大多数提高地震资料分辨率的反褶积方法都基于传统静态褶积模型，这与非均匀介质中的地震子波实际传播 规律不符。因此，在动态褶积模型基础上，结合地震波在地层中的吸收衰减特性，提出一种基于时频域的动态反褶积 方法。该方法将广义S 变换良好的多分辨特性引入到地震资料动态反褶积处理中，首先将非平稳地震记录的广义S 变换近似表示为静态震源子波的傅里叶变换、复数值时频衰减函数与反射系数广义S 变换的乘积，再采用多项式拟合 的方法对非平稳地震记录时频谱进行平滑处理，从而可估算动态传播子波和地层反射系数。本文方法不需要直接求 取Q 值，能够适用于变Q 值情况。理论模型和三维实际资料处理结果表明，该方法不仅能改善地震资料的分辨率，还 能有效补偿深部地层吸收所引起的能量衰减。
经过近50 年勘探开发，以济阳拗陷为代表的中国东部成熟探区已达到中等—高勘探程度。在前人研究成果 和胜利油田勘探实践的基础上，指出以下几个亟待解决的制约精细勘探的地质问题：高精度层序地层分析、油气成藏 期关键地质要素恢复、油气输导体系精细刻画及油气成藏定量评价，对并它们的研究进展进行了综述；层序地层学研 究由传统向高精度方向推进、关键地质要素恢复的研究由现今向关键成藏期发展、油气输导体系刻画由二维平面向三 维立体突破、油气成藏研究由定性评价向定量表征提高；同时，还提出了各关键地质问题的研究方法和发展方向；最 后，指出成藏过程及其主控因素的定量研究既是油藏研究的关键所在，也是今后勘探的必然要求。
前中生界不整合是库车东地区一个非常重要的不整合面，是海西晚期运动的直接产物。通过三维地震解释结 合钻井和区域地质资料，分析了前中生界不整合的不整合类型、平面分布规律及其对油气藏的控制作用。研究表明， 前中生界不整合主要发育平行不整合、异常不整合、削截不整合和超覆不整合。平行不整合分布在阿克库勒凸起，雅 克拉断凸东段分布异常不整合，削截不整合与超覆不整合分布在库车拗陷。与不整合相关的圈闭类型有两种，不整合 面之上的地层超覆圈闭和不整合面之下的古潜山圈闭。前中生界不整合是油气侧向运移的有利通道，油气沿不整合 由拗陷中心向南运移，进入与不整合有关的圈闭后聚集成藏。
济阳拗陷上古生界是重要的煤成气储层，储层非均质性是影响地下煤成气运移重要因素，同时也是认识煤成 气藏的基础，因此，对煤成气储层的非均质性研究水平将直接影响到对储层中煤成气的分布规律的认识和开发效果的 好坏。根据所掌握的资料，运用统计学方法和洛伦兹曲线法，分别从平面、层间、层内3 个方面对济阳拗陷上古生界煤 成气储层的非均质性进行研究，并根据研究结果做出评价。结果表明，济阳拗陷沾化凹陷孤北地区砂体渗透率大致呈 西高东低、北高南低的趋势。储层层间非均质性严重的井区有德古2、王古1、孤北古1、孤北古2、孤北古3 等，层内 非均质性严重的井区有德古2、孤北古1、孤北古2 等，这些对济阳拗陷煤成气的勘探有指导意义。
伊犁盆地是北疆地区石炭系碳酸盐岩最发育的地区，分布范围及厚度均较大。通过野外露头观测发现伊犁盆 地白云岩分布广泛，纵向上主要发育于阿克沙克上亚组第二岩性段，平面上主要分布（但不限于）于台地边缘礁滩相范 围。盆地南部相对较发育，其厚度、规模及延伸也远较北部大，与断裂或晚期侵入体关系密切。薄片观察发现白云岩 多为粉—细晶结构，以细晶为主，块状构造，按粒级分主要为细晶白云岩。通过对白云岩、灰质白云岩和灰岩稀土元 素配分模式的对比，发现3 种岩石曲线形态很相似，表明白云岩和灰岩有紧密的内在联系。根据 δCe 推测灰岩形成于 相对还原的环境，而白云岩形成于相对氧化的环境。综合分析认为研究区白云岩的成因类型为热液白云岩。
