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。

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。

浅层地热可被用于路面融雪除冰，建筑供热、制冷等。闭环垂直地埋管是浅层地热资源利用最常见形式，其在终端负荷作用下与岩土体进行热量交换。单根地埋管获取地热资源能力有限，多根埋管组合形式（地埋管群）被广泛应用于地源热泵系统。然而，地下温度场受管群与岩土换热性能影响，在设计、运行等不合理条件下可导致岩土体温度场不平衡，进而造成地源热泵系统能效降低，甚至失效。因此，管群设计、运行等方案优化是解决地温场不平衡问题的必要途径。基于国内外相关研究成果，梳理管群优化设计方法、储能和去能方法、辅助热源和冷源方法、运行控制策略。其中，管群优化设计方法主要聚焦管群间距设计、排布方式等；储能和去能方法主要介绍利用太阳能、工业废热等外部热源和冷源对地下岩土体进行加热和降温等的最新研究成果；辅助热源和冷源部分重点介绍太阳能、冷却塔等在地源热泵系统中的应用；运行控制策略主要分析地源热泵系统运行控制方案，包括峰点冷热负荷运行、间歇性运行、分区运行、系统控制策略等方案。总结了管群优化设计方法、运行控制策略等，剖析了各方案的优点与不足，可为管群岩土体温度场不平衡解决方案与地源热泵系统能效提升途径提供参考。

随着地热开发的不断深入，持续高效开发地热资源，实现地热资源的采灌均衡，是亟待解决的问题。在Petrel（勘探开发一体化软件平台）这一石油行业地质建模软件基础上开发出适合地热地质建模的应用。应用多种地热地质资料在Petrel软件建立地学平台，开展地热地质要素研究，最大限度地集成多种资料信息，提高了地热地质要素的研究水平。将规模比较小的油气藏建模拓宽到建立大规模热储层模型，不但保证建模精度，在规模上也满足地热地质的需要。能够根据地热地质概念，利用多种信息，采用确定性建模和随机建模相结合方式，建立热储层温度场模型、压力场模型和有效热储层模型，形成了用Petrel软件建立热储层地质模型的方法。利用三维地质模型计算有效热储层资源量，受储层非均质的影响较小，更符合地下真实情况。准确的热储层三维地质模型及资源量评价，为辽河大民屯凹陷区热藏数值模拟及热藏开发方案的制定提供了扎实的地质基础，为科学开发利用该地区地热资源提供了数据支撑。

地热能作为一种稳定持续的清洁能源，未来将对中国能源结构转型及“双碳”目标实现发挥重要作用。鄂尔多斯盆地内地热资源丰富，但其储量及分布特征尚不明确，勘查开发程度总体较低。以长庆油田及周边区域为研究区，在成井资料的基础上，分析了区内地热地质特征，应用单元容积法估算了地热资源储量，并根据地热资源开发利用潜力进行分区。研究表明：区内地层构造相对简单，地温梯度介于2.2~3.0 ℃/hm，主要热储为传导型中生界砂岩热储，除洛河组外，其他热储层富水性较差；区内地热资源呈西高东低分布，总量为79.91×10¹⁷ kJ，可采量为6.39×10¹⁷ kJ，地热流体储量为2.47×10¹² m³；区内红柳沟镇—大水坑—姬村—山城区块、张沟门—流曲镇—三岔镇区块和庆阳市附近区块地热资源开发潜力较大，可以优先考虑将废弃油气井改造，建设中深层套管式换热系统进行开发利用。

回灌对维持地热储层压力、延长地热田寿命、保护生态环境具有重要的作用。鄂尔多斯盆地东南缘韩城地区广泛发育岩溶裂隙型地热资源，但其开发利用规模较小，为进一步评价该地区岩溶热储开发潜力，依托某地热工程，选取硫氰酸铵作为示踪剂开展对井回灌示踪试验，采用热突破模型预测长期回灌可能引起的开采井温度变化。结果表明，采灌井之间水力联系密切，有1个主通道与之直接相联，也可能存在其他次级通道。主通道上可能有溶潭发育，开采井温度100 a内下降了8.31 ℃，该对井回灌系统在服务期内未引起热储温度剧烈下降。

天津市沧县隆起内的明化镇组砂岩储层具有泥质含量高、成岩性差、胶结疏松、易出砂的特点，回灌困难的情况普遍存在，制约了地热资源的可持续开发。现有滤水管填砾成井工艺利于保持地层的稳定性和过水效果，但其回灌效果有待提升。从钻井口径、钻井液、钻具组合和洗井等方面对现有滤水管填砾成井工艺进行了优化，优化后的大口径填砾成井工艺，在保证原有的挡砂和支撑效果的同时，扩大了成井口径，增加了地热井取水段的过流面积，通过优化钻井液配方和钻具组合，减少了钻井液对储层的污染，钻井施工后的联合洗井将部分堵塞成分带出地层，起到了疏通地层的作用，减小了对渗流通道的堵塞。应用该工艺施工的2眼明化镇组热储回灌井分别进行了3组回灌试验，试验中最大回灌量分别为32.0 m³/h和58.0 m³/h。与周边同层明化镇组回灌井相比，回灌量分别增加了3.48倍和2.00倍以上，证明优化后的大口径滤水管填砾成井工艺有效提升了明化镇组储层的回灌效果。

