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。

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。

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。

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。

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。

四川盆地南川地区及邻区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探开发已取得丰硕成果，但如何利用流体特征综合分析各区块页岩气保存差异值得关注。研究表明：①随着开采时间延长，产出水矿化度逐渐升高，且明显不同于压裂液，表明页岩层内存在可动地层水，其矿化度超过50 g/L，CaCl₂水型；②富集高产井低产水，矿化度低，NaHCO₃水型，具有凝析水特征；③不同保存条件下，产出水氘、氧同位素特征随时间而有不同变化，盆内高压稳定区块，逐步偏离大气降水线，盆外常（低）压复杂区块，一直靠近大气降水线；④从盆内到盆外，由深至浅，页岩裂缝充填方解石脉流体包裹体的均一温度逐渐降低（从240 ℃至90 ℃），包裹体盐水的变质系数也逐渐变大，反映了页岩气保存条件的差异破坏程度。

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。

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。

川南地区已经钻探完成了上千口页岩气井，地质评价、钻探和生产过程中产生了大量高维度的数据，利用生产获得的各种数据预测页岩气储量动用程度，是指导页岩气勘探开发的一项重要工作。耦合主成分分析法（PCA）与正交偏最小二乘法（OPLS）分析方法是形成一种快速、准确的储量动用程度预测新方法。通过结合主成分分析和正交偏最小二乘法，建立了PCA-OPLS联合法，借助昭通页岩气井样本，检验了新方法在储量动用程度评价中的应用效果。实例应用表明，页岩气井储量动用预测准确率满足要求，可以用于预测新钻井的储量动用程度，从而证明PCA-OPLS联合法能达到快速、准确预测储量动用程度的目的。该方法操作简单，准确率高，在页岩气储量动用评价中具有较好的应用前景。

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。

研究三湖坳陷生物成因泥岩气藏形成的条件和成藏模式，有利于完善生物气成藏机理与富集规律，对指导第四系泥岩气藏勘探开发具有重要理论和现实意义。以三湖坳陷第四系泥岩为研究对象，通过可溶解有机碳分析、孔隙度测定、色谱质谱分析等实验，明确了三湖坳陷第四系泥岩气藏成藏条件，建立了第四系泥岩气藏的成藏模式。研究结果表明，三湖坳陷第四系泥岩可溶解有机碳含量高，有机质类型为草本腐殖型，气温极低、气候干旱，有利于生物成因气的生成；三湖坳陷第四系具有高孔低渗的特征，发育大量微纳米孔隙，为生物成因气的赋存提供了大量孔隙空间；气体运移方式以菲克扩散和滑脱流动为主，由于泥岩自封闭作用，生成的生物成因气在原位聚集成藏。在晚喜马拉雅构造运动影响下，泥岩自封闭性被破坏，受浮力作用，生物成因气向上运移，在相邻的构造高部位泥岩中重新聚集成藏，在纵向上与常规砂岩生物气藏相互叠置。

准确求取水平井多相流持水率和反演井筒流体分布是揭示水平井开发动态的关键基础，以国产阵列电磁波持水率计为切入点开展研究，在对比分析现有阵列持水率定量计算方法基础上，提出了一种基于阵列探头径向投影中点切分面积计算持水率方法，同时对比建立了水平井筒油水两相流高、中、低含水率条件流体介质分布反演方法。研究表明，新方法计算水平井持水率平均绝对误差为4.43 %，相对误差为16.34 %，明显优于目前采用的权系数法和径向等高面积法；同时，高、中、低含水条件水平井筒流体分布反演以高斯径向基函数法和多元线性法最为匹配，研究成果为矿场水平井多相流生产动态评价奠定基础。

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。

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。

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。