中国石油勘探

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汪海阁, 黄洪春, 纪国栋, 陈畅畅, 吕泽昊, 陈伟峰, 毕文欣, 刘力
中国石油深井、超深井和水平井钻完井技术进展与挑战
中国石油勘探 2023, 28 (3): 1-11. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.001

摘要（1577）

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PDF （2566KB）（6925）

深层、超深层和非常规成为我国油气勘探开发的重要增储上产领域，“十三五”以来，工程技术围绕“五油三气”六大盆地勘探开发重点和高温高压、窄密度窗口等钻井提速难点，通过持续攻关，取得了一大批技术成果。深井、超深井、非常规水平井钻完井关键技术快速发展，形成了以非常用井身结构优化、安全高效优快钻井、抗高温钻井液、精细控压钻完井、膨胀管等为核心的关键技术，成功实施了一批标志性超深井的钻探作业。研制了大功率顶驱、一体化地质导向系统、绿色经济储层改造等装备工具，研发了耐高温高性能井筒工作液、高效防漏堵漏材料等核心助剂，加快了非常规油气资源的低成本、规模效益开发。深井钻深能力突破9000m，水平井水平段长度突破5000m，一趟钻进尺最长3700m，部分指标比肩北美，助推了塔里木富满、四川双鱼石、大庆古龙等大型油气田的发现与开发，为提高油气资源开发力度和效益提供有力的工程技术支撑。随着油气勘探开发不断推进，钻井面临的工程地质风险、新的挑战仍然不断出现，还需进一步开展地层压力精确预测、井身结构优化拓展、井眼轨迹控制、抗高温工作液体系、高效破岩与提速工具、地质工程一体化等攻关研究，以实现钻井关键技术与装备的不断迭代升级，支撑深层、超深层、非常规油气资源高效勘探开发。

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赵文智, 沈安江, 乔占峰, 张建勇, 倪新锋
中国碳酸盐岩沉积储层理论进展与海相大油气田发现
中国石油勘探 2022, 27 (4): 1-15. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2022.04.001

摘要（990）

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PDF （6532KB）（6703）

与国外相比，中国海相碳酸盐岩具有克拉通地块小、年代老、埋藏深、改造强等特点，面临台内、内幕、台缘与深层古老层系油气勘探潜力评价等理论技术难题。文章依托国家油气重大专项“十一五”至“十三五”碳酸盐岩项目和中国石油天然气集团有限公司碳酸盐岩储层重点实验室，围绕碳酸盐岩沉积储层开展了有针对性的理论技术攻关，取得4 项认识创新：（1）小克拉通台内普遍发育裂陷，沉积分异助推勘探领域由台缘拓展至台内；（2）发现内幕岩溶储层新类型，助推勘探领域由局部潜山区拓展至广泛的内幕区；（3）深层碳酸盐岩储层具相控性，决定储层分布的规模性和可预测性，推动勘探领域由浅层拓展至深层；（4）古老微生物碳酸盐岩具“三元”控储控分布特征，推动拓展了中—新元古界和寒武系盐下油气勘探新领域。上述理论进展填补了国内外碳酸盐岩沉积储层研究的认识空白，同时为塔里木盆地塔中、轮古、哈拉哈塘、顺北和四川盆地普光、元坝与安岳等大型油气田的发现所证实。

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牛栓文
胜利油田低渗致密油藏地质工程一体化探索与实践
中国石油勘探 2023, 28 (1): 14-25. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.01.002

摘要（787）

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胜利油田低渗致密油藏资源丰富，类型多样，以砂砾岩、浊积岩和滩坝砂油藏为主，油藏特征复杂，工程提速提效难度大，急需建立地质工程一体化规模效益建产模式。胜利油田通过工作理念、运行机制和关键技术的创新突破，聚焦各专业的技术瓶颈及交叉融合点，开展地震—地质—油藏—工程一体化的多专业协同攻关，夯实地质综合研究基础，强化多专业的融合，打造一体化协同决策支持平台，通过钻前预测、钻中监测、钻后评价，形成贯穿方案优化设计及实施全过程的地质工程一体化技术，实现了观念、责任、流程、运行、技术和平台6 个方面的一体化整合，达到提高精度、提高时效、提高产能、降低桶油成本的目的。胜利油田地质工程一体化技术实现了不同油藏类型未动储量的有效动用。高精度一体化油藏模型的动态更新和多专业协同决策支持系统的构建是地质工程一体化持续发展的关键。

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周立宏, 陈长伟, 杨飞, 崔宇, 宋舜尧, 官全胜, 周凤春
渤海湾盆地沧东凹陷页岩油效益开发探索与突破
中国石油勘探 2023, 28 (4): 24-33. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.04.003

摘要（530）

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PDF （3642KB）（3392）

渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷孔二段页岩油规模效益开发面临中低成熟页岩油主力产层评价优选、纵向多甜点层立体开发动用、复杂断块2000m长水平段优快钻完井、纹层型页岩储层高效体积压裂改造和高凝—高含蜡页岩油高效举升等难题。沧东凹陷孔二段页岩油勘探开发经历研究探索、水平井突破、产能评价和先导试验4个阶段，仍有60%的已投产水平井单井EUR小于2.0×10 ⁴t，单井产量偏低成为制约湖相页岩油效益开发的瓶颈问题。通过综合分析沧东凹陷孔二段47口已投产井测井、录井、压裂参数和生产数据资料，针对复杂断块湖相页岩油效益甜点评价和箱体优选、井网部署、随钻导向、压裂改造和排采制度等方面进行了系统攻关，落实官东地区C1、C3和C5共3个效益开发甜点层，有利面积为42～53.3km ²，估算Ⅰ类资源量1.54×108t。优选沧东凹陷5号平台孔二段C1③和C3⑧ 2个10m级甜点层开展页岩油效益开发先导试验，攻克复杂断块水基钻井液长水平段钻探难题，创新形成纹层型页岩油高效压裂技术，实现纹层型页岩储层渗透率提高、溶胀增能、混相降黏，5口试验井测试单井峰值产量39.6～122.3t，截至2023年6月22日已投产174～201天，累计产油3.34×10 ⁴t，预测首年累计产油6.5×10 ⁴t，平均单井EUR为4.11×10 ⁴t，建立了复杂断块湖相页岩油规模效益开发模式。

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谢贵琪, 林海, 刘世铎, 刘永, 万有余, 张成娟, 李亚锋, 崔荣龙, 雷丰宇, 隋国杰, 邓立本, 张涛, 刘欢, 刘云翼, 蒲永霞
柴达木盆地西部英雄岭页岩油地质工程一体化压裂技术创新与实践
中国石油勘探 2023, 28 (4): 105-116. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.04.010

摘要（410）

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PDF （7974KB）（3282）

柴达木盆地英雄岭下干柴沟组页岩层系灰云岩、泥页岩发育良好，灰云坪有利储层与优质烃源岩叠置互层分布，页岩油资源勘探开发潜力巨大，但具有高应力、高应力差、高频沉积旋回、纵向层理发育、强非均质性等储层改造难点，亟须建立适用性强的高效压裂技术体系，支撑效益勘探与高效开发。通过开展地质力学实验，明确了页岩破裂与裂缝延伸规律，制定了“控近扩远”的改造思路；发展了一维地质力学与可压裂性新算法，建立三维精细地质力学模型；采用模型模拟优化与数据驱动优化相结合的方式，形成了直井缝网压裂参数模板；对标国内陆相页岩油体积压裂主流做法与关键参数，在段簇设置、压裂参数优化等方面践行地质工程一体化理念，实现了以“加密切割、极限限流射孔、大排量、大规模、滑溜水高强度连续加砂、逆复合控近扩远、高石英砂占比”为核心的体积压裂技术的升级换代。实施直井压裂37井次，日产油2.1～44.9m ³，获工业油流占比达97.2%；水平井压裂6井次，最高日产油113.5m ³，在下干柴沟组上段落实页岩油地质储量5×10 ⁸t。

