2023年, 第46卷, 第3期　
出刊日期：2023-09-25

  

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资源勘探
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  川东高陡构造带震旦系灯影组丘滩相气藏预测

  周刚, 文龙, 王文之, 张本健, 严威, 魏朋辉, 蒋航, 和源, 汪华, 卞艳红, 曾云贤, 杨岱林

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 1-13. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.001

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  在川东高陡构造带内,构造复杂、地震资料差,寻找震旦系灯影组油气富集带具有重大挑战。为此,运用构造形迹分析构造期次,环状构造结合地震相特征预测藻丘滩;丘滩相特征结合构造形迹期次分析WT1井失利原因;综合丘滩相与构造的叠合关系以预测开江地区灯影组油气富集带。结果表明：①开江地区的NE构造主体为川东高陡构造带在燕山中晚期挤压形成,喜山期强烈改造定型。②EW向低幅度构造为大巴山于晚燕山期弱挤压形成。③SN向构造形成于喜马拉雅晚期,动力来自龙门山南段挤压。④燕山中晚期的NE构造与裂解气富集晚期匹配。发育大量的环状构造,为藻丘滩刚性地质体形成,为古岩性圈闭,与原油成藏期匹配。⑤环状构造+NE向构造是油气富集带。综合构造形迹与地震相预测了多个油气目标：七里南背斜内的七3环是最有利目标,藻丘滩地震相最为明显,且叠加NE向构造;铁1环是现实的目标;里1环是潜在的目标区。环状构造在开江地区大量存在,具有较好的油气勘探远景。
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  川西北部地区寒武系—奥陶系的地层格架新认识及地质意义

  张亚, 李勇, 陈骁, 李成龙, 龙虹宇, 刘冉, 钱红杉, 侯乾, 黄茂轩, 王启宇, 陈曦, 向柱

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 14-24. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.002

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  为查明川西北部地区是否发育完整的寒武系—奥陶系的地层格架,以赋予该地区地震资料新提出的德阳—绵阳拗陷地质意义以及支撑厘清该地区构造—沉积演化过程,从而更加精准服务于油气的风险勘探部署工作。利用野外剖面精测以及锆石U-Pb同位素定年分析等手段对川西北部地区多个寒武系—奥陶系剖面的岩石类型、沉积序列以及年代归属等进行了研究。研究结果表明：①川西北部地区原定义的“筇竹寺组”顶部最大沉积年龄峰值约为505 Ma,磨刀垭组最大沉积年龄约为479 Ma;前者限定了筇竹寺组顶部的沉积时限晚于芙蓉世,后者限定了其沉积时限晚于中奥陶世。综合表明研究区可能发育连续的寒武系—奥陶系,并非缺失中上寒武统—中下奥陶统。②川西北地区寒武纪—奥陶纪时期发育潮坪→浅水陆棚→滨岸→三角洲→碳酸盐岩台地沉积环境,经历了细粒碎屑岩→粗碎屑岩→碳酸盐岩的沉积充填过程。③沉积环境可能受到加里东期的郁南、都匀、广西等多幕次构造运动的影响。④研究结果不仅为前人新提出的该地区发育寒武纪—奥陶纪局部拗陷提供地质证据,而且为四川盆地西北缘构造—沉积格局的进一步厘定奠定了基础。
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  川中地区震旦系古岩溶微地貌对气藏储层及产能的控制作用

  李文, 李海涛, 刘曦翔, 徐睿, 朱占美

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 25-32. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.003

