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。

天然气科技创新战略绩效管理——以西南油气田为例

为保证科技创新战略的深入推进,西南油气田立足战略绩效管理理论,运用平衡积分卡等绩效管理工具,构建了天然气科技创新战略绩效管理模式。明确了科技创新的总体战略、技术集成、生产应用、研发体系、保障体系几大战略目标,通过分解战略目标关键要素、绘制战略地图、确定关键绩效指标、构建多维度的指标与方法体系,实施天然气科技创新战略绩效评估。评估中需做好组织管理、评估流程管理、结果反馈与绩效激励等工作,使管理过程更精细化,管理评估和反馈结果更具有实践指导意义。

四川油气田PDC钻头应用新进展

近年来,随着PDC钻头技术的快速发展,特别是针对四川盆地复杂地层岩性条件开展的特殊PDC钻头开发与应用研究取得一系列重大突破,PDC钻头在四川油气田的应用越来越广泛,对钻井提速发挥了非常重要的作用,技术经济效益十分显著。2010年PDC钻头在四川油气田钻井总进尺中的比例已达到56.93%,取代了牙轮钻头长期占据的主导地位,2012年,在四川油气田钻井总进尺中PDC钻头的进尺比已超过70%。

四川盆地西南部平探1井中二叠统栖霞组天然气勘探新突破及其意义

2020年,四川盆地西南部地区(以下简称川西南部)平探1井在中二叠统栖霞组钻遇台缘带孔隙型白云岩储层并获得高产工业气流,实现了该区中二叠统天然气勘探的新突破。为了深化对栖霞组的地质认识,指导该区带天然气勘探,在分析平探1井钻探成果的基础上,对该区的烃源条件、储层特征、保存条件等油气成藏要素开展了研究,探讨了该区栖霞组天然气的勘探潜力及下一步的勘探方向。研究结果表明:①川西南部栖霞组储层以中、细晶白云岩为主,储集空间主要为溶蚀孔洞、晶间孔、粒间孔和裂缝,为低孔、中—低渗透裂缝—孔隙型储层,局部发育高孔高渗储层;储层横向展布受台缘滩控制,主要沿邛西—平落坝—名山—汉王场一带大面积分布;②该区栖霞组天然气的来源与双鱼石构造类似,由下寒武统筇竹寺组泥页岩和中二叠统泥灰岩混源构成,主要来源于前者;③该区纵向上不仅具有"双层构造"特征,而且三叠系盐膏层具有区域封盖条件,二叠系的构造圈闭及构造—岩性复合圈闭形态完整、保存条件良好,为栖霞组天然气聚集成藏提供了有利的场所。结论认为,川西南部中二叠统具有较好的天然气成藏条件,平探1井的突破展示了该区栖霞组台缘带白云岩储层良好的天然气勘探潜力。

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。

川西北部多波多分量地震勘探采集观测系统关键参数优选技术及应用效果

四川盆地致密气资源潜力巨大,是西南油气田积极推进“建设300亿,奋斗500亿”战略目标的重要领域,近年来已进入加快发展新时期。针对致密气藏多期河道叠置、非均质性强、单层厚度薄的地质特点,单一纵波资料面临“砂体刻画精度低、含气预测多解性强”两大难题,横波沿岩石骨架传播,受流体影响较小,多波多分量地震勘探技术在储层成像、岩性和流体识别等方面具有独特优势,成为解决特定地质难题,提高油气勘探精度的物探技术。本文结合理论方法与实际资料处理分析,通过面元、覆盖次数、最大偏移距等采集观测系统关键参数的优选,获得了适合川西北部地区多波多分量采集观测系统方案,实施后获得了高品质的多波地震资料,为后续处理解释工作奠定了基础。

油气田企业深化三项制度改革的思路与策略

为了深化油气田企业三项制度改革,有效破解改革难题,在深入分析改革历史沿革、存在问题和挑战的基础上,提出了油气田企业深化三项制度改革的思路和策略。研究结果表明:①新时代国家对国有企业三项制度改革高度重视,提供了良好的政策环境,油气田企业深化三项制度改革迎来机遇期;②油气田企业存在业务结构过于宽泛、队伍结构不够合理、"三能"问题有待解决等问题,严重制约着市场化机制的建立和改革的深入推进;③油气田企业在改革中,应突出抓好优化业务结构和组织架构、优化人力资源配置、强化薪酬分配激励约束、建设高素质干部队伍、畅通人才成长通道等重点任务,加快建立市场化运行机制和解决"三能问题",才能在改革中取得突破,促进企业高质量发展。

