在新型能源体系加快构建和多能源深度耦合发展的背景下，传统面向单一载体、单一网络的调控模式已难以适应质能网多能多网协同运行需求。为此，本文围绕质能网多能流强耦合、多时间尺度动态演化及源荷双侧强不确定性等特征，系统研究了质能网智能调控范式与关键技术。首先，提出了面向质能网的一体化调控系统框架，由基础设施层、感知通信层、预测评估层、协同决策层以及执行控制层5个层次构成，反映其由物理设施到数字映射、由状态认知到协同决策、由控制执行到反馈演进的整体逻辑；其次，凝练了实时监控预警与应急保障、全局协同调控与绿色能源优化配置、全链条计量配送3大基础模块，形成覆盖感知、决策与评估的调控闭环，目标为构建全域感知预警体系，在极端情景下维持关键供能并推动系统快速恢复，在常规工况下实现多网络、多区域、多载体协同运行，促进绿色能源在更大范围内实现高效配置、协同消纳，以及在物理流动与价值结算之间建立清晰、可追溯的对应关系，支撑质能网实现精细化运营、市场化交易与低碳化治理。在此基础上，构建了以资源与需求预测、状态感知与估计、统一链路仿真建模、调度决策与主动控制为主线的闭环技术链路，并总结了各环节支撑质能网智能化与智慧化升级的关键技术，旨在为质能网一体化调控体系构建及相关关键技术研发提供方向参考。

在新型能源“质能网”背景下，多能系统耦合不断加深，天然气管网作为连接油气供给端与电力系统的关键枢纽起着灵活转运与跨域调峰的作用。随着上游可再生能源并网规模扩大、下游用气负荷波动加剧，天然气管网的调度运行问题已由稳态分析与日级调整，变为面向精细时间尺度的动态控制问题。围绕这一转变，相关研究形成了两条相互耦合的主线：一是面向控制的模型构建，即在保留压力传播、管存变化、压缩机作用和边界扰动等关键物理特征的基础上，将高维非线性瞬态模型转化为适于在线反馈控制的低维动态模型；二是基于模型的控制设计，即如何在设备操作限制和高度不确定性源荷波动下，利用模型开展系统状态预测与控制约束表达，实现系统灵活运行。本文从模型构建与控制设计两条主线出发，对该领域的代表性研究进行了系统梳理。在建模方面，重点总结了集总参数形式下传递函数模型、状态空间模型及人工智能技术推动下数据驱动模型的发展，分析不同模型在物理可解释性、瞬态精度、在线计算效率与控制适用性之间的权衡；在控制方面，归纳由开环运行优化向预测反馈控制和直接反馈控制演进的研究脉络。在此基础上，进一步指出现有理论与工程部署中的关键障碍包括传播时滞的建模与补偿，以及实际执行器的非理想特性。最后总结了在模型精确性与控制适配性之间的矛盾、单一算法优势与多目标追求之间的矛盾以及理论前提假设与实际工程偏差之间的矛盾，并展望了多工况自适应低维建模、机理与数据驱动深度融合、智能控制方法以及复合型控制体系等未来研究方向。本文可为后续天然气管网系统级智能调控提供参考，助力构建质智共生新生态。

随着我国天然气“全国一张网”建设加速推进，天然气管网呈现多源、多汇、多环及大规模复杂拓扑特征，对瞬态仿真的精度与时效性提出更高要求。为此，本文提出一种基于Nets-Link技术的天然气管网瞬态仿真加速方法。该方法依据管网地理空间与拓扑特征进行空间分解，并采用深度优先搜索算法识别连通分量及其属性；基于隐式中心差分格式建立瞬态水力模型，采用牛顿—拉普森算法求解。在每一时层，采用分层迭代策略：内层独立求解各子域节点与管道运行参数，外层基于Schur补思想构建连接界面低维近似雅可比矩阵，并利用Broyden公式迭代修正，不断更新界面参数，直至各子域接口状态一致，最终整合各子域解获得管网整体解。24 h案例结果表明，与TGNET基准相比，压力和流量平均相对误差分别不超过0.14%和1.43%；与全局迭代相比，划分为4~8个子域时计算时间减少约68%~78%，且效率增益呈边际递减趋势。该方法可在保持较高精度的同时显著降低大规模复杂管网瞬态仿真的求解规模与计算复杂度，为管网高效运行分析及跨区域资源调配提供仿真工具。

