鄂尔多斯盆地深层煤岩气藏具有地层水矿化度高、含水饱和度低、含气饱和度高的特征，压裂液进入煤层造缝并与岩石流体相互作用，制约煤岩气开发进一步提产增效。选取鄂尔多斯盆地本溪组8^#深层煤岩，综合压力衰减法盐敏实验、可溶物浸泡实验及热演化—水文地质分析，探讨了高矿化度CaCl₂型地层水成因，并定量评价不同盐类组分对煤岩的渗透率损害。结果表明：鄂尔多斯盆地深层煤岩高矿化度地层水主要源于热演化生烃排驱原生水与岩溶层深成水挤入的协同作用，阳离子组分中Ca²⁺、Mg²⁺占比高达16%~66%；煤岩盐敏损害率随矿化度升高而显著增强，最高达61.93%，其中二价钙镁盐损害率远高于一价钠钾盐，分别为72.15%~85.92%和36.82%~45.40%，矿化度低于20 000 mg/L的低矿化度盐水可以提升渗透率，但高矿化度流体侵入后易引发不可逆的盐敏损害；去离子水可溶解煤岩中少量可溶盐和微量有机质。基于此，提出采用清水压裂液或返排液软化处理后配液预防结垢损害并溶蚀煤岩缝面，提升压裂改造效果。

针对深部煤层压裂支撑裂缝长期导流能力衰减与失效问题，通过FCES⁃100型裂缝导流能力测试装置开展长期导流能力测试，评价煤岩环境（对比钢板与煤岩）、支撑剂粒径（40/70目和70/140目）、铺砂浓度（2.5 kg/m²、5 kg/m²、10 kg/m²）和应力条件（30 MPa和40 MPa）对长期导流能力的影响规律。开展了实际生产条件下支撑裂缝长期导流能力的衰减与预测，并结合实际生产数据，开展了深部煤层气水平井产量递减规律评价。研究表明：①不同条件下的长期导流能力随时间的推移呈现先快速下降后趋缓的变化趋势。测试前40 h，不同条件下导流能力下降幅度超过94%，测试后40 h，不同条件下导流能力差异趋于稳定。②支撑剂粒径为40/70目时，钢板条件下导流能力大于煤岩条件下导流能力，支撑剂粒径为70/140目时相反。煤岩的水化作用对支撑剂嵌入的影响相对较大。③支撑剂粒径的减小可以有效减小支撑剂嵌入对导流能力的影响。④煤岩条件下，铺砂浓度的增大可以有效削弱由于支撑剂嵌入的影响。⑤支撑剂粒径的减小和过低的铺砂浓度均会使得导流能力失效时间提前到达，即支撑裂缝有效时间会缩短。⑥产量衰减系数随着开采时间的增加而呈现先缓慢下降，然后快速下降，再平缓下降的特点。用指数衰减规律对现场累计产量数据进行预测，其误差仅为2.9%。深部煤层压裂支撑裂缝长期导流能力的评价研究，有助于深部煤层气的压裂优化设计与效益开发。

准确掌握深部煤层气动态解吸特征及运移规律对优化排采制度和促进煤层气规模开发具有重大意义。以鄂尔多斯盆地深部煤层气井为研究对象，梳理了气井动态生产规律，推导了连续煤基质中吸附气解吸—离散裂缝中气、水两相运移的数学模型，并利用有限元方法对模型进行求解。最后，根据模拟结果分析了排采过程中煤层气运移规律，探讨了含水煤岩解吸特征及其对产气量的影响。结果表明：①研究井的敏感压力、转折压力、启动压力分别为1.87 MPa、4.77 MPa和7.15 MPa；②煤层气解吸由近井端连续扩展到储层边界，排采500 d（1.4年）后，全区储层压力完全降低至临界解吸压力以下；③排采1 725 d（4.7年）后，解吸效率由低效解吸为主转化为以缓慢解吸+高效解吸为主，煤层由游离气产气逐渐转化为以吸附气产气为主；④气井日产气量与近井区域100 m内的解吸行为具有明显的对应关系，当近井区域解吸效率保持稳定时，日产气量也趋于稳定。研究结论将为排采制度优化措施的制定提供理论支撑。

中国深层煤岩气产业迎来了重要的发展机遇期，加快推进水平井高效开发技术势在必行。研究融合地质—工程随钻参数，从煤化程度、物性、成分、结构方面建立了储层系数（K），同时结合含气性将水平段煤岩储层划分为3类。其中，Ⅰ类储层K>2，由碎裂光亮—半亮煤、高含气原生光亮煤构成，其单米产气贡献率能达III类储层（K<1）的3倍。研究表明，碎裂结构优于原生结构，碎裂煤普遍具有较好的可钻性、渗流性、含气性，在I类储层中占比高。综合考虑煤厚、煤岩钻遇率、压裂强度等开发地质条件，明确I类储层是煤岩气开发的“黑金靶体”，其钻遇长度是影响气井产能的核心因素。水平段1 500 m、加砂量4~6 t/m、I类储层500 m是水平井效益开发下限，预测日产量为5.5×10⁴ m³以上；相同条件下，当I类储层超过1 000 m，预测日产量可达7.0×10⁴ m³，气井实现效益高产。根据地质、构造、储层类型将煤岩沉积模式总结为：高煤化+平缓构造、过渡煤+微幅构造、碎裂煤+复杂构造3类模式。前2类模式沉积、构造稳定，适合部署大丛式水平井组充分动用地质储量、释放产能。碎裂煤+复杂构造模式含气潜力巨大，是未来水平井提产攻关的目标。水平井导向是提升“黑金靶体”钻遇率的关键过程把控，提出将储层系数（K）融入导向技术，根据随钻K值变化现场判断钻遇煤岩储层品质，及时调整钻进决策。该技术方法的推广将实现煤岩导向技术向“黑金靶体”导向技术迭代，助力深层煤岩气高质量开发。

