李世昌, 柳贡慧, 赵云飞, 李军

2025, 32(2): 1-11. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.001

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干热岩是储能丰富的清洁能源,对接井技术是干热岩高效开发的关键技术之一。为探索对接井技术在干热岩开发中的适用性,分析了干热岩对接井钻完井技术的特点和难点,并对适用于干热岩对接井的钻完井技术进行了总结分析。研究表明:耐温175 ℃的随钻测量仪器、导向工具具有一定的实践基础,更高温度的井眼轨迹控制技术正在发展中,对接技术在煤层气、盐井对接井中有所应用;耐温200 ℃以上的钻井液和循环冷却技术广泛应用;耐高温高效破岩钻头相对成熟,气体钻井提速技术、井下提速工具在干热岩地层应用受限;耐温200 ℃的成套完井技术相对成熟。下一步研究方向:研究耐温性能和控制精度更高的井眼轨迹控制技术,研究适应高温硬地层的精准对接技术,研究具有更高耐温性能和稳定性的钻井液体系,开展针对干热岩地层高硬、高温条件下的钻井提速技术研究,深入研究完井材料、完井配件与干热岩地层的匹配性。该研究成果可为对接井技术在干热岩开发中的高效利用提供借鉴。

济阳坳陷始新统页岩岩相组合类型及分布特征

王勇, 刘惠民, 孟伟, 魏晓亮, 张顺

2025, 32(2): 12-21. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.002

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针对陆相断陷盆地页岩岩相多、相变快、预测难度大的问题,以济阳坳陷始新统沙四上亚段—沙三下亚段页岩为例,综合运用岩心、薄片和地球化学等资料,剖析了页岩岩相组合类型、沉积序列及展布规律。结果表明:研究区主要发育内源型、混源型和外源型3大类岩相组合,其中,内源型岩相组合主要形成于浅湖—半深湖、水体盐度高、外部碎屑物源供给较少的沉积环境;混源型岩相组合主要形成于半深湖—深湖、水体盐度相对较高、内外物源供给相对平衡的沉积环境;外源型岩相组合主要形成于淡水—微咸水、外部物源供给充足的沉积环境;总体上,古气候和古水介质协同演化控制页岩岩相组合的纵向演化,古地貌和古物源协同演化控制页岩岩相组合的分带分区性,沉积环境的环带状协同演化控制岩相组合的平面上环带状发育。页岩岩相组合可作为勘探部署的基本单元。该研究成果对页岩油勘探具有重要指导意义。

川南龙马溪组页岩储层微观孔隙结构及其对吸附能力的影响

李帅智, 刘成林, 刘文平, 贺昱搏, 刘佳, 徐亮

2025, 32(2): 22-32. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.003

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页岩气以吸附态为主赋存于有机质和页岩矿物颗粒表面,为强化对龙马溪组一小层一亚段页岩纳米级微、介孔孔隙结构的认识,并对比2类孔隙结构对页岩气吸附能力的影响,采用氩离子抛光-场发射扫描电镜、低压N₂/CO₂吸附、CH₄等温吸附实验,分析了不同页岩岩相微孔、介孔孔隙结构和孔径分布的差别,建立微孔、介孔孔隙结构和页岩气吸附能力的关系,对比了2类孔隙对页岩气吸附能力的贡献。研究表明:龙马溪组页岩主要发育微孔,优势孔径范围为0.4～0.6 nm、0.8～1.0 nm,介孔相对发育程度差;泥质页岩微孔孔隙比表面积最大,钙质页岩介孔比表面积最大,泥质页岩的微孔、介孔孔体积均为最大;泥质、硅质、碳酸盐质和混合质页岩孔隙结构均具有分形特征,硅质页岩微孔分形维数最大,钙质页岩介孔分形维数最大;随着TOC增大,页岩微孔的分形维数、比表面积、孔体积和介孔孔体积均相应增加;TOC、微孔和介孔的比表面积、分形维数、孔体积对页岩气吸附能力均为正贡献,且微孔对吸附能力影响作用更强;高TOC、最大微孔比表面积和孔体积的泥质页岩是页岩气吸附能力最强的岩相。研究结果对川南龙马溪组页岩气勘探与开发具有重要的指导意义。

