CO₂驱是最主要的提高采收率技术之一，北美地区处于工业化稳定推广阶段，中国已进入工业化应用快速发展阶段。综合对比可知，美国CO₂驱应用对象主要集中于中浅层、中低温、低渗透轻质原油油藏，以混相驱类型为主；中国CO₂驱油藏埋藏深、温度高、原油黏度偏大，渗透率低、导致注入性差，混相驱实施难度大，CO₂驱油效果受到较大制约。以中国东部深层低渗透油藏CO₂驱为研究对象，系统剖析了深层低渗透油藏CO₂驱替特征，主要表现为混相压力高，渗透率低，注入性相对较差，注水或注气难以有效补充能量，混相驱实施难度大；通过实施早期高压压驱注入补充能量，仍可实现混相驱，需要开展CO₂大段塞注入，实施超压注气来维持混相过程；采用气水交替注入，能够有效抑制气窜并扩大波及范围，改善注气开发效果。以草舍油田深层低渗透油藏为例，开展了CO₂驱现场试验。结果表明：一次注气采用“先期注、大段塞、全跟踪”方式，实施高压混相驱试验，已提高采收率12.4个百分点，封存率达到85%以上。目前正开展二次注气，采用“分层系开发、低速高部注、变频交替注”开发方式，以“控超覆、控窜流、控水淹” 为原则制定二次注气调整方案，现场试验依旧呈现出良好效果，采收率提高了5.1个百分点，封存率稳定保持在75%，展现出良好的应用成效。

CO₂地质封存是碳捕集、利用与封存（CCUS）技术实现减排目标的关键环节。随着CO₂ 注入规模的扩大和注入时间延长，井筒完整性失效、断层活化、盖层裂缝扩展与裂隙发育引发的井筒和盖层泄漏风险逐渐增大。泄漏后的CO₂通过纵向上浮和横向运移进入地下水和土壤环境，并在其中广域扩散与多形式转化，进而影响区域生态环境安全。在地层的热-力-流-化学耦合场的作用下，这种多途径、跨空间、大范围、长周期的迁移和扩散转化过程异常复杂，精准识别和量化评估泄漏安全和环境风险，需要依赖各种迁移转化模拟方法。本文系统总结了CO₂地质封存的主要泄漏途径（井筒、盖层和断层），阐述了泄漏机制，归纳了温度、压力和地球化学反应等关键影响因素；解析了CO₂泄漏后在断层、盖层、地下水和土壤等地下环境中的迁移转化机理，明确了其主导控制因素与环境效应；综述了盖层、断层、地下水和土壤中CO₂迁移和迁移转化耦合模拟方法，以及这些模拟在验证泄漏机理、识别迁移转化规律和预测环境风险中的应用。研究表明，当前模型在精确模拟断层气相析出动态分布、跨地层多环境耦合及微生物转化过程方面仍面临挑战。未来应重点开展跨地层多环境耦合的迁移转化模拟研究，构建全空间、全流程的运移泄漏过程分析体系，建立注入-运移-泄漏迁移扩散系统的一体化模拟框架，从而为泄漏监测的全域优化与环境风险精准预测提供理论和支撑。

在“双碳”目标背景下，海域CO₂地质封存相较于陆上具有显著优势，是未来CO₂捕集、利用与封存（CCUS）技术的重要发展方向。但CO₂地质封存等深地工业活动存在诱发地震的风险，而东海陆架盆地作为中国海域CO₂地质封存的适宜区域，目前缺乏诱发地震危险性评价研究。基于Dieterich速率状态摩擦定律的诱发地震评价方法，从断层稳定性分析入手，将断层面相对地震活动率与库仑破裂应力变化相关联，结合确定性与概率性评价方法，探讨东海西湖凹陷X区块CO₂注入诱发地震的危险性。结果表明：①X区块玉泉组中部目标储层呈背斜形态，12条断层将封存圈闭分割为南北两部分，地应力类型为潜在正断型，所有断层初始状态稳定；②南部圈闭按60×10⁴ t/a的规模开展10 a的CO₂封存时，孔隙流体压力扩散对周围断层影响较小，诱发高震级地震风险较低，区块诱发地震震级上限预估为1.8级；③CO₂注入速率增大将增加诱发地震风险，分区注入可降低风险，但经济性较差。研究提出的评价方法及成果，可作为CO₂地质封存诱发地震危险性的评价手段之一，为CCUS项目安全性提供理论支撑。

