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碳酸盐质纹层在咸化湖盆页岩层系中广泛发育，其多类型组合与空间叠置模式是控制陆相页岩油差异富集的关键地质因素之一。碳酸盐质纹层是由方解石、白云石等矿物组成的微米~毫米级薄层结构。研究表明，富含碳酸盐质纹层的页岩层段是页岩油“甜点”的优选目标，具备良好的经济开采价值和开发潜力。碳酸盐质纹层主要包括隐晶、亮晶及纤维状结构。其形成机制多样，包括机械物理、电化学以及生物化学成因机制，这些机制导致纹层在矿物成分和结构上呈现分异性。在孔缝系统方面，碳酸盐质纹层发育晶间孔、溶蚀孔和粒间孔等优势孔隙类型，同时因脆性较高易形成层理缝、构造裂缝等非均质裂缝网络。成岩演化过程中，有机酸溶蚀和重结晶作用进一步优化了孔隙连通性，显著提升了储层的储集空间和渗透能力，促进轻质烃类通过微运移在碳酸盐质纹层中富集形成可动油。碳酸盐质纹层对页岩油甜点的控制主要体现在4个方面：广泛分布性利于甜点呈段状、区带状分布；高有机质含量提供生烃物质基础；优质源-储组合促进近源运移与富集；高脆性特征增强储层可压裂性，提高开发潜力。碳酸盐质纹层的精细研究为咸化湖盆页岩油勘探与甜点预测提供参考。
松辽盆地古龙页岩油勘探已取得战略性突破，青山口组底部“纯页型”至顶部“夹层型”页岩的含油性和产能差异明显，相对高产的“纹层型”页岩的毫米级不同纹层组合的含油性差异微观特征研究尚不清晰，导致页岩的含油性评价和赋存机理存在争议。本文以古页3HC单井段岩心为研究对象，利用普通薄片鉴定、有机地化实验、X射线衍射测试、氩离子抛光扫描电镜观察、气体吸附实验及热模拟生烃实验等研究手段，针对富有机质暗色纹层和贫有机质亮色纹层进行解析，建立了不同纹层组合模式，并开展了成烃成储过程下的不同纹层组合生烃、储集能力特征变化与含油性的相关研究，得出以下认识：(1)结合TOC含量和纹层类型将青一段页岩划分为“富有机质+混合质”二元纹层组合和“贫有机质+长英质”二元纹层组合两种模式。(2)将两种纹层组合的样品进行热模拟实验，成烃过程中受TOC含量控制富有机质混合质纹层组合指示更高的含油性评价指标(S1)，成储过程含油性(S1)主要受伊蒙混层等黏土矿物的影响，贫有机质长英质纹层储集空间发育更好。(3)当古龙页岩纹层在垂向上出现富有机质纹层/贫有机质纹层厚度为2:1时含油性最高，此时富有机质纹层的TOC含量大于2.15%、黏土矿物组分含量大于55%，具备很好供烃能力但储集能力差，生烃后运移到贫有机质纹层提供的储集空间中，“2:1组合模式”为最佳源储比，对“纹层型”页岩的发育最有利。(4)通过测井曲线(GR高值)、TOC含量(>2.15%)和黏土矿物含量(>55%)这一指标体系，来验证毫米尺度下建立的“2:1 组合模式”的可靠性，为古龙凹陷青山口组页岩油甜点预测与高效开发提供新方法。
为明确东营组沉积与演化特征，在东营组层序界面识别基础上，结合小波系数曲线、最大熵谱分析开展层序格架定量划分，精细刻画不同层序单元内沉积相类型和展布。结果表明：东营组发育2个长期和3个中期旋回界面，分为MSC1、MSC2、MSC3和MSC4等4个中期基准面旋回。扇三角洲平原、近岸水下扇等近源、粗碎屑物质集中在西南庄断层、柏各庄断层、高柳断层下降盘，向凹陷内渐变为扇三角洲前缘和滨浅湖。断层活动、物源和基准面升降联合控制了东营组沉积体演化，MSC1时基准面快速上升，扇三角洲平原、前缘含砾砂岩、中粗砂岩和细砂岩最发育；MSC2时基准面缓慢上升并达到最大，沉积物以滨浅湖-半深湖泥岩为主，是本区主要的烃源岩层；MSC3、MSC4时沉降速率减小、基准面下降，以扇三角洲前缘粉砂岩、细砂岩为主，是本区主要的储集层和产油层。
