为了明确四川盆地西北部马角坝泥盆系中上统观雾山组白云岩储层特征及古油藏成藏潜力，综合野外露头观测、薄片鉴定和有机地球化学分析等方法，对该区观雾山组开展了储层特征与油气成藏演化研究。研究结果表明：①该区观雾山组沥青段白云岩储层发育溶孔、溶洞及晶间孔，孔洞直径介于0.2~0.5 mm，沥青充填面孔率约为8%，呈黑色环状或片状分布，局部保留微孔隙。②储层沥青与寒武系生物标志化合物特征高度吻合，沥青饱和烃呈“L”形分布，具有C23三环萜烷主峰、C30藿烷优势及高伽马蜡烷含量等特征，证实了观雾山组天然气主要源于寒武系下统筇竹寺组烃源岩。③该区白云岩储层成岩演化与流体充注可划分为4个阶段，即泥盆纪—石炭纪浅埋藏形成微晶—粉晶方解石；石炭纪—二叠纪中—深埋藏发生白云岩化，生成细—中晶白云石；晚三叠世—侏罗纪油气充注，沥青填孔；白垩纪—新生代油气裂解，形成沥青并释放天然气，之后构造运动改造储层。④油气成藏演化分析结果显示，该区天然气成藏经历了3个阶段，即印支期古油藏形成，晚印支期—早燕山期古油藏形成，喜马拉雅期至今气藏定型；呈现出“早期生油—中期聚气—晚期调整”的油气成藏演化特征。
四川盆地下古生界海相页岩具有地质时代古老、缺乏镜质体且有机质热演化程度高的特征，传统有机质热演化成熟度评价方法的适用性受限。为了精准表征渝西地区奥陶系上统五峰组—志留系下统龙马溪组页岩有机质热演化程度，系统对比了显微光度计法与激光拉曼光谱法测定过成熟页岩有机质热演化成熟度的差异性及各自的适用性。研究结果表明：①两种方法均指示渝西地区五峰组—龙马溪组处于有机质热演化过成熟阶段；②受固体沥青成分复杂性、多期次成因及光性结构各向异性的影响，显微光度计法计算的等效镜质体反射率数据离散性显著，并且易受矿物基质干扰和经验公式区域性差异制约，导致成熟度评估值系统性偏低；③基于分峰拟合的峰高比计算的成熟度数据集中度高、误差小，表明该方法具有微区分析能力，受样品非均质性影响小且能原位捕捉有机质石墨化特征，能更精准地表征高—过成熟页岩有机质演化程度。结论认为，激光拉曼光谱法用于无镜质体的海相过成熟页岩有机质热演化成熟度评价，其在准确性、稳定性和抗干扰性等方面均优于显微光度计法，可以作为首选方法。
为了明确四川盆地侏罗系自流井组大安寨段页岩油的微观赋存特征及其主控因素，基于激光扫描共聚焦显微镜技术并结合扫描电镜、核磁共振及高压压汞实验等方法，对研究区内典型页岩样品进行了定性与定量表征，探讨了不同岩相的储集空间与含油性关系。研究结果表明：①该区页岩虽整体含油但赋存状态却差异显著，重质组分主要呈零散状赋存于泥岩基质纳米孔中，可动性差，而轻质组分则主要呈条带状富集于介壳破碎缝、边缘缝、溶蚀缝及灰泥层间缝等微米级微裂缝中，可动性良好；②不同岩相孔隙结构非均质性强，随着灰质含量增加与泥质含量减少，总孔隙度降低，但平均孔径增大，大孔体积占比由5.08%提升至11.95%，轻质油占比随之增加；③层状泥质介壳页岩虽总孔隙度较低，但因发育多种成因的微裂缝体系，其面孔率最高可达40.42%，成为该区页岩油最有利的富集岩相；④基于微裂缝类型划分出“纹层缝和页理缝”“介壳边缘缝”“介壳破裂缝”“厘米级灰质条带解理缝与层间缝”等4种页岩油赋存模式。结论认为，微裂缝网络既是页岩油优势渗流通道，也是其核心储集空间，因而该区大安寨段乃至同类页灰混积岩的页岩油勘探应聚焦于微裂缝发育的层段。
