CO₂地质封存作为CCUS技术体系的关键环节,其泄漏风险直接关系到地质封存安全与环境安全。对多介质渗漏通道识别与协同监测技术展开系统研究,对保障碳封存项目的长期可靠性具有重要意义。为此,基于枯竭油气藏、深部咸水层及深部煤层等典型封存介质的潜在渗漏机制,系统调研了空-天-地-井一体化监测技术进展,在此基础上,构建了多尺度协同监测框架与机器学习驱动的数据同步分析系统,实现了空-天平台组网、地表多参数融合与井下立体监测的子系统集成。结果表明:空-天-地-井协同监测体系能够实现对CO₂渗漏行为的全方位、多参数识别与预警;通过多源数据融合与智能分析,可显著提升CO₂泄漏识别的准确性与时效性,为不同封存地质条件提供对应的监测解决方案。该研究提出了面向碳中和目标的碳封存智能监测理论体系与技术路径,可为大规模CCUS工程安全实施与标准体系建设提供重要科学依据和技术支撑。

稠油原位改质是降低稠油黏度、提高油品品质的高效开发技术之一。在该技术体系中,除了研发高效催化剂外,开发供氢能力强、储量丰富、价格合理且环境友好的工业供氢剂也是关键研究方向。该文通过对国内外无机、有机及生物质等新型供氢剂的作用机理与应用进展进行调研,评价了各供氢剂在稠油原位改质技术中的适用条件。结果表明:稠油注蒸汽开发的亚临界水环境中,稠油中含脂肪族氢或活性C-H键,可通过与水发生水煤气转化反应释放氢源,但受限于加热温度,供氢能力有限。烷烃、烷基芳烃、馏分油等作为有机供氢剂虽然效果更好但成本高,无法用于稠油开发。相比之下,生物质类供氢剂(如来源于绿色植物和藻类)因其原料来源广泛,并具有碳减排潜力,具有更显著的应用优势;利用可再生生物质内源氢作为供氢剂,有望成为未来强化稠油改质技术的重要方向之一。该研究对推动稠油绿色低碳开发、降低碳排放、提升油气田开发效益具有重要意义。

塔里木盆地顺北地区超深层油气资源丰富,但成藏地质条件时空匹配关系复杂,认识不清,为此,通过分析测试和盆地模拟技术恢复了顺北地区油气生—运—聚成藏过程,探讨油气性质差异性原因,揭示超深层油气运聚机理和成藏模式。结果表明:加里东中—晚期和海西晚期是油气运聚的关键时期,而喜马拉雅期存在油气藏再改造和分配;顺北地区烃源岩发育3种生烃模式,即油多气少双峰型、油气并举双峰型和气多油少双峰型;走滑断裂是油气运移的优势通道;盐下、盐间和盐上油气资源量存在此消彼长的关系,肖尔布拉克组和沙依里克组距离烃源岩近而优先发生运聚,低隆起区是油气再运移的中转站;横向上,顺北地区油气藏受控于主干断裂带的影响,呈现出条带状分布;纵向上,主干断裂沟通烃源岩,向上“开枝散叶”,断裂活动性越强,缝洞系统越发育;同一断裂带内,多期油气充注混合是导致不同位置油气性质差异的主控因素。顺北地区油气藏整体上表现出“多元接力式供烃,断裂优势输导,多期混合充注成藏”的特征。该研究成果对顺北地区下一步油气勘探提供了方法上的参考和借鉴。

南大西洋中段两岸盆地在早白垩世阿普特期形成了区域分布的破裂不整合,为了研究其对油气成藏的控制作用,以西非南加蓬盆地为例,基于地震、钻井及油气藏分布资料,通过分析不整合的类型、结构及空间分布,研究其对油气运聚成藏的控制作用。研究表明,不整合上、下地层分别发育披覆背斜和潜伏剥蚀构造;纵向上具有双层结构,上部水进砂岩分布广、物性好、砂地比高、盐岩遮挡层封盖条件好,可以作为油气长距离运移的通道;下部半风化砂、泥岩侧向变化快,缺少厚层风化黏土岩盖层,难以成为有效的横向输导层;盆地内坳陷带发育构造-地层复合油气藏,中部隆起带主要发育披覆背斜油气藏,外坳陷带发育断层油气藏。该研究可对南大西洋两岸盆地油气勘探提供有益的借鉴。

