中国科技核心期刊
（中国科技论文统计源期刊）
Scopus收录期刊
（中国科技论文统计源期刊）
Scopus收录期刊
随着海上油田开发对实时监测和高效管理需求的不断增加，分布式光纤声波传感技术(DAS)在油井产液解释中扮演着越来越重要的角色。但目前对油井产出过程中的DAS声波响应特征和响应规律认识不足，并且经典的声速—流量解释方法要求有较高流速，难以用于国内油井产液解释。本文通过对井下流动的DAS响应机理的理论研究，结合海上典型油井生产管柱和测试工艺，搭建“储层—全尺寸井筒—测试管柱”全耦合物理模拟实验装置，系统开展油水两相流体从模拟储层岩心流入井筒过程中的DAS响应实验，深入研究不同流量和含水率情况下的声波响应特征。在对DAS数据进行降噪处理和频带能量(FBE)计算的基础上，发现油水两相混合流体的黏度是影响声波响应的重要参数，油水两相占比变化引起的多种尺度界面动力学过程以及流型不稳定性是造成两相流动中频率特征变化的主要原因；井筒中油水两相流动的频带范围集中在500 Hz以内，当某一相占优时频谱多呈单峰特征，而两相比例接近时频谱多呈多峰特征。选取能综合表征流体性质和管道结构特征的雷诺数(Re)作为特征值，建立油水两相FBE-Re关系模型，呈现高度相关的对数变化关系，实现了井筒中油水两相流动与DAS响应关系的量化表征。现场井实测DAS数据的解释结果表明，其响应频段与室内实验确定频段高度一致，解释的总液量与总含水率符合率均大于85%，满足现场生产解释要求，验证了所建立FBE-Re模型的可靠性和实用性。本文研究成果深化了对井下产液的DAS声波响应特征和响应规律的认识，为油井产液剖面解释、高含水段识别提供了理论基础和措施决策依据。
川南寒武系筇竹寺组页岩气储层作为我国页岩气资源新的开发接替层系，其高地应力、强天然裂缝发育和显著井间干扰等特征，对新区生产平台水力压裂效果的评估优化构成了严峻挑战，而传统压裂监测方法在空间连续性、井间尺度表征和段间改造差异量化方面均存在局限，对超深层页岩储层中裂缝扩展、裂缝—邻井相互作用以及天然弱面沟通等复杂裂缝行为难以实现连续监测。本研究针对该区域某生产平台拉链式压裂改造开展邻井套内低频分布式声波传感光纤应变监测，得到两口压裂井共52个压裂段施工全过程应变率数据，系统分析了压裂裂缝扩展远场应变特征，建立了包含原始DAS数据质量控制、低频信息提取、应变率瀑布图与施工参数同步分析、裂缝到达时间统计、停泵响应分析以及累积应变改造程度评价的现场数据解释流程。研究结果表明本次监测结果具有“响应普遍、位置对应、模式复杂、前后差异”的总体特征；水力裂缝扩展呈现“多裂缝竞争扩展、垂直缝与倾斜缝并存和大规模层理缝沟通”3种主要模式；裂缝到达邻井的速度和停泵时刻应变响应特征与裂缝扩展特征存在相关性，裂缝平均扩展速度主要受局部地应力与天然裂缝条件、压裂井与监测井之间的高程差、前序裂缝沟通程度以及拉链式压裂造成的局部应力场改变的共同控制，停泵阶段的应变响应揭示了不同裂缝类型的闭合差异，以张开型垂直缝为主的压裂段停泵后通常出现明显应变反转，表明裂缝闭合相对充分，受层理缝沟通或剪切型弱面滑移影响的段落则多表现为拉应变缓慢衰减且难以完全反转，说明裂缝面可能存在残余张开或剪切错动。本文首次将压裂远场应变监测结果用于储层改造程度量化分析，对不同压裂段改造强度和改造范围实现了量化评价。本研究还展现了压裂过程中天然地震的监测结果和对压裂及监测效果的影响。本文为深层页岩气压裂设计优化、井间干扰风险识别及多井协同开发提供了基于实测数据的工程解释路径，并为后续裂缝参数反演与改造程度定量评价奠定了基础。
