陆相中高成熟页岩油“组分流动”条件及其在提高页岩油产量中的作用

基于中国陆相页岩油区重点试采井的生产曲线、生产制度、烃产物数量和产出烃构成随时间的变化等资料,开展页岩油精细馏分切割和页岩油组成变化对宏观流动性影响的试验以及分子动力学数值模拟,提出页岩油“组分流动”概念,并对组分流动的形成机理与条件进行探讨。研究表明:(1)在地下页岩微纳米孔隙中,轻烃、中质烃和重烃会按相似相溶原理发生混相,使重烃等难流动组分以分子聚集体方式“悬浮”在轻烃和中质烃溶剂中,从而显著降低其黏度并增加流动性和流动量;(2)小分子芳烃是组分流动发生的载体,气态烃和轻烃含量越高,越利于抑制胶质和沥青等重组分形成尺寸更大的聚集体,并增加其塑性变形能力,组分流动效果越好;(3)较高的地层温度可降低蜡质等重烃组分黏度,提高其流动性;(4)保存条件、地层能量和生产制度对控制轻烃组分含量、流出速度和形成稳定的“组分流动”都有重要作用,是页岩油多组分烃形成最优配伍和最大流动量的重要影响因素。地下页岩油“组分流动”概念的提出对于提高页岩油单井产量和累计采出量具有重要意义。

中国石油陆上中-高成熟度页岩油勘探现状、进展与未来思考

中国石油天然气集团公司(简称中国石油)矿权区陆相页岩油地质资源丰富,“十三五”资源评价,中国石油陆上中-高熟页岩油(简称页岩油)地质资源量201×108t,占中国页岩油地质资源总量的71%。鄂尔多斯盆地延长组7段、松辽盆地青山口组和准噶尔盆地芦草沟组等重点层系的产量显著增长,中国石油页岩油年产量从2010年的2.5×10^(4)t增至2023年的391.6×10^(4)t,勘探潜力巨大。研究表明:近年来由于陆相不同类型页岩油具有地质特征非均质性强、富集高产因素明显差异的特点,其效益勘探存在地质认识与勘探技术的双重挑战。特别是:(1)夹层型页岩油虽在鄂尔多斯盆地长71+2亚段(延长组7段1+2亚段)实现规模勘探,但勘探靶体钻遇率变化大,深湖区细粒沉积体系研究薄弱,靶体空间展布刻画技术的准确性仍需提升;(2)混积型页岩油地层垂向厚度大、岩性频繁变化、发育多套地质甜点,在柴达木盆地、渤海湾盆地虽然实现了勘探突破,但垂向地质甜点产量差异明显,页岩油高产主控因素不清,主力靶体评价优选技术、方法仍需完善;(3)页岩型页岩油在松辽盆地青山口组实现了古龙页岩油勘探突破,但陆相湖盆不同类型页岩生、排烃差异明显,页岩原位滞留烃特征变化大,地质-工程一体化靶体评价技术、方法仍需深化研究。总体上中国石油页岩油勘探开发仍处于快速推进阶段,未来应:(1)加强淡水湖盆深湖区多类型砂体成因机制研究,实现薄层浊积砂体等夹层型页岩油效益勘探;(2)加强咸化湖盆富碳酸盐混积型页岩油源-储组合评价,优选主体靶体实现混积型页岩油高效勘探;(3)加强淡水、咸化湖盆优质源岩生、排烃差异性评价,优选最佳靶体,实现不同湖盆页岩型页岩油地质-工程一体化精细勘探。

