为了准确掌握老油田高含水开采后期各油层分层压力及流体参数等开发动态数据,提出并研发了具有模块化、全电控、快捷化等特点的模块化分层取样与测试技术,并进行了室内测试和现场试验。模块化分层取样与测试系统由地面控制系统、井下电源、排液泵、电控锚定器、电控封隔器、电控取样器、磁定位短节、终端短节、适配管缆、快速接头等多个功能模块构成,室内测试证实各模块性能参数均达到了设计要求。系统井下功能模块耐压35 MPa,耐温85 ℃,电控封隔器胶筒耐压差10 MPa以上,电控锚定器锚定力大于6.9 t,并可在意外情况下强制解卡,排液泵排量0.8 m³/d,扬程500 m,电控取样器能够满足3腔各500 mL取样需求。吉林油田现场试验表明,该系统能够实现井下单个生产层段快速封隔与自验封,完成分层压力恢复测试,利用排液泵可将上下封隔器间以及近井地带的混合液体排出,获取被测层段的地层真实流体样品,提高老油田产层认识水平,为开发方案调整优化、油层改造等提高采收率措施提供重要依据。

基于川中古隆起北斜坡震旦系—寒武系天然气藏特征、油气充注史及成藏地质条件分析,研究其天然气成因、成藏演化、聚集模式及大型岩性气藏形成条件。通过天然气组成、碳氢同位素组成、流体包裹体、储集层沥青、岩相古地理及滩体刻画等综合分析,认为：①北斜坡震旦系—寒武系天然气主要为原油裂解气,多套烃源岩贡献比例不同导致不同层系天然气地球化学特征差异。②北斜坡震旦系、寒武系气藏均为单斜背景下的岩性气藏,前者为常压,后者为高压;发育单源下生上储,双源下生上储、旁生侧储,双源下生上储、上生下储3类生储盖组合;二叠纪—三叠纪是原油主要生成期,早—中侏罗世是原油裂解气及湿气主要生成期,晚侏罗世—白垩纪是干气主要生成期。③北斜坡震旦系—寒武系大型岩性气藏形成的条件主要是斜坡背景下大面积分布的规模滩相储集体邻近源岩或处于古油藏范围,规模丘滩体储集层与滩间致密带封隔层有效匹配形成大型岩性圈闭,有利于近源聚集和古油藏裂解气“原位”规模聚集成藏。研究和勘探成果证实北斜坡发育多层系大型岩性气藏,天然气资源规模超过万亿立方米,勘探潜力大。

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。

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。

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。

基于页岩油基本地质条件和富集特征的对比研究,明确了中国陆相中高成熟度页岩油源储条件的非均质性与差异化富集特征。研究认为：①相比北美页岩油大面积分布的较为均质的源储等有利条件,中国陆相中高成熟度页岩油形成地质条件总体上差异明显,陆相多旋回构造演化形成了多期多类型湖盆,不仅为陆相页岩油规模发育提供场所,也形成了规模优质源岩、多类型储集体以及复杂多样的源储组合,呈现出显著的非均质特征;②不同沉积水体环境的差异导致源岩岩性、岩相和有机母质类型的非均质性,物源供应和沉积相带的差异形成泥质岩、过渡岩性、致密粉砂岩等多样的储集体以及复杂的源储组合类型;③源岩的非均质性控制了生排烃的差异化、储集类型的多样性决定了储集性能的差异化和源储匹配的复杂性,最终决定了富集规律的不同,优质源岩生排烃差异能力影响页岩油富集程度,淡水烃源岩TOC值大于2.5%、咸化烃源岩TOC值为2%~10%时,滞留烃量高,相对有利;④高丰度有机质泥页岩是源内页岩油富集的物质基础,液态烃除在页岩内滞留外,沿纹层、成岩缝、砂质薄层等多种运移路径运聚富集在源内泥质粉砂纹层、粉砂岩、泥质白云岩、白云质粉砂岩等低有机质丰度页岩层系,呈现出富集规律的差异化特征。

