弹性二相法是评价气井控制原始地质储量的动态法，又称为拟稳态法（pseudo-steady-state method）或气藏范围测试法（reservoir limit testing method）。该法主要用于气井初期测试，评价岩性、断块和裂缝类型气藏井控的原始地质储量。由压力平方表示的弹性二相法，在中国从1994年起，连续4次被列入国家油气行业标准（SY/T 6098—1994，SY/T 6098—2000，SY/T 6098—2010，SY/T 6098—2022）。与拟压力表示的弹性二相法相比，由压力平方表示的弹性二相法是一种较好的近似评价方法。利用AL-HUSSAINY（1966）指出的拟压力关系式，经理论推导，得到了拟压力的弹性二相法，并应用WATTENBARGER（1968）对μ_gZ随p的变化关系研究，对拟压力弹性二相法进行了简化，分别得到了由压力一次方和压力平方表示的弹性二相法。目前，在国内外的文献中，尚看不到有关拟压力弹性二相法推导的报道。通过实例应用表明，压力一次方表示的弹性二相法评价的井控原始地质储量明显偏低，而由压力平方表示的弹性二相法评价的结果明显偏高。

分布式光纤传感技术作为最新的水力压裂监测技术，应用于各大油田的水力压裂过程中，并且能够实现实时监测，已取得了显著的应用效果。为使业界进一步了解不同类型传感技术的基本原理、理论模型研究进展、现场应用情况，从分布式光纤温度传感技术和声波传感技术在水力压裂过程中的监测基本原理出发，系统总结了各类传感技术的理论模型研究进展和在产液剖面、裂缝扩展形态监测等方面的应用现状，最后提出了未来分布式光纤传感技术的发展方向。研究结果表明：①分布式光纤传感技术可以利用温度或者声波信号转换得到周围环境温度或应变的变化情况，从而实现水力压裂过程中的实时监测；②与分布式光纤声波传感技术相比，温度传感技术的相关理论模型相对较为成熟，能够实现产液剖面及裂缝形态的相关计算；③分布式光纤传感技术主要用于水力压裂过程中压裂液的注入、裂缝扩展等方面的监测。结论认为：分布式光纤传感技术可以有效地推动中国非常规储层的勘探和开发，同时提高水力压裂效果评价技术水平，这对中国油气行业的可持续发展具有重要推动作用。

“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。

鄂尔多斯盆地西南缘广泛发育不同规模断层和裂缝，极大地改善了致密储层渗流能力，形成了基质储层低渗透背景下的优质油藏类型——断缝体油藏，同时也加剧了油藏的非均质性和产能的差异性，给油藏内幕结构精细刻画和产能控制因素研究带来挑战。充分运用断裂体系空间刻画、断裂分类分级和产能对比分析等方法，基于井-震-藏联合攻关进一步明确了断缝体油藏开发特征。建立了断缝体油藏“二元四区”模型，划分出断核破碎带、诱导裂缝带、微裂缝改造带、基质孔隙带等4个区带，其中断核破碎带是主要产量贡献单元。断层延伸长度越长、实钻构造位置越高，断核破碎带单井产能越高。诱导裂缝带距离断层越近，产能也越高。断缝体油井生产特征主要分为3个阶段：①断裂系统作为储集体的高产阶段；②断裂系统既作为储集体又同时发挥导流作用的储-导转化阶段；③裂缝主要发挥导流作用阶段。通过研究大幅提升了断缝体油藏高产井占比，同时对盆地西南缘中生界油藏高效滚动勘探开发部署具有重要的指导作用。

苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）页岩油勘探取得重大突破，但其泥页岩总有机碳含量（TOC）普遍不高，一般低于2%。业界认为陆相咸化湖盆“低TOC”烃源岩能生成大量油气，称之为陆相咸化湖盆的“低TOC”高效生烃模式。由于生排烃效应，烃源岩的TOC会降低，因此，恢复烃源岩原始TOC对客观认识烃源岩的生烃能力、油气资源评价和持续增储上产具有重要意义。以溱潼凹陷典型钻井阜二段泥页岩为研究对象，利用生烃模拟实验和岩石热解资料，采用热模拟TOC演化、有效碳（PC）演化和元素质量守恒法，对QY1井阜二段泥页岩TOC进行了恢复。结果表明：咸化湖盆烃源岩的TOC恢复系数最高可达3~4，且受到岩相的重要影响。随着热演化程度增高，TOC恢复系数增大，纹层状页岩TOC恢复系数高于块状泥岩，QY1井阜二段Ⅳ亚段泥岩、Ⅰ—Ⅲ亚段页岩TOC恢复系数可分别高达1.1~1.5、1.5~3.0。母质类型和生烃活化能的差异导致页岩成烃转化率和TOC恢复系数高于泥岩。

