华东地区深部煤层气勘探开发对保障区域能源需求、优化地区能源结构、实现“双碳”目标具有重要意义。基于系统调研和前期研究积累，总结了华东地区煤层气及瓦斯抽采现状，分析了该地区深部煤层含气特征与资源潜力，探讨了已有深部煤层气勘探开发技术在华东地区的适用性，讨论并预测了华东地区深部煤层气勘探开发潜在有利区，最后提出了华东地区开展深部煤层气勘探开发的优势和挑战。已有研究结果表明：华东地区针对煤矿区及构造煤的煤层气勘探开发技术储备良好，形成了煤矿区煤层气开发“淮南模式”与构造煤煤层气顶板水平井分段压裂开发技术。华东地区深部煤层具有含气量高（大于10 cm³/g）和含气饱和度高（大于80 %）的特征，两淮矿区深部煤层气预测地质资源量占绝大多数，2 000 m以浅高达8 984.69×10⁸ m³，表明两淮地区深部煤层气具备良好的资源优势。深部煤层气的水平井等开发方式及造洞穴应力释放、水力割缝等增产工艺在华东地区具有较大的应用前景，淮南煤田潘谢矿区可作为华东地区深部煤层气勘探开发先导试验区。华东地区深部煤层气工作程度低，需要开展区域性的深部煤层气资源评价与典型地区成藏规律的深入解剖。

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。

南川复杂构造带常压页岩气藏受多期构造运动影响，地质条件复杂加大了效益开发的难度。针对储层构造复杂导致“甜点”钻遇率低、机械钻速低和地应力复杂导致压裂改造效果差等难题，提出了适用于南川复杂构造带常压页岩气地质特点的地质工程一体化做法。围绕常压页岩气效益开发要求，充分利用物探、地质、钻完井及压裂等多学科知识进行综合研究，建立了地质与工程相互找问题促进步、地质与工程相互找依据促增效两个维度交互融合的一体化流程，形成了以物探、地质、工程一体化为核心的复杂构造带常压页岩气关键开发技术。通过现场实践应用，复杂构造带水平井机械钻速和靶窗钻遇率大幅提高，压裂成本不断下降，气井改造效果和产能持续提升，实现了南川常压页岩气的效益开发，为渝东南盆缘复杂构造区常压页岩气藏高效开发提供了可借鉴的技术和经验。

盐水层CO₂封存是可行的技术部署方案之一，也是中长期CO₂深度减排的主要方式。针对盐水层封存潜力的评估要求，对CO₂地质封存的4种封存机理进行了系统阐述，并基于封存机理对沉积盆地中盐水层封存潜力的计算方法进行了梳理分析。通过总结归纳国内外盐水层封存评价体系，建立了涵括安全、技术、经济和社会环境4类评价指标层的盐水层封存适宜性评价指标体系，利用层次分析法确定了各指标的权重。对于具有开放构造和丰富水文地质作用的盐水层，推荐考虑残余气封存和溶解封存结合的方法评估封存潜力，盐水层CO₂地质封存适宜性评价指标体系的建立为开展全国性的CO₂封存适宜性评价工作提供参考。

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。

为解决四川盆地川西坳陷须家河组五段（以下简称须五段）细粒沉积岩岩性复杂、“甜点”类型难以明确的问题，利用X射线衍射、岩石薄片、扫描电镜、物性、有机碳、元素分析等多种地质资料，结合岩心观察，在分析岩相类型和沉积古环境演化关系的基础上，划分了14种岩相类型，并基于页岩气评价参数对比分析，确定了发育“甜点”的主要岩相类型，为须五段陆相页岩气勘探指明了方向。结果表明：①川西坳陷须五段主要发育块状黏土质粉砂岩、块状混合沉积岩，其次为纹层混合沉积岩、纹层黏土质粉砂岩和块状粉砂质黏土岩；②须五段沉积环境经历了微咸水—浅水—干热、淡水—水体较深—湿润、微咸水—浅水—干热的演化过程，陆源输入先减少后增加，须五段中部是有机质富集的有利层段；③纹层黏土质粉砂岩和纹层混合沉积岩有机质含量较高，储集空间以碎屑颗粒溶孔为主，脆性矿物含量较高，可压裂性较好，是“甜点”发育的有利岩相类型。

