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。

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。

南川复杂构造带常压页岩气藏受多期构造运动影响，地质条件复杂加大了效益开发的难度。针对储层构造复杂导致“甜点”钻遇率低、机械钻速低和地应力复杂导致压裂改造效果差等难题，提出了适用于南川复杂构造带常压页岩气地质特点的地质工程一体化做法。围绕常压页岩气效益开发要求，充分利用物探、地质、钻完井及压裂等多学科知识进行综合研究，建立了地质与工程相互找问题促进步、地质与工程相互找依据促增效两个维度交互融合的一体化流程，形成了以物探、地质、工程一体化为核心的复杂构造带常压页岩气关键开发技术。通过现场实践应用，复杂构造带水平井机械钻速和靶窗钻遇率大幅提高，压裂成本不断下降，气井改造效果和产能持续提升，实现了南川常压页岩气的效益开发，为渝东南盆缘复杂构造区常压页岩气藏高效开发提供了可借鉴的技术和经验。

为了解决页岩气“甜点”分类识别涉及指标多、需要根据个人经验判别、耗时耗力的问题，提出了一种基于随机森林模型的页岩气“甜点”分类方法。首先，选取长宁区的10口井数据，利用肯德尔相关分析筛选出用于识别的11种特征。然后再分别采用单棵决策树和随机森林方法进行预测，得到页岩气“甜点”识别结果。最后，对预测结果分类并进行算法参数优化。实际应用结果表明，单棵决策树预测精度虽可以达到97.7 %，但呈现过拟合趋势，且剪枝之后拟合精度大大降低到只有70.7 %；采用的随机森林方法避免了单棵决策树的缺陷，并且预测的精度达到98 %，而且，计算代价小，能有效降低时间损耗、节省人力成本。证明随机森林机器学习方法结合多源信息是实现页岩气“甜点”识别预测的一种有效手段。

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。

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。

随着页岩气开发不断深入，水平井实施压裂过程中邻井的干扰现象日益增多，对气田的产量、套管的安全、气井的管柱造成较大影响，有待明确压裂井间干扰的影响因素及降低干扰的治理对策。采用井下压力监测的方式证实压裂井间干扰的矿场表现，通过生产动态跟踪分析及微地震监测结果基本明确井网井距、压裂改造强度、天然裂缝是影响压裂水平井井间干扰的主要因素。对降低压裂干扰提出了压裂设计源头优化、采气井现场管理、生产运行调整3种治理对策，在现场应用中获得了较好的效果。

为解决四川盆地川西坳陷须家河组五段（以下简称须五段）细粒沉积岩岩性复杂、“甜点”类型难以明确的问题，利用X射线衍射、岩石薄片、扫描电镜、物性、有机碳、元素分析等多种地质资料，结合岩心观察，在分析岩相类型和沉积古环境演化关系的基础上，划分了14种岩相类型，并基于页岩气评价参数对比分析，确定了发育“甜点”的主要岩相类型，为须五段陆相页岩气勘探指明了方向。结果表明：①川西坳陷须五段主要发育块状黏土质粉砂岩、块状混合沉积岩，其次为纹层混合沉积岩、纹层黏土质粉砂岩和块状粉砂质黏土岩；②须五段沉积环境经历了微咸水—浅水—干热、淡水—水体较深—湿润、微咸水—浅水—干热的演化过程，陆源输入先减少后增加，须五段中部是有机质富集的有利层段；③纹层黏土质粉砂岩和纹层混合沉积岩有机质含量较高，储集空间以碎屑颗粒溶孔为主，脆性矿物含量较高，可压裂性较好，是“甜点”发育的有利岩相类型。

煤岩内发育的裂隙网络是气体运移的主要通道，影响煤储层的渗流能力，裂隙网络的几何特征对煤层气流动特性具有重要影响。以保德区块煤样为研究对象，利用COMSOL Multiphysics模拟软件，建立了煤岩二维裂隙网络模型，研究裂隙长度、密度、开度和角度等因素对产量影响，为提高煤层气产量提供理论指导。研究结果表明：裂隙形态因素影响关系为长度、密度、开度越大，与流动方向夹角越小，煤岩渗流能力越强。但随着长度、密度与开度的增加，流量增幅变缓，继续增加单一因素提高煤层气开采效果不显著且成本难以控制。各因素的增长对出口流量的影响程度中，角度、密度影响效果大于长度和开度。考虑地面定向井+高压水力切割方法提高煤层气开发效率。利用定向井眼和水力缝槽沟通天然裂缝系统，充分利用平行面割理方向渗透率优势；高压水力切割过程中诱导煤层产生裂隙，增加导流通道数量与连通性，有助于提高煤层气产量。

