中国石化探区油页岩资源丰富，是国家重要的战略储备资源和补充能源。加快油页岩勘探开发对改善中国能源结构和保障国家能源安全具有重要意义。为了实现油页岩规模勘探与效益开发，通过调研梳理国内外成功开展油页岩原位开采现场试验的技术，分析试验区特征、地质和工程适应性、选区选层要求等认为：国外壳牌公司电加热法技术、中国吉林众诚公司的原位压裂化学干馏技术和吉林大学的局部化学反应法原位裂解技术实施了现场先导试验并获得成功，但中国两项技术的成熟度和可行性有待进一步研究论证，且现有的原位开采技术对深部油页岩的适应性均未得到验证。通过开展油页岩原位开采技术特点、地质资源条件、开采工程条件梳理分析，针对约束中国油页岩原位开采的关键因素，结合加热方式确定了4项地质参数、6项工程参数和分级评价界限，并根据约束油页岩原位开采利用的程度确定各参数的权重，建立了油页岩原位开采有利区地质-工程双因素评价模型，优选出15个中国石化探区和邻区油页岩Ⅰ类有利区。对选出的有利区进一步分析其顶底板、断裂、可动水等关键因素的影响，并综合评价优选出4个试验目标区，分别为：鄂尔多斯盆地南缘旬邑区块、博格达山北麓南缘上黄山街含矿区、茂名盆地电白含矿区、抚顺盆地抚顺含矿区。

苏北盆地页岩油资源潜力大，其中阜宁组二段（以下简称阜二段）和阜宁组四段（以下简称阜四段）页岩厚度大、分布面积广、脆性矿物含量高、纹层发育、有机质类型好，具有中低TOC（总有机碳含量）、构造岩性双复杂、断层/裂缝发育等典型地质特征，是勘探的主要目的层。2011年来，江苏油田通过加强基础研究和攻关实践，建立了中低TOC复杂断块页岩油差异富集理论，集成创新了勘探开发关键技术，探索了绿色低碳开发模式，取得高邮凹陷阜二段、阜四段页岩油勘探突破。但仍面临页岩油富集高产规律认识不清，工程工艺技术适配性待提升，效益开发技术政策不明确，开发成本较高等挑战。深化页岩油富集高产主控因素等基础研究，持续攻关迭代关键技术，优化一体化组织管理运行机制，最大限度提高优质储层钻遇率、页岩油储量动用程度和采收率，进一步降本增效，是实现页岩油规模建产与效益开发的主要途径。

苏北盆地构造复杂、断层发育，阜宁组二段泥页岩的有机质丰度较低，总有机碳含量基本小于1.5%。该套泥页岩具有岩相类型多样、孔隙结构复杂、储层非均质性强、压力系数横向变化大等特点。以苏北盆地H区块阜宁组二段页岩油储层为例，基于岩石物理实验分析结果，对区域测井响应关系特征进行分析，将常规测井与特殊测井相结合，建立页岩油储层岩性、储集性、含油性、可动性、可压性评价的测井解释模型，模型计算结果与岩心分析结果吻合较好。在此基础上，优选敏感参数，建立了区块页岩油储层评价分类标准，对储层进行“甜点”综合评价。经多口井的勘探实践验证，该测井评价技术具有较好的地区适应性，有效划分页岩油储层类别，有利于页岩油储层“甜点”优选，为苏北盆地页岩油勘探开发提供可靠的技术支持。

苏北盆地高邮凹陷阜宁组二段（以下简称阜二段）页岩岩相非均质性强，纹层类型复杂且测井定量表征难度大，制约了页岩油“甜点”有利区带的优选。因此，基于阜二段不同沉积阶段的气候环境演化特征，结合岩心薄片、全岩衍射、元素录井、测井等资料，详细研究了高邮凹陷阜二段页岩纹层类型及纹层发育程度的测井定量表征方法。研究结果表明：高邮凹陷阜二段页岩主要发育长英质、黏土质、方解石和白云石条带等纹层类型，受古气候演化影响，阜二段各小层不同纹层类型占比存在差异，不同纹层类型的叠置耦合造成了纵向上页岩油差异富集，且纹层越发育，页岩油的富集程度越高。针对页岩纹层差异分布的地质特征，进一步通过电成像测井图像边缘检测和页岩沉积速率计算等方法综合分析，阜二段页岩Ⅳ-3—Ⅳ-7、Ⅴ-6—Ⅴ-8小层纹层发育程度高，为纵向上页岩油地质“甜点”层。其中基于电成像测井图像边缘检测的页岩纹层识别精度高，可适用于不同区块页岩油纵向“甜点”层的精细地质评价，而通过计算页岩沉积速率变化来表征纹层发育程度适用于开展页岩纹层发育程度的空间展布预测，指导页岩油的立体勘探。

