最新刊期
2026年第16卷第5期
- 摘要：中国煤层气研究领域聚焦于深层煤层气的开发。然而，中浅层煤层气资源量丰富且储量落实程度高，目前主要面临大量吸附气难以有效动用的问题。如果可以有效动用剩余吸附气，中浅层煤层气的产能规模即可实现突破。为明确中浅层煤层气地面建井方式提高采收率技术的发展方向，研究基于“原位解吸-基质扩散-割理渗流-裂缝导流”链式传质模型展开深入探讨，综述中浅层煤层气采收率的定义与内涵。其中，基质扩散作为连接微观解吸与宏观渗流的关键环节，被明确为制约整体采收率的核心。研究结果将影响因素系统总结为2类：①影响压降波及效率的渗流主控因素，如裂缝导流能力、井网布局、压降速率等；②影响解吸效率的扩散主控因素，包括基质块尺寸、气体扩散系数、含水饱和度、温度与压力条件等。在此基础上，系统梳理了当前主流的技术，如井网优化、注气置换（CO₂、N₂驱替）、负压抽采、促解吸剂注入、物理场增能（声波、微波、电场）、微生物增产以及水力割缝等，分析其适用条件、现场应用效果与失效机制。研究发现，尽管上述技术在一定条件下可提升产量，但普遍存在“基质难进、能量易散、增产有限”的共性局限，即外部能量难以有效作用于基质内部，压降波及范围受限，解吸效率提升幅度不足，且增产效果随时间快速递减，难以实现可持续开发。对于中浅层煤层气开发而言，可采储量的动用速率（即动力学过程）比其绝对值（热力学状态）更具实际意义。快速、高效地动用基质内吸附气体才是增加产气量与提高采收率的关键。因此，地面建井提高采收率技术应围绕增大基质传质动力，减小基质块尺寸，以及增加基质气相的流动能力3个方面开展研究。其中，减小基质块尺寸是目前最容易突破的方向，而增加基质传质动力的影响效果有限，增加基质气相的流动能力需要长期开展攻关才能突破。关键词：中浅层煤层气;地面建井;提高采收率;主控因素;技术局限;发展方向172|772|0更新时间：2026-08-06
- 摘要：针对鄂尔多斯盆地佳县区块煤岩气开发地质工程“甜点”精细评价不清、长水平段水平井钻井轨迹精细控制难度大、大规模压裂改造控液提效降本空间有限、高效经济排采调控不足等难点，坚持地质工程一体化开发理念，通过开发先导试验与应用实践，构建了以“甜点”评价、优快钻井、压裂改造、高效排采为核心的煤岩气一体化高效开发关键技术体系。应用一体化“甜点”评价技术，建立开发“甜点”区地质工程经济三因素12项评价指标体系，并基于随钻录井数据建立黑金靶体判识标准，为开发选区和水平井部署实施提供支撑；通过优化井身结构、优选高效提速工具，采用地震地质工程一体化导向技术，实现工厂化大井丛水平井优快钻井，保障煤岩钻遇率达98%以上。攻关形成以“高排量+适度规模+复杂缝网+多尺度支撑”为核心的地质工程一体化压裂技术体系，探索应用超低前置液控水压裂技术与少簇长缝压裂技术，进一步提升煤岩气压裂改造的针对性与经济性；构建“初期油管控压自喷、中期辅助泡排+气举、后期人工举升”全周期一体化排采技术体系，有效提高煤岩气井排水采气效率。现场实践表明，该一体化高效开发技术实现地质与工程的深度融合，形成全开发周期闭环优化模式，在保障单井钻探及生产效果的同时，显著降低开发成本，助力佳县区块实现煤岩气规模效益开发。关键词：鄂尔多斯盆地;煤岩气;地质工程一体化;“甜点”评价;优快钻井;体积压裂;排采制度93|12|0更新时间：2026-08-06
专家论坛
