众所周知,页岩层是烃类的源岩层。页岩气是吸附于页岩微颗粒表面的天然气,其主要成分为甲烷气。评价页岩气地质资源量的方法是重量体积法。由于页岩的渗透率极低,常以纳达西（nano Darcy）级别表示（1 nD=10^-9 D=10^-6 mD）,而吸附气处于饱和的吸附状态。因此,页岩吸附气的开发,需要通过钻水平井多段压裂,降压解吸后才能投产。对于页岩气田,每口水平井都是一个独立封闭的开采单元,因此,需要先评价井控的可采储量,而后再评价页岩气田的可采储量。本文基于Baihly提出的归一化产量递减曲线位移法,利用陈元千近年提出的泛指数产量递减（GEPD）模型,对美国的Barnett、Woodfort和Haynesville三个大型页岩气田的井控可采储量和评价区的可采储量进行了有效的评价,并对页岩气井产量的递减率进行了理论上的分析,其结果完全符合实际页岩气井的产量递减特征。这一特征就是,气井初期的产量递减得快,在生产20个月后的产量递减逐渐变慢。同时,笔者对现有的五种递减模型进行了简评。

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。

受多期构造运动影响,南川地区页岩地质条件复杂、资源禀赋变差,难以实现规模效益开发。为积极推动南川地区页岩气效益开发,坚持推行地质工程一体化、全方位全过程优化的开发理念,围绕“研究部署、井网优化、钻井工程和压裂工程”等方面开展综合研究。坚持地下资源充分动用、地面钻前最优的原则确定钻井平台及井网优化部署;以产能“甜点”为核心优化井位设计,同时应用一体化导向技术,实现精准穿层,提升“甜点”钻遇;以改造缝网复杂程度最大化和产能最大化为目标,优化压裂工艺设计,实现页岩气井效益最大化。基于南川地区页岩气产建实施,形成了南川复杂构造带特点下的“研究部署、设计实施和支撑保障”全过程的一体化模式,实现钻井提速、压裂改造提产,推动南川地区页岩气实现效益开发。

页岩油藏孔隙结构非均质性较强且具有多尺度特征,既有纳米级有机质粒内孔隙、纳米—微米级非有机粒间孔隙,还发育微裂缝。页岩低孔低渗特征导致岩心流动物理实验开展较为困难,无法测量不同尺度孔隙介质内的页岩油渗流参数,难以准确认识不同尺度孔隙介质内的页岩油流动能力。为解决该问题,提出基于数字岩心的页岩油储层孔隙结构表征与流动能力计算方法。首先建立考虑纳微尺度运移机制、赋存状态的页岩油纳米孔隙流动数学模型,分析了孔隙表面的物理化学性质、孔隙尺寸对页岩油流动规律的影响。进一步拓展至三维多孔介质,建立孔隙网络页岩油流动数学模型,结合不同尺度下的页岩油储层岩心扫描成像结果,构建了不同介质内的数字岩心,提取孔隙网络模型,研究了页岩油储层多尺度孔隙结构特征与油相流动能力。研究结果表明,孔隙半径在5 nm以下时,页岩油渗透率主要取决于吸附相渗透率;晶间型孔隙介质主导页岩油流动能力,微尺度效应对页岩油储层油相渗透率影响较小,可忽略不计;有机质孔隙介质内页岩油流动微尺度效应较强,滑移现象较为明显,对页岩油储层流动能力贡献取决于有机质内部孔隙联通性。

选取鄂尔多斯盆地安塞地区长7段地层烃源岩为研究对象,利用总有机碳含量测试、岩石热解和色谱质谱等技术,深入探讨页岩油在运移和聚集过程中的差异化特征。结果显示：研究区不同烃源岩生烃潜力差异较大,其中,页岩的生烃能力最强,泥质砂岩的生烃潜力最弱。泥质砂岩中游离烃含量较高是由于其接受了外来的游离烃。不同岩性中页岩油的地球化学参数分布具有差异性,其中泥质砂岩富含饱和烃组分,非烃/沥青质组分较少,而页岩和泥岩则富含非烃/沥青质组分,饱和烃组分较少。原油性质和源储厚度及物性对页岩油的排运聚对页岩油运聚具有较强的影响。小分子烃类组分和薄层烃源岩内的页岩油较易运移,大分子烃类组分和厚层烃源岩内的页岩油倾向于残留在源岩内部。

