目前深层（埋深3 000 m以深）煤层气勘探开发处于起步阶段,深层煤物性特征认识、储层改造工艺匹配等问题制约了深层煤层气的规模勘探开发。针对其储层埋深大、压力高、温度高、游离气高、滤失量大、压后单一水力裂缝等特点,提炼前期改造工艺优势,优化压裂参数,升级压裂液性能,支撑三级裂缝,增能低压储层,达到“打碎储层、沟通割理、控制滤失、高效支撑、提高改造体积”的目的。优选勘探A井区作为先导试验现场,初步建立一套适用于本区域大排量大规模煤层气压裂改造工艺。应用结果表明：①运用“前置高黏压裂液建主缝+低黏压裂液建缝网+支撑三级裂缝+液氮增能”改造工艺,压后返排率达到86.2%;②大排量、极限加砂、短射孔段+少簇数、多粒径组合支撑剂沟通主缝+分支缝+割理微裂隙,多手段构建有效长支撑缝网;③压后水力裂缝延伸较好,呈现双向展布裂缝,水力裂缝长度约380 m,与最大主应力走向基本一致,改造面积约7.2×10⁴ m²。研究成果对深层煤层气压裂现场应用具有借鉴意义。

白云岩储层在全球油气勘探与开发中占有重要地位。白云岩作为一种钙镁碳酸盐矿物,无论在海相、陆相等沉积环境,还是同生、成岩、浅埋藏和深埋藏等成岩过程中均有出现,但在现代海洋沉积中却很少发育。因此,白云岩的成因一直是国内外碳酸盐岩储层研究的难点和热点。研究结果表明：①白云岩的成因可以分为原生和次生两种,巨厚的白云岩地层多由含Mg²⁺的成岩流体在特定的流体动力学条件下渗透并改造前期石灰岩地层而形成;②依据白云岩形成的环境、流体动力学条件和成岩流体中离子的浓度,将白云岩的成因归纳为7种模式：蒸发泵模式、渗透回流模式、混合水模式、海水模式、埋藏模式、热液成因模式和生物成因模式;③白云石化过程对储集空间的发育产生影响,理论模式下,Mg²⁺的离子半径小于Ca²⁺,石灰岩转变为白云岩孔隙度通常会增加,但在成岩环境、新生成白云石含量和晶体结构等复杂因素的影响下,白云岩的储集空间并不一定优于石灰岩,通常白云石化过程会提升储层颗粒的抗压能力及渗透率;④优质白云岩储层成因机理表明,原始沉积环境是基础,白云石化是必要条件,白云石化之外的成岩改造是关键因素。

目前中国石油西南油气田常规的管道完整性管理工作，部分环节分析方法单一，效率低且结果存在较大的主观性；
传统的数据分析挖掘方法使得各项数据的综合利用效率不高，工作强度和重复性较大。因此，确保数据的准确性及提高工作效率
是增强完整性管理水平的当务之急。①通过对高后果区识别、风险评价、完整性管理方案编制等3 项业务工作开展数据挖掘分析，
明确了每项参数的数据来源，形成了管道完整性管理常规工作数据库；②基于卫星地图定位划分、建筑数据矢量化智能分析、管
段自动划分等关键技术，在西南油气田首次建立了3 项业务工作的智能分析辅助决策模型；③搭建了“高后果区智能识别模块”“风
险评价可视化分析模块”和“完整性管理方案编制智能文字识别填充模块”，实现了相应功能。应用结果表明：智能分析辅助决策
模型可以满足智能分析需求，为管道完整性管理工作带来新的解决方案，推动智能分析决策，提高工作效率和管理水平，为西南
油气田的管道完整性管理工作从预防型进一步提升到预知型提供了技术支撑。

