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, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021128
摘要:
在现有电磁随钻测量（EM-MWD）系统中，钻柱是重要的EM-MWD信号传输信道。为深入了解影响EM-MWD信号在钻柱中传输效果的因素，基于等效传输线法对EM-MWD信号信道进行了建模，并使用Ansys软件进行了有限元计算，分析了地层分层情况下，不同规格钻柱在交变电磁场中传输的能量损耗以及套管对EM-MWD信号传输的影响规律。研究发现：EM-MWD信号在钻柱中的能量损耗会随着功率和频率增大而增加，当信号频率超过100 Hz时损耗增加更加明显；不同规格的钻柱传输信号的效果不同，但当钻柱壁厚与外径的比为0.08～0.20时，EM-MWD信号传输效果较好；在钻柱上加套管会对EM-MWD信号的传输产生屏蔽作用，影响传输效果，不过当井下EM-MWD信号的发射频率在50 Hz以下时，套管的影响较小。研究结果更加明确了钻柱自身属性对EM-MWD信号传输的影响，可为EM-MWD系统的改进和设计提供参考。
在现有电磁随钻测量（EM-MWD）系统中，钻柱是重要的EM-MWD信号传输信道。为深入了解影响EM-MWD信号在钻柱中传输效果的因素，基于等效传输线法对EM-MWD信号信道进行了建模，并使用Ansys软件进行了有限元计算，分析了地层分层情况下，不同规格钻柱在交变电磁场中传输的能量损耗以及套管对EM-MWD信号传输的影响规律。研究发现：EM-MWD信号在钻柱中的能量损耗会随着功率和频率增大而增加，当信号频率超过100 Hz时损耗增加更加明显；不同规格的钻柱传输信号的效果不同，但当钻柱壁厚与外径的比为0.08～0.20时，EM-MWD信号传输效果较好；在钻柱上加套管会对EM-MWD信号的传输产生屏蔽作用，影响传输效果，不过当井下EM-MWD信号的发射频率在50 Hz以下时，套管的影响较小。研究结果更加明确了钻柱自身属性对EM-MWD信号传输的影响，可为EM-MWD系统的改进和设计提供参考。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021129
摘要:
为了确保在可探测的前提下选用测量精度更高、作业风险更小的磁测距工具探测事故井，进行了救援井与事故井相对距离测量误差计算。由于“梯形”误差模型无法与井眼轨迹误差相耦合，通过协方差传播率，建立了磁测距工具测量误差模型。将磁测距工具测量误差与井眼轨迹误差相耦合，可得到在磁测距工具工作平面内的总协方差矩阵，进而给出由总协方差矩阵确定的误差椭圆和救援井磁测距工具的优选方法。实例计算结果表明，救援井当前井底与事故井相距7.41 m时，磁测距工具测量误差椭圆半轴长度为1.26 m和0.33 m。测距作业后，救援井继续钻进，当两井相对距离为6.68 m时，推荐使用Wellspot工具；当两井相对距离分别为5.21 m和2.07 m时，推荐使用RGRⅠ工具。研究表明，测距作业后，随着救援井继续钻进，两井相对距离的减小趋势大于两井相对距离测量误差的增大趋势。当磁测距工具探测范围完全包覆两井相对距离测量误差椭圆时，可以选用作业距离更小、但测量精度更高的磁测距工具。
为了确保在可探测的前提下选用测量精度更高、作业风险更小的磁测距工具探测事故井，进行了救援井与事故井相对距离测量误差计算。由于“梯形”误差模型无法与井眼轨迹误差相耦合，通过协方差传播率，建立了磁测距工具测量误差模型。将磁测距工具测量误差与井眼轨迹误差相耦合，可得到在磁测距工具工作平面内的总协方差矩阵，进而给出由总协方差矩阵确定的误差椭圆和救援井磁测距工具的优选方法。实例计算结果表明，救援井当前井底与事故井相距7.41 m时，磁测距工具测量误差椭圆半轴长度为1.26 m和0.33 m。测距作业后，救援井继续钻进，当两井相对距离为6.68 m时，推荐使用Wellspot工具；当两井相对距离分别为5.21 m和2.07 m时，推荐使用RGRⅠ工具。研究表明，测距作业后，随着救援井继续钻进，两井相对距离的减小趋势大于两井相对距离测量误差的增大趋势。当磁测距工具探测范围完全包覆两井相对距离测量误差椭圆时，可以选用作业距离更小、但测量精度更高的磁测距工具。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021044
