华北地区深层煤层气(埋深>1500 m)资源量超30万亿方，勘探取得了重大突破，成为天然气增产上产的新领域，但面临着保存条件复杂、富集高产规律不清、产量差异大等关键问题。本文聚焦深层煤层气保存条件这一核心科学问题，采用地质、地球化学、地球物理多学科交叉分析方法，系统剖析了华北地区鄂尔多斯盆地和沁水盆地典型深层煤层气探井的煤岩煤质、岩性组合、构造保存特征，以期明确深层煤层气保存条件对富集高产的控制作用。研究发现，深层煤层气差异保存受控于吸附自封闭－物性封闭－构造保存系统的耦合：(1)有利煤岩煤质是强吸附和高含气的基础，低灰分高演化程度煤岩，兰氏体积大，临界深度大，自封闭能力强。(2)致密岩性组合是深层游离气逸散的屏障，灰岩和泥岩的孔隙度低，喉道半径较小，突破压力大，物性封闭条件好，总滞留气量较高。(3)连续稳定有效保存是富含游离气的关键，抬升晚、幅度小、构造活动弱有利于游离气聚集，压力系数较大。深层煤层气差异保存条件研究深化了富集高产认识，为优选勘探开发有利目标提供了理论基础。

琼海凸起及周缘潜山位于珠江口盆地珠三坳陷，是南海北部油气勘探重点区域。该区火山岩储层受裂缝改造作用显著，为厘清成因机制，研究结合高精度三维地震资料、钻井数据及薄片观察展开分析。结果表明，研究区断裂分两期发育：燕山早－中期 NW 向挤压形成 NE 向叠瓦式逆冲断层(喜山早期活化)；燕山晚期左旋走滑形成含纯走滑、张扭、压扭段的 NNE 向断裂体系(喜山中期活化)。裂缝同步发育两期，其中逆冲断层上盘近断层区(如 WC13-I 井)、走滑带压扭段(如 WC19-A 井)及张扭段(如 WC13-M 井)裂缝最密集。具体而言，逆冲断层通过挤压使上盘岩层剪切破裂，走滑断裂不同分段因应力差异形成差异化裂缝网络，喜山期应力转换进一步活化早期裂缝，最终形成的裂缝网络为油气运移提供有效通道，为该区勘探提供依据。

川东北地区须家河组致密砂岩储层天然气富集规律复杂，断裂体系对油气成藏具有重要控制作用。为明确该区断裂构造特征及其对天然气富集的影响，本研究基于三维地震数据和钻井资料，采用人工智能断层识别技术和构造解析方法，在川东北五宝场地区须家河组识别出NE-SW向雁列式走滑断裂带，对其构造变形特征、形成演化及控储控藏效应进行了研究。结果表明，该断裂带具有纵向分层的变形特征，在上奥陶统至下三叠统嘉陵江组表现为逆冲断层，在上三叠统须家河组表现为系列NNW-SSE向小型逆断层呈右阶雁列式排列的走滑断裂带。该断裂带经历了2期构造演化阶段，印支期－燕山期在SE-NW向持续构造挤压应力作用下，表现为逆冲断层活动；喜马拉雅期区域构造应力场发生转变，在NE-SW向水平挤压应力场作用下，早期形成的主干断层发生了左旋走滑活动，在须家河组形成了一系列呈NNW-SSE向右阶雁列式排布的走滑断裂带。须家河组雁列式断层与深部主干断层相互连通，沟通了须家河组储集层、龙潭组烃源岩与深部流体，形成“下强上弱”输导体系及“双源供烃”模式，同时对须家河组致密砂岩储层产生“溶蚀增孔 ”与“胶结破坏”双重改造作用，为须家河组致密储层差异演化和甜点储层的发育提供了良好的动力条件，是须家河组致密砂岩储层天然气富集和保存的有利场所。研究显示，走滑断裂带是川东北地区三叠系致密砂岩储层天然气的有利富集带，应重视该类目标区的天然气评价与勘探。

