管道输氢是实现氢气大规模、长距离运输的有效方式,然而受高投资和运行成本影响,实现管道输送氢气并非易事.现阶段,技术经济模型可对管道的各个阶段进行预可行性和可行性评估,并描述管道的技术内容和特点,而对于氢气管道,已有国内外氢气管道研究通常将氢气管道视为氢供应链流程中运输环节的一种运输方式进行宏观供应链系统优化,而无法反映管道的详细技术特征和市场变化,导致氢气管道成本的大幅度变化.为此,本文结合现有管道的技术特征与成本分析法,建立了氢气管道的预算型技术经济模型,分析了氢气管道的主要构成成本、氢气管道平准化成本与运输规模之间的关系,并采用氢气平准化成本为分析指标进行氢气管道运输与长管拖车、天然气掺氢管道和液氢槽车运输方式的对比,最终获取国内纯氢管道的投资建设成本范围和平准化成本范围.此外,本文提出降低氢气管道运输成本的主要方式为提高氢气输送规模、改造现有油气管道与优化包含氢气管道的运输方式布局.研究结果显示:①当设计输量为2040年的需求量时,氢气管道运行结果为选取管径为DN500的氢气管道进行运输,沿线站场压力满足要求且管线流速均在安全范围内.②对于给定的150～550 km管道,当设计输量为2040年的需求量时,总建设投资范围为9.66×108～35.43×108 CNY.③氢气管道运输平准化成本随运输距离增加而增加,当运输规模一定时,平准化成本最高不超过10.12 CNY/kg.④在给定运输规模和不同的运输距离下,氢气管道运输成本较长管拖车和液氢槽车具有价格优势,价格范围在2.76～10.12 CNY/kg.研究成果可为纯氢管道的成本估算提供依据,对合理选择氢气管道工程投资和经济效益评价对比分析具有重要意义,为管道建设提供参考.

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。

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。

针对碳酸盐岩缝洞型含油储层,电成像测井方法可以探测得到高分辨率井壁缝洞分布图像,但由于岩性变化、井孔介质非均质性等的干扰以及裂缝间的互相缠绕、黏连使得对裂缝和溶蚀孔洞信息的有效提取仍存在较大阻碍.不完备路径开算法和容忍路径算子对直线或者轻微弯曲结构有良好的适应性,该适应性与结构元素形状的选取无关,而正弦函数族对弯曲结构的匹配度较好.文中将多尺度不完备路径形态学方法和正弦函数族、二阶矩椭圆拟合算法应用于电成像测井电导率图像的处理,提出采用不完备路径形态学算法和正弦函数族智能匹配的裂缝和溶蚀孔洞自动识别和分离方法.首先采用数学形态学中的开闭变换,消除电成像测井图像的干扰;其次,进行不完备路径形态学、密度聚类算法的公式推导和分析,并融合多方向的形态学路径算子、容忍路径算子、含噪的基于密度聚类方法追踪并提取连续或间断的弯曲线状结构;再次,对提取的弯曲线状结构进行改进的Hough变换和正弦函数族匹配,发现Hough变换仅对低角度裂缝的匹配效果较好,而正弦函数族对高角度裂缝及完整度较低的残缝有更高的精确度;还有,使用正弦函数族计算裂缝的相位、振幅和井壁的深度位置信息;最后,对于剩下的溶蚀孔洞,采用二阶矩等效椭圆函数方法进行拟合,获得了孔洞的纵横比.为验证文中提出的算法,对几个数值模型和某油田的碳酸盐岩井的电成像资料进行了处理,成功完成对缠绕的裂缝和孔洞的分离过程,验证了所提出算法的有效性和适应性,为碳酸盐岩缝洞型含油储层的精细评价提供了实用方法,有助于提高对储层缝洞分布特点的认识水平.

油气钻采过程中地质的不确定性、井下实时工况的不可见性、工程仿真的复杂性阻碍了其科学高效的设计及施工.数字孪生技术能够提供实时智能且可视化的方案设计和工程决策,但缺乏针对油气钻采的系统建模方法.对此,本文首先剖析油气钻采数字孪生的国内外研究及应用现状,进而应用成熟度指标定量评价该技术的发展程度;其次,逐次提出油气钻采数字孪生模型的建模方法,包括建模流程、拆分策略、装配及融合架构、建模工具,并以钻井井壁稳定和海上生产系统为例,介绍数字孪生在钻井与开采方面的应用案例;最后,分析困难与挑战并提出发展建议.研究发现,相对制造业,钻采孪生多处于可视化阶段,整体成熟度偏低.油气钻采系统的复杂需求被拆分为若干清晰且较容易实现的子需求;基于需求分析将建模对象在粒度、维度、生命周期上拆分为不同的子模型,通过模型层、功能层、需求层逐层装配子模型,进而实现多维度、多领域模型间的融合.同时,需要在模型管理、数据管理和工程仿真方面完善方法和提高效率.此外,钻采孪生面临多源异构数据选择与融合困难、子模型定义模糊、模型验证不清的问题,以及复杂动力学过程、多部门多任务协同、自主软件工具开发方面的挑战.综上,本文提出的数字孪生模型构建方法和案例能为油气钻采工程提供方法指导和应用参考.

