鄂尔多斯盆地上古生界石炭二叠系海陆过渡相泥页岩发育，前人对盆地内上古生界泥页岩已做了多项研 究，而盆地东缘钻井资料较少，研究程度较低。为了弄清盆地东缘泥页岩的特征及含气性，通过野外实测剖面台头剖 面的沉积、地化、岩性、物性等参数并结合等温吸附、核磁共振实验结果，对盆地东缘泥页岩进行分析。研究认为：盆 地东缘上古生界以太原组发育的泥页岩最佳，厚度25 m 左右，有机质丰度较高，处于产气态烃阶段，泥页岩中非膨胀 性黏土含量较高，裂缝/微裂缝发育程度较均匀；同时提出了应用深度和有机碳含量计算吸附气量的公式并通过计算有 效孔隙度提高了计算游离气量的精度。经鄂尔多斯盆内钻井榆88 井的相关数据验证，文中方法所计算的含气量更符 合实际情况，且简单实用。
利用岩芯观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜、X 衍射分析方法并结合测录井等资料，对准噶尔盆地玛南地区二 叠系乌尔禾组储层的岩石学特征、成岩作用及其对储层物性的影响作用进行了研究。结果表明：研究区储集岩以砾岩 为主，发育少量砂岩，成分成熟度和结构成熟度均较低。目前研究区储层成已处于中成岩阶段B 期，成岩作用复杂， 对储层物性影响较大的成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用，其中压实作用对研究区储层的孔隙破坏性最 大，是导致储层低孔低渗的根本原因；胶结作用对储层物性影响具有双面性，胶结物的发育一方面减少了储层孔隙度， 但亦在一定程度上抵御了压实应力，并为后期溶蚀作用的发生提供了物质基础；研究区储层埋藏较深，经历了较强的 压实和胶结作用，储层物性差，而溶蚀作用形成的次生孔隙有效地改善了储层物性，是研究区在低孔低渗背景下形成 局部相对优质储层的重要途径。
潍北凹陷构造演化过程复杂造成对沉积成藏规律认识不清，综合运用钻井、测井及地震资料，对潍北凹陷边 界断裂特征及沉积演化进行了深入分析，研究表明，受控于郯庐断裂带的持续活动，潍北凹陷经历了左旋走滑、左右旋 转换、右旋走滑和区域拗陷4 个构造演化阶段。左旋走滑期（Ek3）拉张控制形成了火成岩基底，奠定了潍北凹陷北断 南超构造格局；左右旋转换期（Ek2）发育了盆地烃源岩和东西方向的扇三角洲；右旋期（Ek1 Ed）形成了盆地最主要的 储盖组合。走滑形成的古凸起地形控制凹陷边缘扇体发育，自下而上沉积中心较沉降中心明显向东迁移。灶户断鼻带 是油气运移、聚集的主要指向区，沙四末期构造抬升运动形成了现今“东富西贫”的油气分布格局。东西部成藏模式存 在差异，东部地区为“单期成藏双向输导侧向运移”，西部地区为“两期成藏近源聚集”。
影响低渗透储层产能的因素众多而复杂，因此，正确分析和评价这些因素对于低渗透储层开发有重要的指导 意义。排除工程因素影响，从地质因素考虑，重点分析和评价沉积与成岩作用对产能的影响，并利用恒速压汞和核磁 共振特殊实验数据对其机理进行剖析。研究表明，高邮凹陷南断阶储层产能主要受后期成岩作用控制，局部小范围 内，成岩环境相同的受沉积作用控制，究其机理，南断阶储层主要受压实、胶结、溶蚀等成岩作用形成不同的微观孔隙 结构，导致南断阶储层产能显著的差异性。
准噶尔盆地是中国西部的大型含油气盆地之一，沉积了多套烃源岩层，其中，侏罗系是盆地最重要的气源岩， 蕴含巨大的页岩气资源。通过钻井、录井、露头、岩芯资料及样品分析结果，从泥页岩的展布及埋藏条件、有机地球化 学特征、储层条件和含气特征几方面，研究下侏罗统页岩气的形成条件并对页岩气有利的勘探层位和区带进行了预 测。准噶尔盆地下侏罗统泥页岩广泛发育，以盆地西北缘及南缘沉积厚度最大；埋藏深度1 000～9 000 m，整体上具有 自北向南逐渐增加趋势；泥页岩有机碳含量较高，有机质类型以III 和II2 为主，具有倾气特征，有机质演化处于未成 熟高成熟阶段。泥页岩储层具有孔隙度低、黏土含量高的特点，储集空间以微裂缝为主。实验测得下侏罗统泥页岩 平均吸附含气量为1.42 m3/t。泥页岩段气测显示活跃，通过现场解吸试验证实了泥页岩中有天然气赋存。综合对比研 究认为，准噶尔盆地下侏罗统八道湾组为页岩气最有利的勘探层位，达巴松中拐地区为页岩气勘探最有利目标区。