针对砂砾岩储层分选差、非均质性强，孔、渗覆压变化规律认识不清，现有常规砂岩校正方法难以适用的问题，本文以BZ地区3800~4100 m埋深的古近系孔店组砂砾岩储层为研究对象，基于13块覆盖主要孔渗分布范围的柱塞岩心覆压孔渗实验及岩石力学测试数据，揭示了砂砾岩储层覆压孔渗特殊变化规律并建立针对性校正模型。研究表明，该储层为低孔特低渗型，基质常温常压孔隙度5%~15%、渗透率0.1~6.0 mD，孔隙空间以粒间－粒内溶孔为主，并伴有微裂隙，非均质性显著；与常规砂岩储层不同，砂砾岩储层孔渗随覆压呈幂函数递减、且不同常压孔渗大小的变化梯度不同，孔渗覆压变化是上覆压力和常压孔渗大小的二元函数。基于实验数据拟合得到幂函数系数与常压孔渗的量化关系，构建三轴覆压孔渗校正模型，结合岩石力学实验数据建立了地层条件下的单轴覆压孔渗二元校正模型。精度验证显示，三轴覆压孔隙度校正计算均方误差0.369%，渗透率0.281 mD，较传统一元模型精度分别提升67%和43%，在孔渗高低值区均能精准表征覆压变化规律。本文建立的二元校正方法突破了传统单变量模型局限，能够有效适配砂砾岩强非均质性，为同类储层储量评价、产能预测提供了重要的校正方法，为合理制定高效开发方案提供了规律认识。

反射波形反演(Reflection waveform inversion，RWI)主要利用地震数据中的反射波信息，对地下深部背景速度模型进行更新。其通过交替迭代更新偏移分量与层析分量，不仅能够更好的对深层速度模型进行更新，还可在一定程度上能够缓解周期跳跃问题。然而，RWI对数据的信噪比要求较高，目前主要在海洋资料中取得了较好的应用效果。相比之下，陆地数据受检波器耦合、起伏地表、环境噪声及面波干扰等因素影响，往往难以获取波形连续且高信噪比的反射波信息，严重制约了RWI 方法在陆地数据中的应用。为解决上述问题，本文基于Kirchhoff叠前时间偏移，拾取特征层及其对应的共成像道集(Common-image gathers，CIGs)，并通过反偏移生成高信噪比的反射波数据。随后，将该数据引入RWI，并在合成数据与实际数据中进行了验证。结果表明，该方法能够有效改善深部背景速度模型的更新精度；同时，偏移成像结果和CIGs的对比进一步证明了所构建反射波数据在 RWI 中的适用性与有效性。总体而言，该方法为RWI在陆地数据中的应用提供了一种新的可行性方案。

结晶岩层常见于深地钻探的深部阶段，其在热流化力多场耦合作用下产生的力学性质劣化，对井壁稳定性及作业安全与效率产生了显著影响。阐述了深地钻探现状及其井下环境条件，分析了结晶岩的力学特征。在此基础上，进一步梳理了深地钻探过程中热场、渗流场、化学场及应力场等单场因素的作用机制，以及更为复杂的多场因素耦合作用对结晶岩力学性质的影响路径。重点总结了典型结晶岩(花岗岩、片麻岩)在热冲击、渗流入侵、化学腐蚀及应力扰动作用下的微观结构演化规律与宏观力学响应行为，归纳了强度、断裂韧度、弹性模量等关键力学参数的劣化特征，对比了花岗岩与片麻岩的劣化机理。明确了深地钻探中，高温可诱发结晶岩内部产生微裂纹并促使其扩展，流体的侵入加剧矿物的溶解与次生矿物沉淀，应力重分布进一步促进裂隙贯通与宏观破坏面的形成，多场协同推动岩石由脆性向延性转变。现有理论在多场耦合机理、结晶岩岩类覆盖以及真实钻井液长期作用效应等方面存在不足。未来研究亟需加强热流化力全耦合实验与模拟，构建能够精确描述跨尺度损伤过程的“热流化力全耦合数值模型”与融合实时钻井数据的“数字孪生井筒模型”，并提出聚焦于多场耦合机理的“井壁稳定性主动控制策略”。最终在多尺度、多场耦合框架下，形成适用于深地环境的结晶岩井壁稳定评价与劣化控制方法，为多场耦合环境下结晶岩力学行为的深入认识及深地钻探安全高效实施提供坚实的理论支撑。

