西南石油大学学报(自然科学版)

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1. 大数据在井筒工程的应用和发展

张智, 王翔辉, 丁剑, 赵捷, 武林芳, 侯振永

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 1-14. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2023.10.29.31

摘要（245）

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PDF（pc）（2193KB）（173）

工业4.0 技术革命促进油气行业步入数字化、智能化高速发展的智慧油田新阶段，中国石油领域数字化建设和应用集成取得多项进展，已采集钻井、录井、测井、试油气、分析化验和油气生产等多项海量勘探开发的数据；并对数据展开多项大数据分析，加快自动化建设及智能决策等。但使用的数据面临井筒工程数据库标准不统一、数据深度共享难、数据孤岛问题严重等挑战。为加速地质工程一体化建设和应用，深化井筒工程大数据服务及智慧油田建设，分析了井筒工程大数据与传统大数据的联系与区别，统计了国内外油气大数据技术与平台现状，介绍了井筒数据特征和层次，总结了常见井筒工程问题的大数据算法；提出了如何根据业务需求进行算法优选的方案。最后，对当前大数据技术在井筒工程中应用存在的问题提出了发展性建议。

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2. 深层碳酸盐岩气藏水侵封闭特征及再动用机理

张芮菡, 胡雨涵, 李滔, 路广, 张涛, 张烈辉

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 129-140. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2023.11.03.34

摘要（110）

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PDF（pc）（4903KB）（50）

碳酸盐岩气藏普遍含水，开发过程中水侵易导致大量气体被封闭在储层。因此，从孔隙尺度刻画和认识水侵封闭气特征及再动用方法具有重要意义。基于真实碳酸盐岩储层的CT扫描图像，抽提了裂缝-孔隙型储层的孔缝特征，制作了刻蚀玻璃薄片并开展了气水两相流动实验，可视化呈现了水侵动态及封闭气特征，进一步结合格子玻尔兹曼方法，评价了孔隙结构特征、润湿性和压力梯度对水侵动态的影响，最后揭示了封闭气再动用机理。结果表明，碳酸盐岩储层越疏水，水侵后形成的封闭气体积越大，形成的封闭气类型包括盲端(角隅)封闭气、绕流封闭气、卡断封闭气、“H”型封闭气和缝网封闭气；在水侵压力梯度增加时(气井提产)，大量气体以网状封闭气的形态残留在储层中；实际水淹气藏“间歇开井”(间歇降压、增压)可以使得卡断封闭气和缝网封闭气重新动用。

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3. 泸州地区深层页岩含气性影响因素与赋存状态演化

蒋裕强, 吴建华, 陶诗平, 周安富, 谢伟, 孙越

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 1-16. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2025.03.05.03

摘要（107）

HTML （399）

PDF（pc）（1128KB）（120）

为探究泸州地区龙马溪组地层条件下的页岩气赋存与演化特征，开展了不同含水状态下的体积法甲烷等温吸附实验。采用三元Langmuir模型对页岩过剩吸附量进行拟合，校正后最大吸附量达2.5 cm ³/g。有机碳含量和黏土矿物是甲烷吸附量的有利控制因素，而含水饱和度升高会对甲烷吸附形成抑制作用。随埋深增加，吸附气量先增加后减小，游离气的含量持续增加。含水条件下，吸附气和游离气含量存在等值埋深，该深度随含水增加而向上迁移，形成混合赋存带。泸州地区深层页岩气演化分为4个阶段：沉积初期至晚志留世地层沉降速度快，页岩气以生物成因吸附气为主；早泥盆世至中三叠世地层经历持续沉降与小幅度抬升，赋存状态仍然以吸附气为主；中三叠世至晚白垩世埋深快速增加，游离气量快速增加；晚白垩世至今地层抬升，生烃过程停止，泸州地区构造保存条件较好，游离气得以保存。

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4. 四维地震流体变化指示因子——以P油田四维地震解释为例

李蒙, 李发有, 张文彪, 陆文明, 赵华伟, 徐睿

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 27-36. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.09.03.01

摘要（90）

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流体动态监测是油气藏高效开发关键技术。四维地震可以直接对流体变化成像，实现三维空间流体动态监测，因此被广泛应用于深海油气田开发、稠油热采、二氧化碳封存等领域。但主流四维地震解释方法在表征复杂流体变化时仍存在多解性强、可靠性差的问题。面对上述技术挑战，基于理论模型和四维地震正演模拟，利用相位转换技术，构建了四维地震响应和不同流体变化之间的关系，提出四维地震流体变化指示因子，实现了复杂流体变化方式和变化范围的动态解释。利用本文提出的新方法对西非安哥拉深海P 油田四维地震资料进行了流体变化解释，解释结果与生产动态信息吻合。流体变化解释结果表明，油、气、水的渗流特征差异和油藏构造特征控制了气、水的运动路径。流体动态变化的有效监测为开发方案调整提供了可靠的依据。