气藏改建储层库有许多技术难题，其中，盖层的密封性、储层的品质与展布及污水回注层选择等是储气库建 设中的关键问题。基于测井信息，结合地质、取芯分析资料，针对准噶尔盆地H 气藏改建储气库过程中的盖层密封性、 储层的品质与展布及污水回注层选择等关键问题进行了测井精细分析，分析认为：H 储气库的盖层厚度大、物性差、分 布范围广，密封性良好；紫二段储层分布范围广、稳定、厚度大，储层物性和连通性较好，满足建设地下储气库对储渗 空间的要求；通过对紫泥泉子组上部独山子组、安集海河组、沙湾组水层进行测井评价，认为选取沙湾组作为污水回注 层更为合理。
国内外多年的研究表明，储层粒度特征值（d50）、非均质系数（d40=d90）是防砂设计的基础。常规获取粒度分布 范围的方法主要有激光粒度测试法（LDA）与筛析法（SA），两种方法均需要通过岩芯粒度测试来获取数据，而在制定 开发井的完井防砂措施时往往没有实际开采层位的岩芯，只能参照探井粒度数据进行设计，从而导致较大的误差。针 对该问题，从测井的角度出发，开展了储层粒度与多种测井曲线的响应关系的研究，采用神经网络技术，建立了探井伽 马、密度测井项与实测粒度特征值三者样本库，训练出满足工程需要的学习网络，进而结合开发井测井资料，获得了整 个粒度纵向分布剖面，为防砂分层设计提供准确的基础数据支撑。目前，该方法在中国海上多个油田的分层防砂优化 设计中获得了成功应用，预测误差可控制在10% 以内。
通过单轴、三轴压缩实验及劈裂等实验研究了湖北云应、江苏淮安和河南平顶山3 个地区层状盐矿岩样的短 期力学特性，并对不同地区及不同深度地层的纯盐岩力学特性进行比较分析。结果表明：（1）3 地区中单轴抗压强度 和弹性模量最大的岩样为泥岩和含泥岩的盐岩，而其泊松比却是最小的，证明了泥岩变形性能差的特性。含有不同杂 质的盐岩其抗压强度和弹性模量有所增加，其泊松比对杂质的变化不是太敏感。纯盐岩抗压强度、弹性模量和泊松比 随地层深度的增加而增大，取自较浅地层的岩样单轴实验有明显的压密阶段。（2）不同地区的岩样都有随围压的增大 峰值强度相应增大的规律。纯盐岩的内摩擦角基本都大于其他岩样的值，而黏聚力则都小于其他岩样的值。反映了纯 盐岩晶体颗粒大，含杂质少的特点。（3）不同地区的纯盐岩相对于其他岩样的抗拉强度最小。
低渗碳酸盐岩油藏是中国石油在海外开发的重要油藏类型，该油藏储层微观孔喉结构复杂，与低渗砂岩油藏 有明显的差异，急需进行低渗碳酸盐岩油藏储层评价方面的研究工作。在550 块低渗碳酸盐岩岩芯测试的基础上，提 出了用主流喉道半径、启动压力梯度、可动流体百分数和原油黏度4 个参数作为低渗碳酸盐岩油藏储层评价参数。研 究表明：不同渗透率的低渗碳酸盐岩岩芯，其喉道半径分布差异显著，全直径岩样的气测渗透率和可动流体百分数有 较好的半对数关系；且在相同渗透率条件下，低渗碳酸盐岩岩芯中大部分的喉道半径要比低渗砂岩岩芯小，而可动流 体百分数要大于低渗砂岩油藏的可动流体百分数，这与低渗碳酸盐岩储层特点相一致。在此基础上，提出了低渗碳酸 盐岩油藏四元分综合分类系数，建立了低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法。并将该方法成功地应用于中国石油海 外一典型低渗碳酸盐岩油藏10 个小层的储层综合评价。