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  四川盆地川中地区震旦系顶部受桐湾运动Ⅱ幕的影响,存在区域性不整合面,形成复杂的岩溶古地貌,研究基于数据驱动高精度三维空间层位追踪技术,采用印模法对川中地区震旦系顶部岩溶古地貌进行了恢复。根据现代岩溶地貌划分方案,将研究区划分出丘丛、残丘平原、滨岸平原、古水道、岩溶湖等五类四级微古地貌单元,并绘制四级微古地貌单元的平面分布图,详细对比分析不同微古地貌单元实钻井储层发育情况及气井产能情况,明确岩溶微地貌对气藏储层及产能的主控作用。研究结果表明：①四级微古地貌单元中滨岸平原的储层最发育,平均储层厚度为44.2 m,气井优质储层钻遇率为15%,以裂缝—孔洞型和孔洞型储层为主,气井产能最高,稳产能力强;②古水道的储层发育,平均储层厚度为31.5 m,气井优质储层钻遇率为12%,以孔洞型储层为主,气井产能高;③残丘平原储层较发育,平均储层厚度为25.0 m,气井优质储层钻遇率为10%,以孔洞型储层为主,在断层分布区发育裂缝—孔洞型和裂缝—孔隙型储层,气井产能较高;④而丘丛和岩溶湖优质储层发育程度低,平均储层厚度10 m以下,气井优质储层钻遇率低于5%,储集类型主要为孔隙型储层,天然气难以有效富集,气井多为低产井或无效井。
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  阵列声波测井技术在火山岩储层评价中的应用

  吴煜宇, 赵佐安, 赖强, 庄春喜, 张艺华, 汪泽宇

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 33-41. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.004

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  为精细评价四川盆地二叠系火山岩储层有效性与含气性,针对阵列声波测井资料开展深入研究。建立了基于斯通利波衰减与反射波信号和纵波速度层析成像技术的储层有效性评价方法,利用阵列声波计算的岩石力学参数形成储层流体性质判别方法,最后,通过偶极横波远探测对井旁缝洞发育程度进行了定量表征,为单井测试结果分析提供合理解释。研究结果表明：①四川盆地火山岩储层主要岩性为火山碎屑岩,储层物性好,斯通利波能量衰减明显,反射系数高,且低频段反射系数比高频段高,地层声速有较明显径向变化,到时曲线滞后明显,反映储层渗透性强、有效性好;②当地层含气时纵横波速度比降低,泊松比降低而体积模量增大,利用泊松比和体积模量交会产生的包络面积可以有效判别储层含气性;③偶极横波远探测成像图显示T2井储层段井外发育有高角度过井裂缝,为地层水流动提供了通道,导致气层段测试产出地层水。
气田开发
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  强非均质性岩溶气藏新部署气井合理配产方法

  鲁杰, 邓惠, 徐伟, 杨泽恩, 张岩

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 42-48. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.005

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  四川盆地震旦系资源丰富,勘探开发潜力巨大,其储层发育受沉积与岩溶作用双重控制,且经历多期构造运动,造成储层类型多样、非均质性强。不同类型的储层在空间上相互叠置,形成了不同类型的储集体。由于不同类型的储集体物性差异大,钻遇不同类型储集体的气井产能差异大,使得预测气井合理配产难度大。同时对于新部署气井,由于缺少测试和生产资料,难以利用传统方法对新部署气井进行合理配产。针对这一难题,通过建立不同类型储集体叠加时的气井无阻流量计算方法,利用切线交汇作图法确定气井合理配产比例,形成了适用于强非均质性岩溶气藏新部署气井的合理配产新方法。研究结果表明：①不同类型储集体叠加时的气井无阻流量计算方法,较常规一点法考虑的因素更全面,修正系数取值更为准确;②在无法获取新部署气井任何动态资料的情况下,利用不同类型储集体厚度占比与无阻流量关系图版,即可预测得到新部署气井的无阻流量;③采用切线交汇作图法,可实现气井合理配产比例的快速计算;④新方法计算的新部署气井无阻流量、合理配产误差范围均在10%以内,可为气井部署和配套工程提供重要依据。
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  超深层多断裂碳酸盐岩气藏水侵模式及治水对策

  吴婷婷, 朱华, 李隆新, 李滔, 甘笑非, 胡碟

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 49-58. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.006

