由于深层油气勘探成本高，因此钻前预测深层致密砂岩气藏的含气性显得尤为重要。库车前陆盆地深层致密砂岩气田具有高丰度、高含气饱和度、高压、高产、稳产的特征，为高效致密砂岩气藏。在对致密砂岩气藏含气性影响因素及机理的理论分析基础上，以库车前陆盆地深层大北、克深、迪北等高效致密砂岩气田为例，通过与四川盆地、鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气藏的对比分析，探讨了库车深层高效致密砂岩气藏的形成条件与机理。结果表明，库车前陆盆地深层高效致密砂岩气藏的形成条件可归结为超压充注、裂缝发育、"早油晚气"成藏过程和优质保存条件4个方面。其中超压充注和裂缝发育是库车前陆深层高效致密砂岩气藏形成的最主要因素；优质烃源岩条件及其造成的高源储压差和超压充注是致密砂岩形成高含气饱和度的前提条件；裂缝发育控制了致密砂岩气藏的成藏、富集与高产；早期油充注对储层润湿性的改变有利于晚期天然气的充注，而优质膏盐岩盖层保存条件则是气藏保持超压和高含气饱和度的关键。这4个方面有利因素的匹配使库车前陆盆地能够形成有别于其他盆地的高丰度、高含气饱和度和高产的致密砂岩气藏。在致密砂岩储层基质物性相差不大的情况下，源储过剩压差、裂缝发育情况、保存条件和现今地层超压情况是深层致密砂岩气勘探评价中需要考虑的最主要因素。

川东南丁山构造龙马溪组的页岩气蕴藏量巨大，裂缝对页岩气的富集及产能具有重要影响。综合利用野外露头、岩心、成像测井、包裹体分析、声发射实验以及（U-Th）/He年龄测定等，对该区构造裂缝形成期次及演化模式开展综合研究。研究表明：野外露头和岩心裂缝均主要以构造成因的剪切缝为主，以高角度、大切深、高充填为特征，据其交切关系及产状特征可划分为平面剪切缝和剖面剪切缝。龙马溪组构造裂缝可分为3期：第1期构造裂缝形成于燕山运动中—晚期（82.5~72.1 Ma），裂缝充填物主要为方解石，充填程度较高，均一温度为295.6~325.2℃，古地应力的最大有效主应力为97.06 MPa，主应力方向为135°±15°，裂缝方位主要为NWW—SEE、NNE—SSW向平面"X"型共轭剪切缝以及NE向剖面剪切缝；第2期构造裂缝形成于燕山运动末期—喜马拉雅运动中期（72.1~31.2 Ma），裂缝充填物为方解石，其次为硅质或铁质，均一温度为189.1~232.4℃，古地应力的最大有效主应力为90.71 MPa，主应力方向为45°±15°，裂缝方位主要为近SN向、NEE向平面剪切缝以及NW向剖面剪切缝；第3期构造裂缝形成于喜马拉雅运动晚期—现今（31.2~0 Ma），仅形成少量的NW向剖面剪切缝，裂缝充填程度低，充填物为少量方解石，古地应力的最大有效主应力为76.55 MPa。第1期和第2期为主要的成缝期，第3期主要对前期裂缝进行叠加和改造。结合地质力学理论，最终建立了3期裂缝发育的演化模式。

