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。

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。

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。

以富满油田北部走滑断裂带深部储层孔洞缝充填脉体为研究对象，基于脉体的岩相学特征、微区稀土元素和Sr（锶）同位素、油包裹体荧光光谱、显微热力学和碳酸盐岩U-Pb同位素定年进行分析。结果表明：富满油田北部走滑断裂带发育2期方解石脉体，脉体来源于中下奥陶统海源地层水，未见氧化性流体侵入，表明深层—超深层油气晚期具有良好的封闭性。通过包裹体测温投点埋藏史结合碳酸盐岩低U-Pb同位素定年技术，厘定塔里木盆地富满油田北部走滑断裂带深层奥陶系存在3期油气充注过程，分别对应于距今（459±7.2） Ma（加里东中期）、（348±18） Ma（海西早期）和268 Ma（海西晚期），富满油田北部深层—超深层碳酸盐岩油气成藏关键期为海西早期，且油气充注与断裂活动有较好的对应关系。

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。

酸压是深层、超深层海相碳酸盐岩油气藏增产的核心技术，而如何在超高温和高闭合应力下保持住酸蚀裂缝导流能力是酸压改造能否成功的关键。利用自研的高温高压酸蚀裂缝导流能力测试装置开展不同酸液及组合下灯影组岩样裂缝导流能力实验，使用三维激光扫描仪获取酸刻蚀裂缝形貌，基于此，采用Airy（艾里）应力函数和复变量法，描述酸蚀裂缝闭合程度，结合局部立方定律，耦合酸压模型，形成了酸蚀裂缝导流能力数值计算方法。结果表明：与低闭合应力（5 MPa）相比，高闭合应力（90 MPa）下多数酸液及其组合的导流能力降低了一个数量级；闭合应力增加，不同酸液及组合的导流能力降低模式有较大区别，可能会出现2次快速下降阶段；不同酸液组合注入可在一定程度上改善超高温和高闭合应力下酸蚀裂缝导流能力；酸蚀裂缝导流能力计算模型与实验结果平均误差较小，约10.6%，且能表征缝内各处导流能力分布及大小；相同工程参数条件下，四川盆地灯影组四段酸压裂缝导流能力较灯影组二段更高，可为四川盆地深层、超深层海相碳酸盐岩酸压改造方案优化设计提供理论指导。

低渗碳酸盐岩气藏地质构造和储层特征复杂，数据获取和解释的不确定性较高，导致有利区优选的难度较大。提出了最优最劣法（BWM）赋权下的直觉模糊MABAC（多属性边界近似区域比较）法低渗碳酸盐岩有利区优选模型。首先，根据低渗碳酸盐岩地质特征、生烃能力和储气能力等信息，建立综合考虑低渗碳酸盐岩成藏的地质条件、施工条件的综合评价指标体系；然后利用BWM方法确定各关键评价指标权重，同时考虑多个因素对不同的油气田的影响并掌握因素之间的优先级关系；最后，利用直觉模糊信息替代精确信息，建立改进的直觉模糊多属性决策模型，对低渗碳酸盐岩气藏开发有利区进行优选。利用10个碳酸盐岩气藏区块进行实验，结果表明：剩余动态储量、有效储层厚度等因素表现良好的C区块为最优。对碳酸盐岩气藏开发有利区块按照整体距离的值进行降序排序，结果为：C区>I区>H区>A区>D区>G区>J区>E区>F区>B区。将提出的直觉模糊MABAC法与现有方法进行对比，并结合数值模拟结果分析，验证了该方法的有效性和合理性。

四川盆地川西坳陷新场构造带高庙子气田须家河组二段致密砂岩气藏多套砂体叠置，相变明显，表现为“整体富砂、局部含气”的特征，但有效储层发育段与泥岩的阻抗相当，常规叠后反演方法难以准确预测砂体边界及优质储层分布。在须二段地质特征研究基础上，首先开展有利相带边界识别及预测研究，并结合岩石物理敏感参数分析，开展相控约束下叠前地质统计学反演研究，实现对有效储层与泥岩层劈分，进而完成了相控有效储层预测。预测结果不仅提高了砂体识别精度，同时也提高了有效储层预测的可靠性，预测结果与实际钻井吻合度较高。该预测技术有效支撑了合兴场气田储量提交和探井井位部署，已产生了一定的油气效益。

