油气钻采过程中地质的不确定性、井下实时工况的不可见性、工程仿真的复杂性阻碍了其科学高效的设计及施工.数字孪生技术能够提供实时智能且可视化的方案设计和工程决策,但缺乏针对油气钻采的系统建模方法.对此,本文首先剖析油气钻采数字孪生的国内外研究及应用现状,进而应用成熟度指标定量评价该技术的发展程度;其次,逐次提出油气钻采数字孪生模型的建模方法,包括建模流程、拆分策略、装配及融合架构、建模工具,并以钻井井壁稳定和海上生产系统为例,介绍数字孪生在钻井与开采方面的应用案例;最后,分析困难与挑战并提出发展建议.研究发现,相对制造业,钻采孪生多处于可视化阶段,整体成熟度偏低.油气钻采系统的复杂需求被拆分为若干清晰且较容易实现的子需求;基于需求分析将建模对象在粒度、维度、生命周期上拆分为不同的子模型,通过模型层、功能层、需求层逐层装配子模型,进而实现多维度、多领域模型间的融合.同时,需要在模型管理、数据管理和工程仿真方面完善方法和提高效率.此外,钻采孪生面临多源异构数据选择与融合困难、子模型定义模糊、模型验证不清的问题,以及复杂动力学过程、多部门多任务协同、自主软件工具开发方面的挑战.综上,本文提出的数字孪生模型构建方法和案例能为油气钻采工程提供方法指导和应用参考.

暂堵转向压裂是非常规油气资源开发过程中的重要增产改造手段之一.通过对国内外暂堵转向压裂技术文献的整理,从暂堵转向压裂机理、材料和工艺3个方面对暂堵转向压裂技术的发展进行了总结.首先,暂堵转向压裂过程包括3个关键步骤:暂堵剂运移、封堵、裂缝转向.不同暂堵剂颗粒的运移分异行为影响了其后续的封堵过程,进而影响新缝的开启,三者紧密相连.其次,在现场应用的暂堵剂种类繁多,包括固体颗粒、纤维、凝胶、泡沫等类型,需要根据储层特征优选适合的暂堵剂,特别是考虑其耐温性、降解性以及承压能力.目前,可降解颗粒和纤维暂堵剂是主流的发展趋势.最后,暂堵转向压裂技术具有广泛的应用场景,其效果得到多种监测手段的证实.在作业过程中需要根据暂堵剂类型的差异采用不同的加注方式,暂堵剂用量和加入时机可根据管外光纤、高频压力监测等多种先进技术手段进行优化设计.随着这些先进技术的应用与推广,暂堵转向压裂作业终将实现实时调控与优化.

针对牙哈储气库钻井中油基钻井液体系在高—低温循环条件下流变性恶化且堵漏承压能力不足难题,研发了一种温敏型抗高温提切剂RHT,并优选堵漏材料和配套处理剂,构建了一套抗高温防漏堵漏油基钻井液体系.通过红外光谱、核磁共振氢谱、热重曲线和DSC分析等表征手段,深入分析了RHT的分子结构、热稳定性及温敏特性,系统评价了其在乳液和油基钻井液中的流变性调控作用.实验结果表明:RHT显著改善乳液的剪切稀释性和触变性,且在高低温循环条件下具有良好的流变性调控能力,80℃条件下,体系动切力提升 87%,塑性黏度无增加;220℃时,动切力提升 220%,动塑比为 0.49 Pa/(mPa·s).经 220℃老化后的钻井液体系保持了较强的携岩性能,并能够有效封堵 20～40 目砂床和 1～3 mm缝板,最大承压能力 8 MPa.该体系在牙储-X井的现场应用中,显著改善了钻井液的携岩与堵漏性能,减少了漏失与卡钻等复杂问题,为牙哈储气库的高效开发提供了有力的技术支撑.

随着油气勘探开发进入超深层,高应力差条件下水力裂缝扩展易发生大曲率转向,井口超压、砂堵等问题频发,明确超深高应力差储层近井筒水力裂缝的扩展与转向机理与主控因素,对超深层储层安全高效开发具有重要意义.在经典热力学的连续性框架约束下,将离散界面的尖锐裂缝平滑描述为连续损伤的弥散裂缝,利用Griffith能量平衡关系和断裂变分原理构建Lagrange能量泛函,并基于能量最小化原理建立了各向异性储层中射孔井的相场水力压裂模型.通过对比经典的Griffith尖锐裂纹轮廓方程,证实了本文相场模型的正确性.总结模拟结果发现,水力裂缝沿着射孔与最大水平主应力之间的某个方位近似直线起裂,而后向最大水平主应力方向偏转,具体起裂方位受地应力差、排量及射孔角度影响.地应力差的增大会促进近井筒水力裂缝转向扩展,使得转向角增加、转向半径减小;增大排量可减弱水力裂缝转向,使得转向角减小、转向半径增加,促使裂缝沿起裂阶段的直线扩展地更远,并能显著提高裂缝扩展速率;随着射孔角增加,射孔与最大水平主应力夹角增大,会加剧裂缝扩展的偏转程度,使得转向角增大、转向半径减小,从而造成压裂液流动摩阻上升以及砂堵风险的提高;储层的各向异性特征也能显著影响水力裂缝的转向扩展过程,模型中以不同方向上的临界能量释放率作为断裂阻力的各向异性参数,结果表明,裂缝更倾向于沿低阻力的方向扩展,断裂阻力的各向异性越强,水力裂缝的偏转程度也就越大,储层断裂的各向异性特征显著影响裂缝的转向行为.本文的相场水力压裂模型提供了一个无需任何断裂准则的水力裂缝扩展与转向行为研究的便捷方法,有助于提升超深高应力差储层近井裂缝转向认识,帮助理解不同地质环境和压裂工况下的断裂机理与裂缝偏转行为,并为压裂工艺设计与射孔方案优化提供参考和建议.

