摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
基于大量钻井、分析测试、模拟实验，对松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组页岩（古龙页岩）的生烃演化、页岩油赋存状态、孔缝演化机制进行深入分析，并结合大量试油试采资料，开展古龙页岩油富集层评价、生产特征与产量递减规律分析。研究表明：①古龙页岩在Ro值为1.0%~1.2%时进入大量排烃期，最大排烃效率为49.5%；中低演化阶段，页岩油的主要赋存空间从干酪根向岩石与有机孔缝转移；中高演化阶段，页岩油由吸附态向游离态转化。②孔隙类型主要为黏土矿物晶间孔缝、溶蚀孔和有机孔，黏土矿物转化过程中在伊利石、伊蒙混层矿物间形成大量晶间孔缝，有机质裂解作用形成网状孔缝。③游离烃含量、可动孔隙度、总孔隙度、脆性矿物含量是页岩油富集层分类评价的核心指标参数，Ⅰ类层标准为S1≥6.0 mg/g，可动孔隙度大于等于3.5%，总孔隙度大于等于8.0%，脆性矿物含量大于等于50%，综合认为Q2—Q3、Q8—Q9油层最优。④轻质油带核心区水平井首年累产高，属于双曲递减模式，递减指数一般为0.85~0.95，首年递减率为14.5%~26.5%，单井预测可采储量（EUR）大于2.0×104 t。在勘探生产实践过程中，仍需进一步持续攻关解决生排烃机制、地层条件下页岩孔隙度与含油气性测试方法与标准、富集区边界精细刻画、页岩力学性质和体积改造、提高采收率技术等难题，提高单井EUR，实现规模效益开发。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
通过对中国主要中高熟页岩油探区的地质特征和生产实践分析，结合分析化验结果，提出陆相页岩油能否投入规模开发需要兼备3个条件：初始产量有经济性、单井累计采油量有经济性与经试采证实的可动用储量有规模，明确了可动烃数量与品质是决定页岩油能否经济开发的关键，也是页岩油富集区/段评价需要关注的重点。研究提出可动烃富集评价指标包括：①形成滞留烃的物质基础，以TOC>2%为必要条件，3%~4%最好，母质类型为Ⅰ—Ⅱ1型；②滞留烃流动性，与烃组分构成及其中轻/重烃组分流动特征密切相关，可从热成熟度（Ro）、气油比（GOR）、原油密度、烃组分构成品质、保存条件等方面评价；③工程关联要素，包括孔喉主分布区、储集物性（含裂缝）、页理特征与成岩阶段。据此建立3类13项评价指标及参考值，评价认为古龙页岩油轻质油带可动烃富集条件最有利，其次为稀油带和黑油带，其中Ro>1.2%、压力系数大于1.4、有效孔隙度大于6%、原油密度小于0.82 g/cm3与GOR>100 m3/m3的轻质油资源量20.8×108 t。古龙页岩油可依据页岩油流动特征，按资源甜点、工程甜点和致密油型甜点分类勘探开发，是中国最具希望实现规模突破和建产的陆相页岩油分布区。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
基于陆相水进-水退旋回（T-R旋回）层序地层学理论，通过对渤海湾盆地沧东凹陷官108-8井古近系孔店组二段连续500 m完整取心及化验资料分析，开展湖相盆地细粒沉积岩的高频旋回特征研究。通过应用测井岩性组合判别方法，搭建孔二段细粒沉积岩的五级高频旋回地层格架。采用不同尺度及方法表征细粒沉积岩高频旋回特征，研究表明五级T旋回陆源碎屑矿物含量高、古盐度低、古气候偏潮湿、纹层密度大，五级R旋回则表现为碳酸盐矿物含量高、古盐度高、古气候偏干旱、纹层密度小。高频旋回变化控制了有机质的丰度与类型，T旋回中TOC值较高，除了有较高的陆源有机碳含量外，水体内生有机质也较为丰富，显示湖泊的初级生产力较高，有利于页岩油的形成与富集。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
