深水气田开发面临高水深、强耦合、高风险等复杂挑战，存在船体稳定性风险高、气藏分析难度大、监测数据获取困难、一体化生产管理复杂等技术难题。传统方法往往依赖分散的单模块仿真与人工决策，模型更新滞后、信息孤立，难以实现对气藏、管网、平台等全流程的协同优化。数字孪生技术能够突破传统方法在数据孤立、模型耦合不足和决策滞后等方面的局限，实现实时交互、闭环控制和全链条一体化协同管理，打通气藏、井筒、管网与平台间的信息壁垒，为深水气田提供协同高效的生产调控与安全保障。为此，本文以“深海一号”生产平台为研究对象，探索构建了贯通气藏—井筒—管网—平台—业财全业务链条的深水气田生产数字孪生系统。首先，系统梳理了油气生产数字孪生研究进展，分析了典型建模方法、技术体系与工程实践。其次，提出融合物理机制与数据驱动的模块化混合建模方法，并形成系统解构、模型构建、数据集成、优化求解与反馈闭环的完整建模流程。接着，面向“深海一号”实际应用场景，开发了船体系泊管理、流动保障管理、智能气藏管理、可视化管理等数字孪生模块，实现了预警监测、预测性维护、辅助决策、三维可视化和全链闭环控制。现场应用表明，该系统显著提升了平台自动化与智能化程度，将配产核算时间由4~5天缩短至1 h内，预测准确率超过90%。最后，针对当前存在的模型可迁移性差、人工干预多等问题，提出引入大模型与小模型联动、集成水下控制系统、构建覆盖全生命周期孪生系统的建议。研究成果为深水气田的智能高效开发提供了可行的技术路径与工程案例参考。

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。

随着油气勘探技术的不断进步，非常规油气储层已成为增储上产的重要领域。然而，非常规油气储层由于其低渗透性、岩石致密性和非均质性，难以通过传统方法构建准确的理论模型和经验公式，形成准确的测井解释，指导储层的识别和挖掘。近年来，人工智能的快速发展为非常规储层的测井解释提供了新的解决思路。本文通过国内外文献调研，首先分析了非常规储层的主要地质特征及评价难点，然后梳理了机器学习、深度学习等技术在岩性识别、物性参数预测、“甜点”预测等测井解释环节的应用情况。已有研究显示，卷积神经网络能更好地处理多尺度测井数据，循环神经网络适用于时间序列测量分析，集成学习方法在复杂参数条件下可提升预测精度。实际案例显示，AI方法相比传统技术有明显改进：岩相分类准确率提高25%~40%，孔隙度估算误差降低15%~30%。深度学习模型还能有效挖掘测井数据与储层参数间的复杂关系，改善低信噪比条件下的解释效果。评估发现，现有数据驱动模型在物理规律匹配性和小样本适应性方面仍有不足，特别是在处理非均质地层时。针对这些问题，建议3个改进方向：(1)构建融合物理约束与数据驱动的混合建模框架；(2)开发面向小样本学习的迁移学习方法；(3)建立集成测井、岩心与地震数据的多模态融合体系，同时建议完善特征工程标准化流程，强化模型验证与不确定性量化机制，并关注图神经网络、物理信息神经网络等新兴技术的应用潜力。本研究通过分析人工智能技术在非常规储层测井解释中的适用性，为其方法选择和技术优化提供了实践参考。

在“双碳”战略驱动下，核能凭借低碳、高效优势逐步成为能源结构的重要部分，铀作为核能的关键原料，其绿色开采至关重要，原地浸出采铀技术因其绿色、高效的优势成为主流选择。然而，在低渗透矿床浸出过程中普遍存在溶浸剂流动受阻、铀回收效率低等难题，水力压裂增渗技术作为成熟的增渗方法，其通过注入压裂液形成裂缝网络，能够显著改善矿层渗流能力，提升溶浸剂流动性以提高铀回收效率，展现出良好应用前景。本文系统阐述了多种地浸工艺及其适用性，深入分析多级压裂、暂堵转向压裂、智能压裂、酸化压裂、泡沫压裂与超临界CO₂压裂等新型水力压裂技术的核心机理及研究现状。结合低渗透铀矿床的资源特征与开采需求，本文提出了地浸采铀与水力压裂技术的协同应用，深入探讨了水力压裂技术对提高铀矿层渗透性与溶浸效率的促进作用，采用多技术集成与智能化优化的发展方向，实现资源高效回收与环境风险降低，为铀矿绿色可持续开发提供强有力支撑。