川西坳陷新场须家河组二段致密砂岩储层具有非均质性强、储层薄等特点。前期直接通过地震属性和反演技术转换得到的岩性和物性结果受个人认识和解释精度的限制，其解释结果常常无法满足气藏精细开发需求。针对上述问题，以叠前岩性和物性敏感参数作为学习标本，将叠前反演技术与机器深度学习技术相结合，利用机器深度学习算法构建解释模型，最终实现砂岩厚度和储层量化预测。该方法有效提高储层预测分辨率、预测精度，其预测结果为沉积微相研究、成藏分析及井位部署等提供了有效的支撑，在新场须家河组二段气藏开发中取得较好的应用效果，为岩性和储层量化预测提供了新思路，对其他气田气藏开发起到良好的借鉴作用。

煤岩内发育的裂隙网络是气体运移的主要通道，影响煤储层的渗流能力，裂隙网络的几何特征对煤层气流动特性具有重要影响。以保德区块煤样为研究对象，利用COMSOL Multiphysics模拟软件，建立了煤岩二维裂隙网络模型，研究裂隙长度、密度、开度和角度等因素对产量影响，为提高煤层气产量提供理论指导。研究结果表明：裂隙形态因素影响关系为长度、密度、开度越大，与流动方向夹角越小，煤岩渗流能力越强。但随着长度、密度与开度的增加，流量增幅变缓，继续增加单一因素提高煤层气开采效果不显著且成本难以控制。各因素的增长对出口流量的影响程度中，角度、密度影响效果大于长度和开度。考虑地面定向井+高压水力切割方法提高煤层气开发效率。利用定向井眼和水力缝槽沟通天然裂缝系统，充分利用平行面割理方向渗透率优势；高压水力切割过程中诱导煤层产生裂隙，增加导流通道数量与连通性，有助于提高煤层气产量。

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。

传统页岩气井产量预测方法难以对储层参数、压裂参数与产量的关系做出有效分析，而机器学习方法具有解决这一问题的能力。提出了基于物理意义和随机组合的方法构建特征参数，并采用小批量梯度下降法（MBGD）作为训练函数，建立了针对页岩气井产量预测的改进人工神经网络预测模型。然后结合实例，利用改进后的人工神经网络模型对页岩气井产量进行预测，并通过计算均方误差（MSE）和修正决定系数（T）的值对模型的优劣程度和预测精度进行评价。结果表明，建立的改进神经网络模型预测产量结果与实际产量值吻合度较高，且相比传统的BP（误差反向传播算法）神经网络模型，在预测精度和稳定性方面具有明显优势。该模型能为页岩气储层压裂优化设计以及产能评价提供重要支持。

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。

资阳东峰场地区须五段发育多期叠置河道，河道砂岩沉积相相变快、储层非均质性强、砂岩阻抗与泥岩阻抗差异小、储层地震响应特征复杂，且叠前地震道集资料品质差、缺少横波测井，前期利用常规叠后属性对河道砂体边界及优质储层分布特征刻画精度不高。针对以上问题，利用道集噪音压制、道集拉平、道集拓频优化处理技术获得了高品质叠前道集；采用基于改进XU-WHITE岩石物理理论模型的优化方法预测了横波速度，结合岩石物理分析，创新性构建了岩性和物性指示因子，并通过叠前三参数同时反演获得了岩性和物性地震预测体，精细刻画了砂体边界及展布，在有利相带控制下，利用物性预测属性，预测了致密砂岩储层“甜点”分布区。研究结果表明: ①基于高保真的道集优化处理可以获得可靠和符合AVO（振幅随偏移距变化）规律的叠前道集，为叠前反演奠定高质量基础资料；②基于改进XU-WHITE模型的横波速度预测技术，能够获取更精确的横波速度，更有利于岩石物理分析；③岩性和物性指示因子构建及反演技术可有效地实现致密砂岩储层岩性和物性精细刻画。该技术在资阳须五气藏致密砂岩刻画及储层“甜点”预测中获得了较好的效果，具有一定的推广应用价值。