通过中国陆上不同类型致密油典型实例解剖，开展烃源岩、储集层、原油等样品测试分析，运用核磁-驱替物理模拟、格子玻尔兹曼数值模拟等技术方法，研究了中国陆相湖盆致密油充注运聚机理与富集主控因素。研究表明陆相湖盆致密油充注运聚机理：优质烃源岩生排烃动力是决定致密油充注效率和聚集效果的动力基础，原油运移阻力是影响致密油充注效率和聚集效果的关键要素，充注动力与致密储集层孔喉阻力耦合作用控制聚集效果及富集程度。陆相湖盆致密油富集程度主要受烃源岩、储集层孔喉大小、储集层结构各向异性及裂缝4大因素控制：优质烃源岩控制致密油近源分布，储集层物性及孔喉大小与致密油富集程度呈正相关，储集层结构各向异性揭示顺层运移速率最高，层内裂缝提高运聚效率与含油饱和度。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
基于最新钻井资料，结合埋藏史、成烃史、成藏史剖析，明确源下成藏特征，构建准噶尔盆地吉南凹陷二叠系成藏模式。研究表明：①吉南凹陷二叠系芦草沟组厚层咸化湖盆相优质烃源岩主体达到成熟阶段，资源基础雄厚；井井子沟组、梧桐沟组和芦草沟组均发育规模储集体，且纵向上存在多套良好的区域盖层，生-储-盖配置良好，存在源下、源内、源上3种成藏组合。②溶蚀作用、烃类充注保孔作用及绿泥石膜的存在，有效增加了源下储集空间，原油先充注、储集层后致密的特征提高了成藏的有效性。③浮力和源-储压差共同构成源下成藏的充注动力，地层内部微小错断使其具有“源-储侧向对接”的优势，微裂缝在各成藏期均可成为原油高效渗流和持续充注的重要通道。④井井子沟组经历中晚二叠世、中晚侏罗世和新近纪晚期共3期成藏，具有“早期远距离运聚成藏-中期原油混注成藏-晚期近距离充注高点成藏”的特征。吉南凹陷二叠系油藏的勘探发现与理论认识揭示了冲断带具备形成大油田的优越条件，具有良好勘探前景。研究成果对该区及地质条件类似地区的油气勘探具有启示和借鉴意义。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
基于露头、地震和钻井等资料，对四川盆地主要区域不整合特征及其对油气成藏的作用进行系统研究。结果表明：①四川盆地主要发育6个区域地层不整合，由下至上分别是前震旦系与震旦系之间、震旦系与寒武系之间、前二叠系与二叠系之间、中上二叠统之间、中上三叠统之间以及三叠系与侏罗系之间的不整合，已发现的21个常规大气田（包括致密气）中有16个的形成与区域性不整合有关。②区域性地层不整合对四川盆地大气田成藏有重要作用：一是通过风化壳岩溶作用改善不整合面之下储集体的孔渗条件，形成规模岩溶储集层；二是不整合面附近有利于形成良好源储盖组合，为大气田形成提供基础；三是产生地层尖灭和高低不平的古地貌，形成大面积地层圈闭和岩性圈闭群；四是为油气侧向运移提供优势通道；五是有利于油气规模聚集。③与区域性不整合相关的领域是四川盆地大气田勘探的重点，前震旦系具备形成大气田的烃源岩、储集层及其良好的配置条件，具有较大勘探潜力，有望成为重要战略接替领域。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
通过岩心观察、薄片鉴定、测井及测试数据分析，对鄂尔多斯盆地三叠系延长组9段（简称长9段）事件沉积类型及特征进行剖析。研究表明，盆地西南部长9段存在地震、重力流、火山、缺氧等4类9亚类事件沉积。通过对不同类型事件沉积特征和分布规律分析，提出不同类型的事件沉积普遍存在共生或伴生关系，具有内在成因联系和分布规律。识别出事件沉积较发育的5种沉积（微）相，建立了事件沉积成因模式。震积岩主要发育在盆地幕式扩张的湖侵期，常见液化流动、重力作用及脆性剪切变形；重力流主要分布在高水位期，夹于前三角洲或半深湖细粒沉积中，形成条带状、朵状的滑塌浊积扇，震积岩层段之上相对发育；火山事件沉积见于长9段下部，呈顶、底突变接触，可反映同期火山活动；缺氧沉积一般形成于湖侵后期至高水位期。长9段高位期发育厚层富有机质泥页岩，沉积期事件沉积有利于形成油气潜在储集层。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
