为解决页岩油井生产后产量递减快，采收率低的问题，亟须补充地层能量和寻找新的开发方式。和常规注水压裂和吞吐相比，CO₂具有更好的注入能力，能与原油混相，是良好的驱油介质，同时CO₂也是温室气体的主要来源，是碳减排的主要目标。因此，探索页岩油注CO₂吞吐提高采收率技术，同时兼顾碳封存，具有重要的现实意义，但是目前页岩油CCUS（碳捕集、利用与封存）技术处于探索阶段，面临着数值模拟技术不成熟及缺乏大规模注采等问题。为探索页岩油注CO₂提高采收率机理及主控因素，研究采用数值模拟技术，结合测井、地质及压裂施工等参数，模拟水力压裂裂缝的形成与展布，建立了人工压裂与天然裂缝混合的复杂缝网组分数模模型，研究了页岩油藏CO₂吞吐增油机理，明确了CO₂吞吐油藏工程参数对累计增油量和封存量的影响规律及主控因素。研究结果显示：CO₂吞吐通过补充地层能量、萃取页岩油中轻质和中间组分、CO₂扩散及原油降黏和膨胀机理实现了页岩油藏生产井产能的恢复；协同考虑累计增油量和封存量，推荐单井CO₂的注入时机为日产油量衰竭至8 m³以上，注气量介于15 000~24 000 t，注气速度介于500~900 t/d，焖井时间介于30~50 d，吞吐轮次2~3个；影响页岩油藏CO₂吞吐累计增油量和封存量的主要油藏工程参数为注气量，权重为0.48，可为CCUS技术在页岩油藏实施提供技术评价与支持。

国内现采用CO₂驱油的油田多为水驱后转入注CO₂开发，长时间作用下CO₂-水岩反应造成储层物性条件变化成为必须考虑的问题之一，为解决目前CO₂-水岩反应相关研究存在反应时间较短，环境变量对CO₂-水岩反应的影响不清等问题，利用高温高压反应釜模拟储层环境，采用高性能场发射扫描电镜和X射线衍射仪等设备，研究不同环境变量下CO₂-水岩反应对储层物性与矿物成分等的影响及其作用机理。实验结果表明：CO₂-水岩反应后，长石类矿物的溶蚀和黏土矿物的生成是影响储层物性的主要因素。随着实验温度升高，水岩反应加剧，钾长石、钙长石与钠长石加速溶解，高岭石占比增加，储层物性改善。压力增加时，大量CO₂的溶解降低了溶液的pH值，抑制了钾长石、钠长石等矿物向高岭石等黏土矿物的转化，储层整体物性变差。随着反应时间的延长，长石与碳酸盐岩类矿物溶蚀加剧，Na⁺、K⁺、Ca²⁺等主要离子质量浓度上升，储层物性改善且有石膏生成。在实验范围内，CO₂-水岩反应对矿物的溶蚀程度与温度、时间呈正相关，与注入压力呈负相关。最后，利用Kozeny-Carman方程对实验结果进行计算，结果表明在实验范围内，储层孔渗物性与温度、时间呈正相关，与CO₂注入压力呈负相关。通过研究不同环境变量下CO₂-水岩反应对储层的影响，对CO₂驱油提高采收率在页岩油矿场的应用提供了参考。

致密油藏作为目前中国油气藏开发重点，因储层物性差、连通性不佳、非均质性强的特点导致其开采难度大。在致密油藏开采过程中，不同注入介质和注采方式对致密油藏开采的机理及提采效果不明确，从而严重制约了致密油藏的高效开采。以中国石油大庆油田扶余储层为例，开展不同注入介质（CO₂、活性剂）及不同注入方式（驱替、吞吐、气水交替）的地层岩心动态注入室内实验，研究不同注入介质及注入方式对致密油藏的提采机理及提采效果。结果发现：气水交替驱与CO₂气驱相比，地下原油采出程度提高了4.14%，与活性剂驱相比，地下原油采出程度提高了15.38%；气水交替吞吐与CO₂吞吐相比，地下原油采出程度提高了0.54%，与活性剂吞吐相比，地下原油采出程度提高了5.09%。建立驱油优势通道后的驱替比吞吐具有更大的波及体积与洗油效率，且气水交替注入较单一介质注入有效地降低了流体窜流，增大了对细小孔隙的清扫。由于CO₂注入对地层原油的降黏及溶解气驱效果较好，CO₂注入采出程度高于活性剂注入。同等注采条件下，低黏度原油的采出程度高于高黏度原油，黏度的增大显著增大了渗流阻力。研究得出了不同注入介质及不同注入方式对致密油藏开发的提采程度差异，为致密油藏进一步高效开发提供实验及理论支持。

