西南石油大学学报(自然科学版)

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1. 储层流体可动性在油田开发中的应用及展望

谭锋奇, 马春苗, 黎宪坤, 静禹钱

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 1-20. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.06.18.02

摘要（172）

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PDF（pc）（10022KB）（372）

储层微观孔喉内流体可动性研究对于储层的精确评价和油藏的高效开发具有重要意义，是油气藏提高采收率的必要条件。依据研究对象的差异性，将孔喉流体可动性的研究方法分为矿物成分、孔隙结构及流体动用3个维度。核磁共振技术能够快速准确地确定可动流体饱和度、可动流体孔隙度和束缚水饱和度等常用的可动流体参数，进而有效地对各类油气储层进行流体评价和产能预测。目前，国内外各大油田均采用核磁共振与其他实验手段相结合的方法来确定储层内流体的动用规律，并在致密砂砾岩、碳酸盐岩、煤层和油页岩等不同类型储层中取得了良好的应用效果。另外，为了达到对不同类型油气资源的有效勘探和高效开发，必须明确储层内流体可动性的控制因素。在已有研究成果的基础上，流体可动性控制因素可以分为宏观和微观两方面，其中，宏观因素主要包括沉积环境、成岩作用和岩相类型；微观因素主要包括孔喉结构、储层物性、矿物成分及水膜厚度等。目前，虽然流体可动性研究方法的种类已较为丰富，并且在不同类型油气资源的评价中取得了良好的应用效果，但是，在其应用的广度和精度上还需要进一步深入研究与探索，在后续的发展中可综合应用孔隙网络模型、油藏数值模拟、多参数评价指标以及联立地球化学参数等新思路和新方法，深入揭示微观孔喉流体可动性的渗流机理，不断提高可动流体综合评价的精度，为油藏开发方案的合理制定提供地质依据，推动石油行业的高效发展。

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2. 西湖凹陷中南部花港组下段储层成岩-孔隙演化

赵晓明, 代茂林, 刘舒, 葛家旺, 赵天沛

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 21-34. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.07.01.03

摘要（134）

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PDF（pc）（31265KB）（146）

西湖凹陷中南部花港组下段储层具有丰富的致密气资源，是该区油气勘探开发的热点。基于岩石薄片、扫描电镜、物性测试和X衍射等资料，对西湖凹陷中南部花港组下段储层特征、成岩作用及孔隙演化等进行了研究。结果表明，储层孔隙度主要在7%~10%，渗透率主要在0.10~0.50 mD，裂缝不发育，属于致密储层。储层先后经历了早成岩A期、早成岩B期和中成岩A期，目前处于中成岩B期，压实作用、溶蚀作用和胶结作用较强。孔隙定量演化结果显示，压实作用使储层孔隙度降低了29.67%，是储层原生孔不发育的主要原因；溶蚀作用使储层孔隙度增加了15.14%，是深部储层发育的关键因素；胶结作用使储层孔隙度降低了13.55%，是储层孔隙结构变差的重要原因。综合孔隙演化结果和油气充注时间关系，该区花港组下段储层属于“先致密后成藏”的致密储层。

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3. 游荡型辫状河沉积特征及沉积相模式

王海考, 王淼, 于忠良, 余成林, 尹艳树

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 35-52. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.01.13.04

摘要（91）

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针对冀东油田高104-5区块馆陶组辫状河模式认识不清、砂体预测不准的问题，开展砂质辫状河河型分类研究。首先，根据区域地质背景、古气候、岩石粒度、层理构造、相序、溢岸、落淤层发育情况以及砂体形态等指标确定研究区为游荡型辫状河。随后，以Miall构型要素分析理论为指导，建立了辫流带、单一辫流带内河道和心滩边界识别标志，实现了研究区游荡型辫状河结构解剖，确定研究区单一辫流带宽度平均1 400.00 m，单一辫流带内心滩平均长度为414.47 m，宽度平均为158.86 m，河道宽度平均53.18 m。心滩长宽比集中在2.0~4.0，心滩宽度与辫状河道宽度比为2.2，为宽坝窄河道辫状河沉积模式。最后采用沉积数值模拟的方法，建立了研究区游荡型辫状河沉积相模式，可为油田开发提供指导。

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4. 页岩储层应力敏感性的时间效应

康毅力, 赖哲涵, 陈明君, 吴建军, 李兵

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 53-63. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.10.31.01

摘要（104）

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有效应力及其作用时间是控制岩石孔隙和裂缝变形的重要外部因素。页岩储层的多尺度孔隙结构特征及孔缝配置关系使得其应力敏感时间效应具有特殊性，然而，以往研究尚未考虑有效应力加载及卸载时间对页岩应力敏感行为的影响。以川南威荣气田龙马溪组页岩气藏为研究对象，钻取不同孔缝发育程度的页岩样品，设计并测试了变有效应力状态下变加载及卸载持续稳定时间对岩样渗透率的影响实验。结果表明：1) 有效应力从5 MPa升至35 MPa时，微裂缝岩样和基块岩样渗透率分别降低了66.82%和27.19%，卸载过程中渗透率恢复率为74.73%和79.82%。页岩渗透率越低，有效应力滞后效应越显著；2) 恒定有效应力加载持续稳定时间从2.5 h延长至10.0 h，应力敏感系数增加3.76%~80.17%，且当有效应力较小时的时间效应更显著。研究认为，页岩组分及多尺度孔缝结构是导致其孔缝变形行为差异性的主因。基于实验研究结果，推荐页岩样品老化处理为6.0 h，提出了优化页岩储层敏感性评价实验方案和优化气井工作制度的建议。

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5. 赋能纳米碳提高原油采收率研究进展

刘锐, 陈泽洲, 高石, 蒲万芬, 杜代军

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 64-75. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.06.13.02

