四川盆地页岩气水平井大多通过大段多簇细分切割技术进行压裂改造，由于大排量和大规模施工以及加密井完钻，井间干扰严重，导致页岩气井产能降低。优化增产措施和完井策略，明确水力压裂裂缝扩展规律，对降低井间压窜风险尤为重要。利用三维地质力学模型，在考虑储集层非均质性、地应力各向异性、裂缝间相互作用以及缝网分布的情况下，进行了相邻2口水平井的水力压裂裂缝扩展和防窜模拟。研究结果表明，水平应力差、天然裂缝密度和用液强度较大，逼近角和簇间距较小，均会导致较大的压窜风险。

塔河油田块状底水砂岩油藏油层较薄，油井投产后见水、含水率上升和产量递减皆快，稳产难度大。通过对油藏开发特征分析，对油井的含水率上升模式进行分类，确定其剩余油分布特点及其主要影响因素。结果表明，影响底水油藏剩余油分布的主要因素是构造、夹层、储集层非均质性和开发方式。针对底水油藏高含水期剩余油分布特点，提出了改善开发效果的有效挖潜对策：油井提控液调流向、天然气驱及CO₂驱。数值模拟与现场实践均取得了较好的效果，可供同类油藏开发借鉴。

关于协同型储气库库容预测、协同阶段向储气库阶段转换时机的研究鲜有。通过岩心驱替实验和覆压孔渗实验，研究长期水驱和多轮次气驱对储气库库容的影响；利用葡北油田全直径岩心，开展采油扩大库容与协同型储气库运行全过程实验，分析定压生产和定时生产2种开发模式下多轮次气驱对库容、达容时间、工作气量占比、采收率等的影响。结果表明，长期水驱及多轮次气驱均能改善储集层物性，是储气库库容增大的因素之一；随着注采轮次的增加，2种开发模式下的库容增量逐轮次降低，工作气量占比逐轮次增加；储气库分别在定压生产注采第6轮次和定时生产注采第10轮次后接近达容，采收率基本不再增加；定压生产比定时生产采收率提高0.31%。

致密油藏CO₂吞吐开发具有提高原油采收率和封存CO₂的双重效果。目前，对致密油藏CO₂吞吐驱油和封存研究中，鲜有学者将CO₂封存量相关参数作为评价指标。以鄂尔多斯盆地延长组长7段某致密油藏典型储集层为例，利用数值模拟技术分别选取吞吐时机、注气速度、注气时间、焖井时间、生产时间和吞吐轮次为注采参数，以换油率、CO₂滞留系数及驱油-封存协同综合系数为评价指标，采用单因素控制变量法和多因素正交试验设计，结合极差分析方法，分析了6个注采参数对3个评价指标的敏感性。结果表明：当注重CO₂驱油时，建议注气时间为30~60 d，注气速度为0.001 0~0.003 0 PV/d，吞吐时机小于0.5年；当注重CO₂封存时，建议生产时间为30~230 d，注气速度为0.007 5~0.010 0 PV/d，注气时间为145~180 d；当CO₂驱油和封存协同优化时，建议注气时间为30~65 d，吞吐时机为6个月前，焖井时间为10~20 d。

为加快吐哈探区非常规油气资源效益开发，针对开发技术难点，在对比中国非常规资源开发现状的基础上，借鉴页岩油、致密气开发的成熟经验，对吐哈探区非常规油气资源开发策略进行探讨。提出了不同盆地、不同构造单元及不同目的层的非常规油藏开发对策：三塘湖盆地马朗凹陷二叠系页岩油藏采用多层系开发，借助打造东疆最大减碳基地技术平台，大力发展页岩油藏CO₂全程补能+降黏体积压裂技术，持续探索页岩油藏提高采收率技术；三塘湖盆地二叠系马中致密油实施井组整体多介质复合吞吐，采收率提高至15.0%；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉28区块二叠系页岩油藏借鉴吉木萨尔页岩油示范区经验，厘清页岩油藏甜点分类评价及分布特征，提高Ⅰ类+Ⅱ类储集层钻遇率，实现页岩油藏效益开发；对于吐哈盆地胜北侏罗系三间房组致密气藏，开展地质工程一体化先导试验，提升水平段长度及储集层甜点钻遇率，提高胜北致密气藏开发效果。

