页岩气实验地质评价技术进步是美国页岩气勘探开发成功的关键要素之一。从页岩的含气性、赋存性和可压性三个方面,总结了页岩气实验地质评价技术方面所取得的进展,重点介绍针对中国南方海相页岩热演化程度高的特征,开发的超显微有机岩石学、地层孔隙热压生—排烃模拟及孔隙表征等技术,探讨了页岩气实验地质评价技术未来发展方向,指出多尺度孔隙结构有效性及连通性、成岩演化过程中有机—无机孔协同表征、可压性动态评价是页岩气地质评价技术的关键攻关方向。

彭水及邻区龙马溪组页岩气藏在地质历史时期存在过超压现象,但现今为常压,发生了由超压向常压的转变。通过抬升过程中地层压力演化模拟,揭示龙马溪组泥页岩在抬升过程中发生了超压破裂,产生裂缝,导致页岩气散失和超压释放。依据泥页岩覆压渗透率测试分析数据,认为当龙马溪组泥页岩裂缝面上所受的正应力大于15 MPa,即埋深大于1 000 m时裂缝将发生闭合。但裂缝闭合程度受泥页岩超固结比（OCR）影响,处于脆性带之下的泥页岩,OCR相对小,裂缝闭合程度相对高,超压可能未完全释放,现今仍然维持一定程度的超压;处于脆性带之上的泥页岩,OCR越大,裂缝闭合程度越差,对页岩气保存不利,容易导致超压完全释放,变为常压。泥页岩的OCR与地层流体压力系数之间具有显著的相关性,OCR比越大,越趋于常压。

南川地区地表灰岩大面积出露,地震资料信噪比较低,且地下构造复杂、地层倾角较陡,属于典型的地表地下双复杂地震地质条件。单一的速度建模方法无法获取准确的速度模型,进而影响地震成像精度,难以有效指导该区水平井钻探工作。针对这一问题,通过分析层位层析和网格层析两种速度建模方法的优缺点,结合南川地区的实际资料特征,在构造约束的基础上进行逐层网格层析速度反演,即通过拾取纵向速度变化比较明显的地震标志层,由浅至深逐层约束网格层析反演,较好地解决了该区地表地下双复杂地震地质条件对速度反演的影响,为叠前深度偏移提供了较高精度的深度域速度模型。通过实际应用,对南川工区地震资料的成像精度改善明显,基本满足了该区页岩气勘探对地震资料的需求。

对于天然裂缝发育的页岩气藏,压后人工裂缝与天然裂缝相互沟通,传统的双重介质模型不能准确的反映天然裂缝对产量的影响。针对气体在纳米孔隙中运移的微尺度效应,建立了气体在基岩中黏性流动、Knudsen扩散、表面扩散、吸附层以及气体解吸附等复杂流动机理作用下的多段压裂水平井数学模型。通过离散裂缝模型对天然裂缝和压裂裂缝进行简化并采用有限元方法对模型进行求解,再运用数值模拟研究平桥区块页岩气多段压裂水平井产能的影响因素,结果表明,页岩气井早期产量主要来自裂缝系统游离气,吸附气采出程度平均只有10.1 %;储层未改造区域的存在使得基岩渗透率对累计产量的影响变大,裂缝密度和裂缝网络的连通性对气井产量和递减率影响也很大。

扫描电镜图像处理后得到的面孔率结果能够有效反映页岩有机质孔隙的发育程度,在统计样本足够大的前提下能够相对准确地定量表征有机质孔隙的规模大小。由于受扫描电镜绝对分辨率的限制,面孔率结果在小于2 nm的孔径范围内低估了有机孔含量,需要通过吸附法得到的孔径分布结果进行校正,再结合TOC和有效孔隙度来计算页岩有机质孔隙度,从而间接得到有机孔和无机孔比例。渝东南地区4口页岩气井的数据表明武隆和东胜地区以有机孔为主,底部①至②小层的有机孔比例高,最高可达85.89 %;彭水地区受有机碳控制,有机孔比例不高于20 %;平桥地区有机孔比例在20 %~30 % ,层理缝及纹层构造相对发育,尤其是纹层构造中碎屑颗粒与泥质互层间可能存在的裂隙或粒缘缝对无机孔的贡献较大。有机孔比例主要受有机质丰度与有机质孔隙发育程度的影响,有机孔比例与TOC含量在纵向上的变化规律高度一致。

