特种油气藏

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1. 空-天-地-井一体化监测技术在CO₂地质封存泄漏监测中的研究进展

孙艳坤, 孙天宇, 朱天元, 龙涛, 周良昌, 彭鹏

特种油气藏 2025, 32 (6): 1-13. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.06.001

摘要（387）

PDF（pc）（1479KB）（446）

CO₂地质封存作为CCUS技术体系的关键环节,其泄漏风险直接关系到地质封存安全与环境安全。对多介质渗漏通道识别与协同监测技术展开系统研究,对保障碳封存项目的长期可靠性具有重要意义。为此,基于枯竭油气藏、深部咸水层及深部煤层等典型封存介质的潜在渗漏机制,系统调研了空-天-地-井一体化监测技术进展,在此基础上,构建了多尺度协同监测框架与机器学习驱动的数据同步分析系统,实现了空-天平台组网、地表多参数融合与井下立体监测的子系统集成。结果表明:空-天-地-井协同监测体系能够实现对CO₂渗漏行为的全方位、多参数识别与预警;通过多源数据融合与智能分析,可显著提升CO₂泄漏识别的准确性与时效性,为不同封存地质条件提供对应的监测解决方案。该研究提出了面向碳中和目标的碳封存智能监测理论体系与技术路径,可为大规模CCUS工程安全实施与标准体系建设提供重要科学依据和技术支撑。

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2. 新型不同气井生产管柱临界携液流量模型建立及效果分析

刘时春, 贾友亮, 白晓弘, 杨旭东, 卫亚明, 赵彬彬, 肖述琴

特种油气藏 2025, 32 (4): 158-166. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.019

摘要（386）

PDF（pc）（2279KB）（68）

随着气井开发周期延长,井筒积液问题加剧,导致油田产量下降、采收率降低。为此,基于最小压降理论,针对深度为2 400~4 000 m的直井,采用Ф50.8 mm连续管与Ф60.3 mm油管2种管柱,建立以井口油压、水气比为变量的临界携液流量计算模型。研究表明:Ф50.8 mm连续管自主携液能力更强,积液程度更小,井底流压更低,日产气量更高;临界携液流量随水气比、井口油压、井深增加而增大,其中,水气比与井口油压对临界携液流量的影响程度显著高于井深的影响;当井筒流型转变为段塞流时,Ф50.8 mm连续管气相流量(7 000 m³/d)低于Ф60.3 mm油管(16 000 m³/d),后者生产时间比前者减少了70%以上。现场试验表明,相比Ф60.3 mm油管,Ф50.8 mm连续管完井效率更高,自然连续生产期延长了1.5 a,进一步验证了模型的准确性。该研究可为气井携液规律分析及排水采气措施优化提供理论依据,对提升低产气井开发效益具有重要指导意义。

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3. 地下储氢发展现状与关键技术

潘滨, 杨雅文, 陈婷, 杨永飞, 宋先知, 万继方, 陈宏坤, 崔少东

特种油气藏 2025, 32 (4): 1-13. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.001

摘要（383）

PDF（pc）（1434KB）（143）

氢能是促进能源转型和实现“双碳”目标的重要支撑技术。为实现氢能经济的快速发展,必须突破大规模氢能存储技术瓶颈。盐穴、废弃油气藏和咸水层储存空间大、密封性好,储氢潜力巨大,地下储氢策略应运而生。近年来,国内外学者针对地下储氢开展了一定程度的基础研究和现场测试工作。基于前人研究,分别从地下储氢的必要性、可行性、关键科学技术问题等角度对国内外地下储氢发展现状进行了系统综述,阐明了地下储氢、储碳和储天然气的异同点,梳理了地下储氢的关键科学技术问题,并指明了下步研究重点方向。该研究指出了当前局限和未来发展方向,对地下储氢技术的发展具有重要指导意义和推动作用。

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4. 机器学习方法预测油气产量技术发展现状及前景展望

谢坤, 田轩硕, 刘长龙, 邵明, 刘延春, 高铭宣, 袁世亮, 张宝岩

特种油气藏 2025, 32 (4): 14-24. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.002

摘要（356）

PDF（pc）（1383KB）（126）

受油气开发过程中储层物性、流体性质和工艺措施的复杂多变性影响,生产数据的分析利用程度多取决于石油科技工作者的专业经验,计算成本和时间成本高,难以满足油气藏高效开发需求,亟待发现更加高效的油气产量预测方法。近年来,以深度神经网络、随机森林算法和迁移学习为代表的机器学习方法凭借处理高维数据、捕捉时序数据长期依赖关系和提取开发数据特征等方面的独特优势,在油气产量预测中取得了显著应用效果。该文通过对常用油气产量预测机器学习方法的原理及其优缺点进行分析,阐述了机器学习方法在油气产量预测领域的应用现状,总结了应用过程中潜在的问题,同时对油气产量预测方法的发展前景进行展望。未来,一方面应加强对物理约束融入机器学习模型的研究,提高模型的可解释性,避免过于理想化的预测结果;另一方面要开发适合小样本情况下的算法和迁移学习技术,充分利用历史生产数据,为油气产量预测提供更好的数据分析技术支持。该研究对油气产量的智能预测技术完善具有理论指导意义。

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5. 人工智能在数字岩心技术上的应用进展及前景

赵岩龙, 李喧喧, 张傲雪, 李情霞, 高宏, 范煦

特种油气藏 2025, 32 (5): 10-18. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.002

摘要（321）

PDF（pc）（10041KB）（76）

数字岩心技术是油气勘探开发中储层物性评价的重要手段,在分析岩样组分及分布、孔隙结构、微观渗流机理等方面均有广泛应用。随着观测手段和计算机运算能力的快速发展,人工智能算法的引入打破了传统数字岩心技术的局限性。该文总结了数字岩心技术的工作流程、应用领域和发展历程,综述了人工智能相关算法在岩心重建、图像分割、参数预测等方面的应用现状以及在数字岩心分析中的应用效果,展望了人工智能在数字岩心多模态、多尺度等方面的应用前景。该研究可为人工智能、大数据等新兴信息技术与油气勘探开发技术的融合发展提供指导。

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6. 基于块体离散元法的压裂裂缝扩展模拟研究现状和展望

杨兆中, 付东瑞, 陶静, 易良平, 李小刚, 易多, 何建冈

特种油气藏 2025, 32 (5): 1-9. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.001