在全球能源绿色转型与“双碳”战略目标的驱动下，碳捕集、利用与封存(CCUS)技术被视为我国工业领域实现深度脱碳的关键路径之一。作为CCUS产业规模化落地的关键基础设施，超临界二氧化碳(Supercritical CO₂，sCO₂)管道具有输送密度高、运行工况稳定、经济优势显著等特点。然而，我国sCO₂管道技术整体起步较晚，在实际运行过程中面临相态突变、管道腐蚀、泄漏安全管控难度大等突出难题，制约了管道长期安全稳定运行与CCUS产业规模化推广。本文系统梳理了sCO₂管道发展、相态调控、泄放与泄漏防控、止裂控制及腐蚀防护等关键技术研究现状。展望未来，sCO₂管道建设有望依托产业聚集区逐步形成规模化组网，并深度融合数字化技术与标准化体系，从而提升整体运行效能。目前，我国大规模、长距离sCO₂管道仍处于示范起步阶段，正在建设的吉林石化—吉林油田CO₂管道工程拟采用超临界/密相输送方案，将为长距离高压管输的相态控制、关键装备和安全保障技术提供工程验证场景，但复杂地貌和多组分气源条件下的瞬态多相流动、裂纹扩展及腐蚀防控等问题仍需进一步研究。未来，应依托全尺寸工程示范与技术迭代，完善多因素耦合作用下的安全保障技术体系，推动数字技术与管道设计、建设、运维全流程深度融合，加快构建sCO₂管道输送的标准规范体系，为数字化、集约化sCO₂管道规模化建设与CCUS高质量发展提供坚实支撑。

面向天然气管网掺氢输送的后续需求，开展耦合掺氢天然气管道运行特性的经济性具有重要研究意义，本文开展了多模式多因素下掺氢天然气管道运行特性与经济性研究分析。耦合掺氢天然气管道运行特性稳态仿真，以净现值、收益率为参数，探讨分析了掺氢直供/氢气分离销售方式、同等标况体积及同等总发热量输量工况的掺氢天然气管道运行经济性。伴随掺氢比的增加，本研究算例在同等标况体积输量工况下压降降低，同等总发热量输量工况下压降增加，两种工况的管存气体标准体积和管存气体总热值都随之减小；同等总发热量输量工况下的收益率呈现优于同等标况体积输量工况的特点，且氢气分离销售方式的经济性相较直供方式更优；上下游氢气价格差对管道掺氢输送的收益率影响显著，同等总发热量输量工况对氢气差价波动的容忍度更高。在天然气管道掺氢输送规划中，同等标况体积输量工况、同等总发热量输量工况以及开放服务平台的掺氢直供模式、独立运营视角下的氢气分离销售模式均可作为掺氢输送管道运行方案的参考。

掺氢天然气输送是氢能规模化利用的重要路径，但氢环境可能导致材料性能劣化，增加含缺陷管道的失效风险，亟需高效的评估手段。为快速准确预测掺氢天然气缺陷管道失效压力，本文提出了融合有限元模拟与深度学习的方法。首先，基于ABAQUS建立了含外腐蚀缺陷的X80管线钢三维有限元模型，通过引入不同掺氢比的应力—应变曲线表征氢环境对材料性能的影响。模型经过网格无关性验证和实验对比，确保了其可靠性与准确性。随后，批量计算了401组不同掺氢比、缺陷尺寸及管道几何特征的工况，构建了失效压力数据库，为深度学习模型提供样本支撑。结果表明，缺陷深度和长度对失效压力有显著负相关影响，缺陷宽度影响较小且呈非线性，而掺氢比对失效压力影响不明显。通过深度学习模型参数优化试算，确定网络结构为3隐层、350个神经元，并采用ReLU激活函数与0.0001学习率。经过6次随机验证，预测结果与有限元计算高度吻合，平均相对误差约0.765%，最大误差低于4.02%，显示出良好的泛化能力。与有限元方法相比，深度学习模型的计算效率显著提高，单组样本的预测耗时约为0.01 s，能够有效缩短缺陷管道失效压力的评估周期。研究表明，所建立的有限元—深度学习融合框架为掺氢天然气缺陷管道失效压力的高效精确预测提供了可靠工具。

