为实现吐哈探区油气勘探由中—浅层向深层、由常规向非常规转向，推动其深层油气资源勘探，通过对吐哈盆地、三塘湖盆地和准噶尔盆地准东地区的构造-岩相古地理演化的分析，对其含油气系统特征和勘探潜力评价，梳理主要勘探方向，优选战略突破领域。石炭纪—二叠纪，吐哈探区为统一沉积盆地，具有相似的沉积环境和沉积建造；三叠纪—侏罗纪，研究区被分割，形成独立的前陆盆地；与构造-岩相古地理演化相对应，形成了石炭系海相—海陆过渡相、二叠系湖相和侏罗系湖相—煤系3套烃源岩，构成三大含油气系统。勘探思路的转变促进了深层油气勘探的重大进展，准东地区石钱滩组海相碎屑岩油气藏、二叠系页岩油藏、常规砂岩油藏以及吐哈盆地中—下侏罗统大面积致密砂岩气藏勘探取得了重大突破，发现了大规模优质储量，实现了战略资源的有序接替；应按照战略准备、战略突破和战略进行3个层次的勘探，聚焦10个有利油气勘探方向。
为进一步理解油气资源储量分类体系，把握其发展趋势，总结了中国油气资源储量分类体系的发展历程和特点，对比研究了中国油气资源储量分类体系与石油资源管理系统（PRMS）、美国证券交易委员会（SEC）标准。研究表明：国内外油气资源储量分类体系在评估目的、储量定义和评估思路方面均存在较大差异，中国油气资源储量分类体系以地质储量为核心，注重整体资源规模，为勘探开发整体效益和长期规划服务；PRMS是以项目为基础的油气资源储量分类体系，便于国际交流与合作，兼顾了资源与资产双重属性，以剩余经济可采储量为核心，强调的是资源的商业价值；SEC标准为油气公司提供对比平台，以确保上市公司的储量信息能够遵照统一的标准向公众披露，以剩余经济可采储量为核心，更注重油气的资产属性。不同分类体系在演变过程中在保持各自特点的同时相互借鉴和融合。
吐哈盆地台北凹陷葡北地区中侏罗统七克台组油气藏受岩性控制。早期勘探证实，葡北地区七克台组底部发育厚度为6~15 m的含油薄砂层。常规反演方法对该薄砂层的预测存在难点，且常规反演方法受地震资料频带限制，反演误差大。为了提高反演精度，提出了基于低频模型优化的相控地质统计学反演方法。结合研究区构造高差大及沉积相带变化快的特点，联合压实趋势校正法和地震属性约束法建立低频模型，得到确定性反演结果，并据此建立相控模型，进而开展相控地质统计学反演，实现对研究区薄砂层的识别。该方法既有效补充了地震信号中缺少的低频信息，又提高了反演结果的纵向分辨率。利用该方法可识别厚度为7 m的薄砂层，反演结果与实钻砂体厚度基本吻合，证实了该方法在葡北地区薄砂层预测中的有效性。
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。
高含水期老油田二次开发既是油田开发历史上的一次革命，又是一场战略性的系统工程，对原油产量长期稳产发挥了不可替代的作用。从智能决策、智能规划、智能施工、智能监测、智能评估等方面，在碳达峰碳中和政策框架下，对中国老油田二次开发的前景进行展望。老油田二次开发须重构地下认识体系，重建井网结构，重组地面流程；技术上应整体控制、层系细分、平面重组、立体优化和深部调驱，做到二次开发与三次开发结合。
