随着油气公司数智化趋势的发展,采用智能化模式的测井技术逐渐增多。为了解决常规测井占井时间长、施工成本高、效率低、人员劳动强度大等测井难点,远程测井技术应运而生。通过无线传输技术实现了对测井设备的远程操控,使专家及各技术、安全人员能够在控制中心远程查看、分析数据,并根据分析结果调整测井参数,确保作业的高质量、高效率和安全性。研究结果表明：① 所建立的新型远程测控系统在测井施工中适用性高;② 通过远程测控技术的应用,实现了对多井次测井曲线的实时监控与传输,并可以及时解决现场异常状况,减少占井时间,节约作业成本,实现人力资源优化;③ 推广应用新型远程测控技术,对于后续深入突破线上测井关键核心技术,进行跨井区、跨科室的协同创新研究具有指导意义。

针对四川盆地盆缘丁山常压气藏压裂裂缝复杂度低且缝控储量不足、压后排液难产能释放慢、可采储量低效益开发难三项技术挑战,以改造区储量充分控制、减轻排液负担及降低改造成本为目标,研究形成了以极限限流射孔促均衡技术、压-排一体化综合降负技术为主的技术措施和“减阻剂+助排剂”简易配方为降本措施的丁山盆缘常压页岩气高效低成本改造工艺。研究结果表明：① 采用“极限限流射孔”保证多簇均匀起裂,单段覆盖率由75%提高至90%,改造体积较前期提高15%;② 通过“压-排一体化综合降负技术”降排液负担,优化用液强度15~20 m³/m,加砂强度1.5~2.0 m³/m,配套压后不闷井快速开井排液、初期即下油管、气举助排等手段能够保障改造体积同时实现储层产能释放;③ 采用“低伤害低成本压裂液体系”,能够在储层改造需要的前提下有效控制成本。实践证明,2022-2023年新一代常压气藏低成本高效压裂技术已推广实施6井次,较前期实施井改造效果提高60.2%,压裂成本降低15.3%,为后续低品位常压储层规模效益开发提供了经验。

针对水平段长度超过2 000 m的深层长裸眼水平段超深井,因投产周期长、管柱结构复杂而对井壁稳定要求很高的特点,进行了完井液密度对井壁稳定性方面重要性的研究。为了保证井壁稳定性,通过数值建模、Drucker-Prager强度破坏及有效塑性应变井壁失稳判断准则,来模拟分析不同生产差压对有、无裂缝情况下井眼稳定性的影响,形成了一套保证井壁稳定的完井液密度确定方法。研究结果表明：① 在无考虑裂缝的情况下,沿水平井最大主应力方向的水平井稳定最好及随井斜角的增大,井眼的稳定性逐渐增强;② 在考虑裂缝的情况下,沿水平最大主应力方向、倾角为90°的裂缝发育时,水平井最稳定,随裂缝走向由水平最小主应力方向变化为水平最大主应力方位时,水平井的井眼稳定性依次变好,随裂缝倾角增大,水平井稳定逐渐增强。

为了解决鄂尔多斯盆地纳林河地区深部煤层气水平井轨迹控制难度大、有效储层钻遇率低的问题,以JA-31NH6井为研究对象,综合钻井工程、测井、地质录井和三维地震分析,开展了“多因素考虑优选井位、多级标志层控制入靶、多手段精准导向”等水平井钻井关键技术研究。研究结果表明：① 通过三维地震结合趋势构造精细刻画微幅度构造,并综合煤层厚度、成熟度和顶底板岩性等因素,优选水平井井位;② 根据以毛儿沟灰岩为代表的6套标志层,逐级调整井斜精准入靶;③ 综合钻井、测井和录井等多种资料,尤其是近钻头方位伽马和元素录井等技术手段,建立纵向岩性组合剖面和各岩性综合参数表,准确分析钻遇岩性,判断钻头位置,精细水平段导向;④ 在水平段实施过程中,统筹考虑煤层厚度、微幅度构造、井眼轨迹和井筒质量等因素,地质地震工程一体化,精细调整水平段轨迹,提升水平井开发效果。结论认为,通过一系列技术攻关,JA-31NH6井煤层钻遇率从50.7%提高到91.6%,实现了该区深部煤层气水平井科学高效优快钻井,相关成果可以为其他地区深部煤层气水平井钻完井提供借鉴和参考。

天然气生产脱水再生尾气处理过程中存在的高含水量再生尾气将增加灼烧炉运行负荷,甚至导致灼烧炉频繁故障。针对此问题,以壳管式热交换器作为热能回收装置,采用翅片式换热器作为强制冷却装置,提出一种两级冷却水蒸气分离方法。首先,分析再生尾气中水蒸气的冷凝分离机理,并结合仿真计算分析两级冷却水蒸气的分离效果;然后,基于计算结果优化相国寺储气库再生尾气处理系统,将系统运行结果与仿真分析结果进行对比研究。研究结果表明：① 在恒定压力下冷却再生尾气,可以提高再生尾气水冷凝分离率;② 该方法可以减小进入焚烧炉的再生尾气流量,通过减轻焚烧炉的运行负荷,降低了焚烧炉的故障发生概率;③ 优化后的再生尾气处理系统发挥热能回收功能,不仅降低了焚烧炉能源消耗量,而且还有效减少了碳排放量。结论认为,该壳管换热器热回收及翅片换热器强制空冷方法可实现再生尾气的深度脱水,进而降低灼烧炉运行负荷,消除灼烧炉频繁故障现象。

