中国页岩气勘探开发历经二十年发展，已成为继美国、加拿大之外第三个实现商业开发的国家，但此前勘探开发层位仅局限于志留系龙马溪组。随着页岩气勘探理论认识的提高，近年来，二叠系、寒武系页岩相继取得了勘探突破，进一步印证了四川盆地页岩气的巨大潜力。基于对志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组两大海相主力层系页岩气勘探历程的回顾，总结页岩气勘探历经了研究探索（2000—2011年）、发现上产（2011—2022年）和多层突破（2022年—至今）3个阶段。深入剖析四川盆地海相页岩气勘探研究2次理论创新、思路转变的过程：① 通过对比分析中美页岩气形成条件，摒弃简单复制北美经验的思维，基于中国多期构造演化特征，突出保存条件的关键作用，实现了第一次思路转变，取得了志留系龙马溪组勘探的重大突破；②加强低有机质和无机孔特征研究，对页岩气传统富集成藏理论进行了发展和完善，建立“输导+原地”成藏模式，实现了第二次思路转变，推动了寒武系筇竹寺组勘探突破。当前，页岩气在低有机质页岩、无机孔等方面的研究突破，拓展了勘探领域和勘探深度，形成了海相页岩气多层并举的局面，展现出广阔的勘探前景。基于对志留系到寒武系页岩气勘探历程、思路转变的回顾以及重大突破带来启示的剖析，揭示了中国特色页岩气勘探之路，对未来多层系、多领域页岩气的勘探开发具有重要参考意义。

按照“油层下面找油层”的思路，江苏油田的勘探开发逐步向深层进军，苏北深层致密、特低渗油藏已逐步成为油田增储建产的重要领域。受复杂构造、沉积、裂缝等因素影响，苏北深层致密储层效益开发难度大。围绕苏北深层致密油藏储量有效动用进行了研究：“甜点”描述方面，针对苏北深层致密油藏特点，通过融合地质、物探、油藏、工程、经济等多学科的资料，形成了地质-地震一体化致密砂岩储层表征方法、多参数综合表征和评价方法，实现了致密储层的精准刻画，有效地指导了致密储层分类与“甜点”优选；体积压裂方面，通过采用提高压裂缝控体积、暂堵转向提高裂缝复杂程度、组合加砂提高裂缝充填体积等工艺，并结合区块储层特征开展针对性优化，初步形成了适合江苏深层致密储层特征的体积压裂改造技术；技术政策优化方面，通过开展井型、开发方式、压裂参数的优化和井网方案的迭代优选，保障致密油藏稳产；钻井高效提速配套方面，通过优化钻井工艺和布井方案，实现了提速降本、节约投资。研究成果有效指导了矿场试验，在X17、F125、Y48区块部署实施7口常规井和1口水平井。其中，常规井单井平均产油量超过6 t/d，水平井产油量稳定在10 t/d以上，实现了苏北深层致密油藏储量有效动用，研究方法和现场试验可以为其他致密油藏储量的开发提供技术参考和借鉴。

深层油气勘探领域是苏北盆地重要接替阵地，但深层储层物性整体较差、油气富集机理认识不清及有效储层预测不能满足勘探需求等问题制约了深层领域油气拓展。为了明确深层油气富集机理、攻关勘探关键技术并指明未来攻关方向，从高邮、金湖等油气富集凹陷勘探发展形势及深层领域的油气资源潜力研究入手，结合深层储层物性特征及主控因素分析，开展了深层油气赋存条件、主控因素及成藏模式等研究，建立了异常高压与浮力混合驱动阶梯状输导油气、异常高压驱动断层和砂体输导油气及早期油气充注成藏后期致密型3种深层油气富集成藏模式，明确了深层油气富集机理，并针对储层展布不清、富集区带不明及有效储层识别精度不高等勘探难题，开展了技术攻关，形成了“相控指数法”深层储层分级评价、“油气储层充注势能”油气富集程度判别及“叠前-叠后”多属性有效储层预测等深层勘探关键技术。这些研究成果为深层油气勘探领域拓展提供了理论指导和技术支持，在斜坡带、断裂带及深凹带等深层领域取得了一系列勘探进展，实现了深层油气勘探拓展，在此基础上，明确了深层油气领域勘探攻关方向，继续巩固并扩大深层领域勘探成果，为油田增储上产提供支撑。