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。

生成式人工智能(如DeepSeek)的快速发展显著降低了大模型技术的应用门槛，为油气勘探开发这一高度依赖经验与数据的领域注入了新的智能化动能。本研究以DeepSeek系列模型为对象，系统评估其在油气勘探开发领域的多维应用能力。通过设计六维量化评估体系，对领域基础知识、复杂推理能力、计算能力、多模态能力、开放创新性问题及专业工作能力进行评估。测试结果表明，大模型在基础知识覆盖度、处理开放性、创新性问题方面表现优异，展现出较强的领域知识理解能力与跨学科整合潜力；但在处理具体实例和数据时存在幻觉风险，在复杂推理问题中细粒度逻辑推理能力不足，复杂数值计算的准确性与效率存在缺陷；同时，在多模态处理(尤其是专业图像生成与识别)、专业软件操作及实时工程响应等方面存在明显的能力边界。针对测试暴露的局限性，本文提出了一套四维一体技术路径，以实现智能转型，它包括：基于检索增强生成(RAG)的动态知识融合机制，以解决知识滞后与数据幻觉问题；知识图谱驱动的推理引擎，旨在提升复杂问题的逻辑推理精度；专业软件协同架构，通过API网关整合专业工具以扩展模型能力边界；智能体(Agent)赋能的工程系统，以实现复杂任务的自动化分解与执行。对垂直领域知识图谱构建、软件生态协同、智能体实时决策等关键技术瓶颈进行了深入分析，并提出了相应的攻关方向。研究认为，大模型在油气领域的深度应用需与领域知识工程、专业软件生态及边缘计算技术深度耦合，从场景建设入手，突破关键技术，实现“数据—知识—工具”协同应用，逐步实现从单点能力增强到系统工程智能化的转型。

在石油勘探开发过程中，长期积累的文档中蕴含大量工程知识与实践经验，这些资料对油田科学开发和生产决策具有重要意义。然而，此类信息多以文字描述、数据表格及说明性图件等多模态和非结构化形式保存，缺乏统一结构化表达，导致检索与利用效率低下，知识难以系统化应用。传统信息检索方法在处理跨段落、多模态复杂语料时存在局限，仅依靠大规模语言模型进行问答又容易出现虚假生成和上下文割裂，难以满足专业领域对准确性和可解释性的要求。为解决这一问题，本文基于微软开源的图检索增强生成框架，构建了一种面向油藏地质的图检索增强智能问答系统。针对油田文档语言复杂、层次繁多和结构异构的特点，应用了三种优化方法：一是基于文档逻辑结构的切分方法，通过识别标题层级和编号规则实现语义单元合理划分，避免实体关系抽取中的语义割裂；二是结合油藏地质术语体系的提示词优化机制，提升关键实体与语义关系识别与抽取的准确性和完整性，减少错误和遗漏；三是多模态输出机制，通过嵌入匹配实现文本回答与相关图表联动，使结果既具备语言连贯性，又能得到可视化证据支撑，增强了解释性和可信度。实验部分以某典型海域油田约九万字的综合报告为数据源，构建知识图谱并开展评估。与未优化方法和原始框架对比，结果表明优化系统在真实性、答案相关性、上下文精确率和上下文召回率等指标上均有显著提升，其中真实性和相关性的改善表明系统能够更准确生成符合事实和问题意图的回答，上下文指标的提升则显示其在跨段落整合与多模态关联方面更具优势。研究结果表明，该系统在知识抽取、组织与应用方面表现出更高准确性与可靠性，具有良好的工程适配性与扩展潜力，不仅为油田复杂知识的结构化管理和智能化利用提供了可行方案，也为大语言模型在石油工程等高专业化领域的应用落地提供了参考借鉴。

机械钻速预测对钻井工程意义重大，可为钻井优化、资源分配、安全保障等提供重要参考依据。近年来，人工智能掀起新一轮智能化变革热潮，推动了钻井工程的智能化转型升级，涌现出了一大批新兴钻速预测方法，但当前尚缺乏对这些钻速预测新方法的系统性总结和分析。本文通过对国内外主要钻速预测模型和方法的系统调研和提炼，归纳总结了显式钻速方程、数值模拟仿真和人工智能模型3类钻速预测方法的发展背景和理论原理，深入剖析了各类钻速预测方法在实际应用中面临的关键技术难题和挑战，并指出机理与数据融合的钻速预测方法是突破现有瓶颈的重要方向，也是未来技术发展的主流趋势。在此基础上，结合智能钻井发展趋势和钻速预测模型主要卡点，提出了5个未来的发展方向：①自动化、智能化钻井装备；②钻速预测专用的机理与数据融合模型；③基于具身智能、群体智能、强化学习和在线学习的钻速预测模型环境响应机制；④基于大模型和迁移学习算法的通用钻速智能预测模型；⑤基于科学知识发现的钻速预测模型闭环优化。

