基于页岩油气源-储耦合思路识别源-储耦合类型及配置是明确页岩油气勘探思路、实现页岩油气高效勘探开发的基础。然而,目前尚无学者将页岩油气纳入统一评价体系进行源-储耦合类型的划分,这在一定程度上制约了页岩油气的勘探开发进程。鉴于此,通过解剖中国典型海相、陆相页岩油气层系的源-储配置特征,将页岩油气的源-储耦合关系划分为3类,明确了不同源-储耦合类型的地质内涵及其控制油气富集的机理,提出了中国页岩油气整体评价的高效勘探思路。研究结果表明:页岩油气的源-储耦合类型可分为源-储分离型、源-储共生型和源-储一体型3类;源-储分离型的烃类运移距离在米级以上,储层近源捕获油气,形成甜点,其代表性层系为四川盆地下寒武统筇竹寺组、鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段1亚段+2亚段和准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组;源-储共生型为多源供烃,源-储共存,烃类就近运移至优势储层内,层系整体含油气,其代表性层系为四川盆地二叠系吴家坪组二段、四川盆地侏罗系凉高山组和渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组四段;源-储一体型即烃源岩和储层为同层,烃类在层内发生微运移,其代表性层系为四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组和松辽盆地白垩系青山口组;沉积环境、生物硅、热成熟度和生/排烃效率等是影响页岩油气源-储配置关系的核心要素,而源-储配置关系进一步控制了页岩油气的富集。以中国典型页岩油气层系为例,进一步厘清了不同成熟度下纵向上多类型源-储耦合配置关系的勘探层次和勘探思路。研究成果有利于快速识别和优选页岩油气的有利层段,为中国页岩油气的高效勘探开发提供重要科学依据。

寒武系筇竹寺组是中国最早进行页岩气勘探和研究的层系之一,早期由于整体地质认识不清,加之受工程技术条件限制,仅在埋深小于3 500 m、构造相对平缓的威远背斜和长宁背斜实施勘探评价工作,但生产情况不佳,未实现大规模的商业开发。近期,资201井和威页1H井取得重大勘探突破,标志着"德阳—安岳"裂陷槽筇竹寺组深层页岩气在地质认识上取得了重大进展。"德阳—安岳"裂陷槽控制了筇竹寺组的沉积环境,槽内深水硅质泥棚相和槽缘斜坡深水含粉砂质泥棚相为优势沉积相带,有利于页岩气富集成藏。筇竹寺组在纵向上发育多套页岩储层,以1小层、3小层、5小层和7小层为主。其中,5小层为主力突破层,其总有机碳含量为2.7% ~3.1%, 孔隙度为4.2% ~4.9%, 脆性矿物含量为69.5% ~76.5%, 含气量为7.8~9.5 m ³/t,成熟度适中,为3.0% ~3.5%; 3小层为潜力勘探层。筇竹寺组有望实现多层段立体开发。裂陷槽 中段寒武系底界构造简单,无明显大断层,筇竹寺组的地层压力系数主体在1.8以上,保存条件良好。裂陷槽的存在提供了充足的沉积空间和物质基础,使得筇竹寺组页岩的烃源丰富,生气量高;乐山—龙女寺古隆起的存在避免了筇竹寺组页岩过高热演化。建立了"槽-隆"页岩气富集模式,明确了筇竹寺组有利勘探面积为4 400 km ²,资源量为2×10 ¹²m ³。筇竹寺组页岩气的勘探突破开辟了又一个万亿立方米储量、百亿立方米产量的页岩气增储上产新阵地。下一步将复制资201井地质—工程一体化高产模式,将其推广应用到整个南方上扬子地区海相深层—超深层页岩气勘探开发领域。

全球已证实存在6套优质烃源岩,发育于前中生界的3套烃源岩构成了古老油气成藏组合的主要烃源岩。已发现的前中生界古老油气成藏组合有5个特点:①盆地类型以前陆盆地、被动陆缘盆地、克拉通盆地为主;②油气资源类型以常规油气为主,页岩油气发展迅速;③油气主要富集于二叠系、泥盆系、石炭系和奥陶系;④储层岩性主要为灰岩、砂岩、页岩和白云岩;⑤埋深以中—浅层为主,深层勘探潜力大。古老油气成藏组合的重大发现也具有在克拉通周缘、碳酸盐岩储层、页岩油气层系和基岩潜山4个领域富集的特征。通过对重点领域的重大发现解剖,指出长期处于低纬度热带辐合带的克拉通周缘易于形成优质生-储-盖组合;全球重大事件对烃源岩发育和页岩油气富集起着重要控制作用,可在全球重大事件时序框架下,通过重建成藏要素古位置超前优选潜在成藏组合。根据已发现油气可采储量和待发现油气资源自主评价结果,明确了常规油气资源应重点关注阿拉伯盆地、扎格罗斯盆地、塔里木盆地等;基岩潜山/残留层系也是值得重点关注的勘探领域;页岩油气应重点关注俄罗斯蒂曼—伯朝拉盆地和伏尔加—乌拉尔盆地泥盆系多玛尼克组页岩、中东地区阿拉伯盆地志留系热页岩、北非地区古达米斯盆地志留系和泥盆系、中国四川盆地和准噶尔盆地的页岩层系等领域。