- 摘要：深层煤储层孔隙系统的跨尺度特征直接影响煤层气的赋存状态与渗流能力，且对深层煤层气吸附/解吸过程具有重要影响。为了更好地评价深层煤层气含气量，该研究以鄂尔多斯盆地东南部8号高阶煤为研究对象，采用高压压汞、液氮（N₂）吸附和CO₂吸附及扫描电镜等实验手段多尺度表征深层高阶煤储层孔隙结构。结果表明：深层高阶煤储层孔隙主要是有机质孔和微裂缝，纳米级、微米级孔隙呈圆状、椭圆状，微裂缝呈长条带状，部分孔隙和裂缝充填黏土矿物和黄铁矿。深层高阶煤储层微孔、介孔、宏孔连续发育，孔隙类型呈多峰态分布特征。其中，微孔段曲线呈 “台阶式” 高峰，其中0.4~0.7 nm 微孔占绝对优势，介孔（2~50 nm）优势孔径为3~5 nm，孔径大于50 nm 的宏孔与微裂缝发育程度相对较低，但对储层渗透率贡献最大，为游离气提供了主要储集空间。深层煤层气具有多相态赋存特征，主要有吸附态和游离态。研究区8号煤层实测总含气量介于28.39~35.85 m³/t，兰氏体积介于26.09~29.52 m³/t，含气饱和度达116%~150%，整体处于过饱和状态。总体上8号煤层微孔比表面积占99%以上，深层高阶煤含气量以吸附气为主，吸附能力仍是评价含气量的主控因素；深部煤储层发育一定的宏孔和微裂缝，其为游离气提供了储集空间，深层煤层气整体处于过饱和状态，普遍发育游离气，且具有高含气饱和度。关键词：鄂尔多斯盆地东南部;深层煤层气;孔隙结构;赋存状态;8号煤25|38|0更新时间：2026-08-06
- 摘要：传统解吸法测定煤层气含气量存在成本高、周期长、区域覆盖难等问题，难以满足经济可采性快速评价与降本增效的需求。为此，提出一种基于改进Stacking融合模型的煤层气含气量预测方法。该方法通过网格搜索优化支持向量机、随机森林、极端梯度提升、轻量梯度提升机和多层感知机5种异构基模型的超参数，创新地将原始训练集特征与各基模型预测结果进行加权平均，构建新的元训练集，输入线性回归元模型进行二次学习，实现原始特征与基模型预测信息的双重融合。将模型应用于沁水盆地南部煤层气区块，结果表明：改进Stacking融合模型的测试集决定系数达0.94，较最优单一基模型和标准Stacking模型分别提升10.64%和6.38%；平均绝对误差、均方根误差和均方误差较标准Stacking模型分别降低14.3%、25.2%和43.7%。SHAP（是一种用于解释机器学习模型预测的方法）可解释分析表明，煤层斜深、自然电位和自然伽马是影响含气量预测的主要特征。现场应用显示，8口井预测结果与实测值吻合良好，平均绝对误差小于0.84 m³/t，平均相对误差控制在6%以内。该模型显著提升了煤层气含气量预测的精度与可靠性，为煤层气资源选区评价和高效开发提供了一种新的技术手段。关键词：煤层气;含气量;机器学习;Stacking融合模型;可解释分析56|25|0更新时间：2026-08-06
- 摘要：新疆阜康区块低阶煤煤层气开发进入瓶颈期，低阶煤微观孔隙中大量吸附态甲烷解吸效率低，且吸附-解吸机理尚不明确，导致新投产煤层气井初期产量低、稳产时间短、开发效果差。为解决煤层气采收程度低、吸附态甲烷难以有效动用等问题，本文以新疆阜康区块低阶煤为研究对象，采用元素分析、氮气吸附法、X射线衍射、傅里叶变换红外光谱和13C核磁共振手段，表征了低阶煤的孔径分布、分子式（C100H108O16N3）及其分子结构，并构建了狭缝型孔隙模型。采用巨正则蒙特卡洛方法（GCMC）模拟了不同孔隙开度、压力和温度条件下甲烷的吸附规律，拟合得到阜康区块低阶煤的非等温朗格缪尔（Langmuir）吸附方程。并在10.0 MPa、308 K条件下，针对不同开度的狭缝煤-甲烷吸附构型开展定温降压解吸分子动力学模拟。