页岩储层的可压性评价是个复杂的系统工程。由于影响储层可压性的参数众多,包括储层基础地质参数（孔隙度、渗透率、含气量、有机碳含量等）,工程地质参数（岩石强度、弹性模量、泊松比、地层压力、地应力等）以及工程参数（水平段长、优质储层钻遇率、分段分簇、压裂规模等）多参数影响,且不同气田的主要影响因素不同,复杂工区光是寻找影响产能的主控因素都需要进行多轮先导试验进行分析评价。由于目前国内还没有一个统一、权威的页岩储层可压性评价方法,气田储层可压性评价任务迫在眉睫,因此,提出了一种基于灰色关联分析的页岩气储层可压性分析评价方法。其优点在于可快速地明确影响产量主控敏感参数。参数相关性强,可根据敏感参数预测压后产量,且随后期开发井数量越多预测精度越高。气田可以通过工程工艺优化调整得出的主控敏感参数,达到进一步提高压裂效果的目的。

如何准确描述水平井水力压裂裂缝展布状态、储层改造体积、造缝主控因素是页岩气开发中一项关键技术。采用在邻井JY×-2中下放高精度检波器的方式对平桥南JY×-1页岩气井第10至15压裂段进行井中微地震监测。根据监测结果描述每段压裂施工的裂缝发育过程,分析6段压裂后裂缝的分布特征：主要以人工裂缝为主,半缝长250 m,宽210 m,高85 m;储层改造体积2 187×10 ⁴ m ³,单段压裂区域有一定重合;主裂缝方向为北西60°,与最大主应力方向基本一致;压裂屏障是裂缝不对称发育的主控因素。结合三维地震曲率属性分析认为,储层内的天然闭合裂缝是压裂微裂缝延伸的屏障,影响压裂微裂缝延伸方向和长度的同时也会导致施工压力升高。

非常规油气藏（如页岩气、煤层气和致密砂岩油气等）的渗透率很低,采用常规方法不易进行测试和评价。因此,提出了一种改进的压力衰竭法,用来测试致密岩样的渗透率和孔隙度,其原理是采用一较小体积的气源容器,在岩样一端施加一个较高的压力,测试系统压力的衰竭过程,通过不同压力和时间内的衰减压差,计算岩心的渗透率和孔隙度。对测试原理进行了分析,并给出孔隙度和渗透率计算模型,同时测试分析典型致密页岩岩样的压力衰竭规律,研究不同因素（气体组分、温度、围压和驱替压力）对压力衰减规律和渗透率的影响。对一页岩岩样根据实验结果计算了不同测试条件下的渗透率值,计算结果表明,随着温度及围压的升高,渗透率均降低,表明温度和围压对渗透率测量结果有重要的影响。渗透率实验测量结果与现场测试结果对比,两者数量级保持一致,表明实验方法可靠。

富有机质页岩沉积于缺氧的还原环境,富含黄铁矿、绿泥石和有机质等还原性组分。油气储层开发过程中有大量氧化性入井液进入储层,与储层岩石流体不配伍,打破页岩储层与油气水等地层流体的物理和化学平衡状态。选取四川盆地川东南彭水地区志留系龙马溪组富有机质页岩开展氧化性流体与富有机质页岩作用实验,分析氧化性入井液对页岩储层渗透率的影响。研究结果表明,富有机质页岩接触氧化性流体后,渗透率会随着流体氧化还原电位（Eh）的变化而改变,即氧敏性;流体氧化还原电位小于450 mV时, 产生Fe₂O₃、Fe（OH）₃、菱铁矿（FeCO₃）、二水硫酸钙（CaSO₄·2H₂O）、MgSO₄和BaSO₄等化学沉淀固相微粒和页岩岩屑固相微粒,导致页岩渗透率降低。调控入井流体Eh来抑制氧敏损害,发挥氧化致裂增渗作用,是处于还原环境下油气藏储层保护完井液的发展方向。

彭水区块属于常压页岩气藏,压裂投产后无法自喷。在正常生产中也有地层水产出,由于地层能量不足、产气量低无法携液生产,因此,排采需求贯穿整个生产阶段。由于排液量变化大,不同开采阶段缺乏对应的合理排采方式,彭水页岩气的排液效率较低。为了确定适合彭水区块的高效排采方式,针对区块的排液特点,从经济和技术角度综合评价、优选了电潜泵+气举复合排采、同心管（小直径管）排采、自产气压缩机气举排采、外输气气举排采方式,形成了一套适合彭水区块常压页岩气的排采技术,气举排液的返排率达到72 %,对提高彭水页岩气的开发效益具有一定的指导意义。