针对四川盆地川西坳陷新场构造带上三叠统须家河组二段（简称须二段）储量动用率低、气藏甜点地质模式认识不清的问题，基于大量岩心、野外露头、分析化验和井震资料，精细解剖新场构造带须二段气藏，提出断褶裂缝体概念并划分其类型，分析裂缝发育主控因素，建立断褶裂缝体地质模式。研究表明：①断褶裂缝体是指断裂、褶皱及其伴生的裂缝储集体；②根据裂缝体特征及成因，可进一步划分为断缝体、褶缝体和断褶体3种类型；③断裂上盘、越靠近断裂有效裂缝越发育，褶皱褶曲幅度越大、越靠近褶皱枢纽面有效裂缝越发育；④建立2类5型断褶裂缝体地质模式，分别为断褶裂缝类和基质储渗类，前者可分为网状缝型和单构造缝型，后者可分为层理缝型、低渗孔隙型和极低渗孔隙型。此外，建立断褶裂缝体有利区优选流程，提出有利开发目标，支撑井位部署获得高产，并可以为中国深层致密砂岩油气藏勘探开发提供借鉴。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组细粒沉积岩中晶粒方解石为研究对象，综合运用岩心观察、薄片观察、阴极发光分析、流体包裹体测试、扫描电镜、同位素组成分析等手段，对湖相细粒沉积岩中自生矿物的成因开展研究。结果表明：晶粒方解石呈层状分布于沉凝灰岩发育层段或沉凝灰岩与泥晶白云岩过渡层段的细粒沉积物中，方解石具有明显的阴极发光环带，可分为3期：Ⅰ期方解石不发光，含有较高的Sr元素，包裹体中包含羰基硫成分，均一温度超过170 ℃，由火山-热液喷流物质沉积形成；Ⅱ期方解石呈亮黄色光，含有较高的Fe、Mn、Mg元素，轻稀土元素富集，包裹体均一温度高，为热液喷流的钙质环边重结晶形成；Ⅲ期方解石呈暗橙色发光的环带，含有较高的Mg、P、V等元素，稀土元素无明显分异，包裹体均一温度低，为埋藏过程中成岩转化形成。晶粒方解石在垂向上规律性出现，并且其形成温度由颗粒中心向边缘降低，为芦草沟组沉积时期的火山-热液活动提供了直接证据。沉积期火山-热液活动有利于芦草沟组细粒沉积岩中的有机质富集，对优质烃源岩发育有正面效应，并且火山-热液喷流物质在演化过程中易形成晶间孔缝，为页岩油自生自储创造了条件。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
基于毛管理论，在构建微电阻率成像测井等效毛管模型的基础上，建立反映储集层非均质性的孔隙度谱（?i）、渗透率谱（Ki）和等效毛管压力曲线（pci）的理论模型；为扩展理论模型的实际应用，引入阿尔奇公式建立定量表征?i、Ki、pci的通用模型。对比现有模型表明：①现有孔隙度谱模型与?i的通用模型相同；②相较于普塞尔（Purcell）渗透率模型，Ki模型能计算得到渗透率谱；③相较于现有的毛管压力曲线构建经验模型，pci模型具有理论基础且克服了现有模型仅基于孔隙度谱分量构建的应用局限。四川盆地川中古隆起TSX井二叠系茅口组实例应用表明，基于孔隙度谱、渗透率谱及等效毛管压力曲线可有效区分储集层类型并计算得到储集层物性及孔隙结构参数，进而有效评价储集层的非均质性。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
针对古龙页岩油地下储集状态、开采机理、原油流动、高效采出4大问题，提出了高效开发面临的关键理论技术问题和相应的对策建议。通过页岩储集层不同储集空间中的流体赋存状态、流体相态变化、开采机理、原油启动机制、流态和流动规律、开采方式和提高采收率途径等方面的重点探索研究，给出了页岩油多尺度赋存状态及纳米限域空间流体相态特征，明确了以压裂缝-页理缝-基质渗吸为核心的多相、多尺度流动模式及开采机理，初步建立了相应的多尺度流动数学模型和可采储量评价方法，探讨了早期补能开发模式及采收率达到30%的可行性。据此提出古龙页岩油有效开发进一步重点研究方向：①攻关岩心、流体原位原始状态取样及无损测试技术；②构建高温、高压、纳米尺度室内模拟实验方法；③研发融合多尺度、多流态的数值模拟技术与规模化应用软件；④攻关无水体系（CO2）压裂技术方法和增加垂直裂缝高度的压裂工艺；⑤探索早期补能提高采收率方法；⑥实施全生命周期技术经济评价。同时建议尽快开展多系列矿场试验，验证理论认识，优选开采方式，形成配套技术，提供可推广的开发模式，支撑和引领古龙页岩油规模有效开发上产。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
针对涪陵页岩气田焦石坝区块一次井网储量动用率和采收率偏低、开发层系无明显隔层、分层开发难度大的问题，基于页岩气富集高产主控因素认识，研究了页岩气储集层精细描述与建模、立体开发技术政策优化、密织井网高效钻井和精准压裂与实时调控等页岩气立体开发理论技术。立体开发的内涵是基于页岩气的沉积特征、储集特点和甜点分布，应用优快钻井、体积压裂技术，在多维空间改造形成“人工气藏”，实现页岩气开发的储量动用率、采收率、收益率最大化。在页岩气立体开发研究过程中，地质工程耦合甜点描述是基础、天然裂缝与人工缝网的协同优化是关键，钻井及压裂工程提速提效是保障。通过实施立体开发，涪陵页岩气田焦石坝区块整体采收率从12.6%提高到23.3%，为气田持续稳产上产提供了重要支撑。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
