压后排液在页岩气的开发中被高度重视，充分认识排液阶段的特征是后期生产关键的一环。长宁区 块返排制度主要是通过经验方法或者借助邻井的返排数据指导返排，对压后返排的特征缺乏理论认识。目前压后 返排液的研究主要集中在返排液的环保、处理工艺及技术上，极少关注返排液的离子含量变化特征。为了探索返 排液的离子来源，进一步认识页岩与压裂液的相互作用机理，文章开展了压后返排液的离子来源及离子含量变化 研究，结果表明，页岩与压裂液相互作用后引起返排液离子含量变化主要来源于页岩本身的溶解或阳离子交换，部 分来源于支撑剂及黏土矿物；随着返排时间的增加，压后返排液中 Ｎａ ^＋、Ｋ ^＋、Ｃａ ^２＋、Ｍｇ ^２＋的含量均有所增加，返排在 ４～１０ｄ范围内，离子含量变化趋于稳定；离子含量变化的特征能够反映压裂液与页岩、支撑剂的相互作用过程，并 能为优化闷井时间提供理论依据。

 页岩气井通过大规模水力压裂形成复杂缝网，泵入的压裂液会与页岩相互作用，一方面通过自吸进 入储层深部无法返排，另一方面压裂液会与页岩相互作用致页岩和液体特性都发生不同程度的变化，产生胶体残 渣，造成页岩微粒运移。页岩储层普遍具有孔隙度和渗透率极低、天然微裂缝发育等特点，压裂液滞留于地层以及 破碎支撑剂、胶体残渣和裂缝面破碎页岩微粒是否会对储层造成损害，文章从常规驱替损害害评价和自吸损害评 价着手研究了页岩气井压裂损害机理。研究结果表明，页岩自吸致裂缝起裂扩展的积极作用和压裂液滞留于储层 堵塞孔隙吼道的消极作用是同时存在的，裂缝发育程度的不同二者各自所起的主导作用是有差异的，对于微裂缝 发育的储层，在导致水相圈闭损害的同时也可能诱发基质微裂缝的起裂扩展。返排液固相微粒对页岩储层的损害随 岩样／裂缝尺度而呈现差异性，对于渗透率较高的裂缝流动通道，以固相堵塞和液相圈闭为主，且损害后渗透率难以 有效恢复。研究结果对于针对页岩气井储层特征优化、页岩气井的关井时间和制定返排制度起到很好的指导作用。

随着目前国内外对页岩气及非常规气藏的大规模开发，油基钻井液得到了广泛的应用。在水平井施 工过程中暴露出高密度油基钻井液流变性调控困难、黏切过高、起下钻不畅、易粘卡等问题。为此以脂肪酸二聚体 与多元醇为原料的反应产物复配以肉豆蔻酸，研制出一种油基钻井液用提切剂 G322-MOD。评价了该提切剂在 高密度无土相油基钻井液的提切性能、抗温性能以及在不同基础油的提切性能并与国外同类产品进行了对比。结 果表明，提切剂 G322-MOD可显著增强油基钻井液的动切力和低剪切速率切力，对黏切影响较小，抗温可达180℃，对基础油的适应广泛，可用于多种基础油。在长宁 －威远页岩气示范区和四川反承包项目进行了推广应 用，取得了良好的效果，解决了长水平段施工中高密度油基钻井液黏度过高而低剪切速率切力过低，钻井液流动性 差，流变性难以调控的难题。为页岩气及其它非常规气藏低成本规模开发提供了技术保障。

针对目前页岩气水平井探勘施工中油基钻井液环境风险高、油基钻屑处理困难、成本高；水基钻井液抑制性不强、封堵性弱、润滑性差的难题开展相关研究!通过针对水基钻井液存在问题进行深入分析，逐一提出解决思路，研制出一种页岩气水平井用的高密度水基钻井液。分别评价了体系的抑制性能、封堵性能、润滑性能和降滤失性能并与国内外水基钻井液进行了对比。研究表明CQ-HPWBM水基钻井液体系在页岩、碳质泥岩条件下具有优异的封堵性能、抑制性能，在高密度高固相条件下仍具有良好的润滑性能、降滤失性能和流变性能，性能接近油基钻井液。能够满足页岩气水平井、碳质泥岩水平井施工对水基钻井液的要求，替代油基钻井液。

靖平６９－１２井目的层马五 ^１－３，埋藏深度３７００ｍ，属长南气田第一口三开结构水平井，刘家沟组漏层
和“双石”层与山西组、太原组以及本溪组等煤层处于同一裸眼井段，裸眼段长，防漏与防塌的安全密度窗口窄，是
典型的塌漏同段井。针对该区块地层特点，研制出了抑制性强、封堵性好等特点的强抑制成膜封堵钻井液体系。
现场应用结果表明，该体系表现出良好的抑制防塌性、润滑防卡性和成膜封堵特性，滤饼薄而韧。在整个斜井段施
工过程中井壁稳定，起下钻不阻不卡，克服了上部裸眼段长时间浸泡所带来的井壁不稳定风险，防止了地层漏失，
解决了长裸眼段下存在的井壁坍塌、润滑防卡等技术难题，保证了３４６０ｍ多的长裸眼井段的井眼稳定和Φ１７７．８
ｍｍ技术套管一次性下到预定位置。

