致密气勘探开发项目制管理模式创新及策略——以中国石油西南油气田为例

为了适应致密气勘探开发一体化价值管控及规模效益开发与市场化经营方式选择的需要,满足实施致密气开发项目群一体化管理的内在要求,针对当前致密气勘探开发面临的诸多困难与挑战,以中国石油西南油气田公司(以下简称“西南油气田”)为例,构建了油公司体制下不同投入主体的致密气勘探开发项目制管理模式(主要由项目规划计划体系、项目制组织管理体系、项目全生命周期业务体系、项目决策支撑体系、项目绩效考核体系等构成),并提出推进致密气勘探开发项目制管理的策略措施,内容包括:①建立基于提质增效的项目价值管理机制;②强化油气田企业战略成本投资成本管控;③创新基于项目要素一体化的协同化管理;④搭建基于资源共享的项目管理创新平台等。结论认为:探索油公司体制下致密气勘探开发的项目制管理模式,对促进致密气规模效益开发和提质增效有现实意义,可助力国家能源安全保障和致密气勘探开发战略目标实现。

油公司体制下致密气勘探开发项目群管理模式探索——以中国石油西南油气田为例

致密气勘探开发市场主体涉及投资方、合作方、地方政府、管理方等,是一项系统工程。为了加快推进致密气快速上产,积极探索油公司体制下致密气勘探开发项目群管理模式,创新项目管理机制,有效解决加快致密气增储上产中项目管理的瓶颈问题,有针对性的开展了相关研究。研究结果表明:(1)按照“协同创新、规范程序、安全优质、风险共担、共管共享、加快发展”的工作原则,持续优化致密气勘探开发项目群,以石油会战新模式配置项目要素资源,试点勘探开发完全项目制管理机制,探索实践油公司体制下的致密气上产项目群管理模式。(2)项目管理群模式结构包括5个方面,即项目战略规划系统、项目组织管理系统、项目业务运行系统、项目决策支持系统和项目绩效管理系统。(3)项目群管理模式建设策略包括4个方面——持续转变项目管理理念,试点完全项目制管理;加大技术与管理协同创新,提高项目管理效能;强化项目全生命周期评价,保障项目激励与约束;持续建设信息管理平台,提升项目管理运行效能。

井下节流技术在西南油气田致密气开发中的应用

井下节流技术是将地面节流移至井筒,在井下油管适当位置安装节流器,从而防止在节流过程中形成水合物而造成井筒堵塞的一项技术,实现气田低成本开发的目的。目前西南油气田致密气井采用“中高压集气+带液计量+气液混输+集中增压+集中处理”集输工艺,在平台加热节流,内部集输采用“串接+枝状”管网气液混输至集气站集中处理,为防止地面管线水合物的形成,初期在平台参考常规气田采用水套炉加热,后期逐步推行了电感应加热。为进一步优化、简化地面工艺流程,降低生产运行成本,2022年3月优选QL20H井作为首口井下节流试验井,并于2022年6月在QL212-8-H1、QL212-8-H2井这两口井下入节流器生产。基于3口试验应用井,对气井应用井下节流前后的生产运行情况进行了对比分析,研究结果表明:①使用井下节流技术能充分利用井底温度,有效防止水合物形成;②采用井下节流装置能使节流井套压下降相对缓慢,合理控制生产压差,实现气井平稳生产;③井下节流技术确实能够有效简化地面流程,降低运行成本。结论认为,井下节流技术在西南油气田致密气应用中取得了一定的成效,下一步还需持续开展试验及技术攻关,根据气田自身特点摸索经验,使井下节流技术在气田效益开发中发挥更大作用。