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。

CO2泡沫驱可以有效地控制CO2相的流度从而提高波及效率,同时它还能够进行CO2地质封存,减少碳排放以应对全球气候变暖的挑战.表面活性剂能降低CO2泡和水相液膜之间的界面张力(IFT),从而增加因拉普拉斯毛细管自吸效应导致的泡沫液膜中液体析出的阻力.聚合物可以提高泡沫液膜黏度,也可以减缓液膜中的液体析出并缓解气泡聚并现象.二者同时被用作提高泡沫稳定性的化学试剂,然而表面活性剂分子根据亲水头基电荷正负属性不同会具有不同的界面行为,在微观尺度下不同类型表面活性剂和聚合物分子之间的协同作用还不明确.本研究采用分子动力学模拟的方法,研究了油藏条件下阴离子型(SDS)和阳离子型(CTAB)表面活性剂分别与水解聚丙烯酰胺(HPAM,水解度25％)在CO2与水相界面处的相互作用.研究结果表明,CTAB比SDS具有更强的降低CO2与水之间IFT的能力,IFT的大小与界面宽度和界面覆盖率呈正相关性.具有相同电性的HPAM与平衡离子Br–在CTAB界面膜上形成竞争吸附关系;而带有相反电性的HPAM与平衡离子Na+在SDS界面膜附近形成盐桥结构.前者更有利于降低气—液界面处IFT和增大液膜厚度,两种模式对泡沫液膜剪切黏度的提高程度差别不大.本研究揭示了阴/阳离子型表面活性剂分别与水解聚合物分子协同作用稳定CO2泡沫的微观机制.

中国页岩油资源丰富,截止至 2022 年底,中国陆相页岩油预测储量达到 29.74 亿t,但在如此规模的储量下只有可采页岩油才具有经济价值.吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层根据矿物组分及源储比可分为夹层型、纹层型及混积型 3 种类型.但由于三类储层孔隙结构特征及流体赋存状态差异较大,导致在相同的压裂手段下产能差异甚远.为明确吉木萨尔凹陷芦草沟夹层型、纹层型储层孔隙结构特征及其约束下的流体可动性差异,本文通过XRD、铸体薄片、扫描电镜、氮气吸附等方法对孔隙结构特征进行研究,利用核磁共振离心技术对纹层型、夹层型储层样品页岩油可动性进行定量评价,采用T1-T2 谱方法明确不同储层类型页岩油赋存状态,最终结合孔隙结构特征参数对页岩油储层流体可动性的主控因素进行分析.结果表明,纹层型储层碳酸盐岩类矿物含量较高,储集空间以碳酸盐岩晶间孔、黏土矿物层间缝及有机质孔为主,干酪根含量较高,游离油组分含量极低,可动流体饱和度均值仅为 7.97%;夹层型型长英质含量较高,储集空间以晶间孔、长石粒内溶孔为主,流体组分以可动油为主,其次为束缚油、干酪根,不含可动水,可动流体饱和度均值为29.26%.孔隙结构特征参数中最大孔喉半径大小是控制页岩油储层可动流体饱和度的主要因素,两者呈指数正相关,相关系数可达 0.9521.通过本次研究,明确了吉木萨尔凹陷芦草沟组夹层型、纹层型页岩油储层的主要储集空间类型分别为粒间孔、粒内孔.从单峰夹层型储层到双峰纹层型储层可动流体饱和度逐渐减小,但均随着最大孔喉半径的增大而呈指数增加,表明最大孔喉半径对页岩油储层可动流体饱和度有较大的影响.

