致密砂岩气藏在钻完井、生产过程中有效应力会发生变化,致密砂岩孔隙结构复杂,微裂隙发育,当有效应力增大时,微裂缝发生闭合,孔隙被压缩,使得声波在致密砂岩中的传播特性发生变化。通过探究变有效应力条件下声波传播特点对预测致密砂岩地层压力以及对岩石动态力学参数响应特征的认识具有重要意义。以鄂尔多斯盆地上古生界二叠系典型致密砂岩为研究对象,测定了有效应力增加时,干岩样纵波、横波波速和渗透率。结果表明,当有效应力低于临界有效应力时（0 ~ 15 MPa）,致密砂岩主要表现为微裂缝的闭合,纵、横波波速与有效应力均呈幂指数关系;当高于临界有效应力时（15 ~ 50 MPa）,岩石变形特征由线弹性阶段逐渐向塑性变形阶段过渡,致密砂岩发生层间错动,孔隙被压缩,纵、横波波速随有效应力线性变化。同时,渗透率和波速对有效应力的响应具有一致性,当小于临界有效应力时,渗透率随有效应力呈幂指数递减。

普光地区多井在雷口坡顶部气测显示较好,化验分析表明其上覆地层小塘子组发育优质烃源岩,因此,小塘子组作为重要的烃源层和盖层,其泥岩分布预测对普光地区雷口坡组顶部风化壳储层具有重要的意义。在明确小塘子组泥岩的岩石物理特征及测井响应特征的基础上,首先利用已钻井及三维地震资料,对泥岩进行精细井震标定、地质建模与正演模拟,明确小塘子组泥岩的地震反射特征;最终结合古地貌分析、属性分析等手段,确定泥岩发育的有利相带,并以此为基础,应用稀疏脉冲反演对泥岩厚度进行了定量预测,建立了一套适应于普光地区小塘子组泥岩的地震预测方法,预测了普光地区上三叠统小塘子组泥岩的分布,通过与已完钻井泥岩厚度的对比,证实了预测结果的可靠性。

为探究裂缝对低渗透油藏驱油效果的影响,通过采用玻璃模型微观驱油实验、微观解剖实验和天然岩心驱油实验,研究水驱开发过程中不同含水阶段裂缝性油层驱油效果,进而得到在裂缝的作用下各类剩余油的动用状况。结果表明,随着含水率的增加,簇状剩余油饱和度降低,幅度较大,膜状、盲端状、油滴状和柱状类剩余油饱和度增大;有裂缝模型剩余油饱和度高于无裂缝模型,驱替液在裂缝中窜流,降低波及体积;模型渗透率增大,簇状剩余油饱和度增加,其他类型剩余饱和度降低。微观解剖实验表明：剩余油分布变化规律与光刻玻璃模型大体一致,从而证明制作的光刻玻璃模型的可靠性。从人造岩心水驱油实验看出,低渗透岩心水驱规律曲线呈现“S”型,裂缝岩心比无裂缝岩心见水早,裂缝和基质渗透率比值（k_f /k_m）越大,无水采收率越小。

注水开发是确保油田持续稳产,提高原油采收率最经济、有效的措施之一。然而长期的注水开发过程中地层结垢不可避免,严重影响和制约油田开发效果。以注采单元为研究对象,基于热力学及溶度积规则等理论,考虑地层温度、压力、成垢离子浓度以及流速等因素的影响,建立了注采单元地层结垢数值模型,包括压力场模型、温度场模型、孔隙度与渗透率分布模型以及地层结垢模型,并根据油田实际生产数据,运用MATLAB数学模拟软件进行实例模拟,分析各因素对注采单元内结垢总量、结垢范围、结垢量分布以及地层结垢对视吸水指数和渗透率的影响。结果表明,注水井近井地带温度较低,溶解平衡常数较小且流速大,难以结垢;径向往外,地层温度升高,注入水的流速大幅减缓,最易成垢;继续往外,成垢离子浓度低于最小结垢浓度时,不再结垢。

