页岩气水平井通常没有取芯、电成像等资料，增加了裂缝识别难度，而压裂施工曲线能较好地反映出压裂效果和压前天然裂缝的发育情况。以川南泸州Y101区块深层页岩气地层为例，根据携砂液阶段压裂施工曲线类型及特征刻度水平井压前裂缝层段、基质层段的测井响应特征，利用小波变换提取反映裂缝信息的高频微弱信号建立小波变换综合系数（W_I）、交会图优选6项对裂缝响应敏感的参数指标、层次分析法与模糊数学法构建裂缝评价综合系数（F_I），并进一步结合不同压裂施工曲线类型与测井信息的关系，实现了水平井裂缝层段识别及发育级别评价。研究结果表明，携砂液阶段压裂施工曲线形态有下降型（I）、下降稳定型（II）、稳定型（III）及上升型（IV）4种类型，其中，当自然伽马高值、补偿中子和密度明显增大、声波时差增大伴“锯齿状”周波跳跃、双侧向呈“正差异”且W_I≥0.18，F_I≥0.430时，压裂施工曲线为下降型，裂缝发育好（F-A级）； 0.390≤F_I<0.430时，既有下降型又有下降稳定型，裂缝较发育（F-B级）； 0.350≤F_I<0.390时，为下降稳定型，裂缝一般发育（F-C级）。

开展地层水微观赋存状态研究，可为有利区优选和气井生产制度优化提供参考和依据。利用铸体薄片、扫描电镜、压汞、核磁共振、两相渗流实验、测井以及生产动态资料，开展中江气田沙溪庙组致密砂岩气藏的孔隙结构、地层水赋存状态及产出特征研究。结果表明，中江气田沙溪庙组I、II、III类储层中值喉道半径平均为0.30、0.16和0.04 μm。地层水以自由水、毛细管水和薄膜水的形式赋存于储层中，薄膜水普遍存在，毛细管水主要存在于喉道半径小于0.100 μm的喉道中，断砂配置较差及构造相对低部位储层可见自由水。气井产水来源主要为凝析水、毛细管水和薄膜水，整体表现为产水量小、矿化度低、水气比低且后期增大的特征。相对高含水饱和度区的评价和开发应以I、II类储层为主要目标，产水气井生产过程中应适当控制生产压差。

扇三角洲沉积作为一种重要油气储集场所，其储层质量差异特征对剩余油分布具有重要影响。前人认为砂岩储层的物性韵律和粒度韵律变化一致，粒度较粗的扇三角洲砂砾岩储层质量韵律和粒度韵律是否一致尚不清楚。以滦平盆地桑园剖面为研究对象，通过无人机拍摄、人工观测及室内岩石分析化验的方法，研究扇三角洲储层质量差异特征及控制机理。结果表明： 1）小砾岩和粗砂岩分选适中，泥质含量低，原始孔隙高且更抗压实，储层物性最好；粒度变粗分选变差，粒度变细泥质含量增高，均会导致其储层物性变差。2）在正韵律分流河道和正韵律河口坝中，垂向上从底部向上由中—细砾岩变细至中—细砂岩，储层物性先变好再变差，横向上从中部向两侧粒度变细，储层物性变差；反韵律河口坝垂向上从底部向上由细砂岩变粗至粗砂岩、小砾岩，物性变好，横向上从中部向两侧粒度变细，储层物性变差。

强构造变形区增加了井眼轨迹设计和施工的难度，容易导致预测深度与实际深度相差甚远，同时，现有的地震导向钻井技术尚未成熟。针对上述问题，提出了基于三维地质建模的地震导向钻井方法及流程，高效准确地完成钻前地质评价、井轨迹设计和钻井实时校正。流程主要分为3个阶段： 1）复杂地质建模，经过设置模型初始参数、断面建模和层面建模，得到精细三维构造模型，在此基础上生成储层敏感属性模型。2）三维井轨迹设计，根据属性模型反映的构造、储层和油气藏特征，并结合钻井工程需求，在三维属性模型设计并拾取井轨迹。3）创建“标志层倒三角逐层逼近法”进行速度深度交互校正，利用施工井新钻遇的标志层深度校正速度体，使深度域三维模型逐渐接近真实地下模型，入靶点预测深度不断接近真实深度，及时指导钻进方向并规避风险。流程在实际应用中取得良好成效，预测深度误差率小于0.2%，工作效率提高5倍。

