为了解决柴达木盆地涩北气田在开发中后期受地层压力低、地层水侵入、单井产气量低、气田产量递减快等因素影响而限制该气田最终采收率提升空间的难题，采用室内实验、数值模拟与现场先导试验相结合的综合研究方法，系统开展了注氮气提高气藏采收率的技术可行性研究。研究结果表明：①注入气体提高采收率的机理主要包括增压补能（提升地层压力以补充气藏能量）、驱替作用与扩散作用等3个方面；②通过室内实验与数值模拟，明确了涩北气田注气时机为采出程度介于40%~50%、注采井网采用“四注六采”方式、注采比保持在1.0~1.3范围内，此时注氮气提高采收率的效果最佳；③在涩北一号气田A层系开展的注气先导试验已初见成效——监测井S4-54井在注氮气前天然气产量为0.30×10⁴ m³/d，注气后最高升至1.24×10⁴ m³/d，增产效果显著，同时注气井组区域地层压力由5.99 MPa恢复至7.09 MPa，回升幅度达18%，地层能量得到了有效补充。结论认为：该项研究成果证实了涩北气田实施注氮气以提高气田采收率的可行性，为该气田下一步开展注氮气扩大试验提供了理论基础和技术支撑，也为同类气藏提高采收率提供了可资借鉴的技术路径与实践依据。

为了实现水侵疏松砂岩气藏剩余气精准挖潜、提高其采收率，以柴达木盆地涩北气田为研究对象，采用室内机理实验、气藏工程理论与现场实践相结合的研究思路，系统开展了水侵区剩余气分布主控因素分析，提出了剩余气潜力区定量判识方法，建立了剩余气潜力区分级评价标准。研究结果表明：①涩北气田剩余气分布受微观与宏观因素共同控制，微观上包含疏松砂岩储层孔隙结构、黏土矿物组成、水敏与压敏效应影响，宏观上包含非均质性、构造位置、气藏压降、井网控制程度；②所提出的水侵气藏剩余气潜力区“2221”定量判识方法，综合考虑了包括储量基础、渗流条件、水侵状况、稳产能力等要素在内的7个参数；③所建立的剩余气潜力区5参数分级分类量化评价与划分标准，确定出高丰度剩余气、中丰度水封气、低丰度残余气3种类型，进而提出了有针对性的分类分区的挖潜对策。结论认为，该项研究成果在现场应用中表现出便捷、实用的优点，对剩余气潜力区实现了从“定性描述”到“定量界定”的转变，“精准识别、分类评价、靶向施策”技术体系在老气田提高采收率实践中展现出有效性，对同类有水气藏提高采收率具有借鉴作用。

位于四川盆地东北部的元坝气田是全球已开发气田中首个埋深达7 000 m的超深层高含硫生物礁大气田，具有高温、高压、高含硫、储层非均质性强、气水关系复杂等特征，开发难度极大。通过十余年的技术攻关与开发实践，在该气田高效建成34×10⁸ m³/a净化气产能规模，并实现了连续10年稳产。为此，系统梳理了元坝气田二叠系上统长兴组气藏从评价到稳产全过程的开发实践，总结了该气田开发中的管理模式创新与实践启示。研究结果表明：①迭代创新超深层条带状多期次小礁体精准识别、精细刻画及薄储层定量预测技术，实现了目的层埋深7 000 m、厚度最薄15 m的Ⅰ至Ⅲ类储层分类预测；②创新集成了以超深水平井优化设计、优快钻井与轨迹控制、长水平段多级暂堵分流酸化增产技术为核心的超深零散资源高效动用技术，实现了超深高含硫底水气藏高效产能建设；③所形成的生物礁底水气藏全生命周期差异化防控水、超深高含硫气藏异常井高效治理技术体系，有效破解了水侵、堵塞等长周期稳产瓶颈，实现了该气田较长周期稳产；④所形成的气藏不同类型剩余气高效动用、非整装酸性气藏增压、硫沉积与地层水综合治理等配套技术，支撑了高含硫生物礁底水气藏采收率的提高。结论认为，培育形成了“精神化传承、集团化决策、项目化管理、集成化创新”的元坝气田高效开发建设模式，提升了中国在超深层高含硫气田开发领域的技术领先地位，其管理模式及技术成果可以为同类气田高效开发提供借鉴。

