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基于大量钻井、测井和地震资料分析,对鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马家沟组四段天然气地质条件与成藏主控因素开展研究,提出古隆起控相、控储、控藏新认识：①马家沟组沉积期,中央古隆起分隔盆地中东部华北海与西南缘秦祁海两大沉积体系,在马四段台缘带发育巨厚丘状颗粒滩相白云岩,同时控制盆地中东部形成“两隆两凹”古地理格局,其中水下低隆带发育台内滩相白云岩,隆间低洼区发育泥灰岩。②由中央古隆起至盆地东缘,马四段白云岩逐渐减薄并相变为灰岩,灰岩致密带侧向封挡形成大面积白云岩岩性圈闭。③加里东末期中央古隆起遭受不同程度剥蚀,面积达6×104 km2,上古生界石炭系—二叠系煤系优质烃源岩大面积披覆沉积,成为下伏奥陶系盐下白云岩岩性圈闭规模供烃主体。④印支期—燕山期盆地西倾掀斜,中央古隆起下拗转变为高效供烃窗,上古生界煤系烃源岩通过中央古隆起高孔渗白云岩体向上倾高部位侧向供烃,盐下海相烃源岩作为重要的气源补充,通过加里东期断裂、微裂缝输导供烃。以新认识为指导,转变勘探思路,综合评价优选盆地中东部马四段两大有利勘探区,部署实施两口风险探井均钻遇较厚马四段（含）气层,其中1口井获高产工业气流。该研究推动了奥陶系盐下马四段天然气勘探的历史性突破,开辟了鄂尔多斯盆地天然气勘探的重要新领域。
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综合利用有机地球化学分析、全岩分析、场发射扫描电镜分析、CO2和N2吸附实验以及高压压汞实验等分析测试资料,结合区域构造及沉积演化特征,对松辽盆地梨树断陷下白垩统沙河子组页岩的分布特征、有机质发育特征、含气特征、储集层特征及保存条件进行综合分析,揭示陆相页岩气富集地质条件及资源潜力。梨树断陷下白垩统富含气的优质页岩主要发育在沙河子组二段下亚段,页岩发育厚度较大且分布稳定。页岩有机质含量较高,有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主,有机质热演化程度处于成熟到过成熟阶段。火山活动和咸化还原的水体环境有利于富有机质页岩的形成。页岩储集空间类型主要为黏土矿物晶间孔、有机质孔、碳酸盐矿物溶蚀孔和页理微裂缝,孔径主要分布在10~50 nm的介孔区间,微裂缝宽峰值为5~10 μm。在沙二段下亚段含气页岩层上下分别沉积低位域和高位域块状泥岩,形成页岩气聚集保存过程的天然顶底板,由此控制页岩气的富集。基于以上认识,在松辽盆地梨树断陷部署实施了沙河子组第1口页岩气参数井,直井压裂测试获得日产7.6×104 m3高产页岩气流,实现了沙河子组陆相页岩气勘探重大突破,对松辽盆地及外围广泛分布的下白垩统陆相页岩气勘探具有借鉴意义。
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通过加温-三轴压力联合的（轴压8 MPa、围压10 MPa）渗透测试、封闭体系页岩电加热热解测试和扫描电镜分析,研究松辽盆地北部白垩系嫩江组二段富有机质低熟页岩平行层理方向原位渗透率的演变规律及特征。研究结果表明：随温度升高,样品原位渗透率呈现先升后降又升的变化规律,375 ℃时渗透率最低。同一温度下,样品原位渗透率随孔隙压力的增大而减小。低熟页岩原位渗透率演变可划分为5个阶段：①25~300 ℃,热破裂和黏土矿物的脱水作用改善了渗透性,但渗透率小于0.01×10-3 μm2。②300~350 ℃,有机质热解排烃形成有机成因的矿物粒间孔和微米级孔缝,在有限范围内形成连通的孔隙网络,提高了渗透率。但液态烃内黏稠的沥青质含量高,应力约束下不易流动而滞留于孔隙内,导致渗透率增长缓慢。③350~375 ℃,有机质大量热解生烃形成孔隙,但液态烃吸附溶胀和应力约束下的附加膨胀热应力,压缩了孔裂隙空间,液态烃难以排出,造成渗透率急剧下降。④375~450 ℃,有机质生烃后不同矿物之间相互连通的孔隙-微裂隙网络系统、增加的孔隙尺寸和黏土矿物的转化作用,促使应力约束下渗透率的持续升高。⑤450~500 ℃,稳定的孔隙系统和不同层理方向交错的裂隙系统,造成渗透性显著上升。不同阶段内有机质的热解作用、孔裂隙结构和周围应力的耦合作用是原位渗透率演化的主控因素。
