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。

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。

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。

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。

毛管束模型是表征多孔介质最常用的物理模型之一。经典的毛管束模型是一簇簇等径的直毛管,但该物理模型忽略了多孔介质的弯曲性。因此,以致密砂岩为研究对象,结合压汞资料,引入毛管束模型的修正因子——迂曲度,提出了一种建立毛管束模型的新方法。该方法考虑了毛管束模型的弯曲性,可以准确地计算出毛细管半径、不同毛细管的孔隙度、渗透率、不同半径毛细管的体积以及不同半径毛细管对整个毛管束模型的渗透率贡献,对于研究特定压差下储层工作液的渗吸、定量表征储层水侵损害具有重大的意义。

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。

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。

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。

随着网络技术的高速发展,拥有多个异地分支机构的企业在其信息化建设中,必须具备良好的移动办公能力和需求,企业员工在基于 Internet或4G网络下能随时异地访问企业内部网络,高效开展各类办公业务。SSL VPN是远程用户访问企业内部数据最快、最安全、最有效的技术。用户可以通过其快捷安全地实现远程办公,帮助企业提高生产力,增强网络安全。同时也可以降低企业的管理和运维成本。针对具有市场占有率较高的飞塔防火墙网络安全网关产品,讨论通过其SSL VPN虚拟专用网络技术构建适合企业应用需求的远程办公系统。

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。

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。

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。

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。

天然气从井口到处理厂的流动过程中,由于流程中温度和压力等不断变化,可能出现部分凝析水,造成输送效率下降。子洲气田集气站采用“小站常温分离、湿气气相输送、处理厂集中脱烃脱水”的工艺模式,其中常温分离的方法,需要通过水露点的研究确定凝析水产生的部位,明确不同工况下合理的集气站运行温度,提高集气站分离效率。利用自研的水露点测试仪对子洲气田（洲1、洲4、洲8）集气站外输部分取天然气进行不同压力下水露点测试,建立了水露点—压力的指数预测模型,进而建立了水露点与含水量的关系方程。子洲气田洲4站数据计算表明,该站夏季凝析水主要出现在外输到接收站的管道中,日产凝析水量约8 m ³,冬季时站内就出现了凝析水,从外输端到接收站的凝析水量少于夏季,但外输到接收站的管道中仍有一定量的凝析水出现,矿场外输压降和清出积液量随日期变化曲线说明了该次计算结果是比较可靠的。根据该次带压条件下水露点预测可计算的集气站管线日产水量,为现场措施清管提供有力指导,减少了管线运行阻力。

草舍泰州组油藏CO₂混相驱提高采收率项目是国内较为成功的项目之一。针对一次混相驱后剩余油分布复杂、后期气窜严重等问题,开展二次混相驱的可行性研究。金相显微镜下观测真实岩心CO₂混相驱的流动过程具有微观分维的特征,剩余油以薄膜状、孤立点珠状附着在岩石孔隙表面,CO₂二次混相驱油效率为93.40 %,比一次混相驱油效率提高9.73 %;密闭取心显示平均残余油饱和度为30.8 %,III油组潜力较大。设计二次混相驱油可行性方案,采用分层系开发动用底部油藏,高部位注气抑制重力超覆,水气交替减缓气窜,全过程防窜调整剖面等方式,预计可进一步提高采收率8 % ~ 10 %。

基于大量岩心分析数据,从研究鄂尔多斯盆地富县地区延长组长8致密油性质、赋存空间入手,综合分析该区致密油成藏主控因素。富县长8段细砂岩含低密度、低黏度可流动致密油,且多聚集在微米级孔喉中。致密油成藏主要受控于广泛发育的长7、长9烃源岩,“源夹储、储内夹源”成藏模式,水下分流河道微相环境下形成的复合叠置沉积砂体优质储层三大因素。根据上述致密油藏控制因素,结合目前勘探实践,预测出富县地区长8致密油6个潜力区块,为下一步勘探提供依据。