中国页岩油勘探开发面临的挑战与高效运营机制研究

中国页岩油资源丰富,并在多个盆地取得重大勘探开发突破,已成为石油战略接替新领域,但页岩油勘探开发时间相对较短,顶层的战略规划与政策导向尚未明确,存在勘探突破难、开发成本高和组织运营不畅等问题。为此,调研剖析了中美页岩油经营理念、宏观环境、资源配置、生产运行、科技水平和信息化程度等现状,深入思考中国页岩油勘探开发的痛点、难点和阻点,认为当前中国页岩油勘探开发主要面临理念思路、技术能力、运营管理和绿色发展等4大挑战。围绕中国能源战略,提出了实现中国页岩油高效运营的对策建议:谋划稳中求进的页岩油发展战略,构建市场机制下多主体融合的战略合作共同体,打造多兵种协作的生产运行新模式,建立迭代式创新的科技发展新机制,建立数智化赋能的信息支撑新范式,开创绿色低碳化的产业发展新格局,营造高契合友好的外部运营新环境。

夹层型页岩油突破及其油气地质意义——以四川盆地中部G119H井为例

近期,中国石油西南油气田公司在四川盆地中部(以下简称川中)公山庙西地区部署实施的侏罗系凉高山组夹层型页岩油重点评价井——G119H井,测试获产油20 t/d、产气0.6×10^(4) m^(3)/d,取得了该盆地湖相夹层型页岩油的新突破。为了进一步明确四川盆地凉高山组湖相页岩油的资源潜力及勘探前景,基于G119H井所在区域的地质、地震资料,开展了凉高山组沉积地质背景、河道刻画、优质储层特征、富集模式等研究。研究结果表明:(1)凉高山组在多期湖盆迁移背景下,纵向发育多期叠置湖相页岩、三角洲前缘砂体;(2)公山庙西地区凉二段底部发育浅水三角洲前缘砂体,砂体由西南向北东推进入湖;(3)凉二段分流河道为最有利微相,岩性主要为细—中粒岩屑砂岩,平均孔隙度达6.3%,孔喉结构为小孔—微喉连通模式,可动油占比较高;(4)凉高山组夹层型页岩油分布广,具备烃源岩厚度大(超过10 m)、储层物性好、源储组合相邻匹配等有利条件;(5)该盆地内凉高山组夹层型页岩油有利地区面积约1.38×10^(4) km^(2),利用四川盆地现有三维地震资料刻画凉二段分流河道分布面积为2 336 km^(2),估算石油资源量约15×10^(8) t。结论认为,G119H井的突破揭示了川中地区凉二段夹层型页岩油具有规模开发潜力,进一步展现了盆地侏罗系页岩油良好的资源基础,明确了川中地区凉二段夹层型页岩油是“十四五”及中长期增储上产重点层段。

川中侏罗系自流井组大安寨段页岩油储层特征及其勘探启示

为进一步指导四川盆地侏罗系自流井组大安寨段页岩油的勘探与开发,亟需理清页岩油的有利赋存岩相。通过岩心观察、薄片鉴定、高压压汞、核磁共振、岩石热解等实验,分析大安寨段页岩层系不同岩相的储集空间类型、孔隙结构特征及含油性。结果表明,大安寨段主要发育块状(泥质)介壳灰岩、层状泥质介壳灰岩、层状介壳页岩、纹层状含介壳页岩、块状含介壳黏土质页岩和页理状含粉砂黏土质页岩6类岩相;页岩物性远优于介壳灰岩,且随着灰质含量的增加孔径逐渐增大,但总孔体积和总连通体积逐渐减小;大安寨段页岩层系平均游离油(S1)值为1.31 mg/g,含油性中等,页理状含粉砂黏土质页岩与纹层状含介壳页岩S1值较高,分别为2.37 mg/g与1.82 mg/g。页理状含粉砂黏土质页岩和纹层状含介壳页岩的储集性较好、含油性较高,两者构成的岩相组合可作为大安寨段页岩油的重点勘探对象。