摘要（118）

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赋能纳米碳由于高横纵比和两亲化结构，体现出表面活性剂、分子薄膜、胶体、液晶分子和聚合物的多面特性，在纳米化学提高原油采收率领域独具优势和应用潜力。调研总结了一维碳纳米管、二维石墨烯等纳米碳结构和性质的共性与特性，全面归纳了纳米碳的起源、制备方法与赋能路径；提出了油藏高温、高矿化度条件纳米碳的精细调控赋能策略，剖析了赋能纳米碳在水-油和水-岩石界面吸附和组装机制，多维度精细表征手段及信息化物理模拟方法。以水驱油藏波及系数和波及区内驱油效率均低的普遍性问题为导向，基于纳米的分子—粒子跨尺度特征和水-油-岩界面效应提炼了赋能纳米碳大幅扩大波及系数和提高驱油效率的协同耦合机制。最后，提出了赋能纳米碳提高原油采收率规模应用存在的问题和低碳、高效的发展路径。

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6. 基于油基钻屑制备压裂支撑剂的室内研究

白杨, 常爽, 刘宇程, 柳新国, 罗平亚

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 76-88. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.04.14.03

摘要（88）

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针对热解析后脱油钻屑处理难和处理方式单一的问题，开展了将油基钻屑残渣制备成免烧压裂支撑剂的研究，研究了钻屑与水泥比、CMC添加量、石膏添加量和养护天数共4个因素对免烧压裂支撑剂性能影响。结果表明，在原料配比较优的情况下，制备工艺为钻屑水泥比0.67(质量比)，石膏添加量为6%(质量分数)，CMC添加量为4%(质量分数)，养护时间28 d。该条件下制得的压裂支撑剂颗粒体积密度为1.47 g/cm ³，视密度为2.52 g/cm ³，35 MPa下颗粒破碎率为1.57%。经扫描电子显微镜与X射线衍射仪分析发现，此时压裂支撑剂内部结构致密，孔隙封闭，水化产物CaO·SiO ₂· nH ₂O凝胶和钙长石类物质有利于提高压裂支撑剂的综合物理性能。为脱油钻屑残渣利用提供新的方向。

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7. 基于产量损失率的气井合理配产方法研究

罗建新, 赵茂林, 张烈辉, 刘继柱, 范梓煊

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 89-96. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.09.19.02

摘要（73）

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合理配产对气井生产具有非常重要的作用。现有的配产方法一般是按照无阻流量的1/6~1/3来进行。在研究气体在地层中的非达西效应的基础上，提出了产量损失率的概念，通过量化非达西效应造成的产量损失，建立了气井产量损失率与无因次产量的图版。对于每一个配产，可得到与其相应的产量损失率，非达西效应对气井产量的影响就有了定量化的表征。因此，可根据产量损失率来进行合理配产。对于某些高压气藏，由于地层压力高，气体压缩程度大，地层条件下非达西效应并不强，产量损失率比较低，这类气井就可以将产量配高一些。该配产方法可实现量化储层气体非达西渗流损失，实现气井合理配产。该研究成果能在气井常规配产方法的基础上，进一步优化气井配产制度，更好地满足气井长期稳产、高效开发的需求，为气藏开发提供有益的借鉴。

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8. 小角度燕尾型同层侧钻水平井分段控水策略

唐晓旭, 裴柏林, 赵威

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 97-104. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2021.08.31.01

摘要（67）

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渤海油田高含水低产低效的井逐渐增多，部分区块产量递减快。同层侧钻水平井技术搭配分段控水完井是治理高含水低产低效井的有效手段，但小角度燕尾型同层侧钻水平井应用分段控水完井后未见到控水效果。为此，通过建立理论模型分析发现此类井分段控水失效原理，确定了原井眼的“空腔”是分段控水技术在此类井上适应性差的主控因素。在考虑可行性及经济性等因素后，调整现阶段的钻完井思路，提出了水平段延伸与优化完井管柱配管的综合钻完井改进策略，并对该策略的有效性进行了矿场试验验证。试验井控水效果远超预期，投产164 d仍未见水，无水期累产油高达1.5×10 ⁴m ³。该策略在目标井控水效果显著的同时，单井建井成本增幅仅为8.8%，为后续类似低产低效井治理提供思路及技术储备。

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9. 基于模糊评判决策的天然气驱油藏开发效果评价

胡书勇, 郑冰洋, 阴艳芳

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 105-114. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2021.04.12.03

摘要（71）

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注天然气提高采收率有着良好的应用前景，但目前针对天然气驱油藏缺乏相对应的开发效果评价指标体系及标准，无法对开发效果进行正确、客观、科学的评价。根据油田开发行业标准、水驱和CO ₂混相驱开发效果评价指标体系，筛选出了评价天然气驱油藏开发效果的10项评价指标：采收率提高幅度、换油率、增产倍比、储量动用程度、储量控制程度、压力保持水平、存气率、气油比增长倍数、阶段注采比及注气时机。结合W天然气驱油藏的地质特征、生产动态以及注气开发特点，建立了天然气驱开发效果评价指标体系及评价标准。应用层次分析法、模糊变换原理和最大隶属度原则建立了基于模糊综合评判决策的天然气驱油藏开发效果评价方法，将传统的单指标、定性开发效果评价转化为多因素、定量的开发效果评价。应用实例表明，该天然气驱开发效果评价指标体系及评价方法具有可行性和有效性，对同类型天然气驱油藏开发效果的评价具有一定的指导意义。

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10. 亲油水泥浆界面封隔性能评价研究

黄盛, 周灿, 李早元, 杨川, 刘洋

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 115-125. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2021.10.03.01

摘要（65）

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页岩气井油基钻井液条件下固井时，套管与井壁表面附着油膜或油基钻井液易导致水泥环界面封隔能力下降，形成窜流通道，影响后期增产改造作业。虽然前置液能有效提高界面润湿反转，但受用量、冲洗效率等因素限制，界面仍会出现油膜附着情况。为此，在水泥浆中加入亲油表面活性剂，制备形成亲油水泥浆，赋予水泥环亲油能力。采用接触角、剪切胶结强度、界面水力封隔测试等评价了亲油水泥石的亲油能力及界面封隔效果。研究发现，非极性溶剂在亲油水泥石表面接触角远低于常规水泥石表面，具备良好的亲油性能；亲油水泥石与含白油、油基钻井液的套管、页岩岩芯胶结后，一、二界面抗流体窜流压力分别提升500%和400%，胶结强度分别提高205%和122%；亲油表面活性剂的加入不会对水泥水化程度、水泥浆工程性能及水泥石力学性能产生负面影响。结果表明，亲油表面活性剂掺入后可有效提高水泥环与含油界面的封隔能力，具备提高油基钻井液条件下水泥环-套管-地层界面胶结与封隔性能的潜力。

