四川盆地油气资源丰富,在纵向上从海相到陆相发育多个成藏系统。近年来,川西气田在多个层系均取得了重大油气勘探成果。为了深化油气成藏富集规律认识,指导勘探开发,进一步扩大油气成果,梳理了川西气田的勘探开发历程并系统剖析了油气成藏条件。研究结果表明:川西坳陷发育多套优质烃源岩,物质条件充足;川西地区中三叠统雷口坡组四段发育局限台地潮坪相白云岩孔隙型储层,可实现四川盆地海相勘探领域由高能礁滩、岩溶等气藏向局限台地潮坪相白云岩气藏的拓展,丰富海相油气的勘探类型;上三叠统须家河组二段发育河口坝和水下分流河道高能砂体,呈广覆叠置发育,与下伏小塘子组烃源岩或自身烃源岩构成了完整的源-储组合;中侏罗统沙溪庙组发育近物源扇三角洲和辫状河三角洲水下分流河道高能砂体,与下伏须家河组五段烃源岩构成了完整的源-储组合。川西地区从二叠系到三叠系雷口坡组发育的"直接式"和"接力式"通源断层、雷口坡组网状分布的微断层和裂缝、须家河组断裂-裂缝-砂体复合输导体系、沙溪庙组断层-砂体输导体系,这些均为高效的油气输导体系,确保了天然气能够高效运移成藏。建立了超深层潮坪相薄互层储层精细预测技术序列,形成了须家河组二段的薄储层预测及中-小尺度裂缝空间刻画技术,实现了储层的精细刻画,支撑了水平井的成功实施。通过量身打造开发方案并攻关钻完井工艺,实现了"少井高产"的开发目标和储量的有效动用。川西地区超深层复杂构造带潮坪相白云岩气藏的开发建产、须家河组的高效开发和沙溪庙组致密砂岩的勘探突破推动了相关领域的勘探开发及方法技术创新。

环空压降的准确预测是精准控制井底压力的基础,能够有效防止井漏、溢流,甚至井喷等井下复杂和事故。常规环空压降预测多以圆形井眼为基础,未考虑井眼形状不规则的影响;由于岩石力学特性参数和地应力的非均质性,易形成椭圆形井眼。以流体动力学为基础,建立椭圆井眼中幂律流体螺旋层流流动压降数值模型,利用流体力学仿真结果和实验结果对数值模型进行验证;以数值模型为基础,开展流动压降影响因素分析,明确不同参数对流动压降的影响规律;采用最小二乘法建立无量纲压力梯度拟合模型。研究结果表明,数值模型与仿真模拟和实测结果误差介于±5%。压力梯度随流体稠度系数的增加呈线性增大,随流体流性指数和环空内外径比率增大呈指数数型增大,随轴向平均速度增大呈对数型增大,随椭圆长短轴之比和内管转速增大呈指数型降低。无量纲压力梯度几乎不随流体稠度系数的变化而变化,拟合模型与数值模型误差仅为±5%。适用参数范围为0.8 m/s ≤ v _x ≤ 1.4 m/s,40 r/min ≤ ω ≤ 120 r/min,0.5 ≤ K _d ≤ 0.8,1.0 ≤ η ≤ 1.2和0.5 ≤ n ≤ 0.8。椭圆井眼同心环空螺旋层流无量纲压力梯度拟合模型能够实现流动压降的准确便捷预测。

烟道气作为辅助剂可改善蒸汽开发稠油的效果。为探究烟道气与不同相态蒸汽协同作用下的增产机制、推动烟道气在油田的规模化应用,通过控制一维驱油实验参数,系统研究烟道气对蒸汽/热水驱油特征的影响,利用二维可视化实验探究烟道气对蒸汽腔扩展规律及驱油生产动态的影响,并开展烟道气辅助蒸汽吞吐现场试验,对效果进行了验证。研究结果表明,烟道气能显著提高蒸汽的驱油效率;当蒸汽为液态时,烟道气将液相转变为气液两相,改善微观波及效果,且随着温度升高,烟道气增效作用变强;当蒸汽为汽态时,烟道气改善蒸汽的干度,大幅提高蒸汽与稠油的接触程度和热利用效率,但是随着温度升高,烟道气增油效果减弱;烟道气发挥作用的优势区域在汽-液相态边界处,驱油效率增幅可达24.2%。烟道气促进蒸汽驱过程中蒸汽腔中下部的发育,使蒸汽腔波及系数提高17.4%,采收率提高25.4%。现场应用25井次,平均周期增油量为120 t,油汽比提高0.1,典型井周期增油量为775 t,油汽比由0.3提高到0.9。