苏里格地区上古气藏有效储层以透镜状为主，空间展布复杂，非均质性强，地质建模难度大。以投产时间较 长、地质认识程度较高的苏6 加密井区为例，探索形成了一套适用于苏里格气田的动、静态双重约束的有效储层建模 方法。首先，以精细沉积相研究为基础，采用确定+ 随机的沉积相建模思路，建立更能体现储层内部非均质性的沉积 相模型，主要用于约束其展布范围及走向；其次，对加密区单井进行生产动态分析，根据单井泄流长度、宽度等分层设 置有效储层展布范围，并对其在空间展布的不确定性进行分析；最后，在沉积相模型的控制下对有效储层进行随机模 拟，从而实现对有效储层建模的动、静态双重约束。综合分析认为，该方法所建有效储层模型符合地质认识，并与动态 分析的井间连通关系吻合，与常规有效储层建模方法相比，所建模型生产历史拟合的一次拟合成功率提高了43%。
腰英台油田位于松辽盆地南部中央拗陷区，其中的1 号区块∼301 号区块的上白垩统青山口组砂岩为裂缝性 低渗储集层，裂缝较为发育。通过对岩芯的系统观测、薄片裂缝观察、测井资料解释、碳氧同位素测试等手段对裂缝进 行了系统研究，结果表明：腰英台油田青山口组裂缝发育，其中发育程度最高的为青山口组一段II 砂组；裂缝长度的 主要分布在5∼15 cm，宽度主要分布在0.1∼1.0 mm，密度平均0.41 条/米，大部分裂缝都被全充填，充填物以方解石为 主，裂缝倾角主要分布于75? ∼90? ，裂缝方位主要共有4 组，分别是NWW（280?）向、NNW（345 ?）向、NNE（18?）向 和NEE（76?）向；微裂缝以宽度小于0.5 mm 为主，被方解石或者有机质充填或者半充填，裂缝性质以剪切缝为主，部 分发育张性缝；裂缝发育期次主要分为两期，分别为嫩江末期和明水末期。
盐穴地下储气库具有注采率高、短期吞吐量大、垫层气量低并可完全回收等优点。随着中国天然气工业的不 断发展，更多的盐穴地下储气库将建成并投入运行，在天然气储备与调峰中发挥重要作用。中国天然气地下储气库建 设相对滞后，目前已建成投产的盐穴储气库只有1 座，尚未形成系统的盐穴储气库库址评价优选及方法，严重制约了 中国盐穴储气库的发展建设。以金坛储气库为例，从构造特征、盐层发育情况、盐层埋深、盐层厚度、盐岩品位、盖层 性质及厚度、密封性等方面，系统、定量的阐述盐穴地下储气库库址的优选评价指标，旨在为中国盐穴储气库库址的优 选和评价提供可行方法和理论依据，对中国盐穴储气库的建设和发展具有深远的战略意义。
准中沙漠区沙丘起伏剧烈，厚度变化大，二维勘探时主要采用小折射法进行近地表调查，近地表结构测量不 准确使激发井深设计不合理，造成沙漠区资料品质较差，圈闭可靠程度低。近期开展的新一轮勘探，主要利用深井微 测井近地表调查结果，对沙漠区顶、底板结构、厚度、速度、深度–时间关系、吸收衰减等地球物理参数进行了研究。研 究发现，准中沙漠区属于固定或半固定沙丘，具有平缓稳定变化的沙丘底界面，深度–时间对应关系一致性好，不同 位置相同的深度具有近似的速度与品质因子有良好的对应关系等特点。针对不同厚度沙丘分别采用逐点设计井深单 深井激发、多井浅井组合激发，研发了综合沙丘量板拟合静校正、近地表吸收补偿等针对性技术，获得了高品质地震 资料。
针对长庆油田延长组低孔低渗砂岩以裂缝型储层发育为主的特点，开展了区域应力场模拟研究，用于预测延 长组的裂缝发育情况，指导后续勘探开发井的部署。由于研究区无地震资料，因此基于地震的传统裂缝检测方法无法 适用。本次研究主要采用了基于以弹性薄板理论为基础的应力场模拟技术，充分利用常规测井曲线携带的速度及密 度信息，克服了无地震资料的技术瓶颈，结合野外露头及岩芯测量结果，认为研究成果较为可靠，取得了较好的效果。 目前已钻高产井均位于本次预测的强应力发育区，因此应力场模拟结果可以作为下一步生产井位部署的主要依据，此 种技术方法也可以推广到长庆油田其他区块。
