页岩气水平井多级压裂过程中套管变形（套变）现象显著，降低了储层动用率，增加了压裂成本。综合国内外学者对该问题的研究成果，对比分析了国内外页岩气水平井套管变形现状，以长宁-威远、泸州、威荣区块的套管变形数据为基础，总结了套管变形问题在时间、空间、形态上的分布规律。讨论了套管及水泥环类型、固井质量、压裂及射孔参数、热应力等工程因素和储层非均质性、储层滑移等地质因素对套管变形的影响。调研分析结果认为，工程因素会使套管应力增加，但不易造成套管变形，而地质因素中多级压裂诱发天然裂缝和断层活化导致的储层滑移是套管产生较大变形的主控因素。针对该问题总结梳理了优选套管及水泥环参数、提升固井质量、优选压裂及射孔参数、优化井眼轨迹、控制储层滑移等多种控制方法，并提出了需提高对地层的认识和储层滑移预测精度等方面的建议。研究成果可为压裂过程中套管完整性设计及控制提供参考。
摘要：针对吉木萨尔页岩油储层，围绕提升缝控储量目标，从缝网设计、缝网构建、有效支撑和提升基质内原油动用能力四个方面开展了理论研究与技术实践，完成了三代技术革新，攻克了薄互层裂缝有效扩展等基础理论和段内多簇工艺、低成本材料等关键技术，集成了以缝藏匹配、精准改造、多尺度支撑、CO2前置为核心的水平井体积压裂技术体系，压裂关键技术指标达到国内先进水平，支撑了吉木萨尔页岩油的规模效益开发。2023年吉木萨尔页岩油产油量突破60×104 t，连续三年区块年产量增幅超过10×104 t，为2025年我国首个国家级陆相页岩油示范区的高效建成提供了坚实的技术支撑，也为我国其它页岩油开发技术优化提供借鉴。
摘要：中-高成熟度页岩油是中国页岩油战略突破的重点领域，加强陆相页岩油勘探开发是保障国家能源供应安全的重要途径。详细介绍了中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）在鄂尔多斯、准噶尔和松辽等盆地页岩油钻井工程技术进展。包括大平台工厂化布井、水平井井身结构优化、分井段“一趟钻”、水平井高性能钻井液、一体化地质导向等关键技术。对标北美先进页岩油钻井技术，分析了国内页岩油钻井在布井方式与井身结构、地质工程一体化及导向技术、钻井提速配套技术、钻井液及固井配套技术等方面的差距和发展趋势。提出了持续推进大平台工厂化作业和优化井身结构、集成配套提速技术、加强地质工程一体化研究和加快新一代导向工具研发攻关等发展建议，以促进陆相页岩油钻井提速、降本、增效，引领页岩油革命工程目标实现。
摘要：水平井多簇射孔分段压裂已成为非常规油气藏完井改造的关键技术，然而各压裂段中部射孔簇裂缝受跟端趾端射孔簇裂缝的应力干扰作用显著、扩展阻力较大，是导致多簇裂缝非均衡扩展的主要原因之一。通过优化设计簇间非均匀布孔方式，调节各簇射孔参数，均衡簇间液量分配，削弱缝间应力干扰，促进裂缝均衡扩展。为此建立了考虑压裂段/簇间应力叠加的分段多簇裂缝扩展模型，对比分析了纺锤形布孔、坡度布孔、均匀布孔等三类布孔方式的裂缝扩展规律及其作用机制，以缝长、缝高扩展形态差异性评价裂缝扩展均衡性，优选布孔方式，设计正交试验优化非均匀布孔参数。结果表明，典型页岩油储层参数条件下，纺锤形布孔的裂缝扩展均衡性最优，其次是均匀布孔、坡度布孔。其作用机制为纺锤形布孔的端部簇射孔摩阻大于中部簇1.4~16.7倍，跟端趾端裂缝对中部裂缝的应力干扰作用被削弱，从而增加了中部簇进液量分配，相比均匀布孔，裂缝扩展均衡性提高了17.2%。而坡度布孔趾端簇孔数占比35%以上，进液量占优，达49.3%，导致其对中部簇裂缝挤压作用显著，不利于裂缝均衡扩展。优化纺锤形布孔参数表明，总孔数49个、孔径10 mm、端部簇孔数比例24.5%时，簇间裂缝扩展均衡性达到最优。研究结果有望为非常规油气多簇压裂非均匀射孔设计提供有效方法。