水平井分段多簇压裂在现场得到了广泛运用，其压裂过程中普遍存在缝间干扰现象。缝间干扰有助于形成复 杂裂缝网络以提高储层导流能力，但是也会导致起裂困难，甚至形成砂堵。因此有必要对分段多簇压裂的缝间干扰问 题进行研究。对此，基于弹性力学建立了分析多簇裂缝诱导应力的数学模型，从起裂压力、裂缝宽度、簇间距等多方面 研究了缝间干扰对水平井分段多簇压裂施工的影响。模拟结果显示，诱导应力会导致起裂压力升高、裂缝变窄，严重 时将造成压裂施工失败。通过进行分析，给出了起裂过程及延伸过程中缝间干扰的影响关系。分析认为，利用缝间干 扰提高改造体积时应当控制簇间距防止对压裂施工造成负面影响。研究结论对优化水平井分段多簇压裂设计具有指 导意义。
注蒸汽循环预热对转SAGD 生产阶段蒸汽腔的上升速度、SAGD 上产速度、水平段蒸汽腔的发育程度与动用 率、以及SAGD 最终采收率等均有重要影响。而SAGD 注采井水平段之间的储层温度是评判预热连通是否达到要求、 以及合理转SAGD 生产的关键参数。针对前人传热解析模型未分别考虑实际储层多孔介质中岩石、原油、地层水传热 与热扩散性能等问题，建立了考虑油水岩石的多介质多相流体综合传热解析新模型，并以国内某油区典型SAGD 井 组为例，利用井下测温数据、油水岩石热物性参数等为数据，进行了SAGD 注蒸汽循环预热阶段注采井水平段之间温 度变化测算，并与数值模拟计算结果进行了对比，计算结果表明，提出的新型解析模型与数值模拟结果符合率达到了 95% 以上，可方便快捷对预热连通情况进行速判，对现场SAGD 成功实施具有重要意义。
双水平井SAGD 技术的预热方式有两种：蒸汽循环预热和电加热。与蒸汽循环预热方法相比，地层的非均质 性对电加热方法影响较小。电加热能够比较均匀地预热近井周围地层，降低稠油黏度提高流动能力，保证蒸汽顺利注 入地层。建立了双水平井SAGD 电预热模型，并对模型进行求解。针对SAGD 独特的布井方式，利用叠加原理处理 多井干扰问题；并且对变功率注入的情况进行了分析。利用该模型可以求得任意时刻地层中各点温度分布；同时，给 定加热功率和原油被加热的温度可以确定预热的时间。研究结果表明，在总的注入热量保持不变的情况下，预热过程 中逐步增加热功率可以获得最佳的预热效果。
致密油储层基质孔隙喉道细小，以纳米微米级孔喉为主，具有储层物性差、非均质性强等特点，导致其渗流 机理复杂、开发上提高单井产量难、经济有效开发难。国内外普遍采用水平井体积压裂模式，结合衰竭式开发方式，来 实现致密油的有效开发。为了达到产能预测的准确性，针对致密油压裂水平井的3 个生产阶段的特性，根据各阶段渗 流区内的不同流动介质，基于不同的渗流机理，考虑启动压力梯度、应力敏感效应等因素的影响，分别建立相应的产能 方程，最终形成了致密油压裂水平井多区域、多阶段的全周期产能预测模型。通过实例验证，模型的计算值与实际值 的吻合度较高，表明本模型可应用于实际油藏中，准确地预测致密油压裂水平井产能，并进行参数敏感性分析，对油藏 工程的论证起到一定的指导作用。
针对Langmuir 等温吸附方程及修正的双朗格缪尔模型（D-Langmuir）在研究非均质吸附介质页岩等温吸附 时，对实验数据拟合精度及稳定性不高的问题，展开了新的等温吸附方程研究，研究中将吸附系统内不同吸附介质 的吸附特征转化为系统内压力的实际作用效果，对D-Langmuir 模型进行压力修正，得到新的、适用于多吸附介质的 P-Langmuir 等温吸附模型。将以上模型应用于渝东南渝页1 井共21 个样品的等温吸附实验数据的拟合，结果表明： Langmuir 模型平均误差在-0.012 0～80.021 2 m3/t；D-Langmuir 模型平均误差在-0.003 64～0.021 20 m3/t；P-Langmuir 等温吸附模型相关系数的平方0.992 5≤R2≤0.999 8，平均误差在-0.003 25～0.003 21 m3/t，相比于Langmuir 方程及 D-Langmuir 方程，P-Langmuir 模型拟合精度更高，稳定性更好，对更准确地评价页岩吸附气量具有一定的实际意义。
