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。

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。

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。

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。

向枯竭气藏内注入CO₂，能够同时实现提高采收率与CO₂地质封存，在“双碳”背景下具有广阔应用前景。目前，CO₂-EGR（CO₂驱气提高采收率）总体上尚处于理论研究阶段，针对其机理不明晰的问题，综述了不同气藏CO₂-EGR机理。对于常规气藏，其作用机理包括压力恢复及驱替作用、重力分异作用、黏度差异辅助驱替作用、溶蚀改造储层作用；对于凝析气藏能够保压开采，还具有降低黏度作用、溶解膨胀作用、萃取解堵作用；对于页岩气藏、煤层气藏、致密气藏，更具备优势吸附置换作用；对于有水气藏，注CO₂则能够有效抑制水侵的发生。各提高采收率机理对不同类型气藏的贡献程度也不尽相同。CO₂-EGR已在理论层面证明了其可行性，为进一步实现其现场应用，还需在混合气体相态特征、扩散与气体混合机制、提高采收率潜力评价、提高采收率机理表征等方面攻克难关。研究表明：在枯竭气藏中注入CO₂，可以恢复地层压力补充地层能量，由于物性差异形成较稳定驱替过程，在多种机理共同作用下实现提高采收率，是一种极具潜力的增产方法。

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。

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。

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。

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。

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。

地热能和石油均是重要的地下能源。地热数值模拟和油藏数值模拟是评估、优化地热能和石油开发利用过程中的关键技术，在能源领域具有重要指导意义。通过对比地热数值模拟和油藏数值模拟数学模型的基础架构、数值解法、案例分析，揭示了数值模拟方法在开发2种能源过程中的相似点和差异性。在模拟方法方面，地热数值模拟侧重于热传导和地温场变化特征，而油藏数值模拟则更加关注流体动力学和原油开采过程；在模拟结果方面，地热数值模拟可用于地热资源开发规划和关键生产参数优化，而油藏数值模拟则更多地应用于油田储量评估、注采参数优化和油井生产管理。通过对比分析为地热能和石油工程领域的研究和应用提供了理论参考和实践指导，有助于推动2种能源资源的高效利用和可持续发展。

“双碳”目标下，海上油气如何实现绿色低碳转型已成为企业面临的重要挑战。基于对国内外油气行业低碳发展现状的分析，结合中国海上油气发展特点，首先，从3个方面分析了近年来海上油气绿色低碳转型采取的主要措施和技术：建立标准、源强分析加强源头管控，开展清洁电力替代和能效提升进行过程治理，协同CO₂地质封存、CO₂驱油利用以及CO₂水合物封存进行末端治理，明确了采用不同低碳技术措施的减排效果。其次，结合各项技术的发展水平和技术发展路线图，预估到2050年海上油气实现碳中和目标，预测源头控碳、过程治理和末端封存这3类低碳技术的减排贡献，探寻海上油气低碳转型路径。最后，提出未来海洋油气与新能源协同、新型海上油气田电力系统建设、海上油气数字化和智能化发展、海上规模化CCUS（碳捕集、利用与封存）及海洋碳汇等海上油气低碳发展的方向。研究结果可为海上油气的低碳发展路径提供参考，也为能源企业的绿色低碳转型提供借鉴。

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。

“双碳”背景下，地热能以稳定优质、储量丰富、绿色低碳等优点逐渐成为开发焦点。石油企业具有地热能开发的先天优势，但在其市场化开发和规模应用技术等方面仍缺少有效参考借鉴的经验和模式。如何利用自身优势全面推进地热能开发利用已成为石油企业新的发展课题。中国石油冀东油田紧抓地热产业发展机遇，利用完善的资源评价体系、科学的方案设计、高效的项目建设和丰富的管理经验，加速拓展地热业务。先进的砂岩储层无压回灌技术成功突破了砂岩热储规模开发难题，成功探索出城区集中供暖、清洁替代新模式，为传统石油企业地热资源开发利用提供了可复制、可推广的“冀东模式”，以新质生产力助推石油企业绿色低碳高质量转型发展。

