CO2压裂技术取得重大突破

.细粒沉积岩形成机理研究有效指导油气勘探随着数字露头、矿物元素分析QEMSCAN、水槽模拟实验、成像测井等先进技术的广泛应用，二十一世纪以来，细粒沉积学在细粒沉积过程模拟、泥页岩成岩作用与精细表征等方面取得重大进展，加深了细粒沉积岩形成机理与分布的认识。

细粒沉积水槽模拟实验揭示了纹层状页岩主要是由流体搬运形成，而并非传统认识的缓慢沉降形成，创新了页理的形成机理；

现代考察与水槽模拟发现细粒沉积快速埋藏能有效保存大量有机质，指出长期水体分层并非是黑色页岩形成的必要条件，黑色页岩可以在较浅的陆缘海广泛分布；矿物元素分析技术能精细识别泥页岩的矿物含量和沉积组构，成像测井技术可以有效识别泥页岩的孔隙特征；地下状态的成岩过程模拟揭示了泥页岩渗透率的各向异性与原始有效应力的关系，模拟了页岩油气储量的衰减模型。

细粒沉积岩作为烃源岩不但控制了常规油气藏的形成与分布，而且与致密油气、页岩油气等非常规油气资源紧密相关。国外海相细粒沉积岩形成机理与岩石组构的创新性认识，拓展了油气勘探领域，推动了北美地区非常规油气的勘探进程。

CO2压裂技术取得重大突破

储层改造技术已经成为低渗、超低渗油气藏和致密油气藏等非常规油气藏有效开发的关键技术，水力压裂是目前储层改造技术的主体。由于其自身特点，水力压裂存在对水敏/水锁性储层伤害大、耗水量大、环保矛盾突出等缺陷。近年来，CO2压裂技术的发展和进步，有望成为解决这一问题的重要途径之一。CO2压裂技术源于北美，已经从早期的CO2增能伴注压裂和CO2泡沫压裂发展到CO2干法加砂压裂技术。CO2干法压裂技术的主要特点是用液态CO2代替常规水基压裂液，技术难点是带压密闭条件下输砂、液态CO2黏度改性和施工装备配套等。美国贝克休斯公司已经开发出成套技术与装备，现场应用3000余井次，在强水敏/水锁非常规油气藏中增产效果显著，同比单井产量提高50％以上。其中美国Devonian页岩气藏采用CO2加砂压裂改造后，9个月后产量相当于氮气压裂井的2倍，相当于CO2泡沫压裂井的5倍；美国泥盆系页岩15口压裂井进行对比试验，生产37个月后，用CO2加砂处理井的单井产气量为CO2泡沫处理井的4倍，为氮气处理井的2倍。我国川庆钻探与长庆油田等单位联合攻关，在CO2密闭混砂装置与CO2增黏技术上取得重要突破，2013年8月长庆苏里格气田苏东44-22井先导试验取得成功，2014年8月吉林油田在黑＋79-31-45井也进行了先导试验。CO2干法加砂压裂技术具有“无水压裂”的特性，可消除储层水敏和水锁伤害，提高压裂改造效果，具有压裂液无残渣、有效保护储层和支撑裂缝、实现自主快速返排、大幅缩短返排周期、节约水资源等特点，有利于页岩气、煤层气吸附天然气的解析，在低渗、低压、水敏性储层开发中具有广阔的应用前景，正在成为水力压裂技术的有效补充。低矿化度水驱技术取得重大进展

水驱仍将是油田开发的主导技术，但注水的技术内涵和作用机理正在逐渐深化发展。赋予水驱除补充能量以外的其他功能，成为各大石油公司攻关的热点。低矿化度水驱、设计水驱、智能水驱等技术通过调整注入水的离子组成和矿化度，改变油藏岩石表面润湿性，从而提高原油采收率，无论在室内实验还是现场试验都取得了显著效果。

在现场应用方面，BP公司继北美阿拉斯加北坡的恩迪科特油田先导试验后，联合康菲、雪佛龙和壳牌公司在英国北海Clair Ridge油田启动了世界上第一个海上低矿化度水驱项目，利用海水净化装置将海水矿化度降低至300ppm至2000ppm并直接注入油藏，预计可使该油田增产4200万桶原油。