目前，国际地缘政治局势复杂多变，能源供应链面临诸多不确定性。储气库作为国家能源储备体系的重要组成部分，可有效地缓冲国际天然气市场价格波动与供应中断风险，保障民生和工业生产等领域稳定用气，成为守护国家能源安全的坚实屏障。对于储气库多组分、多周期注采的高效安全运行，准确掌握储气库中工作气与垫层气的混合气扩散流动规律至关重要。然而，现有的气体扩散实验多聚焦于页岩、煤和致密岩石，对碳酸盐岩中多组分气体扩散规律认识尚不清晰。该研究选用卧龙河气田石炭系黄龙组上统的碳酸盐岩岩样，通过核磁共振和高压压汞实验测定碳酸盐岩孔喉半径分布特征，开展了CH₄与CO₂、N₂、O₂多组分体系的扩散实验，并通过拟合结果对比分析优选了适用于多尺度碳酸盐岩储层的气体扩散系数数学模型。研究表明：碳酸盐岩岩样具有明显的多尺度孔隙分布特征。在相同温度和压力下，岩石孔隙度和渗透率越大，各组分气体的扩散系数越大，CH₄与CO₂的二元扩散系数高于N₂与CO₂的二元扩散系数。在多组分体系扩散中，O₂扩散系数最大，CH₄扩散系数次之，而N₂与CO₂扩散系数最小。O₂的存在影响了CH₄与N₂扩散系数对CO₂和N₂体积分数变化的响应。通过结合实验数据优选的气体扩散系数数学模型可推广应用于不同温度和压力条件下的扩散系数预测。研究成果可为储气库运行规律准确预测和运行制度合理设计提供实验和计算方法。

在实现中国“双碳”目标过程中，咸水层封存CO₂是一个重要途径。中国西南地区咸水层资源丰富，CO₂封存潜力巨大，而现阶段咸水层封存CO₂所引起的储层特征变化主要局限于岩石的宏观阶段，缺乏从微观尺度对CO₂-水-岩反应前后岩石的孔隙结构特征变化进行表征。以四川盆地川中磨溪地区嘉陵江组二段碳酸盐岩咸水层为例，通过室内模拟地层温压条件（压力69 MPa、温度97 ℃），开展20组CO₂-水-岩相互作用实验，利用X射线衍射、核磁共振、扫描电子显微镜、计算机断层扫描等分析手段，深入探究CO₂作用下碳酸盐岩物性和孔喉结构的演变特征。研究结果表明：随着反应的进行，岩石中黏土矿物、石英等物质占比逐渐增加，长石类矿物的质量分数显著减少，方解石的质量分数先减小后增大，而白云石的质量分数则呈现先升高后降低的趋势。矿物的溶蚀作用改变了碳酸盐岩的孔喉结构，孔隙间连通性增强，孔喉半径增大，孔隙度和渗透率增加，进而增大了储层的孔隙空间。且CO₂体积分数越高，碳酸盐岩的物性和孔喉结构的变化越显著。纯CO₂作用下，碳酸盐岩反应50 d后，其孔隙度和渗透率分别增大了18.64%和522.03%。通过揭示CO₂-水-岩反应对碳酸盐岩孔渗性及矿物组成的显著影响，为咸水层封存CO₂提供了宝贵的数据支持。