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11. 储气库注采工艺优化研究与应用

高继峰, 银永明, 公明明, 孙娟, 吴佳伟

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 126-135. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.05.17.03

摘要（94）

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储气库建设对供气管网安全、平衡供气具有重要战略意义，在天然气调峰中起到举足轻重的作用。目前，储气库工艺存在压缩机组中体放空对空排放安全隐患和增压气润滑油超标、采出气轻烃超标、甘醇再生系统尾气对空排放、集输管线积盐腐蚀等问题。针对中体放空，设置放空引射装置，将排放物引至火炬集中排放，避免可燃气体站内聚集的隐患；针对润滑油含量超标(体积比为16×10 ^-6)，设置高压除油器，降低增压气油含量，消除二次污染；通过对脱水装置吸收塔和再生装置优化，避免甘醇起泡失活；通过对甘醇再生气系统改造，实现再生气回收利用，降低环境污染，节约能耗。

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12. 四川某气田集输管线积液影响规律研究

伍坤一, 张露露, 林宇, 李蔚熹, 周军

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 136-146. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.07.23.01

摘要（70）

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针对四川某气田起伏湿气集输管道积液严重问题，基于全动态多相流模拟软件(OLGA)仿真模拟建立了积液模型，考虑了输气量、输液量、压力及温度对管内积液量的影响，揭示了管内积液随输气量、压力、输液量及环境温度的变化规律。绘制了积液版图，直观展现积液变化趋势，为气田分析积液影响提供一定的数据支撑。由于大落差起伏管线流型变化复杂，因此，分析了不同工况下流型的演变过程，结果表明，积液最先在较长的上倾管段形成环状流，随积液增多逐渐向上堆积形成段塞流，直到管内全部充满积液。在积液规律基础上，建立并模拟了混输和分输工况的清管作业，研究了最小输气效率法、最大积液量法和最大允许压降法确定清管周期的可行性。结果表明，对于混输工况，最大允许压降法确定清管周期最长为4.5 d；对于分输工况，采用最大积液量法确定清管周期最长为32.0 d。

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13. 基于场景聚类的天然气场站泄漏风险区域研究

肖飞, 杨露, 王虓, 赵学清, 谢宗宝

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 147-155. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.07.22.02

摘要（63）

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泄漏风险区域划分可为天然气场站的维护管理和应急疏散提供依据，但当前相关研究多基于发生概率最大或损失最严重的单一泄漏场景。针对以上问题，提出了基于场景聚类分析的输配气场站泄漏风险区域划分方法，并以西部某天然气输配气站为例具体分析研究。通过K-means聚类分析筛选出153个代表场景，借助数值模拟得到场站内天然气泄漏扩散后气云浓度分布，最终将场景概率和场站平面图中各网格浓度加权得到泄漏风险区域。与其他风险区域划分相比，提出的方法不仅解决现有单一泄漏场景考虑因素不够全面，普适性差的问题，而且进一步降低了数据冗余度，减少大量工作量和时间。

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14. 能量计价对天然气管网售气收益的影响分析

陈飞

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 156-169. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2021.09.23.02

摘要（73）

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天然气在中国一次能源中所占的比重不断增加，其价值主要体现在燃烧时产生的热量。中国现在仍以天然气体积计价为主，不利于国内天然气市场发展和与国际市场接轨，实行能量计价更能体现天然气的价值所在。研究多种能量计价方式，并基于SPS进行组分跟踪分析。以川气东送管道为例，计算了由体积计价方式改为能量计价方式后的企业售气收益，分析了不同能量计价方式对企业售气收益的影响，确定对企业售气收益有利的能量计价方式，即选取36.84 MJ/m ³作为全国性基准热值；研究了多气源不同供气方案对售气收益的影响，确定售气收益最大化的供气方案：提高元坝气田日供气量，以涪陵页岩气为主要供气源，普光气田气为辅；并进行了基准热值的选择对售气收益的敏感性分析，明确基准热值对售气收益的影响，并确定了在计价方式改革后对售气收益影响最小的基准热值为36.52 MJ/m ³。

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15. 高温高压井水泥环缺失对多层套管应力影响规律

宋琳, 舒振辉, 吴彦先, 练章华, 史君林

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 170-178. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2021.12.21.01

摘要（80）

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由于高温高压井中，固井工况复杂，套管与水泥环之间会出现缺失现象，导致套管损坏，尤其多层套管时上述问题更为突出而复杂。针对上述问题，以准噶尔盆地南缘某高温高压高产气井为研究对象，建立了套管-水泥环缺失-套管-水泥环-套管-地层轴对称有限元模型，模型中水泥环缺失处采用圈闭流体单元，岩石和水泥环采用EDP本构模型，相互界面间用接触力学有限元模型。研究结果表明，该模型能够准确分析复杂条件下水泥环缺失套管受力情况，解决了以前的模型无法模拟水泥环缺失处流固耦合问题；当套管环空出现环状缺失时，水泥环缺失的交界面附近应力最大且水泥环缺失处液体性质对套管强度有较大影响。为保证其井筒完整性，在深井、超深井中，建议优化水泥环返高，使水泥环不返到井口，减小固井段长度，消除水泥环缺失问题。

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16. 深层地热井考虑水泥环损伤的套管预热应力设计

张智, 冯潇霄

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (1): 179-188. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2021.09.29.02

