页岩油压裂水平井投产前普遍先闷井,为快速评价体积压裂效果,提出基于页岩油藏闷井压力数据的压后评估方法。通过闷井数值模拟,表征压裂水平井缝网改造区域的压力扩散与流体运移规律,并建立闭合后线性流计算模型和裂缝储集控制数学模型,形成反演裂缝参数与地层压力的计算方法。结果表明,压裂停泵后改造区域依次经历井筒末段裂缝控制、全井段裂缝控制以及储集层基质控制下的9个流动阶段,其压降导数在双对数坐标下为不同斜率的多个直线段;应用于吉木萨尔凹陷4口典型页岩油水平井,证明了闷井压力数据能用于裂缝参数和地层压力反演,也验证了提出方法的适用性,可供评价压裂作业效果和优化平台井距借鉴。

地层压力可反映地下岩层孔隙度、压实情况、流体赋存状态等，对于寻找有效储集层十分重要。针对目前计算地层压力时将有效应力系数简化为1的情况，以统一岩石骨架模型及Gassmann方程为基础，计算出含孔隙结构参数的动态有效应力系数，结合常规Eaton法实现地层压力及压力系数的估算，提高地层压力的预测精度。以碳酸盐岩及砂岩储集层为例，估算的地层压力在水层、油层、气层等均出现异常高值，比常规Eaton法计算结果的精确度更高，寻找的有效储集层更可靠。

为提高VSP地震成像精度,从构建16阶有限差分精度的VSP逆时偏移算子出发,采用脉冲响应,进行VSP关键环节算法精度和炮检点可互换性分析,验证了三维VSP逆时偏移算子的精度;基于国际标准岩丘理论模型,对比了归一化VSP逆时成像和常规互相关逆时成像的效果,前者对地质体边界与地层界面刻画更加清晰和准确,消除了覆盖次数不均的影响,能量分布更加均匀,且不存在井痕迹。将高精度的三维VSP逆时偏移技术应用于松辽盆地L井walkaway VSP资料,实现了井旁地层和小断裂的准确精细成像,进一步验证了VSP逆时偏移技术的准确性,为提高井周复杂储集层成像精度的有效技术手段。

根据长庆油田低渗透油藏典型储集层特征,开展并联岩心和双层岩心实验,模拟非均质低渗透油藏不稳定注水驱油效果。由于岩心实验可视性较差,建立层间非均质和层内非均质数值模拟模型,依据渗流场变化,揭示不稳定注水增油机理。结果表明,对于层间非均质储集层,相较于连续注水,不稳定注水能够促进较低渗透层水驱前缘推进,发挥毛细管力驱油作用,提高较低渗透油层采收率,其中短注长停方式的采收率提高幅度最大;对于层内非均质储集层,不稳定注水能够在储集层中产生压力振荡,使较高渗透层和较低渗透层之间发生流体交渗,增大注入水在较低渗透层中的波及,提高较低渗透层采收率,从而提高油藏总采收率。

鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏储集层致密,气藏单元内不同部位的含气饱和度具有明显差异,含气规律复杂,气藏压力系统不统一,储量分布整体非均质性较强。与常规砂岩气藏的地质特征和开发特征比较,鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系致密砂岩气藏开发时存在启动压力梯度,单井动用地质储量和单井储量动用半径随井底压力的降低而增大;生产至废弃压力时,单井动用地质储量和单井储量动用半径达到最大值。根据上述认识,通过分析致密砂岩气藏开发时储量的分布规律,建立启动压力梯度条件下的物质平衡方程,得到累计产量与井底压力的关系式,进一步分析了2种求取启动压力梯度的方法。在此基础上,提出致密砂岩气藏单井动用地质储量和单井技术可采储量的计算方法,为致密砂岩气藏开发井网优化提供理论基础。为了便于应用,改进理论计算方法,提出单井动用地质储量简化算法,对未开发区块井网部署具有参考价值。

