为了解水力压裂过程中压裂缝内支撑剂的铺置规律，基于平板裂缝开展了支撑剂输送试验，分析了泵注排量、压裂液黏度、注入位置、支撑剂类型对支撑剂铺置过程的影响；运用PIV/PTV技术，测试了压裂液–支撑剂两相运动速度，从颗粒运动角度分析了不同因素对最终砂堤形态的影响。试验发现：平板单缝内支撑剂铺置存在2种典型模式——“裂缝前端先堆积至平衡高度，推移式后端铺置”模式和“砂堤整体纵向增长”模式，2种模式可以在泵注的不同阶段出现并转换； 砂堤不同位置形态主控因素存在差异，注入位置与排量主要控制前缘形态，黏度与排量主要控制中部形态，黏度主要控制后缘形态；在裂缝远端，支撑剂沉降存在“回流式”和“直接式”2种模式，前者受涡流控制，后者则仅依靠重力沉降；现场施工时可考虑“定向射孔+大排量中高黏70/140目石英砂（主体支撑剂）+40/70目陶粒架桥+大排量中高黏70/140目石英砂长距离输送+排量尾追40/70目陶粒”，兼顾缝长方向远距离铺置和近井地带裂缝与井筒的高连通性。平板裂缝内支撑剂运移与铺置规律试验结果，可为页岩储层压裂主裂缝内支撑剂高效铺置以及储层改造工艺参数优化提供参考。

昭通浅层页岩气田主体埋深在1 000～2 000 m，地层压力系数低，效益开发难度大，水力压裂是唯一增产措施，但目前国内尚无对中–浅层页岩储层实施规模开发的经验可借鉴，水力压裂工艺参数仍有优化空间。针对浅层区块天然裂缝发育、两相应力差小等地质特点，为明确目标区块裂缝扩展主控影响因素，优化页岩气水平井压裂参数，开展了昭通浅层页岩气压裂复杂裂缝扩展数值模拟研究。采用位移不连续法，考虑天然裂缝和水力裂缝的相互作用模式，基于压裂裂缝流动方程、裂缝宽度方程和物质平衡方程，推导了复杂裂缝扩展数学模型，用有限差分法推导了该数学模型的数值离散方程；针对昭通浅层页岩气储层实际地质特点，基于建立的数学模型进行了施工参数优化，明确了天然裂缝、射孔簇数、压裂液黏度是影响改造体积的主要因素。对模拟结果进行了现场试验对比，发现优化后的压裂措施可使单井日产气量提高30.3%，同时降低了套管变形风险。因此，该研究成果对后续昭通浅层页岩气压裂施工具有良好的借鉴意义。

针对目前数智化压裂施工参数设计针对性不足、流程不畅通等问题，建立了基于数据驱动的压裂施工参数智能优化方法。以CD区块32口页岩油井为研究对象，采用主成分分析法降低代表储层地质特征、工程品质和施工参数的15项产量影响因素维度，引入高斯隶属函数和熵权法进行储层压裂非均质性模糊综合评价，结合支持向量回归和粒子群优化算法，以产量最高为目标推荐射孔位置、段长、簇间距、米液量、米砂量和排量。研究结果表明，渗透率、孔隙度、热解游离烃含量、米液量和米砂量为研究区块的产量主控因素。应用实例井采用优化的参数施工后，第一压裂段8簇均成功起裂，裂缝半长59.5～154.8 m，产量预测符合率为94.86%。该研究成果可实现有效的储层质量评价、产量预测和匹配储层地质条件的施工参数快速优化，推动页岩油等非常规储层高效开发。