断控缝洞型油气藏在塔里木盆地碳酸盐岩领域勘探开发中占有着重要的地位.针对不同断裂、同一断裂不同段油气开发效果差异明显、油气富集特征不清晰,影响了超深层高效开发效果的问题.以塔里木盆地富满油田一间房组—鹰山组为例,采用钻井数据、高品质三维地震数据和生产动态数据,开展超深走滑断裂对油气富集程度的控制作用研究.结果表明:①断裂带控制油气富集主要受断裂与烃源岩接触关系、优势运移通道及储集体规模三方面因素控制;②通过已钻井生产效果的对比分析,构建了通源性、断裂疏导、储集体储量规模与油气富集的定量关系,完善了一套超深断控油气藏差异化富集程度的评价计算方法;③深大断裂通源性是断控油气藏富集程度的重要影响因素,断裂与烃源岩接触关系好、运移通道上下连通性好、有效储集体规模大的油藏富集程度高.利用新方法对富满油田 19 号断裂油气富集程度进行评价,其结果与钻探成果符合率达 92%.基于断控缝洞体油藏断裂"三性"分析新认识,形成了一种断控缝洞型油气藏富集程度评价方法,并对塔里木盆地其他类似油田高效开发实践具有较好的借鉴意义.

非常规油气作为我国油气资源中的重要接替能源,其高效开发对于保障国家能源安全具有重要意义.采用水平井分段多簇压裂技术,并优化压裂段内多簇压裂参数,对最大化非常规储层产能至关重要.明确裂缝扩展规律,量化裂缝形态与产能之间的关系,是水平井段内多簇压裂方案优化的关键.本文基于相场方法仿真段内多簇裂缝竞争扩展形态,通过集成的裂缝形态识别技术,进而构建二维等效裂缝模型,用以表征压裂渗流通道,并提取改造后等效物性参数,分别作为几何与物性输入参数传递至裂隙流模型,实现两种方法的自动耦合与传递,进而对不同压裂工况下的产能进行定量评估,最终实现裂缝扩展—渗流一体化模拟.通过室内物理模拟实验与现场压裂施工数据对比分析,验证了双重模型耦合的准确性与可行性.在此基础上,本文进一步研究了基于该方法的段内簇数和簇间距对裂缝形态及产能响应的影响规律.研究结果表明:当簇间距由 15 m增加至25 m时,裂缝发生偏转的位置后移,裂缝尖端的偏转角度由 30°降低至 24°,裂缝周围压力梯度降低,流体驱动力减弱,裂缝之间的流体干扰效应显著减小,这一变化导致日产峰值与稳产水平有所下降,日产油、累计产油量降幅分别为 35.88%和 35.89%;当段内簇数由 3 簇增加至 5 簇时,外侧裂缝尖端偏转角度由 30°增加至 34°,诱导应力场控制面积由 36.74%增加至 42.46%,裂缝周围压力梯度增强,流体驱动力增大,原油的动用程度得到显著提升,致使日产峰值与稳产水平相应提高,日产量、累计产油量增幅分别为 40.49%和 45.467%.因此,优化簇间距与簇数,可以兼顾控制裂缝干扰程度和提高单井产能,从而提高水平井段内多簇压裂改造效果.

致密油藏的压裂开采过程中,压裂液对储层孔隙中原油的渗吸置换作用,逐渐成为提高采收率技术的重点研究领域.然而,渗吸过程中不同尺度孔隙原油动用特征及其机理尚不明确,严重制约了压裂液体系的优化设计与开采工艺的合理选择.以鄂尔多斯盆地长 7 段致密油藏为研究对象,采用两性表面活性剂(EAB-40)作为清洁压裂液体系主剂,结合T1-T2 二维核磁共振与润湿性测试,系统研究表活剂浓度对储层界面性质及压裂液渗吸驱油效率的影响规律,揭示其微观作用机理.实验结果表明,EAB-40 通过协同降低油水界面张力(达10-2 mN/m量级)与诱导润湿性反转(接触角由 147°降至 57.34°),显著增强毛细管驱动力与原油脱附效率;当表活剂浓度为 0.1 wt%时压裂液体系综合驱油效果最优.渗吸过程中,小孔隙因水湿矿物集中,表面活性剂扩散引发润湿性反转,驱动原油由小孔隙T2＜1 ms向中(T2 介于 1～100 ms)、大孔隙T2＞100 ms高效运移.聚合物分子改善压裂液体系流变性能,促进束缚油、盲端孔隙残余油深度动用.实现"IFT降低—润湿性反转—粘弹性流控"三重协同渗吸机制.

干热岩型地热是我国地热资源的重要组成部分,其开发利用对实现"双碳"目标具有重要意义.干热岩储层岩体以花岗岩为主,因其岩性致密,通常采用增强型地热系统(EGS)进行开发.作为循环工质流动换热的主要通道,人工裂缝和天然裂缝形变将造成导流能力演变,进而影响热储取热性能.现有导流能力研究对象多为人工裂缝,且多围绕基质弹性变形开展,并未考虑天然裂缝损伤影响.为揭示天然裂缝损伤作用效果,团队自主研发设计了高温高压岩心注采多场耦合实验平台,分析论证了实验系统的可靠性,设计了对应实验方案与实验流程.采用天然裂缝贯穿岩样,研究了常温下注采压差随排量和围压的变化规律,分析了高温下天然裂缝损伤特征,对比了不同排量,温差和注入方式下天然裂缝损伤对导流能力演变的影响.实验表明,冷流体注入导致天然裂缝体积较初始时刻显著增加,且破坏方式以弱胶结失效为主,在无围压条件下,损伤将引起裂缝隙宽和缝长增大,提升裂缝连通性,有助于改变裂缝导流能力,故压裂和取热方案设计中应对天然裂缝加以考虑;注采压差随围压和排量增大而增加,最大增幅可达 0.6 MPa;高温生产下,注采压差改变量和导流能力演化率变化量最大值分别可达1.11 MPa和 26.59%.较大排量和温差下,裂缝损伤特征更为明显.相较于连续注入,间歇注入方式下裂缝损伤程度更为显著.利用灰色关联分析得到了主控因素为温差,即热应力是造成裂缝附加导流能力演变的主要原因.本研究证明了天然裂缝损伤在干热岩长期生产过程中分析的必要性,为工程现场施工提供了一定指导.

