集群化规模部署是CO₂捕集、利用与封存（CCUS）去碳产业发展的必由之路，创新发展工程化CCUS全流程技术是实现中国CCUS去碳产业集群化规模部署的关键和紧迫需求，对中国能源安全保障和碳中和目标实现意义重大。基于调研和研究工作积累，阐释了工程化CCUS全流程技术的科学内涵，提出了工程化CCUS全流程技术的概念，归纳了该技术体系的基本模式、应用模式和技术关键组合模式，梳理了其技术科学流程;概述了工程化CCUS全流程技术的关键技术环节，探索揭示了CCUS全流程技术的形成机制;概要总结了国内外代表性CCUS全流程技术工程项目实例;讨论和前瞻了工程化CCUS全流程技术当前所面临的技术挑战及攻关方向。已有研究工作表明：工程化CCUS全流程技术以节能高效的CO₂捕集、CO₂化工生物与矿化固碳、CO₂高效地质利用封存为关键环节和核心内涵，以CCUS源汇匹配、技术集成匹配和系统优化为形成关键机制;CCUS全流程技术模式复杂多样，其研发的技术科学流程由5个主要步骤构成;工程化CCUS全流程技术体系框架已经建立，研发和应用取得诸多进展，但中国与欧美发达国家在该领域仍有差距;加快CCUS集群化规模部署的工程示范、强化全流程形成机制等CCUS集群化规模部署技术科学基础研究、重点突破CO₂捕集、地质封存等工程化CCUS全流程技术关键环节成为应对挑战的主要攻关方向。

注CO₂驱提高原油采收率及温室气体地质埋存前景广阔。回顾国内外CO₂驱发展历程及简况,分析CO₂非混相驱及CO₂吞吐发展现状,总结了CO₂驱相态、驱油机理评价以及CO₂驱油藏工程优化设计技术,CO₂驱油藏工程设计重点在于提高驱油效率和波及效率,控制黏性指进和气体突破,实现混相或近混相驱,结合油藏特征优化井网和注入参数。指出CO₂近混相驱和提高波及体积是CO₂驱发展趋势。水气交替、泡沫驱、裂缝封堵及局部重力驱是防气窜的重要手段。在总结国内外目前CO₂驱技术及现场经验基础上,针对不同类型油藏特征做好CO₂驱与CO₂地质埋存相结合的顶层设计。

随着中国石化页岩油勘探开发的不断深入，目前已初步形成了钻井、测录固井和压裂等一系列特色技术。总结分析了“十四五”期间中国石化在页岩油工程技术方面取得的进展及成绩，梳理了当前页岩油开发工程技术存在的问题及挑战，提出了地质工程一体化、钻完井提速、立体开发和超长水平井等方面的技术对策和发展建议，为推动中国页岩油工程技术的发展及实现页岩油资源的低成本、规模化和效益化开发提供有益的借鉴。

机器学习是一种通用的数据驱动分析方法,也是一个重要的油气大数据分析利用手段。油气勘探开发作为具有悠久历史和庞大数据基础的重要领域,具有很大的数据挖掘潜力。利用油气田大数据分析技术可以帮助决策者进行投资分析、风险评估、生产优化,带来巨大的经济效益。机器学习方法早已被研究人员尝试应用于油气领域相关研究,随着机器学习算法的发展,许多应用场景被不断提出,但针对具体场景的通用方案仍在探索中。笔者从最基本原理着手介绍了机器学习的建模过程,梳理了用于油气田大数据分析的3类主要机器学习方法的发展历史,结合油气田大数据的特点,讨论了油气田大数据分析利用的核心内容、目标及优势,分析了机器学习在油气领域的主要应用场景,总结了目前典型油气产量预测中存在的问题及对策。

通过地质工程一体化的技术研究与应用,北美取得了页岩革命的胜利,美国实现了能源独立,并主导全球能源格局。北美页岩革命的发展历程及经验,对我国油气资源的勘探开发具有重要启示作用。中国石化探区油气资源丰富,有利目标类型多,加快勘探开发对改善我国能源结构和保障国家能源安全具有重要意义。四川盆地海相页岩气通过地质工程一体化已实现效益开发,围绕超深层海相碳酸盐岩、致密砂岩和页岩等重点领域的高效勘探开发,需要加强隐蔽油气藏精细描述和勘探开发适应性压裂技术攻关,加强超深层碳酸盐岩储层预测和优快钻井技术体系攻关,利用大数据对致密砂岩气藏开展高效调整和优化完井方式,发展海相页岩油气多层系立体开发技术,开展向深层、常压、陆相页岩油气领域攻关。中国石化将持续加强地质理论基础研究与工程技术攻关,加强技术装备升级,坚持地质工程一体化发展思路,建立一体化运行协同机制,加强项目全过程一体化管理,切实推进各油气田降本增效,实现高质量勘探和高效益开发。

通过对近年来深层页岩气突破井的总结,提出了深层页岩气的4个地质特点：①深、浅层页岩基本评价参数相似,但深层页岩含气量和孔隙度一般都要高于中深层;②深层页岩水平应力差远大于中深层;③盆地内深层页岩气普遍表现为超压,压力系数普遍在1.9~2.1,盆地边缘复杂构造区则表现为常压;④正向构造依然是深层页岩气获得高产的主要因素。根据Haynesville和Barnett页岩气田单井生产曲线递减特征分析和四川盆地深层页岩气地质特点,指出了深层页岩气存在的理论认识创新、工程工艺适用性、成本与效益开发3个主要方面问题及其相应的攻关对策。

CO₂过度排放所引起的温室效应已经对人类的生活造成了诸多不利影响。CO₂地质封存技术作为一项有效的CO₂处置技术,已经受到了越来越广泛的关注。研究了CO₂在模拟深部盐水层溶液中的溶解度及溶解度随埋存深度（800~2 800 m）的变化规律。结果表明,在800~1 700 m埋深范围内,CO₂溶解度随着盐水埋深的增加而减少;当埋深大于1 700 m时,CO₂溶解度则随着盐水埋深的增加而增加。CO₂溶解度随埋存深度的变化用方程进行了拟合,以此为基础预估了一定区域封存场地的CO₂封存量。

