油气勘探开发是创新性思维到实践认识的工作,油气首先在地质家的头脑里,勘探家要不断解放思想,要充满找油的激情,要用发展的眼光看问题,重新认识自我,重新认识地下,重新认识地质工程一体化的潜力,通过认识的不断发展研究油气藏地质情况。重新认识延1井的勘探发现,总结鄂尔多斯盆地油气藏勘探开发实践和野外地质考察,形成断缝体油藏理论。勘探开发理论认识的持续创新实现了鄂尔多斯盆地勘探开发的不断突破,年产油气当量超8 000×10⁴ t,成为中国含油气盆地之首。总结中国石化华北油气分公司在鄂尔多斯盆地油气勘探开发中的经验,实事求是深化油藏认识成为油气藏勘探突破的关键,辩证思考的哲学方法能够在不同阶段获得油气地质新认识,精细描述油气藏是编制开发方案的基础,地质工程一体化实现致密油气藏效益开发。面对鄂尔多斯盆地油气勘探开发对象的复杂化,油气勘探要着眼于全盆地重新认识油气藏规律,通过勘探开发理论创新突破发现不同类型油气藏。

美国阿巴拉契亚盆地Ohio组页岩、Marcellus组页岩等常压页岩气区已获得商业化开采,中国川东南地区五峰组—龙马溪组页岩虽已初步开发,但由于埋深大、储层物性差等原因导致产出效益没有美国典型页岩气田好。常压页岩气因储层深度导致绝对压力存在差异,从而对气体赋存状态产生影响,进而对含气性与可动性产生显著影响,因而亟须对中美常压页岩气储层条件、气体赋存状态、含气性、可动性差异等开展定量化研究。选取典型常压的中国彭水地区隆页1井五峰组—龙马溪组页岩与美国阿巴拉契亚盆地Marcellus组页岩与Ohio组页岩作为研究对象,以体积法为基础,综合考虑页岩储层温度、储层压力、成熟度、水、油对吸附程度与最大吸附能力的影响,以及温度、压力、孔隙度与含水饱和度对确定游离气量的影响,对三组页岩储层含气性进行评价,并以三组页岩储层压力作为起始压力,以5 MPa的降压幅度进行降压生产模拟,在分别阐明降压生产中吸附、游离气产出过程的基础上,揭示中美常压页岩气产量差异的根本原因：国内五峰组—龙马溪组页岩相比于阿巴拉契亚盆地Marcellus组页岩吸附能力较弱,吸附气量较低,游离气含量较低,导致总产气量也明显较低;而相比于Ohio组页岩,常压的五峰组—龙马溪组页岩埋深大,温度、压力高,由此造成吸附气采出程度极低,含气孔隙度略低导致游离气采出程度较低,二者综合导致总产气量也明显较低。

近年来,国内外对于油气勘探开发的脱碳化技术愈发重视,油气能源行业结构转型是中国实现“双碳”目标的必然途径之一。为油气行业改革加速实现“双碳”目标,以中国石油西南油气田分公司勘探开发“电代油”技术项目为研究对象,通过剖析油气能源技术的改革方向与路径,对比了项目实施前后在环境污染及能源消耗等方面的变化,着重阐述钻完井电气化改造的必要性及优势。分析并总结了项目实践过程中的重难点,提出了制约“电代油”技术发展的关键技术及未来展开相关研究的突破口,为“双碳”目标下“电代油”技术在油气勘探开发中的应用提供了参考。

集群化规模部署是CO₂捕集、利用与封存（CCUS）去碳产业发展的必由之路，创新发展工程化CCUS全流程技术是实现中国CCUS去碳产业集群化规模部署的关键和紧迫需求，对中国能源安全保障和碳中和目标实现意义重大。基于调研和研究工作积累，阐释了工程化CCUS全流程技术的科学内涵，提出了工程化CCUS全流程技术的概念，归纳了该技术体系的基本模式、应用模式和技术关键组合模式，梳理了其技术科学流程;概述了工程化CCUS全流程技术的关键技术环节，探索揭示了CCUS全流程技术的形成机制;概要总结了国内外代表性CCUS全流程技术工程项目实例;讨论和前瞻了工程化CCUS全流程技术当前所面临的技术挑战及攻关方向。已有研究工作表明：工程化CCUS全流程技术以节能高效的CO₂捕集、CO₂化工生物与矿化固碳、CO₂高效地质利用封存为关键环节和核心内涵，以CCUS源汇匹配、技术集成匹配和系统优化为形成关键机制;CCUS全流程技术模式复杂多样，其研发的技术科学流程由5个主要步骤构成;工程化CCUS全流程技术体系框架已经建立，研发和应用取得诸多进展，但中国与欧美发达国家在该领域仍有差距;加快CCUS集群化规模部署的工程示范、强化全流程形成机制等CCUS集群化规模部署技术科学基础研究、重点突破CO₂捕集、地质封存等工程化CCUS全流程技术关键环节成为应对挑战的主要攻关方向。

针对南川探区地表地下“双复杂”的地质特点,通过地震资料采集、处理及解释技术攻关,探索形成了一套较为完整的页岩气地球物理勘探思路及技术流程, 在南川地区页岩气勘探开发中取得了成功的应用效果。采集方面,通过实时优化激发点位,提高灰岩出露区、溶洞及采空区的地震资料品质;处理方面,采用复杂山地高精度静校正技术、溶洞及采空区针对性处理技术及各向异性叠前偏移成像技术,提高成像效果;解释方面,在精细构造解释基础上,从页岩气的富集性、储层的可改造性以及储层的驱动性三个维度开展页岩储层“甜点”预测,并在页岩气开发过程中,通过动态靶点埋深预测技术和水平井地层倾角预测技术,指导水平井钻探。

随着中国石化页岩油勘探开发的不断深入，目前已初步形成了钻井、测录固井和压裂等一系列特色技术。总结分析了“十四五”期间中国石化在页岩油工程技术方面取得的进展及成绩，梳理了当前页岩油开发工程技术存在的问题及挑战，提出了地质工程一体化、钻完井提速、立体开发和超长水平井等方面的技术对策和发展建议，为推动中国页岩油工程技术的发展及实现页岩油资源的低成本、规模化和效益化开发提供有益的借鉴。