黔西南盘江矿区中煤阶煤孔隙结构综合表征及多尺度分形特征

胡永忠, 徐再刚, 邓恩德

2025, 32(2): 33-41. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.004

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为探究黔西南盘江矿区二叠系龙潭组中煤阶煤孔隙结构及孔径分形特征,通过高压压汞实验、低温氮气吸附实验对孔隙结构进行精细表征,基于分形理论对比分析中煤阶煤孔隙结构的多尺度特征。结果表明:研究区中煤阶煤微孔和小孔较为发育,孔隙开放程度与连通性较好,孔隙分形特征较为显著;中煤阶煤综合分形维数可较好地反映中煤阶煤的变质程度,并与兰氏体积和兰氏压力呈现一定的正相关性,在一定程度上反映了煤层气赋存情况与解吸难易程度,即中煤阶煤分形维数越大,越有利于煤层气的开发与利用。该研究结论可为研究区后续的勘探开发工作提供数据和理论支撑。

准噶尔盆地乌尔禾地区风城组页岩油成藏特征与“甜点”评价

宋涛

2025, 32(2): 42-50. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.005

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为明确准噶尔盆地乌尔禾地区风城组页岩油地质特征,通过岩心、薄片观察及地球化学特征等资料,分析了风城组沉积及储集性能,并结合脆性与含油性特征,进行地质、工程双“甜点”评价。研究表明:风城组形成于高盐度闭塞缺氧的还原环境,储集岩类型主要为咸水细粒混积岩,纵向变化复杂,非均质性强,有机质含量垂向差异大,混积岩有机质平均含量为1.22%,干酪根类型以Ⅱ₁型为主,处于成熟—高成熟阶段,咸水条件下生烃潜力高;风城组储集空间以溶蚀孔、微裂缝为主,占比分别为40.00%与39.45%,具有细歪度、分选差、排驱压力变化大、中值压力高等特点,为典型的低孔低渗致密储层,主要含油层岩性为纹层状白云质泥岩及泥质白云岩;一类“甜点”体具有高脆性、高含油面积、物性好、裂缝发育程度高等特点,集中分布于风城组二亚段及三亚段底部,二亚段中上部以二类“甜点”体发育为主。研究结果对准噶尔盆地风城组页岩油开发具有指导意义。

气测录井高重烃组分异常特征及流体性质快速识别方法

胡益涛, 曾烃详, 陈沛, 钟鹏, 付群超, 柴华, 杜坤

2025, 32(2): 51-58. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.006

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近年来,南海西部油田部分探井陆续出现“高重烃组分,低轻烃组分”的气测异常,针对此类高重烃组分气测异常特征认识不清、形成机理不明及流体性质识别难等问题,对研究区气测组分异常数据进行统计并分析其产生原因,开展基于机器学习的分类预测模型识别流体性质研究。研究表明:此类气测异常主要原因是油藏早期形成后受到改造或破坏,油气发生二次运移,期间轻烃组分损失较多,而重烃组分损失较少;高重烃组分气测异常的烃组分受地质构造变化程度、盖层封堵性、原油性质等综合影响;随机森林模型在研究区高重烃组分气测数据集上训练及预测分类效果好,能准确、高效识别流体性质。该研究从气测录井技术角度为油藏流体识别提供新思路,对油气勘探开发具有重要的指导意义。

