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2026年 第22卷 第1期 刊出日期：2026-03-10
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2026年1期封面、封底及目录

2026, 22(1):  0. 

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相关文章 | 计量指标

专家视点

一种面向深部复杂地层的纳米凝胶增黏堵漏剂性能评价

罗平亚, 贺佳宁, 段永强, 张勇, 游子卫, 刘平江, 陈利, 白杨, 王韧, 白英睿

2026, 22(1):  1-8.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.001

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针对超深井钻完井过程中钻井液在高温、高盐、高地应力复杂地层环境下普遍存在的流变性失控、滤失量剧增及井壁失稳难题，设计并合成了一种基于丙烯酰胺（AM）与甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）的阳离子型纳米凝胶增黏堵漏剂P（AM-DMC）。该材料采用反相悬浮聚合法制备，兼具了聚合物柔性链的增黏特性与纳米颗粒的高界面活性及尺寸效应。利用扫描电镜（SEM）对其形貌进行表征，结果显示其呈现不规则多面体结构，粒径分布为200~500 nm；系统评价了其在低固相水基钻井液基浆中的流变性能、滤失性能和抗盐性；并结合接触角与Zeta电位测试揭示了其微观界面特性。微观机理分析表明，材料表面接触角为13°，Zeta电位为+59.1 mV，这赋予了其高亲水性和优异的分散稳定性，是实现增黏与堵漏协同作用的基础。P（AM-DMC）纳米凝胶通过阳离子链段与黏土颗粒间的强静电吸附作用，以及自身形成的三维空间网络结构，能显著提升钻井液体系的结构黏度与抗剪切能力。当P（AM-DMC）加量增加时，钻井液的表观黏度和动切力较基浆有显著提升，同时API滤失量与高温高压滤失量显著降低；经170 ℃高温老化后，体系仍能保持优异的流变稳定性和低滤失量，证明其具备突出的热稳定性。P（AM-DMC）纳米凝胶为深部复杂地层钻井液体系的高性能化提供了一种兼具高效增黏、精细封堵和卓越抗温能力的新思路，对保障超深井安全高效钻探具有重要的工程应用价值。

油气勘探

水基钻井液高温滤失控制机理及材料研究进展

杨杰, 王韧, 罗宇峰, 梁浩, 敬玉娟, 周楚翔

2026, 22(1):  9-25.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.002

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水基钻井液在高温深井钻探过程中易发生滤失量剧增、性能恶化等问题，严重影响井壁稳定和钻井安全。对水基钻井液高温滤失控制机理及降滤失材料的研究成为当前油气钻井工程的关键课题。综述了水基钻井液高温滤失的影响因素及作用机理，分析了温度、压力及地层条件对滤失性能的协同影响，揭示了高温条件下黏土颗粒聚沉、聚合物分子链降解及滤饼结构破坏的内在机制。在此基础上，论述了近年来高温降滤失材料的研究进展，包括改性天然高分子、耐高温聚合物、磺化材料及纳米复合材料的功能设计、合成方法及性能优化策略；对比了四类降滤失材料的高温稳定性和滤失控制效果；总结了面临的超高温适应性、环保性及经济性等问题；并展望了水基钻井液耐极端环境性能、绿色可持续性和智能化设计协同的未来发展方向。相关讨论可为高温钻井液滤失控制材料的研发与应用提供理论参考和技术支撑。

