吉木萨尔凹陷油气勘探主要围绕非常规油藏展开，近年来聚焦芦草沟组烃源岩，在源上、源下及凹陷各部位多个层系获得油气突破，揭示了其良好的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，通过系统解剖已知油藏，对全油气系统形成条件及油气成藏模式进行了研究。结果表明：吉木萨尔凹陷常规-非常规油藏有序共生，平面上，自凹陷区—斜坡区—构造高部位依次发育页岩油、致密油及常规砂砾岩油藏，纵向上，自井井子沟组—芦草沟组—梧桐沟组依次发育致密油、页岩油和常规油藏；芦草沟组烃源岩在低成熟阶段经历了大量生烃及排烃过程，奠定了全油气系统物质基础；芦草沟组平面上由凹陷边缘向中部依次发育砂（砾）岩储集层、混积岩储集层和页岩储集层，纵向上发育上覆梧桐沟组和下伏井井子沟组全粒序储集层；构建了平面3个带、纵向3层楼的立体成藏模式，受芦草沟组烃源岩生烃演化及多类型储集层的控制，吉木萨尔凹陷二叠系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指导及吉木萨尔凹陷勘探实践，针对准噶尔盆地东部二叠系油气勘探，重点围绕石树沟凹陷、吉南凹陷等凹陷，以及斜坡区或源下寻找致密油气，在源上断阶带及构造高部位寻找构造-岩性油气藏，在源内寻找页岩油。

准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组碱矿是重要的固体矿产资源。针对目前碱矿在基础研究中存在的诸如成因机制、沉积演化过程研究不足等问题，通过开展岩心精细描述、全岩X射线衍射分析、岩石薄片鉴定、扫描电镜分析、地球化学特征分析等，结合地球物理特征恢复了碱矿空间分布，建立了玛湖凹陷风城组碱矿的沉积发育模式。结果表明：碱矿主要由碳酸盐矿物组成，包括天然碱、苏打石、氯碳钠镁石、碳钠镁石、碳钠钙石等，深部火山热液活动为碱矿形成提供了物质基础；钠碳酸盐矿物的共生组合受水体盐度的严格控制，其测井响应具有大井径、高声波时差、高中子孔隙度、低电阻率、低密度和低自然伽马的特点，深侧向电阻率与浅侧向电阻率呈现明显的反向变化特征；碱矿在斜坡带和洼陷带均有分布，宏观产出状态差异较大；综合岩心沉积相序分析，建立了气候波动与幕式火山活动交替作用下的多源成碱模式。可为类似湖盆中碱矿的勘查和资源综合利用提供借鉴。

沸石胶结物的成因差异造成了储层储集空间类型多样、成分复杂且非均质性强。为探究其对储集空间产生的影响，综合运用岩心观察、薄片鉴定、电镜扫描、全岩X射线衍射分析及能谱分析等手段，宏观、微观相结合对玛湖凹陷—沙湾凹陷中—下二叠统沸石胶结物类型、形成机制及储集空间类型进行了系统对比分析与研究，结果表明：碎屑成分差异控制着沸石胶结物类型及成因，玛湖凹陷和沙湾凹陷风城组和夏子街组沸石胶结物成因是凝灰岩火山玻璃水化作用；中拐凸起和车排子凸起佳木河组沸石胶结物由斜长石钠长石化形成。而沸石胶结物成因差异又造成了储集空间类型分异，玛湖凹陷和沙湾凹陷风城组和夏子街组沸石胶结物演化过程伴随胶结物密度改变和结晶水释放，易形成粒缘缝；中拐凸起和车排子凸起佳木河组由于浊沸石与方解石的溶蚀，储集空间以溶孔为主。

吐哈盆地中—下侏罗统水西沟群整体发育河流-三角洲-湖泊沉积体系，然而，盆地经历了多期构造运动改造，中—下侏罗统水西沟群沉积时期的古地貌格局，是其沉积演化特征的主控因素。综合利用钻井、地震、岩心和野外露头资料，结合前人研究工作，开展中—下侏罗统水西沟群沉积演化特征的综合分析。研究表明，中—下侏罗统水西沟群整体表现为北厚南薄的特征，由早侏罗世早期多个分离的小型沉积中心，至中侏罗世向台北凹陷迁移，形成大型统一的沉积中心。盆缘山系和盆内主要隆起的构造抬升运动塑造了中—下侏罗统水西沟群古地貌及沉积-物源格局，中—下侏罗统水西沟群沉积时期主要受南北双向物源体系的控制，其次也有来自盆内隆起的物源补给。盆地南部的古隆起形成时间早，为主要物源区，盆地南部发育远源三角洲体系。博格达局部隆起和布尔加凸起在水西沟群沉积时期持续抬升，为次要物源区。湖平面频繁升降是影响该时期沉积体系分布的另一重要因素，湖侵早期（八道湾组沉积时期）和湖退晚期（西山窑组沉积早期）盆内广泛分布三角洲平原亚相，是重要的聚煤期。三工河组沉积时期是早—中侏罗世最大的湖侵期，该时期形成了中—下侏罗统水西沟群优质的湖相烃源岩。

