页岩储层中微裂缝的发育特征直接控制着油气的渗流能力与压裂改造效果,是实现页岩油气经济高效开发的关键地质因素。然而,微裂缝系统具有尺度跨度大、空间分布强非均质、识别精度低等特点,其精确表征与预测一直是页岩油气地质研究的核心挑战。针对该问题,系统梳理了野外露头观察、岩心与铸体薄片分析、测井识别、气体吸附与高压压汞、电镜扫描等微裂缝表征方法的发展现状,总结了等效连续介质、离散裂缝网络与混合模型等裂缝预测方法的理论进展,并提出页岩微裂缝表征技术的发展趋势。研究表明:多技术融合与多尺度协同表征是提升页岩微裂缝识别精度的有效途径;未来应构建连续完整的孔隙-裂缝评价体系,优化压裂液与支撑剂组合,实现从微观裂缝到宏观缝网的有效支撑与全尺度预测,推动页岩油气勘探开发向智能化、精准化方向发展。该研究可为页岩储层微裂缝表征与压裂改造提供理论参考。

因地质、工程、环境及人为因素,深井超深井极易发生钻井液漏失,给钻井作业带来危害,但目前关于深井超深井堵漏技术的研究成果较为分散,缺少系统性。为此,通过文献调研,分析了深井超深井钻井液漏失原因,总结了深井超深井堵漏工艺技术及不同种类堵漏材料的研究进展,分析了深井超深井堵漏技术存在的问题,并对未来发展进行了展望。研究表明:将地质、工程、材料和智能堵漏技术有机结合,改进堵漏材料的配方及抗温、抗盐、抗压性能,优化注入方式、注入压力、注入剂量等工艺参数,充分考虑井筒-漏点-地层之间的流动耦合,综合利用储层堵漏与解堵技术,使用人工智能技术对以往堵漏案例进行深度学习并对新井的堵漏方案进行智能决策,可显著提高深井超深井堵漏效果。该研究可为深井超深井堵漏技术的应用提供参考和指导。

针对清涧地区低产井多且产水现象普遍的问题,通过恒速压汞、气水相渗实验,对研究区盒8、山2段致密砂岩气储层物性和孔隙特征进行研究。明确了孔隙大小、分布及喉道形态、连通性等关键参数对天然气渗流能力的控制作用。结果表明:研究区储层整体呈低孔低渗特征;山2₃亚段渗透率大于1.00 mD的样品频率高于盒8段,且岩石类型、填隙物及孔喉结构均优于盒8段。研究证实孔隙度是油气富集的决定性因素,而孔喉两者的结构匹配度直接决定储层渗流能力;同时,储层致密程度与束缚水饱和度成正相关,孔隙结构越复杂,天然气渗流能力越弱。该研究为区域致密砂岩气储层评价及开发提供了重要技术依据。

威远地区龙马溪组页岩气储层单井产量差异显著,影响含气量的主控因素尚不明确,制约了该区页岩气的有效勘探与开发。为此,以威远地区龙马溪组龙一₁亚段富有机质页岩储层为研究对象,综合运用X射线衍射矿物分析、有机地球化学测试、扫描电镜观察及岩石物性测试等多种手段,系统分析了页岩气储层的基本特征,并探讨了其对含气量的控制作用。结果表明:龙一₁亚段页岩储层具有较高的石英含量、总有机碳(TOC)含量和热演化程度,储集空间以有机质孔为主,孔隙度和含气量均较高,显示出良好的资源潜力;页岩含气性受物质基础、储集空间和保存条件的共同控制;高TOC含量、较大的有效储层厚度、高脆性矿物含量以及较发育的孔隙系统为页岩气的生成与储集提供了有利条件,而顶底板较强的封闭能力与高地层压力系数则是页岩气富集保存的关键;研究区排烃作用相对较弱,现今残余含气量较高,且向斜构造区页岩气井的产量普遍高于背斜构造区。研究结果可为龙马溪组页岩气储层的有利区优选与高效开发提供地质依据。