世界范围内CCUS（CO₂捕集、利用与埋存）产业发展迅速,并且逐渐从单环节项目向全产业项目发展;捕集对象从电厂和天然气处理,扩展到钢铁、水泥、煤油、化肥及制氢等行业。目前,产业驱动方式主要有5种:政府及公共基金、国家激励政策、税收、强制性减排政策及碳交易等。我国规模集中排放CO₂的企业主要以电厂、水泥、钢铁和煤化工为主,其排放量约占总量的92 %。按浓度划分,以低浓度的电厂、水泥、钢铁及炼化行业为主,高浓度的煤化工、合成氨、电石及中浓度的聚乙烯行业排放源相对较少。CO₂来源成本由捕集、压缩及运输3部分构成,这3项成本均受捕集规模的影响,而捕集成本还与排放源浓度密切相关,高浓度排放源以压缩成本为主,低浓度排放源以捕集成本为主。多数油田对CO₂成本的承受力低于其来源成本,这之间的差距需要寻求技术、政策及市场等方面的途径来填补。

CO₂驱油是提高原油采收率中一种比较有前景的方法。CO₂不仅能溶解于原油中,还可置换出原油中某些轻质烃或中间组分的烃类物质,故油藏原油组分组成对CO₂驱过程的组分传质和最小混相压力影响大。因此,量化表征原油组成对注CO₂混相驱的最小混相压力的影响对油藏筛选具有工程意义。基于国内某油田原始地层流体为研究对象,开展了地层原油注CO₂混相驱过程的多级接触混相机理研究,并运用相态模拟软件CMG中的Winprop模块对实验数据进行相态模拟计算,研究表明：CO₂与原油最小混相压力与原油中组分N₂、C₁和C₁₁₊的摩尔组成成正比,与C₂~C₁₀的摩尔组成成反比。而要使CO₂—油藏流体达到混相就需要油藏压力高于最小混相压力,这就要求在筛选注CO₂驱的油藏时,尽量考虑C₂~C₁₀的摩尔含量高,C₂₄₊摩尔含量低的油藏。该研究对于进行混相驱替设计与混相预测具有很重要的指导意义。

机器学习法是碳酸盐岩岩相测井识别的主要技术手段,针对不同地质情况和资料,选择适用的机器学习方法是高精度识别岩相的关键因素之一,然而针对机器学习识别岩相方法的适用性研究较少,为此列举了4种最常用的机器学习识别岩相方法：自组织神经网络聚类分析法（SOM）、基于图像多分辨率聚类分析法（MRGC）、K最近邻分类算法（KNN）和神经网络法（ANN）。通过对比方法的原理及方法的实际应用效果,总结出这4种机器学习法的优缺点和适用性,少量岩心样本情况下,优选MRGC法;在较多数量岩心资料情况下,优选KNN或MRGC法。其在四川盆地MX地区龙王庙组地层岩相识别应用中表明：MRGC和KNN法效果最好,其次为SOM法,ANN法效果最差。不同机器学习方法实际应用及对比分析成果,对于碳酸盐岩岩相测井识别方法在其他层组或其他工区的应用起到借鉴作用,并具有较强的实用价值。

页岩油在世界范围内资源丰厚,具有广阔的开采前景。然而水平井以及大量水力压裂措施使得成本大大提高。大量的实验和数值模拟结果表明,通过注气能极大提高页岩油采收率,目前还没有将这一技术商业应用的成功案例,因此页岩油注气提高采收率是否可行还存在争论。通过对比页岩岩心气驱实验、页岩油注气数值模拟及矿场试验三个方面的研究,发现实验条件及数值模拟模型与实际页岩储层存在较大差异。结合李传亮提出的页岩储层微型岩性圈闭构造理论,得出只有在压裂改造,或建立正交水平井井网缩短井距的条件下进一步注气,才能达到提高页岩油采收率的目的。这对于我国乃至世界页岩油采收率的提高具有重要指导意义。

中国天然气探明储量巨大,但实现天然气长期规模稳产,面临复杂气藏提高采收率等系列挑战,尤以页岩气、煤层气和致密气等非常规资源为甚。碳中和背景下,驱气类CCUS（碳捕集、利用与封存）技术具有广阔应用前景。将CO₂驱提高天然气藏采收率的主要机理总结为优势吸附置换、连续对流排驱、补充气藏能量3种类型,并认为吸附态、游离态和溶解态这3种天然气的赋存状态划分适用于所有类型气藏,推导获得了CO₂驱提高气藏采收率效果预测方法。应用该方法进行测算认为,CO₂驱有望提高页岩气采收率20个百分点以上。为突破大幅度提高天然气采收率技术,建议针对具有较好碳封存条件的气藏开展CO₂驱提高天然气采收率潜力评价,优选目标气藏进行经济可行性评估,并开展多种类型的CO₂驱提高气藏采收率重大开发试验,检验烟气组分协同驱替效果和扩大CO₂波及体积技术。

常压页岩气是中国页岩气勘探开发的主要类型之一,资源潜力大,发展前景广阔。近年来,中国石化华东油气分公司持续在渝东南盆缘构造复杂带南川—武隆地区开展常压页岩气勘探开发实践,在常压页岩气基础地质理论研究、低成本工程工艺技术攻关、绿色矿山建设等方面取得积极进展,建立了常压页岩气“三因素控气”富集高产地质理论、页岩储层分类评价标准和目标评价体系,创新低密度三维地震勘探、“二开制”井身结构完井、“投球转向、连续加砂”、“三阶梯”压裂加砂、电动压裂、高效排水采气6项常压页岩气低成本工程工艺技术,初步形成常压页岩气开发技术策略,探索一体化绿色勘探开发模式,实现常压页岩气勘探多点突破和高效开发,常压页岩气展现良好的勘探开发前景。但中国常压页岩气勘探开发尚处于起步和探索阶段,仍面临理论创新、技术突破、效益开发等诸多挑战,因此,对中国常压页岩气产业发展提出了5点对策：①深化页岩气富集高产主控因素研究,强化目标评价;②加快优快钻完井配套技术攻关研究,进一步提速、提效;③加强高效压裂改造工艺技术研究,增产、降本、增效;④加强常压页岩气生产规律研究,制定效益开发技术策略;⑤全面推行页岩气地质工程最优化决策体系建设,管理提质创效。以期加快推动我国常压页岩气产业发展。