高凝油由于其含蜡量高、凝固点高，温度对其流变特性影响较大。高凝油油藏在常规注水开发过程中容易出 现析蜡问题，导致水驱油效率低，直接影响高凝油油藏的开发效果。针对南苏丹P 高凝油油藏具有很强析蜡趋势的特 点，通过室内实验，在不同注水温度下进行了一维长岩芯含气油实验、一维长岩芯脱气油实验和一维短岩芯脱气油实 验来研究温度对水驱油效率的影响；同时，建立了三维四相拟组分模型，在模拟研究中对析蜡反应进行了设计，并考虑 高凝油油藏模拟的全部关键因素，预测结果更为准确。结果表明：在析蜡点前，温度对水驱油效率影响较大。高于析 蜡点，随温度的增加，原油黏度对温度敏感性降低，驱油效率增加的幅度逐渐减小，因此建议注水温度高于析蜡点。
针对有代表性密闭取芯岩芯平行样，分别进行油水饱和度和油水高速离心驱替实验核磁共振分析，定量获得 储层目前剩余油饱和度、采出油相对量、可动油饱和度及驱油效率上限等参数，对比各参数建立储层可动剩余油饱和 度核磁共振分析方法。研究表明，建立岩芯饱和油束缚水状态和水驱油的最佳离心力分别为2.250 MPa 和0.220 MPa， 4 个渗透率级别（>50、[10，50）、[1，10）和<1 mD）储层采出油饱和度分别为23.49%、16.81%、8.70% 和9.99%，可动油 饱和度分别为50.34%、43.76%、29.67% 和22.89%，可动剩余油饱和度分别为26.85%、26.95%、20.97% 和12.90%，由 于储层非均质性影响，大于10 mD 储层采出油明显高于10 mD 以下储层，但大于10 mD 储层可动油饱和度较高，故可 动剩余油饱和度也较高，小于1 mD 的储层可动剩余油明显低于其他储层。
针对天然气井工艺管道在开井过程中极易产生水合物冻堵的问题，采用Dynsim 软件建立了开井工况动态模 拟模型，讨论了开井流量、工艺管道敷设方式与保温层厚度、节流调节方案对节流后温度压力的影响，分析了开井过程 中外界热交换的动态变化特征及对开井过程的影响，提出了加热炉前工艺管道优化设计与开井过程水合物优化控制 方案。结果表明：开井流量对水合物生成风险具有重要影响，开井流量越小，水合物生成风险越大，但不管开井流量 如何调整，井口工艺管道内均存在水合物生成风险；在保证下游出口超压在可接受范围的前提下，应通过同时调节各 级节流阀或主要调节二级与三级节流阀来尽量增大开井流量，并配合注醇、加热等方式来避免在工艺管道中生成水合 物；井口至加热炉前的工艺管道宜采用埋地敷设方式，埋地敷设管道无需保温，而架空敷设管道宜加保温措施。
根据岩芯孔喉基本计算公式，计算岩芯的平均孔喉直径，通过吸水膨胀后不同大小聚合物微球在岩芯中的封 堵效果，研究了聚合物微球大小与岩芯孔喉的匹配关系，确定了聚合物微球在岩芯中具有稳定封堵性能时微球粒径与 岩芯孔喉直径的比值范围。从聚合物微球吸水膨胀性能、剪切前后微球粒径变化、不同大小聚合物微球在岩芯中的封 堵效果、与岩芯匹配后的聚合物微球调剖作用对水驱采收率的影响几个方面，研究了聚合物微球大小与岩芯孔喉的匹 配关系，从而为聚合物微球调剖体系大小选择提供实验依据。研究表明，当聚合物微球粒径与岩芯孔喉直径比值在 0.33～1.50 时，聚合物微球可以在岩芯中形成稳定的封堵能力，当聚合物微球粒径与孔喉直径比值在1.20～1.50 时，聚 合物微球兼具良好的运移能力和封堵效果。
针对NR 油田油井井筒腐蚀日益严重的问题，展开了产出水对油井井筒腐蚀原因及影响因素实验研究。采用 了静态挂片法，以典型井产出水为研究对象，系统研究产出水在不同腐蚀时间、pH 值、CO2 浓度、H2S 浓度条件下对腐 蚀速率的影响，应用正交实验研究这几种因素对腐蚀速率的影响程度。实验结果表明，腐蚀反应时间在24 h 时腐蚀速 率达到最大，超过24 h 后随着时间延长腐蚀速率慢慢降低，当超过72 h 时腐蚀速率基本不变。温度越高，产出水对挂 片腐蚀越严重，挂片为均匀腐蚀，随温度逐渐升高，腐蚀产物由黄色变成黑色，棕红色的溶液中含有暗红色絮状沉淀； 在65 ℃时，pH 值越低的产出水对挂片腐蚀速率影响越大，产出水中H2S 浓度与CO2 浓度对挂片腐蚀速率影响相当， 由正交实验确定了腐蚀速率影响程度大小顺序，依次为温度、pH 值、H2S 浓度、CO2 浓度，与单因素影响实验结果一 致。