摘要:
针对常规复合堵漏剂堵漏成功率低的问题，开展了自固结堵漏剂研究。采用流化包衣机在堵漏剂外表面涂覆可在井下固结的环氧胶黏剂，流化包衣在井下温度条件下固结，从而提高堵漏剂的井下封堵强度。调节流化包衣机的进风口温度50～100 ℃、出风口温度25～40 ℃、喷枪速率0.5～2.0 L/h，可实现喷雾、包衣、干燥一体完成。室内高温堵漏试验表明，自固结堵漏剂具有较好的抗钻井液扰动和抗负压抽汲作用，通过选择环氧树脂的型号、固化剂和促进剂DL-1的加量，能够调节自固结堵漏剂的井下固结时间。110 ℃温度下，堵漏剂在2 h以后开始初步固结，强度逐渐增加，15 h时抗压强度达到4.6 MPa。堵漏层扫描电镜图片显示，涂覆层在温度升高过程中发生了软化和固结，固结后材料之间结合紧密。研究结果表明，自固结堵漏剂能够大幅提高严重裂缝性漏失的堵漏成功率，可为实现漏失层的有效封堵提供技术支撑。
针对常规复合堵漏剂堵漏成功率低的问题，开展了自固结堵漏剂研究。采用流化包衣机在堵漏剂外表面涂覆可在井下固结的环氧胶黏剂，流化包衣在井下温度条件下固结，从而提高堵漏剂的井下封堵强度。调节流化包衣机的进风口温度50～100 ℃、出风口温度25～40 ℃、喷枪速率0.5～2.0 L/h，可实现喷雾、包衣、干燥一体完成。室内高温堵漏试验表明，自固结堵漏剂具有较好的抗钻井液扰动和抗负压抽汲作用，通过选择环氧树脂的型号、固化剂和促进剂DL-1的加量，能够调节自固结堵漏剂的井下固结时间。110 ℃温度下，堵漏剂在2 h以后开始初步固结，强度逐渐增加，15 h时抗压强度达到4.6 MPa。堵漏层扫描电镜图片显示，涂覆层在温度升高过程中发生了软化和固结，固结后材料之间结合紧密。研究结果表明，自固结堵漏剂能够大幅提高严重裂缝性漏失的堵漏成功率，可为实现漏失层的有效封堵提供技术支撑。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021009
摘要:
为解决低温地层钻探过程中的井壁坍塌和井漏问题，研制了适用于低温地层的纳米复合水泥浆体系。采用宏观试验与微观分析相结合的方法，研究了低温下纳米Al2O3对硅酸盐–硫铝酸盐复合水泥浆性能和水化过程的影响；以普通硅酸盐水泥与硫铝酸盐水泥复合产生的水化协同效应为基础，结合纳米Al2O3、防冻剂EG、减水剂JS-1和早强剂TEOA，研发了纳米复合水泥浆体系NAC；采用扫描电镜、X射线衍射和水化放热试验相结合的方法，研究了NAC的低温水化过程及水化机理。试验得知，温度为–9 ℃时，纳米复合水泥浆具有良好的初始流动性，可泵期为57 min，初、终凝时间分别为84和101 min，24 h后的抗压强度为6.9 MPa。研究结果表明，NAC具有直角稠化效应，低温下性能优越，能够满足钻进低温地层时的护壁堵漏要求。
为解决低温地层钻探过程中的井壁坍塌和井漏问题，研制了适用于低温地层的纳米复合水泥浆体系。采用宏观试验与微观分析相结合的方法，研究了低温下纳米Al2O3对硅酸盐–硫铝酸盐复合水泥浆性能和水化过程的影响；以普通硅酸盐水泥与硫铝酸盐水泥复合产生的水化协同效应为基础，结合纳米Al2O3、防冻剂EG、减水剂JS-1和早强剂TEOA，研发了纳米复合水泥浆体系NAC；采用扫描电镜、X射线衍射和水化放热试验相结合的方法，研究了NAC的低温水化过程及水化机理。试验得知，温度为–9 ℃时，纳米复合水泥浆具有良好的初始流动性，可泵期为57 min，初、终凝时间分别为84和101 min，24 h后的抗压强度为6.9 MPa。研究结果表明，NAC具有直角稠化效应，低温下性能优越，能够满足钻进低温地层时的护壁堵漏要求。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021062
