鄂尔多斯盆地东胜气田什股壕气区二叠系下石盒子组盒2+3段气藏为低孔隙度 — 特低孔隙度、低渗透率 — 特低渗透率砂岩岩性 — 构造含水气藏。针对气藏构造低部位气井产水量大,部分气井压裂沟通下部水层,井位部署难度大,开发效果差的问题,分析了岩心压汞试验数据和不同储层自然建产井生产效果的差异,应用毛细管压力曲线和相对渗透率曲线理论分析,定量刻画了不同物性条件下气水分异所需高度,明确了井位部署时小型构造圈闭构造幅度的筛选条件,指出了不同砂体叠置模式的开发井网井型,确定了自然建产的地质开发条件。研究结果表明：① 气水分异所需高度与储层物性有关,什股壕气区盒2+3段气藏储层渗透率为2.1 mD,气水分异所需高度为22 m;② 气藏开发采用构造高部位的井位部署方式,对于垂向叠置心滩,采用直井或者多靶点定向井开发,对于侧向切叠心滩,采用水平井开发;③ 自然建产的筛选标准为自然伽马曲线光滑箱形,无隔夹层,声波时差大于260 μs/m,孔隙度大于15%,渗透率大于1 mD,初期日产气量大于1.0 × 10⁴ m³,累积产气量大于0.21 × 10⁸ m³。

中国非常规油气资源丰富,为了在低渗透的页岩气资源开发过程中有效降低施工成本、提高作业效率、缩短开发周期,以四川盆地南部威远地区页岩气工厂化钻完井作业技术为研究对象,开展北美地区页岩气大规模应用作业模式研究,由于国内页岩气开发存在着人口居住密集,山地丘陵环境复杂,作业期间资源共享率低、水资源占用多、施工工序多、效率低等难题,指出不能照搬国外开发模式,需要形成一种适应于国内情况的页岩气区域工厂化作业模式。研究结果表明：① 井位平台、设备材料等应进行工厂化部署;② 水/电资源区域应统一调配;③ 同一区块、同一页岩气施工平台多口井人员、设备应实现共享;④ 钻井液、压裂液应进行重复利用;⑤ 优化钻完井作业配套技术。结论认为：① 初步建立流水线作业流程,进一步探索区域工厂化作业模式,已实现钻完井作业无缝衔接,设备安装时间缩短70%,设备利用率达到100%,压裂返排液重复利用率在90%以上,钻井液重复利用率在80%以上,作业效率提高1倍以上;② 页岩气区域工厂化作业模式探索为加快国内页岩气勘探开发提供了技术支撑。

为了充分认识并助力高效开发四川盆地南部高温深层页岩气,以钻井管理模式为研究对象,分析了该区块储层特征和钻井作业情况,创新性地提出了工程技术支撑管理模式,整合钻井定向、钻井液、提速优化、井控等专业类别,组建支撑团队,采用“团队技术支撑、参与甲方技术决策、辅助现场管理”三级工作模式,前线支撑组常驻甲方基地和现场,全面参与甲方技术攻关和组织管理,后方专家组通过气井工程信息化技术提供远程支持。研究结果表明：① 2020年至今应用该管理模式在A和B公司实施了120井次,A公司L203井区钻井周期由平均110 d降到100 d后又再缩短至了90 d,实现了两轮提速;② B公司平均钻井周期相比2019年缩短了23 d,区块钻井速度大幅度提高,钻井周期持续缩短。结论认为,该模式重新定义了甲乙双方合作模式,可根据甲方需求定制支撑范围,亦可在川内其他复杂区块推广,助力提速提效工程技术支撑管理工作。

自2016年以来,鄂尔多斯盆地大牛地气田陆续实施了井筒除硫工艺、雾化除硫工艺、小型撬装除硫和集中除硫工艺,通过各种除硫工艺试验释放了下古生界含硫气井产能,为气田上产做出了贡献。但在试验过程中也暴露出除硫成本较高、经济效益不佳,部分工艺导致气井采气管线结垢严重、影响产量安全释放等问题。为了充分认识和准确把握大牛地气田下古生界气藏H₂S浓度高低对脱硫工艺适应性的影响,同时也为科学制定大牛地气田下古生界气藏含硫气井除硫工艺发展提供决策参考,以现有大牛地气田除硫工艺中所处理天然气中H₂S的含量为基准,分析了不同除硫工艺的适应性及其效果,综合评价了井筒脱硫、井口雾化、井口撬装和地面集中脱硫工艺的适应性,明确了井筒加药除硫、井口雾化除硫、井口小型撬装脱硫和地面集中除硫4种方式为大牛地气田现有的主要除硫方式。研究结果表明：4种除硫方式具有操作简单,成本较低,除硫效果较为显著的特点。结论认为：结合大牛地气田含硫气井发展部署规划,依据含硫气井的分布特点、H₂S浓度含量高低差异,结合“效益优先”的原则,综合分析评价井筒除硫、井口雾化除硫、井口撬装除硫和地面集中除硫工艺的适应性,为大牛地气田下古生界气藏经济开发提供参考。