研究结果表明：①阜康低阶煤主体分子结构为脂肪族碳链连接苯环、萘环构成的链状结构，同时含有羧基、羟基和吡咯等官能团。②孔隙开度小于2 nm时，强纳米限域效应导致吸附势阱加深，甲烷密度呈单峰分布，赋存以微孔填充为主导；开度大于2 nm后，密度分布转为双峰分布并出现非吸附相区，吸附机制转变为表面吸附主导。③高压条件下，升温可降低吸附势能，为甲烷解吸提供动能，此效应在开度大于2 nm的狭缝孔隙中更为显著。狭缝中心仍存在吸附态甲烷，吸附由微孔填充和表面吸附共同主导。④1 nm开度的狭缝内解吸能垒高、扩散系数低（7.5×10⁻10 m2/s），解吸滞后现象显著；3 nm开度的狭缝内解吸能垒低、扩散系数相对高（64.7×10⁻10 m2/s），未出现明显解吸滞后。结论认为：降低低阶煤微孔中的吸附-解吸能垒是提高甲烷解吸效率和扩散能力的关键。通过降压-扩孔-升温的协同调控，采用前置CO2+自生热压裂液组合压裂工艺，并配合井网热流体驱替，是提高新疆阜康低阶煤煤层气藏采收率的重要技术方向。关键词：新疆阜康;低阶煤;煤层气;吸附-解吸;分子模拟;微孔填充12|3|0更新时间：2026-08-06
- 摘要：为明确鄂尔多斯盆地东缘神木—佳县区块煤岩储层多尺度孔缝结构特征及主控因素，结合CT（计算机断层成像）扫描、扫描电镜、高压压汞、低温N2吸附、低温CO2吸附等多项实验，利用全部孔隙直径（以下简称全孔径）的拼接方法，建立研究区煤岩多尺度全孔径发育图版，探究造成神木、佳县2个区块含气性及孔隙发育差异的原因。结果表明：①多尺度孔缝类型特征方面，研究区整体具有割理裂缝发育、毫米级裂缝平行或垂直层理发育，神木、佳县平均总裂缝率分别为7.01%和6.06%，神木区块平均总裂缝率略高，但90%以上的裂缝均被高密度矿物充填。神木区块煤层储集空间类型以组织孔为主，少见气孔、黏土矿物晶间孔，孔隙直径（以下简称孔径）在几微米到几十微米不等；佳县区块煤层储集空间类型以组织孔和气孔为主，局部可见黏土矿物晶间孔缝，孔径分布在几纳米至几十微米，微米级裂缝发育。②全孔径分布特征方面，2个区块微孔占比均在99%以上，表明研究区煤岩吸附能力强，神木区块煤层储集空间以大孔为主，大孔平均占比74.72%，微孔平均占比23.28%，微孔比表面积平均41.24 m2/g；佳县区块煤层储集空间以大孔和微孔为主，大孔平均占比64.00%，微孔平均占比34.85%，微孔比表面积平均102.73 m2/g，佳县区块吸附性优于神木区块。③气体赋存模式影响因素分析方面，2个区块显微组分含量及灰分含量等因素的差异导致孔缝发育类型不同，主要体现在佳县区块煤岩的热演化程度高，镜质组含量更高，气孔更为发育，孔隙宽度在2 nm以下的微孔比表面积更高，具有更强的吸附性及生烃能力，且顶底板均为渗透性弱的岩性，抗压能力强，弹性形变能力高，具备很好的封盖条件，更有利于煤层气藏的保存。研究为后续研究区深部煤层气高效勘探开发提供一定的理论依据。关键词：鄂尔多斯盆地;神木—佳县地区;深层煤岩气;孔缝结构;全孔径表征56|18|0更新时间：2026-08-06