四川盆地中二叠统茅口组已发现气藏多为裂缝—孔洞型灰岩气藏，规模有限。近年来，川北地区YB7井和JT1井相继钻遇茅口组高能滩相储层并均获高产工业气流，取得了四川盆地茅口组台缘油气勘探的重要突破。为了更好地指导川西南部茅口组油气勘探，在沉积、地质及古地貌等基础研究上，结合最新高品质三维地震、时频重磁等资料发现： 1）川西南部茅口组发育开阔台地—台洼边缘—斜坡—台内洼地沉积，台洼边缘礁滩相大规模分布，在三维地震剖面上“丘状、杂乱、断续中弱振幅”反射特征明显； 2）川西南部北东向基底断裂发育，主要形成于晋宁期，在峨眉地裂时期重新活动，产生堑垒拉分格局，是茅口组台洼边缘形成的主控因素之一； 3）茅口组台洼边缘礁滩相沉积叠加东吴期淡水岩溶，有形成规模优质储层基础，且其紧邻筇竹寺组生烃中心，基底断裂疏导，源储配置佳。研究对扩大川西南部勘探领域、增储上产具有一定指导意义。

以上扬子地区五峰组龙马溪组底部页岩为研究对象，通过总有机碳含量测试、主微量以及稀土元素等数据对其有机质富集机理进行研究。结果表明： 1）研究区五峰组—龙马溪组底部页岩沉积于被动大陆边缘环境，构造稳定，有利于有机质富集。2）各种地质因素对于有机质富集具有不同的控制作用，其中，古生产力对五峰组龙马溪组底部页岩有机质富集影响不显著，而陆源输入产生一定稀释性效应；五峰组—龙马溪组底部页岩沉积期环境为贫氧—厌氧、中等滞留环境，有利于有机质的富集与保存，但由于龙马溪组底部沉积时期的水体环境较五峰组时期略微开放，导致水体环境对于五峰组和龙马溪组两套黑色页岩有机质保存的控制作用有一定差异。3）五峰组和龙马溪组底部两套页岩有机质富集具有差异性。其中，五峰组页岩的有机质富集为生产力滞留环境协同控制发育模式，龙马溪组底部页岩的有机质富集为保存—开放—上升洋流控制模式。

渤海湾盆地渤中19-6气田是2018年勘探发现的特大型凝析气田。变质岩潜山储集系统中发育的裂缝是油气的主要渗流通道和储集空间，而裂缝充填物记录了储集层的流体作用及演化过程，故针对裂缝充填物的系统研究对于油气勘探开发具有重要意义。在系统观察渤中19-6气田典型岩芯铸体薄片的基础上，综合运用电子探针、LA-ICPMS、阴极发光和荧光分析等实验方法，分析裂缝充填物的地球化学特征及其与烃类物质的赋存关系，探讨研究区储层经历的热液活动和油气运移特点及热液活动对变质岩储层物性的影响。研究表明： 1）热液型裂缝充填矿物主要由镁菱铁矿+铁白云石+石英、镁菱铁矿+石英、铁白云石+石英3种矿物组合构成； 2）镁菱铁矿和铁白云石的原位微区地球化学特征显示其为同期热液流体成因； 3）烃类物质主要为赋存于铁白云石中的束缚沥青和赋存于镁菱铁矿中的烃类包裹体，热液活动和油气运移具有同时性，属于同期发生的两类地质事件； 4）热液流体对于储集岩裂缝的闭合作用远大于溶蚀扩张作用，对储集岩物性主要起破坏作用。

