基于鄂尔多斯盆地页岩油水平井体积开发实践,采用室内研究和矿场生产数据分析相结合的方法,系统总结了页岩油水平井整体的递减规律和不同类型储层单井预计最终可采储量的差异,不同开发阶段的含水、含盐、压力、气油比、水平井段间出液变化规律。在此基础上,形成了“合理焖井促平衡、初期控排防出砂、稳压生产保能量”的生产制度和“冲砂、清蜡、清垢、控气、防偏磨”的治理技术及配套工艺。页岩油水平井在一次补能开发条件下,Ⅰ类、Ⅱ ₁类储层平均单井预计最终可采储量分别为3.0×10 ⁴t以上和约2.4×10 ⁴t,实现了规模效益开发。同时,针对中、后期页岩油水平井单井产量低和进一步提高页岩油采收率的需求,在前期矿场实施效果分析的基础上,结合油藏数值模拟研究,提出了老区水平井重复压裂造新缝的方式来提高单井预计最终可采储量和采收率,预测可提高采收率5%以上。

三叠系延长组6段(长6段)是鄂尔多斯盆地石油储量与原油产量的主力贡献层段之一,也是中国陆上最早进行石油开发的层段。为揭示鄂尔多斯盆地东南部长6段致密油的形成与分布规律,基于1 505口探井的钻井、录井、测井及岩心样品等资料分析,系统研究了致密油的形成机理与富集规律,刻画出古陡坡、古缓坡和古湖底3种古地貌单元以及坡底、沟道、洼地等10余种次级古地貌单元,建立了"二坡一底、南北分区"的新构造模型。综合古地貌、成藏条件与原油运聚物理模拟实验,明确了缓坡双源供烃+分流河道末端中—差储层型、湖底单源供烃+零星重力流差—中储层型、陡坡坡底双源供烃+重力流中—优储层堆积型、陡坡单源供烃+优—中储层破坏调整型4种结构差异的成藏组合,揭示了三角洲前缘型致密油藏和重力流型致密油藏的成因机理与过程,明确近源有效圈闭中优质储层规模是致密油富集高产的关键。提出多元古地貌背景下异构的生-储-盖组合控制了致密油的差异分布和富集成藏模式,优化了典型油区的勘探对策,提出陡坡坡底扩边勘探、湖底立体兼探、缓坡多井型精细勘探和陡坡构造调整区有效圈闭勘探等非常规石油勘探对策,探讨了大型陆相致密油田形成的4项基本地质条件(构造作用、物源、古地貌单元和保存条件)。鄂尔多斯盆地东南部长6段累计落实致密油地质储量为1.885 522×10 ⁸t,近3年生产的原油量累计为16.72×10 ⁴t,发现并建成长6段首个亿吨级整装致密油田——黄陵油田。研究成果以期对中国陆相湖盆的非常规石油成藏地质理论发展与勘探开发实践起到促进作用。

2023年,四川盆地中部地区龙女寺区块茅口组二段(茅二段)勘探获得重大突破,向自然资源部提交探明储量超过460×10 ⁸m ³,是四川盆地茅口组60年勘探历程中发现的首个大型气藏。截至2024年,中国石油天然气股份有限公司在川中地区茅口组探明天然气地质储量超过1 500×10 ⁸m ³,茅口组成为四川盆地增储上产重要新领域。主要取得以下认识:①创新提出了川中古隆起对茅二段沉积早期的古地貌分异具有显著控制作用,古隆起边缘发育的坡折带是高能滩体发育的有利区,龙女寺—合川—南充地区的滩体厚度大,是勘探的有利突破口。②川中地区龙女寺区块的高能滩相遭受了早期暴露溶蚀及浅埋藏等多期白云岩化作用,可形成茅二段优质白云岩储层,为规模成藏提供储集空间条件。研究区内的茅二段下亚段发育裂缝-孔隙型优质储层,储层厚度为5~30 m,岩心孔隙度为2%~8%,渗透率为0.01~1.00 mD。③多源接力供烃、早期成储成圈是川中地区龙女寺区块茅口组规模成藏的主要机理。寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组和二叠系茅口组一段优质烃源岩先后成熟且持续供烃,这为龙女寺区块的茅口组气藏提供了从中三叠世至晚垩世的4期持续油气充注。高能滩相储层早期成储,且滩体外有致密灰岩封堵,由此形成早期岩性圈闭,有利于规模成藏。④龙女寺—合川—南充一带是茅二段下亚段勘探最有利区,川西地区雅安—都江堰一带、川北地区盐亭区块、蜀南地区泸州区块具有相似的沉积背景和有利成藏条件,是下一步勘探的潜在有利区。