聚合物驱是提高采收率的重要手段之一。根据聚合物驱油的物理过程,建立牛顿流体—非牛顿幂律流体—牛顿流体构成的三区复合油藏试井解释模型;通过拉普拉斯变换求得模型在拉普拉斯空间的解析解;利用Stehfest数值反演算法将拉普拉斯空间解析解反演到实空间,绘制出描述聚驱过程渗流特征的试井分析双对数理论曲线。根据导数曲线特征可识别出四个典型的流动阶段：纯井筒储集效应阶段、内区牛顿流体径向流阶段、聚合物区幂律流体径向流阶段、外区牛顿流体径向流阶段。在内区牛顿流体径向流阶段,压力导数双对数曲线呈值为0.5的水平线,其半径越大,持续时间越长;在聚合物区幂律流体径向流阶段,压力导数双对数曲线呈（1-n）/（3-n）斜率的直线,幂律指数越小,导数曲线斜率越大;在外区牛顿流体径向流阶段,压力导数双对数曲线呈值为0.5M₁₃的水平直线。利用该模型可分析聚合物驱油的效果,指导聚合物驱油藏试井资料的有效解释。

研究聚合物驱有效控制时间范围及其影响因素,有利于聚合物驱后进一步提高采收率措施的开展。结合水驱油藏的特征曲线理论和聚合物驱流度控制作用机理建立了判断方法,并通过室内驱油实验进行了影响因素的分析。结果表明,聚驱前后的水驱特征曲线存在一定的差异。随着后续水驱过程的进行,其水驱规律会逐渐回归到聚合物驱前的原有规律,将聚合物驱前后水驱特征曲线规律的一致性作为判断聚合物驱有效流度控制范围的方法是可行的。增加聚合物溶液黏度对其流度控制时间的影响相对较小,仅有10 ^-2数量级注入PV量的影响;增加残余阻力系数能大幅度延长聚合物驱的有效流度控制时间,达到10 ^-1数量级注入PV量的影响。聚合物的残余阻力系数是影响有效流度控制时间范围的主要因素。

为了明确超细过渡金属催化剂对稠油火烧效果的影响,应用热分析及等转化率方法对NiO、α·Fe₂O₃和Co₃O₄三种超细过渡金属粒子进行火烧氧化动力学评价,并应用优选出的催化剂开展一维火驱实验。实验结果表明,在Co₃O₄存在的条件下,稠油活化能降低幅度最大,达41.7 %,且Co₃O₄催化活性较高,适合作为火驱实验的催化剂。与纯火驱相比,Co₃O₄催化条件下原油的高温氧化反应得到强化,氧气利用率提高6.79 %,燃烧时间缩短11.8 %,燃烧前缘平均温度提高20 ℃,燃烧前缘最大温度差降低4 ℃,燃烧更加稳定,且前缘推进速度加快了0.042 cm/min,最终驱油效率提高5.7 %,产出油降黏率提高7.2 %。研究成果对拓展火烧油层开采稠油的应用具有重要的指导意义。

针对新疆J区块稠油开展了恒温静态氧化管实验,通过分析氧化后产出气及原油组分的变化来研究温度、压力、石英砂和岩屑对稠油低温氧化特性的影响。实验结果表明：相比70 ℃,稠油在110 ℃条件下的平均耗氧速率增加了1.42 %/d;压力从10 MPa增加至30 MPa时,CO+CO₂生成量增加了2.13 %;石英砂和岩屑均能促进稠油氧化反应进程;与原油相比,加入石英砂和岩屑后耗氧量分别增加了1.71 %和4.08 %;岩屑对稠油低温氧化反应的促进作用主要来自岩屑的催化作用。采用TG-DSC同步热分析仪研究了原油氧化行为,并通过Arrhenius氧化动力学模型计算了活化能。结果表明：稠油在低温氧化阶段具有较低的反应活性,该阶段活化能仅为18.09 kJ/mol,远低于燃料沉积和高温氧化阶段的活化能（84.58 kJ/mol和113.39 kJ/mol）。

