CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是实现全球碳减排的重要途径，也是保障中国能源安全和推动经济协同发展的重要手段。同时，有利于促进中国可持续发展和生态文明建设。中国CCUS技术各环节均取得了显著进展，但要大规模推广应用仍然存在多重制约。基于文献调研和工作积累，阐述了国内外CCUS技术现状，指出了CCUS技术当前所面临的技术挑战及攻关方向。已有的研究工作表明，解决捕集技术能耗和成本高，驱油封存技术有待进一步研究，化工利用技术转化能耗高、转化效率低，封存安全性监测和评估技术体系尚未建立等难题的对策措施有：①针对不同排放源的特性，选用不同的碳捕集方法多元化融合实现源头降本；②攻关多目标优化技术，协调优化驱油效率和CO₂封存率；③持续研发新型催化剂，加速CO₂的转化反应，提高转化效率；④充分借鉴美国、澳大利亚等国家的碳税政策，探索适合中国CCUS产业的财税激励政策，增加经济效益，提高企业积极性；⑤建立覆盖CCUS全链条各环节的系列标准规范，指导工程建设实施，从规范上降低企业风险。通过这些措施的实施，推动中国CCUS技术的快速发展，为实现碳中和目标做出更大的贡献。

FETKOVICH（费特科维奇，以下简称为费氏）于1971年和1980年，分别提出的有限水域水侵量方程和定压典型曲线，受到国内外专家的重视和引用。由于费氏典型曲线可以通过实际数据的拟合，确定井的驱动半径和驱动面积，因此，受到业内专家的青睐。通过推导表明，费氏有限水域水侵量方程，是一个指数递减方程。费氏将该方程直接应用于定容封闭边界油井的产量递减分析，并基于初始递减率的关系式，得到了费氏典型曲线的无因次时间。费氏利用无因次压力的倒数作为无因次产量，得到了典型曲线的无因次产量。然而，由于费氏典型曲线的无因次时间和无因次产量之间没有直接的函数关系，无法建立费氏的无因次典型曲线，因此，对费氏的有限水域水侵量方程和典型曲线的无因次时间和无因次产量进行了推导，并对存在的问题提出了质疑和评论。

碳捕集、利用与封存（CCUS）是实现“双碳”目标的重要技术手段，涵盖捕集—输送—注入—采出—回注等关键环节。胜利油田经过多年探索和攻关，形成了输注采系列关键工程技术。针对压损温差带来的CO₂相变与长距离泄漏风险，建立了基于相态控制的长距离CO₂管道安全输送工艺技术，实现高效经济输送；研发了中国首台套管道输送泵；建成了中国最长的超临界压力CO₂长输管道，补齐了国内CO₂长距离输送的短板。为满足示范工程大排量CO₂高压注入的需要，研发了国内首台套高压密相注入泵，实现了40 MPa高压密闭注入；针对注气压力高、气液比高、泵效低以及CO₂腐蚀等问题，形成了免压井安全注气管柱、多功能采油管柱、CO₂驱腐蚀防护等注采配套工程工艺技术，实现了高效安全注采和长效腐蚀防护。建成了中国首个集管输工程、注入装备、驱油封存、注采工艺、集输回注为一体的，多领域、多节点的百万吨级CCUS示范工程，目前各环节运行良好，实现“平稳、安全、高效、绿色”运行。对胜利油田百万吨级CCUS输注采工艺及配套装备进行了总结，以期为后续CCUS工程建设提供借鉴和指导。

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。

由于CO₂的过度排放导致了全球严重的气候变化问题，实现碳中和已成为全球各国的共识，碳捕集、利用与封存（CCUS）是实现碳中和的必由路径之一，引起了研究者的广泛关注。中国石化南京化工研究院有限公司长期致力于CO₂捕集和利用技术的研发和应用推广工作，已形成低分压烟气碳捕集技术、NCMA（南化复合胺）脱碳技术和催化热钾碱脱碳技术3种成熟碳捕集技术，成功应用于多个工业项目中。同时，在新型碳捕集技术和CO₂利用技术领域开展了大量研究，并取得了一定的进展，部分成果达到了国内及国际先进水平。