为解决碳酸盐岩裂缝-孔隙型边底水气藏在开采过程中易发生气井水窜的问题，利用可视化微观模型实验和高温高压在线核磁共振检测系统，开展水侵机理模拟实验，研究残余气分布规律；以脉冲序列测试得到T₂图谱，表征侵入水分布特征。结果表明，孔喉半径比、配位数和裂缝宽度对水侵及残余气分布影响显著，孔隙型储集层侵入水先进入中—大孔隙，后进入小孔隙；裂缝-孔隙型储集层中裂缝的分布对水侵方式存在影响，侵入水进入裂缝后，可以通过裂缝进入中—大孔隙中。孔隙型储集层水淹后，37.7%的残余气存在于小孔隙中，62.3%的残余气存在于中—大孔隙中；裂缝-孔隙型储集层水淹后裂缝中的残余气较少，小孔隙中的残余气占4.8%~26.8%，中—大孔隙中的残余气占69.2%~94.7%，且小孔隙中的残余气难以被动用。以中—大孔隙水侵比例为目标函数评价残余气饱和度指标，主控因素为裂缝贯穿程度、水体倍数、裂缝宽度和采气速度。应在裂缝发育区优选井轨迹，避免钻遇沟通边底水的裂缝，同时优化气井配产，延缓气井见水时间；气井出水后适当降低产气速度，促使侵入水进入中—大孔隙，减少残余气在中—大孔隙中的分布，提高天然气采收率。

陆梁油田底水油藏具有油层“薄、多、散”、层间非均质性强、油井特高含水、层系注水合格率低等特点，面临剩余油分布认识不清、注水调整难度大等问题。针对陆梁油田多层系砂岩油藏注水开发现状，利用油藏地质、测井、测试等资料，基于油藏模拟连通网络模型（INSIM），建立注水调控新方法，实现了不同层间级差井组分层注水的快速模拟评价及注采参数优化。能够进行多层系注水油藏的纵向和平面注水状况分析，并能模拟自然劈分情况的动态变化。对陆梁油田L9油藏典型井组进行分层注水调控后，预测累计产油量增加3.2×10⁴ m³，累计注水量减少3.9×10⁴ m³，井区含水率降低6.1%，可提高层系注水合格率和增油降水效果，亦为多层系砂岩油藏分层注水调控和深层挖潜提供了借鉴。

为明确辫状河储集层隔夹层对剩余油分布的控制作用，以大港油田刘官庄地区馆陶组三段Ⅱ砂组为例，利用岩心、测井、录井、开发生产等资料，建立了研究区目的层段隔夹层定量识别标准，确定了隔夹层层次结构、成因及对剩余油分布的影响。研究区隔夹层可划分为砂组间隔层、单砂体间夹层和单砂体内夹层，分别发育在7级、8级和9级砂体构型界面附近。砂组间隔层与泛滥平原泥岩和粉砂质泥岩有关，厚度多为几十厘米至数米，对油气的垂向分隔作用强，开发过程中边水沿着地层优先推进，导致边部水淹严重，剩余油多分布在远离注水井的复合心滩坝及辫状河道的上部。单砂体间夹层与废弃河道和冲沟中的细粒沉积有关，厚度一般为0~2 m，局部阻碍流体垂向运移，侧向上控制着不同砂体间的剩余油分布，主要形成废弃河道控制型和冲沟控制型2种剩余油分布模式。单砂体内夹层主要与侧积泥岩、落淤层和河道间泥质沉积有关，层内夹层厚度可达几十厘米，可形成侧积泥岩控制型、落淤层控制型及河道间泥岩控制型3种剩余油分布模式。

根据鄯善油田注CO₂吞吐井组先导试验，分析低渗透低黏度油田特高含水期开展CO₂驱油与埋存的注采特征及影响因素。结果表明，鄯善油田发育中—深层油藏，CO₂注入呈超临界状态，注入特征与注水类似，存在剖面动用不均和平面突进问题；CO₂吞吐生产具有“气态CO₂排出阶段、增油生产阶段、逐步失效阶段”的三段式开采特征；3口吞吐井换油率差异较大，增油效果主要受地下剩余油富集程度影响；CO₂主要埋存机理为溶解作用和矿化作用，同步埋存率高达95.6%。

