鄂尔多斯盆地西南缘广泛发育不同规模断层和裂缝，极大地改善了致密储层渗流能力，形成了基质储层低渗透背景下的优质油藏类型——断缝体油藏，同时也加剧了油藏的非均质性和产能的差异性，给油藏内幕结构精细刻画和产能控制因素研究带来挑战。充分运用断裂体系空间刻画、断裂分类分级和产能对比分析等方法，基于井-震-藏联合攻关进一步明确了断缝体油藏开发特征。建立了断缝体油藏“二元四区”模型，划分出断核破碎带、诱导裂缝带、微裂缝改造带、基质孔隙带等4个区带，其中断核破碎带是主要产量贡献单元。断层延伸长度越长、实钻构造位置越高，断核破碎带单井产能越高。诱导裂缝带距离断层越近，产能也越高。断缝体油井生产特征主要分为3个阶段：①断裂系统作为储集体的高产阶段；②断裂系统既作为储集体又同时发挥导流作用的储-导转化阶段；③裂缝主要发挥导流作用阶段。通过研究大幅提升了断缝体油藏高产井占比，同时对盆地西南缘中生界油藏高效滚动勘探开发部署具有重要的指导作用。

苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）页岩油勘探取得重大突破，但其泥页岩总有机碳含量（TOC）普遍不高，一般低于2%。业界认为陆相咸化湖盆“低TOC”烃源岩能生成大量油气，称之为陆相咸化湖盆的“低TOC”高效生烃模式。由于生排烃效应，烃源岩的TOC会降低，因此，恢复烃源岩原始TOC对客观认识烃源岩的生烃能力、油气资源评价和持续增储上产具有重要意义。以溱潼凹陷典型钻井阜二段泥页岩为研究对象，利用生烃模拟实验和岩石热解资料，采用热模拟TOC演化、有效碳（PC）演化和元素质量守恒法，对QY1井阜二段泥页岩TOC进行了恢复。结果表明：咸化湖盆烃源岩的TOC恢复系数最高可达3~4，且受到岩相的重要影响。随着热演化程度增高，TOC恢复系数增大，纹层状页岩TOC恢复系数高于块状泥岩，QY1井阜二段Ⅳ亚段泥岩、Ⅰ—Ⅲ亚段页岩TOC恢复系数可分别高达1.1~1.5、1.5~3.0。母质类型和生烃活化能的差异导致页岩成烃转化率和TOC恢复系数高于泥岩。

为探讨苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段（以下简称阜二段）不同亚段和不同岩性泥页岩的生烃潜力及其含油性，以及页岩油富集层段的分布特征。采用了地球化学分析与模拟实验相结合的研究方法，提出了适合于研究区地质特点的泥页岩含油率表征方法，确定了阜二段泥页岩的含油率和页岩油赋存状态，揭示了页岩油富集层段的分布特征。结果表明：研究区阜二段泥脖子亚段和龟背亚段的泥页岩的总含油率较高，但游离烃含量较低，吸附烃含量中等—较高，可动性较差；七尖峰亚段、四尖峰亚段和山字形亚段的含灰云页岩、灰云质页岩等的总含油率和游离烃含量均较高，吸附烃含量较低，可动性较好，而含灰云泥岩、灰云质泥岩的总含油率和吸附烃含量中等，游离烃含量相对较低，泥灰岩总含油率、游离烃和吸附烃含量均较低。研究区深凹带阜二段一、二类页岩油富集层段主要分布在四尖峰亚段和山字形亚段的中下部；斜坡带页岩油富集段不发育，局部分布有二类和三类页岩油有利层段。

页岩岩相的识别、划分在页岩油气勘探开发工作中具有重要的理论及实际意义。以苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩为研究对象，通过对典型钻井溱页1井岩心样品进行全岩/黏土X射线衍射分析，应用前人的页岩矿物组分“三端元”图解，得出该地区的页岩岩相类型。同时，利用一种基于原子搜索优化算法优化的BP（反向传播算法）神经网络方法对测井信息进行数据挖掘，以此建立黏土矿物、硅质矿物、碳酸盐岩矿物相对含量的预测模型，实现了通过自然能谱到页岩矿物含量的定量表征。最后应用该模型对溱页1井和沙垛1井阜宁组二段进行岩性预测及岩相识别，其识别结果与样品实测数据的岩相划分结果高度一致。研究为实现页岩岩相的间接识别提供了一个经济、快速、高效的方法，可通过测井曲线有效地预测页岩岩相组合体的主要矿物成分，为缺乏取心、实测样品井段的岩相识别提供依据。

苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段泥页岩具有孔隙结构复杂、层理发育、非均质性强的特点，应用常规测井系列难以准确评价孔隙及流体类型，二维核磁共振测井在流体识别方面具有独特优势。应用“盲源分离”信号处理技术进行数据聚类分析，通过花庄地区流体分区模型识别出地层中不同赋存状态的流体及含量。研究结果表明：二维核磁测井提高了储层流体评价精度，提供较为可靠的总孔隙度、有效孔隙度、含油饱和度、可动油含量等参数，通过与岩心实验分析对比，有效孔隙度平均绝对误差为0.4%，含油饱和度平均绝对误差为7.3%。通过阜宁组二段泥页岩主要岩性中流体性质分析，表明长英质灰云质混积页岩在物性、含油性、可动性方面最优，是页岩油优质“甜点”层。花庄地区应用二维核磁测井能够有效地解决页岩油孔隙度、饱和度评价的难题，也能为页岩油“甜点”优选、储层产能预测提供参考。

松辽盆地南部青山口组一段夹层型页岩油具有良好的勘探潜力，其夹层品质对含油性及产能影响大。然而，夹层物性呈现较强的非均质性，急需对夹层储层进行表征与描述，建立一套适合夹层储层的分级方案。通过场发射扫描电镜、高压压汞、核磁共振等实验对储层进行表征，基于压汞分形理论，建立适用于砂岩夹层的储层物性分级标准，结合测井资料对储层物性参数进行预测，进而刻画夹层优质储层平面展布。研究表明：根据源岩成熟度的差异，松辽盆地南部大情字井青一段可分为低熟区（R_o<1.0%，R_o为镜质体反射率）和中高熟源岩区（R_o>1.0%），夹层物性随烃源岩成熟度增大而变差。根据储层物性差异特征，分区块建立了夹层物性分级标准，将砂岩夹层分为Ⅰ—Ⅲ类和无效储层；由Ⅰ类储层到无效储层的大孔含量和中孔含量依次变少，储集空间由粒间孔、粒间溶蚀孔过渡至粒内溶蚀孔和晶间孔；压汞形态由弱平台型、缓直线型过渡至上凸状，储层含油性逐渐变差。优质夹层“甜点”主要沿着河口坝主体、水下分流河道等沉积微相分布，厚度自西南向东北方向减薄。研究成果为该区青山口组一段夹层型页岩油“甜点”优选提供重要支撑。

针对致密油藏水平井自然渗吸采收率低和长期衰竭开发后期地层能量如何补充的难题，在储层基本特征、致密油藏注水吞吐采油机理的基础上，提出了大排量水平井注水吞吐。以鄂尔多斯盆地长7段致密油藏为研究对象，选取天然岩心和人造岩心相结合方式，利用核磁共振等方法，通过室内注水吞吐实验研究了自然渗吸和不同注水速度下吞吐动态渗吸的作用范围和微观孔隙动用特征，分析了排量对孔隙动用情况的影响，并开展了焖井时间影响实验，最后利用数值模拟方法对压裂水平井注水吞吐开发的注水量、焖井时间参数进行优化。研究表明：小排量时，注水吞吐主要动用的是大孔隙，中小孔隙动用较低；大排量时，注水吞吐不仅动用了大孔隙，且中小孔隙动用明显提高，使得整体的采收率出现较大增加。随着焖井时间的延长，油水置换作用越充分，使得注水吞吐采出程度越高，但其提高的程度逐渐稳定。对A9井进行数值模拟优化，得到最佳日注水量为900 m³，最佳焖井时间为24 d，在矿场试验取得成功，初期日增油2.11 t，有效期365 d，累计增油770 t。