为了满足带压完井作业对于内封堵工具不断升级的可靠性与效能需求,以全通径可溶堵塞器为研发对象,分析了工具承压关键结构与耐温性能的关键因素,提出了一种解决高压应力集中与材料安全强度矛盾的设计思路。研究结果表明：① 通过CAD/CAE一体化设计方法,确立了更为安全可靠的承压封堵结构;② 基于高温力学实验数据,通过对可溶镁合金材料化学配方的优选,筛选出最佳材料组合,解决了材料高温力学强度和可溶解性之间的矛盾;③ 利用等离子增强气相化学沉积法（PECVD法）制备多层纳米防护膜,提升了工具耐腐蚀性能,确保可溶堵塞器承压稳定可靠的基础上又能后期快速溶解。结论认为,所研制的全通径可溶堵塞器具备较好的耐温与承压能力,以及耐腐蚀性能,作业完成后可以快速溶解,不留任何残留物,有利于下一步作业实施,为带压完井作业和非常规油气藏高效开发提供了一种更为可靠的、绿色经济的工具解决方案。

为了解决织金工区煤层气定向井产能差异大、稳产时间短、产能影响因素认识不清等问题,以工区大、小井组共23口定向井为研究对象,从地质和工程角度出发,分析了地质条件及施工参数对气井产能的影响规律,指出了不同地质情况及工艺措施对气井产能的影响程度。研究结果表明：① 影响织金工区煤层气定向井产能的主要因素有解吸压力、煤层厚度、施工液量、前置液量和施工排量;② 地质上大井组平均开发层位约为小井组的4倍,16、17、21号煤层在沉积环境、保存条件和储层构造上好于其他煤层;③ 工程上施工液量、前置液量和施工排量对压裂改造有较大的影响,结合工区施工数据,当排量一定,施工液量约为前置液量的5倍时,储层改造效果较好。结论认为：① 织金工区煤层具有多、薄等特点,且层间距、纵向非均质差异小,采用定向井开发多层合采效果较好,中、下煤组整体开发效果优于上、中煤组;② 不同储层改造规模及方法对气井产能影响大,织金工区煤层煤化程度强,脆性低于其他煤层及页岩等储层,提高前置液量比重有助于更好地打开裂缝,增大储层改造体积。

为了提升油气井的产能和经济效益,对射孔参数进行了深入研究,通过分析射孔过程的物理机理及其影响因素,提出了一套综合考虑套管安全、射孔孔眼参数和射孔通道表皮系数的多属性评价指标体系,全面评估了射孔参数对油气井安全和效益的影响;在此基础上,研究构建了一种基于TOPSIS的多属性决策模型,用于优化射孔参数选择。该模型通过计算各指标的权重和排序,可以有效筛选出最佳射孔参数组合。研究结果表明：① 所提出的TOPSIS模型能够有效地优化射孔参数,提高射孔效率;② 该模型确保了油气井的安全运行,降低了操作风险;③ 应用该模型显著提升了油气井的经济效益。这些成果验证了模型的有效性和优越性,与传统的经验法和试井法相比,提供了更为科学的决策支持。结论认为,该研究成果为油气井射孔参数的优化提供了一种新的科学决策方法,有助于指导实际的射孔操作,优化完井工艺,提高生产性能,为油气井经济效益的提升提供了理论支持和实践指导。

针对制约文96地下储气库达容达产的主要因素（水侵影响、压力运行区间小）,运用气藏工程的方法,对文96储气库实际生产运行进行了动态分析,在此基础上提出了相应的达容达产技术对策。研究结果表明：① 该地下储气库达容达产提升技术包括边水控制技术、井网控制技术、不动管柱注采工程技术、增大压力运行技术等,通过新钻调整井和更新井进一步完善注采井网,以动用古近系沙河街组三段上亚段注采后期工作气量及边部未控储量,增加工作气量0.35 × 10⁸ m³;② 利用室内岩心实验评价边水侵入后对气库库容、工作气量影响,优化生产运行制度控制边水侵入;③ 实施注采气工艺措施手段,解决气井积液、结盐等问题,进一步提升单井注采能力;④ 增大注采压力运行区间,满足气库设计上限压力27 MPa,下限压力12.9 MPa期间运行,达到可采气量最大化要求。结论认为,应用相关研究成果不仅可以实现该储气库在达容基础上的扩容,而且还可以为最终提升储气库工作气量提供技术参考。

四川盆地中部东峰场地区上三叠统须家河组气藏孔隙度、渗透率特低,含水饱和度高,常压,前期采用常规压裂后天然气增产及稳产效果差。为了动用该区须家河组低品位天然气储量,在新井DF109H开展了压裂技术系统化攻关,通过对减小地层伤害、加快返排、增大改造体积、支撑剂高效铺置等开展研究,形成了地质工程一体化紧密结合的高效压裂技术。研究结果表明：① 前置液氮气体增能及水性降阻剂工作液体系,在常压致密气藏能增加返排能量,加快排液,降低储层伤害,实现天然气产能快速突破;② 优选测录井甜点射孔,差异化高密度布缝,通过大排量、复合暂堵等提升人造裂缝体积,降低渗流距离,提升远端供给能力;③ 提升裂缝长期有效性是稳产的关键,加砂阶段伴注纤维+分散剂,采用脉冲段塞注入模式,使支撑剂铺置更为均匀。结论认为,该技术体系应用后天然气产量大幅度提升,在致密气藏显示了较好适应性,成为该区致密砂岩气藏有效开发的重要技术措施。