阵列声波SVP技术在川南页岩气水平井裂缝识别中的应用

梁旭升

2025, 32(2): 59-65. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.007

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裂缝是油气渗流的重要通道,在页岩储层中裂缝的识别难度很大。针对川南地区五峰组—龙马溪组页岩储层的非均质性及易发育天然裂缝的特征,采用SVP裂缝处理技术,对阵列声波测井资料的信息进行识别,进而评价页岩储层裂缝发育程度。研究表明:阵列声波SVP处理结果与微地震监测事件具有很好的一致性。该技术不仅能够评价川南页岩气井裂缝发育规模,还能在一定程度上评价裂缝与页岩气井产能的相关性。通过对研究区已完成生产测试的4口井进行SVP分析,结果表明反射波系数高的井具有较高的产气能力,说明裂缝可有效沟通储层改造体积,提升单井产量。该项研究为页岩气水平井裂缝评价提供了技术支撑。

底水油藏鱼骨分支井见水动态特征

崔春雪, 刘曰武, 丁玖阁, 张国青, 任仰奇, 杨晓峰

2025, 32(2): 66-72. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.008

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底水油藏开发过程中的底水锥进脊进问题严重制约了油藏的高效开发。针对该问题,以底水油藏鱼骨分支井为研究对象,运用渗流力学和油藏工程等理论方法,建立底水油藏底水锥进脊进动态预测模型,对见水时间及见水位置沿井筒轨迹的分布规律进行研究,明确鱼骨分支井的见水动态特征并对其进行敏感性分析。研究结果表明:受主井筒与分支井筒间的渗流干扰及分流作用影响,井筒汇合处附近的夹角区域内流率较低,在油层中垂向压力梯度较大,见水时间较早,随后主井筒的中间段以及靠近主井筒的各分支井筒跟端位置见水,主井筒的两端和各分支井的趾端位置见水时间相对较晩;增加避水高度、油水密度差、主井筒长度及分支夹角可有效减缓底水锥进脊进,主井筒长度超过400 m、分支角度超过30°时,见水时间增加幅度变缓;井筒高度位于油层厚度80%处较合理;重油油藏比轻质油藏更容易引起底水的脊进。研究成果对于油田矿场确定合理工作制度,延缓见水时间及提高无水累计产量和采收率具有重要实践指导意义。

致密砂岩气藏多段压裂水平井试井曲线特征及认识

王会强, 李明秋, 曹正林, 邓清源, 于鹏, 时尔翰

2025, 32(2): 73-81. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.009

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针对致密砂岩气藏多段压裂水平井的实测试井曲线与理论曲线在流态特征及曲线形态方面存在一定差异的问题,建立多段压裂水平井渗流模型,绘制试井理论曲线图版,分析裂缝参数对试井曲线的影响,并基于矿场实例分析天府气田沙溪庙组致密气藏多段压裂水平井试井曲线特征。研究表明:与传统压裂水平井试井曲线相比,多段压裂水平井试井曲线早期裂缝双线性流或线性流阶段被井筒储集效应和表皮效应所掩盖,中期仅表现出径向流阶段特征,后期过渡进入地层线性流阶段;裂缝半长越大、缝网越复杂,中期径向流阶段与地层线性流阶段差异越明显。天府气田沙溪庙组致密气藏多段压裂水平井受近井区复杂缝网和河道边界影响,流态可划分为井筒储集表皮效应反映、径向流、地层线性流、边界反映4个阶段。该研究可为致密砂岩气藏多段压裂水平井精准试井分析提供新思路。