特低渗-致密油藏采用大规模压裂和注水/化学剂增能的开发模式给数值模拟技术带来了新的挑战。通过离散裂缝模型表征复杂裂缝网络,考虑储层应力敏感和非线性渗流特征,耦合表面活性剂和盐的吸附、扩散效应以及二者作用下毛细管压力、相渗曲线和渗透压变化等机理,建立多相多组分渗流数学模型。通过自适应网格剖分方法实现裂缝显式表征,采用有限体积方法进行求解,“直井注—压裂水平井采”测试模型的模拟结果与商业软件计算结果一致,建立的基于离散裂缝模型的多相多组分渗流模型实现了复杂裂缝网络影响下特低渗-致密油藏开发模拟。研究结果表明,当基质和裂缝应力敏感较强时,储层压力的大幅降低将导致油井产能显著下降。特低渗-致密油藏开发应考虑储层非线性渗流特征,以准确评估开发动用范围和油井产能。通过添加表面活性剂适当降低油水界面张力,可提高增能渗吸效果。低矿化度引起的渗透压作用可在一定程度上提高增能渗吸效果,但增油效果有限。

煤岩气是近年来发现的新类型天然气资源,一般埋藏较深,部分学者也称之为深部(层)煤层气等。该类天然气勘探开发进展迅速,产量增长显著。初步研究表明,深层煤岩气在气藏特征和开发方式等方面与传统煤层气、页岩气及致密气等存在显著差异,具备成为中国天然气战略接替资源的潜力,为此新一轮油气勘探开发国家科技重大专项将针对深层煤岩气开展系列科技攻关研究。基于对前期勘探开发实践的系统分析,提出了当前深层煤岩气勘探开发亟需解决的3大基础性科学问题,并明确了未来10个重点研究方向:①基础性地质科学问题为煤岩气成藏机理与煤系全油气系统构建,其主要研究方向包括煤岩的全过程生/排烃机理与富集下限、煤系沉积与源-储耦合效应、煤岩的多重储集类型结构、煤系全油气系统及油气分布;②基础性开发科学问题为煤岩中流体的渗流机理与运移规律,其主要研究方向包括煤岩气赋存状态与运移机理、煤岩储层中流体协同产出的控制因素、多(薄)储层复杂流体系统的立体开发模型;③基础性工程科学问题为煤岩的力学特征与裂缝扩展规律,其主要研究方向包括煤岩储层的力学特性与致裂机理、煤岩-压裂介质的相互作用机理、煤岩储层失稳机理。对上述重大科学问题和重点研究方向的剖析将为深层煤岩气的高效勘探开发提供重要支撑,并为完善中国特色煤岩气及煤系全油气系统地质理论奠定基础。