随着油气资源开发不断向深水、深层/超深层迈进，复杂的地层和井筒条件给油气井安全稳定生产带来极大挑战。常规电缆测井技术和套管封隔器找堵漏技术虽然可以满足井筒完整性检测的技术需求，但需要油井停产，且联合检测费用较高。近年来，光纤传感技术在油气行业越来越广泛的应用，为井筒完整性实时监测打开了新思路。通过系统总结井筒完整性检测技术的发展及现状，对深层深井井筒完整性检测技术做出如下展望：（1）将光缆永久式、半永久式布置在油井内，可对井筒内温度场、压力场、应力场、声波、振动、流体进行实时监测，为油气井完整性状态评估提供直接数据；（2）分布式光纤温度传感技术（DTS）和分布式声波传感技术（DAS）等具有连续、实时、分布式测量的特点，适合在建井阶段投入使用，实现油气井全生命周期的完整性监测；（3）对光纤信号处理大部分依靠经验法，通过模拟实验确定信号范围，实验室与井下的真实环境相比差距较大，需深入开展入井试验，通过井筒真实环境建立实际的测量解释模型。
准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油效益开发关键技术与实践
摘要：新疆吉木萨尔页岩油示范区是首个国家级陆相页岩油示范区，位于准噶尔盆地吉木萨尔凹陷，目的层二叠系芦草沟组。该油藏历经十年的勘探开发，录取了丰富的动静态资料，地质认识不断深入，配套的勘探开发技术基本成熟定型。“宽频激发、井地联采”的精细三维地震技术提高了地质认识；页岩油甜点精细表征和分类评价技术为开发部署提供了依据；“黄金靶体”综合录井技术提高了钻遇率，是水平井获得高产、稳产的基础；“复杂缝网”定制压裂技术为高效开发页岩油提供了有效手段；排采制度优化技术充分发挥了水平井的生产能力；市场化大幅度降本实现了提质增效。吉木萨尔页岩油的效益开发技术体系为中国页岩油的高效勘探开发提供了借鉴。
塔里木盆地山前普遍发育高压盐膏层和低压碎屑岩目的层，两套地层系统压差高于20 MPa，钻井过程中由于地质卡层不准极易造成钻穿盐膏层、进入目的层后发生恶性井漏事故。为解决塔里木山前盐底恶性井漏问题，在已知塔里木山前盐底恶性漏失机理为高低压差地层钻穿连通造成的恶性漏失和“瓶塞”堵漏原理的基础上，通过评价堵漏材料的承压强度和高温下的沉降速度等性能参数，分别筛选出油基钻井液和水基钻井液沉降堵漏塞形成（速度和质量）的最佳条件，并最终形成一套高密度、大压差油基和水基钻井液专用的沉降堵漏技术。其中，当油基钻井液油水比50∶50、破乳电压（ES）在200~300V范围内，水基钻井液添加了0.2%XC、0.2%破胶剂和堵漏剂时，沉降塞形成效果最好。该沉降堵漏技术在塔里木山前成功试验3口井，其中在DB1302井上堵漏塞承压能力达30 MPa，说明盐底恶性漏失堵漏技术取得了显著的应用效果。
摘要：针对复杂泥页岩地层钻井过程中频繁出现的井壁失稳问题，目前国内外已形成了用于稳定井壁的钻井液技术，包括泥页岩水化抑制技术、地层孔隙封堵技术和化学固壁技术。但以上多种技术均无法抑制泥页岩的表面水化作用，高温条件下快速封堵和化学固壁剂的效果也相当有限，因此井壁失稳问题仍难以解决。系统总结了复杂泥页岩地层井壁稳定钻井液材料的研究工作，通过对井壁稳定钻井液材料研究现状进行分析，阐述了不同钻井液材料包括泥页岩水化抑制剂、封堵剂、化学固壁剂的作用机理，探讨了不同种类井壁稳定材料的优势和缺陷。据此指出开展泥页岩水化基础理论研究、开发高温高盐条件下稳定有效的新型纳米材料、建立能够模拟井下条件的化学固壁剂的评价方法将成为未来复杂泥页岩地层井壁稳定钻井液材料和技术研究的热点和难点。最后对复杂泥页岩地层井壁稳定钻井液技术和材料的发展方向进行了展望。
