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。

油气田企业科研院所创新绩效评估模型构建与应用

常规科技绩效评估方法和评价指标已不能满足油气田企业科研院所创新绩效评估需要,亟须开展创新研究,构建相关评估模型与指标体系。油气田企业科研院所创新是全要素投入和创新成果应用创效的系统过程,其绩效模型构建应涵盖创新投入绩效、创新过程绩效、创新产出绩效、创新保障绩效等内容。研究建立的创新绩效评估指标体系涵盖4项一级指标、11项二级指标、22项三级指标。以某油气田企业为例开展实证研究,结果表明评估方法简单、易操作,可为油气田企业科研院所创新绩效评估提供方法,促进油气田企业实现科技自立自强。

油气企业人才“生聚理用”管理机制

在人才强国战略的指引下,油气企业人力资源管理面临着新形势与新环境,迫切需要破除束缚人才发展的思想观念和制度障碍,健全人才发展管理机制。为此,提出了油气企业人才“生聚理用”的管理机制。研究结果认为:①该机制是在油气企业人才强企战略管理视域下打造油气人才供应链的路径指引和有效保障,协同发挥人才发展边际效益递增效应;②“生才”需通过内生、外生、选拔培养多措并举“使其生”并“使其成长为才”,应持续优化育才规划、拓展人才培养方式、完善培养支撑体系;③“聚才”要在组织适配和岗位匹配前提下发挥人才聚集效应,应多渠道持续引进人才、配套政策吸引人才、服务引领关爱人才;④“理才”要以价值贡献为导向、考核与激励协同,优化全员绩效考核、完善薪酬分配管理、优化人才精准激励奖励;⑤“用才”要在人岗匹配和充分授权的基础上,树立鲜明用人导向、畅通人才职业发展通道、推动人才市场化流动配置。结论认为,通过四个机制协同发展管理,能够为油气企业人才发展管理和人才强企提供有效动能。

新质生产力赋能油气行业高质量发展

新质生产力发展形成的新要素,能够为油气行业高质量发展提供核心技术支撑,是油气行业发展的关键力量。为了促进油气行业高质量发展,保障中国油气行业改革质量,基于新质生产力衍生出的新要素、新理念、新模式,通过生产技术创新、行业管理创新、产业链模式创新的三个维度,对油气行业生产高质量、管理高水平、产业高发展提供新的赋能路径进行了研究。研究结果表明,新质生产力在赋能油气行业高质量发展过程中存在以下问题:①创新水平有待提高,科技成果转化不足;②“数”“实”发展不均衡,发展机制仍需完善;③上下游一体化进程慢,产业融合体系不健全。针对上述问题,提出以下政策:①完善科技创新机制,推动新质生产力涌现;②加速“数”“实”融合,实现产业转型升级;③加速纵向一体化进程,完善产业融合体系的优化策略,以实现新质生产力对油气行业高质量发展的强力赋能。

潜伏背斜精细建模及其应用效果分析——以川东石炭系气田为例

四川盆地川东高陡构造带油气勘探对象主要以背斜圈闭为主,因大多数地面背斜出露石灰岩,保存条件差,天然气勘探价值不高,而潜伏背斜保存条件良好,成为天然气聚集的有利场所。川东地区石炭系气藏是构造圈闭型,落实圈闭形态十分重要,直接关系钻探获气成功率。目前,石炭系潜伏背斜天然气勘探开发已进行到深入挖潜阶段,但仍有一些潜伏背斜地震成果不落实,井—震深度误差大,值得人们深入研究。依据地震剖面、地面地质、钻测井资料,建立精细潜伏背斜模式,划分为4大类、7亚类及30个小型,并对4大类潜伏背斜勘探开发效果进行总体评价。基于新建潜伏背斜模式,在3方面得到应用:①基于潜伏背斜模式,进行模型正演和反演,有利于分析复杂波长、时间域构造畸变现象及高点偏移规律;②有利于建立合理的时深转换及叠前深偏速度模型,提高深度域构造形态的可靠性;③基于潜伏背斜模式的水平叠加时间剖面(简称叠加剖面)基本反射特征,从而判定陡潜背斜的基本类型和形态,避免深度域里造成“假潜伏背斜”。川东地区新的潜伏背斜精细建模,将在石炭系气藏深入挖潜中进一步发挥积极作用。

