受古特提斯洋扩张影响，扬子地块西缘的泥盆系沉积连续，厚度可达数千米，具备良好的油气地质条件。由于川西坳陷龙门山山前带地表构造复杂且泥盆系埋深较大，该区域的勘探研究程度相对较低，关于泥盆系在盆地深埋区的地层展布特征、储层发育规律、成藏与保存条件等方面的研究均较为薄弱。基于高精度连片三维地震资料，发现并落实了中—上泥盆统高能相带，结合钻井和露头资料，进一步明确了川西坳陷中部泥盆系的基本油气成藏条件，并指出了未来的勘探方向。结果表明：川西坳陷中部中泥盆统—石炭系残留厚度为0~450 m，由西向东逐渐减小，展布面积达6 500 km²；中—上泥盆统主要为开阔台地—局限台地沉积体系，优质储层以台内滩储层为主，发育溶蚀孔洞，受高能相带、早期溶蚀作用和裂缝联合控制，在地震剖面上优质储层表现为中—强振幅断续反射特征，呈北东—南西向条带状展布，分布面积达2 000 km²；川西坳陷中—上泥盆统发育的构造-岩性圈闭形成于印支运动期，与寒武系主力烃源岩的生烃高峰期具有良好的匹配关系，上覆三叠系膏盐岩区域盖层，保存条件好，单个储层厚度可达百米，具备形成高丰度中—大型气田的潜力，是四川盆地海相深层—超深层有利勘探方向。

准噶尔盆地玛湖凹陷玛北地区在石炭系、二叠系、三叠系等多层系油气勘探成果显著，然而原油物性在区域和层系上呈分异特征，其成因机制是制约油气勘探的关键地质问题。系统开展全烃色谱和生物标志化合物分析，结合原油物性的差异性分布特征，探讨原油物性空间分异成因机制，建立玛北地区原油成藏模式。结果表明：原油化学组成是造成其物性变化的根本原因，而烃源岩沉积环境和成熟度差异导致了原油化学组成差异，叠加多期次充注混合作用与生物降解作用，使得原油物性更加复杂；凹陷区和斜坡带三叠系原油具有低密度、低黏度、高含蜡量和高凝固点特征，饱和烃含量高，异构支链烷烃含量较低，以高成熟油为主，来源于凹陷区高成熟阶段的风城组烃源岩，油气沿断裂运移至浅层聚集成藏；斜坡带二叠系原油和断裂带除稠油外原油具有高密度、高黏度、较低含蜡量和较低凝固点特征，饱和烃含量低，但含有丰富的异构支链烷烃，以成熟油为主，含部分高成熟油，其中，成熟油为断裂带和斜坡带风城组烃源岩生成的原油通过垂向运移就近成藏或自生自储成藏，而高成熟油仅分布在断裂带，可能为风城组和佳木河组混源，以侧向运移为主；断裂带浅层稠油，主要分布在埋深1 500 m以浅地层，凝固点高，大多受生物降解作用影响。

鄂尔多斯盆地东部石炭系本溪组8号煤岩已大规模开发，而西部宁庆区块因煤层薄、组分及沉积环境复杂，勘探开发进程受阻。基于煤岩工业组分分析、显微组分分析、元素分析等微观实验，结合元素录井、常规测井等资料，分析实测数据与测井敏感曲线的耦合关系，建立宁庆区块本溪组8号煤岩宏观类型及测井识别标准；在此基础上，通过敏感元素分析揭示成煤古环境，依据煤岩显微组分分析建立煤相标定指数，刻画宁庆区块8号煤岩沉积相展布，建立沉积相模式。结果表明：宁庆区块本溪组8号煤岩工业组分中的固定碳含量和灰分含量与测井密度曲线耦合关系最为明显，煤岩宏观类型以半暗煤为主，其次为半亮煤和暗淡煤，光亮煤不发育；8号煤岩的全硫含量和无机硫含量均表现出降低—升高—降低—升高的旋回特征，表明8号煤岩沉积期经历了4次海平面升降；元素录井古环境分析表明，目的层古盐度以淡水—半咸水为主，古气候以温暖潮湿为主，呈弱氧化、弱还原交替环境，具有典型海陆过渡相特征；建立了基于煤岩宏观类型、工业组分及岩相组合的煤相划分标准，将研究区8号煤岩的煤相划分为中北部陆相为主的浅覆水草本沼泽相、湿地草本沼泽相和南部海相为主的开阔水域沼泽相3种类型，建立了宁庆区块8号煤岩沉积相模式，为鄂尔多斯盆地西部煤岩气勘探提供了依据。

