摘要：为了解决页岩气开发面临的储层孔渗低、地层破裂压力高等问题,选取四川盆地南部威远区块下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组底部的页岩岩样,开展了酸溶蚀实验,采用X射线衍射、电镜扫描以及三轴力学测试等方法获得了酸处理后页岩的微观结构和力学参数,在此基础上,分析了酸处理对页岩微观结构和力学性质的影响。研究结果表明:①页岩经酸处理后,碳酸盐矿物含量降低、孔隙数量增加、孔径增大,同时溶蚀过程中有微裂缝产生,使得页岩的孔隙度、渗透率均增加;②酸处理后页岩力学性质发生改变,变形模式逐渐从弹脆性变形转变为弹塑性变形,破裂模式由脆性向半脆性、半延性过渡;③经浓度为15%的酸处理240分钟后,页岩的渗透率增加3.09倍,3天后页岩的孔隙度增加1.65倍,7天后页岩的抗压强度降低50.1%、杨氏模量降低58.1%、脆性指数降低32.8%;④威远区块龙马溪组—五峰组页岩力学参数与平均孔径、渗透率呈二次方关系,与孔隙度呈二次方或线性关系且相关性强。结论认为,该研究成果可以为该地区页岩经酸处理后力学参数的预测和酸化压裂施工方案设计提供技术支撑。

摘要：页岩储层需要水力压裂才能获得理想的产能,压裂时在追求较大改造体积的同时也应注重形成与储层相匹配的缝网导流能力,以提高改造体积渗透率。基于Warren-Root模型,将压裂后形成的缝网考虑为高渗透带,利用等效渗流理论建立了等效高渗透带模型,在地质模型中利用体积及等效渗透率对压裂缝网进行表征,通过产能模拟并借助净现值理论对高渗透带长度、等效渗透率等参数进行优选,并以优选的高渗透带参数为目标,结合缝网模拟便可得到目标条件下的最优施工参数。针对川西页岩气藏某水平井使用该方法得到最优高渗透带长度为200～220m,最优等效渗透率为4～5mD。结合缝网模拟得到目标条件下的施工参数为:总液量为1 600m3,总砂量为53m3,平均砂比为10%,最高砂比为28%,施工排量为10m3/min。该设计为页岩气储层改造作业提供了技术支撑。

摘要：基于露头、岩心、薄片及地球化学分析,对四川盆地中部中二叠统茅口组白云岩成因进行了研究。茅口组白云岩按宏微观组构可分为镶嵌状细晶白云岩和半自形—自形的硅质细晶白云岩,其地球化学特征差异明显。成因分析发现,晚二叠世龙潭组沉积早期,基底断裂沟通不充足的幔源和海源流体进入岩溶系统,与封存的壳源流体不同程度混合;在疏松多孔洞的岩溶系统内,充填的碳酸盐砂云化形成半自形—自形白云石;不充足的幔源热液与先期岩溶系统中流体混合,主要叠合改造先期岩溶系统中形成的孔渗性能优良而热液量相对充足区域,可导致灰岩角砾和围岩白云石化,形成他形镶嵌状白云石;后期因龙潭组沉积增厚使岩溶系统封隔,深部不充足的幔源热液与先期岩溶系统中流体混合,主要叠合改造先期岩溶系统中形成的孔渗性能优良的白云岩,而对较致密的他形镶嵌状细晶白云岩影响较小,从而形成了两类岩石学和地球化学特征差异明显的白云岩。结果表明,白云岩优质储集层和储渗体的形成主要与大陆型早成岩期层控岩溶相关,因此针对中二叠统茅口组的勘探应转变为按岩溶型储集层勘探的思路。