水力压裂是玛湖凹陷二叠系风城组页岩油藏有效的开发手段，但压裂裂缝扩展特征不明确。针对该区水平井压裂起裂难和加砂难的问题，亟需开展水力压裂模拟，明确天然裂缝、岩石力学性质和施工参数对压裂效果的影响。依据玛页1H井实际泵压、压裂液排量、加砂量等压裂施工参数，采用Abaqus软件和Petrel软件建立二维压裂裂缝扩展模型和三维水力压裂模型，开展压裂裂缝扩展数值模拟。结果表明，压裂改造效果与天然裂缝关系密切，天然裂缝发育处岩石抗拉强度越小，压裂裂缝越易被天然裂缝捕获；当压裂段内杨氏模量较大时，形成的压裂裂缝缝宽小，且多沿着天然裂缝走向扩展滑移，加砂难度大；当压裂段内杨氏模量较小时，形成的压裂裂缝缝宽较大，可直接穿过天然裂缝，加砂相对容易。

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组发育富含油气的陆相混积岩，岩性变化快，矿物种类多，利用常规测井无法有效识别岩性。利用岩性扫描测井，获得地层中主要元素的质量分数，根据矿物敏感元素与矿物的关系计算矿物质量分数。利用长英质矿物含量与碳酸盐矿物含量的比值构建混积岩指数，利用中子孔隙度与核磁共振总孔隙度的差值构建泥质指数，将混积岩指数与泥质指数交会形成风城组混积岩岩性识别图版。结果表明，矿物含量计算精度高，平均相对误差仅为6.5%，岩性解释符合率为90.9%，满足测井评价的需求，可为混积岩型页岩油藏的测井岩性识别提供借鉴。

为了进一步加快准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组页岩油勘探开发进程，寻找页岩油赋存的甜点区。在明确地质甜点以岩性为主控因素，工程甜点以脆性指数和水平主应力差为主控因素的基础上，建立了基于叠前同时反演的地质工程甜点地震预测方法。在地质甜点方面，通过岩心、实验、钻井、测井等资料，明确了页岩油甜点优势岩性为白云质粉砂岩，优选出优势岩性敏感弹性参数，利用叠前同时反演和岩相概率分析技术，预测白云质粉砂岩的分布范围；在工程甜点方面，将叠前同时反演获得的杨氏模量和泊松比，通过Rickman脆性指数法和组合弹簧模型分别得到研究区脆性指数体和地应力体。预测结果与钻井实测结果相吻合，证实了地质工程甜点预测的准确性，可供其他地区页岩油气勘探参考。

涩北气田是柴达木盆地天然气开发的主要区域，具有多层、极易出砂、边水气藏等特点。随着气田的深入开发，因水锁伤害、黏土矿物水化膨胀运移、入井流体增多等因素导致储集层堵塞的气井不断出现，严重影响气井产能。结合涩北气田疏松砂岩气藏储集层泥质含量高的特点及出水加剧的现状，通过模拟实验，确定了储集层堵塞的主要影响因素为黏土矿物含量。以保护储集层为出发点，考虑针对性及经济性优选解堵液，形成了适用于涩北气田疏松砂岩气藏的化学解堵技术。现场应用表明，该解堵技术具有施工快、有效率高和有效期长的特点，解堵效果及应用前景较好。

沾化凹陷渤南洼陷北部Y184井区沙四上亚段储集层为多期扇三角洲沉积，具有单砂体厚度小、横向变化快、砂泥岩互层等特征，无法定量预测，制约了该井区的高效开发。综合利用深度学习和地震属性预测方法，通过构建虚拟井，解决研究区深度学习训练样本不足的问题，从而挖掘出砂体厚度与地震属性之间的非线性关系，建立了利用地震属性预测砂体厚度的网络模型，该方法能够较为准确地预测砂体厚度及其横向展布特征，提高了预测精度，为致密砂岩储集层预测提供了新的思路和方法。

