鉴于保存条件和页岩孔隙演化对页岩气勘探开发的重要性,对页岩气保存条件和页岩孔隙结构演化之间关系的研究有着重要的科学意义和学术价值。通过氩离子抛光、扫描电镜和氮气吸附等方法对具有差异保存条件的黑色页岩开展孔隙结构特征和演化研究,发现不同保存条件下黑色页岩孔隙结构存在较大差异。这种差异是在后期抬升过程中保存条件的差异所致,具体表现在：①保存条件好和保存条件差的黑色页岩无机孔均发育较少,原始粒间孔绝大多数被生成的烃类充填,两者之间无机孔隙特征基本相似;②两者有机质孔差异较大,保存条件较好的黑色页岩有机质孔孔径大,形状多成圆状或气泡状。保存条件遭到破坏的黑色页岩有机质孔孔径相对较小或不发育、形状多样,多成扁平状、多边形状,具有一定压扁变形的特征;③保存条件好的黑色页岩孔隙体积和比表面积优于保存条件遭到破坏的黑色页岩;④黑色页岩的孔隙演化受保存条件的影响,孔隙在演化过程中,页岩的岩相和成岩作用控制黑色岩原始孔隙形态和分布,也决定有机质（油）分布形态,有机质热演化（原油裂解）影响了有机质孔的存在,而后期抬升改造过程中保存条件的好坏影响了孔隙结构（形态、大小、孔隙体积分布）,因此有机质孔的孔径大小、形状和孔隙度在一定程度反映了富有机质页岩保存条件的优劣。

基于地质、测录井和实验分析资料,运用建立的页岩气储层定量表征方法,开展了彭水地区上奥陶统五峰组—下志留统龙一段常压页岩气储层研究,认为①—⑤小层内的优质页岩储集空间以有机质孔隙、页理缝或层理缝为主。FIB（聚焦离子束）测得的算术平均孔径以中孔为主（20~50 nm）,而体积加权平均孔径为大孔（100 nm）,这表明大孔是总体积和孔隙度的主要贡献者。岩心尺度裂缝导致气测突然降低或增高和小层级别的页岩气发生迁移。Maps新方法表明：隆页1井①小层的层理缝是张开且连续的,张开宽度为4.69 μm;顺层剪切缝的张开宽度为1.1~2.67 μm,层理缝与顺层剪切缝的面孔率之和为1.39 %,约占样品总孔隙度的1/3,说明层理缝与天然构造缝是主要的页岩气储层空间。与超压页岩气藏相比,常压区页岩储层的孔隙度略低,高角度缝及层理缝更发育。根据常压页岩气的储层评价参数与标准,对武隆向斜①—⑤小层页岩段进行评价,Ⅰ类储层有利区为620.22 km²。

以中国石化川南地区五峰组—龙马溪组典型取心井X井为例,基于岩心观察、地化分析、X衍射、物性测试、氩离子抛光—扫描电镜、生烃模拟等多种测试手段,运用“源储耦合”研究思路,分析了取心段作为“源”的属性和作为“储”的属性特征,并探讨“源储耦合”特征。研究表明,川南地区五峰组—龙马溪组底部页岩干酪根类型为腐泥型,富含有机质,处于高—过成熟演化阶段,以生成干气为主;基质孔隙度平均为6.5 %,其中以无机孔为主,无机孔隙类型主要以粒间孔、黏土矿物孔、长石蚀变孔、黄铁矿晶间孔为主;地层温压条件下平均吸附气含量为0.9 m³/t;渗透率平均为0.38×10^-3 μm²,属于超低渗透储层。整体而言,X井在五峰—龙马溪组底部“源”优质,生气量大,现今滞留气量仅为生气量的54.8 %;在储集空间类型方面,以无机孔为主,同时,有机孔大量发育,在赋存方式上以游离气为主;富有机质页岩段发育的纹层增加了储层的渗透性,同时,生物成因的硅质矿物增加了储层的脆性,易于压裂造缝。因此,五峰—龙马溪组底部富有机质页岩段整体为最佳的“源储耦合”层段,是页岩气勘探开发的主要层段和水平井轨迹的关键目标层。

武隆地区五峰—龙马溪组优质页岩发育,具有分布广、厚度大、埋深适中、有机质丰度高、热演化程度适中等特点,是有利的页岩气勘探区。由于武隆地区典型的南方山地地貌以及受乌江、城镇等大型障碍物影响,炸药震源的使用受到较多限制,导致出现“数据天窗”。电火花震源产生的地震波具有高频信息丰富、波形重复性好、时间一致性好、安全环保无污染等优势,达到武隆地区地震勘探对震源的要求。电火花震源使用后,大型障碍区覆盖次数增加,剖面缺口减小;电火花震源200 ~ 800 kJ能量相当于井炮（14 kg,21 m）2 ~ 4 kg能量;单炮记录2 s以上可见较强的反射信息,有效频带可达80 Hz。电火花震源能够对武隆城区和土坎镇的“数据天窗”进行有效弥补,满足三维勘探地质任务的要求。

