近年来中国石化上海海洋油气分公司持续在东海陆架盆地西湖凹陷开展勘探开发实践，面对海上少井少资料带来的地质认识不确定性大，有限平台空间和平台有限辐射范围带来工程工艺上的难题，以及海上油气开发高投资、高风险和西湖凹陷异常复杂油气藏类型等巨大挑战，创新发展了适应海上开发特点的多项工程工艺。海上低渗致密气藏开发技术初步实现了强非均质低渗致密气藏均衡动用；海上零散储量“滚评建”一体化开发技术实现了东海零散储量有效动用与效益开发；老区“滚评调”一体化高效调整技术充分考虑滚动、评价和调整3个目的进行了综合立体部署，实施效果远超预期；海上带水气藏全生命周期提高采收率技术有效控制边底水气藏水侵速度、有效延长了气井的生产寿命；通过这些技术的推广应用，实现了东海陆架盆地西湖凹陷油气增储上产和高效开发，为国内外海上油气田的高效开发提供了借鉴和参考。围绕东海低渗致密储层高效开发、边际零散储量效益动用、常规边底水气藏提高采收率等方面的问题，仍面临理论创新、工艺技术突破等问题和挑战，亟待开展低渗致密气藏高效开发技术、平台周边远距离储量开发工程工艺技术、带水气藏剩余气描述、西湖凹陷多资源立体综合利用等技术的攻关，以期持续推动东海西湖凹陷油气高效高质开发。

针对东海陆架盆地西湖凹陷保俶斜坡带平北地区宝石组—平湖组下段（以下简称平下段）沉积微相类型及砂体展布特征不明确的问题，该研究利用古地貌、生物遗迹、微量元素、井-震结合手段及现代沉积类比等多种方法开展了沉积微相类型、时空演化及圈闭模式分析。研究表明：平北地区宝石组—平下段处于强烈断陷期，古地貌呈深凹高隆构造格局，对沉积体系具有较强的控制作用。宝石组物源来自北部虎皮礁隆起的岩浆岩，平下段西侧海礁隆起物源供给逐步增强，形成双物源格局。微量元素分析认为：平湖组、宝石组沉积时期为干热古气候，整体属于海陆过渡、贫氧沉积环境。宝石组—平下段发育4个三级层序，为逐渐水进过程。综合岩心相、测井相及生物遗迹相分析，宝石组—平下段发育潮汐三角洲、潮坪相、海相3种沉积相及水下分支河道、席状砂、河口坝、潮汐水道、砂坪、混合坪、泥坪、支流间湾、海湾泥9种沉积微相。广泛发育的潮坪相为主要的沉积相类型，斜坡近凹带发育树状涨潮及退潮三角洲、潮道、潮汐砂坝沉积，明确了宝石组—平下段5种控砂模式，包括堑-垒型、隆起-断坡型、多断坡型、转换带型及挠曲坡折型控砂模式，总结了5种圈闭类型，包括堑-垒型构造圈闭、隆起-断坡型构造圈闭、多断坡型构造-岩性复合圈闭、转换带型构造-岩性复合圈闭、挠曲坡折型岩性圈闭。斜坡内带的平湖组、宝石组发育海湾环境下多类型规模砂体，受挠曲坡折控制易形成岩性集中尖灭；砂体经潮流和波浪淘洗为纯净细砂岩，抗压实能力较强，易形成“甜点”储层，整体成藏条件优越，为下步勘探指明方向。

陆上低渗气藏开发已较为成熟，北美依靠水平井、水力压裂和微地震监测等技术实现高效开发，中国鄂尔多斯和四川盆地则通过引进再创新形成适合地质条件的技术体系，但单井可采储量普遍较低。相比之下，海上低渗气藏开发面临投资高、平台空间有限、钻井约束多、环保要求严等挑战，进展相对滞后。海上非常规资源尤其是低渗和特低渗天然气逐渐成为接替常规资源的重要领域。东海西湖凹陷低渗气藏资源量占总资源量的三分之二以上，具有埋藏深、非均质性强、孔渗条件差等特点，开发难度大，经济性要求高。东海西湖凹陷自2006年启动低渗气藏开发以来，经过近20 a的探索，东海低渗气藏开发取得突破性进展：通过两个阶段的探索实践，逐渐形成以“甜点预测+高效井型+储层保护”为核心的开发模式，探索出适应东海西湖凹陷低渗气藏开发配套技术和推进难动用资源转化为效益产量的核心动能。但是，东海低渗气藏规模性开发仍面临着深化理论认识、突破关键技术、实现效益开发3大关键科学技术问题。针对这些问题，需要加强的科技攻关包括：①加强基础研究，深化理论认识，建立高成功率的地质气藏评价选区与评价技术体系；②突破关键技术，形成适应性更强的海域低渗气田开发技术和装备体系；③提升开发效益，形成海域低渗气藏低成本高效开发海工—钻井—采气—输送一体化技术管理模式。