滚动负压筛在国内油气钻井中的试验与应用

传统钻井振动筛在常压下依靠振动产生5~6g的抛掷力将钻屑从钻井液中筛分出来,钻屑含液率高,固废量大。滚动负压筛是一种基于带式真空过滤原理与微振动复合作用的钻井液固液分离装置,其钻井液的透筛主要依靠真空作用,钻屑含液率低,钻井液回收率高,固废产生量少。2014年以来,国内陆续引进部分滚动负压筛,在海洋钻井固废减量和陆地钻井钻屑减量中进行了试验和小范围的应用,但相关的试验和应用报道较少。对滚动负压筛在国内陆地钻井中进行了应用和对比试验,试验结果表明,滚动负压筛排出钻屑的体积含液率可降低到35%以下,油基泥浆时,每米进尺泥浆消耗量和固废实际产生量比传统振动筛可分别降低32.25%和51.63%,分离出的钻井液含砂量和有害固相降低,提升了钻井液的性能。滚动负压筛的应用具有较好的经济效益和环保效益,但一次性设备投入成本较高,可能影响其大面积的推广应用。

精细控压钻井系统开发

随着开发力度的加大,石油钻井正向深井、超深井迈进,钻井作业也将面临越来越多的漏、喷复杂工程难题。而精细控压钻井在减少钻井液漏失、提高钻井时效、实现地质目标等方面发挥了重要作用,但由于精细控压作业井均属于相对较复杂的井,井控风险大,技术人员需求大,技术水平要求高。目前存在人员紧缺、现场技术人员水平参差不齐,对复杂井的安全施工造成了不利形势,且人员、设备调配难度较大。针对该问题,本文通过工作流程的梳理研究建立精细控压钻井EISC工作系统,满足精细控压工程作业的远程监控、实时分析、故障复杂预警,以及EISC与作业现场的远程交互,实现EISC对作业现场的远程技术支持,减少现场技术人员的同时,保障施工作业安全高效。

碳酸盐岩储层改造深穿透后效体射孔技术在气田开发中的应用

四川盆地从震旦系—中三叠统以海相碳酸盐岩为主,沉积厚度4000~7000 m,已发现的28个工业油气层系中,其中海相碳酸盐岩产层20个,主要分布在震旦系、寒武系、石炭系、二叠系及中、下三叠统,储层埋深一般都大于4000 m,并且具备低孔隙(2%~8%,平均3%)、低渗透(大部分<1 mD)、低丰度(大部分气藏为2×108 m3/km2~3×108 m3/km2)、高温、高压、高含硫特征。针对碳酸盐岩油气藏埋藏深、温度高,储层增产改造措施历来以酸化压裂改造技术为主。虽然碳酸盐岩储层具有酸蚀性好、酸岩反应速度快的特点,但也具有酸液有效作用时间、有效作用距离短的弊病,存在一定的不适应性。近期深穿透后效体射孔技术在碳酸盐岩储层的成功运用,在酸压增产措施前实现了储集体内天然缝洞系统通道多方位沟通的目标,解决了后期酸压增加溶蚀造缝长度,进一步提升了有效沟通天然裂缝及储集体的机率,实现了增储上产,达到了致密碳酸盐岩储层高效开发的目的。

四川盆地“槽-隆”控制下的寒武系筇竹寺组页岩储层特征及其差异性成因

四川盆地寒武系筇竹寺组是继五峰组-龙马溪组后页岩气勘探开发的重要接替层位,目前在德阳-安岳裂陷槽中心和槽缘部署的Z201井和WY1井页岩气勘探取得良好效果,但裂陷槽内筇竹寺组页岩储层发育特征仍不清楚。以槽内中心Z201井和槽缘WY1井为重点,结合其他页岩气勘探开发资料,系统分析了研究区筇竹寺组页岩各小层矿物特征、有机地化特征、储层及储集空间特征、含气性特征。研究结果表明:①筇竹寺组可划分为8个小层,页岩整体以脆性矿物为主,总有机碳含量(TOC)普遍大于1%,为优质烃源岩,且槽内TOC高于槽缘,具备良好的生气条件。②筇竹寺组页岩有机孔与无机孔均发育,槽内孔隙发育更好,具有极高的含气量。1,3,5和7小层黑色页岩储层品质较好,5小层储层品质最优。③德阳-安岳裂陷槽控制了筇竹寺组页岩储层发育,槽内Z201井钻遇的筇竹寺组页岩储层优于槽缘WY1井。④乐山-龙女寺古隆起控制筇竹寺组页岩有机质演化程度,古隆起内筇竹寺组有机质热演化成熟度普遍低于古隆起外,隆起区适中的热演化程度具备大规模富气的条件。筇竹寺组页岩储层各项条件较好,是未来页岩气勘探开发的主要接替区域。

