世界10个产气大国中仅有美国、俄罗斯和伊朗年产量达2 500×10⁸ m³或更多，预计2025年中国年产气量将达到2 500×10⁸ m³。中国天然气工业大发展有3个依据：①天然气资源丰富而探明率低，仅为8.6%，具有更快发展的资源优势；②过去35年，天然气产量持续增长，具有更快发展的增长优势；③2006年以来，天然气剩余可采储量逐年上扬，具有更快发展的储量优势。近10年的天然气年产量增长率、天然气剩余可采储量和天然气储采比都支持中国2025年年产气量达2 500×10⁸ m³。最后提出中国“十四五”加快天然气勘探开发的建议：①开辟鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系页岩气勘探开发新领域；②攻克3个（北天山山前坳陷、柴北坳陷和西湖凹陷）隐伏煤系潜在大气区；③加速已探明的陵水17?2气田等探明地质储量1 000×10⁸ m³以上的7个大气田的开发；④增加气井和超深层探井的钻探。

国内天然气产量是中国天然气产业布局的基础，预测中国天然气中长期产量趋势对天然气产业发展具有重要意义。对比中美两国天然气发展特点，常规与非常规天然气并重发展的趋势是一致的，而中国非常规天然气对常规天然气主动接替的格局更加明显，更加主动。详细梳理了中国天然气发展在资源特点、开发技术、开发效益、组织与管理及安全环保等5个方面面临的挑战，探讨勘探开发理论技术进展与发展方向，评价常规与非常规天然气勘探增储和开发上产潜力；预测2035年常规天然气产量维持在1 350×10⁸ m³，非常规天然气产量上升至1 160×10⁸ m³，加上溶解气90×10⁸ m³，中国国内天然气总产量将达到2 600×10⁸ m³。这一认识可为中国能源结构调整以及进口管道和储气库建设战略布局提供决策参考。

页岩气储层低孔低渗，需用水力压裂等方法进行储层改造方可获得经济产能。储层改造中裂缝的形态和分布对体积改造效果至关重要。为了研究压裂裂缝的模拟方法，系统调研和对比了储层水力压裂模拟常用方法，开展了扩展有限元模拟，研究表明：①水力压裂物理模拟实验能够直观观测裂缝的形态及展布特征，但因试样尺寸等问题难以代表实际储层压裂情形；②常用的数值模拟方法有边界元法、非常规裂缝模型、离散化缝网模型和扩展有限元法等，这些方法各有优缺点，需做有针对性的改进才能更好地模拟真实页岩储层压裂情况；③应用扩展有限元法模拟水力压裂和分段顺序压裂过程中裂缝的延伸情况，得到射孔方向与最大水平主应力之间夹角和诱导应力对压裂裂缝的影响，夹角越大，裂缝偏转角度越小，偏转距离越大，初始破裂压力越高，裂缝稳定延伸的压力也越大，而诱导应力的存在会抑制压裂裂缝的延伸。对实际压裂工程中射孔方向的选择和分段压裂射孔间距的设计具有指导意义。

井位优化部署是提高油气藏开发效果、降低开发风险、实现规模效益开发的重要环节。页岩气井达到峰值产量后即快速递减，由此需要大量、持续钻井才能满足气区上产或稳产需求，故不可能实现一次井网，主要采用优选有利区、滚动建产方式。以美国第三大页岩气产区Haynesville为例，通过窗口分析技术深入剖析2008—2017年约3 500口气井的井位部署过程，总结井位部署与优化实施策略。研究发现：Haynesville页岩气产区开发历程划分为探索期、区域拓展期和成熟期3个阶段，不同时期采取不同的井位部署策略；同时每个窗口内并非 “地毯式”连续布井，而是通过早期分散式单井评价，后期滚动井组或单井建产的开发布井方式，降低开发风险。Haynesville页岩气开发井位部署与优化策略，对中国页岩气开发整体部署规划、分步实施策略以及风险管控具有一定的指导与借鉴作用。

在多簇密集切割压裂情况下，多缝间诱导应力干扰现象严重，使得优化射孔簇参数促进多簇均衡改造变得尤为重要。采用耦合岩石变形和流体流动的多簇限流射孔裂缝扩展模型，结合裂缝形态定量评价指标，展开限流射孔参数对裂缝扩展影响规律研究。结果表明：段内六簇射孔压裂时，密集切割使得多簇间诱导应力场影响区更为复杂，高孔密、均匀布孔时多裂缝非均匀扩展严重，应力阴影效应对段内中部裂缝延伸抑制明显。小孔径等孔径射孔及低孔密限流射孔策略可有效促进段内多簇裂缝均衡扩展；且非均匀限流布孔时，保持段内总孔数不变，增加段内中间两簇布孔数，同时降低段内两端孔数的限流射孔策略可有效优化裂缝形态，提高多簇射孔簇效率。

