中国大陆长期处于全球动力学体系复合、汇交部位，具有多块体拼合、长期多阶段发展的特点，形成了一系列具有多旋回叠加地质结构的沉积盆地。在这些盆地中，海相、海陆过渡相和陆相烃源岩随热体制演变差异成熟，表现出多期生、排烃特征；海相碳酸盐岩、火山岩、碎屑岩等在成岩、构造改造等机制作用下形成多类型有效储集体，与膏盐岩、膏泥岩、泥岩等形成多套储盖组合；沿不整合面、断裂带等运移的油气在多个层系中多期聚集，受新生代构造运动的影响，油气多晚期成藏或晚期调整成藏；油气在隆起带、凸起带及其斜坡带，断裂带和不整合面相关的圈闭中富集。油气多层系聚集和多类型聚集使油气发现出现多个高峰期。中国的油气勘探不但在上覆陆相地层中发现了一系列大中型油气田，而且在下伏海陆过渡相与海相层系中也发现了苏里格、靖边、塔河、普光、龙岗等多个大油气田，在盆地深层火山岩中也发现了徐深、克拉美丽、牛东等大油气田，油气勘探呈现出立体、整体与综合勘探趋势。“立体勘探”是对叠合盆地的不同含油气领域、不同含油气层系、不同类型油气藏的整体、综合勘探。立体勘探的深度为0～10000m，平面上跳出上覆陆相盆地的边界，探索多成因类型的油气藏。已建立的富有中国特色的滚动勘探开发、复式油气藏与复式油气聚集（区）带理论构成立体勘探的理论雏形，正在发展的多旋回叠合盆地油气地质理论是立体勘探的理论基础，现代地球物理、钻探、测试、采油等先进适用技术是实现立体勘探的桥梁。立体勘探的思维与实践是对成熟探区、岩性—地层、前陆盆地、叠合盆地中下组合、陆上新盆地、近海海域、非常规油气等中国未来7大油气勘探领域开展有效、高效油气勘探的重要保证。

20世纪80年代后期至21世纪初，黄龙组成为四川盆地勘探开发热点，也是其主力储量层和产层，2008年天然气产量为68.1×10⁸m³，占四川盆地年总产量的45.8%。黄龙组天然气的地球化学特征主要表现为氦同位素是典型的壳源型，R/Ra多数为0.01；硫化氢含量低，平均值为0.27%；属于干气，甲烷平均含量为96.71%，重烃气含量低，平均为0.71%。总的看来，黄龙组天然气是低碳优质能源。该烷烃气碳同位素发生倒转，即δ¹³C₁>δ¹³C₂<δ¹³C₃。通过综合分析有机成因烷烃气碳同位素倒转的4种成因，确定黄龙组烷烃气碳同位素倒转的原因是其志留系烃源岩先期形成的具有轻的δ¹³C₂的伴生气和后期形成的具有重的δ¹³C₂的裂解气混合。

流体在低渗透致密储层中的渗流属低速非达西流，且只有在达到所需启动压力梯度后渗流才能发生。超压是油气在低渗透致密储层中运聚的主要动力，而“动力圈闭”就是油气被超压充注到低渗透致密储层中最重要的一种成藏作用，也是在低渗透致密储层中能滞留油气聚集成藏的一个三维空间。“动力圈闭”与中、高渗透储层中的构造、地层、岩性等常规圈闭相比较，除充注动力、渗流方式不同外，在油气水关系、圈闭的形态和分布上也有很大的差异。源岩与储层大范围叠置或互层，生烃超压近源充注，以及在孔缝网络中的短距离运移是形成动力圈闭的有利条件，并最终可导致地层中大面积连续含烃。源岩与储层“甜点”叠合部位的动力圈闭最容易富集油气而形成非常规油气藏。动力圈闭概念的提出，希望能为丰富石油地质学的理论、深化油气藏的分类和非常规油气藏的勘探提供思路。