中-高成熟陆相页岩油是中国油气勘探开发的重大接替领域,但存在多岩性交互、纵向改造程度低的难题。充分动用纵向产层是实现页岩油体积压裂、获得高产与稳产的关键。为此,提出了径向井穿层压裂新思路,旨在通过径向井眼穿透隔夹层和岩性界面,引导纵向多层系起裂,解决缝高延伸受限的难题。为探究方法的可行性,开展了真三轴径向井穿层压裂实验,借助CT扫描和裂缝三维重构技术,阐明了径向井引导裂缝穿层起裂及扩展特征,分析了垂向应力差异、压裂液排量、径向井长度等参数对径向井诱导裂缝穿层的影响规律。研究结果表明:径向井具有导向裂缝扩展和诱导裂缝纵向穿层的特性,可有效降低裂缝穿层难度,提升纵向扩展高度;垂向应力差异增加,径向井诱导裂缝穿层效果增强,裂缝由跨层起裂向各层同时起裂转变,突破岩性界面;小排量下裂缝以低强度岩层跨层起裂为主,提高排量有助于裂缝纵向穿层扩展;径向井长度增加,诱导裂缝穿层能力增强。研究结果有望为中国陆相页岩油储层纵向改造高度受限的难题提供解决思路。

荧光薄片是研究储层原油性质、分布特征以及孔隙结构的重要手段。但目前荧光薄片数据处理仍以人工方式为主,分析效率低且受人为因素影响。基于卷积神经网络,提出一种无监督自动分割方法。首先统计出不同组分在紫外光源激发下产生的荧光颜色,建立出荧光颜色图版与标准色系图谱以此确定划分标准,然后使用卷积神经网络提取出荧光图像的高级语义特征,通过相似性和连续性约束进行特征融合,通过计算与荧光色系图谱的空间距离与角度确定相似度划分类别,最终实现荧光图像中颗粒、孔隙、油质沥青、胶质沥青、沥青质沥青等组分的自动划分与定量分析。荧光薄片图像的实验证明,该方法不需要大量标记样本且总体各项平均误差较低,能够满足实际生产需求。

为定量表征四川盆地古生界海相页岩孔隙类型对页岩微米-纳米孔隙空间的相对贡献,基于岩石学分析、地球化学分析、低温氮气吸附实验、场发射扫描电镜观察等方法对不同热演化阶段的海相页岩的孔隙类型及结构进行了对比分析,结合页岩的TOC含量和矿物组分信息,利用基于机器学习的图像分析方法提取页岩孔隙的几何参数,定量计算了不同热演化阶段海相页岩中不同类型孔隙的孔面积和孔体积。研究结果表明:随成熟度增加,四川盆地海相页岩中孔隙的平均孔径减小,而孔体积、孔面积、表面分形维数和结构分形维数均增大;在上二叠统大隆组低成熟海相页岩中,骨架矿物相关孔最为发育,其贡献了70%的孔面积和73%的孔体积;在志留系龙马溪组成熟海相页岩中,黏土矿物孔占主要优势,其贡献了63%的孔面积和58%的孔体积;在龙马溪组高成熟-过成熟页岩中,有机质孔贡献了68%的孔面积与52%的孔体积。四川盆地海相页岩的孔隙演化受成岩作用和生烃过程共同影响,明确不同热演化阶段海相页岩的优势孔隙类型可以为页岩油气高效开发提供理论指导。

煤层气井的产出水蕴含着重要的地质与产能信息,揭示产出水的地球化学特征与主控因素,阐明产出水的演化路径及其与产能的内在关系,有助于理解产能的非均质性并为开发方案优化提供依据。近年来,黔西地区织金区块煤层气的勘探开发取得重要突破,这为中国南方多层、薄层状煤层条件下煤层气的开发提供了技术示范,但仍然存在产出水质变化大、产能不确定性高、控产因素不明等问题。通过采集黔西地区织金区块上二叠统长兴组-龙潭组煤层气井的产出水样并开展水文地球化学测试,探讨了水化学特征、演化路径及其产量判识意义。产出水质包括Na-HCO ₃型与Na-Cl型,前者的总固溶体(TDS)含量为944~2 681 mg/L,后者的TDS含量为3 603~8 800 mg/L。以TDS含量为刻度,水样的5个聚类(聚类1-聚类5)代表地下水的滞留程度依次增高。脱硫酸作用、阳离子交换吸附作用、浓缩作用是控制产出水化学特征与演化的主要因素。产出水的水质变化先后经历了氧化条件下补给作用主导的低TDS含量(＜200 mg/L) Ca-SO ₄型水质、还原条件下脱硫酸作用与阳离子交换吸附作用主导的中等TDS含量(900~3 000 mg/L) Na-HCO ₃型水质、高度滞留条件下浓缩作用主导的高TDS含量(3 500~9 000 mg/L) Na-Cl型水质。产出水的演化可分为还原阶段和封闭阶段,处于封闭阶段的产出水(TDS＞3 000 mg/L)对应高产井。提取煤层气产量判识的关键水化学指标及其临界值,通过分析TDS含量和Cl ^-、Na ⁺、Sr ²⁺等特征离子浓度可更有效地判识高产井;借助脱硫系数可更有效地判识低产井。黔西地区织金区块煤层气井的选址应避开地下水径流强烈地带,布设在具有高TDS含量、高Cl ^-含量、低SO ₄ ^2-含量的滞留区,珠藏次向斜轴部为布设煤层气井的有利区。水动力干扰及其诱发的低效降压仍是制约直井/定向井多层合采产能效率的重要因素。研究成果可为织金区块煤层气的高效开发与产出水的处理提供依据。