热化学复合开发是稠油蒸汽热采开发后期代表性的接替技术,开发过程中由于热复合体系在多孔介质内的驱替与流动过程涉及复杂的物理化学机理,整体表现出高度的非等温非线性规律,表征难度较大。在充分考虑热复合体系对油藏岩石和流体物性影响的基础上,建立了稠油热化学复合开发的非等温相场控制数学模型,搭建了规则的多孔介质模型以及具有真实岩心孔喉特征的多孔介质模型,分别模拟了3种不同体系在多孔介质内的驱替与渗流特征,并基于微流控芯片的实验结果进行了模拟结果校验。最终,以CO ₂-化学剂热复合开发方式为代表,明确了注入流体温度、岩石润湿性、界面张力及气液比等因素对热化学复合开发方式驱替与渗流规律的影响。研究结果发现,油水乳化效应是稠油热化学复合开发的最典型机理,对多孔介质内的驱替和渗流特征影响较大。相比单一注热开发,热化学复合开发可以有效启动孔壁油膜,扩大波及范围,其中,CO ₂-化学剂热复合开发的总波及范围相比单一注热开发可扩大约12.5 % ,油层平均温度提高近15 ℃。通过提高热复合体系注入温度和气液比、降低接触角和界面张力可明显增大热复合体系的波及效率,其中,接触角和界面张力的影响更加显著。

近年来,深部煤层气勘探开发取得重大突破,带动煤层气产业进入史上最佳发展时期,但其产业规模快速提升仍面临许多难题与挑战。为推动深部煤层气勘探开发全面升级,推进煤层气大产业发展战略,保障能源安全和实现"双碳"目标,系统分析了深部煤层气的产业现状、理论与技术进展、产业升级战略和面临挑战。研究认为,深部煤层气产业升级内涵包括理论技术成熟、开发效益提升、投资信心坚定和规模快速扩大4个方面,在政策支持与引导、技术创新与突破、基础设施建设与完善、人才培养与引进、产业链协同发展和环境保护与可持续发展6个方面具备基础条件,目前面临的主要挑战包括地质条件特殊性、理论技术难题增多、政策与经济性、安全生产与环境保护。从技术、经济与管理出发,针对深部煤层气产业升级系统提出了涵盖勘探开发、地质工程、理论技术、地下地面、产学研用、投资效益、大数据人工智能、战略策略的"八个一体化"战略体系。勘探开发与地质工程一体化可以实现地质勘探与工程设计紧密结合,优化勘探开发流程,提高勘探开发效率;理论技术与产学研用(科研生产)一体化可以实现理论研究与技术创新结合,促进科研成果的快速转化和生产应用,提升整体技术水平,增强技术创新能力;地下地上一体化可以实现地下开发与地面设施协调配合,确保全过程安全环保;投资效益与大数据人工智能一体化可以实现资源配置优化,降低开发成本;通过实践应用,可以实现勘探开发效率的明显提升;形成由政府组织、企业主导的运行机制,制定并执行一套协调一致、相互支撑的战略发展目标和对应策略,且实践效果显著。未来要实现深部煤层气产业升级,应做到"五强化、三落实",即强化技术创新和研发投入、强化产业链上下游合作与协同、强化安全环保管理、强化国际合作与交流、强化政策支持和引导;持之以恒落实"以技术创新为主体,以资源、技术、人才、政策和投资五位一体、协同创新"协同配套,有效落实"深部煤层气革命"工程,逐步落实"八个一体化"战略体系,推动产业升级发展。