地震叠后和叠前混合驱动下的页岩油储层多尺度裂缝预测方法

不同尺度、不同类型的天然裂缝的系统性表征有利于识别优质储层、改进开发效果.建立可靠的多尺度裂缝模型是提高页岩油储层钻遇率的重要依据,其关键在于精细预测小尺度裂缝的空间分布,指导钻井钻进和压裂过程.然而,基于地震属性的传统裂缝预测方法只能各自突出单一尺度的断裂,不同裂缝属性的数学独立性给综合裂缝系统的识别带来严峻挑战.我们提出一套改进的全尺度裂缝系统评估方案,其关键在于通过优化的各向异性蚁群裂缝识别算法确定小尺度裂缝的发育概率,将小尺度裂缝的发育概率与传统蚂蚁追踪产生的大尺度断层的概率进行融合,得到的综合裂缝系统可以实现全尺度裂缝的感知.详细的属性分析过程表明,方位各向异性能够精确描述微观裂缝特征.基于此,我们将各向异性分析得到的裂缝密度和裂缝走向融入蚁群追踪裂缝的各个阶段,在提高裂缝密集区搜索强度的同时,还对小断距裂缝的发育方向实现了精准刻画.针对页岩油藏的应用案例证明,根据改进方案得到的全尺度裂缝系统能够同时表征大尺度断层、小裂缝和裂缝破碎带的分布情况.研究区的成像测井结果进一步验证了小尺度裂缝预测发育方向的准确性及可靠性,能够为页岩油水平井开发部署提供理论指导.

基于核磁共振测井的页岩油产能分析及甜点评价

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油水平井产能差异大,各井产水率区别明显,其主控因素尚不清楚,现有甜点分类标准无法满足该区页岩油精细开发的需要,基于核磁共振测井截止值的含油性及可动性解释难以精细识别页岩油甜点。以核磁共振测井和实验室核磁共振测试为基础,基于分频处理、分流体核磁共振测井孔隙结构表征、弹性能排油模拟等技术,精细表征页岩油层中不同类型流体分布;分别刻画油水赋存孔径,建立可动油量评价模型,对流体赋存、孔径分布、可动油量等进行定量表征;结合单井试油和生产数据,明确水平井产能控制因素。研究表明:大孔轻质组分占比、可动油孔隙度与水平井产能的相关性明显优于孔隙度、含油饱和度和核磁可动油孔隙度;水影响指数则反映地层水对页岩油流动的影响程度,该值越小,相同可动油孔隙度下水平井产能越高、含水率越低。以大孔轻质组分占比、水影响指数和可动油孔隙度为指标,将页岩油油层划分为3类,由Ⅰ类至Ⅲ类油层,日产油量快速减小,含水率明显升高,可作为芦草沟组页岩油甜点精细评价的依据。

胜利济阳页岩油开发进展与攻关方向

为了实现济阳陆相断陷盆地中低演化程度页岩油的有效开发,2019年以来,依托万米系统取心、十万余块次的岩心测试,在博兴、牛庄、民丰等洼陷同时开展系统评价,单井评价及立体井组开发均取得突破。博兴洼陷开展了3层楼8口井的先导试验,建成中国石化首个10万吨级页岩油开发井组;牛庄洼陷开展了5层楼20口井大平台立体开发井组试验,已全部投产;民丰洼陷按照“大平台整体部署、小井组分步实施”的模式,整体评价、立体开发试验全面展开。樊页平1、丰页1-1HF井等28口井峰值日产油量超百吨,30口井累计产油量超万吨。基于基础研究与开发实践,提出了济阳页岩油“储-缝-压”三元储渗理论认识,攻关形成了页岩油开发实验技术、开发甜点立体精细评价技术、建模数模一体化技术、立体开发优化调控技术,初步构建了胜利特色的陆相断陷盆地页岩油立体开发理论技术体系,有效支撑了胜利济阳页岩油国家级示范区建设。

