针对纯页岩型页岩油储层注CO₂吞吐过程中原油-CO₂作用机制及原油动用规律尚不清晰的问题,开展古龙页岩油注CO₂吞吐在线核磁共振实验,构建CO₂动态扩散系数计算模型,揭示古龙页岩油储层注CO₂吞吐原油流动机理和原油动用影响因素,阐明CO₂在页岩内的扩散传质规律。结果表明：①注入阶段,CO₂侵入注入端附近的大孔隙,将部分原油驱至岩心深部的小孔隙;焖井阶段,原油向注入端附近的大孔隙回流,在岩心内部重新分布;排采阶段,原油动用区域逐渐由采出端面（注入端面）向岩心深部扩展。排采结束后,采出原油中大、小孔隙的贡献比例约为8∶3。②焖井阶段CO₂在页岩多孔介质内的扩散系数随扩散前缘推进逐渐降低。岩心孔渗物性越好,扩散前缘CO₂浓度越高,CO₂扩散系数越大,扩散递减速率越慢。③增加注CO₂吞吐轮次可以有效提高洗油效率,但对原油动用范围影响不明显。纹层不发育的小层注CO₂吞吐后小孔隙内原油难以动用,采出程度仅为12.72%;纹层发育的小层注CO₂吞吐后大、小孔隙内原油均可动用,采出程度可达39.11%。

以鄂尔多斯盆地榆林和大吉地区深部煤岩气为研究对象,选取石炭系本溪组不同割理/裂缝发育程度的全直径煤岩样品,开展煤岩气全生命周期衰竭开发物理模拟和同位素监测实验,基于实验结果构建割理/裂缝-基质孔耦合的双重介质同位素分馏模型,并建立游离气产出规律评价方法,揭示深部煤岩气开发过程碳同位素分馏机理及吸附气、游离气产出特征。研究表明：深部煤岩气开发过程中碳同位素存在“稳定（Ⅰ）→变轻（Ⅱ）→变重（Ⅲ）”的3阶段分馏特征,第Ⅲ阶段边界压力的快速降低会导致同位素值出现“快速变轻后继续变重”的波动特征,呈现游离气优先动用、吸附气长期供给的特点;同位素分馏模型能够较好地同时拟合实测气体压力、累产气量和产出气δ¹³C₁值,煤岩样品同位素分馏前两阶段累产气以游离气为主,在压降缓慢的生产中后期通过阶段式逐级控压开采方式能有效增大气体采收程度;吸附气动用主要受控于岩石的吸附能力和次级渗流通道,在生产后期有效提高吸附气的动用程度仍是深部煤岩气保持稳产和提高采收率的关键。

超压储集体中的天然气往往以连续游离态、分散游离态和水饱和溶解态三相混合形式共存,而后两者并未引起足够重视;针对上述现状,基于多年的勘探实践和高温超压天然气溶解实验结果,提出了“压溶气”的概念。压溶气是指高压储集体内气水带和饱和溶解气带所赋存的天然气。压溶气的形成需要具备2个基本条件：压力系数通常大于1.5,压力系统内有大量地层水和较高含气饱和度（10%~35%）;压溶气以多期次叠置形式从浅到深存在于地层中,压溶气至少存在4种类型：多气顶压溶气组合类型、单气顶压溶气组合类型、无气顶气水层组合类型和无气顶含溶解气水层组合类型;压溶气形成所需要基本地质要素包括气源、储层、盖层、气水带和超压体,气源、储层及盖层条件控制压溶气带规模,高温高压和低渗储层控制天然气溶解度和气水带厚度,砂岩物性控制压溶气组合类型,压力变化控制压溶气不同赋存状态的转化。莺-琼盆地压溶气具可观资源潜力,领域一旦突破将开创超压盆地天然气勘探新局面。