- 摘要：珠江口盆地珠一坳陷油气勘探实践表明，陆丰凹陷古近系深层油气具有良好的勘探前景，但陆丰13E洼西侧缓坡带油气成藏条件与富集规律尚不明确。该研究利用测井、地震、测试分析等资料，结合盆地模拟等手段对陆丰凹陷陆丰13E洼西侧缓坡带油气成藏条件进行了系统研究，明确了研究区油气成藏条件，揭示了油气成藏过程，建立了油气成藏模式。结果表明，陆丰13E洼西侧缓坡带发育两期油气充注，分别为韩江组沉积中期至粤海组沉积中期（12.3~7.5 Ma）成熟度较低的原油充注，以及粤海组沉积晚期至今（5.7~0 Ma）成熟度较高的原油混合部分天然气的油气充注。研究区文昌组储层发育低孔低渗、中孔中渗型储层，恩平组发育中孔中—低渗型储层，具有良好的储集条件。文昌组发育两套区域性泥岩盖层，对油气具有良好的封盖作用；而恩平组发育多套局部盖层，封盖能力则相对较差。第一期油气大规模充注时期，原油沿文昌组砂体运移至靠近惠陆低凸起一侧聚集成藏，或沿NW（西北）向“早衰”型断裂和持续活动型断裂垂向运移至恩平组储层聚集成藏；第二期油气大规模充注时期，其充注路径与第一期基本一致。进一步依据研究区油气成藏规律划分出2种成藏模式：“旁生侧储”砂体侧向运聚成藏模式和“下生上储”断裂垂向输导运聚成藏模式，并指出靠近惠陆低凸起一侧的文昌组为有利区。关键词：珠江口盆地;珠一坳陷;陆丰凹陷;缓坡带;油气成藏条件;油气成藏过程25|11|0更新时间：2026-08-06
- 摘要：中国深层/超深层天然气资源丰富，累计探明天然气地质储量近5×1012 m3，累计天然气产量超过5 000×108 m3，该领域是保障国家能源安全的重要战略领域。然而，深层/超深层气藏普遍为有水气藏，且多采用稀井网开发模式，在此条件下，水侵前缘准确刻画难度大，常规动态监测方法难以有效覆盖井间区域，成为制约深层/超深层有水气藏高效开发的关键因素。研究结合广域电磁法可通过反演电阻率差异区分气区、气水过渡区、水区的优势，以四川盆地磨溪龙王庙组气藏1井组为研究对象，开展了2 km²的三维广域电磁探测，获取了地下5 000 m的地电特征，形成了一套震电融合的流体识别方法，构建了地电模型，首次实现了广域电磁法对深层边水气藏纵、横向水侵前缘的识别。研究结果表明：基于测井电阻率与广域反演电阻率的线性回归，得到1井组水区的广域反演电阻率小于227 Ω·m，气水过渡区的广域反演电阻率介于227~383 Ω·m，纯气区的广域反演电阻率大于383 Ω·m；边水自1号井向气藏内部均匀推进，未发现优势水侵通道，水侵前缘呈非均匀状，整体侵进速率约50 m/a；井组宜采取排控结合的治水对策，1号井排水量介于300~400 m3/d，内部气井产气规模由200×104 m3/d降至150×104 m3/d以下。该成果在深层/超深层气藏气水分布描述、水侵前缘刻画和精细治水等方面具有广阔应用前景。该技术为深层边水气藏高效开发提供了新路径。关键词：磨溪龙王庙组;广域电磁法;深层边水气藏;电阻率;水侵前缘;治水对策97|98|0更新时间：2026-08-06
油气勘探
- 摘要：中国煤层气自2005年取得突破以来，受产量不稳定、经济效益较差的制约，产业化进程和商业化目标未达预期。煤层气、页岩气、致密砂岩气作为全球主要的非常规天然气资源，将“煤系三气”作为整体开发，以“煤层为主，兼顾致密砂岩、页岩”的多气合层开采思路，可有效提高储量动用程度，维持产量稳定，同时降低煤层气的开采成本。该研究从四川盆地南部（以下简称川南）煤系烃源岩储层岩性、含气性、可开发性等特征出发，建立了综合评价模型，在“Ⅲ类五型”煤系气藏的岩性（岩相）-含气组合-产层组合模式的基础上，确定“泥页岩顶板夹煤层型”为开发的优势共生组合；分析了多薄煤层的煤系气开发思路与技术；根据煤系气藏内流体流动机制提出了煤系气藏内的流动模型，选择Ⅰ类、Ⅱ类组合作为压裂改造主要层段，并建立了一套适合于低渗复合储层（如煤层、泥页岩等）改造的关键技术。本文系统研究了川蔺参1井成藏地质背景、储层特征、顶底板岩层含气性情况，以油气疏导理论为指导，借鉴页岩气改造思路，制定了“泥岩+煤储层”的储层增产措施，完成了见气目标，是综合评价上二叠世龙潭组煤系地层烃类气体开发潜力的标志性工程。此项技术对推动西南同类型煤系气藏开发具有借鉴和推广意义。关键词：四川盆地;煤系气藏;有利区优选;综合评价模型;川蔺参1井;开发模型15|14|0更新时间：2026-08-06