中国页岩油资源丰富,截止至 2022 年底,中国陆相页岩油预测储量达到 29.74 亿t,但在如此规模的储量下只有可采页岩油才具有经济价值.吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层根据矿物组分及源储比可分为夹层型、纹层型及混积型 3 种类型.但由于三类储层孔隙结构特征及流体赋存状态差异较大,导致在相同的压裂手段下产能差异甚远.为明确吉木萨尔凹陷芦草沟夹层型、纹层型储层孔隙结构特征及其约束下的流体可动性差异,本文通过XRD、铸体薄片、扫描电镜、氮气吸附等方法对孔隙结构特征进行研究,利用核磁共振离心技术对纹层型、夹层型储层样品页岩油可动性进行定量评价,采用T1-T2 谱方法明确不同储层类型页岩油赋存状态,最终结合孔隙结构特征参数对页岩油储层流体可动性的主控因素进行分析.结果表明,纹层型储层碳酸盐岩类矿物含量较高,储集空间以碳酸盐岩晶间孔、黏土矿物层间缝及有机质孔为主,干酪根含量较高,游离油组分含量极低,可动流体饱和度均值仅为 7.97%;夹层型型长英质含量较高,储集空间以晶间孔、长石粒内溶孔为主,流体组分以可动油为主,其次为束缚油、干酪根,不含可动水,可动流体饱和度均值为29.26%.孔隙结构特征参数中最大孔喉半径大小是控制页岩油储层可动流体饱和度的主要因素,两者呈指数正相关,相关系数可达 0.9521.通过本次研究,明确了吉木萨尔凹陷芦草沟组夹层型、纹层型页岩油储层的主要储集空间类型分别为粒间孔、粒内孔.从单峰夹层型储层到双峰纹层型储层可动流体饱和度逐渐减小,但均随着最大孔喉半径的增大而呈指数增加,表明最大孔喉半径对页岩油储层可动流体饱和度有较大的影响.

油气藏流体运移及地层岩石形变贯穿油气开发始终,是油气开发的核心科学问题.页岩储层天然裂缝发育、地层流体流动机理多样、岩石力学参数呈现非均质性和各向异性等特征,致使页岩气储层气藏渗流—地质力学耦合问题异常复杂.页岩气井生产过程中井筒周围储层产生不同程度的压降,扰动压降区的原地应力,储层应力随开采时间不断演化,即四维动态地应力.准确预测页岩气储层四维动态地应力场是页岩气加密井压裂和重复压裂设计的前提.因此,本文系统总结了油气藏渗流—地质力学耦合及加密井裂缝扩展的数值模拟方法,深入讨论了页岩气藏多场耦合模拟进展和最新研究成果.目前油气藏渗流—地质力学耦合模型多种多样,按照耦合求解形式可划分为全耦合、顺序耦合、单向耦合及拟耦合,通过一种或多种软件结合实现复杂的耦合计算,但各类计算方法的计算时效性及适用性存在差异.由于页岩储层地质特征复杂,目前四维地应力演化模型在传统模型基础上进行了改进,其主要为基于全耦合方法的连续介质模型和离散裂缝模型,以及迭代耦合模型.页岩气开发过程中,三向地应力随孔隙压力的减小而降低,应力方向也会随之发生偏转.相对于连续介质,裂缝会影响储层地应力分布规律和变化趋势.这种地应力状态演化会使加密井裂缝扩展发生偏转及产生"Frac-hit"现象,并引起"微地震屏障"效应.页岩气藏开发过程中的储层渗流—地质力学耦合及裂缝扩展研究是多物理场、多维度、多尺度的耦合问题,本文建议深入研究地质工程一体化的解决方案,开展四维地应力演化条件下页岩气藏水平井重复压裂及加密井压裂过程中复杂裂缝扩展机理研究、页岩气储层立体化开发复杂裂缝空间干扰机理研究、重复压裂及加密井压裂时间优化研究,以及水平井压裂套管损伤机理研究等,为我国页岩气藏的持续高效开发提供理论支撑.

低矿化度水驱是一种通过调控注入水的离子成分或浓度提高原油采收率的新技术,目前低矿化度水驱的适用油藏条件和提高采收率作用机理仍未达成共识.本文以中东地区海相碳酸盐岩油藏柱塞岩样为研究对象,开展了系列低矿化度水润湿调控驱油室内实验,基于胶体稳定性(DLVO)理论建立了一个典型原油/盐水/岩石系统的界面反应模型,联立增广Young-Laplace公式计算了润湿角和总分离压力,通过文献实验数据验证模型可靠性,阐明了离子浓度和离子类型对分离压力曲线和润湿角的影响.结果表明,在低矿化度环境中,碳酸盐岩孔隙表面在流体冲刷作用下亲水性更强,驱油效率更高,低矿化度水驱提高了3.2%的原油采收率;在恒定电荷的假设下,基于扩展DLVO理论建立的原油/盐水/岩石系统数学模型可以准确预测润湿角的变化;相比于离子浓度,离子类型对分离压力和润湿角的影响更大,在二价离子中,Mg2+离子对碳酸盐岩的浸润调控作用强于Ca2+离子;当水膜厚度较小时,范德华引力是影响分离压力的主要作用力,随着水膜厚度增大,双电层力逐渐变为主要作用力.本研究有助于更深入地理解低矿化度水驱提高采收率的润湿调控机制.

