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2026年第16卷第3期
- 摘要：为了推动浅层页岩气规模效益动用，以四川盆地东南缘复杂构造区为研究对象，系统梳理和剖析了浅层页岩气地质特点、高效勘探开发面临的挑战、攻关对策及取得的勘探成效。理论研究和勘探实践表明：①浅层页岩气遭受的构造改造作用更强，具有地层压力系数低（0.80~1.05）、吸附气占比高（55%~80%）和应力差异系数大（0.32~0.56）三大地质特征，发育浅层单斜型、反向逆断层遮挡型、盆外背斜型3种成藏模式，高效勘探开发面临“甜点”优选、优快成井、充分改造、降压排采4个方面挑战；②埋深在500~<2 000 m时浅层页岩近饱和吸附形成吸附气富集黄金带，将流压降至敏感解吸窗（1.5~2.5 MPa）时，可激活吸附气高效解吸；③浅层单斜型富集主控因素为地层产状和埋深，针对地层平缓、页岩自封闭性较好的特点，形成超长水平井提产技术，从而提升井控储量及单井产量，南川斜坡区单井测试日产气量介于（4.1~22.1）×104 m3，实现整体探明和效益动用；④断层下盘（以下简称断下盘）型富集主控因素为断层活动期次及封闭性，针对多期裂缝发育、地应力适中的特点，形成“中段多簇+限流射孔+提高排量”的压裂工艺，从而提升人工缝网复杂度，道真断下盘单井测试日产气量介于（4.5~13.0）×104 m3，突破盆外常压页岩气商业气流关；⑤盆外背斜型富集主控因素为地层压力和温度，针对吸附气占比高、压后自喷能力弱的特点，形成“近零流压”排采工艺，促进吸附气解吸，老厂坪背斜型单井测试日产气量由0.7×104 m3提升至4.5×104 m3，实现吸附气解吸自喷生产；⑥坚持低成本高质量发展理念，攻关形成以“二级结构+随钻测井导向（LWD）+水基钻井液”为核心的优快钻完井技术，集成了“提排量升净压+高强度高砂比+多级复合暂堵”为主体的高效压裂技术，提产降本增效明显。通过地质工程一体化理论研究和创新实践，实现了渝东南盆外浅层页岩气的勘探突破和效益动用，为复杂构造区浅层页岩气效益开发提供了理论支撑和实践经验。关键词：浅层页岩气;地质工程一体化;勘探实践;五峰组—龙马溪组;复杂构造区;渝东南地区;四川盆地165|106|0更新时间：2026-05-09
- 摘要：四川盆地林滩场地区经历多期构造运动，断层与裂缝体系发育复杂。实钻结果显示：上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组具备良好的勘探与开发潜力，探明该层系断层及相关裂缝的发育规律对于后续勘探至关重要。研究将林滩场地区断层划分为A、B、C、D共4个级别，主要存在北东向、近东西向和近南北向3组走向。A级断层主要分布在背斜两翼，背斜倾没端断层发育较少。采用三维地震属性融合与FDI（裂缝发育指数）裂缝带刻画方法，对五峰组—龙马溪组断层相关裂缝进行了定量研究。结果表明：①断层相关裂缝发育带宽度与断距显著正相关，A级裂缝带宽度介于510~660 m（均值约600 m），B级裂缝带宽度介于160~280 m（均值约220 m），C级裂缝带宽度介于130~200 m（均值约168 m），D级裂缝带宽度介于115~170 m（均值约150 m）。断层上盘裂缝带普遍宽于下盘，断层交叉部位的裂缝最为发育。同级断层中，近东西向裂缝带最宽，近南北向次之，北东向最窄。②裂缝发育带与页岩气保存条件密切相关。裂缝带内井表现为较低的地层压力系数和产能，远离裂缝带的井具有较高压力系数和更大产量，二者呈显著正相关关系，说明断层相关裂缝对压力保持与气体逸散具有重要控制作用。研究揭示了林滩场地区五峰组—龙马溪组断层及相关裂缝的发育规律，可为区内页岩气选区优选和井位部署提供重要参考。关键词：林滩场;五峰组—龙马溪组;页岩气;属性融合;断层相关裂缝;勘探选区135|273|0更新时间：2026-05-09
专家论坛
