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。
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。
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。
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。
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。
低渗透油藏采用CO2驱油，既可以提高油气采收率，又能实现CO2地质封存。基于CO2封存机理，采用数值模拟方法，建立了考虑CO2构造封存、束缚封存和溶解封存的驱油与封存机理模型，研究在连续注气开发和水气交替注入开发下，不同注采参数（注水年限、CO2注入速度、注采比、生产井井底流压下限、注入井井底流压上限、循环次数和气水段塞比）对低渗透油藏CO2驱油采收率与CO2封存效率的敏感性。结果表明：CO2封存机理会对CO2驱油以及CO2封存造成很大的影响。连续注气开发时，CO2束缚封存有利于驱油，但对CO2封存影响不大；CO2溶解封存不利于CO2驱油，但是有利于CO2封存。水气交替注入开发时，CO2封存机理不利于CO2驱油，但是对CO2封存有促进作用。研究结果可揭示不同CO2注入方式下，封存机理对驱油与封存的影响规律。
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。
断控型碳酸盐岩油藏非均质性强，不同尺寸的孔、缝、洞交错发育，采用一般物质平衡方法计算的动态储量可能大于静态储量。在引入水油比的基础上，考虑孔缝洞介质不同时的岩石压缩系数，得到了适用于断控型油藏的综合压缩系数，并在此基础上建立了断溶体流动物质平衡新方程，通过数值模拟，验证了新方程的准确性与适用性。结果表明：新方程计算的动态储量与数值模拟得到的静态储量误差仅为0.109 9%，验证了新方程准确可靠；哈拉哈塘地区多口井用新方程计算的动态储量与地质建模雕刻的静态储量相对误差为-4.82%~-0.15%，远远低于物质平衡方程计算的动态储量与静态储量的相对误差，新方程计算结果更接近实际情况，更适用于哈拉哈塘地区断控型碳酸盐岩油藏的储量计算。
库车前陆冲断带地震资料信噪比低，具有多解性。利用高分辨率三维地震、钻井、油气分析化验等资料，对库车前陆冲断带地层组合进行系统描述，精细解释构造模型，深入剖析油气成藏体系，认为库车前陆冲断带发育古近系和新近系膏盐岩层及三叠系和侏罗系煤层2套滑脱层，具有分层滑脱、垂向叠置、多期变形的特征，浅层构造发育盖层滑脱褶皱，深层发育基底卷入式叠瓦状逆冲构造，膏盐岩层和煤层发生滑脱塑性变形，发育加里东运动期、海西运动晚期—印支运动期和燕山运动期—喜马拉雅运动期3期断裂，海西运动晚期—印支运动期构造控制中生界沉积，由北向南具有超覆减薄的特征。库车前陆冲断带分层构造变形控制油气分层运聚，煤层以上的油气主要来自侏罗系烃源岩，煤层之下的油气主要来自三叠系，三叠系烃源岩生烃量占60%，大量油气仍保存在煤层之下。
针对东营凹陷近物源砂砾岩体相带及岩性变化快的特点，建立砂砾岩体三维地质模型，开展宽方位地震正演模拟。利用模拟数据体，通过OVT域道集分方位叠加，分析方位角变化对地震波走时、振幅等参数的影响，建立方位角及振幅与有利储集层的匹配关系。研究表明：砂砾岩体沉积方向的变化导致地震波传播产生方位差异，地震波反射存在方位各向异性，选择垂直于沉积边界的方位角进行分方位叠加，得到的叠加数据体对砂砾岩体顶界面及内部界面响应较为敏感，振幅较强，可更有效地揭示不同期次砂砾岩体的接触关系，准确识别砂砾岩体，精细预测有利储集层的分布范围。宽方位OVT域地震数据能有效进行砂砾岩体预测，在东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体储集层预测中取得较好的应用效果，储集层预测结果与实钻较吻合。
