沁水盆地作为中国高阶煤煤层气主要生产基地，储层具有成煤及成藏条件多样、构造复杂、渗透率低、储层非均质性强和改造难度大等特点，早期开发存在资源有效动用率低、单井产气量低、开发利润低等问题。通过分析高阶煤储层的特点和煤层气开发的规律，认为制约高阶煤煤层气高效开发的关键问题主要有3个：①高效开发建产选区精准性差；②开发技术适应性差；③改造工艺与煤储层的匹配性差。通过研究微构造、煤体结构、地应力和裂缝等影响高阶煤煤层气开发的关键因素，评价不同地质因素对产量的影响程度，进行多维度精细开发单元划分，明确不同单元地质特征，建立了“五元”可采性高效建产区评价指标体系，确立了高阶煤煤层气高效建产区优选方法。分析认为：由于高阶煤渗透率低、非均质性强，水平井能够连通更多煤层裂缝，扩大排采降压泄气面积，降低气、水流动阻力，具有单井产量高、经济效益好等优势，针对不同地质分区和开发程度，按照“控制储量最大化、采气速度最大化、经济效益最优化”的原则，形成了高阶煤煤层气水平井优化布井技术。在此基础上，以“启动缝网、压开新缝、控制储量”为目标，形成了聚能定向射孔、阶梯提排量逐级造缝、粉细砂组合和井间干扰同步为主的关键技术，同时配套完善了以活性水为主体的桥塞射孔联作、井组同步干扰作业的工艺技术，建立了气体易产出的线性缝网体系，实现了高效改造。研究成果应用在沁水盆地，实现了高阶煤煤层气的高效开发，水平井单井日产气量提高一倍，单井最终可采储量提升50%，新建区块产能到位率达到90%，将其推广到中国其他高阶煤煤层气区块，为煤层气产业做大做强提供了技术支撑和可供借鉴的示范。

鄂尔多斯盆地延长组沉积了一套泥页岩及细粒砂质岩，具有丰富的页岩油资源，勘探开发评估资源量合计达十几亿吨。但页岩油储层可动性差、地层埋深浅，水平段层理、断缝、断层发育，裂缝扩展形态未知，体积压裂改造难度大。针对长7段井下储层获取的全直径致密砂泥岩岩心和页岩岩心，利用水泥包裹岩心方法开展真三轴室内压裂物模实验，获取水力裂缝形态，揭示弱应力场下页岩油储层水力裂缝扩展机理。实验发现，页岩油储层层状结构较密集，岩石颗粒之间胶结性较弱，压裂液容易沿着层理渗滤，在垂向应力与最小水平主应力之差小于2 MPa时，水力裂缝形态多为水平缝，压裂液主要沿层理或水平的天然裂缝渗滤；垂向应力与最小水平主应力之差增加到7 MPa时，会出现垂向穿层缝，形成局部台阶，最后被弱胶结层理面捕获后，沿层理渗滤延展。因此，压裂施工时，优选垂向应力与最小水平主应力差值较大的区域进行施工（井口位于山顶），有利于水力裂缝垂向延展，增加储层的体积压裂效果，提高页岩油产量和增大经济效益。

中国深层煤层气示范基地已初步建成，并逐步迈入规模性勘探开发的重要阶段。这一突破为能源领域带来了新的希望与挑战。随着开发的深入，传统三维静态模型在预测强非均质性储层在水平井大规模压裂工况下的渗流-应力耦合动态地应力演化方面显示出局限性。对此，该研究以大宁—吉县区块的深部煤为例，围绕储层压裂动态应力场展开深入探究。研究采用地质工程一体化的煤层气储层压裂缝网模型，对水平井平台压裂过程进行模拟，综合考虑了地质条件和工程因素，能够更真实地反映实际情况。以时间为尺度，针对水平井台S开展大规模压裂动态应力场模拟研究。结果表明：经过多轮压裂诱导应力的叠加作用，现今地应力分布发生了显著变化。为了准确量化这种影响，引入了水平主应力差异系数这一关键指标，即两向水平应力的比值。当该参数接近1时，表明压裂改造效果最佳。模拟结果显示：压后区域内的水平主应力差异系数的范围由1.15~1.25逐渐减小至1.05~1.15，井周大部分区域的水平主应力差异系数小于1.10，这表明水平井大规模压裂改造效果良好。这一研究成果不仅为深层煤层大规模压裂开发提供了更合理的模拟方法，还为优化压裂设计、提高煤层气采收率提供了科学依据。通过地质工程一体化的方法，能够更准确地预测和评估压裂过程中的动态应力场变化，从而指导实际生产中的压裂作业。

鄂尔多斯盆地深层煤层气资源量丰富，神木气田X区块是冀东油田在该盆地的重点勘探开发区块，其深层本溪组8号煤层是该区块的重要建产资源，主要通过水平井钻探和大规模压裂改造的方式进行生产。本溪组8号煤层局部构造多变，煤层脆、软，钻速快，易坍塌，水平段轨迹控制难度大，储层钻遇率难以得到有效保障。因此，如何提高煤层气水平井的储层钻遇率并实现快速钻井、完井，成为该领域勘探开发所面临的关键技术难题。基于此开展地质、地震、测井、录井、钻井等多学科技术研究，形成以精细地震构造解释为前提、以近钻头方位伽马成像分析为核心的深层煤层气水平井地质导向技术，包括煤层构造精细刻画、煤层特征预测、着陆井轨迹控制、煤层综合判定、水平段地质导向和钻井工程参数控制等多项关键技术。通过这些技术的有效整合与合理运用，实现了水平井的精准着陆和实时水平轨迹的精细调整。在该区块探评井和先导试验井的地质导向实践中，水平井地质导向技术已展现出显著效果，煤层钻遇率由首口风险探井的70.4%提升至目前的平均值94.0%，此外，该技术还实现了工程井眼轨迹的光滑顺畅，确保了下套管和固井施工的顺利实施，缩短了钻井、完井周期。深层煤层气水平井的高效钻井、完井为后续大规模压裂改造和效益开发生产打下了坚实的资源基础，对鄂尔多斯盆地其他区块深层煤层气地质导向具有较好的借鉴意义。

随着目前技术的发展，纤维的作用不仅仅在于其防止支撑剂回流方面，而更在于加砂压裂中的携砂作用，以及封堵、优化裂缝形态等方面的作用，即纤维网络加砂压裂技术。针对纤维携砂和纤维暂堵技术，可有效解决现如今深层页岩气面临的支撑剂近井堆积和暂堵有效性不足等问题，提升体积压裂改造效果。为此，以四川盆地南部深层页岩气区块为研究工区，开展纤维携砂、纤维暂堵机理研究和室内物模实验，实现对纤维材料优选及性能评价，然后根据工区区域地质和工程特征，通过压裂软件进行模拟计算，确定深层页岩气水力裂缝宽度，形成现场试验方案设计，最后对试验井的压裂施工、返排、封堵及压裂效果进行跟踪评价。研究结果表明：纤维具有较好的辅助携砂和柔性架桥的能力，通过对纤维材料分子结构进行改性，并加入一定量的结构稳定剂，可形成不连续的团簇状支撑，大幅度提高支撑剂的铺置效果及导流能力。根据缝宽模拟计算，深层页岩气水力裂缝宽度介于2~5 mm，结合裂缝宽度、支撑剂粒径、砂比组合优选纤维类型，可实现裂缝全支撑。相比常规压裂工艺井，加注了改性纤维+结构稳定剂的纤维携砂工艺试验井取得了较好的增产及防砂效果。纤维可用于缝内暂堵，施工过程中压力响应明显，易造成后续施工压力过高导致加砂困难，优化加注时机有利于后续整体加砂施工。另外，纤维还可用于解决深层页岩气井井间压窜问题，通过强化缝口暂堵、封堵天然裂缝，防止水力裂缝沟通远端天然裂缝造成进一步窜通。该研究基于四川盆地南部深层页岩储层特征，形成了一套适用于深层页岩气的纤维材料性能指标，包括纤维的长度、稳定性、配伍性、降解率等，提出了“进、远、高、防”四位一体的纤维加注工艺及设计方法，为今后页岩气效益开发、技术优化和压裂工艺调整提供了有力支撑。

