塔西南地区古近系记录了塔里木盆地海侵-海退过程，以及帕米尔-西昆仑造山带新生代早期造山作用，因此，恢复塔西南地区构造古地理格局对认识中亚古地理变迁和古环境变化具有重要意义。对其木干古近系剖面进行实测，综合钻井及露头资料梳理了塔西南地区古近系格架和沉积序列，编绘了塔西南地区古近纪构造-岩相古地理图，分析了盆山耦合过程。结果表明：塔西南地区古近纪总体表现为西低东高的地貌特征。古新世—晚始新世塔西南地区西部为海相沉积，中部为海陆交互相沉积，东部为三角洲沉积；晚始新世—渐新世，塔西南地区南部进一步抬升，三角洲沉积范围扩大，盆地西部以浅湖和近岸水下扇沉积为主，东部为滨湖沉积，塔西南地区全面转化为湖泊沉积。塔西南地区古近纪经历2次海侵-海退，第2次海退后海水全面退出塔西南地区。由于海退与帕米尔地壳增厚缩短以及全球海平面下降具有一定的时空耦合性，因此，塔里木盆地最终海退很可能是构造和气候变化共同作用的结果。

准噶尔盆地发育二叠系风城组碱湖相和芦草沟组咸化湖相2套优质烃源岩，由于2套烃源岩沉积环境不同，生烃母质具有差异，不同有机相烃源岩生烃特征缺乏系统对比，排烃条件下湖相烃源岩生气能力缺乏研究。通过烃源岩有机岩石学和指征生物标志物分析，在风城组烃源岩中发现了类杜氏藻、蓝细菌和底栖宏观藻生烃母质，芦草沟组烃源岩中发现了大量塔斯马尼亚藻。结合烃源岩半封闭体系热模拟实验和原油封闭体系热模拟实验，发现不同有机相烃源岩具有不同的生烃演化模式。结果表明：类杜氏藻型烃源岩具有生油量大、生油窗长、生油高峰滞后的特点，生油高峰镜质体反射率为1.31%，最大生油量为836.3 mg/g，残余有机质最大生气量为312.0 mg/g；类杜氏藻+蓝细菌型烃源岩同时具有类杜氏藻型烃源岩和蓝细菌型烃源岩的生烃特点，生油窗较长，生油高峰镜质体反射率为1.15%，残余有机质最大生气量为217.3 mg/g；蓝细菌+底栖宏观藻型烃源岩具有生油早、生油量小的特点，生油高峰镜质体反射率为0.91%，残余有机质最大生气量为292.9 mg/g；塔斯马尼亚藻型烃源岩具有生油量大、气油比高的特点，生油高峰镜质体反射率为1.09%，最大生油量为756.1 m/g，残余有机质最大生气量为330.2 mg/g；风城组腐泥型烃源岩在镜质体反射率为1.50%时，生气量与准噶尔盆地腐殖型烃源岩接近，且随着成熟度升高，生气量持续增大，表明风城组腐泥型烃源岩排油后依然具备较强的生气能力和较大的天然气勘探潜力。

鄂尔多斯盆地古生界石盒子组—太原组储层是成岩作用强烈、低孔低渗且非均质性很强的致密砂岩储层，为了厘清储层的发育特征及主控因素，通过岩石薄片、铸体薄片、全岩X射线衍射、扫描电镜、物性实验等，系统研究石盒子组—太原组储层的发育特征以及不同组分、结构在成岩过程中的差异性演化，分析储层的主控因素。旬宜地区石盒子组—太原组发育了高塑性岩屑砂岩储层、富石英低塑性岩屑砂岩储层和石英砂岩+岩屑石英砂岩储层3种类型，石盒子组、山西组和太原组平均孔隙度分别为5.67%、2.79%和5.64%，平均渗透率分别为1.37 mD、0.30 mD和0.27 mD；孔隙类型以粒间溶孔和粒内溶孔为主，其次为原生粒间孔和黏土矿物晶间孔；填隙物主要为自生黏土矿物，其次为自生石英和方解石。研究结果表明，甜点储层物源方向主要为研究区西南方向；中侏罗世至晚白垩世储层溶蚀作用造成次生孔隙大量发育，为石盒子组—太原组甜点储层的主要控制因素；黏土矿物对储层的保护及改善，是石盒子组—太原组甜点储层的次要控制因素，主要表现为石盒子组的自生绿泥石薄膜对储层原生孔隙的保护，在山西组和太原组伊蒙混层中蒙脱石向伊利石转化过程中形成的晶间孔改善了储层孔隙度及渗透率。

