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。

针对溱潼凹陷西斜坡浅层阜三段构造油藏不发育,深层低渗透油藏效益开发难度大的难点,采用沉积建模技术和波形反演等技术,深化成藏规律研究,评价出浅层阜三段构造—岩性油藏的有利区。自然电位—波形反演技术能清晰刻画5 m左右的砂体。建立溱潼西斜坡阜三段浅湖滩坝沉积—成藏模式,勘探开发一体化研究、部署和实施,发现了南华—仓吉千万吨级优质储量阵地,探井成功率70 %。实施“决策部署、地质工程、组织运行一体化”的建产模式,推进溱潼西斜坡阜三段构造—岩性油藏评价,落实可动用储量1 003×10⁴t,建产能17.5×10⁴t。原油盈亏平衡点由81美元/桶下降至46美元/桶,实现了隐蔽油藏的高效勘探开发。

深部煤层气作为非常规天然气勘探开发的一个新领域,资源潜力巨大,但效益开发面临极大挑战,如何进行高效开发是当前亟待解决的难题。针对深部煤层气储层改造困难、支撑裂缝短的问题,基于储层压裂改造适用性分析优化压裂体系,延川南煤层气田开展了地质工程一体化储层改造关键技术攻关,取得了较好效果。研究表明：①深部煤层气资源潜力大,含气量较高,介于13~20 m³/t,但开发难度较大,单井日产气量较低,介于0~500 m³,储层改造困难;②根据井下观测,现有活性水压裂工艺技术有效支撑裂缝主要集中于井筒8 m范围以内,主缝延伸一般不到30 m;③深部煤层压裂应以形成有效长距离支撑、高导流能力的规模人工裂缝作为主攻目标,提高加砂强度配合大排量,同时研发“低密度、长运移”支撑剂,平均单井日增产气1 800 m³,为解决深部煤层气开发提供了新的思路。

基于地质工程一体化的理念,针对非常规油气藏体积改造技术的全生命周期的方案优化、实施控制及压后管理等环节,进行了系统的研究、论证和应用验证。主要技术系列包括：①由地质工程双“甜点”、双“甜度”到综合可压度的压前储层评价技术系列;②基于大数据和智能算法的“井网—裂缝—压裂工艺”多参数协同优化技术;③由现场施工数据实时反演储层地质参数的压裂实施控制技术;④考虑渗吸作用的压裂液返排优化;⑤压后综合评估技术及压裂有效期内的生产管理动态优化调整技术等。现场应用效果表明：考虑了全生命周期的地质工程一体化体积压裂技术,可最大限度地挖掘储层的增产、稳产潜力以及提高单井EUR（可采储量）的潜力,对非常规油气藏的“四提”和“降本”等目标的实现,具有十分重要的指导和借鉴意义。

南川页岩气田是我国首个实现商业开发的以常压页岩气为主的页岩气田,为了评价该类型页岩气的勘探开发前景,回顾了该区勘探开发历程,从构造、沉积、储层、保存、地应力、气藏和生产特征等方面分析了气田地质特征,总结梳理了勘探开发关键技术。研究结果表明：①南川页岩气田经历多期构造运动,页岩气地质条件复杂,发育平桥、东胜、阳春沟三个构造带,不同构造带沉积、储层、保存、地应力特征具有较大差异,但总体上为弹性气驱、中深层—深层、常温、高压—常压、干气页岩气藏;②生产特征具有初期测试产量高、液量较高、递减较快、弹性产率中等、单井EUR（估算最终可采储量）相对偏低的特点;③形成了“甜点”目标评价、储层表征、地应力场预测、水平井地质工程一体化设计、开发技术政策和低成本工程工艺技术六大勘探开发关键技术;④南川页岩气田的发现带来了4点启示：一是坚定勘探信心是勘探突破的根基;二是深化基础地质研究是突破的核心;三是创新工艺实践是效益开发的关键;四是推行一体化模式是提质增效的保障。