中国中西部地区前陆盆地油气资源丰富，加强前陆盆地新勘探领域的研究具有重要意义。前陆盆地油气勘探多集中在挤压背斜构造、岩性圈闭、生物礁、披覆背斜、地层圈闭和断块圈闭6类勘探区，其中以挤压背斜构造为主，但其勘探难度越来越大。参考近年来全球前陆盆地领域油气勘探重大成果的实践经验，结合中国前陆盆地领域油气勘探新突破的趋势，提出了造山带变质岩推覆体之下的“隐伏层序”、前陆冲断构造的“下盘冲断夹片构造”、前陆坳陷部位深层等三个潜在油气接替区，并预测此三个接替区与前陆坳陷层序具有相同的油气地质条件，有着较大的油气勘探潜力。造山带变质岩推覆体之下的“隐伏层序”发育有成盆期沉积层序；前陆冲断带“下盘冲断夹片构造”上覆地层封盖性能好、断层涂抹系数高，具有良好的储盖条件；前陆坳陷深层领域提供了优质的储集层、有利烃源岩以及晚期发育的膏岩层或致密泥岩封盖层。勘探实践证实此三个接替区具有广阔的勘探前景。

掩伏构造是指位于掩覆断层之下，即发育于掩覆体下盘的各种圈闭构造，由掩覆断层、上覆岩系和下伏岩系3部分构成,既可以是挤压作用下的推覆成因，也可以是伸展作用下的滑覆成因。掩伏构造广泛发育于不同大地构造单元，其中以前陆盆地为代表的掩伏构造区具有良好的烃源、储盖、圈闭等成藏条件，优越的构造演化、圈闭形成、源岩生排烃、圈闭配置、储盖组合、油气保存等成藏作用，以及明显的油气运聚成藏规律，是油气聚集的有利场所。分析了制约掩伏构造区油气勘探的关键性问题，主要包括基础石油地质条件的认识程度、构造解析的客观符合率、地震资料的品质、构造成图的精度和钻井测井工艺措施的有效性，并讨论了掩伏构造区油气勘探的思路与工作要点。

针对以往利用三维纵波地震资料无法准确预测川西地区深层致密砂岩裂缝，特别是网状发育的规模裂缝系统的难题，在川西地区实施了三维多分量地震勘探。充分利用三维多分量地震纵横波地震属性、方位各向异性以及横波分裂现象估算裂缝发育的方位和密度，较好地解决了川西新场气田须家河组超致密砂岩裂缝网络系统的预测问题，为勘探和开发井位设计提供了可靠依据；同时，形成了针对不同尺度裂缝的预测方法和技术流程。钻探证实，三维多分量地震技术在川西新场地区深层致密砂岩裂缝预测中效果显著，钻井成功率由过去的50%提高到了89%。

不整合能否作为油气长距离运移的通道取决于不整合面顶板岩石的渗透性、平面连续性以及不整合面之下半风化淋滤带的岩性组合。针对陆相盆地沉积相带的多变性以及泥岩风化后物性基本不变的客观存在，并结合对济阳坳陷不整合基本结构及其油气输导能力的分析，认为陆相断陷盆地不整合结构层主要由空间上交互频繁的砂、泥岩组成，不整合渗透层及其顶部非渗透层在横向上连续性差，虽可产生油气横向、垂向两种输导方式，但输导范围局限，很难作为油气长距离运移的通道。此观点有助于改变不整合油气输导作用的传统认识，对于深化陆相断陷盆地油气成藏认识具有重要意义。