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5. 双峰盆地晚中新世深水沉积体系发育特征与勘探前景

杨志力, 吴佳男, 范国章, 李丽, 张远泽

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 15-26. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.08.30.02

摘要（84）

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PDF（pc）（16139KB）（47）

双峰盆地为琼东南盆地中央峡谷水道的沉积物卸载区，其深水沉积体系规模巨大。随着南海北部深水区勘探进程的加快，双峰盆地油气勘探前景日益受到关注。通过海平面升降、地震资料反射特征等综合分析，对双峰盆地晚中新世深水沉积体的发育特征与油气地质条件展开了系统研究。研究结果表明：双峰盆地深水沉积体主要发育于晚中新世，发育分支水道、水道复合体、水道天然堤复合体、朵叶体等深水沉积单元，深水沉积体分布面积达上万平方公里，为潜在的超大规模储层；同时，双峰盆地西部拗陷和北部拗陷具有较好的生储盖条件，为具有油气勘探潜力的优选区域。由于双峰盆地整体位于深水——超深水区，烃源岩品质好坏、生排烃规模大小以及勘探目标是否具有经济性等是该区油气勘探的不确定因素，该结果对双峰盆地的油气勘探远景分析及战略选区、选带具有重要指导意义。

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6. 西湖凹陷花港组低渗储层成岩作用及优质储层成因

银文斌, 赵晓明, 葛家旺, 梁岳立, 王建伟

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 17-34. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2025.01.15.03

摘要（82）

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西湖凹陷花港组砂体物性普遍较差，局部发育的优质储层往往是油气聚集的关键。基于岩芯、薄片资料、电子探针及分析化验等资料分析储层特征及其主控因素，并建立优质储层的发育模式。结果表明：研究区花三段主要发育特低渗储层、低渗储层和高渗储层，优质储层的孔隙类型以粒间溶孔为主。砂岩储层成岩作用包括压实作用、胶结作用（石英、碳酸盐、黏土）、溶蚀作用。优质储层在演化过程中储层经历过大气水和油气充注的酸性改造，物源和发育强水动力的沉积相带是优质储层发育的有利条件，早期的方解石胶结与晚期油气充注改造是优质储层原生孔隙保护和次生孔隙生成的关键，整体上沉积作用、成岩作用及构造作用在时空上耦合控制了优质储层的形成。

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7. 深海水合物生产井筒水合物二次形成规律研究

姜淑贤, 宋宣锜, 何玉发, 刘畅, 宋金泽

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 75-89. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.04.06.31

摘要（78）

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PDF（pc）（841KB）（16）

为防止水合物的二次形成并提升井筒内流动效率，建立了深海水合物储层生产过程中的温度模型，综合考虑产砂粒径、产砂量和焦耳汤姆逊效应对水合物生产井筒中热传导的影响，模拟了深海水合物储层生产过程中适度出砂工况下的井筒温度曲线和压力曲线。考虑深水天然气水合物储层开发环境，明确地层产砂粒径、井筒尺寸、天然气产量、套管厚度、套管导热系数、流体导热系数、岩石导热系数及水合物储层埋深等因素对于井筒内水合物二次形成的影响。敏感性分析发现，水合物生产过程中，如果挡砂精度设计过小，地层产砂较小，井筒内温度降低较明显，水合物二次形成风险加剧；同时通过模拟也证明了局部加热水合物生产井筒，可以从降低水合物二次形成的角度，适度降低水合物防砂精度，减轻高精度挡砂带来的井筒流动性风险。模型计算结果现场生产案例中推荐地层产砂粒径控制在30 μm以下，井筒临界厚度为0.389 m，并适当降低天然气产量从而提高井筒流通效率和降低水合物二次形成风险；浅层水合物地层开发过程中，井筒内更易发生水合物二次形成；通过计算验证安装局部加热电极可以有效降低泥线附近水合物二次形成风险。研究结果为深海水合物储层生产精细防砂与井身结构设计提供理论支撑。

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8. 珠一拗陷富烃洼陷古近系烃源岩生烃模拟实验及生烃贡献

詹骏彦, 徐国盛, 冯进, 史玉玲, 熊万林

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 35-48. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2025.01.23.02