- 摘要：页岩油气开发过程中，大规模水力压裂形成的裂缝网络使储层表现出显著的应力敏感性，流体矿化度、离子组成以及流体的加载时间可能会使储层应力敏感行为复杂化，从而影响增产改造效果与油气井稳产。选取渤海湾盆地N区古近系沙河街组四段上亚段纯上段—沙河街组三段下亚段咸化湖相页岩，开展了裂缝页岩岩样应力敏感评价实验，系统分析了有效应力、流体矿化度和加载时间三因素耦合对渗透率的影响机制。结果表明：裂缝渗透率随有效应力的增加呈两段式衰减且衰减速率越来越慢，在3~25 MPa应力区间，渗透率衰减速率快且流体矿化度影响显著，地层水渗透率要高于次地层水和蒸馏水的渗透率，其中从5 MPa加载至15 MPa过程中，蒸馏水出口端流体浊度和电导率增幅均高于次地层水，且在10 MPa和15 MPa应力点时，蒸馏水渗透率要高于次地层水渗透率；在>25~40 MPa应力区间，裂缝渗透率衰减速率减缓，此时3种流体渗透率趋于一致；恒定有效应力下，渗透率变化率随着加载时间延长而逐渐减小，且随着有效应力增大加载时间对渗透率的影响逐渐降低。入井流体优选要考虑有效应力作用下渗透率的时间效应，低应力下建议使用高矿化度返排液配制流体降低应力敏感性，高应力下建议选用高强度支撑剂防止裂缝闭合且可以合理利用低矿化度流体溶盐扩缝作用改善渗流通道，从而保障压裂改造的长期有效性。研究为湖相页岩储层高效开发与入井流体优化提供了重要的理论依据与实践指导。关键词：页岩;应力敏感性;时间效应;流体矿化度;储层损害111|139|0更新时间：2026-05-09
- 摘要：渝西大足地区龙马溪组富有机质深层页岩气储层非均质性强，制约了该区龙马溪组页岩气的高效勘探开发。利用三维地震恢复大足地区早志留世龙马溪期古地貌格局，结合岩相学与矿物学资料、有机及无机地球化学资料、井震资料及储层表征成果，研究不同古地貌单元下龙马溪组沉积环境、物质组成与储层差异性，并探讨其成因机制。结果表明：①研究区龙马溪组沉积期古地貌呈北高南低阶梯状格局，自北向南依次发育陆棚高地、陆棚斜坡和陆棚洼地，沉积水体还原性与古盐度向南逐渐增高；②页岩储层物质组成与次级古地貌单元具有明显协变关系，生物成因石英含量与总有机碳（TOC）含量向南递增，黏土矿物与陆源碎屑含量向南递减，陆棚洼地高生产力与良好保存条件利于有机质富集，长石蚀变等成岩作用控制矿物组成空间分布；③矿物组成与有机质含量的空间差异进一步控制储层特征，陆棚斜坡孔隙度最高，以晶间孔与有机质孔为主；陆棚高地孔隙度次之，以粒间孔与粒内孔为主；陆棚洼地孔隙度最低，与有机质孔径较小、生物成因石英充填粒间孔有关；④经定量反演与实测数据约束，Ⅰ类页岩气储层厚度自陆棚高地至陆棚洼地逐渐增大，与沉积环境变化具有明显成因联系。古地貌控制的沉积环境差异是造成页岩气储层强烈非均质性的根本原因，研究成果可为非均质性页岩气储层高效勘探开发提供依据。关键词：大足区块;龙马溪组;深层页岩气;储层差异;储层成因;古地貌格局156|104|0更新时间：2026-05-09
- 摘要：鄂尔多斯盆地西缘发育的乌拉力克组是中国北方页岩气勘探开发的重要层位，具有普遍含气、局部富集的特征。探寻乌拉力克组优质烃源岩的发育影响因素，对现阶段油气勘探工作具有重要指导意义。本次研究以盆地西缘北段的石峡谷剖面和南段的银洞官庄剖面的乌拉力克组页岩为研究对象，系统开展了烃源岩地球化学特征、成烃生物组成及古海洋环境演化研究，建立了乌拉力克组沉积模式，明确了优质烃源岩发育的影响因素。研究结果表明：①烃源岩主要发育于乌拉力克组底部，总有机碳（TOC）含量整体偏低，热演化程度处于成熟—高成熟阶段，整体生烃潜力较低；②乌拉力克组生物组合包含浮游藻、笔石、底栖藻、藻类孢子囊和放射虫，进一步研究证实，烃源岩层段的成烃生物主要为浮游藻类体及其降解碎片，笔石和底栖藻碎片含量较少；③微量元素地球化学指标显示，乌拉力克组页岩沉积于缺氧的水体环境，但古生产力水平整体偏低，西缘北段沉积水体为缺氧滞留环境，西缘南段沉积水体深度较浅，缺氧程度较弱。综合分析认为，乌拉力克组页岩有机质富集受古海洋生产力和水体氧化还原环境的双重影响，古海洋生产力水平整体偏低是烃源岩有机质丰度偏低的主要原因，而局部区域的水体氧化还原环境对有机质的保存效率发挥着更显著的调控作用。关键词：鄂尔多斯盆地;乌拉力克组;页岩;成烃生物;烃源岩143|146|0更新时间：2026-05-09
- 摘要：2020年以来，苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段（以下简称阜二段）陆相页岩油勘探持续获得发现，首次提交I亚段探明地质储量超4 000×104 t。为系统揭示该凹陷阜二段Ⅰ亚段页岩油赋存特征及控制因素，利用薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射、多温阶岩石热解、低温N2吸附和二维核磁共振等分析技术，对页岩储层矿物组成、孔隙发育特征与孔隙流体赋存状态开展了深入研究。结果表明：阜二段Ⅰ亚段发育混合质页岩、长英质页岩和碳酸盐质页岩；微纳米级储集空间包括有机孔、晶间孔、粒间孔、溶蚀孔、黏土矿物层间缝和粒缘缝，其中黏土矿物晶间孔和粒间孔为页岩油的主要赋存场所；页岩油以游离态赋存为主（占比67%~97%，均值88%），基于二维核磁共振数据确定含油孔径下限为5.38 nm，可动油孔径下限为26.88 nm。