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。

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。

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。

中深层U型对接式换热井出水温度高、取热能力大、井内流动阻力小，是理想的中深层地热能换热形式。基于热阻串联理论,建立了中深层U型对接式换热井地下换热的分层解析计算模型,并采用实测结果进行了验证。在建立解析模型的基础上,选取关中盆地作为研究区域，分析了地下3 000 m以浅深度范围内的岩土导热系数和体积比热分层变化对中深层U型对接式换热井整个采暖期内出水温度和取热量的影响。结果表明:岩土导热系数分层对地下换热特性有较大影响，根据平均导热系数计算会高估井口出水温度和取热量，偏差值介于6 %~15 %；岩土体积比热分层对地下换热特性影响较小。在中深层U型对接式换热井的设计和传热性能分析中，应考虑地下分层的影响，建议分层数量不低于8层。

CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是实现全球碳减排的重要途径，也是保障中国能源安全和推动经济协同发展的重要手段。同时，有利于促进中国可持续发展和生态文明建设。中国CCUS技术各环节均取得了显著进展，但要大规模推广应用仍然存在多重制约。基于文献调研和工作积累，阐述了国内外CCUS技术现状，指出了CCUS技术当前所面临的技术挑战及攻关方向。已有的研究工作表明，解决捕集技术能耗和成本高，驱油封存技术有待进一步研究，化工利用技术转化能耗高、转化效率低，封存安全性监测和评估技术体系尚未建立等难题的对策措施有：①针对不同排放源的特性，选用不同的碳捕集方法多元化融合实现源头降本；②攻关多目标优化技术，协调优化驱油效率和CO₂封存率；③持续研发新型催化剂，加速CO₂的转化反应，提高转化效率；④充分借鉴美国、澳大利亚等国家的碳税政策，探索适合中国CCUS产业的财税激励政策，增加经济效益，提高企业积极性；⑤建立覆盖CCUS全链条各环节的系列标准规范，指导工程建设实施，从规范上降低企业风险。通过这些措施的实施，推动中国CCUS技术的快速发展，为实现碳中和目标做出更大的贡献。

古地貌、古环境条件是影响沉积的主要外部因素，苏北盆地溱潼凹陷阜三段浅水缓坡三角洲由于水体变化频繁、地形复杂、地震识别追踪难度高，对其古地貌与古环境恢复研究仍较为欠缺，影响对研究区整体勘探评价。为明确溱潼凹陷阜三段沉积时期的古地貌及古环境条件，通过对地层岩心、测井资料、岩石物性资料进行综合分析，结合古地质图、印模法、残余厚度法等对阜三段沉积时期古地貌进行半定量恢复并优选2口井33个岩石样品的热解实验数据、TOC（总有机碳含量）及微量元素含量数据进行古环境恢复分析。据此绘制溱潼凹陷阜三段古地貌恢复图及古环境变化曲线，证明研究区阜三段是南低北高、东西收敛的箕状凹陷，沉积时期气候温暖潮湿，水体活动频繁往复，湖水盐度低，多物源多期次间歇供给，物源输入持续增多，沉积速率较快。明确了研究区地层物性参数与古地貌，地球化学参数与古环境的对应关系，从而为进一步勘探开发提供参考。

针对延川南煤层气田因地层出煤粉导致机抽井频繁躺井作业的问题，开展了延川南煤层气井新型排采泵的改进及应用研究。新型排采泵游动凡尔设计为强制拉杆半球式密封，柱塞总成采用中空设计，泵径ø38 mm，冲程3.0 m，冲次1~3次/min，排量4.8~14.6 m³/d。新型排采泵与空心杆、油管配合使用，从而形成了生产和洗井双通道一体化管柱。既能满足正常的排水采气生产，又能实现洗井排煤粉的需求，而且洗井时洗井液不进入地层，避免了洗井液对地层的污染，实现了不起管柱作业并将煤粉从井中排出，解决了煤层气田排采井煤粉或砂粒沉积导致的固定阀失效和卡泵的问题。2022年，新型排采泵在延川南煤层气田开展了2口井现场应用，实施后没有发生固定阀失效和煤粉卡泵，措施井平均检泵周期延长285 d。现场试验表明：新型排采泵具有正常排水采气和通过洗井将煤粉从泵中排出双重功能，为延川南煤层气田防煤粉工艺提供了一种新的技术支持。