川东南地区地形高差大,地表条件复杂,同时地层倾角大,地下条件复杂,精确成像难。该地区前期处理资料在页岩气勘探开发支撑中存在井震波组产状不一致、断层假象及井震预测误差的问题。针对该地区存在的问题,研究了井控各向异性叠前深度偏移方法,并应用于上述三维工区,通过提高速度模型精度从而提高复杂褶皱区的地震成像精度,对指导后期的井位部署及水平井导向,提高优质页岩钻遇率起到重要的作用。从各向同性和各向异性两个方面对偏移速度模型精度进行了精细刻画,通过高精度网格层析速度建模、井约束旅行时恒定层析成像技术（TPT）、TTI（具有倾斜对称轴的横向各向同性介质）各向异性成像技术的深入研究及实践,逐步健全了川东南地区地震精确成像的关键技术系列,提高了井震产状吻合度,缩小了井震深度预测误差,消除了地震剖面的断层假象,为后续页岩气勘探开发部署提供了重要技术支撑。

目前,采用单井为评估单元开展页岩气SEC储量评估是一种普遍且较为准确的方法,随着气田开发的不断深入,存在单井产量波动比较大的问题,不能很好地体现气藏开发动态。为进一步提高评估准确性,在南川气田平桥南区块单井评估的基础上,通过分区生产规律研究,并结合地质特征,将平桥南区分为4个区带：Ⅰ区、Ⅱ区、Ⅲ区和Ⅳ区。运用产量归一化方法建立每个区带的典型曲线,再采用双重介质模型,建立平桥南区理论产量模型,满足调和递减规律,最终建立了4个区带的评估模型：Ⅰ区直接进入调和递减,初始递减率为56.5 %;Ⅱ区稳产23个月后进入调和递减阶段,初始递减率为52.2 %;Ⅲ区稳产13个月后进入调和递减阶段,初始递减率为60.7 %;Ⅳ区直接进入调和递减,初始递减率为59.5 %。利用该模型进行SEC储量评估,最后与国外单井评估结果进行对比,总体误差在6 %以内,说明平桥南区块页岩气在开发中后期进行SEC储量分区评估具有一定的适应性。

在页岩气井水平段钻井过程中,为保证井下安全,国内常用油基钻井液体系施工,尤其需要解决井漏与井塌的问题。通过对化学固化堵漏工艺的研究,并根据重庆地区龙马溪组页岩岩样XRD（X射线衍射）分析优选纳微米级粒径封堵材料,探索页岩气井堵漏防塌的新工艺。现场应用化学固化技术有效解决了焦页某井的井漏问题,满足了后续施工的要求;钻进过程中,使用了室内优选的聚硅纤维和纳微米级封堵剂,不仅完全控制了坍塌与掉块现象,而且日均钻井液消耗量降低1/3,达到防渗防塌的目的。实践证明化学固化和微纳米封堵是解决页岩气井堵漏防塌的有效方法,对重庆地区页岩气井的开发有着积极的作用。

吉木萨尔二叠系芦草沟组陆相页岩油藏储量丰富,纵向上存在上、下2个“甜点”富集段,随着开发进程的推进,“下甜点”逐渐成为开发主力层位。“下甜点”具有埋深大、非均质性强等特征,开发难度较大。伴随市场环境压力的影响,急需对工艺技术优化实现页岩油低成本开发。基于吉木萨尔页岩油“下甜点”地质特征,应用数值模拟、室内实验、裂缝监测等方法,对簇间距、滑溜水携砂性能、支撑剂导流能力等方面进行了研究,并开展了密切割、暂堵压裂,石英砂替代,全滑溜水加砂等一系列低成本工艺现场试验。现场应用效果显示：综合采用低成本压裂改造技术,在产量相当的基础上综合压裂成本可降低30 %以上,为吉木萨尔页岩油“下甜点”后续高效开发提供借鉴。

