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。

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。

川南中深层页岩气开发过程中，常规油气藏工程方法，如裂缝扩展、应力诱导分析和数值模拟等研究过程使得加密井的预测工作繁重，且无法有效应对不同生产阶段的产能差异性，应用条件苛刻。为了快速且准确预测加密井产能，根据老井生产压力曲线呈趋势性“三段式”递减的特征，将剧烈下降期作为前期产水期，快速下降和缓慢下降期作为后期产气期两部分，采用优化速度快、具有自适应性和信息反馈机制的灰狼优化算法（GWO）对长短期记忆（LSTM）神经网络模型进行超参数择优，分别构建由GWO计算最优解确定隐含层神经元个数、丢包率和批次数的前、后期模型，通过损失曲线和性能指标曲线确定迭代次数，采用线性学习率热身的方法动态调整学习率，实现高速训练过程，形成分阶段的产量预测模型。实例研究表明：GWO优化的LSTM神经网络模型在预设学习率为0.002、迭代450次的条件下，短时间内能够快速实现收敛，最终性能指标达到0.923。GWO优化的LSTM神经网络模型与传统LSTM神经网络模型预测结果相比，前、后期平均绝对误差分别降低了1.290 m³/d和0.213×10⁴ m³/d；与数值模拟拟合结果相比，产气量预测的平均绝对误差降低了0.24×10⁴ m³/d。因此，改进后的LSTM神经网络模型在不同生产阶段的产能预测中表现出色，且对应阶段模型能够准确预测川南中深层页岩气加密井的产能变化，为加密井产能预测方法提供理论依据。

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。

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。

随着目前技术的发展，纤维的作用不仅仅在于其防止支撑剂回流方面，而更在于加砂压裂中的携砂作用，以及封堵、优化裂缝形态等方面的作用，即纤维网络加砂压裂技术。针对纤维携砂和纤维暂堵技术，可有效解决现如今深层页岩气面临的支撑剂近井堆积和暂堵有效性不足等问题，提升体积压裂改造效果。为此，以四川盆地南部深层页岩气区块为研究工区，开展纤维携砂、纤维暂堵机理研究和室内物模实验，实现对纤维材料优选及性能评价，然后根据工区区域地质和工程特征，通过压裂软件进行模拟计算，确定深层页岩气水力裂缝宽度，形成现场试验方案设计，最后对试验井的压裂施工、返排、封堵及压裂效果进行跟踪评价。研究结果表明：纤维具有较好的辅助携砂和柔性架桥的能力，通过对纤维材料分子结构进行改性，并加入一定量的结构稳定剂，可形成不连续的团簇状支撑，大幅度提高支撑剂的铺置效果及导流能力。根据缝宽模拟计算，深层页岩气水力裂缝宽度介于2~5 mm，结合裂缝宽度、支撑剂粒径、砂比组合优选纤维类型，可实现裂缝全支撑。相比常规压裂工艺井，加注了改性纤维+结构稳定剂的纤维携砂工艺试验井取得了较好的增产及防砂效果。纤维可用于缝内暂堵，施工过程中压力响应明显，易造成后续施工压力过高导致加砂困难，优化加注时机有利于后续整体加砂施工。另外，纤维还可用于解决深层页岩气井井间压窜问题，通过强化缝口暂堵、封堵天然裂缝，防止水力裂缝沟通远端天然裂缝造成进一步窜通。该研究基于四川盆地南部深层页岩储层特征，形成了一套适用于深层页岩气的纤维材料性能指标，包括纤维的长度、稳定性、配伍性、降解率等，提出了“进、远、高、防”四位一体的纤维加注工艺及设计方法，为今后页岩气效益开发、技术优化和压裂工艺调整提供了有力支撑。