随着油气勘探开发进入超深层,高应力差条件下水力裂缝扩展易发生大曲率转向,井口超压、砂堵等问题频发,明确超深高应力差储层近井筒水力裂缝的扩展与转向机理与主控因素,对超深层储层安全高效开发具有重要意义.在经典热力学的连续性框架约束下,将离散界面的尖锐裂缝平滑描述为连续损伤的弥散裂缝,利用Griffith能量平衡关系和断裂变分原理构建Lagrange能量泛函,并基于能量最小化原理建立了各向异性储层中射孔井的相场水力压裂模型.通过对比经典的Griffith尖锐裂纹轮廓方程,证实了本文相场模型的正确性.总结模拟结果发现,水力裂缝沿着射孔与最大水平主应力之间的某个方位近似直线起裂,而后向最大水平主应力方向偏转,具体起裂方位受地应力差、排量及射孔角度影响.地应力差的增大会促进近井筒水力裂缝转向扩展,使得转向角增加、转向半径减小;增大排量可减弱水力裂缝转向,使得转向角减小、转向半径增加,促使裂缝沿起裂阶段的直线扩展地更远,并能显著提高裂缝扩展速率;随着射孔角增加,射孔与最大水平主应力夹角增大,会加剧裂缝扩展的偏转程度,使得转向角增大、转向半径减小,从而造成压裂液流动摩阻上升以及砂堵风险的提高;储层的各向异性特征也能显著影响水力裂缝的转向扩展过程,模型中以不同方向上的临界能量释放率作为断裂阻力的各向异性参数,结果表明,裂缝更倾向于沿低阻力的方向扩展,断裂阻力的各向异性越强,水力裂缝的偏转程度也就越大,储层断裂的各向异性特征显著影响裂缝的转向行为.本文的相场水力压裂模型提供了一个无需任何断裂准则的水力裂缝扩展与转向行为研究的便捷方法,有助于提升超深高应力差储层近井裂缝转向认识,帮助理解不同地质环境和压裂工况下的断裂机理与裂缝偏转行为,并为压裂工艺设计与射孔方案优化提供参考和建议.

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。

侏罗系凉高山组页岩是四川盆地重点勘探层段,但其孔隙结构与页岩油可动性尚不明晰.为揭示川东北地区侏罗系凉高山组页岩储集空间特征及页岩油可动性,本文依据沉积构造和矿物组成划分岩相类型,开展总有机碳测定、岩石热解和镜质体反射率实验获取基础地化特征;利用场发射扫描电镜、核磁共振、低温氮气吸附、高压压汞手段实现孔隙度、孔隙结构的表征及评价,并对比不同岩相间储集空间特征差异;在离心时间为 3 h,离心转速为 11 000 r/min条件下,开展核磁-离心定量评价不同岩相页岩油可动性,并明确影响因素,建立可动油量测井评价模型并选出有利岩相.结果表明:(1)川东北地区凉高山组页岩总有机碳含量主要分布在 0.15%～2.95%之间,Ro值介于 1.06%～1.68%之间,处于成熟-高熟阶段;轻烃恢复后,S1 分布范围为 0.03～3.32 mg/g;矿物类型以黏土矿物和石英为主,发育的岩相类型为纹层状黏土质页岩相、纹层状长英质页岩相、层状混合质页岩相和块状粉砂质泥岩相.(2)页岩储集空间主要发育黏土矿物晶间孔、有机孔,另外可见石英溶蚀孔、粒间孔、黄铁矿晶间孔和微裂缝;孔隙度介于1.15%～4.71%;页岩孔径分布范围较宽,孔体积主要由介孔和小于 200 nm的宏孔贡献,纹层状黏土质页岩储集物性较好.(3)凉高山组页岩可动油量分布在0.25～3.26 mg/g,可动油率分布在 5.13%～44.83%,纹层状黏土质页岩可动性较好,块状粉砂质泥岩可动性较差;TOC、黏土矿物含量和孔隙度是控制凉高山组页岩油可动性的主要因素,利用这3 个因素建立并验证了可动油量预测模型,优选出纹层状黏土质页岩为凉高山组重点勘探对象,对四川盆地页岩油的勘探开发具有指示意义.

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.

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。

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。

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。

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。

磨料水射流在钻井提速、深穿透射孔和压裂增产等方面应用效果显著,深入认识磨料水射流破岩机理是提升其应用效果的关键之一.本文基于任意拉格朗日—欧拉耦合有限单元算法,提出了独立封装有限元网格描述磨料的方法,将水射流单元设定网格随物质的运动而变化以实现流体流动特性,速度设置给物质;将磨料单元设定网格不随物质的运动而变化以实现固体颗粒特性,速度设置给网格.综合考虑岩石的动态冲击损伤作用以及水射流和磨料的协作,建立了可表征水射流流动和岩石损伤破坏的多相多物理场耦合过程的磨料水射流破岩模型,模型聚焦磨料颗粒和水射流对岩石微秒级的冲击破坏.采用 2 套网格捕捉磨料和水射流的协同破岩作用,得到了岩石破碎体积、岩石损伤场、水射流压力场、水射流和磨料对岩石破碎的能量贡献率等关键参数的时空演化特征.结果表明,磨料水射流破岩过程磨料起主导作用,水射流起辅助作用.分析得到磨料水射流中磨料—水射流协同破岩机理认识,磨料撞击岩石使岩石局部产生的高程度损伤降低了水射流破岩的难度,此外磨料冲击破碎岩石使得水射流和岩石之间产生新界面,促使水射流的冲击压力升高,提高了水射流的破岩能力,因此磨料水射流中的水相比于纯水射流具有更高的射流打击力和能量利用率,磨料冲击预损伤岩石叠加水射流聚集增压的磨料—水射流协同作用破岩是磨料水射流破岩效率和能量利用率高于纯水射流数倍的重要机理之一.研究结果对优化磨料水射流破岩参数提供了理论模型和设计依据.