摘要（76）

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深层地热资源相较于传统地热资源具有更大的开发潜力，但由于深层地热井井底温度更高，在开发开采中高温流体使套管受热膨胀，易引起套管屈服变形损坏。而目前对于深层地热井套管安全问题在理论研究和技术实践上均面临着诸多挑战。为此，根据厚壁圆筒理论和热弹性力学基本理论，利用对套管预先施加热应力降低套管的轴向热应力，考虑高温水泥石损伤后地层-水泥环-套管的接触问题，并以套管有效应力控制在相应温度下的最小屈服极限内为原则，根据套管柱强度设计安全系数，评价套管安全性能，建立深层地热井套管预热应力设计方法，缓解高温对套管热损伤的问题。结果表明，水泥浆的密度对损伤因子影响不大，水泥环的弹性模量对损伤因子起主导作用。在预热情况下，注水条件下(注水温度为65 ℃)在预热250 ℃以下能够满足设计条件，在地热生产条件下(地热温度为346 ℃)，需要超过200 ℃才能够满足安全设计要求。

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17. 页岩有机质体积含量：概念、测试方法及意义

游利军, 范道全, 康毅力, 周洋, 陈杨

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 1-14. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.07.15.03

摘要（206）

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有机质含量是评价页岩生产油气能力的重要指标，对孔隙度及含气量均有影响，也是页岩储层地质甜点评价的关键参数，而有机质含量无法体现有机质的分布、连通性、空间占比及其对油气渗流、储层改造的影响。通过对资料的整理与分析，厘清了有机质体积含量的概念，给出并分析了公式法、扫描电镜估算法、 CT 扫描法、低场核磁共振测量法及岩石物理模型法等 5 种计算方法的优势与不足，并探讨了有机质体积含量对富有机质页岩油气开发的意义。有机质体积含量指单位体积页岩中有机质的体积，用百分数表示，强化了页岩气层评价与开发中有机孔的重要性，丰富了页岩气储层评价参数体系；有机质是页岩的弱结构点或弱结构面，有机质体积含量的特性为地质甜点与工程甜点指标搭建了桥梁；有机质的可溶性及空间占比为油气储层孔缝溶扩 “物质净移除、减量增渗”新思路的提出奠定基础，将有机质作为溶蚀改造对象，少量有机质溶蚀将极大增加储层改造体积。

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18. 川中大安寨段页岩排烃效率及其勘探启示

张本健, 路俊刚, 张芮, 蒋奇君, 肖正录

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 15-25. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.06.08.03

摘要（67）

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烃源岩的排烃效率是油气资源评价中的重要参数，排烃效率的研究既可以指导资源评价，又可以作为验证资源评价结果可靠性的重要科学手段。基于目前生烃潜力法的缺陷，提出了改进的生烃潜力法，并利用此方法求取了四川盆地中部侏罗系大安寨段页岩的排烃效率。研究结果表明，当前地质条件下，大安寨段页岩的排烃效率分布于 0～62.6%。随着有机质成熟度（ R _o）的增加，排烃效率逐渐上升，含油饱和度指数先增加后降低。 R _o 处于0.95%～1.72%，含油饱和度指数大于 100 mg/g，页岩层系的可动烃含量较高。岩相组合对排烃效率具有明显的影响，在纵向上有页岩向介壳灰岩排烃的趋势，相较于纯页岩储层而言，互层型组合层间缝发育，有利于页岩油流动和产出。综合认为， R _o＞1.25% 的大一亚段下部互层型组合是大安寨段页岩油的重点勘探目标。该成果可为川中侏罗系大安寨段页岩油的勘探开发提供理论指导。

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19. 川南五峰组龙马溪组低阻页岩特征分析及启示

黄莉莎, 闫建平, 胡兴中, 郑马嘉, 钟光海

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 26-40. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.03.07.03

摘要（66）

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川南长宁和泸州地区五峰组—龙马溪组页岩气储层存在低电阻率异常现象，且不同区域低电阻率井产气差异较大，利用物性、地球化学、X衍射、薄片、含气量、生产测试及测井曲线等资料，研究了低电阻率不同类型的特征、成因因素及其对含气性的影响。结果表明，低电阻率井和正常电阻率井的界限为15 $\Omega\cdot$m，次低电阻率井的电阻率主要在10$\sim$100 $\Omega\cdot$m；低电阻率井的曲线形态特征主要有“持续下降型”($R_{\rm t}$<5 $\Omega\cdot$m)和“先降低再回返增加型”(5$\sim$15 $\Omega\cdot$m)两种；低电阻率的成因因素主要包括有机质过成熟导致石墨化、高含水饱和度、高黄铁矿含量和高黏土矿物含量，对不同类型的电阻率降低起到不同程度的作用；“持续下降型”低电阻率井含气性普遍较差，而“先降低再回返增加型”含气性一般较好，向斜构造带底部且埋深较大的位置出现的低电阻率页岩通常为“持续下降型”，含气性和测试产能往往都不高，是低电阻率页岩气风险探勘开发特别需要注意的一种类型。

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20. 克拉玛依油田中三叠统克下组油气产能评价

石勇, 方志斌, 卢炳雄, 徐欣, 于景维

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 41-52. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.02.16.01

摘要（69）

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PDF（pc）（11841KB）（41）

新疆克拉玛依油田530井区下克拉玛依组具有较大油气勘探开发潜力，但单井产能差异较大，阻碍该区目的层进一步的勘探开发。以多油层产出的S2砂层组为研究对象，利用钻井岩芯观察、测井、粒度、薄片、高压压汞、物性以及敏感性等多种宏观及微观分析资料，对沉积储层特征进行详细分析，将影响重点砂层产能的地质参数和工程参数同储层物性进行灰色关联分析，对未动用区油层产能进行评价。结果表明，研究区下克拉玛依组S2砂层组中有利油层微相为分支河道微相，针对S2–4和S2–5沉积微相中分支河道的展布可进行针对性地扩边。S2砂层组油层岩石类型以砾岩类为主，储集空间主要为次生孔隙和微裂缝，孔隙结构非均质性较强，储层物性相关性较好，同时粒径同含油性为正相关。未动用区S2–4和S2–5油层产能受工程参数影响大于地质参数，S2–4和S2–5油层开发前景较好。

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21. 鄂尔多斯盆地太原组砂岩缝合线特征及成因

齐荣, 林畅松, 黄国家, 杨香华, 张曼莉

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 53-64. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.03.23.03

