四川盆地西部川西坳陷新场地区三叠系上统须家河组二段气藏发育低阻裂缝—孔隙型储层，储层岩性致密、非均质性强、气水关系复杂，基于常规测井曲线以及常用的气水交会识别图版法来识别储层流体性质，存在着较大的不确定性。为了破解该区断缝体气藏低阻储层气水层识别难题，在一维核磁共振测井基础上优化设计测量模式，建立了（T2、T1）二维核磁共振测井气水识别图版，并基于电成像测井视孔隙度频率谱技术原理，开展了低阻储层气水识别技术攻关研究。研究结果表明：①各种流体组分在二维核磁共振测井图版上具不同的分区特征，可以有效识别该区低阻裂缝—孔隙型储层可动气与可动水组分；②电成像测井具有高分辨率和高井周覆盖率，不仅可以用于分析储层孔隙结构，亦可用于低阻裂缝—孔隙度储层气水识别；③测试建议——如果低阻储层段评价为气层则进行测试，若评价为气水同层则不测试。应用结果证实，新方法的气水识别解释结论与试气结果符合率由之前的80%提升到95%左右。
鄂尔多斯盆地三叠系上统延长组长8油层组是该盆地致密油的勘探目的层之一，相继发现了姬塬、西峰、马岭地区等特大油田，展示出巨大的油气勘探潜力。为了深入研究沉积、成岩作用等控制下的该盆地致密砂岩有效储层分布规律，基于岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜及物性分析等实验测试结果，以吴起—顺宁地区延长组长81亚段储集层为研究对象，开展岩石学特征、成岩作用及物性特征等综合研究，明确了成岩相带分布，进而预测了有利储层发育区。研究结果表明：①研究区长81亚段储集岩岩石类型主要为细—中粒长石砂岩及岩屑长石砂岩，储集空间以粒间孔和长石溶孔为主，为特低孔隙度、超低渗透率储层；②主要建设性成岩作用为溶蚀作用，破坏性成岩作用为压实及胶结作用，吴起地区溶蚀作用强度略高于顺宁地区，而压实—胶结作用强度则明显低于顺宁地区；③综合成岩矿物、成岩作用类型及成岩作用强度等因素，在研究区共划分出5类成岩相——碳酸盐＋伊利石胶结致密相、压实压溶致密相、自生黏土＋碳酸盐胶结相、绿泥石薄膜胶结+溶蚀相、石英加大胶结+溶蚀相，其中后两者为最有利于储层发育的成岩相。结论认为，研究区吴起中部及顺宁中部为最有利的成岩相及储层发育区。
在钻完井过程中，工作液侵入到页岩气储层内部，在物理作用及化学作用下有可能诱发页岩的水化损伤，造成裂缝扩展和延伸，甚至导致页岩地层井壁失稳，严重影响页岩气藏的安全钻井及压裂改造效果。为了明确水化作用对页岩孔隙结构及声学参数的影响，选取四川盆地志留系下统龙马溪组页岩样品，开展了页岩水化实验、超声波透射实验及核磁共振实验测试，对比分析了不同水化时间下页岩孔隙结构、声波速度及频域信号的变化规律，揭示了页岩孔隙结构变化与声波速度变化的内在联系，建立了一种以弹性参数为依据的页岩水化损伤程度的定量表征方法。研究结果表明：①页岩水化作用过程中，其孔隙结构表现为小孔隙数量增加、小孔隙朝着大孔隙方向发展、大孔隙及微裂缝产生；②页岩声波速度随着水化时间的增大而减小，下降幅度呈现先急剧减小而后逐渐趋缓的变化趋势，水化作用后页岩频域信号中的低频成分明显减少；③水化损伤速度表现出先逐渐加快然后逐渐减缓的特征，1~6 h水化损伤速度较快，6~24 h水化损伤速度逐渐减缓，24~48 h水化损伤速度趋近于稳定。
目前常用“储量发现成本”“每口井探明地质储量”等单一指标来评价油气勘探成效，其缺点是：评价方式简单、评价指标未能全面系统反映勘探综合成效的内部构成、评价结果未能客观反映勘探的实际效果，并且难以提出进一步优化勘探成效的具体措施。为了克服上述不足，以近年来的勘探成果数据作为样本，基于所构建的油气勘探成效综合评价模型，对油气勘探成效开展了量化研究。研究结果表明：①以“成效”为核心，选取油气勘探过程中表征勘探成效的重要指标，创建了由4大类、19小项指标组成的初步指标体系；②采用主成分分析法开展指标的筛选，建立了由4大类、13小项指标组成的核心指标体系；③将主成分分析法中单指标综合得分系数占比作为指标权重，利用综合指数评价法，构建了油气勘探成效综合评价模型；④在开展油气勘探成效效果量化的基础上，利用k-means聚类分析法确定了油气勘探成效分级分类的标准。结论认为，所建立的多维度油气勘探成效综合评价指标体系较合理、评价结果与实际情况较符合，有助于油气勘探成效的持续优化。