针对川中秋林地区致密砂岩储层天然裂缝欠发育,低孔、低渗且空间非均质性强的问题,通过室内物模实验确立了“段内多簇+高强度加砂+造长缝”的改造理念,在此基础上构建基于有效应力理论的井周应力场计算模型,并结合水平井渗流—应力耦合裂缝延伸模型,明确了簇间距对裂缝竞争扩展及缝间渗流干扰的影响机制,形成了考虑应力干扰及渗流阴影的河道砂体非均匀布缝方法,确定了秋林地区致密砂岩水平井段内多簇射孔最优簇间距为7~12 m,使射孔簇开启率高达92.3 %以上,有效提高了致密气储层改造效果。

杭锦旗地区十里加汗区带二叠系下石盒子组盒1段砂岩平均孔隙度8.3 %,平均渗透率0.89×10^-3 μm²,为典型的致密砂岩储层,而微裂缝对改善致密砂岩储层物性起着重要作用,因此,开展微裂缝研究是该区储层研究的重点。通过微观薄片观察,结合压汞、岩心物性以及构造特征,对该区微裂缝的类型与成因、形成期次、控制因素以及微裂缝对物性的影响进行研究。结果表明,研究区盒1段致密砂岩按照接触关系可分为粒内缝、粒缘缝和穿粒缝,按照充填程度可分为未充填缝、不完全充填缝和完全充填缝。根据成因分析,研究区至少存在三期微裂缝。其发育程度受内因（砂岩粒度、岩石碎屑成分、岩屑和填隙物含量以及颗粒间的接触关系等）和外因（构造应力）的联合控制。微裂缝主要影响储层的渗透率,多因素影响是微裂缝性致密储层的一个基本特点,平均喉道半径对储层渗透率起主要控制作用。

中江气田沙溪庙组气藏高效开发面临着河道精细刻画、高产富集模式建立、开发技术政策制定、工程压裂改造技术配套4大难点。针对窄河道砂采用多域多属性精细刻画及储层精准预测技术,对多期叠置河道砂空间展布特征刻画效果较好,实现了最薄8 m、最窄50 m河道砂的刻画,且河道砂的沉积时间顺序也非常清晰,采用基于射线参数域的改进三参数叠前反演技术实现了薄层高精度定量预测,储层厚度、孔隙度预测误差均低于10 %;通过建立烃源岩断层与河道砂有效搭配模式,古今构造高或古构造高、今构造低,同时储层物性好的区域有望获得气井高产、稳产;采用井组立体部署、井型优选及水平井优化设计等技术,极大提升了窄河道致密砂岩气藏储量动用程度,同时节约了投资成本;采用地质工程一体化水平井分段压裂改造技术,单井测试产气量稳步提升,改造效果提高至实施前的10.6倍。所形成的窄河道致密砂岩气藏高效开发技术实现了中江气田的高效勘探开发,建成了年产气量超10×10⁸ m³的中国石化川西第一大气田。

对于塔河9区下油组油藏,充足的底水能量和复杂的韵律层分布,导致了常规数值模拟技术难以表征复杂的底水上升规律和油藏提高采收率措施的效果。以塔河9区三叠系下油组油藏为例,介绍了不粗化地质模型背景下的高精细数值模拟技术,通过早期可动水模拟、单一隔板绕流和多重隔板绕流以及动态相渗3个技术进行油藏历史拟合研究,油藏整体产量拟合程度达到95.23 %。同时,采用高精细数值模拟技术对现场提液和注气措施进行了预测,与现场生产效果保持了高度的一致性。在高精度数值模拟过程中,水平井的见水模式由常规模拟中的水脊,转变为“点出水”模式,流场的主控因素为压力场和物性参数场协同控制。

不同产能页岩气井,其储层测井响应特征存在明显差异。通过对比分析不同产能页岩气井测井曲线响应特征,进而总结高产页岩气储层的测井响应特征。分析不同产能页岩气井在岩性、电性、物性、地应力和孔隙压力等方面的差异,利用电阻率测井、放射性测井和声波扫描等地球物理测井信息,围绕有机质品质和地层压力等反映页岩气产能的关键参数,形成了一套基于测井综合响应特征的优质高产页岩储层识别方法。结果表明,优质高产页岩储层电性特征表现为高伽马、低密度、低中子、高声波时差和中高电阻率等特征,纵、横波时差交会图显示地层呈高压特征,该套分析方法能够准确判别页岩储层勘探开发潜力。通过川东南不同页岩气区块不同类型页岩气层现场试气结果与测井综合分析判定结果对比表明,该套判别方法符合率高,可以为页岩气井后期完井方案决策提供科学依据。

为了认识驱替压差对不同类型储层气相渗流能力的影响,明确不同类型储层的合理开采压力,以丹风场气田须家河组主力储层Ⅱ类和Ⅲ类致密砂岩为研究对象,借助核磁共振技术开展两类储层致密岩样在不同驱替压差下的气驱水实验,分析了驱替压差对两类储层气相流动能力的影响。结果表明：驱替压差对Ⅱ类和Ⅲ类储层岩样中气相流动特征的影响程度不同。Ⅱ类储层岩样中气相流动特征主要受驱替压差的影响,驱替压差越大,气相流动能力越强,且主要影响小孔喉中的流动能力;Ⅲ类储层岩样中气相流动特征不仅受驱替压差影响,而且还受储层的孔隙结构约束,当驱替压差与储层毛管压力相接近时气相流动能力最强。因此,对于丹凤场气田不同类型致密砂岩储层,在开采时应采用最佳生产压力使气相流动处于最佳状态。

致密砂岩储层基块孔喉细小,同时气藏开发全过程易产生水相圈闭损害,制约致密气开发进程。矿场试验与室内实验研究均已证明储层热处理技术可以解除储层水相圈闭损害并增加渗透率,但受限于其适应的储层物性条件不清而一直未推广应用。选取库车凹陷、惠民凹陷、冀东凹陷地区典型致密砂岩岩心,为模拟热处理压裂液滞留的裂缝面或生产过程水相聚集的近井带,利用3 % KCL溶液完全饱和实验岩心,开展了升温速率为2 ℃/min的热激实验,测试了不同RQI（储层品质系数）的致密砂岩热激前后渗透率,分析了储层品质系数RQI与增渗幅度之间关系。研究表明,致密砂岩岩样从室温加热至100 ℃,渗透率变化不明显,加热至200 ℃,渗透率略微降低,加热至300~400 ℃,部分岩样渗透率增幅达200 %~500 %,但也有部分岩样渗透率无明显变化,这与岩样的储层品质系数RQI有关;适合热激增渗的含水致密砂岩储层品质系数临界值为0.25,当RQI值小于0.25时,岩样热激增渗幅度与RQI值呈单调递减的函数关系;在RQI值一定且热激温度大于200 ℃的情况下,温度越高热激增渗效果越好。