页岩气井距设计与优化是评价页岩气开发效果的重要指标。在理论认识的基础上，根据类比法、数值模拟、经济评价方法论证，形成了从井间干扰模拟、动态数据诊断到多井生产模拟、井距优化的完整工作流程：①通过建立压力探测边界传播模型，模拟不同连通条件下井间干扰响应程度；②基于井间干扰响应规律，根据气井生产动态数据演绎识别、诊断井间干扰；③以地质解释和动态分析结果为基础参数，建立气藏体积压裂多井数值模型，模拟气田生产动态，结合净现值模型优化井距。以长宁国家级页岩气示范区宁201井区为例，模拟表明，减小井距可使得井间干扰提前发生，同时也提高区块整体采收率；基于目前的压裂规模和参数体系，300~400 m井距可进一步优化至260~320 m，单位面积内井数增加20%~30%，区块储量采收率提高10%左右；区块整体净现值随着生产年限不断增加，但对应的最优井距结果不随生产周期的改变而改变。

鄂尔多斯盆地长7段陆相页岩油储层孔渗小，连通性差，通过单纯的水驱作用难以采出，盆地页岩油的开发主要通过大规模体积压裂增加油水置换面积进而增加采收率。开发实践与室内实验证明，储层流体与井筒流体之间存在渗吸置换现象，且通过油水渗吸置换采出的页岩油占比为15%~40%，为页岩油的有效开发提供了新的思路。通过岩心外边界敞开实验，对比不同渗透率岩心的吸水排油能力，定量研究孔隙半径、界面张力、岩心渗透率等因素对渗吸置换有效性的影响。实验显示，小于10 μm的孔隙中采出的原油占渗吸采油量的56%~80%；当界面张力为1.18 mN/m时，页岩油储层的渗吸采收率最大；在界面张力较小（小于2 mN/m）时，渗透率与渗吸采收率成正比关系，而当界面张力大于4 mN/m时，渗透率与渗吸采收率没有明显的相关性。

随着川南页岩气勘探开发快速上产，威远页岩气开发不断深入，需要井间加密提高动用储量，利用现有生产井对规划的加密井进行最终可采储量（EUR）评价成为现实问题之一。应用现代产量递减分析方法评价了威远成熟区生产井EUR并建立其概率分布，应用概率法评价规划加密井EUR，认为从单井EUR统计规律来看威远页岩气开发已经进入成熟阶段，可在威远区块使用概率法开展EUR类比，评估加密井EUR；采用概率法评价W204井区加密井的EUR目标风险和开发风险较小，表明井数越多EUR不确定性越小；在页岩气开发成熟阶段，使用概率法可以更加可靠地预测单井EUR和降低项目不确定性风险。利用概率法评价加密井EUR和气田EUR的结果和方法可以为其他类似地区提供借鉴和参考。

中国致密砂岩气资源丰富、分布广泛，但储层非均质性强，单井产量低，有效开发难度大。为提高致密砂岩气单井产量和储量动用程度，探索致密砂岩气藏多层系高效立体开发模式，以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气示范区盒8段、山1段等多套含气层系为例开展了研究，提出了一套致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术体系。首先，针对致密储层特征，通过利用三维地质建模与三维地震资料对各小层砂体空间展布进行精细刻画和含气有利区评价；其次，优选水平井开发主力层位和落实水平井部署有利区，整体部署盒8段、山1段2套水平井井网，进行多层系立体水平井开发；第三，应用地质—地震综合水平井地质导向技术，有效提高了气层钻遇率。基于该技术开发体系，完钻的多层系水平井气层钻遇率较邻近区块提高了10%以上，试气平均无阻流量达到87.3×10⁴ m³/d，实现了致密气藏的高效开发。

蜀南地区作为我国页岩气商业开发示范区，勘探开发前景良好。为了解决页岩气单井产能差异大、部分产井低能低效的问题，从X区块实际产气效果出发，结合页岩测井解释数据、X⁃射线衍射、岩石有机碳分析和储层物性等资料，对页岩气产能的影响因素进行分析，确定页岩气工业建产区地质选区评价指标；根据研究区目前开采深度，以8.0×10⁴ m³/d作为页岩气工业油气流下限，探究相应地质评价指标的下限标准。研究表明：①优质储层钻遇率、TOC、有效孔隙度、脆性指数对页岩气产能的影响作用比较显著，可以作为页岩气工业建产区选区地质评价的关键指标；②页岩气产能与页岩总含气量没有十分必然的联系，而与游离气含量及游离气占比呈现十分明显的正相关关系，因此页岩游离气含量和占比可作为页岩工业建产区的选区评价指标；③相比于BI_mer和BRMC4指数，BI_bm指数能够更好地指示页岩脆性；④要达到工业油气流下限标准，建议优质储层钻遇率至少要达到65%、TOC含量要达到3.3%、孔隙度要达到3.5%、含气量要达到3.0 m³/t，其中游离气占比要达到60%以上，即游离气含量要达到2.0 m³/t、BI_bm指数要达到0.5。

受储层特征、水平段长度、压裂规模等多种地质因素和工程因素影响，庆城油田长7段页岩油体积压裂水平井单井产能存在较大差异，然而主控因素不明确。为此，以庆城油田180余口水平井为样本，采用灰色关联法、随机森林算法系统分析了地质、压裂施工等参数对产能的影响程度，明确单井产能的主控因素。研究表明：孔隙度、含油饱和度、脆性指数、有效水平段长度、压裂段数、单段加砂量、入地液量是影响页岩油水平井单井产能的主控因素。基于上述认识，优化了地质井位部署和压裂施工参数，对低油价背景下页岩油的高效开发具有较好的指导意义。