为了有效评价深层潜山凝析气田气驱注采井间连通性，以渤海湾盆地渤中19-6凝析气田为研究对象，综合应用岩心CT扫描、成像测井及生产动态资料，采用静态研究与动态研究相结合的方法开展了系统评价。静态研究基于拓扑裂缝平均连接数理论，明确了裂缝网络的微观结构与宏观分布模式；动态研究则基于Blasingame变产量、变流压气井拟稳态流动理论，建立了以采气指数叠加为核心的动态连通性判断方法。研究结果表明：①该气田储层裂缝平均连接数介于1.1~2.8，整体呈现“大尺度离散、中小尺度连通”的临界连通至弱连通模式，通过动静结合验证，明确了A2-A4H-A7井组间存在强连通性关系；②基于裂缝密度、开度及连通性参数，建立了考虑连通性的多尺度离散裂缝模型（EDFM＋PGT），较之于传统双重介质模型，该新模型显著提高了气驱开发效果预测的精度；③在连通性评价指导下实施的“限产增注”均衡注采策略，在矿场应用中使目标井组表现出明显的气驱受效特征，实现了凝析油产量的“零递减”与气油比的“零上升”，有效遏制了反凝析现象。结论认为，所建立的动静结合连通性评价方法能够有效量化复杂裂缝性潜山凝析气藏的井间连通关系，为气驱开发方案优化与动态调控提供了科学依据，对同类油气田的高效开发具有参考和借鉴作用。

深层碳酸盐岩气藏普遍埋藏深、非均质性强、气水关系复杂，投资风险高、开发难度大。为了克服传统评价方法难以区分主客观因素对深层碳酸盐岩气藏开发效果影响的局限，准确识别影响开发效果的主控因素并为同类气藏开发优化提供科学依据，基于传统技术经济指标，拓展引入“开发水平”指标，量化人为因素对开发效果的贡献，构建了一套融合技术、经济与开发水平的多维评价指标体系。研究结果表明：①所构建的评价方法能够有效剥离地质客观因素与人为主观因素，川东石炭系气藏群的开发水平指数整体较高（80%~97%），但开发效果指数差异显著（50%~91%），揭示了地质条件的根本制约作用。②明确了影响该区气藏开发效果的三大主控因素——储层品质、驱动类型，以及开发模式与储层非均质性的匹配关系。③对于早期均衡开发模式的气藏，开发效果与地层系数及储量丰度呈显著正相关；对于“少井高产”模式的气藏，水侵是核心风险，开发效果随水侵强度增加而明显恶化；对于强非均质性气藏，则必须采用“基础井网＋多轮加密”模式才能有效动用储量进而获得较高的采收率。结论认为，通过量化各类因素（特别是人为因素）的贡献度，有效识别了影响开发效果的主控因素，可以为深层碳酸盐岩气藏的开发策略优化与管理决策提供依据。

为了实现深层礁滩相高含硫气田稳产，围绕水侵、硫沉积及剩余气挖潜等决定该类气藏稳产的关键因素，从礁滩相储层精细表征入手，开展了水侵前缘识别及预测、硫沉积预测及剩余气精细表征攻关研究，并提出了有针对性的控水、控硫及剩余气挖潜对策。研究结果表明：①所建立的深层礁滩相储层精细刻画及双重介质建模技术，实现了礁滩相强非均质储层精细表征并评价了分类储量，为水侵、硫沉积预测及剩余气精细表征奠定了基础；②所形成的井—震—电联合的水侵前缘识别技术，实现了气水前缘三维空间识别，分气井类型提出了个性化的“控—排—堵”治水对策；③所形成的井筒、储层硫沉积预测技术，明确了井筒及储层硫沉积规律，探索了固态硫、液态硫在储层中的微观流动行为，提出了井筒硫沉积治理对策，确认酸化解堵对储层硫沉积治理效果最优；④所形成的基于渗流特征差异的分区带剩余气精细表征技术，定量表征了纯气区、水侵区剩余气分分布特征，对剩余气类型进行了精细划分，进而提出了分类挖潜对策。结论认为，该配套技术能够有效破解深层礁滩相高含硫气田面临的稳产难题，对于同类气田实现长期高效开发具有借鉴作用。