南堡油田M区是冀东油田的主力注水开发区块,目前已进入中含水阶段,主体区域注水效果显著,局部区域受井间砂体连通性认识不清的影响,注水效果不明显,水驱储量动用程度较低。准确判定井间的砂体连通性,对于完善该区注采井网,提高采收率意义重大。该区砂体横向变化快,纵向砂体层数多而薄,叠置关系复杂,井间砂体连通认识难度大。针对这个问题,通过地质、地震、测井、油藏等多学科综合技术来判定井间砂体连通性,其中包括地震相技术、地震属性技术、地震反演技术、油藏动态分析技术等。井震藏结合的技术手段,已广泛应用于该区的井间砂体连通性判定,并在开发实践中取得了良好效果。研究成果提高了该区井间砂体连通性判定的准确率,为指导该区的油藏开发调整提供了有利依据,对同类型油藏的井间砂体连通性判定具有较好的借鉴意义。

中国深部煤层气资源丰富,是煤层气下步勘探开发的重要领域,但深部煤层气资源地质条件更加复杂,工程配套难度大,实现高效开发极具挑战性,攻克深部煤层气效益开发的技术瓶颈,对于推动深部煤层气资源高效动用具有重要意义。以延川南深部煤层气开发调整实践为例,系统分析了早期产建过程中面临的五大难题和挑战：①储层非均质性强,富集高产主控因素不明;②立体资源未能有效动用,储量动用程度低;③开发井网部署模式单一,高应力低渗区单井控制面积小;④深层煤层气储层可改造性差,早期常规水力压裂难以实现长距离有效支撑;⑤传统排采制度达产周期长,经济效益差。在此基础上,经过反复探索实践,通过“五个转变”形成了深部煤层气高效开发的新理念及关键技术：①产建模式从整体推进向有利区精准圈定转变;②开发层系从单层向合层开发转变;③井网部署由单一直井向“直井+水平井”复合井网转变;④储层改造从常规压裂向有效支撑压裂转变;⑤排采制度从缓慢长期向优快上产转变。立足于“五个转变”,现场生产实践显示新井产建效益显著提升,直井产量由1 800 m³/d提升至10 000 m³/d,水平井产量由10 000 m³/d提升至20 000~50 000 m³/d,取得了较好的开发效果,延川南煤层气田高效开发调整对策的突破对于深部煤层气效益开发具有重要的示范及带动意义。

新场气田JS₂²气层为三角洲前缘亚相分流河道微相砂体沉积,部分砂体区域发育泥岩隔层,形成两期河道沉积,部分双层砂体发育气井仅射孔压裂其中一层,另一层砂体可能受泥岩隔层隔挡未被动用,但目前泥岩隔层分布规律认识不清,隔层垂向封隔性能尚未有先例验证,制约了该层剩余气的开发。通过建立JS₂²气层隔层测井曲线识别标准,对单井进行小层对比划分,开展隔层发育规模和平面分布规律研究,利用老井挖潜探索河道砂岩内部泥岩隔层垂向封隔性能。结果表明,泥岩隔层主要分布在JS₂²气藏东部,厚1~15 m,总体表现为两厚夹一薄特征。利用A1井挖潜实践,原未射孔压裂层经射孔和加砂压裂后增产明显,首次证实A1井区10 m泥岩隔层具有较好垂向封隔性能,该成果将对JS₂²气层剩余气开发提供新思路和实践依据,对提高整个气藏采收率具有重要意义。

中国天然气探明储量巨大,但实现天然气长期规模稳产,面临复杂气藏提高采收率等系列挑战,尤以页岩气、煤层气和致密气等非常规资源为甚。碳中和背景下,驱气类CCUS（碳捕集、利用与封存）技术具有广阔应用前景。将CO₂驱提高天然气藏采收率的主要机理总结为优势吸附置换、连续对流排驱、补充气藏能量3种类型,并认为吸附态、游离态和溶解态这3种天然气的赋存状态划分适用于所有类型气藏,推导获得了CO₂驱提高气藏采收率效果预测方法。应用该方法进行测算认为,CO₂驱有望提高页岩气采收率20个百分点以上。为突破大幅度提高天然气采收率技术,建议针对具有较好碳封存条件的气藏开展CO₂驱提高天然气采收率潜力评价,优选目标气藏进行经济可行性评估,并开展多种类型的CO₂驱提高气藏采收率重大开发试验,检验烟气组分协同驱替效果和扩大CO₂波及体积技术。

天然气水合物资源丰富,是最具潜力的新能源之一。但目前天然气水合物尚未实现商业开采,其微观结构特征和储气机理亟待明确。基于SI、SII和SH型气体水合物的骨架和客体分子信息,构建并优化了3种典型水合物的分子模型。通过结构表征,明确了水合物的氢键数目、氢键长度、孔隙度、孔隙组成和孔径分布等结构特征,对比分析了3种典型水合物的微观结构差异。基于水合物骨架结构,采用巨正则蒙特卡洛方法研究了甲烷和二氧化碳的吸附行为,结合气体吸附量和吸附热阐明了3种水合物的储气特性及差异。结果表明,SII型水合物中平均氢键长度最大且数量最多,但其孔隙连通性最差;高压有利于提升水合物对气体的储气量,低温可增加水合物中气体吸附的稳定性;二氧化碳储存量虽小于甲烷,但二氧化碳吸附稳定性更强;气体在SII型水合物中的吸附量最大,在SI型水合物中的吸附热最大。

以东胜气田什股壕气区盒2+3段为研究对象,刻画该区沉积相类型及平面展布,开展沉积微相与天然气分布的关系研究。由于复杂的古地貌特征对沉积体系展布特征的影响,通过古地貌精细刻画,明确了沉积碎屑搬运通道及沉积体系展布空间。在岩心观察的基础上,归纳出14种岩相类型和5种岩相组合,识别出盒2+3段,发育了心滩、辫流水道和河漫沉积3种沉积微相。剖析典型井的垂向沉积序列,以粒度较粗的正粒序为主,形成单期大套厚层的含砾中粗砂岩。刻画出辫状河沉积相垂向及平面展布特征,砂体呈近南北向条带状展布,河道侧向迁移摆动频繁。结合储层物性参数,总结不同微相类型对储层物性的影响,分析含气储层在沉积微相中的分布规律,确定辫状河中心滩微相物性及含气性好,具有较大的天然气开发潜力。