水是影响气藏采收率的重要因素，其会增加渗流阻力和废弃压力，严重降低气藏采收率；同时注水还有补能、驱替的正向作用，在合适的气藏条件下注水可提高采收率。鉴于此，设计气藏注水开发模拟实验流程，模拟不同类型气藏，开展注水驱替、吞吐、不同注水方式提高采收率效果评价实验，论证气藏注水提采的关键影响因素及其可行性。推导气藏注水提采数学模型，计算气藏注水开发动态，评价提采效果。结果表明：近废弃均质气藏注水驱替可提高采收率，含水饱和度与底水能量增加都会显著降低提采效果，二者的叠加降低幅度更大；近废弃气藏单/多次连续注水焖井正向吞吐也可以提高采收率，多次注水增压后首次采收率增值最大，第一次注水增压开采基本决定了气藏的提采效果；单次注水采收率增值随增压压力升高而增加但增幅越来越小，存在最佳增压范围；当底水气藏衰竭开发采出程度20%时，注水补能到原始地层压力后再衰竭开发的效果明显好于直接连续注水驱替，注水方式和时机影响气藏采收率；气藏注水提高采收率效果取决于注水补充能量大小和最终废弃时注水补充能量保持程度。研究结果对于近废弃气藏注水提采实施的可行性具有重要指导意义。

在致密气井衰竭开采中，随着地层压力下降，近井到远井地带的生产压力梯度逐渐降低，低速非达西渗流对生产的影响程度增加，为动用储量评价带来了挑战。通过室内实验，研究了致密含水岩石中不同孔隙压力下的气相低速非达西渗流现象，并以压裂水平井为例，建立了基于双重介质渗流表征的储量动用评价模型，量化描述了衰竭开采中动用储量及动用范围内采出程度的变化规律，进而探究了不同增产措施的影响。结果表明：①在运动方程中考虑低速非达西渗流能够更精确地描述气体流量随压差的非线性变化特征，从而使建立的数值模拟模型对储量动用的评价更加准确。②随着单井衰竭开采的进行，虽然储量动用范围不断扩大，但会导致对储量的控制程度不足，动用范围内的采出程度呈现先上升后下降的趋势，当气井开采达到采出程度最大值后，动用范围内的采出程度下降可达6%以上。③从提高动用储量采出程度的角度考量，增产措施重要性排序为：缩短裂缝间距>增加裂缝半长>提高裂缝导流能力>提高井底流压。降低井底流压及废弃产量虽然能够提高动用储量及累计产量，但会降低采出程度，人工压裂能兼顾增加单井动用地质储量与提高采出程度，是提升致密气井开采效率的主要方式。

碳酸盐岩底水气藏储层中气水分布关系复杂，对于不同水侵影响因素认识的缺乏一定程度上阻碍了此类气田的高效开发。根据气水分布模式的划分，利用真实岩心制备不同气水分布模式全直径岩心，创新性提出了一种模拟存在隔夹层的气藏水侵规律及影响因素的实验方法。针对有隔夹层型气水分布模式细分出的隔层—储层型及储层—夹层—储层型，采用高温高压水侵物理模拟手段，研究水体大小、开采速度、夹层封闭面积、夹层厚度、夹层物性等对气藏水侵的影响，总结了不同气水分布模式气藏水侵规律及不同因素对气藏水侵的影响特征。研究表明：含隔夹层的气藏能够有效阻隔底水、延缓水侵突破、延长无水采气期，并在水侵后保持较高的产气效率和采收率。夹层厚度越大或物性越差，弹性气驱阶段持续时间越长，采收率越高；封闭面积大的隔夹层可减少底水侵入，维持气体流动性。水体倍数越小，底水侵入速度越慢，无水采气期越长，越有助于延缓水锁伤害，实现长期高产。此外，降低压降速度可延缓水侵，减少单位压降产气量下降，从而提高气水同产阶段及最终采收率。研究方法与成果可有效地用于碳酸盐岩底水气藏水侵开发动态及采收率预测，进而为碳酸盐岩底水气藏开发对策的制定与调整提供依据。

合理的井距是实现单井产能最大和储量充分动用的关键，是评价开发效果的核心指标。受天然裂缝和投产模式影响，四川盆地威荣气田年度投产井开井压力逐年降低，井间干扰逐年加剧，严重影响了产建效果。为降低井间干扰、提升产建效果，通过井间干扰分析，明确了天然裂缝和老井亏空是诱发井间干扰的主要原因，在此基础上，采用数值模拟方法，定量评价了不同井距、不同裂缝窜通程度和不同老井累计产气量对新井EUR的影响，形成了针对性的差异化井距优化设计方法。结果表明：①井距越小、裂缝窜通程度越高，对新井EUR影响越大，影响程度为7.1%~15.1%；②井距越小、老井累计产气量越高，对新井EUR影响越大，影响程度为8.1%~28.3%；③在天然裂缝发育区，根据窜通程度情况，建议井距为350~450 m；④在老井附近，根据老井能量亏空情况，建议井距为400~500 m。通过井距优化的实例应用，优化后开井压力提高9.3 MPa，EUR提升22.8%，取得了较好的应用效果，可为同类气藏井网部署提供参考。

针对四川盆地川西坳陷新场地区须二段致密气藏气水分布特征复杂，成因及演化过程不清的问题，采用宏观—微观尺度分析结合的方法，在对研究区致密砂岩气藏气水分布特征分析的基础上，划分主要的气水分布类型，并结合天然气充注物理模拟实验和微观尺度孔隙结构特征剖析了不同类型气水分布关系的主控因素，开展了3类气水分布成因演化过程的研究。结果表明：新场地区须二段在整体气上水下的背景下，发育类边底水型、多层叠置型和孤立型3种气水关系。类边底水型气水分布受控于古构造发育过程，多层叠置型与多期断缝的发育演化过程密切相关，而孤立型气层和水层的发育则主要与储层非均质演化过程及其导致的天然气充注过程差异有关。总体而言，新场地区须二段现今的气水复杂分布是古构造、断缝体及储层非均质性等地质过程演化及天然气充注成藏过程耦合叠加作用的结果。