随着油气开发难度增加和资源接替不足，传统的油气藏开发面临诸多挑战，亟须引入智能化分析手段以提高开发效益。研究聚焦常规油气藏及页岩气藏效益开发的需求和应用场景，创新性地提出了基于多模型的油气开发智能技术，实现了油藏经营效益决策、异常态势全面感知和智能均衡注采优化，有效促进了油藏资源开采的智能化，为多层复杂水驱油藏均衡注采、效益开发提供了技术支撑；构建了页岩气藏压力预测与产能因素分析技术，建立气藏异常预警机制，推送异常因素及产生原因，实现气藏由事后分析到提前预警、事前找人的转变，支撑气藏的效益开发；攻关建立了油井多模态自诊断与评价技术，实现抽油机井工况智能诊断、电泵井况自诊断与智能评价技术和油井动液面实时计算，辅助措施制定，实现对油井的精细化管理，注采调整更加及时精准，有效提高了油井生产时率。通过技术的综合应用，支持油气藏动态管控过程中的“全面感知、集成协同、预警、分析优化”新业务模式构建。此研究技术已在中国石化上游企业广泛推广，实际应用围绕多模型油气开发技术展开，为当前油气藏效益开发中的关键问题提供新的思路和技术路径，推动油气领域的数智化转型，促进了油气田的高效开发和高质量发展。

塔里木盆地是深层—超深层油气勘探开发的主战场。目前塔里木盆地库车坳陷托探1井古生界寒武新层系古潜山型油气藏勘探取得重大突破。由于地层年代古老且油气藏地质构造复杂，对该区域油气成藏过程和流体演化尚未进行系统深入的研究。采用生物标志化合物分析、岩相学分析、微区原位微量元素与锶同位素分析、流体包裹体等研究方法，确定下丘里塔格组白云岩储层成脉流体来源和多期油气充注时间。结果显示，托探1井下丘里塔格组白云岩储层主要发育裂缝和溶蚀孔洞充填的2期方解石脉体，第一期方解石为深部富锶流体来源，第二期方解石脉体表现为海水来源。2期含油流体包裹体主要发育于第二期方解石脉体内部，分别为次生蓝白色荧光油包裹体和次生绿色荧光油包裹体，结合包裹体测温和单井埋藏史恢复结果显示，第一期蓝白色油包裹体成藏时间为新近系吉迪克组沉积时期（23~20 Ma），第二期绿色油包裹体成藏时间为新近系库车组沉积时期（5~3 Ma）。基于油源对比分析推测下丘里塔格组储层内2期原油来源于三叠系黄三街组和侏罗系恰克马克组湖相烃源岩的混合供烃。库车坳陷托探1井的新发现证实塔里木盆地山前古老地层中仍具有油气规模成藏条件，潜山型油气成藏成为下一步库车坳陷油气增储上产的新领域。

四川盆地具有丰富的致密砂岩气资源，目前对川西坳陷东部斜坡超深埋藏超致密砂岩储层孔隙演化的研究较为薄弱。利用岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜、碳氧同位素、包裹体均一温度等分析方法，结合埋藏史、热史，明确了川西坳陷东部斜坡须家河组二段（以下简称须二段）深埋藏超致密砂岩储层孔隙演化与油气充注耦合特征。须二段储层以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，填隙物主要为自生石英和碳酸盐，储集空间以粒内孔为主。各亚段储层致密化时期具有差异性，上亚段因泥岩岩屑等较高塑性物质，抗压实能力弱，在中晚侏罗世致密；此后在持续深埋和压溶石英双重破坏作用下，中、下亚段在晚侏罗世致密。白垩纪末，构造抬升形成的裂缝促进中、下亚段发生溶蚀，储层孔隙度提高至5%左右，渗透率提高更为显著。主要具有2期油气充注，上亚段耦合关系较差，致密化较早，不利于油气充注，不利于天然气富集；中、下亚段油气主充注期早于储层致密化时期，有利于天然气富集成藏。川西坳陷东部斜坡须二段具有古圈闭+通源断裂叠合型、古圈闭+内部烃源岩+晚期断裂叠合型、古圈闭+通源断裂+晚期断裂叠合型等3种“甜点”储层发育模式。研究内容为深埋藏超致密砂岩储层演化-油气充注耦合特征研究提供实例分析以及理论指导。