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。

塔里木盆地走向深层领域，油气藏的复杂性和高投资成本给经济开发带来了极大的挑战。从油气藏成藏、成储角度出发，重点总结了深层油气成藏条件、储集空间类型、储集体内部结构和烃组分变化4个维度的复杂性和特殊性，深入讨论了目前制约深层油气藏高效动用、提高采收率、开发经济性的3个核心问题及其对策，由此提出解决这些核心问题的4个攻关方向：①近源“生输储盖”组合下的油藏特征预测方法；②深层缝洞保存的量化参数表征方法；③分隔缝洞体边界及内部连通性表征方法；④建立超深层领域全生命周期经济评价体系和差异化开发策略。上述的思考和对策为高效开发深层、超深层碳酸盐岩油气藏、保障国家能源安全提供了借鉴性的意见和建议。

针对深层低渗凝析气藏由衰竭开采转变为气驱开发过程中适应性不明确的问题，综合采用PVT（地层流体高压物性）分析仪、长岩心驱替物理模拟技术和数值模拟计算方法，开展了一系列评价研究。通过对比分析注CO₂、天然气（伴生气、CH₄）、N₂对凝析气体系高压物性影响与提高凝析油采出程度情况，明确了深层低渗凝析气藏气驱的适应性。实验结果表明：CO₂在凝析油中的溶解度和溶解气油比最大，具有较强降低凝析气藏饱和压力和露点压力的特点，提高凝析油采出程度的效果最佳。同时，采用长岩心物理模拟技术针对CO₂驱进行了注入时机、注入方式、注气速度优化研究，明确了在露点压力以上脉冲式注气效果更好，为注气开发技术政策及现场方案的实施提供数据支撑。

稠油油藏是一种重要的战略资源，对保障国家能源安全起到重要的作用。国内外稠油开发主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、驱泄复合（SAGD）、火烧驱油4项技术，受技术适应性、成本高及对环境不友好的影响，其推广和运用存在一定局限性。胜利油田根据自身油藏特点，形成了薄层水平井、热化学复合和化学降黏3项新技术，拓展了开发技术界限，使稠油油藏开发的有效厚度界限低至2 m、油藏埋深为2 000 m、储层渗透率界限低至100×10^-3 μm²。根据各项技术特点和矿场应用效果，建立了以技术适应性为基础的稠油新分类标准，把稠油油藏分为5大类，指导矿场稠油开发技术方向的选择。结合目前技术发展方向和新的形势要求，指出“多元热复合”“非热力开发”“纳米材料应用”将是稠油开发技术3个趋势。

页岩岩相的识别、划分在页岩油气勘探开发工作中具有重要的理论及实际意义。以苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩为研究对象，通过对典型钻井溱页1井岩心样品进行全岩/黏土X射线衍射分析，应用前人的页岩矿物组分“三端元”图解，得出该地区的页岩岩相类型。同时，利用一种基于原子搜索优化算法优化的BP（反向传播算法）神经网络方法对测井信息进行数据挖掘，以此建立黏土矿物、硅质矿物、碳酸盐岩矿物相对含量的预测模型，实现了通过自然能谱到页岩矿物含量的定量表征。最后应用该模型对溱页1井和沙垛1井阜宁组二段进行岩性预测及岩相识别，其识别结果与样品实测数据的岩相划分结果高度一致。研究为实现页岩岩相的间接识别提供了一个经济、快速、高效的方法，可通过测井曲线有效地预测页岩岩相组合体的主要矿物成分，为缺乏取心、实测样品井段的岩相识别提供依据。

缝洞型碳酸盐岩储层非均质性极强，储集空间结构和渗流关系复杂，为地应力分析、注采参数选择、力学完整性评价带来了诸多挑战。因此，为进一步明确缝洞型碳酸盐岩储气库运行过程中的地应力变化、保证储气库运行过程中的力学完整性、提高上限压力，建立机理模型，分析缝洞型碳酸盐岩储气库应力分布特征及四维地应力变化规律，同时评价不同介质力学完整性。结果表明：①缝洞型碳酸盐岩储层相较于均质储层在缝洞处应力集中较为明显，尤其溶洞边界易出现应力的极小值；②缝洞处孔隙压力及应力变化更为剧烈，储气库运行过程中溶洞边界更易发生剪切或张拉破坏；③在采气过程中，溶洞边界沿最小主应力方向更易发生剪切破坏，注气过程中，溶洞边界沿最大主应力方向更易发生张拉破坏；④缝洞型储层整体相较于均质储层更易在注气过程发生张拉或剪切破坏，采气过程缝洞型储层整体较为安全，但洞周围更易发生剪切破坏。研究成果可为缝洞型碳酸盐岩储气库地应力分析和力学完整性评价工作提供理论及方法支撑。

