为了明确深层煤岩成煤期成煤环境及其对煤岩微观孔隙结构和储集性能的控制作用，以鄂尔多斯盆地西南部山西组深层5号煤岩为研究对象，开展宏观煤岩观察、煤岩煤质测试、电镜扫描、气体吸附等相关测试，对深层煤岩成煤期煤相特征、煤岩微观孔隙结构特征及储集性能进行了研究。结果表明，山西组深层5号煤岩煤质整体表现为特低水分产率、中灰分产率、特低挥发分产率和中—高固定碳，煤岩平均镜质体反射率为2.38%；煤岩中镜质组含量为42.09%~72.49%，平均为60.60%，惰质组平均含量为27.34%，未见壳质组；基质镜质体、均质镜质体和半丝质体是煤岩主要有机亚显微组分，成煤期成煤环境以潮湿森林沼泽相为主，覆水深度较大、水动力微弱；层理缝、气孔和植物组织胞腔孔是主要的储集空间类型，另有少量的粒间孔和黏土矿物晶间孔；微孔和孔隙半径小于22 nm的介孔为山西组深层5号煤岩储集空间，较大尺寸介孔孔隙结构非均质性更为显著；强覆水、弱流动成煤环境利于镜质组的发育，即微孔是山西组深层5号煤岩的主要储集空间；高凝胶化作用下，煤岩有机质对陆源碎屑的吸附、粘连作用使得较大尺寸介孔的非均质性强。
孔隙结构影响泥页岩的储气性能，是页岩气资源潜力评价的重要参数。以黔西地区上二叠统龙潭组煤系泥页岩为研究对象，采用电镜扫描对微观孔隙和微裂缝定性观察并划分类型，通过高压压汞和低温氮气吸附实验对微观孔隙结构与孔隙直径分布进行了定量表征，结合有机地球化学参数与矿物组成分布特征分析了煤系泥页岩储集层孔隙结构特征的控制因素。结果表明：龙潭组煤系泥页岩基质孔隙可划分为残余原生粒间孔、矿物铸模孔、黏土矿物间微孔、晶间孔、粒内溶蚀孔和有机质孔，微裂缝以张性微裂缝、剪性微裂缝、层理缝和成岩收缩缝为主；微孔及过渡孔为主要孔隙空间，特别是直径小于5 nm的微孔；孔隙空间类型以墨水瓶孔和“V”字形孔为主，平行狭缝较发育，孔隙连通性较好；总有机碳含量、有机质成熟度以及矿物组成是黔西地区龙潭组煤系泥页岩储集层孔隙结构的主要控制因素，随着总有机碳含量增大，泥页岩单点孔体积和比表面积增大；热演化程度升高对微孔和过渡孔孔容增加有积极贡献；黏土矿物对储集层孔隙结构影响较为复杂；高脆性指数则对储集层中孔、大孔和微裂缝发育有积极影响，有利于页岩气渗流。
奥陶系碳酸盐岩储集层是和田河气田主力开发层系，以玛4区块为例，综合岩心、薄片、测井、钻井及流体资料开展古岩溶特征研究，分析裂缝与古岩溶、充填作用间的相互关系，评价影响气井生产的主要岩溶因素，明确岩溶储集层下步有利挖潜方向。结果表明：垂直渗流带裂缝发育特征不仅与构造特征有关，还与表层岩溶、充填作用有关；气藏底水活跃性与埋藏溶蚀作用有关；岩溶分带性是岩溶储集层具有二元结构的主要原因，裂缝发育区并非水体活跃区，单井生产效果主要取决于埋藏溶蚀作用及垂直渗流带裂缝发育情况2个因素。
烟道气辅助蒸汽驱是一种经济可行的提高稠油油藏采收率技术。针对烟道气与蒸汽协同作用机制复杂，注入工艺及储集层物性对开发效果影响不明确等问题，开展蒸汽驱后烟道气辅助蒸汽驱实验及数值模拟研究。以某稠油油藏为研究对象，进行岩心驱油实验，对比不同注入介质的驱油效率，建立烟道气辅助蒸汽驱稠油油藏机理模型，系统研究上述方法在稠油油藏开发中的作用机理及开发效果。研究结果表明：烟道气辅助蒸汽驱较蒸汽驱，可增加采出程度达5.84%，其采油机理包括蒸汽热降黏、烟道气增压效应、气液贾敏效应扩大热波及作用、烟道气流动携油等，注入的烟道气在蒸汽腔前缘形成气体分布带，可增加蒸汽与原油作用时间，同时减缓蒸汽超覆作用，扩大热波及范围；注入蒸汽与烟道气摩尔分数比为7∶3时，可兼具提高采收率及减少蒸汽量。段塞注入方式相较于混合注入在储集层中形成的周期性压差可提高驱油效率。研究结果可为稠油油藏烟道气辅助蒸汽驱方案设计提供指导及借鉴。