四川盆地寒武系沧浪铺组油气勘探重大发现及其启示

近期,中国石油西南油气田公司风险探井——JT1井在四川盆地中部磨溪地区北斜坡下寒武统沧浪铺组测试获得51.62×104 m3/d的高产气流,实现了继下寒武统龙王庙组气藏之后寒武系又一层系的天然气勘探重大突破。为了加深对于该层系的认识,基于区域地质背景和气藏勘探历程,结合该盆地沧浪铺组的油气地质条件,对其天然气成藏条件进行了综合分析。研究结果表明:①早寒武世沧浪铺期四川盆地及周缘总体处于浅水陆棚沉积体系,沧浪铺早期德阳—安岳裂陷还未填平,受古地貌和物源控制,裂陷东部以清水陆棚碳酸盐岩沉积为主,云化颗粒滩相发育;②受滩相叠加溶蚀作用的影响,沧浪铺组一段发育白云岩孔隙型储层,岩性主要为残余鲕粒云岩、砂屑云岩和粉晶云岩、灰质云岩、云质鲕粒灰岩,储集空间类型主要有粒间溶孔、晶间溶孔、晶间孔,平均孔隙度为4.1%;③地震刻画川中—川北地区沧浪铺组一段发育多个大型滩体,横向上受滩间致密岩性遮挡、纵向上受沧浪铺组二段泥质岩的封盖,在现今单斜背景下具备形成构造—岩性复合圈闭的条件,刻画有利勘探面积逾3200 km2;④沧浪铺组一段滩相储层直接覆盖于下寒武统筇竹寺组优质烃源岩之上,形成下生上储源储组合,蓬莱—射洪—阆中一带靠近德阳—安岳裂陷区寒武系生烃中心,天然气成藏条件优越。结论认为,JT1井沧浪铺组油气勘探首次战略突破,证明了四川盆地寒武系具有较大的油气勘探潜力,对于推进该盆地奥陶系以及寒武系高台组、洗象池组等新领域、新层系的油气勘探工作具有指导意义。

四川盆地茅口组滩相孔隙型白云岩储层天然气勘探的突破及启示——以川中北部地区JT1井天然气立体勘探为例

四川盆地中二叠统茅口组浅海碳酸盐岩储层以往一直被认为是裂缝、缝洞型储层,近期风险探井——JT1井继在川中北部太和含气区下寒武统沧浪铺组获得天然气勘探突破以后,又在其上的茅口组发现了滩相孔隙型白云岩储层且测试获得112.8×10^(4)m^(3)/d的高产工业气流,JT1井实现了纵向上多套含气层系天然气立体勘探的突破和茅口组储层类型的新发现。为了进一步明确太和含气区茅口组滩相孔隙型白云岩储层的特征及控制因素,对其沉积演化、高能滩相特征、储层特征及下一步天然气勘探方向等进行了研究。研究结果表明:①川中北部台洼边缘发育茅二段滩相孔隙型储层,岩性主要为残余砂屑云岩和亮晶砂屑灰岩,储集空间主要为粒间孔和晶间孔,平均孔隙度为4.9%;②茅口组沉积中晚期川北地区发育广元—巴中古裂陷,川中北部发育台内洼地,川中—川北地区茅口组高能滩围绕裂陷和台洼边缘规模分布,呈现“一缘三高带”的古地理格局;③受高能滩相的控制,川中北部茅口组孔隙型储层沿“一缘三高带”规模分布,“一缘三高带”高能滩相分布面积近6000 km^(2),该区垂向上发育寒武系、志留系、二叠系等多套烃源岩且烃源断裂发育、疏导体系良好,有利于油气规模富集成藏。结论认为,四川盆地茅口组具有相控孔隙型储层发育的有利地质条件,“一缘三高带”是滩相孔隙型白云岩储层天然气勘探的有利区;该认识为四川盆地天然气规模增储指明了新的勘探领域和方向。

