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。

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。

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。

CCUS是实现碳中和目标的重要技术手段，目前中国正处于“双碳”目标的落实阶段，在CO₂地质封存的经济界限评价、源汇优化和安全监测方面还缺乏成熟的技术体系。从封存技术经济界限、源汇匹配技术、封存安全性及监测3个方面总结了中国CO₂地质封存技术发展历程。回顾了CCUS技术在捕集、运输、注入封存阶段的经济成本，进一步总结了目前各阶段的技术经济界限及其影响因素。此外，通过总结国内外CCUS源汇匹配技术发展现状，明确了中国源汇特征及其分布，提出了进一步开展源汇匹配优化技术的发展方向。最后，通过总结CO₂地质封存安全风险评价及封存监测技术，明确了经济高效、有效、定量的监测方法是未来的研究重点。

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。

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。

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。

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。

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。

页岩油的可动用性直接影响有效勘探开发程度，而页岩油的可流动性与其赋存状态密切相关，因此，研究页岩油的赋存状态对其开发有重要作用。利用石墨烯和石英建立孔隙模型，采用分子模拟方法研究正辛烷及其混合物在纳米孔隙中的赋存状态，并分析了孔隙尺寸、温度、压力、页岩油组分、壁面润湿性和壁面组分对赋存状态的影响。结果表明：①页岩油在孔隙中呈多层吸附且关于孔隙中心对称，吸附层厚度均为0.4~0.5 nm；②储层孔隙尺寸越大、温度越高、压力越低、分子组分越轻、极性越弱、壁面润湿度越高越不利于页岩油分子在壁面吸附；③在组合壁面中，由于石墨烯壁面的影响随石英壁面润湿度增加页岩油分子吸附量越多，此外正己酸和环己烷也出现吸附转移现象。

苏北盆地溱潼凹陷油气成藏层系多、资源丰度高、勘探潜力大，但地质目标具有“薄、碎、小、散、隐”的复杂特点。1989年以来，在该区开展了一系列地震技术攻关，从常规三维发展到了二次采集高精度三维，建立了“全数字检波器单点宽频接收、中等面元网格、较高覆盖次数”采集方法，以连片处理、提高信噪比处理、提高分辨率处理、构造约束网格层析速度建模与逆时叠前深度偏移成像等为主的处理技术体系，以自然电位—波形指示模拟为核心的薄层砂岩预测技术，支撑了溱潼凹陷从简单构造油藏到复杂小断块油藏，再到构造-岩性复杂隐蔽油藏勘探的转变。分析认为，多期次采集数据差异大、原始资料频带窄、波场采样密度低等因素限制了高信噪比、高分辨率及保幅处理的效果，下一步攻关方向应开展无线节点仪单点宽频接收、单点宽频激发以及小面元、高炮道密度、宽方位地震采集，保幅量化质量控制、宽频全方位处理和五维解释、深度域解释等，以进一步解决复杂隐蔽油藏的地震勘探难题。

对于定容封闭气藏，当气井以稳定产量开井生产后，根据井底流动压力与时间的变化动态，可划分为非稳定阶段、过渡阶段和拟稳定阶段。其中的非稳定阶段称为弹性一相阶段，拟稳定阶段称为弹性二相阶段。后者是评价气井控制原始地质储量（OGIP）的重要方法。陈元千于1991年提出的拟稳定阶段的弹性二相法，在中国得到了广泛的重视和应用，被连续多次列于中华人民共和国石油天然气行业标准。基于在有限封闭边界气藏内，一口以稳定产量生产的气井，考虑天然气、岩石和束缚水的弱弹性膨胀作用的扩散方程，经推导得到了由井底流动压力与累积产量表示的拟稳定阶段弹性二相法的新式。该式可用于评价气井控制的原始地质储量（OGIP），它优越于由井底流动压力与时间关系表示的原式，克服了因产量波动对评价结果造成的影响。通过实测应用表明，弹性二相法的新式是实用有效的。