济阳坳陷页岩在沙三下亚段和沙四上亚段等主要产层获得重大突破，但开发时间短，存在单井产量差异较大，产量主控因素尚不明确的问题，深入分析页岩油水平井高产主控因素、优化确定合理压裂工艺参数仍是目前研究的重点。为明确各因素对水平井产量的影响，基于矿场实际数据开展因素关联性分析和规律挖掘。利用灰色关联分析方法及主成分分析方法定量计算页岩油水平井生产90 d、180 d和270 d的平均日产油量与压裂液用量、加砂量等影响因素之间的相关性，并在此基础上建立页岩油产能预测模型，结合SHAP算法对压裂参数进行优化分析。结果表明：压裂液用量、加砂量和破裂事件数是影响产量的主要工程参数，灰质含量、总有机碳含量和页岩孔隙性是影响产量的主要地质参数；随着生产时间的延长，地质因素对产量的影响逐渐增强，工程因素对产量的影响逐渐减弱；压裂参数优化分析确定了40~45 m压裂段长，2 700 m³单段压裂液用量，180 m³单段加砂量为最佳压裂施工参数，为页岩油水平井的开发决策和压裂设计提供了新的技术思路。

涪页10井的钻探获取了东岳庙段典型陆相页岩相关特征参数，其页岩储层介孔和大孔发育，非均质性较强，主要孔隙分布在10 nm左右。纳米孔中受限流体的临界参数偏移使得受限空间下凝析气的流体性质与常规室内实验测试结果存在差异。为更合理地开采页岩凝析气，结合室内相态实验、受限流体临界参数偏移计算和数值模拟，开展页岩凝析气相态特征分析和开采特征研究，明确凝析气的相态变化规律和开采特征。考虑临界参数偏移的凝析气相态特征计算表明：随着孔隙半径减小，体系组分的临界温度、临界压力降低，相图向左下收缩，露点压力降低，气相黏度降低，偏差因子增加，反凝析液饱和度逐渐降低。通过机理模型分析了临界参数偏移对衰竭开采效果的影响，结果表明：随着孔隙半径减小，天然气采收率基本不变，凝析油采收率逐渐增加，孔隙半径减小至10 nm，凝析油采收率增加9.93%。研究结果对页岩凝析气藏开发具有指导意义。

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。

针对页岩油藏压裂开发过程中，焖井效果井间差异大、焖井有效性和时效性不明确等问题，建立了考虑裂缝闭合、油水渗吸置换以及压裂液滞留多效应协同的压裂—焖井—生产一体化数值模型，并验证了模型的可靠性，探究了页岩油井压后焖井期间地层油水运移规律以及合理焖井时间。研究结果表明：①焖井期间地层油水运移特征在时间上呈现阶段性变化，依次可分为裂缝闭合、渗吸置换和能量平衡3个主控阶段，同时也在空间上与水力裂缝的复杂程度密切相关；②在毛管渗吸作用下，适当延长焖井时间有利于压裂井初期见产，但压裂液在基质中的滞留量增多也会加剧油相相渗伤害，结合累增油量变化规律，明确了合理焖井时间宜在30~45 d；③考虑真实工况对焖井作用的影响，提出了以“压裂+焖井时间”作为焖井优化的指标，提高时间效益的同时可以减少井间差异。研究提出了体积压裂水平井焖井作用评价方法和模拟流程，其结果对页岩油压裂后合理焖井时间优化具有指导作用。

页岩油藏具有复杂的孔隙结构和超低渗透能力，合理评价储层基质和压后不同类型裂缝流动能力对制定合理工作制度和有效开发页岩油藏具有重要指导作用。采用巴西劈裂方法模拟不同裂缝形态，基于核磁共振技术构建了一套评价基质和裂缝流动能力方法，并以苏北盆地高邮凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）页岩岩心为基础开展了基质和裂缝导流能力评价研究。实验结果表明：页岩储层最小流动孔隙尺度为10 nm，应力条件下流动规律表现为非线性、线性两段式；影响裂缝系统导流能力因素包括裂缝类型、开度、应力大小和驱动压差等；应力越大渗透率损失越大，最高可达95%，缝网越复杂开度越大，渗透率损失越大；生产过程中需要依据裂缝发育情况、上覆岩层有效应力特征来合理控制地层流体压力与井底流压的差值，保障油井能稳定生产，压力均匀向外传播；高邮凹陷阜二段页岩油井有效应力介于7~10 MPa、流动压差介于10~15 MPa为合理下泵时机或进行地层补能时机。研究成果对完善页岩渗流机理理论和现场应用具有重要意义。

中国石化探区油页岩资源丰富，是国家重要的战略储备资源和补充能源。加快油页岩勘探开发对改善中国能源结构和保障国家能源安全具有重要意义。为了实现油页岩规模勘探与效益开发，通过调研梳理国内外成功开展油页岩原位开采现场试验的技术，分析试验区特征、地质和工程适应性、选区选层要求等认为：国外壳牌公司电加热法技术、中国吉林众诚公司的原位压裂化学干馏技术和吉林大学的局部化学反应法原位裂解技术实施了现场先导试验并获得成功，但中国两项技术的成熟度和可行性有待进一步研究论证，且现有的原位开采技术对深部油页岩的适应性均未得到验证。通过开展油页岩原位开采技术特点、地质资源条件、开采工程条件梳理分析，针对约束中国油页岩原位开采的关键因素，结合加热方式确定了4项地质参数、6项工程参数和分级评价界限，并根据约束油页岩原位开采利用的程度确定各参数的权重，建立了油页岩原位开采有利区地质-工程双因素评价模型，优选出15个中国石化探区和邻区油页岩Ⅰ类有利区。对选出的有利区进一步分析其顶底板、断裂、可动水等关键因素的影响，并综合评价优选出4个试验目标区，分别为：鄂尔多斯盆地南缘旬邑区块、博格达山北麓南缘上黄山街含矿区、茂名盆地电白含矿区、抚顺盆地抚顺含矿区。