为了解决致密砂岩气藏体积压裂作业周期长、施工成本高的问题,以四川盆地中江气田中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气藏为研究对象,分析了致密砂岩气藏体积压裂增产机理及全通径无级滑套体积压裂工艺技术的优势,优化了裂缝间距、裂缝参数及压裂施工参数,形成了以“水平井精细布缝、净压力控制”为核心,大排量为关键的全通径无级滑套体积压裂工艺技术。研究结果表明：① 水平井体积压裂施工排量越大,净压力越大,最优的裂缝间距越大;② 最优裂缝间距随着储层品质变差而减小。结论认为：① 为了提高裂缝复杂性,可以通过优化施工排量,以增大裂缝净压力且降低压裂成本为目的,实现体积压裂;② 中江气田沙溪庙组气藏采用全通径无级滑套体积压裂工艺可以大辐度提高施工排量,针对储层垂直厚度为15~20 m的水平井,优化采用Φ101.6 mm及以上大尺寸管柱,施工排量为12 m³/min,裂缝间距介于50~70 m,现场试验井天然气测试产量是邻井的3.2~4.9倍;③ 采用自主研发的全通径无级滑套完井管柱进行体积压裂,可以减少完井工序、缩减建井流程、降低作业成本、提高作业效率。

为了充分认识影响压裂支撑剂回流的因素,降低压裂后放喷测试过程中压裂支撑剂回流引起的储层伤害,解决阀门砂卡以及地面管线、油嘴套、分离器冲蚀等井口隐患治理,以四川盆地威远地区某页岩气平台压裂后放喷测试过程为研究对象,分析了4类压裂支撑剂回流预测模型中各种因素对压裂支撑剂回流的影响程度;在此基础上,利用计算流体力学（CFD）与离散单元方法（DEM）耦合并行计算方法（即CFD-DEM技术）进行压裂支撑剂回流过程数值模拟研究,同时在该页岩气井开展了矿场实验进行验证。研究结果表明：① 影响压裂支撑剂回流的因素较多,主要包括压裂支撑剂性质、作用在压裂支撑剂上的流体性质及其流速、裂缝的性质,其中临界返排流速是影响压裂支撑剂回流的主要因素;② 采用CFD-DEM技术能够研究复杂工况条件下各因素对压裂支撑剂回流的影响规律,并从矿场试验得到印证。结论认为：在保证压裂后返排流体临界携液流速和防止天然气水合物生成的基础上,合理优选油嘴尺寸是减少压裂支撑剂回流的有效控制措施。

为了更好地掌握致密砂岩含水气藏水平井各压裂段的产出特征,以鄂尔多斯盆地东胜气田独贵气区水平井为研究对象,通过水平井产出剖面测试,分析了不同压裂段气、水产出能力与储层物性、压裂参数的对应关系,指出了水平井各压裂段流体的贡献能力与影响因素。研究结果表明：① 东胜气田独贵气区水平井多采用分段压裂的开采方式,需要开展相关水平井产出剖面测试,掌握各压裂段产气、产水的贡献能力及不同物性条件下的产出特征;② 通过参数对比分析可知,水平井各压裂段流体的产出量与孔隙度、渗透率、含气饱和度、泥质含量等参数存在着一定的相关性。结论认为：① 通过水平井产出剖面测试可以定量描述水平井各压裂段流体的贡献能力;② 水平井各压裂段产气能力主要受储层物性的影响最大,水平段钻遇的储层物性、含气性越好,产气贡献越大;③ 针对水平井各压裂段的地质物性差异,建议选择测井自然伽马值相对较低、泥质含量低、气测全烃含量高、孔隙度相对较高、声波时差高、含气饱和度高的位置射孔,可以提高储层改造的针对性和有效性。

为了解决超深致密海相储层完井测试作业过程中面临的破裂压力高、储层难以有效改造的难题,以具有代表性的四川盆地西部地区深层海相储层为研究对象,分析了有效降低储层破裂压力的主要手段,形成了致密储层降低破裂压力工艺。研究结果表明：① 高围压、高温是影响射孔穿深的关键因素,在超深高温致密储层中,采用常规深穿透射孔弹难以穿过应力集中带,不能满足降低储层破裂压力的需要;② 喷砂射孔孔径较大、穿深较深,且不会在井周形成压实带,能够有效降低井底破裂压力。③ 致密储层接触酸液后,能够有效降低储层吸液压力,降低改造难度。结论认为：① 通过对管柱结构、喷砂参数、作业工艺的优化,形成超深层喷砂射孔的实施工艺,能实现井筒与储层的沟通,有效地降低储层改造压力;② 通过对降低破裂压力液体的研发及优选评价,配套测试管柱及测试工艺,能够有效降低储层的吸液压力,在保证管柱安全的同时,成功实现对储层的大规模改造,可为同类超深、致密储层提供借鉴。

气田开发过程中的产能评价是衡量气田开发效果的重要指标。为了充分认识气田开发过程中水平井生产能力、建立合理的产能评价方法,以鄂尔多斯盆地大牛地气田为研究对象,对工区范围内9口水平井的地质、开发数据建立样本库,重点从地质认识和压裂施工两个环节分析了水平井产能影响的主控因素,筛选了气层垂深、水平段长、砂岩长度、砂岩钻遇率、显示长度、显示钻遇率、平均全烃含量、最大全烃含量、孔隙度、渗透率、含气饱和度、气层厚度、压裂段数、总液量、总加砂量、单段液量、单段加砂量等17项因素建立产能评价表征模型,应用灰色关联算法对各影响因素进行优选,最终建立QI值与无阻流量的映射关系式,并实现了水平井产能的快速评价。研究结果表明,大牛地气田实钻井实测无阻流量值与产能评价方程计算所得无阻流量值相差较小,相对误差在10%以内。结论认为,新的产能评价方程可以很好地满足现场实际应用,为该气田水平井的钻井和压裂改造效果的预测提供了指导,为该气田长期稳产30 × 10⁸ m³／a提供了理论支持。

