崔 剛 呂傳炳 楊瑩瑩 程相振 崔昕玥 王貴陽

（1.中國石油華北油田公司；2.中國石油集團(tuán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院；3.中國石油河北銷售公司廊坊分公司）

2022 年，我國原油、天然氣對外依存度分別高達(dá)71.2%、40.5%。為了保障國家能源安全及“雙碳”目標(biāo)順利實施[1]，能源企業(yè)著力加大油氣勘探開發(fā)力度，加快清潔能源利用，積極推進(jìn)提高油氣藏采收率和清潔能源協(xié)同利用領(lǐng)域的研究與應(yīng)用，尋求技術(shù)突破，為國家提供更加堅實的能源保障基礎(chǔ)[2]。

“十二五”以來，國家經(jīng)濟(jì)發(fā)展及綠色低碳生產(chǎn)要求不斷提高，清潔能源替代、儲氣庫調(diào)峰及CO2埋存業(yè)務(wù)進(jìn)入新的發(fā)展階段[3-4]，為潛山油藏提高采收率帶來了新的機(jī)遇。我國儲氣庫建設(shè)發(fā)展于20 世紀(jì)90 年代初[5]，雖起步較晚，但隨著需求持續(xù)加大、建造技術(shù)不斷完善、建設(shè)運(yùn)行日趨成熟，地下儲氣庫建設(shè)逐步加快。我國已建成的儲氣庫類型較為單一，以氣藏型為主[6]。油藏型儲氣庫是近年發(fā)展形成的新型儲氣庫，可協(xié)同天然氣驅(qū)油提高原油采收率一體化建庫，也被稱為協(xié)同型儲氣庫[3，7]。

華北油田地?zé)豳Y源豐富，近年積極探索油氣開發(fā)與清潔能源協(xié)同發(fā)展，開展了潛山油藏降壓開采與地?zé)崂寐?lián)作、注氣開發(fā)與儲氣庫調(diào)峰協(xié)同等方面的技術(shù)攻關(guān)，以期大幅增加油氣產(chǎn)量，加強(qiáng)清潔能源綜合利用[8]。

1 驅(qū)油儲氣地?zé)釁f(xié)同建設(shè)儲氣庫的技術(shù)內(nèi)涵

國外氣藏型儲氣庫建設(shè)起步較早，歷經(jīng)百年發(fā)展，形成了與地質(zhì)特點(diǎn)相適應(yīng)的配套建庫技術(shù)[9]。我國地質(zhì)條件復(fù)雜，建庫氣藏普遍存在構(gòu)造破碎、埋藏深、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、開發(fā)中后期水侵等問題[10]。由于地下剩余油潛力巨大，建庫注氣的同時如何統(tǒng)籌實施驅(qū)油、調(diào)水、地?zé)豳Y源利用，達(dá)到效益最大化，是我國儲氣庫建設(shè)中需要重點(diǎn)考慮的問題[11]。本研究借助多學(xué)科融合的縫洞預(yù)測技術(shù)，以華北油田潛山油藏為例，創(chuàng)新潛山油藏特高含水開發(fā)后期降壓開采及注氣理論，建立儲氣庫蓋層應(yīng)力—質(zhì)量綜合評價模型，探討潛山油藏驅(qū)油儲氣地?zé)釁f(xié)同建庫的可行性（圖1）。