为探讨苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段（以下简称阜二段）不同亚段和不同岩性泥页岩的生烃潜力及其含油性，以及页岩油富集层段的分布特征。采用了地球化学分析与模拟实验相结合的研究方法，提出了适合于研究区地质特点的泥页岩含油率表征方法，确定了阜二段泥页岩的含油率和页岩油赋存状态，揭示了页岩油富集层段的分布特征。结果表明：研究区阜二段泥脖子亚段和龟背亚段的泥页岩的总含油率较高，但游离烃含量较低，吸附烃含量中等—较高，可动性较差；七尖峰亚段、四尖峰亚段和山字形亚段的含灰云页岩、灰云质页岩等的总含油率和游离烃含量均较高，吸附烃含量较低，可动性较好，而含灰云泥岩、灰云质泥岩的总含油率和吸附烃含量中等，游离烃含量相对较低，泥灰岩总含油率、游离烃和吸附烃含量均较低。研究区深凹带阜二段一、二类页岩油富集层段主要分布在四尖峰亚段和山字形亚段的中下部；斜坡带页岩油富集段不发育，局部分布有二类和三类页岩油有利层段。

储层评价是致密砂岩气藏开发的基础，评价结果的准确性直接影响气藏开发的潜力分析，评价方法的选择影响到开发指标预测的可靠性、开发调整部署的科学性。为解决致密砂岩气藏储层评价影响因素多、主控因素不明确、参数敏感性未知、评价指标未量化等问题，以川西新场气田蓬莱镇组气藏为例，运用层次分析法理论，建立定量分析模型，将复杂问题简单化、定性问题定量化。方法优选地球物理、测井解释和地质基础等参数为准则指标，通过构造判断矩阵、确定指标权重、一致性检验等步骤，建立定量评价模型，得到权值向量，再利用真实井进行验证分析可采储量和无阻流量均与评价值呈现较好的相关性，说明研究方法具有较好的可靠性，进一步明确了储层划分类型及标准。根据研究方法确定的气藏储层评价指标，可以深化同区致密砂岩气藏开发“甜点”认识，提升致密砂岩气藏储层预测及开发部署质量，为同类气藏高效开发提供借鉴。

水平井组开发页岩油是基于水平单井压裂局限性提出的新型压裂方式。在水平井组压裂过程中，由于存在多口井和多条人工裂缝，且裂缝周围应力变化和井间地应力分布复杂，这种复杂的应力变化将进一步影响裂缝的扩展形态。因此，深入研究水平井组中不同压裂方式下应力场的变化机理和规律对于控制裂缝形态和提高裂缝复杂度具有重要意义。针对页岩油储层压裂改造过程中应力分布问题，通过构建水力压裂数值模型，系统地研究水平井组不同压裂方式下应力场的变化机理和规律以及裂缝扩展后的应力场变化规律，并基于裂缝的形态特点进行了压裂效果的定量评价。研究表明: ①同步压裂布缝方式可以有效影响井间地应力的变化，相较于正对布缝方式，交错布缝方式在井间产生的诱导应力提高了24%，并在相同井距下更容易引起井间地应力转向；②交错布缝方式下所形成的裂缝形态更为优越，压裂效果更为显著，交错布缝能有效提高裂缝的长度和宽度，使裂缝表面积和体积增大了4.6%和21.1%；③拉链压裂所形成的裂缝形态更为优越，压裂效果优于同步压裂，进一步增大了裂缝长度和宽度，使裂缝总表面积和总体积增大了1.3%和0.1%。

目前准噶尔盆地白家海地区侏罗系煤层具有弹性模量低、泊松比高以及硬度低的特性，直井水力压裂过程中存在加砂困难和产气量低等问题。为此，确定了“验证+探索”的技术路线，现场验证簇间是否干扰，探索不同压裂液的增产效果。研究结果表明：①通过直井现场试验表明，优先选择煤层作为水平井钻进的目标层，可以获得更好的开发效果；②簇间距、排量、黏度、支撑剂粒径与加砂规模是解决加砂困难和改造体积的重要参数，建议采用大排量、高黏度和组合加砂的压裂工艺；③经现场应用，冻胶压裂液造长缝和水平井细分切割体积改造是实现准噶尔盆地白家海地区侏罗系深层煤岩气效益增产的有效工艺措施，并取得了显著效果。研究的成功为深层煤岩气的勘探和开发提供了技术上的突破和支持，对准噶尔盆地煤岩气资源开发具有重要意义。

