近年来四川盆地中部磨溪—高石梯地区震旦系上统灯影组天然气勘探取得了战略突破，促使深层古老富有机质泥页岩成为石油地质学家们关注的热点，明确该盆地震旦系上统陡山沱组烃源岩地球化学特征及其沉积环境，对于深层—超深层油气勘探具有重要的地质意义。为此，以川北地区绵竹清平、宁强阳平关、镇巴小洋坝、城口高燕4个典型露头剖面为研究对象，采用干酪根镜检分析、微量元素及其比值测试等方法，分析了该区陡山沱组烃源岩地球化学特征及形成时的氧化还原条件、古生产力及热液活动对有机质富集的影响，探讨了该区陡山沱组烃源岩发育模式。研究结果表明：①川北地区发育陡山沱组烃源岩，其分布受沉积相的控制，厚度介于8~493 m，TOC介于0.71%~2.60%，干酪根碳同位素值介于-25.5‰~-36.2‰，表现出腐泥型—偏腐泥混合型干酪根的特征；②受构造—沉积分异作用影响显著，该区陡山沱组烃源岩具有非均质性强、平面分布差异性大的特点。其中盆地相沉积水体为缺氧环境，受热液作用明显，平均TOC达2.60%，烃源岩质量好；③该区陡山沱组沉积期有机质富集，主要受控于氧化还原条件，热液活动也为有机质富集提供了有利的条件，而受古生产力的影响则不明显。
四川盆地中部龙女寺地区二叠系中统茅口组是该区近年来天然气勘探开发的重要层系之一，但受制于储层非均质性强、成因机制不明等因素，延缓了其天然气高效勘探开发进程。为了解决上述问题，采用岩心观察、薄片鉴定、测井资料分析等手段和方法，研究了该区茅口组沉积特征、储层岩石学特征、储集空间类型及储层类型，探讨了储层成因机制及控制储层演化的主要地质过程，建立了储层演化模式。研究结果表明：①该区茅口组储层主要发育在茅二下亚段细—中晶白云岩中，白云岩普遍具有残余颗粒幻影特征，属于低孔隙度、特低渗透率储层；②储集空间类型包括晶间孔、晶间溶孔、针状孔、连通缝洞及裂缝，储层类型可划分为裂缝—孔洞型、孔洞型以及孔隙型，其中前两者为优势储层类型；③白云岩储层发育区域与颗粒滩体分布范围高度重合，砂屑滩相带和生屑滩相带的孔隙度显著高于滩间海相带和台坪相带；④准同生期大气淡水溶蚀形成初始孔隙，白云岩化作用保存储集空间，早期热液流体沿断裂侵入引发水力压裂并形成鞍形白云石充填，最终构建了“砂屑滩为基础，准同生溶蚀成储，白云岩化保储，热液改造优储”的储层演化模式。结论认为，该区茅口组储层非均质性受沉积相带与多期成岩作用的共同控制，准同生期溶蚀作用奠定储层基础，热液改造扩大储集空间，滩体结构与断裂体系是优质储层发育的主控因素。
为了明确四川盆地简阳地区三叠系上统须家河组四段致密气富集高产的主控因素，采用烃源岩分布特征分析、储层物性评价、断裂构造解析及源储配置关系研究等方法，剖析了该区须四段致密气成藏条件。研究结果表明：①该区烃源岩以须三上亚段和须五段暗色泥页岩为主，有机碳含量介于0.32%~71.40%，生烃强度介于7×10⁸~60×10⁸ m³/km²，源储配置呈现“下生上储、旁生侧储”特征；②储层孔隙度介于6%~8%、渗透率介于0.01~1.00 mD，属于特低孔隙度、特低渗透率致密储层，裂缝发育区渗透率提升3~5倍，压汞曲线显示孔喉中值半径为1.08 μm，属于细喉道孔隙型储层；③该区须四段气藏为岩性圈闭气藏，高产井测试产气量超20×10⁴ m³/d，天然气无阻流量达50×10⁴ m³/d，裂缝发育程度与断距/距断面距离比值呈正相关；④优质储层发育区位于四级断层伴生裂缝带（断距/距断面距离>0.08），裂缝开启程度与地应力方向夹角小于30°。结论认为，坡折带下侧烃源优势区与四级断层控制裂缝发育带的叠合区是该区须四段气藏的最佳勘探目标；该项研究成果可以为四川盆地前陆斜坡带致密气藏精细勘探提供理论依据，进而提升勘探部署的科学性。
