一、番禺30-1气田水平井井壁力学稳定性实验研究（论文文献综述）
刘清友,朱海燕,陈鹏举[1]（2021）在《地质工程一体化钻井技术研究进展及攻关方向——以四川盆地深层页岩气储层为例》文中研究表明为了安全高效地开发我国深层页岩气资源,迫切需要开展地质工程一体化钻井技术研究。为此,在阐述地质工程一体化钻井的思想和研究思路的基础上,系统总结了该研究领域的最新进展,然后针对四川盆地深层页岩气储层特征,指出了下一步的攻关研究方向。研究结果表明:①地质工程一体化钻井是指以地质研究为基础,有针对性地调整、优化钻井方案,实现安全高效钻井,同时,运用实钻井的数据资料及时修正地质模型,最终形成地质工程一体化安全高效钻井方案;②现有的地质建模技术难以精细描述四川盆地深层页岩气储层的空间展布特征;③储层非均质性强,应建立考虑页岩储层各向异性特征的钻柱系统动力学模型;④提升钻井液润滑性能和精准控制井眼轨迹是水平段钻柱降摩减阻的关键;⑤为了满足高效破岩的需求,需要开展非平面齿破岩机理系统研究;⑥井下机器人可以实现对钻压、钻速的智能控制,有望成为智能钻井的新方法 ;⑦井周岩体力学—化学破坏、页岩微裂缝面摩擦行为的研究,将是深层页岩井壁失稳机理研究的主要内容;⑧人工智能辅助地质导向技术与新型随钻测量工具的研发将是主要攻关方向。结论认为,我国地质工程一体化钻井技术研究已经取得了阶段性进展,但是针对四川盆地深层页岩气储层,还需要在精细地质建模、高效个性化钻头、智能钻井控制、高精度导向及绿色降阻防塌钻井液等方面加强技术攻关,才能最终形成适用于深层页岩气储层的地质—工程—生态一体化安全高效钻井技术。
陈烨[2]（2020）在《天然气水合物降压试采井筒多相流动规律及保障技术研究》文中指出随着国民经济的快速发展,我国能源需求快速增加,对外依存度不断提高,常规能源供应已经无法确保我国的能源安全。开发非常规能源尤其是具有巨大储量和能量密度的天然气水合物对满足国内生产生活需要,提供充足油气供应,保障能源安全具有非常重要的意义。但是作为新兴能源,天然气水合物开采仍面临许多技术难题,其中如何保障井筒流动安全是实现水合物商业化开采的关键。世界范围内多次陆域和海域试采作业均表明水合物在井筒内的二次生成和储层出砂是造成井筒堵塞和流动困难的主要原因。水合物在管路内的二次生成及管壁附着,会减小流动面积,引发管路堵塞,从而影响天然气、水及其他流体的正常流动,严重影响作业进度,甚至危及财产和人员安全。天然气水合物储层出砂以微米级砂粒为主,主要是由粘土（<4μm）和粉砂（4-63μm）组成,而现有防砂系统只能阻挡大于44μm的砂粒,粒径小于44μm的砂粒将通过防砂系统空隙进入井筒,这些微米级砂粒在井筒内的沉降堆积已经迫使多次大规模水合物试采作业提前结束。因此从防止井筒堵塞保障流动安全的角度,研究水合物生成条件及抑制水合物二次生成的方法和机理;研究降压开采井筒内微米级砂粒运移、沉积、重启规律,建立含水合物-砂-水-气多相流动模型对于保障水合物开采井筒流动安全具有重要意义。针对这些问题,本文采用文献调研、室内实验、理论建模与求解、数值模拟等多种研究方法,开展了天然气水合物降压试采井筒多相流动规律及保障技术研究,具体研究工作如下:（1）基于天然气水合物生成及抑制模型,计算了组分、温度、压力和含水量对天然气水合物生成条件的影响。利用不同学者已公开发表的实验数据验证了模拟计算的准确性。结果显示:乙烷、丙烷、CO2、H2S等对水合物生成起促进作用,这种促进作用随着含量的增加而逐渐减小,丙烷促进作用大于乙烷。N2基本不影响水合物相平衡曲线,起轻微抑制作用。压力较低时,压力变化对天然气水合物平衡温度影响较大,温度较高时,温度变化对水合物平衡压力影响较大。水合物生成量与所需自由水含量基本呈正比例关系。5种单组分醇类抑制剂和4种盐类及其复配双组分均对水合物生成具有抑制作用,且随着含量的增加,抑制效果越明显。但是随着总含量的累积,不同种类单组分醇类抑制剂单位含量抑制效果表现出性能减弱、性能基本不变、性能先减弱后增强、性能增强四种规律,不同复合双组分醇类抑制剂单位含量抑制效果表现出性能先减弱后增强、性能基本不变两种规律。单组分抑制剂中三甘醇、乙二醇抑制效果较好,二甘醇和乙醇抑制效果较差。复合双组分抑制剂中乙二醇+三甘醇、甲醇+三甘醇抑制效果较好,甲醇+二甘醇、二甘醇+乙醇抑制效果较差。随着总含量的增加,单组分盐类抑制剂单位含量抑制效果表现出性能增强和性能基本不变两种规律,所有复合双组分盐类单位含量抑制效果均表现出性能增强趋势。单组分无机盐中Ca Cl2抑制效果最好,双组分复配剂中Ca Cl2+Mg Cl2的复配效果最好。单、双组分抑制剂性能评价结果显示,复配可以有效提高某些醇类和无机盐的抑制效果。（2）提出了砂沉积浓度比的概念,并通过室内实验,测定了不同砂粒粒径、不同流速、不同出砂浓度以及不同井斜角下的砂沉积浓度比的数值。发现砂沉积浓度比随着井斜角的增大而增大,这与常规钻井中岩屑运移规律不同;另外砂粒粒径越大、流速越小、出砂浓度越小,砂沉积浓度比越大。通过单因素分析,使用非线性拟合技术,对实验数据进行拟合,建立了砂沉积浓度比预测模型。建模过程中引入了赤池信息量准则、贝叶斯信息量准则等多种方法对模型进行优选。并进一步对模型进行了统计学误差分析,统计学参数分析结果验证了模型在假定条件范围内准确预测砂沉积浓度比的能力。对比讨论了天然气水合物开采过程中微米级砂粒运移与岩屑运移以及常规油气开采过程中砂粒运移的不同点。（3）砂床沉积高度是衡量井筒流动面积及流动状况的重要指标,将影响砂床沉积高度的流体性质参数、固体性质参数和生产参数无量纲化并组成5个具有实际物理含义的无量纲量,分析这些参数对无因次砂床沉积高度的影响规律,结果显示无因次砂床高度随地层出砂浓度、无因次砂粒粒径和无因次井斜角的增大而增大,随雷诺数的增大而降低,且均单调变化。运用Buckingham-Π定理及单因素分析方法,建立了砂床高度预测模型,模型预测值与实验值吻合较好,统计学误差分析验证了模型的准确性。研究了砂床形成后微米级砂粒的分布及堆积状态,考虑砂床表面颗粒所受的浮重、附加质量力、上举力、拖拽力、液流压耗,粘着力、静电力,建立了微米级砂粒启动临界流速模型。（4）以2013年世界第一次海域天然气水合物降压试采井筒为背景,利用CFD数值模拟技术对试采井筒中的C形-螺旋形井段、变径井段内微米级砂粒运移过程进行模拟,结果显示C形-螺旋形井段中微米级砂粒较易沉积的部位主要在C形段的拐角处及螺旋段。螺旋段内微米级砂粒沉积情况随液流速度的增加而逐渐改善,其中螺旋段上部的砂粒清洁难度要大于螺旋段下部。变径井段中微米级砂粒主要堆积在管径突变处,沿径向方向看,管径突变截面中间微米级砂粒体积分数低,围绕中心存在一圈砂粒堆积较为严重的区域,剩余部分体积分数处于两者之间。根据复杂井段内砂粒体积分数随流速分布特征,提出了工程上微米级砂粒临界不沉积流速的计算方法,分别得到了C形-螺旋形井段、变径井段中3种粒径,3种地层出砂浓度下的临界不沉积流速。根据数值模拟数据,分别建立了C形-螺旋形井段,变径井段微米级砂粒体积浓度预测模型,为现场快速判断复杂井段流动状况提供依据。（5）基于守恒定律,考虑了气相、液相、水合物相变引起的不同组分之间的传质传能过程,建立了一套考虑因素多、形式完善的能够描述水合物试采过程中管柱流道内多相复杂流动的连续性方程、动量方程和能量方程。结合水合物试采工况,给出了相应的初始条件和边界条件,采用交错网格方案对管柱流道进行网格离散化,基于有限体积法推导得到了流道不同网格节点之间的数值迭代格式,给出了完整求解过程。
李俊[3]（2020）在《沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究》文中指出我国深部煤层气资源丰富,但因高地应力、高储层压力、高地温和低渗等地质特征,导致开发难度大、开发风险高,在当前经济和技术条件下尚未实现商业化开发利用。对勘探开发目标进行优选排序,即确定开发序列,是煤层气勘探开发决策的重要任务,它受资源条件、地质条件、开发风险、经济效益和社会效益等多重因素的影响,这些影响因素往往相互冲突且不具公度性,传统的单目标决策方法难以处理此类综合评价问题。目前,煤层气勘探开发目标优选排序多从地质角度出发,针对目标区的资源条件或开发地质条件,优选有利的煤层气富集区带或区块,极少关注目标区的开发经济效益和开发风险,尚无涵盖地质资源评价、技术经济分析、开发风险测度在内的一体化综合评价体系和方法模型。鉴于此,本文引入多属性决策理论和方法,建立煤层气勘探开发目标优选模型,解决了对不同资源类型、不同开发地质背景、不同开发风险和产出效益的目标区进行统一评价和综合排序的问题,并以沁水盆地中东部榆社-武乡深部煤层气区块为研究对象,在查明开发地质可行性、完成开发地质分区与技术选择、优化开发井型井网方案的基础上,对研究区煤层气勘探开发目标进行了优选和排序,获取了考虑多因素影响的开发序列。论文取得了以下主要研究成果:（1）查明了研究区深部煤层气开发地质可行性和开发潜力,划分了开发地质单元并建立了基于地质适配性的开发模式。研究区煤层气成藏潜力大,目的煤层（3号、15号）埋深普遍超过1000 m,储层整体欠压、低渗,含气性好,具中等开发地质潜力。研究区共划分出中浅层含气型（Ⅰ型）、中浅层高含气型（Ⅱ型）、中深层高含气型（Ⅲ型）、中深层富气型（Ⅳ型）、深层富气型（V型）和深层高富气型（VⅠ型）共计6类开发地质单元,在埋深、含气性、储层物性、构造复杂程度和资源丰度等地质条件上互有差异。3号煤层各类开发地质单元适宜于压裂直井开发,15号煤层I–Ⅳ型开发地质单元对压裂直井和单支水平井适配性较好,V型和VⅠ型开发单元适宜于压裂直井开发。（2）预测了各地质单元内不同开发方式的产能情况,确定了关键地质参数对深部煤层气井产出效果影响的主次关系,明确了相对更优的参数组合。对于压裂直井开发方式,15号煤层因资源量优势,产气效果明显优于3号煤层;其中,以Ⅱ型和Ⅳ型开发地质单元的累计产气量最高,Ⅲ型和VⅠ型次之,Ⅰ型和V型相对最低;中浅层和中深层开发地质单元的采收率整体高于深层开发地质单元;低渗条件是制约深部煤层气井获得高产的重要因素,而高含气性对改善深部煤层气井的产气效果具有积极意义。混合井型和全水平井开发模式下,采收率由高到低依次为:Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型和Ⅰ型开发地质单元;压裂水平井的产气效果明显优于不压裂水平井和压裂直井,并在Ⅳ型开发地质单元中单井累计产气量最高,Ⅱ型和Ⅲ型次之,Ⅰ型最低。不同地质参数对深部煤层气井采收率影响的主次关系依次为:渗透率、兰氏体积、含气量、兰氏压力、裂缝孔隙度和煤层厚度。（3）从经济效益角度对不同地质单元的开发方式进行了优化,确定了基于经济效益的开发序列,给出了提升深部煤层气开发经济性的扶持方向和建议。经济评价结果显示,研究区3号煤层在当前经济和技术条件下不具备开发经济可行性。15号煤层各开发地质单元按经济效益由高到底排序为:Ⅱ型-Ⅳ型-Ⅲ型-VⅠ型-Ⅰ型-V型,全直井开发模式的经济效益高于混合井型和全水平井模式;对于中浅层开发地质单元（Ⅰ型和Ⅱ型）,混合井型模式的经济效益优于全水平井模式,而对于中深层开发地质单元（Ⅲ型和Ⅳ型）,全水平井模式的经济效益相对更优。在现有技术经济条件下,通过适当提升财政补贴标准并给予更大的税收优惠政策,是提升深部煤层气开发经济效益较为现实和有效的选择。（4）建立了煤层气目标区优选排序多属性决策模型,对研究区各地质单元的开发优先次序进行了调整。煤层气勘探开发目标多属性决策模型包括资源丰度、采收率、综合开发风险指数、净现值等10项属性,涵盖资源富集及利用程度、开发风险、经济效益和社会效益等多方面内容,基于组合赋权和TOPSIS方法,计算获得的开发优先次序为Ⅳ型-Ⅱ型-VⅠ型-Ⅲ型-Ⅰ型-V型,同基于经济效益的开发序列相比,决策过程在寻求经济效益更大化的同时,体现了对资源条件、开发风险和社会效益等方面的折衷,决策结果更符合煤层气开发实际和资源可持续发展理念。