深层低渗透油藏经衰竭式开采与注水开发后，地下仍滞留约60%的原油储量，成为制约油气资源高效利用的关键难题。CO₂混相驱油技术作为提升采收率的高效手段，近年来备受关注，但其实际应用中易出现驱替前缘突进现象，导致波及范围不均，严重影响整体驱油效果。研究采用核磁共振（NMR）与CT扫描相结合的技术，选取不同深层渗透率等级的低渗透岩心，系统开展了CO₂混相驱前缘运移特征及微观动用机理的实验研究。结果表明：岩心渗透率对CO₂混相前缘的稳定性与运移行为影响显著。随着渗透率降低，前缘拟活塞式驱替状态更早被破坏，非均匀推进程度加剧，具体表现为无因次运移距离缩短，岩心中后段驱油效率明显降低。在微观孔隙动用方面，CO₂表现出明显的顺序选择性：优先进入大孔隙，随后逐步波及中、小孔隙。随着岩心渗透率升高，中孔喉通道中原油的动用程度显著提升，反映出更优的一致性驱替特征。进一步相关性分析显示，总体驱油效率与前缘无因次运移距离呈正相关，表明前缘稳定性是制约驱油效果的关键因素。研究从宏微观结合的角度揭示了深层低渗透储层中CO₂混相前缘的运移规律及孔隙尺度原油动用机制，所得认识对优化注采工艺、改善开发效果具有重要的参考价值，可为深层低渗透油藏CO₂驱的高效开发提供理论支撑与技术依据。

稠油储量约占全球石油剩余探明储量的70%，但其有效开发仍属于世界级难题。研究基于碳捕集、利用与封存（CCUS）技术背景，构建表面完全羟基化的SiO₂纳米孔道模拟真实油藏环境，采用分子动力学模拟（MD）方法，深入剖析“CO₂-热剂协同”作用下深层稠油乳化过程的微观机理。研究内容聚焦三个方面：一是探究表面活性剂SDS（十二烷基硫酸钠）对深层稠油在SiO₂纳米孔中乳化效果的影响，对比有无表面活性剂时油滴的乳化行为与稳定性；二是通过拉伸动力学模拟（SMD），分析油滴在SiO₂孔道中受力与运动过程，揭示油滴拉伸与破裂的关键因素；三是研究150 ℃高温下“热+化学剂+CO₂”协同作用的深层稠油乳化机理，探讨CO₂-热剂协同的乳化效果。结果表明：①添加表面活性剂可显著改善乳化稳定性，使油滴溶剂可及表面积平均增加7.4%，并优化油滴空间分布；②油滴运动需克服孔道表面水化层阻力，质心位移与外力呈三阶段演化关系；③CO₂分子与热剂协同作用能有效促进深层稠油乳化，使油滴扩散系数达5.733×10^-9 m²/s，较单独热剂条件提高31.0%。该研究为CO₂-热剂协同条件下深层稠油乳化提供了新的理论依据，也为实际油田开采中深层稠油的高效提取提供了潜在技术参考。