以大砂量、大液量为特点的储层改造技术推动深层煤层气开发取得突破，煤层气增储上产保持着良好势头。为探索深部煤储层水力压裂过程中裂缝扩展形态，在鄂尔多斯盆地延川南煤层气田开展不同压裂规模煤储层改造的矿场试验，对比分析压后裂缝扩展形态和储层改造面积，查明了不同类型气井、不同施工规模下裂缝形态的差异性，分析投产后的产气效果，形成了适合研究区深部煤储层改造工艺。结果表明：①低效老井多次中等规模压裂、新井多次大规模压裂和新井单次超大规模压裂均能有效延伸裂缝长度、扩大储层改造面积，但缝网形态存在较大差异。受排采过程和诱导应力影响，低效老井经多次中等规模压裂后，形成主裂缝延伸、次裂缝扩展的“玫瑰花”型缝网；新井压裂改造后形成的缝网形态呈“长椭圆”型，但单次超大规模的液体使用效率更高，相同规模下裂缝半长和改造面积更大。②随压裂次数增加，裂缝半长和改造面积均呈对数增加的趋势，且有明显的递减效应，试采证实2次大规模压裂施工具有良好的经济性，研究结果为井网部署提供了依据。以柴油为动力来源的压裂设备较难适应提升规模后的连续施工，电驱动压裂装置是未来整装煤层气田开发的可靠途径。

基于一种新的核磁共振信号标定法开展了致密砂岩岩样的油水渗吸实验，该方法可以根据回归模型将核磁信号总量换算为含油体积，相较常规方法计算更方便、更准确。研究发现渗吸过程可划分为过渡渗吸和稳定渗吸2个阶段，低黏度煤油渗吸样品最佳渗吸时间集中在68 h左右，高黏度致密油渗吸样品最佳渗吸时间集中在188 h左右。渗吸时间充足的情况下，煤油和致密油的最终换油率相差不大，但如果渗吸时间较短，则黏度越大换油率越低。同层位、同黏度的样品具有相似的渗吸动态特征；同层位、高黏油的样品达到稳定渗吸阶段无因次渗吸时间相较低黏油更短。以半径0.5 μm作为大、小孔隙的分界线，煤油渗吸样品中半径小于0.5 μm的孔隙渗吸换油贡献率平均为83.93%，占据主导地位，原油动用率平均为23.54%；半径大于0.5 μm的孔隙渗吸换油贡献率平均为16.07%，相对较少，原油的动用率平均为8.50%，普遍较低，容易形成水锁。致密油渗吸样品在所有孔隙中的渗吸换油贡献率则相对均衡，半径小于0.5 μm的孔隙原油动用率平均为14.82%，相对较低；而半径大于0.5 μm的孔隙原油动用率平均为29.82%，在焖井过程中普遍会得到有效动用。

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。

如何利用常规测井资料对储层含油性、储集性及可压性进行有效评价，是苏北页岩油规模化开发亟需解决的生产难题。利用常规测井资料与岩心实验资料，采用最优化、拟合、正反演数值模拟等数学手段，建立起总有机碳含量、有效孔隙度、层理缝密度、矿物组分含量等参数的计算模型，对页岩沉积构造和岩相进行分类研究。研究表明：溱潼凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）泥页岩以富有机质层状或纹层状泥岩、富有机质块状泥岩为主，有利岩相为富有机质层状或纹层状泥岩，有利岩相纵向上与非有利岩相交互出现。采用文中所导出的模型识别的“甜点”层段与采用特殊测井分析的层段位置具有良好的一致性，且现场应用效果良好。该方法和技术已应用于苏北盆地页岩油储层地质工程“甜点”段的选定工作，对苏北页岩油效益开发具有重要意义。

页岩气储集层致密性强，非均质性显著，自然产量极低，必须采用水力压裂技术进行增产改造才能获得工业气流，而评估压裂作业成效及优化工艺参数的关键在于获取准确的压裂缝网参数。传统裂缝监测技术（如微地震监测）费用高昂，无法实现井区全覆盖监测，而数值模拟预测模型需要大量的工程地质参数，导致地质资料不完整或缺失井段预测效果不佳，亟须一种经济高效地获取缝网参数的新方法。为此，提出一种基于深度学习的页岩气藏压裂缝网反演方法，其核心是以现场施工压裂曲线数据为基础，对压裂曲线特征参数进行量化分析，以缝网参数的强相关性指标作为输入，以微地震监测缝网参数（包括缝网长度、宽度、高度、体积）作为目标输出，建立BP（误差反向传播）神经网络反演模型，实现压裂缝网参数精确反演。根据渝西地区页岩气井现场450段压裂曲线，对模型进行了训练和参数优化，测试集缝网参数反演结果平均相对误差低于15%，验证了这种新方法对页岩气藏压裂缝网反演的可行性。