准噶尔盆地南缘山前带油气资源蕴藏非常丰富，由于高陡起伏的地表条件和复杂多变的地下结构，区内地震勘探面临野外采集实施难度及安全风险大、采集效率低、投资成本高的问题。围绕地震采集提质增效目的，引入激光雷达技术，利用激光雷达影像和高精度高程数据的“千里眼”功能，可快速实现山地激发类型划分、山地炮点预设计、精细表层调查设计、山地车辆通行导航设计、风险等级划分等功能。通过野外山地地震资料采集的实际应用，实现了可控震源进山，有效提高了山地可控震源激发比例和野外采集作业效率，达到了野外提质增效目的。展望未来，认为激光雷达技术在复杂山地地震采集作业中将发挥更大的作用，激光雷达影像的高精度坐标和高程模型有望取代野外采集中传统测量工序；应用高分辨率的坐标和高程可以提高表层建模反演精度；通过高清影像和数字高程平台有望实现快速构建数字露头模型，推动物探工序升级换代，促进山地高效勘探实施和复杂山地构造资料改善。
摘要：随着拉链式压裂等新型技术在页岩油气开发中的广泛应用，压裂过程中套管内部承受多级循环内压作用，外部承受由拉链式压裂作业引起的非均匀外挤载荷作用。通过多级循环载荷实验以及数值模拟分析了多级循环载荷以及平台井拉链式压裂套管抗挤强度变化规律，得到了多级压裂套管综合抗挤能力系数计算方法，并应用该计算方法对新疆油田某井区一口套变井进行实例计算。结果表明，在多级循环载荷作用下，套管抗挤强度随循环次数呈线性降低规律；拉链式压裂作业引起井周地应力非均匀分布，套管抗挤强度随地应力非均匀度呈近线性降低趋势；在内外综合作用下，套管抗挤强度降幅超15%，增大了套管变形的风险。提出的平台井拉链式压裂套管抗挤能力计算方法可为现场压裂施工预防套管变形提供一定的计算指导。
井漏是当下钻井过程中常见和相对难以治理的一种井下复杂事故，已成为影响钻井进度的主要因素之一，甚至会引发程度不等的安全事故。通过综合分析漏失成因类型和机制、国内外新型堵漏材料在不同环境和条件下的表现以及它们与井筒和地层等因素之间的相互作用，阐述了水泥堵漏材料、交联体系堵漏材料、金属类堵漏材料、颗粒LCMs堵漏材料、纤维类堵漏材料以及可固化和LCMs混合体堵漏材料的特点和堵漏机理，总结了不同种类的堵漏材料在不同地层漏失中的应用效果及优缺点。结果表明：结合堵漏成功率和经济实用因素，在处理高渗透孔隙型地层漏失中选择水泥堵漏材料，堵漏成功率达到91%；在处理溶洞型地层漏失中选择可固化和LCMs混合堵漏材料，堵漏成功率达到89%；在处理天然裂缝型地层漏失中选择纤维类堵漏材料，堵漏成功率达到75%；在处理诱导裂缝型地层漏失中选择颗粒LCMs堵漏材料，堵漏成功率达到92%。研究成果对提升钻井液堵漏效果、推动堵漏技术的发展具有重要的理论和技术借鉴意义。
摘要：致密油衰竭开采过程中压力、产量下降较快，补充地层能量是提高原油采收率的必要措施。CO2是常用补能介质之一（CO2吞吐、前置蓄能），CO2增产效果与其在储层中的作用距离息息相关，针对该问题从实验和数值模拟两方面开展了CO2在致密储层基质中的作用距离研究。CO2传质包括对流和扩散两种方式，首先采用高温高压反应釜和致密储层岩心进行CO2扩散实验，结合Fick径向扩散模型，测得了CO2在致密岩心中的扩散系数；然后采用CMG软件进行CO2对流、扩散建模，基于模型进行广泛的数值模拟，分析渗透率、扩散系数、驱替时间对CO2作用距离的影响。研究表明，扩散系数与渗透率有关，在目标储层岩心渗透率级别下，扩散系数在10-10～10-8 m2/s范围；CO2作用距离取决于对流和扩散作用，扩散作用对CO2作用距离影响明显，渗透率越低，扩散作用影响越明显，渗透率越高，对流作用越主导；渗透率是CO2在基质中作用距离的决定性因素；CO2在致密储层基质中的作用距离较小，60 d的作用距离不到10 m。
基于停泵压降曲线的压裂窜扰效果定量评价——以吉木萨尔页岩油平台井为例
