鄂尔多斯盆地上石炭统本溪组煤岩气勘探开发处于初期阶段，有关煤岩微观组成、孔隙结构及其对气体赋存状态的控制作用的认识程度较低。利用显微观察、X射线衍射、微米CT扫描、低温CO₂吸附、低温N₂吸附、高压压汞、高压釜-黄金管热模拟等技术，分析了本溪组8号煤层煤岩的显微组分含量、工业组分含量、孔隙结构特征及气体赋存状态。结果表明：研究区8号煤层以光亮煤和半亮煤为主，镜质组平均含量为78.8%，惰质组平均含量为18.2%，壳质组平均含量为1.0%；煤岩固定碳平均含量为70.00%，灰分平均含量为13.90%，属于低灰分煤；微孔、介孔和宏孔对煤岩总孔隙体积贡献率分别为75.7%、14.4%和9.9%，比表面积占比分别为98.3%、1.0%和0.7%，微孔对煤岩总孔隙体积和比表面积的贡献率均最大；煤岩吸附气和游离气占比分别为74.7%和25.3%，吸附气含量与微孔孔体积及微孔比表面积呈正相关关系，游离气含量与宏孔孔体积呈近似正相关关系。

为确定鄂尔多斯盆地东部石炭系本溪组煤岩气产量影响因素及建产有利目标区域，基于研究区基础地质特征及测试资料，针对8号煤层，开展储集层精细表征及含气主控因素分析，构建其高精度三维地质模型，并优选其甜点区。研究区整体为平缓的西倾单斜，8号煤层发育稳定，厚度为6.0~12.0 m，储盖组合以煤-泥岩为主，煤岩结构多为Ⅰ分型和Ⅱ分型。煤岩平面上呈带状分布，整体含气量较高，平均可达23.17 m³/t，埋藏深度、成熟度、正向构造、裂缝发育程度和储盖组合是影响含气量的主要因素。基于岩相、含气量、岩石力学、地应力、裂缝等，综合资源量、构造、煤层及其顶底板应力等，提出了煤岩气储集层甜点区优选方案，并优选出Ⅰ类甜点区777 km²和Ⅱ类甜点区560 km²。

鄂尔多斯盆地马家滩地区海相页岩气勘探区主力层系为中奥陶统乌拉力克组，储集层以硅质页岩为主，储集层薄，平面非均质性强，地震识别难度大。利用马家滩地区地质、测井、岩心等资料，开展了海相页岩储集层的岩石物理分析，提出了横波预测方法，优选出了表征海相页岩气藏甜点的岩石物理参数。结合钻井试气结果，建立了海相页岩气藏地质甜点和工程甜点的评价标准，并将叠后地震波形指示模拟和自组织神经网络融合技术结合，预测了页岩气藏甜点分布。结果表明，页岩气藏地质甜点和工程甜点主要在研究区西部和中部呈条带状分布。钻井结果证实，该页岩气藏甜点地震预测方法具有较高的应用和推广价值。

常规曲流河储集层表征通常利用直井密井网资料，缺少井间资料，导致曲流河构型单元平面组合不可靠。以苏里格气田二叠系山西组为钻探目标的SSF-AH水平井+大井组为例，利用水平井和直井资料进行曲流河储集层岩相识别及构型解剖。结果表明：研究区岩相划分为4类，从Ⅰ类到Ⅳ类，沉积时期水动力逐渐减弱，Ⅰ类和Ⅱ类是主要的含气岩相，Ⅲ类和Ⅳ类岩相多不含气；水平井钻遇曲流河储集层构型单元组合模式主要有横跨式、纵跨式和穿越式3种；曲流河河道砂体宽度为900~1 100 m，边滩砂体长度为650~800 m，平均为720 m，边滩砂体宽度为800~1 000 m，平均为910 m，废弃河道宽度小于100 m；边滩砂体通常由4~5期侧积砂体构成，侧积体厚度为0.4~1.5 m，平面宽度为120~220 m；侧积泥岩厚度为0.2~0.4 m，垂向密度为0.5~0.8条/m，平面密度为0.011条/m。利用水平井+大井组资料能够提高构型表征结果的精度。