砾石充填是应对天然气水合物储层防砂增产需求的有效完井技术手段，其中砾石界面间摩擦及其与水合物的胶结行为，直接影响充填过程和砾石充填结构的力学特性。然而，目前仍缺乏从颗粒尺度系统揭示水合物与充填砾石颗粒间摩擦与胶结作用机制的研究，对润湿—温度—接触构型协同作用下的颗粒间微力定量表征亦相对不足。本文依托自主搭建的高精度微力测试装置并结合原位高分辨显微观测，在可控的单颗粒接触尺度下，明确区分干燥、微浸润与全浸润三种润湿状态，以及裸露接触、冰包覆与水合物包覆等接触构型，系统测试了四氢呋喃(THF)水合物、冰与砾石颗粒间的摩擦系数和胶结强度。结果表明：(1)THF水合物颗粒的摩擦系数整体高于冰，主要与其表面更粗糙、滑移中更易发生脆性微破裂有关；(2)界面摩擦系数随润湿度呈非线性变化，少量液态水具有薄膜润滑效应，过量则因黏滞与液桥作用导致摩擦系数回升；砾石被冰或水合物包覆时，摩擦系数显著降低；(3)低温下水合物—砾石与冰—砾石界面均存在明显胶结，且失效形式以界面脆性断裂为主，本实验中破坏更易发生在颗粒—水合物界面而非水合物本体。上述结果在颗粒尺度上厘清了润湿程度、温度与接触构型对水合物、冰与砾石间摩擦、胶结行为的控制机理，为砾石充填工艺参数化建模与防砂增产过程可靠性评估提供了依据。

中深层页岩储层长期处于压裂改造及多年生产的复合作用下，天然裂缝的应力状态不断演化，其稳定性变化直接关系到井筒完整性、压裂改造效果及加密井部署安全性。鉴于此，本文以天然裂缝为研究对象，提出一种基于三维地质力学模型—离散裂缝网络(DFN)耦合的天然裂缝稳定性评价方法，不涉及水力裂缝的形态与演化。通过将天然裂缝走向、倾角粗化映射至三维网格，并采用空间插值构建产状连续体，实现了天然裂缝几何特征与三维应力场、力学参数的统一耦合，从而获得天然裂缝稳定性的三维连续量化结果。研究结果表明：天然裂缝滑动风险受走向、倾角与区域应力状态的耦合作用控制，各应力状态下的失稳产状具有显著差异；流体注入可能通过“有效正应力降低”与“摩擦强度下降”两条机制诱发天然裂缝失稳；而长期生产导致孔隙压力下降，可增强天然裂缝的有效正应力，整体提升裂缝稳定性。对黄金坝YS108井区的研究表明，产后应力场向典型正断层状态演化，使天然裂缝滑动风险明显降低，为加密井部署及安全压裂提供了更高的稳定性基础。本文提出的三维天然裂缝稳定性评价体系可用于老区产后地层稳定性识别、井轨迹优化及压裂段风险控制，为中深层页岩气高效开发提供技术支撑。