松辽盆地火石岭组深层火山岩储层受超低渗透率与极致密性制约，经济高效开发面临严峻挑战，同时也为CCUS背景下的CO₂利用与封存提供了潜在目标储层。研究针对此难题探索并验证了基于超临界CO₂（SC-CO₂）协同地层水的水岩作用改造方法。通过构建SC-CO₂饱和溶蚀反应实验，结合X射线衍射（XRD）矿物定量分析、场发射扫描电镜（FE-SEM）微观形貌表征及岩石力学性能测试，系统研究了SC-CO₂协同地层水对储层的改造效果。实验结果表明：SC-CO₂优先溶蚀斜长石和方解石等矿物，导致黏土矿物含量显著降低，并形成微小裂缝和孔道。基于CT扫描构建的三维数字岩心模型进一步揭示，经SC-CO₂处理后，储层孔隙结构得到显著改善：配位数（CN）大于3的优势渗流通道占比提升约11%，喉道半径大于6 μm的孔隙体积增加16.5%以上，模拟渗透率与实际气测渗透率变化趋势一致，同比增幅均超过90%。同时，岩石力学测试显示：SC-CO₂作用后岩样抗压强度下降19.6%，弹性模量降低13.2%，泊松比增加8.7%，结合扫描电子显微镜（SEM）观察证实其通过力学弱化可有效诱发次生裂缝网络。研究表明：SC-CO₂凭借其纳米级分子扩散能力与零界面张力特性，能够有效进入微纳级孔隙，并与孔隙束缚水形成碳酸，通过水岩反应深度溶蚀储层内部，有效弥补了传统酸液难以触及微纳米级孔隙的局限。该方法为深层火山岩储层的经济高效开发及CCUS技术中的CO₂协同埋存与增渗改造提供了新的理论依据与技术路径。

在咸水层CO₂地质封存数值模拟中，气-水相平衡计算是获取气-水物性参数的核心环节，其准确性直接影响模拟结果的可靠性。目前的气-咸水相平衡模拟未充分考虑离子效应且未继承成熟的气-水相平衡框架，导致模拟可靠性不足。本研究旨在构建高精度CO₂-咸水相平衡模型。基于摩尔守恒定律与逸度相等原则，创新性地构建考虑离子效应相平衡模型。通过对比实验数据验证模型准确性，并分析不同地层条件下深部咸水层CO₂地质封存相平衡规律研究。研究结果表明：修正的物性参数可精准表征CO₂在单盐-混盐溶液中的溶解度；建立的模型可以量化表征CO₂-咸水相平衡计算关键指标（液相摩尔密度、气相摩尔密度、各组分摩尔组成、饱和度等）；离子的存在导致液相中H₂O摩尔分数上升而CO₂摩尔分数下降，同时导致液相摩尔密度增大而液相饱和度降低；气相中组分组成和摩尔密度基本保持不变，但气相饱和度呈现上升趋势；离子浓度越大，对相平衡计算结果影响越明显，且Ca²⁺、Mg²⁺离子对于相平衡计算的影响明显大于Na⁺、K⁺。本研究构建的模型通过继承气-纯水体系框架并创新引入离子修正，突破传统模型局限，为深部咸水层CO₂封存数值模拟提供高精度基础数据，对推动碳封存技术进步具有重要理论价值。该模型由气-纯水体系模型演化而来，具有良好的可拓展性。

碳酸盐岩气藏注二氧化碳（CO₂）在提高甲烷（CH₄）采收率的同时能够实现CO₂的地质埋存。针对孔隙-裂缝型碳酸盐岩气藏流体渗流表征不准确的问题，采用PR（Peng-Robinson）状态方程计算流体物性，建立考虑对流与扩散的双孔双渗数值模型，分析裂缝渗透率、储层倾角、裂缝孔隙度、基质孔隙度、注气速度等因素对CH₄采收率和CO₂埋存量的影响规律。数值模拟结果表明：裂缝渗透率越高，早期CH₄的产气量就越高，但CO₂突破后，CH₄产气量迅速下降；裂缝孔隙度和基质孔隙度的增加显著提高了CH₄采收率与CO₂埋存量；储层倾角增加，CH₄采收率和CO₂埋存量受重力分异影响也随之提高；注气速度越快，增压补能效果越显著，CH₄与CO₂产气量越高，CH₄采收率和CO₂埋存量下降；基质渗透率、注气时机及5% O₂对提采与埋存的影响较小。基于数值模拟结果，采用变异系数法和专家赋权法确定影响因素权重，通过层次分析法构建了碳酸盐岩气藏注CO₂提采与埋存的评价指标体系，并对WLH气藏的不同区块开展综合评价。综合评价结果表明，不同区块的储层物性差异显著，裂缝渗透率、裂缝孔隙度和储层倾角等指标的权重对评价结果有直接影响，但整体趋势与模型分析一致，验证了评价指标体系的有效性和正确性。研究成果为裂缝性碳酸盐岩气藏注CO₂提高气藏采收率协同碳埋存提供了理论依据与有效的评价指标体系。