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  超深层天然气勘探开发潜力巨大,已经成为全球勘探开发的热点。近年川西北地区发现双鱼石构造中二叠统栖霞组气藏,成为四川盆地目前最具潜力的超深层勘探开发领域之一。该气藏高温、高压且多断裂,埋藏深度超过7 000 m,开发投资成本高。2020年气藏整体投产以来,5口气井陆续产出地层水,产水井比例超过40%,效益开发面临挑战。为此,基于气藏生产动态特征,采用气藏工程方法对水体活跃性进行评价,提出气藏典型水侵模式,形成气藏差异化治水对策。研究结果表明：①气藏不同区域水体活跃性存在差异,表现出整体水体不大但局部水体活跃的特征。②气井水侵特征包括指数产水型、线性产水型及指数+线性产水型等3类,并以指数产水型为主。③结合气藏地质特征,将气井水侵模式划分为构造端部沿层推进型、单翼边水沿裂缝推进型及双翼边水沿裂缝窜进型这3种类型,并确定气藏3口产水风险井。④提出气藏治水对策：Ⅰ号条带控水为主,Ⅲ~Ⅳ号条带中部各优选排水井1口,气藏合理排水规模250 m³/d。研究结果可保障气藏的长期稳产与科学开发,同时对同类型气藏的开发具有指导意义。
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  超深层复杂岩溶型底水气藏高产稳产主控因素——以安岳气田GS1井区灯二段气藏为例

  申艳, 施延生, 刘耘, 陈洋, 孙启蒙, 苏琛, 王俊杰, 鄢友军

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 59-66. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.007

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  安岳气田GS1井区震旦系上统灯影组二段为四川盆地目前重点开发层系,该气藏为典型超深层低孔复杂岩溶型底水气藏,埋深超5 000 m,储层平均孔隙度为3.2%,受丘滩相沉积和多期岩溶作用共同影响,储层非均质性强,气井产能差异大,且底水广泛发育,气藏高产稳产面临重大挑战。为此,综合测井、地质、动态等资料,系统开展优质储层特征研究,明确气藏高产稳产主控因素。研究结果表明：①GS1井区灯二段储层分为孔洞型、裂缝–孔洞型及孔隙型3种类型,其中孔洞型和裂缝–孔洞型为优质储层;②优质储层发育主要受沉积和成岩作用控制,沉积作用是优质储层形成的基础,岩溶作用控制了优质储层的品质;③气井高产稳产受优质储层规模、开发井型、避水高度等因素的多重影响,优质储层越发育气井产能越高,水平井可大幅提高气井产能,且合理的无因次避水高度为0.4。该研究成果为安岳气田GS1井区灯二段气藏开发井部署提供了可靠依据,为气藏高效开发奠定了基础。
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  龙女寺龙王庙组高含沥青储层开发潜力分析

  车国琼, 汪轰静, 范玲, 马梓珂, 汪楠, 尹龙燕

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 67-76. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.008

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  四川盆地龙女寺区块下寒武统龙王庙组气藏与磨溪区块龙王庙组气藏毗邻,构造和沉积地质背景相似,但单井测试产量差异大,为了深入认识龙王庙组气藏的开发潜力,充分利用区内外静、动态资料,采用地质、测井、地震等联合攻关手段,分析了高产井主控因素,明确了高含沥青储层的开发潜力。研究结果表明：①>4%的储层为优质储层;②与磨溪区块相比,龙女寺区块储层厚度变薄,品质变差,但仍有优质储层发育;③储层普遍含沥青,但储量在优质储层发育的高含沥青区仍具有较强的可动用性;④气藏为构造背景下的岩性气藏,气井高产主要受优质储层控制,还与正向构造、裂缝发育正相关;⑤“内部亮点”仍是优质储层的响应特征。结论认为：位于构造高部位和裂缝叠合发育区的高含沥青储层仍具有较好的开发潜力。
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  微米网凝胶暂堵技术在储气库的应用

  张毅, 杨东, 张敏, 马越, 陈立森, 石小龙

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 77-83. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.009