研究揭示，有机质丰度是控制页岩油赋存的核心前提，既决定生油规模又主导吸附油赋存；矿物组成与赋存样式通过决定孔隙类型与发育规模控制游离油的赋存；当长英质矿物、黏土矿物和碳酸盐矿物的含量分别处于30%~60%、20%~40%和低于30%，且长英质矿物含量与黏土矿物含量的比值介于1~2时，游离油赋存条件最优。结果表明：较高有机质丰度、低碳酸盐矿物含量的混合质页岩和长英质页岩发育层段，具备较好的页岩油赋存条件，应作为阜二段下一步页岩油勘探的优先领域。关键词：溱潼凹陷;阜二段;页岩油;赋存特征;控制因素144|292|0更新时间：2026-05-09
- 摘要：天然裂缝是济阳坳陷渤南洼陷陆相页岩储层重要的储集空间与渗流通道之一，天然裂缝的发育特征及成因机制直接制约着单井产能。利用地震解释、岩心与薄片观察、扫描电镜、全岩X射线衍射（XRD）等手段对渤南洼陷沙河街组三段下亚段（以下简称沙三下亚段）构造样式、天然裂缝发育特征、主控因素及有效裂缝对单井产能的影响进行研究。结果表明：沙三下亚段天然裂缝按照成因类型可划分为构造缝、成岩缝、生烃增压缝，构造缝根据地质成因分为剪切缝、张性缝、顺层滑脱缝；天然裂缝发育类型整体以直立剪切缝（75°~90°）为主，天然裂缝整体延伸长度不长（5~10 cm），张性缝的缝宽略宽（0.5~1.0 mm）；充填物主要为方解石、沥青，剪切缝无充填占比较高。天然裂缝形成主控因素包括距断层距离、构造组合样式、碳酸盐矿物含量、有机质含量及岩相组合类型，距离断层近、断层上盘、断块型构造组合样式导致天然裂缝较发育；碳酸盐矿物、有机质含量与天然裂缝发育程度呈正比关系，碳酸盐质页岩相、长英质页岩相天然裂缝较为发育。未—半充填高角度剪切缝、未—半充填张性缝是对页岩油产能贡献最大的有效裂缝，其次为未充填顺层滑脱缝。该研究有利于深化东部陆相页岩油天然裂缝形成机制的规律性认识，为渤南洼陷乃至整个济阳坳陷裂缝型页岩油的勘探开发实践提供重要依据。关键词：渤南洼陷;沙三下亚段;陆相页岩;天然裂缝;主控因素88|463|0更新时间：2026-05-09
- 摘要：苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段（以下简称阜二段）是页岩油勘探的重点层系之一，页岩储层特征是影响油气储集、渗流和运移的重要因素，为研究其储层特征，利用岩心观察、X衍射矿物分析、N2吸附、扫描电镜、核磁共振等方法，开展不同岩相“四性”研究，刻画储层特征，分析其影响因素。结果表明：研究区发育8种（①型—⑧型）主要岩相类型和长英质纹层、黏土质纹层、碳酸盐质纹层及混合质纹层4种纹层类型，中碳纹层状长英质-黏土质混合质页岩型、中碳纹层状长英质-碳酸盐质混合质页岩型以及中碳纹层状碳酸盐岩型为优势岩相类型，主要发育在Ⅲ亚段中下部、Ⅳ亚段以及Ⅴ亚段中下部，储集空间包括孔隙和裂缝，孔隙以粒间（缘）孔为主，裂缝以构造剪切缝、张剪缝和非构造层理缝为主。页岩储层受矿物组分、纹层发育程度和裂缝有效性影响，碳酸盐岩矿物粒间孔相对较小，长英质和黏土质矿物含量越高，孔隙越发育，中大孔占比越大，页岩矿物组分越单一，孔隙连通性越好。纹层状页岩孔渗、含油性及可动性优于其他构造类型页岩。未被充填的大型构造剪切缝、层理缝、顺层方解石脉和层内张剪缝为有效储集空间，压裂后可沟通孔隙，形成复杂孔-缝系统。研究成果为苏北盆地高邮凹陷阜二段页岩油储层评价和“甜点”优选提供支撑。关键词：苏北盆地;高邮凹陷;阜宁组二段;页岩油;储集空间;影响因素100|205|0更新时间：2026-05-09
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东海西湖凹陷斜坡中段古潜山充填缝成因机制 AI导读
摘要：近年来，海域潜山油气勘探在渤海、南海均取得高产油气流，而东海海域潜山勘探尚未取得油气突破。基于岩心观察、薄片分析、X衍射分析、元素分析、锆石U-Pb测年等手段，对东海西湖凹陷斜坡带中段潜山特征及裂缝充填机制开展分析。研究表明：①潜山基底岩性为花岗岩，锆石U-Pb年龄约113 Ma，成山完成于早白垩世；②研究区裂缝为主要的储集空间，钻井证实研究区潜山基底受始新世至渐新世三期断裂活动影响，高角度构造裂缝广泛发育，成岩矿物被密集网状裂缝破碎切割呈碎裂结构，以闭合缝为主；③裂缝浅层主要充填物为方解石，以海水碳酸盐岩自生沉积矿物填充作用为主；深层充填矿物发育石英-方解石-黄铁矿组合，充填碳酸盐组分具有高87Sr/86Sr比值、碳氧同位素分馏程度高、稀土元素右倾、Eu显著正异常等标志性特征，主要来源于深部幔源上涌高温流体，与古新世—始新世、渐新世—中新世两期岩浆活动有关。