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组的古沉积环境特征控制了页岩油甜点发育，但碱湖古沉积环境对页岩油甜点控制机制不清，制约了页岩油高效勘探和开发。因此，基于玛页1井风城组岩心、地球化学和测井等资料，分析了不同品质烃源岩、储集层和源-储组合形成的古水深、古气候、古盐度和古氧化还原条件，剖析了古沉积环境对页岩油甜点发育的影响。研究表明：玛页1井风城组优质Ⅰ类源-储组合形成于古水深变化相对较小、古气候相对暖湿且碳酸盐和陆源碎屑沉积物含量较高、古盐度相对较低的咸水环境和古还原条件更强的沉积环境。适宜的沉积环境为高产烃率藻类有机质絮凝和富集提供条件，促进了高初级生产力的形成，并为有机质保存提供条件，促进较低成熟度有机质大量生烃。夹层型、纹层型和纯页岩型的源-储组合分别对应Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类源-储组合，排油效率依次降低；古沉积环境通过“源-储-保”三元机制影响页岩油甜点发育。确定了风城组古沉积环境对页岩油甜点发育的控制机制，为页岩油勘探提供理论支撑。

化学驱是高盐油藏提高采收率的主要应用技术之一，但高矿化度对化学体系黏度的影响制约了流度控制作用的发挥，减弱了提高采出程度效果。利用纳米材料协同聚合物/表面活性剂提高高盐油藏采出程度，对比零维纳米颗粒F80和二维纳米薄片GO在高矿化度下对聚合物/表面活性剂二元复合体系黏度和界面张力的影响，通过微观剩余油变化分析纳米材料加入聚合物/表面活性剂前后化学体系驱油机理的差异，并通过岩心驱替实验分析其作用效果。研究表明，与二维纳米薄片GO相比，零维纳米颗粒F80可与地层水中的阳离子产生更强的离子偶极作用，化学体系黏度上升1.4倍，维持了更低的油水界面张力；在微观可视化驱替实验和岩心驱替实验中，聚合物/表面活性剂/F80三元复合体系因其高黏度可显著增大渗流阻力，减少分散剩余油；聚合物/表面活性剂/F80三元复合体系在水驱后提高采出程度20.1%，高于相同质量分数聚合物/表面活性剂二元复合体系5.4%。

储气库注采井反复高强度注采，储集层频繁应力变化，易引发出砂，威胁储气库稳定运行。以鄂尔多斯盆地榆37储气库为例，运用节点分析法，考虑支撑剂运移的临界流速模型，结合地层出砂预测的临界出砂压差模型及临界冲蚀流量模型，明确榆37储气库注采井的合理注采区间，确保储气库在极限生产状态下的运行安全。结果表明：通过对储集层裂缝中支撑剂进行受力分析，建立裂缝中支撑剂启动的临界流速模型，计算出当注入速率与采出速率分别为10.89 m/s和8.19 m/s时，支撑剂达到临界启动流速；考虑3种限制性模型，对节点分析法进行改进，计算出榆43-1井安全运行的合理注采区间，分别为1.79×10⁴~6.53×10⁴ m³/d和2.82×10⁴~6.35×10⁴ m³/d；在安全的前提下，计算出榆37储气库10口井的合理注采区间。

新疆油田J230区块高温蒸汽吞吐开发造成地层剩余稠油黏度升高，启动压力差异大，流体窜流严重，轻烃溶剂的加入可有效降低稠油拟启动压力梯度。通过黏温和流变测试，对比加入轻烃溶剂前后稠油的黏温曲线和流变性能，通过流动实验，确定稠油流度和拟启动压力梯度间的关系，建立溶剂辅助蒸汽开发的拟启动压力梯度模型。研究表明：轻烃溶剂降黏和热降黏协同效应可提升降黏效应；轻烃溶剂可改善稠油流动能力，在40 ℃下加入质量分数为5.0%的轻烃溶剂时，稠油的拟启动压力梯度与稠油在70 ℃时的拟启动压力梯度相当；烃类加入后可减少稠油的不可动用量，拟启动压力梯度图版显示加入轻烃溶剂质量分数为0.5%、2.0%和5.0%时，不可动用量减少了39.13%、70.56%和87.14%，降黏剂的加入能够减少蒸汽用量，有效降低稠油的拟启动压力，抑制窜流现象的发生。

针对新疆油田油藏类型复杂、储集层非均质性强、原油采出程度较低等问题，结合中国“双碳”战略目标对油气领域的要求，在国内外文献调研、室内实验攻关、关键技术集成及典型油藏矿场应用与剖析的基础上，提出CO₂全域驱替理论，有效指导强非均质性油藏CO₂驱大幅度提高采收率。通过构建CO₂驱替介质与油藏特征在空间域-时间域-流体域3个维度的耦合机制，旨在极限动用不同尺度的微观孔喉原油，形成了全油藏、全尺度、全周期、全流程的CO₂驱关键技术体系。CO₂全域驱替理论与技术在新疆油田的矿场应用中取得良好效果，油藏预计提高采收率大于20%。CO₂全域驱替理论不仅为新疆油田不同类型复杂油藏的高效开发提供了新的思路和方法，同时，也为中国复杂油藏大幅度提高采收率奠定了理论基础，具备在其他油田推广应用的市场价值和经济效益。