邓嘉丁[4]（2019）在《延长气田刘家沟—双石井段井壁稳定及钻井液体系研究》文中研究表明延长天然气井施工区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡,区内构造简单,无背斜与断块圈闭发育,地层整体较为平缓。但刘家沟组-双石（石千峰组、石盒子组）地层岩性主要为硬脆（破碎）性泥页岩,易垮塌、掉块,井壁失稳突出。为此,本文针对刘家沟组-双石（石千峰组、石盒子组）地层井壁失稳机理及其防塌钻井液技术开展研究。通过邻井资料收集整理,分析认为延长地区天然气井刘家沟组-双石（石千峰组、石盒子组）地层井壁易破碎、垮塌,采用矿物组分分析、岩样结构分析等手段,揭示了该井段井壁失稳机理是力学因素、物理化学因素、钻井机械扰动及其综合作用的结果。因此,解决延长气田刘家沟组-石千峰组地层井壁失稳的关键在于强抑制、有效封堵。兼顾流变性、失水造壁性、抑制性、封堵性、润滑性等性能,优选降滤失剂、流型调节剂、抑制剂、封堵剂、润滑剂等处理剂,进行配方逼近实验,形成了以KCOOH为抑制剂,以CaC03为加重剂,最终组配成强抑制防塌水基钻井液体系（KCOOH 聚磺钻井液体系）:①4.0%土浆+0.15%XC+0.50%CHL-1+25.0%KC OOH+1.5%SMP-2+1.0%M-SMC+2.0%CMJ-2+5.0%CaCO3（150-200 目）+2.0%E P-2+1.5%AAMB+0.5%JN303（密度 1.20g/cm3）（刘家沟组地层）;②4.0%土浆+0.15%XC+0.50%CHL-1+25.0%KCOOH+3.0%SMP-2+1.5%M-SMC+2.0%CMJ-2+7.0%CaCO3（150-200 目）+2.0%EP-2+1.0%AAMB+0.5%JN303（密度 1.25g/cm3）（石千峰组、石盒子组地层）。对其综合性能进行了评价,结果表明,该钻井液体系具有合理的流变性、有效封堵和优良的造壁性、足够的抑制性、良好的润滑性、抗污染能力强、热稳定性好。实验就该体系对地层坍塌压力的影响进行了测试,结果表明,与原状地层对比可知,相对原状地层现场井浆作用导致刘家沟组、石千峰组、石盒子组地层坍塌压力增量分别为0.120g/cm3、0.095g/cm3和0.105g/c m3,相对原状地层①号钻井液体系作用导致刘家沟组地层坍塌压力增量为0.070 g/cm3,相对原状地层②号钻井液体系作用导致石千峰组、石盒子组地层坍塌压力增量分别为0.023g/cm3和0.038g/cm3,与现场井浆相比,KCOOH聚磺钻井液体系具有强的稳定井壁能力,它是KCOOH聚磺钻井液体系强抑制性与有效封堵共同作用的结果。提出了防塌钻井液应用工艺技术,包括防塌钻井液配制与维护处理措施、基础技术方案和操作规程。
杨现禹[5]（2019）在《纳米材料增强页岩井壁稳定性的数值模拟与实验研究》文中进行了进一步梳理页岩气作为重要的非常规天然气之一,储量丰富。页岩是典型的低渗透性沉积岩,其井壁稳定问题始终是国内外页岩气（油）勘探开发中的难点和热点,页岩气钻井过程中所钻遇75%以上的地层是页岩地层,而由它引起的井眼失稳问题超过90%。抑制页岩水化和封堵页岩纳米孔隙,是页岩气水平井能否稳定以及页岩气能否高效持续开采的基础。基于环保和经济成本压力,如果钻井液和页岩之间相互作用可以被最小化,水基钻井液比油基钻井液将更具应用前景,而使用水基钻井液同时不污染环境的最优措施为盐水基钻井液。因此盐溶液对页岩渗透率、膜效率和润湿性的影响规律需要明确。纳米颗粒可以封堵页岩裂缝和裂隙已经得到了学界和工业界的认可,然而,纳米颗粒在页岩孔隙中的运动规律尚未被认识。哪些参数可以提升纳米颗粒在微纳米尺度上的封堵效果也并不明确。因此,本文采用实验测试、微观观测、理论分析和数值模拟结合的方式,利用页岩压力传递实验仪等设备研究盐溶液在压差作用下对页岩物理-化学渗流性能以及表面性能的影响,评价工程实际条件下盐水基溶液对页岩渗透率、膜效率和润湿性的影响,为设计维持页岩气水平井井壁稳定性的盐水基钻井液提供基础。进一步地,提供一种数值模拟模型,编程重构颗粒在纳米孔隙中的力学模型,模拟颗粒粒径、浓度、速度、颗粒比、重力、旋转、密度、形状、粗糙度和孔道曲折度等因素对页岩孔隙封堵效率的影响,与理论推导结果及第三方实验结果对比验证模型可靠性。同时,结合扫描电子显微镜（SEM）观测颗粒封堵前后页岩微观变化,为纳米颗粒封堵页岩孔隙防止页岩水化提供实验和理论基础。全文共分为五个章节,具体结构如下。第一章:介绍页岩开发现状、页岩气水平井钻井、纳米颗粒堆积模拟等内容,引出研究目的和意义。总结页岩气水平井基本信息、矿物成分、钻遇地层所遇问题,同时掌握目前国内外页岩气水平井所应用的钻井液配方,为后期钻井液配方的研制提供依据和参考。第二章:现场采集重庆秀山、石柱和彭水页岩,分析页岩矿物组成成分及其形貌特征。依据实验筛选的纳米材料,进行纳米材料封堵实验,从压力传递过程及其微观结构分析等方面,研究纳米材料封堵页岩孔隙机理。同时研究不同温度下纳米材料的类型、存在状态、粒径大小和浓度等因素对盐水基钻井液性能的影响规律,了解盐水和纳米材料复配对于页岩井壁稳定性的影响。第三章:对不同浓度和不同类型的盐溶液（共5种类型×3种浓度）进行压力传递实验。然后对比不同盐溶液对龙马溪组页岩渗透率、膜效率和润湿性的影响规律,获得最优的维持页岩井壁稳定性的盐类及其浓度。第四章:模拟颗粒粒径、浓度、速度、颗粒比、重力、旋转、密度、形状、粗糙度、孔道曲折度等因素对页岩孔隙封堵效率的影响,同时与第三方实验结果对比验证模型可靠性。第五章:通过室内实验,提出由纳米材料、盐类、降滤失剂、润滑剂和增粘剂等组成的页岩气水平井盐水基钻井液的优化配方,使其在高温下流变性能和滤失性能保持稳定。同时,保证钻井液体系抑制页岩水化,通过高标准的环保性测试。通过上述研究工作,主要得到以下结论和认识:（1）对相同浓度的盐溶液阻滞龙马溪组页岩孔隙压力传递性能进行分类。5wt%盐溶液规律:HCOONa>KCl>NaCl>CaCl2>HCOOK。10 wt%盐溶液规律:HCOONa>HCOOK>NaCl>KCl>CaCl2。20 wt%盐溶液规律:HCOONa>KCl>HCOOK>NaCl>CaCl2。（2）具有更好阻滞孔隙压力传递能力的五种盐溶液是20 wt%HCOONa,5 wt%HCOONa,20 wt%KCl,20 wt%HCOOK和5 wt%NaCl。HCOONa比其他盐类具有更好的阻滞压力传递性能。具有较高膜效率的前三种盐溶液是5 wt%NaCl（σ=0.014）,10 wt%KCl（σ=0.012）和20 wt%HCOONa（σ=0.01）或20 wt%NaCl（σ=0.01）。（3）龙马溪组页岩膜效率与NaCl,KCl和CaCl2溶液的水活度呈正相关,而与HCOONa和HCOOK溶液的水活度呈负相关。NaCl,KCl,CaCl2和HCOONa的膜效率和水活度曲线拟合度高（R2=0.6969-1）,更具参考价值。水溶液PTT后页岩接触角变小,相反,盐溶液PTT后页岩接触角比原始样品的接触角更大。此外,页岩在一定压力下,经过不同浓度相同类型盐溶液完全渗透后,接触角规律为5 wt%>10 wt%>20 wt%。（4）采用CFD和DEM方法在微观尺度上模拟颗粒悬浮液封堵页岩孔隙。纳米颗粒的运动规律和最终封堵效果可通过CFD后处理获得。粒子轨迹和封堵效率可通过离散粒子模型获得。由于颗粒为微纳米颗粒,其所受拖拽力与常规尺寸下所受拖拽力不同,为确保模拟结果合理性,编写UDF程序,整理球体拖拽力的实验数据及经验公式,修改标准拖拽曲线。同时,模拟结果（颗粒大小和浓度）通过理论公式推导验证和第三方实验验证,增加模型可信度和适用性。（5）颗粒大小和浓度是影响封堵效率的主要因素,在颗粒尺寸不超过出口尺寸条件下,当颗粒浓度为5 wt%时,颗粒尺寸增加33%和60%,颗粒堆积效果增加13%和23%。就颗粒浓度而言,与1 wt%颗粒浓度相比,11 wt%和5 wt%的颗粒浓度使封堵效率提高75%和50%。粒子速度、孔隙粗糙度和孔隙曲折度对封堵效果影响较大。然而,由于颗粒本身为微纳米尺寸,颗粒比、重力、旋转、密度、颗粒形状和颗粒粗糙度对封堵效率几乎没有影响。（6）结合盐溶液对页岩化学抑制的影响规律,以及纳米颗粒流动对页岩孔隙物理封堵的影响规律,提出了一套可用于页岩气水平井的盐水基钻井液体系。其具有良好的流变性能,表观粘度为46mPa·s,动应力维持在14Pa,动塑比在不同温度维持在0.43 Pa/mPa·s,滤失量存在一定的变化,常温滤失量为4mL,在120℃时滤失量达到最大值7.5mL,滤液pH值维持在7或8,基本不变。摩擦系数在室温条件下维持在0.2左右,波动范围较窄。对于需要良好润滑性能的页岩地层,可以添加5 wt%聚乙二醇（PEG）以将摩擦系数降低至0.13。水活度在0.889-0.897之间,体系具有良好的耐高温性能。（7）钻井液体系的最佳流变模型为赫-巴模型。膨胀量测试和滚动回收测试结果表明,钻井液体系具有优异的抑制页岩水化膨胀性能。同时,通过细菌生物毒性实验和重金属含量分析实验,结果表明盐水基钻井液体系具有环保特性。压力传递实验表明盐水基钻井液可增强页岩井壁稳定性。论文主要创新点如下:（1）系统探究了不同类型和不同浓度盐溶液对龙马溪组页岩渗流过程的影响规律,为配制维持页岩气水平井井壁稳定性的盐水基钻井液提供基础;（2）掌握盐溶液水活度与龙马溪组页岩膜效率之间的关系曲线,掌握页岩表面润湿性在盐溶液和压力下的变化规律。（3）建立了一种数值模拟模型,编程重构颗粒在纳米孔隙中流动中的力学模型,模拟颗粒粒径、浓度、速度、颗粒比、重力、旋转、密度、形状、粗糙度、孔道曲折度对页岩孔隙封堵效率的影响,同时与理论结果和第三方实验结果对比验证模型可靠性。为纳米颗粒封堵页岩孔隙防止页岩水化提供理论基础。