通过研究，明确了充填缝的成因机制，预测了有效缝发育区，为下一步油气勘探部署提供依据。关键词：古潜山;充填缝;方解石;西湖凹陷;东海70|52|0更新时间：2026-05-09 - 摘要：针对苏北盆地构造-岩性油气藏勘探对高分辨率地震资料的迫切需求，传统反褶积和频域变换方法存在井信息利用不足、非线性特征适应性差等局限性的问题，提出一种基于广义回归神经网络（Generalized regression neural network，GRNN）的深度学习地震智能拓频方法。通过融合井震联合技术，构建以GRNN为核心的深度学习框架，充分利用测井数据合成高频地震标签，实现地震频带智能化拓展。GRNN网络基于Parzen窗概率密度估计理论，采用输入层、模式层、求和层及输出层的4层拓扑结构，具有非参数化建模、局部特征自适应逼近及噪声鲁棒性等优势，有效解决了地震信号非平稳性、高维噪声干扰等问题。在苏北探区YA高密度三维工区，通过井资料合成高频地震道并训练网络进行拓频处理，其结果表明：有效频率范围从 7~43 Hz 拓展到 6~56 Hz，薄砂体边界刻画更清晰，与钻井井震匹配度良好，合成记录相关性达82%。同时，研究探讨了不同数量训练集和不同训练道选取方式对预测效果的影响，发现选取能控制整个地震剖面的地震道作为训练数据时拓频效果更佳。利用基于深度学习拓频方法在苏北盆地多个区块进行了应用均取得了较好应用效果，验证了方法的有效性和适用性，研究成果为复杂岩性油气藏精细刻画提供了高分辨率数据支撑，推动了地震拓频技术的智能化发展。关键词：苏北盆地;广义回归神经网络;深度学习;频率拓展;测井信息80|174|0更新时间：2026-05-09
油气勘探
- 摘要：中国常压页岩气资源分布广泛、潜力巨大，是未来增储上产的重要接替领域之一。四川盆地外褶皱带武隆区块LY1井作为典型常压页岩气井，已连续生产近10 a，累计产气量超4 000×104 m3，是目前盆地外累计产气量最高的常压页岩气井，凸显了常压页岩气良好的勘探开发前景。以武隆地区钻井、测井、地震、分析化验及压裂试气资料为基础，系统剖析常压页岩气藏地质特征，明确其生产动态规律及不同开发阶段的渗流机制，深化对常压页岩气富集高产主控因素的认识。研究结果表明：①武隆常压区五峰组—龙马溪组优质页岩厚度约32 m，虽略薄于盆地内高压区，但仍具备较好的物质基础；储层物性较好，有机质孔隙发育，孔径介于2~50 nm，微裂缝发育程度优于盆地内；受多期构造运动叠加影响，储层保存条件相对较差，页岩气以吸附态赋存为主，总含气量低于盆地内高压区；岩石脆性指数较高，力学性质整体有利于后期压裂改造。②保存条件是常压页岩气富集的前提，地应力场是其高产的核心控制因素，缝网复杂程度是决定单井产量差异的关键。③常压页岩气井生产经历前期控压自喷、中期强化排液、后期人工举升3个阶段，呈现排水期长、返排率高、气液比低、低压稳产能力强、产量递减平缓的典型特征。研究成果对深化常压页岩气成藏机理认识、优化开发技术政策及推动中国页岩气资源向常压领域拓展具有重要的理论价值和实践指导意义。关键词：渝东南;武隆区块;五峰组—龙马溪组;常压页岩气;地质特征;生产规律123|298|0更新时间：2026-05-09
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丁山区块有利产建区优选及开发技术政策研究 AI导读
摘要：綦江页岩气田丁山区块页岩气资源量丰富，上产潜力巨大，但受复杂构造、断缝及地应力等地质因素综合影响，气井产能差异显著，有利产建单元尚不明确，针对性开发技术政策设计难度较大，整体效益开发面临较大挑战。通过开展气藏精细描述研究，选取构造、裂缝、埋深、地层倾角、含气量、地层压力系数、地应力7项地质要素，建立了分区评价标准。在此基础上，结合产能主控因素分析、分区投资-效益测算，明确落实中2区、中3区为有利产建区。采用以“天然裂缝+人工裂缝”耦合扩展模拟为核心的地质建模-压裂模拟-数值模拟一体化技术，模拟不同改造规模下水力压裂裂缝横纵向扩展规律，构建嵌入式离散裂缝模型（EDFM），建立不同分区EDFM数值模拟模型。通过技术-经济一体化评价，设计不同靶窗位置、水平井方位、井距及水平段长度的井网部署方案，优化并制定分区差异性开发技术政策。研究结果表明：在现有开发条件下，中2区、中3区可实现经济有效开发；合理水平井穿行层位为12—32小层，水平段长度1 900~2 100 m，水平井与最大水平主应力夹角为60°~85°，井距300~350 m；裂缝发育区及老井附近井距可适当增加50~100 m。