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通过对四川盆地德阳—安岳裂陷及周缘构造、沉积、储集层及成藏组合等方面的深化研究,取得4项新认识。①德阳—安岳裂陷发育期,拉张动力作用下裂陷内发育多组断裂,形成震旦系灯影组二段（简称灯二段）多条垒控丘滩带;裂陷发展期边界断层控制灯影组四段（简称灯四段）发育规模台缘丘滩带;萎缩期,裂陷边缘发育寒武系沧浪铺组规模台缘颗粒滩。②灯二段、灯四段、沧浪铺组和寒武系龙王庙组4套规模丘滩体储集层与裂陷内外发育的筇竹寺组烃源岩及灯影组泥质灰（云）岩等多套烃源岩大面积叠合,形成良好的生储盖组合;致密岩性在侧向和上倾方向的封堵,形成各气藏独立保存的大型岩性气藏。③综合评价出6个大型岩性气藏有利勘探区带,分别是裂陷内北部灯二段垒控丘滩体、南部灯四段孤立岩溶丘滩体,北斜坡区灯二段、灯四段、沧浪铺组多期台缘丘滩体叠合区,裂陷西侧灯二段、灯四段台缘丘滩体,南斜坡区灯四段台缘丘滩体等。④在裂陷内灯二段垒控丘滩体上评价优选的蓬探1井和北斜坡台缘丘滩体上评价优选的角探1井,在多个目的层获得高产气流,发现了新的大气区,有望再形成（2~3）×1012 m3的超级大气区,展示了与克拉通内裂陷相关的大型岩性气藏群巨大勘探前景。
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基于地表地质、地震、电法、钻井等资料综合研究,对四川盆地龙门山前北段逆冲推覆前锋断层的构造变形特征进行精细刻画。研究表明,逆冲推覆前锋断层整体为隐伏断层,并发育断层传播褶皱,仅在香水场—江油一带出露香水断层,对应地表的厚坝高陡地层变形带,沿三叠系嘉陵江组—雷口坡组膏盐岩滑脱层没有大规模位移量向盆地内传递。逆冲推覆前锋断层在厚坝以南部分为断坪-断坡多转折断层,沿嘉陵江组上断坪滑脱形成中坝背斜;而在厚坝以北部分则为铲型断层,深层寒武系被逆冲出露地表。以逆冲推覆前锋断层为界,断层上盘叠瓦构造带在印支期大规模逆冲,喜马拉雅期再次活化,下盘隐伏构造变形主要形成于喜马拉雅期。逆冲推覆前锋断层下盘隐伏构造生储盖匹配条件整体较好,具备形成大型气藏的有利地质条件;逆冲推覆前锋断层上盘在重华以北出露三叠系及更古老的地层,油气保存条件差,而重华以南至武都地区被侏罗系覆盖且嘉陵江组膏盐岩层较厚的断块油气保存条件相对较好,具备成藏条件。逆冲推覆前锋断层不仅是龙门山与四川盆地的盆山分界断层,也是川西北地区油气成藏系统的界线。
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以东非鲁伍马盆地X气田下始新统深水海底扇为例,综合岩心、地震及测井资料处理解释,分析海底扇储集层质量差异原因及主控因素。研究表明,沉积组构、岩相差异及成因单元特征是研究区储集层质量差异的主控因素。在胶结作用较弱的情况下,海底扇储集层孔隙度和渗透率分别受控于岩石分选和泥质含量。5种主要类型岩相的物性差异与沉积组构、胶结强度密切相关,其中块状中粗砂岩相钙质胶结作用弱,物性最好,随着粒度变粗或变细储集层物性均变差。底流改造作用可形成具层理构造的岩相,极大改善微观孔隙结构与储集层物性。不同类型、位置和期次成因单元的岩相组合关系存在差异,控制海底扇储集层质量的差异分布样式,水道轴部或朵叶主体储集层物性优于水道或朵叶边缘,远源砂岩较近源砂岩分选及物性均逐渐变好。多期次砂体叠置情况下,后期比前期砂体砂泥比增加,储集层物性变好。
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基于油气层测井知识图谱构建,提出知识驱动的神经网络油气层评价模型（KPNFE）。其功能主要包括：①多维度多尺度提取精细描述油气层的特征参数;②以图嵌入技术将这些特征参数所关联的实体、关系和属性表征为向量特征图;③实现油气层智能识别;④将专家知识有机地融入智能计算,建立潜力层推荐的评价体系与优选算法。以鄂尔多斯盆地姬塬区块所有钻遇三叠系延长组6段低孔低渗地层的547口井为研究对象,随机选取其中80%的井为训练集、20%的井为验证集,KPNFE计算结果表明,验证集的解释结果与专家解释结果吻合率达94.43%,所有试油层的解释结果符合率达84.38%,较一次解释提高了13个百分点,工作时效提高了100倍以上,并择优推荐了一批有望获得工业油流的潜力层。KPNFE模型继承了专家知识和经验并对其发扬提升,有效解决了油气层识别中存在的鲁棒性问题,且计算结果的可解释性强、准确性高,是老区老井测井再评价高效高质量工作的有效方法。