圖1 驅(qū)油儲氣地?zé)釁f(xié)同建設(shè)儲氣庫示意圖

1.1 任丘潛山油藏地質(zhì)背景與開發(fā)概況

華北油田所處的渤海灣盆地是我國新增石油儲量超億噸的三大盆地之一，油氣資源豐富[12-13]。潛山油藏位于冀中坳陷中部，是饒陽凹陷中央隆起構(gòu)造帶上發(fā)育的大型潛山構(gòu)造[14]。潛山走向為北東—南西向，長38.5km，寬6～7.5km，圈閉面積210km2，圈閉幅度1913m，為冀中坳陷最大的潛山圈閉，包括塊狀底水特征的霧迷山組油藏、層狀邊水特征的府君山組和奧陶系油藏，具有得天獨(dú)厚的地質(zhì)條件。任丘潛山油藏經(jīng)歷早期高效開發(fā)后，含水快速上升，產(chǎn)量快速遞減，生產(chǎn)成本大幅增加。油藏經(jīng)過40 多年水驅(qū)開發(fā)，受裂縫非均質(zhì)性影響，中小縫洞中的剩余油無法采出，地質(zhì)儲量采出程度為30%，綜合含水率為94.8%，剩余地質(zhì)儲量為3.8×108t，伴生地?zé)豳Y源為6410×108GJ。

1.2 潛山油藏建設(shè)儲氣庫難點(diǎn)

任丘潛山油藏埋藏深度較深，大多位于4000m左右，深層碳酸鹽巖儲層多為縫洞及高角度構(gòu)造裂縫，孔洞裂縫發(fā)育，采用常規(guī)技術(shù)方法難以有效刻畫孔洞裂縫空間。由于邊底水能量強(qiáng)，地層水沿高角度裂縫縱竄橫侵，造成儲氣庫關(guān)鍵參數(shù)精準(zhǔn)落實存在困難。建庫前地層原始壓力范圍為31～34MPa，屬于正常壓力系統(tǒng)，鉆井過程中極易發(fā)生鉆井液漏失等復(fù)雜情況；建庫后注采運(yùn)行壓力高、井溫高，需要承受周期性變化載荷的沖擊，對注采完井工具、管材、固井質(zhì)量等要求高。針對邊底水侵入和高溫、高壓周期性注采的工作模式，需要開展儲氣庫運(yùn)行機(jī)理及注采管柱的安全敏感性分析，保障儲氣庫安全高效運(yùn)行。

此外，潛山油藏開發(fā)后期水驅(qū)效果差，降壓開采后大量產(chǎn)出液采用回注方式注入地下，同類型油藏大幅度提高采收率尚無先例。在復(fù)雜地質(zhì)條件下建設(shè)儲氣庫的同時如何提高采收率、處理大量采出液等，是建庫首先要考慮的關(guān)鍵問題。

1.3 潛山油藏建設(shè)儲氣庫階段劃分

根據(jù)驅(qū)油、儲氣及地?zé)崂脜f(xié)同機(jī)理，可將儲氣庫建設(shè)分為3 個階段。第一階段為注氣驅(qū)油階段，利用氣驅(qū)效率高于水驅(qū)效率機(jī)理，在潛山構(gòu)造高部位采取注氣重力驅(qū)，形成氣、油、水3 個流體分布帶，形成的油環(huán)帶可提高采收率，有效挖潛潛山剩余油；第二階段為儲氣調(diào)峰階段，注入氣體在構(gòu)造頂部形成儲氣庫，充分發(fā)揮儲氣庫的調(diào)峰作用，大幅緩解京津冀地區(qū)天然氣供求壓力；第三階段為地下采出熱液有效利用階段，地?zé)崴蔀橛吞镞\(yùn)輸管線及京津冀居民提供生活伴熱，加強(qiáng)地?zé)豳Y源的再利用。

2 驅(qū)油儲氣地?zé)釁f(xié)同建庫關(guān)鍵技術(shù)