中国页岩气勘探开发历经二十年发展，已成为继美国、加拿大之外第三个实现商业开发的国家，但此前勘探开发层位仅局限于志留系龙马溪组。随着页岩气勘探理论认识的提高，近年来，二叠系、寒武系页岩相继取得了勘探突破，进一步印证了四川盆地页岩气的巨大潜力。基于对志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组两大海相主力层系页岩气勘探历程的回顾，总结页岩气勘探历经了研究探索（2000—2011年）、发现上产（2011—2022年）和多层突破（2022年—至今）3个阶段。深入剖析四川盆地海相页岩气勘探研究2次理论创新、思路转变的过程：① 通过对比分析中美页岩气形成条件，摒弃简单复制北美经验的思维，基于中国多期构造演化特征，突出保存条件的关键作用，实现了第一次思路转变，取得了志留系龙马溪组勘探的重大突破；②加强低有机质和无机孔特征研究，对页岩气传统富集成藏理论进行了发展和完善，建立“输导+原地”成藏模式，实现了第二次思路转变，推动了寒武系筇竹寺组勘探突破。当前，页岩气在低有机质页岩、无机孔等方面的研究突破，拓展了勘探领域和勘探深度，形成了海相页岩气多层并举的局面，展现出广阔的勘探前景。基于对志留系到寒武系页岩气勘探历程、思路转变的回顾以及重大突破带来启示的剖析，揭示了中国特色页岩气勘探之路，对未来多层系、多领域页岩气的勘探开发具有重要参考意义。

为明确鄂尔多斯盆地保德区块中低煤阶煤层气井及不同区域的产气特征，指导开发技术政策的制定，采用Arps递减分析法、产量累积法和流动物质平衡法，结合区块实际生产数据，建立了适用于不同开发阶段的煤层气可采储量计算方法。通过综合应用数据统计和生产动态分析等方法，系统研究了该区块3个开发单元（开发一单元至三单元）的可采储量与产气特征，并对比地质与开发参数，明确了地质条件差异对产气特征的影响。研究结果表明：保德区块由北向南（开发一单元至三单元），稳产期日产气量由3 314 m³降至864 m³，采气速度由3.82%降至0.99%，可采储量由1 391×10⁴ m³降至399×10⁴ m³，采收率由48.50%降至16.99%；同时，见气时间由99 d延长至228 d，稳产时间由981 d增加至1 553 d。相关性分析显示：稳产期日产气量与临储比、临界解吸压力及8+9号煤厚度显著相关，而可采储量则与8+9号煤厚度、4+5号煤含气量具有较高的相关性。地质参数对比表明，开发一单元的主力煤层厚度、含气量及临储比均优于开发二单元和三单元，且保存条件更为优越。研究认为，保德区块产气特征的南北差异主要受地质条件影响：北部开发一单元资源条件优越，煤层厚、含气量高、临储比大，因此，稳产气量高、采气速度高；南部开发三单元资源条件较差，稳产气量低，但稳产期较长。研究结果可为保德中低煤阶煤层气田的高效开发及不同单元排采制度的优化提供科学依据。

中国深层煤层气示范基地已初步建成，并逐步迈入规模性勘探开发的重要阶段。这一突破为能源领域带来了新的希望与挑战。随着开发的深入，传统三维静态模型在预测强非均质性储层在水平井大规模压裂工况下的渗流-应力耦合动态地应力演化方面显示出局限性。对此，该研究以大宁—吉县区块的深部煤为例，围绕储层压裂动态应力场展开深入探究。研究采用地质工程一体化的煤层气储层压裂缝网模型，对水平井平台压裂过程进行模拟，综合考虑了地质条件和工程因素，能够更真实地反映实际情况。以时间为尺度，针对水平井台S开展大规模压裂动态应力场模拟研究。结果表明：经过多轮压裂诱导应力的叠加作用，现今地应力分布发生了显著变化。为了准确量化这种影响，引入了水平主应力差异系数这一关键指标，即两向水平应力的比值。当该参数接近1时，表明压裂改造效果最佳。模拟结果显示：压后区域内的水平主应力差异系数的范围由1.15~1.25逐渐减小至1.05~1.15，井周大部分区域的水平主应力差异系数小于1.10，这表明水平井大规模压裂改造效果良好。这一研究成果不仅为深层煤层大规模压裂开发提供了更合理的模拟方法，还为优化压裂设计、提高煤层气采收率提供了科学依据。通过地质工程一体化的方法，能够更准确地预测和评估压裂过程中的动态应力场变化，从而指导实际生产中的压裂作业。

