非常规油气作为我国油气资源中的重要接替能源,其高效开发对于保障国家能源安全具有重要意义.采用水平井分段多簇压裂技术,并优化压裂段内多簇压裂参数,对最大化非常规储层产能至关重要.明确裂缝扩展规律,量化裂缝形态与产能之间的关系,是水平井段内多簇压裂方案优化的关键.本文基于相场方法仿真段内多簇裂缝竞争扩展形态,通过集成的裂缝形态识别技术,进而构建二维等效裂缝模型,用以表征压裂渗流通道,并提取改造后等效物性参数,分别作为几何与物性输入参数传递至裂隙流模型,实现两种方法的自动耦合与传递,进而对不同压裂工况下的产能进行定量评估,最终实现裂缝扩展—渗流一体化模拟.通过室内物理模拟实验与现场压裂施工数据对比分析,验证了双重模型耦合的准确性与可行性.在此基础上,本文进一步研究了基于该方法的段内簇数和簇间距对裂缝形态及产能响应的影响规律.研究结果表明:当簇间距由 15 m增加至25 m时,裂缝发生偏转的位置后移,裂缝尖端的偏转角度由 30°降低至 24°,裂缝周围压力梯度降低,流体驱动力减弱,裂缝之间的流体干扰效应显著减小,这一变化导致日产峰值与稳产水平有所下降,日产油、累计产油量降幅分别为 35.88%和 35.89%;当段内簇数由 3 簇增加至 5 簇时,外侧裂缝尖端偏转角度由 30°增加至 34°,诱导应力场控制面积由 36.74%增加至 42.46%,裂缝周围压力梯度增强,流体驱动力增大,原油的动用程度得到显著提升,致使日产峰值与稳产水平相应提高,日产量、累计产油量增幅分别为 40.49%和 45.467%.因此,优化簇间距与簇数,可以兼顾控制裂缝干扰程度和提高单井产能,从而提高水平井段内多簇压裂改造效果.

作为页岩油藏开发的一种关键技术手段,压裂阶段的动态渗吸驱油在近年来已成为油藏工程研究的热点.鉴于全球能源需求以及对非常规油气资源的持续勘探,这项技术在提高页岩油藏开采效率方面的重要性不容小觑.然而,页岩油储层动态渗吸过程中,不同因素在动态渗吸各个阶段的具体作用机制尚不明确,各因素对渗吸驱油效果的影响难以精确量化,严重制约了页岩油藏开发效率的进一步提高,导致开发成本上升,同时给资源的可持续开发带来了挑战.针对页岩油储层动态渗吸机理及作用规律不清的问题,建立了岩心尺度数值模拟模型,采用控制变量法设置了 15 个模拟方案,揭示了驱替压差、毛细管半径、润湿角、油水粘度对动态渗吸驱油效果的作用机制,明确了流体渗流变化规律.研究表明:动态渗吸中,毛细管半径从 0.1 μm增大至10 μm,毛细管力减小,流体渗吸速率加快,渗吸采收率提高了8.0%;驱替压差从 0 MPa开始增大,渗吸由静态升级为动态,3 MPa时渗吸采出程度提高了7.9%;认为驱替压差与采出程度符合幂函数关系,存在最优驱替压差.岩心润湿性由亲水向中性、亲油变化,采出程度由水润湿的 48.9%下降到油润湿的 33.9%;原油粘度由53.30 mPa·s降低至 13.99 mPa·s,渗吸采收率提高了 9.1%;驱替相粘度越大,初始渗吸速度越小,但渗吸驱油效果越好.现场操作中可通过优化注入压力,选择合适的压裂液、表面活性剂等,提高亲水程度和驱替相粘度,改善动态渗吸过程,从而增大驱油效率.未来应进一步考虑多相流动的复杂性,同时结合储层的非均质性,从不同尺度研究各因素对页岩动态渗吸过程的影响.

为探究水驱过程中不同润湿性条件下油水微界面的运移特征及其演变规律,基于N-S方程建立Hele-Shaw圆柱式模型,采用相场法界面追踪驱替过程中油水微界面的拓扑变形特征,研究润湿性、油水粘度比及毛细管数对油水微界面形变的影响.结果表明,水驱过程中油水微界面的动态演变过程可以分为 4 个阶段,即突破、分裂、三相接触线交汇及微界面融合.微界面的突破和分裂在驱替周期内重复发生,且不受润湿性和岩石颗粒分布的影响;三相接触线交汇和微界面融合具有相近的形变特征,主要受润湿性和岩石颗粒分布的影响.三相接触线交汇现象主要出现在亲水条件,而微界面融合现象则出现在亲油条件.润湿性由强亲水转变为强亲油时,水驱前缘变化幅度先降低后升高,在弱亲水条件时,呈现"活塞式"驱替模式.模拟发现在弱亲水条件下的驱油效率最高,而强亲油条件下的驱油效率最低(61.06%).在弱亲水和相同注入孔隙体积倍数条件下,随着油水粘度比从 20 增加到 100 时,三相接触线交汇现象的发生率逐渐降低,微观驱油效率降幅为8.56%,且驱替启动压力也随之降低;毛细管数从 0.66×10-3 增加至 2.0×10-3 时,三相接触线交汇的发生率增加,模型内的剩余油体积减小,驱油效率提高 9.36%.这表明在亲水条件下,增加三相接触线交汇现象的发生率能够显著提高驱油效率.研究结果能够丰富水驱微观渗流机理,为深度挖潜水驱剩余油提供理论依据.

岩石自发渗吸是孔隙内润湿相流体自发排驱非润湿相的过程,是致密油藏提高采收率的重要机理之一,由于多孔介质特性以及裂缝形态等因素的复杂性,目前对裂缝与孔隙间的渗吸传质规律的研究尚未完全阐明.本文基于相场法和流体运动方程,建立孔隙尺度动态渗吸数值模型,分析复杂孔隙结构内部裂隙与孔隙之间的传质机理及其与采收率的关系.结果表明:(1)渗流过程在孔隙内部主要涵盖 3 个关键阶段:裂隙的快速渗透,裂隙与孔隙间的相互作用(即渗吸现象),以及孔隙中的逐步推进(即驱替过程).较快的注入速率会阻碍渗吸过程的进行,从而导致更多的残余油滞留.(2)存在特定的临界裂缝宽度,当裂缝宽度约为平均孔径大小 40 倍时,采收率会在一定范围上下波动.较小的裂缝宽度使得流体在孔隙和裂缝间的流动通道更为狭窄,这增强了毛细管力对油滴的驱动作用.随着临界裂缝宽度的减小,裂缝无量纲数与采收率之间展现出正相关关系.(3)不同复杂度的裂缝系统对流体运移产生不同的影响.随着临界裂缝宽度的减小,不同复杂程度的裂缝对流体动用产生的影响呈现出差异性.随着裂缝复杂程度的增加,渗吸作用波及范围越大.裂缝宽度的减小会加剧油滴的聚集现象,进而显著减缓渗吸速率,并在小孔隙区域引发堵塞问题.(4)系统开放边界数的增加可有效提升润湿相接触面积,实现孔隙空间的最大化动态利用,进而形成协同渗吸驱动机制.四边开放(AFO)条件下的渗吸采收率为最优,而单边开放(OEO)条件下的采收效果最差.在相同无量纲时间下,TEO和OEO因开放端面数量与空间分布模型的强非均质效应,呈现更高归一化采收率,而其余三种边界条件采收率变化曲线呈现相对集中趋势.

低矿化度水驱是一种通过调控注入水的离子成分或浓度提高原油采收率的新技术,目前低矿化度水驱的适用油藏条件和提高采收率作用机理仍未达成共识.本文以中东地区海相碳酸盐岩油藏柱塞岩样为研究对象,开展了系列低矿化度水润湿调控驱油室内实验,基于胶体稳定性(DLVO)理论建立了一个典型原油/盐水/岩石系统的界面反应模型,联立增广Young-Laplace公式计算了润湿角和总分离压力,通过文献实验数据验证模型可靠性,阐明了离子浓度和离子类型对分离压力曲线和润湿角的影响.结果表明,在低矿化度环境中,碳酸盐岩孔隙表面在流体冲刷作用下亲水性更强,驱油效率更高,低矿化度水驱提高了3.2%的原油采收率;在恒定电荷的假设下,基于扩展DLVO理论建立的原油/盐水/岩石系统数学模型可以准确预测润湿角的变化;相比于离子浓度,离子类型对分离压力和润湿角的影响更大,在二价离子中,Mg2+离子对碳酸盐岩的浸润调控作用强于Ca2+离子;当水膜厚度较小时,范德华引力是影响分离压力的主要作用力,随着水膜厚度增大,双电层力逐渐变为主要作用力.本研究有助于更深入地理解低矿化度水驱提高采收率的润湿调控机制.