为了解决碳酸盐岩储层酸压改造时存在的酸液黏度过高、泵注排量低等问题，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和含氟单体（ZTA）为单体，采用自由基水溶液聚合方法，合成了隔离膜高温缓速剂；以AM、AMPS和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）为单体，通过反相乳液聚合形成了耐酸降阻剂。隔离膜缓速剂和降阻剂的红外、热重和XRD衍射分析测试结果表明符合分子结构设计，热分解温度分别为209.13 ℃和243.70 ℃。通过对隔离膜缓速剂和耐酸降阻剂加量优化和配伍性测试，形成了抗高温隔离膜缓速酸液体系，酸液体系黏度小于5 mPa·s；在温度140 ℃条件下，20%盐酸的隔离膜缓速酸液体系的平均酸岩反应速率为4.31 μmol/（cm²·s），比胶凝酸体系降低34.8%，15%盐酸的隔离膜缓速酸液体系的降阻率为62.7%。研究表明，研制的抗高温隔离膜缓速酸液体系缓速和降阻性能良好，能够适用于塔河油田酸压酸化。

为了研究水力压裂工况下套管损坏机理及套管载荷影响因素，开展了储层岩石力学测试实验，建立了套管-水泥环-地层-裂缝的多场耦合有限元分析模型，分析了水力压裂扩展时近井筒地应力及套管载荷的分布规律及影响因素。研究结果表明，储层中天然裂缝的存在引起水力裂缝的非均匀扩展，套管承受非均匀载荷；当储层地应力差增加、弹性模量降低时，近井筒地应力及套管载荷增加；天然裂缝数量及天然裂缝分布形态对近井筒地应力及套管载荷的影响较为复杂。研究结果为页岩储层优化固井设计及压裂设计、减少套管损坏问题提供了理论依据。

鄂尔多斯盆地西部的乌拉力克组海相页岩气藏，有利含气富集区面积达9 000 km²，勘探开发前景广阔。但与国内外其他页岩气藏相比，该页岩气藏埋藏较深（4 000～5 500 m），地层压力系数低（0.8～0.9），且总有机碳含量（0.3%～1.6%）与含气性等指标较低。为了创新形成适合乌拉力克组海相页岩气的压裂提产技术，开展了乌拉力克页岩气储层地质特征和压裂难点的对比分析，针对该类深层海相页岩气储层裂缝延伸和加砂难题，优化多段少簇裂缝设计，同时将井筒井口压力等级至140 MPa；针对低压条件下大液量压后连续排采的要求，通过增加液氮伴注或者前置液态CO₂提升地层能量，室内模拟和矿场数据拟合形成了压后控压排液的模板。开展了直井高压混合压裂、水平井分段多簇增能体积压裂现场试验，单井压裂用液强度、加砂量及排量等关键参数达到四川页岩气水平，井下微地震监测裂缝带长579 m、带宽266 m，实现了大规模体积改造提高产量的目的，试气无阻流量直井突破10×10⁴ m³，水平井超过20×10⁴ m³，推动鄂尔多斯盆地海相深层页岩气取得勘探突破。

传统压裂物理模拟难以仿真深部储层高温高压、复杂地应力和工况环境，在模拟分段细分射孔工艺和实时监测裂缝扩展路径等存在一定挑战。系统调研了真三轴压裂物理模拟实验的试样制备、压裂井型和射孔组合、装置原理、相似准则和裂缝监测方式等，探究变排量、交替注液作用模式，穿层压裂缝高延伸机制，缝群压裂竞争扩展和暂堵转向模式；研究厘清了变排量和交替注液在提升缝网改造规模上的差异性，归纳了层状页岩储层水力裂缝缝高穿层主控因素排序，揭示了密切割多段多簇施工模式下裂缝群竞争扩展下的非平面、非对称和非均衡等扩展特征，总结了暂堵后裂缝转向扩展形态，指出了井工厂立体压裂物理模拟，智能化和数字化未来研究趋势。调整压裂时机、改变射孔参数和优化压裂液性能等能实现裂缝扩展路径的有效控制，能大幅度开启多尺度弱面，增加页岩储层压裂造缝规模。研究对后续深层和超深层页岩储层优化压裂施工参数、提升压裂改造效果具有一定的借鉴作用。