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。

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。

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。

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。

地热作为一种清洁能源在中国能源转型方面扮演着重要角色，全国多地多个能源企业纷纷推进地热能开发项目，中国石油冀东油田公司在地热规模化开发方面走在全国前列，现已建成国内最大规模化地热供暖示范基地——曹妃甸新城地热供暖项目。地热供暖作为民生工程，降本提质增效是规模化效益开发的关键，建设周期及保障要求高，冀东油田通过地质工程一体化剖面设计、井身结构优化简化、固井设计优化、优快钻井配套工艺优化等一系列工艺技术措施实施，实现了批量地热井低成本优快钻井。研究结合冀东油田地热供暖项目实例，通过对成本及施工进度影响因素分析，施工问题剖析，采用对策及实施效果等多方面进行详细论述，为规模化地热开发中地热井降本优化设计提出了可供参考的解决方案。

CO₂驱油封存项目兼有提高石油采收率和封存CO₂的双重效益，是目前最有经济活力的碳封存形式。然而，驱油封存项目通常含有多个井场，这些井场由于井筒的高CO₂泄漏风险导致对区域有较大的安全和环境影响。针对以往基于井场点源泄漏大气扩散研究的不足，建立了一种基于井场面源通量监测的驱油封存项目地表泄漏大气CO₂扩散研究方法。基于情景分析的华东某油田案例应用表明：采用基于涡度相关法的CO₂泄漏通量监测可以获得整个井场的面源泄漏通量，为大范围CFD（计算流体力学）的模拟提供准确数据；多井场的CFD扩散模拟能够反映区域复杂的地形和多井场的泄漏，支撑来自井场泄漏的区域安全和环境风险管理。

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。

地热能作为一种关键的清洁可再生资源，在中国储量丰富，尤其是中深层地热，资源开发潜力巨大。推动中深层地热资源的开发利用，对于优化中国能源消费结构、实现节能减排以及推进“双碳”目标具有深远影响。研究以陕西地区某地热井为例，提出了在地热井同-井筒内实施“下采上灌”的技术方案，综合考虑了内管-环空-井周地层的动态换热过程，构建了水平井井筒和储层流固热三维耦合模型，通过这一模型深入探讨了隔层厚度、地层渗透率和孔隙度以及完井管柱结构对取热效果的影响。研究结果表明隔层的有无对取热效果的影响显著。无隔层时，在分层采灌30 a后，采出水温度下降高达9 ℃。隔层厚度为40 m时，取热效果最好。在开采量和回灌量一定时，回灌层和隔层的孔隙度和渗透率的降低会降低取热效果，而开采层的渗透率和孔隙度对取热效果的影响不显著。

世界能源结构正在经历由以化石能源为主、清洁能源为辅向以清洁能源为主、化石能源为辅的根本性转变，清洁、可再生的地热资源逐渐成为未来可持续发展的关键能源之一。以河北省西南部的藁城区为主要研究区域，基于该区独特的地质构造特征和丰富的地热资源储量特征，建立了地热资源精细化评价体系，在此基础上，部署了地热资源高效开发的井位和井间距。结果表明：开发区具有优良的热源条件，热储层和盖层优势突出，地层流体的水质结垢和腐蚀风险较低，地热资源品质高。部署采灌井40口，按照1∶1的比例分配（采水井20口，回灌井20口），设计采灌井距380 m（开发年限30 a）时可以满足长期换热和供暖的需求。基于地质构造特征的地热资源评价及开发部署研究，可为现场地热资源的持续与高效开采提供参考。

中国东部老油田大部分已进入高含水率开发阶段，特别是中高渗断块油藏。如何提高高含水油藏采收率是老区稳产和延长经济开发期的关键。济阳坳陷东营凹陷纯47块油藏是中高渗断块油藏，根据油藏特征不同阶段采用适配井网、差异化调整等开发策略，实现高效开发，目前采出程度为78.5%，标定采收率为84%。研究其高效开发机理、探究区块开发规律，具有一定的学术和推广价值。从地质特征、储层宏观、微观特征、流体性质和开发策略上对其进行了剖析，指出良好的储层物性条件是该油藏取得高采收率的基础，高效的注水驱替效率和完善的不同阶段开发策略是高采收率的技术关键。区块高效开发的实践、开发过程采用的策略和方式对其他类似油田具有较好的借鉴价值。