总有机碳(TOC)含量是评估烃源岩储层品质和生烃潜力的重要地球化学参数之一,其准确预测对页岩油气勘探开发具有重要意义.随着人工智能技术的快速发展,单一机器学习方法常被应用于TOC含量评价.然而,单一机器学习方法存在过拟合、欠拟合和目标函数局部最优等问题.集成模型被证实通过整合多个智能算法可以提高预测精度和稳定性能,其中组合策略是优化集成模型的关键之一.算术平均法作为组合策略难以充分发挥最佳模型的预测性能,而且容易受到预测误差较大的智能算法的影响.加权求和法作为组合策略根据训练数据确定加权系数,在训练集上表现出色,却在测试集中表现欠佳.本文提出了一种基于智能匹配技术的集成模型(IMTEM),采用极限梯度提升、随机森林、支持向量机和极限学习机作为算法模块对输入数据进行初步处理,提取的特征信息与原始测井响应共同输入到前馈神经网络层中进行非线性转换以及特征学习,从而对页岩TOC含量进行准确且连续的评价.将本文提出的方法应用于四川盆地龙马溪组页岩TOC含量预测,测试结果表明,相比于两种集成模型、5 种基础模型和ΔlogR方法,IMTEM的预测结果与岩心实测TOC含量一致性更高,更适用于页岩TOC含量的预测.

深层－超深层油气资源潜力大但探明率低，是我国油气现今勘探发展的重点领域。然而，针对深层－超深层领域的资源潜力评价仍面临烃源岩热演化程度高、储层成岩改造强、油气藏多期调整改造与有效保存等一系列科学技术难题。近期，元坝地区超深层油气勘探获得新突破，在埋深近9000 m的灯影组四段发现了天然气藏，揭示了四川盆地北部超深层良好的勘探前景。本文以最新钻井YS1井的资料为主，结合周缘钻井、露头及其分析测试等数据，对研究区灯四段气藏的烃源岩、储集层等成藏关键要素及油气成藏过程开展系统研究，以期为超深层油气藏勘探评价提供借鉴。结果表明：(1)YS1井灯四段气藏烃源岩来自寒武系筇竹寺组，烃源岩在志留纪进入低成熟阶段，至晚二叠世－三叠纪达到中－高成熟阶段，在中侏罗世－早白垩世达到高－过成熟阶段，目前处于过成熟阶段。(2)灯四段气藏储层主要为台缘丘滩相白云岩储层，其经历了长期压实、压溶和深埋胶结，现今表现为低孔、低渗的特征。(3)川北地区台缘丘滩储层紧邻筇竹寺组深水相优质烃源岩，具有“棚生缘储，上生下储”的有利源储配置条件，是古油藏形成的物质基础。(4)灯四段气藏经历了多期调整改造。古油藏期，研究区处于川中古隆斜坡区，受滩间致密层封挡形成规模岩性古油藏；油气转换期和气藏期，受北部盆缘米仓山隆升影响，研究区处于米仓隆起斜坡区的局部微幅隆起构造，形成受构造－岩性共同控制的古气藏；晚期受喜山运动影响，盆缘隆升挤压，元坝地区处于九龙山背斜南西翼，灯影组古气藏局部调整形成现今气藏，YS1井处于古气藏、现今气藏叠合有利区。四川盆地北部超深层油气藏勘探应以寻找大型规模古油藏为基础，进而落实成藏关键期的有利古构造特征；持续有效的保存条件和古、今构造高部位叠合区是油气运聚调整的有利富集区。

致密油藏的压裂开采过程中,压裂液对储层孔隙中原油的渗吸置换作用,逐渐成为提高采收率技术的重点研究领域.然而,渗吸过程中不同尺度孔隙原油动用特征及其机理尚不明确,严重制约了压裂液体系的优化设计与开采工艺的合理选择.以鄂尔多斯盆地长 7 段致密油藏为研究对象,采用两性表面活性剂(EAB-40)作为清洁压裂液体系主剂,结合T1-T2 二维核磁共振与润湿性测试,系统研究表活剂浓度对储层界面性质及压裂液渗吸驱油效率的影响规律,揭示其微观作用机理.实验结果表明,EAB-40 通过协同降低油水界面张力(达10-2 mN/m量级)与诱导润湿性反转(接触角由 147°降至 57.34°),显著增强毛细管驱动力与原油脱附效率;当表活剂浓度为 0.1 wt%时压裂液体系综合驱油效果最优.渗吸过程中,小孔隙因水湿矿物集中,表面活性剂扩散引发润湿性反转,驱动原油由小孔隙T2＜1 ms向中(T2 介于 1～100 ms)、大孔隙T2＞100 ms高效运移.聚合物分子改善压裂液体系流变性能,促进束缚油、盲端孔隙残余油深度动用.实现"IFT降低—润湿性反转—粘弹性流控"三重协同渗吸机制.

多孔介质中多相渗流问题是油气藏开发领域重要的研究内容,由于我国地质条件复杂,岩石性质如渗透率、孔隙度等分布不均匀,复杂多相渗流问题的数值求解需克服系统的多变量、强非线性、计算量大以及保持变量的物理属性等难点.对于传统的不可压不混溶两相渗流模型,隐压显饱(IMPES)的半隐格式是求解该类问题的一类广泛使用的重要算法,即隐式求解压力方程和显式更新饱和度,但传统的IMPES方法在更新饱和度时需计算饱和度梯度,因此在求解复杂非均匀介质中的两相流问题中并不适用,Hoteit和Firoozabadi提出了改进的IMPES方法,使得改进后的方法可以预测非均匀介质中饱和度不连续的情况.由于前两种IMPES方法在更新饱和度时只选取其中一相流体的质量守恒方程进行计算,因此无法保证另一相流体亦满足局部质量守恒.这两种IMPES方法对压力方程的推导都是在偏微分方程连续层面加合各相的体积守恒方程而得,然后对压力方程和饱和度方程用不完全匹配的空间离散方法,所以无法同时保证两相流体逐相局部质量守恒.本文基于课题组近几年发表的求解两相渗流问题的几类新型IMPES半隐格式,提出了一种新型推导IMPES中压力方程的框架,即先对每相的体积守恒方程用局部守恒的空间离散方法做离散,然后加合每相离散的体积守恒方程,从而实现了压力方程和饱和度方程在空间离散上的完全匹配,从本质上克服了以往文献中的IMPES半隐方法无法同时保证两相流体均满足局部质量守恒的难点,使得新型IMPES方法保各相流体均满足局部质量守恒、饱和度保界,计算格式为无偏求解,且适用于求解非均匀介质中具有不同毛管力分布的两相渗流问题.本文提出的新型逐相守恒IMPES框架还有一个传统IMPES没有的优势,即新型逐相守恒IMPES框架中只需要定义体积守恒或质量守恒方程的空间离散方法,不需要单独定义压力方程的空间离散方法.课题组近几年发表的几类新型的IMPES半隐格式求解可以认为是本文提出的新型逐相守恒IMPES框架的特例,本文IMPES框架还可以应用于更复杂的多组分多相渗流,构造更多的新颖格式.本文同时通过非均质多孔介质数值算例,验证了新型IMPES方法在处理复杂地质条件下两相流问题的有效性和优越性,相比传统方法更具适应性,同时更稳定也更高效.