“两宽一高”三维地震勘探技术广泛应用于常规和非常规油气勘探。技术有效性和经济性是制约地震勘探的两个主要因素,尤其是非常规油气勘探,其经济性是主要的影响因素。以武隆地区常压页岩气三维地震勘探为例,介绍了页岩气低密度、经济性三维成功的做法,并且达到降低三维地震资料勘探成本、提高勘探效果的目的。结合与其类似的桃子荡地区常规三维地震勘探实例,着重对信噪比进行评估分析。指出了构造相对简单、区域性富集且具有强反射地震界面目的层的应用地质背景,性价比较高的低密度观测系统,能量强与信噪比高的单炮记录,及提高信噪比和高精度静校正的处理方法针对性的应用地震勘探技术是成功实现页岩气低密度三维关键。采用深井大药量饱和激发确保地震采集资料的能量和信噪比,提高有效炮的比率,以及现场管理方法和措施值得借鉴。其成功经验已在桂花和阳春沟两块三维地震勘探推广应用。

利用不同频率的电源下测量的岩心复电阻率,计算Cole-Cole模型中的4个模型参数（ρ₀、m、τ和c）,是岩心复电阻率频谱实验中重要的非线性寻优问题。然而,在焦石坝地区,参数τ很小,参数c变化范围大,使得最小二乘法寻优程序难以收敛。针对该问题,对寻优程序的初始值预估算法和最优迭代步长进行了研究。改进后的最小二乘法寻优程序,收敛速度明显加快,并且很好地避免了原有程序中参数τ值超出定义域而产生的计算错误的问题。研究表明,根据Cole-Cole模型函数的极值性质和渐近性质,可以直接求解参数τ,并且可以得出其余3个模型参数很好的迭代初始值。此外,将最小二乘法误差函数的梯度计算公式展开为泰勒级数,可以获得最优迭代步长,大幅提高算法收敛速度。

层理性页岩的物理、力学性质多表现出较强的各向异性,导致同一地层在直井、水平井中测井响应差异大,造成区域储层评价等困难。基于数值模拟实验方法分析了层理角度、层理密度对页岩纵波各向异性的影响,构建了龙马溪组页岩纵波各向异性校正模型,结合室内纵波实验分析了校正模型的合理性。结果表明,龙马溪组页岩纵波各向异性特征明显,纵波各向异性系数分布在1.088 ~ 1.109;纵波各向异性系数与层理角度正弦值呈二次多项式关系;随着层理密度增加,声波各向异性系数近似线性增加。实例应用表明,利用所构建声波各向异性校正模型能将水平井声波响应合理地校正为直井响应。

地层中的节理对水力裂缝扩展延伸形成复杂缝网影响较大。为了研究水力裂缝遇到正交节理时的扩展行为,采用块体离散元方法对三维正交裂缝的水力压裂进行了模拟,分析了应力比值系数k（水平地应力/竖向地应力）对裂缝缝内压力和宽度的影响规律。研究结果表明,水力裂缝扩展到正交节理相交处时会受到阻碍,使相交节理面产生滑移,裂缝尖端发生钝化,阻碍裂缝扩展,而剪应力是产生阻碍作用的主要因素。当水力裂缝沿着宽度方向延伸后,剪应力发生变化,阻碍作用减小,裂缝突破阻碍作用而继续扩展。延伸方向受k值影响较大,当k为0.8和1.0时,竖向裂缝贯穿水平节理沿原方向扩展,但当k为1.2时,竖向裂缝将会转向,沿着水平节理方向扩展。水力裂缝的最大宽度和缝内压力受到k值影响也较大。当k为1.0时,裂缝最大宽度趋于稳定,裂缝内压力基本不变;当k为1.2时,水力裂缝转向水平节理扩展,最大宽度下降,缝内压力突降,随后才逐步稳定。水力压裂过程中水力裂缝穿层与否会影响压裂效果,因此可以选择合适的应力比值,实现对水力裂缝扩展方向的控制,从而对页岩水力裂缝扩展形态判定和压裂方案制定进行很好的指导。

