系数主要影响中期产能,储容比越大,产量下降越快,窜流系数越大,产量越高.研究结果不仅深化了对低渗透油藏分段压裂水平井渗流规律的认识,而且对水平井分段压裂的优化设计提供了重要指导与建议.

由于大型天然裂缝、水力裂缝延伸单一等原因,多平台压裂时容易发生井间窜扰现象,邻井瞬时产气量最高降低93 %,井口压力最高上涨12 MPa,严重影响页岩气压裂开发效果。针对该类复杂情况,提出了一种页岩气水平井控缝防窜技术,主要包含多裂缝控缝长技术与转向控缝长技术。通过增加水力裂缝条数,降低净压力,或者利用暂堵材料控制水力裂缝远端延伸转向等措施,控制水力裂缝延伸,增加裂缝复杂程度,避免与邻井发生窜扰现象,最终实现井控泄气区域内有效开发页岩气。数值模拟表明,运用该技术有效缝长缩短了11.9 % ~ 24.8 %,且现场应用效果明显,微地震实时监测缝长同比降低24 %,邻井压力实时监测压力未上涨。页岩气水平井控缝防窜技术不仅为现场施工提供了理论支撑,同时降低了复杂情况发生概率,提高了单井产量。

针对新疆红山嘴油田火驱试验区烟道气气窜和火驱前缘突进、常规封堵技术不适应火驱高温要求等问题,利用泡沫岩心流动装置和可视化微观驱替模型,开展了烟道气泡沫封堵岩心流动实验及烟道气泡沫微观机理研究。实验研究表明：气液比是影响泡沫封堵能力的重要因素,当泡沫体系与气体混注且气液比为1∶1时,泡沫封堵能力最强,采用烟道气泡沫调驱采收率提高了12.6 %。微观机理研究表明：新的泡沫堵塞大孔道,增加了流体的渗流阻力,是泡沫能够进行封堵的主要原因;泡沫在多孔介质中的运移是气相和液相的单独运移,且泡沫的捕集和流动状态随外界条件变化而不断转换。该研究可为新疆红山嘴油田火驱试验区控制气窜提供参考依据,有助于进一步完善泡沫体系控制气窜理论。

碳酸盐岩古暗河油藏是由深部暗河、浅层暗河以及高角度裂缝共同组成的缝洞储集体,且以大尺度溶洞为储集空间,为塔河油田三大主要油藏类型之一。以TK440井区剩余油的认识和挖潜为例,通过缝洞结构的精细刻画、生产动态综合分析和水淹特征的系统梳理,总结了古暗河油藏剩余油分布的4种模式和可行性挖潜手段。研究认为：采用大泵排液实现井间提液引流,改变压力场分布,可启动浅层暗河未动用剩余油;逆水侵方向水驱,利用暗河高度差可有效地动用深部暗河井间高部位剩余油;基于油、气密度差异,采用重力分异原理形成人工气顶纵向置换,可高效挖潜单井井周阁楼油和暗河盲端剩余油。最终形成了不同剩余油分布模式下的可行挖潜手段,现场实施取得了较好的效果,进一步验证了古暗河油藏剩余油分布模式的可靠性和挖潜对策的有效性,可为同类型油藏剩余油的有效挖潜提供技术支撑。

渤海油田具有储层岩心胶结疏松、非均质性严重、原油黏度较高、平均渗透率较高和单井注水量较大等特点,注水开发不仅极易发生突进,而且注水开发对岩石结构冲刷和破坏作用会进一步加剧储层非均质性。为满足高含水期稠油油藏堵水技术需求,以物理化学、高分子材料学和油藏工程等为理论指导,以化学分析、仪器检测和物理模拟等为实验手段,以渤海SZ36—1油田储层岩石和流体为研究对象,开展了淀粉接枝共聚物凝胶堵水效果及作用机理研究。结果表明,当堵水剂组成为“4 %淀粉+4 %丙烯酰胺+0.036 %交联剂+0.012 %引发剂+0.002 %无水亚硫酸钠”时,堵水剂合理段塞尺寸在0.025 PV~0.075 PV。对于“边水+直井”模型,随原油黏度增加,水驱采收率降低。油井堵水后,含水率降低,但产液速度降低。原油黏度愈高,含水率降幅愈大,采收率增幅愈大,但最终采收率仍然较低。与“单边水+直井”模型相比较,“多边水+直井”模型水驱采收率较高,堵水增油降水效果更好。对于处于中高含水开发期油藏,由于前期水驱、调剖和化学驱等措施的影响,水井井壁附近区域剩余油饱和度较低,而油井井壁附近中低渗透层剩余油饱和度较高。因此,堵水措施增油降水效果要明显好于调剖措施的效果。

页岩气藏开发递减规律有Arps模型,SEPD模型,Duong模型以及它们之间的组合模型等.Arps递减规律是气井产量递减分析的主要方法.递减规律模型的选择主要有两种方法:第一种是单一的转化为线性关系,利用线性回归,选择相关系数高的作为分析方法.第二种组合递减模型,可以组合成多种模型,主要利用非线性回归,选择相关系数高的作为分析方法.提出一种新的选择产量递减分析方法,利用各种递减规律的线性组合,分析每种递减规律与实际生产数据的关联程度,根据关联程度的高低排序选择递减分析方法,该方法通过实际生产数据分析,生产数据拟合精度高,为递减分析方法选择提供依据.

