探寻“地下迷宫”中的油龙——访“大型复杂碳酸盐岩油藏高效开发关键技术及应用”项目第一完成人何治亮

□ 本刊记者 程力沛 通讯员 廉培庆 彭守涛

在2020年度国家科学技术奖励大会上，由中国石化石油勘探开发研究院、国际石油勘探开发有限公司、西北油田分公司共同完成的“大型复杂碳酸盐岩油藏高效开发关键技术及应用”项目获得国家科技进步奖二等奖。

这个项目的意义和创新点在哪里？运用效果如何？就这些问题，本刊记者采访了项目第一完成人，中国石油化工股份有限公司教授级高级工程师、页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室副主任何治亮。

保障增储上产战略意义重大

记者：从保障国家能源安全角度看，“大型复杂碳酸盐岩油藏高效开发关键技术”的攻关背景是什么，有什么重要意义？

何治亮：碳酸盐岩油气藏是世界上最重要的油气勘探开发对象，其油气资源量约占全球油气资源总量的70%，探明可采储量约占总量的50%，油气产量约占总量的60%。我国碳酸盐岩油气资源约占总量的27%，已成为油气勘探开发和油气增储上产的重要领域。

随着“加强国内，拓展海外”战略实施，我国油气勘探开发重点开始转向海相碳酸盐岩等新领域。同时，我国各大石油公司积极走出国门，寻求合作，在海外权益产量中碳酸盐岩油藏约占50%。因此，攻关“复杂碳酸盐岩油藏高效开发关键技术”对保障我国油气供应安全及油公司的可持续发展，战略意义重大。

项目团队参加国家科技进步奖答辩，左四为何治亮。叶欣 摄

记者：这项技术攻关过程中的难点是什么？

何治亮：随着油气勘探开发向纵深展开，对象越来越复杂。其中，塔里木托甫台-跃参区块、海外Y油田等是大型复杂碳酸盐岩油田的典型代表。由于油藏埋深急增，储层非均质性极强、流体系统异常复杂，要形成支撑高效开发的“撒手锏”技术，必须解决三大难题。

一是要揭示深层储层发育展布规律。深层是否存在优质碳酸盐岩储层？它们是如何形成的？必须建立符合客观实际的地质成因模式，指导集成储层预测方法，才能实现规模增储。

二是要精细刻画强非均质性优质储层分布。深水、深层油气藏资料少、品质差，储层非均质性极强。现有的建模方法严重“水土不服”。急需创新建模技术，优化开发井网、井型，支撑高效建产。

三是要有效预测生产过程中沥青质沉积堵塞。犹如人体中的血栓，沥青质沉积堵塞导致油井生产效率极低。急需建立含固相的油藏数值模拟技术，优化控制开发全过程，确保稳定生产。

有效支撑油田规模高效稳定生产

记者：项目的主要成果和创新点是什么？解决了什么问题？

何治亮：针对上述制约高效开发的三大难题，我们通过科技创新形成了地质成因新模式、储层建模新方法、油藏模拟新技术，有效支撑了油田的规模增储、高效建产和稳定生产。

创新一：项目团队发明了模拟高温高压溶蚀试验装置，设计了系列仿真地质环境实验，揭示了深层碳酸盐岩“溶蚀窗”效应和硫酸根离子与镁离子的高温络合机制，预测储层埋深超过10千米，突破了国外学者认为的5.5千米是有效储层深度下限的理论认识，为大幅拓展深层勘探开发空间提供了理论依据。基于新的理论认识和大量地质实例的解剖，团队提出断控深埋改造型、白云岩深埋溶蚀保持型等储层成因新模式，为科学合理预测8千米左右优质储层分布、成功部署超深井提供了依据。

创新二：项目团队创立了通过地质过程模拟来获取训练图像的新方法，形成了地质过程与多点统计学结合建立岩相模型的新技术。基于主孔喉半径R30确定岩石物理相类型，应用机器学习算法识别井眼岩石物理相分布，建立孔隙结构与地震波场的响应关系，最终实现岩心-井眼-油藏多尺度优质储层空间的有效预测，找出了优质储层位置，为高产井轨迹设计提供了精细模型。

