溢流的早期监测是保障钻井作业安全高效进行的前提条件。针对当前溢流监测研究仅关注地层流体侵入后在井筒内的运移滑脱对井筒流动状态的影响而忽略侵入过程本身对井筒流动状态的影响所导致的监测滞后性问题,通过开展测井、录井参数的溢流响应特征实验研究,揭示了溢流初期地层与井筒耦合流动过程中地层流体侵入对井底压力、立压、泥浆池液面、套压等测、录井多参数的影响机制,发现了地层流体侵入期间井底压力和立压呈现出的"先增后降"响应规律。考虑地层流体侵入对立压、出口流量、泥浆池增量等流动参数的扰动机制,引入扩展Kalman滤波(EKF)预测方法,建立了由地层—井筒耦合流动系统状态方程和观测方程组成的溢流早期监测多输入—多输出系统状态表征模型,提出了基于地层与井筒耦合流动响应特征的溢流早期监测方法。利用实验数据和钻井现场实测数据对该模型的有效性进行了评价,结果表明:该模型能够敏锐捕捉早期压力扰动,并将其转化为对泥浆池增量 演变趋势的实时预测。科学实验井实验条件下,提出的溢流早期监测方法的预警时间较泥浆池增量监测方法平均提前24.1 s; 实钻数据条件下,模型溢流发现时间较传统泥浆池增量监测方法提前了21 min,有效解决了钻进期间溢流早期识别难题,为保障钻井安全提供了理论和技术支撑。

旋流分离技术在油田的水处理领域被广泛应用,其中离散相介质在旋转流场中的运动行为与形态演化规律是指导分离设备设计及参数调控的关键理论依据。为了深入揭示油水两相介质的旋流分离机理,掌握油滴在三维旋转流场内的运动及变形规律,利用数值模拟和粒子图像测速实验相结合的方式,以双切向入口构建的三维旋转流场为研究对象,开展不同油滴直径、黏度比及入口雷诺数条件下离散相油滴的运移行为及变形特性研究。研究结果表明,构建的三维旋转流场整体呈中心对称分布,其内部运动的油滴在向心运移的同时会经历拉伸变形和剪切破碎等过程。在拉伸变形阶段,油滴出现了椭球状、棒状、拱形、螺旋状4种典型形态,而油滴破碎现象多见于流场轴心区域的螺旋状阶段。当油滴直径由1 mm增加到6 mm时,油滴相对于流场轴心的切向偏移角度会减小,同时更易破碎。随着油滴直径的增加,变形量、破碎程度和颗粒平均粒径都会增加,油滴分离时间从1.19 s缩短至0.58 s;黏度比对油滴运移具有显著影响,低黏度比时油滴较易向轴心运移,而高黏度比时径向运移能力减弱,甚至导致油滴撞壁黏附;当入口雷诺数由2×10 ³增加到1×10 ⁴时,油滴相对于流场轴心的切向偏移角度增加,油滴更易破碎;同时,变形量、破碎程度和颗粒平均粒径都会增加,油滴的分离时间从2.304 s缩短至0.342 s。此外,研究表明,随着入口雷诺数的增加,油滴破碎时的临界韦伯数增大,而临界破碎粒径减小。

目前,中国对特深层井底岩石力学特性及破碎机理的认识尚不充分,这一问题会影响井底设计、破碎工艺优化和油气藏开发方案的制定等环节,进而显著制约油气开发效率。基于高温高压环境下岩石裂纹扩展规律研究,引入基于能量划分模型计算的岩石脆性指标,分析岩石的脆-塑性转化特征及脆性与裂纹扩展的内在关联。采集4种不同岩性的岩石样品(样品来自野外露头和井下岩心),对其开展高温高压耦合岩石力学测试,并结合颗粒流程序(PFC)数值模拟揭示岩石裂纹萌生与扩展的全过程。研究结果表明:①岩石脆性不仅受矿物组成、初始缺陷等自身属性控制,还显著依赖温度与围压条件。温度升高,岩石脆性增加;围压增大,岩石脆性降低。②岩石的起裂应力水平可表征其非均匀性与结构差异,起裂应力水平越小,岩石的非均质性越强。起裂应力水平受岩石结构、矿物成分、颗粒大小等多种因素影响,且随温度升高而降低,随围压升高而增大。③高温高压环境下,岩石裂纹遍布试样内部,其形态曲折且分支发育;裂纹向全域扩展,且在两端等薄弱区域集中,宏观上呈现塑性流动型破坏。常温条件下,裂纹的起裂始于岩石内部,逐步向宏观破裂面及四周扩展,且集中于弱面区域。随围压增加,岩石裂纹数量增多,岩石宏观破坏模式由脆性突发破坏逐渐转向塑性拉剪破坏。

普通稠油油藏的高效开发具有重要意义,采用生物表面活性剂实现冷采乳化降黏是符合绿色低碳战略方向的生产措施,然而其乳化性能尚且缺乏针对性研究。以槐糖脂和鼠李糖脂等典型糖脂类生物表面活性剂为研究对象,分别与不同黏度的普通稠油油样组合,开展静态乳化行为测试、界面性质定量表征及乳液动态性能分析3类实验,采用定性观察和量化评价相结合的方式,深入探究不同生物乳化体系的性能差异。实验结果表明:生物乳化体系与稠油油样之间的乳化行为受到油水界面上各类表面活性物质竞争吸附过程的影响,其在开放空间与限域空间条件下形成的乳液状态存在显著差别,界面张力和界面扩张模量可作为判断乳液状态的关键参数。所获结论有效提升了对糖脂类生物表面活性剂乳化性能的系统性认识,为此类生物乳化体系在普通稠油油藏提高采收率方面的应用提供参考。