针对涪陵地区页岩储层在水力压裂前期井口注入压力过高的问题,开展了基于支撑剂段塞技术的降阻实验研究。采用前期自研的射流装置和靶件,建立了一套利用支撑剂段塞打磨孔眼的近井裂缝降阻的物理模拟实验方法,并进行了正交实验。针对现场需要,建立了首尾压降与平均压降速率两个参数对实验结果进行表征,并据此进行了分析。结果表明,各因素对降阻效果的影响由大到小排序为：砂比、粒径、段塞组数（打磨时间）、支撑剂类型;石英砂降阻效果优于陶粒,降阻效果随着支撑剂粒径变粗、砂比的增加而增加,随着打磨时间的延长先减小后增大。基于正交实验结果,筛选出了一组支撑剂类型为石英砂,粒径为40/70目,砂比为9 %,打磨时间为9 min的最佳作业参数,此时获得压降速率0.439 MPa/min,首尾压降1.04 MPa的最佳降低摩阻效果。该实验研究为页岩储层水力压裂的施工设计提供了一定的参考。

煤岩储层完井液伤害与水平井眼易坍塌是限制沁水地区煤层气水平井产量的主要因素,针对煤储层伤害与坍塌导致煤层气水平井低产、减产问题,利用双管柱筛管完井增产一体化技术,解决了煤层气水平井完井液对煤层伤害以及煤层裸眼井壁失稳问题。实现完井洗井作业一趟钻,提高煤层气单井产量,延长煤层气井稳产周期。煤层气水平井双管柱完井结构由外层筛管系统和内层冲管系统组成,外层筛系统可以实现长期支撑井壁,防止井筒坍塌,内部冲管系统可建立完井液循环通道,实现水力喷射、消除污染、冲砂洗井功能,降低筛管下入遇阻风险,提高筛管一次性下入成功率。该工艺发展为沁水煤层气区块水平井开发主要完井方式,已开发外径?73 mm、?89 mm与?110 mm等系列的筛管及配套工具,该技术现已推广应用331口煤层气水平井,相比2014年之前的裸眼水平井,筛管完井水平井稳产周期提高5倍以上,15#煤层水平井单井日产气量超过1 000 m ³,从根本上解决了15#煤层气开发的技术难题,形成了适合沁水煤层气区块水平井高效开发新模式。

基于平板模型模拟精控压裂薄差储层的相似理论,设计、制作得到平板模型并开展渗流特征实验,明确平板模型的压力梯度分布状况,绘制渗流特征区域划分图件,定性描述并定量表征储层渗流特征。实验结果表明：精控压裂薄差储层渗流特征受渗透性、非均质性和精控压裂措施裂缝影响,薄差储层整体渗透率低、非均质强,裂缝对渗流特征影响程度更大,精控压裂可减小薄差储层的低渗透性及强非均质性对压力传播的负面影响;薄差储层中存在不流动区、非线性渗流区和拟线性渗流区三个渗流特征区域,精控压裂使薄差储层中不流动区域面积降低超过72 %,可流动区域面积相应增加,其中更易于流体流动的拟线性渗流区面积增加86 %以上。

传统的页岩气田地面流程,尽管可以有效解决水合物堵塞问题,但在气田安全生产、绿色经济开发等方面暴露出诸多问题。井下节流技术可以有效简化地面流程,减小投资成本,降低地面试气安全风险,确保现场安全,但由于地质条件及气液产出规律等因素影响,尚未在国内外页岩气田中推广应用。通过分析井下节流技术在平桥南区高压页岩气井中的适用条件,对比该技术应用前后单井气量、压力变化情况,明确了井下节流器的下入深度、孔径及下入时机,证明该项技术不但可以有效避免平桥南区高压页岩气井生产前期水合物形成,而且可以大幅降低井口及地面管线压力,简化地面流程,具有显著的经济价值和良好的应用前景。

为解决页岩气水平井分段压裂使用连续油管钻复合桥塞时容易遇卡、强磁打捞次数多、工时长等问题,对可溶桥塞的结构和溶解原理进行了深入分析,并根据影响可溶桥塞压裂性能和溶解性能的关键因素,优选了不同耐温性能的可溶桥塞在南川页岩气田进行现场试验。试验结果表明,可溶桥塞在温度112 ℃下可承压差70 MPa,耐温93 ℃的桥塞可完全溶解,耐温120 ℃的桥塞只能部分溶解,与传统复合桥塞相比,单井可节约成本108.7万元。最后得出了影响可溶桥塞压裂性能和溶解性能的主要因素有温度、溶液矿化度和溶解时间,矿化度越高、温度越高,可溶桥塞溶解速率越快,尤其井温对可溶桥塞的溶解效果至关重要。并验证了可溶桥塞在页岩气井分段压裂中的可行性和经济性,对页岩气井压裂施工降本增效有良好的推广应用价值。