为明确吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下甜点段页岩油生烃母质差异和生烃机理，采用场发射扫描电镜、电子探针和傅里叶红外光谱实验，对芦草沟组烃源岩超微生物特征进行研究。上甜点段页岩油主要生烃生物为层状藻（微囊藻），母质以直链脂肪族为主；下甜点段以结构藻（塔斯马尼亚藻）为主，生烃母质富集富支链脂肪族、芳香族和亚砜官能团。由于长直链饱和烃断裂所需的活化能远高于分支链及碳硫和碳氮低键能，因此，下甜点段页岩油的生烃母质活化能低于上甜点段，发生早期生烃，在低成熟度下形成高非烃沥青质的高密度原油，是下甜点段原油性质偏重偏稠的主要原因。
库车坳陷克拉苏构造带盐下白垩系巴什基奇克组储集层分布了一批高产、稳产的天然气藏群，其储集层为超深、高温、超压致密砂岩储集层，孔隙度越高，氯盐含量越高，储集层视电阻率越低，储集层中氯盐的分布严重影响流体识别，其对盐下致密砂岩物性的影响较明显。利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、氯盐含量、常规测井曲线分析等，系统分析了库车坳陷盐下白垩系巴什基奇克组储集层氯盐的分布特征。根据氯盐含量、电阻率、氯盐来源等的差异，提出盐下储集层氯盐分布具有顶渗、侧渗和局部封存3种模式。顶渗模式与侧渗模式的电阻率仅受氯盐含量的影响，顶渗模式储集层氯盐含量呈垂向分带特征，随氯盐含量的降低，电阻率升高；侧渗模式储集层氯盐含量呈横向分带特征，电阻率自构造带边缘向中心表现出由高到低再升高的趋势；局部封存模式电阻率受应力和氯盐含量的共同影响，氯盐含量分布具有偶发性，电阻率变化幅度大。根据测井响应特征划分了各模式的分布段序列，顶渗模式自上而下发育盐层段、泥岩封隔段、饱和氯盐强影响段、未饱和氯盐强影响段、未饱和氯盐影响过渡段和氯盐未影响段；侧渗模式在顶渗模式基础上多发育过饱和氯盐影响段；局部封存模式从上到下划分为盐层段、泥岩封隔段、强挤压应力氯盐未影响段、氯盐应力混合影响段和氯盐应力未影响段。
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。
在塔里木盆地开辟了超深层走滑断控油气藏勘探开发领域，但断控油气藏极为复杂，难以效益开发，亟需加强油气藏基础地质研究。走滑断控油气藏具有非均质性强、储集层与流体分布复杂、油气产量变化大及采收率低的共性，不同地区走滑断控油气藏的断裂、储集层、成藏与流体存在较大的差异，面临一系列勘探开发难题。建立了差异成因的走滑断裂破碎带及其控储模型，揭示了沿走滑断裂带“相-断-溶”三元复合控储、连片差异规模发育的成储机制；构建了“源-断-储-盖”四元耦合成藏、“小藏大田”的走滑断控油藏模型，揭示了超深层走滑断控油藏的形成与保存机理。突破了克拉通盆地弱走滑断裂难以形成走滑断控大规模储集层与大油气田的理论认识局限，明确了克拉通盆地走滑断裂系统大规模发育的成因机制、走滑断裂破碎带差异成储成藏机理与油气富集规律。
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。
玛湖凹陷风城组属于具有物源多、岩性复杂、整体含油、甜点分散等特征的混积型碱湖沉积，为了对页岩油进行高效勘探和开发，需要对页岩油地质甜点优选。以高压压汞、岩石热解等实验结果为基础，对玛页1井风城组储集层及其页岩油可动性等进行评价，构建页岩油地质甜点优选模型，评价页岩油地质甜点垂向分布特征。结果表明：孔隙度、总有机碳含量、脆性矿物含量和游离烃含量与100倍总有机碳含量之差分别是评价风城组储集层储集性能、含油性、脆性和页岩油可动性的参数；利用4个参数构建页岩油地质甜点优选模型，玛页1井风城组一类、二类和三类页岩油地质甜点的页岩油甜点因子分别为大于0.282 3、0.011 1~0.282 3和小于0.011 1；玛页1井风城组一类页岩油地质甜点主要分布在风二段上部和风三段，岩性以泥岩和白云质泥岩为主。
