鄂尔多斯盆地是我国油气产量当量最大的含油气盆地，也是我国非常规油气理论创新、技术突破和规模效益开发的重要实践基地。长期以来，从致密油气规模开发到陆相页岩油勘探突破，从浅层煤层气向深部煤层气持续拓展，鄂尔多斯盆地不断孕育油气地质认识的新突破和勘探开发技术的新变革，在保障国家能源安全、推动我国油气工业高质量发展中发挥着重要作用。一部鄂尔多斯盆地油气勘探开发史，也是一部石油高校与油气工业相互支撑、协同发展的奋斗史。1951 年，西安石油大学在习仲勋等老一辈无产阶级革命家的亲切关怀下倡导创立，学校因油而生、因油而兴，七十五年来始终秉承服务国家能源战略和区域经济社会发展的使命担当，立足陕西、面向西北、服务全国，形成了鲜明的石油石化办学特色。依托鄂尔多斯盆地这一能源资源富集区和油气勘探开发主战场，学校一代代师生面向生产一线、聚焦科学前沿，持续开展科技攻关，培养了一大批服务我国能源事业发展的专业人才，形成了一系列具有行业影响力的科研成果，为鄂尔多斯盆地油气资源勘探开发和我国石油工业发展贡献了“西石大力量”。
当前，我国油气勘探开发正加快向“两深一非”等复杂领域拓展，油气资源开发对象、开发方式和技术体系发生深刻变化。鄂尔多斯盆地非常规油气资源潜力巨大，但资源禀赋条件复杂，多类型资源共生叠置，储层致密且非均质性强，甜点控制因素复杂，规模效益开发面临基础地质认识深化与工程技术持续突破的双重挑战，如何进一步认识非常规油气形成演化与富集机理，实现复杂储层精细表征与甜点预测，突破低渗—致密储层高效改造和提高采收率技术瓶颈，推动地质、工程与人工智能技术深度融合，成为鄂尔多斯盆地非常规油气增储上产的重要科学命题与工程课题。
值此西安石油大学建校75 周年之际，《天然气地球科学》组织出版“庆祝西安石油大学建校75 周年：鄂尔多斯盆地非常规油气勘探开发新理论、新技术”专刊，既是对学校长期服务国家能源战略、深耕鄂尔多斯盆地油气勘探开发的一次学术致敬，也是面向非常规油气科技前沿、凝聚产学研力量、推动理论与技术创新的一次集中交流。本专刊共收录论文17 篇，涵盖从基础地质认识到储层精细刻画，从甜点预测评价到储层高效改造，从开发机理研究到智能技术赋能，充分体现了当前鄂尔多斯盆地非常规油气研究由单一学科、单项技术向多学科协同和地质—工程一体化发展的鲜明趋势，也折射出我国非常规油气勘探开发正在由“资源发现”向“精细评价”、由“单一突破”向“系统集成”、由“规模开发”向“高效、绿色、智能开发”不断深化的发展方向。
本专刊的策划与出版，得到了西安石油大学、中国石油勘探开发研究院、中国石油长庆油田分公司、陕西延长石油（集团） 有限责任公司、中国石油集团测井有限公司等单位的大力支持，也凝聚了各位作者、审稿专家和编辑部同仁的智慧与辛劳，在此一并致以诚挚谢意！期待本专辑的出版能够进一步促进学术界与产业界的交流合作，启迪新的科学思考，推动新的技术实践，为鄂尔多斯盆地非常规油气勘 探开发和我国油气科技进步提供有益借鉴。
七十五载弦歌不辍，七十五载薪火相传。衷心祝愿西安石油大学以建校75周年为新的起点，赓续石油精神，勇担能源使命，在建设特色鲜明的高水平教学研究型大学的新征程上再谱华章，为保障国家能源安全、推动能源强国建设和服务区域经济社会高质量发展作出新的更大贡献！