综合利用普通薄片、阴极发光、包裹体测温及U-Pb同位素定年等测试数据,结合埋藏史、热史、成藏史及成岩演化序列,利用气源识别图版及成藏演化剖面,研究四川盆地西北部二叠系栖霞组超深层气藏流体演化过程及成藏模式。栖霞组海相超深层气藏流体演化过程中发生了两期白云石化和1期热液作用、两期油气充注和伴生的两期埋藏溶蚀作用,成岩流体包括古海水、大气淡水、深部热液和烃类流体。两期油气充注时间分别为晚三叠世和晚侏罗世—早白垩世,中晚白垩世为原油大量裂解生气时间。川西北地区海相超深层气藏具“多元供烃、复式输导、差异成藏、晚期定型”的成藏模式,二叠系天然气主要为二叠系海相混合型烃源岩生成的原油裂解气,局部混合有来自深部震旦系原油裂解气的贡献。古油气藏的规模发育、稳定良好的保存条件是天然气规模成藏的关键。

在乍得Doseo盆地经历多家国际油公司30多年勘探才获得重大突破。基于大量地震和钻井新资料,对盆地构造沉积及油气地质特征进行梳理,系统分析油气成藏条件与富集规律,优选有利区带指导勘探实践。综合研究认为,该盆地是在中非剪切带前寒武系结晶基底上发育的中新生代湖相裂谷盆地,为受北部边界走滑断层控制的箕状断陷,具有两坳一隆一斜坡的构造格局。白垩纪盆地发育两期裂谷,始新世发生强烈反转,抬升剥蚀厚度达到800~1 000 m,之后进入拗陷-消亡期。边界断层为先正后逆的反转断层,盆内以正断层和走滑断层为主,构造样式包括花状构造、挤压背斜、断鼻和复杂断块等。盆内以早白垩世沉积为主,自下而上发育Mangara群、Kedeni组、Doba组、Koumra组,划分为两个水进-水退旋回,以湖泊-河流-三角洲/辫状河三角洲/扇三角洲相砂-泥岩沉积为主;有效烃源岩为下白垩统深湖相泥岩,有机质以Ⅰ—Ⅱ₁型为主;盆内主要圈闭类型为断层复杂化的反转背斜和断块。Kedeni低凸起是最有利勘探区带,其次是北部陡坡带和南部斜坡带,断层侧向封堵性控制油气丰度。

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。

能源是人类发展的基础与社会进步的动力,“能”具有3种来源：地球外部天体能、地球自身能及地球与其他天体相互作用能。生命起源、能源形成与地球系统密切相关,具有3个尺度的协同演化关系：超长时间尺度上,日-地-月系统演化为地球系统的形成提供了能量来源和地外环境条件;长时间尺度上,地球系统演化为生命的诞生和人类的发展提供了能源资源等物质前提和适宜的圈层环境;短时间尺度上,人类文明发展使人类圈层突破了地球系统向地外文明拓展。伴随这一协同关系的演进,碳循环存在无机碳循环、短期有机碳循环、长期有机碳循环3种过程,人类对化石能源的无节制利用和全球化圈层改造活动打破了碳循环的自然平衡和闭环路径,导致温室气体增加和全球气候变化,影响人类幸福发展。能源转型势在必行,碳中和愿景必将实现,构建“绿色能源命运共同体”是碳中和目标下构建新型能源体系的根本举措。中国加快能源革命,建设能源强国,筑牢筑强化石能源安全供给“压舱石”,筑高筑大新能源绿色可持续发展“增长极”,依靠高水平科技自立自强,构建高质量的“清洁低碳、安全高效、独立自主”的绿色能源体系,实现中国能源生产与消费结构,从以化石能源为主的“一大三小”向以新能源为主的“三小一大”革命性转型。能源发展具有化石能源低碳化、新能源规模化、能源系统智慧化三大趋势,依靠绿色创新,贡献绿色能源,建设绿色家园,共享绿色生活。

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。

基于多孔介质弹性理论与流-固耦合作用机理,建立了致密油储集层多重孔隙介质变形与流体流动的全耦合数学模型,采用有限元方法对模型进行数值求解并验证了模型的准确性。对致密油储集层多级压裂水平井进行产能数值模拟研究,结果表明：致密油井生产过程中近人工裂缝区域储集层物性大幅度降低,其中人工裂缝开度和人工裂缝导流能力损失幅度分别达到52.12%和89.02%;模拟致密油储集层水平井生产3 000 d,全耦合模型与未耦合模型的产能预测误差达38.30%,忽略流-固耦合效应的影响会使产能预测结果产生严重偏差;致密油储集层水平井产能对启动压力梯度最敏感,人工裂缝开度次之,提高人工裂缝初始导流能力有助于提高致密油井产能;压裂施工设计需考虑人工裂缝导流能力、间距、数量、长度的综合影响,片面追求增加裂缝条数无法取得预期的增产效果。