克探1气藏是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带白垩系亚格列木组潜力区接替的重大突破，是“克拉之下找克拉”勘探思路的重大成果。但克探1气藏巨大的井间产能差异是气藏勘探开发面临的难点。因此，基于克探1气藏完钻投产井的远探测声波测井资料、岩心取心观察、成像测井识别、储层特征分析和前人研究成果，开展了克探1气藏主要控产因素分析，建立不同井区的差异控产模式。结果表明：①亚格列木组从底到顶可分为底砂岩段、中泥岩段和顶砂岩段，其中，底砂岩段是主要的产气层段；②底砂岩段的砂岩储层厚度、裂缝发育情况和地应力是主要的控产因素，且每口井都存在不同的控产因素组合模式，是导致井间产能差异的根本因素；③已投产的4口井的控产模式为：克探1井为栅栏状网缝低应力厚砂体模式；KL2⁃J203JS井为鱼骨状缝网低应力厚砂体模式；KL2⁃J204井为破碎状缝网高应力薄砂体模式；克探101井为网状缝高应力薄砂体模式。单井多元复合控产模式的建立，对克探1气藏后续布井、钻井工艺选择和提产稳产等开发阶段均具有较大的指导意义。

凝析气藏衰竭开发过程中可利用非平衡效应，通过提高气相流速使得凝析油即时形成即时采出，避免地层压力低于露点压力时凝析油形成连续液相，有效保持了凝析油的传导能力，并缓解近井地带的反凝析伤害，有利于提高凝析油采收率。通过长岩心实验分别开展了裂缝性潜山上部凝析气藏和下部挥发性油藏不同衰竭速度下非平衡衰竭实验，探究了不同衰竭速度对凝析油（2 MPa/h、5 MPa/h、10 MPa/h、20 MPa/h）和挥发油（1 MPa/h、5 MPa/h、10 MPa/h）采出程度的影响，明确了非平衡效应的有效作用范围及合理非平衡衰竭速度，并揭示了衰竭开发过程中不同渗透率级别对岩心反凝析伤害程度的影响。实验结果表明：裂缝性潜山凝析气和挥发油的采出动态呈明显双重介质特征，裂缝中的流体优先被采出，衰竭后期大压差情况下基质孔隙中的流体才进行大量补充；非平衡衰竭速度越大，凝析油采出程度越高，但非平衡效应存在有效作用范围，衰竭速度超过10 MPa/h后凝析油采出程度增幅不明显，衰竭速度过大可能导致远井区地层提前产生反凝析现象，在地层压力约为30 MPa（约为露点压力的80%）以上时可充分利用非平衡效应加速提升凝析油产出；增大衰竭速度可使挥发油脱气速度明显变慢，地层中泡沫流现象出现时机提前，挥发油膨胀能力得到更好利用；岩心反凝析伤害程度与渗透率呈负相关关系，岩心中反凝析油达到临界流动饱和度后反凝析伤害程度显著增加，岩心渗透率越低，阶段反凝析伤害程度越提早达到最大值。因此，综合考虑潜山油气藏边底水情况，合理提高开采速度将有利于凝析油和挥发油的采出。研究可为裂缝性潜山凝析气顶油藏开发策略制定提供有效指导。

渤海B油气田凝析气藏底部为厚度较大的潜山油藏，随着天然能量衰竭开发，潜山油藏的原油被凝析气井逐步产出，对凝析气层造成不同程度的层间干扰，使得地下真实开采情况变得异常复杂。针对海上分层产能测试成本高、测试资料少、油气干扰研究较少等现状，在分析生产动态数据、压力数据以及流体性质资料的基础上，基于油密度和气油比动态产量劈分法的差异性，提出了原油干扰系数这一评价指标，定量表征了开采过程中原油对气层凝析油产出的影响程度和层间干扰变化规律，寻找了产出贡献规律并制定相应的合理开发策略，有效指导了现场生产制度优化，降低了底部原油干扰程度，提升了油气采收率；考虑层间干扰影响校正后的气油比动态劈分后的结果，大大提高了带底油凝析气井的油气合采的产量劈分精度，为油气田剩余潜力挖潜提供了准确可靠的依据。该方法可为带底油的凝析气藏或带凝析气顶油藏等复杂油气藏的开发提供重要的借鉴。

针对小断层影响下深层页岩气储层井间拉链式压裂裂缝窜通规律认识不清的问题，基于有限—离散元方法（FDEM），采用具有初始宽度、零黏聚力及零抗张强度的节理模型表征小断层，建立了考虑小断层影响的水平井拉链式压裂裂缝扩展流—固耦合模型。以川南深层页岩气储层为例，利用现场微地震数据进行了模型验证，研究揭示了小断层影响下的拉链式压裂裂缝扩展及井间窜通规律。结果表明：相对于天然裂缝，小断层具有更强捕获水力裂缝及阻挡水力裂缝穿越延伸的能力。受天然裂缝低导流及小断层高导流高滤失影响，相同条件下通过天然裂缝窜通后响应井的压力涨幅更大，对应响应时间更长。随着小断层逼近角的减小，小断层与响应井之间距离的增加，小断层层数及带宽的减小，两井射孔孔眼错位距离的增加，响应井压力涨幅呈递增趋势，对应压力响应时间呈递减趋势。研究对于小断层发育的深层页岩气井拉链式压裂设计具有重要参考意义。