目前陆上油气井钻井工程设计中井控部分主要包括井口装置、试压及常规作业中的井控要求等,并未涉及关井溢流量计算。因此,提出了在钻井工程设计中加入关井井涌余量,并给出一种关井井涌余量的计算方法。同时结合川渝地区A气田LJ-20井 ? 311.1mm井眼钻进工况,就如何在钻井设计中增加关井井涌余量并在现场钻井发生溢流时辅助井控作业进行实例应用。计算结果表明,在给定井涌强度KI值工况下,井眼越深则其井涌余量越小;同一井深条件下,KI值越大则其井涌余量越小。研究认为：在钻井工程设计中加入关井井涌余量是必要的,其能够有效判断现场溢流工况下进行关井作业是否安全;同时应进一步思考如何实现更具现场适用性的动态关井井涌余量值,以便更好地在地层压力难以精准预测的深部地层进行安全钻井。

采用光学显微镜和流变仪对实验室自制的聚合物微球PM1的形貌及流变特性进行了评价。分别通过单和双并联岩心驱替实验系统研究了微球体系渗流速度和浓度对其在多孔介质中的运移和封堵性能的影响以及微球的非均质调控能力。研究结果表明,微球PM1粒径为微米级,具有很高的圆球度,在较高的剪切速率下,其表观黏度与水接近。微球对孔喉的封堵能力随着渗流速度的降低或质量浓度的增加而增强。微球具有较强的非均质调控能力,若将调驱后的低渗岩心相对吸水量≥35 %的调驱措施规定为合格的调驱,则微球能够有效改善储层非均质性的渗透率级差上限约为20。对于存在裂缝或大孔道等非均质强的油藏,可考虑采用大尺度和微尺度微球交替段塞复合调驱技术。

东胜气田采用“井下节流、低压集输”的模式生产。由于生产需要,一些气井需采用井口节流控制生产,但井口节流容易在地面生成水合物,需要在节流前提高井筒和地面流体温度。为此东胜气田在目标区块开展了井下真空隔热油管工艺试验。根据试验结果,运用Pipesim软件进行数据拟合,验证了隔热油管在气田的使用效果,并对隔热油管工艺在气田的应用情况进行了预测分析。结果显示,井下真空隔热油管能明显提高井口流体温度,保证井口管线不生成水合物,实现一定程度的节能降耗。现场数据拟合结果也证明了井下真空隔热油管传热系数明显低于普通油管。通过工艺进站情况分析,综合考虑成本及低压集输特点,认为该工艺在低压气田的应用存在一定的限制性,但是在必须采用井口节流生产的情况下可以作为气田的一项备选工艺。

川东南丁山地区五峰—龙马溪组页岩勘探潜力巨大,明确页岩储层特征及其控制因素具有重要意义。通过全岩“X”衍射和Maps显微扫描对页岩矿物组分及微观孔隙结构进行分析,对页岩矿物组成、储集空间类型、孔隙度、渗透率及其控制因素进行研究,从沉积环境和构造运动两方面剖析储层发育控制因素。结果表明,丁山地区页岩储层具备有机质高、脆性矿物含量高的特点,孔隙直径发育范围在10~100 nm,不同层段孔隙度、渗透率等物性参数不一,下部6~9小层孔隙度和渗透率高,裂缝和页理发育处渗透率出现陡增现象。储层发育受沉积和构造运动的双重影响,沉积环境是页岩储层形成的基础,与埋藏演化共同决定原生储集空间的发育,后期构造运动对储集空间组成和结构进行改造,一方面微裂缝增加储集空间和渗流能力,另一方面,过于发育的裂缝破坏储层的有效性。