原油直接制化学品技术涉及将原油通过催化裂解直接转化为化学原料.这一创新工艺绕过了传统的常压蒸馏装置、真空蒸馏装置和加氢装置,直接降低了设备投资和能耗.因此,这不仅降低了生产成本,还带来了显著的经济效益.直接转化方法不仅简化了生产流程,还减少了对复杂基础设施的需求,使其成为传统方法的一种更高效的替代方案.随着国家双碳目标——即二氧化碳排放达峰和碳中和——的不断推进,加速开发原油直接催化裂解制化学品的技术变得至关重要.这项技术有望显著降低过程能耗,并为减少碳排放做出贡献.通过优化裂解过程,可以实现更高产率的目标化学品,同时最小化焦炭等副产品的形成,这些副产品价值较低且会增加排放.随着对原油直接制化学品技术的建模研究不断深入,建立智能模型以指导生产过程变得越来越重要.这些模型可以通过实时微调参数来优化操作,从而实现经济效益和环境可持续性之间的平衡.智能模型利用数据驱动的见解预测结果,并动态调整变量,确保生产过程保持高效并符合经济和环境目标.本研究在Aspen HYSYS中建立了一个基于工业试验数据的稳健过程模拟模型,对 4 个关键工艺参数进行详细案例分析和单因素分析:预热温度、反应温度、再生温度和催化剂平衡活性.每个参数在决定裂解过程的效率和产率方面都起着至关重要的作用.通过系统地变化这些因素,研究人员可以确定最佳条件,以最大限度地提高关键化学品(如乙烯和丙烯)的生产,同时最小化不需要的副产品(如焦炭).为了增强模型的预测能力,使用Python编程实现了一个神经网络.这个神经网络模型是在从过程模拟中得出的综合数据集上进行训练的.该模型在不同操作条件下预测产品分布的能力经过了严格的测试和验证.此外,多目标优化算法NSGA-II被集成到深度学习框架中.该算法专注于最大化低碳烯烃的产量,同时最小化焦炭的产生,为整体过程优化提供了平衡的方法.与传统优化方法相比,所建立的代理模型具有更高的计算效率和更短的优化解决方案时间.它使多个操作变量的解耦成为可能,从而允许对过程进行更精确的控制.这种实时优化能力在动态生产环境中特别有益,其中条件可能会迅速变化.优化结果显示了显著的改进:焦炭产量减少了 0.23%,而乙烯和丙烯的产量增加了 1%.总之,本研究中开发的智能代理模型不仅提高了解决方案效率和预测准确性,还为指导生产过程提供了宝贵的见解.其应用可能带来更可持续和经济有效的化学品制造过程,符合经济和环境目标.

水力压裂过程中,暂堵剂在缝内形成架桥封堵,提升缝内净压力,转向激活天然裂缝,增大储层改造体积.本文介绍了水力压裂物理过程及基本控制方程,基于该方程建立了二维流固全耦合相交裂缝扩展模型,实现缝内暂堵转向过程的模拟.利用黏结单元指定水力裂缝与天然裂缝扩展路径,基于内聚区模型控制裂缝单元的起裂与扩展.基于达西方程和润滑方程,令流体在暂堵体内流动的压降,与流体在无暂堵体缝内流动的压降相等,通过改变润滑方程中的等效黏度项来模拟暂堵体对缝内流体流动的影响.模型模拟结果与已发表的数值模拟结果吻合,证明了模型的可靠性.基于该模型研究了缝内暂堵转向动态过程,模拟结果表明,流体压力在暂堵体内部迅速降低,缝内净压力及裂缝开度显著增大,转向激活天然裂缝.整个缝内暂堵转向过程分为5个阶段:(1)水力裂缝起裂并扩展至相交点;(2)水力裂缝由相交点扩展至暂堵体;(3)水力裂缝停止扩展及天然裂缝上分支扩展结束;(4)天然裂缝上分支扩展结束至下分支扩展结束;(5)裂缝体积持续膨胀.本文工作为后续系统开展缝内暂堵转向规律研究提供了方法与模型基础.

面临日益复杂的化工过程生产装置,提高化工过程报警系统的性能有着重要的指导意义.传统的化工过程参数报警阈值设置方法一般只考虑误报警,并没有同时考虑误报警和漏报警,导致报警系统产生大量的错误报警.针对上述问题,提出自适应综合指标的报警阈值优化方法.采用核密度估计方法、基于历史数据对过程报警状态进行估计,综合考虑误报警率和漏报警率,从而建立优化报警阈值的目标函数,将数值优化算法内嵌于粒子群算法形成新的算法进行求解.案例分析中将此方法应用于TE过程,结果表明,用此方法设置的报警阈值监测误报率为0,漏报率为0.78％.与传统的3σ-法相比,此方法能够在保证低漏报率的条件下有效降低误报警率,提高化工过程报警系统的性能,减轻现场操作人员的工作压力,减少人员生命财产损失.

水力压裂过程中为了提高缝网的复杂程度,常在压裂过程中注入可降解的纤维和颗粒,通过对已有裂缝的暂时封堵迫使新裂缝开启并在延伸过程中转向.但是由于目前对纤维与颗粒在水力裂缝内的封堵形成机理仍不明确,制约了暂堵转向压裂效果的进一步提升.因此,本文建立了水力裂缝内封堵的可视化实验系统,对纤维与颗粒在5 mm宽裂缝内的封堵过程进行了直接观测.实验发现封堵过程起始于纤维在裂缝壁面上的吸附,吸附的纤维不断聚集形成封堵带,封堵带膨胀到一定程度后开始捕捉流过的颗粒并填充到纤维的孔隙中,封堵带在扩张的同时变得均匀密实,从而加速了封堵形成过程,最终形成全面封堵.实验结果说明纤维开启了封堵过程,仅仅依靠2 mm粒径的颗粒是无法形成封堵的,但是颗粒可以在封堵后期大幅度加快封堵进程并承担缝内的压差,因此建议在实际的暂堵过程中应该先加入纤维,待到压力明显升高后再加入颗粒.最后,分别固定颗粒和纤维的浓度为1％,考察了另一组分浓度变化时5 mm宽裂缝中的封堵表现,发现封堵形成时间随着暂堵剂浓度的增加而减少,但是当纤维和颗粒的浓度高于1.0％时,其浓度的提高对封堵效率的影响变得十分有限.因此,综合考虑封堵效率和材料成本,对于5 mm宽的水力裂缝,颗粒和纤维的最优质量浓度建议均取为1.0％.