常压页岩气藏与高压页岩气藏在地质特点、生产特征等方面具有显著差异，现行页岩气藏储量起算标准主要是基于页岩气勘探初期投入情况和高压页岩气生产规律确定的。随着渝东南地区武隆、道真等区块常压页岩气的突破，有必要结合常压页岩气的地质特点、技术经济指标和生产规律等，针对性开展储量起算标准研究。基于盈亏平衡原理，分析了经济参数对起算标准的敏感性，结合常压页岩气生产动态，建立了符合其特征的储量起算标准计算模型。以武隆区块为例，结合技术参数和投资、成本费用、气价等经济参数，开展了不同埋深条件下储量起算标准测算，分析了测算结果变化规律。建议在埋深介于2 000~7 000 m的情况下，常压页岩气单井储量起算标准介于2.0×10⁴~5.5×10⁴ m³/d。常压页岩气藏储量起算标准的研究对规范的修订具有重要参考意义，有利于推动四川盆地外部常压页岩气藏探明储量的新增和规模建产。

顺北4号断裂带位于顺托果勒低隆起中部，该条带油气藏类型为受断裂带控制的凝析气藏，内部凝析气藏相态特征具有明显的南北分异性，国内外同类型的油气藏较少，因此，对该条带的相态特征及造成其差异性分布的主控因素进行深入研究能为同类型凝析气藏的勘探开发提供借鉴。研究利用PVT（压力—容积—温度）高压物性实验分析、有机地球化学分析、流体包裹体分析测试等技术手段，综合研究得出相关认识。研究结果表明：顺北4号断裂带原油整体为低凝固点、低含硫、中—高含蜡的轻质油；天然气甲烷摩尔分数、气油比、天然气干燥系数、CO₂摩尔分数在段内呈现差异性分布特征；通过PVT实验分析油气藏类型为凝析气藏，地露压差较大，属于未饱和油藏，北段的临界温度、临界压力明显高于中、南段，由北向南存在递减趋势；从烃源岩和成藏的角度分析，认为顺北4号断裂带凝析气藏差异富集的主控因素为多源供烃和多期成藏。

C-2油田是位于渤海湾盆地的河流相海上油田，主要采用水平井开发，储层厚度薄、纵向多期砂体叠置、横向相变快，储层内部结构与连通关系复杂，受复杂的储层结构与井震资料的双重影响，稀疏井网条件下储层描述难度大，制约了油田精细挖潜效果，常规地震反演难以满足薄储层高分辨率预测与储层内部结构精细解剖的需要。针对研究油田辫状河储层结构特征，采用基于地震属性堆叠泛化集成学习的方法完成河流相复杂结构储层的预测，相较于单一的机器学习模型提高了预测精度。综合地质、地球物理与油藏动态等多维信息进行迭代优化，进一步降低地下储层预测与结构认识的不确定性，实现了研究区辫状河复杂结构储层的精细表征，为油田剩余油与潜力砂体精细挖潜提供了依据。研究表明：基于地震属性堆叠泛化集成学习的储层预测方法，不仅能有效提高地震纵向分辨率，同时具有较强的横向“相控”指示能力，预测结果包括砂体叠置关系与储层内部结构特征，更加适用于相变快、储层空间建筑结构复杂的陆相河流沉积体系储层预测与精细刻画，可为稀疏井网海上油田开发中后期河流相沉积储层构型精细表征提供借鉴。

注水开发后期，含水率急剧升高导致水驱油藏开发效果变差，聚合物颗粒分散体系的非均匀分布、增黏等行为能够使占据大孔道流动空间的水相流动能力降低，缓解低效、无效水循环。目前，关于聚合物颗粒分散相驱油的研究主要以室内实验模拟为主，分析聚合物颗粒运移规律；而描述聚合物颗粒分散相驱油过程中油水流动规律及相对渗透率曲线的研究较少。首先，分析聚合物颗粒在多孔介质中的非均匀分布现象，引入生物流体力学中红细胞树状叉体积分数分布理论，建立考虑聚合物颗粒相分离机制影响的体系黏度表征方法；其次，基于分形理论与渗流理论，建立聚合物颗粒分散相驱油的相对渗透率模型，通过与室内岩心驱替实验结果对比发现，验证模型准确性，并分析各因素对聚合物颗粒分散相驱油的相对渗透率影响。该研究对聚合物颗粒分散相驱油的开发效果评价具有重要意义。