深层页岩气（埋深大于3 500 m）是四川盆地页岩气勘探开发重要的战略接替领域。尽管前期已在四川盆地五峰组—龙马溪组3 500~4 000 m钻获工业页岩气流,但由于递减速度快和EUR（估算最终可采储量）低,尚未实现规模性商业开发。基于对深层页岩气勘探开发现状分析,梳理了四川盆地深层页岩气规模高效开发面临的挑战,主要包括深层页岩气赋存机理和富集规律认识有待深化、经济有效压裂改造的工程工艺技术尚待建立以及深层页岩气开发组织运行和管理方式难以满足规模有效开发的需求。提出了实现深层页岩气规模有效开发三方面的应对策略：①深化深层页岩气富集规律认识,建立选区与目标评价方法,形成“甜点”和“甜窗”预测描述技术;②深化深层页岩气工程地质条件研究,并形成先进配套的钻井、压裂工程工艺技术与装备体系,充分解放地层产能;③推行地质—工程一体化,构建全新的体制机制,大幅度降低成本,实现深层页岩气开发效益最大化。四川盆地五峰组—龙马溪组在大于3 500 m的深层领域多口井获得工业气流并已提交探明储量,是优先开展深层页岩气开发实践的重点层段,通过深化地质认识、攻克关键技术难题和优化组织管理,大幅度提速降本增效,在较短的时间内可望实现规模有效开发,预期产量有望超过中—浅层。

目前页岩气井间压窜问题突出,严重干扰邻井生产。以威远页岩气示范区某区块为研究对象,根据压窜后母井生产特征,提出以母井产量恢复速度为核心的压窜影响程度量化评价指标,并采用灰色关联分析法评价了10项地质、工程影响因素。结果表明,井间距离、母井生产时间、平均单簇用液规模、天然裂缝与压窜程度的灰色关联度较高。在此基础上,评价了子母井位置关系、母井生产时间、单簇用液规模、天然裂缝对压窜程度的影响规律。评价结果表明：①井间压窜以巷道平行模式为主,巷道错位/相对模式压窜次之;②随着母井生产时间增长,母井产量恢复速度、恢复程度趋于降低,建议子井压裂时间控制在母井生产300 d以内;③随着平均单簇用液规模增加,压窜影响程度趋于增强,建议根据母井生产时间和井间位置关系,针对性优化单簇用液规模;④对于贯穿型天然裂缝发育的井段,在设计和施工过程中需要严格控制用液规模、优化射孔参数和施工排量,避免压窜。现场试验表明,该研究成果对页岩气减小井间压窜影响具有指导意义。

页岩气资源评价包含基于地质及勘探过程分析基础之上的资源量计算、有利区分布及经济有效性分析等内容,其核心是符合地质过程演化特点及资料掌握程度的评价方法选择、参数处理及结果分析。页岩气资源智能评价能够克服现实资源评价中的局限性,可实现从定性到定量的全程模拟与评价,具有明显的发展阶段性特点,利用机器学习、推理机等现代手段开展资源评价是现阶段的主要特点。方法选择、参数质量及评价效果是页岩气资源评价的关键,基于地质特点和勘探程度的知识库建立、数据搜集、参数分析、数据挖掘、地质推理、方法选择、智能运算、结果可信度分析、结果的空间表达及全程连续执行等,是页岩气资源智能评价的基本思路和方法。功能强大、全程连续实现的智能评价是页岩气资源评价发展的基本方向,需要在现有技术基础上不断积累与实践,在更大的范围内推动页岩气资源评价方法和技术的发展。

基于CO₂驱注采井完井管柱技术难点,系统阐述了国内CO₂驱注采井完井管柱的研究历程和发展现状,总结出CO₂驱注采井完井管柱的技术关键是注入井完井管柱的密封性能和采油井完井管柱的防腐防气性能。国内油田CO₂驱先导试验表明,封隔器的不断优化、油管的气密性检测等技术有助于提高注入井的密封性;CO₂缓蚀剂配方和加注工艺、气举控套、井下油气分离等工艺有助于提高采油井的泵效。同时,针对矿场注采井面临的技术难题,指出了CO₂驱注采工艺的下步研究方向。

CO₂驱是提高低渗透油藏采收率和减少温室气体排放双赢的主要技术。针对胜利油田低渗透油藏CO₂驱面临的混相难、易气窜、波及系数低等技术难题,采用物理模拟和数值模拟相结合的方法,明确了超前注CO₂混相驱的开发机理,形成了特低渗透油藏的超前注CO₂混相驱开发技术,现场应用后增产效果明显,单井日产油增加了5倍。提出降低混相压力的原理和技术思路,研发了降低混相压力体系,降幅可达22 %。分析胜利油田CO₂驱规模应用面临的挑战及对策,提出了深化CO₂驱提高石油采收率的相态理论、研发低成本扩大CO₂驱波及体积技术、发展CO₂非完全混相驱、气窜通道描述与预警等CO₂驱的发展方向,为油田实现CO₂驱规模应用提供技术支撑。

断块油藏地质条件复杂,小断层发育,储层非均质严重,开发进入特高含水开发期,剩余油高度分散,注采井间流线固定,水驱效率变差,水驱波及难以进一步扩大。改变流线已成为低油价下断块油藏降本增效的重要手段,常规的动态分析不适应高含水断块油藏的调整。应用流线模拟方法分析了各因素对水驱流线的影响,利用灰色关联法计算了各因素的影响程度。纵向非均质、平面非均质、注采井网对流线的影响显著,注采井距、注采压差等因素对水驱流线的影响相对较小,将流线分布模式分为流线密集区、流线稀疏区、流线空白区,并形成了基于流线的优化调整技术。在苏北盆地多个断块油藏开展了矢量调配、增新水线、抽稀井网、细分重组的调整,取得较好效果,对同类型油藏调整有一定的指导意义。