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。

采用中深层地埋管换热技术改造废弃或关停油气井是油田地热开发的一种方式，有助于油田低碳供热并降低地热开发成本。为了提高单井取热量及更好地指导改造工作，需对改造井换热性能的影响因素进行分析。通过数值模拟方法分析改造井换热性能的影响因素，分别对地质、井和工况等参数进行了分析。主要结论为：①地质参数中的地温梯度和岩层导热系数对单井取热量有较大影响，地质参数应作为改造选井首要考虑因素；②井参数中的井深、套管外径、中心换热管外径和导热系数对单井取热量有一定影响，在改造选井及方案制定时需要考虑；③工况参数中的入井水温和入井流速对单井取热量有影响，地面换热系统设计时应考虑工况参数的影响。此研究对于采用同类换热技术的改造目标井优选、改造方案制定、运行工况参数优化都具有参考意义。

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。

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。

针对渤海湾盆地黄骅坳陷北部南堡凹陷冀东油田古近系复杂断块油藏地质条件复杂、断层多、断块小、主体油藏埋藏深，且受广泛发育火山岩屏蔽作用，地震资料品质差、地层对比与精细构造解释难度大、盆地面积小、物源近、沉积速率快、砂体叠置关系复杂的问题，为了能够有效识别井间砂体分布与连通关系、精细刻画构造形态，近年来冀东油田持续针对地质条件的“复杂”开展精细描述攻关，逐步形成了复杂断块油藏小层划分与精细对比、低级序断层识别、三角洲储层综合表征、注水开发过程中优势渗透通道形成与主控因素、复杂断块油藏三维地质建模、剩余油定量表征与分布规律6项关键技术。应用于5个典型区块，包括扇三角洲、辫状河三角洲2种储层沉积类型，中渗、低渗2类物性类型，中含水、高含水2个开发阶段，正常注水开发与整体压裂注水开发2种开发方式，为冀东油田复杂断块油藏合理开发奠定理论基础。

为实现陆相富有机质页岩油储层高效开发，以东营凹陷博兴洼陷沙三下—沙四上纯上亚段湖相页岩为研究对象，利用岩石薄片、全岩衍射以及主微量元素等多种地质资料，在厘清岩相类型和沉积古环境演化阶段及二者耦合关系的基础上，划分出8种岩相组合类型，并基于不同组合类型页岩油甜点评价参数对比分析，确定了优势组合类型及其平面分布特征。结果表明：①博兴洼陷沙三下—沙四上纯上亚段主要发育富有机质纹层状泥质灰岩和灰质泥岩、富有机质层状泥质灰岩和灰质泥岩以及含有机质块状泥质灰岩和灰质泥岩6种岩相类型；②沙四上纯上至沙三下地层，沉积古环境整体上呈现出古气候由干旱到湿润、古氧化还原性变化不大、古盐度由高到低、古物源由少到多的变化特征，显示出8个演化阶段，对应8种岩相组合类型；③岩相组合F和D分别为沙三下和沙四上纯上亚段有利岩相组合类型，整体产能高且与当前生产实践吻合性较好；平面上，前者主要分布在F159-F156-F160井区，后者主要FYP1-F116-F119和F156-F159-F161井区，为博兴洼陷页岩油富集高产区域。

中国石化江苏油田页岩油开发，面临着投资高、产量低的问题。油田开发已近45年，废弃老井数量多，利用老井眼侧钻的方式开发页岩油能降低钻井成本。2022年在花庄地区开展利用老井侧钻水平井，采用小井眼钻井方式的探索。针对小井眼钻具柔性大、轨迹控制难、钻速慢、间隙小、环空压耗大、固井质量差、井控风险高等难题，探索大套管开窗、井眼轨迹优化、高效钻头+螺杆+LWD地质导向钻井、泡沫固井、油基钻井液堵漏、窄间隙井控等技术，形成页岩油井小井眼高效钻井技术体系。应用表明：苏北盆地花庄地区H2CHF井实钻机械钻速最快达5.0 m/h，与邻井常规井眼钻速相当，比实施新井方案钻井投资降低50 %，节约投资1 500万元，为页岩油低成本开发提供了重要思路。

