湘桂地区泥盆系构造上处于多种构造体系交切复合部位，发育了中国南方独特的“台—槽—丘—盆”沉积建 造，泥盆系剥蚀改造严重，现今仅残留于湘中拗陷、桂中拗陷中部和西部、南盘江拗陷、黔西南拗陷以及十万山盆地等 区域。通过残留地层的各种沉积相标志研究，在研究区识别出以海相环境为主的9 种沉积相类型。通过沉积环境差异 对比发现，南盘江拗陷与桂中拗陷以槽—台沉积体系为主，湘中拗陷以大面积碎屑潮坪—局限（开阔）台地体系为主， 十万山盆地则主要发育欠补偿型盆地，总结出研究区的沉积模式表现为“槽围台，槽相连”的特征，研究区沉积演化的 相分异程度与本区发育的构造和岩浆活动具有较好的沉积响应关系。
合浦盆地乐2X 井钻遇地层均以灰白色、杂色及紫红色粗碎屑岩为主，暗色泥岩厚度较薄，仅始新统酒席坑组 上段较厚，但埋藏过浅，处于未成熟阶段。乐2X 井所在的川江断块圈闭基本落实，但是该圈闭基本不具备烃源条件， 又远离烃源的有效供给系统，导致该断块圈闭成为了“无源之水”、“无本之木”的空圈闭是钻探失利的主要原因。因 此，深入分析研究低熟烃源岩分布及烃源供给系统，在有效烃源供给系统内，综合预测与圈定有利的低熟油气及生物 气运聚富集区带，应是该盆地油气勘探攻关的关键所在。
文昌A 油田珠二段I 油组是该油田的主力油组，其生产现状表明隔夹层的类型、对地层水的封隔能力以及空 间展布严重影响油藏的开发效果。岩芯观察、薄片鉴定及物性分析后认为，研究区珠二段I 油组广泛存在着钙质、泥 质和物性3 类隔夹层，其中钙质隔夹层对开发的影响最大。由于井少，井网密度稀，取芯有限，仅从岩芯和测井上识别 隔夹层不足以研究全区隔夹层的空间分布规律。在小层精细划分对比，沉积微相，测井精细解释研究的基础上，充分 利用水平井水平段的信息，结合地球物理信息，通过井震结合，创新性地应用相控约束下的地震协同序贯高斯随机模 拟方法建立隔夹层的模型预测隔夹层三维空间展布规律。预测结果与生产动态吻合，为油田增产和剩余油挖潜措施 提供了有力的依据。
四川盆地雷口坡组资源量大，除勘探早期发现卧龙河、磨溪雷一1 气藏外，其余地方尚未在雷一段获得规模 储量。随着川西地区海相层系勘探步伐的加快，特别是川西北地区勘探程度的深入，雷一1 逐渐显示出良好的勘探前 景。在川西北雷口坡组地层厘定的基础上，根据野外剖面、岩屑样品、钻井和试油等资料，认为川西北地区雷一1储层 有着与川中磨溪、川东卧龙河相似或者相当的储集性能，均属于受滩相控制的储层。与此同时，该区经历了多期次的 构造运动，构造圈闭、断层发育，有利于油气的运移和聚集，综合分析后认为，龙门山前缘中北段的中坝—双鱼石以及 米仓山前缘的梅树铺—九龙山一带是最有利的勘探区带。
综合利用岩芯、密井网测井资料，系统总结了胜坨油田三角洲前缘储层中钙质夹层的岩电特征和识别方法， 在精细地层对比的基础上，揭示了钙质夹层在高分辨率层序地层格架中的分布特征，提出了钙质夹层的生物成因机 制。研究表明：在三角洲前缘复合砂体中，钙质夹层的分布具有选择性，纵向上主要分布在短期基准面下降半旋回所 形成的砂体顶部，横向延伸规模小，常过渡为泥质、粉砂质的沉积界面，是良好的层序界面和复合砂体分期界面；平面 上主要分布在与水下分流河道相对应的河口坝局部区域，呈相互独立的团块状；钙质夹层中发现密集的阶状似瘤田螺 化石，其生存、聚集规律与钙质夹层的选择性空间分布特征高度吻合，指示了钙质夹层的生物成因机制。