摘要（72）

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PDF（pc）（1106KB）（8）

位于南海北部大陆边缘东部的珠江口盆地是中国重要的含油气盆地，其中珠一拗陷已经发现多个油气田和含油构造，在第二次全国资源评价结果表明，珠一拗陷油气资源以石油为主，天然气为辅，有较大的资源潜力。为系统评价珠江口盆地珠一拗陷内富烃洼陷烃源岩的生烃能力，选取了文昌组半深湖—深湖相、浅湖—半深湖相，恩平组浅湖—湖沼相以及煤系这两套4类烃源岩，在半开放—半封闭体系下进行生烃模拟实验，综合得出烃源岩生烃动力学模型，在“成因法”油气资源评价方法指导下，结合盆地模拟软件，首次利用多相烃源岩从富烃洼陷的热演化程度、烃源岩生烃史及生排烃强度等方面，充分证实珠一拗陷富烃洼陷具有丰富的油气资源，这些成果为珠一拗陷的进一步勘探与开发提供了有力的科学依据。

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9. 碳酸盐岩油藏扩储增产新技术的研究与应用

陈利新, 王霞, 赵彬, 杨博, 蒋亚坤

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 98-106. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.04.18.03

摘要（72）

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PDF（pc）（668KB）（9）

缝洞型碳酸盐岩油藏以原生孔隙及次生缝洞系统为主要储存空间，裂缝为油气渗滤通道，各缝洞体空间发育孤立，连通性较差，单井井控缝洞规模有限。哈拉哈塘油田因井控储量小导致长停、低效的油井占比已达41%，前期已尝试通过重复酸压、高压扩容注水进行治理，虽取得一定成效，但大部分井有效期短，治理后递减快，单独依靠酸压或扩容注水难以实现井控储量小的油井效益复产。针对这一问题，在研究前期储层改造方法的基础上提出了规模酸压+扩容注水的新方法，先行扩容注水在近井形成高压水带，开启地层的天然裂缝或者压开地层，之后通过酸压实现酸蚀缝长与酸蚀裂缝导流能力同步最大化的改造，沟通远井储集体，酸后直接大排量注水，进行超远距离的刻蚀，从而达到“造缝找洞”的目的。目前已实施3口井，增加动用地质储量46.04×10 ⁴ t，累增油4.72×10 ⁴ t，预计有效期累产油可达6.36×10 ⁴ t，为缝洞型碳酸盐岩油藏低效井扩储增产提供了一种经济有效的新方法。

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10. 高应力储层射孔井孔眼起裂压力及方位研究

刘虎, 路千里, 段华, 肖彬, 张航

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 94-106. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.01.01.01

摘要（51）

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PDF（pc）（746KB）（43）

高应力储层或者地应力条件复杂的储层难以准确预测破裂压力，容易出现储层难以压开，易进液、难进砂等问题。射孔孔眼是连接井筒与地层的重要通道，研究孔眼起裂压力及方位有助于认识高应力储层或者地应力条件复杂的储层破裂行为，为后续优化加砂压裂工艺提供依据。基于弹性力学理论建立了套管射孔井井周应力场模型和射孔孔眼周围应力场模型，以此确定孔眼起裂压力及方位；与某高应力储层现场数据进行对比，证明了该模型的可靠性，并分析了高应力储层不同地应力状态下直井孔眼的起裂压力及方位。结果表明，对于走滑断层和逆断层地应力状态，沿最大水平主应力方向射孔时，孔眼始终横向起裂，孔眼附近倾向于形成水平缝，起裂压力最低，且走滑断层的近井压裂裂缝形态更迂曲；沿最小水平主应力方向射孔时，水平地应力差越小，孔眼容易横向起裂，孔眼附近倾向于形成水平缝，起裂压力更高，且走滑断层的近井压裂裂缝形态更迂曲；水平地应力差越大，孔眼容易纵向起裂，孔眼附近倾向于形成垂直缝，起裂压力更低，且逆断层的近井压裂裂缝形态更迂曲。该研究有利于高应力储层或者地应力条件复杂储层的高效开发。

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11. 考虑地应力影响的煤层气水平井井眼变形破坏物理模型实验

张千贵, 邓健, 范翔宇, 贾利春, 郭小炜

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 107-118. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.11.04.02

摘要（51）

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PDF（pc）（10003KB）（44）

明确复杂地应力状态下煤层气水平井井眼破坏失稳机理是合理制定煤层气储层钻井方案的关键前提。利用自主研发的煤层气井围岩形变可视化真三轴物理模拟实验装置，考虑水平地应力差异影响，研究增加垂向应力条件下煤层气储层水平井围岩变形破坏机制。结果表明：1) 井眼变形可分为3个阶段：缓慢缩小变形阶段、稳定缩小变形阶段和加速缩小直至闭合阶段。2) 在井眼变形后两个阶段，试件3个方向的变形主要受井眼变形破坏控制。3) 随着最大或最小水平主应力增加，井眼稳定缩小变形阶段的垂向主应力-变形曲线斜率显著增大，单位应力增量下3个方向应变先减小后增大；同时，井眼破坏时的截面积增大，对应的临界垂向主应力增大而垂向应变减小。4) 当两向水平主应力同步增大时，上述变化趋势更为显著，更有利于维持井眼稳定。研究结果可为煤层气水平井钻井设计提供指导