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。

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。

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。

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。

扫描电镜图像处理后得到的面孔率结果能够有效反映页岩有机质孔隙的发育程度,在统计样本足够大的前提下能够相对准确地定量表征有机质孔隙的规模大小。由于受扫描电镜绝对分辨率的限制,面孔率结果在小于2 nm的孔径范围内低估了有机孔含量,需要通过吸附法得到的孔径分布结果进行校正,再结合TOC和有效孔隙度来计算页岩有机质孔隙度,从而间接得到有机孔和无机孔比例。渝东南地区4口页岩气井的数据表明武隆和东胜地区以有机孔为主,底部①至②小层的有机孔比例高,最高可达85.89 %;彭水地区受有机碳控制,有机孔比例不高于20 %;平桥地区有机孔比例在20 %~30 % ,层理缝及纹层构造相对发育,尤其是纹层构造中碎屑颗粒与泥质互层间可能存在的裂隙或粒缘缝对无机孔的贡献较大。有机孔比例主要受有机质丰度与有机质孔隙发育程度的影响,有机孔比例与TOC含量在纵向上的变化规律高度一致。

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。

岐口18-1油田位于渤海西部,历经10余年的注水开发,现阶段油田注水困难。2013年对新钻开发井P13井密闭取心,该井岩心代表油田长期注水开发后储层孔隙结构的变化、无机垢堵塞等信息。通过对比早期探井和后期开发井储层中填隙物特征,结合低场核磁共振仪、电子探针、环境电子显微镜、阴极发光、岩石铸体薄片等多种手段研究储层中无机垢,明确了储层中垢晶的形成机理。研究表明,储层中早期的CaCO₃胶结物呈连晶或斑状分布,为成岩阶段的产物;P13井岩心中含大量CaCO₃垢,垢晶呈菱面体,粒径5 ~ 30 μm,自形程度好,主要分布于骨架颗粒表面及喉道处,且垢晶中Mg、Fe元素含量较高,是注水开发后结垢的产物。储层平均水敏损害率44.5 %,平均速敏损害率139.5 %,部分垢晶与水化膨胀后的黏土矿物,可运移的地层颗粒,注入水中的悬浮物包裹形成复合包裹体,堆积在孔隙空间内损害储层。

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。

威荣深层页岩埋深大（3 500~4 200 m）、地应力高、地应力差异大（7~17 MPa）、储层脆性低（＜0.5）、天然裂缝不发育,压裂改造面临施工压力高、压力窗口窄、敏感砂比低、加砂难度大。大型物模实验表明,威荣页岩压裂裂缝形态以主缝+分支缝为主,裂缝复杂程度低,压裂易形成双翼缝。在地质工程一体化的基础上,结合地质甜点优化分段分簇,进一步细分切割地层。通过支撑剂运移规律研究,优化了三级粒径支撑剂铺置方式和注入时机,提高了加砂强度。通过复合暂堵转向压裂工艺提高了裂缝横向复杂程度,并通过缝内暂堵、优化施工排量和液体黏度,提高缝内净压力及裂缝复杂程度,从而提高压裂改造体积和控制储量。研究成果在威荣气田得到了成功应用,加砂强度提高至1.95 t/m,压后单井平均无阻流量为38.5×10⁴ m³/d,单井EUR（估算最终可采储量）为0.9×10⁸ m³,改造效果较前期显著提高。压后评估可知,压裂效果与加砂强度成正相关关系。因此,深层页岩气如何提高加砂强度、控制用液强度,是经济有效压裂的关键。

碳酸盐岩缝洞型油藏是塔里木盆地勘探开发的主要油气藏类型之一,资源潜力大,前景广阔。近年来,中国石化西北油田分公司持续在塔里木盆地北部塔河油田开展碳酸盐岩缝洞型油藏勘探开发实践,在碳酸盐岩缝洞型油藏基础地质理论研究、缝洞体地震精细识别、高效开发、工程工艺等方面取得了多项认识和突破,逐步创建了较完善的碳酸盐岩油藏地质和油藏工程方法技术系列,并创新发展了多项相适应的工程工艺特色技术,实现了塔河油田碳酸盐岩油藏持续增储上产和高效开发,展现了良好的勘探开发前景,可为国内外同类油藏的勘探开发提供借鉴和参考。但如何持续效益开发碳酸盐岩缝洞型油藏,仍面临理论创新、工艺技术突破等问题和挑战,亟待开展缝洞结构描述、剩余油定量表征、井周储量动用以及稠油开采等技术的攻关突破,以期持续推动碳酸盐岩缝洞型油藏高效高质开发。