低阻环带是可动用油气显示的有力证据，也是判断油气层，尤其是低电阻率油气层的有效手段。从油水两相 渗流方程出发，推导出了油、水相在泥浆侵入过程中的渗流推进速度，分析了低阻环带的形成过程。高频感应仪器能 同时测量5 条电阻率曲线，从曲线之间的关系能看出低阻环带有3 种表现形式，分别是R07 最低、R10 最低、R14 最低， 通过这3 种形式可以分析低阻环带的形成过程和储层特性。分别给出了低阻环带3 种形式的实例及高频感应处理结 果，结果显示，根据高频感应测井能直观探测出低阻环带的特性，可快速地判断储层为油层、水层和油水同层。
针对下志留统龙马溪组底部界线划分问题，在前人研究的基础上，通过对四川盆地及周缘地区的野外剖面和 钻井岩芯的宏观与微观观察以及对录井、测井、分析化验等资料的分析，发现龙马溪组底部界线上下地层具有以下特 征上的差异：五峰组顶部灰质含量较高，腕足类化石丰富，测井曲线上表现为低伽马高电阻率，TOC 值较低，矿物组分 中方解石含量较高；而龙马溪组底部不含灰质，不含腕足类化石，笔石化石丰富，测井曲线上呈高伽马低电阻率，高黏 土和石英含量，TOC 出现峰值。研究认为检测灰质含量和对比电测曲线是现场划分龙马溪组底界最快捷和准确的方 法，能为四川盆地龙马溪组页岩气勘探提供一定的理论基础。
莺歌海盆地晚中新统黄流组浅海厚层泥岩中发育的块状厚层粉细砂岩是近期天然气勘探热点，其储集砂体纵向 多期叠置、横向变迁快。构造演化及古沉积背景控制了黄流组内三级层序格架的分布及演化，但未控制沉积体系或储集 砂体的分布。该沉积体系与经典海底扇相比，没有明显的扇体亚相分异、主水道和天然堤等典型沉积特征，而为规模小、 迁移快、堆积厚的沟道沉积砂体组合，将其定义为“非典型”重力流，用不同类型沟道+ 漫流体系来表征其特点。不稳定 陆坡背景通过古地貌形态和物源供给样式来控制四级层序砂体分布规律，按沟道沉积水动力特征及堆积样式进一步划分 为充蚀沟道、迁移沟道和充填构造，其中充蚀沟道和充填沟道储集条件好，是有利的勘探目标。
中国油页岩资源量为11 602×108 t，其中埋藏深度在500～1 500 m 的油页岩资源量为6 813×108 t，原位开采技 术是开发该部分资源的有效手段。中国油页岩原位开采技术处于实验阶段，通过对油页岩热分解、热破裂规律、渗透 变化规律等方面的研究，初步探索了油页岩原位开采的可行性。油页岩热分解过程可以分为3 个阶段：干燥脱水、热 解生油、无机矿物质的分解。在这3 个阶段中，由于油页岩内部物理化学反应的程度不同，导致孔隙和裂缝发生了不 同程度的变化，变化最大的是热解生油阶段。利用非稳态数学模型研究了油页岩电加热原位开采的温度场分布，表明 加热5 a 后可以对页岩油进行开采，产油时间至少可以维持2 a。
针对应用随机地质建模技术进行不确定性分析中的难点问题，提出了使用响应面代理模型进行不确定分析的 方法及其研究流程；分析了此方法应用过程中的关键点，即根据地质特征，充分考虑各建模环节的不确定性，开展敏感 性参数分析，应用响应面方法建立代理模型，生成训练/验证模型及应用代理模型进行结果预测时采样算法的要求。基 于代理模型的预测结果，可方便地得到定量评价参数相对真实的概率分布。在此基础之上，筛选对应于某一概率下的 随机地质模型，有助于进一步定量评价油田开发风险与潜力，为开发方案的编制及优化服务。
清水压裂技术具有成本低、对地层伤害小等优点，在页岩气等致密气藏开采中得到广泛应用，压裂过程中的 湍流效应、颗粒间及颗粒与壁面的相互作用等是影响支撑剂输送沉降行为的重要因素。针对传统支撑剂沉降计算方 法没有考虑流固、固固间双向耦合的缺点，建立了欧拉–欧拉两相流模型研究支撑剂在清水压裂过程中的输运沉降行 为，模型考虑了流动的湍流效应、高浓度下颗粒间的摩擦应力，并利用Johnson–Jackson 边界条件考虑颗粒与壁面间的 作用。利用该模型研究了不同进口速度及位置、砂粒密度等参数条件下平板裂缝中压裂液与支撑剂的两相流流动，模 拟结果与实验符合度较高，验证了模型的有效性。同时文中也讨论了这些参数对支撑剂输送沉降规律的影响。