页岩油是我国潜力最大、最具战略性的石油接替资源之一,厘清压闷采过程中多孔介质内流体分布演化规律对提高页岩油采收率具有重要意义.本文采用多组分多相格子Boltzmann模型对页岩油压闷采过程中的渗流机理开展研究.首先使用Laplace定律、接触角、分层流动验证了模拟模型的准确性.随后基于济阳页岩扫描电镜图像,构建了包含顺层缝、网状缝和基质孔隙分布的页岩多孔介质结构.利用格子Boltzmann模型对页岩多孔介质内压闷采过程开展模拟,分析了压闷采不同阶段的流体分布特征,探究了不同闷井时间、储层润湿性和排液速度的影响.结果表明闷井阶段压裂液会在毛管力作用下渗吸进入网状缝并将内部的油相置换出来,随着闷井时间增加压裂液返排率趋于减小;水湿岩心相较于中性和油湿岩心具有更好的开发效果,压裂液利用率和基质内原油动用程度更高;较高的排液速度会使孔隙内的压力快速下降,不利于后续页岩油的生产.本文从孔隙尺度研究了页岩油压闷采过程中流体流动机理,为页岩油井合理生产制度的制定提供了支撑.

针对页岩储层的低孔隙度、特低渗透率且中性偏油润湿特征,本文设计了相应的微流控毛细管束微观模型.基于该模型,研究了分子膜剂(DM)与表面活性剂十八烷基三甲基氯化铵(STAC)复配体系改变微观模型润湿性情况.发现在DM(1000 mg/L)/STAC(浓度≤临界胶束浓度)条件下,在玻璃表面润湿改性接触角与STAC浓度呈正相关,接触角最大能达到100.51°,且为单层吸附,吸附平均厚度为2.064 nm;在DM(1000 mg/L)/STAC(浓度＞临界胶束浓度)条件下,在玻璃表面润湿改性接触角与STAC浓度呈负相关,吸附层为多层吸附.以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层为研究对象,刻蚀出与孔喉直径等效的毛细管束模型,半径为 5 μm,流道深度为 5 μm.然后通过DM/STAC润湿改性,基于亲水润湿和润湿改性后毛细管束模型进行压差—流量法测试流体渗流规律.结果表明,流体在低速流动时,呈非达西渗流特征,具有启动压力梯度.并且,润湿性改变致使毛管力转向,从而影响流体渗流规律.

页岩的孔隙作为页岩气的主要储集空间,其结构特征直接决定了气体的赋存状态、富集程度及渗流机制.然而页岩气储层中有机孔的结构十分复杂,非均质性强裂,制约了储层的精细评价和动态开发.为明确我国南方下古生界页岩储层有机孔的三维结构特征,本文以黔北地区寒武系牛蹄塘组和志留系龙马溪组两套富有机质页岩为研究对象,针对这两套热成熟度差异显著的页岩层系,本研究综合运用有机质提取、低温氮气吸附以及聚焦离子束扫描电镜(FIB-SEM)三维重构技术,系统表征了两套页岩有机孔的微观结构特征,并且基于氮气吸附和FIB数据,分别利用FHH和盒子计数模型评估了不同尺度下有机孔的孔隙结构复杂程度.研究结果表明,中等热成熟度的龙马溪组页岩(等效镜质体反射率Ro=2.1%～2.8%)有机孔十分发育,孔隙形态以气泡状、海绵状团簇为主,孔径主要介于200～450 nm,具有较高的比表面积(133.9～159.5 m2/g)和孔体积;与之相比,过成熟的牛蹄塘组页岩(Ro=3.0%～3.8%)有机孔的孔径较小(r=10～140 nm),其形态多呈不规则状或狭缝状,比表面积(30.9～31.4 m2/g)和孔体积较低.三维孔隙网络建模显示,在龙马溪组页岩中,有机孔孤立分布,连通性差,大孔(r>140 nm)贡献了总孔隙体积的 70%.牛蹄塘组页岩由于热演化程度较高,有机质发生缩聚形成微裂缝,提高了大孔(r>150 nm)之间的连通性;而小孔呈孤立分布,孔隙之间的连通性差,小孔贡献了总孔隙体积的64%.另外,两套页岩的有机孔分形表征显示,牛蹄塘组页岩的大孔具有更高的分形维数(D2=2.37～2.78),表明其孔隙结构更为复杂;而龙马溪组页岩有机孔的形态相对规则,这主要受有机质热演化程度控制.该研究不仅为不同热成熟度页岩的三维孔隙结构演化机制提供了系统认识,还为黔北地区页岩气储层评价和渗流开发提供了理论依据.

储层物性参数是表征储层储集与渗滤流体能力的重要参数,测井解释是获取物性参数的重要途径,是一个复杂非线性回归任务.针对已有物性参数测井解释方法在小样本学习条件下的泛化能力不足这一问题,本文首先提出了基于聚类分析的样本优选方法,通过K均值聚类划分样本的空间结构,根据样本在空间结构中的分布优选学习样本,从而最大化学习样本的多样性;然后提出了基于层次化残差神经网络的物性参数测井解释方法.方法在全连接神经网络基础上引入 4 种机制:(1)引入残差连接学习输入与输出间的残差映射,深化小样本的复杂物性特征提取过程;(2)引入集成学习整合多种不同机器学习方法,通过算法多样性降低过拟合风险;(3)引入多任务学习联系起孔隙度解释和渗透率解释这两个任务,以提高小数据情况下单一任务的泛化性;(4)引入二次加权均方根误差损失函数,降低高渗储层的物性解释误差.在实际研究区中设计的 90 组对照实验的分析结果表明,基于聚类分析的样本优选方法能够有效提升多种机器学习模型在小样本条件下的泛化能力;基于本文提出的层次化残差神经网络进行研究区孔隙度与渗透率测井解释,解释结果的决定系数分别达 88%、94%.与已有的多种方法相比,本文方法基于分布特征的样本选择及多任务协同等方式的算法优化有效提高了岩石物理数据的特征表征,方法的物性解释精度更高、泛化能力更强,在取心盲井上的精度分别领先 12和20个百分点.

针对鄂尔多斯盆地锦58 井区开发过程中存在的高含水、气水同出等问题,开展基于致密砂岩储层孔喉尺寸划分结果评价不同储层因素对可动流体的影响,有助于从微观角度明确气体分布规律.以下石盒子组 10 个典型致密砂岩样品为例,采用铸体薄片观察、扫描电镜观测、X射线衍射分析、高压压汞及核磁共振实验,利用多重分形理论及核磁共振参数转化孔喉分布方法,评价储层参数对不同尺寸孔喉内部可动流体分布的影响.研究结果表明,根据压汞曲线形态及参数可以将孔隙结构划分为3 种类型:Ⅰ类样品孔喉尺寸分布曲线呈双峰状,物性和孔喉连通性较好;Ⅱ类样品孔隙孔喉尺寸分布曲线呈单峰状,孔喉以中孔为主,分选较好,受限于孔喉尺寸,储层物性差于Ⅰ类样品.Ⅲ类样品孔喉尺寸分布曲线小孔为主峰,大孔为次峰,其物性非均质性最强.据孔喉尺寸及分形特征曲线转折点可以将储层孔喉划分为大孔(0.1～1 μm)、中孔(0.01～0.1 μm)和小孔(0.001～0.01 μm).可动流体主要大孔和中孔内部,其中大孔含量对可动流体的含量起决定性作用,而中孔在占比较高的情况下具有一定的储气潜力,小孔含量则对可动流体分布影响不大.脆性矿物的含量主要影响大孔内部的可动流体含量,而黏土矿物的含量对不同尺寸孔喉内部的可动流体含量均产生不利影响.不同尺寸孔喉所贡献的孔隙度与可动流体含量成正相关,但受限于储层连通性的影响,随着孔喉尺寸的降低,其相关性逐渐下降,而渗透率则控制着不同孔喉尺寸内部的可动流体分布.孔喉结构参数中,较高的分形维数对储层整体及不同尺寸孔喉内的可动流体分布均有不利影响.而受限于不同孔喉尺寸对物性的贡献,最大进汞饱和度参数仅可用于表征大孔内部的可动流体分布.