产量和蒸汽腔位置对稠油油藏SAGD开发至关重要,现有的预测模型仅考虑了蒸汽腔的横向扩展,无法预测与相邻井蒸汽腔接触后的产量。针对蒸汽腔横向扩展阶段和向下扩展阶段的不同特征,引入了热穿透深度,修正了流动势函数,建立了抛物线产量预测模型。结果表明,蒸汽腔横向扩展初期产量逐渐增加,而后因蒸汽腔界面倾角减小,产量降低;在蒸汽腔向下扩展阶段,产量进一步下降。对模型分析表明,SAGD更适用于开发油层厚度大的油藏,需要结合油田情况确定最佳井距。抛物线产量预测模型考虑了蒸汽腔向下扩展阶段特征,通过与前人实验数据进行比较,验证了该模型的准确性。

为提高老井侧钻的有效储集层钻遇率,以苏里格气田苏中某区块为例,结合气田地质特征及开发现状,从优化部署和地质导向2方面总结了老井侧钻水平井配套关键地质技术,以此为基础;再从钻探效果、生产指标、效益评价等方面,研究老井侧钻水平井开发效果,综合分析各因素对侧钻井实施效果的影响。研究结果表明：心滩坝边部、辫状河道及主河道砂带内的心滩坝中部和底部为剩余气富集区;基于经济评价建立了侧钻井井位优选标准,即纵向上可动用有效厚度下限为4 m,平面上剩余储量的丰度下限为0.42×10⁸ m³/km²;利用三维地质模型、地层倾角评价、导眼井信息及随钻数据,多手段协作形成侧钻水平井地质导向技术,并总结了3种水平段导向模式。研究区内23口侧钻水平井有效储集层平均钻遇率为59.7%,平均初期日产气量为2.9×10⁴ m³,累计增产3.13×10⁸ m³。

克拉美丽气田火成岩地层发育裂缝，裂缝性地层中存在天然裂缝与孔隙或孔洞的复合结构，钻井过程中漏失压力与地层破裂压力差异较大。根据不同井段火成岩的裂缝—孔隙状态、裂缝开合、连通及充填情况，开展压力漏失机理研究，构建不同裂缝状态的漏失压力模型，依据地层孔隙压力、地应力等参数绘制分层漏失压力剖面，确定克拉美丽气田火成岩天然裂缝的压力漏失规律。研究表明，火成岩的闭合裂缝压力漏失受地应力控制，开启裂缝压力漏失受地层孔隙压力和充填状态影响。结合典型井的钻井参数，分析裂缝漏失压力在不同井轨迹下的变化规律，确定钻井液安全密度窗口，实现安全钻井。

吐哈盆地台北凹陷葡北地区中侏罗统七克台组油气藏受岩性控制。早期勘探证实，葡北地区七克台组底部发育厚度为6~15 m的含油薄砂层。常规反演方法对该薄砂层的预测存在难点，且常规反演方法受地震资料频带限制，反演误差大。为了提高反演精度，提出了基于低频模型优化的相控地质统计学反演方法。结合研究区构造高差大及沉积相带变化快的特点，联合压实趋势校正法和地震属性约束法建立低频模型，得到确定性反演结果，并据此建立相控模型，进而开展相控地质统计学反演，实现对研究区薄砂层的识别。该方法既有效补充了地震信号中缺少的低频信息，又提高了反演结果的纵向分辨率。利用该方法可识别厚度为7 m的薄砂层，反演结果与实钻砂体厚度基本吻合，证实了该方法在葡北地区薄砂层预测中的有效性。

对于神木气田多层系气藏,若水平井开发地质目标选择不当,会降低储量动用程度和经济效益。研究神木气田储集层砂体发育规模及叠置模式,采用剖面储量集中度概念,建立单层式、双层式和多层式气藏模型。以水平井增产倍比作为经济效益评价依据,评价多层系气藏水平井开发储集层界限。研究表明：神木气田下二叠统太原组及山西组二段局部发育较大规模复合有效储集层,有效厚度为6.0~9.0 m,长度为1 600~3 200 m,储量集中度大于75%,主产层与次产层渗透率比值为0.8~3.9,具备水平井开发的最佳储集层条件。