油气田工程的研发成本管理创新策略探讨

油气田企业研发成本管理创新不仅是为了适应国家和油气行业制度性考核要求,也是适应央企提质增效行动计划和实施知识产权战略管理的现实需要。以某油气田企业为例,针对油气田工程的研发成本管理存在的诸多问题,分析油公司体制下油气田工程业务对科学研究(应用性基础研究和应用研究)、试验发展活动的需求和研发高投入客观情况,应用系统分析原理,从油气勘探开发工程业务-工程类型-研发项目类型-研发项目预算-研发项目实施-研发项目核算-研发项目绩效评估(研发投入强度计算和研发费用加计扣除)等分析路径,研究提出油气田工程的研发成本管理创新思路和策略。研究认为,油气田工程的研发投入主要包括科学研究和试验发展经费,科学研究项目成本管理较为完善,而试验发展项目投入较大,其项目管理和成本管理均较弱。针对油气田工程的试验发展项目成本管理创新,建议通过加强研发项目合同管理,提升研发项目全生命周期合理合规化管理水平,强化研发成本预算和核算管理优化,增强研发项目数字化管理能力,重视研发费用加计扣除精益化等措施,切实提高油气田企业研发成本管理创新水平,以增大研发投入比重和加计扣除税额,彰显油气田企业科技创新驱动发展态势。

非常规天然气勘探开发技术经济特征

随着天然气勘探开发进程深入推进,常规天然气增储上产的难度逐渐增大,天然气勘探开发领域从以常规气为主逐步转向常规气与非常规气并举,但常规天然气和非常规天然气在技术经济特征方面存在明显差异。为此,立足成因与地质特征、勘探开发风险、勘探开发成本以及开发技术体系等方面,对中国常规气与非常规气开展了对比分析。研究结果表明:①我国非常规天然气的成因与地质特征更为复杂,应通过对标等方式进一步摸清我国非常规气地质条件情况及发展规律,降低勘探工作的不确定性;②非常规天然气勘探开发风险普遍更高,需通过风险识别、风险评价、风险管理成熟度研究等方式摸清风险底数,将风险“被动遇见”转变成“主动预见”;③非常规天然气开发成本总体高于常规天然气,可采取常规-非常规天然气、非常规天然气间联探并采、加大技术研发提高开发效率、统筹优化作业环节减少无效成本、加强安全风险控制降低事故发生率、推行成本目标管理制度等降低开发成本;④常规与非常规天然气技术体系各有侧重,可通过设立创新研究专项资金、搭建非常规气知识共享平台、理论研究与实践应用协同推进等措施促进技术进步。

我国油气勘探开发技术产品谱系构建

油气勘探开发行业工艺技术流程和技术体系结构复杂、数量巨大,投资风险巨大。但由于技术资源管理基础工作薄弱,技术级序与功能赋权工作已经成为单项技术价值评估的瓶颈,严重制约了该行业技术价值化评估与科技发展战略实施。为此,基于谱系学理论思想,以技术价值化、商业化为主导,构建了油气勘探开发技术级序及数量谱系;进而以天然气勘探开发技术为例,按照5n等比级数、四级序设计构建了天然气勘探、开发技术级序谱系。研究结果表明:①油气技术谱系化发展将成为油气技术资源管理的必然趋势;②油气技术产品谱系构建是精细刻画技术体系间和技术级序的基本关系索引,是有效解决技术创新成果效益剥离的工具,也是核查技术创新成果分成率的关键工具之一;③深化探索油气技术谱系构建,将有助于拓展油气技术推广应用与市场开发、推进技术创新成果价值化。结论认为,所构建的技术产品谱系不仅能描述整个天然气勘探开发技术体系及其技术间的基本能级关系、实现技术创新与技术市场资源匹配,而且还能够找到创新性技术的基本功能“位置”来解决技术创新创效能力赋权以及分成基数等问题。