超深定向井是开发深层、超深层油气的重要手段，但深部地层在地形地貌、地层岩性、压力系统、储层流体和工程力学特征等方面存在的复杂性，使超深定向井钻完井工程面临着巨大的挑战。因此，开展超深定向井地质工程力学耦合机理研究对于高效开发深层、超深层油气具有重要意义。从超深复杂构造条件下的三维地质建模、地层岩石力学和地应力的评估、超深复杂岩性多成因地层压力预测以及超深定向井地层-钻头-钻柱耦合力学计算4个方面对超深定向井地质工程力学耦合机理研究进行了梳理总结，分析认为:由于深层地质力学具有抽象性和较强的各向异性，导致了目前地质力学成果很难实际应用在超深定向井钻井中。对此，需要深入开展微观-介观-宏观多尺度耦合研究，充分利用人工智能及大数据进行三维地质建模；通过岩石力学和大数据等手段，创新融合理论与新技术，综合实验测试与现场数据，建立地应力预测的新方法；深入开展随钻测量技术研究，建立地层孔隙压力预测及监测数据平台；基于地质资料及人工智能平台，优选钻井参数、钻具组合，建立超深定向井钻柱-钻头-岩石系统动力学模型，为中国安全高效开展深层、超深层定向井钻井提供理论支撑与技术指导。

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。

中国首个长期弃置的深水油田由于二次开发面临复杂的技术难题和较低的经济效益等问题，成为难以动用的边际油田。通过GGRP（地球物理-地质-油藏-生产）一体化技术研究与实践，盘活弃置油田，保障高产稳产。针对剩余油分布的不确定性、构造复杂、储层非均质及水下管汇限温等问题，克服了多项前沿技术难点。这些创新技术包括长期水驱关停油田的剩余油预测技术、复杂油藏的地质导向及精细描述技术、油藏管流耦合模型流动保障技术，成功指导了油田的二次开发，显著提升了油田的开发效果。结果表明：该油田初期产能跃居南海东部油田前三，实际含水上升趋势与方案设计基本一致，预计增加可采储量达259×10⁴ m³。这一开拓性研究为长期弃置深水油田二次开发提供了宝贵的经验，该科技成果在同类油田的开发进程中有着广泛的应用前景。

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。

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。

在中国“双碳”战略背景下，清洁能源的高效开发利用逐渐成为各行业关注的焦点，而中深层水热型地热资源是一种储量丰富、运行稳定、绿色环保的清洁能源。近年来，随着地热资源开发利用程度逐渐增加，开发模式逐渐向集群式发展，相比以往的分布式开发模式，集群式开发具有经济、稳定、抗风险能力高、改扩建能力强等优点。但开发模式、采灌井网、采灌井距等关键参数仍在探索阶段，这些参数对集群式开发影响明显，亟须对此开展机理研究、优化关键参数。以HTC地热田作为研究对象，利用数值模拟技术，耦合地下温度场、压力场、水流场建立数学模型，分析不同开发模式、采灌井网、采灌井距条件下地下温度场、压力场、水流场变化规律，确定最优参数，指导矿场生产。实践证实，该方法可有效保障地热开发项目稳定运行，实现地热开发项目经济效益最优化。

塔西南地区石炭系油气显示丰富，为明确塔西南石炭系卡拉沙依组烃源岩生烃潜力，通过干酪根镜鉴、有机碳测试及盆地模拟等技术方法，对卡拉沙依组烃源岩进行研究评价，结果显示：卡拉沙依组烃源岩主要为Ⅲ型干酪根，TOC（总有机碳）含量介于0.2%~2.8%，平均值为1.0%，R_o（镜质体反射率）均超过0.7%。但烃源岩热演化过程存在差异，巴楚地区石炭系烃源岩仅在海西晚期一次生烃，麦盖提斜坡石炭系烃源岩存在海西晚期和喜山期两期生烃，结合烃源岩厚度、TOC、成熟度和生排烃史等多种因素，认为麦盖提斜坡区卡拉沙依组烃源岩均已成熟并持续生烃，西部山前带烃源岩品质及生烃强度最优。

储气库设备繁多，工艺流程复杂，风险因素众多，对其进行风险分析与评价的研究与应用尤为重要。近年来，储气库地面工艺管道腐蚀失效事故频发，准确有效地分析储气库地面工艺管道腐蚀失效的原因对其安全运行至关重要。采用数据和知识融合双驱动的风险评价方法，首先，对储气库地面工艺管道腐蚀失效数据进行统计分析，并建立贝叶斯腐蚀预测模型，在此基础上分析导致储气库地面工艺管道腐蚀失效的基本事件。其次，建立了腐蚀失效的知识模型，利用储气库地面工艺管道的腐蚀失效故障树详细分析了导致腐蚀失效的原因。通过各个基本事件的结构重要度系数，确定了各个基本事件在故障树结构上的重要性。最后，将储气库地面工艺管道腐蚀失效的影响因素总结为四大类，生成判断矩阵并确定不同影响因素的相对权重值，为模糊综合评价中权重因子的确定提供依据，得出储气库地面工艺管道腐蚀失效的风险级别。通过储气库地面工艺管道腐蚀风险评价实例应用，研究可为储气库的安全管理与运行提供科学依据。