准噶尔盆地东部石钱滩凹陷为残留海相凹陷，近年来多口井在石钱滩组获高产天然气，且凹陷各部位不同层系均见到油气显示，揭示了其良好的油气勘探潜力及全油气系统特征。基于地震、钻井、测井、有机地球化学等资料，对石钱滩凹陷形成及演化、全油气系统形成条件及油气成藏模式进行了研究。晚石炭世的北天山洋壳俯冲及海水侵入，使得石钱滩地区发育陆源供给的海相中等—优质烃源岩，该烃源岩处于成熟—高成熟阶段；储集层类型齐全，发育石炭系火山岩、石钱滩组海相碎屑岩和二叠系金沟组陆相碎屑岩，在这几类储集层中均有油气成藏；受石钱滩组烃源岩生烃演化及多类型储集层特征的控制，形成了凹陷区页岩气藏—斜坡区致密油气藏—高部位常规油气藏的分布模式，具有非常规油气藏与常规油气藏有序共生的全油气系统特征。基于全油气系统理论，针对石钱滩凹陷，应在近源斜坡区寻找致密油气藏，在源上断阶带及构造高部位寻找构造-岩性油气藏及火山岩风化壳油气藏，在源内寻找海相页岩天然气藏；北疆石炭系近源有利岩性相带、山前冲断掩伏构造、盆内古隆起和斜坡区是有利的勘探区域，应围绕凹陷区页岩油气藏、环凹陷区致密砂岩油气藏、高部位常规油气藏和隆起区火山岩风化壳油气藏展开勘探。

准噶尔盆地阜康凹陷康探1井区二叠系上乌尔禾组亿吨级储量的落实，展现了阜康凹陷深层油气良好的成藏条件和巨大的勘探潜力。为总结阜康凹陷上乌尔禾组的勘探经验与理论认识，指导其他富烃凹陷碎屑岩领域下凹勘探，依托井资料、储集层岩石薄片、孔渗分析以及试油资料等，对阜康凹陷上乌尔禾组下凹勘探突破进行系统分析。阜康凹陷周缘凸起带和斜坡区油气主体为烃源岩成熟阶段早期的产物，烃源岩高熟油气主要富集在凹陷区；阜康凹陷上乌尔禾组受沉积期古地貌的控制，发育退覆式沉积低位域砂体，形成了古凹槽区叠置连片规模储集体；凹陷区普遍存在超压，有利于深埋砂岩原生孔隙的保存，还有助于微裂缝的形成，提高储集层渗流能力，增加深埋储集层的有效性。阜康凹陷上乌尔禾组受到芦草沟组烃源岩晚期高熟油气的充注、退覆式沉积的规模成砂以及超压作用的保孔增渗，具备规模增储的勘探潜力。

2018年，在精细刻画古地貌的基础上划分准噶尔盆地沙湾凹陷上二叠统上乌尔禾组沉积相，以“沟槽控砂、相控储集层”的成藏模式部署上钻沙探1井首获突破。但由于沉积相和储集层研究不足，沙探1井钻遇的储集层规模未达预期，成藏模式还需要进一步完善。因此，利用地震、录井、测井、岩心和地球化学等资料对沙湾凹陷上乌尔禾组沉积相和储集层特征进行系统研究。结果表明：沙湾凹陷发育小拐扇和沙门子扇2个沉积体系，沙门子扇规模更大，发育退覆式扇三角洲沉积相；上乌尔禾组从下至上分为3段，其中，乌二段薄砂层、乌一段上砂组下部和下砂组上部砂砾岩为主要的储集体；上乌尔禾组发育孔隙-裂缝双重介质型储集层；通源断裂为油气输送提供优势通道。建立了“断裂通源、扇控储集层、裂缝控产”成藏模式，发现了沙湾凹陷西斜坡断层-岩性油藏和断层-地层油藏，拓展了上乌尔禾组的油气勘探领域。

通过岩石薄片、扫描电镜、能谱分析等微观实验，对准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系砂砾岩储集层中沸石胶结物类型及特征进行了分析，明确了沸石胶结物与碎屑颗粒粘结差异的机理。结果表明：上二叠统上乌尔禾组储集层中，塑性岩屑变形及偏碱性地层水使得浊沸石与碎屑颗粒的粘结性较强；下二叠统风城组储集层浊沸石在异常高压、酸性流体等条件下，与碎屑颗粒粘结程度低，而片沸石由于其晶体特征，与碎屑颗粒的粘结程度较高；上乌尔禾组和风城组储集层中沸石胶结物与碎屑颗粒粘结差异主要与岩石成分、异常压力、矿物类型、晶体结构及后期成岩流体改造程度有关。