刘曰武,高大鹏,李奇,万义钊,段文杰,曾霞光,李明耀,苏业旺,范永波,李世海,鲁晓兵,周东,陈伟民,傅一钦,姜春晖,侯绍继,潘利生,魏小林,胡志明,端祥刚,高树生,沈瑞,常进,李晓雁,柳占立,魏宇杰,郑哲敏[6]（2019）在《页岩气开采中的若干力学前沿问题》文中指出页岩气的开采涉及破裂和收集输运两个关键过程.如何实现2000 m以下、复杂地应力作用下、多相复杂介质组分的页岩层内网状裂纹的形成,同时将孔洞、缝隙中的游离、吸附气体进行高效收集,涉及到诸多的核心力学问题.这一工程过程涵盖了力学前沿研究的诸多领域:介质和裂纹从纳米尺度到千米尺度的空间跨越,游离、吸附气体输运过程中微秒以下的时间尺度事件到历经数年开采的时间尺度跨越,不同尺度上流体固体的相互作用,以及压裂过程中通过监测信息反演内部破坏状态等.针对近年来我们国家页岩气勘探开发工作所取得的成就及后续发展中面临的前沿力学问题,在综合介绍页岩气藏的基本特征和开发技术的基础上,以页岩气开采中的若干力学前沿问题为主线,从页岩力学性质及其表征方法、页岩气藏实验模拟技术、页岩气微观流动机制及流固耦合特征、水力压裂过程数值模拟方法、水力压裂过程微地震监测技术、高效环保的无水压裂技术等6个方面的最新研究进展进行了总结和展望,结合页岩气藏开发的工程实践,深入探究了其中力学关键问题,以期对从事页岩气领域的开发和研究的从业人员提供理论基础,同时,该方面的内容对力学学科、尤其是岩土力学领域的科研工作也具有重要指导价值.
许声瑞[7]（2018）在《海上A气田出砂井化学防砂技术研究》文中研究指明海上疏松砂岩气藏在开采中后期,由于地层压力下降、地层见水及生产制度不合理等因素导致部分气井频繁出砂,砂粒堆积堵住射孔段,造成气井产量下降,同时高速流动的砂粒会冲蚀并损坏沿程的生产设备,存在一定的安全隐患。目前海上气田出砂井防砂技术主要以高级优质筛管防砂及砾石充填防砂为主,其在中粒度（粒径大于90 μm）出砂井中取得了较好的效果,但在治理粒径小于90 μ m的细粉砂出砂井时现场应用效果不佳,因此有必要对该类型气藏的气井防砂开展研究。本文选取海上A气田实际出砂井为研究对象,以化学防砂适应性为主题,应用室内模拟实验的方法,对其开展深入研究并取得如下成果:（1）通过详细分析A气田的储层物性、岩性、温压等特征,结合该区域出砂和防砂特点,探讨了 A气田采用化学固砂的可行性。（2）选择天然露头岩心为固结基础,利用“注入法”制作固结岩心,建立了气井化学固砂模拟评价方法。（3）结合室内实验结果,前置液配方为:水+3%KCl+5%互溶剂PCS+2%SH降压助排剂。（4）通过室内实验,确定YH微乳水基固砂液配方为:8%树脂YH-01+12%固化剂YH-02+4%调节剂 YH-03+0.5%偶联剂 YH-04+75.5%稀释剂（3%NaCl 盐水）。（5）针对A1出砂井,设计了单井化学固砂技术方案并开展现场应用。
吴泓璇[8]（2018）在《阿姆河右岸巨厚盐膏层蠕变规律及安全钻井研究》文中研究表明盐膏层是良好的油气藏盖层,通常情况下,在巨厚盐膏层下都孕育着大型的油气藏。与常规的沉积岩物性不同,盐岩具有极强的塑性,巨厚盐膏层段还具有一定的流动性,在盐下油气藏的勘探开发过程中易发生因盐岩缩径和盐岩溶解引发的井下复杂情况。土库曼斯坦阿姆河右岸工区盐下油气藏资源量巨大,截止2017年,阿姆河右岸天然气合作项目已实现年供商品气130X 108 m3/年能力。虽然阿姆河右岸盐下油气藏的勘探开发已初见成效,但巨厚盐膏层段钻井问题仍然较为突出,如:盐岩蠕变导致的缩径,地层压力预测不准确和盐岩溶解导致的井漏和溢流等。为实现阿姆河右岸工区盐下油气藏的安全经济高效开发,本文首先对研究工区的工程地质特征和实钻情况进行系统分析,明确钻井重难点;其次,建立工区地应力、岩石力学和地层三压力参数评价模型,获取地应力和岩石力学参数;再次,结合实验结果获取到巨厚盐膏层的蠕变规律,利用有限元软件进行安全钻井液密度和套管选型仿真模拟;开展巨厚盐膏层井段钻井液配方和体系优选优化,最终,形成一套巨厚盐膏层安全钻井技术,进行现场应用。论文得到的主要认识有:（1）阿姆河右岸基未利阶厚盐膏层厚度约为800 m～1300 m,埋深1800 m～3300 m;三个主应力梯度的大小分别为:σH=2.58 MPa/100m,σv=2.36 MPa/100m和σn=2.04 MPa/100m;平均杨氏模量5050 MPa,平均泊松比0.454,盐膏层上部砂泥岩地层坍塌压力系数为1.0～1.1,地层孔隙压力系数为1.2～1.3,地层破裂压力系数为2.0～2.25。（2）研究工区盐膏层蠕变规律与Heard模型吻合最好,模型常数分别为:A=40.238,B=0.568和Q=20027;盐膏层段安全钻井液密度需大于1.80 g/cm3,选用钢级为125TT,壁厚为15.88mm的套管可安全封固巨厚盐膏层。（3）优选出的钻井液包被剂、降粘剂和降虑失剂分别为:FA-367、XY-27和JT-888（或SMP-Ⅱ）;盐膏层上部井段采用低固相两性复合离子聚合物钻井液体系,配方为:4%坂土浆+0.3%FA-367+0.3%XY-27+0.5%JT-888+1.5%QS-2+1.5%EP-1+重晶石;盐膏层井段采用饱和盐水两性复合离子聚磺钻井液体系,其具体配方为:6%坂土+0.5%FA-367+0.5%XY-27+0.5%JT-888+3%ZD-1+2%SMP-Ⅱ+25%NaCl+2%EP-1+重晶石。（4）阿姆河右岸巨厚盐膏层安全钻井技术应用效果显着,钻井事故率和钻井复杂率得到大幅降低,对比盐膏层段钻时缩短3倍以上;2014年～2017年间,A区直井平均钻井周期由82天降至50天,定向井平均钻井周期从120天降至90天;B区直井平均钻井周期从130天降至110天,定向井平均钻井周期从173天降至156天。阿姆河右岸巨厚盐膏层安全钻井技术能够解决研究工区盐膏层段的相关钻井工程难题,研究成果为以后的复杂盐膏层钻井作业提供技术支持和指导。
刘铭刚[9]（2018）在《基于Euler管流模型和多层界面模型的UGS井筒力学分析及完整性评价方法研究》文中研究指明油管和固井结构是地下储气库（Underground gas storage,UGS）井筒的主要组成部分,是井筒完整性评价的主体,其中固井结构包括套管、水泥环和周围地层。UGS“既采又注”的超低周循环运行和高压高速的注/采气作业方式对井筒完整性提出了严峻挑战。然而目前对UGS油管的失效评价多依据静力分析,而对注采过程中,尤其是开/关井等动态工况中油管受力的问题研究较少;另一方面,目前对固井结构的失效评价多依据简化的理想模型,而对温差、非均匀地应力作用下的结构失效机理仍缺乏深入研究。本文以我国西南某气田UGS的实际运行工况和地质条件为工程背景,通过理论研究、数值计算和实验模拟等手段开展以下工作:第一,推导天然气-油管系统流固耦合问题的求解过程并进行实验验证,结合准相似实验研究动态载荷作用下的油管截面状态和近壁压力分布,以此作为初始条件和载荷条件,建立基于CEM理论（Cellular element method）的油管动力学分析方法,进而研究注采过程中油管的失效机理。第二,通过研究井筒周围地应力分布,考虑地应力不均匀性、温度载荷和位移连续条件建立固井结构受力分析模型,并推导套管、水泥环和胶结面上的应力计算公式,进而研究固井结构的失效机理。最后,引入因子分析模型对井筒失效的贡献因素进行筛选、分类和重要度排名,基于可靠性理论建立一种量化的、分级的UGS井筒完整性评价方法。本文研究成果可为UGS井筒的设计和安全评价提供指导。主要内容如下:（1）基于改进的Euler管流模型和Riemann-Glimm（R-G）方法,开展了动态压力载荷作用下天然气-油管系统流固耦合分析。通过改进一维管流的8方程模型,得到了描述天然气-油管系统任意时刻横截面状态的Euler方程组。利用Euler方程与Riemann问题的转换,推导了开井后nt时刻到nt（10）（35）t时刻Euler双曲方程初值问题的求解过程,给出了局部坐标系中系统横截面上的内力表达式。将R-G方法通过FLUENT UDF编程实现,研究了开井过程中动态压力载荷作用下天然气-油管系统横截面的力学状态,并得到了压差和油管内径对油管加速度、速度、位移的影响规律。（2）对改进的Euler模型和R-G方法进行了实验验证,并研究了注采过程中油管近壁压力的分布及其影响因素。以UGS-T4的井身结构为原型搭建了天然气-油管系统模拟实验装置,并完成以下工作:参考Tijsseling的研究完成了冲击管流实验,通过测量冲击载荷作用后油管的近壁压力、油管加速度和管壁应变,发现R-G方法的预测结果与实验结果具有很高的吻合度,进而分析得到了R-G方法的最优网格数量以及Courant-Friedrichs-Lewy（CFL）系数的合理取值区间。基于上述装置设计了满足几何相似条件和雷诺自相似条件的UGS注采过程准相似管流实验,结合数值计算全面研究了UGS注采过程中压差、油管内径、狗腿度和接头尺寸对油管近壁压力的影响规律。（3）基于CEM方法开展了注采过程中UGS油管动力学分析及失效机理研究。引入CEM理论推导了求解动态压力载荷作用下油管受力问题的过程,并给出了迭代格式和算法,通过与ANSYS计算结果对比证明了CEM方法的易收敛性。在流固耦合分析和油管近壁压力研究的基础上,基于CEM方法全面研究了稳态过程和开井过程中油管的运动、受力、变形情况,结果表明:开井过程中油管中和点下移,其变形状态主要由轴向力决定;油管处于直线状态、正弦弯曲状态、螺旋弯曲状态的时间受油管内径和压差的影响。为便于分析,根据油管的三种失效方式定义了“油管失效指数”和“油管失效因子”,给出了判定油管失效程度的量化公式和分级评价标准,研究表明:当采气压差较小时,油管易发生刚度失效或稳定性失效,而随着压差的增大,强度失效逐渐成为油管失效的主导因素;在稳态过程和开井过程中,随着油管内径和采气压差的增大,油管的失效因子均随之增大。（4）基于分层模型和多目标约束反分析方法,开展了UGS井筒周围地应力计算。