集输管道作为油气储运系统的重要组成部分，其安全稳定的运行对产业链至关重要，而泄漏监测正是保障其安全运行、识别泄漏事件并进行风险预警的关键技术手段。然而，实际运行中设备工况波动、天气环境变化及人员活动等强干扰因素，易导致泄漏监测结果误报率高、警报可信度不足，从而削弱后续风险评估的可靠性。针对这一问题，本文提出一种基于多源信息融合的强干扰集输管道泄漏风险监测方法。首先，以集输管道运行场景分析为基础，构建融合设备工况、天气环境、人员活动及多源监测报警信息的贝叶斯网络模型，实现对监测警报真实性的概率推理。在此基础上，将泄漏事件作为事件树的初始事件输入，并将贝叶斯网络推理得到的真实泄漏概率作为该事件的发生概率，定量评估泄漏后果，并采用相对风险指数对泄漏风险进行综合表征。以陕西省延安市子长市某管线为例，结合该区域土地利用、天气统计等数据开展实例分析。结果表明：在仅观测到声波监测报警、泄漏孔径和后果计算条件保持一致的情况下，随着干扰因素逐步叠加，集输管道泄漏概率由93.63%下降至75.49%，相对风险指数由1.4606下降至1.1776，较基准场景下降19.376%。实例验证结果表明，该方法能够在强干扰场景下有效判别泄漏报警的真实性，并将其与风险后果评估相衔接，显著降低误报对风险评估结果的干扰，使泄漏风险监测结果更贴近工程实际。研究成果可为强干扰环境下集输管道的运行安全管理、风险预警及应急决策提供科学依据。

为了深入探究石油化工产品运输风险因素的动态作用机理并制定风险控制策略，本文以石油化工产品运输风险为研究对象，基于2018—2024年86起典型事故案例，通过物理—事理—人理(WSR)方法论系统识别3个维度下的11项关键风险因素。采用网络层次分析法(ANP)计算各因素权重，明确因素间相互影响关系，运用系统动力学(SD)构建石油化工产品运输风险水平仿真模型，探究不同策略对风险水平的影响规律。结果表明：“物理—事理—人理”3个维度的干预策略均可有效降低石油化工产品运输风险水平。其中人理维度投入增加对风险水平控制效果最为显著；各影响因素中政府监管力度对石油化工产品运输风险水平影响最大；物理维度最优干预为增加应急设施投入，事理维度为强化政府监管，人理维度为提升作业人员操作技能。研究结论可为石油化工产品运输安全管理提供决策参考：建议政府完善法规标准并强化监管，企业合理配置3个维度的安全投入，重点加强人员教育培训与技能提升，降低石油化工产品运输系统风险。

停掺集输工艺已然成为特高含水油田地面集输系统节能减碳的有效举措之一，但高含水原油胶凝特性导致井口回压演变规律复杂且难以预测，进一步制约“采油工程—地面集输”全流程低碳协同运行。本文基于某油田实际生产运行井的静动态运行数据，考虑时域非线性偏移对井口回压演变规律的影响，采用动态规整聚类算法(DTW)识别原油停掺集输管道的井口回压时序特征，并通过特征拓展重构与互信息降维，构建非线性重构数据集，进而以混合专家模型(MoE)为智能化预测架构，选取随机森林回归(RFR)、神经网络回归(NNR)和梯度提升回归(GBR)为子专家模型，建立DTW-MoE井口回压预测模型，揭示原油停掺集输管道井口回压影响因素及影响程度排序。结果表明，DTW-MoE井口回压预测模型中4组最优路由匹配关联分别为ξ₁-GBR-72、ξ₂-GBR-6、ξ₃-RFR-3、ξ₄-NNR-6，在井口回压超过0.5 MPa的高压区段中预测误差均小于10%；DTW动态规整聚类划分了具有不同时序特征的4类聚类类别，聚类类别ξ₁的井口回压受集油半径与产液量协同主导，其综合SHAP值分别为0.0386、0.0225；聚类类别ξ₂、ξ₃和ξ₄的井口回压主导因素为集油半径、产液量、管径，但不同因素的影响程度存在较大差异。研究成果可为数智赋能与绿色转型下的油田集输系统调控过程节能减碳提供有益参考。