为明确页岩气藏立体开发井的压裂施工特征和生产规律，以南川常压页岩气藏为研究对象，分析了压裂干扰现象、缝网沟通机理以及对老井生产的影响。结果表明，立体开发井施工压力纵向上与地质静态参数具有一致性，平面上与井距呈正相关，与井间采出程度呈负相关；受储层物性和保存条件的影响，下部气层井产能优于中部气层井，优于上部气层井；同开发层系加密井压裂时，根据老井套压变化特点，可将新老井缝网干扰划分为高导流缝间沟通、高导流缝与低导流缝的沟通和低导流缝间沟通等多种方式。结合试井解释结果，明确了不同干扰机理下老井EUR及典型曲线变化规律；不同开发层系调整井压裂时，对其他层系试采井日产水平影响较小，空间距离小于200 m的不同层系井进行拉链压裂时，新井施工压力会大幅升高。研究结果为常压页岩气田方案部署、压裂设计和压裂过程中动态优化调整提供了理论依据。

深层页岩储层甲烷高温高压条件下的赋存特征是准确评估页岩气储量的关键。首先，基于深层页岩龙马溪组干酪根分子结构单元，构建干酪根不同形状和孔径的纳米孔隙分子模型；然后，采用巨正则蒙特卡洛和分子动力学耦合方法，开展甲烷赋存模拟，分析压力、温度、孔径和孔隙形状对甲烷赋存量的影响规律；最后，研究甲烷微观赋存机理，分析甲烷微观分布特征、甲烷-壁面微观作用特征以及甲烷优先吸附位。研究表明：在深层高压条件下，甲烷过剩吸附量和溶解量受温度影响较小；温度升高，甲烷绝对吸附量和游离气体量减少；干酪根介孔孔径对甲烷吸附气和溶解气量几乎无影响，孔径引起的总气体量变化主要由游离气贡献；与圆管孔相比，狭缝孔中甲烷总气体量更大，但过剩吸附量较少；甲烷分子优先吸附于干酪根结构上的噻吩位点。研究结果为深层页岩气储量评估提供了理论依据。

为确定页岩气井压后闷井时间，提高最终采收率，提出了基于页岩气井返排液特征的闷井时间优化方法。首先，以泸州地区深层页岩和威远地区中深层页岩为研究对象，开展自发渗吸实验确定实验室尺度闷井时间；然后，利用返排液矿化度和返排率数据反演得到矿场尺度裂缝宽度和特征长度；最后，结合自发渗吸无因次时间模型，计算得到矿场尺度闷井时间。结果表明，矿场尺度闷井时间与岩心尺度闷井时间并不一定呈正相关关系，其结果受渗吸速率、返排液矿化度和返排率等因素影响。研究结果为页岩气井压后闷井时间优化提供了一种新的方法。

针对陆相页岩油气储层纵向不同岩性夹层发育、黏土含量高等对压裂带来的挑战，研究提出了陆相页岩油气水平井穿层体积压裂技术。开展了陆相页岩油气储层可压性评价，进行了以预计最终可采储量（EUR）为目标的裂缝参数优化、以单簇裂缝模拟为基础的压裂施工参数优化、以提高远井缝高为基础的全程穿层压裂工艺优化，分析了渗吸驱油一体化压裂液体系及其性能，介绍了以渗吸机理为基础的压后闷井制度优化方法。研究结果表明，陆相页岩油气压裂的裂缝复杂性程度普遍较低，要实现体积压裂应聚焦于压裂主裂缝的密切割和全程穿层压裂。现场试验结果表明，穿层体积压裂技术可提高产量20%以上，因此该技术具有重要的完善和推广应用价值。

