针对深层油气井固井水泥石在复杂温压环境下的力学响应机制不明确的问题，系统研究了养护温度与压力、实验温度与围压对G级油井水泥石力学性能的耦合影响。通过设置不同养护温度（25～140 ℃）与压力（常压与21.7 MPa）制度制备试样，结合不同实验温度（25～140 ℃）与围压条件（0～20 MPa）开展三轴压缩实验，分析了应力-应变曲线、峰值应力、弹性模量的演化规律。结果表明：养护温度的升高会降低水泥石的峰值应力与弹性模量；高压养护能显著抑制孔隙发育，提升结构致密性；实验温度的升高有助于提升水泥石在其养护温度附近的力学性能；围压的增加则增强水泥石的塑性与残余强度，且不同耦合条件下水泥石表现出阶段性演化特征。研究结果为深部地层固井水泥浆体系设计及水泥环完整性评估提供了理论依据与实验支撑。

针对玛北风城组深层致密页岩抗压强度高、可钻性差、钻井周期长的难题，开展了轴扭耦合冲击钻井参数优化实验研究，旨在明确影响破岩效率的主控因素，形成适用于该地层的冲击钻井参数匹配方法。采用复合冲击破岩效率测试装置，对目标地层岩心在定钻压、转速条件下，开展了不同轴扭冲击频率组合下的钻进实验，评估冲击频率对机械钻速、扭矩和机械比能的影响规律。结果表明，轴扭耦合冲击可显著提升钻速、降低扭矩和机械比能，其中高频扭向冲击在降扭和节能中起主导作用，轴冲与扭冲存在“轴冲促裂、扭冲解黏”的协同破岩机制。证实了轴扭耦合冲击技术在该页岩地层中具有显著的提速、降扭、节能效果，所得参数优化方法可为现场钻井设计提供理论依据，对深层硬地层钻井提速具有重要工程指导价值。

针对传统光滑平板模型忽略粗糙度对支撑剂运移影响的不足，基于分形理论，利用实测岩样轮廓修正Weierstrass-Mandelbrot函数，构建符合储层粗糙特征的裂缝模型，并通过计算流体力学与离散元（CFD-DEM）耦合方法模拟支撑剂运移与返排过程，重点研究注入孔数、砂比及粒径组合的影响。结果表明：单孔注入能量集中，砂堤平衡高度最高达3.25 cm，返排率最低；砂比由8%升至11%时，砂堤高度由2.60 cm增至3.28 cm，出砂率随之降低；70/140目、40/70目与20/40目按质量比1∶6∶3组合时，砂堤平衡高度3.28 cm，支撑剂留存率达97.64%。粗糙壁面起伏可诱导局部涡流区，增加颗粒沉降阻力并促进颗粒间力链形成，从而显著提升砂堤稳定性与近井带铺置效率。该分形修正模型与耦合方法能有效反映壁面起伏对颗粒运移的非线性作用，为页岩油压裂支撑剂工艺优化提供理论支撑。

玛北风城组深层页岩油储层地质条件复杂，压裂改造面临高地应力、强非均质性与密集纹层结构等多重挑战。以C2~C4层为对象，系统研究了玛北风城组矿物组成、纹层结构、岩石力学特性及地应力分布，揭示其对水力裂缝起裂、扩展与支撑剂运移的控制机制。研究结果表明，储层以高脆性矿物为主，石英与碳酸盐岩含量超70%，但矿物在厘米-毫米尺度变化剧烈，形成密集刚-脆性纹层与岩性夹层，增强了岩石力学各向异性与界面强度。地应力整体处于高位，水平最小主应力达80 MPa以上，水平应力差仅7.0~9.8 MPa，理论上利于缝网复杂化，但受高应力和纹层界面双重压制，裂缝纵向扩展呈阶梯式受限，缝高普遍小于20 m，难以实现多层系立体动用。人工裂缝与天然裂缝有低角度交角时可诱导分支缝形成，提升缝网复杂度，高角度交角则以滤失为主。“复合层效应”下人工裂缝穿层有效性差，裂缝偏折处宽度衰减超60%，仅当缝宽大于粒径2.7倍时支撑剂可通过，常规粒径支撑剂难以进入次级裂缝。研究揭示了玛北风城组“复合层效应”对水力裂缝扩展与支撑剂运移的控制机理，为深层复杂页岩油储层的体积压裂参数优化与缝网调控提供了理论依据，对玛北地区页岩油的高效开发具有直接的技术支撑作用。