油气生产系统中的管道、压力容器和水下生产装置等关键装备，长期服役于高温、高压及腐蚀等极端恶劣环境，其全生命周期的设计、检测与维护工作高度依赖设备的完整性管理标准。然而，由于多来源标准往往由不同机构制定，在文本结构、专业术语定义及信息颗粒度上存在显著差异，导致标准知识呈碎片化分布，条款之间关联脉络不清，极大地增加了工程师的检索难度，难以支撑跨设备类型的一致性决策。为此，本文应用GraphRAG技术构建了油气设备完整性标准知识图谱，并开发出面向工程问题的智能检索与推理方法，实现了跨标准知识的统一组织、显式关联与证据可追溯。具体研究流程包括：首先，对多源标准文本进行数字化处理，统一版式并完成语义切分；其次，系统抽取设备、部件、材料、失效模式、检测方法和维护策略等核心要素及其关联关系，构建以“设备—部件—风险—事件—策略”为主线的语义网络，进而开展实体对齐与融合；最终，基于图谱路径聚合跨文档条款，输出精准的推理结论及对应的依据条款。实验表明，语料覆盖一百余份标准文档，形成约5万条语义片段与10万余条实体关系；多跳问答准确率87.3%，证据溯源覆盖率91.5%。结果表明，该方法可提升标准知识整合效率与推理透明度，为完整性评估、检测方案选取与维护策略制定提供支撑。

超深井普遍存在高温高压、储层非均质性强等特征，井筒内气水两相流体物性随地层温压动态变化，使得产出剖面测井响应表现出强非线性规律。现有的滑脱模型和漂流模型等常规气水两相产出剖面解释模型均依托地面常温常压实验而建立，无法精准刻画井下高温高压环境下流体产出情况，存在解释误差大、适用性差等问题，难以支撑超深层气藏精细动态评价。现有的智能解释方法多采用涡轮流量单一约束，缺少温度、压力与密度多测井信息协同调控，且没有区分不同测井仪器分辨率与测量可信度差异，容易造成底水识别、产能解释失真。因此，本文提出一种多源测井约束与海鸥优化融合的高温高压超深井气水两相产出剖面解释方法，通过将各深度实测井下温压动态计算得到的高温高压气水物性参数引入到温度测井、压力测井和密度测井的约束模型中，克服传统解释模型采用地面常温常压固定物性参数带来的系统偏差。该方法以各射孔层气水各相流量为待求解变量，利用井筒能量守恒、多相流动量平衡机理分别建立温度、压力和密度测井的理论响应模型，并综合测井仪器分辨率与可信度系数建立高维非线性的目标函数，同时，将涡轮流量测井作为等式约束条件，采用海鸥优化算法(SOA)完成迭代计算，实现各射孔层气水流量同步求解。实际超深井产出剖面测井资料验证结果表明，该方法计算地面产气量、产水量与地面计量数据的相对误差仅为5.23%、6.06%，满足产出剖面资料处理要求，可为超深层油气藏产能定量评价、堵水调剖与动态监测提供可靠的技术支撑。

天然裂缝是影响致密砂岩储层渗流能力和开发效果的重要因素，但鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部长8段砂泥岩薄互层发育，裂缝非均质性强，常规测井响应受岩性变化、裂缝充填和井眼条件共同影响，依靠单曲线阈值难以实现裂缝段连续识别。本文以岩心观察、电成像测井解释和常规测井资料为基础，分析长8段天然裂缝发育特征及测井响应差异，建立邻域参照约束测井序列模型(NRC-LogFormer)。该模型以同井局部邻域响应为参照，融合中心与邻域的响应差异、多尺度扰动特征及序列上下文信息，可增强弱裂缝响应识别并减少岩性突变和井眼扰动造成的误判。结果表明，研究区天然裂缝以构造裂缝和层理缝/岩性界面缝为主，高角度裂缝占优，其中，70°~90°裂缝占72.4%，大于60°裂缝占82.3%；长8₁裂缝发育强于长8₂。裂缝主要赋存于砂岩和细砂岩中，受构造应力、砂体展布和岩性界面共同影响。与同井稳定非裂缝背景相比，裂缝解释点所在层段总体呈低声波时差、高补偿密度、低补偿中子及差异化电阻率响应，其中，深感应电阻率和八侧向电阻率相对降低，地层电阻率相对升高。该组合可能与裂缝赋存岩性、充填状态、泥浆侵入和测井体积效应有关，井径、自然伽马和自然电位的独立指示能力较弱，说明长8段裂缝测井响应具有明显组合性和非唯一性。验证结果显示，模型精确率、召回率和F₁值分别为0.875、0.863和0.869，均优于支持向量机、极端梯度提升、一维卷积神经网络和Transformer模型。典型井应用表明，高概率裂缝段与电成像裂缝解释及井周微电阻率成像测井动态图像对应较好，预测不确定性可辅助识别疑似裂缝响应和需重点复核井段。该方法可为电成像资料有限条件下致密砂岩储层裂缝段筛选、测井解释复核和储层评价提供参考。