陆相页岩油水平井自然产量递减快、采出程度低，而单井注水吞吐能有效补充地层能量并提高采出程度。以鄂尔多斯长7段页岩油为例，采用数值模拟方法，开展陆相页岩油水平井注水吞吐优化研究。为了提高页岩油藏体积压裂后数值模拟模型的准确性，引入EDFM（嵌入式离散裂缝模型）来表征储层天然裂缝和体积压裂形成的水力裂缝，建立了综合考虑渗吸作用以及储层应力敏感性的概念模型。对注水时机、注水量、注水速度、焖井时间和吞吐周期进行优化选择，数值模拟结果表明：注水速度过快，水容易沿裂缝窜流，导致注入水利用率降低；随吞吐周期增加，每轮周期内增油量呈下降趋势。针对模型所参考的鄂尔多斯某页岩油藏而言，注水吞吐参数优化为：压力系数降至0.706时进行注水，注水量优选为4 000 m³，注水速度为300 m³/d，焖井15 d，进行6轮吞吐，最终能将采出程度提高4.95%，总油水置换率达到6.65%。该研究能为页岩油藏注水吞吐研究提供参考。

蓄能体积压裂（以下简称蓄压）是页岩油藏提前补充地层能量、大幅提升单井产量的主要开发方式，应用广泛。通过渗吸与驱替机理结合实际生产数据统计分析，提出了根据返排率预测蓄压开发阶段最大累计产油量方法。研究结果表明：返排率30%之后，蓄压的累计产油量与返排率对数呈强线性相关，可预测压后单井最大累计产油量；该方法已经得到其他页岩油藏实际生产数据的实证，较递减曲线分析法更加准确且更具普适性，是对储层条件、压裂规模与工艺、焖排采工作制度等主客观因素的综合评价。返排率法可进一步确定液油比和合理返排速度。蓄压排采的平均返排速度控制在6~8 m³/（d·km），与渗吸排油速度相匹配，能够更加高效地利用蓄压补充的弹性能量，取得较高采收率和较低的液油比。单井压后最大可采油量的返排率预测法为蓄压的经济效益评价、生产制度优化、压裂成本控制等提供了依据，对地质-工程一体化、优化井网井距和压裂设计具有重要指导意义。

针对页岩油藏压裂开发过程中，焖井效果井间差异大、焖井有效性和时效性不明确等问题，建立了考虑裂缝闭合、油水渗吸置换以及压裂液滞留多效应协同的压裂—焖井—生产一体化数值模型，并验证了模型的可靠性，探究了页岩油井压后焖井期间地层油水运移规律以及合理焖井时间。研究结果表明：①焖井期间地层油水运移特征在时间上呈现阶段性变化，依次可分为裂缝闭合、渗吸置换和能量平衡3个主控阶段，同时也在空间上与水力裂缝的复杂程度密切相关；②在毛管渗吸作用下，适当延长焖井时间有利于压裂井初期见产，但压裂液在基质中的滞留量增多也会加剧油相相渗伤害，结合累增油量变化规律，明确了合理焖井时间宜在30~45 d；③考虑真实工况对焖井作用的影响，提出了以“压裂+焖井时间”作为焖井优化的指标，提高时间效益的同时可以减少井间差异。研究提出了体积压裂水平井焖井作用评价方法和模拟流程，其结果对页岩油压裂后合理焖井时间优化具有指导作用。

压裂液渗吸驱油是当前页岩油储层提高采收率的重要技术手段。通过评价压裂液润湿改性处理剂对渗吸驱油效率的影响，研究页岩油储层压裂渗吸驱油机理。测试了处理剂的表面张力、界面张力和润湿性，考察了处理剂与常规压裂液的配伍性，评价了不同孔隙尺寸岩样的渗吸驱油效率。结果表明：阴离子表面活性剂AOS（α-烯基磺酸钠）为最佳压裂液润湿改性处理剂，颗粒、基质和裂缝岩样的渗吸驱油效率分别为8.17%、17.55%和37.37%。证实渗吸驱油动力包括浮力、浮力-毛细管力和毛细管力，改性剂通过改变岩石润湿性增强毛细管力提高驱油效率，较常规压裂液渗吸驱油效率提高约152.9%。孔隙结构影响渗吸驱油的主导作用力，小孔以毛细管力为主，天然、水力裂缝则以浮力为主。通过研究压裂液渗吸驱油机理，对致密页岩油高效开发具有指导意义。