构建油气勘探开发技术要素收益分成量化模型

油气行业是典型的资源密集型产业和技术密集型产业,科技活动紧密围绕着生产需求开展,科技成果与生产成果融于一体、难以分离,相同的技术应用于不同的油气藏所产生贡献的差异有可能很大,并且通常是许多项科技成果与其他生产要素协同产生效益,因而采用“有无对比法”或“增量效益法”难以直接计算出技术要素对企业收益增长的贡献,也无法量化具体技术成果的价值。针对油气技术要素收益分成率难以科学合理计算的难题,基于要素分配理论和科技价值分享理论,剖析了油气生产全要素对油气储量和产量收益的影响机制,构建了油气勘探开发技术要素收益分成的量化模型。研究结果表明:①利用全要素分成余值法、油气储量评价规范和油气藏核心要素特征指标,能够确定非技术要素收益分成率;②应用技术创新指标测算具体技术创新强度系数,确定技术创新成果收益分成净值,能够量化具体技术价值、实现从总体到单一技术要素收益分成。结论认为,该项研究成果为油气技术作为一种重要的生产要素按价值贡献参与收益分配提供了科学的依据,创新并发展了规制条件下的科技评估理论。

油气田企业管理创新成果收益分成模型研究

管理创新是实现创新驱动发展和深化国有企业现代化治理体系建设的重要驱动力,但现有管理创新成果收益评价或管理创新能力评价方法较少,不利于管理创新工作的开展。基于此,深入分析现代企业管理创新系统与创效机制,规范设计油气田企业经营管理和生产管理要素谱系,建立管理创新成果收益分成模型。研究认为:(1)管理创新是涵盖企业发展要素投入与产出、企业软科学研究及成果应用的综合复杂系统,管理创新成果创效本质是生产要素组合创新实现价值增值的过程;(2)按照管理要素贡献参与收益分配原理,管理创新成果收益净值(净现值或净利润)等于项目收益净值与管理创新成果收益分成率之积;(3)管理创新成果收益分成率与管理要素收益分成基准值、递进分成基数、管理成果创新强度系数密切相关。实证结果表明,评估方法简单,易操作,可促进现代油气田企业管理要素作为一种重要的生产要素参与企业收益分享。

油气科技创新成果收益递进分成法的构建——以油气勘探开发为例

油气科技评价改革是深入推进油气科技体制机制创新发展的指挥棒,如何科学合理地量化油气科技创新成果的具体价值贡献一直都是前者的重点与难点。为了解决油气技术要素内部从总体到单一技术创新成果经济价值量化的问题,基于油气科技创新成果收益分享相关理论与方法,立足于油气技术价值实现机制、技术谱系基本结构功能级序、创新性技术创效特性,集成建立了油气科技创新成果收益递进分成法。研究结果表明:①油气科技创新成果收益递进分成是实现从总体技术要素到单项科技创新成果收益分成的关键路径,是实现单一技术以其具体价值贡献参与企业收益分配的科学方法;②以油气技术要素收益分成基准值、油气技术收益递进分成基数、油气技术成果创新强度系数等核心参数确定油气科技创新成果收益分成率,可以有效地解决科技成果价值评估中以宏观指标评判具体油气项目、参数权重平均化和过度简单化、科技创效被高估等问题;③油气技术谱系及其一级、二级、三级分成基数是递进分成法的关键工具,创新性技术创效能力强度水平是递进分成法的杠杆。结论认为:①科技创新成果经济价值评估并没有精确解,而只有相对合理值;②油气科技创新成果收益递进分成法能够有效解决油气技术要素内部从总体到单一技术创新成果经济价值量化问题,多项应用结果表明其科学可行。

致密砂岩气规模效益开发管理机制

近年来,中国致密砂岩气勘探开发取得了重大突破和新进展,已成为现实的规模效益开发对象和目标,即将迈入快速发展期。为破解致密砂岩气规模效益开发的管理机制难题,加快推动该领域的规模增储上产和高效开发,立足我国致密砂岩气产业发展整体视域,构建了致密砂岩气规模效益开发管理机制模型,并提出了5个方面的建议。研究结果表明:①致密砂岩气规模效益开发是一个涵盖致密砂岩气产业价值创造系统和规模效益开发支撑系统的复杂综合系统,管理机制是促进系统有效平稳运行不可或缺的重要组成部分,为致密砂岩气规模效益开发目标实现提供动能;②应从致密砂岩气技术创新与管理创新协同机制、致密砂岩气自主开发与合资合作协调机制、致密砂岩气资源生产与销售协调发展机制、致密砂岩气效益开发绩效评价与激励机制、致密砂岩气企地共建共享融合发展机制等5个方面做好具体管理机制建设。结论认为,我国致密砂岩气将进入快速发展期,完善健全致密砂岩气规模效益开发管理机制对推动中国致密砂岩气产业跨越式发展具有重要现实意义。