    针对低渗透气田平井钻井过程中的井壁稳定、钻头泥包、及保护储层技术难题，室内研发了用于斜井段的双钾盐聚合物钻井液体系和用于长水平段配合裸眼完井工艺特点的无粘土低伤害暂堵钻井（完井）液体系，并在长北气田20余口分支水平井成功应用。结果表明，斜井段易塌层平均井径扩大率低于20％，244mm技术套管均安全顺利下达窗口，这种尺寸套管及其下深在长庆油田尚属首次。水平段安全顺利钻过2245m水平段分支，裸眼完井并直接气举投产，获得无阻流量超过200×10^4m^3／D的单井高产，创造了长庆气田新纪录，保护储层效果明显。

    双金属复合管是防止油气介质内腐蚀的新型防腐技术，其成型过程及成型后的力学特性是采用双金属复合管防腐的关键技术之一。针对双金属复合管液压成型的力学问题建立了有限元模型，根据碳钢管和不锈钢管的实际尺寸对复合管的液压成型过程进行了有限元模拟，得出了成型压力与复合管成型后力学特性的关系。开展了双金属复合管液压成型的实物试验，并采用电阻应变测试法测得了复合管成型后外管的残余变形。试验结果表明，有限元分析结果与试验值接近，其偏差范围满足工程要求，所建立的有限元模型是合理的。研究成果可为双金属复合管的生产和使用提供重要的理论参考。

  膨胀管技术目前已广泛应用于钻井、完井、修井和采油等各石油工程领域，膨胀工艺是其关键技术之一。针对两种最典型的“自下而上”和“自上而下”膨胀工艺，利用弹塑性有限元法建立了膨胀管膨胀过程的三维非线性接触问题力学模型，直观地模拟了不同接触奢件下的膨胀过程。对比分析得到两种膨胀工艺下摩擦系数对膨胀管的轴向位移、膨胀力、壁厚减薄量、残余应力以及膨胀过程中的接触应力的影响，所得结论为膨胀管膨胀工艺的设计提供了理论依据。

   建立负压射孔完井渗流有限元3D模型。该模型包含了流体物性参数、地层伤害参数、射孔几何参数，以及生产参数。在有限元分析时假设射孔孔道无堵塞，而负压射孔对完井产能的影响主要在于负压射孔导致的冲击回流将造成地层伤害的微粒从孔眼周围的压实带中冲刷了出来，增大了压实带的渗透率，从而提高了完井产能。在此分析的基础上，引入了相对产率比概念，并使用射孔完井渗流有限元3D模型详细研究了负压射孔对完井产能的影响。该研究对负压射孔完井具有一定的指导意义。

  疏松砂岩层段油气井开采过程中，生产层段由于出砂将在套管外部附近形成空洞，破坏了套管的受力环境，套管外部失去支撑。由于上覆地层压力的作用和地层扰动力的作用，使套管在轴向压力作用下产生屈曲变形，甚 至错断。文章用弹塑性有限元法建立了出砂层段套管屈曲变形的空间有限元力学模型。根据此模型，分析了套管内的Von-Mises应力随出砂范围变化的变化过程，定量分析了套管内的应力变化以及套管的侧向位移变化，这些结果为预防套管损坏和屈曲变形提供了理论依据。
       

    根据弹塑性力学有限元法,建立了带有橡胶筒的膨胀套管的有限元模型,该模型中建立了3对接触对单元,即芯头与膨胀套管内壁接触对;橡胶筒内壁与膨胀管外壁接触对;橡胶筒外壁与外层套管内壁接触对。详细分析了橡胶筒厚度在1.5-3.5mm内,膨胀套管内的几种残余应力的定量关系,分析了膨胀套管内不同位置处,套管内残余应力的不均匀性,而导致套管内金属晶格产生不均匀的流动性。根据残余应力的分布情况,在所研究的膨胀套管结构尺寸下,得出了橡胶筒厚度的最佳结构尺寸范围为1.7-2.0mm,在此范围内的橡胶筒厚度,可以改善套管内的残余应力分布和改善金属晶格的流动性,为带有橡胶筒的膨胀套管结构尺寸设计提供了理论数据。

     固井过程中，固井质量不合格的情况经常发生。以青海油田某口井作为研究对象，建立平面应变力学模型，假设研究截面套管与地层之间的环空中有1／4未被水泥充填，采用有限元软件ABAQUS模拟套管的变形过程。计算结果表明：①由于固井水泥环不连续，该侧套管没有水泥的支撑和保护作用，在非均匀地应力作用下，套管极易发生变形损坏。②套管内压P0和水平地应力P1固定，改变水平地应力P2，当P2增大到一定值时，B点附近的套管内壁率先发生塑性变形，如果P2继续增大，套管内壁的塑性区域会逐渐增加，并向套管外壁延伸，直到套管整体发生塑性破坏。④水泥环的不连续改变了套管内壁的应力分布，从而使得等效应力曲线上最大的等效应力值不是在B点，而是发生在B点附近套管内壁处。该分析为改善固井质量采取有效措施提供了可靠的理论依据。