分布式光纤温度监测技术（DTS）正逐渐被应用于压裂水平井井下生产状况监测,但基于DTS数据定量解释低渗气藏压裂水平井产出剖面仍是一个巨大难题。针对这一难题,首先,对温度数据进行预处理;然后,基于质量守恒、能量守恒原理,建立低渗气藏压裂水平井耦合温度正演模型;最后,利用多种数学方法反演得到各层流量数据,形成一套基于DTS的低渗气藏压裂水平井的产出剖面处理解释方法。采用建立的方法对5口压裂水平井进行实际资料处理,结果表明：正演的温度拟合曲线和原始温度曲线在变化特征上基本一致,证明了正演模型的合理性和准确性。另外,5口井计算日产气量绝对误差介于100~1 712 m³,日产水绝对误差介于0.7~1.8 m³,其结果误差较小,满足生产要求,为低渗气藏的开发提供了技术支撑。

为了明确页岩油压裂焖井开发初期的产能控制因素,应用层次聚类分析与主成分分析相结合的综合数据分析方法,对里151区生产井的储层静态参数、压裂施工参数以及产油量数据进行定量分析。首先应用层次聚类方法将生产井划分为A类井与B类井,再利用主成分分析方法对不同类别生产井数据进行产能控制因素分析。分析结果表明：焖井时间小于125 d时,焖井施工可以有效降低产量递减率,大于125 d时,焖井效果较差;A类井产油量递减率与压裂入地液量呈高度负相关,同时动液面对产油量及其递减率影响显著;B类井产油量递减率控制因素主要为动液面和基质孔隙度;B类井产油量控制因素为压裂段数。因此,在对里151区块页岩油进行优化生产时,应考虑A类井与B类井生产控制因素上的差异,充分利用不同井型下控制因素分析结果,为该区块页岩油后续开发提供合理参考。

南川区块页岩气资源丰富,平桥、东胜两个构造带目前已探明储量近2 000×10⁸m³,以常压页岩气藏为主,构造、应力双复杂,资源品质相对较差。受保存条件、埋深、地应力、复杂构造、裂缝发育不均以及压裂改造效果的影响,同平台单井产能差异较大,部分井测试产量、产能、单井EUR（最终可采储量）未达预期,极大地限制了规模上产和效益开发。开展地质、开发、工程多维度典型井生产效果对比分析,认为在资源落实区,地层压力系数、天然缝网发育程度、局部复杂构造、地应力是影响常压页岩气开发的主要因素。压力系数表征了地层的驱动能量,一定程度的天然缝网可有效改善开发效果。局部复杂构造导致优质页岩钻遇率低,挤压变形,埋深增加,水平段方位与最小主应力方位夹角过大产生的应力增加,会在一定程度上限制人造缝网的复杂程度。根据主控因素平面差异分布特征,甜中选优,局部优化调整是提高常压页岩气开发效果的基础。

受乐山—龙女寺水下古隆起和多期构造挤压的影响,渝西区块龙马溪组页岩由北往南沉积水体逐渐加深,具有I类储层厚度变化大、孔隙度总体偏低（小于4.5 %）的特征。对优质页岩孔隙结构开展精细研究至关重要。通过一种优化的基于MAPS图像的页岩孔缝特征分析方法,能够在有效识别和统计页岩有机孔缝和无机孔缝的前提下,大幅降低算法的时空复杂度。区内页岩有机孔缝的表征视域边长约300 μm;无机孔缝的表征视域边长在500 μm以上,MAPS图像探测到的区内有机孔缝的直径开度范围多介于0~100 nm,无机缝开度最高可达500 nm以上,有机孔缝密集但体积小,无机孔缝稀疏但体积大。有机孔对页岩储集空间贡献最大,影响也最大;无机孔对储集空间有一定贡献,但影响较小;有机缝对页岩储集空间贡献很小,影响也可忽略;无机缝对页岩储集空间贡献不固定,影响较大。