济阳坳陷页岩在沙三下亚段和沙四上亚段等主要产层获得重大突破，但开发时间短，存在单井产量差异较大，产量主控因素尚不明确的问题，深入分析页岩油水平井高产主控因素、优化确定合理压裂工艺参数仍是目前研究的重点。为明确各因素对水平井产量的影响，基于矿场实际数据开展因素关联性分析和规律挖掘。利用灰色关联分析方法及主成分分析方法定量计算页岩油水平井生产90 d、180 d和270 d的平均日产油量与压裂液用量、加砂量等影响因素之间的相关性，并在此基础上建立页岩油产能预测模型，结合SHAP算法对压裂参数进行优化分析。结果表明：压裂液用量、加砂量和破裂事件数是影响产量的主要工程参数，灰质含量、总有机碳含量和页岩孔隙性是影响产量的主要地质参数；随着生产时间的延长，地质因素对产量的影响逐渐增强，工程因素对产量的影响逐渐减弱；压裂参数优化分析确定了40~45 m压裂段长，2 700 m³单段压裂液用量，180 m³单段加砂量为最佳压裂施工参数，为页岩油水平井的开发决策和压裂设计提供了新的技术思路。

针对苏北盆地页岩油储层在压裂过程中驱油剂与压裂液不配伍，导致压裂液黏度降低，甚至发生化学反应产生沉淀，严重影响压裂改造效果和生产效率等问题，以马来酸酐（C₄H₂O₃）、聚氧乙烯脂肪醇醚（HO（CH₂CH₂O）_m（CH₂）_nCH₃）、阴离子聚丙烯酰胺（（C₃H₅ON）_n）和白油等为原料，通过化学合成和物理复配的方法，研制出一种页岩油用压驱一体剂（HDFD）。室内评价了其表观黏度、减阻率、界面张力和驱油效率，并和现场所用的“减阻剂乳液+高温驱油剂”体系进行了对比。实验结果显示：HDFD在2×10^-3 kg/L加量下表观黏度介于9~12 mPa·s，减阻率达70%以上，油水界面张力为5×10^-3 mN/m，驱油效率提升40%，表明该药剂具有良好的压裂减阻和驱油性能。现场试验的2口井日产油量分别提升了40.6%和84.6%，表明该产品适用于苏北盆地阜宁组二段页岩油压裂工艺，在页岩油压裂驱油一体工艺中具有广阔的应用前景。

三维地质建模应用于油田勘探开发的各个阶段，解决不同的问题时，对建模的规模、精度及要求也不同。分区块地质建模在井位部署、开发调整分析上可以起到一定的指导作用，但是各独立区块模型没有统一的标准，不能实现由小模型到大模型的拼接，制约了油田的整体勘探开发及规划工作。为了更好发挥地质建模在油田勘探开发全生命周期的精准作用，研究以渤海湾盆地整装孤岛油田为例，提出了油田—区块—储层单砂体构型的多级建模策略。使用具有自主知识产权的Direct、M³地质建模软件，应用地质约束的地质统计学及嵌入式储层构型建模方法，实现了从大到小、整体到局部、笼统到精细。分层级刻画了油田的构造沉积演化特征、储层内部构型及油藏空间展布，建成了中国首例油田级亿万网格节点的三维地质大模型及分级模型，为深化地质认识、油藏开发潜力评价、整体开发调整提高采收率提供了有利的手段。多级三维地质建模技术既为技术人员提供了多学科一体化的交流平台，又为油田勘探开发提供了方向，是油田数字化管理的有力抓手，更是数字化、智能化油田发展的必然趋势。

