摘要：黑色页岩甜点类型、识别标准及分布规律直接影响勘探层位优选及钻井靶点设计。为此,以四川盆地南部(以下简称川南地区)上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相黑色页岩为例,结合岩石学、层序地层学等理论,综合分析了相对海平面变化、裂缝类型与页岩储层品质之间的关系。研究结果表明:①川南地区五峰组—龙马溪组黑色页岩可划分出沉积型和裂缝型2类甜点,其中,沉积型甜点细分为早期海进型、快速海进型、晚期海进型和近滨海进型4类,裂缝型甜点分为网状微裂缝型和网状宏观裂缝型2类。②早期海进型和近滨海进型以半远洋沉积为主,粉砂和黏土混杂堆积,TOC较低;快速海进型以远洋沉积为主,微晶石英发育,TOC高,有机孔发育;晚期海进型以等深流沉积为主,TOC偏低,无机孔相对发育。③裂缝型甜点储层宏观裂缝和微裂缝发育,但基质孔隙度和渗透率不一定高。④早期海进型甜点分布于笔石带WF2—WF3,快速海进型甜点分布于笔石带LM1,晚期海进型甜点分布于笔石带LM2—LM4及LM5,近滨海进型甜点分布于笔石带LM1—LM4,网状微裂缝型甜点主要分布于笔石带LM1,网状宏观裂缝型甜点的分布受断层规模和构造转换带变形程度控制。⑤笔石带LM6—LM8黏土矿物含量高、成岩收缩缝发育的位置可形成网状微裂缝型甜点;构造转换带与调节带具有弱变形与弱改造特征,网状宏观裂缝发育,可形成网状宏观裂缝型甜点。结论认为,川南地区快速海进型和近滨海进型甜点勘探已取得重大突破,早期海进型和晚期海进型是下一步勘探的重要目标;以沉积学及裂缝特征为判识依据的甜点类型划分为页岩气深化勘探和效益开发提供了理论支撑。

摘要：四川盆地内部和盆缘页岩气资源丰富,但由于沉积类型多样、构造复杂,页岩气井压裂测试产量差异大,部分高产井压裂工艺技术推广存在局限性,迫切需要探索和形成针对不同类型页岩气特点的压裂对策和模式。从页岩气高效开发角度出发,通过对比四川盆地已探明页岩气区块地质工程参数特征,依据沉积类型及岩相组合特征、埋藏深度和压力系统,划分出6种类型页岩气:海相中-浅层(深度3500 m)超压页岩气、海相深层常压页岩气、海相新类型页岩气、海-陆过渡相深层超压页岩气及陆相中-浅层超压页岩气。开展数值模拟和实验研究发现:(1)天然裂缝发育及复杂的地应力分布会导致压裂裂缝非均匀扩展和裂缝合并,优化射孔参数和采用暂堵工艺可有效调控裂缝形态,增大改造体积;(2)夹层和纹层影响缝高纵向扩展和支撑剂的运移铺置,提高前置高黏压裂液和小粒径支撑剂用量,有利于裂缝纵向穿层与支撑剂均衡支撑;(3)高黏土页岩强水化作用会导致页岩力学性质劣化和加剧支撑剂嵌入,优化压裂液体系添加剂类型和用量可抑制页岩水化作用。探索并提出了不同类型页岩气水平井体积压裂优化设计原则及工艺技术对策,并应用于丁山复杂构造应力场的深层高压页岩气、林滩场深层常压页岩气、井研-犍为海相碎屑岩新类型页岩气、普光大隆组海-陆过渡相和千佛崖组湖相页岩气开发,提高单井产能显著,为不同复杂类型页岩气高效压裂和效益开发提供经验和借鉴。