为了充分认识古老岩溶缝洞型超深层大气田的开发规律,科学制定开发对策并带动同类型复杂气藏高效开发,以四川盆地安岳气田高石1井区上震旦统灯四段气藏为研究对象,分析了气藏开发方案实施情况及取得的主要地质认识,同时讨论了开发成效。研究结果表明：① 开发方案执行期间,该气藏的构造细节、地层展布特征、储层厚度与储量提交阶段的认识基本一致,台缘带沉积模式认识、灯四段¹小层储量可动性、灯四段²⁺³小层孔隙度为2%~3%的储层储量可动用性与开发方案设计相比得到了进一步深化,气藏实际可动用储量增加600 × 10⁸ m³以上;② 得益于动用储量的增加,气藏单井产量、开发规模较方案设计值大幅度提高,开发效果好于预期;③ 突出质量效益和成本控制,主要经济指标优于方案设计值,内部收益率达20%以上,实现了对该古老气藏的高效开发。结论认为：① 气藏遵循科学开发程序,先开展评价,明确主要技术指标之后大规模择优建产,灯四段低孔、低渗非均质大型气藏实现了高效开发;② 应加快气藏后续接替稳产资源评价,并开展接替有利区和接替区的主要经济技术指标研究,以期指导气田长期高效稳产。

为了解决四川盆地南部页岩气井套管变形后难以分段压裂的问题,针对填砂暂堵技术开展优化设计,开展了室内支撑剂颗粒的缝内暂堵实验,研究了填砂暂堵时高浓度支撑剂在狭窄缝口的堵塞行为,结合统计分析探究了缝内高浓度砂塞形成的主控因素。研究结果表明：① 室内模拟实验结果及灰色关联分析显示,裂缝暂堵压力峰值的主控因素是支撑剂颗粒配级,在大尺寸支撑剂作为骨架的基础上,补充足量小尺寸支撑剂颗粒能够有效提高暂堵压力;② 室内模拟实验结果及灰色关联分析显示,暂堵稳定时间的主控因素是支撑剂浓度,提高浓度（砂比）有利于稳定暂堵层结构,较之于石英砂,表面光滑的陶粒颗粒其桥接结构更容易崩塌,形成的暂堵层更易失稳,因而石英砂更适用于填砂暂堵;③ 研究初步拟合出填砂暂堵工艺的设计准则,能够量化计算出给定支撑剂颗粒级配条件下堵塞裂缝缝口所需要的最低浓度。结论认为,该研究结果有助于优化川南页岩气开发中填砂浓度、支撑剂粒径等关键工程参数设计。

四川盆地川东北地区上三叠统须家河组致密砂岩大面积含气,天然气资源潜力大,但不同地区不同层段的天然气产能具有显著差异,天然气成藏富集规律复杂,主力勘探目标不明确。为了明确川东北须家河组不同地区天然气成藏富集主控因素、落实有利勘探目标,基于大量分析测试资料、地震资料和勘探实践,以川东北元坝西部地区、元坝中东部地区及通南巴地区为研究对象,分析了须家河组构造差异及其对天然气成藏富集的影响,指出了川东北不同地区构造改造对须家河组致密砂岩成储、成藏和富集具有重要的控制作用,明确了有利勘探目标。研究结果表明：① 元坝西部地区为弱构造变形区,断层不发育,具有源内成藏优势的须三段钙屑砂岩气藏是下一步勘探的主要目标;② 元坝中东部地区为构造过渡变形区,须家河组断层发育,具备下生上储成藏优势的须四段气藏是有利的勘探目标;③ 通南巴地区为海相断层、陆相断层叠加强构造变形区,沟通海相地层的深大断层发育,具备“海陆双源供烃”优势的区域是最有利的油气勘探目标区。

冷冻暂堵技术是井口隐患治理的关键技术之一,用以带压更换密封不严、锈蚀严重的井口闸阀、采气树等。由于其不需压井的技术优势,应用范围逐步由老井井口隐患治理向生产井更换井口装置拓展,需要封堵的井口压力不断提高,原有的70 MPa冷冻暂堵装置已不能满足高压气井暂堵剂注入要求。为了满足高压气井冷冻暂堵作业需要、解决装置性能不足的难题,以冷冻暂堵装置核心部件为研究对象,进行了装置设计与校核,研制了国内首套105 MPa冷冻暂堵装置。研究结果表明：① 105 MPa冷冻暂堵装置由液压控制系统、注入缸、增压缸、预注系统、辅助组件五部分组成;② 结合施工实际情况,以模拟冷冻Φ177.8 mm光套管为对象,设计了注入缸及增压缸的尺寸及参数;③ 从缸体最高使用压力、缸体塑性变形应力、缸筒径向变形量对注入缸及增压缸进行强度校核,校核结果满足设计要求;④ 该研究成果在川渝、长庆等地推广应用了44井次,最高作业压力达48 MPa,解决了原有70 MPa冷冻暂堵装置无法向高压井注入暂堵剂的难题,应用效果显著。

为了减少海洋钻井隔水管系统的疲劳损伤、降低海洋钻采风险、提高天然气水合物钻采效率,以天然气水合物钻采船隔水管系统为研究对象,分析了隔水管的固有频率以及力学特性;通过计算隔水管系统在海洋钻井作业中的固有频率,进而分析了影响隔水管固有频率的敏感因素,研究结果表明：① 隔水管截面尺寸和顶张力对固有频率的影响较大,而隔水管内部液体密度对固有频率的影响相对较小;② 通过隔水管的力学模型来研究隔水管的力学特性,推导出隔水管的振动微分方程以及边界条件,求解计算后得出200 m长隔水管的动力响应,隔水管的最大横向位移发生位置为水下132 m;③ 影响隔水管动力响应的敏感因素包括顶张力、隔水管壁厚、波浪振动周期波高等因素的动力响应变化以及同一水深处的隔水管横向振动变化。结论认为,在进行天然气水合物钻采船隔水管系统配置的研究与分析时,需要采用相对较大截面尺寸和顶张力,同时还应根据实际的海洋工况（包括波浪振动周期以及波高等因素）来进行分析。