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一种深部煤层气井井底流压的折算方法 AI导读
摘要：煤层气井底流压的准确获取对于优化排采工艺、提高煤层气采收率具有重要意义。然而，现有井底流压计算方法普遍存在经济成本高、数据时效性差、适用范围有限或精度不高等问题。特别是深部煤层气井通常采用气举排采方式，动液面位置难以获取，导致传统井筒流动模型无法直接应用，严重制约了深部煤层气井动态监测与生产优化。因此提出了一种深部煤层气井井底流压折算新方法，旨在通过建立更为精确的井筒流动模型，实现在缺少动液面位置数据情况下利用井口套压数据快速、准确计算井底流压的目标。该方法创新提出了表征动液面位置的非线性公式，并按动液面位置将垂直井筒自上而下划分为纯气柱段和气水两相液柱段两部分，以建立精细井筒流动模型；采用平均温度与偏差系数法计算纯气柱段压力，采用Hasan-Kabir解析法计算气水两相液柱段压力；综合创立了高效的数值迭代方法，并且求解了由动液面位置非线性公式、纯气柱段和气水两相液柱段压力计算公式共同构成的封闭强非线性方程组，最终获得了深部煤层气井的井底流压。以鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块深部煤层气井A为例对本算法进行了现场应用测试，研究结果表明本算法能显著提高现场流压折算精度，且计算效率高。此外，该方法在生产动态数据分析方面显示出良好的应用性，可为非常规气藏动态监测提供高效可靠的技术支撑。关键词：鄂尔多斯盆地;深部煤层气;井筒流动模型;井底流压;两相流;动液面;非线性29|19|0更新时间：2026-08-06 - 摘要：深部煤层所处的地质环境具有“高地应力、高储层温度、低渗透率”及复杂的构造特征，导致其气体赋存状态及运移机制与浅部煤层存在显著差异。常规商业数值模拟器往往基于简化的双重介质模型，难以准确描述深部煤层在排采过程中复杂的应力敏感性及多相流动态，导致模拟结果与实际生产数据偏差较大。针对这一难题，研究建立了一套适用于深部煤层气特性的高效数值模拟方法，以实现对单井产气、产水、井底流压及组分产出的精确表征。基于深部煤层地质与工程特征，构建了考虑拟三重介质（基质孔隙、微裂隙、大裂缝）、多组分气体（CH4、CO2等）竞争吸附-解吸、多尺度扩散、气水两相渗流以及煤岩基质收缩/变形效应的全耦合数值模型。选取鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块的典型深部煤层气井JS6-7P01作为案例进行历史拟合与分析。在算法性能方面，通过对比不同算力环境下的计算表现，在4核CPU与8核CPU并行计算条件下，该方法相较于常规解耦或简化模拟方法，计算耗时仅增加了0.1~0.2 h，牛顿迭代次数和线性迭代次数仅增长了10.5%。在拟合精度与地质认识方面，该模型对JS6-7P01井的产气量、产水量、井底流压以及产出CO2摩尔分数变化进行了历史拟合，综合历史拟合率达92%。基于模拟结果，研究进一步量化标定了排采过程中游离气与吸附气的产出构成比例，明确了深部煤层气的产能贡献来源；精细划分了流体流动的不同阶段，并利用压力场、饱和度场、解吸程度场、渗透率场、CO2吸附质量密度场、CH4吸附质量密度场的“六场”演化规律，表征了深部煤层气在多场耦合作用下的渗流特征。关键词：鄂尔多斯盆地;深部煤层气;多场耦合;数值模拟;计算效率;历史拟合10|4|0更新时间：2026-08-06