页岩原始储层含水，影响甲烷吸附能力，对页岩气储量精确评估带来困难。目前的主流研究方法具有一定的局限性，例如，吸附实验法缺乏直观性、分子动力学模拟法（MD）研究尺度较小、解析建模法相对理想等。基于格子玻尔兹曼方法（LBM），通过修正原始Shan⁃Chen模型考虑分子间作用力、耦合真实状态方程表征吸附热力学行为，建立了页岩水蒸气吸附和甲烷吸附的LBM模型，从介观孔隙尺度可视化展现了页岩三维孔隙网络中的含水分布及其对甲烷吸附的影响。结果表明，若将无机孔和有机孔的润湿角分别设为0°和120°，受亲水吸引力的影响，无机质呈现“小孔隙充填水、大孔隙附着水膜”的特征，而受疏水排斥力的影响，有机质不含水。不同含水饱和度下，孔喉配置关系和有机孔分布方式对有效流通路径的影响极大。原始页岩储层含水导致甲烷仅能吸附在有机质孔隙壁面，甲烷吸附位的数量大大降低。当压力较低和含水饱和度较高时，不考虑含水对甲烷吸附影响会导致计算的储量被高估（该研究算例可达到30%），特别对于黏土含量较高的陆相/海陆过渡相页岩，需要考虑含水对甲烷吸附的影响。

嘉二气藏是川中磨溪地区一个特殊的含水气藏，储层非均质性较强、气水关系十分复杂是造成该气藏气井出水严重、产量递减的重要原因，也成为制约气藏高效开发的主要原因。在综合地质资料、前人研究成果、生产动态资料的基础上，采用动静结合的方法，从气水分异程度、储层的物性特征、隔夹层以及异常高压等方面，对嘉二气藏复杂的气水分布关系及其控制因素进行深入研究。结果表明：嘉二气藏横向上气水分布主要受储层物性的非均质性和气水分异程度的影响，储集体之间连通性差，气水分布混杂；纵向上，嘉二气藏稳定分布的膏岩和泥岩隔层将嘉二¹亚段和嘉二²亚段分隔为2个相对独立的气水系统，嘉二²亚段是主要的气水分布层和主产层；受多种因素的影响导致嘉二气藏形成了2种气水分布模式，构造起伏带模式下的气井产量高、产能差异大，构造平缓带模式下的气井生产情况普遍较差。气水分布模式的建立为气藏下一步的合理开发工作提供了参考依据。

近年来，鄂尔多斯盆地庆阳气田太原组铝土岩新类型储层勘探取得重大突破。为精细评价太原组铝土岩储层发育及含气状况，落实含气富集区规模及潜力，急需探索水平井提高单井产量的可行性。结合前期铝土岩地质特征分析和直定井压裂施工总结，明确了铝土岩水平井完井压裂的工艺难点和技术方向，通过论证完井井身结构设计，开展岩石力学及地应力实验，优选地质与工程双甜点，优化分段压裂差异化参数设计，应用多组分耦合活性酸及压裂液关键添加剂，完成了L47⁃1CH首口铝土岩水平井完井压裂现场试验。L47⁃1CH井试验结果表明：①庆阳气田太原组铝土岩储层埋藏深（3 900~4 500 m）、岩性特征复杂，气藏呈“鸡窝状”分布，储层岩石破裂压力高，可压性差，试气产量变化较大；②在结合水平段测井数据聚类分析法综合确定地质甜点段的基础上，根据太原组铝土岩储层地应力分布特征，运用岩石断裂力学理论优化分段多簇压裂工艺，增大气藏的泄流面积；③通过水平井完井压裂工程试验，试气获无阻流量353×10⁴ m³/d，试采日产气达15×10⁴ m³，单井产量实现大幅提升；④综合测试压裂分析、主压裂施工分析、试采评价分析和产出剖面分析，证实庆阳气田太原组铝土岩具有一定的勘探开发潜力，采用水平井开采是可行的，为鄂尔多斯盆地太原组铝土岩下一步高效开发积累了经验。

鄂尔多斯盆地陇东地区铝土岩储层纵向岩性复杂，矿场改造过程中储层压不开及难压的问题突出。为解决陇东铝土岩施工压力高和储层难破裂的难题，提出在酸溶水铝石之外以黏土矿物为主要目标的酸液研发思路，创新形成了多效耦合活性酸体系。缓速机理及电离实验表明，多效酸是一种多元弱酸，在溶液中可形成多级可逆平衡体系并存在6种型体，主要通过多级电离特性来达到对岩石矿物的缓速效果；溶蚀实验表明，多效酸体系对II、III类铝土岩岩心溶蚀率达20%~42%；螯合测试实验表明，多效酸能有效抑制氟化钙沉淀的产生；通过对主剂活性酸及助剂缓蚀剂的优化与评价，优选了一套多效酸体系。在矿场完成的先导性试验表明，降压可达10~22 MPa，初步显示出较好的降压改造效果。

铝土岩与常规储层不同，在岩石力学参数、压裂地质特征等方面具有较大差异，前期先导试验井压裂施工难度大。为解决储层改造难题，针对复杂铝土岩系储层开展了岩石力学、地应力、储层伤害等基础实验，明确了泥质铝土岩、铝土质泥岩具有高杨氏模量（35.5~44.5 GPa）、高脆性（55%~60%）和高地应力（最小水平主应力53~71 MPa）等压裂地质特征。同时不同取心方向的铝土岩岩石力学也具有显著差异，表明各向异性程度较强。储层伤害主控因素主要包括水锁伤害、水敏伤害及固相伤害，应力敏感性较弱。综合实验认识与现场实践分析，针对黏土含量高、杨氏模量高、裂缝起裂延伸难度大、加砂难度大等工程难题，通过集成“体积压裂增大裂缝体积、高黏液提净压造缝携砂、加密射孔确保起裂、前置酸液降低工压”四项技术措施为一体，通过单项技术的持续优化，初步固化形成多岩性铝土岩压裂改造技术模式，在矿场实践中获得显著成效。储层改造加砂成功率由前期的44%提升至100%。