沁水盆地柿庄区块煤层具有割理发育、低渗、煤体结构软、非均质性强等特点，前期采用水平井分段压裂后单井产气量差异较大，且气井产能与压裂参数关系尚不清楚，导致区块煤层气开发经济效益较差，水平井分段压裂设计参数有待进一步优化。基于煤层脆性指数、地应力和储渗特征评价，建立了煤层综合可压指数评价模型；考虑水平井分段压裂应力阴影影响，绘制形成不同煤层结构的压裂应力阴影及裂缝干扰图版，明确了不同净压力、裂缝长度、裂缝间距和簇数对诱导应力的影响。根据煤层气开发经济性要求，考虑单井投资内部收益率（IRR）与日产气量关系，优化了煤层不同综合可压指数的水平井压裂位置和段数设计参数，建立了煤层气水平井高效压裂技术图版，有助于提高沁水盆地柿庄区块煤层气水平井分段压裂改造效果，助力煤层气勘探开发提质增效。

中深层地热井钻井成本高昂，利用现有废弃油气井进行地热井改造可大幅度降低钻井成本。研究基于陕北地区某废弃油气井改造地热井换热试验工程参数及测试数据，开展了长期取热性能数值模拟，探讨了内管设计参数对取热性能的影响。研究发现内管保温性能提升对地热井取热功率影响随深度增加及流量减少而更加明显，但对于内管管径而言，其对取热性能影响较小，且对深度及流量变化不敏感，因此，总体影响程度有限。此外，研究量化了内管管材选取对系统全生命周期经济性的影响，结果表明：给定工况下，内管热导率从0.2 W/（m·K）降至0.02 W/（m·K），一个供暖季内地热井埋管出口水温可提升0.66 ℃，但全生命周期平均供热成本增加了0.035元/（kW·h），投资回收期延长了1.83 a。因此，考虑采用高保温性能内管材料增益作用有限，建议应在优先考虑耐温承压条件下进行废弃油气井改造地热井内管设计。

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。

水驱特征曲线在油田生产动态分析中被广泛使用，现有的水驱特征曲线大多是通过统计分析砂岩油藏的生产数据建立的，常用的有甲、乙、丙、丁4种类型。为探究这些类型是否适用于缝洞型碳酸盐岩油藏，以塔河缝洞型碳酸盐岩油藏为例，结合油藏缝洞结构和油水生产数据，确定甲型水驱曲线更适用于塔河缝洞型油藏水驱特征。研究发现，塔河油田长时间开发的255口油井呈现出6种含水率上升类型和4种水驱特征曲线类型。结合实例分析得到，受单洞控制的油井，呈现出单直线型水驱特征曲线和缓慢上升型含水率上升曲线；受双洞控制的油井，水驱特征曲线为双直线型，含水率上升曲线呈现出缓慢上升、快速上升和波动型；受双洞控制的油井在注水影响下，水驱特征曲线形态为三直线型，含水上升率曲线呈现出快速上升、暴性水淹型；多井位于多洞，缝洞结构复杂的油井，水驱特征曲线表现为不规则型，含水率上升曲线呈现出缓慢上升、快速上升、波动型和暴性水淹型。对比砂岩油藏的水驱特征曲线，明确了碳酸盐岩油藏的水驱特征曲线适用条件为稳定水驱原则（即直线原则）和无固定含水率原则，为缝洞型碳酸盐岩油藏的生产动态预测提供了基础。

优选煤层气开发的有利区，能为降低煤层气开发投资风险提供重要保障。以鄂尔多斯盆地东缘杨家坡区块山西组4+5号和太原组8+9号煤层为研究对象，通过优选合层开发影响因素，建立了合层开发潜力评价体系；基于煤层气开发特点，采用产能公式，预测了日产气量；基于地质-工程特点，进行了经济效益评价；最终划分了煤层气单层开发、合层开发有利区。结果表明：杨家坡区块煤层气合层开发有利区位于区块的中部及东北部；单层开发4+5号煤层、8+9号煤层与两煤层合层开发的经济极限日产气量分别为982、1 063、1 270 m³；研究区的西北部小部分区域适合进行单层开发，可通过4+5号煤层与8+9号煤层接替开发，提高产气效果；研究区的中南部适合进行合层开发，通过优化排采工作制度，改善产气情况；针对后备区，需进一步查明地质条件、优化施工工艺措施后，再评价开发的可行性。研究结果丰富了多煤层发育区有利区选区方法，为研究区下一步开发方案制定具有一定的指导意义。