为获取目标井所在区块的地应力大小和方向,首先利用测井信息和Gristensen公式得到了目标储层的动态、静态岩性参数,通过引入“多目标约束优化反分析”方法对该区块的地应力进行了反演。在此基础上考虑构造地应力和附加地应力,并引入垂向分层模型,基于弹性力学孔板问题的拉梅解推导任意水平横截面上井筒周围地应力的计算公式,进而研究井筒周围地应力分布随坐标方位角、距井壁距离的变化规律。（5）基于改进的多层界面模型,开展了UGS固井结构受力分析及失效机理研究。在区块地应力反演结果和井筒周围地应力分析的基础上,考虑胶结面位移连续条件、非均匀地应力和温度载荷,改进了固井结构受力分析模型并推导了新的多层结构应力计算公式。结合分层地应力计算结果,得到了UGS-T4井F一段水平截面上固井结构和胶结面的应力大小及分布。为便于分析,定义了“固井结构失效指数”和“固井结构失效因子”,给出了判定固井结构失效程度的量化公式,并建立了分级评价标准,通过计算得到UGS-T4井F一段的失效因子为1.15,证明发生了完整性失效。在此基础上全面研究了地应力非均匀系数、环空压力、地层温度和材料参数对固井结构失效程度的影响。（6）基于统计学理论,提出了一种UGS井筒完整性的量化评价方法并进行了工程应用。为充分考虑材料、结构、载荷和事件的不确定性（或随机性）,在力学分析和失效评价的基础上,引入了统计学理论和可靠度计算方法对UGS井筒完整性进行更加全面的评价。通过引入因子分析法推导了井筒完整性评价的因子分析模型,以最少信息丢失为原则对UGS井筒完整性失效的贡献因素进行了分类、筛选和重要度排名,将井筒完整性失效的贡献因素类别从23类压缩为7类,在保证精度的情况下提高了统计效率,得到“套管等效应力失效”的重要度排名为第1名。基于中心点法推导了量化UGS井筒完整性的可靠概率计算公式,并用Monte-Carlo法验证了其精度。最后通过建立“井筒完整性可靠概率”与“井筒完整性可靠性指标”之间的关系,给出了UGS井筒完整性的分级评价标准。研究表明:本文方法和Monte-Carlo法得到的UGS-T4井筒完整性可靠概率分别为0.8966和0.9106,井筒完整性的评价结果分别为“较可靠”和“很可靠”,证明了本文方法精度良好。
曾韦[10]（2018）在《页岩地层钻井卸荷井壁稳定性研究》文中指出页岩气作为一种高效、相对清洁的非常规油气资源,具有分布范围广泛、储量丰富以及开采寿命长等优势,已成为不可忽视的重要能源。然而井壁失稳是钻井过程中较为常见的问题,尤其是钻遇强度非均质地层井壁失稳情况更为严重,严重制约了页岩气的安全高效开发。常规分析方法已经不能很好地适用于页岩地层的井壁稳定性分析。井周围岩应力卸荷是导致井壁失稳的重要的因素之一,因此,通过开展卸荷试验获取页岩的力学变形参数,并从能量角度研究岩石力学特征和破坏条件,将其运用到井壁稳定性分析中可更加准确地预测井壁的稳定性,从而有效降低井壁失稳现象。鉴于此,本文通过室内试验从页岩的力学特性入手,基于页岩变形破坏过程能量耗散和释放特征,建立了卸荷条件下适用于页岩的能量强度准则,考虑地质参数、井眼轨迹和岩石力学特性,确定了页岩地层的井壁稳定性评价方法,分析了井壁稳定性的影响因素。本文所取得研究成果和认识如下:（1）开展了加、卸载荷条件下龙马溪组页岩力学特性研究。开展了层理角度为0°的页岩常规三轴压缩试验,并基于该试验数据,开展了层理角度为0°、15°、30°、45°、60°、75°和90°的页岩卸荷试验,明确了卸荷条件下页岩的力学特性、弹性参数及破坏模式,分析了层理对弹性模量、泊松比和峰值强度的影响。卸荷条件下试样的弹性模量和泊松比与常规试验得出的数值相近,内摩擦角比常规试验得到的数值大,内聚力却有所降低;卸荷试验得到的弹性模量随着层理角度β的增大而变大,而泊松比则与层理角度β关系不明显;卸荷试验结果表明,随着层理面角度β的增加,页岩的峰值强度先降低,然后逐渐增加,页岩的强度—层理角度曲线近似为“U”型,在β=60°附近出现最小峰值强度,β=0°和90°出现最大峰值强度。（2）分析了卸荷试验页岩变形破坏过程能量耗散和释放特征。分析了卸荷试验过程中能量的来源以及耗散情况,考虑页岩横观各向同性特征建立了岩石应变能密度函数,分析了卸荷试验过程中页岩能量演化特征以及层理对能量的影响。分析结果表明:页岩内部能量变化可分能量聚集、能量耗散和能量释放等三个阶段;层理对页岩能量有着较大影响,当层理面法向与最大主应力方向一致时,试样破坏时所能吸收的总能量、存储的弹性能和耗散能最大,层理面法向与最大主应力夹角为60°时最小。（3）基于能量耗散和释放原理建立了适用于页岩的能量强度准则。以形状改变应变能超过复合剪切面的剪切应变能一定数值作为岩石破坏判据,建立了适用于页岩的能量强度准则。通过试验数据及文献中的真三轴数据对所建立的能量强度准则进行了验证,结果表明:不考虑中间主应力时,该强度准则与M-C强度准则预测结果相近,考虑中间主应力时该强度准则较D-P准则更加准确;对于存在弱面的岩石,该强度准则也能较好地反映弱面对岩石强度的影响。（4）建立横观各向同性页岩地层井壁稳定性评价方法。将页岩卸荷试验数据和能量强度准则引入井壁稳定性分析中,验证了该准则评价井壁稳定性的准确性。系统地分析了地质参数、井眼轨迹、页岩力学非均质特性以及水化损伤等因素对井壁稳定性的影响。分析结果表明:能量强度准则能较好地用于评价页岩地层井壁稳定性,其评价结果优于经典强度理论;井壁影响因素分析表明,可通过优化井眼轨迹,优化钻井液性能及钻井过程中调整钻井液密度等方法保证井壁稳定或最大限度地降低井壁失稳的风险。
二、番禺30-1气田水平井井壁力学稳定性实验研究（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、番禺30-1气田水平井井壁力学稳定性实验研究（论文提纲范文）
（1）地质工程一体化钻井技术研究进展及攻关方向——以四川盆地深层页岩气储层为例（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 四川盆地深层页岩气储层钻井工程主要技术难题 |
| 1.1 机械钻速低，钻井周期长 |
| 1.2 井眼轨迹控制困难，水平井极限延伸长度受限 |
| 1.3 井壁垮塌掉块严重、井下复杂事故多 |
| 2 地质工程一体化、安全高效钻井技术研究进展 |
| 2.1 页岩气储层地质建模 |
| 2.2 钻柱—井壁—钻头—岩石系统动力学 |
| 2.2.1 钻柱系统动力学模型 |
| 2.2.2 钻柱摩阻预测与控制技术 |
| 2.3 个性化钻头与钻井参数智能控制 |
| 2.3.1 高效破岩机理及个性化钻头设计方法 |
| 2.3.2 钻井参数智能控制技术 |
| 2.4 页岩气水平井井壁安全与强化技术 |
| 2.5 页岩气钻井地质导向技术 |
| 3 四川盆地深层页岩气储层地质工程一体化钻井的主要攻关方向 |
| 3.1 精细地质建模和精确地质导向 |
| 3.2 高温高压真三轴全尺寸破岩测试方法及高效长寿命个性化钻头 |
| 3.3 长水平段钻井参数智能控制机器人 |
| 3.4 绿色环保强封堵、强抑制、降阻防塌钻井液 |
| 3.5 深层页岩气储层地质—工程—生态一体化钻井技术 |
| 4 结束语 |
（2）天然气水合物降压试采井筒多相流动规律及保障技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.2 国内外研究综述 |
| 1.2.1 天然气水合物勘探开发研究进展 |
| 1.2.2 天然气水合物生成及抑制研究进展 |
| 1.2.3 含固体颗粒多相流研究进展 |
| 1.3 天然气水合物降压开采法流道特征 |
| 1.4 论文研究内容 |
| 1.5 技术路线 |
| 第二章 水合物生成条件及防治保障技术研究 |
| 2.1 天然气水合物生成及抑制计算模型 |
| 2.2 模型验证 |
| 2.3 天然气水合物颗粒生成条件 |
| 2.3.1 组分条件 |
| 2.3.2 温压条件 |
| 2.3.3 临界含水量 |
| 2.4 天然气水合物防治及流动保障技术研究 |
| 2.4.1 气体组分及含量 |
| 2.4.2 单组分醇类对水合物生成抑制研究 |
| 2.4.3 复合双组分醇类对水合物生成抑制研究 |
| 2.4.4 单组分与复合双组分醇类抑制剂性能对比 |
| 2.4.5 单组分盐类对水合物生成抑制研究 |
| 2.4.6 复合双组分盐类对水合物生成抑制研究 |
| 2.4.7 单组分与复合双组分无机盐抑制剂性能对比 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 水合物开采微米级砂粒运移实验研究 |
| 3.1 实验材料 |
| 3.2 实验仪器及功能控制方法 |
| 3.2.1 实验仪器 |
| 3.2.2 设备功能控制方法 |
| 3.3 水合物开采水流通道中微米级砂粒运移实验 |
| 3.3.1 微米级砂粒运移实验内容 |
| 3.3.2 井筒内微米级砂粒体积分数测量方法 |
| 3.3.3 微米级砂粒运移实验步骤 |
| 3.4 水合物开采水流通道中微米级砂粒运移结果及分析 |
| 3.4.1 微米级砂粒运移实验现象 |
| 3.4.2 砂沉积浓度比定义 |
| 3.4.3 单因素分析 |
| 3.4.4 微米级砂粒运移模型建立及优选 |
| 3.4.5 模型误差分析 |
| 3.5 微米级砂粒运移软件编制 |
| 3.6 颗粒运移对比 |
| 3.6.1 微米级砂粒与岩屑颗粒运移对比 |
| 3.6.2 微米级砂粒运移与常规油气开采砂粒运移对比 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 微米级砂粒沉积高度预测及砂床重启研究 |
| 4.1 水合物开采微米级砂粒沉积实验内容和步骤 |
| 4.1.1 微米级砂粒沉积实验内容 |
| 4.1.2 微米级砂床高度测量方法 |
| 4.1.3 微米级砂粒沉积实验步骤 |
| 4.2 水合物开采微米级砂粒沉积实验结果及分析 |
| 4.2.1 变量分析及无量纲化 |
| 4.2.2 单因素分析 |
| 4.2.3 微米级砂粒沉积高度预测模型建立及优选 |
| 4.2.4 模型误差分析 |
| 4.3 微米级砂粒启动力学模型 |
| 4.3.1 砂床中微米级砂粒分布 |
| 4.3.2 微米级砂粒力学分析 |
| 4.3.3 微米级砂粒启动模型 |
| 4.3.4 启动流速分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 水合物开采复杂井段内微米级砂粒运移数值模拟研究 |