疏松砂岩储层在改造及注水施工中表现出与致密储层压裂迥异的力学变形特征,亟需特定的力学机理解释其宏微观变形行为,从而为现场施工提供理论指导.针对疏松砂岩质地松软、塑性强、渗透率高的岩土力学性质,本文引入土力学的理念,介绍微压裂这一储层改造与增注技术,深入分析该类储层在微压裂过程中的扩容及微裂缝起裂机理.在理清微压裂力学机理的基础上,总结归纳已有的储层微压裂效果评价方法,包括室内实验、解析分析和数值计算方法,阐明各类方法的必要性和优缺点.基于力学机理和计算方法,讨论了微压裂技术在超稠油储层改造、井筒解堵和人工干预地应力场中的应用方法和工程案例.最后,以超稠油储层改造为例,提出微压裂效果自动化评价技术.研究发现微压裂为综合孔隙弹性、塑性和断裂多种力学变形的复杂力学机制,在不同的应用场合实现的功能各异,但普遍体现为扩容至微裂缝起裂这一过程的局部至全部特征;分析微压裂作用效果应当考虑多尺度效应,结合多类数值计算方法开展实际工程案例评价.超稠油储层微压裂改造以井周产生微裂缝、井间储层发生孔隙扩容为主,加强井间热对流效应,加速井间连通.微压裂应用于井筒解堵时提供了反洗冲砂、井周扩容与造微裂缝恢复流体通道的作用,从而延长解堵效果.此外,微压裂亦可应用于致密储层,通过人工干预井周、井间、段簇间有效地应力场,使其利于预期造缝目标.未来的技术攻关应集中在完善自动化、进而发展智能化的微压裂技术,逐步取代人工决策及控制.

非常规油气藏具有岩石致密、孔隙度和渗透率极低、孔隙类型具有多尺度性、强非均质性以及储量丰度低等地质特征,通常采用水平井和大规模"超级"分段压裂的井工厂模式再造一个缝网发育的"人工油气藏"而实现集约化高效开发.本文从高效开发的角度阐述了非常规油气藏开发过程中的工程科学问题:(1)考虑应力场和储层孔隙类型多尺度的地质建模问题(初始建模和压后二次建模);(2)非常规油气藏的裂缝扩展数值模拟问题;(3)非常规油气藏的生产数值模拟及其大规模数值计算;(4)井工厂中水平井和压裂裂缝空间位置的优化设计方法.结合课题组(中国石油大学油气渗流中心)的研究特色.综述了这些工程科学问题的发展现状和趋势,提出了基于非常规油气藏地质模型和数值模拟的井工厂开发模式工程参数的优化设计方法,对非常规油气藏的科学高效开发具有重要的意义.

连续管钻井完井技术是上世纪90年代初迅速发展起来的新技术,它具有作业效率高、成本低、安全可靠等优点.本文回顾世界连续管技术的发展概况,分析国内外连续管钻井和完井的技术现状;阐述连续管寿命及可靠性、变形伸长量、管内流体摩擦压降、钻井携岩和水平井冲砂洗井等连续管钻井完井相关基础理论研究进展;探讨连续管超临界CO2钻井、连续管非接触式破岩钻井、连续管无水压裂、连续管无限级压裂和连续管钻井与压裂改造一体化等前沿技术可行性与发展趋势;最后,展望连续管钻井和完井技术的发展前景.

西湖凹陷平湖斜坡带北部孔雀亭含油构造油气资源丰富,但成藏过程复杂,其油气来源和充注过程尚不明确.通过油源对比及流体包裹体岩相学、均一温度、盐度、结合激光拉曼测试等多种方法,对孔雀亭构造油气来源、油气充注期次和成藏时间进行了分析.研究表明孔雀亭地区烃源岩主要分布在古近系始新统沉积的平湖组、宝石组地层,烃源岩类型包括煤、碳质泥岩和泥岩,有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型;平湖组上、中、下段和宝石组烃源岩总有机碳含量(TOC)、生烃潜力(S1+S2)、氢指数(HI)等指标有所差异,其中平下段烃源岩有着较高的总有机碳含量;平湖组、花港组砂体多层系含油,油气地球化学性质均有差异,油源对比显示该区油气可划分为2类,Ⅰ类较低成熟度的油气来源于孔雀亭地区中低带平湖组下段烃源岩,Ⅱ类较高成熟度的油气可能来源于中低带宝石组烃源岩;平湖组储层发育2期流体包裹体,第1期气液两相包裹体发黄色、黄绿色、蓝绿色荧光,因经历再平衡作用,认为其捕获均一温度为130～140°C,成藏时期为5～2 Ma,以轻质油和凝析油充注为主;第Ⅱ期天然气包裹体呈灰色,无荧光显示,未经历再平衡作用,结合主峰均一温度140～150°C,认为成藏时期为2 Ma至今,以天然气充注为主,呈现晚期充注特征.激光拉曼检测到包裹体中含有沥青质,推测晚期可能伴有气洗作用.研究认为孔雀亭构造油气主要成藏时间为三潭组沉积至今,具备优良的储盖组合与构造演化的时空配置,具有"早油晚气,晚期成藏"的充注特点.

考虑到目前光纤信号解释模型均以垂直裂缝为基础,当地层中发育天然裂缝与层理面,将使得水力裂缝在扩展中发生倾斜;其光纤监测信号也将与垂直裂缝产生差异,使得现有光纤信号解释模型不再适用.为此,本文建立了三维倾斜裂缝扩展力学模型,考虑裂缝扩展过程中的拉伸和剪切力学行为,并采用有限元方法进行求解,与Liu和Wu提出的非连续位移方法对比,模拟垂直裂缝扩展条件下的光纤信号特征一致,验证了本文模型的正确性.本文研究了有倾角水力裂缝扩展过程中,不同倾角、倾斜方向、裂缝高度、光纤监测距离和原始地应力状态对光纤应变和应变率的影响.分析发现:倾斜水力裂缝扩展时,邻井光纤监测的应变率瀑布图出现红蓝条带,当水力裂缝倾角处于 30～55°时,出现对称的红蓝应变椭圆和红蓝应变率条带.随着倾斜水力裂缝持续扩展,倾斜裂缝击中光纤,应变率瀑布图出现多个心形区.当裂缝倾斜方向发生变化时,光纤监测的应变和应变率瀑布图也能够反映水力裂缝的倾斜方向.随着水力裂缝高度增加,应变率瀑布图红色条带宽度增大,为我们依据光纤监测解释裂缝高度提供了思路.对于同样形态和尺寸的水力裂缝,不同原始应力状态下的光纤监测信号具有明显的差异,其中,正断层应力状态下的光纤监测信号具有最为明显的条带特征.在本文计算条件下,随着光纤监测距离每增加 100 m,光纤监测到的应变和应变率信号强度减小一个数量级.本文研究对通过邻井光纤信号解释水力裂缝形态、尺寸,进而指导邻井光纤布置具有重要指导意义.