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石玉江, 何羽飞, 万金彬, 郭笑锴, 于红果, 杨仁杰
深层煤岩气地质品质及含气量测井评价方法研究
中国石油勘探 2024, 29 (4): 128-145. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.010

摘要（698）

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：深层煤岩气作为非常规油气开采领域的重点勘探开采目标之一，已逐渐成为我国天然气资源供给的重要来源。相较于中浅层煤层气储层，深层煤岩气储层气体赋存特征及地质特征更为复杂。以鄂尔多斯盆地B 区块为例，与中浅层煤层气相比，深层煤岩气在地质特征上呈现出含气量更高、煤体结构更优、储层物性更差，以及储层温度、压力、地层水矿化度更高的特征。通过系统分析深层煤岩气地质特征，总结出煤层具有典型的低密度、低自然伽马、高中子、高声波时差、高电阻率的测井响应特征，并基于此实现煤储层识别；分析不同煤体结构对应测井响应特征差异，优选测井参数建立适用于靶区的煤体结构因子并完成煤体结构划分；依据实验结果并结合目标层测井相响应特征，创建了煤岩变骨架参数条件下的孔隙度测井解释模型；基于实验数据，对比分析测井响应与组分及组分间相关性，构建了靶区工业组分测井评价模型。在完成煤层识别、煤岩组分计算、煤体结构划分等地质品质参数评价的基础上，形成了常规和核磁—等温吸附联测含气量评价技术，以实现针对深煤岩储层游离气和吸附气的联合计算，为深层煤岩气储量和资源量计算提供保障；同时以进一步提升深层煤岩气勘探效率和开发效益为目的，提出了针对深煤岩储层评价的测井建议及技术攻关方向展望，以满足深层煤岩气产业高质量发展的目标。

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杨阳, 郑兴范, 肖毓祥, 雷征东, 邢厚松, 熊铁, 刘明杨, 刘书剑, 侯鸣秋, 张亚丽
中国石油中高成熟度页岩油勘探开发进展
中国石油勘探 2023, 28 (3): 23-33. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.003

摘要（870）

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PDF （2513KB）（3124）

页岩油是保障国家长期稳产和上产的重要战略资源，中国石油在鄂尔多斯、准噶尔、松辽等盆地均已取得重大勘探突破，发现不同岩相组合类型的页岩油。为确保我国原油2×10 ⁸t稳产、提升国家能源安全保障能力，2021年中国石油加大页岩油勘探开发力度，取得了4项进展：（1）规模开发陇东页岩油，建成陇东页岩油百万吨整装示范区；（2）推进新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区与大庆古龙陆相页岩油国家级示范区建设，吉木萨尔页岩油产能跃上百万吨、古龙页岩油开启纯页岩型页岩油新篇章；（3）持续加大新区勘探力度，多个盆地勘探取得历史性突破；（4）理论、技术和管理持续创新，提质增效见到明显效果。总体来看，不同类型的页岩油还处于不同的勘探开发阶段，但距离实现规模效益开发目标还有差距。

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席胜利, 刘新社, 任军峰, 刘刚, 张才利, 惠潇, 赵伟波, 王红伟, 井向辉, 董国栋, 魏嘉怡, 李涵
鄂尔多斯盆地风险勘探领域油气成藏认识新进展与勘探潜力
中国石油勘探 2023, 28 (3): 34-48. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.004

摘要（478）

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近年来，通过创新地质认识，突出风险勘探、强化规模勘探、精细效益勘探，鄂尔多斯盆地油气勘探取得丰硕成果；2020—2022年，年产量均超过6000×10 ⁴t油当量，其中风险勘探在“四新”领域的探索过程中发挥了重要作用。在前期研究工作的基础上，通过深化奥陶系盐下、二叠系太原组石灰岩、三叠系延长组长7段页岩油等领域油气成藏条件分析，创新形成“盐下源内白云岩丘滩体含气新系统”“太原组石灰岩‘三明治’成藏模式”“长7 ₃纹层型页岩油甜点标准和特有工艺改造技术”等成藏认识和技术成果，成为“十五五”及中长期油气勘探的接替领域。同时，突出“向源、向新、向深”的勘探理念，按重点攻关和区带准备两个层次，重新认识盆地低勘探程度区带油气成藏特征与勘探潜力，指出了今后一个时期风险勘探领域的前景与方向。其中重点攻关方向为已经发现勘探苗头且资源潜力较大的领域，优选出奥陶系海相页岩气、延长组下组合、煤系致密气及元古宇长城系等主要方向；区带准备则针对具备基本油气成藏条件，但研究程度较低且勘探难度较大的领域，提出中央古隆起周缘寒武系、西缘复杂构造区及盆地东部盐下马家沟组马三段—马二段新层系等具有较大勘探潜力目标。通过风险勘探领域的地质认识、成果总结和潜力分析，将实现盆地后备油气勘探区带的有序接替，以及起到对长庆油田二次加快发展战略需求重要的指导作用。

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徐珂, 杨海军, 张辉, 王志民, 王海应, 尹国庆, 刘新宇, 袁芳, 李超, 赵崴
塔里木盆地克拉苏构造带超深层致密砂岩气藏一体化增产关键技术与实践
中国石油勘探 2022, 27 (5): 106-115. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2022.05.010

摘要（600）

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PDF （4404KB）（2721）

塔里木盆地克拉苏构造带克深10气藏是超深层致密砂岩气藏，钻井情况复杂，自然产能低，增产难度大。为了提高天然气勘探开发效益，在克深10 气藏地质研究的基础上，开展了现今地应力场、裂缝活动性等地质力学分析，明确了克深10气藏现今地应力场和裂缝活动性分布规律，发现不同方位的裂缝渗透性有明显差异，进而分析了不同井型、不同方向的井眼轨迹压裂改造效果，提出了地质工程一体化工作方法，指导优化井眼轨迹设计。结果表明：（1）超深层气藏不同于中—浅层气藏，现今地应力及其影响下的裂缝活动性与超深层气井产能有明显关联，现今地应力低且裂缝活动性好有利于气井高产；（2）超深储层不同部位的现今地应力及裂缝特征、井壁稳定性、压裂缝网延伸情况差异大，大斜度井相比直井在钻井安全、低应力区和高角度裂缝钻遇率、压裂改造效果方面更具优势，有利的井眼轨迹能有效克服超深层致密砂岩气藏强非均质性以获得高产；（3）基于现今地应力场建模的裂缝活动性分析、井壁稳定性预测和压裂缝网模拟是地质工程一体化工作中的关键技术，有利于最佳井眼轨迹优选及改造方式和改造层段的优选；（4）地质工程一体化搭建了地质研究和工程施工的桥梁，对超深层气井增产、提高超深层油气勘探开发效益有积极作用。

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沈安江, 胡安平, 梁峰, 佘敏
碳酸盐岩储层模拟与地球化学实验技术进展及应用
中国石油勘探 2022, 27 (4): 16-29. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2022.04.002