为了有效解决四川盆地中部地区二叠系中统茅口组因普遍发育硅质岩而导致储层测井响应复杂、传统三孔隙度曲线在识别与储层物性参数定量计算方面适应性不强的问题，实现茅口组岩性剖面精细刻画和相关物性参数精确计算，以支撑该层系油气勘探评价，采用地质特征分析与测井响应特征分析相结合的方法，开展了硅质岩测井定性识别图版和基于最优化理论的定量计算方法研究。研究结果表明：①纵横波速度比是识别石英（硅质）的有效指示参数，其值与岩性扫描测井计算的硅质含量相关系数可达0.87，能显著提高矿物组分含量计算的准确性；②在声波、中子、密度测井基础上，将纵横波速度比曲线纳入带约束条件的最优化计算模型，可以准确求取石英、白云石、方解石及泥质等多种矿物含量，弥补了无岩性扫描测井资料时的技术短板；③通过硅质岩的精确识别与相关参数定量计算，结合电成像测井资料，能有效判别储层有效性，避免了将高声波、低密度、中高电阻率但高硅质含量的致密层误判为有效储层，指导了测井处理解释。结论认为，纵横波速度比参与的最优化计算方法为川中地区茅口组硅质岩的定性识别与相关参数定量计算提供了有效的技术手段，该项研究成果为该区储层测井精细解释评价与地震储层预测提供了技术支撑。
四川盆地震旦系上统灯影组碳酸盐岩岩石组分及结构多样，岩心表面地质特征丰富，电成像测井是主要的探测手段，但存在岩心与成像测井解释不一致的情况，亟需基于岩心，建立典型岩石岩性、孔隙结构的电场分布特征图版，以指导电成像测井资料解释。为了明确岩石表面结构对测井电性的影响，借助AutoScan仪器，开展了该盆地灯影组24块岩心的岩石表面电场测量，通过精确设定扫描区域，严格把控测量参数，对各岩心展开系统测量，归纳总结出不同岩石组分及微构造的电学特征。研究结果表明：①孔隙和岩性差异都会引起岩心表面电阻率数值的变化，岩石表面电阻率受孔隙影响趋势要大于岩性变化；②电阻率等值线图与岩心裂缝的形态几乎一致，但受测量精度的影响，电场测量的裂缝宽度要比岩心真实的裂缝宽度偏大4.0~11.4倍；③微生物发育对岩石表面电性也产生了一定的影响，葡萄花边构造导致电阻率局部增大，而藻纹层和鲕粒等微生物形态的存在则使得电阻率降低；④不同矿物表面电场的影响有一定差异，黄铜矿物、长石类矿物导致电阻率值降低（最大降幅达16.48倍），而石英类矿物则使电阻率增大（增幅约2.38倍）。结论认为，岩石表面电场特征主要受孔隙结构的控制，其次受岩性与矿物成分的影响；所建立的“地质特征—电性响应”量化图版，可以为电成像测井识别缝洞、判别岩性以及消除多解性提供理论依据与数据支撑。
为了揭示疏松砂岩气藏剩余气赋存机理，实现剩余气精细评价与表征，以柴达木盆地疏松砂岩气藏为研究对象，采用地质、动态、实验、算法等方式方法相结合的综合研究思路，基于容积法构建了剩余气精细评价与表征方法，探究了剩余气形成机理，明确了“单井控制面积、目前孔隙度、剩余含气饱和度、剩余压力”4项关键参数，综合考虑地质、动态、机理等因素确定了关键参数的取值标准；在此基础上，针对典型砂体开展精细评价，形成了剩余气“一表一图”成果，明确了未水侵高丰度剩余气、水封剩余气和低丰度剩余气3种剩余气类型及其赋存特征，构建了剩余气分布与水侵优势通道叠合关系图版。研究结果表明：①高丰度剩余气型天然气储量丰度大于或等于1.0×108 m3/km2，位于构造高部位，目前生产井控程度高且为主力产气区；②水封剩余气型天然气储量丰度介于0.5×108~1.0×108 m3/km2，水封区外储量丰度大于1.0×108 m3/km2，分布在气藏构造中高部位，气井被水侵封锁；③未动用低丰度或水锁剩余气天然气储量丰度小于1.0×108 m3/km2，分布在气藏构造低部位，井控程度较低或为气井水侵封锁区域。结论认为，所提出的控水稳气、解封复产和效益增气等技术对策，可以为该类或类似疏松砂岩气藏精准挖潜、提高天然气采收率提供依据和参考。
