CO2捕集、利用与封存是应对温室气候，实现双碳战略目标，引领全球能源体系转型升级，推进能源绿色可持续发展的主要技术。化学吸收法具有吸收效率高、处理能力大的特点，是最适合各行业大规模碳捕集的技术，其中应用最广泛最有效的是醇胺法。醇胺溶液吸收CO2后成为醇胺富液，对吸收后的醇胺富液进行解吸处理可回收醇胺溶液实现循环利用。但是在已有醇胺吸收剂捕集CO2工艺过程中存在再生能耗高、吸收剂损耗大的缺点，需要改进醇胺吸收剂使其具有高吸收效率并设计低再生能耗的可行性工艺。针对吸收剂损耗大、再生率较低的问题，设计开发新的混合醇胺吸收剂进行改进；对于再生能耗较高的问题，则对传统热解吸工艺进行改进，选择微波解吸技术。介绍了各醇胺吸收CO2的机理以及吸收CO2的特点，总结了改进混合醇胺吸收剂的依据，调研阐述了微波辅助醇胺捕集CO2的原理及特点，为工业化碳捕集与环境保护提供借鉴。
页岩气水平井多级压裂过程中套管变形（套变）现象显著，降低了储层动用率，增加了压裂成本。综合国内外学者对该问题的研究成果，对比分析了国内外页岩气水平井套管变形现状，以长宁-威远、泸州、威荣区块的套管变形数据为基础，总结了套管变形问题在时间、空间、形态上的分布规律。讨论了套管及水泥环类型、固井质量、压裂及射孔参数、热应力等工程因素和储层非均质性、储层滑移等地质因素对套管变形的影响。调研分析结果认为，工程因素会使套管应力增加，但不易造成套管变形，而地质因素中多级压裂诱发天然裂缝和断层活化导致的储层滑移是套管产生较大变形的主控因素。针对该问题总结梳理了优选套管及水泥环参数、提升固井质量、优选压裂及射孔参数、优化井眼轨迹、控制储层滑移等多种控制方法，并提出了需提高对地层的认识和储层滑移预测精度等方面的建议。研究成果可为压裂过程中套管完整性设计及控制提供参考。
摘要：针对吉木萨尔页岩油储层，围绕提升缝控储量目标，从缝网设计、缝网构建、有效支撑和提升基质内原油动用能力四个方面开展了理论研究与技术实践，完成了三代技术革新，攻克了薄互层裂缝有效扩展等基础理论和段内多簇工艺、低成本材料等关键技术，集成了以缝藏匹配、精准改造、多尺度支撑、CO2前置为核心的水平井体积压裂技术体系，压裂关键技术指标达到国内先进水平，支撑了吉木萨尔页岩油的规模效益开发。2023年吉木萨尔页岩油产油量突破60×104 t，连续三年区块年产量增幅超过10×104 t，为2025年我国首个国家级陆相页岩油示范区的高效建成提供了坚实的技术支撑，也为我国其它页岩油开发技术优化提供借鉴。
摘要：中-高成熟度页岩油是中国页岩油战略突破的重点领域，加强陆相页岩油勘探开发是保障国家能源供应安全的重要途径。详细介绍了中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）在鄂尔多斯、准噶尔和松辽等盆地页岩油钻井工程技术进展。包括大平台工厂化布井、水平井井身结构优化、分井段“一趟钻”、水平井高性能钻井液、一体化地质导向等关键技术。对标北美先进页岩油钻井技术，分析了国内页岩油钻井在布井方式与井身结构、地质工程一体化及导向技术、钻井提速配套技术、钻井液及固井配套技术等方面的差距和发展趋势。提出了持续推进大平台工厂化作业和优化井身结构、集成配套提速技术、加强地质工程一体化研究和加快新一代导向工具研发攻关等发展建议，以促进陆相页岩油钻井提速、降本、增效，引领页岩油革命工程目标实现。