气田水回注系统包括地面处理站、输水管线、回注井筒、回注地层4 大子系统，各子系统的任一环节出现问 题，整个注水系统都可能瘫痪甚至发生较大的环境污染，但目前气田水回注系统尚缺乏可靠、完善的风险评价方法。 在对4 个子系统的失效因素统计分析基础上，利用各失效因素的统计频率确定了各级各项指标的权重，并借鉴肯特风 险评价模型，从失效因素和失效后果两个方面建立了适用于气田水回注系统以及各子系统的风险评价方法与指标体 系，提供了相应的安全等级划分标准。该评价方法既包含对系统可靠性的直接评价，也包括对泄漏后果的评价；既可 用于各子系统的评价，也可将对各子系统的评价加权后用于整个回注系统。对川东气田实际回注系统的评价表明，评 价结果与现场宏观认识一致，验证了评价方法的可行性。
针对尤拉屯气田典型管柱在生产过程中高速气流诱发的振动问题，展开了管柱振动损伤研究，研究中采用了 大型有限元分析软件ANSYS 建立高产气井带封隔器油管柱振动的有限元模型。利用该模型对管柱进行了振动分析， 分析结果表明：离封隔器越远振动位移、速度和加速度的幅值越大。详细地研究了全井段油管柱的轴向应力变化、屈 曲损伤和中和点变化，同时分析了不同位置和不同产量下，屈曲管柱与套管柱的接触压力随时间的变化关系，为管柱 摩擦磨损损伤机理的深入研究提供了定量的数据。最后对管柱进行了疲劳寿命预测，为管柱振动损伤预防措施的提 出提供了理论基础。
旋转控制头轴承组件要承受很大的动载荷，由于摩擦力的作用，使轴承发热和磨损非常严重，极易发生轴承 温度过高而导致轴承失效。针对旋转控制头轴承温度影响因素多、精确计算困难、不易测量等特点，提出了一种基于 遗传算法优化的神经网络（the optimized algorithm of BP neural network based on genetic algorithm，GA-BP）进行旋转控 制头轴承温度预测的方法，利用某无外挂冷却润滑泵站式旋转控制头台架实验数据进行训练和测试，并与传统神经网 络模型（BP）进行对比。结果表明，GA-BP 预测模型实现了控制头轴承温度预测过程的自适应控制，预测得到的轴承 温度与期望值之间的线性相关度达到0.991 48；通过95% 置信区间以及平均、最大、最小绝对百分比误差的对比得到， GA-BP 模型在逼近能力、收敛和泛化能力上都要优于BP 预测模型。GA-BP 预测模型预测精度高、稳定性好，对掌 握轴承运行状态，优化旋转控制头冷却润滑方式和结构，提高旋转控制头的整体性能有重要指导意义。
综述了原油高温结垢的室内测定和预测模型的研究现状，重点回顾分析了预测模型的发展历程。室内实验和 模型预测是研究原油高温结垢速率的重要方法。常用室内结垢实验装置分为搅拌式和回路式，通过实验可快速获取 大量有效数据，但是实验数据往往存在缺陷，无法直接应用指导现场换热器防垢。结垢预测模型需要反映原油高温结 垢的化学反应本质，体现原油物性、温度、流速等重要因素以及不同过程对结垢速率的影响。目前结垢预测模型，包括 已经取得巨大成果的临界模型，大多属于半经验公式，其精度和适用性始终有限。更精确的模型必须基于对结垢机理 的进一步研究。由于能够成功描述非线性系统特征，人工神经网络模型也将是另一种十分有前景的预测技术。
为了明确潍北凹陷有效烃源岩的分布及其所生成油气的分布规律，利用饱和烃色谱、色谱质谱等地化测试 技术对孔店组烃源岩的地化特征和源藏空间对应关系进行了分析。研究表明，潍北凹陷发育孔二上、中、下3 个段有 效烃源岩并分布于北部洼陷带和南部次洼两个沉积中心，其中孔二上烃源岩有机质丰度最高，品质最好，其次为孔二 中烃源岩，是研究区的主力烃源岩；孔二上、孔二中两套烃源岩在伽马蜡烷含量、姥植比和成熟度等指标上存在明显的 差异。油源对比结果表明，已发现的孔一段、孔二上亚段的原油主要来源于北部洼陷带的孔二上亚段烃源岩，孔二中 亚段原油和孔三段原油来源于北部洼陷带孔二中亚段烃源岩，孔二下亚段烃源岩所生成的原油多为近源成藏。