摘要（72）

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PDF（pc）（198214KB）（63）

鄂尔多斯盆地北缘太原组砂岩中广泛发育缝合线构造，缝合线成因机理复杂，且会对砂岩储层的物性产生重要影响。基于岩芯观察，并通过能谱、扫描电镜、X衍射及铸体薄片等综合分析，揭示了太原组砂岩缝合线的几何形态、矿物组成及其成因机理。研究表明，太原组砂岩缝合线振幅大小差异明显，可划分出波浪型、尖峰型、长方柱型、复合型及网状交织型5种类型。缝合线物质组成主要包括有机碳、石英、伊利石、高岭石、黄铁矿、金红石和锆石，黏土矿物中伊利石的含量远高于围岩，而高岭石含量远低于围岩。缝合线内有机质与黏土矿物具有典型的沉积成因标志，它们可以作为硅质迁移与沉淀的催化剂，导致缝合线内及两侧砂岩孔隙中的硅质沉淀和碎屑石英颗粒的增生。这些缝合线构造是埋藏过程中沉积有机质压溶的产物，是沉积黏土矿物与有机质成岩作用的综合响应。缝合线相关的硅质沉淀与石英加大是研究区太原组石英砂岩致密的主要因素，但沿缝合线易发育裂缝，起到改善岩石渗透性的作用。

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22. 超临界CO ₂对致密碳酸盐岩力学特性影响

苟波, 王琨, 李骁, 詹立, 刘超

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 65-76. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2023.09.02.01

摘要（76）

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PDF（pc）（8284KB）（50）

采用超临界CO$_2$破致密碳酸盐岩具有破裂压力低，易形成复杂缝特点，但其作用的力学机理尚未清晰。选用马家沟组致密白云岩样，采用高温高压超临界CO$_2$饱和流体法，研究了岩样在超临界CO$_2$+地层水的流体中浸泡不同时间后的物性、声波响应、岩石力学特性和破裂形态特征。结果表明，随着浸泡时间增加，化学溶蚀作用引起溶蚀孔径增大，岩样孔隙度、渗透率增加，而声波速度、动态和静态岩石力学参数均下降；当浸泡时间大于1.0 d后，岩样物性参数增大和力学强度降低明显；随着浸泡时间增加，岩样破裂形态由单一低角度剪切缝向高角度剪切缝、共轭缝和剪切、张型复合缝等复杂形态发展；压裂短时间内(小于1.0 d)超临界CO$_2$+地层水形成的弱酸对岩石力学强度劣化程度有mbox限。

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23. 致密油藏水平井组井间地应力场时空演化特征

张羽鹏, 吕振虎, 李嘉成, 陈小璐, 盛茂

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 77-86. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2021.11.13.01

摘要（59）

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PDF（pc）（8432KB）（43）

水平井组开发致密油藏时，孔隙压力大幅下降会显著改变井间地应力的大小与方向，迫使加密井压裂裂缝朝向老井压力衰竭区扩展，导致加密井产量受限。因此，掌握致密油藏井间地应力场时空演化特征是加密井布井与压裂时机优选的重要基础。针对新疆油田金龙2井区致密油藏，基于岩石多孔弹性理论，建立了双水平井组应力–渗流耦合模型，数值模拟得到随孔隙压力下降，井间地应力场的动态变化规律。以水平主应力方向发生反转时的孔隙压力变化值为评价指标，开展了储层物性和压裂完井参数对地应力时空演化特征的影响规律。结果表明，随孔隙压力下降，井间最大水平主应力方向发生反转；储层基质渗透率、井间距减小，单井单位储层厚度日产量及压裂缝间距增加会加快主应力反转，而初始储层孔隙压力对水平主应力变化趋势无影响，其中主要影响因素为井间距。

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24. 气井高速非达西效应主控因素分析

汪洋, 王彬, 罗建新, 赵传凯, 石磊

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 87-94. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.06.10.01

摘要（58）

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PDF（pc）（1152KB）（41）

气藏开发实践表明，高速非达西效应对气井产能有着重要影响，不同的气藏，高速非达西效应的影响程度是不同的。对于地层压力较低的气藏，当气井产量较高时，高速非达西效应表现比较强；而对于地层压力较高的气藏，相同的气井产量，高速非达西效应可能并不强。其原因在于气体在较高的地层压力下压缩程度很强，密度、黏度更大，天然气的渗流速度更低，高速非达西效应更弱。根据气井产能方程和雷诺数方程，从气井产量、储层物性和气体性质等方面对影响非达西效应的主要因素进行了敏感性研究，基于临界雷诺数得到了达西和非达西渗流界限，建立了天然气达西渗流图版。通过该图版，可以明确非达西效应的强弱，进而为确定气井配产上限提供指导。

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25. 南缘超高压致密气藏应力敏感及钻井液污染研究

胡元伟, 杨硕孔, 仇鹏, 刘煌, 赵传凯

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 95-102. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.07.04.03

摘要（59）

HTML （3）

PDF（pc）（2024KB）（24）

储层低渗特征和钻井液污染是影响低渗气藏有效建产的主要因素。基于耐超高温高压实验系统和CT扫描技术研究了新疆油田南缘区块1个高温超高压致密气藏(158.6 cdu，146 MPa)渗透率应力敏感性以及钻井液污染特征。研究结果表明，1) 储层岩芯孔隙中90$%$以上为粒间孔，且少量粒间孔被方解石胶结物和沥青全充填-半充填；2) 在净应力110 MPa下，所考察的两块柱塞岩芯(0.001 9 mD，0.032 5 mD)的应力敏感渗透率降低率(相对于储层实际净应力下)分别为39.28$%$和16.04$%$，属于中等偏弱和弱敏感；3) 定性和定量表征了另外两柱塞块岩芯(0.004 2 mD，0.029 0 mD)在实际操作工况下钻井液侵入特征，发现钻井液均没有突破两块岩芯长度，侵入渗透率为0.029 0 mD岩芯的深度为3.86 cm，但引起的表皮系数达到6.54，表现为严重污染。研究成果对于掌握高温超高压气藏储层特征、钻井液污染认识以及后续储层保护措施建立提供了重要技术支持。

