为了深入分析鄂尔多斯盆地北部乌审旗古隆起对其周缘奥陶系马家沟组构造—沉积分异特征的影响，基于地震、测井、岩心及野外剖面等地质资料，对马家沟组沉积期内部应力环境进行分析，通过绘制古地貌图确定该盆地内部地表地形变化，明确马家沟组重点层段的岩相古地理，厘清该区内部岩相分异特征。研究结果表明：①在区域构造作用力下，乌审旗古隆起在马家沟组沉积期发生间歇活动，使得鄂尔多斯盆地北部马家沟组沉积期古地貌产生明显的隆坳分异；②该区马家沟组岩相古地理也具有明显的分异特征，海进期两坳陷（靖西坳陷、米脂坳陷）相互沟通且与广海相连，在深部位发育灰坪微相，在古隆起发育云坪、灰云坪微相；③海退期两坳陷受到乌审旗古隆起的阻隔，并且与广海的沟通也受到其他古隆起的阻隔，在两个坳陷分别发育膏盐湖，古隆起发育含膏云坪、云坪微相。结论认为，乌审旗古隆起对“一隆两坳”的岩相古地理格局在整个马家沟期均有控制作用，影响了该区马家沟组的构造—沉积演化及分异。
近期在四川盆地蓬溪—武胜台凹钻遇的2口井在上二叠统长兴组获得高产气流,显示该区块具有较大的天然气勘探潜力。虽然前期已在开江—梁平海槽西侧陆续发现了龙岗､元坝等大型台缘礁滩复合气藏,但因不同区域发育生物礁的形态特征不同,地震响应特征多样,对蓬莱—苍溪—龙岗地区礁滩体分布规律的认识目前尚不清晰。为此,综合钻井及地震资料,结合正演模拟及古地貌刻画,进一步明晰了该区长兴组生物礁展布特征及天然气勘探潜力。研究结果表明:①蓬莱—苍溪—龙岗地区长兴组可划分为7个地震相,整体总结为“一洼”“一台”“一槽”,“一台”内部又可进一步划分为“三隆两凹”;②该区共发育孤立丘状台内塔礁､台内点礁群､宽缓丘状台缘礁、锯齿状台缘礁、横向并积台缘礁、纵向加积台缘礁6种模式生物礁滩体;③蓬溪—武胜台凹东侧 “Y”字形台缘带天然气勘探有利区面积达942 km2,苍溪剑阁高带礁滩异常带面积为498 km2。结论认为:苍溪高带与元坝南区具有较强的可类比性,具有较大天然气勘探潜力。
川西地区天府气田上三叠统须家河组四段气藏是四川盆地致密气下一步产能接替的重要领域，是典型的低渗透储层，岩性、孔隙结构复杂，导致储层孔渗关系和岩电关系常出现“非线性”和“非阿尔奇”现象，给储层饱和度等测井参数精细计算和气水识别带来不小的困难。为了准确计算储层含水饱和度，采用岩石物理实验并引入中间变量导电孔隙度，建立高精度胶结指数的计算模型，确定变m的含水饱和度模型，再与阵列声波弹性参数直接计算的含水饱和度进行对比。研究结果表明：①m值、有效孔隙度和导电孔隙度的差值具有较高的相关性，引入中间变量导电孔隙度，构建高精度的变m含水饱和度计算模型，较常规饱和度模型计算精度明显提高；②通过阵列声波测井计算含水饱和度，并设计不同饱和度情况下弹性参数变化实验，建立阵列声波弹性参数计算含水饱和度的方法在钙质夹层发育段计算值偏大。结论认为，变m饱和度模型计算的饱和度与密闭取心饱和度相关性较好，能够满足储层评价的需要。