页岩气实验地质评价技术进步是美国页岩气勘探开发成功的关键要素之一。从页岩的含气性、赋存性和可压性三个方面,总结了页岩气实验地质评价技术方面所取得的进展,重点介绍针对中国南方海相页岩热演化程度高的特征,开发的超显微有机岩石学、地层孔隙热压生—排烃模拟及孔隙表征等技术,探讨了页岩气实验地质评价技术未来发展方向,指出多尺度孔隙结构有效性及连通性、成岩演化过程中有机—无机孔协同表征、可压性动态评价是页岩气地质评价技术的关键攻关方向。

水平井压裂后注CO₂吞吐技术能有效改善原油性质,提高超低渗油藏采收率。结合典型超低渗透储层油藏H区地质及流体特征,采用室内实验和数值模拟相结合的手段,开展超低渗油藏水平井注CO₂多周期吞吐机理及原油性质变化规律的研究。结果表明：注入CO₂使得原油饱和压力升高、体积膨胀、黏度降低、体系变轻质;注CO₂吞吐不同阶段的主要作用机理不同,注入阶段补充地层能量、溶于原油、降低原油黏度,焖井及开井生产初期降低原油黏度,扩大CO₂波及范围,开井生产中后期萃取轻质烃和少量中间组分烃;采用定时定点的方式,分析油藏中不同距离的油相中CO₂含量,推测出H区块注入CO₂沿裂缝的横向波及半径介于24~40 m,随着吞吐周期的增多,油相中CO₂摩尔含量的增幅由第一周期的增加451倍,降到第三吞吐周期的0.44倍,注入的CO₂溶于原油的量相对减小,对原油性质的影响逐渐减小。该研究对CO₂吞吐机理的认识提供了新的分析方式,为进一步推广超低渗油藏水平井CO₂多周期吞吐技术提供一定的理论支撑。

裂缝实时监测评价是水平井多段压裂过程中的一个核心问题，长期以来受到大量学者的关注。压裂施工停泵期间的压力包括水锤压力和渗流压力两部分，通过在井口安装高频压力装置，不仅可以采集停泵压降曲线，还可以完整地采集到水锤波波形曲线。通过对井筒水锤控制方程的数值求解，获得模拟的水锤波压力数据。对模拟的水锤波压力进行倒谱分析验证了水锤波产生的压力具有卷积特性，根据波阻抗及倒谱分析相关理论，利用水锤波可判断水平井多簇压裂的裂缝簇数与深度。在四川页岩气井的现场应用表明：该方法能够发现5个进液点，其中4个进液点的反演结果与4个射孔位置接近，设计中剩余的4簇孔对应的进液点在倒谱分析中并没有监测到。

随着我国对石油的需求量不断增加,对油气田的进一步挖潜显得至关重要。化学驱技术是提高采收率的重要技术之一,而聚合物驱作为最主要的化学驱提高采收率方法,在矿场上已经得到了广泛应用,并取得良好的驱油效果。该文通过对聚合物驱的基本原理以及各种驱油用聚合物的发展现状进行综述,对聚合物驱的矿场应用效果进行总结,展望了聚合物驱在高温高盐等苛刻油藏环境下的发展方向。通过综述可以看出,虽然耐温抗盐共聚物、速溶聚合物、两亲聚合物等功能型聚合物已成功研发,但应用于矿场的聚合物类型仍然有限,如何将新型聚合物的研发成果应用于现场提高采收率是重点发展方向。随着不同聚合物类型的研发,对聚合物驱油机理的研究需要继续深入。

针对水驱难以有效开发的低—特低渗透油藏,中国石化开展了30余个CO₂驱矿场试验,取得了初步效果与认识。首先系统阐述了中国石化CO₂驱矿场试验进展和典型油藏的效果,分析了技术政策和关键指标的变化特点,指出了中国石化发展CO₂驱面临的问题,并提出了发展建议。分析表明,CO₂驱解决了低—特低渗透油藏有效补充能量的难题,采用连续注气转水气交替的注入方式,方案实施6个月左右油井见效,平均单井增油1倍以上,换油率介于0.15~0.40 t/t。但中国石化低—特低渗透油藏最小混相压力多高于25 MPa,CO₂驱混相程度低;同时,低成本气源匮乏,使得CO₂驱经济效益受限。建议在争取国家政策补贴的基础上,实施CCUS（碳捕获、利用与封存）整体优化,并发展CO₂与化学剂复合驱、尾追烟道气/氮气驱技术,改善驱油效果,提升经济效益。

Bear（1972）和Fatt（1952）分别提出的启动压力梯度和压敏效应,对于低渗透油气藏的开发具有一定的实际意义。所谓启动压力梯度,是指促使油气在地层中开始流动的临界压力梯度。所谓压敏效应是指地层渗透率随地层压降而降低的现象。尽管由于致密低渗的鄂尔多斯盆地油气藏开发分析的需要,我国的有关专家学者对启动压力梯度和压敏效应关注了近二十年,但对两者的认识至今仍处在初期的感性阶段,究原因是缺少基础理论上的研究。通过推导表明,达西线性流动的压力梯度和启动压力梯度均为常数,而达西平面径向流的压力梯度和启动压力梯度则为径向半径的函数。我国的专家学者将线性流的启动压力梯度这一常数直接用于平面径向流方程是不正确的。大量的实验数据表明,渗透率的压敏效应是存在的,但绝对不可以用于达西定律的流动方程。因为“达西定律是建立在常数渗透率基础上的”,否则,就会动摇地下流体力学、油气藏工程和油藏数值模拟的理论基础。

为解决延川南区块煤层气井煤粉堵塞、产气量低等问题,开展了可控冲击波解堵增透技术的应用试验。选取4口典型井,进行了施工过程中的地质和工程参数分析,及实施前后产气量、产水量的对比分析。结果表明,可控冲击波解堵增透技术应用于煤层气井中可以提高液体流动性,促进气体解吸扩散,并且可以解堵煤储层。可控冲击波解堵增透技术的选井标准是煤层破裂压力较低、压裂改造效果好、含有夹矸、煤层含气性好和地层压力系数相对较高等。该技术具有造缝与解堵作用,可提高地层液体流动性,清除地层污染,在延川南煤层气井近井地带解堵、提升产量方面也有较好的实施效果和应用前景,并且有望成为低产、低效井的一项新型增产技术。

页岩气藏开发递减规律有Arps模型,SEPD模型,Duong模型以及它们之间的组合模型等.Arps递减规律是气井产量递减分析的主要方法.递减规律模型的选择主要有两种方法:第一种是单一的转化为线性关系,利用线性回归,选择相关系数高的作为分析方法.第二种组合递减模型,可以组合成多种模型,主要利用非线性回归,选择相关系数高的作为分析方法.提出一种新的选择产量递减分析方法,利用各种递减规律的线性组合,分析每种递减规律与实际生产数据的关联程度,根据关联程度的高低排序选择递减分析方法,该方法通过实际生产数据分析,生产数据拟合精度高,为递减分析方法选择提供依据.