为了改进一体化生产系统的设计和管理，将守恒定律与多相流体模型、节流模型相结合，开发了用于评估一体化生产系统稳态条件下产能的数学模型和工作流程，通过求解数学模型来表征储集层、油井、油嘴、管汇、分离器一体化生产系统在稳定状态下的水力特征，将井数、油嘴尺寸和分离器压力视为可控变量，通过调控这些变量来优化某一时刻的一体化生产系统动态。研究发现：增加井数可以增大等效油管和等效管线的流量，但井数过高会使管汇压力升高，导致单井产量下降；增加油嘴尺寸可以提高一体化生产系统的产能；一体化生产系统的产量与分离器压力负相关，随着分离器压力的增加和油嘴尺寸的减小，井数增加带来的总产液量（一体化生产系统产能）增量将减少。现场实例验证结果显示，模型最大相对偏差为1.5%，证明了提出的数学模型和工作流程的正确性和有效性。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
为了评价二乙烯三胺五乙酸（DTPA）络合剂-海水（SW）体系改变砂岩润湿性、提高原油采收率的效果，开展了岩石润湿性、Zeta电位测试和自发渗吸实验。结果表明，基于海水配制质量分数为5%的DTPA-SW溶液，可以使岩石-原油接触角由143°减小至23°，使Zeta电位从?2.29 mV降低至?13.06 mV，表明岩石表面吸收更多负电荷，岩石润湿性由油湿向强水湿状态转变。溶液中电位决定离子（Ca2+，Mg2+，SO42?）的存在与否不影响DTPA改变润湿性的性能，但当这些离子的浓度增至海水的3倍时，质量分数为5%的DTPA-SW溶液改变润湿性的效果减弱；自发渗吸测试证明，5% DTPA-SW溶液可以将原油采收率提高至39.6%。DTPA络合剂改变砂岩润湿性的最佳质量分数为5%。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
阐述了古龙页岩油多轮次压裂工艺技术迭代升级历程，结合古龙页岩油井开发生产动态，提出关于压裂改造工艺的发展建议。高密度页理缝控制下，古龙页岩压裂裂缝形态复杂，但缝高、缝长受到明显抑制，人工裂缝扩不高、延不远，成为古龙页岩油储集层有效改造的主要制约，压裂设计应遵循“控近扩远”设计理念。提升胍胶压裂液的比例、降低段内簇数、提高施工排量、正向利用应力干扰有利于裂缝扩展延伸，改造体积显著增大。主体压裂工艺迭代升级后的油藏适应性明显提升，实现了低返排率下的快速见油，井组生产初期含油率升高，有利于提高页岩油井产量。建议下一步围绕抑制近井微缝扩展、完善CO2泵注程序、合理控制射孔密度、优化支撑剂组合模式、合理优化井网井距、谨慎使用纤维拌注工艺6个方面，进一步迭代优化压裂工艺技术，提升压裂改造体积、远井裂缝复杂程度以及长效导流能力。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
基于有限元-无网格法，考虑压裂液流动与岩石基质变形的耦合作用，建立了径向井压裂裂缝扩展数值模型，模拟了径向井压裂裂缝形态，定量表征了径向井对裂缝的诱导作用，揭示了方位夹角、水平主应力差与岩石基质渗透率等对裂缝形态演化的影响机制。研究表明，同层双分支径向井压裂时径向井间存在挤压作用，当径向井沿最小水平主应力方向对称分布且方位夹角大于15°时，挤压作用减小了径向井的裂缝引导长度，当径向井沿最大水平主应力方向对称分布时，挤压作用增大了径向井的裂缝引导长度。裂缝形态由径向井的纠偏作用、径向井间的挤压作用与最大水平主应力的偏转作用共同控制。当径向井沿最小水平主应力方向对称分布时，径向井的裂缝引导长度随着方位夹角的增大逐渐减小，当径向井沿最大水平主应力方向对称分布时，径向井的裂缝引导长度随着方位夹角的增大先减小后增大。径向井的裂缝引导长度随水平主应力差的增大而减小。岩石基质渗透率增大，径向井周围基质的孔隙压力增大，对裂缝的诱导作用增强。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