| 5.1 数值模拟控制方程与模拟条件 |
| 5.1.1 C形-螺旋形井段三维模型 |
| 5.1.2 变径井段三维模型 |
| 5.1.3 数值模拟初始条件与边界条件 |
| 5.1.4 数值模拟控制方程与求解 |
| 5.2 C形-螺旋形井段数值模拟结果与讨论 |
| 5.2.1 C形-螺旋形井段沉积特征 |
| 5.2.2 C形-螺旋形井段微米级砂粒临界不沉积流速 |
| 5.2.3 C形-螺旋形井段体积浓度预测模型 |
| 5.3 变径井段数值模拟结果与讨论 |
| 5.3.1 变径井段微米级砂粒沉积特征 |
| 5.3.2 变径井段微米级砂粒临界不沉积流速 |
| 5.3.3 变径井段微米级砂粒浓度预测模型 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 含水合物-砂-水-气多相流动理论模型 |
| 6.1 多相流流动控制方程的建立 |
| 6.1.1 连续性方程 |
| 6.1.2 动量方程 |
| 6.1.3 能量方程 |
| 6.1.4 多相流动辅助方程 |
| 6.2 多相流动方程的求解 |
| 6.2.1 多相流动方程定解条件 |
| 6.2.2 数值迭代格式 |
| 6.2.3 求解流程和求解步骤 |
| 6.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表论文及科研情况 |
| 致谢 |
| 附录 |
（3）沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.1.3 题目来源 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 深部煤层气发展现状及研究进展 |
| 1.2.2 煤层气勘探开发决策研究现状 |
| 1.3 存在问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.4.1 研究目标与内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 完成工作量及创新点 |
| 1.5.1 论文的工作量 |
| 1.5.2 主要创新点 |
| 2 研究区煤层气地质背景 |
| 2.1 研究区位置及地理背景 |
| 2.2 研究区构造特征及构造演化 |
| 2.2.1 构造演化与成藏控制 |
| 2.2.2 研究区构造复杂程度 |
| 2.3 含煤地层及沉积环境 |
| 2.4 煤层气地质特征 |
| 2.4.1 储层展布特征及封闭性能 |
| 2.4.2 煤体结构特征 |
| 2.4.3 储层物性特征 |
| 2.4.4 含气性特征 |
| 2.5 小结 |
| 3 煤层气开发地质分区与技术选择 |
| 3.1 煤层气开发地质可行性与开发潜力评价 |
| 3.1.1 基于AHP的评价指标体系构建 |
| 3.1.2 评价方法 |
| 3.1.3 煤层气开发地质潜力综合评价 |
| 3.2 基于地质适配性的煤层气开发模式 |
| 3.2.1 煤层气地面开发技术发展现状 |
| 3.2.2 煤层气开发井型及其地质适配性 |
| 3.2.3 煤层气钻完井技术选择 |
| 3.3 煤层气开发地质单元划分与开发方式 |
| 3.4 小结 |
| 4 煤层气开发井型井网优化 |
| 4.1 数值模拟方法与参数校正 |
| 4.1.1 COMET3.0 数值模拟器 |
| 4.1.2 数值模型 |
| 4.1.3 基准地质参数选取与校正 |
| 4.2 煤层气开发井型优化 |
| 4.2.1 不同井型的排采机理对比 |
| 4.2.2 不同井型的排采效果对比 |
| 4.2.3 压裂水平井井身结构参数优化 |
| 4.3 煤层气开发井网优化 |
| 4.3.1 全直井布井 |
| 4.3.2 混合井和全水平井布井 |
| 4.4 深部煤层气井产能地质控制因素 |
| 4.4.1 单因素敏感性分析 |
| 4.4.2 正交试验分析 |
| 4.5 小结 |
| 5 煤层气开发经济评价 |
| 5.1 煤层气开发生产特点 |
| 5.2 煤层气开发经济评价方法和指标 |
| 5.2.1 煤层气经济评价方法 |
| 5.2.2 煤层气经济评价指标 |
| 5.3 煤层气开发经济评价参数 |
| 5.3.1 项目总投资 |
| 5.3.2 项目成本 |
| 5.3.3 税金 |
| 5.3.4 收入 |
| 5.4 研究区煤层气开发经济评价 |
| 5.4.1 经济评价基础数据 |
| 5.4.2 经济评价结果 |
| 5.5 深部煤层气开发扶持方向 |
| 5.6 小结 |
| 6 基于多属性决策的煤层气勘探开发目标优选 |
| 6.1 煤层气勘探开发目标多属性决策的必要性 |
| 6.2 煤层气勘探开发目标优选决策的多属性描述 |
| 6.2.1 影响煤层气勘探开发目标决策的因素 |
| 6.2.2 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的确立 |
| 6.2.3 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的量化 |
| 6.3 基于TOPSIS的煤层气勘探开发目标多属性决策 |
| 6.3.1 TOPSIS模型 |
| 6.3.2 煤层气勘探开发目标多属性决策方案准备 |
| 6.3.3 煤层气勘探开发目标多属性决策属性权重确立 |
| 6.3.4 煤层气勘探开发目标多属性决策结果及意义 |
| 6.4 小结 |
| 7 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（4）延长气田刘家沟—双石井段井壁稳定及钻井液体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 天然气水平井钻井液技术难点及选用原则 |
| 1.2.2 天然气井水基钻井液研究进展 |
| 1.2.3 地层井壁稳定研究现状 |
| 1.2.4 吸水树脂材料复合物研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术方案及技术路线 |
| 1.5 创新点 |
| 第2章 延长天然气井地层特性研究 |
| 2.1 延长地区地质情况分析 |
| 2.1.1 主要地层及岩性特征 |
| 2.1.2 地质分层及岩性特征 |
| 2.2 岩石组分、结构分析 |
| 2.2.1 岩样的采集及制备 |
| 2.2.2 矿物组分分析 |
| 2.2.3 岩样结构分析 |
| 2.3 研究工区井下复杂情况统计分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 地层井壁失稳机理研究 |
| 3.1 岩屑水化作用实验 |
| 3.1.1 黏土矿物水分 |
| 3.1.2 水化作用机理 |
| 3.1.3 水化作用实验 |
| 3.2 岩石力学特性分析 |
| 3.2.1 岩样制备 |
| 3.2.2 岩心基础物性测试分析 |
| 3.2.3 原岩强度特性研究 |
| 3.3 地层井壁失稳机理 |
| 3.4 延长天然气井水基钻井液技术要求及对策 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 防塌钻井液体系建立 |
| 4.1 实验药品及仪器 |
| 4.2 处理剂单剂优选 |
| 4.2.1 土量优选 |
| 4.2.2 抑制剂优选 |
| 4.2.3 流型调节剂优选 |
| 4.2.4 降滤失剂优选 |
| 4.2.5 封堵剂优选 |
| 4.2.6 润滑剂优选 |
| 4.2.7 配方优化实验研究 |
| 4.3 防塌钻井液体系性能评价 |
| 4.3.1 流变性能及失水造壁性能评价 |
| 4.3.2 抑制水化分散性能评价 |
| 4.3.3 抑制水化膨胀性能评价 |
| 4.3.4 封堵性能评价 |
| 4.3.5 抗土侵性能评价 |
| 4.3.6 抗盐性能评价 |
| 4.3.7 抗温性能评价 |
| 4.3.8 热稳定性能评价 |
| 4.3.9 粘结性能评价 |
| 4.4 防塌钻井液对坍塌压力的影响研究 |
| 4.4.1 井壁坍塌压力的计算 |
| 4.4.2 钻井液对坍塌压力的影响 |
| 4.5 防塌钻井液应用工艺技术 |
| 4.5.1 防塌钻井液配制与维护处理措施 |
| 4.5.2 基本技术方案 |
| 4.5.3 操作规程 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（5）纳米材料增强页岩井壁稳定性的数值模拟与实验研究（论文提纲范文）
| 作者简历 |
| 摘要 |
| abstract |
| 符号说明 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题背景与研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 页岩特征和龙马溪组页岩综述 |
| 1.2.2 页岩井壁稳定性研究 |
| 1.2.3 钻井液化学抑制维持井壁稳定性 |
| 1.2.4 纳米材料物理封堵维持井壁稳定性 |
| 1.3 研究目标、研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 需解决的科学问题 |
| 1.3.4 技术路线 |
| 第二章 页岩物化特征和纳米材料封堵性能评价 |
| 2.1 页岩采集信息和特性 |
| 2.1.1 龙马溪组页岩矿物成分分析 |
| 2.1.2 秀山龙马溪组页岩形貌分析 |
| 2.2 纳米材料的筛选和封堵测试评价 |
| 2.2.1 纳米材料筛选 |
| 2.2.2 纳米材料封堵页岩孔隙评价 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 纳米材料封堵页岩孔隙的数值模拟 |
| 3.1 颗粒封堵和堆积理论基础 |
| 3.1.1 DEM方法简介 |
| 3.1.2 颗粒碰撞模型 |
| 3.1.3 颗粒之间非接触力模型 |
| 3.1.4 粒子-流体相互作用力模型 |
| 3.1.5 颗粒在流体中流动模型 |
| 3.2 纳米材料封堵模拟简介 |
| 3.3 颗粒堆积模型及其参数设置 |
| 3.3.1 流体及颗粒运动本构模型 |