鄂尔多斯盆地长7段页岩油主要发育陆相半深湖—深湖重力流沉积，具有单砂体厚度薄、横向连续性差、非均质性强、储层致密、地层压力系数低等特征，与北美海相页岩层系相比，具有独特性，开发难度更大，陆相页岩油能否成为保障国家能源安全的重大接替领域，成为关注的重点。经过多年的攻关研究与现场实践，基于鄂尔多斯盆地长7段页岩油强非均质、低压等的独特性，提出了长7段页岩油“体积开发”理论，通过页岩油水平井多段压裂形成复杂缝网系统，形成了多尺度人工裂缝与基质间的非线性渗流和渗吸置换的复合渗流模式，大幅度改善了储层流体渗流环境，构建了“人工油气藏”；以“体积开发”理论为基础，创立了以“长水平井、小井距、大井丛、立体式、细分切割体积压裂”为核心的体积开发关键技术，使长7段页岩油得到商业化开发，快速建成了年产量达100×10⁴ t的页岩油开发示范区，对国内陆相页岩油气资源的整体动用，能够提供较好的理论依据和技术支撑，起到了引领示范作用。

昭通页岩气国家级示范区开发的主力目标层位为厚约5 m的下志留统龙马溪组海相页岩，具有靶窗较小、构造起伏大、微断层发育等特点，实钻井眼轨迹存在脱靶和出层的风险。通过分析该区水平井地质导向过程中出现的技术难点及其原因，从着陆入靶导向和水平段地质导向等关键环节入手寻找出解决上述难点的办法：①优化地质导向建模方案，消除传统建模理论在建立和修正模型过程中存在的3点不足，提高了导向模型预测着陆点的精准度，保证井眼轨迹平滑入靶，避免提前入靶或延迟入靶，造成井轨迹不平滑，呈“V”型或“阶梯”型；②采用地震预测技术，提前预测井眼轨迹偏移方向，应用元素录井+随钻伽马技术、蚂蚁体工程预警技术，准确判断钻出储层情况，解决了在水平段导向过程中钻头位置多解性、钻遇断层及挠曲等3类难题，确保钻头在水平段的精准穿行，并采用“抓大、舍小”策略调整井眼轨迹的思路，有效保障了水平段优质储层钻遇率和轨迹平滑。

以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组致密储层为研究对象，利用真实破裂过程数值模拟平台RFPA软件，研究压裂过程中致密储层井周裂缝的扩展和延伸规律。在此基础上，研究了岩石力学特性以及水平主应力差对地层井周裂缝延伸规律的影响，并利用灰色关联法定量分析各因素对压裂效果的影响程度，以及结合层次分析法构建储层的可压裂性评价模型。结果表明：水平主应力差越大，压裂缝延伸的方向性越明显，地层起裂压力越低，裂缝延伸距离越大；随着抗压强度、抗张强度和弹性模量的增大，地层起裂压力越高，裂缝延伸距离越小，而随着泊松比的增大，地层起裂压力越低，裂缝延伸距离越大；基于灰色关联法，明确了影响压裂效果的因素由高到低排序依次为水平应力差>弹性模量>抗张强度>单轴抗压强度>泊松比；利用层次分析法构建了综合考虑水平应力差、弹性模量、抗张强度及单轴抗压强度等因素影响的储层可压裂性指数计算模型，其与无因次压裂缝缝长、面积均呈较好的正相关性；结合已压裂井试油资料，储层可压裂性指数也与采油强度呈良好的正相关性。

四川盆地震旦系灯影组气藏为古老、深层、低孔以及强非均质性的岩溶碳酸盐岩气藏，受现有行业标准在划分储集层类型上的局限，动静态资料响应不能一一对应。为此，以静态资料为基础，从开发角度对四川盆地震旦系灯影组气藏的储集层进行二次划分，明确各类储集层的动态响应特征，制订不同类型储集层气井在不同生产阶段的技术对策。技术对策包括：①明确5类储集层的生产组织对策，即缝洞I类、孔洞I类应实施高产量高油压策略，其中孔洞I类配产比优化至1/4~1/3；缝洞II类、孔洞II类、孔隙I类应实施低产量低油压策略，其中缝洞II类配产比优化至1/12~1/10，已落实储层类型的气井按此策略优化配产，并划分生产流动段、开展早期动态储量评价；②对于已投产但储层类型不明确的气井，评价气井生产是否到达稳定，初步判断储层类型，开展动态监测，落实储层细分类型，按对策①优化气井配产；③对于建产井，试油后按照静态资料分大类，投产后按方案设计配产，准确录取动态资料，为储层类型的确定做好准备。

以页岩气平台井组井间干扰影响因素为研究对象，利用数值试井分析技术，研究了不同储层基质渗透率、压裂改造参数、井间距、激动强度等参数对井间干扰的影响程度。在此基础上，掌握了页岩气水平井不同生产时间的压力分布特征，明确了井间干扰对气井最终可采储量（EUR）的影响程度，形成了综合考虑气井EUR和井控地质储量采收率的井距优化分析方法。结果表明：在天然裂缝不发育、井间人工缝网未沟通的情况下，压力波在改造区外传播范围有限，页岩气平台井组井间干扰强度一般较弱，在改造区及其附近压降程度最大，优化井距时不仅要考虑井间是否有压力干扰响应，更要考虑压力干扰的强度；天然裂缝越发育、压裂改造范围越大，则井间干扰越明显，优化井距要综合考虑天然裂缝发育程度及压裂改造范围的影响；受井间干扰影响，气井EUR随井距增加而增加、但增加幅度逐渐变小，采收率则随井距增加而下降、下降幅度逐渐增大；需要根据平台井组地质工程特征，综合考虑气井EUR和井控地质储量采收率优化井距。