四川盆地南部地区LZ区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气勘探潜力巨大,但其岩石组分､结构､物性非均质性强,储层可压裂性评价研究便成为热点和难点。为了给川南LZ区块及其周缘地区的深层页岩气储层甜点评价及可压裂性评价提供依据,在全直径岩心上选取与层理面角度分别为0°､45°､90°的岩样进行X射线衍射､电镜及三轴压缩､声波试验测试,分析其力学参数与矿物组构的关系,对比不同方向的动､静态力学参数以及弹性波速的差异,深化认识深层页岩的力学参数及其各向异性特征。研究结果表明:①研究区内页岩以石英与黏土为主要矿物,平行和45°斜交层理岩样的杨氏模量与石英含量呈明显正相关,与黏土含量呈明显负相关,而垂直层理岩样的杨氏模量与石英､黏土含量相关性则均较弱;②有效围压应力影响页岩静态力学参数,随着有效围压应力的增大,杨氏模量呈现起伏变化,泊松比､峰值强度出现上升､下降现象;③页岩力学参数与弹性波各向异性明显,平行层理岩样的杨氏模量､峰值强度､纵横波波速高于45°斜交层理和垂直层理岩样;④所有样品的动态杨氏模量均大于静态杨氏模量,垂直方向动､静态杨氏模量及平行方向泊松比都具有较好的线性正相关性,45°斜交方向动､静态杨氏模量比泊松比相关性较强。
如果井间连通性较好，气藏在多井生产时可能会产生明显的井间干扰，影响气藏的开发效果。传统方法对井间干扰多以定性判断为主，难以作出定量评价，不能为干扰井组内气井生产制度的优化提供依据。为此，运用不稳定渗流理论和源函数法建立多井干扰渗流数学模型，基于对井间干扰作用下压力降叠加的无因次化，提出井间干扰因子这一特征参数，形成了一种可以通过气井生产动态数据来定量评价井间干扰强度的便捷新方法；进而以井组内两口气井为例，对该方法进行了数值模拟机理分析，再用四川盆地中部地区二叠系栖霞组气藏的两个井组（分别有两口气井）作为实例进行应用验证与预测。研究结果表明：①对于两口气井的干扰井组，随着井组中某井产气量的增加，其邻井的井间干扰因子随之增大，表示某井对邻井的干扰加强，反之则干扰降低；②两口气井的井间干扰因子曲线呈“X”形交叉状，在交叉点处的干扰因子之和最小，井间干扰强度最低；③干扰因子曲线交叉点处的气井配产方案为最优生产制度，可据此调整气井配产，实现对干扰井组天然气储量动用的优化。结论认为，新方法在定量评价多井生产气藏井间干扰强度方面作出了有益且有效的探索，对现场生产管理具有指导意义。
为了揭示二氧化碳压裂造缝机理，采用二氧化碳压裂大型物理模拟实验、X射线衍射检测、岩石力学测试、岩样CT扫描及对现场压裂的水击压力响应、井下微地震裂缝监测解释等手段，从小尺寸岩样、大尺寸岩样及大尺度矿场3个尺度开展了实验及试验研究。研究结果表明：①超临界二氧化碳在岩石中具有极强的滤失穿透性，其形成的人工裂缝面积远小于常规水力压裂；②二氧化碳对地层岩石中的方解石和白云石具有明显的溶蚀作用，并导致岩石杨氏模量值、剪切模量值和抗压强度值减小，岩石脆性指数增大；③受二氧化碳浸泡的影响，岩石破裂后所形成的裂缝断面较粗糙、整合性差，即使在没有支撑剂支撑的条件下仍具有较好的导流能力，实现了人工裂缝的自支撑；④二氧化碳压裂瞬时停泵压力表现为小幅度长时间的波动，其压力传导特征与常规水力压裂存在着明显的区别；⑤超临界二氧化碳压裂的混合断裂机制较好地解释了二氧化碳压裂物模实验中声发射信号少、矿场压裂试验中微地震事件少的现象，证明了超临界二氧化碳压裂的混合断裂机制理论的合理性。结论认为，在没有支撑剂加入的情况下，二氧化碳形成的人工裂缝能够起到较好的油气增产作用，也由此证明了二氧化碳压裂自支撑理论的合理性。