早熟低熟油是生烃活化能低的特定有机母质在低温早熟条件[镜质体反射率( R _o)为0.3%~0.6%,地温为60~100℃]下生成的石油,较未成熟油的成熟度高、油质好,易于形成商业油藏及自然工业产能。这类石油在中国发现早,但其成烃机制和成藏潜力并未被充分认识。近年来,中国石油华北油田公司勘探开发研究院对早熟低熟油进行了探索并在冀中坳陷保定凹陷中-浅层东营组钻获高产油流和规模效益储量,突破了传统认知。对保定凹陷原油和烃源岩开展的有机地球化学分析、储层含烃包裹体分析和生/排烃热模拟实验等成烃机制研究揭示,沙河街组一段下亚段有机质富集层中的低活化能菌藻类和可溶有机质在成岩晚期的强还原咸化水体、高地温场演化环境下,经生化作用、低温热催化作用生成了大量的早熟低熟油,产油量达190 mg/g,排油量达86 mg/g;生油量和排油量分别占干酪根生油高峰阶段( R _o为0.8%~1.3%,地温＞120℃)生油量和排油量的46.4%和37.3%,这为早熟低熟油藏的形成提供了充足的油源。早期生成的石油经通源断裂网络和砂体输导,完成了从源到藏的运聚过程,呈现出近源富集的规律。

浙江油田自2021年6月获得渝西地区大安流转区块以来,全力加大、加快深层页岩气勘探评价及实施,地质认识和工程技术不断深化,多口井产量测试实现工业突破,发现了渝西地区大安深层页岩气田。通过系统介绍四川盆地渝西地区大安区块近两年的勘探发现历程,从区域地质特征、沉积岩相、有机地球化学、孔隙-裂缝、物性、含气性、断裂特征、地质岩石力学性质和优质储层分布特征等对地质成藏条件进行了综合分析,归纳了通过实践创新形成的大安深层页岩气勘探开发关键技术。大安区块五峰组-龙马溪组一段1亚段沉积期整体处于江南-雪峰加里东期造山带北麓上扬子前陆盆地沉积中心,下部优质页岩层为深水陆棚相,强还原缺氧环境为其提供了良好的源储条件,有机生物富碳硅质页岩相发育、有机地球化学指标优良、微观储集空间发育、物性好、页岩自封闭性好、含气性高,表现为过成熟度干气的超压连续型页岩气藏。基于良好的页岩顶、底板条件和隔档式褶皱构造形变的特点,建立了基于"窄陡背斜断层遮挡-宽缓向斜连续分布,构造转折带与低幅背斜构造富集高产"的渝西地区大安深层页岩气富集成藏模式(埋深为3 500~4 500 m),体现了"多场协同、多元耦合、多素叠置"的山地页岩气富集成藏赋存理论内涵。通过实践探索形成了适用于大安深层页岩气勘探开发的5项综合评价方法与技术,包括多尺度天然裂缝精细识别与稳定性评价技术、井平台全生命周期一体化评价与设计技术、高温安全优快钻井配套技术、密切压碎缝控增储提产兼顾套变防治的水平井分段体积压裂2.0工艺技术、基于高频压力连续监测和人造气藏动态评估优化的深层页岩气精细控压返排技术。渝西地区大安深层页岩气田的勘探发现,进一步推动了中国海相深层-超深层页岩气的快速发展。