- 摘要：为揭示水分对深部煤层注CO2置换CH4（CO2-ECBM）效应的影响，以阜康深部煤为研究对象，开展13C核磁共振谱（13C-NMR）、X射线光电子能谱（XPS）等实验，结合分子模拟软件构建煤基质模型，采用分子模拟方法研究水分对深部煤层CO2-ECBM过程的微观作用机制。结果表明：煤基质吸附气体后发生显著膨胀，孔隙体积大幅降低。饱和吸附CH4时，煤基质孔隙度较初始值降低72.2%；CO2与CH4摩尔分数比（
油气开发
- 摘要：水力射流泵工艺是深层煤层气井人工举升阶段的常用排采工艺之一。在大宁—吉县区块深层煤层气开发初期，水力射流泵喷嘴与喉管面积比等关键参数与气井产量之间的影响关系及气井排采工况，普遍缺乏系统、深入的认知，导致参数调控的针对性和有效性不足。本文综合同心双管水力射流泵排采特征和大宁—吉县区块深层煤层气井的生产状况，开展了深层煤水力射流泵工况分析、参数优化与设计校验计算方法/流程研究；借助编制的水力射流泵计算软件对大宁—吉县区块深层煤层气水力射流泵排采井进行了实例计算与分析。研究结果表明：①选用戈斯兰和奥布赖恩（Gosline和O’Brien）提出的摩阻系数，理论压力比与实际压力比误差最小，更加符合深层煤层气水力射流泵的实际工况；②大宁—吉县区块深层煤层气井水力射流泵排采普遍存在流量比小，泵效低，管柱和射流泵存在结垢堵塞问题，部分工况存在射流泵冲蚀扩径现象；③通过优选高面积比喷嘴与喉管组合配套，降低动力液排量可以有效提升深层煤层气射流泵排采压力比，增加泵效和排液量。同时，建议在深层煤射流泵地面建设时，需考虑优化单井气液计量管线，便于生产现场准确计量单井日产气量与日产液量，有利于提高单井水力射流泵工况分析的准确度，对提高深层煤层气井水力射流泵排采井的排采连续性、降低维护保养与修井成本具有指导意义。关键词：深层煤层气;水力射流泵;参数优化;工况分析;鄂尔多斯盆地;大宁—吉县区块31|18|0更新时间：2026-08-06
- 摘要：针对煤层气储层压裂效果实时评价难、常规反演模型未充分考虑多尺度缝网闭合的问题，基于停泵压降曲线拐点识别割理、天然裂缝、水力裂缝的分级闭合过程，以多级裂缝闭合为核心，结合耦合物质平衡原理与压力瞬态分析方法，推导裂缝表面积、半长及复杂指数的反演公式，构建适用于煤岩的停泵压降反演模型。以新疆阜康碎粒煤储层为验证，模型反演裂缝半长较微震监测值低45.4%，该偏差源于模型仅识别具备持续导流能力的“湿SRV（储层改造体积）”，滤除无导流贡献的裂缝，结果更贴合工程实际。进一步应用于沁水盆地中浅层高阶煤与鄂尔多斯深部煤岩，结果表明三类煤层压裂效果差异显著：浅层碎粒煤主裂缝表面积占比9.18%，次级裂缝52.17%，缝网短而复杂，复杂指数10.03；中浅层高阶煤主裂缝占比14.29%，次级裂缝77.5%，缝网以主裂缝为骨架且延伸较长，复杂指数6.05；深部煤岩压裂主裂缝占比22.08%，次级裂缝77.92%，未见沟通的割理系统，缝网长而简单，复杂指数3.67。对比分析表明：煤体完整性和地应力条件共同主导裂缝网络的发育模式，碎粒煤因煤体破碎、滤失严重，抑制主裂缝延伸；原生结构煤与深部煤滤失较低，主裂缝可稳定扩展，但深部煤受高垂向应力制约，难以形成分支裂缝，限制了缝网复杂化。研究模型突破传统局限，可精准识别裂缝多级闭合特征，区分煤体结构引发的裂缝发育差异，完善煤层气压裂效果停泵压降反演技术体系，为煤层气储层压裂方案优化与效果评价提供理论支撑。关键词：低阶煤;高阶煤;深部煤岩;水力压裂;压裂参数反演;多级裂缝闭合11|4|0更新时间：2026-08-06