沁水盆地南部煤层气区块储层非均质性强，气井产能预测难度大，且压裂施工缺乏针对性设计，导致压裂后井间生产效果差异显著。为此，基于沁水盆地南部187口煤层气直井的地质、测井、压裂和生产数据，构建了基于多任务学习策略的随机森林算法的气井产能预测模型，并通过粒子群优化算法优化压裂参数。研究使用深度卷积自动编码-解码器处理测井曲线等非结构化数据，采用随机森林算法结合多任务学习策略，有效缓解了样本数据有限和泛化性能低的问题，使得模型在小样本数据下仍能保持较高的预测精度。分析结果表明：深度、施工液量和小粒径支撑剂用量是影响产能的主要因素；地质条件是决定气井长期产能的关键因素；压裂参数则主要影响气井的峰值产能。多任务学习的随机森林算法在小样本数据上表现出高预测精度，测试集中峰值30 d和5 a累产气量的决定系数（R²）分别为0.883和0.887。对6口新井的5 a累产气量预测R²达0.901，显示出模型在实际应用中的高准确性和稳定性。通过粒子群优化算法对压裂参数进行优化后的方案，能够显著提高气井的产能分类等级或提升气井的产能水平。优化后的预测单井产能比原实际方案提高了约153%至188%，显示出优化方案在实际应用中的显著效果。通过结合多任务学习和粒子群优化算法，成功解决了小样本数据下的产能预测及压裂参数优化问题。构建的产能预测模型和压裂参数优化算法为沁水盆地南部煤层气高效开发提供了理论支持和实践参考。

深/浅部煤储层孔隙-裂隙结构差异特征对煤层气开采具有较大影响，针对这些结构特征差异进行的研究可为探索其物性特征，寻找煤层气勘探开发有利区提供部分理论依据。以准噶尔盆地深/浅部煤储层的煤岩样品作为研究对象，对深/浅部样品进行扫描电子显微镜、低温N₂吸附、高压压汞和CT（计算机断层成像）扫描等测试。测试结果表明，从浅部到深部的煤岩样品的渗透率逐渐降低，总孔体积逐渐降低，微孔与大孔分布频率逐渐降低；浅层样品孔隙-裂隙发育较好，中孔与大孔阶段孔隙分形维数值低，孔隙发育的均质性强，大孔隙与微裂隙相互连通；深部煤岩样品孔隙-裂隙发育相对较为孤立，在中孔与大孔阶段孔隙发育情况较复杂，孔隙-裂隙多被矿物充填。通过最大球算法对样品构建孔隙网络模型，阐明了样品连通孔裂隙的分布规律、形态与结构在三维空间的发育情况，并对等效孔隙、孔喉参数等结构参数和连通情况进行统计和分析，发现浅层样品连通孔隙度和总孔隙度优于深层样品，浅部样品孔隙-裂隙数量多，在微裂隙尺度占有优势，喉道短，孔喉半径大，发育密集，配位数高，连通性好，有利于气体在储层中流动。研究成果对于准噶尔盆地开发深/浅部煤层气采用适配性技术提供了实验数据支撑，对现场开发具有一定的指导意义。

川南中深层页岩气开发过程中，常规油气藏工程方法，如裂缝扩展、应力诱导分析和数值模拟等研究过程使得加密井的预测工作繁重，且无法有效应对不同生产阶段的产能差异性，应用条件苛刻。为了快速且准确预测加密井产能，根据老井生产压力曲线呈趋势性“三段式”递减的特征，将剧烈下降期作为前期产水期，快速下降和缓慢下降期作为后期产气期两部分，采用优化速度快、具有自适应性和信息反馈机制的灰狼优化算法（GWO）对长短期记忆（LSTM）神经网络模型进行超参数择优，分别构建由GWO计算最优解确定隐含层神经元个数、丢包率和批次数的前、后期模型，通过损失曲线和性能指标曲线确定迭代次数，采用线性学习率热身的方法动态调整学习率，实现高速训练过程，形成分阶段的产量预测模型。实例研究表明：GWO优化的LSTM神经网络模型在预设学习率为0.002、迭代450次的条件下，短时间内能够快速实现收敛，最终性能指标达到0.923。GWO优化的LSTM神经网络模型与传统LSTM神经网络模型预测结果相比，前、后期平均绝对误差分别降低了1.290 m³/d和0.213×10⁴ m³/d；与数值模拟拟合结果相比，产气量预测的平均绝对误差降低了0.24×10⁴ m³/d。因此，改进后的LSTM神经网络模型在不同生产阶段的产能预测中表现出色，且对应阶段模型能够准确预测川南中深层页岩气加密井的产能变化，为加密井产能预测方法提供理论依据。

四川盆地煤炭资源丰富，近年来也取得了部分煤层气探井的突破。为了探讨四川盆地建成煤层气生产基地的可行性，研究综述了四川盆地内煤层气藏的层位发育情况，以及川东南和川南地区煤层气开发区块的地质和动态特征。四川盆地内第一个煤层气生产基地筠连沐爱矿区地面抽排井已达450余口，连续5 a年产气量超过1.00×10⁸ m³；蜀南矿区内生产井数328口，年产气量达0.79×10⁸ m³。然而，盆地内以煤层作为目标层位的煤层气井日均产量不到700 m³，但对煤层及附近砂岩层段进行笼统压裂改造的先导探产井却能达到5 000~8 000 m³/d的规模，这说明四川盆地煤层气生产动态与国内其他煤层气生产基地差异较大，这是源于盆地内多发育薄层以及与致密砂岩互层的构造煤，因此，不能沿用沁水、鄂尔多斯等典型厚煤层的“甜点”评价和开发方式，亟须改变以“煤层”作为煤层气井唯一目标层位的开发思路。实践表明：四川盆地煤层多发育于海陆过渡相地层，虽然煤层自身横向发育并不稳定，但是稳定发育了“煤层+砂岩+泥岩”3种岩性的组合，特殊的岩性组合可以形成“煤—砂—煤”烃源封存箱体，对四川盆地薄互层煤层气的开发和产能建设具有重要意义。另外，四川盆地近年来关停大量煤矿，废弃煤矿中富集的煤层气亟须结合地面钻井开发手段进行二次开发。综上所述，根据四川盆地的地质资源量和现有开采技术，为建设继沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘之后的第三个煤层气产业基地提供了可能。

鄂尔多斯盆地东部深部煤层气资源丰富，实现煤系气综合开发有助于提高资源动用率和单井产气量。为精准确定“甜点”层，利用有机地化、双束扫描电镜、高压压汞、低温N₂吸附和低温CO₂吸附等试验，对鄂尔多斯盆地东部山西组山2段煤系泥岩、煤岩和致密砂岩孔隙发育特征进行对比。结果表明黏土矿物含量是影响煤系地层泥岩和致密砂岩孔隙发育的主要影响因素。煤系储层微观孔隙结构差异较大，泥岩和致密砂岩主要发育介孔（2 ~ 50 nm）尺度的黏土矿物孔隙，二者的介孔比表面积和孔体积大致相等；煤岩发育大量微孔尺度（<2 nm）的有机质纳米孔隙，微孔比表面积远大于泥岩和致密砂岩的介孔比表面积；致密砂岩同时发育大量宏孔（>50 nm）尺度的黏土矿物孔隙和微裂缝，其连通性好于泥岩。致密砂岩能为游离气提供大量储集空间，泥岩和煤岩孔隙可以吸附大量天然气，砂泥煤组合和砂煤组合是煤系地层的主要勘探目标。