页岩气已成为特低渗透储层中最重要的非常规能源之一，由于其独特的储层性质和多级水力压裂改造的共同作用，形成了复杂的多尺度流动机制。在物质平衡理论的基础上，采用五线性流模型的储层构造简化方式，依据储集容量和渗流特征关系将地层分为基质压力系统和裂缝压力系统，将具有“一井一藏”特征的页岩气井SRV分为基质压力系统和压裂裂缝压力系统，建立了一种基于物质平衡理论的页岩气井产能评价新方法，该方法能准确有效地评价页岩气井产能和地层能量的下降，证明了页岩气井裂缝缝网储集容量是真实存在的、不可忽略的。与RTA软件中的HZ Multifrac模型相比，提出的模型在涪陵页岩气田的典型生产井应用中取得了更准确的评价结果，准确匹配上了不同生产时期的实测井底流压和关井静压，能够为涪陵页岩气井合理配产制度的科学制定提供理论依据。

四川盆地高石梯—磨溪震旦系灯影组二段（灯二段）气藏开发资源潜力大，是中国石油西南油气田公司“十四五”全面上产500亿的重要上产领域。灯二段储层总体具有低孔低渗特征，局部发育高孔渗段。储集空间主要包括溶洞、溶孔、裂缝等类型，储层下部发育底水，具统一气水界面（-5 150 m）。针对此类低孔低渗碳酸盐岩气藏，需以深度酸压改造来提高单井产量，但灯二段储层存在高角度裂缝局部发育、段间应力差较小、改造段距离气水界面近等改造难点，酸压裂缝高度难以控制从而极易沟通下部水层，导致改造后产水而影响气井产能。为探究酸压裂缝高度控制方法，建立了酸压裂缝拟三维扩展模型，考虑裂缝高度延伸过程中纵向压降对缝高扩展的影响，开展了酸压裂缝高度的地质与工程影响因素模拟研究。模拟结果表明：段间应力差和酸压排量为酸压裂缝高度延伸的主控因素，且应力差对裂缝高度的影响最大，其次为储隔层厚度及工作液黏度。根据模型结果，明确了酸压裂缝高度主控因素，构建了不同储层特征的控裂缝高度酸压技术对策，优化了控裂缝高度酸压设计参数，在有效控制酸压裂缝高度的前提下，最大化提高单井产量，避免改造后见水，为底水气藏深度酸压技术提供了理论指导。

高温热激可有效缓解致密型油气层钻完井及水力压裂过程中造成的水相圈闭损害，并因诱发岩石破裂而一定程度地增加储层渗透率。然而目前关于高温热激岩样的预处理、实验程序及评价指标等方面尚未取得共识。以四川盆地志留系龙马溪组页岩储层为研究对象，建立了高温热激增渗效果评价实验流程，分别考虑干燥岩样和含水岩样的情况，开展了5 ℃/min递增温度的高温热激实验，并采用阈值温度、4 MPa围压下及原地应力条件下渗透率的增渗倍数等指标，评定了页岩储层的高温热激增渗潜力。实验结果显示：干燥页岩的阈值温度为650~700 ℃，含水页岩呈现2个阈值温度，低值为100~150 ℃，高值为450~500 ℃；高温热激后原地有效应力下，干燥页岩样增渗倍数为1.5~10.0，含水页岩样增渗倍数可达20~50。研究表明：在页岩气藏水平井+分段水力压裂开发背景下，适合应用高温热激增渗法解除水相圈闭损害并可大幅度改善气井生产行为，所推荐的实验方法和评价指标有助于客观评定页岩储层的热激增渗潜力。

深层页岩具有闭合应力高、非均质性强、流动性差等特点，体积压裂是提高深层页岩产能的重要手段。为表征体积压裂改造区非均质缝网形态及其渗透率动态变化，通过CT扫描人工造缝岩心得到二值化图像并计算分形维数，利用蒙特卡洛随机建模并统计裂缝参数，基于流量等效原理分解非均质缝网。耦合页岩气黏性流、克努森扩散、表面扩散建立单缝流量方程，通过分形理论尺度升级并结合缝宽动态变化特征，建立了非均质缝网动态表观渗透率模型。结果表明：①小尺度缝网表面扩散在地层压力大于10 MPa时可忽略，黏性流比重与地层压力成正比，克努森扩散相反；②大尺度缝网克努森扩散随地层压力增加，先增大后减小，表面扩散和黏性流呈此消彼长的趋势，小尺度缝网渗透率随地层压力增加先减小后增大，大尺度缝网渗透率与地层压力成正比；③最小缝宽（b_min=10^-7 m）不变时，最大缝宽增大10倍，缝网渗透率增大100倍，缝网渗透率与缝宽呈正比；④最大缝宽（b_max=10^-4 m）不变时，小尺度缝网渗透率低压（5 MPa）时略大于大尺度，最小缝宽对渗透率影响不大；⑤裂缝孔隙度越大，缝网分布越密集，渗透率越高。研究成果对缝网改造区的渗流特征以及不同压力、缝网尺度下渗流机理研究具有指导意义。

