一、成果概述：

针对我国南海深水油气地层钻井井筒压力安全控制困难的技术难题，在国家“973”计划等一批高层次科研项目的支持下，发明了海洋深水油气钻探井控关键技术与装备，实现了井筒环空压力自动控制、边钻边压、实时遏制气侵。

二、技术特点及技术指标：

基于主动井控的理念，提出了“精确计算井筒压力-早期识别井底气侵-即时处置井喷风险”的主动井控新方法；创建了“超临界-气-液-固（水合物）”多相流深水钻探井控理论模型，研发了井筒压力实时预测方法；研制了多源信息融合的气侵早期监测方法和装备；发明了可实现井筒环空压力自动控制的“动态压井钻进”井控技术与装备，实现了地层高压流体的“侵入即发现”，避免大量气体升至海底防喷器以上才发现而容易导致的井涌井喷问题，为压井作业赢得了宝贵时间。

三、应用领域：

已在我国及海外多个深水油气田应用，实现了海洋深水钻探的安全与高效，取得了显著的经济和社会效益。

一、成果概述：

我国石油储量、产量的 70%以上来自水驱老油田。经过五十多年的开发，已整体进入高含水或特高含水开发阶段，可采储量采出程度高达 80%以上，但平均采收率仅 35%左右。老油田进一步提高水驱采收率、实现深度开发面临三大技术挑战：一是现有的井网与注采调整技术不能满足驱替场与剩余油饱和度场精准适配的需要，平面整体水驱效率低；二是缺乏优势通道三维定量描述方法，封堵技术不能满足优势通道低成本、高效调控的需要，井组内部水驱效率低；三是老油田静动态双重非均质性进一步增强，层间矛盾加剧，注水技术不能满足特殊工况下精细分层注水的需要，纵向整体水驱效率低。依托国家科技重大专项和中国石化科技攻关项目等，历经十余年攻关，创新形成了老油田高效水驱优化决策与调控关键技术，突破了水驱老油田提高采收率的技术瓶颈。二、技术特点及技术指标：

1、创建了井网和注采参数两级智能协同优化设计技术。研发了基于剩余油饱和度标准差最小的井网调整优化设计方法、立体矢量井网优化设计方法和注采参数协同优化方法，实现了水驱老油田井网、注采参数与复杂的储层非均质性和剩余油分布的精准适配，解决了老油田井网与注采调整效果差的技术难题。在胜利、渤海油田 35 个区块实现工业化应用，吨油耗水量减少 30～50%，采收率平均提高 3.1%。 

2、突破了优势通道定量描述与分级治理技术。开发了新一代优势通道三维定量描述技术，研发了针对不同级别优势通道的逐级精准调控系列新型封堵体系和配套工艺，建立了堵剂注入参数智能优化设计方法，突破了传统技术无法实现全油藏优势通道三维空间展布整体定量刻画的技术瓶

颈，实现了不同级别优势通道的智能分级调控，累计应用 1257 井次，提高措施有效率 26～40%，降低堵调成本 30%以上，增油 64.7 万吨。

3、攻克了老油田精细分层注水优化与调控技术。创建了薄互层细分注水优化决策方法、研发了分质分压精细注水与分层改造优化设计方法，发明了配套工具和管柱，突破了复杂工况与工艺条件下高效细分注水的技术瓶颈。在胜利、渤海油田 68 个区块累计应用 9826 井次，封隔器定位误差≤0.12m，卡封厚度 0.5m，最大层间压差由 5MPa 提高至 12MPa，层段合格率由 65%提高至 83%，水驱控制程度提高 14.2%。

三、应用领域：

项目成果在胜利油田孤东六区 Ng54-68、孤岛南区渤 76、胜坨油田胜一区沙二 1-3，中海油渤海油田蓬莱 19-3、绥中 36-1 等 68 个高含水开发区块实现了整体工业化应用，覆盖了整装、断块等多个油藏类型，有效改善了高含水老油田水驱开发效果，提高了能源综合利用效率，拓展了高含水老油田调整阵地，水驱动用质量、稳产基础得到明显改善。近三年累计增产原油约 568.7 万吨，经济效益和社会效益显著。

四、投入需求：

该技术对国内已陆续进入高含水的东部各大陆上老油田和海上油田具有普遍的适用性，并已在大庆油田、华北油田等其它国内石油主力产区进行了推广应用。下一步将在该成果的基础上，深化数字化、信息化、智能化技术的攻关研究和集成应用，进一步提高井网注采系统优化与调控、低效水驱描述与治理、精细分层注水技术的智能化程度，实现老油田高效开发的智能调控，提升老油田开发水平