四川盆地北部中二叠世晚期“广元—旺苍”海槽特征及其油气地质意义

基于野外露头特征,结合区域构造背景,综合钻井及地球物理资料,利用宏观与微观观察、地球化学元素测试、总有机碳含量及镜质体反射率测定等对四川盆地北部中二叠统茅口组沉积特征进行研究。结果表明,在中二叠统茅口组沉积晚期,川北地区广元—旺苍一带存在一套富有机质的深水沉积,该套地层自北西向南东方向分布,厚10~30 m,以硅质岩、硅质泥岩等为主夹重力流沉积。硅质岩、硅质泥岩单层厚度薄、层面平整,富含硅质放射虫、海绵骨针及体小壳薄的腕足类生物化石,具有典型的深水海槽相沉积特征。地球化学测试硅质岩类中的铜、钴、钼、镍等元素含量以及镍与钴含量的比值等指标均指示此套沉积属深水还原环境下的产物,其TOC值为3.21%~8.19%,平均值为5.53%,具有良好的生烃能力。海槽南侧为较高能的台地边缘相区,沉积的主要是厚层块状泥-亮晶生物(屑)灰岩,有利于储集层的形成。茅口组沉积晚期,扬子板块西北缘勉略洋壳向北俯冲与“广元—旺苍”海槽的形成提供了内在动力条件。从该海槽的发育位置、沉积特征和形成动力来看,与前人提出的晚二叠世“开江—梁平”海槽相似,因此认为“开江—梁平”海槽在中二叠世晚期就已经具有雏形。

四川盆地吴家坪组相控孔隙型储层勘探新发现及油气勘探意义

近期,LX1井在四川盆地上二叠统吴家坪组钻遇滩相优质孔隙型储层,且油气显示良好,与前期"吴家坪组只发育裂缝型储层,天然气勘探潜力较小"的认识不一致。为了进一步弄清吴家坪组天然气勘探潜力,拓展盆地油气勘探新层系、新领域,在区域地质背景分析的基础上,通过钻井—地震标定,落实了四川盆地北部(以下简称川北地区)沉积相展布,利用岩石薄片、测井等资料系统分析了吴家坪组的储层特征,并结合勘探、研究新进展指出了该层系的勘探方向。研究结果表明:(1)四川盆地开江—梁平海槽西侧吴家坪期发育大型台缘带,面积为3600 km2,台缘带内发育高能台缘滩相沉积;(2)受台缘滩相控制,吴家坪组发育滩相孔隙型储层,储层岩性为亮晶生屑石灰岩、云质石灰岩、灰质白云岩、颗粒白云岩和粉—细晶白云岩,储集空间主要为生物铸膜孔、粒间溶孔、晶间溶孔,孔隙度介于3.3%~4.8%;(3)川北地区二叠系茅口组孤峰段、吴家坪组和大隆组发育的烃源岩直接与吴家坪组台缘滩相储层接触,形成下生上储、旁生侧储的最佳源储组合,海槽西侧吴家坪组台缘带紧邻烃源岩生烃中心,具备优越的天然气成藏条件。结论认为,四川盆地吴家坪组发育台缘滩相孔隙型储层,具油气成藏条件优越,是二叠系天然气勘探的又一重要层系,该认识对拓展四川盆地天然气勘探新领域具有重要的意义。

川西南部须二段储层成岩作用与成岩相研究

成岩作用和成岩相对致密砂岩储层发育的控制及其分布具有重要意义。利用岩石薄片、铸体薄片、物性分析等资料,对川西南部地区上三叠统须家河组二段储层岩石学特征、成岩作用和成岩相以及储层成岩演化史进行了研究,划分出六大成岩相类型:少量硅质-绿泥石胶结成岩相、硅质胶结-溶蚀成岩相、方解石胶结成岩相、压实相、杂基充填-压实成岩相、硅质胶结成岩相;结果表明,研究层段储层经历了复杂的成岩演化,目前处于中成岩A-B期;压实作用及胶结作用是储层致密化最主要的因素,溶蚀作用形成的次生孔隙改善了储层的物性条件;硅质胶结-溶蚀成岩相为该区最有利的成岩相。

