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2026年第16卷第2期
- 摘要：针对页岩油体积压裂后衰竭开发递减快和采收率低等核心难题，通过机理实验-模型构建-矿场验证的研究思路，探究了苏北盆地页岩油注CO₂吞驱一体提高采收率的可行性及优化策略。首先开展页岩岩心渗吸、溶蚀、注CO2吞吐与驱替等多机制渗流实验，揭示不同流体作用下孔隙结构演变及渗吸置换效率差异，定量表征CO2吞驱联作模式下烃类动用特征、压力传播、波及效率；最终结合实验机理与数值模拟，优化注CO₂开发关键技术政策（如吞吐轮次、气水交替时机等）。实验研究表明：①碳酸水条件下可显著改善页岩孔隙结构，渗吸置换平衡时间缩短为地层水的15%；②CO₂吞吐优先动用轻烃组分，增油量随吞吐轮次增加呈先快后缓趋势，前3个轮次增油效果较好，增油量占比90%以上；③吞吐后岩心经渗吸预处理，注CO₂驱替压力梯度更高，促使CO2能进入更小孔隙，且抑气窜能力增强、波及范围更大，驱替效率提升4.24%。据此，结合组分数值模型优化提出页岩油“3个轮次吞吐+气水交替驱”开发模式，优选自喷生产结束为吞吐、驱替注气时机，充分发挥混相、气水交替扩波、抑气窜等作用，进一步扩大CO₂动用范围和程度，比衰竭开发提高采收率12.1%。通过矿场2口井试注，证明了苏北页岩油具备良好的注气能力，其中LY1-1井首轮吞吐峰值日产油量达27.9 t，预计累计增油量为2 500 t，换油率为0.25 t/t（每注入1 t CO2获得的产油量），达到阶段预期目标，证实苏北页岩油具备良好的注CO₂开发前景。关键词：页岩油;CO2;吞驱一体;数值模拟;提高采收率59|17|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：中国东部断陷湖盆如渤海湾盆地、苏北盆地广泛发育陆相细粒泥纹型页岩油，具有“粒度细、纹层多”的典型特征，是页岩油勘探开发的重要新领域。然而，泥纹型页岩油复杂的形成条件与富集规律制约了有效勘探与开发。研究旨在系统揭示该类页岩油的富集主控因素，建立相应的地质理论与成藏模式，并形成配套的关键技术体系，以指导勘探实践并评价其资源潜力。综合利用岩心、测井与三维地震资料，地球化学实验及生产动态数据，系统分析了泥纹型页岩油的地质特征、形成条件、富集规律及勘探开发关键技术。明确了泥纹型页岩油“高脆性矿物+高频纹层”优势组构、优势热演化窗口（镜质体反射率介于0.7 %~1.2 %）、含油性最高的“中高匹配”富集规律（源-储纹层厚度比为1∶1.5），建立了“长英质+有机质、灰云质+有机质”2类微运移成藏模式，研发了以游离烃（S1）、脆性矿物体积分数、电阻率比值、自然伽马为核心的Ⅰ类富集层量化标准，形成了地质-测井-地震一体化“甜点”刻画、水平井组参数优化、高效体积压裂及控压排采技术为核心的关键技术体系。应用该技术体系后，黄骅、济阳、辽河、冀中及东台等坳陷实现页岩油高产突破，东部断陷盆地页岩油地质资源量超过100×10⁸ t，展现了良好的开发前景。同时指出断陷湖盆页岩油具有“甜点”规模偏小、埋深偏大、井间干扰、递减快等挑战，提出降本增效、数字化、原位转化等攻关方向，预计2030年中国陆相页岩油产量约占中国总产量的8%。关键词：断陷盆地;陆相页岩油;中高匹配;微运移成藏模式;开发实践56|75|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：油气田企业加快数智化转型，是推进产业转型升级、培育壮大新质生产力的重要举措。中国石化国内上游深入落实建设“数智中国石化”部署，聚焦支撑石油公司改革管理，紧密结合数智技术发展趋势和勘探开发业务需求，扎实推进数智化转型。建成集团级勘探开发数据资源中心，汇聚勘探开发各类数据17.2 PB，实现了数据集中管理与共享应用；基本建成了覆盖油气生产现场的物联网，油气水井、站库数字化覆盖率分别为94.90%、92.30%，彻底改变了传统驻井驻站的人工管控模式，有力支撑了数智化条件下生产运行模式和劳动组织方式变革；统筹推进统建系统建设及深化应用，勘探开发全业务数字化覆盖程度不断提升；积极推进人工智能场景建设与试点应用，地震智能处理解释、岩石薄片智能鉴定分析、油藏智能数值模拟、智能钻井、智能压裂、工况智能诊断等场景均见到较好成效。展望“十五五”，中国石化国内上游将以建设智能油气田为目标，加快推进数据流、业务流、价值流、监督流“四流合一”，开展全业务链高价值人工智能场景建设应用，支撑“两化”融合走深走实，助力油气勘探开发生产运行效率、经营效益、管理水平的提升。关键词：物联网;数据治理;数智化转型;智能油气田架构;“四流合一”67|190|0更新时间：2026-03-10
专家论坛