规模较大的生物礁或生物丘地震反射结构多表现为丘状外形，但土库曼斯坦阿姆河盆地北缘卡洛夫—牛津阶地层中发育的碳酸盐岩下缓坡灰泥丘储层规模常较小、丘形地震反射结构不明显、不易被识别。为了在地震资料上有效识别该区灰泥丘储层的空间展布，根据单井岩心及其薄片的灰泥丘识别与划分结果，结合目的层及上覆塑变盐膏层的地震反射特征，建立了识别研究区灰泥丘储层的半定量化标准。研究结果表明：①该区碳酸盐岩下缓坡灰泥丘储层岩性以凝块石灰岩、硅质海绵骨架石灰岩以及含生屑微晶石灰岩为主，反映了较弱的水动力沉积环境；②碳酸盐岩下缓坡沉积后形成的古地貌使得上覆盐膏层沉积厚度产生了差异，上述差异在盐膏层后期受构造挤压时易产生“牛眼构造”变形；③盐膏层非“牛眼构造”地震反射区和目的层Chaos值大于0.4的地震混沌体叠合区为研究区碳酸盐岩下缓坡灰泥丘储层的分布区域。结论认为：研究区内A1井、A2井、A4井及西南区域灰泥丘连片发育，而A3井周围灰泥丘发育程度则较低。
页岩特殊的层理结构致使页岩气井钻井过程中容易发生井壁垮塌、井况复杂，常常造成密度测井曲线等关键测井数据的缺失，因而在复杂井况地区或测井质量不够好的情况下，准确预测页岩气井测井曲线便成为提高页岩气储层预测精度的手段之一。为了补全页岩气井测井数据，基于长短期记忆神经网络模型（LSTM），利用四川盆地某页岩气区块评价井测井数据得到高质量的训练样本，将已有密度曲线作为深度学习的标签样本，构建并训练了基于注意力机制的双向长短期记忆神经网络模型（Attention+Bi-LSTM），然后优选与密度曲线相关性较好的非放射源的常规测井曲线，并在模型中引入注意力机制，以强化特征学习。研究结果表明：利用声波时差、自然伽马射线、无铀伽马、电阻率、铀元素含量预测密度数据，预测结果与真实值相关系数平均达到了0.94，较改进前提升13.6%。结论认为：基于Attention机制的Bi-LSTM模型在页岩气区块测井曲线预测中的适用性较好，既可有效补全测井资料，又可在必要时降低放射源对环境的风险、节约时间及成本，具有较高的推广应用价值。
为了破解四川盆地中部地区侏罗系中统沙溪庙组含浊沸石砂岩储层测井解释符合率低的难题，采用岩石薄片分析、扫描电镜、X射线衍射等实验方法，结合常规测井曲线响应特征，开展了浊沸石测井定性识别以及其含量定量评价研究。研究结果表明：①川中地区梓潼区块沙一段含浊沸石砂岩储层具有低密度、低自然伽马、高电阻率“两低一高”的测井响应特征，显著有别于同一地区天府区块不含浊沸石储层；②浊沸石砂岩导致密度测井孔隙度比声波时差孔隙度偏高0.5%~1.2%，基于密度—声波时差视孔隙度模型建立的浊沸石含量计算方法，实现了对其含量的定量计算，模型计算值与岩心分析结果符合率超过85%；③浊沸石胶结作用使储层孔隙喉道堵塞率增加23%~35%，原生孔隙保存率降低18%~22%，导致梓潼区块储层物性显著劣于天府区块；④含浊沸石砂岩的“低自然伽马、低密度、高电阻率”特征组合，可作为该区沙溪庙组储层识别的有效标志。结论认为，浊沸石的成岩改造作用是导致该区沙溪庙组储层非均质性强的主控因素，所建立的测井评价模型为类似复杂岩性储层参数计算提供了新思路，有助于提升储层解释精度。
为了准确预测与深层页岩气藏压裂改造相关的两项重要指标——杨氏模量和泊松比，基于三轴抗压强度实验结果，采用高斯过程回归（Gaussian Process Regression, GPR）方法，建立了四川盆地东南部林滩场地区奥陶系上统五峰组—志留系下统龙马溪组一段（以下简称龙一段）深层页岩气储层的岩石力学参数预测模型，并对计算得到的杨氏模量和泊松比进行了定量评价。研究结果表明：①该区深层页岩储层样品受内部应力薄弱面的影响，随温度和压力的升高，应力—应变曲线在峰后阶段的波动特征更为明显；②GPR模型可以降低页岩储层“纵向异性、横观同性”的影响，残差分布均表现为近似对称的等腰三角形特征，训练时间较短、预测速度较快，岩石力学参数（杨氏模量和泊松比）的预测准确率和GPR模型的置信度均超过90%，预测精度得以显著提高；③单井岩石力学参数（杨氏模量和泊松比）预测曲线与岩石力学实验结果具有较好的拟合效果，可以真实地反映该区五峰组—龙一段深层页岩储层的岩石力学性质。结论认为，五峰组—龙一段储层的③号层底部和②号层具有较强的脆性特征和良好的工程改造条件，是该区深层页岩气后续开发的主力层段。