页岩气储层中CH₄往往与C₂H₆、C₃H₈等重质烷烃并存，为探究页岩有机纳米孔中重质烷烃对CH₄与CO₂竞争吸附的影响机制，基于密度泛函理论和巨正则蒙特卡洛方法，从吸附能、结构特性、弱作用分析及等温吸附等方面分别研究了气体与干酪根之间相互作用的类型及强度，纯组分气体的吸附性能，不同含量的C₂H₆和C₃H₈对CH₄吸附性能的影响，以及对CO₂与CH₄竞争吸附的影响。结果表明：①随着烷烃碳链的延长，气体与干酪根之间的相互作用强度逐渐增强，CH₄、C₂H₆、C₃H₈、CO₂ 4种气体分子在干酪根表面的吸附能大小顺序为C₃H₈>C₂H₆>CO₂>CH₄；②单组分气体吸附中，从CH₄到C₃H₈，由于单个烷烃占据的吸附位点增加，气体的总吸附量降低，CO₂较大的吸附量与其几何结构有关；③随着系统温度升高，气体分子吸附量均有所下降，随着系统压力增大，气体吸附量增幅均逐渐减弱；④在二元混合吸附中，C₂H₆和C₃H₈的存在使CH₄的吸附量明显降低，且C₃H₈的影响更为显著，同时，CO₂的存在也使CH₄的吸附量大幅降低；⑤三元混合吸附中，C₂H₆、C₃H₈与CO₂的共存对促进CH₄解吸具有协同作用，当C₂H₆和C₃H₈质量分数分别占混合气体质量分数的4%和8%时可获得最有效的促进CH₄增产的效果。此外，与C₃H₈相比，C₂H₆的存在更有利于CO₂封存。研究结果可为页岩气多组分竞争吸附以及注CO₂开采提供理论支撑。

渤海L低渗油藏储层整体表现出中孔、低渗的特点且油藏流体低密度、低黏度，在开发前期已经进行水驱补能，亟须探索不同开发方式的可行性研究，为后续合理开发提供参考依据。但该油藏不同驱替方式微观动用特征、机制以及影响因素尚不明确。以渤海L低渗油藏为研究对象，选取储层内部2块代表性砂岩岩心，运用在线核磁驱替技术，开展岩心CO₂混相驱油和水驱转CO₂混相驱油室内实验测试，在驱替过程中对岩心进行实时扫描，明确不同驱替方式微观动用特征差异及影响因素。结果表明：在相同驱替条件下驱替2.0 PV流体后，高渗岩心a（33.80×10^-3 μm²）和低渗岩心b（2.95×10^-3 μm²）CO₂混相驱（最终驱替效率分别为69.31%，66.18%）相比水驱转CO₂混相驱（驱替效率分别为58.07%，56.97%）效果更佳；高渗岩心相比于低渗岩心大孔占比更多，孔隙连通性强，CO₂混相驱油以及水驱转CO₂混相驱油的驱替效率分别提高3.13%和1.10%，表明物性对驱替效率影响较小；高渗岩心和低渗岩心水驱时孔喉动用下限分别为0.019 7 μm和0.009 8 μm，渗透率低使得压差较大，故孔喉动用下限更低；当水驱转CO₂混相驱后，油、气、水三相渗流，增大了实验压差，此时孔喉动用下限分别降低至0.008 μm和0.004 9 μm，与一直使用CO₂混相驱2块岩心孔喉动用下限（0.006 9 μm、0.005 2 μm）接近；推荐CO₂混相驱为L油藏后期合理开发方式。