为明确鄂尔多斯盆地保德区块中低煤阶煤层气井及不同区域的产气特征，指导开发技术政策的制定，采用Arps递减分析法、产量累积法和流动物质平衡法，结合区块实际生产数据，建立了适用于不同开发阶段的煤层气可采储量计算方法。通过综合应用数据统计和生产动态分析等方法，系统研究了该区块3个开发单元（开发一单元至三单元）的可采储量与产气特征，并对比地质与开发参数，明确了地质条件差异对产气特征的影响。研究结果表明：保德区块由北向南（开发一单元至三单元），稳产期日产气量由3 314 m³降至864 m³，采气速度由3.82%降至0.99%，可采储量由1 391×10⁴ m³降至399×10⁴ m³，采收率由48.50%降至16.99%；同时，见气时间由99 d延长至228 d，稳产时间由981 d增加至1 553 d。相关性分析显示：稳产期日产气量与临储比、临界解吸压力及8+9号煤厚度显著相关，而可采储量则与8+9号煤厚度、4+5号煤含气量具有较高的相关性。地质参数对比表明，开发一单元的主力煤层厚度、含气量及临储比均优于开发二单元和三单元，且保存条件更为优越。研究认为，保德区块产气特征的南北差异主要受地质条件影响：北部开发一单元资源条件优越，煤层厚、含气量高、临储比大，因此，稳产气量高、采气速度高；南部开发三单元资源条件较差，稳产气量低，但稳产期较长。研究结果可为保德中低煤阶煤层气田的高效开发及不同单元排采制度的优化提供科学依据。

中国页岩气勘探开发历经二十年发展，已成为继美国、加拿大之外第三个实现商业开发的国家，但此前勘探开发层位仅局限于志留系龙马溪组。随着页岩气勘探理论认识的提高，近年来，二叠系、寒武系页岩相继取得了勘探突破，进一步印证了四川盆地页岩气的巨大潜力。基于对志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组两大海相主力层系页岩气勘探历程的回顾，总结页岩气勘探历经了研究探索（2000—2011年）、发现上产（2011—2022年）和多层突破（2022年—至今）3个阶段。深入剖析四川盆地海相页岩气勘探研究2次理论创新、思路转变的过程：① 通过对比分析中美页岩气形成条件，摒弃简单复制北美经验的思维，基于中国多期构造演化特征，突出保存条件的关键作用，实现了第一次思路转变，取得了志留系龙马溪组勘探的重大突破；②加强低有机质和无机孔特征研究，对页岩气传统富集成藏理论进行了发展和完善，建立“输导+原地”成藏模式，实现了第二次思路转变，推动了寒武系筇竹寺组勘探突破。当前，页岩气在低有机质页岩、无机孔等方面的研究突破，拓展了勘探领域和勘探深度，形成了海相页岩气多层并举的局面，展现出广阔的勘探前景。基于对志留系到寒武系页岩气勘探历程、思路转变的回顾以及重大突破带来启示的剖析，揭示了中国特色页岩气勘探之路，对未来多层系、多领域页岩气的勘探开发具有重要参考意义。

苏北盆地页岩油资源潜力大，其中阜宁组二段（以下简称阜二段）和阜宁组四段（以下简称阜四段）页岩厚度大、分布面积广、脆性矿物含量高、纹层发育、有机质类型好，具有中低TOC（总有机碳含量）、构造岩性双复杂、断层/裂缝发育等典型地质特征，是勘探的主要目的层。2011年来，江苏油田通过加强基础研究和攻关实践，建立了中低TOC复杂断块页岩油差异富集理论，集成创新了勘探开发关键技术，探索了绿色低碳开发模式，取得高邮凹陷阜二段、阜四段页岩油勘探突破。但仍面临页岩油富集高产规律认识不清，工程工艺技术适配性待提升，效益开发技术政策不明确，开发成本较高等挑战。深化页岩油富集高产主控因素等基础研究，持续攻关迭代关键技术，优化一体化组织管理运行机制，最大限度提高优质储层钻遇率、页岩油储量动用程度和采收率，进一步降本增效，是实现页岩油规模建产与效益开发的主要途径。

页岩气储集层致密性强，非均质性显著，自然产量极低，必须采用水力压裂技术进行增产改造才能获得工业气流，而评估压裂作业成效及优化工艺参数的关键在于获取准确的压裂缝网参数。传统裂缝监测技术（如微地震监测）费用高昂，无法实现井区全覆盖监测，而数值模拟预测模型需要大量的工程地质参数，导致地质资料不完整或缺失井段预测效果不佳，亟须一种经济高效地获取缝网参数的新方法。为此，提出一种基于深度学习的页岩气藏压裂缝网反演方法，其核心是以现场施工压裂曲线数据为基础，对压裂曲线特征参数进行量化分析，以缝网参数的强相关性指标作为输入，以微地震监测缝网参数（包括缝网长度、宽度、高度、体积）作为目标输出，建立BP（误差反向传播）神经网络反演模型，实现压裂缝网参数精确反演。根据渝西地区页岩气井现场450段压裂曲线，对模型进行了训练和参数优化，测试集缝网参数反演结果平均相对误差低于15%，验证了这种新方法对页岩气藏压裂缝网反演的可行性。

在分析鄂尔多斯盆地南部旬宜探区石炭系太原组成煤环境基础上，结合古地貌分析和沉积相研究，明确了太原组聚煤特征。利用工业分析、扫描电镜、等温吸附等实验分析手段，并且结合测井建模评价的方法，明确了煤层的煤岩和煤质、储集物性、含气性等特征，剖析总结了深层煤层气富集控气要素和成藏特征，从而指出了下一步有利区带。结合煤层气勘探实践，明确了深层煤层气具备良好的勘探前景。研究表明：①旬宜探区石炭系太原组煤层发育受潮坪泥炭坪、潟湖泥炭坪2种成煤环境影响。受成煤环境和沉积古地貌影响，煤层分布具有“西薄东厚”的聚煤特征。②煤岩类型以亮煤—半亮煤为主，煤体结构以原生—碎裂结构为主，发育植物胞腔孔、黄铁矿与黏土矿物晶间孔、割理裂隙等储集空间类型。③煤层含气量介于15.8~25.6 m³/t，含气性中等—较好。煤层气富集受控于成煤环境、构造演化、保存条件等因素。④西北斜坡区具有断层不发育、地层常压、地层水动力弱，煤层埋深大的特点，是深层常压煤层气勘探有利区；东南断坡区具有断层较发育、地层低压、地层水动力较强，煤层埋深中等的特点，是中深层低压煤层气勘探有利区。位于东南断坡区的PZ1井煤层压裂测试获低产气流，展示了鄂尔多斯盆缘复杂构造带深层煤层气具有较好的勘探前景。