为了解决高产水气井采输系统压损大、井筒携液困难、地面集输效率低及采出水处理成本高等一系列问题，实现高含水气藏规模效益开发，采用数值模拟与现场实践的方法对所研发的同井采注技术进行了优化提升。研究结果表明：①研制的高产水气井电动潜油离心泵同井采注技术，既通过电泵深抽强排高效采气，又确保采出水直接井下注入地层；②所建立的潜油电泵同井采注井下气液分离器CFD数值模型，能有效预测井下分离器出口分气效率，平均误差6.92%，并设计采用二级井下气液分离器，确保气液分离效率超过90%，有效解决了潜油电泵井在生产运行过程中频繁发生气锁卡泵难题；③潜油电泵同井采注技术能有效降低井筒动液面和井底流压，已累计推广应用50口高产液水淹关停井有效复产和稳定生产，累计增产天然气8 000×104 m3，产出水全部实现井下回注，累计回注20×104 m3，节约水处理费用4 000万元。 结论认为：气井同井采注技术实现了只采气、不产水的目的，为国内外高含水气藏效益开采探索了新途径。
松辽盆地南部下白垩统火石岭组煤岩气作为非常规油气资源，分布广、储量大，是常规天然气增储上产的重要接替资源。但是该区火石岭组碳质泥岩硬度高且微裂缝发育（多为水平裂缝），当井斜角超过88°时，碳质泥岩井壁会产生大量的大掉块，钻具旋转过程无法将其破碎，且掉块很难被携带至地面，井筒清洁难度大，堆积在井底的掉块会在起下钻过程中造成遇阻甚至卡钻等井下事故，严重时需要封井侧钻。为此，开展了坍塌压力精确预测、钻井液性能优化及防卡措施制订等多项研究。研究结果表明：①借助岩心实验结果及测井数据通过软件建模，对碳质泥岩及煤岩的坍塌压力进行预测，并在导眼施工过程通过地破试验获得地层漏失压力，在此基础上设计钻井液密度，可为井壁提供有效的力学支撑；②通过强化钻井液封堵性、抑制性，并优化钻具组合、制订有针对性的防卡措施，能大幅度地降低卡钻风险，杜绝“卡死”情况发生，在应用过程中成功解决卡钻4次，有效预防卡钻8次，并且水平段长度由287 m延长至765 m，初步解决了该区钻遇碳质泥岩井段易卡钻的难题。结论认为，相关研究成果有助于加快对松辽盆地深层煤岩气勘探开发进程。
位于塔里木盆地中西部的顺北油田油气产层为奥陶系碳酸盐岩，储层埋深超过8 000 m，井底温度高达180 ℃。为了提高该区钻探成功率，解决超深层小井眼定向钻井过程中井壁稳定、井眼净化及润滑防卡等问题，通过梳理钻井液技术难点，制订技术对策，优选钻井液处理剂，构建了高效低摩阻抗高温钻井液体系。评价实验与现场应用结果表明：①该钻井液体系具有良好的抗温、沉降稳定、抑制、封堵及润滑性能。②应用于顺北油田8断块4口井的钻井四开井段，在相应的钻井液现场维护处理工艺辅助下，高效低摩阻抗高温钻井液有助于实现优快钻井，较之于该区块前期已完钻的4口井，采用新钻井液体系的四开井段平均机械钻速提高36.91%、平均钻井周期缩短14.41%。③该钻井液有效解决了井壁稳定、井眼净化及润滑防卡问题——应用井的井身质量好，平均井径扩大率为5.86%，平均井径扩大率较前期已完钻井降低31.62%；钻井液悬浮携带能力强，井眼净化效果好；钻井液润滑性好，定向过程中摩阻和扭矩低，定向钻进顺畅。结论认为，该钻井液体系的研制与成功应用，为该区下一步油气勘探开发提供了技术保障，对其他区块超深定向井的钻井液构建及施工亦具有参考意义。