鄂尔多斯盆地页岩油具有压力系数低、脆性指数低、纵向夹层多以及非均质性强等特点，采用水平井体积压裂技术可以大幅度提高单井产量，但低油价下难以实现经济有效开发。以该盆地矿场实践大数据为基础，建立了体积压裂效果定量评价方法，提出了体积压裂改造策略和下步工程攻关方向。在建立水平井地质工程综合品质分段分级评价新标准和储层类型精细分类的基础之上，基于9口水平井112段产液剖面测试结果得出：I类和II类储层改造段数占比为85.2%，产出占比高达96.4%，为主要产能贡献段；III类储层改造段数占比为14.8%，产出占比仅占3.6%，贡献程度最低；应优先改造I类和II类储层，III类储层选择性改造。影响产能的主控因素依次为：油层长度、进液强度、布缝密度、脆性指数、加砂强度、渗透率、施工排量、孔隙度、水平应力差及含油饱和度。储层物质基础是获得高产能的首要条件，提高缝网波及体积是实现非常规油气产能最大化的重要途径。研究成果可为盆地页岩油水平井体积压裂优化设计提供科学依据，有力助推页岩油规模效益开发。

层理作为页岩油气储层的重要特征，对水力裂缝垂向扩展存在显著影响。通过开展理论分析，创新大尺度水力压裂模拟实验方法，以及针对现场尺度页岩油气储层实施水力裂缝形态监测，揭示层理条件下裂缝垂向扩展形态，明确裂缝穿层主控因素，为非常规储层改造工艺优化提供指导。研究表明：与层理面相交时，水力裂缝存在穿过、止裂（层理剪切或张开）和偏移3种扩展结果；实验及现场监测均证实了层理面胶结强度是影响缝高延伸的最重要因素，根据胶结强度不同既存在水平层理对缝高的抑制，也存在缝高穿过层理的情形；此外平面上天然裂缝展布形态和垂向储隔层间物性差异也对缝高延伸有明显影响。研究认识可为非常规层理条件下水力裂缝穿层工艺优化设计提供技术支撑。

致密气储层气水关系复杂，气井产能会随着气井见水而迅速降低。为明确致密气储层流体赋存与气水共渗规律，以定北区块和大牛地区块致密气储层为研究对象，采用渗吸、离心、核磁共振和气水驱替等实验方法，研究压裂过程中流体含量变化、动态分布以及生产过程中气水两相共渗规律。结果表明：在压裂过程中，致密气储层岩心对压裂液的自发渗吸先快后慢，流体先进入较小孔隙中，流体分布随渗吸时间增大而更加集中。在返排过程中，较大孔隙中的流体在返排时优先排出，存在可动流体向束缚流体的转变。同时还分析了储层物性参数与流体赋存的关系，渗吸量、返排率与岩石物性存在正相关关系。定北区块气水相渗曲线束缚水饱和度大，共渗区小，在生产过程中储层内气水两相干扰严重，见水后气相相对渗透率迅速降低。

随着涪陵页岩气田的全面开发，对页岩气井的生产动态、生产特征、开发评价的深入分析成为目前亟待解决的问题。针对常规和非常规页岩气藏的生产动态，学者们提出了不同的经典递减曲线分析方法对其进行评价。这些方法从经验到半经验和理论，均有特定的假设条件并具有局限性，不具备普遍性。通过利用实际生产数据发现的递减规律，建立了一套新的产量递减计算模型，将分析结果与经典递减模型进行对比，结果表明：①通过实际生产数据计算出的60 d、120 d、180 d对应的月递减率—生产时间的关系与幂律指数模型拟合程度较好，表明气井生产递减阶段时的递减率呈现出幂律递减；②在使用幂律指数模型对递减率建立模型的基础上，通过优化微分计算方法，将常数递减率改为变量递减率，提出了一种新的简化递减曲线模型；③新计算模型与现有的ARPS调和递减模型、HSIEH递减模型、PLE递减模型、DUONG递减模型对比，表现出了更好的拟合效果，相对误差在2%~4%范围内。

以四川盆地中部安岳气田震旦系灯四段气藏为例，针对强非均质性气藏早中期产能主控因素和开发优化技术对策不明确的主要问题，研究了气井产能主控因素的科学内涵，提出了不同阶段产能主控因素的核心要素及主要研究条目，并以6类气藏典型渗流模式为基础，明确了早期、过渡期和稳定期的产能主控因素，在此基础上提出了井位平面部署、靶体位置、改造工艺、生产井制度优化4个方面的对策建议。结果表明：①产能主控因素是指影响气井产能的主要条件，其不同开发阶段的研究对象和侧重点不同，核心要素是落实储量基础、改造区及远井区的渗流能力，主要研究条目是优质储层的关键指标及地震响应、专项试井解释等；②灯四段气藏早期、过渡期以及稳定期产能分别受优质储层发育和储层改造后裂缝系统搭配，远井区供气能力以及剩余动态储量控制，并明确了优质储层的电性特征、改造后试井及施工曲线特征、平面非均质性特征、剩余动态储量变化特征对于早中期不同阶段产能的影响；③通过实施开发优化技术对策，取得了单井产量的突破，新工艺井平均绝对无阻流量为直井的2.3倍，已投产井稳产比例从80.5%增加至95%，油压递减速度减缓，基本满足开发方案设计要求。研究成果形成系统的早中期产能主控因素及开发优化技术对策，为超深层强非质性碳酸盐岩气藏的高效勘探开发提供技术参考。

