弹性二相法是评价气井控制原始地质储量的动态法，又称为拟稳态法（pseudo-steady-state method）或气藏范围测试法（reservoir limit testing method）。该法主要用于气井初期测试，评价岩性、断块和裂缝类型气藏井控的原始地质储量。由压力平方表示的弹性二相法，在中国从1994年起，连续4次被列入国家油气行业标准（SY/T 6098—1994，SY/T 6098—2000，SY/T 6098—2010，SY/T 6098—2022）。与拟压力表示的弹性二相法相比，由压力平方表示的弹性二相法是一种较好的近似评价方法。利用AL-HUSSAINY（1966）指出的拟压力关系式，经理论推导，得到了拟压力的弹性二相法，并应用WATTENBARGER（1968）对μ_gZ随p的变化关系研究，对拟压力弹性二相法进行了简化，分别得到了由压力一次方和压力平方表示的弹性二相法。目前，在国内外的文献中，尚看不到有关拟压力弹性二相法推导的报道。通过实例应用表明，压力一次方表示的弹性二相法评价的井控原始地质储量明显偏低，而由压力平方表示的弹性二相法评价的结果明显偏高。

针对深层低渗凝析气藏由衰竭开采转变为气驱开发过程中适应性不明确的问题，综合采用PVT（地层流体高压物性）分析仪、长岩心驱替物理模拟技术和数值模拟计算方法，开展了一系列评价研究。通过对比分析注CO₂、天然气（伴生气、CH₄）、N₂对凝析气体系高压物性影响与提高凝析油采出程度情况，明确了深层低渗凝析气藏气驱的适应性。实验结果表明：CO₂在凝析油中的溶解度和溶解气油比最大，具有较强降低凝析气藏饱和压力和露点压力的特点，提高凝析油采出程度的效果最佳。同时，采用长岩心物理模拟技术针对CO₂驱进行了注入时机、注入方式、注气速度优化研究，明确了在露点压力以上脉冲式注气效果更好，为注气开发技术政策及现场方案的实施提供数据支撑。

页岩油藏具有复杂的孔隙结构和超低渗透能力，合理评价储层基质和压后不同类型裂缝流动能力对制定合理工作制度和有效开发页岩油藏具有重要指导作用。采用巴西劈裂方法模拟不同裂缝形态，基于核磁共振技术构建了一套评价基质和裂缝流动能力方法，并以苏北盆地高邮凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）页岩岩心为基础开展了基质和裂缝导流能力评价研究。实验结果表明：页岩储层最小流动孔隙尺度为10 nm，应力条件下流动规律表现为非线性、线性两段式；影响裂缝系统导流能力因素包括裂缝类型、开度、应力大小和驱动压差等；应力越大渗透率损失越大，最高可达95%，缝网越复杂开度越大，渗透率损失越大；生产过程中需要依据裂缝发育情况、上覆岩层有效应力特征来合理控制地层流体压力与井底流压的差值，保障油井能稳定生产，压力均匀向外传播；高邮凹陷阜二段页岩油井有效应力介于7~10 MPa、流动压差介于10~15 MPa为合理下泵时机或进行地层补能时机。研究成果对完善页岩渗流机理理论和现场应用具有重要意义。

涪页10井的钻探获取了东岳庙段典型陆相页岩相关特征参数，其页岩储层介孔和大孔发育，非均质性较强，主要孔隙分布在10 nm左右。纳米孔中受限流体的临界参数偏移使得受限空间下凝析气的流体性质与常规室内实验测试结果存在差异。为更合理地开采页岩凝析气，结合室内相态实验、受限流体临界参数偏移计算和数值模拟，开展页岩凝析气相态特征分析和开采特征研究，明确凝析气的相态变化规律和开采特征。考虑临界参数偏移的凝析气相态特征计算表明：随着孔隙半径减小，体系组分的临界温度、临界压力降低，相图向左下收缩，露点压力降低，气相黏度降低，偏差因子增加，反凝析液饱和度逐渐降低。通过机理模型分析了临界参数偏移对衰竭开采效果的影响，结果表明：随着孔隙半径减小，天然气采收率基本不变，凝析油采收率逐渐增加，孔隙半径减小至10 nm，凝析油采收率增加9.93%。研究结果对页岩凝析气藏开发具有指导意义。