渝东南构造复杂区五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发取得了积极进展。为了进一步深化该区页岩气成藏认识,在前期研究成果基础上,利用实验分析、物探、钻井、压裂、试气等资料,从控制页岩气富集和高产的关键因素方面入手,通过典型目标解剖和机理分析,总结了页岩气富集高产规律,提出了页岩气富集高产受沉积相带、保存条件、地应力场三因素控制,即深水陆棚相控制资源规模,保存条件控制页岩气富集程度,地应力场影响压裂改造效果、控制单井产量。复杂构造区开展页岩气甜点目标优选和井位部署,首先,评价控制页岩气富集的资源基础,即深水陆棚相优质页岩发育程度及指标;其次,评价构造作用强度,以明确页岩气保存条件及富集程度;最后,优选地应力适中的中等曲率带部署实施页岩气井,利于获得高产稳产。研究结果对复杂构造区页岩气勘探开发具有重要的指导和借鉴意义。

水力压裂是煤层气开发的主要手段,通过压裂可以在煤层中形成有效的甲烷渗流通道,而体积压裂不仅能够在煤层中形成渗流通道,还能通过复杂裂缝的切割增大甲烷的解吸扩散面积,提高单井产量。脆性指数是体积压裂实施评价的关键参数,因此,基于煤岩和页岩的应力应变曲线,借助应变能密度的概念,分析了煤岩和页岩的脆性指数。页岩的应变能密度与脆性指数计算结果表明,页岩脆性指数越高,应变能密度越低。在页岩脆性指数的计算方法上,结合应变能密度与最小能量原理,提出了煤岩脆性指数的计算方法,并通过修正得到了用于表征煤岩脆性破坏能力和评价煤层压后产生多裂缝能力的煤岩脆性指数。最后,结合现场6口压裂井的数据进行了实例分析,结果表明,煤岩脆性指数与单位改造体积具有强相关性,即脆性指数越高,单位压裂液的煤层改造体积越大。该方法可以用于煤岩体积压裂设计,指导煤层气的开发。

为快速有效地解决伊拉克Ahdeb油田Rumaila复杂多层碳酸盐岩油藏因套管外窜流、高渗通道水窜及分层合采等因素造成的出水类型复杂、水侵机理不明等问题,建立了能表征纯水层、油水过渡带和纯油层精细分布的Rumaila复杂多层碳酸盐岩地质油藏模型。在此基础上,采用实际典型产水曲线标定数模曲线、无因次时间替代实际时间的方式得到不同套管外窜流情况下(水泥环与储层间的第二界面破损位置位于纯水层、油水过渡带和纯油层)的套管外窜流&底水锥进、底水锥进&后期套管外窜流、套管外窜流和射孔段部分位于油水过渡带&套管外窜流等十二种典型产水特征图版,以此对油藏出水类型和水侵机理进行判明与分析。结果表明,产水特征图版能够高效辨析油藏出水类型和水侵机理,有效降低了井下PLT、SWFL测试等工作频率,也为直井后续治水措施的制定提供了可靠依据。

渝东南地区观音桥段为一套赫南特期形成的介壳相泥质灰岩地层,海平面和古地貌控制是影响地层分布的主要因素。其上覆、下伏层均为深水沉积的黑色页岩,岩相上的改变表明沉积环境发生了一定的变化,且在平面上部分地区观音桥段发生缺失。通过对南川地区的观音桥段特征进行分析,结合该地区页岩气井各项静态评价指标及单井产能,研究南川地区的页岩气井产能与观音桥段的存在是否具有一定联系,而影响页岩气产量,其结论对渝东南地区页岩气选区提供地质依据,并对开发政策制定具有一定的指导意义。