随着油气开发难度增加和资源接替不足，传统的油气藏开发面临诸多挑战，亟须引入智能化分析手段以提高开发效益。研究聚焦常规油气藏及页岩气藏效益开发的需求和应用场景，创新性地提出了基于多模型的油气开发智能技术，实现了油藏经营效益决策、异常态势全面感知和智能均衡注采优化，有效促进了油藏资源开采的智能化，为多层复杂水驱油藏均衡注采、效益开发提供了技术支撑；构建了页岩气藏压力预测与产能因素分析技术，建立气藏异常预警机制，推送异常因素及产生原因，实现气藏由事后分析到提前预警、事前找人的转变，支撑气藏的效益开发；攻关建立了油井多模态自诊断与评价技术，实现抽油机井工况智能诊断、电泵井况自诊断与智能评价技术和油井动液面实时计算，辅助措施制定，实现对油井的精细化管理，注采调整更加及时精准，有效提高了油井生产时率。通过技术的综合应用，支持油气藏动态管控过程中的“全面感知、集成协同、预警、分析优化”新业务模式构建。此研究技术已在中国石化上游企业广泛推广，实际应用围绕多模型油气开发技术展开，为当前油气藏效益开发中的关键问题提供新的思路和技术路径，推动油气领域的数智化转型，促进了油气田的高效开发和高质量发展。

为解决页岩油井生产后产量递减快，采收率低的问题，亟须补充地层能量和寻找新的开发方式。和常规注水压裂和吞吐相比，CO₂具有更好的注入能力，能与原油混相，是良好的驱油介质，同时CO₂也是温室气体的主要来源，是碳减排的主要目标。因此，探索页岩油注CO₂吞吐提高采收率技术，同时兼顾碳封存，具有重要的现实意义，但是目前页岩油CCUS（碳捕集、利用与封存）技术处于探索阶段，面临着数值模拟技术不成熟及缺乏大规模注采等问题。为探索页岩油注CO₂提高采收率机理及主控因素，研究采用数值模拟技术，结合测井、地质及压裂施工等参数，模拟水力压裂裂缝的形成与展布，建立了人工压裂与天然裂缝混合的复杂缝网组分数模模型，研究了页岩油藏CO₂吞吐增油机理，明确了CO₂吞吐油藏工程参数对累计增油量和封存量的影响规律及主控因素。研究结果显示：CO₂吞吐通过补充地层能量、萃取页岩油中轻质和中间组分、CO₂扩散及原油降黏和膨胀机理实现了页岩油藏生产井产能的恢复；协同考虑累计增油量和封存量，推荐单井CO₂的注入时机为日产油量衰竭至8 m³以上，注气量介于15 000~24 000 t，注气速度介于500~900 t/d，焖井时间介于30~50 d，吞吐轮次2~3个；影响页岩油藏CO₂吞吐累计增油量和封存量的主要油藏工程参数为注气量，权重为0.48，可为CCUS技术在页岩油藏实施提供技术评价与支持。

苏北盆地构造复杂、断层发育，阜宁组二段泥页岩的有机质丰度较低，总有机碳含量基本小于1.5%。该套泥页岩具有岩相类型多样、孔隙结构复杂、储层非均质性强、压力系数横向变化大等特点。以苏北盆地H区块阜宁组二段页岩油储层为例，基于岩石物理实验分析结果，对区域测井响应关系特征进行分析，将常规测井与特殊测井相结合，建立页岩油储层岩性、储集性、含油性、可动性、可压性评价的测井解释模型，模型计算结果与岩心分析结果吻合较好。在此基础上，优选敏感参数，建立了区块页岩油储层评价分类标准，对储层进行“甜点”综合评价。经多口井的勘探实践验证，该测井评价技术具有较好的地区适应性，有效划分页岩油储层类别，有利于页岩油储层“甜点”优选，为苏北盆地页岩油勘探开发提供可靠的技术支持。

中国石化探区油页岩资源丰富，是国家重要的战略储备资源和补充能源。加快油页岩勘探开发对改善中国能源结构和保障国家能源安全具有重要意义。为了实现油页岩规模勘探与效益开发，通过调研梳理国内外成功开展油页岩原位开采现场试验的技术，分析试验区特征、地质和工程适应性、选区选层要求等认为：国外壳牌公司电加热法技术、中国吉林众诚公司的原位压裂化学干馏技术和吉林大学的局部化学反应法原位裂解技术实施了现场先导试验并获得成功，但中国两项技术的成熟度和可行性有待进一步研究论证，且现有的原位开采技术对深部油页岩的适应性均未得到验证。通过开展油页岩原位开采技术特点、地质资源条件、开采工程条件梳理分析，针对约束中国油页岩原位开采的关键因素，结合加热方式确定了4项地质参数、6项工程参数和分级评价界限，并根据约束油页岩原位开采利用的程度确定各参数的权重，建立了油页岩原位开采有利区地质-工程双因素评价模型，优选出15个中国石化探区和邻区油页岩Ⅰ类有利区。对选出的有利区进一步分析其顶底板、断裂、可动水等关键因素的影响，并综合评价优选出4个试验目标区，分别为：鄂尔多斯盆地南缘旬邑区块、博格达山北麓南缘上黄山街含矿区、茂名盆地电白含矿区、抚顺盆地抚顺含矿区。

四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组是四川盆地致密砂岩气（以下简称致密气）增储上产的重要领域。在实际生产中，高产稳产井与裂缝密集发育高度相关，裂缝为气体的运移和保存提供了路径和场所，裂缝发育与否成为制约优质储层形成的关键因素。为了评价须家河组气藏富集“甜点”区，依据岩心观察、测井资料及智能化算法，明确裂缝发育特征并建立有效的裂缝识别方法。研究认为：研究区的构造裂缝、成岩裂缝与异常高压裂缝均有发育。其中，构造裂缝主要分为3期，第1期NW—SE（北西—南东）向主要发育低角度裂缝，偶尔可见高角度裂缝；第2期NNE—SSW（北北东—南南西）向主要发育高角度裂缝；第3期E—W（东—西）向主要发育高角度裂缝。致密气储层裂缝层段具有低密度、高补偿中子、高声波时差、冲洗带电阻率和地层电阻率呈现正幅度差。对带有裂缝和非裂缝标签的常规测井数据进行归一化处理，应用机器学习算法进行裂缝智能化预测，K近邻算法、支持向量机、极端梯度提升树算法和随机森林算法的F₁分数分别为0.65、0.83、0.88、0.91，发现随机森林算法具有较强的鲁棒性和抗干扰能力，预测精确度和效率均高于其他3种算法。同时，为了兼顾运算效率与准确性，选择基因遗传算法作为优化算法进行超参数调优，优于网格搜索、贝叶斯优化及粒子群优化算法。使用沙普利可加性特征解释方法（SHapley Additive Explanations， 简称SHAP）计算不同影响因素对预测的贡献值，发现声波时差、补偿中子和补偿密度为主要影响预测效果的测井曲线。裂缝密度呈现出明显的空间分布规律，即从四川盆地西南部至四川盆地西北部，裂缝密度依次降低。研究结果可为四川盆地西部地区致密气储层裂缝“甜点”区预测提供一套切实可行的智能化预测模型，为致密气增储上产奠定基础。

苏北盆地高邮凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）页岩岩相非均质性强，纹层类型复杂且测井定量表征难度大，制约了页岩油“甜点”有利区带的优选。因此，基于阜二段不同沉积阶段的气候环境演化特征，结合岩心薄片、全岩衍射、元素录井、测井等资料，详细研究了高邮凹陷阜二段页岩纹层类型及纹层发育程度的测井定量表征方法。研究结果表明：高邮凹陷阜二段页岩主要发育长英质、黏土质、方解石和白云石条带等纹层类型，受古气候演化影响，阜二段各小层不同纹层类型占比存在差异，不同纹层类型的叠置耦合造成了纵向上页岩油差异富集，且纹层越发育，页岩油的富集程度越高。针对页岩纹层差异分布的地质特征，进一步通过电成像测井图像边缘检测和页岩沉积速率计算等方法综合分析，阜二段页岩Ⅳ-3—Ⅳ-7、Ⅴ-6—Ⅴ-8小层纹层发育程度高，为纵向上页岩油地质“甜点”层。其中基于电成像测井图像边缘检测的页岩纹层识别精度高，可适用于不同区块页岩油纵向“甜点”层的精细地质评价，而通过计算页岩沉积速率变化来表征纹层发育程度适用于开展页岩纹层发育程度的空间展布预测，指导页岩油的立体勘探。