从物理模拟、数值模拟和理论计算3个方面总结了边底水气藏水侵研究成果。在物理模拟方面，主要通过CT扫描、核磁共振、微观可视化和衰竭开采实验等手段研究剩余气形成机理及其分布特征，水相从高渗孔缝绕流进入低渗孔缝产生的绕流封闭气多存在于孔洞型储层，储层基质自吸水相产生的水锁封闭气多存在于孔隙型储层，气水界面能量最小化产生的卡断封闭气多存在于缝洞型储层。在数值模拟方面，对比了LBM和Level⁃set 2种方法的优缺点，通过LBM方法可研究毛管自吸、黏性耦合、湿相润滑及表观滑移等微观力学机制对气水两相渗流的影响，这4种作用效果越强，则气藏水侵越严重，采出程度越低，而Level⁃set方法侧重于描述气水界面的拓扑变化，当驱动压力达到一定阈值后，对应毛管中的气水界面开始运移，运移过程中毛管数>10^-4时，气相不易发生卡断，剩余气相对集中。在理论计算方面，总结了适用于不同气藏的水侵量及动态储量计算方法，通过分阶段的流动物质平衡方法可使计算误差<3%。最后，总结了各类研究方法及现有研究成果的不足，建议今后的研究重点应包括提高储层描述精度、完善物理模拟相似准则、整合并量化各类研究成果、强化室内实验成果的矿场应用4个方面。

为指导潜山裂缝型凝析气藏的有效开发，分别开展长岩心注气实验及纵向剖面模型注气实验，从驱油效率及纵向波及程度两方面深入认识潜山裂缝型凝析气藏注气开发机理。研究表明，对于衰竭开发，裂缝储层凝析油采出程度在前期（>32 MPa）高于无裂缝均质储层，但中后期（<32 MPa）低于无裂缝均质储层。在最大反凝析液压力（23 MPa）和废弃压力（5 MPa）下，裂缝使采出程度分别降低1.37%和4.77%。在最大反凝析液压力下注气，均质储层的凝析油采出程度提高20%，且与渗透率关系不大；受气窜影响，裂缝储层的凝析油采出程度仅提高13.7%。注气过程中，裂缝储层的气油比曲线呈双台阶状上升，拐点分别位于0.4 HCPV、1.4 HCPV，反映了裂缝和基质—裂缝2类气窜通道的形成。凝析油采出程度的增加主要位于注气阶段，后续衰竭阶段相比直接衰竭开发的增加幅度较小。结合注气PVT实验，认为注气提高驱油效率的机理主要为保压和驱替。注气时机方面，无裂缝储层的高压注气效果显著优于低压注气，但对裂缝储层影响不大。对于纵向波及程度，无裂缝储层的隔夹层遮挡对重力分异存在一定的阻碍作用，但重力驱特征整体上较为明显，顶部气驱程度最高；裂缝潜山高角度裂缝发育，阻碍了注入气在注采井间的横向运移，重力驱特征相对较弱，未形成明显低饱和度区，中部气驱程度最高。研究将对潜山裂缝型凝析气藏注气开发方案设计及动态跟踪调整提供有效指导。

四川盆地磨溪地区龙王组气藏开发资源潜力大，但气藏储层非均质性强，气水关系复杂，不同水侵模式下的水侵主控因素尚不明确，水侵形势日趋严峻造成部分储量难以有效动用，进而影响气藏采收率。以安岳气田磨溪开发主体区块为主要研究对象，基于岩心、薄片、常规及成像测井、地震及生产动态等资料，划分了产水井类型，动静结合厘定了不同井区水侵主控因素及水侵规律。研究结果表明：①依据产水特征，可将产水井划分为快速上升型、缓慢上升型、稳定型和复合型，4种类型产水井产水特征明显不同。②不同产水类型井水侵受裂缝发育程度、溶洞型高渗层分布、构造因素和储层连通性耦合控制，产水快速上升型受裂缝发育程度主控，缓慢上升型受溶洞型高渗层分布主控，稳定型产水井储层较为均质，复合型受多种因素共同控制。③不同主控因素影响下，不同井区表现为不同的水侵模式：MX009?3井区水侵模式为裂缝水窜型，水侵速度快，产水量高；MX8井区水侵模式为高渗层指进型，产水量快速上升而后趋于稳定；MX10井区为视均质储层，水侵模式为边水舌进型，边水推进相对均匀；MX204井区位于气水过渡带，表现为底锥横侵型。研究成果可为提高气藏采收率以及开发技术政策的调整提供地质指导，为同类型有水气藏水侵规律研究和开发评价提供借鉴。

围绕非均匀水侵导致裂缝—孔隙型气藏采收率低这一共性难题，以典型气藏地质模型为基础，研发大型二维物理模拟模型，建立裂缝—孔隙型气藏大型物理模拟实验方法及其装置，开展了气藏水侵规律及对采收率影响和排采优化提高气藏采收率物理模拟实验，研究了水体倍数、配产高低对气藏水侵规律及采收率的影响，探索了排水时机、排水规模、排水方式等对提高气藏采收率的作用。结果表明：①作用于单井的水体倍数和气井配产高低对水侵前缘推进速度、水侵波及特征以及气藏采收率影响均十分显著，开发过程中应合理部署井网和控制气藏采气速度从而降低水侵伤害程度；②排水时机、排水规模、排水方式等技术措施对提高气藏采收率效果影响显著，应根据气藏实际条件制订合理的优化方案。研究成果对类似气藏制订控水开发提高采收率技术对策具有指导意义。

碳酸盐岩气藏是中国天然气增储上产的重要领域，其储层物性下限的确定是勘探开发各个阶段的重要研究工作之一。目前国内确定碳酸盐岩气藏储层物性下限的方法零散，缺乏系统性，与实际矿场应用之间存在一定矛盾。针对这一问题，系统总结和扩展了储层物性下限的概念，提出储层物性下限系统研究新理念。新理念整合了岩心分析、测试分析和动态分析3类研究之间的关系，并分别论述了目前这3个方面各项方法的研究现状和存在问题。围绕碳酸盐岩气藏储层物性下限确定的需求和矛盾，提出系统研究储层物性下限的原则以及物性下限确定的系统性、不同井型和储层改造工艺对物性下限的影响、动态分析结果确定储层的物性下限值3个方面的研究建议，以期提升碳酸盐岩气藏储层物性下限研究的科学性、有效性和矿场应用的广泛性。