以蜀南地区龙马溪组下部富有机质页岩为研究对象，通过场发射扫描电镜（FE-SEM）、低压氩气吸附实验和重力法高压甲烷吸附实验，研究页岩孔隙结构特征及超临界状态下页岩储层的甲烷吸附能力，并讨论了页岩孔隙结构对甲烷吸附能力的影响。研究表明，蜀南地区龙马溪组富有机质页岩主要发育有机质孔隙，页岩孔隙结构非均质性强，比表面积为16.846~63.738 m²/g，孔体积为0.050~0.092 cm³/g，微孔和介孔贡献页岩90%以上的比表面积，介孔和宏孔贡献页岩90%以上的孔体积。甲烷在地层条件下处于超临界状态，过剩吸附曲线在约12 MPa时出现极大值，随后开始下降。使用修正过的四元Langmuir-Freundlich （L-F）方程拟合高温甲烷过剩吸附曲线，拟合效果较好，相关系数大于0.997。页岩饱和吸附量为0.067 0~0.220 2 mmol/g，不同页岩样品吸附能力差异明显。海相富有机质页岩中，随着有机质含量的增大，有机质孔隙数量增多，且页岩中微孔比例增大，微孔的吸附能力远大于介孔和宏孔，故页岩吸附能力增强。有机质含量是影响蜀南地区海相富有机质页岩孔隙结构和甲烷吸附能力的主要因素。

焦石坝背斜西缘JY-A井龙马溪组中段底部黑色页岩中发育张性顺层裂缝复合脉体，镜下观察发现复合脉体由石英脉、方解石脉和石英-方解石混杂脉复合组成。脉体样品中发育气-液两相盐水包裹体和高密度甲烷包裹体，均被捕获于同期CH₄-NaCl-H₂O不混溶流体体系。利用复合脉体中发育的流体包裹体对龙马溪组中段底部页岩层的古温度及古压力特征开展研究，显微测温发现石英脉中气-液两相盐水包裹体均一温度主要分布在230~268℃，盐度主要分布在4.02%~6.74%、平均为5.47%；方解石脉中气-液两相盐水包裹体均一温度主要分布在206~266℃，盐度主要分布在4.80%~5.26%、平均为5.07%。激光拉曼光谱分析发现石英脉中甲烷包裹体的甲烷拉曼散射峰分布在2 910.779 3~2 911.613 1 cm^-1，计算的密度范围为0.245~0.302 g/cm³；显微测温发现甲烷包裹体的均一温度分布在-99.4~-87.0℃，计算的密度范围为0.249~0.304 g/cm³。依据与石英脉中甲烷包裹体共生的气-液两相盐水包裹体均一温度最低值和甲烷包裹体的密度范围计算甲烷包裹体古压力为99.297~160.281 MPa，古压力系数为1.43~2.31。对龙马溪组中段底部页岩复合脉体中记载古温度及古压力特征的气-液两相盐水包裹体和高密度甲烷包裹体的研究表明，在燕山期运动抬升前或初期侧向构造应力挤压造成页岩顺层裂缝，此时龙马溪组页岩层系接近最大古埋深、富含高演化热裂解干气，页岩气层处于中等—强超压状态。

结合露头以及岩心观察、薄片鉴定、电测井解释、地球化学分析研究渤海湾盆地南堡凹陷寒武系白云岩岩石学和地球化学特征，综合分析白云岩成因及白云石化模式，揭示白云岩储层演化特征及有利储集层发育机制。认为中—下寒武统白云岩是渤海湾盆地南堡凹陷下古生界主要的内幕型储层，发育于府君山组上部与下部、馒头组顶部、毛庄组顶部。低能开阔缓坡到半局限—局限混积陆棚的独特沉积环境，形成了纵向稳定分布于不同级别层序界面附近的4套有利白云岩储层，其不同层位的泥粉晶、粉细晶、细中晶白云岩地球化学特征差异明显，暗示了3种主要的白云石化环境：蒸发、埋藏以及高温热液环境；经历了蒸发泵吸、渗透回流、埋藏以及热液4种白云石化作用，形成以晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔为主的储集空间类型，是同生沉积环境主控与后期成岩作用辅助的综合产物，成为南堡油田油气增储上产的重要接替层位。