煤层气高产区的有效预测对提高煤层气单井产量和开发效益具有重要意义。为了实现煤层气储层产气能力的定量评价,基于煤层气开发机理,利用沁水盆地南部煤层气开发数据,通过理论和统计分析,定义了解吸效率指数和产气能力指数,从储层含气性、解吸效率和产出能力3个方面定量评价了各参数预测产气能力的可靠性。结果表明,储层含气性评价中去除含气饱和度,解吸效率指数中增加表征宏观解吸效率的地解压差,使含气性和解吸效率指数与日产气量的相关性大幅提升。煤层气井日产气量随含气量、解吸效率指数、渗透率增加而增加,当含气量大于15 m ³/t,解吸效率指数大于0.11（MPa·d） ^-1,渗透率大于0.03×10 ^-3μm ²时,单井日产气量能够达到800 m ³以上。将含气量、解吸效率指数和渗透率的乘积定义为煤层气产气能力指数能够有效预测煤层气高产区。当产气能力指数分别大于0.05×10 ^-3μm ²·m ³·（t·d·MPa） ^-1和1×10 ^-3μm ²·m ³·（t·d·MPa） ^-1时,单井日产气量分别大于800 m ³和1 500 m ³。

为了研究不同等温吸附模型对等温吸附实验的模拟效果,更好地描述页岩甲烷吸附规律,对川东南PY1井的7块岩心样品开展了等温吸附实验。结果表明,最大过剩吸附量与有机质含量呈现明显正相关,相关系数最大为0.859 4,而与黏土矿物呈现负相关。分别采用不同模型对实验结果进行了模拟分析,不同模型所得到的模拟结果差异较大,其中以Langmuir模型拟合相关系数表现最好,而SDR模型所得到的最大过剩吸附量最大,其次为定密度修正的Langmuir模型。SDR模型和修正的Langmuir模型均对实验结果进行了过剩吸附量的修正,但修正结果表明,SDR模型所得到的吸附相密度最为合理。最后综合考虑认为定密度修正的Langmuir模型和SDR模型对页岩中甲烷的吸附规律描述更为精确,能够更好地指导页岩吸附气含量的计算。

为解决页岩气水平井分段压裂使用连续油管钻复合桥塞时容易遇卡、强磁打捞次数多、工时长等问题,对可溶桥塞的结构和溶解原理进行了深入分析,并根据影响可溶桥塞压裂性能和溶解性能的关键因素,优选了不同耐温性能的可溶桥塞在南川页岩气田进行现场试验。试验结果表明,可溶桥塞在温度112 ℃下可承压差70 MPa,耐温93 ℃的桥塞可完全溶解,耐温120 ℃的桥塞只能部分溶解,与传统复合桥塞相比,单井可节约成本108.7万元。最后得出了影响可溶桥塞压裂性能和溶解性能的主要因素有温度、溶液矿化度和溶解时间,矿化度越高、温度越高,可溶桥塞溶解速率越快,尤其井温对可溶桥塞的溶解效果至关重要。并验证了可溶桥塞在页岩气井分段压裂中的可行性和经济性,对页岩气井压裂施工降本增效有良好的推广应用价值。

传统的页岩气田地面流程,尽管可以有效解决水合物堵塞问题,但在气田安全生产、绿色经济开发等方面暴露出诸多问题。井下节流技术可以有效简化地面流程,减小投资成本,降低地面试气安全风险,确保现场安全,但由于地质条件及气液产出规律等因素影响,尚未在国内外页岩气田中推广应用。通过分析井下节流技术在平桥南区高压页岩气井中的适用条件,对比该技术应用前后单井气量、压力变化情况,明确了井下节流器的下入深度、孔径及下入时机,证明该项技术不但可以有效避免平桥南区高压页岩气井生产前期水合物形成,而且可以大幅降低井口及地面管线压力,简化地面流程,具有显著的经济价值和良好的应用前景。