二连盆地普遍发育低孔、低渗透性储层，位于洼槽区及构造翼部的下白垩统巴彦花群腾格尔组下段与巴彦花 群阿尔善组顶部特殊岩性段与致密砂砾岩段储层尤为致密，空气渗透率一般小于0.5 mD。巴彦花群腾格尔组下段与 巴彦花群阿尔善组顶部发育含云灰质为特征的特殊岩性段和湖相黏土质泥岩两类优质烃源岩，致密储层与优质烃源 岩构成源储一体或互层状分布，利于油气就近运移成藏。致密储层段孔喉结构复杂，呈低产低压特征；特殊岩性段白 云石含量较高、脆性大，含油性及原油物性较好，利于储层压裂改造。虽然单个凹陷分布规模较小，但总体规模较大， 资源预测结果表明，致密油资源量达到近10×108 t。在今后较长时间内，勘探工作应为致密油与岩性油藏并重。
针对意大利南亚平宁地区复杂逆冲构造使地震成像质量差、圈闭落实难度大、油气成藏特征不清楚的问题， 开展了构造对油气成藏要素的控制作用研究。研究认为，构造演化控制着优质烃源岩的展布；稳定的构造环境对烃源 岩发育起建设作用；剧烈的构造运动起一定的抑制作用；构造带控制储层、圈闭类型以及成藏组合的分布样式。逆冲 褶皱带上主力储集层为白垩系碳酸盐岩，内前渊带储集层为上新统更新统的浊积砂岩，外前渊带储层以上新统浊积 砂岩和中新统碳酸盐岩为主，前隆带主力储层则为中新统白垩系碳酸盐岩。构造古地理控制油气系统的分布。中 生代裂陷拉张阶段，古隆拗分布格局控制了油和伴生气系统。新生代碰撞阶段，前渊带的快速沉降控制了热成因气系 统。第四系随着前陆盆地沉积中心的迁移，生物气系统逐渐随沉积中心向外迁移。
利用沉积岩石学、储层地质学、测井地质学等理论及技术方法，依据钻井、录井、岩芯、测井和室内测试分析 等资料，对研究区侏罗系自流井组大安寨段储层特征及控制因素开展了研究。研究表明，大安寨段储集层岩性为残余 介壳灰岩、粉粗晶介壳灰岩、亮晶介壳屑灰岩和泥质介壳灰岩；岩石以介壳为主，矿物以方解石为主，沉积环境主 要为介屑滩微相；主要储渗空间为溶蚀孔洞、晶间孔和裂缝，孔隙以微孔隙为主，喉道以微喉道为主；储层孔隙总体较 差，主要为微孔微喉型和微孔细喉型；储层为孔隙、裂缝双重介质型的特低孔低渗致密储层。储集体分布受沉积微相 控制，介屑滩相是储层发育的最有利相带；优质储层的发育受沉积古地貌高地控制；溶蚀作用、构造破裂作用等对溶蚀 孔洞和裂缝的发育起建设性作用，压实压溶作用、方解石胶结作用对储层物性起破坏性作用。
针对研究区火山岩储层横纵向变化快、储层非均质性强、储层发育模式不清等问题，通过开展对区内28 口井 观察取样，进行200 余块薄片的镜下观察及87 块物性样品统计分析，明确了不同岩性的储集物性特征，综合判定研究 区总体为中低孔低渗特低渗储层，并总结了火山岩储层孔隙演化过程及物性变化规律；明确了冷凝固结、热液充 填作用、构造作用/风化淋滤、埋藏充填、埋藏溶蚀等控储主要因素，最终结合油气运移过程建立起火山岩储层在岩性、 不整合、断裂等综合因素控制下的发育模式，为下步有利储层的综合预测打下基础。
为了揭示板桥凹陷新生代断裂构造特征与油气成藏的关系，利用油区构造解析方法对新生代断裂构造活动及 控藏机理进行研究。结果表明，板桥凹陷可划分为北区断裂构造转换带、中区断鼻构造带以及南区走滑变形带等3 个 构造区带，区内主控断层具有垂向分期、平面分段的活动特征，并派生出大量次级断层，组成了新生代断裂构造活动的 全貌。综合断层活动与断裂输导体系以及凹陷内油气分布特征，建立了“同生断层深浅层兼控”与“次级断层浅层伴生 控藏”两种断控成藏模式。
