最新刊期
2026年第16卷第4期
- 摘要：变质岩潜山储层非均质性强、定量表征难度大，本研究以渤海湾盆地渤中19-6、渤中13-2构造区变质岩潜山储层为对象，建立了针对性的储层分类评价方案，有效指导生产实践。研究区共发育混合花岗岩、混合片麻岩、片麻岩、变粒岩及碎裂岩5种岩石类型，整体表现为中低孔、低渗特征。储层储集空间以次生孔隙（粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔）和裂缝（构造缝、溶蚀缝、晶间微裂缝、晶内微裂缝）为主，孔隙结构复杂且非均质性强。基于高斯曲线拟合及多参数协同分析，提出以孔隙度、渗透率、裂缝密度为核心指标的新分类体系。将储层划分为Ⅰ（高产）、Ⅱ（相对高产）、Ⅲ（低产）3大类，每类进一步细分为裂缝-孔隙型和裂缝型2个亚类，并明确其物性界限。Ⅰ类储层岩性主要发育在风化砂砾岩带、叠加碎裂段的风化淋蚀带的内幕碎裂段、叠加碎裂段的风化崩解带的厚层（大于40 m）裂缝密集带，储集空间以粒间溶蚀、粒内溶蚀孔、大尺度构造裂缝、溶蚀扩大缝为主，深侧向电阻率普遍大于500 Ω·m、小于700 Ω·m，声波时差普遍大于53 μs/m、小于等于65 μs/m；Ⅱ类储层主要发育在风化淋蚀带的内幕碎裂段和风化崩解带的中厚（20~40 m）裂缝密集带，储集空间以粒内溶蚀孔、小尺度构造裂缝及溶蚀缝为主，深侧向电阻率普遍低于1 000 Ω·m，最高可达2 500 Ω·m，声波时差普遍小于60 μs/m；Ⅲ类型储层主要发育在溶蚀作用极为微弱的内幕碎裂段和厚度小于20 m的裂缝密集带，储集空间以溶蚀微孔、晶内微裂缝及晶间微裂缝为主，深侧向电阻率介于1 500~15 000 Ω·m，声波时差普遍小于57 μs/m。关键词：渤中凹陷;太古界变质岩潜山;高斯曲线拟合;储层特征;储层分类评价46|32|0更新时间：2026-06-12
专家论坛
- 摘要：鄂尔多斯盆地G油田已进入开发中后期，面临着地层能量衰减导致的产量下降挑战。压裂改造结合注水补能是常用的增产策略，但G油田由于压裂蓄能参数失配，常引发水窜及邻井过早见水，严重制约了开发效果。因此，研究聚焦于G油田压裂蓄能参数的集成优化。首先，基于CMG数值模拟软件建立代表性井组的地质模型，深入分析注水蓄能机理，进而采用单因素分析法，系统识别出对1 000 d累计产油量影响显著的关键控制参数，包括缝长比、裂缝导流能力、注入强度、日注水量和焖井时间。随后，应用响应面法构建关键参数与累计产油量之间的高精度预测模型，并通过残差分析和数值模拟验证模型可靠性。最后，引入综合学习粒子群优化算法，以最大化累计产油量为目标，对关键参数进行迭代寻优。应用该集成优化策略后，开发效果显著提升，优化方案使1 000 d累计产油量较响应面法优化参数下的模拟结果提高了5.98%。研究结果既成功确定适用于G油田压裂蓄能的最佳参数组合，又表明融合单因素分析、响应面法与智能优化算法的集成优化方法可以有效解决因压裂蓄能参数失配导致的低效生产问题，从而显著提高原油产量。该研究提出的集成优化策略为解决低压力系数油藏普遍存在的自然产能不足和开发效益提升困难等问题提供了一个系统可行的技术方案，对鄂尔多斯盆地及同类油藏具有重要的应用价值。关键词：综合学习粒子群算法;蓄能;压裂;工艺参数优化;响应面法77|100|0更新时间：2026-06-12
- 摘要：在全球能源转型加速推进的背景下，非常规油气资源开发已成为保障能源安全的重要战略方向。面对当前中国非常规油气田开发强度逐渐上升导致地质条件变差、开发难度大、探明率低、产量递减快、单井投资降幅有限、最终采收率及内部收益率下降等问题，推进非常规油气勘探开发地质工程一体化管理对实现降本增效、全面协调具有重要意义。基于理论研究成果，提出勘探开发地质工程一体化管理的概念、内涵和特点，对目前非常规油气开发面临的挑战与现状进行了系统梳理，揭示勘探、开发、工程三大领域割裂运行的弊端。建立非常规油气勘探开发地质工程一体化管理的概念模型，识别其中储产转化、方案设计、工程支持、平台建设、理论支撑、验证纠偏、地质迭代过程七项要素并进行说明，从多维度探索其具体实施路径。研究结果表明：可以通过实施全生命周期管理、一体化组织结构顶层设计、业务流程优化与再造以及数据平台的开发与建设四个维度，并行推进非常规油气开采一体化管理，进而实现规模上产，加速非常规油气储量向产量的转化，不仅为非常规油气高效开发提供了全新管理方法论，对传统油气田开发管理提质增效和现代化油气田高质量发展也具有借鉴意义。关键词：非常规油气;一体化管理;勘探开发;概念模型;实施路径196|555|0更新时间：2026-06-12