工业尾气处理成本高昂，将含CO₂的尾气注入枯竭油气藏是实现提高采收率与碳封存的潜在技术。为了给注入过程提供指导，探明N₂对含CO₂注入气物性参数的影响，基于JEFRI相态分析仪和CPA（立方加缔合）状态方程开展含CO₂注入气物性参数实验测量和相平衡规律研究。研究结果表明：当温度较高时，高含CO₂注入气的“乳光现象”较弱，且出现“乳光现象”时的压力较高，当温度接近临界点时，“乳光现象”较强，但是出现“乳光现象”的压力较低，且远离临界压力；当含CO₂注入气存在“乳光现象”时，流体存在临界点，而流体存在临界点时，不一定能观察到“乳光现象”，流体不存在临界点时，未观察到“乳光现象”。含CO₂注入气在压力低于10 MPa时，流体表现出类似气体密度的性质，随压力增加体积快速减小；当压力高于20 MPa时，流体表现出类似液体密度的性质。压力介于10~20 MPa时属于过渡带，在压力介于2~55 MPa时，5种含CO₂注入气的黏度均很小，呈现气态特征。在相同的温度和压力条件下，随着N₂摩尔分数从10%增加到90%，含CO₂注入气的偏差因子增加，流体的密度降低，注气过程中应尽量减少N₂的含量，采用高含CO₂的注入气效果更好。以12 MPa为界限，压力不高于12 MPa时，黏度随N₂增加而增加，压力高于12 MPa时，黏度则随着N₂含量增加而减小，摩尔分数为5%的O₂杂质对CO₂注入气物理性质的影响很小，可以忽略。在相同的组成下，随着温度升高，注入气偏差因子和黏度先增加后降低，压力的交点与温度和组成相关。该研究实验与理论模型结合，揭示了N₂对含CO₂注入气物性参数的影响，为油气藏注烟道气或尾气提高采收率提供了指导。

非常规油气藏注入CO₂驱油是提升油藏采收率的关键技术手段，脉冲中子氧活化测井是复杂管柱结构油气井监测注入CO₂动态的有效方法，准确解析氧元素活化谱并计算渡越时间是明确CO₂单层吸入量的重要基础。受活化γ射线计数率统计涨落误差、流体性质、多层管柱结构等因素影响，注CO₂活化谱峰存在单峰拖尾、双峰重叠等现象，现有方法高精度解析活化谱存在局限性。为降低重叠峰分峰及活化谱峰边界选取给渡越时间计算带来的误差，详细剖析了不同因素影响下活化谱峰形态特征，引入了蚁群优化（ACO）算法对谱线进行初步寻优，再结合单纯形（Nelder-Mead，简称NM）算法完成活化谱峰的快速高精度拟合，实现了氧活化注入剖面测井渡越时间高精度定量计算，相较于传统的人工卡峰确定峰位边界再结合加权平均或高斯函数拟合法，具有拟合效率高、人为干预少、计算误差低等优点。结合注CO₂剖面实测井资料处理解释对比分析，发现建立的ACO-NM最优化模型可有效实现油管和套管空间重叠峰双峰分离，通过自动卡峰拟合求取渡越时间，实现复杂管柱结构不同空间CO₂流量定量计算。采用ACO-NM混合优化算法计算得到的注入流体流量与井口实际注入量相对误差小于5%，相较于传统的最小二乘法计算精度提高，满足矿场CO₂注入动态监测评价需求。

多孔介质中的相渗滞后效应经多年实验研究已经形成了较为统一的结论。由于相渗滞后效应的影响，气水交替过程中不同周期的相渗曲线形态、各束缚相饱和度等参数都受到饱和路径及饱和历史的影响变化。涉及多相渗流交变工况的石油工程应用不能忽略相渗滞后现象。现有CO₂-水交替过程的数值模拟研究中对相渗滞后效应考虑不足，导致开发过程中CO₂埋存量及油采收率等关键参数的数值模拟预测结果与实际情况存在偏差。因此，基于LARSEN & SKAUGE三相相渗滞后模型，设计并开展了含油岩心高温高压条件下的多周期CO₂-水互驱实验，系统分析了不同起始注入相在混相或非混相条件下气水交替过程中相渗曲线的变化；通过LARSEN & SKAUGE三相相渗滞后模型进行了数值模拟岩心实验拟合，并对比了由实验测定的相渗滞后参数与拟合校正后滞后参数的拟合结果。结果表明：非混相实验中的滞后现象较混相实验更为显著。此外，岩心的初始饱和状态对气水交替驱替效果也有影响。由实验测得的滞后参数仅适用于初始拟合值，在不同工况的应用场景需要开展单独实验拟合。该研究结果可为评估CO₂-水交替过程中的相渗滞后效应提供参考，揭示多周期气水交替驱替过程中的相渗曲线变化规律，提高油采收率和CO₂埋存相渗滞后效应数值模拟研究的准确性。