二氧化碳捕集、驱油与埋存（CCUS-EOR）是最现实可行的规模化减碳技术,也是大幅度提高低渗透油田采收率的关键技术。梳理了国外CCUS-EOR发展的主要历程及其产业化进展,总结了中国CCUS-EOR技术攻关成果和矿场试验进展情况,分析了CO₂捕集、输送、驱油与埋存等全产业链的发展现状、面临问题与挑战,指出了中国CCUS-EOR规模化应用在驱油增产、埋存减碳等方面的巨大潜力和发展前景。提出目前中国CCUS-EOR正处于矿场试验向产业化发展的关键时期,需要针对中国陆相油藏的特点,发挥油田CO₂驱油可驱储量丰富、地下埋存空间巨大、地面基础设施完善和井筒注入通道分布广泛等优势,积极与碳源排放企业合作,加快攻关低浓度CO₂的低成本规模捕集、超临界长距离输送、更大幅度提高采收率和埋存率、安全规模埋存等核心关键技术攻关和示范工程建设,构建CCUS-EOR全产业链理论技术标准体系,支撑和推动工业化规模应用,以创新链引领CCUS-EOR新兴产业链快速效益发展。

基于新特提斯构造域动力过程及其所诱发的环境变化，并通过构建“单向列车装货”地球动力学模型，研究全球油气资源最富集的波斯湾含油气盆地形成与演化机制。研究表明：①单向俯冲动力过程中波斯湾超级含油气盆地自晚古生代以来长期处于被动陆缘，区域上形成优越的油气成藏组合发育空间；②波斯湾超级含油气盆地在侏罗纪—白垩纪期间长期在低纬度区慢速漂移，在哈德里环流、赤道上升洋流、侏罗纪真极移等全球性地质事件的共同作用下发育了多套叠置的“源-储-盖”组合；③新生代以来的前陆盆地演化阶段碰撞破坏作用弱，有利于油气资源保存。在波斯湾超级含油气盆地实例解剖的基础上，提出陆块慢速漂移及在有利气候带长时间留置是油气富集的关键因素，并对特提斯域内其他陆块的油气资源前景进行了展望。

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。

总结分析中国陆相页岩油与北美海相页岩油的地质、开发特征差异,梳理了中国陆相页岩油开发评价方法与技术进展,指出了中国陆相页岩油开发存在的问题及发展方向。阐述了中国页岩油开发评价技术在有利岩相识别、储集性表征、可动性评价、可压性评价、产能评价及地质建模-数值模拟一体化“甜点”分析等方面的研究进展。指出中国陆相页岩油高效勘探和有效开发面临基础理论研究薄弱、勘探开发技术体系不完善、工程技术与国外差距大、开发成本高等多方面的难题。提出陆相页岩油开发发展方向：开展地质工程一体化综合研究,形成陆相页岩油差异化开发技术;加强大数据和人工智能应用,提高开发评价的精准性;攻关页岩油提高采收率技术,探索有效开发方式,提高开发效果和效益。

基于野外、钻井和地震资料分析,恢复四川盆地德阳—安岳侵蚀裂陷槽形成演化过程,并对勘探领域进行划分和评价。结果表明：①德阳—安岳侵蚀裂陷槽及周缘震旦系灯影组沉积特征具有明显差异。侵蚀裂陷槽北段灯影组发育深水沉积,盆地北部灯影组发育盆地—斜坡—台地边缘—局限台地沉积模式,中—南段灯影组为碳酸盐台地沉积环境。②德阳—安岳侵蚀裂陷槽是伸展裂陷和岩溶侵蚀作用叠加改造而成,侵蚀裂陷槽北段以拉张裂陷作用为主,中段和南段为桐湾多幕次侵蚀作用改造而成。基于侵蚀裂陷槽分段性成因,将其及周缘灯影组划分为盆地北部台缘岩性丘滩体、中部台内岩溶丘滩体和中—南部槽内岩溶残丘3大勘探领域,其中盆地中—南部槽内岩溶残丘是盆地天然气勘探战略突破新领域,北部台缘岩性丘滩体是盆地天然气万亿立方米资源增储新阵地。