- 摘要：深层煤岩气已成为中国天然气增储上产的重要方向，实践证明大宁—吉县的深层煤岩气采出速度与气井控制的经济可采储量之间存在一定关系，但现有的煤岩应力敏感响应关系并不能有效反映这一现象，尤其未能体现渗透率对应力路径（压降速度）的差异化响应规律。研究针对应力路径对渗透率应力敏感的影响，特别是压降过程中孔隙压降速度与渗透率之间的关系，通过模拟孔隙压力变化过程，分析不同应力条件下煤岩储层渗透率的变化规律。实验采用非常规储层岩心脉冲法测试渗透率，调节上、下游标准舱室的平均压力，模拟不同的孔隙压降速度（应力路径），对鄂尔多斯盆地东缘保德煤矿8号煤层的4块岩心进行测试，研究煤岩在不同压降路径下的渗透率变化趋势及其不可逆性。结果表明：随着孔隙压力的降低，煤岩基质渗透率大致呈指数式递减，并呈现出下降趋势先快后慢的变化特点；归一化分析显示，卸载过程中渗透率恢复较缓慢，未能恢复到初始值，且卸载曲线的下降幅度小于加载曲线，表现出明显的滞后效应。对不同岩心的压降速度和渗透率变化率拟合分析发现，煤岩在不同加载速度时渗透率应力敏感程度存在差异化响应，且在一定范围内，压降速度的快慢直接影响到煤岩渗透率应力敏感的响应。基于现场统计规律，亦证实了煤岩渗透率对孔隙压降速度的敏感性。关键词：深层煤岩气;基质渗透率;应力敏感;压降速度;塑性变形62|28|0更新时间：2026-06-12
青年科学家论坛
- 摘要：通过系统梳理四川盆地及周缘下寒武统页岩气勘探开发进展，将中国下寒武统页岩气勘探历程划分为前期调研与选区评价、技术攻关与勘探突破、效益提升与深层拓展3个阶段。当前，中国下寒武统页岩气的勘探和商业突破主要依托3大创新认识和3次工程技术迭代。3大创新认识主要包括：①拉张槽控制筇竹寺组富有机质页岩和优质储层的发育；②突破“仅在富有机质页岩勘探页岩气”的传统思路，提出筇竹寺组页岩气发育“原地富集”与“原地+输导层富集”2种模式；③古隆起热演化程度相对较低，“槽-隆”联合控制页岩气富集。3次技术迭代包括：①水平井钻井与分段压裂技术；②三维水平井与密切割压裂技术；③智能钻井与极限压裂技术。同时指出，下寒武统页岩气勘探开发面临的4点核心挑战：①成烃-成藏及不同类型页岩气高产富集主控因素尚未明确；②地球物理特征与志留系存在差异，地质-工程“甜点”预测方法面临瓶颈；③储层埋深大、地应力高，高效钻完井技术亟待突破；④成本效益与环境保护面临双重挑战。针对上述挑战，提出了加强成烃机理和富集主控因素研究、建立多成因孔隙演化模型、发展多属性融合预测技术、研发耐高温高压装备、推行智能化降本与绿色开发一体化技术等相关发展建议。关键词：四川盆地;下寒武统;页岩气;拉张槽;古隆起;发育模式;工程技术26|12|0更新时间：2026-06-12
- 摘要：页岩油储层具有岩石致密、纳米级孔隙-微裂缝发育及渗透性极低特征，其孔隙流体赋存状态依据流动性可分为可动流体、毛细管束缚流体和黏土束缚流体3类。精准识别流体赋存类型并定量表征其空间分布是构建有效孔隙度与可动流体饱和度等关键参数计算模型的基础，对储层开发方案设计与产能预测具有重要指导意义。本研究基于核磁共振（NMR）测量技术体系，以苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段页岩油储层为研究对象，在系统梳理国内外相关研究成果的基础上，开展岩样饱水-离心-烘干-饱油（十二烷）多状态下的一维/二维核磁共振实验，实现页岩油储层3类流体边界值的定量界定，并建立基于核磁共振T1-T2谱的流体赋存状态二维识别图版。