针对Y 区块注CO2 混相驱动态开发评价方法不够全面不够系统、利用水驱童氏图版评价气驱开发效果不够 准确等特点，首先定义了A 型气驱特征曲线，在此基础上推导了适合Y 区块的CO2 混相驱拟含气率和采出程度的关 系式，绘制了CO2 混相驱特征理论图版，用改进后的图版预测了Y 区块注CO2 后所提高的最大采收率，并将预测的 采收率与现场预测的采收率进行比较，其结果比较吻合，说明该图版能很好地预测CO2 混相驱动态开发效果，同时对 该区块下一步的开发及评价具有指导意义。
目前的阶段注采比计算方法只考虑了地层压力或含水率等单个因素的影响，而实际开发中，注采比的大小受 油藏压力、含水率、累积水油比等多因素的影响。针对这一问题，利用累积注水量与累积产油量的半对数关系式，结合 封闭油藏物质平衡方程，推导了阶段注采比与累积产油量、地层压力和含水率的关系式。再利用累积产油量与含水饱 和度的关系式、两种不同相对渗透率与含水饱和度的关系式，推导了两种阶段注采比的计算关系式。最后，实例计算 结果表明：研究的计算方法可用于封闭油藏注水开发的阶段注采比计算与预测。
管线输运与油藏流动系统构成了一个耦合系统，为此，提出了聚驱条件下耦合求解管线流动及油藏流动的数 学模型及相应的解耦算法。采用的Drift-flux 模型可有效描述管线中各相流体的流动状态及过程，同时考虑了聚合物 溶液对水相增黏的影响；采用广义达西定律描述油藏流动。计算过程中，两者通过交换边界条件（井筒压力、射孔段各 相流量及聚合物浓度）完成该管线–油藏系统的解耦求解过程，有效解决了耦合求解收敛性较差的问题。通过商业软 件验证了该数学模型的正确性。解耦计算结果表明，Drift-flux 模型可有效描述管线内聚驱条件下的各相流体的流动 状态及过程；解耦算法可以有效地求解管线–油藏的耦合流动过程，计算误差与耦合求解算法相比小于5%，计算速度 则比耦合求解算法快1～2 个数量级。
A 油田在纵向上储层多，且各油层物性相差悬殊、流体性质各异、储量分散。油田在笼统注水或多层合采开 发过程中，势必会受储层非均质影响，逐渐暴露出注入水单层突进、含水上升快、储量动用程度不均、各层采出程度不 等、油藏采收率低等问题。如何提高此类纵向非均质油藏的采收率是当前所面临的重要问题。以油藏数值模拟技术 为手段，根据A 油田均质模型进行了多层合采条件下层间干扰的单因素以及复合因素的敏感性分析，并针对油田实际 非均质模型进行了不同开发方式下储层动用特征、开发效果评价以及开发指标对比，推荐了该油田切实可行的开发技 术方案、提出了指导类似油田开发的技术策略和措施。
DH 气藏目前处于开采中后期，需要开展水驱砂岩气藏采收率标定研究，残余气饱和度是水驱砂岩气藏采收 率标定的重要参数。用单向自发渗吸实验装置，测试了DH 气藏砂岩岩样残余气饱和度。基于实验结果，分析得出岩 样初始含水饱和度的大小会直接影响残余气饱和度的大小，而最大残余气饱和度受孔隙度和渗透率影响较小。实验 测试结果与Land 模型吻合较好，而与Agarwal 模型吻合较差。根据DH 气藏的原始含水饱和度，通过本次实验建立 的原始含气饱和度和残余气饱和度之间的关系，计算得到DH 气藏的残余气饱和度，并用该计算结果简要分析了DH 气藏今后提高天然气采收率的对策。