- 摘要：针对结垢类型空间分异特征不清、酸洗方案缺乏针对性等问题，本研究综合运用矿物学分析、水文地球化学方法与溶垢实验，揭示了延川南煤层气田井下管柱结垢机理的东西向分异规律，并构建了差异化除垢技术路径。矿物学特征表明，西部万宝山构造带结垢物以方解石为主，属于典型碳酸盐垢；东部谭坪构造带则为方解石、菱铁矿、黄铁矿及黏土矿物共生的复合垢。地球化学分析揭示，西部弱酸性、高钙镁离子环境驱动碳酸盐快速结垢；东部弱碱性、高硫酸根环境则主导了以铁矿物为主的矿物复合沉积过程。溶垢实验表明，质量分数6%的盐酸（HCl）对碳酸盐垢溶垢性能优异，溶垢率78.8%~93.0%；氨基磺酸复合体系（除垢剂与水体积比1∶10）腐蚀速率更低，溶垢率达76.3%~81.9%。据此提出弹性分区治理策略：氨基磺酸为全气田周期性运维首选药剂；西部碳酸盐垢沉积严重区块，阶段性启用添加缓蚀剂的质量分数6% HCl开展强化清洗；东部硅酸盐组分占比偏高、常规清洗效果不足的复合垢区块，可在完备安全防护条件下采用氢氟酸（HF）进行靶向溶垢处理。该研究形成了“垢型识别—机理解析—酸液优选”的精准除垢方法，为类似地质条件下煤层气井的结垢防治提供了理论依据与工程实践路径。关键词：延川南煤层气田;井下管柱;结垢成因;除垢剂;差异化除垢48|25|0更新时间：2026-08-06
工程工艺
- 摘要：随着全球能源市场不确定性增加与“数智中国石油”战略的实施，传统经济评价面临经验依赖性强、数据孤岛效应显著、动态响应能力不足等问题。为此，本文构建了涵盖数据-模型-决策-监管全链条的经济评价数智化闭环管理体系，提出了包含神经网络经济可采性预测、三级储量边际效益评估、单井产量优化等在内的9类专业决策模型；设计了“项目级微闭环”与“企业级宏闭环”的双闭环管理架构；建立了涵盖基础数据、开发数据、成本费用数据、公用参数、投资数据五大类指标的标准化数据库；并通过动态审核、智能预警和回溯分析，确保数据真实性和决策科学性。实际应用表明，该体系显著提升了经济评价精度，有力支撑了油田提质增效。在油气资源经济性评价方面，评价结果有效指导勘探方向优化，通过对S油田的P、T、U、V 四个区块的类比评价，选出P、T区块优先实施，取得了较好的经济效益；在开发阶段产能建设投资优化方面，N单位X区块通过方案优化实现投资结余10%，内部收益率由8.3%提升至9.6%；在措施增效方面，2024年通过前期评价识别并否决166口无效措施井，成功规避风险3 300×104元。综上所述，构建的数智化闭环管理体系有效解决了传统经济评价的局限性，实现了从离散建设项目分析到全流程智能决策的跨越。该体系不仅为油气田企业提供了可推广的数智化转型路径，其“全生命周期动态优化”理念对能源行业的智能化发展也具有指导意义。关键词：油气田;经济评价;数智化;数据;模型83|212|0更新时间：2026-08-06