成岩相与优质储层分布关系密切，成岩相测井解释对低孔低渗储层的有利区预测至关重要。在分析铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、物性测试等资料进行成岩相划分的基础上，利用测井资料，通过Fisher判别法结合优势相法从取心井—单井全井段—目的层全井区进行成岩相划分，进行有利区预测。研究表明，天环坳陷南部H65区块下侏罗统延安组延9段为低孔低渗的细孔细喉型储层，主体发育岩屑石英砂岩，胶结物含量较低，储集空间多见长石溶孔-粒间孔组合，孔喉分布不均匀，且连通性较差。在成岩改造阶段，压实作用导致孔隙度显著缩减，损失率达44.57%，为主要的破坏性因素；而溶蚀作用增加孔隙度仅3.01%，对优化孔喉连通性及扩展储集空间作用有限。研究区识别出6种成岩相类型，包括粒间孔相、长石溶孔-粒间孔相、长石溶孔相、高岭石胶结相、碳酸盐胶结相和机械压实相。用Fisher判别法对取心井—单井全井段—目的层全井区进行成岩相分类，认为研究区中部及中南部成岩相条件有利于油气聚集，可作为后续勘探部署的核心目标区。用Fisher判别法预测成岩相类型准确度高，可实现低渗透储层有利区预测。

针对火山岩储层展布规律复杂，尤其是火山岩地层界面与储层展布关系不清这一问题，基于野外火山机构剖面观察、钻录井资料分析、测井数据、元素和薄片等资料，在不同级别地层界面识别的基础上，厘定了渤海湾盆地中生界火山岩地层界面的类型与特征，并探讨了其对储层发育的影响。结果表明，渤海湾盆地中生界火山岩中发育长期、中期和短期3类与喷发间断不整合相关的地层界面，长期暴露火山岩地层界面在地震资料上具有明显角度不整合特征，而中期和短期暴露火山岩地层界面由于沉积夹层以及薄层风化壳的发育，在电性曲线与元素测录井上具有显著的特征，主要表现为地层界面附近的电阻率降低、密度降低、声波时差增大以及中子孔隙度增大，同时具有Ca、Ti、Fe、Mg、P和Mn等元素含量逐步增加的特征。不同火山岩地层界面对火山岩储层具有差异控制作用，长期暴露火山岩地层界面控制了潜山顶部风化壳型储层的发育，其厚度多在150~300 m；中期暴露火山岩地层界面之下，可发育30~50 m潜山内幕型储层；短期暴露火山岩地层界面下潜山内幕型储层的单层厚度多在10 m左右，最厚可达近50 m。建立了不同火山岩地层界面控制下的储层发育模式，认识到火山岩储层在空间上具有多层叠置分布的特征，为火山岩潜山勘探由顶部风化壳向潜山内幕拓展提供了依据。