凝析气藏衰竭过程会发生显著凝析现象，现有物质平衡方法计算凝析气藏动态储量时，压降曲线不呈现线性关系导致动态储量评价存在困难，因此，研究复杂多相流气藏物质平衡储量计算方法具有重要意义。依据凝析气藏渗流力学理论，引入油气两相拟压力参数，建立了基于流动物质平衡理论的凝析气藏动态储量计算新方法，多相流动物质平衡法中规整化产率与规整化累计产量呈现明显的线性关系。分析结果认为，当生产未达到拟稳态时，计算得到的动态储量结果会存在偏差。研究凝析气藏在不同流动阶段饱和度变化规律的差异，形成了油气两相拟压力参数的计算方法，修正的生产指示曲线能够提高凝析气藏动态储量计算的准确性。方法应用于某凝析气藏现场实例，与常规方法和Blasingame图版拟合方法的对比计算结果认为新方法计算得到动态储量结果更为准确。结果表明新计算方法提高了凝析气藏动态储量评估的准确性，有助于指导现场及时调整开发方案。

冀东油田G76断块在注水开发过程中出现注水井注入压力升高，注水难度增加等问题。为了分析注水过程中储层物性的变化规律，开展了基于二维核磁共振技术的岩心高倍数水驱实验。对目标油藏岩心进行激光粒度测试分析，获得岩心的粒度分布；进行X射线衍射矿物含量分析，获得不同矿物含量占比；开展基于核磁共振技术的高倍数水驱油实验，分析储层物性变化规律。研究结果表明：岩心5-1和岩心6-1分别为含中砂粉砂质细砂岩和含粉砂中砂质细砂岩，其细砂、细粉砂和黏土矿物含量较多。水相相对渗透率及核磁孔隙度随着注水倍数的增加上升到某一高值后呈下降趋势，核磁T₂谱中随着注水倍数的增加，右侧端点值及中、大孔隙对应的曲线左移，二维图谱中自由水信号强度随着注水倍数的不断增加而增加。注入水由束缚水状态至累计注水倍数为500 PV时，束缚水信号不断增加；累计注水倍数为>500~1 000 PV时，岩心5-1的束缚水信号持续增强而岩心6-1的束缚水信号发生减弱。研究认为：注水前期由于黏土矿物发生微弱的水化作用，注水后期因受到水的冲刷，细粉砂粒以及胶结物中的黏土矿物容易脱落运移至喉道处发生堵塞，对孔隙喉道产生一定损害，导致水相渗透率降低。研究成果揭示了中低渗油藏注水井出现注水困难和注水压力增大等问题的原因，对有效降低污染、进一步提升注水开发油藏开发效果提供一定的指导。

为探究油田开发过程中不同含水率阶段产量递减率的变化情况。基于相渗曲线，研究了递减率、含水上升率、含水率三者之间的关系，建立了注采平衡的条件下递减率与含水率的关系，最后针对厚层油藏Z和多层油藏S进行实例计算分析。研究结果表明：在注采平衡的理想条件下，某一含水率阶段递减率受采液速度、束缚水饱和度的共同影响。递减率随着含水率的上升呈抛物线式变化，且递减率与采液速度成正比关系。在油藏确定的条件下，产量递减率大小主要由采液速度的大小决定，可通过调整井网密度、注采井数比等影响采液速度的参数控制产量递减。通过建立递减率与含水率的变化关系，明确产量递减变化规律的影响因素，为减缓产量递减对策提供依据。