摘要：为贯彻国家能源资源安全保障政策并加快国内油气生产,面对日益复杂的勘探对象,创新储层改造技术是发现资源和增加储量的必经之路。通过回顾中国石油天然气股份有限公司(简称中国石油)储层改造技术的发展历程,并针对目前中国石油所面临的勘探对象特点,厘清了技术难题,系统总结了取得的研究进展,包括缝控压裂优化设计最大限度释放储量、压裂装备作业能力不断提升、井下工具更加成熟、压裂液降低成本与提高个性化、支撑剂向低成本小粒径的趋势明显,明确了储层改造技术对勘探发现的重要支撑作用。全面梳理储层改造技术在压裂核心要素、工艺技术对策、现场实施质量、压裂方案迭代升级4个方面所面临的关键问题。具体而言,针对4个方面提出了以下对策措施:(1)推实基础研究创新工程,为压裂技术进步提供理论支撑;(2)推动五大要素提质工程,支撑储层改造技术高质量发展;(3)推进技术方案精准工程,为油气高效勘探开发提供指引;(4)推升技术管理提效工程,打造工程管理高效实施新模式。

摘要：为了快速准确地找出水平井压裂设计和施工过程中的关键影响因素,有效提高产能,针对巴肯致密油藏特点,采用信息量分析、灰色关联、正交试验设计3种方法对巴肯致密油藏压裂水平井产能参数的影响程度进行了计算与检验,确定各参数之间的关联性及各参数对产能的影响程度。结果表明:压裂级数、缝长、水平井段长度和渗透率是影响巴肯致密油藏压裂水平井产能的主要参数,而地层压力、孔隙度、缝宽和地下原油黏度为次要影响参数。可从对产能具有显著影响的可控因素入手,有效提高巴肯致密油藏压裂水平井的产能。使用3种方法得到的影响程度排序结果相似性较高,说明这3种方法有较强的实用性和一致性,均是计算和检验致密油藏压裂水平井产能参数影响程度的有效方法。

摘要：按照深化石油天然气体制改革要求,2020年5月起我国开始实行更为严格的探矿权退出机制,由按投入不足比例退减转变为到期延续时按比例强制性退减。为了适应退减政策的转折,中国石油及时调整管理理念,积极推出新举措,实现新政下首轮到期探矿权的延续和有序退减。基于3年多来中国石油的有序退减实践,重点介绍了中国石油探矿权退减管理的主要举措及对国家退减制度优化设计的思考、支撑退减管理决策的矿权区块评价体系的设计思想。在探矿权退减管理方面,推行两大举措:一是多业务联动融合机制,加快探矿权到期前追求勘探发现的工作节奏;二是强化退减预案编制的组织管理和审查把关,全力保障勘探开发优质资源基础的稳定。积极思考国家退减制度进一步优化的方向,提出两点建议:一是进一步加大对取得勘探新发现探矿权区块的定向激励,大幅降低甚至免除相关区块的应退减面积;二是在指定条件下,对承担国家保供任务的市场主体给予一定的制度性安排。在探矿权评价体系研究方面,探索提出矿权区块评价体系的设计,从可用性、资源条件、成藏条件、经济性、其他条件5个维度开展评价,可更加全面系统和精细化地认识探矿权区块的综合价值,支撑后续企业退减管理决策,也为国家研判和掌握矿权区块价值提供一定思路借鉴。

摘要：基于中国石油公司20多年来海外油气田开发的经验,全面总结了海外油气田开发的特点、开发理念、开发模式及开发方案设计策略。海外油气田开发具有项目资源的非己性、合同模式的多样性、合作方式的复杂性等10大特点。基于以追求有限合同期内产量和效益最大化为目标的海外油气田开发理念,建立了早期优先利用天然能量开发、规模建产、快速上产、高速开采、快速回收的海外油气田开发模式。确定了适应不同合同类型的海外油气田开发方案设计策略,对于矿税制合同,优先开发富集且技术难度小的资源,依据合同规定的矿费变化确定早期投资进度、上产速度、开发工作量和产量;对于产品分成合同,高速开发,稀井高产,加快投资回收;对于技术服务合同,根据投资回报率确定方案的合理产量目标和工作量,确保高峰期产量和稳产期达到合同要求。