在四川盆地西部中浅层致密砂岩气藏中，气井压力、产量递减快，气井产水、井筒积液，严重影响生产。为此，在
多口水平井投产初期、生产中期实施连续油管排水采气工艺，以延长气井的生命周期。随着气井产量的下降，连续油管井生产后
期仍需开展泡排、气举等辅助排液措施，但部分井的泡排、气举效果欠佳。针对这一问题进行研究，优化了泡排介入时机的选择
及泡排剂用量的计算，同时优选了经济可行的连续油管井气举类型及方式，从而提升了致密砂岩气藏低能量气井的排水采气效
果。研究结果表明：①水平井携液临界流量的计算模拟结果显示，水平段较之垂直段、斜井段，水平段的携液临界流量最大，因
而带液难度最大，低能量气井水平段处于泡状流态；当气井产量递减至携液临界流量时，需及时分步介入泡排工艺、继而是补
充能量型的气举工艺，使气井能带液生产。②气液两相流压降模型中考虑泡沫流热阻力因素后，计算的单井泡排剂用量减少约
15% ～ 40%，消除了因药剂加注过量而导致井底泡沫堵塞情况。③产水量较大的常规连续油管井，选择排压高、作业连续、经济
性好的移动压缩机气举工艺。④全通径连续油管井，适宜采用气流量大、携液能力强的CNG（压缩天然气）罐装气举工艺。现场
应用表明，优化了17 口连续油管井泡排药剂用量，平均单井次药剂量减少25%，消除了泡沫堵塞停产现象；优化了4 口连续油
管井的气举方式，排液增产效果显著。

页岩气超长水平井储层改造时,需进行多段的水力压裂施工,水平段水泥环在多次循环载荷下的密封完整性问题尤为重要。为此,基于岩石微裂纹的演化过程,设计了一种Superflex增韧剂,强化微裂纹处纤维的桥连作用,增强微裂缝尖端弹塑性,阻断微裂纹扩展,降低水泥石塑性形变,从而可以有效预防和控制水泥环封固失效。基于此增韧剂,构建了抗循环载荷弹韧防气窜水泥浆体系,采用常规评价仪器、高温高压岩石流变仪和页岩物性测定仪等手段,综合测试了水泥浆常规性能及防气窜性能,重点讨论了水泥石的强度和韧性特性,并评价了该水泥浆体系的现场适用性。研究结果表明：①Superflex增韧剂与水泥浆相容性好,不影响水泥浆体系的其他性能,且在不牺牲强度的前提下,改善了水泥石的弹韧性。②抗循环载荷弹韧防气窜水泥石承受循环载荷70次后,塑性形变小,保持完整,具有良好的抗循环载荷能力,能够有效地预控超长水平井水泥环封固失效问题。③该水泥浆体系现场应用于水平段长2 700余米的超长水平井,固井质量优良,经分段压裂后,环空不带压,显示了较好的工程应用效果。

四川盆地蓬莱区域蓬深6井以9 026 m的钻达井深创下亚洲陆上最深直井纪录。其最高地温超过200 ℃,最高地压超过150 MPa,地层岩性复杂,井漏、垮塌、缩径、污染、溢流事件多发,对钻井作业中的工具、仪器、工艺提出严峻挑战。为此,设计了精细的钻井方案：①建立超深超高温小井眼防卡与井眼轨迹控制技术,实现了1 246 m长段小井眼安全钻井;②针对性采用长段漏垮同存安全钻井技术、长段膏盐层进行缩径与盐溶预防、酸性气体污染治理、大井眼长段重负荷套管安全下入等技术,有效预防了上部地层漏、塌、卡、缩事件的发生,全井故障复杂时率控制在10 %以内;③集成应用长寿命强攻击型PDC钻头、复合钻头,高抗扭抗高温螺杆、垂直钻井系统,完善钻井泵、高压管汇等关键设备配套,以提高钻井速度。实钻结果表明：集成应用9 000 m超深超高温超高压钻井技术,不仅安全完钻,钻井周期仅561 d,且创下川渝地区套管下入的最大重量（6 800 kN）、上提最大吨位（5 500 kN）等20项创新施工纪录,为后续万米特深井钻探积累了经验。

常规地震数据采集,采用检波线排列接收,排列滚动及大线的搬运、更替难度大,在山地复杂地表情况下施工,会严重制约勘探进度和时效性。而节点仪作为一种新型的地震采集仪器,集合了计算、通信、存储和电池技术的优势,促进了陆地大道数、高效率、高密度地震采集技术的发展。为了安全有效地获得高质量的地震资料,四川盆地道真三维地震数据采集采用了节点仪和常规检波器混采的方法。在地震数据采集过程中开展了：①节点仪震前属性检测;②观测系统分析;③采集质量控制;④节点仪适用性研究。应用结果表明：①采用节点仪采集技术很大程度提高了放炮效率;②节点仪全排列接收改善了资料深层反射信息品质;③降低了高山施工安全风险。