研究结果表明，流体类型划分中，采用16 000 r/min离心转速可区分孔隙中的可动水与束缚水，采用70 ℃烘干温度可区分毛细管束缚水与黏土束缚水；岩样中原生有机质的T2弛豫呈现高幅特征，主峰位置对应T2=0.15 ms；二维T1-T2谱分布中心定位于T2=0.03 ms、T1/T2=300区间。核磁共振流体赋存状态识别图版可有效区分黏土束缚水、毛细管束缚水、可动水、束缚油、可动油及有机质分布区域，并可据此得到各类流体的饱和度值。研究成果为页岩油储层可动性评价、储量参数计算及开发方案优化提供了科学依据，对复杂页岩油藏的勘探开发实践具有重要技术参考价值。关键词：苏北盆地;阜宁组二段;页岩油;二维核磁共振;孔隙流体类型25|8|0更新时间：2026-06-12
- 摘要：苏北盆地高邮凹陷花庄地区阜宁组二段（以下简称阜二段）厚层页岩被断层切割成若干断块，形成了断裂发育、断块狭窄的复杂断块型页岩油藏。花庄有利区阜二段页岩平均埋深3 800 m，传统地震技术难以识别断距不大于30 m的微断层及定量刻画裂缝发育区。针对上述挑战，创新融合蚂蚁体追踪、最大似然属性分析、弥散裂缝预测及离散裂缝网络（DFN）建模技术，构建了多尺度断层分级描述与裂缝定量预测方法。研究基于断距与延伸距离对断层进行分级，针对断距不大于30 m的微断层，通过正演模拟与多属性（相干体、曲率体、最大似然体、蚂蚁体）联合分析，明确阜二段微断层识别关键标志，认为蚂蚁体对微断层识别效果最优，但需结合区域断裂特征约束以降低地层倾角与低信噪比导致的多解性。针对天然裂缝预测，采用断裂增强滤波与各向异性扩散滤波预处理提升地震数据质量，利用DFN建模刻画裂缝产状与空间分布，为压裂设计与微地震异常分析提供三维地质模型。研究表明：多技术融合的断层分级与裂缝定量预测方法可有效支撑差异化井型部署；微断层动态识别与轨迹优化是保障“甜点”高钻遇率的关键；天然裂缝模型为压裂参数动态调整提供科学依据。研究成果指导花庄地区多井型页岩油井位部署，通过地质-工程一体化优化井轨迹与压裂方案，实现复杂断块区“甜点”钻遇率大于95%，单井估算最终可采储量（EUR）突破3×104 t，断块型页岩油井勘探效果显著提升。关键词：高邮凹陷;阜二段;复杂断块型;页岩油;微断层;断裂预测18|8|0更新时间：2026-06-12
- 摘要：百色盆地那读组广泛发育基质型块状泥岩，是广西地区页岩油勘探的重要层位。而中国其他盆地中页岩油的富集层位的岩性主要是纹层状泥页岩，与那读组基质型泥岩具有较大差异。近年的勘探成果表明，百色盆地那读组泥岩具备良好的油气生成条件，页岩油资源潜力可观。但目前仍缺乏对百色盆地页岩油资源的定量表征与评价，其含油性、可动性特征及主控因素尚不明确。鉴于此，以那读组泥岩为例，通过岩心观察、岩石薄片观察、覆压孔渗等常规方法，结合低压氮气吸附实验、高压压汞、纳米CT、二维核磁共振以及多温阶热解等技术方法对那读组页岩油的赋存特征及储集空间进行多尺度表征，分析基质型泥岩含油性及可动性。结果表明，那读组基质型泥岩结构紧密，孔隙类型以微孔和介孔为主，孔隙形态多为小球状和管状，空间上呈孤立状分布。洗油前后对比显示页岩油主要赋存在10 nm以下层状缝中，孔喉半径小，连通性较差。那读组一段（那一段）泥岩总有机质含量高，含油量也相对较高，但由于成熟度较低，页岩油主要以吸附态存在，可动性仅在20%左右。那读组二段和那读组三段泥岩有机碳含量低，泥岩段含油量低于那一段，但其成熟度略高，中间砂质夹层中可动油含量可达60%以上。综合分析认为，百色盆地那读组基质型泥岩含油性及可动油含量偏低，砂岩夹层是相对可靠的勘探目标层段。该研究不仅为该区域页岩油资源的评价提供科学依据，也对中国此类致密基质型页岩油勘探提供借鉴。关键词：百色盆地;那读组;页岩油;可动性;基质型泥岩110|59|0更新时间：2026-06-12