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油水平井产能差异大，各井产水率区别明显，其主控因素尚不清楚，现有甜点分类标准无法满足该区页岩油精细开发的需要，基于核磁共振测井截止值的含油性及可动性解释难以精细识别页岩油甜点。以核磁共振测井和实验室核磁共振测试为基础，基于分频处理、分流体核磁共振测井孔隙结构表征、弹性能排油模拟等技术，精细表征页岩油层中不同类型流体分布；分别刻画油水赋存孔径，建立可动油量评价模型，对流体赋存、孔径分布、可动油量等进行定量表征；结合单井试油和生产数据，明确水平井产能控制因素。研究表明：大孔轻质组分占比、可动油孔隙度与水平井产能的相关性明显优于孔隙度、含油饱和度和核磁可动油孔隙度；水影响指数则反映地层水对页岩油流动的影响程度，该值越小，相同可动油孔隙度下水平井产能越高、含水率越低。以大孔轻质组分占比、水影响指数和可动油孔隙度为指标，将页岩油油层划分为3类，由Ⅰ类至Ⅲ类油层，日产油量快速减小，含水率明显升高，可作为芦草沟组页岩油甜点精细评价的依据。

三塘湖盆地MZ区块致密油藏具有中—高孔隙度、特低渗透率和高含油饱和度的特征。开发初期采用水平井体积压裂获得高产，但自然递减率大，后期通过注水吞吐使得储量得到有效动用，但经过多年开发后注水吞吐效果逐轮变差，目前采出程度仅5.6%。为进一步提高采收率，开展了5口水平井CO₂吞吐试验。结果表明：CO₂在致密油提高采收率中主要发挥溶胀、增能、降黏、萃取轻质组分、提高流体流动能力等作用；在注入、焖井及生产全过程，CO₂作用机理会发生变化，从而造成原油性质的变化；CO₂在提高原油采收率的同时还具有较高的埋存率，兼具经济效益和社会效益，在致密油藏开发中具有较好的适应性和推广应用前景。

针对吐哈探区稠油油藏注气吞吐效果差的问题，利用PVT分析技术模拟稠油油藏的高温高压环境进行注气吞吐实验，通过稠油油藏注二氧化碳、天然气和氮气吞吐开发实验，从降黏效果、溶解膨胀作用、泡沫油流区间以及吞吐后残留稠油物性特征4个方面，对不同注入气进行适应性评价。结果表明，注二氧化碳吞吐对稠油降黏、溶解膨胀和形成泡沫油流区间的效果最佳，但吞吐后对油藏残留稠油物性特征影响大，主要表现在吞吐后导致油藏残留稠油黏度增大和溶解气的能力下降，不利于油藏进行多轮次注气吞吐开发；注天然气吞吐的效果及影响略次于注二氧化碳，注氮气吞吐的效果最差，但吞吐后对油藏残留稠油物性特征影响小。

砂泥岩互层储集层压裂改造难度大，研究水力压裂裂缝穿层扩展影响因素有利于优化施工参数，提高储集层纵向动用程度。水力压裂裂缝穿层扩展主要受层间岩石力学和地层应力差异及工程参数的影响，利用ABAQUS软件嵌入水力压裂裂缝与层界面的内聚力单元，研究压裂液排量、压裂液黏度、泥岩与砂岩弹性模量之比、抗拉强度和地层应力差对裂缝垂向扩展的影响。结果表明：界面裂缝阻碍主裂缝穿层扩展，但有利于降低水力压裂裂缝延伸压力，促进缝网的形成；压裂液高排量和低黏度可促进裂缝穿层扩展，也会加快界面裂缝的开启；当泥岩与砂岩弹性模量之比小于0.6时，泥岩隔层的遮挡作用明显，水力压裂裂缝主要以“工”字型为主，穿层能力较弱；地层应力差大于泥岩与砂岩抗拉强度之差时，裂缝的垂向扩展能力较强，可作为水力压裂裂缝穿层的初步判断条件。

吐哈盆地鲁克沁油田二叠系发育低孔低渗砂砾岩稠油油藏，由于储集层物性差，非均质性强，自然产能低，压裂投产后，注水开发效果较差。为了解决平面矛盾突出、见效率低、欠注区域不见效的开发矛盾，实施注水增能提高单井产量，但单井增产效果差异较大。为此，通过室内物理模拟实验，对储集层润湿性和注水增能过程进行了研究。结果表明，吐哈盆地鲁克沁油田二叠系储集层具亲水性，压裂有利于裂缝与储集层基质发生渗吸作用，可有效补充地层能量，从而提高单井产量；注入速度越快，地层能量恢复越快；焖井压力越高，增油量越高。通过数值模拟，并结合现场情况，优化注入参数，注水增能效果较好，措施有效率达88%。