分布式光纤声波传感技术(DAS)在非常规储层水力压裂监测中展现出重要的工程应用价值。该技术能够实时感知井下声波事件，精确捕捉声信号强度与能量的动态变化，从而实现对桥塞射孔、投球坐封及压裂液流动分布等压裂作业全过程的高分辨率连续监测。在邻井监测模式下，DAS低频信号可有效获取水力裂缝延伸诱导的应变场分布及其时空演化规律，结合岩石力学本构关系与裂缝扩展模型，能够揭示裂缝起裂、扩展及复杂缝网形成的内在机理。本文系统阐述了DAS的传感物理机制、现场监测应用场景及其在压裂解释中的关键处理方法，重点介绍了基于美国HFTS-2项目公开数据研发的光纤监测解释算法，以及集成了多物理场光纤监测综合解释软件HiFiber 1.0。该平台实现了从原始信号处理到工程参数反演的标准化流程，包含本井压裂评价、邻井应变分析及产液剖面解释3大核心模块，能够定量反演各射孔簇的压裂液流量分配、裂缝几何参数及裂缝复杂度等关键指标，为压裂方案优化与改造效果评估提供了可靠的技术手段。
地应力是描述地下岩体受力状态的重要参数，在石油工程中，准确的地应力测量对井壁稳定性、压裂设计以及裂缝扩展控制等方面具有关键作用。随着地质条件的复杂化，传统的地应力测量方法在分辨率、精度和监测连续性等方面面临诸多挑战。光纤传感技术的出现为地应力的连续、动态和高精度测量提供了新的解决方案。本文提出了一种以反向差应变法为核心，基于光纤应变感测技术的原位地应力测量方法，旨在复杂井下环境中实现原位地应力测量。该方法通过内压加载引发井周岩体微裂缝从闭合到张开的反向演化，利用岩体力学特性反演地应力分布。通过室内物理模拟实验，建立了光纤原位地应力测量的理论方法和测量流程。实验结果表明，光纤应变测量技术能够有效捕捉岩体的各向异性与非均质性特征，并基于反向差应变理论，反演地应力比值。与传统Kaiser声发射法对比，光纤应变测量法的误差范围为8%至24%，平均误差为16%。该方法虽仍处于初步阶段，但为油气领域的地应力原位测量提供了一种新的技术路径，并为后续研究提供了理论基础和方法支持。
分布式光纤监测技术已成为水力压裂裂缝诊断与压裂效果评价的重要手段。该技术能够沿井筒提供连续、高空间分辨率的传感响应，因此可为裂缝起裂、裂缝扩展、裂缝沟通、流体分布以及产量贡献识别提供有效方法。然而，由于技术方案多样、监测目标各不相同，同时光纤监测作用机制认识以及数据采集、处理和解释方法不断发展，使得该技术在水力压裂监测中的有效应用仍面临一定挑战。为推动该技术的规范化设计与合理应用，本文对光纤监测技术在水力压裂中的监测方法与技术经验进行了回顾和总结。基于国内外11个典型水力压裂试验场的现场实践，本文系统总结了光纤监测技术在压裂过程监测和压后生产评价中的监测方案设计与数据采集策略。首先，针对水力压裂光纤监测方案的选择，从压裂过程中井筒内监测、邻井监测以及压后生产剖面监测3类主要应用场景出发，讨论了其可能获得的监测效果、相应解释技术以及现场实施中的技术难点。重点分析了不同监测方案在监测目的、适用条件和解释逻辑方面的差异，包括裂缝击中识别、近井筒裂缝起裂、裂缝扩展特征、井间裂缝沟通、簇效率评价以及压后产量贡献分析等。其次，在水力压裂光纤监测重要技术参数选取方面，依据各类矿场实践成果，对光纤布设方式、空间分辨率、采样间距与频率、邻井监测井距等技术参数的选择及其影响进行了总结分析。最后，对光纤监测数据采集与存储方法进行了讨论。除现场数据记录的基本要求外，本文重点分析了标准化数据存储格式、采集数据质量控制、海量数据全生命周期管理，以及与边缘网关、云平台和人工智能解释方法等技术融合的未来发展方向。分析认为，单一光纤监测配置难以满足所有监测目标，监测方案应根据地质与工程条件、拟获取的目标信息以及可用解释方法进行针对性设计。因此，明确的监测目标、合理的光纤部署策略和标准化的数据工作流程，是提高光纤监测结果可靠性和适用性的重要前提。本文可为水力压裂光纤监测方案设计、技术参数选取以及解释方法发展提供具有实践意义的参考，并可为光纤监测技术的进一步完善与现场应用提供支撑。