- 摘要：东海陆架盆地西湖凹陷平湖构造带南段具有较好的油气成藏条件，由于受到多期构造运动与岩性砂体复合控制，呈现出油气富集规律的复杂及油气藏类型的多样性特征。西湖凹陷平湖构造带南段经历十多年的开发，油气成果丰富，但是随着开发中后期气田增储压力逐渐增加，为进一步指明后续开发平台周边的滚动勘探潜力，需开展新一轮的地质综合研究，明确西湖凹陷平湖构造带南段成藏特征及差异富集的主控因素。该研究以全油气系统新理论为指导，结合井震资料、分析化验资料，采用油气源对比、盆地模拟等方法，系统分析了平湖构造带南段古近系常规-致密油气藏的分布特征与主控因素。研究结果表明：平湖构造带南段古近系是1个全油气系统，其中平湖组三段—平湖组五段碳泥岩和煤具有较强的生烃能力，生烃潜力较大，是该地区有效烃源岩层系；通过实验和模拟综合判断，目前有效烃源岩中生成的油气已排出40%，是油气藏的物质基础。油气藏经历两期油气充注和改造后，形成了中浅层常规油气藏和中深层致密油气藏的有序成藏模式，目前开发主要针对常规油气藏，而致密油气藏的开发较少。结论认为平湖组三段—平湖组五段源内成藏的致密油气潜力较大，富集的主控要素是储层的物性“甜点”，该类气藏是下步勘探开发的有利目标。该研究为西湖凹陷平湖构造带南段油气增储上产提供坚实理论基础，同时也对西湖凹陷的滚动勘探思路优化具有借鉴意义。关键词：西湖凹陷;全油气系统;地球化学评价;油气资源;油气成藏19|7|0更新时间：2026-06-12
油气勘探
- 摘要：页岩气井产量通常递减快，导致气井最终可采储量低，亟须开展页岩气产能影响因素研究。因此，根据页岩岩石流变特征，首先采用Burgers（伯格斯）模型描述了页岩黏弹性特征下的蠕变过程，并结合应变定义进一步提出考虑蠕变效应的页岩基质孔径、孔隙度和渗透率的表征方法；然后，根据页岩气压裂水平井储层内的气体流动特征，基于五线性流理论建立考虑岩石蠕变等复杂作用机理的页岩气压裂水平井产能预测模型，并综合利用产能试算法与牛顿迭代法提出了页岩气压裂水平井产能计算流程；最后，利用实际页岩气井生产数据校验了模型计算结果的可靠性，并分析了各作用机理对气井产能的影响规律。研究结果表明：①页岩作为软岩的一种，在气井生产过程中基质以发生稳态蠕变为主，应考虑黏弹性特征，而压裂裂缝中含有高强度支撑剂，则主要考虑线弹性特征；②页岩气产能预测应充分考虑吸附作用、岩石蠕变效应、微纳米尺度效应、应力敏感效应等影响因素，忽略吸附作用、微纳米尺度效应将低估气井产能，而忽略岩石蠕变效应、应力敏感效应则会高估气井产能；③尽管页岩气井控压生产初期产能低，但由于控压生产降低了储层应力敏感效应的不利影响，导致气井中后期产能会高于放压生产，因此，页岩气井采用控压生产要优于放压生产。研究成果可为页岩气有效开发提供理论指导。关键词：页岩气;产能预测;蠕变;吸附;应力敏感27|7|0更新时间：2026-06-12
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页岩储层流体相平衡预测及微纳流控实验研究 AI导读
摘要：页岩储层广泛发育纳米级孔隙，强烈的限域效应使得流体相态特征会显著偏离体相条件，致使常规相态理论难以适用于页岩油藏。为探究受限流体相态行为，研究利用微纳流控技术开展了10 μm与100 nm孔隙尺度的露点实验，系统观察了受限孔隙内流体冷凝行为及液相分布特征。露点实验结果表明：不同孔径下的冷凝机制总体一致，均经历了液膜或液桥的生成、扩展并最终演化为液柱的典型阶段，然而孔径尺度差异对流体冷凝动力学和液相分布特征会产生显著影响；如在10 μm孔隙中，冷凝优先在拐角处发生，但孔隙内最终液相占比较低；而在100 nm孔隙中，冷凝位置不再局限于拐角，更倾向于在入口处优先发生，孔隙内液体析出量明显增加，液相分布更为均匀。实验测得的露点压力与Peng-Robinson（彭-罗宾森）状态方程模型预测值对比表明：传统模型在描述纳米尺度受限相行为时存在局限。为实现对受限空间流体相行为的准确预测，研究在传统模型基础上综合引入毛细管压力、壁面选择性吸附和临界性质偏移等影响因素，建立了适用于受限空间流体相平衡预测模型。验证结果表明：修正模型可实现对受限流体相行为的精准表征，最大相对误差为5.30%。进一步分析发现，限域效应在低温低压条件下最为显著，而随温度升高逐渐减弱。该研究通过理论建模与实验验证的结合，为纳米孔隙中流体相平衡描述提供实验依据与理论参考，并为页岩储层中相态预测模型的修正与应用提供了新的思路。关键词：页岩储层;限域效应;流体相行为;Peng-Robinson状态方程;微纳流控实验28|15|0更新时间：2026-06-12 -