原油密度作为表征储层流体物性的关键参数，在油气藏综合评价中具有重要指示意义。传统实验室分析方法存在的时效性滞后问题，以及现有随钻判识技术过度依赖岩石热解参数，存在参数有限，信息维度不足等制约，难以满足高效勘探需求。针对以上难题，本文以渤海油田115组典型热蒸发气相色谱谱图样品为研究对象(密度范围0.7542~1.0077 g/cm3)，创新性构建热蒸发烃气相色谱谱图量化表征体系。通过谱图数字化处理提取多维特征参数，结合机器学习深度挖掘谱图特征参数及其衍生变量与原油密度间的内在耦合关系；采用分层随机抽样法将样品数据集划分为训练集(80%)与测试集(20%)，最终建立高精度原油密度预测模型。结果表明，该模型在测试集与实际应用案例中均展现出优异的预测性能，预测值与实测值的平均绝对误差(MAE)小于0.02，具备高预测精度与可靠性。相较于传统方法，该技术无需依赖完井后的现场取样测试，可在钻探过程中基于岩屑样品快速实现原油密度定量计算，为油气勘探现场决策提供关键技术支撑，具有显著的工程应用价值与推广前景。
深部地层水因分布广泛、封存潜力大且与油气资源竞争性低，被普遍认为是CO2地质封存的理想场所。本研究系统揭示了在复杂温压条件下CO2于真实地层水中的溶解与扩散规律，对提高封存效率与安全性具有重要意义。本研究以准噶尔盆地侏罗系三工河组为研究对象，结合区域地质与水化学数据，构建含Na+、K+、Ca2+、Mg2+以及HCO3-离子的NaHCO3型的地层水模型。随后采用分子动力学方法，系统模拟了不同温压条件下CO2在地层水中的溶解规律、密度分布、分子间相互作用以及扩散机制。模拟结果表明，在恒温条件下，压力是影响CO2赋存与溶解的主控因素：低压阶段有利于CO2在地层水中的快速溶解；中压阶段可实现封存容量的有效利用；高压阶段有助于维持体系的长期稳定。恒压条件下，温度升高显著增强了CO2的溶解能力，尤其在高温区间，氢键作用被削弱、分子热运动增强，促进了CO2分子的均匀分布与溶剂化结构的形成。在温压耦合作用下，吸附量在常压段(约1000~4000 m)随埋深增加显著上升，说明压力的升高显著促进了CO2在地层水中的溶解；在高压段(>4000 m)，吸附量虽继续增加但增幅趋缓，反映出温度升高导致的脱附效应逐渐增强，部分抵消了压力的促进作用。此外，从扩散系数变化趋势来看，浅部温度升高可促进CO2分子迁移，而深部高压则显著抑制扩散，整体变化幅度较小。综合分析表明，1000~4000 m是CO2地质封存的最适宜深度区间，该区间兼具较高的溶解效率和长期稳定性。研究揭示了复杂温压条件下CO2在地层水中的溶解与扩散微观机制，深化了对深部CO2流体赋存与迁移规律的认识，为深部咸水层封存潜力评价、封存层位优选及注入方案设计提供了科学依据，对CCUS工程实践具有重要指导意义。
地层压力预测是钻井工程中的关键环节，其预测精度直接影响井控安全、钻井风险管理及钻井液密度窗口的合理确定。传统地层压力预测方法主要依赖测井或地震资料进行单一数据源建模，在复杂构造或异常高压发育区，往往难以准确刻画地层压力的突变位置与变化幅度，导致预测结果存在不确定性。以南海乐东工区的黄流组为例，该区地层发育明显的异常高压，其地震波阻抗和岩性变化与压力突变具有较强对应关系，而钻井液密度调整等工程响应所指示的异常高压响应深度通常浅于地震或测井所指示的物理突变位置。该现象揭示了物理信息与工程信息在地层压力异常识别中具有明显互补性。本文提出一种融合物理与工程先验的智能地层压力预测方法，通过将地震反演得到的物理突变先验与工程井控先验共同嵌入深度学习模型，实现目标井钻前地层压力预测。该方法在保证预测压力整体数值精度的同时，有效增强了对地层压力突变特征的刻画能力。实际资料应用结果表明，该方法相比传统预测手段能够显著提高地层压力预测精度，并在关键层段风险识别与安全窗口确定方面表现出更高的可靠性和工程适用性。