随着我国能源结构优化，液化天然气(Liquefied Natural Gas，LNG)作为清洁能源的消费量与进口量持续增长，但其含有的乙烷及以上轻烃不仅影响热值与计量，还制约资源综合利用效率。在梳理美国专利US0188996A1、US7069743B2及中国专利CN1318543C等传统工艺的基础上，提出一种基于直接换热(Direct Heat Exchange，DHX)的LNG轻烃回收新工艺，该工艺引入重接触塔实现甲烷与轻烃的二次精细分离，取消传统工艺中的闪蒸塔，通过富液温度梯级利用、脱乙烷塔能量回收等设计，优化换热网络与能耗分布，基于PR(Peng Robinson)状态方程和HYSYS软件进行了工艺模拟，从能耗、产品质量、㶲、换热网络等方面进行了综合比对，并结合响应曲面实验设计和NSGA-II(Non-dominated Sorting Genetic Algorithms-II)算法实现了目标函数优化。结果表明，如仅实现从LNG富液中提取甲烷，本文工艺的能耗较美国专利US0188996A1、美国专利US7069743B2和中国专利CN1318543C分别下降了35.9%、46.4%和44.9%；本文工艺高位发热量可降至34.16 MJ/m³，满足一类天然气质量要求，总㶲损为7171 kW，系统㶲效率57.4%；换热网络分析显示，其最小换热温差与对数平均温差更小，热集成度更高；经NSGA-II算法优化后，在乙烷收率变化不大的前提下，总能耗可从16 863 kW降至16 701 kW，在总能耗变化不大的前提下，乙烷收率可从93.52%升高至97.85%。本文工艺在降低能耗、提升产品质量与资源回收率方面具有显著优势，可为LNG轻烃回收的工程设计与现场运行提供重要理论支撑。

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。

准确可靠的产量预测是油气田高效开发与科学决策的关键环节。尽管机器学习方法已在该领域取得了显著进展，但现有模型通常依赖有限的历史生产数据从零训练，难以有效刻画产量序列中的复杂非线性动态、长期时间依赖性以及多变量间的高维交互关系，导致泛化能力不足、预测鲁棒性受限。为应对上述挑战，本文提出了一种基于大语言模型(Large Language Model, LLM)的气井产量预测新方法。该方法以预训练GPT-2模型为基础，通过几项关键策略实现时序预测适配：首先，对包含日产气量、油压、套压及生产时间的输入数据进行实例归一化，以促进知识迁移；其次，设计可训练的嵌入层，将数值型时序数据映射至LLM的语义嵌入空间，实现跨模态对齐；最后，采用冻结与微调相结合的参数高效迁移策略——冻结LLM的核心自注意力与前馈网络层以保留通用知识，同时微调位置编码与层归一化模块以增强对产量时序特性的建模能力。所构建的GPT4TS模型在四川盆地某海相碳酸盐岩气田实际生产数据上进行了系统验证。实验结果表明：对于开发历史较长的气井，GPT4TS显著优于传统LSTM模型——在单变量输入条件下，平均绝对百分比误差(MAPE)降低18.573%；在多变量输入条件下，MAPE进一步降低35.610%，充分体现了其在复杂趋势建模与多变量协同分析方面的优势。然而，对于投产时间较短的气井，由于历史数据不足以支撑LLM的有效微调，其预测精度反而低于LSTM。本研究不仅验证了大语言模型在油气产量预测中的应用潜力，也揭示了其性能对历史数据长度的依赖性，为实际工程中预测模型的合理选择提供了理论依据与实践指导。