四川盆地川西坳陷须家河组致密砂岩气藏储量巨大，具有砂体厚、物性差、非均质性强、气水分布复杂等特点，给气藏的开发评价及建产选区带来极大难度。为实现气藏高效评价开发，以新场—合兴场须家河组二段气藏为研究对象，基于气藏静、动态特征，深度分析了典型井的古、今构造位置，断层特征，裂缝和储层品质等对产能的影响，明确气井高产的主要控制因素。通过分析各控制因素的综合作用，结合成藏研究成果，探讨天然气富集高产规律，结果表明新场—合兴场须家河组二段气藏气井可分为高产高效、中产中效、低产低效3种类型。高产高效和中产中效气井产量高、稳产好，主要分布在北南向四级烃源断层和五级断层附近，裂缝发育、优质储层厚度大，具有良好的地质条件。明确了气藏富集高产遵循古、今构造控藏，烃源断层控富，有效裂缝控产，优质储层控稳的规律，为该气藏的高效开发奠定了基础。

济阳坳陷东营凹陷页岩油岩相具有岩性复杂、非均质性强的特点，区域分布差异显著，目前尚无较好的测井方法能够识别和评价东营凹陷页岩油岩相特征。针对东营凹陷沙四纯上亚段页岩油岩相特点，从岩心刻度测井出发，结合岩心、薄片和实验分析化验等资料，按照“三端元四要素”的页岩岩相分类方案，明晰不同岩相测井响应特征并优选敏感参数测井曲线，建立了适用的页岩油测井岩相划分方法。结果表明：通过“分层+聚类AHC（合成聚类）”法、Fisher判别法、小波提频法、遗传优化神经网络等数学和地球物理方法结合，识别页岩油不同岩相的岩石组分、沉积构造、岩石结构和有机质含量，解决了因岩性复杂、测井分辨率不够、特殊测井资料不全和有机碳含量（TOC）模型精度不够等因素导致的岩相识别不出的问题，通过岩相四特征的识别，形成了东营凹陷页岩油岩相的测井定量判识方法技术，确定岩相集中段，为页岩油大规模的勘探开发提供了重要的地质依据。

苏北盆地高邮凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）页岩岩相非均质性强，纹层类型复杂且测井定量表征难度大，制约了页岩油“甜点”有利区带的优选。因此，基于阜二段不同沉积阶段的气候环境演化特征，结合岩心薄片、全岩衍射、元素录井、测井等资料，详细研究了高邮凹陷阜二段页岩纹层类型及纹层发育程度的测井定量表征方法。研究结果表明：高邮凹陷阜二段页岩主要发育长英质、黏土质、方解石和白云石条带等纹层类型，受古气候演化影响，阜二段各小层不同纹层类型占比存在差异，不同纹层类型的叠置耦合造成了纵向上页岩油差异富集，且纹层越发育，页岩油的富集程度越高。针对页岩纹层差异分布的地质特征，进一步通过电成像测井图像边缘检测和页岩沉积速率计算等方法综合分析，阜二段页岩Ⅳ-3—Ⅳ-7、Ⅴ-6—Ⅴ-8小层纹层发育程度高，为纵向上页岩油地质“甜点”层。其中基于电成像测井图像边缘检测的页岩纹层识别精度高，可适用于不同区块页岩油纵向“甜点”层的精细地质评价，而通过计算页岩沉积速率变化来表征纹层发育程度适用于开展页岩纹层发育程度的空间展布预测，指导页岩油的立体勘探。

苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居中国第一。随着开发不断深入，气田储量品质劣质化及未动用储量碎片化趋势明显，增加了未来效益开发的不确定性。为确保气田致密砂岩气藏的可持续效益开发，基于深化气田开发过程中所获得的地质与气藏工程认识的基础上，梳理了影响气田效益开发的影响因素，建立了该气田效益开发的技术对策。研究结果表明：①基于以经济产量为中心的评价模型对气田各区块经济效益进行实证分析，可以评价气田目前整体效益开发现状，指导未来整体开发方向；②为了支持气田致密气产业进一步发展，根据气田各区块效益评价，从地质和气藏工程的角度去寻求有效开发的配套措施，分类治理，分类施策，进而形成苏里格气田效益开发技术对策，实现气田持续经济有效开发。

川南泸州区块五峰组—龙马溪组的页岩气蕴藏量大，构造运动使地应力局部集中，从而引起裂缝和断层的产生，对页岩气的勘探开发有较大影响。为了优选页岩气勘探区，采用地震综合资料、古构造图和岩石力学参数测试等方法，运用神经网络算法和地质力学建模方法，对研究区多期古构造应力场进行反演，并对应力影响下的储层裂缝发育规律进行预测。研究结果表明：采用数值模拟和神经网络算法，可以进行多期构造作用下的地应力场反演。多期构造运动使地应力发生调整变化，地层背斜部位应力较为集中，背斜核部受到强烈构造作用而发生破裂，应力逐步释放；多期构造运动使储层岩石承受的应力逐步变化，易出现破裂带而形成断层，应力逐步减小；原有断层周边裂缝发育较为强烈，易出现应力衰减区域，从而出现多而短的小型裂缝。现今应力场受多期构造运动综合影响，分布较复杂，裂缝发育规律性不强，对页岩气钻井、开发等影响较大。研究成果对深层页岩气的勘探开发具有一定的指导意义。