为了减小储集层敏感性伤害，提高油田采收率，对演武油田下侏罗统延7和延8储集层特征及敏感性主控因素进行研究。利用物性、铸体薄片、扫描电镜、压汞资料及各类敏感性实验，明确储集层特征，评价储集层敏感性，并对敏感性主控因素进行分析。结果表明：演武油田延7和延8储集层分别发育中粒长石岩屑质石英砂岩和中—细粒岩屑石英砂岩；延7和延8储集层的平均孔隙度分别为15.3%和13.7%，平均渗透率分别为498.9 mD和343.0 mD，平均面孔率分别为9.5%和8.7%，平均孔隙直径为别为83.1 μm和51.8 μm；延7和延8储集层均具有弱—中等偏弱速敏、弱盐敏、弱—中等酸敏、强碱敏和无—弱压敏，水敏差异较大，延7储集层具有弱—中等水敏，延8储集层以中等—强水敏为主；延7和延8储集层敏感性受岩石矿物组成、物性及孔喉结构影响，其中，岩石矿物组成是储集层敏感性主控因素；储集层水敏性与伊利石含量及产状密切相关，酸敏性受绿泥石和铁白云石共同影响，强碱敏是由于长石和石英含量较高。储集层改造中，应严格控制注入地层流体的pH值，减小敏感性对储集层的伤害。

庆阳气田二叠系山1段埋藏深度大，成岩作用复杂，成岩-孔隙演化差异大，对有利储集层认识不清晰。利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、阴极发光、自生黏土矿物X射线衍射等资料，结合前人研究成果，对庆阳气田山1段成岩作用进行研究。结果表明：庆阳气田山1段从西南至东北依次发育曲流河三角洲平原亚相及前缘亚相，前缘亚相储集层较平原亚相储集层而言，填隙物含量低，孔隙发育，孔喉结构好，物性较高；沉积作用控制了储集层的初始孔隙度，差异性成岩-孔隙演化影响了储集层的致密化程度，前缘亚相储集层初始孔隙度较高，压实-胶结作用降低了36.34%的孔隙度，溶蚀作用升高了4.28%的孔隙度，现今平均孔隙度为7.13%，平原亚相储集层初始孔隙度较低，压实-胶结作用降低了37.72%的孔隙度，溶蚀作用升高了3.65%的孔隙度，现今平均孔隙度为4.43%；前缘亚相储集层经历了中等压实作用降低孔隙度—中等胶结作用降低孔隙度—中等溶蚀作用升高孔隙度的致密化过程，储集层质量较好；平原亚相储集层经历了强压实作用降低孔隙度—中等胶结作用降低孔隙度—弱溶蚀作用升高孔隙度的致密化过程，储集层质量较差。

受物源输入及沉积旋回的影响，陆相泥页岩体系的岩性复杂多变。为深入揭示陆相泥页岩体系的岩性差异及其对页岩油含量的控制，选取安塞地区延长组长7泥页岩体系开展针对性研究。基于岩石学特征与地球化学特征对比，明确了研究区泥岩、页岩、砂岩及砂纹层页岩的发育特征。基于页岩油含量的定量评价及地质参数的剖析，明确了不同岩性内部页岩油含量的差异及其控制因素。研究表明：页岩内部的页岩油含量最高，但可动性差；砂岩和砂纹层页岩的页岩油含量适中，可动性好；泥岩的页岩油含量最低，可动性最差。页岩、泥岩和砂纹层页岩总有机碳含量和热解峰温越高，页岩油含量越高；有机质类型越好，页岩油含量越高。砂岩孔隙度、渗透率越高，页岩油含量越高。

为确定鄂尔多斯盆地平凉北地区延长组长8段油藏油源和成藏机理，综合应用饱和烃色谱、饱和烃色谱-质谱、碳同位素组成等，对研究区长8段原油有机地球化学特征和油源进行分析。研究区长8段原油密度和黏度差异较大，长8段原油遭受生物降解，具有较高的密度、黏度、Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈，重排藿烷类化合物相对丰度较低，ααα-20R甾烷呈不对称“V”字形分布，原油中C₂₇规则甾烷含量较高，原油母质以水生生物为主，形成于淡水—微咸水、弱氧化—弱还原沉积环境。平凉—郭塬地区长8段原油属于低成熟—成熟原油，Ts/Tm、三环萜烷/17α（H）、21β（H）藿烷值低于殷家城地区长8段原油，研究区长7段烃源岩有机质丰度、成熟度和发育规模均低于庆阳地区长7段，三环萜烷/17α（H），21β（H）藿烷值存在差异。对比原油与烃源岩的生物标志化合物特征，结合烃源岩发育特征及成熟度匹配关系，认为平凉—郭塬地区长8段原油与平凉北地区长7段烃源岩匹配较好，原油以垂向运移成藏为主；殷家城地区长8段原油与庆阳地区长7段烃源岩匹配较好，原油以侧向输导运移成藏为主。