地质断层活化后,流体（CO₂、盐水、淡水）沿断层泄漏是CO₂地质封存中不可忽视的关键问题,因此,推导了不同阶段流体沿断层的泄漏速度方程,并结合质量守恒方程和能量守恒方程,建立地质活化断层的CO₂封存流体泄漏模型,获取了流体沿断层泄漏的关键参数（泄漏时间和泄漏量）。模拟不同参数对流体泄漏时间和泄漏量的影响：随着CO₂注入速度增快和储层渗透率增大,CO₂沿断层泄漏的初始时间提前,持续时间延长,泄漏量增加;随着断层渗透率的增加,CO₂沿断层泄漏的初始时间和持续时间没有变化,而CO₂泄漏量增加;相较于CO₂注入速度和储层渗透率,断层渗透率对盐水和淡水泄漏影响最大。综上所述：流体沿断层泄漏的先后顺序为盐水、CO₂、淡水;流体沿断层泄漏的持续时间由长到短依次为：CO₂、淡水、盐水;流体沿断层的泄漏量由大到小为CO₂、盐水、淡水。

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。

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。

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。

页岩气藏储层发育微纳米孔喉和裂缝，黏土矿物含量高，岩石渗透率低且非均质性较强，通常需要经过大规模水力压裂才能被有效开采。水力压裂过程中水相的自发渗吸将对页岩气藏储层产生一系列物化作用，改变页岩气藏储层的孔隙结构及物化性质，从而影响页岩气的产出。为进一步明确水相渗吸对页岩气藏储层的影响机理，开展了页岩重复渗吸对照实验，并基于页岩渗吸前后矿物溶蚀导致的质量变化、扫描电镜可视化特征、核磁共振孔隙结构观测以及物性的变化，揭示渗吸对页岩微观孔隙结构及其物性的影响机理。研究结果表明：①水相渗吸作用使页岩产生微裂缝和裂缝，从而改变页岩孔隙结构；②孔隙度明显改善的页岩样品中，大孔所占比例上升，表明水相渗吸作用会使页岩孔隙空间增大；③渗吸能力与页岩的孔隙度、渗透率呈正相关，且页岩物性在渗吸后改善明显。此外，发现时间指数可定量表征渗吸对页岩孔喉连通性的影响。

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。

裂缝实时监测评价是水平井多段压裂过程中的一个核心问题，长期以来受到大量学者的关注。压裂施工停泵期间的压力包括水锤压力和渗流压力两部分，通过在井口安装高频压力装置，不仅可以采集停泵压降曲线，还可以完整地采集到水锤波波形曲线。通过对井筒水锤控制方程的数值求解，获得模拟的水锤波压力数据。对模拟的水锤波压力进行倒谱分析验证了水锤波产生的压力具有卷积特性，根据波阻抗及倒谱分析相关理论，利用水锤波可判断水平井多簇压裂的裂缝簇数与深度。在四川页岩气井的现场应用表明：该方法能够发现5个进液点，其中4个进液点的反演结果与4个射孔位置接近，设计中剩余的4簇孔对应的进液点在倒谱分析中并没有监测到。

为探索溱潼凹陷断块型页岩油效益开发路径，在阜二段页岩油地质特征研究基础上，提出定向井加拟水平井压裂开发模式，实施两口井均获成功。研究结果表明：苏北盆地溱潼凹陷深凹带东西两翼为构造复杂区，发育断块型页岩油，具有“厚度大、天然缝网发育、压力系数高、可动性和可改造性好”的地质特点，不适合长水平井开发，具备定向井开发的地质条件。厚层页岩油多套层系开发，定向井矩形井网有利于开展CO₂吞吐，菱形反九点井网是CO₂驱开发的合理井网模式。采用“规模注液蓄能量+限流射孔促均衡+调节排量稳缝网+三级支撑保充填+全电泵连续施工”为主的压裂工艺技术体系，定向井“拟水平井压裂”能达到水平井的改造效果，单段改造体积较水平井提升28.6 %。页岩油定向井具有“初期产能高、见油早、返排率低、含水下降快，稳产时间长”的生产特点，单段弹性产率高、采出程度高、经济效益好，率先实现页岩油效益开发，展现了构造复杂区定向井评价页岩油的良好前景。