岩性识别是复杂岩性低渗透油藏高效开发中的关键地质难题，以塔南凹陷白垩系为例，探索了复杂岩性地层 的测井岩性识别方法。研究区白垩系正常陆源碎屑和火山碎屑物质同时沉积，铜钵庙组发育凝灰质砂砾岩、凝灰质砂 岩、沉凝灰岩、凝灰岩、砂岩、砾岩和泥岩7 种岩性类型，岩性复杂，储层物性差，岩性与电性对比度低。在不同岩性地 层测井响应特征研究的基础上，选择4 种测井曲线进行岩性综合解释，采用Fisher 判别方法达到减小同类岩性地层测 井响应差异，并增大不同岩性测井响应差异的目的，建立了研究区7 类岩性的判别函数，实现了非取芯井的测井岩性 识别，识别正确率达到98.1%，解决了复杂岩性低渗透储层中的测井岩性识别难题，为油藏开发提供了技术支持。
稠油储量占渤海总石油储量的60%，是中国石油接替储量的重要组成部分。多元热流体的应用克服了海上平 台承载能力有限的难题，是海上稠油热采的新方向。首次考虑井口注入条件变化及海水流动的影响，以一段时间内注 入到管线中的多元热流体为控制体，分别考虑平台、海水段和地层注汽管柱结构的影响，建立了多组分热流体沿程热 物性评价模型。计算结果与中国某油田实际热采井沿程热物性参数吻合较好。基于模块计算，评价了多元热流体组 成，海水深度对其沿程热利用率的影响，为多元热流体在海上稠油油藏热采中的应用提供了一定的理论支持。
高含水老油田经过长期注水开发，油水关系分布进一步复杂化，随着油气藏开发的不断深入，剩余油分布越 来越分散，相关地质研究越来越细。剩余油分布不但受储层物性、砂体分布、构造的影响，同时也受注采井网与砂体配 置关系的影响，因此注采井网与砂体如何进行配置的研究成为老油田进一步提高采收率的关键因素之一。以冀东高 深南某断块为例，建立了扇三角洲前缘砂体地质模型，在搞清扇三角洲前缘水下分流河道的基础上，应用数值模拟研 究了水下分流河道砂体与储层物源方向对注采井网、井位的影响，提出了扇三角洲前缘水下分流河道储层类型的注采 井网部署优化方案。
物质平衡方程是解释和预测油藏动态的基本方法之一，求解物质平衡也就成了油藏工程师面临的实际问题。 现有油藏物质平衡计算往往借助于成熟商业软件来完成，其计算成本较高，而传统的物质平衡计算进行线性化处理后 常需多次手工试算，计算效率较低。把油藏基本参数作为决策变量，并把物质平衡计算描述为一非线性规划问题，对 这一问题进行规划求解，则可以在已知少数实测油藏压力以及生产数据的情况下，自动求得较准确的油藏基本参数、 水体平均压力变化情况及水侵动态。与前人研究对比后发现，该方法可操作性强，计算结果可靠。
为描述地下CO2 驱渗流机理及混相/非混相驱替特征，选取SF6 作为CO2 驱气体示踪剂，利用气体示踪响应 曲线解释原理，从示踪剂曲线的注入体积、曲线峰值、峰宽、药剂回采率及后续曲线预测等角度，描述CO2 在混相/非 混相驱状态下的驱替特征。结果表明：CO2 在混相/非混相驱状态下示踪剂响应曲线不同，示踪剂见剂峰值浓度对应 PV 数越小、峰宽越小、回采率越低、预测模型系数越小，则CO2 混相驱特征越明显，反之为非混相驱替特征，而非混相 特征的出现，将加速CO2 与原油的两相分离，降低驱油效率。CO2 驱油过程示踪监测对于掌握CO2 地下渗流状态，提 高驱油效果具有极为重要的矿场指导意义。
针对实际油藏开发中，井筒流动阻力对等压线分布影响认识不清的问题。开展了相应实验研究，研究中采用 改进的电模拟实验方法：测量了多分支井近井地带三维势分布；在井模型上焊接碳膜电阻模拟井筒流动阻力对等压线 分布的影响；测量了不同电解质溶液浓度下等压线分布变化。实验结果表明：分支井在近井空间内的等势面与井的形 状相似并呈弧面向外凸起；考虑井筒阻力时水平井等压线呈鸡蛋形而非椭圆形，井控面积减少，近井地带存在压降使 得等压线穿过井筒所在位置；低渗状态下分支井井控面积更大，各分支贡献更明显，有利于开采。对于研究实际条件 下，多分井的控制体积具有较高的指导意义。
