鄂尔多斯盆地西南部上古生界山西组一段古构造特征及其对油气的控制作用

基于鄂尔多斯盆地西南部最新地震、地质资料和勘探成果,通过构造演化史分析和古构造恢复等手段,重点研究了鄂尔多斯盆地西南部上古生界山西组1段古构造特征,并分析了古构造对油气分布的控制作用。通过地层对比分析,明确了二叠系山1段的沉积-构造-沉降特征。构造演化史和成藏期次揭示,西南部上古生界构造-成藏关键变革期为侏罗纪末期和早白垩世末期。通过对不同构造演化阶段山1段古构造的恢复,认为三叠纪末期、侏罗纪末期和早白垩世末期上古生界山1段古构造具有继承性和迁移性。其中古隆起和古斜坡在侏罗纪末期发育广泛,西倾斜坡范围呈逐渐收窄趋势,天环坳陷形成于早白垩世末期。在构造变形与成藏期次分析的基础上,认为侏罗纪末期山1古构造可能是控制鄂尔多斯盆地西南部上古生界气藏分布的关键因素。研究区上古生界天然气缺乏长距离运移的条件,早白垩世末期的油气充注围绕着侏罗纪末期山1段的古构造进行,表现为近源或源内成藏。     

柴达木盆地西南地区基底断裂的控藏作用与有利区带

近年来,柴达木盆地西南地区（柴西南地区）的基岩油气勘探获得了重大突破,已发现昆北等油气藏。为明确研究区基底断裂的控藏作用与成藏模式,开展了钻井岩心分析、测井分析和三维大连片地震资料解释等研究工作。结果表明：①柴西南地区深大断裂较为发育,并控制了基岩油气藏的分布;同沉积逆断裂Ⅺ号、Ⅷ号及阿拉尔断裂早期活动控制了三大生烃凹陷的发育;基底的深大断裂在关键成藏期均比较活跃,为油气初次运聚成藏提供了垂向运移通道;②深大断裂控制的古隆起区是油气运聚的长期指向区,且风化壳中裂缝和溶蚀孔十分发育,为油气聚集提供了储集空间;③基岩风化壳上覆泥岩盖层的封盖能力控制着油气富集程度,深大断裂的晚期活动会降低盖层对基岩油气藏的封盖能力;④建立了以深大断裂为核心的基岩油气成藏模式,即紧邻生烃凹陷的深大断裂-古构造背景-优质的泥岩盖层共同控制了油气的富集与成藏;⑤深大断裂上盘的扎西鼻隆、乌南鼻隆和跃进斜坡的Q3古鼻隆为下一步勘探的有利区。该研究成果对于柴达木盆地基岩油气藏勘探具有指导意义。     

非常规油气CO2压裂技术进展及应用实践

非常规油气是我国重要的接替资源,由于油气储层物性普遍较差,大规模水力压裂是目前比较有效的储层改造技术,但存在耗水量大、储层伤害大、环境污染等问题。CO₂压裂技术充分利用CO₂自身扩散能力强、储层配伍性好、可增加地层能量等特点,具有节水、保护环境、埋存CO₂以及增产等优势。室内实验及现场实践证明,CO₂压裂技术可有效降低储层伤害、改善储层物性,降低岩石起裂压力,促进形成复杂缝网,同时可以高效置换吸附气、降低原油黏度,提高单井产量,CO₂压裂技术相对于水力压裂,压后返排率可提高25%以上,平均单井产量可提高1.9倍以上。通过进一步优化工艺技术,研发配套设备及制定相关标准,探索区块整体开发模式,CO₂压裂技术必将极大地促进我国非常规油气绿色和高效开发。     

沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术

为了提高沧东凹陷致密油气藏长水平段水平井的钻井安全和效率,分析了地层特点及钻进中面临的摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大、紫红色泥岩地层钻速低和石膏层污染钻井液等技术难点,进行了井身结构优化、井眼轨道设计和井眼轨迹控制方式优选、钻井设备及工具优选、钻井液体系优选和性能优化、提速提效技术措施选择及套管安全下入方式优选,形成了沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术。在GD1701H井和GD1702H井的现场试验表明,该钻井关键技术可以解决沧东凹陷致密油气藏水平井钻井存在的技术难题,满足安全高效钻井的需求。综合研究认为,沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术应用效果良好,可为该类油气藏水平井钻井提供技术支持,建议进行推广。      

碳酸盐岩储层酸压裂缝高度延伸规律——以川西栖霞组为例

针对川西深层海相碳酸盐岩的开发,酸压是非常有效的增产手段;川西深层海相碳酸盐岩储层存在非均质性强、储层薄、储隔层应力差较小等问题,目前改造的技术难题是缝高的控制。针对川西X气井地质情况,基于有限元数值模拟方法,研究了工程地质因素对缝高的影响规律,并通过FracPT软件净压力拟合、微地震数据和生产井温数据获得的缝高结果,验证了本模型的合理性。结果表明,减小工作液黏度、施工排量和注液规模、增大储隔层间应力差有利于控制缝高;基于该结果,指导了X气井施工参数优化,施工后X气井测试日产气量10.45万m³,酸压施工增产效果好。该研究成果对于川西深层海相碳酸盐岩的酸压优化设计和现场施工具有指导作用。     