为了安全有效开发四川盆地二叠系龙潭组煤岩气藏,保障川渝地区天然气能源供应的有效接替,需对龙潭组煤岩气井的开发难点进行研究,解决易发生的故障复杂等问题。为此以中国石油西南油气田公司重点探井JT1H井为研究对象,分析了该井面临的煤岩段裂缝发育、岩性复杂可钻性差、井眼轨迹变化大、钻井液性能控制困难等工程地质难点,从井眼轨迹、钻井液体系、钻井参数、精细操作防卡等方面开展复杂处理技术研究。研究结果表明：① 采用五段式井眼轨迹设计,有效降低了狗腿度,满足了长度1 000 m以上水平段安全钻井需要;② 充分发挥地质工程一体化优势,做好煤层厚度、井下岩性、地层倾角等预测,为工程措施优化提供支撑,减少复杂;③ 建立煤岩气水平段钻压、转速、排量等关键钻井参数控制方法,减少煤层冲刷,降低地层垮塌程度;④ 应用地层岩性元素分析技术,及时发现高密度、高硬度的煤矸石,精细操作防卡。结论认为：① 优选高效 PDC钻头+旋转导向工具 + 螺杆复合钻井提速,保障了储层钻遇率,JT1H井水平段安全穿越二叠系龙潭组6套煤层,累计厚度为209 m,水平段长达1 160 m;② 优化钻井参数异常变化处理技术,充分使用好振动筛、一体机、离心机,探索形成煤灰机械消泡技术,减少了阻卡;③ 推广应用川渝地区煤岩水平段安全钻井技术,对于后续深入开展煤岩气开发技术研究具有指导意义。

为了确定鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井开发效果,指导同类型气藏合采气井高效开发。以东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了单采井与合采井不同开发阶段、不同井区及纵向上的产出效果,以及合采井层间含气性差异对合采井产出的影响,明确了东胜气田致密高含水气藏合采井的开发效果及层间产出的影响因素。研究结果表明：① 东胜气田致密高含水气藏合采井具有初期压力高、产量高的特征,但整体开发效果与气藏含气性或产水情况有相关性;② 通过参数对比分析,合采井生产层产出效果与产层物性、含气性具有明显的正相关性,产层之间的含气性差异也会影响合采开发效果;③ 合采井稳定生产临界携液（携泡）流量与气井水气比也具有一定的相关性。结论认为：① 东胜气田致密高含水气藏合采井初期压力、产量较高,但在低含气饱和度（高水气比）区域合采井整体开发效果较差,同时气田合采井随着开发时间的推移纵向上层间的产出状况也不断发生变化;② 合采气井生产层物性、含气性越好,生产层的产出效果越好,且以物性条件为主导,但在较大的层间含气性差异下,合采井层间易发生严重的气液倒灌使得整体开发效果变差;③ 合采气井水气比越高,稳定生产临界携液（携泡）流量越大。

为了进一步降低钻井作业成本、提高单井产量、解决长水平段水平井使用“常规动力工具+水基钻井液”替代“旋转导向+油基钻井液”过程中出现的系列问题,采用鄂尔多斯盆地苏里格气田长水平段水平井配套技术实现了低成本开发。研究结果表明：① 采用“双二维七段制”轨道,可以解决螺杆工具面摆放困难及钻具屈曲的问题;② 应用数学建模+工程干预技术,能有效提高井筒清洁度;③ 采用井筒压力监测+漂浮下套管综合技术,可以实现顺利下套管;④ 近钻头GR地质导向技术能提高砂层钻遇率;⑤ 有机盐钻井液体系能有效预防井下坍塌及漏失。现场应用结果表明,起下钻摩阻下降11%,钻进扭矩下降17%,综合钻井速度提高28%,有效降低钻井成本。结论认为,该技术的成功研究为苏里格气田长水平段水平井低成本开发提供了借鉴,也为油气田提质增效开辟了新思路。

为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气井层间干扰的主控因素。研究结果表明：① 合采井各产层段贡献率主要受各产层段的孔隙度、渗透率及含气饱和度控制,其产层段孔隙度占主导地位;② 储层压裂改造对于提高气井产量具有较大的作用,但对合采井各产层段的贡献率却很小;③ 对于致密高含水气藏而言,含气饱和度是合采井产层段贡献率及层间干扰的一个重要影响因子;④ 合采井各产层段之间的孔隙度级差、渗透率级差及含气饱和度级差直接影响着合采井层间干扰程度。结论认为：① 合采井产层段的孔隙度越大、渗透性越好、含气饱和度越高,则产层段的产量贡献率越大;② 合采井孔隙度、渗透率及含气饱和度3个参数的级差越大,层间干扰程度越大,当孔隙度级差大于1.248或渗透率级差大于2.69或含气饱和度级差大于1.22时,合采井层间干扰已经非常严重,亟需开展治理。

“十三五”期间,油气勘探开发向深层、超深层、非常规新领域发展,面临复杂的地质条件、恶劣的井筒状况等多重挑战,油气安全开发对井控工艺、装备及人员素质提出了更高的要求。为进一步减少溢流,以中国石油集团川庆钻探工程有限公司为例,系统分析了溢流防控难点,通过“全过程压实井控管理、全流程完善井控工艺、全面升级井控装备、全方位推进信息化建设、全面提升应急能力,有针对性的制定了“管理、工艺、装备、信息化、应急”五个方面的措施。结论认为：① 深层、超深层油气勘探中的井控风险仍然严峻,深入开展地质工程一体化融合,是提高地层压力预测精度、降低溢流风险的重要举措;② 数字化、信息化是溢流防控的重要发展方向,需加快推广应用;③ 井控装备的升级迭代是防范化解深井超深井井控风险的重要保障,井控装备逐步向自动化、智能化迈进是未来发展的重要趋势;④ 专业井控人才是溢流防控的关键,需持续培养“管理+现场”专业井控人才,注重班组和基层队伍的能岗匹配和能力提升。

为了支撑复杂构造区页岩气高效开发部署,以四川盆地永川气田南区为研究对象,在产能评价的基础上通过单因素分析、灰色关联法分析定量评价了地质、钻井以及压裂参数对气井产能的影响,提出了复杂构造区井位优化方向。研究结果表明：① 研究区具有埋深跨度大、断缝发育、地应力复杂等特点,页岩气开发难度大,受地质条件强非均质性的影响,井间产能差异大,页岩气井产能主控因素复杂;② 针对复杂构造区页岩气开发,与断层平行、牺牲与地应力夹角的部署方式不可取,气井距离高级别断层越近、产能越低,穿越小级别断层也能获得较好的产能。结论认为：① 复杂构造区页岩气井产能主要受优质储层钻遇长度、断层、加砂强度、簇间距、井轨迹方位的影响;② 建议复杂构造区采用“长段长、小埋深、大夹角、大避小穿”的水平井优化部署方式,即择优部署3 800 m以浅储层,确保优质储层钻遇长度大于1 500 m,水平井方位与最大主应力夹角大于60°,避开A级大断层、利用C级以下小断层。