为了分析深层埋管换热时的岩土温度响应及换热影响半径，研究结合西安某个实际深层埋管供暖工程，基于钻井测井温度、岩土岩性解释以及现场实验建立了埋管换热的全尺寸数值模型。通过对埋管在5 a，即5个供暖期和4个恢复期换热的数值分析，给出了埋管周围岩土温度波动（ΔT）在不同深度上随运行时间的变化情况。在此基础上，考虑到理论研究及工程应用，选择了3种不同的ΔT限值来确定埋管的换热影响半径，同时分析了影响半径的影响因素。结果表明，在ΔT限值足够小至接近0时，埋管换热的影响半径主要受埋管周围岩土自身参数的影响；当ΔT限值增大时，影响半径主要受ΔT限值的影响。

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。

在分析CO₂驱最小混相压力影响因素及36组细管实验数据的基础上,运用灰色关联法计算了各因素对原油CO₂驱最小混相压力影响的关联度,并利用MATLAB（矩阵实验室）软件回归拟合了关于油藏温度、C₅₊相对分子质量、挥发烃组分（N₂+CH₄）摩尔分数和中间烃组分（CO₂+H₂S+C₂—C₄）摩尔分数的原油CO₂驱最小混相压力预测模型,拟合的相关系数达0.900 9。并选用某油田3口井油样最小混相压力细管实验测试的数据进行检验,建立的新预测模型计算误差平均值为3.57 %,能够用于指导油藏现场开发。

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。

页岩气藏大规模体积压裂形成复杂裂缝网络，开发过程中应力敏感效应导致页岩气井产量迅速降低。因此，需要开展应力敏感对页岩气井产量的影响规律及控压生产制度研究，进而确定合理生产压差，并优化生产制度。首先，基于嵌入式离散裂缝模型，对压裂后页岩气藏天然裂缝和压裂裂缝进行精确表征，建立页岩气井复杂缝网数值模拟模型。然后，分别研究了裂缝及基质不同应力敏感条件下的页岩气井产气量变化规律。最后，开展控压生产制度优化数值模拟研究，设定40组不同的生产压差方案，厘清生产压差与页岩气井产气量的规律，建立W页岩气藏A区块累产气量与生产压差的关系图，确定该区块最佳控压生产压差为14 MPa。研究结果表明，控压生产对优化页岩气井产量十分重要，可以降低应力敏感对产量的影响，控压生产制度优化方法及结果能够为页岩气井生产提供指导。

基于地震反演约束的三维储层建模技术将地震数据和测井数据有效结合，既体现了测井数据的垂向分辨率，又考虑了反演数据体反映的储层横向变化特征，是目前油藏分析的主流方法。但在传统的地震数据与测井数据结合算法中，两者对最终岩相的约束权重难于控制，且将两者假设为相互完全独立或条件独立，会在最终结果中出现各种不一致性，例如预测砂岩概率值大于1。该文引入τ模型算法，并将其进行改进，使其在数据相互依赖的复杂情况下，也可确保结果的一致性。同时将该算法应用于尼日尔D油田的岩相建模中，并利用迭代优化算法确定相关系数，使得砂体概率预测平均误差减少30 %，有效提高了砂体预测精度。

断溶体油藏连通介质为裂缝、溶洞、孔隙，随着压力下降导致渗透力下降、导流能力降低，对油井产能产生不可逆的影响。根据断溶体油藏应力敏感特征，设计并开展了72组导流能力物理模拟对比实验，分析了不同连通介质应力敏感特征及其影响因素；基于物理模拟实验结果及和渗流力学理论建立了断溶体油藏流动数值反演模型，开展了储层压力下降导致的应力敏感效应对油井产能的研究。结果表明：压力下降对不同连通介质的导流能力、油井产能以及恢复能力具有较大影响。裂缝型、溶洞型及孔隙型压力拐点出现时机分为原始压力的5.3 %、20.4 %、35.1 %，裂缝型、溶洞型导流能力损失分别为99.7 %、45.0 %，孔隙型测试范围内未出现走平端。压降拐点特征研究对合理控制产量和能量补充时机的确定提供了依据，对油井稳产具有重要的指导意义。