| 3.3.2 颗粒堆积模型 |
| 3.3.3 模型尺寸、物理特性、网格及碰撞属性 |
| 3.4 页岩孔隙封堵效率的敏感性分析 |
| 3.4.1 重力对颗粒封堵孔隙的影响 |
| 3.4.2 颗粒拖拽力对封堵孔隙效率的影响及其UDF模型 |
| 3.4.3 颗粒与出口尺寸比率对封堵效率的影响 |
| 3.4.4 颗粒入口速度对封堵效率的影响 |
| 3.4.5 颗粒浓度对封堵效率的影响 |
| 3.4.6 颗粒释放模型对封堵效率的影响 |
| 3.4.7 颗粒密度对封堵效率的影响 |
| 3.4.8 颗粒旋转对封堵效率的影响 |
| 3.4.9 颗粒形状对封堵效率的影响 |
| 3.4.10 颗粒和孔隙粗糙度对封堵效率的影响 |
| 3.4.11 孔隙曲折度对模型效率的影响 |
| 3.5 实验验证 |
| 3.5.1 纳米颗粒浓度实验验证 |
| 3.5.2 纳米颗粒尺寸实验验证 |
| 3.5.3 SEM测试 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 盐溶液对龙马溪组页岩物理性能影响机理 |
| 4.1 实验材料及仪器 |
| 4.2 盐溶液对人工页岩渗流过程的影响规律 |
| 4.2.1 渗流过程测试理论基础 |
| 4.2.2 渗流过程实验程序及方法 |
| 4.2.3 人工页岩渗流过程数据分析 |
| 4.3 盐溶液对龙马溪组页岩渗流过程的影响规律 |
| 4.3.1 渗流过程实验结果 |
| 4.3.2 龙马溪组页岩渗流过程数据分析 |
| 4.4 盐溶液对龙马溪组页岩膜效率的影响规律 |
| 4.4.1 测试原理 |
| 4.4.2 实验程序及方法 |
| 4.4.3 实验数据 |
| 4.4.4 膜效率数据分析 |
| 4.5 盐溶液对龙马溪组页岩接触角的影响规律 |
| 4.5.1 实验方法 |
| 4.5.2 实验数据 |
| 4.5.3 接触角数据分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 基于纳米颗粒的盐水基钻井液增强页岩井壁稳定性的实验研究 |
| 5.1 实验方法 |
| 5.1.1 基于纳米材料物理封堵和盐溶液化学抑制的协同方法 |
| 5.1.2 实验材料、实验仪器和评价方法 |
| 5.2 基于纳米颗粒的盐水基钻井液体系实验数据 |
| 5.2.1 高性能盐水基钻井液体系配方 |
| 5.2.2 基础性能测试 |
| 5.2.3 水活度及润滑性测试 |
| 5.2.4 流体流型分析 |
| 5.2.5 页岩抑制性评价 |
| 5.2.6 润湿性测试 |
| 5.2.7 环保性评价 |
| 5.2.8 页岩井壁稳定性评价 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 结论与创新点 |
| 6.1.1 结论 |
| 6.1.2 创新点 |
| 6.2 论文不足 |
| 6.3 进一步研究思路 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（6）页岩气开采中的若干力学前沿问题（论文提纲范文）
| 目录 |
| 1前言* |
| 2页岩气藏及其开采方式* |
| 2.1引言 |
| 2.2 页岩气藏的地质及开采特征 |
| 2.2.1 页岩气藏的地质特征 |
| 2.2.1. 1 构造地质背景 |
| 2.2.1. 2 沉积环境 |
| 2.2.1. 3 页岩类型 |
| 2.2.1. 4 总有机碳含量 |
| 2.2.1. 5 热成熟度 |
| 2.2.1. 6 有机质类型 |
| 2.2.2 页岩气藏的储层特征 |
| 2.2.2. 1 储层厚度 |
| 2.2.2. 2 储层物性 |
| 2.2.2. 3 页岩脆性 |
| 2.2.2. 4 裂缝系统 |
| 2.2.2. 5 含气量 |
| 2.2.3 页岩气藏的开采特征 |
| 2.2.3. 1 优惠政策的扶持 |
| 2.2.3. 2 体积压裂 |
| 2.2.3. 3 勘探开发关键技术不断发展进步 |
| 2.2.3. 4 产量递减率较高 |
| 2.2.3. 5 环保问题面临挑战 |
| 2.3 页岩气藏开采方式 |
| 2.3.1 直井及直井压裂开发方式 |
| 2.3.2 水平井及水平井压裂开发方式 |
| 2.3.2. 1 滑溜水压裂技术 |
| 2.3.2. 2 多级分段压裂技术 |
| 2.3.3 同步压裂开发方式 |
| 2.3.3. 1 同步压裂技术 |
| 2.3.3. 2 拉链式压裂技术 |
| 2.3.4 工厂化水平井压裂开发方式 |
| 2.4 本节小结 |
| 3页岩力学行为与基本表征方法* |
| 3.1 引言 |
| 3.2 页岩天然裂缝的分布 |
| 3.3 页岩的脆性 |
| 3.4 页岩的弹性 |
| 3.4.1 杨氏模量 |
| 3.4.2 泊松比 |
| 3.5 页岩的断裂强度 |
| 3.5.1 压缩断裂强度 |
| 3.5.2 拉伸断裂强度 |
| 3.6 页岩弹性性能的统计描述 |
| 3.7 页岩的I型断裂 |
| 3.8 页岩天然弱面对裂纹路径的影响 |
| 3.9 岩体材料的本构关系 |
| 3.9.1 脆性破坏理论 |
| 3.9.2 弹塑性理论 |
| 3.9.3 损伤力学理论 |
| 3.9.4 微平面模型本构理论 |
| 3.1 0 本节小结 |
| 4页岩气藏实验模拟技术* |
| 4.1 引言 |
| 4.2 页岩储层评价技术 |
| 4.2.1 微观结构测试技术 |
| 4.2.2 孔径分布测试技术 |
| 4.2.3 物性测试技术 |
| 4.2.4 吸附气测量技术 |
| 4.2.5 扩散能力测试技术 |
| 4.2.6 储层吸水特征测试技术 |
| 4.3 开发模拟实验技术 |
| 4.3.1 流态实验 |
| 4.3.2 多测压点耦合传质实验 |
| 4.3.3 全直径岩心地层模拟开发实验 |
| 4.4 含气量计算方法 |
| 4.4.1 等温吸附法 |
| 4.4.2 微观孔隙结构法 |
| 4.4.3 测井资料法 |
| 4.5 本节小结 |
| 5页岩气微观流动机制及流固耦合特征* |
| 5.1 引言 |
| 5.2 页岩气微观流动机制 |
| 5.2.1 微观尺度渗流机理研究 |
| 5.2.1. 1 流动的分区 |
| 5.2.1. 2 微观流动过程 |
| 5.2.1. 3 微纳尺度流动特点 |
| 5.2.2 微观流动的研究方法 |
| 5.2.2. 1 分子动力学方法 |
| 5.2.2. 2 直接蒙特卡洛模拟方法 |
| 5.2.2. 3 格子玻尔兹曼方法 |
| 5.2.2. 4 Burnett方程 |
| 5.2.2. 5 逾渗理论 |
| 5.2.2. 6 孔隙网络模型 |
| 5.2.3 微观尺度向宏观尺度过渡问题 |
| 5.3 解吸附条件下的渗流力学规律 |
| 5.3.1 吸附动力学问题 |
| 5.3.1. 1 页岩吸附特征的影响因素 |
| 5.3.1. 2 吸附理论及模型 |
| 5.3.2 解吸附与流动耦合问题 |
| 5.4 人工压裂过程裂缝起裂及流固耦合机理 |
| 5.4.1 页岩裂缝起裂及扩展机理 |
| 5.4.1. 1 页岩各向异性多孔本构 |
| 5.4.1. 2 页岩各向异性强度和断裂准则 |
| 5.4.1. 3 水压裂缝和天然裂缝相互作用规律 |
| 5.4.2 页岩裂缝扩展数值模拟方法 |
| 5.5 页岩复杂介质的非均质特征 |
| 5.5.1 横纵向各向异性 |
| 5.5.2 基质本身的非均质性 |
| 5.5.3 天然裂缝引发的非均质性 |
| 5.5.4 页岩储层的变形规律 |
| 5.6 本节小结 |
| 6页岩气水力压裂数值模拟方法* |
| 6.1 前言 |
| 6.2 理论计算模型 |
| 6.2.1 传统水力压裂模型 |
| 6.2.1. 1 PKN模型 |
| 6.2.1. 2 KGD模型 |
| 6.2.1. 3 P3D模型 |
| 6.2.2 非常规水力压裂模型 |
| 6.2.2. 1 线网模型 (wire-mesh model) |
| 6.2.2. 2 非常规裂缝模型 |
| 6.3 水力压裂数值计算 |
| 6.3.1 数值计算模型 |
| 6.3.1. 1 固体破裂计算模型 |
| 6.3.1. 2 渗流计算模型 |
| 6.3.2 数值计算方法 |
| 6.3.2. 1 有限单元法 |
| 6.3.2. 2 有限差分法 |
| 6.3.2. 3 边界单元法 |
| 6.3.2. 4 扩展有限元法 |
| 6.3.2. 5 离散单元法 |
| 6.3.2. 6 连续非连续单元法 |
| 6.4 页岩裂缝网扩展的数值模拟研究 |
| 6.4.1 页岩压裂数值模拟研究现状 |
| 6.4.2 基于XFEM的耦合变形–扩散–流动的水力压裂数值模拟研究 |
| 6.5 本节小结 |
| 7水力压裂过程微地震监测技术* |
| 7.1 引言 |
| 7.2 微地震监测技术的发展现状 |
| 7.2.1 微地震监测的国内外研究进展 |
| 7.2.1. 1 国外微地震监测技术的开发和应用 |
| 7.2.1. 2 国内微地震监测技术的发展现状 |
| 7.2.2 微地震监测在低渗透率气藏开发中的应用 |
| 7.3 微地震监测中的关键问题 |
| 7.3.1 事件有效识别 |
| 7.3.1. 1 初至时间拾取 |
| 7.3.1. 2 震源定位 |
| 7.3.2 水力压裂微地震发生及其信号特点 |
| 7.3.2. 1 水力压裂“慢”过程伴随岩石破裂声发射的“快”过程 |
| 7.3.2. 2 岩石破坏机理复杂, 微地震的波形多样 |
| 7.3.2. 3 水力压裂过程的信号干扰 |
| 7.3.3 水力压裂微地震信号的时域–频域二维全波形分析 |
| 7.3.4 微地震的数据解释 |
| 7.3.4. 1 能量的匹配 |
| 7.3.4. 2 致裂面积与产量之间的关系 |
| 7.3.4. 3 微地震事件的发生时间 |
| 7.3.4. 4 水力压裂的岩石破坏机理 |
| 7.4 本节小结 |
| 8无水压裂技术* |
| 8.1 前言 |
| 8.2 二氧化碳压裂技术 |
| 8.2.1 二氧化碳干法压裂 |
| 8.2.2 二氧化碳泡沫压裂技术 |
| 8.2.3 超临界二氧化碳压裂 |
| 8.2.3. 1 CO2物性 |
| 8.2.3. 2 超临界CO2在微细流道中的流动与换热 |
