为明确致密砂岩气藏低采收率成因，以子洲气田山2致密砂岩气藏为例，根据气藏采收率定义，建立储量分区动用模型和采收率解析理论模型，通过气藏采收率计算及其成因解释，系统剖析致密砂岩气藏低采收率成因。结果表明，子洲气田山2致密砂岩气藏低采收率成因主要为垂向波及系数、平面波及系数及驱气效率较低。垂向波及系数主要受储集层垂向非均质性影响，驱气效率主要与气藏地层废弃压力有关，平面波及系数主要受储集层平面非均质性及井网控制程度制约。合理部署井网和提高平面波及系数是提高致密砂岩气藏采收率的有效途径，但考虑平面波及系数为100%时，气藏极限采收率仍处于较低水平，因此，加强垂向波及系数和驱气效率技术攻关，是更大幅度提高致密砂岩气藏采收率的关键。

为明确玛湖凹陷风城组页岩油赋存空间与可动性特征，利用岩石薄片、扫描电镜、核磁共振、全息扫描荧光光谱等实验，结合二维核磁共振测井，系统表征页岩储集层微观孔隙结构及原油赋存特征，剖析页岩油可动性影响因素。研究区风城组页岩储集空间主要包括粒间孔、晶间孔、溶蚀孔、有机质孔、微裂缝等，溶蚀孔与裂缝是页岩油的主要赋存空间。不同岩相类型储集层中的页岩油可动性差异明显，富含陆源碎屑粉砂条带的长英质页岩最优，白云质纹层发育的白云质页岩次之，而富黏土矿物的混合质页岩最差，有机质丰度、沉积组构、孔隙结构等是控制风城组页岩油可动性的关键因素。研究区页岩总有机碳含量为0.5%~1.5%时，含油饱和度指数达到最大区间，页岩油可动性较好。薄层状长英质页岩与纹层状白云质页岩中，发育以残余粒间孔和溶蚀孔为主的无机孔及微裂缝，大孔占比较高，易形成页岩油的优势赋存空间和渗流通道，有利于可动油富集。

针对砾岩储集层矿物组成复杂、表面物理化学性质活跃、易与聚合物和表面活性剂发生相互作用，造成二元复合驱配方体系在地下发生损失与改变的问题，选取不同类型砾岩储集层岩心开展微观结构研究，分析矿物组成及含量，测定比表面和Zeta电位，建立化学剂在不同类型砾岩储集层岩心上的吸附图版，最后通过驱油实验，验证不同类型砾岩储集层岩石矿物组成及其结构对二元复合驱采出程度的影响。结果表明，砾岩储集层中，黏土矿物和沸石类矿物比表面大，Zeta电位较高，其活跃的物理化学性质会影响驱油效率。Ⅰ类储集层的岩心物性最好，总采出程度最高；活跃矿物含量最少的Ⅱ类储集层岩心化学驱驱油效率最高；Ⅲ类储集层岩心驱油效率最低。

裂缝作为渤中19-6构造变质岩潜山储集层主要渗流通道和储集空间，控制了优质储集层形成及单井产能。为了精确识别渤中19-6构造优质储集层，并进行产能预测，利用岩石薄片、成像测井等资料对裂缝进行定量表征。在潜山储集层垂向结构单元划分基础上，利用常规录井、测井以及成像测井资料，识别目的层段优质储集层，并引入裂缝发育指数法和综合指数法对其进行精细评价，建立优质储集层综合评价方法。将优质储集层有效厚度与裂缝参数代入产能评价方程，计算目的层段气层产能，并与测试结果进行对比，米采气指数的预测值与实际产能值相对误差小于15%，表明该综合评价方法识别变质岩潜山优质储集层可行性高，对渤中19-6构造变质岩潜山油气开发有一定指导意义。