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。

CCUS（碳捕集、利用与封存）技术对绿色低碳转型、实现“双碳”目标意义重大，而CO₂驱油埋存是其重要内容。苏北盆地江苏油田针对复杂断块油藏提高采收率的技术瓶颈开展CO₂驱油技术攻关及多种类型矿场试验，形成了以重力稳定驱、驱吐协同等为特点的复杂断块油藏CO₂驱油的4种差异化模式，成功开展了花26断块“仿水平井”重力稳定驱等技术先导试验，建成了10×10⁴ t的复杂断块油藏CCUS示范工程。江苏油田累计注入液碳量30.34×10⁴ t，累计增油量9.83×10⁴ t，实现了较好的增产效果及经济效益。技术研究及试验可为其他复杂断块油藏的CO₂驱开发提供参考借鉴。

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油具有原始渗透率极低，原油黏度高等特点，自然条件下无经济产能。通过现场实践，证明密切割+高强度体积压裂，是实现页岩油规模开发的最有效手段之一，但现阶段如何延缓油井递减率，提高单井采收率仍是亟待解决的问题。2019—2022年，在吉木萨尔页岩油区块，开展了CO₂前置压裂辅助提产技术研究和现场试验，系统地研究分析CO₂前置蓄能压裂和CO₂吞吐在吉木萨尔页岩油区块的应用效果。结果表明，超临界态CO₂具有混相增能、溶蚀改善储层条件、提高渗吸置换效率、提高缝网复杂程度等作用，并明确最优注入量、注入速度、注入方式等关键工艺参数，初步形成了一套页岩油藏CO₂前置压裂的工艺技术体系。根据生产数据预测，CO₂前置压裂工艺可将最终采收率提升20%左右，对实现页岩油效益开发，为其他类型页岩油藏提高开发效果提供参考。

近20年来，中国石化东北油气分公司在松辽盆地南部的勘探进一步证明，盆地火山岩是寻找油气藏的新靶区，具有广阔的前景。东北油气分公司根据盆地勘探实践，总结了以主成藏期为关键点的“生烃灶-成藏期古构造-断盖保存-有效储层”联动演化的断陷层四元耦合控藏模式，推动了松南地区长岭断陷火石岭组大规模火山岩气藏的发现。火山岩勘探方向从营城组拓展到更深层的火石岭组，勘探目标从酸性火山岩拓展到中基性火山岩，从水上喷发到水下喷发。采用气藏精细描述技术，建模数模一体化及地质工程一体化技术，在松南断陷多口井取得产能突破，实现火山岩气藏高效开发和规模上产。

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。

在“碳达峰、碳中和”背景下，传统化工企业都将面临CO₂排放指标限制难题。CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是解决CO₂排放难题的关键一招，化工企业首先需要依靠CO₂尾气捕集回收装置，实现上游源头减碳，再通过下游资源利用，进而形成经济可行的CCUS产业链。针对传统CO₂尾气回收装置建设过程中存在的占地面积大，土建费用高，灵活性差，施工周期长等突出问题，研发出模块化撬装化CO₂回收技术，可以有效降低前期投资成本和缩短施工周期。该技术根据装置工艺功能单元特点，基于模块化设计实现回收工艺模块划分，达到100%工厂化预制，现场模块化施工标准。同时，利用撬装化设计，合理布局管道阀门，实现模块内设备优化整合成撬，最终形成全流程模块化撬装化的CO₂回收装置。现场应用结果表明，相比传统CO₂尾气回收装置，模块化撬装化5×10⁴ t/a煤制氢CO₂尾气回收装置完全达到降低投资成本和缩短施工周期目标，其中土建费用降低74.0%，建设面积降低75.2%，工程施工周期缩短50.0%。

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。

CO₂在页岩油藏驱油时的孔隙动用特征是评价其应用于提高页岩油藏采收率效果的一项重要指标。因此，开展了超临界CO₂驱替页岩岩心室内实验，并以核磁共振（NMR）在线岩心扫描技术为手段对CO₂驱页岩油藏的孔隙动用特征和规律进行研究。结果表明，超临界CO₂非混相驱油主要动用页岩中孔隙半径在0.1~3.0 μm范围内的油，而此过程中小于0.008 μm孔隙半径内的油量反而增加，分析原因主要是CO₂在页岩层中通过压差和扩散作用将大孔隙内页岩油带入小孔隙中并发生吸附滞留，在驱替时间5 h后，CO₂驱替页岩油采收率达到35.7%，驱油效果较好。