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。

基于高温高压条件下页岩物性、三轴应力和甲烷等温吸附等针对性实验,对四川盆地及其周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组深层页岩气富集特征进行研究。结果表明：①深层页岩孔隙度和水平渗透率比中浅层页岩出现较大程度的降低,含气结构以游离气为主。②深层页岩偏应力和轴向应变等参数增大,导致破裂难度增加。③受构造位置和形态、裂缝特征和流体活动期次等控制,深层页岩气保存条件更复杂。④为实现深层页岩气经济开发,深化地质认识是基础,探索针对性压裂改造工程工艺是关键。⑤Metabolograptus persculptus带—Parakidograptus acuminatus带（LM1—LM3笔石带）硅质页岩、含灰硅质页岩是深层页岩气富集高产层段和水平井穿行的有利靶窗,厚度超过10 m的焦石坝、武隆、长宁和泸州等地区是深层页岩气最有利富集区。研究指出深层页岩气勘探应优先在宽缓构造且埋深小于5 000 m、LM1—LM3笔石带页岩厚度大于10 m的“深水深层型”页岩气区进行勘探开发部署,开发工程应增加开发井水平段长度,并采用密切割、强加砂、双暂堵等工艺,以最大程度地改造深部页岩储集层。

全面梳理中国二氧化碳捕集、驱油与埋存（CCUS-EOR）攻关探索、矿场试验、工业化应用3个阶段发展历程，系统阐述近年来在CO₂驱油机理和矿场实践等方面取得的突破性认识和相应的CCUS-EOR工程配套技术成果，指出未来发展前景。经过近60年的探索攻关，创新发展了适合中国陆相沉积油藏的CO₂驱油与埋存理论，提出C₇—C₁₅也是影响CO₂与原油混相的重要组分的新认识，在矿场试验中验证了CO₂快速恢复地层能量、大幅提高区块产能和采收率等机理。创建了陆相沉积油藏CCUS-EOR油藏工程设计技术，形成了以保持混相提高驱油效率、均匀驱替提高波及效率为重点的油藏工程参数设计及井网井距优化设计技术，初步形成了CO₂捕集、注采工艺、全系统防腐、埋存监测等全流程配套技术。为实现CO₂的高效利用和永久埋存，需将油水过渡带油藏统筹考虑，由单油藏升级到构造整体控制区域的规模化CO₂驱油与埋存，在构造高部位实施注CO₂稳定重力驱，利用CO₂开采油水过渡带油藏，超前进行微生物促使残余油、CO₂转甲烷等储备技术研究。

针对目前渗吸岩心移位核磁成像实验存在表面油相损耗与空气吸附,进而影响实验结果精度的问题,改进设计出原位核磁成像渗吸实验方法,采用该方法开展砂岩岩心在纳米流体中的渗吸实验,记录了整个纳米流体渗吸过程中原油的实际运移图像,同时结合砂岩岩心的物性、渗吸过程中的驱动力变化,分析了不同渗透率砂岩岩心在纳米流体中的渗吸特征。研究表明：纳米流体能大幅降低油相的界面张力,改善渗吸排油效率,浓度越高,界面张力越低,渗吸排油效率越高,但浓度达到一定值后,渗吸排油效率增速趋缓;温度升高,有利于降低原油黏滞阻力和界面张力,提高渗吸排油率;岩心渗透率相对较高,渗吸时底部原油向上运移排出,且岩心渗透率越高,该现象越明显,表现为顶部排油特征;岩心渗透率相对较低,渗吸时岩心四周原油先排出,然后内部原油向四周扩散排出,表现为四周排油特征,但在纳米流体长时间作用下,岩心亲水性不断增强,油水界面张力不断降低,渗吸后期也会出现顶部排油特征。

采用基于孔隙几何形状与结构的岩石分类方法,利用碳酸盐岩储集层A和碳酸盐岩储集层B岩石样品的常规岩心、特殊岩心分析数据和薄片照片,对岩石样品进行分类,识别并表征碳酸盐岩储集层岩石样品中的微裂缝。碳酸盐岩储集层A的各类岩石中均发育微裂缝;而碳酸盐岩储集层B中,只有孔隙度为1%~11%、孔洞较少、硬度为中硬—硬的部分类型岩石样品中发育微裂缝。建立确定各类岩石截止孔隙度的方法,以区分发育导流型微裂缝与不发育导流型微裂缝的岩石样品,分析导流型微裂缝在提高渗透率方面的作用。基于渗透率和初始含水饱和度的关系,结合基于孔隙几何形状与结构的岩石分类方程,筛选出发育导流型微裂缝的特殊岩心分析数据建立渗透率预测方程,成功预测了含有导流型微裂缝的岩石样品的渗透率。