济阳坳陷页岩油注二氧化碳开发技术

围绕页岩油注CO_(2)开发存在的问题,通过室内实验、数值模拟与压裂工艺相结合的方式,开展了页岩油注CO_(2)萃取置换机理、CO_(2)前置液对页岩力学性质影响的室内实验,模拟了CO_(2)前置压裂和吞吐补能对开发效果的影响,并将成果应用于CO_(2)前置压裂和单井吞吐矿场实践。研究表明:CO_(2)吞吐作用效果受微纳尺度效应及干酪根、吸附油存在等的影响,适当延长焖井时间可提高原油动用程度。在CO_(2)“注、焖”阶段,CO_(2)通过溶解扩散和传质作用提高重烃的动用程度,在CO_(2)“吐”的阶段,CO_(2)主要将较大孔隙中的原油排出至周边更大的孔隙或层理缝中流入生产井。注入CO_(2)前置液有助于保持岩心脆性,降低破裂压力,CO_(2)易沿层理面滤失,从而提高裂缝复杂程度。前置CO_(2)注入量增加会提升增能效果,从而增强地层能量的补充作用。页岩基质渗透率越低、地层压力越低、原油重烃含量越高,注CO_(2)吞吐开发后,采收率提高幅度越大。矿场实践表明,CO_(2)前置压裂后压力保持良好,单井CO_(2)吞吐后可有效补充地层能量,提高单井产能,效果良好。

庆城页岩油泵入式光纤监测技术实践

庆城油田页岩油水平井主体采用分段多簇细分切割体积压裂技术,但目前仍存在多簇起裂效率不清晰的问题。为了评价多簇起裂有效性及裂缝延伸规律,开展了水平井泵入式光纤测试技术先导性试验,该技术具有工艺灵活、便捷高效及成本低的独特优势。测试结果表明,水平井分段多簇细分切割体积压裂通过射孔限流+颗粒暂堵方式,能够实现100%多簇完全起裂,但各簇进砂(液)量差异明显,各簇裂缝延伸不均衡。该项研究初步回答了多簇起裂有效性问题,并验证了水平井套管内泵入式光纤监测技术的可行性,丰富了水平井体积压裂效果评估测试手段,同时为鄂尔多斯盆地页岩油水平井压裂工艺及参数优化提供了重要依据。

考虑渗吸效应的页岩油井体积压裂用液强度优化方法——以南襄盆地泌阳凹陷X-1井为例

以南襄盆地泌阳凹陷X-1井为例,将岩心实验测得的带压渗吸规律通过岩心尺度油藏模拟拟合得到表征渗吸过程的毛管压力特征曲线及相对渗透率特征曲线,将其代入宏观油藏模型中模拟压后焖井过程,建立体积压裂用液强度优化方法。研究表明:压裂液用液强度的优化必须考虑造缝要满足预测最终可采储量的需求、满足渗吸驱油的需求、满足补充地层能量的需求,同时将压裂液用液强度控制在临界渗吸强度附近,避免液量过少导致渗吸置换作用不充分,液量过大导致成本增加与潜在储层伤害。模拟发现,压裂液用液强度与单井预测最终可采储量正相关且存在最优值,大于最优值后,单井预测最终可采储量增加的幅度将越来越小,通过适当提高压裂液用液强度补充地层能量提高焖井压力,适当增加焖井时间,可有效增加压后产能。经过X-1井现场试验验证,该优化方法对油井生产效果改善显著,具有较好的实用性。

玛湖凹陷玛页1井风城组页岩油地质甜点优选

玛湖凹陷风城组属于具有物源多、岩性复杂、整体含油、甜点分散等特征的混积型碱湖沉积,为了对页岩油进行高效勘探和开发,需要对页岩油地质甜点优选。以高压压汞、岩石热解等实验结果为基础,对玛页1井风城组储集层及其页岩油可动性等进行评价,构建页岩油地质甜点优选模型,评价页岩油地质甜点垂向分布特征。结果表明:孔隙度、总有机碳含量、脆性矿物含量和游离烃含量与100倍总有机碳含量之差分别是评价风城组储集层储集性能、含油性、脆性和页岩油可动性的参数;利用4个参数构建页岩油地质甜点优选模型,玛页1井风城组一类、二类和三类页岩油地质甜点的页岩油甜点因子分别为大于0.2823、0.0111~0.2823和小于0.0111;玛页1井风城组一类页岩油地质甜点主要分布在风二段上部和风三段,岩性以泥岩和白云质泥岩为主。

