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摘要:
为降低地热井井筒与岩层之间的热阻，提高地热井取热能力，选用具有优异导热性能的石墨（SG）作为导热材料，并使用表面活性剂将其制成石墨分散液，并引入具有高长径比的碳纤维（CF）构建导热网络，协同提高水泥石导热性能。评价了石墨分散液-水泥浆体性能以及水泥石的力学性能和导热性能，采用X射线衍射分析（XRD）、热重分析（TG/DTG）、压汞法（MIP）和扫描电子显微镜（SEM）对水泥石的物相组成、孔结构、微观形貌进行了表征，探究其导热机理。结果表明，当水固比为0.51，掺入石墨和碳纤维后制备的水泥浆体性能满足工程性能，水泥石24 h抗压强度不低于17.0 MPa、7 d抗压强度高于25.0 MPa，且其导热系数能达到2.86 W/(m·K)。石墨的促进水化与碳纤维的抑制水化共同作用下高导热水泥石的C—S—H与CH的失重量为10.91%，略低于纯水泥石的11.04%。适量的石墨能细化水泥石孔径，降低水泥石孔隙率，而碳纤维会显著增大水泥石孔隙度，增多水泥石大孔数量，将二者混掺，水泥石孔隙率为36.95%，高于纯水泥石，但高导热水泥石中孔径大于70 nm的孔数量与纯水泥石相差较小，在水泥浆中掺入石墨与碳纤维能形成导热网络。
为降低地热井井筒与岩层之间的热阻，提高地热井取热能力，选用具有优异导热性能的石墨（SG）作为导热材料，并使用表面活性剂将其制成石墨分散液，并引入具有高长径比的碳纤维（CF）构建导热网络，协同提高水泥石导热性能。评价了石墨分散液-水泥浆体性能以及水泥石的力学性能和导热性能，采用X射线衍射分析（XRD）、热重分析（TG/DTG）、压汞法（MIP）和扫描电子显微镜（SEM）对水泥石的物相组成、孔结构、微观形貌进行了表征，探究其导热机理。结果表明，当水固比为0.51，掺入石墨和碳纤维后制备的水泥浆体性能满足工程性能，水泥石24 h抗压强度不低于17.0 MPa、7 d抗压强度高于25.0 MPa，且其导热系数能达到2.86 W/(m·K)。石墨的促进水化与碳纤维的抑制水化共同作用下高导热水泥石的C—S—H与CH的失重量为10.91%，略低于纯水泥石的11.04%。适量的石墨能细化水泥石孔径，降低水泥石孔隙率，而碳纤维会显著增大水泥石孔隙度，增多水泥石大孔数量，将二者混掺，水泥石孔隙率为36.95%，高于纯水泥石，但高导热水泥石中孔径大于70 nm的孔数量与纯水泥石相差较小，在水泥浆中掺入石墨与碳纤维能形成导热网络。
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针对川渝地区页岩气储层地质构造复杂、天然裂缝发育导致长水平井密切割压裂中易诱发地层滑移和套管变形的技术难题，提出了一种新型水泥浆体系以缓解套管变形，并开展了现场试验验证。基于地质-工程一体化有限元模拟，系统分析了水泥石弹性模量和变形能力对套管受力的影响，明确了降低弹性模量、提升变形能力的改性方向。通过复合高强变形材料与弹性材料的协同作用，研发的水泥浆体系在保持适度弹性模量（小于5 GPa）的同时，水泥石具备25%以上的变形率，且工程性能满足作业要求。该水泥浆体系在Z-1井成功应用，室内剪切试验显示其套变缓解能力较常规水泥石显著提升，现场压裂施工全程未发生套管变形，证实了其显著的技术效果，为页岩气井全生命周期井筒完整性管理提供了创新解决方案。
针对川渝地区页岩气储层地质构造复杂、天然裂缝发育导致长水平井密切割压裂中易诱发地层滑移和套管变形的技术难题，提出了一种新型水泥浆体系以缓解套管变形，并开展了现场试验验证。基于地质-工程一体化有限元模拟，系统分析了水泥石弹性模量和变形能力对套管受力的影响，明确了降低弹性模量、提升变形能力的改性方向。通过复合高强变形材料与弹性材料的协同作用，研发的水泥浆体系在保持适度弹性模量（小于5 GPa）的同时，水泥石具备25%以上的变形率，且工程性能满足作业要求。该水泥浆体系在Z-1井成功应用，室内剪切试验显示其套变缓解能力较常规水泥石显著提升，现场压裂施工全程未发生套管变形，证实了其显著的技术效果，为页岩气井全生命周期井筒完整性管理提供了创新解决方案。
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在含CO2气藏固井施工中，固井水泥浆与CO2的接触不可避免。CO2接触时间的变化可能会影响水泥早期水化特性及微观结构的发展，严重时甚至可能影响固井质量。该研究通过控制CO2通气时间，系统地考察了水泥早期水化特性及其力学性能与渗透率的变化规律。并采用XRD、TG和SEM等手段分析了水泥早期物相组成及微观结构演变规律。研究表明，随CO2通气时间增加，浆体流动性在初期得到改善后逐渐下降，而凝结时间持续缩短。水化放热曲线显示，CO2处理显著加快了水泥水化进程，并提高了早期累积放热量。然而，随通气时间延长，效果逐渐减弱。抗压强度及渗透率测试结果表明，CO2处理显著提升了水泥早期强度，尤其在通气时间不大于3 min时效果最佳，但随着通气时间的延长，强度和渗透率逐渐下降。XRD、TG及SEM分析表明，CO2处理增加了CaCO3的生成，破坏了Ca(OH)2和C—S—H凝胶组成的包覆结构，加速了水泥颗粒的水化进程。