为明确鄂尔多斯盆地伊陕斜坡二叠系太原组碳酸盐岩气藏的分布规律，以钻井、测井、录井、试气等资料为基础，通过野外露头、岩心、岩石薄片、电镜扫描、高压压汞、包裹体测温等分析，对太原组碳酸盐岩气藏储集层的沉积微相、岩石学特征、物性特征、孔隙结构、裂缝分布等进行对比剖析。结果表明：太原组碳酸盐岩气藏为低孔低渗岩性气藏，有利储集层控制气藏的分布和天然气富集，气藏主要分布于生物丘和生屑滩沉积微相发育区；生物丘分布于研究区东部佳县、子洲及清涧一带，生屑滩分布于研究区西部横山、靖边及坪桥一带，自西向东相带分布明显；太原组碳酸盐岩发育泥晶生屑石灰岩和藻粘结石灰岩，生物体腔孔、晶间孔、溶孔和微裂隙为有利储集空间；裂缝是油气运移的良好通道，其发育对气藏富集起积极作用。
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。
四川盆地页岩气水平井大多通过大段多簇细分切割技术进行压裂改造，由于大排量和大规模施工以及加密井完钻，井间干扰严重，导致页岩气井产能降低。优化增产措施和完井策略，明确水力压裂裂缝扩展规律，对降低井间压窜风险尤为重要。利用三维地质力学模型，在考虑储集层非均质性、地应力各向异性、裂缝间相互作用以及缝网分布的情况下，进行了相邻2口水平井的水力压裂裂缝扩展和防窜模拟。研究结果表明，水平应力差、天然裂缝密度和用液强度较大，逼近角和簇间距较小，均会导致较大的压窜风险。
塔河油田块状底水砂岩油藏油层较薄，油井投产后见水、含水率上升和产量递减皆快，稳产难度大。通过对油藏开发特征分析，对油井的含水率上升模式进行分类，确定其剩余油分布特点及其主要影响因素。结果表明，影响底水油藏剩余油分布的主要因素是构造、夹层、储集层非均质性和开发方式。针对底水油藏高含水期剩余油分布特点，提出了改善开发效果的有效挖潜对策：油井提控液调流向、天然气驱及CO2驱。数值模拟与现场实践均取得了较好的效果，可供同类油藏开发借鉴。
关于协同型储气库库容预测、协同阶段向储气库阶段转换时机的研究鲜有。通过岩心驱替实验和覆压孔渗实验，研究长期水驱和多轮次气驱对储气库库容的影响；利用葡北油田全直径岩心，开展采油扩大库容与协同型储气库运行全过程实验，分析定压生产和定时生产2种开发模式下多轮次气驱对库容、达容时间、工作气量占比、采收率等的影响。结果表明，长期水驱及多轮次气驱均能改善储集层物性，是储气库库容增大的因素之一；随着注采轮次的增加，2种开发模式下的库容增量逐轮次降低，工作气量占比逐轮次增加；储气库分别在定压生产注采第6轮次和定时生产注采第10轮次后接近达容，采收率基本不再增加；定压生产比定时生产采收率提高0.31%。
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。
为建立石钱滩凹陷上石炭统石钱滩组标准剖面，给凹陷内井下地层划分对比及油气勘探提供依据，以野外调查为重点，利用地质探槽，根据岩性特征、沉积建造、接触关系、标志层、生物化石等综合分析，进行石钱滩组层序划分和沉积相恢复及区域地层对比。石钱滩组由洪积扇（扇三角洲）沉积开始，经扇前湖泊沉积，于海湾潟湖沉积结束，构成3次海侵退积型层序，可划分为3段。下段下部为砾岩和砂砾岩，夹砂岩和粉砂岩，中部为中—细砾岩、杂砂岩与泥岩和粉砂质泥岩互层，上部为粉砂质泥岩、泥岩夹砂岩和粉砂岩；中段下部为砾岩、含砾砂岩和砂岩，夹粉砂岩，上部为钙质粉砂质泥岩、泥岩、粉砂岩和泥质灰岩；上段下部为砾岩、砂岩与粉砂岩和粉砂质泥岩互层，中部为紫褐色、砖红色泥岩和泥质粉砂岩，夹含砾粗砂岩和砾岩，上部为深灰色泥岩和粉砂质泥岩夹灰岩。宏观上为下段、中段及上段上部为深灰色，上段下部为浅褐—砖红色，各段均为正粒序。扇前沼泽—海湾潟湖相暗色泥岩为有利烃源岩，扇中、扇端砂岩和砾岩为储集层，生储配置好，油气地质条件优越。