受复杂地质条件与技术限制，深部储集层沸石胶结物成岩过程中金属阳离子迁移、能量变化等难以定量研究。前人虽已开展天然沸石与合成沸石的成因对比，但多局限于单一类型沸石的比较，对不同类型沸石成因条件的系统对比仍不足。以准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系富火山碎屑含砂砾岩储集层为研究对象，通过薄片观察、扫描电镜和能谱分析等微观实验方法，分析同类型天然沸石与合成沸石在成分与结构上的异同，并基于合成沸石生成条件，对比天然沸石形成过程。初步揭示天然沸石的成岩条件，并明确沸石胶结物形成机制、异常生长过程及不同类型沸石相的控制因素。结果表明，两者在形成温度、pH值、Si/Al等方面具有相似性，化学成分、晶体形态和结构也高度接近。此外，火山玻璃的溶解作用导致OH^-浓度升高，进而提高孔隙水的盐度和碱性，促进沸石胶结物的形成与异常生长，并控制不同沸石相的形成。沸石转化主要受火山物质成分差异和火山玻璃物质溶解作用的共同影响。

准噶尔盆地呼西背斜胜金口组钻遇了高压盐水层，溢漏同存制约钻井提速，亟需解决精准预测高压盐水层的三维展布及孔隙压力问题。综合钻井、录井、测井和地震资料，采用井震联合、由点到体的方式开展研究，通过井点处高压盐水层的地震特征和构造特征分析高压盐水层成因，并利用孔隙压力当量密度与地震道积分层段属性的拟合关系预测高压盐水层的孔隙压力。结果表明，呼西背斜胜金口组高压盐水层的成因为断缝体含水-致密层封堵，其分布与到断层距离相关；高压盐水层孔隙压力低值位于断层破碎带边缘，水侵风险低，孔隙压力高值位于断层破碎带中部和断缝发育区，水侵风险高。该方法为钻井工程风险的识别与防控、精细控压及放水降压等作业提供了决策依据。

为了提高鄂尔多斯盆地古生界致密砂岩气藏储层流体饱和度定量解释精度，对储层物理性质及电性特征进行分析，发现先解释孔隙度与含水孔隙度，再解释含气饱和度具有可行性。重新推导阿尔奇公式，获得含水孔隙度与电阻率的解释方程，并得到地层条件下的地层水电阻率，不需要进行岩电实验和地层水电阻率测试。在此理论基础上，以伊陕斜坡东南部A井区为例，建立储层流体定量解释方法：首先，分析现有基础数据获取过程及主要误差原因，筛选流体散失最小的数据作为含水孔隙度的基础数据；其次，建立含水孔隙度与电阻率的交会图版，获取含水孔隙度解释方程；最后，根据孔隙度解释方程和含水孔隙度解释方程定量解释A井区储层的含气饱和度。新解释的含气饱和度与生产结果高度吻合，与单层试气结果符合率为95.14%。与阿尔奇公式解释结果相比，该解释方法降低了实验技术要求，且解释精度与分辨率均提高。该研究丰富了鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏定量解释的理论，也可为其他区块致密砂岩气藏含气饱和度定量解释提供参考。

优势水流通道识别是油田开发的重要环节，传统的井间优势水流通道研究所需数据获取难度大，操作相对复杂且成本高，而常规的数值模拟方法需要以网格为基础建立复杂的地质模型，数据加载量大且计算周期较长。为了快速识别优势水流通道，以电容电阻模型为基础建立井间连通关系反演模型，通过连通系数和时间常数构建注采数据的传递关系。以集合卡尔曼滤波作为优化算法，对生产数据进行自动历史拟合，实现井间连通关系的定量表征。通过水电相似原理、分流量方程和相渗曲线，计算井间平均渗透率和井点含油饱和度，绘制含油饱和度场，表征油田的动态生产过程。通过K-means算法制定优势水流通道划分标准，对连通系数、产量等数据进行多维聚类分析，实现优势水流通道的智能识别，最后将模型应用到实际油藏中指导开发生产。考虑到数据和模型的噪声影响，在模型训练时间内以数据同化的方式同时更新多组参数，将平均值作为最优结果，解决了多解性问题。结果表明，结合电容电阻模型和集合卡尔曼滤波方法的优势水流通道识别模型不仅能准确揭示优势水流通道的分布情况，还可降低油藏参数反演的不确定性，在实际油藏的应用中，电容电阻模型反演和数值模拟得到的含油饱和度场基本相同。数据更新和参数收敛效果显著，得到的连通系数与示踪剂结果吻合度达83%，证明本方法对油藏注水开发和调剖选井决策具有重要意义。