乍得Bongor盆地西部地区下组合(P组+M组)经历多年油气勘探,一直未获得突破。2024年,中国石油天然气集团有限公司在深入研究盆地西部地区的油气成藏规律后,部署并实施D-2井,在西部地区下组合中钻遇油层,试油产量超过200 t/d,从而明确了Bongor盆地西部地区的油气勘探潜力。为更好地总结这一发现并进一步指导Bongor盆地西部地区的油气勘探,基于区域地质背景和油气勘探历程,对Bongor盆地西部地区的构造演化、地层、沉积以及生-储-盖组合特征等开展了系统分析,明确了研究区的油气成藏模式和下一步的勘探部署思路。研究结果认为:①Bongor盆地的下组合发育于断陷期,深坳带发育厚层湖相泥岩和近源三角洲砂体,岩性组合较为有利。②P组+M组湖相厚层泥岩的总有机碳含量高、有机质类型好且已进入生油窗,在作为优质烃源岩的同时也是良好的区域盖层。③P组三角洲砂体因后期的构造反转被抬升、剥蚀,虽埋深较大但仍具有一定的孔隙度,可作为较好的储层,而P组之下的潜山经历长期的构造破碎和风化剥蚀,可与P组砂岩共同形成潜山-砂岩复合体。④Bongor盆地经历了多期构造反转,断层发育,油气沿断层运移,上、下组合及潜山均可成藏。⑤针对Bongor盆地西部地区下组合的油藏特征,可采用立体勘探部署策略,浅层和深层兼顾、构造圈闭和非构造圈闭兼探,以实现新层系和新领域的勘探突破。⑥基底顶面之上披覆的石英砂岩推测为一套比P组更古老的地层,在Bongor盆地西部地区广泛发育,具有较好的油气成藏条件。D-2井的油气勘探突破证实了Bongor盆地西部地区的资源潜力,开拓了Bongor盆地新的勘探层系,其立体勘探部署策略对海外风险勘探具有指导意义。

2023年鄂尔多斯盆地西南缘洪德地区在三叠系延长组获得重大油气勘探突破,发现亿吨级洪德油田。为明确洪德地区延长组的地质特征与成藏条件,综合岩心、测井、三维地震以及分析测试资料,系统梳理了该地区的油气成藏要素和成藏模式,总结了勘探开发的关键技术。研究结果显示:洪德地区延长组8段(长8段)主要为辨状河三角洲平原亚相沉积,发育分流河道砂体,储层厚度大、物性好,储层条件优越;洪德地区延长组7段(长7段)烃源岩厚度薄,总有机碳含量平均为1.16%,供烃潜力小;洪德地区长8段的油源主要来自于鄂尔多斯盆地东部靠近湖盆中心的长7段优质烃源岩,石油通过燕山期发育的断裂、裂缝以及优质储集砂体等立体输导体系发生侧向运移,在古构造高部位聚集成藏。平面上,洪德地区西部油藏具有“旁生侧储”的成藏特征,表现为“侧向运聚、断隆控藏、物性控富”的成藏模式,主要发育构造、构造-岩性复合油藏;东部油藏则表现为源-储近邻的大面积岩性油藏。洪德地区在油气勘探开发过程中形成了以深度偏移三维地震处理解释、测井/录井一体化储层流体评价以及“控缝提产”压裂改造等为核心的关键技术,这些技术为新区的油气勘探突破提供了有力支撑。洪德油田的发现证实天环坳陷远离油源的地区仍然具备规模成藏的潜力,鄂尔多斯盆地西缘整体有望进一步落实石油地质储量超2×10 ⁸t,是拓展源外油气勘探的重点领域。

三门峡盆地为华北陆块南缘豫西隆起上的中生界—新生界断陷盆地,以往的勘探没有发现油气和有效烃源岩。近年来,公益性油气调查在盆地南缘落实了古近系烃源岩并取得了一些油气成藏新认识。为查验盆地的含油气性,优选函谷关构造带,实施钻探了豫峡地1井。该井揭示古近系小安组油层的孔隙度为13.43%~20.60%,渗透率为35.1~215.5 mD。小安组下部油层组钻杆地层测试结果显示,间喷24 h条件下的井口产油量为17.52 m ³(不含水)。采用分层试油,机抽求产,小安组上部、中部和下部油层组的稳定产油量分别为4.79 m ³/d、6.79 m ³/d和15.83 m ³/d (不含水),表明函谷关构造带发育中—高温、含蜡、中孔中渗、不含水、中—浅层、常压、轻质油藏。综合研究表明,豫峡地1井的油源可能为小安组下段和坡底组上段烃源岩,柳林河组及上覆地层中的泥岩为区域性盖层,正断裂是油气的主要输导体系。三门峡盆地发育4套可能的生-储-盖组合,推断其油气具有“短距运聚、多类型聚集、晚期成藏”的特点,主要成藏期在喜马拉雅期。三门峡盆地的油气突破预示着一个新的含油气盆地诞生,将唤起业内对中—小型盆地油气资源的新关注,对久攻未克的南华北盆地和渭河盆地等中—小型盆地的油气勘查具有借鉴和指导意义。