琼东南盆地陵水凹陷南坡已发现中央峡谷千亿立方米气田，但是北坡油气富集程度差，“见气不见田”，未钻遇具有一定规模的优质储层是重要的原因之一。为了明确陵水凹陷北坡沉积演化模式和优质砂体展布规律，研究基于钻井、测井、录井、测试、地震资料，采用薄片观察、粒度分析、物性测试等技术手段，针对重点层系开展岩心相、测井相、地震相分析，建立梅山组沉积演化模式，结合储层微观特征及断砂匹配情况，明确油气地质意义。研究表明：梅山组时期，海南岛提供物源，发育陆架三角洲—海底扇沉积体系，研究区水道、水道-朵叶复合体微相砂体相对较粗，厚度相对较大，测井曲线表现为箱形、钟形，岩心可见层理及生物扰动，地震相表现为U形或V形低频连续平行反射的特征，是研究区主要的勘探目标。海底扇的发育及其内部砂体的差异主要受控于相对海平面的升降、古地貌形态与物源供给强弱。纵向上，梅山组二段（以下简称梅二段）时期，相对海平面降低，物源供应充足，相对可容空间较小，A/S≤1（A为相对可容空间；S为沉积物供给量），物源可长距离搬运至陆坡处，形成多期海底扇扇体向海进积。平面上，海底扇的发育及其内部砂体的差异受控于古地貌与物源距离，主要发育在近源的坡折带、同生断裂形成的断控坡折带内。研究区梅二段储层孔隙度介于8.40%~26.24%，渗透率介于（0.05~26.49）×10^-3 µm²，以中孔、特低渗—低渗为主要特征。优质储层受控于后期改造，等深流可以对前期形成的重力流沉积物进行淘洗、搬运、再沉积，使储层物性得到显著改善。在研究区普遍缺砂背景下，断裂与砂体的耦合关系，制约着油气的富集程度。钻井结果显示近2号断裂带油气极为活跃，2号断裂带的砂体富集区是后续重要的勘探阵地。

东海陆架盆地西湖凹陷新生界发育巨厚沉积，目前对于西湖凹陷始新统、渐新统及中新统地质条件及成藏研究较多，但缺乏古新统地层研究。近期研究表明，西湖凹陷古新统生烃量潜力巨大，也是一套重要的烃源岩层系，直接关系到西湖凹陷的油气生成富集。为了搞清古新统地层发育特征及对油气的影响作用，研究基于西湖凹陷斜坡北段迎翠轩地区J-1井资料，从4个方面开展区域对比分析认为西湖凹陷J-1井已钻遇古新统地层：①区域地震相对比认为J-1井深层表现为中—高频、中弱振幅、中—低连续反射，地层出现明显褶皱，T₄⁰地震反射界面之下削截，为古新统地层顶部典型地震相特征。②岩性组合特征对比认为J-1井下部岩性见标志层红褐色泥岩，指示了古新统辫状河三角洲—湖泊沉积环境。③古生物对比认为研究区古新统孢粉特征与长江凹陷古新统孢粉具有相似性，且均未见海相有孔虫。④古新世时期形成大型断陷构造，受基底断裂控制，断裂下降盘具备发育巨厚古新统的地质条件。通过分析J-1井古新统烃源岩地化特征，同时对比东海陆架盆地其他凹陷古新统烃源岩地化指标，认为西湖凹陷古新统发育中等—较好的烃源岩，具备较大生烃潜力。迎翠轩近洼区发育巨厚古新统烃源岩（暗色泥岩），是下步寻找规模油气的有利区。研究对于西湖凹陷油气勘探部署具有重要指导意义。