碳捕集、利用与封存（Carbon Capture， Utilization and Storage，简称CCUS）是实现碳中和的关键技术，通过CO₂提高油气采收率和地质封存实现能源增产与减少CO₂排放的双重效益。然而，CCUS技术在大规模应用中面临工程设计和风险评估等技术挑战。传统解决方法依赖经验公式、实验验证和物理模型，在处理复杂系统时，计算效率低下，模型精度不足，难以处理多维度耦合问题。机器学习（Machine Learning，简称ML）凭借其强大的数据驱动分析能力和自适应优化特性，能训练出高精度预测模型，优化操作参数、预测储层流体行为、评估泄漏风险等，实现对复杂系统的实时监控和智能化决策，提升CCUS技术的安全性和经济性。研究系统梳理了ML在CO₂提高油气采收率与地质封存方面的应用。在CO₂提高油气采收率方面涵盖了渗流机理建模、优化井网设计、产量预测与评价、多目标优化、预测最小混相压力、预测气体吸附曲线、评估CO₂-CH₄扩散等；在CO₂地质封存方面包含储层优选、CO₂溶解与扩散机制研究、地质封存效果预测、风险评估等。ML在提升预测精度、优化操作参数、提高计算效率等方面展现出显著优势，已在储层优选、气体吸附预测、封存效果预测等关键领域取得重要进展，但在复杂地质场景下的适应性、模型普适性、动态数据处理能力、物理解释性等方面仍有待提升。

东海A区块浅层CO₂地质封存面临着水平地应力差异大、循环应力影响显著等问题，然而现有水泥环完整性模型未有效建立非均匀地应力场与残余应变耦合作用机制，难以有效评估东海A区块浅层低压储层固井水泥环密封失效行为。因此，针对高地应力差的东海A区块CCS先导试验井在间歇性循环加载-卸载工况下的水泥环性能设计及完整性评价问题，在考虑非均匀地应力与水泥环残余应变影响情况下，结合水泥环剪切破坏和拉伸破坏安全系数评价准则，建立套管-水泥环-地层应力计算模型，基于东海A区块CCS先导试验井地质工程参数开展了水泥环力学应力分析与完整性评价，并开展了地应力差、残余应变及水泥环弹性模量等影响因素分析。研究结果表明：沿最小水平地应力方向的套管-水泥环胶结界面是水泥环发生拉伸破坏及剪切破坏的薄弱点；当井口注入压力增加时，水泥环剪切破坏安全系数呈指数式增大而拉伸破坏安全系数呈线性增大，水泥环更倾向于先发生塑性剪切破坏；地应力差有助于提升水泥环破坏安全系数余量，而水泥环残余应变的增加会造成水泥环破坏安全系数增大，水泥环剪切破坏安全系数随弹性模量的增大先增加后减小，因此，须建立注入压力动态调控机制并优化循环加载路径以抑制残余应变累积效应；为降低在水泥环高弹性模量条件下面临的残余应变值高累积风险，避免水泥环弹性模量在较低的水平条件下面临的剪切破坏安全系数余量较低的问题，在工程实践中需结合注入压力工况确定弹性模量阈值，确保在降低应力集中效应的同时避开剪切破坏安全系数的局部极值区域。

致密油藏物性差和压力系数低的特点使得低渗透油藏成功应用的超前注水开发技术难以直接移植到致密油藏。超前注CO₂技术作为一种新兴提高采收率的方法受到关注，然而其微观驱油特征和提高采收率效果仍有待研究。为此，选取鄂尔多斯盆地西331区块长8段储层岩心，结合核磁共振技术完成了水驱、不同压力的CO₂驱和不同压力的超前注CO₂驱实验，明确了不同开发方式下的采收率特征和微观动用特征。同时，根据毛细管模型建立了动用下限计算模型，获取了不同开发方式的孔隙动用下限。实验结果表明，水驱采收率在40%左右，原油主要来自于大孔隙，中小孔隙动用效果较差；相比水驱，超临界CO₂驱采收率更高，且随着驱替压力的增加而增加，混相驱采收率为76%；超前注CO₂驱替进一步提高了采收率，压力达到混相压力的1.2倍时，采收率为87%，中小孔采收率达到了14.1%，约为混相驱的1.5倍；水驱和CO₂非混相驱后剩余油以连片剩余油为主，岩心出口端剩余油仍然较多；随着CO₂驱压力的增加，原油饱和度下降明显，且连片剩余油减少，表现更多孤立油滴；超前注CO₂驱后，原油饱和度进一步下降，且大面积的连片剩余油明显减少，主要表现为孤立油滴和小连片聚集的剩余油；水驱孔喉动用下限为194 nm，CO₂驱和超前注CO₂驱孔隙动用下限随着注入压力的增加而降低，超前注CO₂驱可动用20 nm孔隙内原油。