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  储气库井进行各种施工前,为保证安全,必须对储层进行暂堵并经循环脱气、保证井内无气体后方可作业。油气井的暂堵方式有很多种,针对目前行业内较为先进的微米网凝胶暂堵技术,研究该项技术在储气库井的应用,主要解决储气库井暂堵后由于地层稳定性不强而导致的降解物返排效果差、渗透率恢复困难的难题。研究要点为：①在普通凝胶的基础上,通过与具有特殊结构的交联剂融合,最终形成对水分子存在显著空间位阻效应的微米网结构聚合物,从而提高凝胶体系的强度和稳定性。②在聚合物水溶液中加入六亚甲基四胺、双酚基丙烷、延缓交联剂和稳定剂,通过室内试验验证在90~170 ℃环境温度下恒温候凝3~70 h后,即能形成微米网凝胶。③通过试验室对微米网凝胶进行耐温、渗透率以及破胶3项性能试验,结果显示其性能满足储气库井暂堵、返排的要求。④对华北油田储气库苏49K-2X井应用微米网凝胶暂堵技术,作业完成后破胶的降解物实现顺利返排,保证了该井快速投入正常注采。研究结果表明：①微米网凝胶具有封堵有效期长、耐高温、破胶后液黏度较低、无残渣、破胶彻底、不会堵塞污染地层、不影响原始储层渗透率等诸多优点,微米网凝胶暂堵技术是一项适用于埋藏较深、高温枯竭型油气藏储气库的新型绿色封堵技术。②微米网凝胶暂堵施工前,应测定井温、开展试注,以防产生气侵而影响暂堵效果,且泵注排量设计冗余量,防止低分子溶液不能按时到达井中设计位置、在井中其他位置形成固体胶塞而影响暂堵效果。
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  基于梯度提升决策树算法的碳酸盐岩气藏水平井分段酸压效果评价

  杨建, 王茜, 周文高, 贾宇成, 张丹丹

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 84-91. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.010

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  四川盆地高石梯—磨溪区块上震旦统灯影组四段碳酸盐岩气藏为低孔、低渗储层,一般采用水平井+分段酸压技术开发。但是该气藏非均质性强,气井产能差异大,对分段酸压效果评价和酸压设计提出了巨大的挑战。基于数据驱动的思想,收集研究区15口水平井共计96段的地质、工程和试气资料。其中,地质资料包括酸压段的孔隙度、渗透率、含水饱和度、Ⅰ+Ⅱ类储层占比、Ⅲ类储层占比及非储层段占比;工程资料包括酸压段的酸液强度和排量;试气资料为折算每百米酸压段的测试产量。随后以酸压段为研究对象,建立了基于梯度提升决策树算法的酸压产能模型,该模型预测精度较高,对于测试集平均相对误差仅4.46%。并基于该模型研究了地质工程参数对酸压效果的影响,明确了渗透率和Ⅰ+Ⅱ类储层占比是影响酸压效果的关键参数。最后基于建立的产能模型,结合粒子群算法,开展了酸压施工参数优化和产能预测研究。在现场应用1口井共计8段,取得了良好的增产改造效果,且模型预测产量与实际产量较为接近,平均相对误差小于10%。研究成果有望为工区的分段酸压设计提供指导,提高单井开发效果。
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  薄壁大通径膨胀管技术及其现场应用

  刘雨薇, 任勇强, 张伟, 耿聪

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 92-98. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.011

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  随着以射孔段封堵、套管漏失修复、井筒腐蚀穿孔封堵为代表的老井井筒修复工作日益增多,传统膨胀管补贴技术所存在的作业效率低、补贴后有效通径小,以及补贴后常规完井工具难以下入、难以在补贴段以下进行二次补贴等一系列弊端日益凸显。为此,研发了一种薄壁大通径不锈钢膨胀管技术,并对该类膨胀管技术的相关装置结构、工作原理、施工工艺及配套技术进行了详细阐述。现场应用表明：①该类薄壁大通径不锈钢膨胀管补贴技术具有施工压力低、补贴效率高、工具性能可靠、操作简单等优点,有效解决了常规膨胀管不耐腐蚀、易生锈的缺点。②原内径为Ø124.26 mm的套管经传统方式补贴后通径为Ø108 mm左右,经薄壁大通径不锈钢膨胀管补贴后通径可达Ø116 mm、抗内压能力与经传统方式补贴后持平,有效满足了常规井下工具的后续下入需求,实现了真正意义上的套管大通径补贴修复。该项技术补充完善了膨胀管补贴工艺技术体系,为老井二次开发提供了新的大通径井筒修复手段。
非常规油气
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  威远地区龙马溪组高频层序地层划分与纵向优质页岩段探讨——以龙一¹亚段上部气层为例