2024年45卷第2期

传统观点认为页岩气藏中不含硫化氢或含有微量的硫化氢,然而在近10年的勘探开发实践中,已有9个页岩气藏发现了低—特高含量硫化氢,其中,高—特高含量的硫化氢多出现于钙质页岩气藏中。根据硫化氢形成时间的先后顺序,通常将"地质天然"和"施工人造"视为硫化氢出现在页岩区带中的两大主因,前者侧重于论证地质历史中天然地质作用所生成的原生硫化氢在气藏内的残留或运移过程;后者强调施工作业(钻井、水力压裂)过程中带入的微生物和化学物质在复杂井底环境中发生多类别作用后形成的后生硫化氢在气藏中的新生出现。"施工人造"因素的提出为解读页岩气藏中出现的硫化氢提供了新的思路,但目前尚未得到普遍关注;同时,其与"地质天然"因素间的互斥或互补的关联尚未梳理清晰。未来的工作应进一步开展页岩气藏中硫化氢的原生供给能力评价研究,同时应基于现场生产数据深入发掘及建立系统的后生硫化氢成因判别标志和产出预测,以深化认识页岩气藏中硫化氢的成因机制,为后续的页岩气勘探开发提供理论支撑。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组自发现页岩油以来,历经十年的勘探开发,提交三级储量4.3×10 ⁸t,并于2020年成为国家级陆相页岩油开发示范区,在2023年产油量突破60×10 ⁴t。吉木萨尔凹陷页岩油在成藏地质理论、配套勘探开发技术、效益管理等方面取得了一系列理论创新和技术突破。研究结果表明:吉木萨尔凹陷为稳定构造背景下的广阔湖盆,沉积了多组分、高有机质富集的混积岩,厚度达275 m;源-储的薄互层一体式分布为页岩油的富集与保存起了重要作用;高源-储比(4.5∶1)、高有机质丰度(3.24%)、咸化湖沉积环境提高了凹陷内原油的成熟度(镜质体反射率 R _o达1.05%);凹陷内普遍发育超压(压力系数平均为1.36),源-储压力差提高了充注效率和石油富集程度,形成了高含油饱和度、高压力系数的油藏。吉木萨尔凹陷页岩油目前的配套勘探开发技术基本成熟定型:宽频激发、井地联采的精细三维地震提高了地质认识;页岩油"甜点"精细表征和分类评价为开发部署提供了依据;"黄金靶体"钻遇率是水平井获得高产、稳产的基础;"复杂缝网"定制是高效开发页岩油的有效手段;合理排采制度有利于充分发挥水平井的生产能力;市场化降本是推进吉木萨尔凹陷页岩油效益开发的关键。吉木萨尔凹陷页岩油的技术、管理、效益都走在中国页岩油开发的前列,为中国陆相页岩油的高效勘探开发提供了借鉴与示范。

针对现有聚合物增黏剂存在高温降黏缺陷,不能有效调控无固相水基钻井液高温流变性能的难题,采用自由基胶束聚合法制备了丙烯酰胺(AM)/新型温敏单体(MVC)/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠(NaAMPS)梳型温敏聚合物(TSP-Comb)。采用红外光谱、核磁氢谱和凝胶渗透色谱等表征和测定了TSP-Comb的分子结构和重均分子量,采用热重分析和环境扫描电镜分别测定了TSP-Comb分子链的热稳定性和微观结构,采用流变仪和可见分光光度计研究了TSP-Comb的温度响应特性,并研究了TSP-Comb对无固相水基钻井液高温流变性能的调控效果。研究结果表明,TSP-Comb溶液在90~180℃范围内具有优良的高温增稠特性和较高的相变温度(高于60℃),相比较于线性温敏聚合物,TSP-Comb在高温流变稳定性和相变温度提升方面均有明显改善;TSP-Comb的高温增稠特性有助于改善无固相钻井液的高温流变性能,基于TSP-Comb构建的无固相钻井液的表观黏度、塑性黏度、动切力等流变参数在90~180℃较宽温度范围内的变化率小于25%,TSP-Comb显著提高了无固相钻井液的高温流变稳定性,为无固相水基钻井液高温流变性能调控提供了一种新方法。

针对目前天然气水合物藏数值模拟器无法精确表征基质和储层改造区传质传热规律的缺陷,在Tough+Hydrate软件中添加了PEBI非结构网格划分模块和基质—储层改造区传质传热计算模块,实现了储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟。首先对基质和储层改造区分别进行了建模,并根据离散裂缝理论对基质和储层改造区之间的传质传热规律进行了表征,建立了天然气水合物藏储层改造辅助降压开发数值模拟方法。然后以水力压裂储层改造方法为例,研究了中国南海神狐海域试采区天然气水合物藏水力压裂辅助降压开发的产能和物理场变化规律,并对产能影响因素进行了分析。研究结果表明,水力压裂可以加快气水流动相的产出速率和降压速率,进而更充分地利用储层热能和压能促进混合层和水合物层中水合物的分解和产能提升。相比于无压裂方案,水力压裂后峰值产量和长期开发累积产气量的增幅分别可达198.7%和108.1%,但受制于储层热能的大量消耗,降压开发后期水合物分解速率和产能均会出现明显下降,且降压结束后水合物层中仍会剩余大量未分解水合物。裂缝导流能力、条数和半长均会对产能产生较大影响,裂缝导流能力越强、裂缝条数越多、半长越大,降压开发的产能也越高。