大港油田稠油油藏水驱开发中后期含水快速上升,开采效果变差。CO₂吞吐技术是开发稠油油藏的有效方式,但高含水后期稠油吞吐的参数优化及现场效果亟待研究。利用大港油田某稠油油藏,开展注CO₂增溶膨胀和降黏实验。基于实验和测井资料,建立单井数值模拟模型,模拟了储层参数和CO₂注入参数,分析了CO₂吞吐增油机理。基于理论研究结果在板桥地区和刘官庄地区进行了CO₂吞吐矿场试验。研究结果显示:CO₂控水增油机理主要为膨胀原油体积、降低原油黏度,黏度降低幅度可达到98 %。注入量、注入速度、吞吐周期对CO₂吞吐效果影响相对较大,建议单井CO₂注入量在600~1 000 t（0.22~0.37HCPV）,注入速度在40~80 t/d,吞吐周期为3~4次。板桥及刘官庄地区共实施CO₂吞吐12井次,平均单井增油3.4倍,综合含水率降低52.2 %。因此,CO₂吞吐是一种有效的控水增油技术,这对类似稠油油藏注水开采后期提高采收率具有重要的借鉴意义。

传统上,实验室测试和测量被认为是最可靠的表征方法,然而在许多情况下,由于对储层性质范围的敏感性和非均质储层性质的局部变化认识不清,以及基于过于简化的假设条件,使得这种确定性策略获得的特征预测具有高度的不确定性。近年来,分子动力学（MD）模拟在储层岩石、流体性质及其相互作用和原子水平上的研究得到了广泛的关注。在MD中,通过对系统中所有原子运动的牛顿方程的数值解,从原子位置和速度的时间演化分析中提取出有趣的性质。这项技术有助于进行计算机实验,以及进行可能无法完成的、成本极高的或者非常危险的实验。综述了MD模拟技术及其在驱油机理和驱油剂性质研究中的应用,阐述了MD的理论概念和程序,特别是在聚合物驱分析中。这将提供有用的指导方针,以表征储层岩石和流体及其在各种油藏中的行为,有助于更好地优化设计生产计划的运行,为油田聚驱技术的发展提供了理论基础。

彭水及邻区龙马溪组页岩气藏在地质历史时期存在过超压现象,但现今为常压,发生了由超压向常压的转变。通过抬升过程中地层压力演化模拟,揭示龙马溪组泥页岩在抬升过程中发生了超压破裂,产生裂缝,导致页岩气散失和超压释放。依据泥页岩覆压渗透率测试分析数据,认为当龙马溪组泥页岩裂缝面上所受的正应力大于15 MPa,即埋深大于1 000 m时裂缝将发生闭合。但裂缝闭合程度受泥页岩超固结比（OCR）影响,处于脆性带之下的泥页岩,OCR相对小,裂缝闭合程度相对高,超压可能未完全释放,现今仍然维持一定程度的超压;处于脆性带之上的泥页岩,OCR越大,裂缝闭合程度越差,对页岩气保存不利,容易导致超压完全释放,变为常压。泥页岩的OCR与地层流体压力系数之间具有显著的相关性,OCR比越大,越趋于常压。

以常压页岩气藏勘探开发中的几个地质问题为研究对象,探索进行了常压页岩气藏分类,着重分析泥页岩的有机碳含量变化、热演化程度与孔隙度的关系。在此基础上,进一步研究含气量与这几个地质因素相互间的制约及其与初始产量的关系,同时对照国内外典型页岩气藏实例,探讨不同压力梯度页岩气运移对气藏初始产量的控制作用。明确指出,盆（内）缘过渡型常压页岩气藏和盆外残留型常压页岩气藏,页岩气的运移补充能量存在差异。虽然存在散失,但由于盆内页岩分布面积大,页岩气的运移补充充足,盆（内）缘过渡型常压气藏具有较高的初始产量和较好的商业效益;盆外残留型常压气藏,页岩分布面积有限,运移补充不充分,属于偏低常压,初始产量较低。要实现商业开发,还需要大力攻关增产与降本技术。

深部煤层气作为典型的低压、低渗、低含水非常规气藏,需通过有效支撑压裂改造才能取得良好的开发效果,气井在全生命周期内产液量差异较大。基于延川南煤层气勘探开发区块不同井型煤层气采收的效果比较,认为L型水平井建井成本和3口定向井成本相近,但是产量更高,后期运行维护成本更低,更适合山区地带煤层气的开发。对比不同举升工艺特性,优选抽油机、强制闭合弹簧式斜井泵组合,实现了L型水平井全生命周期内排水采气工作。在产液量低的气井中,采用捞水采气工艺在小井斜,受积液、煤粉影响大的气井中取得良好增产效果,原有机采设备实现资产高效利用,节约外购材料费用,降低能耗指标,对气田下步低产液井排水采气工作具有借鉴意义。

以CO₂排放为核心的气候变化和以石油资源紧缺为核心的能源安全是制约我国社会经济可持续发展的两个重大难题。胜利油田针对CO₂捕集和大幅度提高低渗透油藏采收率的技术瓶颈开展攻关研究,形成了CO₂捕集、长距离安全输送、油藏工程优化设计、注采工艺设计、地面集输设计和驱油与环境监测等配套技术,建成了工业规模的燃煤电厂烟气CO₂捕集、驱油与地下封存全流程示范工程。工业化测试表明,开发的基于新型多氨基CO₂捕集溶剂（MSA）的捕集技术比传统的乙醇胺CO₂捕集溶剂（MEA）捕集技术成本降低35 %,高89-1区块累计注入液态CO₂ 31×10⁴ t,累增油8.6×10⁴ t,封存CO₂ 28×10⁴ t,中心井区已提高采收率9.5 %,预计提高采收率可达到17.2 %。