低品位、高含水、高成本等因素制约着鄂尔多斯盆地东胜气田的效益开发,针对以上难点,首次提出了星级管理理念,即以储量价值和投资效益最大化为目标,以地质工程一体化为手段,从勘探、开发、钻井、工程、生产5个维度对井位井网、钻井方式、压裂工艺、生产工艺等进行链条式优化,通过各个板块之间实时/适时反馈,实现从单井到区块再到全气田的全尺度迭代提升,最终以各单井的收益率作为星级评判标准排序实施。在此基础上,依托于智慧气田的建设,应用星级管理成果,将地下到地面进行有机结合,从而实现全气田整个生命周期内更高层次的地质工程一体化,取得以下主要成果：①形成了复杂高含水气藏精细描述方法,气层钻遇率提高20.8 %;②建立了“分级约束”井网优化体系,储量动用率提高28 %;③创新“井、震、测”一体化井壁稳定、井间协同防漏、小井眼窄间隙固井等技术,钻井周期缩短51 %、投资成本降低31 %;④采用“大排量、短时间、高砂比”压裂,直井、水平井产量增幅分别达56 %和39 %;⑤创新“多参数定量识别、两相耦合、泡排+、同井采注”技术组合,含气饱和度动用下限降至45 %。“十三五”以来,东胜气田经济效益指标持续向好,形成了可量化、可操作、可评价的地质工程一体化效益开发模式,具备推广价值。

塔里木盆地顺北地区勘探开发实践表明,该区油气资源丰富,但油藏埋藏深,油气富集程度差异大,油藏类型复杂,上覆多套地层存在易漏失、易垮塌等工程难题,给该地区高效开发带来了极大挑战。为扩大该区油气规模,实现高效开发,重点在组织管理、工作模式等方面开展了探索,初步形成了管理模式及井位论证、井型设计、安全钻井及高效完井等关键环节的主要做法和相应技术。探索成果对该区及类似超深断溶体油藏高效开发具有指导和借鉴意义。

页岩气井距设计是气田开发技术政策设计的关键,关系到资源最大化利用,井距设计与地质特征和压裂工艺技术密切相关。威荣页岩气田开发方案初期设计400 m井距,随着产能建设主体压裂工艺由“控近扩远”向“密切割”工艺转变,微地震监测、压裂模拟以及动态分析均反映产建井井间储量动用不充分,现有井距需进一步优化。为进一步提高气田的储量动用及采出程度,实现气藏效益开发,采用地质建模—数值模拟一体化技术方法,开展了不同改造工艺的单井数值模拟研究,明确了改造工艺转变带来的单井储量动用状况差异;在单井研究基础上建立了“密切割”工艺下的井组数值模拟模型,结合技术、经济指标对开发井距进行优化。研究表明：在现在工艺及经济条件下,推荐威荣气田最优井距由400 m调整为300 m,20年末采出程度可从22 %提高到28 %。

常规压裂装备存在效率低、环境污染大以及国内市场水功率保障不足等问题,不能满足国内页岩气开发扩大化和促进产能提升的需求,因此,推荐在页岩气压裂工程中应用全电动压裂装备。通过重点分析全电动压裂装备及技术在常压页岩气资源区块示范应用效果,论证其在页岩气效益开发和绿色低碳发展方面的优势,结果表明：全电动压裂装备能稳定实现高负载、高可靠和连续大排量施工,且施工效率高。相比燃油压裂装备,可节约施工设备、动力、人工以及维护等方面的综合成本40 %以上,污染排放总量减少70 %,有效控制厂界噪声,有利于推动实现常压页岩气效益开发和建设绿色矿山企业。

渝东南地区是国内页岩气最早实现商业开发的地区。围绕该区钻完井技术方面已取得的主要进展,梳理了井身结构优化技术、针对浅表恶性漏失层的钻井配套技术、低成本控压钻井技术、地质工程一体化井眼轨迹控制技术、钻头优选技术、低油水比油基钻井液技术、强化钻井参数提速技术、易漏储层固井技术、防止环空带压的完井技术和流水线工厂化钻井技术等10个方面的关键技术。针对该地区在钻完井方面尚存在的不足,提出了钻井装备自动化、钻井参数强化、水基钻井液、复杂情况处理、小井眼钻完井、长水平段水平井等6个方面的发展方向,以期对渝东南地区钻完井技术水平和勘探开发效益的提高起到推动作用。