通过剖面实测、岩心描述、薄片鉴定、氩离子抛光-场发射扫描电镜、能谱分析、X衍射、有机碳含量及主量、微量元素测试等手段,对川东地区中二叠统茅口组一段（简称茅一段）含海泡石层系内的有机质赋存类型及主控因素进行研究,建立海泡石共生吸附有机质富集模式。研究结果表明：①茅一段含海泡石层系为泥岩-泥质灰岩-灰岩韵律层,纵向上发育5个结构段,有机质多富集于下部的3个结构段的泥岩和泥质灰岩内。宏观-中观尺度上有机质主要以层状或瘤状产出,镜下微观特征以块状-脉状为主,介观尺度下呈分散状、填隙状和吸附状。②茅一段含海泡石层系经历低盐度向高盐度、贫氧-缺氧还原向贫氧-局部富氧的古环境演化过程。③茅一段沉积初期的第1和第2结构段为泥岩-泥质灰岩-灰岩韵律层,在通江—长寿凹陷内沉积大量的纤维状-羽状海泡石,海泡石吸附藻类体于其晶间、层面及层间孔隙,形成连片状有机质;沉积中期的第3和第4结构段主要为泥岩-泥质灰岩韵律层,藻类体见于纤维状-羽状-片状海泡石的晶体表面及晶间孔隙内,有机质呈连片状或环带状富集;沉积晚期的第5结构段由厚层状灰岩-极薄层状泥质灰岩韵律层构成,纤维状海泡石沉积于泥质灰岩层内,有机质呈不规则状零星分布于海泡石周缘。有机质与海泡石呈现出共生吸附的特征,有效提升了有机质的保存效率与茅一段的烃源岩品质,丰富了对沉积有机质富集模式的认识。

引入粒子图像测速技术,开展了支撑剂平面三维速度场测试,研究“垂直主裂缝-垂直分支缝”90°相交的裂缝模式下分支缝的支撑剂入缝过程,分析泵注排量、压裂液黏度、支撑剂粒径、裂缝宽度对支撑剂进入分支缝运动特征的影响。研究表明：依据主缝中支撑剂偏转特征可将主裂缝划分为入缝前过渡区、入缝前稳定区、缝口转向入缝区、回吸入缝区、远离缝口区5个区域,支撑剂主要在分支缝口处转向进入分支缝,少量支撑剂在缝口后部回吸进入分支缝。增大泵注排量、减小支撑剂粒径、增大支缝宽度有利于支撑剂转向进入分支缝;增大压裂液黏度,支撑剂进入支缝能力先增强后减弱,高黏不利于支撑剂进入分支缝。现场施工时,初期可采用大排量、微—小粒径支撑剂,确保分支缝有效铺置,后期采用中—大粒径支撑剂,确保主缝有效铺置,提高缝网整体导流能力。

根据低频分布式光纤监测和井下鹰眼成像结果,评价水力压裂各簇孔眼砂液分布与孔眼磨蚀规律,据此建立“井筒-孔眼-裂缝”全耦合压裂数值模型,开展携砂液体运移全过程模拟与影响因素分析。研究表明：水平井多簇压裂过程中,井筒中支撑剂与压裂液体运移轨迹并不一致,导致各簇孔眼砂液分布比例存在显著差异,同时孔眼磨蚀现象严重,且孔眼磨蚀程度与进砂比例存在明显相位倾向。井筒中支撑剂运移受颗粒运移惯性效应和重力沉降作用共同影响,靠近井筒跟端,压裂液流速大,惯性作用占优,颗粒转向进入孔眼能力弱,簇间砂量分布不均。靠近井筒趾端,压裂液流速降低,重力作用占优,孔眼进液、进砂和磨蚀相位倾向性增强。排量越大,井筒中的颗粒沉降作用越弱,孔眼进砂及磨蚀的相位倾向越轻,但靠近井筒跟端孔眼簇的进砂效率低,支撑剂向井筒趾端方向集聚。压裂液黏度越高,悬砂能力越强,井筒与缝内铺砂更均匀。支撑剂粒径越大,簇间、孔间进砂比例差异越大,缝内铺砂范围越小。

