Abstract:

川东地区侏罗系凉高山组页岩油地质储量丰富，但非均质性较强、甜点识别不清等问题严重制约了油气的有效勘探开发。综合运用钻井取心、X射线衍射（XRD）、扫描电镜、二维核磁共振等资料，在精细划分川东地区侏罗系凉高山组页岩油岩相基础上，深入开展不同岩相页岩油储层储集性、含油性、可动性综合分析，明确优势岩相并厘清其油气富集主控因素。结果表明：川东地区侏罗系凉高山组页岩油发育块状砂岩相、粉砂岩相、互层状砂泥岩相、块状页岩相及纹层状页岩相共5类岩相，其中块状砂岩相、粉砂岩相、互层状砂泥岩相为无效储层，主要起封堵盖层作用，而块状页岩相、纹层状页岩相为川东地区优势岩相，属典型的自生自储型及微运移型页岩油储层，具有高 TOC、高热解烃含量、高孔隙度、高含油饱和度及高可动油饱和度特征。块状页岩相及纹层状页岩相油气富集高产主要受以下因素控制：①前陆坳陷深水环境富有机质页岩是页岩油气成烃控储的基础；②高镜质体反射率、亲水性是页岩油气运移产出的关键因素；③地层高压控制的页理缝是页岩油气稳产高产的重要保障。块状页岩相、纹层状页岩相是川东地区侏罗系凉高山组页岩油下步勘探的重点对象。

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富有机质页岩的成岩作用及演化对页岩储层特征具有重要的影响，而黄骅坳陷沧东凹陷孔二段富有机质页岩成岩作用与储层特征之间的关系尚不明确，制约了页岩油气的勘探与开发。综合利用 X射线衍射（XRD）、岩石薄片、扫描电镜等实验测试手段，对沧东凹陷孔二段富有机质页岩的成岩作用类型及控制因素进行系统研究，明确其成岩演化阶段，并探讨成岩作用对页岩微观孔隙结构的影响。研究结果表明：沧东凹陷孔二段富有机质页岩发育压实、交代、溶蚀、胶结和有机质热演化等多种成岩作用类型，主体处于中成岩A2阶段。沉积环境和成岩流体共同控制成岩作用，分别决定了岩石的物质组成与后期次生孔隙的形成与演化。溶蚀和有机质热演化作用属于建设性成岩作用，生烃作用形成的有机酸对储层的溶蚀改造和优化具有重要意义，有利于优质页岩储层的形成，压实与胶结作用属于破坏性成岩作用。不同岩相的成岩差异性对孔隙结构影响显著，其中长英质页岩相具有良好的力学脆性与储集能力，有利于形成有效储层；混合质页岩相溶蚀作用整体较弱，破坏性成岩作用造成减孔，不利于形成有效储层；碳酸盐页岩相广泛发育溶蚀孔，但矿物胶结使孔隙度及孔隙连通性受到一定限制，不利于形成有效储层。

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压裂液及其添加剂的差异化评价是页岩储层工程地质一体化开发过程的重要环节，黏土稳定剂又是添加剂中至关重要的一项，因此，黏土稳定剂的快速筛选对于页岩储层的保护和保证压裂效果具有重要作用。通过引入毛细管吸吮时间检测方法，结合X射线衍射得到的岩心样品矿物组成，加权得到页岩储层岩心样品的毛细管吸吮时间计算值。分别建立岩心样品的毛细管吸吮时间检测值、计算值与传统黏土稳定剂评价方法得到的阳离子交换容量的计算值、检测值的相关关系，发现其均与阳离子交换容量的检测值存在相同的变化趋势。通过引入比例系数，对毛细管吸吮时间检测值、计算值与阳离子交换容量的计算值进行拟合计算，得到对应的阳离子交换容量拟合检测值，分别将其与阳离子交换容量的实际检测值进行相对误差分析，发现其平均相对误差均小于5%。实验结果表明，岩心样品毛细管吸吮时间检测值与基于X射线衍射和标准矿物毛细管吸吮时间检测值得到的毛细管吸吮时间计算值均可评价和筛选黏土稳定剂，相较于传统阳离子交换容量评价方法，毛细管吸吮时间检测方法具有快速性、准确性，能更好地适用于页岩储层复杂的黏土矿物组成和极强的非均质性。