鄂尔多斯盆地煤层气勘探开发取得重大突破。为进一步明确深部煤层气富集的地质规律,系统分析了石炭系本溪组8号煤层的生烃演化机理、成储演化过程、岩性组合和差异运聚特征,并指出盆地煤层气勘探前景和下一步勘探的有利区块。研究结果表明:①本溪组8号煤层主要沉积于覆水草木混合沼泽环境,且在盆地内呈稳定发育,具有“生气强度高、持续时间长”的生烃演化特征,为煤层气的成藏奠定了物质基础;②深部煤层具有“哑铃”型的双孔径分布特征,储集空间主要包括细胞组织孔和气泡孔等有机质孔,以及大量发育的割理-裂缝网脉,微孔占比大于60%,孔径分布受成熟度影响明显,明确了煤层的4阶段成储演化规律;③深部煤层的含气量高,平均含气量为21.7 m ³/t,游离气含量占比平均可达24.48%,吸附气赋存于微孔中,游离气赋存于宏孔和裂缝中;④岩性组合控制了煤层气呈立体差异运聚,煤岩-泥岩组合和煤岩-灰岩组合的封闭性好,有利于烃类原位滞留富集形成煤层气,并据此建立了“持续生烃、源-储-聚一体、立体排烃、差异富集”的深部煤层气富集成藏模式。依据煤层气的地质特征,划分了3大类有利勘探区,形成了深部煤层气富集地质理论、地球物理勘探预测、“贯通式”缝网全域支撑压裂技术和高效开发的地质—工程一体化理论技术体系,为深部煤层气的效益动用奠定了坚实基础。该认识以期对开创深部煤层气勘探开发大场面、推动中国其他盆地深部煤层气的勘探突破以及引领深部煤层气产业快速发展具有借鉴意义。

川东南地区深层页岩现今地应力场的大小、方向及结构等变量的分布规律不清,严重制约了页岩气的勘探开发部署、实施及生产效果。以川东南地区重点区块内的龙马溪组为研究对象,综合利用岩心分析以及来自钻井的多源多维地应力响应资料,采用地质力学分析与数值模拟方法,查明了引起地应力场扰动的关键地质作用,揭示了地应力扰动的力学机制与变化规律并明确其对页岩气富集高产的影响。研究结果表明:川东南地区按现今地应力方位的分布可划分为5个区域,总体的应力机制以走滑状态为主,但盆缘复杂区的应力机制由浅至深发生了由逆断层应力机制转换为走滑应力机制或正断层应力机制的变化;褶皱和断裂是引起川东南地区地应力场发生偏转的关键外部因素,以龙马溪组一段(龙一段)1小层—2小层的中和面为界,褶皱中和面之上的地应力方位顺着褶皱轴向发生偏转,偏转角度受控于岩层力学性质和变形强度,而在中和面之下,地应力方位和大小的变化则呈现相反规律;越靠近断裂,地应力方位沿着断层走向偏转,地应力规模变小且两向应力差变大;孔隙压力的变化主要影响最小水平主应力的大小,造成的方向偏转角度最高可达35°;纵向上,受岩性扰动影响,五峰组—龙一段3小层1亚小层富硅质页岩岩相的应力值低,作为应力薄弱层,其压裂效果最好。综合分析认为,在褶皱区中和面之下、向斜区或四级以下的NE向断裂附近,裂缝的封闭性好,含气量较高,此外,平面上拉张应力扰动区的应力值低,两向应力差小,易于形成高缝高的复杂缝网,产量高,是页岩气勘探开发的有利区。研究成果以期为深层复杂构造区页岩储层的地应力场准确评价和甜点区优选提供重要借鉴和指导。