注水开发油藏随着开发的深入，水驱矛盾愈加突出，地下渗流场、压力场和剩余油饱和度场差异较大，开展定量化流场差异性评价研究，可以有效地指导地下流场优化调控，动用挖掘不同类型剩余油，提高油藏水驱采收率。该研究对流动非均质性的动静态影响因素进行了分析，指出了考虑各种因素作用下评价流动非均质性的复杂性，以及开展量化评价研究的重要性。对比了多种不同的非均质性表征方式，最终优选洛伦兹系数进行评价。该系数适用于非正态分布对象，且分布介于0~1，可以进行流动差异性的定量表征。另外，选取流场最直观的表现流速作为计算指标来建立流动非均质性评价方法。为使计算更加快捷、方便、直观，建立平板模型解决裂缝内流动表征的问题，减少数值模拟中压裂缝的模拟工作，结合数值模拟与MATLAB编程技术，将模拟得到的压力数据转化为流速，计算得到以流速为评价对象的洛伦兹系数，实现了参数计算程序化问题，从而建立渗流差异表征方法。考虑有无高渗条带、有无裂缝、裂缝角度、高渗条带渗透率等因素，利用该方法对三角形井网、半反七点井网设计方案，研究洛伦兹系数与采收率的关系。分析发现对于三角形井网，洛伦兹系数小于0.94时，二者呈线性关系；而当洛伦兹系数大于0.94时，随着洛伦兹系数增大采收率呈指数下降，半反七点井网则在洛伦兹系数为0.96时发生这一变化。因而得到三角形井网和半反七点井网下流场差异性强弱界限值，分别为0.94和0.96。进而对G7断块开展现场应用，评价得到该区块有2个渗流差异较强的砂体，并对评价后渗流差异性强砂体制定调整对策，分别是井网优化+细分注水改善平面及纵向渗流差异，流场调整均衡平面渗流差异，开展周期注水降低流动非均质性。进而开展数值模拟对调整前后相应指标进行了对比，洛伦兹系数降至临界值以下，10 a采收率提高1个百分点，起到了控水稳油的效果。该研究切实可靠，可以指导油藏流场描述、剩余油挖潜，对油藏提高采收率具有重要意义。同时，主要研究对象为苏北断块油藏常见井网，在实际推广应用中应针对具体井网形式重新评价确定界限值。

页岩气的生产呈现早期高产而后快速递减的动态，快速递减表明初期配产可能过高，不合理配产导致气藏产能衰竭过快，从而影响气井的经济可采储量（EUR），因此，合理评价页岩气井产能对保障气藏稳产具有重要意义。为明确目前页岩气产能评价方法存在的问题和相应的解决思路，研究分析了页岩气产能的特殊内涵，综述了产能流动方程解析、流动方程数值模拟、人工智能3种方法在页岩气产能评价研究中的进展。研究发现页岩气产能明显呈现出分阶段特征，不同生产阶段产能主控因素、流动机制、流动状态都不同，早期产能和后期产能的主控因素差异较大，不同评价方法存在差异化认识。其中，流动方程解析法依赖于对流动机理的认识程度，流动方程数值模拟法结果的验证需要大量可靠数据支撑和气藏工程经验判断，人工智能方法则存在高度不透明、不可解释和泛化能力差的问题。基于此，未来发展应从深化微观和宏观2个层面结合点的页岩气渗流机理着手研究，深化地质建模—应力物性演化—裂缝扩展—多相流动数值模拟—递减分析多维度产能描述融合，并加强机器学习算法的无关机理约束、因果推断的透明度、可解释程度，以规避现有产能评价方法存在的制约性，从而构建合理的页岩气产能评价模型和方法，为准确评价气井产能、实现稳产和高效开发提供理论支撑。

川东南地区构造复杂，上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段页岩气储层埋深相对较大，对岩石力学特征具有较大影响，且缺乏系统性的研究。因此，以川东南林滩场深层页岩气储层为例，开展三轴抗压强度试验、声波波速测试、抗拉强度试验和断裂韧性试验等力学实验，依据多元力学实验结果对页岩样品的岩石力学特征进行分析，建立单井纵向岩石力学分布剖面。随温度和压力的升高，深层页岩样品破裂后的残余应力、杨氏模量和泊松比均有增大的趋势，峰后阶段应力-应变曲线的波动特征变得更加明显。林滩场背斜倾没端的波速小于背斜翼部，经动、静态线性转换规律校正的杨氏模量和泊松比更为准确。深层页岩样品的最大载荷低于10 kN，Ⅰ型断裂和Ⅱ型断裂贯穿方式具有较大差异，贯穿程度受取样方向的影响较大。研究区T4井岩石力学特征纵向剖面显示，上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段底部的杨氏模量较高，泊松比较低，脆性较强；抗压强度较小，抗拉强度相对较小，断裂韧性指数较小，力学性质表现为弱挤压-拉张态，具有良好的工程改造条件，为后期勘探开发的优选目的层。

冀东油田G76断块在注水开发过程中出现注水井注入压力升高，注水难度增加等问题。为了分析注水过程中储层物性的变化规律，开展了基于二维核磁共振技术的岩心高倍数水驱实验。对目标油藏岩心进行激光粒度测试分析，获得岩心的粒度分布；进行X射线衍射矿物含量分析，获得不同矿物含量占比；开展基于核磁共振技术的高倍数水驱油实验，分析储层物性变化规律。研究结果表明：岩心5-1和岩心6-1分别为含中砂粉砂质细砂岩和含粉砂中砂质细砂岩，其细砂、细粉砂和黏土矿物含量较多。水相相对渗透率及核磁孔隙度随着注水倍数的增加上升到某一高值后呈下降趋势，核磁T₂谱中随着注水倍数的增加，右侧端点值及中、大孔隙对应的曲线左移，二维图谱中自由水信号强度随着注水倍数的不断增加而增加。注入水由束缚水状态至累计注水倍数为500 PV时，束缚水信号不断增加；累计注水倍数为>500~1 000 PV时，岩心5-1的束缚水信号持续增强而岩心6-1的束缚水信号发生减弱。研究认为：注水前期由于黏土矿物发生微弱的水化作用，注水后期因受到水的冲刷，细粉砂粒以及胶结物中的黏土矿物容易脱落运移至喉道处发生堵塞，对孔隙喉道产生一定损害，导致水相渗透率降低。研究成果揭示了中低渗油藏注水井出现注水困难和注水压力增大等问题的原因，对有效降低污染、进一步提升注水开发油藏开发效果提供一定的指导。

深层油气勘探领域是苏北盆地重要接替阵地，但深层储层物性整体较差、油气富集机理认识不清及有效储层预测不能满足勘探需求等问题制约了深层领域油气拓展。为了明确深层油气富集机理、攻关勘探关键技术并指明未来攻关方向，从高邮、金湖等油气富集凹陷勘探发展形势及深层领域的油气资源潜力研究入手，结合深层储层物性特征及主控因素分析，开展了深层油气赋存条件、主控因素及成藏模式等研究，建立了异常高压与浮力混合驱动阶梯状输导油气、异常高压驱动断层和砂体输导油气及早期油气充注成藏后期致密型3种深层油气富集成藏模式，明确了深层油气富集机理，并针对储层展布不清、富集区带不明及有效储层识别精度不高等勘探难题，开展了技术攻关，形成了“相控指数法”深层储层分级评价、“油气储层充注势能”油气富集程度判别及“叠前-叠后”多属性有效储层预测等深层勘探关键技术。这些研究成果为深层油气勘探领域拓展提供了理论指导和技术支持，在斜坡带、断裂带及深凹带等深层领域取得了一系列勘探进展，实现了深层油气勘探拓展，在此基础上，明确了深层油气领域勘探攻关方向，继续巩固并扩大深层领域勘探成果，为油田增储上产提供支撑。