为了明确页岩油压裂焖井开发初期的产能控制因素,应用层次聚类分析与主成分分析相结合的综合数据分析方法,对里151区生产井的储层静态参数、压裂施工参数以及产油量数据进行定量分析。首先应用层次聚类方法将生产井划分为A类井与B类井,再利用主成分分析方法对不同类别生产井数据进行产能控制因素分析。分析结果表明：焖井时间小于125 d时,焖井施工可以有效降低产量递减率,大于125 d时,焖井效果较差;A类井产油量递减率与压裂入地液量呈高度负相关,同时动液面对产油量及其递减率影响显著;B类井产油量递减率控制因素主要为动液面和基质孔隙度;B类井产油量控制因素为压裂段数。因此,在对里151区块页岩油进行优化生产时,应考虑A类井与B类井生产控制因素上的差异,充分利用不同井型下控制因素分析结果,为该区块页岩油后续开发提供合理参考。

我国煤层气开发以高阶煤为主,高阶煤脆性较大,在钻井、压裂工程中以及排采过程中易破碎产生煤粉。生产过程中,煤粉被水流搬运从而参与流动。随着产水递减,储层中煤粉的沉降会导致流动通道的堵塞,使得煤储层的渗透率大幅度降低。当煤粉进入气井井筒后,井底的煤粉可能使泵吸入口堵塞,造成卡泵、埋泵等事故,使得气井停产修井。综述了煤层气生产过程中煤粉产生的机理、运移规律以及目前主要的控粉措施,分别论述了煤粉产生的力学模型、水动力学模型,在储层以及井筒中运移机制的研究进展,将煤粉的运移全过程总结为剥蚀产生、流化启动、悬浮运移以及沉降堵塞四个阶段。我国的煤田地质构造复杂,部分含煤盆地的后期改造作用强烈,破碎的煤体加剧了煤粉产出和运移问题,而煤层气井的控粉工艺多借鉴油藏防砂技术,尚未形成针对煤粉特点以及煤层气排采特征的煤层气井防粉控粉技术。

碳酸盐岩古暗河油藏是由深部暗河、浅层暗河以及高角度裂缝共同组成的缝洞储集体,且以大尺度溶洞为储集空间,为塔河油田三大主要油藏类型之一。以TK440井区剩余油的认识和挖潜为例,通过缝洞结构的精细刻画、生产动态综合分析和水淹特征的系统梳理,总结了古暗河油藏剩余油分布的4种模式和可行性挖潜手段。研究认为：采用大泵排液实现井间提液引流,改变压力场分布,可启动浅层暗河未动用剩余油;逆水侵方向水驱,利用暗河高度差可有效地动用深部暗河井间高部位剩余油;基于油、气密度差异,采用重力分异原理形成人工气顶纵向置换,可高效挖潜单井井周阁楼油和暗河盲端剩余油。最终形成了不同剩余油分布模式下的可行挖潜手段,现场实施取得了较好的效果,进一步验证了古暗河油藏剩余油分布模式的可靠性和挖潜对策的有效性,可为同类型油藏剩余油的有效挖潜提供技术支撑。

常规气藏气井的产能主要用无阻流量作为衡量指标,通过试气、试采资料确定无阻流量,评价气井产能。页岩气由于地质特征和渗流机理的特殊性,用什么指标表征页岩气井的产能存在争议。结合国内实际页岩气井的测试与生产资料,提出不同开发阶段页岩气井的产能可以用无阻流量、可采储量和产气量三类指标进行表征。用无阻流量表征页岩气井产能时,建立了涪陵主体区“一点法”经验公式,产能系数α值为0.25。针对多工作制度的产能测试,多流量法在涪陵具有较好的适应性。用可采储量表征页岩气井产能时,在页岩气井进入递减阶段之前选用页岩气压裂水平井非稳态产能评价方法,进入递减阶段后采用经验递减法预测页岩气井的可采储量。对于定产生产的页岩气井,可以优选相同油嘴下的试气产量表征页岩气井产能。研究成果为页岩气井生产动态分析及开发技术政策制定奠定了基础。

川西气田气井普遍产水,对气井稳产影响较大。及时掌握气井井筒流动工况可以判断气井积液情况,指导排水采气措施的制定。常规地采用井下压力计的气井工况判断方法存在时效性差、成本较高等缺点,而常规两相流理论对于不能连续携液气井压力分布预测亦存在较大偏差。通过搜集大量气井生产数据和流压测试资料训练形成了基于RBF神经网络的井筒流动工况预测模型,RBF网络具有结构自适应性,输出不依赖于初始权值的特性,15口井预测结果与实际结果符合率为86.67 %,表明应用神经网络模型预测气井井筒流动工况较为可靠,可以用来指导生产。

湖北宜昌深层山地页岩气区块位于中扬子地块的江汉盆地北缘,具有龙马溪组页岩气目的层埋深大、地质条件复杂、水平应力差大等特征。开展地质力学研究有助于深化区块复杂构造、断层及天然裂缝系统对地应力场影响的认识,为页岩气水平井的井壁稳定性分析、钻进风险预测、压裂设计优化及压后评估提供基础数据。三维地质力学模型的建立依赖于精细化的构造解释、页岩气地质及多尺度天然裂缝模型,针对宜昌探区建立了全区和开发平台尺度三维地质力学模型,平台尺度模型具有更精细的分辨率,能精确刻画井周的地应力场,更好地服务于钻井与压裂优化设计。研究表明,宜昌探区应力机制以挤压走滑型为主,水平两向应力差值大于四川盆地页岩气区,天然裂缝激活风险较大,而且钻井液安全窗口较窄、井壁稳定性较差,水平井分级压裂受到水平应力差大、天然裂缝激活风险大等特征影响而出现水力裂缝缝网较简单的问题。基于平台模型开展了压后四维地质力学模拟,分析压后地应力场变化,研究成果表明,压裂后缝网周围的最小主应力明显增加,应力机制向逆冲型过渡,应力阴影影响范围在20~40 m。充分利用地质力学成果对于提高钻探工程效率和开发效益有重要作用,该研究是国内首次针对四川盆地外的复杂构造区深层山地页岩气建立的精细化三维地质力学模型,研究成果对于深层页岩气大规模开发具有重要的示范引领与借鉴意义。