鄂尔多斯盆地纳林河地区作为深部煤层气生产试验区，准确评价其资源开发潜力对本溪组高阶煤层气的勘探具有重要价值。目前针对区内3 000 m以深煤层气藏地质特征刻画不清，深部煤层气产能主控因素尚不明确，现有的评价方法难以有效支撑深部煤层气甜点评价与开发部署。综合应用煤岩测试及生产排采资料刻画鄂尔多斯盆地纳林河地区本溪组8#煤的煤层气储层特征。结合相关性分析法、灰色关联法和机器学习随机森林（RF）模型揭示煤层气地质—工程高产主控因素，基于层次分析法建立甜点评价指标，明确纳林河地区深部煤层气的甜点分布。结果表明：①鄂尔多斯盆地纳林河地区深部煤层埋藏深、热演化程度高、厚度较大、含气性好、储集条件较优但渗流能力较差，具备良好的煤层气富集基础和开发潜力。②区内地质参数排名依次为：初始渗透率、煤厚与含气量、镜质体反射率R O、孔隙度、气测峰值和埋深；工程（开发）参数排名依次为加砂量、水平段长、入井液量、单位压降和见气套压。煤层气产能的控制机理由中浅部常见的“资源丰度主导”转变为“资源条件与可动用性、可改造性共同控制”。③I类甜点呈块状分布于西部、东部以及东南局部地区，属高资源地区或高渗区；Ⅱ类甜点为I、Ⅲ类甜点的过渡地带，环带状分布于I、Ⅲ类甜点之间；Ⅲ类甜点位于区块南部和北部边缘地带，资源条件差且多位于研究区内相对的低孔低渗区。该研究可为鄂尔多斯盆地东缘本溪组8#煤深部煤层气甜点优先和开发选层提供借鉴。
鄂尔多斯盆地东缘横山—吴堡地区本溪组晋祠段发育煤岩—页岩—致密砂岩互层沉积体系，是煤系“三气”（深层煤层气、页岩气、致密气）共生富集的典型区域，其资源潜力突出。基于系统取样测试与地质综合分析，深入揭示了该地区煤系地层的物质基础、储集特征分异规律及耦合成藏机理。结果表明：①煤系地层有机质丰度高（煤层TOC含量均值为72.68%，泥页岩TOC含量均值为4.17%），热演化程度处于高—过成熟生烃高峰期（R O值分布在1.71%~2.02%之间），为“三气”生成提供了优越的物质基础；其中泥页岩有机质类型以Ⅱ₂—Ⅲ型干酪根为主，具备持续生烃能力。②煤层、泥页岩与致密砂岩在岩石组成、物性及孔隙结构上呈现显著差异。煤层以微孔主导，具高含气饱和度与高游离气占比特征；泥页岩介孔发育，比表面积大，但物性最差，含气性受亚段沉积相控制明显［（晋1、晋2亚段）>晋3亚段］；致密砂岩以微米级孔隙为主，虽然孔隙度相对较高，但相较煤岩渗透率略低，属典型低孔低渗储层。三者垂向上构成“高含气煤岩—优质烃源泥页岩—低渗致密砂岩”的互补序列。③深层煤层气富集受控于生烃强度、正向构造背景及顶底板封闭条件的协同作用；页岩气富集主要取决于沉积相带、有机质热成熟度及脆性矿物组合；致密砂岩气则遵循“广覆式生烃、源内近源成藏”机制，生烃强度决定资源规模，局部物性“甜点”控制高产分布。④构建了横山—吴堡地区本溪组晋祠段“源内组合成藏”为主的共生成藏模式。其中潟湖相与浅海陆棚相带因具备优越的源储配置关系，是煤系气立体勘探的最优靶区。研究阐明了煤系“三气”的分异富集规律，为鄂尔多斯盆地及类似含煤盆地的全层系综合评价与立体协同开发提供了关键地质依据。
鄂尔多斯盆地西南部陇东地区庆阳气田近年来在上古生界天然气勘探中取得重大突破，山1段及盒8段为气藏主力层，但气藏受储层非均质性影响，呈局部富集。明确储层特征及其影响因素，对今后天然气勘探开发具有重要意义。以合水—正宁地区盒8段致密砂岩为研究对象，综合岩心观察、测井曲线及大量的储层铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和物性等测试资料对储层沉积微相、孔隙结构、成岩作用特征及其影响因素进行详细研究。