CCUS（碳捕集、利用与封存）技术可实现提高采收率增油创效和减碳封碳绿色发展的战略目的，在技术迅速发展的同时也出现了部分问题和难点，制约了技术的推广应用。该研究依托中国首个百万吨级CCUS示范项目，针对油藏开发矛盾和技术难点，将理论研究、室内实验与矿场实践结合，基于混相驱的理论指导油藏开发和矿场问题剖析，以此进一步完善开发理论和技术思路，总结提炼了中深层低渗透油藏高压混相驱的关键技术及其理论内涵。示范工程贯彻“CO₂全程高压混相驱”的理念，采取“连续注入保混相、油水联动建驱替、注采协同扩波及”的方式提能量、扩波及，形成了差异补能高压混相、均衡驱替、三相前缘调控、气驱监测、高效封存等关键技术，油藏开发认识和CO₂驱油关键技术逐步提升完善，支撑示范工程油藏开发取得良好效果。示范区立足探索新技术、破解技术难题、提升CO₂驱油理论认识，开展百万吨级CCUS矿场试验，13个单元中10个开发单元已达到混相，CO₂气驱见效率79.3%，井组气窜率控制在7.1%，单井产油量由1.8 t/d上升至3.2 t/d，气油比控制在300 m³/m³以内，气驱换油率逐步提升至0.21 t/t（每吨CO₂注入油藏后可换得的原油量），并呈逐步提升趋势，回注气阶段封存率达到97.1%，示范区CO₂高效驱替的理论认识和技术实践对同类低渗透油藏混相驱具有较大的指导和借鉴意义，对CCUS技术进步和扩大应用做了有效的探索。

CO₂长期封存中的羽流演变会使地层孔隙压力发生变化，严重时导致盖层完整性失效，使其存在泄漏的风险。目前对CO₂羽流演变规律与储盖层完整性的研究多基于单一的工程和地质参数，缺乏对CO₂泄漏率、羽流演变、储盖层完整性的影响因素研究。以鄂尔多斯陆上咸水层封存项目为例，结合实际工程、地质参数，建立了CO₂长期封存羽流演变与地层压力分析模型，以CO₂气体饱和度、泄漏率、孔隙压力和莫尔-库仑（Mohr-Coulomb）准则作为评价羽流演变与储盖层完整性的依据，并采用控制变量法对注入参数及储盖层物性参数进行了敏感性分析，厘清了影响羽流演变与储盖层完整性的主要因素。结果表明：羽流的横向、纵向运移范围的主要影响因素分别为注入速率、盖层渗透率，低于0.01×10^-3 μm²的良好盖层可有效防止CO₂持续纵向运移；储层渗透率主要影响羽流运移的速度，40×10^-3 μm²的相对高渗储层能让CO₂羽流在15 a内达到稳态运移范围。影响CO₂沿盖层渗漏的主要因素为盖层渗透率，其超过1.25×10^-3 μm²将导致泄漏率超过联合国政府间气候变化专门委员会（Intergovernmental Panel on Climate Change，简称IPCC）规定的1%。储层渗透率低于5×10^-3 μm²或注入速率高于30×10⁴ t/a时，储层岩石存在破坏风险。储盖层完整性是保证地质封存项目长期稳定运行的关键，良好的储盖层组合及合适的注入方案，可使泄漏率低于1%、压力累积减小50%左右。研究结论可为中国地质封存项目的目标层位选择及注入方案设计提供参考。