资阳东峰场地区须五段发育多期叠置河道，河道砂岩沉积相相变快、储层非均质性强、砂岩阻抗与泥岩阻抗差异小、储层地震响应特征复杂，且叠前地震道集资料品质差、缺少横波测井，前期利用常规叠后属性对河道砂体边界及优质储层分布特征刻画精度不高。针对以上问题，利用道集噪音压制、道集拉平、道集拓频优化处理技术获得了高品质叠前道集；采用基于改进XU-WHITE岩石物理理论模型的优化方法预测了横波速度，结合岩石物理分析，创新性构建了岩性和物性指示因子，并通过叠前三参数同时反演获得了岩性和物性地震预测体，精细刻画了砂体边界及展布，在有利相带控制下，利用物性预测属性，预测了致密砂岩储层“甜点”分布区。研究结果表明: ①基于高保真的道集优化处理可以获得可靠和符合AVO（振幅随偏移距变化）规律的叠前道集，为叠前反演奠定高质量基础资料；②基于改进XU-WHITE模型的横波速度预测技术，能够获取更精确的横波速度，更有利于岩石物理分析；③岩性和物性指示因子构建及反演技术可有效地实现致密砂岩储层岩性和物性精细刻画。该技术在资阳须五气藏致密砂岩刻画及储层“甜点”预测中获得了较好的效果，具有一定的推广应用价值。

川西坳陷新场须家河组二段致密砂岩储层具有非均质性强、储层薄等特点。前期直接通过地震属性和反演技术转换得到的岩性和物性结果受个人认识和解释精度的限制，其解释结果常常无法满足气藏精细开发需求。针对上述问题，以叠前岩性和物性敏感参数作为学习标本，将叠前反演技术与机器深度学习技术相结合，利用机器深度学习算法构建解释模型，最终实现砂岩厚度和储层量化预测。该方法有效提高储层预测分辨率、预测精度，其预测结果为沉积微相研究、成藏分析及井位部署等提供了有效的支撑，在新场须家河组二段气藏开发中取得较好的应用效果，为岩性和储层量化预测提供了新思路，对其他气田气藏开发起到良好的借鉴作用。

传统页岩气井产量预测方法难以对储层参数、压裂参数与产量的关系做出有效分析，而机器学习方法具有解决这一问题的能力。提出了基于物理意义和随机组合的方法构建特征参数，并采用小批量梯度下降法（MBGD）作为训练函数，建立了针对页岩气井产量预测的改进人工神经网络预测模型。然后结合实例，利用改进后的人工神经网络模型对页岩气井产量进行预测，并通过计算均方误差（MSE）和修正决定系数（T）的值对模型的优劣程度和预测精度进行评价。结果表明，建立的改进神经网络模型预测产量结果与实际产量值吻合度较高，且相比传统的BP（误差反向传播算法）神经网络模型，在预测精度和稳定性方面具有明显优势。该模型能为页岩气储层压裂优化设计以及产能评价提供重要支持。

盐水层CO₂封存是可行的技术部署方案之一，也是中长期CO₂深度减排的主要方式。针对盐水层封存潜力的评估要求，对CO₂地质封存的4种封存机理进行了系统阐述，并基于封存机理对沉积盆地中盐水层封存潜力的计算方法进行了梳理分析。通过总结归纳国内外盐水层封存评价体系，建立了涵括安全、技术、经济和社会环境4类评价指标层的盐水层封存适宜性评价指标体系，利用层次分析法确定了各指标的权重。对于具有开放构造和丰富水文地质作用的盐水层，推荐考虑残余气封存和溶解封存结合的方法评估封存潜力，盐水层CO₂地质封存适宜性评价指标体系的建立为开展全国性的CO₂封存适宜性评价工作提供参考。

以新场构造带须二段占比高、角度低、成因争议大，俗称“饼状”缝或“千层饼”缝的一类特殊形态裂缝为研究对象，采用精细岩心观察、薄片鉴定及宏微观特征对比分析方式对“饼状”缝进行分类，明确相应岩相特征及成因，并结合含气性差异探讨了其油气地质情况。分析认为“饼状”缝有3种：薄层“酥饼”缝发育在粗粒、高石英含量、顶底突变的单期水下分流河道中；中厚层不等距缝发育在细、中粒、粗粒高长石含量的叠置型水下分流河道中；中厚层等距缝发育在细、中粒富碳酸盐砂与贫碳酸盐砂互层沉积的水下分流河道或河口坝微相中。其中，前两者既改善了储层的渗透性，也增强了溶蚀作用，含气性较好，后者仅提高了渗透率，对基质孔隙影响较小，含气性差。“饼状”缝不是单纯的构造剪切缝或沉积层理缝，也非应力卸载缝，而是在沉积环境、构造应力和差异成岩的共同控制下形成的一种复合成因缝，因此，构造部位高，储层物性好的地区配合有效缝网压裂改造技术是未来很有潜力的勘探目标。