页岩气是国家重点发展的清洁能源,目前四川盆地威远风险作业区已建成平均单井初期天然气日产量为25 × 10⁴ m³,日产天然气量为700 × 10⁴ m³,年产天然气量突破20 × 10⁸ m³的产能,为了推动川南页岩气的规模建产,取得更好的经济和社会效益,以威远风险作业区储层压裂改造井为研究对象,分析了储层地质特征、前期压裂改造措施、生产动态历史等,明确了后期提高单井产量的压裂设计及施工方向。研究结果表明：① 优质甜点处于陡缓转折带天然裂缝发育的构造位置（优质页岩厚度大于5.5 m,地层压力系数高于1.6）;② 用液强度为25~30 m³／m,平均单段液量由原来的2 000 m³降低至1 600~1 700 m³,对高产井影响不明显,有效水力裂缝半长主要集中在150~180 m范围内;③ 主体若单纯采用黏度为2 mPa·s的滑溜水对于处理复杂情况较为困难。结论认为：① 有效水力裂缝半长是影响压后产量、控制稳产能力的重要因素之一,有效裂缝半长、分段段数、裂缝导流能力三种裂缝参数对产量的影响权重系数分别为：0.53、0.41、0.06;② 采用变黏压裂液技术能够有效解决现场加砂困难等复杂情况、并控制成本;③ 威远页岩气水平井高效压裂工艺参数分析为页岩气高效开采提供了技术支撑。

为了提高页岩气井开发生产中喷射引流工艺的工作效率,明确其合理工作范围,以四川盆地涪陵页岩气田某高低压井同台的井组为研究对象,基于页岩气井开发生产中喷射引流工艺的实际压力、流量范围开展喷射引流器结构优化设计及其工作参数影响因素分析研究,以期为现场喷射引流工具的优选和工艺实施的提供借鉴。研究结果表明：① 采用索科洛夫引射器设计方法对喷射引流工具喷嘴、喷喉距、喉管等参数进行设计,在此基础上,利用Fluent流体模拟软件,建立了喷射引流工具气液两相流场模型,模拟分析引射流体压力、被引射流体压力和混合出口压力变化时引射器引射效率变化情况,并按照模拟情况进行优化,优化后喷射引流工艺在涪陵页岩气中开展应用;② 优化的喷射引流工艺实施能有效降低井口压力,经试验井现场应用表明井口压力降低了25%,并且试验得到引射效率与理论模拟具有较好的一致性。

为了充分认识页岩气井在衰竭开采过程中,气井产量受工程因素的影响,解决目前压裂改造后页岩气井产量影响因素研究不够全面,特别是影响因素主次不明确的问题,以典型TY页岩气藏为研究对象,基于页岩多维多尺度的渗流数学模型,编制了求解软件,分析了页岩气井产量影响因素的主次关系,主要包括裂缝高度、水平井长度、裂缝长度、压裂簇数和段间距等。研究结果表明：在不同因素影响下,页岩气井累计产气量的增加幅度不同,裂缝高度对累计产气量的增加幅度为138%、水平井长度为109%、裂缝长度为103%,压裂簇数为17%、段间距为-8%。结论认为：① 压裂造成的裂缝高度是影响页岩气井产量的主要因素,次要因素分别为水平井长度、裂缝长度、压裂簇数和段间距;② 裂缝高度越高、水平井长度越长、裂缝长度越长、压裂簇数越多、段间距越小,页岩气井稳产时间越长,累计产气量越大;③ 典型TY页岩气藏TY1H井合理开发的最优化参数为压裂簇数3簇,段间距为80 m,裂缝高度为35 m,裂缝长度为120 m,水平井长度为1 750 m。

针对页岩气田需要不断补充新井,井口压力和地面管网压力不断变化的特点,为了快速准确地确定页岩气井的增压时机,以长宁页岩气田N201井区为研究对象,利用气藏-地面一体化分析方法,通过气藏工程和地面工程联合计算分析来确定目标气井和增压时间节点。按照N201井区初始井口压力进行分类,根据气井压力递减的快慢抽提出四种类别气井的压力预测曲线,通过幂指数模型参数的横向平移,拟合页岩气井快速递减期的压力,校准压力预测模型;然后再根据地面集输管网建模分析,预测地面管网节点压力,最后通过预测井口压力和管网节点压力的比对来确定需要增压的页岩气井和增压时机。研究结果表明：① 在页岩气持续补充新井的模式下,井口压力和地面管网压力在不断动态变化,增压时机的确定需要将气藏工程和地面集输工程联合起来进行分析;② 通过建立页岩气井压力预测模型和页岩气地面集输管网模型,将两个模型计算结果进行对比,可确定增压目标和时间节点;③ 实例计算结果表明,长宁页岩气区块的气井井口压力递减至高于输压0.5~1.0 MPa大概需要10~14个月时间,即在页岩气井投产一年左右时就需考虑进行增压。