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。

以新场构造带须二段占比高、角度低、成因争议大，俗称“饼状”缝或“千层饼”缝的一类特殊形态裂缝为研究对象，采用精细岩心观察、薄片鉴定及宏微观特征对比分析方式对“饼状”缝进行分类，明确相应岩相特征及成因，并结合含气性差异探讨了其油气地质情况。分析认为“饼状”缝有3种：薄层“酥饼”缝发育在粗粒、高石英含量、顶底突变的单期水下分流河道中；中厚层不等距缝发育在细、中粒、粗粒高长石含量的叠置型水下分流河道中；中厚层等距缝发育在细、中粒富碳酸盐砂与贫碳酸盐砂互层沉积的水下分流河道或河口坝微相中。其中，前两者既改善了储层的渗透性，也增强了溶蚀作用，含气性较好，后者仅提高了渗透率，对基质孔隙影响较小，含气性差。“饼状”缝不是单纯的构造剪切缝或沉积层理缝，也非应力卸载缝，而是在沉积环境、构造应力和差异成岩的共同控制下形成的一种复合成因缝，因此，构造部位高，储层物性好的地区配合有效缝网压裂改造技术是未来很有潜力的勘探目标。

川西坳陷合兴场气田须家河组二段（以下简称须二段）砂岩为超低孔、超低渗致密砂岩储层，裂缝较为发育且类型多样，裂缝的发育程度对天然气的运移、成藏及产能具有重要影响。为了优化研究区的勘探开发，综合利用岩心观察、薄片观察、成像测井分析、裂缝充填物包裹体分析等，对须二段裂缝发育特征及控制因素开展了研究。研究区的裂缝按照成因可分为构造裂缝、成岩裂缝和异常高压裂缝3大类，对应的发育时期分别为印支晚期、燕山中晚期和喜马拉雅期。构造裂缝具有裂缝延伸长、宽度大、充填程度较低的特征；成岩裂缝以层理缝为主，发育少量缝合线；异常高压裂缝发育较少，与生烃增压有关。在此基础上进一步明确了裂缝发育主控因素，构造裂缝的发育程度主要受构造变形、断裂、岩层厚度和相变等多方面因素的影响；成岩缝的发育程度主要受岩石相和岩层厚度的影响；异常高压缝发育程度主要受生烃增压的影响。结合研究区须二段构造样式和岩性组合，建立了须二段裂缝成因模式，研究区须二段的裂缝发育区在构造转折端、南北向断层附近的单层砂岩厚度适中带（砂泥互层、厚砂薄泥型）、南北向岩相变化带、异常压力发育区。

针对延川南煤层气田因地层出煤粉导致机抽井频繁躺井作业的问题，开展了延川南煤层气井新型排采泵的改进及应用研究。新型排采泵游动凡尔设计为强制拉杆半球式密封，柱塞总成采用中空设计，泵径ø38 mm，冲程3.0 m，冲次1~3次/min，排量4.8~14.6 m³/d。新型排采泵与空心杆、油管配合使用，从而形成了生产和洗井双通道一体化管柱。既能满足正常的排水采气生产，又能实现洗井排煤粉的需求，而且洗井时洗井液不进入地层，避免了洗井液对地层的污染，实现了不起管柱作业并将煤粉从井中排出，解决了煤层气田排采井煤粉或砂粒沉积导致的固定阀失效和卡泵的问题。2022年，新型排采泵在延川南煤层气田开展了2口井现场应用，实施后没有发生固定阀失效和煤粉卡泵，措施井平均检泵周期延长285 d。现场试验表明：新型排采泵具有正常排水采气和通过洗井将煤粉从泵中排出双重功能，为延川南煤层气田防煤粉工艺提供了一种新的技术支持。