水平井组开发页岩油是基于水平单井压裂局限性提出的新型压裂方式。在水平井组压裂过程中，由于存在多口井和多条人工裂缝，且裂缝周围应力变化和井间地应力分布复杂，这种复杂的应力变化将进一步影响裂缝的扩展形态。因此，深入研究水平井组中不同压裂方式下应力场的变化机理和规律对于控制裂缝形态和提高裂缝复杂度具有重要意义。针对页岩油储层压裂改造过程中应力分布问题，通过构建水力压裂数值模型，系统地研究水平井组不同压裂方式下应力场的变化机理和规律以及裂缝扩展后的应力场变化规律，并基于裂缝的形态特点进行了压裂效果的定量评价。研究表明: ①同步压裂布缝方式可以有效影响井间地应力的变化，相较于正对布缝方式，交错布缝方式在井间产生的诱导应力提高了24%，并在相同井距下更容易引起井间地应力转向；②交错布缝方式下所形成的裂缝形态更为优越，压裂效果更为显著，交错布缝能有效提高裂缝的长度和宽度，使裂缝表面积和体积增大了4.6%和21.1%；③拉链压裂所形成的裂缝形态更为优越，压裂效果优于同步压裂，进一步增大了裂缝长度和宽度，使裂缝总表面积和总体积增大了1.3%和0.1%。

如何利用常规测井资料对储层含油性、储集性及可压性进行有效评价，是苏北页岩油规模化开发亟需解决的生产难题。利用常规测井资料与岩心实验资料，采用最优化、拟合、正反演数值模拟等数学手段，建立起总有机碳含量、有效孔隙度、层理缝密度、矿物组分含量等参数的计算模型，对页岩沉积构造和岩相进行分类研究。研究表明：溱潼凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）泥页岩以富有机质层状或纹层状泥岩、富有机质块状泥岩为主，有利岩相为富有机质层状或纹层状泥岩，有利岩相纵向上与非有利岩相交互出现。采用文中所导出的模型识别的“甜点”层段与采用特殊测井分析的层段位置具有良好的一致性，且现场应用效果良好。该方法和技术已应用于苏北盆地页岩油储层地质工程“甜点”段的选定工作，对苏北页岩油效益开发具有重要意义。

近年来，南川区块逆冲推覆构造带下志留统龙马溪组页岩气勘探开发取得重大突破。截至2022年底，南川区块已完钻170口井，累计产气量51.6×10⁸ m³。随着滚动开发的逐步推进，开发区域也由主体构造简单区向两翼构造复杂区过渡，前期的构造解释方案将南川区块各构造单元解释为大断距逆断层夹持的断背斜，并没有深入分析整个构造带的构造变形特征，因此，近年部署的几口扩边评价井存在较大的井震矛盾，造成了多口井的钻探失利，限制了页岩气开发产建的进程。综合前期钻探认识及正演模拟分析，认为南川区块龙马溪组地震剖面上显示的大断距高角度逆冲断层多为构造假象，断裂区多为高陡膝折构造，断距小、地层陡。通过高陡构造假象分析与识别，结合断层相关褶皱理论完善解释成果，井震联合构造建模逐步落实了南川区块龙马溪组气藏的构造特征，进而提出了高陡膝折带是龙马溪组页岩气勘探开发的潜在有利目标,在此基础上部署的5口评价井，均取得了较好的测试效果。

由于沉积环境的不同，海陆过渡相页岩与海相页岩存在较大差异。基于鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩储层的特点，建立了纵向多岩性叠置储层水平井产能数值模型，分析了不同岩性组合模式下的气井单段生产动态特征，研究了煤层渗透率、储层叠置关系等关键参数以及生产制度对生产特征的影响。研究结果表明：①富煤型页岩储层合层开采初期气水同产，采出气主要来自砂岩和页岩储层的游离气，采出水主要来自压裂液及煤层水。煤层的渗透率越高，合层开采的累计产气量越大，累计产水量也随之提升。②含煤叠置组合类型进行合层开采最理想的空间叠置顺序为页—砂—煤，在该叠置顺序下，煤层产水对合层开采干扰最小。③煤层产气量受应力敏感的影响最大。