塔里木盆地中-下奥陶统碳酸盐岩缝洞型储层受深部走滑断裂构造控制，显著的非均质性已成为制约超深层油气藏高效开发的关键因素。本文以盆地西北缘碳酸盐岩露头区一条典型走滑断层为研究对象，综合运用野外构造实测、岩石薄片观察、高压压汞与岩石物理实验等多种手段，系统揭示了断控碳酸盐岩缝洞型储层的多尺度非均质性特征及其主控因素，归纳总结了优质储层的发育规律。在宏观尺度上，沿断层走向的裂缝分布极不均匀，其中，叠接段裂缝最密。在叠接段内部，边界断层区域的角砾小、磨圆度高，连通性强。沿倾向方向，断层核区域裂缝与溶洞发育，脉体充填少，储层物性是破碎带的4~6倍，抗压强度仅为其25%~50%，为优质储层发育部位。垂向上，高物性、低强度区与隔挡层交互分布，优质储层呈离散状分布。在微观尺度上，断层核区域发育晶内孔、晶间孔、半充填微裂缝及微孔洞，孔隙类型多样。同时该区域面孔率高，孔隙纵横比大，连通节点多，孔喉通道发育，渗透率明显优于破碎带。在此基础上，本文首次将洛伦兹曲线法与熵权法相结合，应用于断控碳酸盐岩缝洞型储层的非均质性评价。评价结果表明该类储层整体表现为强非均质性特征，且微观尺度非均质性显著高于宏观尺度。其非均质性的形成主要受断层结构与成岩流体溶蚀-沉淀作用两个因素耦合控制。综合以上认识，总结出断控储层的3类“甜点”发育部位为沿断层走向的叠接段边界断层带区域，沿倾向方向的断层核区域以及垂向上的白云质灰岩段。研究成果弥补了断控碳酸盐岩缝洞型储层非均质性研究的不足，为提升超深层剩余油开发效率提供了理论支撑。

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。

页岩油气开采过程面临诸多复杂地质力学问题，页岩的力学性质作为决定开采效率与安全性的核心要素，亟待深入的研究与探索。在此背景下，机器学习凭借强大的数据处理与模式识别能力，为页岩力学性质研究开辟了新路径。本文聚焦机器学习在页岩力学性质研究中的应用，系统阐述该领域的现状、挑战与展望。首先，详细梳理当前机器学习算法在页岩力学参数预测、破坏模式识别方面的应用成果，展示其相较于传统研究方法在处理复杂数据、挖掘潜在规律上的显著优势。随后，梳理了机器学习在页岩力学性质研究应用中面临的诸多挑战。页岩样本数据具有高维、小样本特性，容易导致模型出现过拟合现象；同时，多数机器学习模型内部运行机制难以解释，限制了其推广使用。此外，页岩地质条件复杂多变，不同地区页岩的矿物组成、孔隙结构差异巨大，现有模型在跨区域、跨地质条件应用时，普适性明显不足。最后，基于前沿技术发展趋势展望未来。机器学习在页岩力学性质研究领域前景广阔，通过融合地质、地球物理、测井等多源数据，能够为模型提供更丰富的信息，降低数据维度带来的负面影响；优化算法架构，结合迁移学习、集成学习等技术，可提高模型的泛化能力；构建基于物理约束的机器学习模型，既能增强模型的可解释性，又能提升其在复杂地质条件下的适应性。这些策略有望突破现有瓶颈，推动机器学习在页岩力学性质研究中的深度应用，为页岩油气资源的高效开发提供坚实的理论与技术支撑。

南海油田某钻井平台产生的废弃油基钻井液(8#、10#和20#))固相含量高、粘度高、密度大，并且存在回收、转运困难和难以循环使用的问题。现场采用高速离心和热脱附的方法均不能降低废弃钻井液中固相含量，且使用常规的絮凝剂也不能有效去除废弃钻井液中有害固相颗粒。本文以硅酸四乙酯、纳米Fe₃O₄为原料，丙烯酸甲酯为接枝单体，制备磁性纳米核，再分别与1, 3-丙二胺、三乙烯四胺进行迈克尔加成反应，成功制备出2种带有磁核和超支化结构的絮凝剂(以1, 3-丙二胺为封端剂(絮凝剂-1)，以三乙烯四胺为封端剂(絮凝剂-2))，并通过红外光谱、元素分析的方法测定絮凝剂分子的结构。然后采用絮凝离心的方法，探究2种超支化絮凝剂对废弃油基钻井液的固相含量、密度和粘度的影响。结果表明：絮凝剂加量2.5%时，絮凝剂-1对8#、10#和20#钻井液的有害固相去除率为82.75%、62.30%和70.56%，处理后8#、10#和20#钻井液的固相含量为5.21%、15.34%和14.43%；絮凝剂-2对8#、10#和20#钻井液的有害固相去除率为81.06%、59.13%和69.48%，处理后8#、10#和20#钻井液的固相含量为5.72%、16.63%和14.96%；处理后3种钻井液的密度为0.86~1.16 g·cm^-3；表观粘度和塑性粘度为52~90 mPa·s。其絮凝机理除了电荷中和、吸附架桥作用外，还与其超支化分子结构的吸附性能有关。经过处理的钻井液，满足钻井平台对海上废弃钻井液的要求：8#钻井液(已经过热脱附处理)固相指标5%~7%、10#和20#钻井液(未经处理)固相指标10%~18%，并为其它废弃钻井液的处理提供可借鉴的技术方法。