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页岩油来源精细厘定对页岩油甜点区评价与资源潜力评估具有重要意义。勘探实践发现东营凹陷牛庄洼陷部分井沙四段上亚段页岩油在生物标志化合物指纹特征方面存在显著差异，反映页岩油聚集可能并非传统认识的自生自储，为了满足精细勘探的需要，亟需落实各层组生烃差异性及主力供烃层系。综合利用轻烃、气相色谱-质谱分析等地球化学测试手段，系统开展了东营凹陷牛庄洼陷牛斜55区块沙四段上亚段纯上次亚段（Es₄^上cs）烃源岩及重点井页岩油的有机地球化学特征研究，并精细厘定了油源。研究结果表明：牛斜55区块Es₄^上cs 各层组页岩有机质发育特征具有一定程度的非均质性，反映有机质来源及热演化等方面存在纵向上的差异，同时受生源和沉积环境等因素的周期变化导致各层组生烃特征存在明显区别。油源精细对比表明，该区 NY1-AHF与 NY1-BHF井页岩油分别来自于 Es₄^上cs的 3层组与 4层组的页岩，体现了页岩油差异聚集的源控特征。综合分析认为，页岩油精细勘探部署应重视主力供烃层系并考虑一定的宏观构造背景，在优势页岩发育区探寻优质储集空间以及有效的断层输导区域，是突破页岩油高效勘探开发的重要甜点要素。

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2020年以来，济阳坳陷页岩油气勘探持续获得突破，及时准确地申报页岩油规模储量是当务之急。有效孔隙度参数的实验室准确获取和测井精细表征是制约页岩油储量申报的关键因素之一。针对页岩储层有效孔隙度评价难题，以岩心实验和核磁共振测井、常规测井资料为基础，开展页岩储层有效孔隙度分析及表征。岩心实验方面，优化了液测法与二维核磁共振法实验流程，开展了多方法对比优选；测井表征方面，按照岩心刻度测井的思路，开展二维核磁共振测井频率与温度校正，同时进行敏感性分析，建立了有效孔隙度常规测井评价模型。基于以上研究，在博兴洼陷沙四段上亚段纯上次亚段页岩储层开展有效孔隙度的实验测量及测井精细表征，确定了液测法为主、二维核磁共振法为辅的实验测试方法，明确了二维核磁共振实验有效孔隙度T₂截止值，创新形成了频率与温度校正基础上的核磁共振测井有效孔隙度表征方法，构建了2种包含岩性指示（自然伽马）、物性指示（声波时差和补偿中子孔隙度）的常规测井评价模型，计算结果具有较高的精度，相对误差均在±12%以下，符合储量估算规范的要求，实现了页岩储层有效孔隙度的准确表征，在储量申报中得以成功应用。

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隐蔽岩性圈闭是目前塔里木盆地深层碎屑岩油气勘探的重要领域。碎屑岩有利储集体的地质分布模式是制约高效勘探开发的关键难题。目前塔里木盆地北部（塔北）新和地区下白垩统亚格列木组深层储层油气勘探取得重要进展，但受钻井数量限制，亚格列木组储层展布规律亟待进一步落实。以塔北新和古隆起及北部断坡带为例，应用岩心分析、地震反射结构识别、古地貌恢复与渠道刻画、地震反演约束等预测方法，基于源-汇体系理论分析亚格列木组物源区、沉积物输送渠道、扇三角洲平面及剖面展布特征。研究结果表明，塔北新和地区亚格列木组发育扇三角洲沉积；基于源-汇体系分析，明确新和扇三角洲沉积物源来自于新和古隆起，多支下切水道发育为扇三角洲沉积提供了有效输送通道。西南部的W1井区上游发育浅且窄的顺直型小流域面积沟谷，下切沟谷发育较小规模的扇三角洲沉积，具有早期不发育、晚期发育的特点。东北部的W2井区上游发育宽且深的多支流大流域面积沟谷体系，发育较大规模的扇三角洲沉积，具有早期发育规模较大，晚期退积发育、早晚期扇体叠置的特征。