目前页岩气井间压窜问题突出,严重干扰邻井生产。以威远页岩气示范区某区块为研究对象,根据压窜后母井生产特征,提出以母井产量恢复速度为核心的压窜影响程度量化评价指标,并采用灰色关联分析法评价了10项地质、工程影响因素。结果表明,井间距离、母井生产时间、平均单簇用液规模、天然裂缝与压窜程度的灰色关联度较高。在此基础上,评价了子母井位置关系、母井生产时间、单簇用液规模、天然裂缝对压窜程度的影响规律。评价结果表明：①井间压窜以巷道平行模式为主,巷道错位/相对模式压窜次之;②随着母井生产时间增长,母井产量恢复速度、恢复程度趋于降低,建议子井压裂时间控制在母井生产300 d以内;③随着平均单簇用液规模增加,压窜影响程度趋于增强,建议根据母井生产时间和井间位置关系,针对性优化单簇用液规模;④对于贯穿型天然裂缝发育的井段,在设计和施工过程中需要严格控制用液规模、优化射孔参数和施工排量,避免压窜。现场试验表明,该研究成果对页岩气减小井间压窜影响具有指导意义。

为了解决渝东南常压页岩气储层因水平应力差大和高角度裂缝发育等地质特点难以形成复杂缝网体系,进而难以实现经济开发这一问题,开展了常压页岩气藏压裂关键技术应用研究。通过对彭水区块常压页岩气水平井压裂技术分析,借鉴国外海相页岩气压裂成功经验的基础上,不断探索,对压裂改造规模、连续加砂工艺和段内暂堵转向优化等关键技术不断优化,从而提高裂缝的复杂程度,增大单段改造体积形成大型复杂缝网。在LY2HF井和JY10HF井的现场应用分别取得了日产气9.6×10⁴ m³ 和16.7×10⁴ m³的良好效果,从而实现常压页岩气的经济开发。

为解决连续油管传输射孔周期长、费用高、长水平段自锁等问题,开展了爬行器射孔的攻关试验。目前页岩气水平井分段压裂主要采用泵送桥塞射孔联作进行分段压裂,首段射孔,因缺乏泵送通道,常采用连续油管传输射孔,作业周期相对较长,费用相对较高,不利于降本增效开发。南川页岩气田通过引进研制改进部分工具,扩展了滚轮爬行器的业务范围,实现了页岩气水平井爬行器射孔。爬行器射孔通过牵引器提供动力,将射孔枪输送到射孔位置,点火完成射孔。通过现场改进及试验,南川页岩气田解决了电压隔离保护短节、减震短节、转接头3个方面的问题,掌握了爬行器射孔的性能及其适用条件,为后续施工提供经验和依据。试验结果表明,爬行器射孔在井斜小于90°的页岩气井水平段首段射孔是可行的。爬行器射孔能满足页岩气水平井带压射孔作业需求,作业过程受井斜、井筒洁净度的影响较大,相比连续油管射孔而言,其提速降本效果明显,单井节省施工周期2 d,提效达50 %。

渝东南地区在深层气藏,特别是深层页岩气勘探开发方面取得了重大的进展,但在浅层气勘探方面一直无较大进展,特别是浅层的茅口组气藏,为裂缝—基质型灰岩气藏,其储层孔隙度、渗透率、储层温度、压力系数均较低,裂缝发育一般,酸压过程中,酸液破胶困难、返排难、效果差,难以实现突破。以大石1HF井茅口组碳酸盐储层为例,分析其改造过程中的难点,合成了清洁胶凝酸稠化剂,并阐述了其自破胶的降解机理,优化了酸液体系配方,优选水平井分段酸压管柱,形成了清洁胶凝酸和多级封隔器的酸压工艺体系,同时优化了茅口组分段酸压工艺参数。大石1HF井累计完成4段酸压,酸液总用量为2 129.2 m³,压后测试工业气流产量为22.6×10⁴ m³/d。结果表明：渝东南浅层灰岩气藏采用清洁胶凝酸和水平井分段酸压工艺技术具有较好的效果,为今后类似层位的酸压改造提供了借鉴。

泡沫排水采气技术是目前较为常见,也是最为有效的一种被各大气田广泛采用的排水采气技术;但因为各气田的生产情况存在一定的差异,起泡剂的使用方式、型号、泡排制度等都不尽相同。目前平桥南区通过借鉴其他气田通常采用的24 h连续加注的方法,部分井在泡沫排水的应用上产生了一定的效果,但另外一部分井与现有泡排制度仍存在一定的不适应性。为了形成一套适合平桥南区页岩气井的泡排模式,结合实验室评价、现场试验及经济性评价,证明泡排工艺能够有效地携出井底积液,实现一定程度上的增产,但后期更侧重于降低页岩气井的产量递减,保证气井的稳产。优选出XHY-4M型液体起泡剂,在起泡剂浓度0.3 %,消泡剂浓度5 %~20 %,消泡剂与起泡剂量比为1.2∶1,泡排井水气比大于0.5时,整体泡排效果较好。同时不断对泡排制度进行调整优化,采用“少注多次”的间歇泡排制度,更加适用且经济评价效果最优。此研究结果对同类页岩气井的稳产具有一定的借鉴价值。