青石峁气田是鄂尔多斯盆地致密气勘探开发的新领域，也是宁夏回族自治区内发现的第1个天然气储量超过1 000×108 m3大气田。该气田在试采阶段表现为产气量低、水气比高等生产特征，气藏效益开发难度大。为了探究气藏气水渗流特征和开发机理，以该气田试采区二叠系下石盒子组8段为研究对象，采用岩石孔渗、铸体薄片与恒速压汞等分析方法，研究了砂岩储层物性与微观孔喉结构；基于密闭取心干馏称重、常规取心驱替与核磁共振相结合的方法，厘定了气藏原始含水饱和度；进而借助气水两相渗流实验方法，明晰了储层气水渗流规律和开发机理。研究结果表明：①该气田盒8段总体为低孔隙度、低渗透率、致密、中高含水饱和度气藏，发育基质孔隙型、裂缝发育型、基质孔隙—裂缝欠发育型3种储层类型；②在基质致密、局部裂缝发育、原始含水饱和度较高的储层条件下，局部水体易沿裂缝产生非均匀突进，因而在气藏开发过程中，控制气藏水锁/水封伤害是该气田实现高效开发的关键；③在未取心的情况下，可以依据储层物性与含气性初步建立产出流体判识标准，为射孔层段优选、控水开发提供地质预判。结论认为，该研究成果可以为该气田后续有利目标区及开发层段优选提供借鉴和参考。
渝西区块奥陶系上统五峰组—志留系下统龙马溪组深层页岩气是进一步实现四川盆地南部页岩气上产稳产的潜力区，其中H202井区已进入大规模产能建设阶段，但目前仍面临投产井开发效果差异大、产能影响因素未明确等挑战。为了给该区深层页岩气后续开发部署提供技术支撑，综合I类连续储层分布、靶体、裂缝特征及分布、压裂强度、支撑剂类型等因素，对H202井区已投产典型井开展地质工程一体化研究，总结建产井排采特征和生产效果，对开发技术政策、钻井工艺和压裂工艺适应性进行对比分析和全面评价，建立了网状缝区域高产井模式，提出了针对未投产井的下一步开发优化对策。研究结果表明：①储层静态参数是基础，应综合考虑构造、沉积、储层和裂缝展布等基本特征，优选网状缝区域进行井位部署；②保证优质储层钻遇率，提高铂金靶体钻遇长度；③在网状缝区域内提高施工参数（排量20 m3/min，用液强度40 m3/m，加砂强度4 t/m），提升储层改造效果，在单向缝区域采用渐进防控对策，重点保障井筒完整性；④统筹考虑开发效果和经济效益，提高陶粒支撑剂占比。结论认为，相关研究结果可以指导后续建产平台部署与生产，有助于实现深层页岩气规模效益开发。
为了解决现有压裂技术在四川盆地南部泸州区块（天然裂缝发育异常、地质—工程条件复杂）深层页岩气开发中适应性欠佳的问题，建立储层三维模型，以井控储量充分动用为目标，分析压裂缝网几何形态参数需求，并在精细划分天然裂缝模式的基础上，构建基质模型与天然裂缝模型，进而利用水力压裂数值模拟技术，对分段簇数、施工排量、用液强度等关键压裂参数进行优化。研究结果表明：①将泸州区块天然裂缝划分为网状缝、单向缝（单向缝进一步分为大角度缝、小角度缝、平行近距离缝、平行远距离缝）等两大类型共计5种模式，通过数值模拟优化压裂参数，形成了针对两大类型天然裂缝模式的压裂参数优化结果；②推广应用优化成果，现场试验井在压裂施工期间未发生井下复杂情况，压裂后该井EUR（Estimated Ultimate Recovery，最终可采储量，作变量时写作EUR）高于井区平均水平，应用取得成功。结论认为，所形成的针对不同天然裂缝模式的压裂参数优化结果，有效指导了泸州区块深层页岩气井的压裂设计方案优化，为研究区及类似区块的深层页岩气开发提供了压裂参数设计方面的技术保障。