以大规模压裂为基础的"压驱"技术,应用于特高含水老油田取得了显著的提高采收率效果。为进一步明确压驱技术对压驱剂驱油效率的影响,对高压作用下其在储层多孔介质表面的吸附损耗展开研究。通过开展常压/高压动态吸附实验,对比分析压驱过程压驱剂在岩心表面动态吸附量变化情况;结合常规压汞和扫描电镜测试,阐明了高压降吸附机理;通过反向压驱物理模拟实验,明确了高压降吸附作用对压驱提高采收率的影响。研究表明,压驱剂在岩心表面的动态吸附量随驱替压差升高而呈现降低趋势;驱替压差分别为0.5 MPa、1.0 MPa、1.5 MPa条件下,压驱剂在岩心表面的动态饱和吸附量分别可较驱替压差为0.1 MPa时降低40.67%、62.17%和72.38%;高压作用下岩心孔隙结构发生改变,平均孔隙半径增加,流体渗流阻力降低,渗流速度升高,压驱剂在岩心表面的动态饱和吸附量降低;高压降吸附作用可提高压驱剂驱油效率,为常压条件下的1.96倍;因此,压驱过程中高压作用可有效降低压驱剂在地层内的动态吸附量从而提高驱油效率。研究成果对压驱技术矿场应用阶段进一步提高采收率具有重要的指导意义。

大庆油田古龙页岩油轻质油带分布广泛,具有与CO ₂形成混相的有利组分、温度和压力条件,注CO ₂前置压裂和吞吐提高采收率潜力较大,但目前对于古龙页岩油-CO ₂高压相行为的认识尚不充分。在状态方程和气液两相相平衡理论的基础上,通过与页岩油恒质膨胀实验、细管实验等结果校验,构建了考虑纳米限域效应的古龙页岩油-CO ₂两相相平衡热力学模型和基于相平衡模型的油气最小混相压力计算方法。以古页2HC井和古页9HC井页岩油为研究对象,阐明了成熟度、油/CO ₂比例、压力、纳米限域效应等因素影响的页岩油-CO ₂相间传质规律。研究结果表明,随着CO ₂摩尔分数的增加,古页2HC井和古页9HC井页岩油的饱和压力逐渐降低。在储层温度和压力条件下,古页2HC井和古页9HC井页岩油能够与CO ₂混相。在相同的CO ₂注入量条件下,古页2HC井页岩油的分子量和黏度更高,降幅也更大,饱和压力和膨胀系数更小,变化幅度也更小。注CO ₂多级接触过程显示,CO ₂在古页2HC井和古页9HC井页岩油中的溶解能力和抽提效果较为接近。在充分接触后,古页2HC井和古页9HC井注气后缘油相中C ₁—C ₆组分全部被抽提到气相中,油相中CO ₂的摩尔分数分别攀升至86.63%和87.35%。纳米限域效应的存在,减小了纳米孔内油气间组成差异,导致了界面张力和最小混相压力的降低,有利于CO ₂与页岩油相溶、混相。纳米限域效应对古页2HC井和古页9HC井页岩油的影响无明显差异,当孔隙半径由100 nm降低到10 nm时,古页2HC井和古页9HC井页岩油与CO ₂的最小混相压力分别降低20.90%和21.31%。通过明确页岩油藏流体相态变化规律,可为注CO ₂开发优化设计提供理论指导。

塔河油田主体区中—下奥陶统表层岩溶带中—小尺度岩溶缝洞是油气开发的重要接替对象,智能识别表层岩溶带、厘定其中缝洞的发育规律至关重要。综合利用三维地震数据、成像测井、常规测井、岩心和岩石薄片资料,建立了表层岩溶带底界面人工智能识别方法,描述了不同尺度表层岩溶缝洞结构的特征及样式,探讨了表层岩溶带发育的主控因素,总结了表层岩溶缝洞发育的地质模式,并指出了此类储集体的有利发育部位。研究结果表明:①自相似系数法和动态时序匹配法可实现表层岩溶带底界面的智能识别,克服人为主观因素的干扰。②塔河油田主体区奥陶系表层岩溶带的厚度为4.5~62.5 m,平均为24.0 m;表层岩溶带呈现了5种不同的岩溶缝洞结构样式,以高角度溶扩裂缝和裂缝为主,局部见洞隙和溶蚀孔洞。③基于"薄化释然性(Thin Likelihood)属性分析+50 Hz分频+绕射波分离成像"多属性融合方法可有效预测表层岩溶带的中—小尺度缝洞。④不同级次的岩溶古地貌、岩溶水系和断裂裂缝共同控制了表层岩溶带缝洞的发育;建立了三级岩溶地貌控制下的表层岩溶缝洞发育模式与沟谷-断裂裂缝耦合条件下的表层岩溶缝洞发育模式。⑤岩溶台原区岩溶残丘的缓坡、核部是表层岩溶带缝洞最为有利的发育部位,其次为断裂和裂缝局部发育的沟谷,这些部位具有较好的开发潜力。