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12. 新化学体系对微观剩余油启动机理实验研究

魏洪涛, 张晓芹, 关文婷, 杨丰瑞, 周宇

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 178-186. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2023.12.11.01

摘要（47）

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PDF（pc）（6648KB）（33）

利用大庆油田3 类油层典型层位微流控玻璃模型，通过微观驱油可视化方法、接触角法润湿性测定方法、界面张力测试等手段，深入研究了新型无碱中相体系对微观剩余油启动机理。新体系乳化油滴的粒径更小，增溶效果更强，显著提高了波及体积和洗油效率。新体系相比其他复合体系润湿性能更强，可以在很短时间内实现快速润湿反转，改变润湿性。利用可视化实验手段研究了新体系具有快速形变能力的特性，该特性与其他化学体系相比更加有利于微观剩余油的启动和运移，增加了新体系的注入性能，为新体系扩大波及体积提供了助力。提出了角隅状微观剩余油在储层中另一种存在形态，给出了新体系是通过打破区域压力场平衡而启动这类剩余油的机理。通过研究，明确了新型无碱体系微观剩余油启动和运移机理，为深化研究新型无碱体系驱油机理提供了技术手段和支撑。

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13. BZ19-6凝析气藏超临界强反凝析对气井产能的影响

蒋维军, 杨志成, 马跃, 张彩旗, 于喜艳, 孙雷, 刘洋

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 72-82. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2023.07.27.01

摘要（46）

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PDF（pc）（1050KB）（57）

BZ19-6凝析气藏已投入开采的4井区经过近两年的试采，因地层凝析气流体的超临界逆向强反凝析相变特征导致近井区储层伤害及凝析气井产能下降。为了厘清BZ19-6凝析气藏地层流体超临界反凝析相变对气井产能影响机制，综合运用地层流体逆向凝析相态演化实验、储层岩芯反凝析伤害实验测试、凝析气井油气两相渗流动态数值模拟方法，结合超临界流体萃取技术与近临界流体非平衡热力学理论，揭示了BZ19-6凝析气藏地层流体在近井区发生强反凝析时的饱和度分布规律及对气相渗流能力的制约关系，明确了反凝析伤害对气井流入动态的具体影响程度。研究成果可为BZ19-6凝析气藏及同类型凝析气藏的早期试采阶段动态分析、气井合理配产与开发调整提供技术参考。

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14. 基于模糊综合评判决策的储气库注采井出砂预测新方法

廖伟, 黄海兵, 胡书勇, 张士杰, 李欣潞

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 141-150. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.11.11.32

摘要（46）

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PDF（pc）（1444KB）（26）

受储气库强注强采运行模式的影响，调峰采气过程中储层易发生出砂风险，而出砂将严重影响储气库的寿命和调峰能力。常用的定性经验出砂预测方法缺乏直观、综合的结果，且单一预测指标具有很大的局限性。针对这一问题，综合考虑孔隙度法、声波时差法、组合模量法、出砂指数法和斯伦贝谢比法等定性经验出砂预测方法，采用层次分析法和模糊综合评判决策，建立定性经验出砂预测的模糊综合评判模型，对不同射孔段的地层出砂结果进行预测分析。应用实例表明，该方法实现了不同射孔段的地层出砂结果预测，提高了地层出砂预测的准确性和综合性，对储气库长期安全运行具有重要意义。

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15. 非均匀地应力下裂缝性地层封堵承压效果预测

刘阳, 张沛, 马琪, 王俊力, 马天寿

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 119-128. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2023.09.04.01

摘要（45）

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承压堵漏是解决裂缝性地层井漏问题的重要方法，准确预测地层封堵承压能力是科学利用承压堵漏技术的核心基础。为此，在分析非均匀地应力状态下裂缝宽度变化特征的基础上，基于叠加原理推导了任意封堵位置处裂缝尖端应力强度因子计算公式，建立了裂缝性地层封堵承压能力解析预测模型。与传统模型相比，新模型的预测结果具有更高的精度和可靠性。最后，分析了不同工程地质参数对裂缝封堵承压效果的影响规律。结果表明，增加裂缝尖端长度，同时降低裂缝尖端流体压力，有利于提高地层的封堵承压能力；当在井壁附近形成低渗透封堵层时，有必要对封堵层长度进行优化，以最大化地提高地层的封堵承压能力；当地层渗透率确定时，裂缝封堵承压效果随着地应力比的增加而降低，随着弹性模量、泊松比以及断裂韧性的增加而增大。

