现在中国石油企业海外低勘探程度区块逐渐增多,需要一套针对低勘探程度盆地(区块)快速确定勘探方向的方法。根据成藏组合与油气勘探的方向和勘探部署密切相关的特点,讨论了成藏组合的定义、研究内容及其与区带之间的区别,重点介绍了成藏组合快速分析技术在海外低勘探程度Melut盆地迅速确定勘探方向时的应用。在资料分辨率保证的前提下,打破了国内勘探初期先平面分区、后分层评价的传统模式,勘探伊始就以最能反映油气聚集特征的纵向划分入手,划分出不同的成藏组合。在确定油源的前提下,通过对储层、盖层、运移通道,断层封闭性、构造、有利圈闭及配套条件等方面的快速分析,迅速确定了主力成藏组合和主力成藏带,优选了勘探目标,在苏丹Melut盆地取得良好的勘探效果。

随着油气藏勘探的不断深入,岩性油气藏勘探从有明显圈闭型的油气藏,进入大规模连片储集体系的连续型油气藏;地层油气藏从东部盆底基岩潜山油气藏,进入中西部大型不整合面控制的大规模地层油气藏。根据圈闭是否具有明确界限和油气聚集分布状态,把油气藏分为常规圈闭型油气藏和非圈闭连续型油气藏两大类,明确了连续型油气藏内涵,阐述了其主要地质特征。大型浅水三角洲体系及其砂质碎屑流砂体是连续型油气藏形成和大面积分布的地质基础,成岩相定量评价是低—特低孔渗连续型储层评价的重要方法。在湖盆中心陆相沉积上,建立了以鄂尔多斯盆地长6组为代表的湖盆中心深水砂质碎屑流重力成因沉积模式,拓展了中国湖盆中心部位找油新领域;在储层评价上,以四川盆地须家河组为例,系统提出了成岩相内涵、分类和评价方法,运用视压实率、视胶结率和视溶蚀率等参数定量表征成岩相,为落实有利储集体分布提供了理论依据和工业化评价方法。中国连续型油气藏储量规模与潜力很大。

塔里木盆地纵向上含油气层系多,除二叠系外,自寒武系到新近系均获得了工业油气流;平面上,自盆地北部的库车地区至盆地南部,自塔东地区至塔西南地区,均有油气发现。油气平面分布的广泛性和垂向上的多层系与油气输导体系的类型及空间配置组合关系具有密切联系。研究表明,塔里木盆地发育了多种类型的油气输导体系,有不整合、断层、裂缝、渗透性输导层及火山刺穿等输导体。其中:断层输导体是油气垂向运移的高效通道,控制着塔里木盆地油气的纵向分布范围和规模;不整合输导体是油气长距离侧向运移的通道,控制了油气的平面分布范围;渗透性输导层既是油气长距离侧向运移的通道,也是重要的油气储集空间;而裂缝的最大作用则是增大渗透率,降低油气运移的阻力,并可显著改善储层的储集物性。总结了输导体系的类型及其对油气藏的控制作用,并探讨了输导体系有效性的主控因素,为塔里木盆地的油气勘探提供有益参考。

为了分析郯庐断裂带对渤海海域渤东地区的构造特征、构造演化及油气成藏的控制作用,解释了5条地震剖面,并对其中一条剖面做了平衡恢复。研究结果表明,郯庐断裂在渤东地区表现为3个分支,剖面上发育明显的负花状构造、具有走滑性质的正断层、滚动背斜、垒堑构造、断阶构造等,还可见海豚效应现象。平面上深部走滑断层延伸较远,浅层形成大量的雁列式正断层。郯庐断裂古近纪主要以伸展活动为主,且以渐新世东营组沉积期伸展活动最强,上新世—第四纪以走滑活动为主。因此,渤东地区断裂具有分层差异变形特征,基本上可以分为两套断层系统:1古近系及其下部的伸展断层系统;2新近系—第四系的走滑断层系统。郯庐断裂的晚期强烈活动促使了油气的晚期成藏。