摘要：水平井多簇射孔分段压裂已成为非常规油气藏完井改造的关键技术，然而各压裂段中部射孔簇裂缝受跟端趾端射孔簇裂缝的应力干扰作用显著、扩展阻力较大，是导致多簇裂缝非均衡扩展的主要原因之一。通过优化设计簇间非均匀布孔方式，调节各簇射孔参数，均衡簇间液量分配，削弱缝间应力干扰，促进裂缝均衡扩展。为此建立了考虑压裂段/簇间应力叠加的分段多簇裂缝扩展模型，对比分析了纺锤形布孔、坡度布孔、均匀布孔等三类布孔方式的裂缝扩展规律及其作用机制，以缝长、缝高扩展形态差异性评价裂缝扩展均衡性，优选布孔方式，设计正交试验优化非均匀布孔参数。结果表明，典型页岩油储层参数条件下，纺锤形布孔的裂缝扩展均衡性最优，其次是均匀布孔、坡度布孔。其作用机制为纺锤形布孔的端部簇射孔摩阻大于中部簇1.4~16.7倍，跟端趾端裂缝对中部裂缝的应力干扰作用被削弱，从而增加了中部簇进液量分配，相比均匀布孔，裂缝扩展均衡性提高了17.2%。而坡度布孔趾端簇孔数占比35%以上，进液量占优，达49.3%，导致其对中部簇裂缝挤压作用显著，不利于裂缝均衡扩展。优化纺锤形布孔参数表明，总孔数49个、孔径10 mm、端部簇孔数比例24.5%时，簇间裂缝扩展均衡性达到最优。研究结果有望为非常规油气多簇压裂非均匀射孔设计提供有效方法。
随着油气资源开发不断向深水、深层/超深层迈进，复杂的地层和井筒条件给油气井安全稳定生产带来极大挑战。常规电缆测井技术和套管封隔器找堵漏技术虽然可以满足井筒完整性检测的技术需求，但需要油井停产，且联合检测费用较高。近年来，光纤传感技术在油气行业越来越广泛的应用，为井筒完整性实时监测打开了新思路。通过系统总结井筒完整性检测技术的发展及现状，对深层深井井筒完整性检测技术做出如下展望：（1）将光缆永久式、半永久式布置在油井内，可对井筒内温度场、压力场、应力场、声波、振动、流体进行实时监测，为油气井完整性状态评估提供直接数据；（2）分布式光纤温度传感技术（DTS）和分布式声波传感技术（DAS）等具有连续、实时、分布式测量的特点，适合在建井阶段投入使用，实现油气井全生命周期的完整性监测；（3）对光纤信号处理大部分依靠经验法，通过模拟实验确定信号范围，实验室与井下的真实环境相比差距较大，需深入开展入井试验，通过井筒真实环境建立实际的测量解释模型。
准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油效益开发关键技术与实践
摘要：新疆吉木萨尔页岩油示范区是首个国家级陆相页岩油示范区，位于准噶尔盆地吉木萨尔凹陷，目的层二叠系芦草沟组。该油藏历经十年的勘探开发，录取了丰富的动静态资料，地质认识不断深入，配套的勘探开发技术基本成熟定型。“宽频激发、井地联采”的精细三维地震技术提高了地质认识；页岩油甜点精细表征和分类评价技术为开发部署提供了依据；“黄金靶体”综合录井技术提高了钻遇率，是水平井获得高产、稳产的基础；“复杂缝网”定制压裂技术为高效开发页岩油提供了有效手段；排采制度优化技术充分发挥了水平井的生产能力；市场化大幅度降本实现了提质增效。吉木萨尔页岩油的效益开发技术体系为中国页岩油的高效勘探开发提供了借鉴。
塔里木盆地山前普遍发育高压盐膏层和低压碎屑岩目的层，两套地层系统压差高于20 MPa，钻井过程中由于地质卡层不准极易造成钻穿盐膏层、进入目的层后发生恶性井漏事故。为解决塔里木山前盐底恶性井漏问题，在已知塔里木山前盐底恶性漏失机理为高低压差地层钻穿连通造成的恶性漏失和“瓶塞”堵漏原理的基础上，通过评价堵漏材料的承压强度和高温下的沉降速度等性能参数，分别筛选出油基钻井液和水基钻井液沉降堵漏塞形成（速度和质量）的最佳条件，并最终形成一套高密度、大压差油基和水基钻井液专用的沉降堵漏技术。其中，当油基钻井液油水比50∶50、破乳电压（ES）在200~300V范围内，水基钻井液添加了0.2%XC、0.2%破胶剂和堵漏剂时，沉降塞形成效果最好。该沉降堵漏技术在塔里木山前成功试验3口井，其中在DB1302井上堵漏塞承压能力达30 MPa，说明盐底恶性漏失堵漏技术取得了显著的应用效果。