在全球气候变化、碳中和共识和能源转型的背景下,新一轮科技革命和产业变革加速推进,新能源新兴产业已成为各个国家发展的重点方向。新兴产业代表着未来科技和产业发展方向,新兴产业在主导产业下创新发展,同时孕育未来产业,是发展新质生产力的重要产业。新能源是重要的新兴产业,在中国“洁煤、稳油、增气、强新,多能互补、智慧协同”的能源战略中起着举足轻重的作用。能源体系在制造能力、基建能力和智慧化能力的推动下,正在由基于地下资源禀赋的现行能源体系走向基于技术创新的新型能源体系。新质生产力促进新能源新兴产业高质量发展,在“技术创新＋双碳目标”前轮牵引、“能源经济＋能源安全”后轮驱动的“四轮驱动”下,向着新能源引领下箭头向前的新能源“可实现三角”转变,将成功破解一直困扰化石能源领域的“不可能三角”矛盾,丰富和发展了“能源三角”理论。创新平台建设、科技创新驱动、创新联合组建、人才队伍发展和产业链条建设等系列举措,涌现一批科技领袖,可促进新能源新兴产业加快形成新质生产力,有望使煤炭、石油等化石能源更多回归化工材料属性,奋力实现新能源“技术独立”,助推中国力争“能源独立”。

四川盆地川中地区走滑断层控藏作用研究对深层(>4 500 m)致密碳酸盐岩气藏高效勘探开发具有重要意义。通过气藏解剖结合地震与地球化学资料分析,开展了走滑断层与成藏时空配置关系及其控运、控圈、控富作用研究。研究结果表明,川中地区广泛发育弥散性分布的前中生界走滑断层系统,对加里东期成藏具有破坏性作用,印支期—燕山期则成藏配置优越,形成了前中生界多层系复式走滑断控成藏系统。走滑断层构成了遍及全区的前中生界垂向-侧向组合的输导体系,形成了上震旦统—下寒武统近源侧向、中二叠统远源垂向的不同运聚成藏模式,并造成了分层、分区的成藏差异性。在致密碳酸盐岩中,高能相带叠加走滑断层作用形成相-断共控的构造-岩性圈闭,并控制了圈闭的有效性,组成沿走滑断层带分布的"小藏大气田"气藏模式。走滑断层控制了高孔高渗裂缝-孔洞型"甜点"储层与高产井的分布,具有增储与控富作用,并形成多种差异富集模式。研究结果揭示四川盆地存在深层前中生界碳酸盐岩走滑断控富气系统,受控于"源-断-储"三元耦合控藏,走滑断层具有控运、控圈与控富作用的差异性,走滑断控"甜点"气藏是深层碳酸盐岩高效勘探开发的有利新领域。

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。

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。

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。

2023年9月, 塔里木盆地塔北隆起西部喀拉玉尔衮构造带雄探1井在上寒武统下丘里塔格组获重大油气勘探突破,继白垩系、古近系后,塔北地区又获一重要层系发现,标志着塔北地区具备多层系立体成藏特征。基于构造样式、断裂特征及雄探1井钻井、测井、测试资料的综合分析,明确了喀拉玉尔衮构造带烃源岩条件、油源通道和储、盖条件及圈闭类型,系统梳理了喀拉玉尔衮构造带寒武系下丘里塔格组的油气成藏要素及成藏模式。塔北隆起深层发育两套烃源岩,其中,寒武系玉尔吐斯组为主要烃源岩层,前寒武系裂陷槽烃源岩为潜在烃源岩。研究区构造运动活跃,发育加里东期、海西期和喜马拉雅期断裂,NNW向走滑断裂叠加NW向及EW向逆冲断裂,形成相互交错的断裂体系,垂向沟通深部烃源岩与储集层。研究区上寒武统下丘里塔格组具有早期成圈、多期成藏的特点,晚海西期受强烈挤压作用的影响,多条通源断裂及相关构造圈闭雏形形成,后期构造运动叠加,研究区持续隆升,形成上寒武统大面积连片分布的构造圈闭,捕获多期油气充注。建立了下丘里塔格组“下生上储、断裂输导、近源成藏”的构造油气成藏模式。研究认识揭示,塔北西部寒武系下丘里塔格组具有巨大的油气勘探潜力,有望成为盆地台盆区新的油气增储上产战略接替区。