和田河气田天然气主要源自寒武系烃源岩早期所生液态烃的二次裂解。针对其天然气成因类型,设计开展了源岩热解生烃和原油裂解成气模拟实验,在此基础上建立并标定了有机质生烃及原油裂解成甲烷过程中碳同位素分馏的化学动力学模型,进而在和田河气田的潜在源区进行了地质应用。结果表明,和田河气田两个潜在源区均有短期内大量生气的特征,这有利于减小成藏过程中天然气的散失量。但是,巴楚凸起生气期较早,且所生油气先后经历了两次构造运动破坏;而麦盖提斜坡先北倾后南倾的构造格局演化既使西南坳陷烃源岩早期处于构造上倾部位,生气较晚,又使其所生烃类早期在构造相对稳定的西南古斜坡的构造高部位成藏,而不是在其下倾方向的玛扎塔格断垒构造带聚集,避免了和田河地区的两次构造运动破坏。因此,和田河气田天然气应主要源于西南坳陷。

襄城凹陷下第三系油气显示较为广泛,原油性质呈高密度、高黏度、高含硫、高含蜡的特点,为典型的未熟—低熟油。根据襄城凹陷所处的区域构造背景及烃源岩和原油的有机地球化学特征,采用有机显微组分分析、生物标志物检测、有机岩石学研究等方法,对源岩的沉积环境、烃源岩特征以及生烃母质来源进行了深入分析,探讨了未熟—低熟油油藏形成的主要地质条件。研究结果表明,核桃园组多为半咸水—咸水湖相和盐湖相沉积,属于还原—强还原环境; 形成未熟—低熟油的主要成烃母质是藻类,陆源有机质中的木栓质体、角质体和各种细菌;应以核二段为主要目的层,以寻找短距离运移、聚集及自生自储油气藏为主。

综合利用井筒资料、分析化验资料、岩心资料和薄片鉴定资料,研究了松辽盆地英台—他拉哈地区青一、二段湖底扇的沉积特征。结果表明,湖底扇由英台扇三角洲前缘相带的砂体整体滑塌并近距离搬运所形成,形成过程具多期次性。湖底扇具有敏感的地震响应。充分利用三维地震资料,通过井震精细标定、地震动力学参数提取、等时切片、储层反演等综合手段,精细刻划了砂体的空间分布特征。综合分析认为,湖底扇在平面上叠加连片,空间上呈透镜体展布;湖底扇具有较大油气勘探潜力,勘探目标以岩性油藏为主。

勘探开发实践表明,断块油田开发中后期仍存在许多小型断块原始油藏,这些小型断块油藏隐蔽性强、常规手段难以识别。通过断裂构造的物理模拟和构造应力场分析,认为胜利油区断块油田的形成与6种断裂带有关,大中型断层的应力集中、转向和释放处发育小型断层,小型断层与大中型油源断层交汇处的圈闭成藏条件好。在分析和预测了不同断裂带小型断块油藏分布规律的基础上,利用高精度三维地震等技术,成功地在胜利油区识别和描述了150多个小型断块油藏。由于断块油田开发中后期地面设施齐全,尽管小型断块油藏储量规模较小,但开发效益好,是我国东部断陷盆地原油增储上产的重要目标。

根据南堡凹陷543个油藏、大民屯凹陷911个油藏、徐家围子凹陷16个气藏和全国43个大型油田储量的分布,发现不仅油气藏储量规模分布具有分形特征,储量丰度分布和储量空间分布也同样具有分形特征。据此,提出了基于随机模拟技术和傅立叶变换功率谱方法的油气资源空间分布的二维分形模型,用于描述区带油气资源的分布。利用该模型修正资源丰度、排除高风险区域、设置丰度经济界限,既可以预测不同含油气概率地区的资源量,又能够指出资源空间分布位置。在徐家围子凹陷预测出剩余天然气资源主要分布在凹陷东南部,为下步勘探指明了方向。