为了快速有效地识别四川盆地南部泸州区块奥陶系上统五峰组—志留系下统龙马溪组深层页岩气藏压裂后（以下简称压后）缝网模式、评价裂缝参数，解决深层页岩气藏压裂效果差异大、传统的裂缝形态监测手段适用性不佳的问题，根据该区实际压裂裂缝形态，针对3种压后缝网模式（改造分区型、复杂缝网型、单一主缝型）分别设立压降试井模型，借助试井解释手段构建了一套基于停泵压降数据的裂缝参数反演方法；随后开展了实例验证，对该区页岩气藏一口多段压裂水平井——YH75-1井的31段压裂施工曲线进行停泵压降分析，获得了分段裂缝参数。研究结果表明：①该方法能够实现气井压后单段裂缝参数的定量评价，并且基础数据易于获取、分析效率高；②YH75-1井的压后缝网模式以改造分区型和复杂缝网型为主，合计占比达84%，表明该井压裂改造程度高、缝网形态复杂；③将裂缝参数反演结果与压裂数值模拟结果进行对比，平均误差为6.2%，同时结合微地震监测结果和地质模型认识，验证了所建方法的准确性。结论认为，该项研究成果为页岩气藏的储层改造提供了一种简便易行的实时分析方法，可以为压裂效果评价快速提供可靠依据。
为了解决页岩气田井数众多、单井积液频繁导致的精细化生产管理难题，提高积液预测的时效性与准确性，以四川盆地南部地区页岩气井为研究对象，基于Transformer模型，整合生产时序数据与地质工程参数，建立了一种由“数据降维—特征融合—阈值重构”构成的三重注意力机制预测方法；利用川南长宁区块页岩气藏44口井数据训练模型，并采用14口井数据进行验证。研究结果表明：①较之于传统临界携液模型，Transformer模型能更好地捕捉页岩气井多年生产时序数据中的长距离依赖特征，克服了传统预测方法在时效性、准确性和便捷性等方面的局限性；②基于Encoder-Decoder架构与动态阈值重构误差的异常检测方法，可以提前10 d预测气井积液，在测试集中的准确率达83.3%； ③Transformer模型展现出优良的工程应用特性，训练收敛迅速，单次推理仅需0.1 s，能满足大规模井群管理需求；④采用“云—边协同构架”，可以实现生产数据的实时处理与模型计算，具备工业化推广条件。结论认为，基于Transformer模型的页岩气井积液预测方法，为川南页岩气田规模上产后积液跟踪预警、精细化采气管理提供了一种新的技术途径。
为了有效应对四川盆地中部高石梯—磨溪区块寒武系下统龙王庙组气藏采空区地层压力系数降低后，与下部震旦系上统灯影组（新开发层系）构成的多压力系统所带来的压差卡钻高风险，确保深井长裸眼井段的安全高效钻井，采用理论分析、数值计算与现场实践相结合的研究方法，基于对压差卡钻的机理分析及主要影响因素的定量计算，有针对性地优化了钻井技术措施，构建了压差卡钻风险识别技术体系并制订了防控措施，形成了一套深井长裸眼多压力系统采空区钻井防卡关键技术。研究结果表明：①钻具尺寸是影响黏附力的核心因素，采用加重钻杆替代钻铤并将采空区井段设计为直井段或稳斜段，可有效降低卡钻风险；②钻井液性能至关重要，较之于水基钻井液，油基钻井液凭借其较薄的滤饼和较低的摩阻系数，在相同条件下可使黏附力降低超过50%，防卡效果显著；③引入了压差卡钻风险系数，建立了压差卡钻风险的分级判定标准与识别图版，实现了对压差卡钻风险的快速、量化识别，起到了实时预警作用；④该项钻井防卡关键技术在现场4口井获得了成功应用，卡钻故障发生率为零，验证了其有效性。结论认为，该项研究成果能够显著降低采空区地层的压差卡钻风险，可以为该区块安全高效钻井提供可靠的技术支撑，对国内外同类复杂地层的钻井作业实践也具有参考与借鉴价值。
分支井技术作为提高油气井产能的重要手段之一，在降低建井成本、增加气层产量方面具有重要作用。为了提高分支井固井质量，降低施工风险，从井眼准备、分支井工具设计、现场工艺技术措施优化3个方面开展了研究。研究结果表明：①充分的井眼准备，优化的导向弯管设计，能减少下套管过程中的摩阻，保障套管的顺利到位和壁挂器的成功坐挂；②工具设计优化，调整壁钩开口高度，规范坐挂施工程序，采用陀螺测方位坐挂壁挂器并校核方位，能实现壁挂器精确坐挂；③优化固井施工工艺，采用精细控压固井工艺和高密度大温差防气窜水泥浆体系，同时采用顶部封隔器，有效地保障了井筒的完整性；④充分的井眼准备和工具优化对套管顺利到位、工具顺利坐挂具有关键性作用，优良的固井工艺有效提升了固井质量。结论认为，该项研究成果有效解决了“三高”（高产、高压、高含硫）气井分支井固井中的井眼准备、套管下入、精确坐挂、压稳防漏及防窜密封等核心难题；TAML5级分支井技术是高效开发上述复杂气藏的可行手段。