针对塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储层裂缝埋藏深、期次复杂且定量表征难的问题,以塔西北典型露头为研究对象,采用数字露头表征技术对裂缝进行系统性识别与描述,基于裂缝产状统计和构造形迹法分析多组裂缝叠加关系,通过碳氧同位素分析、声发射实验等测试手段,厘定露头裂缝的主要造缝期次及应力场演化特征。研究表明:塔西北露头区裂缝可按裂缝走向划分为330°裂缝组系、270°裂缝组系、250°和210°裂缝组系、300°和0°裂缝组系等多个组系,其形成对应加里东中期、加里东晚期—海西早期、海西晚期—印支期、喜山期4个主要构造期次;对比哈拉哈塘油田裂缝发育特征后,明确了其储层主要发育3期构造裂缝,且揭示了多期裂缝的定量分布规律,与成像测井解释的裂缝参数对比,其符合率平均值达到80%。研究结论证实了露头研究对地下储层裂缝期次厘定的有效性,可为塔里木盆地岩溶缝洞型储层的勘探开发提供可靠的地质依据。

三元结构型反转构造是多瑟欧盆地最为典型的构造样式之一,但对其几何学特征、成因机制及地质指示意义的研究尚属空白,为此,基于板块构造学、构造地质学、石油地质学及沉积学等理论,应用地震精细解释及构造分析等技术,对多瑟欧盆地三元结构型反转构造的几何学形态特征及地质指示意义开展研究。结果表明:三元结构型反转构造按边界收敛程度可分为双边强收敛型、双边弱收敛型和单边收敛型3种类型;按镜像面形态可分为平卧S型、镰刀型和近似直线型;晚白垩世圣通期及马斯特里赫特期构造反转控制三元结构型反转构造的形成;全盆地广泛发育的三元结构型反转构造表明盆地反转强度为中等;平面上,三元结构型反转构造分布于Borogop断层旁,部分位于Borogop断层与东部反转背斜Ⅰ带之间以及东部反转背斜Ⅰ带上,这些区域均是未来重要的勘探方向。研究成果对深化与丰富反转构造样式与反转构造理论具有指导意义,对油气勘探部署起到一定的技术支撑作用。

为建立塔里木盆地顺北地区中—下奥陶统鹰山组在开阔—局限台地沉积体系下的层序地层格架,探讨层序地层对有利储层的控制作用并建立储层地质模型,基于露头、岩心、测井及地震资料识别三级层序界面,利用INPEFA测井旋回技术与Dmey小波变换对Th/U曲线进行处理,结合Fischer图解法划分四级层序,达到在高精度层序格架内梳理储层类型及特征、分析其控储效应及多种因素配置下储层发育模式的目的。研究表明:研究区共识别出2个三级层序(SQ1、SQ2)、4个四级层序(YSQ1—YSQ4)。结合断裂特征及沉积背景认为,研究区鹰山组SQ1层序较SQ2层序云灰岩薄互层频次增加,白云岩含量增多,更易引发岩层破裂形成储集体。在四级层序内自下而上可划分为4种储层类型:与主断裂相关的白云岩/灰岩裂缝型储层、埋藏/热液作用下形成白云岩型储层、次级断裂控制的灰岩裂缝型储层以及与准同生作用密切相关的白云岩/灰岩溶蚀孔洞储层。该研究成果不仅为高频层序地层控储效应提供理论基础,同时为研究区有利储层预测明确了方向。