在"双碳"背景下,氨具有"零碳"能源属性,比氢更易储运,能源密度和安全性更高以及具备更完善的基础设施等优势,同时在氨制备、储运以及应用技术上的进步,使其在全产业链上具备经济竞争优势,从而吸引世界各国将氨做为能源进行开发利用。中国石油天然气集团有限公司(中国石油)具有完备的合成氨工艺技术与氨储运设施,以及用可再生能源制氨、发展船用领域氨燃料的基础优势。通过深入分析中国石油在上游蓝氨、绿氨制备的发展路径,在中游低成本氨储运的发展路径,以及在下游氨作为氢载体、燃料燃烧和氨电池原料应用路径。提出了中国石油氨能产业的3个发展阶段:①2024—2025年,战略布局阶段;②2026—2035年,稳步推进阶段;③2036—2050年,规模发展阶段。氨能产业需要发展3大业务:氨制备、氨储运以及氨能应用。需要攻关5大关键技术:①低能耗蓝氨生产工艺技术;②基于可再生能源的柔性合成氨技术;③低温低压氨分解制氢技术;④氨燃烧关键技术;⑤氨燃料电池关键技术。需要构建大示范工程:①蓝氨制备工业化示范;②可再生能源电解制氢—低温低压合成氨工业化示范;③万吨级氨分解制氢工业化示范;④稠油热采掺氨燃烧工业化示范;⑤氨燃料电池热电联供示范。实现氨能产业高质量发展,可以为建设中国新型能源体系贡献石油力量。

近年来,中国深部煤层气勘探取得重大突破,展示出全新的发展前景。由于深部煤层气地质条件复杂、开发难度大,目前的基础理论研究还不能完全阐述其富集成藏机制以及发展前景等深层问题。国内外煤层气勘探开发的研究进展表明,深部煤层气的富集和成藏条件较之浅层煤层气更为优越,但其深化研究面临着一系列挑战,包括深部煤层气的成因类型多且成因关系不明、成藏机制和主控因素不清、富集模式与成藏临界条件的判别标准尚未建立、高产甜点预测评价难度大以及鄂尔多斯盆地东部深部煤层气的勘探经验难以完全套用到其他地区。为解决这些难题,引入全油气系统理论和动力场成藏模式来阐述含油气盆地内常规与非常规煤成气藏之间的差异性、关联性及其联合共生规律,试图为煤层气高产富集区的预测评价提供新的理论与方法指导。中国主要含油气盆地煤层气资源的初步研究结果表明:在煤层全油气系统演化过程中,自由动力场有利于煤层气以吸附态富集成藏,局限动力场有利于煤层气以游离态富集成藏;在自由动力场中煤层吸附气含量随着埋深增大而增加,但在达到峰值后逐渐减小,而游离气含量开始增加;进入局限动力场后,煤层中的游离气含量随埋深继续增加,并在达到峰值后逐渐减少直到趋于消失;纵向上,自由动力场下部以及局限动力场上部(其有机质成熟度介于0.50%~2.75%)是煤层气多相态富集高产的最有利区域,其在中国东部高热流盆地、中部中热流盆地和西部低热流盆地分别对应的埋深范围为1 000~3 600 m、1 500~7 500 m和3 000~8 500 m,预计这些有利领域内的煤炭总量约为80 596×10 ⁸t,煤层气原地资源量和可采资源量分别为115.91×10 ¹²m ³和56.5×10 ¹²m ³,发展前景广阔。