页岩气储层天然裂缝发育,页岩裂缝对储层改造和后期压裂效果影响很大。基于井震结合的蚂蚁追踪技术进行裂缝预测,首先通过测井解释的天然裂缝,计算出井的裂缝发育密度曲线,然后通过多种模拟方法比较,选取高斯随机方法,该算法能体现页岩储层裂缝发育的非均质性特征,建立井间天然裂缝模型,最后通过协克里金算法体现井间裂缝发育属性,输入蚂蚁体属性进行质控,从而建立南川地区天然裂缝的预测模型。从预测结果来看,南川地区裂缝发育方向为北东向,平桥背斜东翼裂缝较核部发育,易形成网状缝,与实钻井吻合度高,裂缝预测技术能够指导该区的勘探开发。

桂中坳陷上古生界海相页岩经历了复杂的构造演化和热演化,下石炭统泥页岩系作为页岩气的主力产层,其储层的微观孔隙结构表征与储层孔隙评价是亟待研究的重要内容。通过对野外和岩心样品开展岩石薄片、扫描电镜、全岩X衍射、孔隙度以及等温吸附等试验测试,对桂中坳陷北部下石炭统鹿寨组页岩储层的物质组成和储集孔隙进行了详细表征与评价。研究表明,桂北地区鹿寨组页岩的有机碳含量0.4 % ~ 6.6 %,有机质处于高成熟—过成熟热演化阶段,石英等脆性矿物含量较高,具备良好的可压裂性。鹿寨组页岩储层的孔隙度平均2.91 %,渗透率平均0.007 9 ×10^-3μm²,属于低孔—特低渗—较好突破压力的页岩气储层。页岩储层的储集孔隙有残余粒间孔、晶间孔、粒内溶孔、黏土矿物层间孔和有机孔5种类型,主要的贡献者为黏土矿物层间孔、有机孔和黄铁矿晶间孔,孔径17 ~ 65 nm,以小于50 nm的微孔和介孔为主,孔隙之间的连通性较差,孔隙内部具有一定连通性。

页岩气藏为“人造气藏”,流动机理复杂,影响气井产能的因素较多,明确气井产能影响因素并建立对应的产能评价模型,是科学高效开发页岩气田的关键。针对涪陵焦石坝页岩气田的地质条件和压裂效果,以分区研究为基础,系统分析页岩气多段压裂水平井的产能影响因素,并利用雷达面积模型和模糊层次分析方法对筛选出的8类产能影响因素进行综合分析。研究结果表明：不同分区各因素对产能的影响程度存在明显差异,主体北区和西区储层物性条件较好,水平段参数和压裂规模是气井产能的主控因素;东区气井产能则与保存条件相关性明显;主体南区埋深增大,可压性参数和压裂规模共同决定气井产能;西南区气井的可压性决定了气井产能。通过模糊层次分析法确定不同分区产能影响因素的权重,进而建立适用于页岩气井的产能综合评价模型。调整井的数值模拟分析和实际应用效果均表明,模糊层次综合评价模型预测的气井产能对焦石坝调整井适用,模型可用于分析和预测页岩气井的产能及开发效果。

牟页1井和郑东页2井太原组泥页岩试气突破,证实了南华北区域上古生界海陆过渡相页岩气具深挖资源潜力。结合通许3井、通许4井最新资料,综合分析南华北盆地通许地区上古生界太原组与山西组泥页岩地球化学、岩石学、储集空间、物性特征以及含气性等,结果表明：①太原组与山西组泥页岩有机质来源于高等植物,属Ⅲ型干酪根;TOC（总有机碳）值介于1.0 %~4.5 %,属于好的烃源岩;R_o（镜质体反射率）值为2.4 %~3.4 %,处于过成熟阶段;泥页岩储层脆性矿物含量较高,有利于后期压裂改造。②储集空间以裂缝和微裂缝为主,无机孔次之,有机质孔发育较少,且呈孤立状分布;整体孔渗值较低,微裂缝对渗透率有明显改善作用。③综合对比已有试气成果及页岩气评价参数,太原组页岩气资源潜力明显优于山西组,是南华北盆地海陆过渡相页岩气勘探研究的重点层位。

水平井压裂后注CO₂吞吐技术能有效改善原油性质,提高超低渗油藏采收率。结合典型超低渗透储层油藏H区地质及流体特征,采用室内实验和数值模拟相结合的手段,开展超低渗油藏水平井注CO₂多周期吞吐机理及原油性质变化规律的研究。结果表明：注入CO₂使得原油饱和压力升高、体积膨胀、黏度降低、体系变轻质;注CO₂吞吐不同阶段的主要作用机理不同,注入阶段补充地层能量、溶于原油、降低原油黏度,焖井及开井生产初期降低原油黏度,扩大CO₂波及范围,开井生产中后期萃取轻质烃和少量中间组分烃;采用定时定点的方式,分析油藏中不同距离的油相中CO₂含量,推测出H区块注入CO₂沿裂缝的横向波及半径介于24~40 m,随着吞吐周期的增多,油相中CO₂摩尔含量的增幅由第一周期的增加451倍,降到第三吞吐周期的0.44倍,注入的CO₂溶于原油的量相对减小,对原油性质的影响逐渐减小。该研究对CO₂吞吐机理的认识提供了新的分析方式,为进一步推广超低渗油藏水平井CO₂多周期吞吐技术提供一定的理论支撑。

页岩气是以CH₄为主赋存在有机质页岩的非常规天然气,其中的吸附气是页岩气后期产量的主要来源,因此,研究页岩的吸附机理对页岩气开发有重要作用。利用Ⅱ型（混合型干酪根,来源于浮游生物）干酪根分子建立Ⅱ型干酪根模型,采用蒙特卡洛方法和分子模拟方法研究CH₄在Ⅱ型干酪根中的微观吸附行为和机理,通过实验数据验证了该模型,并进一步探究了孔径、温度和压力对吸附行为的影响。研究取得的认识如下：①孔径越大,CH₄超额吸附量越大;温度越高,CH₄超额吸附量越低;压力越大,CH₄绝对吸附量先快速上升后逐渐平缓,CH₄超额吸附量先上升后下降;②随着孔径的增加,CH₄的吸附热越来越少,并从吸附热看,CH₄在干酪根的吸附行为是物理吸附;③孔径小于1 nm时,CH₄在干酪根中为吸附相;孔径大于1 nm时,CH₄在干酪根中为吸附相与游离相共存。