针对鄂尔多斯盆地三叠系延长组的地层对比中出现的井-震矛盾,以层序地层学理论为指导,通过深入分析过往地层划分方案、最新三维地震区井震资料及油藏剖面等,系统搭建延长组前积型层序地层格架,揭示出新的坳陷湖盆沉积机制,并成功应用于庆城油田勘探开发实践。研究表明：①延长组地震前积层、凝灰岩标志层和湖泛面凝缩层3层一致且具有等时意义,以湖泛面标志层为基准,重构了盆地延长组中上部前积型层序地层结构,划分为CF1—CF7等7套斜坡地层单元;②前积现象主要分布在半深湖和深湖区,沉积中心并非总是地层最厚,湖盆经历了多期“震荡湖退-进积充填”的演化过程;③庆城油田实例分析表明,主力油层为“同相异期”的重力流砂岩复合体,以前积型层序地层结构为指导,实现了水平井油层钻遇率保持在82%以上。前积型层序地层格架及地质认识更契合大型陆相坳陷湖盆的沉积充填规律和实际钻探结果,为延长组后期精细勘探开发提供了理论技术依据,并有望为类似陆相湖盆研究和生产实践提供参考借鉴。

基于地震、钻井及测井等资料,结合油气勘探实践,开展松辽盆地北部白垩系青山口组油气有序分布特征、有序分布成因以及差异富集模式研究。研究表明：①松辽盆地北部青山口组常规—非常规油气有序共生,平面上,自盆地边缘向中心常规油、致密油、页岩油有序成藏;垂向上,自下向上依次发育页岩油、致密油、常规油;②构造-沉积耦合通过控制沉积相带的分异和成岩作用,影响储层的岩性和物性变化,进而控制着常规—非常规油气空间有序分布;③烃源岩生烃演化、断层启闭性和储层致密化的耦合,控制了青山口组常规—非常规油气的有序共生格局;④储层物性的有序变化控制形成不同油气类型的动力场,进而控制着油气的有序聚集;⑤不同类型油气富集主控因素存在差异,源上常规油气成藏的主控因素为浮力驱动、断裂输导、砂体调整,圈闭富集;近源致密油气富集的主控因素为超压驱动、断裂输导、砂体多层叠置,油气准连续分布;源内页岩油富集的主控因素为原生源储、自封闭作用控制,油气原地保存或生烃增压驱动下微运移聚集。研究成果可以有效指导松辽盆地北部青山口组常规—非常规油气资源的整体部署与立体勘探。

针对中国陆相断陷湖盆构造分割性和沉积非均质性强、断-缝发育、页岩油热演化程度和流动性变化大等方面的问题,通过梳理陆相断陷湖盆页岩油的勘探开发现状,探讨了“二元富集”、源储配置等理论认识,重点总结了细粒沉积-成岩协同成储作用机制、富有机质页岩成岩动态演化与烃类赋存机理、页岩油富集主控因素与评价方法、富有机质页岩致裂机理与人工缝网模拟、页岩油流动机理与有效开发等5大重点领域的研究进展。综合研究认为陆相断陷湖盆页岩油需聚焦“构造作用下的细粒沉积差异成岩成烃协同演化与页岩油赋存富集机理”和“复杂断块陆相页岩油多尺度多相流动机理与立体开发方法”两大科学问题,基于勘探开发瓶颈,提出5大攻关方向：①深化富有机质页岩有机无机相互作用与成储机理研究,明确高频层序演化与成岩流体对储集空间的影响;②揭示不同岩相生—排—滞烃动态过程与热成熟度的定量关系,阐明自封闭系统形成的条件;③构建地质适配性强、数智驱动的定量化分类分级评价体系;④优化复杂岩相组合下人工裂缝扩展规律及多物理场耦合压裂技术;⑤攻克多尺度地质建模与多相渗流表征难题,建立数值模拟方法。未来需针对储层非均质性强、开发成本高等问题,通过多学科交叉推动理论突破创新与技术迭代升级,助力断陷湖盆页岩油效益开发。