页岩储集层的油气储集能力取决于其复杂的孔隙结构，而不同页岩岩相具有不同的孔隙结构特征。为了明确不同页岩岩相对孔隙结构的控制作用，以川中地区侏罗系自流井组大安寨段页岩为例，基于总有机碳含量和X射线衍射全岩矿物分析，确定大安寨段页岩岩相，对不同页岩岩相进行薄片、扫描电镜、低温氮气吸附和高压压汞分析，确定其孔隙结构特征。结果表明，川中地区大安寨段页岩主要发育6种岩相：富有机质黏土质页岩、含有机质黏土质页岩、贫有机质黏土质页岩、含有机质混合质页岩、贫有机质混合质页岩和贫有机质钙质页岩，孔隙形态以平行板状和狭缝状为主。黏土质页岩主要发育黏土矿物层间孔、有机质孔和生烃增压缝，混合质页岩主要发育残余粒间孔，钙质页岩发育少量溶蚀孔。各类页岩岩相的孔体积和比表面积与黏土矿物含量呈正相关，富有机质黏土质页岩大孔孔体积与总有机碳含量呈正相关。其中，富有机质黏土质页岩大孔孔体积最大，孔径分布呈三峰特征，是川中地区大安寨段页岩油储集最为有利的页岩岩相。
塔里木盆地奥陶系超深层碳酸盐岩储集层受控于高能相带、区域不整合面及多期次和多类型断裂破碎作用改造，内幕流体及压力系统分布异常复杂。分析认为，沉积、构造、化学反应等因素均影响了塔北、塔中地区奥陶系碳酸盐岩异常高压的形成、保存与分布。厚层膏盐岩延缓了烃源岩热演化，阻滞应力传递，不整合面为构造应力和欠压实压力传递、晚期油气充注提供通道，均有利于异常高压形成;后期硫酸盐热化学还原反应一定程度上削弱了异常高压的发育程度并影响其垂向分布层位;厚层泥岩、致密石灰岩等优质盖层有利于异常高压保存。异常高压主要分布于生烃坳陷周缘、远离主干断裂或活动性较弱的次级断裂。其中，塔北地区异常高压主要由构造挤压与欠压实作用形成，呈多点散状分布于断裂复杂的跃满地区和鹿场地区;塔中地区由流体膨胀形成的异常高压集中分布于塔中10号构造带，储集层一般规模较小且定容。
煤炭地下气化是对传统采煤技术的变革，气化炉选址好是煤炭地下气化成功的先决条件。通过煤层厚度、煤层埋藏深度、煤岩煤质、地质构造、煤层顶板岩性及水文地质条件分析，评价三塘湖盆地侏罗系西山窑组煤炭地下气化地质条件。结果表明，西山窑组煤层煤阶较低，灰分和挥发分较高，倾角和埋藏深度适中，顶板岩性为泥岩、粉砂岩和砂岩，断层发育程度低，发育较好的隔水层，具备煤炭地下气化地质条件；同时，优选出构造复杂程度、埋藏深度、煤层厚度等18个有利区三级评价参数，建立适用于三塘湖盆地煤炭地下气化评价的多层次数学模型，将全盆地按照煤炭地下气化潜力划分为Ⅰ类区、Ⅱ类区和Ⅲ类区，其中，马朗凹陷北斜坡和条湖凹陷东缘为煤炭地下气化的有利区域。