为了进一步掌握油田在进入高含水阶段后的生产过程中产液量的变化特征，研究了不同开采制度下产液量 的变化规律。基于研究区块近几年的实际产油量与满足该区块的水驱特征曲线，根据油田实际生产需要，通过理论推 导，得出了高含水期定产液量下产油量的变化规律、定产油量下产液量的变化规律及产油量以不同速度递减时产液量 的变化规律，实现了产液量变化规律的定量化。以实际油田的某一生产区块为例，利用满足该区块的水驱特征曲线及 实际产量，得到了不同开采制度下产液量的变化规律。研究结果表明，搞清产油量递减时产液量的变化特征，便于油 田决策者制定切实可行的开采制度。同时，该方法也能推广到其他的高含水区块，具有非常广阔的应用前景。
针对高速非达西动边界对产能影响的问题，开展了考虑高速非达西动边界影响的产能方程的建立。研究中采 用渗流理论和惯性理论推导了高速非达西动边界公式和对应的产能方程。并基于对动边界的认识不仅提出了高速非 达西出现的临界渗透率、临界产量和临界压差的概念，而且提出了高速非达西边界表皮因子。研究表明，只有储层渗 透率、产量或者压差大于临界值时，储层中才可能出现高速非达西渗流；而且高速非达西边界表皮是渗透率、孔隙度、 临界雷诺数以及β 的函数反映了地层性质对高速非达西区域的影响，表皮越大则高速非达西区域越小，动边界的影响 越不能忽略。最后与常规产能方程比较发现，渗透率在1∼10 mD 时，本文产能方程的IPR 曲线与其有明显的差异。提 出了高速非达西动边界对产能预测的影响，提高了产能预测的精度。
塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏部分高产油井具有油井不见水则稳产，一旦见水则暴性水淹、产量呈快速递减 的典型特征，且高产井的水淹对区块稳产的影响重大。针对这一现象，通过水淹高产井生产动态的分析找出了水淹前 的异常信号，并利用井筒节点分析方法和流体力学软件开展了强边、底水窜进机理研究，论证了水淹前异常信号的正 确性。研究得出：强边、底水缝洞单元能量接替可分为纯弹性驱，弹性驱向水驱过渡，纯边、底水驱3 个明显阶段；自 喷井的油压和产量异常波动特征是强边、底水突破井底附近的重要信号；在此基础上，提出了高产井见水风险预警分 阶段控制方法，并在矿场取得较好的运用效果。通过高产井水淹前异常信号的分析，为油田高产井管理和油井实施见 水风险预警提供了依据。
童宪章提出的水驱特征曲线变换公式简单，参数求解容易，反映了不同含水上升规律的特性，在预测油田产 油量、可采储量等方面起到了重要作用，但其只适用于中高渗透油藏。在此基础上，根据油水两相渗流理论推导出了 改进的水驱特征曲线，此公式体现了不同相渗特征决定着不同的水驱特征曲线，使已有水驱特征曲线更加完善、更具 理论依据，得到了适用于计算低渗透及中高渗透油藏水驱地质储量的通式。利用两种公式分别计算了某一油田的水 驱地质储量，结果表明：用改进的水驱特征公式计算的水驱地质储量，精度更高，为油田高含水阶段准确估算水驱储量 提出了新的思路，相对于目前国内常用的统计法，节省了大量的时间，对指导矿场生产实践具有重要意义。
以丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）、（1–二甲氨基–烯丙基）– 膦酸（DMAAPA）及N –烯丙基辛酰亚 胺（NAOI）为原料、亚硫酸氢钠–过硫酸铵为引发剂制备了一种水溶性四元共聚物AA/AM/DMAAPA/NAOI。 单因素实验确立了该共聚物的最佳合成条件：反应温度为45 ?C，引发剂加量为0.3%，pH 为7， m（AM）：m（AA）：m（DMAAPA）：m（DMAAPA）= 6.000：4.000：0.015：0.030；通过红外光谱（IR）、核磁共振氢谱（1H NMR）对该共聚物驱油剂的分子结构进行了表征，证明功能单体均已共聚在分子链上；2 000 mg/L 的该共聚物溶液在 120 ?C时的黏度保留率为28.9%，在1 000 s−1 时黏度保留率为18.7%，当NaCl 加量为1.2 g/L 时黏度保留率为22.2%； 室内模拟驱油实验结果表明，在65 ?C 下2 000 mg/L 的该共聚物溶液相对于水驱可提高采收率达到10.54%。