复杂裂缝系统热-流-固耦合流动广泛存在于非常规和深层油气藏开发过程中,由于裂缝系统热-流-固耦合数值模拟计算量巨大,并行计算技术是实现裂缝系统精细数值模拟的有效方法。对基于通用网格嵌入式离散裂缝模型的热-流-固耦合大规模并行数值模拟技术进行了研究。首先,基于区域分解方法,研发了嵌入式离散裂缝模型大规模并行求解技术,并且提出了在非结构网格中,基质与裂缝两套独立系统的连接关系分解方法。其次,针对多组分热-流-固耦合问题,使用有限体积法实现了组分流动、传热与力学控制方程的统一数值离散,使用顺序隐式牛顿方法对耦合非线性问题进行并行迭代求解。最后,通过与解析模型对比验证了数值方法的准确性,并且将数值模拟器应用于多层页岩气藏立体开发、深层高温裂缝性油藏注水开发数值模拟,并且在不同并行规模下对并行计算性能与可扩展性进行了分析。实现的并行数值模拟技术能够对实际工程中的三维离散裂缝系统进行大规模精细并行数值模拟,并且在不同的并行规模下都取得了良好的并行性能与可扩展性,能够成为裂缝性油气藏开发的有效设计与分析工具。

乌石油田是发育在北部湾盆地乌石凹陷东区的新生代复杂断块油田,也是南海西部第3大产油基地,累计探明储量达亿吨级,目前产油量超1 000 m ³/d。通过回顾乌石油田的勘探开发历程,系统总结了油田的成藏地质条件、油气成藏特征及勘探开发关键技术,取得如下成果和认识:①乌石凹陷东区广覆式展布的流沙港组湖相富有机质泥页岩和油页岩为油田的形成奠定了良好的物质基础;②多物源、多期次、多阶段的构造-沉积演化在凹陷内形成了多套有利储-盖组合;③湖侵期在全区范围内发育的多套稳定分布的区域性泥岩盖层为油气的保存创造了有利条件;④多级油源断层与骨架砂体、构造脊及不整合面构成了有利的油气运移通道;⑤基于动、静态成藏要素分析,乌石油田可归纳出"斜坡带侧向阶梯式"、"洼中隆起带立体复式"和"陡坡带断裂-砂体耦合抽吸式"3种典型成藏模式;⑥以高分辨率地震资料采集与处理技术、复杂断块精细解释与评价技术、大型储集体精细雕刻技术及海上注水开发油田水驱配伍性评价技术等为核心的配套技术系列为乌石油田高效勘探开发和产能建设提供了技术保障。研究成果以期对国内外其他盆地同类型油藏的勘探开发起到一定的指导和借鉴作用。

智能钻头是未来智能钻井系统的核心装备之一,通过集成可在高温高压环境下稳定工作的传感器、智能自适应控制算法及优化的钻头结构,实现井下工况的实时监测、动态调整和精准执行,从而提升钻井效率。随着油气资源向超深层和非常规复杂难钻地层拓展,钻头将面临更加恶劣的地层条件。传统钻头在高温高压和复杂地质条件下面临钻头磨损快、寿命短、钻井成本高等挑战,亟需高性能钻头技术的发展及应用,这进一步凸显了智能钻头作为未来钻井提速增效的重要发展方向。通过系统总结和分析智能钻头的研究现状、核心技术及产品方面的进展,包括耐极端井下环境的多参数检测传感技术和基于机器学习与深度学习的自适应控制算法、智能钻头的结构及控制机构等研究进展,结合国内外在智能钻头领域的一些典型案例,进一步揭示了智能钻头在提高机械钻速、延长钻头寿命和减少非计划停工方面的优势。展望未来,智能钻头研究将朝着更高自主化、更广适应性以及与数字化平台深度融合的方向发展,有望在智能钻井技术体系中发挥更大的作用。