基于价值溯源的油气产业科技成果经济价值计量——以地下储气库单项科技成果为例

在国家关于科技价值评估和创新要素市场化配置相关政策指引下,开展产业科技成果经济价值评估理论与方法创新研究。针对产业单项科技成果经济价值评估中难以合理确定收益分配比率的瓶颈问题,建立基于价值溯源的油气产业科技成果经济价值计量模型。研究认为:1)按照收益分成法和单项科技成果经济价值计量模型结构,关键是确定科技成果经济价值分配基数和分配率两个核心参数。2)分配基数依托科技成果应用项目的净现值或净利润计取,以地下储气库单项科技成果为例进行了具体分析。3)分配率可通过三次价值溯源计量,即:溯源产业生产要素中技术要素的功能价值、溯源产业技术级序要素的功能价值、溯源技术创新要素的功能价值。结论认为,模型实证结果较为科学合理,能够为促进产业科技创新要素市场化配置与激励政策优化奠定分配理论和方法基础,丰富和发展了产业科技成果经济价值评估理论。

四川盆地中部地区中侏罗统物源体系格局及时空演化

四川盆地中部地区(以下简称川中地区)中侏罗统沙溪庙组是我国重要的致密气勘探开发战场,其物源体系来源和母岩性质复杂多变,在一定程度上制约了下一步油气勘探进程。为此,基于川中地区沙溪庙组各亚段碎屑组分、元素地球化学和锆石碎屑成分分析,研究了沙溪庙组碎屑含量、烃源岩性质及构造背景,并探讨了母岩来源和造山带构造作用对物源的控制效应。研究结果表明:(1)川中地区西侧沙溪庙组单晶石英含量差异较大,砂岩成分成熟度平面变化明显;川中地区西北侧位于岛弧、混合造山带、碰撞造山带的综合构造环境,母岩性质及类型以上地壳长英质岩石与中—酸性混合火成岩为主,构造背景以大陆岛弧为主,兼活动大陆边缘性质,其与川北地区及大巴山前缘沙溪庙组母岩特征耦合度较高;而川中地区西南侧与川西地区及龙门山南段耦合度较高;川中地区东侧沙溪庙组锆石年龄谱与川东地区耦合度良好。(2) J_(2)s^(1)和J_(2)s_(1)^(2)时期川中北部地区受大巴山逆冲推覆影响,形成长轴物源供给格局的雏形,而川中地区西南侧由龙门山南段提供短轴物质输送;J_(2)s_(2)^(2)和J_(2)s_(3)^(2)时期大巴山强推覆作用,使川中地区整体被长轴远源沉积物充填;J_(2)s_(4)^(2)时期受龙门山北段冲断作用影响,为川中地区西北侧提供物质来源,但川中地区主体受控于大巴山物源体系。结论认为,该研究成果为重建四川盆地中侏罗世古地理格局和中侏罗统有利砂体预测提供了理论指导。