中国油气资源分布广泛，开发潜力大，发展速度快，但页岩气、致密油等非常规油气资源的勘探开发仍处于初期阶段。随着国内油气能源需求量的持续增长，深部非常规油气资源的开采已成为国家能源工程领域重点关注的问题。然而，非常规油气开采工程普遍涉及向深部地层大规模注入流体。流体注入会扰动原岩应力场，改变地下断层的应力状态，可能导致断层失稳滑移并诱发地震灾害。因此，评估与预防此类人为工程扰动诱发地震风险，已成为实现资源安全可持续开发的关键课题。近年来，全球多个深部能源工程在开采阶段均监测到地震事件，经震后分析表明，这些地震与注入流体扰动断层失稳之间存在显著的时空关联。例如，韩国浦项和瑞士巴塞尔的地热项目，就因诱发显著地震而被迫中止。事实上，我国油气田地质条件更为复杂，断层滑移失稳条件、滑移模式和滑移量难以准确预判，断层发育区附近开采施工参数难以确定。为了在非常规油气资源开发中实现收益与风险的平衡，当前深部能源开采所引发的环境地质问题及其伴生地震灾害的预测与防治是亟待攻克的问题。本文通过梳理国内外能源开发工程中典型的诱发地震案例，重点分析了开发现场断层滑移失稳的应力条件与诱发机理，总结了断层滑移失稳模式，诱发地震判据、地震影响范围和震级预测模型，讨论了开发过程中人为工程扰动和环境地质因素对诱发地震事件的影响。最后，本研究总结了当前研究中亟待解决的主要问题与技术挑战，并从数值模拟、实验方法及现场监测3个方向对未来研究进行了展望。本研究可以推动油气开发作业诱发地震的基础认知，对减少或避免潜在地震灾害的发生具有实际意义和工程价值。

地应力是地震科学研究、深部资源开发和地下工程建设的重要基础参数。针对强流变软岩地层中水压致裂(Hydraulic Fracturing, HF)法无法直接计算最大水平主应力和非弹性应变恢复(Anelastic Strain Recovery, ASR)法柔量难以准确测定的问题，本文提出一种HF与ASR相结合的软岩地层三维地应力测试方法。该方法通过HF法获取最小水平主应力，结合ASR测试数据反演岩芯非弹性应变恢复柔量，从而计算三维地应力。该方法已在拟建宁晋盐穴地下储气库项目中成功应用，结果表明该方法能够可靠反演深部软岩地层的三维地应力状态。研究为软岩地层地应力获取提供了新的技术途径，可为盐穴储气库建设、非常规油气开发及井壁稳定性评价等方面提供技术支撑。

系统梳理了非常规油气藏智能压裂技术的研究进展，通过整合机器学习算法(如随机森林、梯度提升)、嵌入式离散裂缝模型(EDFM)、光纤/微地震监测技术及智能装备，分析了储层参数预测、裂缝扩展模拟、压裂实时调控等关键环节的技术突破与应用案例。结果表明：随机森林与梯度提升模型在渗透率预测中表现最优(R²>0.92)；EDFM-AI工作流将裂缝参数校准误差降至6.8%；光纤监测技术实现裂缝亚毫米级分辨率；智能预警系统可提前30秒预测砂堵风险(准确率>85%)。智能压裂技术显著提升了储层改造效率与产量，但需解决小样本数据泛化、多源数据融合及装备自主化等挑战。构建“储层评价-优化设计-裂缝监测-异常预警-装备调控”的闭环技术体系，将推动压裂工艺向智能化、精准化方向发展。

我们当前正处于以人工智能为标志的第四次工业革命，美国、挪威、中东等国际大型油服公司和油公司正投巨资开展智能化转型，以便在未来竞争中占据有利地位。智能钻完井作为油气工程前沿技术，将形成颠覆性和跨越性的创新成果，赋能新质生产力发展。文章阐述了智能钻完井技术内涵，从地面装备、测传导工具、钻井液、固井以及软件等五个方面综述了国内外智能钻完井技术的发展现状及技术差异，梳理了当前面临的四大问题和四大挑战，提出了“1244”发展方向，即围绕“钻完井+AI”赋能技术创新和产业升级1个目标，聚焦智能钻井和智能固井2大领域，攻关装备、工具、流体、软件4大技术方向，实现井场全流程自动化作业、自主操控钻进、钻井液智能调控、智能固井作业4大典型应用场景。同时，构建以地质-工程知识库为底层基础、大/小模型为后台支撑、钻完井+AI为前台应用载体的技术体系，加速推动智能钻完井技术从单元闭环向全局闭环、远程操控跨越式发展。

