为探究泸州地区龙马溪组地层条件下的页岩气赋存与演化特征，开展了不同含水状态下的体积法甲烷等温吸附实验。采用三元Langmuir模型对页岩过剩吸附量进行拟合，校正后最大吸附量达2.5 cm³/g。有机碳含量和黏土矿物是甲烷吸附量的有利控制因素，而含水饱和度升高会对甲烷吸附形成抑制作用。随埋深增加，吸附气量先增加后减小，游离气的含量持续增加。含水条件下，吸附气和游离气含量存在等值埋深，该深度随含水增加而向上迁移，形成混合赋存带。泸州地区深层页岩气演化分为4个阶段：沉积初期至晚志留世地层沉降速度快，页岩气以生物成因吸附气为主；早泥盆世至中三叠世地层经历持续沉降与小幅度抬升，赋存状态仍然以吸附气为主；中三叠世至晚白垩世埋深快速增加，游离气量快速增加；晚白垩世至今地层抬升，生烃过程停止，泸州地区构造保存条件较好，游离气得以保存。

西湖凹陷花港组砂体物性普遍较差，局部发育的优质储层往往是油气聚集的关键。基于岩芯、薄片资料、电子探针及分析化验等资料分析储层特征及其主控因素，并建立优质储层的发育模式。结果表明：研究区花三段主要发育特低渗储层、低渗储层和高渗储层，优质储层的孔隙类型以粒间溶孔为主。砂岩储层成岩作用包括压实作用、胶结作用（石英、碳酸盐、黏土）、溶蚀作用。优质储层在演化过程中储层经历过大气水和油气充注的酸性改造，物源和发育强水动力的沉积相带是优质储层发育的有利条件，早期的方解石胶结与晚期油气充注改造是优质储层原生孔隙保护和次生孔隙生成的关键，整体上沉积作用、成岩作用及构造作用在时空上耦合控制了优质储层的形成。

位于南海北部大陆边缘东部的珠江口盆地是中国重要的含油气盆地，其中珠一拗陷已经发现多个油气田和含油构造，在第二次全国资源评价结果表明，珠一拗陷油气资源以石油为主，天然气为辅，有较大的资源潜力。为系统评价珠江口盆地珠一拗陷内富烃洼陷烃源岩的生烃能力，选取了文昌组半深湖—深湖相、浅湖—半深湖相，恩平组浅湖—湖沼相以及煤系这两套4类烃源岩，在半开放—半封闭体系下进行生烃模拟实验，综合得出烃源岩生烃动力学模型，在“成因法”油气资源评价方法指导下，结合盆地模拟软件，首次利用多相烃源岩从富烃洼陷的热演化程度、烃源岩生烃史及生排烃强度等方面，充分证实珠一拗陷富烃洼陷具有丰富的油气资源，这些成果为珠一拗陷的进一步勘探与开发提供了有力的科学依据。

为进一步认识墨西哥湾盆地深水区油气成藏规律，利用地震、钻井及地化测试等资料，对区域构造沉积演化特征及油气成藏条件进行了深入研究，并探讨了油气成藏模式及勘探方向。深水区油气勘探主要集中在盆地、盐下、褶皱带和深海平原4大地质区域。上侏罗统提塘阶和牛津阶海相烃源岩是主力烃源岩，表现出“埋藏深”“年代老”“生烃晚”的特征。深水区储层总体表现出“多层系”“时代新”“快埋藏”及“高孔渗”的特征。与盐岩运动及伴随断层活动相关的穿层运移通道对于区域油气运移至关重要。发育四面下倾型构造圈闭，三面下倾型构造地层复合圈闭及地层圈闭3大类型圈闭。形成了“早期烃源断裂沟通—晚期断层或盐体侧翼封闭—高位聚集”、“盐下超压低温—断裂沟通—盐体（盐焊）遮挡聚集”和“近源垂向运移—横向输导调整—优势构造聚集” 3类成藏组合模式。盐下区和褶皱带区Wilcox砂岩，盆地区东部侏罗系风成砂岩与深海平原区是深水区的有利勘探目标。

为探究纹层型页岩CO₂复合压裂裂缝特征及穿层扩展规律，采用全直径济阳拗陷页岩岩芯开展CO₂复合压裂实验，并利用Cohesive单元模型模拟了前置CO₂注入速率对裂缝穿层扩展的影响。研究结果表明： 1）前置CO₂易于激活层理及天然裂缝，为后续水力压裂形成复杂交叉裂缝提供了条件，且前置CO₂注入速率提高1倍，裂缝体积提高了24.0%； 2） CO₂的低黏度、高渗透性易诱导裂缝沿弱面（层理、天然裂缝）、矿物晶界和孔隙方向扩展，导致CO₂压裂裂缝比水力裂缝粗糙度高约50.0%； 3） CO₂压裂裂缝穿层能力随注入速率增加而增加，低注入速率下层理主导裂缝扩展，高注入速率下地应力主导裂缝扩展。研究成果为济阳拗陷页岩油储层CO₂复合压裂裂缝扩展规律提供了机理和理论上的认识，与现场常规压裂相比，CO₂复合压裂储层改造体积提高了12.2%，产能提高了33.0%，产油递减率降低了6.8%。

