为了实现四川盆地中部地区安岳气田高石梯—磨溪区块二叠系中统栖霞组强非均质性、超高压、薄储层气藏效益开发并厘清该气藏高产主控因素，对该区平均厚度小于10 m的栖霞组薄储层开展了融合地质—工程因素的气井产能评价，并对其气井高产主控因素进行了定量化指标评价。研究结果表明：①该区栖霞组气藏储层岩性为颗粒滩控制的白云岩，高产井分布在滩地比大于0.3的颗粒滩发育有利区；②白云石化程度越高储层物性越好，并且当白云石化程度超过60%时，储层渗透率可以超过0.1 mD；③断裂在滩相白云岩储层发育的基础上具有优储作用，高产井分布于断层两侧 1.0 km的范围内；④气井产能与优质储层厚度具有明显的正相关关系，并且高产井的优质储层垂厚超过3 m；⑤超高压气藏因受超高压的作用，较之于常压气藏，前者气藏原始天然气地质储量丰度增加42%、气井天然气无阻流量提高2倍以上；⑥水平井井型且水平段长度介于1 000~1 200 m，有助于该区气藏开发效果达到最优。结论认为，该区气藏之所以能够获得高产，有利沉积相带是基础，白云石化程度是关键，优质储层厚度是核心，白云岩储层叠加断裂改造是保证，超高压加持是载体，水平井钻探是保障。
为了明确鄂尔多斯盆地西缘中段开阔台地与潮坪相变带的沉积特征及演化规律，选取同心县酸枣子沟剖面中元古界蓟县系地层为对象，实测了地层剖面，进行了系统的薄片显微观察、微量元素分析、碳氧稳定同位素测定及沉积学综合研究，剖析了该区沉积微相类型及垂向演化特征，并建立了不同沉积微相的组合模式。研究结果表明：①该区蓟县系岩石类型包含叠层石白云岩、颗粒白云岩（砂屑为主）、晶粒白云岩及硅质白云岩，叠层石以水平状、丘状和波状形态为主，缺乏大型柱状叠层石；②该区发育水平状—丘状、波状—丘状、水平状—波状—丘状等垂向叠层石组合序列，明确其为弱水动力且高频海平面波动背景下潮间带至潮上带沉积环境的产物；③基于环境指标与碳氧同位素值，判断该区整体处于弱氧化、炎热干燥的古气候与古海洋环境；④垂向沉积序列分析结果表明，该区沉积微相以潮上带、颗粒滩为主，见少量潮间带，经历了早期弱水动力潮坪夹颗粒滩向中晚期强弱交替水动力的颗粒滩与潮坪互层沉积的转变过程。结论认为，酸枣子沟剖面蓟县系沉积特征反映出该盆地西缘中元古界开阔台地向潮坪过渡带相变快、相带窄的特点，其沉积演化主要受控于高频海平面波动。
为了准确表征四川盆地川中地区简阳区块致密砂岩储层的中小尺度裂缝参数（密度、方位及连通性），基于Rüger各向异性理论和OVT宽方位地震数据，采用方位各向异性G属性反演与随机离散裂缝建模相结合的技术体系，分析了该区三叠系上统须家河组四段裂缝发育特征——通过分方位道集各向异性梯度反演提取裂缝诱导的方位差异信号，基于椭圆拟合算法量化裂缝密度与方向，在钻井与地震的双重约束下构建多尺度裂缝网络模型。研究结果表明：①方位各向异性G属性反演结果与测井解释裂缝密度吻合度达85%，YQ105井等4口验证井主方位预测误差小于14°；②裂缝建模结果显示，研究区发育2 894条优势走向裂缝，北东向断裂带伴生次生裂缝密度显著高于平缓构造区；③裂缝密度与椭圆扁率呈线性关系，高值区与成像测井解释结果空间匹配度达90%；④随机离散建模中的Fisher分布参数可以有效表征裂缝方向聚集特征，与井周玫瑰花图一致性达93%。结论认为，该技术体系突破了传统叠后属性对中小尺度裂缝的表征局限，其量化预测结果可以为致密气藏“甜点”识别与井位优化提供可靠的地质依据。
为了破解四川盆地西部坳陷合兴场地区三叠系上统须家河组二段上亚段特低孔隙度、特低渗透率致密砂岩储层井筒远端裂缝识别难题，明确裂缝对该区气井产能的控制机理，基于岩心裂缝观察、薄片微裂隙分析结果，结合电成像测井数据，对比了天然裂缝与诱导缝的成因机制、产状及图像特征差异，建立了天然裂缝电成像识别图版；开展了裂缝走向与现今地应力方向匹配性、裂缝参数与气井天然气无阻流量相关性研究，明确了声波远探测技术识别井旁地质体的方法流程。研究结果表明：①该区须二上亚段以低角度裂缝为主（占比55.9%），高角度缝（占比27.5%）与斜交缝（占比16.6%）多呈开启状态，高角度缝和斜交缝有效性较好；②气井产能受裂缝走向控制，近E—W向、NW—SE向裂缝因与现今最大主应力方向一致，单井天然气无阻流量可达52.95×10⁴ m³/d，而N—S向裂缝对应井产能则不足5×10⁴ m³/d，有效裂缝密度与气井无阻流量呈正相关；③依据声波远探测井筒远端裂缝识别方法，可以准确刻画井旁40 m内的远端裂缝。结论认为，所建立的地质—工程一体化裂缝评价体系有效解决了井筒远端裂缝识别难题，可以优化断缝体储层开发方案设计；近E—W向裂缝发育带为该区水平井轨迹优选目标区。