摘要：基于密度泛函理论第一性原理方法,采用广义梯度近似下的PW91泛函形式,计算了合金元素Cr,Mo,Ni固溶于α-Fe(C)的电子结构,从晶格畸变、结合能、态密度、重叠布居及差分电荷密度等计算结果出发探讨了合金元素在α-Fe(C)中占位、键合性质及其合金化效应,结果表明:Cr优先占据铁素体晶胞顶角位置,而Mo,Ni优先占据体心位置;Cr与晶胞的结合能最大,晶胞最稳定,Ni次之,Mo最低;Cr,Mo,Ni在晶胞中都存在金属键、共价键和微弱离子键的共同作用,成键轨道主要是Cr3d与Fe3d,Mo4d与Fe3d,Ni3d与Fe3d,C2p的交互作用形成的;Cr与晶胞原子间的键合作用强,晶胞的稳定性好,对增强钢材的机械性能帮助较大,Ni的键合作用较弱,但还是能保持晶胞的稳定性,Mo虽然键合作用强,但反键作用也非常强,使晶胞的稳定性大大降低,对钢材的机械性能危害较大.

摘要：四川盆地西部下二叠统储层具有超深、高温、高压的特点,天然裂缝发育,钻井液漏失污染是制约该区储层增产改造效果的主要原因,酸化是彻底解除漏失污染的首选增产措施。为此,提出了最大限度降低污染表皮系数的酸化设计思路,建立了深层天然裂缝开启的临界排量计算模型;改进实验尺度天然裂缝岩样的酸化模型,建立了井筒条件下酸液有效作用距离和裂缝开度预测模型,在此基础上建立了网络裂缝酸化的表皮系数计算模型。现场应用结果表明:(1)当注酸排量为5.0 m^3/min时,S1-1井任意倾角的天然裂缝均能开启;(2)当注酸量大于100 m^3时,大排量注酸的优势逐渐体现;(3)以最大限度地降低表皮系数为目标,优选了S1-1井网络裂缝酸化的注酸排量为4.5 m^3/min,注酸量为210 m^3。S1-1井按照优化设计思路成功实施了网络裂缝酸化,获得了83.7×10~4 m^3/d的高产工业气流。结论认为:网络裂缝酸化技术是实现该区超深、高温、高压、天然裂缝发育储层增产改造最安全、经济、有效的模式。

摘要：为了更真实地模拟在固井作业时,高温高压条件下形成滤饼的井壁岩石与水泥浆固结的实际情况,设计了一套HTHP岩心滤失装置以及专用岩心,该装置由加温套、釜体、岩心夹持器3部分组成,岩心中央钻有一未完全连通的小孔作为钻井液的渗滤通道。开展岩心滤失实验时,钻井液只能通过岩心外壁向内壁滤失以在外壁上形成滤饼,这与现场实际情况相符合。通过配合HTHP岩心滤失装置和水泥浆固结模具,并测定形成滤饼的岩心与水泥浆的胶结强度,建立了一种评价固井第二界面胶结质量的新方法。研究结果表明,该评价方法简单适用,科学合理,较为真实地模拟了井壁岩石与水泥浆的胶结情况。该方法有较高的实用推广价值,为以后定量研究钻井液类型和性能对第二界面胶结强度的影响奠定了基础。

摘要：在我国近年对高温高压酸性气田的开发过程中,天然气中的H2S和CO2对套管造成了严重腐蚀,套管在服役过程中腐蚀穿孔和刺漏现象时有发生,对油气井安全生产威胁极大。为此,在实验室条件下采用自行设计的高温高压循环流动釜,模拟研究了四川盆地某气井中的套管在超高温高压高含H2S和CO2的条件下的腐蚀情况——井深4 944～5 738m井段流速太低、套管壁会有水膜、元素硫附着、积水及腐蚀严重。实验以该气田在役使用的3种套管材料为研究对象,分别研究其在不同采气期(携水采气期和积水采气期)的腐蚀情况。根据实验获得的数据并结合API579适用性评价方法,计算出被腐蚀套管的抗挤强度和抗内压强度,进而预测套管的安全服役寿命。结果表明:①该井的套管在携水采气期的腐蚀程度较积水采气期的腐蚀程度轻微;②随着开采年限的增加,套管的抗内压强度和抗外挤强度均呈直线下降;③在实验环境下根据剩余强度曲线图预测3种套管的安全服役寿命至少还有10年。建议在气田的开采过程中应尽量增加携水采气期的开采时间,从而延长套管的安全服役寿命。