济阳页岩油开发“三元”储渗理论技术与实践

基于济阳坳陷页岩油储层上万米岩心资料与60余口水平井的开发实践,提出济阳页岩油“储元”、“缝元”、“压元”的“三元”储渗理论。“三元”协同支撑济阳页岩油的富集高产:“储元”控制页岩油的富集,咸化湖盆无机孔-缝及灰-泥优质纹层组构发育利于页岩油储集,高生烃能力、高游离烃含量为高产提供物质基础;“缝元”控制页岩油的渗流,天然裂缝为页岩油的运移和聚集提供渗流通道,压裂改造缝沟通天然裂缝形成复杂缝网,为高产提供渗流基础;“压元”控制页岩油的高产稳产,高地层压力为油气运聚提供原始动力,压裂增能可进一步提高岩石及流体弹性能,强化孔缝原油渗吸置换,减缓应力敏感性,为长期稳产提供能量基础。基于“三元”储渗理论,形成了以立体井网优化、立体均衡压裂、全周期优化调控为核心的立体开发技术,有效指导了现场生产实施,为济阳页岩油规模化效益开发提供技术支撑。

页岩油藏注CO_(2)驱孔隙动用特征研究

CO_(2)在页岩油藏驱油时的孔隙动用特征是评价其应用于提高页岩油藏采收率效果的一项重要指标。因此,开展了超临界CO_(2)驱替页岩岩心室内实验,并以核磁共振(NMR)在线岩心扫描技术为手段对CO_(2)驱页岩油藏的孔隙动用特征和规律进行研究。结果表明,超临界CO_(2)非混相驱油主要动用页岩中孔隙半径在0.1~3.0µm范围内的油,而此过程中小于0.008µm孔隙半径内的油量反而增加,分析原因主要是CO_(2)在页岩层中通过压差和扩散作用将大孔隙内页岩油带入小孔隙中并发生吸附滞留,在驱替时间5 h后,CO_(2)驱替页岩油采收率达到35.7%,驱油效果较好。

陆相页岩油储层可动油含量测井评价方法——以苏北盆地古近系阜宁组二段页岩油为例

近年来中国东部陆相盆地页岩油勘探开发取得重大进展,但制约页岩油产能评价的关键因素是油可动性。研究苏北盆地页岩油提出了二维核磁共振法和常规测井法2种测井评价页岩可动油含量的方法。建立了二维核磁共振测量纵向弛豫时间(T1)-横向弛豫时间(T2)可动油识别图版,评价吸附油及束缚水等流体类型,通过游离烃含量(S1)与沉积环境、沉积构造的关系及测井响应的关联性,分析常规测井电阻率及声波时差对游离烃含量、有机质含量响应灵敏度,建立了游离烃含量测井定量评价模型。提出了测井资料评价游离烃含量的方法,计算可动油饱和度及含油量。咸化环境和纹层状构造有利于有机质成烃和运移,游离烃含量高。