为探索走滑断裂破碎带储集空间发育特征和形成机理，综合应用野外露头、遥感影像和岩心测试资料，对郁江走滑断裂带北部储集空间进行识别刻画和量化分析，并探讨其发育主控因素。结果表明：郁江走滑断裂带北部破碎带在平面上可分为北部张扭段和南部压扭段，不同段储集空间发育特征存在差异，张扭段裂缝开度更大，压扭段裂缝长度、裂缝线密度、破碎区面积和洞穴面积更大，总体上，压扭段储集空间发育规模相对较大；走滑断裂带构造应力是决定优势储集空间发育的外部因素，岩层厚度和岩石矿物组成是控制储集空间发育的内部因素，岩层厚度大于1 m且碳酸钙含量低于70%的碳酸盐岩经压扭作用改造后，可形成缝洞型储集体有利发育区。

致密油藏CO₂吞吐开发具有提高原油采收率和封存CO₂的双重效果。目前，对致密油藏CO₂吞吐驱油和封存研究中，鲜有学者将CO₂封存量相关参数作为评价指标。以鄂尔多斯盆地延长组长7段某致密油藏典型储集层为例，利用数值模拟技术分别选取吞吐时机、注气速度、注气时间、焖井时间、生产时间和吞吐轮次为注采参数，以换油率、CO₂滞留系数及驱油-封存协同综合系数为评价指标，采用单因素控制变量法和多因素正交试验设计，结合极差分析方法，分析了6个注采参数对3个评价指标的敏感性。结果表明：当注重CO₂驱油时，建议注气时间为30~60 d，注气速度为0.001 0~0.003 0 PV/d，吞吐时机小于0.5年；当注重CO₂封存时，建议生产时间为30~230 d，注气速度为0.007 5~0.010 0 PV/d，注气时间为145~180 d；当CO₂驱油和封存协同优化时，建议注气时间为30~65 d，吞吐时机为6个月前，焖井时间为10~20 d。

针对番禺油田群稠油油藏采出程度低、隔夹层发育、剩余油预测难等问题，亟需提高储集层构型解剖和预测精度。利用地质、地震和测井资料，采用自然伽马回返率和大数据统计技术，识别储集层3级、4级和5级构型界面，研究各级次夹层的分布模式，定量表征储集层构型单元砂体内部结构以及夹层的展布形态，分析剩余油赋存模式及其主控因素，厘清构型界面对剩余油的控制作用。研究结果表明：储集层中发育的3级斜交型前积夹层能延缓流体垂向渗流，4级叠置型水平夹层能阻止流体垂向窜流；剩余油运移能量和方向主要受3级夹层、4级夹层及韵律差异控制。利用低产低效井侧钻10口调整井，初期总产量为680.00 m³/d，侧钻后日产油量为侧钻前的5倍。

多层非均质油藏在合注合采开发时，受储集层岩性、物性、地层压力、流体性质等因素影响，层与层之间相互干扰。早期开展的并联驱替室内实验，无法有效地模拟油藏多层合采时各层间的流体交换，且所定义的干扰系数的物理内涵与注水开发渗流过程不符。为此，建立串并联组合驱替实验模型，模拟储集层层内岩性的变化。通过研究串并联驱替实验下不同渗透率岩心的产油量、含水率以及采收率，对干扰系数进行验证和再认识。研究结果表明：层间干扰的实质是不同储集层渗流阻力随着时间的变化，导致储集层流量分配发生改变；储集层非均质性是多层合采过程中形成优势渗流通道的主要因素。研究结果为后续开展层间干扰相关实验设计和非均质油藏合理高效开发提供了参考依据。

春风油田新近系沙湾组一段稠油油藏油水关系复杂，运用传统油水界面观点难以解释，影响该油田勘探开发进程。以油水关系矛盾突出的P601-20区块为例，开展地震-地质综合研究及成藏动力学研究，结合油藏开发动态资料，分析春风油田沙湾组一段稠油油藏油水关系及其成因。研究认为：该油田油水关系复杂是由于油藏存在倾斜油水界面，其油藏类型仍然为构造-岩性油藏，并且存在边底水；储集层物性、断层、地层压力、构造运动等方面，形成倾斜油水界面的主要原因是构造运动导致油藏调整，原油稠化和地层构造平缓加剧了油水界面调整滞后，该油藏属于非稳态油气藏。