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16. 井眼摩擦系数影响因素及规律实验研究

敬俊, 方浩宇, 单鸿斌, 祝效华, 倪宗清

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 162-171. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2023.11.24.32

摘要（45）

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PDF（pc）（989KB）（19）

井眼摩擦系数是计算钻进摩阻的关键参数，现多利用钻压、大钩钩载等数据反算获得某长度井段的等效摩擦系数，并以此为基础开展钻进摩阻的相关研究工作，缺少从摩擦发生机理、细观结构和润滑介质等方面，对钻井过程中“钻柱井壁”摩擦副的摩擦系数影响因素及其表现规律展开深入、细致的研究。通过建立摩擦室内实验平台，以井眼环境中摩擦影响关键因素——流体介质和岩屑形成的混合“润滑介质”为对象，开展不同工艺（气体钻井、钻井液钻井）井眼（裸眼岩石段、套管段）条件下，岩屑粒径、岩性和岩屑成床形态对摩擦系数影响规律的实验研究。研究结果表明，岩屑的几何不规则特性随粒径的增加而不断凸显，成为控制摩擦系数变化的主要因素；相比岩石粗糙壁面微凸结构明显的阻碍作用，内壁光滑的套管段摩擦系数整体偏小，因此为减小摩阻，应尽量提高裸眼段井眼质量；成床岩屑会对钻杆产生明显的“包覆效应”，导致摩擦系数增大；气体钻井条件下，钻柱与井壁的摩擦系数为0.44～0.58，钻井液钻井条件下，套管段摩擦系数为0.25～0.45，裸眼段摩擦系数为0.35～0.55。

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17. 基于大模型的智能采油井故障诊断与处置

刘昕, 卢文娟, 闵超, 孙琦, 孙孟

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 125-136. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.06.14.02

摘要（44）

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PDF（pc）（604KB）（6）

针对采油井发生故障影响油田产量，甚至可能引发严重生产安全的问题，开展了复杂环境下采油井故障快速精确诊断与有效处置的研究，研究中提出了基于大模型的智能采油井故障诊断与处置框架。首先设计了多模态关联规则挖掘算法（M-ARMA）对采油井压力、载荷等参数和示功图等多模态数据挖掘数据异常与故障的关联规则；其次提出XLNet-DC模型对采油井故障报告、维修日志等文件进行故障处置规则抽取；最后构建采油井故障诊断与处置知识图谱，通过实体匹配形成异常故障处置推理规则，针对油井指标监控模块检测到的异常通过知识推理实现采油井故障诊断与处置智能化。利用本方法在国内某油田的采油井进行实验，知识抽取 F ₁值达到93%，故障诊断准确率达到96%，实现了准确故障诊断与有效故障处置方案匹配智能化、一体化，保障了油田的安全稳定生产。

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18. 裂缝-孔隙型双重介质储层气井产能公式研究

彭鹏, 王小培, 张永灵, 赵博勇, 刘兆龙

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 83-93. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2023.12.18.03

摘要（44）

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合理产能的评价对气井生产十分重要，是气田科学长久开发的基础。塔里木油田库车山前超深超高压裂缝性致密砂岩气藏具有基质致密、裂缝发育等特点，渗流特征多表现为裂缝、基质组合的双重介质储层特征，整个流动过程分为裂缝流动、过渡流动以及总系统流动3个阶段。针对目前产能评价方法缺乏针对性的问题，对早期产能对应的均质裂缝流动阶段和过渡阶段及长时间稳产对应的裂缝-孔隙流动阶段产能评价公式进行研究，从理论上建立考虑表皮系数以及高速非达西系数的裂缝-孔隙型双重介质储层气井产能评价公式。通过实例计算表明，该产能公式与产能试井产能计算结果较接近，比常规一点法经验公式产能计算结果更为准确，在超深超高压裂缝性致密砂岩气藏中有较好的适用性。

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19. 纹层页岩CO ₂复合压裂裂缝特征及穿层扩展规律

张潦源, 鲁明晶, 邱仁怡, 张子麟, 张广清, 周大伟

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 64-74. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2023.09.14.03

摘要（44）

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PDF（pc）（1350KB）（20）

为探究纹层型页岩CO ₂复合压裂裂缝特征及穿层扩展规律，采用全直径济阳拗陷页岩岩芯开展CO ₂复合压裂实验，并利用Cohesive单元模型模拟了前置CO ₂注入速率对裂缝穿层扩展的影响。研究结果表明： 1）前置CO ₂易于激活层理及天然裂缝，为后续水力压裂形成复杂交叉裂缝提供了条件，且前置CO ₂注入速率提高1倍，裂缝体积提高了24.0%； 2） CO ₂的低黏度、高渗透性易诱导裂缝沿弱面（层理、天然裂缝）、矿物晶界和孔隙方向扩展，导致CO ₂压裂裂缝比水力裂缝粗糙度高约50.0%； 3） CO ₂压裂裂缝穿层能力随注入速率增加而增加，低注入速率下层理主导裂缝扩展，高注入速率下地应力主导裂缝扩展。研究成果为济阳拗陷页岩油储层CO ₂复合压裂裂缝扩展规律提供了机理和理论上的认识，与现场常规压裂相比，CO ₂复合压裂储层改造体积提高了12.2%，产能提高了33.0%，产油递减率降低了6.8%。