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26. 渝西区块龙马溪组强封堵油基钻井液技术研究

钟成旭, 李道雄, 李郑涛, 谢刚, 张震

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 103-113. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.06.07.02

摘要（71）

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PDF（pc）（2751KB）（40）

渝西区块龙马溪组在水平段钻进过程中因井壁失稳而导致的卡钻、憋顶驱、测井困难等复杂情况频发，研究发现，造成此现象的主要原因是该区块龙马溪组地层微纳米孔、缝发育和钻井液封堵性能不足。因此，在强化现场钻井液封堵性能的基础上优选了钻井液主要处理剂，构建了适用于该区块龙马溪组强封堵油基钻井液体系，室内测试结果表明，经过220 nm和450 nm微孔滤膜时未发生滤失，且综合性能均优于普通钻井液。现场应用表明，龙马溪组水平段钻进过程中未出现井壁失稳问题，与同平台采用常规封堵技术的已钻井相比，平均机械钻速提高8.81 m/h，水平段钻井周期缩短2.79 d，铂金靶体钻遇率100$%$，创渝西区块深层页岩气井5项钻井指标纪录，强封堵油基钻井液技术能满足该区块钻井工程需要。

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27. 水平井体积改造井距和簇间距优化研究

马泽元, 胥云, 翁定为, 郭英, 鄢雪梅

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 114-124. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2021.03.04.01

摘要（69）

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PDF（pc）（3498KB）（66）

为研究页岩油水平井最优井距和簇间距的工程问题，针对鄂尔多斯盆地长$_7$储层地质特征，采用地质–工程一体化工作流程，建立三维地质模型和地质力学模型，模拟不同簇间距条件下的复杂缝网扩展，依据全缝长频率分布优化井距。采用非结构化数值模型预测水平井的生产动态，确定产量最高的分段分簇方案。数值模拟分析表明，采用缝长累积频率分布中P90值对应的缝长作为水平井井距，有助于提高复杂缝网对储量的控制程度，簇间距缩小到3～5 m时建议水平井井距为200 m左右；簇间距从15 m缩小到3 m，支撑裂缝总表面积提高108$%$，同时体积改造程度提高142$%$；对于目标储层，簇间距从15 m缩小到3 m，投产3 a累产油量增加75.91$%$；采用3 m簇间距方案无法满足经济效益的需求，建议以5 m作为簇间距。

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28. 海上油田“双高”阶段低效井综合治理研究

王欣然, 王艳霞, 王晓超, 邓景夫, 李红英

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 125-134. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.06.23.02

摘要（54）

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PDF（pc）（2753KB）（43）

X油田是渤海典型的化学驱结束后续水驱油田，目前处于高含水及高采出程度的“双高”阶段，为解决开发生产过程中低产低效井逐渐增多且治理难度逐渐增加的问题，对油田储层沉积微相、地层物性参数、剩余油挖潜历程、开发方式转变、注采井网调整、增产措施影响等因素开展研究，分析低效井成因主要包括储层条件导致含水突升、井网不完善导致能量下降、过筛管压裂后采油井出砂等。针对不同成因低效井开展了分类治理研究，提出了区域流场调整、分层系开发、防砂筛管补贴等治理措施。2020-2021年矿场实践表明，对X油田12口低效井实施针对性的治理措施，单井平均高峰日增油达18 m$^3$，预测治理有效期内将累增油21×10$^4$ m$^3$，该油田的低效井治理技术使油藏生产能力得到有效释放，为同类海上油田低效井治理提供了参考和借鉴。

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29. 基于组合赋权的压裂作业人因失误概率研究

陈波, 庞茜月, 樊春明, 邓丽, 戴启平

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 135-144. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2021.11.08.05

摘要（50）

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PDF（pc）（986KB）（19）

压裂作业强度大，环境恶劣，长时间枯燥的作业容易诱发人因失误，造成事故，分析压裂现场人因可靠性对于提升压裂作业的安全和效率具有重要意义。在考虑压裂现场情境因素影响基础上，提出了一种组合赋权模糊人因可靠性分析方法，用以评估压裂现场人因失误概率。首先，通过对压裂现场的调研分析，结合压裂作业情境环境特点，基于认知可靠性与失误分析方法(CREAM)建立了适用于评估压裂作业的一级共同绩效条件CPC 8个，二级CPC因子评估指标36个。其次，根据实际工况中各CPC对人的绩效可靠性的影响程度不同，提出以差异系数法确定线性组合系数，基于序关系法与熵权法对各项评估指标进行主客观线性组合赋权。最后，利用本文方法分析四川某页岩气压裂作业现场人因失误概率，结果表明，较一般模糊CREAM方法，在不同情境环境下，随着情境环境水平的下降，组合赋权模糊CREAM方法对CPC评价数据敏感度更高，人因失误概率增加，并且变化速率加快，这与现场实际工况一致，为压裂现场的人因可靠性分析和人因失误概率量化结果优化提供了参考。

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30. 天然气流量次级标准装置计量性能核查技术

彭利果, 何金蓬, 周刚, 万元周

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 145-154. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.01.24.08

摘要（52）

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PDF（pc）（1985KB）（21）

针对用于贸易交接流量计流量量值溯源的高精度流量标准装置计量性能实时核查技术不完善问题，开展了天然气流量次级标准装置计量影响因素、实时核查技术指标与方法研究，研究中采用了k-means聚类等大数据统计分析技术，创新提出天然气流量次级标准装置计量性能实时核查技术指标与核查方法。验证表明，采用组合涡轮工作标准表，组合实施一对一核查、多对一核查、多对多核查、总量核查，监控天然气发热量波动率、压力温度稳定系数、喷嘴间温差、喷嘴差压及涡轮工作标准表相对次级标准体积流量偏差及重复性共6项技术指标，能准确实时核查用于检定高准确度检流量计的次级标准装置的计量性能，实时监控流量计检定的过程质量、保证每台次流量计检定结果准确可靠。研究成果对于天然气流量标准装置质量控制具有一定的指导意义。

