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。
安场地区页岩气田位于贵州省北部，产气层为五峰组—龙马溪组页岩，该气田具有源储一体、分布稳定和自生自储的特征，属于正常压力型的浅层山地页岩气田。由上至下，主要含气层的硅质矿物含量逐渐升高，黏土矿物含量逐渐降低；页岩储集空间以纳米级有机质孔为主，其次为残余粒间孔、晶间孔、次生溶孔、黏土矿物片间孔等。气井生产具有见气返排率较低、产量递减较缓慢和稳产时间长的特征。针对该类型气藏地质与开发特征，应加强精细地质建模和压裂方案优化，适度扩大井距；针对断裂发育和非均质性强的特征，需要加强地质工程一体化设计，通过不断迭代优化，建立精确的页岩气藏模型；针对水平应力差异系数较大及复杂缝网形成难的特征，应优化压裂段长度和簇间距，实施密切割和裂缝转向技术；针对气藏压力低、井口压力下降快和产气量低的特征，应进一步优化试气阶段的返排管理制度。
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。
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。
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。
裂缝作为渤中19-6构造变质岩潜山储集层主要渗流通道和储集空间，控制了优质储集层形成及单井产能。为了精确识别渤中19-6构造优质储集层，并进行产能预测，利用岩石薄片、成像测井等资料对裂缝进行定量表征。在潜山储集层垂向结构单元划分基础上，利用常规录井、测井以及成像测井资料，识别目的层段优质储集层，并引入裂缝发育指数法和综合指数法对其进行精细评价，建立优质储集层综合评价方法。将优质储集层有效厚度与裂缝参数代入产能评价方程，计算目的层段气层产能，并与测试结果进行对比，米采气指数的预测值与实际产能值相对误差小于15%，表明该综合评价方法识别变质岩潜山优质储集层可行性高，对渤中19-6构造变质岩潜山油气开发有一定指导意义。
准噶尔盆地永进—征沙村地区侏罗系超深层砂岩储集层致密且非均质性强，储集层评价标准及有利储集层分布不明确，制约了油气勘探开发。以测井、录井、岩心及试油资料为基础，通过矿物分析、核磁共振、毛细管压力实验、岩心驱替等，开展了侏罗系储集层微观孔隙结构特征研究，明确了可动孔隙半径下限，并以流体可动孔隙度作为关键评价指标建立了分级评价标准。研究表明：研究区中—细粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩储集空间为粒间孔、次生溶蚀孔及微裂缝，孔隙半径较小，为0.005~5.000 μm，以毛细管压力实验曲线标定后不同驱替状态的核磁共振T2谱确定了可动孔隙半径下限为0.100 μm，进而明确了含油岩石的流体可动孔隙度。综合考虑岩电特征、孔隙类型及结构、含油性特征，结合典型井的产能特征，建立了研究区储集层分级评价标准，通过Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储集层的分级评价，为后续油气田开发及井位部署提供了依据，对于该地区超深层致密油藏的勘探开发与邻区储集层评价具有参考意义。
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。
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。
鄂尔多斯盆地志靖—安塞地区上三叠统延长组长8段和长9段储集层致密，孔隙结构复杂，有效储集层的纵向分布规律不清。基于核磁共振测井资料和岩石压汞数据，提出致密砂岩储集层有效性评价方法。针对有核磁共振测井资料的井，可直接利用核磁共振测井资料获取大孔、中孔和小孔占比，构建核磁孔隙三组分指数；针对没有核磁共振测井资料的井，通过孔喉半径与核磁共振横向弛豫时间的转换关系，构建孔喉半径指数。核磁孔隙三组分指数和孔喉半径指数可定量表征致密砂岩储集层的孔隙结构。结合试油资料分析，单井米采液指数与孔隙结构呈正相关，建立致密砂岩储集层有效性评价标准。将该评价标准应用于志靖—安塞地区长8段和长9段，测井解释符合率显著提高，应用效果良好。
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。
特低渗气藏气水关系复杂，地层水赋存状态与常规气藏差异大。通过压汞实验和相渗实验确定特低渗气藏水的赋存状态及地层水饱和度，采用圈闭闭合高度法分析气水分异情况。在测井曲线预测单井不同状态地层水饱和度分布的基础上，分析地层水对产能的影响。 结果表明：研究区地层水以强束缚水和弱束缚水为主，含有少量可动水，不存在明显的气水分异特征。黏土水膜是强束缚水的重要组成部分，在细砂岩和碳酸盐胶结物含量高的砂岩中，弱束缚水饱和度更高。研究区可动水饱和度普遍低于6%，初期产水较少，对产能影响较小。
针对塔里木盆地YUEM地区碳酸盐岩储集层天然裂缝发育差异性，综合露头、岩心、薄片、测井、地震与生产动态数据，采用裂缝参数统计、地震敏感属性分析、构造应力场数值模拟等，明确裂缝发育特征、形成期次、成因以及空间分布差异性。研究区共发育3期3类裂缝：成岩裂缝、构造裂缝以及复合裂缝，裂缝的发育受构造、沉积及岩溶三重耦合控制，断层斜列叠覆区、主分支断层相交处、断层端部、藻屑滩相带及溶洞顶底部，是裂缝有利发育区。