页岩气作为一种重要的能源资源,是我国天然气产量增长的主力军之一,精准预测气井产量对于合理规划页岩气的开采与利用至关重要。为了解决页岩气产量影响因素复杂、具有动态变化性等预测难点,提高页岩气井产量预测精度,通过对生产维度进行相关性分析,选择油压、套压、产水量作为自变量,产气量为因变量输入预测模型,构建了一种复合神经网络CNN-LSTM-ATT,进行多变量产量预测研究。该模型中CNN用于从生产数据中提取特征,融合Attention机制强化特征对输入效果的重要性,LSTM擅长处理时间序列数据的学习。研究结果表明：① 通过相关性分析,可以筛选出对产量预测影响较大的生产维度,对后续预测有重要意义;② 通过复合神经网络模型对产气量进行多变量预测分析,能较好预测未来一段时间的页岩气井产量变化趋势;③ 复合模型的预测效果比单一神经网络更佳。结论认为,构建的模型具有良好的适用性,能够提高气井产量的预测精度,预测结果有较高的合理性,对页岩气开发具有借鉴指导作用。

为了安全有效开发四川盆地下川东地区震旦系气藏,保障川渝地区天然气能源的有效接替,需对震旦系气井的开发难点进行研究,解决易发生的故障复杂。以中国石油西南油气田公司重点探井YT1井为研究对象,分析了该井面临的地层多压力系统、压力系统窗口大、井漏严重、井壁易缩径等地质难点,从井身结构、堵漏技术、防溢流技术、防塌技术等方面开展复杂处理技术研究。研究结果表明：① 优化井身结构为五开非标结构,能有效封隔必封点;② 大井眼段下侏罗统自流井组 — 上二叠统龙潭组综合应用随钻堵漏、复合堵漏、水泥堵漏技术,可有效提升堵漏成功率,降低复杂时率;③ 241.3 mm井眼奥陶系十字铺组 — 上寒武统洗象池组优化钻具组合,综合治理溢、漏、塌等复杂,可有效提升作业效率。结论认为：① 沙溪庙 — 凉高山地层采用空气/雾化钻进未发生故障复杂,防漏、提速效果显著;② 龙潭组 — 下寒武统筇竹寺组地层优选“水力振荡器+复合钻头+MWD定向”技术,23趟钻完成3 150.94 m长段膏盐层井段定向作业;③ 190 mm井眼开展185 mm双向微扩眼器试验,解决了长段膏盐层缩径问题,三次扩眼后下套管顺利到位;④ 通过复杂防控技术集成应用,YT1井复杂时率降低至17.47%,避免了恶性卡钻;⑤ 推广应用下川东地区震旦系气藏复杂防控技术对川渝地区后续震旦系气藏深井技术研究具有指导意义。

为了验证短回接插挂一体化固井技术在复杂深井回接固井作业中的应用可行性,以在川渝地区具有代表性的双鱼X井为研究对象,分析了适应该井短回接一体化固井工具优化及确保固井施工安全与质量的工艺技术。研究结果表明：① 该井作为部署在四川盆地西北部双鱼石构造上的一口超深井,五开的Φ168.3 mm尾管悬挂位置在井深5 688.01 m,为确保回接固井质量,须进行两次回接固井作业,先进行一次短回接,为确保第一次短回接管柱外水泥环的封固完整性,决定采用插挂一体化固井工艺,即回接管柱的下部不再使用常规的旋流短节,而是在回接套管注水泥结束后直接将回接管柱插入喇叭筒并坐挂,这样固井后没有旋流短节的过流孔,套管柱本身和外面的水泥环封固完整性得以保证;② 工艺上通过对喇叭筒的有效磨铣,优化回接筒及短回接丢手装置的结构,既确保了下部回接筒能有效插入密封,又避免了上部短回接丢手装置中途坐挂及丢手困难造成“插旗杆”等风险;③ 利用CemMater固井软件,设计浆柱结构及施工参数,保证了回接固井质量。结论认为：短回接插挂一体化工具及施工工艺,在川渝地区已成为无法一次性长回接固井到井口的井的一项可行技术,既能确保固井质量,同时也有助于解决尾管固井后喇叭口窜气。

为了厘清影响钻井提速的关键因素,明确提高机械钻速的主要手段,以钻井参数和钻头类型为研究对象,通过建立钻井参数分析模型和钻头评价模型,对数十万条井筒工程数据进行分析,指出了不同钻井参数对钻井提速的影响程度,并给出了有助于钻井提速的钻井参数区间,优选出高效钻头,提出了基于井筒工程数据的钻井提速评价分析方法。研究结果表明：① 利用Pearson相关系数定性分析法对钻压、转速、排量等钻井参数与机械钻速的相关性进行排序,能够指导钻井参数优化;② 通过核密度估算方法,展示高机械钻速下的各项钻井参数分布,为定量优选钻井参数区间提供依据;③ 有效进尺和平均机械钻速是综合评价钻头的关键指标,提取数据库中不同型号钻头的上述两项指标,以平均机械钻速和平均进尺作为分割线,能够优选出高效钻头。结论认为,该分析评价方法使钻井参数优化和工具优选更加科学,数据分析结果更加直观,能够有效指导钻井提速,同时为井筒工程大数据分析应用提供新的方法。