摘要：针对目前缺乏压裂窜扰效果定量评价方法的难题，创新提出一套基于停泵压降曲线的压裂窜扰效果诊断分析方法。结合井组拉链式压裂工艺，提出了4种典型窜扰模式下的停泵压降曲线，用以诊断压裂窜扰类型。选取吉木萨尔页岩油A平台6个典型压裂窜扰段开展实例应用，通过与微地震监测结果对比，验证了方法的有效性。在此基础上，利用压降试井解释方法对吉木萨尔“新井组内部压窜”和“新老井间压窜”两种典型的停泵压降曲线开展拟合分析，反演解释缝网参数。解释结果表明，新井组内部压窜使主次裂缝的改造效果均受到影响，具体影响效果因窜扰类型的不同而存在差异；新老井间压窜主要影响主裂缝的改造效果，导致缝网由“长宽”向“短窄”转变，有效体积降低28%，整体改造效果变差。
整体压裂技术通过批钻批压实现一次布井、一次布缝和同步投产，是非常规油气藏获得效益开发的关键技术之一。井距、缝距匹配性优化对提高储层整体改造效果具有重要意义。针对玛湖砾岩储层一典型区块，利用测、录井数据和压裂施工参数，通过地质工程一体化Petrel平台建立了三维地质模型；基于CMG油藏数值模拟器和局部对数网格加密法建立了非均质精细化四井平台水力压裂产能预测模型；结合粒子群算法和差分进化算法，以井组产能为目标函数优化了四井平台的井间距和缝间距，实现了七维参数同步优化。优化后的井组产能比现场实际生产数据提高16.3%；四井平台单井的稳产周期更长，产量递减速度更慢；孔隙压力场波及范围更大，进一步促进了油井产能的提高。研究成果为非常规油气藏整体压裂方案优化奠定了模型与方法基础。
渤海海域BZ低渗油藏注CO2驱油技术首次尝试应用，为取得目标油藏注CO2混相驱规律认识，利用细管实验与长岩心驱替实验两种方法确定目标区块最小混相压力与驱油效率。结果表明：细管实验测得的最小混相压力32.65 MPa，能够满足矿场实现混相驱；长岩心驱替实验考虑了储层实际特征，驱油效率结果更符合实际矿场开发。应用数模方法建立概念模型，分析了注采井距、注入强度对注气波及系数的影响。结果表明：在开发初期，地层压力较高，注入气主要沿着高渗储层运移，而地层压力下降后，受油气密度差异影响导致的超覆作用加剧，注气能够波及中渗储层。对于物性较差储层，产出端应采用压裂等方式提高注采压差，保障产能贡献。结合开发指标，注采井距控制在350~400 m，注气强度控制在1×104~2×104 m3/d较为合理，优化后方案预测高峰采油速度2.7%，预测采收率22.2%，累计埋存107×104 t CO2。研究成果为BZ低渗油藏的注气开发方案优化以及井位井距选取提供技术支持，对海上注气开发具有重要实际意义。
摘要：松辽盆地齐家凹陷南部青山口组发育页岩储层，页岩油正在成为该地区增储上产的重要接替领域。青山口组沉积时期被多组不同期次断裂切割，断裂识别及裂缝预测难度影响了对该区油藏主控因素的认识。准确识别不同级次断裂的展布特征对研究区页岩油勘探具有重要意义。地震属性分析是断裂识别、储层预测的有效手段之一，不同的地震属性能描述不同的地质特征，单一地震属性难以全面精确识别断裂。综合利用方差体属性、三维构造曲率属性、构造平滑以及三维边缘强化技术、蚂蚁体属性等地震多属性断裂识别技术，提高不同级次断裂的识别精度，形成一套有效的针对不同级次、不同尺度的页岩地层断裂识别技术流程。有效刻画了研究区内断裂展布特征，实现了不同级次断裂平面展布预测，克服了单一地震属性方法在断裂识别及预测中的局限，为油气资源勘探部署提供可靠依据。
压裂液辅助二氧化碳吞吐提高页岩油采收率核磁共振实验