鄂尔多斯盆地上古生界的地层水主要分布在盆地边缘地区，地层水具有高矿化度特征（＞40000 mg/L）。盆地下倾方向的上古生界大面积含气，少量钻井钻遇的地层水具有很低的矿化度。地层水的矿化度与有机质的成熟度关系密切，在R_o大于2.0%的区域内，“酸点”水的矿化度降低至20000 mg/L 以下；向盆地北部边缘，随热演化程度的降低，“酸点”水的矿化度逐渐升高，至深盆气的北部边界，R_o为1.25%～1.4%时，地层水的矿化度上升至40000 mg/L 左右。地层水矿化度的这种分布趋势与常规盆地完全相反。地层水矿化度的降低源自于其相态的变化：深盆气形成过程中，逐渐升高的古地温不但使地层水溶解度降低，而且在汽化后完全失去盐离子。与此同时煤层大量生气，以及天然气稀释、溶解和扩散“汽化”的水分子，使深盆气只见气而不见水。晚白垩世—古新世，自东而西的构造挤压与抬升破坏了华北盆地深盆气原型，使深盆气仅在陕北斜坡构造部位保留，榆林—子洲气田东部出现气水过渡带。

板桥凹陷是大港油田的主要油气勘探和开发区之一。对板桥凹陷古近系层序构成样式和沉积充填的综合研究表明，在盆地幕式断陷活动和同沉积断裂差异断陷活动等构造作用下，形成了断坡带、构造调节带和断阶带3种构造坡折样式，它们制约了沉积物的分散过程和砂体堆积，对板桥凹陷层序样式和沉积体系形成分布起到重要的控制作用，构成了不同的层序构成和沉积充填模式。其中，构造调节带和断阶带控制了研究区主要砂体的展布，特别是低位三角洲或盆底扇砂体的发育和分布，有利于形成砂岩透镜体、岩性上倾尖灭、地层超覆及构造—岩性圈闭等多种圈闭类型，是寻找砂岩油气藏的有利区带。

对三肇凹陷青一段源岩生成的油向下伏扶杨油层“倒灌”运移通道类型及分布特征研究表明，三肇凹陷扶杨油层源断裂不是过去认为的从青一段底（T₂）断至嫩三段底的断裂，而应为上部消失于青一段源岩中的T₂断裂。这些断裂主要为坳陷期活动的断裂和断陷期形成、坳陷期继续活动的断裂，在整个凹陷分布广泛。三肇凹陷青一段源岩生成的油向下“倒灌”运移距离主要受青一段源岩古超压值与油“倒灌”运移阻力差的控制，同时还受到被T₂源断裂错断的扶杨油层砂泥组合关系的影响。青一段源岩生成的油向下“倒灌”运移的实际距离可达到300m，高值区主要分布在油田区域内。T₂源断裂对油成藏与分布的控制作用表现在：T₂源断裂发育区控制油聚集区域；T₂源断裂发育程度控制着油“倒灌”运移的距离；T₂源断裂附近高断块圈闭有利于油聚集成藏；距T₂源断裂的距离控制着油井产能。

鄂尔多斯盆地苏里格气田是中国目前发现的最大天然气气田，属于低孔隙、低渗透、低丰度、低产量、大面积展布的砂岩岩性气藏，含气面积达4×10⁴km²。地层水地球化学特征、地层水产状与成因分析表明，苏里格气田地层水均为CaCl₂型，呈弱酸性，总矿化度为29.12～68.30g/L，氢(δ²D) 同位素–82.7‰～–60.5‰，氧(δ¹⁸O) 同位素–6.3‰～–3.39‰， 锶（⁸⁷Sr / ⁸⁶Sr）同位素0.71365～0.71718，反映了互不连通的深层封存环境的古沉积水特征。地层水分布主要受生烃强度和储层非均质性控制，不受区域构造控制，其相对独立、不连片、无统一气水界面。

含油气盆地中断层的发育及其内部结构的变化对油气运聚成藏具有很大的影响。在前人研究的基础上，结合断裂带野外划分，综合运用地震、钻井、成像测井等资料对断层进行了定性的内部结构划分和常规测井刻度标定，总结测井响应特征，并运用指示曲线计算法和交会图法对其进行定量分析。结果表明断裂带主要由位于中部的滑动破碎带和其两侧的上、下盘诱导裂缝带等具有不同变形和物性特征的结构单元组成，而且断裂带内部结构具有明显的时空差异：时间上，同一断裂不同地质历史时期内部结构存在差异；空间上，断裂带具有横向上的不对称性、垂向上的分层性和走向上的分段性。正是这些差异引起断裂带内部不同结构单元物性的非均质特点，致使断裂带对油气的输导和封堵能力也存在时空差异。