CO₂地质封存潜力的定量计算是前期封存选址适宜性评估和后期量化核查的重要组成部分。油气藏作为封存的优选地质体，兼具提高采收率经济效益与CO₂封存环境效益。其中，具有良好圈闭结构的常规（枯竭）油气藏是经典碳封存潜力评估模型发展和应用的基础。而针对不同油藏条件、项目不同阶段场景以及充分考虑各种封存机制贡献的潜力评估模型仍需进一步更新。系统综述了油气藏CO₂封存机制及封存潜力的评估方法，并对模型的发展历程与应用实践进行分析总结。在封存机制方面，油藏以构造封存、残余封存、溶解封存和矿化封存为主；气藏则依赖压力补充、竞争吸附和重力分异协同作用。该研究梳理了20种主流潜力评估模型，根据模型基本原理将其划分为考虑地质储量与采收率、考虑封存可用储层孔隙空间、原始模型改进与拓展、新角度与新方法4个阶段。目前，模型仍以构造和残余封存为出发点，仅少数量化溶解与矿化贡献；输入参数精细化与不确定性量化成发展趋势；混相压力预测、溶解度计算、矿化反应动力学和气体竞争吸附的时空间演化机制仍需进一步探究。未来需耦合地质监测数据与人工智能技术并开发轻量化评估工具，支撑场地级工程决策，推动封存潜力评估从“理论可行”迈向“工程落地”。

陆相湖盆泥页岩具有岩相类型多样、垂向叠置复杂的特征，在岩相类型划分基础上开展岩相组合类型划分和有利组合优选，对于落实页岩油“甜点”层、“甜点”区具有重要意义。高邮凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）是苏北盆地页岩油勘探的重点区带和层系，其岩相类型单层厚度薄且纵向变化频繁，对于岩相组合类型划分及评价研究尚处于初步阶段。以高邮凹陷阜二段深层HY7井为研究对象，通过岩心观察、薄片鉴定、全岩X衍射分析、主微量元素分析等手段，在岩相类型识别和纵向沉积环境演化规律分析基础上，开展岩相组合类型划分与发育规律研究，并结合不同岩相组合类型的评价参数对比，优选有利组合类型。研究结果表明：HY7井阜二段以混积类岩相和长英质类岩相为主，以层状或纹层状长英质-灰质或白云质混积岩最为发育。阜二段沉积环境纵向上表现为气候早干晚湿、水深早浅晚深、盐度早高晚低、物源供给早高晚低、生产力早低晚高，可划分为6个演化阶段。结合各演化阶段内沉积旋回升降变化、不同岩相类型的垂向叠置关系、厚度占比等，划分出7种主要岩相组合类型。其中，层状或纹层状长英质-黏土质混积岩、长英质-灰质或白云质混积岩互层组合为最有利组合类型；层状或纹层状碳酸盐岩、长英质-灰质或白云质混积岩占主导的组合可作为较好的储集层。

古近系阜宁组一段（以下简称阜一段）是苏北盆地高邮凹陷油气富集层系之一，深部储层勘探潜力较大，但储层物性整体较差，制约了该领域的勘探拓展。为了明确局部异常高孔发育、储集条件良好的“甜点”储层展布规律和有利区带，有必要系统开展高邮凹陷阜一段深层异常高孔成因类型及储层演化模式研究。研究利用储层物性分析、薄片观察、电镜扫描、阴极发光等手段，并通过剥去盐城组地层厚度及划分构造单元等方法来开展阜一段深层储层物性分析，认为不同区带阜一段异常高孔分布特征存在明显差异，其中，斜坡带发育双异常高孔段，而断阶带仅发育单一异常高孔段，并明确了异常高孔发育区带。针对不同区带异常高孔的差异成因控制因素进行分析，明确了油气伴生、异常高压是控制异常高孔发育成因的关键因素，其中，油气伴生有助于促进溶蚀、抑制胶结等成岩作用，是斜坡带中坡及断阶带地区异常高孔发育的关键控制因素；地层异常高压有利于促进油气伴生，并起到促进溶蚀、抑制胶结、减缓压实等成岩作用，是斜坡带内坡地区异常高孔发育的关键控制因素。根据关键因素差异及地层压力区带分布，将阜一段异常高孔分为油气伴生型和异常高压型两种成因类型，其中，油气伴生型主要分布在埋藏相对较浅、局部处在深部储层的斜坡带中坡及断阶带等地区，而异常高压型主要处在斜坡带内坡地区，是深层储层的主要类型。同时，建立了阜一段深层两类异常高孔演化模式，其中斜坡带中坡、断阶带主要为油气伴生溶孔保孔模式，而斜坡带内坡为油气伴生与异常高压叠合溶孔保孔模式。在此基础上，指出了斜坡带内坡等深部储层构造高带与地层异常高压叠合区内的有效圈闭是“甜点”储层发育的有利位置，为拓展深部储层提供了依据。