近年来,油气地球化学与成藏学科在新技术、新方法和新思路的引领下快速发展,在指导万米深层油气、非常规油气和复杂油气藏的勘探与开发方面发挥了重要作用。其中,金属同位素(非传统稳定同位素)、卤族同位素、高维度稳定同位素(团簇同位素、三氧同位素、多硫同位素及分子内同位素)等非常规同位素体系受到学界高度关注,并成为地球化学学科中发展最为迅猛的方向之一。传统同位素技术进一步升级换代,C、H、O、S、N同位素系列分析技术依然发挥着主要功能;卤族、Si等同位素分析技术正在快速兴起;成藏年代学分析步入油气藏精准定年新时代;新的有机化学分析手段使得新化合物的发现成为可能,而这些新化合物的发现为研究油气成因提供了新证据。随着油气勘探对象的复杂程度提高,对油气地球化学研究的需求将愈加强烈,新技术的研发和应用将是未来油气地球化学与成藏学科科研工作者的重要使命。

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。

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。

渤海水驱油田以高孔高渗疏松砂岩为主,分大段强注强采至高含水阶段非均质性进一步加剧,存在水驱及常规聚合物驱方式难以动用更多小层、持续有效扩大波及等问题。按照化学体系调驱强度的差异,分别将凝胶、弹性分散流体和聚合物定义为强、中、弱3级调驱体系。根据连续化学驱(持续注入单一段塞体系)过程中渗流阻力动态变化规律,结合非均质岩心有效注入压力测试研究由强、中、弱3种调驱体系组合而成的非连续化学驱(DCF)扩大波及体积的动态特征;基于微流控实验揭示其扩大波及体积的微观机理,利用并联岩心驱替实验优化了DCF段塞组合注入方式;最后通过海上油田矿场试验验证DCF提高采收率的可行性。研究结果表明,连续化学驱过程中油水两相总流度持续增加,非均质岩心中的高渗区域总流度占比增大,扩大波及体积能力受限,不同药剂体系段塞组合的DCF驱替模式可以有效解决单一段塞增阻能力不足、过强或不均匀的问题;微流控实验表明,强—弱组合和弱—强组合DCF可较连续注入单一体系分别扩大波及29.2 % 和14.0 % ;岩心驱替实验表明,中—强—弱—强—弱DCF组合方式效果较好,可以在连续聚合物驱基础上提高采收率4.41 % 。有效调控注采压差和持续扩大微观波及体积 是非连续化学驱提高采收率的主要机理。DCF模式在渤海BZ油田2口井的先导试验受效井含水率最大降低14 %,增油量为6.97×10 ⁴t,控水增油效果良好。

开展页岩储集性与含油性的毫米级精细评价对研究页岩油的富集特征具有重要意义。以松辽盆地古龙凹陷青山口组一段(青一段)中—高成熟页岩为研究对象,开展了微区X射线荧光光谱、岩石薄片观察、低温氮气吸附实验、高压压汞实验、岩石热解分析和总有机碳含量测定等一系列分析实验。研究结果表明:古龙凹陷青一段重点勘探层段的纹层状和层状页岩中主要发育方解石+黏土矿物纹层、黏土矿物纹层、方解石纹层、长英质纹层、黏土矿物层、黄铁矿层和白云石+黏土矿物层;黏土矿物常与有机质构成有机-黏土矿物复合体,两者之间相互作用,使得黏土矿物纹层/层和方解石/白云石+黏土矿物纹层/层相对于方解石纹层、长英质纹层和黄铁矿层具有更大的孔体积和比表面积,即该类纹层/层中具有更大的页岩油赋存空间,且游离烃含量和轻烃的占比也相对更高。研究明确了黏土矿物和有机质含量是影响古龙凹陷青一段页岩储集性和含油性的主要因素,建议将富有机质、富黏土矿物页岩层段作为勘探首选对象。

玛湖凹陷中部(玛中)地区油气勘探在二叠系—侏罗系获得了工业油流和良好的油气显示,但目前其整体勘探程度较低,油气富集条件、成藏模式及主控因素的系统研究较为薄弱,深入认识玛中地区多层系油气的成藏条件与有利区分布,是提高油气勘探成效的关键。基于最新岩心、测井、连井和地震资料分析以及岩石薄片观察等,系统论述了玛中地区的烃源岩特征、主要目的层系(二叠系下乌尔禾组、三叠系百口泉组和白碱滩组以及侏罗系八道湾组)的沉积特征和储层控制因素,明确了多层系油气富集层位及油气的立体成藏模式,为下一步勘探提供了前瞻性预测。研究结果表明,广泛发育的走滑断裂体系沟通了下伏二叠系烃源岩,断层和不整合面将油气垂向或侧向输运到二叠系下乌尔禾组和三叠系百口泉组,并进一步通过断层输送至浅层形成油气聚集;下乌尔禾组和百口泉组中,呈广覆式分布的扇三角洲前缘相贫泥砾岩储层和退积型扇三角洲相与晚期大套泥岩组成的良好储-盖组合是玛湖凹陷获得大面积油气成藏的关键;白碱滩组和八道湾组的薄层砂砾岩储层与大套泥岩组成的良好储-盖组合是玛中地区浅层油气成藏的关键。综合分析认为,玛中地区百口泉组一段上亚段及下乌尔禾组扇三角洲前缘砂体可发育优质储层,具备形成大型地层圈闭的条件;玛中地区白碱滩组二段和八道湾组一段辫状河三角洲前缘薄层砂砾岩发育优质储层,具备形成岩性圈闭的条件;以上均为玛中地区下一步油气勘探重点层系。