摘要（494）

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PDF （6644KB）（2706）

中国海相碳酸盐岩具年代老、埋藏深、经历多旋回构造—成岩叠加改造的特点，导致储层非均质性强、成因复杂，储层发育主控因素与成藏过程研究难度大。依托国家“十一五”“十二五”“十三五”碳酸盐岩油气专项和中国石油天然气集团有限公司碳酸盐岩储层重点实验室，开展有针对性的储层模拟和地球化学实验技术攻关，取得3项进展：（1）基于多阶段—连续流装置、渗透率在线检测和可视化装置、高温高压流体原位检测改进装置，解决了中国多旋回叠合盆地古老深层碳酸盐岩储层模拟实验的难题，为埋藏溶蚀孔洞预测和评价、埋藏环境孔喉结构发育样式和演化路径研究提供了手段；（2）建立了以碳酸盐矿物激光原位U—Pb同位素测年为核心的9项微区多参数地球化学实验分析技术，解决了储层成因研究中的定年、定温和定流体属性的难题；（3）微区多参数地球化学实验分析技术的创新应用，解决了绝对年龄坐标系下构造—埋藏史、成岩—孔隙演化史、烃源岩埋藏和成烃史、油气成藏史重建的多解性和不确定性难题，为碳酸盐岩油气勘探研究发挥了重要的支撑作用。

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李明宅, 曹毅民, 丁蓉, 邓泽, 蒋轲, 李永洲, 姚晓莉, 侯淞译, 惠卉, 孙晓光, 伊伟, 孙潇逸, 曹昕欣
大宁—吉县区块深层煤岩气赋存产气特征与储量估算方法指标探讨
中国石油勘探 2024, 29 (4): 146-159. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.011

摘要（350）

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PDF （1934KB）（2688）

深层煤岩气是煤层气勘探新领域，如何科学地估算深层煤岩气储量成为面临的新问题。从总结大宁—吉县区块深层煤岩气勘探开发成果出发，通过论证深层煤岩气的成藏特征、赋存模式、产气规律和生产特点，分析深层煤岩气独特的吸附气+ 游离气赋存特征、游离气→游离气+ 吸附气→吸附气的产气机制及其与浅—中浅层煤层气的明显差异，进而指出现行储量规范在估算方法、单元划分、估算参数、起算下限、资料录取等方面对估算深层煤岩气储量存在的不适应性。在上述研究的基础上，提出深层煤岩气储量估算建议：采用体积法和容积法两种方法估算储量，并根据游离气占比选择相应的估算方法；游离气需单独划分储量估算单元；夹矸起扣厚度为0.3～0.5m； R _o≤1.0%，煤层净厚度下限大于或等于1.0m； R _o＞1.0%，煤层净厚度下限大于或等于0.8m；按深度段和井型分别确定单井产气量下限；勘探早期阶段，直井采收率为30%～45%，水平井采收率为35%～55%。研究为开展深层煤岩气勘探开发和储量估算提供了技术参考。

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毛新军, 李艳平, 梁则亮, 朱明, 姚卫江, 李树博, 潘拓, 胡正舟, 汪洋
准噶尔盆地侏罗系煤岩气成藏条件及勘探潜力
中国石油勘探 2024, 29 (4): 32-44. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.003

摘要（406）

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PDF （6235KB）（2609）

准噶尔盆地侏罗系西山窑组、八道湾组两套煤层广覆式分布，煤系地层气资源十分丰富。但作为一个全新的天然气领域，盆地煤岩气基础研究薄弱、成藏特征、富集规律及资源规模不清。为探索深部煤岩的含气性，2020年钻探风险探井CT1H井，测试获最高日产气5.7×10 ⁴m ³，试采日产气量稳定在2×10 ⁴m ³，证实煤岩气领域具备高产稳产能力。通过对深部煤岩岩石学特征、煤岩储集性能、演化特征、煤岩气成藏控制因素等系统研究，明确了盆地煤岩演化程度低，属于中—低阶煤，西山窑组煤岩以中—大孔为主，八道湾组煤岩以微—小孔为主；构建了盆地煤岩气古生中储与自生自储两类成藏模式；结合烃源岩、构造、煤岩储层特征及气测异常响应等多种控藏因素对盆地煤岩气潜在领域进行了分类评价，优选了滴南—白家海、齐古两大煤岩气勘探有利区，计算二者2000～4000m埋深煤岩气资源量超万亿立方米。

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赵正望, 张航, 张晓丽, 曾令平
川东北地区上三叠统须家河组致密气成藏地质特征及成藏模式
中国石油勘探 2023, 28 (3): 121-131. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.010

摘要（479）

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PDF （8098KB）（2579）

一直以来，四川盆地上三叠统须家河组致密气勘探主要集中在川西、川中和川北地区，川东地区因处于川东隔档式褶皱构造带，致密气勘探一直未引起重视，勘探程度低。近年来，川东北地区须家河组致密气勘探不断取得新突破，测试的两口井均获高产工业气流，展示出川东向斜区须家河组具有一定的勘探潜力。从烃源、储集与构造等地质条件入手，分析川东北地区须家河组致密气成藏地质特征，以期揭开川东地区致密气勘探新局面，研究认为：（1）川东北地区须家河组气藏烃源主要来自上三叠统须家河组和上二叠统吴家坪组，生烃强度大，具有“双源供烃”的特点，具备致密气成藏的烃源基础；（2）川东北地区须家河组基质孔隙欠发育，优质储层主要表现为“缝砂体”，须家河组五段（须五段）大面积分布的储集砂体与准连续分布的裂缝为形成规模性“缝砂体”创造了有利的地质条件，储集条件优越；（3）川东北地区须五段气藏具有“双源供烃、两期成藏、准连续性分布”的特点，成藏条件优越。因此，川东北地区须家河组具备形成大面积“准连续性”气藏的条件，具有较大的勘探潜力，对推动川东隔档式褶皱构造带向斜区致密气勘探具有重要意义。

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雷群, 翁定为, 才博, 何春明, 石阳, 马泽元
中国石油勘探压裂技术进展、关键问题及对策
中国石油勘探 2023, 28 (5): 15-27. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.05.002

摘要（1392）

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PDF （2809KB）（2500）

为贯彻国家能源资源安全保障政策并加快国内油气生产，面对日益复杂的勘探对象，创新储层改造技术是发现资源和增加储量的必经之路。通过回顾中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）储层改造技术的发展历程，并针对目前中国石油所面临的勘探对象特点，厘清了技术难题，系统总结了取得的研究进展，包括缝控压裂优化设计最大限度释放储量、压裂装备作业能力不断提升、井下工具更加成熟、压裂液降低成本与提高个性化、支撑剂向低成本小粒径的趋势明显，明确了储层改造技术对勘探发现的重要支撑作用。全面梳理储层改造技术在压裂核心要素、工艺技术对策、现场实施质量、压裂方案迭代升级4个方面所面临的关键问题。具体而言，针对4个方面提出了以下对策措施：（1）推实基础研究创新工程，为压裂技术进步提供理论支撑；（2）推动五大要素提质工程，支撑储层改造技术高质量发展；（3）推进技术方案精准工程，为油气高效勘探开发提供指引；（4）推升技术管理提效工程，打造工程管理高效实施新模式。

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胡英杰, 蔡国钢, 刘兴周, 周艳, 解宝国, 杨光达, 郭平, 张东伟, 翁文胜, 王伟成, 邹丙方, 崔向东
辽河坳陷东部滩海深层—超深层天然气勘探重大发现及意义
中国石油勘探 2023, 28 (2): 24-34. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.02.003

摘要（522）

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PDF （9537KB）（2447）

随着勘探开发程度的日益提高，“深层—超深层能否突破”已成为制约中国东部老油区稳定发展的重要科学问题。矿权面积较小的辽河油田该问题尤其突出，对于湖盆狭长、资料品质较差的辽河坳陷深层难度极大。通过区域构造演化分析及生烃、成藏两大动力学研究，明确了辽河坳陷东部滩海成盆、成烃、成藏机制。原始湖盆为箕状结构，受其控制主力烃源岩具有“深、大、广”分布特征；深层发育干酪根热解、原油裂解两种成因的成熟—高成熟天然气，资源潜力大；沉积充填序列中的多套泥质岩类与早期走滑剪切断层双因素耦合造就深层—超深层为独立的“流体封存箱”，具有自生自储、旁生侧储两种运聚方式的成藏模式，具备大中型天然气田形成的有利地质条件。风险探井葵探1井取得勘探重大突破，对进一步深化辽河坳陷乃至断陷盆地深层—超深层油气勘探具有重大实践和成藏理论指导意义。