一、成果概述：

针对页岩油储层原始地层压力系数低、基质内原油动用难度大，导致常规改造模式下产量递减快、采收率低的难题，将压裂工程与注水、三次采油工程相融合，集成“细分切割、超前补能、渗

吸驱油”理念，在综合甜点智能判识、高精度产能评价和注驱采一体化设计模式等方面取得原创性突破，创新形成了页岩油水平井注驱采一体化改造技术，为页岩油规模增储和高效开发铸造了关键工程技术利器，引领了国内同类资源规模效益开发的技术方向。

二、技术特点及技术指标：

1.致密/页岩油储层体积压裂水平井宏观渗流模拟方面针对致密/页岩油储层体积改造后孔喉-微裂缝-人工裂缝多尺度介质内的复杂渗流规律认知够，导致流动模拟表征难度大、产能评价可靠性低的难题，亟需创新宏观渗流理论提高产能预测精度。

（1）发明了体积改造复杂缝网参数定量表征方法。提出了利用分形理论精细刻画次生裂缝网络渗透率、孔隙度以及次生裂缝间距和开度。结合微地震监测结果，以非稳态产量分析得到总裂缝网络长度为约束条件，将裂缝网络生长特征参数（次裂缝长度、次裂缝生长方向等）作为优化变量，建立了体积压裂复杂裂缝网络反演模型，借助多数据同化集合平滑优化算法对复杂缝网参数进行了精准描述。该方法为陆相页岩油体积压裂压后效果评估、有效改造范围估算、准确认识地下缝网特征提供了有力的手段。

（2）建立了水平井体积压裂多区耦合流动数学模型。研发了水平井细分切割压裂多区耦合流动数学模型，通过正交离散裂缝耦合双重介质表征单元体揭示了有效裂缝间距的“最短渗流距离”界限。针对页岩油储层体积改造后流体在基质-裂缝多尺度介质空间内渗流能力的不平衡效应，首次引入时间滞后因子修正了基质-裂缝之间的窜流系数，建立了体积压裂时-空多尺度渗流数学模型，揭示了多尺度介质非均质性以及流动不平衡效应对水平井渗流规律的影响机制，创新形成了时-空多尺度流动模拟方法，解决了强非均质性页岩储层水平井单井最终可采储量预测可靠性低的问题。成果应用：成果率先在长庆油田页岩油国家级示范区、胜利油田、大港油田等区块推广应用，克服了传统双重介质窜流模型无法精细刻画不同尺度介质流体实际传质特征的局限性，实现了典型体积压裂水平井流动参数的高效诊断和单井最终可采储量的准确预测，产能预测精度提高了 30%。

2.强非均质页岩储层水平井压裂综合甜点判识与优化设计针对陆相页岩油储层横向变化快、非均质性强，导致甜点判识精度低、人工裂缝对优质储层控制程度低的难题，亟需储层综合甜点判识和智能布缝新方法的突破。

（1）提出了基于压裂潜力的致密/页岩储层综合甜点判识布缝方法。针对传统数理统计分析方法难以确定水平井产量主控因素的问题，基于模糊集合理论厘定了影响体积压裂水平井产量的主控因素分类阈值，建立了储层品质与完井品质相结合的“九宫格”分类分级评价标准。提出了基于压裂潜力的陆相页岩油强非均质储层综合甜点判识方法，实现了改造甜点判识从单因素(时差、伽马）向多因素(储层物性、含油性、脆性、地应力)的转变，储层改造工程甜点识别率大幅度提高，解决了人工裂缝对优质储层的控制程度低的问题。

（2）建立了基于机器学习的水平井智能压裂优化设计方法。揭示了陆相页岩油储层压裂产生的水力裂缝主要呈“主缝为主、分支缝为辅”的条带状特征。研发了基于位移不连续法的高密度裂缝同步扩展模型，揭示了细切割裂缝的扩展规律，厘定了体积改造裂缝间距等关键压裂参数界限。发明了基于水平井细分切割压裂的智能自动布缝技术，建立了“相近相同”和“取优舍劣”的综合甜点压裂分段分簇设计原则，结合机器学习算法形成了水平井压裂甜点判识及多簇压裂优化软件，解决了“在哪压”、“压几段”和“压几簇”的技术难题，实现了储层分类选段由“经验化”到“智能化”跨越。成果应用：成果在长庆油田页岩油国家级示范区进行规模化应用 189 口井，通过参数优化，有效降低了裂缝布置的误差和人工成本，一次压裂成功率从 70%提高到 97%，人工裂缝控藏程度从前期的 50%提高至 90%以上。