为了降低压裂成本,以鄂尔多斯盆地大牛地气田低渗透致密储层压裂为研究对象,分析了大牛地气田采用石英砂、陶粒支撑剂组合压裂的可行性,优化了支撑剂组合类型及组合比例,并进行了现场应用评价。研究结果表明：① 30／50目石英砂和20／40目陶粒组合能满足该气田压裂改造导流能力的要求;② 组合支撑剂混合的铺砂方式与先加石英砂再加陶粒的铺砂方式相比,导流能力更强;③ 在5 kg／m²铺砂浓度下,当石英砂与陶粒比例大于4∶6以后,导流能力无法满足储层需求,故优选石英砂与陶粒比例3∶7和4∶6在大牛地气田开展初期试验;④ 大牛地气田采用石英砂、陶粒组合支撑剂压裂施工14口井,累计节约支撑剂成本484.37万元;⑤ 根据现场应用情况,将石英砂比例由30%提高至40%不会影响单井产气量;⑥ 根据物性及压裂规模相似井的产量对比,采用组合支撑剂不会降低单井初期产气量及长期产气量。结论认为,采用石英砂、陶粒组合支撑剂压裂可大幅度降低压裂成本,在大牛地气田具有推广应用价值,同时也可以为国内类似低渗透致密储层压裂提供借鉴。

为了优化塔里木盆地顺北区块长封固回接固井工艺,解决固井顶替效率低、密封完整性差等难题,以该区块S7风险探井为研究对象,分析了长套管居中度、顶替排量以及冲洗液体积等因素对油气井顶替效率的影响。研究结果表明：① 在顶替排量一定的条件下,套管居中度与水泥浆顶替效率成正相关,与井筒混浆程度成负相关,高居中度井段顶替效率提升速率更快,而低居中度井段顶替效率提升相对缓慢,套管居中度至少应保持在60%以上才能显著提升顶替效率;② 套管居中度一定的条件下,顶替排量与水泥浆顶替效率成显著的正相关,而与井筒混浆程度成负相关,顶替排量应达到2.0 m³／min以上才可显著提升顶替效果;③ 在套管居中度与顶替排量一定的条件下,冲洗液体积与水泥浆顶替效率成显著的正相关,而与井筒混浆程度成负相关,冲洗液体积至少应保持在30 m³以上才能显著提高井筒上部区域的顶替效果。

为了探索国内致密低渗透气藏集约化提速降本技术,以具有代表性的鄂尔多斯盆地大牛地气田为研究对象,分析了丛式井组和简化井身结构集约化应用的可行性,提出了丛式小井眼集约化钻井技术并进行了应用评价。研究结果表明：① 丛式井组节约了土地,缩短了搬迁周期,整拖式“井工厂”作业模式适用于大牛地丛式定向井组的应用;② 小井眼钻头切削面积缩小了22.46%~23.53%,套管尺寸缩小了18.18%~20.78%,利于提速降本;③ 五刀翼PDC钻头中心部位和后排齿设计锥形齿,提高了破岩效率,1.25 g／cm³低密度水泥浆体系降低了固井施工压力5.5 MPa,保障了小井眼一次全返固井;④ 现场试验19口井,4个井组,固井优良率达100%,平均搬迁时间缩短了54.49%,平均钻井周期缩短了24.54%,机械钻速提高了15.04%,降低了废弃物、水泥浆和套管费用,节约了征地、钻前、搬迁等费用。结论认为,丛式小井眼集约化钻井技术能够推动大牛地气田致密低渗透气藏钻井大幅度提速降本,为国内致密气藏钻井降本增效提供了借鉴。

为实现精准预测盆地、气区中长期产量,合理制定气区规划方案、实现高效管理和开发,以四川盆地为研究对象,通过总结峰值预测法研究现状及特点,选取单峰翁氏模型、单峰Weibull模型、多峰Gauss模型3种预测模型进行改进,用于盆地中长期天然气产量趋势研究,定量地进行全生命周期预测。研究结果表明：① 四川盆地天然气产量在未来30年内将呈现快速增长趋势;② 3种模型预测2030年的年产气量介于808 × 10⁸ m³~876 × 10⁸ m³,符合四川盆地天然气的发展形势,其预测结果可靠;③改进翁氏模型预测该盆地天然气产量峰值时间出现在2047年,峰值产量为1 453.28 × 10⁸ m³,改进Weibull模型预测产量峰值时间出现在2051年,峰值产量为1 750.38 × 10⁸ m³,改进多峰Gauss模型预测产量峰值时间出现在2051年,峰值产量为1 423 × 10⁸ m³。研究认为,针对盆地特点进行天然气产量峰值模型改进后,其预测结果总体符合四川盆地的发展规律,可作为产量发展趋势预测的参考。

为了充分认识和准确把握H₂S在气田开发过程中的变化规律,指导同类变酸性气田开发过程中的措施调整,以川东北某高含硫气田为研究对象,统计分析该气田不同构造部位的H₂S含量变化情况,发现开发过程中H₂S含量呈现上升趋势,而且构造高、中、低部位气井的H₂S含量上升幅度依次增加。通过研究该高含硫气田的H₂S含量变化情况,分析了H₂S含量变化的原因,探寻H₂S含量变化情况的定量预测方法。研究结果表明：① 开发过程中,随着地层压力的降低,地层水中溶解的H₂S气体部分脱附而进入气相中,使得气相中H₂S含量增加;② 基于研究结果摸清了H₂S含量变化规律,结合流体相平衡和物质平衡理论建立了计算H₂S含量的数学模型,并对某高含硫气田主体开发过程中的H₂S含量的变化规律进行了预测研究,得出气田主体地层压力降至14 MPa时,H₂S含量为16%。结论认为,通过模型能准确地预测H₂S含量变化,有助于及时有效地采取防腐等工艺技术方法应对H₂S对气田生产造成的不利影响。