| 8.2.3. 3 CO2射流破岩研究 |
| 8.2.3. 4 CO2压裂后的地下封存 |
| 8.2.4 小结 |
| 8.3 氮气压裂技术 |
| 8.3.1 氮气干压裂技术 |
| 8.3.2 氮气泡沫压裂技术 |
| 8.3.3 小结 |
| 8.4 液化石油气 (LPG) 无水压裂技术 |
| 8.5 爆炸压裂技术 |
| 8.5.1 井内爆炸 |
| 8.5.2 核爆法 |
| 8.5.3 层内爆炸 |
| 8.5.3 小结 |
| 8.6 高能气体压裂 (HEGF) |
| 8.7 本节小结 |
| 9结束语* |
（7）海上A气田出砂井化学防砂技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究的现状 |
| 1.2.1 油气井防砂技术发展历程 |
| 1.2.2 化学固砂技术发展历程 |
| 1.3 研究的内容及技术思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术研究路线 |
| 第2章 A气田防砂工艺筛选 |
| 2.1 油气井防砂技术对比分析 |
| 2.1.1 砂拱(桥)防砂 |
| 2.1.2 化学固砂 |
| 2.1.3 热力焦化防砂 |
| 2.1.4 机械防砂 |
| 2.2 化学固砂技术分类与存在问题分析 |
| 2.2.1 化学固砂工艺技术种类 |
| 2.2.2 化学固砂剂的结构及作用原理 |
| 2.2.3 化学固砂配套处理剂的组成及用途 |
| 2.2.4 目前化学防砂固砂技术存在的问题 |
| 2.2.5 化学固砂技术的发展方向 |
| 2.3 A气田防砂工艺筛选 |
| 2.3.1 储层特征 |
| 2.3.2 气藏特征 |
| 2.3.3 A气田防砂工艺的筛选 |
| 第3章 气井化学固砂评价方法的建立 |
| 3.1 露头岩心的选择 |
| 3.1.1 储层物性 |
| 3.1.2 储层岩性 |
| 3.1.3 单轴抗压强度 |
| 3.2 气体冲刷实验方法 |
| 3.2.1 A气田生产气井情况分析 |
| 3.2.2 气体冲刷实验方法 |
| 3.3 露头岩心固结实验流程 |
| 3.3.1 实验温度的确定 |
| 3.3.2 具体实验流程 |
| 第4章 前置液体系的构建及性能评价 |
| 4.1 前置液选用原则 |
| 4.2 前置液的组成及性能 |
| 4.2.1 互溶剂性能评价 |
| 4.2.2 降压助排剂性能评价 |
| 4.2.3 防膨性能评价 |
| 4.2.4 前置液与地层流体的配伍性评价 |
| 4.2.5 前置液对固砂性能影响 |
| 第5章 适合于A气田固砂液体系构建及性能评价 |
| 5.1 固砂液体系构建 |
| 5.1.1 化学固砂液基本要求 |
| 5.1.2 YH微乳水基固砂液基本组成 |
| 5.1.3 YH微乳水基固砂液的作用原理 |
| 5.1.4 YH微乳水基固砂液的特点及性能 |
| 5.1.5 YH微乳基固砂液对A气田的适应性评价 |
| 5.1.6 构建思路 |
| 5.2 固砂液体系配方的确定 |
| 5.2.1 粘度计注入压力 |
| 5.2.2 固结性能评价 |
| 5.2.3 安全施工时间性能评价 |
| 5.2.4 固砂液与地层岩石配伍性评价 |
| 5.2.5 固砂液与地层流体配伍性评价 |
| 5.3 固结性能评价 |
| 5.3.1 时间对固结性能的影响 |
| 5.3.2 温度对固结性能的影响 |
| 5.3.3 固结体老化稳定性能评价 |
| 5.3.4 储层岩屑固结实验 |
| 5.3.5 长岩心固结实验 |
| 5.3.6 固结体微观分析 |
| 第6章 A气田化学固砂施工工艺及现场应用 |
| 6.1 固砂液适应范围 |
| 6.1.1 储层物性条件 |
| 6.1.2 储层温度条件 |
| 6.1.3 防砂井段的长度 |
| 6.2 固砂液体系的用量计算 |
| 6.3 固砂液体系的配制工艺 |
| 6.3.1 前置液 |
| 6.3.2 YH微乳水基固砂液 |
| 6.4 固砂液体系的注入工艺 |
| 6.4.1 注入压力要求 |
| 6.4.2 注入工艺 |
| 6.4.3 顶替工艺 |
| 6.5 固化及恢复生产工艺 |
| 6.5.1 固化要求 |
| 6.5.2 恢复生产工艺 |
| 6.6 A1井化学固砂技术方案 |
| 6.6.1 生产情况 |
| 6.6.2 出砂情况 |
| 6.6.3 化学固砂方案 |
| 6.7 A1井化学固砂技术现场应用 |
| 第7章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（8）阿姆河右岸巨厚盐膏层蠕变规律及安全钻井研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外盐膏层油田钻井难点 |
| 1.2.2 盐岩力学特性及蠕变研究 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 第2章 阿姆河右岸盐膏层地质特征及实钻分析 |
| 2.1 阿姆河右岸工区工程地质特征 |
| 2.1.1 地质概况 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 地层层序 |
| 2.1.4 盐膏层特性 |
| 2.2 完钻井基本情况 |
| 2.2.1 早期井身结构 |
| 2.2.2 针对盐膏层的钻井工艺技术 |
| 2.3 盐膏层钻井难点 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 阿姆河右岸地层三压力预测 |
| 3.1 阿姆河右岸地应力预测 |
| 3.1.1 地应力计算模型 |
| 3.1.2 地应力剖面结果分析 |
| 3.2 阿姆河右岸盐膏层岩石弹性参数 |
| 3.3 工区地层三压力预测 |
| 3.3.1 地层三压力计算模型 |
| 3.3.2 地层三压力剖面结果分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 巨厚盐膏层蠕变规律 |
| 4.1 盐膏层特性 |
| 4.2 盐膏层的蠕变模型 |
| 4.2.1 常见粘弹性模型 |
| 4.2.2 广义粘弹性模型 |
| 4.2.3 三维应力状态下的粘弹性本构关系 |
| 4.2.4 基于微观机制的蠕变模型 |
| 4.3 盐膏层蠕变规律 |
| 4.3.1 盐岩蠕变室内测试 |
| 4.3.2 盐岩蠕变本构关系 |
| 4.3.3 影响盐膏层蠕变因素分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 盐膏层安全钻井液密度和套管设计 |
| 5.1 阿姆河右岸巨厚盐膏层蠕变有限元模型 |
| 5.1.1 蠕变应变方程 |
| 5.1.2 蠕变应变方程有限元法求解 |
| 5.1.3 阿姆河右岸巨厚盐膏层蠕变规律有限元法实现 |
| 5.2 安全钻井的钻井液密度仿真模拟 |
| 5.2.1 二维模型 |
| 5.2.2 三维模型 |
| 5.3 巨厚盐膏层段套管设计 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 巨厚盐膏层钻井液体系 |
| 6.1 巨厚盐膏层钻井液体系基本要求 |
| 6.2 钻井液添加剂优选 |
| 6.2.1 钻井液包被剂的优选 |
| 6.2.2 钻井液降粘剂的优选 |
| 6.2.3 钻井液降滤失剂的优选 |
| 6.3 阿姆河右岸巨厚盐膏层段钻井液体系 |
| 6.3.1 盐上地层钻井液体系 |
| 6.3.2 巨厚盐膏层段钻井液体系 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 巨厚盐膏层安全钻井技术及应用效果分析 |
| 7.1 巨厚盐膏层安全钻井技术 |
| 7.1.1 井身结构及盐膏层套管选择 |
| 7.1.2 盐膏层钻井工艺技术 |
| 7.1.3 盐膏层钻井液工艺及维护措施 |
| 7.2 应用效果分析 |
| 7.2.1 钻井液性能分析 |
| 7.2.2 钻井时效分析 |
| 7.2.3 盐膏层稳定性分析 |
| 7.2.4 整体应用效果评价 |
| 7.3 本章小结 |
| 第8章 结论建议 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表的论文及科研成果 |
（9）基于Euler管流模型和多层界面模型的UGS井筒力学分析及完整性评价方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景及研究意义 |
| 1.1.1 工程背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 井筒完整性研究现状 |
| 1.2.2 管流流固耦合问题研究现状 |
| 1.2.3 油气井管柱力学研究现状 |
| 1.2.4 固井结构失效机理研究现状 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 主要研究内容 |
| 1.3.3 拟解决的关键问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 第二章 基于Euler管流模型和R-G方法的天然气-油管系统流固耦合分析 |
| 2.1 天然气-油管系统的Euler流固耦合模型 |
| 2.1.1 模型简化和基本假设 |
| 2.1.2 天然气-油管系统的Euler流固耦合模型 |
| 2.1.3 边界条件和连续条件 |
| 2.2 Euler流固耦合方程的Riemann解法 |
| 2.2.1 Euler流固耦合方程的分解 |
| 2.2.2 Euler流固耦合方程对应的Riemann问题讨论 |
| 2.2.3 求解Riemann问题解的改进Glimm方法 |
| 2.3 动态压力载荷作用下天然气-油管系统横截面状态分析 |
| 2.3.1 UGS开井过程中天然气-油管系统的横截面状态分析 |
| 2.3.2 注采压差对油管横截面状态的影响 |
| 2.3.3 油管内径对油管横截面状态的影响 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 Euler模型和R-G方法的实验验证及油管近壁压力研究 |
| 3.1 Euler模型和R-G方法的实验验证 |
