系统梳理当前页岩油气钻井液技术的研究进展,深入剖析各技术存在的关键瓶颈,并展望各技术未来发展方向。页岩油气已形成以封堵、抑制及润滑功能为核心的水基钻井液技术,以井壁强化、低油水比及合成基体系为核心的油基钻井液技术,以无土相、欠平衡及界面修饰作用为核心的储层保护钻井液技术,以及以桥接、凝胶、响应及复合型为核心的防漏堵漏技术。综合分析表明,现有技术仍存在抗高温抗污染性能欠佳、成本高昂、地层自适应能力薄弱等瓶颈,导致钻井作业仍面临井壁易失稳、储层损害及钻井液漏失严重等工程难题。提出未来页岩油气钻井液技术的攻关方向：①水基钻井液技术需聚焦纳米封堵及化学抑制的协同增效,研发智能响应型润滑材料,提升体系抗高温及抗酸性气污染能力。②油基钻井液技术应突破新型乳化剂的研发以实现低成本和抗高温,同时加大绿色环保钻井液技术的攻关力度。③储层保护钻井液技术需开发储层损害实时预测-诊断专家系统,同时加强抗高温处理剂及智能联动控压设备的开发与应用。④防漏堵漏技术应致力于智能响应型堵漏材料的研发,强化材料与漏失通道的适配性。

针对传统低矿化度压裂液侵入深部煤层后易导致离子迁移、润湿性改变与气体解吸效率波动等问题,以鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块8^#煤为研究对象,通过物理模拟实验揭示矿化度梯度对“离子-煤基质-气/水”三相界面的协同控制机制及其在渗吸-解吸中的关键作用。研究表明：离子浓度升高增强煤层流体疏水性,高价离子效应显著;渗吸与离子扩散路径反向,渗吸平衡先于扩散达成,水-煤反应引发矿物溶解与沉淀双重效应;低矿化度压裂液注入含高矿化度溶液储层时,渗透压差驱动渗吸促进CH₄解吸但滤失率高,高矿化度压裂液注入含低矿化度溶液储层时,渗透压差为阻力,抑制滤失但提高返排效率。据此提出深部煤层“高—低矿化度序贯注入”策略：先注高矿化度流体构建稳定裂缝网络,后注低矿化度流体拓展渗吸区并增强CH₄解吸-扩散。同时建议采取适度焖井的措施增加渗吸体积,实现储层“保压保能”和渗吸置换等多重积极作用。

针对塔里木盆地古城地区奥陶系鹰山组在缓坡模式指导下井位部署主要围绕研究区西部内缓坡开展,导致钻井成功率较低、油气勘探陷入困境的问题,进行沉积模式重构与油气勘探方向调整策略的研究。基于地震、岩心、薄片、碳同位素组成、测井、碎屑锆石及碳酸盐矿物U-Pb定年等资料,对研究区鹰山组碳酸盐岩沉积模式进行了重新论证,刻画了有利相带、提出了新的油气勘探方向。结果表明,古城地区鹰山组为镶边台地沉积模式,自西向东有序发育局限台地/开阔台地—台地边缘—斜坡—盆地沉积序列,台地边缘较厚颗粒滩与层间岩溶的叠合发育区为规模储层的最有利分布区。在此模式指导下,在台地边缘外带部署的古探1井于鹰山组揭示高能颗粒滩占比超过90%,孔隙型、缝洞型等优质储层规模大,测试获工业油气流;证实了台地边缘为古城地区奥陶系油气勘探优先区域,扭转了古城地区鹰山组勘探的不利局面。

以苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩为例,综合运用岩石剖切、光学与电子显微镜、激光共聚焦等原位观测方法,结合伍德合金注入等辅助手段,系统开展了纹层类型与组合、孔缝单元与裂缝网络、烃类赋存状态与页岩油富集模式研究。研究表明：①研究区可划分长英质、黏土质和碳酸盐3类纹层,其组合受气候-水体-构造三重控制,纵向分布受湖平面变化与事件性沉积影响;②储集空间受物质组成控制,以长英质纹层内的粒间孔缝和黏土质纹层内的晶间孔缝为主,与溶蚀孔、有机质孔共同构成基质孔缝系统,并与层理缝、构造缝和异常高压缝形成分级输导立体网络;③“长英质+黏土质+富有机质”纹层组合具有最优孔-缝配置,为页岩油优势储集单元,在Ⅰ—Ⅱ亚段连续分布;④建立“分级运移-动态封堵”源内富集模式：黏土质纹层生烃产生异常高压,驱动烃类在纳米级孔缝中运聚并形成局部封存;由异常高压形成的裂缝突破纹层界面,烃类在毛细管力作用下向长英质纹层中微米级优势孔渗域运聚;构造缝贯通多纹层形成立体渗流通道,而微断层胶结带与纹层界面产生动态封堵,在孔-缝-层耦合作用下实现源内页岩油富集。

针对传统油气两端元生烃模式难以准确评价塔里木盆地西南部（简称塔西南）山前地区二叠系普斯格组不同类型烃源岩的生烃潜力,尤其是轻质油、凝析油等资源潜力的问题,选取塔西南山前地区普斯格组烃源岩样品进行封闭体系黄金管生烃模拟实验,利用生烃动力学方法恢复普斯格组烃源岩地质生烃过程,建立了3类品质烃源岩多组分生烃模式。研究结果显示好（TOC为1.35%）、一般（TOC为0.70%）、差（TOC为0.24%）烃源岩总烃最大产率分别为648,236,108 mg/g。品质较好的烃源岩生油过程更为集中,品质一般的烃源岩在高成熟阶段具备较强的生干气能力。另外,根据普斯格组烃源岩的生烃特征,可将油气的形成演化划分为未熟、生重烃、生轻烃、生湿气和生干气5个阶段。不同品质烃源岩多组分生烃模式用于其生烃潜力精细评价和多类型油气藏资源量计算,推算塔西南山前普斯格组烃源岩生重质油为225×10⁸ t、轻质油为150×10⁸ t、湿气为3×10¹² m³、干气为6×10¹² m³。研究结果表明,塔西南山前二叠系普斯格组烃源岩生烃潜力巨大,具备形成大油气田的物质基础,轻质油气资源丰富,未来勘探前景广阔,有望成为国家资源战略基地。

为明确川东北五宝场地区三叠系须家河组五段致密砂岩断层及其相关裂缝带的分布规律,通过迁移训练的卷积神经网络模型和基于极端梯度提升树的地震属性智能融合方法,分别对断层与裂缝带进行识别,并精细刻画了其空间分布。研究表明,五宝场地区的断层可以划分为4级,断层上盘平均裂缝带宽度大于下盘,断层相关裂缝带宽度与断距具有良好的正相关关系。研究区可划分为南部、中部、北部3个具有不同变形特征的区域,发育对冲构造、对冲-背冲构造、叠瓦状构造、复向斜叠瓦-背冲构造与复背斜叠瓦-背冲构造5种断层构造样式,以及对冲构造型、对冲-背冲构造型、复向斜叠瓦-背冲构造型与复背斜叠瓦-背冲构造型4种裂缝带发育模式。根据断层对天然气富集的控制作用,认为断层双源供烃区主要分布于北部与中部地区,西南部与东南部为断层泄气区。结合有利储层发育区和裂缝带的分布,划分出Ⅰ类和Ⅱ类天然气有利富集区。Ⅰ类区主要分布在北部和南部至中部的过渡区,Ⅱ类区主要分布在中部地区。Ⅰ类区具备双源供烃条件,且裂缝带发育规模更大,有利程度高于Ⅱ类区;Ⅰ类区内部断控褶皱裂缝带聚气有效性较高,而Ⅱ类区内部断控裂缝带聚气有效性更高。最终提出了五宝场地区“双源断层控制富集、有效裂缝带控制高产、高基质孔隙确保稳产”的高产气井模式,并明确了不同有利区的下一步钻探方向。

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%。

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。