页岩油藏需要大规模体积压裂后才能获得工业油流，但大液量、大排量的体积压裂易导致套管变形、缩径，套变段以下井段无法下入压裂工具和投产工具，而常规液压整形技术存在修复能力差、滚珠易落井和有效期短等不足，难以满足工艺要求。为解决该问题，设计加工了扩张式胀管器等系列液压胀套工具，经过室内试验，完善了胀套工艺，形成了页岩油水平井压裂后变形套管液压整形技术。沧东凹陷页岩油水平井现场试验表明，该技术有效期长，可以解决页岩油开发中的套管变形问题，满足投产时连续管扫水泥塞恢复底层井段能量的需要。

压裂液与页岩气储层接触后，诱发自吸、水化损伤及离子扩散等水岩反应，导致压裂液返排率低、矿化度高，对压裂改造效果与页岩气产出均有显著影响。目前对上述水岩反应已经开展了针对性研究，但自吸、水化损伤及离子扩散同步产生，对三者之间相关性的研究较缺乏，难以准确认识压裂液与页岩的相互作用，不利于压裂优化设计。为此，立足于室内试验手段，明确了不同条件下的页岩自吸、水化损伤及离子扩散规律及影响因素，系统分析了页岩自吸、水化损伤及离子扩散之间的定量相关性以及相互作用机制。结果显示：自吸、水化损伤及离子扩散具有同步响应特征，均在自吸前期发展显著，后续逐渐趋于稳定；自吸与水化损伤相互促进，使页岩吸水量增大；随页岩吸水量增大，离子扩散程度加剧，更多盐离子扩散进入压裂液，使压裂液活度降低，减弱页岩自吸与水化程度。研究成果深化了对压裂液与页岩相互作用的认识，为实现页岩气储层高效水力压裂改造提供了理论支撑。

针对鄂尔多斯盆地页岩油储层压力低、流体流动阻力大、滑溜水压裂增能效率低，形成缝网复杂程度低的问题，以鄂尔多斯盆地庆城油田页岩油为研究对象，进行了滑溜水和CO₂压裂物理模拟试验，利用高能CT监测了CO₂压裂裂缝扩展规律，分析了CO₂压裂形成复杂裂缝的可行性；利用油藏数值模拟方法，优化了CO₂注入关键参数，形成了适合庆城油田页岩油的CO₂区域增能体积压裂技术。研究表明：前置CO₂压裂可提高长7段页岩油储层裂缝复杂程度，裂缝沿层理弱面扩展并纵向穿层形成缝网；增能理念应由单井段间交替增能向平台整体注入实现井间、段间协同一体增能转变，单井采用全井段注入增能模式，可实现缝控区域全覆盖。庆城油田某平台进行了页岩油CO₂区域增能体积压裂试验，与常规体积压裂邻井相比，3口试验水平井平均压力保持程度提高2.1倍，单井平均初期产油量提高28.6%。研究和现场试验表明，CO₂区域增能体积压裂能提高裂缝复杂程度，增加区域地层能量，提高单井产能，可为鄂尔多斯盆地页岩油开发提供技术支持。

针对庆城夹层型页岩油储层物性致密、原始油藏压力系数低、湖相沉积非均质性强的特点，在采用大型物理模拟试验、水平检查井取心观察和微地震频度与震级分析等方法，明确裂缝系统以人工主裂缝为主、支/微裂缝为辅的基础上，应用细分切割裂缝思路，以桥塞/球座分段多簇射孔联作工艺为主体技术；从地质工程甜点综合特征出发，优化布缝策略、段簇组合、簇间距；基于限流压裂原理，采用暂堵控制多簇裂缝扩展，以大量现场压裂资料为样本集，优化压裂关键参数；根据压裂对缝网导流能力的需求，优化压裂液和支撑剂的粒径组合，形成了庆城夹层型页岩油地质工程一体化压裂技术。庆城页岩油区块的180口水平井应用页岩油地质工程一体化压裂技术完成4 590段的压裂，压裂后单井初期产量达到了14.5 t/d，第1年产量递减率降低10百分点以上。研究和现场应用表明，页岩油地质工程一体化压裂技术可以实现油藏与裂缝的匹配，有效支撑庆城页岩油百万吨级产能建设，为陆相页岩油资源高效动用和效益开发提供技术支持。