摘要：为获取可实现连续补能的页岩油吞吐开发方式，以吉木萨尔页岩油储层为研究对象，借助低频核磁共振岩心分析仪和完成了压裂液辅助CO2吞吐补能一体化模拟实验。分析岩样在多介质吞吐与驱替组合的开发过程中孔喉流体动用特征和采收率变化特征，评价压裂液辅助CO2吞吐提高采收率效果，提出页岩油补能吞吐开发新方式。实验结果表明，CO2吞吐，岩样采收率随吞吐周期快速下降，仅动用中大孔中原油，产油量主要源于前2个周期，最终采收率在30%～40%之间；压裂液辅助CO2吞吐并采用CO2注入端生产，原油主要产自中大孔，且产油量源于前3个周期，最终采收率在30%～40%之间；压裂液辅助CO2吞吐并采用压裂液注入端生产，全部孔隙中原油均得到动用，最终采收率在70%～80%之间，剩余油分布均匀，表现出最好的开发效果。研究可为矿场吞吐补能提高页岩油采收率实践提供一定的理论基础。
井眼轨迹控制是水平井钻探的关键环节，为明确吉木萨尔页岩油水平井下部钻具组合参数对造斜能力的影响，对比分析了该区块9口水平井钻井过程中常规导向和旋转导向工具的造斜效率，基于纵横弯曲梁法分析了不同下部钻具组合的力学特性，以及不同因素对钻具组合造斜能力的影响规律，给出了下部螺杆钻具组合参数建议。研究表明，在该区块钻具组合参数条件下，造斜能力排序为：单弯单稳螺杆-滑动钻进、旋转导向、单弯双稳螺杆-滑动钻进、单弯双稳螺杆-复合钻进；对于螺杆钻具，增大弯角、增加稳定器间距、增加第一稳定器尺寸、减小第二稳定器尺寸均有助于提高其造斜能力。研究结果对吉木萨尔页岩油水平井造斜工具的优选具有一定指导意义。
多功能压裂-提高采收率材料性能及驱替效果评价
摘要：吉木萨尔页岩油藏孔渗条件差，页岩油黏度大，水平井压裂开发过程中油藏-井筒流动保障风险较高，一次采收率低，存在滑溜水压裂液功能单一不适用的问题。以降黏-洗油-渗吸多功能压裂-提高采收率（EOR）材料SDY-1为基础研制了多功能滑溜水压裂液体系SDY-1+XC-4，通过室内实验评价其耐温耐剪切、降黏、洗油、渗吸性能，分析了其在储层温度、矿化度下的适用性，并在吉木萨尔现场应用。室内评价实验表明，SDY-1与现场滑溜水XC-4具有良好的配伍性，两者建立的多功能滑溜水压裂液体系在储层温度下具有良好的耐温耐剪切性能。30 ℃下SDY-1+XC-4降黏率93.68%，洗油效率66.7%，渗吸采收率33.24%。在储层温度、矿化度条件下，SDY-1+XC-4仍保持良好的性能。现场试验结果显示，试验井较对比井累增油2 031.6 t。多功能压裂-EOR材料的研制应用可为吉木萨尔页岩油高效开发提供坚实的技术保障。
水平井体积压裂已成为致密油藏完井改造的关键技术。对于天然裂缝和断层发育的储层，高强度的储层改造极大增加了人工裂缝诱发断层滑移的概率，从而导致套管发生变形。为避免水力压裂诱发断层滑移导致套管受剪切变形，以数值模拟为手段，开展了套管变形风险点预测与防控措施研究。以H井组为实例研究对象，基于地质工程一体化模型和蚂蚁体追踪技术确定套管变形风险点，结合摩尔库伦准则和压裂参数优化，对套管变形风险点进行有效防控。研究结果表明，地质工程一体化模型和蚂蚁体追踪技术可有效识别井眼轨迹钻遇的断层和天然裂缝，预测H井组套管变形风险点20个。利用摩尔库伦准则确定断层激活滑动压力临界值为70 MPa，对H井组的体积压裂施工采用“错位射孔+降排量+降规模”对策，压裂过程中未发生套管变形。形成了一种套管变形风险点预测与防控技术，有效保障了水平井体积压裂改造安全、提升了储层改造效率，为套管变形预测及防控措施研究提供了技术借鉴。
吉木萨尔页岩油长裸眼段水平井采用二开井身结构，二开裸眼段长达4 000 m，水平段超2 000 m，钻井液采用油基钻井液，钻进中在八道湾组、韭菜园子组等地层易出现井壁垮塌现象，从而引发钻具遇阻、遇卡、井漏等事故。为解决复杂地层的井壁垮塌问题，根据地层岩性特征，分析了地层黏土组分、微裂隙发育等影响井壁失稳的主要因素，明确了易垮塌地层的井壁失稳机理，提出了油基钻井液的“多元协同、广谱封堵”防塌理论。基于防塌理论，优选了沥青、超细碳酸钙、纳米封堵剂等材料完善了油基钻井液防塌配方，室内实验显示，钻井液密度1.52~1.62 g/cm3、马氏漏斗黏度80~100 s、动切力8~13 Pa、破乳电压500 V以上、油水比80∶20~85∶15、120 ℃高温高压（HTHP）滤失量≤2 mL，钻井液各项性能参数均满足施工要求，且封堵效果良好。该油基钻井液防塌体系在吉木萨尔页岩油长裸眼段水平井上成功应用，裸眼段平均井径扩大率3.03%，事故复杂时效0.55%，有效保证了造斜段、水平段的钻井安全。