摘要:
四川盆地泸州区块深层页岩气水平井钻井周期长、机械钻速低、钻具振动大，特殊岩性地层可钻性差、水平段井眼易失稳、地层温度高，且摩阻扭矩大、卡钻风险高。为保证安全作业，节约钻井成本，针对上述问题，开展了水平井井身结构优化、水平段井眼轨迹优化和控制等技术研究，推荐了激进钻井方式的最优参数，优选了特殊岩性地层减震提速和高效破岩技术。结合地面降温设备先导试验，优选了钻井液体系，推荐了钻井液性能参数。最终形成了泸州深层页岩气水平井安全高效钻井关键技术。该技术在泸州区块 4 口井中进行了试验，试验井平均井深5 601.00 m、水平段长1 884.00 m，钻井周期平均缩短14.5%，未发生井下故障。研究结果表明，该技术满足泸州地区安全高效钻井和推广应用要求。
四川盆地泸州区块深层页岩气水平井钻井周期长、机械钻速低、钻具振动大，特殊岩性地层可钻性差、水平段井眼易失稳、地层温度高，且摩阻扭矩大、卡钻风险高。为保证安全作业，节约钻井成本，针对上述问题，开展了水平井井身结构优化、水平段井眼轨迹优化和控制等技术研究，推荐了激进钻井方式的最优参数，优选了特殊岩性地层减震提速和高效破岩技术。结合地面降温设备先导试验，优选了钻井液体系，推荐了钻井液性能参数。最终形成了泸州深层页岩气水平井安全高效钻井关键技术。该技术在泸州区块 4 口井中进行了试验，试验井平均井深5 601.00 m、水平段长1 884.00 m，钻井周期平均缩短14.5%，未发生井下故障。研究结果表明，该技术满足泸州地区安全高效钻井和推广应用要求。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021059
摘要:
为了提高旋转导向工具的井眼轨迹控制效果及作业安全性，研究了带旋转导向工具底部钻具组合（RSBHA）的横向振动特征。静态推靠式旋转导向工具通过控制3个导向翼肋的驱动压力实现井眼轨迹控制，可以将其等效为偏心距和偏心方位已知的偏心稳定器；建立RSBHA的三维小挠度静力学模型，基于加权余量法确定RSBHA在钻压作用和井壁约束下的空间构形，获得上切点的位置；以上切点到钻头之间的部分作为横向振动的有效长度建立有限元模型，利用振型叠加法求解RSBHA的横向振动响应，分析工作参数和结构参数对其横向振动的影响。算例计算结果表明：转速约为138 r/min时， RSBHA的动态位移在距钻头距离8.20，18.10，24.60和31.60 m附近等4个位置区间较大；钻压对最大弯曲应力的影响较小；偏心距和偏心方位角对RSBHA横向振动特性的影响较大，对于某些特定的偏心距和偏心方位角，RSBHA最大弯曲应力会明显增加。研究表明，结构参数和工作参数对RSBHA的横向振动影响较大，应对其进行优化设计，以确保旋转导向工具应用效果和作业安全。
为了提高旋转导向工具的井眼轨迹控制效果及作业安全性，研究了带旋转导向工具底部钻具组合（RSBHA）的横向振动特征。静态推靠式旋转导向工具通过控制3个导向翼肋的驱动压力实现井眼轨迹控制，可以将其等效为偏心距和偏心方位已知的偏心稳定器；建立RSBHA的三维小挠度静力学模型，基于加权余量法确定RSBHA在钻压作用和井壁约束下的空间构形，获得上切点的位置；以上切点到钻头之间的部分作为横向振动的有效长度建立有限元模型，利用振型叠加法求解RSBHA的横向振动响应，分析工作参数和结构参数对其横向振动的影响。算例计算结果表明：转速约为138 r/min时， RSBHA的动态位移在距钻头距离8.20，18.10，24.60和31.60 m附近等4个位置区间较大；钻压对最大弯曲应力的影响较小；偏心距和偏心方位角对RSBHA横向振动特性的影响较大，对于某些特定的偏心距和偏心方位角，RSBHA最大弯曲应力会明显增加。研究表明，结构参数和工作参数对RSBHA的横向振动影响较大，应对其进行优化设计，以确保旋转导向工具应用效果和作业安全。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021058
摘要:
针对塔里木盆地库车山前构造带超深天然气井四开、五开固井下套管时频繁漏失的问题，分析了下套管过程中环空钻井液的实际剪切速率，根据赫–巴流变模式，用全剪切速率（1.70～1 021.40 s–1）和低剪切速率（1.70～340.50 s–1）下的测试数据，分别拟合了油基钻井液的全剪切和低剪切流变参数，分析了全剪切和低剪切速率下激动压力的差异。研究发现：库车山前固井下套管时的实际钻井液剪切速率远小于常规全剪切速率的高值1021.40 s–1；全剪切和低剪切速率下，流变参数随温度、压力变化的差异较大；全剪切速率下的套管激动压力小于低剪切速率，随着井深增加，全剪切和低剪切速率下的套管激动压力相差越大。研究结果表明，对于安全密度窗口窄的天然气井，应根据实际的钻井液低剪切速率范围，选择测试数据拟合对应的流变参数，并在此基础上根据允许的下套管激动压力，合理设计套管下入速度，从而降低下套管时的漏失量。
针对塔里木盆地库车山前构造带超深天然气井四开、五开固井下套管时频繁漏失的问题，分析了下套管过程中环空钻井液的实际剪切速率，根据赫–巴流变模式，用全剪切速率（1.70～1 021.40 s–1）和低剪切速率（1.70～340.50 s–1）下的测试数据，分别拟合了油基钻井液的全剪切和低剪切流变参数，分析了全剪切和低剪切速率下激动压力的差异。研究发现：库车山前固井下套管时的实际钻井液剪切速率远小于常规全剪切速率的高值1021.40 s–1；全剪切和低剪切速率下，流变参数随温度、压力变化的差异较大；全剪切速率下的套管激动压力小于低剪切速率，随着井深增加，全剪切和低剪切速率下的套管激动压力相差越大。研究结果表明，对于安全密度窗口窄的天然气井，应根据实际的钻井液低剪切速率范围，选择测试数据拟合对应的流变参数，并在此基础上根据允许的下套管激动压力，合理设计套管下入速度，从而降低下套管时的漏失量。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021038
摘要:
吉兰泰油田吉华1区块在钻超浅层水平井时，由于上部白垩系地层松软，下部片麻岩地层硬度高、可钻性差、非均质性强，存在造斜率难以保证、钻井周期长、硬地层水平段延伸困难和后期固井套管下入困难等问题。为此，开展了超浅层水平井钻井技术研究。结合该区块的地质特性，应用片麻岩岩石力学参数进行模拟计算，优化了井身结构，进行了PDC个性化钻头设计，优化了钻具组合及提速工具，并集成环保性好、储层保护效果好的低固相钻井液和漂浮下套管等配套技术，形成了吉兰泰油田吉华1区块超浅层水平井钻井关键技术。现场应用4口井，均未发生任何井下复杂情况，成井效果良好，为该区块后续的水平井开发提供了技术支撑。
吉兰泰油田吉华1区块在钻超浅层水平井时，由于上部白垩系地层松软，下部片麻岩地层硬度高、可钻性差、非均质性强，存在造斜率难以保证、钻井周期长、硬地层水平段延伸困难和后期固井套管下入困难等问题。为此，开展了超浅层水平井钻井技术研究。结合该区块的地质特性，应用片麻岩岩石力学参数进行模拟计算，优化了井身结构，进行了PDC个性化钻头设计，优化了钻具组合及提速工具，并集成环保性好、储层保护效果好的低固相钻井液和漂浮下套管等配套技术，形成了吉兰泰油田吉华1区块超浅层水平井钻井关键技术。现场应用4口井，均未发生任何井下复杂情况，成井效果良好，为该区块后续的水平井开发提供了技术支撑。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021113
摘要:
盐岩具有可溶性及可塑性，钻井及固井过程中易发生塑性变形或蠕动流动，导致井眼呈不规则形状，使套管发生变形或被挤毁，影响盐岩层段井筒气密性，从而影响油（气）井的正常生产及安全。为了给盐岩层段的井筒气密性评价提供理论依据，基于岩石物理试验及三维有限元法，分析了盐岩地层对固井一界面、二界面气密性的影响。结果表明：固井一界面对气体的密封能力强于水泥石本身的气密性，盐岩蠕变可增强固井二界面的气密能力；盐岩层气体密封能力主要取决于固井二界面的密封能力和水泥石自身密封能力；盐岩层气体密封能力与界面接触压力呈复杂正相关性，得到了固井二界面气体密封压力定量评价模型。固井二界面气体密封压力定量评价模型可对目标区盐岩地层气密性评价提供实践指导，对其他地区类似地层也具有借鉴作用。