结果表明：①盒8段主要发育西南物源控制的浅水辫状河三角洲平原亚相，可进一步划分为分流河道、泛滥平原沉积微相，盒8下 2小层洪泛型分流河道砂体厚度大、横向连续性较好；②盒8段总体属于特低孔、低渗储层，物性由盒8下 2小层至盒8上 1小层逐渐变差，储集空间主要为黏土矿物晶间孔、粒间溶孔和岩屑溶孔，孔隙结构以Ⅱ类为主；③分流河道微相、砂体厚度和砂体内部位置控制储层宏观展布，压实压溶、铁方解石胶结和石英次生加大等胶结作用破坏储层储集性能，后期碳酸盐矿物和高岭石黏土矿物的溶蚀作用和微裂缝改善了局部储集性能；④盒8下 2小层厚层分流河道砂体是有利储层的主要发育部位，进一步的样品数据统计表明，盒8下 2小层宏观因素砂地比和砂体厚度与孔隙度及LgK均呈显著正相关。微观因素样品结果显示，高岭石与孔隙度和LgK的灰色关联度最高，但各微观因素权重差异较小，结果仅用于相对关联比较。凝灰质总体呈局部高值富集，其井层均值与孔隙度和LgK均未达到显著相关，表明其储层效应具有局部性和条件性。
鄂尔多斯盆地西南缘庆城地区延长组发育大规模沉积斜坡体系。然而现有研究主要依托二维地震资料进行静态、定性描述，难以有效刻画其演化过程。利用1 500 km2的高分辨率三维地震数据，通过沉积斜坡体系的三维地震地貌定性刻画及关键几何参数的定量计算，对庆城地区延长组沉积斜坡的生长演化过程开展综合研究。研究认为，庆城地区延长组共发育8期沉积斜坡（C1—C8），主要包括“S”型与斜交型2种类型，由西南物源向湖盆中心不断生长，且生长优势方向多变，表现出由“顶积层较厚”向“底积层较厚”的演化特征，揭示了湖盆沉积中心由西南向东北迁移的过程。针对研究区沉积斜坡前积层上段“短且陡”、下段“长且缓”的几何形态学特征，创新性地提出前积形态比例（Foreset shape ratio， ）和前积坡度变率指数（Foreset steepness variation index， ）2个几何形态学新参数，以定量刻画沉积斜坡形态与演化过程。其中，C2、C6、C7的 ≥ 0.6，对应顶积层欠发育的斜交型沉积斜坡；C3—C5的 <0.4，反映“顶积层—前积层—底积层”结构发育完整的“S”型沉积斜坡；演化初期与末期的C1与C8的 ≈1，为过渡型沉积斜坡，结合形态特征判断其更倾向于斜交型。参数研究表明，多期叠置的沉积斜坡经历了斜交型—“S”型—斜交型三段式充填演化过程，其控制作用以构造与沉积物供给为主，相对湖平面变化为辅。研究揭示了沉积斜坡形态及演化多变的特性，建立了“定量参数—形态类型—沉积过程”之间的相互关系，为鄂尔多斯盆地沉积斜坡的定量研究提供了新思路，同时也为陆相湖盆沉积斜坡生长演化过程研究提供了扎实的地质基础。
青石峁气田是中国石油长庆油田分公司新发现的第8个千亿立方米大气田，也是鄂尔多斯盆地致密气勘探开发的新领域和增储上产的接替新区。目前，对青石峁致密砂岩天然气的成藏过程及其主控因素尚不清楚。基于青石峁气田沉积相、砂体展布、断裂活动、后期构造变动与改造过程、热演化史与生烃史的研究结果，系统剖析了沉积—构造演化及后期改造对青石峁致密砂岩天然气成藏的控制作用。研究结果表明：早二叠世北西—南东向的单向砂体厚度和平面展布特征控制了青石峁气田盒8段和山西组致密砂岩天然气藏的分布范围。海西期断裂控制了青石峁气田的岩性—构造圈闭，构造—热演化史、源—储压差和印支—早燕山期断裂活动联合控制了天然气富集成藏过程，是青石峁气田侏罗纪—早白垩世长期连续运移—充注—成藏的关键。晚白垩世以来，研究区经历了大规模的抬升、剥蚀、降温及生烃作用减弱过程，降低了源—储压差的同时也减弱了天然气运移、充注和成藏动力。晚燕山期和喜马拉雅期断裂活动破坏了区域保存条件，是青石峁天然气藏调整、破坏和发生逸散的主要原因。