目前认为致密油具有源-储一体或近源大面积分布的成藏特征,但勘探实践表明,中国陆相致密油区普遍存在紧邻优质烃源岩的"甜点区"不含油甚至有大量出水的现象,因此需对其富集"甜点区"进行重新认识。基于对已有源-储间隔夹层的分类方案与成因进行系统梳理,在大量岩心观察资料的基础上,将源-储间隔夹层划分为泥质隔夹层、含泥质纹层致密砂岩和砂泥岩渐变段3类,并分别对其物性、展布以及测井响应特征进行了描述。研究认为,致密油成藏的主要动力为烃源岩生烃增压所产生的膨胀力,当充注阻力大于膨胀力时,不利于油气成藏。定量表征显示,源-储间隔夹层的厚度、横向连续性以及裂缝的发育情况共同控制着充注阻力的大小,影响着源-储间隔夹层阻隔能力的强弱。基于此,建立了源-储间隔夹层对致密油富集的4种控藏模式:①当源-储间夹层厚度小于有效阻隔厚度时,油气将突破隔挡继续运移;②当源-储间夹层延伸半径小于波及区域半径时,油气可从边缘地区突破,形成辐射状油气聚集带;③当源-储间隔层厚度大于有效阻隔厚度且延伸半径大于波及区域半径时,能够有效阻隔油气运移,导致局部出现"有砂无油"的现象;④当源-储间隔夹层发育裂缝时,将会削减其隔挡能力,使油气能够较容易地突破。研究成果与认识以期完善中国陆相致密油的理论基础,为中国陆相致密油的勘探开发提供理论指导。

吐哈盆地台北凹陷丘东洼陷有多口井在中—下侏罗统水西沟群三工河组获得了高产油气流,展现了洼陷区深层的源内致密砂岩具有良好的油气勘探前景。为明确丘东洼陷水西沟群致密砂岩的油气地质条件,整体评价吐哈盆地水西沟群的勘探前景,基于新钻井取得的钻探认识,系统梳理和总结了丘东洼陷的有利成藏条件,指明了下一步的勘探方向。①丘东洼陷经历了多期构造运动,发育南部斜坡、中部洼陷、北部斜坡3个构造带,其中,中部洼陷区构造稳定,有利于多期叠合盆地的油气保存。②丘东洼陷水西沟群发育八道湾组、西山窑组2套煤系烃源岩和三工河组湖相泥质烃源岩,其干酪根类型以Ⅱ ₂—Ⅲ型为主,处于成熟演化阶段。③丘东洼陷水西沟群发育南、北双向辫状河三角洲沉积体系,洼陷区砂体发育,且受有利相带、溶蚀作用、超压、裂缝等因素控制,在5 000 m以下仍发育有效储层。④整体分析台北凹陷水西沟群致密砂岩气的勘探潜力,其内3个洼陷(胜北洼陷、丘东洼陷、小草湖洼陷)均具备大面积煤系烃源岩与辫状河三角洲前缘砂体叠置发育的条件;可在三工河组优选出葡东、红北、陵北、丘东、疙北5个主力扇体,有利勘探面积为1090 km ²,评价的天然气资源量为5.29×10 ¹²m ³,石油资源量为5.2×10 ⁸t,资源潜力大,展现了吐哈盆地凹陷区具有良好的勘探前景。

2021年,南美桑托斯盆地深水区风险探井古拉绍-1井获得重大原油发现,地层测试获得日产千吨高产油流,确定了巴西阿拉姆区块超大型油藏的勘探潜力,证实其具有规模商业开发前景。为了更好认识这一重大突破,在区域地质背景分析的基础上,结合油气勘探历程,对古拉绍-1井的构造-沉积背景、油气成藏条件以及油藏特点进行了详细分析。研究结果表明:①阿拉姆区块位于桑托斯盆地阿拉姆—乌拉普鲁(阿—乌)隆起带,与卢拉—苏格(卢—苏)隆起带的卢拉油田隔"湖"相望,具有相似的构造沉积背景;盆地中央大型古隆起为碳酸盐岩沉积提供了有利条件。②阿拉姆区块邻近主力生烃凹陷,油源充足。③继承性古隆起控制了湖相碳酸盐岩储层连片分布。④盐岩、盐上灰泥岩和泥岩对油藏形成了多重有效封盖。⑤盐下背斜圈闭规模大,为有利油气指向区。⑥古拉绍-1井油藏属于低CO ₂、低H ₂S中质油超压油藏。古拉绍-1井的成功钻探是巴西桑托斯盆地盐下核心区向外围区拓展取得的重大突破,是中国石油天然气集团有限公司(中国石油)坚持海外风险勘探的重大成功,是中国石油海外深水油气合作发展的又一成功实践,对巴西桑托斯盆地盐下油气勘探工作以及中国石油深水油气业务发展战略具有指导意义。