CO₂的众多驱油机理已经被广泛认同，但受油藏因素影响，不同油藏条件下CO₂驱的效果差异较大。因此，需要进一步深化研究CO₂与原油的微观相互作用机理，明确不同油藏条件下CO₂的驱油方式，最大限度挖潜CO₂驱的潜力。利用分子动力学模拟方法研究了组分、温度、压力对油滴-CO₂相互作用的影响。求取动力学参数，量化表征油滴-CO₂间的相互作用，厘清了不同条件下二者的微观相互作用规律。模拟结果显示，色散力是主导CO₂-烷烃分子相互作用的主要作用能，二者相互作用主要包含两方面：一是CO₂分子克服烷烃分子间的位阻作用向油滴内部溶解扩散，二是CO₂分子对油滴外层分子的萃取吸引作用。随着烷烃分子链长减小、温度降低和压力增加，油滴溶解度参数和CO₂配位数增加，油滴外层分子的弯曲度减小，二者的相互作用增强。研究结果认为，在温度较低、压力较高的轻质和中轻质油藏中，应尽可能地实现CO₂混相驱和近混相驱，在温度较高、压力较低的中质和重质油藏中，应充分发挥CO₂非混相驱的溶解降黏、膨胀原油体积和补充能量的优势。研究结果能够为室内研究和现场实施CO₂驱油提供理论指导。

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。

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。

渤海BZ油田主要为潜山碳酸盐岩油藏，目前已进入开发中后期，由于储层非均质性强，裂缝、孔洞分布规律复杂，导致油井生产特征复杂、产量递减快、动静态储量认识存在较大差异等问题。为此，在常规测井资料、薄片和少量岩心分析资料的基础上，结合不稳定试井和生产特征等资料，建立了油田碳酸盐岩储层类型动静态特征综合识别标准，渤海BZ油田碳酸盐岩储层主要划分为裂缝型、裂缝-孔隙型、孔隙型3种类型储层；基于静态优质储层预测，综合考虑了储层的平面、纵向的非均质性，建立了三维数值试井模型，精细刻画识别了复杂井储层边界和连通状况，合理评价了动态储量，证实了太古界潜山含油气潜力，为油田开发中后期制定调整对策提供依据，指导油田调整挖潜，并获得高产验证。

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。

CO₂驱油封存技术在提高原油采收率的同时能实现大规模CO₂封存。然而，驱油封存过程伴随着多种CO₂泄漏风险。针对以往CO₂泄漏风险管理系统的缺乏，特别是缺少基于在线监测的管理系统，难以支撑动态的风险管理，研究基于CO₂驱油封存泄漏风险管理体系的构建，开发了集成多环境实时风险识别和评估、多空间风险预测、多层级风险预警和全过程风险控制的动态CO₂泄漏风险管理系统，并应用于鄂尔多斯盆地延长石油CO₂驱油封存示范项目。案例应用研究表明，所开发的CO₂泄漏风险管理系统可以全空间动态识别CO₂驱油封存过程的各种泄漏风险，有效支撑泄漏风险的动态管理，为CO₂驱油封存项目提供全面及时的安全保障。

BZ19-6凝析气田储量大、地露压差小、储层高温高压且低孔低渗，生产作业过程中极易产生反凝析污染。评价反凝析污染程度，采用合适的污染解除措施，对改善BZ19-6凝析气田反凝析污染具有重要意义。利用复配凝析气开展长岩心衰竭实验，模拟反凝析油污染，测试不同衰竭压力点对应的气相渗透率并评价反凝析污染程度；同时开展了注活性剂（TC281）、注甲醇、注甲醇+活性剂3组解除反凝析污染实验，及注甲醇+活性剂1组解除反凝析+水锁综合液相污染实验。实验结果表明：注活性剂（TC281）、注甲醇、注甲醇+活性剂3种方案对解除反凝析污染均有一定效果，注甲醇+活性剂1组解除反凝析污染效果最好，渗透率恢复率达84%；注甲醇解除反凝析污染渗透率恢复率为81%；注活性剂1组解除反凝析渗透率恢复率为54%；注甲醇+活性剂1组解除反凝析+水锁综合液相污染，渗透率恢复率达到80%。实验为BZ19-6凝析气田解除反凝析污染提供了方案指导。