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黄飞, 张慕真, 雷占祥, 曾保全, 汪斌, 李祖欣, 屈泰来
能源转型背景下国家石油公司动态与启示
中国石油勘探 2022, 27 (6): 80-87. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2022.06.009

摘要（650）

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PDF （1955KB）（2429）

2021年，国家石油公司产量占全球油气总产量的近50%，然而，在能源转型的大背景下国家石油公司面临着碳达峰、碳中和的巨大压力。为适应不断变化的能源市场，文章关注分析能源转型背景下国家石油公司的最新动态，并结合中国国情和油气供应的实际情况提出了相关建议。分析认为，中国石油公司应将传统能源和新能源融合，并逐步向替代能源过渡，实现能源的稳定供应和可持续发展。一是紧随脱碳减排潮流，严格遵守碳减排要求；二是优化资产组合，分散关键风险；三是强化科技创新引领，建设碳捕集、利用与封存（CCUS）产业链体系；四是开拓创新，新能源领域多元化发展。

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石玉江, 蔡文渊, 刘国强, 袁超, 张伟, 衹淑华, 李思, 王少卿
页岩油储层孔隙流体的全直径岩心二维核磁共振谱特征及评价方法
中国石油勘探 2023, 28 (3): 132-144. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.011

摘要（637）

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PDF （4857KB）（2408）

如何客观评价页岩油层中的孔隙流体，准确测量和定量表征页岩油及致密油储层含油饱和度与可动油含量等参数，已经成为当前急需解决的重要技术难题。通过率先在国内引入车载移动式全直径岩心核磁共振测量仪，开展了页岩油岩心现场测试分析和评价研究工作，实现了现场对钻井取心进行连续、高精度、无损的快速核磁共振扫描，弥补了核磁共振测井和室内岩心实验的不足，填补了国内页岩油全直径岩心现场测量技术空白。结合现场岩心描述、其他配套实验数据及试油验证，系统总结出不同流体组分的二维核磁共振 T ₁— T ₂图谱特征，明确了不同孔径中油、水信号的 T ₁/ T ₂比值变化规律，建立了基于全直径岩心二维核磁共振谱特征的孔隙流体组分分析方法及识别标准，实现页岩油、致密油及复杂碎屑岩等储层孔隙流体组分准确识别与流体饱和度定量解释。车载移动式全直径岩心二维核磁共振测量技术方法在松辽盆地古龙页岩油、鄂尔多斯盆地长7 ₃页岩油、河套盆地勘探评价中发挥了重要作用，在大庆、长庆、西南、华北、新疆等致密油气田已规模应用，取得良好效果。

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田鸿照, 苑秀发, 李云云, 王玉柱, 雒君, 曹晓莉, 赵国英, 徐传龙, 吴则鑫, 朱会娟
基于地质工程一体化的CO ₂泡沫压裂优化设计与实践——以苏里格气田苏X区块为例
中国石油勘探 2023, 28 (5): 126-134. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.05.011

摘要（497）

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PDF （3146KB）（2304）

CO ₂泡沫压裂是提高致密砂岩气藏开发效果的有效手段。苏里格气田苏X区块中部为下一步稳产重要接替区，相对于北部主产区，其储层连续性、物性均较差，可动水饱和度较高，导致常规水基压裂气井水锁伤害现象严重、压裂液返排难度增大。以苏X-A3井为例，基于CO ₂泡沫压裂地质工程一体化理念，首先应用建模数模一体化，研究储层物性、含气性与可动水分布等生产特征选井选层，避水布井射孔；其次应用地质压裂一体化，研究储层物性与压裂工艺匹配性，优化压裂液体系与压裂规模、泵注程序；最后应用评估修正一体化，根据返排试气试采资料，评价压裂效果与工艺的适应性，修正压裂前地质模型，完成地质工程一体化技术闭环。研究结果表明：地质工程一体化理念应用于CO ₂泡沫压裂优化设计，能够更全面准确地认识储层品质与生产动态，提高CO ₂泡沫压裂设计的针对性，为CO ₂泡沫压裂效果提供保障。现场实践表明，该方法较以往常规水基压裂设计更符合实际需求。

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吴松涛, 朱如凯, 罗忠, 杨智, 姜晓华, 林敏捷, 苏玲
中国中西部盆地典型陆相页岩纹层结构与储层品质评价
中国石油勘探 2022, 27 (5): 62-72. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2022.05.006

摘要（603）

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PDF （2385KB）（2259）

陆相页岩油已成为中国油气勘探重大接替领域之一。作为页岩独具特色的组构特征，纹层结构对烃源岩品质、储层品质与工程品质评价具有重要影响，因而成为关注重点。文章以中国中西部典型咸化湖盆与淡水—微咸水湖盆富有机质页岩为研究对象，剖析纹层结构特征，探讨其对甜点优选的影响。研究发现：（1）不同类型湖盆页岩纹层结构具有差异，湖盆咸化程度影响纹层结构，碳酸盐纹层主要发育在咸化湖盆，在淡水—微咸水湖盆中发育较少；（2）纹层结构具有亚毫米级非均质性特征，不同纹层的TOC与孔隙结构存在差异，同一类纹层在不同盆地的品质具有明显差异；（3）纹层结构决定了页岩油微观运聚特征与“原生源储”富集模式，影响滞留烃含量、流体可动性及压裂改造。开展陆相页岩纹层结构精细评价，寻找规模优质页岩岩相分布区，是油气勘探从源外进入源内后必须关注的问题，是源内经济有效资源发现的基础，对页岩油“甜点区”与“甜点段”优选具有重要意义。

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付小东, 陈娅娜, 罗冰, 李文正, 刘冉, 王小芳, 和源, 谷明峰, 姜华
中上扬子区下寒武统麦地坪组—筇竹寺组烃源岩与含油气系统评价
中国石油勘探 2022, 27 (4): 103-120. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2022.04.008

摘要（614）

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PDF （5746KB）（2252）

下寒武统麦地坪组—筇竹寺组是扬子地区重要的烃源岩发育层位, 对震旦系—古生界油气勘探具有重要意义。为明确四川盆地稀井区震旦系—寒武系勘探领域烃源条件，基于探井与露头样品系统分析、测井评价与地震反演，分层次、分层段刻画了麦地坪组—筇竹寺组烃源岩展布，厘定了以其为烃源灶的含油气系统边界，指出了有利勘探区带。（1）中上扬子区麦地坪组烃源岩总厚度主要为5～200m，优质烃源岩厚0～100m，局限分布于克拉通内部和边缘裂陷区。（2）筇竹寺组烃源岩总厚度主要为50～450m，优质烃源岩厚5～250m；筇竹寺组烃源岩具有“三段式”发育特征，优质烃源岩主要发育在筇一段和筇二段下部，筇三段主要为低有机质丰度的差烃源岩。其中，筇一段烃源岩厚10～300m，平面分布特点与麦地坪组烃源岩相似，为早寒武世海侵初期产物；筇二段烃源岩厚度为30～200m，在中上扬子克拉通广泛分布，为最大海侵期产物；筇三段差烃源岩厚数米至数十米，分布范围与筇二段相当。（3）中上扬子区麦地坪组—筇竹寺组烃源岩厚度分布受克拉通内部与边缘裂陷展布、同沉积断裂发育、震旦纪末期古地貌和后期剥蚀作用等多种因素控制。（4）下寒武统烃源岩生烃潜力巨大，生烃强度为（20～140）×10 ⁸m ³/km ²，存在两个规模生烃中心，以其为烃源灶的含油气系统可划分为德阳—安岳克拉通内裂陷震旦系—二叠系复式含油气系统和城口—巴东—五峰克拉通内裂陷震旦系—奥陶系复式含油气系统，在两大复式油气系统内优选了7 个有利勘探区带。