川中蓬莱气区震旦系灯影组微生物白云岩是四川盆地深层—超深层海相碳酸盐岩油气增储上产的重要领域，但该区域成藏演化史复杂，导致研究储集层成岩作用、孔隙演化对油气充注的影响难度较大。为客观认识该区油气勘探潜力和方向，基于前人研究成果和勘探实践，结合岩心薄片、阴极发光及微量元素测试等，明确蓬莱气区灯影组油气充注关系。结果表明：蓬莱气区灯影组储集层受多期、多类型成岩作用改造，经历了溶蚀、胶结充填、压实-压溶、重结晶、构造破裂及硅化等成岩作用；蓬莱气区灯影组分为同生—准同生胶结、浅埋藏早成岩、抬升-暴露表生成岩、埋藏成岩、深埋藏晚成岩调整5个阶段成岩演化过程；灯影组二段加里东运动期发育古油藏，成岩矿物显示3期油气充注，第1期为纤维状白云石胶结物围绕葡萄花边格架孔洞胶结，不发光—昏暗光，第2期为大气淡水白云石胶结物交代藻环边及纤维状白云石，昏暗光，第3期为粉—细晶粒状白云石胶结物充填于粒间孔、粒内孔及格架孔，昏暗—暗红光；灯影组四段多期白云石胶结充填，储集层经历多期油气充注，有2期沥青充填，第Ⅰ期为加里东运动期，丰度低，第Ⅱ期为燕山运动期，丰度高。

四川盆地普光地区须家河组试气试采效果与天然裂缝的发育程度关系密切，为了系统研究天然裂缝的形成机理与控制因素，利用野外地质露头、岩心和成像测井资料，对普光地区须家河组天然裂缝的发育类型和参数进行统计，结合区域构造演化，分析天然裂缝的形成机理和控制因素。结果表明，普光地区须家河组天然裂缝有效程度高，发育北西—南东向和北东—南西向2组有效裂缝，北西—南东向为优势方位，以低角度—斜交缝为主，开度主要为10~20 μm，渗透率主要为10~50 mD，在储层中作为重要的渗流通道；须家河组天然裂缝主要形成于3个时期：燕山运动晚期，在北西—南东向的挤压作用下形成了近南北向和北西—南东向共轭剪切裂缝，该时期形成的天然裂缝充填程度高；喜马拉雅运动早期，北西—南东向的挤压作用形成了一系列北东—南西向天然裂缝，为有效裂缝；喜马拉雅运动晚期，北东—南西向强烈的挤压作用形成了北东—南西向和近南北向共轭剪切裂缝，以及北西—南东向的局部构造伴生裂缝。普光地区须家河组天然裂缝受构造、岩性、沉积微相和岩石力学层厚度控制，其中构造是影响研究区天然裂缝发育的主控因素。

四川盆地乐山—龙女寺古隆起北斜坡发育大量走滑断裂，断距小，平面组合复杂，多期活动的定量约束不足。基于最新连片三维地震资料重点层位和断裂精细解释，统计地层伸展量和厚度域沉降量变化，分析走滑断裂变形特征、演化期次及其对油气成藏的影响。研究发现，北斜坡走滑断裂近东西向、北西—南东向展布，剖面上具有直立形、“Y”字形、花状构造等特征，平面上发育拉分状、线状、雁列状和马尾状断裂组合样式，具有分层、分段差异变形规律。结合区域构造运动背景，认为北斜坡走滑断裂多期次、继承性发育，其中晚震旦世—早寒武世和中—晚二叠世为主要活动期，对应四川盆地绵阳—长宁拉张槽和蓬溪—武胜台凹发育时间。区内走滑断裂的形成演化贯穿着油气生成、运移、聚集和破坏的过程，对二叠系油气成藏具有控制作用。

鄂尔多斯盆地西233区长7组发育典型夹层型页岩油，地层压力系数低，产量快速递减，伴生气丰富。对储集层岩心样品开展伴生气驱实验，结合核磁共振T₂谱分析伴生气驱及吞吐实验，模拟不同井距下吞吐效率。结果表明：束缚水明显降低伴生气驱效率，驱替后横向弛豫时间大于10 ms孔隙信号强度大幅下降，驱替出来的原油主要贡献孔隙为大孔，小孔原油小幅度动用，残余油量大。伴生气吞吐能有效提高页岩油采收率，第1次吞吐原油采收贡献率最大，2个吞吐轮次后，地层原油采收率大于85%，第3次吞吐采收率小于15%，第4次吞吐采收率基本不变，表明主要动用了大孔中的原油，随吞吐轮次增加，吞吐增油量减小，换油率降低，采收率增大幅度降低，逐渐进入低效循环。200 m井距下水平井伴生气吞吐，最佳注入伴生气时间为639 d，最佳段塞体积为900 m³，最佳注气速度为15 m³/d，最佳焖井时间为40 d，最佳周期注采时间为160 d，最佳吞吐轮次为3次。连续伴生气驱最佳时机为1 200 d，最佳注气速度为15 m³/d。

针对煤层气藏压裂后的多尺度和复杂应变耦合渗流特征，基于FVM建立气藏数值模型。利用EDFM表征裂缝系统，耦合基质蠕变、解吸附膨胀和割理压缩作用下的渗透率，并考虑其非均质分布。利用生产数据验证模型准确性，开展裂缝形态对动用程度影响规律研究，结果表明：水力压裂增大泄压面积，提高动用程度，加快煤层整体解吸附速率，近井形成的裂缝网络提供高渗通道；尤其针对低—中阶煤层，极限体积压裂，显著提高单井产能，延长生产周期。