在页岩油藏微米—纳米级孔喉中,原油分子与孔壁的强相互作用导致显著的边界层效应,使得流体需要克服额外的阻力才能启动。传统压差—流量法、气泡法和平衡法等测试方法难以准确捕捉流体启动瞬间,制约了对页岩油渗流规律的深入认识,亟须发展新的测试方法。基于流体启动过程的时间依赖性特征,提出了一种通过压力—时间曲线识别启动瞬间的表征方法。通过监测恒定注液条件下岩心压力梯度的动态变化,将启动过程划分为弹性储能阶段和弹性—渗流并存阶段,利用储层岩心与密闭铁岩心曲线偏离点直接确定启动压力梯度。与传统方法相比,该方法物理意义明确、操作简便,避免了多流量点测试的复杂性。研究结果表明,灰质白云质页岩和延长组7段页岩的油相启动压力梯度分别为1.346 MPa/m和0.114 MPa/m,差异主要受主流孔喉半径、亲油性以及可动流体饱和度等因素的影响。

以化学驱提高采收率理论技术为核心研究对象,系统剖析了油气田开发技术创新与实践规律,明确了油气田开发技术创新路径与启示,并指出了提高采收率的技术创新方向。通过系统阐述高温高盐油藏驱油剂加合增效理论、无碱二元复合驱和非均相复合驱技术创新和实践历程,明确了油气田开发技术创新要遵循"理论基础研究—单井试注(采)—井组先导试验—单元扩大试验—工业化应用"的技术创新路径,要以理论创新为指导,遵循第一性原理,持续迭代升级,拓宽应用场景,指出了油气开发技术未来要重点攻关老油田套管钻井、层网重构等新化技术,页岩油气"立体井网、压裂缝网、天然缝网"三网协同立体开发技术,浅薄层超稠油油藏最大接触(MRC)多元热复合、东海西湖低渗致密气藏MRC多分支井等MRC协同开发技术,地下储气库与油气田提高采收率协同、油气田地热田协同开发、多种矿产资源协同开采等多资源协同开发技术。

莺歌海盆地中—深层F气田中新统黄流组储层为复杂重力流沉积,其主力产层黄流组1段Ⅰ亚段a气组的储层厚度薄、物性非均质性强。针对地震振幅属性指示意义不明,优势储层难预测的问题,在组合拓频提高原始地震资料分辨率的基础上,结合宽频反演精细描述薄储层的厚度,并以波长( λ)的1/8和1/4为界划分3个厚度梯度,然后利用多子波分解与重构得到的有效高频体数据确定有效储层的高频振幅门槛,实现了对厚度梯度在 λ/8和 λ/4之间的薄储层物性的半定量预测。研究结果表明:①基于谱整形的优化组合拓频处理技术兼顾薄储层分辨率的提升与原始砂体接触关系的保持,适用于复杂重力流的薄储层识别;②薄储层的振幅受厚度、物性耦合影响,地震信号中的有效高频信息对薄储层物性具有明显的指示作用;③重力流储层的不同厚度梯度所对应的储层条件差异较大,在明确薄储层平面展布的基础上优选物性敏感特征频段,能较好地识别优质储层。研究认为,基于厚度梯度划分的高频指示薄储层物性预测结果可靠,有效指导了开发井位的部署,对同类油气田的薄储层物性预测具有重要参考作用。

北部湾盆地潜山领域是南海西部油田"上产千万立方米"勘探战略中的重要一环,近年来在涠西南凹陷新型潜山中获得了令人瞩目的油气勘探新突破,剖析其油气富集的地质条件及成藏规律对于北部湾盆地油气勘探具有重要意义。基于岩石热解、井壁取心、岩石薄片、成像测井、地层压力、油气地球化学、流体包裹体和地震等资料,以X5古生界花岗岩潜山油气藏、X5S元古宇变质岩潜山油气藏和古生界花岗岩潜山油气藏为主要研究对象,对涠西南凹陷的烃源岩条件、潜山优质储-盖组合、潜山油气分布主控因素和成藏特征进行了系统研究,总结了新型潜山油气富集的地质条件与成藏模式,明确了下一步油气勘探的新方向。研究结果表明:①涠西南凹陷发育3套烃源岩,其中以始新统流沙港组二段(流二段)下亚段油页岩最优,是涠西南低凸起潜山油气的主要贡献者,即涠西南低凸起区潜山的油气由B洼西斜坡处该套油页岩在生油高峰—生油窗晚期阶段所生成;其次是流二段中—上亚段烃源岩,二号断裂带潜山的油气主要由B洼中心处该套烃源岩在高熟阶段所生成。②涠西南凹陷的潜山可划分为2大类。第1类为变质岩潜山,如涠西南低凸起f1正断层上盘的X5S潜山,其油气储集空间以变质岩中的裂缝和溶蚀孔(缝)为主,多期裂缝呈交错分布;第2类为花岗岩潜山,如二号断裂带中段的X5花岗岩潜山, 其储层在纵向上分带性强,以风化裂缝带为最好储层层段,优质储集空间为宽大且连续性强的裂缝和溶蚀孔洞。2类潜山储层分别与顶部的致密板岩和薄层致密灰岩+风化黏土层+流沙港组三段下亚段厚层泥岩形成了优质储-盖组合。③涠西南凹陷的潜山油气总体呈洼内高成熟凝析气、近洼区高成熟轻质油、远洼区成熟油的有序分布。涠西南低凸起区变质岩潜山油气分布的主要影响因素为构造脊的展布和储层裂缝的发育情况,油气成藏模式为"源-脊控运、优势聚集";涠西南低凸起区花岗岩潜山油气分布的主要影响因素为通源断裂-构造脊耦合作用,油气成藏模式为"窄窗断-脊耦合、近源富集";二号断裂带中段花岗岩潜山的油气分布主要受控于储层裂缝的空间展布和供烃窗口,油气成藏模式为"宽窗强势供烃,立体网状输导"。④预测的有利潜山勘探目标包括斜阳斜坡fa1正断层上盘的X-1潜山,二号断裂带中段西侧的X-2潜山和X-3潜山,涠西南低凸起近洼区的X-4潜山以及远洼区的X-5潜山、X-6潜山和X-7潜山,这些潜山是涠西南凹陷下一步油气勘探的有利方向。