CO ₂捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）在提高石油采收率的同时可以实现碳封存，对保障国家能源安全和实现"双碳"目标具有重要意义。通过梳理国内外CCUS-EOR的发展历程，系统阐述了CO ₂捕集、驱油与封存等不同环节的技术进展及工程实践现状，指出了CCUS-EOR的下一步发展方向。针对CO ₂捕集技术，分析了燃烧前、燃烧后、富氧燃烧和其他新型碳捕集技术的原理、技术特点以及应用场景，指出捕集成本高、工艺创新不足是制约CO ₂捕集技术商业化进程的主要问题。剖析了中国CO ₂驱油与封存从非混相驱、混相驱到高压混相驱的技术发展历程，创新发展了以提高原油混相程度和扩大波及为核心的陆相沉积油藏CO ₂高压混相驱油与封存开发理念，形成了涵盖井网井距优化、水气交替、注采耦合和化学封窜的CO ₂驱油与封存油藏工程设计技术，并形成了长距离管道输送、高效注入和安全监测等相关配套技术。针对中国CCUS-EOR发展过程中面临的挑战和重大技术需求，提出大力发展CO ₂低浓度气源高效低能耗捕集技术、CO ₂驱油与封存一体化优化关键配套技术、CO ₂排放源与含油气盆地源汇匹配优化技术和CCUS全链条产业化集群化体系建设的攻关方向，从而为CCUS-EOR实现大规模商业化应用提供支撑。

深层—超深层油气资源是中国油气增储上产的重要接替资源，实现深井、超深井安全优快钻完井对于深层—超深层油气资源效益开发具有重要意义。通过回顾中国深井、超深井发展历程，梳理对比深井、超深井钻完井技术发展现状、关键技术进展及应用效果，结合面临的主要问题指出了下一步的发展方向。通过对比全球及中国深井、超深井钻完井关键钻井装备、井身结构优化与拓展、钻井提速、钻井液、固井、随钻测控技术与装备、试油完井关键技术指标及应用情况，指出抗高温高压、高稳定性是当前存在的主要技术差距。剖析了支撑中国实现陆上8 000 m超深井常态化，钻深能力迈上9 000 m台阶，正向万米挺进的深井自动化钻机、井身结构优化、控压钻井、高效PDC钻头、抗高温超高密度油基钻井液、高效堵漏、高强度韧性水泥浆及自动化固井、抗高温酸压、深层连续管作业机等一批高端装备、尖端工具、核心助剂的最新进展及应用情况。针对超深层超高温、超高压、复杂地应力和多压力系统等给安全高效钻完井带来巨大挑战，提出进一步开展井身结构拓展、抗超高温高压井下工具仪器、超高温井筒工作液、超深高效破岩及提速工具、超高温特高压试油完井工具、超高温低伤害压裂液和酸液体系、数字化智能化钻完井装备与技术等攻关研究，加速关键核心技术的突破与迭代升级，为深层—超深层油气资源高效勘探开发提供支撑与保障。

中国历经10余年的页岩气压裂理论创新与工程实践，已形成中浅层（<3 500 m）海相页岩气压裂理论与技术体系，支撑了海相页岩气规模效益开发。中国深层（3 500~4 500 m）—超深层（>4 500 m）页岩气技术可采资源量占页岩气总可采资源量的56.63%，实现高效开发是页岩气产业发展和保障油气安全的主战场；四川盆地及其周缘深层—超深层页岩气可采资源量占其总可采资源量的65.8%，是高效开发页岩气和建设"气大庆"的主阵地。基于中国深层—超深层页岩气压裂的前期探索与实践认识，根据深层—超深层页岩气压裂的10大特征，分析了由此衍生并亟待解决的6个基础问题或面临的挑战，提出了亟需创新的5个关键理论和方法，指出了深层—超深层页岩气压裂的10个发展方向，并强调：中国页岩气开发要"深浅并重"，中浅层要继续规模建产和提高采收率；深层—超深层要实现高效开发，进军深层—超深层机遇和挑战并存，尚需不断"砺剑"，加快建立中国深层—超深层页岩气压裂理论与技术体系。

前陆盆地是世界上油气资源最丰富的盆地类型，而地处其活动翼的前陆冲断带已成为近年来勘探突破发现和增储上产的重要接替领域。中国前陆冲断带油气地震勘探技术发展经历了常规二维地震、宽线大组合二维地震、常规三维地震和宽方位高密度三维地震4个阶段。通过面向叠前深度偏移成像的地震采集优化设计技术、面向复杂构造区的地震资料处理技术和面向复杂构造区的地震资料解释技术3个方面阐述了中国前陆冲断带油气地震勘探关键技术，并以塔里木盆地库车坳陷、准噶尔盆地南缘为例介绍了主要勘探成效，其对推动前陆冲断带核心配套技术形成和应用具有重要意义。对于前陆冲断带勘探中所面临的复杂地表和地下地质条件（双复杂）、构造变形剧烈、地震资料品质差等挑战，依然需要在"人工智能+物探技术"、深层—超深层、岩性地层及非常规油气藏、地球物理综合服务与跨专业一体化协同工作等方向进行探索和发展。