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31. 超深井套管卡瓦效应的拉伸极限载荷理论计算

练章华, 万智勇, 宋琳, 赵朝阳, 林铁军

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 155-163. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2023.02.04.01

摘要（63）

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PDF（pc）（1986KB）（49）

针对新疆某油田超深井井口套管悬重过大，造成卡瓦牙对套管外壁齿入损伤，且累计损伤导致卡瓦悬挂器套管断裂失效的事故频繁，提出了“卡瓦效应的拉伸极限载荷”来评价井口卡瓦悬挂器夹持部分套管的强度设计，具体为基于第三强度理论和第四强度理论，分别建立了井口卡瓦悬挂器夹持套管的“卡瓦效应拉伸极限载荷”计算模型。计算结果表明，从安全角度评价套管强度，采用第三强度理论计算卡瓦悬挂器套管的卡瓦效应拉伸极限载荷更合理，但为更充分利用材料的力学性能，应采用第四强度理论进行评价，还得到在四通有限空间内，可以保证有较大的卡瓦效应拉伸极限载荷的最佳卡瓦半锥角为23$°{\sim}25°$，最佳卡瓦有效接触长度为135${\sim}$145 mm。研究方法和结果将为卡瓦悬挂器井口套管的强度设计、各种安全施工作业等提供理论依据。

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32. 固液混合物振动筛分机理研究

方潘, 陆小刚, 石双全, 彭欢, 侯勇俊

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 164-175. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2021.08.18.01

摘要（58）

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PDF（pc）（3998KB）（17）

振动筛分技术是固液混合物分离的一种手段，被广泛应用于钻井液固相控制、河道淤泥处理和煤矿脱水等领域。现有研究对固液混合物的振动筛分机理缺乏认识，限制了振动设备筛分效率的提升空间。针对这一问题，采用计算流体力学与离散单元耦合法(CFD–DEM)研究了固液混合物振动筛分机理。首先，利用Hertz-Mindlin JKR Cohesion接触模型引入湿颗粒之间的碰撞行为；其次，应用多孔介质描述了筛网的细孔特征；然后，运用动网格模拟了筛网的直线振动轨迹；最后，分析了固相颗粒物料的动力学特性和液相流动特性，并对比研究了振动系统的振幅和振动频率对固液混合物筛分效率的影响。研究结果表明，增加振幅和振动频率可提高固液混合物筛分效率，但当振幅大于3.0 mm和频率大于22.3 Hz时，振动筛对固液混合物的筛分效率影响的敏感性减弱；振幅小于或等于3.0 mm和频率小于或等于22.3 Hz时，固液混合物振动筛分效率对振幅的变化最敏感，振动频率次之；固液混合物的透筛区域集中在筛网长度比小于20$%$的区域。

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33. 铁钻工上卸扣的最大主动扭矩分析

陆文红, 赵广慧, 李涛, 冯闯

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (2): 176-186. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2021.09.29.01

摘要（56）

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PDF（pc）（2377KB）（46）

针对铁钻工在上卸扣过程中管柱被咬伤和剥皮现象，从管柱抵抗钳牙咬入、切削和摩擦的角度，建立了铁钻工能提供的最大主动扭矩与夹紧力之间关系的研究方法。首先，对钳牙咬入管柱的过程进行了弹塑性计算和损伤失效分析，获得钳牙咬入深度；然后，通过齿形摩擦块与摩擦环的摩擦实验确定钳牙与管柱材料之间的摩擦系数，并利用单齿切削管柱材料的三维有限元计算得到切削力，由摩擦力和切削力确定铁钻工能提供的最大主动扭矩；最后，研究了钳牙的牙型角、齿顶宽和齿尖倒角对上卸扣扭矩的影响。为优化钳牙结构和作业参数、改进铁钻工性能提供理论依mbox据。

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34. 基于MLR-ANN算法的地应力场反演与裂缝预测

张伯虎, 胡尧, 王燕, 陈伟, 罗超

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (3): 1-12. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.08.20.01

摘要（104）

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中国页岩气储层埋藏深，受构造运动影响，地应力分布规律复杂，传统方法很难准确反演区域地应力大小和方向°提出多元线性回归和人工神经网络的耦合算法，对川南长宁—建武区块的页岩气储层及周边地应力场进行反演，并采用综合破裂系数法，对储层裂缝进行预测，划分裂缝发育区域。研究表明，基于多元回归和神经网络的耦合算法能准确反演区域的地应力场分布规律。研究区的地应力以挤压应力为主，方向在 NE115°左右。受构造运动产生的断层周边应力较为集中，易发育剪切裂缝，裂缝以发育和较发育程度为主。研究区在邻近龙马溪组底部的五峰组上段和构造大断层部位裂缝发育程度较高。研究成果对该区块完善页岩气开采的井网布置、压裂优化设计和套管损坏防治等有一定的参考价值。

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35. 基于重加权L1的ATpV正则化叠前反演方法

潘树林, 陈耀杰, 尹成, 苟其勇, 张洞君

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (3): 13-26. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.08.20.02

摘要（54）

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PDF（pc）（25920KB）（66）

地震叠前反演能够准确获取地下储层介质的各类参数，是油气的勘探与开发中重要技术之一。然而，地震反演是典型的病态问题，为了克服此问题，通常使用正则化约束目标函数，来减轻反演问题的病态性。但是正则化约束忽略了地层边界的振幅信息，使用重加权方法可以很好地克服这一问题，更好地恢复稀疏性。提出了一种基于重加权L1 的 ATpV 正则化叠前三参数反演方法（ATpV-L1 方法），首次将重加权 L1 方法与 ATpV 方法结合，并引入到叠前反演中。采用交替方向乘子算法（ADMM）建立反演框架，对目标函数进行分块优化，有效提高了收敛速度。首先，介绍ATpV-L1 方法，建立了基于 ATpV-L1 的叠前反演目标函数；然后，应用理论模拟数据对比新方法和 ATpV 方法反演结果，验证了方法的效果；最后，使用实际数据进行实验分析，进一步验证了 ATpV-L1 方法的反演精度及可行性。实验结果表明，提出的 ATpV-L1 方法可以有效恢复反演结果的稀疏性，提高反演精度。