四川盆地南部志留系龙马溪组上层系海相富有机质优质页岩具有厚度薄、垂向不连续、横向尖灭快的强非均质性特征。基于钻井、元素测井、岩心描述、岩石薄片鉴定、全岩X射线衍射(XRD)和扫描电镜(SEM)等资料,研究了泸州地区龙马溪组上层系富有机质页岩的层序格架与沉积微相,探讨了二者对强非均质性页岩储层分布的控制作用。研究结果表明:泸州地区龙马溪组上层系页岩岩性以黏土质页岩、含黏土矿物硅质页岩和混合页岩为主;沉积微相以泥质浅水陆棚和泥质半深水陆棚最为发育。陆棚内部可识别出陆棚平原、陆棚高地、陆棚洼地、陆棚沟和陆棚斜坡5种微地貌。泸州地区龙马溪组上层系发育2个三级层序:下部为三级层序1的高位体系域(HST),上部为三级层序2的海侵体系域(TST)和HST。龙马溪组上层系的Ⅰ类富有机质页岩储层主要分布在TST中—上部和HST下部,其发育主要受泥质半深水陆棚平原微相-微地貌控制。泸州地区龙马溪组上层系早期层序在浅水高位期的持续时间长,晚期层序在海侵初期的海平面上升缓慢、上升幅度小且沉积速率高,加之沉积微相及微地貌在横向上变化快,这些共同导致了优质储层厚度薄、侧向尖灭快以及非均质性强。层序与沉积微相-微地貌的独特组合是控制泸州地区龙马溪组上层系在纵向/横向上强非均质的关键因素。研究对于预测强非均质海相优质页岩储层的分布及优选水平井开发层位具有重要指导意义。

南海北部始新统湖相烃源岩是该地区已发现原油的主要来源,以往研究笼统地认为研究区湖相烃源岩有机质以浮游藻类来源为主,并常以4-甲基甾烷指数作为评价藻类贡献的指标。然而,随着勘探的深入,发现部分优质烃源岩4-甲基甾烷丰度偏低,反映这一指标在识别优质湖相烃源岩及其贡献时的局限性,同时也制约了烃源岩发育机理研究与评价体系构建。通过对南海北部主要富烃凹陷的始新统半深湖亚相烃源岩开展岩石热解、微体古生物和分子地球化学等分析,发现烃源岩中存在3类优势藻类组成。珠江口盆地珠二坳陷和珠三坳陷的始新统烃源岩以疑源类及绿藻贡献为主,其中,珠三坳陷烃源岩中的绿藻以盘星藻单一来源为主,珠二坳陷烃源岩中的绿藻由盘星藻和葡萄藻共同组成;珠江口盆地珠一坳陷和北部湾盆地内始新统烃源岩的藻类相对复杂,除疑源类外,甲藻类的占比普遍高于绿藻类。受优势藻类组成控制,北部湾盆地和珠江口盆地珠一坳陷始新统优质烃源岩普遍表现为含有高丰度C ₃₀ 4-甲基甾烷,而珠江口盆地珠三坳陷的烃源岩则表现为含有高丰度C ₃₀四环聚戊二烯(TPP),几乎不含指示甲藻来源的C ₃₀ 4-甲基甾烷。在珠江口盆地珠二坳陷始新统烃源岩及其来源的原油中,C ₃₀ 4-甲基甾烷与TPP含量均不突出,但在个别样品中发现含有明显的丛粒藻烷。研究认为,应综合考虑C ₃₀ 4-甲基甾烷、TPP和丛粒藻烷的含量,从而提升优质烃源岩判识与分布预测的准确性。研究推测珠江口盆地珠二坳陷白云凹陷始新统发育较优质的半深湖亚相烃源岩。