沸石在沉积岩中广泛发育，受多种因素影响，沸石成因类型多样，成岩演化特征复杂。在沉积环境、成岩条件等因素控制下，不同成因类型沸石形成于不同的成岩序列，并具有不同的组合特征、产出形式和骨架结构。沸石类型有原生沸石、热液成因沸石、火山物质蚀变沸石和矿物转化沸石；其骨架结构可以用Si/Al表征，据此被分为高硅沸石和低硅沸石。沸石对烃源岩生烃有较强的催化作用，高硅沸石的催化活性低，但是失活速率小，择形性良好；沸石的胶结与溶蚀对储集层分别起建设性和破坏性作用，不同成岩序列下，沸石对储集层物性的影响有所差异；黏土矿物转化方沸石会增强页岩的脆性和水敏性，脆性增强使储集层的可压裂性增强，水敏会降低储集层的渗透率。
苏里格气田中区苏36-11区块已开发17年，开发程度和储量动用程度均高，储集层非均质性强，储量动用不均衡，剩余气分布复杂，剩余气分布的确定及挖潜是气田稳产的关键。通过储集层构型精细表征，明确剩余气分布的主要影响因素，确定不同类型剩余气分布规律，提出对应的挖潜对策。研究结果表明：研究区含气砂体主要分布在4级构型单元心滩坝与点坝中，整体规模小，宽度为150~500 m，长度为300~800 m，连通性差，受各级次渗流屏障影响大，区块北东—南西向主砂带开发程度最高，地层压力低，剩余气主要分布在区块西北部盒8段下亚段；剩余气分布主要受储集层非均质与开采非均匀影响，可分为井网未控制型、复合砂体阻流带型、水平井未动用次产层型、直定向井未射开气层型和投产未采出型5类；提出井间加密、老井侧钻、查层补孔和老井挖潜4种动用措施，调整方案后，预测可稳产7年，采收率可达45%。
深大断裂控制油藏储集层埋藏深，厚度大，油井难以钻穿整个油层。针对断控油藏油柱高度计算，建立了断控油藏油柱高度物理模型，并在此基础上，阐释了井筒温度剖面推算法的思路，推导了油水柱压力系数折算法计算油柱高度的公式，提出了考虑长方体泄流区域的动态储量反算法和考虑重力影响的等值渗流阻力法。应用这4种油柱高度计算方法，对塔里木盆地富满油田某断控油藏的2口井进行计算，结果表明，这4种方法计算的油柱高度具有一致性，2口井的平均油柱高度分别为675.39 m和634.60 m。
胜北洼陷风险探井沁探1井在西山窑组以下致密砂岩中见22层荧光级油气显示，需对所钻遇的烃源岩进行评价，确定致密油来源层系。西山窑组烃源岩在台参2井附近大部分层段为非—差烃源岩，但4 700.00~4 900.00 m层段为好烃源岩，在洼陷区的沁探1井则为中等—好烃源岩；三工河组为中等—好烃源岩。中—下侏罗统有机质整体为Ⅱ2型—Ⅲ型，在西山窑组为成熟，在三工河组和八道湾组为高成熟。烃源岩可溶有机质中链烷烃碳数分布宽，C27-C28-C29αααR构型甾烷呈反“L”型，表明以陆源高等植物输入为主的混合型有机质来源。西山窑组有机质中伽马蜡烷含量低，姥植比相对偏高，其沉积水体为相对低盐度的弱氧化—弱还原条件；三工河组和八道湾组有机质中低姥植比，富含伽马蜡烷，其沉积水体盐度较高，还原性较强。β-胡萝卜烷在三工河组全层段发育，且在部分层段颇为丰富，含量与主峰碳相当，表明这些层段具嗜盐细菌的贡献，为还原性水体沉积。据C27/C29αααR甾烷、姥植比、C19+20/C23+24三环萜烷、C24四环萜烷/C26三环萜烷、重排藿烷、β-胡萝卜烷相对含量等，可推断出三工河组原油来源于自身烃源岩；西山窑组底部原油经过二次运移，源自三工河组富含β-胡萝卜烷烃源岩层系，西山窑组中—上段油砂抽提物则与西山窑组烃源岩相关。
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。