CO₂地质封存作为碳捕集、利用与封存（CCUS）技术中的重要一环，决定了CCUS技术的发展潜力和发展方向，是实现“双碳”目标的有效手段，明确CO₂注入产生的一系列地层响应对于安全高效注入具有重要意义。压力提升是限制封存容量和封存安全的主要因素，流体溶解运移沉淀是影响地层稳定性和封存效率的本质特征，储层可注性及盖层安全性是决定地质封存项目成败的关键。系统讨论了CO₂注入引起的压力聚集、压力传导、CO₂-水-岩相互作用、矿物溶解沉淀及岩石孔隙结构特征等方面的地层响应特征，总结了润湿性、孔隙度、渗透率、流体性质、岩石强度、盖层完整性、地表形变及断层活化对储层可注性和盖层安全性的影响，指出目前研究存在的压力变化规律难预测、反应机理不明晰、注入效率不高效、监测评估尚不完善等主要问题。未来需要深化对封存机理的理解，改善地层响应的监测和评估方法，加强环境风险评估，进一步推动CO₂地质封存技术的安全、高效应用，为应对全球气候变化问题提供有力支持。

C-2油田是位于渤海湾盆地的河流相海上油田，主要采用水平井开发，储层厚度薄、纵向多期砂体叠置、横向相变快，储层内部结构与连通关系复杂，受复杂的储层结构与井震资料的双重影响，稀疏井网条件下储层描述难度大，制约了油田精细挖潜效果，常规地震反演难以满足薄储层高分辨率预测与储层内部结构精细解剖的需要。针对研究油田辫状河储层结构特征，采用基于地震属性堆叠泛化集成学习的方法完成河流相复杂结构储层的预测，相较于单一的机器学习模型提高了预测精度。综合地质、地球物理与油藏动态等多维信息进行迭代优化，进一步降低地下储层预测与结构认识的不确定性，实现了研究区辫状河复杂结构储层的精细表征，为油田剩余油与潜力砂体精细挖潜提供了依据。研究表明：基于地震属性堆叠泛化集成学习的储层预测方法，不仅能有效提高地震纵向分辨率，同时具有较强的横向“相控”指示能力，预测结果包括砂体叠置关系与储层内部结构特征，更加适用于相变快、储层空间建筑结构复杂的陆相河流沉积体系储层预测与精细刻画，可为稀疏井网海上油田开发中后期河流相沉积储层构型精细表征提供借鉴。

四川盆地川西地区海相碳酸盐岩油气资源埋深超7 000 m，纵向上油气层多，压力系统复杂，同一裸眼井段溢漏同存，若井下情况复杂，处置困难，需要下入一层备用套管，导致套管层序增多，增加钻井周期和成本。为此，对下入备用套管后的井身结构开展针对性优化设计，但面临同一裸眼井段高低压同存、安全密度窗口窄的技术难题。基于控压降密度排气工艺流程，结合地层天然气渗流和井筒流动理论，对天然气在地层和井筒环空的运移规律进行计算分析。研究结果表明：控压降密度排气初期，气侵速率下降速度较快，后期逐渐变慢并趋于平稳；控压降密度排气能够释放地层能量、降低地层压力，为拓宽安全密度窗口创造条件；气侵速率是影响井控安全的主要因素，为保障井控安全，气侵速率不得高于安全临界气侵速率；结合理论分析和作业成本，降密度排气作业的经济周期为10 d。基于研究结果，对双鱼石构造2口井茅口组高压地层进行控压降密度排气作业，安全密度下限分别降低0.16、0.40 g/cm³，并与栖霞组低压储层进行合打，成功钻达完钻井深，将6开井身结构减少至5开，钻井周期和成本大幅降低，形成了多压力系统超深气井排气降密度安全钻井技术，可为类似复杂压力系统超深井井身结构优化和安全钻井提供技术借鉴。

四川盆地具有丰富的致密砂岩气资源，目前对川西坳陷东部斜坡超深埋藏超致密砂岩储层孔隙演化的研究较为薄弱。利用岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜、碳氧同位素、包裹体均一温度等分析方法，结合埋藏史、热史，明确了川西坳陷东部斜坡须家河组二段（以下简称须二段）深埋藏超致密砂岩储层孔隙演化与油气充注耦合特征。须二段储层以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，填隙物主要为自生石英和碳酸盐，储集空间以粒内孔为主。各亚段储层致密化时期具有差异性，上亚段因泥岩岩屑等较高塑性物质，抗压实能力弱，在中晚侏罗世致密；此后在持续深埋和压溶石英双重破坏作用下，中、下亚段在晚侏罗世致密。白垩纪末，构造抬升形成的裂缝促进中、下亚段发生溶蚀，储层孔隙度提高至5%左右，渗透率提高更为显著。主要具有2期油气充注，上亚段耦合关系较差，致密化较早，不利于油气充注，不利于天然气富集；中、下亚段油气主充注期早于储层致密化时期，有利于天然气富集成藏。川西坳陷东部斜坡须二段具有古圈闭+通源断裂叠合型、古圈闭+内部烃源岩+晚期断裂叠合型、古圈闭+通源断裂+晚期断裂叠合型等3种“甜点”储层发育模式。研究内容为深埋藏超致密砂岩储层演化-油气充注耦合特征研究提供实例分析以及理论指导。

国内现采用CO₂驱油的油田多为水驱后转入注CO₂开发，长时间作用下CO₂-水岩反应造成储层物性条件变化成为必须考虑的问题之一，为解决目前CO₂-水岩反应相关研究存在反应时间较短，环境变量对CO₂-水岩反应的影响不清等问题，利用高温高压反应釜模拟储层环境，采用高性能场发射扫描电镜和X射线衍射仪等设备，研究不同环境变量下CO₂-水岩反应对储层物性与矿物成分等的影响及其作用机理。实验结果表明：CO₂-水岩反应后，长石类矿物的溶蚀和黏土矿物的生成是影响储层物性的主要因素。随着实验温度升高，水岩反应加剧，钾长石、钙长石与钠长石加速溶解，高岭石占比增加，储层物性改善。压力增加时，大量CO₂的溶解降低了溶液的pH值，抑制了钾长石、钠长石等矿物向高岭石等黏土矿物的转化，储层整体物性变差。随着反应时间的延长，长石与碳酸盐岩类矿物溶蚀加剧，Na⁺、K⁺、Ca²⁺等主要离子质量浓度上升，储层物性改善且有石膏生成。在实验范围内，CO₂-水岩反应对矿物的溶蚀程度与温度、时间呈正相关，与注入压力呈负相关。最后，利用Kozeny-Carman方程对实验结果进行计算，结果表明在实验范围内，储层孔渗物性与温度、时间呈正相关，与CO₂注入压力呈负相关。通过研究不同环境变量下CO₂-水岩反应对储层的影响，对CO₂驱油提高采收率在页岩油矿场的应用提供了参考。