针对压裂、渗流、驱油相结合的压驱技术研究需求,研发了压驱储能及反向压驱回注实验系统,模拟了压驱过程中压驱剂的渗流-储能-洗油-返排作用机理。研究表明：压驱技术将压驱剂直接输送至中低渗透储集层深部,可有效避免压驱剂在近井地带的黏度损失与黏附滞留,具有扩大波及体积、提高洗油效率、补充地层能量并将零散分布的剩余油汇集采出的效果。渗透率较高的储集层,压驱见效快,为降低成本,可直接采用高压注水压驱。渗透率较低的储集层吸水困难,采用表面活性剂压驱可有效降低储集层渗流阻力,提高储集层吸水能力与开发效果。地层能量亏空程度是影响压驱剂有效波及范围的主要因素,地层能量亏空越大,化学剂渗流距离越远,有效波及体积越大,采收率提高幅度越大;地层增能作用对提高采收率的贡献最大,是压驱技术提高采收率的关键。

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。

塔里木盆地北部地区奥陶系碳酸盐岩发现了埋深大于6 000 m的断控型特大油田,关键成藏期厘定对油气成藏研究与勘探开发具有重要意义。在岩相学精细分析基础上,开展12口井断裂充填方解石的流体包裹体组合（FIA）测试分析,并结合烃源岩及其生油期、断裂与圈闭形成期研究断控油藏成藏期。结果表明,①FIA类型多样,主要存在坳陷区黄色荧光与隆起区黄绿色荧光2类不同成熟度油包裹体,指示2期石油充注;②FIA中盐水包裹体均一温度多遭受升温作用的影响,与油包裹体共生的盐水包裹体最小温度值更接近成藏期温度;③黄色荧光的FIA都检测到低于50 ℃的均一温度,黄绿色荧光的FIA均检测到70~90 ℃的温度数据,揭示中晚加里东期与晚海西期的2期石油成藏期;④中晚奥陶世为走滑断裂、奥陶系碳酸盐岩缝洞体储集层与圈闭的关键形成期;⑤下寒武统主力烃源岩的生油高峰期为晚奥陶世,坳陷区以晚奥陶世成藏为主,隆起区以早二叠世成藏为主。研究认为,塔里木盆地北部地区超深断控油藏关键成藏期为加里东晚期,坳陷区保存了加里东期的原生古油藏,隆起区发育晚海西期从坳陷区调整过来的次生油藏;保存条件是该区走滑断裂带石油富集的关键,阿满过渡带坳陷区油气更富集、勘探开发潜力更大。

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。

针对目前智能钻井技术在工况表征、样本收集整理、数据处理及特征提取方面的不足,建立随钻安全风险智能识别方法。使用相关性分析法,确定表征气体钻井安全风险的关联参数;收集并整理20余井次安全风险时段监测数据,建立气体钻井多种安全风险数据样本库,并使用少样本扩展方法扩充样本数量。根据气体钻井随钻监测数据样本形式,设计两层卷积神经网络架构,设置多个不同大小及权重的卷积核对样本进行纵横两向卷积运算,提取并学习多个监测参数在钻进过程中的变化规律及关联特征。根据神经网络训练结果,优选各安全风险样本类别以提高识别准确率。与传统的误差反向传播（BP）类全连接神经网络架构相比,设计的方法能更深入有效感知气体钻井安全风险特征,实现高效识别和预测,有利于避免或快速解决随钻安全风险。经现场多次应用证实,气体钻井过程中各类随钻安全风险识别准确率为90%左右,具有良好的实用性。

针对薄互层地震识别难题,以地震沉积学为理论基础,采用对地层切片开展相关处理达到压制邻层干涉的研究思路,提出两种薄互层储集层分布预测方法,实现在平面上识别薄互层中单砂体平面展布的目的。①最小干涉频率切片方法,利用基于小波变换的振幅-频率特征寻找对目标层切片干涉作用最小的地震频率,进而提取最小干涉频率下的地层切片;②基于地层切片的叠加方法,通过计算对目标地质体储集层与相邻层的多个干涉系数,然后按上述系数将邻层与目标层的地层切片加权叠加形成叠加切片。在准噶尔盆地风南地区应用这两种方法预测三叠系克拉玛依组3套薄互层储集层中厚度为6 m的目标油层分布,通过与钻井信息及常规地层切片对比,证明这两种方法均可有效提高薄互层中单砂体分布的预测精度。