沉积有机质的碳同位素分布特征常被用作油源对比、有机质成因及古环境分析的依据,但当有机质进入过成熟阶段后，裂解作用会导致同位素分馏，使其碳同位素分布特征出现倒转等变化。特别是在深层和超深层的油气地质研究中，有机质碳同位素倒转的现象一直以来都是重点和难点。本文基于现有数据和相关研究成果揭示了四川盆地川中隆起安岳气田烃源岩、储层中各类固体及液体有机质的碳同位素分布特征，探讨了其成因机制。研究表明，由于古油藏经历了热事件的改造，烃源层和储层中早先形成的原始液态烃均遭裂解并形成了气态烃、残余液态烃和焦沥青三种产物，其中焦沥青可分为烃源层原位焦沥青和储层焦沥青。在现今的烃源层和储层中，出现了干酪根碳同位素值低于液态烃的总体倒转现象，同时也出现了饱和烃、芳烃碳同位素值高于非烃和沥青质的局部倒转现象；储层中的焦沥青碳同位素值分别低于干酪根和液态烃。综合相关数据和模拟实验结果分析可知，裂解过程中的碳同位素富集效应是烃源岩和储层样品中观测到的同位素倒转现象主要原因。烃源层和古油藏储层中的原始液态烃经过高温裂解后形成残余液态烃的碳同位素值整体升高了约4‰，由于烃源层和古油藏储层的受热程度不同，其残余液态烃中不同的族组分的碳同位素值升高幅度不同；储层焦沥青虽然主要继承了储层原油的同位素特征，但在其形成过程中发生的TSR作用可能也对其碳同位素值的异常偏轻有一定的积极作用。总之，导致研究区烃源层和储层中出现碳同位素倒转现象的主要原因是液态烃裂解过程中的碳同位素分馏效应，这可能是经历过高温的深层和超深层油气藏中的普遍现象。

断层作为油气运移、聚集的重要通道和场所，其识别任务是地震资料解释工作的重要环节。然而断层的类型多样、分布广泛、特征复杂，为断层识别任务带来了不小的困难，本文提出了使用3D TransUnet模型进行断层识别的方法，该模型基于3D CNN和Transformer模块构建而成，采用3D Unet模型端对端的结构设计，通过学习合成地震数据三维断层之间的空间关系，从而预测实际地震数据的断层信息，在荷兰北海F3区块和塔里木盆地哈拉哈塘地区的地震工区都成功应用，并取得良好的效果。研究结果表明, 3D TransUnet模型具有CNN局部精度高和Transformer全局注意力的特点，能够根据断层全局信息对复杂区域的断层进行推理预测。将实验结果与3D Unet模型和其他传统方法断层识别的结果进行对比，通过计算验证集断层识别的召回率(Recall)和精确率(Precision)，得到的3D TransUnet模型断层识别的召回率为0.87，精确率为0.83，远高于其他断层识别方法。在三维实际地震工区的应用中，3D TransUnet模型能够在不同实际地震工区都准确地识别出断层信息，对于特征较弱的断层，由于该模型加入了Transformer模块，具备全局注意力机制，因此可以通过整个工区断层的分布趋势来推断出该区域是否存在断层。通过将训练完成的断层识别模型同时运用到不同实际地震工区(F3区块和哈拉哈塘地区)，从而证明了该方法的通用性，即训练好的断层识别模型可以在不同地区的地震数据中使用。研究发现该方法能够有效地识别出地层中的微裂缝信息，在微裂缝作为储集层的油气田，由于微裂缝主要沿着大断层发育，井位都部署在大断层的附近，而在这类油气田的中后期采油阶段，井位的部署则主要根据微裂缝的发育程度决定，因此该断层识别方法对微裂缝作为储集层的油气田的井位部署具有指导意义。

地层可钻性评估对钻井工程至关重要，影响着钻井作业效率和成本效益。传统的三维评估方法往往面临跨尺度多源数据的不稳定融合问题，导致空间泛化能力有限且预测效果欠佳。为解决上述局限性，本文提出了一种基于门控循环单元(GRU)网络的多源数据融合方法，优化地层可钻性的智能评估并提高我国东部某研究区的钻井效率。该方法分为两个阶段：井数据训练阶段和三维应用阶段。在第一阶段，利用地震平均子波和测井资料合成伪深度域地震记录作为基础，并进一步提取地层可钻性敏感属性作为网络输入。具体敏感属性包括融入地质信息的速度模型和用于捕捉多尺度地层结构的分频地震属性。采用改进的可钻性指数D_c作为标签训练模型，确保网络模型学习建立输入属性与可钻性指标的准确映射关系。这种训练方法利用GRU网络的时序学习能力，对数据中的复杂关系进行有效建模。在第二阶段，预训练网络推广至三维应用，提取相应的属性构建三维输入数据集并输入至预训练GRU模型中来预测评估研究区域的地层可钻性。通过对研究区5口代表井的分析，验证了D_c指数有效表征研究区的地层可钻性。此外，Marmousi数值模型实验表明，该方法优于传统智能预测方法，例如仅依赖原始地震数据或原始地震融合测井数据输入的方法。在研究区的实际应用进一步证实了本方法能有效地捕捉地层可钻性变化。该方法通过提供可靠的预测，成为优化钻井作业和增强钻井工程决策的有力工具。