裂缝性气藏具有地质储量丰富和单井产能高的特点，目前常规理论二项式产能方程在裂缝性气藏中的适用性较差，理论计算得到的紊流项远小于实测结果。针对上述问题，以塔里木盆地克深气田为例，从地质认识、测试资料、渗流规律和数值模拟等方面总结了裂缝性气藏的产出特征。分析表明，井筒与天然裂缝相交处是天然气的主要产出井段，气体在天然裂缝的聚集增大了裂缝性气藏气井生产过程中的紊流效应，导致高速非达西效应明显，理论二项式产能方程不能准确评价其产能。在理论二项式产能方程的基础上，回归克深气田理论与实际非达西流系数的关系，建立了裂缝性气藏二项式产能方程修正方法，并用实测数据验证了产能模型的可靠性。实例分析表明，克深气田气井开采过程中绝大部分能量都消耗在紊流效应上，因此，裂缝性气藏开发时需要控产降低压力损失。将理论计算得到的结果代入到“一点法”经验公式中，结果表明，较低的生产压差条件下计算得到的气井产能远高于实际结果，建议合理测试生产压差为地层压力的4%～10%为宜。

克拉美丽火山岩凝析气藏资源丰富，但由于储层岩相多变，裂缝发育，边底水活跃，导致气井在开发过程中产水普遍。准确识别气井水侵规律、产水特征及产水模式，对于气藏新区开发及老区调整具有重要的参考价值。通过对克拉美丽典型气藏地质及开发资料进行综合分析，结果表明，常规的适用于裂缝型产水气藏水侵识别方法存在一定局限性，结合数值模拟技术更有利于认清产水规律；气藏水侵及产水特征曲线显示主要产水来源为边底水，严重影响气井产能；数值模拟研究结果将气井产水模式分为5类，通过统计分析将研究区典型气藏98口气井实际产水曲线定性划分为5类，得到模拟曲线与实际生产曲线分类结果基本吻合。基于数值模拟的产水模式划分结果可靠程度高，该研究结果为火山岩凝析气藏气井的部署开发与实时调控提供借鉴。

页岩地层钻完井过程中，页岩—液体反应难以避免。为研究页岩—液体反应机理及其对地应力分布的影响，选取川南地区龙马溪组页岩，开展了页岩—液体反应室内实验，明确了其反应机理及结果。在此基础上利用数值模拟技术研究了页岩液体反应对地应力分布的影响。结果表明，页岩—液体反应将造成页岩损伤，衍生微裂缝，同时导致页岩的膨胀变形。页岩—液体反应将对应力分布状态产生影响，且影响程度与缝网复杂程度高度正相关。考虑页岩—液体反应后，压裂过程中地应力分布状态出现显著变化，并造成套管应力随页岩—液体作用时间增加，对套管变形产生影响。

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间尺度差异大、流动复杂，很多学者认为渗流理论不能解决其流动表征问题，应该用管流理论解决。为厘清这一问题，从管流与渗流的概念、单相流流动特征及数学表征方法、油水两相流流动特征及数学表征方法3方面，研究了管流与渗流的关系，在此基础上，分析了管流方程描述缝洞型碳酸盐岩油藏流体流动的可行性，并对缝洞型碳酸盐岩油藏流体流动的表征方法进行了探讨。结果表明，从研究的角度，渗流可视为小尺度复杂管道管流；单相流时，管流存在层流、紊流两种流态，渗流也存在层流、紊流两种流态，层流状态，描述管流与渗流的方程是统一的，紊流状态，二者的描述方程不一致，但都是考虑惯性力的影响；两相流时，管流存在多种流型，渗流因尺度小、流型简单，管流基于流型建立了不同的流动表征模型，渗流利用相渗曲线解决两相流问题。说明，管流与渗流并不“冲突”，渗流即是小尺度复杂管道管流，只是由于学科不同、研究对象不同，对流体流动采用了不同的表征方法。缝洞型碳酸盐岩油藏描述不确定大，受油藏描述精度和研究范围的制约，现有管流的处理方法并不适用描述缝洞型碳酸盐岩油藏流体的流动。缝洞型碳酸盐岩油藏的流体流动表征问题应该在渗流力学的架构内，部分借鉴管流的处理方法来解决。