随着中国油气资源的勘探开发，稠油油藏在中国油藏开发中占比超20%，稠油资源的高效开发对中国能源安全具有重要意义。注CO₂开发技术是被证实了的有效提高稠油采收率的效益开发措施。研究区块中深层稠油油藏面临储层强水敏、规模注水开发难度大的难题，亟须转变现有注水开发模式。针对研究区块注CO₂作用机理尚不明确、吞吐开发参数尚待优化、缺少实验研究成果支撑的问题，以新疆油田北10井区中深层稠油油藏为研究对象，开展CO₂在原油中的扩散、稠油超临界CO₂萃取和高温高压长岩心吞吐实验研究，探究稠油油藏注CO₂作用机理以及高效CO₂吞吐开发机制。实验结果表明：①CO₂在稠油中的扩散系数与注气温度、压力呈正相关关系且压力对于扩散系数的影响大于温度；②随萃取次数的增加，中—轻质组分C₆—C₁₂质量分数大幅降低，中—重质组分C₁₄₊质量分数逐渐上升，尤其在前三轮萃取尤为显著；③针对稠油油藏，衰竭方式开发采收率仅有7.01%，CO₂吞吐开发方式是有效的提高稠油采收率的方式，使累计采收率达到36.94%，换油率达到0.59 t/t（每注入1 t CO₂获得的产油量）；④通过吞吐实验研究，优选焖井时间为1.0~2.0 h，优选压降速度为50 kPa/min。研究成果有助于明确中深层稠油注CO₂提高采收率机理，同时指导北10井区现场注CO₂开发注采参数设计，为后续CO₂吞吐规模化推广应用提供了参考依据，也为同类型油藏注CO₂开发提供了借鉴。

CO₂地质封存作为碳捕集、利用与封存（CCUS）技术中的重要一环，决定了CCUS技术的发展潜力和发展方向，是实现“双碳”目标的有效手段，明确CO₂注入产生的一系列地层响应对于安全高效注入具有重要意义。压力提升是限制封存容量和封存安全的主要因素，流体溶解运移沉淀是影响地层稳定性和封存效率的本质特征，储层可注性及盖层安全性是决定地质封存项目成败的关键。系统讨论了CO₂注入引起的压力聚集、压力传导、CO₂-水-岩相互作用、矿物溶解沉淀及岩石孔隙结构特征等方面的地层响应特征，总结了润湿性、孔隙度、渗透率、流体性质、岩石强度、盖层完整性、地表形变及断层活化对储层可注性和盖层安全性的影响，指出目前研究存在的压力变化规律难预测、反应机理不明晰、注入效率不高效、监测评估尚不完善等主要问题。未来需要深化对封存机理的理解，改善地层响应的监测和评估方法，加强环境风险评估，进一步推动CO₂地质封存技术的安全、高效应用，为应对全球气候变化问题提供有力支持。

针对苏北盆地断块型圈闭CO₂地质封存过程中的安全性问题，在综合考虑断层封闭性、盖层封闭性以及井筒安全性的基础上，结合理论计算、室内实验等方法，明确了相应的安全性界限。在断层封闭性方面，建立了断层连通概率模型；在盖层封闭性方面，通过实验测试明确临界压力；在井筒安全性方面，建立了老井CO₂注入的标准。在明确断层、盖层及井筒安全边界的基础上，借助数值模拟技术，进行CO₂地质封存模拟并计算封存能力。在模拟的过程中，当断层、盖层或井筒的压力状况达到安全边界时，模型停止模拟计算。通过计算模拟模型中的CO₂封存量，分析封存位置所占孔隙体积等关键参数，建立了一种针对苏北断块型圈闭CO₂地质封存能力的计算方法。采用连续注气和排水注气2种方式，对苏北某断块型圈闭CO₂地质封存能力进行了计算，结果表明：圈闭主控断层的开启压力分别为42.9、44.8 MPa，盖层的突破压力最高达到40.5 MPa，套管的破裂压力为45 MPa，连续注气和排水注气对应的封存系数分别为0.04、0.03 t/m³。在排水注气过程中，由于采水井采出一部分地层水，使得压力上升速度较连续注气更加缓慢，最终CO₂封存量更高。同时，由于排水注气方式下CO₂封存位置所占的孔隙体积出现了明显增加，使得CO₂封存系数反而比连续注气方式更小。