在含CO2气藏固井施工中，固井水泥浆与CO2的接触不可避免。CO2接触时间的变化可能会影响水泥早期水化特性及微观结构的发展，严重时甚至可能影响固井质量。该研究通过控制CO2通气时间，系统地考察了水泥早期水化特性及其力学性能与渗透率的变化规律。并采用XRD、TG和SEM等手段分析了水泥早期物相组成及微观结构演变规律。研究表明，随CO2通气时间增加，浆体流动性在初期得到改善后逐渐下降，而凝结时间持续缩短。水化放热曲线显示，CO2处理显著加快了水泥水化进程，并提高了早期累积放热量。然而，随通气时间延长，效果逐渐减弱。抗压强度及渗透率测试结果表明，CO2处理显著提升了水泥早期强度，尤其在通气时间不大于3 min时效果最佳，但随着通气时间的延长，强度和渗透率逐渐下降。XRD、TG及SEM分析表明，CO2处理增加了CaCO3的生成，破坏了Ca(OH)2和C—S—H凝胶组成的包覆结构，加速了水泥颗粒的水化进程。
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井漏问题是制约钻井安全和效率的关键因素之一，为了实现对井漏风险的准确预测，提出了一种基于长短期记忆网络（Long Short-Term Memory, LSTM）和随机森林（Random Forest, RF）的井漏预测混合模型。根据算法原理构建LSTM模型、 RF模型和LSTM-RF混合模型，采用相关性分析法选择了14种井漏特征参数，将其输入到3种井漏预测模型中进行训练，分析对比了不同模型的性能和井漏预测准确率。实验结果发现，混合模型在测试集上的均方根误差（RMSE）为0.11、平均绝对误差（MAE）为0.22、决定系数（R2）为0.95，综合准确率达到了84.2%，各项指标显著优于单一模型。此外，利用混合模型进行现场实际应用，成功预测井漏5井次。研究结果表明，LSTM-RF混合模型在井漏预测中综合性能最优，能更精确地预测井漏，为钻井作业过程中的井漏预防和决策提供参考。
井漏问题是制约钻井安全和效率的关键因素之一，为了实现对井漏风险的准确预测，提出了一种基于长短期记忆网络（Long Short-Term Memory, LSTM）和随机森林（Random Forest, RF）的井漏预测混合模型。根据算法原理构建LSTM模型、 RF模型和LSTM-RF混合模型，采用相关性分析法选择了14种井漏特征参数，将其输入到3种井漏预测模型中进行训练，分析对比了不同模型的性能和井漏预测准确率。实验结果发现，混合模型在测试集上的均方根误差（RMSE）为0.11、平均绝对误差（MAE）为0.22、决定系数（R2）为0.95，综合准确率达到了84.2%，各项指标显著优于单一模型。此外，利用混合模型进行现场实际应用，成功预测井漏5井次。研究结果表明，LSTM-RF混合模型在井漏预测中综合性能最优，能更精确地预测井漏，为钻井作业过程中的井漏预防和决策提供参考。
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双增改造浆液是一种针对海底富含甲烷水合物泥质粉砂岩等弱胶结储层的新型改造工作液，注入地层后固结形成多孔浆脉具有增渗增强的作用。利用浆液裂缝流动可视化实验装置，开展了泥质粉砂沉积物内浆液流动特征实验。揭示了地质参数、浆液配方及工程参数对浆液流动、滤失及浆脉孔隙的影响规律。研究结果表明：浆液在裂缝内流动均匀，呈现凸状流形，能流动至主裂缝与分支裂缝末端，对裂缝填充效果好；较少的滤失量提高了浆脉内中大孔的占比；针对不同渗透性地层可通过配方调整减少浆液滤失，高注入速率导致滤失范围扩大；浆脉有效孔隙度在50%～60%之间，孔隙空间分布均匀，形成了以大孔（孔径>50 nm）为主，微中孔（孔径<50 nm）密集分布的形式，可作为气、水运移的高导流通道，中小孔的密集分布有利于防砂。