针对火山岩储层成岩机制与常规沉积储层差异大、岩性种类繁多、储层孔隙结构复杂等特点，综合使用离心 实验、核磁共振、恒速压汞及CT 成像等实验技术，对大庆徐深、吉林长岭和新疆滴西3 个火山岩气田可动流体百分数 及其影响因素进行了对比研究。实验结果表明，气水离心标定低渗致密火山岩气藏可动流体百分数使用的离心力应 为2.76 MPa，不同渗透率级别火山岩储层可动流体微观分布规律具有明显差异，渗透率越大，较大喉道控制的可动流 体比例越大，气藏开发难度越小，渗透率越小，较大喉道控制可动流体比例越小，0.100 mD 是可动流体微观分布规律 发生明显变化的临界渗透率。108 块岩芯可动流体百分数平均值为23.62%，长岭气田可动流体百分数最大，滴西气田 可动流体百分数最小。CT 成像与恒速压汞实验结果表明，孔喉大小及其匹配关系和裂缝发育程度是影响火山岩储层 可动流体百分数大小的主要因素。
针对苏里格气田气井压裂返排过程中支撑剂回流的实际情况，制备出适合苏里格气井的压裂用纤维，并确定 了加入纤维的尺寸与浓度；通过模拟裂缝强制闭合模式，结合返排过程中临界返排流量、支撑剂沉降速度等计算模型， 编制了纤维防支撑剂回流压裂返排优化设计软件，并结合实际的压裂施工资料进行分析设计，为压裂液返排及控制支 撑剂回流提供指导。现场的加纤维压裂和控制放喷试验表明：所研制纤维适合苏里格地区气井的防支撑剂回流要求， 较为显著地减少了支撑剂回流量，提高了放喷排液速度，同时还降低了排液过程中由于支撑剂回流导致的针、闸阀损 毁情况发生的概率。
稠油相对渗透率曲线是稠油油藏开发动态预测过程的重要基础数据，稠油相对渗透率实验测量过程中的误差 将会给油田开发分析传递错误信息。在稠油油藏相渗实验过程中，由于实验温度高，出口端计量管线长，系统死体积 较大，死体积孔隙中水驱油规律和死体积校正方法会对实验结果产生重要影响。在常规实验管线中进行的水驱油实 验发现，死体积管线中的原油不能全部被驱替出来，且管线中存在油水两相流动过程。油水黏度越高、驱替速度越快， 则管线中的原油采出程度越低；实验过程还存在压力测量和体积计量不同步现象，产出流体体积计量滞后于压力测 量。采用简单扣除管线孔隙体积来处理死体积的常规方法会使产油量计量产生较大误差，导致实验结果偏离真实流 动情况，对此给出了相应的校正方法。
注入水中的固相颗粒直接影响低渗透砂岩油藏的注入压力和储层伤害程度。研究了3 种注入水（所含固相颗 粒累积粒度分布达到90% 时所对应粒径分别为1.24，5.05，9.91µm）的注入性和对油相渗透率的伤害程度，并考察其 对采收率的影响。结果表明：渗透率小于1.000 mD 的岩芯，注入水中固相颗粒的累计粒度分布达到90%（D90）的粒径 大于1.00 µm 时，严重影响了其注入性；在渗透率大于1.000 mD 的岩芯中，3 种注入水均具有较好的注入性。随着固 相颗粒D90 粒径的增大，岩芯油相渗透率的伤害程度增大，水驱采收率降低；随着岩芯渗透率的增加，较大粒径的颗粒 堵塞岩芯中小孔隙的油流通道，降低了水驱波及能力。结合固相颗粒D90 粒径的渗透率伤害率图版，岩芯渗透率大于 10.000 mD 时，注入水中的颗粒D90 粒径可以适当放宽到5.00µm。
为了研究硫酸钡阻垢效果的影响因素，实验中采用静态阻垢法对筛选出的ZX–101、TH–1 以及TH–607B 3 种钡（锶）阻垢剂，分别开展了温度、矿化度、Ba2+ 浓度以及SO2-4 浓度对硫酸钡阻垢效果影响实验。实验结果表明：3 种阻垢剂均表现出较好的阻垢性能，能够有效阻止硫酸钡结垢。随着温度与体系矿化度的升高，3 种阻垢剂的阻垢率 呈现出先增加后减小的规律，且阻垢率随阻垢剂浓度的增加而增加。当温度为65 ℃、SO2-4 浓度为0.55 g/L、矿化度 为73 g/L、阻垢剂浓度为0.10 g/L 时，溶液中的Ba2+ 浓度从0.64 g/L 增加到1.28 g/L 的过程中，3 种阻垢剂的阻垢率 逐渐降低，分别从96.55%、97.65%、98.04% 下降为82.80%、87.83%、84.49%。当Ba2+ 浓度为0.8 g/L、阻垢剂浓度为 0.08 g/L、溶液中SO2-4 浓度从0.10 g/L 增加到0.60 g/L 时，3 种阻垢剂的阻垢率分别从90.64%、96.49%、93.57% 增加到 99.79%、99.28%、99.79%，随后开始下降，最终下降为93.72%、91.09%、80.06%。