加热地层以降低原油黏度是蒸汽吞吐的主要机理之一，构建考虑热对流和热传导的动态传热模型，通过耦合温度场和压力场，计算地层压力、地层温度和流体对流速度，进而分析地层热量的动态变化规律。 结果表明：在注汽阶段，周期注汽量相同的条件下，注汽时间为6.0~10.0 d时，加热速度和地层净热量均较高；在焖井阶段，压力停止上升，热对流快速减弱，地层加热速度大幅下降，焖井4.0 d后降幅达88.3%，可以开井生产；在采油阶段，热传导起主要作用，地层热量缓慢稳步上升；经过1个吞吐周期，地层热量增量的57.7%随着产液被回收，42.3%保留在地层中。该研究可以更好地了解蒸汽吞吐过程中的地层热量变化规律，为注采参数的优化和蒸汽热量的流向分析提供支撑。

克拉苏超深气田水侵严重，产量递减快。通过地面地震、成像测井等资料分析，总结了断层和裂缝分布规律，结合气田生产动态特征，提出克拉苏超深气田主要有3种水侵类型：断层沟通边底水，沿裂缝非均匀水侵和局部排替不完全形成的封存水水侵，前两者为气田主要水侵形式。其水侵特征和影响范围存在明显差异：沿二级断层走向和垂向沟通边底水的能力较强，但垂直于断层方向的水侵影响较小，为局部性影响；裂缝具方向性和分布规则的特性，呈“整体分区、局部分带”的分布规律，气藏内部连通性、气藏见水顺序和水侵速度是裂缝分区分带的外在表现，对气藏水侵有全局性影响。针对气田水侵特征及开发现状，提出依据裂缝空间分布规律优化井网、加强化学堵水和注气解水锁2种配套采气技术攻关的策略。

安场地区页岩气田位于贵州省北部，产气层为五峰组—龙马溪组页岩，该气田具有源储一体、分布稳定和自生自储的特征，属于正常压力型的浅层山地页岩气田。由上至下，主要含气层的硅质矿物含量逐渐升高，黏土矿物含量逐渐降低；页岩储集空间以纳米级有机质孔为主，其次为残余粒间孔、晶间孔、次生溶孔、黏土矿物片间孔等。气井生产具有见气返排率较低、产量递减较缓慢和稳产时间长的特征。针对该类型气藏地质与开发特征，应加强精细地质建模和压裂方案优化，适度扩大井距；针对断裂发育和非均质性强的特征，需要加强地质工程一体化设计，通过不断迭代优化，建立精确的页岩气藏模型；针对水平应力差异系数较大及复杂缝网形成难的特征，应优化压裂段长度和簇间距，实施密切割和裂缝转向技术；针对气藏压力低、井口压力下降快和产气量低的特征，应进一步优化试气阶段的返排管理制度。

特低渗气藏气水关系复杂，地层水赋存状态与常规气藏差异大。通过压汞实验和相渗实验确定特低渗气藏水的赋存状态及地层水饱和度，采用圈闭闭合高度法分析气水分异情况。在测井曲线预测单井不同状态地层水饱和度分布的基础上，分析地层水对产能的影响。 结果表明：研究区地层水以强束缚水和弱束缚水为主，含有少量可动水，不存在明显的气水分异特征。黏土水膜是强束缚水的重要组成部分，在细砂岩和碳酸盐胶结物含量高的砂岩中，弱束缚水饱和度更高。研究区可动水饱和度普遍低于6%，初期产水较少，对产能影响较小。

为揭示稠油油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）蒸汽腔扩展规律，利用时移微重力监测技术，对新疆重油油田H井区侏罗系齐古组稠油油藏的蒸汽腔扩展规律进行研究。通过时移微重力监测获取了反映油藏剩余密度的剩余重力异常数据，利用该数据进行三维最小二乘反演，确定了蒸汽腔的纵向分布，并提出了解释蒸汽腔扩展规律与剩余重力异常关系的方法。该方法能够有效解释H井区5个井组蒸汽腔的扩展规律，把蒸汽腔的演变过程划分为上升阶段、横向扩展阶段及向下扩展阶段，并利用井温监测验证了该方法的准确性与可靠性。该方法揭示了SAGD蒸汽腔在油藏中的扩展规律，为稠油油藏的高效开发提供了技术支持，有助于优化稠油油藏的生产调控措施，也为同类型油藏开发提供了理论和实践基础。