构造变形和油气保存是碳酸盐岩层系油气勘探的主要制约因素和研究内容。通过野外露头、薄片观察、地震剖面的解释以及实验数据的分析，对黔南地区的逆冲断层及其周缘的构造变形和断层封闭性进行了研究。碳酸盐岩地区逆冲背景下，断层周缘的构造变形具有明显的分带性(破碎带和断层核)。在泥质含量较少的块状白云岩地层中，主要以高角度逆冲断层突破和节理密集发育为特征；泥页岩和泥质含量较高的泥灰岩地层中，以低角度断层突破和断层传播褶皱变形为主。灰岩和白云岩具有相似的抗压强度可能是伸展背景下碳酸盐岩变形对岩性不敏感的原因。碎裂作用和压溶作用促使围岩中泥质成分和氧化物在主断层面富集，阻碍流体运移。

在使用地质统计学工具对油藏进行序贯高斯模拟（SGS）时，通过经典的序贯高斯模拟算法所产生的实现中，非确定性因素所占的比例与数据和算法均相关。在油藏模拟过程中，只有对算法与数据均进行细致的分析，才能全面地评价所得到的实现结果，这些实现结果往往具有较大差异，甚至具有相反的趋势。SGS算法具有统计学意义，因此，数据的处理对SGS算法本身就会产生影响，消除或减少这些影响要将算法与数据相结合来分析与处理，从而做到在充分利用硬数据的前提下，完善SGS算法，最终达到优化模拟实现的结果。本文以硬数据的分布为依据，采用有条件地控制随机量所占比例的方式，在油藏模拟过程中，使随机量的比例不超过估计值的量，从而达到硬数据的地质变化趋势不至于被随机量所淹没。同时，适当地控制模拟网格点的模拟次序，让那些能搜索到更多硬数据的点优先被模拟，以达到更充分地利用硬数据减少随机噪声的加入。经改进的SGS算法比经典的SGS算法更能反映硬数据总体所带有的地质规律。

通过物理模拟研究了特低渗透油藏压裂水平井产能与裂缝产能之间的关系、裂缝产能分布规律以及裂缝数量与水平井产能的关系。利用数值模拟方法，研究了压裂水平井开发特低渗透油藏技术，对压裂水平井的水平段长度、裂缝数量、裂缝间距进行了优化设计。研究表明，特低渗透油藏压裂水平井的水平段长度越短，阶段采出程度越高，含水率上升越慢，即水平段长度不宜过长；建立了固定裂缝间距和井排距时不同裂缝数量压裂水平井相对累产油和相对采出程度对比图版。重新认识了特低渗透油藏压裂水平井渗流机理。

针对高含水油藏水驱效率低，不流动区域无法波及等问题，利用微观可视模型，研究了CO₂超越水的驱油机理、油膜运移特征以及CO₂与原油间传质过程，并提出了CO₂驱替不连通区域的驱替机制。实验结果表明,在CO₂驱油过程中，原油中的蜡不断在孔喉处沉积并堵塞孔喉，CO₂可以超越孔道中水的阻碍进一步驱替残余油，通过柱面流和柱状流两种流动方式将其中的原油驱替出来，且由于CO₂中分子聚集现象的存在，使其具有较强的溶解原油的能力，可从原油中萃取轻烃组分，对原油中重质组分具有一定的溶解能力。