精细控压排气降密度技术在蓬莱气区的实践

蓬莱气区储层埋藏较深,极易出现“喷漏同存”的复杂情况,常规钻井技术条件下,井筒压力波动较大,处理复杂时间较长且在处理过程中易造成二次复杂,故现在多选用精细控压钻井技术处理同井段存在多压力系统和窄安全密度窗口的问题。针对上述问题,文章介绍了精细控压钻井技术的控压排气降密度方法,通过精细控压钻井技术控制井底压力微小于地层压力,让地层流体有控制地进入井筒并释放,以重建安全密度窗口,并将其在该区块实际应用效果跟常规钻井技术进行了对比,不仅减少了复杂处理时间,提高了钻井作业效率,而且有效降低了复杂处理过程中的井控风险,验证了该技术的可行性,其显著提升了钻井过程中控压排气降密度效率和安全性,建议后续在蓬莱气区进一步推广应用该技术。

实现页岩气“绿色”开发的配套工艺技术体系

在川渝地区页岩气产能建设过程中,不可避免地会产生大量的废水、废气、废渣(特别是含油岩屑)和噪声,并且还有可能造成水土流失。如何防治上述环境风险源、确保页岩气的"绿色"开发,是一个重大难题。为此,总结了中国石油天然气集团有限公司在长宁—威远国家级页岩气产业示范区开发实践中形成的系列环保技术体系:(1)采用井场清污分流系统、钻井液不落地技术、随钻实时处理工艺和岩屑资源化利用技术保障钻井清洁生产;(2)优选环保型压裂液、对压裂返排液进行循环利用,从而实现压裂环保管理;(3)配套平台化作业实现"井工厂化"、实施油改电降噪音、推行环保钻井工艺、制订全面的环境评价方案等措施,进一步降低环境污染的风险。实践证明,页岩气清洁生产工艺从废弃物产生源头入手,加强作业过程控制、末端污染治理,则可实现废弃物减量、无害化、资源化的目标。结论认为,采用上述污染防治和"绿色"开发配套技术,可以有效促进该区页岩气的可持续开发。

川东北五宝场地区侏罗系沙溪庙组储层特征及主控因素

川东北地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩具有较大的勘探潜力。利用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X射线衍射、孔渗、压汞和包裹体均一温度等分析测试资料,对川东北五宝场地区侏罗系沙溪庙组储层特征进行了研究,并结合地震解释成果分析了储层致密化原因以及优质储层分布特征。研究结果表明:(1)川东北五宝场地区侏罗系沙溪庙组砂岩储层具有较高的长石和岩屑含量,分选和磨圆一般,结构成熟度和成分成熟度均较低,储层孔隙度大多小于6%,渗透率大多小于1 mD,孔渗相关性及孔隙结构均较差,主要发育裂缝-孔隙型储层。(2)研究区侏罗系沙溪庙组储层处于中成岩阶段A期,钙质胶结作用导致储层局部致密化,埋藏压实作用和浊沸石胶结是导致沙溪庙组砂岩致密化的主要原因,油气在储层致密化前后持续充注。(3)早期绿泥石环边胶结、大气水的淋滤以及构造破裂作用是研究区主要的建设性成岩作用,对原生粒间孔的保存、次生溶孔的形成和提高储层渗透性具有重要意义。(4)沉积微相、成岩作用和构造破裂作用共同控制了优质储层的分布,具早期绿泥石环边胶结、浊沸石弱胶结、长石溶蚀、裂缝发育的水下分流河道是相对优质砂岩储层的主要发育区。