准确判断产水水平气井井筒流型是预测井筒生产动态、合理选取人工举升措施的关键。基于彭水区块气井实际生产情况,设计了一套可视化、可变角度的空气、水两相流动模拟实验装置,并且采用相似准则开展5种管斜角、6种气速、5种液速共150组两相流动模拟实验,归纳出4种流型类型,再分析角度、气速、液速对流型的影响：气速对垂直、倾斜管段流型影响较大,随气速的降低,流型依次表现为环状流、搅动流、段塞流;而液流速对各管段流型影响较小。最后将实验流型与文献中典型流型图板进行对比优选,确定了适用于彭水区块的两相流流型图板：垂直管AZIZ流型图+倾斜管GOULD流型图+水平管GOIVER流型图。其研究成果能有效预测井筒流态变化,为后续人工举升工艺的选取提供技术支撑。

针对涪陵地区页岩储层在水力压裂前期井口注入压力过高的问题,开展了基于支撑剂段塞技术的降阻实验研究。采用前期自研的射流装置和靶件,建立了一套利用支撑剂段塞打磨孔眼的近井裂缝降阻的物理模拟实验方法,并进行了正交实验。针对现场需要,建立了首尾压降与平均压降速率两个参数对实验结果进行表征,并据此进行了分析。结果表明,各因素对降阻效果的影响由大到小排序为：砂比、粒径、段塞组数（打磨时间）、支撑剂类型;石英砂降阻效果优于陶粒,降阻效果随着支撑剂粒径变粗、砂比的增加而增加,随着打磨时间的延长先减小后增大。基于正交实验结果,筛选出了一组支撑剂类型为石英砂,粒径为40/70目,砂比为9 %,打磨时间为9 min的最佳作业参数,此时获得压降速率0.439 MPa/min,首尾压降1.04 MPa的最佳降低摩阻效果。该实验研究为页岩储层水力压裂的施工设计提供了一定的参考。

高压页岩气井开发过程中,井底积液的产生会严重影响气井的正常生产,因此,需要对井底积液情况随时掌握,从而及时制定有效的排液措施,避免气井水淹。而传统的钢丝下挂电子压力计等监测方法存在施工工艺复杂、时效性差等诸多缺点,往往不能够满足气田开发对液面资料的需求。针对这一问题,引进高压气井液面监测仪对页岩气井进行液面监测。使用高压气井液面监测仪能够快速了解气井液面高度。通过对工区内气井进行液面测试,对测试过程中出现的问题进行分析、研究。针对液面不清晰等问题,调整液面仪液面增益、接箍增益等参数,优化施工工艺,使仪器适用于该区块井况,形成了平桥南区块液面测试的工艺技术。根据井况排除干扰因素,准确甄别真实液面位置,总结出了平桥南区块液面测试的分析方法,可以快速有效地获取单井动液面资料,对制定单井生产制度及区域开发方案有着重要的参考价值。

针对平桥南页岩气区块前期高压页岩气井生产套管环空带压现象,开展弹韧性水泥浆体系的优化,从而改善固井质量和提高水泥环的长效密封能力。综合分析平桥南区块前期出现环空带压原因,通过物理模拟装置开展固井水泥环密封能力评价实验,揭示环空带压原因;采用相间填充技术,实现水泥石脆性改造;并采用纳米乳液填充技术,实现空隙填充,降低水泥石孔隙度,减少微环隙;通过水泥浆体系优化,水泥石弹性模量较之前所用韧性水泥石降低10 %以上,水泥石残余应变降低30 %以上;通过现场6口井的现场应用,固井质量优良率100 %,且目前尚未发生生产套管环空带压现象。低残余应变弹韧性水泥浆体系的应用,为防止页岩气井生产套管环空带压提供了新的技术方法和手段,具有良好的借鉴意义和推广价值。

为了解决电潜泵等排采工艺因自身的应用条件不能适应平桥南区块页岩气井不同的排采时期的问题,开展了页岩气排采工艺技术适应性分析及对策研究。通过对电潜泵、射流泵、气举排采工艺存在问题进行分析,依据平桥南区块页岩气井不同排采时期地层压力特征,设计了电潜泵—气举组合排采工艺管柱。复合排采工艺管柱由 ? 73 mm油管、气举阀、智能开关、电潜泵组成。在页岩气井生产前期,当地层供液能力充足时,采用电潜泵排液举升工艺管柱;在排采后期,当电潜泵的沉没度下降至100~200 m时,采用气举排采工艺。电潜泵—气举组合排采工艺管柱克服了电潜泵、射流泵、气举单一排采工艺的不足,一趟生产管柱适应页岩气井不同的排采时期,最终实现了页岩气排采井的连续性排采。