为了描述残留聚合物再利用过程中絮凝剂和絮凝体在地下的运移规律和渗流特征，在化学驱模型的基础上，考虑了固体组分的滞留以及对孔隙度和渗透率的影响，建立了残留聚合物再利用调剖的三维两相五组分数学模型。分别对模型各组分方程进行了差分离散，最后转化成线性方程组进行求解，其中在对絮凝剂和絮凝体质量守恒方程求解时，利用算子分离技术将方程转化为抛物线方程和双曲线方程进行求解，提高了计算的精度和速度。建立了概念模型，对影响残留聚合物再利用调剖效果的地层参数和注入参数进行了敏感性分析。结果表明，随着渗透率级差的增大，残留聚合物再利用提高采收率的幅度先增加后减小；注絮凝剂越早、注入量及注入浓度越大，残留聚合物再利用提高采收率效果越好。

拉伸黏度是决定聚合物驱替液驱油效率最重要的参数之一。采用CaBER1型拉伸流变仪和RS600流变仪测定了聚丙烯酰胺及其共聚物的拉伸黏度和流变行为，研究了聚合物的链结构对其溶液的拉伸黏度和流变行为的影响。结果表明，聚合物溶液的拉伸黏度要比相同应变速率条件下的剪切黏度高3个数量级以上，并且随着应变增加而增加、应变速率的增加而减小。在相同浓度时具有梳形结构的聚丙烯酰胺共聚物的拉伸黏度要远大于部分水解聚丙烯酰胺均聚物的拉伸黏度；在相同剪切黏度条件下，前者的拉伸黏度是后者的3～5倍，弹性模量相差1.8倍。随着浓度的增加，二者的拉伸黏度均显著增加。

一体化网络测井处理解释软件平台是一套完全采用面向对象思想设计和开发的新一代大型测井综合应用软件系统，采用开放的Java技术，实现了勘探与生产解释一体化、本地与远程访问一体化、单井与多井处理一体化和跨平台运行。为了方便、快速和有效地将不同语言开发的应用程序无缝集成到一体化平台中，基于模块化分层思想，通过采用JNI和Socket技术，提出了一种多语言应用集成框架，使得已有的大量成熟、先进的处理解释方法，只需很少的改动就可以挂接到平台中，大大减少了开发工作量，提高了平台的适应能力和应用扩展能力。

针对现有油藏渗流理论在描述缝洞型油藏流动机理上存在的困难，基于缝洞型油藏储层的特点，提出了离散缝洞网络流动数学模型。该模型将缝洞型油藏划分为岩块系统、裂缝系统和溶洞系统；其中裂缝和溶洞嵌套于岩块中，并相互连接成网络；岩块和裂缝系统视为渗流区域，溶洞系统视为自由流动区域。阐述了模型的基本原理，推导了相应的有限元数值计算格式，通过算例验证了其正确性。算例分析结果表明，离散缝洞网络流动数学模型能够正确地描述出缝洞型油藏的流动特征。

针对介质变形对低渗透油藏压裂产能影响的定量评价问题，建立了介质变形渗流耦合模型，并应用有限元数值模拟技术对耦合模型进行求解；采用裂缝单元模型处理水力裂缝与储层区域离散的网格尺度协调问题，即将裂缝单元的质量、刚度矩阵变换叠加到储层整体模型矩阵中模拟压裂后的开发动态。模拟分析结果表明，介质变形造成储层渗透率变化是低渗透油藏压裂产能下降的重要因素，随裂缝长度增加和生产压差增大，其影响效应更加显著。

凝析油临界流动饱和度是反映凝析油流动能力的重要参数，它对凝析油的采收率、气井的产能和稳产期均存在重大的影响，因此凝析油临界流动饱和度一直是国内外研究的热点问题。建立了利用长岩心驱替装置和色谱仪确定凝析油临界流动饱和度的方法，运用该方法对某实际凝析气藏真实岩心和C₁~C₅混合物流体进行了两组实验，测定的临界流动饱和度分别为3.04%和4.66%。凝析油的流动特征分析结果表明，凝析油的临界流动饱和度很低。两组实验的对比结果表明，多孔介质会导致流体露点压力升高，束缚水和增大压差都有利于凝析油的流动。最后，通过数值模拟研究验证了凝析油的临界流动,饱和度较低。