长宁页岩气田是四川盆地南部地区页岩气持续上产的“压舱石”，但其地质工程条件较北美复杂，储层非均质性强，气井产量递减快，一次井网采收率仅20%~30%，储量动用程度不均匀、不充分，气田稳产面临挑战。为此，在对气藏进行精细描述的基础上，通过攻关四维地应力刻画、全区高效数值模拟、井网—缝网协同优化等关键技术，创新形成了页岩气藏二次井网提高采收率技术，进而优选了该气田剩余页岩气储量挖潜目标区，优化部署了加密及立体开发井。研究结果表明：①以“三维模型精细重构、压力场精细重构、应力场精细重构、井群EUR精细重构、空间井网精细重构”为核心的页岩气藏二次井网提高采收率技术，实现了三维空间井网、缝网、采收率的协同匹配；②现场试验结果表明，通过实施井间加密和立体开发，平台采收率较一次井网可提升40%~60%；③通过精细刻画长宁区块剩余页岩气储量分布特征，优选了二次井网目标区298.6 km²，新部署加密及立体开发井246口，气田采收率可提升27%。结论认为，该项研究成果可以为四川盆地页岩气藏提高储层动用程度与采收率提供借鉴和指导。

为了精准识别与刻画储渗体、揭示静态地质认识与生产动态特征的匹配关系，进而提升强非均质性碳酸盐岩气藏在稳产阶段的开发效益，以四川盆地安岳气田GM区块台缘带震旦系上统灯影组四段气藏为例，在“动静结合”（生产动态特征与静态地质认识相结合）思路的指导下，基于储渗体识别与分类，融合地震、地质与生产动态资料，开展了储渗体精细刻画与开发流动单元细化研究，并系统评价了研究区不同开发流动单元的剩余天然气可动储量。研究结果表明：①研究区储渗体可划分为3类，其中Ⅰ类以高导流能力的裂缝-孔洞型储层为主，Ⅱ类以孔喉结构组合的孔洞型储层为主，Ⅲ类以孤立分布的孔隙型储层为主，上述3类储渗体的储集与渗流能力按Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类的顺序依次递减，Ⅰ、Ⅱ类为优质储渗体；②优质储渗体的空间展布具有显著的非均质性，其发育规模的大小是决定气井能否实现高产且稳产的关键地质因素；③基于储渗体特征与动态响应，研究区可细分为4个Ⅰ类、1个Ⅱ类及2个Ⅲ类开发流动单元，剩余天然气可动储量主要富集于Ⅱ类与Ⅲ类流动单元中。结论认为：①实施“分类优化、精准施策”的差异化开发对策，是应对强非均质性气藏地质要素与生产动态复杂性的有效途径；②构建“地质模型不断迭代、工程技术协同集成、动静结合持续优化”的闭环攻关研究模式，是解锁该类强非均质性气藏高效开发难题的核心策略。

为了系统梳理煤岩储层伤害评价方法的发展脉络，解决该领域因信息零散导致的储层伤害防控方法选择困难问题，采用文献计量与时间序列分析相结合的研究方法，对1982—2023年间相关文献进行了解构评述与趋势建模分析。研究结果表明：①在所构建的文献数量随时间变化模型中，以3年及6年为考察周期的方程决定系数分别达0.755 5和0.799 4，表明中长期趋势拟合良好，可用于揭示煤岩储层伤害评价方法发展的整体规律，而以1年为周期的模型受短期波动影响显著，解释能力有限；②分别对物理法与数字法两类评价方法进行趋势拟合发现，在3年与6年考察周期下，两类方法文献数量均与时间呈正相关，其中物理法的决定系数分别为0.756 9和0.840 1，数字法则分别为0.582 0和0.677 8，说明物理法的发展趋势更为稳定和显著；③从增长态势来看，物理法与数字法在早期文献数量接近，但在3年与6年周期拟合中，物理法的增长斜率（分别为1.156 0和4.607 1）远高于数字法（分别为0.107 7和0.428 6），表明物理法占据主导地位并保持较快发展。结论认为，物理法在未来一段时间内仍是煤岩储层伤害评价的主要技术手段；物理法面临的样本局限性与评价周期长等问题，可通过与数字法融合的途径予以改善；“物数融合”的煤岩储层伤害评价方法有望为加快煤层气勘探开发进程提供有力的技术支撑。

