- 刘锦伟;毛港涛;安振武;王凯;
以世界主要海域为研究对象，应用PVTsim模拟软件对不同海域、不同深度的二氧化碳溶解度进行了研究，在此基础上定量评估了各海域的CO_2封存潜力。结果表明，各海域的CO_2溶解度均随海洋深度的增加呈增长趋势，压力影响显著。溶解度在500 m内增长较快，之后增长速度减缓，两个阶段都近似呈正相关关系。此外，中纬度温跃层不稳定，温度变化小，导致中纬度海域浅层溶解度相对偏低。经计算可得，海洋具有巨大的溶解二氧化碳潜力，各海域CO_2封存潜力与溶解度的深度变化趋势高度一致，均随水深增加。其中太平洋的二氧化碳封存潜力最大，大西洋的二氧化碳封存潜力次之，印度洋的二氧化碳封存潜力最低。若忽略其他物理化学与生态影响，仅按海洋CO_2溶解潜力计算，自工业革命以来累计的人为碳排放量理论上可完全被海洋吸收。
2025年04期 v.33;No.114 13-20页 [查看摘要][在线阅读][下载 1407K] - 夏新跃;
稠油上返抽稠泵井一般采用正注进行解堵，但其局限性表现在两方面：一是高压解堵存在一定井控风险；二是柱塞与油管内间隙阻力大造成解堵失败。针对现有正注解堵存在的问题，从井下管柱入手，优化柱塞与油管内部间隙，泵上3根油管内径由现有76 mm调整至100.3 mm,实现正注压力下降5.9倍，提高了解堵成功率，目前已在全厂稠油井推广使用。现场5口井对比结果表明：提高处理时效65 h,避免产量损失42 t,节约处理费用2.4万元，节约检泵费用135万元，同时降低了高压处理带来的井控风险，应用效果显著。
2025年04期 v.33;No.114 21-23+29页 [查看摘要][在线阅读][下载 918K] - 杨占伟;樊兴盛;钱琳琳;赵志明;刘骞;刘杰;
鉴于碳酸盐岩气藏发生水侵时气相渗流能力降低、单井产能骤降、气藏采收率大幅降低、气藏废弃压力增大等问题，进行了天然水驱气藏的水侵强度评价方法研究。以AD碳酸盐岩异常高压边水气藏为研究对象，从天然水驱气藏的物质平衡方程出发，推导天然水驱气藏的压降方程，应用无因次视地层压力、水侵替换系数、水驱指数并结合行业标准，建立无因次压降图版及水侵替换系数、水驱指数与废弃相对视地层压力评价图版，结果表明：确定水驱活跃程度和地层水能量强弱，可准确评价碳酸盐岩异常高压天然水驱气藏的水侵强度。
2025年04期 v.33;No.114 24-29页 [查看摘要][在线阅读][下载 970K] - 李文元;谭伟雄;张磊;
针对基于元素录井数据识别碳酸盐岩时参数较多且现有方法所能识别岩性较少的问题，分别利用主成分分析(PCA)和因子分析(FA)对所选参数进行降维，然后基于降维结果分别建立碳酸盐岩岩性识别图版，并对图版进行应用分析。结果表明，主成分分析和因子分析均可用于元素录井数据降维，因子分析主要优势在于分析原始变量内在隐藏关系，从而基于因子变化趋势进行潜山卡层及地层划分，但降维后得出的岩性识别图版不理想，而基于主成分分析的碳酸盐岩识别图版可以很好地区分7种岩性。2种方法的现场应用结果表明，基于主成分分析的岩性识别图版岩性识别效果良好，符合率为91%;基于因子分析的曲线趋势进行潜山卡层和地层分层效果良好，准确率100%。
2025年04期 v.33;No.114 30-35+70页 [查看摘要][在线阅读][下载 1305K] - 王赞;万圣良;陈立强;于长广;吴占民;沈德新;
针对大位移井钻井作业难度大、风险高的特点，以风险矩阵法为基本框架，首先通过辨识大位移井钻井作业风险；然后分析风险发生概率与可能产生的事故后果，利用二维表格对风险进行半定量分析；最后综合评估风险因素发生后果的严重度及危险分级结果，并制定相应的控制措施使作业过程中的危险因素处于低风险范围。结果表明，该方法在渤海油田大位移井设计中得到成功应用，创造了渤海油田大位移井水垂比4.03的作业纪录，从而为后续大位移井钻井风险管理决策提供了技术参考。
2025年04期 v.33;No.114 36-40+70页 [查看摘要][在线阅读][下载 891K] - 梁潇;
为了解决传统递减曲线法对单井进行产量预测过程中无法考虑数据波动性、给出的结果为平均预测结果及对油田未来开发方案设计、综合调整等难以提供准确指导的问题。以海上水驱复杂河流相稠油油田Q油田为研究对象，应用引入注意力机制的CNN-BiGRU模型对Q油田底水定向井、底水水平井、边水定向井、边水水平井四类油井开展产量预测与分析。与提到的包括传统递减曲线法在内的4种预测模型相比，引入注意力机制的CNN-BiGRU模型预测模型结果均方误差根、平均绝对百分比误差和平均绝对误差均为最低，预测结果更加接近实际水驱油藏单井产油量数据。
2025年04期 v.33;No.114 41-47页 [查看摘要][在线阅读][下载 1117K]