针对水基泡沫钻井流体在水敏性地层易造成泥页岩水化膨胀，气体钻井遇到地层出水时即转换成水基泡沫钻井流体，在此过程中易造成井壁坍塌等问题，开展了油基泡沫钻井流体技术研究。研制出以油基发泡剂DRI-YF-1和油基稳泡剂DRI-YW-1为主要组分的油基泡沫钻井流体，进行了发泡体积、半衰期、流变性、抗高温和抗污染等性能评价实验。实验结果表明，油基泡沫钻井流体密度范围为0.17～0.38 g/cm³，其发泡体积和半衰期比国外同类产品高，流变性好，抗高温、抗污染能力较强。并观察了油基泡沫和油包水泡沫微观结构，提出了水进入油基泡沫前后的油基泡沫微观结构的假设模型。

针对复杂多变的井下温度影响固井界面胶结强度的问题，利用自主研制的界面胶结强度测试仪，在恒温或交替变温的条件下，对3类水泥浆体系和5种不同岩性岩心所形成的封固系统进行了第一与第二界面胶结强度的实验研究。结果表明，水泥浆凝固过程中，一界面胶结强度在室温到75℃范围内基本不受温度变化的影响；水泥浆凝固后，温度变化会使界面胶结强度显著降低，且降低幅度随温差和温度变化次数的增大而增大；水泥石弹性模量越小，一界面胶结强度随温度变化的降低幅度就越小；二界面胶结强度随温度变化的降低程度取决于水泥石的热膨胀和机械性能，与岩心性能越相近，胶结强度降低幅度越小。

确定钻井过程中工程参数的异常变化是石油钻井事故预警系统的重要内容。针对钻井过程高度复杂和输入变量众多的特点，建立了一种基于分层模糊系统的工程参数预测模型，通过参数预测模型输出与其实际值的误差来判断参数是否异常。通过模糊曲线法对预测模型的众多输入变量进行合理筛选，利用ANFIS学习算法对预测模型的结构以及隶属函数、模糊规则等参数进行训练和优化。引入动态论域概念解决模糊化时参数基准缓变产生的问题。实验表明，这种预测模型具有良好的预测稳定性，满足实时性要求，并可充分利用经验知识，准确反映工程参数的变化趋势。用钻具掉落的事故数据进行检验，结果显示该模型能够及时发现参数的异常变化，从而为事故预警奠定基础。

针对潍北油田疃3块原油高凝、高含蜡、井筒举升高能耗等导致的井筒举升难题，根据传热学基本原理和两相流理论，建立了井筒电热杆加热数学模型，利用设计的优化计算软件，得到了疃3块3口高凝油井的电加热方式、电加热深度及电加热功率。针对恒功率电伴热系统存在的缺陷，提出了一种新的电伴热优化方法，即电热杆长度、下入位置及加热点分布优化计算，并以疃3块3-X1井为例进行了优化研究。结果表明，恒功率电伴热优化后3口井的加热深度由原来800 m变为448～492 m，人工补充热量由最初的8 kW降至3.69～5.56 kW，降幅达30.5%～53.88%。对电伴热段进行均匀分段，适当增加分段数，可有效降低井筒举升能耗。将油井3-X1的加热段均匀分为10段，每段长度为45 m时，人工补充热量为4.25 kW，与恒功率电伴热系统相比，井筒举升能耗进一步降低23.6 %。