为了解决四川盆地南部地区深层页岩气井在压裂过程中因储层岩石致密、天然裂缝条带异常发育而导致的压裂窜扰现象频发、压窜模式差异大、缺乏有针对性的防压窜工艺等难题，提升储层改造效果，采用数值模拟与理论分析相结合的方法，构建了该区深层页岩气藏水平井压裂窜扰裂缝扩展模型，并基于3种压窜作用模式、4种防压窜工艺，开展了不同压窜干扰程度下的防压窜工艺效果对比研究。研究结果表明：①所构建模型中提出的3个评价指数（应力前缘半径、裂缝不对称生长系数及压力变化积分指数）有助于实现对压窜干扰程度的多维度定量表征，其中“应力前缘半径”反映了地应力扰动范围，“裂缝不对称生长系数”量化了裂缝扩展不对称性强弱，“压力变化积分指数”表征了井口压力场异常程度，三者协同构成完整的压窜评价体系；②W型布井工艺针对性强，对天然裂缝型窜扰（Ⅱ类）、以水力裂缝为介质的直接窜扰（Ⅲ类）这两种压窜模式的防控效果最优，可有效阻断窜扰通道的形成与延伸；③隔井拉链压裂与阶梯式提高排量工艺适配范围广，对岩石基质介导的孔隙弹性窜扰（Ⅰ类）与天然裂缝型窜扰（Ⅱ类）均具有显著的压窜防控作用，能通过调控应力场与裂缝扩展方向而降低窜扰风险；④停泵转向结合前置高砂浓工艺更适用于岩石基质介导的孔隙弹性窜扰（Ⅰ类）及小规模发育的天然裂缝型窜扰（Ⅱ类），可通过优化裂缝形态而抑制窜扰影响。结论认为，该项研究成果明确了不同防压窜工艺的适配场景与调控原理，形成了防压窜工艺适配方案，为川南深层页岩气藏水平井投产前压裂作业中的压窜防控提供了技术支撑。

塔里木盆地库车山前气田群由一系列超深层裂缝性致密砂岩边水气藏组成，基质—裂缝—断层多尺度离散裂缝发育，其试井解释极具挑战性。为了实现对该气田群储层动态特征的准确描述，基于实际测试资料和试井解释的基本原理，系统分析了库车山前裂缝性有水气藏试井曲线的特征。研究结果表明：①对于边部气井，压力导数的后期上翘可能是气水黏度差异形成的假边界；随着水的逐步推进，在双对数图中导数曲线整体向左上方收缩；②处于构造高部位的气井，其压力导数曲线后期是一条斜率介于0.5~1.0的直线；斜率大小代表裂缝缝网发育程度，裂缝缝网越复杂，斜率值越大；高部位气井出水前后导数曲线斜率发生变化，完全水淹后又恢复原状；③单井不同期次产量规整化试井导数曲线对比结果表明，若无边水影响，地层系数将不发生明显的变化；④存在基质向裂缝系统供气的现象。结论认为：①库车山前气田群储层基质致密，导数曲线未出现总系统径向流时，用解析试井方法不能解释渗透率、储容比等裂缝性气藏的关键参数；②边部气井压力导数曲线后期上翘不一定是边界特征，应结合动态、静态资料综合研判；③随着气田开发的推进，储层渗透率未表现出明显的应力敏感特征。