基于新采集三维地震与钻井资料分析，系统解剖宝岛凹陷地质结构及其断裂体系，开展转换断阶带特征及其对天然气成藏的控制作用研究。研究结果表明：宝岛凹陷发育北部断阶带、中部凹陷带与南部斜坡带，其中，北部断阶带自西向东发育宝岛B、A、C等多个转换断阶带，控制宝岛凹陷烃源岩、圈闭、储集层、油气运移及烃类气富集。转换带主干断裂在渐新世早期崖城组沉积期的活动性控制生烃灶与生烃潜力，自西向东活动性增强且距离物源区更近，烃源岩厚度、三角洲规模呈增大趋势，发育多个生烃洼陷；主干断裂在张扭背景下发生局部挤压，形成大型鼻状构造背景下的复合型圈闭，且向东宝岛A、宝岛C圈闭规模大于宝岛B圈闭；多级断阶控制隆起区物源碎屑注入形成大型三角洲砂体，宝岛A转换带F12断裂中西段同向转换带和东段缓坡段控制两大物源碎屑注入，形成西支、东支等多个三角洲朵叶体；主干断裂控制形成的大型构造脊紧邻生烃中心，具有高效运聚特征；主干断裂组合方式、活动时间与天然气充注期次的良好匹配，控制烃类气富集。宝岛A转换带紧邻生烃洼陷宝岛27、25、21洼，发育神狐隆起物源供给的大型辫状河三角洲沉积，具有大型构造脊高效汇聚及主干断裂平行组合且停止活动时间早的特征，是烃类气优势汇聚区，实钻发现厚层优质气层，获得宝岛凹陷首个大型气田宝岛21-1的发现，证实松南—宝岛北部转换带成藏条件好，向东转换断阶带拓展勘探潜力大。

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。

基于参数关联特征分析原理、卷积神经网络（CNN）智能预测方法、核主成分分析（KPCA）非线性降维原理的一体化融合表征方法等研究,提出1套基于机器学习的深层页岩有利储集层预测方法。该方法包括5个步骤：①基于皮尔逊相关系数分析岩心和测井数据的高维关联特征。②利用KPCA非线性降维方法简化表征复杂高维数据,以准确、高效地揭示有利储集层的岩心和测井响应规律。③利用CNN和测井数据训练并验证与地下储集层近似的模型。④利用CNN和地震数据智能预测有机碳含量、含气量、脆性、地应力等有利储集层参数,有效解决储集层预测非线性复杂特征提取难题。⑤利用KPCA剔除复杂冗余信息,挖掘有利储集层大数据特征,一体化融合表征各类参数,实现储集层综合评价。该方法用于预测四川盆地威荣页岩气田奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩有利储集层的空间展布,结果与岩心、测井、产能等实际数据高度吻合,证实该方法能为深层页岩气勘探开发提供有效技术支撑。

针对玛湖砾岩油田采用水平井段内多簇+暂堵压裂技术压后产量未达预期问题,选择MaHW26X试验井中第2—6段开展不同泵注参数冲蚀试验,利用射孔成像监测孔眼磨蚀程度,进而分析各簇裂缝起裂均匀程度及支撑剂进入情况。研究表明：76.7%的射孔孔眼有支撑剂进入,大部分射孔簇进入的支撑剂量有限,支撑剂的分布主要集中在个别簇中。试验井中第4段支撑剂分布较为均匀,段内各簇裂缝起裂的均匀程度较高;第2、3、5、6段支撑剂分布不均匀,段内各簇裂缝起裂的均匀程度较低。个别近跟端射孔簇的支撑剂进入量占该段的70%以上,在加入暂堵剂后并未促进水力裂缝均衡起裂。支撑剂进入量与孔眼磨蚀程度呈正相关关系,试验井孔眼磨蚀程度为15%~352%,平均值为74.5%,远大于北美页岩储集层部分水平井。采用180°相位角（水平方向）射孔可减小孔眼磨蚀的相位倾向,促进孔眼均匀磨蚀与进液。研究结果可为优化泵注程序、减轻炮眼冲蚀、提高暂堵成功率提供依据。