鄂尔多斯盆地演武地区构造位置独特，其演化复杂的断裂体系深刻控制油气成藏，然而该区断裂地震识别难度大、控藏机理认识不清，严重制约了勘探部署。针对上述问题，首先基于最新地震资料开展正演模拟，明确低序级断层识别极限，有效提升隐蔽走滑断层的检测精度，明确多属性断裂刻画效果的内在差异。之后对该区断裂演化展开研究，揭示出该区断裂纵向上分为加里东期正断层、海西期正逆混合断层及印支—燕山期走滑断层三层结构，并且整体平面展布显示多级别、多方向特征。最后展开控藏机理分析，该区海西期断裂活动控制二叠系储层发育与圈闭形成，燕山期裂缝系统有效改善储层物性，喜马拉雅期构造调整促使天然气再分配，最终形成构造—岩性复合气藏。研究成果揭示了演武地区断裂演化成因及控藏机理，为后续勘探部署提供重要支撑。
以鄂尔多斯盆地西南部庆城—合水地区太原组铝土岩气藏为研究对象，明确断裂构造对天然气富集的控制作用，为铝土岩气藏勘探评价提供科学依据。基于高精度三维地震资料开展地层—断裂构造综合解析，应用层拉平与地震构造趋势法恢复古地貌及微地貌单元，结合地质统计学反演技术预测铝土岩分布。结果表明：①庆城—合水地区发育吕梁—加里东期、海西期、印支期与燕山—喜马拉雅期4期断裂体系，历经了基底形成期、同沉积活动期、构造调整期和封闭/改造期4个断裂演化阶段；②喀斯特高地与斜坡发育的潜坑（潜洼）、沟槽等三级地貌单元是多孔铝土岩储层发育的有利场所，地质统计学反演技术实现了铝土岩含气储层的定量预测，7口钻井的验证吻合率达85％以上；③断裂体系的控藏作用主要体现在控制物源通道、孔隙建设与输导成藏3个方面，海西期断裂活化形成的同向断阶带控制着含铝碎屑异地搬运的动力与方向，并构成促使铝土岩孔隙建设的垂向渗流通道，印支期断裂对铝土岩储层进一步溶蚀改造，燕山—喜马拉雅期断裂兼具破坏调整与局部封堵双重作用；④统计显示铝土岩气层厚度与距主干断裂的距离呈负相关，证实了断裂对气藏富集的正向控制作用。结论认为，海西期同向断阶带与微地貌单元之间的时空耦合，是控制铝土岩储层发育与天然气富集的关键机制，该认识突破了以往仅侧重单一古地貌或断裂要素的传统思维，为铝土岩储层“甜点”识别与井位部署优化提供了重要支撑。
针对常规测井解释方法对强非均质性致密砂岩储层孔隙度预测精度较低，而现有机器学习方法预测性能和地质可解释性仍有待提升的问题，以鄂尔多斯盆地吴起地区延长组长6段致密砂岩为例，选取6口训练井、2口盲井的常规测井数据和目的层储层孔隙度数据，利用皮尔逊、斯皮尔曼、肯德尔相关分析综合评价测井参数与孔隙度之间的相关性，以三者绝对值的平均值作为综合相关度，依据该参数排序筛选模型输入特征；采用LightGBM建立孔隙度预测模型，并利用贝叶斯优化算法对关键超参数进行全局寻优，建立预测精度更高和未知井泛化能力更强的孔隙度预测模型；最后引入SHAP算法来量化分析上述因素的控制程度。结果表明，优选出致密砂岩孔隙度密切关联的6个特征参数分别为声波时差（AC）、密度（DEN）、补偿中子（CNL）、深侧向电阻率（RT）、自然伽马（GR）和深感应电导率（CILD），构建的BO⁃LightGBM模型在2口独立盲井测试数据中计算得到的决定系数R 2可达98%，其均方根误差RMSE和平均绝对误差MAE分别为0.248和0.148，与传统线性回归和传统有监督机器学习模型（RF、SVM、XGBoost、LightGBM、GAPSO⁃LightGBM）相比，R 2分别提升了14.9%和（14.1%、47.7%、11.3%、7.8%、4.5%），且其RMSE和MAE均较低，声波时差（AC）与密度测井（DEN）是致密砂岩储层孔隙度预测模型的主控因素。该方法为致密砂岩储层孔隙度预测提供了一种高效、可解释性强的新思路。