华东地区深部煤层气勘探开发对保障区域能源需求、优化地区能源结构、实现“双碳”目标具有重要意义。基于系统调研和前期研究积累，总结了华东地区煤层气及瓦斯抽采现状，分析了该地区深部煤层含气特征与资源潜力，探讨了已有深部煤层气勘探开发技术在华东地区的适用性，讨论并预测了华东地区深部煤层气勘探开发潜在有利区，最后提出了华东地区开展深部煤层气勘探开发的优势和挑战。已有研究结果表明：华东地区针对煤矿区及构造煤的煤层气勘探开发技术储备良好，形成了煤矿区煤层气开发“淮南模式”与构造煤煤层气顶板水平井分段压裂开发技术。华东地区深部煤层具有含气量高（大于10 cm³/g）和含气饱和度高（大于80 %）的特征，两淮矿区深部煤层气预测地质资源量占绝大多数，2 000 m以浅高达8 984.69×10⁸ m³，表明两淮地区深部煤层气具备良好的资源优势。深部煤层气的水平井等开发方式及造洞穴应力释放、水力割缝等增产工艺在华东地区具有较大的应用前景，淮南煤田潘谢矿区可作为华东地区深部煤层气勘探开发先导试验区。华东地区深部煤层气工作程度低，需要开展区域性的深部煤层气资源评价与典型地区成藏规律的深入解剖。

为了进一步认识关中盆地韩城大断裂东南地区浅部地温场垂向分布特征，利用单线多点通讯式测温光缆对研究区50 m以浅的松散地层温度开展了为期1 a的监测。结果表明:该地区松散层温度在垂向上分带明显、规律性好，可分为变温带、恒温带及增温带。变温带底面埋深为15 m，其温度受气候影响明显，且变温带的温度变化相对于大气的变化存在着滞后现象。恒温带深度范围为15~35 m，平均温度15.3 ℃，比同地区年平均大气温度高1.8 ℃。埋深超过35 m为增温带，推算该地区35~100 m范围内地温梯度为3.25 ℃/hm，高于区域平均地温梯度，推测可能有以下原因：一是韩城大断裂作为导热通道将深部热量带到浅部地层；二是浅部地层地下水径流强度相对较弱，热量得以保存；三是第四系与新近系松散层黄土厚度较大，隔热保温性能较好。

页岩油储层物性极差，必须通过体积压裂改造形成网状裂缝系统才能实现经济有效开发。而页岩油储层上下均有渗透性更差的隔层，掌握有隔层情况下的储层裂缝扩展规律是页岩油成功压裂的关键。借助岩石破裂损伤分析系统数值模拟软件RFPA，开展了储隔层压裂缝扩展影响因素研究。在考虑了地层非均质的前提下，综合考虑储隔层弹性模量、储隔层泊松比、储隔层单轴抗压强度、储隔层抗拉强度、水平应力差异以及层间应力差这几种影响因素，采用层次分析法进行了页岩油储层可压性评价。结果表明，储隔层的弹性模量和水平地应力差以及储层的单轴抗压强度都与裂缝扩展程度呈负相关性，随着这些参数的增加，裂缝越难扩展。而储层的压拉比和储隔层层间应力差与裂缝扩展程度呈正相关性，即抗拉强度和层间应力差的增大将会有利于加大裂缝扩展的规模，并且较大的层间应力差还会使裂缝穿过隔层，在隔层继续发展；采用模糊数学中的层次分析法建立可压性数学模型，应用于工区已压裂井，预测结果与实验微地震监测结果相符，研究成果可为页岩油压裂改造提供参考。

油藏多层合采技术的运用逐渐广泛，产量劈分及分层评价视为重要环节，其结果影响动态储量计算的准确性及开发政策调整的可靠性。然而，常规地层系数（Kh值）产量劈分方法仍存在未充分考虑储层的连通性、压差等动态因素的不足。为厘清油藏开发过程中各分层动用情况，从达西公式等渗流理论出发，提出了一种新的产量劈分方法。该方法引入了“渗透率贡献率”这一概念，定义为各层渗透率与高中低所有层渗透率之和的比值，并综合研究了渗透率贡献率、含水率、劈分系数之间的关系，提出了不同渗透层的多层合采产量劈分模式。经过8组不同渗透率级差研究，利用多项式回归计算，建立了不同渗透层综合考虑含水率、渗透率贡献率等参数的产液劈分数学模型。通过数值模拟计算与实验测试结果对比检验，该劈分模式误差小、准确性高，满足现场应用的需要。