水平井暂堵压裂改造是提高非常规储层改造效果的关键，而暂堵球在水平井中的运移以及封堵特性的准确预判是水平井暂堵压裂成功实施的关键。因此，需要利用数值模拟方法模拟暂堵球在水平井的运移和封堵特性。由于CFD-DEM耦合模型能够将暂堵球颗粒视为旋转的球体，实现颗粒与流体之间的双向耦合，于是，基于CFD-DEM耦合模型建立了页岩气水平井井筒暂堵模型，分析了暂堵球粒径，压裂泵注排量以及暂堵球密度对于暂堵球运移和封堵性能的影响，结果显示，对于ϕ139.7 mm的单簇8孔螺旋分布式套管，孔眼与暂堵球直径之比为0.97左右时，井筒暂堵效果最好；暂堵球的坐封效率随着泵注排量增大呈现先升高后降低的趋势，泵注排量低于6 m³/min时，泵注排量增大，暂堵球坐封效率升高；泵排量在4～7m³/min时，暂堵球的坐封效率较高；低密度暂堵球的坐封效率最高，高密度暂堵球的坐封效率最低；暂堵球最容易坐封在射孔簇后半段孔眼上，也能够坐封第1个孔眼上。研究结果表明，基于CFD-DEM耦合的页岩气水平井井筒暂堵模型能够实现暂堵球在水平段运移过程的可视化，利用其可预测暂堵球的运移速度以及坐封孔眼的位置，为水平井暂堵压裂设计施工提供指导。

为了满足海上砂岩储层压裂效果评价需求，基于压裂前、后测量的阵列声波测井资料，研究应用纵波层析成像技术和偶极散射波技术进行储层压裂效果评价。纵波层析成像技术可以重建井壁附近地层径向声速剖面，通过对比压裂前后井壁附近地层的声速径向变化，可以评价近井壁储层压裂裂缝高度，但无法评价远井处地层压裂效果；偶极散射波技术利用散射波能量分析井孔周围数十米范围内的地层非均匀性，可以评价远井处压裂裂缝空间展布情况；2种技术相结合，可实现对储层近井壁和远井壁地层压裂效果的综合评价。采用该方法评价了海上砂岩储层压裂井X1井压裂效果，与压裂前相比，压裂后近井壁形成的裂缝使得岩石声速明显降低，压裂缝高度约为13.80 m，井周裂缝形成的散射波能量差异区域显示井眼周围至少14.00 m的范围内形成了明显的压裂体积改造，说明压裂效果良好。该方法不仅可以准确判断近井壁和远井处的储层压裂裂缝高度，还可以在一定程度上评价压裂裂缝的径向长度，提高了储层压裂评价效果。

川西气田雷口坡组四段白云岩储层开发以大斜度井、水平井为主，主要依靠声波时差和二维核磁共振测井资料获得储层信息，储层评价和流动单元评价难度较大。基于关键直井的沉积相、岩心试验数据和储层对比方法，利用测井资料将雷四段储层划分为4类流动单元，利用核磁共振测井资料构建伪毛细管压力曲线，以拟合度较高的中值压力、排驱压力作为中间参数，建立了基于中值压力、排驱压力的偏离程度系数（S指数和T指数），作为定量评价储层孔隙结构的参数，并建立了雷四段储层4类流动单元划分标准。S指数、T指数结合孔隙度、渗透率等参数，实现了沿水平井筒连续、准确评价白云岩储层孔隙结构和定量区分流动单元的目的。白云岩储层流动单元测井评价方法为同类储层水平井评价和开发方案编制提供了技术参考。