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反射波地震采集设计基于层状介质假设,信号分析过程压制了绕射波、散射波等弱信号,反射波地震成像处理后频带狭窄,这些均限制了原始宽频数据的充分利用。从均衡利用反射波、绕射波、散射波信息入手,重新定义全波场地震勘探的内涵,明确其特点和适应条件,提出一套适用于全波场地震勘探的关键技术。在地震采集阶段,需要采用多套观测系统或一次性部署分期采集设计,即要在常规观测系统中镶嵌小面元、小偏移距、小道间距数据,利用共中心点道集离散化、小偏移距高覆盖等方法,增强原始地震数据中绕射波、散射波等弱信号的能量。在地震处理过程中,原始地震数据中的信号与噪音需要重新定义,通过多观测系统数据融合处理,实现地震数据有效信号的增强;通过不同面元、不同排列方式数据的差异化应用,使不同态式地震波能被有效分解和分别成像。在地震解释过程中,充分利用全波场地震资料,依靠多尺度、多维度井-震标定,实现多态式、多域地震属性解释,揭示复杂岩性体的内幕结构,提高非层状储集层横向分辨能力。
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页岩气评价方法及关键参数研究表明,仅靠技术指标来寻找地质甜点并不能实现页岩气的商业经济开发。通过将总有机碳含量、镜质体反射率等技术指标与内部收益率、投资回收期等经济指标相结合,提出一套经济指标和技术指标相结合的研究方法,用以筛选页岩气未开发区的最佳技术经济开发甜点。采用该方法通过总有机碳含量、镜质体反射率、有效储集层厚度和含气量等参数筛选21个地质甜点。再基于类比研究法,以压力梯度、黏土矿物含量、埋藏深度等参数为类比依据,选择Eagle Ford页岩为类比对象,提取采收率和生产曲线两项指标,估算研究区的技术可采储量。在此基础上,结合内部收益率、投资回收期等经济指标评价地质甜点的经济性。应用这套多参数综合评价方法,对伊朗卢雷斯坦地区白垩系页岩气储集层S1层和S2层进行评估,确定该区域的最佳技术经济开发甜点。结果表明,在净现值取其P10值（累计概率10%时对应的参数值）的情况下,技术可采储量和经济可采储量总量分别为7 875×108 m3和4 306×108 m3,有11个地质甜点具有商业开发价值,其中1号甜点价值最高,净现值为35×108 美元。
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基于童氏图版,考虑油、气、水三相的影响,提出以累计产气、产水量地下体积之和占总产出流体地下体积比例的含水气率替代含水率,将累计产气量纳入童氏水驱特征曲线图版中,推导了气驱特征曲线方程,建立了一种适用于气驱油藏采收率预测的新型图版,同时采用油田实际生产数据,结合油藏数值模拟预测数据,论证了新型图版的适用范围并用实例验证了预测结果的精度。结果表明,新型图版同时适用于水驱、气驱油藏采收率预测。当油藏不注气或未产气时,可忽略气相,仅考虑油、水两相,新型气驱特征曲线图版退化为童氏图版,可评价油藏水驱效果。当气驱油藏含水气率为60%~80%时,新型图版回归法预测采收率适用性较好。当气驱油藏含水气率大于80%时,新型图版回归法与赋值法均可较准确地预测气驱油藏最终采收率。