三、应用领域：

项目成果已于 2017 年～2019 年规模应用于鄂尔多斯盆地长 7 页岩油规模开发实践，强力支撑了陇东西 233-庄 183 国家页岩油示范区建设，实现了储层改造由传统单一压裂向造缝、补能、驱油三位一体升级，规模应用 189 口井 4223 段 19086 簇，助力初期单井日产油由前期 10 吨提高到 18吨以上，单井 EUR 由 1.8 万吨增至 2.6 万吨，助力了鄂尔多斯盆地长 7 页岩油“资源向储量”、“储量向产量”的转变。鄂尔多斯盆地陆相低压页岩油总资源高达 40 亿吨，是未来增储上产的主力军，研究成果体积压裂关键技术具有广阔的应用前景，预测 15 年评价期累计增油量 94.5 万吨，创造产值 22.51 亿元，新增利润 11.88 亿元。同时，该成果对我国源内非常规石油资源的勘探开发具有重要的战略意义和示范引领作用。

四、投入需求：

成果产业化应用后期需投入 200 万元进行地质工程一体化软件研发，软件内容涵盖测井解释到压裂优化设计（布缝、压裂施工参数优化）、产能一体化预测等。

一、成果概述：

我国非常规油气储量丰富，超过常规油气的 3 倍，是增储上产的重要阵地。水力压裂技术的进步引发了北美非常规油气革命，使美国从石油进口国变成出口国，其中裂缝扩展和开采数值模拟是压裂开发方案设计的“核芯”技术，被 Schlumberger、Halliburton 等国际石油公司争相研究、抢占制高点。但与北美相比，我国非常规油气藏历经多次构造运动，地质条件复杂，现有数值模拟技术适用性差，难点为：①天然裂缝和层理发育，非均质性更强，复杂压裂缝网预测难；②岩心实验难以开展，数值模拟是获取流动参数最佳技术手段，但储层矿物组构复杂、孔隙多尺度特征显著，流动模拟难；③压裂后储层应力敏感和多尺度性加剧，不同介质流动模式差异大，流固耦合模拟难。国家和油田企业项目支持下，经十余年攻关，创建了考虑微尺度效应的非常规油气藏压裂和开采全过程流固耦合数值模拟方法，形成国际上首套压裂和开采一体化多尺度模拟软件，为我国非常规油气高效开发提供了“中国芯”，主要创新技术如下：

1、 创建井工厂开发模式三维裂缝扩展数值模拟方法，解决了复杂缝网预测难题。考虑井工厂开发模式下多井同步压裂裂缝相互干扰作用，基于岩石断裂力学和位移不连续法，实现天然裂缝和层理发育储层中人工裂缝的起裂和扩展全过程数值仿真，形成水力压裂模拟和裂缝参数预测软件，成功应用 800 余井次，与 Mshale 等商业软件相比，缝网预测精度提高 20%。 2、首创多尺度多矿物数字岩心和孔隙网络模型的构建与流动模拟方法，解决了物理实验难以获取流动参数的难题。基于不同尺度岩心扫描图像，结合深度学习和多点统计学方法，首创多尺度多矿物数字岩心和孔隙网络模型构建技术。考虑微尺度效应，形成真实岩心快速模拟软件，突破现

有技术瓶颈，将模拟尺度从微米提升至厘米，首次实现真实岩心中流体动态分布的定量表征，成功应用 380 余井次，计算结果与实验拟合度达 95%。 3、创建考虑微观流动机制的多相多组分流固耦合数值模拟技术。基于均化理论，创建微观流动的尺度升级方法，解决了宏-微观尺度流动关联难题。提出网格可控的新型嵌入式离散裂缝模型，采用扩展有限元和模拟有限差分法，创建多相多组分流固耦合数值模拟技术，降低了计算复杂度，解决了收敛性差难题。形成压裂和开采一体化多尺度模拟软件，成功应用 820 余井次，与 Eclipse 等商业软件相比，相同精度下计算速度提高 1 个数量级。

二、技术特点及技术指标：

项目研发了国际上首款非常规油气多相多组分微观流动模拟平台，是世界上唯一可进行岩心尺度的微观流动及渗流物性参数计算的软件，解决了页岩两相流动实验难以开展的难题。形成的裂缝扩展-生产流动宏观精细数值模拟技术，较之全球销售第一斯伦贝谢公司 Eclipse 商业软件，可同步进行压裂-生产模拟，考虑了热应力效应、岩石塑性变形、微尺度效应、多相多组分流固耦合效应，模拟准确，达到了国际领先水准。