川东南地区构造复杂，上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段页岩气储层埋深相对较大，对岩石力学特征具有较大影响，且缺乏系统性的研究。因此，以川东南林滩场深层页岩气储层为例，开展三轴抗压强度试验、声波波速测试、抗拉强度试验和断裂韧性试验等力学实验，依据多元力学实验结果对页岩样品的岩石力学特征进行分析，建立单井纵向岩石力学分布剖面。随温度和压力的升高，深层页岩样品破裂后的残余应力、杨氏模量和泊松比均有增大的趋势，峰后阶段应力-应变曲线的波动特征变得更加明显。林滩场背斜倾没端的波速小于背斜翼部，经动、静态线性转换规律校正的杨氏模量和泊松比更为准确。深层页岩样品的最大载荷低于10 kN，Ⅰ型断裂和Ⅱ型断裂贯穿方式具有较大差异，贯穿程度受取样方向的影响较大。研究区T4井岩石力学特征纵向剖面显示，上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段底部的杨氏模量较高，泊松比较低，脆性较强；抗压强度较小，抗拉强度相对较小，断裂韧性指数较小，力学性质表现为弱挤压-拉张态，具有良好的工程改造条件，为后期勘探开发的优选目的层。

川中蓬莱地区深层二叠系茅口组位于四川盆地，是一套以碳酸盐岩为主的沉积地层，其主要岩性为白云岩，储集物性较好，是四川盆地重要的油气储层之一。然而，由于茅口组储层具有埋藏深、储层薄、非均质强、围岩阻抗差异小、反射信号弱等特点，造成地震预测困难。常规的提频处理要么是不能识别薄储层，要么是处理成一大片同相轴，从而导致该区薄储层地震难以预测。因此，研究了“双高”处理技术在茅口组薄储层识别中的应用。针对茅口组埋藏深、信号弱、储层薄、储层围岩波阻抗小等不利因素，开展了碳酸岩深层弱信号处理技术攻关研究。另外，提出了全过程“保护低频、拓宽高频”的“双高”处理技术思路，并且研究了叠前保真去噪、高频端剩余静校正、多次波压制、共偏移距矢量片域叠前时间偏移、各向异性校正、基于压缩感知拓频处理等突出二叠系白云岩储层弱反射信号的方法，研究结果有效识别出茅口组有利储层为不连续中强振幅反射，井震标定吻合率为100%，从而实现了对茅口组深层白云岩薄储层的有效识别和非均质性的精确刻画。依据新成果，钻探的PY001-H1井成功钻遇优质储层。因此，证明了研究的“双高”处理技术在提高地震资料分辨率、保幅处理、非均质性分析和弱信号恢复等方面有利于深层储层预测。

近年来，柴达木盆地基岩气藏展示了良好的勘探开发潜力。盆地内昆特依气藏昆2区块作为超深基岩气藏，其复杂的地质内幕、强非均质性储层和裂缝-溶蚀孔双介质特征，为储层预测与有利区优选带来了严峻的挑战。综合地质、测井、地震和生产动态资料，创新“井震结合-静动态融合-多属性协同”一体化研究方法，系统开展储层特征表征与天然气富集区预测，旨在揭示超深层基岩储层空间展布规律，指导井位优化部署。研究结果表明：①昆2区块基岩储层以花岗片麻岩为主，储集空间为裂缝与溶蚀孔双孔介质，裂缝呈网状发育，平面上呈北东—南西向条带状分布，横向非均质性显著，裂缝密度介于3~10 m^-1，裂缝孔隙度平均0.015%，基质孔隙度主频分布于1.8%~6.8%，整体表现为致密低渗特征。②溶蚀孔发育受断裂控制，沿昆1号、昆2北和昆101北断层分布，形成缝-孔耦合储集体，基岩顶面以下100~300 m段为溶蚀孔集中发育带，储层厚度高值区达200 m。③创新性融合最大似然属性与结构张量-波阻抗反演技术，实现裂缝与溶蚀孔空间分布的高精度刻画：最大似然属性预测显示，高角度裂缝主要分布于断层上升盘，与成像测井吻合率达85%；结构张量属性结合波阻抗反演揭示，溶蚀孔发育区与断裂走向高度一致，验证了断裂活动对溶蚀作用的控制机制。④基于储层分类评价标准，结合地震预测与动态生产资料，首次提出“断裂控缝、缝控孔”的储层发育模式，明确上盘构造高部位为天然气富集核心区。最终优选出上盘4个、下盘1个天然气富集区，其中昆2北断层两侧条带状区域为最优靶区。