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四川盆地东北地区开江—梁平海槽长兴组主要发育缓坡型和陡坡型2类台缘生物礁沉积，但目前有关陡坡型台缘生物礁沉积特征及其演化模式研究较少，制约了该区油气藏的勘探开发。综合地震、测井和钻井等资料，系统对比了长兴组陡坡型台缘生物礁的内部结构、外部轮廓及平面展布特征，分析探讨了其影响因素及演化模式。研究结果表明：开江—梁平海槽长兴组陡坡型台缘生物礁可分为断控陡坡型台缘生物礁和沉积陡坡型台缘生物礁，其中断控陡坡型台缘生物礁外部形态呈显著的对称型，沉积厚度约为100~200 m，无横向迁移现象，平面上呈不连续、条带状分布，台缘斜坡带横向宽度约为1.3~1.9 km；沉积陡坡型台缘生物礁外部形态呈不对称型，沉积厚度约为40~120 m，可见横向迁移现象，平面上呈不连续、星点状分布，台缘斜坡带横向宽度约为2.0~2.5 km。断控陡坡型台缘生物礁因发生同沉积断层活动，导致其与沉积陡坡型台缘生物礁在海平面变化、古地貌特征及古环境条件等方面存在显著差异，造成两者在形态、结构和分布上明显不同。通过对开江—梁平海槽长兴组陡坡型台缘生物礁的地层、古地貌及沉积相等分析，建立了生物礁3个阶段的演化模式：龙潭组调整期，随着海平面上升，环境条件改变为生物礁的生长发育做铺垫；长兴组生长稳定期，具备造礁生物生存的最佳环境条件，生物礁迅速发育生长；长兴组衰亡期，随着生物礁不断生长，暴露水面导致白云石化，直至其衰亡。

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对裂缝型碳酸盐岩储层酸化施工时，其裂缝往往会改变酸蚀形态，影响酸化效果。基于双尺度连续介质模型，利用数值模拟手段针对孔隙型和裂缝型碳酸盐岩储层酸蚀机理的研究众多，而关于裂缝型白云岩和灰岩储层中裂缝对酸蚀机理影响的差异性研究相对较少。对双尺度连续介质模型进行扩展，建立了适用于不同方解石和白云石含量碳酸盐岩储层酸化模拟的酸蚀模型，并结合拟裂缝模型进行酸蚀机理差异性研究。通过改变裂缝的位置、长度和倾角，计算得到白云岩和灰岩储层的酸蚀模拟结果。利用酸蚀模式和突破体积对酸化效果进行评价，明确了裂缝对白云岩和灰岩储层酸蚀机理的影响，为裂缝型白云岩和灰岩储层酸化改造方案设计与优化提供了理论基础。研究结果表明，灰岩储层最佳酸液排量大于白云岩储层最佳酸液排量。当排量小于白云岩储层最佳酸液排量时，2种储层酸液突破体积相近；当排量大于白云岩储层最佳酸液排量时，白云岩储层的酸液突破体积始终大于灰岩储层。裂缝对突破体积的主要影响因素是裂缝长度，其次是裂缝倾角。随着裂缝长度的增大、倾角的减小，白云岩和灰岩储层的突破体积均减小，而裂缝位置对突破体积的影响不大。短裂缝对白云岩储层的影响比灰岩储层高，而随着裂缝长度的增大，裂缝对白云岩和灰岩储层的影响趋于相似。白云岩和灰岩储层中，不同位置、长度和倾角的裂缝对酸液均具有吸引作用，蚓孔总是会沟通裂缝。与酸蚀蚓孔相比，裂缝壁面上的酸蚀量很小。裂缝的倾角对酸蚀形态的影响主要体现在主蚓孔的走向上，当裂缝倾角较小时，裂缝对酸液快速突破有促进作用，裂缝壁面上几乎不发育分支；随着白云岩和灰岩储层中裂缝倾角分别增大至75°和60°时，裂缝对酸液快速突破有阻碍作用，且裂缝壁面上发育众多分支。