摘要（276）

PDF（pc）（10604KB）（142）

块体离散元法因其在处理非连续介质方面的优势而逐渐成为一种被广泛研究和应用的压裂裂缝扩展模拟方法,为进一步推动块体离散元法在压裂裂缝扩展模拟方面的发展,总结了基于块体离散元法的压裂裂缝扩展模拟研究和应用现状,讨论了当前所面临的问题和挑战,并指明了下一步研究方向。研究表明:块体离散元法能够直接刻画非连续结构面的位置、产状和数量,并且根据其在地层中的不同状况选择不同本构方程,赋予相应参数,压裂裂缝扩展模拟结果更符合实际情况;在进行压裂裂缝扩展模拟时,需要预置初始压裂裂缝和裂缝面,且压裂裂缝只能按照预置的裂缝面进行扩展,在一定程度上影响了压裂裂缝模拟的准确性;下一步在处理天然裂缝问题上应着重开发新的天然裂缝模型,在处理层理问题上应着重采用能表征其他储层特征的本构模型进行研究,在处理断层滑移与套管变形问题上应着重开发新的跨尺度模型,开展断层滑移-套管变形一体化研究。块体离散元法的研究有利于非常规油气储层改造技术的发展,可为非常规油气资源的高效开发提供理论和技术支持。

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7. 多周期蒸汽吞吐井间汽窜评价方法及治理对策

王泊, 李德儒, 唐磊, 李长宏, 赵长喜, 郝丽娜, 曲涵, 邓浩坤

特种油气藏 2025, 32 (4): 112-121. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.013

摘要（268）

PDF（pc）（2345KB）（41）

稠油油藏注蒸汽开发过程中存在蒸汽窜流现象,严重影响注蒸汽开发的效果。然而,目前对高周期蒸汽吞吐后井间汽窜通道的描述与汽窜程度的评价均无量化指标,造成现场汽窜治理措施方案的设计缺乏针对性与适应性。针对该问题,利用物理模拟方法研究了稠油蒸汽吞吐开发过程中汽窜通道形成的原因与机制,通过可视化实验得到了汽窜通道宏观及微观形态,建立了一套蒸汽吞吐井间窜流通道的定量计算理论模型及汽窜程度评价方法。在此基础上,针对河南油田井楼一区北部楼1917井区油藏物性与汽窜现状进行了汽窜通道的参数计算,进一步开展了汽窜治理措施优化。研究表明:井间汽窜发生后,窜流通道占据主流通道,平面波及范围整体呈“楔状”分布,平面波及系数约为43.16%,汽窜通道迂曲率约为1.2,总数量约为4~5条,渗透率增幅平均为3~5倍,平均直径约为368 μm,汽窜通道体积约占波及体积的8.5%。2020年至今,现场实施汽窜治理技术220井次,累计产油3.14×10⁴ t,累计增油5 327 t,阶段油汽比为0.27,提高采收率3.5个百分点,产出投入比达1.9∶1.0。该技术得到规模推广应用,并取得了较好的开发效果和经济效益,为稠油油藏效益开发提供了理论支撑。

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8. 塔里木盆地顺北地区超深层断控缝洞型碳酸盐岩油气成藏过程动态模拟

刘亚洲, 黄诚, 曾溅辉, 韩俊, 隆辉, 张胜, 刘畅, 廖文毫

特种油气藏 2025, 32 (6): 22-32. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.06.003

摘要（267）

PDF（pc）（3747KB）（335）

塔里木盆地顺北地区超深层油气资源丰富,但成藏地质条件时空匹配关系复杂,认识不清,为此,通过分析测试和盆地模拟技术恢复了顺北地区油气生—运—聚成藏过程,探讨油气性质差异性原因,揭示超深层油气运聚机理和成藏模式。结果表明:加里东中—晚期和海西晚期是油气运聚的关键时期,而喜马拉雅期存在油气藏再改造和分配;顺北地区烃源岩发育3种生烃模式,即油多气少双峰型、油气并举双峰型和气多油少双峰型;走滑断裂是油气运移的优势通道;盐下、盐间和盐上油气资源量存在此消彼长的关系,肖尔布拉克组和沙依里克组距离烃源岩近而优先发生运聚,低隆起区是油气再运移的中转站;横向上,顺北地区油气藏受控于主干断裂带的影响,呈现出条带状分布;纵向上,主干断裂沟通烃源岩,向上“开枝散叶”,断裂活动性越强,缝洞系统越发育;同一断裂带内,多期油气充注混合是导致不同位置油气性质差异的主控因素。顺北地区油气藏整体上表现出“多元接力式供烃,断裂优势输导,多期混合充注成藏”的特征。该研究成果对顺北地区下一步油气勘探提供了方法上的参考和借鉴。

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9. 稠油油藏空气辅助微生物驱稠化营养激活体系评价及应用

刘晓丽, 李阳, 白雷, 马艳清, 马挺, 姜振学, 万云洋

特种油气藏 2025, 32 (4): 104-111. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.012

摘要（266）

PDF（pc）（1385KB）（37）

新疆L-9油藏是具有边底水的薄层砂岩普通稠油油藏,受边底水及CaCl₂水型的影响,常规的化学驱体系并不适用。针对该问题,开展了空气辅助微生物驱提高采收率现场试验。试验过程中,为了抑制底水锥进及高渗通道水窜,扩大微生物驱波及体积,利用油藏精细地质建模、示踪剂监测数值模拟技术识别了水流优势通道,证实了水窜通道两侧剩余油饱和度高,评价了以生物多糖为主的稠化营养激活体系与现场回注污水和地层水的兼容性、体系对主要采油功能菌的激活效果及激活过程中微生物群落结构的变化规律。结果表明:未添加激活剂的稠化营养体系表现出较高的黏度和稳定性,岩心封堵率可达93.1%,提高采收率15.5个百分点;在添加激活剂后,采油功能基因及总菌浓度增加了1~2个数量级,促进了稠化体系的降解;注入稠化营养激活体系后,高渗通道得到有效封堵,增油降水效果良好。该研究对高含水期稠油油藏微生物驱过程中配套调控具有指导意义。

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10. 长岭断陷断层演化特征及油气意义

刘嘉榆, 李涛, 杨光, 胡佳, 张珈畅, 蔡雨汛

特种油气藏 2025, 32 (4): 77-86. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.009

摘要（266）

PDF（pc）（5045KB）（37）

为明确长岭断陷主干控洼断层构造特征及其活动性对油气成藏的影响,通过对长岭断陷骨干地震剖面的精细解释和平衡剖面恢复分析,选用生长指数、古落差和活动速率3个指标综合分析各个洼槽主干控洼断层的活动特征,探讨了断层活动对长岭地区各洼槽的演化、圈闭形成和油气成藏的影响。研究表明:长岭断陷主干控洼断层经历了多期活动且具有明显的继承性,在垂向上沟通了多个层系,为油气运聚提供有利的输导条件及成藏区域。断陷期断层活动最活跃,沙河子组烃源岩大量生油,沿主干断层进行侧向和垂向输导;断陷衰减期大部分断层受拉张应力形成同沉积断层,并在局部地区发育同沉积背斜、逆牵引构造和鼻状构造等;拗陷期断层活动减弱或停止,大部分断层起到封闭作用;反转期断层受挤压应力形成反转断层,油气藏发生调整和再运移。长岭断陷东西向为“三堑夹两垒”的分带特征,各洼槽结构演化存在一定差异,影响了长岭断陷内部洼槽成藏模式。该研究深化了对长岭断陷控洼断层构造特征的认识,可为控洼断层对成藏模式的影响评价提供借鉴。