- 摘要：鉴于当前实验技术难以准确测定页岩中滞留烃总量，为实现对页岩油含油性的精确评价，本研究以苏北盆地H井密闭取心样品为对象，综合运用冷冻热解、多温阶热解、密闭热释与二维核磁共振（2D-NMR）等多种实验手段，系统开展了含油性及可动性实验评价。通过不同贮存时间的热解对比实验与密闭热释实验，确定了阜二段页岩油轻烃恢复系数为1.99；结合抽提前后热解S2峰面积差值，建立了重烃校正公式（0.452 6×S2-0.307 9），实现了滞留烃总量的准确计算。进一步利用二维核磁共振技术对不同品质原油进行标定，构建了氢核信号量与油质质量之间的标准曲线，实现了含油量的无损、快速测定；并通过洗油前后核磁谱图对比，明确了可动油与吸附油的T2截止值，计算出游离油含量及其占比。实验结果表明，二维核磁共振法测得的含油量与恢复后含油量高度一致，游离油占比与多温阶热解结果也具有良好相关性。本研究建立的“轻烃恢复—重烃校正—核磁标定—可动油识别”技术体系，具有操作相对简便、检测范围广、对样品无损等优点，整体上显著提升了页岩油含油性及可动性评价的准确性与效率，为页岩油甜点识别、储量计算与开发潜力评估提供了重要的实验依据。关键词：页岩油;轻烃恢复;重烃校正;含油性;二维核磁共振（2D-NMR）42|41|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：苏北盆地溱潼、高邮、金湖和海安凹陷古近系阜宁组二段（阜二段）页岩油勘探相继取得突破，是下一步增储上产的重要领域。各主力凹陷阜二段页岩油成藏演化过程差异较大，页岩油保存条件的差异性、控制因素和地层超压的发育规律认识不清，制约了下一步勘探部署。从主力凹陷差异演化过程研究入手，结合顶底板条件、断层发育及活动性对比分析，明确了各凹陷页岩油保存条件差异性及影响因素，并揭示了复杂断块区异常高压的保存机制。结果表明，盆地东西部阜二段底板沉积相带的差异性是形成现今地层超压差异的基础；吴堡事件各凹陷内断层的活动性和发育程度，以及盆地西侧郯庐断裂带活动性对盆地各凹陷的差异控制作用（从西往东，各凹陷阜二段断层晚期活动性逐渐减弱），是各凹陷现今地层超压差异的核心；盐城组沉积中晚期，盆地东部的海安、盐城凹陷初次进入生烃门限，而中西部的溱潼、高邮和金湖凹陷局部经历加深、加熟和再次生烃，是各凹陷现今地层超压差异的关键。中—高成熟度页岩油首选勘探有利区位于金湖、高邮、溱潼凹陷的深凹稳定区，中—低成熟度页岩油首选勘探有利区位于海安和盐城凹陷的深凹区。此外，凹陷内部，断层规模越大，距离断层越近越不利于页岩油保存。研究成果对陆相断陷盆地页岩油勘探具有指导意义。关键词：苏北盆地;阜二段;页岩油;保存条件;地层超压25|5|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：孔隙度和含油饱和度是页岩油储层评价中的关键参数，但实验室测量目前面临困难，而井场移动式二维核磁共振测量能够最大程度地避免轻烃散失的影响，实现对页岩岩心及时测量，获得较准确的孔隙度、含油饱和度和可动油饱和度参数。首先，针对苏北盆地阜宁组二段（以下简称阜二段）页岩油储层地质特征，基于二维核磁共振专项实验构建实验室条件下阜二段页岩油储层二维核磁流体类型识别图版，包括吸附油、束缚油、可动油、毛管束缚水、黏土水等流体组分识别。实验室测量与井场测量的温度、压力条件相同，利用实验室高精度二维核磁测量确定的各流体组分弛豫时间截止值标定井场测量的二维核磁谱，建立基于井场移动式二维核磁流体识别图版，进而确定孔隙度、含油饱和度和可动油饱和度的评价模型。井场、井下二维核磁测量均采用相同的回波间隔和共振频率，以确保二者二维核磁谱形态一致，再以井场二维核磁谱为桥梁，运用平移法对井下测量的核磁谱进行温度、压力影响的校正，从而建立基于井下二维核磁共振测井的页岩油储层流体识别图版与定量评价模型。利用这套技术在苏北盆地阜二段页岩油储层区域范围内的4口井中应用和对比验证，井场核磁与井下核磁测量结果具有一致性，同时与实验室测量结果高度吻合，展现移动式二维核磁测量技术在页岩孔隙度、含油饱和度和可动油饱和度评价方面具有广阔的应用前景。关键词：阜二段;页岩油;二维核磁共振;孔隙度;含油饱和度54|28|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：中国南方海相页岩气勘探开发中，传统岩相划分未充分考虑热演化对储集空间的影响，导致高热成熟海相页岩的开发效果欠佳。为此，提出基于热演化程度、有机质含量和矿物成分的储集相划分方法，以提高储层评价的准确性，并优选出优势储集相类型。研究采用薄片观察、扫描电子显微镜（SEM）和多种实验测试，对四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩储集相特性进行系统分析，并开展储层综合评价。结果显示，川南龙马溪组页岩储集相主要为过成熟富有机质硅质页岩（OR-S）和过成熟富有机质混合质页岩（OR-M）。