井工厂化作业钻井液关键技术

井工厂化作业技术是一种降低非常规油气藏开发作业成本的关键技术。钻井液技术是井工厂化作业的重要组成部分。在系统调研井工厂化作业钻井液技术相关文献的基础上,从钻井液体系、施工工艺、设备配置等方面阐述了井工厂化作业钻井液与常规钻井液的差异。总结出井工厂化钻井液施工工艺过程及特点、相关配套设备及要求、井工厂化钻井液体系特点、无害化处理及回收再利用等技术优势。采用井工厂化作业模式可降低钻井液综合成本,提高钻井效率、缩短钻井周期,减少对环境的影响,是降本增效的重要支撑。分析指出井工厂化作业钻井液方面存在的问题,建议有针对性地进行井工厂化钻井液配套工艺技术研究,实现真正意义上的流水线式施工模式,以满足中国非常规油气资源开发的井工厂化技术需求。     

油田相对渗透率改善体系研究进展

相对渗透率改善(简称相渗改善)剂可大大降低油藏水相渗透率而对油相渗透率影响较小,实现控水稳油增产。传统的相渗改善体系一般是高分子水溶性聚合物或者弱凝胶体系,主要用来封堵高渗透、大孔道及裂缝性油气藏。纳米SiO_2相渗改善体系具有表面效应、体积效应、量子尺寸效应等优点,可进入微米级和纳米级孔喉并形成纳米膜,实现低渗-特低渗油气藏的高效开发。本文介绍了国内外相渗改善体系的研究现状和作用机理,总结了纳米SiO_2用于油田相渗改善时的体系和效果,分析了其相渗改善作用机理,指出了该体系在制备、评价、机理分析、应用推广等过程中存在的问题及发展趋势。     

中国石油非常规油气发展现状、挑战与关注问题

进入21世纪,全球非常规油气发现进入活跃期,致密油/页岩油产量快速增长,页岩气产量持续增长,致密气、煤层气产量稳定,天然气水合物试采取得突破。近年来,中国非常规油气勘探开发取得显著进展,页岩气、致密油、致密气产量快速增长,页岩油勘探开发上升到国家战略高度。中国石油天然气集团有限公司(以下简称中国石油)矿权区内致密油、页岩油资源丰富,近期在11个区块相继获得勘探发现和突破,初步建成了多个规模产能区;在鄂尔多斯盆地开展了中低成熟度页岩油原位转化现场先导试验,陆相页岩油革命正在积极组织推进。鉴于中国当前油气对外依存度居高不下、需求旺盛的实际情况和陆相沉积复杂的地质条件,非常规油气的规模效益开发仍面临地质评价、"甜点"预测、钻完井与采油气工艺技术、经济评价和管理等方面的一系列挑战。为实现中国石油非常规油气资源效益勘探开发,需重点关注和处理好全生命周期管理、一体化运作、大数据应用、合理的配产政策、技术与成本、市场化等关键问题,以期推动非常规油气产业高质量发展,保障国家能源安全。     

顺北超深断溶体油气藏完井技术

顺北油气田属于超深断控型油气藏,完井中出现完井工具失效、井壁坍塌、无法在水平段多体动用产能、管材腐蚀严重等问题,原用于岩溶缝洞型油藏的裸眼完井方式适应性降低,阻碍了油藏高效开发。通过研究此类油藏的流体力学、岩石力学、油藏工程特性,揭示此类油藏的本质特征和行为表现,据此制定了产能最大化方案,研究了破碎性储层井壁稳定技术、漏失型储层高效完井技术、非均质储层分段改造技术、高温低硫环境腐蚀防护技术,形成以产能最大化为特征的断溶体油藏高效完井技术体系。通过制定产能最大化方案,指导单井措施有效率85.4%,平均单井增油2.89万t;破碎性储层井壁稳定技术控制生产压差在16 MPa内,累计平稳生产2 100 d;漏失型储层高效完井工艺成功率100%;分段改造排量11.6 m3/min,总液量2 408 m3,日产油150 m3,为邻井2.3倍;防腐技术降本近35%。研究结果可为顺北油气田及其他类似油气藏勘探开发提供技术支撑。     

低渗透油气藏高效开发钻完井技术研究主要进展

低渗透油气藏是当前国内外油气勘探开发的重点领域,以钻完井为核心的工程技术是实现低渗透油气藏高效开发的关键。“十三五”期间,针对川西、济阳坳陷等低渗透油气藏勘探开发中的技术难题,围绕钻井提速、增效和降低工程成本,开展了低渗透油气藏高效开发钻完井技术攻关研究,在175 ℃高温随钻测量系统、近钻头伽马成像技术、新型钻井提速工具、全过程储层保护技术、长效密封固井技术、精细分段完井技术等方面取得重大进展,初步形成了低渗透油气藏高效开发钻完井关键技术,并在济阳坳陷盐222区块、川西中江低渗透气田进行了现场应用,降本增效效果显著,为形成低渗透油气藏高效开发钻完井配套技术,实现不同类型低渗透油气藏高效开发奠定了坚实基础。