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刘得光, 王屿涛, 杨海波, 李世宏, 刘超威, 韩杨, 陈梦娜
准噶尔盆地阜康凹陷及周缘凸起区的原油成因与分布
中国石油勘探 2023, 28 (1): 94-107. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.01.009

摘要（352）

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PDF （4649KB）（2246）

为进一步厘清准噶尔盆地阜康凹陷及周缘凸起区原油成因及其分布规律，基于最新烃源岩、原油有机地球化学和油气勘探资料，评价了各套烃源岩的地球化学特征，划分出4种成因原油类型，明确了原油与相应烃源岩的亲缘关系，查明了不同成因原油的空间分布。研究结果表明，Ⅰ类原油源自中二叠统芦草沟组烃源岩，主要分布在沙南、北三台、三台等油田和阜康凹陷深层二叠系—三叠系；Ⅱ类原油源自阜康凹陷下侏罗统八道湾组烃源岩，分布于沙北油田、阜北斜坡、阜东斜坡及该凹陷内侏罗系；Ⅲ类原油来自二叠系与侏罗系烃源岩的混合，分布于彩南油田、彩南西区块、北三台凸起西斜坡侏罗系; Ⅳ类原油源自石炭系松喀尔苏组B 段烃源岩，主要以出油点的形式分布于阜康凹陷与相邻凸起。阜康凹陷二叠系生成的油气聚集在自身及下三叠统相对优质储盖组合中，勘探潜力大。

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胡文瑞, 张书通, 徐思源, 王雪
中国油气田开发实践、挑战与展望
中国石油勘探 2024, 29 (5): 1-11. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.001

摘要（1252）

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PDF （2181KB）（2140）

随着国内油气资源劣质化程度加剧、增储上产难度加大、技术要求不断攀升、开发成本持续升高，油气企业保障国家能源安全面临更大的风险和挑战。在此背景下，通过系统梳理了百年来中国油气田开发实践，详细分析新中国成立以来油气储量产量趋势与构成，重新划分了油气田开发阶段。按照陆相、海相、低渗、海洋、页岩油气等角度深入总结了油气田开发理论与技术，聚焦当前油气产业发展面临的勘探开发理论创新难度极大、非常规油气勘探开发技术适应性有待进一步提高、油气开发成本居高不下、资源勘探开发与征地环保矛盾进一步凸显等挑战，提出了相应对策和建议。结合新的发展形势，研究提出了向智能化转型是油气企业发展的根本路径、非常规油气开发将在国内油气开发中占据主要地位、绿色低碳转型是油气企业可持续发展的必然趋势等展望。

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吴裕根, 门相勇, 娄钰
我国“十四五”煤层气勘探开发新进展与前景展望
中国石油勘探 2024, 29 (1): 1-13. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.01.001

摘要（1106）

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PDF （3647KB）（2124）

煤层气开发有助于推动我国早日实现碳达峰碳中和目标。我国煤层气开发已基本实现产业化，但受理论技术等因素制约，发展规模与丰富的资源条件不匹配。“十四五”以来，我国煤层气勘探开发取得5个方面的新进展：一是我国开始进入深层煤层气规模开发新阶段，煤层气产量增速明显加快；二是深层煤层气勘探开发取得重大突破，极大拓展了产业发展空间；三是老气田低效区、薄煤层等难采资源增产改造效果显著；四是与“十三五”期间相比，攻关领域由中—浅层煤层气为主转为以深层煤层气为主，以水平井大规模分段压裂技术为代表的煤层气理论技术在地质认识、钻完井、压裂、排采四大关键环节均取得重大创新，产气效果明显提升；五是煤层气产业发展政策环境持续优化。初步研判，我国深层煤层气资源丰富，埋深大于1500m的煤层气资源量约是1500m以浅的资源量2倍以上；我国已探明煤层气储量以中—浅层为主，但采出程度仅为7%，剩余资源规模可观，而老气田还发育丰富的薄煤层气，已证实是现实接替资源。因此，深层煤层气的重大突破和老气田增产改造的成功成为引领我国煤层气产业加速发展的主要推动力，发展前景良好。在综合多家机构和专家研究结果的基础上，研究认为我国煤层气产量2025年有望达到100×10 ⁸m ³，2035年达到300×10 ⁸m ³。但我国煤层气快速发展面临着深煤层、薄煤层等新领域煤层气地质理论认识有待深入系统研究，深层煤层气勘探开发工程技术仍处于攻关阶段，产业发展政策支持力度仍有待完善等挑战。因此，建议加强新领域煤层气风险勘探和选区评价、加强高效勘探开发理论技术攻关以及加强煤层气产业政策支持和发展引导。

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郑马嘉, 郭兴午, 伍亚, 赵文韬, 邓琪, 谢维扬, 欧志鹏
四川盆地德阳—安岳裂陷槽寒武系筇竹寺组超深层页岩气地质工程一体化高产井培育实践与勘探突破
中国石油勘探 2024, 29 (3): 57-67. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.006

摘要（410）

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PDF （7183KB）（2017）

四川盆地德阳—安岳裂陷槽寒武系筇竹寺组超深层页岩储层地层时代老、埋藏深度大、热演化程度高，勘探开发难度大，国内外尚无可直接借鉴的经验。为此，基于地质工程一体化理念，探索建立筇竹寺组“部—钻—压—采”一体化高产井培育关键技术体系：（1）一体化井位部署，深化筇竹寺组“裂陷槽控藏”认识，明确优质储层分布模式，明确高产井实施技术界限，支撑井位优化部署；（2）一体化钻录定导，基于地质工程参数综合评价，优中选优确定靶体，优化井轨迹，强化地质钻井一体化精细管理，保障优质储层钻遇率；（3）一体化压裂增产，基于一体化压裂模型优化压裂设计，形成“促复杂+扩体积+强支撑+防套变”压裂工艺，有效实现裂缝均匀开启、高效扩展、全域支撑及储层改造体积最大化；（4）一体化精细返排，形成“四因子”返排增产技术，结合精细排采分析平台，实现降低储层伤害与气井增产“双突破”。基于上述技术体系，资201井首次在国内寒武系4500m以深的页岩储层测试获得高产工业气流，威页1H井成功实现高产井复制，初步落实埋深5000m以浅有利区面积近3000km ²，资源量近2×10 ¹²m ³。所形成的高产井培育技术和方法，为破解寒武系超深层页岩气规模效益开发难题奠定了坚实基础。

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支东明, 李建忠, 杨帆, 康积伦, 张伟, 马强, 陶林本
准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系全油气系统地质特征与勘探开发实践
中国石油勘探 2023, 28 (4): 14-23. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.04.002

摘要（516）

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PDF （3773KB）（1960）

为了深入剖析吉木萨尔凹陷二叠系含油气系统，对烃源岩、沉积物源体系、构造演化和源储时空匹配关系进行研究，认为吉木萨尔凹陷二叠系具备形成全油气系统的地质条件。平面上由凹陷中部向边缘依次发育页岩油、致密油、常规砂砾岩油藏3个带，纵向上围绕二叠系芦草沟组优质烃源岩自下而上发育致密油、页岩油、常规砂砾岩油藏，油气整体呈现“全油气系统”成藏特点。以该认识为指导，3种类型油藏勘探均取得突破，基本形成满凹含油、多层多类型油藏叠合有序共生态势。立足大平台、多套层系立体开发模式，最大限度实现效益动用的思路和技术在实践中逐渐成熟。解剖吉木萨尔凹陷二叠系全油气系统地质特征、成藏模式和勘探开发实践，对丰富全油气系统勘探理论，指导相似富油凹陷的勘探开发具有重大意义。