渤海湾盆地石臼坨凸起东段新近系是重要的勘探层系,但在南侧与其邻近的渤中凹陷北部,新近系勘探成效却持续不佳。为了揭示石臼坨凸起东段与渤中凹陷北部新近系的油气差异富集机理,基于钻井、测井、岩石热解、黄金管热模拟、气相色谱-质谱和盆地模拟,对渤中凹陷北部的烃源岩地球化学特征、生烃动力学、烃源灶演化、油源特征、断裂体系、油气运移路径和超压系统开展了综合分析。研究结果表明:①渤中凹陷北部古近系发育东营组三段(东三段)、沙河街组一段(沙一段)和沙河街组三段(沙三段) 3套好—优质Ⅱ ₁型倾油型烃源岩。②烃源岩的生烃动力学与埋深协同控制了烃源灶的演化。东三段烃源岩埋藏浅且生烃活化能高,晚期(5.3 Ma以来)生油强度的增幅有限;沙一段烃源岩的生烃活化能低且厚度薄,在距今5.3 Ma时其烃源灶的生油强度基本定型;凹陷边缘沙三段烃源岩在晚期的生油强度大幅增加至400×10 ⁴t/km ²以上,是渤中凹陷北部的主力烃源灶。③石臼坨凸起的新近系原油主要来自沙三段烃源岩和沙一段烃源岩,原油的成熟度稍低且普遍发生了生物降解;渤中凹陷北部的新近系原油以来自东三段烃源岩为主,混合少量沙一段烃源岩供烃,烃源岩成熟度稍高且未发生生物降解。④东三段烃源岩的地层压力系数高达1.5且存在明显生烃增压,指示排烃受阻;沙一段和沙三段顶部烃源岩为常压—弱超压状态,指示排烃顺畅。⑤石臼坨凸起东段亿吨级油田的成藏得益于陡坡带扇体、同沉积边界断裂和馆陶组砂体构成的长距离运移体系;渤中凹陷北部受仅断至东三段的晚期非同沉积断裂、东三段生油转化率低和排烃效率低等因素控制,仅发现数个含油构造。⑥石臼坨凸起东段的原油未见东三段烃源岩的贡献,证实渤中凹陷北部新近系馆陶组细砂岩并不具备较强的横向分流运移能力,与馆陶组在渤中凹陷北部转变为湖相沉积有关。⑦受东三段烃源岩供烃的油藏,其原油成熟度较高且成藏期较晚,指示东三段烃源岩仅在高成熟—过成熟阶段可以有效排烃。建议加强东三段烃源岩在生油窗晚期—湿气窗阶段烃源灶的精细表征以及超压背景下岩石破裂排烃机理研究。凹陷内具有高成熟—过成熟的东三段烃源岩供烃、重力流砂体深层汇聚、晚期垂向运移调整成藏模式的新近系成藏区,有望成为渤中凹陷新近系储量持续增长的战略接替领域。

莺歌海盆地东部断裂体系(莺东断裂体系)结构复杂,其变形特征与成因演化尚待深入研究。基于新采集的宽线二维与高精度三维地震资料,系统解析了该断裂体系的构造变形特征,并结合区域板块相互作用与深部壳-幔结构的研究成果,探讨了盆地构造演化及其对莺东断裂体系差异变形的控制机制。研究成果表明:①盆地东部主要发育NW—SE(NWW—SEE)向、NE—SW向与近SN向3组断裂,控制了多个箕状半地堑、断阶和凹中隆构造,其中,①号断裂为Ⅰ级控盆边界断裂,与莺歌海凹陷内NW—SE(NWW—SEE)向Ⅱ、Ⅲ级断裂共同构成了帚状伸展-走滑断裂体系;②莺东断裂体系主要在渐新世(岭头组—陵水组沉积期)发生活动,控制着盆地初始裂陷和伸展-走滑裂陷的发育,但自中新世以来(三亚组沉积期以来),盆地逐渐转为沉降坳陷,断裂活动减弱;③盆地的构 造变形呈现"北挤南伸"特征,而莺东断裂体系的活动强度则表现为"南强北弱",其在盆地南、北段的构造变形差异显著;④莺歌海盆地及其东部断裂体系的构造演化受深部地幔上涌-沉降旋回与印支地块挤出旋转耦合控制,地幔上涌-沉降主导了"早断晚坳"的构造格局,而印支地块的挤出—逃逸则诱发区域走滑运动,导致东部帚状断裂体系形成及盆地南、北段发生差异构造变形 。

珠江口盆地白云凹陷在超深水区云荔低隆起中新统珠江组五段钻获抱球虫混积岩储层,于2024年在荔湾4-1构造的L4井测试获得产量为43×10 ⁴m ³/d的高产天然气流,实现了新勘探领域的重大突破。该类储层兼具碳酸盐与粉砂-泥质碎屑混积的特征,主要发育于云荔低隆起周缘的古地貌高部位,形成于半深海环境,抱球虫体腔格架为高孔隙度储层的形成提供基础。综合古地貌、古海洋背景以及岩心、岩石薄片、粒度、全岩主量元素和有孔虫-生物遗迹等资料,探讨了"浊流-底流"与"底流-古高地"双交互作用控制下抱球虫混积岩储集体的沉积动力、空间展布和成储机制。研究结果表明:①远离物源的末端浊流与底流的交互作用为云荔低隆起提供了粉砂—砂级碎屑颗粒沉积;②底层洋流与古地貌高部位的交互作用决定了抱球虫混积岩的发育规模和空间分布差异;③储层物性受沉积动力分选与埋藏成岩作用共同控制,较强的沉积动力可移除细粒物质、改善储层孔隙,而较高的陆源黏土矿物含量可能抑制胶结物沉淀,有利于原生体腔孔保存;④强胶结作用显著降低储层孔隙度。针对此类"高孔低渗"储层,形成了"沉积成储理论创新、地球物理精准预测、工程工艺一体化改造"技术体系,通过研发新型多基配位螯合酸液体系和长水平井酸化改造,可提高基质渗透率与泄流面积,实现油气藏产能的规模释放。"浊流-底流"与"底流-古高地"双交互作用控制下的抱球虫混积岩沉积模式,突破了深水储层发育严重依赖陆源碎屑的传统认识,指明了珠江口盆地超深水区天然气勘探新领域,为中国深水/超深水油气勘探实践提供了创新思路。

