我国南海地块天然气水合物资源潜力巨大,目前已在南海北部神狐海域成功完成天然气水合物试采,取得了水合物勘探的重大突破,但其发育的地质条件、成藏因素、分布状态仍然不清,有必要进一步开展水合物形成条件及其分布的研究。笔者以南海油气勘查资料为基础,参考南海石油—天然气—天然气水合物已取得的成果,从沉积、构造、油气条件及水合物富集要素等方面,探讨南海天然气水合物成藏条件和分布规律。结果表明:①南海地块地壳厚度薄、热流值高,有利于有机质热演化;②中新生界发育三角洲、冲积扇、浊积扇、滑塌扇等沉积相类型,砂、泥呈互层状分布,可为天然气水合物提供良好成藏条件;③构造要素多样复杂,张性或张扭性断裂系统发育,可构成天然气运移通道;④发育生物气、浅层热解气、中深层热解气和油气田气等4类气源,为天然气水合物成藏提供良好的物质基础;⑤隆起与坳陷是天然气水合物富集成藏的有利部位。研究结果为天然气水合物勘探开发提供了指导,并为其他海域天然气水合物勘查提供科学依据。

作为全球天然气水合物热点研究区,墨西哥湾水合物勘探研究已进行了数十年,特别是在WR313和GC955区集中开展了水合物富集成藏特征研究。基于大量水合物勘探成果,分析总结了这两个研究区水合物纵向上的分布特征、有利储层的岩相特征以及水合物富集成藏机制,从整体上反映了该海湾天然气水合物勘探研究的最新进展。WR313和GC955研究区水合物主要存在砂层孔隙充填型与泥层裂隙充填型两种赋存类型。较深部相对粗粒富砂层含有孔隙充填型水合物,饱和度通常大于80 %,可高达95 %;而较浅部泥层裂隙充填型水合物饱和度极低,平均饱和度一般低于5 %。同时,讨论了水合物富集成藏研究面临的问题,强调水合物富集成藏是一个受诸多因素影响的复杂作用过程,指出在水合物富集区优选过程中,局部富砂体的识别应受到特别重视。

珠江口盆地H油田主要发育三角洲前缘沉积,储层厚度薄、横向变化快,对岩性边界及砂体连通性的认识不清,严重制约了油田的高效开发。地震波形指示反演能够充分利用地震波形的横向变化信息建立井插值模型,井间预测能力较好,特别适合横向变化快、非均值性强、薄互层储层的高精度预测。而地震沉积学方法则是在等时地层格架指导下,利用地震属性切片对储层的横向展布特征进行精细刻画,对地质体沉积规律进行演绎,对于垂向上不可分辨的薄储层的平面沉积特征具有较好的检测效果。综合上述2种方法,形成了一套针对海相薄砂岩储层精细描述和沉积特征刻画的技术流程,并在H油田取得了良好的应用效果,为研究区剩余油预测和调整挖潜提供了有效的技术支撑。

针对渤南海域Q油田地质模式认识不清、储层发育非均质性强、生产动态规律复杂等诸多难题,综合运用录井、钻井取心、岩石薄片、测井及三维地震资料总结古潜山碳酸盐岩沉积特征和裂缝发育规律。研究表明：岩溶斜坡和岩溶高地是白云岩主要发育区,岩溶作用强烈,溶蚀孔隙发育,容易产生裂缝形成优质储层,岩溶洼地主要发育灰质泥岩或泥质灰岩,储层物性较差;上油组储层厚度大、裂缝发育,主要为裂缝性储层,下油组主要发育溶蚀性储层。在此认识基础上总结地质模式,动静结合建立双孔介质储层地质模型。该项成果在本油田实际开发中得到较好应用,对类似裂缝性油藏的精细高效开发具有一定指导意义。