库车坳陷前陆冲断带构造变形主要发生在喜马拉雅运动中—晚期，前人确定了盐上浅层褶皱构造变形的启动时间，但对盐下冲断构造变形与油气成藏时间的研究缺少绝对定年的约束。以库车坳陷阿瓦特地区为例，利用岩相学观察、方解石U-Pb定年、流体包裹体分析等资料，分析阿瓦特地区下白垩统巴西改组储集层成岩作用、方解石脉体形成时间及油气成藏过程，确定了阿瓦特地区巴西改组构造变形和油气成藏时间。结果表明：阿瓦特地区巴西改组储集层发育2期方解石，早期方解石胶结物形成年龄为（98.0±14.0）Ma，晚期方解石脉体形成年龄为（3.7±1.0）Ma，代表了盐下冲断构造变形时间；方解石脉体中发育1期油包裹体和1期气包裹体，通过流体包裹体均一温度、埋藏史和热史，推断油充注时间为4.0—3.0 Ma，天然气充注时间为3.0—1.0 Ma，早期油藏经历了上新世晚期气洗改造，形成现今的凝析气藏。
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。
裂缝地震预测是裂缝型油藏评价的基础。变质岩潜山油藏具有裂缝类型多、不同部位裂缝发育程度差异大、裂缝非均质性强、预测难度大等特征，针对Z4变质岩潜山油藏开展裂缝特征及地震预测研究。Z4潜山油藏裂缝发育程度具有成层性，可分为4段：顶部风化-半充填裂缝段、上部网状裂缝发育段（发育程度高）、中部低角度裂缝发育段（发育程度中等）和下部高角度裂缝发育段（发育程度低）。提出了综合多尺度通用谱分解、倾角导向的本征值相干处理和迭代蚂蚁体分析的综合裂缝预测技术。将岩心上裂缝产状及发育程度与地震预测结果进行对比，结果显示吻合度较高，提出的多方法综合裂缝地震预测具有较高的准确性。
鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏为低渗透油藏，常规开发指标计算方法并不利于油田进行油藏地质研究、开发政策制定与成本控制。对延长油田双河西区块长6油藏产量递减规律、水驱储量动用程度、注采比、含水率、注水利用状况及采收率进行分析。结果表明：双河西区块长6油藏产量递减规律为双曲递减模式；区块注水开发潜力较大，目前该区块水驱储量控制程度为74.54%，水驱储量动用程度为36.94%，注采连通率为27.27%；合理注采比约为2.5，随着采出程度增加，含水率上升速度先增大，后有所减小；根据存水率、耗水指数及水驱指数可知，开发后期，区块注水开发效果逐渐变好，最终采收率增加，研究区在开发过程中含水上升率应尽量小于6.1%，地层合理压力应大于9.1 MPa，在该开发条件下，研究区最终采收率约为23%。
准噶尔盆地中拐凸起南斜坡下侏罗统八道湾组低阻油层与一般低阻油层对比，储集层具有形成时期早、埋藏深度大、岩石粒度较大、泥质含量低等特点，低阻成因具有较强特殊性。在对国内外典型低阻油层成因机理综合研究的基础上，利用该区钻井、录井、测井、试井、岩心化验分析等资料，从构造、沉积、成岩作用、储集层特征、成藏条件等多角度，开展八道湾组油藏低阻主控因素研究。该区油藏低阻的形成受宏观因素和微观因素共同控制，低构造幅度、弱水动力沉积等宏观背景下，低油水分异程度、高地层水矿化度及低凝灰岩岩屑含量，是油藏低阻的主控因素；束缚水饱和度偏低，是油藏低阻的次要控制因素。在此基础上，建立地层电阻率与油气指示系数关系图版，与该区试油和试采资料对比，符合率92.9%，为中拐凸起南斜坡八道湾组低阻油层的识别提供了依据。