对于天然裂缝发育的页岩气藏,压后人工裂缝与天然裂缝相互沟通,传统的双重介质模型不能准确的反映天然裂缝对产量的影响。针对气体在纳米孔隙中运移的微尺度效应,建立了气体在基岩中黏性流动、Knudsen扩散、表面扩散、吸附层以及气体解吸附等复杂流动机理作用下的多段压裂水平井数学模型。通过离散裂缝模型对天然裂缝和压裂裂缝进行简化并采用有限元方法对模型进行求解,再运用数值模拟研究平桥区块页岩气多段压裂水平井产能的影响因素,结果表明,页岩气井早期产量主要来自裂缝系统游离气,吸附气采出程度平均只有10.1 %;储层未改造区域的存在使得基岩渗透率对累计产量的影响变大,裂缝密度和裂缝网络的连通性对气井产量和递减率影响也很大。

用气测导流能力结果指导致密气藏的压裂设计优化,压后效果预测,支撑剂优选评价等更具有针对性和合理性。目前常见的气测导流能力测试主要研究了闭合压力、支撑剂粒径、支撑剂类型对于导流能力的影响。基于分析研究压裂液类型与铺置方式对导流能力影响的实验方案,采用DL—2000支撑裂缝导流能力试验仪,根据SY/T6302—1997《压裂支撑剂填充层短期导流能力评价推荐方法》进行气测导流能力测试。结果显示,随着闭合压力的增加,裂缝导流能力的下降;支撑剂粒径越大导流能力越大,但随着闭合压力的增加,导流能力降幅越大;铺置方式为尾追时裂缝气测导流能力最好;压裂液伤害使裂缝气测导流能力下降了80 %~95 %。

油气井数据采集系统已在页岩气井测试中广泛使用。由于数采设备操作管理,整理记录现场数据资料,上报现场实时和阶段生产报表均需专业技术人员操作,因此该工作占用时间长且易出错。报表自动化管理技术是一种将页岩气实际生产情况与数据采集系统相结合,基于Python计算机程序设计语言编制的获取现场数据、记录并以此为依据编制、发送报表的技术,该技术的运用可大幅提升数据记录准确率和报表效率,降低技术人员劳动强度。

为深入研究CO₂驱提高原油采收率方法对原油物性的影响,加深了解CO₂驱油机理,为CO₂驱现场试验效果分析提供理论依据,针对在长庆姬塬油田黄3区进行的CO₂驱提高原油采收率现场试验,采用柱色谱法、气相色谱—质谱联用法等方法对长庆姬塬油田黄3区CO₂驱油前后采出原油的物性变化进行了详细研究,重点考察了原油族组分含量、不同碳链烷烃含量、凝点、黏温曲线的变化情况。试验结果表明：注入CO₂后,原油烷烃组分先减小后增加,非烃和沥青质组分先增加后减小;原油烷烃组分中轻质烷烃（C₈—C₁₆）先减小后增加,重质烷烃（C₁₇—C₄₀）含量先增加后减小;原油凝点先升高后降低,原油黏度低温（35 ℃）略有升高,高温下无明显变化。上述结果符合CO₂混相驱油机理,原油物性的变化是由CO₂抽提机理和CO₂萃取机理共同作用的结果。通过上述研究,为CO₂驱油机理的认识提供了数据支撑,为进一步制定提高CO₂驱油效率方案提供了一定依据。

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。

针对安塞油田长2储层低孔、低渗、物性变化快、纵横向非均质性强的地质特点,综合应用目的层段的岩心分析、试油、生产动态及测井等资料,在储层四性关系研究基础上,采用直方图法和交会图法确立了有效厚度下限标准,采用多种测井曲线半定量、半定性分析结合的方式,建立了不同类型夹层测井定量识别图及夹层扣除标准。研究区长2储层有效厚度含油性下限为油迹级,岩性下限为细砂岩,物性下限为孔隙度11.5 %、渗透率0.63×10 ^-3μm ²,电性下限为RILD≥13 Ω·m、Δt≥230 μs/m;夹层类型主要为泥质夹层和钙质夹层,利用自然伽马、声波时差、井径和微梯度等曲线的定量和自然电位、深感应电阻率、中感应电阻率、微球电阻率及微电位等曲线的定性可以识别和扣除夹层。