为了解亥姆霍兹喷嘴腔内空泡动力学特征及超声波作用下空化泡响应演化规律，以空化动力学为基础，建立了自激振荡喷嘴腔内空化气泡动态变化的计算模型，研究了Helmholtz喷嘴腔长和腔径对腔内空化强度的影响及附加声场情况下空泡动态变化规律。研究表明：自激振荡射流喷嘴的腔长和腔径均会影响腔室内空化强度，腔长和腔径增大，有利于空化强度的提升；声-流耦合场中的空化泡膨胀收缩相比单一流场更剧烈；超声波的频率和幅值对于空化强度的影响较大，存在最佳的超声波频率，使得腔内空化强度达到最大，超声频率过高会导致声波膨胀时间缩短，空化核的增长时间也会随之缩短；声场幅值与空化强度呈正相关。研究结果有助于提升自激振荡空化射流技术及超声增强脉冲射流技术的现场应用效果。

深井钻井时，环空摩擦压降的准确预测是保证井筒压力预测精度的关键。钻井液流速、钻杆转速及环空偏心度是影响环空摩擦压降的重要因素。为研究多种因素耦合作用下环空摩擦压降的变化规律，建立了水平井环空钻井液流动模型，对幂律流体在层流和湍流条件下的流动特性开展了数值模拟。模拟结果表明：1）层流状态下，偏心度和钻杆转速单独作用时，都会导致环空摩擦压降减小；偏心度和钻杆转速共同作用时，环空摩擦压降随偏心度先增大后减小，这与偏心环空中惯性效应对螺旋流的破坏作用有关；2）湍流状态下，钻杆转速对同心环空的摩擦压降几乎没有影响；在偏心环空中，随着钻杆转速增大，不同偏心度下的环空摩擦压降值逐渐增加，且都逐渐趋近于同心环空摩擦压降。基于数值模拟数据，建立了层流和湍流条件下考虑钻杆转速和偏心度耦合作用的环空摩擦因子预测模型，该模型对模拟数据的最大拟合误差为9.18%，对试验数据的最大预测误差为8.33%。研究结果可为深井钻井时井筒压力控制和水力参数优化提供参考。

井底压力的准确预测和有效控制是深层页岩欠平衡钻井作业的关键，但岩屑及环空流体与周围环境间的对流换热对传统井底压力计算模型精度的影响较大。为此，建立了瞬态非等温井筒气液固三相流动模型，根据连续性方程和动量守恒方程，计算了流体速度、相体积分数和压力，同时求解了不同径向层的能量守恒方程，得到了整个井筒-地层系统的温度分布，并采用迭代法，耦合求解了深度和径向方向上的温度、压力和流体性质；模型计算结果与欠平衡钻井作业的现场数据之间误差小于5.0%，验证了该模型的准确性与可靠性。基于所建立模型，对比分析了考虑和不考虑岩屑存在及对流换热效应时预测的压力和温度差异，分析了欠平衡压差、机械钻速、地温梯度等因素对井筒压力和温度分布的影响规律。深层页岩欠平衡钻井气液固三相瞬态流动传热模型为控压钻井、欠平衡钻井在深层页岩油气中的高效应用提供了理论支撑。

随着水平井、丛式井等技术的推广应用，对井眼方位角的测量精度要求越来越高。磁干扰条件下，多测点分析方法（MSA）是校正磁方位并提高井眼轨迹测量精度的一种有效方法。与现有井眼轨迹测量误差计算模型仅考虑轴向磁干扰校正相比，MSA同时考虑了轴向磁干扰和传感器误差源校正。因此，有必要建立适用于MSA的井眼轨迹测量误差计算模型。基于传感器误差模型及协方差传播率，推导了以直接测量参数为自变量的误差源权函数，建立了考虑磁方位校正的井眼轨迹测量误差计算模型，揭示了地磁参考场精度对校正后井眼轨迹误差的影响规律。研究结果表明，考虑磁方位校正的井眼轨迹测量误差随地磁参考场的精度降低而增大；采用高精度地磁模型进行磁方位校正，对于提高磁方位角测量精度、减小井眼轨迹测量误差具有现实意义。