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20. 管输环境对超声内检测量化精度的影响分析

蔡亮学, 郑月俊, 卢逸峰, 徐广丽

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 168-177. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.01.15.02

摘要（42）

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超声内检测以其操作简单、检测准确等优点，在管道检测与监测领域取得广泛应用。回波信号中蕴含大量信息，但工况环境变化会对回波信号产生影响。为探究管输压力或流量变化对壁厚检测精度的影响，借助超声内检测模拟实验系统开展实验。使管道处于不同管输条件下，采集超声内检测信号，提取特征参量以分析回波信号的波动情况，利用渡越时间法反演计算了管道壁厚，并分析了不同管输环境对壁厚计算精度的影响。发现随着管输压力或流量的变化，回波信号接收的时间会提前或延迟，幅值存在波动，壁厚精度误差波动在-0.71%~0.96%，表明管流状态(0.3~1.2 MPa，8.129~15.023 m ³/h)对壁厚检测精度无明显影响，可忽略管输环境对超声内检测管道壁厚精度的影响，为超声内检测数据的准确分析提供了理论支撑。

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21. 不同时间尺度的燃气负荷预测模型研究综述

赵春兰, 郑雯娟, 岑康, 贺可函, 王汉遥

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 107-124. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.04.01.04

摘要（42）

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PDF（pc）（708KB）（11）

燃气负荷的合理、准确预测对于促进天然气供需动态平衡有着重要的现实意义。随着人工智能技术的进步，燃气负荷预测算法也在不断发展。首先，根据预测时间长短将预测分为短期预测、中短期预测和中长期预测，从算法理论角度详细阐述了应用于短期预测的极端梯度提升树（XGBoost）等6种方法、中短期预测的长短期记忆神经网络（LSTM）等两种方法以及中长期预测的Prophet等两种方法，并总结现有的燃气负荷预测算法的优缺点与适用性；其次，利用实测数据进行仿真测试，共选用12种模型，从实验数据集、数据预处理、外推预测、参数优化和模型评估等多个维度，进行不同时期的预测，并对各算法进行对比分析和全面总结；最后，针对实际问题，对未来燃气负荷预测研究方向进行了展望，为未来燃气负荷预测算法在天然气调度管理领域的深入研究提供参考。

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22. 小样本条件下的深水海底扇岩石相智能分类

甄艳, 刘小伟, 张艺昊, 赵珍, 肖逸菲, 赵晓明

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 60-71. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.09.15.02

摘要（41）

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PDF（pc）（1518KB）（24）

针对深水海底扇油气藏的勘探开发作业成本高、施工难度大、技术要求高，岩石取芯数量有限，因此获取的岩石相样本数量较少这一问题，提出了基于小样本的深水海底扇岩石相智能分类方法。首先，利用经验模态分解方法(EMD)和滑动窗口为每个井点构建多层图像样式作为输入；其次，利用长短时记忆网络(LSTM)和卷积神经网络(CNN)算法构建岩石相识别模型；再利用生成对抗网络(GAN)模型扩充少数类样本；最后，引入遗传算法(GA)优化模型参数。以西非尼日尔三角洲盆地Akpo油田为研究工区，利用此方法开展岩石相智能识别研究。研究表明，本文提出的GAN-GA-CNN模型对岩石相的分类准确率可达94.22%，相比原始的CNN模型的预测精度有很大提升，证明了本文所提方法的可行性。

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23. 宝岛A深水大气田低渗储层成岩作用及孔隙演化研究

杨丽, 李华, 王攀荣, 彭志春, 潘燕

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 37-46. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.09.12.01

摘要（41）

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PDF（pc）（26201KB）（44）

宝岛A 气田是在宝岛凹陷发现的首个深水、深层大气田。宝岛A 气田的主力气组为陵水组三段，该气田水深变化大，断裂系统发育，储层非均质性强，埋深大，成岩作用普遍发育，受成岩作用改造的影响，储层物性差且分布规律复杂。为此，根据岩石薄片和黏土矿物X 衍射等分析化验资料，详细描述了研究区陵水组三段深水深层低渗储层的岩石物性特征、成岩特征、成岩序列及孔隙定量演化等。研究表明，机械压实作用降低孔隙度约22.0%，是宝岛A 气田陵水组三段储层致密的最主要因素。溶解作用增加了储层孔隙度约11.9%，胶结作用使储层孔隙度降低了13.7%。孔隙演化过程揭示，压实作用是早期储层物性变差的主要因素，中晚期油气充注，使矿物溶蚀改善了储集空间，晚期碳酸盐胶结进一步使储层致密。该研究成果有效指导优势储层预测研究，为气田高效开发提供地质依据，为保障国家加快进军深海步伐奠定基础。