摘要：针对复杂泥页岩地层钻井过程中频繁出现的井壁失稳问题，目前国内外已形成了用于稳定井壁的钻井液技术，包括泥页岩水化抑制技术、地层孔隙封堵技术和化学固壁技术。但以上多种技术均无法抑制泥页岩的表面水化作用，高温条件下快速封堵和化学固壁剂的效果也相当有限，因此井壁失稳问题仍难以解决。系统总结了复杂泥页岩地层井壁稳定钻井液材料的研究工作，通过对井壁稳定钻井液材料研究现状进行分析，阐述了不同钻井液材料包括泥页岩水化抑制剂、封堵剂、化学固壁剂的作用机理，探讨了不同种类井壁稳定材料的优势和缺陷。据此指出开展泥页岩水化基础理论研究、开发高温高盐条件下稳定有效的新型纳米材料、建立能够模拟井下条件的化学固壁剂的评价方法将成为未来复杂泥页岩地层井壁稳定钻井液材料和技术研究的热点和难点。最后对复杂泥页岩地层井壁稳定钻井液技术和材料的发展方向进行了展望。
深层、超深层是油气增储上产的重要接替领域，经过持续技术攻关，深井、超深井固井技术取得显著进步，尤其在抗高温固井外加剂、高温大温差水泥浆、超高温水泥浆等特色体系、抗高温前置液技术以及固井关键工具、精细控压固井、井口逐级憋压、预应力固井等配套新工艺方面均取得重要进展。国内自主研发的特色固井水泥浆体系及配套工艺技术，在四川、塔里木、渤海湾等盆地深井超深井固井中得到推广应用，在亚洲最深直井蓬深6井、国内首口“八开八完”红星1井、大港油田最高温度井千探1井上的应用效果显著。由于油气勘探开发目标日趋复杂，深井、超深井固井仍面临新的系列挑战，需持续加强深井、超深井固井基础理论、抗高温固井关键材料、工作液体系、功能性固井工具以及配套工艺等方面的研究，为深层、超深层油气勘探开发提供强有力的技术支撑。
准噶尔盆地南缘山前带油气资源蕴藏非常丰富，由于高陡起伏的地表条件和复杂多变的地下结构，区内地震勘探面临野外采集实施难度及安全风险大、采集效率低、投资成本高的问题。围绕地震采集提质增效目的，引入激光雷达技术，利用激光雷达影像和高精度高程数据的“千里眼”功能，可快速实现山地激发类型划分、山地炮点预设计、精细表层调查设计、山地车辆通行导航设计、风险等级划分等功能。通过野外山地地震资料采集的实际应用，实现了可控震源进山，有效提高了山地可控震源激发比例和野外采集作业效率，达到了野外提质增效目的。展望未来，认为激光雷达技术在复杂山地地震采集作业中将发挥更大的作用，激光雷达影像的高精度坐标和高程模型有望取代野外采集中传统测量工序；应用高分辨率的坐标和高程可以提高表层建模反演精度；通过高清影像和数字高程平台有望实现快速构建数字露头模型，推动物探工序升级换代，促进山地高效勘探实施和复杂山地构造资料改善。
摘要：随着拉链式压裂等新型技术在页岩油气开发中的广泛应用，压裂过程中套管内部承受多级循环内压作用，外部承受由拉链式压裂作业引起的非均匀外挤载荷作用。通过多级循环载荷实验以及数值模拟分析了多级循环载荷以及平台井拉链式压裂套管抗挤强度变化规律，得到了多级压裂套管综合抗挤能力系数计算方法，并应用该计算方法对新疆油田某井区一口套变井进行实例计算。结果表明，在多级循环载荷作用下，套管抗挤强度随循环次数呈线性降低规律；拉链式压裂作业引起井周地应力非均匀分布，套管抗挤强度随地应力非均匀度呈近线性降低趋势；在内外综合作用下，套管抗挤强度降幅超15%，增大了套管变形的风险。提出的平台井拉链式压裂套管抗挤能力计算方法可为现场压裂施工预防套管变形提供一定的计算指导。