径向井可用于引导水力压裂裂缝定向扩展,达到沟通非常规储层中的天然裂隙或溶洞,提高油气资源采收率的目的。径向井压裂技术已经在低渗透、浅埋藏油气田中得到了初步的应用和发展,但其机理仍不明确。因此,介绍了FEMM（Finite Element-Meshfree Method）的基本原理,并基于FEMM和现场数据建立了不同布井角度的径向井水力压裂模型,研究了不同方位角对径向井压裂裂缝扩展的影响规律。结果表明：利用FEMM验证了径向井对水力裂缝的扩展有一定的引导作用;水力裂缝首先沿着径向井方向扩展,扩展一段距离后沿着最大水平主应力方向扩展;径向井与最大水平主应力的夹角越大,径向井引导水力裂缝扩展的距离越短,径向井对裂缝的引导作用越小。研究成果对径向井压裂技术的应用具有一定的意义。

延长油田T区块油藏具有低温低渗的特点,注水井和油井大多经过重复压裂,水驱开发过程中存在沿裂缝或优势通道水窜的问题,进而导致注水开发效果差。针对T区块水驱开发存在的问题,结合空气泡沫驱油的优势,2007年开始实施空气泡沫驱矿场试验,探索低温低渗油藏空气泡沫驱可行性,并取得了一定的效果。鉴于前期试验效果,研究区于2011年后陆续扩大空气泡沫驱矿场应用规模。目前,经过多年的空气泡沫驱矿场实践,延长油田低温低渗油藏空气泡沫驱见到了较好的效果,并形成了完整的配套工艺技术及安全保障措施。矿场应用表明：约有70 %的单井见效,区块单井月均产油增加了2.2 t、综合含水降低了25个百分点,提高阶段采出程度达1.21 %,延长油田低温低渗油藏空气泡沫驱见到较好效果。

盐湖气田储层埋藏较浅,气层多,各气层含气面积相差悬殊。总体表现为高孔隙度、中—低渗透率的特点,气水界面不统一,为罕见的超浅层疏松砂岩小型边水气藏。国内浅层油气藏都具有勘探开发过程中井易出水出砂,产能比较低,稳产难度较大,生产过程中地层压力下降快、弹性产率低等特点。为实现小型气田的效益开发,依据气田的地质特点,在合理划分开发层系与开发层组的基础上,参考疏松砂岩边水气藏的井网部署方法,确定了盐湖气田沿轴线,占高点,顶密边稀的布井方式,采用由深至浅的开发方式,接替上返生产,实现井数少、成本低和长期稳产的目标,确保气田合理的储量、产能和产量的接替顺序,以获得最佳的开发效果和经济效益。

鄂尔多斯盆地华庆地区长8段油层组局部区域水层电阻率偏高,导致水层易被误判为油层,限制了华庆地区长8段油层组的勘探开发进程。针对高阻水层发育的问题,运用流体包裹体技术及扫描电镜技术并结合华庆地区地质资料分析了长8段高阻水层形成原因。结果显示,华庆地区长8段油层组接受了3期充注,规模最大的第三期充注破坏了早期形成的油水关系,从侏罗世末期开始的盆地构造活动加剧了原生油水关系的破坏程度,复杂的油水关系导致残余油滞留于部分孔隙,泥质隔夹层和致密层进一步抑制了残余油向外运移,孔隙中的残余油增加了储层电阻率;绿泥石矿物在高阻水层区较发育,其在高阻水层的相对含量为34.32 %~81.11 %,比油层中的绿泥石含量高,颗粒表面的绿泥石矿物吸附孔隙中的原油造成水层电阻率偏高;长8段储层中的碳酸盐胶结物也是引起水层高电阻率的因素,它的含量超过4.9 %可导致水层表现为高阻。研究结果揭示了华庆地区长8段油层组高阻水层形成机制,为华庆地区长8段高阻水层识别、油水分布规律研究、提高勘探成功率奠定了基础。

由于实际测井情况的复杂性,存在部分泥浆侵入井的电阻率曲线只含有随钻电阻率曲线,并且由于该电阻率曲线测量时泥浆还未完全侵入,因此,常规泥浆侵入校正方法不能应用于此类井中的泥浆侵入校正。为此提出一种新的校正方法,即结合泥浆侵入机理和改进体积模型得到侵入前后地层含水饱和度关系式,对RPM（Reservoir Performance Monitor-储层性能监测仪）测量的含水饱和度直接进行校正,来有效规避电阻率测井资料的不适用性。将校正模型运用于实际测井资料解释中,发现解释结论与实际产出情况一致,校正了由随钻电阻率曲线进行泥浆侵入校正的解释结果,由此验证了该校正方法的可行性。该方法为泥浆侵入校正提供了一种全新的思路。