针对低渗砂岩储层脆性特征及影响因素不明,制约压裂优化设计的问题,以珠江口盆地文昌组与渤海湾盆地沙三段低渗砂岩储层岩心为研究对象,运用峰值后能量守恒原理,分析储层岩石脆性特征及主控因素,构建综合评价方法。研究表明:不同层位岩石脆性差异显著;石英、方解石促进脆性,黏土矿物与孔隙度则削弱脆性;当孔隙度大于10%时,孔隙度为主控因素(脆性普遍偏低),矿物组分为次要因素;当孔隙度小于10% 时,矿物组分为主控因素,孔隙度影响较小。该研究可为低渗储层压裂优化设计提供重要依据。

针对鄂尔多斯盆地上古生界石盒子组盒8_下致密砂岩储层砂岩类型复杂多变、岩性及有效储层识别不清、孔隙度测井解释精度低等问题,通过对石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩测井响应特征的分析,建立3类砂岩的泥质含量预测模型。结果表明:石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩的自然伽马测井值分布区间变化范围大,自然伽马测井最小值分别为20.0、30.0、40.0 API;泥质含量预测模型绝对误差均小于5.0%,该模型预测精度可靠。该成果可为研究区岩性识别及有效储层预测提供技术支撑,同时可对其他复杂致密砂岩储层泥质含量及孔隙度的计算提供借鉴。

天府气区沙一段气藏试采过程中部分井见水,地层中是否有可动水以及对采收率的影响尚不明确。针对以上问题,以天府气区沙一段河道砂气藏为研究目标,利用室内气驱水实验、密闭取心井资料分析及CT扫描技术,研究河道砂气藏地层水可动性及可动区间,明确地层水在多孔介质中的赋存状态。同时建立高温高压可动水对气水两相产能影响的实验模拟方法,评价了河道砂气藏可动水对采收率的影响。研究表明:X211、X206、X212 三口密闭取心井含水饱和度均大于实验岩心的束缚水饱和度,地下为气水两相共存状态,平均可动水饱和度分别为21.31%、18.41%、7.93%;岩心气驱后气体均优先波及大孔隙,地层水主要存在于小孔隙中,储层越致密,地层水留存越多,束缚水饱和度越高;同一衰竭速度下,随含水饱和度增加,采收率降低,可动水对低渗透储层的影响更大。研究成果对同类气藏的可动水评价及采收率标定具有重要意义。

针对轻质油藏高压注空气开发过程中低温氧化模式不明确、常规空气驱安全风险高的问题,以新疆X油藏为例,采用静态等温氧化管实验和非等温热重测试(TG/DTG-DTA)手段,结合色谱测试、红外光谱分析、物性测量以及经典的Arrhenius动力学模型,从微观角度分析氧化过程中原油碳烃分子结构的变化及氧化特征。结果表明:原油主要体现的低温氧化模式为加氧反应、缩聚反应和碳键剥离反应;增大氧含量和储层岩石的非均相催化作用可以使低温氧化更易进行,加深氧化程度,形成更多后续燃料沉积所需的基质;原油在氧含量为13%的减氧空气中仍具有较高的氧化活性和较强的燃料基质生成能力,同时储层岩石中存在黏土矿物和活性金属元素,这为新疆X油藏成功实施减氧空气驱展现出极大的潜力。研究成果对于储层中黏土矿物含量较高的轻质油藏实施减氧空气驱具有一定的指导意义和理论支撑。

水合物生成条件的预测对于天然气的高效开发和管道安全高效输送具有重要研究意义。为了分析地层水中离子类型与矿化度对水合物形成条件的影响,使用SPT定标粒子理论修正PR-Henry模型,计算气水两相中各组分的逸度。在此基础上,运用热力学理论,提出了一种根据不同温度条件下的水合物生成压力判识水合物生成类型、预测水合物生成条件的计算方法。研究表明:对于烃-CO₂-水混合体系,相比传统模型,该模型计算的水合物平衡条件值与实测资料的相对误差由0.255降低至0.073,具有较好的计算精度;在盐质量分数较低时,NaCl和CaCl₂对水合物生成的抑制作用相近。但随着盐质量分数的增加,CaCl₂对水合物生成的抑制作用明显大于NaCl。研究成果对天然气水合物的开发以及天然气管道输送具有借鉴意义。