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。

鄂尔多斯盆地深层煤层气资源量丰富，神木气田X区块是冀东油田在该盆地的重点勘探开发区块，其深层本溪组8号煤层是该区块的重要建产资源，主要通过水平井钻探和大规模压裂改造的方式进行生产。本溪组8号煤层局部构造多变，煤层脆、软，钻速快，易坍塌，水平段轨迹控制难度大，储层钻遇率难以得到有效保障。因此，如何提高煤层气水平井的储层钻遇率并实现快速钻井、完井，成为该领域勘探开发所面临的关键技术难题。基于此开展地质、地震、测井、录井、钻井等多学科技术研究，形成以精细地震构造解释为前提、以近钻头方位伽马成像分析为核心的深层煤层气水平井地质导向技术，包括煤层构造精细刻画、煤层特征预测、着陆井轨迹控制、煤层综合判定、水平段地质导向和钻井工程参数控制等多项关键技术。通过这些技术的有效整合与合理运用，实现了水平井的精准着陆和实时水平轨迹的精细调整。在该区块探评井和先导试验井的地质导向实践中，水平井地质导向技术已展现出显著效果，煤层钻遇率由首口风险探井的70.4%提升至目前的平均值94.0%，此外，该技术还实现了工程井眼轨迹的光滑顺畅，确保了下套管和固井施工的顺利实施，缩短了钻井、完井周期。深层煤层气水平井的高效钻井、完井为后续大规模压裂改造和效益开发生产打下了坚实的资源基础，对鄂尔多斯盆地其他区块深层煤层气地质导向具有较好的借鉴意义。

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。

沁水盆地南部煤层气区块储层非均质性强，气井产能预测难度大，且压裂施工缺乏针对性设计，导致压裂后井间生产效果差异显著。为此，基于沁水盆地南部187口煤层气直井的地质、测井、压裂和生产数据，构建了基于多任务学习策略的随机森林算法的气井产能预测模型，并通过粒子群优化算法优化压裂参数。研究使用深度卷积自动编码-解码器处理测井曲线等非结构化数据，采用随机森林算法结合多任务学习策略，有效缓解了样本数据有限和泛化性能低的问题，使得模型在小样本数据下仍能保持较高的预测精度。分析结果表明：深度、施工液量和小粒径支撑剂用量是影响产能的主要因素；地质条件是决定气井长期产能的关键因素；压裂参数则主要影响气井的峰值产能。多任务学习的随机森林算法在小样本数据上表现出高预测精度，测试集中峰值30 d和5 a累产气量的决定系数（R²）分别为0.883和0.887。对6口新井的5 a累产气量预测R²达0.901，显示出模型在实际应用中的高准确性和稳定性。通过粒子群优化算法对压裂参数进行优化后的方案，能够显著提高气井的产能分类等级或提升气井的产能水平。优化后的预测单井产能比原实际方案提高了约153%至188%，显示出优化方案在实际应用中的显著效果。通过结合多任务学习和粒子群优化算法，成功解决了小样本数据下的产能预测及压裂参数优化问题。构建的产能预测模型和压裂参数优化算法为沁水盆地南部煤层气高效开发提供了理论支持和实践参考。

鄂尔多斯盆地延长组沉积了一套泥页岩及细粒砂质岩，具有丰富的页岩油资源，勘探开发评估资源量合计达十几亿吨。但页岩油储层可动性差、地层埋深浅，水平段层理、断缝、断层发育，裂缝扩展形态未知，体积压裂改造难度大。针对长7段井下储层获取的全直径致密砂泥岩岩心和页岩岩心，利用水泥包裹岩心方法开展真三轴室内压裂物模实验，获取水力裂缝形态，揭示弱应力场下页岩油储层水力裂缝扩展机理。实验发现，页岩油储层层状结构较密集，岩石颗粒之间胶结性较弱，压裂液容易沿着层理渗滤，在垂向应力与最小水平主应力之差小于2 MPa时，水力裂缝形态多为水平缝，压裂液主要沿层理或水平的天然裂缝渗滤；垂向应力与最小水平主应力之差增加到7 MPa时，会出现垂向穿层缝，形成局部台阶，最后被弱胶结层理面捕获后，沿层理渗滤延展。因此，压裂施工时，优选垂向应力与最小水平主应力差值较大的区域进行施工（井口位于山顶），有利于水力裂缝垂向延展，增加储层的体积压裂效果，提高页岩油产量和增大经济效益。