储层渗透率是储层产能的一个重要影响因素。针对常规测井渗透率模型在孔隙连通性差的低渗砂岩储层预测精度不高的问题,提出利用深度置信网络算法结合常规测井曲线预测储层渗透率的方法。该方法利用灰色关联法对测井曲线进行了关联度分析,依据相关度排序选取了特征敏感测井曲线,结合深度置信网络的有监督学习调优与对比散度算法进行数据挖掘,建立了渗透率的预测模型。该模型在以往BP神经网络的基础上改善了局部优化的问题,提高了网络模型的训练效率与预测精度。预测模型的平均相对误差为9.1 %,相比常规渗透率模型,降低了20 %左右。通过对实际资料的处理应用,结合误差分析,表明该方法能够有效地提高低渗透储层渗透率的预测精度。

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。

针对解析法等定性研究方法指导现场防漏堵漏缺乏针对性,定量预测法在预测漏失时使用的工程数据不完整且在预测出漏失程度后未提出如何通过调整相关参数定量控制漏失的难题,提出了引入剥茧算法解决。选取顺北油田记录了平均漏失速率的29口井中的27口的全部测量参数,以平均漏失速率为目标函数,井深、钻完井液密度等作自变量,建立多元一次回归方程并求解方程的待定系数。理论上,运用T检验和F检验证明方程满足工程分析要求;实践中,用未参与方程建立的两口井的数据检验方程误差,计算值与实际值相对误差均在6 %左右,满足工程控制需要。使用贡献率法和削元法简化目标方程,最终筛选出17个影响平均漏失速率的因素,其中10个钻井流体因素的贡献值在50 %以上,即通过调整钻井流体性能可以控制一定的平均漏失速率。为现场控制方便,将钻井流体的性能用六速黏度计300 r/min读数换元,使得钻井流体的主控参数减少到pH值和六速黏度计300 r/min读数两项,通过分析该三元方程预测出最小平均漏失量为2.3 m³/h。针对顺北区块的特点,通过定量分析发现顺北油田漏失涉及地质、工程等作业环节并找到了钻完井漏失主控因素,通过削元、贡献率等方法筛选并计算出通过控制漏斗黏度、六速黏度计300 r/min读数得到的最小平均漏失速度。在指导堵漏现场实践方面,可以为后续施工措施获得理想的控漏效果提供基础数据支撑,为决策提供可选择的手段。

矿物多采用表皮系数表征钻井流体的储层伤害程度,但无法定量表征工作流体具体性能指标与储层伤害程度的关系,不能有效指导现场钻井流体性能优化和调整。而大数据方法在多因素分析上优势明显,基于此,建立多参数钻井流体储层伤害模型,实现工作液优化以保护储层。为此,收集9口绒囊钻井流体完钻井及邻井6口其他钻井流体完钻井的现场数据,以绒囊钻井流体完钻井与邻井平均日产量差为目标函数表征储层伤害程度,以钻井流体密度、表观黏度、塑性黏度、漏斗黏度、动塑比、动切力、pH值7项参数为自变量,首先运用多元回归方法建立多参数模型,然后利用剥茧算法寻找储层伤害主控因素后建立钻井流体储层伤害数学模型,明确绒囊钻井流体性能与平均日产量差之间的定量关系。研究发现,表观黏度、密度、动塑比、pH值是决定储层伤害的主控因素,其回归系数分别为-1.561、0.428、-0.535、1.60,表明随着表观黏度、动塑比的增加绒囊钻井流体储层伤害程度加深,随着密度、pH值的增加绒囊钻井流体储层伤程度减小。利用钻井流体储层伤害数学模型指导延5-V1井水平段钻井流体性能调整,投产后的平均日产气量提高近800 m³。结论认为,相比试井等矿场评价方法,大数据方法既能准确诊断伤害程度又能为现场钻井流体性能优化提供理论依据,同时也为矿场评价储层伤害提供一种方法,现场应用效果明显。

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。

页岩气的成功开发,有效推动了中国能源结构优化,但在页岩气井生产规律、合理生产制度、现场管理等方面,传统的人工+计算机模式已无法满足同步跟踪分析及精细气藏管理的需要,且国内外尚无成熟的理论、技术和经验供借鉴。为实现异常的快速反应、气藏的高效管理,在涪陵页岩气田的开发过程中,同步启动了生产辅助决策系统的开发与建设工作。从低压、积液、生产制度变化等方向开展了预警研究,并对单井的生产规律变化进行短期、中期、长期分析与预测,实现了数据变信息,信息促决策的智能化管理目标,有效支撑了页岩气田现场管理,并保障了涪陵页岩气田持续稳产。涪陵页岩气田率先探索的页岩气田智能化建设及应用,为我国页岩气精细化气藏管理奠定了良好基础,具有重要的参考价值和推广应用前景。