页岩储层全方位表征（“米级—毫米级—微米级—纳米级”的全尺度级联表征）对于“甜点”预测至关重要。页岩储层全方位表征方法依赖于多尺度数字岩心技术，该技术结合多种岩心成像手段，从微观到宏观对储层特性进行综合评估，对于页岩油的勘探开发至关重要。以鄂尔多斯盆地姬塬地区长73亚段页岩油储层为研究对象，进行多尺度数字岩心扫描实验，建立不同尺度、不同类型数字岩心模型，对储层岩石矿物、储集空间、渗流能力等特征参数进行数值模拟，深入剖析多尺度数字岩心技术在页岩油储层评价中的实际应用。研究结果表明：姬塬地区长73亚段页岩油储层纹理发育，纵向上岩石矿物组成变化较大，总体黏土矿物含量较高；储集空间类型复杂，呈现裂缝—基质孔隙的双重介质特征，基质孔隙类型主要为亚微米—微米级粒间溶孔和黏土孔隙。Ⅰ类储层硅质页岩为优势岩相储层，基质孔隙度高，孔隙连通性高，储层渗流能力相对较好。Ⅱ类储层含有机质富黏土硅质页岩毫米级裂缝相对发育，基质孔隙发育相对较好，但基质渗流能力相对较差，孔喉细小及孔隙连通性差是制约基质渗流相对较差的主要因素。Ⅲ类储层富有机质富黏土泥页岩有机质含量高，孔隙度低且孔隙结构差，基质渗流能力差，为烃源岩。通过多尺度数字岩心技术的综合应用，可以实现对页岩储层的全方位表征，为页岩的有效开发提供理论依据和技术支持。
鄂尔多斯盆地深部区煤层发育，受多期成煤作用叠加控制，具有“埋藏深、夹矸发育，薄煤层多”的典型特征。煤层地震响应特征呈现连续强波峰反射，而有限地震带宽与薄煤层精细刻画需求的矛盾，成为制约该区深部煤层气勘探的关键技术瓶颈。为解决高于地震分辨率的薄层识别难题，在岩石物理分析的基础上，构建递进式薄煤层精细刻画技术体系：首先采用古地貌约束+多级相控的高分辨率反演方法，精准落实多套薄煤层和夹矸层的空间分布特征；其次整合测井与岩心资料，构建宏观煤岩类型特征曲线，实现宏观煤岩类型的定量表征；最后基于高分辨率反演成果，通过云变换技术完成波阻抗与特征曲线的耦合转换，清晰刻画以光亮型、半光亮型煤为主的优质煤层空间分布特征。预测结果与实际钻井资料吻合度较高，证实该技术体系可有效提升煤层地震描述精度，破解薄煤层预测难题，为鄂尔多斯盆地东部深部煤层气的高效勘探开发提供了重要技术支撑。
为提高老井重复压裂层段优选与参数设计的客观性，以鄂尔多斯盆地东仁沟区块长7段为对象，构建K⁃means聚类—模糊综合评价（KM⁃FCE）层段优选方法，并结合裂缝扩展模拟优化重复压裂参数。结果表明，含油饱和度和多孔弹性应力转向系数为重复压裂潜力评价的关键指标，与压后1年累计产油量的相关系数绝对值分别为0.78和0.82；当含油饱和度约为40%、I类井层综合隶属度约为0.36时，井层重复压裂潜力较高。典型直井模拟结果表明，增大施工液量和支撑剂量可促进新裂缝扩展，但边际增益逐渐降低；推荐单段施工液量为70~90 m3、支撑剂量为14~18 m3，其中80 m3和16 m3可作为代表方案。研究结果可为东仁沟区块长7段老井重复压裂层段优选与参数设计提供依据。