热水驱是提高超低渗储集层采收率的重要储备技术之一。利用离心法测定了同一超低渗岩芯经40～180 ℃热 水作用后的毛管力曲线，并在此基础上分析计算了热水对孔喉大小、分布以及特征参数的影响。结果表明，热水温度 升高可使毛管力降低，最小湿相饱和度减小，并令半径小于0.03 µm 的小孔喉数量大幅减少，半径在0.03～0.81 µm 的 中等孔喉及半径大于3.22µm 大孔喉数量增多，最大连通孔喉半径增大，孔喉分选性增强，同时各种变化在热水温度 达到120 ℃以前更为明显。利用扫描电镜法对经不同温度热水作用后的超低渗岩芯块的微观孔喉形貌进行了定点扫 描，结果证实了孔喉尺寸会在热水的作用下发生改变，并观察到了微粒的运移。
针对双层套管开窗侧钻井分叉难度大、开窗效率低、常规工具不适应等现状，研制了新型高效快速分叉导向 式开窗工具；采用硬对硬设计理念，实施双角度超硬复合斜面导向、双切削刃强侧切开窗钻头和三缸联动加压非循环 坐封新技术；在切削过程中，大大降低了导斜体的损伤程度，增强了非对称性、非稳定性和形态随机性所形成的断续切 削工况的适应性和可靠性，有效地提高了分叉角，在文25 侧61 井应用获得成功。同时，对该双层套管井窗口形成机 理进行了现场跟踪调研和静动态仿真，在此基础上进一步阐述了实现双层套管高效侧钻的技术途径，并对侧钻市场的 后续发展有着重要的借鉴意义。
有杆抽油系统工况极其恶劣，发生故障的概率较高。针对有杆抽油系统的特点及其故障诊断目前存在的问 题，提出基于示功图的有杆抽油系统故障递阶诊断法，该方法分为故障分辨和故障识别两个阶段，在基于示功图的有 杆抽油系统故障递阶诊断法的第二阶段故障识别阶段，从故障机理入手，在故障分辨的基础上，将正常样本的统 计信息与搜索树相结合，建立起有杆抽油系统故障识别的搜索树，对故障样本进行故障类型的详细识别。通过实例和 多种典型故障示功图，包括严重故障，验证了该方法能有效识别出有杆抽油系统的单个故障和组合故障。
深水测试管柱的力学行为对深水测试的成功有着重要的影响。以陆地管柱力学研究为基础，对深水测试管柱 的结构、工况、载荷以及研究现状进行了分析阐述。分析认为，国外深水测试技术成熟，深水测试管柱力学行为研究完 善；而国内则主要依靠国外技术服务公司进行深水油气田的测试工作。同时，针对中国深水测试的应用现状，对深水 测试管柱的力学行为研究进行了系统分析，指出应该建立考虑平台升沉和漂移、隔水管影响、产层高压流体、射孔冲击 载荷、温度耦合作用等因素的深水测试管柱动力学模型，分析整个管柱的力学行为，实现对深水测试管柱的优化设计， 提高深水测试管柱施工作业的安全可靠性。
塔里木油田轮古井区奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝洞型油藏，油藏非均质性极强，很多单井由于钻遇封闭缝洞 体产量迅速递减。注水替油技术可以大幅度恢复停喷或低效油井的产能，是开发缝洞型油藏的有效新方法之一。注 水替油的注采参数是否合理对注水替油的开发效果至关重要。以塔里木油田轮古井区注水替油典型井的地质、流体 资料为基础，建立单井注水替油的地质模型，通过数值模拟的方法优化注水时机、周期注水量、注水速度、焖井时间、 开井工作制度等注采参数，并将注采参数无因次化或拟合公式，以消除注水前油井生产动态差异对优化参数造成的影 响，使优化参数更具实用性。