纵向上，储集相自下而上呈过成熟富有机质硅质页岩向过成熟富有机质混合质页岩的过渡趋势；横向上，储集相非均质性显著，南西至北东方向硅质矿物含量逐渐降低，表现为过成熟富有机质硅质页岩向过成熟富有机质混合质页岩和过成熟富有机质黏土质页岩（OR-A）的过渡特征。通过灰色关联度分析法，建立储集相指数分级标准，选取总有机碳（TOC）含量、含气量、孔隙度、储集相厚度比、硅质矿物含量及黏土矿物含量作为关键评价指标，确定过成熟富有机质硅质页岩为最优储集相。该储集相具有“热演化程度适中、TOC含量高、含气量高、孔隙度大、硅质矿物含量高、储集相厚度大”的特征，表现出优越的储层性能。关键词：泸州区块;龙马溪组;热演化程度;页岩储集相;储层特征47|19|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：中扬子地区中上二叠统海相页岩层系是中国页岩气勘探开发的重要接替领域，资源潜力巨大，但其储层发育具有复杂性。基于部分学者的研究成果，对中扬子地区中上二叠统孤峰组、吴家坪组和大隆组三套页岩层系的储层特征和研究进展进行了系统总结。研究结果显示：①三套页岩层系均具有高TOC（总有机碳）含量、热演化程度适中和纳米孔隙发育的特征，表现出较好的储层品质。孤峰组页岩TOC含量最高，干酪根类型以Ⅰ型为主；吴家坪组与大隆组TOC含量次之，干酪根均以Ⅱ型为主。岩相类型方面，孤峰组与大隆组以硅质页岩为主导，吴家坪组则因沉积环境多变而岩相复杂、非均质性显著。孔隙结构方面，孤峰组页岩孔隙跨度大，从纳米级至微米级均有发育；吴家坪组与大隆组页岩则以微孔和介孔为主。②三套页岩储层具有复杂性，表现为岩相类型多样、孔隙类型多样、强烈的多尺度非均质性特征。③针对中扬子地区中上二叠统海相页岩储层研究总体较弱，建议开展露头-岩心-实验多尺度结合的储层定量表征，推动学科交叉，引入人工智能与大数据分析技术等手段进行研究，构建适用于本区地质特点的页岩储层综合评价体系，开展“甜点”段与“甜点”区的分级优选与评价，从而为中扬子地区中上二叠统海相页岩气的规模性勘探和有效开发提供坚实的理论支撑与决策指导。关键词：页岩储层;孤峰组;吴家坪组;大隆组;中上二叠统;中扬子地区35|109|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：山西延川南区块和晋中区块在深部煤层气领域勘探开发潜力较大，但目前针对煤岩储集空间特征及孔隙-裂隙发育主控因素的研究仍有不足，尤其是对深部煤岩孔隙-裂隙系统与含气性耦合机制的认识不清晰，制约了该区深部煤层气的高效开发与效益提升。基于区块重点探井的煤岩样品，运用光学显微拼图、场发射电镜及高压压汞-低温N₂/CO₂吸附联测技术，系统表征了深部煤储层孔隙-裂隙空间类型与全孔径分布特征；结合煤岩组分、煤体结构及含气性测试数据，揭示了煤岩孔隙-裂隙发育主控因素及其对含气性的影响。研究结果表明：①延川南区块山西组2号煤和晋中区块太原组15号煤的储集空间主要分为孔隙和裂隙两大类。孔隙包括胞腔孔、气孔、粒间孔、黏土矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔和溶蚀孔；裂隙包括割理缝、层理缝和构造缝。延川南区块2号煤层以气孔和胞腔孔为主，其次为粒间孔，少量割理缝、构造缝和黄铁矿晶间孔；晋中区块15号煤层则以割理缝和构造缝为主，其次为胞腔孔、气孔和粒间孔，少量层理缝和黏土矿物晶间孔；②延川南与晋中区块煤岩储集空间特征差异主要由煤岩组成、煤体结构和构造运动决定。孔隙类型受煤岩组成影响：基质镜质体多发育气孔和粒间孔，丝质体、半丝质体及粗粒体多发育胞腔孔，黏土矿物多发育晶间孔隙-裂隙。裂隙系统受煤体结构和构造运动控制：割理缝受煤岩的成岩作用及上覆地层的静岩压力影响，与煤岩的热演化程度和埋深有关；层理缝与沉积环境相关；外生裂隙由构造应力或破裂作用形成；③煤岩孔隙-裂隙结构显著影响煤层气的吸附解吸特征。基质孔隙的孔径分布决定煤岩比表面积和吸附能力，进而影响吸附特征；裂隙系统的复杂程度决定煤层气的渗流能力，进而影响解吸行为。研究认为，针对延川南区块2号煤这类以基质孔隙为主、吸附气稳定解吸的储层，建议采用“增大压裂规模、提高造缝效果、快排降压生产”的开发方案；针对晋中区块15号煤这类裂隙发育且孔隙-裂隙网络复杂的煤层气储层，建议采用“提高波及范围、大砂量远支撑、控压生产”的开发方案。关键词：延川南区块;晋中区块;深部煤层气;储集空间特征;吸附解吸35|11|0更新时间：2026-03-10
油气勘探