东海陆架盆地西湖凹陷三潭深凹油气成藏条件较好，已发现Y、Q、G等多个构造，油气资源丰富。该区成藏富集的关键因素是储层，但研究区经历早期深埋，整体物性偏差，“甜点”储层发育区不明，制约了中深层油气勘探进程。为了寻找优质储层规模区，基于岩石薄片、X衍射、物性等资料，通过对三潭深凹南、中、北部储层沉积、微观孔隙结构、成岩演化差异性对比得出2点认识：①储层特征与成岩方面，研究区多为低孔低渗—特低孔特低渗-致密储层，储层演化处于中成岩B期；次生溶孔是主要储集空间类型，绿泥石膜和溶蚀作用是建设性成岩作用。②储层物性差异方面，受物源、成岩作用和地温梯度差异的影响，导致三潭深凹南、北储层致密顶界埋深不同，南部致密储层顶界埋深4 000 m，对应温度140 ℃；中北部致密储层顶界埋深4 700 m，对应温度160 ℃。平湖组比花港组储层经历了较强的碳酸盐胶结、较弱压实和较强溶蚀作用，常规储层段发育更多优质储层，致密储层段受源内超压成岩抑制效应控制，发育有效储层。基于以上认识提出“粗粒相、主河道砂体、源内超压”主控的优质储层发育模式，对西湖凹陷三潭深凹中深层寻找规模油气藏具有重要指导意义。

西湖凹陷W井区平湖组下段（以下简称平下段）是重要的含油气层系，准确认识其沉积演化特征和储层分布对指导下一步勘探开发具有重要意义。综合利用岩心、钻井和地球物理等资料，研究了该区平下段沉积微相、演化过程和主控因素。研究表明：平下段（P12—P9砂层组）可划分为三级层序，主要发育受潮汐影响的三角洲与潮坪沉积。P12砂层组位于低位域，海平面相对较低，以三角洲沉积为主，潮汐沉积为辅。P11—P10砂层组沉积时期属海侵域，物源供给减弱，三角洲的发育受到限制，研究区主体演变为潮坪环境。P9砂层组位于高位域，物源供给增强，潮坪沉积逐渐萎缩，三角洲再次向盆地方向推进。通过对沉积演化过程的分析，明确了物源供给、海平面升降和古地貌等因素对W井区沉积微相迁移和演化的控制作用。研究区三角洲与潮汐作用的相对强弱受相对海平面与物源供给的控制：在P12、P9砂层组沉积期，强物源供给、相对海平面处于相对低位，以三角洲沉积为主；反之，在P11—P10砂层组对应的海侵期，物源供给减弱、相对海平面上升，三角洲沉积易遭受破坏，有利于潮汐沉积的发育。但是，三角洲与潮坪沉积随相对海平面与物源变化的此消彼长还受古地貌的控制，表现为：在P12砂层组沉积期，由于研究区中部古鼻隆的存在，一定程度限制了西部三角洲向东推进，造成P12砂层组沉积期沿古鼻隆东西两翼沉积相类型存在差异，在西部断槽带以三角洲沉积为主，而在东部断阶带潮汐作用明显；在P11—P9砂层组沉积期，古鼻隆的影响减弱，研究区空间上的沉积相类型相对单一（P11—P10砂层组主要为潮坪沉积，P9砂层组主要为三角洲沉积）。该研究对进一步认识研究区及其外围区带有利储层的时空分布特征提供了一定的借鉴意义。在P12砂层组西部断槽带以及P9砂层组，以河道、河口坝、席状砂等三角洲成因砂体为优势砂体类型，应优先以三角洲模式指导勘探与开发；在P12砂层组东部断阶带以及P11—P10砂层组，优势砂体类型为平行岸线向海方向的潮汐砂坝或潮道砂体，应优先以潮汐沉积模式指导勘探开发。

速度谱拾取是地震数据处理的重要环节，传统的速度谱拾取方法通常需要人工干预，耗时、耗力且容易出错。因此，提出了基于单次目标检测v8（You Only Look Once v8，简称YOLOv8）神经网络的智能速度谱拾取技术，通过将速度谱数据转换为图像识别问题，实现了速度谱拾取的自动化和智能化。此项技术的核心方法是将速度谱数据转换图像，然后输入到构建的YOLOv8神经网络模型中，通过模型中的特征提取网络学习速度谱图像中的能量团空间信息，再通过特征融合网络将提取的浅、中、深层不同尺度的能量团特征进行融合，更全面地捕捉该图像的能量团特征，进而通过检测头部分精细预测能量团目标，获得速度谱图像对应不同拾取位置的像素点，将像素点进行对应换算，最终得到“时间-速度”对数据。针对中国石化江苏油田GY探区火成岩发育、多次波干扰强等特点，构建了包含1 200张速度谱图像的数据集，通过优化训练参数，模型准确度和召回率均达到90%左右。YOLOv8神经网络的智能速度谱拾取技术在高覆盖区域与人工拾取的速度曲线吻合度超过94%；在覆盖区域3 500 ms以上吻合度超过90%；在火成岩和断裂发育区域吻合度约92%。与传统卷积神经网络（CNN）方法相比，YOLOv8神经网络的智能速度谱拾取技术拾取点更多、位置更准确，且单张速度谱处理时间仅需10 ms，效率提升显著。此项技术为地震资料处理提供了高效、准确的智能解决方案，具有重要的推广应用价值。