济阳坳陷古近系沙三下—沙四上亚段咸化湖盆证据及页岩油气地质意义

济阳坳陷是渤海湾盆地常规油气最为富集的坳陷之一,也是页岩油获得全面战略性勘探突破的坳陷,古近系沙河街组发育沙三下亚段、沙四上亚段2套主力烃源岩,其沉积环境颇受争议。利用页岩系统取芯井岩石学、元素地球化学、同位素和包裹体等资料对页岩沉积环境进行系统研究。结果表明:古近系沙三下—沙四上亚段页岩为气候控制下的咸化湖盆的产物,主要发育富碳酸盐纹层状岩相,碳酸盐矿物质量分数高,多呈纹层状、透镜状产出,平均质量分数为43%,背散射扫描电镜下部分页岩样品发现NaCl、BaSO_(4)和SrSO_(4)典型的咸化湖盆标志性矿物,页岩沉积期水体盐度相对较高;水体环境的w(Sr)/w(Ba)大于1,Sr元素质量分数大于500μg/g,B元素质量分数大于75×10^(-6),相当硼质量分数主要分布在300×10^(-6)~700×10^(-6),均显示为咸化环境;页岩w(^(87)Sr)/w(^(86)Sr)为0.710 7~0.712 4,明显高于同期海水的w(^(87)Sr)/w(^(86)Sr),结合对应稀土元素Ce正异常特征,认为沉积期水体条件受控于盆地自身环境,与海侵没有必然联系;碳酸盐矿物δ^(18)O主要分布在-11‰~-3‰,δ^(13)C主要分布在0~6‰,δ^(18)O、δ^(13)C均偏大,与沉积期湖盆气候相对干旱、湖水蒸发作用增强有关;页岩中检测到气液两相原生盐水包裹体均一化温度范围在32.5~45.3℃,对应盐度范围为19.21%~27.78%,成岩早期地层流体盐度较高;气候控制下的咸水环境为富碳酸盐页岩形成提供条件,奠定济阳坳陷古近系沙三下—沙四上亚段页岩油富集高产的基础。

陆相湖盆夹层型页岩油甜点分级测井评价方法研究——以鄂尔多斯盆地陕北吴起地区延长组长7段为例

针对夹层型页岩油甜点测井评价难题,提出了从烃源岩品质参数、储层品质参数和二者的空间距离等多角度定量评价其耦合关系,实现了基于试油井资料刻度的夹层型页岩油产能分级和具有工业产能的“甜点”下限标准的确立,其可靠性得到多口井的验证。根据岩心地球化学实验分析数据建立基于测井资料定量计算烃源岩总有机碳含量的区域模型,并参考相关标准确定鄂尔多斯盆地陕北吴起地区延长组长7段有效烃源岩发育段。基于研究区砂岩储层的孔渗曲线计算储层品质因子,在此基础上确定待试油储层段与有效烃源岩的纵向最短距离,最终综合储层品质因子、平均TOC及有效烃源岩厚度等,构建能够反映试油层段与邻近主力烃源岩段耦合关系的源储耦合系数计算公式,根据已知井测试结果标定,在一个油田或一个井区确定能够获得工业油流的甜点段源储耦合系数下限,据此可以对新井待试油层段进行评估,避免无效试油,从而为提高非常规油气试油成功率、优化产能建设提供决策依据。

陆相页岩油开发实验技术现状与展望

随着页岩油勘探开发力度不断加大,页岩油开发实验技术在继承常规油藏和页岩气藏实验技术方法的基础上不断发展完善,初步形成了一套油藏物理与渗流机理实验技术体系,为页岩油藏地质评价、油藏工程优化设计及提高采收率提供了有力技术支撑。系统总结了孔隙度、渗透率、油水饱和度、润湿性、相对渗透率、渗吸等6项实验技术国内外发展现状,结合陆相页岩油成熟度低、非均质性强、纹层和微裂缝发育等特点,从实验技术的测定方法和原理、关键影响因素和实验控制条件、方法优缺点和技术适用性等方面,提出了各实验技术面临的主要问题、发展趋势和攻关方向。研究结果表明:①统一岩样清洗溶剂及清洗时间是提高孔隙度不同测定方法之间可对比性的关键,核磁共振测定孔隙度技术是满足矿场快速分析需求的技术发展方向。②非规则、多方向以及模拟地层压力变化的渗透率测定技术是下步技术发展方向。③酒精浸泡法和二维核磁共振(T_(1)-T_(2))法是页岩油水饱和度测定的技术发展方向,依然面临黏土束缚水、吸附油对测定精度的影响难题。④液滴形态法是页岩油藏润湿性测定技术的未来发展方向之一,需要对实验方法及表面润湿和自发渗吸2个过程的综合评价方法进行深化研究并统一标准。⑤实验测定和数值方法相结合是获取页岩油藏相对渗透率的有效路径,微量油水计量、末端效应校正以及考虑压力时变的技术方法是攻关方向。⑥压后弹性开发中渗吸效果评价、闷井时间优化应采用带压渗吸测定方式,基于核磁共振T_(2)谱、分层T_(2)谱和T_(1)-T_(2)谱的带压渗吸测定方法将是重要技术发展方向之一。