在不同的生产阶段采取对应的生产方式是实现页岩气高效生产的有效手段。南川区块平桥背斜南区为常压页岩气,产量和井口压力相对较低,需要进一步优化生产方式。为此,通过分析平桥背斜南区30口常压页岩气井不同阶段生产特征,总结合理的生产方式。研究表明：平桥背斜南区常压页岩气井可划分为控压生产、提产携液、间歇生产、增压开采和低压低产5个生产阶段。在控压生产阶段按“保压+排液”原则,采用井下油嘴生产方式提高自喷生产周期;在提产携液阶段取出井下油嘴提产带液,防止气井积液;在间歇生产阶段采用气举、泡排等措施提高气井携液能力;在增压开采阶段采用压缩机地面增压,降低管输压力的影响;在低压低产阶段采用射流泵等低成本排水采气工艺。通过细分页岩气井生产阶段,采取合理生产方式,在平桥背斜南区常压页岩气井取得较好效果,可为盆缘复杂构造区常压页岩气开发提供借鉴。

川南自贡区块构造位置位于四川盆地威远斜坡南翼,为北西—南东向单斜坡。该区目的层上奥陶统五峰组—下志留统龙一₁亚段为深水陆棚相富有机质黑色页岩沉积,储层纵向非均质性较强。水平井页岩“甜点段”钻遇程度的不同造成了测试效果的差异。为明确该区页岩最佳靶体纵向分布、指导水平井钻井轨迹跟踪调整,基于地层小层划分,综合运用钻井、录井、测井及分析化验等资料开展储层精细评价,并利用产气剖面资料评价靶体对页岩气水平井产能的影响。研究结果表明：①受沉积和构造作用的双重影响,目的层中龙一₁¹小层下部页岩段为最优的“地质—工程”双“甜点”;②生产测井分析表明,龙一₁¹小层下部具有最高的单位长度产气贡献率,是研究区的最佳靶体;③水平井的龙一₁¹小层下部页岩有效压裂段长是影响自贡区块气井产能的关键因素。该研究成果将自贡区块最佳靶体纵向分布厚度由2~5 m精确到1~2 m,有效支撑了页岩气产能评价工作,为该区块实现页岩气规模效益开发奠定了基础。

川西坳陷新场地区须家河组受多期构造运动叠加,地层起伏较大,总体呈“马鞍”形特征,同时发育多组逆断层,断穿层位各异,断层交切关系多样。常规的建模方法不能精确表征该区复杂的构造-地层特征,模型难以满足实际生产需要。因此,采用VBM建模方法对新场须二气藏进行了构造地层模型建立。依据地震解释数据和钻井分层信息,获取须二段层面和断层控制数据。建立断层框架模型,精细调整断面形态和断层交切关系。以层面数据为输入数据,计算每一砂组的地层厚度,恢复并构建原状地层模型。利用断层与层面的相关参数控制,精准调控断层与层面之间的关系,实现现今构造-地层格架模型的建立。结果表明：VBM方法通过体积守恒原理和非结构化网格表征技术,对复杂构造模型能够做到精准刻画,较好处理复杂的地层接触和断层展布问题。新建立的地层格架模型相比传统角点网格建立的模型具有更高的网格质量,且保持了复杂断层处的断层组合关系以及层序地层特征,为后续的储层地质建模提供了更可靠的模型框架基础。

煤层气开发在排水采气过程中由于压降作用易产生煤粉及带入压裂砂,目前煤粉产出及压裂砂沉积已经成为制约煤层气连续稳定排采的关键性因素。以延川南煤层气田为研究区块,该区块因煤粉、砂沉积泵堵和卡泵造成的检泵作业比例较高。为了有效减少该类作业发生,延长气井免修期,保证气井生产连续性,降低运行成本,研制了循环洗井装置并制定了配套工艺。经过现场实际检验,明确了自动循环洗井工艺可有效降低气井检泵次数,空心杆自动循环洗井工艺可有效延长气井免修期,泵下洗井工艺可有效提高泵效,增加气井日产液量。应用结果表明,煤层气循环洗井装置和配套工艺矿场应用情况良好,可有效提高油管内的液流速度,将油管内的砂和煤粉携至地面,解决了泵卡、泵堵、泵漏,为现场控制煤粉提供了新的思路。

岩石对流体的润湿性决定了孔隙中流体的分布特征,多孔介质中的小孔隙优先被润湿相流体占据。基于这一原理,分析了目前煤岩润湿性实验与煤层气赋存状态的矛盾,从煤岩润湿性的角度,提出了两种可能的煤层气宏观赋存模式。如果煤岩亲气,甲烷在毛管压力的作用下,可以被割理中的水封闭在煤基质中。由于煤基质和割理界面处的毛管压力,煤层气的吸附是平衡的,但赋存可以出现欠饱和状态,这也是排采过程中出现临界解吸现象的原因。当煤岩水相润湿时,水相需要占据煤岩中的小孔隙（基质）,甲烷可以通过液相吸附的形态储存在基质中。液相吸附中,排采过程的临界解吸源自欠饱和的煤层气溶解状态。通过煤层气液相吸附的验证实验,也表明甲烷可以通过液相吸附的形式大量赋存于煤层中。

HJ油田高轮次蒸汽吞吐后储层物性变化明显而又难确定,对后续开发措施的设计与实施造成了严重阻碍。针对这一问题,以J151和J117两口井为研究对象,在计算油层冲刷倍数的基础上对一维物理模拟实验参数进行设计,研究了蒸汽吞吐开发过程中储层孔隙度、渗透率以及润湿性的变化规律。结果表明,高温蒸汽对地层的长期冲刷可导致储层的物性参数发生变化,各小层蒸汽波及范围内的孔隙度和渗透率随吞吐轮次的增加而增大,储层岩石的亲油性逐渐减弱,亲水性逐渐加强。结合实验研究结果,建立了油层冲刷倍数与储层孔隙度增长率之间的关系式,以及油层冲刷倍数与渗透率增长率之间的关系图版。运用以上关系式和图版可以预测储层在蒸汽吞吐开发过程中不同阶段的孔渗参数,关系式和图版也可推广至其他同类稠油油藏。