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在油田开发过程中，低渗透砂岩油藏孔喉较小，易产生储层伤害问题。而微乳酸（MEA）体系中的乳液粒径为纳米级且具有极好的变形性，对低渗透储层具有更好的注入性与适应性，但微乳酸的相态与解堵效果之间的关系仍缺乏研究。为此，针对渤海某低渗透砂岩油藏，采用伪三元相图法制备由相同化学剂组成但相态不同的同质异型微乳酸，并通过室内实验和现场应用评价其解堵和腐蚀效果。此外，通过化学性能评价、微观形貌和吸附实验，分析微乳酸相态对解堵及腐蚀效果的影响机理。结果表明，通过调节水相和油相的体积比，微乳酸可以顺利地从双连续型转化为水包油（O/W）型和油包水（W/O）型，从而构建同质异型微乳酸体系。微乳酸体系对混合堵塞物具有良好的溶解效果，其中O/W型MEA体系解堵效果较传统酸液的高10%，且在矿场试验中可以将日产油量提高 53.44%。而 W/O 型 MEA 体系则表现出更低的腐蚀性，腐蚀速率仅为纯酸的47.78%。机理研究结果表明，O/W型MEA体系的强解堵性源于其强携油能力，可以更高效地剥离并携带堵塞物周围的原油，从而使酸液有效接触固体堵塞物。而 W/O型 MEA体系中油相对酸液的包裹性与乳化剂和轻质油在钢片表面的混合吸附产生的协同作用使其具有低腐蚀性。

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针对松辽盆地JS-LS气田沙河子组致密砂岩气藏压裂后返排率低、气井产能差的问题，利用岩心驱替实验、矿物组分分析、润湿性测试及微观分析等测试手段，分析了致密长石砂岩储层压裂液伤害机理及超临界二氧化碳（SC-CO₂）解水锁作用机理。研究结果表明：研究区沙河子组储层岩性为典型的致密长石砂岩，其较小的孔喉尺寸与极强的亲水性导致压裂液侵入后滞留明显，使得平均束缚水饱和度达到60.51%，平均液膜厚度为373.31 nm，束缚水和液膜占据了大量孔隙空间，水锁渗透率伤害率占渗透率总伤害率的55.54%，形成以水锁伤害为主的压裂液伤害。SC-CO₂极强的扩散性、穿透能力以及在水中较高的溶解度使其在解水锁方面与常规前置液氮具有明显不同的功效。SC-CO₂在高压条件下溶于水形成碳酸，通过萃取溶解与储层矿物发生溶蚀作用，改善了储层渗透率，并与水形成混相以降低界面张力。相较于N₂和天然气，SC-CO₂在排驱过程中大幅度降低毛细管力，使岩心中束缚水体积膨胀，破坏液膜，从而降低了束缚水饱和度与液膜厚度，平均束缚水饱和度降至26.754%，平均液膜厚度降至179.35 nm。SC-CO₂几乎可以进入到储层任意大于CO₂分子直径的孔喉中，从而进一步增强其解水锁的能力。

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从燃煤电厂烟气中捕集的CO₂通常含有氮氧化物、硫氧化物、O₂等杂质气体，这些杂质气体随CO₂注入地层后可能会对CO₂安全封存产生威胁。目前，中外针对含杂质CO₂对砂岩溶蚀规律的影响研究仍存在一些空白。为此，以某油田储层砂岩作为研究对象，对CO₂中含有不同质量浓度的NO₂、SO₂和NO₂+SO₂杂质气体，在地层水中不同反应时间、温度、压力下与储层岩石的反应规律进行实验研究，分别进行常压和高压实验，并对反应前后岩心的溶蚀率、微观形貌、矿物组分、力学性能以及反应后溶液中阳离子质量浓度等进行分析。结果表明，在杂质气体-CO₂-地层水-储层岩石反应过程中，岩心中的长石类、白云石、绿泥石等矿物会发生溶蚀，且岩心溶蚀主要发生在长石类矿物中；在反应时间达到21 d时，石英也会发生轻微的溶蚀现象。随着反应时间的增加，岩心溶蚀率随之增加；在压力由常压变为10 MPa时，岩心溶蚀率也随之增加，表明反应时间和压力对岩心溶蚀率影响较大；在杂质质量浓度相同时，SO₂比NO₂更容易使砂岩发生溶蚀，SO₂和NO₂一起注入时会使岩心溶蚀率更高；NO₂的注入使得砂岩的抗拉强度和泊松比下降，弹性模量上升；而SO₂的注入会使岩心的抗拉强度和弹性模量上升，泊松比下降。