井喷失控是石油天然气工业领域性质严重、损失巨大的灾难性事故,尤其是“三高井”井喷失控着火后,井口火势大、热辐射高、流体冲击强,对抢险技术、装备及作业安全的要求极高,导致处置过程极其复杂、周期极其漫长。为了充分认识“三高井”井喷失控着火后的处置难点,以井喷失控着火应急救援技术与装备为研究对象,分析了技术发展历程、技术现状、发展方向,创新研究形成了从险情侦察、冷却掩护、清障切割到井口重置的全系列陆上井喷应急救援特色技术。研究结果表明：① 我国井喷失控着火应急救援技术目前已完成由早期缺少专业技术与装备向近井口高危区域无人化迭代升级;② 形成的险情侦察技术、冷却掩护技术、清障切割技术、井口重置技术能够满足105 MPa、1 000 × 10⁴ m³／d的高压高产井失控抢险需要;③ 运用相关研究成果成功处置了国内外多起井喷失控、着火及井口刺漏等井控险情,技术能力达到国际先进水平。结论认为：虽然国内陆上油气井井喷失控着火应急救援技术水平已得到大幅度提升,但未来仍需要在可视化、智能化、信息化方面持续攻关,推动技术与装备迈上新台阶。

为充分了解泡沫排水采气技术在不同井况页岩气井中的实施效果,明确其适应性,以四川盆地长宁中深层页岩气区块的泡沫排水采气井为研究对象,分析不同油管与井型条件下的页岩气井泡排生产情况,并以重庆页岩气、四川页岩气等深层页岩气区块的泡排先导性试验为例,进一步明确泡沫排水采气技术对深层页岩气井的适应性。研究结果表明：① 使用Ф50.8 mm连油、Ф60.3 mm连油、Ф60.3 mm油管、Ф73 mm油管均不能依靠自身能力实现长期带液稳产,而泡沫排水技术对不同油管尺寸有较强的适应性,典型井实施泡沫排水后,日均增产天然气约为1.18 × 10⁴ m³,泡沫排水采气效果良好;② 泡沫排水技术可起到清洁井筒、疏导气流通道的作用,可实现页岩气井的长期连续稳定生产;③ 泡沫排水技术对垂直井深超过4 000 m的深层页岩气井有很好的适应性。结论认为：① 不同油管、井型对泡排效果存在差异,但泡排对Ф50.8 mm连油、Ф60.3 mm连油、Ф60.3 mm油管、Ф73 mm油管条件下的长宁页岩气井有较强的适应性;② 泡排工艺因其携液能力强、稳产周期长和可清洁井筒等特性,对中深层、深层页岩气均具备很好的适应性,可进一步推广应用。

为了充分认识致密高含水气藏调整生产制度后的生产规律,以鄂尔多斯盆地北缘东胜气田的锦30井区为研究对象,通过对调产井按调产比例、生产液气比、日产气量大小进行分级,分析压降速率及单井可采储量（EUR）生产动态指标变化及产生的原因,总结调产后气井的生产规律。研究结果表明：① 下调生产制度井的压降速率受下调比例影响明显,随着下调比例的增加,压降速率下降比例呈直线上升;② 下调生产制度井的EUR受生产液气比影响明显,随着生产液气比的增大而增大;③ 当提产比例小于50%时,上调生产制度井的压降速率基本不受提产比例影响,当压降速率大于50%时,上调生产制度井的压降速率受提产比例影响明显,随着提产比例增加快速上升,同时压降速率还受日产气量影响明显,随着日产气量增加而减少;④ 上调生产制度井的EUR受生产液气比影响明显,随着生产液气比增大而增大。结论认为：① 上调井应选择日产气量大、生产液气比小的气井提产,且提产比例应小于50%;② 下调生产制度井应选择生产液气比较大的气井,在满足携液的基础上尽可能增加下调比例。

为了确保气井溢流钻井液喷空后成功处置,需认真分析井况和关键压力参数,制订压井方案。以压井液密度确定、压井方式选择、压井注意事项等方面为研究对象,分析了不同井况的压井方法。研究结果表明：① 气井钻井液喷空后,可以根据关井或放喷压力,结合地层资料,确定压井液密度;② 具备关井条件时,压回法、置换法和正循环压井法是行之有效的压井手段;③ 不具备关井条件时,可根据气产量和井口压力情况选择循环压井或打救援井压井。结论认为：① 气井钻井液喷空后,应尽快确定压井液密度和压井方式;② 压井作业前,应储备充足的物资和器具,保证压井连续施工;③ 压井过程中,应加强压力监测,防止管线冰冻、堵塞、断裂等,做好防人员中毒、环境污染等工作,避免次生事故发生;④ 救援井要严格控制井眼轨迹,同时必须确保上部套管固井质量,为压井施工创造优质条件。

为了建立特低孔隙度、低丰度的多薄层致密砂岩气藏的开发模式,指导同类气藏高效开发,以四川盆地川西洛带气田上侏罗统遂宁组气藏为研究对象,分析了储集层特征、微观渗流机理,指出了该类气藏科学合理的开发模式。研究结果表明：① 砂岩、泥岩频繁互层叠置,储集层基质物性较差,为特低孔隙度、致密储层,微观孔隙以细孔 — 微喉型为主,孔喉体积比偏小,岩心覆压实验结果表明渗透率应力敏感较强;② 气藏原始束缚水饱和度中等,气水两相共渗区较大,岩心衰竭实验结果表明采收率中等 — 较高;③ 气藏无边、底水,属常压、定容封闭弹性气驱干气气藏;④ 单井控制储量小,稳产期短,压力、产量递减较快,低压低产期较长。结论认为：① 该类气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征,为了提高开发效益,按照先评价认识清楚后再投入开发、逐步滚动扩边增储上产的思路开展气田建设工作;② 建产期优先开发高产富集区,试验增产工艺;③ 稳产期依靠直井多层压裂合采,补充新井实现产能井间接替;④ 递减期依靠老井转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气等措施延缓产量递减,同时部署开发调整井进一步提高采收率。