以页岩油气、低渗致密油气为代表的非常规油气是我国重要的接替资源,由于其储层物性差,有效开采难度大,目前主要通过水平井体积压裂技术进行储层改造,但依然存在水资源浪费、储层伤害大及增产效果一般等问题.超临界/液态CO2 具有低粘度、高密度、高扩散性等特性,能够快速进入储层微孔隙、微裂缝中,CO2 压裂可以有效降低破裂压力,形成复杂缝网,同时地层增能,提高返排率,降低储层伤害并实现单井增产,适用于非常规油气资源的高效、绿色开采.本文从CO2 压裂破岩造缝机理、CO2 对岩石性质影响机制、CO2 压裂井筒流动特性及CO2 压裂增产与地质封存作用等方面介绍了CO2 压裂基础研究进展,对CO2 泡沫压裂、CO2干法压裂、CO2 酸化压裂和CO2 混合压裂几种主要压裂技术的发展和应用进行了简要阐述.在目前我国"双碳"目标和加大页岩油气等非常规油气资源勘探开发力度的背景下,CO2 压裂技术是构建清洁环保、低碳负碳的能源安全、高效开发技术体系的关键核心技术之一,极具发展和推广应用潜力.

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。

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。

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.

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。

暂堵转向压裂是非常规油气资源开发过程中的重要增产改造手段之一.通过对国内外暂堵转向压裂技术文献的整理,从暂堵转向压裂机理、材料和工艺3个方面对暂堵转向压裂技术的发展进行了总结.首先,暂堵转向压裂过程包括3个关键步骤:暂堵剂运移、封堵、裂缝转向.不同暂堵剂颗粒的运移分异行为影响了其后续的封堵过程,进而影响新缝的开启,三者紧密相连.其次,在现场应用的暂堵剂种类繁多,包括固体颗粒、纤维、凝胶、泡沫等类型,需要根据储层特征优选适合的暂堵剂,特别是考虑其耐温性、降解性以及承压能力.目前,可降解颗粒和纤维暂堵剂是主流的发展趋势.最后,暂堵转向压裂技术具有广泛的应用场景,其效果得到多种监测手段的证实.在作业过程中需要根据暂堵剂类型的差异采用不同的加注方式,暂堵剂用量和加入时机可根据管外光纤、高频压力监测等多种先进技术手段进行优化设计.随着这些先进技术的应用与推广,暂堵转向压裂作业终将实现实时调控与优化.

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。

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。

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.

页岩革命使美国摆脱了对进口石油天然气的依赖,成为了石油天然气净出口国.本文回顾了美国页岩革命历程,总结了页岩油气、致密油气的特点,分析了我国页岩革命的发展现状,提出了页岩油气、致密油气基础地质理论问题.研究表明:(A)美国具有资源禀赋好、科学技术创新能力强、投资能力巨大、工程施工能力强大等优势,已经实现了页岩革命,中国页岩革命正在进行中.(B)与常规油气相比,页岩油气致密油气的成藏模式、开发方式均有所不同.其具有连续性大面积分布,油气自封闭成藏,开发生产工程量巨大,油气田生产的"分布式"特点可灵活应对建产减产,以及采收率低的特点.(C)我国页岩油气进一步大幅上产需要满足 7 个条件:①资源清楚;②水平井、压裂技术成熟;③成本可控;④后期提高采收率工程空间大;⑤符合环境要求;⑥充分的资本投资;⑦强大的工程施工能力.(D)全油气系统具有常规油气—致密油气—页岩油气序列成藏的规律.页岩油气、致密油气藏具有储层致密、流体组成与相态复杂、油藏驱动方式多样的基本特征,面临着储层地质模型与流动模型不清的问题.需要进一步开展全油气系统理论研究,并大力发展甜点评价技术与压裂技术.

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。

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。

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。

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.

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。

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。

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。

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。

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。