为了实现厚层非均质气藏高效开发、均衡动用和水侵控制的协同调控，采用文献调查法对厚层非均质气藏的干扰渗流规律、水侵模式、控水开发相关方向的研究方法进行了系统梳理并预测分析了其发展方向。研究结果表明：①在传统物理模拟尺度，非均质性受限、物理场表征精度不足，难以反映厚层气藏开发中物理场的空间分布特征及干扰渗流特性； ②厚层气藏中流体运移受非均质、多渗流效应的综合影响，传统理论未耦合多向非均质与非线性渗流的协同效应，表征失真；③厚层气藏储量动用与稳定控水互相制约、互相耦合，单目标数值模拟优化技术难以量化二者之间的作用机制，无法科学合理确定实现两者最优的平衡点；④高相似度大尺度物理模型及其物理场可视化精细表征、双向非均质—多场耦合—多相渗流协同数学模型、融合物理约束与深度学习的智能数值模拟平台、“均衡开发—水侵调控”协同决策系统是未来厚层非均质气藏控水开发的技术发展趋势。结论认为：厚层非均质气藏储量动用与稳定控水互相制约、互相耦合，量化二者之间的协同机制，构建多维协同优化方法是该类气藏在合理控制压力下均衡控水开发的攻关研究方向。

有水气藏在开发过程中有可能因水侵导致气井产能下降，甚至水淹停产而使得气藏采收率大幅降低。为了给后续研究和工程应用提供参考，系统梳理了现有水侵特征分析方法的现状与研究进展，采用文献分析与技术对比的方法，重点评述了水化学分析、生产动态判别、压力响应、开发测井与测试技术以及数据驱动等方法在水侵类型识别、水体活跃程度评价、水侵路径追踪等方面的适用性与局限性。研究结果表明：①水化学分析方法可有效区分不同水源类型，但响应滞后；②生产动态分析方法虽简便直观，但却难以定量表征水侵强度；③压力响应类方法能够动态监测水侵过程并定量评估其影响，但部分模型尚未充分考虑水封气等机制；④开发测井与测试技术具有高分辨率和较强针对性，但实施成本较高；⑤数据驱动方法在产水趋势预测方面展现出良好潜力，但其性能高度依赖于数据质量与算力支撑。结论认为，单一的水侵特征分析方法都存在着局限性，实际应用中需融合多种方法以提升水侵识别与评价的综合精度与可靠性，未来应构建兼顾物理约束与数据驱动的水侵早期预警体系，进而实现从滞后响应向早期主动防控的转变。

为了解决深层碳酸盐岩强非均质气藏因储层类型差异导致的衰竭开发产能与递减规律复杂性问题，以四川盆地深层碳酸盐岩气藏为研究对象，选取不同物性范围和储层类型岩心，开展了地层温度压力条件下衰竭开发物理模拟实验，揭示了气藏瞬时产气量、孔隙压力、采出程度等参数动态变化，分析了各类储层的产气能力、生产周期及储量动用情况，明确了溶洞和裂缝对衰竭开发效果的影响。研究结果表明：①储层渗透率影响衰竭开发产能上限，而孔隙度则影响高产维持时间；②高渗透率—低孔隙度储层能在短期内获得较高的天然气采出程度，而低渗透率—高孔隙度储层则采出程度偏低且生产周期延长；③裂缝和溶洞的合理搭配是气藏高产和稳产的关键，但溶洞主要改善储集空间而对渗流能力影响很小；④缝洞型储层采出程度高且可短期内以较高产量生产，孔洞型储层采出程度略高于孔隙型储层且可长期以较低稳定产量生产，孔隙型储层采出程度最低且难以获得效益产量。结论认为，深层碳酸盐岩气藏衰竭开发效果受孔隙—裂缝—溶洞三重介质的组合关系控制，缝洞型储层短期与长期产气能力均强，是实现效益开发的主力；孔洞型储层需通过酸化压裂改造来提升渗流能力以实现效益开发；孔隙型储层动用价值低，应侧重于区域能量补充作用。