针对南川页岩气田开发中存在的地质条件复杂、钻井漏失垮塌、压裂改造效果不理想、缺少有效人工举升等问题,通过对钻完井技术、压裂技术及采气技术进行深入研究,完成了开发工艺技术的优选、集成与改进,形成了常压页岩气高效钻完井技术、高效压裂技术和页岩气井排水采气技术等一体化开发技术。其中常压页岩气高效钻完井技术,主要包括井身结构优化、钻头与螺杆一体化提速工艺、极限参数钻井工艺、高效完井工艺;高效压裂技术主要包括一体化全电压裂工艺、一体化滑套完井压裂工艺、组合暂堵转向工艺等;适用的常压页岩气井排水采气技术主要包括单管射流泵和机抽排采两种工艺。通过上述技术推广应用,在南川区块形成了完整的针对不同区域、不同井深的常压页岩气田高效开发工艺技术系列,推进了常压页岩气田降本增效开发。

苏北盆地帅垛油田戴南组一段油藏为中高渗复杂断块油藏,油藏驱动方式既有天然水驱也有人工水驱。投产后部分井初产高,含水上升速度快,注入水单向突进,层间吸水差异大,平面上部分注采井组无响应,层间和平面开发矛盾突出。针对不同断块和油层开发矛盾,引入地质工程一体化理念,加强基础地质研究,重新认识和落实主体构造,制定和实施加密调整方案,对高含水断块加强微构造和剩余油分布研究,完善注采井网;同时开展适合帅垛油藏的卡堵水和分层注水等一系列配套工艺技术研究应用。经过近几年的开发调整,实现了油田增产稳产,连续8年产量超过6×10⁴t,平均年产油量8.8×10⁴t,采油速度2.2 %,平均含水上升率2.33 %,水驱控制储量达366.2×10⁴t,水驱控制程度86.7 %,水驱动用储量363×10⁴t,水驱动用程度86 %。地质工程一体化理念在帅垛油田剩余油挖潜中的实践经验,对其他同类型油藏效益开发具有借鉴意义。

深部煤层气作为典型的低压、低渗、低含水非常规气藏,需通过有效支撑压裂改造才能取得良好的开发效果,气井在全生命周期内产液量差异较大。基于延川南煤层气勘探开发区块不同井型煤层气采收的效果比较,认为L型水平井建井成本和3口定向井成本相近,但是产量更高,后期运行维护成本更低,更适合山区地带煤层气的开发。对比不同举升工艺特性,优选抽油机、强制闭合弹簧式斜井泵组合,实现了L型水平井全生命周期内排水采气工作。在产液量低的气井中,采用捞水采气工艺在小井斜,受积液、煤粉影响大的气井中取得良好增产效果,原有机采设备实现资产高效利用,节约外购材料费用,降低能耗指标,对气田下步低产液井排水采气工作具有借鉴意义。

水平井分段压裂工艺是页岩气开发的关键技术之一。随着中国页岩气开发向常压领域的不断拓展,压裂工艺的提速提效变得迫切,现有的泵送桥塞射孔联作工艺存在泵送时间长、工具易遇卡、固井投球滑套压裂段数有限、连油拖动封隔器压裂规模受限等各种局限。基于新型无限级全通径滑套压裂技术,阐述了滑套工具的结构原理与工艺技术特点,并在南川页岩气田开展了2井次16段滑套压裂先导试验。试验表明该技术通过预置滑套替代泵送射孔与连续油管钻塞,滑套开启成功率100 %,压裂段数无限制且施工过程连续,单段压裂平均耗时3.5 h,完成了单日7段压裂施工,是一种快速、安全、高效的分段压裂技术,为我国页岩气井压裂作业提速提效提供了新的技术手段。