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11. 基于转向临界能量的超低渗透油藏注CO₂气窜缝网形成机理

刘志远, 赵海峰, 甘贵鹏, 张旺

特种油气藏 2025, 32 (4): 94-103. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.011

摘要（260）

PDF（pc）（2469KB）（43）

针对CO₂驱油过程中气窜现象严重且缺乏气窜形成的力学机理解释的问题。通过分析超低渗油藏致密砂岩CO₂驱气窜缝网形成的能量演化规律,研究了天然裂缝型气窜通道随注入能量累积而两端同时转向的临界能量规律,进一步建立了气窜缝网形成的能量判别准则。现场注CO₂气窜的示踪剂动态监测结果验证了该准则的适用性和准确性。研究结果表明:临界能量与天然裂缝尺寸、应力强度因子等成正相关关系,与弹性模量成负相关关系,而与自身倾角和井筒夹角成三角函数关系;气窜缝网连通所需的能量均随注入压力和注入排量的增大而增大;通过与2个井组气窜的示踪剂监测情况对比,发现该能量判别准则适用于300 m左右的井间距离。该能量准则可避免气窜通道前缘复杂流固耦合计算,并弥补了经典应力判别准则无法反映作用时间效应的缺陷,为超低渗油藏注CO₂气窜提供力学机理支撑。

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12. 四川盆地西南部茅口组岩溶储层分布及成藏特征

李素华, 贾霍甫, 卢齐军, 李蓉, 苏成鹏, 朱兰

特种油气藏 2025, 32 (4): 50-57. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.006

摘要（258）

PDF（pc）（6725KB）（59）

针对四川盆地西南部茅口组岩溶储层分布和成藏特征认识不清的问题,利用地质、钻井、测井和三维地震资料,将岩溶储层进行分类,优选地震属性进行分布预测,分析了不同类型岩溶储层的成藏配置关系。研究表明:研究区位于有利的古地貌单元内,发育顶部岩溶、层间岩溶、与断层相伴生岩溶及岩溶塌陷4种类型岩溶储层,地震纹理熵属性对层间断溶体、岩溶塌陷刻画精度较高;研究区为“自生自储、下生上储,断裂、裂缝高效输导”的油气成藏模式,古地貌、不同类型岩溶储层分布、断裂和裂缝等多种因素共同控制着茅口组气藏的分布。研究成果为该区茅口组下一步勘探提供了重要支撑。

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13. 琼东南盆地崖城13-1低凸起崖城组勘探突破与启示

任丽娟, 何小胡, 张亚震, 谢超, 王立锋, 蔡全升

特种油气藏 2025, 32 (4): 33-40. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.004

摘要（258）

PDF（pc）（2599KB）（42）

近年来,崖城13-1气田崖城组天然气勘探取得了重大突破,为进一步总结崖城组成藏地质认识,推动气田扩边增储,基于新钻井、地震以及分析测试资料,对崖城13-1气田崖城组成藏地质条件进行了系统分析。结果表明:崖城13-1气田崖城组储层主要为辫状河三角洲河道砂砾岩,砂体发育规模大、物性好,构造顶部被梅山组泥岩覆盖,侧翼上倾方向被泥岩隔层分割,具有良好的储盖组合,是典型的构造-地层圈闭。由于圈闭位于崖城组构造高部位,受到崖南凹陷及莺歌海盆地烃源岩的双重供烃作用,油气运聚成藏条件优越。YC13-10-C井崖城组天然气的突破也证实了崖城13-1气田地层具有差异富集、立体成藏的特点。因此,围绕已有的含气构造或者气藏区,自高部位向低部位开展构造-地层圈闭立体勘探研究将是该区乃至类似气藏下一步天然气滚动勘探的重要方向。该认识对崖城13-1气田的下步勘探具有一定指导意义。

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14. 南加蓬盆地阿普特期不整合特征及对油气藏的控制作用

李海滨, 黄健良, 任艳

特种油气藏 2025, 32 (6): 33-39. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.06.004

摘要（246）

PDF（pc）（1564KB）（82）

南大西洋中段两岸盆地在早白垩世阿普特期形成了区域分布的破裂不整合,为了研究其对油气成藏的控制作用,以西非南加蓬盆地为例,基于地震、钻井及油气藏分布资料,通过分析不整合的类型、结构及空间分布,研究其对油气运聚成藏的控制作用。研究表明,不整合上、下地层分别发育披覆背斜和潜伏剥蚀构造;纵向上具有双层结构,上部水进砂岩分布广、物性好、砂地比高、盐岩遮挡层封盖条件好,可以作为油气长距离运移的通道;下部半风化砂、泥岩侧向变化快,缺少厚层风化黏土岩盖层,难以成为有效的横向输导层;盆地内坳陷带发育构造-地层复合油气藏,中部隆起带主要发育披覆背斜油气藏,外坳陷带发育断层油气藏。该研究可对南大西洋两岸盆地油气勘探提供有益的借鉴。

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15. 电热熔盐储能注汽技术研究及实验

刘建峰, 张馨, 王延涛, 赵兴罡, 刘兵

特种油气藏 2025, 32 (4): 130-135. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.015

摘要（245）

PDF（pc）（1069KB）（50）

针对稠油注汽系统高耗能、高碳排放的问题,开展适用于稠油注汽的电热熔盐储能注汽技术研究,以实现稠油绿色开发。利用Abaqus软件模拟方法和系统综合热效率评价方法对系统工况进行优化设计,并开展现场试验。研究表明:电热熔盐储能注汽技术通过消纳绿电/谷电替代燃烧化石能源生产稠油注汽用湿饱和蒸汽的技术可行;蒸汽预热系统的蒸汽流量随蒸汽压力变化波动范围小,有利于系统稳定运行,是电热熔盐储能注汽系统的优选预热工艺;电热熔盐储能注汽系统负荷率为60%～100%时,系统综合热效率为92.61%～94.34%,且系统综合热效率随系统运行负荷的增加而提升;系统综合热效率的试验值平均数比理论计算值平均数低0.44个百分点,偏差小;与现有燃气注汽锅炉相比,试验站年产蒸汽4.8×10⁴ t,替代天然气313×10⁴ m³,CO₂减排6 768 t。该技术可为稠油注汽系统实现绿色转型发展提供技术支撑和实践指导,系统综合热效率评价方法可用于指导工程设计。