鄂尔多斯盆地天环坳陷南段发育多个侏罗系油藏群，展现了较大的油气勘探潜力。以演武地区为例，综合三维地震、钻井、岩心及开发动态资料，开展断裂研究，分析了断裂对侏罗系延安组油藏的控制作用。结果表明：演武地区中生界发育北西—南东向、北东东—南西西向及近东西向3组断裂，以近直立的走滑断裂为主，断裂具有横向分带、纵向分层的特点；三叠系延长组发育的少量北西—南东向断裂形成于印支运动期，侏罗系延安组发育的北东东—南西西向和近东西向断裂主要形成于燕山运动期，且在侏罗系中密度最大，不连续小断裂在燕山运动晚期—喜马拉雅运动期贯穿连接，形成主断裂带；北东东—南西西向走滑断裂垂向沟通烃源岩和储集层，有利于油气在侏罗系聚集成藏，断裂主位移带附近的控圈断裂断距大，多期活动致使油气逸散，不利于油气藏保存，断裂尾端或叠接区发育裂缝，断缝体易导致水线突进，对油藏注水开发影响较大。

超低渗透油藏水驱开发过程中，水驱波及范围内原油优先被开采，剩余油饱和度较高，具备再次开发潜力，微生物活化水驱油技术是有效的油藏开发技术，但在超低渗透油藏中的驱油机理尚不明确。综合运用地球物理学、微生物学等，结合油藏工程，对原油族组分、微生物多样性等进行跟踪分析，并利用生产动态数据，对驱油机理进行研究。研究发现，在储集层较为均质的区域，油井产出液的表面张力基本保持不变，原油中的生物标志化合物未出现明显降解，原油黏度未出现明显变化，研究区微生物驱油机理以微观调剖为主，以提高驱油效率、降低原油黏度等机理为辅。在矿场实践中，依据油藏微生物变化规律和油井生产数据对该观点进行了验证。

页岩油藏主要通过水平井体积压裂进行开发，大量流体在基质中注入和产出，渗吸和驱替作用的贡献存在争议。为了明确页岩储集层渗吸和驱替作用机理及其贡献率，以庆城油田延长组长7段页岩储集层岩样为实验对象，进行地层压力下渗吸+驱替实验和驱替实验以及不同压力下渗吸实验，获取不同阶段岩样的核磁共振T₂谱，分析焖井对开发的影响；同时，结合分形理论和油水两相渗流理论，建立考虑驱替压力和毛细管压力的渗流力学数学模型以及不同驱替压差下的渗吸和驱替作用图版。结果表明：驱替动用中—大孔中的原油，渗吸动用各级孔喉中的原油；相对于单一水驱，渗吸后水驱驱替原油效果更好，渗吸作用不仅动用原油，且有助于水驱油。

为了解安塞油田长6段特低渗油藏的水驱波及状况和水洗特征，在WY区W16-15井不同方位系统部署9口密闭取心检查井，利用录井、扫描电镜等资料，分析储集层的水洗特征、波及程度和微观变化特征。结果表明：强水洗段主要为长61-21 小层中物性较好层段，而物性较差的长61-31 小层弱水洗或未水洗；油水井方位与主应力方向夹角越小或与注水井距离越近，水洗程度越高，且水洗厚度越大；检查井组长6₁亚段纵向波及系数为0.51，原井组计算波及系数为0.55，吻合度较高；长6段储集层中水洗段和强水洗段在注入水长期冲刷下，黏土矿物发生运移和膨胀，造成储集层微观非均质性增强。