低渗透油藏注CO2 开发中,CO2 溶于水后形成的碳酸水能够有效改善渗吸效果,进而提高油藏开发效益.本文通过测量油水界面张力、接触角和渗吸采收率,探究了温度和压力对高压CO2 作用下低渗透岩心渗吸采油的影响规律.结果表明,升高温度和增加CO2 压力均可改善油水界面特性,提高渗吸采收率.8 MPa时,温度由 20℃升至 80℃,界面张力增大 2.25 mN·m-1,接触角减小 15.2°.温度对油水界面特性的影响显著强于CO2溶解度,随着温度升高,CO2 溶解度减小,但界面张力增大,岩石亲水性增强,并且原油流动性增强,故渗吸效率提高.80℃时,压力由 4 MPa升至 10 MPa,界面张力减小 3 mN·m-1,接触角减小 18.4°.压力通过改变CO2 在液相中的溶解度来影响油水界面特性,随着压力升高,CO2 溶解度增大,界面张力减小,岩石亲水性增强,原油流动性也增强,继而渗吸效率有效提高.升温和增压在提高渗吸效率方面存在一定的协同效应,两者共同作用下,虽界面张力仅有小幅减小,但岩石亲水性明显增强,加速了基质孔喉中原油的逸出,有效提高了低渗透岩心渗吸采收率.研究结果丰富了渗吸采油机理,能够为低渗透油藏注CO2 开发提供理论参考.

与岩溶相关的碳酸盐岩缝洞型油藏在全球油气田开发中占据重要地位,尤其在深层—超深层条件下,其内部结构和充填改造作用表现出高度复杂性.明确古岩溶洞穴中充填物类型及充填程度,对储集空间有效性评价、开发策略优化及剩余油挖潜具有重要的理论和实际意义.本文在大量文献调研的基础上,系统梳理了岩溶洞穴充填相和洞穴碎屑充填相划分的方案,总结了洞穴内部充填结构地质认识的主要理论进展.通过调研古岩溶洞穴充填物识别与预测、充填程度判识的技术进展,总结了目前塔河地区构建的岩溶洞穴充填模式.研究表明洞穴充填相的识别研究进展主要体现在:①现代地表洞穴碎屑质充填相成因类型和古岩溶洞穴充填的划分;②针对于洞穴充填物的识别与预测、洞穴充填程度的判别.早期采用的方法普遍为利用测井和地震资料的定性、半定量化方法.随着人工智能技术的兴起,利用机器学习强大的泛化能力进行充填物、充填程度的识别与预测成为该领域的前沿技术研发方向;古岩溶洞穴充填模式建议在古岩溶缝洞系统的层次性结构框架内,利用水文地貌与洞穴发育部位的耦合关系,并结合实钻井揭示(或是采用预测手段)的洞穴内部充填物类型进行构建.在岩溶洞穴充填作用研究方面存在以下问题:①古岩溶洞穴充填物类型的划分依据主要是岩石物理组分的差异,而并没有体现充填物形成的动力学机制;②针对洞穴充填物的识别精度不足,导致无法完整地识别洞穴内部充填物序列;③目前普遍利用地震反演技术得到的洞穴充填预测的结果只能对泥质含量进行预测,无法对所有充填物充填程度进行准确评价,因而古岩溶暗河网络充填程度空间差异分布预测仍待深入攻关.基于目前存在的问题,本文认为利用人工智能技术开展洞穴充填物类型和充填程度的识别与预测是大势所趋.如何提高样本集的代表性、预测网络的准确性和泛化度是未来攻关的方向.

针对牙哈储气库钻井中油基钻井液体系在高—低温循环条件下流变性恶化且堵漏承压能力不足难题,研发了一种温敏型抗高温提切剂RHT,并优选堵漏材料和配套处理剂,构建了一套抗高温防漏堵漏油基钻井液体系.通过红外光谱、核磁共振氢谱、热重曲线和DSC分析等表征手段,深入分析了RHT的分子结构、热稳定性及温敏特性,系统评价了其在乳液和油基钻井液中的流变性调控作用.实验结果表明:RHT显著改善乳液的剪切稀释性和触变性,且在高低温循环条件下具有良好的流变性调控能力,80℃条件下,体系动切力提升 87%,塑性黏度无增加;220℃时,动切力提升 220%,动塑比为 0.49 Pa/(mPa·s).经 220℃老化后的钻井液体系保持了较强的携岩性能,并能够有效封堵 20～40 目砂床和 1～3 mm缝板,最大承压能力 8 MPa.该体系在牙储-X井的现场应用中,显著改善了钻井液的携岩与堵漏性能,减少了漏失与卡钻等复杂问题,为牙哈储气库的高效开发提供了有力的技术支撑.

火山岩油藏是我国油气勘探的重要领域之一，受火山多期次活动及复杂成岩、构造作用的影响，火山岩储层表现出岩性多样、裂缝发育、微观非均质性强的特点，制约了对于该类储层的认识。明确双重介质下的储层特征对于火山岩油藏储集空间评价、开发方案优化和甜点区域选择具有重要的指导意义。针对上述问题本文提出了以产能为约束的双重介质储层定量分类评价思路。首先，以压汞测试所得的孔隙结构特征参数(孔隙半径均值、分选系数、偏态、峰态、变异系数)为基础，采用K-means聚类方法建立基质的分类标准，结合Shapley值以增强分类结果的可解释性。其次，以成像测井所得的裂缝密度为基础，采用K-means聚类方法建立裂缝分类标准。最后，综合考虑裂缝和基质的分类结果，以研究区不同类型储层最大单井月产量的总离差平方和最小为目标，采用粒子群算法优化双重介质储层的分类评价标准，并结合Arps产量递减规律分析不同类型储层的生产特征作为对分类结果的验证。结果表明，研究区主要发育以微裂缝类、沉凝灰岩类/凝灰质砂岩类、凝灰岩类及致密基质为主的4类物性逐渐变差的储层，影响基质储层分类结果的因素依次为渗透率、孔隙半径均值、偏态和孔隙度。按照裂缝密度11.35、6.14、3.03条/m为界限可将研究区裂缝储层分为4类。裂缝－基质综合分类结果表明渗流能力和储集能力都是影响火山岩双重介质储层开发的重要因素，裂缝类别、基质类别与综合类别的Pearson相关系数分别为0.63和0.69。研究区生产井符合Arps指数递减规律，初始产量和递减率呈现正相关的关系，随着储层物性变差，油井呈现出初始产量降低、递减率降低的变化趋势。本文不仅为火山岩储层的分类提供了定量的认识，也为其他双重、三重介质以及需要从多个角度进行评价的储层提供了分析的思路。

浅水三角洲广泛发育于湖泊环境中，受到波浪的改造作用，可在其前端形成离岸滩坝沉积。湖盆浅水三角洲-离岸滩坝体系可作为重要的油气储层类型，其构型特征尚不清楚。本文综合利用岩心与密井网资料，对渤海湾盆地东营凹陷胜坨油田二区沙河街组二段2砂组砂体开展了精细构型解剖，结合基于Delft3D的沉积数值模拟结果，阐明了湖盆浅水三角洲-离岸滩坝体系构型特征与形成机理。研究认为，浅水三角洲-离岸滩坝体系在顺源方向上具有明显的相带分异特征，呈现浅水三角洲前缘-小规模滩砂-大规模坝砂-小规模滩坝砂的顺源演变规律。浅水三角洲前缘与大规模的离岸坝砂同时形成，两者之间发育后期形成小型滩砂。浅水三角洲前缘表现出波浪影响的特点，分流河道分支数量少、深切于河口坝中部，河口坝呈朵状，分流河道在前进到一定距离后决口在侧向形成新的河口坝。大规模透镜状的厚层坝砂形成于破浪带附近，最先发育于三角洲的侧前方滩砂两侧部位，由两个小型坝砂生长、拼接而成，具有平面双厚中心、剖面驼峰状的特点。河口坝与大规模坝砂的规模相对较大、宽厚比高，前者的长宽比较低，而后者的长宽比较大；近端与远端滩砂的规模较小，长宽比与宽厚比也较小。本文研究为东营凹陷胜坨油田剩余油的精细挖潜提供参考和借鉴。