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包汉勇, 赵帅, 梁榜, 周林, 刘皓天
川东红星地区二叠系吴家坪组页岩气富集高产主控因素与勘探启示
中国石油勘探 2023, 28 (1): 71-82. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.01.007

摘要（512）

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PDF （4034KB）（1935）

四川盆地二叠系吴家坪组的页岩层普遍受沉积相变快、厚度薄、埋深大等地质条件的制约，非常规天然气勘探一直未有大的突破。2020年风险探井HY-1HF井在二叠系吴家坪组试获8.9×104m3/d工业气流，展现了川东红星地区二叠系吴家坪组页岩气良好的勘探潜力。为了厘清二叠系页岩气富集高产的主控因素及其对勘探的启示意义，对钻井、测井、地球化学分析等资料进行研究。结果表明，该地区吴家坪组二段整体发育深水陆棚相沉积，页岩储层具有机碳含量（TOC）高、孔隙度高、含气量高、碳酸盐含量高，以及页岩厚度薄（小于20m）的“四高一薄”特征，结合优良的顶底板封隔条件，是优质的深层海相页岩气勘探层系。通过有利区评价认为，川东龙驹坝、建南及三星区块为红星地区的有利勘探区。

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刘小兵, 窦立荣
国际大油公司深水油气勘探实践及启示——以圭亚那斯塔布鲁克区块为例
中国石油勘探 2023, 28 (3): 78-89. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.007

摘要（635）

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PDF （3164KB）（1922）

近年来，国际大油公司持续在深水领域取得勘探突破。其中埃克森美孚公司领导的勘探联合体在圭亚那的斯塔布鲁克区块获得31个深水油气田发现，使圭亚那成为南美地区石油行业的重要国家之一，同时也带动了周边海域的勘探热潮。圭亚那盆地横跨圭亚那和苏里南海域，埃克森美孚公司在圭亚那盆地的油气勘探主要经历了3个阶段，分别是1957—1982年超前布局圭亚那盆地苏里南海域1999—2015年再进圭亚那盆地并长期坚守圭亚那海域；2015年至今地质认识和地震技术助推获得一系列勘探发现。国际大油公司，尤其是埃克森美孚公司领导的勘探联合体在圭亚那的勘探实践表明，开展区域地质综合研究并结合新资料坚定勘探信心，通过引进合作伙伴共担风险、共享收益，是风险勘探的典型做法，可为中国油公司实现从“走出去”迈向“走上去”开展海外油气勘探业务提供借鉴和参考。

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林永茂, 雷炜, 缪尉杰
深层致密气地质工程一体化实践——以川西须家河组为例
中国石油勘探 2024, 29 (3): 21-30. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.003

摘要（370）

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PDF （5559KB）（1849）

川西新场—合兴场须家河组天然气资源丰富，中国石化探区保有探明地质储量超1700×10 ⁸m ³，储层具有气藏埋藏深（4500～5500m）、地层压力高（压力系数为1.4～1.7）、地层破裂压力高（110～165MPa）、特低孔隙度（平均孔隙度为3.7%）、特低渗透率（平均渗透率为0.07mD）的“一深两高两低”特点，为天然气成藏地质理论认识及高效开发带来了多重挑战，制约了气藏的勘探开发进程。以地质工程一体化融合实践为攻关思路，深化致密砂岩气输导体成藏认识，明确成藏机理及富集高产规律，以地质甜点发育模式深入解剖为切入点，阐明气藏甜点形成机制，建立甜点地质模式，抓住裂缝和储层地震精细刻画和定量预测技术、优化钻井及储层改造等关键技术，开展地质—地球物理—钻完井关键技术的地质工程一体化协同攻关与技术—经济一体化目标实践，技术序列的成功应用支撑气田规模上产，已累计新建产能超10×10 ⁸m ³，保障合兴场气田新增探明地质储量超1300×10 ⁸m ³，进一步证实了地质工程一体化是低品位气藏有效开发的必经之路，推动了川西须家河组气藏的效益开发进程，为致密难动用储量，特别是深层致密气的勘探开发提供借鉴。

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方锐, 蒋裕强, 杨长城, 王占磊, 孙莎莎, 朱讯, 李顺, 谷一凡, 周亚东, 刘冬玺, 罗垚, 宇卓
四川盆地侏罗系凉高山组页岩油地质特征
中国石油勘探 2023, 28 (4): 66-78. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.04.007

摘要（564）

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PDF （5088KB）（1839）

近年来，四川盆地侏罗系湖相页岩油勘探取得了重大突破，展现出巨大勘探潜力。为了进一步支撑深化勘探，基于野外露头、测井、钻井取心和系统取样分析资料，开展了四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合条件下页岩地球化学特征、岩石脆性、孔隙结构及含油气性等研究，明确了优势页岩岩性组合类型。结果表明：凉高山组页岩发育层段可细分为纯页岩组合、介壳型页岩组合、粉砂型页岩组合3类5种岩性组合；5种岩性组合中页岩均处于热成熟阶段，但有机质含量、类型、脆性矿物含量存在差异，纯页岩组合中页岩TOC平均值大于1%，有机质类型为Ⅱ ₁型，脆性矿物含量大于52%；介壳型页岩组合中页岩有机质特征与纯页岩组合相似，但脆性矿物含量大于65%；粉砂型页岩组合中页岩TOC平均值小于1%，有机质类型为Ⅱ ₂型，脆性矿物含量大于65%。不同组合储集空间主要为微裂缝及无机孔（孔径10～500nm），但粉砂型页岩组合喉道较宽，孔隙连通性优于纯页岩组合及介壳型页岩组合。纯页岩组合游离烃含量大于1mg/g，含油性好，纯页岩组合和粉砂型页岩组合部分OSI大于100mg/g，可动性较强。综合分析认为，纯页岩组合与粉砂型页岩组合为页岩油勘探有利岩性组合。粉砂型页岩组合因具有良好的可压裂性，可成为凉高山组页岩油下步勘探的主要甜点层段。

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王清华, 闵磊, 周鹏, 罗俊成, 杨宪彰, 徐振平, 章学岐, 崔德育
塔里木油田矿权保护理念转变与管理转型升级
中国石油勘探 2023, 28 (6): 55-63. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.06.007

摘要（406）

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PDF （2379KB）（1774）

矿权是油气田企业的“生命线”，国家持续加大矿权管理力度，实行更加严格的区块退出机制，推行竞争性出让，国有油气企业面临更大的竞争压力和改革压力。深入了解油气矿权管理改革动向，深刻剖析存在的问题与挑战，对于国有油气企业改革管理、发挥自身优势、实现企业高质量发展意义重大。在系统梳理塔里木油田的勘探历程及矿权演变历程的基础上，分析油田公司矿权管理面临的挑战与形势，详细论述了塔里木油田主动适应矿权改革，创新管理实践，通过建章立制、矿权与勘探开发联动、精细盆地评价、加大信息化建设等方式，支撑矿权到期延续退减的方案编制及竞争性出让矿权的策略研究，有效激活存量矿权、积极拓展新矿权，形成了“进有据、退有序、管规范”的矿权管理新秩序。并基于企业矿权管理实践，研究提出探矿权到期政策要突出鼓励勘探发现、对探明储量集中区给与政策支持、完善矿权与用地政策的协调管理等3点建议，助力国内油气业务发展，保障国家能源安全。

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胡旭光, 李黔, 罗园, 庞平, 刘贵义, 罗卫华, 卿玉
气井带压作业关键技术与展望
中国石油勘探 2023, 28 (5): 135-144. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.05.012