深/浅部煤储层孔隙-裂隙结构差异特征对煤层气开采具有较大影响，针对这些结构特征差异进行的研究可为探索其物性特征，寻找煤层气勘探开发有利区提供部分理论依据。以准噶尔盆地深/浅部煤储层的煤岩样品作为研究对象，对深/浅部样品进行扫描电子显微镜、低温N₂吸附、高压压汞和CT（计算机断层成像）扫描等测试。测试结果表明，从浅部到深部的煤岩样品的渗透率逐渐降低，总孔体积逐渐降低，微孔与大孔分布频率逐渐降低；浅层样品孔隙-裂隙发育较好，中孔与大孔阶段孔隙分形维数值低，孔隙发育的均质性强，大孔隙与微裂隙相互连通；深部煤岩样品孔隙-裂隙发育相对较为孤立，在中孔与大孔阶段孔隙发育情况较复杂，孔隙-裂隙多被矿物充填。通过最大球算法对样品构建孔隙网络模型，阐明了样品连通孔裂隙的分布规律、形态与结构在三维空间的发育情况，并对等效孔隙、孔喉参数等结构参数和连通情况进行统计和分析，发现浅层样品连通孔隙度和总孔隙度优于深层样品，浅部样品孔隙-裂隙数量多，在微裂隙尺度占有优势，喉道短，孔喉半径大，发育密集，配位数高，连通性好，有利于气体在储层中流动。研究成果对于准噶尔盆地开发深/浅部煤层气采用适配性技术提供了实验数据支撑，对现场开发具有一定的指导意义。

苏北盆地构造复杂、断层发育，阜宁组二段泥页岩的有机质丰度较低，总有机碳含量基本小于1.5%。该套泥页岩具有岩相类型多样、孔隙结构复杂、储层非均质性强、压力系数横向变化大等特点。以苏北盆地H区块阜宁组二段页岩油储层为例，基于岩石物理实验分析结果，对区域测井响应关系特征进行分析，将常规测井与特殊测井相结合，建立页岩油储层岩性、储集性、含油性、可动性、可压性评价的测井解释模型，模型计算结果与岩心分析结果吻合较好。在此基础上，优选敏感参数，建立了区块页岩油储层评价分类标准，对储层进行“甜点”综合评价。经多口井的勘探实践验证，该测井评价技术具有较好的地区适应性，有效划分页岩油储层类别，有利于页岩油储层“甜点”优选，为苏北盆地页岩油勘探开发提供可靠的技术支持。

“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。

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。

“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。

在分析鄂尔多斯盆地南部旬宜探区石炭系太原组成煤环境基础上，结合古地貌分析和沉积相研究，明确了太原组聚煤特征。利用工业分析、扫描电镜、等温吸附等实验分析手段，并且结合测井建模评价的方法，明确了煤层的煤岩和煤质、储集物性、含气性等特征，剖析总结了深层煤层气富集控气要素和成藏特征，从而指出了下一步有利区带。结合煤层气勘探实践，明确了深层煤层气具备良好的勘探前景。研究表明：①旬宜探区石炭系太原组煤层发育受潮坪泥炭坪、潟湖泥炭坪2种成煤环境影响。受成煤环境和沉积古地貌影响，煤层分布具有“西薄东厚”的聚煤特征。②煤岩类型以亮煤—半亮煤为主，煤体结构以原生—碎裂结构为主，发育植物胞腔孔、黄铁矿与黏土矿物晶间孔、割理裂隙等储集空间类型。③煤层含气量介于15.8~25.6 m³/t，含气性中等—较好。煤层气富集受控于成煤环境、构造演化、保存条件等因素。④西北斜坡区具有断层不发育、地层常压、地层水动力弱，煤层埋深大的特点，是深层常压煤层气勘探有利区；东南断坡区具有断层较发育、地层低压、地层水动力较强，煤层埋深中等的特点，是中深层低压煤层气勘探有利区。位于东南断坡区的PZ1井煤层压裂测试获低产气流，展示了鄂尔多斯盆缘复杂构造带深层煤层气具有较好的勘探前景。