海上低渗储集层岩性细、物性差、非均质性强，渗透率预测难。为此，建立了数据物理双驱动的回归委员会学习机（RCLM）进行低渗储集层测井渗透率预测，并在此基础上，开展储集层甜点评价及动态渗透率预测。结果表明：相对单一学习器，RCLM在保证预测精度的同时，模型预测稳定性更高；相对常规孔渗模型，RCLM预测的渗透率精度更高，在半个数量级内预测准确率达到94%；利用测井曲线及物性参数建立的测井甜点综合指数可以有效识别储集层甜点；新钻井验证了动静态渗透率转换模型具有较好的适用性，可用于区域滚动勘探开发中试井渗透率的预测。该方法在莺歌海盆地东方气田储集层评价中取得了良好的应用效果，有一定的推广应用价值，为海上气田高效勘探及开发方案编制提供有力支撑。
CO2埋存与提高气藏采收率协同开发（CS-EGR）技术是“双碳”背景下极具前景的增产措施，该技术在致密砂岩气藏中的相关研究较少，矿场应用效果尚不明确。在明确3类储集层气水两相流动规律及应力敏感性的基础上，建立了矿场尺度数值模型，研究了注CO2储集层适应性、CO2空间运移规律、CO2埋存类型、可动水对CS-EGR效果的影响及CS-EGR工程参数优化。结果表明：CS-EGR技术仅适用于Ⅰ类储集层，CO2在Ⅱ类和Ⅲ类储集层中的注入效果较差；CO2构造封存和束缚封存的占比之和为95.80%，而矿化封存的占比为0.15%；Ⅰ类储集层的CO2最优注入速率为10 000 m3/d，CO2突破时，CH4累计产量为0.146×108 m3，CO2累计埋存量为0.794 × 108 m3；可动水显著阻碍了CO2运移，同时也增加了气井水淹风险。
鄂尔多斯盆地侏罗系油藏边底水发育，油藏投入开发后含水率上升快，水驱开发采收率低。为探索该类油藏提高采收率新方法和濒临废弃油藏埋碳增产新途径，在姬塬X1区块Y9油藏开展了顶部注CO2重塑油藏流场先导试验。通过注CO2辅助重力驱油机理分析，利用多相多组分数值模拟研究了油藏地质参数的敏感性和适应性，并优化了试验区的油藏工程参数。结果表明：鄂尔多斯盆地侏罗系底水油藏水驱后剩余油主要以水驱和底水侵入后赋存在注采井间的厚油环、由底水锥进和边水内推形成的在含油外边缘至采油井的薄油环及水驱残余油3种形式存在；顶部注CO2是抑制底水锥进的有效方法，随着人工气顶的形成及扩大，气油界面下移，油水界面相应下移，底水锥进得到缓解；影响注CO2辅助重力驱的主要因素为地层倾角、油藏厚度、渗透率、非均质性、原油性质、含油饱和度等；模拟研究和现场试验表明顶部注CO2辅助重力驱可以有效重塑注水开发油藏的流场，并提高最终采收率。
针对四川盆地西南部井研地区二叠系茅口组断控型岩溶储集层分布不清的问题，利用钻井、地质、地震等资料，建立茅口组断层和断溶体地震识别模式，利用正演模拟技术分析两者地震反射的差异，在此基础上，利用相干、最大似然、倾角、梯度结构张量等地震结构属性识别多期次叠加断层，利用熵、能量等地震纹理属性识别层间断溶体，准确识别了茅口组断控型岩溶储集层的分布情况，并建立了地质发育模式。结果表明，研究区主要发育多期次叠加断层断溶体和层间断溶体2种断控型岩溶储集层，其中，多期次叠加断层断溶体主要发育在研究区南部，层间断溶体主要发育在研究区东部，地震结构属性对地震波形连续性差异变化明显的高陡、直立多期次叠加断层断溶体识别精度较高，地震纹理属性对地震波形反射振幅能量变化明显的平缓、低角度层间断溶体识别精度较高，预测结果与钻井结果吻合，研究结果可指导下一步勘探部署。