位于新疆准噶尔盆地西北部的玛湖油田，是全球最大的砾岩油田之一，其储量规模已达10亿吨级。然而，油田储层物性较差、非均质性强，给油气资源的高效开发带来了巨大挑战。高效开发油气资源的关键，在于精确识别有工业生产价值的储层，即那些油气产能较高且开发成本较低的区域。针对准噶尔盆地玛湖凹陷油气储层评价的复杂性，研究提出了一种基于集成算法的油气储层价值预测模型——OGRV（Oil and Gas Reservoir Value）。研究首先深入分析了玛湖凹陷的地质特征与油气勘探现状，随后构建了一个融合随机森林（RF）、长短期记忆网络（LSTM）和卷积神经网络（CNN）的集成算法，以此提升储层评价的准确性与泛化能力。在具体实施阶段，通过系统开展预处理与特征工程，提取了关键特征参数，并结合领域专家知识，构建了增维特征，例如烃湿度比、烃平衡比和烃特征比。此外，引入滑动窗口技术追踪特征随深度的变化趋势，利用相似井的类别信息作为先验知识来增强模型的预测能力。最终，通过集成不同模型的优势，构建了一个精确且鲁棒的储层评价算法，该算法能有效识别玛湖凹陷区域中具有工业生产价值的储层，在测试集上的F1分数（F1 Score）、准确率（Accuracy）和曲线下面积（AUC）值分别达到0.847 0、0.772 5和0.781 0。研究还深入探讨了模型的可解释性，旨在为地质学家阐明模型的决策机制，助力其在油气勘探和开发领域中做出更明智的决策。

渤海BZ凝析气藏属国内外罕见的潜山裂缝高饱和、高含凝析油凝析气藏，其储层具有高温高压、特低孔、特低渗特征，且流体地露压差小，极易析出凝析油，造成近井地带污染。BZ气藏试验区初期采用天然能量开发，地层压力低于露点压力后反凝析污染加重，导致生产气油比快速上升，产量递减加大，亟待开展该类凝析气藏反凝析污染评价及解除污染方法研究。采用复配凝析气开展高温高压条件下岩心衰竭实验，模拟反凝析油污染，测试不同衰竭压力点对应的气相渗透率并评价反凝析污染程度，同时开展注气解除反凝析污染实验机理研究。实验结果表明：随着地层压力的下降，岩心中的反凝析液增多，气相有效渗透率下降幅度明显，最终反凝析储层伤害程度达到65.8%~70.2%。注气可降低凝析油的黏度，提高地层流体体积膨胀系数，对反凝析油实施反蒸发，降低反凝析液量及反凝析油饱和度，起到解除反凝析堵塞、提高储层岩心气相有效渗透率的作用，注入的N₂、伴生气、CO₂渗透率恢复程度分别为48.1%、78.6%、81.7%，凝析油的最终采出程度分别达到43.7%、66.8%、69.2%。研究成果为BZ潜山凝析气藏试验区注气开发提供技术支撑，有效减缓了气藏产量递减，取得了较好成效，对后续区域整体注气高效开发具有重要的指导意义。

明确水力压裂形成的裂缝参数对于指导压裂改造参数的设计和预测单井产量具有重要的意义。目前，已有的基于生产数据的裂缝参数反演方法难以获得各压裂段的裂缝参数。因此，借助集合卡尔曼滤波（EnKF）算法，建立了基于产气剖面测试的致密气藏各段裂缝参数自动反演方法。为兼顾模拟精度与反演效率，利用Matlab油藏数值模拟工具箱（MRST）建立了基于嵌入式离散裂缝的气藏生产数值模拟模型。模拟计算各段裂缝产量，并采用EnKF逐步更新各段裂缝半长与渗透率，实现基于产气剖面的致密气藏裂缝参数自动反演。最后，通过人造案例验证了该方法的可靠性，并将其用于矿场实际水平井的裂缝半长和渗透率的反演。研究结果表明：①裂缝方位和裂缝间距固定时，增加裂缝缝长和裂缝渗透率均能提高致密气产量，但二者对裂缝产量的影响程度随时间变化，裂缝渗透率对前3个月的产气量影响较大，而裂缝半长对生产中后期的产气量影响较大；②EnKF这种按时间顺序推进的数据拟合方法可以考虑不同时期裂缝半长和渗透率对产量的影响，在人造产气剖面拟合案例上，裂缝半长反演的相对误差不超过6.30%，裂缝渗透率反演的相对误差不超过0.88%；③针对致密气藏实际水平井的产气剖面，EnKF可同时反演出各压裂段的裂缝半长和裂缝渗透率，反演的裂缝半长与微地震监测半缝长相对误差低于8%。该方法可为致密气藏压裂裂缝诊断提供指导和参考。