为了充分认识国内外气井带压作业技术现状和发展方向,以国内气井带压作业保障能力、工作量、技术发展方向为研究对象,分析了国内外气井带压作业技术对比和国内气井带压作业主要业绩、存在的主要风险和局限性及未来发展机遇,指出国内气井带压技术虽然取得了一定成绩,但在钻磨、高压完井、修井技术等方面仍然大有潜力可挖。研究结果表明：① 气井带压作业在储层保护、节能环保和增产稳产等方面有着突出的技术优势,能大大延长气井生产周期,大幅度降低勘探开发成本,有效保护储层,助推气井高效开发;② 已成为常规和非常规油气资源安全、清洁、高效开发的关键技术,也是积极践行“绿水青山就是金山银山”理念、全面适应国家生态文明战略和美丽中国建设具体行动的重要技术。结论认为：① 气井带压技术在水平井钻磨、高压完井、老井挖潜增产、修井作业降本增效等方面有着广阔的前景;② 需要进一步加快带压修井技术、远程和智能化装备、完井和修井工具等的攻关,打造具有中国特色的气井带压作业技术。

为了充分认识自动化控制技术在油气管道工艺设备管理中的重要性及有效性,切实发挥管道输送的作用,以自动化控制技术在工艺设备管理中的应用为研究对象,通过分析工艺设备的运行特征,探讨自动化技术在油气管道运输中的适应性,研究结果表明自动化技术在系统管理、故障监测、输气效果分析等方面的实践应用效果研究十分重要。结论认为：① 随着我国经济水平快速增长,油气管道运输的重要性不断增加,必须提高管道输送的有效性与安全度;② 通过自动化控制技术的应用,实现了对生产数据的实时监控与分析,对运输故障实现了实时探查和判别,切实发挥了信息技术的重要作用,体现了管道输送的数字化与智能化。

为了解决沁水盆地煤层气开发过程中优质储层钻遇率低、固井质量差、储层保护难度大等问题,以提高煤层气的后期压裂和产气效果为研究对象,开展了井眼轨迹优化设计、井身结构和配套工艺、钻井液、二开半程固井等一系列技术研究。研究结果表明：① 轨迹设计采用“双增双稳”剖面,设置控制点可精确控制轨迹走向;② 三开水平井优化为二开大井眼水平井（Ф311.2 mm × Ф244.5 mm+Ф215.9 mm × Ф139.7 mm）;③ 采用可降解聚膜钻井液可有效保护储层;④ 使用打捞式免钻塞完井工具,完成二开半程固井,可避免煤层固井漏失;⑤ 形成了适合沁水盆地的煤层气二开水平井钻井关键技术体系。现场应用结果表明可以缩短钻井周期30%,提速20%以上,有效提高煤层气整体开发效益。结论认为,煤层气二开水平井钻井关键技术可以为后续煤层气开发提供借鉴和参考。

为了提高滤芯在天然气脱水生产中的使用效果、延长其使用寿命、解决滤芯在天然气脱水生产过程中所面临的无法清洗、不耐压以及过滤面积浪费较大等问题,以天然气脱水工艺中广泛采用的三甘醇脱水装置滤芯为研究对象,分析了现有滤芯在脱水生产过程中的弊端与不足,指出了其整体式设计不能拆分、二次利用率低、易导致断裂、有效接触过滤面积小、端盖易脱落、过滤效率低等问题,并有针对性地提出了新型滤芯设计思路。研究结果表明：① 经过对现有滤芯结构的优化,原创性地研制了一种新型结构的滤芯;② 新型滤芯克服了现有技术的不足,解决了滤芯使用过程中清洗困难、过滤面积小、使用寿命短、更换频率高等问题,有效提高了滤芯的过滤效率。结论认为,该新型滤芯具有创新性、实用性,经济效益明显,后续可以根据生产实际开展现场适用性优化,进而达到提质增效的目的。

致密气储层极易被污染,储层伤害后气井产能难以恢复,采用基于小油管的排采接替工艺可以实现致密气井全生命周期低成本、高效开采。为了给科学制定致密气井小油管柱塞气举工作制度提供参考,建立了柱塞气举上行阶段的柱塞-液段力学模型,分析了小油管柱塞气举上行的摩擦阻力,以及小油管柱塞气举运行的工作压力。研究结果表明：① 柱塞-液段的摩擦阻力受柱塞运动的速度影响较大,摩擦阻力比值是速度比值的1.85倍;② 不同管径油管在相同的柱塞运动速度下,摩擦阻力的倍数关系相同;③ 相同的周期举升液量,油管直径越小,满足柱塞气举工作制度的运行套压越大。结论认为：① 油管直径越小,柱塞-液段的摩擦阻力越大,以常规油管的柱塞速度推荐值修正1.9英寸小油管柱塞速度推荐值为150 m／min~215 m／min;② 油管直径越小,相同周期排液量下满足柱塞气举工作制度的运行套压越大,小油管柱塞气举的周期排液量要适当减小。

为了维持气井长期稳产、支撑页岩气大规模上产,以目前长宁区块主要的排水采气工艺为研究对象,分析了主体工艺应用的影响因素,针对可控因素,基于智能管理平台对页岩气井生产数据实时监测和采集,提出了提升工艺实施效果的制度优化方法。研究结果表明：① 页岩气开发后期需要采用排采工艺维持气井稳产,目前柱塞工艺在长宁区块已大规模推广应用200余口井;② 对于柱塞气举制度优化,目前依然停留于根据现场生产情况调整柱塞工艺参数达到优化的目的;③ 结合柱塞运动模型,采用时间序列神经网络和多目标优化遗传算法,可建立页岩水平井柱塞气举制度优化方法。结论认为：① 柱塞气举作为经济有效的稳产措施,是长宁区块主要的排采工艺之一;② 目前的柱塞工艺制度优化方法多是试探的结果,优化不具有确定性,没有指导性的理论和预测结果,在工程上也无法用于快速的制度优化设计;③ 建立的制度优化新方法应用于现场21井次柱塞气举井,已对工作制度进行模拟和优化。结果表明目前采用的工作制度较为合理,与优化结果相近,由此可见该方法可有效指导柱塞工作制度的优化,可为大规模应用柱塞工艺及时调整工作制度,并为保障工艺效果提供技术支撑。