川东北地区侏罗系凉高山组页岩油气资源潜力巨大,近年来在盆地多个区带获高产油气井,展现了良好的勘探前景,但受制于细粒沉积岩复杂岩相类型、有机质含量偏低及孔隙结构复杂等因素影响,增储上产面临挑战。基于地球化学、岩矿分析及多尺度孔隙测试结果,剖析了凉高山组一段页岩的微观孔隙结构特征,探讨了优势储层成因。研究表明:凉一段主要发育6类岩相,包括低有机质含量与高有机质含量(简称低有机质与高有机质)条件下的长英质、混合质及黏土质页岩,其中,高有机质长英质页岩与高有机质黏土质页岩表现出较高的大孔隙占比,具有良好的储层物性;脆性矿物含量较高的岩相抗压实能力更强,利于原生孔隙保存,中—大孔占比高;有机质含量对优势储层发育具有双重作用,页岩中适量的有机质可促进储层孔隙发育,但有机质含量过高则会充填孔隙空间,进而削弱岩石抗压能力,不利于中—大孔的保存。通过分析陆相页岩储层优势岩相与孔隙结构主控因素,认为川东北地区凉高山组页岩储层受双阈值控制模型控制,有机质-矿物复合孔隙系统是优势页岩储层形成的关键。该研究可为川东北地区浅层陆相页岩油气“甜点”预测与下步勘探部署提供支撑。

氦气是一种稀缺性战略资源,开展氦气资源勘探及相关技术研究势在必行。渭河盆地氦气资源丰富,但整体勘探程度较低,缺乏成熟的含氦地层识别技术与评价标准,制约了氦气资源规模化勘探开发。针对该问题,结合氦气成藏条件与含量检测方法,依托渭河盆地固市凹陷南部斜坡最新勘探成果,建立了含氦地层识别技术与评价标准。研究表明:氦气富集与成藏遵循“源-运-聚”三大核心要素,控制氦气生成、运移与成藏的全过程;综合氦气随钻检测、常规油气井录井工艺与测井解释评价等技术,构建了含氦地层识别技术与评价标准,明确了关键参数指标,即氦气含量(0.050‰~0.100‰)、全烃含量(2%~3%)、纵横波速度比(1.6~1.8)、含气饱和度(20%~30%)、声波时差(330~380 μs/m)、岩性密度(2.2~2.4 g/cm³)、岩性等。通过现场应用,在固市凹陷南部斜坡区内多口探井中划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类等多个含氦储层。含氦地层识别技术的建立与应用进一步明确了固市凹陷南部斜坡局部存在氦气藏,对渭河盆地氦气资源勘探开发的发展方向具有借鉴作用。

针对泥页岩油压裂水平井地质、工程影响因素多,产量无法准确预测的问题,提出了检索增强生成技术(RAG)与大语言模型DeepSeek相结合的页岩油产量预测大数据前处理方法,数据收集效率提升6倍,构建了适合泥页岩储层产量预测的RIME-XGBoost模型,实现对泥页岩油压裂水平井累计产油量的智能预测,并结合SHAP可解释性分析技术,揭示了影响产量的关键因素。结果表明:泥页岩油产量的主控因素为镜质体反射率R_o、补偿中子、加砂强度、砂液比、测井有效孔隙度、最大水平主应力和气测全烃;RIME-XGboost模型的决定系数(R²)为0.936,预测精度为91.04%,兼具高精度与强可解释性。该研究有效解决了传统产量预测中数据预处理效率较低、模型可解释性差等问题,为泥页岩油的精准产能预测与压裂参数优化提供了基于数据驱动的解决方案,对泥页岩油的高效开发具有重大意义。

准噶尔盆地克浅10井区稠油油藏经过20余年的高速高效注蒸汽开发,进入“双高”阶段,成为“双负”油藏,油井大面积关停。为探究该井区复产潜力,通过实验评价、油藏工程及数值模拟方法等手段,对蒸汽驱环境下菌群特征进行研究,明确微生物采油体系。结果表明:克浅10井区蒸汽未波及区富含采油功能菌,具备微生物内源动用的基础,微生物采油体系为内源菌+6-2菌株+激活剂。现场试验采用反五点井网的方式开采,累计产油8 750 t,基本运行费由蒸汽驱的2 057元/t降至577元/t。该研究可为浅层稠油提质增效、提高采收率及稠油绿色低碳开发储备接替技术提供借鉴。