海上稠油资源丰富，热采开发需求大，经过多年实践，实现了对薄层稠油、边底水稠油和特—超稠油的蒸汽吞吐开发。准确认识海上稠油油藏大井距蒸汽吞吐的渗流特征和蒸汽吞吐开发规律，进而对热采开发效果和开发状况准确评价，成为海上稠油热采开发方案设计、调整、优化和增产增效的关键。通过对热液区实际温场分布和蒸汽超覆现象定量化表征的研究，表征加热半径变化，总结海上大井距蒸汽吞吐的产量递减、有效期、生产压差、伴生气的规律和开发经验，确定了海上蒸汽吞吐的3个递减阶段和平均递减率。在此基础上，通过使用油藏数值模拟方法进行预测，提出了海上稠油油藏大井距蒸汽吞吐的开发策略。海上大井距蒸汽吞吐型开发推荐水平井，边水油藏在距离内含油边界150~200 m以上布井，采用高干度、大周期注入量提高地层热利用率，海上大井距热采平均有效期为329 d，第一周期平均月递减率为13.5%，生产井的合理生产压差介于3.5~5.0 MPa。研究结果对海洋石油稠油热采规模化开发具有一定的指导意义。

鄂尔多斯盆地延长组沉积了一套泥页岩及细粒砂质岩，具有丰富的页岩油资源，勘探开发评估资源量合计达十几亿吨。但页岩油储层可动性差、地层埋深浅，水平段层理、断缝、断层发育，裂缝扩展形态未知，体积压裂改造难度大。针对长7段井下储层获取的全直径致密砂泥岩岩心和页岩岩心，利用水泥包裹岩心方法开展真三轴室内压裂物模实验，获取水力裂缝形态，揭示弱应力场下页岩油储层水力裂缝扩展机理。实验发现，页岩油储层层状结构较密集，岩石颗粒之间胶结性较弱，压裂液容易沿着层理渗滤，在垂向应力与最小水平主应力之差小于2 MPa时，水力裂缝形态多为水平缝，压裂液主要沿层理或水平的天然裂缝渗滤；垂向应力与最小水平主应力之差增加到7 MPa时，会出现垂向穿层缝，形成局部台阶，最后被弱胶结层理面捕获后，沿层理渗滤延展。因此，压裂施工时，优选垂向应力与最小水平主应力差值较大的区域进行施工（井口位于山顶），有利于水力裂缝垂向延展，增加储层的体积压裂效果，提高页岩油产量和增大经济效益。

页岩气储集层致密性强，非均质性显著，自然产量极低，必须采用水力压裂技术进行增产改造才能获得工业气流，而评估压裂作业成效及优化工艺参数的关键在于获取准确的压裂缝网参数。传统裂缝监测技术（如微地震监测）费用高昂，无法实现井区全覆盖监测，而数值模拟预测模型需要大量的工程地质参数，导致地质资料不完整或缺失井段预测效果不佳，亟须一种经济高效地获取缝网参数的新方法。为此，提出一种基于深度学习的页岩气藏压裂缝网反演方法，其核心是以现场施工压裂曲线数据为基础，对压裂曲线特征参数进行量化分析，以缝网参数的强相关性指标作为输入，以微地震监测缝网参数（包括缝网长度、宽度、高度、体积）作为目标输出，建立BP（误差反向传播）神经网络反演模型，实现压裂缝网参数精确反演。根据渝西地区页岩气井现场450段压裂曲线，对模型进行了训练和参数优化，测试集缝网参数反演结果平均相对误差低于15%，验证了这种新方法对页岩气藏压裂缝网反演的可行性。

在大数据技术不断发展的背景下，对油气田进行数字化、智能化生产管理已成为一种必然趋势。页岩气井存在积液、出砂和强应力敏感等问题，产量调整中需要考虑诸多因素。传统的方法存在人工工作量大、调产预警效率偏低等问题，无法综合考虑多重因素实施最优化调产。为解决这一问题，结合页岩气井典型生命周期特征，将其划分为排液输气、稳产降压和定压降产3个阶段，明确气井全生命周期差异化的调产规则，设定稳产期压降法、单位压降产气法、临界出砂流量法、临界携液流量法、经验图版法和间歇开关井法6项调产指标。根据调产规则、调产指标与现场经验建立了基于模糊逻辑控制的页岩气井智能化调产预警模型，并采用Python编程实现所有调产指标随气井生产动态变化的实时计算和模糊逻辑控制算法。该方法在威荣页岩气田百余口井调产预警时间仅需30 s，而传统方法至少需要5 d，气井的调产需求被及时预警，取得了较好的应用效果。未来可结合远程控制的油嘴或节流阀实现生产制度调节，为智能化油气田提供技术支撑。