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。

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。

针对钻完井液引起的聚合物堵塞与储层损害问题，本文开发了一种基于纳米载体的改性生物酶解堵剂。通过将α-淀粉酶交联固定在氨基化纳米二氧化硅表面，构建出粒径均匀(约183 nm)、结构稳定的新型固定化酶体系，显著提升了酶的催化活性与环境适应性。系统优化了酶载比、交联剂浓度等关键制备参数，并采用多种手段对比分析了纯酶制剂与固定化酶的分子结构与结合机制。机理研究表明，淀粉酶与氨基化纳米二氧化硅表面的伯胺基团发生脱水缩合反应，生成Schiff碱结构，实现了淀粉酶在纳米颗粒表面的共价固定。在室内模拟实验中，该解堵剂对API泥饼与人工砂盘内部聚合物堵塞展现出快速、高效的清除能力，滤液返排量提高至约120 mL，平均解堵率超过90 %。在95 ℃、3.5 MPa条件下，岩心渗透率恢复率达75.62 %，明显优于传统纯酶体系，体现出更强的高温稳定性与储层保护能力。新型生物酶解堵剂的解堵机制主要通过酶促作用水解聚合物中的α-1, 4或α-1, 6糖苷键，将长链分子切割为短链寡糖或单糖，促使其粘度明显降低，最终实现近井底带的高效解堵和井筒流体返排。此外，新型生物酶解堵剂可以从聚合物降解产物中进行简单离心回收，因此具备多次循环利用的潜力。本研究为生物酶制剂在油田复杂环境中的适应性改性与稳定高效应用提供了新的技术路径和工程思路。

高压水射流技术具有高效、清洁、低成本等优势，广泛应用于油气井除垢解堵作业。随着油气勘探开发进程逐步向深层、超深层发展，水射流技术应用井深显著增加，射流解堵工具在深井高围压条件下解堵效果变差。尽管研究学者对围压下射流流场和射流性能进行了大量的研究，但研究方法相对单一，且实验围压低于30 MPa，高围压对射流应用效果的影响机理尚不清楚。本文针对高围压下射流除垢解堵应用效果变差这一关键问题，利用自行研制的围压射流综合试验系统，开展了定排量条件下围压0~100 MPa射流破岩与轴线动压力测量实验，分析了高围压对射流破岩效果和冲击力的影响规律，并结合水射流基础理论，揭示了高围压对水射流解堵效果的影响机理，提出了深井高围压下射流解堵的应用建议。结果表明：保持排量和喷距一定，随着围压增大，射流破岩深度、破岩体积及射流冲击力均呈降低趋势，降低趋势随围压增大逐渐变缓；从常压到100 MPa围压，射流破岩深度降低约72%，射流破岩体积降低约90%，射流冲击力降低约50%~60%；射流轴线动压力降低是喷嘴空化和高围压环境所产生的“阻尼效应”共同作用的结果；高围压下水射流解堵除垢应用效果不佳主要是因为高围压下射流冲击力降低；为实现深井高围压下射流高效解堵，建议提升深井条件下射流性能和实现射流与机械或化学的复合解堵。该研究有望为提升水射流技术在深井高围压条件下除垢解堵的应用效果提供基础理论支撑。

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。

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.