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。

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。

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。

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。

随着油气开发难度增加和资源接替不足，传统的油气藏开发面临诸多挑战，亟须引入智能化分析手段以提高开发效益。研究聚焦常规油气藏及页岩气藏效益开发的需求和应用场景，创新性地提出了基于多模型的油气开发智能技术，实现了油藏经营效益决策、异常态势全面感知和智能均衡注采优化，有效促进了油藏资源开采的智能化，为多层复杂水驱油藏均衡注采、效益开发提供了技术支撑；构建了页岩气藏压力预测与产能因素分析技术，建立气藏异常预警机制，推送异常因素及产生原因，实现气藏由事后分析到提前预警、事前找人的转变，支撑气藏的效益开发；攻关建立了油井多模态自诊断与评价技术，实现抽油机井工况智能诊断、电泵井况自诊断与智能评价技术和油井动液面实时计算，辅助措施制定，实现对油井的精细化管理，注采调整更加及时精准，有效提高了油井生产时率。通过技术的综合应用，支持油气藏动态管控过程中的“全面感知、集成协同、预警、分析优化”新业务模式构建。此研究技术已在中国石化上游企业广泛推广，实际应用围绕多模型油气开发技术展开，为当前油气藏效益开发中的关键问题提供新的思路和技术路径，推动油气领域的数智化转型，促进了油气田的高效开发和高质量发展。

四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组是四川盆地致密砂岩气（以下简称致密气）增储上产的重要领域。在实际生产中，高产稳产井与裂缝密集发育高度相关，裂缝为气体的运移和保存提供了路径和场所，裂缝发育与否成为制约优质储层形成的关键因素。为了评价须家河组气藏富集“甜点”区，依据岩心观察、测井资料及智能化算法，明确裂缝发育特征并建立有效的裂缝识别方法。研究认为：研究区的构造裂缝、成岩裂缝与异常高压裂缝均有发育。其中，构造裂缝主要分为3期，第1期NW—SE（北西—南东）向主要发育低角度裂缝，偶尔可见高角度裂缝；第2期NNE—SSW（北北东—南南西）向主要发育高角度裂缝；第3期E—W（东—西）向主要发育高角度裂缝。致密气储层裂缝层段具有低密度、高补偿中子、高声波时差、冲洗带电阻率和地层电阻率呈现正幅度差。对带有裂缝和非裂缝标签的常规测井数据进行归一化处理，应用机器学习算法进行裂缝智能化预测，K近邻算法、支持向量机、极端梯度提升树算法和随机森林算法的F₁分数分别为0.65、0.83、0.88、0.91，发现随机森林算法具有较强的鲁棒性和抗干扰能力，预测精确度和效率均高于其他3种算法。同时，为了兼顾运算效率与准确性，选择基因遗传算法作为优化算法进行超参数调优，优于网格搜索、贝叶斯优化及粒子群优化算法。使用沙普利可加性特征解释方法（SHapley Additive Explanations， 简称SHAP）计算不同影响因素对预测的贡献值，发现声波时差、补偿中子和补偿密度为主要影响预测效果的测井曲线。裂缝密度呈现出明显的空间分布规律，即从四川盆地西南部至四川盆地西北部，裂缝密度依次降低。研究结果可为四川盆地西部地区致密气储层裂缝“甜点”区预测提供一套切实可行的智能化预测模型，为致密气增储上产奠定基础。

页岩气作为清洁、低碳的非常规天然气，规模化开发有利于推动中国实现“碳达峰、碳中和”。经过近10 a的理论与技术体系攻关，中国页岩气压裂实现了从无到有、从跟跑到部分领跑的跨越。从页岩气压裂工艺出发，围绕裂缝布局、压裂造缝、支撑裂缝3个方面进行了详细阐述，得到以下几点认识：①储层改造体积和裂缝复杂程度的最大化是缝网特征的2个优化目标，进而实现页岩气产能的最大化；②压裂造缝时，需要保证各簇裂缝均匀起裂，同时由于地应力场的非均质性与天然裂缝等结构弱面的存在，压裂裂缝会发生簇间串通或重叠，导致裂缝缝间距并不等于簇间距；③在密切割、强加砂条件下，极限限流压裂适用性不强，缝口暂堵压裂、缝内暂堵压裂、狭窄分叉缝铺砂均涉及复杂的液固两相流的科学问题尚需解决；④对于含支撑剂的支撑裂缝，需要根据产能或产量的需求，确定导流能力需求值与分布模式，进而优化支撑剂参数和铺砂工艺。结论认为：持续加强深层、超深层页岩储层压裂改造的相关理论研究和工艺技术攻关，精细化、精准化、差异化设计相关压裂施工参数，明确支撑剂在复杂裂缝网络的运移机制及分布模式，综合优化各级裂缝导流能力至关重要。研究成果对中国深层、超深层页岩气开发实现降本—提质—增效具有参考意义。