苏里格气田的成功开发，为鄂尔多斯盆地致密气产量不断攀升做出了巨大的贡献。目前，该气田中区已进入开发的中后期，天然气开发程度和储量动用程度均较高。为了定量表征致密砂岩气藏开发中后期剩余储量的空间分布并制订差异化挖潜对策，以苏里格气田中区苏36-11区块为例，在对致密砂岩储层展布特征进行精细描述的基础上，采用三维地质建模与CMOST智能历史拟合数值模拟相结合的研究方法，计算有效砂体的发育规模、分布频率，逐级描述致密气剩余储量。研究结果表明：①苏36-11区块沉积时期水动力较强，受辫状河体系叠置带控制，砂体广泛连片发育；②二叠系下石盒子组盒₈段和山西组山₁段有效砂体发育频率相对高，盒_8上亚段、盒_8下亚段和山₁段有效砂体发育频率分别为14%、56%、30%；③采用CMG软件CMOST模块实现了气井自动历史拟合与参数优化，数值模拟定量评价结果表明，剩余气主要集中在盒_8下亚段和山₁²层，剩余气类型主要为层间滞留型以及井间滞留型，局部还存在压裂不完善滞留型；④将该区块按照储量动用程度划分为4类21个井区，分区块开展了不同类型井区储量动用对策研究。结论认为，针对该区块不同类型井区需要分别开展局部加密、查层补孔、老井侧钻、整体部署等差异化挖潜对策，以提高该区块天然气采收率进而支撑苏里格气田持续稳产。

为了破解我国天然气供应面临的技术瓶颈，系统梳理了人工智能大模型在天然气勘探开发中的可行应用场景。以DeepSeek为范例，采用技术迁移与案例实证相结合的方法，通过归纳其行业应用范式，构建了适用于天然气领域的技术迁移路径；进而结合国内油气企业实践，系统论证了相关大模型的应用场景。研究结果表明：①在知识管理方面，大模型能构建智能问答系统，内化海量非结构化资料，系统化专家经验，显著提升决策支持效率；②在数据处理与解释方面，其多模态融合能力可统一处理地震、测井等多源数据，实现地质特征智能提取与储层精准表征，助力“甜点”预测；③在工程作业方面，基于计算机视觉的岩心薄片智能识别技术，可实现地质描述的自动化与客观化；④在生产优化方面，依托时序预测与强化学习模型，可实现全气田的实时调度、故障预警与措施优化，从而提高油气采收率；⑤人工智能大模型在天然气勘探开发中要实现落地，仍面临数据安全、领域知识融合、模型泛化及系统集成等挑战。结论认为，以DeepSeek为代表的人工智能大模型为实现从“经验驱动”到“数据与模型双驱动”的范式变革提供了关键技术路径；未来通过深化领域知识嵌入、探索大小模型协同、构建人机平台及完善安全体系，将有力推动天然气勘探开发的智能化进程，进而为保障国家能源安全提供技术支撑。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

四川盆地中部地区二叠系中统茅口组白云岩储层成因复杂，储层主控因素不明，制约了其油气勘探评价工作进程。为了揭示其储层发育机制，基于最新岩心资料，综合岩心观察、薄片鉴定、阴极发光及LA-ICP-MS元素地球化学分析等方法，系统开展了白云岩岩石学特征、储集空间演化及多期白云石化作用研究。研究结果表明：①该区茅口组储层以晶粒白云岩为主，其次为生屑白云岩与鞍状白云岩，储层类型属于孔隙—溶洞型，主要储集空间为晶间孔、晶间溶孔及次生溶洞，物性较好段集中于茅二段中上部层段，厚度可达数十米；②储层演化受3期白云石化作用协同控制，同生期—准同生期白云石化保留了原生孔隙，埋藏期广泛发育的晶间孔系统是晚期溶蚀孔隙形成的重要基础，晚期构造—热液白云石化作用兼具溶蚀改善和孔洞连通作用，但鞍状白云石沉淀则会导致部分孔隙被充填破坏。结论认为：埋藏期晶粒白云石化作用是该区茅口组储层形成的关键成岩机制；晚期热液溶蚀与构造破裂作用对储层具有改造优化作用，但改造强度存在区域差异，表现为磨溪—龙女寺地区受构造热液溶蚀作用影响更强，形成以孔洞型白云岩储层为主的特征，而北斜坡地区该作用相对较弱，表现为孔隙型白云岩储层占主导地位。