目前多数储层可压裂性评价仍以脆性指数为核心，但已有研究表明该类方法缺乏应力—应变机制支撑，且在复杂应力场与非均质条件下易与实际压裂响应脱节：在相近埋深与岩性背景中，高脆性指数层段并不必然对应更高的压后产能。储层可压裂性本质上是岩石破裂倾向与裂缝扩展能力在原位应力与天然缺陷约束下的综合表征，受脆性、地应力差、断裂韧性及天然裂缝发育等多因素耦合作用控制，其中地应力差对裂缝起裂模式、延伸路径及缝网形态具有关键约束作用，更能反映实际地质力学条件下的压裂行为。相较于页岩与致密砂岩已形成较成熟的可压裂性评价体系，致密灰岩因其强非均质性、围压敏感性与裂缝—孔洞结构复杂等特征，其可压裂性评价仍缺乏统一的指标体系与定量标准。为此，构建了面向太原组致密灰岩多参数耦合可压裂性评价模型，选取脆性指数、断裂韧性、地应力差及天然裂缝指数等关键因子，并通过归一化处理消除量纲差异；在综合指标构建上采用加权乘积形式以体现关键因素的协同与“短板效应”，输出综合可压裂性指数（FI）。与传统脆性指数模型对比表明，该模型在不同岩性与应力场条件下的可压裂性分级与甜点层识别能力更强，与现场压裂响应/生产数据吻合度显著提升（典型井优化层段压后产能增幅达37%~46%）。鄂尔多斯盆地太原组应用结果进一步表明，该模型可用于压裂层段优选与参数优化，提升改造体积并增强裂缝网络复杂度，为致密灰岩储层高效改造提供可复用的评价方法与工程依据。
水锁伤害是限制致密气藏气井产能和开发效率的重要因素。为揭示水锁伤害的作用机理与空间分布规律，采用长岩心驱替实验与高温高压可视化驱替实验，结合核磁共振技术，对不同驱替压差下致密气储层的水锁伤害特征进行了系统研究。结果表明，水锁伤害沿气体渗流方向逐渐增强，表现出明显的空间非均质性。不同孔隙尺度地层水滞留特征差异明显，小孔是地层水滞留的主要空间，即使驱替压差升至20 MPa，小孔内地层水平均滞留程度仍高达74.70%，对压差变化不敏感；而中孔和大孔内滞留的地层水动用显著，滞留程度随压差升高可分别降至57.11%和22.45%。随着驱替压差降低，水锁形态由斑状向膜状再向片状演化。解水锁剂通过降低界面张力和改变岩石润湿性，提高气相渗透能力。研究结果为优化驱替压差控制及解水锁措施设计提供了理论依据与技术支撑。
随着鄂尔多斯盆地北部致密砂岩高含水气藏开发深入，井网密度不断增加，压裂井间干扰情况日益增多，干扰井呈现出“响应快、复产难”特征，极大影响气井连续稳定生产和预期采收率目标的实现。以东胜气田致密砂岩高含水气藏A区块地质工程参数及干扰井生产特征为研究对象，系统分析影响致密砂岩气井压裂干扰的影响因素，采用广义灰色关联分析、CRITIC权重、熵值法、信息量权重等方法评估影响权重。研究结果表明：井间距、相关段平均加砂量、受干扰井无阻流量及投产时间是影响井间干扰的主控因素，施工排量、平均单段用液量等对井间干扰也存在一定影响。基于压裂干扰影响程度强弱及压裂干扰主控因素分析，建立了井间干扰因素综合性评估模型，依据主控因素参数界限提出优化井间距、施工参数等针对性预防措施，依据轻微/一般/严重干扰程度提出加强动态监测+自主恢复/气举/定期氯根监测+因井制策的复产措施，复产成功率达到94.4%，为气田水平井压裂井间干扰预防及产能恢复工作提供了有利依据，进而为致密砂岩气藏的高效开发提供有力支撑。