在全球碳中和战略的背景下，以CO₂为主的温室气体排放不断增加，对全球气候、生态系统和人类生活产生了不利影响。CO₂地质封存是实现碳中和目标的重要技术手段，而盖层作为潜在封存构造的封堵屏障，其密闭性是关乎CO₂长期甚至永久封存的关键。盐膏岩盖层具有低孔、低渗、稳定性好和高突破压力等优良特性，可作为CO₂长期安全封存的盖层。然而，盐膏岩盖层与其他岩性盖层的物化性质存在较大差异，导致盐膏岩盖层CO₂封存密闭性评价仍然面临挑战，亟须建立一种适用于盐膏岩盖层的CO₂封存密闭性评价方法。首先，基于层次分析法，综合考虑盖层宏观指标、微观指标和突破压力等关键盖层密闭性影响因素，建立了盐膏岩盖层CO₂封存密闭性评价指标体系，并划分了不同指标的4个优劣等级，得出各指标对盐膏岩盖层的密闭性影响权重。其次，结合模糊数学综合评价法，计算出盐膏岩盖层CO₂封存密闭性评价总权值，形成了一套适合盐膏岩盖层的CO₂封存密闭性综合评价方法。最终，以四川盆地高石梯—磨溪区块为例，系统评价了这一潜在枯竭气藏盐膏岩盖层的CO₂封存密闭能力，发现高石梯—磨溪构造气藏盖层密闭性评价总权值为[2.5，3.0），评价等级为“较好”，说明具备较好的CO₂封存能力，适合未来开展CCS（碳捕集与封存）技术应用。研究成果可为盐膏岩盖层枯竭气藏CO₂埋存选址及封存安全评价提供一定的技术指导。

减污降碳协同增效背景下，气田采出水回注协同CO₂地质封存为推进减污降碳协同、拓展CO₂地质封存效益路径提供了一种重要途径。CO₂在气田采出水回注地层的赋存状态演化将直接影响CO₂的封存效率和长期安全性。从CO₂-气田采出水-储层岩石相互作用机理出发，运用PHREEQC软件，系统研究了CO₂压力、采出水矿化度、储层岩石类型和地层温度对溶解矿化相CO₂、自由相CO₂ 2种赋存状态的影响规律和作用机制，结合反应过程矿物组成与溶解矿化比例变化，分析了影响气田采出水回注地层CO₂赋存状态主控因素。结果表明：①长石、绿泥石是促进CO₂矿化反应的主要矿物，而伊利石与方解石则是主要的固碳矿物；② 溶解矿化相CO₂物质的量（以下简称CO₂溶解矿化量）随CO₂压力的增加而增大，随气田采出水矿化度的增加而减小，砂岩体系中CO₂溶解矿化量随温度的增加而减小，而在灰岩体系中CO₂溶解矿化量随温度增加先减小后增加；③模拟条件下，CO₂压力变化导致的砂岩与灰岩体系中CO₂溶解矿化比例变化介于47%~72%，岩石类型差异导致的CO₂溶解矿化比例变化介于10%~45%，采出水矿化度与地层温度变化导致的砂岩与灰岩体系中CO₂溶解矿化比例变化分别介于2%~31%和3%~15%。研究成果对深化碳封存CO₂赋存状态演化及影响因素认识、推进气田采出水回注协同CO₂地质封存由理论研究向现场示范具有重要意义。