注减氧空气是低渗透油藏有效的开发手段，减氧空气可在地层条件下与原油发生低温氧化反应，提高采收率。针对玉果油田果8区块目前减氧空气驱提高采收率机理认识不完善的问题，采用等温氧化实验和长岩心驱替实验探究原油氧化过程和生成物质对提高采收率的影响。等温氧化实验结果表明，稀油的低温氧化过程产生了沉积物质，随着温度升高，氧化程度明显提高，89 ℃时原油氧化生成重质组分沉积量为1.25×10-3 g/g，100 ℃时为3.43×10-3 g/g，120 ℃时为5.02×10-3 g/g。长岩心驱替实验结果表明，不同氧化温度下重质组分沉降对采收率存在影响，随着温度升高，气窜时机变晚，波及效果变好，最终采收率有所提高，温度为89 ℃、100 ℃和120 ℃时的最终采收率分别为52.77%、58.89%和65.23%。
针对塔里木盆地Y5凝析气藏衰竭式开发过程中地层压力和气井产能快速降低、生产气油比逐渐下降、凝析油密度和黏度逐渐升高、开发效果迅速变差等问题，将生产动态特征与地层流体组分评价相结合，重新认识该气藏为带油环层状边水凝析气藏，并采用数值模拟方法确定其油环厚度。为改善开发效果，提高凝析油气采收率，系统开展带油环凝析气藏衰竭式开发中—后期提高采收率机理研究可知：完善井网、实施循环注气开发能大幅提高油气采收率，注入介质以二氧化碳最佳，气藏自产气次之；注气方式以重力辅助气驱模式最佳。基于气藏类型和提高采收率机理研究，编制了该气藏循环注气提高采收率方案，预测原油采收率较衰竭式开发提高29.96%。该气藏循环注气开发后累计注气0.19×108 m3，地层压力恢复4.31 MPa，气井产能恢复到方案实施前的3.09倍，可为其他同类型气藏开发中—后期提高采收率提供借鉴。
为了揭示和对比玛湖凹陷北部风城组砂岩和泥页岩2类岩性储集层微观结构及不同尺寸孔隙内流体赋存特征，基于高压压汞、核磁共振、大视域拼接电镜扫描等实验，定量表征2类岩性储集层的孔喉尺寸和流体赋存特征，并对比原始样品和加压饱和原油样品的核磁共振以及抽提前后的高压压汞实验结果，揭示不同尺寸孔喉系统内束缚态流体和可动流体的分布。研究表明：2类岩性储集层孔隙和喉道尺寸差异均不明显，主要发育直径为0.01~10.00 μm的孔隙和半径小于10.00 nm的喉道，以中孔-细喉为主，其中，泥页岩孔隙直径略大于砂岩，喉道半径略小于砂岩。泥页岩多发育晶间孔、蜂窝状溶孔等导管状孔，砂岩导管状孔和球形孔各占一半，且随着孔径增大，粒间孔、粒间溶孔等球形孔占比增大。流体赋存及可动性受矿物组分、孔径等多种因素影响，有机质、白云石以及黄铁矿的偏油润湿性以及黏土矿物晶间孔的强毛细管束缚致使页岩油可动性降低，可动流体主要分布在直径大于300 nm的中—大孔隙内。综合储集层物性和可动流体分布特征，研究区页岩油有利区块为东部的玛51X井区，该井区泥页岩和砂岩均可作为有利的开发对象。
为明确玛湖凹陷白碱滩组砂体分布规律和油气成藏模式，评价其油气勘探前景，综合钻井、测井、地震、分析化验等资料，系统梳理白碱滩组二段沉积规律和成藏特征。白碱滩组二段为辫状河三角洲—滩坝—浊积扇沉积序列，发育水下分流河道砂、滩坝砂和浊积砂3种不同类型的砂体，辫状河三角洲前缘亚相以河道砂为主，滨—浅湖发育滩坝砂，半深湖—深湖受坡折带控制发育多个浊积扇体，浊积砂呈朵叶状分布，建立了水下分流河道—滩坝—浊积扇的沉积控砂模式。研究区发育9大走滑断裂体系，其中，走滑断裂直通型、走滑断裂伴生型和走滑断裂接力型3种断裂组合能够有效沟通二叠系风城组烃源岩，作为油气垂向高效运移通道，白碱滩组二段整体具有走滑断裂通源、断裂砂体配置控藏和优质储集层富集的成藏模式。
以塔里木盆地顺北地区走滑断裂带发育背景为基础，利用地质力学理论分析顺北4号走滑断裂带不同分段地应力状态、断裂周缘裂缝系统及单井产能特征。根据纵横波测井与岩石力学实验获得的储集层力学条件，构建三维地质力学模型，并基于弹塑性理论，利用有限元数值模拟方法，预测了走滑断控模式下目的层裂缝发育特征。研究表明，断裂带各段地应力模式不同；地质单元结构差异控制地应力分布，裂缝高密度区多呈条带状分布于断裂两侧或断裂之间；在安德森Ⅰa型、Ⅲ型地应力模式下，裂缝高密度区油气井具高产特征。明确了顺北走滑断裂带不同分段的地应力条件、裂缝发育特征及单井油气高产的主控因素。