四川盆地川西坳陷新场构造带须家河组二段（须二段）气藏气水关系复杂，已成为制约气藏高效开发的主要因素之一。通过分析该气藏气水分布特征，从构造、盖隔层分布、储层特征和油气运聚模式等方面，对气藏的复杂气水关系主控因素进行了研究。结果表明：新场须二段致密气藏气水分布横向上主要受储层强非均质性影响，储渗体间连通性差，局部构造高点和断缝体是油气聚集有利部位；纵向上被区域盖层和连续分布的隔层分隔为须二上亚段和须二中亚段2套相对独立的气水系统；受储层低孔低渗及孔隙结构差影响，每套气水系统都有较厚的（25~170 m）气水过渡带；储层强非均质性、盖隔层和断裂等多方面的影响导致2种气水分布模式，其中：断缝输导模式在须二上亚段具有较厚的气顶，底水主要分布于须二中亚段底部；源储接触模式在每套气水系统中均呈现为薄气顶、厚气水过渡带、底水的分布特征。气水分布模式的建立为该气藏的避水开发提供了依据，并指出构造相对高部位、近烃源断层、区域盖层及隔层下的气顶是开发的首选目标。

在致密砂岩气井压裂液返排和早期生产阶段，由于支撑剂回流和储层压降易于造成裂缝不同程度的闭合，从而导致产能的部分损失。为了分析这一关键问题，提出了用于预测压裂液返排和致密气藏早期开发产能的渗流—地质力学方程组完全耦合的半解析数学模型及求解方法，该方法可用于捕捉裂缝的动态行为并获取相关重要参数，以优化致密气开发策略。其中，结合致密气井普遍产水的矿场实际，建立了裂缝系统气水两相渗流方程组；根据裂缝表面不同受力关系，分别建立了人工裂缝与天然裂缝的力学方程，采用了裂缝开度与作用于裂缝壁面的接触应力间的非线性关系描述裂缝闭合；以迭代耦合方式求解渗流—地质力学耦合系统，采用了有限差分法对裂缝内流动求取数值解，获取裂缝的传导率初始分布，通过位移不连续法计算裂缝开度变化，并在渗流方程组中更新迭代以得到气水两相的流体压力与饱和度分布。将该模型与经典解析解及商业模拟软件的计算结果进行对比，验证了解的准确性。将其应用于鄂尔多斯盆地东缘某致密气田的实例井分析，研究表明：在返排及开发早期阶段，裂缝开度随着缝内压力降低而逐渐减小，在井筒射孔点、裂缝相交处、裂缝尖端更容易趋于闭合；由于裂缝成因不同，人工裂缝与天然裂缝有着不同的闭合机制，受支撑剂作用的影响，人工裂缝闭合程度要明显小于天然裂缝；通过拟合实测生产历史数据，能有效评估裂缝的关键参数。该研究对于综合利用早期生产数据准确预测气井产能及控压生产理念的提出具有重要的理论和现实意义。

针对碳酸盐岩气藏储层非均质性强、井/井组间连通关系不明确的问题，基于具有补给的气藏物质平衡方程，建立多井组物质平衡计算数学模型，引入连通传导率概念，通过逐次替换法考虑井组间的不稳定窜流供给，采用Newton⁃Raphson非线性迭代算法对模型进行数值求解；运用粒子群算法拟合各井组地层压力，反演各井组动态储量及井组间连通传导率，最终形成基于物质平衡的非均质气藏井组间连通性定量评价方法。为验证该方法的准确性，建立了具有2口井的气藏数值模拟模型，设置不同生产制度、井组间渗透率及储量规模，分别采用提出的方法进行拟合反演，结果表明，反演传导率值与实际值间误差小于8%，井组间累积供气量计算值与实际值符合程度较好，满足工程应用的要求。最后，运用提出的方法精确拟合了四川盆地磨西地区龙王庙组气藏某井区7个井组地层压力，反演井组间传导率，厘清了井组间供气方向，为气藏精准调控技术政策的制定提供了依据。

气藏动态储量是气藏开发方案编制和气藏评价的重要依据之一。为提高气藏动储量估算的一致性和准确性，以某整装小断块气藏为研究对象，对物质平衡法和现代产量递减法等7种单井动储量估算方法进行了对比评价和敏感性分析，并提出了分析中可能会遇到的几种问题。同时研究了井间干扰对动储量估算的影响，并比较了单井累加法和多井Blasingame法在区块动储量估算中的准确性。结果表明，对于单井动储量估算，现代产量递减法操作简单、估算结果稳定、平均误差小于1%，相比之下，常用的物质平衡法在直线段拟合上缺乏稳定性和准确性。因此，推荐使用现代产量递减方法进行单井动储量估算。其次，对于区块动储量估算，多井Blasingame法是一种有效解决井间干扰的方法，只需使用一口井即可估算整个区块的动储量。使用该方法对10口井进行全区动储量估算，结果显示10口井各自得到的区块动储量均收敛于一个值，即断块动储量。最后，探讨了井控范围内的采出程度。针对采出程度低的井，建议保持气藏压力、提高气体的膨胀性以提高采收率。

随着国内外页岩气的规模开发，越来越多的页岩气储量资产走向国际资本市场，气井最终可采量（EUR）的计算成为热点，但仅凭气井投产初期有限生产资料难以判断储层压裂改造效果，导致气井EUR计算误差大，无法判断勘探开发投资效益。为此，建立“校正气井产量百分位典型曲线预测法”，即运用流动形态法筛选井区内处于生产中后期气井作为样本井，根据样本井历史产量与EUR分布建立校正的产量百分位典型曲线，以此曲线实现井区内投产初期气井EUR的准确计算。研究结果表明：①运用流动形态诊断方法定量确定生产阶段，能够显著提高生产中后期气井EUR计算精度；②校正的产量百分位典型曲线能够代表井区气井的产量发展趋势，能显著提高投产初期气井EUR计算精度。因此，“类比”为页岩气投产初期EUR计算方法的关键，其能够定量确定井区内气井生产阶段，并通过“EUR百分位图版”与“产量百分位典型曲线”将生产中后期气井的生产规律合理类比应用于投产初期气井EUR的计算，方法可靠度高。研究提出的基于EUR百分位图版与产量百分位典型曲线的气井投产初期EUR计算方法，填补了这一领域技术空白。