基于数据驱动的致密油藏产能预测方法

王洪亮, 李宁, 李欣, 王志平, 吴向红, 闫林

2025, 32(2): 82-88. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.010

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针对致密油藏产能主控因素不明确、单井产量差异大的问题,运用动态时间规整算法和LightGBM算法,建立了致密油产能主控因素分析和产量预测方法。运用该方法能够综合考虑地质、工程和开发因素,快速判别致密油井产能主控因素和产量变化模式,进而预测油井产能,具有较强的通用性。将研究成果应用于乾安地区致密油区块,结果表明:该区块存在缓慢递减型、急剧递减型、波动递减型和稳定生产型4种油井产量变化模式,主控因素为水平段有效长度、动用油层厚度、控制储量×渗透率/黏度、含油性、压裂段密度、裂缝密度、用液强度、砂液比、加砂强度、动液面和闷井时间。利用该方法预测致密油井产能,平均精度达到90%以上,并能计算出单井4 a累计产油量分别达到0.5×10⁴、1.0×10⁴ t所需的地质和工程主控因素的界限。研究成果对致密油开发方案优化具有一定指导意义。

水-甲烷-二氧化碳-碳系统润湿性的分子模拟研究

雍唯, 未志杰, 刘玉洋, 王德强, 崔永正, 张健, 周文胜

2025, 32(2): 89-94. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.011

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针对分子尺度下润湿性研究难以开展的问题,运用分子模拟方法,探究了页岩纳米孔隙中液滴与甲烷-二氧化碳-碳系统相互作用后的润湿性表现(润湿性通过表面张力和润湿角表征)。结果表明:CO₂分子数占比X_CO₂对CH₄-CO₂-H₂O系统表面张力γ影响显著,γ随温度上升和X_CO₂增加而降低,降幅最高约40%。进一步得到液滴润湿角随CH₄和CO₂压力的变化曲线,发现在CH₄环境中压力超过78 MPa时,液滴脱离固体表面,形成180°润湿角,此时页岩孔隙表面达到完全疏水状态,而在CO₂环境中,页岩表面完全疏水的对应压力为12 MPa,模拟结果与相关实验数据一致。与CH₄相比,CO₂与页岩表面有着更强的相互作用,从而置换出附着在固体表面的CH₄,提高了气体采收率。对于CH₄-CO₂混合物,润湿角则与CO₂分子数占比成线性正相关的关系。研究成果可为揭示润湿性与页岩提高采收率之间的关系提供理论指导。

致密油藏纳米乳液渗吸规律及应用

梁星原, 韩国庆, 周福建, 梁天博, 岳震铎, 杨凯

2025, 32(2): 95-102. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.012

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针对矿场尺度下致密储层纳米乳液渗吸规律不清楚的问题,基于数值模拟方法,从实验室尺度和矿场尺度2个方面对纳米乳液渗吸采收率的影响因素进行分析。结果表明:实验室尺度下,随着渗透率的增加,渗吸采收率增至47%后保持稳定;随着毛细管压力的增加,渗吸采收率逐渐增至61%;随着临界吸附量逐渐增加,渗吸采收率先稳定在28%,后降至2%。矿场尺度下,随着渗透率、毛细管压力和扩散系数的增加,渗吸采收率分别增至38%、35%、11%;随着临界吸附量逐渐增加,渗吸采收率逐渐降低至5%。矿场尺度的渗吸采收率影响因素变化规律与实验室尺度有所不同,主要原因为实验室尺度下基质体积小,岩心与压裂液接触面积大,压裂液能够进入岩心所有孔隙,与实际现场不符。该研究对致密油藏的压裂液参数设计具有指导作用。