针对薄互层砂体识别难度大、常规模型驱动和数据驱动等地震预测方法精度较低的难题,提出一种基于空变目标函数的模型-数据驱动地震AVO反演新方法。该方法利用零延迟互相关函数和F范数（Frobenius范数）构建目标函数,以反距离加权理论根据反演目标道所在的位置控制目标函数的变化,进而改变训练样本、初始低频模型和地震数据对反演的约束权重,能够基于小样本数据反演得到较高精度、较高分辨率的速度和密度参数,适用于薄互层砂体的精细识别。薄互层地质模型测试结果表明,针对小样本数据,新方法的反演结果具有较高的精度和分辨率,能够识别约1/30波长厚度的砂岩薄层。丽水凹陷实际应用表明,新方法反演结果与测井数据的相对误差较小,且能够识别约1/15波长厚度的薄互层砂体。

基于露头、钻井、测井和地震资料,对扬子克拉通西北缘超深层震旦系灯影组成藏条件、成藏模式与勘探潜力进行系统研究。结果表明：①扬子克拉通西北缘震旦纪—早寒武世早期为克拉通裂陷阶段,表现为同沉积断裂发育与裂陷快速沉降,沉积分异显著,裂陷两侧灯影组发育大型台缘带;②震旦系—寒武系发育陡山沱组与麦地坪组—筇竹寺组两套优质烃源岩,其中后者厚度为150~600 m,生烃强度为（100~200）×10⁸ m³/km²;③震旦系灯影组断控台缘带丘滩体厚度大且成排成带分布,受同生期—准同生期和表生期岩溶作用叠加改造,形成厚度为200~400 m的孔洞型储集层;④两套烃源岩主生油期在二叠纪—早三叠世,石油近距离运移至灯影组丘滩体岩性圈闭中聚集形成规模巨大的古油藏群;晚三叠世—侏罗纪古油藏裂解成气,奠定现今天然气藏基础;⑤灯影组台缘带丘滩体与两套优质烃源岩形成多种有利源储配置关系,具备近源高效成藏的条件,可形成大型岩性气藏群。绵阳—剑阁地区是潜在的万亿立方米储量规模大气区,位于该区域的老关庙构造灯影组二段丘滩体面积约1 300 km²,是近期超深层勘探值得探索的目标。

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。

针对以往定性或半定量研究白云岩储集层形成过程所取得的认识存在争议的问题,以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组为例,应用激光U-Pb原位定年技术,并结合碳氧同位素组成等分析测试数据,对马家沟组风化壳岩溶型和丘滩型两类白云岩储集层形成过程进行研究。结果如下：①8个储集层样品定年测试显示马家沟组主要经历了5期成岩作用,第1期为基质白云岩的沉积或准同生期白云石化作用,发生时间为距今444.0~494.0 Ma,第2期为犬牙状或叶片状白云石胶结作用,发生时间为距今440.0~467.0 Ma,第3期为白云石粉砂充填作用,发生时间为距今316.5~381.0 Ma,第4期为晶粒白云石充填作用,发生时间为距今354.0 Ma,第5期为晶粒方解石充填作用,发生时间为距今292.7~319.0 Ma;②马家沟组基质白云岩的形成与沉积或准同生期白云石化作用有关,而胶结物的白云石化稍晚,属渗透回流—早埋藏期白云石化作用成因;③盐上风化壳岩溶型白云岩储集层依次经历准同生白云石化、压实、风化壳岩溶、充填与破裂等成岩作用,膏模孔形成于表生岩溶阶段,被白云石粉砂和方解石等矿物充填,孔隙度由10%~40%降低至3%~8%;④盐下丘滩型白云岩储集层经历准同生白云石化、压实、海底胶结、准同生溶蚀、渗透回流白云石化、充填和破裂等成岩作用,储集层原生孔隙度为10%~30%,经海水胶结作用后降至0~6%,准同生溶蚀作用使孔隙度恢复至5%~15%,之后由晶粒白云石和方解石充填,孔隙度最终降至2%~6%。上述基于激光原位定年技术的白云石化作用和孔隙演化恢复方法对其他盆地或层系储集层孔隙演化恢复具有一定借鉴意义。