带压钻孔与冷冻暂堵是气井井口隐患治理中常用的两项特色技术。川渝及长庆气区绝大部分隐患井通过其中一种技术即可成功治理,但对于部分情况复杂的隐患井,采用单一技术无法成功处置。为了解决上述复杂气井井口隐患治理难题,以中国石油西南油气田公司X井为研究对象,分析了其井口隐患治理难点,提出了相应的技术对策并成功应用。研究结果表明：① 对于没有冷冻介质注入通道的井可通过带压钻孔技术进行开孔建立冷冻介质注入通道;② 通过带压钻孔建立的通道注入冷冻介质时,冷冻介质可能填满整个井口装置,作业结束后应做好环保措施,防止冷冻介质解冻后落地污染环境;③ 对于此类采气树阀门存在内漏的井,冷冻介质实际注入量将大于施工设计注入量,作业时应加大冷冻介质注入量避免冷冻介质漏失造成冷冻失败。结论认为,“带压钻孔+冷冻暂堵”技术思路的提出与成功应用为井口装置复杂隐患治理提供了方法,值得推广应用。

为了形成与柴达木盆地主力气田气水同采阶段相配套的排采工艺技术,以涩北气田第四系疏松砂岩气藏为研究对象,在综合分析气田开发现状的基础上,开展气举工艺技术研究。通过对气举方式选择、管流模型优选、管柱尺寸、气举参数、气举设备、地面流程等方面的系统研究,形成了单井撬装间歇和多井连续集中增压的多样化气举配套技术。研究结果表明：① 气举技术井筒工艺无机械部件,很适合涩北气田出砂出水气井;② 撬装气举灵活性强,适合井筒水淹气井的排水,集中增压气举自动化程度高,可规模化、多井同时排水,适合产层水淹的气井;③ 单井撬装间歇气举和多井连续集中增压气举的工艺相互补充,实现了“点和面”的全覆盖,可满足涩北气田的排水需求,将成为该气田开发中后期的重要治水手段。

针对川渝气田大斜度水平井排水采气过程中存在的出水井因气藏埋藏较深、井下管串结构复杂易造成泡排剂适应差、固体泡排剂投注遇阻,打孔气举启动压力与连续注气压力差值过大易造成地面设备效率低下等问题,提出了排水采气工艺优化措施并进行了应用评价。研究结果表明：① 优化方案一方面借鉴直井排水采气经验,通过研制液体泡排剂、优化泡排加注方式,提高了泡排效率,另一方面通过引入地层吸液指数优化气举设计方法,实现了增加注气深度、最大化利用地面注气设备的目的;② 所研制的新型液体泡排剂E是一种适应大斜度、水平井生产特点的高效泡排剂,具有耐高温、高矿化度、高酸性气体的特点。通过现场试验,证实优化后的泡排工艺技术能够显著提高泡排效果,经引入地层吸液指数进行优化后形成的深井气举设计技术,可提高举升效率,使气水井快速复产,降低作业成本。

为了解决可溶桥塞在页岩气井中的溶解速度慢、溶解残渣多且大的问题,减少连续油管通井钻塞时的遇卡风险,提供井筒全通径条件,缩短页岩气井建设周期,以中国目前正在大量使用的镁铝合金为主要成分的可溶桥塞为研究对象,研制出了以盐酸和铁离子缓蚀剂为主的可溶桥塞缓蚀助溶剂。通过实验对比分析,优选出10%盐酸+2%铁离子缓蚀剂的可溶桥塞缓蚀助溶剂。该配方既能加快可溶桥塞的溶解速率,又能对连续油管设备、井口设备及井筒起到有效保护,并通过大量现场试验证明该可溶桥塞缓蚀助溶剂可以有效提高可溶桥塞在页岩气井中的溶解速度,加快连续油管通井钻塞速度,缩短通井周期,降低通井风险,加快投产速度,提高页岩气开发的经济效益,对页岩气勘探开发具有较大的意义。

产能预测是页岩油气资产评估、开发方案设计等工作的重要前提,但由于页岩储层特低孔低渗及多级压裂的特点,常规油气产能预测方法在页岩油气中的适应性不强。为此,深入分析了页岩油气产能预测中存在的问题,提出了页岩油气产能预测新思路,推荐了产能预测方法流程。研究结果表明：① 常规方法不适合页岩油气产能预测主要在于页岩渗透率极低不具备产能试井需达到拟稳态流动的条件,产量递减规律认识不清尤其是后期产量递减规律认识不够,多套产能预测模型选择困难,流动机理无定论致数值模拟不确定性大等;② 页岩油气产能预测中应转变思路,重点关注4个方面：重视生产数据的挖掘并找寻产量与地质、油藏工程参数的关系,采用多种方法综合评价并互为补充验证,注重不确定性产能预测方法以降低评估风险,加强生产动态分析并开展储层及裂缝参数反演加深参数认识;③ 针对有无生产数据、生产数据多少等不同情况建立产能预测推荐流程,有选择地开展多方法综合评价,以实现页岩油气产能预测目标。

气井带压作业作为川渝页岩气区块完井增产的有效手段,已逐步在中国石油长宁 — 威远、中国石化涪陵等国家级页岩气示范区块推广应用。为了解决气井带压作业中环空动密封、管柱内密封压力控制及管柱压弯的技术难题,通过优化环空动密封装置组合、对比管柱内密封工具优缺点、建立管柱极限抗弯长度计算模型,制定了环空动密封、管柱内密封方案及管柱抗弯计算公式,形成了页岩气井带压作业关键技术,并对4口井带压作业应用效果进行评价。研究结果表明：① 当井口压力小于13.8 MPa时,带压起下管串时至少配备一个环形动密封装置及一个闸板式动密封装置,当井口压力大于13.8 MPa时,至少配备一个环形动密封装置及两个闸板式动密封装置;② 定压接头或陶瓷堵塞器是目前气井带压下油管最常用的内密封工具,定压接头安全可靠,陶瓷堵塞器密封效果好,二者配合使用效果最佳;③ 计算管柱极限抗弯长度,确保液缸行程不超过极限抗弯长度是防止压弯管柱的有效方法;④ 4口井带压作业应用效果较好,增产效果明显。