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。

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。

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。

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。

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。

四川盆地煤炭资源丰富，近年来也取得了部分煤层气探井的突破。为了探讨四川盆地建成煤层气生产基地的可行性，研究综述了四川盆地内煤层气藏的层位发育情况，以及川东南和川南地区煤层气开发区块的地质和动态特征。四川盆地内第一个煤层气生产基地筠连沐爱矿区地面抽排井已达450余口，连续5 a年产气量超过1.00×10⁸ m³；蜀南矿区内生产井数328口，年产气量达0.79×10⁸ m³。然而，盆地内以煤层作为目标层位的煤层气井日均产量不到700 m³，但对煤层及附近砂岩层段进行笼统压裂改造的先导探产井却能达到5 000~8 000 m³/d的规模，这说明四川盆地煤层气生产动态与国内其他煤层气生产基地差异较大，这是源于盆地内多发育薄层以及与致密砂岩互层的构造煤，因此，不能沿用沁水、鄂尔多斯等典型厚煤层的“甜点”评价和开发方式，亟须改变以“煤层”作为煤层气井唯一目标层位的开发思路。实践表明：四川盆地煤层多发育于海陆过渡相地层，虽然煤层自身横向发育并不稳定，但是稳定发育了“煤层+砂岩+泥岩”3种岩性的组合，特殊的岩性组合可以形成“煤—砂—煤”烃源封存箱体，对四川盆地薄互层煤层气的开发和产能建设具有重要意义。另外，四川盆地近年来关停大量煤矿，废弃煤矿中富集的煤层气亟须结合地面钻井开发手段进行二次开发。综上所述，根据四川盆地的地质资源量和现有开采技术，为建设继沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘之后的第三个煤层气产业基地提供了可能。

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。

三维地质建模应用于油田勘探开发的各个阶段，解决不同的问题时，对建模的规模、精度及要求也不同。分区块地质建模在井位部署、开发调整分析上可以起到一定的指导作用，但是各独立区块模型没有统一的标准，不能实现由小模型到大模型的拼接，制约了油田的整体勘探开发及规划工作。为了更好发挥地质建模在油田勘探开发全生命周期的精准作用，研究以渤海湾盆地整装孤岛油田为例，提出了油田—区块—储层单砂体构型的多级建模策略。使用具有自主知识产权的Direct、M³地质建模软件，应用地质约束的地质统计学及嵌入式储层构型建模方法，实现了从大到小、整体到局部、笼统到精细。分层级刻画了油田的构造沉积演化特征、储层内部构型及油藏空间展布，建成了中国首例油田级亿万网格节点的三维地质大模型及分级模型，为深化地质认识、油藏开发潜力评价、整体开发调整提高采收率提供了有利的手段。多级三维地质建模技术既为技术人员提供了多学科一体化的交流平台，又为油田勘探开发提供了方向，是油田数字化管理的有力抓手，更是数字化、智能化油田发展的必然趋势。

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。

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。

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。

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。

苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段泥页岩具有孔隙结构复杂、层理发育、非均质性强的特点，应用常规测井系列难以准确评价孔隙及流体类型，二维核磁共振测井在流体识别方面具有独特优势。应用“盲源分离”信号处理技术进行数据聚类分析，通过花庄地区流体分区模型识别出地层中不同赋存状态的流体及含量。研究结果表明：二维核磁测井提高了储层流体评价精度，提供较为可靠的总孔隙度、有效孔隙度、含油饱和度、可动油含量等参数，通过与岩心实验分析对比，有效孔隙度平均绝对误差为0.4%，含油饱和度平均绝对误差为7.3%。通过阜宁组二段泥页岩主要岩性中流体性质分析，表明长英质灰云质混积页岩在物性、含油性、可动性方面最优，是页岩油优质“甜点”层。花庄地区应用二维核磁测井能够有效地解决页岩油孔隙度、饱和度评价的难题，也能为页岩油“甜点”优选、储层产能预测提供参考。