四川盆地中部(川中地区)深层海相地层发育多组走滑断裂,其垂向位移小且存在多期活动,断裂的形成时期难以判识。通过对断裂带附近发育的多期碳酸盐胶结物进行U-Pb定年,结合矿物的成岩序次分析、流体包裹体分析及其他矿物的定年结果,综合厘定了川中地区走滑断裂多期流体活动的时限,剖析了走滑断裂对油气成藏的控制作用。研究结果表明:川中地区的走滑断裂经历了多期活动,主要活动时间为早加里东期—燕山期,与峨眉地裂运动有关的晚海西期走滑拉张断裂在垂向上沟通了多个层系,有利于在断裂带附近形成优质储层,并为印支期大规模古油藏的形成提供输导条件;印支期,裂陷槽内烃源岩大量生油,原油沿着NWW向走滑断裂在纵向和横向上进行长距离输导,在川中地区形成了多层系、立体、差异化富集的古油藏;燕山期,古油藏发生准原位裂解而形成古气藏;晚燕山期—喜马拉雅期,古气藏发生调整改造和再运移,此时,NWW向走滑断裂主要起到封闭和横向遮挡的作用,控制了天然气的局部富集和保存。NWW向走滑断裂对川中地区油气的运移成藏与富集起到了重要的控制作用。

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。

以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为研究对象,结合地层岩性特征与储层孔隙特征,应用地球化学分析资料厘定了芦草沟组页岩油的运移特征和富集机制。生物标志化合物分析表明:芦草沟组下甜点段和中部厚层泥岩段作为独立的含油气系统,页岩油在纵向上不存在不同油源混合现象,储层砂体内的原油均来自邻近烃源岩,具有近源运移和原位聚集的特征,为自生自储、近源成藏模式;上甜点段的页岩油除来自邻近烃源岩外,主要来源于深部烃源岩,具有侧向运移富集的特征,为远距离侧向运移和近源垂向运移混合成藏模式。连井剖面、岩石薄片和高压压汞实验分析表明:上甜点段具有原油密度低、储层厚度大(单层砂体厚度>1.6 m)、粒间孔隙发育以及水平渗透性好的特征,为页岩油的侧向运移提供了有利条件;而中部泥岩段和下甜点段的原油密度较大,储层厚度较薄,粒间孔隙不发育,不利于页岩油的侧向运移富集。研究结果确定了芦草沟组上甜点段的2个页岩油有利开发深度段,即浅部高孔隙度深度段和深部次生溶蚀孔隙发育段,这两个深度段的页岩油在富集过程中的侧向运移距离分别为7300 m和4100 m。芦草沟组下甜点段和中部厚层泥岩段页岩油的富集需要考虑邻近烃源岩的生烃强度和排烃量,下甜点段的有利勘探层段在生油高峰深度以下(>3 300 m)。研究成果对寻找夹层型页岩油甜点和页岩油开采具有一定的指导意义。

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。

鄂尔多斯盆地庆城页岩油纵向油层多期叠置,横向非均质性强、变化快,开发井网优化难度大。针对庆城页岩油地质特征,为实现储量动用程度最大化,综合利用矿场实践、油藏工程和数值模拟等方法对水平段方位、长度、井距和立体开发井网合理隔层开展了系统研究。研究结果表明:水平井的方位主体采用与最大主应力方向垂直的方案,但在靶前区、地面受限区要综合考虑砂体展布方向、地下储量动用程度和地面井场位置,水平段布井方位可以适当偏转;优化水平段长度主体为1 500 m,受砂体延伸长度短影响的水平段长度为600~800 m;优化单井控制储量为(25~30)×10 ⁴t,主体井距为500 m,不同油层厚度部署区有所差异;纵向上隔层厚度大于10 m的油层段开展立体开发。基于以上研究,形成了页岩油多层系立体式布井模式。研究成果支撑庆城油田页岩油单井EUR达到(2.6~2.8)×10 ⁴t,产油量达到165×10 ⁴t/a,实现了规模效益开发。