鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地,油气资源丰富,勘探前景广阔。其中,三叠系延长组发育典型的低渗透—致密油藏,勘探难度大。50年来,持续深化鄂尔多斯盆地中生界油藏地质研究,提出了侏罗系油藏群成藏理论、内陆坳陷湖盆大型岩性油藏成藏理论和陆相页岩油成藏理论,实现3次战略转移,发现4个储量超过10×108 t的常规油气区和1个储量达20×108 t的页岩油接替区,探明石油储量连续10 年年均增长超3×108 t,成为中国增储上产速度最快的油区,原油年产量占中国的12.5%,可供其他同类型盆地的油气勘探借鉴。
铝土岩气藏是近期在鄂尔多斯盆地发现的一种非常少见的非常规气藏,测井评价在其勘探和开发中发挥着重要作用。前期测井评价中将铝土岩作为风化壳盖层,未将其作为储集层,没有形成系统的测井评价方法,不能满足铝土岩气藏勘探开发的需求。立足盆地西南部陇东地区太原组含铝岩,从岩性、矿物组分、储集层物性、含气性、成像模式-孔隙结构特征五大方面,开展铝土岩气藏的测井评价方法研究。明确了含铝岩层的测井响应特征,建立了声波时差—自然伽马含铝岩识别图版,根据岩石物理实验构建了铝土岩气藏孔渗饱评价模型,结合微电阻率扫描成像和核磁共振测井资料,提出了铝土岩储集层识别标准,形成铝土岩气藏的测井评价方法。
三角洲前缘砂体作为油气重要储集体,具有巨大的油气勘探潜力,但目前通过野外露头对浅水三角洲前缘砂体构型的研究较少。以沉积学和储集层构型理论为指导,结合野外露头描述和取样,综合室内分析化验与统计分析的结果,对鄂尔多斯盆地宜川仕望河剖面长9油层组的沉积特征与砂体构型进行分析。研究表明,仕望河剖面长9油层组沉积时期气候温暖潮湿,水体为分层不强的氧化—弱还原过渡的淡水,主要发育浅水三角洲前缘亚相,包括水下分流河道、河口坝、席状砂、分流间湾等微相,长9油层组浅水三角洲前缘单砂体垂向叠置样式包括非连通式和连通式2种,侧向接触样式包括对接式和切叠式2种。地形坡度和湖平面升降共同控制的可容空间增长速率与沉积物供给速率是影响复合砂体空间发育样式的重要因素,缓坡使得河道下切能力相对较弱且具有平面交切的特征,湖平面上升和物源供给减少使可容空间增长速率与沉积物供给速率之比增大,导致砂体连通性减弱,河道—河道切叠和河道—河口坝切叠的砂体构型模式有利于油气聚集成藏。
页岩油压裂水平井投产前普遍先闷井,为快速评价体积压裂效果,提出基于页岩油藏闷井压力数据的压后评估方法。通过闷井数值模拟,表征压裂水平井缝网改造区域的压力扩散与流体运移规律,并建立闭合后线性流计算模型和裂缝储集控制数学模型,形成反演裂缝参数与地层压力的计算方法。结果表明,压裂停泵后改造区域依次经历井筒末段裂缝控制、全井段裂缝控制以及储集层基质控制下的9个流动阶段,其压降导数在双对数坐标下为不同斜率的多个直线段;应用于吉木萨尔凹陷4口典型页岩油水平井,证明了闷井压力数据能用于裂缝参数和地层压力反演,也验证了提出方法的适用性,可供评价压裂作业效果和优化平台井距借鉴。
准噶尔盆地玛湖凹陷风城组为碱湖沉积，自下而上划分为风一段、风二段和风三段，岩性纵向上变化快，矿物成分复杂，富有机质，发育源储一体页岩油藏。油藏整体含油，但甜点分散，单层试油效果不理想，提产潜力不明确。根据岩心薄片及地球化学分析，玛湖凹陷风城组以纹层状粉砂质泥页岩夹白云岩为主，矿物组成以陆源碎屑矿物及碳酸盐矿物为主，随埋深孔隙体积变化和孔表面积变化一致，孔隙体积主要由宏孔（孔隙直径大于50 nm）贡献；烃源岩有机质类型以Ⅱ型为主，镜质体反射率为0.85%~1.40%，处于生油高峰期；风二段发育中—高角度剪切裂缝，风三段发育中—高角度剪切裂缝和低角度构造裂缝，其形成与发育程度受岩性、矿物组分、岩石力学性质等的控制。综合岩性组合及储集层物性、含油性等特征，划分出4个相对集中的甜点段。应在直井多段试油试采的同时，选择含油性好、裂缝较发育的甜点段，开展地质基础研究与地质工程一体化技术攻关，实施水平井提产试验，以实现研究区风城组页岩油勘探开发的全面突破。