针对缝洞型油藏注水开发过程中底水沿裂缝快速突破导致“阁楼油”难以有效开采的难题，提出“凝胶-无机颗粒协同筑坝控水增油”策略。该方法通过凝胶封堵窜流通道与无机颗粒纵向堆积的协同作用，在近井溶洞内构筑具有一定高度和坡度的稳定坝体，抬升溢出点促使底水绕流，从而扩大水驱波及体积，动用顶部剩余油。研究基于现场井例和实际地质模型，构建了大尺度可视化缝洞型油藏物理模型，并通过相似原理设计等效堵剂和注采参数，模拟藏内筑坝过程，探究不同注入模式下堵剂运移分布规律，分析堵剂组合模式、段塞数量、堵剂总量、堵剂比例、注入速度及溶洞填充度对坝体形态和控水增油效果的影响。最后基于反向传播（Back Propagation，简称BP）神经网络构建模型预测筑坝高度和采收率提升效果。实验结果表明：①凝胶与无机颗粒协同筑坝能有效动用溶洞顶部剩余油，采收率提高14.4%，控水增油效果显著；②堵剂组合模式直接决定坝体形态和高度，注入参数显著影响堵剂运移规律，进而影响控水增油效果；③基于BP神经网络构建的模型经充分训练后，成功预测不同注入模式下坝体高度和采收率增加值，其均方根误差分别为22.24和2.92。研究揭示了协同筑坝机制，明确了工艺参数优化方向，为缝洞型油藏注水开发后期提高采收率提供了新思路和有效方法。

西湖凹陷是东海陆架盆地中极具油气勘探价值的富烃凹陷，其始新统平湖组在近年来的勘探工作中持续取得突破，已成为油气勘探开发的重要层位。由于以往研究多基于宏观区域开展且资料分散，致使学术界对平湖组沉积体系的认识存在诸多争议，严重影响后续勘探开发的精准度与效率。研究以西湖凹陷平北地区平湖组早期沉积为切入点，综合运用岩心、测录井、地震等多种资料，深入开展了沉积体系研究，旨在明晰其沉积特征并建立沉积模式。经研究，平湖组下段可划分为层序一、层序二共2个三级层序，二者均展现出显著的潮汐沉积特征，标志性沉积构造包括双向交错层理、再作用面、双黏土层以及脉状—波状—透镜状潮汐复合层理等。其中，层序一时期，研究区呈现典型的障壁滨岸沉积环境。北东—南西走向的障壁砂坝将区域一分为二，西侧形成潟湖—潮坪体系，发育潮道、三角洲前缘等沉积微相；东侧为开阔滨岸体系，发育与障壁岛平行的条带状沿岸砂坝。而在层序二时期，受区域海侵作用的影响，障壁岛—潟湖体系发育受到抑制，沉积环境转变为潮汐主导的开阔潮坪沉积，完整发育砂坪—混合坪—泥坪沉积序列。受潮汐作用影响，潮间带—潮下带发育北西—南东向潮道，潮下带也发育潮汐砂坝和砂坪。进一步通过对砂体类型、形态、展布规律的详细剖析，并结合沉积环境与经典沉积模式，建立了障壁滨岸—潮坪复合沉积模式。模式的建立不仅为理解西湖凹陷沉积演化过程提供了依据，而且对指导西湖凹陷自斜坡带至凹陷区的油气勘探开发具有指导意义。