CO₂吞吐是超低渗油藏弹性开发最具有前景和最有效的提高采收率方式。但受注入方式、气源价格、安全环保等影响，亟需探索超低渗油藏弹性开发水平井吞吐新方法。利用纳米驱油剂与减氧空气的交替注入，不仅可以发挥纳米颗粒和气体各自的驱油特性，还可形成协同效应。首先，通过室内实验评价，明确减氧空气及纳米驱油剂的驱油机理，并在微观层面用分子模拟等手段，明确减氧空气+纳米驱油剂复合吞吐协同机理；其次利用油藏工程法及数值模拟法对吞吐时机、注入量、注入速度、焖井时间等参数进行优化设计；最后，以Z试验区为例，优选C-H1水平井和D-H2水平井开展现场试验，累计增油4 526.7 t，投入产出比1∶2.5以上，见到了较好的吞吐和驱替效果。减氧空气-纳米驱油剂复合吞吐为超低渗油藏弹性开发水平井后期能量补充提供了实践经验。

为揭示低渗油藏高压注水排驱规律及其主控因素，以典型低渗油藏岩心为对象，基于T₂谱与T₁-T₂二维核磁共振技术开展不同注入参数与驱替方式下的室内模拟实验，定量评价不同尺度孔隙中原油动用特征及残余油赋存规律，同时，通过二维核磁共振分析，进一步揭示不同孔径油水分布与驱替过程中的演化规律。结果表明：提高注入压力与注入速度可显著提升原油采出程度，最大增幅分别达到14.38%和8.05%，主要得益于大孔原油动用效果的增强；渗吸后实施高压注水，可进一步动用大孔中的残余油，采出程度增幅为10.94%；注入压力与注入速度是低渗油藏注水开发提高采出程度的核心参数，建议高压注水与大排量注入相结合，并实施焖井渗吸+高压注水的协同开发，以有效降低残余油饱和度，提高原油采出程度。该研究成果可为低渗油藏注水开发方案优化提供理论支撑。

针对凝析气采出时在井筒内温度压力变化过程中存在气液相变，导致传统方法如经验公式、修正H-B算法计算井底流压精度低的问题，提出了基于BP神经网络和LightGBM算法的机器学习井底流压预测模型。通过采集24口井1 536组生产数据，经过标准化、噪声剔除与相关性分析后，分别采用修正H-B算法、BP神经网络与LightGBM算法进行建模。结果表明，LightGBM算法的直方图分裂与特征绑定技术能够显著降低计算复杂度并提高拟合精度，相关系数可达0.989 3，平均绝对误差较修正H-B算法降低86.5%，并对井底流压预测主控因素进行量化分析，发现产气量对井底流压影响最大。在准确拟合井底流压的基础上，对无测压条件的凝析气井井底流压进行推广拟合，模型精准识别2口处于反凝析高危压力点的生产井。通过调整生产制度，A6井在井口油压增大2.73 MPa的基础上日产气量提高超2 000 m³，采气指数提高31.6%，有效识别高风险井并指导生产制度优化。机器学习可高效量化井筒多相流动态，为凝析气藏调整生产制度与反凝析污染防控提供可靠技术支撑。