研究成果为丁山区块中2区、中3区产建方案编制提供了技术支撑，为复杂地质条件下页岩气高效开发提供了可行的技术思路和方法。关键词：复杂构造区;有利区评价;地质建模-压裂模拟-数值模拟一体化;技术-经济一体化;差异化开发技术政策88|118|0更新时间：2026-05-09 - 摘要：段塞流是页岩气藏倾斜井段气水两相流介质分布较为普遍的一种流型。监测段塞流状态气水两相流动态，准确反演段塞流型气水介质分布，高精度计算井筒气水相持率，是指导页岩气井生产动态监测准确定量评价的关键基础。研究以实验室井斜角60°条件下的气水两相流物理模拟实验为基础。采用空气和自来水进行模拟，实验条件涵盖总流量分别为50、100、200、300、400、500 m3/d，入口含水率分别为0、10%、20%、80%、90%、100%。基于阵列电容持水率仪（Capacitance Array Tool，CAT）监测井筒气水流体动态，并结合斜井气水两相段塞流的动态特征与CAT的响应规律，明确了段塞流介质分布的识别方法，进而建立了斜井气水两相段塞流表征模型。针对持水率计算，研究提出了一种新方法：对于液塞段，采用径向中点投影切分面积权重法进行计算；对于气塞段，采用高斯径向插值-椭圆拟合法进行计算；最后，结合完整段塞单元的结构，通过加权平均计算段塞单元体的平均持水率。将研究建立的计算段塞流持水率方法与现有方法进行对比，对比了不同反演方法气塞段介质分布特征。结果表明：加权平均法、径向等高面积权重法、径向投影中点面积权重法和研究建立方法计算相对误差基本在20%以内，其中加权平均法相对误差分布在-3.14%~14.10%；径向等高面积权重法相对误差分布在-1.77%~16.68%；径向投影中点面积权重法相对误差分布在-8.57%~10.41%，平均相对误差为4.55%；研究建立方法相对误差分布在-8.10%~9.43%，平均相对误差为3.99%。结合四川盆地实际页岩气井阵列产出剖面测井仪（Multiple Array Production Suite，MAPS）监测资料处理应用，证明研究建立的段塞流条件持水率计算模型可以准确表征倾斜页岩气井气水两相流动态，有效支撑页岩气井生产动态评价。关键词：页岩气井;气水两相;段塞流;介质分布反演;持水率80|151|0更新时间：2026-05-09
- 摘要：在页岩水力压裂过程中，应力演化会加剧物性损伤，导致储层不同区域呈现差异化的渗透率变化规律。页岩内部矿物组成差异和微观结构非均质性赋予其显著的蠕变特性，进而引发页岩储层发生时效变形，降低裂缝导流能力。以往针对页岩岩心的蠕变研究多聚焦于力学特性，而关注蠕变效应如何影响渗透率演变的实验较少。国外学者针对页岩渗透率与时间的关系开展了相关实验研究，但未对具有不同渗流能力和特征的岩心进行全面研究。本研究将井筒附近储层划分为3个区域：支撑缝区、未支撑缝区和基质区，并利用井下实际页岩岩心表征分区储层特性，建立了蠕变效应-渗透率测试装置及测试方法，通过分析岩心物性参数随时间的演变趋势，揭示了蠕变效应对页岩支撑裂缝、未支撑裂缝和基质的渗透率损伤机制及变化规律。实验结果表明：支撑缝岩心、未支撑缝岩心和基质岩心的渗透率随有效应力作用时间的延长均呈指数衰减趋势，具体表现为渗透率初期快速下降，随后下降速度逐渐减缓。有效应力越大，渗透率衰减越快，未支撑缝岩心的衰减速度最快，支撑缝岩心次之，基质岩心最缓。例如：在25 MPa有效应力下持续作用108 h后，基质岩心、支撑缝岩心和未支撑缝岩心的渗透率分别降至初始值的44.07%、4.21%和1.55%；在45 MPa有效应力下持续作用108 h后，上述岩心的渗透率则分别降至初始值的9.28%、3.81%和1.02%。均质孔隙结构（孔隙大小、形状和分布高度一致），使得外部有效应力能够均匀分散至整个岩心，在低应力条件下，这种均匀性可避免局部应力集中导致的孔隙塌陷或裂缝扩展。因此，在低有效应力条件下，基质岩心的渗透率衰减程度相对较小。本研究基于物理模拟实验，有效揭示并阐明了变应力条件下页岩储层不同分区蠕变效应对渗透率的影响规律。关键词：页岩气;有效应力;渗透率动态演变;蠕变效应;压裂分区45|17|0更新时间：2026-05-09