- 摘要：页岩油藏效益开发是当前的研究热点和难点，由于页岩油藏具有储层超致密、矿物-有机质混存、原油赋存状态复杂等特征，通常无法采用常规油藏开发技术实现页岩油藏的规模开采。文章以吉木萨尔页岩油藏提高采收率为研究目标，利用微观表征和岩心渗流模拟实验等研究手段，研制了提高页岩油采收率的纳米流体介质并揭示其相关作用机理。首先，采用场发射扫描电镜（SEM）、高压压汞、微CT扫描和激光共聚焦分析技术，分析页岩孔隙结构及原油分布特征；其次，通过复配纳米SiO2颗粒、表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）和硅烷偶联剂γ-巯丙基三甲氧基硅烷（KH590），制备稳定分散纳米流体；最后，通过进一步开展地层水和纳米流体渗吸、注CO2吞吐、注CO2驱替、注纳米流体驱替等岩心实验，明确了不同开采方式动用页岩油的差异性及驱油机理。结果表明：吉木萨尔页岩藏储层以微纳米孔为主，形态多样且局部分布微裂缝，随着孔道尺寸减小，其内赋存的原油成分变轻，进而影响开发过程中的生产气油比；页岩原始润湿性为弱亲油（水-岩接触角为110°左右），经纳米流体改性后转变为稳定强亲水特性（接触角小于30°），且复配纳米流体能够长时间保持较好的分散性和稳定性，其密度与地层水相近，避免储层潜在伤害。受制于页岩孔隙尺度小和弱亲油等特征，地层水渗吸、注CO2吞吐和驱替效果不理想，驱油效率均低于15%；注纳米流体渗吸优于地层水渗吸，但作用距离有限；注纳米流体驱替通过润湿反转、化学驱、渗吸置换等多机制复合作用效果，驱油效率可达41.04%，远优于其他开发方式，其中储层改造扩大纳米流体注入和波及范围是矿场实施的关键前提。文章制备的纳米流体可有效改善页岩储层开发条件，其驱替技术对提高采收率有显著优势，对纳米流体改性页岩储层、提高页岩油采收率技术的发展和应用，具有重要指导意义。关键词：页岩油;纳米流体;润湿性;微观特征;提高采收率80|48|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：苏北盆地高邮凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）是中国东部陆相页岩油勘探开发的重要层系之一，页岩油资源丰富，已成为江苏油田当前增储上产的重要接替领域。目前，该区带仍处于勘探评价阶段，全区共有8口试采井陆续投产，基于8口试采井开展生产特征与规律分析，明确了页Ⅳ亚段较页Ⅴ亚段具有见油早、含水下降快、初期产能高等动态特征，提出了采用3.0~4.0 mm油嘴进行控压生产，以实现延长自喷期及长期稳产。结合研究区地质背景与工程实践，构建了涵盖地质、工程与开发3大类共16项参数的综合评价体系，其中，地质参数包括TOC（总有机碳）含量、S1（游离烃）、成熟度、压力系数以及岩相类型，工程参数包括水平段长度、加砂强度、用液强度、改造体积以及缝网复杂程度，开发参数则包括焖井时间、开井压力、稳定含水时油压、稳定含水时返排率、千吨液压降以及含水下降速度。通过统计分析与多参数相关性综合研究，明确了影响产能的关键控制要素：地质因素方面，TOC含量、压力系数与岩相类型是决定储层含油性与能量基础的核心参数；工程因素方面，用液强度与缝网复杂程度对有效改造体积与导流能力具有显著影响；开发因素方面，稳定含水时油压、稳定含水时返排率以及含水下降速度，直接反映了储层能量保持水平与压裂液置换效率，是评价开发效果的重要动态指标。研究成果识别了高邮凹陷阜二段页岩油产能的关键控制因素，深化了对该区页岩油生产规律的认识，为后续页岩油EUR（最终可采储量）预测和效益开发策略的制定提供了科学依据与实践指导。关键词：高邮凹陷;多因素相关性分析;含水下降速度;岩相类型;缝网复杂程度;返排率39|6|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：厘清页岩油在黏土矿物纳米孔隙中的微观赋存状态与流动迁移特征，对提升非常规油藏开发效率具有重要意义。针对页岩储层中广泛存在的高岭石矿物及其界面效应，采用分子动力学模拟方法构建晶间纳米缝隙模型，模拟研究烷烃类页岩油组分在高岭石纳米孔中的赋存形态与动力学行为。研究设置不同孔径（1~8 nm）、储层温度（335.15~435.15 K）、地层压力（15~50 MPa）和驱替力大小工况，系统分析孔径、温度、压力、驱替作用等多影响因素对页岩油分子密度分布、扩散性能和界面滑移行为的影响，揭示孔隙结构、温度、压力、驱替作用下页岩油在高岭石孔隙内的演化机制。模型结果显示：高岭石纳米孔径增大促使页岩油分子在孔隙中心区域由吸附态向游离态转变，吸附层厚度与单位面积吸附量同步升高，在靠近孔壁区域形成“类固层”结构。温度升高增强分子热运动，减弱分子与孔壁之间的作用能，扩散系数提升超3倍，表明热采可有效提升页岩油的流动性。压力升高强化液-固相互作用与分子聚集趋势，分子运动受限，导致体系整体扩散能力下降约30%。在驱替作用下，页岩油呈现明显的边界滑移特征，滑移长度和平均流速随驱替力增强显著增加，揭示出驱替力可有效突破纳米限域对分子运动的限制，增强宏观流动响应。