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。

煤储层具有低孔、低渗和低压特征，实现煤层气工业开采主要依靠水力压裂等技术。沁水盆地柿庄区块目前日产量小于500 m³的气井占到50 %以上，气井改造后增产效果不理想，气井产能主控影响因素不清楚，直接影响气井整体产能的提升。基于煤层气井压裂及产能数据，利用灰色关联方法刻画了煤层气地质工程因素对压裂产能的影响程度，分析了气井压裂后产能主控影响因素。根据皮尔逊相关性分析方法，建立产能主控因素与气井产量的关联数学模型来预测气井产能，结合气井生产数据验证了预测模型可靠性。采用卡方自动交互检测决策树方法，建立了已压裂井地质和工程因素对气井产能影响关系分类决策树，高含气量条件下工程因素对气井产能提升影响较小，随着含气量降低，不同工程因素对气井产能的影响程度逐渐增大，有助于优化排量、砂量及总液量等主要设计参数，丰富了煤层气压裂后产能评价方法。

受作业环境限制，海上水平井分段压裂技术仍处于探索阶段，水平井实施后的压裂效果对水平井产能有着显著影响，如何评价压裂效果以指导水平井的压裂开发，是当前急需解决的问题。首先介绍了东海平湖区块低渗透储层地质概况及该区块第1口裸眼水平井分段压裂的施工过程，其次采用SPEE（国际石油工程评价委员会）最新的压裂效果评价方法对该口多段压裂水平井的压裂效果进行评价，通过对该井压裂施工参数的分析及压裂前后EUR（最终可采储量）的对比，得出该口水平井压裂后的气采收率较压裂前提高了9.3 %，油采收率提高了6.6 %，证明了该压裂效果评价方法的正确性与可靠性。东海平湖区块第1口裸眼水平井分段压裂及压裂效果评价的成功，为今后海上低渗透储层水平井分段压裂开发奠定了基础。

压驱注水井底压力分析对压驱效果评价与储层参数反演具有重要的意义。为了获得压驱注水井井底压力响应和压驱注水产生的动态裂缝参数，从裂缝扩展角度出发，运用渗流力学理论与数值模拟方法，在考虑裂缝扩展、裂缝形态、注入流体滤失等因素影响的基础上，形成了考虑压驱注水诱发裂缝影响的注水井压力分析模型，获得了压驱注水井井底压力响应，分别分析了注入流量、产液量、地层渗透率和井距因素对压力的影响，并将其运用于实际压驱井，以验证模型的准确性。研究发现：压驱注水井流体流动分为5个流动阶段，分别为压驱起裂初期阶段、裂缝扩展阶段、线性流动阶段、过渡流动阶段和边界控制流动阶段；随着注入流量的增大，裂缝扩展阶段越明显，且产液量越大，在压驱注水后期双对数压力分析曲线上翘幅度越小。该研究对压驱注水开发低渗透油藏不稳定渗流机理的研究和认识具有重要的意义，对注水井动态裂缝对水井井底压力的影响研究具有一定意义。

煤粉问题在煤层气开发中日益凸显，合理控制煤粉运移与产出，是煤层气井稳产、高产的关键。目前对于保德区块煤粉运移产出规律认识不清，制约了本区部分井煤层气高效开发。基于上述问题，借助煤粉驱替物理模拟实验，探究不同地质与工程条件下煤粉产出特征，并阐明地层水流速、矿化度、气水比、有效应力等因素对其控制作用。研究表明，排水阶段较小的流速下产出煤粉量极少，裂缝中煤粉发生运移但是堆积在出口处，形成煤粉“滤饼”；当超过临界流速后，煤粉大量产出，较大幅度的压力波动能将出口处堵塞的煤粉冲出。地层水矿化度越大，携带煤粉运移能力越强；单气相流动无法有效驱替煤粉运移产出，50∶50气水比的两相流具有更强的携带煤粉的能力。随着加载在煤岩上的有效应力增加，产出液中煤粉的质量浓度不断下降，且出口端的憋压压力具有相同的下降趋势，但驱替压差在不断增加。研究结果为现场开展煤粉防治措施提供数据和理论基础。