传统的模型驱动反演方法依赖于先验信息和正则化，往往会出现过度简化地质特征的现象。随着深度学习的快速发展，扩散模型由于其能学习数据的复杂分布特征，为求解反问题提供了更好的先验信息。受此启发，本文引入扩散模型提高反演结果的可靠性和稳定性。该方法通过对合成阻抗模型的加噪和去噪过程学习其数据分布，之后利用以地震数据为条件的后验采样，引入低频模型约束、三维横向约束和动量估计，提高横向连续性和梯度更新的稳定性，实现地震数据和阻抗模型的稳健映射。合成数据和实际数据的应用结果表明，新方法能够生成服从观测地震数据且细节丰富的阻抗模型，与传统模型驱动方法相比，本文方法对单井反演准确率提升了5%。新的反演框架减弱了对先验信息的依赖并且大大提高了泛化性和可靠性，同时也为求解其他复杂的地球物理反问题提供了新思路。
在强成岩作用改造的中低渗砂岩储层中，非连通孔隙普遍发育，使传统核磁共振(NMR)渗透率评价方法难以准确反映储层真实渗流能力。该类方法通常采用经验T2截止值划分可动流体体积(FFV)与束缚流体体积(BVI)，并基于经典Timur-Coates模型进行渗透率计算。然而，由于其未能有效区分连通孔隙与非连通孔隙，往往导致渗透率评价结果出现系统性高估。针对这一问题，本文提出一种基于孔喉连通性约束的T2截止值确定方法，并将其嵌入Timur-Coates渗透率计算流程。首先联合利用岩心核磁共振T2谱与高压压汞毛管压力实验数据，将二者统一转换为等效孔径分布及累积分布曲线，通过对两类曲线的对应关系进行定量分析，识别非连通孔隙体积及其所对应的临界孔径范围，确定具有明确物理约束意义的可动流体T2截止值。基于该截止值重新划分可动与束缚流体体积，并代入Timur-Coates模型实现渗透率计算。以渤海湾盆地渤中凹陷砂岩储层为例开展方法验证，新方法能够有效削弱非连通孔隙对可动流体体积估算的干扰，使T2截止值由经验选取转变为受孔喉连通性约束的定量确定过程。与传统经验截止值方法相比，该方法所得渗透率结果与岩心实测渗透率具有更好的一致性，对数均方根误差由1.079降低至0.104，显著提升了复杂成岩背景下渗透率评价的准确性与稳定性。研究表明，该方法可为复杂成岩背景下低渗砂岩储层渗透率精细评价提供新的技术思路，为低渗复杂砂岩储层渗透率评价提供了更具地质意义和应用价值的技术途径。
泥灰岩储层是页岩油勘探开发的关键目标层，含油饱和度作为表征油气富集程度与评估储层开发潜力的核心参数，其预测精度直接决定“甜点”区筛选效率与开发策略制定的科学性。传统Archie模型建立于均质砂岩储层的理想化假设，在沉积环境复杂、非均质性强的泥灰岩储层中应用时，存在饱和度预测精度不足的缺陷。为解决这一问题，以束鹿凹陷沙三下段泥灰岩储层为研究对象，提出一种基于有机孔隙校正的Archie模型改进方法。首先使用基于流体与有机质联合校正的HERRON模型预测总孔隙度，将元素测井中矿物的质量含量转化为体积含量，根据总有机碳含量、有机质密度及岩石体积密度建立有机质体积分数模型，将转换后的矿物与骨架密度建立线性公式，校正密度孔隙度和中子孔隙度，优化后得到总孔隙度；然后根据总有机碳含量和有机质转化率计算有机质孔隙度，总孔隙度与之相减得到无机孔隙度值；最后使用有机孔隙校正的Archie模型预测研究区饱和度。结果表明，有机孔隙校正的Archie模型增强了孔隙度与饱和度关联的物理合理性，大幅提高预测精度，能够适配研究区复杂的地质背景和较强的非均质性，为泥灰岩储层“甜点区”识别、产能潜力评估以及开发方案优化提供技术支撑。