为寻找四川盆地泸州地区五峰组—龙马溪组页岩气有利区，在开展流体包裹体检测、页岩微观孔隙观测、气泡变孔模拟等研究基础上，查明了泸州地区构造埋藏过程和生烃热演化过程，总结了泸州地区页岩气成藏特征和成藏规律。研究结果表明：泸州地区五峰组—龙马溪组富有机质页岩厚度大，在二叠纪—早三叠世生油，经历了中三叠世和燕山运动期—喜马拉雅运动期2次构造抬升，中三叠世抬升幅度有限，未导致大规模烃散失，燕山运动期—喜马拉雅运动期构造抬升晚于川东南且幅度小，利于页岩气保存；泸州地区五峰组—龙马溪组页岩有机孔发育，是由于中三叠世隆升时间短，强度小，未发生大规模排烃，大量液态烃保留在储集层中，有利于后期有机孔的大量形成，同时在晚三叠世—中白垩世，地层深埋发生液态烃裂解产气，地层广泛超压，有利于有机孔的后期保存；泸州地区三叠纪隆升虽然时间短、强度小，但是从模拟实验结果来看，可以导致原油稠化和气孔形成，对页岩气富集成藏有利。因此，发生在印支运动期的泸州地区的隆升造成原油稠化，有利于页岩气富集成藏；泸州地区地层抬升时间晚，页岩气散失时间短，低角度层理缝发育，而纵向裂缝少，均有利于形成超压页岩气富集区。提出的泸州地区五峰组—龙马溪组页岩富集成藏规律，对于指导其他同类型油气勘探具有借鉴意义。
由于油藏不同开发阶段特征及其研究目的不同，三维地质建模中层面建模采取的模拟方法和模型精度均有所区别。从三维地质建模角度出发，将油藏开发划分为油藏评价、新区建产和老区调整3个阶段，通过港东二区五断块层面模拟过程中各种模拟算法分析及筛选，提出了层面模拟时，油藏评价阶段建模采用Kriging算法，网格精度为100 m×100 m×5.0 m；新区建产阶段建模采用Kriging算法或Global B-spline算法，网格精度为50 m×50 m×1.5 m；老区调整阶段建模采用Local B-spline算法或Converging average算法，网格精度为10 m×10 m×0.5 m，使层面模拟结果更符合地质情况及研究需要。
下侏罗统自流井组大安寨段为四川盆地陆相页岩油开发的最有利层段，页岩油勘探潜力巨大，然而对该地层的热演化史缺乏系统研究。利用含油气盆地模拟系统，对比分析了川中地区北部与中部大安寨段页岩热演化及生烃差异，并探讨其对页岩油富集的影响。研究区大安寨段页岩现今热演化程度由西南向东北逐渐增高，平面上可分为高成熟区和成熟区。高成熟区位于研究区北部，镜质体反射率为1.3%~1.7%，主要发育Ⅲ型有机质，在晚侏罗世早期进入早期生油阶段，晚侏罗世末达到生烃高峰，存在2期生烃作用；成熟区位于研究区中—南部，镜质体反射率为0.9%~1.3%，主要发育Ⅱ1型—Ⅱ2型有机质，侏罗系沉积厚度相对较小，有机质成熟时期较晚，晚侏罗世末进入早期生油阶段，早白垩世进入生烃高峰，仅有1期生烃过程。相较于北部地区，中部地区沉积了大套的富有机质页岩，是大安寨段页岩油坚实的物质基础，但古近纪以来的构造抬升与地层剥蚀，对该区的油气保存具有一定的破坏作用。