沁水盆地作为中国高阶煤煤层气主要生产基地，储层具有成煤及成藏条件多样、构造复杂、渗透率低、储层非均质性强和改造难度大等特点，早期开发存在资源有效动用率低、单井产气量低、开发利润低等问题。通过分析高阶煤储层的特点和煤层气开发的规律，认为制约高阶煤煤层气高效开发的关键问题主要有3个：①高效开发建产选区精准性差；②开发技术适应性差；③改造工艺与煤储层的匹配性差。通过研究微构造、煤体结构、地应力和裂缝等影响高阶煤煤层气开发的关键因素，评价不同地质因素对产量的影响程度，进行多维度精细开发单元划分，明确不同单元地质特征，建立了“五元”可采性高效建产区评价指标体系，确立了高阶煤煤层气高效建产区优选方法。分析认为：由于高阶煤渗透率低、非均质性强，水平井能够连通更多煤层裂缝，扩大排采降压泄气面积，降低气、水流动阻力，具有单井产量高、经济效益好等优势，针对不同地质分区和开发程度，按照“控制储量最大化、采气速度最大化、经济效益最优化”的原则，形成了高阶煤煤层气水平井优化布井技术。在此基础上，以“启动缝网、压开新缝、控制储量”为目标，形成了聚能定向射孔、阶梯提排量逐级造缝、粉细砂组合和井间干扰同步为主的关键技术，同时配套完善了以活性水为主体的桥塞射孔联作、井组同步干扰作业的工艺技术，建立了气体易产出的线性缝网体系，实现了高效改造。研究成果应用在沁水盆地，实现了高阶煤煤层气的高效开发，水平井单井日产气量提高一倍，单井最终可采储量提升50%，新建区块产能到位率达到90%，将其推广到中国其他高阶煤煤层气区块，为煤层气产业做大做强提供了技术支撑和可供借鉴的示范。

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。

川南深层页岩气是中国天然气增储上产的重要领域。断层连通性是影响深层页岩气储层渗透性能、单井产能的重要因素，前期多针对断层形态、组合样式开展研究，鲜有断层连通性的系统量化评价。研究以川南泸州中区五峰组页岩气储层多级断层为研究对象，利用拓扑结构分析方法研究断层网络拓扑结构，并对其连通性进行定量评价，结果显示：泸州中区五峰组断层发育，断层网络分支的平均连接点数为1.12，可形成高渗通道，有利于页岩气的运移。研究区中部及南部断层产状分散度、断层长度分散度和断层密度均较大，连接型节点、分支数量多，有利于提高断层连通性，其连通性评价结果优于其他区域，具备一定的潜在高产井可能。

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。

针对鄂尔多斯盆地SD区块盒8段储层低孔低渗、非均质性强、常规压裂裂缝形态单一等问题，基于断裂力学理论，考虑缝内流体压降，结合盒8段储层岩石力学参数，开展暂堵压裂裂缝与初次压裂裂缝在整个接触过程中的相互作用力学研究。计算分析了不同裂缝走向、井斜角、方位角等参数对压裂裂缝参数的影响规律，起裂压力随井斜角和方位角的增加而减小；起裂角随井斜角增加而减小直至为0°，随方位角先增加而后减小。通过制备人工水泥试样，利用大尺寸真三轴物模实验系统模拟了暂堵压裂中新缝起裂及其转向行为，评价了不同井斜角、方位角下新缝起裂、转向及延伸行为和起裂压力及裂缝改造面积等参数。实验结果表明：井斜角增大，初次及二次起裂压力呈减小的趋势，裂缝更易转向且改造面积越大。井斜角相同时，裂缝起裂压力随井筒方位角增加而逐渐减小，裂缝改造面积随方位角增加而增大。方位角90°螺旋射孔相比方位角0°螺旋射孔形成的裂缝更为复杂，定面射孔可调控水平井破裂压力及初始破裂位置，初始破裂产生于射孔井筒界面、孔道中部等不同位置，控制射孔射角介于75°~90°。研究结果为低渗透致密砂岩气藏暂堵压裂设计提供了依据。

苏北盆地页岩油资源潜力大，其中阜宁组二段（以下简称阜二段）和阜宁组四段（以下简称阜四段）页岩厚度大、分布面积广、脆性矿物含量高、纹层发育、有机质类型好，具有中低TOC（总有机碳含量）、构造岩性双复杂、断层/裂缝发育等典型地质特征，是勘探的主要目的层。2011年来，江苏油田通过加强基础研究和攻关实践，建立了中低TOC复杂断块页岩油差异富集理论，集成创新了勘探开发关键技术，探索了绿色低碳开发模式，取得高邮凹陷阜二段、阜四段页岩油勘探突破。但仍面临页岩油富集高产规律认识不清，工程工艺技术适配性待提升，效益开发技术政策不明确，开发成本较高等挑战。深化页岩油富集高产主控因素等基础研究，持续攻关迭代关键技术，优化一体化组织管理运行机制，最大限度提高优质储层钻遇率、页岩油储量动用程度和采收率，进一步降本增效，是实现页岩油规模建产与效益开发的主要途径。