分布式光纤声波传感技术(DAS)作为近年来快速发展的地球物理勘探新方法，凭借低成本、高空间采样密度与全井段连续监测等优势，在井中垂直地震剖面(VSP)中展现出显著潜力。本文系统综述了该技术的基本原理、采集方式及地震波传播特征，分析了其在油气勘探中的应用进展与典型实例。分布式光纤声波传感通过检测光纤内部瑞利散射信号的相位变化，实现对井下应变场的高灵敏度测量，可同时获取透射波、反射波及散射波等多种波场信息。与传统检波器垂直地震剖面相比，该技术具有施工效率高、布设灵活、耐高温高压及适合长期连续观测等突出优点。然而，其方向敏感性和信噪比较低等问题仍限制了成像精度与波场完整性。文章进一步讨论了当前面临的技术挑战，包括单分量应变响应的固有局限以及复杂井况下的数据质量保障难题，并介绍了近年来在螺旋光缆多分量传感、深度学习去噪、全波形反演及井地联合成像等方面的研究进展。未来，分布式光纤声波传感垂直地震剖面技术将向多分量传感、智能信号处理、全波形反演及井地联合成像等方向发展，推动其在油藏全生命周期监测与高分辨率构造成像中的广泛应用。
分布式光纤声波传感(DAS)监测技术已逐渐成为水力压裂监测的常规手段。然而目前国内外对DAS本井监测数据的应用与研究主要集中在基于声波能量监测的流动剖面定性分析与定量反演，对千赫兹级本井DAS监测数据所蕴含的多类型信息利用有限。压裂过程DAS多频段响应特征与井下流动、近井储层变形以及施工参数变化之间的关系仍不明确。为深度发掘DAS压裂监测数据应用价值，本文构建了一套适用于压裂本井DAS监测的多频段数据特征分析方法。首先通过低频DAS提取与温度应变解耦算法获取本井机械应变，揭示压裂过程近井地带裂缝分布与演化特征。随后结合全频段DAS信号精细频谱分析方法，进一步研究裂缝演化、施工参数变化与不同频段DAS响应特征之间的关联与规律。通过多频段特征分析方法可进一步挖掘压裂本井DAS海量监测数据，获取较以往更多维的响应指示与解释结果。应用该方法对一口实例井压裂过程的DAS声波能量监测数据进行分析，提取了频域特征与应变演化信息，识别了井下流动与近井地带变形事件。结果表明：压裂本井DAS信号的低频部分能够反映“簇”一级的水力裂缝动态信息；2000~3000 Hz频段数据反映了压裂液在水力裂缝中的流动特征，发现排量与该频段能量、相对频段能量之间存在正相关关系；与劣势进液射孔簇相比，优势进液簇处的DAS信号在4000 Hz以上频段出现明显、持续的高幅值响应；砂浓度与射孔簇处4000~5000 Hz频段能量、相对频段能量负相关。研究结果可为压裂过程本井DAS声波能量监测的实时分析提供新的方法，并为矿场DAS监测采样频率的合理选择与信号响应解释提供参考。
CO2地质封存—地热开发—地下储能协同技术是有机结合CO2地质封存、地热开发利用与压缩CO2储能技术的新颖尝试，是助力我国尽快完成“双碳”目标的关键技术。为此，本文凝练了CO2地质封存—地热开发—地下储能协同过程关键协同理论机制，梳理了CO2封存与羽流地热系统、增强型地热系统、含水层储热和压缩气体储能等技术协同的特点和技术现状，总结了每种技术目前面临的主要挑战，最后提出了CO2地质封存—地热开发—地下储能协同技术路径，并展望了协同技术未来的发展趋势。CO2地质封存与地热开发和地下储能相结合后，涉及两相渗流、传热、岩体变形和矿化反应之间复杂的相互作用，循环储能使各物理场时空演化规律更加复杂。现有协同技术，包括CO2羽流地热系统、CO2增强型地热系统、CO2含水层储热系统和压缩CO2储能系统，已在流动传热特性、多场耦合规律、系统性能优化等方面开展了广泛的研究工作，为CO2地质封存—地热开发—地下储能协同技术奠定了良好基础。