利用CO₂萃取作用进行吞吐施工能够克服致密油藏难以形成有效驱替的生产开发难题。通过PVTi模块进行原油馏分劈分,结合注CO₂膨胀实验数据得到地层原油的拟组分性质,应用CFD模拟研究影响CO₂对致密油萃取的相关因素。结果表明：超临界CO₂在多孔介质中主要萃取原油的轻质组分,尤其是C₁₅₊以下的组分;注入压力越大,CO₂注入量越多,对原油的溶解能力就越强,能增强其对重质组分的萃取;同时CO₂的注入量增加还能促进CO₂在多孔介质中的滞留,利于CO₂的封存;随着孔隙度的增加,CO₂的萃取效果先增加后下降,在较低孔隙度条件下依然有44 %的萃取效果。利用CO₂萃取致密油具有一定的应用前景。

针对注水开发油田高含水开发期平面水驱不均、纵向吸水差异大、水驱采收率低的问题,开展了CO₂泡沫驱改善吸水剖面室内评价试验研究,建立了三组渗透率级差分别为3、6、9的高、低渗透率并联岩心组合驱替模型,采用CO₂泡沫驱替岩心,研究 CO₂泡沫驱替过程中渗透率级差以及含油饱和度级差对吸水剖面改善效果的影响及CO₂泡沫驱油效率。研究表明,渗透率极差越小,CO₂泡沫对注入剖面的改善效果越好,并考虑到不同渗透率级差下CO₂的驱油效率,实际应用中应当将同一层系的渗透率级差控制在6以内;含油饱和度越高,CO₂泡沫对剖面的改善效果越好,在实际应用中注入时机应当选择含油饱和度级差的范围为4~6。目前该研究成果已在吉林油田A区块CO₂泡沫驱矿场试验中得到应用。

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。

已知超临界CO₂兼有气体和液体双重特性,为研究井筒中砂粒在超临界CO₂压裂液形成的流化床中的受力以及在力的作用下支撑剂颗粒运移方式,对颗粒与颗粒,颗粒与流体之间的作用力以及流体对颗粒的作用力等进行分析。通过数学模型推导出弹性恢复系数与颗粒聚团浓度的关系,随着弹性恢复系数的增大,颗粒聚团浓度分布越均匀;颗粒聚团浓度变小,颗粒聚团碰撞越剧烈;颗粒沉降越慢,压裂液携砂效果越好。并通过对基于颗粒动力学理论的欧拉—欧拉多相流模型进行数值模拟,来描述颗粒在施工条件下超临界CO₂压裂液的流化床内的流化模型及超临界相与固相颗粒两相分布状态,模拟结果与数学模型一致。

为进一步探索三元复合体系在储层中的运移变化规律,针对大庆油田流体性质和地质特征,以油藏工程、表面活性剂化学和油田化学为理论指导,基于复合体系各组分浓度动态测试结果,开展了三元复合体系黏度、界面张力和驱油效果变化规律实验研究和机理分析。结果表明,三元复合驱过程中,聚合物、表面活性剂以及碱呈现出不同的沿程滞留特征,出现色谱分离现象,表面活性剂浓度下降速率远快于聚合物和碱浓度下降速率,整个驱替过程中超低界面张力和高黏度状态仅能够保持大约1/3的井距长度。超低界面张力对三元复合驱阶段采收率的贡献比有限,有大约60 %以上原油不是复合体系在超低界面张力状态下采出的。三元复合驱使用体系只要在保持较低界面张力状态的同时兼顾充分的黏度性能,也可能获得同样良好的驱油效果。

川南自贡区块构造位置位于四川盆地威远斜坡南翼,为北西—南东向单斜坡。该区目的层上奥陶统五峰组—下志留统龙一₁亚段为深水陆棚相富有机质黑色页岩沉积,储层纵向非均质性较强。水平井页岩“甜点段”钻遇程度的不同造成了测试效果的差异。为明确该区页岩最佳靶体纵向分布、指导水平井钻井轨迹跟踪调整,基于地层小层划分,综合运用钻井、录井、测井及分析化验等资料开展储层精细评价,并利用产气剖面资料评价靶体对页岩气水平井产能的影响。研究结果表明：①受沉积和构造作用的双重影响,目的层中龙一₁¹小层下部页岩段为最优的“地质—工程”双“甜点”;②生产测井分析表明,龙一₁¹小层下部具有最高的单位长度产气贡献率,是研究区的最佳靶体;③水平井的龙一₁¹小层下部页岩有效压裂段长是影响自贡区块气井产能的关键因素。该研究成果将自贡区块最佳靶体纵向分布厚度由2~5 m精确到1~2 m,有效支撑了页岩气产能评价工作,为该区块实现页岩气规模效益开发奠定了基础。