- 摘要：在页岩气藏滚动开发过程中，新井压裂易与邻井发生井间干扰，严重影响老井和新井的开发效果。然而，目前缺乏定量、准确、有效的井间干扰风险评价及预测方法，难以在制定加密井方案时有效避开极易发生井间干扰的气井。因此，基于机器学习方法建立了页岩气井间干扰风险评价模型，实现了井间干扰风险的定量评价，有效地帮助页岩气井发挥最大产能。首先，筛选对井间干扰影响程度最大的主控因素，并建立可有效提升数据质量的数据处理方法，用以形成建模数据集；然后，结合K-Means（K-均值）聚类算法和斯皮尔曼相关性分析方法建立井间干扰风险程度评价模型，对受到井间干扰气井的井间干扰程度进行定性评价；最后，基于风险评价模型评价结果并结合KNN（K-近邻分类）算法建立井间干扰风险程度预测模型，实现了新井或尚未发生井间干扰气井的井间干扰风险定量预测，同时结合模型的计算结果量化了各个因素对井间干扰的影响程度。结果表明：X页岩气藏井间干扰程度低、偏低、中等、偏高、高对应的井数占比分别为27.48%、30.39%、20.59%、16.67%和4.90%。井间干扰风险预测模型精度为90.48%，井间干扰前母井日产气量对于页岩气井间干扰的影响最大。相较于传统的数据处理方法，该研究提出的数据处理方法可提升模型精度14.29%，为页岩气井间干扰风险定量预测提供了一种可靠方法。关键词：页岩气;井间干扰;风险评价及预测;机器学习;K-Means聚类算法;KNN分类算法103|197|0更新时间：2026-05-09
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特低渗气藏压裂水平井产能预测及影响因素 AI导读
摘要：J气田沙河子组一段Ⅲ砂组属于特低孔、特低渗储层，通过大规模压裂改造提高单井产能，但已投产气井的初产和累产差异较大，且与储层物性、改造规模等相关性较差，产能主控因素不明确，气藏经济有效开发难度较大。将气藏开发划分为4个阶段，分析产能影响因素，现阶段气井产能的主要因素为应力敏感、水锁和变启动压力梯度。综合考虑这3个因素建立压裂水平井产能预测模型，利用牛顿迭代法进行求解，并利用Matlab编程实现压裂水平井产能预测参数、过程和结果的可视化。最后，根据气田实际井的生产数据进行验证并开展敏感性分析。结果表明：在压裂水平井中，不是所有缝的产量和压力均相同，而是从两端到中间逐渐降低，且处于对称位置的缝产量和压力是相同的；不同位置处、不同时间的压力变化，渗透率和启动压力梯度也是变化的。综合考虑这些因素的影响，新建产能方程预测合理配产为4.03×104 m3/d，与气井实际初产之间的相对误差为-0.55%。气井产能与储层有效厚度、渗透率、裂缝段数、裂缝半长和裂缝导流能力正相关。储层物性的好坏对气井产能起决定性作用。合理的压裂参数也有利于提高气井产能。准确预测压裂水平井产能是编制开发方案时参数优化设计的重要依据，对开发过程中合理配产也具有重要的指导意义。关键词：特低渗气藏;产能预测;牛顿迭代法;水锁;变启动压力梯度;应力敏感93|282|0更新时间：2026-05-09 -
水平井两相流产出剖面光纤监测反演方法 AI导读
摘要：分布式光纤温度传感（Distributed Temperature Sensing，DTS）技术在油气井生产动态的智能化监测中应用广泛。针对水平井油水两相流产出剖面定量解析难题，本文构建了综合考虑焦耳-汤姆逊效应（Joule-Thomson effect）等多种微热效应、适用于水平井油水两相流的温度剖面预测模型，并对某油藏中的水平井温度剖面进行了模拟与敏感性分析。同时，本文采用粒子群优化（Particle Swarm Optimization，PSO）算法建立了DTS数据反演模型，创新性地实现了基于单一DTS数据源的井下多维未知参数反演，进而完成水平井两相流产出剖面的定量解释。研究表明：①油水两相流水平井温度剖面主要影响因素及其影响程度排序为，单井产量（Q）>渗透率（k）>含水率（Fw）>井筒半径（Rw）>原油密度（ρo） >伤害带半径（Rd）>储层导热系数（Kt）；②单井产量、渗透率和含水率是影响温度剖面的关键主导因素，在对实测DTS数据进行反演时，可优先将地层渗透率作为核心目标参数进行反演，次要因素可设定为固定值或合理范围以简化问题；③利用PSO反演模型对现场井DTS温度数据进行反演，能够精准识别两相流体的产出位置，反演得到的产液剖面解释结果与现场生产测井（PLT）测试结果高度吻合，各产出段平均产液量的平均绝对误差低于10%，充分验证了PSO反演模型的可靠性。未来可从提升模型对复杂流动的刻画精度、拓展至多相流等方向深入研究。关键词：产出剖面;反演方法;分布式光纤传感;粒子群优化算法;两相流水平井;敏感性分析65|49|0更新时间：2026-05-09 - 摘要：特高含水开发期油藏地下剩余油分布零散，现有注采井网对油水分布体系的适应性逐步下降，导致开发效果不佳。