根据预应力隔热管在制造、下入和注蒸汽等工况下的受力变形特点，建立了基于最佳胀率原理的隔热管内、外管设计计算力学模型，推导出相应工况下隔热管在井口和井底封隔器位置处的最大胀率、最小胀率和比例胀率的计算公式。利用Visual Basic语言编制了相应的计算软件，对胜利油田多口热采井预应力隔热管进行了计算分析，得到了不同下入深度和注汽温度时隔热管最佳胀率设计值。结果表明，最佳胀率设计方法可以满足注蒸汽条件下隔热管强度设计要求；在下入工况下，井口隔热管内外管胀率随下入深度增加而线性减少；在注汽工况下，隔热管的胀率要比下入工况下的增加显著；建议在隔热管胀率设计时要以注汽时隔热管受力为基准，采用比例胀率方法进行设计。

在钻井液—井壁界面形成高效率半透膜是一种新的阻水思路。利用活度控制原理，半透膜具有调控水流方向的作用。半透膜通过膜污染进一步转换成隔离层之后，能阻止外来物质进入地层，起到稳定井壁和保护储层的作用。以自制纳米胶乳NM-1（平均粒径为65 nm）和无机纳米粉体NMTO为主剂，配制出纳米钻井液；用渗透压法测定了纳米钻井液的半透膜效应，膜效率为65%；采用滤失量测定法评价了钻井液的隔离层效应，API滤失量在120 min后随时间变化的增量几乎为零，其承压能力在3.5 MPa以上。将成膜后的岩心切片，用扫描电镜分析了膜的内部微观结构。研究表明，半透膜是通过纳米胶乳粒子与聚合物形成网络结构后形成，隔离层是在半透膜的基础上通过乳胶粒的变形、填充、高温黏结而形成的，其厚度为50~60 μm。

水泥浆顶替过程中环空边界处的泥浆所受的剪应力最大，随着顶替界面从环空最大流速位置处逐渐向两边扩展，泥浆层各处所受的剪应力逐渐减小，直到环空边界处的剪应力等于泥浆的动切力，顶替界面不再扩展，形成稳定的顶替边界。根据水泥浆顶替泥浆过程中顶替界面达到稳定的平衡条件，建立了偏心环空不同周向角下套管和井壁处的泥浆滞留层边界位置计算模型，通过计算表明：随着套管偏心度的增大，宽间隙处的剖面顶替效率变化不大，而窄间隙处的剖面顶替效率却急剧下降，易形成泥浆窜槽；泥浆滞留层首先在井壁处出现，井壁处的泥浆滞留层厚度和范围要明显高于套管处，严重影响第二胶结面固井质量，应重点加强第二胶结面顶替效率和固井质量技术的研究。

针对金属磁记忆检测管道缺陷判定准则的局限性，通过构造基于梯形模糊数的最大、最小贴近度的模糊核函数，提出了一种基于模糊核支持向量机的缺陷识别方法。通过构建识别函数，将管道状态划分为应力集中、微观缺陷和宏观缺陷3个等级。通过比较未形成缺陷的应力集中区域与微裂纹缺陷的特征，构造了五维支持向量机输入特征向量：小波包频带能量增量、修正傅里叶系数、区域信号的峰峰值、信号的检测切向梯度和检测法向梯度。通过实验设计，对采集的磁记忆信号进行特征提取和缺陷识别。与传统线性核与多项式核识别结果进行比较，分析表明该方法能够有效识别管道缺陷，为金属磁记忆技术精确测定管道缺陷提供了一种新方法。

一些室内实验测量到了低渗透储层存在启动压力梯度的现象，由于该现象对油田开发十分重要，关于启动压力梯度是否存在的问题，需要进行深入的研究。由于测量启动压力梯度时采用的是单相流体，单相流体并不存在毛管压力，因此，毛管压力不是启动压力梯度存在的原因。边界层中的流体并非不流动，而是流动滞缓，因此，边界层效应也不是启动压力梯度存在的原因。研究结果表明，实验室测量到启动压力梯度现象，主要是由于流量测试困难和测试时间太短所致，表皮效应加剧了启动压力存在的假象，注水井存在启动压力是由于井底污染和润湿滞后所致，流体在地层中流动并不需要启动压力梯度。