为了确保ZS103井直径149.2 mm钻头在直径215.9 mm井眼内侧钻成功,针对该井侧钻井段水泥塞非均质、钻头与井眼尺寸差距大、地层硬、泵压高、排量受限、页岩易垮等侧钻难题,以内外水泥塞强度特性和不同侧钻技术为研究对象,前期采用弯接头侧钻方式,因外水泥塞质量差,弯接头点支撑力太弱,无法形成有效夹墙导致侧钻失败;分析了内水泥芯比外水泥环强度高的特点,下移支撑点,通过内水泥塞芯强度支撑钻头侧钻,利用弯螺杆比弯接头支撑点更接近钻头,改变侧钻方式,采用弯螺杆定向控时侧钻技术最终侧钻成功。研究结果表明：① 侧钻前认真分析侧钻井段水泥塞质量、地层岩性特点、井眼尺寸等是确保侧钻成功的前提条件;② 侧钻时严格控制好钻时、排量、工具面等关键参数的过程管控;③ 根据不同侧钻方式的特点和井眼环境,优选侧钻方式是侧钻成功的关键。结论认为：弯螺杆定向控时侧钻技术在小井眼大环空非均质水泥塞侧钻方面的成功应用经验值得进一步推广。

四川盆地川西气田中三叠统雷口坡组气藏为潮坪相沉积,埋藏深、储层薄、井壁稳定性差,前期完钻11口水平井井壁失稳频发,影响开发效益。为了确保川西气田后续长水平井打成、打好、打快,有效降低井壁失稳复杂率,以川西海相水平段为研究对象,分析其井壁失稳机理,以及裂缝渗流对井壁稳定性的影响,制定对策措施。研究结果表明：井区井壁失稳主控因素为应力、裂缝、岩性;易塌层分布在最小水平应力钻进方向、裂缝发育区,掉块岩性为石灰岩或灰质白云岩;水基钻井液条件下,岩石强度下降了11.4%~17.5%,坍塌压力增加0.11 MPa／100 m;油基钻井液条件下,不考虑裂缝渗流,岩石强度不会因油基钻井液浸泡及其浸泡时间而降低,考虑裂缝渗流,裂缝摩擦系数因油基钻井液浸泡下降12.8%,坍塌压力增加0.05~0.08 MPa／100 m。结论认为,按研究成果精细预测的钻井液密度窗口、水平段轨迹优化,确保了6口长水平井顺利完钻,井壁失稳复杂率降低43%,完井测试获天然气产量172 × 10⁴~325 × 10⁴ m³／d。

在当前国家提出节能减排、创建资源节约型环境友好型社会的前提下,研究无热源感应多功能加热设备在深层页岩气开发中高效防冻堵技术,对解决天然气开采过程中的安全和双碳减排问题具有重要意义。明确天然气冻堵形成机理,根据每口井的现场工况,制定出符合其条件的方案,制造出其适配的产品,为其量身订做,达到节能、高效、安全的防冻堵,做到资源利用最小化,安全系数最大化。研究结果表明：① 无热源感应多功能加热设备是利用电磁感应的方法使被加热的材料的内部产生涡流,依靠这些涡流的能量达到加热目的;② 在每1立方米掺水0.01 KG的情况下,纯净天然气压力每降低1 MPa气体温度下降4-5 ℃;③ 无热源感应多功能加热设备在深层页岩气防冻堵的过程中,是一种能量利用率和转化率极高的一项技术;④ 无热源感应多功能加热设备的频率控制、磁场方向确认、反向电压控制,是当前研究热点。⑤ 无热源感应多功能加热设备符合场站安全要求。结论认为：国家和企业应进一步加快该项技术在井口的防冻堵应用;

为了进一步落实四川盆地西南部地区PLB构造下二叠统栖霞组气藏开发潜力,以PT1井为研究对象,分析了该气藏的地质特征、试采动态特征及稳产能力等。研究结果表明：① 川西南部地区PLB构造栖霞组白云岩储层发育,孔隙度、渗透率关系显示具有双重渗流的特征,测井解释无水层,产出液分析结果认为PT1井产凝析水;② 容积法计算结果显示,PLB构造栖霞组气藏天然气地质储量为81.13 × 10⁸ m³,地质储量丰度为3.08 × 10⁸ m³／km²;③ PT1井试采期间生产稳定,产能缓慢下降,试井结果显示远井储层物性较好,渗透率介于1.69~7.46 mD,近井区域渗流条件未发生明显变化;④ 采用3种方法计算PT1井栖霞组气藏动态储量介于（44.39~59.69） × 10⁸ m³,预测PT1井在25 × 10⁴ m³／d、34 × 10⁴ m³／d、45 × 10⁴ m³／d不同生产制度下的稳产时间分别为23年、15年、11年,在当前配产条件下,PT1井可以保持较长的稳产时间。结论认为：① PLB构造栖霞组气藏地质储量大,渗流条件好,具有较好的天然气勘探开发潜力;② PT1井试采期产量稳定,产少量凝析水,试井解释储层物性较好,具有较大的开发潜力;③ 根据不同方法计算得到的PT1井栖霞组气藏动态储量大,预测气藏稳产能力较强,展示了该区PLB构造栖霞组气藏良好的天然气开发潜力。