摘要：中国陆相页岩油气资源潜力巨大,但由于陆相页岩具有黏土矿物含量高、非均质性强等特点,很难实现大规模体积压裂。由于缺乏针对性储层体积改造技术,中国陆相页岩油气领域一直未获得实质性突破。为解决这一关键技术难题,综合利用压裂模拟、微观分析等实验手段对松辽盆地青山口组一段富含油页岩层系进行研究。结果表明,超临界CO_(2)复合体积压裂具有降低页岩储层破裂压力、形成复杂缝网和溶蚀改善储层渗流通道的优势。在陆相页岩油领域设计并使用超临界CO_(2)复合体积压裂工艺,对吉页油1HF井成功实施了21段/1431 m水平井压裂,并采用人工裂缝反演、不稳定试井、微地震监测、返排液分析、油源对比等技术进行压后效果评价。现场实践证实,该项技术效果显著,有效改造体积是常规水力压裂的2倍,实现了高黏土矿物含量强非均质性陆相页岩层系大型体积压裂,支撑吉页油1HF井获得稳产16.4 m^(3)/d的高产工业页岩油流。

摘要：古龙页岩油是中国对纯页岩型页岩油规模化勘探开发的首次探索。明确古龙页岩岩石力学特征与裂缝扩展机制,对指导古龙页岩油工程靶体优选、压裂工艺设计与施工参数优化具有重要意义。在对古龙页岩开展矿物分布、薄片及岩石力学测试分析的基础上,明确了古龙页岩“千层小薄饼”力学特征,分析了地质-工程多因素控制下的裂缝扩展机理。结果显示,古龙页岩具有黏土矿物含量高(平均为46.6%)、储集层塑性强、页理发育程度高及力学各向异性强的典型特征。与常规页岩脆性断裂存在显著不同,古龙页岩典型岩样力学性质表现出高频波动特征,抗压强度大于20 MPa的波动次数为3.33次/cm,断裂过程呈渐进式的稳定破坏过程,具有缓慢的峰后跌落段,断裂轨迹表现为锯齿状随机路径。同时,在高密度页理缝的控制下,古龙页岩压裂裂缝形态复杂,但缝高和缝长受到明显抑制,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。建议古龙页岩油压裂改造应遵循“控近扩远”原则,加强压裂施工过程控制,抑制近井裂缝过度发育,促进主裂缝充分延伸,提高有效改造体积。

摘要：基于四川盆地南部(简称川南)泸州区块构造展布特征和断裂发育特点,应用微地震、测井、地应力等资料,总结深层页岩气井套变特征,明确套变机理与主控因素,建立套变风险评估图版并提出针对性的套变风险防控对策。研究表明:压裂激活断裂滑移是川南泸州深层页岩气井套变的主控因素,工区断裂逼近角主要为10°~50°,占比65.34%,临界激活孔隙压力增量为6.05~9.71 MPa。对于地质因素导致的套变,防控措施主要有避让风险断裂、选择应力机制因子低值区布井两个方面。对于工程因素导致的套变,防控措施主要有4个方面:①布井时尽量避让高激活风险和高滑移风险断裂,无法避开时尽量选择远离断裂中心位置的区域;②优化井筒参数,调整井筒方位可在一定程度上降低作用在套管上的剪应力,降低套变程度;③优化井身结构设计,在不影响优质储集层钻遇率的基础上,确保水平井弯曲段曲率半径大于200 m;④优化压裂施工参数,增大避射距离、降低单次施工压力、增加段长等是降低套变风险的有效措施。

摘要：随着塔河油田开发程度的不断深入,仅依靠主干断裂带上的大串珠已难以稳产,因而钻探目标逐步转向小尺度缝洞体,而常规地震属性在小溶洞(直径约为地震道间距)平面位置和横向分隔性识别方面应用效果较差,亟需加强小溶洞体地震预测方法研究。为此,研究提出多方位二阶梯度新技术来提高小溶洞体识别的横向分辨率,从而准确刻画溶洞的平面位置并一步判定溶洞的分隔性。通过设计数值正演模型分析传统振幅变化率属性在溶洞识别方面的局限性,并针对该缺陷进一步提出方位二阶梯度属性;将该方法应用于塔河油田不同区块的三维溶洞识别中,并与其他常规属性进行对比,进一步验证新属性在溶洞识别方面的横向高分辨率特征,为塔河油田缝洞型油气藏开发井位部署和方案调整提供有力依据。