三塘湖油田NJH区块属于中黏油砂岩油藏，地层原油黏度为20.8 mPa·s，处于中含水期，预测水驱采收率为22.70%，提高采收率空间小。为了探索提高采收率技术，检验中黏油CO2近混相驱可行性，揭示CO2近混相驱相间传质规律及增油机理，开展了CO2驱油室内实验及矿场试验。 结果表明：CO2驱前缘主要发挥溶胀作用，后缘萃取抽提作用强于前缘，降黏作用及提高剩余油驱油效率是主要的增油机理，地面原油黏度降幅为55%，C2—C15含量升高18.3%，驱油效率提高4.6倍；渗透率级差是影响波及体积的主要因素，渗透率级差达到6，低渗透层采收率仅为13.84%。矿场试验阶段累计注气量为2.66×104 t，累计产油量为0.78×104 t，换油率达到0.29，证实中黏油CO2近混相驱具备良好的推广应用前景。
为增强对准噶尔盆地陆梁隆起西部二叠系下乌尔禾组绿泥石和浊沸石矿物特征的认识，利用岩石薄片、电子探针、X射线衍射等，对其化学成分、产出状态及其对储集层物性的影响进行了研究。研究区下乌尔禾组绿泥石矿物晶体结构为三八面体，具孔隙衬里式、颗粒包膜式和孔隙充填式3种产出状态，属于铁镁过渡型偏富镁绿泥石，其八面体位置主要为Fe对Mg的置换，Al/（Al+Mg+Fe）为0.25~0.37，发育泥质岩石蚀变和镁铁质岩石转化形成的绿泥石，凝灰质等火山物质的水解溶蚀、黏土矿物之间的相互转化为其形成提供了大量的物质基础。浊沸石具连晶状、充填状和交代状3种产出状态，连晶状浊沸石周围发育大量岩屑，促进了浊沸石的形成；充填状浊沸石与绿泥石、方解石等矿物共生，在物质来源上相互竞争，在一定程度上抑制了浊沸石的形成；交代状浊沸石主要由交代长石和岩屑生成，导致Si/Al较高，耐酸性较强，不易被溶蚀。绿泥石与浊沸石对储集层物性均具有双重影响，绿泥石对储集层物性的改善作用较为明显，有利于形成优质储集层，浊沸石对改善储集层的作用较为有限。研究区下乌尔禾组随着埋藏深度增大，存在从碱性到弱酸性、再到碱性的成岩环境变化，其成岩系统较为封闭。
低渗透油藏采用CO2驱油，既可以提高油气采收率，又能实现CO2地质封存。基于CO2封存机理，采用数值模拟方法，建立了考虑CO2构造封存、束缚封存和溶解封存的驱油与封存机理模型，研究在连续注气开发和水气交替注入开发下，不同注采参数（注水年限、CO2注入速度、注采比、生产井井底流压下限、注入井井底流压上限、循环次数和气水段塞比）对低渗透油藏CO2驱油采收率与CO2封存效率的敏感性。结果表明：CO2封存机理会对CO2驱油以及CO2封存造成很大的影响。连续注气开发时，CO2束缚封存有利于驱油，但对CO2封存影响不大；CO2溶解封存不利于CO2驱油，但是有利于CO2封存。水气交替注入开发时，CO2封存机理不利于CO2驱油，但是对CO2封存有促进作用。研究结果可揭示不同CO2注入方式下，封存机理对驱油与封存的影响规律。
页岩油气是中国最具发展潜力的非常规油气资源，已成为非常规油气勘探开发的热点。中国页岩多为陆相沉积，岩性变化快，矿物种类多，物性条件差，非均质性强，连续性差，仅利用常规测井资料解释方法无法精细识别岩性，致使页岩储集层特征难以有效表征，制约了油气储量评估与油气开发。为有效识别页岩岩性，系统调研了国内外测井岩性识别技术，梳理了基于测井解释及不同测井手段的岩性识别技术，重点剖析了基于机器学习的测井岩性识别技术，阐述了各技术的方法原理，归纳总结了各技术的优缺点及适用性，对该领域发展趋势进行了展望。