储气库工程地质条件复杂,具有储层低压、交变载荷、高强度注采等特点,钻完井和多周期注采过程容易诱发储层损害,严重制约储气库高效建库和注采效率,给储气库平稳安全供气带来了极大挑战。通过分析气藏型储气库工程地质特征,结合实际储层损害控制案例,揭示了气藏型储气库钻完井及注采过程储层损害机理,提出了储气库储层保护技术对策。气藏型储气库钻完井液漏失,易诱发固相侵入、流体敏感、应力敏感等损害,多周期强注强采易诱发应力敏感、微粒运移和出砂等损害。储气库储层保护需要提前战略规划、强化系统工程观、升级完善全生命周期储层保护及其配套技术,储层损害预测、诊断、控制与解除技术既要考虑储气库建设运行阶段,又要考虑气田开发阶段,尽快研发以钻完井和多周期注采过程储层保护为基础的储气库地质工程一体化技术。

页岩油开发前期的投资大且采收率较低,经济损失风险较大。因此,需要结合不同开发方式对其进行经济决策研究。对此,基于数值模拟法与油藏开发经营一体化的思想,首先建立经济决策体系与油价指标预测,再通过多种数值模拟方案组合优选,完善了一套针对不同阶段、不同油价下的开发方式选择的新方法。以大港油田沧东凹陷孔二段页岩油为例,进行了不同整体开发方案指标预测,最后基于油藏开发经营一体化思想进行了不同国际油价下的开发方案优选。通过对比单一开采方案与组合式开采方案的累计净现值的变化,发现采收率较高的单一开采方式不一定为经济最优方案,最终得出了不同油价区间的最具经济效益的开发方案,形成了一套页岩油藏经济高效开发方案的优选方法。

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。

水平井大规模水力压裂是实现页岩气效益开发的关键技术。随着工程工艺技术的进步,为页岩气井大规模压裂改造提供了较好的条件。近年来,华东油气分公司在平桥南区块开展大规模页岩气水平井压裂,但是水平井工程参数对产量影响相关性不明确,基于平桥南已压裂31口井工程参数与气井产量,对各项工程参数与气井产量通过现场数据线性回归的方式开展敏感性分析。研究结果表明,长水平段和优质页岩“甜点”段钻遇率是实现气井高产的基础;随着压裂簇数减小、用液强度减小和加砂强度增加,气井产量呈现增大的趋势,但是压裂施工参数达到一定程度后,气井产量增幅变缓。基于以上认识初步明确了平桥南区最优压裂规模参数,为下步的参数优化和开发方案调整提供依据,为平桥南邻区页岩气井实现有效压裂改造,实现效益开发打下基础。

伊拉克A油田K油藏为中东地区典型的孔隙型碳酸盐岩油藏,其孔隙结构复杂,电阻率纵向变化范围大,油水关系也极为复杂。为了建立该油藏可靠的油水层测井判别标准并进一步落实油水界面,以孔隙结构研究为切入点,首先理论分析了不同孔隙结构储层的电阻率随海拔高度变化的趋势线特征;同时结合测试和生产动态,分小层建立了K油藏油水层判别标准及油水界面;最后结合构造演化及成藏史分析了油水界面横向变化特征及成因。结果表明：①K油藏孔隙结构具有明显的纵向分层特征,从下向上整体呈渐变趋势,藻模孔及粒间孔含量向上增多,有效喉道半径向上增大;②孔隙结构在纵向上的差异是导致各小层油水层判别标准及油水界面差异的主控因素：以微孔为主的小层喉道半径小,排驱压力高,油水界面高,油层电阻率下限标准低;以粒间孔或藻模孔为主的小层喉道半径大,排驱压力低,油水界面低,油层电阻率下限高;③油水界面在横向上呈弯曲特征,同一小层的油水界面沿构造长轴向东倾斜;沿构造短轴呈拱形,即南北两翼低,构造高部位高,且北翼较南翼更低;④85口直井油水层解释及260余口水平井生产动态验证了弯曲油水界面的确定性。研究结果为油藏稳油控水措施的制定提供了依据,也为进一步优化开发方案及水平井轨迹调整奠定了基础。