卡钻风险无监督诊断与处置措施检索推荐系统

吕泽昊, 李桢, 魏风奇, 纪国栋, 李令东, 陈伟峰

2026, 22(1):  26-32.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.003

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卡钻是钻井过程中常见的风险，严重制约安全高效钻井。传统的阻卡诊断与卡钻处置方法大多基于专家经验、机理模型或监督机器学习算法，存在诊断滞后、过拟合虚警高、主观性强和适配性低等问题。基于无监督学习与K近邻算法，提出了卡钻风险诊断与处置案例推荐方法，并形成软件系统。该系统分为卡钻风险诊断与卡钻事故处理两大核心模块。卡钻风险诊断模块采用孤立森林算法（Isolation Forest）对井下实时数据中的核心工程参数的异常变化趋势进行监控与诊断；卡钻事故处理模块则采用基于KD-Tree+KNN的案例推理算法检索卡钻案例决策库，将相似度最高的前三个案例数据返回到客户端辅助工程师处理卡钻事故。基于上述研究，设计并实现了基于案例推理的井下卡钻智能诊断系统。测试表明，本系统在事故前5 min左右成功发出预警，并快速检索出相似度最高的3个历史处置案例，并推送到界面，为工程师提供了直接的决策支持。

井筒完整性研究现状与技术进展

李晓, 赵宇航, 张辉, 吴永川, 郑挺, 张懿, 郑方见, 陈琦

2026, 22(1):  33-39.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.004

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井筒完整性是确保油气井在整个生命周期内安全和可持续运营的关键因素。随着全球能源开发向深地、深海及复杂地质条件区域拓展，高温高压、高应力及腐蚀性介质等极端条件对井筒屏障系统提出了前所未有的挑战。近年来，新材料的发展、智能监测技术的应用和风险评估模型的创新，推动井筒完整性研究在材料性能提升、监测与预测智能化以及失效风险管理等方面取得了显著进展。围绕耐高温高压材料、抗氢渗透复合材料、智能传感器与大数据预测模型，以及多因素风险评估方法等方面的研究现状，探讨了当前面临的材料长期耐久性验证、智能监测系统可靠性、多尺度模型适用性等技术挑战，以及面向碳中和背景下新兴应用场景带来的特殊要求。该成果可为油气安全开发及能源转型中的地下储运设施完整性管理提供参考。

射孔过程中套管-水泥环界面损伤演化规律数值模拟

丁建新, 孙汶玥, 杨志国, 王建华, 王海涛, 席岩

2026, 22(1):  40-48.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.005

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射孔作业过程中高速射流侵彻套管-水泥环-地层组合体，在导致水泥环本体损伤的同时也会造成套管-水泥环界面的胶结损伤，容易引发井筒内的流体沿着套管-水泥环界面发生窜流，进而严重缩短油气井的生命周期。采用流固耦合方法建立了射孔弹爆炸后高速射流侵彻套管-水泥环-地层的数值模型，分析了侵彻过程中套管-水泥环胶结面损伤动态演化规律，研究了不同水泥环材料参数（剪切模量）、内聚力单元参数（断裂能）以及套管类型对胶结面损伤面积和最大损伤半径的影响规律。研究结果表明，随着射流侵彻的进行，套管-水泥环胶结面出现了损伤且范围不断扩大，当射流侵入到地层后损伤面积达到最大值。随着水泥环剪切模量或断裂能的不断增加，胶结面的损伤程度不断减小，增加井眼清洁或者采用含纤维水泥浆有利于降低射流侵彻对胶结面的损伤。采用铝合金、钛合金、镍基合金等耐受性强的套管时，射孔侵彻过程中套管-水泥环胶结面的损伤面积和最大损伤半径会显著增加。研究成果可为射孔侵彻过程中井筒完整性的保障以及工程参数的优化提供理论支撑。

基于热力耦合超深井封隔器胶筒密封失效研究

连威, 刘献博

2026, 22(1):  49-57.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.006

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随着油气勘探开发日渐走向深层、超深层，井筒温压条件逐渐趋向复杂化，封隔器胶筒密封失效问题也受到越来越多的关注。基于热力耦合原理，结合超深井井筒温度分布特征，建立了超深井封隔器胶筒数值计算模型，揭示了超深井井筒温度对胶筒密封能力、胶筒安全性的影响规律。研究表明，随着井筒温度的升高，胶筒轴向压缩形变、径向膨胀形变均增大，胶筒密封性能提高，但是坐封后胶筒服役的安全性降低。基于四川盆地某超深井射孔完井过程中井筒动载荷分布特征，计算出封隔器与射孔段的安全极限距离为220 m，建议封隔器设计坐封位置从6 810 m向井底方向下移90 m，以提高封隔器坐封时胶筒的密封性能。研究结果为超深井完井封隔器坐封位置优化提供技术参考与借鉴。