为了解决低压水平井井筒清理作业中面临的施工效率低、卡钻风险高及部分严重漏失井难以完成清理作业等问题，通过研发氮气泡沫流体体系、研制氮气泡沫发生装置及配套钻磨冲砂工具，并在井筒多相流态、泡沫稳定状态、泡沫携屑性能等方面开展研究，攻关形成了一套连续管氮气泡沫清理井筒工艺技术。研究结果表明：①所研发的氮气泡沫流体密度可在0.5~1.0 g/cm3范围内实时调控，析液半衰期不低于60 min，具有良好的稳定性和储层保护性能；②所研制的氮气泡沫发生装置工作性能稳定，液氮排量范围宽（8.0~60.3 L/min），最高工作压力达70 MPa，能够满足多种复杂工况的工艺需求；③配套工具中的气液分离阀，解决了氮气泡沫在螺杆马达中易发生的气蚀、气爆等问题，保障了钻磨作业的平稳性与高效性；④该技术具有良好的携砂性能，能够显著减少连续管回拖次数，从而有效降低卡钻风险，提升作业整体安全性；⑤2023年以来，应用该技术在C油田累计开展了60余口井的井筒清理作业，其中冲砂解堵15口井、钻磨桥塞45口井，施工成功率达100%，实现了工业化的推广应用。结论认为，连续管氮气泡沫清理井筒工艺技术为低压水平井（包括严重漏失井）实现安全、高效、低伤害作业提供了有效的技术手段，为破解低压水平井井筒清理难题提供了可资借鉴的技术方案。
水侵碳酸盐岩气藏具有强非均质性、气井产能差异大、局部水侵较活跃等特点。为了解决由该类气藏改建的地下储气库参数设计时采用纯气井产能方程计算产水气井产能误差较大的问题，基于多周期注采物理模拟实验结果，并且考虑地层压力对气体物性的影响，对产水气井的产能方程系数进行了校正，建立了水侵碳酸盐岩气藏型地下储气库单井合理采气量计算方法；然后以WSC石炭系气藏为例，在气井产能可靠性分析的基础上，开展了产水气井合理采气量计算及其影响因素分析。研究结果表明：①含水饱和度、气体物性变化及油管尺寸是影响气井合理采气量的重要因素；②产水气井的合理采气量比纯气井降低43.69%~60.31%，若不考虑气体物性变化的影响，气井合理采气量计算误差为4.13%~32.05%；③当油管内径从62 mm增大至157 mm时，产水气井合理采气量仅增加11.08%~12.27%，在气水过渡带部署注采井时应优选小尺寸油管。结论认为，该项研究成果可以为水侵碳酸盐岩气藏型地下储气库注采井合理配产提供可靠的依据，进而指导该类地下储气库的高效建设及多周期注采优化运行。
为了系统分析常规气、页岩气及致密气等3类气藏开发方案中单位完全成本的主要控制因素，确保技术方案的经济可行性符合财务战略目标，以四川盆地56个气藏开发方案为样本，采用雷达图分析法，将影响单位完全成本的主控因素纳入统一评价体系，实现了不同类型气藏单位完全成本结构的可视化对标。研究结果表明：①通过厘清方案口径与财务口径单位完全成本之间的异同，揭示了方案阶段预估成本与实际运营成本的差异规律，实现了方案单位完全成本与财务单位完全成本指标的动态换算；②3类气藏的方案单位完全成本及其构成差异主要源于地质条件、开发技术、地面设施等多方面因素的综合作用，常规气方案单位完全成本明显低于页岩气、致密气，得益于“天然优势+技术成熟+规模效应+基础设施成熟度”组合效应；③现阶段不同类型气藏开发方案，单位完全成本主控因素不同——常规气方案以单位操作成本为主（占比约40%），页岩气与致密气方案以单位折旧折耗为主（占比超过50%）。结论认为，常规气方案完全成本以操作成本为主导，页岩气和致密气则因开发难度大而表现为折旧折耗主导，反映了资源禀赋与开发模式对成本结构的决定性作用；该项研究成果为优化气藏效益开发决策提供了科学依据。