渗吸作用在致密油藏的注水开发和压裂后焖井阶段具有关键作用，是提高致密油藏采收率的有效手段。为深入探究致密储层复杂孔隙结构及岩石-流体相互作用对渗吸机理的影响，研究结合核磁共振技术与孔隙尺度渗吸数值模拟技术，针对不同孔喉特征的致密岩心开展了渗吸实验与孔隙尺度渗吸数值模拟研究。渗吸实验通过实时监测不同时间点的核磁共振T₂（横向弛豫时间）谱，揭示了孔隙结构对渗吸效率的动态影响规律。孔隙尺度渗吸数值模拟研究则基于岩石薄片构建了真实致密砂岩孔隙尺度物理模型，通过求解纳维-斯托克斯方程并结合相场法，实现了致密砂岩孔隙尺度渗吸过程的模拟。在实验与模拟结果相互验证的基础上，详细分析了润湿角、原油黏度和储层物性对渗吸效率的影响。研究结果表明：孔隙尺度渗吸数值模拟结果与实验结果吻合良好。孔隙结构的复杂性显著影响渗吸的驱油特性，具体表现为渗吸初期速率较快，随后随渗吸时间延长而逐渐减缓。水相优先进入小孔隙，进而置换大孔隙中的油相。岩石-流体相互作用所产生的接触角越小（即岩石亲水性越强），渗吸过程中的油水驱替动力越大，渗吸效率越高。此外，油水黏度比越低、岩心渗透率越低，均会产生更强的自吸驱动力。研究成果从微观层面深化了对致密油藏渗吸机理的理解，为提高致密油藏开发效率提供了理论依据与实验支撑。

X气藏为受背斜构造控制的块状裂缝性边水气藏，受边水水侵的影响，气藏见水迅速，严重降低采收率，亟待科学的理论与方法指导开发实践。为此，研究在系统分析关键参数对采收率的影响规律基础上，构建裂缝水驱气藏采收率预测方法，为动态优化开发方案提供科学依据。基于气藏基础地质与生产数据，运用EDFM（嵌入式离散裂缝模型）建立单井机理模型，通过单因素敏感性分析，揭示水体倍数、采气速度、基质渗透率、渗透率各向异性的作用规律：水体倍数与采收率呈负相关，随着水体倍数增加，气井水气比上升速率显著加快，稳产时间大幅缩短；采气速度对气藏稳产时间影响尤为突出，存在特定的最佳采气速度阈值，可使采收率达到最大值；基质渗透率与采收率呈正相关，基质渗透率越低，气藏采收率越低，水气比上升速度越快，稳产时间越短；渗透率各向异性过低时，由于渗流能力较差导致采收率降低，比值增大则加速水侵使采收率降低。在此基础上，设计125组交叉实验方案，通过数值模拟获取基础数据，进而建立裂缝性水驱气藏采收率预测模型。为提升模型预测精度，对原始数据进行离散化处理，并采用决策树算法构建预测模型。经参数优化后，模型预测精度达到96%。基于X气藏2口生产井的实际动态数据，将该模型预测结果与Blasingame产量递减分析法进行对比验证，结果表明：该模型预测结果与实际生产数据高度吻合，具有较高的可靠性与实用性，为裂缝性水驱气藏采收率预测提供了一种高效、精准的技术手段。

鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）页岩油是中国典型的夹层型页岩油，现已建成陇东国家级页岩油开发示范基地。自发渗吸排驱油（简称自吸排油）现象贯穿于页岩油储层压裂到原油采出的全过程，对页岩油的产量具有显著影响。明确不同尺寸孔隙中的压裂液自吸排油特征及其控制因素，对于提升长7段页岩油的采收率至关重要。以鄂尔多斯盆地长7段夹层型页岩油储层为研究对象，通过开展孔渗实验、X射线衍射分析、润湿角测定和核磁共振压裂液自吸排油等实验，明确不同类型储层在各尺寸孔隙中的压裂液自吸排油特征，并从物性、矿物组成、润湿性等角度揭示不同类型孔隙自吸排油主控因素。结果表明：①根据核磁共振分形得到的不同类型孔隙占比，可将样品分为Ⅰ类、Ⅱ类储层，Ⅰ类储层大孔占比平均为85.1%，Ⅱ类储层中孔平均占比为79.0%。②Ⅰ类储层的储层品质因子、石英含量高于Ⅱ类储层，黏土矿物含量低于Ⅱ类储层，润湿角范围为77.3°~103.7°，亲水-亲油储层均有发育，Ⅱ类储层样品的润湿角为53.2°~63.1°，均为亲水储层。③Ⅰ类储层平均自吸排油比为17.27%，主要是大孔的贡献，平均为74.1%，中孔贡献的比例为25.5%，Ⅱ类储层平均自吸排油比为40.74%，主要是中孔的贡献，平均为85.2%。综合分析各影响因素，最终认为矿物组成是自吸排油比最根本的影响因素，其次是孔隙类型、润湿性及岩石物性等参数。