尽管流动状态变化显著，但孔壁处吸附层结构整体保持稳定，体现出黏土表面对分子层具有较强的稳定吸附能力，揭示了高岭石纳米孔隙中页岩油分子的典型赋存-运移协同机制，明确了不同热力驱动条件下分子结构与输运参数的变化规律，为黏土孔隙中的吸附控制、扩散受限与滑移渗流研究提供了分子尺度理论支撑。研究成果可为页岩油热采、驱替等提高采收率技术方案的优化提供模型基础和关键微观参数依据。关键词：高岭石;纳米孔隙;页岩油;分子动力学模拟;吸附能力;流动规律46|58|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：在低渗透复杂构造油藏水平井开发中，当地层倾角较大且最大主应力方向与地层倾向垂直时，受构造约束的水平井轨迹易演变为大斜度井拟水平井。此时，地层倾角对油井产能的调控作用已不可忽略。因此，为实现此类井压裂后产能的快速精准预测，本文基于等效虚拟井径理论，融合地层倾角效应，建立了大斜度拟水平井分段压裂产能预测模型。通过与数值模拟结果对比，验证了模型的可靠性，并对大斜度拟水平井分段压裂产能影响因素进行了分析。研究结果表明：水平段越长，大斜度拟水平井产能越高；地层厚度与倾角对油井产能影响显著，随着地层厚度的增加，油井产能及其增幅均逐渐增大；而随着地层倾角的增大，油井产能降低，且降幅逐渐加大；裂缝半长和裂缝条数均对产能存在显著影响，油井产能随着参数的增大而提高，但增幅呈减缓趋势，存在最优取值范围；地层各向异性越小，大斜度拟水平井产能越高，且产能增幅随各向异性系数减小而增大。通过苏北某油田大斜度井现场实际应用，验证了本文所建立的大斜度拟水平井分段压裂产能模型计算结果与油井实际产能相近，相对误差小于5%，满足现场精度要求。该模型适用于地层倾角10°~40°的油藏条件，能为低渗透复杂构造油藏合理生产制度的制定提供依据，且模型形式简洁，计算效率高，实用性强，便于现场推广应用。关键词：大斜度地层;拟水平井;分段压裂;产能模型;影响因素38|41|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：阳春沟区块位于四川盆地东南缘盆缘过渡带，主力开发层位为龙马溪组龙一段，压力系数介于1.00~1.35，是典型的常压页岩气藏。受多期构造运动影响，该区块具有构造复杂、保存条件差异大、地应力变化快的特征，地质条件较邻区平桥、东胜区块更为复杂。为提升复杂构造区优质页岩钻遇率、改造效果与单井产能，通过地质模型精度提升、开发关键参数优化、水平井优快实施、储层改造定量化设计等研究，形成一体化技术对策：①以断层空间展布校正、层面信息约束为基础，构建高精度全层系构造模型，结合岩石力学参数分析与三维地震反演属性约束，建立三维地质力学属性模型；②通过纵向上开发层系与靶窗优化、平面上分区差异化井距与布井方位设计，制定井网-缝网适配的开发技术政策；③基于高精度模型实施“一区一策、一井一策”井身结构与钻井参数优化，提升钻井时效与储层钻遇率；④开展压裂参数优化设计与改造效果定量评价，提升改造缝网模拟精度，优化压裂参数以改善改造效果。实践表明，该技术体系有效提升了阳春沟区块单井产能与估算最终可采储量（EUR），显著优于邻区东胜区块，为同类型复杂构造区常压页岩气效益开发提供了技术借鉴。关键词：常压页岩气;复杂构造区;龙马溪组;全层系构造模型;储层改造40|42|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：查明不同构造部位煤储层物性及产气差异，可为煤层气合层开发提供重要依据。以五里堠井田20口煤层气合采井为例，基于目标开发层位（3号+4号煤层和15号煤层）的煤层底板构造形态和构造曲率，划分了构造组合类型。结合已有勘探资料，系统对比了不同构造部位煤储层的显微组分、吸附特性、煤体结构、含气特性与渗透率等关键物性参数差异，并分析了典型合采井的产气特征（排采曲线特征）。结果表明：①研究区煤储层构造组合可划分为7种类型：背斜-背斜型、背斜-平缓型、向斜-向斜型、向斜-平缓型、平缓-平缓型、平缓-背斜型和平缓-向斜型。②查明了研究区目标煤层（3号+4号煤层和15号煤层）在不同构造位置的显微组分、吸附特性、煤体结构、含气量和渗透率的物性差异。储层变形程度与灰分含量、Langmuir体积和煤体结构特征均有较强相关性。3号+4号煤层和15号煤层的构造曲率差值与含气量差值呈负相关，含气量变化范围较小；而与渗透率差值呈正相关，渗透率变化显著。不同构造组合类型的煤层含气量差值（单位：m3/t）依次为：平缓-背斜型（1.55）>平缓-向斜型（1.42）>背斜-平缓型（1.41）>平缓-平缓型（1.32）>向斜-平缓型（1.06）>向斜-向斜型（0.77）>背斜-背斜型（0.58）；渗透率差值（单位：10⁻³ μm²）依次为：背斜-平缓型（0.24）>向斜-平缓型（0.21）>平缓-向斜型（0.19）=背斜-背斜型（0.19）>向斜-向斜型（0.17）>平缓-平缓型（0.16）>平缓-背斜型（0.11）。