在油气勘探中，测井资料的准确解释对储层流体性质评价至关重要。传统测井方法依赖测井岩石物理模型，通过建立孔隙度、渗透率、含油气饱和度等参数与地层流体性质的关系，实现储层分类。然而，由于储层地质条件复杂，测井数据常存在异常点、多因素耦合、流体界限模糊等问题，导致传统方法在复杂储层环境下的适应性受限，解释结果存在不确定性。为提高储层流体评价精度，在传统测井评价方法基础上引入云模型理论，提出基于二维云模型的储层流体评价方法。该方法选取孔隙度和含气饱和度2个关键测井参数，利用云模型处理测井数据的模糊性与随机性，构建储层流体分类的数学模型。首先，基于云模型理论，推导适用于测井评价的二维云模型，明确各数学参数（期望值、熵、超熵）的地质物理意义，并利用云发生器生成储层二维云图。随后，通过相似度分析技术，对储层类型进行定量分类，提高解释的准确性。为验证方法的有效性，选取塔里木盆地库车坳陷的测井数据进行应用分析，并对比传统方法、云模型评价结果和试油试气结果。研究表明：该方法在复杂储层中能够准确刻画储层流体特征。相较于传统方法，二维云模型不仅提供储层类型的定性判断，还能量化流体性质的不确定性，提高评价结果的稳定性和可靠性。基于二维云模型的储层流体评价方法能有效反映储层流体特性，在复杂储层环境下具备较强适应性。最终评价结果与试油试气结果高度一致，证明该方法的可行性和有效性。该方法可作为传统测井解释的有力补充，为提高测井数据解释精度、优化复杂储层流体性质识别提供新思路。

四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组是四川盆地致密砂岩气（以下简称致密气）增储上产的重要领域。在实际生产中，高产稳产井与裂缝密集发育高度相关，裂缝为气体的运移和保存提供了路径和场所，裂缝发育与否成为制约优质储层形成的关键因素。为了评价须家河组气藏富集“甜点”区，依据岩心观察、测井资料及智能化算法，明确裂缝发育特征并建立有效的裂缝识别方法。研究认为：研究区的构造裂缝、成岩裂缝与异常高压裂缝均有发育。其中，构造裂缝主要分为3期，第1期NW—SE（北西—南东）向主要发育低角度裂缝，偶尔可见高角度裂缝；第2期NNE—SSW（北北东—南南西）向主要发育高角度裂缝；第3期E—W（东—西）向主要发育高角度裂缝。致密气储层裂缝层段具有低密度、高补偿中子、高声波时差、冲洗带电阻率和地层电阻率呈现正幅度差。对带有裂缝和非裂缝标签的常规测井数据进行归一化处理，应用机器学习算法进行裂缝智能化预测，K近邻算法、支持向量机、极端梯度提升树算法和随机森林算法的F₁分数分别为0.65、0.83、0.88、0.91，发现随机森林算法具有较强的鲁棒性和抗干扰能力，预测精确度和效率均高于其他3种算法。同时，为了兼顾运算效率与准确性，选择基因遗传算法作为优化算法进行超参数调优，优于网格搜索、贝叶斯优化及粒子群优化算法。使用沙普利可加性特征解释方法（SHapley Additive Explanations， 简称SHAP）计算不同影响因素对预测的贡献值，发现声波时差、补偿中子和补偿密度为主要影响预测效果的测井曲线。裂缝密度呈现出明显的空间分布规律，即从四川盆地西南部至四川盆地西北部，裂缝密度依次降低。研究结果可为四川盆地西部地区致密气储层裂缝“甜点”区预测提供一套切实可行的智能化预测模型，为致密气增储上产奠定基础。