地热资源作为清洁稳定的非碳基能源，对中国实现“双碳”目标具有重要意义，准噶尔盆地的地热研究较为薄弱。以准噶尔盆地西部隆起为研究区，开展现今地温场分布与地热资源评价，利用11口井的高质量连续测温数据，分析了地温梯度与大地热流分布特征，并利用一维稳态热传导方程，揭示了5 000 m以浅地层温度的平面分布规律，在此基础上，评价了石炭系及以上7套热储的地热资源量。结果表明：西部隆起平均地温梯度为（21.3±3.0）℃/km，平均大地热流为（43.9±6.9）mW/m²；中拐凸起为相对高热异常区，平均地温梯度为（23.3±2.8）℃/km，平均大地热流为（47.9±5.8）mW/m²；西部隆起埋深4 000 m处地层温度为78.0~122.9 ℃，中拐凸起平均地层温度为100.7 ℃，显示了良好的地热资源潜力；西部隆起地热资源量为411.24 EJ，二叠系地热资源量最大为132.61 EJ，石炭系次之，为121.52 EJ；白垩系流体资源量最高，为19.58 EJ。研究结果可为西部隆起地热开发利用提供关键参数，也可为准噶尔盆地其他区域地热评价提供参考。

微球调驱技术可有效改善低渗透油藏高渗透层水窜严重及低渗透层原油难以动用的问题。通过将双岩心并联微球调驱物理模拟实验与低场核磁共振测试相结合的方式，对微球的微观滞留与封堵特征进行研究。通过定义岩心封堵程度以及大、小孔封堵贡献率，对微球的微观封堵能力进行定量评价。结果表明，微球调驱可进一步提高原油采收率，在水驱基础上开展不同注入速度的微球调驱后，低渗透岩心和高渗透岩心采收率分别平均增大9.47%和5.80%。调驱后岩心渗透率均不同程度下降，且低渗透岩心渗透率下降幅度大于高渗透岩心。核磁共振测试结果表明，微球对低渗透岩心的封堵程度大于高渗透岩心，不同注入速度下低渗透岩心和高渗透岩心的平均封堵程度分别为5.44%和1.02%，表明实验所用直径为50 nm的微球在低渗透岩心的适用性更好。计算发现大孔的封堵贡献率大于小孔，小孔的封堵贡献率为负值，表明微球优先在岩心大孔内沉积，并将大孔中的水驱替至小孔，从而实现对小孔中氟油的动用。

对于边水稠油油藏，蒸汽吞吐极限边水距离对蒸汽吞吐新井井位部署和老井开发调整具有重要意义。在小于极限边水距离布井时，容易发生边水水侵，导致稠油油藏蒸汽吞吐的开发效果较差。将蒸汽吞吐后的地层划分为热波及区和冷区，建立了蒸汽吞吐后流场参数的表征方法，通过对热波及区进行长度变换的方式将热波及区综合流度等效为冷区综合流度，在此基础上，考虑稠油启动压力梯度，综合镜像反映与势的叠加原理，建立蒸汽吞吐稠油油藏极限边水距离计算方法。通过建立的极限边水距离与渗透率的关系曲线图版指导新井井位部署，有效预防了边水水侵；通过建立的不同边水距离对应的累计产液量与累计注汽量的关系曲线图版指导老井周期注汽量优化。A井极限边水距离由第一轮次的180 m降低到第二轮次的150 m，预防了稠油油藏边水水侵，通过优化周期注汽量，蒸汽吞吐采收率提高3.1%。

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层储集空间复杂且非均质性强，为储集层表征和建模带来挑战。提出断控型油藏储集体内部充填模型建模方法，采用“岩性-构造双约束、分级建模、分类融合”思路构建高精度模型。首先基于断控型油藏成因与储集体特征，将储集体划分为溶洞、溶孔和裂缝3类结构单元分别雕刻。溶洞与溶孔采用截断值确定性建模与人工修正建立轮廓，结合测井岩相划分储集层，并通过深度神经网络与地震反演数据融合实现充填结构精细表征。断裂及裂缝系统按尺度分级刻画：大断裂通过蚂蚁体追踪与相干属性识别；中—小断裂基于绕射波张量蚂蚁体结合体积约束建立；裂缝采用离散裂缝网格建模精细表征。继而依据成因机制-储渗功能-工程应用三元耦合原则进行多尺度模型融合，最终建立基质-裂缝双重介质地质模型。以塔河油田某单元为例，建立的高精度充填模型在静态储量与生产动态验证中与生产数据高度吻合，有效支撑了剩余油挖潜与开发调整模拟，显著提升了此类油藏数值模拟的可靠性。