三、应用领域：

项目成果在北美 Eagle Ford 和 Niobrara 页岩油气、长宁-威远和涪陵页岩气、胜利油田致密油和页岩油、大庆油田古龙页岩油、华北油田煤层气等非常规油气田推广应用，打破了国外商业软件技术壁垒，实现我国非常规油气藏数值模拟关键技术的自主可控。

四、投入需求：

形成的一体化模拟软件部分功能上已超过国外商业化软件，下步需进一步商业化，增强软件的友好型、稳定性和可适用性

一、成果概述：

稠油粘度大、流动性差，通过注蒸汽加热降粘是开采稠油的最有效方法。我国稠油探明储量约40 亿吨，每年通过注蒸汽生产稠油约 1600 万吨，是我国原油产量的重要组成部分。注汽锅炉是稠油注蒸汽热采的关键设备，锅炉燃烧每小时产生 1-3 万方 160-200℃高温烟道气，全国每年排放预计超过 200 亿方，不仅产生大量 CO2，还造成热量浪费。将注汽锅炉产生的烟道气用于辅助注蒸汽采油不仅可以提高稠油热采效果、减少蒸汽用量，同时还可以实现烟道气的资源化利用，对于推动稠油的低碳绿色开发和油气生产过程中的碳中和具有重要意义。本项目系统揭示了烟道气辅助注蒸汽热采增产机理，建立了蒸汽扩展和窜流调控方法，为烟道气改善注蒸汽开发效果奠定了理论基础；研制了世界首台小型化撬装式 1200Nm³/h 型 35MPa 烟道气处理、余热利用及注入设备，为注汽锅炉烟道气资源化利用提供了关键设备，形成了烟道气辅助注蒸汽热采工艺技术。该项目从理论、方法、装备形成了全链条的技术体系，研制的锅炉烟道气捕集、余热利用及注入设备在 2021 年第二十一届中国国际石油石化技术装备展览会展出；研究成果在胜利油田成功应用，受到了行业内的广泛关注和报道，实质性推动和引领了稠油开采领域“碳达峰、碳中和”的发展和实施。

二、技术特点及技术指标：

（1）推动油气生产过程碳中和，符合国家低碳发展要求：为应对气候变化，我国提出“二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和”等庄严的目标承诺。在今年的政府工作报告中，“做好碳达峰、碳中和工作”被列为 2021 年重点任务之一； “十四五”规划建议明确要求各地“抓紧制定 2030 年前碳排放达峰行动方案，支持有条件的地方率先达峰。”能源活动占二氧化碳排放总量的比重高达 86.9% ，实现 2060 年碳中和目标，能源领域是重中之重，油气开采领域 CCUS 技术发展关系到企业发展和国家目标实现。注汽锅炉是油田稠油热采的关键设备，也是油田烟道气污染物排放的主要来源。烟气的主要成分是氮气、二氧化碳、少量氧气及其它杂质，其温度超过 150℃，携带有大量的热能。本项目将油田注汽锅炉产生的烟道气用于辅助注蒸汽热力采油，不仅可以提高稠油热采效果、减少蒸汽用量，同时还可以实现烟道气的资源化利用，减少油田稠油生产过程中的烟气排放，对于推动稠油的低碳绿色开发和稠油生产过程中的碳中和具有重要意义。

（2）兼顾理论方法研究与装备制造，打造全链条技术体系：理论方法的应用离不开技术装备的发展，国家发改委、科技部、工信部等多部门曾联合发布《关于促进首台（套）重大技术装备示范应用的意见》，希望以首台（套）示范应用为突破口，推动我国重大技术装备水平整体提升。本项目在完善和发展了烟道气辅助注蒸汽热采增产理论，建立了基于最优烟气 CO2 富集率开采稠油油藏的 CCUS 系统及其工作方法，形成了烟道气辅助注蒸汽热采技术。在此基础上研制了全球首台撬装式 1200Nm³/h 型 35MPa 烟道气处理、余热利用及注入设备，为油田注汽锅炉烟道气资源化利用提供了关键设备。设备在第二十一届中国国际石油石化技术装备展览会展出，并入选《山东省能源领域重点技术、产品和设备目录（第一批）》。项目从理论、方法、装备形成了全链条的技术体系，为理论方法的应用提供了装备保障。项目从理论、方法、装备形成了全链条的技术体系，为理论方法的应用提供了装备保障。