针对鄂尔多斯盆地杭锦旗东部盒1段南部和北部砂岩储层宏观非均质性的差异性大及其与气藏类型的关系不明确的问题,以盒1段砂岩储层为研究对象,通过砂岩分类明确储层和隔层的识别标准,建立砂体组合样式。根据研究区储层发育特征,优选砂地比值、储地比值、隔层个数、隔层分布频数及分布密度表征盒1段储层宏观非均质性特征,对盒1段储层宏观非均质性与气藏类型的关系进行了研究。①将盒1段砂岩划分为3类,Ⅰ类储层箱型心滩微比Ⅱ类储层齿化箱型河道充填微相物性好;②建立了盒1段3种砂体组合模式,南部以Ⅰ类和Ⅱ类砂岩组合模式为主,北部以Ⅲ类砂体组合模式为主;③盒1段储层宏观非均质性呈现出南强北弱的特征;④南部储地比小于0.3,发育岩性气藏;北东部储地比大于0.3,储层连通性好,主要作为天然气运移通道,有利于形成构造气藏、构造—岩性复合气藏。整体上南部Ⅰ类储层含气性较北部好。研究结果表明：盒1段储层宏观非均质性南部强,北东部弱;储层宏观非均质性影响了气藏的类型,南部为岩性气藏区,北东部为构造—岩性复合气藏区,南部储地比小于0.3的Ⅰ类储层为井位部署有利目标区,为该区盒1段气藏勘探选区指明了方向。

钻井液漏失是制约深层超深层钻井的重要工程技术难题,储层段井漏是钻完井阶段最严重的储层损害方式。利用桥接堵漏材料对裂缝漏失通道进行封堵,是储层段钻井液漏失控制的主要方式。但是,桥接堵漏配方设计常采用经验或者半经验的方法,导致一次堵漏成功率低,堵漏效果差。通过CFD-DEM模拟（一种典型的基于欧拉—拉格朗日参考系的离散摸拟方法）,明确了架桥滞留、堆积填充、承压封堵是裂缝封堵层形成过程中的3个关键环节,考虑堵漏材料的高效架桥和致密填充,基于“绝对架桥加量”概念和紧密堆积理论,提出了承压堵漏实验配方设计新方法。采用“绝对架桥加量”为优化参数,确定配方中架桥材料加量;利用“补差法”改进了传统紧密堆积理论,克服了其对粒度分布不连续或重叠分布的各级填充材料适应性差的缺陷,确定堵漏配方中填充材料加量。室内实验和现场试验结果表明,深层裂缝性储层堵漏配方设计方法,可实现深层裂缝性储层堵漏配方快速高效设计,有效保证深层裂缝性储层堵漏配方封堵裂缝效果,有效减少堵漏配方中材料总用量,节约材料成本。提出的方法为深层裂缝性储层堵漏配方设计提供了新思路和理论依据。

溶洞是缝洞型碳酸盐岩油藏中主要的储集空间,开采缝洞型油藏的基本思路是通过水力压裂产生裂缝沟通井眼和溶洞。基于TOUGH-AiFrac耦合求解器,分别研究了不同注水压力和溶洞内压对水力裂缝扩展的影响规律。结果表明,随着注水压力的增加,水力裂缝受地应力的影响逐渐减弱,更加倾向于沿着初始方向起裂并扩展。当注水压力大于1.6倍水平最大主应力时,裂缝起裂方向变化幅度明显减小,起裂方向趋于稳定;注水压力大于2.4倍水平最大主应力时,裂缝扩展形态趋于稳定。溶洞内压越大,溶洞对水力裂缝的作用越强,内部压力达到2倍水平最大主应力的溶洞对水力裂缝存在吸引作用,且其吸引作用随着溶洞内压的增加而增强,随着注水压力的增加而减弱。研究成果对于根据储层地质条件优化压裂作业参数提高采收率具有一定的指导意义。

在CO₂与岩石反应的过程中,因岩石中含有石英、钾长石、钠长石等各种成分,各矿物间存在协同/耦合效应,一定程度上对反应进程起着促进或抑制的作用。绿泥石是沉积岩重要的黏土矿物,为明确绿泥石在CO₂水溶液中的化学行为与变化历程,利用XRD（X射线衍射）、XRF（X射线荧光光谱）、ICP（电感耦合等离子发射光谱）、SEM（扫描电镜）等手段,系统评价了其在10 MPa、60 ℃条件下分别与CO₂反应7、30 d时间内的状态,重点对比了绿泥石粉末反应前后固相元素、晶体结构及反应液中离子质量浓度变化,结合绿泥石结构特征,明确绿泥石变化的机理。结果表明,绿泥石与CO₂反应后液相中Ca²⁺、Mg²⁺、Al³⁺等质量浓度先上升后下降;Si⁴⁺质量浓度先上升后趋于平稳,固相中绿泥石d（002）、d（004）峰所对应晶面在反应后遭到破坏,固相元素中Si/Al质量比由4.82升高至5.39。在酸性条件下,水镁石片中的羟基更易于H⁺结合,释放出Fe²⁺、Mg²⁺、Al³⁺等阳离子,由于水镁石八面体比硅氧四面体和铝氧八面体更易发生离子交换,水镁石片中Mg、Al、Fe等元素先于硅氧四面体和铝氧八面体中的Si、Al溶出。

大牛地气田下古气藏地层水矿化度高、呈偏酸性,多采用井下节流工艺,导致气田广泛使用的两性泡排剂起泡、稳泡性能差,无法满足高效、低成本排水采气的需求。国内外虽已形成几十种泡排剂,但针对大牛地气田下古气藏特性研制的泡排剂未见报道。针对下古气藏流体和工艺特点,考虑高矿化度地层水的影响、对pH的敏感度及泡沫通过节流器时的稳定性等因素,构建一种以磺化AEO₃（椰油醇聚氧乙烯（3）醚）与月桂酰胺丙基磷酸甜菜碱为主剂、椰子油脂肪酸单乙醇酰胺为助泡剂、油患子精华素为稳泡剂的新型两性非离子复合型泡排剂。室内评价表明,两性非离子复合型泡排剂在高矿化度、酸性环境下具有较强的起泡、稳泡、二次起泡和携液能力;现场试验应用后,气井排液能力提升、油套压差降低、产气量增加,应用效果和经济效益前景良好。两性非离子复合型泡排剂填补了大牛地气田下古气藏泡排剂的空缺,可改善下古气藏气井携液不足的技术难题,具有推广应用价值。

为研究低阶煤中凝胶化组分（镜煤）与丝炭化组分（暗煤）对甲烷的吸附/解吸差异,采集民和盆地海石湾煤矿2号煤作为研究对象,分别对等温吸附/解吸实验数据进行Langmuir拟合与双位Langmuir拟合,计算等量吸附热,分析不同逸度环境的吸附热力学特征,探讨煤岩组分差异对煤层气产出的影响。结果表明：①煤中凝胶化组分与丝炭化组分对甲烷的吸附均符合Langmuir方程,凝胶化组分的吸附量远高于丝炭化组分;②同一温度点下,无论是粒煤还是柱煤,均存在解吸滞后现象,这是由于吸附热差异导致,而粒煤实验拟合结果的a、b值均大于块煤实验结果的a、b值;③等量吸附热随逸度的增大而变大,随温度的升高而降低,吸附相密度对等量吸附热的影响大于温度,导致在煤表面吸附动能更大的甲烷分子,其等量吸附热整体随温度升高呈下降趋势;④煤的不同宏观组分吸附能力差异较大,镜煤含量较大区应为煤层气井井位部署的首选。