弹性颗粒型调驱剂与油藏孔喉匹配规律研究的缺乏是造成现场弹性颗粒调驱施工盲目性大、措施成功率低的主要原因。针对这一技术问题，通过室内物理模拟实验，以弹性冻胶分散体在岩心中的注入性及调控能力为指标，研究了不同匹配系数条件下弹性冻胶分散体（DPG）颗粒与油藏孔喉的匹配规律，并提出了冻胶分散体颗粒在岩心孔喉中的匹配及深部调控机理，为其在油田的实际应用奠定了基础。实验研究表明：冻胶分散体颗粒呈较规则的圆球状且粒径分布均匀集中；当匹配系数优选为0.20~0.31时，冻胶分散体颗粒在岩心中兼具良好的注入性能和调控能力；通过多点测压和扫描电镜实验观察到，在优选的匹配系数范围内，冻胶分散体颗粒在岩心的前端、中端、末端均有堆积，且长岩心各区间封堵率均可达到80%以上，证明了冻胶分散体颗粒能够在多孔介质中实现深部运移，并且在多孔介质深部实现有效调控；根据压差梯度分析得到匹配规律及深部调控机理：当匹配系数较大时，冻胶分散体颗粒在近井地带快速堆积，造成注入压差急剧升高，甚至堵塞、污染地层；当匹配系数较小时，冻胶分散体颗粒不能在大孔喉或优势通道中实现有效堆积，无法对大孔喉或优势通道实现有效调控；当匹配系数在优选范围内时，冻胶分散体兼具良好的深部运移能力及深部调控能力，可以实现地层深部液流转向，大幅度提高波及系数。

页岩储层极低的孔隙度、渗透率和复杂的赋存、输运状态导致其特有的L型生产特征曲线，而且页岩气流动机理复杂。对页岩气井衰竭开发全生命周期生产过程进行了全直径岩心物理模拟实验，获取了模拟页岩气井生产过程完整的压力、日产气量等重要的生产数据，解决了页岩气井生产时间短以及作业引起的间断性等问题导致难以获取完整生产数据的问题。开发模拟实验研究结果表明，模拟实验生产特征与气井相一致；利用模拟实验数据可以准确判断岩心的临界解吸压力（12 MPa）、游离气量（3 820.8 mL）与吸附气量（2 152.2 mL）以及不同时间、地层压力时对应的日产气量中游离气与吸附气比例，废弃压力对应的生产时间和最终采出程度。运用岩心与气井无因次时间的相似性以及试井与相似理论，开展了数值反演计算页岩气井的生产动态曲线，预测气井的开发效果，提出了渗透率与压裂效果（缝网密度）是页岩气藏有效开发的关键，其中渗透率是根本，压裂技术是手段。

泡沫油型超重油油藏原始溶解气油比高，地下可形成泡沫油流，水平井冷采初产较高，但一次衰竭开发采收率低。因此，开展了泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发技术研究。根据研究区块油藏地质特征，建立了泡沫油冷采及热采数值模拟模型，研究了泡沫油SAGD驱油机理和开发技术政策。研究结果表明，与油砂SAGD不同，泡沫油具有流动性，泡沫油SAGD驱油机理为在注采井形成热连通之前蒸汽驱油为主、重力泄油为辅，形成热连通后蒸汽驱油为辅、重力泄油为主。泡沫油SAGD启动阶段不需要预热，注采井间垂向井距应适当增大。地层压力下降后油相中析出的溶解气附着在蒸汽腔侧面上影响蒸汽腔的横向扩展。因此，冷采转SAGD时机应尽量延后，当冷采至较低地层压力、溶解气含量大幅降低时转SAGD开发效果更好。由于区块构造具有倾角，生产井水平段井轨迹应保持水平，有利于形成合理的SAGD汽液界面；在满足技术经济条件下，缩小SAGD排距可提高采出程度。提出了提高SAGD开发效果的措施：1采用上下两口水平井冷采，有利于减少溶解气含量，提高SAGD开采效果；2对于多井SAGD，采用（交替）不平衡注汽，可促进蒸汽腔发育，提高采出程度。