盐岩具有可溶性及可塑性，钻井及固井过程中易发生塑性变形或蠕动流动，导致井眼呈不规则形状，使套管发生变形或被挤毁，影响盐岩层段井筒气密性，从而影响油（气）井的正常生产及安全。为了给盐岩层段的井筒气密性评价提供理论依据，基于岩石物理试验及三维有限元法，分析了盐岩地层对固井一界面、二界面气密性的影响。结果表明：固井一界面对气体的密封能力强于水泥石本身的气密性，盐岩蠕变可增强固井二界面的气密能力；盐岩层气体密封能力主要取决于固井二界面的密封能力和水泥石自身密封能力；盐岩层气体密封能力与界面接触压力呈复杂正相关性，得到了固井二界面气体密封压力定量评价模型。固井二界面气体密封压力定量评价模型可对目标区盐岩地层气密性评价提供实践指导，对其他地区类似地层也具有借鉴作用。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021007
摘要:
为了进一步提升鄂尔多斯盆地盐池区块非常规油气资源的勘探效果，分析了深层页岩气钻井技术难点，采用“双级PDC钻头+单弯螺杆”侧钻工艺，提高大井眼侧钻效率；优化“多粒径桥塞+纤维水泥”堵漏工艺，提高堵漏效果，降低堵漏成本；研发高性能纳米封堵高性能水基钻井液体系，实现页岩气水平段安全钻进；设计个性化PDC钻头，并配合PowerDrive Orbit在水平段应用，最终形成了深层页岩气钻井关键技术。忠平1井应用深层页岩气钻井关键技术完成钻井，进行水平井体积压裂改造后，测算无阻流量达11.65×104 m3/d，日产气量稳定在（1.5～2.0）×104 m3。深层页岩气钻井关键技术提升了长庆油田页岩气勘探开发效果，对长庆油田释放非常规储层潜能和实现资源有序接替具有重要作用。
为了进一步提升鄂尔多斯盆地盐池区块非常规油气资源的勘探效果，分析了深层页岩气钻井技术难点，采用“双级PDC钻头+单弯螺杆”侧钻工艺，提高大井眼侧钻效率；优化“多粒径桥塞+纤维水泥”堵漏工艺，提高堵漏效果，降低堵漏成本；研发高性能纳米封堵高性能水基钻井液体系，实现页岩气水平段安全钻进；设计个性化PDC钻头，并配合PowerDrive Orbit在水平段应用，最终形成了深层页岩气钻井关键技术。忠平1井应用深层页岩气钻井关键技术完成钻井，进行水平井体积压裂改造后，测算无阻流量达11.65×104 m3/d，日产气量稳定在（1.5～2.0）×104 m3。深层页岩气钻井关键技术提升了长庆油田页岩气勘探开发效果，对长庆油田释放非常规储层潜能和实现资源有序接替具有重要作用。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021064
摘要:
针对南海低渗透储层油气采出程度低，压裂难以形成高导流能力人工裂缝的问题，通过室内试验分析了储层黏土矿物含量、不同粒径支撑剂组合方式和破胶液黏度对人工裂缝导流能力的影响。在试验条件下，储层黏土矿物含量从15%增至50%，20/40目支撑剂导流能力的降低率从13.84%增至31.34%；20/40目、30/50目和40/70目陶粒以3﹕1﹕1的比例铺置时最优，该组合最终导流能力为116.7 D·cm；破胶液黏度为1 mPa·s时，支撑剂导流能力最高。试验结果表明：随着黏土矿物含量增大，支撑剂导流能力逐渐降低；支撑剂的破碎主要由于支撑剂颗粒相互挤压而非与储层的相互作用；不同粒径支撑剂组合铺置时，大粒径支撑剂占比越大，导流能力越高；随着闭合压力升高，小粒径支撑剂破碎所造成的渗透率下降是造成导流能力降低的主要原因；破胶液黏度越低，支撑剂导流能力越高。研究结果可为南海低渗透油气藏压裂选层和优化压裂方案提供依据。