苏北盆地高邮凹陷深层戴南组一段（以下简称戴一段）三亚段下方为阜四段优质烃源岩，是极具潜力的资源接替层系，但其埋藏深、失利井多、构造储备圈闭少，长期以来形成了“难成藏、没潜力、没效益”的传统认识。为了明确戴一段三亚段的成藏关键和勘探潜力，综合钻井、测井、录井、实验、地震等资料，开展了层序地层、沉积体系、储盖组合、圈闭类型、成藏主控因素等多方面的基础研究。研究表明：戴一段三亚段是高邮凹陷断坳—断陷转换初期沉积的首套地层，特殊的地层发育位置使其具有“近源区盖、北洲南扇、孔缝双储、二元控藏”的油气富集特征。具体表现为6个方面：①戴一段三亚段顶部发育稳定的湖侵域泥岩，是独立的成藏单元；②戴一段三亚段下方为阜宁组四段烃源岩，位于阜宁组四段成熟烃源岩范围内，是戴南组供烃最充足的亚段；③北部缓坡带发育大型三角洲，南部陡坡带发育各类扇体，砂体发育程度呈东高西低的特征；④除构造圈闭外，还发育4种隐蔽圈闭类型，隐蔽圈闭个数多、规模大；⑤发育孔隙和裂缝两类储集空间；⑥侧向封堵和有效储层是成藏主控因素。研究新认识带来了该层系勘探思路的两大转变，指明了勘探方向，部署一批探井获得成功，推动高邮凹陷戴一段三亚段成为苏北盆地重要的资源接替阵地。

氦气是一种稀有惰性气体，在军工、航天、医学等多个领域发挥着不可替代的作用，但中国可供利用的氦气资源稀缺，目前尚未发现独立成藏的氦气资源，已知的氦气赋存形式主要包括天然气伴生型和地热水伴生型2种。鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区和渭河盆地作为2种类型氦气资源的典型盆地，以此为研究对象，通过开展两地氦气同位素质谱分析、岩石放射性元素分析等方法，对采集的研究区伴生气、岩心和周边潜在的氦气源岩样品进行化验分析。结果表明，鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区氦气为典型的壳源成因氦气，渭河盆地在宝鸡—咸阳断裂、秦岭山前断裂等沟通基底的深大断裂附近，幔源成因氦气体积分数占比较高（最高达到6.959%）。渭河盆地和鄂尔多斯盆地同属华北板块西南缘，盆地基底组成均包括太古界—元古界变质岩-花岗岩系，构成了地区氦气形成的主要源岩，而渭河盆地氦气的主要源岩还包括周缘燕山期富铀花岗岩和盆地深部同时期隐伏花岗岩体。两地基底沉积岩系因U、Th元素质量分数较低或脱附气氦气量低于基底变质岩系，均不能作为主要氦气源岩。两地氦气的形成、运移、聚集整个过程均受源岩和断裂控制，与深大断裂带的展布密切相关。依据以上结论，可为两地氦气资源下一步的勘探开发提供一定参考。