基于页岩气多重运移机制理论，针对页岩储层压裂裂缝呈现复杂形状和非均匀分布的实际情况，建立耦合了两类孔隙表观渗透率的页岩表观渗透率统一模型，另外，运用实空间源汇函数理论和压降叠加原理，建立了气藏—裂缝—井筒耦合渗流模型。模拟分析了页岩气微观渗流、裂缝形状和裂缝非均匀分布对产能的影响，结果表明：微观渗流对页岩气井产量的影响不可忽视，在生产初期考虑微观渗流的日产气量比不考虑微观渗流的日产气量高了20.3 %；复杂形状裂缝的产能比理想矩形裂缝的产能要低，其中星形裂缝的产能最低；裂缝的非均匀分布会影响水平井的产能，需选择最优布缝方式。研究模型综合考虑了页岩气的微观渗流机理和实际压裂裂缝情况，为页岩气藏压裂水平井产能研究提供了参考。

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。

中江气田沙溪庙组气藏勘探开发潜力较大，但以特低孔特低渗储层为主，储层非均质性较强。针对前期岩性和含气性识别可靠性不高、储层孔隙度和厚度预测结果精度较低等问题，开展了较系统的地震岩石物理分析。主要通过正演模拟、流体替换和岩石物理量版等技术手段，进行了储层预测可行性分析，明确了地震弹性参数与气藏岩性参数、储集参数的具体关系，优选了岩性、物性和含气性敏感参数，建立了储层定性预测模式和定量预测模式，即采用最大波谷属性、最小波阻抗属性和最小纵横波速度比预测储层展布。采用纵横波速度比-纵波阻抗交会识别岩性和含气性，并且用纵横波速度比拟合或协模拟定量预测泥质含量，在砂岩内采用纵波阻抗拟合或协模拟定量预测孔隙度，在含气砂岩内采用Lamda/Mu（拉梅系数/剪切模量）拟合或协模拟定量预测含气饱和度，为研究区沙溪庙组储层精细预测夯实了基础。

川西坳陷ZJ、XC、SF等气田的侏罗系气藏陆相砂岩储层致密，主要发育于三角洲平原—前缘分流河道中。物性相对较差的③类储层与围岩波阻抗叠置严重，往往形成中弱反射特征，地球物理特征隐蔽，精细刻画隐蔽河道分布是重要攻关方向。开展储层岩石物理特征分析及AVO（振幅随偏移距变化特征）道集正演，明确了不同类型储层与AVO类型之间的关系，确立了FN（远或近偏移距）叠加方法，在道集优化处理基础上，优选远或近道优势偏移距叠加，隐蔽河道识别能力明显提升。利用体分频像素成像技术开展隐蔽河道精细刻画，河道成像效果明显改善。技术应用准确落实了隐蔽河道分布，精细刻画出河道的外形及边界，发现多条新河道，并被实钻所证实，拓展了新的勘探开发阵地。

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。

页岩气藏水力压裂后大量压裂液滞留在基岩孔隙和压裂诱导裂缝内。目前页岩气藏压裂液微观赋存机理认识不清，导致难以准确认识返排过程中页岩气井压裂液返排率差异。建立页岩气藏多尺度孔缝介质压裂液微观赋存分析方法，揭示页岩气藏压裂液微观赋存机理。建立同时考虑岩石-流体作用力和气水界面毛管力的单孔隙气水赋存分析方法，进一步拓展至孔隙网络，采用侵入逾渗研究基岩压裂液赋存模式。基于水力压裂诱导裂缝CT扫描成像结果，采用水平集气、水界面追踪方法计算不同返排压力下气水分布，研究诱导裂缝压裂液赋存模式。研究结果表明：基岩系统返排率呈现缓慢上升—快速上升—趋于平缓的趋势。压裂液主要呈现水相饱和孔隙赋存、角落水相赋存、水膜状赋存3种赋存模式；压裂诱导裂缝系统返排率主要受诱导裂缝周围孔隙连通性影响，呈现快速上升后趋于平缓趋势。滞留压裂液主要赋存在水力压裂诱导裂缝周围盲端基质孔隙。