缝洞型碳酸盐岩油藏是全球油气勘探开发的重要领域，但其强非均质性(缝洞空间离散分布、连通关系复杂及充填类型多样)制约了高效开发。本文系统综述了储层特征、实验方法、剩余油分布及注水注气机理的研究进展。基于成因及主控因素，储层划分为3类：(1)表层岩溶：以裂缝和溶蚀孔洞为主(深度<70 m)，充填率高达60%；(2)暗河岩溶：发育大型溶洞(延伸0.8~3.5 km)，按洞高分为厅堂洞、干流洞、支流洞及末梢洞等4类；(3)断控岩溶：沿断裂带形成垂向连通的”缝洞复合体”，全充填率为20%~38%。驱油物理实验模型从概念模型(大理石/有机玻璃拼接)向真实结构迭代：大理石模型揭示基础流动机理，透明有机玻璃模型实现驱替可视化，激光刻蚀模型复现复杂缝洞网络，全直径溶蚀岩芯支持高温高压模拟，3D打印技术精准控制缝洞形态，但模拟多类型充填介质时仍存局限。水驱后剩余油多种多样，有阁楼型、盲端型、底水锥进型、高导流通道屏蔽型及充填依赖型等。矿场分析、数值模拟与物理实验都表明阁楼油占比最高，是提高采收率的关键靶目标。开发策略已由单井吞吐演进为多井注水、注气驱替，并进一步发展为气水协同注入优化。注水替油主要减少水锥剩余油；注气吞吐通过重力分异动用阁楼油；底部注水抑制水锥并扩大波及体积；氮气驱有效动用阁楼油，但需优化井网以控制气窜；周期注水通过压力波动促进水扩散；换向注水可改变流道方向扩大波及范围；气水协同耦合重力分异与流度控制，提升驱油效率。基于上述认识，本文进一步提出了“储层适配—剩余油靶向—阶段优化”的一体化挖潜体系：按储层类型精准适配注采工艺，按剩余油类型实施靶向调控，按开发阶段动态优化策略。未来，需突破复杂缝洞系统三维建模、气窜抑制及剩余油动态预测等难题，结合人工智能、高精度探测等技术，实现缝洞结构的精准表征，开发新型实验材料与模型制作工艺，提高模拟的真实性；构建考虑多场耦合的数值模型，优化气水协同驱替策略，推动缝洞型油藏开发从“经验驱动”向“精准调控”转变。
页岩储层中天然微裂缝的形态是控制其渗流能力与力学稳定性的关键因素，而微观矿物分布会显著影响局部微裂缝的发育特征。准确提取微裂缝的几何形貌，并建立其与矿物类型及空间分布之间的关系，是深入理解页岩井壁失稳机理的重要基础。然而，页岩基质具有强烈的非均质性，传统阈值分割方法难以精确区分微裂缝与矿物边界，导致裂缝形态参数的提取存在较大不确定性。针对这一问题，本研究基于扫描电镜(SEM)图像，提出一种结合阈值分割与长短期记忆神经网络的TS-LSTM裂缝提取方法，实现微裂缝的高精度分割与补全。基于提取的裂缝形态，定量表征了裂缝的宽度与迂曲度。为量化裂缝周围矿物分布特征，以裂缝边界为基准向外扩展不同距离，定义该区域内某种矿物所占面积百分比为阈值矿物百分比含量。在此基础上，采用相关性分析方法，探究了石英、钠长石和伊利石3种主要矿物局部含量与裂缝宽度及迂曲度之间的统计关系。结果表明：TS-LSTM裂缝提取方法能够有效从复杂页岩SEM图像中提取微裂缝区域，尤其对不连续裂缝具有良好的补全能力。利用不同距离下的阈值矿物百分比含量，可以有效定量描述裂缝周围的矿物分布情况。伊利石含量与裂缝宽度存在负相关关系，与迂曲度呈强正相关，表明富伊利石区域裂缝更窄、更曲折；而石英含量与裂缝宽度呈正相关，与迂曲度整体呈负相关，即有助于形成更宽、更平直的裂缝。但在局部石英颗粒密集区域，裂缝可能绕颗粒扩展，导致该局部位置的迂曲度有所增大。钠长石虽然与裂缝宽度之间存在一定正相关关系，但与迂曲度之间关系较为复杂。综合而言，矿物类型及其空间分布共同塑造了裂缝的复杂扩展路径。本研究通过智能方法建立矿物—微裂缝形态的关系，为建立页岩地层井壁稳定性的微观模型提供了一种新途径。