为解决连续油管传输射孔周期长、费用高、长水平段自锁等问题,开展了爬行器射孔的攻关试验。目前页岩气水平井分段压裂主要采用泵送桥塞射孔联作进行分段压裂,首段射孔,因缺乏泵送通道,常采用连续油管传输射孔,作业周期相对较长,费用相对较高,不利于降本增效开发。南川页岩气田通过引进研制改进部分工具,扩展了滚轮爬行器的业务范围,实现了页岩气水平井爬行器射孔。爬行器射孔通过牵引器提供动力,将射孔枪输送到射孔位置,点火完成射孔。通过现场改进及试验,南川页岩气田解决了电压隔离保护短节、减震短节、转接头3个方面的问题,掌握了爬行器射孔的性能及其适用条件,为后续施工提供经验和依据。试验结果表明,爬行器射孔在井斜小于90°的页岩气井水平段首段射孔是可行的。爬行器射孔能满足页岩气水平井带压射孔作业需求,作业过程受井斜、井筒洁净度的影响较大,相比连续油管射孔而言,其提速降本效果明显,单井节省施工周期2 d,提效达50 %。

基于地质工程一体化的理念,针对非常规油气藏体积改造技术的全生命周期的方案优化、实施控制及压后管理等环节,进行了系统的研究、论证和应用验证。主要技术系列包括：①由地质工程双“甜点”、双“甜度”到综合可压度的压前储层评价技术系列;②基于大数据和智能算法的“井网—裂缝—压裂工艺”多参数协同优化技术;③由现场施工数据实时反演储层地质参数的压裂实施控制技术;④考虑渗吸作用的压裂液返排优化;⑤压后综合评估技术及压裂有效期内的生产管理动态优化调整技术等。现场应用效果表明：考虑了全生命周期的地质工程一体化体积压裂技术,可最大限度地挖掘储层的增产、稳产潜力以及提高单井EUR（可采储量）的潜力,对非常规油气藏的“四提”和“降本”等目标的实现,具有十分重要的指导和借鉴意义。

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6₁油层亚组作为研究区主力含油层系,勘探开发实践表明,储集层特征在三维空间表现出强烈的非均质性,油层在垂向和平面上分布规律复杂,制约了后续的滚动勘探开发工作。本次研究以岩心观察和测井资料为出发点,结合分析测试资料,从层内、层间、平面展开,系统全面分析储层宏观非均质性对油层分布的控制作用。研究区长6₁油层分布的复杂性由多种因素综合导致而成,其中,沉积微相和成岩相对优质储集层的分布起主要控制作用,层间非均质性,尤其是层间渗透率的非均质性易造成原油选择性充注,而层内非均质性直接导致复合砂体内部原油不均一分布。通过本次研究,能够更好理解鄂尔多斯盆地特低、超低渗油层的分布规律,为后期寻找有利区带提供指导意见。

生产气油比是气驱油藏开发设计的一项关键指标。在明确气驱全生命周期产出气具有5种来源基础上,提出了与3个开发阶段相匹配的低渗透油藏气驱生产气油比预测公式。从注气到见气前阶段生产气油比主要受油藏流体初始溶解气油比控制,给出了水溶气等效气油比确定方法;从见气到气窜前阶段的生产气油比主要受气驱“油墙”的溶气能力影响,可借鉴低渗透油藏气驱“油墙”物理性质描述系统方法确定气驱“油墙”溶解气油比;气窜后阶段的生产气油比变化情况由游离气形成的气油比决定,其预测基于“采出液腾出的空间被注入气和水充满”朴素认识,联合应用油气渗流分流方程、Corey模型和Stone方程、低渗透油藏气驱增产倍数,以及交替注入的水气段塞比等概念进行计算。“3段式”气驱生产气油比预测油藏工程方法得到了低渗透油藏CO₂混相驱矿场试验的验证,可用于注气开发方案设计,采油工艺优化或注气埋存潜力评价。

为解决页岩气水平井分段压裂使用连续油管钻复合桥塞时容易遇卡、强磁打捞次数多、工时长等问题,对可溶桥塞的结构和溶解原理进行了深入分析,并根据影响可溶桥塞压裂性能和溶解性能的关键因素,优选了不同耐温性能的可溶桥塞在南川页岩气田进行现场试验。试验结果表明,可溶桥塞在温度112 ℃下可承压差70 MPa,耐温93 ℃的桥塞可完全溶解,耐温120 ℃的桥塞只能部分溶解,与传统复合桥塞相比,单井可节约成本108.7万元。最后得出了影响可溶桥塞压裂性能和溶解性能的主要因素有温度、溶液矿化度和溶解时间,矿化度越高、温度越高,可溶桥塞溶解速率越快,尤其井温对可溶桥塞的溶解效果至关重要。并验证了可溶桥塞在页岩气井分段压裂中的可行性和经济性,对页岩气井压裂施工降本增效有良好的推广应用价值。

中坝气田致密砂岩气藏受构造、裂缝因素控制,属于裂缝—孔隙型气藏。在分析储层基本特征的基础上,重点探讨了裂缝的控制因素,旨在弄清裂缝分布对储层的影响,预测剩余气分布区域。储层岩性致密时,以浅灰—灰色细—中粒岩屑长石石英砂岩为主。岩心分析孔隙度、渗透率平均分别约为6.29 %、0.19×10 ^-3 μm ²,属于低孔—低—特低渗储层,裂缝和次生溶孔是储层发育的关键。基于此,采用构造曲率法以及岩石力学实验两种方法对裂缝展开了研究,结果表明：面上裂缝主要沿构造轴线发育,并靠近东南翼弧突及北鞍部的枢纽带,岩性与裂缝关系密切。结合气藏数值模拟结果,对气藏开发潜力进行了分析,为下一步开发调整方案提供了一定的依据。