CO₂驱能有效提高低渗透油藏采收率，但由于低渗透油藏普遍存在强非均质性，导致CO₂驱开发动态难以准确预测。针对该问题，在综合考虑喉道大小及分布、CO₂溶解降黏和界面张力变化等因素的基础上，结合CO₂驱渗流力学理论，建立了基于时间节点的低渗透油藏CO₂驱开发全过程动态预测模型。该模型创新性地实现了考虑油藏微观非均质性的全过程动态预测。结果表明：喉道半径对CO₂驱替初期的渗流阻力影响较大，同时CO₂驱替过程中伴随的扩散-溶解-降黏-降阻的作用不断迭代耦合，导致同一时刻不同半径的喉道中CO₂驱替前缘位置不同。这种差异反映在开发动态上表现为：储层孔喉半径越大、物性越好；油井见气时间越早，同一时刻油井的气油比越高。根据注采井间CO₂体积分数分布，可将驱替过程划分为纯CO₂区、传质扩散区和纯油区3个区域。当大喉道传质扩散区前缘到达采油井时油井开始见气，油井产量也逐渐增大，此后采出程度迅速增加；纯CO₂区前缘到达采油井时气油比迅速增加，油井产量迅速减小，采出程度曲线增幅减小直至趋于平稳。对比实验结果：模型预测采收率误差分别为5.7%和4.5%，气油比及采出程度曲线均比较吻合。运用该方法预测了H3试验区的开发动态，对分析CO₂驱开发动态、及时调整气窜井开发制度起到了关键指导作用。

CO₂波及效率与气窜问题，是制约低渗致密储层CO₂驱油效果的关键因素。针对CO₂驱波及效率低、易气窜的技术难题，提出利用黏弹性流体体系（CMS）来改善低渗致密储层CO₂驱油效果，系统研究了CMS油藏条件下的黏弹性、界面活性、可注入性及封堵和驱油性能，探索了CO₂-CMS的协同驱油作用，并开展了矿场试验。实验表明：油藏温度介于30~80 ℃时，质量分数为0.5%的CMS表现出一定的黏弹性，且以弹性为主，随温度升高，流体的黏性和弹性减弱；在油藏温度45 ℃时，CMS黏度为3.27 mPa·s，且弹性较强。此外，CMS能够有效降低油水界面张力至2.68×10^-2 mN/m，岩心在CO₂-CMS中浸泡后，水相接触角下降至8.75°，表明亲水性得到增强。CO₂-CMS在低渗致密岩心的注入性良好，且段塞尺度越小，注入效果越佳。在长岩心驱替实验中，采用0.3 PV段塞式CMS驱后再CO₂驱，采收率提高幅度可达27.79%。在双管并联岩心驱替实验中，CMS-CO₂交替驱效果最佳，可有效封堵高渗岩心，启动低渗岩心，采收率提高幅度达26.28%。现场试验井组的数据表明：应用CMS后，整体产液、产油量均有所上升，气窜井产出气中CO₂体积分数显著下降。这一研究成果为低渗致密油藏提升CO₂驱油效果提供了新的技术借鉴和解决方案。

江苏油田复杂小断块油藏以水驱分层注水开发为主，目前采用智能分注来提升注采对应水平以提高采收率。由于采出井分层控制水平低，分层注水受效关系、受效程度认识不清，采油井层间干扰，单层突进，含水率上升快等问题突出，为注采协同缓解高含水期层间与平面矛盾，减少无效水循环，控制采油井含水率上升，研发了有缆智能分层采油技术。通过筛选适应井下高温、高压、腐蚀及结垢环境的流量、含水率、压力、温度传感器，选用可靠的分层流量调节开关及控制技术，合理设计组件空间布局及分层配产器整体机械结构，选用不同的双向传输电缆及连接技术，开发配产器控制电路及地面集成控制系统，优化配套井下分层采油管柱，降低工具及实施成本，实现了井下分层生产参数的实时连续监测及对分层配产器的无线远程调控。现场开展了单层轮采、分层配产、耦合调整试验，证实了试验前油藏动态分析结论，验证了智能分层采油工具及管柱性能，实现注采耦合联动、增油控水和分层测调，试验井含水率下降38.8%。该技术的应用可为油藏精细地质分析与挖潜提供依据，大大提高了油田采油智能化水平。