针对塔里木盆地超深层走滑断裂带垂向生长演化过程不明,碳酸盐岩缝洞体储层垂向分布复杂的问题,通过柯坪地区野外露头分析、富满油田地震资料解释及构造物理模拟实验等方法对走滑断裂垂向演化过程进行研究,得到如下认识：①露头及超深层地震剖面解释表明,走滑断裂内部可形成断层核-破碎带-原岩3层结构,断层核在垂向空间内可以划分为缝洞体、断层泥及角砾岩带3种结构。受走滑断裂带结构及生长演化过程影响,缝洞体分布表现出明显的垂向分层性。②超深层地震剖面显示走滑断裂带发育多层缝洞体,可分为顶部破裂型、中部连接型、深部终止型及层内破裂型4种类型。③构造物理模拟实验及超深层地震资料解释揭示走滑断裂在垂向上经历了分层破裂—垂向生长—连接扩展3个演化阶段;应用粒子测速监测技术发现,断裂带演化的初始阶段首先在顶部或底部形成初始破裂,在断层生长阶段初始破裂逐渐演化成断裂空腔,随后在地层中部出现新的破裂,与深浅层断裂空腔连接形成完整的断层带。④超深层碳酸盐岩地层主要发育3类缝洞型油藏（花状破碎型、深大断裂型、错断叠接型）,前两类缝洞体发育规模更大、油气成藏条件好、勘探潜力大。

以松辽盆地南部白垩系青山口组一段页岩油为例,基于密闭样品和二维核磁共振流体识别,定量揭示有机质对黏土结合水导电性的差异化影响,系统剖析湖相页岩导电机制与岩电关系,构建了一种考虑有机质对黏土结合水导电性影响的湖相页岩油饱和度模型。研究发现,湖相页岩存在基质自由水和黏土结合水两类导电网络,通过引入结合水胶结指数（m_sh）表征有机质对黏土结合水导电性的影响;m_sh与有效孔隙度呈正相关,在较多硬性骨架支撑且孔隙发育时,有机质更易充填或吸附到黏土层间,降低双电层离子交换能力,导致m_sh增大,黏土结合水导电能力降低。页岩电导率整体受制于黏土结合水导电能力,两类导电网络的相对贡献受有效孔隙度或m_sh调控,有效孔隙度和m_sh越大,基质自由水导电的贡献越显著。密闭取心实验结果表明,考虑有机质对黏土结合水导电性影响的页岩油饱和度模型,其饱和度解释精度明显高于阿尔奇公式和Total-shale模型。

中国陆相页岩油资源潜力大,但分布非均质性强,研究其源内微运移过程与富集机理是精准预测地质甜点段的关键。以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7₃亚段为例,通过高分辨率扫描电镜-光镜-激光拉曼光谱技术、岩石热解以及有机溶剂抽提实验等多种方法联合,识别不同成因固体沥青,以获取页岩油源内微运移直观证据,并建立页岩微纳米组构与石油生成、运移和富集的耦合关系。研究发现：长7₃亚段页岩纹层富含藻类体,其生烃潜力最高但热转化程度较低,且微米级黏土质与长英质条纹的频繁交替导致内部排烃效率高,原位和运移固体沥青芳香度相似;泥质纹层富含陆源有机质和黏土矿物,其生烃门限较低且滞留烃类的能力更强,内部保留一定量的轻质油或沥青,使得原位与运移的固体沥青化学结构具有明显分异;凝灰质及砂质纹层富含长英质矿物和运移固体沥青,前者在页岩生烃增压下形成高角度微裂缝,提高了原油向砂质层刚性矿物粒间孔充注的能力。在运移分馏作用下,页岩纹层、凝灰质纹层、泥质和砂质纹层固体沥青的有机碳芳构化程度依次降低,原油轻质组分含量依次增加,因而有机质孔发育程度依次提升。长7₃亚段页岩油源内运移和富集受有机-无机成岩综合作用,原油组分分馏是形成“纹层型”页岩油甜点段的重要机制。