- 摘要：东营凹陷深层致密油藏（埋深3 700~4 300 m）因其高地温（152 ℃）、高地层压力及强应力屏蔽效应，开发面临裂缝半长短（小于80 m）、产量递减快（3个月产量递减率超过40%）、地质-工程参数匹配不佳导致的产能差异大等典型深层挑战。本文提出了一种改进的“前置超临界CO₂注入与渗吸液精准激活”蓄能压裂工艺，旨在针对性解决深层能量补充难、裂缝扩展受限与基质原油动用效率低等核心难题。该工艺通过超临界CO₂（温度为35 ℃，压力为15 MPa，密度为0.8 g/cm³）的相态调控，利用其高扩散性（0.12 cm²/s）与相变膨胀潜能前置蓄能造缝；并配合优化的阴离子型石油磺酸盐渗吸液体系（界面张力降至0.15 mN/m，接触角优化至65°），有效降低毛细管阻力、改善储层润湿性，实现基质原油的精准激活。为解决多参数优化难题，研究基于正交试验设计L₆₄（4⁵）构建了包含960组方案的数值模拟样本库，涵盖了6项关键地质参数与5项待优化工程参数。进而，建立了反向传播（BP）神经网络与遗传算法的耦合优化模型，以累积产油量为目标函数，对CO₂注入量、渗吸液注入量、渗吸液注入速度、焖井时间和日产液量进行全局寻优。模型验证表明：BP神经网络预测相对误差不超过2.5%（新井隐层13节点，均方误差为0.003 7；老井隐层8节点，均方误差为0.004 3），遗传算法在75代内收敛（参数交叉概率Pc=0.4，变异概率Pm=0.2），证明了模型兼具高精度与高效性。现场应用效果显著：改进工艺使裂缝半长从78 m增至161 m，增幅达106.4%；典型井Y22的90 d产量递减率降低了13.3%；经参数优化后，新井与老井的产能分别提升了16.8%和11.2%。研究形成了一套集数值模拟、参数学习和动态优化于一体的优化决策流程，有效克服了箱状储层裂缝纵向扩展难题，为非常规油气藏的高效开发提供了可借鉴的优化范式。关键词：蓄能压裂;深层致密油藏;超临界CO₂;BP神经网络;遗传算法;参数优化20|15|0更新时间：2026-08-06
数智能源
- 摘要：在碳达峰、碳中和目标持续推进和能源安全约束强化的背景下，明确天然气在中国能源结构转型中的功能定位。探索天然气经济高质量发展的现实路径显得尤为重要。综合采用文献归纳、统计对比、产业链分析与供需平衡情景测算等方法，围绕天然气需求增长、供应保障、基础设施建设、市场机制改革和重点应用场景构建分析框架，系统梳理“双碳”目标下中国天然气经济发展的现实基础、主要短板和战略方向，并提出相关政策和措施建议。研究认为，中国天然气市场仍具增长基础，2025年表观消费量突破4 265.5×108 m3，国内产量稳步增长，管道气和LNG（液化天然气）进口来源持续多元化，燃气发电、工业替代、城镇燃气、交通等场景仍具有发展空间。但行业发展已从单纯规模扩张转向安全、经济性与低碳协同并重的新阶段，面临消费增速放缓、进口价格波动、产业链协同不足、基础设施建设短板以及市场化机制不完善等约束。情景测算表明，中国天然气需求峰值受能源替代节奏、气电调峰需求、工业用气经济性和非化石能源发展速度影响显著，基准情景下预计将在2035—2040年进入峰值平台期。天然气作为中国能源转型中的低碳过渡能源、能源安全调节资源和新型电力系统灵活性支撑资源，未来应坚持安全优先、低碳协同和经济可行原则，通过增强国产气和多元进口保障、加强产业链协同互促、推动基础设施建设和技术创新、健全市场机制，形成与“双碳”目标相适应的天然气经济发展路径。关键词：天然气;碳达峰;“双碳”目标;产业链;供需平衡46|17|0更新时间：2026-08-06
综合研究
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