深水、深层油气钻探过程中对井筒温度场计算的实时性要求高,高精度、高效率的井筒温度场求解方法是精确计算流体物性、精细保障井筒流动安全的关键。将井筒温度场模型以损失函数形式嵌入神经网络,利用自适应权重和自适应学习率的优化方法提高训练效率, 建立了物理信息神经网络驱动的井筒温度场求解方法,分析了钻井和气井测试期间井筒温度的瞬态变化。研究结果表明:钻井期间,与有限差分算法相比,钻杆温度和环空温度的平均误差分别为0.847 % 和0.725 % ,井底温度和井口温度的平均误差分别为0.162 % 和1.047 % ,计算效率提高约150倍;与现场实测数据对比,物理信息神经网络驱动的预测解与有限差分数值解的平均误差分别为2.16 % 和2.27 % ,规避偏微分方程的截断误差有助于提高模型精度;气井测试2 d内,天然气水合物生成风险的推断时间为0.728 1 s,该方法可应用于水合物生成区域的快速预测。提出的求解方法在保证计算精度的同时,可大幅度提高计算速度。

海相碳酸盐岩是中国陆上油气勘探的重要组成部分,近年来取得了一系列勘探突破,为保障中国能源安全发挥了重要作用。结合近期中国三大克拉通盆地油气勘探成效,系统梳理了中国海相油气成藏理论、勘探技术与油气发现等最新进展。①中国三大克拉通的海相油气勘探成效显著:塔里木盆地富满地区、顺北地区发现两个地质储量达10亿吨级超深层断控型特大油气田,四川盆地川中古隆起北斜坡区发现万亿立方米级大气区,鄂尔多斯盆地在奥陶系盐下马家沟组五段6亚段—马家沟组四段白云岩中发现了多个勘探新区带。②在储层预测与成储过程示踪方面取得了一系列重要进展:Mg同位素示踪白云石化过程的研究推动了白云岩成因机理的发展;通过分析深部断溶体等多类碳酸盐岩储集空间特征及保持机制,明确了碳酸盐岩洞穴储层勘探深度的下限远远超过可钻深度;断溶体刻画、礁滩体表征、储层透明与定容表征等技术进步推动了高效勘探的进程,显著提高了钻井成功率。③成藏过程与流体示踪方面进展显著:轻烃、同位素、生物标志化合物等分析技术的创新,提升了油—气—源对比的有效性;多种成藏定年技术取得的重要进展有效指导了成藏有利区的确定;油气藏演化与重建技术的不断发展推动了中国复杂构造背景下海相碳酸盐岩的成藏过程分析由定性向定量转变。④系统分析中国海相碳酸盐岩油气成藏的富集规律与主控要素,明确了中国海相油气藏具有面积分布大、油气柱幅度大、高产井受烃源岩与规模储层联合控制、走滑断裂控制富集区、油气藏寿命超长的鲜明特征。⑤中国海相盆地万米深层资源潜力巨大,潜在发育5个万亿立方米级大气区和1个10亿吨级大油田区。中国海相油气成藏理论的发展丰富了特色小克拉通盆地的油气成藏理论,推动了石油地质理论的不断进步,并在中国万米深层油气勘探实践中发挥着重要作用。

全油气系统理论自提出以来受到了石油工业界和学术界的广泛关注,是当前石油天然气地质学的前沿研究领域。全油气系统理论不仅涵盖了传统油气系统概念,还扩展到非常规油气的地质规律与资源开发,是含油气系统理论的发展。对全油气系统理论的基本原理进行了阐释,并总结了全油气系统理论在发展过程中的研究进展,包括:①准噶尔盆地二叠系全油气系统的研究进展与勘探实践；②常规油气—非常规油气序列分布规律中的差异富集现象与“源-储耦合”控制下的成藏富集机理；③全油气系统中的油气运移形式；④发育多套烃源岩的沉积盆地的全油气系统分析；⑤基于全油气系统理论的新一代盆地模拟技术及成因法油气资源评价方法的研发。