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。

随着全球“碳中和”目标趋同，经过百年发展，碳捕集、利用与封存（CCUS）产业发展迎来新机遇。欧美发达国家通过碳市场、碳税制度、碳补贴或退税、碳边境调节机制等措施，大力扶持CCUS技术研发及工程示范推广，CCUS产业化雏形已现，市场前景广阔。与国外相比，中国CCUS相关政策法规以引导为主，碳市场规模和碳价仍处于较低水平，亟待强化CCUS政策法规制定及配套措施研究。为此，明确了CCUS项目投入产出框架，梳理了全球典型CCUS项目经济效益及其财税政策环境，并提出中国CCUS产业效益发展建议。分析表明，国外项目普遍获得了政府直接补贴，运行成本中捕集成本占70%~80%，环境成本主要与CO₂泄漏后的环境风险及加装CCUS后产生的额外排放有关，产出收益包括直接收益和间接收益，高于200元/t气价条件下的CO₂驱油项目难以获得经济效益。结合国内外CCUS政策法规现状对比分析，提出了加快技术研发迭代速度，加大CCUS集群枢纽中心建设，加紧出台渐进式、组合式CCUS政策法规等CCUS产业化发展建议。

气-水相渗曲线反映储层综合物性特征，明确致密砂岩气-水相渗行为与气井生产动态的关系，有利于致密气藏高效开发。以鄂尔多斯盆地东缘典型致密砂岩气藏为研究对象，将储层分为3类并开展气-水相渗实验，结合X射线衍射、扫描电镜和核磁共振等岩心分析手段，揭示气-水相渗与气井生产动态曲线的关系。结果表明：①Ⅰ类相渗曲线两相过渡区较宽，孔隙类型以粒间孔为主，Ⅱ类相渗曲线两相过渡区较窄，孔隙类型以粒间孔和晶间孔为主，Ⅲ类储层相渗曲线两相过渡区极窄，孔隙类型以晶间孔为主；②储层黏土矿物含量高，高岭石和绿泥石有利于气水两相流动，伊利石不利于气水两相流动；③孔喉差异大，大致分为3类：中—粗孔喉（大于1.0 μm）、细孔喉（0.1~1.0 μm）和微孔喉（小于0.1 μm），Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层的中—粗孔喉占比分别约为40%、10%和4%；④根据上述3类储层的气-水相渗特征，可将气井分为3类，其生产动态特征与相渗曲线预测结果均相符，Ⅰ类井主要产层为Ⅰ类储层，有效厚度约为7 m，平均日产气量约为2×10⁴ m³，稳产时间长，Ⅱ类井主要产层为Ⅱ类储层，有效厚度约为5 m，平均日产气量约为1×10⁴ m³，Ⅲ类井主要产层为Ⅲ类储层，有效厚度约为6 m，平均日产气量约为0.5×10⁴ m³，稳产时间极短。通过分析致密砂岩气-水相渗特征预测气井生产动态，揭示了孔隙结构和黏土矿物对气水流动行为的影响，可为制定低压高含水致密气开发过程降阻提效措施提供理论支撑。

针对水驱油藏开发进入高含水阶段后，剩余油常富集在构造高部位或厚油层顶部，井网控制不到的问题，利用油藏自身特点注CO₂形成气顶驱，可有效改善开发效果并实现CO₂封存，但什么样的油藏适宜开展气顶驱尚待研究。通过剖析典型高含水油藏CO₂气顶驱见效特征，分析气顶驱油过程中油气界面移动规律，结合数值模拟、物理模拟，以提高采收率幅度、换油率、到达极限气油比时间、存气率等为主要评价标准，研究地层倾角、原油密度、黏度、油藏封闭性、渗透率、水动力强弱等相关参数对CO₂气顶驱油-封存效果的影响。按照到达极限气油比时提高采收率的幅度大小，评价各参数对驱油--封存效果的影响程度，确定高含水期油藏的CO₂气顶驱油-封存筛选条件主要受油藏封闭性、地层倾角、原油黏度、油层渗透率及厚度影响，为拓展CO₂驱应用范围提供了依据。