稠油重质组分对乳状液的稳定性有较大的影响。以新疆某油藏稠油为例，测定了稠油的密度、黏度、凝点和 酸值等基本性质，用极性分离法将其分离成饱和分、芳香分、胶质和沥青质，测定4 组分的基本性质和元素含量。沥青 质能稳定乳状液油水界面膜，沥青质含量为0.5%、胶质含量为4.0% 时，模拟油乳状液的析水率最小，稳定性最好。小 振幅振荡实验测试模拟油乳状液的界面流变行为发现，胶质/沥青质模拟油乳状液的复数模量（E∗）随时间表现出先增 大后减小的过程。当沥青质含量为0.5%、胶质含量为4.0% 时，2 000 s 以后复数模量最大并保持稳定，形成的乳状液 较稳定。
排砂管线是气体钻井中不可缺少的地面设备之一，在高压高产气井的钻井中存在安全隐患，常规情况下通常 被人们忽略。排砂管线失效主要由高速气流中的固体颗粒冲蚀破坏，通常发生在弯接头部分。针对排砂管线弯接头 的冲蚀失效情况，开展冲蚀破坏机理的理论研究和数学模型研究，对弯接头的冲蚀攻角、冲蚀函数、冲蚀颗粒形状系数 以及固体颗粒的受力状况进行探讨。建立排砂管线弯接头的CFD 有限元模型，可以任意改变弯接头的角度，定量地 模拟不同工况下含有固相颗粒的多相流对弯接头的冲蚀速率和冲蚀机理，对排砂管线在气体极限流量100×104 m3/d 和50×104 m3/d 的工况下，对不同含砂量进行一系列的CFD 仿真模拟，得出冲蚀速率随弯接头角度变化定量的关系曲 线，为弯接头的结构优化设计提供理论依据。
随着水平井钻井技术的快速发展，水平井分段储层改造技术及配套工艺也越来越普及。作为分段储层改造工 具管串中用来沟通储层与井筒的一个部件，可开关滑套通常用来实现储层改造及在整个井的生产周期内的油、气、水 管理。由于滑套主要位于水平井段中，以及滑套开关所需力较大，通常采用连续油管带开关工具进行滑套开关操作； 目前通过地面负载变化来判断井下滑套开关操作是否成功存在很大的不确定性和误操作的可能；同时，这种方法无法 判断滑套动作位置，如滑套操作没有完全到位，则只能再次下入连续油管操作。基于此，介绍了一种新的滑套开关工 具，通过连续油管带光纤设备连接井下测量工具串，能够精确定位滑套位置并实时监测井下负载、压力、温度等参数， 通过在地面对测量数据进行处理、解释，可准确判断井下情况，实现滑套的可靠开关操作；并通过CCL 曲线变化确定 滑套是否操作到位，节约因操作失误导致的大量后期作业时间和成本。
塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏的分层注水存在注水层位深、地层温度高、下部为裸眼完井的特殊性，前期试 注井裸眼封隔器K341 失效导致试注失败。为了分析失效原因，建立了超深分层注水管柱的力学模型，分别计算了试 注管柱在不同工况（入井、坐封、注水、关井、洗井等）在各种力学效应综合作用下封隔器K341 相对于带水力锚的套 管封隔器Y241 的蠕变量。计算表明，当封隔器K341 基本坐封后，在封隔器Y241 坐封过程中封隔器K341 将产生 0.3∼0.6 m 的蠕变量，直接导致了封隔器K341 的破坏。针对该问题，制定了超深裸眼分层注水管柱防蠕动技术对策， 优化了相应的注水管柱结构：安装伸缩节、优化封隔器K341 结构使其与封隔器Y241 启封压力一致、封隔器K341 两 端安装扶正器以在入井过程中保护胶筒。