PDC齿的破岩效率与耐用性是影响钻井提速提效的关键因素。现有PDC齿破岩研究主要在恒定吃入深度下开展，对PDC齿吃入地层时吃入—剪切复合破岩规律及其剪切断裂特性认识不足。本文基于立式转塔车床，设计了PDC齿吃入—剪切复合破岩实验，探究了岩性、吃入深度、后倾角与齿形特征等因素对PDC齿破岩效果的影响规律，并引入皮尔逊相关系数方法，对各影响因素与破岩效率之间的相关性进行了定量表征，此外在30°和35°大后倾角下开展了PDC齿抗剪切断裂测试。结果表明，在吃入—剪切复合破岩模式下，岩性是影响PDC齿破岩效率的首要因素，切削花岗岩时切削力与机械比能均显著高于砂岩；吃入深度是影响破岩效率的关键变量，随着吃入深度增加，机械比能快速下降并逐渐趋于稳定，而攻击性则单调增大且与岩性无关；异形齿破岩所需能量较低、破岩效率较高，具有更强的抗剪切断裂能力，但齿形特征及后倾角与破岩效率的相关性弱于岩性和吃入深度。在大后倾角(≥30°)下，PDC齿的破岩方式逐渐由剪切转向压碎破岩，同时岩屑难以排出、切削力增大且周期性动态冲击增强，易导致PDC齿剪切断裂失效，合理选择后倾角和控制吃入深度是防止PDC齿过早失效的有效措施。研究成果可为PDC齿设计优化和现场应用提供参考。
储层压裂改造是致密油气田成功开发的关键，为有效提升压裂改造效果，亟需明确不同构造非均质地应力场下水力压裂裂缝的扩展规律。库车凹陷博孜—大北地区在由北向南的逆冲推覆作用下发育了一系列大规模北倾断层与褶皱构造，复杂构造特征对地应力场产生了显著扰动，进而影响了压裂改造缝网的扩展与延伸。本文提取研究区典型构造特征，分别构建了断裂、褶皱以及断褶复合构造的地质模型，并进行非均质岩石力学参数赋值，后进行应力加载，明确不同构造的地应力场分布特征。在此基础上，模拟了非均质地应力场中三维水力压裂过程，分析了不同构造中压裂效果的差异。结果表明，断裂带附近地应力明显减小，越靠近断裂带，地应力越小。褶皱构造背斜核部和顶部受构造变形派生拉张应力影响，地应力减小；底部受构造变形派生的挤压应力影响，地应力增大。断褶复合构造的地应力场特征为断裂与褶皱地应力场特征的叠加。裂缝扩展受非均质地应力场控制，整体上地应力越小，裂缝越易于张开。相同时间内，裂缝扩展长度在断褶复合构造模型中最大，在褶皱模型中最小。断裂带附近地应力释放，随时间增加靠近断裂，断裂模型和断褶复合构造模型中裂缝开启面积，增长速度加快；褶皱模型在Z轴方向地应力无变化，靠近注液点能量充足时裂缝开启较快，随裂缝延伸，裂缝开启变慢。相同时间，断褶复合构造较断裂和褶皱构造，压裂裂缝开启面积更大、流体压力更低，因此最易于裂缝扩展。建议研究区优先在断褶复合构造带上布井，井位优选裂缝上盘且靠近断裂面处，钻深最好在褶皱中性面之上。
针对定向井滑动钻进工况下托压实时识别的难题，提出了一种基于随钻实时数据的托压多级智能识别方法。建立了基于钻压传递率的四级托压评价体系，通过分析井下钻压与振动信号的响应特征，从统计域、频域和时序演化三个维度构建多维特征空间，采用综合重要性评价策略筛选出10个核心特征。针对井下闭环控制对实时性和轻量化的严格要求，设计了浅层随机森林识别模型，通过类别权重方法处理样本不平衡问题，采用基于井号的数据划分策略确保模型泛化能力。基于西部某油田5口定向井的实测数据，模型在独立井测试集上达到90.2%的准确率和0.900的Macro-F1分数，完全托压召回率为87.6%。实现了模型在ARM Cortex-M4处理器上的实际部署，模型存储空间52 KB、推理时间355 ms，满足井下硬件的全部约束条件。通过可解释性分析验证了模型判别依据与托压物理机理的一致性。研究成果可直接应用于水力振荡器等井下主动控制装置的智能启停，将响应时间从传统地面控制的分钟级缩短至5 s以内，对提高钻井效率、降低井下风险具有重要工程价值。