煤层气井产能预测一直是天然气工业领域试图解决的技术性难题。为探究水力压裂条件下裂隙性煤储层气渗透机理及产能规律，首先考虑其原生裂隙的几何特征对裂缝扩展规律的影响，结合经典PKN模型建立了改进的水力裂缝扩展模型；其次考虑排采过程中水力裂缝几何尺寸变化对煤储层孔隙率的影响，基于储层压力梯度动态方程建立了储层动态渗透率模型；最后运用流体质量守恒原理建立了裂隙性储层煤层气垂直井产能预测模型。运用该模型对河南焦作“三软”矿区GW试?008井进行了试验期70 d的产能计算，并与实际排采值进行对比，发现理论计算值与实际排采值动态变化曲线吻合度较高，平均日产气量分别为360.768 m³/d与381.489 m³/d，相对误差仅为6%，验证了产能模型的正确性。研究成果对我国“三软”矿区煤层气的开发利用具有重要的借鉴意义。

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。

塔里木盆地库车坳陷超深层裂缝性致密气藏边底水发育，断裂、裂缝成为水侵的“高速公路”，产生“水封气”效应，降低了气藏采收率，但目前缺乏有效评价方法。为此，在分析气藏水侵特征的基础上，建立考虑裂缝发育规模、外围水体强度两因素的裂缝性气藏水封气动态评价方法，并应用于库车坳陷3个已开发的超深层区块，静动态结合对评价结果的有效性进行验证，针对性地提出了提高气藏采收率的对策。研究结果表明：①裂缝非均匀水侵受构造部位、裂缝发育程度和缝网组合方式共同控制，可划分为3种水侵模式：核部边水沿大裂缝窜进型、翼部边底水沿裂缝侵入型、低部位底水沿裂缝/小断层快速暴性水淹型；②3个典型区块水侵替换系数在0.2~0.3之间，均为次活跃水体气藏，但水封气发生的严重程度差异大，水封气越严重，气藏采收率越低；③对于方向性贯穿大裂缝型气藏，应开展堵水现场实践；对于裂缝密度高的缝网型气藏，温和开采可以控水，早期排水可以减弱水侵的影响，从而提高气藏采收率。结论认为：水封气动态评价新方法可以为库车坳陷超深层气藏裂缝非均匀水侵动态评价和气藏提高采收率提供可靠依据并支撑库车坳陷超深层气田群控水治水政策制定和经济高效开发。

准确评价储层物性下限是深层碳酸盐岩气藏高效开发的关键环节，然而目前相关研究未能充分考虑压力变化和含水饱和度等因素的影响。为此，以四川盆地安岳气田龙王庙组深层碳酸盐岩气藏为目标，通过岩心实验研究了地层条件下孔隙结构和束缚水对气相流动的影响，建立了考虑启动压力梯度、应力敏感性以及压力变化等影响的相似转换模型，评价了无水和束缚水条件下的储层物性下限。结果表明：孔隙结构、含水饱和度和生产压差是影响储层产能的主要原因；10~50 MPa的生产压差下，无水储层的渗透率下限介于（0.420~0.049）×10^-3 μm²之间，束缚水大幅降低了气藏的产气速度，束缚水储层的渗透率下限是无水储层的2倍。该成果将为深层碳酸盐岩气藏的储层评价、产能预测和方案调整等研究提供参考。

川西北地区双鱼石区块栖霞组气藏是四川盆地发现的首个超8 000 m深高温高压气藏，是四川盆地近年来发现的又一碳酸盐岩气藏主阵地，但较强的非均质性导致高产井部署困难。在已有储层评价研究成果的基础上，结合近4年的试采动态和统计分析，采用综合分析法分析地质与产能关系，再利用模糊聚类分析方法筛选了评价指标，给出了双鱼石区块栖霞组气藏高产控制的3层评价指标体系，并用层次分析法量化分析各指标的相对重要性，确定了产能影响的主要控制因素。评价结果与当前高产井特征符合程度高，试采区外2022年新完成双探X108井、双鱼001?X9井测试日产量均超过百万立方米。结果表明，栖霞组超深气井高产主要受白云化程度、高能滩丘复合体的分布及裂缝发育程度3个因素综合控制。该认识可用于指导双鱼石试采区南部区域的生产井部署。

微重力监测技术是将叠加场转换为差异场，得到较为真实的变化场信息，其结果与单井点无关，是对油气藏整体密度及流体变化的客观描述和对油气藏整体监测，为克服解释的多解性创造了条件，其监测结果更接近于事实真相。因此，提出利用微重力监测成果对剩余气分布进行描述，并对开发井井位以及剩余气开发潜力进行评价。首先分析了含气地层在微重力异常剖面上的特征，其次建立了开发井井位评价以及剩余气潜力评价模型，最后将微重力监测技术应用到Su14加密井区，描述了剩余气平面分布，评价了Su14加密井区开发井井位和剩余气开发潜力，提出了下一步剩余气开发综合调整挖潜措施方案和对调整方法进行了指标预测，并利用Su14加密井区数值模拟结果和开发井生产动态分析结果分别验证了微重力监测剩余气分布结果以及评价模型的正确性。