特低渗高凝油油藏微观驱油及多介质驱替机理 AI导读
摘要：特低渗高凝油油藏因其复杂的“三高”（高凝固点、低温高黏、高含蜡）特征，导致流体渗流受阻，采油效率低，剩余油赋存形态复杂，严重制约了高凝油油藏采收率的进一步提升。为探究高凝油油藏不同驱替介质的微观渗流行为及其对剩余油分布和赋存形式影响机制，依托自主研发的高分辨率微观可视化驱替实验系统，开展了水、减氧空气和CO2这3种典型驱替介质的高分辨率微观驱替对比实验。通过高倍金相显微镜结合景深重构技术，获得了不同驱替条件下多倍率、拟三维残余油分布图像，直观刻画了油相运移路径、界面演化过程以及残余油赋存状态。实验结果表明：CO2驱表现出最佳的微观驱油效果，其溶解膨胀作用、对原油黏度显著的降低能力以及对岩石润湿性的改善作用，显著增强了原油的脱附和运移能力；减氧空气驱微观驱油效果次之，其膨胀扰动作用促使油相界面趋于活跃，驱油效率显著提升；相比之下，水驱效果最差，驱替前缘推进受限，残余油主要滞留于微细孔喉结构及非优势渗流通道中，分布离散且不易动用。进一步开展了长岩心宏观驱替实验，验证了上述微观机制在宏观尺度下对采收率的正向叠加效应，揭示了微观驱油行为与宏观驱油效果之间的内在关联，明确了不同驱替剂在作用机制、残余油赋存特征及驱油效率方面的差异，识别了控制残余油分布与动用程度的关键影响因素。研究为高凝油油藏开发后期驱替方式的优选与注入工艺参数的优化设计提供了实验依据与理论支撑。关键词：高凝油油藏;微观可视化实验;微观驱油机理;残余油分布;叠加效应22|7|0更新时间：2026-06-12 - 摘要：CO2提高页岩气采收率（CO2-ESGR）技术是一种将非常规天然气开发与CO2封存相结合的碳捕集、利用与封存（CCUS）技术。该技术不仅能提升页岩气开发效果，还可实现CO2地质封存，对缓解温室气体排放压力、助力实现“碳中和”目标具有重要意义，应用前景广阔。在CO2-ESGR过程中，CH4和CO2在页岩内部的吸附特性直接影响气体置换效率与封存效果，是影响CO2-ESGR效果的关键因素之一。本文系统整理了中国主要页岩气资源富集区页岩样品的CH4-CO2气体吸附实验数据，并构建了相应数据库。本研究综合考虑总有机碳（TOC）含量、黏土矿物含量、BET比表面积、温度、压力、CO2含量等关键因素，基于BP（反向传播）神经网络、K近邻（KNN）算法、随机森林和支持向量机4种机器学习方法，构建了页岩中CH4-CO2吸附性质预测模型，进而系统研究了CH4-CO2体系的吸附与竞争吸附特性。通过与文献报道数据、实验实测数据和朗缪尔（Langmuir）模型预测数据等多维度对比，验证了本研究构建的机器学习吸附模型的准确性。结果表明，随机森林模型的预测精度最高且具有较好的适用范围拓展性，0~15 MPa范围内单组分气体和混合体系吸附量预测的平均绝对相对偏差介于1.57%~1.94%，决定系数（R2）达0.99。本研究建立的机器学习模型能够较准确地预测页岩内CH4-CO2混合体系吸附特性与竞争吸附特性，为CO2-ESGR技术应用提供一定的基础理论支撑。关键词：页岩;CH4-CO2;吸附;朗缪尔模型;机器学习55|12|0更新时间：2026-06-12
油气开发