甲醇与聚乙烯吡咯烷酮复配体系抑制水合物生成效果实验

姚自义, 刘怀珠, 何水良, 赵康宁, 李玲, 李芳芳, 马攀, 汪杰

2025, 32(2): 103-109. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.013

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工业常用的热力学抑制剂存在使用量大、成本高、污染严重等问题。针对该问题,根据热力学与动力学抑制剂复配协同抑制原理,对甲醇与聚乙烯吡咯烷酮(PVP)复配体系抑制水合物生成的效果及变化规律进行研究。研究表明:甲醇分子通过亲水性羟基和亲油性甲基抑制水合物生成,水合物生成量随甲醇用量的增加而降低甚至消失,质量分数为10.00%时甲醇抑制水合物生成的效果最优。PVP通过内部溶解与表面吸附抑制水合物成核与生长,PVP抑制水合物生成的效果由相对分子质量和物质的量分数共同决定,且存在抑制效果最佳质量分数。一定范围内,物质的量分数相同的抑制剂溶液中,PVP对水合物生成的抑制性能随相对分子质量增加而增强。PVP与甲醇复配体系抑制水合物生成的效果均优于单独使用相同质量分数的甲醇,具有良好的协同抑制性能。不同类型抑制剂复配使用,既可降低使用成本,又可提高抑制水合物生成的效果,确保气井安全生产。

CO₂响应型预交联凝胶颗粒的研制及性能评价

邓佳男, 郑昊, 高源鲜, 毕文良, 赵鸿浩, 贺甲元, 卢贵武, 张潇

2025, 32(2): 110-116. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.014

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针对在CO₂驱替过程中,地层水形成酸性环境后导致凝胶颗粒(PPG)降解脱水的问题,以N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAA)、乙烯基咪唑(VIZ)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)3种CO₂响应型单体为主要原料,添加有机交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)和纳米交联剂VSNPs,通过水溶液聚合的方法制备了一种具有三重交联网络的CO₂响应型凝胶颗粒(CR-PPG),并开展了体系优化、CO₂响应性测试、电导率测试、流变测试和岩心驱替实验。研究表明:单体DMAA、VIZ、NVP的最佳配比为2∶2∶1;CR-PPG具有优异的CO₂响应特性和力学强度,其在CO₂驱替过程中具有高效的封堵调剖能力;CR-PPG的CO₂响应机理为其结构中叔胺基团在CO₂酸性环境下的质子化效应。该研究为CO₂驱替过程中的调堵作业提供了重要依据。

CO₂羽流地热系统与水基增强型地热系统换热效果对比实验

樊阳杰, 付美龙, 刘漪雯, 李国俊, 宿志昊

2025, 32(2): 117-122. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.015

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针对水基增强型地热系统在地热开采过程中易损失流量,造成资源浪费等问题,选取CO₂作为CO₂羽流地热系统的传热工质,通过热交换实验、溶蚀实验和CO₂驱后气水相渗曲线评价实验等手段,定量评估超临界CO₂在不同条件下的换热性能和CO₂-水溶液对岩石的溶蚀效果,并对CO₂和水的携热能力及采热速率进行评价。研究表明:在传热工质的质量流量相同的条件下,当注入温度为24 ℃时,CO₂换热效率比水高27%以上,当注入温度为35 ℃时,CO₂换热效率比水高8%以上,CO₂的换热效率和携热能力均高于水;当储层压力升至25 MPa时,CO₂热容值为水热容值的0.45倍,流动能力为水的2.5倍,CO₂的采热优势更强;CO₂与绿泥石反应的溶蚀作用较强,导致岩心孔隙空间和渗流通道增大,有效提高了储层渗透率,增强了流体在孔隙中的对流,提高了热传递效率。该研究为CO₂羽流地热资源开采技术的应用推广提供了基础理论依据。

考虑相态变化的高含硫气井硫析出预测模型

李朋, 邓虎成, 张楚越, 鲁杰, 张小菊, 黄亮

2025, 32(2): 123-130. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.016

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为准确预测高含硫气藏气井井筒压力、温度和硫析出规律,考虑井斜角影响以及硫的气液固3种相态特征,基于质量、动量和能量守恒定律,建立高含硫气藏气井井筒压力、温度和硫析出预测模型,并采用有限差分法和迭代法求解模型。利用现场数据,优选压缩因子算法,在验证模型准确性的基础上,预测井筒压力、温度和硫析出变化规律,并进行井筒压力和硫析出规律影响因素研究。研究表明:采用DPR算法计算压缩因子,预测的井筒压力、温度与实测数据相比,平均相对误差最小,分别为0.93%和1.06%。井筒内流体流动为单一气相和气-固两相流,不存在气-液两相流;随产气量、H₂S含量、硫颗粒初始溶解度增加以及井斜角减小,井筒压力变化幅度均逐渐增大;产气量越大,硫析出位置越靠近井口,析出硫体积越大;H₂S含量越高,硫析出位置距井口越近,析出硫体积越小;硫颗粒初始溶解度和井斜角越大,硫析出位置距井口越远,析出硫体积越大。该研究可为高含硫气藏的高效开发提供技术支撑。