针对牛蹄塘组页岩气储层中有机质来源的问题，从微体古生物化石和有机地球化学两方面开展了研究。采 用环境扫描电镜–能谱系统（ESEM – XEDS）对岩芯中的微生物化石形态和化学组成进行了研究；此外，还采用气相色 谱–质谱法（GC – MS）对岩芯抽提物进行了检测。结果表明，牛蹄塘组页岩中发现的微生物化石C 和N 元素含量较 高（大于30%），从外部形态大致可将其分为3 类：同心环状结构，表面光滑的球体以及细胞壁开口的球体。岩芯抽提 物检测结果表明，牛蹄塘组页岩nC12 ∼ nC32 的正构烷烃均有检出，且具有低碳数（主峰碳nC16）偶碳优势；此外，抽提 物中还检出了含量较高的类异戊二烯烃，包括，姥鲛烷、植烷和角鲨烯。这些微生物化石的发现和有机地球化学组成 特征为晚震旦—早寒武世扬子浅海微生物的繁盛和牛蹄塘组烃源物质的微生物起源提供了有力的证据。
针对塔中西部Z15 井区储层非均质性强、主要目的层埋藏较深（一般>5 000 m）、地震资料品质差、小断层识 别困难且多产状较陡的难题，总结出易于操作的小断裂解释判别原则：即寒武系盐层顶面有断距、灰岩顶部有挠曲、地 震剖面上断层轨迹有串珠、碳酸盐岩内幕地震同相轴有相变。相对较准确地刻画了研究区4 期断裂的平面和剖面分 布特征，其中第二期近东西向中晚加里东期逆冲推覆断裂和第三期近南北向的晚加里东—早海西期扭张性走滑断裂 是研究区的主要断裂，控制了研究区奥陶系储层和油气藏的分布。并通过多口井的钻探证实，断裂及其控制的裂缝发 育带是高产稳产井的分布区域，其富含油气主要得益于：优质的储层发育；断裂期次早于油气成藏且封盖条件好，油气 保存完整；良里塔格组水体能量弱。围绕断裂及其裂缝发育带的优质储层发育区的钻探为断裂控储控藏研究和寻找 新的油气富集区域开拓了新的思路。
凯里地区油气显示众多，已在虎庄及邻区多口井获得低产油气流，在奥陶系—二叠系剖面露头见到丰富的油 气苗及沥青显示，油、气、沥青在多套储层共生，揭示该残余油气藏为多期成藏、后期改造的产物。在对凯里及邻区多 套储层沥青和油苗的成因进行分析的基础上，通过烃源岩的热演化史、流体包裹体均一温度、自生伊利石K – Ar 法定 年等手段，对该区的成藏期次进行了探讨。研究表明，凯里残余油气藏经历了加里东晚期小规模的油气成藏及破坏、 海西期的大规模油气成藏、印支期—早燕山期古油藏因高温裂解而发生油气转化及二叠系原油充注、燕山中期以来油 气藏遭受大规模破坏的成藏及改造过程。
松辽盆地南部西斜坡泉四段—嫩一段可划分为6 个三级层序、18 个体系域。通过对烃源岩、储层、盖层、圈闭 类型和油气输导与运移等成藏要素的综合分析，指出油气主要来自于中央凹陷区烃源岩，并具有厚度大，丰度高的特 点；储层以辫状河三角洲前缘相砂体为主，厚度大、物性好，属于中孔—中渗、高孔—高渗型储层；广泛发育的SQn1 泥岩是西斜坡的区域盖层；圈闭以构造圈闭、复合圈闭和地层—岩性圈闭为主；西斜坡油气分布具有明显的油气运移 转折带，油气在转折带以西以侧向运移为主，而在转折带以东以阶梯式运移为主。依据西斜坡地质条件差异与油气成 藏特点，划分出3 个有利区带，并总结了各自的成藏模式，分别为以“近源供烃、断层垂向输导、阶梯式成藏”模式为主 的SQy 三角洲前缘带与SQqn3 坡折带，及以“远源供烃、砂体侧向输导、有效圈闭成藏”模式为主的SQy 盆缘超覆带。