为解决苏北复杂断块油田同心分层注水在实际应用中存在测试仪器遇阻、分层注水量调配不到位等问题，创新采用空心杆冲洗清管，研究应用防返吐配水器、化学防砂技术来保持注水管柱清洁；设计聚合物冻胶调剖体系来缓解层间矛盾，避免层间级差影响测调效果。各项配套技术累计应用13井次，矿场试验证明其在避免测试仪器遇阻、降低分层注水量调配难度方面具有良好效果，年度配套措施井测试成功率达100 %，同心分层注水井整体测试成功率由74.4 %提升至84.4 %，做优精细注水工作的同时实现降本增效，具有良好的推广应用前景。

地下储气库（下称“储气库”）涉及的环节多，运行周期长，是一个长期的系统过程。储气库全生命周期包括选址评价、方案设计、工程建设、生产运行、经营优化直至废弃，一体化是储气库安全建设和高效运行的重要保障。亟需一套完整的“管理决策—监测预警—模拟分析—生产操控”系统实现储气库的全流程一体化应用。围绕中国石化储气库建设规划，落实中国“两化”融合工作部署，将储气库管理、研究与生产紧密结合，解决储气库选址—设计—运行—分析全过程面临的管理和技术难题，以提升质量和效益为目标，设计并研发了以“生产监控、跟踪分析、远程调控、辅助决策”为核心内容的地下储气库一体化综合平台。研究表明：该平台实现了对储气库库址优选、地质研究、注采调控、调峰优化及全节点的数字化提升，精准掌控生产流程节点，智能分析生产运行趋势，科学做出生产管控决策，实现了对储气库选址优化、方案设计、生产运行、动态分析的一体化管理及研究。

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏原油储量丰富，受构造及岩溶作用控制，储集体类型多样，非均质性强，不同类型储集体具有各自的开发特征，准确识别储集体类型是后续生产措施制定和油藏有效开发的基本前提。针对塔河油田雅克拉区块潜山碳酸盐岩油气藏储集体类型判别的实际需求提出一套储集体类型动态识别方法，基于塔河油田生产井动态数据分析，在单井开发阶段划分的基础上，提取与储集体类型相关性强的弹性驱初期产油量、弹性驱时间、弹性驱累计产油量、弹性驱产量月递减率4项动态参数作为判别指标，通过聚类分析形成动态参数量化标准，最终结合人工神经网络技术实现基于动态资料的储集体类型自动批量识别，获得的储集体识别结果与钻录井和地球物理资料确定的储集体类型吻合度达80 %以上。该自动识别方法具有参数明确、识别结果准确性高、可操作性强的特点，可辅助地质资料对储集体进行更准确的判定，更可应用于地质资料较少地区的碳酸盐岩油藏储集体研究，为油藏有效开发提供科学依据。

准确求取注水开发过程中水淹层混合溶液矿化度和电阻率是评价油藏开发中后期储层水淹状况及剩余油饱和度的关键基础。通过了解岩心尺度不同矿化度水驱油岩电实验模拟矿场注水开发过程，理论分析建立考虑不同矿化度模拟地层水驱替过程注入水体积倍数及离子交换作用效率影响的混合地层水矿化度表征模型，准确表征了注水开发过程中储层混合流体性质变化，有效提升不同矿化度水驱过程中水淹层地层水电阻率计算精度。利用建立的方法在青海油田H区块实例井进行应用，计算水淹层含油饱和度与密闭取心分析含油饱和度符合率达到92.33 %，解释水淹层与实际生产动态匹配性较好，证实建立模型的有效性，为水淹层高精度评价定量提供支撑。

南海海域天然气水合物储层岩性以弱固结泥质粉砂为主，此类储层在降压开采过程中会发生蠕变效应。针对泥质粉砂型海域天然气水合物降压开采过程中蠕变效应对储层物性、温度场、压力场、水合物饱和度场和气井产能影响不明的问题，结合室内岩心驱替实验数据，运用数值模拟方法，开展了考虑南海海域天然气水合物蠕变特征的直井降压法开采数值模拟研究。研究结果表明：直井降压法开采南海海域天然气水合物，蠕变效应降低了储层有效孔隙度和有效渗透率；压力降落主要发生在近井区域，井周温度降低幅度最大，且储层蠕变导致储层压力漏斗变得更加陡峭；水合物分解主要发生在近井区、水合物层A顶部和水合物层B底部区域。同时，蠕变效应导致水合物横向分解半径降低了66.7 %；储层蠕变降低了气井产能，气井5 a累产降低了87 %。当生产压差大于4 MPa时，储层蠕变效应占主导作用，气井累产增幅随压差的增大逐渐减小，因此长期开发南海海域蠕变储层水合物气井应控制在临界生产压差以下生产。研究为南海海域天然气水合物的高效开发提供了可靠的理论依据。