超高压定容气藏的原始地层压力高、初期产能高,驱动能量以天然气弹性驱动为主;较之常压气藏,超高压气藏在开发过程中的压力变化区间大,有必要在开发初期即对气藏弹性能量变化开展预测,以便掌握压力变化规律及制定合理采气速度。为此,基于物质平衡方程,定义了气藏弹性能量指数（E_g）、气藏弹性能量系数[f (p)],推导了表征超高压定容气藏弹性能量随压力变化的表达式,分析了影响因素,并采用该方法计算了铜锣峡长兴组气藏的弹性能量变化,进一步验证其可靠性。研究结果表明：①等温开发过程中,气藏E_g主要受气藏压力和储量影响。②超高压定容气藏的f (p)随压力变化表现为凸曲线,当气藏压力从超高压开始下降时,弹性能量系数随压力降低而逐渐增大,至压力降低为11 MPa左右时,弹性能量系数达到最大,之后随压力降低而减小,总体上低压阶段的弹性能量系数是超高压阶段的3倍。③不同组分干气气藏的弹性能量系数差别小,即甲烷含量对弹性能量系数的影响小。④对于铜锣峡气田长兴组气藏这类超高压定容气藏,气藏开发存在压力、产量与稳产时间的固有矛盾,对策为开发初期应尽量控制井数和单井产量,延长气藏在高压区间的生产时间,降低由于初期配产过高而带来的不利影响;在气藏压力降低后,应适当增加井数、提高采气速度,使得整个开发周期内采气速度保持相对稳定。

页岩油气资源的规模效益开发是我国能源安全的重要保障,创新页岩气开发工艺方法是降本增效的主要途径。小井眼水平井钻井技术具有机械钻速高、钻井周期短、成本低、安全可靠等优点,具有良好的应用前景,受到越来越多的关注与重视,特别是适配小井眼水平井钻井工具及工艺的大力研发,极大推动了小井眼水平井技术的发展。通过回顾小井眼技术的发展概况,分析了国内外小井眼水平井的技术现状,阐释了环空水力学、携岩效率、配套工艺工具等小井眼水平井关键技术研究;开展了长宁气区小井眼水平井钻井方案可行性分析,优化了小井眼水平井井身结构、长水平段钻井液性能、固井下套管工艺等工程设计,优选配套提速工具,强化钻井参数;初步测算了钻井液材料、岩屑处置、固井材料等消耗成本。研究结果表明,小井眼水平井单井成本可节约150万~200万元,极大降低了工程成本,实现钻井提质增效。

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系灯影组碳酸盐岩气藏储量丰富,属于超深层气藏,孔隙结构复杂且溶洞发育,当前尚未完全厘清该地区灯影组碳酸盐岩储层特征,为油气勘探开发带来极大挑战。本文结合岩石物理性质实验和测井解释研究高石梯—磨溪地区灯影组碳酸盐岩的岩性、测井响应和孔隙性等储层特征。研究结果表明：①高石梯—磨溪地区灯影组碳酸盐岩岩性主要为细晶白云岩、藻云岩和泥晶白云岩,其中灯四段细晶白云岩占比61.2%,灯二段藻云岩占比74.3%;②灯影组储层空间类型以裂缝和溶蚀孔洞为主,岩石吼道半径较小,中值吼道半径为0.010~0.051 μm,平均0.028 μm;③储层物性灯二段较灯四段好,孔隙度渗透率相关性极差,呈特低孔低渗特征,渗透性受裂缝影响较大;④渗透率参差系数计算结果均大于0.9,表明灯影组储层为显著的非均质储层。本研究成果可为该工区优质储层预测、开发设计及钻采工程施工等提供基础依据。