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16. 基于数据驱动的储气库井底压力预测

蒋华全, 曾娟, 李力民, 温廷钧, 周俊池, 陈小凡, 王剑

特种油气藏 2025, 32 (4): 122-129. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.014

摘要（243）

PDF（pc）（1290KB）（60）

针对储气库井底压力难以准确快速获取的问题,以相国寺储气库为研究对象,基于数据驱动原理,运用监督学习方法,对该储气库10口井共14组数据的12种特征参数进行了分析,开展井底压力预测研究,建立了高斯过程回归(GPR)、支持向量回归(SVR)和人工神经网络(ANN)3种井底压力预测模型,并对模型预测精度进行评价。研究表明:影响井底压力的主要因素为日注采量、井口压力、地层压力和井口温度;SVR、GPR、ANN模型的预测精度分别为99.2%、97.4%、95.1%。说明数据驱动方法能有效预测井底压力,其中,SVR模型可为储气库的注采调控提供更可靠的预测手段。该研究对提高储气库运行的安全性和经济性具有重要的实践指导意义。

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17. 四川盆地绵阳—长宁拉张槽特征及形成演化

王海军

特种油气藏 2025, 32 (5): 19-27. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.003

摘要（242）

PDF（pc）（15791KB）（79）

绵阳—长宁拉张槽两侧勘探取得良好效果,但拉张槽的特征、成因及其对油气成藏的控制作用还存在一定争议,制约了下步的勘探部署。为此,基于区域地震测线及关键探井资料,重点对绵阳—长宁拉张槽内部下寒武统层序沉积充填及不整合面特征开展研究。结果表明:绵阳—长宁拉张槽呈近南北向展布,平面上可划分为内带、中带、外带,纵向上,拉张槽内部发育2期充填沉积、2期广覆式沉积、2期沉积超覆不整合面;麦地坪组一段及筇竹寺组一、二段2期充填是造成槽内地层厚度异常增大的直接原因,2期沉积超覆不整合面发育在2期充填沉积体底部,表明研究区发生了2期基底沉降;兴凯地裂运动的幕式活动是2期基底沉降的内在动力,也是拉张槽形成的内因,拉张槽的发育可分为幼年期、壮年期及老年期,其中,筇竹寺早期为壮年期;拉张槽主要控制下寒武统烃源岩发育及灯影组源-储匹配,东侧陡坡带优质烃源岩发育,源-储空间匹配好,为灯影组油气藏富集带,是下步的主要勘探方向。该认识对四川盆地灯影组的下步勘探具有一定的指导意义。

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18. 考虑温度效应的裂缝型碳酸盐岩酸化数值模拟

杨俊超, 程远方, 韩忠英, 韩松财, 闫传梁, 赵珠宇, 孙波

特种油气藏 2025, 32 (4): 149-157. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.018

摘要（235）

PDF（pc）（3024KB）（38）

针对深部裂缝型碳酸盐岩储层酸化蚓孔扩展机理不清的问题,基于双尺度连续模型和裂缝离散处理方法,建立了渗流场-化学场-温度场耦合多矿物成分酸化的MFCAC数学模型,分析了考虑温度效应的裂缝型储层蚓孔扩展机理和酸蚀特征,研究了CaMg(CO₃)₂与CaCO₃初始含量比、酸液温度和反应放热对蚓孔扩展的影响。研究表明:主蚓孔扩展方向主要受周围距离较近的裂缝控制域主导;温度效应导致酸岩反应速率增加,H⁺有效传质距离缩短,导致主蚓孔沟通的天然裂缝数量减少;反应放热导致的H⁺扩散速率增加使酸液更容易向各方向孔隙扩散,蚓孔形态更复杂;酸液突破体积比随CaMg(CO₃)₂初始含量的增加先减小后增大;CaMg(CO₃)₂与CaCO₃初始含量比为1.5时,对应的酸液突破体积比最小;酸液突破体积比随酸液温度的增加而变大;与不考虑反应放热相比,考虑反应放热的酸液突破体积比更小。该研究为深部裂缝型碳酸盐岩储层酸化施工中动态蚓孔扩展的精准调控及施工参数优化提供了理论依据。

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19. 基于改进Stacking算法的碳酸盐岩储层测井岩性识别方法与应用

罗水亮, 漆影强, 唐松, 阮基富, 高达, 刘乾乾, 李生

特种油气藏 2025, 32 (4): 58-67. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.007

摘要（233）

PDF（pc）（1317KB）（59）

针对川中地区碳酸盐岩储层传统岩性识别方法精度低、模型泛化能力弱的问题,提出一种基于改进Stacking算法的测井岩性识别方法。该方法融合多种机器学习模型的优势,优化特征加权策略,可提高对测井曲线关键信息的提取能力,同时增强对复杂岩性的识别准确性和稳定性。相比传统方法,该模型能够更有效地捕捉测井数据的非线性关系,并降低不同岩性类别间的预测混淆度。研究结果表明:该方法在四川盆地川中地区碳酸盐岩储层的岩性识别精度达到96%,较传统模型提升6个百分点,且平均相对误差更低,预测效果更优。改进的Stacking算法结合高效计算框架,可显著提升训练和预测效率,使岩性识别更加高效、可靠。该方法可有效地识别复杂岩性,为碳酸盐岩储层岩性识别提供参考。

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20. 柴达木盆地风西地区混积碳酸盐岩有效储层测井识别方法

史亚红, 陈文安, 郭正权, 刘彦鑫, 王青川, 李庆波, 夏翰林, 张慧瑜

特种油气藏 2025, 32 (5): 49-57. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.006

摘要（230）

PDF（pc）（12048KB）（40）

柴达木盆地风西地区为湖相碳酸盐岩夹薄层陆源碎屑岩沉积,属于复杂混积碳酸岩盐储层,由于储层具有薄互层沉积、岩性多变、非均质性强且孔隙结构复杂的特点,有效储层评价难度大。为此,利用高分辨率电阻率成像(FMI)、岩性扫描测井(LS)和钻井取心资料,在沉积构造和岩石层理识别的基础上,将岩石结构划分为藻灰岩、暗斑状、块状、弱层状、强层状5类;利用核磁共振测井(CMR)和压汞实验将孔隙结构分为4类;结合岩石结构划分、孔隙结构分类结果,形成了一套适合该地区混积碳酸盐岩有效储层的测井识别方法。研究表明:风西地区优势储层大面积分布,横向连续稳定,但各油组纵向优势储层厚度存在差异,其中,N₂¹Ⅳ₃单元优势储层主要集中在构造主体西翼,储层厚度向东逐渐减薄;N₂¹Ⅴ₅单元优势储层主要集中在构造主体中部,储层厚度向两端呈现逐渐减薄趋势。研究成果有效支撑了风西地区井位部署和储量上交等研究工作。