钻井数字孪生技术作为虚拟映射实际钻井过程、实现可视化监测与智能决策的核心手段，成为未来智能钻井发展的必然趋势之一。钻井数字孪生主要涉及地面钻机和地下井筒2方面，前者因研究对象相对稳定且可借鉴的成熟经验较多，国内外已进入系统化研究阶段，但地下井筒因看不见、摸不着、不确定性强、工况复杂程度高、涉及多介质多物理场耦合等问题，其孪生面临巨大挑战。本文围绕钻井数字井筒的构建与应用，系统阐述其核心理论、关键技术与发展趋势，旨在为该领域后续研究与工程实践提供参考。

本文围绕井眼钻井过程中的多源异构数据融合、物理与数据驱动模型耦合以及智能决策反馈等关键问题，系统梳理了当前钻井数字孪生建模的技术框架与实现路径。首先，针对钻井数据融合对象与层次，探讨了多时空尺度数据的融合机制和冲突处理方法。其次，构建了一个适用于钻井工况的数字孪生总体架构，总结了实现机理与数据的联合驱动建模的方法。然后，提出了钻井异常数据特征诊断方法，并以此建立实体与数字体间的多视角决策反馈方法。最后，展望了井眼数字孪生技术在高时空分辨率认知、边端部署、模型可信性保障等方面的应用潜力。研究结果可为实现复杂工况下的钻井状态识别与高效控制提供理论支撑与方法指导。

准确预测坍塌压力与破裂压力是井眼轨迹设计、井壁稳定控制及高效钻井作业的关键。传统数值与解析方法计算复杂、效率低，纯数据驱动模型虽然高效，但因“黑箱”特性显著、可解释性不足而限制了工程应用。针对上述问题，本文提出一种融合井壁稳定机理模型与多任务学习的混合驱动预测方法。该方法在输入端将应力坐标转换过程作为物理先验知识嵌入到数据驱动模型中；在输出端重构预测目标，先预测关键应力分量，再通过物理公式转换为坍塌压力与破裂压力当量密度，并在损失函数中引入Mohr-Coulomb准则作为物理约束。模型架构使用多门控混合专家网络与梯度归一化算法，实现多任务间的动态权重调节与梯度平衡。消融实验表明，所提多任务混合驱动模型MW-MMoE在坍塌压力与破裂压力当量密度预测的平均绝对误差分别低至0.0019 g/cm³和0.0033 g/cm³，预测精度显著优于单任务和传统多任务模型，预测效率较解析方法提高逾百倍。实例应用进一步验证了该方法的工程适用性，其不仅能够快速生成单井的坍塌与破裂压力当量密度曲线，还能在任意井斜、井筒方位及应力条件下生成高分辨率当量密度云图，快速预测得到三维区块的钻井品质体。研究结果表明，本文提出的MW-MMoE模型兼具高精度、高效率与强可解释性，为井壁稳定智能预测提供了一条新思路，具备良好的工程应用前景。