摘要：致密油衰竭开采过程中压力、产量下降较快，补充地层能量是提高原油采收率的必要措施。CO2是常用补能介质之一（CO2吞吐、前置蓄能），CO2增产效果与其在储层中的作用距离息息相关，针对该问题从实验和数值模拟两方面开展了CO2在致密储层基质中的作用距离研究。CO2传质包括对流和扩散两种方式，首先采用高温高压反应釜和致密储层岩心进行CO2扩散实验，结合Fick径向扩散模型，测得了CO2在致密岩心中的扩散系数；然后采用CMG软件进行CO2对流、扩散建模，基于模型进行广泛的数值模拟，分析渗透率、扩散系数、驱替时间对CO2作用距离的影响。研究表明，扩散系数与渗透率有关，在目标储层岩心渗透率级别下，扩散系数在10-10～10-8 m2/s范围；CO2作用距离取决于对流和扩散作用，扩散作用对CO2作用距离影响明显，渗透率越低，扩散作用影响越明显，渗透率越高，对流作用越主导；渗透率是CO2在基质中作用距离的决定性因素；CO2在致密储层基质中的作用距离较小，60 d的作用距离不到10 m。
基于停泵压降曲线的压裂窜扰效果定量评价——以吉木萨尔页岩油平台井为例
摘要：针对目前缺乏压裂窜扰效果定量评价方法的难题，创新提出一套基于停泵压降曲线的压裂窜扰效果诊断分析方法。结合井组拉链式压裂工艺，提出了4种典型窜扰模式下的停泵压降曲线，用以诊断压裂窜扰类型。选取吉木萨尔页岩油A平台6个典型压裂窜扰段开展实例应用，通过与微地震监测结果对比，验证了方法的有效性。在此基础上，利用压降试井解释方法对吉木萨尔“新井组内部压窜”和“新老井间压窜”两种典型的停泵压降曲线开展拟合分析，反演解释缝网参数。解释结果表明，新井组内部压窜使主次裂缝的改造效果均受到影响，具体影响效果因窜扰类型的不同而存在差异；新老井间压窜主要影响主裂缝的改造效果，导致缝网由“长宽”向“短窄”转变，有效体积降低28%，整体改造效果变差。
井漏是当下钻井过程中常见和相对难以治理的一种井下复杂事故，已成为影响钻井进度的主要因素之一，甚至会引发程度不等的安全事故。通过综合分析漏失成因类型和机制、国内外新型堵漏材料在不同环境和条件下的表现以及它们与井筒和地层等因素之间的相互作用，阐述了水泥堵漏材料、交联体系堵漏材料、金属类堵漏材料、颗粒LCMs堵漏材料、纤维类堵漏材料以及可固化和LCMs混合体堵漏材料的特点和堵漏机理，总结了不同种类的堵漏材料在不同地层漏失中的应用效果及优缺点。结果表明：结合堵漏成功率和经济实用因素，在处理高渗透孔隙型地层漏失中选择水泥堵漏材料，堵漏成功率达到91%；在处理溶洞型地层漏失中选择可固化和LCMs混合堵漏材料，堵漏成功率达到89%；在处理天然裂缝型地层漏失中选择纤维类堵漏材料，堵漏成功率达到75%；在处理诱导裂缝型地层漏失中选择颗粒LCMs堵漏材料，堵漏成功率达到92%。研究成果对提升钻井液堵漏效果、推动堵漏技术的发展具有重要的理论和技术借鉴意义。
化学驱技术在提高油田采收率方面起着重要作用，微乳液体系因其独特性能得到广泛的研究和应用。采用复配C5以下的醇作为助表面活性剂优选微乳液体系，通过微流控技术可视化分析微乳液驱油的动态驱替过程、剩余油形态和分布及驱油效果。首先优选助表面活性剂异丙醇和正丁醇的质量分数，再进一步优选NaCl的质量分数，最终结合微观可视化驱替实验选取最优配方。实验结果表明，固定油水两相比例1∶1、十二烷基硫酸钠（SDS）质量分数5%、8%正丁醇作为助剂、3%NaCl为最佳配方，最终采收率达98.8%；在高渗区剩余油饱和度为0.15%，低渗区剩余油饱和度为1.05%；NaCl可以通过改变水的极性降低界面张力；正丁醇作为助剂，因其独特性能，在微乳液驱油中与表面活性剂和NaCl协同可大幅度降低界面张力，改变芯片亲油性，促进油的剥离，大幅提高动用剩余油的能力。利用微流控技术研究微乳液原位乳化动态驱替过程为储层剩余油的高效开发提供了有效的理论指导和技术支撑。