三者协同可以实现“低碳—取热—储能”的三重目标，是未来能源系统低碳化的重要方向，有望成为“双碳”目标下的关键技术。主要的研究方向分为以下4个方面：(1)协同过程热—流—固—化多场耦合机制研究；(2)多孔储层改造与缝网长期稳定性分析；(3)封存潜力与取热性能综合评价优化；(4)封存—取热—储能全生命周期智能化调控。随着深地勘探技术的不断发展，超深储层将成为CO2地质封存—地热开发—地下储能协同技术重点关注的选址对象。目前CO2地质封存—地热开发—地下储能协同相关理论技术仍处在起步阶段，亟需解决工具设施腐蚀结垢、高温高压环境系统适应性以及与其它能源系统耦合等难题。未来应持续攻关协同系统多场耦合机制、储层改造评价和系统性能优化等关键技术，推动CO2地质封存、地热开发利用与地下储能协同技术的现场应用，并加快向深地化、智能化方向转型，积极适应全新挑战。
东营凹陷南部缓坡带沙四下亚段是重要的油气勘探层段，但其沉积充填过程及有利砂体分布规律认识仍不清楚，制约了储集体预测与勘探部署。本文以源—渠—汇系统理论为指导，综合区域地质、测录井、岩心、碎屑锆石年代学及地震解释等资料，恢复研究区沙四下亚段古地貌与古水系，系统识别物源区、搬运通道和沉积体系，并在此基础上建立源—渠—汇耦合模式。研究表明，研究区沙四下亚段沉积期物源具有近源与远源共同供给特征，其中，西南部鲁西隆起和东南部广饶凸起为主要近源区，西北部接受无棣凸起方向的远源输入；搬运通道主要包括古沟谷和断槽两类，西部以断槽通道为主，东部以古沟谷通道为主，西北部表现为远源物质沿断槽输送的特征。南部缓坡带沙四下亚段沉积体系具有明显的分区差异性，物源输入、搬运通道类型及沉积环境配置共同控制了沉积物由盆缘向湖盆内部的输送-沉积过程：研究区西部和东部以近源供给控制的浅水三角洲沉积为主，西北部则表现为远源输入背景下的DFS发育特征。在此基础上，进一步建立了西部近源断槽输送模式、东部近源古沟谷输送模式和西北部远源断槽输送模式，揭示了不同源—渠—汇配置关系对砂体展布样式及有利储集体发育区带的控制作用。研究成果可为东营凹陷南部缓坡带沙四下亚段有利储集体预测提供地质依据。
鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气资源丰富，开发潜力巨大。以光亮煤岩为主体的优质储层产气贡献显著，对煤层气高效开采具有关键作用。为实现对此类储层的精准、高效判识，本文提出了一种基于元素特征的深部煤层气水平井储层智能评价方法。以鄂尔多斯盆地大牛地气田8#煤层为例，通过扫描电镜与能谱分析实验，明确了不同煤岩类型的孔隙结构与元素分布等储层特征；综合皮尔逊相关系数和互信息法，优选Al、S、Ti等10项元素含量作为特征参数，采用人工智能－数据驱动方法，构建了K-近邻、随机森林、梯度提升等8种机器学习分类器模型。研究表明，与非光亮型煤相比，光亮型煤整体呈现Al、Si、Ti、V、Zr等元素含量低，P、S、Ca等元素含量高的特征。根据混淆矩阵分类评估指标，综合得出支持向量机－深部煤岩类型判识模型性能最优，其F1 Score为85.9%。将得到的最优模型应用于区块内3口水平井的煤岩类型预测分析，与实钻轨迹对比，其准确率超过80%，表明该方法能够为压裂施工的甜点优选与高效选段定簇提供参考。