煤储层具有低孔、低渗和低压特征，实现煤层气工业开采主要依靠水力压裂等技术。沁水盆地柿庄区块目前日产量小于500 m³的气井占到50 %以上，气井改造后增产效果不理想，气井产能主控影响因素不清楚，直接影响气井整体产能的提升。基于煤层气井压裂及产能数据，利用灰色关联方法刻画了煤层气地质工程因素对压裂产能的影响程度，分析了气井压裂后产能主控影响因素。根据皮尔逊相关性分析方法，建立产能主控因素与气井产量的关联数学模型来预测气井产能，结合气井生产数据验证了预测模型可靠性。采用卡方自动交互检测决策树方法，建立了已压裂井地质和工程因素对气井产能影响关系分类决策树，高含气量条件下工程因素对气井产能提升影响较小，随着含气量降低，不同工程因素对气井产能的影响程度逐渐增大，有助于优化排量、砂量及总液量等主要设计参数，丰富了煤层气压裂后产能评价方法。

川西坳陷合兴场气田须家河组二段（以下简称须二段）砂岩为超低孔、超低渗致密砂岩储层，裂缝较为发育且类型多样，裂缝的发育程度对天然气的运移、成藏及产能具有重要影响。为了优化研究区的勘探开发，综合利用岩心观察、薄片观察、成像测井分析、裂缝充填物包裹体分析等，对须二段裂缝发育特征及控制因素开展了研究。研究区的裂缝按照成因可分为构造裂缝、成岩裂缝和异常高压裂缝3大类，对应的发育时期分别为印支晚期、燕山中晚期和喜马拉雅期。构造裂缝具有裂缝延伸长、宽度大、充填程度较低的特征；成岩裂缝以层理缝为主，发育少量缝合线；异常高压裂缝发育较少，与生烃增压有关。在此基础上进一步明确了裂缝发育主控因素，构造裂缝的发育程度主要受构造变形、断裂、岩层厚度和相变等多方面因素的影响；成岩缝的发育程度主要受岩石相和岩层厚度的影响；异常高压缝发育程度主要受生烃增压的影响。结合研究区须二段构造样式和岩性组合，建立了须二段裂缝成因模式，研究区须二段的裂缝发育区在构造转折端、南北向断层附近的单层砂岩厚度适中带（砂泥互层、厚砂薄泥型）、南北向岩相变化带、异常压力发育区。

中江气田沙溪庙组气藏勘探开发潜力较大，但以特低孔特低渗储层为主，储层非均质性较强。针对前期岩性和含气性识别可靠性不高、储层孔隙度和厚度预测结果精度较低等问题，开展了较系统的地震岩石物理分析。主要通过正演模拟、流体替换和岩石物理量版等技术手段，进行了储层预测可行性分析，明确了地震弹性参数与气藏岩性参数、储集参数的具体关系，优选了岩性、物性和含气性敏感参数，建立了储层定性预测模式和定量预测模式，即采用最大波谷属性、最小波阻抗属性和最小纵横波速度比预测储层展布。采用纵横波速度比-纵波阻抗交会识别岩性和含气性，并且用纵横波速度比拟合或协模拟定量预测泥质含量，在砂岩内采用纵波阻抗拟合或协模拟定量预测孔隙度，在含气砂岩内采用Lamda/Mu（拉梅系数/剪切模量）拟合或协模拟定量预测含气饱和度，为研究区沙溪庙组储层精细预测夯实了基础。

为了探究弱面发育页岩压裂裂缝特征，基于三维块体离散元方法，建立考虑层理弱面和天然裂缝弱面的页岩储集层压裂裂缝扩展模型，分析了不同施工排量、压裂液黏度、层理抗拉强度和天然裂缝内聚力下的压裂裂缝特征。研究表明：高排量泵注和高压裂液黏度能够减少近井筒层理对水力裂缝的限制，增加水力裂缝穿层能力，当压裂液黏度达到10 mPa·s时，水力裂缝能够连续穿过6条层理；与天然裂缝连通的层理，其抗拉强度不是影响自身开启的主要因素；天然裂缝内聚力越大，其抗剪强度越大，开启程度越低。当井筒周围发育层理和天然裂缝时，通过提高前置液阶段排量、增大压裂液黏度，可以促使水力裂缝充分延伸；对于容易形成简单双翼裂缝的页岩储层，在前置液阶段泵注适量酸液，可以溶解天然裂缝填充物，从而达到降低天然裂缝内聚力，增加其开启程度，提高裂缝复杂度的效果。

海域天然气水合物藏往往伴随着大量游离气的存在，而储层的低渗透性限制了不同层系的气水流动，利用储层中的水合物分解气和游离气是提升水合物藏产气效率的关键。基于中国南海神狐海域的实际地质数据，使用TOUGH+HYDRATE模拟器，建立3种不同水合物储层垂直井联合开采的数值模型，分析了产气、产水、温度、压力场和水合物饱和度的空间变化，进而提出天然气水合物的优化降压开采策略。结果表明：降压开采过程中，气和水不断向开采井汇集，井周围的温度压力迅速下降；持续降压开采10 a，随着产气速率的减小，产水速率不断增大，三层联合开采方式的累计产气量最高可达4.59×10⁶ m³，其累计产水量为8.31×10⁵ m³；水合物的分解由降压的压力梯度控制，井周围的水合物优先分解，下伏层水的流动会加快储层水合物的分解。