为防止水合物的二次形成并提升井筒内流动效率，建立了深海水合物储层生产过程中的温度模型，综合考虑产砂粒径、产砂量和焦耳汤姆逊效应对水合物生产井筒中热传导的影响，模拟了深海水合物储层生产过程中适度出砂工况下的井筒温度曲线和压力曲线。考虑深水天然气水合物储层开发环境，明确地层产砂粒径、井筒尺寸、天然气产量、套管厚度、套管导热系数、流体导热系数、岩石导热系数及水合物储层埋深等因素对于井筒内水合物二次形成的影响。敏感性分析发现，水合物生产过程中，如果挡砂精度设计过小，地层产砂较小，井筒内温度降低较明显，水合物二次形成风险加剧；同时通过模拟也证明了局部加热水合物生产井筒，可以从降低水合物二次形成的角度，适度降低水合物防砂精度，减轻高精度挡砂带来的井筒流动性风险。模型计算结果现场生产案例中推荐地层产砂粒径控制在30 μm以下，井筒临界厚度为0.389 m，并适当降低天然气产量从而提高井筒流通效率和降低水合物二次形成风险；浅层水合物地层开发过程中，井筒内更易发生水合物二次形成；通过计算验证安装局部加热电极可以有效降低泥线附近水合物二次形成风险。研究结果为深海水合物储层生产精细防砂与井身结构设计提供理论支撑。

CO₂作为地下储气库的垫层气，可以维持储气库内压力的稳定，阻止工作气从边底部的逸散，防止边、底水入侵，为采气提供动力。但注入的CO₂会与天然气混合，由于储气库强注强采的特性，会引起CO₂和CH₄混合带的波动进而影响采出气体的纯度。开展了填砂容器混气实验、CH₄和CO₂多次注采实验，研究了CO₂与天然气的混气特征及不同的工作周期、工作制度对混合带的影响，最后结合数值模拟结果与室内实验相互论证。实验结果表明：同一生产制度下，随着注采周期的增加，取样气中CO₂的摩尔分数也逐渐增加，但是增加的幅度很小，混合带缓慢上移；取样气中CO₂的摩尔分数随着采气速度的增加而降低，采气速度会对混合带的发展产生影响，但影响程度不大。

缝洞型碳酸盐岩油藏以原生孔隙及次生缝洞系统为主要储存空间，裂缝为油气渗滤通道，各缝洞体空间发育孤立，连通性较差，单井井控缝洞规模有限。哈拉哈塘油田因井控储量小导致长停、低效的油井占比已达41%，前期已尝试通过重复酸压、高压扩容注水进行治理，虽取得一定成效，但大部分井有效期短，治理后递减快，单独依靠酸压或扩容注水难以实现井控储量小的油井效益复产。针对这一问题，在研究前期储层改造方法的基础上提出了规模酸压+扩容注水的新方法，先行扩容注水在近井形成高压水带，开启地层的天然裂缝或者压开地层，之后通过酸压实现酸蚀缝长与酸蚀裂缝导流能力同步最大化的改造，沟通远井储集体，酸后直接大排量注水，进行超远距离的刻蚀，从而达到“造缝找洞”的目的。目前已实施3口井，增加动用地质储量46.04×10⁴ t，累增油4.72×10⁴ t，预计有效期累产油可达6.36×10⁴ t，为缝洞型碳酸盐岩油藏低效井扩储增产提供了一种经济有效的新方法。

燃气负荷的合理、准确预测对于促进天然气供需动态平衡有着重要的现实意义。随着人工智能技术的进步，燃气负荷预测算法也在不断发展。首先，根据预测时间长短将预测分为短期预测、中短期预测和中长期预测，从算法理论角度详细阐述了应用于短期预测的极端梯度提升树（XGBoost）等6种方法、中短期预测的长短期记忆神经网络（LSTM）等两种方法以及中长期预测的Prophet等两种方法，并总结现有的燃气负荷预测算法的优缺点与适用性；其次，利用实测数据进行仿真测试，共选用12种模型，从实验数据集、数据预处理、外推预测、参数优化和模型评估等多个维度，进行不同时期的预测，并对各算法进行对比分析和全面总结；最后，针对实际问题，对未来燃气负荷预测研究方向进行了展望，为未来燃气负荷预测算法在天然气调度管理领域的深入研究提供参考。