为研究不同煤阶CH₄吸附/解吸特征差异及解吸滞后效应,采集低、中、高煤阶样品,进行显微组分测定、液氮吸附、等温吸附/解吸等实验,系统分析不同煤阶样品物质成分、孔隙结构、吸附/解吸特征差异及解吸滞后效应,结合甲烷吸附热计算结果,从能量角度探讨煤层气解吸滞后机理。结果表明：①煤样的镜质组反射率R_o,max分别为0.43 %、1.26 %、3.27 %,低阶煤样品镜质组含量低、惰质组含量高、挥发分高和固定碳高,中、高阶样品则反之;煤变质程度增高,孔隙度、BET比表面积、BJH总孔容、分形维数D₂呈“V”型变化,D₁呈倒“V”型变化;②温度相同时,煤阶越高,残余吸附量越大,解吸难度增加。温度升高,残余吸附量呈先上升后下降的趋势,以40 ℃为拐点,温度对气体分子活化程度和煤的孔隙结构均有影响;③压力相同,煤阶越高,甲烷吸附速率越快,低压阶段（p<4 MPa）,吸附量增加快,高压阶段（p>4 MPa）,吸附量增加不明显;④DFS4 ^#、SGZ11 ^#、SH3 ^#三个煤样解吸过程中等量吸附热均大于吸附过程中的等量吸附热,表明解吸过程需要持续从体系外吸收热量,而处于吸附态的甲烷由于解吸需要的等量吸附热大于吸附时的等量吸附热需要从外界环境吸取能量,吸附和解吸过程的能量差异会导致解吸滞后;处于游离态的甲烷,由于高压作用下进入微小孔,致使煤基质膨胀变形,孔隙结构改变,导致甲烷解吸受限,造成解吸滞后。

为摸清水驱后残余油的形成机理及分布情况并挖掘残余油潜力,基于N-S方程建立了并联孔隙微观模型,运用相场法追踪驱替过程中的相界面,研究不同壁面润湿条件下的水驱后残余油分布特征,并通过聚合物驱改善流度比、表面活性剂改变界面张力或发生润湿反转等方法挖潜水驱后残余油,研究流度比及界面张力等参数对水驱后并联孔隙内残余油微观流动规律的影响。结果表明,当岩石表面表现为亲水时,水驱后残余油主要滞留在并联孔隙的大孔道内,通过聚合物驱改善流度比可以将孔道内的残余油有效动用,表现为残余油被整体驱动。当岩石壁面为亲油时,水驱后残余油主要滞留在并联孔隙的壁面以及小孔道内,改善流度比对小孔道内形成的残余油很难达到动用的目的,但通过表活剂改变润湿性后,残余油被拉伸成油滴并聚并,最终降低残余油饱和度;流度比或界面张力越小,驱油效率越高。该研究揭示了并联孔隙内水驱后残余油分布及动用机理,为水驱油藏有效开发提供了重要的理论依据。

研究支撑剂在裂缝中的运移规律对于指导压裂设计和压裂评价具有重要意义,目前对于支撑剂运移规律的研究主要集中在排量、支撑剂类型、压裂液黏度等问题上,而在不同支撑剂组合对于支撑剂运移规律的影响方面的研究则较少。设计了不同支撑剂组合对支撑剂运移规律影响的实验方案,采用自主设计的可视化平行板装置进行支撑剂运移实验研究。结果显示,粒径较小的支撑剂在裂缝中的铺置更均匀,而大粒径的支撑剂更容易在入口处沉降;不同比例的中等粒径与大粒径的支撑剂组合时,其形成的砂堤平衡高度之间差异较小,而砂堤高度的非均匀性差异却较大,此时大量支撑剂沉降在裂缝入口端,裂缝深部支撑剂充填量较小,未能形成足够长、有导流能力的有效充填裂缝;而不同比例的中等粒径与小粒径组合时,支撑剂能获得比中等粒径与大粒径的支撑剂组合更远的铺置距离,且形成的砂堤高度较为理想,不同比例之间砂堤高度的非均匀性差异也更大。

为了厘清CO₂驱过程中萃取作用对最小混相压力的影响,明确气体前缘及气体波及后最小混相压力的变化情况,通过高温萃取实验、色谱分析手段,分别研究了不同萃取压力条件下CO₂萃取率,以及萃取过程中萃取油与残余油组分分布特征,同时采用界面张力消失法定量分析萃取油、残余油最小混相压力的变化。实验结果表明：在实验温度95 ℃、实验压力10 ~ 45 MPa条件下,超临界CO₂可以萃取原油各个碳数的组分,萃取油中C_5-20摩尔质量达到80 %以上;超临界CO₂对原油的萃取率、萃取油最小混相压力及残余油最小混相压力,均与萃取压力正相关;受萃取作用及压力影响,在CO₂驱替运移过程中最小混相压力是个动态变化值,最小混相压力满足关系：MMP_残余油>MMP_原油>MMP_萃取油;萃取油、残余油最小混相压力与组分分布有关,地层油中影响混相的关键组分为C_5-10组分和C₂₆₊组分。研究结果对进行CO₂混相驱设计及混相带预测提供较好借鉴。

为了定量评价电脉冲水力压裂煤岩体致裂效果,确定该技术适用于工程实践中的电压及水压的加载量,设计了电脉冲水压致裂超声波检测试验方案,并通过数值计算从损伤变量、裂缝扩展宽度两个评价指标定量表征该技术在不同加载条件下对煤岩体的致裂效果,及相较于单纯静水压力压裂的优越性。实验结果表明：①由于加载液电压力存在的波动性,其损伤程度在钻孔周围破坏最严重,随着波动压力的减弱,煤岩体损伤程度逐渐降低;②损伤变量及裂缝宽度与加载电压之间呈正相关关系,均随着电压的增加而增加;③通过损伤变量、裂缝宽度这两个指标定量分析了电脉冲水压致裂煤体效果,可为煤层气开采提供参考。