为了精准量化四川盆地MX—PL地区二叠系中统茅口组复杂碳酸盐岩矿物组分，突破传统双矿物体积模型计算精度不高的技术瓶颈，采用常规测井资料与矿物岩性扫描测井结果学习训练样本，建立自然梯度提升（NGBoost）模型预测碳酸盐矿物含量，并耦合基于博弈论中Shapley值的模型可解释性方法（SHAP）解析测井曲线，形成“智能算法—特征归因”双驱动的复杂岩性识别及矿物含量定量评价技术体系。研究结果表明：①通过集成学习模型优化，茅口组岩性识别精度由55%提升至85%以上，方解石、白云石、石英等组分含量预测决定系数分别达0.91、0.87、0.86，其中石英定量准确率提升了7倍；②SHAP全局归因显示石英含量预测中横波时差贡献度最高，方解石含量预测中敏感曲线以中子孔隙度为主；③特征耦合效应表明横波时差与中子孔隙度协同增强方解石含量预测正效应，纵波时差与横波时差的正相关确定石英含量计算模型；④NGBoost输出80%置信区间覆盖78%实测值，均方误差低于0.003，显著优于XGBoost、随机森林等算法。结论认为，SHAP赋能的NGBoost框架为复杂矿物定量评价提供了高精度可解释解决方案，其所揭示的测井曲线耦合规律有助于指导类似油气藏岩石物理模型优化。
为了系统梳理非稳态法渗透率测试技术的发展脉络、技术特点及行业应用现状，采用文献分析与技术对比的方法，研究了压力脉冲衰减法、压力降落法及压力振荡法的理论基础、关键突破与局限性，并结合中国技术引进、国产化进程及跨领域拓展案例，探讨了该技术的优化与推广路径。研究结果表明：①压力脉冲衰减法通过建立岩心上下游压差衰减模型，解决了低渗透样品渗透率测试难题；②压力降落法利用实时压力数据与自动化控制采集技术，成为中高渗透率覆压孔渗联测系统的主流技术，已实现对0.001~30 000 mD样品的全量程覆盖；③压力振荡法虽能通过周期性压力变化实现信号增益，但因进口端压力控制精度要求严苛，尚未在油气田实现规模化应用；④中国科研机构通过本土化创新，形成了具有“中国烙印”的特色技术（例如突破了测试样品规则形状的要求限制，将测试下限突破到10-7 mD）。结论认为，中国在非稳态法渗透率测试技术领域的创新实践不仅助推了油气勘探开发技术进步，而且还为航天等领域超低渗透介质测试提供了新思路。
近年来，四川盆地蓬莱气田震旦系上统灯影组二段（以下简称灯二段）底水气藏勘探开发获得重大突破，为该区天然气增储上产提供了重要支撑。灯二段气藏中多尺度裂缝发育，加之气藏内部发育展布不均匀的岩性隔夹层，致使气藏水侵机理复杂，在开发早期难以预测气藏水侵动态。为此，以蓬莱气田灯二段气藏为研究对象，结合室内物理模拟实验和理论分析揭示了多尺度裂缝和隔夹层发育时底水气藏的水侵特征，量化了多尺度裂缝临界流动压差的界限，首次建立了隔夹层封堵性评价图版，明确了灯二段气藏水侵风险。研究结果表明：①小尺度裂缝发育储层，底水水侵具有“可控、可治”的典型特征，控制生产压差可有效抑制非均匀水侵，裂缝中的水侵所需的临界流动压差是大尺度裂缝的5倍；②大尺度缝具有“水侵危害更大、控水难度更高”典型特征，相同压差下大尺度缝发育时见水时间缩短1/9，采收率降低20%，并且临界压差的可调节范围有限，控水开发难度相对更高；③隔夹层封堵性受隔夹层物性、厚度和分布特征共同控制，首次建立了隔夹层封堵性定量评价图版，明确了不同区域隔夹层的纵向阻水效果。结论认为，该项研究成果可以为四川盆地底水气藏科学有效开发提供指导。