在“双碳”目标背景下，CO2驱油作为兼具提高采收率与减排增效的优势开发方式，是推动油田高效开发与低碳转型的重要技术途径。准确识别CO2运移通道与有效波及范围，是评价驱替效果和优化注采方案的关键。然而，常规生产动态分析及单一监测手段对地下CO2运移过程与空间展布特征的刻画能力有限，难以满足精细表征需求。针对现有基于时移差异地震属性的识别方法易受噪声、非重复性误差及储层非均质性影响，导致异常响应离散、边界模糊等问题，本文提出一种基于时移地震多属性智能融合的CO2驱油波及范围识别方法。基于时移地震资料构建差异体，优选振幅、相位及衰减等敏感差异属性，并结合模糊神经网络(FNN)，基于模糊规则实现多属性非线性融合，构建表征CO2波及强弱的连续响应指标。结果表明，该方法能够有效抑制零散伪异常，提高预测结果的边界清晰度与空间连通性。时序对比显示，预测波及范围随注入推进由注气井周缘向外扩展，并沿上倾方向向构造高部位迁移聚集，圈定面积由2010年的约1.7 km2扩大至2022年的约2.6 km2。结合生产动态验证，高注气井与高产气井周缘普遍对应较强预测响应，表明该方法能够较准确反映CO2驱油过程中的储层响应差异，为CO2运移通道识别、波及范围定量表征及驱替效果评价提供了一种有效的地球物理技术途径。
深层钻井过程中工况复杂多变，基于地面参数的识别方法存在传播滞后与误判率高的问题，而井下由于计算资源受限难以支撑复杂算法的直接部署。本文提出一种数据驱动的改进型层次分析法(Data-driven Modified Analytic Hierarchy Process，DM-AHP)：以SHAP(SHapley Additive exPlanation)值替代专家评分构建AHP判断矩阵，利用SHAP值的数学性质(效率性、对称性、线性性与零贡献性)从理论上保证权重分配的客观性与乘法一致性。基于"地面训练—井下识别"的分布式架构，地面端完成模型训练、特征解释与判断矩阵生成，井下端仅部署160个参数的轻量化矩阵，并结合基于箱线图的动态阈值机制，实现实时工况识别与自适应更新。基于11口井实测数据验证：模型在7类正常工况识别中准确率达95.5%，F1=0.954；异常状态检测F1=0.931；内存占用48 KB，单次推理耗时42 ms，满足井下实时约束。跨井泛化测试表明，双重动态更新策略(归一化参数更新与阈值自适应调整)将F1由0.864提升至0.954。相较于传统机器学习模型104~106量级的参数规模，本方法在参数压缩逾99%的条件下，识别性能仅下降约1.7%，可直接嵌入随钻测量系统，为深层钻井智能工况监测提供兼具可解释性、轻量化与高精度的可实施技术方案。
纹层作为页岩的关键组构特征，对岩石破裂行为与裂缝扩展具有显著控制作用，直接影响页岩油气的高效开发。然而，传统宏观力学实验方法受岩石纹层、基质和天然裂缝的耦合影响，难以单独识别纹层结构对页岩宏观力学性质和宏观破裂机制的影响模式。为此，本文基于有限元—离散元耦合方法(FDEM)，建立了考虑不同岩相页岩纹层分布的细观力学模型，定量表征了纹层方向、厚度和数量等参数对页岩单轴抗压强度、弹性模量、断裂模式和裂缝形态的影响规律。结果表明：(1)长英质和灰云质等硬质纹层是主导岩石力学性质的关键因素。页岩模型中引入硬质纹层后，单轴抗压强度提高17.6%~35.2%，弹性模量提高28.0%~39.8%，裂缝复杂度增加。(2)水平和垂直硬质纹层厚度从600 μm增大至2000 μm，页岩弹性模量和单轴抗压强度分别提高19%和4.8%，Ⅰ型拉张断裂降幅达70%。纹层厚度≤800 μm时，形成宏观剪切缝的同时伴随复杂的拉张分支裂缝，纹层厚度≥1500 μm时，分支缝逐渐减少。(3)硬质纹层数量由5条增至25条，页岩弹性模量和抗压强度分别提升37.8%和8.0%，Ⅰ型拉张断裂降幅达47.1%，分支缝数量增加，裂缝复杂度提高。(4)硬质纹层力学性质越高，对页岩强度的增强作用越显著。岩石基质与硬质纹层间力学性质差异越大，对宏观强度的影响也越明显。此外，随着纹层强度增大，Ⅰ型拉张断裂逐渐向Ⅰ—Ⅱ型混合断裂转变，产生分支缝更少。研究结果有望为深入理解页岩纹层结构对其宏观力学性质的影响机制提供理论支撑。