利用构型理论和层次分析方法，对常规压汞-恒速压汞联合曲线构型形貌进行划分，建立具有普遍意义的常规压汞-恒速压汞联合曲线三段式构型模式，探讨了该模式对岩石孔喉体系及其润湿滞后特性的指示意义。结果表明：常规压汞-恒速压汞联合曲线由a、b和c构型段组成，各构型段相互衔接，形貌各异；a构型段呈重叠形貌，指示了大孔喉体系，常规压汞-恒速压汞联合曲线无润湿滞后特性；b构型段呈分离形貌，可细分为b1和b2构型亚段，b1构型亚段指示了中孔喉体系，恒速压汞曲线无润湿滞后特性，常规压汞曲线有润湿滞后特性，b2构型亚段指示了中孔喉体系，常规压汞-恒速压汞联合曲线关联润湿滞后特性；c构型段呈重叠形貌，指示了小孔喉体系，常规压汞-恒速压汞联合曲线具有同等润湿滞后特性；常规压汞汞弯液面变形集中于b—c构型段，恒速压汞汞弯液面变形集中于b2构型亚段—c构型段；常规压汞曲线和恒速压汞曲线的b1构型亚段可用于接触角校正。常规压汞-恒速压汞联合曲线的三段式构型模式，对分段接触角校正及表征岩石孔喉分布具有重要指导意义。
以塔里木盆地顺北地区走滑断裂带发育背景为基础，利用地质力学理论分析顺北4号走滑断裂带不同分段地应力状态、断裂周缘裂缝系统及单井产能特征。根据纵横波测井与岩石力学实验获得的储集层力学条件，构建三维地质力学模型，并基于弹塑性理论，利用有限元数值模拟方法，预测了走滑断控模式下目的层裂缝发育特征。研究表明，断裂带各段地应力模式不同；地质单元结构差异控制地应力分布，裂缝高密度区多呈条带状分布于断裂两侧或断裂之间；在安德森Ⅰa型、Ⅲ型地应力模式下，裂缝高密度区油气井具高产特征。明确了顺北走滑断裂带不同分段的地应力条件、裂缝发育特征及单井油气高产的主控因素。
针对高盐低渗透油藏CO2驱存在的气窜问题，以长庆油田H3区块为研究对象，构建SiO2纳米颗粒强化CO2泡沫体系，从泡沫流变性、气液界面张力、气泡液膜厚度与渗透性、泡沫微观结构4个方面评价泡沫体系耐盐性；通过开展SiO2纳米颗粒强化CO2泡沫体系并联岩心调驱实验，研究该体系调驱效果。根据实验结果，在油藏条件下，构建出配方为质量分数0.20%（OW-1）+0.30%（OW-4）+0.05%（SiO2）纳米颗粒强化CO2泡沫体系，该泡沫体系的综合指数为36 834 mL·min；该泡沫体系的微观尺度耐盐性评价结果表明，矿化度46 357 mg/L与矿化度500 mg/L的配液相比，泡沫流变性更好，气液界面张力在10 MPa时仅增加1 mN/m，液膜渗透性增加了0.14 cm/s，但仍具有良好的泡沫骨架结构，该泡沫体系具有良好的耐盐性。此外，在并联岩心渗透率级差为15.55的条件下，该SiO2纳米颗粒强化CO2泡沫体系对岩心剖面改善率达到了97.28%，采收率显著提升，展现出良好的调驱能力。
库车坳陷前陆冲断带构造变形主要发生在喜马拉雅运动中—晚期，前人确定了盐上浅层褶皱构造变形的启动时间，但对盐下冲断构造变形与油气成藏时间的研究缺少绝对定年的约束。以库车坳陷阿瓦特地区为例，利用岩相学观察、方解石U-Pb定年、流体包裹体分析等资料，分析阿瓦特地区下白垩统巴西改组储集层成岩作用、方解石脉体形成时间及油气成藏过程，确定了阿瓦特地区巴西改组构造变形和油气成藏时间。结果表明：阿瓦特地区巴西改组储集层发育2期方解石，早期方解石胶结物形成年龄为（98.0±14.0）Ma，晚期方解石脉体形成年龄为（3.7±1.0）Ma，代表了盐下冲断构造变形时间；方解石脉体中发育1期油包裹体和1期气包裹体，通过流体包裹体均一温度、埋藏史和热史，推断油充注时间为4.0—3.0 Ma，天然气充注时间为3.0—1.0 Ma，早期油藏经历了上新世晚期气洗改造，形成现今的凝析气藏。
为揭示稠油油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）蒸汽腔扩展规律，利用时移微重力监测技术，对新疆重油油田H井区侏罗系齐古组稠油油藏的蒸汽腔扩展规律进行研究。通过时移微重力监测获取了反映油藏剩余密度的剩余重力异常数据，利用该数据进行三维最小二乘反演，确定了蒸汽腔的纵向分布，并提出了解释蒸汽腔扩展规律与剩余重力异常关系的方法。该方法能够有效解释H井区5个井组蒸汽腔的扩展规律，把蒸汽腔的演变过程划分为上升阶段、横向扩展阶段及向下扩展阶段，并利用井温监测验证了该方法的准确性与可靠性。该方法揭示了SAGD蒸汽腔在油藏中的扩展规律，为稠油油藏的高效开发提供了技术支持，有助于优化稠油油藏的生产调控措施，也为同类型油藏开发提供了理论和实践基础。