- 摘要：页岩油储层非均质性较强，靶体周围的地应力、岩石力学性质、非均质性显著，从而导致页岩油水平井不同射孔簇点处的破裂压力存在较大差异，压裂井段内各簇裂缝存在不均衡起裂延伸现象，严重影响储层改造体积和改造效率。针对上述问题，研究首先基于压裂井段内各射孔簇点破裂压力差异最小化优化了各压裂井段内的射孔簇点位置，然后考虑多簇裂缝的缝间应力干扰效应计算储层压裂期间的非均匀应力场，进而构建页岩油多簇水力裂缝延伸模型，最后形成页岩油多簇裂缝均衡延伸调控方法。以页岩油水平井NC1井为例，以各射孔簇点破裂压力差最小化为目标进行非均匀射孔布簇优化，模拟对比分析了射孔簇点优化前后压裂裂缝延伸情况，对射孔簇点优化后裂缝调控效果进行了评价。研究发现，射孔簇点优化后，全井段平均破裂压力差由7.04 MPa降低至1.03 MPa，所有井段平均缝长变异系数由0.22降低至0.09，各井段缝长变异系数均变小且各井段所有簇点裂缝全部起裂。高频压力波倒谱反演NC1井各段各簇裂缝进液量标准差小于10，各簇裂缝进液量分配较为均匀，调控水力裂缝起裂延伸效果显著。研究可为提高页岩油水平井射孔簇压裂有效性和调控各簇裂缝均衡延伸提供理论方法，对现场页岩油水平井多簇射孔设计具有指导意义。关键词：页岩油;破裂压力;非均匀射孔布簇;缝长变异系数;均衡延伸141|246|0更新时间：2026-06-12
- 摘要：为解决苏北盆地溱潼凹陷QY1页岩油示范平台钻井面临的储层岩性复杂、井壁易失稳、安全钻进密度窗口窄及机械钻速低等技术难题，通过井身结构优化、高性能水基钻井液研发、精细控压钻井、提速工具优选和钻井参数优化等技术研究，形成适配溱潼凹陷页岩油水平井的配套钻井关键技术。开展井身结构优化：①形成“三开制、技套封隔至阜宁组二段V亚段”模式，有效封固不稳定地层；②基于“内控膨胀、外防水侵”原则，研发高性能水基钻井液体系SM-ShaleMud-Ⅱ，显著提升抑制防塌性能与封堵能力；③引入第二代模块化精细控压技术，构建“微流量监测+压力导数分析”双预警机制，实现井筒压力精准闭环控制；④通过优化钻头及井下工具选型，配套水力振荡器、随钻偏心扩眼器等提速工具，并基于“四高一低”思路结合石油工程决策支持系统（RTOC）优化钻井参数。现场应用结果表明：配套技术在QY1平台4口井应用中取得显著成效，钻井过程未发生井壁失稳事故，井下复杂故障大幅减少，平均水平段长度达1 716.5 m，较前期增加233.55 m，平均机械钻速提升至15.83 m/h，较前期提高22.7%，平均钻井周期缩短至48.6 d，较前期120 d左右大幅缩短，其中，QY1-1S03HF井钻井周期仅40.25 d，机械钻速达18.44 m/h。研究技术体系成功实现了溱潼凹陷陆相页岩油安全高效钻井，为中国同类陆相页岩油藏的规模效益开发提供了重要技术支撑与实践参考。关键词：溱潼凹陷;页岩油水平井;井壁稳定;水基钻井液;精细控压52|10|0更新时间：2026-06-12
- 摘要：页岩气水平井多级体积压裂过程中普遍存在套管变形问题，严重制约页岩气高效开发。中国四川盆地主要区块套管变形率超过20%，涪陵页岩气田白马区块43口完钻井中11口发生套管损坏（套管变形率26%），北美Duvernay页岩气田套管变形率高达47%。此类变形常导致桥塞坐封失败，影响压裂作业。为有效防控压裂诱发的套管变形，本研究提出了一种基于注氮泡沫水泥浆的固井技术。该技术通过提升水泥环变形能力，缓解地层剪切滑移对套管的作用。采用FLAC3D软件构建滑动裂缝-水泥环-套管三维力学模型，分析水泥环弹性模量对套管变形的影响规律；开展泡沫水泥石力学性能实验，测得其最大压缩变形能力达54%（远超常规水泥石的3%~5%），且弹性模量可通过氮气注入量灵活调控。结合井下工况（套管变形风险位置、漏失风险等），设计了全水平段整体式、间隔式、定点式及全井段变密度4种套管变形防控固井工艺，并在涪陵页岩气田白马区块开展现场试验。结果表明：水泥环弹性模量从10 GPa降至0.5 GPa时，套管剪切变形降低80%；降至0.01 GPa时，35 mm地层滑移对套管影响可忽略；6口试验井固井质量优质率均超过90%，部分井水平段优质率超过96%；压裂后均未发生套管变形，与同区块常规水泥浆固井井26%的套管变形率形成鲜明对比；焦页X5HF井压裂后正常生产1 a，日产气4.6×10⁴ m³，环空无带压。综上，注氮泡沫水泥浆固井技术通过形成柔性水泥环缓冲层，显著降低地层剪切滑移对套管的直接影响。所提出的4种工艺可适配不同井下工况，有效解决了常规固井技术难以兼顾密封与缓冲性能的难题，为复杂地质条件下页岩气井套管变形防控提供了创新方案。当地层滑移量超过45 mm时，需结合增加套管壁厚等措施进行协同防控。关键词：页岩气;压裂;套管变形;泡沫水泥浆;套管变形防控120|332|0更新时间：2026-06-12