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21. 加拿大Surmont区块稠油油藏CO₂就地消纳与封存评估

周鹰, 柴贸杰, 温静, 刘哲宇, 李宜强, 陈掌星, 廖广志

特种油气藏 2025, 32 (5): 111-118. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.013

摘要（229）

PDF（pc）（7578KB）（53）

针对加拿大Surmont区块稠油开发过程中CO₂排放量高的问题,通过构建多相组分热力耦合模型,提出稠油油藏开发阶段CO₂就地消纳与封存方法,运用数值模拟方法,系统评估蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、溶剂辅助重力泄油(ES-SAGD)与溶剂驱(VAPEX)3种技术的采收率与封存潜力。研究表明:ES-SAGD技术原油采收率可达58%,碳强度控制在0.25,展现出“双优”优势;VAPEX技术具备最低碳强度与最高溶剂回收率。模型采用实验测得的相平衡系数,并在Surmont区块进行拟合验证,具备良好的适应性与推广价值。该研究建立了“稠油开发-溶剂回收-就地封存”一体化技术,可为稠油开发后期构建低碳、高效、可持续的开发模式提供理论支撑与策略依据。

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22. 热化学流体对致密储层破裂压力的影响

赖枫鹏, 张浩楠, 曹龙涛, 刘开元, 赵千慧, 苗丽丽

特种油气藏 2025, 32 (4): 87-93. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.010

摘要（224）

PDF（pc）（1011KB）（31）

针对非常规油气高效开发领域中,在降低破裂压力以提升压裂效率方面所面临的问题,运用机理分析、数值模拟、综合对比等方法,对优选出的氯化铵与亚硝酸钠(NH₄Cl-NaNO₂)反应放热体系展开研究,明确该放热体系在致密砂岩岩心中产生的温度与压力变化规律及其对岩石力学参数的影响,并对比了该体系和常规水力压裂对破裂压力及裂缝起缝的影响。结果表明:NH₄Cl-NaNO₂放热体系在岩心中最高可产生133 ℃的高温和11 MPa的高压,模拟结果与室内实验相符,该体系能有效增加致密砂岩杨氏模量并降低泊松比,其岩石破裂压力与常规水力压裂相比降低23.76%。该研究对推动非常规油气高效开发,提升热化学流体压裂技术应用水平具有重要意义。

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23. 稠油原位改质供氢剂研究进展

李晶晶, 汪飘扬, 杨志, 唐晓东, 杨福祥, 曹成龙

特种油气藏 2025, 32 (6): 14-21. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.06.002

摘要（223）

PDF（pc）（1435KB）（381）

稠油原位改质是降低稠油黏度、提高油品品质的高效开发技术之一。在该技术体系中,除了研发高效催化剂外,开发供氢能力强、储量丰富、价格合理且环境友好的工业供氢剂也是关键研究方向。该文通过对国内外无机、有机及生物质等新型供氢剂的作用机理与应用进展进行调研,评价了各供氢剂在稠油原位改质技术中的适用条件。结果表明:稠油注蒸汽开发的亚临界水环境中,稠油中含脂肪族氢或活性C-H键,可通过与水发生水煤气转化反应释放氢源,但受限于加热温度,供氢能力有限。烷烃、烷基芳烃、馏分油等作为有机供氢剂虽然效果更好但成本高,无法用于稠油开发。相比之下,生物质类供氢剂(如来源于绿色植物和藻类)因其原料来源广泛,并具有碳减排潜力,具有更显著的应用优势;利用可再生生物质内源氢作为供氢剂,有望成为未来强化稠油改质技术的重要方向之一。该研究对推动稠油绿色低碳开发、降低碳排放、提升油气田开发效益具有重要意义。

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24. 鄂尔多斯盆地麻黄山—堡子湾地区三叠系长1+2低渗透砂岩储层成藏条件及主控因素

张靓, 齐媛, 孙玉玺, 贺燚平

特种油气藏 2025, 32 (4): 68-76. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.008

摘要（221）

PDF（pc）（2124KB）（53）

鄂尔多斯盆地中西部麻黄山—堡子湾地区三叠系长1+2油藏普遍发育低渗透砂岩储层,油气勘探潜力巨大,但成藏条件及主控因素尚未明确。为此,基于岩心、铸体薄片及测井等资料,开展成藏条件、油藏富集主控因素分析。结果表明:研究区长1+2油藏油源来自于长7段深湖相泥页岩,油气通过断层、多期叠置砂体运移;不整合面、低幅鼻隆构造、优势相带和物性是控制长1+2油藏富集的关键因素;在不整合面和低幅鼻隆构造封挡作用下,油藏不断向东南方向迁移,在优势相带及物性好的区域油气最为富集,具有“不整合面遮挡、砂体断层疏导、鼻隆控藏、物性控富”的成藏特征。研究成果为该地区低渗透油藏预测提供了理论依据。

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25. 页岩地层油基高滤失承压堵漏技术

张婧, 衡德, 徐兴海, 李博, 文乾彬, 黄旭东, 温杰

特种油气藏 2025, 32 (4): 143-148. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.017

摘要（218）

PDF（pc）（764KB）（31）

针对页岩地层油基钻井液漏失频繁且严重、常规堵漏技术效果不佳的难题,研制了一种油基高滤失承压堵漏剂。开展悬浮稳定性、滤失时间、初始强度、承压能力和钻井液适配性评价实验,分析了油基高滤失承压堵漏剂的特性及堵漏原理,探讨了油基高滤失承压堵漏工艺及其现场应用效果。研究表明:油基高滤失承压堵漏剂由纤维、多孔惰性材料、渗滤性材料、助滤剂按特定比例均匀混合而成,配制的堵漏浆悬浮稳定性好,全滤失时间小于50 s,固化体初始强度高,150 ℃下快速滤失性质稳定,承压能力为10.0~19.0 MPa,钻井液适配性好。现场应用效果显示,油基钻井液高滤失承压堵漏技术工艺简便安全,油基钻井液适应性强、承压能力高,适用于油基钻井液小型、中型、大型漏失和水基钻井液强水敏泥页岩地层漏失。该研究为页岩地层油基钻井液承压堵漏提供了一种新的技术解决方案。

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26. 渤中油田沙河街组低渗透储层微观孔隙结构特征及多维参数分类评价

肖大坤, 范廷恩, 杨二龙, 范洪军, 张景军, 张利军

特种油气藏 2025, 32 (4): 41-49. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.005