电潜往复泵是针对低渗透油藏提出的无杆采油设备,作为高效节能举升新技术之一,应用规模逐年扩大。针对油田生产中存在的问题：创造性地提出一种潜油直线电机的优化方法,包括改善电机举升力和控制方式;为深井或大排量井研制新型双作用减载抽油泵;研发新型铝合金潜油电缆以实现降低一次性投资成本。现场应用90口井,平均检泵周期由452 d提高到693 d,最长检泵周期突破1 037 d,平均节电率达45.6 %。应用效果表明优化升级的新工艺具有更好的可靠性、适应性和经济性,有利于电潜往复泵规模化应用,也为深入研究长线潜油电缆变频系统和电潜往复泵井下工况监测提供依据。

鉴于保存条件和页岩孔隙演化对页岩气勘探开发的重要性,对页岩气保存条件和页岩孔隙结构演化之间关系的研究有着重要的科学意义和学术价值。通过氩离子抛光、扫描电镜和氮气吸附等方法对具有差异保存条件的黑色页岩开展孔隙结构特征和演化研究,发现不同保存条件下黑色页岩孔隙结构存在较大差异。这种差异是在后期抬升过程中保存条件的差异所致,具体表现在：①保存条件好和保存条件差的黑色页岩无机孔均发育较少,原始粒间孔绝大多数被生成的烃类充填,两者之间无机孔隙特征基本相似;②两者有机质孔差异较大,保存条件较好的黑色页岩有机质孔孔径大,形状多成圆状或气泡状。保存条件遭到破坏的黑色页岩有机质孔孔径相对较小或不发育、形状多样,多成扁平状、多边形状,具有一定压扁变形的特征;③保存条件好的黑色页岩孔隙体积和比表面积优于保存条件遭到破坏的黑色页岩;④黑色页岩的孔隙演化受保存条件的影响,孔隙在演化过程中,页岩的岩相和成岩作用控制黑色岩原始孔隙形态和分布,也决定有机质（油）分布形态,有机质热演化（原油裂解）影响了有机质孔的存在,而后期抬升改造过程中保存条件的好坏影响了孔隙结构（形态、大小、孔隙体积分布）,因此有机质孔的孔径大小、形状和孔隙度在一定程度反映了富有机质页岩保存条件的优劣。

玉尔吐斯组烃源岩作为塔里木盆地重要的烃源岩之一,其热演化史至今仍缺乏较为客观的认识,从而影响下一步勘探方向的选择。在钻井资料和分析测试基础上,运用盆地模拟技术中的Easy%R_o模型,对盆地不同构造单元的玉尔吐斯组烃源岩进行热演化史及热演化差异性分析,提出有利的勘探区,对下一步深层碳酸盐岩油气藏勘探具有重要意义。研究结果表明：玉尔吐斯组烃源岩的热演化受构造运动和热液活动的双重控制,具有多期、动态差异的特征;在环满地区以及塘沽巴斯坳陷区,玉尔吐斯组烃源岩在奥陶世先后进入生烃门限,其中孔雀河斜坡和古城墟隆起东段在志留世进入生烃停滞阶段;顺托果勒底隆起西部和满西地区受热液活动的影响,分别在中二叠世初期和早石炭世初期进入生烃枯竭阶段且枯竭范围逐渐扩大;麦盖提斜坡东部地区的热演化进程明显晚于盆地其他地区,现今处于晚成熟阶段;沙雅隆起西部、顺托果勒低隆起西部、麦盖提斜坡东部以及塘沽巴斯坳陷西部斜坡带均为有利勘探区。

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。