摘要（449）

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PDF （4614KB）（1737）

气井带压作业技术是目前国际上气田开发中一项重要的完井和修井技术，可避免常规压井作业造成的储层伤害，具有保护储层、降本增效等突出的技术优势。针对气井带压作业中环空动密封耐磨件使用寿命短、管柱内密封工具压力等级低、管柱飞出及压弯风险高的突出技术难题，通过开展环空动密封压力控制技术、管柱内密封压力控制技术、防管柱飞出技术及防压弯管柱技术四方面研究，研制了井口压力35MPa下使用寿命超1200m的动密封耐磨件及70MPa管柱内密封工具，建立了管柱受力中和点的计算公式及极限抗弯长度计算模型。研究成果成功突破了环空动密封、管柱内密封等技术瓶颈，形成了气井带压作业关键技术，在中国石油长宁—威远、长庆油田及中国石化涪陵等区块累计应用逾千井次，极大提高了气井带压作业技术能力及作业效率，增产效果明显。研究认为，形成的气井带压作业关键技术为常规气井修井、页岩气井大规模完井提供了有力的技术支撑。

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张益, 卜向前, 齐银, 杨永智, 陈亚舟, 侯晓云, 王瑞, 张斌, 同松
鄂尔多斯盆地姬塬油田长7 段页岩油藏地质工程一体化油藏开发对策——以安83井区为例
中国石油勘探 2022, 27 (5): 116-129. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2022.05.011

摘要（555）

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PDF （4620KB）（1728）

长7段油藏作为鄂尔多斯盆地姬塬油田重要生产层段，具有埋藏深、油水关系复杂、储层非均质性强等特点，地质工程一体化技术是提高其注水开发效果的必然手段。以地质工程一体化为指导，采用室内实验建立的修正岩石力学参数计算模型进行参数修正，利用岩心、测井等计算得到单井岩石力学参数和地应力参数，采用随机建模方法建立区块三维力学模型和三维地应力场模型，根据地应力分布刻画压裂裂缝展布方向。根据渗透率和地应力展布等优化设计开发井网，利用数值模拟技术优化井网及开发技术政策，以提高采收率为目标，建立并持续更新模型，形成了地应力分析—地质建模—油藏工程设计—数值模拟一体化技术方法。研究表明：采用扁平化管理结构，多学科协同能更高效开发油藏。精细地质描述与动态分析相结合可以持续更新地质模型，建立更加逼近真实的地质模型。岩心力学实验、测井曲线计算与压裂施工等相结合，采用随机建模方法构建的地应力场模型与动态具有很好的吻合性，为动态分析、井网完善与部署提供了基础。动态井网优化与开发技术政策有效地指导了安83井区长7段储层开发，该区重复改造时建议裂缝半长为120m、缝宽为30m、主裂缝导流能力为15D·cm、次裂缝导流能力为1D·cm，优化后的5口井施工后均取得较好效果，增油倍数明显高于邻井，优化设计井较临井能增产30.46%。

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张宁宁, 王建君, 王青, 刘明明, 曹庆超, 李谦, 王燕琨, 何媛媛
新形势下全球主要石油公司业务发展动向与策略
中国石油勘探 2022, 27 (6): 32-40. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2022.06.004

摘要（709）

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PDF （1906KB）（1683）

近年来全球疫情、地缘冲突与能源转型相互交织，油气行业发生着深刻变化，主要石油公司发展策略值得参考借鉴。文章梳理了全球主要石油公司新形势下的动态特点，并着重分析国际石油公司的发展动向及战略，总结了主要石油公司发展动态：新形势下国际石油公司经营业绩超预期复苏，但传统上游业务投资水平仍然偏低，低碳投资持续加大；国家石油公司开始重视低碳转型，同时积极推动本土资源勘探开发力度；独立石油公司持续降低负债水平，整合核心资产发挥区域协同优势。分析表明，国际石油公司上游逐步收缩全球业务布局，聚焦核心资产与核心领域；非常规业务受转型战略影响大，欧美石油公司出现分化；低碳投资持续加大，多措并举推进能源转型；大力发展天然气业务，做大天然气价值链。建议中国石油公司继续加强上游业务投资，积极获取海外优质资源，保障能源安全。新形势下强化与国家石油公司合作，推动核心产区建设，加强油气与新能源协调发展，同时强化风险管理意识，利用经济手段为公司持续发展保驾护航。

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黄小青, 何勇, 崔欢, 季永承, 王鑫, 韩永胜, 王聪聪
昭通示范区太阳气田浅层页岩气立体开发实践与认识
中国石油勘探 2023, 28 (2): 70-80. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.02.007

摘要（647）

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PDF （6747KB）（1675）

昭通示范区太阳浅层页岩气田自规模开发以来，一直存在着较大井距、单一靶体的开发方式所带来的低储量动用率和低采收率的问题，同时也给后期井网加密或调整留下严重的工程隐患。为此，在太阳浅层页岩气田部署实施了TYH11井组小井距立体开发试验井组，以地质、钻井、压裂、试采资料为基础，以水力裂缝模拟和生产数值模拟为手段，对该井组开展“部署—钻井—压裂—排采—产能”全过程的评价。研究结果表明：太阳气田上奥陶统五峰组—下志留统龙一1亚段内Ⅰ+Ⅱ类储层均具有高产条件，具备纵向多靶体动用基础；形成了钻井、压裂、返排测试全过程的工程技术序列，可支撑小井距立体开发井组顺利实施；小井距立体开发方式有效提高储量动用率23.0%、提高采收率11.0%；天然裂缝沟通造成井组内部以及与邻井的压窜干扰，对老井产量造成较大负面影响；邻井组已生产老井周边地应力场变化会加剧井间干扰，建议新投井与老井至少保持380～500m井距。该研究成果为昭通示范区太阳气田浅层页岩气立体开发的推广应用、开发方案设计、开发政策制定和规模效益开发奠定了基础。

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付金华, 王龙, 陈修, 刘江艳, 惠潇, 程党性
鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发新进展及前景展望
中国石油勘探 2023, 28 (5): 1-14. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.05.001

摘要（1568）

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PDF （9994KB）（1617）

页岩油是国内外普遍关注的重大勘探领域，是重要的石油接替资源。经过长期的矿场实践，鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发和研究认识取得了重大突破和长足进展：（1）夹层型页岩油在前期勘探突破、探明我国首个整装10亿吨级的庆城大油田基础上，进一步实现了规模效益开发，建成了百万吨国家级页岩油开发示范区。（2）纹层型页岩油勘探首次将细粒沉积复合体分为砂质纹层、凝灰质纹层、高TOC泥质纹层、中低TOC泥质纹层4种纹层类型，通过评价其发育规模、储集性能、含油性、可动性和原油性质等，明确砂质纹层与中低TOC泥质纹层组合是纹层型页岩油最优甜点段；针对甜点段，应用 M— N交会法等测井评价新方法实现了复杂岩性的精细解释，通过定向射孔和穿层立体压裂技术实现了水平段井筒周围三维甜点立体沟通，形成了纹层型页岩油甜点的有效识别、预测和改造技术，风险勘探获重大突破，首次提交预测储量2.05×10 ⁸t。（3）页理型页岩油可分为两类，中高成熟度页岩可采用水平井攻关，较高的TOC（4%～14%）和高 S ₁含量是控制甜点目标的关键参数；中低成熟度有机质页岩是开展原位转化攻关的最有利对象。鄂尔多斯盆地长7陆相页岩油领域的战略性突破，在中国石油勘探开发历史上具有里程碑意义，但仍面临不小挑战。夹层型页岩油已实现规模效益开发，整体形势较好，但在甜点预测、储层提产提效和提高采收率等方面需要进一步攻关；与夹层型页岩油相比，纹层型页岩油具有完全不同的沉积背景、岩性组合、储集空间和工程品质，面临的难题更多，效益动用的难度更大，要以储量品质和可动用性为重点，持续深化成藏富集规律研究，强化配套技术体系攻关；页理型页岩油目前勘探和认识程度均比较低，需要稳步推进基础理论研究和先导性攻关试验。