钻井漏失作为钻井工程中最常见的复杂与事故类型之一，其精准预测对保障油气资源的安全高效勘探开发具有重要意义。然而，传统漏失风险预测方法依赖历史钻测井数据与经验分析，欠缺对地质构造特征等关键地质风险要素的考虑，存在预测滞后性与空间局限性，难以满足复杂地层钻前预测需求。针对上述问题，本文提出基于“四元致险”模型的地震导向钻井地质漏失风险预测方法。基于海上钻井典型区块的跨尺度数据，融合测井、钻井与三维地震信息，从地质统计与典型井分析入手，系统揭示了断裂带、火山通道、岩性突变界面与异常高压地层4类主控致险因素，构建了“四元致险”模型框架。进一步以地震信息为主导，融合测井与钻井数据的约束机制，提取多源敏感地震属性，建立四类风险体的识别方法，即通过多属性贝叶斯融合建立断裂带风险概率模型，振幅-方差联合分析识别火山通道边界，响应特征优选构建岩性界面敏感属性集，结合孔隙压力反演实现异常高压层预测。渤海A区和南海B区的实际应用表明，多口钻井钻前漏失风险预测与实际钻井过程中的风险事故吻合率较高，其中成功预测渤海H1井80%漏失层位，包括多个复合成因的漏失层，瞬时漏速达90 m³/h，验证了该模型对复杂地层钻井风险的前瞻有效预测能力。总之，研究成果构建了一套面向复杂构造区的地震导向的三维钻前漏失地质风险综合识别流程，为井位部署、轨迹设计与钻井安全管理提供关键支撑。

缝洞型碳酸盐岩油藏区别于普通油藏，具有储集体空间分布不连续、有效储集空间尺度差异大、内部结构与缝洞接触关系复杂、不同储集单元存在不同的油水分布关系、内部油气渗流规律复杂等特点，而注水和注气方式是高效开发缝洞型碳酸盐岩油藏的重要方式，针对缝洞型碳酸盐油藏注水、注气转换时机不清，导致现场注气开发过程中无法有效确定注气时机的问题。国内外缝洞型碳酸盐岩油藏物理模拟研究采用的模型存在只能在可视化与高温高压中取其一，研究角度不够全面的问题。本文针对上述问题，基于相似原则自主研制了高温高压二维缝洞型油藏可视化物理模型，采用该模型开展注水与注气驱油实验，探究注水、注气驱油过程中缝-洞模型内部油-气-水渗流规律，评价不同注水、注气转换时机与不同注水位置对实验驱替效率的影响，厘清注水与注气关系，明确注气转注时机与剩余油空间展布特征。实验结果表明：1) 通过缝洞型可视化模型注水转注氮气开发实验研究，明确注水转注氮气开发方式是缝洞型油藏有效的开发方式，在水驱作用特征及氮气气顶驱机理的协同作用下，获得较高的驱油效率，达到67.67%。2) 通过不同注采方式实验研究，研究表明缝洞油藏注水驱开发过程中，与高注低采开发方式相比较，低注高采开发方式水驱波及面积更大，水驱作用发挥更充分，获取更高的驱油效率，整体驱油效率提高了2%~4%。3) 对比不同注氮气转注时机驱油效果，优选注采方式为低注高采，氮气转注时机为注水1 PV后转注氮气，获得最高的驱油效率。4) 缝洞型储集体水驱开发结束后，剩余油分布形式主要以“油膜”、“阁楼油”、“绕流油”为主；气驱阶段结束后，剩余油分布形式主要以“界面油”、“绕流油”与“油膜”分布为主。本研究成果有助于探究缝洞型碳酸盐岩油藏注水与注气提采机理，明确转注时机与剩余油分布规律，为缝洞型油藏气驱开发方案优化、剩余油挖潜提供理论依据。

邻井低频分布式光纤声波传感监测作为近年来兴起的压裂监测技术，是实现压裂裂缝精细诊断的有效手段。为使业界进一步了解低频分布式光纤声波传感技术在水力压裂裂缝监测中的研究进展，推动光纤压裂监测现场规模化应用，本文从分布式光纤声波传感技术原理出发，简要阐述了分布式光纤声波传感机理及井中布设方式，系统总结了该技术在数值模拟、物理模拟和水力压裂现场应用方面的研究进展，最后提出了未来低频分布式光纤声波传感技术的发展方向。研究结果表明：①水力压裂低频光纤声波传感技术具有精度高，实时性强的优点，正逐渐应用于现场压裂监测，并得到了国内外学者的广泛关注。一次性光纤具有部署简单、成本低、占用空间小和性价比高等优点，未来有望成为邻井压裂监测的主要方式。如何有效降低光纤滑移效应对光纤应变响应的影响对于提高光纤监测的应变数据质量具有重要意义。②正演模拟主要通过光纤应变场模拟与实际监测数据进行对比分析，定性分析光纤应变规律，从而建立不同裂缝扩展类型与光纤应变规律的对应关系，解释邻井水力裂缝形态和扩展模式，目前应变解释模型主要考虑水平邻井和垂直邻井两种监测方法，尚无法表征应力干扰引起的裂缝偏转，与实际现场监测结果存在一定差距，未来亟需建立考虑应力干扰和流量分配的多裂缝复杂正演模型，为现场光纤数据解释提供指导。③反演模拟主要通过位移不连续法构建裂缝扩展模型求解裂缝尺寸，目前主要求解方法包括最小二乘法、Picard迭代、L-M方法和DRAM算法，但均无法同时反演3个方向上的裂缝几何参数。未来反演模拟的研究需要集中于求解算法的优化，如何更好地降低多解性影响将是后续算法优化的主要攻关方向。④物理模拟主要依托基于光频域反射(OFDR)技术的分布式光纤解调器与真三轴压裂设备相结合开展裂缝监测实验，试验参数设置尚无法完全贴合现场实际情况，分布式光纤在不同岩石试样中的布设方式以及光纤试验数据解释是未来室内物理模拟研究的主要攻关方向。结论认为，邻井光纤监测对于压裂裂缝尺寸解释具有显著的应用潜力，未来有望成为解决非常规资源开发瓶颈问题的关键技术。

生产井产液剖面的实时准确监测对油田开发动态调整具有重要指导意义，有助于评估产层产液占比、优化水平井压裂改造参数、调整生产动态。而基于分布式光纤声波技术的产液剖面测试是近年来兴起的一种新技术，具有准确度高、实时性强的优点，适用于油气田井下高温高压、狭小复杂环境。然而现有分布式光纤产业剖面监测研究多集中于理论研究及室内实验，而在矿场实际生产过程中，光纤井下信号受复杂噪声干扰，响应特征多变，缺乏利用DAS技术分析井下流动事件及产量剖面计算的成熟分析流程与模型。本文提出了一套适用于矿场产液剖面计算的模型与计算流程，在生产井开展分布式光纤声波传感监测采集不同工况光纤数据，对其进行频率分析确定有效频段，并从声波能量的角度计算产液剖面，有效解决了分布式声波光纤数据产量剖面计算的分析处理方法较少的问题。针对3 口矿场实测数据开展分析，结果表明：此次测试在400~800 Hz频率范围内，开关井状态下的FBE能量差值最大，能够在保留较多流动信息的情况下滤除大多数背景或环境噪声。在开井后，3口井均存在一定的能量响应滞后情况，且在生产过程中，产层位置并不是覆盖所有深度，存在优势进液区域，但第二次开井后，整体产液剖面分布更为均匀。先后两次开关井的FBE能量强度不同，第一次生产过程的绝对FBE能量更强。

邻井分布式光纤监测技术逐渐成为非常规油气藏压裂过程中裂缝监测的重要手段之一，建立邻井分布式光纤应变正演模型对于探究邻井光纤应变响应机理和裂缝几何特征反演等具有重要意义，但现有的光纤应变响应正演解释模型存在裂缝扩展模型选择灵活性不足和网格精度导致的计算效率降低等问题。本文建立了任意开度与几何形态裂缝扩展过程中应力—位移场的半解析计算模型，构建了邻井光纤应变正演模型。通过硬币型裂缝计算案例对裂缝周围应力场进行求解并与Sneddon解析解进行了对比分析，采用水平邻井光纤监测垂直椭圆裂缝计算案例正演了邻井光纤应变响应，并与位移不连续法邻井光纤应变正演结果进行对比分析，分析表明本文模型在经典常规算例下的计算结果与解析方法和位移不连续方法具有一致性。本文进一步将不同裂缝扩展模型与半解析应变计算模型耦合应用于现场光纤数据解释，针对美国HFTS-2矿场实验中B1H井19段和B2H井20段邻井光纤监测结果，本模型模拟结果契合了现场光纤数据响应特征模式，对于呈现复杂特征的B2H井20段，本文模型模拟结果在细节特征和时间尺度上相较于位移不连续法计算模型有更好的对应效果。本模型建立了任意开度与几何形态裂缝扩展邻井光纤应变正演模型，减少了邻井光纤正演计算量，同时可以耦合多种裂缝扩展模型，在现场数据正演解释中可以实现细节特征和时间尺度的更优匹配。