油气开发

运用3D打印技术模拟裂缝及评估钻井堵漏效果新方法

杨柳青, 王海波, 刘智敏, 曾欣, 刘明

2026, 22(1):  58-67.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.007

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井漏是钻井工程的关键技术难题。当前实验室模拟裂缝性漏失主要依赖钢板缝、金属薄片及砂床等传统方法，难以充分还原真实漏失地层中裂缝的走向、迂曲程度及表面粗糙度等复杂特征，导致堵漏材料在复杂地层条件下的现场应用成功率普遍偏低。提出一种将漏层真实裂缝模拟与3D打印技术相结合的创新方法，通过三维成像重构技术扫描实际漏层岩样，建立数字岩心模型，并应用3D打印技术制作模拟岩心，显著提高了对地层裂缝真实结构的还原度与契合度。在此基础上，采用特制的高温高压动态循环堵漏评价装置，开展多尺度复合缝的系统性承压实验，对比分析了多种堵漏配方在3D打印模拟岩心与传统钢板缝中的封堵性能差异，构建一套适用于真实裂缝模拟与堵漏评价的新方法。经现场试验验证，优化后的堵漏配方一次性堵漏成功率提升至83%，显著增强了堵漏作业的可行性与经济性。研究成果为实现复杂地层裂缝性漏失的高效与精准封堵提供了有效技术支撑，对提升钻井工程效率及油气资源开采保障能力具有重要意义。

苏里格区块石盒子组泥岩井壁失稳机理及钻井液技术对策

孙明昊, 李曜轩, 王菊, 耿愿, 孟思聪, 王立辉

2026, 22(1):  68-77.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.008

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苏里格区块石盒子组井段钻井施工中易发生井漏、起下钻阻卡频繁、井壁坍塌失稳等复杂情况，严重制约了钻井施工效率。针对石盒子组钻遇泥岩井壁失稳的技术难题，以石盒子组泥岩为研究对象，通过岩石微观组构及理化性质研究、水化作用对岩石力学参数的影响规律研究，揭示了该区块的井壁失稳机理；同时，测试岩样置于不同抑制剂水溶液和不同钻井液体系后，其微观形貌、力学性质和分散能力的变化，发现在复合盐体系基础上，使用有机抑制剂与无机抑制剂协同抑制泥岩水化，对提高苏里格区块石盒子组泥岩井壁稳定性效果最佳，并在此基础上提出提高井壁稳定性的钻井液技术对策。研究成果为苏里格区块提高井壁稳定性技术提供理论支撑，助力苏里格自营区块安全、平稳、高效开发。

体积压裂中射孔孔眼冲蚀的主控因素及冲蚀规律

王博, 李欢, 颜廷巍, 周麟泰, 盛少鹏, 周福建

2026, 22(1):  78-87.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.009

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体积压裂是效益开发非常规油气资源的关键技术之一。目前体积压裂技术已进入以段内多簇、小簇间距、限流射孔、暂堵转向、大排量泵注以及高强度加砂等工艺为核心的阶段，但在高泵压、高排量、高砂比下射孔孔眼冲蚀严重，易造成暂堵失败和限流失效，致使段内射孔簇间流体竞争进液，导致裂缝难以同步起裂及均衡扩展，已成为制约非常规油气安全、高效开发的客观难题之一。通过对国内外射孔孔眼冲蚀相关文献的梳理，总结国内外射孔孔眼冲蚀理论模型，分析射孔孔眼冲蚀的研究现状，探讨了大规模加砂压裂过程中射孔孔眼冲蚀的原因，厘清射孔孔眼冲蚀的影响因素并提出冲蚀防护的方向。明确射孔孔眼冲蚀的主控因素及其影响规律，以及冲蚀防护的措施对高效开发非常规油气资源具有重要的工程意义。