页岩气钻井过程中,为了稳定井壁、冷却钻头、保持静液压力以及保护油气层,在进入油气层时一般使用油基钻井液进行钻进,钻进过程中产生大量的油基岩屑。为了解决页岩气及常规天然气开发产生的油基岩屑大量堆存的现象,分析广泛适用于页岩气及常规天然气开发产生的油基岩屑的合理处置工艺,通过采用现代分析测试方法,解析了油基岩屑高温煅烧预处理后产品的化学成分、矿物成分及其微观结构,提出页岩气及常规天然气开发过程中油基岩屑的资源化利用路径。研究结果表明：① 油基岩屑在煅烧过程中不会排放大量的 NO_x、SO₂和重金属;② 油基岩屑煅烧过程中有害物质含量和生产过程中排放的污染物可以得到有效控制;③ 油基岩屑煅烧后灰渣性能均满足人工火山灰质混合材料技术要求,符合国家、地方相关标准要求或行业通行的可被替代原料生产的产品质量标准;④ 油基岩屑煅烧所得产物符合固体废物鉴别标准,有稳定、合理的市场需求,可以创造非常好的经济效益、环保效益和社会效益。

塔里木盆地库车山前高压气井具有典型的“三超（超深、超高压、超高温）”特点,气井生产工况极为苛刻、复杂。近年来,随着库车山前油气开发的不断深入,油管渗漏、断裂、变形等管柱失效事件逐年增加,管柱失效导致的井控风险进一步加大,尤其是一级井屏障失效后,A环空高压气体可能窜通至外环空或地面,井控、环保风险不可接受,而大修作业是恢复井屏障的唯一途径。为了安全、高效地实施库车山前高压气井大修作业,以井筒为研究对象,分析了不同井屏障状态下的压井配套工艺技术、复杂大修工艺技术。经过不断探索,攻关形成了压井工艺、原井管柱处理、带压作业配合修井等相关配套工艺技术。研究结果表明：① 正反循环挤压井等压井工艺、带压作业处理浅部断脱管柱等配套工艺技术适用于山前大修井;② 山前常用的油管柱处理方式可选择倒扣、切割、钻磨等;③ THT封隔器可以选用钻磨、套铣打捞的处理方式。结论认为：① 正反循环挤压井等压井工艺、带压作业处理浅部断脱管柱等配套工艺技术适用于山前大修井;② 油管柱先切割、再打捞是最高效的原井管柱处理方式;③ 套铣打捞工艺处理THT封隔器成功率、作业效率最高。

为了充分认识四川盆地南部地区泸州区块深层页岩气主体压裂施工参数的适应性,为其深层页岩气压裂施工参数的进一步优化提供参考,以该区块80口页岩气生产井为研究对象,结合储层静态物性参数,分析了各因素与前三个月累计产量的相关性,并利用随机森林算法建立产能预测模型,再以区块地质参数均值作为基准指标,通过粒子群算法,寻找模型最优产量的压裂施工参数组合。研究结果表明：① 与前期产量相关性最高的三个参数分别是：含气量、脆性矿物含量、用液强度;② 有机碳含量、水平应力差、用液强度、液体携砂效率、平均簇间距是影响模型前三个月累计产量的主要影响因素;③ 模型给出的最优压裂施工参数组合中,平均段长、平均每段孔数和目前的设计情况较为一致,模型其余最优参数：施工排量15.6 m³／min、用液强度35 m³／m,加砂强度3.52 t／m,簇间距7.3 m,液体携砂效率11 t／100 m³,40／70支撑剂比例54%。结论认为：① 泸州区块压裂施工参数优化方向主要是“控排量、提液量、增砂量、缩短簇间距、提高液体携砂效率及40／70支撑剂比例”;② 给出了最优压裂施工参数组合,可以为泸州区块深层页岩气压裂方案设计提供借鉴和参考。

随着我国天然气主干网的不断完善,城市燃气管网建设规模也在不断扩大,实施基于风险的完整性管理是保障燃气管道安全运行的重要举措。针对燃气管道风险评价存在的数据采集及录入工作量大、评价周期长、时效性差、结果误差大,以及对评价人员的专业性要求高等现实问题,在现有评价体系的基础上深度融合了高清卫星遥感、物联网、大数据、移动终端、云计算、人工智能等新一代信息化技术,提出了由感知层、传输层、应用支撑层及应用管理层组成的燃气管道风险智能评价系统及其核心支撑技术。该系统特色表现为：① 管道风险实时动态评估,即管道风险信息的泛在感知、管道业务系统的融合互通和复杂管网风险的高效评估;② 管道风险趋势预测预警,建立燃气管道风险预警模型,评价各种风险状态偏离预警线的强弱程度,判断是否应当发出警报和发出警报的级别;③ 管道风险状况智能展示,从建立管道风险专用数据库、构建燃气管网数字孪生体和组建分布式云屏显示系统三个方面进行着手。

复合材料气瓶具有质量轻、强度高、安全性能好等优点,可以广泛应用到航天航空以及民用生产中,为了在生产和使用过程中提高复合材料气瓶整体安全性能,以内胆产生划痕的玄武岩纤维增强复合材料气瓶为研究对象,通过有限元软件模拟仿真,分析了在内胆产生划痕时的承载能力和疲劳寿命,探究了玄武岩纤维增强气瓶内胆过渡段和划痕结构。研究结果表明：① 非等壁厚结构比等壁厚结构下的复合材料气瓶疲劳性能更佳;② 当气瓶内胆存在环向划痕时,其开口角度与内胆能承受的划痕深度呈反比,且划痕处会出现应力集中,但应力值小于内胆材料的极限强度,不能只通过爆破试验来检测其结构安全性能;③ 复合材料气瓶划痕缺陷的预测和管理,应同时考虑到爆破压力和疲劳循环寿命次数。结论认为：对于内胆有环向划痕的气瓶并不能只通过爆破试验来检测其结构安全性能,为保证内胆封头疲劳安全,复合材料气瓶内胆宜采用非等壁厚过渡段。