海上河流相沉积储层地质条件十分复杂,注水开发过程中,不同渗透率储层吸水不同,剩余油分布分散,开发难度大。为指导各储层后期剩余油的挖潜方向,从微观孔喉尺度,采用压汞实验和微观水驱可视化实验,分别研究了不同渗透率储层的孔喉分布特征和微观渗流特征。结果表明,平均孔喉半径与渗透率有着良好的对数相关性关系,相关性系数为0.963 5,随着储层渗透率增加,平均孔喉半径逐渐增大;随着储层渗透率逐步增大,水驱微观指进现象的减少,逐渐向指状—网状—均匀驱替转变,各模型的波及系数和采收率均呈逐渐增大的趋势,连片状剩余油比例呈逐渐减小的趋势;当渗透率增大至2 228.7×10^-3μm²时,波及系数和采收率均达到最大值,波及系数82.97 %,采收率66.1 %,连片状剩余油比例达到最小值45.82 %;渗透率在（73.1~1 005.2）×10^-3 μm ²的储集层后期应以提高驱替液黏度、提高波及系数作为挖潜主方向,渗透率在（1 005.2~3 509.6）×10^-3 μm ²的储集层后期应以提高驱油效率作为挖潜主方向,渗透率在（3 509.6~ 4 040.6）×10^-3 μm ²的储集层后期适宜以增加注水压力或封堵见水大孔道,使注入水改向,从而提高波及系数作为挖潜主方向。

针对渤海B构造特低渗—低渗储层,开展酸敏性实验评价。结合铸体薄片、扫描电镜、核磁共振,X-衍射等分析化验资料,对酸岩反应前后岩石样品孔隙结构变化及其原因进行了分析,并探讨了土酸酸化储层的适用性。结果表明：研究区砂砾岩和片麻岩储层与土酸（7.2 %HCl+3 %HF）反应后,储层基本无伤害。酸岩后应后,研究区储层样品微孔隙发育,长石颗粒溶蚀孔发育,未见碳酸盐等易溶矿物,有效面孔率均增大,大、小孔隙数据增多,T₂截止值和束缚水饱和度均变小,孔隙结构变好;砂砾岩碎屑颗粒间仍呈线状—凹凸状接触,片麻岩储层矿物变晶仍呈粒状紧密接触,储层骨架稳定性仍较好。易溶型碳酸盐胶结物酸化溶蚀后,是造成储层孔隙结构变好的关键因素,因酸敏矿物绿泥石而产生的二次沉淀和不溶微粒堵塞孔喉对储层损害程度也较小。土酸与研究区储层反应后,孔隙结构得到改善,对改善储层渗透率具有一定的作用。

针对海上低渗储层微观孔隙结构认识不清,影响注水水质关键参数界限确定的问题,以涠洲11-4N油田流沙港组为例,从室内实验角度出发,通过恒速压汞实验刻画各区块储层微观孔隙结构特征,在此基础上开展注水水质实验,评价水质关键参数对储层渗流能力的影响。研究结果表明：喉道大小及分布是决定储层渗流能力的主要影响因素,渗透率与主流喉道半径有较好的幂函数关系,流一段、流三段主流喉道半径主要分布在4 μm、1 μm左右,前者流动能力较强;注入水中悬浮物颗粒粒径、颗粒质量浓度、细菌含量增加会大幅度增加注水压力,降低岩心渗透率。以储层吸水指数伤害程度20 %为下限,建立了不同渗透率级别的注水水质关键参数界限,流一段储层推荐注入海水中悬浮物颗粒质量浓度小于等于2.0 mg/L、悬浮物颗粒直径中值小于等于3.0 μm、细菌小于等于100 个/mL。据此指导注水并配合海水软化处理技术,实现了涠洲11-4N油田主力层位的有效开发。

海上油气勘探逐渐由浅水向深水挺进,而南海深水油气资源潜力巨大。通常,深水勘探项目工程规模体量大,项目管理要求高,调查难度大。由于海洋气候环境多变、地质环境相对复杂、调查船舶和调查设备专业性强、水下定位精度要求高等因素,深水调查区域在委托技术要求、工程资金成本、作业安全风险方面显著高于浅水工区。在南海某深水工区,利用三维地震数据体的海底拾取、过井剖面、最大负振幅、地震切片等,评估工区水深、海底地貌、浅地层、断层、振幅异常等调查内容,对浅层地质情况进行灾害预测、安全评估,为目标油气矿区的水下工程设施系统的就位、安装、生产等提供指引。依据三维地震数据探究一种相对简易而实用的深海浅层地质灾害评估的方法技术,作为海上油气工程项目EPCI（设计、采办、建造、安装总承包方式）全生命周期中的组成部分,为工程计划顺利开展提供必要支撑。