勘探开发综合研究流程节点多、专业性强,针对研究流程未能实现显性化、数据服务支持不足、可视化手段缺乏等问题,面向胜利油田勘探开发综合研究业务的需求,形成了标准化的勘探开发综合研究流程,研发了油气勘探开发综合研究数字平台,实现了研究数据快速获取、成果自动归档。集成专业软件数据服务、可视化分析支持手段,一键调用所需的专业软件,实现不同研究岗位多学科在线协同。通过标准规范的综合研究流程,便于新员工能快速进入角色,老员工的宝贵经验通过流程不断完善得以传承。该平台在胜利油田勘探开发研究院主要研究室进行推广应用,支撑了7个地震工区的勘探综合研究、15个新老区方案编制与优化等工作,大幅提升综合研究工作的效率和质量,为油田高效勘探、效益开发提供支持。

CCUS（碳捕集、利用与封存）是应对全球气候变化的关键技术之一,其中,CO₂-EOR（碳捕集、封存与提高采收率）是CCUS技术的重要组成部分。为有效应对高成本、低油价对CO₂驱油形成的压力,推动CCUS项目的大规模推广应用,中国石化华东石油局江苏华扬液碳有限责任公司参照数字化油气田建设的模板,按照“生产自动化、安全联锁化、现场无人化、管理集中化”的工作思路,加强CO₂运输、驱油现场先进信息技术与生产管理的深度融合。通过引入安全监控系统和信息化远程控制平台的建设与运营,实现了CO₂运输系统、注入系统和生产区域安防系统的数字化管理,保障了CO₂运输安全规范、驱油现场智能高效、生产区域有效监管,完成了分散式CO₂-EOR项目数字化管理转型的探索与实践。通过系统化的数字化建设,实现了CO₂-EOR综合成本最低、安全保障最优,对CCUS项目的大规模推广应用具有重要意义。

延川南区块属于深层高阶煤煤层气藏,埋深800~1 500 m、煤阶为贫煤—无烟煤、含气量超过12 m³/t,资源条件有利,但气田单井产能平面差异大。基于气田地质条件综合研究,通过构造对储层生烃、孔渗性、水文地质条件、煤体结构、煤层气赋存的影响性分析,开展构造对煤层气成藏控制作用机理研究,查明煤层气成藏的构造主控因素及其变化规律。结合煤层气开发动态资料,分析区块构造与煤层气井产能的关系,建立煤层气井产能的构造控气模式。研究结果表明,煤层埋深控制了储层的含气性、渗透性,埋深越深,含气性越好,渗透性越差,构造对煤层气富集成藏的主控作用具有两面性,局部褶皱和断层的发育对渗透性具有明显的改善作用,有利于气藏富集,但是构造活动过强,会导致水动力条件增强,煤层气逸散。构造对气井产能的控制作用明显,高产井主要分布于埋深830~1 280 m的局部微幅隆起带翼部的煤层气富集和渗透率改善区,中产井主要分布于埋深大于1 280 m、构造平缓、断层不发育的低渗区;低产井主要分布于构造破坏严重的局部洼陷区以及断层发育带附近的煤层气逸散区。

元坝气田长兴组生物礁气藏为超深、高含硫、底水气藏,且处于稳产初期。动态监测表明气藏开发水侵风险较大,给气藏动态分析工作带了极大的挑战。结合元坝气田实际地质特征及生产现状,充分利用日常产量和压力数据,开展产量不稳定分析方法（Agarwal-Gardner、Blasingame、NPI等）应用分析。结果表明：可应用产量不稳定分析方法开展元坝长兴组气藏储层动态参数、气井动态产能、动态储量以及水侵识别等分析工作,所获得的结果可靠性高,有助于深化认识气藏的储层地质特征,解决生产中的难题,从而进一步指导气藏动态分析研究。