反凝析现象是制约凝析气藏开发后期产能释放的主要因素，不同凝析油含量凝析气藏发生反凝析时近井地带渗流特征变化不一。为了准确评估凝析气藏反凝析伤害程度、精准分析产能的变化规律，进而优选出解除凝析油堵塞孔喉现象的高效措施，基于室内岩心衰竭实验，引入气相渗透率伤害率定量表征了不同凝析油含量下发生反凝析时对储层的伤害程度，设计了注氮气、注CO2、注甲醇、注干气对不同凝析油含量凝析气藏储层渗透率伤害解除程度分析实验。研究结果表明：①凝析油含量越高、气油比越低，凝析油对储层伤害越严重；②岩心压力持续衰竭，渗透率伤害率逐渐增大，压力达到最大反凝析液量对应的压力时，凝析油析出伤害最严重，之后随着压力降低渗透率伤害幅度逐渐减小；③凝析油含量越高、气油比越低，注入介质恢复渗透率效果越好，注入CO2对于多类型凝析气藏渗透率恢复效果均表现良好。结论认为，该项实验成果为不同类型凝析气藏评价、解除反凝析伤害方法选取提供了参考与借鉴。
为了解决鄂尔多斯盆地东胜气田多口含长碳链凝析油的气井泡沫排水采气（以下简称泡排）效果差、频繁积液的问题，借助于室内评价实验开展了对长碳链凝析油的泡排效果主控因素分析，研发了双子两性抗油泡排剂，并且在现场10口井进行了应用试验。研究结果表明：①凝析油颜色越深，长碳链（C10+）组分含量越高，对泡排效果影响越大，常规泡排剂在黑色凝析油中的起泡力降为0 mm；②影响含油气井泡排效果的主要因素为所产凝析油中的长碳链组分及其含量；③针对该气田产出凝析油、地层水的特征，优选以CH14和CH18混合碳链（摩尔比为8.5∶1.5）为主剂，辅以凝析油乳化剂提升泡排体系乳化能力，引入氟碳活性剂以降低泡沫表面张力，研发形成了双子两性抗长碳链凝析油泡排剂，室内评价实验结果表明该泡排剂针对不同含油水样的携液率均大于80%；④10口井的现场应用试验结果表明，该新型泡排剂有效率为90%，单井平均增产20%，取得了良好的应用效果。结论认为，该新型泡排剂有效解决了含长碳链凝析油的气井使用常规泡排剂采气效果差的问题，为东胜气田稳产提供了技术保障，可以作为同类含油气井泡排工艺体系完善的参考依据。
超深井钻井过程中井下高温高压、管柱超长超重载，管柱受自重、水力循环等诸多因素的综合影响易产生纵向形变量，不同作业工况下管柱伸长量主控因素不同，造成作业现场井深校核、尾管作业中送放钻杆的预排、卡点计算等关键作业参数判断存在较大误差。为了精确计算不同工况下管柱伸长量，考虑重力、浮力、钻压、管内外压差、动力钻具及钻头水力截流产生的附加轴向载荷，推导不同工况下管柱综合拉伸量的实用计算方法，区别于分段计算，采用有限差分的方法求解，有助于提高计算精度。研究结果表明：①计算实例条件下，钻进和探底校核井深时，除弹性形变外水力因素影响占主导，管柱内外受力差与工具截流等水力因素造成的附加轴向力对管柱的伸长量变化影响可达2.5 m，影响较大且不可忽略；②考虑重力、浮力、钻压、管内外受力差及工具水力截流产生的附加轴向载荷，所建立的不同工况下综合拉伸量的实用计算方法现场验证平均误差仅0.526‱，能够满足工程实际使用的需要。结论认为，该计算方法能够有效支撑超深井井深校核、钻具组合优化及作业安全控制，后续需集成温压效应以进一步提升该方法的适用性。
成6井位于准噶尔盆地中央坳陷东道海子凹陷东斜坡，是一口重点预探直井，设计井深达6 990 m。为了提高该区块超深井的钻探成功率，解决复杂井段钻探过程中的井壁稳定及储层保护问题，通过梳理钻井液技术难点，制订了“强抑制—强封堵—稳流变—适密度”技术对策，在优选钻井液处理剂的基础上，构建了甲酸盐抗高温防塌钻井液体系，并通过室内评价实验与现场应用进行了验证。研究结果表明：①室内评价实验结果显示，该钻井液体系具有良好的抗温、抑制、封堵、沉降稳定、抗黏土污染及储层保护性能；②所构建的钻井液体系应用于成6井第三次开钻（以下简称三开）井段，辅以相应的钻井液现场维护处理工艺，取得了良好的应用效果，现场钻进过程中井壁稳定，起下钻畅通无阻，完井作业顺利，满足了工程顺利钻进的要求；③现场应用中，该钻井液体系的流变性稳定，黏度和切力低，钻遇气层后流变性变化不大，高密度条件下仍保持沉降稳定性，井底无沉砂；④该钻井液体系有效解决了井壁稳定及储层保护问题——成6井的井身质量好，三开井段平均井径扩大率为3.25%，电测发现良好油气显示，完井试油日产气量为3.4×104 m3；⑤实现了优快钻井，成6井全井机械钻速平均为3.16 m/h，同时取全取准了三叠系和二叠系地质资料，为后续油气勘探开发工作奠定了坚实的数据基础。结论认为，所形成的钻井液技术为该区块油气勘探开发提供了技术保障，对其他区块超深井钻井液的构建及施工亦具有参考意义。