在油气开发工程中，页岩既可作为储层经历重复压裂，亦可作为盖层承受储气库长期注采，二者均面临循环加载与流体入侵的耦合作用。因此，揭示页岩在此耦合条件下的变形、损伤累积与失稳机制具有重要意义。本文以涪陵页岩为对象，开展了干燥、饱和油和饱和水3种状态下的单轴单调加载、梯度循环加载，以及饱和水条件下高应力区间循环加载实验，系统分析了不同流体状态下页岩的强度、变形、残余应变与能量耗散演化规律。结果表明：干燥页岩的整体强度最高，水饱和则显著削弱页岩强度与刚度，并显著提高了能量耗散占比；油饱和对弹性模量影响有限，但会增强循环残余变形和能量耗散。不同饱和流体下，页岩均在应力低于单调峰值应力时即发生循环失稳，且失稳时对应的峰值总应变与单调破坏条件相近。临近失稳前，残余应变的增长速率呈明显升高趋势。3种状态下，循环残余应变的演化均表现出阶段性特征：首个循环变形较大，随后减小并趋于稳定，临近破坏前再次快速升高。由此可见，相比传统仅依据峰值应力或单轴抗压强度的评价方法，基于总应变、残余应变增长率及能量耗散比的判别指标，更适用于页岩油气开发及储气库长期注采过程中的井壁稳定性评价。
喷漏异层是井控中最复杂的情况，准确预测井筒中气液两相流的流动状态和压力分布是处理此类风险事故的关键。本文建立了喷漏同存条件下，井筒与地层耦合的一维气液两相流模型。通过调整孔隙压力和破裂压力的分布改变喷层和漏层的相对位置，模拟上喷下漏和下喷上漏。另外，通过设置不同的漏层破裂压力，模拟地层的不同抗钻井液漏失能力。本文采用有限差分数值模拟方法对模型进行求解，得到不同工况下井筒内部含气率、压力和速度沿井深的瞬时分布。数值模拟结果表明，漏失层位破裂压力的大小是井内出现不同流动状态的关键因素，破裂压力足够高时井内溢流不会向复杂情况发展。当破裂压力较低时，井内会出现溢漏转换。而如果存在破裂压力极低的薄弱井段，井内则会发生喷漏同存的地下井喷。在上喷下漏情况下，若井底漏层有较高的破裂压力，井内的溢流将停止，发展为停喷不漏的状态，关井套压持续增加。漏层破裂压力较低时，井内出现由喷转漏的状态，关井套压呈现先增大而后保持不变的变化规律。当漏层破裂压力更低时，井内会形成边喷边漏的地下井喷状态。关井套压先增大而后小幅上升，套压拐点小于喷转漏情况下的稳定值。上漏下喷情况下，随着漏层破裂压力的降低，井内出现的流动状态依次为停喷不漏、由喷转漏和边喷边漏。关井套压变化趋势与破裂压力相关。破裂压力越低，套压拐点值越低。停喷不漏和由喷转漏时，井内出现有限长污染钻井液段离底滑脱的现象。边喷边漏情况下，喷层以上形成连续污染段，在喷层之下则存在含气率为常数的高含气段。
为实现地质工程一体化钻井综合提速，建立了钻井时效与参数优化系统。包含数据管理及配置模块、钻井时效管理模块、井筒力学分析及参数优化模块3个部分，实现了对钻井作业时效的可视化管理。首先，基于录井数据筛选指标建立了“虚拟时效最优井”及时效分析图版，以优化提升钻井时效，满足高钻速、低风险的工程需求。其次，通过对目标区块的地层滤失性、井身结构、钻具组合、钻井液性能进行充分调研和建模，建立了针对不同地层的最优钻井模型。同时，建立井筒环境监测评价模型，实现作业风险预警。应用结果表明，钻井工况识别准确率高达85%，缩短了钻井周期约20%。研究有利于实现钻井降本增速、安全生产，为钻井行业的数字化、智能化发展奠定基础。
本文针对地热采出井流体闪蒸相变问题，通过设计强制循环可视化实验平台，系统探究了闪蒸过程中流型演化规律及压差波动信号特征，并基于信号分解与机器学习方法实现了流型的高精度识别。该平台包含流体动力控制、温度调控、动态数据采集及可视化实验管段等部件，通过高速摄像记录了闪蒸引发的汽液两相流型(泡状流、弹状流、搅动流、环状流)，明确了各流型的触发条件(如压力梯度、温度分布)与形态特征(气泡尺寸、液膜稳定性)。实验采集了可视化管道2~3 m高度区间内的压差波动信号，发现不同流型的压差信号在振幅范围、振荡频率及信号形态上呈现显著差异：泡状流表现为高频小振幅随机波动，弹状流为低频中振幅周期性振荡，搅动流为宽频高振幅无序扰动，环状流则为周期特大振幅的液膜断裂主导波动，验证了压差信号与流型的强相关性。进一步结合经验模态分解(EMD)与互补集合经验模态分解(CEEMD)对压差信号进行分解，结果表明CEEMD能有效提取各流型的本征模态函数(IMF)分量及能量谱信息，为流型特征量化提供了关键依据。最终，基于PSO优化的最小二乘支持向量机(PSO-LSSVM)模型，利用入口温度、流速及压差波动信号的IMF能量频谱等多参数组合，实现了对闪蒸流型的高精度识别(流型识别准确率可达到97%以上)。本研究为地热采出井闪蒸起始位置定位、剧烈程度评估提供了理论方法与技术支撑，对优化井筒设计及提高地热能开采效率具有重要工程意义。