为确定大庆SN油田东部过渡带油水界面，综合钻井、测井、地震资料，结合岩心含油产状分析和老井油水层二次解释，基于双相介质理论的叠后属性油气检测以及基于叠前地震波形指示反演的流体识别等技术，探讨构造油气藏外扩区油水边界的综合确定方法。研究区油水边界具有以下特征：岩心含油产状为油斑以上；测井解释外推为油层或油水同层；叠后属性低高频能量比大于0.85；叠前反演预测含水饱和度小于75%。因此，以“井点定深度、地震定边界、动态来验证”为原则，从“点—线—面—空”，经过综合分析，确定最终油水边界位置。研究成果有效指导了研究区外扩评价部署，对同类型构造油田油水边界研究具有参考意义。

为提高稠油油藏蒸汽驱后期开发效率，聚焦“双碳”背景下CCUS-EOR（碳捕集利用和封存体系提高采收率）技术的应用，以克拉玛依油田J6区为研究对象，通过对CO₂作用前后的稠油四组分分析，测试饱和压力、膨胀系数、黏度和密度变化情况，探究CO₂对稠油物性的调控效果；通过并联岩心物理模拟实验研究CO₂辅助蒸汽驱提高采收率效果。研究结果表明：稠油黏度主要受胶质和沥青质含量影响，稠油随着CO₂溶解气量的增加，饱和压力由2.08 MPa上升至11.11 MPa，膨胀系数总体呈上升趋势，上升7.6%；同时，黏度降低30.5%，密度减小3.5%。表明CO₂在提高饱和压力的同时，通过优化膨胀系数、黏度和密度，有效改善了稠油物性。此外，采用CO₂辅助蒸汽驱后，在CO₂溶解降黏、破乳的作用下，稠油采收率从38.55%提高至46.46%，相比纯蒸汽驱提高了7.91%。为CO₂辅助蒸汽驱提高稠油采收率的应用提供了理论和实验基础，可为同类型稠油油藏提高采收率提供借鉴。

受原油性质的影响，稠油自乳化水驱开发与常规水驱开发不同，传统的稀油水驱理论不适用于稠油水驱开发。以中国某稠油自乳化水驱油藏流体参数为基础，通过室内实验和数值模拟，研究自乳化水驱开发规律，揭示自乳化水驱机理和主要影响因素。采用新的数值模拟方法揭示自乳化水驱的稳定驱替阶段为类“活塞式”驱油模式，开发全过程可分为4个阶段，即纯油阶段、过渡阶段、平台阶段和水油比快速上升阶段。渗透率级差和原油黏度是影响自乳化水驱含水率的主要因素，其次是渗透率和注水速度。

地震资料高分辨率处理是预测薄储集层的有效手段，高分辨率处理的主要目的是有效恢复地震高、低频信息和拓宽频带，同时保持资料的信噪比和保真度。基于谐波分解恢复弱势信号的高分辨率处理技术，以压缩小波变换为基础，根据信号谐波分量对地震高、低频弱势信号进行恢复。首先，基于有效频带内的地震信号，采用压缩小波变换将其分解为各基频信号，然后计算各基频信号的高次谐波与低次谐波，将计算出的高次谐波与低次谐波加入小波变换系数中，最后进行小波逆变换，即可恢复高、低频弱势信号。在实现过程中，仅仅在有效频带内估算基频信号，能较好地保持信号的信噪比。地震信号的小波变换系数与地层反射系数具有一致性，因此该技术具有较高的保真度，可以较好保持相对振幅关系。实际应用表明，在保持资料信噪比的同时，该技术能大幅拓宽地震资料的频带，处理后的地震剖面断点更清楚，分辨能力改善明显，能较好地识别6 000 m以深约40 m的薄储集层。

传统的叠前深度偏移成像技术将偏移成像和静校正问题分开处理，在复杂山地资料处理中，由于地表条件复杂、近地表横向速度变化剧烈、高速层出露等问题，基于地表一致性假设的静校正处理会引起波场畸变，导致旅行时计算误差较大，影响深度偏移成像效果。因此，提出了一种基于真地表偏移面的全深度建模与成像技术方案，从地表高程面开始速度建模，计算旅行时，将静校正问题隐含在偏移成像过程中，在复杂山地资料处理中取得了较好的应用效果。