对于陆相沉积的薄砂岩储层,其地震储层预测的可信度与油气勘探开发的关系十分密切。采用近几年发展起来的地震非线性随机反演方法,以测井、地质信息作为约束条件,通过拾取有效的地震波振幅、相位和频率信息,对胜利油田孤岛南区馆陶组薄砂岩储层进行了钻前预测。对26口新钻井的统计结果表明,预测与实钻吻合。这表明该地震储层预测方法具有较高的可信度,在油气田勘探开发中具有良好的应用前景。

采用X射线CT获得反映岩石微观结构的三维真实数字岩心过于昂贵和费时,因此正确评价利用岩心二维图像重建三维数字岩心的准确性具有重要的应用价值。利用顺序指示模拟方法,依据岩心的二维图像重建三维数字岩心,并计算了真实数字岩心与重建数字岩心的孔隙尺寸分布函数、局部孔隙度分布函数和平均渗流概率函数。应用有限元方法计算了重建数字岩心与真实数字岩心的体积模量和地层因素。重建数字岩心与真实数字岩心的对比表明,两者具有相同的孔隙度、变差函数和均质性,但相比真实数字岩心,重建数字岩心的平均孔隙半径偏小,孔隙连通性较差。

总结了以胜利油田为典型代表的我国东部高含水油田提高水驱采收率的技术实施经验,通过室内物理模拟水驱油实验和数学模拟计算,揭示了剩余油富集区的形成机理和分布规律。研究结果表明,低级序断层、夹层和储层优势通道是高含水油田剩余油富集的主要地质控制因素。利用低级序断层描述与预测、夹层描述与预测、河流相储层构型以及油藏综合地球物理等剩余油分布研究技术,在高含水砂岩油藏预测出了由低级序断层和夹层控制的剩余油富集区,辅以精细开发调整、复杂结构井等针对性的提高水驱采收率技术,取得了很好的应用效果。分析并指出了老油田提高水驱采收率研究所面临的挑战和技术攻关方向。

针对吉林扶余油田某水驱区块在注水中后期地层可能存在次生水体和高渗通道的情况,利用三维高压比例模型,进行了水驱后转蒸汽驱物理模拟研究。结果表明,在水驱正韵律油藏的下部存在着因高含水饱和度导致的高水相渗透率通道。在转注蒸汽后,蒸汽首先沿着该通道进入油层。随着累积注汽量增大,蒸汽逐渐向油层中上部波及,最终可以实现油层纵向上的均匀波及。这不仅可以在水驱基础上较大幅度提高采收率,还能有效降低综合含水率。同时,为研究单一薄层油藏采用水平井蒸汽驱的可行性进行的不同井网蒸汽驱实验结果表明,对于薄层蒸汽驱,水平井注汽井的开采效果要优于垂直注汽井,但也存在水平段吸汽不均衡的现象。

研究了沁水盆地南部樊庄区块煤层气投产井地质特征、压裂增产工艺、生产状况及排采技术等，分析了影响煤层气单井产量的关键因素，并讨论了提高煤层气井单井产量需要关注的问题。研究结果表明，煤层气高产井通常临界解吸压力与地层压力的比值较高，压裂施工时加砂量、用液量高；采用变排量施工工艺，控制裂缝形态，可提高压裂效果；特别是煤层气产出表现出“气、水差异流向”规律：构造高部位利于产气，构造低部位利于产水。在煤层气开发中，必须保证科学的排采制度，坚持“缓慢、长期、持续、稳定”的原则，排采早期保证液面稳定缓慢下降。在产气阶段，要保持合理套压，排采制度切忌变化频繁，避免由于煤层压力激动造成煤层坍塌和堵塞。