元坝长兴组海相气田为中国埋藏最深、以台地边缘礁滩相储层为主的大型礁滩岩性气田，沉积特征对其储层 的发育具有明显的控制作用。但前期主要以沉积的宏观控制作用及静态研究为主，针对沉积对储层控制作用有待深 入研究的客观实际，开展了沉积相划分、展布、迁移、模式及演化等方面的精细研究，对元坝长兴组沉积特征采用地 质、测井、地震联合研究，发现元坝长兴组主要发育6 类沉积相、11 种沉积亚相及10 种沉积微相，其中台地边缘生物 礁相和台地边缘浅滩相分别控制了生物礁和浅滩两套主要储层的生长发育，两套储层分别分布于III 级层序高位体系 域礁、滩相带中，同时储层具有早滩晚礁、前礁后滩及向北东向迁移的发育特征，而在其沉积模式及演化规律的控制 下，长兴组储层生长发育模式主要可分为两类3 种生物礁储层和两类浅滩储层，总体上，生物礁储层较浅滩储层更优 质，礁带区相对于浅滩区油气更易高产富集。
流花11 – 1 生物礁油田是中国新近系目前发现的最大整装型生物礁油田，油田开发期间在不同构造部位的油 井含水上升速度不同，前人已对油田含水地质因素进行分析，但对油田含水上升迅速的源头认识不足，严重制约了油 田的采收。将层序地层学理论、碳酸盐岩成岩作用机理和构造运动相结合，平面上依靠高分辨率三维地震资料条件下 利用叠前AVO 反演的G 属性所刻画的油水界面平面展布图，纵向上依靠叠前同步反演获得的vp=vS 剖面图和密度转 换的孔隙度剖面图，发现了多处底水刺穿油水界面形成的上窜通道，有力地论证了17.5 Ma 和16.5 Ma 层序界面附近 暴露时产生的溶洞、溶缝及东沙运动产生的裂缝为流花11 – 1 生物礁油田底水快速锥进的源头，其中溶洞为主要底水 上窜通道。
为了综合评价四川盆地陆相烃源岩，应用含油气盆地数值模拟技术，定量恢复了研究区主要烃源岩层系的成 熟和生排烃史。首先，分别建立了盆地的热力学、生烃动力学模式、机制及相关地质模型，其次，选取古热流值、沉积 水表面温度、古水深作为模拟参数，对四川盆地重点研究区20 多口井进行了模拟。研究表明：四川盆地陆相系烃源岩 具有3 个生烃高峰期和两个排烃高峰期，成熟及生烃史总体表现为“分区演化、差异成熟、西早东晚”。层位上须三、 须五段生、排烃量较大，其次为下侏罗统和须一段，总的排烃效率以须一段和须五段较高。平面上川西地区生烃量最 大，其次为川北—川东北地区和川中地区。研究认为：以须家河组和中、下侏罗统为烃源岩的油气系统分别是川西地 区和川北—川东北地区油气勘探的主要目标。
以珠江口盆地白云凹陷中的水道为例，对水道的几何形态展开研究，通过均方根振幅属性图确定水道的整体 形态，截取若干横截面刻画水道的内部结构，并测量水道的深度和宽度，计算宽深比。研究发现，在该地区发育有两种 几何形态的水道，21.0∼18.5 Ma 时期水道变宽变浅和10.5∼8.5 Ma 时期水道变窄变深。水道的形态首先受到古地貌的 控制，21.0∼18.5 Ma 时期和10.5∼8.5 Ma 时期不同的地貌环境对两个时期水道的发育有重要的影响。此外，沉积流体 的侵蚀能力也影响了水道的形态。在21.0 Ma 时海平面上升，并且远离沉积物源会导致水道中的沉积物供给降低，流 体侵蚀能力较小，故水道变宽变浅。在10.5 Ma 时由于东沙隆起抬升的影响，并靠近物源使得水道中沉积物更多地以 重力流形式向下搬运沉积，侵蚀能力较强，故水道变窄变深。水道几何形态研究对研究水道的整体演化过程有重要意 义，也有助于了解该地区的沉积条件。
结合井眼环境下随钻测井电磁场数值模拟计算的研究结果，分析了中浅电阻率和相位移深中浅电阻率这两大 类随钻电阻率曲线异常变化的主要特征和产生的原因。并以中海油渤中地区哈里伯顿公司EWR – Phase 4 随钻测井仪 器所测量的这两类电阻率曲线为例进行详细阐述。选取了3 口典型井的随钻幅度衰减和相位移电阻率曲线，通过对地 层岩性、渗透性、泥浆侵入，机械钻速、井眼环境等几个因素的分析，特别是对极浅、浅、中和深电阻率曲线的变化范围 和变化趋势等曲线特征进行了分析。研究认为，电阻率曲线异常主要表现为佐罗效应、“窗帘花边”效应和极化角突变 等几种主要类型，而引起这种异常变化的原因既有井眼或地层倾斜的影响，也有薄互层、非均质性、螺纹井眼以及钻铤 侧向震动等诸多方面的影响。
