摘要：鄂尔多斯盆地宁东油田致密油储层岩性复杂、低孔低渗、非均质性强,钻井过程中钻井液漏失情况多发,固相、液相侵入极易造成储层损害。为明确宁东油田致密油储层的微观特征与损害机理,降低钻完井对储层的损害,进行了SEM扫描、固液伤害性测试等试验研究,证实该油田致密油储层损害的主要原因为固相侵入、水锁及伴有的水敏感性和盐敏感性;明晰了该油田致密油储层的损害机理,发现钻井所用钾铵基聚合物钻井液对致密油储层的损害较大,采用隐形酸对储层进行处理时渗透率恢复率较低。针对该油田致密油储层损害机理和钻井所用钻井液的缺点,构建了低损害无固相钻井液,其黏度为45.5 mPa·s,API滤失量为3.5 mL,对储层损害较低,渗透率恢复率达85%以上,可满足宁东致密油储层保护需求。研究结果为鄂尔多斯盆地致密油储层保护技术措施的制定提供了依据。

摘要：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。

摘要：井漏是复杂地层钻井工程常遇到的工程难题,呈现出频发性、随机性与持续性等特征,钻前准确预测井漏风险层位对于安全钻井显得尤为重要。传统井漏层位分析偏重于随钻诊断和钻后总结,主要采用工程数据与现场经验相结合的手段,导致分析结果存在滞后性,无法在钻前有效指导钻井工程设计。本文以地震属性体数据和漏失工程数据为基础,在具有典型漏失特征单井选取的基础上,提取过井地震属性体数据,通过时深关系将漏失与地震属性相匹配,并采用随机森林方法甄别优选出与井漏预测相关性强的地震属性体,然后运用机器学习方法中的软投票算法建立集成学习模型,该模型融合了逻辑回归、随机森林和支持向量机3个子模型,实现了多元地震属性体与漏失工程数据之间的非线性映射关系及其对应权重的表征,同时获得基于地震与工程数据融合驱动的漏失风险层位分布概率,实现钻前井漏风险层位三维空间分布预测。研究结果表明,方差、时频衰减、甜点和均方根振幅与井漏的相关性最高,综合上述多种属性体可以实现更为精确的井漏风险预测,而过多增加地震属性数据并不能显著提升预测效果精度,相反还会增加计算成本。与单一机器学习模型相比,集成学习模型由于融合了多个子模型的优点,能够取得更好的预测效果。实际应用效果表明,采用地震属性体进行漏失风险预测,其精度取决于地震数据的采样率,井漏风险层位区域横向预测分辨率约为25 m,纵向预测分辨率约为6m(2ms),预测结果表明横向相比于纵向更为可靠。但由于时深关系的影响,可能导致纵向预测精度的偏移。本研究能够较好的进行钻前漏失预测,为钻前漏失预测提供了一种新的思路,对于指导井位部署、井眼轨道优化以及安全钻井具有重要意义。

摘要：页岩油储层立体开发中地应力演化规律复杂,影响邻井工程作业。本文以纵向砂页互层页岩油储层为研究对象,建立应力敏感模型,基于多孔弹性力学建立压裂储层开采诱导应力场演化预测模型,初步表征了页岩纵向非均质性条件下层内、层间开采诱导地应力动态演化规律。结果表明:多层合采时,水平井不同位置处的应力剖面演化规律不同,水平井中段近井处的层间水平应力差随时间减小,而端部的层间水平应力差随时间增大;随着生产进行,高渗层(砂岩)内有效最小水平主应力增大幅度和应力转向角度均大于低渗层(页岩);生产3年后,高渗层(砂岩)内最大应力转向角度达到79°。研究成果可为页岩油储层立体开发布井、压裂设计提供了理论支撑。

摘要：针对目前页岩油储层压裂后是否闷井、闷井时间设计缺乏理论指导的难题,建立了考虑毛细管渗吸的油水两相渗流模型,并采用有限元-有限体积方法进行闷井和生产联合模拟,模拟过程考虑了页岩基质渗吸是否产生微裂缝对渗吸和生产的影响,研究了闷井时间和毛管力对闷井过程中页岩基质吸水量和开井后页岩油产量的影响。分析模拟结果发现:若页岩基质渗吸压裂液后产生微裂缝,渗吸作用能够明显提高页岩油产量;随着闷井时间和页岩亲水性增加,页岩基质渗吸压裂液后产生更多微裂缝,且水油置换作用更强,页岩油产量也随之增加。若页岩基质渗吸压裂液不产生微裂缝,渗吸作用将降低页岩油产量;随着闷井时间和页岩亲水性增加,基质中的含水饱和度增加,油相相对渗透率降低,页岩油产量随之降低。该研究成果明确了并非所有页岩油储层均适合压裂后闷井,对页岩油储层压裂设计具有重要指导意义。