四川盆地川中地区中二叠统茅口组储层多发育在茅二段,具有岩性复杂、缝洞发育、非均质性强等特征,造成测井在储层识别、储层有效性评价等方面存在技术难点。早期基于单一储能系数指标的有效性评价,存在产能与储层参数不匹配的问题,通过对川中地区300余口钻遇茅口组的井开展测井老井再评价研究,基于白云岩发育程度、储层储集性、渗透性和缝洞发育程度等与储层有效性的单因素分析,构建R_Q表征储层综合品质,并结合不同储层分类的厚度求取储层综合品质系数R_PI,与测试产能建立关系。研究结果表明,①单一测井评价参数难以准确评价储层的有效性,需综合岩性、储集性、渗滤性等构建多参数储层综合品质评价模型;②储层厚度、Ⅰ+Ⅱ类储层厚度越大,测试产量就越高,将储层分类的厚度结合求取储层综合品质系数RPI,可提高产能预测准确度。通过求取的产能预测模型,优选潜力层,提出老井上试建议,有效的支撑了川中地区中二叠统茅口组增储上产和区带目标优选。

在“漏溢同存”复杂井筒建立有效段塞以屏障阻隔油气上移通道,能为堵漏压井、起下管柱等钻井、完井作业提供安全时间。基于水化胶凝和树脂交联固化理论,设计一种利用地层温度和流体碱度激发硬化反应的可固化凝胶段塞工作液体系,并对其性能进行研究。研究结果表明：①可固化凝胶段塞工作液的流变参数设计合理,具有良好的剪切稀释性能、可泵送性能及沉降稳定性能。②该工作液的适用密度范围1.4~2.0 g/cm³,抗温可达140 ℃,调整激活剂的用量可实现稠化时间大于3.0 h,满足泵注、顶替等施工要求。③该工作液固化段塞的孔隙度为2.1％~3.5％,气测渗透率为0.0 032~0.0 045 mD,在Ø177.8 mm金属管内承压达1.5 MPa/m,表明固化后的段塞致密、与金属内壁胶结紧密,因而封隔气窜能力强。④固化段塞的抗压强度,与该工作液的恒温养护时间及体系密度呈正相关,在温度不超过140 ℃时,抗压强度随温度的升高而增加;当温度超过140 ℃后,抗压强度降低,分析其原因为高温下形成的微裂缝和微孔隙所致。⑤初步现场试验表明,该工作液体系固化后形成的凝胶段塞,有效地降低了油气峰值、上窜高度及上窜速度,具备良好的油气封隔能力。

面对苏里格风险合作区储层砂体薄,优质储层连续性差等问题,为有效提高单井改造效果,保证区域开发产能建设,提出了一种集地质因素与工程因素分析于一体的水平井高效压裂主控因素优化方法：①运用灰色关联分析法,打破多因素对改造效果影响程度不同、无规律的现象,建立母序列和子序列的新矩阵,无量纲化,消除数据特性,提取影响改造效果的地质主控因素与工程主控因素;②以提高单井产能为目标,基于数值模拟,优化裂缝形态,推导最优施工参数。应用结果表明：①地质主控因素为渗透率、储层厚度、孔隙度,工程主控因素为支撑剂总量、簇数、排量;②簇数为3~5簇,簇间距为20~30m,砂量80~100m³,液量600~800 m³,排量10~14 m³/min：③改造后百米无阻流量较邻井提高3.4倍。结论认为：该技术明确了压裂设计优化方向,有效增加了泄气面积,综合了多井次、多变量因素,减少了人为主观因素影响。

目前在复杂油气藏钻探领域中，现有钻井液体系组分多，性能调控难度大，成本高，且难以兼顾环保要求，因此迫切需
要研发兼具多功能的环保型处理剂。基于上述需求，通过室内实验，考察了寡聚糖处理剂（MQ）在水基钻井液中的作用效能，并通过
表面张力和接触角分析对其作用机理进行了初探。研究结果表明：①寡聚糖处理剂（MQ）分子能显著提高水基钻井液的液相黏度
且同时增强了黏土颗粒空间网架结构的强度，表现出增黏提切、降低水分子滤失之功效；②寡聚糖处理剂(MQ) 分子上的环多羟基易
吸附在黏土颗粒表面上并形成较丰厚的外表面疏水的水化膜，使它同时起到润滑、抑制水化和致密化泥饼而降低滤失作用；③寡聚糖
处理剂（MQ）在钻井液中增黏提切和降滤失作用的耐温极限为150℃ ；④寡聚糖处理剂（MQ）在水基钻井液中的抗温作用效能优于原
有的黄原胶等聚合糖类处理剂。