塔里木盆地北部雅克拉断凸周缘侏罗系是重要的油气勘探层位，主要发育断凸为物源的近源冲积扇-扇三角洲沉积体系，但该模式难以解释雅克拉断凸南部侏罗系大规模砂体发育的原因。在雅克拉断凸构造演化分析的基础上，利用地震、岩心、储集层等资料，开展沉积相特征的综合分析，确定雅克拉断凸周缘侏罗系阳霞组沉积相空间分布规律。雅克拉断凸在侏罗系沉积期整体具有西高东低的特征，西部受剥蚀，东部在阳霞组沉积晚期为准平原化状态，其沉积体系主要包括2部分：一部分为雅克拉断凸西部物源，形成大量沿断凸呈裙边分布的近源扇三角洲沉积体系；另一部分为南天山物源，在雅克拉断凸东部形成了自北向南延伸的浅水辫状河三角洲沉积体系。从储集层特征上看，扇三角洲沉积体系岩性较粗，主要为砾岩和含砾中—粗砂岩，结构成熟度和成分成熟度低，物性差；辫状河三角洲沉积体系岩性主要为含砾中—细砂岩，搬运距离长，结构成熟度和成分成熟度较高，物性较好。阳霞凹陷东部地区阳霞组可能成为有利的勘探目标区。
为明确玛湖凹陷风城组页岩油赋存空间与可动性特征，利用岩石薄片、扫描电镜、核磁共振、全息扫描荧光光谱等实验，结合二维核磁共振测井，系统表征页岩储集层微观孔隙结构及原油赋存特征，剖析页岩油可动性影响因素。研究区风城组页岩储集空间主要包括粒间孔、晶间孔、溶蚀孔、有机质孔、微裂缝等，溶蚀孔与裂缝是页岩油的主要赋存空间。不同岩相类型储集层中的页岩油可动性差异明显，富含陆源碎屑粉砂条带的长英质页岩最优，白云质纹层发育的白云质页岩次之，而富黏土矿物的混合质页岩最差，有机质丰度、沉积组构、孔隙结构等是控制风城组页岩油可动性的关键因素。研究区页岩总有机碳含量为0.5%~1.5%时，含油饱和度指数达到最大区间，页岩油可动性较好。薄层状长英质页岩与纹层状白云质页岩中，发育以残余粒间孔和溶蚀孔为主的无机孔及微裂缝，大孔占比较高，易形成页岩油的优势赋存空间和渗流通道，有利于可动油富集。
准噶尔盆地东部隆起石钱滩凹陷东部缓坡带S3井在石炭系石钱滩组获高产工业气流，石钱滩组天然气藏勘探获重要突破，进一步证实准噶尔盆地东部发育海相碎屑岩天然气富集凹陷。为明确石钱滩凹陷石钱滩组地质特征及油气勘探潜力，综合地震、录井、测井、岩心和分析化验资料，开展了石钱滩凹陷烃源岩、储集层及油气成藏综合研究。研究区石钱滩组发育2套烃源岩，烃源岩整体厚度大，品质好，具备发育大规模气藏的物质基础；石钱滩组储集层为典型致密砂砾岩储集层，发育南、北双向物源的扇三角洲沉积体系，扇三角洲前缘大规模砂体主要分布在环凹斜坡区；石钱滩组发育近源致密砂岩岩性气藏，石钱滩组是目前石钱滩凹陷石炭系天然气勘探的重点层系，气藏源储匹配关系好，受近源与砂体规模共同控制。
断控岩溶缝洞型油藏断裂系统发育，储集空间复杂，离散性和非均质性极强，油藏断裂系统建模困难。以断控岩溶储集体发育成因规律为指导，提出多尺度、多元约束相结合的方法建立断控岩溶储集体模型。依据断控岩溶成因，将储集体发育划分为4个阶段，以成熟阶段的储集体模式为指导，将断控岩溶储集体划分为溶洞相、溶蚀孔洞相和溶蚀裂缝相；采用蚂蚁体重采样、断距模型和裂缝参数表征的多元约束，建立裂缝发育概率体，采用基于目标的模拟算法，生成北西—南东向和北东—南西向2组小尺度裂缝，建立断控岩溶的裂缝模型，最大程度上体现断控岩溶裂缝发育特征，降低裂缝预测的不确定性，形成断控岩溶储集体预测新方法；2口井验证模型可靠性强，可支持后续开发研究。