以国内砂岩气藏储层岩石为研究对象，结合高压压汞与露头踏勘及气田资料数据分析，利用孔喉半径、岩心渗透率、试井渗透率、测井渗透率等指标，建立了砂岩气藏岩石微观及储层宏观非均质表征方法，研究了岩心微观孔喉、露头剖面、区块、气田4个层级的非均质性特征。结果表明：砂岩气藏储层岩石微观孔喉结构极其复杂，渗流通道由数量众多、大小各异的各类孔隙、裂缝和喉道组成，形成一种复杂的渗流网络，无论微观上还是宏观上均表现出较强非均质性。结合储层非均质性建立全直径长岩心非均质物理模拟实验模型和方法，对比研究了高渗区布井和致密区布井2种方式的开采效果，在配产均为800 mL/min条件下，井位部署在高渗区比致密区布井的稳产期长60%，稳产期结束后产量递减快，低产周期短；高渗区布井比致密区布井的地层压力下降快，表明储量可以得到更快速动用；高渗区布井比致密区布井的采出程度上升更快，稳产期末采出程度高51.2%，采收率高14.6%。研究成果对类似气藏科学开发以及采收率提高具有指导意义。

产能是评价页岩气田开发效果的核心指标，其中页岩气高压物性、超临界解吸、多重微观流动机理以及应力敏感性的综合非线性效应对产能的贡献程度不可忽略。由于前人提出的产能模型考虑的非线性影响较为单一，关于综合研究非线性因素对产能贡献的研究成果较少，因此基于常规五区复合线性流模型，耦合了气体的非线性效应和缝网应力敏感性，建立了改进的复合线性流模型并得到产能半解析解，通过实例验证产能解的可靠性和明确优化了影响产能的重要因素。结果表明：①该模型综合考虑气体产出过程中非线性效应对产量的影响，计算精度大幅提高，可合理评价预测气井中长期的产能大小；②裂缝半长越大，产能越大，应尽可能造长缝；主裂缝簇间距和导流能力过高或者过低，储层的动用程度变化不明显，主裂缝簇间距和导流能力取值可分别优选在10 m左右和\mathrm{4.0}\times {\mathrm{10}}^{-\mathrm{15}} m³左右。应力敏感系数越大，产能越低，压裂过程应优选性能优良的支撑剂或设计裂缝面滑移以提高裂缝导流能力；③水平井巷道间距和水平段长度对于提高储层动用程度效果是可观的，在实际生产中巷道间距可优选500 m，同时建议可适量部署长度2 000~3 000 m的水平井进行技术攻关。研究成果可紧密联系现场开发，合理评价预测产能及指导优化压裂设计参数以最大限度提高页岩气采收率，具备一定的理论意义和工程价值。

苏里格致密砂岩气田储层物性差、垂向上发育多层透镜状有效砂体、规模小、非均质性强，现有井网对储层控制不足，采收率偏低。井网优化调整是致密气提高储量动用程度及采收率的最有效手段之一。根据储层结构及气井生产开发效果，将气田可效益动用储层划分为3种类型，分别对应储量丰度为：>1.8×10⁸ m³/km²、（1.3~1.8）×10⁸ m³/km²、（1.0~1.3）×10⁸ m³/km²。基于不同储层条件下的密井网试验区实际生产数据，结合储层规模分析和气井泄气范围评价，兼顾开发效益和提高采收率，从采收率增幅拐点、区块整体有效、新井能够自保等方面开展适宜井网密度综合分析，明确了3类储层的适宜井网密度分别为3口/km²、4口/km²、4口/km²。苏里格致密砂岩气田剩余可动储量1.23×10¹² m³，新的差异化布井方式相比于600 m×800 m井网，可多钻井1.2万口，多建产能450×10⁸ m³，累计多产气2 000×10⁸ m³，可将采收率由32%提升至48.5%。

双鱼石区块栖霞组气藏是四川盆地西北部的超深层复杂碳酸盐岩气藏。该气藏储渗类型表征及其开发响应模式尚不清楚，制约了气藏的科学、高效开发。研究采用岩心观察和薄片鉴定等手段，在明确储集层基本特征基础上，首先利用对储层敏感性较强的常规测井曲线开展聚类分析，然后对储集层进行分类；再结合CT扫描、压汞等宏微观静态孔、洞、缝定量表征参数将气藏储渗特征划分为3类；最后基于储渗类型的静动态响应特征，形成具有针对性的开发响应模式。结果表明：①栖霞组发育4种类型白云岩储集层，其中裂缝—孔洞型、裂缝—孔隙型为优质储集层类型；②明确了储集层分类指标和优质储集层空间展布特征，进一步将气藏储渗类型划分为3类，其中一类、二类储渗特征气井为中—高产井；③形成宏观非均质型和微观非均质宏观视均质型2种气藏开发响应模式，2种模式的投产井稳产能力均较强，但生产效果存在差异，能够实现气藏科学开发。该测井—地质—开发静动结合的研究方法为同类型超深层复杂碳酸盐岩气藏储渗类型描述及开发方式优化等研究具有借鉴意义。