北极地区油气资源丰富,受气候变暖、技术发展及地缘经济等多重因素驱动,油气勘探开发加速推进,但其极端的作业环境对低温钻井液性能提出了严苛要求。以北极地区钻井环境为切入点,通过VOSviewer软件对北极地区低温钻井技术相关文献进行可视化处理,分析得出了该地区钻井面临的挑战与技术难点,梳理了低温钻井液的研究进展,并展望了未来趋势。北极地区气候环境极端恶劣,地层结构复杂多样,生态系统敏感,基础设施匮乏,这对钻井作业提出了严峻挑战。地层中广泛发育的永久冻土与天然气水合物,既是北极地区地质构造的标志性特征,也是低温钻井液技术领域亟待突破的研究重点。永冻层对温度敏感,在钻进过程中易出现冻土融化、井壁失稳、坍塌等现象,热扰动导致井壁附近的天然气水合物和浅层游离气发生分解,引发气侵、井涌、井喷等事故;天然气水合物层钻进因钻井作业的温压变化极易破坏水合物的相平衡状态,导致其分解气化,引发井壁失稳、地层沉降及气体井喷等复杂工程难题。此外,脆弱的极地生态环境也对钻井液的环保性提出了极高要求。北极地区低温钻井液主要包括盐水钻井液、聚合物钻井液、石油基钻井液、酯基钻井液以及复合醚基钻井液,但现有钻井液体系在兼顾“钻井液低温稳定性、井壁稳定控制、生态兼容性”等方面仍存在瓶颈。综合现有技术,提出了未来应聚焦构建绿色环保高性能低温钻井液体系,重点从优化低温流变性、强化抑制封堵能力、提升水合物抑制效果及增强生物可降解性4个维度开展,以期支撑北极地区油气资源的高效安全开发。

石油充注对成岩作用的影响备受关注且仍存有争议。通过系统总结目前石油充注对成岩作用影响的不同观点,阐述了相关研究方法及证据,探讨了需进一步研究的若干问题。学界对石油充注影响储层成岩作用的认识尚未统一,主流观点主要包括:①抑制胶结作用;②对胶结作用的影响程度微弱;③对胶结作用具有选择性抑制效应;④促进溶蚀作用局部发育;⑤抑制机械压实与压溶作用。在研究石油充注对成岩作用影响的过程中,需精确建立石油充注与成岩作用的时间序列关系,同时排除其他因素对成岩作用的影响,如埋藏前矿物组成的差异、成岩物质来源与其作用点位的多样性、矿物包膜的类型以及成岩环境变迁等。未来在相关研究中需重点关注以下研究方向:①确定各期次石油充注阶段油水的非均质分布;②在确定油水非均质分布基础上深入研究孔隙中的成岩作用机制;③重建各期次石油充注阶段的古含油饱和度;④精确分析埋藏成岩过程中岩石润湿性的非均质性与演化特征;⑤探究深层—超深层亚临界与超临界体系中地层水物理化学性质的变化及油水混溶度对成岩作用的影响。

中国首口万米特深井——深地塔科1井(SDTK-1井)的测量结果表明,在钻井作业中,钻具螺纹接头二次上扣(进扣)现象时有发生,说明井下钻具承受超过上扣扭矩的冲击扭矩作用。这种冲击扭矩不仅会造成钻具螺纹接头卸扣困难,还会引起螺纹接头失效,严重影响钻井作业的安全,因此亟须探明其形成的动力学机制,并形成有效控制方法。结合自行研发的钻柱动力学模拟程序和ABAQUS软件对深地塔科1井钻柱承受的井下冲击扭矩的形成机制进行了研究。首先,基于Hamilton原理建立了钻柱动力学模型,并利用Newmark方法和SOR有限元节点迭代法对钻柱动力学特征进行了求解,随后建立了井下冲击扭矩计算模型,并以深地塔科1井8 269.0~8 503.0 m井段所 用钻具组合为例,分析了井下钻具组合在发生粘滑振动时的运动特征及承受的冲击扭矩。结果表明:钻柱自转引起的冲击扭矩较小,不足以引起"二次上扣"现象的发生;钻柱在井下发生粘滑振动时极易形成超过上扣扭矩的井下冲击扭矩。其中,伴随粘滑振动滑脱阶段的强烈涡动产生了很大的冲击扭矩,可达87.4 kN·m,远大于上扣扭矩,导致了“二次上扣”现象的发生。计算结果与实际卸扣扭矩仅相差2.8 %, 说明了计算结 果的可靠性。理论分析结果表明,减少粘滑振动是有效的冲击扭矩控制方法,但对于特深井段钻井作业来说比较困难;而通过使用双台肩螺纹接头可有效提高钻具的抗冲击扭矩能力。深地塔科1井在近万米井深时采用了双台肩螺纹接头钻具,尽管“二次上扣”现象仍然存在,但基本消除了螺纹接头微裂纹的形成,证明了这 种方法的有效性。