为研究非一致性采集时移地震油藏监测的可行性，利用三维高斯射线束正演模拟方法对储层段做照明度模拟 分析，量化了不同观测系统参数对储层面元接收能量的影响，得到了影响储层成像照明能量大小和均匀度的最主要因 素是炮检距和方位角的分布，即观测系统参数中的最大炮检距和接收线距的大小。当储层速度变化小于观测系统参 数变化给面元接收能量大小带来的影响时，更有必要对时移前后数据体的观测系统进行一致性的匹配处理，这一步处 理的重点应该是面元重置和面元内炮检距与方位角分布的匹配。S56 区块一套非一致性采集的实际资料匹配处理试 验表明：本文方法能有效地减小非储层段的地震响应差异，放大储层段的地震响应差异。
为深入分析南海北部神狐深水海域天然气水合物形成的气源控制因素，以神狐海域天然气水合物调查区为重 点研究对象，在基础调查资料和相关钻探成果的综合研究基础上，全面探讨了神狐海域天然气水合物成藏的气源供给 条件。研究结果表明：（1）神狐海域浅层400～1 200 m 以内具备良好的适合微生物成因甲烷气体生成条件，生物气生 气潜力巨大；（2）深部古近系文昌组湖相和恩平组煤系两套成熟烃源岩，亦以生气为主，能够提供一定数量的热解气 补充之；（3）深部成熟热解气通过纵向断层或底辟通道垂向运移至浅层海底，在浅部与微生物气一起侧向运移至天然 气水合物稳定域内形成混合型天然气水合物藏。
中国边缘海盆地处在欧亚、印度—澳大利亚及太平洋三大板块相互作用之新生代最活跃区域，其中，南部边 缘海盆地尚受南海裂解扩张作用等多种因素的深刻影响，形成了具有断拗双层结构不同类型伸展型或伸展、走滑、挤 压复合型盆地，沉积充填了古近纪断陷裂谷早期中深湖相地层及其烃源岩、古近纪断陷晚期煤系地层及烃源岩、新近 纪拗陷期海相地层及其烃源岩，为油气形成奠定了雄厚的物质基础。受区域地质背景影响，边缘海盆地地壳性质及厚 度从陆缘区到深海洋盆区具有逐渐递变的特点；盆地沉降沉积中心亦逐渐向深海洋盆迁移，导致其大地热流及地热场 向洋盆区逐渐升高增强，加之与晚期新构造运动和烃源供给系统时空上的相互耦合配置，最终控制了边缘海盆地油气 分布富集规律。
在建南地区长兴组沉积构造背景认识的基础上，针对沉积相与储层精细研究的需要，通过对关键层序界面的 识别，并综合测井、岩性信息进行高精度的四级层序划分，将研究区长兴组划分为两个三级层序，5 个四级层序，明确 了建南地区四级层序地层格架内长兴期储层纵向发育部位及沉积相横向分布规律。将单井四级层序地层标定到地震 剖面中并建立地震层序，通过引入地层等时切片技术，以四级层序格架内体系域为作图单元进行沉积相演化研究。结 果表明，建南地区长兴组下部三级层序经历了3 次海平面下降，高位体系域（HST）为主要的生物礁滩发育时期；上部 三级层序主要以白云岩暴露滩体发育为主，规模明显小于下部三级层序，其分布范围有向研究区中部迁移趋势。
塔中顺西区块位于卡塔克隆起西北倾末端，奥陶系良里塔格组储层以裂缝–溶蚀孔洞型为主。研究表明，工 区内裂缝可分为构造缝和非构造缝两类，其中构造裂缝可分为垂直裂缝、斜交裂缝（高角度裂缝、低角度裂缝）和水 平裂缝；非构造缝有压溶缝合线缝与成岩缝；构造裂缝中斜交裂缝相对发育，垂直裂缝和水平裂缝欠发育，斜交裂缝 走向以NW、NWW 向为主，次为NE 走向；构造缝可大致分为3 期活动，即加里东中晚期—海西早期、海西晚期和印 支—燕山期。进一步分析表明，工区内构造应力场、断裂、岩性、物性和层厚与裂缝密切相关，局部构造高点、枢纽部 位，转折端、断裂的交汇处、脆性岩性、物性和地层厚度等控制了裂缝的发育。工区内裂缝具有十分重要的石油地质意 义，它不仅自身可作为良好的储集空间，而且是储层发生岩溶作用的有利通道并能在一定程度上扩大岩溶作用范围； 在油气运聚过程中，裂缝是良好的油气运移通道，对油气成藏起着至关重要的作用。