超深井钻井液在宽温度—压力域条件下的流变行为难以用单一流变模型表征。现有方法通常按温度区间选用不同流变模型并分别回归流变参数，导致流变参数在分段温度处出现不连续的跳变，影响井筒压力计算精度。针对上述问题，本文配置了油基和水基2种类型共4种密度的钻井液体系，在20~200 ℃、0.1~200 MPa范围内开展了195组温度—压力工况的流变实验，共获取1170个剪切应力数据点。归纳出剪切应力随温度、压力和剪切速率变化的4条基本规律，据此提炼出涵盖剪切稀释特性、温压单调性、温压与剪切速率耦合效应及温度与压力相对影响程度的7项物理约束条件。在此基础上，针对标准遗传编程—符号回归方法搜索空间大、缺乏物理约束、单一误差度量对低剪切速率区不敏感3方面不足，提出注入经典本构模型骨架种子、嵌入动态加权物理约束惩罚项和构建多分量损失函数3项改进。建立了以温度、压力和剪切速率为自变量的剪切应力预测公式。该公式由屈服应力项、黏性流动项和温压耦合项3部分组成，搜索数据集和独立验证集的决定系数分别为0.9933和0.9948，平均相对误差分别为6.51%和6.21%，7项物理约束综合满足率达99.28%。采用固定公式结构、重拟合系数的迁移策略在另外5种不同类型和密度的钻井液体系上验证，各体系验证集平均相对误差为7.81%~9.70%，跨体系变异系数为0.069。将该公式应用于井筒压力计算流程，2口超深井验证表明，平均绝对误差由分段流变模式法的0.56~2.06 MPa降至0.19~1.27 MPa，降幅38%~66%，并将分段温度处的单位摩阻突变由约38%降至不足0.1%。
在储层应力场模拟中，物理信息神经网络(PINN)虽能实现高精度无监督求解，但其模型将计算域与物理参数深度耦合，导致训练完成的模型仅适用于一组固定的材料属性，泛化能力不足。为提高PINN的泛化能力，本文基于物理信息深度算子网络(PI-DeepONet)构建了一种智能计算方法，通过引入分支-主干网络结构与Hadamard乘积实现参数与坐标的特征融合，建立从储层物性参数到应力-位移场的端到端映射关系；同时融合硬约束机制与分阶段渐进训练策略，形成具备强泛化能力的应力场求解算子模型。结果表明，该方法克服了传统PINN无法泛化的局限，在稀疏物理空间离散密度下，分阶段训练效率提升约30.6%；在稠密物理空间离散密度下，采用硬约束机制使模型精度提升约62.4%。本研究为油气藏高效开发与CO2地质封存评估提供了可靠的智能计算方法。
南海涠洲油田L-3段砂泥薄互层大斜度井压裂改造中，射孔靶点选择直接决定裂缝穿层效果和有效改造程度。针对该类储层纹层弱面发育、岩性纵向变化快、层间应力约束复杂，导致优质压裂靶点难以定量识别的问题，本文开展三轴压缩实验、实验前后CT扫描和XRD测试，分析细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩和泥页岩4类岩性的破坏模式及裂缝扩展特征；进一步融合测井解释岩石力学参数、地应力参数、矿物组成和井眼轨迹数据，构建面向压裂靶点优选的缝高预测特征体系，并在AutoML框架下对GBR、HGBR和MLP模型进行筛选与优化。结果表明，纹层及天然弱结构显著增强岩石非均质性，降低岩石强度，并控制裂缝起裂位置与扩展路径；其中泥质粉砂岩和泥页岩中高密度纹层更易诱导裂缝沿弱面扩展或转向，是造成不同靶点压裂响应差异的关键因素。模型评价显示，MLP在交叉验证阶段取得最低RMSE，为6.37；GBR在独立测试集上表现最优，RMSE和MAE分别为3.71和3.59，表明所建模型可为小样本条件下靶点缝高评价提供定量支撑。W1井应用结果表明，裂缝缝高与层间应力差呈负相关；当层间应力差小于2 MPa、纵横向应力差大于20 MPa时，更易形成缝高超过40 m的穿层裂缝；在连续泥质粉砂岩储层中，高脆性段B1>0.6、B2>80%更有利于获得较大缝高。研究认为，低层间应力差、高纵横向应力差和高脆性是涠洲L-3段砂泥薄互层大斜度井优质压裂靶点的重要判别标志，所建立的缝高预测与靶点评价方法可为海上薄互层储层射孔位置优选、压裂层段排序和施工参数优化提供依据。