采用常规二项式产能方程对渤海某高含凝析油的低渗厚层凝析气藏气井进行产能分析,得到负的产能方程系数B,校正压力后产能方程系数B仍为负,因此,该产能方程不能用于气井产能分析。为得到气井合理产能方程,首先采用高速非达西渗流判定准则和产能方程系数B理论计算,证实本气井高速非达西可忽略不计,且地层压力和井底流压也需校正;然后基于不存在高速非达西的产能方程进行回归,得到了修正的产能方程;最后采用指数式产能方程进行验证,由其计算的无阻流量（Q_AOF）与修正产能方程计算的Q_AOF基本一致。将该方法应用在实际低渗凝析气田气井,能得到合理的气井产能方程,表明了修正产能方程的有效性。

目前南海东部砂岩油藏采收率预测多采用数值模拟和线性回归等方法,这些方法分别存在耗时长和精度低的缺点。为了快速、准确地预测油藏采收率,选择50个已开发油藏作为数据样本,在利用主成分分析对采收率影响因素进行特征提取的基础上,运用神经网络回归法,建立了适用于南海东部海相砂岩油藏的采收率预测模型。通过与支持向量机回归和线性回归两种方法建立的采收率预测模型的预测结果对比表明,神经网络回归模型预测结果具有较高的预测精度,能够快速评价此类油藏的开发潜力。

针对海上聚驱油田高含水后期剩余油分布复杂及油井压裂选井、选层难度大等问题,综合运用改进后的无因次产液指数计算方法评价油井产液能力,分析了聚驱后油井合理产液变化规律,进而选择无因次产液指数下降幅度大于30 %的亟须治理的油井;结合储层精细分析、剩余油精细刻画,进行了高含水后期油藏驱替倍数量化表征和分级评价,有效量化了各层的剩余潜力,建立了渤海J油田高含水后期压裂措施的合理选井、选层的方法和量化依据,保障了海上压裂技术的增油效果。矿场实践表明,该技术方法合理有效,压裂措施实施后单井日增油可达14~42 t,增油效果显著,可为类似处于高含水后期的油田的压裂措施选择及产能改造潜力评价提供借鉴。

礁滩相碳酸盐岩孔隙型储层岩性及孔隙类型多样、孔喉结构复杂,是造成复杂孔渗关系的根本因素,极大地影响了储层参数,尤其是渗透率解释的准确度,给储层评价工作带来了很大的难度。以X气田飞仙关组礁滩相储层为例,在明确储层四性关系的基础上,根据岩心分析、铸体薄片、压汞分析以及测井资料,采用密度曲线与声波时差曲线变化特征定义了参数测井曲线幅度差,再将新参数与密度曲线进行交会,利用多元回归分析方法建立孔隙类型识别模板,最终,构建了基于孔隙类型识别的储层参数解释模型,来准确解释礁滩相孔隙型储层参数。实例解释结果表明,具有孔隙识别能力的测井解释模型明显提高了礁滩相储层测井解释准确率,可为国内外同类型的礁滩相储层测井解释提供技术方法的参考。

塔里木盆地克拉苏构造带巴西改组地层在钻井过程中井壁失稳现象频发,严重影响钻井效率。以巴西改组岩石为研究对象,开展了矿物组成测试、阳离子交换实验等理化性能测试,以及三轴压缩试验等力学测试,研究了巴西改组砂岩与泥岩理化性能、力学特性差异以及钻井液浸泡对力学性能的影响。研究结果表明,巴西改组泥岩的黏土矿物含量较高,阳离子交换容量约为砂岩的3倍,并发育大量微裂缝,水化膨胀能力明显强于砂岩,在溶液浸泡作用下更容易发生结构损伤。同时,由于油基钻井液的润滑作用,导致强度降低,且泥岩强度降低量约为砂岩的1.5倍。在相同围压状态下,巴西改组泥岩与砂岩的强度、临界破坏点处对应的轴向、径向应变以及岩石破坏模式均存在差异,且钻井液浸泡对泥岩强度影响大于砂岩。通过分析巴西改组地层岩石力学特性,对弄清该地层井壁失稳机理、制定井壁失稳防控措施具有重要意义。