四川盆地川中—川西过渡带中侏罗统沙溪庙组致密砂岩相对优质储层成因机制

川中—川西过渡带沙溪庙组天然气勘探潜力巨大,是四川盆地近几年勘探的热点。目前,制约沙溪庙组致密砂岩天然气勘探开发的问题较多,其中,“相对优质储层”的形成机理和综合预测是亟需解决的关键问题之一。针对这一科学问题,本次研究通过系统的物性分析、铸体薄片鉴定、扫描电镜分析以及储层地球化学分析等,开展了研究区沙溪庙组相对优质储层成因机制研究。研究结果表明:沙溪庙组致密砂岩以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主。沙二段砂岩石英平均体积分数为35.27%,长石平均体积分数为35.37%,岩屑平均体积分数为29.36%,沙一段砂岩石英平均体积分数为37.79%,长石平均体积分数为24.01%,岩屑平均体积分数为38.20%,沙一段长石体积分数较高,沙二段岩屑体积分数较高。沙二段以变质岩岩屑为主(占岩屑体积分数的55%),沙一段则以岩浆岩岩屑为主(占岩屑体积分数的43%)。储层孔隙类型以原生孔为主,长石溶蚀孔为辅,沙一段具有相对更高比例的原生孔和裂隙孔。沙二段砂岩中38.00%的样品孔隙度大于12%,25.25%的样品渗透率大于1×10^(-3)μm^(2),沙一段砂岩仅3.09%的样品孔隙度大于12%,但41.22%的样品渗透率大于1×10^(-3)μm^(2)。总体表现为致密背景下发育一定的相对优质储层。其中沙二段储层孔隙度发育较好,而沙一段储层渗透性更佳,说明沙一段储层孔隙结构相对较好。沙溪庙组致密砂岩储层发育受控于岩矿组合-烃源体系-成岩系统。岩矿组合为成岩作用的演化提供物质基础,烃源体系决定溶蚀作用发育的强度,并为砂岩中主要自生矿物的沉淀提供必要的离子来源;成岩系统的开放程度则决定了体系内外离子的带进带出,进而影响了溶蚀作用和相应成岩产物的沉淀。沙二和沙一段砂岩岩矿组合的差异、沉积环境的不同、烃源体系以及成岩系统的开放程度是导致其成岩作用差异的主要原因。综上认为,高能沉积环境、早期保持性成岩作用(孔隙衬垫绿泥石)、多期次和多种类型的溶蚀作用以及局部微裂缝的发育改造,是研究区沙溪庙组相对优质储层发育的主要机制。

基于混合优化算法和深度神经网络模型结合的致密砂岩气藏裂缝参数优化

水平井分段压裂是致密砂岩气藏的主要开发方式,其中水力压裂裂缝参数的合理设计对于气藏的经济效益开发至关重要。基于群智能优化算法和机器学习代理模型的自动优化方法存在所需数值模拟次数多、收敛速度慢和代理模型更新复杂等问题,且依靠现场工程师经验和正交实验等传统方法难以获得最佳的裂缝参数设计。为此,建立了一种新的基于混合优化算法和自适应深度神经网络(DNN)结合的致密气藏裂缝参数优化方法。首先,混合优化算法采用遗传算法(GA)和贝叶斯自适应直接搜索(BADS)之间循环迭代的混合策略。在自适应学习过程中,提出了以“最大平均距离点”作为最不确定解,同时辅以最有希望解和少量拉丁超立方采样解共同更新优化过程中的DNN代理模型。随后,将建立的优化方法用于非均质致密砂岩气藏裂缝参数优化。研究结果表明:(1)在标准测试函数和低维裂缝参数优化问题上,GA+BADS混合优化算法表现出了显著优于GA的寻优速度;(2)针对高维裂缝参数优化问题,GA+BADS混合优化算法在约1/2的GA总数值模拟次数下提高了131万元的经济净现值(NPV),收敛速度和寻优精度都明显增加;(3)相比于GA+BADS混合优化算法,在获得相同NPV时,自适应DNN代理加速优化可再减少24.54%的数值模拟运算次数。结论认为,该优化方法显著提升了优化效率,为解决非常规油气藏中水力压裂裂缝参数设计问题提供了一套可行且高效的智能优化方法,将有力促进非常规油气的规模效益开发。