济阳陆相断陷盆地页岩油研究进展

济阳陆相断陷盆地页岩油是现实的资源接替新领域,具有巨大勘探潜力,是胜利油田可持续发展的重要资源基础。结合近年来济阳陆相断陷盆地页岩油地质研究与勘探成效,系统梳理了济阳陆相断陷盆地页岩沉积、成储、成烃及页岩油富集理论认识、配套增产压裂技术等方面的新进展。研究表明:①提出了基于矿物组成、沉积构造、结晶程度和有机质丰度的“四要素三端元”页岩岩相划分方案,揭示了“四古控相”机制,明确了页岩岩相呈“环带状”有序分布。②集成岩心微纳米CT扫描、氩离子抛光扫描电镜、FIB-FESEM、核磁共振冻融、X射线小角散射等页岩多尺度孔缝系统量化表征技术,明确了济阳陆相断陷盆地页岩储集空间孔缝兼顾,以无机孔缝为主,揭示了方解石重结晶、溶蚀作用和伊/蒙混层向伊利石转化作用是最为主要的成储机制,构建了页岩孔缝网络储集模型。③研发了富有机质页岩含油率评价方法,揭示了咸化湖盆富有机质页岩古生产力高、早生、早富特点,初步估算济阳陆相断陷盆地页岩油资源量超过1010t。④纹层/层状页岩岩相成烃、成储时空耦合控制了页岩油富集,表现为“咸化源岩早生、无机孔缝储集、微观源储一体、二元耦合富集”模式。⑤创建了陆相断陷盆地页岩油勘探“四性”“四定”综合评价体系及目标优选流程。⑥研发了适合济阳陆相断陷盆地页岩的“组合缝网压裂”“水平井多级分段”增产压裂技术。结合胜利油田实际情况,确立了“主力洼陷增储上产、富油小洼陷探索新阵地、外围小洼陷落实资源、兼顾优化矿权”的勘探思路,有序推进济阳陆相断陷盆地页岩油规模增储建产,相关成果认识与配套技术对同类油田的页岩油勘探开发具有一定的借鉴和参考意义。

古龙页岩油勘探开发进展及发展对策

古龙页岩油是继常规油之后最为现实的接替资源,目前已经成为大庆油田增储上产的主要领域。通过系统阐述古龙页岩油勘探开发历程和分区带落实资源潜力,为古龙页岩油未来发展制定合理规划。结果表明:古龙页岩油主要经历了勘探评价、先导试验和扩大试验3个勘探开发阶段;富有机质页岩具有面积广、厚度大、生油能力强等特点,页岩油富集的物质基础雄厚;古龙页岩油纵向上主要富集于下油组(Q_(1)―Q_(4)油层)和上油组的Q_(9)油层,平面上具有全盆地分布的特征,在古龙凹陷深凹区地质条件最为优越;按照轻质油带核心区―斜坡区―稀油带―低熟页岩油的规划,逐步对古龙页岩油实施勘探研究及开发动用;基于原生源储的富集规律,建立了原位成藏理论,古龙页岩油提交了12.68×10^(8)t的预测地质储量及2.04×10^(8)t的探明地质储量,指导了国家级示范区及全国重点实验室建设;应用体积法估算轻质油带Q9油层资源量为9.6×10^(8)t,轻质油带Q_(2)―Q_(8)油层整体资源量为38.8×10^(8)t,三肇地区稀油带资源量达11×10^(8)t以上,能够有效支撑古龙页岩油革命行动目标。通过加强理论研究,推动技术进步,推进管理创新,实现降本增效,古龙页岩油必将成为大庆油田资源接续和百年油田建设的重要领域。