针对疏松砂岩油藏长期注水开发后形成优势渗流通道影响开发效果的问题,以Z油田为例,结合地质和生产动态资料,运用综合评价算法、数值模拟及油藏工程方法,提出了块状疏松砂岩油藏优势渗流通道的精细化识别方法。研究表明:通过分析Y区域优势渗流通道发育特征及储层破坏程度、水驱开发特征对剩余油分布的影响,优势渗流通道可分为强、中、弱3个等级;储层韵律性、胶结指数、孔隙度、渗透率等地质条件及开发动态因素是优势通道的重要评价指标,利用改进的K-means聚类算法对589口井数据聚类分析,形成分级评价标准。采用基于熵权法的TOPSIS评价算法对优势渗流通道的平面展布进行识别,结合时变数值模拟方法对发育深度进行识别,利用油藏多信息反演方法识别发育方向。将成果应用于Z油田,同时对优势通道开展治理,预测5 a采收率可达到61.54%,累计增油量为158.5×10⁴ t,显著改善水驱开发效果。研究成果为改善水驱开发效果提供了关键的科学依据。

针对中深层稠油油藏热采开发难度大、采收率低的问题,根据CO₂在稠油中的溶解特性和降黏剂的作用原理,基于微观渗流模拟技术,开展协同降黏机理实验和协同增效机理实验,研究CO₂及CO₂+降黏剂协同作用提高稠油采收率机理。实验表明:在油藏条件下,CO₂可溶于稠油,形成直径为0.016～0.051 mm的微小泡沫油,显著改善原油流动性,驱替后波及系数达到56.4%,采出程度达到37.3%;降黏剂可使原油形成微细的乳状液滴,扩大CO₂波及范围,降黏率超过99.0%,波及系数达到65.3%,采出程度达到46.2%。研究表明:CO₂通过溶解膨胀和显著降黏作用改善原油流动能力,其与降黏剂的协同作用能大幅度提升驱油效率和波及范围;泡沫油的形成和乳状液滴的封堵是提高波及效率的关键机制。该研究对中深层稠油油藏提高原油采收率及实现CO₂地质封存具有重要的实践指导意义。

针对厚层海相砂岩底水油藏水侵开发过程中隔夹层导致的水侵流线认识不清、剩余油分布规律不明的问题,开展二维可视化油藏注水驱替实验,从微观流线演化、宏观开发效果及剩余油空间分布等方面,探讨隔夹层、井型等对底水油藏水侵开发的影响。结果表明:底水水侵开发油藏中的隔夹层能在一定程度上延缓水体的锥进,延长无水采油期,无水采油期采出程度达到30.00%以上;“次生边水”及重力分异作用是隔夹层上部原油开采的主要机理,“剥蚀”作用是隔夹层下部原油产出的主要作用机理;在复合隔夹层分布模式下,合理部署井位可使驱油效率由65.51%提高至71.42%,波及效率由80.10%提高至95.23%,有效提升开发效果。研究成果有助于厘清厚层海相砂岩底水油藏水侵开发特征及剩余油空间分布规律,对南海东部海域海相砂岩底水油藏高效开发具有指导意义。

南海某区块是南海东部油气田的主力开发产区,其主力产层前古近系潜山储层存在地质情况复杂、改造难度大和相关研究资料较少等问题。为提高开发效果,在潜山储层地质模型的基础上,基于地质工程一体化研究思路和深部成岩理论,开展深层成岩环境和应力-应变响应特征分析以及地质力学建模研究,建立多场耦合的人工缝网模型和非结构化网格的油藏产能数值模拟模型,模拟分析相关工程参数对水力裂缝几何性质和改造效果的影响,对相关工程参数进行优化。研究表明:基于深部成岩理论的地质力学建模方法能有效还原储层真实成岩环境,直接体现排量、液量、砂比等相关参数和压裂后油气井产能的直接关系,其中,排量最优值为5~6 m³/min,压裂液量最优值为600~650 m³,砂比最优值为11%~15%。地质工程一体化的研究方法能够充分和准确地还原复杂研究区块的真实储层特征,对于非常规储层的改造和开发具有重要意义。