页岩气藏井间干扰严重制约气井生产,井间干扰程度评价与预测对页岩气高效开发具有重要意义。现有研究主要聚焦页岩气井间干扰现象、生产动态特征以及数值模拟参数优化等方面,但页岩气井间干扰程度定量评价及预测方面的研究较少,且参数体系不全,难以客观评价页岩气井间干扰程度。因此,采用机器学习方法综合考虑地质参数、压裂参数及生产参数,对A页岩气藏井间干扰程度进行评价及预测。先对初始数据进行数据处理,提高数据质量,然后基于处理后的数据,应用聚类分析及随机森林算法评价及预测Y页岩气井间干扰程度。结果表明：A页岩气藏中井间干扰程度低、中、高的井数占比分别为25.93 %、37.03 %、37.04 %,其中压裂因素对A页岩气藏井间干扰程度评价结果影响最大。调参后的页岩气井间干扰程度预测结果达到92.07 %,表明所建立的预测模型可应用于实际页岩气井间干扰程度预测,且模型精确度较高,为页岩气井井间干扰量化评价及预测提供了一种有效手段。

目前,前缘运移及气窜规律研究较少通过室内实验手段、从CO₂波及角度去探索前缘运移与气窜规律,运用可视化仿真物理模拟装置开展平板岩心CO₂非混相驱物理模拟实验,分析原油黏度、储层渗透率、储层非均质性及注入速度等因素对CO₂驱前缘运移及气窜规律的影响。研究发现,在注入井定流量注入,生产井定压生产的条件下,原油黏度降低、渗透率降低、储层均质、注入速度变大,可增加CO₂非混相驱油采出程度;同时,原油黏度降低、渗透率越低、注入速度增加,也导致油井见气后继续扩大波及的能力增强,即能够缓解气窜。研究结果表明：在注入井定流量注入、生产井定压生产情况下,高注入速度开发能够缓解气窜,并获得较好的开发效果;当注入速度从0.1 mL/min增至2.0 mL/min时,采出程度从15.4 %增至35.3 %,波及系数差从8.3 %增至26.2 %。该研究对CO₂非混相驱气窜抑制及提高采收率具有重要意义。

页岩气藏水平井分段多簇射孔压裂通常存在射孔簇生产效率低下的问题。提高射孔簇压裂的有效性以及保持多簇裂缝长期导流能力是实现页岩气藏水平井增产降本面临的主要挑战之一。根据前人的研究成果，系统分析了射孔簇生产效率低下的主要原因：①由于页岩储层地质力学非均质性、缝间应力阴影、射孔侵蚀速率差异等因素导致裂缝未均衡起裂或延伸；②由于段内射孔排量分配差异，低黏度压裂液悬砂能力弱，以及裂缝弯曲、倾斜、粗糙度等因素导致簇间及缝内支撑剂未均匀分布；③生产过程中支撑剂的破碎、嵌入、成岩作用，地层微粒的生成和运移等因素导致裂缝的导流能力损失。针对上述问题，总结了促进多簇裂缝均衡起裂延伸、促进支撑剂均匀分布及提高裂缝导流能力的优化措施和技术方案，包括新型限流压裂技术、可降解暂堵转向技术、射孔参数及加砂顺序优化、高速通道压裂、高黏减阻压裂液体系与新型支撑剂的研究与应用等，并在上述技术的基础上提出了相关建议及展望，以期为提高水平井射孔簇生产效率提供参考与借鉴。

为了保证在油田三次采油过程中,新的油田目标区块能够优选出最佳的采油驱替方式,以国内外典型区块三次采油驱替方式矿场应用作为基础,统计分析得到23项油藏参数作为影响采油驱替方式优选的关键参数,并通过模糊评判方法优选出目标区块合适的驱替方式。通过改进的邓氏关联法计算得到目标区块与实例应用区块的关联度,进而预测目标区块采收率,根据预测的采收率来选取最佳的驱替方式。最后,选取国内某油田的新区块作为研究实例,优选得到最佳驱替方式是火烧油层驱替方式,提出的方法为新区块的驱替方式优选提供了计算依据。

为了促进中国干热岩资源的开发和利用，以肯尼亚Olkaria地热田为研究对象，对肯尼亚高温地热资源勘探评估、开发和利用的整个过程进行了系统介绍，同时归纳总结了中国石油长城钻探工程有限公司在高温地热资源开发和利用过程中形成的8项钻井关键技术，并列举了详细的工程实例。通过总结、对比肯尼亚地热资源和中国干热岩资源的物理特征以及开发和利用过程中遇到的困难和挑战，梳理了共性和差异性问题，并有针对性地给出了解决方案，提出了以建立干热岩试验基地为核心，研发并验证新技术、打造新设备以及形成新技术规范的攻关方向，指出了以实现干热岩的经济开发、效益开发、规模开发为目标，以加强基础科学研究工作为手段，依靠国家政策的扶持和加强人才培养的研究思路，为中国的干热岩资源经济高效开发提供了理论和实践指导。

四川盆地W气田历经50余年的勘探开发，剩余地质储量大、开发潜力大，然而，气藏整体出水制约了气藏后续有效开发，导致目前采出程度仅为36.6 %。为最大限度地挖潜已开发后期老气田剩余潜力，提高气藏的最终采收率，提出“以水找气，变废为宝”的思路，系统梳理了震旦系气藏的天然气和地层水组分，针对天然气组分进行提氦，地层水提炼贵金属离子，综合利用热能，以此来实现气藏的整体有效动用。研究结果表明：①W气田天然气中氦气含量占0.20 %~0.35 %，是氦气工业开采限值的4~7倍（0.05 %），氦气储量约为0.8×10⁸ m³。氦气资源非常可观，为国内大型富氦气田之一；②气田水中锂、溴等微量元素资源丰富，其中锂含量是工业开采值的2~3倍，溴含量是工业开采值的2~4倍；③气田水温度可达到90 ℃，以5 000 m3/d的产量规模计算，年可利用热量3.47×10¹¹ kJ，节约标煤1.18×10⁴ t。通过对W气田震旦系气藏的综合利用实例分析，结合新能源有效开发与利用，为其他开发后期气田提高采收率及潜力分析提供了新的思路。