为研究CO₂地质封存条件下碳酸盐岩储层的物化反应规律，以四川盆地震旦系灯影组碳酸盐岩储层为研究对象，开展储层条件下的碳酸盐岩与超临界CO₂反应室内模拟实验。采用压力脉冲衰减法、扫描电镜法和核磁共振法分析了碳酸盐岩孔隙度、渗透率、孔隙结构对超临界CO₂环境的响应特征，实验后碳酸盐岩孔隙度、渗透率增大，孔隙度变化率最大为32.35 %，渗透率扩大11倍，而且实验后产生了微裂缝，20~50 μm的孔径占比增大；采用X射线衍射法、接触角法分析碳酸盐岩的矿物组分和润湿性，主要矿物石英平均含量增加了12.6 %，方解石平均含量减少了22.3 %，亲水性增强；采用巴西劈裂法测试超临界CO₂浸没前后碳酸盐岩的岩石力学特性，发现其抗拉强度下降了18.28 %，造成了碳酸盐岩损伤，载荷-位移曲线经历更长的压实阶段。该文揭示了超临界CO₂溶蚀作用对碳酸盐岩孔隙度、渗透率、矿物组分、岩石力学性质的影响，为CO₂在碳酸盐岩储层中的地质封存提供理论支持。

针对天然能量开发后直接转聚驱开发油田水平井聚合物驱见效时间和见效规律与高含水期聚合物驱有较大差异的问题,运用生产动态分析,提出了更高效便捷的以油井产液产油、含水及沉没度的变化特征来判别聚合物驱的见效时间点。在确定见效时间的基础上,将油井注聚合物后的生产阶段划分为诱导见效期、主导见效期和后续见效期,并建立了注入孔隙体积与所处阶段的关系。开展了不同注入孔隙体积下注入压力、注入能力、产液产油能力及综合含水的变化特征研究,明确了各阶段现场措施的目的及主要措施内容。并根据已实施聚驱井区的油藏条件和聚驱过程暴露出的突出问题,评价这些因素对聚驱井组开发效果的影响,明确了影响目前聚驱井区开发效果的主要因素。该研究为油田聚驱井组现场的高效管理提供了可靠的依据,并明确了下步转驱井组的目标井区。

盖层是CO₂封存中最重要的地质构造组成，其封闭能力的表征方法是目前研究的热点。针对盖层封闭能力评价的问题，在耦合平行毛管束与DLVO（带电表面通过液体介质的微观作用力）理论的基础上，考虑滑移效应和水膜效应，建立了盖层突破压力的理论计算方法，并与实验数据进行准确度验证。通过影响因素分析研究了突破压力随滑移长度、有效毛管半径的变化规律。结果表明：6块岩心样品的突破压力计算结果与实验数据相对误差介于0.317 %~10.800 %；滑移长度越小、有效毛管半径越大，突破压力越小。

地层原油泡点压力（p_b）是确定油藏类型、制定油藏开发方案和进行油藏工程计算必不可少的重要参数，也是计算油田储量及选择油井工作制度的基础。为了方便、快速预测油藏流体泡点压力值，在大量PVT（高压物性）实验测试数据基础上，对深层复杂油藏流体确定泡点压力值的经验模型进行了描述，分析并确定了影响塔里木油区深层复杂油气藏地层原油泡点压力值的主控因素，建立了一种快速预测油藏流体泡点压力的模型。基于塔里木油区132组样品数据，利用数模软件进行回归分析，得出了泡点压力新模型的10个影响因素和相关参数的取值，并通过对后续10支地层流体样品的补充PVT实验数据进行实例验证。对比已有经验公式，该预测模型具有更好的预测效果。