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24. 基于内聚力模型的螺杆马达界面力学研究及改善

任美鹏, 谢仁军, 祝效华, 石昌帅, 张兴全

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 151-167. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2023.10.16.02

摘要（38）

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PDF（pc）（5901KB）（30）

针对螺杆马达定子橡胶衬套易脱胶失效的问题，开展了7/8头常规及等壁厚螺杆马达定子衬套失效机理的研究，研究中采用了橡胶-金属界面内聚力原理，通过橡胶-金属粘接力学试验和橡胶单轴拉伸试验，以及有限元和数值分析，获得了界面切应力是造成衬套粘接失效的主要因素，且衬套线型最小圆弧半径是造成界面最大切应力改变的主要原因；钻井液、过盈量对等壁厚衬套界面切应力影响显著，钻井液液柱压力由15 MPa增大到60 MPa，等壁厚衬套界面最大切应力增大146%，等壁厚螺杆马达更容易出现粘接失效。最后提出异壁厚衬套结构，异壁厚衬套界面切应力小于等壁厚衬套，且随最小圆弧半径增大而减小，具有良好的散热性；异壁厚衬套发生疲劳失效时使用时长与最小圆弧半径成正比，预测疲劳失效时最大使用时长为240.99 h，率先发生疲劳失效区域为衬套内腔弧顶，与实际失效现象一致。为螺杆马达设计优化提供了理论依据，并为提高螺杆马达工作寿命做出重要贡献。

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25. CO ₂作垫层气的枯竭气藏型储气库混气实验研究

胡书勇, 杨小辰, 邓熠, 郑兴明

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 90-97. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.05.24.01

摘要（38）

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CO ₂作为地下储气库的垫层气，可以维持储气库内压力的稳定，阻止工作气从边底部的逸散，防止边、底水入侵，为采气提供动力。但注入的CO ₂会与天然气混合，由于储气库强注强采的特性，会引起CO ₂和CH ₄混合带的波动进而影响采出气体的纯度。开展了填砂容器混气实验、CH ₄和CO ₂多次注采实验，研究了CO ₂与天然气的混气特征及不同的工作周期、工作制度对混合带的影响，最后结合数值模拟结果与室内实验相互论证。实验结果表明：同一生产制度下，随着注采周期的增加，取样气中CO ₂的摩尔分数也逐渐增加，但是增加的幅度很小，混合带缓慢上移；取样气中CO ₂的摩尔分数随着采气速度的增加而降低，采气速度会对混合带的发展产生影响，但影响程度不大。

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26. 墨西哥湾盆地深水区油气成藏条件及勘探方向

田兵, 唐俊, 邱尚锟, 赵文荣, 陈亭雨

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 49-63. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.08.31.01

摘要（38）

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PDF（pc）（1182KB）（10）

为进一步认识墨西哥湾盆地深水区油气成藏规律，利用地震、钻井及地化测试等资料，对区域构造沉积演化特征及油气成藏条件进行了深入研究，并探讨了油气成藏模式及勘探方向。深水区油气勘探主要集中在盆地、盐下、褶皱带和深海平原4大地质区域。上侏罗统提塘阶和牛津阶海相烃源岩是主力烃源岩，表现出“埋藏深”“年代老”“生烃晚”的特征。深水区储层总体表现出“多层系”“时代新”“快埋藏”及“高孔渗”的特征。与盐岩运动及伴随断层活动相关的穿层运移通道对于区域油气运移至关重要。发育四面下倾型构造圈闭，三面下倾型构造地层复合圈闭及地层圈闭3大类型圈闭。形成了“早期烃源断裂沟通—晚期断层或盐体侧翼封闭—高位聚集”、“盐下超压低温—断裂沟通—盐体（盐焊）遮挡聚集”和“近源垂向运移—横向输导调整—优势构造聚集” 3类成藏组合模式。盐下区和褶皱带区Wilcox砂岩，盆地区东部侏罗系风成砂岩与深海平原区是深水区的有利勘探目标。

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27. 断控缝洞型油藏开发效果分级评价新方法

袁晓满, 卢忠沅, 郭强, 王怀龙, 赵欣玥

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 137-148. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.09.15.31