深层潜山内幕储集层是冀中坳陷重要的油气接力区，明确其成因机制对油气勘探开发尤为重要。通过钻井、测井、露头、岩心、薄片等资料，揭示了奥陶系深层白云岩储集层特征，分析其主控因素，并建立了优质储集层成因演化模式。结果表明：冀中坳陷奥陶系发育3套优质储集层带，岩性以结晶白云岩及石灰质白云岩为主，储集层非均质性强，孔渗相关性差，发育晶间孔、溶蚀孔、溶洞和裂缝4类储集空间；白云石化、溶蚀和构造破裂是建设性成岩作用，压实、胶结充填、去白云石化、黄铁矿化和硅化为破坏性成岩作用；周期性海平面变化影响下的沉积和白云石化是储集层形成的基础，成岩演化序列决定孔隙演化的3个阶段，构造运动主导了储集层的改造，储集层共经历了4个演化阶段，形成了深埋潜山型及斜坡型优质白云岩储集层。
针对吐哈盆地低黏油藏油相相对渗透率初期急剧下降，高含水期后下降变缓的特点，提出了一种新的油水相渗数学模型。新模型待定参数求解简便，拟合精度较高，不仅可以描述初期急剧下降、后期下降变缓的油相相对渗透率曲线，以及弓背形水相相对渗透率曲线，还可以描述常见的“X”形油水两相相对渗透率曲线。为了应用方便，提出了新的油水相渗数学模型对应的水驱油解析法，并与Gao简化式油水相渗数学模型对比，进一步论证了油层平均含水饱和度与出口端含水饱和度的线性关系式，直接代入分流量方程中，可得到一种新的广义含水变化规律。油藏应用效果较好，可供同类油藏借鉴。
克拉苏超深气田水侵严重，产量递减快。通过地面地震、成像测井等资料分析，总结了断层和裂缝分布规律，结合气田生产动态特征，提出克拉苏超深气田主要有3种水侵类型：断层沟通边底水，沿裂缝非均匀水侵和局部排替不完全形成的封存水水侵，前两者为气田主要水侵形式。其水侵特征和影响范围存在明显差异：沿二级断层走向和垂向沟通边底水的能力较强，但垂直于断层方向的水侵影响较小，为局部性影响；裂缝具方向性和分布规则的特性，呈“整体分区、局部分带”的分布规律，气藏内部连通性、气藏见水顺序和水侵速度是裂缝分区分带的外在表现，对气藏水侵有全局性影响。针对气田水侵特征及开发现状，提出依据裂缝空间分布规律优化井网、加强化学堵水和注气解水锁2种配套采气技术攻关的策略。
加热地层以降低原油黏度是蒸汽吞吐的主要机理之一，构建考虑热对流和热传导的动态传热模型，通过耦合温度场和压力场，计算地层压力、地层温度和流体对流速度，进而分析地层热量的动态变化规律。 结果表明：在注汽阶段，周期注汽量相同的条件下，注汽时间为6.0~10.0 d时，加热速度和地层净热量均较高；在焖井阶段，压力停止上升，热对流快速减弱，地层加热速度大幅下降，焖井4.0 d后降幅达88.3%，可以开井生产；在采油阶段，热传导起主要作用，地层热量缓慢稳步上升；经过1个吞吐周期，地层热量增量的57.7%随着产液被回收，42.3%保留在地层中。该研究可以更好地了解蒸汽吞吐过程中的地层热量变化规律，为注采参数的优化和蒸汽热量的流向分析提供支撑。
孤东油田七区西馆陶组N1g45小层—N1g16小层为辫状河沉积，砂体内部构型复杂，需精细解剖储集层结构，揭示其对油气开发的影响。采用Miall构型要素分析法，以现代辫状河规模作为约束，进行砂体储集层构型表征，采用动静结合手段检验研究成果，总结储集层构型对注水开发和剩余油分布的影响。 结果表明：研究区为砂质辫状河沉积，主要发育辫状河道、心滩、溢岸以及泛滥平原4种构型单元；辫流带宽度为150~750 m，宽厚比为47~74；在辫流带内，有辫状河道-辫状河道、心滩-心滩、辫状河道-心滩-辫状河道和心滩-辫状河道-心滩4类构型模式；心滩平均长度为250~350 m，平均宽度为110~140 m，长宽比为2.20~2.50，心滩与河道平面面积比为0.36~0.51；心滩内一般发育2~4个落淤层，落淤层延伸长度为70~150 m，产状近水平，背水面夹层倾角为0.9°~2.3°；生产动态揭示由于构型单元边部物性变差，构型拼接部位油气流动受阻，成为局部剩余油富集区；在构型单元主体部位，油藏连通性好，开发效果好。