针对常规太阳能利用具有间歇性和不稳定性等问题，介绍了光热技术在光热发电和太阳能直接热利用方面配备储热系统实现太阳能稳定供热的研究进展。总结了目前储热技术的分类方法和技术应用场景，综述了主流熔盐储热体系（碳酸盐、氯化盐、氟化盐、硝酸盐）的技术原理和研究进展，指出不同熔盐储热体系的优势和存在的技术问题。针对熔盐储热的技术关键，总结了在光热技术领域不同场景下的研究现状和工艺流程，并归纳出熔盐储热体系在光热领域的发展趋势。一是根据应用场景选择合适的集热方式，优化光热集热、熔盐储热的容量配置和协调控制；二是研发更低熔点、更宽液体温域、低腐蚀性的熔盐来提高熔盐储热的适用性；三是降低成本的同时兼顾熔盐储能系统运行的安全、稳定性，为未来熔盐储热技术的应用发展提供参考。
整体压裂技术通过批钻批压实现一次布井、一次布缝和同步投产，是非常规油气藏获得效益开发的关键技术之一。井距、缝距匹配性优化对提高储层整体改造效果具有重要意义。针对玛湖砾岩储层一典型区块，利用测、录井数据和压裂施工参数，通过地质工程一体化Petrel平台建立了三维地质模型；基于CMG油藏数值模拟器和局部对数网格加密法建立了非均质精细化四井平台水力压裂产能预测模型；结合粒子群算法和差分进化算法，以井组产能为目标函数优化了四井平台的井间距和缝间距，实现了七维参数同步优化。优化后的井组产能比现场实际生产数据提高16.3%；四井平台单井的稳产周期更长，产量递减速度更慢；孔隙压力场波及范围更大，进一步促进了油井产能的提高。研究成果为非常规油气藏整体压裂方案优化奠定了模型与方法基础。
摘要：松辽盆地齐家凹陷南部青山口组发育页岩储层，页岩油正在成为该地区增储上产的重要接替领域。青山口组沉积时期被多组不同期次断裂切割，断裂识别及裂缝预测难度影响了对该区油藏主控因素的认识。准确识别不同级次断裂的展布特征对研究区页岩油勘探具有重要意义。地震属性分析是断裂识别、储层预测的有效手段之一，不同的地震属性能描述不同的地质特征，单一地震属性难以全面精确识别断裂。综合利用方差体属性、三维构造曲率属性、构造平滑以及三维边缘强化技术、蚂蚁体属性等地震多属性断裂识别技术，提高不同级次断裂的识别精度，形成一套有效的针对不同级次、不同尺度的页岩地层断裂识别技术流程。有效刻画了研究区内断裂展布特征，实现了不同级次断裂平面展布预测，克服了单一地震属性方法在断裂识别及预测中的局限，为油气资源勘探部署提供可靠依据。
压裂液辅助二氧化碳吞吐提高页岩油采收率核磁共振实验
摘要：为获取可实现连续补能的页岩油吞吐开发方式，以吉木萨尔页岩油储层为研究对象，借助低频核磁共振岩心分析仪和完成了压裂液辅助CO2吞吐补能一体化模拟实验。分析岩样在多介质吞吐与驱替组合的开发过程中孔喉流体动用特征和采收率变化特征，评价压裂液辅助CO2吞吐提高采收率效果，提出页岩油补能吞吐开发新方式。实验结果表明，CO2吞吐，岩样采收率随吞吐周期快速下降，仅动用中大孔中原油，产油量主要源于前2个周期，最终采收率在30%～40%之间；压裂液辅助CO2吞吐并采用CO2注入端生产，原油主要产自中大孔，且产油量源于前3个周期，最终采收率在30%～40%之间；压裂液辅助CO2吞吐并采用压裂液注入端生产，全部孔隙中原油均得到动用，最终采收率在70%～80%之间，剩余油分布均匀，表现出最好的开发效果。研究可为矿场吞吐补能提高页岩油采收率实践提供一定的理论基础。