中国陆相页岩油已获重大突破，但陆相页岩普遍非均质性强，源储耦合关系复杂，页岩油甜点形成机理仍不够明确。以准噶尔盆地风城组为例，综合运用大视域薄片扫描、场发射扫描电镜-能谱分析、激光共聚焦观测、有机地球化学分析等技术，重点从页岩纹层特征及其对页岩油甜点的控制开展研究。结果表明，以风城组为代表的陆相页岩纹层发育，可划分为粉砂级长英质纹层、泥级长英质纹层、粉晶白云质纹层、粉晶方解石纹层、球粒状硅质纹层和碱类矿物纹层6种类型，主要有粉砂级+泥级长英质纹层和粉晶方解石/白云质纹层+泥级长英质纹层2类纹层组合页岩。不同纹层源储特征差异显著，泥级长英质纹层和球粒状硅质纹层有机质含量高，发育层状结构藻、红藻果孢子等优质生烃母质，是主要的生油层；粉砂级长英质纹层发育石英/长石晶间孔、长石粒内溶蚀孔等微纳米孔隙，游离油占比高，为优势储集层。多种类型纹层叠置，通过控制页岩有机-无机相互作用、储集空间特征和烃类微运移过程，最终导致不同层段页岩油差异富集，其中，粉砂级+泥级长英质纹层为最佳源储配置，整体含油性好且分布广泛，构成泥生砂储的富集模式，是勘探开发的有利目标。
为确定克拉玛依油田HQ1区块齐古组浅层稠油油藏油水关系及其主控因素，以油藏边部油水关系矛盾突出的h-4井区为例，利用密集井网资料及测试分析资料，探讨了砂体展布、水动力、储集层物性、油藏充注压力和构造作用对油藏油水界面的影响。研究区h-4井区油水界面特征明显，东部含水边界线与构造线平行，西部含水边界线与构造线斜交且油水界面倾斜。形成倾斜油水界面的主要原因为构造作用影响下的断裂阶段性开启、原油黏度变化导致的油水界面调整滞后，油藏具构造活动与非稳态耦合的成藏机制。研究区西部断裂开启形成原油的运移通道，原油在齐古组聚集成藏。西部断裂封闭后再次开启，油藏被破坏，原油溢散形成西高东低油水界面；同时，原油遭受降解，形成原油黏度西高东低的特征。在构造作用以及原油黏度影响下，油水界面的水平调整明显滞后，油藏属于非稳态油气藏。
四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组二段气藏属于典型断缝体致密砂岩气藏，断缝体内天然裂缝发育，缝网连通性强，气井虽然初期产量较高，但普遍受水侵影响，难以维持稳产。为明确气井出水原因，确定水侵路径、规模和见水时间，依据产量、压力等动态特征进行气井分类，结合气水分布及储集层裂缝特征，归纳产水模式，建立能够反映产水模式的数值模拟模型；依据数值模拟结果，建立不同产水模式的判别标准，并利用气井水分析资料验证数值 模拟结果的正确性。
四川盆地震旦系灯影组碳酸盐岩储集层的显著非均质性，给缝洞型储集层微电阻率扫描成像测井解释带来了较大挑战。为提高成像测井在碳酸盐岩缝洞型储集层评价的精度，结合AutoScan-Ⅱ岩心电阻率扫描实验，设计并制做岩心表面电场测量装置，开展岩石表面电阻率测量与成像实验，定量分析不同孔洞和裂缝的成像响应规律，并建立基于岩石表面电阻率分布的缝洞参数标定方法。结果表明：随着岩心测量孔洞直径和面孔率增大，成像计算孔洞直径和面孔率均分别呈线性增大；随着岩心测量裂缝宽度和面缝率增大，成像计算裂缝宽度和面缝率均分别呈对数增大。室内岩石表面电阻率实验可有效降低岩心测量与成像测井计算结果的误差，实现缝洞面孔率精确标定与定量评价。研究为提高成像测井在缝洞型储集层评价的可靠性和准确性提供了思路，并为碳酸盐岩储集层评价与开发提供了技术支撑。
吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组是中国陆相页岩油勘探的重要层系之一，但当前仍存在地质甜点主控因素不明确、甜点评价体系不完善、开发层段分布不连续等问题。厘清甜点段的形成机制与识别标准，对于完善页岩油勘探理论体系、指导高效开发具有重要意义。利用岩心、测井及实验分析资料，从储集性、含油性、可动性和可压性4个维度系统分析了芦草沟组页岩油甜点的主控因素。研究结果表明：芦草沟组可划分为上、中、下3个甜点段，其中，中甜点段尚未大规模开发，潜力显著；粉砂岩和碳酸盐长英质页岩宏孔发育、游离烃含量高、可动性好，是优质甜点岩相；总有机碳含量适中、成熟度适中、脆性矿物含量高的层段更利于形成可压裂甜点。基于“四性”耦合评价，指出中甜点段具备良好开发前景，并通过JHW85-71井的成功实践验证了其高产潜力。该研究为吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油甜点识别与开发部署提供了科学依据。
古风化壳对于了解岩石圈与大气圈的相互作用，以及埋藏成岩过程中风化剖面内的岩-水反应具有重要意义。对不同类型火成岩基底，包括辉长闪长岩（GA1基底）、玄武安山岩（GA1喷出岩层段）、石英闪长岩（TB8基底）和花岗岩（BK2/05基底）开展了系统的岩石学、矿物学和地球化学特征分析。利用迁移程度对K、Ca、Na等易迁移元素偏移量进行量化，将结果与全岩X射线衍射矿物定量分析结果以及岩石学特征进行交叉对比，明确研究区古风化壳埋藏成岩作用特征。其次，结合矿物与元素含量，对Ca进行定量校正，在此基础之上校正K含量，校正之后的结果在A-C-K三角图中显示出良好的风化趋势，表明校正方法合理。将校正之后的参数利用化学蚀变指数对化学风化程度进行量化，结合原岩特征及古气候特征对原始风化产物进行校正，得出古风化剖面原始的风化特征。最终，利用风化指数归一化方法校正之后，各个风化剖面风化特征与早—中二叠世气候变化特征显示出良好的对应关系。
准噶尔盆地大规模发育混积型页岩油，落实资源量34.9×108 t，是新疆油田未来增储上产的主要战略领域。但混积型页岩油储集层非均质性极强，甜点识别与筛选难度大，技术体系可推广范围小，规模效益开发风险大。系统分析准噶尔盆地页岩油富集规律、地质油藏特征与工程工艺技术，总结混积型页岩油勘探开发过程中形成的甜点识别、配套工程和开发部署技术系列，构建混积型页岩油差异富集理论，集成以甜点识别、立体部署、优快钻完井、高效压裂和绿色环保为核心的页岩油效益建产模式，支撑建成中国首个国家级陆相页岩油示范区，引领中国陆相页岩油高效勘探开发。
现有流动单元划分是静态条件下的，难以反映随着注水开发推进，储集层物性的动态变化。为了研究注水开发过程中储集层流动单元的动态变化特征，以实现储集层流动单元的动态检测和开发方案的优化，以鄂尔多斯盆地姬塬地区延81小层为研究对象，选取流动单元静态评价参数定义为流动单元指数，通过拟合流动单元指数变化量与累计注水量的关系，将注水引起的流动单元指数变化量与流动单元静态评价参数结合，形成流动单元动态评价参数。研究表明，作为划分流动单元的标准，流动单元指数与注入剖面测试结果具有良好的相关性。以流动单元指数作为流动单元静态评价参数，将流动单元划分成3个类型。通过对比各阶段的储集层特征参数可以看出，随着注水开发的持续进行，储集层物性逐渐优化，更有利于流体流动。在相同的注水速度下，Ⅲ类流动单元的流动单元指数增幅显著高于Ⅰ类和Ⅱ类流动单元，但是Ⅲ类流动单元的流动单元指数增速小于Ⅰ类和Ⅱ类流动单元。