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采用超细铜管模拟碳酸盐岩地层中微裂缝,开展低速流动实验,分析气体在不同缝高裂缝中的流动状态变化,确定流动状态转换界限及转换区间,建立流动状态转换界限计算方法。研究表明,气体在缝高较大裂缝中的流动形式以理想的哈根-泊肃叶流动为主。由于缝高的减小,气体在裂缝中的流动从以理想光滑缝面的哈根-泊肃叶流动为主向非哈根-泊肃叶流动为主转换,转换的临界点即为流动状态转换界限。裂缝缝高在流动状态转换缝高界限以下继续减小到一定程度后,气体流动形式逐渐向理想的达西流动转换,从而可以确定裂缝在闭合过程中流动状态的转换区间。综合裂缝面的三维微凸体扫描结果、裂缝的材料性质及流体性质,建立了流动状态转换界限计算方法。实验测试和理论计算表明：从管流到达西流的缝高界限约为裂缝上、下两面微凸体最大高度之和的2倍。
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基于伊拉克哈法亚油田Khasib油藏油气水分布特征,设计岩心驱替实验,评价不同驱替方式、驱替参数对驱油效率的影响规律。研究表明,边部注水驱替时,先期衰竭开采有利于气顶弹性膨胀,形成“上压下顶”的立体驱替作用,驱油效果较好;顶部注气、边部注水气水协同驱替时,注入时机对高、低部位驱油效果的影响规律不同,考虑整体驱油效率,注入压力应大于原油饱和压力;推荐两种驱替方式合理注入时机为20~25 MPa。注入速度对不同注入介质影响规律一致,适当降低注入速度,有利于驱替前缘稳定,延缓注入介质突破,改善驱油效果,实验条件下水驱合理注入速度为0.075 mL/min,气水协同驱替合理注水速度0.15 mL/min、注气速度0.10 mL/min。气水协同驱替有利于高部位原油产出,原油采收率比边部水驱方式高5.0~14.8个百分点,推荐为Khasib油藏中后期合理开发方式。
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采用低温氮气吸附实验分析页岩岩样孔径分布、比表面积和孔体积等参数,进而对弛豫时间（T2）与孔径间的转换系数进行标定,在此基础上开展了页岩CO2吞吐核磁共振实验,从微观尺度研究了注气压力、焖井时间和裂缝对页岩孔隙中原油动用特征的影响,定量评价了孔径小于等于50 nm的小孔和孔径大于50 nm的大孔的动用程度。结果表明：非混相条件下大孔中原油的采出程度随注入压力的增加快速升高,混相条件下注入压力的增加对大孔采出程度的影响减弱;无论是否混相,小孔中原油的采出程度随注入压力的增加基本保持线性增长,且随着注气压力的增大,CO2可动用孔径下限不断降低;随着焖井时间的增加,大孔中原油的采出程度增速逐渐降低,小孔中原油的采出程度增速呈先升后降趋势,实验条件下最佳焖井时间约为10 h;裂缝的存在能够大幅提高小孔和大孔中原油的采出程度。
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总结采油采气工程领域“十三五”期间重要进展,分析当前采油采气工程在工艺适应性、数字化建设和节能减排等方面所面临的挑战,并指出未来的发展方向。“十三五”期间分层注入、人工举升、储集层改造、排水采气、井下作业等5大主体技术取得重大进展,为实现老油田持续挖潜、新建产能效益动用提供了关键技术保障。当前复杂国际政治经济形势下,采油采气工程面临油气开采技术难度不断增大、数字化转型技术仍不完善、绿色低碳技术尚不成熟等3个方面严峻挑战。确立稳油增气、数字化转型、绿色低碳发展3大战略方向和实施路径,指出精细分层注入技术、高效举升工艺技术、精准储集层改造技术、长效排水采气技术及智能井下作业技术5个重点研究方向,为中国油气行业的转型升级和高质量发展提供工程技术支撑。
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通过对当前国内外具有初级智能特点的钻井液技术研究现状的系统总结,阐述了可变密度、盐响应、可逆转乳化、恒流变、形状记忆防漏堵漏、智能保护油气层和原位流变可控共7种初级智能钻井液技术的发展背景和智能响应机理,分析了初级智能钻井液技术目前存在的问题与未来面临的挑战,指出智能材料学、纳米科学和人工智能理论等是未来研究具有“自识别、自调节和自适应”更高级智能水平钻井液技术的重要手段。在此基础上,结合钻井液技术需求和智能钻井液理论发展需要,提出了3个方面的发展方向：①研发响应多变地层压力、多变地层岩性、多变地层流体、多变储集层特征、高温地层与复杂地面环保需要的智能钻井液;②建立智能钻井液设计与管理专家系统;③构建实时智能检测与维护处理网络。