产能评价是气藏开发早期的重要工作，明确储层物性、含水饱和度、流体组分中CO₂体积分数对气井产能的影响，对准确评价低渗气藏产能意义重大。以莺歌海盆地典型超高温高压低渗气藏为研究对象，通过气水稳态法渗流实验，明确了含水饱和度、CO₂体积分数对不同物性岩心气相渗流能力的影响，并基于流速近似原则，建立了多因素产能定量图版。研究结果表明：①随着岩石中含水饱和度升高，气相渗流能力降低，当靶区岩心含水饱和度小于束缚水饱和度（40%）时，含水饱和度每升高10%平均产能损失率约12%，当岩石中存在可动水时，气水两相流动导致气相渗流能力急剧降低，岩心含水饱和度从40%升高至50%，气相产能降低约70%；②超高温高压地层气组分中CO₂同样会导致气井产能明显降低，CO₂体积分数28%时产能损失率在12%左右，随着CO₂体积分数升高，其对产能影响逐渐增大，CO₂体积分数升至70%时产能损失率在60%左右。建立了考虑储层物性、含水饱和度、CO₂体积分数、生产压差的多因素产能评价图版，可为同类气藏开发提供重要理论支撑和借鉴。

相较于常规油气储层，页岩储层呈现出孔渗极低、有机质丰富、应力敏感性强、岩性叠置现象明显和流体赋存形式多样等特点。现有页岩油流动规律研究往往仅针对单一特征开展，导致结论认识存在局限性。以纹层状页岩储层为研究对象，充分考虑岩石物性变化，同时引入反应模型刻画流体赋存特征，实现对页岩油渗流过程的精细表征。在此基础上分析了页岩油流动规律，探讨不同因素对页岩油产量的影响，并结合渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷页岩储层特征开展了实例分析。研究表明：发育的层理构造对页岩油开采具有积极作用。对于游离态油，层理构造为其流动提供了高渗通道；对于吸附态油，发育的层理构造有利于提高解吸速率。纹层状储层中采出的页岩油主要为纹层中的游离态油，且多通过砂岩纹层流出。此外，砂岩纹层应力敏感性对流动的影响主要体现在生产初期，而页岩纹层应力敏感性对流动的影响主要体现在生产中后期。该研究揭示了纹层状储层中页岩油的流动规律，可为实现陆相页岩油的高效开发提供理论支持。

缝洞型碳酸盐岩储层储集空间以孔洞、裂缝，基质孔隙为主。其中，孔洞与裂缝分布随机性极强，为油气的主要储集空间与渗流通道。强非均质性使得缝洞型碳酸盐岩储层流体流动特征极为复杂，表现为孔洞内自由流动和裂缝内渗流并存。通常需进行室内物理模拟实验以揭示储层内流体分布规律及特殊流动现象，现有缝洞物理实验模型难以同时达到耐高压和可视化的要求，从而限制了流体在地层条件下流动机理的研究。为了精准表征缝洞型储层中的流体流动特征，同时降低实验研究成本，基于流体动力学和计算机仿真模拟技术，探索了开展缝洞型储层流体流动实验仿真模拟的可行性。通过对缝洞物理实验模型中自由流动区域和渗流区域的流动特征进行模拟分析，发现地层温度与压力条件下流体在物理实验模型中的流动以低雷诺数Stokes（斯托克斯）流动为主，以此为基础对传统自由流方程进行简化，采用统一的动量方程表征模型中的自由流动和渗流，在欧拉方程中引入黏性阻力系数等参数，以表征渗流区域内的多相流动特征，实现了缝洞模型中不同流态耦合的一体化模拟。选用3D缝洞数字模型进行了流动仿真，对比模拟结果，验证了统一流动模型的可靠性。模拟结果表明：对于典型缝洞物理模型流动实验，基于Stokes方程的层流模型可以达到传统Darcy-NS耦合模型的模拟精度，具有较好的可靠性，且能有效提升仿真模拟的运算效率，为缝洞型储层的流动机理研究提供了一种新的研究方法。