高温高压凝析气井压力预测精度影响因素分析及模型优选

韩国庆, 何天, 郭玲, 来思俣, 刘彤

2026, 22(1):  88-96.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.010

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我国投入开发的深层凝析气田大部分具有高温高压、相态复杂的特点。出于测试成本和安全方面的考虑，无法直接测试井下压力等资料，需要利用适合高温高压凝析气井的井筒多相管流模型，由井口参数反演井底流压。为了明确高温高压凝析气井井筒压力预测中多相管流模型的适用性差异，建立合理的模型优选依据，研究分析了跨露点后的相态演化及高压条件下的流型转换条件，比较了黑油模型与组分模型的适用性差异，并对4种机理模型和5种经验模型进行了实例井检验对比。结果表明，在7口实例井的预测对比中，机理模型在深井中的平均误差仅为1.76%，优于经验模型；机理模型和经验模型在常规井中的平均误差均增大至10%以上。考虑极性水影响的组分模型后，基于高压流动实验和现场测试数据拟合修正的多流体机理模型能更好反映凝析液析出及井筒持液率变化，更适用于高温高压凝析气井压力预测。研究成果为高温高压凝析气井井筒压力剖面及井底流压预测方法的改进与应用提供了重要参考。

椰油酰甘氨酸钠泡排剂体系构建及性能研究

董三宝, 晏瑶, 李金华, 马超, 陈家魁, 任振宇, 韩薇薇

2026, 22(1):  97-106.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.011

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针对水淹气井，选用高性能气井泡排剂是成功进行泡沫排水采气作业的关键。合成了一种Gemini阳离子表面活性剂（CAGB），将其与椰油酰甘氨酸钠（SCG）以及短链氟碳表面活性剂FS-50复配，构建出一种具有优异耐盐、耐凝析油性的三元泡排体系。经测试，当CAGB/SCG/FS-50的物质的量之比为4∶16∶5，总量为25 mmol/L时，起泡体积和泡沫半衰期最佳，分别达455 mL和20.45 min。加入鼠李糖后起泡体积和半衰期分别为405 mL、74.09 min。经携液测试发现，一定含量凝析油和甲醇可提升泡排剂体系携液性能，凝析油含量为50%时，携液率高达45.94%，最高能耐受60%的凝析油；甲醇含量为20%时可将携液率提至44.69%，甲醇含量为50%时仍具有较高的携液能力。鼠李糖可使三元泡排体系在矿化度为410 g/L时仍能稳定携液，携液率为32.35%；升高温度有利于提升该三元泡排体系携液能力，90 ℃时携液率高达69.11%。最后，经过表面张力测试、泡沫微观结构观察也证实了三组分间存在协同效应。

新能源

以气电为支撑的新疆沙戈荒新能源大基地技术经济性分析

李运龙, 刘燚, 顾佳卫, 马明伟, 程龙

2026, 22(1):  107-113.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.012

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在“双碳”战略目标背景下，气电凭借其高效、灵活和清洁的特性成为构建新型电力系统的重要支撑电源。通过聚焦新疆沙戈荒地区新能源大基地建设需求，基于新疆天然气资源禀赋，从技术经济维度系统剖析了气电相较于煤电的灵活调节特性。设计典型沙戈荒新能源大基地运行场景，测算了不同电源组合下绿电占比与碳排放强度；量化了气电的经济性指标及环境效益；论证了气电作为沙戈荒新能源大基地较优支撑电源的可行性。研究结果表明，在基地中配置气电相较于煤电能显著提升绿电占比约14%，碳排放强度下降约75%。研究证实了气电在提升基地新能源消纳能力、保障系统安全运行、提高外送清洁电量占比等方面具有显著优势。研究成果可为沙戈荒清洁能源基地建设提供兼具经济性与生态价值的参考方案。