四川盆地公山庙油田中侏罗统沙溪庙组一段致密油藏流体渗流特征

针对致密油藏岩石孔隙结构复杂、流体渗流阻力大、油气产量低、开发效益较差等问题,以四川盆地中部地区(简称“川中地区”)公山庙油田中侏罗统沙溪庙组一段低渗透、特低渗透致密砂岩油藏为例,在储层岩石润湿性实验基础上,开展了流体低速渗流实验、恒速水驱油实验和自发渗吸实验等多项研究。研究结果表明:①川中地区公山庙油田沙一段致密油藏的储层岩石总体上呈弱亲水性特征,在完全饱和地层水条件下的水相渗流曲线为一条直线,且经过坐标原点,地层水单相渗流符合达西定律且不存在启动压力或启动压力梯度。②在通过油驱水建立束缚水饱和度的条件下,岩石孔隙表面吸附的水膜降低了油相渗流通道,两相渗流存在贾敏效应,增加了油相渗流的附加阻力。油相低速渗流曲线不过坐标原点,存在启动压力或启动压力梯度;储层岩石的渗透率越低,启动压力或启动压力梯度越大。③驱替速度和岩石渗透率对水驱油效果有较大影响,在较高的驱替速度下,注入水在大孔道中发生指进和沿裂缝发生水窜是造成水驱油效率降低的主要原因。④岩石渗透率对渗吸驱油效果有显著影响,且裂缝样品的渗吸驱油效率大于基质样品的渗吸驱油效率。⑤对致密油藏实施大规模压裂改造,所形成的高渗透缝网可有效降低流体渗流的启动压力或启动压力梯度,再辅以单井吞吐(水油渗吸交换)的开采方式,这种组合是保证致密油藏长期稳产的重要技术措施。研究成果对致密油藏以及页岩油的开发具有重要的借鉴意义。

四川盆地天府气田沙溪庙组大型致密砂岩气藏形成条件及勘探开发关键技术

四川盆地天府气田于2019年和2021年分别在沙溪庙组二段(沙二段)和沙溪庙组一段(沙一段)发现大型致密砂岩气藏;2022年,气藏探明储量为1349×108m3,产量为15.7×108m3。基于岩心和地球化学分析等资料,对天府气田沙溪庙组的沉积储层特征、天然气地球化学特征、气藏类型及气藏形成条件开展了研究。研究结果认为:天府气田沙一段为浅水三角洲—湖泊相沉积,沙二段为河流相沉积;储层的岩性以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,储集空间主要为残余粒间孔,其次为长石溶孔;天然气的气源主要来自三叠系须家河组;沙一段和沙二段1亚段6砂组、8砂组、9砂组的天然气以煤型气为主,少量为混合气,而沙二段1亚段7砂组具有混合气和油型气的特征;天府气田沙溪庙组气藏整体为大型岩性气藏,具有"双源多期充注、断砂复合输导、环源规模聚集、河道差异富集"的成藏规律。通过研究天府气田沙溪庙组大型致密砂岩气藏,配套形成了一系列勘探开发关键技术:①高精度等时地层格架约束下的精准选层技术;②以三维地震为核心的砂体精细刻画及靶体精准预测技术;③以水平井+体积压裂为核心的提速提产配套技术;④以快建快投、优化简化为目的的地面配套集输处理;⑤以规模效益开发为核心的一体化技术经济模板。天府气田的发现提升了中国致密砂岩气的勘探开发水平,丰富了致密砂岩气的勘探方法,有效推动了四川盆地致密砂岩气的勘探开发进程。

油气企业管理创新成果的螺旋式创新路径——基于管理创新成果申报高级别奖励视角

为了适应管理创新驱动油气企业治理现代化建设的需要,更加全面客观认识管理创新成果从产生形成、集成创新到优化完善的系统性过程,以油气企业管理创新成果申报高级别奖励工作为契合点,结合实践对其创新路径进行了深入分析。研究结果表明:①以软科学研究成果为基础形成的油气管理创新成果申报高级别奖励是一个复杂的系统性创新过程,总体上要坚持创新发展理念,以时间为轴,需要经历至少三次集成创新过程,一次创新形成软科学研究成果,二次创新形成管理创新成果,三次集成创新形成申报高级别奖励材料,呈螺旋式上升趋势;②深入推进管理创新成果高质量产出与发展,必须强化报奖顶层设计与战略规划、加强软科学研究项目体系性布局、更加注重团队建设与协同合作、持续培育创新文化营造创新氛围,才能推动该项工作的可持续发展,为企业管理创新提供不竭动力。