以柴达木盆地第四系疏松砂岩气藏为研究对象，根据气藏纵向多层强非均质、边水活跃等特征，建立多层边水水侵气藏开采物理模拟实验方法。选用气藏天然岩心进行“串并联”组合构建实验模型再现气藏多层地质特征，通过室内仿真模拟气藏衰竭开采全过程，实现气藏无水侵、水侵无绕流和水侵绕流3种情景下一井四层合采生产模拟研究。可视化监测恒压边水水体沿不同渗透率储层水侵过程，分析了气井配产大小对水侵路径及水侵前缘推进速度的影响，明确了边水非均匀水侵发生后对气藏产能、采收率以及残余气赋存特征的影响，揭示了该类气藏边水沿高渗层非均匀突进和水封气形成的机理，为该类气田制定合理控水开发措施提供依据。

根据油气井实际生产过程中普遍存在近似先定产降压、再定压降产的生产特征，开展在有界储层拟稳态阶段改用定压生产模式的产量递减模型研究，为明确油气井产量递减的渗流机理提供一种新的理论依据。依托Hiles and Mott模型，通过理论推导建立了有界储层在拟稳态阶段定压生产的产量递减模型。结果表明：该模型形式上与Arps递减模型具有一致性，但相比Arps产量递减模型，该模型更具一般性，即当Hiles and Mott指数为1时，流体渗流遵循达西定律，拟稳态阶段改变生产方式为定压生产情况下，油气井产量递减遵行指数递减；当Hiles and Mott指数在0.5~1区间时，流体渗流表现为高速非达西渗流，递减模型为幂律递减；当Hiles and Mott指数为0.5时，遵行直线递减模型；当Hiles and Mott指数大于1时，流体渗流为非达西低速渗流条件下，产量递减模型转化为双曲递减模型，并且用Arps形式表征的3个参数之间具有非线性相关性，且满足质量守恒定律，特别是当Hiles and Mott指数趋于无限大时，油气井产量递减模型无限接近于Arps递减模型的调和递减。这就为有界储层采用Arps递减模型开展油气井动态诊断赋予了渗流机理解释，解释了Arps递减模型质量不守恒和调和递减累计产量模型无界性的原因，对深入与扩展Arps产量递减模型的应用具有重要理论意义，也为利用产量递减模型开展储层参数反演提供了科学依据。

超深层碳酸盐岩气藏埋藏深、温度高，高温对多类型储层渗流能力的变化规律尚不明确。选取高石梯—磨溪区块灯四段气藏储层岩心，通过测定升温和降温过程中岩样的气体单相渗透率和不同温度下的气水界面张力及气水两相相对渗透率，得到温度对多类型超深层碳酸盐岩气藏渗流能力的影响规律。研究结果表明：在20~120 ℃范围内，随温度改变，不同类型储层岩样气体单相渗流能力均呈幂函数变化，升温过程中气相渗透率下降受气体黏度升高、白云石晶体膨胀及岩石颗粒脆化后运移的共同影响，一次升温和降温后，缝洞型岩样由于微裂缝发育渗透率不可逆程度最高为82.52%，孔隙型岩样由于小孔喉发育次之为27.63%，孔洞型岩样最低为9.46%，缝洞型岩样为温敏型岩样，孔隙型和孔洞型岩样为耐温型岩样，多类型气藏的温度上限集中在44~50 ℃附近；温度升高主要通过降低水气黏度比来提高气驱水效率和气水两相渗流能力，地层温度下的水气黏度约为常温条件下的1/3，高温条件下多类型储层的气水相渗曲线更能代表实际地层的两相渗流特征。温度对多类型超深层碳酸盐岩气藏渗流能力的影响规律可为此类气藏的高效开发提供理论依据。

裂缝发育程度是塔里木盆地超深层气藏高产及水侵主控因素，但针对不同气藏间裂缝发育模式划分及不同模式下水侵规律研究较少。为此，以塔里木盆地超深层气藏典型代表克深2、9、8气藏为主要研究对象，基于野外露头、岩心观察、成像测井、泥浆漏失、试井解释、生产动态等资料，结合水侵物理模拟实验及气藏开发实践验证，系统研究了不同气藏裂缝发育模式及水侵规律。结果表明：①克深2、9、8气藏分别发育方向型、过渡型、缝网型3种裂缝模式，裂缝发育程度、分布均匀性、连续性逐渐增高；②克深2、9、8气藏主要发育EW向高角度构造裂缝，裂缝规模、有效性、物性、无阻流量、泥浆漏失量等裂缝定量表征静动态参数均值及其井间差异程度依次增高；③气水分布主要受裂缝发育模式控制，克深2、9、8气藏气水分异程度逐渐增高，分别对应厚气水过渡带、薄气水过渡带、正常气水分异3种气水分布模式；④裂缝发育模式决定水侵速度和采收率，方向型克深2气藏非均匀水侵速度快，物理模拟水驱气效率低，气藏最终采收率低，缝网型克深8气藏水侵规律反之，过渡型克深9气藏表现居中。研究成果可为气藏全生命周期控水开发提高采收率技术的形成提供理论模型和地质指导。

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。