预弯曲动力学防斜打快技术(PBDVD)是一种使用广泛的低成本防斜提速钻井技术,通过带预弯结构底部钻具组合(PB-BHA)的有序涡动,在钻头上形成较大的防斜力,从而实现防斜和提速双重目的。对这种技术的深层次提速机制进行了研究,在建立和求解PB-BHA动力学模型的基础上,重点分析PB-BHA的涡动特征,研究弯角这一关键参数对钻头上的动态侧向力和动态轴向力的影响,进一步深层次探明PBDVD的提速机制。研究结果表明,对于所给算例和常用的螺杆钻具(弯角＜1.5°),钻头上的动态防斜力会随着弯角的增大呈现出增大的趋势,但当弯角超过一定值后,防斜力的变化逐步趋于平缓;随着弯角的增大,钻头上的动态轴向力的平均值呈现线性增大趋势,也即弯角越大,钻头对井底的动态钻压愈大,而且其不均匀度逐渐增加,尤其当弯角超过0.7° 时,这种不均度随着弯角的增大而增加,并且在0.7°~0.9° 弯角范围内有一个快速增加。因此,PBDVD的提速机制一方面是由于防斜力提高,允许使用较大的钻压,进而实现提速;另一方面动态钻压的平均值和不均度也得到提高,这有益于钻头对井底岩石的破坏,进一步实现提速。

基于核磁共振在线监测技术,设计了致密储层“注入—焖井—生产”一体化压驱实验,通过核磁共振伪彩图分析“注入—焖井—生产”过程中基质—裂缝内油水流动规律,根据核磁共振 T ₂谱从微观尺度定量表征不同孔径介质中油水渗吸置换—动态驱替规律,探究基质渗透率、裂缝长度、注水速度以及焖井时间对压驱采油效果的影响。实验结果表明,裂缝在前期注入过程中可降低注水压力;在焖井过程中,裂缝增加驱替剂与基质中原油的接触面积,提高油水渗吸置换效率;在生产过程中,在驱油剂协同作用下可提高驱油效率。当缝长比从0增至2/3时,前期注水阶段中大孔及裂缝的采出程度增加且占据前期注水阶段驱油量的主要部分,驱替效率从48.73 % 提升至65.99 %; 当缝长比增至1(贯穿缝)时,注入流体沿裂缝优势通道窜流,微小孔及中孔采出程度降低,驱油效率下降至56.12 % 。当压驱注水速度从0.2 mL/min增至1.0 mL/min时,注入水沿储层高渗层窜流,减小水驱作用的面积,驱油效率由53.21 % 降至48.24 % 。在焖井过程中,微小孔及中孔中油相在渗吸作用下进入大孔及裂缝,即压驱注水后进行适度焖井,可强化基质与裂缝之间的油水置换作用,提高后期驱油效果。研究结果揭示了致密储层“注入—焖井—生产”一体化压驱作用机理,可有效指导压驱现场实施。

页岩气藏吸附气占比较高,降压生产至中后期,仍存在大量吸附态CH ₄难以动用,严重制约采收率的提升。注气是提高页岩气藏采收率的重要技术途径之一。在页岩气藏注气过程中,注气介质在多尺度孔隙中动用CH ₄机制、不同类型页岩注气介质选择、注气时机与焖井制度等参数优化缺乏理论支撑与定量评价方法。基于有机碳(TOC)含量与黏土矿物含量对川南地区中深层页岩进行分类,建立了3种典型的纳米孔隙模型,并开展微观注气吞吐分子模拟,同时结合在线低场核磁共振(LF-NMR)监测技术和注气吞吐物理模拟,揭示了CO ₂/N ₂混合气体对CH ₄的动用规律,评估了注气增产与碳封存的潜力。研究结果表明:CO ₂通过竞争吸附主导微孔与介孔 中吸附态CH ₄的动用,而N ₂侧重于宏孔中游离态CH ₄的动用。针对高TOC、低黏土矿物类型的页岩,当井底压力为6.0~10.0 MPa时,注入80 % CO ₂+20 % N ₂混合气,CH ₄采出程度增量为11.2 % ~13.7 %, CO ₂封存率为42.7 % ~82.2 % 。此外,适当延长焖井时间有助于提升CH ₄采出 程度与CO ₂封存率;对于高TOC、低含水、低黏土矿物的页岩储层,应该提高注气介质中CO ₂比例,而对于高黏土矿物页岩储层,则应该提高N ₂的比例。研究结果为页岩气藏注气提高采收率技术现场应用提 供理论与技术支撑。

储气库工程作为中国能源调控与资源战略布局的重要组成部分,若能以CO ₂作为垫底气,则可兼顾经济效益,助力实现双碳目标,具有广阔的应用前景。然而,在CO ₂注入过程中伴随着渗流、传热与岩石骨架应变等多重效应,其机理复杂。目前,国内外多数研究偏重于渗流场分析,较少考虑分子扩散、热传导和骨架形变对储层孔-渗结构和流体流动行为的综合影响。为深入揭示渗流场、热力学场与应力场的耦合机理及孔-渗演化特征,结合分子模拟结果,建立了考虑扩散的热-流-固耦合数学模型,开展了有限元数值模拟。研究结果表明:①在超临界CO ₂注入过程中,对流、重力分异与分子扩散协同控制着CO ₂的整体驱替。宏观运移由压力梯度驱动的对流主导,分子扩散显著拓宽了驱替前缘并形成有限混溶过渡带,重力分异则使得CO ₂优先沿储层底部运移;②当低温CO ₂注入后,CO ₂通过热传导和对流换热机制与孔隙内的天然气及围岩发生热交换,致使井周温降最大可达9 K,提高注入温度可优化储层的温度分布;③孔隙压力与热应力协同作用导致岩石的有效应力降低,孔隙度和渗透率的最大增幅分别为1.6 % 、4.8 %; 4储层的初始孔隙度对其孔-渗演化的影响最显著,渗透率次之,注入温度影响最小;⑤合理的注采配置有助于CO ₂注入并优化储气库的垫气效率,当采用注气量为40×10 ⁴m ³/d、产气量为17.7×10 ⁴m ³/d的多轮次周期注采策略时,储层中CO ₂的垫气效率可达55.48 % 。研究成果为储气库的合理建设与安全高效运行提供了理论支持与技术参考。