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。

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。

在中国“双碳”战略背景下，清洁能源的高效开发利用逐渐成为各行业关注的焦点，而中深层水热型地热资源是一种储量丰富、运行稳定、绿色环保的清洁能源。近年来，随着地热资源开发利用程度逐渐增加，开发模式逐渐向集群式发展，相比以往的分布式开发模式，集群式开发具有经济、稳定、抗风险能力高、改扩建能力强等优点。但开发模式、采灌井网、采灌井距等关键参数仍在探索阶段，这些参数对集群式开发影响明显，亟须对此开展机理研究、优化关键参数。以HTC地热田作为研究对象，利用数值模拟技术，耦合地下温度场、压力场、水流场建立数学模型，分析不同开发模式、采灌井网、采灌井距条件下地下温度场、压力场、水流场变化规律，确定最优参数，指导矿场生产。实践证实，该方法可有效保障地热开发项目稳定运行，实现地热开发项目经济效益最优化。

以富满油田北部走滑断裂带深部储层孔洞缝充填脉体为研究对象，基于脉体的岩相学特征、微区稀土元素和Sr（锶）同位素、油包裹体荧光光谱、显微热力学和碳酸盐岩U-Pb同位素定年进行分析。结果表明：富满油田北部走滑断裂带发育2期方解石脉体，脉体来源于中下奥陶统海源地层水，未见氧化性流体侵入，表明深层—超深层油气晚期具有良好的封闭性。通过包裹体测温投点埋藏史结合碳酸盐岩低U-Pb同位素定年技术，厘定塔里木盆地富满油田北部走滑断裂带深层奥陶系存在3期油气充注过程，分别对应于距今（459±7.2） Ma（加里东中期）、（348±18） Ma（海西早期）和268 Ma（海西晚期），富满油田北部深层—超深层碳酸盐岩油气成藏关键期为海西早期，且油气充注与断裂活动有较好的对应关系。

松辽盆地南部青山口组一段夹层型页岩油具有良好的勘探潜力，其夹层品质对含油性及产能影响大。然而，夹层物性呈现较强的非均质性，急需对夹层储层进行表征与描述，建立一套适合夹层储层的分级方案。通过场发射扫描电镜、高压压汞、核磁共振等实验对储层进行表征，基于压汞分形理论，建立适用于砂岩夹层的储层物性分级标准，结合测井资料对储层物性参数进行预测，进而刻画夹层优质储层平面展布。研究表明：根据源岩成熟度的差异，松辽盆地南部大情字井青一段可分为低熟区（R_o<1.0%，R_o为镜质体反射率）和中高熟源岩区（R_o>1.0%），夹层物性随烃源岩成熟度增大而变差。根据储层物性差异特征，分区块建立了夹层物性分级标准，将砂岩夹层分为Ⅰ—Ⅲ类和无效储层；由Ⅰ类储层到无效储层的大孔含量和中孔含量依次变少，储集空间由粒间孔、粒间溶蚀孔过渡至粒内溶蚀孔和晶间孔；压汞形态由弱平台型、缓直线型过渡至上凸状，储层含油性逐渐变差。优质夹层“甜点”主要沿着河口坝主体、水下分流河道等沉积微相分布，厚度自西南向东北方向减薄。研究成果为该区青山口组一段夹层型页岩油“甜点”优选提供重要支撑。

陆相页岩油水平井自然产量递减快、采出程度低，而单井注水吞吐能有效补充地层能量并提高采出程度。以鄂尔多斯长7段页岩油为例，采用数值模拟方法，开展陆相页岩油水平井注水吞吐优化研究。为了提高页岩油藏体积压裂后数值模拟模型的准确性，引入EDFM（嵌入式离散裂缝模型）来表征储层天然裂缝和体积压裂形成的水力裂缝，建立了综合考虑渗吸作用以及储层应力敏感性的概念模型。对注水时机、注水量、注水速度、焖井时间和吞吐周期进行优化选择，数值模拟结果表明：注水速度过快，水容易沿裂缝窜流，导致注入水利用率降低；随吞吐周期增加，每轮周期内增油量呈下降趋势。针对模型所参考的鄂尔多斯某页岩油藏而言，注水吞吐参数优化为：压力系数降至0.706时进行注水，注水量优选为4 000 m³，注水速度为300 m³/d，焖井15 d，进行6轮吞吐，最终能将采出程度提高4.95%，总油水置换率达到6.65%。该研究能为页岩油藏注水吞吐研究提供参考。