摘要（206）

PDF（pc）（2492KB）（48）

渤中油田沙河街组储层微观孔喉特征及其分类研究程度低,缺乏具有勘探开发指导意义的成果与认识。针对该问题,通过分析高压压汞、油水相渗、岩心核磁等实验结果,对渤中油田低渗透储层宏观物性、微观孔隙结构、渗流能力等精细表征及单因素进行分类讨论;利用参数优选、综合分类指数计算、K-均值聚类等方法实现储层综合分类评价。结果表明:沙河街组低渗透储层是一套以细粒长石岩屑砂岩、小孔细喉为主要特征的低孔低渗储层,孔隙度平均为11.40%,渗透率平均为1.90 mD;储集空间类型以次生粒间溶孔和粒内溶孔为主,主要发育片状、片弯状等喉道类型。依据综合评价方法及综合分类指数体系,将低渗透储层划分为3类,Ⅰ类为优质储层,具有良好的储层品质和渗流能力,Ⅱ类为中等储层,Ⅲ类为相对较差储层。该评价方案对储层有利区预测和开发方案制订有重要意义。

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27. 气井温度响应型自消泡智能泡排剂的合成及性能评价

杜竞, 陈君, 毛玉昆, 许鸷宇, 廖丽, 冶克杰, 李刚, 侯宝峰

特种油气藏 2025, 32 (4): 136-142. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.016

摘要（205）

PDF（pc）（1325KB）（26）

为解决排水采气工艺中起泡剂和消泡剂用量过大、消泡不彻底、工艺复杂等问题,研制了一种气井温度响应型自消泡智能泡排剂TS-1,并对其性能进行了评价。研究表明:在温度为80 ℃、矿化度为20×10⁴ mg/L的条件下,泡排剂有较好的起泡性能和稳定性;质量分数为0.2%的泡排剂溶液能够在20 ℃左右自身完成相态的转变,由起泡性转变为消泡性,起泡体积达到420 mL,泡沫半衰期达到13 min;地层砂对泡排剂溶液的起泡能力影响较小,携液率达到84.8%,20 min后自消泡率达到84.3%;在加入增效剂ESAB后,自消泡率接近100.0%,自消泡能力提升;气井自消泡智能泡排剂在井口位置及地面管线中,受环境温度的影响,可迅速自消泡,避免了加入消泡剂的步骤,简化了操作流程,并有效提高了泡沫排水作业的效率。自消泡智能泡排剂成功应用后,平均日增产气4 000 m³,平均日增排液2.8 m³,增气排液效果明显。该成果为气井排水采气提供了一种新的技术思路,具有重要的矿场应用价值。

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28. 考虑真实井轨迹的油水两相流水平井产能研究

白海世, 马成, 赵玉龙, 康博, 张芮菡, 张烈辉

特种油气藏 2025, 32 (5): 93-101. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.011

摘要（201）

PDF（pc）（7483KB）（95）

水平井技术作为提高油气田开发效益的关键手段,其产能预测精度直接关系到井网部署与开发方案设计的合理性。但现有模型常忽略实际井轨迹起伏及油水两相渗流特征,导致预测偏差较大。为此,基于当量井径原理和压降叠加理论,结合油水两相拟压力函数,建立考虑真实井轨迹的水平井油水两相产能预测模型。通过离散井段、压降叠加计算和相渗表征,实现了产液剖面的精细预测。研究结果表明:水平井的沿程日产油量分布大体呈“U”形,受实际井轨迹影响日产油量存在波动;随着水平井长度的增加,日产油量缓慢增加;水平井各段日产油量与渗透率正相关,穿过高渗地层有助于提高产能。相渗曲线形态对日产油量和日产水量有显著影响,低含水饱和度下相对渗透率曲线呈水相凹型时,水平井具有最佳产油性能。该研究为优化水平井设计和提高油井产能提供了理论依据。

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29. 低渗透油藏CO₂驱高温高压微观可视化实验

胡义升, 陈继宏, 成秋荣, 蒲磊, 郭平

特种油气藏 2025, 32 (5): 137-145. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.016

摘要（196）

PDF（pc）（13793KB）（57）

针对高温高压低渗透油藏CO₂驱提高采收率微观机理认识不足的问题,开展高温高压微观可视化实验,采用ImageJ阈值化分析法,对CO₂混相与非混相驱微观驱油机理进行研究,对CO₂混相和非混相驱剩余油进行分类表征,探讨CO₂注入量、注入速度、注入压力和储层非均质性对最终采出程度的影响。研究表明:CO₂驱替过程中会产生跃进置换现象及气-油-气复合驱替现象,窄喉道处易产生CO₂压缩释放现象;在CO₂混相驱及非混相驱过程中,随着CO₂注入量的增加,驱油效率大幅上涨后趋于稳定,随着驱替速度的提高,驱油效率呈现先上升后降低的趋势,当驱替压力高于最小混相压力时,可提高低渗油藏剩余油采出量;与非混相驱相比,CO₂混相驱效果更好,最终采出程度受储层非均质性影响更小。该研究为低渗透油藏CO₂驱开发方案设计提供了重要理论依据和实践指导。

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30. 低渗砂岩储层脆性特征评价方法及影响因素分析

范廷恩, 付晓飞, 杨仁锋, 杨二龙, 王升, 逄淑伊

特种油气藏 2025, 32 (6): 69-77. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.06.008

摘要（185）

PDF（pc）（2740KB）（74）

针对低渗砂岩储层脆性特征及影响因素不明,制约压裂优化设计的问题,以珠江口盆地文昌组与渤海湾盆地沙三段低渗砂岩储层岩心为研究对象,运用峰值后能量守恒原理,分析储层岩石脆性特征及主控因素,构建综合评价方法。研究表明:不同层位岩石脆性差异显著;石英、方解石促进脆性,黏土矿物与孔隙度则削弱脆性;当孔隙度大于10%时,孔隙度为主控因素(脆性普遍偏低),矿物组分为次要因素;当孔隙度小于10% 时,矿物组分为主控因素,孔隙度影响较小。该研究可为低渗储层压裂优化设计提供重要依据。

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31. 玛湖凹陷风城组成岩作用及其对物性的影响

张路路, 杨智, 高之业, 张洪, 马国明, 贾荔丹, 刘昭臣, 信昊天

特种油气藏 2025, 32 (5): 76-84. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.009

摘要（184）

PDF（pc）（37091KB）（40）

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组岩相复杂,成岩作用类型多样,其储集能力受成岩作用影响显著,然而不同岩相成岩作用差异性及演化序列不明,对储集能力控制作用不清,制约了对风城组成储机理的深入认识。为此,通过图像处理技术分析岩石光学薄片与扫描电镜图像,定量识别矿物与孔缝特征,明确了成岩作用类型及其演化序列,结合岩心描述、高压压汞实验等,系统分析了成岩作用对页岩油储层储集能力的影响机制。研究结果表明:风城组页岩油储层岩相可划分为3类,Ⅰ型粉砂岩相孔隙度与渗透率最高,储集能力强,Ⅱ型碳酸盐岩相次之,Ⅲ型泥页岩相最低。3类岩相具有相似的成岩演化序列,但主导成岩作用不同。风城组储层处于中成岩B期,其成岩演化序列为早期机械压实、方解石与白云石胶结、黄铁矿化、早期油气充注、溶蚀作用、破裂作用、晚期油气充注及溶蚀作用等。压实和碳酸盐岩胶结为造成储层致密化的主要因素,而溶蚀及破裂作用是致密储层成岩改造的关键,对储集空间的形成和改善具有一定的贡献。研究成果对深化风城组页岩油储层成储机制、完善页岩油储层评价体系以及“甜点”优选具有重要的指导意义。