为了使页岩气田各气井能够连续稳定生产,通过借鉴各大气田应用泡沫排水采气技术的经验,中国石化涪陵页岩气田率先在其低产能、中高含水的Y区块进行了泡沫排水采气现场探索试验。通过对比分析该区块4口气井措施前后的生产变化情况,对泡排剂的用量不断调整优化,最后现场试验取得了较好的效果,达到了预期目的,为该区块乃至整个气田的泡沫排水采气技术的适用性提供了借鉴与指导。研究结果表明：①泡沫排水采气技术能够较好地提高页岩气气井产量,降低水气比,有效减小气井的油套压差;②泡沫排水采气技术能够辅助其他措施对积液严重的页岩气井进行复产;③需要开展消泡工艺研究及药剂优选实验,建立起适合涪陵页岩气田的消泡方式;④排水采气工艺的推广应用需结合相关公司的发展理念,建立“环节精准”的技术研究思路,制定出标准化流程。

为了充分认识柴达木盆地涩北气田剩余气富集规律和分布特征,为该气田开发后期的持续稳产提供保障,通过运用数值模拟技术,针对涩北一号气田第四系III-3层组开展剩余气定量描述研究,以期为今后该气田的有效开发提供挖潜方向及调整思路。研究结果表明：① 涩北一号气田第四系III-3层组水体大小为30倍水体;② 运用渗吸相渗代替驱替相渗使得数值模拟模型更为准确可靠;③ 剩余气分布与原始储量丰度、构造位置、开发程度、水侵程度等多种因素都有关系;④ 采用储量丰度和含水饱和度相结合的方式,对剩余气储量分四级进行评价;⑤ 依据剩余气评价结果,在剩余气富集区内设计不同调整方案,在优选方案的基础上,选取2口新井优先实施,现场投产效果较好。结论认为：涩北气田的持续稳产离不开对剩余气的挖潜,通过研究提出的剩余气定量描述方法,可以为后期剩余气开发提供一种新的思路。

为了解决在四川盆地西北部上二叠统长兴组高含硫天然气偏差因子各计算方法的适应性问题,开展了各种计算方法及校正模型的评价研究,研究中将4种常用计算方法结合校正模型所得预测结果与实验测试结果进行对比分析,优选出适用于该区的天然气偏差因子计算方法及校正模型。研究结果表明：高含硫天然气偏差因子计算时须进行非烃气体组分校正,校正后的经验公式计算值与实验测试值差异较小,结合WA校正的HY方法在四川盆地西北部长兴组高含硫天然气偏差因子预测过程中计算精度高且实用压力范围较宽。进而推荐采用优选WA校正的HY方法用于该区天然气偏差因子的预测。

针对塔里木油田博孜区块高温高压凝析气藏凝析油含蜡量高,井筒温度低,井筒和地面结蜡严重的问题,开展深层高压高含蜡凝析气井清防蜡剂研究,优选出合适的清防蜡剂。研究结果表明：① 博孜区块凝析油含蜡量和重质组分含量高,含蜡量高达7.93 %~8.90 %,C₇⁺以上组分在85 %以上,容易析蜡、结蜡,蜡质成分为粗晶蜡和微晶蜡的混合物。② 针对博孜102井和博孜1井蜡样特性,复配出化学清蜡剂配方。40 ℃条件下,2 h可以完全溶解蜡样,溶蜡速率达到0.031 g/min,并且具有闪点高、腐蚀性小的特点。③ 针对博孜102井原油特性,研制出防蜡降凝剂配方,防蜡剂合理加药量为0.1 %,屈服值下降93 %,防蜡率为96.93 %,降粘效果明显。结论认为：① 在药剂作用下,蜡晶即使在低温条件下析出也不会凝结,不会产生大的蜡块影响生产;② 化学清蜡剂和防蜡降凝剂在博孜102井成功解除了井筒蜡堵,现场应用效果良好,可以保持气井的稳定生产。

为了制定鄂尔多斯盆地大牛地气田天然气降本增效的科学高效开发方案,分析了该气田天然气的烃类组分变化特点。研究结果表明：① 随着大牛地气田天然气开采持续进行,甲烷的百分含量逐渐减少,而乙烷和丙烷的含量相应地增大,天然气组分由干气变为湿气;② 明确了大牛地气田不同时间段天然气C₁/（C₂+C₃）、iC₄/nC₄等组分特征,为研究天然气运移、判识成因类型提供依据;③ 从技术角度出发,提出了天然气分离用作乙烯原料及天然气凝液回收的思路。结论认为：① 大牛地气田C₂以上烃类含量升高,有利于天然气分离及凝液回收;② 可通过制冷剂与膨胀机的联合制冷方法对大牛地气田天然气进行深冷分离,从而将C₂组分有效分离。