封隔器作为CCUS驱油作业的重要工具，其胶筒的可靠性直接影响封隔器性能，为探索其在临界CO2环境中的耐腐蚀性能，分别研究了丁腈橡胶（NBR）、氢化丁腈橡胶（HNBR）、氟橡胶（FKM）在模拟超临界CO2环境中的耐腐蚀性和力学性能。高温高压腐蚀实验结果显示，实验后NBR胶筒质量增加最大（6.81%），HNBR胶筒质量增加最小（2.48%）；NBR胶筒外径增幅最大（4.21%），HNBR胶筒外径增幅最小（2.65%）；FKM材料拉伸强度降低幅度最大（66.85%），HNBR材料拉伸强度降低幅度最小（37.78%）。研究结果表明，环境温度和服役时间的增加可加快CO2等腐蚀介质进入橡胶内部的速率，从而加剧橡胶交联网络的破坏，使其力学性能下降。氢化丁腈橡胶因内部不饱和双键等弱键的数量少于丁腈橡胶、键能高于氟橡胶的N-O键，其耐CO2腐蚀能力要优于氟橡胶和丁腈橡胶，在超临界CO2环境中性能相对稳定。因此宜选用氢化丁腈橡胶作为CO2驱注入井封隔器的密封材料。
碳捕获、利用与封存（CCUS）能够大规模有效降低工业CO2的排放，被广泛认为是实现全球温控目标和我国碳中和远景不可或缺的关键技术之一。CO2从起源地输送到利用地，是实现CCUS产业技术目标的关键环节。以管道输送方式为主，概述了管道智能化技术在国内外的发展现状；介绍了CO2输送管道相态分类及存在的相关问题，并结合问题分析了人工神经网络模型与管道腐蚀速率预测的深度融合机理；阐述了分布式光纤、特征波谱及机器人巡检技术在管道泄漏中的定位原理及应用；探索了CO2输送管道在智能化建设的发展方向。CO2输送管道智能化发展虽然目前尚未形成广泛统一的认识，但以CO2输送管道业务需求为驱动、管道输送技术+信息通讯技术（ICT）为手段，围绕CO2管道数据全面感知、集中共享、预测预警及协同运营将是今后CO2输送管道智能化发展趋势。研究结果可为今后智能管道的持续发展及智慧管道的逐步推进提供借鉴与参考。
克拉玛依油田某区实施压裂增产后，出现大量生产井压后含水快速上升且含水率高的问题。为解决这一难题，通过硅烷偶联剂KH570将疏水缔合型相渗剂接枝到石英砂表面，制备出疏水缔合型相渗接枝支撑剂RPM-SiO2。对RPM－SiO2进行红外光谱扫描和SEM电镜扫描，证实相渗剂于支撑剂表面接枝成功，并在克拉玛依油田某区油藏条件下对比研究了RPM-SiO2和空白石英砂支撑剂的常规性能（润湿性、密度、酸溶解度和抗压强度）、导流能力和控水能力之间的差异。结果表明，RPM-SiO2和空白石英砂支撑剂综合性能基本一致，满足行业标准要求；两者油相导流能力几乎一致，但RPM-SiO2的水相导流能力低于空白石英砂支撑剂的25%；RPM-SiO2相对空白石英砂支撑剂水相渗透率下降83.41%，油相渗透率下降17.49%，产出液含水率下降18.65%，具备良好的控水能力和长效性。