深层—超深层油气资源是中国中西部油气勘探的重要领域,塔里木盆地和四川盆地已发现的碳酸盐岩油气藏的最大埋深超过8 000 m,目前正在向万米领域拓展。碳酸盐岩储层的油气成藏底限较砂岩储层更深,富集油气的孔隙度和渗透率下限远较砂岩储层低,展示出更加广阔的勘探前景,但其形成分布的动力机制尚不清晰。基于自主设计的物理模拟实验,使用储集体颗粒粒径( R)与烃源岩颗粒粒径( r)的粒径比( R/r)反映毛细管压力差的相对大小,模拟了相同条件下饱含油的烃源岩层在与饱含水的碳酸盐岩和碎屑岩接触过程中的含油性变化,从毛细管压力差的角度揭示了2类储层在油气成藏动力机理上的差异性和关联性,进而阐述了碳酸盐岩油气藏和碎屑岩油气藏在含油气盆地中的分布规律。研究结果表明:①毛细管压力差是一种重要的驱动力,对于碳酸盐岩储层和碎屑岩储层而言,均表现为当储层与源岩间的粒径比超过临界条件( R/r≥2)时才能聚集油气,且粒径比越大含油饱和度越大;②粒径比相同时,储集体中的含油饱和度随储集体颗粒粒径的减小而增大,其中,碳酸盐岩因其颗粒的润湿角更大而具有更小的毛细管阻力,更大的源-储间毛细管压力差,因而含油饱和度更高;③碳酸盐岩在相同颗粒粒径下的毛细管阻力更小且聚油气的毛细管压力差动力更强,分别指示其具有更深的浮力成藏下限和油气成藏底限,这意味着在以碳酸盐岩地层为主的盆地中,常规油气资源的占比相对更高且整体的油气分布范围更广阔。

精准刻画细粒岩孔隙特征并揭示其主控因素,是制定非常规油气高效勘探开发方案的重要科学基础。传统研究常基于孔隙参数(如比孔容、分形维数等)和地质变量(如总有机碳、矿物组成等)的相关性分析来推断主控因素。然而,单纯的统计学关联难以揭示变量间复杂的成因联系,常引发地质解释的多解性,为准确揭示孔隙发育机理带来挑战。针对这一问题,系统梳理了细粒岩孔隙特征主控因素的多解性问题及其解析技术的研究进展,重点总结了4方面成果和认识:①地质变量间的多重共线性是引发孔隙参数与非主控因素间形成伪相关性的内在机制,传统相关性分析在主控因素研究中存在固有方法的局限;②在鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段开展的技术应用表明,将孔隙子群体定量表征与传统相关性分析相结合,可以解析伪相关引发的地质解释多解性,增强主控因素分析的可靠性;③采用基于通用方程的改进累积尺寸分布模型和基于孔隙自相似性原理的小尺度介孔预测模型,可以助力多解性解析方法在孔隙分形领域和介孔尺度研究中的有效应用;④当前的多解性解析技术仍存在不足,在未来的研究中融合成因推断等机器学习方法,有望进一步提升该技术的应用效果与智能化水平。研究旨在为细粒岩孔隙评价和成储机制研究提供理论参考与技术启示。

煤储层含气性是供气能力、储集能力与封闭能力三者耦合作用下的非线性响应系统,深部和浅部煤储层的本质差异在于甲烷的赋存状态。“游离气稳定滞留、连续聚集的门限深度带或地质边界”(游离气滞留深度)可作为深部和浅部煤储层含气系统划分的关键节点。游离气滞留深度标志着甲烷的赋存由范德华力主导的吸附平衡阶段,转向毛细管压力与压力封闭协同作用的复合控制阶段。同时,煤层气开发的主导机理亦由排水降压转为排气降压。煤储层探井取心的实测含气量统计结果分析表明:1游离气滞留深度在鄂尔多斯盆地与四川盆地为1 500~1 800 m,在准噶尔盆地下移至2 000~2 300 m,沁水盆地当前勘探深度范围内的游离气显示极弱且投产初期均存在单相排水阶段。2煤阶-埋深耦合作用对生-储潜力、含气性分布和游离气占比起决定性约束作用;自生自储型富游离气煤储层可能存在临界镜质体反射率阈值;岩浆热叠加引起的温度不对称性演化可促使煤储层中的游离气滞留界限加深;异常超压体系和外源气输入可通过强化储集或供气能力拓展煤储层富气的深度下限。3综合压力体系、煤阶及气源特征,可将深部煤储层含气系统划分为常压自生型中—高煤阶系统(鄂尔多斯盆地)、常压自生型中—低煤阶系统(准噶尔盆地南部)、超压自生型中—高煤阶系统(四川盆地)、常压外源型中—低煤阶系统(准噶尔盆地白家海地区西山窑组)和岩浆热叠加型中—高煤阶系统(沁水盆地)。研究成果以期为深部资源的分带评价与“甜点”优选提供理论指导和数据支撑。