嘉二²B层的粉晶云岩储层和嘉二¹亚段的泥晶—泥粉晶云岩储层是川中磨溪构造嘉二段气藏的主力产层,物性较好,且平面上分布稳定,但测试成果显示,其产能相差甚远。对储层岩石的镜下特征、毛细管压力特征以及孔隙度与渗透率关系等方面进行的分析表明,这两套储层的微观孔喉结构差异较大,嘉二¹亚段储层尽管孔隙度较高,但由于喉道细,连通性差,流体在其中的渗流能力因此明显下降。笔者采用主成分分析法,从原始变量的相关矩阵出发,通过研究其内部结构,找出起主导作用的新变量,针对不同孔喉结构的储层分别建立不同的分类评价标准,从而更客观地反映储层对流体产出的贡献值。

根据岩心观察描述、铸体薄片、扫描电镜、岩心分析化验等资料,对柴达木盆地油泉子油田油砂山组储层特征及低渗透成因进行的研究结果表明,储层物性总体较差,储集空间以剩余原生粒间孔隙和溶蚀孔隙组合为主,孔隙结构类型属小孔-微细喉道型。沉积因素对低渗透储层的形成起决定性作用,储层粒度细,碳酸盐和泥质含量高,原生孔隙不发育,储层极易被压实,地下酸性流体难以进入,影响了溶蚀作用的进程。成岩作用是储层低渗透成因的最主要的影响因素,压实和胶结作用使原生孔隙空间不断缩小,储层孔隙渗透性降低,岩石致密。溶蚀作用和微裂缝发育不充分,对储层没有明显的改造作用,也是低渗透储层形成的一个重要原因。

建立了复杂储层的三维非规整网络模型,通过微观数值模拟研究了饱含水核磁T₂谱与孔隙尺寸分布间的关系,讨论了储层特征及饱和度等对T₂谱的影响规律。结果表明,饱含水岩样T₂谱与孔喉半径分布具有很好的相似性,随着喉道半径、孔喉比的增大,核磁T₂谱的峰值均向右移动,其不同之处在于:孔喉比增大时,孔隙体T₂谱与喉道T₂谱逐渐分开;含水饱和度为53%时,中等水湿岩样T₂谱左边部分与水湿岩样基本重合,右边部分弛豫时间明显大于水湿岩样;油湿岩样的弛豫时间在整个区间内均大于水湿岩样;随着含水饱和度的降低,强水湿岩样T₂谱峰值信号强度减弱,在左边短弛豫时间处出现另一缓慢增强的T₂峰;中等水湿岩样T₂谱原峰值处的信号强度降低,在右边长弛豫时间处出现一个以油的表面弛豫为主的峰。

设计一种新型阴离子表面活性剂,通过在强酸或弱酸中交联,得到多功能清洁酸性压裂液(MF-VES)。实验结果表明,在配比为5%HCl+10%CH₃OH+6.5%MF-VES+0.5%YH-2条件下,MF-VES压裂液具有黏弹性表面活性剂(VES)的低黏度、高弹性、耐剪切等性能及很强的携砂能力。通过缓蚀剂的筛选评价实验,采用YH-2作为缓蚀剂,能够保证多功能压裂液在施工过程中不对压裂施工设备和管柱造成大的伤害。现场应用结果表明:MF-VES压裂液作业过程伴随酸化过程,可清除近井地带的污染,同时解除近裂缝地带的颗粒运移、基质的塑性应变等作业伤害;提高近裂缝地带的渗透率,在高导流能力的人工裂缝周围创造出一条高渗流带,消除压裂作业带来的伤害。