东海海域涌浪大、台风频发，导管架平台施工作业主要借鉴南海作业海况限制条件和待机率，导致平台实际安装工期及费用与设计预期偏差大。因此，开展东海海域导管架平台施工作业窗口研究，对保障导管架平台在东海海域安全、经济安装方面具有重要指导作用。采用高精度模式对东海目标海域点位处的海况条件进行了模拟，并基于附近海域预报和观测数据对模拟结果加以修正，创新性地建立了长时间跨度、大数据容量的海况资料库，在此基础上采用综合分析法、倒推法等研究方法，综合考虑设计海况、船舶性能、海域气象等因素影响，形成了东海导管架平台施工窗口识别技术，并按月识别出了东海海域适宜导管架平台安装作业的天气窗口及待机率。结果表明：东海海域导管架平台海上安装的最佳窗口为4—6月，且在24 h连续作业情况下，4—6月作业率约为60%，48 h和72 h连续作业情况下，各月份作业率较24 h分别降低约10%和20%；若施工作业时有义波高由1.5 m提高至2.0 m，各月天气待机率均有20%~40%的降幅。相关研究结论填补了东海海域导管架平台施工作业窗口数据的空白，可有效保障导管架平台海上安装作业的安全。

南海琼东南盆地异常高压成因机理复杂，造成钻前压力预测难度大、精度低，严重影响了钻探安全。以琼东南盆地陵水构造64/07区块为研究对象，从构造演化、加卸载机制等方面分析，揭示了该区块异常高压耦合成因机制，针对性创建了多机制耦合压力预测方法，并建立了已钻井地层压力剖面及区域地层压力三维模型，系统分析了该区块纵、横向压力体系。研究结果表明：该区域地层高压成因黄流组以上为欠压实成因，梅山组以下为欠压实与流体充注耦合成因。纵向上，莺歌海组中下部压力开始抬升，黄流组为压力过渡带，梅山组与三亚组进入超压带，最高压力系数可达2.10；横向上看，整体呈现“西低东高”“北低南高”特征，相关研究成果在L5-1井进行了应用。该方法核心在于针对梅山组地层压力耦合成因，建立了多参数有效应力法，引入下部高压层泥质含量、孔隙度及有效应力等参数，避开原始沉积加载及后续卸载这一不易确定的难题，实现了储层高压的精准预测。运用该方法钻前预测地层压力平均精度为87.1%，在实钻过程中，根据测井及测试数据，及时修正预测结果，下部地层压力预测精度提高至98.8%，满足了钻井设计及现场施工要求。

渤中A油田区是渤海海域首个中生界覆盖下深层变质岩潜山区域，受多期构造运动影响，裂缝储层分布规律复杂，如何刻画裂缝储层展布特征、规避区域整体开发风险，是亟待解决的问题。针对裂缝储层分布复杂、发育模式认识不清等难点，通过结合测井、地震等资料，综合考虑风化作用、古地貌等控制因素，将潜山储层纵向上划分为强风化带、次风化带和内幕带，进一步揭示了研究区潜山储层分布特征及发育模式。研究结果表明：平面上长期活动的断层附近发育优势储层，纵向上裂缝呈分带发育特征，上部强风化带发育网状缝，为古地貌主控的“似层状”分布模式，储层侧向连通性较好；中部次风化带发育网状缝和构造缝，为褶皱构造核部、断裂和古地貌主控的“似层状”分布模式，储层侧向连通性好于强风化带；下部内幕带发育构造缝，为褶皱构造核部和断裂主控的“漏斗状”分布模式，储层侧向连通性差。为提高驱油效率及纵向波及程度，通过分析潜山地质模式及裂缝储层分布规律，按照“优先动用次风化带，兼顾动用强风化带和内幕带有利区”的原则，将注气井部署在潜山上部，采油井部署在潜山中下部，为该地区潜山开发提供坚实支撑。通过推进评建一体化，探索形成了深层潜山勘探评价与开发试采同步的工作做法及模式，助推新发现储量高效建产，高部位3口试采井平均日产油气当量达300 t，为落实区域风险、实现储产快速转化奠定了基础，研究成果及实践经验对类似油田开发具有重要的指导和借鉴意义。