为了找出能耗异常的注水井,对油田注水井进行能耗评价。基于能量守恒定律,建立了单泵单井模型,推导出单井输入功率与单井单位注水量电耗的线性关系式,并据此提出直线截距法和单耗节能率法,分别对注水系统和注水井进行能耗评价。利用我国西北地区A油田与东北地区B油田的部分注水系统数据进行了验证。结果表明,通过理论分析并结合现场数据可知,单井输入功率与单井单位注水量电耗存在线性关系,直线斜率和截距综合反映了注水系统以及注水井的能耗情况。利用直线截距法对注水系统进行评价,评价结果与传统的系统效率法基本吻合。利用单耗节能率法对注水井进行能耗评价,可找出能耗异常的注水井,结合现场实际情况,分析原因并采取相应的措施,从而提高注水系统效率。

针对红山油田蒸汽吞吐开发过程中CO生成量超标的问题,开展了相应的室内研究工作。通过物理模拟及多参数敏感性分析研究了蒸汽温度、注汽量、焖井时间等工艺参数对于CO生成量的影响规律,并根据工艺参数交互作用下CO的产出规律提出了相应的防治措施建议。结果表明：蒸汽温度、注汽量、焖井时间三个工艺参数中蒸汽温度是影响最大的主控因素,注汽量影响其次,焖井时间影响最小;降低蒸汽温度可以有效减少CO的生成量,但蒸汽温度降低至220 ℃以下时原油产量会受到较大负面影响。因此,对于红山油田CO超标程度相对较低的井,建议将蒸汽温度降低至220 ℃使CO生成量降低至安全范围以下,对于CO超标程度相对较高的井,建议将蒸汽温度降低至220 ℃以下,同时增大注汽量,在降低CO生成量至安全范围以下的同时保证周期采油量不发生明显的降低。

针对特高含水后期压裂层差异性越来越小、考虑地质因素逐渐增多、压裂层段组合越来越难等问题,优选出能够反应油层特征的储层、物性、含油性、产能等参数,利用突变级数法,将每个小层的多个参数归一成一个综合评价值,通过该评价值进行压裂层段定量组合,这样就解决了高含水后期因压裂层段组合不合理造成的层段内部分砂体无法压开的问题,实现了压裂层段的高效智能组合。通过使用该方法,完成了研究区25口压裂井的层段组合,同期相比单井日均多增油0.5 t,取得了较好的效果。该方法对油层压裂层段定量组合具有良好的借鉴。

燃烧阶段的划分对火驱有着重要的意义,可以指导现场的生产设计与调控。而以往燃烧阶段划分方法的阶段特征较为片面,没有考虑到多方面因素,其参数指标的适用性不强。为了得到更全面的火驱燃烧阶段划分及驱油特征,通过一维燃烧管实验、数值模拟与火驱现场实例的对比分析,研究了不同火驱的阶段特点,并将不同火驱过程中的生产动态、燃烧前缘推进特征进行对比论证,从中选取了生产井的产量增加倍数、含水率、空气油比、氧气含量、燃烧前缘推进速度等10个参数进行阶段性分析,得到阶段性特征,并将其作为阶段划分对比的指标,将富氧燃烧火驱、常规火驱分为4个阶段,蒸汽吞吐后火驱分为5个阶段,并建立了较为完善的燃烧阶段划分的参考标准,为现场生产提供参考。

海上致密砂岩气藏增产改造受多个因素限制,为促进海上致密砂岩气藏高效开发,开展了对海上致密砂岩气藏体积酸压技术的研究。针对砂岩储层酸压易出现的3点问题,对地质和工程提出6点要求。从储层岩性特征、脆性指数、应力特征和天然裂缝发育情况等方面对气田实例进行分析,总结出具备砂岩储层体积酸压的地质和工程条件。针对异常高温、高破裂压力、水锁伤害及水敏伤害严重等问题,研制出一套酸液体系,配方为：8 %HCl+5 %SA702+60 %NaBr+1 %WD-12+5 %SA601+1.5 %HJF-94+10 %乙醇+1 %SA1-1+1 %WD-5B+1.5 %SA1-7。酸预处理可有效降低储层破裂压力,实例应用中降低了9.5 MPa。采用6 mm纤维层内/缝内暂堵和1.5 %纤维+0.8 %小颗粒+1.2 %大颗粒层间暂堵转向工艺进行体积酸压改造,单井增产了6.1倍,增产效果显著。该技术可为致密砂岩气藏开发提供理论依据和技术支持。