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。

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。

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。

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。

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。

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。

埋深较传统浅层地埋管更深的新型中浅层地埋管换热器可承载更大的冷热负荷不平衡率，拓宽了地热能的应用范围。为了探索不同设计参数影响下中浅层地埋管换热器的长期运行性能及负荷不平衡率承载能力大小，基于开源数值模拟平台OpenGeoSys建立了考虑管网特性的三维数值计算模型并开展了相关研究。研究结果表明，不同规模中浅层地埋管管群中换热器的负荷不平衡率承载能力有所不同，单根换热器的最大负荷不平衡率为56 %；而位于管群边缘位置的换热器的负荷不平衡率最大（60 %），位于管群中心的换热器的负荷不平衡率最小（45 %），这说明冷堆积现象对中浅层地埋管换热器的负荷不平衡率承载能力具有较大影响。因此，在实际运行过程中可以通过关停部分管群中心位置的中浅层地埋管换热器来避免管群整体运行性能的降低。3种不同排布方式下，中浅层地埋管换热器的负荷不平衡率介于53 % ~ 58 %，其中，交错排布下换热器的平均最大负荷不平衡率最高，因此，在实际应用中建议采用交错排布进行布置。研究表明，提出的新型中浅层地埋管换热器具有更大的负荷不平衡率承载能力，十分适用于建筑冷热负荷不平衡地区，相关结论还可为中浅层地埋管换热器的设计提供依据。

分段压裂诱导地热储层应力场响应将对地热储层井筒完整性和套管变形产生直接影响，研究分段压裂诱导地热储层应力场响应对指导现场压裂具有重要意义。现阶段普遍采用断裂力学对水力压裂诱导的应力场响应进行求解，然而分段压裂诱导地热储层应力场响应本质为热流固耦合作用下缝间应力干扰问题，使得这一问题的断裂力学求解异常复杂。鉴于此，引入连续性假设将此断裂力学问题转化为弹性力学问题，建立分段压裂诱导地热储层应力场响应的单连通解析模型，极大降低了求解难度，同时可以更加简便有效地对现场压裂后的应力场响应进行分析。并基于ABAQUS软件建立地热储层分段压裂热流固耦合数值模型，通过对比x、y方向平均应力验证解析模型误差在5 %以内。进而利用解析模型，讨论簇数、温差和天然裂缝对地热储层应力场的影响，结果表明：随着簇数增加，地热储层内x方向应力分量随之增大，y方向应力分量随之减小；随着温差增大，地热储层内x、y方向应力分量均随之增大；随着天然裂缝密集程度增加，地热储层内x方向应力分量随之增大，y方向应力分量随之减小。

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。

XH地区K₁bs³上部发育的三角洲前缘薄砂岩储层是构造—岩性油气藏勘探的重要领域。近年来在该区应用常规波阻抗、叠前确定性反演都无法准确预测目的层薄砂岩储层的分布。应用JI-FI（阻抗与相联合反演技术），利用叠前地震道集数据，在不同岩相/流体相的纵波、横波速度和密度深度趋势约束下，将同时反演与贝叶斯分类相结合，采用最大期望算法，对阻抗和相进行迭代，实现了目标区岩相/流体相及岩石物理性质（纵波阻抗、横波阻抗、密度及纵横波速度比等）的定量预测。该方法克服了常规叠前反演依赖井建立低频模型，特别是在井少、薄互层地质条件下，井间波阻抗内插存在不确定性问题。储层预测结果与井吻合度高，为该区岩性勘探及井位部署提供了依据。

鄂尔多斯盆地长8段油层在区域上含油性差异显著，但勘探潜力巨大。在鄂尔多斯盆地西南缘成藏地质背景研究的基础上，开展环西与彭阳地区油藏形成控制因素攻关研究和成藏模式系统对比，总结成藏模式，为明确该区油气勘探潜力，预测有利区带提供理论支持。通过试油资料、岩心观察、薄片鉴定、有机地球化学与定量颗粒荧光技术分析等技术手段，从环西与彭阳地区延长组8段低渗透致密油的沉积储层、油藏特征差异着手，分析了南北充注成藏差异及石油富集主控因素。结果表明：区内南北油藏特点及成藏条件差异较大，南部彭阳烃源岩厚度较大、生排烃条件相对有利，加上整体物性较好，相比北部环西更有利于油气充注富集；但彭阳构造调整或破坏作用较强，使油气分布进一步复杂化。综合成藏条件与主控因素研究建立了区内长8段成藏模式，南部彭阳地区为垂向运移成藏模式，北部环西靠西地区主要表现为侧向运移成藏模式。

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。

准噶尔盆地阜康凹陷头屯河组储层物性以低孔低渗为主，填隙物类型多，孔隙结构复杂。潜在酸敏损害与室内评价出现严重矛盾，储层敏感性表现出差异性。通过岩心驱替、铸体薄片鉴定、核磁共振、扫描电镜等岩心实验，开展了储层敏感性评价及控制因素研究。结果表明，头屯河组具有弱速敏性、中等偏强—强水敏性、中等偏强—强盐敏、中等偏强的碱敏性以及弱—中等偏弱酸敏性特征。储层敏感性差异与填隙物类型多，孔隙结构复杂等因素有关；富自生石英（直径小于5 μm）胶结物的头屯河组储层，酸碱液溶蚀表层黏土导致自生石英等晶体从骨架颗粒表面剥离，形成可移动微粒，堵塞孔喉，呈现中偏强—强酸敏、碱敏损害，这种形式的损害机理与传统二次沉淀等损害形式不同。敏感性损害机理表明，各类敏感性具有叠加效应。

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。