- 摘要：南海琼东南盆地某招商区块平均水深约200 m，导管架平台在深水环境下受到多重因素影响，其极限承载能力分析不同于常规导管架平台。本文以某深水导管架平台为研究对象，通过结构响应分析软件USFOS建立一体化模型，分别计算深水环境下的动力放大系数、重力二阶效应（P-Delta效应）荷载和修正公式优化后的桩基侧向荷载P-Y曲线，在此基础上开展平台极限承载能力对比分析，并量化3个单一影响因素对深水平台极限承载能力的敏感性。研究结果表明：在储备强度系数（RSR）方面，叠加考虑3个影响因素后，深水导管架平台的储备强度系数在90°环境荷载作用下最大降幅约为0.4，且平台达到塑性应变的响应时间缩短，极限承载力下降，其基底剪力和倾覆力矩分别降低3%和6%；在结构失效模式方面，桩基承载力不足是导致深水导管架平台整体失效的最主要原因，此外，下水桁架与主腿的连接节点也为结构抗力薄弱部位。3个因素对深水导管架极限承载力的影响程度依次为：动力放大系数的敏感性最高，其对应的RSR变化率较优化前降低7.2%；P-Delta效应次之；土壤退化效应对应的P-Y荷载的影响最小。本文优化后的计算方法更真实地反映出深水环境下的荷载作用效应，为准确评估深水导管架平台结构的极限承载力提供理论依据。关键词：极限承载力;动力放大系数;重力二阶效应荷载;土壤退化效应;USFOS49|27|0更新时间：2026-06-12
工程工艺
- 摘要：砂岩成岩相特征复杂、类型多样，以珠江口盆地陆丰凹陷始新统砂岩为研究对象，建立一套准确的砂岩成岩相分类与测井识别方法具有重要意义。为精确划分成岩相，引入视压实率、视胶结率、视溶蚀率及溶蚀面孔率等定量参数，结合边缘检测与阈值分割等图像处理技术提取铸体薄片各组分含量，系统表征压实、胶结与溶蚀作用的强度差异。依据成岩作用强弱程度，共划分出7种成岩相类型，并进一步归纳为三类：Ⅰ类成岩相（弱压实弱胶结强溶蚀相、弱压实弱胶结弱溶蚀相）物性与孔隙结构最优，孔隙度大于13%，以大孔为主；Ⅱ类成岩相（弱压实强胶结强溶蚀相、弱压实强胶结弱溶蚀相）物性次之，孔隙度介于9%~13%；Ⅲ类成岩相（强压实弱胶结弱溶蚀相、强压实强胶结强溶蚀相、强压实强胶结弱溶蚀相）物性最差，孔隙度低于10%，以微孔为主。在此基础上，将自然伽马、声波时差、补偿中子、补偿密度和电阻率等常规测井曲线与三类成岩相特征建立多层感知器（MLP）神经网络模型，通过控制变量法对隐藏层层数及各层神经元数量进行优化，确定单隐藏层5个神经元为最优结构。模型训练准确率达82.11%，在A井全部23个样本的预测准确率达82.61%，各类成岩相测井响应特征与实际薄片鉴定结果吻合良好。基于图像处理技术与多层感知器的砂岩成岩相分类与测井识别方法，有效提升了成岩相研究的定量化水平与识别效率，可为相似地质背景下砂岩储层成岩相评价提供参考。关键词：珠江口盆地;文昌组;成岩相;图像处理;机器学习;测井58|76|0更新时间：2026-06-12
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数字岩心建模方法研究进展及发展趋势 AI导读
摘要：数字岩心技术可针对复杂地质条件下的储层表征需求，构建高精度的多孔介质模型，为多尺度渗流模拟提供数字载体，目前广泛应用于石油工程、岩石力学、岩石物理等领域。通过借鉴现有研究将数字岩心构建方法分为物理建模方法、数值建模方法、混合建模方法，物理建模方法主要依赖CT扫描或聚焦离子束扫描电镜（FIB-SEM）等成像技术直接进行三维重构；数值建模方法则基于不同的算法生成等效模型，可突破成像分辨率和样品尺寸的限制，并且根据不同数值方法的建模特点可进一步将其分为全局优化算法、抽样信息统计算法、空间统计信息算法、成岩过程模拟算法、深度学习算法；混合建模方法结合了物理实验与数值模拟的优势，通过数据的多源融合与算法耦合，突破了单一方法的局限性，能够考虑更多的储层信息与地质约束条件。