我国深部煤层气资源储量丰富，但煤层储层节理裂隙高度发育、基质非均质性强且孔隙结构复杂多变，导致钻井过程中易诱发高摩阻、井壁失稳及储层损害等多重工程问题，严重制约深部煤层气资源的安全高效开发。针对上述问题，本文以体系构建与工程适应性为导向，基于双疏润滑与界面成膜协同调控机理，优选关键处理剂并构建了一种双疏成膜有机盐水基钻井液体系，实现对界面行为与流体结构的协同调控，并强化体系在复杂工况下的功能稳定性。通过系统室内实验，对体系的流变性能、润滑性能及抑制能力进行了综合评价，并结合扫描电镜及界面分析等微观表征手段，深入分析其在减摩降阻、井壁稳定及储层保护过程中的协同作用机理及多尺度作用路径。结果表明，与常规钻井液体系相比，该体系表现出优异的综合性能，其抑制性能提高73.33%，润滑性能提升79.62%，储层保护性能增强69.06%。现场应用结果表明，该体系在嘉探XX井成功实现1125 m长水平段的安全高效钻进，钻进过程平稳，井壁完整；裸眼段浸泡60 d后仍保持良好稳定性，未出现明显坍塌或扩径现象。同时，该体系在现场表现出良好的施工适配性与操作稳定性，显著降低了复杂情况发生概率。研究结果表明，该体系在复杂煤层气储层条件下具有良好的工程适应性与长期服役能力，其通过界面调控与结构优化实现多功能协同增强，为深部煤层气井钻井液体系优化提供了新的技术路径，并在节约钻井成本与提升开发效率方面具有潜在应用价值。
运用量子化学密度泛函理论(DFT)模拟方法，从微观角度模拟了煤矿中3种常见分子(H2O、CO2、CH4)在煤表面4种常见含氧官能团上的吸附机理。研究了吸附质分子以及煤中各含氧官能团的静电势，H2O、CO2、CH4与含氧官能团的吸附距离和吸附能以及吸附前后的Mulliken电荷转移量。结果表明：各含氧官能团最大正静电势的大小顺序为-COOH>-OH>-C=O>-OCH3；最大负静电势的大小顺序为-OH>-OCH3>-COOH>-C=O。吸附质分子最大正负静电势的大小顺序均为H2O>CO2>CH4。吸附能计算结果表明3种分子的吸附强度存在H2O>CO2>CH4的关系，H2O在各含氧官能团上的吸附强度顺序为-COOH>-OCH3>-OH>-C=O，CO2和CH4吸附强度顺序为-OCH3>-COOH>-OH>-C=O。Mulliken电荷分析表明，含氧官能团中的氧原子易得电子，吸附质电子转移量越大，吸附越稳定，吸附稳定性顺序为H2O>CO2>CH4。
天然气管道失效可能导致人员伤亡和巨大财产损失，运用风险分析能预判管道存在安全隐患，进而通过采取相应措施能降低管道失效发生概率。针对管道事故数据不足，难以精确确定失效概率的问题，本文提出了一种基于排序节点法和层次分析法的输气管道模糊贝叶斯网络风险分析方法。首先，采用模糊综合评判(FCE)实现专家意见量化与系统化分析，计算管道风险因素先验概率；其次，采用层次分析法计算管道基本风险因素权重，采用排序节点法根据权重计算条件概率表(CPT)；最后，将求得的先验概率与节点间条件概率表应用于贝叶斯网络(BN)。从而实现管道事故数据不足、影响因素关系复杂情况下的管道失效概率计算，并通过概率更新，识别关键事件。将该方法应用于某输气管道，根据数据库和现场专家意见，识别潜在风险，以风险因素作为基本节点，综合节点间关系建立贝叶斯网络模型，应用本研究风险分析方法计算先验概率与条件概率，代入贝叶斯模型，求得管道失效概率，确定引起管道失效的关键事件，与现有数据库失效概率对比相近，验证该方法的可行性与合理性。结果表明，该方法能够为管道技术人员提供安全方面的科学指导。