（3）产学研与现场试验并重，成果转化和实施成效显著：本项目完成单位涵盖高等学校、国企、民营企业，在国家科技重大专项和企业联合实验室的资助下，产学研相互合作完成理论方法研究、工艺技术研究和设备制造，相关专利进行成果转化，研制的锅炉烟道气处理、余热利用及注入设备在胜利油田成功进行了烟道气辅助蒸汽吞吐现场应用，成效显著，受到了行业内的广泛关注和报道，实质性推动和引领了石油开采领域碳减排的发展和实施。

三、应用领域：

目前已在胜利油田、辽河油田、新疆油田开展应用，主要面向稠油增产与锅炉烟气资源化利用，推广前景良好。

四、投入需求：

研发撬装化装置，资金需求尚可。

一、成果概述：

该项目针对深层稠油油藏实施蒸汽驱面临的井底干度低、蒸汽腔造腔困难、驱油效率低、易汽窜等难题，突破了深层稠油油藏高压(>7MPa)条件下实施蒸汽驱的技术瓶颈，经过十余年攻关，创建多元流体辅助高压蒸汽驱方法，发明耐高温高效驱油剂和泡沫剂，开辟了深层稠油大幅度提高采收率新途径；建立多尺度渗流实验和模拟方法，阐释多元流体热—化学多场耦合渗流机理，研发热化学复合驱油藏数值模拟软件；发明井间气窜程度检测方法，创建物理—化学梯级防治方法，实现了热化学复合流体均衡驱替；形成多元流体辅助高压蒸汽驱配套技术，保障了深层稠油油藏提高采收率技术高效实施。研究成果成功应用于世界首例深层稠油高压蒸汽驱先导试验项目，采收率高达52.9%。鉴定专家评价成果整体达国际领先水平。该成果丰富和发展了稠油开发理论，实现了深层稠油油藏由“吞吐”转“驱”的跨越，采收率翻番，引领了大幅度提高深层稠油油藏采收率技术方向。获授权发明专利 25 件，中国石化专有技术 3 件，软件著作权 4 项，企业标准 4 项，发表论文89 篇，培养“万人计划”科技创新领军人才 1 名，国家杰出青年基金获得者 1 名，培养青年科研骨干 18 名、博士及博士后 11 人、硕士 38 人。

二、技术特点及技术指标：

1、发明耐高温高效驱油剂和泡沫剂，驱油剂界面张力达到 10-3mN/m，泡沫剂阻力因子大于 47。 2、研发具有自主知识产权的油藏数值模拟软件，为大型矿场项目方案设计和跟踪预测提供了模拟手段，预测准确率达 91%。 3、发明的基于生产动态解析预测的井间气窜程度检测方法，摆脱了热采井常因气窜而被迫关停井或减产的“困局”，矿场应用 776 井次，关停时率由 37%降至 26%。 4、研制的全程保干注汽工艺技术，将井底蒸汽干度由 30%提高到 52%以上，满足了深层稠油油藏高干度注汽要求；结合无梯度优化算法和油藏数值模拟建立注采智能优化方法，实现了“一井一制”的精细注采。

三、应用领域：

目前项目成果已实现规模化应用，推广到国内外多个油田。该技术实现了深层稠油油藏高效开发，应用前景广阔。

四、投入需求：

中国石油大学（华东）侯健团队具有深层稠油油藏多元流体辅助高压蒸汽驱技术的完全自主知识产权，可依托中国石油大学（华东）实现本技术的产业化，拓宽在稠油开采领域的大规模应用。投资规模约 1000 万-2000 万之间，目前缺少稳定的生产基地以及后续资金投入，因此期望与各大石油公司以及科研单位进行项目合作。

一、成果概述：

该项目属油气田开发与开采工程领域。当前，低渗透与非常规油气占我国剩余资源量的 60%以上，是国家能源安全的重要保障！储层压裂改造是实现低渗透与非常规油气高效开采的核心技术。常规储压裂改造技术面临两项重大挑战：一是压裂裂缝延伸方向不可控，难以定向沟通低渗透油田开发中后期零散分布的剩余油，平均采收率不到 30%。如何实现水力裂缝指哪压哪，有效挖潜剩余油气是亟待解决的难题！二是非常规油气藏中的小型岩性圈闭体，采用分段压裂、加密井网、重复压裂及缝内暂堵压裂等工艺成本高或改造体积有限。如何实现直井多缝立体压裂，大幅提高直井压裂改造体积是急需攻克的课题！在国家科技重大专项、国家自然科学基金等项目支持下，历经十余年攻关，创新形成了多径向井定向及立体压裂改造技术，突破了常规压裂技术瓶颈，实现了“压裂裂缝指哪压哪”和“直井多缝立体改造”。主要创新成果如下：