通过对海拉尔盆地苏仁诺尔油田南二段油层岩性组合、粒度分析、重矿物组合特征及断裂活动等方面的研 究，对南二段的浊积岩沉积特征及其形成机理进行了分析，结果表明：研究区南二段油层浊积岩主要来源于凹陷东西 两侧的扇三角洲前缘砂体，以西侧物源为主；岩性组合以含砾细砂岩、细砂岩和粉砂岩为主，多呈正韵律，夹于深灰色 湖相泥岩中，与泥岩呈突变接触，常见鲍玛序列的B 段，底部常见冲刷面；粒度概率曲线和C–M 图均具有典型浊流沉 积特征；南二期，控陷断层活动强烈，地震活动为主要诱发产生滑塌的外界机制，处于同沉积断层活动区域的扇三角洲 前缘砂体容易向下降盘一侧深水区域发生二次搬运，形成一系列与断层走向相垂直的滑塌浊积岩砂体。研究结果为 海拉尔盆地进一步的勘探评价提供了一定的理论指导作用。
目前大多数开发指标预测方法适用于中高渗油田，并没有考虑启动压力的影响。在多层非活塞式水驱油藏模 型的基础上，考虑启动压力的影响，推导出了一套定液量生产时的开发指标计算方法。该方法可以反映多层合采时不 同渗透率层的有效生产压差不同；低渗层因启动压力大，供液能力低甚至不供液的问题。通过油田实例进行了验证， 结果表明：多层合采时，由于油水渗流阻力的变化，随着生产的进行，生产压差逐渐减小，高渗透层的产液比例越来越 大，层间干扰加剧。该方法准确反映了实际油藏的生产特征，可以用于提液等措施的效果预测。
对于预测油藏二氧化碳驱的效果，黑油模型不再适用，必须采用组分模型。研究了裂缝性油藏二氧化碳驱的 三相多组分数值计算模型，给出了相关的计算方法和公式。采用多重连续介质理论来模拟裂缝性油藏中的输运过程， 每个组分的质量传输包括传导和扩散过程。多相流体的流动采用Darcy 定律来描述；组分的扩散采用Fick 定律来描 述。二氧化碳在岩石颗粒上的吸附及油相重组分在岩石骨架上的沉淀采用非线性等温吸附来描述。用串状毛管模型 来考虑沥青质沉积对储层渗透率的影响。采用积分差分法对各组分的质量守恒方程进行空间离散，并按全隐式格式 通过Newton 迭代法进行求解。根据Soave-Redlich-Kwong 状态方程计算流体的物性。对于油–水–气（二氧化碳）三 相的相平衡计算，分别给出了平衡常数法、闪蒸计算法和最小Gibbs 自由能法的计算公式。
针对海上低渗油藏注气方案设计受平台环境、油藏特征和工艺条件等众多因素影响而复杂烦琐的问题，将响 应面方法引入水气交替驱方案的设计中。在确定了少量但具有代表性的气驱方案的基础上，通过对其结果的统计分 析，形成了采收率指标与注气时机、水气比、周期注入段塞3 个因素之间的预测模型与响应曲面，并在此基础上开展了 注气参数优化设计。通过该方法可以对研究范围内的气驱方案进行高效地设计、预测和优化，简洁、直观地确定最佳 气驱方案，科学、高效地实现设计目标，提高了海上低渗油藏气驱设计工作的效率和质量。
水平井分段压裂技术目前已在国内大庆、辽河、华北、西南等油气田进行了广泛的应用，但主要用于垂深小于 4 000 m 的储层。顺9 井区为埋藏深、物性差的砂岩储层，常规直井压裂增产幅度有限，无法获得持续的工业油流，需 通过水平井的分段改造增加泄油面积，提高单井产能。而顺9 井区埋藏深、闭合压力与破裂压力高等特点给水平井的 分段改造工具、液体体系和工艺技术方法的优选带来一系列的难度，在分析国外深层水平井分段压裂工艺技术的基础 上，结合顺9 井区的储层特点和国内水平井分段改造技术能力，从水平井分段改造工艺与工具、液体体系及裂缝参数 等方面进行优化研究，初步形成了适合顺9 井区的水平井分段压裂工艺技术。