针对该问题，提出一种老井与新井相结合的井网重构方法，具体包括5个步骤：①基于储层物性和油水分布非均质特征，采用聚类分析方法将油藏划分为多个不规则注采单元；②针对每个不规则注采单元，将生产井部署于剩余油储量中心，并建立储量中心量化计算方法；③运用网格搜索算法，以注采单元控制的剩余油可采储量最大化为优化目标，确定各不规则注采单元的注水井候选井位；以最小井间距离为约束条件，通过注水井逐步抽稀优化，最终确定整个油藏的注水井部署方案；④结合井网重构整体成本，建立理想重构井网与现有井网的匹配度评价体系，对匹配度高的老井直接利用，对部分匹配的老井进行侧钻改造，同时辅助部署少量新井，构建新型高效重构井网体系；⑤以各不规则注采单元控制的剩余油储量比例为依据，分配单元产液量；以注采平衡为核心原则，分配各注水井注水量。将该方法应用于孤岛西区南馆3-4油藏，数值模拟结果表明：与原井网在相同累积注采量条件下相比，重构后油藏综合含水率降低0.94%，采收率提高4.87%。研究表明，该井网重构方法科学可行，可为特高含水油藏井网调整提供理论支撑与技术参考。关键词：特高含水油藏;井网重构;聚类分析;不规则注采单元;采收率73|109|0更新时间：2026-05-09
油气开发
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干冰升华气相压注工艺技术研究 AI导读
摘要：CO₂驱油是CO₂捕集、利用与封存（CCUS）的重要组成部分，可有效提高原油采收率与CO2封存率，但传统液相CO₂运输与压注技术存在地域限制强、运输距离远、源汇匹配难等问题，尤其在偏远油田应用受限，导致运输成本攀升、驱油效益下滑，亟须开发低成本 CO₂运输压注新技术。通过系统研究干冰（固态CO2）升华基本原理与工艺特性，研发形成以“干冰输送、升华反应、加热调温、压缩升压和压注系统”为核心的干冰升华气相压注工艺，同时开展技术与经济可行性评价，并在苏北盆地溱潼凹陷红庄油田H1P2井开展矿场试验。研究结果表明：干冰升华气相压注工艺技术可实现35 ℃以下干冰向气相CO2的高效转化，并经多级压缩将压力从 0.1 MPa 提升至压注压力，再注入油井中进行吞吐增油，具备技术可行性；传统液相CO2压注和干冰升华气相压注技术的经济平衡运输距离为636.82 km，与液相CO2压注技术相比，平均每吨干冰压注可节约能耗20 kWh，经济效益较好；H1P2井共升华干冰60 t，累计压注气相CO2 30 456 m3，综合含水率由95%降至78%，日产油量由0.60 t最高升至3.08 t，实现了CO2的高效利用与地质封存。干冰升华气相压注技术从根本上解决了液相CO2运输距离受限、地域适应性差、源汇匹配难度大等问题。下一步，可通过控制升华速率、优化能量利用、提升经济性等方式，进一步扩大该技术的应用范围，推动CCUS技术的大规模推广与应用，为实现碳中和目标与绿色低碳发展提供重要支撑。关键词：干冰升华;气相压注;CO2驱油;工艺技术;相变理论82|117|0更新时间：2026-05-09 -
深层页岩气水平井压裂风险等级预测模型研究 AI导读
摘要：在四川盆地深层页岩气压裂过程中，为降低套变与压窜风险，靠近断层裂缝带的压裂段大多采取保守防控措施，但这往往导致产量显著下降。为在有效防控风险的同时尽可能提升单井最终可采储量（EUR），亟须实现风险的精准识别与预测。基于监测与施工数据，对川南Y井区2 156个压裂段的套变与压窜风险进行系统分类与等级标定，并统计断层裂缝带、微观天然弱面、岩石力学及地应力关键地质特征。进一步采用统计分析方法揭示各类地质参数对风险的影响规律，并首次引入粒子群优化-反向传播神经网络，以地质参数为输入、风险等级为输出，构建套变与压窜风险预测模型。结果表明，套变与压窜风险主要受断层裂缝带分布控制；而微观天然弱面、岩石力学及地应力则通过改变水力裂缝扩展方向与局部应力分布，对风险产生重要影响。预测模型在80%训练集与20%测试集验证下，套变与压窜风险预测准确率均超过83%，显示出良好的拟合性能与泛化能力。基于预测结果，提出了工程防控对策，形成“压前风险预测—压裂方案优化”的一体化方法。矿场应用结果表明，该方法能够有效规避套变与压窜风险，并显著提升单井千米EUR，实现风险控制与产能提升的兼顾。研究成果为深层页岩气压裂提供了新的风险预测手段，并为压裂设计优化提供了参考。关键词：深层页岩气;套变;压窜;风险等级预测模型;粒子群优化-反向传播神经网络;工程防控对策77|74|0更新时间：2026-05-09 -
