“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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

鄂尔多斯盆地低渗砂岩油藏面临着严重欠注、增注措施有效期短等问题，这些因素共同导致了油藏水驱开发效果较差。为了提高欠注井注入能力，根据鄂尔多斯盆地西部欠注严重区块的地质、注入水质等资料，分析了欠注严重区的整体注入情况，探讨了地质与注入水质对欠注的影响规律，选取了两大类、9项影响注水效果的因素，基于Spearman（斯皮尔曼）相关性分析法计算了欠注程度与各影响因素的相关系数。结果表明：注入水质与地层的相互作用具有积累效应，在长期注水过程中导致注入压力逐渐升高，进而影响油藏注入量。以鄂尔多斯盆地西部长8段采出水回注区为例，相关系数为悬浮物含量>含油量>中值孔喉半径>变异系数>悬浮物粒径。通过分析相关性及现场数据，针对性提出了欠注治理建议，以改善注水效果。

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。

鄂尔多斯盆地侏罗系层段埋深介于300~2 200 m，油藏中分布着大量的水平层理，导致压裂过程中裂缝形态和扩展方向变化复杂。通过室内巴西劈裂试验测试考虑层理影响的侏罗系层段岩心的抗拉性能，比较垂直层理面和平行层理面下试样的抗拉强度差异。基于测试数据，采用cohesive单元法建立可以表征多层理侏罗系油藏水力压裂的三维有限元模型，研究层理面强度和地应力差对水力裂缝形态及扩展路径的影响。结果表明：层理面强度和地应力差是影响水力裂缝发生转向的主要因素；高层理强度和高地应力差会降低层理面对水力裂缝的限制，增强水力裂缝纵向穿层能力；低层理强度和低应力差会导致层理面的开启，使裂缝由垂直方向转而向层理面扩展。研究结果可为侏罗系油藏压裂施工的优化设计提供指导。

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。

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。

查明煤系气合采时的产气来源及产气贡献能为合采方案制定奠定基础。以潞安矿区五里堠井田的煤系气勘探开发资料为基础，开展了3+4号煤系地层、15号煤层中CH₄气体的碳、氢同位素测试，结合二元气体分源模型，判识出6口合采井的产气来源及占比。基于突变理论，考虑影响煤系气产量的含气性、渗透性和解吸性等因素，计算出3口合采井中3+4号煤系气和15号煤层气的产气量贡献。结果表明：多产气层气体的碳、氢同位素值存在差异时，可以据此判识各产气层的来源及占比。当3+4号煤系地层稳定产气但15号煤层未解吸时，产出的气体均来源于3+4号煤系地层；当3+4号煤系地层和15号煤层均稳定产气时，3+4号煤系地层产气来源占42%~45%，15号煤层产气来源占55%~58%。基于突变理论计算出的3口合采井的产量劈分系数与实验测试结果相差不大，印证了该方法的可行性。该成果为准确判识该井田煤系气合采产层来源及贡献提供了方法和依据。

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。

液态CO₂相变致裂技术（LCPTF）是一种能够提高煤层气采收率的新型无水压裂技术。为了研究CO₂相变致裂前后的煤体吸附性变化特征，选取余吾煤矿3号煤层为实验对象，开展高压压汞、低温液氮吸附实验和CH₄等温吸附实验，分析液态CO₂相变致裂技术对煤体吸附性的影响。研究结果表明：液态CO₂相变致裂后，煤体吸附孔孔容和吸附孔孔比表面积减小；煤体渗流孔孔比表面积减小，渗流孔孔容增大。液态CO₂相变致裂技术能够通过改变煤体的孔隙结构进而影响煤体Langmuir（朗缪尔）吸附常数的变化。液态CO₂相变致裂后，Langmuir吸附常数a值降低、吸附常数b值增加，表明液态CO₂相变致裂作用对煤体具有吸附能力降低、解吸速率增强作用。研究为液态CO₂相变致裂技术的改进和现场应用优化提供了理论指导。

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。

“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。

深层煤层气直丛井生产解吸规律、游离气与解吸气的转换时机尚不明确，产能差异的主控因素仍不确定，影响产能的提高。为进一步评价产能主控因素，基于36口直丛井的生产动态参数，结合神经网络预测井底流压，形成了以初期米采气指数为核心，综合多种机器学习算法的产能影响因素评价新方法。结果表明：①Beggs & Bill模型和Gray模型对深层煤层气井底流压预测适用性差。单相气体模型随着产水量下降，整体误差变小。采用神经网络方法预测效果较好，与实测相对误差小于10%。②采用Kendall’s tau-b（肯德尔相关系数）分析，离散型主控因素为微构造位置，主要位于抬升区正向构造区；其次为裂缝发育程度，以较发育和发育为主。③联合套索回归-随机森林-决策树逐步剔除非相关影响因素，确定影响产能的连续型主控因素从大到小排序为：灰分含量、平均施工排量、入地总砂量、见气时返排率、垂厚、声波时差、伽马、平均施工压力、百目砂占比、气测平均值，工程因素对气井产能影响不能忽视。该方法结合多种机器学习算法的优点，操作性强，提高煤层气动态预测精确度，有助于优化压裂设计参数，为提高煤层气压后的产能提供科学依据。