CO₂溶解度是影响低渗、致密油藏注CO₂提高采收率和深盐水层CO₂埋存效果的重要参数。基于高温高压可视化相态反应釜的CO₂溶解实验明确了地层温度和压力、地层水矿化度和多相流体饱和度变化对原油-地层水体系中CO₂溶解度的影响，并通过拟合实验结果建立地层温度及压力下原油-地层水体系CO₂溶解度预测模型。结果表明：原油-地层水体系中，CO₂溶解度受压力和流体类型影响较大，压力和含油饱和度越高，越有利于CO₂溶解，地层水矿化度和温度均能小幅度影响CO₂在地层水中的溶解度；CO₂在原油中的溶解呈现出多阶段溶解特征，并随含油饱和度的增大大幅增加；随着油水两相体系中含水饱和度的增大，CO₂溶解度迅速降低，且伴随温度的升高，CO₂溶解度小幅降低。基于CO₂溶解度实验拟合得到CO₂溶解度预测模型，油水两相体系中的CO₂溶解度可分别采用CO₂在原油、地层水中的溶解度对油水两相饱和度加权得到，模型计算结果与实验结果一致性较高。

庆城油田长7段页岩储集层为泥页岩夹多期薄层粉—细砂岩组合，长水平井轨迹优化调整难度大，继而影响油田开发效果。对长水平井轨迹调整成熟的井震结合分频属性融合技术、地震构造约束精细三维地质建模、轨迹与地层匹配法和曲线移位法进行阐述，其调整成功率分别为87.9%、88.3%、89.8%和92.5%。进一步对3种技术的适用范围、技术优势及局限性进行评价，根据评价结果对复杂疑难井提出联合应用综合分析方法。对华池区中部268口水平井根据11项参数评价各类技术的应用效果，在传统录井导向技术基础上，增加1种井轨迹调整技术，油层钻遇率提升至79.4%，联合应用综合分析方法的油层钻遇率为84.2%。

鄂尔多斯盆地侏罗系底水油藏天然能量不足、压力系数低、渗透率低、储集层非均质性强，采用常规注水开发含水率上升快、采收率低，为提高该类油藏开发效果，提出了底部注水理念。从底水能量、渗透率各向异性、隔层渗透率、夹层频率和沉积韵律5个影响底水油藏开发效果的因素入手，采用油藏数值模拟，对比油层注水和底部注水采收率的差异。结果表明，底部注水开发可有效增大底水能量，实现油水界面均匀抬升，大幅延长中—低含水采油期，较油层注水最终采收率提高10%以上。

致密气藏井网优化均针对井网整体部署阶段，然而苏里格气田中区已开发至中—后期，产能建设已进入加密部署阶段，为了保障加密井的开发效果，需评价不同储集层条件、加密时机及天然气价格条件下经济极限井网密度。在苏里格气田中区分别选取不同储量丰度典型井区开展数值模拟研究，结合不同井网密度气井及气藏开发指标，评价不同井网密度气井干扰程度和老井不同生产年限地层压力分布规律，在此基础上预测加密井最终累计产气量；结合天然气价格等经济参数，确定不同加密时机经济极限井网密度，实现了加密井经济效益部署。在苏里格气田的应用显示，当天然气价格为1.119元/m³时，在未动用区可直接整体部署密度为4.5口/km²的经济极限井网；当需要进行井网加密时，在生产3年内的老井附近井网可加密到3.5口/km²；当天然气价格上涨到1.550元/m³时，在生产5年内的老井附近井网可加密到5.0口/km²。

超低渗油藏通常采用水驱开发，而水驱开发的驱替界限影响因素较复杂，为了研究超低渗储集层水驱驱替界限的表征方法，根据性质将孔隙度、渗透率、孔喉半径、均质系数等12个参数划分为孔渗类、非均质类以及孔喉半径类；运用Pearson相关系数法，从不同类参数中选出最优表征参数，并根据优选的表征参数构建驱替界限特征指数；通过水驱实验获得不同岩心的驱替界限，根据驱替界限与特征指数的拟合效果确定表征模型。结果表明，渗透率、变异系数以及加权平均孔喉半径能有效表征超低渗储集层水驱驱替界限，将驱替界限与特征指数进行拟合，可建立有效的超低渗储集层驱替界限表征模型。