为实现吐哈探区油气勘探由中—浅层向深层、由常规向非常规转向，推动其深层油气资源勘探，通过对吐哈盆地、三塘湖盆地和准噶尔盆地准东地区的构造-岩相古地理演化的分析，对其含油气系统特征和勘探潜力评价，梳理主要勘探方向，优选战略突破领域。石炭纪—二叠纪，吐哈探区为统一沉积盆地，具有相似的沉积环境和沉积建造；三叠纪—侏罗纪，研究区被分割，形成独立的前陆盆地；与构造-岩相古地理演化相对应，形成了石炭系海相—海陆过渡相、二叠系湖相和侏罗系湖相—煤系3套烃源岩，构成三大含油气系统。勘探思路的转变促进了深层油气勘探的重大进展，准东地区石钱滩组海相碎屑岩油气藏、二叠系页岩油藏、常规砂岩油藏以及吐哈盆地中—下侏罗统大面积致密砂岩气藏勘探取得了重大突破，发现了大规模优质储量，实现了战略资源的有序接替；应按照战略准备、战略突破和战略进行3个层次的勘探，聚焦10个有利油气勘探方向。
顺北4号走滑断裂带位于塔里木盆地顺托果勒低隆起，向北延伸至沙雅隆起，具有埋藏深，平面分段、纵向分层、多期活动、结构复杂等特征。通过对顺北4号走滑断裂带高品质三维地震资料解释，开展了断裂带分层、分段、分期、活动性和有利区评价。结果表明，顺北4号走滑断裂带在古生界具有4层结构，大致以中奥陶统顶界面为界，其上发育雁列式断层，其下发育高陡走滑断层；走滑断裂带具有明显的分段特征，按走向可分为北段、中段和南段，整体具有南压北张的特征；走滑断裂带在古生界先后经历了加里东运动中期Ⅰ幕、加里东运动中期Ⅲ幕、加里东运动晚期和海西运动期4期活动；通过对影响顺北地区油气富集成藏的主控因素通源性、储集体规模和晚期调整性的叠加，对顺北4号走滑断裂带进行有利区评价，得到多个有利区，并在实钻中得到验证。
针对“X”型共轭走滑断裂复杂的成因，结合塔里木盆地塔北地区大型“X”型共轭走滑断裂的地质情况，设计7组不同参数的“X”型共轭走滑断裂砂箱实验，探究其形成的控制因素与演化过程。实验结果表明，厚度大、宽度大及黏土矿物含量多的模型，在双侧快速挤压作用下，容易形成共轭走滑断裂；断裂尾段扩张与一组方向断裂优势发育特征显著，而断裂连接生长与叠覆区局化作用弱。形成共轭走滑断裂需要3方面的条件：具一定厚度的盖层，缺少先期或先存断裂；岩石物理均一性好，有一定的黏塑性，运动速率较高；双向挤压。自然界与实验中均难以形成对称的纯剪共轭走滑断裂，大多为转向一组优势方向发育的单剪走滑断裂；塔里木盆地共轭走滑断裂也存在不对称性，发育以北西—南东向为优势的单剪断裂，小位移继承性是大型共轭走滑断裂系统发育的主控因素。
地层压力可反映地下岩层孔隙度、压实情况、流体赋存状态等，对于寻找有效储集层十分重要。针对目前计算地层压力时将有效应力系数简化为1的情况，以统一岩石骨架模型及Gassmann方程为基础，计算出含孔隙结构参数的动态有效应力系数，结合常规Eaton法实现地层压力及压力系数的估算，提高地层压力的预测精度。以碳酸盐岩及砂岩储集层为例，估算的地层压力在水层、油层、气层等均出现异常高值，比常规Eaton法计算结果的精确度更高，寻找的有效储集层更可靠。
为提高VSP地震成像精度,从构建16阶有限差分精度的VSP逆时偏移算子出发,采用脉冲响应,进行VSP关键环节算法精度和炮检点可互换性分析,验证了三维VSP逆时偏移算子的精度;基于国际标准岩丘理论模型,对比了归一化VSP逆时成像和常规互相关逆时成像的效果,前者对地质体边界与地层界面刻画更加清晰和准确,消除了覆盖次数不均的影响,能量分布更加均匀,且不存在井痕迹。将高精度的三维VSP逆时偏移技术应用于松辽盆地L井walkaway VSP资料,实现了井旁地层和小断裂的准确精细成像,进一步验证了VSP逆时偏移技术的准确性,为提高井周复杂储集层成像精度的有效技术手段。