为了减轻传统稠化酸在碳酸盐岩多孔介质中的吸附滞留伤害，降低其对于致密碳酸盐岩改造后渗透率的伤害。提出采用阳离子表面活性剂遮蔽在岩石表面进行改性进而缓速的方式，以鄂尔多斯盆地马家沟组碳酸盐岩为研究对象，根据基本性质测试确定不同碳链长度阳离子表面活性剂界面改性能力，并利用分子模拟技术结合原子力显微镜、润湿角观测提出阳离子表面活性剂缓速机理，再通过动静态缓速性能测试和伤害评价实验研究阳离子表面活性剂缓速性能及地层伤害程度。研究结果表明：①碳链长度会影响表面活性剂分子吸附形态，进而改变其界面吸附效果，十四烷基三甲基氯化铵可在岩石表面形成直立致密吸附层，润湿改性效果最佳；②阳离子表面活性剂以界面吸附作用对岩石表面进行掩蔽覆盖，增加其疏水性能，阻碍H⁺接触到岩石表面，控制表面反应速率，达到缓速目的；③相较于常规酸，阳离子表面活性剂具有良好的动静态缓速性能，各项动力学参数降低50 %~60 %，减低了对碳酸盐岩孔喉伤害。研究认为：季铵盐阳离子表面活性剂具备分子量低、界面吸附能力强的优势，在保持缓速能力的同时，有效降低稠化酸对地层伤害程度；该项研究有助于认识表面活性剂缓速性能、改进缓速酸体系、提高碳酸盐岩储层改造效果等都具有积极的意义。

在废弃油气藏中进行CO₂埋存，能够减少温室气体在大气中的直接排放量，是减缓温室效应的有效途径之一。改进常规的气液相平衡理论，应用热力学状态方程研究CO₂-烃-地层水体系，对揭示CO₂地下埋存的溶解机理具有十分重要的意义。总结了热力学状态方程对CO₂-烃-地层水体系相平衡计算方面的国内外研究进展，指出其实际应用中的不足，分析了其发展趋势，包括：应进一步研究适用于非理想体系的状态方程和混合规则，准确预测该体系热力学性质变化规律；拓展研究体系的地层水离子差异，使之与真实CO₂埋存条件相符合；将CO₂中相态变化的物理过程与地层水中矿物溶解析出的化学过程耦合。

CO₂排放加剧，环境问题日益严峻，碳减排刻不容缓。CO₂-EOR是地质封存CO₂的主要手段，但国内外针对CO₂-EOR方面的研究大多是对剩余油进行研究，驱油时针对CO₂埋存形式的相关研究较少。研究利用核磁共振技术结合数值模拟手段，分析不同岩心饱和油进行气驱后CO₂埋存形态及分布特征，结果表明：核磁共振技术结合微观气驱油数值模拟方法可以分析CO₂的微观埋存形态，岩心中CO₂驱替原油时，首先进入大孔道驱油，大孔隙中的压力达到一定程度后，原油向周围毛细管力分布不均的小孔喉流动，气体不断驱动原油，直到小孔压力累计至一定值小孔隙内原油才被驱走。数值模拟采用COMSOL Multiphysics软件进行，微观模拟结果显示大孔道中CO₂主要以连片的自由气形态存在，而细小孔隙中CO₂首先以溶解形式留存，大小孔隙中均没有完全以自由气或溶解气埋存的CO₂。

低渗稠油油藏实施CO₂驱是目前发展的主要提高采收率综合利用的技术,但受CO₂低黏度、高流度的影响,稠油油藏CO₂驱易过早气窜,为此探索了低渗稠油油藏CO₂-降黏剂降黏改善流度比调驱可行性,明确了低渗稠油油藏CO₂-水溶性降黏剂复合驱提高采收率机理。结果表明：KD-45A水溶性降黏剂在缺少外力搅拌的情况下,只能乳化原油表层以起到降黏效果,降黏效果较差,但降黏剂段塞能够改善因黏度差引起的油气过大的流度比,有效地控制CO₂沿气流通道突进;水溶性降黏剂乳化形成的O/W形乳状液过渡带黏度接近水相,能够防止水溶性降黏剂的指进,使降黏剂段塞对CO₂的调驱作用更加明显、CO₂的波及面积更大;CO₂在降黏剂中的溶解会降低CO₂-降黏体系剂的界面张力,充分发挥二者的协同驱油作用;CO₂溶于降黏剂后形成碳化水可以大幅降低重力和黏度差异对波及面积的影响,形成较为稳定连续的驱替界面,复合驱油体系的驱油机理相互协同、叠加,可大幅提高稠油采收率。