渤海海域BZ低渗油藏注CO2驱油技术首次尝试应用，为取得目标油藏注CO2混相驱规律认识，利用细管实验与长岩心驱替实验两种方法确定目标区块最小混相压力与驱油效率。结果表明：细管实验测得的最小混相压力32.65 MPa，能够满足矿场实现混相驱；长岩心驱替实验考虑了储层实际特征，驱油效率结果更符合实际矿场开发。应用数模方法建立概念模型，分析了注采井距、注入强度对注气波及系数的影响。结果表明：在开发初期，地层压力较高，注入气主要沿着高渗储层运移，而地层压力下降后，受油气密度差异影响导致的超覆作用加剧，注气能够波及中渗储层。对于物性较差储层，产出端应采用压裂等方式提高注采压差，保障产能贡献。结合开发指标，注采井距控制在350~400 m，注气强度控制在1×104~2×104 m3/d较为合理，优化后方案预测高峰采油速度2.7%，预测采收率22.2%，累计埋存107×104 t CO2。研究成果为BZ低渗油藏的注气开发方案优化以及井位井距选取提供技术支持，对海上注气开发具有重要实际意义。
多功能压裂-提高采收率材料性能及驱替效果评价
摘要：吉木萨尔页岩油藏孔渗条件差，页岩油黏度大，水平井压裂开发过程中油藏-井筒流动保障风险较高，一次采收率低，存在滑溜水压裂液功能单一不适用的问题。以降黏-洗油-渗吸多功能压裂-提高采收率（EOR）材料SDY-1为基础研制了多功能滑溜水压裂液体系SDY-1+XC-4，通过室内实验评价其耐温耐剪切、降黏、洗油、渗吸性能，分析了其在储层温度、矿化度下的适用性，并在吉木萨尔现场应用。室内评价实验表明，SDY-1与现场滑溜水XC-4具有良好的配伍性，两者建立的多功能滑溜水压裂液体系在储层温度下具有良好的耐温耐剪切性能。30 ℃下SDY-1+XC-4降黏率93.68%，洗油效率66.7%，渗吸采收率33.24%。在储层温度、矿化度条件下，SDY-1+XC-4仍保持良好的性能。现场试验结果显示，试验井较对比井累增油2 031.6 t。多功能压裂-EOR材料的研制应用可为吉木萨尔页岩油高效开发提供坚实的技术保障。
井眼轨迹控制是水平井钻探的关键环节，为明确吉木萨尔页岩油水平井下部钻具组合参数对造斜能力的影响，对比分析了该区块9口水平井钻井过程中常规导向和旋转导向工具的造斜效率，基于纵横弯曲梁法分析了不同下部钻具组合的力学特性，以及不同因素对钻具组合造斜能力的影响规律，给出了下部螺杆钻具组合参数建议。研究表明，在该区块钻具组合参数条件下，造斜能力排序为：单弯单稳螺杆-滑动钻进、旋转导向、单弯双稳螺杆-滑动钻进、单弯双稳螺杆-复合钻进；对于螺杆钻具，增大弯角、增加稳定器间距、增加第一稳定器尺寸、减小第二稳定器尺寸均有助于提高其造斜能力。研究结果对吉木萨尔页岩油水平井造斜工具的优选具有一定指导意义。
提高钻井速度不仅是提高我国油气效益开发及深地勘探等方面的重要技术手段，同时对保障国家能源安全意义重大。冲击破岩钻井技术在国内外油田现场应用并获得了良好的提速效果，持续开展此类技术攻关有望攻克当下我国深地高温高压硬岩地层进尺低、提速难的技术痛点。介绍和分析了轴向冲击、扭力冲击和轴-扭耦合冲击辅助钻头破岩钻进技术方面的实践及发展动态。结合冲击破岩钻井技术现状，阐明了冲击辅助钻头破岩力学原理是冲击破岩钻井提速技术的关键问题，综述了国内外研究学者在冲击辅助钻头破岩物理实验、理论模型和数值模拟等研究方法上取得的科学进展。针对冲击破岩钻井提速技术的发展提出了相关建议，即加强在材料结构优化设计、智能化控制、多元技术融合和井场应用优化等方面的研究力度，为我国能源高效开发做出贡献。
针对传统聚合物、表面活性剂等溶液在提高原油采收率过程中存在黏度保留率低、吸附损耗量大等问题，介绍了纳米流体提高原油采收率相关研究进展。总结了目前应用于提高原油采收率领域中纳米材料的合成方法和纳米流体稳定性的评价手段；综述了纳米流体提高原油采收率的六大主要机理，包括降低界面张力、改变润湿性、降低原油黏度、提高泡沫稳定性、结构分离压力和降压增注；调研了目前纳米流体提高原油采收率的油田现场应用进展，并提出了限制纳米流体矿场大规模应用的瓶颈问题，一是缺乏高效开发非常规油藏的纳米驱油体系；二是关于二维片状纳米流体的研发、提高采收率机理的研究及矿场先导试验三位一体的理论和技术研究尚不成系统，需要更深层次的探讨和研究。为解决纳米流体的实践推广应用指明方向。
