本报记者 石建芬 通讯员 梁 榜

江汉油田涪陵页岩气田经过10余年的高效开发，储层压力持续下降，部分生产井产量锐减，完成年度产量任务的难度日益提升。

今年以来，为破解页岩油气开发的“衰减魔咒”，江汉油田发挥实验技术优势，潜心攻关剩余油气赋存及流动的机制原理，聚焦页岩油气流动、扩散与渗透率变化等关键环节，开展核磁共振、低速渗流等技术研究，在精准的实验测试数据支撑下，低效井治理取得明显成效。截至9月底，累计实施839井次低效井排水采气措施，措施有效率达87.1%，措施增气量3.4亿立方米，让“沉睡”气井重焕生产活力。

绘就孔隙“三维地图”

揭开隐蔽油藏

“过去我们查看储层里的孔隙情况像雾里看花，现在通过核磁共振技术能精准定位油的位置。”江汉油田勘探开发研究院采收率所非常规油气提高采收率室主任雷浩说。

复兴区块是江汉油田重点攻关的页岩油区块，储层孔隙微细、裂缝不发育，油气赋存状态复杂，常规手段难以准确刻画储层特征。为更好地表征页岩孔隙结构与流体赋存特征、明确页岩气法储集能力与可采性，科研团队引入T1–T2二维核磁共振谱，通过弛豫时间交叉分布呈现孔隙与流体特征。科研人员经过数十次实验，在样品饱和、脉冲序列、数据处理等环节反复优化，形成一套适用于页岩油储层的核磁共振技术。

“应用该技术后，我们发现直径只有头发丝千分之一的小孔里，竟有六成以上的原油吸附在孔壁上。”雷浩说。通过核磁共振二维谱信号的细微差异，科研团队能够把有机孔、粒间孔、微裂缝区分出来，不仅能判断哪些孔隙是“小胡同”、哪些是“大马路”，而且能区分吸附油与可动油在不同孔隙中的分布位置，让储量计算更精确，为完井设计和增产措施提供科学依据。应用该技术指导的实验井，单井日产油量比邻井高出40%，有力支撑了复兴区块页岩油勘探开发，为油田上交了一份厚重的“家底清单”。

“慢放”页岩气流动轨迹

破解渗流难题

“我们自主研发的页岩气低速渗流技术，实现了页岩储层高压低速条件下的精准表征。”9月18日，雷浩高兴地说。

以前常规砂岩储层孔隙结构大、流体流动速度快，常规实验手段就可以满足要求；现在非常规页岩储层孔隙微小、结构复杂，页岩油气在页岩储层中流动就像蚂蚁在洞穴中运动一样，要跟踪拍摄出其流动轨迹，难度极大。

为此，该油田科研人员通过自主研发低速渗流实验装备，成功解锁涪陵页岩气藏流动、扩散与渗透机制，形成低速渗流技术，实现页岩气藏气体流动特征的精准描述。

在此基础上，他们积极推进技术迭代升级，通过学习引进数字岩芯和多物理场流动仿真等一系列数字化和智能化技术，解决传统低速渗流技术在页岩油藏适用性不足的问题，使低速渗流技术从页岩气藏拓展至复杂页岩油藏。目前低速渗流技术已应用于复兴区块陆相页岩油开发，精准填补了数值模拟中油水相渗参数缺失的空白，为不同类型页岩储层的高效开发提供了有力支撑。

解码气藏“能量曲线”

挖掘老井潜能

“页岩气藏就像‘小气包’，开采靠地层原始能量‘吐气’。”雷浩形象地比喻道。页岩气储层多为纳米级孔隙，且连通性差，初始地层能量是气体流动的核心动力。随着开发推进，地层压力不断下降，气体推动力减弱，储层易因压力变化出现孔隙堵塞，导致产气效率大幅降低。

为突破这一瓶颈、提升页岩气采收率，科研团队自主研发模拟地层温压条件的开采装置，通过大量实验对比，形成有针对性的技术流程与评价方法，成功摸清气藏产量递减规律，破解页岩气开采的关键难题。该技术方法在涪陵页岩气田核心区块的重点试采井焦页1-2井、焦页1-4井应用时，通过提供压力及产量的动态实验数据，助力优化增压开采方案，实现两口井的产能提升，成为技术落地的典型案例。

他们还加强室内实验与矿场实践的结合论证，基于岩芯开采实验数据与测井资料开展建模数模一体化研究，精准刻画剩余气分布。相关成果为模型提供关键的地层压力衰减参数与产量递减曲线，帮助准确识别剩余气富集区与开发潜力区，指导调整井部署与开采节奏优化，为页岩气规模开发提供了精准管理的技术范式。