创新三：项目团队通过相态实验与热力学计算的结合，明确了固相沥青质沉积的温-压条件和风险区；创建了沥青质沉积的热力学和动力学耦合模型和油藏-井筒-管网一体化数值模拟方法。新方法能够实时预警沥青质在油藏与井筒中沉积的位置与状态，支撑了方案的比选和开发优化设计，实现了生产系统的整体优化控制。

记者：目前该技术在油田现场应用效果如何？

何治亮：该项技术已经成功地在多个大型复杂碳酸盐岩油田推广应用。

塔里木盆地托甫台-跃参区块中下奥陶统碳酸盐岩经过多期构造运动和复杂流体的改造，储层呈近直立“墙状”，内部结构极其复杂，严重制约了该区的油藏评价和产能建设。项目团队通过断裂精细解析和溶蚀模拟，建立了“断控深埋改造型”储层模式，确定了储集体规模和有利分布部位，形成了储集体轮廓、内幕结构刻画方法，明显提高了钻井成功率。

海外Y 油田是一套巨厚的非均质储层，“甜点”分布复杂，沥青质堵塞严重影响了生产时率。以“相控准同生溶蚀型”储层模式为指导，我们开展了岩石物理相多点地质统计建模，精细刻画了一类和二类储层空间分布，优化了开发井位和井轨迹；建立了9组分4857万网格的全油田数值模拟，明确了沥青质沉积井底流压下限，可有效避免油藏沥青质沉积堵塞。通过油藏-井筒-管网一体化模拟，实时预警井筒和管网中沥青质沉积位置，为添加沥青质抑制剂准确标定了靶点。

项目团队在国外油田现场调研生产运行情况。张伟 摄

项目成果还推广应用于国内外其他7 个油气田，指导了勘探开发过程中碳酸盐岩储层成因认识、油气藏评价与开发优化设计，为增储上产提供了有力的技术支撑，推动了碳酸盐岩储层地质理论与开发技术的进步。

持续为高效开发提供关键技术

记者：您对油气勘探开发技术未来的发展方向和迭代更新有什么设想？

何治亮：未来的石油开发对象中，碳酸盐岩领域将超过50%。我们将持续提升项目成果，为更复杂的碳酸盐岩油藏的规模高效开发提供关键技术。

首先，在大数据、人工智能、云计算和物联网等新技术推动下，油气田的智能化水平将会快速发展。智能油气田建设需要实现油气勘探开发传统技术与大数据、人工智能等新技术的深度融合，进而催生一批油气田开发领域的颠覆性技术。中国石化近期已启动了相关研发项目，我们团队将以此为契机，积极推动人工智能和现代信息技术与碳酸盐岩建模数模及其他勘探开发技术的有效融合，实现关键技术的升级换代，为油田降本提质增效提供更有效的技术支撑。

其次，地质-工程一体化是目前业界普遍重视并开始大力推广的油气项目管理模式，是油气行业实现复杂油气藏增产提效的有效途径。一方面，我们要不间断地更正、调整、优化、细化研究区地质模型，与地质力学建模、数值模拟等多学科相结合，指导钻完井和储层改造，以及地面工程。另一方面，通过推进勘探开发大数据平台的建设与应用，分析深层油气地质特征、钻完井和采油工艺、地面集输等与气田经济效益之间的关系，我们将优选出具有最佳经济效益的技术与工艺组合，有效融合地质评价、钻井、压裂、采油、地面建设和集输等工作，实现项目勘探开发各阶段的无缝衔接。

最后，现代油藏管理强调以精细三维地质模型为依托，油藏评价、资产管理、开发方案设计等都离不开地质模型。当前地质建模主流软件均为国外进口，核心技术被国外公司垄断。另外，我国油气藏类型多样，除常规油气藏外，还有深层断溶体油藏、页岩/致密油气藏等，当前主流建模软件尚无法满足中国特殊油气田的实际需求。通过研发自主知识产权的地质建模软件，实现对国外商业软件的替代，节省巨额投资，同时也能有效解决我国特殊类型油气藏高效开发的迫切需求。