针对鄂尔多斯盆地SD区块盒8段储层低孔低渗、非均质性强、常规压裂裂缝形态单一等问题，基于断裂力学理论，考虑缝内流体压降，结合盒8段储层岩石力学参数，开展暂堵压裂裂缝与初次压裂裂缝在整个接触过程中的相互作用力学研究。计算分析了不同裂缝走向、井斜角、方位角等参数对压裂裂缝参数的影响规律，起裂压力随井斜角和方位角的增加而减小；起裂角随井斜角增加而减小直至为0°，随方位角先增加而后减小。通过制备人工水泥试样，利用大尺寸真三轴物模实验系统模拟了暂堵压裂中新缝起裂及其转向行为，评价了不同井斜角、方位角下新缝起裂、转向及延伸行为和起裂压力及裂缝改造面积等参数。实验结果表明：井斜角增大，初次及二次起裂压力呈减小的趋势，裂缝更易转向且改造面积越大。井斜角相同时，裂缝起裂压力随井筒方位角增加而逐渐减小，裂缝改造面积随方位角增加而增大。方位角90°螺旋射孔相比方位角0°螺旋射孔形成的裂缝更为复杂，定面射孔可调控水平井破裂压力及初始破裂位置，初始破裂产生于射孔井筒界面、孔道中部等不同位置，控制射孔射角介于75°~90°。研究结果为低渗透致密砂岩气藏暂堵压裂设计提供了依据。

基于一种新的核磁共振信号标定法开展了致密砂岩岩样的油水渗吸实验，该方法可以根据回归模型将核磁信号总量换算为含油体积，相较常规方法计算更方便、更准确。研究发现渗吸过程可划分为过渡渗吸和稳定渗吸2个阶段，低黏度煤油渗吸样品最佳渗吸时间集中在68 h左右，高黏度致密油渗吸样品最佳渗吸时间集中在188 h左右。渗吸时间充足的情况下，煤油和致密油的最终换油率相差不大，但如果渗吸时间较短，则黏度越大换油率越低。同层位、同黏度的样品具有相似的渗吸动态特征；同层位、高黏油的样品达到稳定渗吸阶段无因次渗吸时间相较低黏油更短。以半径0.5 μm作为大、小孔隙的分界线，煤油渗吸样品中半径小于0.5 μm的孔隙渗吸换油贡献率平均为83.93%，占据主导地位，原油动用率平均为23.54%；半径大于0.5 μm的孔隙渗吸换油贡献率平均为16.07%，相对较少，原油的动用率平均为8.50%，普遍较低，容易形成水锁。致密油渗吸样品在所有孔隙中的渗吸换油贡献率则相对均衡，半径小于0.5 μm的孔隙原油动用率平均为14.82%，相对较低；而半径大于0.5 μm的孔隙原油动用率平均为29.82%，在焖井过程中普遍会得到有效动用。

苏北盆地高邮凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）页岩油勘探获得突破，是未来增储上产的现实目标。裂缝作为储集空间和运移通道，在页岩油勘探开发中发挥着重要作用。以X1井为研究对象，根据成像测井、岩心和微观薄片观察结果，分析了高邮凹陷阜二段页岩油储层不同尺度裂缝发育特征；结合裂缝参数统计和裂缝充填物稳定碳氧同位素分析，确定了裂缝形成期次，讨论了裂缝动态演化过程及裂缝对页岩油气富集的影响。结果表明：构造裂缝总体较为发育，主要为脆性剪切裂缝和张剪性裂缝，剪切裂缝长度长，横向连通性好；非构造裂缝主要为层理缝和顺层方解石脉，在部分亚段异常发育。不同类型的天然裂缝后期均遭受了一定程度的改造，未被完全充填的裂缝、裂缝充填物溶蚀形成的孔洞，以及超压层理缝和微裂隙，均是页岩油有利的储集空间。研究结果为高邮凹陷深层页岩油选区、选段提供了新的思路和理论依据。

为评价以金坛盆地为代表的苏南新生代残留盆地非常规油气勘探潜力，以金坛盆地J9井钻井、岩心、测井及分析测试资料为基础，开展阜宁组四段岩石沉积特征、有机地球化学特征、矿物组成特征、储层特征等地质条件分析。研究结果表明：金坛盆地阜四段形成于浅湖—半深湖为主的半封闭—封闭咸化沉积环境，具有泥页岩厚度大（深凹带大于250 m）、总有机碳（TOC）含量偏低（平均为1.02%）、热演化成熟度（R_o）中低（介于0.81%~0.85%）的特征，具备一定的成烃物质基础。阜四段泥页岩发育裂缝、孔隙两类储集空间，具备良好的储集性能，同时脆性矿物含量较高，有利于后期的压裂改造。结合已有钻孔油气显示情况，认为苏南地区茅山构造推覆带前排的金坛盆地阜四段具备中低成熟度页岩油勘探潜力。