基于测井领域最新动态，系统梳理关键技术突破、行业发展特征及未来演进方向，为领域内技术创新与油气资源高效开发提供参考。研究表明，国际油服巨头以无缆化、前端感知、智能协同为核心引领行业变革，国内企业聚焦核心技术自主可控，在超高温高压装备、智能化应用、海上与超深井作业等领域实现由跟跑到领跑。当前测井行业发展呈现5大特征：(1)无缆测井技术实现了从“概念验证”到“规模化应用”的突破，自主化成为中高端装备的新标配；(2)AI技术延伸至“采集—解释—决策”全链条，作业效率和评价精度双重提升；(3)极限工况适配能力显著增强，装备耐温耐压指标持续刷新，破解“下不去、测不准”难题；(4)钻头端与前视感知技术填补行业空白；(5)绿色低碳技术迭代，无缆设计、近钻头可控源随钻测井技术、高效作业工艺大幅减少碳排放和环境污染，在提升测量精度的同时降低能耗；测井技术应用方面向新能源领域延伸，在CCUS碳封存监测、地热资源勘探、海上油田挖潜等场景的应用不断拓展，实现油气开发与低碳转型协同发展。

在超深碳酸盐岩勘探中，横波时差(DTS)是具有重要工程意义的岩石物理参数，但能够直接获取横波信息的偶极子声波测井并非常规配置，受成本、时效与井下风险等限制，难以实现全井段覆盖，因此利用常规测井曲线智能预测DTS具有重要的意义和价值。中国西部某大型叠合盆地超深缝洞型碳酸盐岩储层，经历多期岩溶改造与断裂控制，纵波时差(AC)与DTS之间不保持稳定的单值映射关系，研究区6口井的AC-DTS Pearson相关系数介于0.42~0.96，常规预测模型普遍存在井内拟合精度高、跨井外推误差放大的泛化难题。针对这一问题，本文以AC、DEN、GR、CNL、RD、RS六条常规测井曲线为输入，搭建了融合一维卷积、双向长短期记忆网络与注意力机制的深度序列模型(CNN-BiLSTM-Attention)，以Castagna关系为岩石物理软先验、固定双神经网络融合为主模型，并将域自适应门控作为探索方案来缓解跨井响应漂移；评价联合R²、RMSE、MAE、MAPE、Pearson相关系数与Kling-Gupta效率系数(KGE)，并以留一井交叉验证(LOWO)作为衡量未见井外推能力的核心口径。在合并的9533个测试样本上，模型全样本合并决定系数(Pooled R²)为0.818，RMSE为9.79 μs/ft，MAE为4.69 μs/ft，MAPE为3.88%，Pearson相关系数为0.918，KGE为0.756；在更严格的LOWO口径下，中位与均值R²为0.516和0.565，明显优于仅采用Castagna公式的纯物理基线，后者的留一井外推中位R²仅为0.204。误差传播分析表明，DTS预测误差会传递至动态杨氏模量、泊松比和归一化脆性指数等依赖DTS计算的地质力学参数，井级误差相关系数约为0.87~0.95，说明DTS高值段和孔洞—裂缝强烈发育段不仅是横波预测难点，也是工程参数评价的不确定性集中区。同时，单看R²易受窄动态范围小分母效应误导，需结合绝对误差与KGE一并判断。该流程在多数典型井上能够稳定恢复DTS主趋势，为缺失横波资料的超深缝洞型碳酸盐岩井段提供了一条物理引导、可跨井迁移的横波时差获取途径。

天然页岩样品矿物组成复杂、沉积环境和成熟度差异较大，难以单独揭示有机质成熟演化对岩石物理影响的控制作用。本文基于人工模拟实验方法，在保持矿物组成和有机质含量一致的条件下，制备3种热演化程度的人工页岩样品，采用扫描电子显微镜(SEM)、核磁共振(NMR)以及低温液氮吸附实验观测不同热演化阶段样品的孔隙度和孔隙微观结构；在压力条件下对样品的3个方向进行超声波速度测试，分析有机质结构变化对孔隙特征及弹性响应的影响及相互间的关系。实验结果表明，随着热演化程度增加，样品孔隙度呈先增加后略有降低的变化，成熟阶段总孔隙度最大，过成熟阶段总孔隙度略有降低；随着热演化程度增加，样品中有机质微孔逐渐发育，微孔占比增加。在低围压成熟阶段样品的纵波速度和横波速度变化最明显，不同热演化程度样品之间的速度差异随围压增加逐渐减小；在45°方向3种阶段的纵、横波速度差异较明显，在高围压成熟和过成熟阶段纵、横波速度趋于一致。热演化过程改变了样品内部有机质孔隙的微观结构，致使在低围压时成熟阶段的非均质性增大，高围压时成熟和过成熟中的微孔闭合各向异性参数几乎相同。本实验方法为了解天然页岩热演化过程对储层弹性的影响提供了一种有效的研究途径。