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32. 基于数字岩心的水驱-聚合物表面活性剂二元复合驱剩余油分布规律

于忠良, 刘薇薇, 陈少勇, 高贺存

特种油气藏 2025, 32 (5): 102-110. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.012

摘要（183）

PDF（pc）（10176KB）（38）

针对冀东油田中深层高含水储层油水分布的高度离散化和局部富集化的问题,融合微米CT实验与驱替实验,系统揭示孔隙尺度剩余油动态演化规律及控制机制。结果表明,高渗储层与低渗储层的孔隙半径相对分选系数显著高于中渗储层,储层非均质程度呈现“两极化”分布特征;剩余油可划分为网络状、多孔状、窄喉状、孤滴状及膜状5种形态;原始油藏中网络状剩余油占比与储层渗透率成正相关,水驱阶段驱油效率与特大孔体积贡献率、渗透率均成正相关,二元复合驱采收率增幅呈双峰特征,即高渗组与低渗组增幅显著高于中渗组,且与孔隙半径分选系数成强正相关。据此提出分阶段差异化开发策略:水驱阶段“分级动用”,优先开发中、高渗层,化学驱阶段“U型”调控,对中渗储层实施选择性封堵,在高、低渗储层进行二元复合驱协同开发。该研究成果为剩余油精准挖潜提供了理论支撑和工程实践指导。

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33. 渭河盆地固市凹陷Y区氦气储层地质条件分析及有利区预测

蔡鑫磊, 张良, 李谦益, 张阳, 李正, 李玲, 张国强, 李萌瑶

特种油气藏 2025, 32 (5): 40-48. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.005

摘要（182）

PDF（pc）（32590KB）（43）

氦气是壳幔物质交换信息的重要载体,更是关系国家安全和高新技术产业发展的重要战略性稀有气体资源。基于钻测井和二维地震资料,对渭河盆地固市凹陷Y区储层地质条件进行分析,并对氦气成藏条件进行刻画,旨在深入理解该区域的地质构造特征、储层特性以及氦气的赋存状态,以预测氦气富集区,为氦气资源的勘探开发和可持续利用提供科学依据。结果表明:Y区主力储层高陵群组、蓝田—灞河组储层物性、电性良好,早期发育扇三角洲,至张家坡组沉积时期,滨浅湖沉积范围扩大,三角洲向陆退积,是一套良好的储盖组合;区域基底花岗岩提供了充足的氦气源,地热水流通为氦气成藏提供了载体,深大断裂为氦气运移提供通道,并为不同构造圈闭的形成提供了保障,张家坡组盖层则有效地阻止氦气的逸散,有利于氦气的聚集成藏;蓝田—灞河组气水层厚度为48～102 m,沉积环境适宜,可作为Y区氦气勘探主力层段。该研究可为渭河盆地氦气资源勘探关键靶区的优选提供技术支持。

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34. 轻质油藏注空气低温氧化模式及热动力学研究

刘鹏刚

特种油气藏 2025, 32 (6): 92-99. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.06.011

摘要（180）

PDF（pc）（1504KB）（36）

针对轻质油藏高压注空气开发过程中低温氧化模式不明确、常规空气驱安全风险高的问题,以新疆X油藏为例,采用静态等温氧化管实验和非等温热重测试(TG/DTG-DTA)手段,结合色谱测试、红外光谱分析、物性测量以及经典的Arrhenius动力学模型,从微观角度分析氧化过程中原油碳烃分子结构的变化及氧化特征。结果表明:原油主要体现的低温氧化模式为加氧反应、缩聚反应和碳键剥离反应;增大氧含量和储层岩石的非均相催化作用可以使低温氧化更易进行,加深氧化程度,形成更多后续燃料沉积所需的基质;原油在氧含量为13%的减氧空气中仍具有较高的氧化活性和较强的燃料基质生成能力,同时储层岩石中存在黏土矿物和活性金属元素,这为新疆X油藏成功实施减氧空气驱展现出极大的潜力。研究成果对于储层中黏土矿物含量较高的轻质油藏实施减氧空气驱具有一定的指导意义和理论支撑。

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35. W型地埋管系统跨季节储热性能研究

张杰, 牛晨, 于春雨

特种油气藏 2025, 32 (4): 167-174. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.04.020

摘要（172）

PDF（pc）（2184KB）（20）

为探究地埋管设计参数对系统储热特性的影响,建立了W型地埋管跨季节储热系统数值仿真模型,分析了入口温度、流速、井间距及有效埋深等因素对储热性能的作用机制。研究表明:地下温度场在跨季节储热过程中沿径向变化最为显著;地埋管内循环流体的最佳流速为0.6 m/s时,可实现储热效率与能耗的平衡;提升系统入口流体温度虽能增大管内温度波动范围,但同时也加剧了热损失;正六边形管群布局下,最佳井间距随地埋管深度的增加而增加。该研究成果可为地埋管跨季节储热系统设计和优化提供理论依据。

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36. 基于盆地模拟的强改造向斜型页岩气动态成藏演化特征

蓝宝锋, 李斌, 钟笠, 刘红岐, 李绍鹏, 邓泰宇, 唐涛

特种油气藏 2025, 32 (5): 28-39. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.004

摘要（171）

PDF（pc）（17727KB）（48）

针对黔北地区强改造向斜型页岩气动态演化历史和富集规律认识不清的难题,以测试资料、钻井资料以及地球物理资料为基础,恢复了安场向斜五峰组—龙马溪组页岩埋藏史、生烃史以及页岩动态成藏过程。结果表明:安场向斜五峰组—龙马溪组页岩印支期前整体具有“持续生烃、整体富气、地层超压”的特征,印支期后整体具有“缓慢生烃、差异富集、抬升泄压”的特征,页岩成熟度为2.8%~3.0%;页岩含气量演化具有印支—燕山早期稳定上升,燕山—喜山期逐渐下降的趋势;压力系统发育“常压—生烃增压—超压—泄压”演化过程,现今为常压地层;含气性结构表明早期以吸附烃为主,海西期后游离烃含量逐渐升高,燕山期后吸附烃和游离烃含量整体下降,现今以游离烃为主,游吸比为1.50~1.80。向斜构造页岩气富集与地层倾角、埋深、距露头区距离呈现良好的相关性;Ⅰ、Ⅱ级断层对页岩气藏起到破坏作用,Ⅲ、Ⅳ级断层附近页岩气局部富集。安场向斜构造发育5种页岩气富集模式:核部长期聚气型、缓翼缓聚型、小断层侧向遮挡型、陡翼-通天断层型、晚期剥蚀逸散型。其中,核部长期聚气型为最有利页岩气富集模式。研究成果为黔北地区强改造区页岩气资源评价提供了典型案例。