吸附气是页岩气赋存在页岩中的主要方式之一，而且吸附气是页岩气后期产量的主要来源。吸附气主要赋存在页岩有机质干酪根和黏土矿物中，而有机质干酪根中吸附比例较大。因此，研究页岩有机质干酪根的特征及其吸附机理对页岩气开发有重要作用。以四川盆地龙马溪组页岩干酪根为研究对象，通过固体核磁共振谱分析实验、傅里叶变换红外光谱（FTIR）分析实验、X射线光电子能谱（XPS）实验相结合的方法表征干酪根的微观结构，构建了干酪根的分子结构模型。利用磁悬浮重量法实验、巨正则系综蒙特卡洛（GCMC）和分子动力学（MD）的分子模拟方法，分析CH₄在龙马溪组页岩干酪根的吸附机理及特征。研究结果表明：龙马溪组页岩实验样品干酪根的分子式为C₂₃₇H₂₁₉O₂₁N₅S₄；CH₄在干酪根中的超额吸附量随着压力的增加先升高后降低；相同孔径和压力条件下，随着温度的升高，CH₄的超额吸附量和总气量逐渐变小；干酪根中的C原子和S原子是造成CH₄吸附的主要原因；靠近干酪根孔壁的CH₄呈现吸附态，远离干酪根孔壁的CH₄呈现游离态，随着孔径的增加，CH₄密度的两峰之间的距离逐渐变宽，峰值逐渐下降。

针对常压页岩气井产气递减规律不明确、预测困难等问题，将产量递减模型与机器学习方法相结合，建立了一种新的页岩气井产量递减模型与LSTM（长短时间记忆神经网络）模型耦合预测方法。首先，依据页岩气井产水特点将南川常压页岩气井分为2类，类型1气井早期气水同产，后期产水明显减少，类型2气井长时间气水同产；其次，基于双对数诊断曲线和特征曲线明确气井的流动阶段，并采用7种常用的气井产量递减模型对不同类型页岩气井进行产量分析；最后，将递减模型的误差作为LSTM模型的输入，叠加得到耦合方法下产量预测。结果表明：拟稳态流动阶段的类型1的X1气井，优选递减模型为改进双曲递减模型和AKB递减模型，线性流动阶段的类型2的X2气井，优选SEPD（扩展指数递减）模型和Duong递减模型；对于递减模型误差较大时，耦合LSTM模型后，页岩气井产量预测精度明显提高，而递减模型误差较小时效果不显著。

岩相分析是储层评价的基础，受取心数量和成本的影响，针对未取心井利用测井资料开展岩相识别工作至关重要。根据岩心薄片鉴定结果，并结合成像测井资料将鄂尔多斯盆地陇东地区长7段岩相划分为6类。在岩心标定的基础上，对各类岩相的测井响应特征进行总结，建立该研究区基于常规测井曲线的岩相识别模式，结合机器学习算法开展岩相的自动识别。由于传统的分类算法受岩相样本不均衡的影响较大，对比多种不均衡数据分类算法在该地区的应用效果发现，集成学习Bagging算法通过组合多个基分类器，极大地改善了各类岩相的分类性能，并将该地区岩相的整体识别精度提升了20 %。据地区应用效果显示，单井识别精度可达84.33 %，具有较好的适用性。

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。

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。

由于对裂缝发育程度预估不足，严重地影响了威荣页岩气田的勘探开发效果，加强裂缝预测方面的研究已刻不容缓。应用叠后地震倾角方位属性对WY23平台开展了裂缝检测，并对检测效果从地质、地震、测井以及工程4个方面进行了可信度评价。结果表明，裂缝具有层控特点，大致以③小层顶面为界，裂缝可划分出上下2套裂缝系统，这2套裂缝系统在剖面上均相向而倾，且走向集中在310°，倾角均小于20°，是北东—南西向挤压作用的结果。应用该方法进行裂缝检测，可信度较高，可在WY23以外的开发平台推广和应用。