油气勘探开发实践表明，从“源外”向“源内”转变是石油工业持续发展的必然选择。近来，在松辽盆地北部青山口组半深湖—深湖相纯页岩型泥页岩中获得非常规油气突破，证实了其广阔的资源前景。沉积古环境对有机质富集、沉积相分布及岩相发育具有显著的控制作用。因此，开展泥页岩地层的古环境重建研究，对非常规储层“甜点区”的精准预测具有重要的理论指导意义。本文通过生物标志化合物、元素地球化学等实验方法，对松辽盆地北部湖盆古气候、古盐度、古氧化还原条件、陆源碎屑输入、古生产力等参数进行恢复，明确了青山口组形成时期的古气候演化特征，并与国内其他主要页岩油气资源富集盆地古环境进行对比。结果显示，青山口组样品生物标志化合物正构烷烃以单峰为主，样品多以nC₁₈、nC₁₉、nC₂₀和nC₂₁为主峰碳，姥鲛烷/植烷比值为0.44~1.31，平均值为0.87，整体来看具有植烷优势；主量元素中CaO、Na₂O和P₂O₅相对富集，微量元素中Sr元素富集程度最高，Ba、V、Cr、Ni、Cu、Rb、Y几种元素相对亏损。研究结果表明：松辽盆地整体发育在炎热潮湿的古气候条件，其中古龙凹陷相较于三肇凹陷更为潮湿，青一段底部相较于中、上段更具炎热潮湿的特征；受来自东侧的古太平洋海侵影响，湖盆水体盐度较高，其中东侧的三肇凹陷水体咸化程度更高；松辽盆地北部青山口组沉积时期古生产力水平整体较高，盆地整体表现为贫氧—缺氧的还原环境，为有机质的富集和保存提供了良好的基础。

随着天然气需求的不断增长，天然气管网系统的稳定运行和安全性越来越受到重视。可靠性管理作为完整性管理的进一步深化，对系统局部及整体的功能状态有着更全面的评价管理体系，能够促进大型天然气管网系统的安全平稳运行。可靠性分配是可靠性管理中不可或缺的一环，通过将系统可靠性指标合理地分配至各单元，明确各单元可靠性要求，能够为管网系统的运行管理和维修维护提供可靠性保障和指导。对于拓扑结构复杂的管网系统目前还没有有效的可靠性分配方法。本文根据管网系统结构与工艺特点，改进层次分析法，建立复杂结构天然气管网系统递阶式可靠性分配方法。根据“管网—管道—单元”功能层级建立天然气管网系统递阶层次模型；加入保供重要度和后果严重度补充供气可靠性影响因素，通过对系统供气可靠性影响因素进行量化评估，将系统可靠性分配指标逐级分配至各单元，确定复杂结构天然气管网系统可靠性分配方案。最后将本文提出的方法应用于某实际天然气管网系统，结果表明压气站单元的可靠性分配值低于相邻管段单元，管段单元可靠性分配值的大小与距离需求点的位置有关。管道A具有最高的可靠性要求，单元可靠性分配值较为均衡，关键供气影响单元数量较少；管道B整体可靠性要求最低；管道C和管道D相近，单元可靠性分配值差异大，关键供气影响单元数量多。本研究建立的递阶式可靠性分配方法适用于复杂结构天然气管网系统，完善了管网系统可靠性理论体系，为增强管网系统可靠性提供了科学依据。

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。

准噶尔盆地致密砾岩油藏多尺度孔喉结构复杂，导致流体赋存状态主控因素不清、储层分类与分级储量评价困难。为了厘清储层微观孔喉结构特征与流体赋存状态之间的联系，实现强非均质致密砾岩储层的有效评价，本文以玛湖1井区碳驱试验区上乌尔禾组(P₃w)为例，开展“孔喉结构－流体赋存－储层分类－分级储量”全流程研究。本研究综合铸体薄片、高压压汞、核磁共振测井等实验手段，揭示了试验区主力层不同小层岩石力学、孔喉结构等参数特征；结合灰色关联分析方法，明确可动/总孔隙度(权重0.913)和黏土矿物含量(权重0.805)为影响有效含油饱和度的主控因素；基于核磁T₂谱形态、三组分指数、IB值、渗透率4个参数，建立了试验区Ⅰ~Ⅲ类储层分类标准，提出了分级孔隙储量计算方法，实现了从孔喉结构到分级储量的系统评价。结果表明：试验区主力层P₃w₂²段储层上下部物性与流体赋存状态差异显著，下部储层微米级孔隙占比达25.48%，平均渗透率5.59 mD(上部仅2.35 mD)，有效含油饱和度较上部高15%~20%。纳米孔(<100 nm)储量为78.43万t，是该油藏的主要赋存空间(储量占比61.7%)；从分类储层来看，Ⅰ类储层微米孔贡献率最高(25.48%)、含油性好；Ⅱ类储层微米孔减少、含油性一般；Ⅲ类储层受纳米孔强束缚作用限制、含油性差。本研究成果揭示了流体赋存状态的控制因素，建立了基于孔喉结构约束的致密砾岩储层分级评价及储量表征体系，为玛湖砾岩油藏CO₂驱靶区优选和碳驱甜点识别提供了理论支撑与技术支持。

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.