③对比不同构造部位合采井产气特征：背斜-背斜型、背斜-平缓型产气效果较好，产气峰值普遍超过1 000 m3/d；平缓-平缓型、平缓-背斜型和平缓-向斜型产气波动性较大，峰值介于200~1 200 m3/d；向斜-向斜型、向斜-平缓型产气表现较差，峰值仅约200~500 m3/d。关键词：五里堠;合层排采;构造曲率;储层物性;产气表现32|5|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：煤层气采用排采泵排水降压方式开发时，煤粉产出与运移是影响煤层气井生产特征的重要因素。由于煤层非均质性、储层改造与排采制度等影响，煤层气井各生产阶段煤粉产出与运移特征各不相同。基于沁水盆地潘庄、寿阳和柿庄等区块煤层气井煤粉采集分析，揭示排采产出煤粉形态、质量浓度和成分特征。为研究煤粉颗粒形状因子对静态沉降末速影响，根据煤层气井产出煤粉颗粒粒径分布特征，引入煤粉形状因子表征参数对煤粉颗粒静态沉降末速计算模型进行修正，并通过室内实验进行验证分析。同时，根据室内模拟井筒煤粉运移实验结果探明煤粉颗粒运移临界流速，分析评价了不同粒径煤粉运移临界排量。研究表明：煤层气井产出煤粉主要成分为黏土矿物（平均质量分数为74.4 %），煤粉粒径随着煤层气生产阶段呈现先增大后减小规律，集中分布在2~50 μm；将煤粉形状因子引入颗粒静态沉降末速模型后计算值与实验结果高度吻合（相关系数R2=99%），提高了井筒煤粉临界运移流速计算精度；结合潘河、柿庄等研究区煤层气井生产制度与室内模拟井筒煤粉运移实验，提出了>180~250、>150~180、38~380 μm煤粉颗粒临界运移流速分别为0.020、0.010、0.035 m/s，对应的最小产水量分别为5.2、2.6、8.5 m3/d；单井日产水量大于最小产水量可减少井筒煤粉堆积和卡泵风险，为煤层气井生产制度优化及连续稳定生产提供技术支持。关键词：煤层气;煤粉;沉降;模型修正;运移实验38|10|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：微纳米水气分散体系驱（MNWDS）是1种新型的提高采收率技术，通过微纳米尺度的气水分散相注入，能够进入更小的孔隙空间，从而扩大了波及体积，有效提高了采收率。目前，该方法已在五里湾长6试验区开展矿场实验。在采用数值模拟方法预测微纳米水气分散体系驱的产油量时，需要考虑气泡尺寸、气液比、流体性质等多参数及复杂的气液相互作用，过程复杂且耗时长，无法快速模拟微纳米水气分散体系驱的产油量。为能够准确地预测注入微纳米水气分散体系驱后油井的产油量，该研究基于试验区实际生产数据和地质模型参数，运用人工神经网络（ANN）算法，建立了微纳米水气分散体系驱的产油量预测模型。该模型以试验区微纳米水气分散体系实施前油井的产油量、含水率、渗透率、注入微纳米水气分散体系量、水驱储量、孔隙度、有效厚度作为输入参数，以实施后12个月的产油量作为输出参数，建立了模型的训练样本集。通过对样本集进行K-Means（K-均值聚类算法）聚类分析，剔除了无效样本，最终形成了59个样本的训练集。在模型训练中，引入优化算法自动调整模型参数，显著提高了模型的测试集预测精度。基于此模型，对即将实施微纳米水气分散体系驱的21个井组进行了产油量预测，预测结果与数值模拟结果对比表明，二者的符合率高达95%，验证了该次模型的准确性。该模型为微纳米水气分散体系驱的产油量预测提供了1个新的途径。关键词：微纳米水气分散体系驱;机器学习;K-Means聚类分析;人工神经网络;莱文贝格-马夸特算法56|10|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：迪那2气藏为塔里木盆地一大型边水致密砂岩气藏，储层非均质性强，天然裂缝是影响其高产和水侵的重要因素。裂缝研究对明确气藏水侵规律及防控水政策的制定意义重大。研究基于岩心、薄片、成像测井等地质资料，分析天然裂缝地质静态特征。结合产水、产气、压力等生产动态特征，分析不同因素对水侵的影响，利用层次分析法明确控制因素，研究不同形态构造裂缝对水侵特征影响，建立气藏水侵模式。研究结果表明：研究区构造裂缝分为剪切裂缝和张性裂缝，以充填裂缝为主，充填物主要为方解石，其次是石英和黏土等，但开度较大；根据生产动态特征可以分为早期暴性水淹井、晚期暴性水淹井、带水生产井和无水生产井，4种类型生产井生产特征明显不同；依据生产特征和地质特征，从构造位置、断层、隔层、地层系数和裂缝5个因素对研究区气藏主控因素分析，明确裂缝为主要因素，断层、隔层、地层系数为次要因素，构造位置为无关因素，利用层次分析法建立水侵综合评价指数；结合裂缝形态差异及生产特征，明确了复杂裂缝对气井高产及产水的影响。以此建立了优势裂缝型、断缝体局限型和优势裂缝-断层-砂体组合型的3种水侵模式，总结气藏水侵规律。研究成果对类似气藏开发具有一定的指导意义，为同类型有水气藏水侵规律研究和开发评价提供借鉴。关键词：塔里木盆地;库车坳陷;天然裂缝;水侵特征;水侵模式46|16|0更新时间：2026-03-10