鄂尔多斯盆地长7页岩油具有初始产量高、递减快、衰竭采收率低等特点,亟需探索提高页岩油采收率的有效方法。基于高压压汞(HPMI)、扫描电镜(SEM)、铸体薄片(CTS)和低场核磁共振(NMR)等分析结果,对储层孔隙结构进行分类评价,开展压裂液渗吸驱油、压裂液+表面活性剂渗吸驱油和CO₂吞吐驱油实验,研究3种驱油方式下不同孔径孔隙原油动用特征及提高采收率效果,提出了压裂与驱替结合的提高页岩油采收率方法。实验结果表明:目标页岩储层孔隙结构可划分为Ⅰ～Ⅲ类,对应的储层物性参数依次变差;3种驱油方式中,CO₂吞吐采收率最高,压裂液+表面活性剂驱油次之,压裂液渗吸驱油采收率最低;当驱油方式相同时,Ⅰ类页岩采收率最高,Ⅱ、Ⅲ类页岩依次降低;Ⅰ类页岩可采用普通滑溜水作为压裂液,Ⅱ类页岩可在压裂液中添加表面活性剂,Ⅲ类页岩可将CO₂作为压裂液的前置段塞;与普通滑溜水相比,在压裂液中添加阴离子表面活性剂(LAS)后,单井平均日产油提高了2.4倍。该研究成果可为改善页岩储层开采效果提供借鉴。

辽河雷家地区沙四段发育一套滨浅湖相混积型页岩油,岩石类型多样,层理与天然裂缝发育,压裂裂缝形态复杂多变。为揭示层理与天然裂缝对页岩油压裂裂缝扩展行为的影响,基于雷家地区页岩油典型地质与力学参数,综合利用连续-非连续单元法(CDEM)与有限体积法(FVM),建立了耦合块体变形-裂缝破裂-裂缝流动的数值模拟模型,构建了层理型、天然裂缝型与夹层型3类代表性地质模型,在固定注入液量条件下,研究注入排量与压裂液黏度对3种地质模型压裂裂缝扩展的影响。研究表明:注入排量的增加可显著提高主裂缝的最大开度,同时黏度升高也有助于裂缝开度的增大。在天然裂缝体系中,中低排量或低黏度条件更易促使裂缝沿天然裂缝扩展,高排量与高黏度条件下主裂缝更倾向于穿越天然裂缝并改变分支连通模式;在夹层体系中,提高排量与黏度有助于减小层间裂缝开度差异并提升主缝平均开度。研究成果可为同类型页岩油储层压裂裂缝形态设计与泵注参数优化提供技术支持。

在水力压裂支撑剂泵注阶段,裂缝处于持续扩展的状态。为探究裂缝扩展对支撑剂铺置效果的影响,在前人研究的基础上,利用缝宽可动态变化的支撑剂输运物理模拟装置,采用单因素分析方法,分别在分支缝不同的开启时机、排量、砂比和压裂液黏度实验条件下开展支撑剂运移模拟实验,并与裂缝固定不变实验进行对比。研究表明:裂缝扩展对支撑剂铺置效果影响显著,与固定缝宽实验结果相比,支撑剂平衡砂堤水平下降率达24.68%,砂堤前缘距离增长率达45.09%,且该差距随排量、砂比和黏度的增加而减小;在压裂加砂过程中,有针对性地对分支缝进行支撑剂的填充,有利于改善缝内支撑剂铺置效果;支撑剂泵注阶段的前期采用大排量、低砂比、高黏度的施工参数进行泵送,后期采用大排量、高砂比、低黏度的施工参数进行泵送,采取交替泵注的方法有利于支撑剂的高效铺置。该研究揭示了裂缝动态扩展对支撑剂铺置的影响规律,为优化压裂施工参数、实现支撑剂高效铺置提供了理论依据。

为准确预测页岩压裂水平井套管变形位置,以苏北盆地高邮凹陷花庄地区深层页岩油井为研究对象,基于微地震反演数据,建立压裂区-水泥环-套管耦合有限元模型,结合页岩水化实验与力学参数测试结果,定量分析压裂过程的地应力场与套管变形特征,并建立了考虑水化效应的页岩压裂水平井套管变形位置预测方法。研究表明:花庄地区阜二段深层页岩在水化作用下岩石刚度下降明显,并产生膨胀效应,对地应力场产生扰动效应;压裂过程中,压裂区内地应力显著增大,破坏了原有地应力平衡,尤其在非对称压裂区,地应力场的剪切作用使得套管发生了显著的轴向“S”形变形和径向椭圆化变形,椭圆化变形是主要破坏机制。与现场实际套管变形情况对比,模拟结果与现场套管失效位置一致。基于分析结果,提出了一系列防治和优化措施。该研究成果对页岩油气藏的高效开发具有重要的工程应用意义。