水合物法捕集与封存CO₂气体可服务于大规模减排的技术需求，加速“碳中和”目标的实现，对应对气候变化具有重要意义。从气体水合物的基本性质、生成机理及模型，多孔介质中水合物合成，水合物合成的分子动力学模拟等方面，综述了前人针对水合物合成领域的研究现状，提出了气体水合物合成过程中存在的科学问题，并对气体水合物的发展及煤系地层CO₂水合物的封存方向进行了评价。研究认为，CO₂气体的溶解度是限制准确计算多孔介质中水合物储气量的关键因素；气体水合物的局部结构化（成核）机制复杂，仍需深入研究；高纬度及永久冻土区煤系地层可作为水合物法封存CO₂气体的地下空间。

针对新疆油田中深层稠油油藏的“中等偏强—强”速敏伤害以及“强—极强”水敏伤害引起的注水开发效果不理想的问题，基于CO₂独特的物理和化学性质，借助高温高压PVT实验仪和长岩心驱替装置，开展CO₂-原油高压物性测定和CO₂驱/吞吐提高采收率可行性研究，结合气相色谱和高温高压流变仪表征产出油的组成及黏度变化。实验结果表明，57.345%摩尔分数的CO₂能将溶解气油比（GOR）从32 m³/m³增大至149.3 m³/m³、泡点压力（p_b）从6.8 MPa增大至15.7 MPa，原油体积系数从1.06增大至1.27，原油密度从0.896 5 g/cm³降低至0.854 8 g/cm³，原油黏度从419.3 mPa·s降低至253.4 mPa·s，因此CO₂能有效补充地层能量，增大原油弹性能，减小渗流阻力。第一轮次0.95 PV（孔隙体积）的CO₂驱的原油采出程度为32.8%，焖井24 h后多孔介质中的流体重新分布，第二轮次0.5 PV的CO₂驱能提高原油采出程度17.9%。而5轮次CO₂吞吐的原油采出程度为63.5%。产出油的黏度呈降低的趋势，主要原因是原油中的沥青质在多孔介质中发生沉积。实验结果明确了CO₂驱/吞吐在新疆油田中深层稠油提高采收率的可行性。

CO₂在咸水层中的溶解性能是估算CO₂溶解埋存量的重要参数。为了快速经济地评价分析CO₂在咸水层中溶解性能，基于目前不同温度、压强、矿化度下CO₂在水中溶解性能数据，开展灰色GM（1，1）模型预测，分析预测相对误差，应用马尔科夫理论，划分状态区间并构造状态转移概率矩阵，对预测结果进行修正，提出基于灰色马尔科夫理论的CO₂在咸水层中溶解性能预测模型。结果表明：灰色马尔科夫模型预测值与实测值的平均相对误差分别为1.52%、17.73%、0.21%、3.97%，灰色GM（1，1）模型预测结果的平均相对误差分别为2.37%、19.29%、3.62%、3.94%，灰色马尔科夫预测值与相应实测数据更吻合，模型预测性能较好，可为CO₂在地下咸水中的溶解度预测提供1种新方法。

马家嘴油田戴南组断裂发育，油藏类型以构造-岩性油藏为主。储层具有纵向厚度薄、横向分布变化快的特点，对储层预测的精度要求较高，常规的地震反演方法难以满足需求。为解决此问题，采用了波形指示模拟方法对研究区薄储层进行预测，此方法以波形相控为指导，通过地震波形在横向上的变化代替变差函数，对目标参数进行模拟，从而得到更符合沉积地质规律的高精度反演结果。利用研究区内开发井多且密的优势，综合地质、地震和测井资料，优选对储层敏感的自然电位曲线进行波形指示模拟，对主力含油砂组展布进行预测；结合反演结果对参与运算井、后验井及过断层井进行分析，表明波形指示模拟具有较高的纵向和横向分辨率，能够较精细反映储层的空间变化；提取主要含油砂组平面展布图，与研究区的沉积规律相符，结合油层分布图对目标含油砂组分布进行了重新认识，认为马3断层下降盘向西具有滚动扩边潜力。