针对在“双碳”目标下，传统供能站由于能源结构单一无法满足日益增长的多元用户服务需求问题，开展了集电能、氢能、天然气及清洁油品等供给服务功能为一体的供能服务新业态、新模式的研究。研究结合综合供能站的业务功能需求，采用构建智慧供能站数字孪生体框架，以用户为中心、多维指标驱动、全生命周期管理作为建设方案的3大总体理念技术。通过技术原则、建设思路、孪生框架、业务功能以及技术应用对智慧综合供能站整体系统架构进行分析。阐述以员工、站长和总部3级设计的业务框架以及以安全、基建、营销、服务和管理5场景设计的技术框架，从而为用户提供多元化能源供给服务以及有力推动油气行业数字化、清洁化转型发展。为今后新能源行业智慧综合供能站数字化与信息化发展提供了可供参考的建设思路。

目前，中国已开发气田80%以上产水，严重影响气井产能。化学控水是提高产水气藏采收率的重要手段。综述了国内外常用气井化学控水材料，讨论了控水机理及适应性。结果表明，聚合物及聚合物凝胶通过阻力效应、惯性效应、润滑效应等实现不成比例气水渗透率降低（Disproportionate Permeability Reduction，DPR），其中，聚合物类堵剂适用于中高孔渗储层，通过“预处理液+改性聚合物”提高其环境适应性；聚合物凝胶适用于高温高矿化度、裂缝性产水气藏；相渗调节剂通过润湿性改变实现DPR，适用于低渗、致密、高产水气藏，不适用于裂缝性气藏；功能流体（纳米流体、微乳液体系等）多针对特定储层（如凝析气藏）条件设计，通过润湿性改变实现DPR；泡沫凝胶通过贾敏效应、分流作用实现DPR，适用于强非均质性和裂缝性气藏。同时，分析了气井控水面临的挑战，并进一步提出了根据水来源制定不同控水策略、研制分离膜控水新材料、预处理液改造储层环境和适度产水与控水一体化等6个气井控水策略及研究方向。研究成果可为气井控水实践提供指导。

高效取热技术是实现地热效益化开发的关键，建立了水平连通地热井数值仿真模型，计算了连续开采和间歇开采工况下的出口流体温度和换热量，研究了注入温度、注入流量、水平段长度对系统换热性能和岩层温度恢复能力的影响。结果表明，随着注入流量增加，地热井出口水温下降，但整个系统换热量提高；当注入温度较高时，可有效提高出口水温，但系统换热量降低较大；随着水平段长度增加，出口水温和换热量逐渐上升，换热性能提高；岩层温度恢复能力随注入流量和注入温度的增加而提高。综合考虑钻井成本、水泵功耗等因素，适量增加注入流量、降低注入温度、增加水平段长度能有效提高水平连通换热井的换热性能；虽然高的注入温度可提升岩层温度恢复能力，但不利于提高系统换热性能。

针对石油地质学中油气倒灌会否发生的问题，根据渗流力学的相关理论，通过理论分析深入研究了油气的运移成藏机理及地层超压的形成机理，并获得以下主要认识： 1）运移与流动不同，流动需要压差驱动，运移不需要压差驱动，油气运移是浮力作用下的离散流或滴流； 2）油气可以向上运移，油气倒灌不会发生，因为缺少动力的驱动； 3）室内实验没有模拟地下情况，压差大，流速高，属于油气流动，而非油气运移； 4）泥岩地层为开放地层，并不存在超压，地层水通过流动可以平衡地层压力； 5）油气被地层水分割包围，可以出现超压，超压部分被毛管压力所平衡； 6）上生下储式并不存在，烃源岩不一定位于油气藏的正下方，侧向运移也可以实现油气成藏。