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针对稠油油藏内部储层非均质性复杂，常规火驱技术很难有较好的开发效果等问题，提出了非均质油藏添加助燃剂进行化学点火，与均质油藏火驱开发特征进行对比，验证该技术的火驱开发效果。通过三维物理模型开展了有、无物性遮挡条件下的火驱实验，分别探究了温度场的发育情况以及结焦带的形成、扩展规律，并通过火驱后的生产效果分析以及剩余油分布进一步揭示了2种储层条件下的火驱开发特征。结果表明：储层非均质性影响燃烧前缘的推进，尤其是在物性遮挡处具有一定的屏蔽作用，并产生局部高温，添加助燃剂后进行中继点火可协同火驱前缘突破遮挡，此时温度腔持续扩展，最高温度可达583.2 ℃；与均质油藏不同，其形成的结焦带呈不连续状分布，中继点火后物性遮挡产生应力断裂，燃烧前缘穿过断裂条带继续向生产井推进，燃烧腔迅速扩展；均质油藏火驱过程中，燃烧稳定阶段保持高速产油，最终采收率为53.27%，非均质油藏中继点火后开始稳定产油，进入产油主力期，大量原油被驱替，仅少量原油存在非流场波及范围内，最终采收率为51.46%；2种储层的剩余油分布在高温区都趋近于0，非均质油藏中继点火前物性遮挡影响的区域含油饱和度较高，中继点火后整个区域含油饱和度大幅度降低，2种储层下部由于燃烧较剧烈，含油饱和度较低。

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特稠油油藏黏度高、流动性差，常规蒸汽吞吐开发效果不佳，直-平组合驱泄复合（VHSD）开发比蒸汽吞吐可提高采收率10%以上。以东部某特稠油区块为例，通过相似原理建立实验室尺度模型并结合数值模拟开展驱泄复合开发机理研究，明确蒸汽腔扩展机制与开发影响因素。研究结果表明：①驱泄过程蒸汽腔先独立扩展，再呈“凹”字状连通，实现热连通后蒸汽腔随注汽量增加而增大，当扩展至水平井后日产油量降低，实验最终采出程度为55.42%；②在吞吐预热阶段，单周期注汽量不超过1 600 m³、采油时间不超过 150 d、焖井时间为 5~10 d，循环 3~4个周期后可实现地层的有效预热；③驱泄阶段单井注汽速度不超过60 m³/d，采注比不超过1.1，各影响因素中单井注汽速度和驱泄蒸汽干度对蒸汽腔扩展和开发效果影响最大。

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南海东部稠油油藏开发过程中沥青质沉积会造成储层喉道、井筒和管线堵塞，从而导致油井产能降低。选取番禺PL油田高、中、低沥青质含量的9个典型稠油油藏样品，采用黏度法和透光率法进行沥青质析出临界压力实验，分析不同样品与储层渗透率损失率之间的定量关系，同时运用数值模拟手段，模拟并计算不同储层渗透率模型、不同沥青质损害对生产井开采的影响。研究结果表明：番禺PL油田稠油越稠，沥青质含量越高，析出压差越小，生产过程中沥青质越容易析出沉积，油藏地层压力与沥青质析出压力之差（析出压差）为 1.55 ~6.25 MPa；当地层压力降低至沥青质析出压力以下时，原油中的沥青质分子通过岩心时析出，首先堵塞小孔隙和喉道，随后会堵塞大喉道和中-大孔隙，沥青质含量越高，储层渗透率损失率越大，渗透率为3 000×10^-3 μm²样品的渗透率损失率为20%~60%，5 000×10^-3 μm²样品的渗透率损失率为20%~40%，储层渗透率越高，在同等条件下，沥青质析出后会快速通过大喉道和孔隙，大部分不会在喉道和孔隙沉淀下来，整体对储层渗透率伤害越小。稠油开采过程中应保持沥青质析出压力低于地层压力，可有效避免近井地带由于压力下降导致沥青质沉积伤害储层现象的发生，减少对油井生产能力的影响。