基于页岩气多重运移机制理论，针对页岩储层压裂裂缝呈现复杂形状和非均匀分布的实际情况，建立耦合了两类孔隙表观渗透率的页岩表观渗透率统一模型，另外，运用实空间源汇函数理论和压降叠加原理，建立了气藏—裂缝—井筒耦合渗流模型。模拟分析了页岩气微观渗流、裂缝形状和裂缝非均匀分布对产能的影响，结果表明：微观渗流对页岩气井产量的影响不可忽视，在生产初期考虑微观渗流的日产气量比不考虑微观渗流的日产气量高了20.3 %；复杂形状裂缝的产能比理想矩形裂缝的产能要低，其中星形裂缝的产能最低；裂缝的非均匀分布会影响水平井的产能，需选择最优布缝方式。研究模型综合考虑了页岩气的微观渗流机理和实际压裂裂缝情况，为页岩气藏压裂水平井产能研究提供了参考。

煤粉问题在煤层气开发中日益凸显，合理控制煤粉运移与产出，是煤层气井稳产、高产的关键。目前对于保德区块煤粉运移产出规律认识不清，制约了本区部分井煤层气高效开发。基于上述问题，借助煤粉驱替物理模拟实验，探究不同地质与工程条件下煤粉产出特征，并阐明地层水流速、矿化度、气水比、有效应力等因素对其控制作用。研究表明，排水阶段较小的流速下产出煤粉量极少，裂缝中煤粉发生运移但是堆积在出口处，形成煤粉“滤饼”；当超过临界流速后，煤粉大量产出，较大幅度的压力波动能将出口处堵塞的煤粉冲出。地层水矿化度越大，携带煤粉运移能力越强；单气相流动无法有效驱替煤粉运移产出，50∶50气水比的两相流具有更强的携带煤粉的能力。随着加载在煤岩上的有效应力增加，产出液中煤粉的质量浓度不断下降，且出口端的憋压压力具有相同的下降趋势，但驱替压差在不断增加。研究结果为现场开展煤粉防治措施提供数据和理论基础。

川西坳陷ZJ、XC、SF等气田的侏罗系气藏陆相砂岩储层致密，主要发育于三角洲平原—前缘分流河道中。物性相对较差的③类储层与围岩波阻抗叠置严重，往往形成中弱反射特征，地球物理特征隐蔽，精细刻画隐蔽河道分布是重要攻关方向。开展储层岩石物理特征分析及AVO（振幅随偏移距变化特征）道集正演，明确了不同类型储层与AVO类型之间的关系，确立了FN（远或近偏移距）叠加方法，在道集优化处理基础上，优选远或近道优势偏移距叠加，隐蔽河道识别能力明显提升。利用体分频像素成像技术开展隐蔽河道精细刻画，河道成像效果明显改善。技术应用准确落实了隐蔽河道分布，精细刻画出河道的外形及边界，发现多条新河道，并被实钻所证实，拓展了新的勘探开发阵地。

为定量评价目标区域中深层水热型地热资源品质，以沉积盆地内中深层水热型地热资源为研究对象，以地热资源品质评价为主要内容，深入分析地热地质条件、地热资源量和地热流体质量3个部分。选择对地热资源影响较大的16项指标，使用层次分析法对每项指标进行权重赋值，将中深层水热型地热资源划分为三级7类。Ⅰ级区域为资源优势区，可进行高效开发；Ⅱ级区域为资源富集区，满足工业开发要求；Ⅲ级区域为资源不富集区，最终形成一套可量化评价的资源评价体系，为地热资源是否可进行利用提供数据分析结论。通过河北省唐山市曹妃甸区地热供暖项目的实际应用效果作为案例，验证了评价体系的针对性、实用性。

页岩气藏水力压裂后大量压裂液滞留在基岩孔隙和压裂诱导裂缝内。目前页岩气藏压裂液微观赋存机理认识不清，导致难以准确认识返排过程中页岩气井压裂液返排率差异。建立页岩气藏多尺度孔缝介质压裂液微观赋存分析方法，揭示页岩气藏压裂液微观赋存机理。建立同时考虑岩石-流体作用力和气水界面毛管力的单孔隙气水赋存分析方法，进一步拓展至孔隙网络，采用侵入逾渗研究基岩压裂液赋存模式。基于水力压裂诱导裂缝CT扫描成像结果，采用水平集气、水界面追踪方法计算不同返排压力下气水分布，研究诱导裂缝压裂液赋存模式。研究结果表明：基岩系统返排率呈现缓慢上升—快速上升—趋于平缓的趋势。压裂液主要呈现水相饱和孔隙赋存、角落水相赋存、水膜状赋存3种赋存模式；压裂诱导裂缝系统返排率主要受诱导裂缝周围孔隙连通性影响，呈现快速上升后趋于平缓趋势。滞留压裂液主要赋存在水力压裂诱导裂缝周围盲端基质孔隙。