针对采油井发生故障影响油田产量，甚至可能引发严重生产安全的问题，开展了复杂环境下采油井故障快速精确诊断与有效处置的研究，研究中提出了基于大模型的智能采油井故障诊断与处置框架。首先设计了多模态关联规则挖掘算法（M-ARMA）对采油井压力、载荷等参数和示功图等多模态数据挖掘数据异常与故障的关联规则；其次提出XLNet-DC模型对采油井故障报告、维修日志等文件进行故障处置规则抽取；最后构建采油井故障诊断与处置知识图谱，通过实体匹配形成异常故障处置推理规则，针对油井指标监控模块检测到的异常通过知识推理实现采油井故障诊断与处置智能化。利用本方法在国内某油田的采油井进行实验，知识抽取F₁值达到93%，故障诊断准确率达到96%，实现了准确故障诊断与有效故障处置方案匹配智能化、一体化，保障了油田的安全稳定生产。

超深断控缝洞型碳酸盐岩储层非均质性极强，储集空间离散分布特征明显，与碎屑岩油藏不同，该类型油藏井与井之间的储层地质特征和不同开发阶段的开发效果差异大，如何科学评价该类型油藏不同开发阶段的开发效果至今没有较为规范化的方法。针对富满油田典型断裂带，提出了天然能量开发阶段和注水开发阶段单井（井组单元）开发效果分级评价的新方法，确定了开发效果评价指标体系的5个关键原则，优选出该类型油藏天然能量开发阶段的4个关键指标和注水开发阶段的9个关键指标，利用层次分析法搭建了不同开发阶段的综合评价指标体系。本研究方法和技术流程，可以在其他类型油藏搭建不同开发阶段开发效果分级评价指标体系的过程中提供规范化和科学化的研究思路，能够对已开发老区潜力区带寻找和开发方式优化提供技术支撑，具有较好的推广应用前景。

油气管道风险评估是一项复杂的系统工程，为弥补传统风险评估方法应用于中国油气管道的局限性，提出一种名为“消极积极耦合风险评估”的新方法。该方法立足于中国管道实际工况，创新性地将提升管道安全的积极因素与构成威胁的消极因素置于同一评估框架，并着重分析其间的耦合作用机制，在研究中建立了失效可能性指标框架体系和失效后果指标框架体系，给出了具体的分值计算方法，并增加了耦合作用的修正指标值。通过西南地区某输气管道实例应用，验证了该方法的可行性与有效性，耦合作用对风险值的修正幅度在6%～14%。应用该方法可精准识别风险关键控制点，为风险缓解决策提供明确方向，从而有效预防中间事件与重大事故，对降低中国油气管道事故概率、保障能源动脉安全具有重要的实践指导意义。

井眼摩擦系数是计算钻进摩阻的关键参数，现多利用钻压、大钩钩载等数据反算获得某长度井段的等效摩擦系数，并以此为基础开展钻进摩阻的相关研究工作，缺少从摩擦发生机理、细观结构和润滑介质等方面，对钻井过程中“钻柱井壁”摩擦副的摩擦系数影响因素及其表现规律展开深入、细致的研究。通过建立摩擦室内实验平台，以井眼环境中摩擦影响关键因素——流体介质和岩屑形成的混合“润滑介质”为对象，开展不同工艺（气体钻井、钻井液钻井）井眼（裸眼岩石段、套管段）条件下，岩屑粒径、岩性和岩屑成床形态对摩擦系数影响规律的实验研究。研究结果表明，岩屑的几何不规则特性随粒径的增加而不断凸显，成为控制摩擦系数变化的主要因素；相比岩石粗糙壁面微凸结构明显的阻碍作用，内壁光滑的套管段摩擦系数整体偏小，因此为减小摩阻，应尽量提高裸眼段井眼质量；成床岩屑会对钻杆产生明显的“包覆效应”，导致摩擦系数增大；气体钻井条件下，钻柱与井壁的摩擦系数为0.44～0.58，钻井液钻井条件下，套管段摩擦系数为0.25～0.45，裸眼段摩擦系数为0.35～0.55。

凝胶堵水工艺作为塔河油田开发中后期提高采收率主要技术手段，随油藏温度、矿化度的不断升高，单一凝胶体系堵水有效程度低，其体系研发及使用方法亟需优化改善。为此，以自主研发的两套耐高温高矿化度、耐稀释堵水体系为研究基础，通过开展红外、热重、流变性等分析，对凝胶材料的耐稀释性、配伍性进行了系统的评价，同时基于岩芯实验模拟提出两种凝胶体系协同使用，复合堵水的动态封堵模式，进一步提高动态封堵率和封堵效果。实验表明，两种凝胶体系可应用于140℃高温条件，在24×10⁴ mg/L矿化度水中具有较好的耐稀释性，在确保两种凝胶具有较好配伍性的同时协同使用，其优异的耐冲刷性使协同堵水封堵率大于99%。研究表明，配伍性较好的不同凝胶体系联合堵水，在高温高盐油藏具有较好的应用潜力。