在“双碳”战略全面推进、油气行业即将纳入全国碳排放权交易体系的行业背景下，传统方法的净现值(Net Present Value, NPV)最大化问题多采用静态碳排放核算模式建立优化模型，无法精准捕捉生产策略调整对碳排放的实时影响，难以应对碳成本带来的经济与减排的双重挑战。本研究构建碳内嵌的NPV优化模型，通过建立地下油藏数值模拟与地面设备能耗模拟的耦合系统，采用引入约束修复算子的改进粒子群优化算法求解模型全局最优控制策略，以生产井产液速率为决策变量，设计免费分配、混合分配以及有偿拍卖3种典型碳配额方式开展系统的量化分析。数值实验表明，与无碳约束的基准开发方案相比，3种配额机制下项目最优方案的NPV分别提升7.63%、5.56%、3.86%，表明碳约束强度越高，企业利润空间压缩越明显。同时，对比不同政策下的最优开发策略发现，有偿拍卖机制下控水力度最大，源头减排效果最显著。研究表明，碳内嵌NPV优化模型可实现生产与减排的协同优化，有效向开发企业传递碳价格信号，碳配额机制是油气行业低碳转型的理想过渡政策工具。
在全球气候变化治理与低碳转型背景下，能源产品国际贸易中隐含碳排放问题日益受到关注。油品作为典型的高碳能源商品，其在跨区域流通过程中的碳排放核算、驱动机制与责任分担问题亟待系统研究。在投入产出理论的基础上，对中国与主要贸易伙伴国油品贸易中蕴含的碳排放量进行量级分析，进一步探究其结构特性，结合结构分解分析(SDA)识别了影响隐含碳变动的关键因素，从而探讨区域间碳排放责任的划分路径。研究发现，中国油品出口贸易伴随一定规模的隐含碳排放流动，且碳排放呈现结构性增长趋势；隐含碳的变动主要受出口规模效应和结构效应共同驱动，但技术效应在一定程度上缓解了碳排放增长压力；近年来结构效应对隐含碳增长的拉动作用有所增强，表明优化出口产品结构对于油品贸易低碳转型具有重要意义。基于研究结论，提出了针对性的政策建议：在国家层面，要优化贸易结构与技术升级，加速国内能源结构的转型；在国际层面，要推动公平责任分担与合作，并且加强碳排放数据的共享与透明化建设，推动各国间在碳信息采集、核算方法、指标体系等方面实现标准统一与互通互认。
在“双碳”战略背景下，高能耗、高排放的石油行业面临迫切的绿色转型需求与压力，但传统侧重财务绩效的评价模式难以适配当前高质量发展的要求，且现有的通用ESG评价体系缺乏对石油行业特质的针对性刻画与适配。为此，本文基于宏微观双视角，构建了涵盖经济、环境、社会及治理4个维度的综合评价指标体系，针对性纳入碳排放强度、低碳技术投入等行业特征指标，并运用层次分析法—熵权—TOPSIS组合评价模型，对2018—2023年32家A股上市石油企业开展可持续发展能力评价。结果表明：宏观层面，受国际油价周期性波动与绿色转型初期成本的双重约束，行业整体可持续发展绩效在2019年出现下滑，随后呈现波动调整态势；微观层面，国有企业综合绩效均值整体优于民营企业，但两者差距呈现显著收敛特征，综合绩效分值差由2018年的0.113缩减至2023年的0.002。进一步分析显示，两类企业的绩效差异主要源于国有企业在环境合规与社会责任维度的制度性优势，而民营企业则通过提升治理效率、加大社会责任投入实现了快速追赶。本研究揭示了不同所有制石油企业在“双碳”背景下的差异化演进路径，为政府完善石油能源行业监管政策提供了量化依据，同时也为国有企业巩固绿色标杆地位、民营企业优化ESG治理策略提供了科学的决策依据与参考。
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