1、发明了多径向井钻进质量及安全控制关键装备，有效提升了径向井的空间布置精度和孔眼质量，大幅提高了水力裂缝靶向扩展成功率。发明了径向侧钻旋转自进式多孔射流钻头，有效解决了现有多孔直射流钻头钻进自进能力弱、孔眼圆整度差、软管摩阻高、轨迹易弯曲、延伸长度受限等问题，井眼扩孔率和孔眼圆整度提高 20%以上，孔长可达 135 米，纵向孔间距最小 0.2 米，裂缝靶向扩展成功率提升 25%以上；发明了适用井深达 4000 米的连续油管径向井作业液压系统，系统效率提高15%以上，操控平稳可靠。

2、首创了多径向井引导水力压裂裂缝扩展控制理论，为多径向井定向及立体压裂改造技术提供了理论依据。建立了“垂向多径向井定向压裂裂缝扩展理论”，解决了常规压裂难以定向沟通低渗透油田开发中后期零散分布剩余油的难题；建立了“空间多径向井立体压裂裂缝扩展理论”，解决了非常规油气藏小型岩性圈闭体现有压裂工艺无法实现高效开发的难题。

3、建立了多径向井定向及立体压裂改造工艺优化设计方法，单井产能较常规压裂提高 89%以上。形成了多目标压裂施工实时决策技术及多功能压后返排制度优化技术，实现了基于不同储层特征的径向井空间布置、多尺度裂缝有效加砂方案及压后返排制度优化设计，裂缝扩展求解速度较国外同类模型提升 1 个数量级，加砂符合率由 74%提升到 97%，压后返排参数符合率 85%以上，有效提高了多径向井定向及立体压裂改造施工成功率。（发明专利 6 项；软件著作权 9 项；专著 2 部；学术论文 72 篇）该成果已在胜利油田、长庆油田、江苏油田等 7 个油气田得到推广应用，近三年累计施工 379 井次，增产原油 30.1 万吨，新增销售额 17.76 亿元，新增利润 4.55 亿元。该项目获授权发明专利 14 项；登记软件著作权 10 项；出版专著 4 部；发表论文 143 篇，SCI/EI收录 76 篇，ESI 高被引论文 3 篇，热点论文 1 篇，中国精品科技期刊顶尖学术论文 1 篇，年度中国石油科学十佳论文 1 篇，提名奖 1 篇。

一、成果概述：

该装置用于钻进时，钻柱通过压缩弹簧给钻头施加机械钻压，当钻压过大时，弹簧压缩产生机械摩擦力将部分钻压吸收，保护钻头轴承和切削齿，减轻钻具的疲劳破坏。当钻压过小时弹簧伸长释放

能量给钻头，消除跳钻的发生，使钻头始终较平稳地与地层接触。由于连通孔使弹簧腔室与环空连通，而钻柱内的钻井液压力高于环空，活塞上下两端压差近似等于钻头压降，此压差通过活塞和传压杆再给钻头施加一个液力作用钻压。钻头在钻柱施加钻压与液力作用钻压联合作用下，钻头的破岩能量增加。钻柱产生纵向振动位移，使承压座与承压头之间的侧斜面间隙流通面积发生改变，增压腔内的压力随之发生改变。当钻柱由于纵向振动下行时，弹簧被压缩，斜侧面流通面积减小，增压腔内流体瞬间受到挤压使压力增大，钻柱施加钻压和液力作用钻压同时增加。当钻柱振动上行时，弹簧伸长，斜侧面流通面积增大，增压腔内压力减小，钻柱施加钻压和液力作用钻压同时减小。钻柱施加钻压和液力作用钻压由于钻柱振动而周期性发生变化，弹簧等转换机构通过吸收钻柱振动能量使钻头处于动静载荷联合作用下破岩。同时钻柱振动或钻头破岩过程中引起的纵向振动，承压座和承压头斜侧面间隙发生改变，钻柱内钻井液的流通通道面积发生改变，通过钻头喷嘴的连续射流被调制为脉冲射流，有利于提高射流清岩效率，减少钻头重复破岩，提高钻头破岩效率的同时降低钻柱振动带来的危害。