冀中坳陷潛山霧迷山組開發(fā)后期，更加側(cè)重潛山縫洞體剩余油潛力研究，縫洞如何定量刻畫、縫洞與基質(zhì)雙重介質(zhì)如何建模、剩余油分布潛力不明確等問題制約了潛山剩余油動用。借助多學(xué)科融合的縫洞預(yù)測技術(shù)，應(yīng)用疊前、疊后地震資料開展裂縫孔洞定量刻畫技術(shù)，建立不同級別縫洞體門限，完成縫洞體積定量描述。將縫洞預(yù)測結(jié)果與離散裂縫網(wǎng)絡(luò)建模技術(shù)相結(jié)合，形成任丘超大型潛山雙重介質(zhì)地質(zhì)建模技術(shù)，識別潛山開發(fā)后期剩余油分布規(guī)律，精準(zhǔn)評估縫洞體內(nèi)剩余油潛力，為進(jìn)一步提高潛山油藏采收率奠定堅實的地質(zhì)基礎(chǔ)。

2.1 潛山油藏縫洞預(yù)測與雙重介質(zhì)建模結(jié)合的精細(xì)油藏描述技術(shù)

2019 年以來，華北油田集中開展儲層縫洞精細(xì)描述工作，借助區(qū)域三維地震處理解釋資料，應(yīng)用高斯梯度、調(diào)諧振幅、多尺度分解的超光譜圖像檢測、疊前AVO 反演屬性、疊后地震屬性等分析技術(shù)，形成了一套可精準(zhǔn)刻畫潛山縫洞體的精細(xì)油藏描述技術(shù)（圖2a）。結(jié)合裂縫預(yù)測結(jié)果，利用離散裂縫網(wǎng)絡(luò)建模技術(shù)建立裂縫模型，地質(zhì)模型精度由原來的50m×50m×2m 提高至30m×30m×1m。將油藏數(shù)值模擬高速計算集群與云計算技術(shù)相結(jié)合，模擬大規(guī)模并行運(yùn)算，成功實現(xiàn)了由粗化的160 萬節(jié)點(diǎn)提高至2000 萬節(jié)點(diǎn)以上的潛山油藏高精度高速數(shù)值模擬（圖2b）。充分利用已鉆井測井、巖心等資料及縫洞顯示情況，定量刻畫任丘潛山Ⅰ級、Ⅱ級、Ⅲ級縫洞體，其中Ⅰ級縫洞體852 個，總體積為52.92×108m3（圖2）。

圖2 任丘潛山縫洞體立體雕刻空間分布及離散裂縫模型

通過縫洞預(yù)測結(jié)果與已鉆井實際裂縫對比分析，裂縫預(yù)測符合率達(dá)83%?？p洞展布方向與斷層走向一致，主要以北東向為主，具有地層流體沿構(gòu)造裂縫進(jìn)一步溶蝕成縫洞的特點(diǎn)。裂縫以高角度縫為主，受斷層、水平溶蝕、風(fēng)化淋濾等切割和溝通作用，實現(xiàn)了在空間上精細(xì)刻畫任丘潛山縫洞體發(fā)育特征的目的。

2.2 潛山油藏注氣提高采收率與儲氣庫協(xié)同開發(fā)及配套技術(shù)

2015—2020 年，華北油田通過創(chuàng)新潛山油藏特高含水開發(fā)后期注氣理論，明確了水驅(qū)后小縫洞和基巖中殘余大量原油。傳統(tǒng)潛山油藏注氣提高采收率以單純注氣提高采收率研究為主，注氣開發(fā)可借助驅(qū)動壓差、重力作用，改變驅(qū)動方向、改善流動條件，降低原油黏度。利用潛山真實巖心開展雙重介質(zhì)可視化平面物理模擬，結(jié)果表明：水驅(qū)主要沿大的裂縫通道竄進(jìn)，裂縫系統(tǒng)是水驅(qū)產(chǎn)量的主體，微裂縫內(nèi)剩余油無法有效驅(qū)替；氣驅(qū)主要動用裂縫系統(tǒng)中油膜狀和連通性較差的孔洞剩余油，可有效驅(qū)替存在于巖塊系統(tǒng)中微細(xì)裂縫內(nèi)的剩余油。