受超深超高温超高压成藏控藏机制影响，顺北超深层断控体凝析气藏地层流体呈现出超临界凝析气复杂相态特征，而其复杂相态演化行为对开发动态会产生怎样的影响，是顺北超深层断控体凝析气藏开发过程亟待探索和解决的问题。以顺北4号断裂带高含凝析油超临界凝析气为研究对象，首先运用高温高压可视化实验观测方法开展顺北凝析气藏近临界凝析油气流体临界乳光现象、非平衡相变现象、雾状反凝析沉降临界慢化现象，以及反凝析过程流体分层等特殊相态演化实验观测研究，而后分析高温超高压条件下近临界凝析气流体所产生的非平衡相态演化特征，初步揭示了非平衡相变及渗流对气井衰竭开采过程反凝析早期雾状反凝析沉降弛豫慢化现象等对凝析油采出程度的影响，得到在PVT（压力-容积-温度）釜中一定气柱高度中从露点压力开始降压至最大反凝析压力的雾状凝析油重力沉降弛豫时间累计可达1 193 s，转换到顺北凝析气藏大纵深缝洞体流动空间可达7 026 s，通过合理控制采速则可提高雾状反凝析油采出程度为4.99%；基于长岩心非平衡渗流实验测试得到合理控制采速可使反凝析油的采出程度提高了7.14%。结合顺北4号带典型气井生产曲线的变化规律，探讨了非平衡相变和雾状反凝析沉降弛豫效应对凝析气井反凝析阶段凝析油采出程度的影响。实际开采动态显示，目前凝析油采出程度较天然气高出5%以上，研发的高温高压原位相态观测系统已成功应用于塔里木、四川盆地等超深层气藏，可为顺北超深层凝析气藏开发动态特征分析及开发对策调整提供一定的参考。

川南中深层页岩气开发过程中，常规油气藏工程方法，如裂缝扩展、应力诱导分析和数值模拟等研究过程使得加密井的预测工作繁重，且无法有效应对不同生产阶段的产能差异性，应用条件苛刻。为了快速且准确预测加密井产能，根据老井生产压力曲线呈趋势性“三段式”递减的特征，将剧烈下降期作为前期产水期，快速下降和缓慢下降期作为后期产气期两部分，采用优化速度快、具有自适应性和信息反馈机制的灰狼优化算法（GWO）对长短期记忆（LSTM）神经网络模型进行超参数择优，分别构建由GWO计算最优解确定隐含层神经元个数、丢包率和批次数的前、后期模型，通过损失曲线和性能指标曲线确定迭代次数，采用线性学习率热身的方法动态调整学习率，实现高速训练过程，形成分阶段的产量预测模型。实例研究表明：GWO优化的LSTM神经网络模型在预设学习率为0.002、迭代450次的条件下，短时间内能够快速实现收敛，最终性能指标达到0.923。GWO优化的LSTM神经网络模型与传统LSTM神经网络模型预测结果相比，前、后期平均绝对误差分别降低了1.290 m³/d和0.213×10⁴ m³/d；与数值模拟拟合结果相比，产气量预测的平均绝对误差降低了0.24×10⁴ m³/d。因此，改进后的LSTM神经网络模型在不同生产阶段的产能预测中表现出色，且对应阶段模型能够准确预测川南中深层页岩气加密井的产能变化，为加密井产能预测方法提供理论依据。

页岩气的生产呈现早期高产而后快速递减的动态，快速递减表明初期配产可能过高，不合理配产导致气藏产能衰竭过快，从而影响气井的经济可采储量（EUR），因此，合理评价页岩气井产能对保障气藏稳产具有重要意义。为明确目前页岩气产能评价方法存在的问题和相应的解决思路，研究分析了页岩气产能的特殊内涵，综述了产能流动方程解析、流动方程数值模拟、人工智能3种方法在页岩气产能评价研究中的进展。研究发现页岩气产能明显呈现出分阶段特征，不同生产阶段产能主控因素、流动机制、流动状态都不同，早期产能和后期产能的主控因素差异较大，不同评价方法存在差异化认识。其中，流动方程解析法依赖于对流动机理的认识程度，流动方程数值模拟法结果的验证需要大量可靠数据支撑和气藏工程经验判断，人工智能方法则存在高度不透明、不可解释和泛化能力差的问题。基于此，未来发展应从深化微观和宏观2个层面结合点的页岩气渗流机理着手研究，深化地质建模—应力物性演化—裂缝扩展—多相流动数值模拟—递减分析多维度产能描述融合，并加强机器学习算法的无关机理约束、因果推断的透明度、可解释程度，以规避现有产能评价方法存在的制约性，从而构建合理的页岩气产能评价模型和方法，为准确评价气井产能、实现稳产和高效开发提供理论支撑。