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驱油剂的乳化能力在化学驱油过程中起到至关重要的作用，但驱油剂乳化能力的定量表征难题至今仍未解决。针对这一难题，提出了一种旋转液诱导驱油剂-原油体系乳化的乳化能力定量表征新方法。通过测定不同转速下的乳化油率，绘制其动态曲线以确定表征驱油剂乳化能力的实验参数——乳化系数（EI）。乳化系数充分表征了驱油剂与原油乳化的起始乳化转速、起始乳化油率和乳化速度，能准确分辨和比较由驱油剂质量分数、驱油剂类型和原油性质变化引起的乳化能力差异。通过对比乳化系数发现：AEO9的乳化系数最大（1.184），SDS的乳化系数最小（0.320），驱油剂对CQ原油的乳化能力由强至弱的顺序为AEO9＞SDBS＞SCS＞Na₂CO₃＞AEO5＞SDS；随着驱油剂质量分数的增加，乳化系数增大，驱油剂的乳化能力增强；驱油剂的乳化能力受原油性质的影响，由于SL原油中活性组分多，驱油剂对SL原油的乳化能力大于CQ原油。此外，多孔介质中表面活性剂-原油同注实验和表面活性剂驱油实验结果表明，高乳化系数的驱油剂在多孔介质中具有更强的原位乳化能力，乳化系数作为驱油剂乳化能力表征和评价的参数是合理的。

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常规驱油用聚合物为部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），当温度大于80 ℃时，酰胺根水解速度加快，水解后产生的羧酸根易与钙镁离子络合，性能大幅降低。为了提高聚合物耐温抗盐性能，一般通过引入抗水解单体 N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）、N，N-二甲基丙烯酰胺（DMAA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）等与丙烯酰胺（AM）单体进行二元、三元或四元共聚，但每种单体的引入对聚合物性能影响尚未进行深入研究。为此，通过引入三种抗水解单体分别与AM共聚，合成了三种抗水解聚物 P（AM-NVP）、P（AM-DMAA）和 P（AM-AMPS），考察了三种单体的引入对聚合物性能的影响。结果表明，在 HPAM 主链上分别引入质量分数为20%的NVP、DMAA和AMPS，黏均相对分子质量分别由3 050×10⁴降至720×10⁴、1 500×10⁴和2 800×10⁴，流体力学直径分别降低39.5%、27.7%和增加12.4%，AMPS的引入对HPAM黏均相对分子质量的影响小于NVP和DMAA的，且由于AMPS中磺酸根不与钙镁离子络合，分子间排斥作用强，分子链在水溶液中更舒展，大幅提升了聚合物的增黏性能、黏弹性能和热稳定性能。室内实验和现场试验结果表明，P（AM-AMPS）可大幅度提高高温高盐油藏条件下聚合物驱油性能，具有广阔的应用前景。

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鼠李糖脂是一种环境友好的生物基表面活性剂，因其低毒性、高稳定性等优点，在油气开发领域具有广泛的应用价值和前景。为此，基于综述鼠李糖脂在油气开发领域的应用进展，探讨了其生产方式、特性及应用现状，为油气开发的绿色、可持续发展提供新思路。首先介绍了鼠李糖脂的酶法和发酵法2种生产方式，然后详细阐述了鼠李糖脂在降低表面张力、乳化和破乳、增溶和卷曲等方面的特性及其适用条件，以及近年学者们新发现的阻聚特性。重点归纳了鼠李糖脂在油气开发领域的5个主要应用方向：在稠油降黏方面，鼠李糖脂能够有效降低稠油的黏度，提高采油效率；在处理含油土壤和含油污水方面，鼠李糖脂表现出出色的乳化等性能，能够将油污从土壤中分离出来，形成易于处理的乳状液；在促进水合物生成方面，鼠李糖脂能够减少水合物的诱导时间，提高水合物的生成速率和稳定性；在油气管输方面，鼠李糖脂的阻聚特性有助于解决管道堵塞问题。最后提出了今后的研究建议：在生产方式方面，增加本土提取菌种的研究和应用；在特性研究方面，探索鼠李糖脂除了现有特性以外的其他功能特性，拓展其在油气开发领域的应用范围；在应用方面，研究鼠李糖脂能够循环利用及多技术的协同应用，解决超稠油开采、开发成本高等问题；目前其在水合物等前沿油气领域的应用研究尚不完全，有待深入探讨。