对于低渗透油藏,驱替压力梯度较小时,渗透率和启动压力梯度随着驱替压力梯度的增加而增加;当驱替压力梯度大于某临界值时,渗透率和启动压力梯度不再发生变化,保持为常数。基于这种动态渗透率效应,建立了低渗透油藏的试井解释模型,并采用数值方法进行了求解。计算结果表明,在相同最小和最大渗透率条件下,动态渗透率效应持续时间越短,对应的启动压力梯度越大,则压力响应及其导数曲线抬升越大;比基于启动压力梯度的试井解释模型的压力响应及其导数曲线抬升幅度要平缓很多,计算结果更加符合实际情况;比封闭边界效应使导数曲线抬升的幅度要小且时间要早,分辨点明显。

利用可视砂床渗透、压力传递、吸附、扫描电镜和高精度显微技术以及承压实验,从微观和宏观方面研究了超低渗透钻井液体系作用机理。研究结果发现,超低渗透剂(YHS-1)能够迅速地吸附在井壁上,而且吸附能力强,达到平衡的时间短,吸附量很高。利用扫描电镜和超清晰显微技术研究发现,超低渗透钻井液能够在井壁和泥饼前端形成一层致密胶束膜,该膜进入岩石内部极浅,比较容易清除。页岩抑制和压力传递实验发现,该体系能够有效地降低孔隙压力在地层中的传递及抑制页岩膨胀,达到防塌的目的。从压力传递和承压实验发现,该体系能够形成柔性致密胶束膜及渗透率为零的封堵层,能够大幅度提高地层的承压能力,具有保护油层、稳定井壁和防漏的突出性能。

在温度为4℃、压力为20MPa条件下,利用水合物综合模拟实验系统,对用于南海深水钻井的油基钻井液体系进行了抑制水合物生成的评价实验。结果表明,由于天然气在油相中的溶解度远高于在水中的溶解度,油基钻井液又是分散的乳化液,使得油基钻井液中水合物形成的诱导时间比水基钻井液中少。因此含水的油基钻井液体系在深水环境下(高压和低温)很容易生成天然气水合物,含水量越高,生成的量越大。所以在钻井作业过程中,要适当降低泥浆中水的含量,增加泥浆密度,防止地层水和气大量进入井内随油基钻井液一起循环。高浓度乙二醇能较好地抑制油基钻井液中水合物的形成。为了达到最佳抑制效果,可在钻井液中配合加入适量聚合醇与无机盐。

随钻测量的连续脉冲信号在井下传输的能量损失大部分来自于钻井液内部及其与管壁之间的摩擦。引入复频率概念,考虑到钻井液流体非牛顿流动特性,应用拉普拉斯变换,对脉冲信号在井筒内传输过程的衰减情况进行了频域分析,建立了钻井液连续脉冲信号传输频率相关摩阻模型;应用现场工程数据,分析了频率相关摩阻的影响因素及影响规律。结果表明,连续脉冲信号在低频段内衰减强度小,传输距离更远;在高频段内,连续脉冲信号传输稳定性更好。频率相关摩阻主要由脉冲信号频率特性和钻井液流体性质决定,在低频段内,其对脉冲信号衰减强度的影响更为显著;钻井液黏度越小,频率相关摩阻越小。

采用岩石断裂力学的方法,分析了水力裂缝与地层界面相交时水力裂缝沿其高度方向可能发生的3种扩展行为:1裂缝停止扩展;2裂缝沿地层界面转向扩展;3裂缝直接穿过地层界面进入隔层内,并给出各种行为发生的判断准则。该模型中考虑了分层地应力、分层岩石力学参数、地层界面效应、储层厚度及施工参数的影响。研究表明,对于水力裂缝与地层界面相交后停止扩展的情况,裂缝存在一个临界长度。裂缝超过临界长度后,将沿地层界面转向扩展或穿过地层界面进入隔层内。得出临界裂缝长度的计算方法。对于水力裂缝与地层界面相交后穿过地层界面进入隔层内的情况,分段计算应力强度因子并将其叠加,给出了裂缝在隔层中延伸距离的计算方法及验证实例。