由于目前缺乏可靠的致密油水平井温度剖面预测模型、对致密油水平井温度剖面影响规律认识不清，导致基于分布式光纤的致密油水平井产出剖面定量评价仍是一项技术难题。鉴于此，创建了考虑多种微热效应的致密油水平井温度剖面预测模型，探究了井筒温度剖面受不同单因素变化的影响，通过正交试验，确定不同因素的敏感性由强到弱依次为：产量、裂缝半长、储层渗透率、井筒直径、水平倾角、裂缝导流能力、储层总导热系数（Q>x_f>K>D>θ>F_CD>K_t），明确了影响致密油水平井温度剖面的主控因素为裂缝半长和储层渗透率。研究成果为定量分析致密油水平井井筒流动剖面、人工裂缝等参数提供了可用温度模型和理论支撑。

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。

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%。

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。

目前大排量滑溜水压裂工艺已成为非常规油气资源开发的主要手段，由于滑溜水携砂能力有限，支撑剂在裂缝中沉降速度快、运移距离短，储层改造效果有待进一步提升。自悬浮支撑剂表面包裹的水溶性材料可提升其在滑溜水或清水中的悬浮效果，增大裂缝支撑体积。实验结果表明，自悬浮支撑剂基本技术指标满足标准要求，20 %砂比时在自来水中全悬浮时间小于40 s，且在90 ℃条件下能够稳定悬浮2 h以上，混合液破胶彻底。新疆油田在玛湖砂岩储层开展现场试验，实现清水连续携砂，最高砂质量浓度480 kg/m³，施工压力平稳。自悬浮支撑剂清水压裂技术在新疆油田的成功应用为后期油气资源工艺技术的选择提供参考。

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。

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。

针对不同条件下的双井同步水力压裂裂缝扩展及演化规律尚不明确，裂缝之间的相互作用会引起裂缝重新定向，影响水力压裂效果等问题。通过离散元法，研究不同因素影响下裂缝扩展规律及破坏模式。结果表明：当井间连线与最大主应力夹角θ为0°时，在水平应力差的影响下井壁周围应力分为2个阶段：裂缝相交前稳定阶段以及裂缝相交后急剧上升阶段。随着水平主应力差减小，破坏模式由单一裂缝转变为多裂缝破坏。当θ不为0°时，由于地层的地应力场发生改变，进而引起裂缝偏转，形成连通两井的倾斜裂缝。在压裂过程中裂缝的扩展对周围区域施加较大的应力，而局部应力状态大小和方向的改变都因主裂缝的扩展而改变，使裂缝偏离最大主应力方向扩展。

四川盆地东南缘（简称川东南）地区五峰组—龙马溪组发育以武隆残留向斜型常压页岩气藏和涪陵背斜型高压页岩气藏为代表的2种页岩气藏类型。基于地质工程一体化思路，利用页岩埋藏史、钻井及水平井压裂参数等资料，根据常压页岩气地质特点，开展常压页岩气藏成因分析及形成机理研究，结合2口页岩气水平井的实际生产效果，优化了常压页岩气藏压裂工艺参数，并得出结论：①川东南地区五峰组—龙马溪组常压页岩气藏主要经过燕山期和喜山期两期构造作用破坏调整形成；②构造抬升导致的页岩气逸散是形成常压页岩气的主要原因；③武隆常压页岩气藏与Marcellus（马塞勒斯）常压页岩气藏地质特点相似，但开发效果差异较大，压裂规模模拟表明武隆常压页岩气藏需进一步优化水平井分段压裂参数、提高单井产量、降低开发成本，有望实现有效开发。

流场调整是注水开发油田特高含水后期挖掘剩余油的有效手段。注水开发油田进入高含水开发期后，油水井间逐步形成优势流场，注入水无效循环，降低油藏开发效果。根据流场调整的工作原理，利用Python语言进行编程，建立由标准行列式井网排列为基础的流场调整模型，并进行网格划分，分别将井网流场流线转变角度27°、45°，采用有限差分方法，对流场调整前后的优势流场范围进行二维数值模拟，得出九点法和五点法调整井网模拟显示驱油效率高，M形井网驱油效率相对较低，转流线调整45°效果较好。上述流场调整模拟效果对井网调整提高高含水油藏原油采收率具有一定参考价值。