管道输氢是实现氢气大规模、长距离运输的有效方式,然而受高投资和运行成本影响,实现管道输送氢气并非易事.现阶段,技术经济模型可对管道的各个阶段进行预可行性和可行性评估,并描述管道的技术内容和特点,而对于氢气管道,已有国内外氢气管道研究通常将氢气管道视为氢供应链流程中运输环节的一种运输方式进行宏观供应链系统优化,而无法反映管道的详细技术特征和市场变化,导致氢气管道成本的大幅度变化.为此,本文结合现有管道的技术特征与成本分析法,建立了氢气管道的预算型技术经济模型,分析了氢气管道的主要构成成本、氢气管道平准化成本与运输规模之间的关系,并采用氢气平准化成本为分析指标进行氢气管道运输与长管拖车、天然气掺氢管道和液氢槽车运输方式的对比,最终获取国内纯氢管道的投资建设成本范围和平准化成本范围.此外,本文提出降低氢气管道运输成本的主要方式为提高氢气输送规模、改造现有油气管道与优化包含氢气管道的运输方式布局.研究结果显示:①当设计输量为2040年的需求量时,氢气管道运行结果为选取管径为DN500的氢气管道进行运输,沿线站场压力满足要求且管线流速均在安全范围内.②对于给定的150～550 km管道,当设计输量为2040年的需求量时,总建设投资范围为9.66×108～35.43×108 CNY.③氢气管道运输平准化成本随运输距离增加而增加,当运输规模一定时,平准化成本最高不超过10.12 CNY/kg.④在给定运输规模和不同的运输距离下,氢气管道运输成本较长管拖车和液氢槽车具有价格优势,价格范围在2.76～10.12 CNY/kg.研究成果可为纯氢管道的成本估算提供依据,对合理选择氢气管道工程投资和经济效益评价对比分析具有重要意义,为管道建设提供参考.

塔里木盆地哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩储层非均质性复杂,亟需开展评价预测研究.本文基于哈拉哈塘油田地质及地震资料,开展了碳酸盐岩缝洞储层归位、储层空间展布、储层与断裂的匹配关系、井间连通性研究.在此基础上,依据实钻、测录井资料及生产动态分析,开展了断控区碳酸盐岩储层缝洞雕刻.研究结果表明:哈拉哈塘油田断裂系统发育包括加里东早-中时期、加里东晚期-海西早期、海西晚期、燕山期 4 个阶段;断裂走向和断裂发育的多期次性是断裂系统的通源性的主控因素;断块水平滑移的增大将使走滑断裂具有较好的连通性;断裂的平面扩溶宽度受断裂活动强度以及深部通源分支断层发育程度控制.此外,为明确潜山岩溶区、层间岩溶区、断控岩溶区碳酸盐岩储层的空间形态与分布特征,开展了针对性的储层预测,以反演成果为主,结合属性、沉积、钻井等资料,对储层进行多属性综合预测.预测结果显示,哈拉哈塘油田塔河北区块的潜山岩溶区断裂带的通源性、连通性及扩溶性整体较好,有利于大型溶蚀孔-缝-洞储集体的形成,储层平面展布呈连片特征,储层质量最优,是未来油气勘探开发的重点区域.研究认识揭示了哈拉哈塘油田塔河北区块奥陶系断裂发育特征及断控区有利储层的分布区域,以期为有效指导深层-超深层断控区碳酸盐岩油气勘探与开发工作提供依据.

西江30洼位于惠州凹陷西南部,由于前期深层地震资料差、钻井少等原因,研究区地质研究及油气发现主要集中在浅层,而对深层文昌组关注相对较少,缺少系统的源汇体系分析及有利砂体预测,制约了该区勘探进程.利用最新三维地震资料和钻井资料,在"源-汇"理论指导下对西江30洼陡坡带文昌组沉积体系进行了系统研究.结果表明:惠西低凸起中生界花岗岩为西江30洼提供物源,源区发育6个汇水单元,对应6个沟谷通道,并定量统计了汇水面积、集水高差、搬运距离、沟谷类型、宽深比等参数.基于地震沉积学及构造背景分析,认为西江30洼陡坡带垂向上发生了由扇三角洲向辫状河三角洲沉积体系的转换,文四段发育扇三角洲沉积,可识别出5个扇体,文三段发育辫状河三角洲沉积,可识别出3个朵叶体.惠州运动所引起的裂陷迁移和古地理格局的变化是西江30洼陡坡带发生扇-辫沉积体系转换的主要原因.通过源汇各要素相关性分析,明确汇水面积和搬运距离是控制西江30洼陡坡带砂体发育规模的主控因素,并指出F汇水单元输砂能力最强,其对应的文四段扇体4和文三段朵叶体3,展布规模最大,地震相特征最优,有利于优质储层发育,是下步勘探的有利区带.通过以上分析指明了西江30洼陡坡带文昌组勘探的有利方向,并且对陡坡型源汇体系研究提供了独特案例.

缝洞型碳酸盐岩储层中分布有形态和尺寸各异的缝洞体,是主要储集体.由于缝洞体的不均匀分布,当前主要采用压裂改造的方式,通过人工裂缝沟通缝洞体,建立缝洞体与井筒之间的流动通道.明确人工裂缝在缝洞体储层中的扩展规律,有利于提升缝洞体储层改造的效果.本文建立了基于非连续离散裂缝模型的缝洞型碳酸盐岩储层人工裂缝扩展数值模型.首先建立缝洞体储层流固耦合应力模型,然后采用离散裂缝模型构建人工裂缝,该模型允许人工裂缝沿着初始划分的网格进行扩展,并采用最小应变能密度准则判定扩展路径.根据缝洞分布规律的不同,本文建立了 3 种缝洞特征的缝洞体储层.通过对具有不同缝洞特征的缝洞体储层模拟研究结果发现:洞体扰动局部应力场,使人工裂缝扩展路径偏转,而洞体越大,扰动作用越明显;根据人工裂缝和洞体相对位置不同,可分为正面排斥作用和侧面吸引作用,而这 2 种作用皆不利于人工裂缝与洞体沟通;但当洞周存在天然裂缝时,人工裂缝可以通过与洞周缝相交,提升沟通缝洞体的概率;增加人工裂缝内净压力,可提升人工裂缝与缝洞体相交时的主导作用,使其偏转程度降低,有利于突破洞体的排斥,与主应力方向缝洞体沟通;人工裂缝穿透缝洞体时的注液点压力主要受人工裂缝内流动能量损失和缝洞体漏失速率控制,优化压裂液性能可以降低穿透压,提升人工裂缝扩展范围.本文研究结果为缝洞型碳酸盐岩储层压裂改造评价提供参考.