锥形聚晶金刚石复合片(PDC)齿凭借其优异的抗冲击性能、耐磨损特性及高效破岩能力，在深部硬岩地层钻井中展现出显著优势。为进一步提升其在深部硬岩条件下的破岩效率，需对锥形PDC齿的破岩参数进行系统优化。本文针对实际钻井过程中切削齿的侵入—切削联合破岩过程，建立了锥形PDC齿破碎花岗岩数值计算模型，并设计了正交试验方案开展数值模拟。基于正交试验结果，采用逐步回归法对切削力、侵入能力及破岩比能等关键破岩指标进行拟合分析，进而运用非支配排序遗传算法的多目标优化方法，对锥形PDC齿的几何参数(齿直径、锥顶角、锥顶半径)及工作参数(齿倾角、钻压)进行优化优选。研究结果表明：在本文设定的研究条件下，齿直径16 mm、锥顶角60°、锥顶半径1 mm为锥形PDC齿的最优几何参数组合，齿倾角36°、钻压925.65 N为其最优工作参数配置，优化后破岩比能较初始组合降低了10.99%。本研究可为锥形齿PDC钻头的优化设计提供理论依据与实践指导。

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。

非常规页岩油藏具有纳米尺度孔隙、非均质孔隙结构、多样矿物类型、非均质润湿性以及多种流体类型，从而导致页岩多孔介质中呈现出复杂的多相流动行为，亟需进一步研究。本文采用纳米尺度多组分多相格子Boltzmann方法，模拟了非均质润湿性/结构多孔介质中的油—水两相流动，探讨了非均质润湿条件下，横向/纵向非均质性结构、毛管数以及纳米尺度效应对油—水两相流动和相对渗透率的影响。结果表明，由于横向多孔介质中的毛细管阻力大，水相在横向非均质多孔介质中的相对渗透率小于其在纵向非均质多孔介质中的相对渗透率；随着毛管数的减小，毛细管阻力占主导作用，驱替体相力无法克服毛管阻力造成油水难以流动，油相与水相的相对渗透率降低，同时更多的油相和水相被毛细管阻力束缚在多孔介质中；固体壁面上的油膜导致的液—液滑移对水相流动的增强作用大于非均质黏度效应的削弱作用，考虑纳米尺度效应的水相相对渗透率增大。

本研究针对钻井工况识别中实时性差、准确率低的问题，提出了一种创新的智能识别方法。该方法融合一维卷积神经网络(1dCNN)用于局部特征提取、双向门控循环单元(BiGRU)捕捉时序依赖以及多头注意力机制对齐时间域并强化关键信息，从而实现对旋转钻进、滑动钻进、划眼、倒划眼等13种工况的高效区分。在模型设计上，通过消融实验系统评估了各模块(1dCNN、BiGRU、自注意力与多头注意力机制)及其串并联结构的贡献，并借助Optuna自动调参进一步优化了性能。实验结果表明：在单井时间域数据测试中，工况识别准确率达96.22%；在同区块及跨区块井数据迁移测试中，整体准确率保持在94%~97%，且各工况识别率均超过80%；此外，实时数据测试结果与现场实际操作高度吻合。该方法为钻井工况的实时监控与作业优化提供了有力技术支撑。

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。

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。

机械钻速的预测对于优化钻井参数、提升钻井效率和节约钻井成本具有重要意义。尽管智能算法在机械钻速预测中取得了较好的效果，但现有方法普遍忽视钻头磨损状态对机械钻速的影响。针对这一技术瓶颈，本文提出了一种耦合钻头磨损的机械钻速预测模型，通过构建钻头磨损系数预测与理想钻速预测的双层神经网络架构，实现了钻井参数、磨损状态与钻速之间复杂非线性关系的建模。针对钻头实时磨损标签稀缺的挑战，本文提出了一种预训练学习机制，分两步训练得到钻头磨损的系数。基于渤海油田A、B区块实测数据的对比实验表明：(1)提出模型的预测精度较传统机器学习方法在A、B区块分别提升100%和27%，较BP神经网络模型提升14%和7.6%，显著超越传统数据驱动模型的性能；(2)在岩性复杂的浅部地层(A区块)的预测效果提升优于岩性稳定的深部地层(B区块)；(3)提出的预训练学习机制能够使模型在无实时磨损标签条件下实现钻头磨损系数预测，并能同步提升机械钻速的预测精度，在两类区块分别提升24%和10%。本研究构建的耦合模型与预训练机制，既为机械钻速预测提供了更高精度的预测方法，也为钻头磨损状态的实时监测提供了有效的表征手段，能为钻井作业提供有效的指导。

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.

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。