通過開展注采氣速度敏感性實驗，明確了隨注氣速度的增加，驅(qū)替效率增加，但當(dāng)注氣速度增加到一定程度后，驅(qū)替效率幾乎不再增加；當(dāng)采氣速度增加到一定程度時，采氣速度越高，則水驅(qū)氣效率越低。在注采循環(huán)過程中，注入氣量和采出氣量均隨注采周期而增加，但增加速度隨注采周期而減緩，底水驅(qū)時采收率為49.87%，再進(jìn)行頂部天然氣驅(qū)可提高采收率22.64%（圖3）。前期快速注氣驅(qū)油形成一定厚度的富集油柱，中期逐步降低注氣速度，控制油氣界面緩慢推進(jìn)，油水界面穩(wěn)定，保證油井開發(fā)效果，后期快速注氣達(dá)容達(dá)產(chǎn)，以期實現(xiàn)潛山油藏大幅提高采收率與調(diào)峰供氣一體化。

圖3 水驅(qū)后注氣采收率和含水率變化

2.3 潛山油藏持續(xù)降壓開采與地?zé)崧?lián)作開發(fā)及配套技術(shù)

潛山油藏開發(fā)后期存在采出水回注沿大裂縫無效循環(huán)、中小裂縫儲量動用程度低、高溫采出液的地?zé)豳Y源未得到有效利用等問題。自油藏開采至今，主要以潛山邊部均勻水驅(qū)，保持高壓力水平開發(fā)為主，為有效緩解無效水循環(huán)以及提高采收率等攻關(guān)，2020 年起持續(xù)開展?jié)撋接筒亻_采試驗研究。

理論上通過降壓開采可減少對中小縫洞與巖塊系統(tǒng)的干擾，改變大裂縫滲流能力，發(fā)揮中小縫洞及巖塊系統(tǒng)的生產(chǎn)潛力[15]，提高采收率。實際研究中通過創(chuàng)新潛山油藏特高含水開發(fā)后期降壓開采理論及改變油藏驅(qū)動方式，利用裂縫的差異性閉合效應(yīng)，使彈性力、重力和毛細(xì)管力的驅(qū)油作用得到更好發(fā)揮。降壓開采后，天然水壓充分發(fā)揮重力作用，驅(qū)動比較均勻緩和[16]。油藏同時發(fā)生3 種動態(tài)變化過程，分別為人工驅(qū)動向天然驅(qū)動的轉(zhuǎn)化過程、巖塊自吸排油作用的發(fā)揮過程、彈性排油作用的釋放過程。降壓開采過程中，地層上覆有效壓力增大，儲層裂縫開度減小，大裂縫開度降幅達(dá)到60%，中小裂縫開度降幅僅20%，充分發(fā)揮中小裂縫的彈性排油作用。

在明確降壓開采增油的前提下，陸續(xù)在任丘霧迷山、八里莊等潛山油藏進(jìn)行了控注、停注降壓開采試驗，其中任丘、八里莊西油藏地層壓降較大，提高采收率幅度為0.4%～1.86%，累計增油200×104t。在引入地?zé)崴玫穆?lián)作技術(shù)后，通過篩選油藏的水體倍數(shù)介于30～150，地層溫度大于70℃，井筒基礎(chǔ)情況滿足提液生產(chǎn)，地面具備采出液換熱和回注路由，并具備配套油水分離處理能力等硬性指標(biāo)。進(jìn)一步梳理了降壓開采油熱聯(lián)作適宜的油藏、井筒、地面條件，重點(diǎn)針對任丘及河間潛山地?zé)崾袌觯Y選出條件適宜的潛山區(qū)塊。以任丘潛山為例，盡量不新鉆地?zé)峋?，依托原有油氣生產(chǎn)井，實現(xiàn)任丘油田油藏內(nèi)大規(guī)模提液降壓，計劃整體提液降壓開采提液井8 口，總提液量可達(dá)12000m3/d（100℃）。采出液利用油田現(xiàn)有路由運(yùn)送到任17 計量站進(jìn)行油水分離，應(yīng)用旋流分離處理工藝，脫出采出熱液輸送至石油新城區(qū)供暖，預(yù)計可供暖面積為257×104m2，換熱后油田采出液調(diào)至長洋淀潛山回注。