位于渤海湾盆地的胜利油田在挖潜老油田剩余油工作中，年部署小井眼开窗侧钻井达400口，其中绝大多数井都存在泥页岩井壁失稳、泥包钻头、短半径水平井狗腿度大且易托压、小井眼环空压耗高、形成岩屑床等难题。为了优化钻井液技术，通过分析已完成的多口小井眼侧钻井的钻井液技术体系设计、固相控制等，重点针对多元醇—聚合物正电胶体系构成、现场施工工艺技术、复杂事故原因和处理方法进行分析、评估。研究结果表明：①多元醇—聚合物正电胶体系保证了侧钻小井眼不同井段的钻井施工，该体系在抑制、润滑、井壁稳定、油气层保护等方面评价效果较好；②控制钻井液的漏斗黏度和动塑比是满足小井眼井壁稳定和良好携岩的两个重要条件，合理的流变参数控制是小井眼井壁稳定的关键前提。 结论认为，以原聚合物正电胶钻井液为基础，加入2% ~ 3% 多元醇后，可以有效清除岩屑床，保证井眼清洁，钻进过程中井壁稳定，未发生复杂事故，缩短了钻完井周期，降低了钻井成本，有助于老油田剩余产能挖潜。
为了进一步提高天然气产量预测精度，以四川盆地常规天然气为例，创新采用Shapley值法，对天然气产量峰值预测中常用的3种模型——Hubbert、Gauss、GM(1, N)进行权重分配，从而构建了符合四川盆地常规气产量“波浪式”增长特点的高精度产量组合预测模型（以下简称新模型）。研究结果表明：①借助新模型对四川盆地常规气产量进行预测，其产量将在2046年达到峰值，峰值产量为412×108 m3/a，相对稳产期为2038—2054年，稳产17年；②新模型能够有效结合上述3个模型的优点，相对误差低于单一预测模型，方法准确可靠；③采用残差分析和精度检验对4种预测模型（3种单一预测模型+新模型）进行进一步评价，新模型满足F检验和t检验，其检验值最小、精度最高，残差和标准化残差均低于其他模型，预测结果的稳定性也最好。 结论认为：采用Shapley值法所构建的新模型，可以实现对天然气产量峰值的精准化预测，为中长期天然气规划产量方案的制订与优化提供了可靠的数据支撑。
四川盆地南部地区深层页岩气井固井作业中施工压力高（60~80 MPa），井口固井水泥头的操作难度和安全风险较大。为此，研制了一套与常规水泥头结构、工作原理完全不同的Ø139.7 mm高压气动有线远程控制双胶塞水泥头（工作压力为90 MPa）。该水泥头主要设计原理为：采用转动90°开关挡销机构同步控制3个流道（主流道、旁通流道、主流道与旁通流道之间流道）的开启与关闭；利用开关挡销机构90°旋转实现了流道切换和胶塞投放一次性完成；气动控制系统由气动控制箱和气动挡销总成等组成，气动控制箱一边接井队气源，另一边接水泥头；借助井场气源，通过气动控制箱控制水泥头上各个旋转阀的开关，通过操作控制箱上的手柄，完成胶塞投放、流道切换。室内测试与现场应用结果表明：①室内测试该水泥头各项性能良好，在带压40 MPa的条件下，转动旋塞开关2 s完成、静水压密封压力为100 MPa、强度压力达137 MPa；②现场应用5井次均获成功，启动控制系统到胶塞释放入井时间均不到3 s，远程距离5~20 m可调，整个施工过程连续稳定；③与常规水泥头相比，从注完水泥浆到开始顶替这一固井阶段节约时间4~6 min。结论认为，所研制的高压气动远控双胶塞水泥头抗压能力强，远程控制系统可靠，水泥头操作的安全性和便捷性都得到了保障，为现场固井作业自动化奠定了基础。