加速聚合物溶解的超强传质技术研究及应用

赵文森, 张健, 舒政, 朱诗杰

2025, 32(2): 131-136. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.017

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海上平台空间有限,聚合物驱技术在海上油田的大规模应用受到限制,聚合物加速溶解是支撑聚合物驱技术在海上油田规模化实施的关键技术之一。为此,通过对超强传质深化速溶装置的填料孔孔径、传质因子、传质环结构、进料速度等因素进行优化研究,以期获得最佳的应用参数。研究表明:超强传质速溶装置填料孔孔径越小、传质因子越大,聚合物的溶解越快,但孔径过小、传质因子过大会造成较大的黏度损失;传质环组合不同,聚合物溶解时间缩短率与聚合物溶液的黏度损失不同,传质环结构为300 μm×1 038(外环)+200 μm×1 307(内环)时的传质效果最佳;进料速度对聚合物的溶解时间和黏度影响较小。现场应用结果表明:引入超强传质深化速溶装置后,质量浓度为2 500 mg/L的聚合物母液溶解时间由41 min缩短至19 min,聚合物配注系统占地面积减小50.23%,运行质量减少53.6%,成功实现了配注系统的小型化和高效化,有效节约了平台空间。该技术可为海上油田聚合物驱技术的高效应用提供技术保障。

新型可变黏度共聚物压裂液的研制与应用

马收, 邸士莹, 魏玉华, 程时清, 刘明明, 缪立南

2025, 32(2): 137-144. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.018

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为解决深层页岩气开发时常规压裂液携砂能力差、造缝能力低、变黏度工序复杂等技术难题,结合川南丁山区块深层页岩储层特点及施工需求,研制出单体S1、T1。将一定量的丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基十四烷基磺酸钠、单体S1和T1共聚形成共聚物溶液,并对共聚物溶液进行室内性能评价与现场应用。结果表明:共聚物溶液具有较强的变黏作用,在低质量分数(0.005%)时分子呈现单分散性,黏度低,高质量分数(0.500%)时分子通过分子间力形成空间网络结构,弹性强;中高质量分数共聚物溶液具有较强的携砂能力,60 ℃下,在质量分数为1.500%的矿化水溶液中的沉降速度为0.17 cm/min;此外,该共聚物溶液还具有良好的破胶能力和抗盐性能。现场应用表明,新型可实时变黏度共聚物压裂液可实现低黏、中黏、高黏压裂液的实时转换,能够有效提高造缝和携砂能力。该研究可为改善深层页岩气压裂效果提供理论指导和技术支撑。

煤层气藏水平井氮气钻井优化设计方法及应用

谭章龙, 张林强, 邵明仁, 王春鹏, 李小龙, 周璐, 杨浩

2025, 32(2): 145-153. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.019

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针对雨旺煤层气藏存在井漏、煤层水敏、煤粉堵塞等问题,通过自主研发的氮气钻井软件,建立适合煤层气氮气钻井的注气参数计算模型和摩阻扭矩计算模型,明确注气量与注入压力、不同工况下的摩阻扭矩、钻柱的冲蚀磨损等施工参数计算方法,对水平井氮气钻井技术的钻具进行分析选择,并在云南雨旺区块钻探1口前期定向试验井和1口水平生产试验井。实际施工过程中,注入压力计算值与实际值误差均在10%以内,钻具未发生因摩阻扭矩和冲蚀磨损导致的事故,机械钻速达到11.64 m/h,达到邻井钻速的3倍,验证了软件具有较高的准确性。该研究可为煤层气藏氮气钻井提供借鉴。