我国部分含天然裂缝的混合岩性致密油储层受岩石非均质性的影响,压裂裂缝起裂与延伸规律复杂,裂缝形态认识不清,采用北美缝网压裂思路进行增产改造后产量差异较大.为此,本文采用岩性复杂、天然裂缝发育的大港油田沧东孔二段致密油储层井下岩样,进行三轴力学测试、矿物组分测试和CT扫描,对储层岩样的力学参数、矿物组分和天然裂缝展布情况进行了分析,选取其中含有水平、低角度、高角度和复杂天然裂缝的井下岩样进行真三轴压裂实验,并采用CT扫描对压裂裂缝进行监测,以研究含天然裂缝的混合岩性致密油储层压裂裂缝起裂与扩展规律.实验结果表明:(1)根据对压裂效果的有利程度,可将压后裂缝形态分为以下3类:水力单缝、沿天然裂缝开启和复杂裂缝;(2)天然裂缝是压后裂缝形态的主要控制因素;(3)实验中,水力裂缝遭遇天然裂缝时出现3种延伸模式:沿天然裂缝张开、穿过天然裂缝(直接穿过、转向后穿过)、被天然裂缝阻断,应力差大小决定了以上3种延伸模式;(4)天然裂缝发育程度严重影响破裂压力和压裂液滤失量.实验结果对认识含天然裂缝的混合岩性致密油储层压裂裂缝形态,评价此类储层缝网压裂效果提供了依据.

我国 83%深层油气有待开发,向深层进军获取油气资源是保障国家能源安全的重大战略任务.而裂缝性地层井漏是制约超深层油气钻井的关键"卡脖子"难题.研发专用堵漏材料形成高效堵漏技术,提高深层裂缝性地层一次堵漏成功率,是钻井工程领域当前研究和实践的重点之一.桥接堵漏是裂缝性漏失地层最常用的堵漏技术之一.因此,本文对裂缝性地层桥接堵漏技术进行了详细的综述,概括了桥接堵漏材料的分类、作用机理以及桥接堵漏配方的设计方法和组成,阐述了提高裂缝性地层桥接封堵层稳定性的机制和承压堵漏机理,厘清了桥接封堵层的形成、破坏和结构演化机制.同时,展望了裂缝性地层桥接堵漏技术的发展前景,对于实现高效安全钻井、加快超深层油气开发进程、保障国家能源安全具有重要意义.

砾岩储层结构特征差异显著,其中砾石的存在不仅导致砾岩的强非均质性,也对砾岩的力学性质和裂缝发育产生重要影响.目前,针对砾石不同粒径的组成对砾岩力学性质和裂缝发育的影响规律尚不清楚.本文引用土力学中级配的概念来表征砾石不同粒径的组成,并将曲率系数Cc和不均匀系数Cu作为级配参数对级配特征进行量化,建立了基于颗粒流PFC2D数值模拟软件的砾岩数值模型,根据应力—应变曲线、抗压强度、弹性模量和裂缝的发育状况,分析了砾石级配参数对砾岩力学性质和裂缝扩展规律的影响.结果表明:砾岩的抗压强度主要受不均匀系数Cu和砾石平均粒径的影响,抗压强度与Cu呈负相关关系.砾岩的弹性模量与砾石平均粒径相关.裂缝数目受曲率系数Cc和砾石平均粒径的影响,其中裂缝数目与Cc呈负相关关系.裂缝数目与裂缝的复杂程度呈正相关关系.研究结果为探究砾岩储层力学性质和裂缝扩展规律提供了新思路.

沉积过程和成岩过程通常会使储层具有各向异性特征,现有各向异性研究主要针对储层绝对渗透率,缺乏对相对渗透率各向异性的研究,无法反映各相之间干扰程度在不同方向上的差异.为研究各向异性结构对油水两相渗流的影响,本文设计了立体交错取心方法,以降低常规立方体岩心各向异性相渗实验中末端效应的影响,建立了各向异性相渗曲线的获取方法;在此基础上开展天然砂岩油水两相相对渗透率各向异性对比实验,证明了砂岩储层相对渗透率各向异性的存在;分析了各向异性相对渗透率的产生机理及张量表示;研究了相对渗透率各向异性对渗流过程的影响.结果表明,微观层状结构是造成沉积储层相对渗透率各向异性的主要原因;相对渗透率各向异性量化表征了不同方向上水相突进能力、水油流度比的差异;高渗方向的相渗曲线具有残余油饱和度较高、两相渗流区较窄、等渗点含水饱和度较小、等渗点相对渗透率较低的特征;相对渗透率各向异性会导致油水分向渗流,对油藏开发产生显著影响,主要表现为,随开发过程的进行,油水渗流方向会逐渐呈现出明显的差异性,相继出现单向死油区和平面死油区,导致剩余油分布更加复杂.