碳捕集、利用与封存（CCUS）是实现“双碳”目标的重要技术手段，涵盖捕集—输送—注入—采出—回注等关键环节。胜利油田经过多年探索和攻关，形成了输注采系列关键工程技术。针对压损温差带来的CO₂相变与长距离泄漏风险，建立了基于相态控制的长距离CO₂管道安全输送工艺技术，实现高效经济输送；研发了中国首台套管道输送泵；建成了中国最长的超临界压力CO₂长输管道，补齐了国内CO₂长距离输送的短板。为满足示范工程大排量CO₂高压注入的需要，研发了国内首台套高压密相注入泵，实现了40 MPa高压密闭注入；针对注气压力高、气液比高、泵效低以及CO₂腐蚀等问题，形成了免压井安全注气管柱、多功能采油管柱、CO₂驱腐蚀防护等注采配套工程工艺技术，实现了高效安全注采和长效腐蚀防护。建成了中国首个集管输工程、注入装备、驱油封存、注采工艺、集输回注为一体的，多领域、多节点的百万吨级CCUS示范工程，目前各环节运行良好，实现“平稳、安全、高效、绿色”运行。对胜利油田百万吨级CCUS输注采工艺及配套装备进行了总结，以期为后续CCUS工程建设提供借鉴和指导。

页岩气水平井流动特征的准确表征是定量评价生产动态及进一步指导开发方案优化设计的关键基础。为了探究页岩气水平井在不同井斜角下的气液两相流动规律，构建了管径为0.124 m，管长为10 m，井斜角依次为0°、5°、10°、15°、20°、30°、45°、-5°、-10°、-15°、-20°、-30°、-45°的三维立体仿真井筒模型，采用体积模型追踪气液界面，对井筒气液两相流动特征进行动态监测。模拟实验得到井下300 m³/d液量和500 m³/d气量在各井斜角下井筒的流型、平均流速和持率分布特征，深入分析井斜角对页岩气水平井气液两相流动特征的影响规律。结果表明：上倾管（井斜角大于0°）流型特征为段塞流，其流体平均速度随井斜角增加呈单峰式变化，在井斜角为15°时出现峰值，气液分界面处平均流速最低，且低井斜角较高井斜角时的底部持水率大，在井斜角为10°时达到最大值；下倾管（井斜角小于0°）流型特征为分层流，流体平均速度与井斜角呈线性递增关系，气液分界面处平均流速介于顶部和底部值之间，底部持水率随井斜角增加而减小。

天然气水合物藏的开发具有高风险、高难度和高投入的典型特征，正确评价开发品质是天然气水合物藏开发的前提和关键性问题。针对天然气水合物藏开发评价指标的广泛性和评价结果的模糊性特征，选择天然气水合物藏开发品质的主控因素为因素集，建立主控因素的评分准则，利用层次分析法确定主控因素的综合权重并建立权重集，进而完成天然气水合物藏开发品质的模糊综合评价。利用该方法对麦索亚哈（Messoyakha）天然气水合物藏和其他典型天然气水合物藏的开发品质进行评价，验证方法的适用性和可行性，以期为天然气水合物藏的高效开发提供理论基础和技术支撑。

岩相分析是储层评价的基础，受取心数量和成本的影响，针对未取心井利用测井资料开展岩相识别工作至关重要。根据岩心薄片鉴定结果，并结合成像测井资料将鄂尔多斯盆地陇东地区长7段岩相划分为6类。在岩心标定的基础上，对各类岩相的测井响应特征进行总结，建立该研究区基于常规测井曲线的岩相识别模式，结合机器学习算法开展岩相的自动识别。由于传统的分类算法受岩相样本不均衡的影响较大，对比多种不均衡数据分类算法在该地区的应用效果发现，集成学习Bagging算法通过组合多个基分类器，极大地改善了各类岩相的分类性能，并将该地区岩相的整体识别精度提升了20 %。据地区应用效果显示，单井识别精度可达84.33 %，具有较好的适用性。