在动态法标定可采储量中，水驱曲线法是一种重要的方法。该方法是注水油藏不采取重大调整措施、不改变开发方式、水驱状况基本保持稳定时的向前预测，其将极限含水率标准定为0.98，缺乏科学依据。不同油藏的水驱规律存在很大差异，应在4种水驱特征曲线中选择最接近油藏实际的水驱规律，而不是以技术可采储量最低去选择，造成标定的技术可采储量可靠性不强。为此，将4种水驱特征曲线和产量递减法进行反演优选和联合消元，形成新的水（液）油比与递减产量关系式，不仅可以确定极限含水率，也实现了动态法标定技术可采储量结果的唯一性。

针对目前广泛应用于非常规油气藏的Duong产量递减模型和修正Duong产量递减模型，特征参数定义不正确、自变量不能取0、数学模型缺乏渗流理论基础等问题，提出了通过改进油相相对渗透率数学模型，结合适用性较强的水相相渗关系式和Welge方程，得到一种新型产量递减方程。新型产量递减方程在形式上与修正Duong产量递减模型相似，且当特征参数A为0时，可转化为Arps产量递减方程，表明新型产量递减方程为新型广义产量递减方程。新型产量递减方程在马56区块条湖组凝灰岩致密油藏的应用效果较好，可为其他同类型非常规油藏提供借鉴。

针对高盐低渗透油藏CO₂驱存在的气窜问题，以长庆油田H3区块为研究对象，构建SiO₂纳米颗粒强化CO₂泡沫体系，从泡沫流变性、气液界面张力、气泡液膜厚度与渗透性、泡沫微观结构4个方面评价泡沫体系耐盐性；通过开展SiO₂纳米颗粒强化CO₂泡沫体系并联岩心调驱实验，研究该体系调驱效果。根据实验结果，在油藏条件下，构建出配方为质量分数0.20%（OW-1）+0.30%（OW-4）+0.05%（SiO₂）纳米颗粒强化CO₂泡沫体系，该泡沫体系的综合指数为36 834 mL·min；该泡沫体系的微观尺度耐盐性评价结果表明，矿化度46 357 mg/L与矿化度500 mg/L的配液相比，泡沫流变性更好，气液界面张力在10 MPa时仅增加1 mN/m，液膜渗透性增加了0.14 cm/s，但仍具有良好的泡沫骨架结构，该泡沫体系具有良好的耐盐性。此外，在并联岩心渗透率级差为15.55的条件下，该SiO₂纳米颗粒强化CO₂泡沫体系对岩心剖面改善率达到了97.28%，采收率显著提升，展现出良好的调驱能力。

低渗透油藏采用CO₂驱油，既可以提高油气采收率，又能实现CO₂地质封存。基于CO₂封存机理，采用数值模拟方法，建立了考虑CO₂构造封存、束缚封存和溶解封存的驱油与封存机理模型，研究在连续注气开发和水气交替注入开发下，不同注采参数（注水年限、CO₂注入速度、注采比、生产井井底流压下限、注入井井底流压上限、循环次数和气水段塞比）对低渗透油藏CO₂驱油采收率与CO₂封存效率的敏感性。结果表明：CO₂封存机理会对CO₂驱油以及CO₂封存造成很大的影响。连续注气开发时，CO₂束缚封存有利于驱油，但对CO₂封存影响不大；CO₂溶解封存不利于CO₂驱油，但是有利于CO₂封存。水气交替注入开发时，CO₂封存机理不利于CO₂驱油，但是对CO₂封存有促进作用。研究结果可揭示不同CO₂注入方式下，封存机理对驱油与封存的影响规律。