调峰保供是储气库的职能，建库指标的精确预测，事关新钻井数量和投资。复杂断块油藏改建储气库后，多周期高速注采过程均为油气水三相流动，油、气高压物性参数受温度影响极大，在进行复杂断块油藏型储气库数值模拟时，若忽略冷气注入温度场扰动和高速非达西附加压力损失，可能会导致储气库数值模拟指标预测精度降低。为提高指标预测精度，以复杂断块油藏型储气库为例，结合流体黏温及高速非达西实验，建立了渗流-温度双场耦合数学模型。基于有限体积法（FVM），在空间上采用两点通量近似方案（TPFA），在时间上采用后向（隐式）欧拉格式对模型进行离散求解。高精度拟合了衰竭开发阶段区块、单井物质平衡及压力，实例开展了储气库运行指标敏感性分析。结果表明：冷气注入温度场扰动、高速非达西效应分别是累产油、气量误差的主控因素；井控温度范围随注气速度增加呈对数上升，油气相渗流能力大幅下降时水相渗流能力反而上升，使得采出液量增多、地层压力下降；高速非达西附加压降造成天然气注入后部分采不出，随着储气库多周期运行，天然气储量及压力逐渐增加。

顺北油田塔里木盆地顺托果勒低隆北部断溶体储层具有明显的垂向发育及非均质性特征。由于储层垂向深度大，流体渗流过程中重力影响不可忽略。考虑油藏储层由小尺度的裂缝、大尺度的溶洞以及大尺度的窜流通道构成，不同深度处的初始压力随深度的变化，结合渗流力学原理及等势体理论建立了考虑重力作用的大尺度缝洞试井模型。采用Laplace（拉普拉斯）变换方法进行了求解，绘制了模型典型图版及参数敏感性分析图版。结果表明：考虑重力作用时流体流动需要克服更大的阻力，无因次压力及其导数曲线中后期位置更高；考虑小尺度裂缝储层渗流作用时会出现窜流通道线性流、大溶洞过渡流、大溶洞拟稳态流分别与裂缝性储层径向流的叠加特征，前者无因次压力及其压力导数曲线斜率介于0 ~ 0.5，后两者无因次压力导数曲线缓慢下降后缓慢上升。通过实例分析验证了模型的有效性和适用性。研究成果丰富了缝洞试井模型，为垂向大深度缝洞型油藏试井资料解释提供了理论依据。

采用数值随机生成的裂缝研究有效应力作用下裂缝导流能力变化忽视了真实裂缝开度非均质性的影响。研究采用巴西劈裂法对不同种类岩石造缝获取真实裂缝样品，使用三维光学扫描仪提取真实裂缝形貌特征及裂缝开度信息，建立接触力学模型和单相渗流模型，开展了有效应力连续加载下的裂缝流场和渗透率演化行为数值研究，并分析了传统的经验公式对真实裂缝案例的适应性。结果表明：①巴西劈裂的25 mm×50 mm真实裂缝在原始开度、表面粗糙度等微观结构上具有非均质性强特征，与直接通过数值生成的达到平均化尺度的裂缝存在明显不同；②由于非均质性的影响，不同岩石裂缝在有效应力加载过程中的裂缝开度、接触面积和空间相关长度在x方向和y方向上的演化行为有显著区别，且对渗透率变化的控制机理不同；③采用传统的经验公式拟合裂缝应力敏感渗透率演化时，拟合程度随着裂缝样品的非均质性增加而出现偏差增大。研究认为，传统经验公式在研究达到平均化尺度的裂缝时具有较好的应用基础，但针对非均质性强或整体未能满足平均化裂缝的应用受限。

苏北盆地溱潼凹陷戴一段埋藏浅、物性好，是发掘优质储量的主力勘探层系。研究应用层序地层学、沉积学、地球化学等基础理论、技术方法，综合地震、钻井岩心及测井等资料，开展溱潼凹陷戴一段层序地层格架下沉积微相和油气成藏条件综合分析，研究表明：扇三角洲前缘相带是岩性油藏发育有利区，纵向上最大湖泛面附近砂泥岩互层段为最优储盖组合，戴一段油气成藏受构造背景、沉积相带及区域走滑构造带共同控制，主要发育2大类、5小类油藏，经钻探证实，发现了规模整装构造—岩性油藏，勘探成效显著。

低渗透油藏实现有效注采的开发井距，需要同时考虑注水井、采油井生产过程中不同压力变化引起的压力敏感效应以及相应启动压力梯度变化的影响。基于低渗透储层基本渗流规律，建立包含启动压力和压力敏感影响的典型注采条件下渗流方程，并采用稳定逐次替换法求解注采单元渗流场，确定出注采开发条件下储层中压力分布规律；考虑油田开井经济日产油量的要求，建立了低渗透压力敏感油藏确定有效开发井距的方法。研究表明，以同时考虑注采井区压敏影响为基准，相比不考虑压敏、只考虑采油井区压敏影响，在同等条件下，注采井距计算结果差别为+9.8 %、-20.6 %；考虑产量界限要求确定的有效注采井距，一般条件下约为极限注采井距的0.7~0.9倍，可以更好地指导低渗压力敏感油藏开发井网的合理部署。