在油页岩原位转化过程中，干酪根结构高度交联、反应路径复杂，导致轻质产物生成受限，并易伴随碳骨架重排和重质组分积累。针对单一对流介质难以同时实现高效传热与化学改质的问题，本文构建了由60% 水蒸气(H₂O)、30%氧气(O₂)和10%二氧化碳(CO₂)组成的多元热流体体系，并基于ReaxFF反应分子动力学方法研究其对抚顺油页岩干酪根非等温演化行为的影响。结果表明，多元热流体显著促进产物轻质化，气态烃(C₁-C₄)和轻质油(C₅-C₁₃)产率分别由29.7%、26.3%提高至35.7%、30.5%；同时，重质组分C₁₄-C₄₀产率由29.5%降至26.5%，半焦C₄₀₊产率由12.6%降至5.9%。反应位点和化学键断裂分析表明，多元热流体能够促进桥连醚键和脂肪族C-C键等弱键提前断裂，使裂解路径由侧链断裂主导转变为骨架与侧链协同断裂。反应网络进一步表明，乙烯位于干酪根演化过程的反应网络核心枢纽，且多元热流体中H₂O与O₂位于反应网络核心区域附近，CO₂则主要发挥外围调控作用，整体体现出“氧化-供氢-调控”的协同机制。本研究从分子尺度系统揭示了多元热流体中各组分的协同作用机制及其对干酪根演化行为与产物分布的调控规律，为油页岩原位转化高效改质提供了理论参考。

富有机质页岩是总有机碳含量较高的暗色泥页岩，其赋存的资源包括页岩气、页岩油和油页岩三类。2025年中国油气总产量为4.2亿t油当量，其中富有机质页岩产出油气资源折合成油气当量可达3000万t油当量，资源开发潜力巨大。本文基于国内外富有机质页岩高效绿色开采的相关文献，对页岩气、中高熟页岩油、中低熟页岩油和油页岩的开采理论和技术发展进行系统综述。结果表明：(1)富有机质页岩勘探开发理论，经历了将富有机质页岩视为“烃源岩”到视为“储集层”，再到通过工程技术主动创造“人工油气藏”三个阶段，如今已经形成了系统的理论体系。整体正朝着深层、高效绿色开采和智能勘探开发等新领域拓展，向着更低熟度、更绿色、更智能、更精细的方向跨越；(2)中国页岩气开采目前已形成以“水平井+体积压裂”为核心的工业化技术体系，中国也已成为北美之外全球最大的页岩气生产国。页岩气开采技术未来将向更精细评价预测、更复杂地质条件、更安全清洁的方向发展；(3)中国中高熟页岩油由于在气油比、油层连续性、原油品质等方面存在先天不足，技术经济性开采存在难度，未来技术研究还将继续聚焦如何实现规模建产和提高经济性方面；(4)针对中低熟页岩油与油页岩，地下原位转化技术为最有效、最可行的方法，但目前地下原位转化技术多停留在先导试验阶段，距离经济有效开发还有较长的路要走，未来将继续聚焦于地下原位转化技术，加快从实验室试验向现场规模化、商业化开采的转化。

页岩储层因低孔低渗特征，常规开发手段难以实现有效动用。注CO₂技术既可提高油气采收率，又能兼顾地质封存，具有双重效益。然而，CO₂注入后引发的矿物溶蚀与沉淀作用会显著改变储层孔隙结构及流体渗流能力，其微观机理尚缺乏系统认识。本文基于真实页岩数字岩心，采用格子Boltzmann方法构建孔隙尺度反应输运模型，系统模拟CO₂—矿物反应过程中溶蚀与沉淀的时空演化规律，并分析注入速度与反应强度对矿物反应机制及渗透率演化的调控作用。研究结果表明，CO₂注入后页岩内部呈现溶蚀、沉淀与再溶蚀交替循环的演化特征，渗透率表现出阶段性波动，优势渗流通道的形成是流体实现贯通的关键控制因素。溶蚀与沉淀共同主导孔隙结构演化，二者之间存在明显的正反馈机制，溶蚀促进流体流动进而增强反应物供给，而沉淀则局部堵塞喉道并改变流动方向。注入速度与反应强度对反应前缘推进距离、沉淀堵塞程度及优势通道发育具有显著调控作用，高注入速度有利于扩大反应波及范围和促进通道贯通，低注入速度则使反应前缘趋于均匀推进；高反应强度增强入口端矿物溶蚀并延长沉淀阻塞周期，低反应强度下溶蚀沉淀循环更为频繁但幅度较小。本研究揭示了CO₂注入后矿物反应驱动孔隙结构动态演化的微观机制，明确了注入参数对渗流能力变化的影响规律，为页岩储层CO₂注入过程中注采参数优化及储层伤害防控提供了理论依据。