油气开发
- 摘要：页岩油藏结构复杂，储层普遍具有低渗、低孔特征，基质向裂缝的供液能力较弱，压裂增产措施是改善储层裂缝发育程度与流体流动能力的关键手段。传统压裂施工方案中，针对储层结构特征对压裂强度影响的直接研究较少，导致增产效果不佳。为优化压裂方案，基于储层结构开展系统研究，通过X射线衍射实验（XRD）明确岩石矿物成分及含量；借助小直径真三轴实验获取岩石力学参数及应力-应变测试曲线；结合电镜扫描资料与薄片观察确定储层微观结构；利用渗吸实验及核磁共振实验（NMR），基于T2谱曲线分析储层岩石孔径分布特征。采用数值模拟方法，对比常规强度压裂与高强度压裂后的裂缝扩展形态及产能差异。研究结果表明，苏北页岩脆性矿物含量较高；平行层理方向页岩破坏后裂缝主要沿层理发育，垂直层理方向破裂形态多样，岩心内部形成交叉复杂裂缝；储层微观结构以粒间孔为主，微裂缝以层理缝为主；核磁共振T2谱曲线显示储层岩心发育小孔隙、中孔隙及天然微裂缝。数值模拟结果显示，该区块岩石特征适配高强度压裂方案（排量20 m3/min、单段液量4 000 m3、单段砂量400 m3）。实施该方案后，水平井附近储层含油饱和度场与压力场发生明显变化，表明高强度压裂可形成更复杂的缝网系统，提升储层流体流动性，有效改善压裂增产效果。研究成果为页岩油藏压裂增产方案优化提供了参考依据。关键词：苏北盆地;陆相页岩油;矿物组分;岩石力学参数;微观结构;孔径分布;渗吸作用;高强度压裂107|138|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：苏北盆地高邮凹陷花庄地区是江苏油田页岩油勘探的重点区块。其中，花庄Ⅱ区块页岩埋深超4 000 m，其资源量占花庄地区页岩油总资源量的42%，实现该区块高效开发对江苏油田的页岩油勘探开发工作具有重大战略意义。然而，随着埋深增加，该区块页岩油压裂面临施工压力高、加砂难度大等挑战。针对上述问题，研究团队以提高复杂度、扩大支撑面积和提升导流能力等思路为目标，开展了水力压裂物理模拟实验，分析不同排量和压裂液黏度对裂缝形态的影响规律，并采用数值模拟方法对分段分簇设计、投球暂堵工艺、支撑剂组合等进行优化。研究表明：采用中高黏度压裂液高排量注入，可提高裂缝穿层能力，但会导致开启的层理数量减少，且裂缝扩展面积相对较小；而采用低黏度压裂液和常规排量注入，更易于沟通开启层理缝。在分段分簇设计方面，单段少簇布缝有利于集中造缝能量，促进各簇裂缝均衡进液、进砂。模拟结果显示：单段设置5~6簇时，能满足裂缝均衡扩展和裂缝支撑效果，同时开展不同送球排量、暂堵球数量和直径下暂堵球对炮眼暂堵影响模拟研究，并对投球暂堵工艺参数进行优化，送球排量在12~14 m³/min之间、暂堵球直径为15 mm、暂堵球数量为孔眼数的50%~60%。结合复杂裂缝支撑剂运移铺置模拟，通过模拟确定最佳支撑剂组合及泵注参数，提高改造效果。该工艺在HY7井成功实施，峰值日产油量达到52.3 t，单井最终可采储量为4.6×104 t，为江苏油田花庄Ⅱ区块深层页岩勘探带来重大突破，对同类型页岩油开发具有重要的借鉴意义。关键词：苏北盆地;深层页岩油;密切割布缝;投球暂堵;组合粒径66|17|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：玛北地区作为中国页岩油开发的新区块，其开发潜力巨大。然而，压裂产生的缝网结构对油井排采效率的影响尚未得到充分研究。因此，精确表征压裂缝网的特征是提升油井产量的关键。本研究通过对玛北地区7口页岩油井焖井后压力数据的监测，应用Bourdet（布德）方法绘制压降特征曲线，以评估缝网形态。进一步结合压裂参数和试产数据，对压裂缝网特征进行了综合评价。研究聚焦于缝网的主裂缝长度、次裂缝宽度、密度和渗透率等关键参数，旨在系统揭示缝网的发育特征。研究表明，玛北地区页岩油的压裂缝网可划分为3类：Ⅰ类缝网，主裂缝长度短、次裂缝宽度中等、缝网密度和渗透率高，压降导数曲线呈现偏左下的 “深V型”特征，表明该类缝网以导流能力为主导，能够有效提高油井排采效率；Ⅱ类缝网，主裂缝长度中等、次裂缝宽度宽、缝网密度中等、渗透率小，压降导数曲线呈现偏右上的“浅V型”特征，表明该类缝网以储集能力为主，尽管导流能力相对较弱，但仍具有一定的开发潜力；Ⅲ类缝网，主裂缝长度长、次裂缝宽度窄、缝网密度小、渗透率中等，整体缝网欠发育，其焖井压降导数曲线形态特征不明显，表明该类缝网在生产过程中见油晚，不利于油井高效开发。研究还揭示了一个重要规律：在破裂压力低的井中，若其他压裂条件相同，过高的每米加砂量易导致Ⅲ类缝网的形成。