3 潛山油藏驅(qū)油儲氣地?zé)峤◣炜尚行苑治?/h2>

3.1 超深邊底水潛山氣藏改建儲氣庫庫容參數(shù)評價方法

超深邊底水潛山氣藏地質(zhì)條件復(fù)雜，具有雙重介質(zhì)、底水能量強(qiáng)、裂縫發(fā)育且處于開發(fā)后期等特點(diǎn)，地層水沿裂縫縱竄橫侵，儲氣庫庫容關(guān)鍵參數(shù)落實困難，急需開展庫容參數(shù)優(yōu)化設(shè)計技術(shù)以及圈閉密封性綜合評價技術(shù)，通過建立儲氣庫蓋層應(yīng)力—質(zhì)量綜合評價模型，錄取沉積環(huán)境、巖石巖性、泥質(zhì)含量以及裂縫發(fā)育程度等關(guān)鍵指標(biāo)對決定蓋層巖性、厚度、孔滲以及排替壓力等關(guān)鍵參數(shù)運(yùn)用層次分析法計算權(quán)重，建立枯竭油氣藏儲氣庫蓋層綜合適宜度等級評價標(biāo)準(zhǔn)，在運(yùn)營期加強(qiáng)儲氣庫密封性投資和監(jiān)測[17-18]。同時通過室內(nèi)物理模擬實驗獲取相關(guān)設(shè)計參數(shù)，根據(jù)已有認(rèn)識利用油氣藏工程方法計算庫容并利用雁翎潛山油藏注氣先導(dǎo)實驗獲得相關(guān)經(jīng)驗及參數(shù)，采用3 種孔隙度類比方法重新計算庫容，突破常規(guī)深度界限，多方面開展庫容評價，創(chuàng)建底水潛山儲氣庫建庫參數(shù)評價方法，庫容參數(shù)設(shè)計誤差由26%降低到5%。

3.2 超深儲氣庫優(yōu)化運(yùn)行及風(fēng)險管控技術(shù)

研制超深超高溫儲氣庫用注采管柱及配套工具，解決了周期性大流量條件下深井注采管柱密封難題。通過加強(qiáng)結(jié)構(gòu)設(shè)計，采用油管掛、氣密封油管、井下安全閥、滑套、錨定密封、永久式封隔器、磨銑延伸筒、無投撈球座、儀表掛等配套工具，監(jiān)測和保護(hù)注采管柱，形成超深超高溫條件下配套適用系列工具，保障地下管柱安全。進(jìn)一步總結(jié)高速注采條件下的氣水運(yùn)移規(guī)律，揭示氣庫運(yùn)行影響因素；建立環(huán)空壓力管理決策機(jī)制（圖4），優(yōu)化單井儲氣庫配產(chǎn)配注，指導(dǎo)儲氣庫高效運(yùn)行；創(chuàng)新超深注采管柱安全評價技術(shù)，形成地下—井筒—地面三位一體的風(fēng)險管控體系。

圖4 環(huán)空壓力管理決策系統(tǒng)圖

3.3 超深儲氣庫驅(qū)油儲氣地?zé)釁f(xié)同發(fā)展

在前期精細(xì)雕刻縫洞體落實剩余油的基礎(chǔ)上，油田利用借助注氣驅(qū)油，在不同階段調(diào)整注氣速度與采油速度，既保證油井開發(fā)效果又能實現(xiàn)快速注氣達(dá)容達(dá)產(chǎn)。此外，伴隨油氣生產(chǎn)過程中每年采出數(shù)以千萬立方米高溫，蘊(yùn)含大量綠色可再生的、可循環(huán)利用的余熱資源，開展余熱利用研究，結(jié)合油田現(xiàn)有規(guī)劃，采取“整體部署、分步實施”的思路，將地?zé)峋?、換熱站、油田管線進(jìn)行區(qū)域整合，同時對井筒、舉升以及地面配套工藝進(jìn)行優(yōu)化，實現(xiàn)多套地?zé)豳Y源和油田集輸余熱綜合利用，實現(xiàn)全密閉、高效的高溫復(fù)合采水無壓全回灌潛山地?zé)豳Y源梯級利用。