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37. 疏松砂岩油藏弱凝胶驱油井堵塞机制及技术对策

高建崇, 刘义刚, 卢祥国, 刘进祥, 何欣, 孟鑫郅, 王玉卿, 黄文静

特种油气藏 2025, 32 (6): 141-149. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.06.017

摘要（171）

PDF（pc）（6213KB）（35）

针对渤海L油田疏松砂岩油藏弱凝胶驱后期油井陆续发生堵塞的问题,开展了油井堵塞机理及解堵技术对策研究。结果表明:油井堵塞物中的水、原油重质组分、聚合物和无机物含量分别为63.99%、14.82%、14.48%和6.71%,无机物中CaCO₃、MgCO₃、SiO₂含量分别为60.00%、20.50%和13.00%,原油重质组分中烷烃、芳香烃、胶质、沥青质含量分别为13.78%、9.97%、32.84%、43.40%。海上平台空间狭小,使弱凝胶注入时大量未充分熟化的聚合物胶粒堆积筛管,后续缓慢熟化形成柔性胶冻体,运移中裹挟泥砂等形成多组分包裹体堵塞物,采出时受筛管和泵口作用再次堵塞。为解除现场堵塞优选出最佳解聚剂组合为“0.05%过硫酸钾+0.05%硫酸亚铁+0.10%柠檬酸”,有机溶剂组合为“30.00%柴油+20.00%二甲基亚砜+2.00%十二烷基硫酸钠+0.50%渗透剂”,溶垢剂组合为“10%盐酸+4%氢氟酸+1%缓蚀剂Lan826”。现场通过将解聚剂、有机溶剂和溶垢剂交替段塞式注入,有效解除了油井附近复合堵塞物,增液增油效果显著,日产液增幅为166.4%,日产油增幅为185.3%。该研究可为海上油田油井解堵提供借鉴。

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38. 砂岩热储层回灌条件对储层孔渗物性的影响

刘常源, 赵增新, 亢品, 胡景宏, 王腾, 高志前, 唐玄

特种油气藏 2025, 32 (5): 119-128. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.05.014

摘要（168）

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尾水回灌是保证地热资源开采可持续发展的必要手段,但尾水回灌时,过高的注入压力会对热储层产生破坏,尾水水质也会影响热储层流体流动能力。为保证热储层回灌的安全性与稳定性,以雄安新区馆陶组热储层为例,建立了热储层破裂压力预测模型,计算分析热储层回灌的临界注入压力;利用数值模拟方法,研究回灌水温与注入压力对储层孔隙度与渗透率的影响;最后,建立尾水颗粒沉积数学模型,分析悬浮颗粒物粒径、渗流速度以及颗粒物质量浓度对热储层渗透率的影响。研究表明:在低于热储层破裂压力情况下,回灌尾水的温度和压力不会对热储层孔隙度和渗透率产生明显影响,孔隙度和渗透率的变化幅度均小于2.00%,并且在100 a内不会发生热突破;尾水水质会对热储层渗透率产生较大影响,在尾水回灌过程中,必须注意尾水水质对热储层物性的影响。该研究结果可为热储层尾水回灌施工的安全性和稳定性提供技术支撑。

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39. 鄂尔多斯盆地大吉区块深层煤岩气前置CO₂泡沫压裂技术

王梓麟, 朱卫平, 徐栋, 王玉斌, 陈萌琦, 焦晗, 刘川庆, 何朋勃

特种油气藏 2025, 32 (6): 158-164. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.06.019

摘要（164）

PDF（pc）（1539KB）（54）

鄂尔多斯盆地大吉区块深层煤岩气开发过程中存在水资源消耗巨大、产量递减率高、裂缝扩展不充分等问题。为此,开展煤岩气前置CO₂泡沫压裂工艺技术攻关,通过流变学分析、泡沫稳定性评价、压裂液配方优选等实验,构建了胍胶冻胶CO₂泡沫压裂液体系。实验表明:该压裂液体系在模拟地层温度压力下泡沫质量分数为82%～85%,半衰期超过250 min,具备高稳泡、低伤害和强携砂性能。基于CO₂具备增能促缝、置换解吸的特点,提出前置CO₂泡沫增能+胍胶冻胶高砂比减水压裂复合工艺,采用混合转向砂阶梯加砂模式,在吉深X7井完成大吉区块首次深层煤岩气前置CO₂泡沫压裂施工,实现最高砂比38%(平均为28%)的施工参数突破。试验结果表明:该工艺井较胍胶压裂井日产量提升75%,较大规模滑溜水压裂井压裂耗水量降低34%,缝网复杂度提升8%,控压稳产期日均产气量达7×10⁴ m³,稳定套压增长至1.2倍以上,提产减水降本成效显著。大吉区块前置CO₂泡沫压裂工艺技术的成功试验,为深层煤岩气绿色经济高效开发提供了新的技术思路。

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40. 稠油油藏注CO₂+降黏剂过程中流体赋存特征及协同增效机理研究

章杨, 王晓燕, 王海峰, 张祖峰, 张楠, 鲍磊, 庞占喜

特种油气藏 2025, 32 (6): 116-123. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.06.014

摘要（163）

PDF（pc）（2457KB）（68）

针对中深层稠油油藏热采开发难度大、采收率低的问题,根据CO₂在稠油中的溶解特性和降黏剂的作用原理,基于微观渗流模拟技术,开展协同降黏机理实验和协同增效机理实验,研究CO₂及CO₂+降黏剂协同作用提高稠油采收率机理。实验表明:在油藏条件下,CO₂可溶于稠油,形成直径为0.016～0.051 mm的微小泡沫油,显著改善原油流动性,驱替后波及系数达到56.4%,采出程度达到37.3%;降黏剂可使原油形成微细的乳状液滴,扩大CO₂波及范围,降黏率超过99.0%,波及系数达到65.3%,采出程度达到46.2%。研究表明:CO₂通过溶解膨胀和显著降黏作用改善原油流动能力,其与降黏剂的协同作用能大幅度提升驱油效率和波及范围;泡沫油的形成和乳状液滴的封堵是提高波及效率的关键机制。该研究对中深层稠油油藏提高原油采收率及实现CO₂地质封存具有重要的实践指导意义。

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