  吴磊, 黄小惠, 周一博, 李宜真, 朱逸青, 胡周

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 99-108. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.012

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  四川盆地威远页岩气田下志留统龙马溪组下部地层海相黑色页岩广泛发育,已实现了规模效益开发。但是随着气田投产年限增长,部分气井产量递减明显,给气田稳产带来较大压力,迫切需要开辟新的勘探开发层系和领域。以威远地区龙一¹亚段上部地层为研究对象,综合利用野外剖面、岩心、岩石薄片、古生物化石、测井、地球化学资料,以岩石地层学、化学地层学和生物地层学理论为指导对目的层进行层序界面的识别和层序的划分。建立了区内龙一¹亚段上部地层的层序格架,并探讨层序格架内有机质富集和储层品质的特征。结果表明：①龙一¹亚段上部地层经历了3次中小规模的海侵—海退旋回,划分出3个四级层序和6个体系域;②层序格架对有机质富集和储层品质的控制作用,主要体现在层序Pss7较层序Pss8水体更深,且海侵规模更大,尤其在上升半旋回内TOC和孔隙度值明显优于Pss8,层序Pss7之后海侵规模减小,Pss8-Pss9水体逐渐变浅,TOC 和孔隙度变差,③层序Pss7—Pss8海侵期—海退早期为上部地层优质页岩储层发育期,是有机质富集的优势层位,也是立体开发的重点开发单元。
  
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  井下节流技术在西南油气田致密气开发中的应用

  温庆, 张文娟, 邹尼波, 郑强, 胡顺源

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 109-116. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.013

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  井下节流技术是将地面节流移至井筒,在井下油管适当位置安装节流器,从而防止在节流过程中形成水合物而造成井筒堵塞的一项技术,实现气田低成本开发的目的。目前西南油气田致密气井采用“中高压集气+带液计量+气液混输+集中增压+集中处理”集输工艺,在平台加热节流,内部集输采用“串接+枝状”管网气液混输至集气站集中处理,为防止地面管线水合物的形成,初期在平台参考常规气田采用水套炉加热,后期逐步推行了电感应加热。为进一步优化、简化地面工艺流程,降低生产运行成本,2022年3月优选QL20H井作为首口井下节流试验井,并于2022年6月在QL212-8-H1、QL212-8-H2井这两口井下入节流器生产。基于3口试验应用井,对气井应用井下节流前后的生产运行情况进行了对比分析,研究结果表明：①使用井下节流技术能充分利用井底温度,有效防止水合物形成;②采用井下节流装置能使节流井套压下降相对缓慢,合理控制生产压差,实现气井平稳生产;③井下节流技术确实能够有效简化地面流程,降低运行成本。结论认为,井下节流技术在西南油气田致密气应用中取得了一定的成效,下一步还需持续开展试验及技术攻关,根据气田自身特点摸索经验,使井下节流技术在气田效益开发中发挥更大作用。
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  四川盆地页岩储层中CO₂/CH₄竞争吸附规律的影响因素

  马欣健, 向祖平, 朱诗杰, 芮红琴, 宋振龙, 胡俊骉

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 117-122. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.014

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  我国川渝地区页岩气开发面临采收率低的开发瓶颈,有研究表明页岩储层中注入CO₂可置换出吸附在有机质干酪根上的CH₄而提高页岩气采收率,但其关键的CO₂/CH₄竞争吸附规律尚不明确。为提高注CO₂开采页岩气技术的可行性,采用分子模拟（MS）方法,模拟页岩储层Ⅱ型干酪根中CO₂/CH₄气体在不同条件下的竞争吸附行为,引入CO₂/CH₄置换效率作为评价参数,分析不同因素对CO₂/CH₄竞争吸附的影响规律,研究结果表明：①干酪根中不同官能团上的吸附位对CO₂分子、CH₄分子的相互作用能不同。②CO₂/CH₄置换效率随CO₂/CH₄浓度比、压力的上升而增大;温度与CO₂/CH₄置换效率并无太大影响。③由于干酪根中不同官能团上的吸附位对CO₂分子、CH₄分子的相互作用能不同,导致CO₂/CH₄浓度比较大或压力相对较高时,CO₂/CH₄置换效率上升幅度减缓。④结合开发成本考虑,在注CO₂开发页岩储层过程中CO₂/CH₄浓度比、地层压力均不宜过高。
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  煤层气高产水井原因分析及水源识别——以沁水盆地柿庄南区块3号煤井为例