CO₂驱是目前低渗透油藏提高采收率的重要手段，但受油藏非均质性影响，长期注气极易导致CO₂气窜，使得油藏中存在大量剩余油，极大影响CO₂驱开发效果。CO₂水气交替驱（CO₂ WAG）是一种抑制低渗油田CO₂气窜的有效技术，其实施过程中涉及注入速度、段塞大小和气水比等众多注入参数，不合理的注入参数难以发挥其提高原油采收率作用。传统油藏数值模拟方法确定最优注入参数方案费时费力，成本高，大型油田多井复杂注入参数组合下甚至难以实现。该研究将饥饿游戏搜索算法引入CO₂水气交替驱注入参数优化过程，并利用混沌映射函数提高其初始注入参数取值的随机性和多样性，形成一种新的混沌映射函数改进饥饿游戏搜索算法，实现算法与油藏数值模拟软件的协同智能优化，提高典型油田CO₂水气交替驱注入参数优化的精度和效率。研究表明：与Logistic、Gussia和Singer混沌映射函数相比，Tent混沌映射函数所得混沌值和频数分布更加均匀，适合于改进饥饿游戏搜索算法。Tent混沌映射函数改进饥饿游戏搜索算法是一种有效的CO₂水气交替驱注入参数优化方法。该算法所得CO₂水气交替驱最优注入参数方案累积产油量为34.974×10⁴ m³，比饥饿游戏搜索算法所得累积产油量增加0.213×10⁴ m³，比现有CO₂水气交替驱注入参数方案增加5.820×10⁴ m³，为现场CO₂水气交替驱高效实施提供了有效技术手段。

CO₂驱油技术作为CO₂捕集、利用与封存技术的重要组成部分，在提高石油采收率的同时可实现规模化封存，被国内外广泛应用。然而，该技术在注入、驱油封存、采出等环节中存在多种泄漏风险。目前，国内外相关项目在监测方面多集中于储层和盖层，缺乏系统性的生态环境监测。张家垛油田自2014年开始注CO₂开发，累计注气量19.53×10⁴ t，累计增油量5.16×10⁴ t，提高采收率15.22%，阶段换油率3.78，取得了显著的开采成效。以张家垛油田的CO₂驱油封存项目为例，在分析CO₂驱油与封存泄漏可能性的基础上，建立了涵盖地下水体、土壤、大气的全方位和多指标的CO₂泄漏监测体系，实时监测并预警CO₂泄漏信息。根据一年多的连续监测，结果表明：张家垛地下水中CO₂质量浓度稳定保持在5 712 mg/m³左右，pH值接近中性，且电导率稳定在1.343~1.347 µS/cm；土壤CO₂质量浓度、pH值、电导率均相对稳定，3个层位的大气CO₂质量浓度呈现周期性变化且与土壤的变化趋势一致，平均介于730~780 mg/m³，指标接近低纬度区域常规大气CO₂质量浓度。综合多项监测指标结果，表明张家垛油田目前并未发生CO₂泄漏情况。该监测体系的成功应用不仅为张家垛油田的持续开发提供了科学依据，也为其他类似项目在环境监测方面提供了经验和借鉴，进一步推动了CO₂驱油技术的安全和可持续发展。