为明确辫状河储集层隔夹层对剩余油分布的控制作用，以大港油田刘官庄地区馆陶组三段Ⅱ砂组为例，利用岩心、测井、录井、开发生产等资料，建立了研究区目的层段隔夹层定量识别标准，确定了隔夹层层次结构、成因及对剩余油分布的影响。研究区隔夹层可划分为砂组间隔层、单砂体间夹层和单砂体内夹层，分别发育在7级、8级和9级砂体构型界面附近。砂组间隔层与泛滥平原泥岩和粉砂质泥岩有关，厚度多为几十厘米至数米，对油气的垂向分隔作用强，开发过程中边水沿着地层优先推进，导致边部水淹严重，剩余油多分布在远离注水井的复合心滩坝及辫状河道的上部。单砂体间夹层与废弃河道和冲沟中的细粒沉积有关，厚度一般为0~2 m，局部阻碍流体垂向运移，侧向上控制着不同砂体间的剩余油分布，主要形成废弃河道控制型和冲沟控制型2种剩余油分布模式。单砂体内夹层主要与侧积泥岩、落淤层和河道间泥质沉积有关，层内夹层厚度可达几十厘米，可形成侧积泥岩控制型、落淤层控制型及河道间泥岩控制型3种剩余油分布模式。
准噶尔盆地吉木萨尔凹陷、四川盆地南部等地区页岩水平井的微地震侧视数据云图中均出现了平行于层理方向数据点的密度与扩展程度都远远大于垂直方向的现象，与传统的水力压裂裂缝几何形态解释结果矛盾，但是目前没有明确的三维水力压裂裂缝几何形态对这种现象做出解释。建立微地震数据反演方法，并对反演结果进行了二次重构，给出了页岩水平井三维水力压裂裂缝几何形态，并通过真三轴压裂物理模拟实验对裂缝形态以及微地震数据反演方法进行了验证。研究结果表明：反演得到的裂缝在三维空间中主要呈现出1条主裂缝与多条次生裂缝相互交错的形态，结合真三轴压裂物理模拟实验结果，说明了页岩水平井水力压裂裂缝几何形态呈水平垂直交错；通过对比声发射实验结果和吉木萨尔凹陷露头样品真三轴压裂物理模拟后呈现出的裂缝形态，验证了微地震数据反演方法的可靠性以及页岩水平井水力压裂裂缝的复杂性。
吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油水平井产能差异大，各井产水率区别明显，其主控因素尚不清楚，现有甜点分类标准无法满足该区页岩油精细开发的需要，基于核磁共振测井截止值的含油性及可动性解释难以精细识别页岩油甜点。以核磁共振测井和实验室核磁共振测试为基础，基于分频处理、分流体核磁共振测井孔隙结构表征、弹性能排油模拟等技术，精细表征页岩油层中不同类型流体分布；分别刻画油水赋存孔径，建立可动油量评价模型，对流体赋存、孔径分布、可动油量等进行定量表征；结合单井试油和生产数据，明确水平井产能控制因素。研究表明：大孔轻质组分占比、可动油孔隙度与水平井产能的相关性明显优于孔隙度、含油饱和度和核磁可动油孔隙度；水影响指数则反映地层水对页岩油流动的影响程度，该值越小，相同可动油孔隙度下水平井产能越高、含水率越低。以大孔轻质组分占比、水影响指数和可动油孔隙度为指标，将页岩油油层划分为3类，由Ⅰ类至Ⅲ类油层，日产油量快速减小，含水率明显升高，可作为芦草沟组页岩油甜点精细评价的依据。
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。
为评价低渗致密储集层可压裂性，对准噶尔盆地沙湾凹陷永进油田Y301井和Y3井的6块岩心进行实验，获得岩心矿物组分、孔隙度、应力—应变曲线、纵波速度、横波速度等参数，实验结果与测井、录井数据基本吻合，构建了研究区岩石力学参数经验模型。同时，基于等效介质模型，考虑矿物组分和孔隙结构特征建立了一种新的岩石脆性指数计算模型。在此基础上，提出了基于测井数据的低渗致密储集层力学参数剖面构建方法，并以Y301井为例进行了计算，结果表明，Y301井齐古组可压裂性良好，为致密砂岩储集层可压裂性综合评价奠定了基础。
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。