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。

以胜利油区陆相砂岩油藏整装油田为代表，主力单元进入特高含水后期（含水率大于95%），局部区域出现极端耗水现象，水油比急剧上升，注入水利用率大幅下降，吨油操作成本成倍增加，经济效益变差，但油藏中还有60%左右剩余地质储量。注入水沿着极端耗水层带窜流是制约陆相砂岩整装油田特高含水后期效益开发的关键问题。以提高特高含水老油田开发效益为目标，明晰了极端耗水层带形成机制及调控机理，建立了基于老井的变流线调控极端耗水层带扩波及方法，形成特高含水后期油藏精准描述及调控极端耗水层带扩波及的效益开发技术体系。通过应用流场调控技术，使传统认为含水率98%近废弃油藏开展示范应用，基于极端耗水层带流场调控经济寿命期延长10 a以上，产油量大幅增加，含水率下降，吨油操作成本下降，实现了特高含水后期老油田低成本开发。

油田开发过程中普遍存在着层间与层内干扰，对于纵向上没完全隔开的海上强非均质性巨厚砂砾岩油藏而言尤为如此，是油藏细分层系的基础和内因。矿场上，干扰数据主要由生产测井得到，开发经验表明干扰系数随开发阶段、时间变化而变化，生产测井普遍为单点测试，无法得到全周期干扰系数。因此，有必要对层间与层内干扰进行室内实验研究。干扰系数理论研究涉及参数众多且随时间变化，可以解释多层合采油井整体产油能力低于分层开采累加量现象，未能解决其形成的理论根源，所以采用了一维岩心驱替实验装置进行了层间和层内干扰的研究，实验表明：巨厚砂砾岩油藏层间干扰随着时间推移，含水上升，干扰系数逐渐增大，但在高含水期有所下降，导致层间干扰的原因是单驱与合驱时各岩心驱替压力梯度不同；巨厚砂砾岩油藏层内干扰在早期采油指数干扰系数较大，随着含水增加，采油指数干扰系数逐渐变小，层内干扰产生的实质是不同储层渗流阻力变化随着时间的变化，导致储层流量分配的改变。

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。

在松辽盆地长岭断陷陆相湖盆水下喷发的火石岭组火山碎屑岩中发现了工业油气，有广阔的勘探前景。研究针对火石岭组水下喷发火山碎屑岩储层的储集空间特征、物性特征及孔隙结构差异开展，分析不同类型储层物性差异原因及其形成和演化过程。主要有以下4个方面：①凝灰岩中火山玻璃含量较高，储集空间以脱玻化孔和溶蚀孔为主，并且粒度越粗物性越好，孔隙规模、孔径大小、孔隙丰度等方面逐渐变大；沉凝灰岩黏土矿物含量高，以黏土矿物晶间孔为主，物性差；凝灰质砂岩中长石、岩屑和浊沸石等易溶组分含量高，以溶蚀孔为主。②研究区火山碎屑岩储层原生孔隙不发育，储层较为致密，平均孔隙度为2.43%，渗透率平均值为0.076×10^-3 μm²，粗粒凝灰岩孔隙度最高，其次是凝灰质砂岩和细粒凝灰岩，沉凝灰岩物性最差。③脱玻化作用是凝灰岩储层中高孔隙度和超低渗透率的重要原因，中成岩阶段的2次油气充注导致岩石发生有机酸溶蚀，此外，裂缝可以为有机酸和深部热液提供运移通道，导致后期溶蚀，并连接各种分散的溶蚀孔隙，提高储集空间的有效性。④近源相带气携水下火山碎屑流亚相粗粒凝灰岩储层是油气勘探的有利目标。