  刘广景

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 123-130. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.015

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  高产水、低产气是煤层气生产过程中常见的一种现象,查明煤层气井高产水原因、确定产水来源一直是行业性难题。为此,以柿庄南区块3号煤层高产水井为例,根据测井、录井、微地震监测及生产数据,运用排除法找到了该区高产水井产水高的原因,通过同位素示踪、产水量和含水层发育特征相关性分析等技术手段,弄清了高产水井的产水来源。分析结果表明：①断层和压裂缝沟通含水层是该区煤层气井高产水的主要原因;②断层沟通含水层型高产水井产出水主要为来自于上石炭统太原组及奥陶系的石灰岩岩溶水;③压裂缝沟通含水层型高产水井产出水主要来源于下二叠统山西组底部的K₇砂岩。
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  吐哈盆地低煤阶煤岩孔隙结构精细表征及吸附性主控因素评价

  杨强, 徐少立, 周红飞, 冯鹏, 高义兵

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 131-139. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.016

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  为研究吐哈盆地低煤阶煤岩孔隙结构及其吸附特性,探讨煤岩吸附性能主控因素,通过高压压汞、低温液氮、核磁共振及等温吸附实验,对该盆地主要含煤地区低煤阶煤的孔隙结构及其甲烷吸附性影响因素进行了精细表征与分析。结果表明：①低煤阶煤岩发育多种吸附—脱附曲线,孔隙类型主要以细颈瓶状的一端封闭型孔为主,连通性较差。②吸附孔比表面积主要由微孔贡献,而吸附孔孔容主要由小孔提供,比表面积等孔隙结构参数差异大。③核磁共振实验表明煤样发育多种孔裂隙系统,但主要以微、小孔为主,中大孔及裂隙相对发育。④煤岩吸附性能受煤岩煤质及吸附孔孔隙结构共同控制,灰分及水分不利于甲烷的吸附。⑤镜质组孔隙发育,与最大吸附气量呈正相关关系;不同尺度吸附孔隙的吸附性能差异明显,小孔孔容及比表面积与最大吸附气量呈正相关关系,是吐哈盆地低煤阶煤岩吸附性能的主要贡献者。
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  筇竹寺组高角度裂缝储层取心复杂处理技术

  王军, 段绪林, 余星颖, 黄渝波, 吴云开, 李宇, 雷立鸥

  天然气勘探与开发. 2023, 46(3): 140-145. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.017

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  川南地区页岩气井下寒武统筇竹寺组是长宁—威远国家级页岩气示范区勘探开发与产能建设重要的接替地层。Z201井在筇竹寺地层开展取心作业,面临高角度楔形裂缝发育、分布点多、井段长的地质复杂情况,取心起钻完采用常规敲击方式时出现了地面出心困难的技术难题,严重影响取心作业的质量与效率。针对上述问题,围绕敲击效果提升与敲击力控制方法,自主设计研发了快速出心工具,并形成了配套处理技术：①改变敲击位置,缩短敲击点与堵点岩心距离,增加震动效果;②优化工具结构,扩大敲击接触面,减少震动应力,控制对取心筒的伤害;③优化作业工艺,精准控制敲击力,强化使用后的检验、维护、保养,减少对取心筒的损伤。现场应用中,Z201井筇竹寺地层完成14趟取心作业,取心进尺171.50 m,心长170.50 m,取心收获率高达99.42%,岩心完整率100%,取心筒完好率100%。