川西南部地区栖霞组储层地震相特征

川西南部地区栖霞组具有较好的勘探开发潜力,栖霞组储层分为白云岩储层与灰岩储层,白云岩储层主要发育于栖霞组二段,灰岩储层主要发育于栖霞组一段。为解决该区储层地震识别存在多解性的难题,结合测井资料、高分辨率地震资料开展了地震相识别以及不同储层发育类型的地震响应特征模式研究。结果表明,该区可划分出5种储层发育类型,对应5类地震相:Ⅰ类地震相与栖霞组二段中上部发育储层相对应;Ⅱ类地震相与栖霞组二段中下部发育储层相对应;Ⅲ类地震相与栖霞组一段中上部发育储层相对应;Ⅳ类地震相与栖霞组一段中下部发育储层相对应;Ⅴ类地震相与栖霞组储层不发育相对应。研究结果取得了良好的应用效果。

龙门山复杂构造带红星1井天然气勘探突破及其油气地质意义

龙门山复杂构造带位于四川盆地西部,是该盆地油气勘探的重点区带,近期风险探井——红星1井首次钻穿龙门山推覆构造体,揭示推覆带下盘存在原地构造,并且在中二叠统栖霞组测试获得12.66×10^(4)m^(3)/d高产工业气流。为了探究该风险探井天然气勘探突破所蕴含的油气地质意义,基于该井所获丰富的钻探资料,重建了推覆体地质模型,并在此基础上对线束三维地震资料进行精细处理解释,恢复了龙门山前山带构造模式,进而剖析了川西龙门山复杂构造带深层碳酸盐岩沉积、储层特征及油气成藏地质条件。研究结果表明:(1)龙门山推覆构造带具有“逆掩推覆、直立倒转、原地系统”3段叠加式地质结构,前山带推覆冲断带二叠系、三叠系地层受断层控制,具有重复倒转的特征;(2)推覆体下盘栖霞组钻遇地层和岩性组合与山前带双鱼石地区特征相同,均为台缘滩相沉积,白云岩储层大面积分布,进一步证实了该区原地构造带台缘相带滩相孔隙型白云岩储层连片大面积分布;(3)龙门山复杂构造带具备“多源供烃—断裂输导—侧向对接—隐伏保存”的油气成藏条件,红星1井测试结果证实,该复杂构造带前山带和山前带均具有良好的油气成藏条件,区带油气勘探前景广阔。

川西南部须二段储层岩石学特征对孔隙发育的影响

应用岩石薄片鉴定、阴极发光及储层物性分析等手段,分析了川西南部须二段储层岩石学特征对孔隙发育的影响。研究表明:岩屑类型,石英、长石、杂基含量及碎屑粒度结构对成岩作用影响最大;石英和硬质岩屑的大量存在增加了岩石的抗压强度;长石、可溶岩屑为后期的溶蚀作用奠定了基础;塑性岩屑、杂基的压实变形充填了孔隙,破坏了储层物性;碎屑颗粒的粒度控制了岩石的抗压强度;岩石类型对储层物性的影响主要表现在岩石的碎屑组分和粒度结构对储层物性的综合影响上。

台地边缘滩相埋藏白云石化作用及其油气地质意义——论四川盆地西北部中二叠统栖霞组白云岩的成因

中二叠统栖霞组白云岩是四川盆地西北部海相碳酸盐岩气藏重要的储集层,关于其成因观点众多,目前尚无统一的认识。为了给川西北地区的油气储层预测提供地质依据,利用薄片鉴定、阴极发光、扫描电镜、能谱、X射线衍射及碳/氧同位素测试等分析手段,在综合分析该区栖霞组白云岩露头及钻井岩心样品的岩石学特征、地球化学特征的基础上,研究了台地边缘滩相埋藏白云岩的形成机理,并讨论了其对储层形成的油气地质意义。研究结果表明:①该区栖霞组白云岩发育中—粗晶他形镶嵌状白云石,晶体以自形—半自形为主,结晶程度高,有序度中—高,白云石化作用彻底,原岩结构已经彻底消失,具有晚期白云石化作用的岩相学特征;②栖霞组白云石化作用持续较高的埋藏温度,白云石最晚的生长时间为中—晚三叠世;③栖霞组白云岩具有与同时期海水相似的碳、氧、锶同位素特征,是在浅—中等埋藏阶段,由于原始沉积孔隙水盐度升高及Mg/Ca值增加引起的埋藏白云石化作用而形成的。结论认为,川西北地区栖霞组白云岩未保留原岩结构、白云石化作用彻底、形成大量晶间孔、改善了储层物性并促使晚期溶蚀孔洞的形成,对该区天然气成藏具有重要的储层意义。