塔里木盆地是深层—超深层油气勘探开发的主战场。目前塔里木盆地库车坳陷托探1井古生界寒武新层系古潜山型油气藏勘探取得重大突破。由于地层年代古老且油气藏地质构造复杂，对该区域油气成藏过程和流体演化尚未进行系统深入的研究。采用生物标志化合物分析、岩相学分析、微区原位微量元素与锶同位素分析、流体包裹体等研究方法，确定下丘里塔格组白云岩储层成脉流体来源和多期油气充注时间。结果显示，托探1井下丘里塔格组白云岩储层主要发育裂缝和溶蚀孔洞充填的2期方解石脉体，第一期方解石为深部富锶流体来源，第二期方解石脉体表现为海水来源。2期含油流体包裹体主要发育于第二期方解石脉体内部，分别为次生蓝白色荧光油包裹体和次生绿色荧光油包裹体，结合包裹体测温和单井埋藏史恢复结果显示，第一期蓝白色油包裹体成藏时间为新近系吉迪克组沉积时期（23~20 Ma），第二期绿色油包裹体成藏时间为新近系库车组沉积时期（5~3 Ma）。基于油源对比分析推测下丘里塔格组储层内2期原油来源于三叠系黄三街组和侏罗系恰克马克组湖相烃源岩的混合供烃。库车坳陷托探1井的新发现证实塔里木盆地山前古老地层中仍具有油气规模成藏条件，潜山型油气成藏成为下一步库车坳陷油气增储上产的新领域。

煤岩割理裂缝的发育导致其强度较低，钻井过程中钻井液的作用将会进一步增加井壁失稳的风险。采用室内实验、理论分析与数值模拟相结合的方法，揭示了钻井液作用下割理发育煤岩失稳机理：①煤岩黏土矿物主要由不易水化的高岭石组成，无易水化的蒙脱石存在且伊蒙混层的占比不高，因此水化膨胀（平均值为0.35%）和滚动分散性能（平均值为89.64%）较弱，煤岩失稳机制以力学作用为主。②垂直交错的面割理和端割理为钻井液侵入煤岩地层提供了流动通道，面割理的尺寸普遍大于端割理，因此，面割理更容易发生钻井液侵入造成井壁失稳。③钻井液侵入割理缝会导致井周地层压力上升，径向应力降低，增加井壁失稳的风险，其中对于高渗透率的面割理和穿过井眼的交叉割理，钻井液侵入更深，产生的井壁失稳风险更加严重。④割理缝的特征也会影响钻井液对煤岩割理的侵入深度。宽度更大、密度更高的割理缝中，钻井液侵入更深，并在井壁附近产生更高的压力，从而提高了井壁失稳的可能性。因此，应根据实际地层割理缝的尺寸大小设计钻井液随钻封堵粒子，且控制钻井液密度在合理的范围内，从而减少钻井液侵入引起井壁失稳情况的发生。研究提供了深入理解钻井液作用下割理发育煤岩失稳机理的新视角，为割理发育煤岩井壁稳定性分析提供了理论指导。

凝析气藏衰竭过程会发生显著凝析现象，现有物质平衡方法计算凝析气藏动态储量时，压降曲线不呈现线性关系导致动态储量评价存在困难，因此，研究复杂多相流气藏物质平衡储量计算方法具有重要意义。依据凝析气藏渗流力学理论，引入油气两相拟压力参数，建立了基于流动物质平衡理论的凝析气藏动态储量计算新方法，多相流动物质平衡法中规整化产率与规整化累计产量呈现明显的线性关系。分析结果认为，当生产未达到拟稳态时，计算得到的动态储量结果会存在偏差。研究凝析气藏在不同流动阶段饱和度变化规律的差异，形成了油气两相拟压力参数的计算方法，修正的生产指示曲线能够提高凝析气藏动态储量计算的准确性。方法应用于某凝析气藏现场实例，与常规方法和Blasingame图版拟合方法的对比计算结果认为新方法计算得到动态储量结果更为准确。结果表明新计算方法提高了凝析气藏动态储量评估的准确性，有助于指导现场及时调整开发方案。

为探究油田开发过程中不同含水率阶段产量递减率的变化情况。基于相渗曲线，研究了递减率、含水上升率、含水率三者之间的关系，建立了注采平衡的条件下递减率与含水率的关系，最后针对厚层油藏Z和多层油藏S进行实例计算分析。研究结果表明：在注采平衡的理想条件下，某一含水率阶段递减率受采液速度、束缚水饱和度的共同影响。递减率随着含水率的上升呈抛物线式变化，且递减率与采液速度成正比关系。在油藏确定的条件下，产量递减率大小主要由采液速度的大小决定，可通过调整井网密度、注采井数比等影响采液速度的参数控制产量递减。通过建立递减率与含水率的变化关系，明确产量递减变化规律的影响因素，为减缓产量递减对策提供依据。

致密油藏作为目前中国油气藏开发重点，因储层物性差、连通性不佳、非均质性强的特点导致其开采难度大。在致密油藏开采过程中，不同注入介质和注采方式对致密油藏开采的机理及提采效果不明确，从而严重制约了致密油藏的高效开采。以中国石油大庆油田扶余储层为例，开展不同注入介质（CO₂、活性剂）及不同注入方式（驱替、吞吐、气水交替）的地层岩心动态注入室内实验，研究不同注入介质及注入方式对致密油藏的提采机理及提采效果。结果发现：气水交替驱与CO₂气驱相比，地下原油采出程度提高了4.14%，与活性剂驱相比，地下原油采出程度提高了15.38%；气水交替吞吐与CO₂吞吐相比，地下原油采出程度提高了0.54%，与活性剂吞吐相比，地下原油采出程度提高了5.09%。建立驱油优势通道后的驱替比吞吐具有更大的波及体积与洗油效率，且气水交替注入较单一介质注入有效地降低了流体窜流，增大了对细小孔隙的清扫。由于CO₂注入对地层原油的降黏及溶解气驱效果较好，CO₂注入采出程度高于活性剂注入。同等注采条件下，低黏度原油的采出程度高于高黏度原油，黏度的增大显著增大了渗流阻力。研究得出了不同注入介质及不同注入方式对致密油藏开发的提采程度差异，为致密油藏进一步高效开发提供实验及理论支持。

四川盆地煤层气资源丰富，筠连地区浅层煤层气已获得商业开发，邻区长宁地区多口过路井在二叠系煤层中测试获气，揭示了盆地煤层气的巨大潜能。随着国内深层煤层气勘探开发取得突破性进展，借鉴沁水盆地、鄂尔多斯盆地深层煤层气开发经验，为明确长宁地区深层煤层气的资源潜力，利用测井、煤层取心、实验测试等资料，系统开展了长宁地区煤层的地质分析、深层煤层气含气性评价、煤层气成藏主控因素及有利区研究。结果表明：四川盆地长宁地区7号至8号煤层煤组是一套厚度大、发育稳定的高品质煤层，以高煤阶、高固定碳含量的原生结构煤岩为主，已处于热解生气高峰，生烃潜力巨大；煤层具有高孔隙度、高渗透率、高割理密度特征，储集空间充足；顶底板以泥岩为主，保存条件优越。与筠连浅层煤层气相比，长宁地区深层煤层气构造更加稳定，游离气比例升高，煤体结构更加完整，在远离剥蚀线、Ⅰ级断层区形成区域性煤层气藏，富含游离气的特征将更加有利于后期煤层气开发。结合地质工程条件，建立了长宁煤层气评价的地质-工程双“甜点”指标体系，优选了区内深层煤层气发育区1 300 km²，计算资源量1 700×10⁸ m³，有利区主要位于罗场向斜、建武向斜。研究成果有效指导了区内煤层气井位部署，助力实现四川盆地非常规天然气高质量发展。