延安地区陆相页岩气水平井低自由水活度水基钻井液技术矿场实践

王波, 林进, 吴金桥, 吴慧民, 马振锋, 杨先伦, 王金堂

2025, 32(2): 154-161. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.020

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针对陆相页岩气水平井钻井过程中井壁失稳难题,基于降低液相活度、抑制水化作用、强化页岩封堵等原理,研制了页岩气水平井低自由水活度水基钻井液体系PSW-2,并进行了流变性、封堵性、抑制性实验评价和实用效果评价。研究表明:不同密度的PSW-2水基钻井液的API滤失量低于3.2 mL,封堵率大于86%,滚动回收率高于95%,线性膨胀率低于1.38%,具有较好的流变性、封堵能力和抑制性。矿场实践表明:PSW-2水基钻井液实施过程中性能稳定,API滤失量保持在3.0 mL以内,对长段泥岩、炭质泥岩及页岩井段均具有较好的稳定井壁效果,8口页岩气水平井实施成功率达到87.5%。通过增强纳米—微米级裂缝的封堵能力以及复合加重方式强化钻井液封堵防塌能力,并进一步降低钻井液成本是将来的发展趋势。该技术成果对页岩气水平井的低成本高效钻井具有技术支撑作用。

海上稠油热采井新型隔热油管扶正器的研制与应用

顾启林, 宋宏志, 林涛, 章宝玲, 季正欣, 江群, 安宏鑫, 房清超

2025, 32(2): 162-167. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.021

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海上稠油热采井多为定向井或者水平井,井斜角大,注汽管柱在重力作用下会与套管内壁接触,导致注汽管柱尤其是隔热管接箍位置隔热效果变差,热损失大。为此,研制了一种新型隔热油管扶正器,并开展了隔热性能和耐温耐压性能检测。该扶正器主要由隔热机构、扶正机构以及固定机构组成。隔热机构采用复合隔热结构设计,确保隔热功能;扶正机构采用多组扶正块及组合圆柱型弹簧周向均匀排列结构设计,确保弹性扶正功能,保证管柱居中效果。室内性能检测表明:该扶正器耐温为350 ℃、耐压为21 MPa,隔热等级达到D级,且具有良好的遇阻收缩性能。现场应用结果表明:新型隔热扶正器保障了封隔器的坐封和密封效果,解决了海上热采水平井注汽管柱“躺壁”的问题,有效降低了井筒热损失,保护了套管与固井水泥。该技术可为海上稠油油田安全高效热采开发提供有力的技术支撑和保障。

CO₂封存地层压力演化规律及影响因素分析

王典, 李军, 连威, 刘献博, 张俊成, 郭少坤

2025, 32(2): 168-174. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.02.022

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为探究CO₂封存地层压力演化规律,避免封存场所内完钻井筒发生CO₂泄露,基于多孔介质多相渗流理论,建立了CO₂储层-盖层数值模型,厘清了封存过程地层压差的演化特点,分析了关键工程地质因素的影响规律。研究表明:注入CO₂引起储层及盖层压力上升,停注后,地层压力逐渐耗散,压力变化范围远超CO₂扩散半径;盖层压力响应具有滞后性,导致层间压差动态演化,且在注入初期存在压差峰值,易造成井筒泄露;压差峰值与距注入井距离、储层温度压力、储层孔渗性、储层厚度成负相关指数关系,与注入速度成正相关线性关系;对于规模CO₂地质封存,应控制CO₂注入井与完钻井的距离,选择埋藏深、厚度大、高孔高渗层位作为CO₂注入点有助于减小井筒泄露风险。研究成果可为CO₂地质封存提供参考。

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