水平井和体积压裂技术的关键突破推动页岩油气产业实现了跨越式发展，显著重构了全球能源格局。调研国内外页岩油气水平井钻完井技术的最新进展，从井身结构、旋转导向、自动化钻机、智能化钻井、高性能钻井液与防漏堵漏、压裂装备及监测技术等方面进行了全面对比分析，国内在钻井周期、水平段长度、“一趟钻”比例等方面与国外差距明显，亟需在自动化钻机、新一代导向工具、高效聚晶金刚石复合片（PDC）钻头、大扭矩螺杆钻具、体积压裂和监测等方面进行攻关，提高长水平段“一趟钻”比例和单井产量，推进我国页岩油气钻完井技术向数字化和智能化转型，为我国页岩油气革命提供技术支撑。

玛湖风城组页岩油储层埋深大、压力系统复杂、地层非均质性强，复杂的地质条件严重制约了水平井钻井的钻进效率，亟需开展钻井提速技术研究。通过岩石力学测试和全岩矿物分析，结合玛湖风城组的地质特征，系统分析钻井技术难点，在此基础上，提出井身结构优化和大钻压高效破岩两大提速技术路径，并于2025年现场完钻6口水平井，钻井提速效果显著。基于“四压力”剖面刻画，优化表层套管下深以精准封隔低压易漏层；采用复合井眼与钾钙基聚胺有机盐钻井液，将井径扩大率控制在5%以内；通过岩石力学测试明确了风城组门限钻压最大值为111.1 kN，建立基于大钻压的差异化聚晶金刚石复合片（PDC）钻头适配技术与Ф139.7 mm强刚性钻具组合优选技术，分层优化钻头参数与施工参数。研究与应用表明，该技术可有效解决玛湖风城组页岩油钻井提速难题，为深层、超深层油气资源高效开发提供技术支撑与参考。

针对我国油气对外依存度高、页岩油气规模效益开发对储层甜点精准预测与评价的核心需求，系统梳理页岩储层甜点预测与评价方法的研究进展，明确各类方法的适用性与局限性，为页岩油气勘探开发高效部署提供理论参考与技术支撑。基于国内外相关研究成果，围绕地质甜点与工程甜点两大核心维度，从岩心实验测试、测井与地震资料分析、数值模拟三类主流技术路径，系统剖析了甜点评价的核心控制因素、指标体系与技术特征。研究明确了地质-工程“双甜点”评价理念已成为行业共识，阐明了三类评价方法的核心优势，同时指出岩心实验尺度转换不确定性、测井地震解释多解性、数值模拟精度受简化假设制约等关键局限。未来页岩储层甜点评价需向多维度一体化、智能多源数据融合、多物理场耦合动态评价方向发展，以全面提升预测精准度与工程适用性。

针对深层致密/页岩油藏中常规聚丙烯酰胺压裂液减阻与携砂性能难以兼顾的技术难题，制备了一种缔合减阻剂SMAP-2000，并与常规超高分子量聚丙烯酰胺减阻剂HPAM-3000进行对比，系统评价了两种减阻剂的增黏、减阻、动态携砂及流变性能，进而构建了一套低摩阻高携砂超分子压裂液体系。实验结果表明，SMAP-2000在自来水和模拟盐水中增黏效率优于HPAM-3000，达相同表观黏度时用量显著降低；在测试黏度范围内，SMAP-2000低黏滑溜水与HPAM-3000的减阻率相近，但中、高黏滑溜水及线性胶减阻率显著高于HPAM-3000；相同表观黏度下，SMAP-2000的低、中、高黏滑溜水的动态携砂能力较HPAM-3000提高10%~16%；SMAP-2000在低剪切区出现剪切增稠现象，呈现“剪切增稠-剪切稀化-第二平台”的多级结构；30 mPa·s线性胶弹性模量较HPAM-3000提高60%~80%，具有超分子溶液特征。现场试验表明，采用SMAP-2000的试验井井筒摩阻降至1.8 MPa/1 000 m，减阻率达85%，最高砂浓度提升至400 kg/m³，单井日产油提升40%。构建的压裂液体系兼顾了减阻与携砂性能，为深层致密/页岩油藏效益开发提供了技术支撑。

针对非常规油气储层低孔低渗、天然裂缝发育等特征，系统梳理了水力压裂技术的理论与应用进展，主要围绕四个核心领域展开论述。首先，回顾了压前水力压裂数值模拟方法的发展历程，探讨了直井裂缝穿层与水平井多簇均衡扩展的主控机制；其次，分析了压中压裂施工曲线特征及砂堵形成机理，重点介绍了基于人工智能的实时智能预警技术；第三，总结了基于停泵压降分析（G函数）、微地震及动态生产数据的压裂改造体积（SRV）估算与压后效果评估方法；最后，对比了传统经验递减模型与现代数值模拟、机器学习在复杂缝网油气井产量预测中的应用优势。研究旨在为探究复杂储层压裂机理、优化施工设计以及提升非常规油气开发效益提供理论基础与参考，并指出了多场耦合精细模拟、智能预警工程适应性以及动态SRV精准表征等未来发展方向。