为调控深水固井水泥浆水化热，本研究制备了有机(PMMA)和无机(SiO₂)壳材的相变微胶囊(m-PCM)，探究了壳材性质对水泥基体性能的影响机制。结果表明，两种m-PCM均具有优异的剪切稳定性和相近的相变峰值温度(25.6 ℃)，能有效降低水化放热。关键差异在于：PMMA@m-PCM呈疏水性(116.5°)，而SiO₂@m-PCM呈强亲水性(27.3°)。Micro-CT证实，6 wt%掺量的m-PCM有效减少了大孔隙占比，优化了孔结构。力学测试显示，SiO₂@m-PCM在3天和7天龄期均表现出显著的强度增强效果，而PMMA@m-PCM则严重削弱了基体强度。SEM分析揭示，性能差异的核心在于界面相容性：亲水的SiO₂壳材与基体形成了致密的界面过渡区(ITZ)，而疏水的PMMA壳材导致了严重的界面脱粘，构成了力学薄弱点。研究表明，采用亲水性无机壳材是实现m-PCM水化热调控与力学性能增强相统一的关键。这些结果为设计低热水泥浆提供了新方法，为安全、可持续的深海油气开采提供了理论和技术见解，减少了生态影响。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组是中国混积型陆相页岩油的典型代表。经过十余年的勘探与开发，虽然已取得重大突破，但现行衰竭式开发仍面临地层能量衰减快、产量递减快、采收率低等问题，后期提高采收率的关键技术方向尚不明确。为此，基于吉木萨尔凹陷下甜点某平台井实际地质模型，建立了水力裂缝—页岩基质耦合数值模拟模型，通过优化关键参数完成生产动态历史拟合，设计了衰竭开发后中间井注气、两侧井采油的3口水平井间注气驱替工程方法。结果表明，针对吉木萨尔页岩油基质致密、天然裂缝不发育特征，水平井间水力裂缝沟通程度决定了注气驱替开发效果，通过对比注入气体种类、注气时机、注气压力影响，提出了注入气突破后产出气循环回注方式，与衰竭开发相比，注气驱替累计增油量提高约45%，换油率提升近一倍。进一步提出的产出气循环回注方式，可在保证提高原油采出程度的同时有效利用注入的CO₂，实现驱油增产与高效碳利用。本研究结果对陆相页岩油后期注气驱替开发及CO₂地质封存具有重要参考意义。

“碳达峰”与“碳中和”目标推动中国能源系统加速向清洁低碳转型，天然气水合物作为重要新型清洁能源，具能量密度高、分布广、资源潜力大等特点，加快其产业化开采是实现我国低碳利用、减污降碳的关键途径。其开采涉及传热—流动—力学—相变(THMC)多物理场耦合，传统实验与试采工程难以全面揭示内在机制，功能强大、方法灵活且成本低的数值模拟方法已成为核心研究工具。本研究系统梳理天然气水合物开采数值模拟的理论、技术与应用，旨在为水合物安全高效开采提供理论支撑、推动数值模拟技术向工程应用转化。研究厘清了孔隙度、渗透率等渗流参数随水合物分解的演化规律；明确了抗剪强度、内聚力等力学参数随饱和度演化规律，揭示了水合物分解行为主导储层力学特性演化的核心机制；梳理了THMC多物理场耦合数学模型构建思路，汇总了TOUGH+Hydrate、SuGaR-TCHM等全球主流数值模拟器功能及优势，结合典型试采场地开展验证应用。当前数值模拟研究仍存在局限：多相渗流参数模型未充分考虑孔隙结构连续性演化及水合物饱和度对相对渗透率的影响；对未固结泥质粉砂储层的力学特性及出砂风险响应刻画不足；对开采诱发的长期力学稳定性(如地面沉降，海底滑坡)预警能力有限。未来需建立“微观—宏观”跨尺度参数模型、完善泥质粉砂沉积物弹塑性本构模型、开发地质—工程一体化模拟工具，推动模拟技术从机理阐释向工程决策支持深度转化。