针对南海低渗透储层油气采出程度低，压裂难以形成高导流能力人工裂缝的问题，通过室内试验分析了储层黏土矿物含量、不同粒径支撑剂组合方式和破胶液黏度对人工裂缝导流能力的影响。在试验条件下，储层黏土矿物含量从15%增至50%，20/40目支撑剂导流能力的降低率从13.84%增至31.34%；20/40目、30/50目和40/70目陶粒以3﹕1﹕1的比例铺置时最优，该组合最终导流能力为116.7 D·cm；破胶液黏度为1 mPa·s时，支撑剂导流能力最高。试验结果表明：随着黏土矿物含量增大，支撑剂导流能力逐渐降低；支撑剂的破碎主要由于支撑剂颗粒相互挤压而非与储层的相互作用；不同粒径支撑剂组合铺置时，大粒径支撑剂占比越大，导流能力越高；随着闭合压力升高，小粒径支撑剂破碎所造成的渗透率下降是造成导流能力降低的主要原因；破胶液黏度越低，支撑剂导流能力越高。研究结果可为南海低渗透油气藏压裂选层和优化压裂方案提供依据。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021120
摘要:
为解决海上油田砂岩底水油藏水平井开发过程中底水快速锥进的问题，在分析ICD和AICD控水完井技术的优势与不足的基础上，研究了海上油田全寿命控水完井技术。该技术结合ICD和AICD控水完井技术的优势，在油井投产初期通过抑制高渗段来均衡水平井水平段供液剖面，投产中后期通过“自动控制流量”来抑制水平段高含水段出液，实现自动控水，起到延缓油井含水上升作用。海上油田全寿命控水完井技术在X油田H油藏W1井进行了现场试验，与同油藏生产井对比发现，该技术对水平井开发过程中的含水率上升有抑制作用，值得扩大规模试验，同时可为海上类似油藏开发问题提供借鉴。
为解决海上油田砂岩底水油藏水平井开发过程中底水快速锥进的问题，在分析ICD和AICD控水完井技术的优势与不足的基础上，研究了海上油田全寿命控水完井技术。该技术结合ICD和AICD控水完井技术的优势，在油井投产初期通过抑制高渗段来均衡水平井水平段供液剖面，投产中后期通过“自动控制流量”来抑制水平段高含水段出液，实现自动控水，起到延缓油井含水上升作用。海上油田全寿命控水完井技术在X油田H油藏W1井进行了现场试验，与同油藏生产井对比发现，该技术对水平井开发过程中的含水率上升有抑制作用，值得扩大规模试验，同时可为海上类似油藏开发问题提供借鉴。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021122
摘要:
利用常规测井资料准确计算钻杆地层测试（DST）渗透率，能够大幅提高海上非均质砂岩油藏产能预测精度。为此，综合考虑惠州凹陷宏观沉积成岩作用和微观孔隙结构对储层渗透率的影响，建立了不同储层类型的绝对渗透率测井解释模型。正演分析结果表明，射孔层段不同渗透率级差的储层对产能的贡献明显不同；对不同级别储层渗透率进行加权求和得到合成测井渗透率，并对权系数大小进行约束，突出优势储层对产能的贡献，建立了DST渗透率的回归拟合方程；采用差分进化算法进行迭代，得到DST渗透率计算方程的最优解。采用该方法对惠州凹陷72个油层产能进行预测，48个油层的产能大于100 m3/d，预测相对误差小于30%的油层占比90%；24个油层的产能为10~100 m3/d，相对误差小于50%的油层占比79%。研究表明，基于渗透率合成技术的砂岩油藏产能预测方法能够为海上油田测试作业决策提供指导，降低勘探作业成本。
利用常规测井资料准确计算钻杆地层测试（DST）渗透率，能够大幅提高海上非均质砂岩油藏产能预测精度。为此，综合考虑惠州凹陷宏观沉积成岩作用和微观孔隙结构对储层渗透率的影响，建立了不同储层类型的绝对渗透率测井解释模型。正演分析结果表明，射孔层段不同渗透率级差的储层对产能的贡献明显不同；对不同级别储层渗透率进行加权求和得到合成测井渗透率，并对权系数大小进行约束，突出优势储层对产能的贡献，建立了DST渗透率的回归拟合方程；采用差分进化算法进行迭代，得到DST渗透率计算方程的最优解。采用该方法对惠州凹陷72个油层产能进行预测，48个油层的产能大于100 m3/d，预测相对误差小于30%的油层占比90%；24个油层的产能为10~100 m3/d，相对误差小于50%的油层占比79%。研究表明，基于渗透率合成技术的砂岩油藏产能预测方法能够为海上油田测试作业决策提供指导，降低勘探作业成本。
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