珠江口盆地L油田ZJ10A、ZJ10B层系为低渗礁灰岩主力储层，ZJ10层A、B两个灰岩油藏的岩心实测渗透率平均值为45.9 mD，中值为21.5 mD。储层非均质性强、裂缝发育。油田开发初期面临见水快、产量递减显著、能量亏空等问题。作为南海东部首个注水开发的裂缝性低渗礁灰岩油田，其井网密度低、取心段少、成像测井资料匮乏，传统方法难以精准刻画井间小尺度裂缝，裂缝主控因素与发育规律不明，制约油藏高效开发。针对上述难点，本文以储层地质力学理论为指导，整合多源数据，构建“古岩石物理参数校正－地应力模拟－裂缝预测－开发对策”一体化技术体系。基于东沙运动背景恢复古埋藏深度(较现今浅600~700 m)，校正现今测井数据获取古岩石力学参数；采用有限元数值模拟，施加33 MPa北西向古应力，量化应力对裂缝的控制作用，结合成像测井及实钻数据验证预测可靠性。研究表明，目标储层主要发育北西向、近南北向两组高角度共轭剪切构造裂缝(占比91%)，形成受控于东沙运动北西向挤压应力。横向上裂缝高发于1d井东部及2d井南部构造高点，南部断层仅转折处裂缝发育增强；纵向上ZJ10A层裂缝密度(0.13~0.31条/m)高于ZJ10B层(0.04~0.28条/m)，且自上而下递减。裂缝预测结果经实钻验证，82%的样本绝对误差小于等于0.7条/m，预测可靠。同时，裂缝密度与生产初期含水上升率呈正相关，据此将生产井划分为4类，并针对不同类型的生产井提出了所对应的稳油控水对策。本次研究构建的一体化技术流程有效解决了海上少井条件下低渗礁灰岩小尺度裂缝定量预测难题，完善了相关技术体系。明确的裂缝分布规律及4类井差异化稳油控水对策，可为L油田开发调整提供科学依据，也为海上同类油藏精细勘探开发提供技术借鉴。
以国内某深层砂岩油藏为研究对象，通过铸体薄片、扫描电镜(SEM)、高压压汞(HPMI)和核磁共振(NMR)实验，对19块岩心样品的孔隙结构展开多尺度定量表征。基于HPMI和NMR获得的孔喉参数将储层划分为Ⅰ-Ⅳ类4种类型，储集性能和渗流能力依次降低，孔喉结构复杂性和非均质性逐渐增强。利用分形理论分别计算HPMI与NMR分形维数，系统分析了储层物性、孔喉特征与分形维数之间的关系。结果表明：研究区储层以原生粒间孔为主，整体呈中孔—低渗特征，非均质性较强。HPMI分型曲线未见分段，分形维数为2.6602~2.8428(平均2.7508)，均大于2.5，表明孔喉结构分布连续但非均质性较强连通性差，其与孔隙度、渗透率呈负相关，与排驱压力、退汞效率呈正相关；NMR分形曲线呈两段式特征，有效孔隙分形维数(0.8034~1.9995，平均1.4163)与储层物性参数无明显相关；可动孔隙分形维数(2.7232~2.9773，平均2.8644)与孔隙度、渗透率呈负相关。HPMI分形维数与NMR可动孔隙分形维数在数值范围与变化趋势上具有较好的一致性，均能有效表征储层连通孔隙体系的复杂性。研究结果可为深层砂岩储层分类评价与精细开发提供依据。
低渗油藏微观孔隙结构高度复杂且差异显著，孔隙结构参数与渗透率之间的强非线性耦合进一步加剧了驱替方式优选的难度。为构建有效的孔隙结构分类体系并优选高效适配的驱替方式，本文采用数据挖掘方法对鄂尔多斯盆地延长组某区块470块低渗致密砂岩岩心的压汞数据开展系统分析，将孔隙结构划分为大尺度弱非均质型、大尺度强非均质型、小尺度弱非均质型和小尺度强非均质型4类；在此基础上，选取各类典型孔径分布建立毛管束模型开展驱替模拟，以阈值压力为判据划分气驱与水驱的优势区间，定量评价两种驱替方式的效果。