在“双碳”目标下，地热能因其清洁高效、储量丰富和低碳环保的特点，成为能源转型的重要方向。针对群井采灌条件下地热田的渗流—传热演化特性及布井优化问题，本文以雄安高铁片区地热田为研究对象，基于COMSOL Multiphysics 构建三维渗流—传热耦合数值模型，并结合现场生产井水温和水位监测数据进行参数校正。在此基础上，设计新增20口地热井(10采10灌)，通过模拟线性布井、交错布井和三角形布井3种布井方案下的生产井水位、温度及动态可采地热资源量的变化，系统对比分析了不同方案对储层稳定性及换热效率的影响。结果表明：线性布井方案结构简单、便于实施，但热能动员范围有限，整体可采资源量最低，且边界生产井易形成局部水位降落漏斗；交错布井方案采灌分布更均匀，能够有效抑制局部超采，延缓冷水突破并维持较高的储层热稳定性，动态可采地热能演化最平稳；三角形布井方案在运行初期热能动员能力最强、可采资源量最高，但在高密度生产井区域冷水渗透风险增加，运行后期存在局部热衰减趋势。50年尺度上，交错布井与三角形布井的可采地热资源总量均较线性布井提高1%以上，其中交错布井在资源利用效率与系统稳定性之间取得最佳平衡，建议作为研究区地热田高效、可持续开发的优选布井模式。研究结果可为中深层水热型地热田群井采灌条件下的布井方案优化、开发效果评价及可持续运行提供理论参考。

二氧化碳地质封存(GCS)是实现“双碳”战略目标的重要技术途径之一。由于工业源CO₂通常含有多种杂质气体，其提纯成本高，操作难度大，在实际工程中往往将杂质气体与CO₂共同注入地下。基于某CCS示范工程区石千峰组储层地质特征，构建二维地质模型，采用CMG-GEM组分模拟器开展非纯净CO₂的反应运移模拟。选取N₂和H₂S作为典型杂质组分，模拟非纯净CO₂在咸水层中的运移路径、赋存形态及其空间分布特征，系统分析结构封存、残余气封存和溶解封存在不同阶段对CO₂封存行为的主导性变化，探讨毛细管压力在非纯净CO₂地质封存过程中的作用。模拟结果表明，注入初期CO₂主要以超临界态聚集于储层顶部，随后束缚态和溶解态CO₂比例增加，封存稳定性与安全性显著提升；CO₂运移过程呈现明显的时空分异特征，注入气体在浮力驱动下迅速上升并聚集于盖层底部，随后在密度差和浓度梯度驱动下缓慢回流，促进溶解扩散，停注后气体沿盖层底部径向扩散，形成最大扩散距离约650 m的“舌形”前缘；杂质组分运移行为差异明显，N₂因溶解度低聚集于气液相驱替前缘，CO₂和H₂S由于溶解度较高在近井区形成溶解富集区，最高溶解度分别达到1.4 mol/kg-H₂O和0.53 mol/kg-H₂O；毛细管压力通过抑制气相迁移速率增强溶解封存效率，在注入后期诱发地层水反向渗吸，促使更多CO₂以残余气形式滞留于孔隙中，有效提升残余气封存比例。综合分析表明，非纯净CO₂在咸水层中的封存行为受杂质特性、赋存形态及毛细管压力等因素共同影响。研究成果为非纯净CO₂地质封存工程的注入方案优化提供科学依据，对保障CO₂长期封存安全性与提升封存效率具有重要指导意义。

油基泡沫在提高采收率及地下流体调控中具有重要应用潜力，但其在高温储层条件下的稳定性及孔喉尺度下的运移机理仍缺乏系统认识。针对这一问题，本文以油基泡沫体系为研究对象，系统开展了不同温度条件下泡沫稳定性实验，并结合孔喉尺度数值模拟分析泡沫在多孔介质中的形变与突破行为。实验结果表明，随着温度升高，泡沫液膜排液加剧、气体扩散增强，泡沫数量减少、气泡平均尺寸增大，稳定性显著降低。模拟结果表明，孔喉直径与注入压力共同控制气泡在孔喉中的形态演化与突破行为，毛细管力与外部驱动力之间的竞争机制是影响油基泡沫运移特征的关键因素。本研究在同一体系下建立了温度效应与孔喉约束效应的统一力学解释框架，为油基泡沫在高温储层中的应用提供了理论参考。