致密凝灰质砂岩作为一种特殊的致密砂岩类型，其孔隙结构、孔隙度—渗透率配置关系与普通致密砂岩相比有较大差异，沿用常规传统致密砂岩储层分类方法难以满足该类储层分类评价的需要。以松辽盆地南部德惠断陷营城组致密凝灰质砂岩为研究对象，以核磁共振和压汞实验为主要手段，探究了致密凝灰质砂岩储层孔隙结构特征，分析对比了其与常规致密砂岩孔隙结构的区别。运用相关性分析法，综合考虑储层的渗流能力和有效储集能力，优选出R₅₀（进汞饱和度为50%时所对应的喉道半径）和可动流体饱和度，建立针对致密凝灰质砂岩的储层分类标准。结果表明：该区优质储层主要发育粒间、粒内溶蚀孔等较大尺度有效孔隙，具有明显偏右的T₂谱峰值，可动流体饱和度较高；储层主要发育凝灰质溶蚀孔、晶间孔等小尺度孔隙，具有明显偏左的T₂谱峰值。以高压压汞和恒速压汞为手段分析孔隙结构特征，识别出大孔—细喉、中孔—细喉、中孔—微喉和小孔—微喉4类典型压汞曲线，对应的凝灰质含量逐渐升高，分析认为凝灰质堵塞关键喉道进而降低渗透率是造成孔渗相关性差的主要原因。结合微观评价参数对致密凝灰质储层和常规致密储层进行对比，发现致密凝灰质储层发育更多小孔，孔渗相关性比常规致密储层更差，核磁共振T₂谱与压汞曲线显示出凝灰质储层的有效储集能力和孔隙连通性都不如常规致密储层。运用R₅₀与可动流体饱和度新建储层分类标准，将致密凝灰质砂岩储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层和干层，分类结果与现场试气结果吻合度较高。

鄂尔多斯盆地苏里格气田发育典型的致密砂岩油气藏，其中苏39区块位于伊陕斜坡和天环坳陷交界部位的气水过渡带上，气水关系复杂，深入探索苏39区块的气水分布关系，对致密砂岩气藏的有效开发具有重要意义。综合试产、测井、储层以及地质背景等资料，系统研究了苏39区块致密砂岩气藏太原组（P₁t）—盒8段（P₂h₈）气水分布关系，总结了气水分布关系的主控因素，划分了气水分布模式。研究结果表明：根据含气水特征、气水分布产状、储层物性特征、测井解释以及产能情况，可以将研究区气水分布关系划分为纯气型、气水同层型、上气下水正常型、上水下气倒置型和纯水无气型5种。研究区气水分布关系主要受生烃强度、源储距离、局部构造、断层以及储层物性和非均质性的影响。生烃强度控制了气水分布的范围，源储距离影响气水的纵向分布；断层沟通了烃源岩和储层，对于气水有一定的调整作用；区域构造起伏对气水分异有一定的影响；储层物性控制储层局部的气水分布，储层非均质性影响着气水纵向分布关系。根据不同源储组合的差异，分别建立了源储一体（源内）型和源储相邻（近源）型2种致密砂岩气水分布模式。

煤层气开发中，流入动态是制定合理排采制度的重要依据，能够最大化延长稳产时间，提高最终产量。针对目前无井底压力与多因素的显式方程来评价非稳态流入动态的问题，采用理论推导和多因素拟合方法，建立了井底压力与时间、应力敏感系数、表皮系数、总产量、启动压力梯度的显式计算模型，同时结合生产数据对模型进行验证，并对井底压力的影响因素进行分析。结果表明，从初始生产阶段到压力稳定阶段，所建模型的准确率可达82.3%~94.76%，可有效评价多种因素对产量和井底压力的影响程度，为优化排采制度提供了技术支持。

气藏描述是气田开发地质的核心任务，气藏描述过程中静动态资料相联系的程度决定着气藏描述水平的高低。针对传统气藏描述因“地质是开发的内因”和“静动态资料结合”技术理念存在的气藏描述瓶颈，提出了“静动态资料整合”技术理念，明确了“静动态资料整合”的内涵以及“静动态资料整合”的关键点。研究结果表明：①“静动态资料整合”即在静动态资料结合、融合的基础上，关注关键细节上的静动态资料的对应或定量关系，实现基于整体观框架下静态描述和动态描述的统一与综合，包含静动态资料结合、融合和整合3个阶段；②储层改造后的结构描述、不同类型储层气井的产能评价、气井产能及其主控因素，以及基于动态分析描述气藏数值模型渗流场是“静动态资料整合”技术理念的4个关键方面；③结合四川盆地川西北区块栖霞组、安岳气田震旦系、磨溪地区雷一¹亚段等领域气藏描述的探索，提升了气藏描述中储层结构、产能、产能主控因素以及精细数值模拟4个方面的可靠性和矿场实践性。研究结果奠定了“静动态资料整合”技术理念和应用思路，为四川盆地已开发气田的科学开发提供了技术支持，并可促进气藏描述水平的快速发展，对保障国家能源安全具有重要的指导意义。

随着近年来海上气藏勘探深度的增加，越来越多的超高温高压凝析气藏被发现。这些高温高压凝析气藏在生产后期凝析水产量大幅上升，给生产动态分析和地面凝析水的处理增加了难度。针对南海异常高压高温凝析气藏的3个井区开展了开发过程中PVT水气比变化实验，和随气藏压力下降时长岩心中地层水蒸发实验，对比了3个井区随气藏压力下降时凝析水气比的差异，讨论了地层温度下PVT测试和长岩心测试所获得的凝析水气比的变化特点，分析了模拟储层条件的长岩心中地层水蒸发比PVT筒中高的机理，建立了预测高温凝析气藏凝析水气比的模拟方法，并进行了实例对比验证。研究表明：高温高压凝析气藏地层中水蒸发比PVT筒中高的根本原因是储层中微小孔径使凝析气各组分的临界性质受孔径影响发生了偏移，不仅会导致在多孔介质中凝析气的两相区收缩，而且使地层水的饱和蒸汽压升高，使地层水向凝析气中传质增强；所建立的高温凝析气藏地层水蒸发模拟预测方法可以准确预测凝析水产出变化。