在源-汇系统耦合分析方法的指导下,以琼东南盆地古近系渐新统陵水组为例,基于海陆区域地质特征对比,利用露头、岩心、钻井、测井和三维地震资料,系统揭示陵水组沉积期“源、渠、汇”的特点,刻画源-汇分布格局,探讨其形成主控因素及油气地质意义。研究表明：①断拗转换期,琼东南盆地物源区整体呈“东西分块、南北分带”的分布特征,东部神狐隆起以印支期花岗变质岩为主,西部以燕山期花岗岩为主,盆内呈“南北新、中间老”的特点。②古沟谷、断槽、槽谷复合型等沟渠通道是研究区3种主要的输砂通道类型。③依据物源供给方式的差异程度,形成了断拗转换时期极具特色的外源型、内源型以及复合型等3类共生的源-汇系统。④物源、古地貌、海平面变化是断陷海盆断拗转换期源-汇系统特征的主控因素,其中物源岩性和规模决定沉积体的组成和规模;古地貌控制源区侵蚀强度和古水系的发育情况,进而影响了沉积体系的类型和分布;海平面升降变化不仅控制物源区的规模,还通过波浪和潮汐等海洋动力进一步调节沉积体的分布样式。⑤外源型源-汇系统易形成大型储集体,内源型源-汇系统因富含易溶矿物次生孔隙发育,复合型源-汇系统则呈现储层物性区域差异。

鉴于常规水驱、化学驱后大量原油仍然滞留在岩石表面难以采出的问题,设计一种基于羟基阴离子化合物（1OH-1C）和延展型表面活性剂（S-C₁₃PO₁₃S）协同作用的新型超浸润驱油体系,测试驱油体系的界面张力、接触角和乳化性能,通过微观可视化驱油实验及岩心驱替实验,研究1OH-1C、S-C₁₃PO₁₃S及其复配体系的驱油效果与提高采收率机理。结果表明：1OH-1C在固体表面产生超浸润界面和静电分离压力,破坏原油与石英之间的强烈相互作用,剥离油膜;S-C₁₃PO₁₃S界面张力低,能够促进剩余油流动,并使其乳化,形成水包油型乳状液;1OH-1C和S-C₁₃PO₁₃S复配体系兼具超浸润性和低界面张力,通过协同作用有效提高采收率。低渗透天然岩心驱油实验表明,复配体系可在水驱基础上提高采出程度16.4个百分点,在低渗透油藏大幅度提高采收率方面具有广阔的应用前景。

基于岩心、铸体薄片、物性、CT扫描、测井、测试及地震等资料,以中阿拉伯盆地A油田下白垩统Yamama组为例,揭示半局限碳酸盐缓坡沉积成岩特征及有利储层分布。研究表明：半局限碳酸盐缓坡中藻类、底栖有孔虫、双壳类、胞网菌和似球粒最为富集,发育多种低能浅水岩相,Yamama组早期以前斜坡相为主,随后演变为大规模潟湖,局部发育颗粒滩、点礁、滩后和潮坪;Yamama组自下而上发育Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ 3期层序,海退半旋回中,层序Ⅰ以胶结作用为主,层序Ⅱ以溶蚀作用为主,层序Ⅲ中溶蚀作用与胶结作用交替主导。储层以粒泥灰岩、泥粒灰岩和粘结岩为主,岩性序列横向变化快,可对比性差;发育孔隙型储层,储集空间以微孔、铸模孔和生物体腔孔为主,原生粒间孔发育程度总体较低,孔喉以中喉和微喉为主;物性主要为中低孔、低渗和特低渗,中高渗储层发育程度低。研究认为：半局限碳酸盐缓坡中,局部高能沉积、易溶生物碎屑富集和强溶蚀作用是有利储层发育的主要条件。局部高能的颗粒滩和点礁未发生强胶结作用,原生粒间孔保存较好,储层物性较好,形成小规模的有利储层;潟湖和滩后等中低能沉积局部富含藻类和胞网菌等易溶生屑,生屑被强烈溶蚀,形成大量铸模孔或生物体腔孔,有效改善储层物性,可形成较大规模的有利储层。A油田Yamama组有利储层主要分布在A油田中北部背斜轴部的YA段和YB段。