川西地区二叠系火山岩展布与茅口组岩溶古地貌关系及其油气勘探意义

综合应用野外剖面、钻井、测/录井、地球化学及地震等资料,对四川盆地西部二叠系茅口组沉积末期岩溶地貌特征、二叠系火山岩分布进行综合研究,并结合二者关系探讨油气地质意义。研究表明,茅口组沉积末期,受早期岩浆活动与拉张背景形成的正断层影响,川西简阳地区形成岩溶斜坡背景下的局部岩溶浅洼,茅口组残余厚度相对较薄。岩溶作用后火山活动形成爆发相火山碎屑岩、溢流相玄武岩、侵入相辉绿玢岩、火山沉积相的沉凝灰岩等火山岩类,但受断裂作用及岩溶古地貌控制,不同地区火山岩堆积特征有所差异,简阳地区喷发周期长,岩性复杂,火山岩厚度大,堆积于岩溶洼地内;中江—三台地区处于岩溶斜坡区,断裂不发育,仅形成玄武岩及沉凝灰岩薄层。因此,岩溶古地貌既控制了厚层爆发相火山岩堆积,也控制了边缘斜坡区的茅口组岩溶储集层发育,川西地区具有二叠系火山岩、茅口组多层系油气勘探潜力。

四川盆地侏罗系大安寨段湖相页岩油气基本特征及勘探方向

【研究目的】证实四川盆地中部地区大安寨段具备良好的页岩油气勘探潜力。【研究方法】本文通过岩心、薄片、扫描电镜、全岩X射线衍射、有机地球化学、三轴应力实验、核磁共振测试等方法分析了大一三亚段页岩油气形成条件及富集因素。【研究结果】结果表明:大一三亚段泥页岩具湖相混合层系、分布广、厚度大、储集空间类型多、物性条件较好、生烃潜力较高、高杨氏模量、低泊松比、脆性矿物含量高的特点,有利于页岩油气的富集和压裂改造。在此基础上综合分析认为,高TOC与II型有机质的叠加是页岩油气富集的基础;有利的混合沉积层系是页岩油气富集的关键;(微)裂缝控制页岩油气高产。【结论】结合以上认识,选定了龙岗区块、西充—莲池区块作为四川盆地大安寨段湖相页岩油气有利勘探区之一,为下一步川中地区湖相页岩油气勘探与开发提供指导作用。

川西南部大兴场地区雷四^3亚段储层特征及控制因素

四川盆地中三叠统雷口坡组天然气资源丰富,是后期天然气重要的战略准备层系。XT1井雷四3亚段测试获气是中国石油天然气股份有限公司在川西南部雷口坡组勘探的又一重要突破。为扩大川西南部大兴场地区雷四3亚段勘探成果,进一步明确储层特征及控制因素,利用岩心、薄片及分析化验资料对雷四3亚段储层岩石类型、储集空间、物性及储层发育控制因素进行综合研究。研究结果表明:①川西南部大兴场地区雷四3亚段储集岩主要为颗粒白云岩,其次为细(粉)晶白云岩;储集空间以孔隙为主,伴有少量溶洞和裂缝,物性总体表现为“低孔低渗”的特征。②从分布特征上来看,储层纵向叠置,厚度薄,横向储层连片展布,由北西向南东方向逐渐减薄直至尖灭。③有利相带控制了优质储层的展布,为储层发育提供岩性基础;表生岩溶作用是形成储层有效储集空间的最直接手段;构造作用产生的裂缝改善了储层的储集性能。

油气勘探管理人才培养模式的思考

油气勘探项目的特殊性和勘探项目管理的复杂性与难度,决定了勘探管理人才的结构和人才需求。当人才需求不能满足现实要求及未来发展需求的情况下,必须积极思考和探索所需人才的培养模式和有效途径,并形成适合勘探管理人才培养的机制,以满足当前企业项目管理及未来的人才接替和储备需要。