随着目前技术的发展，纤维的作用不仅仅在于其防止支撑剂回流方面，而更在于加砂压裂中的携砂作用，以及封堵、优化裂缝形态等方面的作用，即纤维网络加砂压裂技术。针对纤维携砂和纤维暂堵技术，可有效解决现如今深层页岩气面临的支撑剂近井堆积和暂堵有效性不足等问题，提升体积压裂改造效果。为此，以四川盆地南部深层页岩气区块为研究工区，开展纤维携砂、纤维暂堵机理研究和室内物模实验，实现对纤维材料优选及性能评价，然后根据工区区域地质和工程特征，通过压裂软件进行模拟计算，确定深层页岩气水力裂缝宽度，形成现场试验方案设计，最后对试验井的压裂施工、返排、封堵及压裂效果进行跟踪评价。研究结果表明：纤维具有较好的辅助携砂和柔性架桥的能力，通过对纤维材料分子结构进行改性，并加入一定量的结构稳定剂，可形成不连续的团簇状支撑，大幅度提高支撑剂的铺置效果及导流能力。根据缝宽模拟计算，深层页岩气水力裂缝宽度介于2~5 mm，结合裂缝宽度、支撑剂粒径、砂比组合优选纤维类型，可实现裂缝全支撑。相比常规压裂工艺井，加注了改性纤维+结构稳定剂的纤维携砂工艺试验井取得了较好的增产及防砂效果。纤维可用于缝内暂堵，施工过程中压力响应明显，易造成后续施工压力过高导致加砂困难，优化加注时机有利于后续整体加砂施工。另外，纤维还可用于解决深层页岩气井井间压窜问题，通过强化缝口暂堵、封堵天然裂缝，防止水力裂缝沟通远端天然裂缝造成进一步窜通。该研究基于四川盆地南部深层页岩储层特征，形成了一套适用于深层页岩气的纤维材料性能指标，包括纤维的长度、稳定性、配伍性、降解率等，提出了“进、远、高、防”四位一体的纤维加注工艺及设计方法，为今后页岩气效益开发、技术优化和压裂工艺调整提供了有力支撑。

四川盆地川西地区海相碳酸盐岩油气资源埋深超7 000 m，纵向上油气层多，压力系统复杂，同一裸眼井段溢漏同存，若井下情况复杂，处置困难，需要下入一层备用套管，导致套管层序增多，增加钻井周期和成本。为此，对下入备用套管后的井身结构开展针对性优化设计，但面临同一裸眼井段高低压同存、安全密度窗口窄的技术难题。基于控压降密度排气工艺流程，结合地层天然气渗流和井筒流动理论，对天然气在地层和井筒环空的运移规律进行计算分析。研究结果表明：控压降密度排气初期，气侵速率下降速度较快，后期逐渐变慢并趋于平稳；控压降密度排气能够释放地层能量、降低地层压力，为拓宽安全密度窗口创造条件；气侵速率是影响井控安全的主要因素，为保障井控安全，气侵速率不得高于安全临界气侵速率；结合理论分析和作业成本，降密度排气作业的经济周期为10 d。基于研究结果，对双鱼石构造2口井茅口组高压地层进行控压降密度排气作业，安全密度下限分别降低0.16、0.40 g/cm³，并与栖霞组低压储层进行合打，成功钻达完钻井深，将6开井身结构减少至5开，钻井周期和成本大幅降低，形成了多压力系统超深气井排气降密度安全钻井技术，可为类似复杂压力系统超深井井身结构优化和安全钻井提供技术借鉴。

水力压裂作为页岩气藏开发的重要技术，如何有效提高深层页岩储层“狭长缝”内的支撑剂铺置效果成为目前亟须解决的难题。研究基于模拟深层页岩储层狭长裂缝的平板实验装置，对压裂液黏度、注入排量、支撑剂粒径、加砂质量浓度、裂缝宽度、支撑剂类型等参数进行对比实验，以了解支撑剂颗粒在深层页岩储层狭长裂缝内的沉降运移规律。结果表明：与宽缝相比，相同条件下支撑剂颗粒在深层页岩狭长缝内形成的砂堤前缘坡度降低，前后砂堤高度差距减少，支撑剂颗粒的整体铺置效果更加均匀平缓；在深层页岩狭长缝内，末端砂堤面积占整体砂堤面积的比重随压裂液黏度、注入排量的增大而增大，而加砂质量浓度对其影响程度较低；微小粒径支撑剂颗粒同样对末端砂堤的铺置具有促进作用，并且更有利于整体砂堤的均匀铺置；深层页岩狭长缝内裂缝宽度的收缩对收缩前裂缝内的砂堤铺置无明显影响，但会阻碍收缩后裂缝内支撑剂颗粒的流动铺置。收缩后裂缝内砂堤的覆盖面积减小，平衡高度降低，砂堤整体铺置更加均匀。但支撑剂的沉降量减少，同时增大了深层页岩储层裂缝有效压裂支撑的难度。该实验研究成果可为深层页岩储层的压裂改造设计提供有力的支撑。