特高含水后期储集层油水两相渗流能力差异大，储集层动态非均质性强，以渗透率等静态参数作为主要指标的注水井层段细分方法和以经验分析为主的层段配水方法，难以满足多层砂岩油藏精准开发的需求。通过理论分析、物理模拟及数值模拟，深化了对特高含水后期油田渗流特征认识，构建油藏小层渗流阻力计算模型，以单井渗流阻力变异系数最小为目标，建立近阻注水井层段优化组合方法;构建层段剩余储量系数、合理注采比系数、相对注水效率系数及含水率上升速度系数，形成特高含水后期层段注水定量调整方法，解决了多井、多层、复杂注采关系条件下定量注水的难题。在典型区块应用，试验237井次，初期含水率下降0.14%，增油控水效果较好。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷、四川盆地南部等地区页岩水平井的微地震侧视数据云图中均出现了平行于层理方向数据点的密度与扩展程度都远远大于垂直方向的现象，与传统的水力压裂裂缝几何形态解释结果矛盾，但是目前没有明确的三维水力压裂裂缝几何形态对这种现象做出解释。建立微地震数据反演方法，并对反演结果进行了二次重构，给出了页岩水平井三维水力压裂裂缝几何形态，并通过真三轴压裂物理模拟实验对裂缝形态以及微地震数据反演方法进行了验证。研究结果表明：反演得到的裂缝在三维空间中主要呈现出1条主裂缝与多条次生裂缝相互交错的形态，结合真三轴压裂物理模拟实验结果，说明了页岩水平井水力压裂裂缝几何形态呈水平垂直交错；通过对比声发射实验结果和吉木萨尔凹陷露头样品真三轴压裂物理模拟后呈现出的裂缝形态，验证了微地震数据反演方法的可靠性以及页岩水平井水力压裂裂缝的复杂性。

综合分析顺北油田超深断控缝洞型油藏地质与开发特征，确定了天然能量不足是目前导致顺北1号断裂带弱挥发性油藏产量快速递减及地层原油脱气的主要原因。采用数值模拟方法，明确了注水补能是目前最佳开发方式。研究结果表明：顺北油田超深断控缝洞型油藏注水重力分异作用是主要注水机理，注水能有效恢复地层能量；断裂带拉分段的水驱连通程度和能量平衡能力明显强于挤压段；超深断控缝洞型油藏注水开发具有沿断裂带快速水窜和水驱波及体积小的特征。通过注水，油藏地层压力平均恢复14.78 MPa，区块年递减率从48.6%降低到15.9%，阶段累计增油13.10×10⁴ t，取得了较好的开发效果。

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。

为了研究缝洞型油藏一井多靶分段压裂开发效果，基于离散缝洞模型，建立了考虑基质—裂缝渗流和溶洞自由流耦合的缝洞型油藏油水两相流动模型及数值模拟方法，分析了天然裂缝发育程度、底水及压裂簇数对开发效果的影响。结果表明：在无底水条件下，天然裂缝发育程度仅影响采油速度，对累计产油量影响很小；在有底水条件下，底水沿天然裂缝上升会驱替溶洞中原油，产油量会随天然裂缝密度增大而升高；溶洞尺寸和压裂裂缝对缝洞型油藏产能具有显著影响；当天然裂缝发育程度较高时，每段一簇和多簇压裂裂缝开发效果差异明显减小，即采用一簇压裂裂缝便可控制整个缝洞甜点区域。

为提高稠油油藏蒸汽驱后期开发效率，聚焦“双碳”背景下CCUS-EOR（碳捕集利用和封存体系提高采收率）技术的应用，以克拉玛依油田J6区为研究对象，通过对CO₂作用前后的稠油四组分分析，测试饱和压力、膨胀系数、黏度和密度变化情况，探究CO₂对稠油物性的调控效果；通过并联岩心物理模拟实验研究CO₂辅助蒸汽驱提高采收率效果。研究结果表明：稠油黏度主要受胶质和沥青质含量影响，稠油随着CO₂溶解气量的增加，饱和压力由2.08 MPa上升至11.11 MPa，膨胀系数总体呈上升趋势，上升7.6%；同时，黏度降低30.5%，密度减小3.5%。表明CO₂在提高饱和压力的同时，通过优化膨胀系数、黏度和密度，有效改善了稠油物性。此外，采用CO₂辅助蒸汽驱后，在CO₂溶解降黏、破乳的作用下，稠油采收率从38.55%提高至46.46%，相比纯蒸汽驱提高了7.91%。为CO₂辅助蒸汽驱提高稠油采收率的应用提供了理论和实验基础，可为同类型稠油油藏提高采收率提供借鉴。