| 3.1.1天然气-油管系统冲击振荡实验 |
| 3.1.2 Euler模型和R-G方法的实验验证及影响因素分析 |
| 3.2模拟UGS注采过程的准相似管流实验 |
| 3.2.1 实际井况与准相似模型 |
| 3.2.2 实验可行性分析及误差讨论 |
| 3.3 注采过程中UGS油管近壁压力研究及影响因素分析 |
| 3.3.1 注采压差对油管近壁压力的影响 |
| 3.3.2 油管内径对油管近壁压力的影响 |
| 3.3.3 狗腿度对油管近壁压力的影响 |
| 3.3.4 接头尺寸对油管近壁压力的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 基于CEM方法的UGS油管动力学分析及失效机理研究 |
| 4.1 基于CEM的数值算法及在管柱力学中的应用 |
| 4.1.1 利用CEM方法求解固体力学问题的基本原理 |
| 4.1.2 细长油管结构受力问题的CEM模型 |
| 4.1.3 基于Euler模型和R-G方法的初始元胞状态求解 |
| 4.2 CEM方法在稳态计算中的应用及与FEM的对比分析 |
| 4.2.1 基于CEM方法的稳态过程中UGS油管受力分析 |
| 4.2.2 CEM与 FEM的计算精度和运算效率对比 |
| 4.3 基于CEM方法的开井过程中UGS油管动力学分析 |
| 4.3.1 UGS油管变形失效机理及判定条件 |
| 4.3.2 开井过程中UGS油管受力、变形时程分析 |
| 4.3.3 油管内径对开井过程中油管受力、变形的影响 |
| 4.3.4 注采压差对开井过程中油管受力、变形的影响 |
| 4.4 注采过程中UGS油管失效方式及评价方法 |
| 4.4.1 油管失效程度评价指标 |
| 4.4.2 油管失效分级评价方法 |
| 4.4.3 UGS-T4 油管失效评价 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 基于分层模型的UGS井筒周围地应力计算方法 |
| 5.1 UGS井筒周围地应力分析模型及计算方法 |
| 5.1.1 储层岩性参数分析方法 |
| 5.1.2 目标区块地应力的约束优化反演方法 |
| 5.1.3 分层地应力模型及计算方法 |
| 5.1.4 井筒周围地应力计算方法 |
| 5.2 UGS-T4 井筒周围地应力分析 |
| 5.2.1 UGS-T4 储层岩性参数分析 |
| 5.2.2 UGS-T4 储层地应力反演 |
| 5.2.3 UGS-T4 井筒周围地应力分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 基于多层界面模型的UGS固井结构受力分析及失效机理研究 |
| 6.1 基于多层界面模型的固井结构受力分析方法 |
| 6.1.1 套管-水泥环-地层结构受力分析模型 |
| 6.1.2 套管-水泥环-地层结构温度载荷处理方法 |
| 6.1.3 UGS-T4 井固井结构受力分析 |
| 6.2 UGS固井结构失效的影响因素分析 |
| 6.2.1 套管强度影响因素分析 |
| 6.2.2 水泥环强度影响因素分析 |
| 6.2.3 胶结面接触压力影响因素分析 |
| 6.3 UGS固井结构失效方式及评价方法 |
| 6.3.1 固井结构失效因子 |
| 6.3.2 固井结构分级评价方法 |
| 6.3.3 UGS-T4 固井结构失效风险分析 |
| 6.4 本章小结 |
| 第七章 基于统计学理论的UGS井筒完整性量化评价方法研究 |
| 7.1 失效贡献因素的因子分析法 |
| 7.1.1 因子分析模型推导 |
| 7.1.2 因子载荷矩阵和因素贡献度分析 |
| 7.1.3 UGS-T4 完整性失效贡献因素分析 |
| 7.2 井筒完整性的量化分级评价方法 |
| 7.2.1 基于中心点法的井筒完整性评价方法 |
| 7.2.2 基于Monte-Carlo法的井筒完整性评价方法 |
| 7.3 UGS-T4 井筒完整性评价 |
| 7.3.1 UGS-T4 井筒结构的参数随机性分析 |
| 7.3.2 UGS-T4 井筒完整性评价 |
| 7.4 UGS井筒完整性评价软件开发 |
| 7.4.1 数字化井筒模块 |
| 7.4.2 测井资料解释及分层地应力计算模块 |
| 7.4.3 井筒周围地应力计算模块 |
| 7.4.4 井筒完整性评价模块 |
| 7.5 本章小结 |
| 第八章 结论与展望 |
| 8.1 主要结论 |
| 8.2 后续展望 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（10）页岩地层钻井卸荷井壁稳定性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 页岩力学特征研究现状 |
| 1.2.2 岩石强度准则研究现状 |
| 1.2.3 页岩地层井壁稳定性研究现状 |
| 1.3 目前研究存在的问题 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 本文创新点 |
| 第2章 页岩加卸载力学特征及强度非均质性研究 |
| 2.1 试样准备及试验设备、方案 |
| 2.1.1 页岩组分、理化特性和结构分析 |
| 2.1.2 试样制备 |
| 2.1.3 试验方案及仪器 |
| 2.2 试验结果及分析 |
| 2.2.1 常规页岩压缩试验 |
| 2.2.2 页岩卸荷试验 |
| 2.2.3 页岩加载、卸荷力学参数对比 |
| 2.3 页岩力学非均质性分析 |
| 2.3.1 层理对弹性模量的影响 |
| 2.3.2 层理对泊松比的影响 |
| 2.3.3 层理对峰值强度的影响 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 能量演化特征及非均质性分析 |
| 3.1 能量耗散与释放原理 |
| 3.1.1 岩石变形破坏过程中的能量类型 |
| 3.1.2 岩石变形破坏过程中能量耗散与释放 |
| 3.1.3 受力状态下岩石能量计算 |
| 3.2 岩石变形破坏过程能量演化特征分析 |
| 3.2.1 常规三轴试验能量演化特征曲线 |
| 3.2.2 卸荷试验能量演化特征曲线 |
| 3.2.3 加载能量演化规律分析 |
| 3.2.4 卸荷能量演化规律分析 |
| 3.3 页岩层理对能量的影响分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 页岩能量强度准则研究 |
| 4.1 常规岩石强度准则描述 |
| 4.2 岩石能量强度准则建立 |
| 4.2.1 岩石内摩擦特性分析 |
| 4.2.2 受力岩石剪切应变能分析 |
| 4.2.3 岩石能量强度准则建立 |
| 4.3 岩石能量强度准则验证 |
| 4.3.1 常规三轴试验数据验证 |
| 4.3.2 卸荷三轴试验数据验证 |
| 4.3.3 真三轴试验数据验证 |
| 4.4 考虑页岩层理面的能量强度准则 |
| 4.4.1 页岩强度非均质性特征 |
| 4.4.2 常规考虑弱面的强度理论 |
| 4.4.3 考虑弱面的能量强度理论 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 页岩地层钻开井周应力状态分析 |
| 5.1 地层初始应力状态分析 |
| 5.2 地层钻开后井周应力分布模型建立 |
| 5.2.1 井周坐标关系 |
| 5.2.2 地层钻开后井壁围岩应力分布 |
| 5.2.3 井壁围岩主应力分布 |
| 5.3 井周应力影响因素分析 |
| 5.3.1 地应力对井壁应力的影响分析 |
| 5.3.2 孔隙压力对井壁应力的影响分析 |
| 5.3.3 井眼轨迹对井周应力的影响分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 页岩地层井壁稳定性评价 |
| 6.1 井壁稳定性评价方法建立 |
| 6.1.1 井壁破坏类型分析 |
| 6.1.2 井壁稳定性评价方法及求解 |
| 6.2 基础计算参数 |
| 6.3 能量强度准则评价井壁稳定性适用性验证 |
| 6.3.1 能量强度准则评价井壁稳定性对比分析 |
| 6.3.2 能量强度准则评价井壁稳定性实例验证 |
| 6.4 井壁稳定性影响因素分析 |
| 6.4.1 地质参数对井壁稳定性影响分析 |
| 6.4.2 井眼轨迹对井壁稳定性影响分析 |
| 6.4.3 水化损伤对井壁稳定性影响分析 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
四、番禺30-1气田水平井井壁力学稳定性实验研究（论文参考文献）
- [1]地质工程一体化钻井技术研究进展及攻关方向——以四川盆地深层页岩气储层为例[J]. 刘清友,朱海燕,陈鹏举. 天然气工业, 2021(01)
- [2]天然气水合物降压试采井筒多相流动规律及保障技术研究[D]. 陈烨. 东北石油大学, 2020(03)
- [3]沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究[D]. 李俊. 中国矿业大学(北京), 2020
- [4]延长气田刘家沟—双石井段井壁稳定及钻井液体系研究[D]. 邓嘉丁. 西南石油大学, 2019(06)
- [5]纳米材料增强页岩井壁稳定性的数值模拟与实验研究[D]. 杨现禹. 中国地质大学, 2019(02)
- [6]页岩气开采中的若干力学前沿问题[J]. 刘曰武,高大鹏,李奇,万义钊,段文杰,曾霞光,李明耀,苏业旺,范永波,李世海,鲁晓兵,周东,陈伟民,傅一钦,姜春晖,侯绍继,潘利生,魏小林,胡志明,端祥刚,高树生,沈瑞,常进,李晓雁,柳占立,魏宇杰,郑哲敏. 力学进展, 2019(00)
- [7]海上A气田出砂井化学防砂技术研究[D]. 许声瑞. 西南石油大学, 2018(06)
- [8]阿姆河右岸巨厚盐膏层蠕变规律及安全钻井研究[D]. 吴泓璇. 西南石油大学, 2018(06)
- [9]基于Euler管流模型和多层界面模型的UGS井筒力学分析及完整性评价方法研究[D]. 刘铭刚. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [10]页岩地层钻井卸荷井壁稳定性研究[D]. 曾韦. 西南石油大学, 2018