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36. 川东南页岩气储层的岩石物理特征分析

刘文革, 尹成, 陈康, 田发发, 彭达

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (3): 27-36. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.09.10.03

摘要（66）

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四川盆地志留系龙马溪组页岩因富含有机质、埋藏深度适中的特点，已成为国内页岩气勘探的主要层位之一。页岩气储层非均质性强，物性参数所表现出的各向异性及脆性特征会受到多种因素的影响，不利于勘探中的测井解释和地震“甜点”的预测。基于以上原因，在四川长宁双河、重庆华蓥山三百梯等野外地质露头剖面采集页岩样品，利用 X 射线衍射分析页岩的矿物成分及含量，在实验条件下研究围压和温度的变化对地震速度的影响，确定地震速度与矿物成分的关系，以及页岩各向异性参数的变化规律。研究成果在一定程度上揭示了川东南地区含气储层黏土含量对页岩各向异性和脆性的控制作用，并总结出各向异性参数变化的经验关系，从而为岩石物理建模、各向异性参数反演以及脆性评价等提供地质依据。

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37. 深层页岩气水平井双层靶体优选及效益评估

罗静超, 闫建平, 石学文, 钟光海, 郑马嘉

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (3): 37-49. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.08.17.01

摘要（48）

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PDF（pc）（2585KB）（63）

川南泸州地区五峰组—龙马溪组深层(>3500m)页岩气富集，为保障页岩气增产稳产的开发目标，需要实现龙一$_1$亚段页岩气的立体动用。利用岩芯、测井及生产等资料，对研究区深层页岩气地层开展了储层特征、储层品质定量化评价及压裂高度模拟等方面的研究，结合储层品质定量化评价和压裂高度模拟建立了一种深层页岩气水平井双层靶体智能优选及效益评估方法。研究结果表明：1)龙一$_1$亚段由深到浅整体物性变差，龙一$_1^1$—龙一$_1^3$小层以I类甜点为主，龙一$_1^4$小层以II类甜点为主，厚度达40余米。2)深层页岩气储层水平井靶体智能优选方法可快速得到两套靶体优选的深度、甜点品质、压裂高度和水平井靶体效益评估$Q$值等信息。3)第一套靶体效益评估的平面优势区域与目前产量高的井区相符合，结合龙一$_1^4$小层的靶体效益评估$Q$值和部分已建立第二套靶体水平井的实际产量，认为川南深层页岩气储层第二套靶体具有一定的开发价值和潜力，且明确了两套靶体平面上的优势区域，为深层页岩气储层双层靶体的规模化实现及产量预测提供了依据。

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38. 沙湾凹陷上乌尔禾组储层特征及控制因素分析

胡婷婷, 余海涛, 吴晨骁, 关键, 于景维

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (3): 50-65. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.03.14.01

摘要（49）

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沙湾凹陷上乌尔禾组成藏条件同玛湖凹陷相似，但储层基本特征以及控制因素较为模糊，阻碍了该地区目的储层进一步勘探和开发。在前人研究基础上，利用岩芯观察、薄片、扫描电镜、压汞及物性等研究手段，对研究区上乌尔禾组分段的储层岩石学特征、储集特征及控制因素进行详细分析。结果表明，乌一段岩性以砂砾岩为主，储集空间以原生粒间孔为主，普遍见片状片弯状喉道，属于特低孔特低渗储层；乌二段岩性以含砾砂岩为主，储集空间以原生粒间孔和粒间溶孔为主，发育片状喉道，属于低孔中低渗储层。沉积和成岩因素为储层质量主要控制因素，沉积环境和凝灰质含量控制优质储层的分布和储集性能，成岩因素中压实作用对储层物性影响最大，胶结和溶蚀作用造成储层物性进一步产生差异，异常压力对储层质量有一定的改善。以上因素造成乌二段孔隙结构较为复杂，储层质量相对较好。

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39. 胆碱基DES在EOR及CCUS中的应用与展望

白佳佳, 陈掌星, 康毅力, 陈明君, 陶磊

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (3): 66-76. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.11.24.01

摘要（65）

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深共晶溶剂（Deep Eutectic Solvent， DES）具有低饱和蒸气压、不易燃、不易爆、无毒、易降解、电化学和热稳定性好等优点。 DES 具有很好的表面活性， DES 中的氢键网络与阴、阳离子表面活性剂具有很好的协同驱油作用。关于DES 与常用表面活性剂的协同作用研究尚处于起步阶段，二者复配体系提高采收率（Enhanced Oil Recovery， EOR）机理尚不明确。在全面分析归纳总结胆碱基 DES 物理化学性质的基础上，探究了 DES 及其与阴或阳离子表面活性剂复配体系 EOR 机理，揭示了 DES 吸收二氧化碳机理，提出了 DES 在稠油油藏、低渗透油藏 EOR 以及碳捕集、利用与封存（Carbon Capture， Utilization and Storage， CCUS）中的应用建议。研究结果对 DES 在 EOR 和 CCUS 的应用推广具有重要的指导意义。

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40. 水合物快速生成技术及装置

葛坤, 魏皓琦, 王佳琪, 张昕宇

西南石油大学学报(自然科学版) 2024, 46 (3): 77-93. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2022.06.28.02

摘要（51）

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气体水合物技术在天然气固态储运、海水淡化和 CO ₂ 封存等领域有着广阔的应用前景，水合物快速生成是制约水合物技术应用的关键问题之一；由于对水合物快速生成的研究起步较晚，水合物反应器研制发展尚未成熟，生成速率达不到工业要求。如何提高水合物生成速率，实现水合物的快速生成是实现气体水合物技术应用亟待解决的问题之一。结合水合物的生成机理，分析了制约水合物快速生成的影响因素；回顾了各类水合物快速生成装置的结构和原理，从传质传热角度解析了各类反应器的优缺点，并对未来的研究方向提供几点建议：对有良好应用前景的装置加强改进，逐步扩大规模；结合高科技装备，构建新型反应器；构建一个标准的反应器评价体系。

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