页岩油气开采过程面临诸多复杂地质力学问题，页岩的力学性质作为决定开采效率与安全性的核心要素，亟待深入的研究与探索。在此背景下，机器学习凭借强大的数据处理与模式识别能力，为页岩力学性质研究开辟了新路径。本文聚焦机器学习在页岩力学性质研究中的应用，系统阐述该领域的现状、挑战与展望。首先，详细梳理当前机器学习算法在页岩力学参数预测、破坏模式识别方面的应用成果，展示其相较于传统研究方法在处理复杂数据、挖掘潜在规律上的显著优势。随后，梳理了机器学习在页岩力学性质研究应用中面临的诸多挑战。页岩样本数据具有高维、小样本特性，容易导致模型出现过拟合现象；同时，多数机器学习模型内部运行机制难以解释，限制了其推广使用。此外，页岩地质条件复杂多变，不同地区页岩的矿物组成、孔隙结构差异巨大，现有模型在跨区域、跨地质条件应用时，普适性明显不足。最后，基于前沿技术发展趋势展望未来。机器学习在页岩力学性质研究领域前景广阔，通过融合地质、地球物理、测井等多源数据，能够为模型提供更丰富的信息，降低数据维度带来的负面影响；优化算法架构，结合迁移学习、集成学习等技术，可提高模型的泛化能力；构建基于物理约束的机器学习模型，既能增强模型的可解释性，又能提升其在复杂地质条件下的适应性。这些策略有望突破现有瓶颈，推动机器学习在页岩力学性质研究中的深度应用，为页岩油气资源的高效开发提供坚实的理论与技术支撑。

以页岩油气、低渗致密油气为代表的非常规油气是我国重要的接替资源,由于其储层物性差,有效开采难度大,目前主要通过水平井体积压裂技术进行储层改造,但依然存在水资源浪费、储层伤害大及增产效果一般等问题.超临界/液态CO2 具有低粘度、高密度、高扩散性等特性,能够快速进入储层微孔隙、微裂缝中,CO2 压裂可以有效降低破裂压力,形成复杂缝网,同时地层增能,提高返排率,降低储层伤害并实现单井增产,适用于非常规油气资源的高效、绿色开采.本文从CO2 压裂破岩造缝机理、CO2 对岩石性质影响机制、CO2 压裂井筒流动特性及CO2 压裂增产与地质封存作用等方面介绍了CO2 压裂基础研究进展,对CO2 泡沫压裂、CO2干法压裂、CO2 酸化压裂和CO2 混合压裂几种主要压裂技术的发展和应用进行了简要阐述.在目前我国"双碳"目标和加大页岩油气等非常规油气资源勘探开发力度的背景下,CO2 压裂技术是构建清洁环保、低碳负碳的能源安全、高效开发技术体系的关键核心技术之一,极具发展和推广应用潜力.

炼油工业是中国国民经济发展的基础和支柱产业.2016年中国新增炼油能力2110万t.然而在世界经济增长放缓的背景下,中国炼油工业进入油价低迷、油品需求增长缓慢、炼油产业产能过剩阶段,中国炼油企业必须寻求降低成本的途径以使其健康发展.本文运用生命周期成本理论,确定了地方炼油企业生命周期的边界,划分了生命周期阶段,分析了生命周期过程中的内外部成本构成,进而构建了一套地方炼油企业生命周期成本估算模型,并以山东某地方炼油企业为例进行实证研究.在识别影响成本的关键因素的基础上,引入绿色因子,评价关键因素变化对实证企业生命周期成本的影响程度.最后根据生命周期成本分析结果,结合地方炼油企业实际,从内部成本控制和外部成本管理两方面得到了一系列降低内外部成本、提高企业经营效益的启示与建议.

储层可压性评价是提高非常规油气压裂均衡改造效果的先决条件之一.目前储层可压性评价主要依赖测井数据理论解释岩石力学参数,应用效果不均衡.本文利用钻头破岩数据直接反映岩石力学参数的特点,以钻录井和测井数据驱动聚类储层可压性,建立了基于SOM无监督聚类算法的储层可压性聚类模型,手肘法确定最优聚类数,形成了压裂布缝位置参数优化方法.针对塔里木盆地巨厚储层典型直井,开展了三簇射孔布缝位置优选设计.结果表明,钻井钻时、dc指数、钻压、扭矩和测井地层电阻率、声波时差和中子等参数与储层可压性显著相关,可作为特征参数;所建立的模型可有效区分储层可压性沿井筒轴向的差异性,优选同类别储层可压性井段布置裂缝,有望提高均衡压裂改造效果.

邻井低频分布式光纤声波传感监测作为近年来兴起的压裂监测技术，是实现压裂裂缝精细诊断的有效手段。为使业界进一步了解低频分布式光纤声波传感技术在水力压裂裂缝监测中的研究进展，推动光纤压裂监测现场规模化应用，本文从分布式光纤声波传感技术原理出发，简要阐述了分布式光纤声波传感机理及井中布设方式，系统总结了该技术在数值模拟、物理模拟和水力压裂现场应用方面的研究进展，最后提出了未来低频分布式光纤声波传感技术的发展方向。研究结果表明：①水力压裂低频光纤声波传感技术具有精度高，实时性强的优点，正逐渐应用于现场压裂监测，并得到了国内外学者的广泛关注。一次性光纤具有部署简单、成本低、占用空间小和性价比高等优点，未来有望成为邻井压裂监测的主要方式。如何有效降低光纤滑移效应对光纤应变响应的影响对于提高光纤监测的应变数据质量具有重要意义。②正演模拟主要通过光纤应变场模拟与实际监测数据进行对比分析，定性分析光纤应变规律，从而建立不同裂缝扩展类型与光纤应变规律的对应关系，解释邻井水力裂缝形态和扩展模式，目前应变解释模型主要考虑水平邻井和垂直邻井两种监测方法，尚无法表征应力干扰引起的裂缝偏转，与实际现场监测结果存在一定差距，未来亟需建立考虑应力干扰和流量分配的多裂缝复杂正演模型，为现场光纤数据解释提供指导。③反演模拟主要通过位移不连续法构建裂缝扩展模型求解裂缝尺寸，目前主要求解方法包括最小二乘法、Picard迭代、L-M方法和DRAM算法，但均无法同时反演3个方向上的裂缝几何参数。未来反演模拟的研究需要集中于求解算法的优化，如何更好地降低多解性影响将是后续算法优化的主要攻关方向。④物理模拟主要依托基于光频域反射(OFDR)技术的分布式光纤解调器与真三轴压裂设备相结合开展裂缝监测实验，试验参数设置尚无法完全贴合现场实际情况，分布式光纤在不同岩石试样中的布设方式以及光纤试验数据解释是未来室内物理模拟研究的主要攻关方向。结论认为，邻井光纤监测对于压裂裂缝尺寸解释具有显著的应用潜力，未来有望成为解决非常规资源开发瓶颈问题的关键技术。