元坝西部地区须四段上亚段气藏埋藏深，储层岩石类型主要为灰白色、浅灰色钙屑砂砾岩、钙屑砂岩，整体较 致密，厚度薄，为低孔、低渗裂缝孔隙型储层。多口井测试成果表明，具有一定厚度和孔隙较发育的钙屑砂砾岩、钙 屑砂岩分布和裂缝发育共同控制了天然气的高产富集带。针对须四上亚段气藏特点，根据钙屑砂砾岩岩石物理响应 特征，按照逐级深入的预测思路，在叠前联合反演基础上，利用叠前反演弹性属性进行岩性概率统计学预测，得到有利 的岩性分布区；以有利岩性区为约束，采用基于分频数据体的物性参数预测方法，得到有效储层厚度及分布范围；在叠 前地震裂缝密度预测的基础上，综合岩性和物性参数，预测了须四上亚段气藏高产富集带分布区。
澳大利亚西北大陆架是目前全球深水油气勘探的热点区域。针对西澳大陆架Vulcan 次盆南部Vulcan 组砂体 成因类型、沉积体系展布、富砂区控因不明确等问题，通过岩芯观察、钻测井资料和地震属性的分析，刻画了以海相三 角洲前缘滑塌体为主导的贫砂富泥型深水沉积体展布，重点研究了深水沉积砂体的分布规律和富集主控因素。认为 研究区东南部的缓坡带发育海相三角洲，在Swan 地堑边界断层下降盘发育滑塌体和浊积体，北西部的陡坡带发育水 下扇沉积。深水砂体的富集在4 个层次上受5 种因素的控制，表现为“四级五元”的控制特征，即：构造决定了沉积体 系类型，海平面的升降约束了砂体在层序中的分布层位，沉积底形控制了深水沉积体系的外观形态，断层调节带改变 了沉积体系的分布格局，深水底流对砂体进行了二次分配。该认识对研究区寻找规模储层和油气勘探都有重要作用。
由于地层模型和测量条件不同，随钻和电缆脉冲中子孔隙度测井响应存在差异，对其响应差异研究可为随钻 测井解释提供理论依据。利用蒙特卡罗方法建立不同地层模型，模拟不同测井环境条件下响应的差异。结果表明，在 随钻测井条件下，热中子计数比值随地层孔隙度增加按三次多项式趋势增加，电缆脉冲中子孔隙度测井响应也具有相 同的规律，但随钻和电缆脉冲中子孔隙度测井响应曲线存在交叉点；随钻测井条件下孔隙度相对灵敏度计算值大于电 缆测井，但随钻测井条件下的钻铤会降低热中子计数统计性，影响孔隙度测量精度；不同测井环境条件对由于其改变 引起的随钻和电缆测井响应差异影响随地层孔隙度增加而减小，岩性、泥质含量和井眼尺寸对随钻测井响应的影响都 大于电缆测井，井眼流体为淡水、油或盐水时对脉冲中子孔隙度响应影响可忽略，井眼流体为气时对电缆测井响应的 影响大于随钻测井。
具有天然裂缝发育及纳米级孔隙的页岩气储层渗流具有多种模式，压裂水平井开发模式已成为页岩气藏主要 开发模式，渗流数学模型的建立与求解具有很强的理论意义和现实价值。借鉴已有的三线性渗流模型思路，重新设计 了模型的构成，并建立了包括解吸吸附的渗流数学模型，借助无因次化及拉普拉斯变换推导出单井压裂水平井页岩气 藏的产能公式和井底压力公式，最后，应用得到的结果进行了单井生产过程中影响因素的分析。通过研究与应用表 明，由该简化模型得到的公式能方便而且准确地计算并预测页岩气的产量变化，而且对于压裂设计也可提供设计参数 的优化分析方法。
建立了低渗透压裂井非对称区域三线性渗流模型，与传统的理想对称区域模型相比，新模型考虑了更为复杂 的模型条件——考虑启动压力梯度和各种非对称边界组合的影响。利用拉普拉斯变换对模型进行了求解，得到了井 底压力在拉普拉斯空间的表达式，再利用数值反演，获得了试井分析样版曲线。新模型试井样版曲线与传统模型明显 不同：考虑启动压力梯度的压力及压力导数曲线后期呈上升趋势，启动压力梯度越大，曲线上升时间越早、上升位置 越高；非对称区域边界条数以及边界与压裂裂缝的相对位置（垂直或平行）对试井曲线有显著的影响，边界条数越多， 上翘幅度越大；相同情况下（边界类型和无因次边界距离相同）不同位置（垂直或平行）的边界反映在曲线上存在明显 差异。