水平井钻探已成为油公司提高致密与非常规油气单井产量的重要手段，但由于水平井井眼轨迹与地层的空间关系复杂，传统直井分析思路无法有效应用，准确描述水平井井眼轨迹与目的层及围岩的空间组合关系是水平井测井解释的首要任务。基于导眼井构建地层初始模型，利用测井资料正演约束逐段调整模型是目前主流做法，但该方法时效性低，针对同一地区不同井都需要大量重复的正演计算。因此，在水平井测井数据的处理和解释中，建立合理的井地模型是关键。井地模型能准确描述井眼与地层界面之间的空间关系，包括井眼位置与地层界面距离，井轴位置与地层法线方向的夹角等。同时，基于机器学习和人工智能技术的测井数据分析方法，通过智能模型的训练，已经应用于测井数据解释的各个方面，借助人工智能技术有望突破传统方法的瓶颈。因此，提出一种基于多模型集成与深度神经网络的自动化水平井测井解释方法：首先构建包含不同井眼轨迹与地层组合关系的理论模型，生成测井响应样本库；然后整合极端梯度提升树（eXtreme Gradient Boosting，XGBoost）、轻量级梯度提升机（Light Gradient Boosting Machine，LightGBM）、分类提升机（Categorical Boosting，CatBoost）等机器学习模型，通过多层感知器（Multi-Layer Perceptron，MLP）进一步融合各模型的预测结果；最后对实际测井资料开展井轨迹与围岩几何关系的智能自动判识。实例分析显示，该方法在准确捕捉水平井复杂测井响应特征的同时，显著提高了解释速度和精度，能够适应相似地质环境下多口井的快速分析需求，为水平井测井解释提供了一种高效的智能化手段。

致密砂岩储层开采一段时间后产量下降，重复压裂改造是激活老裂缝、压开新裂缝并最终提高产量的一种可行措施。重复压裂不仅需要考虑排量、液量、砂量等施工参数，还要考虑是否采取原缝复压和加密补孔完井工艺。传统的基于微震监测结果的压裂施工效果评价方法主要是通过测量微震事件点云的几何分布来评价压裂造缝的尺寸和储层改造体积，该方法的缺点是无法定量评价不同施工参数条件下的裂缝复杂程度和不同完井工艺条件下的重复压裂新裂缝发育程度和范围。因此，提出一种利用微震事件构建的连续裂缝网络和视应力属性图评价重复压裂效果的方法，以微震事件的时空分布特征（包括时间顺序和空间分布），通过设定的几何连接准则（如最短路径原则）连接各事件点，从而形成水力裂缝网络。连续裂缝网络的分支指数属性用于定量分析水力裂缝网络复杂程度。视应力属性值通过微震事件能量、地震矩和剪切模量计算获得。视应力值较低代表重复压裂时老裂缝开启；视应力值较高代表重复压裂改造使储层产生大量新裂缝。这一规律可用于评价重复压裂新裂缝发育情况，将提出的方法应用于华庆油田1口致密砂岩油藏开发水平井压裂效果评价，结果表明：重复压裂在采用比首次压裂更高的排量和更大的液量（初次压裂排量≤3 m³/min，单段入地液量仅为200~350 m³；重复压裂排量介于6~8 m³/min，单段入地液量介于1 850~2 300 m³）时，致密砂岩油藏水平井采用原缝复压技术，相较于加密布缝，能够改造出更多的新裂缝和更复杂的水力裂缝网络。