页岩储层多簇水力裂缝非对称扩展机理研究 AI导读
摘要：在多簇水力裂缝扩展规律中，传统重点强调其应力阴影导致的簇非均衡扩展。但理论与现场监测发现，非均衡扩展还包括空间非对称扩展的内涵，特别是压裂工艺走向密切割+限流射孔工艺后。水力裂缝空间非对称扩展效应，对有效改造体积识别、井间窜扰判断、限流射孔工艺优化等具有显著影响。研究以复兴区块凉高山组页岩油为例，结合三维离散格子模拟方法，建立了水平井密切割段内多簇尺度非对称扩展模型，分析了影响其对称性的敏感性因素，形成了优化方案。结果显示：①由于缝间应力阴影导致水力裂缝非对称扩展与形态互补，随着密切割程度增加，非对称扩展现象显著，主要发生在中间簇，与微地震监测结果一致；②随着前置液从低黏变为冻胶，非对称指数呈降低趋势，均衡指数呈明显的增加趋势，但裂缝转向严重，复杂度增加，缝长可能受限，需要进一步强化规模；③限流射孔起裂均衡性显著提升，但非对称更为严重，中间簇裂缝转向严重，尤其在簇间距小于等于6 m时；当簇间距大于等于8 m时，限流射孔不仅能提升起裂均衡程度，还可降低水力裂缝非对称性。后续应在充分考虑对称性与均衡性的基础上，合理配置簇间距、黏度、排量等参数，辅以暂堵、限流射孔等工艺，提高水力缝网改造体积。关键词：页岩;水力压裂;非对称扩展;三维离散格子法;应力阴影;凉高山组101|66|0更新时间：2026-05-09 - 摘要：近年来，体积压裂成为页岩油增产手段，压裂过程中支撑剂的有效支撑直接影响压后效果。针对苏北地区花庄区块阜宁组二段（以下简称阜二段）页岩油储层具有显著的纵向非均质性，加砂难度大，导致支撑剂运移难度大，影响改造效果的问题，应用物模实验明确裂缝类型、不同级别裂缝宽度以及相匹配的支撑剂粒径，通过室内支撑剂导流能力探究石英砂代替陶粒的可行性，在此基础上开展铺砂程序优化降低施工难度，提升改造效果。物模实验结果表明：花庄区块阜二段页岩油储层为主裂缝、一级层理缝、二级层理缝这3种类型，对应缝宽分别为4.375、1.285、0.625 mm，100~200目和70~140目支撑剂能够进入主裂缝、一级层理缝、二级层理缝，40~70目支撑剂只能够进入主裂缝和一级层理缝。室内导流实验表明：通过提高铺砂质量浓度可提升石英砂导流能力，从而代替陶粒支撑剂，实现降本增效。铺砂程序优化结果显示：采用“先沉降架桥+后长距离运移+尾近井高导流”的思路，通过大排量、变黏度、高砂液比的施工模式，以40~70目石英砂进行架桥，并在尾追阶段采用40~70目石英砂与40~70目陶粒按2∶1混合的铺砂模式。这种组合方式有利于改善裂缝支撑剖面形态，提高裂缝导流能力。目前，该方案已在HY7H井进行现场应用，并顺利完成32段施工，施工压力平稳，实现中长段塞连续加砂，提高该井加砂强度达4.7 t/m，压后日产油量峰值52.3 t，累积产油量1.3×104 t。关键词：页岩油;裂缝;支撑剂;导流能力;铺砂程序63|181|0更新时间：2026-05-09
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内压作用下含点腐蚀海底管道剩余强度研究 AI导读
摘要：海底管道运行期间受管内介质影响，内表面会形成不同程度的腐蚀缺陷，导致管道承压能力降低，易引发管道破裂甚至泄漏。通过海管腐蚀失效案例分析发现，点腐蚀较均匀腐蚀更为常见，但当前腐蚀评估标准及规范主要针对中低强度均匀腐蚀海管，尚未形成适用于点腐蚀的全面评价体系。采用非线性有限元分析方法建立腐蚀管道模型，与爆破实验结果进行对比验证，表明该方法计算结果较各规范更稳定，误差波动更小。以东海某X60钢制海底管道为研究对象，应用Abaqus软件分别建立单、双点腐蚀海底管道模型，分析内压作用下含点腐蚀海底管道失效的形式与过程，以及腐蚀深度、腐蚀直径、双点腐蚀间距等参数对管道剩余强度的影响。计算结果显示：含点腐蚀管道的失效形式为整体失效，腐蚀处内层节点应力变化速率最快且率先达到屈服，其等效应力显著大于中、外层节点；腐蚀深度和直径共同影响点腐蚀管道的剩余强度，随二者增大，双点腐蚀管道的失效压力逐渐减小且变化愈发明显；此外，双点腐蚀管道的失效压力与轴向间距呈正相关，间距较小时影响显著，随间距增大，管道失效压力逐渐趋于稳定。研究成果可为东海海底腐蚀管道剩余强度的精准评价提供指导，为该区域海底管道的腐蚀防护及安全评估奠定理论基础。关键词：海底管道;点腐蚀;失效压力;剩余强度;非线性有限元分析69|38|0更新时间：2026-05-09
工程工艺
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