储气库是保障国家能源安全的重要手段，储气库多周期运行井控参数预测对储气库高效运行具有重要意义。为解决文23储气库目前注采运行动态规律认识不清，难以制定有效的储气库优化调整方案的问题，使用产量不稳定分析法为主的方法，建立储气库多周期运行井控参数预测模型，剖析井控参数随储气库开发的变化规律。首先，对文23储气库气井生产动态数据进行预处理，与储层参数一起输入至RTA软件中完成基础的数据整理及加载，并建立注采气组分相态模型，计算天然气高压物性参数；然后，根据气井压力恢复试井资料分析储气库地层渗流特征，建立及筛选最优井筒管流模型，用于计算气井井底压力；最后，使用Blasingame图版分析方法拟合井控参数建立基础模型，并通过拟合储气库气井生产数据，调整基础模型从而获得储气库多周期运行井控参数预测模型。使用所建井控参数预测模型对文23储气库气井多周期运行后井控参数进行预测，结果显示：可根据气井生产动态及井控特征将文23储气库气井分为3类，3类气井占比分别为39%、34%、27%；根据所建模型进行多周期井控参数变化分析，随着多周期注采运行，储气库多周期井控半径整体表现为初期增幅大，后期增幅减缓的趋势，储气库平均井控体积不断增加，3个类型的气井所控制储层的有效渗透率均呈先增加后稳定的趋势。

储气库库容复核受多种因素影响，如何从多因素角度优化储气库库容，达到储气库设计各参数全局最优化具有重要意义。以东濮凹陷W23储气库为例，从地层水侵入、结盐、应力敏感以及产出液等多方面开展储气库库容动用影响因素分析，建立适用于W23储气库的库容复核新模型，并论证W23储气库库容复核模型的可行性。结果表明：研究区具有低孔、低渗、纵向上非均质性强但平面上非均质性较弱的特点，为弱边水驱动气藏。原始储气体积、结盐、应力敏感、纵向动用程度、地层水侵入、产出液对W23储气库库容动用均有一定影响；综合地层水侵入、产出液、结盐、应力敏感、纵向动用程度等因素对储气体积的影响，最终复核有效储气体积为3 679.51×10⁴ m³，和原始储气体积相比，降幅3.9%。从区域上来看，一期复核有效储气体积为3 013.47×10⁴ m³，为原始储气体积的97.3%；二期复核有效储气体积为666.04×10⁴ m³，为原始储气体积的91.1%。复核结果偏低的原因主要为受应力敏感、地层水侵入、纵向动用程度等影响，致使有效储气体积降低。

对储气库密闭性进行评价是其建设与运行的重要任务，苏北盆地刘庄储气库属于断层控制的断鼻构造边水储气库，通过岩石力学实验与理论分析相结合的方法，从盖层和断层2个方面综合评价刘庄储气库的密封性；从宏观、微观和力学方面评价盖层密封强度；从侧向和垂向评价断层密封能力。研究表明：阜宁组二段一砂组与阜宁组三段二砂组泥岩为研究区内的巨厚盖层，该盖层全区分布且区域分布稳定，岩性组合优越，其黏土矿物含量在30%以上，储气库盖层杨氏模量和脆性指数整体相对较低，杨氏模量普遍小于20 GPa，脆性指数普遍小于45%，黏土矿物组成以伊蒙混层矿物为主，遇水易膨胀，盖层具有良好的油气封堵性。刘①断层断距和倾角均较大，结合研究区内断层面正压力法和上覆地层埋深的经验得出控藏断层垂向密封；砂泥对接定性方法和泥岩涂抹因子定量方法均证明刘庄控藏断层具有较强的侧向封堵性。

缝洞型碳酸盐岩储层非均质性极强，储集空间结构和渗流关系复杂，为地应力分析、注采参数选择、力学完整性评价带来了诸多挑战。因此，为进一步明确缝洞型碳酸盐岩储气库运行过程中的地应力变化、保证储气库运行过程中的力学完整性、提高上限压力，建立机理模型，分析缝洞型碳酸盐岩储气库应力分布特征及四维地应力变化规律，同时评价不同介质力学完整性。结果表明：①缝洞型碳酸盐岩储层相较于均质储层在缝洞处应力集中较为明显，尤其溶洞边界易出现应力的极小值；②缝洞处孔隙压力及应力变化更为剧烈，储气库运行过程中溶洞边界更易发生剪切或张拉破坏；③在采气过程中，溶洞边界沿最小主应力方向更易发生剪切破坏，注气过程中，溶洞边界沿最大主应力方向更易发生张拉破坏；④缝洞型储层整体相较于均质储层更易在注气过程发生张拉或剪切破坏，采气过程缝洞型储层整体较为安全，但洞周围更易发生剪切破坏。研究成果可为缝洞型碳酸盐岩储气库地应力分析和力学完整性评价工作提供理论及方法支撑。