为了明晰莺歌海盆地东方区新近系中新统黄流组异常高压气藏储层应力敏感的变化规律及其在不同靶区之间的差异性，选取区内3个典型靶区（东方13-A、东方13-B、东方13-C）开展高温高压束缚水状态下岩心渗透率应力敏感评价实验，并借助于岩石力学、扫描电镜、压汞、核磁共振等多种实验手段对储层特征进行系统研究，进而分析了该区储层应力敏感特征的差异性及其影响因素。研究结果表明：①物性是影响该区高温高压气藏储层渗透率应力敏感性的主控因素，物性越好，应力敏感越弱；②在相同的物性条件下，应力敏感特征仍然具有较大的差异，东方13-C区应力敏感特征最强，东方13-B区次之，东方13-A区最弱，其主要与不同靶区储层黏土矿物组成及内在孔隙结构有关；③由于伊/蒙混层存在水敏和速敏伤害，在黏土矿物含量相同的情况下，伊/蒙混层的高占比以及孔隙结构的复杂性会加大应力作用下渗透率的损失率，从而使储层表现出较强的应力敏感特征；④孔隙结构对储层应力敏感的影响主要是由于不同尺度孔喉对渗透率的贡献率不同及其受应力影响程度的不同而形成的——大孔喉对渗透率贡献度高，在应力作用下变化幅度大于小孔喉，大孔喉渗透率会产生大幅度下降。结论认为，东方区异常高压气藏应力敏感特征主要与物性、黏土矿物组成以及孔隙结构有关。
为了解决四川盆地中部龙女寺区块二叠系中统茅口组气藏因储层厚度薄、非均质性强、储层基质孔隙度低、渗透率低所导致的天然气开发有利区分级优选难度大、严重制约气藏高效开发的问题，通过剖析储层实钻资料、滩体分布规律和沉积前古地貌特征，明确了该区储层分类特征与优质储层发育模式；结合气井产能主控因素，形成了薄储层强非均质性气藏开发有利区优选方法，进而优选出两类开发有利区并在后续实施井中对上述方法进行了验证。研究结果表明：①该区气藏储层类型包括裂缝-孔洞型、孔洞型、孔隙型，其中前两类储层为优质储层类型。②建立了两类优质储层发育模式（高能滩+古地貌斜坡、高能滩+古地貌高地），结合实钻井“双波峰”或“下强复波”地震响应特征，预测气藏优质储层发育区主要分布在MX145、MX039-H1井附近，其平均厚度达到4.1 m。③气井产能主要受优质储层类型、优质储层厚度及裂缝发育程度控制，若裂缝-孔洞型储层充分发育、厚度较大则气井产能普遍较高。④该区气藏开发有利区可以划分为两类，合计面积为429.66 km2，其中一类区储层白云石化作用强，优质储层厚度超过4 m，以裂缝-孔洞型储层为主，气井稳定产量不低于20×104 m3/d，天然气动态储量不低于20×108 m3；二类区储层白云石化作用中强，优质储层厚度介于2~4 m，以孔洞型储层为主，气井稳定产量介于10×104~20×104 m3/d，天然气动态储量小于20×108 m3。结论认为，该薄储层强非均质性气藏开发有利区优选方法的建立及应用，可以为同类气藏的高效开发提供思路与借鉴。
位于四川盆地东北部的元坝气田二叠系上统长兴组生物礁气藏埋藏深度介于6 300~7 200 m，气藏温度介于149~164 ℃，三叠系下统飞仙关组的地层压力介于118~120 MPa，硫化氢含量平均为4.64%、二氧化碳含量平均为5.72%，礁体间储层连通性较差、部分礁体天然气储量动用不充分。为了提高气藏最终采收率，利用原井眼侧钻沟通储层，以期高效动用剩余天然气储量；基于工程地质特征分析及前期钻探实践，研发形成了侧钻井眼井身结构优化设计、低密度抗高温易酸溶钻井液和超深小井眼轨迹控制配套技术，成功破解了该区上部三叠系下统嘉陵江组及飞仙关组与长兴组的地层压力系数差异大诱发漏失及喷漏同存复杂、嘉陵江组和飞仙关组发育膏盐岩诱发套变、低压力系数储层（压力系数为0.6）漏失风险高及储层保护难度大、小井眼轨迹控制难度大等难题。YB103-1H井的应用实践结果表明：①六开长兴组低压储层专层专打，既可以确保安全建井，又通过降低钻井液密度避免漏失而保护了储层；②低密度抗高温易酸溶钻井液技术能够达成稳定井壁和保护储层的目标；③钻具组合优化实现了轨迹控制和防卡钻的目标。结论认为，超深井小井眼侧钻关键技术不仅为该气田高效动用剩余天然气储量及提高气藏最终采收率提供了技术保障，而且也为后续超深井小井眼侧钻井的安全高效施工提供了技术参考。