受作业环境限制，海上水平井分段压裂技术仍处于探索阶段，水平井实施后的压裂效果对水平井产能有着显著影响，如何评价压裂效果以指导水平井的压裂开发，是当前急需解决的问题。首先介绍了东海平湖区块低渗透储层地质概况及该区块第1口裸眼水平井分段压裂的施工过程，其次采用SPEE（国际石油工程评价委员会）最新的压裂效果评价方法对该口多段压裂水平井的压裂效果进行评价，通过对该井压裂施工参数的分析及压裂前后EUR（最终可采储量）的对比，得出该口水平井压裂后的气采收率较压裂前提高了9.3 %，油采收率提高了6.6 %，证明了该压裂效果评价方法的正确性与可靠性。东海平湖区块第1口裸眼水平井分段压裂及压裂效果评价的成功，为今后海上低渗透储层水平井分段压裂开发奠定了基础。

吸附气是页岩气赋存在页岩中的主要方式之一，而且吸附气是页岩气后期产量的主要来源。吸附气主要赋存在页岩有机质干酪根和黏土矿物中，而有机质干酪根中吸附比例较大。因此，研究页岩有机质干酪根的特征及其吸附机理对页岩气开发有重要作用。以四川盆地龙马溪组页岩干酪根为研究对象，通过固体核磁共振谱分析实验、傅里叶变换红外光谱（FTIR）分析实验、X射线光电子能谱（XPS）实验相结合的方法表征干酪根的微观结构，构建了干酪根的分子结构模型。利用磁悬浮重量法实验、巨正则系综蒙特卡洛（GCMC）和分子动力学（MD）的分子模拟方法，分析CH₄在龙马溪组页岩干酪根的吸附机理及特征。研究结果表明：龙马溪组页岩实验样品干酪根的分子式为C₂₃₇H₂₁₉O₂₁N₅S₄；CH₄在干酪根中的超额吸附量随着压力的增加先升高后降低；相同孔径和压力条件下，随着温度的升高，CH₄的超额吸附量和总气量逐渐变小；干酪根中的C原子和S原子是造成CH₄吸附的主要原因；靠近干酪根孔壁的CH₄呈现吸附态，远离干酪根孔壁的CH₄呈现游离态，随着孔径的增加，CH₄密度的两峰之间的距离逐渐变宽，峰值逐渐下降。

由于对裂缝发育程度预估不足，严重地影响了威荣页岩气田的勘探开发效果，加强裂缝预测方面的研究已刻不容缓。应用叠后地震倾角方位属性对WY23平台开展了裂缝检测，并对检测效果从地质、地震、测井以及工程4个方面进行了可信度评价。结果表明，裂缝具有层控特点，大致以③小层顶面为界，裂缝可划分出上下2套裂缝系统，这2套裂缝系统在剖面上均相向而倾，且走向集中在310°，倾角均小于20°，是北东—南西向挤压作用的结果。应用该方法进行裂缝检测，可信度较高，可在WY23以外的开发平台推广和应用。

目前大排量滑溜水压裂工艺已成为非常规油气资源开发的主要手段，由于滑溜水携砂能力有限，支撑剂在裂缝中沉降速度快、运移距离短，储层改造效果有待进一步提升。自悬浮支撑剂表面包裹的水溶性材料可提升其在滑溜水或清水中的悬浮效果，增大裂缝支撑体积。实验结果表明，自悬浮支撑剂基本技术指标满足标准要求，20 %砂比时在自来水中全悬浮时间小于40 s，且在90 ℃条件下能够稳定悬浮2 h以上，混合液破胶彻底。新疆油田在玛湖砂岩储层开展现场试验，实现清水连续携砂，最高砂质量浓度480 kg/m³，施工压力平稳。自悬浮支撑剂清水压裂技术在新疆油田的成功应用为后期油气资源工艺技术的选择提供参考。

在油藏泡沫驱和气藏泡沫排水剂应用中，泡沫体系的稳定性至关重要。表面活性剂分子结构，界面排布对泡沫液膜渗透率及稳定性的影响对于构筑高稳定CO₂泡沫具有重要意义，但是目前还没有一个系统的了解。采用4种分子结构的甜菜碱型表面活性剂作为研究对象，泡沫体相性质评价作为研究方法，针对饱和吸附量、泡沫液膜渗透率和泡沫稳定性等体相性质，开展了表面活性剂分子结构、界面排布、CO₂泡沫液膜渗透率和泡沫稳定性及其相关关系实验研究。研究表明：当表面活性剂分子头基一致时，疏水碳链长度增加，疏水作用增强，液膜表面分子排列更加紧密，泡沫液膜渗透率降低，泡沫稳定性增强；当表面活性剂分子具有更长疏水碳链时，增强的疏水作用导致液膜排布更加紧密且吸附量增大，阻碍气泡内CO₂气体渗透行为，导致起泡液起泡能力减弱。基于4种起泡体系所获参数进行回归分析，建立了泡沫寿命、泡沫液膜分子吸附量及起泡能力与泡沫液膜渗透率K的相关系数R²，拟合表明R² >0.90；因此，泡沫液膜渗透率K可作为评价泡沫体系的稳定性的参数之一，为高稳定泡沫体系筛选提供一个可靠的评价参数。