聚丙烯酰胺（PAM）是一种常用的直链有机聚合物，具有良好的抗剪切性、絮凝性、分散性、减阻等特性。PAM主要用于土壤改良、医学、石油化工和环保。预测至2030年，化石燃料和可再生能源仍将是主要能源（67.8×10¹⁶ J，其中化石燃料占总能源消耗的78%）。过去的40 a里，聚合物驱油技术已经在边际油田进行，并已被证明在许多情况下是成功的。大多数聚合物驱油项目都选择了部分水解的聚丙烯酰胺和石油磺酸盐。然而，聚丙烯酰胺可以自然降解为芳环酰胺单体，有很大的毒性。含PAM废水的净化方法主要包括物理方法（絮凝、热降解、机械剪切降解、膜分离）、生物法和化学方法。铁/碳（Fe/C）微电解是高级氧化工艺中广泛应用的水处理技术之一，已成功证明是一种高效、低成本的方法处理各种废水和土壤，包括染料废水、有机废水、含砷、氟废水。研究通过紫外活性铁碳微电解测定了聚丙烯酰胺溶液在不同pH值、反应时间、K₂S₂O₈浓度和紫外线功率的COD（化学需氧量）去除率。实验结果表明，365 nm紫外光下的COD去除率分别高于395 nm和405 nm。通过测定COD去除率和氧化铁沉淀质量，K₂S₂O₈添加水平的浮动确定为1 mmol/L。中心复合材料设计响应面显示，pH值、反应时间、K₂S₂O₈浓度和紫外线功率对COD去除率有显著影响。回归模型表明，决定系数R²为0.778 9，表明该模型与实验结果相吻合。聚丙烯酰胺溶液降解的最佳工艺条件为：pH值为3.01，反应时间为3 h，K₂S₂O₈浓度为1.4 mmol/L，紫外线功率为30 W。在此条件下，COD去除率为90.2%，实现了聚丙烯酰胺有效的清除。

莺歌海盆地是中国南海西部海域天然气勘探的重点区域，近年来在X气田黄流组不仅发现了具有商业潜力的气层，而且钻遇了大量高温地层水，显示出水热型地热资源开发的良好前景。然而，当前尚缺乏针对该系统的地热资源量评价研究。以莺歌海盆地X气田为例，综合钻井、测井、岩心和地震资料，构建了非均质三维热储地质模型，实现了孔隙度、渗透率、温度和含水饱和度等关键属性的网格化建模与分配。模型构建过程中引入多次随机模拟与地震属性约束，以增强地质参数空间展布的合理性与精度。基于该模型，采用容积法对黄流组热储进行了地热资源量评价，并识别了主要地热富集区。研究表明：黄流组热储地层温度介于167.0~197.6 ℃，平均温度达186.5 ℃，具备高温地热开发条件。地热总资源量为3.84×10¹⁶ kJ，折合标准煤1 310.5×10⁶ t，其中细砂岩为主要热储。按8%的可采系数计算，可采资源量约为0.31×10¹⁶ kJ，折合标准煤104.8×10⁶ t。资源空间分布揭示了2个主要地热富集区，均位于黄流组深水浊积水道砂体中，具有高温、良好物性和细砂岩发育等特点，是未来开发的优选区域。同时，含水饱和度模型分析显示，黄流组东部与西部含水率均较高，发育独立水体，可作为潜在的开发区。研究成果为莺歌海盆地地热资源的分布特征和开发潜力提供了更直观的认识，对推动中国海上气田与地热协同开发具有重要指导意义。

湖南省一次能源禀赋相对匮乏，地热能作为一种可替代能源，对优化能源结构、推动可持续发展具有重要意义。长期以来，湖南省地热勘探主要聚焦于隆起山地型水热资源，对沉积盆地内水热资源关注不足。近年来，长沙盆地展现出良好的地热资源潜力，然而对其地质特征、成因机制及储量规模等尚缺乏充分认识。综合前人成果及钻探资料，系统梳理分析了长沙盆地地热系统的“源、储、盖、通”等地质要素，建立了地热成因模式，并采用蒙特卡罗模拟方法对地热资源量进行了定量评估。研究表明：长沙盆地中深层地热的主要热源为拉张背景下地幔物质上隆带来的幔源传导热，热储层以上古生界碳酸盐岩为主，地下水环境相对封闭，水岩作用时间较长，盖层厚度及盆地内部结构产状对地温场分布产生影响，区域断裂和孔洞裂隙发育的储层构成良好的导热通道。长沙盆地中深层地热资源量平均为9.85×10⁸ GJ，相当于0.34×10⁸ t标准煤，能够满足约176.68×10⁸ m²的供暖需求，整体地热开发经济性较高，适宜开采，具有较好的社会、经济和环境效益。研究成果可为长沙盆地中深层地热资源勘探开发以及湖南沉积盆地型地热资源评价提供一定指导和参考。