冬季是天然气需求最旺盛的季节,但冬季气温过低,井下作业难度较大。鄂尔多斯盆地东胜气田为低渗透、低压、低丰度“三低”气田,基于对该气田井下作业3种主要工况的气温下限进行分析,提出了低温条件下的井下作业措施。研究结果表明：① 试气（修井）井筒作业气温下限为-18 ℃,抽汲作业气温下限为-20 ℃,压裂作业气温下限为-12 ℃;②低温作业措施包括：优选4 %氯化钾溶液作为压井液并控制井口液面在4 m以下,流程设计应在保证试气（修井）、压裂等各项作业的基础上具备排水、压井、保温的功能;③ 作业过程控制方面,对各工况保温所需的蒸汽发生器分别进行了研究,对积液吹扫所需的空气压缩机也进行了探讨。结论认为：在高于作业气温下限的情况下,制定一系列作业控制措施,可以确保该气田冬季井下作业实现保质、保量、安全、平稳运行。

油气勘探按照市场经济的要求运作之后,要求及时评价探井试油获得的油气发现是否具有商业价值,我国原有探井工业油气流标准已不适应当前经济条件下油气勘探评价工作需要,应根据本地区的勘探开发特点建立相应的探井试油商业油气流标准。为此,以松辽盆地梨树断陷为例,根据盈亏平衡原理,利用现金流法,结合影响商业价值的开发规律及钻井投资、操作成本、油气价格等因素综合考虑后,建立单井开发初期经济极限产量计算模型,并分析转开发井的探井试油资料数据建立试油产量与单井经济极限产量的关系,从而确定地区不同类型油气藏探井试油商业油气流标准。研究结果表明：① 梨树断陷试油商业油气流标准要比《计算规范》中规定的油气流标准要高得多,说明《计算规范》在梨树断陷的不适应性;② 商业油气流与油（气）藏类型、地质特征、市场价格等关系密切,不同类型油（气）藏的商业油气标准相差较大,只有在系统分析各探区勘探开发实际资料基础上,才能更加合理地确定探井试油（气）成果的商业价值;③ 在求取单井初期平均日产量与测试产量关系过程中,油藏一般能求取比较可靠的对应计算关系式,气藏需要采用试气稳定产量折算压差下的产量或者无阻流量折算代替来计算。

为解决鄂尔多斯盆地大牛地气田低压低产气井容易发生积液水淹,而采用常规泡排工艺无法维持正常生产的难题,探索试验一种同步回转排采工艺对积液水淹井进行抽吸。将同步回转现场试验结合复产机理,分别针对积液井和水淹井建立不同工况条件下的复产评价模型,明确了该工艺在积液水淹井的复产条件,即：① 积液井的复产条件为抽吸流量大于气井全井段的最大临界携液流量;② 水淹井的复产条件为抽吸举升压差大于水淹液柱压力。通过对6口积液水淹井现场验证分析得出：① 同步回转工艺能解决积液井和部分水淹井的排液难题,可为致密气藏的排水采气开发提供的新的思路;② 复产评价模型计算准确可靠,得出的3口积液井和1口水淹井复产成功,另外2口水淹井复产失败的结论与实际试验结果一致,评价准确率为100 %,从机理上可指导同步回转排采工艺的推广应用。

为了尽早提交SY构造二叠系栖霞组气藏探明储量,编制开发方案,以气藏整体的连通关系、气藏类型及气井产能监测方法和监测技术为研究对象,分析气藏动态监测难点,认为存在超深气井井下压力、温度监测难度大;气井产量调节不稳定,产能还需要核实;目前所获取的资料难以明确气藏整体连通性;气藏局部产水,气藏类型不明确等问题。针对问题进行对策研究,结果表明：① 井筒参数计算模型+井下浅层低风险监测技术有利于后期开展动态监测工作,同时降低了操作成本;② 井口变流量测试技术井口产量调节稳定,便于明确气井实际产能;③ 在构造高带内及高带间开展干扰试井及同时实施气体同位素示踪剂监测,能尽快明确气藏的整体连通性;④ 运用Stiff图版建立区内的水侵监测模型。结论认为：SY构造二叠系栖霞组气藏地质条件复杂,利用适宜的监测技术有助于认识气藏,科学、合理地开发气藏,推动气藏的开发进程,为提交探明储量奠定基础。

四川盆地部分凝析气藏测试产量难以达到地质预期,为了提高凝析气藏压后效果,以L气藏为研究对象,在储层伤害性评价及凝析油伤害机理研究的基础上,分析了A井返排率和产能低的主要原因,提出了低渗透凝析气藏控压返排技术。研究结果表明：① 低渗透凝析气藏伤害主要是水锁伤害和凝析油伤害,其中凝析油对渗透率伤害达到90 %以上,应该尽量避免;② 提出了致密凝析气藏压后返排控制技术,当井底压力高于露点压力时,在临界出砂流量下快速排液,当井底压力接近露点压力时,控制返排速度保证井底压力高于露点压力;③ 根据临界出砂流速计算模型及喷嘴压降损失模型编制了计算软件,初步形成了凝析气藏控压返排现场应用技术。该技术成果在L气藏B井进行了先导试验,现场应用效果表明：压后返排率较邻井提高157 %,无阻流量提高53 %,增产效果显著。该技术成果对于低渗透凝析气藏难动储量的有效动用具有一定的指导意义。

川西坳陷东坡沙溪庙气藏属于低渗致密气藏,随着气藏开发进入中后期,为解决储层反凝析油、水锁等问题采用“投产初期合理配产,提高露点压力以上的采出程度;生产中期保持气井平稳生产,尽量避免关井和提产;生产后期采用化学药剂解除储层伤害”的生产治理技术,储层伤害治理效果显著。针对井筒堵塞和积液问题,同时推导出了全新的凝析油气井泡排剂加量公式,优化了起泡剂加注方式,制定了一井一策井筒解堵措施,成功开展20余口井井筒解堵作业,实现经济效益400余万元。