基于分形插值理论建立了具有粗糙壁面裂缝的生成方法，同时考虑颗粒-颗粒、颗粒-壁面、颗粒-流体的相互作用，建立了基于计算流体力学（CFD）-离散单元法（DEM）耦合的支撑剂-压裂液两相流动模型。经实验数据的检验，证实该模型可以较好地匹配粗糙裂缝内支撑剂的运移情况及堆积过程。经多个方案的数值模拟研究表明：与光滑平板裂缝相比，支撑剂在粗糙裂缝内输送，壁面粗糙凸起会显著影响支撑剂的运移与沉降，裂缝模型的粗糙程度越高，裂缝入口附近的支撑剂颗粒沉降速度越快，其水平运移距离越短，越倾向于在裂缝入口附近堆积，并在较短时间内形成缝内砂堵。裂缝壁面粗糙度在一定程度上可控制流体的运移路径，改变支撑剂填充裂缝的方式，一方面粗糙壁面凸起抬升了支撑剂运移轨迹，使支撑剂流出裂缝，导致覆盖率减小；另一方面携砂液易在粗糙壁面凸起接触点附近发生转向流动，可在一定程度上扩大支撑剂覆盖范围。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
能源体系转型的实质是“能源革命”。以化石能源为主体的“资源主导”型能源体系发展至今，推动人类进步，但也引发能源危机与生态环境危机，与新一轮科技革命、产业变革和人类可持续发展的新需求不相适应，亟待研究和发展碳中和背景下的新型能源体系。在新能源、新电力、新储能“三新”为主体的“技术主导”绿色智慧能源新体系框架下，以鄂尔多斯盆地为代表的“超级能源盆地”理念将重塑未来能源勘探开发的理念与模式。鉴于世界能源的“六个不均”和中国“富煤、油气不足、新能源无限”资源禀赋，深入推进“中国能源革命”，坚持能源生产独立性、供给绿色性、储备安全性、消费高效性、管理智慧性、成本经济性的“六性原则”；强化“能源科技创新”，实施技术主导下的煤炭清洁化、稳油和增气、新能源提速、绿色与智慧“四大科创工程”；实现“能源转型”，加快绿色主导下的化石能源清洁化、新能源规模化、集中分布协同化、多能管理智慧化“四化发展”，推动中国能源结构“两个80%”互换，构建绿色智慧能源新体系。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
针对低渗透油藏—致密油CO2驱面临的气体窜流控制难题，以叔胺基为响应单元，设计合成具有双子表面活性剂自组装属性的CO2驱波及控制智能响应流体，研究了该流体遇CO2/遇原油智能响应特征及作用机理、遇CO2自增稠聚集体的剪切特征，评价了该流体与增稠聚集体耐温抗盐特性，验证了实现CO2驱均衡波及控制的可行性与有效性。研究表明：①智能流体遇CO2响应组装为高黏聚集体，流体质量分数为0.05%~2.50%时，增稠倍数9~246，黏度13~3 100 mPa·s，实验条件下低渗透岩心波及体积大幅提高；②智能流体遇模拟油，流体质量分数为0.5%~1.0%时界面张力降至1×10?2 mN/m数量级，模拟油饱和度大于10%时，囊泡状胶束增溶油相全部转化为球状胶束，流体具有遇原油响应不增稠、降低界面张力特征；③智能流体遇CO2自增稠聚集体可剪切变稀、静止增稠，经剪切—静止多次循环后仍保持初始结构状态，具备自修复特性，可实现储集层深部放置；④智能流体与增稠聚集体耐温抗盐性能长期稳定。
摘要 (
)
PDF全文 (
)
HTML
(
)
可视化
收藏
针对双碳目标背景下中国二氧化碳捕集、利用和封存（CCUS）产业发展潜力和规模预测的全局性量化研究相对缺乏的问题，预测和梳理了CCUS技术不同环节的未来技术经济成本，以及在化石能源延续场景下不同行业碳捕集需求。基于中国CO2利用、封存潜力及其空间分布构建2060年中国不同地区成本-规模计算模型，预测CCUS技术的全流程经济成本及其对应规模潜力。研究结果表明，中国宜采用就地和异地相结合的封存调度方式，以及就地利用的方式，满足化石能源延续场景下27×108 t/a的CO2减排需求。其中，采用利用方式减排CO2约5×108 t，全流程成本约为?1 400~200元/t；采用地质封存方式减排CO2约22×108 t，全流程成本约为200~450元/t。基于模型计算结果，提出了重点发展基于电制原材料（P2X）技术的化工利用产业、构建CCUS产业集群、探索多方共赢合作模式的建议，形成连接减排需求密集地区和封存靶区的全国主干输送管道推荐方案，计算得到基于CCUS技术的火电减排成本约为0.16元/（kW·h）。