鄂尔多斯盆地南缘旬宜探区石炭系太原组致密砂岩为有利的勘探目标，致密砂岩相变快，且受到上覆陆相煤层和下伏海相碳酸盐岩强反射同相轴的双重屏蔽，储层预测难度大。旬宜探区东部为二维地震覆盖区，前期多利用二维测线的地震属性分析及反演技术预测储层分布，存在多解性强、精度低等问题。为此，提出概率推演逐级约束方法实现二维地震覆盖区致密砂岩储层的预测。首先，应用层拉平技术明确地层增厚带，确定致密砂岩发育的有利沉积相带，实现一级约束；然后，在区域沉积规律的指导下，依据实钻数据建立不同的岩性组合结构模型，正演模拟砂岩发育区的地震反射概率类型，在有利沉积相带的一级体控区内，依据砂岩地震响应特征明确致密砂岩发育有利区，实现二级约束；最后，开展基于测井约束的波阻抗反演，落实砂岩甜点目标，实现三级约束。通过概率推演逐级约束的三级体控方法预测致密砂岩储层，精度由15 m提高到10 m，预测吻合率由40%提升到75%。新部署的探井钻遇厚度24 m的致密砂岩，有效支撑了海陆过渡相致密砂岩气藏勘探。

渤海湾盆地埕岛油田馆陶组上段4—5砂组为曲流河沉积，储层沉积相变快，馆陶组上段层间和平面均表现出较强的非均质性。从储层品质和空间分布2个维度出发，系统构建了基本参数、层内非均质参数、层间非均质参数和平面非均质参数4类评价指标体系。采用随机森林算法，量化评估各参数对非均质性的重要性，计算了基本综合指数、层内非均质综合指数、层间非均质综合指数及平面非均质综合指数，最终设计储层非均质综合指数计算公式，得出储层非均质综合指数。结果表明，储层非均质综合指数越大，储层非均质性越弱。

顺北地区深层钻井面临走滑断裂带控储的复杂地质环境，地层破碎程度高，缺乏地层破碎程度定量表征方法，深层钻井井筒失稳风险突出。以顺北地区奥陶系一间房组—鹰山组为例，提出了一种基于地震数据的深部地层破碎程度三维定量表征方法：首先，通过声波动力学建立岩体破碎程度指标；然后，对经高斯滤波去噪和归一化处理的地震数据进行波阻抗反演；再将三维地震数据的断裂识别结果转化为阈值型权重函数约束破碎程度指标；最后，通过三维地震成像技术结合时深关系，并导入井位、井斜角和方位角数据，实现三维井轨迹与破碎区域的空间匹配。通过室内实验和单井测井数据验证了破碎程度指标，并将边缘检测和蚂蚁体识别断裂模型进行对比，验证了该方法的准确性。顺北地区实钻井的破碎程度预测曲线与井径扩大率曲线符合率达89%，对深部地层破碎程度的预测具有借鉴意义。

松辽盆地南部深层断陷期火山作用强烈，火山岩是重要的油气储集岩，但其对下伏地层地震成像造成干扰，研究火山岩对下伏地层地震成像的影响至关重要。因此，基于长岭断陷查干花次凹2个喷发旋回的火山岩地层和上下围岩的典型特征、弹性参数，等比例缩小制作物理模型，并开展地震数据采集和成像处理，在此基础上分析对比火山岩对下伏地层地震成像的影响。结果表明：使用云母粉和环氧树脂作胶结剂的混合材料模拟火山岩高波阻抗、高硬度特征，同时加入不同比例的有机结晶体模拟不同相带，可获得与火山岩地层等效的速度和密度模型，制作的物理模型纵波速度误差小于2%；下白垩统营城组火山岩对下伏地层井震标定影响较大，火山岩厚度和下伏碎屑岩厚度共同影响了下白垩统火石岭组火山岩的井震标定，火山岩发育区地震成像速度比地层速度小；基于物理模型研究认识，综合考虑已钻井及前期对火山岩、碎屑岩厚度和分布的认识，选用网格层析速度建模方法，迭代优化速度模型，可提升地震资料与合成记录的匹配程度，为国内外其他火山岩发育区地震成像提供借鉴。