陇东油区要求全面落实钻井液不落地技术，促进钻井废液循环利用。针对钻井现场压滤废液再利用配制水基钻井液性能不达标及影响因素不明确的问题，利用乙二胺四乙酸（EDTA）滴定法、细菌平皿计数法和原子吸收光谱法（AAS）开展了提高压滤废液重复利用率关键技术研究。通过实验明确了钙镁离子、细菌和重金属含量高为导致压滤废液配制水基钻井液性能差的主要原因。研发了改性聚凝沉淀型络合剂Ⅱ、聚醚类破乳剂JX和絮凝剂ZY-Ⅰ、ZY-Ⅱ，结合杀菌剂完成絮凝沉淀杀菌处理，钙镁离子去除率平均达95.5%，腐生菌（TGB）杀菌率达96.54%，硫酸盐还原菌（SRB）杀菌率达100%，重金属含量小于2.31 μg/L。完成陇东油区6口井压滤废液循环利用及配制水基钻井液室内实验。形成陇东油区压滤废液循环利用新技术，该技术在陇东油区5口井进行现场应用，压滤废液循环利用配制水基钻井液性能符合工程设计要求，保障钻进顺利进行，有效保护了环境节约了水资源，应用和推广前景较好。
双金属机械复合管技术是解决油气田集输管道内腐蚀的重要方法，其成型、焊接和检测技术是保障管道安全运行的先决条件。为确保油气田安全生产集输，针对双金属机械复合管成型技术、焊接技术和无损检测技术的进展开展综述，介绍了目前常用的两种机械成型方式及其特点，分析了提高焊接接头质量的工艺方法，总结了用于不同管道缺陷的无损检测技术。结果表明：成型技术方面，爆燃成型和液压成型是国内常用的复合方法，但其在大口径管材制备和异形管件应用上还存在局限性；焊接技术方面，通过优化焊接工艺可提高焊接接头质量，管端激光熔覆技术成为未来研究方向；无损检测方面，传统检测方法逐渐向智能化、综合化的现代技术发展，可实现更广的覆盖范围和更高的缺陷检出率；此外，若能对机械复合管全生命周期关键环节进行管端数据记录，便可在出现质量问题时进行精准溯源。结论认为，提高机械复合管技术在成型和焊接过程中的质量控制以及无损检测技术的准确性，对其在油气田集输上的安全应用具有重要意义。
延安气田马家沟组碳酸盐岩储层前期采用常规酸压改造，酸蚀范围有限，改造后单井产量低，需开展酸压工艺优化。选取马家沟组五段储层露头，采用酸蚀裂缝导流仪及三维激光扫描装置开展了超临界CO2（SC-CO2）前置酸蚀、常规酸蚀及导流能力实验，研究SC-CO2前置和不同SC-CO2闷井时间对酸蚀形态及裂缝导流能力的影响。实验结果表明，相比于常规酸蚀，SC-CO2前置酸蚀开启了天然裂缝，增强了酸液进入微裂缝和扩散的能力，提高了酸蚀效果。SC-CO2闷井12 h、24 h后的酸蚀形态以沟槽状为主，总体刻蚀程度和类型未发生较大改变；闷井48 h后酸蚀形态以桥墩状刻蚀为主；闷井72 h后酸蚀形态以均匀刻蚀为主。常规酸蚀和SC-CO2前置酸蚀裂缝导流能力在闭合压力小于30 MPa时相差不大，超过30 MPa后导流能力出现明显的差距。SC-CO2前置酸蚀的裂缝导流能力在整个闭合压力范围内都保持较高，始终高于常规酸蚀的裂缝导流能力。在低闭合压力下闷井时间与酸蚀裂缝导流能力呈正比，高闭合压力下过长的闷井时间会抑制裂缝导流能力，推荐闷井时间48 h。研究结果可为碳酸盐岩储层复合酸化压裂方案的制定提供理论支撑。
针对塔河油田井筒举升过程中沥青质随温度降低逐渐析出、聚集、沉淀造成严重堵塞的问题，采用钢丝网溶解法开展沥青分散剂的研制和评价。通过对井筒沉积物进行三组分、元素组成、扫描电镜（SEM）等表征分析，确定塔河油田井筒沉积物的主要成分为沥青质。根据相似相溶原理，研制出了一套高效溶解沥青质的分散剂LYH-1（芳烃溶剂LY+1.0%正戊醇+1.0%壬基酚+0.2%石油磺酸盐）。水浴50 ℃，将沥青质沉积物浸泡在沥青分散剂LYH-1中静置反应4 h，5 g沥青分散剂LYH-1对1 g沥青质沉积物的溶解率高达97%，长时间放置不聚集，具有良好的稳定性能和普适性能。通过研究高效沥青分散剂LYH-1对沥青质的作用机理，证明其主要通过氢键、π-π相互作用与沥青质沉积物形成稳定体系，降低沥青质聚集物粒径，使聚集体稳定悬浮于溶液中，阻碍沥青质进一步絮凝沉积。研究结果表明，LYH-1是一种新型的高性能沥青分散剂，它可以在降低生产成本的同时有效防止油井和地面管道的堵塞，实现增产目标，提高稠油油藏的开发效益。