四川盆地下寒武统筇竹寺组页岩气资源潜力大，在德阳—安岳裂陷槽取得了巨大勘探突破。然而，多期构造背景下，页岩气成藏过程复杂，制约了页岩气富集区带优选和高效勘探开发。本论文以德阳—安岳裂陷槽资中—威远地区筇竹寺组典型页岩气藏为研究对象，通过裂缝脉体岩相学观察、流体包裹体测温、激光拉曼分析和盆地模拟等方法，明确了资中—威远地区筇竹寺组页岩气成藏演化过程及其差异。研究结果表明，资中—威远地区寒武系筇竹寺组页岩主要发育三期裂缝脉体，第Ⅰ期脉体形成于加里东运动晚期(ca.420~405 Ma)，脉体中捕获了大量原生沥青包裹体，表明该时期处于生油高峰阶段；第Ⅱ期脉体形成于印支运动时期(ca.235~215 Ma)，脉体中捕获了原生沥青包裹体和原生甲烷包裹体，表明该时期页岩处于高—过成熟阶段；第Ⅲ期脉体形成于燕山—喜山期气藏保存调整阶段，脉体中含大量原生甲烷包裹体。威远和资中地区脉体分别形成于晚白垩世(ca.75~60 Ma)和始新世(ca.45~35 Ma)。威远地区处于裂陷槽缘，燕山期抬升较槽内资中地区要早约10 Ma，故脉体形成时间更早。同时，槽内资中地区较槽缘威远地区发育更好的底板地层(麦地坪组)，形成良好的气体封存箱。另外，资中地区位于槽内斜坡带，其断层和裂缝发育程度较威远背斜地区要较弱。多种因素共同导致了槽内资中地区较槽缘威远地区筇竹寺组整体含气性更好。

深层碳酸盐岩储层逐渐成为中国增储上产的主体，但由于深部碳酸盐岩发育有断裂带，储层破碎，取心困难，对其力学特性研究较少。本文对顺北区块奥陶系鹰山组碳酸盐岩进行力学特性分析。基于矿物组分分析研究其微观组构特征，通过纳米压痕实验对岩样的硬度、弹性模量进行了分析，基于划痕试验，探究了现用钻井液的循环作用下，岩样中不同组分(基质、胶结面、填充物、裂缝)的强度弱化规律。结果表明，在高温高压环境下，受钻井液作用，深层碳酸盐岩呈现显著强度弱化特征：随浸泡时间增加，岩样基质、填充物及胶结面强度持续下降，岩样沿天然裂缝发生断裂。该研究系统阐明了钻井液作用下碳酸盐岩强度弱化规律，对钻井坍塌压力的计算和钻井液密度的优化提供了理论指导。

在CO₂捕集、利用与封存(CCUS)工程中，环空带压现象常被归因于封隔器密封失效，但试压验证表明其密封性完好。本文提出该现象源于CO₂注入过程中温压相态耦合诱发的附加应力累积，导致封隔器等效轴向载荷超过解封极限。基于流体力学中的质量守恒定律、能量守恒定律和动量定理，结合EXP-RK相态方程，构建了温压—相态—应力多场耦合模型，系统量化了注入温度、注入压力、注入量及注入时间对井筒应力场的协同影响。通过长庆油田某注入井实测数据验证，模型预测井底压力误差为2.83%、温度误差为1.75%，显著优于传统单场模型。研究表明：(1)注入温度与注入量是相态演化主控因素，液态—超临界态转化界面随注入温度降低和注入量的增加显著下降；(2)注入温度、注入压力与注入量通过温度效应、鼓胀效应和摩阻效应主导封隔器应力累积。临界阈值分析表明：在其余两个参数保持恒定的条件下，当目标区块注入温度≤6.5 ℃、注入压力≥18.06 MPa或注入量≥2.61 t/h时，等效载荷超过解封极限(60 kN)，触发解封行为。

暂堵剂被广泛用于水平井压裂过程中的裂缝暂堵与转向，对提高压裂改造效果具有重要作用。目前国内外关于暂堵剂运移规律的研究多局限于室内实验，对暂堵剂在井筒中的运移、在缝中封堵过程的宏观模拟研究还不充分。本文基于计算流体力学(CFD)与离散元(DEM)耦合的数值模拟方法，模拟了水平井压裂暂堵过程中暂堵剂颗粒井下运移与封堵过程。模拟时，将暂堵剂颗粒视作离散相，将压裂液视作连续相，对离散相与连续相单独建立数学模型，同时耦合离散相与连续相之间的相互作用，从而实现暂堵剂—压裂液多相体系的流固耦合。针对暂堵剂从井口到封堵井段的运移过程，建立了井筒模型、井筒—炮眼—单一裂缝和井筒—炮眼—多条裂缝模型。揭示了暂堵剂浓度、暂堵剂粒径、压裂液黏度和泵注排量对暂堵剂运移完整性的影响规律，探究了不同裂缝形态下工艺参数与施工参数对暂堵剂封堵效果的影响。研究表明，暂堵剂体系颗粒浓度、压裂液黏度与泵注排量是影响暂堵剂体系运移完整性的重要因素，暂堵剂粒径与浓度是决定暂堵剂体系能否有效封堵裂缝的关键因素。暂堵剂粒径大于20目时，暂堵剂质量浓度的改变只会影响缝内封堵段长度，而不会影响缝内暂堵有效性；当裂缝末端缝宽达到4 mm时，选用20~70目粒径的暂堵剂难以在缝高方向完全封堵裂缝。本研究为水平井暂堵压裂施工过程中工艺参数与施工参数的选取提供了理论依据。

针对油气田开发中传统暂堵剂在封堵后期破胶困难、降解时间长、成胶强度低及残留物对地层渗透率损伤大等问题，本研究通过物理化学交联策略，设计并合成了一种基于纳米复合材料的自降解凝胶暂堵剂(PAE)。通过水溶液自由基聚合法，将丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、聚乙二醇二丙烯酸酯(AE)与疏水单体甲基丙烯酸十八烷基酯(SMA)共聚，并引入纳米二氧化硅(SiO₂)增强交联网络。系统探究了交联剂(MBA)、疏水单体含量、引发剂(APS)浓度及温度对凝胶时间与强度的影响规律，揭示了温度(70~120 ℃)、pH(3~12)及矿化度(20~50 g/L)对PAE降解行为的调控机制。通过扫描电镜(SEM)、傅里叶变换红外光谱(FTIR)和热重分析(TGA)表征了PAE的微观形貌、化学结构与热稳定性。实验结果表明：在优化条件下(单体浓度8%、APS 0.2%、SMA 0.4%、温度70 ℃)，PAE成胶时间为30~120 min，形成致密三维网络结构，凝胶强度达9级(颠倒无变形)；其在70~120 ℃环境中的降解时间为3~10 h，降解后粘度低于10 mPa·s，显著优于传统暂堵剂(>96 h)。填砂管实验显示，PAE突破压力梯度为1.870 MPa/m，封堵率>90%；岩心驱替实验表明，破胶后渗透率恢复率>90%，验证了其对地层的低伤害特性。机理分析表明，PAE的高强度封堵源于物理—化学双交联网络与纳米SiO₂的协同增强作用，而自降解行为则通过碱性条件下酯键皂化与疏水缔合网络解离实现。本研究为油田高效环保型暂堵剂的开发提供了理论支撑与技术方案。