为探索单轴作用下煤岩内部方解石复杂形态的破坏特征，通过薄片观察煤岩内部方解石脉充填形态，采用分形维数来描述方解石形态的复杂程度，利用二维真实破裂过程细观分析软件对不同形态下的方解石煤岩进行了单轴压缩数值模拟实验。结果表明：方解石复杂程度对煤岩细观损伤演化特性极其敏感，峰值强度随着方解石分形维数的增大整体呈现增大的趋势；裂缝率和峰值应力二者呈正相关，最终破坏时产生的峰值强度越高，其对应的裂缝率也越高。此外在单轴压缩过程中，方解石脉颗粒周边首先出现很多微小裂缝，断裂延伸方向和方解石脉走向几乎一致，影响煤岩的裂缝延伸方向。分形维数越大，声发射计数数量越多，煤岩破坏也越复杂。研究成果有助于深入认识方解石脉分布形态对煤岩力学性质的影响，并为研究含方解石脉煤岩细观损伤演化规律提供了新的方法。

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。

随着全球对清洁能源需求的增加，地热资源作为可再生能源受到广泛关注。该研究以开封市祥符区为例，评价了该地区地热资源的开发潜力及应用前景。研究表明：祥符区热储层的垂向温度场可分为变温带、恒温带和增温带，深度影响显著。地温梯度在500 m以深随深度增加而增大，500 m以浅逐渐降低。地热流体的化学成分分析显示，不同深度热储层间水化学类型差异明显，各热储层之间无显著水力联系。根据最大允许降深法和可采水量换算法，估算无回灌条件下地热流体可开采总量为9 390×10⁴ m³；在完全回灌条件下，地热流体可开采总量为360.7×10⁸ m³，开发潜力巨大。研究成果为祥符区地热资源的高效开发利用提供了科学依据和指导。

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。

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。

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。

贵州省煤层气资源丰富，但构造煤的发育制约了煤层气增储上产，通过研究贵州构造煤储层特征，在此基础上提出了可适配的勘探开发技术，为提高贵州构造煤储层资源的安全、高效开发技术水平提供了理论基础。在煤层力学性质非均质性和构造应力场不均匀分布的控制下，构造煤分层现象更为普遍。以六盘水煤田大河边向斜11号煤层为例，开展等温吸附、压汞、低温液氮、低温CO₂吸附实验，研究了各分层储层物性特征，讨论了厚煤层构造煤分层形成机制及煤层气富集模式，比较了复杂煤体结构厚煤层煤层气适配性勘探开发技术及其适用性。研究表明：①大河边向斜11号煤层平均厚度为4.48 m，厚煤层的形成是盆地沉降速率和物源沉积补偿平衡的结果，在后期挤压和推覆构造作用下，11号煤层出现挤压、破碎甚至层间滑动，构造煤分层开始发育，中部分层应力集中且煤岩力学性质偏弱；②11号煤层在垂向上发育“三明治”特征，自上而下分别为原生结构煤、糜棱煤和碎裂煤；③中部煤储层的微孔比例最高，吸附能力最强，最大吸附量的兰氏体积呈现出中分层（16.55 cm³/g）>下分层（14.69 cm³/g）>上分层（13.96 cm³/g）的规律；④研究区11号煤层形成岩性-断层-水力封堵型气藏，针对煤体结构分层特征对比分析了3种不同的开发技术路线，提出适用性最强的水平井构造煤软分层造穴卸压煤层气开发方向。

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。

渤海湾盆地黄骅坳陷南堡凹陷地热资源富集，目前已经发现了高尚堡-柳赞、南堡、马头营等多个地热田。热储主要以馆陶组河流相砂岩为主，具有温度较高（70~90 ℃）、水量较大（100 m³/h）、热储规模大、盖层较厚等优点，但仍然存在着较多的开发难题，包括开发靶区优选、开发可持续性评价、高效的钻采工艺、砂岩储层回灌、热水集中远距离输送和智能监控等一系列难题。针对这些难题，通过对高尚堡-柳赞地热田开发的实践探索，形成了针对性的5项核心技术，包括勘探区带优选及资源精细评价技术、井位部署及热场模拟技术、地热井钻完井及砂岩热储无压回灌技术、多井集输及地热水长距离输送技术、地热开发智能管控技术，为在高尚堡-柳赞地热田地热供暖项目建设及冀东油田地热开发提供了技术支撑。

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。

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。