对节理煤层的井壁失稳机理分析表明,近井壁的裂纹受到地应力和裂纹应力的双重影响,比煤岩块体更容易遭到破坏。用应力强度因子描述了裂纹的受力集中程度,利用强度准则构建了裂纹扩展破坏的判据,据此提出了节理煤层井壁稳定评价模型。该模型可以定量判断节理煤层直井或水平井井壁是否稳定,对其他节理地层的井壁失稳评价也具有借鉴意义。应用该模型并结合实例评价了煤储层水平井的井壁稳定,分析了裂纹倾角、井底压力、裂纹长度和井眼半径对应力强度因子的影响。对于节理煤层水平井,随着井底压力的增加,应力强度因子K_Ⅰ和K_Ⅱ呈线性减小,井壁稳定性变好;随着裂纹长度的增加,应力强度因子K_Ⅰ和K_Ⅱ也显著增加,井壁稳定性变差;裂纹倾角增大,应力强度因子K_Ⅰ减小,而K_Ⅱ增加,裂纹的抗张能力增强,抗剪能力降低,井壁的整体稳定性变差。当井径增加时,K_Ⅱ增加,抗剪能力降低,井壁的整体稳定性变差。节理煤层中井眼存在尺寸效应,煤岩中存在裂纹是其重要原因。裂纹与井径的比值越大,尺寸效应越明显。

钻井隔水管是深水油气田开发的关键装备,钻井系统浮体运动与波浪载荷可能导致隔水管的疲劳失效。在超深水环境下,浮体与细长结构之间的交互作用十分显著,而基于常规解耦方法预测得到的隔水管波致疲劳状况是不准确的,因此,建立了超深水环境下的系泊钻井系统有限元模型。基于耦合系统分析方法,对隔水管疲劳特性进行的研究表明,由低频浮体运动导致的低频疲劳是引起隔水管疲劳失效的重要因素,同时受浮体与细长结构之间耦合效应的影响也比较显著。因此,精确预测浮体运动是分析隔水管波致疲劳的关键,推荐采用耦合系统分析方法。

采用数据融合方法研究了基于多地震波传感器的管道安全监测预警系统中目标特征提取及识别问题。用多个传感器及处理模块采集管道周围目标产生的震动信号,采用经验模态分解方法对地面震动信号进行处理,提取分解结果的归一化峭度,将其作为特征向量;利用主要频率区间的特征向量进行单一传感器的目标识别。由于监测系统由多个单独传感器采集模块组成,为了提高目标的识别率,采用D-S证据理论对识别结果进行了数据融合,得到最终识别结果。利用该方法对实验采集数据进行处理,验证了文中提出的方法。

利用核磁共振技术,并结合离心实验,确定出可动用流体对应的下限离心力为2.76MPa;由毛管力原理,计算出可动用喉道半径下限为0.05μm,确定了火山岩储层可动用下限实验标准。研究结果表明:火山岩储层不同岩性可动流体驰豫时间(T₂)截止值与渗透率的关系与砂岩可动流体T₂截止值的变化规律不同。火山岩岩样的可动流体T₂截止值随渗透率增大而减小,并与裂缝发育程度相关。不同岩性可动流体T₂截止值由大到小依次为流纹岩、熔结凝灰岩、晶屑凝灰岩、角砾熔岩、火山角砾岩。不同岩性火山岩储层岩样的可动流体百分数总体而言随渗透率的增大而增大,束缚水饱和度随渗透率的增大而减小。

通过物理模拟实验和数值模拟方法,研究了中原油田胡12块原油的氧化性能与氧化规律,确定了低温氧化动力学参数,评价了中、高渗透非均质油藏空气泡沫的封堵特性与调驱效果,优选了空气泡沫调驱的注采方案。矿场先导性试验结果表明,胡12块原油具有良好的氧化性能,在中、高渗透非均质油藏中,空气泡沫-空气-水交替注入效果较好。说明空气泡沫调驱提高采收率技术是安全可行的。