研究表明，气驱与水驱的相对优势主要受孔隙尺度、非均质性与注入压力的耦合影响。大尺度弱非均质条件下，低压气驱占优，随着注入压力升高水驱因前缘稳定与动用孔隙增多逐步占优，阈值压力随注入体积增大而增大；大尺度强非均质性显著加剧气窜并压缩气驱占优的压力区间。对于小尺度孔隙，水驱需高压方可实现有效驱替并在较高压差下才会体现出优势，此时工程可实施性成为关键约束；小尺度强非均质虽进一步放大气窜劣势但同时也削弱水驱增压收益，且阈值压力仍偏高，在可实施压差受限时可优先考虑低压气驱等方案。本文建立的孔隙结构分类与驱替效果评价方法，可为低渗油藏在可注入能力约束下开展驱替方式优选与提高采收率策略制定提供依据。
本文以四川盆地安岳气田磨溪区块龙王庙组大型碳酸盐岩边水气藏为研究对象，针对大面积、低幅、强非均质性活跃边水气藏在开发过程中气水前缘带分布范围大，水侵形式复杂，常规数值模拟工作量大，难以满足精准控水/治水要求等问题，系统开展了基于流线模拟的储层动态诊断、历史拟合与产量优化研究。建立了气相流线模拟方法，定量直观刻画了地下气水运移路径和动态井控范围，并提出了一种逐级多尺度的自动历史拟合方法，分三个阶段依次校正层级、区域和网格参数，显著提升了单井流压与产水量的历史拟合精度，有效表征了储层非均质性和水侵通道；在此基础上，进一步开发了基于流线的启发式配产优化算法，通过动态计算单井和区块各自累积水气比，在保持总日产气量不变的约束下，实时单井速率优化分配，实现了累产水量的有效降低和累产气量的显著提升。井区优化结果表明，经过4.5年的生产调控，采收率提高了9.06%，同时累计产水量大幅降低64.06%，剩余气分布得到明显改善。与传统数值模拟相比，智能流线数值模拟技术实现了地下流体流动直观定量表征，以及历史拟合和产量预测的智能化，大幅度减少了数值模拟人工工作量，降低了由于人为干预导致的主观误差，为气藏精准调控提供了技术手段，拓展了气藏数值模拟新思路。
油气烃类体系相包络线稳定可靠的计算是油藏流体相态研究的重点和难点，Michelsen提出的饱和压力曲线追踪算法是该领域具有里程碑意义的工作，至今仍被广泛使用。但该方法技术细节复杂，正确实施难度较大，且计算中易出现无法收敛的情况导致相图无法生成。本文将相稳定性分析和二分法相结合，提出了一种能够精确绘制油气烃类体系相图的新方法。该方法通过相稳定性分析首先计算相包络线上的最大压力点和最大温度点，据此将压力-温度平面划分为4个区域，在每个区域分别使用稳定性分析结合二分法搜索相边界，最终绘制完整的相图。采用该方法对各类油藏流体的相图进行计算并于Michelsen方法进行对比，显示该算法能够可靠稳定的计算油气烃类体系的相图。
在国家“双碳”目标与能源清洁化转型背景下，油气生产作为高能耗、高碳排放的典型行业，其生产过程面临严峻的减排压力。如何在不影响能源安全供应的前提下，实质性推动油气生产的低碳转型，已成为行业亟需破解的核心难题。当前，油气生产高度依赖传统化石能源自用，而向清洁能源转型时，新能源出力的间歇性与生产工艺连续、稳定的用能需求之间存在固有矛盾，加之油田场景复杂、技术匹配度低，导致清洁替代面临“消纳难”与“匹配难”的双重困境。本文针对油气生产高能耗、高碳排放的现状，系统开展了稀油、稠油及天然气3类典型生产场景的用能分析与清洁替代潜力评估。面对新能源出力波动与生产工艺稳态运行间协调难题，以及多场景下用能特性与清洁供能技术的适配壁垒，通过构建“油气场景－用能结构－替代技术”映射框架，剖析了各场景差异化的能耗结构，提出清洁替代的核心在于通过“绿色电力多元供给与智能消纳”、“高品位与中低温热能清洁替代”及“多能互补与系统集成”3大技术路径。因地制宜推进场景化清洁替代，是推动油气生产向综合能源基地转型、实现行业绿色低碳发展的关键引擎。
作者登录
专家审稿
编辑办公
主编办公