针对鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏岩石致密、非均质性强、常规压裂工艺形成的裂缝形态单一而无法实现储层立体改造，开展了非常规压裂技术多簇压裂裂缝均衡起裂及延伸行为规律研究。利用大尺寸真三轴模拟实验系统，基于量纲分析法（π定理）物理模拟实验相似准则设计，经多次实验配比、养护、力学测试等方法，得到了与目标层位相近岩石力学参数的人工养护岩体，利用30 cm×30 cm×30 cm的人工试样系统开展了非常规体积压裂物理模拟实验。以常规压裂工艺为参照，通过改变实验条件及设计参数，模拟了水力脉冲预处理、簇间暂堵、限流法、循环加卸载和脉冲间歇压裂5种非常规体积压裂工艺下的压裂裂缝均衡起裂与延伸行为，明确了不同压裂工艺对应的多簇压裂裂缝均衡起裂及扩展延伸规律。对比常规压裂对压裂裂缝存在应力干扰而抑制其扩展，5种非常规体积压裂方法均能减小多簇压裂裂缝间的应力干扰，有利于裂缝均匀起裂扩展，获得复杂裂缝和更大的改造体积，其中簇间暂堵压裂工艺获得复杂缝网的效果最好。形成并完善了体积压裂多簇裂缝均衡起裂与延伸控制技术，有助于提高非常规致密油气藏整体改造、立体动用程度。

针对含水砂岩气藏储量动用规律认识不清这一难题，采用长岩心多点测压物理模拟实验方法及装置，选用渗透率分别为0.047×10^-3 μm²、0.064×10^-3 μm²、0.154×10^-3 μm²、0.175×10^-3 μm²、0.602×10^-3 μm²、1.74×10^-3 μm² 6个渗透率级别天然基质岩心，开展了含水饱和度分别为0%、30%、40%、50%、60%、70%左右条件下系列衰竭开采物理模拟实验，研究了储层基质渗透率和含水饱和度大小对储层瞬时产气量、压降波及特征，以及不同开发阶段（稳产期末、废弃条件和极限条件）储量动用程度（R）的影响。结果表明：①储层基质产气能力和储量动用程度受储层基质渗透率和含水饱和度双重控制，但在气藏开发不同阶段其敏感界限值不同，应高度关注开采过程中不同渗透率储层的含水饱和度变化特征，尽可能要将含水饱和度控制在临界值范围内才能实现有效动用；②依据废弃条件下储量动用程度特征图，以储量动用程度分别为60%和80%对应的储层渗透率和含水饱和度为指标，构建了一套储量动用分级评价界限图版，划分出优先动用、条件动用、潜力动用3个层级，明确了各层级对应的储层参数界限，可为现场优质储层优先和确定储量动用序列提供前瞻性指导。

中国石油长庆油田分公司以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（长7段）富有机质泥页岩层系中的重力流砂岩薄夹层为目标，实现了陆相低压淡水湖盆夹层型页岩油的规模效益开发，发现并探明了10亿吨级庆城页岩油大油田，累计提交探明储量10.52×10⁸ t，率先建成了中国第一个百万吨页岩油整装开发区。随着产建规模不断扩大，地质体差异明显，单井初期产量低且递减快、采收率低、开发成本高等问题越来越突出。通过多年的矿场实践，提出了页岩油开发中的关键科技问题，并根据系统分析提出了合理建议。页岩油水平井钻遇率可分为纵向钻遇率及横向钻遇率，提高优质储层纵向、横向钻遇率是提高单井产量的重要举措；水平井部署时可优先考虑优质储层的延伸方向，提高优质储层的钻遇率；压裂液弹性能对采收率贡献占比相对较低，储层改造不能过度强调大砂量、大液量、大排量，要充分考虑井距、纵向隔夹层分布、裂缝发育情况，优化压裂规模、施工排量等参数；烃源岩品质变化和成岩作用的强弱是造成砂体含油性差异的主要原因，影响有利区选取及优质储层分布；前置CO₂增能体积压裂增能效果明显，是降黏提高采收率的有效手段。深化地质综合研究，明确页岩油差异成藏主控因素、精细刻画三维甜点展布、探索更加有效的开发方式，是保障长庆油田页岩油高效开发的重要举措。

多层合采是鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏目前开发的主要方式，致密气、水层层间是否存在干扰、如何表征是气藏能否有效开发需要关注的重要问题。通过设计裂缝沟通的层间合采物理模拟实验流程和方案，开展了不同层间组合模式的开发模拟实验。结果表明：致密气、水层多层合采过程中，无论是只射开气层，还是同时射开气、水层，都普遍存在层间气、水交互越流的现象，从而产生层间干扰，降低气藏采出程度。基于此提出致密砂岩气藏多层合采层间干扰指数概念，并运用多元线性回归方法拟合得到干扰指数模型。干扰指数决定于储层物性的好和差，含水饱和度越高、水层与气层渗透率比值越大（大于临界值1），层间干扰出现得越早，干扰指数越大。最后基于干扰指数模型，建立致密气藏气井产能评价新方法，气井实例计算结果表明，干扰指数曲线可以有效描述气井的层间干扰动态，基于干扰指数模型的产能评价方法计算的气井产能和生产动态与生产历史基本一致，证明了干扰指数模型的有效性与准确性。因此，干扰指数模型可以有效预测苏里格致密砂岩气藏气井的产能和生产动态。研究成果对于苏里格致密砂岩气藏的高效开发具有重要的理论指导和实践意义。