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。
鄂尔多斯盆地临兴气田致密砂岩气藏是陆上天然气开发的重点对象，由于构造条件复杂、物性致密以及气水关系复杂，压裂后多数气井持续产水，且井间产水量差异大，研究压裂后束缚水饱和度变化原因，对制定合理的控水采气措施、提高气井采收率具有重要意义。选取鄂尔多斯盆地临兴气田典型致密砂岩样品，通过气驱法研究了储集层物性、生产压差及压裂液对束缚水饱和度的影响。结果表明：Ⅰ类储集层基质与裂缝间的束缚水饱和度之差为13.32%~18.36%，Ⅱ类储集层为28.28%~34.19%，Ⅲ类储集层为39.10%~48.15%，水力压裂缝网显著提高了储集层水相渗流能力；水力压裂缝网使得水相渗流通道增多，生产压差增大、渗流压耗降低及水湿程度减弱是导致储集层束缚水能力减弱、压裂后气井产水的主要机理。可从控制压裂改造规模、优化生产制度、调整助排剂加量及注入时机等方面来提高高含水致密砂岩气藏压裂后控水采气效果，延缓气井见水时间，减小产水规模。
概述了美国科恩河油田多层砂岩稠油油藏的特征和开发历史，重点讨论了强化热采油藏管理提高采收率的实践。科恩河油田为水动力圈闭的单斜油藏，蒸汽驱开采后期，碳氧比能谱测井、四维时移热采动态及注采井动态监测结果，孤立单河道砂体识别、追踪，全油田三维地质建模及数值模拟研究为识别剩余油和提高采收率提供了依据。人工智能、蒸汽泡沫驱、双油管完井分层注蒸汽等措施扩大了蒸汽驱波及体积。加密井、水平井钻井及浅部油藏侧钻水平井可大幅度增加可采储量，水平井产量达到相邻直井的3倍以上。为开采油藏下倾部位油水界面附近未动用的“冷油藏”，在下倾部位水层钻产水井泄压，使蒸汽驱得以有效波及到该部位剩余油。
为明确鄂尔多斯盆地东南部黄陵—铜川地区延安组煤矿原油的地球化学特征及其成因，利用气相色谱、色谱质谱和同位素质谱技术，对研究区原油、煤岩和泥岩抽提物进行了生物标志化合物组成以及正构烷烃单体碳同位素分布特征的对比研究。煤矿原油姥鲛烷和植烷均势，倍半萜含量丰富，Ts/Tm、C29Ts/C29降藿烷相对较高，C30莫烷/C30藿烷、C29降藿烷/C30藿烷、C31升藿烷及C32升藿烷的22S/（22S+22R）相对较低，ααα-20R规则甾烷呈“V”字形分布，碳同位素及正构烷烃单体碳同位素偏轻；侏罗系煤系烃源岩抽提物中Pr/Ph高，倍半萜含量较低、Ts/Tm、C29Ts/C29降藿烷低，C30莫烷/C30藿烷、C29降藿烷/C30藿烷、C31升藿烷及C32升藿烷的22S/（22S+22R）高，ααα-20R规则甾烷呈倒“L”字形分布，碳同位素及正构烷烃单体碳同位素偏重。原油特征与煤系潜在烃源岩存在明显的差异，与盆地内长7段深湖亚相烃源岩及其生成烃一致。侏罗系延安组煤处于低成熟阶段，所生成的液态烃不能完全满足自身吸附的需要，不具备排出液态烃的能力，铜川崔家沟煤矿和黄陵店头煤矿原油均来源于下伏的长7段烃源岩。
为评价玛湖凹陷三叠系百口泉组致密砂砾岩油藏原油可动性，通过渗吸、离心以及吞吐试验，对比了Ⅰ类和Ⅱ类储集层的典型岩心样品可动油分布特征。玛湖凹陷低渗透砾岩储集层渗吸出油量与孔隙结构有关，小孔隙体积占比越高，渗吸效果越好，经过144 h渗吸驱油，采收率可达30.9%，但是驱油进程缓慢，对大孔隙原油动用程度不高。在地层温度和40 MPa压力下，在3轮次CO2吞吐过程中，每轮次的采出程度均增加，第1轮次采出程度增幅相对较高，换油率达27%，随着吞吐轮次的增加，采出程度增幅逐渐降低，而N2吞吐开发第1轮次换油率为15%，因此，CO2吞吐开发效果较好。