苏北盆地金湖凹陷BG区块页岩油压裂后产量递减快、开发效果差，衰竭开发后期如何有效提高单井评估的最终可采储量是能够效益开发的关键。国内外通常采用CO₂吞吐的方法进行后期增产，但由于成本较高，效果差异较大，并未广泛使用。在结合BG区块地质特征的基础上，通过岩心核磁、扫描电镜、试井分析等方法开展页岩油注水吞吐增产机理研究，明确了注水吞吐具有大幅提高渗吸动用孔隙（1~100 nm）中页岩油、改善页岩油储层孔渗条件的作用，结合苏北盆地页岩油较好的亲水性、含油性、储层裂缝较为发育三大特点，提出页岩油注水吞吐技术手段，并开展矿场试验。截至目前，2口试验井累计增油量超过7 600 t，具有较好的应用前景和经济效益，对苏北盆地页岩油衰竭开采后期低成本效益增产具有指导意义。

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。

碳酸盐岩在化学和力学作用下结构及力学特征是该类储层酸压技术有效性评价的重要研究课题。以海相碳酸盐岩为研究对象，开展了20%HCl胶凝酸对碳酸盐岩结构和力学性能影响的室内实验研究。基于矿物组成，将碳酸盐岩划分为灰岩、含云质灰岩、含灰质云岩和云岩4种类型，相对于灰岩的均匀刻蚀，酸在含云质灰岩表面选择性刻蚀，形成蚓蚀刻槽，而含灰质云岩和云岩则以点状刻蚀和沿着结构面侵蚀为主。酸作用前碳酸盐岩具有基质强度主导的剪切破坏特征，而酸作用后改变了岩石内部结构，导致碳酸盐岩更易在拉张应力作用下发生破坏，更容易劈裂破坏或沿结构面破坏。酸作用后碳酸盐岩的宏观强度降幅远大于基质强度降幅，酸液通过侵入岩石内部，在岩石内部形成更多微观缺陷，表现为峰值应力时弹性能占比降低和耗散能占比增加，因此其宏观力学性能劣化是基质强度劣化和内部结构改变共同作用的结果。研究结论对于碳酸盐岩现场酸压实践以及后续生产方案制定提供一定指导。

二项式产能方程是气藏开发中重要的资料分析手段，可以通过试井数据求解，但致密火山岩气藏压力稳定慢，产能试井过程中，实测数据绘制的指示曲线会出现截距小于0的情况，导致方程无法正常求解，需要对公式进行修正处理。以致密火山岩气藏气井C2井为例，分析指示曲线异常原因，参考现有方程修正方法，校正处理产能试井井底流压数据，推导新的产能二项式修正方程，应用于致密火山岩气井，得到结果比“一点法”的结果更加稳定，且充分利用试井测试数据，能为无阻流量求取和后续开发生产方案制定提供依据。

利用叠前方位道集地震数据进行各向异性参数反演是目前裂缝预测的主要方法之一，其中RüGER近似方程和傅里叶级数展开式2种算法应用较为广泛，RüGER近似方程中的各向异性梯度与傅里叶级数展开式的二阶项均可以表征裂缝强度。应用2种方程在单层界面、实钻井裂缝层分别对比了计算方法的适用性，并在实际火山岩发育区对比了裂缝空间预测结果。单界面模型2种方程预测裂缝强度存在量纲差异，RüGER近似方程裂缝强度值域大于傅里叶级数展开式计算结果，RüGER近似方程计算裂缝方位存在多解性，可能为垂直裂缝方向；井上裂缝层应用2种方法计算裂缝方位和强度结果基本一致；在松辽盆地南部LFS地区火山岩地层应用2种方法分别预测裂缝发育情况，傅里叶级数二阶项相比方位各向异性梯度，与电成像测井解释裂缝强度吻合稍好，且预测裂缝方位与成像测井解释方位相同。研究认为，在火山岩领域傅里叶级数方程预测裂缝方法更适于推广应用。

目前应用最广泛的叠前同时反演算法是基于各项同性水平介质的Zoeppritz方程近似表达式，但对于具有岩性横向变化快且纵向多期叠置特点的中基性火山岩储层，凝灰岩和沉凝灰岩具有相近的测井和地球物理响应，叠前同时反演在火山岩岩性、物性的区分上存在一定的局限性。通过褶积模型正演定性分析火山岩储层地震响应特征，井上岩石物理分析火山岩储层岩性、物性敏感参数，通过模型试算和实际数据计算对比分析6种Zoeppritz方程近似的二项式和三项式叠前反演算法在该地区的适用性，从而优选出SMITH & GIDLOW, FATTI近似算法，输入纵波阻抗、横波阻抗和密度的反射系数进行叠前反演，应用叠前纵波阻抗反演结果对该地区凝灰岩进行预测，应用叠前密度反演结果对有效储层物性进行预测。支撑部署1口评价井，预测符合率为76.0%，部署1口水平井，预测符合率为84.6%，均获得工业气流。