针对渤海L油田疏松砂岩油藏弱凝胶驱后期油井陆续发生堵塞的问题,开展了油井堵塞机理及解堵技术对策研究。结果表明:油井堵塞物中的水、原油重质组分、聚合物和无机物含量分别为63.99%、14.82%、14.48%和6.71%,无机物中CaCO₃、MgCO₃、SiO₂含量分别为60.00%、20.50%和13.00%,原油重质组分中烷烃、芳香烃、胶质、沥青质含量分别为13.78%、9.97%、32.84%、43.40%。海上平台空间狭小,使弱凝胶注入时大量未充分熟化的聚合物胶粒堆积筛管,后续缓慢熟化形成柔性胶冻体,运移中裹挟泥砂等形成多组分包裹体堵塞物,采出时受筛管和泵口作用再次堵塞。为解除现场堵塞优选出最佳解聚剂组合为“0.05%过硫酸钾+0.05%硫酸亚铁+0.10%柠檬酸”,有机溶剂组合为“30.00%柴油+20.00%二甲基亚砜+2.00%十二烷基硫酸钠+0.50%渗透剂”,溶垢剂组合为“10%盐酸+4%氢氟酸+1%缓蚀剂Lan826”。现场通过将解聚剂、有机溶剂和溶垢剂交替段塞式注入,有效解除了油井附近复合堵塞物,增液增油效果显著,日产液增幅为166.4%,日产油增幅为185.3%。该研究可为海上油田油井解堵提供借鉴。

针对疏松砂岩储层出砂堵塞导致压力升高的问题,开展53组近井防砂区域压降测试实验,评估了筛管区、环空充填区和裂缝区的压降演化特征。研究表明,不同防砂区域的近井压降差异显著:投产初期筛管区压降较小(0.002~0.016 MPa),但随着砂粒逐步堵塞筛管及筛套环空,压降迅速升至0.200 ~3.000 MPa;环空充填区初期压降仅为0.002~0.030 MPa,但在砂粒持续侵入下,堵塞后压降最高可增长50倍;在裂缝区缝宽越大,压降越低,且常规陶粒组的压降最低,仅为疏水陶粒组和石英砂组的60%和96%。综合实验结果,筛管区宜在生产初期适当释放细砂,以促使粗砂优先堆积并形成稳定通道,针对该目标储层,优先推荐0.200 mm精密筛管;环空充填区应合理匹配砾石粒径,并优选涂覆砂以提升抗堵性能;裂缝区则建议采用缝宽大于20 mm的支撑结构,并优选大粒径常规陶粒,以有效降低近井压差。该研究结果为防砂工艺优化与低压降开发提供了技术支撑。

鄂尔多斯盆地大吉区块深层煤岩气开发过程中存在水资源消耗巨大、产量递减率高、裂缝扩展不充分等问题。为此,开展煤岩气前置CO₂泡沫压裂工艺技术攻关,通过流变学分析、泡沫稳定性评价、压裂液配方优选等实验,构建了胍胶冻胶CO₂泡沫压裂液体系。实验表明:该压裂液体系在模拟地层温度压力下泡沫质量分数为82%～85%,半衰期超过250 min,具备高稳泡、低伤害和强携砂性能。基于CO₂具备增能促缝、置换解吸的特点,提出前置CO₂泡沫增能+胍胶冻胶高砂比减水压裂复合工艺,采用混合转向砂阶梯加砂模式,在吉深X7井完成大吉区块首次深层煤岩气前置CO₂泡沫压裂施工,实现最高砂比38%(平均为28%)的施工参数突破。试验结果表明:该工艺井较胍胶压裂井日产量提升75%,较大规模滑溜水压裂井压裂耗水量降低34%,缝网复杂度提升8%,控压稳产期日均产气量达7×10⁴ m³,稳定套压增长至1.2倍以上,提产减水降本成效显著。大吉区块前置CO₂泡沫压裂工艺技术的成功试验,为深层煤岩气绿色经济高效开发提供了新的技术思路。