济阳坳陷东营凹陷页岩油岩相具有岩性复杂、非均质性强的特点，区域分布差异显著，目前尚无较好的测井方法能够识别和评价东营凹陷页岩油岩相特征。针对东营凹陷沙四纯上亚段页岩油岩相特点，从岩心刻度测井出发，结合岩心、薄片和实验分析化验等资料，按照“三端元四要素”的页岩岩相分类方案，明晰不同岩相测井响应特征并优选敏感参数测井曲线，建立了适用的页岩油测井岩相划分方法。结果表明：通过“分层+聚类AHC（合成聚类）”法、Fisher判别法、小波提频法、遗传优化神经网络等数学和地球物理方法结合，识别页岩油不同岩相的岩石组分、沉积构造、岩石结构和有机质含量，解决了因岩性复杂、测井分辨率不够、特殊测井资料不全和有机碳含量（TOC）模型精度不够等因素导致的岩相识别不出的问题，通过岩相四特征的识别，形成了东营凹陷页岩油岩相的测井定量判识方法技术，确定岩相集中段，为页岩油大规模的勘探开发提供了重要的地质依据。

川南深层页岩气是中国天然气增储上产的重要领域。断层连通性是影响深层页岩气储层渗透性能、单井产能的重要因素，前期多针对断层形态、组合样式开展研究，鲜有断层连通性的系统量化评价。研究以川南泸州中区五峰组页岩气储层多级断层为研究对象，利用拓扑结构分析方法研究断层网络拓扑结构，并对其连通性进行定量评价，结果显示：泸州中区五峰组断层发育，断层网络分支的平均连接点数为1.12，可形成高渗通道，有利于页岩气的运移。研究区中部及南部断层产状分散度、断层长度分散度和断层密度均较大，连接型节点、分支数量多，有利于提高断层连通性，其连通性评价结果优于其他区域，具备一定的潜在高产井可能。

南川地区位于四川盆地东南缘的复杂构造区，低级别逆断层较为发育，基于区域构造分析及构造精细解释开展逆断层形成机制及分布规律研究，并结合地震属性预测、钻井、压裂及试气试采等资料，以平桥东1断层为例，开展了低级别逆断层对页岩储集性能、保存条件、压裂改造影响的分析，以揭示其对页岩气富集高产的影响。研究表明：南川地区低级别逆断层的形成主要受控于燕山中期—燕山晚期的江南—雪峰隆起的陆内造山作用的远程传导以及区域挤压应力场的变化影响，其走向整体呈北东向、北北东向，断层规模较小。平桥东1断层伴生大量天然裂缝，有效改善了储集性能，且未破坏保存条件，有利于页岩气富集成藏、地应力释放及压裂改造形成复杂缝网，实现单井高产。低级别断层附近可作为目标优选和井位部署的有利区，有效指导了复杂构造区页岩气勘探开发。

储层评价是致密砂岩气藏开发的基础，评价结果的准确性直接影响气藏开发的潜力分析，评价方法的选择影响到开发指标预测的可靠性、开发调整部署的科学性。为解决致密砂岩气藏储层评价影响因素多、主控因素不明确、参数敏感性未知、评价指标未量化等问题，以川西新场气田蓬莱镇组气藏为例，运用层次分析法理论，建立定量分析模型，将复杂问题简单化、定性问题定量化。方法优选地球物理、测井解释和地质基础等参数为准则指标，通过构造判断矩阵、确定指标权重、一致性检验等步骤，建立定量评价模型，得到权值向量，再利用真实井进行验证分析可采储量和无阻流量均与评价值呈现较好的相关性，说明研究方法具有较好的可靠性，进一步明确了储层划分类型及标准。根据研究方法确定的气藏储层评价指标，可以深化同区致密砂岩气藏开发“甜点”认识，提升致密砂岩气藏储层预测及开发部署质量，为同类气藏高效开发提供借鉴。

苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居中国第一。随着开发不断深入，气田储量品质劣质化及未动用储量碎片化趋势明显，增加了未来效益开发的不确定性。为确保气田致密砂岩气藏的可持续效益开发，基于深化气田开发过程中所获得的地质与气藏工程认识的基础上，梳理了影响气田效益开发的影响因素，建立了该气田效益开发的技术对策。研究结果表明：①基于以经济产量为中心的评价模型对气田各区块经济效益进行实证分析，可以评价气田目前整体效益开发现状，指导未来整体开发方向；②为了支持气田致密气产业进一步发展，根据气田各区块效益评价，从地质和气藏工程的角度去寻求有效开发的配套措施，分类治理，分类施策，进而形成苏里格气田效益开发技术对策，实现气田持续经济有效开发。