针对近废弃油藏特高含水、优势通道发育、剩余油高度分散、非均质性强等主要矛盾，以双河油田北块Ⅱ（2油组）4—5层系为例，采用油藏精细地质建模、数值模拟方法和微观驱替实验方法，表征了聚合物驱后油藏剩余油分布特征。聚合物驱后宏观剩余油平面上注采非主流线、主流线弱势区及注采井距较大的边部区域剩余油饱和度较高，纵向上正韵律顶部剩余油富集；微观剩余油以半束缚态为主，依据剩余油分布特征提出了非均相复合驱变流线井网加密调整技术思路。通过井网变流线加密调整，形成交错式行列井网模式，流线方向转变30°以上，流线转向率达80%，促使剩余油有效动用。数值模拟预测该技术可提高采收率10.96%，新增可采储量70.61×10⁴ t，延长生命周期15 a，为聚合物驱后油藏大幅度提高采收率提供新的技术方法。

海上油田单管分层测调注聚工艺不能满足井斜大于60°的井况，同时测调时需要钢丝作业配合，平均单井测调用时6 h，测调效率低，无法真正意义上实现井下温度、压力、流量的实时监测与注入量调整。在介绍海上油田缆控智能注聚新技术原理、适用性与特点的基础上，研发出缆控智能注聚工作筒、大流量下高保黏通道及地面控制器等关键配套工具。实验表明，工作筒形成节流压差小于4 MPa，保黏率大于85%，性能较好。现场应用表明，缆控智能注聚技术在大斜度井的分层注聚调试过程中，可实时反馈流量、压力、温度等监测数据，提高注聚井测调效率和油藏配注达标率，为海上油田聚驱提高采收率提供了有效的技术支撑。

以松南断陷查干花气田火石岭组火山岩为例，平均孔隙度、渗透率分别为4.5%和0.08×10^-3 μm²,储层致密且非均质性强，需要大套储层一起试气才能达标，储层分类标准难以确定。利用物性数据、高压压汞、核磁共振等实验进行火山岩储层微观结构分析，通过多参数对比建立了微观分类标准，采用核磁测井作为衔接，从微观参数推导到宏观参数，综合建立了火山岩储层分类评价标准，其中包括微观结构的孔喉半径、排驱压力、退汞饱和度等，以及核磁测井和实验的T₂谱分布、离心饱和度，还有宏观参数孔隙度、渗透率、饱和度、声波时差、岩性密度、电阻率，将储层由好到坏划分为A、B和C类，该方法可操作性强，为新钻井的测试方案以及勘探、开发水平井的“甜点”层优选提供了可靠依据。研究方法与认识对开展火山岩储层的分类研究具有一定的参考意义。

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。

针对双河油田低渗储层注水能力差、注水水质不达标和高凝原油蜡沉积等问题，通过自主设计的水-CO₂储层注入能力评价装置，开展流动性实验、CO₂驱油实验，结合岩心扫描电镜等测试手段，明确双河低渗储层注水能力差的主要机制，探索CO₂改善低渗储层注入能力的主要机理。结果表明，产出水中的悬浮颗粒和油中蜡晶等组分的沉积可导致孔隙堵塞，从而降低储层的注水能力。CO₂对产出水中无机悬浮颗粒及岩石碱性矿物、碳酸盐岩矿物有明显溶蚀作用，是显著提高储层注水能力的主要机理。CO₂可溶解在岩石表面的原油蜡质组分沉积，有效改善储层注水能力。同时，CO₂驱提高采收率效果明显，采收率提高13.01%~21.51%，后续水驱进一步提高5.40%~6.04%。研究表明：注CO₂可显著改善双河油田低渗储层注入能力，为CO₂增注驱油技术在现场应用提供理论支撑。

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。