因此，为提高玛北地区页岩油开发效率，后续压裂设计中应着力避免形成Ⅲ类缝网。具体措施包括优化压裂参数（如合理控制每米加砂量），以提升缝网的导流与储集能力，最终实现页岩油的高效开发。关键词：玛北地区页岩油;焖井;压降曲线;压裂缝网;压降导数31|9|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：页岩油作为非常规油气资源，已成为全球能源开采的热点。然而，页岩油储层具有低孔低渗的特点，传统开采技术难以实现高效产出，需采用水力压裂技术进行开发。页岩岩石力学特征显著影响压裂效果。通过岩石力学实验和X射线衍射全岩心实验，对比分析了鄂尔多斯盆地长7段页理型、纹层型和夹层型3种不同类型页岩的弹性模量、泊松比等力学参数及地应力变化，明确了不同类型页岩的力学性质与储层特征，并建立了矿物成分与岩石力学特征的关联性。同时，通过支撑剂导流能力实验和嵌入实验，揭示了压裂裂缝导流能力的变化规律，为支撑剂选择提供指导。结果表明：①夹层型页岩弹性模量大、泊松比小，易于造缝；页理型和纹层型页岩地应力梯度大，裂缝扩展难度较高。②岩石中刚性矿物含量越高，弹性模量越大、泊松比越小；脆性矿物含量越高，脆性指数越大。相较于纹层型和页理型页岩，夹层型页岩性质硬脆，压裂时更易产生裂缝且能有效保持裂缝张开。③基于夹层型页岩的力学性质，其支撑剂嵌入深度最小，导流能力最强，有利于流体流动。根据支撑剂选择实验，建议低围压下采用10~20目石英砂作为支撑剂，支撑剂填充密度宜为14 kg/m²。关键词：鄂尔多斯盆地;页岩油;岩石力学参数;三轴压缩实验;嵌入实验;导流能力36|94|0更新时间：2026-03-10
- 摘要：自悬浮支撑剂是一种新型材料，用于解决传统支撑剂在水力压裂中沉降快、分布不均、裂缝支撑效果差等问题。通过特殊的设计与制备技术，自悬浮支撑剂能够在低黏度流体中保持悬浮性，提高自身在裂缝中的均匀分布程度和导流能力，从而显著提升油气井产量并减少储层损害。根据自悬浮机理，可将自悬浮支撑剂分为3种类型：气体自悬浮、密度自悬浮和表面自悬浮。通过对自悬浮支撑剂制备技术的综述，包括支撑剂表面改性技术、低密度支撑剂制备技术和功能性涂层技术，总结自悬浮支撑剂的现场应用效果，并分析其在绿色高效开采中的应用前景。研究表明，自悬浮支撑剂不仅能够提升压裂效果，在不同油气田中使用自悬浮支撑剂可以显著提升油气产量，日产量或累计产量增长幅度可达2~7倍。将自悬浮支撑剂应用于油气开采能减少水资源和稠化剂的使用，还能降低环境污染，符合绿色循环经济理念。尽管目前面临成本和技术复杂性等挑战，但在自悬浮支撑剂依然表现出较佳的油气增产效果。未来的研究和开发应聚焦于以下几个关键领域以实现自悬浮支撑剂的广泛应用：首先，提升材料的稳定性和环境适应性，确保在极端条件下的可靠性；其次，通过优化制备过程和原材料的使用，降低自悬浮支撑剂的生产成本；再次，开展长期性能评估，确保支撑剂在长期应用中的效果持续稳定；最后，开发具备多功能性的自悬浮支撑剂，如具有防腐蚀、增加裂缝复杂性或改善油气流动性的新型支撑剂。通过这些创新的研究和技术进步，自悬浮支撑剂有望在未来油气田开发中发挥更大的作用，为油气增产和环境保护贡献力量。关键词：自悬浮支撑剂;自悬浮机理;化学涂层;低密度支撑剂;油气增产21|12|0更新时间：2026-03-10
工程工艺
- 摘要：传统油气藏研究方法通常依赖各专业领域的分工合作，通过接力推进的方式进行研究与开发。然而，这种模式难以实现各环节之间的高效协同，且在整体效益优化方面存在局限。为解决这一问题，研究提出了一种智能气藏数字孪生系统，融合人工智能算法适配、数据预处理、数据分析应用及模型自动更新预测四大核心技术，旨在构建一个集多学科协同、高效数据利用与动态优化预测于一体的综合平台。研究表明：针对勘探与开发过程中数据的多维度、异构性与高噪声特性，系统通过异常值处理、缺失值填补、数据变换、统计分析与质量评估于一体的数据预处理方案，保障了数据的准确性与可靠性；通过封装随机森林、梯度提升等人工智能算法，系统能够构建多参数与气藏产能之间的最佳回归模型，重点解决产量分析、压裂分析和“甜点”预测三大关键问题，从而提高产量预测精度、优化压裂施工参数，并有效识别“甜点”区域。此外，系统采用自动建模引擎，动态更新气藏的构造模型、相模型和属性模型，并结合模拟器引擎进行实时模拟、跟踪与预测，保证了模型在气藏开发过程中的适应性与准确性。系统借助数字孪生技术，在虚拟空间中构建了与气藏实体一致的虚拟模型，实现了对气藏全生命周期的分析、预测与优化管理。研究成果为推动气藏管理向智能化、精细化与高效化方向发展提供了有力的理论支撑和技术保障。关键词：气藏;勘探开发;人工智能;数字孪生;一体化平台44|89|0更新时间：2026-03-10
综合研究
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