准噶尔盆地西北缘哈山地区风城组发生强烈构造变形变位,针对该区风城组沉积体系的研究较少,制约了该区油气勘探。系统分析哈山地区三维地震、钻井、测井和岩心资料,对哈山地区不同区域风城组进行构造演化分析,恢复其原始地层位置,开展沉积相类型分析与对比研究,恢复该区风城组原始沉积体系。结果表明,哈山地区由西向东构造挤压强度逐渐减弱,西部、中部和东部下二叠统从早二叠世至现今的挤压缩短距离分别为33.0~40.0 km、25.0~30.0 km和15.0~20.0 km;风城组发育扇三角洲、滩坝和湖泊3种沉积相,发育一定规模的火山岩。风一段沉积时期,哈山地区北部发育大规模扇三角洲和滨浅湖,中—西部发育小范围分布的半深湖—深湖与滩坝,中—东部有火山岩发育;风二段沉积时期,半深湖—深湖沉积范围明显扩大,发育厚层白云质泥岩,扇三角洲砂砾岩和火山岩分布范围减小;风三段沉积时期,物源供给能力增强,北部和西部发育大规模连片分布的扇三角洲砂砾岩,局部发育半深湖—深湖和滩坝沉积。
根据长庆油田低渗透油藏典型储集层特征,开展并联岩心和双层岩心实验,模拟非均质低渗透油藏不稳定注水驱油效果。由于岩心实验可视性较差,建立层间非均质和层内非均质数值模拟模型,依据渗流场变化,揭示不稳定注水增油机理。结果表明,对于层间非均质储集层,相较于连续注水,不稳定注水能够促进较低渗透层水驱前缘推进,发挥毛细管力驱油作用,提高较低渗透油层采收率,其中短注长停方式的采收率提高幅度最大;对于层内非均质储集层,不稳定注水能够在储集层中产生压力振荡,使较高渗透层和较低渗透层之间发生流体交渗,增大注入水在较低渗透层中的波及,提高较低渗透层采收率,从而提高油藏总采收率。
断控缝洞型油藏非均质性极强,油藏开发特征显示出井间连通关系的多样性和复杂性,厘清断裂和岩溶对储集体发育的影响,有利于油藏连通性分析及注采措施调整。以塔河油田托甫台地区T单元为例,综合地震解释结果、上覆水系特征以及生产动态响应规律,系统分析储集体的发育特征。储集体发育主要受控于断裂和地表水系,岩溶作用强度差异导致储集体发育特征不同,使开发井表现出不同的井间连通关系和生产特征。基于动静态资料分析,建立了适用于断控缝洞型油藏的井间连通模式,为后续措施调整提供依据。
吐哈盆地下侏罗统油气资源潜力大,剩余资源量多,已发现的油气藏主要分布于台北凹陷胜北洼陷和丘东洼陷周边的正向构造带,以构造油气藏为主,洼陷腹部油气勘探研究程度低。基于对已知油气藏的解剖,对台北凹陷三大富烃洼陷的沉积体系、烃源岩、储集层和成藏条件开展系统研究。结果表明,台北凹陷水西沟群煤系烃源岩广泛发育,与辫状河三角洲砂岩大面积接触,利于形成近源致密砂岩气藏。下侏罗统发育圈闭型和连续型2类致密砂岩气藏,其中洼陷腹部是连续型致密砂岩气成藏的有利区,勘探应由源边正向构造转向富烃洼陷,由源上常规油藏向近源（源内）致密砂岩气藏转变,胜北洼陷和丘东洼陷腹部具备形成大气藏的条件,是下侏罗统近源大面积致密砂岩气藏勘探的有利区域。
鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏储集层致密,气藏单元内不同部位的含气饱和度具有明显差异,含气规律复杂,气藏压力系统不统一,储量分布整体非均质性较强。与常规砂岩气藏的地质特征和开发特征比较,鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系致密砂岩气藏开发时存在启动压力梯度,单井动用地质储量和单井储量动用半径随井底压力的降低而增大;生产至废弃压力时,单井动用地质储量和单井储量动用半径达到最大值。根据上述认识,通过分析致密砂岩气藏开发时储量的分布规律,建立启动压力梯度条件下的物质平衡方程,得到累计产量与井底压力的关系式,进一步分析了2种求取启动压力梯度的方法。在此基础上,提出致密砂岩气藏单井动用地质储量和单井技术可采储量的计算方法,为致密砂岩气藏开发井网优化提供理论基础。为了便于应用,改进理论计算方法,提出单井动用地质储量简化算法,对未开发区块井网部署具有参考价值。
为提高鄂尔多斯盆地马五5气藏有效储集层钻遇率,运用钻井、测井、录井、岩心及生产试气等资料,通过对沉积微相、成岩作用、古地形等有效储集层主控因素分析,明确了马五5气藏白云岩分布规律,并对储集层进行综合分类评价,优选出马五5气藏有利富集区。研究结果表明,苏里格气田东区马五5储集层呈局部透镜状分布,连片性不强,最有利的储集体是颗粒白云岩和粗粉晶白云岩,主要储集空间为晶间孔、晶间溶孔和构造裂缝。沉积相和成岩作用是马五5储集层的主控因素,颗粒滩是马五5储集层白云岩最有利的沉积微相;有效储集层主要受控于准同生白云化作用和埋藏白云岩成岩作用对储集层的改造程度;相对高部位的古斜坡是马五5气藏开发的有利区。
川东南涪陵地区下侏罗统凉高山组凝析气藏流体性质复杂,多井测试气油比差异大。利用原油色谱质谱、天然气组分、碳同位素、流体包裹体等资料,明确了原油及天然气基本特征,以天然气组分经验计算法及PVT流体相态模拟实验综合确定了气藏性质及相态。在此基础上,探讨凝析气藏特征及成因。结果表明,凉高山组天然气藏主要为无油环凝析气藏,原油及天然气以Ⅱ2型干酪根成熟阶段生成的原生型凝析油气为主,局部地区可能存在原油裂解气。烃源岩热演化程度及现今压力系统的差异是造成油气藏性质差异的主要原因,成藏时期的相对深埋区与现今相对高压区的叠合区,是下一步勘探的有利目标。
鄂尔多斯盆地庆阳气田属于典型的致密砂岩气田,主力气层为二叠系山西组山1段,砂体厚度薄且变化快,储集层分布预测难度大,制约气田的产能建设。通过井震结合开展沉积砂体刻画和薄储集层预测,探讨储集层发育的主控因素,明确有利储集层分布区。结果表明：古地貌与古流向共同控制三角洲砂体的分布,溶蚀相发育的水下分流河道砂体为最有利的储集体,局部微幅度鼻隆构造为天然气富集区。综合砂体展布规律、储集层物性、成岩作用、构造特征等因素,建立了研究区储集层分类标准,在研究区南部和中部识别出2个Ⅰ类储集层富集区。
对于大规模油藏开发优化,常规优化算法存在收敛速度慢、寻优效率低、难以与现场结合等问题。针对这些问题,建立了油水井动态调控优化模型,并结合模拟退火遗传算法和拉丁超立方采样算法寻找模型全局最优解,同时,利用同步扰动随机逼近算法提高了模型局部求解收敛速度,研发编制了油水井动态调控优化软件,并应用于大庆油田H区块。对比油田常规油水井生产制度,油水井动态调控优化模型的最优方案使H区块累计产油量在5年内增加了5.68×104 m3,较好地解决了油水井生产动态控制优化问题,也为大规模油田高效开发提供了一种新的方法。
为确定页岩天然流变对微观孔隙结构的影响,以川东北城口地区下寒武统筇竹寺组海相页岩为例,利用岩石薄片、聚焦离子束扫描电镜和低温液氮吸附实验,对页岩流变构造类型、特征、微观孔隙结构及其相互关系进行了研究。页岩流变的显微构造主要有碎斑系、碎裂流、压溶缝合线、显微褶皱、S-C组构和褶劈理;微米—纳米级构造包括糜棱岩化带、微型混杂带和旋转碎斑。天然流变页岩以发育纳米级矿物粒间孔隙为主,大部分原生孔隙结构在流变作用下难以保存;韧性流变导致页岩孔隙数量、孔径、孔体积、孔比表面积等减小,降低了页岩的储集性能。