海相浅层页岩气地质-工程“双甜点”测井评价方法:以桂中坳陷北部鹿寨组为例

桂中坳陷北部鹿寨组海相富有机质页岩是滇黔桂盆地页岩气勘探的重要接替领域,目前在勘探初期已取得重大突破,因此开展地质-工程一体化的评价工作极为关键。利用岩心、薄片和扫描电镜等岩石物理实验和常规、成像、核磁共振及阵列声波等测井资料,在岩心刻度测井和小层精细划分的基础上,分别开展了地质和工程“甜点”要素测井表征研究。通过对烃源岩品质、储层品质和工程品质叠合,最终完成了地质-工程“双甜点”的耦合与优选。研究表明:鹿寨组一段页岩岩性以硅质页岩、混合质页岩和灰质页岩3种类型为主。孔渗物性偏低,w(TOC)介于1%~2%之间。生物硅含量低,硅质来源主要为陆源碎屑供给,页岩气主要赋存在黏土矿物相关孔隙和微裂缝中,且以吸附气为主而游离气较少。脆性指数介于20%~80%之间,且基本均大于40%。应力差异系数介于0.26~0.50,现今最大水平主应力方向为NNE-SSW方向。优选③小层底部页岩“甜点”层段作为水平井靶窗,水平段实钻气测结果显示良好。研究成果能够为页岩气单井“甜点”测井评价与水平井靶窗优选提供理论指导和方法支撑。

悬挂撤离状态井下管柱纵横向耦合动力学特性分析

建立悬挂撤离状态井下管柱纵、横向耦合动力学数值分析模型,同时考虑平台横向撤离以及纵向升沉运动,给出软、硬悬挂边界条件。采用有限单元法进行离散,结合Newmark-β法求解动力学方程,并通过实验验证数值模型的正确性。针对南中国海深水井,分析了悬挂状态的井下管柱纵、横向耦合动力学特性,研究结果表明:纵、横向耦合条件下,井下管柱悬挂撤离时在横向呈现出波浪状位移形态,纵向呈现周期性振动;硬悬挂与软悬挂状态下最大横向位移和纵向位移都出现在管柱最底端;硬悬挂状态下管柱顶端位移较小、弯矩出现极大值;软悬挂状态下管柱顶端位移急剧增加,弯矩在水面附近出现极大值;悬挂撤离状态下管柱纵向位移包络线范围从顶部向底端逐渐增大,而轴向张力包络线范围从底部向顶部逐渐增大;另外,硬悬挂状态下管柱在顶端附近出现轴向压缩,存在发生屈曲失效的风险。

对盆地东部地区气田后期增压开采的探讨

增压开采是气田开发后期,由于地层压力下降,不能满足地面集输要求,而采取的旨在提高采出能力和地面输送能力的采输方法。一般采用气田内部增压和集输管网增压两种方式。前者着重于开采、后者着重于输送。在气田的开采中,两者均能达到同一目的。但具体运用哪一种方式,或者是同时运用,要视气田的开采程度,管网的集输状况,各气田开采周期的同质或差异性而定。增压开采投入大,生产成本高,对集输管网的现状和环境的影响大。针对川东气田的特点,提出了今后盆地东部增压开采值得探讨的几个问题,旨在从整体上提高增压开采的综合效益。

三维地震速度建模技术在川南页岩气随钻地质导向中的应用

四川盆地川南地区地质构造复杂,地层变形强度不一,精细三维地震速度建模难度较大。以往地震速度建模更多侧重于深层目的层水平段的迭代校正,但丛式平台井在浅层非目的层段复杂工况(气侵、溢流、漏失、掉块等)频频发生,严重影响了钻井时效和施工安全,亟需建立深、浅层兼顾的精细地震速度模型进行时深转换。基于三维时间域地震数据,通过精细人工合成地震记录标定,结合层位数据和井数据,建立初始地震速度模型,并参考实钻邻井数据设置虚拟控制井,采用最小曲率插值和反距离加权插值相结合的方法,对初始地震速度模型进行优化,可快速实现深、浅层同时迭代校正,最终得到符合构造沉积特征的精细三维地震速度模型。在川南地区现场随钻地质导向过程中应用校正后的三维地震速度模型可以及时、准确地为钻井工程提供全层系风险预警和地质导向建议,效果显著,可推广应用。

非线性模型在储渗体预测中的应用

储渗体为地层中具有一定渗透能力的孔隙与裂缝相互叠加而成的独立储集体,储渗体的分布大多与孔、缝、洞的发育存在直接关系。储渗体预测与常规储层预测最大的不同之处在于由于储渗体常分布在裂缝发育地区,所以需要对裂缝进行预测。蓬莱地区须二段致密砂岩孔隙结构复杂,孔渗相关性较差,常规测井资料和方法基本无法识别裂缝,影响了储渗体分类预测。本文选取具有参数少,建模快并适用于研究区测井资料多变量参数特征的随机森林分类算法建立分类模型,可自主评估变量重要性且能平衡误差的随机森林分类算法实现了单井储渗体纵向分布预测。通过对典型井的分析,结合已有钻井的含气性、测试、试采等与孔渗分布区间的相关性总结了储层分类评价标准。运用部分典型井进行建模,达到了96%的储层预测正确率。由此模型作出的储层类型预测解释图,可直观的看出不同类型的储渗体所在井段的位置及有效储层厚度,解决了蓬莱地区须二段致密砂岩储渗体分类预测的难题,为非均质性极强的致密砂岩储渗体分类预测工作提供了一个新的解决办法,具有一定的借鉴性。