海底扇作为深水区重要的油气储集场所，其储层质量差异对于油气差异聚集及开采具有重要的影响。前人对海底扇储层质量差异进行过较多的研究，但对于陡陆坡背景下的海底扇内部储层质量差异特征及分布样式尚不清楚。本文以东非鲁伍马盆地X气田渐新统海底扇储层为研究对象，综合应用岩心、测井及地震资料，对陡陆坡背景下的海底扇沉积微相与岩相对储层质量差异的控制作用及分布样式进行了深入的研究。结果表明，在弱成岩作用下，海底扇内储层质量的变化主要受岩石沉积组构、岩相(组合)和沉积微相的控制。颗粒分选和泥质含量分别控制储层的孔隙度和渗透率，颗粒大小与储层物性之间的关系很复杂。富砂型岩相中，细砂岩相因其分选性好而具有最高的孔隙度，而块状含砾粗砂岩相因其低泥质含量而具有最高渗透率。在陡陆坡背景下，顺源方向海底扇构型单元依次为泥质水道-砂质水道-朵叶主体-朵叶边缘，导致了储层质量“差-好-差”的顺源差异。近源端泥质水道为细粒及富泥型岩相，其物性整体较差；中部砂质水道与朵叶主体变为块状含砾粗砂岩相和中-粗砂岩相，泥质含量低，物性变好，其中，砂质水道储层质量优于朵叶主体，其内部高孔渗带呈长透镜状，朵叶体相对高孔渗区呈朵状；远端朵叶边缘变为细粒的岩相(中-细砂岩相、细砂岩相)，泥质含量变高，物性逐渐变差。

致密碳酸盐岩储层常采用多级交替注入酸压技术来增加裂缝面差异刻蚀和提高酸蚀裂缝导流能力。通过数值模拟可优化多级交替注入施工参数，从而提高酸压改造效果，对压后增产及稳产具有重要作用。但目前关于多级交替注入酸压的数值模拟常忽略酸岩反应或采用等效粘度方法开展研究，模拟结果与实际情况仍存在较大偏差。针对该问题，本文基于流体体积法(VOF)建立了考虑流体界面追踪和酸岩反应的多级交替注入酸压数学模型。采用有限差分法对数学模型进行离散，得到数值模型,并通过编程求解。通过将本模型模拟结果与实验结果以及解析解进行对比，验证了模型在模拟粘性指进及酸液刻蚀方面的准确性。在此基础上，利用该模型开展了多级交替注入酸压模拟，分析了不同交替注入级数下的酸液流动反应规律、粘性指进特征及刻蚀缝宽变化规律。同时，综合考虑酸液作用距离、指进数量及其覆盖面积，提出粘性指进系数，评价了多级交替注入酸压的差异刻蚀效果。研究结果表明，在典型缝宽及交替注入条件下，低粘酸液在粘度差作用下在裂缝中逐渐形成优势通道，即指进现象。随着注入级数增加，相邻的指进分支之间竞争发育，指进合并。酸液有效作用距离随着交替注入级数增加而增加。存在某一临界注入级数，当注入级数大于该级数后，酸液作用距离增加速度变缓。此时，增加级数只能使指进区域内刻蚀增加。因此，对于给定的裂缝条件和酸液体系，存在一个较优的注入级数范围，使得裂缝差异刻蚀和酸液作用距离同时达到较佳效果。本文模型可为多级交替注入酸压提供优化模拟工具，模拟结果可为现场施工方案设计提供理论依据。

塔里木盆地作为我国最重要的油气资源接替区，其深层/超深层油气资源开发面临诸多世界级技术难题。本文系统梳理了塔里木油田超深油气储层改造技术的发展历程与技术体系，重点论述了塔里木油田两大主力储层的改造技术突破：针对台盆区深层/超深层复杂碳酸盐岩储层，创新性地提出了缝洞体识别与改造一体化设计方法；针对库车山前超深裂缝性碎屑岩储层，研发了系列高效改造技术。研究取得了3项重要技术突破：一是耐高温酸液体系的成功研发，显著提升了超深储层改造效果；二是高密度加重压裂液技术的突破，为超深井改造提供了关键支撑；三是配套工艺技术的持续创新，为超深油气储层高效开发奠定了坚实基础。结合塔里木超深油气储集层的勘探开发趋势，论述了储层改造的生产需求及技术不足，包括深层/超深层储层改造室内基础研究及人工裂缝扩展机理、新型改造液、分层工具、暂堵材料及配套应用工艺技术、改造直接监测解释技术等。提出了6个方面的技术发展建议：1)构建超高温高压基础实验平台，开展岩石力学、流体渗流和导流能力测试等基础研究；2)深入研究高应力复杂储层人工裂缝扩展规律，建立考虑多场耦合的裂缝扩展模型；3)研发耐温200 ℃以上的高性能酸液体系，重点突破可加重、低摩阻、耐高温可控生酸技术；4)研发软硬分层工具、暂堵材料及配套工艺技术，完善软硬分层工艺；5)优化超深水平井“多簇限流”压裂工艺，提高缝控储量；6)建立基于光纤监测的裂缝实时诊断系统，开发耐高温井下监测工具。本研究不仅系统梳理了塔里木油田“三超”储层改造技术体系，更为我国万米储层改造提供了关键技术储备。研究成果对推动我国深层油气资源高效开发具有重要理论价值和工程指导意义，相关技术创新思路也可为全球类似地质条件的油气田开发提供参考。

时移地震成本较高且并非适用于所有类型的油气藏，因此在实施前开展充分的可行性分析非常重要。时移地震可行性分析的关键是油藏开发后的地层弹性参数预测，而影响地层弹性参数的因素十分复杂，油藏开采造成的地层温度、压力、岩石骨架等变化都会对其产生影响。为准确预测油藏开发对地层弹性参数的影响，实现时移地震可行性定量评价，本文以我国渤海湾盆地浅层疏松砂岩油藏为例，开展基于岩石物理建模的时移地震可行性分析方法研究。渤海湾盆地浅层疏松砂岩具有高孔隙、低胶结等特征，本研究根据目标地层的地质条件，将沉积和埋藏史研究与岩石物理建模相结合，建立沉积-埋藏史指导下的岩石物理模型，对疏松岩石的岩石物理特征进行描述。在岩石物理模型的基础上，对研究目标地层的岩石骨架和流体条件进行定量评价，并根据油藏开发动态预测地层弹性参数，基于地震正演对地震条件进行定量评价。针对研究目标储层厚度有限的情况，利用楔状模型正演研究分析储层厚度对时移地震响应的影响。最终，从油藏地质条件、岩石物理条件、地震条件3个方面对研究目标地层的时移地震可行性进行评价。结果显示，研究区的储层地质条件和岩石骨架条件都较好，流体性质是决定时移地震可行性的关键因素，轻质油油藏更利于时移地震观测。从几个研究目标中选取最利于开展时移地震研究的一个，对已有地震数据进行一致性处理，开展时移地震分析，证明时移地震可行性分析的结果比较可靠。研究结果可为渤海湾盆地类似的浅层疏松砂岩时移地震可行性分析提供参考。

川东北千佛崖组页岩水平段钻进井壁垮塌难成井问题，严重制约着普光陆相页岩油气资源的高效开发。明确普光千佛崖组陆相页岩水化结构损伤特征，是揭示其井壁失稳机理形成对应成井措施的重要前提。井下岩心观察发现，普光千佛崖组陆相页岩较长井段同步发育层间页理和有机质富集的滑动镜面。为此，分别以不含滑动镜面和含滑动镜面的千佛崖组陆相页岩为研究对象，开展了页岩基础组构特征及理化特性分析，探究了不同流体作用下(去离子水、白油、油基钻井液和水基钻井液)含多类型弱面页岩细观结构损伤特征，同时结合所构建的考虑多类型弱面的页岩井壁稳定模型，进行了井壁失稳机制分析讨论。研究结果表明：(1)普光千佛崖组陆相页岩以黏土矿物(近60%)和石英为主，黏土矿物中主要含伊利石和绿泥石；内部平行层理方向微裂缝发育，具有明显油水双亲特征，总体水化分散特征相对偏弱。(2)去离子水和水基钻井液作用下页岩水化结构损伤特征明显；白油和油基钻井液作用下，不含滑动镜面和含滑动镜面的页岩内部均未出现明显的细观结构损伤，说明现场油基钻井液具有较好的水化抑制性，同时表明含多类型弱面页岩内部并未发生明显的有机质溶解现象；在一定程度上也说明，油基钻井液与千佛崖组页岩间的物理化学作用并不是主导其井壁垮塌的主控因素。(3)忽略千佛崖组页岩内多类型弱面结构发育的特征，会很大程度低估页岩层井壁坍塌压力，导致水平段失稳垮塌风险增加。研究结果深化了对普光千佛崖组陆相页岩水化结构损伤特征及失稳机理的认识，为千佛崖组页岩水平段安全高效成井提供了技术支撑。