2020 年開展了留北高含水潛山井采出液余熱規(guī)模利用，建成留北地?zé)嵴荆垂に嚵鞒谭譃榈責(zé)崴杉?、氣液分離、地?zé)岚l(fā)電、換熱維溫、污油回收、尾水回注等6 個系統(tǒng)，占地21.5 畝（14333.3m2），設(shè)計規(guī)模6000m3/d，建立了潛山油藏注氣開采—余熱利用—回注閉環(huán)模式。

4 一體化協(xié)同建庫的優(yōu)勢

4.1 大幅度提高原油采收率

通過千萬級網(wǎng)格高精度數(shù)值模擬（圖5），指導(dǎo)機(jī)理模擬、注氣方式、井網(wǎng)部署、參數(shù)優(yōu)化、防止氣竄等各項實驗研究。運(yùn)用復(fù)合立體注采井網(wǎng)、點(diǎn)弱面強(qiáng)注氣、平衡聚油、多井慢采控錐、界面變速調(diào)控、補(bǔ)氣壓錐、動態(tài)井段等創(chuàng)新技術(shù)，保持油氣界面穩(wěn)定推進(jìn)。采取在潛山構(gòu)造高部位裂縫發(fā)育區(qū)部署儲氣庫注采氣井，確保實行自上而下的垂直驅(qū)替，同時在圈閉溢出點(diǎn)附近部署排液井，防止富集油溢出。預(yù)計十年內(nèi)提高采收率達(dá)20%以上，較優(yōu)化前提高4.3 個百分點(diǎn)。

圖5 任丘潛山整體模型

2020 年開始逐步應(yīng)用潛山注氣技術(shù)，充分利用現(xiàn)有井網(wǎng)，按照頂注低采注氣模式，優(yōu)先驅(qū)替頂部油藏和錐間帶甜點(diǎn)區(qū)剩余油，推導(dǎo)最優(yōu)注氣量計算公式，支撐現(xiàn)場實施。因天然氣氣源問題，2020年開展注氮?dú)庀葘?dǎo)試驗。某井按照頂注低采模式注氣，共注氣6 輪次，累計注入氮?dú)?84×104m3，注氣前單井日產(chǎn)油小于1t，注氣后單井日產(chǎn)油最高達(dá)16.6t，階段累計增油1.5×104t。

4.2 提高清潔能源綜合利用和緩解供暖壓力

在潛山油藏降壓開采過程中，日調(diào)水量達(dá)1.7×104m3，需投入地面管線建設(shè)維護(hù)等開支。為避免大量高溫采出液的浪費(fèi)，建立了降壓開采與地?zé)豳Y源利用聯(lián)作工藝流程。在“隔山調(diào)水、降壓開采”提高采收率的基礎(chǔ)上，高溫采出液回注之前，通過為周邊建筑生活換熱供暖和油田低溫輸油管線伴熱的方式（圖6），充分利用地?zé)崆鍧嵞茉?，減少CO2排放。