钻井液是深层超深层钻完井工程的核心技术，是决定钻井成败的关键技术之一。本文分析了深井超深井钻井液面临的井壁失稳、高温高盐条件下体系失效、摩阻高和环保等难题，综述了国内外水基钻井液和油基钻井液最新技术进展，指出国内钻井液研究水平在抗温、抗盐方面与国外先进技术还存在差距，亟需在处理剂失效机理、抗超高温钻井液处理剂及针对特殊地层配套技术等方面进行攻关。
水平井体积压裂已成为致密油藏完井改造的关键技术。对于天然裂缝和断层发育的储层，高强度的储层改造极大增加了人工裂缝诱发断层滑移的概率，从而导致套管发生变形。为避免水力压裂诱发断层滑移导致套管受剪切变形，以数值模拟为手段，开展了套管变形风险点预测与防控措施研究。以H井组为实例研究对象，基于地质工程一体化模型和蚂蚁体追踪技术确定套管变形风险点，结合摩尔库伦准则和压裂参数优化，对套管变形风险点进行有效防控。研究结果表明，地质工程一体化模型和蚂蚁体追踪技术可有效识别井眼轨迹钻遇的断层和天然裂缝，预测H井组套管变形风险点20个。利用摩尔库伦准则确定断层激活滑动压力临界值为70 MPa，对H井组的体积压裂施工采用“错位射孔+降排量+降规模”对策，压裂过程中未发生套管变形。形成了一种套管变形风险点预测与防控技术，有效保障了水平井体积压裂改造安全、提升了储层改造效率，为套管变形预测及防控措施研究提供了技术借鉴。
封隔器作为CCUS驱油作业的重要工具，其胶筒的可靠性直接影响封隔器性能，为探索其在临界CO2环境中的耐腐蚀性能，分别研究了丁腈橡胶（NBR）、氢化丁腈橡胶（HNBR）、氟橡胶（FKM）在模拟超临界CO2环境中的耐腐蚀性和力学性能。高温高压腐蚀实验结果显示，实验后NBR胶筒质量增加最大（6.81%），HNBR胶筒质量增加最小（2.48%）；NBR胶筒外径增幅最大（4.21%），HNBR胶筒外径增幅最小（2.65%）；FKM材料拉伸强度降低幅度最大（66.85%），HNBR材料拉伸强度降低幅度最小（37.78%）。研究结果表明，环境温度和服役时间的增加可加快CO2等腐蚀介质进入橡胶内部的速率，从而加剧橡胶交联网络的破坏，使其力学性能下降。氢化丁腈橡胶因内部不饱和双键等弱键的数量少于丁腈橡胶、键能高于氟橡胶的N-O键，其耐CO2腐蚀能力要优于氟橡胶和丁腈橡胶，在超临界CO2环境中性能相对稳定。因此宜选用氢化丁腈橡胶作为CO2驱注入井封隔器的密封材料。
吉木萨尔页岩油长裸眼段水平井采用二开井身结构，二开裸眼段长达4 000 m，水平段超2 000 m，钻井液采用油基钻井液，钻进中在八道湾组、韭菜园子组等地层易出现井壁垮塌现象，从而引发钻具遇阻、遇卡、井漏等事故。为解决复杂地层的井壁垮塌问题，根据地层岩性特征，分析了地层黏土组分、微裂隙发育等影响井壁失稳的主要因素，明确了易垮塌地层的井壁失稳机理，提出了油基钻井液的“多元协同、广谱封堵”防塌理论。基于防塌理论，优选了沥青、超细碳酸钙、纳米封堵剂等材料完善了油基钻井液防塌配方，室内实验显示，钻井液密度1.52~1.62 g/cm3、马氏漏斗黏度80~100 s、动切力8~13 Pa、破乳电压500 V以上、油水比80∶20~85∶15、120 ℃高温高压（HTHP）滤失量≤2 mL，钻井液各项性能参数均满足施工要求，且封堵效果良好。该油基钻井液防塌体系在吉木萨尔页岩油长裸眼段水平井上成功应用，裸眼段平均井径扩大率3.03%，事故复杂时效0.55%，有效保证了造斜段、水平段的钻井安全。