川中资阳—东峰场区块须家河五段（以下简称须五段）储层具有低孔、低渗且非均质性强的特点，为了建立可靠的测井解释模型以及确定有效储层下限，应用砂岩测井、录井、岩心及试气等资料，以岩心归位及测井曲线标准化为依据，开展储层“四性”关系研究，结果表明：岩性、物性、电性、含气性相关性较好，自然伽马随粒度减小而增大；电阻率曲线可以识别含钙砂岩；声波时差与孔隙度相关性好；含气性与物性呈正相关。在“四性”关系研究的基础上建立了孔隙度、渗透率及含水饱和度解释模型，并确定了储层判别标准。以上研究成果在生产中取得良好的应用效果，储层测井、试气和实验结果符合“四性”关系图版。通过测井解释模型计算的物性参数与岩心实验测试结果吻合；产气剖面测试结果与储层判别标准匹配。“四性”关系研究为测试方案设计提供了有效的技术支撑。

渝南地区二叠系龙潭组煤层气勘探开发处于起步阶段，为揭示该区主力煤层C₂₅的煤层气基础地质条件，基于区内煤田钻孔、煤层气钻井获取的地质资料和实验测试数据，对煤岩煤质、煤层孔渗、含气性等特征进行了分析。结果表明：研究区二叠系龙潭组C₂₅煤层具有“发育稳定、厚度相对大、孔渗低、变质程度高、含气量高”的特征。C₂₅煤层全区发育稳定，呈“北厚南薄”的趋势，北部一般大于1.5 m；煤岩煤质属于半亮型煤；有机组分中镜质组含量介于51.7%~72.2%；镜质组最大反射率整体介于1.8%~2.2%，变质程度处于高成熟—过成熟阶段；煤岩孔渗较差，孔隙度介于3.46%~8.46%，渗透率大多低于0.01×10^-3 μm²；含气性好，一般大于10.0 m³/t；同时，煤层顶底板均为良好封隔层。结合綦煤1井、Y2井产气效果，认为渝南地区二叠系龙潭组C₂₅煤层具备较好的煤层气勘探开发基础地质条件。

近废型稠油油藏难以通过常规开发方式有效动用剩余储量，火驱技术为此类油藏进一步提高采收率提供方向。现阶段，火驱技术已趋于成熟，但由于成本投入大、经济性差，火驱技术的推广应用面临困境。通过引入量本利分析法中的盈亏平衡模型和敏感性分析，从多维度的经营视角，揭示不同油价年产油量和成本的平衡关系，明确影响火驱经济性的关键指标，进而推动生产运行优化和决策效能提升。研究结果表明，由于储层前后认识差距大，投入力度大于产出力度，同时管控方向不明确，导致火驱成本有效性低，持续开发经营风险认识不足，影响油藏开发投入决策。研究结果为火驱的经营效益提升指明方向，也为近废型稠油油藏效益开发提供管理新思路。

以大砂量、大液量为特点的储层改造技术推动深层煤层气开发取得突破，煤层气增储上产保持着良好势头。为探索深部煤储层水力压裂过程中裂缝扩展形态，在鄂尔多斯盆地延川南煤层气田开展不同压裂规模煤储层改造的矿场试验，对比分析压后裂缝扩展形态和储层改造面积，查明了不同类型气井、不同施工规模下裂缝形态的差异性，分析投产后的产气效果，形成了适合研究区深部煤储层改造工艺。结果表明：①低效老井多次中等规模压裂、新井多次大规模压裂和新井单次超大规模压裂均能有效延伸裂缝长度、扩大储层改造面积，但缝网形态存在较大差异。受排采过程和诱导应力影响，低效老井经多次中等规模压裂后，形成主裂缝延伸、次裂缝扩展的“玫瑰花”型缝网；新井压裂改造后形成的缝网形态呈“长椭圆”型，但单次超大规模的液体使用效率更高，相同规模下裂缝半长和改造面积更大。②随压裂次数增加，裂缝半长和改造面积均呈对数增加的趋势，且有明显的递减效应，试采证实2次大规模压裂施工具有良好的经济性，研究结果为井网部署提供了依据。以柴油为动力来源的压裂设备较难适应提升规模后的连续施工，电驱动压裂装置是未来整装煤层气田开发的可靠途径。