相较于常规油气储层，页岩储层呈现出孔渗极低、有机质丰富、应力敏感性强、岩性叠置现象明显和流体赋存形式多样等特点。现有页岩油流动规律研究往往仅针对单一特征开展，导致结论认识存在局限性。以纹层状页岩储层为研究对象，充分考虑岩石物性变化，同时引入反应模型刻画流体赋存特征，实现对页岩油渗流过程的精细表征。在此基础上分析了页岩油流动规律，探讨不同因素对页岩油产量的影响，并结合渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷页岩储层特征开展了实例分析。研究表明：发育的层理构造对页岩油开采具有积极作用。对于游离态油，层理构造为其流动提供了高渗通道；对于吸附态油，发育的层理构造有利于提高解吸速率。纹层状储层中采出的页岩油主要为纹层中的游离态油，且多通过砂岩纹层流出。此外，砂岩纹层应力敏感性对流动的影响主要体现在生产初期，而页岩纹层应力敏感性对流动的影响主要体现在生产中后期。该研究揭示了纹层状储层中页岩油的流动规律，可为实现陆相页岩油的高效开发提供理论支持。

水力压裂作为页岩气藏开发的重要技术，如何有效提高深层页岩储层“狭长缝”内的支撑剂铺置效果成为目前亟须解决的难题。研究基于模拟深层页岩储层狭长裂缝的平板实验装置，对压裂液黏度、注入排量、支撑剂粒径、加砂质量浓度、裂缝宽度、支撑剂类型等参数进行对比实验，以了解支撑剂颗粒在深层页岩储层狭长裂缝内的沉降运移规律。结果表明：与宽缝相比，相同条件下支撑剂颗粒在深层页岩狭长缝内形成的砂堤前缘坡度降低，前后砂堤高度差距减少，支撑剂颗粒的整体铺置效果更加均匀平缓；在深层页岩狭长缝内，末端砂堤面积占整体砂堤面积的比重随压裂液黏度、注入排量的增大而增大，而加砂质量浓度对其影响程度较低；微小粒径支撑剂颗粒同样对末端砂堤的铺置具有促进作用，并且更有利于整体砂堤的均匀铺置；深层页岩狭长缝内裂缝宽度的收缩对收缩前裂缝内的砂堤铺置无明显影响，但会阻碍收缩后裂缝内支撑剂颗粒的流动铺置。收缩后裂缝内砂堤的覆盖面积减小，平衡高度降低，砂堤整体铺置更加均匀。但支撑剂的沉降量减少，同时增大了深层页岩储层裂缝有效压裂支撑的难度。该实验研究成果可为深层页岩储层的压裂改造设计提供有力的支撑。

氦气是一种稀有惰性气体，在军工、航天、医学等多个领域发挥着不可替代的作用，但中国可供利用的氦气资源稀缺，目前尚未发现独立成藏的氦气资源，已知的氦气赋存形式主要包括天然气伴生型和地热水伴生型2种。鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区和渭河盆地作为2种类型氦气资源的典型盆地，以此为研究对象，通过开展两地氦气同位素质谱分析、岩石放射性元素分析等方法，对采集的研究区伴生气、岩心和周边潜在的氦气源岩样品进行化验分析。结果表明，鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区氦气为典型的壳源成因氦气，渭河盆地在宝鸡—咸阳断裂、秦岭山前断裂等沟通基底的深大断裂附近，幔源成因氦气体积分数占比较高（最高达到6.959%）。渭河盆地和鄂尔多斯盆地同属华北板块西南缘，盆地基底组成均包括太古界—元古界变质岩-花岗岩系，构成了地区氦气形成的主要源岩，而渭河盆地氦气的主要源岩还包括周缘燕山期富铀花岗岩和盆地深部同时期隐伏花岗岩体。两地基底沉积岩系因U、Th元素质量分数较低或脱附气氦气量低于基底变质岩系，均不能作为主要氦气源岩。两地氦气的形成、运移、聚集整个过程均受源岩和断裂控制，与深大断裂带的展布密切相关。依据以上结论，可为两地氦气资源下一步的勘探开发提供一定参考。

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。

CO₂驱油技术作为CO₂捕集、利用与封存技术的重要组成部分，在提高石油采收率的同时可实现规模化封存，被国内外广泛应用。然而，该技术在注入、驱油封存、采出等环节中存在多种泄漏风险。目前，国内外相关项目在监测方面多集中于储层和盖层，缺乏系统性的生态环境监测。张家垛油田自2014年开始注CO₂开发，累计注气量19.53×10⁴ t，累计增油量5.16×10⁴ t，提高采收率15.22%，阶段换油率3.78，取得了显著的开采成效。以张家垛油田的CO₂驱油封存项目为例，在分析CO₂驱油与封存泄漏可能性的基础上，建立了涵盖地下水体、土壤、大气的全方位和多指标的CO₂泄漏监测体系，实时监测并预警CO₂泄漏信息。根据一年多的连续监测，结果表明：张家垛地下水中CO₂质量浓度稳定保持在5 712 mg/m³左右，pH值接近中性，且电导率稳定在1.343~1.347 µS/cm；土壤CO₂质量浓度、pH值、电导率均相对稳定，3个层位的大气CO₂质量浓度呈现周期性变化且与土壤的变化趋势一致，平均介于730~780 mg/m³，指标接近低纬度区域常规大气CO₂质量浓度。综合多项监测指标结果，表明张家垛油田目前并未发生CO₂泄漏情况。该监测体系的成功应用不仅为张家垛油田的持续开发提供了科学依据，也为其他类似项目在环境监测方面提供了经验和借鉴，进一步推动了CO₂驱油技术的安全和可持续发展。

注水开发后期，含水率急剧升高导致水驱油藏开发效果变差，聚合物颗粒分散体系的非均匀分布、增黏等行为能够使占据大孔道流动空间的水相流动能力降低，缓解低效、无效水循环。目前，关于聚合物颗粒分散相驱油的研究主要以室内实验模拟为主，分析聚合物颗粒运移规律；而描述聚合物颗粒分散相驱油过程中油水流动规律及相对渗透率曲线的研究较少。首先，分析聚合物颗粒在多孔介质中的非均匀分布现象，引入生物流体力学中红细胞树状叉体积分数分布理论，建立考虑聚合物颗粒相分离机制影响的体系黏度表征方法；其次，基于分形理论与渗流理论，建立聚合物颗粒分散相驱油的相对渗透率模型，通过与室内岩心驱替实验结果对比发现，验证模型准确性，并分析各因素对聚合物颗粒分散相驱油的相对渗透率影响。该研究对聚合物颗粒分散相驱油的开发效果评价具有重要意义。

为形成对于深部致密煤藏系统评价，保证深部致密煤藏就地气化工程的高效、经济和安全实施，基于模糊层次分析法形成了深部致密煤藏适度就地气化可行性评价方法，包括：①建立资源条件、储集条件和保存条件在内的3类一级指标和煤级、煤岩储层厚度和煤岩储层压力系数等参数在内的18项二级指标的评价指标集和以“可行”“基本可行”“不可行”为评语的分级评语集；②通过层次分析法，明确各类指标权重；③采用梯形型隶属函数计算各指标隶属度，构建评价矩阵；④将评价矩阵和权重矩阵合成，确定候选区致密煤藏适度就地气化对“可行”“基本可行”“不可行”的隶属度，根据最大隶属度原则，明确候选区深部致密煤藏适度就地气化可行性。将评价方法应用于鄂尔多斯盆地M区块深部8号煤藏适度就地气化可行性评价，评价结果表明：M区块深部8号煤藏适度就地气化对应“可行”“基本可行”“不可行”的隶属度分别为0.413、0.425和0.162，最大隶属度为0.425，确定8号煤藏适度就地气化可行性为“基本可行”。深部致密煤藏适度就地气化可行性评价方法为综合性的定量评价方法，更加注重对保存条件的评价，为深部致密煤藏适度就地气化工程实施提供了科学指导。