为了缩短压裂时间,减少压裂成本,实现连续压裂作业,在室内通过对分散体系、表面活性剂等材料的优选,研制出一种能满足现场连续压裂的预分散速溶胍胶（PGW）。通过浓缩比、水化溶胀时间、交联性能、破胶性能、抗温抗剪切性能等实验,对其综合性能进行了评价。实验结果表明,产品浓缩比（胍胶干粉质量百分比）能达50 %以上,30 d无明显分层,水化5 min后黏度能达到体系使用要求,同时具有良好的交联性能和抗温抗剪切性能。在涪陵页岩气田平桥南区块页岩气水平井成功进行了12口井压裂试验,其性能满足现场压裂施工的需求并实现了连续压裂,且压裂液胶液价格降低了32.7 %,实现了降本增效的目的。

川南地区下寒武统筇竹寺组是海相页岩气勘探的重要层系之一。前期围绕筇竹寺组黑色页岩的勘探取得了一定的成效,但黑色页岩厚度薄,制约了商业产能的突破。筇竹寺组中粉砂质页岩段气测显示良好,因此,有必要加强对该新层系页岩的系统研究,拓宽非常规页岩气的勘探领域。根据TOC（总有机碳含量）、X射线衍射、薄片、扫描电镜、氦气孔隙度、脉冲渗透率、低温液氮吸附、压汞分析等实验数据,开展对新层系页岩地化特征、岩石学特征、储集空间类型,物性特征、孔隙结构等研究。研究表明新层系页岩储层以粉砂质页岩为主,具有低TOC、高脆性、高孔隙度,较好的孔隙连通性、较高含气性特征。储集空间类型以脆性矿物粒间孔及碳酸盐矿物与长石粒内溶蚀孔为主,仅含少量的有机孔,粉砂级脆性矿物颗粒支撑作用是孔隙保存的关键因素。总体认为,川南筇竹寺组新层系页岩储层具备页岩气勘探的良好储集条件。

稠油油藏蒸汽驱控制汽窜使用的耐高温堵剂存在强度低、老化稳定性差等问题,急需研发新型耐高温堵剂,推进现场应用。针对新疆油田九₆区齐古组稠油油藏层间非均质性强导致的蒸汽驱汽窜严重、泡沫驱效果差等生产技术难题,研制出了由磺化栲胶、交联剂和促进剂组成的适用于高温油藏的磺化栲胶堵剂体系。通过静态评价实验,优化出堵剂配方为：0.6 %磺化栲胶+（2.0 %~2.5 %）醛类交联剂Ⅰ+（1.0 %~2.0 %）酚类交联剂Ⅱ+（0.05 %~0.06 %）促进剂。油藏适应性评价结果表明：在油藏温度下老化30 d后堵剂强度保持H级以上,堵剂的封堵效率在94 %以上,研究成果为克拉玛依油田九₆区齐古组稠油油藏控制蒸汽窜技术的现场应用奠定了基础。

自悬浮支撑剂作为一种压裂用新型支撑剂,目前国内外相关文献报道的内容主要是室内性能评价及矿场试验情况,而对其增产机理几乎未见公开报道。通过自悬浮支撑剂悬浮性能理论分析,对其覆膜的溶解、溶胀性进行评价;采用物理模拟与数值模拟的方法研究其混砂液动态流动规律,评价其导流能力并进行了影响因素分析。研究结果表明：骨料密度、溶胀倍数、水化后液体黏度是影响自悬浮支撑剂沉降速度、实现自悬浮的主要因素;相对于普通支撑剂,自悬浮支撑剂的铺置距离更远、纵向铺置更均匀,有利于提升压裂裂缝的导流能力。现场在苏北的溱潼凹陷试验了两井次,相较同区块的常规压裂井日产油量增加2倍以上,表明自悬浮支撑清水携砂压裂能有效提高压裂井的产能。

针对不同含油饱和度对火驱驱替过程及效果影响不明确的问题,利用火驱一维物模装置,探索了不同含油饱和度状态下的火驱可行性,开展了不同含油饱和度对火驱过程注气调整及生产效果影响的实验研究。实验结果表明,含油饱和度在15 %以上均能实现高温燃烧,但含油饱和度在15 %时原油全部转化为燃烧所需的燃料。火驱过程中含油饱和度越大,形成的油墙越大,造成的运移阻力越大,需要不断提高注气速度增加驱动力,造成模型压力随注气速度升高而增大。随着含油饱和度增加,驱油效率不断升高,空气油比则不断降低,表明生产效果越好。