摘要（37）

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PDF（pc）（870KB）（9）

超深断控缝洞型碳酸盐岩储层非均质性极强，储集空间离散分布特征明显，与碎屑岩油藏不同，该类型油藏井与井之间的储层地质特征和不同开发阶段的开发效果差异大，如何科学评价该类型油藏不同开发阶段的开发效果至今没有较为规范化的方法。针对富满油田典型断裂带，提出了天然能量开发阶段和注水开发阶段单井（井组单元）开发效果分级评价的新方法，确定了开发效果评价指标体系的5个关键原则，优选出该类型油藏天然能量开发阶段的4个关键指标和注水开发阶段的9个关键指标，利用层次分析法搭建了不同开发阶段的综合评价指标体系。本研究方法和技术流程，可以在其他类型油藏搭建不同开发阶段开发效果分级评价指标体系的过程中提供规范化和科学化的研究思路，能够对已开发老区潜力区带寻找和开发方式优化提供技术支撑，具有较好的推广应用前景。

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28. 黏弹性凝胶协同堵水在塔河高温高盐油藏的配伍性研究

何世伟, 吴伟鹏, 杨敏, 侯吉瑞, 张炜, 马冬晨

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 172-182. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2024.05.11.04

摘要（36）

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PDF（pc）（1124KB）（7）

凝胶堵水工艺作为塔河油田开发中后期提高采收率主要技术手段，随油藏温度、矿化度的不断升高，单一凝胶体系堵水有效程度低，其体系研发及使用方法亟需优化改善。为此，以自主研发的两套耐高温高矿化度、耐稀释堵水体系为研究基础，通过开展红外、热重、流变性等分析，对凝胶材料的耐稀释性、配伍性进行了系统的评价，同时基于岩芯实验模拟提出两种凝胶体系协同使用，复合堵水的动态封堵模式，进一步提高动态封堵率和封堵效果。实验表明，两种凝胶体系可应用于140℃高温条件，在24×10 ⁴ mg/L矿化度水中具有较好的耐稀释性，在确保两种凝胶具有较好配伍性的同时协同使用，其优异的耐冲刷性使协同堵水封堵率大于99%。研究表明，配伍性较好的不同凝胶体系联合堵水，在高温高盐油藏具有较好的应用潜力。

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29. 英国北海X油田轴向海底扇砂体分布规律与控制因素分析

曹树春, 余季陶, 齐明明, 卜范青, 吴胜和, 沈默

西南石油大学学报(自然科学版) 2025, 47 (6): 47-59. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2025.02.21.03

摘要（35）

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海底扇储层是世界油气勘探开发的热点，砂体分布样式与成因复杂，目前，针对深水地堑轴向海底扇砂体的研究缺乏。以英国北海X油田上侏罗统B段为例，挖掘井震信息，开展古地貌恢复与砂体预测，明确深水地堑轴向海底扇砂体分布规律及控制因素。研究发现，海底扇砂体以近源过路型为主，平面呈条带状、朵叶状或舌状形态。其中，朵叶状砂体的长宽比多小于5，厚度与宽度大，表现为侧向迁移或溯源退积叠置样式，常见于B4油组；条带状砂体的长宽比多大于10，厚度与宽度小，表现为垂向加积叠置样式，发育于B2油组。海底扇砂体分布主要受控古地貌，地堑的差异沉降导致的纵向陡坡坡折(大于6°)，造成海底扇砂体呈现近源过路样式；内部地堑的限制性程度影响着海底扇的形态与叠置样式，相较于薄层富泥型海底扇砂体，厚层富砂型海底扇砂体受到的限制性相对弱，海底扇砂体多呈朵叶状或舌状形态与迁移叠置样式；地堑地貌的侧向对称性影响着海底扇的侧向发育位置与迁移方向。

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30. 油气管道消极积极耦合风险评估方法

蒲宏宇, 李毅, 尚耀平, 阮超, 任运波

西南石油大学学报(自然科学版) 2026, 48 (2): 149-161. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2025.10.21.02

摘要（28）

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油气管道风险评估是一项复杂的系统工程，为弥补传统风险评估方法应用于中国油气管道的局限性，提出一种名为“消极积极耦合风险评估”的新方法。该方法立足于中国管道实际工况，创新性地将提升管道安全的积极因素与构成威胁的消极因素置于同一评估框架，并着重分析其间的耦合作用机制，在研究中建立了失效可能性指标框架体系和失效后果指标框架体系，给出了具体的分值计算方法，并增加了耦合作用的修正指标值。通过西南地区某输气管道实例应用，验证了该方法的可行性与有效性，耦合作用对风险值的修正幅度在6%～14%。应用该方法可精准识别风险关键控制点，为风险缓解决策提供明确方向，从而有效预防中间事件与重大事故，对降低中国油气管道事故概率、保障能源动脉安全具有重要的实践指导意义。

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