明确有效砂体规模及分布频率、搭建有效砂体结构模型，对于致密气井网优化调整及气田高效开发具有重要意义。
以苏里格气田中区二叠系石盒子组8 段、山西组1 段、2 段为研究对象，按照先搭建整体框架、再丰富层段细节的研究思路，提
出了储层结构模型的4 步构建方法和流程：①通过野外露头观测、沉积物理模拟等多手段拟合有效单砂体的长宽比和宽厚比等参
数，测算有效单砂体平均规模；②充分利用开发中的海量数据，结合地质统计学、概率论等方法，对储层平面非均质性做一定的
抽提和简化，判断多层叠合后每平方千米发育的有效单砂体个数；③基于不同砂组有效砂体发育频率、储量比例及单砂体厚度差
异，明确各砂组有效单砂体规模及发育个数；④结合各小层有效砂体累计厚度及钻遇率，建立精确到开发小层的有效砂体结构模
型。研究表明：①有效单砂体平均规模0.186 km2，平均储量0.055 9×108 m3; ②在储量丰度约1.5×108 m3/km2 条件下，1 km2 发
育25 ～ 30 个有效单砂体；③在井距600 m、500 m、400 m、300 m 下可分别控制38%、47%、57%、69% 的有效砂体及53%、
66%、76%、84% 的储量；④随着井密度的增加，井网对有效砂体控制程度的增幅变大，对储量控制程度的增幅减小。

针对煤岩在井筒提升过程及解吸罐中的甲烷解吸扩散规律问题，前人主要采用定常数外边界条件进行构建模型，这
将与深部煤岩提升过程中甲烷实际扩散特征差异较大。由于煤岩在井筒实际提升过程中其外表面压力随时间呈非线性变化，考虑
该变化特征，并基于质量守恒定律、连续性原理，构建了甲烷定常数扩散系数的解吸扩散数学模型，通过数学物理方程求解方法
求得其解析解。在此基础上，利用最优化方法，对解吸罐中的实测解吸气量进行拟合，进而推测出煤岩在井筒中的损失气量。结
果表明：①所建立数学模型更符合深部煤岩提升过程中甲烷的实际扩散特征；②与直接法（USBM 法）相比，所提方法的计算结
果更加准确。以某一具体的煤层岩样为例，用直接法求得煤岩在井筒提升过程中的甲烷损失气量为2 712 cm3，文中求解方法得到
的甲烷损失气量为2 951 cm3。这与直接法使用的前提条件（t0 设定）导致的实际损失气量时间减少相吻合。

随着四川盆地常规气勘探开发目标向盆地深层、超深层发展,复杂深井、超深井受套管层序的限制,同一裸眼井段通常钻遇多个压力系统,纵向地层呈现窄安全密度窗口特征。尽管采用控压钻井（MPD, Managed Pressure Drilling）技术保证了安全有效钻进,但给后续小间隙平衡压力固井带来了巨大的挑战。初期的平衡压力固井工艺技术主要针对浆柱结构调整、注替参数优化等方面开展研究,但仍存在一些技术难题,2015—2020年在川庆钻探公司的固井作业中,常规固井技术作业井次漏失率23.8%,压力失衡导致12井次的异常套压事件,安全作业密度窗口小于等于0.10 g/cm³的井况下几乎无法实施常规平衡压力固井作业。为此,针对上述瓶颈问题开展技术攻关,形成了动态控压固井工艺,研究结果表明：①以井筒安全作业密度窗口值为基础,所建立的下套管分段激动压力控制方法与“微吐—微漏”环空动态近平衡压力控制技术,小间隙尾管激动压力值降低50%,近平衡固井作业窗口阈值可达0.05 g/cm³,实现窄密度窗口条件下固井不同作业阶段的压力精细控制。②所开发的全参数在线监控系统和高精度伺服电驱动模式的固井专用节流控制装备,实现0.05 g/cm³阈值窗口条件下固井环空压力始终处于有序可控的状态。③动态控压固井工艺关键技术在川渝地区及塔里木油气田推广应用92井次,固井成功率100%,质量平均合格率较常规固井工艺提升近20个百分点,基本解决了困扰四川盆地、塔里木山前构造等高压气区多年的窄密度窗口固井难题,为类似的复杂区块窄密度窗口井况下实施近平衡压力固井提供了技术借鉴。