勘探实践证实，车镇凹陷存在油气“倒灌”运移成藏现象。物理模拟实验也证实，油气运移过程中，存在以断 裂为运移通道和以骨架砂体为运移通道的两种油气“倒灌”类型。以断裂为运移通道的油气“倒灌”，断裂是油气“倒 灌”的重要通道，而分子置换是油气“倒灌”的形成机制，其所形成的油气藏规模较小；以骨架砂体为运移通道的油气 “倒灌”，压力差是控制油气向下运移的重要动力，油气“倒灌”所需的最大压力取决于与其相关的砂体物性，可形成规 模可观的油气藏。油气“倒灌”的物理模拟为含油气盆地扩大深层油气勘探提供了理论支持。
砂岩储集层水淹层评价一直是困扰油田开发工作者的一个难题，应用地化录井资料开展水淹层评价是储层地 球化学研究的一个新领域，可为油田二次开发寻找剩余油开辟新的途径。在深入分析油层水淹机理的基础上，从岩石 热解和气相色谱实验入手，结合密闭取芯井资料，通过计算孔隙度、含油饱和度、驱油效率等评价参数，建立砂岩储集 层水淹层评价模型和解释图版，形成一套具有适用性的定量计算和定性识别相结合砂岩储集层水淹层评价方法。应 用该方法，对A 盆地B 油田C 区D 层砂岩储层进行了7 口井水淹层评价，结果表明，利用地化录井方法评价砂岩水淹 层，经试油结果验证，符合程度较高，达到95% 以上，说明该方法适用性强，为油田开发中后期挖潜方案的调整和采收 率的提高奠定了基础。
对裂缝型油藏来说，裂缝既是有效的储集空间又是重要的渗流通道，但裂缝发育情况复杂，具有很强的非均 质性，常规的地质建模方法并不适用于裂缝建模。以中东地区某裂缝型碳酸盐岩稠油油藏为例，融合地质、测井、地 震、动态等多种信息，将裂缝分为断裂破碎带、中等级别裂缝和小级别裂缝3 个级别，首次提出确定性建模和随机建模 相结合的方法建立裂缝储集相模型，在其约束下建立各级别缝的发育强度体，最后通过离散裂缝网络（DFN）模拟和参 数场等效，得到各个级别缝的离散裂缝网络模型和裂缝属性模型，探索了一套针对复杂裂缝型储层的多信息融合的分 级裂缝建模方法。
随着开发井网依次加密，储层砂体分布趋势逐渐明确，在纵向上可根据测井资料准确地识别砂体，但横向上 很难确定井间砂体的分布特征。针对连井剖面上进行单一河道识别任务重且存在多解性的难题，提出了采用井震结 合反演技术来预测复合砂体内单一河道的边界，再进一步利用测井曲线特征对河道边界进行验证。基于该思路，在反 演剖面上识别了复合砂体内单一河道的4 个典型标志，并依据地震反演属性平面图上的砂岩变差带发育位置，清晰识 别出8 条同层不同期单一河道，且单一河道识别成果在完善油田注采关系、挖潜剩余油上见到良好效果，展现了较好 的应用前景。
川西新场气田须二气藏为典型的低渗致密碎屑岩气藏，由于地质条件复杂，储层非均质性严重，气水分布十分复 杂，束缚水含量较高，气层、气水同层电阻率界限模糊不清，测井解释往往造成很大误判。针对这一难点，应用基于粒子群 算法（PSO）的核主成分分析与支持向量机（KPCA–SVM）模型进行气水层识别。模型先通过核主成分分析（KPCA）进行 非线性属性变量提取，再将提取的属性变量作为支持向量机（SVM）的输入变量，在识别过程中利用粒子群算法（PSO）寻 优，最终实现气水层识别。将模型应用于新场气田须二气藏气水层识别，识别结果符合研究区的实际情况。