通过对中国不同油区原油进行组分组成分析，选取了11种具有代表性的烃组分，分别与CO₂组成二元体系（共44个）进行恒质膨胀实验。所选取的原油烃组分包含碳原子数为6~16的直链烷烃、单环/双环环烷烃和单环/双环芳烃。对比分析实验结果发现，原油烃组分中溶解的CO₂可使体系发生一定程度的体积膨胀，且其膨胀幅度受原油组分自身性质影响较大，进一步提出用烃组分摩尔密度概念加以表征，膨胀系数与对应条件下原油组分的摩尔密度为递增直线关系，并建立了基于烃组分摩尔密度的CO₂-烃组分体系体积膨胀系数的预测方法。通过借鉴长庆油田D井和X井原油的加CO₂膨胀实验数据，验证了预测方法同样适用于对原油-CO₂体系膨胀的计算。结果表明，CO₂对原油的膨胀作用主要源于原油中烃组分的贡献，而非烃组分贡献较小。

井下油水分离同井注采技术是实现高含水油田经济稳定开发的有效措施，经过几十年发展，形成了旋流分离、重力沉降等多种井下油水分离方式，发展出与之配套的离心泵、螺杆泵、有杆泵等动力系统和封隔系统。但同时也在技术稳定性、可靠性上存在诸多问题，使用范围受到介质参数、工艺特点、油藏数据等多方面的影响，技术推广应用受到限制。随着技术的不断进步，井下油水分离同井注采技术将向着高效、稳定、小型化、低成本、智能化方向发展：研制轴向导流入口水力旋流器，适应139.7 mm （5-1/2″）套管井的应用；开展三次曲线和內锥水力旋流器、多级串联水力旋流器等分离装置研究和应用，提高油水分离效果；开发模块化水力旋流器技术，降低制造成本；研究同井注采系统优化配套技术，提高故障诊断和远程监控水平；提高技术适应性，通过区块应用，实现工程技术对油藏的调节作用，达到稳油控水、节能降耗的目的，形成"井下工厂"开发新模式，引领"第四代"采油技术的发展。

径向井-脉动水力压裂是一种煤层高效增透新方法。利用声发射仪和伺服式脉冲疲劳试验机，开展了煤岩径向井-脉动水力压裂室内实验。基于广义关联积分分形维数计算方法与型煤岩样声发射信号响应特征，分析了压裂过程中微裂缝发育特点和宏观裂缝扩展规律，探究了径向井分支数、长度、脉动频率和振幅等参数对压裂效果的影响规律。实验结果表明，低压脉动压裂阶段声发射信号相对分散，脉动能量促使微裂缝发育；高压脉动压裂阶段声发射信号相对集中，脉冲能量促使主裂缝快速延伸；呈非对称展布的径向井眼数量越多、长度越长，煤岩增透效果越好。实施径向井-脉动水力压裂时应控制初始脉动压力低于煤岩起裂压力，适当延长低压脉动作用时间，使微裂缝在近井地带充分发育，以降低主裂缝延伸压力，形成更大尺度宏观裂缝。

为了提高内滑套步进压力，同时使得内滑套结构强度较高，提出一种优化计数式全通径压裂滑套的方法。采用最陡爬坡实验设计确定最佳响应区域；利用响应曲面法分别建立显著因子与步进压力及运动过程中内滑套所受最大应力之间的二阶响应模型并分析了各因子对各响应的影响；根据线性加权法确定目标函数，采用粒子群优化（PSO）算法寻优，得到内滑套最优结构参数；基于显式动力学方法模拟压裂球推动内滑套运动过程。结果表明，优化后，运动过程中内滑套所受的最大应力增大了9.2%，内滑套步进压力提高了40%。室内模拟实验表明，优化后，内滑套步进压力提高了44%，与数值模拟结果近似，最陡爬坡实验设计、响应曲面法以及PSO算法相结合用于内滑套结构参数的优化是有效的。