针对干热岩储层压裂的热流固耦合模型计算复杂且难以实现大规模多簇缝网压裂模拟的问题，提出了一种干热岩压裂顺序耦合模拟方法，建立了单簇裂缝和多簇缝网的裂缝扩展热流固顺序耦合模型，实现了大规模干热岩多簇缝网压裂的热流固顺序耦合模拟。利用多簇缝网热流固顺序耦合模型讨论了地层温度、干热岩脆性指数、应力场、排量等关键参数对多簇缝网扩展的影响。模拟结果表明：较高的温差、较大的岩石脆性指数以及较大的注入排量能促进缝网的扩展，而较大的应力差不利于缝网的扩展。

我国陆相断陷盆地含气页岩发育广泛，以往主要作为气源岩研究，对其储集性及影响因素的研究较少，亟须开展相应研究来明确陆相断陷盆地页岩储层发育主控因素。选取松辽盆地徐家围子断陷沙河子组与四川盆地龙马溪组页岩，利用有机地化、全岩分析、扫描电镜、低温氮气吸附和核磁共振等实验，对比研究高—过熟陆相断陷盆地和海相含气页岩储层特征差异并探讨主控因素。研究表明：沙河子组页岩形成环境多样，有机质类型以Ⅲ型（腐殖型）为主，黏土矿物含量高，胶结石英发育，黏土相关孔和石英粒间孔为主要孔隙类型，比表面积小但孔径大，储层发育受压实作用、黏土矿物转化和煤层发育的控制；龙马溪组页岩形成于陆棚环境，有机质类型以I型（腐泥型）为主，有机质丰度高，生物成因石英含量高，有机孔和黏土相关孔为主要孔隙类型，有机质类型和成熟度主控孔隙发育。整体上，沙河子组页岩储层发育条件稍差于龙马溪组，但平原沼泽微相页岩紧邻煤层发育，自生胶结石英发育、伊蒙混层比例高，储层有机质丰度高、可压性好、孔体积和比表面积较大、孔隙发育较好，可作为潜在有利目标开展进一步评价研究。

在枯竭气藏CO₂注入及封存过程中，注入的CO₂引起气、水、固三相之间的再平衡，伴随出现CO₂溶解、水蒸发和盐析现象，影响近井带地层物性。以川西的枯竭气藏为例，采用SRK-HV方程和盐析模型分析了枯竭气藏CO₂注入过程中的三相变化规律。研究表明：在定容体系中的CO₂注入过程中，随着CO₂物质的量增加，气相压力增大，CO₂溶解度逐渐增大，H₂O在气相中的摩尔分数逐渐降低，但H₂O在气相中的物质的量不断增加，说明水的总蒸发量加大。此外，水蒸发引起的水相体积减小量相对于初始水相体积较小。因此，地层水矿化度增加幅度较小。CO₂的溶解加快了CaCO₃的析出，同时抑制了CaSO₄、CaSO₄·2H₂O的析出。在氯化钙型地层水中，随着矿化度增加，地层水中会析出CaCO₃和CaSO₄两种盐成分。该研究成果对枯竭气藏CO₂注入过程中水蒸发及盐析规律研究具有一定的借鉴意义。

MJZ油田戴南组发育构造岩性油藏，对储层对比及发育特征建立的认识具有多解性。为精准认识构造岩性油藏主力层滚动扩边潜力，提出基于地层超覆及厚度特征分析，建立区域地层发育模式，并通过精细储层对比，将原认为零散分布的砂体转变为连片呈规模分布的主力砂体，进而明确构造岩性油藏的滚动潜力。形成的基于区域地层发育模式的储层对比及描述成果，对推动MJZ油田及同类构造岩性油气藏的滚动扩边具有积极意义。