我国油页岩资源储量丰富,具有较大的开发利用潜力,而油页岩原位裂解是清洁高效开采油页岩资源的主要发展方向。原位加热是油页岩原位裂解开采的核心技术,由于水的比热容较大,若地下水涌入油页岩原位裂解区势必会吸收并带走大量热量,进而显著降低加热效率和能量利用率。同时,如果裂解区域与地下环境相连通,裂解产生的有机成分会扩散至周围含水层,造成地下生态不可逆的污染。因此油页岩原位裂解需要在一个相对封闭的空间内进行,以防止外部地下水入渗和裂解产物向外扩散污染。通过对现有地下空间封闭技术及相关文献调研,结合油页岩原位裂解开采工艺,本文创新性地提出了气驱止水封闭技术以期为油页岩原位开采体系封闭提供新的思路。为此,本文采用实验、数值模拟和原位试验的手段开展了气驱止水特征和气驱的双重抑制机理研究。(1)本文根据油页岩原位裂解区储层特征搭建了二维可视化实验系统,并设计了模拟油页岩原位工况的实验方案,进而开展气驱止水特征和机理研究。结果表明,随着注气流量(毛细管指数)的增加,气体流动方式由毛细管指进逐渐转变为粘性指进。当注气流量较大时,气流在粘性力的作用下向上游发展,脱饱和区可覆盖约90%的流动区域。此外,毛细管指进阶段和粘性指进阶段的水相相对渗透率(k_ri)分布截然不同;毛细管指进阶段中心子区域的k_ri计算值大于1,说明气驱作用促进了该区域的水流,而相邻子区域的水流受到弱抑制作用(k_riri从0.68降低至0.05;脱饱和区整体的k_ri呈V形分布。随着动水作用的增强及介质渗透率增大,脱饱和区总体k_ri提高,也即气驱止水效果减弱。根据实验中气水两相流动和压差ΔP的特征,定量分析了气驱止水机理;当注气流量较大时,气流扩展前缘的压力平衡状态是气驱止水的主要机理。(2)为了明确原位储层特性对气驱止水特征的影响,本文进一步研究了介质润湿性及高渗压裂区对气驱止水特征的影响机制。结果表明,亲气性介质中脱饱和区范围的k_ri在连续性注气下可降低至约0.1,即气驱止水效果提升;气体的流动路径更平滑且具有一致的方向性,脱饱和区在不同注气流量下呈锥形发展。此外,实验发现在亲气性介质中,暂时性注气后形成的滞留气能够将k_ri降低至0.4左右。孔隙内滞留气呈现以下特征:在亲水性介质中,漂浮型滞留气更易形成,而内部型滞留气在亲气性介质中更为广泛。特别地,亲气性介质更有利于滞留气发挥静态的气驱止水作用。进一步地,实验分析了高渗压裂区对气驱止水特征的影响机制。注气点在高渗区外时,结果表明随着注气流量的增大,脱饱和区范围随之增大;高渗区对气流具有一定的富集作用。注气点距离高渗压裂区越近,富集作用越显著,当注气点在高渗区内部时,气流基本全部富集其中。由于高渗压裂区对气流的富集作用,气驱止水效果基本体现在高渗压裂区内,k_ri呈U型分布。无论水流量的大小,高渗压裂区内k_ri均呈现如下规律:Case 3>Case 2>Case 1;也即,从抑制水流向裂解区入渗的角度考虑,注气点设置在压裂区边界及以外能够取得最优的止水效果。(3)以农安、扶余两地油页岩原位裂解开采先导示范工程开采技术参数为依据,通过建立数值模型研究了气驱止水的原位实施过程及特征。农安油页岩原位开采气驱止水数值模拟结果表明经过高压注气和释压两个阶段,可在裂解区周围形成稳定且止水半径可达65 m的脱饱和区。定量分析了气驱止水机理,脱饱和区内气体阻力作用及气水界面压力平衡为气驱止水的内在机理,这与前述实验结果相一致。进一步地,通过原位试验验证了该方法的可行性。(4)通过数值模拟及理论分析的方式研究了气驱止水封闭双重作用机制。在油页岩原位裂解过程中溶解相产物的横向扩散范围可达25 m且浓度高于安全阈值;气相产物的横向运移范围可达50 m,水平面处的气相饱和度约为0.1。采用适当压力的边缘注气能够有效抑制裂解产物向外扩散,其原理是浓度梯度控制的菲克扩散和压力梯度控制的达西流动相平衡。还发现当应用0.61 MPa压力的边缘注气时,裂解区的涌水量也大幅降低;即略高于裂解区压力的边缘注气可同时实现对地下水入渗和产物扩散污染的双重抑制作用,验证了气驱止水封闭技术的有效性。通过本文的研究基本形成了气驱止水封闭技术的基础理论,以期为油页岩原位裂解开采体系封闭提供新的思路及理论和技术支撑。