低渗透油藏一般采用压裂井开发,该开发过程涉及到油水两相流动问题,目前的压裂井产能研究多考虑单相流动。在考虑储层各向异性、启动压力梯度及压裂井两相流的基础上,运用数值计算与渗流理论,给出了低渗透油藏油水两相流动的压裂井产能预测方法,并将该方法计算结果与矿场数据对比以验证压裂井产能预测方法的准确性。研究表明：在含水率一定时,随着裂缝导流能力变大,压裂井产油量增加,但增加幅度随导流能力的增加而变小。裂缝导流能力增加,累计产油量增加,当导流能力大于0.4 μm ²·m后,累计产油量增加趋势变缓。裂缝长度增加,流体流动渗流阻力降低,产油量增加。渗透率级差越大（即平面非均质性越强）,压裂井产能越低,水驱开发效果越差。该研究为水驱开发井的压裂优化提供了理论支撑。

在油气田开发过程中,针对未开发或者开发初期油藏,常常采用类比法开展开发技术政策研究以及开发指标的预测。类比样本即相似油气田的筛选决定了类比结果的可靠性。综合应用灰关联和地质因素分析法,根据类比参数和类比目标的本质关联,定量确定类比参数和权重,根据被研究对象的油藏类型,引入参数阈值,计算样本油田的相似度,筛选相似度高的油田作为技术政策研究及指标预测的参考样本,使类比分析的客观基础条件更加合理,提高筛选效率及类比结果的可靠性。

近年来,中国石化借鉴非常规天然气思路,加强川东地区二叠系天然气勘探,在涪陵焦石坝及其邻区多口井茅口组一段获得工业气流,揭示了该区茅一段天然气勘探的良好前景。通过对焦石坝地区茅口组一段碳酸盐岩层序地层及沉积特征、生烃条件、储层微观孔隙结构特征、含气性进行系统分析,结果表明:①茅一段可分为2个四级沉积旋回和8个小层,主要发育灰泥灰岩、泥晶灰岩、瘤状灰泥灰岩、瘤状泥晶灰岩4种岩性;②茅一段TOC（总有机碳含量）平均含量介于0.75 %~0.87 %,整体上属于中等有机质丰度的碳酸盐岩烃源岩,泥晶灰岩、瘤状泥晶灰岩有机质丰度相对较低,灰泥灰岩、瘤状灰泥灰岩有机质丰度相对较高,有机质类型以Ⅰ型为主、Ⅱ型为辅;R_o（镜质体反射率）介于1.71 %~2.18 %,平均1.97 %,处于高—过成熟度阶段;③茅一段整体为特低孔、特低渗储层,局部层位表现出裂缝性储层特点,储集空间以有机质孔、黏土矿物成岩收缩缝和矿物颗粒粒缘缝为主,碳酸盐矿物溶蚀孔次之,孔径分布以介孔和大孔为主;④茅一段天然气组分以甲烷为主,重烃含量较低,为典型的干气,δ¹³C₁介于-31.25 ‰~-31.12 ‰,δ¹³C₂介于-35.28 ‰~-31.23 ‰,δ¹³C₃介于-34.87 ‰~-34.66 ‰,为典型的油型气,烷烃系列碳同位素发生反转,呈现出δ¹³C₁>δ¹³C₂>δ¹³C₃特征,揭示茅一段天然气为高过成熟阶段的烃源岩干酪根裂解气与早期形成的液态烃裂解成气的混合产物;⑤茅口组一段具有自生自储的特点,为一套介于页岩储层与裂缝性储层之间的特殊碳酸盐岩储层,需要借鉴页岩气勘探思路,加强甜点层段评价和适应性工程工艺技术攻关,促进天然气的规模上产和效益开发。

油井重复压裂是目前国内多数低渗油田恢复老井产能的主要措施之一。新疆某低渗砾岩油藏采用了不同直井重复压裂改造措施,其改造机理尚不清晰。通过建立地质力学模型、基于有限元法的孔隙压力诱导应力变化机理模型以及非结构化油藏数值模型,对重复压裂的裂缝形态及改造措施效果进行研究分析。结果表明：相较于首次压裂和普通重复压裂,体积重复压裂后裂缝形态变化显著。生产前后地应力方位变化不显著,但孔隙压力及地应力变化对水力裂缝的形态的影响较大。对于已经射开的层位,由于地层能量亏空较大,导致其裂缝扩展难度大,缝长较短,缝宽较大;而当存在补层时,由于地层能量充足,裂缝扩展较为容易。补层位置较高井可有效提高储层纵向动用程度,增产效果较好。重复压裂时机对增加产油效果影响明显,及时开展重复压裂更有助于提升单井产油能力。