针对水平井水力压裂过程中分布式光纤声波（DAS）和温度（DTS）数据信噪比低，且缺乏纯净监测数据作为训练标签的难题，提出了一种融合物理约束与工程先验的自监督盲去噪方法。该方法无需预先获取无噪真值，而是利用时-深子块的棋盘格交替采样策略构造自监督训练样本，实现网络对噪声分布的自适应学习。在此基础上，针对DTS和DAS的信号特性，分别引入热传导平滑性、边缘保持及波场相干性等物理约束，并依据射孔簇位置建立空间变权损失函数，以在去噪的同时重点保护簇周关键响应特征。该方法在信噪比（SNR）与结构相似性（SSIM）指标上均优于传统滤波，去噪后的数据显著增强了进液位置的冷锋边界与声波能量条带清晰度，有效提升了压裂事件识别与簇间进液非均匀性评价的准确性。

新疆油田玛北页岩油采出液具有高矿化度、高乳化稳定性等特性，在热化学沉降与电脱水工艺中存在破乳温度高、脱水效率低、脱水能耗高、电脱水操作不稳定等一系列问题。鉴于此，以玛北页岩油采出液为研究对象，基于分子动力学模拟与室内耦合脱水工艺实验，揭示了其强乳化稳定作用机制及高效破乳方法。分子动力学模拟结果表明，胶质、沥青质与硅化合物、高矿化度盐类在油水界面通过氢键与极性相互作用形成高机械强度的刚性界面膜，显著阻碍液滴聚并，是导致采出液高度稳定的本质原因。在此基础上开展了旋流-电脱耦合工艺的室内验证实验，该耦合工艺能充分利用旋流场的预破乳效应，结果表明：70 ℃、破乳剂浓度200 mg/L条件下，经旋流预处理及电化学脱水后，采出液含水率降至0.1%以下，达到深度脱水要求。该研究为玛北页岩油的低耗高效脱水技术提供了理论依据和工艺参考。

高矿化度采出液在油气田集输过程中易发生盐析沉积，影响管道输送安全与系统稳定性。针对玛北高盐高碱油藏采出液盐析问题，基于采出液物性测试与水化学分析结果，开展盐析影响因素、单盐临界矿化度及复盐协同盐析实验研究。结果表明：玛北采出液水相矿化度约为（2.5~3.0）×10⁴ mg/L，水型为重碳酸钠型，主要离子为Na⁺、CO2-3   、HCO-3和Cl^-。降温约20 min后体系基本达到盐析平衡；含砂量1%~5%、含油量0%~40%对游离水相临界矿化度影响较小。NaCl临界矿化度随温度变化较小，Na₂CO₃对温度最敏感，是引发盐析的重要因素。NaCl-Na₂CO₃-NaHCO₃复配体系临界矿化度随温度升高整体增大，且受盐类配比显著影响。进一步建立复盐协同临界盐析模型，交互修正后D~M复配体系平均绝对误差由10.68%降至6.76%，表明复盐体系临界矿化度受Na⁺共同离子效应、碳酸盐平衡转化和高离子强度耦合作用控制。研究结果可为玛北高盐高碱采出液集输过程中盐析风险预测与工艺优化提供理论依据。

针对非常规油气储层水力压裂面临的水资源消耗、水敏伤害及环境污染难题，系统论述了超临界二氧化碳（SC-CO₂）压裂技术的致裂机理、应用现状与工程挑战。与水基压裂液相比，SC-CO₂具有低黏度、高扩散性和近零界面张力的特性，更易形成复杂裂缝网络，其“改性-增渗”作用机制为SC-CO₂通过矿物溶蚀和有机质萃取重构储层孔缝系统，同时削弱岩石强度并提高脆性，从而协同促进裂缝起裂与扩展。同时，总结了含氟/硅基增稠剂、非氟增稠体系以及SC-CO₂射流压裂和复合压裂等技术的最新进展。尽管SC-CO₂压裂在支撑剂输送、装备适配性、成本控制以及封存效率与泄漏风险量化等方面仍面临挑战，但在非常规油气“压裂-增产-封存”一体化开发路径中展现出良好的应用潜力。