页岩油水平井规模压裂后,由于闷排采制度不合理,存在出砂、井筒堵塞等问题,严重影响开发效果。针对该问题,开展页岩油水平井规模压裂后闷井时间及排采制度优化研究,确定目前压裂液体系下水平井闷井时间及合理生产制度。研究表明,通过开展储层润湿性实验、自发渗吸实验、带压渗吸实验、基质伤害实验和压裂液返排实验,可明确储层岩心渗吸时间、渗吸采收率、储层伤害程度及压裂液返排率,初步确定闷井时间为20~28 d;建立考虑渗吸作用的页岩油水平井模型,模拟渗吸过程中不同时间下的速度场、压力场以及压力梯度场及开采效果,初步确定闷井时间为25~30 d。综合室内实验、数值模拟及生产实践,综合确定合理闷井时间为20~40 d,或日压降小于0.1 MPa持续7 d;通过建立支撑剂回流模型及压裂液速度计算模型,研究不同压力下对应的油嘴及最大返排量关系,明确了不同压力下放喷油嘴尺寸及返排量,建立压裂后合理排采制度。将研究成果应用于N4-2H井区,初期日产油提高9%以上。研究成果对鄂尔多斯盆地页岩油水平井初期产能发挥及开发效果改善具有重要意义,对同类油藏生产制度的建立具有一定指导意义。

针对川中磨溪气田开发中后期气井复产增产需求迫切、亟需采气工艺效果评价方法的问题,建立了川中磨溪气田采气工艺措施效果评价方法,实现了对采气工艺实施效果的综合定量评价。该方法选取措施实施前后的最大井口产能增幅、累计增产气量比例、累计增产水量比例及工艺有效期作为定量评价指标,并明确各指标权重;采用模糊层次分析法将多类评价指标融合为采气工艺综合评价指标,综合指标数值越高,表明对应采气工艺实施效果越优。将所建评价方法应用于川中磨溪气田60口生产井,完成了其采气工艺措施效果的实际评价。结果表明:磨溪气田中部气井采气工艺效果整体较好,东西两侧部分气井效果一般,低产井应用效果总体较差,高产井应用效果相对较好,采气工艺实施前后井口最大产能增长比例与采气工艺综合指标I成正相关,工艺有效期大于50 d的气井工艺效果更优。研究内容对完善国内外气井采气工艺效果评价体系、支撑气田高效开发与可持续稳产具有重要的理论参考与实践指导意义。

深层页岩气藏具有埋藏深、流动机理复杂、多物理场耦合等特征,其裂缝扩展规律及渗流机理的研究尚不完备,制约了深层页岩气藏产能评价的准确性。针对该问题,基于地质工程一体化理念并依托Mangrove软件平台,联合钻井、测井、天然裂缝、地质力学、施工参数等现场资料,引入非常规裂缝模型,建立渝西足201井区水力压裂模型,结合微地震监测技术对模型进行验证,并开展单井压裂施工参数对裂缝扩展形态及裂缝参数的影响研究。研究表明:裂缝扩展呈现纵向穿层、横向扩展的动态特征,数值模拟压裂裂缝扩展形态结果与微地震监测数据结果一致,误差仅为8.1%。典型井YX2井最优用液强度为40 m³/m,用液强度过大会导致缝间干扰;最优压裂液排量为21 m³/min;最优加砂强度为4.0 t/m,加砂强度过大易造成局部砂堵,部分裂缝扩展受限。优选方案压裂改造体积为2 585.44×10⁴ m³,较原始方案(2 475.40×10⁴ m³)提高了4.0%。该研究基于地质工程一体化思路,通过微地震监测验证了深层页岩气压裂裂缝扩展模型,明确了裂缝扩展规律与关键施工参数的影响机制,对深层页岩气藏压裂改造具有一定指导意义。