储气库对保障国家能源安全与调峰保供至关重要，储气库在运行中易出现断层活化、局部盖层突破等状况，引发气体泄漏风险，因此有必要分析其力学完整性。为了明确X储气库应力变化的内在规律、提高储气库运行压力上限、提升整体储气效能，综合地质、地震、测井、生产和室内实验数据，建立了X储气库一维、三维地质力学模型，融合生产历史拟合与循环注采情况，建立了四维动态地质力学模型；分析了注采过程中盖层、储层、底托层、断层应力变化规律和力学完整性，并综合注采能力与力学完整性开展注采方案优化。结果表明：①X储气库龙潭组盖层杨氏模量较小、泊松比较大、强度较弱，岩性越偏泥岩，模量越小，水平向应力越小；②盖层原始地应力呈走滑断层状态，储层原始地应力为逆断层状态；③X储气库注采过程中，盖层和底托层应力变化较小、破坏风险低；④储层孔隙压力变化明显，且变化幅度大于应力；⑤注采过程中，储层基质破坏风险较低，主要注采区域在注气后破坏风险增大，断层在井底压力高于原始气藏压力约3 MPa时有滑移风险；⑥在保证X储气库力学完整性前提下，优化注采方案后的累计注气量较优化前增加约34%。研究成果可为X储气库地应力分析、力学完整性评价工作提供理论和方法支撑。

氦气作为关键战略性资源，储量十分有限，但其在气藏中的富集与稀释机制尚未明确。稀有气体同位素在表征气相与地下水相互作用方面发挥着重要作用。对沁水盆地南部3号煤煤层气中稀有气体组分含量和同位素进行测试分析，明确该区域煤层气中稀有气体同位素组成特征，建立氦气成藏模式。采集13口煤层气生产井的气体样品，结果显示：煤层气中氦含量普遍比空气中高一个数量级，氦同位素³He/⁴He值为0.002 9~0.021 8 R_a，幔源贡献极低（0~0.31%）；²⁰Ne/²²Ne值为10.09~10.43，²¹Ne/²²Ne值为0.029 6~0.031 9，均略高于空气值，²¹Ne相对空气过剩；⁴⁰Ar/³⁶Ar值为295.23~779.44，整体大于空气值，受壳源⁴⁰Ar年代累积效应显著影响；氪和氙的同位素特征与空气类似。氦产量定量计算揭示，自生自储煤层气系统中存在来自煤层外部的⁴He通量。⁴He与²⁰Ne的线性关系表明，氦在脱气进入气藏前溶解于地下水中，从煤层解吸的甲烷稀释了地下水伴生气中的氦（氖、氩），因此，品位较低的气藏反而更容易富集氦气。氦气主要分布在具有有效氦源岩、古老地下水系统、高效运移通道和适当生烃强度的地区，这为在煤层气中寻找氦气资源提供了理论基础。瑞利分馏和稀释模型以及采气量量化显示，每口井采气过程中的水量为8.03×10³~1.63×10⁶ m³，煤层气开采仅影响每口井周围的局部水，以此为依据可以优化井距设计。

氦气具有低沸点、高热导率和强惰性等特点，在低温超导、保护气、制冷、医疗、电子等领域发挥关键作用，被称为“黄金气体”及“气体稀土”。基于稀有气体同位素测试、微量元素测试等方法对川南长宁地区五峰组—龙马溪组氦气资源进行研究。结果表明： 1）长宁地区五峰组—龙马溪组页岩中U、Th含量较高，质量分数最高分别达65.7×10^-6、29.6×10^-6，具备较强的生氦潜力。样品氦同位素比值（R/R_a≈0.01）及⁴He/²⁰Ne比值指示，其具有典型壳源氦气特征。背斜构造的前翼、后翼U、Th、K含量相近，但后翼放射性成因氩（⁴⁰Ar_rad）含量显著高于前翼，结合⁴He/⁴⁰Ar理论值与实测值的差异，推测深部地壳氦气对页岩原生氦产生混合作用，形成壳源近源与远源混合型氦气。2）长宁地区五峰组—龙马溪组页岩氦气主要有2种来源：一是页岩自身从沉积开始至今持续生成的氦气；二是伴随地下流体运移，经由物质交换进入该地层的氦气。3）通过计算得出长宁地区五峰组—龙马溪组页岩在自然演化过程中至今累计生成的氦气量约为4.76×10⁸ m³。基于储层氦气体积分数计算，该地区五峰组—龙马溪组氦气资源量至少为2.86×10⁸ m³。研究成果对进一步开展四川盆地页岩型氦气资源潜力、富集机理与分布规律的研究，实现氦气规模建产，提高氦气保障能力具有重要指导意义。