圖6 熱源站油、熱聯(lián)采及余熱梯級利用流程示意圖

自2020 年冀中潛山油氣藏提高采收率與清潔能源綜合利用項目實施以來，全面評估并掌握冀中凹陷地?zé)豳Y源總量及分布特點(diǎn)，初步建立資源評價與開發(fā)利用體系，潛山地?zé)衢_發(fā)利用進(jìn)入全面推廣階段?，F(xiàn)已投入運(yùn)行地?zé)峁┡椖? 個，在冀中地區(qū)建成了205×104m2/a 供暖能力，利用地?zé)崮苷酆蠘?biāo)準(zhǔn)煤5.11×104t，減排CO2量14.15×104t。預(yù)計到2025 年，通過地?zé)峋C合能源利用，冀中地區(qū)可建成5500×104m2/a 供暖能力，可利用地?zé)崮苷酆蠘?biāo)準(zhǔn)煤55×104t，減排CO2量150×104t。

在地?zé)衢_發(fā)過程中，充分利用任丘潛山油藏采出水外調(diào)干線余熱，建設(shè)油田生產(chǎn)余熱利用示范項目——石油新城一期項目，開創(chuàng)性運(yùn)用以油田采出液余熱為基礎(chǔ)熱源的供暖方式，進(jìn)站溫度82℃，出站溫度40℃。于2020 年11 月試運(yùn)供暖，截至2022 年底，總供熱面積達(dá)63.2×104m2。

華北油田進(jìn)一步統(tǒng)籌考慮油田生產(chǎn)系統(tǒng)管道、站內(nèi)維溫伴熱需求，建立了跨區(qū)域調(diào)運(yùn)高溫產(chǎn)出液技術(shù)、高溫產(chǎn)出液進(jìn)站換熱工藝、高溫產(chǎn)出液帶低溫產(chǎn)出液技術(shù)，充分利用地?zé)豳Y源，實現(xiàn)了冀中地區(qū)加熱爐燃油全部替代。2017 年以來，通過充分利用潛山油藏高溫產(chǎn)出液余熱，停運(yùn)118 臺燃油加熱爐，年節(jié)約燃油5.3×104t，累計節(jié)約燃油26.5×104t，油田生產(chǎn)系統(tǒng)趨向綠色環(huán)保發(fā)展。

5 結(jié)束語

華北油田積極探索潛山油藏開發(fā)后期驅(qū)油儲氣地?zé)釁f(xié)同聯(lián)動，創(chuàng)新形成了3 項關(guān)鍵技術(shù)：一是多學(xué)科融合的縫洞預(yù)測技術(shù)，應(yīng)用疊前、疊后地震資料對裂縫孔洞定量刻畫，明確不同級別縫洞體門限，完成縫洞體積定量描述；二是建立任丘超大型潛山雙重介質(zhì)地質(zhì)建模技術(shù)，將縫洞預(yù)測結(jié)果與離散裂縫網(wǎng)絡(luò)建模技術(shù)相結(jié)合，尋找潛山開發(fā)后期剩余油分布規(guī)律，形成一套潛山開發(fā)后期油藏縫洞體內(nèi)剩余油精準(zhǔn)評估技術(shù)；三是建立潛山油氣藏降壓開采與地?zé)衢_發(fā)聯(lián)作配套技術(shù)，優(yōu)化地下水循環(huán)的同時充分利用地下清潔能源。

通過系列技術(shù)的持續(xù)創(chuàng)新與實踐應(yīng)用，積極探索新型儲氣庫建設(shè)，實現(xiàn)驅(qū)油、儲氣及地?zé)崧?lián)動。在儲氣庫建造設(shè)計時，加強(qiáng)頂層設(shè)計，實施相關(guān)理論介入、關(guān)鍵技術(shù)優(yōu)化、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)制定及管理模式創(chuàng)新等工作，以期進(jìn)一步降低儲氣庫投資，提升安全環(huán)保性，在加快數(shù)字化、智能化儲氣庫建設(shè)的同時，真正意義實現(xiàn)潛山開發(fā)后期油田采收率大幅提升，為京津冀天然氣調(diào)峰保供、推進(jìn)綠色環(huán)保清潔發(fā)展“加油爭氣”。