碳酸盐岩储层导电机理复杂，电阻率影响因素众多，储层划分及流体性质识别难度较大。通过构建合理的孔 隙结构物理模型，理论模拟储层电阻率，并对各种影响因素（喉道粗细、地层水电阻率、岩石基质电阻率、孔洞延展方 向及大小等）逐一进行分析，进一步探讨了各因素对电阻率的影响程度，较好地解释了电阻率异常层的成因。孔洞型 储层电阻率随喉道直径增加快速下降，而随基质、地层水电阻率增加而增大；平行电流方向的孔洞延展对电阻率的影 响高于垂直电流方向的孔洞延展，孔洞尺寸沿着电流方向增大，电阻率呈降低趋势。喉道直径对电阻率的影响高于孔 洞尺寸；喉道直径对全含水岩石电阻率的影响大于全含油，而岩石基质电阻率、地层水电阻率、孔洞延展方向及大小则 相反。
白庙气田具有构造复杂、埋藏深、储层物性差、凝析油含量高、地露压差小、地层压力高等特点，属于致密砂 岩凝析气藏。气井压裂投产初期一般具有较高的产能，但随着凝析油在近井地带析出堵塞渗流通道，产量下降快，稳 产时间短。投入开发以来，一直采用直井开采，采出程度低，开发效果差。水平井开发机理研究认为，采用水平井开发 可以提高气井产量及气藏采收率。针对该气藏地质特点，通过深入研究地质特征，重新认识局部构造和储层展布规 律，开展了水平井开发这类气藏的试验研究，先后优化实施了2 口水平井，取得了初步的效果，对合理开发致密砂岩凝 析气藏具有一定的指导意义。
鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源，开发潜力巨大，但由于其储层物性差、非均质性强等特点，直 井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点，以建立有效驱替压力系统为目标，利用矿场实践、油藏 工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进 行了研究，研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2 条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时，超低渗透致密油藏水平井初期平均单井 产量约为8.0 t/d，达到直井平均单井产量的4 倍左右，研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。
油藏启动压力梯度对油藏的储层动用有着很大的影响，启动压力梯度越大储层越难动用。从低渗透油藏流体 渗流机理上出发，采用现场早期束缚水条件下单相渗流的生产动态数据及试井解释资料，利用试井方法求得研究区的 启动压力梯度，并建立启动压力梯度与渗透率的关系。分析典型反九点井组内注水井与采油井井间的驱动压力梯度 变化特点，据此确定井间储层物性与储量动用关系。通过对比实际储层的渗透率值与所得到的储层流体启动所需渗 透率值的大小，从而判断储层内流体是否流动。该方法采用定量分析低渗透油藏井间储量动用状况，为同类油藏确定 井间剩余油分布提供了参考。
基于港东油田构型地质模型，开展了曲流河点坝侧积层与注采井网的匹配性研究，分别研究了直井、水平井 及侧钻水平井的井网模式对开发效果的影响。研究表明：在采用排状注采井网的情况下，注采井数比低、井排垂直侧 积层的注采井网开发效果好。水平井开发时，水平段与侧积层正交时将会取得最佳的开发效果。采用侧钻水平井挖潜 时，水平井段与注水井间应保持一定距离，本次研究中，注水井和水平井之间相隔3 个侧积层且水平井段与侧积层成 45 度角斜交时剩余油挖潜效果最好。根据研究区的研究成果，分别从注采井网完善、水平井及侧钻水平挖潜3 个方面 将研究成果进行了应用，取得了较好的增油效果。