摘要：以内烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和含双键的有机硅为单体,以过氧化苯甲酰(BPO)为引发剂,通过自由基聚合制备了有机硅共聚物。以有机硅共聚物质量分数为0.5%的淡水钻井液的滤失量为依据,通过正交实验优化了有机硅共聚物的合成条件:n(AM):n(AMPS):n(NVP)=3:1:1,有机硅单体摩尔分数2.0%(基于AM,AMPS,NVP的总物质的量),BPO的质量分数0.4%～0.6%(基于AM,AMPS,NVP的总质量),聚合温度80℃。用FTIR手段表征有机硅共聚物的结构。实验结果表明,含有机硅共聚物的淡水钻井液、NaCl质量分数为4.0%的盐水钻井液及饱和盐水钻井液均具有较好的降滤失性能和较强的抗温性能。

摘要：目前全球尚没有针对致密砂岩气藏储层敏感性评价的标准或规范,国内大多都遵照SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》进行储层敏感性评价,但该评价方法主要是针对油藏的,适用范围是空气渗透率大于1 mD的碎屑岩岩样,故而存在实验压力高、驱替速度慢、实验周期长、测试数据误差大等不足。为此,以塔里木盆地克拉苏构造带克深区带白垩系巴什基奇克组致密砂岩储层为样品,从分析致密砂岩储层特征入手,充分考虑目前致密砂岩储层敏感性评价中存在的主要问题,在大量微观地质研究和敏感性评价方法研究的基础上,提出了致密砂岩储层敏感性评价的改进方法,包括采用气相作为测试介质、建立气层初始含水饱和度、测试流程规范统一、保持前后一致的流体饱和度等,并通过室内实验对改进后方法与原方法的评价结果进行对比。结果表明:改进后的致密砂岩储层敏感性评价方法不仅能够缩短实验周期,降低对设备承受高压的要求,而且所得到的结果也更加符合气层的实际条件,可靠性更强,有利于正确指导致密砂岩气藏后期开发工程设计,对致密砂岩气藏的高效勘探开发具有重要意义。

摘要：我国高含硫天然气资源丰富,但普遍具有高温高压和高含腐蚀性气体的特点,在开采过程中容易发生气侵、井涌、管材腐蚀等安全隐患,其安全高效钻完井对保障我国高含硫天然气稳产、增产目标具有重要意义。为此,开展了高含硫天然气气井钻井过程的流体相态特征及井筒压力分析,从井筒压力控制的角度,总结分析了近年来国内外高含硫气井在钻井工艺、钻井液技术以及井筒完整性等方面取得的关键技术突破和新进展,并展望了万米特深井钻完井技术的发展趋势。研究结果表明:①气体溶解度对井筒流动压力影响较大,高含硫气井钻井过程中必须考虑酸性气体溶解特性对井筒多相流动的影响;②精细控压钻井及控压固井技术能精确控制井筒压力在安全密度窗口内,防止钻井过程酸性气体侵入井筒,实现了固井过程压稳不漏;③适用于H2S地层的钻井液技术不但可以稳定井壁、保护储层,还能提高钻井速度;④从井下管柱结构优化设计开始,研究完整性风险定量评价方法和低成本防腐技术,可以实现全生命周期井筒完整性,降低高含硫气井钻完井安全生产风险。结论认为,高含硫气井钻完井技术新进展的系统梳理不仅对推动高含硫天然气藏的安全高效开发具有重要的现实意义,同时也为高含硫气藏深井超深井安全高效钻完井技术发展提供了研究思路和攻关方向。