二、技术特点及技术指标：

冲击从钻柱振动控制与能量利用的角度出发，将深井钻柱纵向振动能量转换为钻头的水力能量与机械冲击能量，实现钻头在动静态载荷联合作用下提高破岩效率的新方法。通过能量转换机构将不利于钻井的井下钻柱振动能量转为提高钻头破岩清岩能力的冲击载荷，实现井底机械能量与水力能量的重新优化组合，达到改变钻头破岩方式、强化井底水力能量利用效率和降低井下振动危害的多重效果。随着井深增加，钻柱振动加剧，水力能量损耗线性增大，该方法将有害的钻柱振动能量变为有利钻头破岩的能量，可克服目前利用钻井液水力能量调制钻头冲击载荷方法在深井超深井使用受限的不足。

该装置结构简单，整体尺寸较短，无硬，可与其它井下工具兼容使用，可同时实现钻柱减振、水力增压与脉冲射流的调制。

三、应用领域：

针对于石油钻井行业，主要应用于地层岩石致密且单轴强度高、可钻性差的深部地层。

一、成果概述：

该项目针对非常规油气钻探工程中所面临的井壁失稳、储层损害及井漏等关键技术难题，研发了超分子提切剂、纳米超疏水防塌剂、核壳结构纳米封堵剂、自适应随钻堵漏剂和自适应剪切响应型触变凝胶堵漏剂等多种新材料，构建了非常规油气双疏型无土相油基钻井液、非常规油气超疏水高效能水基钻井液及高效自适应防漏堵漏技术体系，实现了页岩/致密油气的安全高效钻井和储层保护，解决了制约我国非常规油气勘探开发的重大技术难题，显著提升了我国钻井液技术的国际竞争力，进一步推广应用可望创造出更大的经济和社会效益。

二、技术特点及技术指标：

我国页岩/致密油气储量居世界第二位，其高效开发已成为国家重大油气战略。然而，与美国页岩油气相比，我国页岩/致密油气储层埋藏更深、温度和压力更高、地质条件更复杂，导致钻井过程中井壁坍塌、卡钻、井漏和油气层损害等系列难题。钻井液技术是破解上述难题的关键，目前国内现有技术及全面引进国外先进技术均无法解决，发展适合于页岩/致密油气水平井的钻井液新理论、新技术是解决上述难题的根本出路。本成果在国家重大专项及中石油等项目的支持下，经过十余年攻关，形成了具有自主知识产权的三项关键技术。

（1）揭示了页岩气地层既亲油又亲水及微裂缝发育导致井壁坍塌的机理，建立了固体表面双疏特性的改性方法，发明了硅烷共聚物双疏型化学固壁剂；探明了油水界面形成粘弹性超分子凝胶结构提高油基钻井液切力的机理，发明了具有两亲分子凝胶行为的改性脂肪酸超分子提切剂。以上述两种材料为核心，构建了页岩油气无土相油基钻井液，解决了井壁失稳、钻速慢和流变性难以调控等系列技术难题。与国际先进技术相比，钻井速度提高 32.6%。 （2）揭示了致密油气储层岩石表面超疏水改性机理，利用表面活性剂和硅烷偶联剂对纳米二氧化硅进行协同改性，发明了水基钻井液用纳米超疏水防塌剂；揭示了纳米颗粒与致密岩石孔缝的匹配规律，发明了具有核壳结构的丙烯酸乳液纳米封堵剂。以上述两种材料为核心，构建的超疏水强封堵高效能水基钻井液解决了致密油气水平井井壁失稳、储层损害、钻速慢等系列技术难题。与国际先进技术对比，井下复杂率得到明显降低。 （3）揭示了基于漏失通道内堵漏剂动态运移充填的空间自适应堵漏机理，以热塑型树脂、耐高温改性聚合物凝胶以及复合纤维为主要成分，发明了具有高弹性、强韧性特征的自适应随钻堵漏剂；以富含羟甲基的改性聚丙烯酰胺微凝胶、电性纳米粒子等为主要成分，发明了“剪切变稀、静置增稠”特性的自适应剪切响应型触变凝胶堵漏剂。以上述两种材料为核心，构建了高效自适应防漏堵漏技术体系，解决了现有堵漏技术严重依赖漏失通道尺寸的难题。

三、应用领域：

2010 年以来，该项目研发的非常规油气钻井液技术已在胜利油田、西南油气田、新疆油田、等多个油气田推广应用，实现了对页岩/致密油气的安全高效钻井和储层保护，显著减少了钻井过程中的井壁失稳、钻井液漏失、卡钻及储层损，推广前景广阔。