双增改造浆液是一种针对海底富含甲烷水合物泥质粉砂岩等弱胶结储层的新型改造工作液，注入地层后固结形成多孔浆脉具有增渗增强的作用。利用浆液裂缝流动可视化实验装置，开展了泥质粉砂沉积物内浆液流动特征实验。揭示了地质参数、浆液配方及工程参数对浆液流动、滤失及浆脉孔隙的影响规律。研究结果表明：浆液在裂缝内流动均匀，呈现凸状流形，能流动至主裂缝与分支裂缝末端，对裂缝填充效果好；较少的滤失量提高了浆脉内中大孔的占比；针对不同渗透性地层可通过配方调整减少浆液滤失，高注入速率导致滤失范围扩大；浆脉有效孔隙度在50%～60%之间，孔隙空间分布均匀，形成了以大孔（孔径>50 nm）为主，微中孔（孔径<50 nm）密集分布的形式，可作为气、水运移的高导流通道，中小孔的密集分布有利于防砂。
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辽河油区奥陶系潜山油层中部温度高达200℃，地层压力系数仅为1.01～1.06，属于典型的高温低压油气藏。为安全优质钻进与高效保护油气层，亟需自主研发适用于无固相水基钻井液的抗高温增黏剂。通过分子结构优化，以N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N’N-二乙基丙烯酰胺（DEAA）、1-(3-磺丙基)-2-乙烯基吡啶氢氧化物内盐为主要原料，N’N-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）为交联剂，过硫酸钾和无水亚硫酸氢钠为引发剂，研制出一种抗高温耐盐增黏剂。红外光谱与热重分析表明，其初始分解温度为296.66℃，降解阶段质量损失仅45.96%，性能优于国外同类产品HE300。0.5%浓度水溶液的稠度系数K可达722，增黏效果突出，抗温可达220℃，抗盐可达饱和。现场应用试验表明，该增黏剂抗高温增黏效果突出，为深层高温潜山油气资源钻探开发提供了钻井液技术支持。
辽河油区奥陶系潜山油层中部温度高达200℃，地层压力系数仅为1.01～1.06，属于典型的高温低压油气藏。为安全优质钻进与高效保护油气层，亟需自主研发适用于无固相水基钻井液的抗高温增黏剂。通过分子结构优化，以N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N’N-二乙基丙烯酰胺（DEAA）、1-(3-磺丙基)-2-乙烯基吡啶氢氧化物内盐为主要原料，N’N-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）为交联剂，过硫酸钾和无水亚硫酸氢钠为引发剂，研制出一种抗高温耐盐增黏剂。红外光谱与热重分析表明，其初始分解温度为296.66℃，降解阶段质量损失仅45.96%，性能优于国外同类产品HE300。0.5%浓度水溶液的稠度系数K可达722，增黏效果突出，抗温可达220℃，抗盐可达饱和。现场应用试验表明，该增黏剂抗高温增黏效果突出，为深层高温潜山油气资源钻探开发提供了钻井液技术支持。
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针对目前油基钻完井液在240℃以上高温环境下悬浮稳定性难以维持的难题，基于空间网架结构增强胶体稳定性的原理，以海泡石纤维、正辛基三乙氧基硅烷为原料，经盐酸处理后有机改性，研制出强疏水性悬浮稳定剂HPAS。分别利用红外光谱、热重分析、粒径分析和表面润湿性等对其单体进行表征，分析结果表明改性成功。以HPAS为基础配制的一套高密度油基钻井液在260℃老化后性能保持良好，AV、PV维持在33 mPa·s、27 mPa·s左右，YP保持在4 Pa以上，ES高于800 V，FLHTHP控制在5 mL以下，泥饼厚度小于2 mm；通过沉降稳定性评价发现，在240℃下静置7天无硬沉，开罐状态：玻璃棒自由落体轻松触底，满足现场应用要求；此外，体系在65～240℃、常压～190 MPa的温度压力范围内始终维持YP在4.5 Pa以上，保证了体系良好的悬浮稳定性及携岩能力。为油基钻完井液在深井、超深井及万米深井的进一步应用提供了技术支持。
针对目前油基钻完井液在240℃以上高温环境下悬浮稳定性难以维持的难题，基于空间网架结构增强胶体稳定性的原理，以海泡石纤维、正辛基三乙氧基硅烷为原料，经盐酸处理后有机改性，研制出强疏水性悬浮稳定剂HPAS。分别利用红外光谱、热重分析、粒径分析和表面润湿性等对其单体进行表征，分析结果表明改性成功。以HPAS为基础配制的一套高密度油基钻井液在260℃老化后性能保持良好，AV、PV维持在33 mPa·s、27 mPa·s左右，YP保持在4 Pa以上，ES高于800 V，FLHTHP控制在5 mL以下，泥饼厚度小于2 mm；通过沉降稳定性评价发现，在240℃下静置7天无硬沉，开罐状态：玻璃棒自由落体轻松触底，满足现场应用要求；此外，体系在65～240℃、常压～190 MPa的温度压力范围内始终维持YP在4.5 Pa以上，保证了体系良好的悬浮稳定性及携岩能力。为油基钻完井液在深井、超深井及万米深井的进一步应用提供了技术支持。