页岩气是清洁、高效的非常规天然气资源。近10年来中国海相页岩气勘探不断取得突破，对保障国家能源安全发挥了重要作用，中国也成为世界第2大页岩气生产国。与国外相比，中国海相页岩气资源广泛分布于川、渝等山地地区，地震勘探技术在先天条件差与资源需求急迫的双重推动下取得了快速发展。聚焦中国复杂山地地表、复杂地下构造条件下的海相页岩气地震勘探技术难题，分析国内外海相页岩气的地震勘探技术现状，明确地震勘探技术在提高水平井钻遇率的宗旨下，应以实现高效经济采集、高精度地震成像及页岩气藏解释为发展目标。系统梳理中国海相页岩气地震勘探的关键技术，对行业关注的节点采集、各向异性深度偏移、随钻快速成像及地质力学参数预测等地震关键技术进行了重点介绍及应用效果分析，提出了中国海相页岩气地震勘探技术面临的主要问题及发展方向，并针对中国复杂的地质条件，指出应加快高端自主地震采集、处理技术的研发，筑牢岩石物理基础，深化地质—工程一体化，提高人工智能技术在页岩气地球物理勘探领域的普及应用，推动深部、常压页岩气资源的高效利用。

海相页岩是中国海相页岩气藏的主要资源阵地，但海相页岩气成藏机理复杂、物性差、流体赋存形式多样。海相页岩气储层品质评价是页岩气勘探开发中甜点优选的重要评价内容，地球物理测井则是其储层品质评价的重要手段。通过分析海相页岩气地质特征及目前勘探开发面临的难题，介绍了孔隙尺度—岩心尺度—测井尺度的多尺度岩石物理分析技术，围绕含气页岩的有机质、储集性、含气性等地质品质关键参数以及脆性指数、应力、断裂韧性等工程品质关键参数，梳理了这些关键参数的预测技术，建立了页岩气储层品质分级及甜点优选的测井综合评价体系，并应用实例说明了该技术的应用效果和适用性。最后，通过分析页岩气测井评价技术目前存在的问题，提出了新的思路和未来的发展趋势。

琼东南盆地是中国近海的一个在浅水区、深水区、超深水区均发现煤型大气田的盆地，探讨其天然气地质特征及勘探新领域具有重要的理论和实际意义。笔者基于区域地质、地震、钻井、地球化学测试等数据分析了琼东南盆地的成藏特征和勘探潜力。研究结果表明：琼东南盆地在崖城组沉积期具有"两隆两坳"的构造格局，崖城组的煤型烃源岩（包括煤系烃源岩和陆源海相烃源岩）是主要的烃源岩，以渐新统崖城组（扇）三角洲为中心的煤型烃源岩的生烃灶，主要沿北部坳陷北缘、中央坳陷南缘和北缘呈串珠状分布；北部坳陷北缘的煤型烃源岩的成熟度低，未进入大量生气阶段；中央坳陷南缘和北缘的煤型烃源岩均已成熟，且已进入大量生气阶段；每个（扇）三角洲发育的煤系烃源岩及其周边的陆源海相泥岩均为1个富气生烃灶。受渐新世煤型烃源岩的生烃灶控制，形成了中央坳陷南缘和北缘2个大型气聚集带；气聚集带中的凸起、断阶带、缓坡带、凹中浊积体等圈闭是煤型天然气的主要勘探领域，勘探前景巨大，天然气资源量预计超过2×10 ¹²m ³。

北部湾盆地是南海西部海域重要的原油勘探区和产区，具备多凹陷含油、多层系成藏、多种油气成藏模式等优势成藏条件，近年来在页岩油、潜山、岩性、深层油气、后备凹陷/洼陷等新领域、新类型油气勘探中取得了突破。为了落实北部湾盆地重要生烃凹陷的区域成藏规律，指导后续常规油气精细勘探开发及新领域、新类型油气勘探，对区域石油地质条件开展了研究，总结了成藏规律。研究结果表明，多期构造运动控制了北部湾盆地的构造演化和物质充填；古近系始新统流沙港组二段油页岩和半深湖亚相泥岩为盆地最重要的烃源岩，此外，在流沙港组三段、流沙港组一段、涠洲组二段也发育多套烃源岩；发育潜山储层和碎屑岩储层，形成了多源、多储、多盖的格局；凹陷区原生近源成藏、凹中断裂带/断隆带/陡坡带垂向成藏、斜坡区过路成藏、凸起/隆起区汇流成藏等多种成藏模式控制了北部湾盆地的多凹陷成藏；油气在多凹多带有序分布，油气的差异聚集控制了内气外油、深气浅油的油气分布特征，不同区带内的油气藏类型差异显著。在区域石油地质条件与成藏规律的指导下，从资源潜力、成藏条件、勘探开发程度综合分析，页岩油、潜山、岩性圈闭、深层油气、后备凹陷/洼陷是北部湾盆地未来勘探开发的重要领域。