为了破解南海西部某低渗透薄互层油藏钻井资料少、非均质性强、地层能量亏空严重等难题，进而精准预测该油藏反向压驱压裂施工压力，基于斯皮尔曼相关性和灰色关联分析等方法，结合线性回归和机器学习技术，构建了施工压力预测模型。首先，通过斯皮尔曼相关性和灰色关联分析，筛选出对裂缝延伸压力梯度影响显著的地质油藏与工程参数；其次，基于筛选出的参数，分别利用线性回归和机器学习方法建立施工压力预测模型；最后，以该区块A1井的实际数据验证模型精度。研究结果表明：①斯皮尔曼相关性和灰色关联分析方法能有效识别影响裂缝延伸压力梯度的关键参数；②线性回归和机器学习方法的预测偏差率均在10%以内，可以满足工程精度要求；③在使用高黏液体压裂时，机器学习方法的预测精度显著优于线性回归方法；④A1井的压驱与压裂施工压力预测值与实际值高度吻合，验证了所建模型的可靠性。结论认为，基于机器学习的施工压力预测方法能够为南海西部低渗透薄互层油藏的反向压驱压裂作业提供精准指导，同时也可以为其他类似储层改造作业的压力预测提供参考。
为了解决川渝地区易漏产水层注水泥隔断塞作业中经常发生的反复注水泥塞无法成塞或水泥成塞后强度不高、成塞段长难以确定的问题，结合易漏产水层特点，充分考虑注水泥隔断塞相关因素，深入分析注塞前、中、后三个阶段的压力平衡状态，建立了水泥隔断塞注塞计算模型，推导了注水泥浆量、注塞位置等关键参数的计算方法，优化注塞方案设计，并开展了施工应用验证。研究结果表明：①注水泥浆量、注塞位置是注水泥隔断塞工艺方案设计中至关重要的参数，新方法可以计算得到上述两个参数的最佳值；②影响注塞质量和成塞段长的混窜，使水泥塞的上顶面和下底面产生段长损失，预估总损失段长的合理范围为50~100 m；③现场应用于TC4井、LG64井，施工过程顺利，一次性注塞成功，显著提高了易漏产水层注塞一次性成功率，同时可以精准控制注塞后的成塞段长和成塞位置，验证了新计算方法的有效性，实现了对原有工艺技术的优化改进。结论认为，优化后的易漏产水层注水泥隔断塞工艺技术，有助于提高易漏产水层注水泥隔断塞作业效率、减少后续侧钻报废进尺。
为了深入认识由边底水气藏改建而成的地下储气库（以下简称储气库）在多周期注采过程中的气水运移动态特征、库容变化规律，以H储气库为例，利用数值模拟技术分析和评价了该储气库在多周期注采过程中的运行动态，如注采气量变化趋势、地层压力分布特征、气水边界的纵横向变化情况等。研究结果表明：①在多周期注采过程中，随着注气井数、采气井数的增加，H储气库的日注气量、日采气量均稳步提升，储气库的调峰保供能力逐年增强。②经过多周期注采，地层压力从构造高部位向低部位逐渐扩散，压力分布趋于均衡，储气库的注入气整体得到有效动用。③储气库的注采运行过程与气藏的开发过程存在着明显的差异：气藏开发过程中，气水运移主要为单向运动，气水前缘向气藏内部推移；而储气库运行过程中，多周期注采交替进行，注气过程中气水前缘向气库外部推进，采气过程中气水前缘向气库内部推进，气水前缘的进退亦随注采而交替进行。④地层水随多周期注采而从储层孔隙中排出，含气饱和度随之提高，这不仅使储气库在采气过程中的水侵风险相对气藏开发过程而言有所降低，而且使储气库具备持续扩容的潜力。结论认为，对由边底水气藏改建而成的储气库，上述气水运移动态及库容变化规律将直接影响储气库的库容量及动用效率，该研究成果对于同类储气库的注采设计与高效运行均具有参考意义。
为了降低高压（通常同时对应高产）天然气井井口节流形成的强烈噪声、减少对井场及周边环境的危害、维护人员身心健康、满足环保部门对噪声污染的管控标准要求，以MX气田为例，基于现场调研结果，采用计算流体动力学（Computational Fluid Dynamics，CFD）模拟与现场试验相结合的方法，分析噪声产生原因及主要影响因素，探索研究噪声治理方式。研究结果表明：①单井站场噪声来源，主要为各级节流产生的喷射噪声、高速不稳定气流产生的噪声。②气体在节流点前后的压力比（以下简称压力比），是噪声的主要影响因素：当压力比小于临界压力比（1.89）时，噪声较小；当压力比超过临界压力比时，噪声较大，尤其当气流速度等于音速或大于音速（超音速）时将会产生强烈的激波噪声，加剧喷射噪声，噪声的频率较高。③有针对性的噪声综合治理方式包括：对强烈的喷射噪声，可采用调节压力比与加装隔声装置相结合的方式，节流时控制压力比使其小于临界压力比；对高速不稳定气流噪声，可采用局部节流稳流与加装隔声装置相结合的方式；为降低厂界噪声，通过设置实体围墙或安装隔声屏，可以取得明显的降噪效果。结论认为，该项研究成果为高压气井单井场站的噪声治理、天然气的绿色开采提供了理论支撑与实践指导。