随着我国深层煤层气资源的规模化开发，传统水力压裂技术虽取得初步突破，但仍面临“初期高产、后期快速递减”的行业共性问题。本文基于深层煤层气“吸附态主导、双重介质、低渗透率”的储层特征，系统剖析了照搬页岩气大规模体积压裂模式在深层煤层气开发中的局限性，提出了一种以“基质激活、渗流场重构、长效稳产”为核心目标的体积扩容压裂(Dilation-Governed Volume Fracturing, DGVF)新技术体系。该体系从深层煤层应力-应变-渗透率耦合机制出发，通过控制缝面净压力实现深层煤层基质损伤扩容，形成新的微裂隙网络而不引起结构失稳，构建“基质-微裂缝-割理节理-压裂缝-井筒”全路径高效渗流通道。本文详细阐述了DGVF的理论内涵、技术路径与工程实践，重点围绕极限流动能力设计、天然裂缝激活、排量压力协同调控、智能化生产压降调控四大关键技术展开综述，并结合鄂尔多斯盆地、沁水盆地等典型区块的试验数据，阐述了该技术在提升单井采收率、延长稳产周期方面的显著效果。最后，本文对DGVF的未来发展方向提出建议，为推动我国深层煤层气高效开发提供理论支持与技术储备。

海上低渗油田压裂起步相对较晚，由于作业环境特殊、作业费用高，压裂过程需要配套高效准确的监测手段，以实现裂缝有效刻画、效果合理评估，保证精准压裂及产出投入比最大化。目前多种监测技术均在海上油田获得应用，已形成自主化阵列声波测井技术、示踪剂产出剖面监测技术，另外微地震、光纤、水击波、主动声呐等监测技术也处于探索及研究阶段。本文在分析海上低渗油田特点及压裂现状的基础上，综述了各项监测技术研究及应用进展，同时针对海上压裂需求，从监测方式、硬件产品、室内实验理论研究、现场试验、智能化等多个方向分析未来发展趋势，对推动海上低渗油田开发技术进步有一定借鉴意义。

针对致密碳酸盐岩储层“酸压+加砂”复合改造工艺面临的易砂堵问题，特别是酸性流体环境对压裂液携砂性能的破坏机制，本文构建了一套系统、精细化的实验评价方法与优化策略，分析了地层水、储层岩石矿物及酸岩反应残余酸对瓜胶压裂液流变性的影响规律。实验发现：前置酸与碳酸盐岩反应后的残余酸是导致压裂液破胶的首要因素，2%体积比的残余酸即可导致压裂液严重破胶；其次是地层水，10%体积比的地层水入侵即可引发压裂液的大幅破胶；碳酸盐岩的岩屑也能引发压裂液黏度大幅降低，在岩屑质量分数为10%时，压裂液黏度降低幅度约60%。基于实验结果，本文提出了包括液体化学改性与泵注程序物理隔离在内的综合优化方案，为致密碳酸盐岩的高效改造提供了坚实的实验依据。