针对高含水期油藏层系细分后层间干扰依然严重、层间矛盾突出、注入水无效循环等问题，细分注水技术为 提高注水利用率和改善注水开发效果提供了有效手段，其成功的基础是根据各小层物性资料和开发动态确定合理的 层段组合。为此，采用最优分割法，综合考虑影响细分注水层段组合的各种动静态因素，将判别分析中的费歇准则思 想与反映细分注水开发效果的各种指标以及主客观权重方法相结合，引入层段直径概念，建立定量化的细分注水层段 划分方法，从而快速地确定最优层段划分方案。实例分析与油藏数值模拟表明，该方法结果可靠、计算简便，便于实际 操作，有助于指导多层油藏高含水期的细分注水调整。
压裂前对储层质量的优劣进行准确评价可以显著提高增产效果和经济效益。将储层质量分解为储集能力和 流动能力两个要素，并将要素进一步细化为孔隙度、渗透率、含气饱和度等容易获取和量化的指标参数，建立了多层次 的压裂井储层质量评价指标体系；并应用灰色关联分析方法获取各影响因素的重要程度和权重，然后结合模糊数学方 法考虑各影响因素的综合作用，形成了多级模糊灰色关联分析的综合评判体系；通过上述处理后得到一个表征压裂井 储层质量优劣的具体评分数值，根据该数值的大小即可对储层的优劣进行定量评价。现场应用表明，模糊综合评分越 高，储层改造后产量越高，充分验证了本文提出的方法的准确性和可靠性。
异常高压页岩气藏生产中表现为初期产量迅速递减的特征，这种情况一方面和页岩气低渗透压裂投产的方式 有关，另一方面可能和储层及压裂缝应力敏感有关。分析了页岩气井储层及压裂缝应力敏感特征，认为储层和压裂缝 在力学性质上有较大差别，应分别进行考虑，采用数值模拟方法计算了考虑应力敏感和配产大小对最终采气量的影 响，结果表明，储层的应力敏感对页岩气的生产影响较小，压裂缝应力敏感影响相对较大，如果考虑渗透率应力敏感只 和压力有关，则配产大小对最终采气量影响不大，而假设高产下具有更强的渗透率应力敏感衰竭曲线，则初期配产对 最终采气量影响较大，并采用图形诊断法进行分析，证实了这种情况下初期低配产气井生产潜能更大，研究成果可以 用于高压页岩气井的合理配产优化。
对非常规能源尤其是页岩气藏的开发越来越受到人们的重视，然而，目前对页岩气藏动用情况的预测还有待 提高。波前快速推进法是一种可以快速高效地预测波前运移情况的方法，在考虑页岩基质吸附解吸特性，及基质孔隙 中气体的滑脱作用影响的前提下，利用Van Kruysdijk 提出的多段压裂水平井的复合线性流模型，将储层划分不同的流 动区域，并分别建立基质与裂缝的程函方程，基于波前快速推进法求解程函方程，从而达到对多段压裂水平井页岩气 储层的动用进行预测的目的。绘制了储层动用情况与时间的关系图，对比了考虑解吸和滑脱与不考虑解吸和滑脱的 储层动用情况。结果表明，滑脱效应加快了储层的动用速度对储层动用影响较大，而解吸作用降低了储层的动用速度 对储层动用影响较小。
针对广西百色油田那读组地层复杂，在该地层钻进极易发生井壁失稳导致恶性坍塌的井下复杂情况，特别是 在水平井钻井施工过程中，更易发生恶性坍塌甚至卡钻的问题，开展了针对性的那读组水平井强封堵油基钻井液体系 研究。该钻井液体系以纳米级固液复合等封堵材料增强封堵性能，同时体系具有较强的抗污染性能、良好的润滑性 能等特性。该体系在坤8-6HF 井三开进行了现场试验，应用效果表明该体系能有效地保持井眼稳定，优质的油基钻 井液性能满足了安全钻井施工的需要，很好地解决了百色地区那读组水平井钻井过程中的恶性坍塌等技术难题。
实验测定了不同浓度下高分子聚丙烯酰胺溶液在岩芯和流变仪中的流变性，证实了其在多孔介质中流动时存 在“弹性”，且在中等剪切速率范围内（0.1～100.0 s−1）符合非牛顿幂律渗流模式。基于实验取得的认识，利用黏弹性本 构方程表征聚合物溶液有效黏度，建立了黏弹性聚合物驱油藏的不稳定渗流数学模型，利用有限差分方法求得数值 解，研制了相应的无因次试井图版，并对实测试井资料进行了拟合解释，探讨了弹性对聚合物驱油藏试井曲线形态的 影响。研究表明，弹性虽然会造成近井地层压力大幅上升，但几乎不改变试井曲线形态。因而，在黏弹性聚合物驱油 藏试井分析中，可以忽略弹性的影响，应用非牛顿幂律试井模型求取解释参数。