摘要：与模拟控制相比,采用数字控制的LCL型并网逆变器会引入控制延迟,在电网阻抗变化较大的弱电网中,严重降低了系统的稳定性。为了提高数字控制的LCL型并网逆变器对电网阻抗变化的鲁棒性,提出一种比例-相位滞后的补偿策略。首先,在考虑控制延时的基础上,对电网阻抗宽变化范围内的系统进行稳定性分析;然后基于Nyquist稳定性判据识别稳定区域,并合理设计比例和相位滞后补偿器的参数,使改进后的系统在电网阻抗宽变化范围时仍能够稳定运行。最后,仿真与半实物实验结果验证了所提方法的可行性和有效性。

摘要：为防止钻井过程中盐层蠕变发生塑性变形而导致卡钻等事故,传统的方法是建立蠕变本构方程及用实验确定蠕变参数,但是得到的控制盐层蠕变的钻井液密度不能很好地反映实际钻井情况。因而提出一种控制近井筒盐岩不产生扩容损伤变形的新方法,并利用该方法设计了深部巨厚盐层钻井液密度。通过室内试验分析了盐岩损伤变形过程中的声发射信号,确定了盐岩的扩容损伤边界。对于深部盐岩钻井工程中的井壁稳定性问题,根据八面体剪应力准则,井壁盐岩的应力状态控制在扩容损伤边界以内,设计了深部盐层安全钻井液密度窗口。与实际钻井对比分析表明,用该方法设计的钻井液密度窗口能够保证盐层安全钻井,且方法简单而有效,便于现场应用。

摘要：受天然裂缝走向和倾角的影响,水力裂缝在井壁处起裂可能有3种方式,即:沿天然裂缝面张性起裂,沿天然裂缝面剪切破裂,从岩石本体起裂。确定水力裂缝在井壁处起裂的压力和方式,对水力压裂设计和施工有重要的作用。根据天然裂缝产状和地层地应力状态,建立了水力裂缝3种起裂方式的起裂压力计算模型,给出了水力裂缝起裂方式和起裂压力的判别方法。现场实例证明,该模型较为成功地解释了天然裂缝性地层的破裂压力。

摘要：实验研究了深部地层岩芯的声波速度各向异性及在恢复加载条件下的声发射Kaiser效应,提出了一种简便的深部地层地应力测量新方法。全尺寸岩芯被钻取后,其应力卸载的各向异性导致声波速度各向异性,利用这一原理可确定水平最大、最小地应力的相对位置,对上述位置岩芯进行取样,进行围压下的声发射Kaiser实验,就可测量出水平主地应力大小。该方法一则解决了一直困扰Kaiser实验的对岩芯完整性高标准要求的问题,二则完善了超深井地层的地应力测试方法,同时,为超深井水力压裂设计和维持井壁稳定的安全泥浆密度确定提供了最重要的参数。

摘要：页岩地层遇水易发生黏土矿物膨胀、分散等水化现象,导致常规水基钻井液、压裂液作用下易发生井壁失稳或压裂增产效果差等难题.超临界CO_(2)可以有效避免黏土矿物水化和地层物性损伤,基于此,学者们开展了利用超临界CO_(2)开发页岩油气资源的基础研究.超临界CO_(2)的物性随温度、压力变化较大,描述水基流体渗流过程中的多物理场耦合模型不适用于描述超临界CO_(2)渗流.为建立适用于描述超临界CO_(2)开发油气资源过程中的多物理场耦合特征模型,本文在考虑CO_(2)的运移特性和热力学特性的基础上,结合超临界CO_(2)对页岩力学特性影响规律,构建了超临界CO_(2)渗流条件下的流-固-热多场耦合模型,基于有限元数值计算方法研究了超临界CO_(2)渗流条件下的地层温度、孔隙压力和地层应力的时空分布规律,同时与水基钻井液渗流条件下的多物理场进行了对比分析.计算结果表明:在相同时间和井周方位的情况下,相比于水渗流,超临界CO_(2)渗流条件下的地层温度变化更大,孔隙压力更低,最小水平地应力方向的井周应力差更大,最大水平地应力方向的周向应力更小.该研究可为开展超临界CO_(2)钻井的井壁稳定性分析、超临界CO_(2)压裂设计和评价提供理论基础.