鄂尔多斯盆地东部深部煤层气资源丰富，实现煤系气综合开发有助于提高资源动用率和单井产气量。为精准确定“甜点”层，利用有机地化、双束扫描电镜、高压压汞、低温N₂吸附和低温CO₂吸附等试验，对鄂尔多斯盆地东部山西组山2段煤系泥岩、煤岩和致密砂岩孔隙发育特征进行对比。结果表明黏土矿物含量是影响煤系地层泥岩和致密砂岩孔隙发育的主要影响因素。煤系储层微观孔隙结构差异较大，泥岩和致密砂岩主要发育介孔（2 ~ 50 nm）尺度的黏土矿物孔隙，二者的介孔比表面积和孔体积大致相等；煤岩发育大量微孔尺度（<2 nm）的有机质纳米孔隙，微孔比表面积远大于泥岩和致密砂岩的介孔比表面积；致密砂岩同时发育大量宏孔（>50 nm）尺度的黏土矿物孔隙和微裂缝，其连通性好于泥岩。致密砂岩能为游离气提供大量储集空间，泥岩和煤岩孔隙可以吸附大量天然气，砂泥煤组合和砂煤组合是煤系地层的主要勘探目标。

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。

蓄能体积压裂（以下简称蓄压）是页岩油藏提前补充地层能量、大幅提升单井产量的主要开发方式，应用广泛。通过渗吸与驱替机理结合实际生产数据统计分析，提出了根据返排率预测蓄压开发阶段最大累计产油量方法。研究结果表明：返排率30%之后，蓄压的累计产油量与返排率对数呈强线性相关，可预测压后单井最大累计产油量；该方法已经得到其他页岩油藏实际生产数据的实证，较递减曲线分析法更加准确且更具普适性，是对储层条件、压裂规模与工艺、焖排采工作制度等主客观因素的综合评价。返排率法可进一步确定液油比和合理返排速度。蓄压排采的平均返排速度控制在6~8 m³/（d·km），与渗吸排油速度相匹配，能够更加高效地利用蓄压补充的弹性能量，取得较高采收率和较低的液油比。单井压后最大可采油量的返排率预测法为蓄压的经济效益评价、生产制度优化、压裂成本控制等提供了依据，对地质-工程一体化、优化井网井距和压裂设计具有重要指导意义。

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。

冀东油田G76断块在注水开发过程中出现注水井注入压力升高，注水难度增加等问题。为了分析注水过程中储层物性的变化规律，开展了基于二维核磁共振技术的岩心高倍数水驱实验。对目标油藏岩心进行激光粒度测试分析，获得岩心的粒度分布；进行X射线衍射矿物含量分析，获得不同矿物含量占比；开展基于核磁共振技术的高倍数水驱油实验，分析储层物性变化规律。研究结果表明：岩心5-1和岩心6-1分别为含中砂粉砂质细砂岩和含粉砂中砂质细砂岩，其细砂、细粉砂和黏土矿物含量较多。水相相对渗透率及核磁孔隙度随着注水倍数的增加上升到某一高值后呈下降趋势，核磁T₂谱中随着注水倍数的增加，右侧端点值及中、大孔隙对应的曲线左移，二维图谱中自由水信号强度随着注水倍数的不断增加而增加。注入水由束缚水状态至累计注水倍数为500 PV时，束缚水信号不断增加；累计注水倍数为>500~1 000 PV时，岩心5-1的束缚水信号持续增强而岩心6-1的束缚水信号发生减弱。研究认为：注水前期由于黏土矿物发生微弱的水化作用，注水后期因受到水的冲刷，细粉砂粒以及胶结物中的黏土矿物容易脱落运移至喉道处发生堵塞，对孔隙喉道产生一定损害，导致水相渗透率降低。研究成果揭示了中低渗油藏注水井出现注水困难和注水压力增大等问题的原因，对有效降低污染、进一步提升注水开发油藏开发效果提供一定的指导。