我国油气技术价值分享理论体系及其构建

为了适应中国特色社会主义分享经济的发展,遵从油气生产要素协同创造技术价值的基本特征,以及应对油气技术价值评估面临的重大挑战,基于分享经济、要素分配和技术创新等理论,从管理会计的视角探讨了我国油气技术价值分享理论体系的架构,确定了分享理论体系的设计思路与原则、建设目标和重要内容。研究结果表明:①油气技术价值分享理论建设的总体目标是形成具有中国特色的油气技术价值分享理论体系,为油气行业及国家有关部门准确评估油气科技绩效、提升激励水平,提供方法理论支持和决策参考;②油气技术价值的分享本质、分享方式与方法、分享机制、分享管理等一系列理论构成了油气技术价值分享的理论体系。进而根据中国油气产业的现状,提出了促进油气技术价值分享理论建设的措施:①加快油气技术价值评估制度建设;②建立支持油气技术价值分享的管理会计体系;③强化技术价值评估的组织与人才管理;④建立油气技术价值化的智能决策支持系统,加强技术价值评估成果的对外交流和传播平台建设。结论认为,建设油气技术价值分享理论体系有利于健全和完善油气科技创新驱动发展机制,可以为油气企业技术创新价值的评估和激励政策的制订提供理论基础和方法参考。

龙女寺龙王庙组高含沥青储层开发潜力分析

四川盆地龙女寺区块下寒武统龙王庙组气藏与磨溪区块龙王庙组气藏毗邻,构造和沉积地质背景相似,但单井测试产量差异大,为了深入认识龙王庙组气藏的开发潜力,充分利用区内外静、动态资料,采用地质、测井、地震等联合攻关手段,分析了高产井主控因素,明确了高含沥青储层的开发潜力。研究结果表明:①>4%的储层为优质储层;②与磨溪区块相比,龙女寺区块储层厚度变薄,品质变差,但仍有优质储层发育;③储层普遍含沥青,但储量在优质储层发育的高含沥青区仍具有较强的可动用性;④气藏为构造背景下的岩性气藏,气井高产主要受优质储层控制,还与正向构造、裂缝发育正相关;⑤“内部亮点”仍是优质储层的响应特征。结论认为:位于构造高部位和裂缝叠合发育区的高含沥青储层仍具有较好的开发潜力。

基于双重介质嵌入式离散裂缝模型的致密油藏产能影响因素

致密油藏具有显著的超低孔超低渗特征,准确表征天然微裂缝和水力压裂缝对致密油藏产量准确评价至关重要。研究者们广泛采用嵌入式离散裂缝模型(embedded discrete fracture model, EDFM)研究致密油藏流动规律,通过修改基质网格渗透率表征天然微裂缝,无法精细刻画微裂缝与基质间流体交换对流动产生的影响。为克服以上不足,考虑基质、复杂天然微裂缝和人工压裂缝间传质机理,建立了致密油藏双重介质嵌入式离散裂缝模型(dual porosity embeded discrete fracture model, DPEDFM);进一步,对模型进行数值离散处理,编制了相应的模拟器;最后,基于所建立模型研究了天然微裂缝、水平段长度、裂缝间距等多因素对致密油藏产能影响规律。研究结果表明,所建立模型的产能高于传统EDFM模型;水平段长度越长,产能越大;裂缝间距越小,产能越大;应力敏感对致密油藏生产动态有一定影响,并且随着时间推迟,影响逐渐增强;所建立模型实现了对基质、复杂天然微裂缝和人工压裂缝间复杂传质机理的精细刻画,相关研究结论可为致密油藏经济高效开发提供借鉴。