针对鄂尔多斯盆地延长油田浅层（埋深约500 m）超低渗致密油藏压裂返排后地层能量亏空、单井产量递减迅速的难题，研发了适于不返排工艺的低伤害高效渗吸滑溜水压裂液体系，形成了水平井体积压裂“储能增效”技术。室内实验优选确定减阻剂APFR⁃6、降黏剂过硫酸铵及纳米微乳液增渗剂ZSD⁃SX⁃1，构建了基础配方：清水+0.2%~0.3% APFR⁃6 + 0.02%~0.03% 过硫酸铵+0.1% ZSD⁃SX⁃1。实验评价表明，该体系常压与高压（9 MPa）下渗吸采出程度分别为16.8%~17.2%和21.1%~23.5%，基质渗透率损害率降至10%~12%，裂缝导流能力损害率为9%~19%。基于焖井渗吸实验明确了最佳渗吸压力为9 MPa，结合数值模拟，优化形成了“高压焖井—梯度降压—控速回采”的工艺链。现场2口水平井试验表明，与同区域对比井相比，试验井投产前3个月平均日产量提高35.7%，递减率降低约7.4%。该技术为浅层低压超低渗致密油藏提供了一条经济有效的储能增效开发途径，具有广阔的推广应用前景。
CO2驱油技术因其能够显著提高原油采收率而受到广泛关注。然而，实际低渗储层普遍存在层内与层间非均质性，尤其是局部高渗通道的发育，易导致流体优先运移并影响波及范围、剩余油分布及气窜行为。以鄂尔多斯盆地延长组X区块低渗油藏为研究对象，构建单层均质、单层非均质及双层层内/层间非均质岩心大模型，并开展水驱后CO2驱油实验。在地层温压条件下，运用电位电极测量法监测电阻率响应，并采用压阻式压力传感器测定压力场变化；水驱阶段依据标定岩电关系反演含油饱和度，CO2驱油阶段仅以电阻率响应表征表观气油相分布与优势通道演化。研究发现，均质模型在CO2驱油过程中流体沿主流线运移并逐渐形成优势通道；非均质模型的平面高渗条带会降低局部流动阻力，促进CO2优先运移，但同时加剧波及不均和优势通道发育；层间渗透率差异进一步造成上下层动用不同步。3种模型最终采出程度分别为56.21%、70.36%和69.54%，差异反映了不同非均质结构对波及效率与窜流风险的共同控制。研究成果为认识优势通道型储层的层间/层内非均质条件下流体运移、井网优化及驱替方案设计提供实验依据。
为揭示鄂尔多斯盆地盐池地区延长组长6段地层水化学特征、水—岩作用及其油气地质意义，基于132组高质量地层水样，采用主要离子组成分析、Piper图判别、离子比值及地层水化学参数与油藏关系等方法，对研究区地层水类型、分布特征、水—岩反应特征及油气地质意义开展系统研究。结果表明，盐池地区地层水总体表现为高矿化度卤水（TDS值为70.03~153.40 g/L），以Cl-和K++Na+为主的CaCl2型地层水。垂向上矿化度随埋深增加呈规律性递减，层位上，长61亚段>长62亚段>长63亚段，平面上，西南部偏高、东北部偏低的分布特征。水—岩相互作用直接影响不同层位局部流体的地球化学特征，长石溶蚀、黑云母绿泥石化、碳酸盐胶结和绿泥石胶结等成岩作用的类型和强度是影响长62亚段地层水Mg2+和SO4 2-富集，HCO3 -局部高异常的主要原因。盐池地区长6段地层水化学系数中钠氯系数平均值为0.51，镁钙系数平均值为0.27，变质系数平均值为40.63，整体反映地层良好封闭性和较好的油气保存条件。研究区北部地层水封闭性优于南部，试油产量高于研究区南部。综合来看，研究区地层水的化学组合及演化特征对致密砂岩储层质量、油气保存条件及勘探目标优选具有重要指示意义。
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