管道腐蚀是油气输运系统中的关键安全隐患,尤其在页岩油气开发过程中,在CO₂、H₂S、Cl^-等多种腐蚀因素共存的情况下,腐蚀行为呈现出高度非线性与不可预测性,给传统基于实验数据或单因素建模的预测方法带来挑战。为解决现有预测方法在泛化能力、关键因素可解释性和实时响应方面存在的问题,基于现场电化学+环境+组分多源传感系统采集的120组高频腐蚀监测数据,利用Spearman-Kendall相关性分析、部分依赖图(PDP)可视化算法与L_GL_1/2正则优化极限学习机(LF_ELM)等算法,建立腐蚀预测与关键因素识别方法。研究表明:入口温度对腐蚀速率影响最显著,Spearman相关系数ρ=0.79,CO₂和H₂S分别在含量为33 mg/L与5 682 mg/L时呈现阈值效应;该预测方法在全样本测试中平均绝对误差E_MAE降至0.001 15 mm/a,R²为0.864 5,冗余节点数减少63%;在未来时间序列测试中仍保持高稳定性,E_MAE=0.001 28 mm/a。该模型不仅可实现高精度预测,还具备良好工程实用性,为油气管道腐蚀风险管理提供理论依据与智能化工具。

大规模体积压裂产生的复杂缝网可导致大范围的地应力场重分布,地应力场的变化会导致套管受力变化,并出现套管变形损坏。针对该问题,提出了一种基于微地震检测反演水力裂缝网群并以此研究套管损坏的方法。该方法可以对体积改造区域和压裂过程中岩石破碎程度进行描述,采用Cohesive黏聚单元的牵引-分离准则表征裂缝体区域的损伤演化过程,并以GS-HF井多段体积压裂为研究对象,建立套管-水泥环-地层相互作用有限元模型,开展分段压裂有限元模拟。研究表明:模拟的套管变形点与现场基本吻合;在分段体积压裂过程中,地层原始体积破碎,导致在裂缝体区域“临时”失去地应力场挤压作用,从而出现了应力反转区域,即应力亏空区,非对称性的体积改造区域使得地应力对套管和地层岩石产生横向剪切力,导致套管沿其径向或轴向发生一定程度的变形。该方法通过有限元模型逐级模拟分段压裂过程,并分析其对套管失效的影响,以此来精准定位套管变形高风险区域,可为现场及时调整压裂方案和优化井网部署提供依据。

针对页岩储层流固耦合作用影响多尺度流体流动规律认识不清的问题,运用应力敏感实验和Biot系数测定方法,分别研究页岩基质与裂缝的固有特征对其应力的敏感程度,分析微观渗流与宏观有效应力的相互作用关系;基于有效应力原理,建立了页岩储层基质-裂缝孔隙度和渗透率在有效应力作用下的数学模型,分析了不同流固耦合参数对页岩储层多尺度渗流运动的影响。研究表明:基质和裂缝的平均应力敏感系数分别为0.220和0.081,基质的应力敏感性强于裂缝的应力敏感性;基质和裂缝的平均Biot系数分别为0.310和0.710,基质的Biot系数小于裂缝的Biot系数,裂缝发育的储层孔隙压力对储层产能的影响不能忽略;法向刚度、弹性模量、泊松比、初始孔隙度越小,Biot系数越大,基质和缝网的流固耦合作用越强,渗透率下降越明显;解吸附膨胀作用造成页岩骨架颗粒的变形,页岩基质流固耦合作用增强;有支撑剂填充的人工裂缝,支撑颗粒越大、铺砂层数越多,裂缝的法向刚度越大,裂缝导流能力越强,流固耦合作用越弱。该渗流模型更全面地考虑流固耦合力学参数的影响,能更精确地分析流固耦合作用对不同尺度页岩渗流规律的影响,极大地简化计算分析且提升计算速度。研究成果可为页岩储层的有效开发提供理论依据。

缝网导流能力是实现页岩气高效开发的关键因素之一,但其影响因素和演化规律尚不明确。为了评价不同缝网结构的导流能力,采用支撑剂导流能力评价装置,测定不同分支缝数量、夹角以及不同支撑类型的缝网导流能力变化规律,并基于水电相似原理,建立一种缝网导流能力预测方法。研究表明:分支缝数量越多,分支缝与主缝夹角越小,缝网导流能力越大;在低闭合压力下,自支撑缝网导流能力较支撑缝网导流能力更大,而高闭合压力下支撑缝网导流能力显著优于自支撑缝网;基于所建立的缝网导流能力预测模型,得到的计算值与实验值整体均方根误差为10.22%,吻合度高。该研究结果可为页岩气储层体积压裂过程中形成具有较高导流能力的复杂缝网提供理论指导。