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建立了考虑毛管压力、渗透压、膜效应以及弹性能的压裂-焖井-生产多过程多相流模型,提出了以产能最大化为目标的页岩油水平井分段多簇压裂后焖井时间优化方法,采用现场生产数据和商业软件验证了该模型的准确性。基于该模型和方法,根据现场压裂压力数据反演裂缝参数,建立物理模型,模拟了压裂、焖井以及生产阶段储集层孔隙压力、含油饱和度的变化动态,并研究了7种因素对最优焖井时间的影响规律,通过开展正交实验明确了最优焖井时间的主控因素。研究表明,随着焖井时间增加,累计产量增量先快速增加后趋于某一稳定值,变化拐点对应的焖井时间为最优焖井时间。最优焖井时间与基质渗透率、孔隙度、毛管压力倍数及裂缝长度呈非线性负相关,与膜效率、注入液体总量呈非线性正相关,与排量呈近线性正相关。对最优焖井时间的影响程度从大到小依次为注入液体总量、毛管压力倍数、基质渗透率、孔隙度、膜效率、压裂液矿化度和排量。
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针对裂缝性地层封堵层形成机理和封堵规则尚不明晰的问题,基于封堵实验和颗粒物质力学方法研究了裂缝性地层封堵层的形成过程,分析了封堵层组成及颗粒配比,揭示了封堵层形成的本质及破坏的驱动能量,提出了钻井液防漏堵漏颗粒优选规则。研究表明封堵层的形成过程经历了从惯性流、弹性流到准静态流的流态变化过程。封堵层由封端颗粒、架桥颗粒和填充颗粒组成,3种堵漏颗粒的配比是设计堵漏体系的重要依据。封堵层形成的本质是体系发生非平衡性Jamming相态转变,封堵层颗粒体系对压力的响应由熵力驱动,熵越大封堵层越稳定。根据提出的规则优选了堵漏材料、优化了堵漏体系,封堵效果优于其他常用规则,可有效提高封堵层承压能力,为解决裂缝性地层漏失提供了理论和技术依据。
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针对定向井、大位移井等复杂结构井溢流过程及压井作业过程中的井筒多相流动模拟问题,建立了包括32个不同数据源共3 561组实验数据的数据库,考虑流体黏度、管道尺寸、界面张力、流体密度、管道倾角等因素对多相流动参数的影响,开发了一种新的适用于全流型域全倾角范围的气液两相漂移流关系。采用理论分析和数据驱动的方式建立了管道倾角为-90°~90°条件下的分布系数和气体漂移速度模型,并与3个现有模型进行对比,发现其预测准确率最高、性能最稳定。选取现场压回法压井案例对漂移流模型在管道倾角为-90°~80°的流动工况下的适用性进行了分析,结果表明关井套压计算误差为2.58%,初始压回套压模拟误差为3.43%,调整排量时的套压误差为5.35%,模型的计算结果与现场压回数据吻合度较高。
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针对湖相页岩型页岩油高产稳产主控要素不清楚、页岩油生产规律不明确等问题,综合利用沧东凹陷古近系孔店组二段4口井700 m系统取心、十万余条分析数据和试油资料对湖相页岩型页岩油实现高产稳产的理论认识基础、勘探开发关键技术、页岩油的开发效果及生产规律等进行分析和总结。提出“三高一低”优质页岩是页岩油富集的物质基础、中偏高热演化是页岩油富集有利条件、纹层状长英质页岩是湖相页岩型页岩油最优富集层等页岩油富集理论认识。形成了富集层及富集区评价预测技术、水平井开发井网部署技术、页岩油储集层压裂工艺技术、页岩油排采制度优化技术等支撑页岩油高产稳产的勘探关键技术方法。理论认识与技术方法指导实现了沧东凹陷页岩油的高产稳产,其中4口水平井单井日产页岩油突破百吨,GY5-1-1L井日产油达208 m3;截至2022年4月,28口生产井日产油稳定在300~350 t,累产油17.8×104 t。揭示了页岩油水平井自喷阶段产量呈指数递减、机械采油阶段产量呈台阶状递减后再趋于稳定的生产规律,采出页岩油轻烃类组分比例与日产油量呈正相关性且在试采进程中逐渐减少。