水力裂缝内支撑剂的运移与铺置直接影响裂缝导流能力、有效改造体积及压后长期产能，是决定非常规储层压裂效果的重要因素。支撑剂运移属于典型的固液两相输运过程，其行为受到颗粒沉降、流体携带、裂缝形态、壁面特征及施工参数等多因素共同控制。近年来，相关研究已由理想单裂缝条件下的颗粒沉降与砂堤演化，逐步拓展至复杂裂缝网络、粗糙裂缝及动态扩展裂缝条件下的非均匀铺置、多尺度模拟和快速预测。本文围绕“实验观测—机理认识—数值模拟—智能预测”这一主线，系统综述了水力裂缝内支撑剂运移与铺置研究进展。实验研究方面，光滑单裂缝实验揭示了颗粒沉降、砂堤形成及运移前缘演化等基本规律；复杂缝网、粗糙裂缝及真实裂缝重构实验进一步揭示了裂缝节点分流、壁面粗糙度、非均匀开度及局部几何约束对支撑剂空间分布的影响。数值模拟方面，现有方法主要包括欧拉—欧拉和欧拉—拉格朗日两类。前者具有计算效率高、适用于工程尺度预测等优势，后者通过保留颗粒离散特征，能够更精细地描述颗粒相互作用、非均匀铺置以及局部架桥堵塞等微观机制。不同模型在物理真实性、计算效率和工程适用性之间存在明显差异，需要根据研究尺度和目标进行合理选择。近年来，基于机理—数据融合的智能预测方法为支撑剂运移研究提供了新的技术路径。代理模型、物理信息神经网络及数据同化方法能够实现高保真模型加速、参数优化和状态更新，为复杂裂缝条件下的快速预测与实时决策提供潜力。然而，智能方法目前仍受到数据规模、物理一致性和复杂工况泛化能力等因素限制，尚不能替代高保真机理模型。当前研究仍面临真实裂缝结构表征不足、动态裂缝扩展—支撑剂运移—流体滤失全过程耦合不充分、粗糙壁面及非球形颗粒机制描述有限以及现场验证数据缺乏等问题。未来应结合高真实性实验、高精度数值模拟、物理约束智能模型及现场数据同化技术，构建多尺度、多物理场协同的研究框架，为支撑剂铺置预测、压裂设计优化及现场实时决策提供理论支撑。

在深水气田生产过程中，通常需要根据未来配产计划，即产气需求，预测井底/井口压力与温度以及产气量、产油量、产水量等关键生产参数，以快速评估和制定配产方案。然而，深水气井生产动态参数预测仍面临两方面挑战：一方面，随着气田持续开发，储层与井筒状态不断演化，关键生产参数的统计特征及多参数耦合响应关系在不同开发阶段呈现非平稳变化，影响预测模型在后续生产阶段的泛化能力和长期适应性；另一方面，生产参数变化受未来配产计划约束，如何有效提取并建模配产计划与多维生产参数之间的关联特征仍是制约预测性能提升的关键因素。针对上述问题，本文提出一种基于多维时序特征融合的气井生产动态参数预测模型X-NLinear。该模型沿袭NLinear的轻量化线性结构及其基于样本自身统计特征的动态归一化处理机制，以降低生产参数非平稳变化对预测结果的影响；在此基础上，进一步设计跨变量特征提取模块，将未来配产计划与多类生产参数信息进行融合，刻画产气需求变化对压力、温度及油气水产量等参数的动态影响。基于实际深水气井生产数据，本文将X-NLinear与典型时间序列预测模型进行对比分析。实验结果表明，X-NLinear在保持计算效率的同时，能够提升深水气井多参数联合预测的准确性和稳定性；跨变量特征提取模块进一步降低了模型在平均绝对误差和对称平均绝对百分比误差指标上的预测误差。本文所提方法可为深水气田配产方案快速评估和生产优化提供技术支撑。

油气系统甲烷排放源项分散，事件性排放突出，不同尺度观测结果难以直接衔接，排放识别、量化核算与减排实施能否贯通，直接影响治理成效。本文以2015—2024年Web of Science核心合集文献为对象，形成5600篇计量样本，并结合主题综述识别年度变化和主题结构，围绕监测、核算与治理比较主要技术路径、适用边界及行业实践问题。研究表明，监测已由设备巡检和单点检测扩展为地面、移动、机载、卫星与连续监测协同的多尺度体系，功能由排放发现延伸至区域筛查、设施定位和现场处置。核算由排放因子与活动数据法拓展至设施过程、供应链及测量信息支撑型排放清单，核算结果也不再局限于排放总量，而是逐步扩展到排放强度和甲烷足迹，并更加重视不确定性范围的报告。治理则由单项工程措施转向工程减排与政策工具协同，并通过监测、报告与核证机制连接责任落实和绩效反馈。进一步分析表明，减排成效还受到跨环节接口约束：监测证据进入核算时涉及尺度转换、源项归属与时间代表性，核算过程需保持边界一致并合理传递不确定性，核算结果进入治理后还需匹配数据质量、结果认定和责任规则。为此，油气企业应以设施台账为基础，贯通异常发现、现场复核、维修处置、修复后复测、年度清单和信息披露；监管与核证机构应进一步明确边界调整及结果核证要求。油气甲烷减排需要形成覆盖排放发现、量化核算、治理响应与结果核证的连续机制，为企业资产管理、行业监管及供应链减排提供可追溯的证据基础。