并且详细阐述各种建模方法的构建原理、研究现状、发展方向，将各方法的特点进行了归纳总结，又针对各方法的局限性提出了相应的解决思路。在实际应用中，需根据储层类型、目标尺度、研究重点等建模需求，选择合适的建模方法，构建出符合储层特征的多孔介质模型。随着计算机技术的发展，数字岩心的建模方法将趋于数据的多源化融合、模型的多尺度构建和机理的多层次表征。关键词：数字岩心;岩石物理;建模方法;研究现状;发展趋势171|413|0更新时间：2026-06-12 - 摘要：低渗透油藏CO2非混相驱技术在提高原油采收率和实现碳中和方面具有重要意义。该过程涉及强非线性方程求解，传统数值模拟方法面临数值稳定性和收敛性挑战，需要精细调节时间和空间步长。因此，针对低渗透油藏CO2非混相驱提出了一种基于物理信息神经网络（Physics-Informed Neural Networks， PINNs）的数值模拟方法。该方法以经典Buckley-Leverett（BL）分流量方程为基础，引入启动压力梯度与CO2溶解度参数，揭示其对驱替前缘传播与饱和度演化的耦合影响。通过将BL方程及其初始边界条件嵌入PINNs的损失函数中，神经网络在训练过程中自动满足控制方程约束，同时能够在无网格的连续空间中对复杂非线性渗流过程进行建模，从而提高模型的数值稳定性与预测能力。为了验证模型的准确性，将数值解与解析解进行了对比。结果表明，所建立的PINNs模型在捕捉驱替前缘位置和流体饱和度分布方面均表现出较高的精度，预测结果与解析解差异小，决定系数（R2）超过93%，平均绝对误差为0.19×10-2。与传统显式差分法相比，PINNs数值模拟方法具备更强的数值稳定性与可扩展性。本研究为低渗透油藏CO2非混相驱数值模拟提供了一种深度学习新路径，有助于深入理解多物理场耦合下的渗流行为机制，也为CO₂地质封存与提高原油采收率的高效协同提供理论支撑与方法参考。关键词：物理信息神经网络;低渗透油藏;CO2非混相驱;启动压力梯度;CO2溶解;Buckley-Leverett方程33|9|0更新时间：2026-06-12
数智能源
- 摘要：在盐穴储氢库建库过程中，通常需要通过注气排卤将溶腔转化为可用储氢空间，该阶段的工艺参数直接影响盐穴有效库容和运行安全。为降低以H2作为排卤介质所带来的成本与安全风险，并在建库阶段形成稳定垫层结构，选取CH4、N2和CO2作为垫层气，研究其在注气排卤阶段介入时的流动行为及对盐穴储氢性能的影响规律。基于美国 Dunham 盐岩区地质参数，利用CMG-GEM数值模拟平台构建盐穴三维模型，对排卤速率、注气压力及垫层气类型等关键因素进行系统分析，并以气窜时间、累积注气量、H2有效库容和垫层气比例作为评价指标。模拟结果表明，排卤速率是控制气窜行为和有效库容的主控因素。当排卤速率由40 m3/h增加至80 m3/h时，气窜时间提前约34%，有效储氢容量降低约9%，同时气水界面由整体平缓下降逐渐演化为沿井筒轴向的锥进形态。注气压力由22 MPa提高至25 MPa，可使累积注气量增加约13.6%，但对气窜发生的时机影响有限。在不同垫层气条件下，CO2由于溶解度较高和界面张力降低，更易在排卤阶段发生气窜，其垫层气比例最高可达约45%；CH4条件下可获得较高的H2有效库容；N2则表现出较低的垫层气比例（约37%）和较有利的H2纯度特征。此外，不同盐穴形状对气窜行为、累积注气量和有效库容具有显著影响，但在相同排卤速率条件下，各形状盐穴随排卤速率变化的总体规律一致，而垫层气比例变化较小。研究表明：在建库阶段合理选择垫层气并控制排卤速率，有助于延缓气窜发生、提高盐穴有效储氢容量和运行安全性，可为盐穴储氢库建库工艺设计提供依据。关键词：盐穴储氢;注气排卤;垫层气;数值模拟;气窜78|370|0更新时间：2026-06-12
非烃能源资源
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