源岩油气是保障全球油气供应和国家油气安全的战略接替领域。系统梳理了鄂尔多斯盆地多层系、多类型源岩油气的地质资源情况、勘探开发进展和主要理论认识,并针对性地剖析了面临的主要挑战与技术对策。研究结果表明:1鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤岩气兼具双主力煤层(本溪组8号煤和山西组5号煤)资源丰度高、双孔/缝储集系统(有机孔和割理)游离气丰富、双源-盖组合(煤岩-灰岩型和煤岩-泥岩型)顶封层气区在盆地东部富集的地质特征,需加强煤系沉积演变、烃类气体动态转化、多相渗流机理等理论研究。2三叠系延长组7段(长7段)陆相页岩层系石油具有大面积连续分布、微米—纳米孔/缝网络含油、源-储一体紧密共生的基本特征,需加强箱式动态聚集、非均质储层“甜点体”预测、提高采收率等攻关研究。3石炭系—二叠系海陆过渡相页岩气资源潜力大,本溪组上部晋祠段页岩可作为优先突破层段,山西组中—下部页岩层系可作为天然气立体勘探的重要层段;此外,奥陶系乌拉力克组海相页岩油气、侏罗系煤岩油气等也展现出规模资源潜力,其攻关方向应集中在“甜点”区段评价、含油气量效益评估等前期研究。4借助原位转化和地下气化技术,可将盆地内长7段低成熟富有机质页岩和侏罗系低阶煤岩提升为战略性油气资源,需加强高效热控制、催化裂解增效、经济性平衡等关键技术试验。源岩油气正成为推动鄂尔多斯盆地油气二次增长的新引擎,与地下地上多种资源能源协同立体开发,必将共同推进源岩油气学科和碳中和超级能源盆地建设。

浅层新近系是渤海油田的主力储量、产量层系,随着勘探程度越来越高,渤海海域浅层规模储量发现的难度越来越大。为了保证渤海油田持续增储上产,针对渤海海域浅层大型疏松砂岩岩性油藏,结合其油气成藏要素的配置关系、富集规律研究,对其成藏主控因素与成藏模式进行了系统梳理,重新认识了渤海海域浅层油气的运移条件,明确了浅层油气富集与深层油气初次、二次运移的关系以及浅层油气富集、贫化的机理,建立了“汇聚脊”控制浅层油气富集的模式。研究结果表明:①渤海海域浅层油气的规模成藏受控于“汇聚脊”类型和岩性圈闭规模;②“汇聚脊”是油气初次、二次运移的优势汇聚部位,“汇聚脊”的类型控制了源外浅层油气成藏;③“枝蔓式”砂体形成的疏松砂岩大型岩性圈闭控制了油气的富集。在新认识的指导下,渤海海域多个构造带的浅层油气勘探取得了突破,获得一系列亿吨级新发现。渤海海域浅层油气运移成藏理论和技术的创新与勘探突破不仅对其后续勘探具有重要的促进作用,也对渤海湾盆地陆区甚至中国东部老油区勘探具有一定的借鉴意义,同时具有很高的科学价值。

“十四五”(2021—2025年)规划期间,全球油气上游业务在能源安全与转型交织中推进。基于S & P Global、Wood Mackenzie和Rystad Energy等商业数据库及油公司的公开信息,系统分析了全球“十四五”期间的油气勘探开发投资、勘探发现、油气产量及未来有利勘探领域。结果表明:全球油气勘探和开发投资较“十三五”(2016—2020年)规划期间分别下降10.5 % 和8.2 %;新增常规油气技术可采储量为114.8×10 ⁸t油当量,较“十三五”期间下降24.6 %;非常规油气技术可采储量为142.7×10 ⁸t油当量,增长35.9 %,增量主要来自美国致密油和页岩气。与之不同,中国在“七年行动计划”(2019—2025年)引领下上游投资增长38 %,在超深层、千米深水、页岩油气、煤层气、煤岩气和海外等领域取得重大突破,国内新增探明石油和天然气地质储量较“十三五”期间分别增长51.7 % 和44.2 % 。2025年中国的油气产量当量达4.25×10 ⁸t,创历史新高,海外权益油气产量达2×10 ⁸t。未来10年,中国应立足6大油气主产区(鄂尔多斯盆地、四川盆地、渤海湾盆地、新疆地区、松辽盆地和海域),加大深水与非常规油气勘探力度,强化科技攻关,拓展接替领域和海外资源获取,不断筑牢油气安全保障体系。

针对目前油气管道运行环境复杂、可靠性定量评价困难的问题,从模糊概率断裂力学的角度,基于力磁效应进行裂纹扩展可靠性建模。通过预制L245N管线钢的标准三点弯曲试样,同步配合裂纹扩展显微观测系统,进行裂纹扩展的磁记忆检测实验,获得了磁特征参数在裂纹扩展过程中的变化规律,确定了裂纹长度与磁特征参数之间的相关性。基于断裂韧度准则构建基于磁特征参数的极限状态函数,解决极限状态函数中裂纹长度变量获取困难的问题。在构建极限状态函数的基础上,进一步考虑油气管道运行环境复杂性而导致参数呈现模糊不确定性,引入模糊隶属度函数将模糊变量随机化,利用Monte Carlo法(MC)、一次二阶矩法(FOSM)以及二次项响应面法(RSM)计算模糊可靠度,为工程实际中油气管道的可靠性定量评估提供新的思路。