四、投入需求：

主要用于生产设备及厂房：

（1）4 台 5 方容积的不锈钢加温反应釜，10 万元/台×4 台=40 万元

（2）2 台 3 方容积的不锈钢加温反应釜，6.5 万元/台×2 台=13 万元

（3）6 台反应釜用高速搅拌机：3 万元/台×6 台=18 万元

（4）2 台高速切削造粒机：6 万元/台×2 台=12 万元

（5）2 台 3 方高剪切乳化釜：5 万元/台×2 台=10 万元

（6）直线振动流化床干燥机：15 万元/台×1 台=15 万元

（7）聚合物粉碎机：3 万元/台×2 台=6 万元

（8）筛分机：1 万元/台×2 台=2 万元

（9）500 平的厂房：750 元/平×500 平=37.5 万元

共需要投资 153.5 万元

一、成果概述：

自 2004 年以来，科研团队历经 18 年攻关，首次提出了自生长冻胶分散体制备理念与技术，创建了地面交联可控冻胶机械剪切磨圆造粒制备冻胶分散体的简单高效、环保新技术，生产成本（600-1000 元/吨）仅是现有微球（8000-10500 元/吨）十分之一。冻胶分散体尺度（100nm-3.5mm）可调，耐温 180℃、抗盐 30 万 mg/L，自生长尺寸增大 20-500 倍。开发了多参数智能响应在线生产及注入一体化工艺与撬装装备，装备通过中国/法国船级社质控双认证，实现复杂恶劣环境全天候作业。发明了冻胶分散体软体非均相复合调驱体系、三相泡沫调驱体系和系列提质增效配套工作液，创新形成新一代多尺度自生长冻胶分散体深部调驱提高采收率技术。全球最大科学出版商 Elsevier 分析报告指明该团队引领的冻胶控水成果处于世界领先地位。出版中英文专著 2 部；授权发明专利 58 件，其中欧美 16 件，登记软件著作权 2 件； 核心专利许可19 家油服公司使用，建成年产 3000 吨及以上生产线 28 条；累计在国内外 21 个油田区块推广应用，国内油田覆盖率超 80%。获 2020 年教育部技术发明一等奖，中国专利优秀奖 2 项，山东省专利奖一等奖 2 项，中国石油和化学工业联合会技术发明一等奖。

二、技术特点及技术指标：

科研团队首创了地面交联可控冻胶机械剪切制备多尺度冻胶分散体的工艺技术，并在制备理论与方法、本体冻胶、工艺装备、“冻胶分散体+”体系等方面取得系列原创成果，创新形成了新一代多尺度冻胶分散体深部调驱提高采收率技术。以院士为首的采油工程专家鉴定委员会认为，该成果在“耐温抗盐冻胶及多尺度冻胶分散颗粒新材料；多参数联动响应的冻胶分散体连续在线生产及注入一体化方法、撬装装备及工艺；深部调控兼具高效洗油的冻胶分散体系和配套助剂”三方面具有原始创新，经济和社会效益显著，推广应用前景广阔，三个创新点达到国际领先水平。

三、应用领域：

技术成果主要用于油气田开发工程技术领域中高含水油藏进一步提高原油采收率，通过控制窜流通道，降低油井产水，大幅度提高原油产量。核心专利与 19 家油田技术服务公司签订专利实施许可合同，建立了年产 3000 吨及以上工厂化工业化生产线 17 条，撬装式生产装备 11 套。技术成果已在深层高温高盐油藏、低渗/特低渗油藏、高孔中高渗油藏、稠油注蒸汽开发油藏、化学驱油藏、裂缝性碳酸盐油藏及海上油田等国内 20 个主力油田得到应用，并推广至海外 3 个油田。应用覆盖了中国典型油藏类型，推动了我国油田控水增油新方法、新材料及工艺装备的升级换代，为我国油田企业“走出去”战略提供技术支撑。

四、投入需求：

技术成果在多尺度冻胶分散体制备理论与方法创新、工艺装备自主开发、协同增效调驱体系研发、矿场应用等方面取得重大突破。冻胶分散体技术产品生产工艺简单，生产灵活，无废液、零排放，冻胶分散体制备参数易于控制，工业化生产控制精度 96%以上，可工厂化生产也可撬装式生产注入一体化，克服了聚合反应过程难控制、生产工艺复杂化、唯工厂化、成本高的弊端。以年产 10000吨工厂化生产车间为例，需求场地面积 1000 平方，设备投入 300 万元；以日产 10 吨冻胶分散体的撬装生产装备为例，场地面积 20 平方，投入设备 150 万元。