页岩挥发油储集层孔喉尺度小，流体性质复杂，开发过程中难以准确预测其开发动态及特征。常规的预测方法通常只考虑单一或少量因素，存在预测结果不准、与矿场实际不符等局限。针对页岩挥发油储集层压裂水平井开发过程中主控机制不明的问题，构建基于离散裂缝网络，综合考虑多重机制影响的数值模拟模型，明确纳米孔喉限域效应、储集层时空非均质性等影响机制。结果表明：孔喉尺度对开发效果的影响主要是对储集层渗透率的影响，孔喉尺度造成的流体限域效应对储集层开发影响较小；应力敏感效应是页岩挥发油储集层开发的不利因素；导流能力较高的裂缝有利于储集层开发。

温米油田温西三区块历经近三十年注水开发，储集层孔隙度、渗透率及微观孔隙结构均发生变化，导致流体在储集层中的渗流特征也发生变化。为了进一步量化分析温西三区块储集层在水驱过程中的渗流特征变化，选用不同水淹程度下水驱前、后室内油水相对渗透率实验数据，采用水驱油解析法和牛顿迭代法，建立了水驱全过程油水相对渗透率数学模型和含水变化规律预测模型。结果表明，温西三区块生产含水变化规律与模型预测水驱规律一致；温西三区块开发中存在的主要问题是注水驱替速度过高和注入水引起黏土矿物颗粒运移、膨化堵塞，改变了储集层孔隙结构和润湿性，随着水驱程度的加深，束缚水饱和度和残余油饱和度逐渐增大，驱油效率逐渐下降，其中，平均束缚水饱和度增大0.067 7，平均残余油饱和度增大0.053 1，平均驱油效率下降0.142 8。

火山岩储层是松辽盆地长岭断陷近年来勘探重点之一，研究火山岩复杂岩性测录井响应是梳理储层四性的关键。以火山岩复杂岩性显微分析为基础，通过薄片鉴定、X射线衍射全岩分析、RoqScan矿物自动识别等定量分析，对长岭断陷查干花地区火石岭组火山岩岩性进行标定；将标定段常规测井数据与元素录井数据分为训练集和测试集，利用训练集拟合目标岩性，将测试集带入模型计算得到预测结果，并利用模型进行盲井预测。研究表明，长岭断陷查干花地区火石岭组火山岩可划分为火山熔岩、火山碎屑熔岩、火山碎屑岩、沉火山碎屑岩和火山碎屑沉积岩5大类13小类，岩性复杂多变；对比决策树、LightGBM、随机森林、神经网络、K近邻和极度随机树6类不同算法区分岩性准确度，6类算法准确度均在77%以上，其中极度随机树综合性能最优，准确率达90%；该模型泛化能力较强，对盲井的预测准确率达到 89%的同时对原始岩屑录井进行了修正，能够对研究区火山岩岩性进行准确识别与预测，为后续火山岩油气勘探开发提供智能化支持。

针对稠油油藏水平井蒸汽吞吐后水平段开采不均、精细挖潜难度大，现有方法多将水平段整体计算，忽略非均质性造成的动用不均衡，导致对剩余油分布认识不清、精细挖潜方向不明确，提出了水平井分段泄油半径计算方法，该方法采用声波时差表征储集层非均质性，以相邻声波时差平均值差异大于15%为标准，对水平井进行分段划分；利用单井采出程度、波及系数与驱油效率的关系，建立泄油半径计算模型，用于分段计算泄油半径，定量表征泄油面积，精准定位剩余油分布区。利用建立的新模型，对春光油田春10区块稠油油藏水平井泄油半径进行定量计算，结果显示：该区储集层非均质性强，利用声波时差将其划分为多段，各段泄油半径变化大，同井变化为5~110 m，水平段内部动用严重不均衡。依据剩余油分布特征，优化靶心方向，精准部署的加密井有效避免了老井泄油波及的影响，取得较好的开发效果。为非均质储集层水平井泄油半径计算提供了新方法，可简便、快速计算单井泄油半径，为稠油油藏蒸汽吞吐后进一步精细开发提供技术支撑。

目前储集层流动单元研究多忽略开发工程因素对流动单元的改造，流动单元分类与油田开发现状不符。为了使流动单元分类更符合射孔压裂后裂缝展布，以鄂尔多斯盆地富县油区长8致密油藏为例，优选5个静态参数和2个动态参数，运用聚类分析法划分出4类原始流动单元和开发后流动单元，结合判别分析和微观孔隙结构进行合理性验证，刻画了开发前后流动单元分布，明确了流动单元在油藏开发中的应用。研究表明：原始流动单元受控于沉积微相；开发后流动单元受控于射孔厚度、加砂强度、注水量等工程因素；油藏经过压裂开采后，剩余油富集区逐渐向低级别流动单元转移；A类及B类开发后流动单元在开发时需控制注入压力及优选射孔层位；C类及D类开发后流动单元应实施二次压裂或增注以提高开发效果。