碳捕获、利用与封存（CCUS）能够大规模有效降低工业CO2的排放，被广泛认为是实现全球温控目标和我国碳中和远景不可或缺的关键技术之一。CO2从起源地输送到利用地，是实现CCUS产业技术目标的关键环节。以管道输送方式为主，概述了管道智能化技术在国内外的发展现状；介绍了CO2输送管道相态分类及存在的相关问题，并结合问题分析了人工神经网络模型与管道腐蚀速率预测的深度融合机理；阐述了分布式光纤、特征波谱及机器人巡检技术在管道泄漏中的定位原理及应用；探索了CO2输送管道在智能化建设的发展方向。CO2输送管道智能化发展虽然目前尚未形成广泛统一的认识，但以CO2输送管道业务需求为驱动、管道输送技术+信息通讯技术（ICT）为手段，围绕CO2管道数据全面感知、集中共享、预测预警及协同运营将是今后CO2输送管道智能化发展趋势。研究结果可为今后智能管道的持续发展及智慧管道的逐步推进提供借鉴与参考。
克拉玛依油田某区实施压裂增产后，出现大量生产井压后含水快速上升且含水率高的问题。为解决这一难题，通过硅烷偶联剂KH570将疏水缔合型相渗剂接枝到石英砂表面，制备出疏水缔合型相渗接枝支撑剂RPM-SiO2。对RPM－SiO2进行红外光谱扫描和SEM电镜扫描，证实相渗剂于支撑剂表面接枝成功，并在克拉玛依油田某区油藏条件下对比研究了RPM-SiO2和空白石英砂支撑剂的常规性能（润湿性、密度、酸溶解度和抗压强度）、导流能力和控水能力之间的差异。结果表明，RPM-SiO2和空白石英砂支撑剂综合性能基本一致，满足行业标准要求；两者油相导流能力几乎一致，但RPM-SiO2的水相导流能力低于空白石英砂支撑剂的25%；RPM-SiO2相对空白石英砂支撑剂水相渗透率下降83.41%，油相渗透率下降17.49%，产出液含水率下降18.65%，具备良好的控水能力和长效性。
针对延长油田注水开发中存在的高压注不进、难见效、含水上升快等问题，创新性地提出了蓄能增渗注水技术。运用油藏数值模拟方法研究了蓄能增渗注入和焖井期间裂缝、基质压力演变及井底压力传播规律，同时分析了注入量对蓄能增渗效果的影响。研究发现，在注入阶段中，随着水的快速注入，裂缝内压力升高，注入水由主裂缝向裂缝尖端传递，压力升高区域主要分布在裂缝周围，基质压力变化不大。在焖井阶段中，随焖井时间延长，裂缝及近裂缝带基质压力表现为先迅速下降，超过一定焖井时间后趋于稳定；距离裂缝大于30 m的基质压力随焖井时间延长出现先上升后下降的趋势。井底压力同样表现为焖井初期迅速下降，后期趋势变缓。注入量越高，地层能量提升越高。进一步剖析了低渗透油藏蓄能增渗作用机理。矿场应用证明该技术提压增油效果显著，可为类似油藏蓄能增渗开发提供经验借鉴。
陇东油区要求全面落实钻井液不落地技术，促进钻井废液循环利用。针对钻井现场压滤废液再利用配制水基钻井液性能不达标及影响因素不明确的问题，利用乙二胺四乙酸（EDTA）滴定法、细菌平皿计数法和原子吸收光谱法（AAS）开展了提高压滤废液重复利用率关键技术研究。通过实验明确了钙镁离子、细菌和重金属含量高为导致压滤废液配制水基钻井液性能差的主要原因。研发了改性聚凝沉淀型络合剂Ⅱ、聚醚类破乳剂JX和絮凝剂ZY-Ⅰ、ZY-Ⅱ，结合杀菌剂完成絮凝沉淀杀菌处理，钙镁离子去除率平均达95.5%，腐生菌（TGB）杀菌率达96.54%，硫酸盐还原菌（SRB）杀菌率达100%，重金属含量小于2.31 μg/L。完成陇东油区6口井压滤废液循环利用及配制水基钻井液室内实验。形成陇东油区压滤废液循环利用新技术，该技术在陇东油区5口井进行现场应用，压滤废液循环利用配制水基钻井液性能符合工程设计要求，保障钻进顺利进行，有效保护了环境节约了水资源，应用和推广前景较好。
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