为了表征松辽盆地沙河子组页岩微观孔隙结构,选取沙河子组9个页岩样品开展了饱和与干燥状态下的核磁共振T₂测试,同步进行了岩石物性测试和场发射扫描电镜观察,系统分析了核磁共振T₂弛豫特征,孔隙类型与分布特征,对比了核磁孔隙度与气测法孔隙度的差异。结果表明：沙河子组页岩样品的核磁共振T₂谱以单峰型为主,弛豫时间较短,孔隙直径主要分布在10~1 000 nm;孔隙类型以纳米级无机孔为主,有机孔和微裂缝相对不发育;扣除基底信号后计算的核磁共振孔隙度分布在0.68 %~3.66 %,与He（氦）孔隙度具有较好的匹配关系;孔隙度较小的样品更容易受岩石基质背景信号影响而造成测试结果的相对误差。总体认为,核磁共振技术能够准确分析低孔、低渗页岩样品的孔隙度和孔径分布,但需要注意页岩中有机质和黏土矿物束缚水产生的核磁信号干扰。

四川须家河组致密砂岩裂缝性储层储量丰富,但非均质性较强。重点分析川西坳陷须家河组致密砂岩裂缝性储层的实际情况,针对致密砂岩裂缝性储层呈现非均质的特点,基于岩石物理分析,推导出储层特征参数与各向异性参数之间的映射关系,开展针对致密砂岩储层的各向异性参数弹性阻抗反演流程。基于提出的裂缝参数反演方法,分别进行模型和实际工区数据的反演方法测试。结果表明,该方法具有良好的抗噪性,反演结果与测井值吻合较好,估算的各向异性参数能够较好地反映裂缝储层位置,能够实现致密砂岩储层裂缝特征的有效描述。

CO₂气窜时机预测对CO₂气窜预防与提高采收率具有重要意义,目前的研究很少涉及气窜时机的定量表征。根据目标区块油藏参数,应用数值模拟手段分析了原油黏度、储层渗透率、注气速度、注采井距等因素对CO₂驱前缘移动规律的影响,建立了考虑多因素影响的气窜时间及气窜时波及系数表征公式,并通过与矿场实际对比,验证了公式的准确性。研究表明：在定压生产条件下,原油黏度越大,波及系数减小。当原油黏度大于3 mPa·s,见气时间增加幅度减缓;储层渗透率变大时,渗流阻力变小,驱替前缘移动速度加快,油井突破时间越早;当注气速度增加,前缘移动速度加快,见气时间提前,当注气速度为2 500 m³/d时,波及系数最小;当注采井距增大时,气体前缘移动速度减慢,油井见气时间延长,当注采井距大于240 m时,继续增大井距,波及系数提高幅度较小。

为了探讨欠饱和煤层气藏临界解吸压力的物理意义,基于煤层气藏赋存状态,介绍了目前已有的传统临界解吸压力计算方法、液相吸附理论的计算方法以及矿场统计算法,讨论了在煤岩气相湿润前提下的“欠饱和”现象的来源。在修正的气相吸附基础上,解释了临界解吸压力与基质孔隙毛管压力的关系,得到了新的临界解吸压力计算方法。通过对比4种方法在误差分析、理论完备性以及可操作性的优缺点,认为提出的新计算方法理论较为完备、可操作性强、计算简便,并在实例计算中得出了合乎实际生产范围内的结果。由此可得到在煤岩气相润湿前提下,煤层气吸附平衡且临界解吸现象可解释为储层压力与毛管压力之间作用的结果,改进的气相吸附理论与临界解吸压力新计算方法值得进一步研究。

CO₂驱最小混相压力（MMP）是衡量能否达到混相驱的重要参数,因此,为提高混相驱的应用率,迫切需要降低CO₂与原油间的最小混相压力,而油藏中加入助混剂是降低最小混相压力的有效手段。目前助混剂按照所含元素可分为碳氟、硅氧烷、碳氢（含氧）三大类。为了降低成本,提高助混效果,应在碳氟类助混剂加入碳氢类结构,向混合型的方向发展,而碳氢类助混剂具有良好的助混效果,并且有提升的空间,关键是找到合适的亲CO₂结构,计算机模拟是研究微观机理,辅助结构设计的重要手段。相比于碳氟类和硅氧烷类,碳氢类助混剂的成本较低,从成本的角度看最有应用潜力。目前影响助混剂规模化应用的主要因素是成本上的限制,未来推广应用需要石油与化工从业者的密切配合,重点介绍助混剂降低MMP的机理,总结了目前已有助混剂的结构以及助混效果,分析了助混效果的影响因素,展望了助混剂设计的发展方向。

缝洞型油藏储集空间多样、非均质性极强、油水性质差异大且水驱非混相氮气驱流度比大，水窜气窜严重、波及范围有限，一次采油和二次采油阶段原油采收率远低于碎屑砂岩油藏。以塔河油田S91缝洞单元为对象，在地质建模、历史拟合、剩余油表征和相态实验拟合基础上，开展缝洞型油藏注烃气提高采收率数值模拟研究，评价缝洞型油藏烃气混相条件，优化注烃气提高采收率参数。结果表明：S91单元注入烃气与地层原油最小混相压力为42.5 MPa，在目前地层压力下可以实现混相，混相机理为汽化气驱，随注入气重烃组分含量增加至21 %，最小混相压力为35.62 MPa，采收率增幅到最大值。注气方式为裂缝型储集体注气，溶洞型储集体采液，注气参数优选注气量168×10⁴ m³、注气速度4×10⁴ m³/d及注采比1∶0.9。

目前中国在陆相页岩油勘探开发过程中遇到了诸多难题和挑战。陆相页岩油储层孔隙结构复杂和渗流能力差极大地影响页岩油可动性，是制约陆相页岩油高效开发的突出问题。针对页岩开发面临的突出问题，简要介绍了国内外学者对页岩油储层孔隙结构表征和页岩油渗流规律研究方法和技术手段的现状、存在问题及今后的发展趋势。研究表明：多尺度、精细且连续表征是对陆相页岩油储层孔隙结构表征的关键；建立行业统一孔隙结构表征技术和分类评价标准是陆相页岩油有效开发的地质依据；多物理模型和实验手段相结合是陆相页岩油渗流表征的基础；加强数值模拟和物理模拟及室内实验结合是陆相页岩油渗流机理研究的主攻方向。这为突破陆相页岩油开发瓶颈提供了重要的指导思想，对实现陆相页岩油储层的高效开发具有重要意义。