机器学习驱动的二氧化碳气水交替驱开发策略优化方法

苏斌, 李俊超, 朱晨, 李纪新

2026, 22(1):  114-124.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.013

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数值模拟方法在CO₂气水交替驱（CO₂-WAG）开发策略优化中虽然具有较高的预测精度，但在多参数组合优化和全局优化中因计算量巨大使其效率受限，难以满足复杂油藏开发方案的高效优化需求。为了解决这一问题，提出了一种基于随机森林模型的数值模拟替代方法，并结合全局优化框架显著提升了开发策略优化的计算效率与预测精度。通过改进的K-Fold交叉验证方法优化模型超参数，构建了能精准捕捉输入参数与开发效果之间复杂非线性关系的替代模型。以随机森林模型的测试集拟合优度（R²）和均方根误差（RMSE）为主要评价指标，验证了模型的预测可靠性，并通过与数值模拟结果对比进一步论证了方法的可行性和精确性。优化中结合循环遍历法探索增油量与CO₂埋存率之间的权衡，提出了多目标下的最优注采策略。优化结果表明，与传统开发方案相比，基于随机森林模型优化后的开发方案能够在显著提高累计产油量的同时增加CO₂埋存量并延迟气窜时间。在某致密油藏的实际模型中，相比样本最优方案，优化方案使累计产油量提升8.6%，CO₂埋存量增加14.5%，气窜时间延迟6年，显著改善了驱替效果和提高了开发效益。

二氧化碳响应增稠体系的构建及性能评价

郑存川, 宋翼, 陈神根, 庞喆群, 周必东, 景乾隆

2026, 22(1):  125-132.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.014

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针对低渗透油层CO₂驱采油过程中出现CO₂气窜导致的采收率下降等问题，以芥酸酰胺丙基二甲基叔胺（PKO-E）和反离子盐构建了一种具有低初始黏度、高CO₂响应性的抗盐耐温封堵体系。针对该体系的基本性能和低渗透油层环境下的注入、封堵性能展开研究。实验结果表明：在温度70 ℃，矿化度9 824.97 mg/L条件下，CO₂响应增稠体系初始黏度在4.7 mPa·s以下，通入CO₂响应增稠后黏度达到600 mPa·s以上，具有低黏、高CO₂响应的特性；在温度70℃，矿化度2.5×10⁴ mg/L条件下CO₂响应增稠体系黏度为453.97 mPa·s；在温度90℃，矿化度9 824.97 mg/L条件下CO₂响应增稠体系黏度为512.26 mPa·s，表明体系具有良好的抗盐耐温性能。在低渗透岩心注入封堵实验中，注入压力小于0.3 MPa，封堵率超过96%，气体减少率达到96%以上，突破压力达到2.31 MPa以上，证明其对低渗透储层中的CO₂气窜通道具有高效封堵能力。研究成果为低渗透油层提高采收率提供了一定参考。

二氧化碳溶气原油黏度实验研究及模型优化

贺雅楠, 熊小琴, 黄德林, 王培尧, 马启钊, 廖涛

2026, 22(1):  133-142.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2026.01.015

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随着CO₂驱油提高采收率（CO₂-EOR）技术的发展，研究CO₂注入对原油黏度的影响机制具有重要意义。通过室内实验系统考察了温度（20~40 ℃）、压力（0.5~3.5 MPa）和含水率（0%~60%）对饱和CO₂溶气原油黏度的协同影响。结果表明：在恒定压力下，温度每升高5 ℃，黏度下降约60%~80%；在恒定温度下，压力每增加0.5 MPa，黏度下降约1%~5%；反相点前（含水率<40%），含水率每增加10%，黏度上升15%~50%；反相点后（含水率>40%），含水率每增加10%，黏度下降50%~80%。基于实验数据，评估了Standing、Glaso和Vazquez & Beggs（V&B）三种经典模型的预测性能，发现V&B模型具有最优的鲁棒性。采用XGBoost算法结合贝叶斯优化对V&B模型进行动态修正，建立了温度-压力-含水率的多参数映射关系，将模型平均相对误差从20.1%降低至6.9%，平均绝对误差降低约66%。研究成果可为CO₂驱油条件下油气集输系统的工艺设计与动态优化提供理论依据和智能预测工具。