断控岩溶缝洞型油藏断裂系统发育，储集空间复杂，离散性和非均质性极强，油藏断裂系统建模困难。以断控岩溶储集体发育成因规律为指导，提出多尺度、多元约束相结合的方法建立断控岩溶储集体模型。依据断控岩溶成因，将储集体发育划分为4个阶段，以成熟阶段的储集体模式为指导，将断控岩溶储集体划分为溶洞相、溶蚀孔洞相和溶蚀裂缝相；采用蚂蚁体重采样、断距模型和裂缝参数表征的多元约束，建立裂缝发育概率体，采用基于目标的模拟算法，生成北西—南东向和北东—南西向2组小尺度裂缝，建立断控岩溶的裂缝模型，最大程度上体现断控岩溶裂缝发育特征，降低裂缝预测的不确定性，形成断控岩溶储集体预测新方法；2口井验证模型可靠性强，可支持后续开发研究。

鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏为低渗透油藏，常规开发指标计算方法并不利于油田进行油藏地质研究、开发政策制定与成本控制。对延长油田双河西区块长6油藏产量递减规律、水驱储量动用程度、注采比、含水率、注水利用状况及采收率进行分析。结果表明：双河西区块长6油藏产量递减规律为双曲递减模式；区块注水开发潜力较大，目前该区块水驱储量控制程度为74.54%，水驱储量动用程度为36.94%，注采连通率为27.27%；合理注采比约为2.5，随着采出程度增加，含水率上升速度先增大，后有所减小；根据存水率、耗水指数及水驱指数可知，开发后期，区块注水开发效果逐渐变好，最终采收率增加，研究区在开发过程中含水上升率应尽量小于6.1%，地层合理压力应大于9.1 MPa，在该开发条件下，研究区最终采收率约为23%。

JY油田Y油藏为典型窄条带状背斜油藏，其储集层注入水极易沿河道中心方向突进，导致油井快速水淹，产量递减快；由于对水体大小、构造幅度、储集层物性等产能影响因素认识不清，此类油藏开发难度较大。针对上述问题，建立了窄条带状背斜油藏精细数值模型，通过对比论证提出了“边部注水+逐步转注”开发，并在此基础上开展了水体大小、构造幅度、储集层物性等参数对产能的影响研究。结果表明：“边部注水+逐步转注”开发不仅可以增大边水能量，使得井网双向受效，还可以有效延缓构造高部位油井的见水时间，大幅度降低油井含水率。另一方面，在考虑油藏构造特征的前提下，量化了不同影响因素下的产能特征，明确了水体大小、构造幅度、垂向渗透率与水平渗透率之比等参数的合理界限，论证了不同储集层物性下油藏面积的适应性。可为同类型油藏改善注水开发效果提供借鉴。

大庆油田聚合物驱应用规模不断扩大，开发对象转向性质较差的二类B油层，现有聚合物与油层适应性不强，剖面动用规律不明确，不同地区聚驱开发效果差异较大。针对上述问题，应用矿场剖面数据统计和室内实验分析，研究了二类B油层剖面动用规律和剖面改善方法。结果表明：从吸水层动用情况来看，喇嘛甸地区由于发育厚层河道砂，油层物性好，油层有效厚度动用比例最高，油层以多次动用为主，突进层多，相对吸液量高；萨中和萨南地区河道砂发育规模小，薄砂层较多，物性差，有效厚度动用比例较低，但聚驱后，有效厚度动用比例相比水驱分别增大了12.5%和15.4%，渗透率为100~300 mD的储集层吸入剖面改善明显；从未吸水层动用来看，二类B油层纵向非均质性强，导致层间有效厚度未动用比例较高，剖面改善应以均衡层间动用为主；抗盐聚合物高、低质量浓度交替注入可延缓含水率上升时间，增加低渗透层吸液量，聚驱采出程度提高显著。在喇嘛甸北北块A区开展了DS1200抗盐聚合物和高、低质量浓度交替注入试验，降水增油效果好，可为大庆油田二类B油层聚驱剖面改善提供技术指导。