科威特石油公司在世界第二大油田布尔甘油田开展低矿化度水驱试验，将矿化度从140000ppm降低到5000ppm，当含水饱和度降低5％时，每桶增加的成本仅为10美元。沙特阿美石油公司在Kindom碳酸盐岩油藏进行现场试验，结果显示在常规海水驱替后转智能水驱可提高水驱采收率7％至10％。

中国石油离子匹配精细水驱技术，研发了针对长庆、吉林等油区低渗油藏的水驱体系，室内评价提高采收率5％至15％，有望为我国大规模的低渗透油藏提高采收率提供新的技术手段。

与化学驱、热采等其他EOR技术相比，低矿化度水驱采油技术的驱替效果相当且具有简单有效、经济可行以及风险较低的特点，具有很大的应用潜力和推广空间。声波全波形反演技术走向实际应用

全波形反演方法利用叠前地震波场的运动学和动力学信息重建地下速度结构，通过更新迭代初始模型进而减小计算数据和观测数据之间的误差；逐步逼近真实模型，是提高速度模型精度、改善复杂目标成像效果的主要手段，具有揭示复杂地质背景下构造与岩性细节信息的潜力。但由于其计算量大、算法不稳定等因素，给实际应用带来了许多困难，一直未能广泛投入商业化应用。

近年来，随着计算机计算能力的不断提高，宽频、大偏移距采集技术的进步以及理论方法研究的不断深入，全波形反演技术快速发展：持续完善工作流程，开发自适应数据选择方法，减少了由于周期跳跃引起的假象及速度误差；利用概率性质量控制方法，量化初始模型周期跳跃，克服周期跳跃对全波形反演的限制；声波全波形反演从理论研究形成产品，应用于海上三维实际资料处理中，改善了深水盐下复杂构造成像效果，用于精细地质解释；此外，利用高分辨率全波形反演速度模型更好地约束Q层析参数等，优化成像结果。

国内外多家公司对墨西哥湾、西非海上、巴伦支海挪威海域等地区的地震资料，尤其是全方位、宽频、大偏移距地震数据进行全波形反演，获得了高分辨率速度模型，有效改善了盐下等复杂构造成像质量。目前全波形反演技术还在进一步深化研究，陆上资料的全波形反演技术应用还存在很大的挑战。随着计算能力的进一步提高以及理论方法研究的不断深入，全波形反演技术应用也将不断发展，应用潜力巨大，是今后地震技术发展的重要方向。地震导向钻井技术有效降低钻探风险

地震导向钻井技术作为一项新兴的开发地震技术，以地震数据为主，充分利用钻井、测井、录井、开发等各专业数据，进行数据驱动与融合，获得最佳的地震反演效果，实时预测断层及岩性突变等地质异常，修正地质模型，帮助钻井部门做出快速决策，优化井眼轨迹，降低钻探风险，提高储层钻遇率，指导油气田开发，是地震技术在油田开发领域应用的一项重大进步。

地震导向钻井技术改进了传统导向流程，在钻进过程中，实时利用物、测、钻等各专业数据，改变了以往各专业独立运作，最后综合应用各专业结果相互补充的局面，真正实现了多学科融合；另外，地震导向钻井技术改变了以往静态模型导向方式，实时更新地质模型，动态调整钻头钻进轨迹，减少钻井风险。地震导向钻井技术更加注重强调地震技术的作用，充分利用地震技术横向高分辨率的特点，为钻井提供地震导向全程跟踪服务。

目前，地震导向钻井技术已在中国和墨西哥湾进行了测试应用。在中国的高陡复杂构造气藏及苏里格气田低渗透碎屑岩气藏应用地震导向钻井技术，有效提高了储层钻遇率及单井产能；在墨西哥湾，通过多次更新速度模型，及时修整钻井设计方案，避开断裂，有效降低了开发风险与成本。未来，随着地震、测井、钻井、地质、油藏一体化工作平台的建立，地震导向钻井技术将更加有效地融合多学科技术，降低钻探风险优化开发方案，在油气田开发中发挥更大的作用。