鉴于CO2的相特性，超临界CO2管道投产置换过程与原油、天然气管道存在显著差异。采用OLGA软件对新疆油田某超临界CO2管道示范工程的投产置换过程进行了模拟，得到投产过程中压力、温度、密度、相态转变等参数变化规律。研究了初始背压大小、首站充注各相态CO2质量流量、环境温度的变化对置换投产过程中置换时间、温度、压力、相态转化过程、CO2用量的影响。研究结果表明，在液相CO2充注阶段，气相CO2不断被顶挤，在憋压作用下气相CO2分子热运动加剧，导致在压力升高的同时温度也升高，后段管段流体由气相直接转变为超临界相；增加各相态CO2充注质量流量可缩短置换时间，为控制管道最高温度不超过50℃，液相CO2的充注流速不能超过0.5 m/s；环境温度的升高会极大提高液化压力，同时大部分管段流体较容易从气相直接转变为超临界相，不利于相态控制，不推荐在夏季进行投产。为方便投产方案评价，提出了安全指标（管道温度）、效率指标（投产用时）、经济指标（CO2用量）三大指标，其中安全指标需优先满足。研究成果可为超临界CO2输送管道投产方案的制定提供参考。
扩容达产评价方法是实现储气库高效运行及预测储气库未来状态的技术关键。为明确储气库扩容达产运行规律，以J气顶油藏型储气库为例，在跟踪储气库生产基础数据和对气藏开发动态研究的基础上，运用气藏型地下储气库动态评价技术，通过分析储气库多周期注采运行数据，开展了储气库压力、库容、单井采气能力、注采运行效果等评价研究，揭示了J储气库扩容达产的主要影响因素。分析认为J储气库正从扩容阶段向稳定阶段过渡，但因排液井储层气窜，无法正常排液，导致后续扩容工作困难；需要针对储气库进行储层精细描述工作，厘清储层砂体展布规律，明确气窜通道；同时，结合数值模拟技术，设计合理注采制度，规避排水井气窜影响，恢复扩容工作。研究形成了气顶油藏型储气库扩容达产评价方法，为后续同类型储气库的建设及储气库的达容达产评价提供一定的技术支撑和借鉴。
大语言模型表现出的通用人工智能特征，为各行业带来了里程碑式的技术革命，也为石油工程智能化转型提供了新的机遇。探讨以DeepSeek为代表的大语言模型在石油工程领域的应用前景、挑战和发展建议。首先，介绍了大语言模型的基本概念和技术特性，然后分析了其在石油工程中的潜在应用场景，如用户交互与问答系统、数据治理与信息整合、数据分析与决策支持、信息解析与智能辅助、环境监测与安全管理等；其次，指出了其在石油工程中存在的局限和挑战，如知识更新能力不够、难以理解专业知识、科研创新性不足和训练成本较高等；最后，提出了大语言模型在石油工程应用中的建议和展望，包括建立针对石油工程的专业化大模型、油气领域数据库与信息提取、联网搜索与实时更新功能、图像处理与视频生成技术等方面的发展方向，并系统探讨了大语言模型在石油工程中的实施框架，为行业智能化升级提供理论指导与实践参考。
在油井自喷生产过程中，油流沿井筒轴向、径向方向温度梯度较高，蜡浓度径向受布朗运动、分子动力影响，存在高变化梯度。在胶质、沥青质等杂质的作用下，井筒受油流温度、环境温度等因素的影响产生析出物，轻则降低产量，重则堵塞井口，导致生产中断。针对中国西部某油田低凝点、强热敏性原油在井筒中易结蜡的问题，基于热力学模型且考虑理想溶液模型中易被忽略的潜热，建立小尺寸竖管油流结蜡有限元模型。利用数值模拟软件对井筒结蜡趋势进行仿真，并研究环境温度、油流入口温度、油流雷诺数对井筒结蜡的影响规律。研究结果表明，低凝点、热敏效应强的原油在低温环境和井筒油流低雷诺数的条件下井筒结蜡量有显著增加的趋势。为避免井筒内因热损失而造成结蜡堵塞，油流温度宜控制在高于静态析蜡点5 ℃至10 ℃范围内。研究结果可为油田开发过程中竖井结蜡趋势的预测、结蜡预防措施的制定提供理论依据。
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