利用微纳米孔隙三维可视化在线天然气充注物理模拟实验,结合孔隙尺度原位叠算技术、孔隙网络模拟技术和视渗透率理论,研究低渗（致密）气充注过程中气水流动与分布规律及其影响因素。通过精确刻画分析微纳米孔隙网络中的气水流动与分布特征及其变化可以发现,低渗（致密）气充注过程分为扩张和稳定两个阶段：扩张阶段形成了大孔喉先于小孔喉,孔喉中央先于边缘的气驱水连续流动模式,半径大于20 μm的孔喉是气相充注的主要通道;随充注动力增加,孔隙边缘和更小孔隙中央的可动水持续被驱出,半径为20~50 μm和半径小于20 μm的孔喉先后主导了气相充注通道的扩张,充注通道的孔喉半径、喉道长度和配位数递减,是气相渗透率与含气饱和度的主要增长阶段;半径为30~50 μm的孔喉控制了含气饱和度的增长模式。稳定阶段,气相充注通道扩张至极限,通道的孔喉半径、喉道长度和配位数保持稳定,孔喉网络中形成稳定的不可动束缚水,气相呈集中网簇状、水相呈分散薄膜状分布,含气饱和度和气相渗透率趋于稳定。半径小于20 μm的连通孔喉控制了气相充注通道的极限规模,控制了稳定气水分布的形成及最大含气饱和度。连通孔喉非均质性影响了孔喉中气相充注和气水分布的动态变化过程。微纳米孔喉配置及其非均质性控制了低渗（致密）砂岩气充注动态过程及气水分布特征。

基于超级盆地思维及油公司资源战略,分析四川盆地含油气系统和剩余油气资源分布,最大限度地挖掘四川盆地油气资源潜力,探索该盆地的超级盆地发展模式。研究表明：①四川盆地在陆内裂谷—海相克拉通—前陆盆地3阶段演化背景下,形成了以天然气为主的复合含油气系统,具备构成超级盆地的资源条件。盆地超深层存在南华纪裂谷潜在含气系统;震旦系—中三叠统发育海相克拉通含气系统,以常规天然气和页岩气为主;上三叠统—侏罗系发育前陆盆地致密砂岩气和页岩油;每套油气系统内常规和非常规油气资源的分布规律各不相同。②发展完善深层—超深层碳酸盐岩常规气、致密砂岩气、页岩油等领域先进实用勘探技术,是支撑规模勘探开发的必要条件。③分层次制定勘探战略,争取政府扶持与政策支持力度,探索合作发展新模式,有助于最大限度挖掘四川盆地油气资源。引入超级盆地研究思路挖掘四川盆地油气资源潜力,对指导四川盆地及类似成熟盆地的勘探开发部署提供了新的研究思路。

针对塔里木盆地奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏孔洞缝发育、非均质性极强、依靠静态地震资料的一次雕刻结果不确定性大、提升有效储集体定量雕刻精度难的问题,在一次静态雕刻基础上,充分考虑雕刻过程中面临的诸多关键影响因素,动静结合,提出缝洞“二次定量雕刻”技术。该技术结合试井分析、产量不稳定分析、动态储量分析、动态连通性评价等动态分析与研究手段,将动态分析的储集层认识作为统计参数约束地震波阻抗反演、完善波阻抗与孔隙度关系模型,确定缝洞体形态,计算动态储量,进而优选更为准确的缝洞模型,并在二次雕刻结果的基础上动态反推油水界面。本技术可大大降低缝洞体静态一次雕刻的不确定性,提高雕刻结果的精度,并在塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏的开发实践中收到了良好的成效。

基于原位方解石U-Pb定年、原油与储集岩烃类地球化学特征对比以及流体包裹体分析,恢复塔里木盆地塔北隆起西南部跃参地区YJ1X井奥陶系一间房组超深层油藏的充注与演化过程。研究结果表明：①原油、游离油以及包裹体油具有相似的地球化学特征,其对应的烃源岩在相同的沉积环境中形成;②原油、游离油以及包裹体油具有相似的成熟度,计算得到的等效镜质体反射率值为0.80%~0.96%;③储集层中识别出两种不同类型的油包裹体组合,其中Ⅰ类代表充注过程中最初进入圈闭、气体相对饱和的原油,Ⅱ类代表油藏发生轻微轻烃泄漏后残留的欠饱和原油;④该油藏在距今约425 Ma的早泥盆世发生过1期油充注,尽管在中泥盆世发生过部分轻烃泄漏,但之后一直保存完好。该研究表明在盖层发育良好、构造相对稳定的含油气盆地超深层中存在潜在的古老油气藏,可为下步的超深层油气勘探提供借鉴。