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王国亭, 贾爱林, 孟德伟, 韩江晨, 邵辉, 冀光
苏里格气田苏南国际合作区开发效果、关键技术及重要启示
中国石油勘探 2023, 28 (2): 44-56. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.02.005

摘要（487）

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PDF （2375KB）（1602）

苏里格气田勘探发现以后效益开发面临极大挑战，为吸收借鉴国际先进的开发技术和管理经验实现开发突破，确立了与法国道达尔公司共同开发、中方担任作业者的国际合作开发模式。10余年的合作开发实践表明，在相同的储层地质条件下国际合作区单井开发指标明显高于自主开发区，系统梳理关键开发技术并进行系统总结对提升自主开发区开发效果具有重要意义。与自主开发区追求规模效益与低成本控制的开发理念不同，国际合作区以经济效益、正现金流策略为目标，以风险控制为核心。经过多年集中攻关与实践检验，形成了三维地震—地质融合储层评价、网格分区棋盘丛式标准化井网部署、批量实施工厂化钻完井作业、TAP Lite分层压裂储层改造、适度放压间歇生产气井管理、速度管柱主导的措施增产6项关键核心特色开发技术，通过与自主开发区技术对比，落实了5项可供借鉴的特色开发技术，并总结了3条重要启示：（1）持续深化地质研究支撑高质量部署；（2）加强顶层优化设计支撑科学有序实施；（3）强化全过程管理与质量控制助推开发效果提升。国际合作区关键核心开发技术与重要经验的吸收借鉴可对致密气新区开发效果的提升提供有力支撑。

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杨怀宇, 张鹏飞, 邱贻博, 巩建强, 韩同欣
东营凹陷深层自源型油气成藏模式与勘探实践
中国石油勘探 2023, 28 (2): 92-101. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.02.009

摘要（442）

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PDF （4799KB）（1586）

东营凹陷深层是以“红层”为典型特征的沙河街组四段下亚段（沙四下亚段）—孔店组，该套层系沉积厚度大、储量发现少，蕴含着极大的勘探潜力。综合深层烃源岩评价、高成熟油源对比及自源型油气成藏模式的系统分析，明确了深层沙四下亚段和孔店组二段（孔二段）两套烃源岩的基本特征，落实了深层的资源潜力，同时深入剖析关键成藏要素条件，建立了自源型差异油气成藏模式。研究表明，深层孔二段烃源岩有机质类型为Ⅱ ₁—Ⅲ型，评价为过成熟中等烃源岩；沙四下亚段烃源岩有机质类型为Ⅰ—Ⅱ ₁型，评价为成熟优质烃源岩。利用原型盆地的井—震追踪落实烃源岩展布，进而评价出深层资源量为11.35×10 ⁸t。同时，建立了两种自源型油气藏的差异成藏模式，一种是陡坡带沙四下亚段烃源岩直接对接深层砂砾岩储层，匹配形成凝析油气—常规油的纵向有序油气藏；另一种是南部斜坡带孔店组源内的“源—断—储—圈”差异油气运聚模式。分析认为，基于东营凹陷深层烃源岩品质与规模的深化认识，以及两种自源型油藏模式的认识可将勘探目的层至少下探1500m，初步估算新增圈闭资源量近2×10 ⁸t，东营凹陷深层自源型油藏预计在“十四五”期间迎来重大突破。

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杨扬, 赖雅庭, 张心怡, 巩肖可, 韩江晨
含水致密气藏特征、开发风险与有效动用对策——以苏里格气田含水区为例
中国石油勘探 2023, 28 (6): 121-133. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.06.014

摘要（438）

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PDF （2490KB）（1575）

苏里格气田是我国致密气成功开发的典范，随着气田开发逐渐深入，气藏产水问题逐渐凸显，气田西部、东北部及西南部属含水致密气藏，此类气藏探明储量规模达万亿立方米，规模效益开发面临较大风险。分析表明，产出地层水主体为CaCl ₂型，以变质的古沉积水为主，可划分为自由水、毛细管水与束缚水3种类型。含水致密气藏的形成与分布受生烃强度、微构造、储层非均质性及断裂系统等因素影响，含水致密气藏主体位于低生烃强度区，局部正向微构造单元发育富气区。评价表明，含水致密气藏的开发存在地层水侵入、气井产量低、投资回收难度大、开采成本上升、安全环保及管理等多种风险。需加强以微构造为核心的甜点区预测、气水层测井解释识判、有效储层空间精细描述、直井/定向井+水平井混合式井网开发、优化排采措施与攻关低成本排采技术、产出水集中处理与安全环保预防、全过程水侵防控与风险管理等攻关研究，从而为含水致密气藏的效益动用提供有效技术支撑和对策保障。

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倪新锋, 刘军平, 向峰云, 吴培红, 王晓星, 孔凡志, 邬燕萍
中国石油矿权内部流转与优化配置改革创新实践与启示
中国石油勘探 2023, 28 (1): 38-46. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.01.004

摘要（459）

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PDF （1847KB）（1573）

2017年以来，中国石油主动适应国家油气改革新形势，切实加强优质矿权内部勘探开发突破、资源探明和储量动用，为保障国家能源安全贡献力量。基于不同阶段的矿权政策，设定流转目标，制定流转原则和流转方案，创新实施了3批矿权内部流转与优化配置，共35个区块，总面积达11.7×104km2。取得了3项重大突破、3项重要发现和5项重要勘探新进展，有效动用了一批储量，建立并完善了矿权内部流转管理机制，进一步激发了勘探活力，盘活了矿权资源，为加快资源探明、缓解东西部发展不平衡、扶持部分企业扭亏脱困、实现可持续高质量发展奠定了坚实基础。研究表明，矿权内部流转与优化配置是实现勘探快速突破、加快资源探明、保护优质矿权的有效途径之一，4项成功经验与启示可复制推广：一是科学有效的管理体系是矿权流转工作的重要保障；二是积极转变勘探思路是勘探取得快速突破的关键；三是合理调配资源是缓解老油田资源接替困境和扭亏脱困的有效途径；四是落实“油公司管理模式”改革是配置区块高效勘探、效益开发的有效手段。

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王永祥, 杨涛, 鞠秀娟, 徐小林, 胡晓春
中国油气探明经济可采储量状况分析
中国石油勘探 2023, 28 (1): 26-37. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.01.003

摘要（824）

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PDF （2122KB）（1498）

经济可采储量是石油公司的核心资产。通过对比2005年底和2020年底中国累计探明油气储量，展示了各类储量增长态势。运用储量产量增幅、经济采收率、经济储采比、采出程度、采油（气）速度等指标系统分析探明已开发储量的累计特征，揭示了油气探明储量“四降二升”的趋势，指出原油储采比出现“剪刀差”、气层气储量寿命明显下降和增产乏力，提出了国家天然气能源发展的储采比“红线”。分析探明未开发储量状况，指出油气探明未开发储量存在规模大、占比高、增量大、增幅较快、品质较差、开发所需年限过长、储量资产规模大等特点。基于我国探明储量总体趋于劣质化的认识，提出持续加大油气效益勘探、把好经济可采储量新增入口、加快利用探明未开发储量、强化储量动态管理等建议。加强油气探明经济可采储量序列分析，不断深化特征研究，对建立以经济可采储量为核心的储量资产管理体系、夯实中国石油公司可持续发展基础等有重要作用。

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