随着油田能源系统的复杂性不断增加，传统的监控、分析和优化的方法往往难以应对来自不同来源的大量数据，导致在识别和解决能耗异常方面效率低下，难以实现能源利用的最佳效果。为克服这些局限性，实现油田集输与注水系统能源管控的智能决策，本研究针对海量多源异构数据，提出一种基于知识图谱的能耗异常智能辅助决策方法。以能耗异常台账及操作手册等文本资料为主要数据源，建立能源管控知识内容体系框架，作为组织和整合多源数据的基础，确保数据的高效利用。采用BiGRU-CRF对文本资料进行实体抽取，识别设备、参数、异常等关键概念；采用BiGRU-ATT进行实体间关系抽取，捕捉油田集输与注水系统中复杂的相互依赖性；通过Neo4j图数据库对提取到的能耗知识进行存储和可视化展示，其结构化的知识表示形式为后续数据的高效利用奠定了基础。根据所构建的知识图谱开发能源管控可视化平台，提供用户友好的界面，使操作人员能够以直观的方式探索能耗知识。该平台从数据和知识层面提供可行的措施推荐，以辅助指导能耗控制。油田现场的应用结果表明，采用所提出的基于知识图谱的油田集输与注水系统能耗异常智能辅助决策方法，能够融合多源异构数据，为工艺流程中发生的能耗异常事件提供及时性、整体性、智能性的辅助决策推荐，指导操作人员进行快速有效的能耗控制，显著减少了决策所需的时间。本研究为油田能源管控建设提供了新的思路，对其它油田的能耗控制管理具有指导意义。

地震岩石物理反演是储层物性评价的有效方法。从地震数据中直接预测储层参数相比于从地震弹性参数估计储层参数具有更低的不确定性和更高的精度，然而现阶段研究对直接储层参数反演中初始模型建立的问题讨论较少，合理的初始模型不仅能提高反演结果的精度也能减少反演过程的计算成本。针对这个问题，本文提出了基于叠后-叠前联合反演的地震储层表征方法，结合叠后阻抗反演和统计岩石物理模型为叠前地震岩石物理反演提供可靠初始模型，充分利用叠后地震数据的高信噪比和叠前地震数据的高分辨率优势来提高储层参数反演的稳定性和精度。首先，通过现有测井数据对临界孔隙度模型进行标定并结合Zoeppritz反射系数方程构建储层参数化的反射系数公式，建立地震数据与储层物性之间的直接联系。接着通过叠后反演获得纵波阻抗，并利用测井数据得到的统计岩石物理模型建立叠前储层物性参数反演的初始模型。最后基于贝叶斯框架和柯西先验分布约束，从叠前地震数据进行孔隙度、泥质含量和含水饱和度等物性参数反演。模型测试结果表明，叠后纵波阻抗反演结果能够为叠前储层参数预测提供可靠的初始模型进而提高物性参数的反演精度。实际数据测试验证了该方法在提高储层物性反演精度和增强横向连续性方面的优势。

管道作为能源传输的核心纽带，其安全性直接关乎能源供应的稳定性与传输效率。在原油运输过程中，输送介质中的蜡或其他杂质会沉积或附着在管壁上，导致管道输送效率降低，严重情况下会造成堵塞。同时，管道长期运营之后还会产生腐蚀、裂纹等缺陷。因此，定期进行清管和检测是确保管道功能完整和安全运行的重要措施。在作业过程中，精确控制管道机器人(清管器)的运行速度至关重要，不仅能够提升清管效率，还有助于规避因速度不当引起的潜在风险。针对清管作业过程中可能遭遇的管道变形、环焊缝以及管内介质压力波动等外部干扰因素，为确保清管器的运行速度维持在最佳清管效果的速度区间内，提出了一种基于非线性反步法的自适应控制策略。该控制策略基于李雅普诺夫方程与SR模型，并以此为基础推导被控对象的控制器。通过此方法，可以灵活调整以适应清管器的目标速度或在管道内的运行轨迹，实现对清管器速度变化的精确预测。自适应控制器通过调节旁通阀的开闭，改变清管器旁通阀的截流面积，进而调整清管器前后压差，确保速度稳定在最佳清管效果的速度区间内，有效控制速度并降低外界干扰的影响。通过在Simulink Toolbox中构建清管器模型，进行PID与非线性反步法的对比仿真分析。仿真结果显示，非线性反步法控制策略展现出更快的响应速度和更优的控制效果。进而对倾斜管道和弯曲管道下的非线性反步法控制策略进行仿真，仿真实验表明，清管器在倾斜管段和弯管段，自适应控制器均能对速度变化和位移变化做出精准预测，并根据预测的结果调整旁通阀的开度，从而精准控制清管器的速度。非线性反步法的自适应控制策略能够在外界干扰存在的情况下使清管器迅速达到速度稳定状态，有效控制清管器的运行速度，相较于传统PID控制，该方法能显著提高系统的响应速度和稳定性，具有更强的适应性和鲁棒性。该控制策略可为清管器在面临复杂多变的实际控制环境中提供参考，为提高清管作业的效率和安全性提供保障。

层理弱面是页岩储层水力裂缝扩展的关键控制因素。本文以临兴气区页岩为研究对象，通过室内岩石力学实验明确该区域页岩基质和层理力学特征；建立了含层理弱面的“应力—损伤—渗流”多场耦合三维FEM-CZM模型(Finite Element Method-Cohesive Zone Model)，引入考虑层理界面摩擦及胶结强度的层理接触本构，系统分析层理初始水力开度、摩擦系数、胶结强度、井周层理数目以及压裂施工参数对层理剪切滑移和裂缝扩展的影响。研究结果表明，层理干扰使水力裂缝扩展机制复杂，张拉和剪切裂缝共存。相比胶结强度，层理摩擦系数对裂缝穿层行为起主导作用；高摩擦系数促使裂缝抵抗层理干扰而更早穿层，且层理剪切缝范围减小。低摩擦系数及弱胶结强度时缝高扩展受阻；层理胶结增强会削弱层理滑移，促进裂缝穿层。层理初始水力开度达到300 μm时，压裂液沿层理渗流会导致裂缝无法穿层和改造体积受限。层理缝水力开度越大、摩擦系数越小、胶结强度越低，层理越容易剪切滑移。井周弱层理数目增多导致剪切缝面积增加，但张拉裂缝沟通面积减小。通过优化压裂液泵注程序，增加高黏压裂液用量，提高压裂液泵注排量，可以促进裂缝纵向延伸，提升储层动用程度。现场压裂井的井温监测进一步验证了层理弱面对压裂效果的影响。

页岩油气地层的成功开发主要取决于长水平段钻井和大体积压裂等工程措施，这些措施可以使具有优质地质甜点的长水平段页岩油气地层开采出更多的工业产能，其中，钻井是沟通工程与地质的最有效、最直接的技术手段。钻井地质环境是影响钻井工程过程的重要因素，既包含地层的地质因素，也包含钻井环境与地质环境的相互影响因素。从提高优质甜点钻遇率、有利于压裂和降低工程风险的轨迹优化方向出发，本文提出了页岩油气地层增产、安全和高效的井眼轨迹优化控制技术。根据页岩油气地层钻井地质环境因素形成了地质甜点评价、地质风险识别和地质—工程一体化应用模式，基于这些模式提出了3种钻井井眼轨迹优化控制技术：①根据地层空间内地质甜点的变化控制水平钻进位置，形成优选钻遇甜点层及增加页岩油气产能的轨迹控制技术；②根据工程甜点的破裂性质优化钻进方位，形成提高页岩油气地层压裂效率的轨迹方位优化技术；③根据钻井过程中的地质风险，提出了保障页岩油气地层钻井的安全性，降低钻井工程风险的轨迹控制技术。井眼轨迹优化控制技术是实现页岩油气地质—工程一体化开发的关键技术之一，有利于提高长水平井优快钻完井与大体积压裂效率，有利于提高地质甜点的钻遇率和开发效率。