油气企地文化融合发展模式

油气企业是典型的资源密集型企业,其中油气企业与资源地的关系十分重要,企地和谐发展对于企业实现油气增储上产、高质量发展具有重要的意义。为了加强企地和谐发展,以文化融合为突破口,积极探索企地文化融合的新做法、新形式、新途径,通过双方文化的相互感应、渗透结合、改造重塑,提出了油气企地文化融合发展模式及相关保障措施。研究结果表明:①油气企地文化融合是一个复杂系统,需要结合油气企地发展要素选择与要素可融合性分析构建发展模式,并通过打造文化融合示范工程来实现;②油气企地文化融合示范工程建设应当从油气企地新媒体融合示范工程、油气企地景观视觉识别融合示范工程、油气企地文创产品融合示范工程、油气企地绿色发展项目融合示范工程等方面发力并推进;③油气企地文化融合还需要成立领导小组、拓展融合载体与服务平台、建立产学研协同机制、强化融合投入制度与工作考核等方面的措施予以保障。结论认为,基于系统观视域设计油气企地文化融合发展模式并推进示范工程建设,能够为充分发挥油气企业与资源地文化优势、构建融合发展生态圈、实现高质量共赢发展提供文化力量。

深层页岩气井压窜特征与产能维护对策——以四川盆地泸203井区北部为例

中国页岩气勘探开发已经进入产业化、规模化的新阶段,随着页岩气钻井平台井部署数量的逐步增多,页岩气水平井压裂施工规模的逐步增大,压裂施工过程中普遍存在新井压裂时压裂液窜入老井的问题。四川盆地泸州地区下志留统龙马溪组页岩储层天然裂缝发育程度高,压窜频率显著高于一般页岩气区块,严重制约了该地区深层页岩气规模效益开发。为实现该地区页岩气压窜井的有效治理,总结了泸203井区页岩气井压窜特征,建立了考虑压窜的页岩气藏物质平衡方程及压裂液侵入量计算方法,并在此基础上开展了一系列压窜井排液复产与产能维护现场试验。研究结果表明:①泸203井区具有压窜距离复杂、压窜路径复杂、压力变化复杂三大特征;②压裂液侵入量可反映压窜严重程度,侵入量越大,页岩气井复产越困难;③提出了“包围歼灭,近排远采”的区域整体排液复产对策,现场应用效果显著,复产后区域产气量总体恢复至压窜前水平。结论认为,建立的压裂液侵入量计算方法和整体排液复产对策可为深层页岩气压窜井有效治理提供指导,并为同类型页岩气藏的产能维护提供参考和借鉴。

川渝地区天然气管网特征及新建管道项目技术经济评价需求

四川盆地是中国陆上第三大含油气盆地,常规气、页岩气资源量均居全国之首。川渝地区拥有天然气资源禀赋优势,具有巨大的行业发展潜力和空间。为了加快四川盆地天然气产业的发展,对川渝地区天然气管网现状进行调研,以新建管道项目技术经济评价需求为研究对象,提出了川渝管网新建管道经济评价主要影响因素和技术经济特性。研究结果表明:(1)川渝地区天然气管网系统的历史成因有以下3点,即天然气资源分布及开发建设顺序、油气田一体化管理模式的推动及市场的辅助作用;(2)川渝管网的优势有以下4点,即开拓和培育市场、促进利用多元化和产业集群、提高供应安全保障和形成完整发达的产业链;(3)川渝管网新建管道经济评价主要影响因素有以下2点,即蛛网式管网结构是塑造新建管道多元功能的关键因素,投资主体多元化是经济评价反映管道多元功能的主要推手;(4)川渝管网新建管道布局时,应综合考虑企业效益和社会效益,可通过由运输成本决定的用气企业区位论和由投资成本决定的供气点区位论两种方法进行测算。