为了高效开发四川盆地深层页岩气资源，破解川南地区威东204井区钻井过程中因复杂地质条件导致的井漏、卡钻、井壁垮塌等工程复杂难题，以该区内A、B两口井为研究对象，剖析了有可能引发钻井复杂的地层裂缝发育、地层支持薄弱、地层压力系数异常等影响因素；通过检查工具易疲劳及损坏的关键部位，优化钻具组合，避免工具损坏；针对落鱼处置问题，提出了保持一定距离冲洗鱼顶沉砂并密切观察悬重、泵压、扭矩参数变化的方法；优化钻井液性能，控制失水防止虚泥饼形成；在井漏发生时，及时上提钻具并加强振动筛和液面的观察，迅速采取控制措施。研究结果表明：①关键部位检查和工具的正确使用能有效避免工具损坏，大幅度提升工具的耐久性和安全性；②落鱼处置时的冲洗和参数观察有助于对井下复杂情况的及时响应和快速处置；③钻井液性能的优化对于保持井壁稳定性至关重要，为实现安全钻井提供了保障；④在井漏发生时，及时上提钻具、对振动筛及液面进行严密监控，为迅速采取控制措施、避免井控风险提供了有力支持。结论认为，通过对A、B两口井的复杂处置，为该区后续页岩气快速钻井提供了有效的技术手段及井下复杂预防处置措施，有助于四川盆地深层页岩气资源的高效开发。
为了破解溢漏同层等复杂井况下不易准确求取关井立管压力（以下简称关井立压）的难题，采用理论与实际相结合的研究方法，通过分析影响关井立压求取的各项因素，结合四川盆地MX145、ST1、HS101等井的溢流处置实例，探讨了复杂井况下关井立压求取的方法与经验。研究结果表明：①在钻井液“窄密度窗口”地层发生溢流关井的井，关井后井筒内压力上升，极易憋漏地层，导致无法使用常用的憋压法来求取关井立压，该种情况下可以使用循环法求取关井立压，或者分析立压、套压变化曲线，结合邻井地层压力，推算出溢流井当前地层压力的可能范围值；②在使用憋压法求取关井立压时，要注意读取压力的时机，正确的做法是读取停泵时的立压、套压，而不是读取停泵前的压力值；③对于存在多个地层压力系数的长裸眼井段，关井立压可能并不能真实地反映当前的地层压力，可以通过做承压能力试验、提前释放地层能量、精细控压钻井等方式，尽量避免出现漏转溢等复杂井况。结论认为：复杂井况下，尽管求取关井立压确实存在着一定的难度，但仍可以通过准确计算井筒内静液面高度及正确解读井口压力的变化细节，分析得到较为准确的关井立压值，为井控处置和压井施工提供可靠的依据。
为了借助信息化手段高效驱动非常规油气资源开发、解决页岩气地质工程协同研究中专业数据的共享与分析问题，采用数据立方体模型结合商业智能（Business Intelligence, BI）工具进行数据管理，搭建了页岩气地质工程一体化数据分析平台（以下简称一体化平台）。研究结果表明：①通过建设数据汇集区，能够有效解决数据来源问题，实现一体化平台对页岩气各专业数据的统一汇集与存储；②通过建设数据资产区，以“勘探开发数据模型（EPDM）+业务宽表”（EPDM, Exploration and Production Data Model）形成专业数据仓库，能够有效解决数据质量问题，以获取高品质专业数据，并为数据立方体的构建奠定基础；③通过构建支撑多个专业应用场景的一系列数据立方体，能够统一指标口径，为场景应用提供数据支撑；④通过构建核心指标看板，对各类关键指标进行可视化展示，可以形成若干可复用的数据看板组件和特定功能模块，为场景应用提供应用支撑；⑤通过建设钻井动态、压裂动态、返排动态、生产动态等专业应用场景，可以形成业务主题域，从而建立起全面的科研生产管理体系。结论认为：①所搭建的一体化平台能够十分便捷地将多维度数据进行可视化展示，快速响应用户的查询需求，并且数据可以在不同维度来回切换之间保持闭合；②该成果可以为页岩气地质工程协同研究提供技术支撑，对类似BI应用平台的建设也有参考借鉴意义。