库车坳陷超深层油气资源丰富，储集层非均质性强，井间产能差异明显。现今地应力在井轨迹部署、水平井施工、压裂设计等方面均具有重要作用，但当前研究方法存在诸多弊端。在实测现今地应力基础上，构建地应力与测井参数的关系，利用BP神经网络实现了库车坳陷博孜气藏超深致密砂岩储集层现今地应力预测。结果表明：BP神经网络是预测地应力的有效方法，地应力预测结果与实测值误差较小，总体在10%以内；库车坳陷博孜气藏下白垩统最大水平主应力最大，垂向主应力次之，最小水平主应力最小，整体表现为走滑型应力机制，最大水平主应力在博孜气藏东部优势方位呈北东—南西向，在西部呈北西—南东向；砂泥岩互层段相较于纯砂岩段，地应力波动强，局部存在突发高地应力；在博孜气藏东部沿北东—南西向、西部沿北西—南东向钻取的水平井井壁较为稳定，直井存在井壁垮塌的风险。

致密油藏衰竭式开发产量递减快,能量亏损严重。为探索更有效的开发方式,采用CMG-GEM软件建立水平井CO₂缝间驱替模型,模拟CO₂注入量、注入压力、储集层温度、裂缝间距以及裂缝长度对水平井产能的影响。结果表明：水平井CO₂缝间驱替能够较大程度地增加CO₂波及面积,充分挖掘剩余油,提高开发效果;注入压力为25 MPa时,CO₂注入量应接近且不超过10×10⁴ m³;日产量峰值随注入压力、裂缝间距和裂缝半长的增大而增大;储集层温度为80 ℃时,日产量峰值相对于其他温度较高,储集层温度越高,日产量达到峰值所需的时间越短。

为了实现塔河油田连通缝洞结构的识别，以大尺度储集层地震雕刻成果为参考，基于钻井、录井、测井、示踪剂等资料，识别井周和井间储集层类型；通过静态和动态监测方法，确定缝洞型储集层识别方法的特征参数，提高了缝洞单元内储集层类型识别的可靠性。综合静态和动态方法识别的储集层类型，按照空间位置关系构建连通的缝洞结构。在X缝洞单元内的单井缝洞结构识别中，相较单一静态或动态的储集层类型识别方法，该方法提高了缝洞结构识别的可靠性。

深大断裂控制油藏储集层埋藏深，厚度大，油井难以钻穿整个油层。针对断控油藏油柱高度计算，建立了断控油藏油柱高度物理模型，并在此基础上，阐释了井筒温度剖面推算法的思路，推导了油水柱压力系数折算法计算油柱高度的公式，提出了考虑长方体泄流区域的动态储量反算法和考虑重力影响的等值渗流阻力法。应用这4种油柱高度计算方法，对塔里木盆地富满油田某断控油藏的2口井进行计算，结果表明，这4种方法计算的油柱高度具有一致性，2口井的平均油柱高度分别为675.39 m和634.60 m。

准噶尔盆地南缘地表起伏剧烈，表层与深层地质结构不能满足常规地震资料处理方法的假设条件，成像效果不理想，地震解释深度与钻井实测深度误差较大。为提高该地区地震资料处理质量，利用双平方根算子速度建模的优势，探索了一种基于起伏基准面的地震资料处理方法，减小了共中心点道集水平基准面校正对波场产生的畸变，为叠前偏移提供了接近真实观测面的速度场，实现了时间域与深度域基准面的有效统一。新方法地震资料处理效果好，偏移成像归位准确，聚焦性好，测井与地震的深度误差明显降低，可供类似复杂山地地震资料处理借鉴。