目前，SAGD（蒸汽辅助重力泄油技术）开发蒸汽腔边缘的热传递研究主要考虑蒸汽与储层的热传导作用，对流传热及受温度影响的储层物性变化则很少被关注，然而，实际生产中两者对传热效果和温度场分布的影响不容忽略。通过质量守恒、能量守恒和数学坐标变换，综合考虑热传导与热对流的传热机理及储层物性随温度变化对传热的影响，创新性地建立了蒸汽腔前缘传热半解析模型，差分求解得到蒸汽腔边缘温度分布和受温度影响下的储层物性分布。结果表明：①研究模型更符合实际，相比Butler模型和Dong模型，精度分别提高了34 %和11 %；②分析储层物性变化情况下对流和传导的相对关系，得出在原油可动区域中对流传热比例是传导传热的3倍以上，热对流起主导作用，但在远离蒸汽腔位置处仍主要以热传导为主；③通过促进水的流动可以扩大对流传热区域，能够有效提高传热效率，对于减少蒸汽需求和提高原油采收率具有重要的指导意义。

压驱注水井底压力分析对压驱效果评价与储层参数反演具有重要的意义。为了获得压驱注水井井底压力响应和压驱注水产生的动态裂缝参数，从裂缝扩展角度出发，运用渗流力学理论与数值模拟方法，在考虑裂缝扩展、裂缝形态、注入流体滤失等因素影响的基础上，形成了考虑压驱注水诱发裂缝影响的注水井压力分析模型，获得了压驱注水井井底压力响应，分别分析了注入流量、产液量、地层渗透率和井距因素对压力的影响，并将其运用于实际压驱井，以验证模型的准确性。研究发现：压驱注水井流体流动分为5个流动阶段，分别为压驱起裂初期阶段、裂缝扩展阶段、线性流动阶段、过渡流动阶段和边界控制流动阶段；随着注入流量的增大，裂缝扩展阶段越明显，且产液量越大，在压驱注水后期双对数压力分析曲线上翘幅度越小。该研究对压驱注水开发低渗透油藏不稳定渗流机理的研究和认识具有重要的意义，对注水井动态裂缝对水井井底压力的影响研究具有一定意义。

川南地区已经钻探完成了上千口页岩气井，地质评价、钻探和生产过程中产生了大量高维度的数据，利用生产获得的各种数据预测页岩气储量动用程度，是指导页岩气勘探开发的一项重要工作。耦合主成分分析法（PCA）与正交偏最小二乘法（OPLS）分析方法是形成一种快速、准确的储量动用程度预测新方法。通过结合主成分分析和正交偏最小二乘法，建立了PCA-OPLS联合法，借助昭通页岩气井样本，检验了新方法在储量动用程度评价中的应用效果。实例应用表明，页岩气井储量动用预测准确率满足要求，可以用于预测新钻井的储量动用程度，从而证明PCA-OPLS联合法能达到快速、准确预测储量动用程度的目的。该方法操作简单，准确率高，在页岩气储量动用评价中具有较好的应用前景。

CCUS（碳捕集、利用与封存）技术对绿色低碳转型、实现“双碳”目标意义重大，而CO₂驱油埋存是其重要内容。苏北盆地江苏油田针对复杂断块油藏提高采收率的技术瓶颈开展CO₂驱油技术攻关及多种类型矿场试验，形成了以重力稳定驱、驱吐协同等为特点的复杂断块油藏CO₂驱油的4种差异化模式，成功开展了花26断块“仿水平井”重力稳定驱等技术先导试验，建成了10×10⁴ t的复杂断块油藏CCUS示范工程。江苏油田累计注入液碳量30.34×10⁴ t，累计增油量9.83×10⁴ t，实现了较好的增产效果及经济效益。技术研究及试验可为其他复杂断块油藏的CO₂驱开发提供参考借鉴。

由于目前缺乏可靠的致密油水平井温度剖面预测模型、对致密油水平井温度剖面影响规律认识不清，导致基于分布式光纤的致密油水平井产出剖面定量评价仍是一项技术难题。鉴于此，创建了考虑多种微热效应的致密油水平井温度剖面预测模型，探究了井筒温度剖面受不同单因素变化的影响，通过正交试验，确定不同因素的敏感性由强到弱依次为：产量、裂缝半长、储层渗透率、井筒直径、水平倾角、裂缝导流能力、储层总导热系数（Q>x_f>K>D>θ>F_CD>K_t），明确了影响致密油水平井温度剖面的主控因素为裂缝半长和储层渗透率。研究成果为定量分析致密油水平井井筒流动剖面、人工裂缝等参数提供了可用温度模型和理论支撑。