在全球范围内，西伯利亚、非洲、东欧、印度、阿拉伯、澳大利亚等克拉通，均有中-新元古界至下寒武统原生油气与油气藏的报道，特别是东西伯利亚与阿曼两地，现探明的油气储量业已达到十亿吨级至亿吨级油当量的规模，证明中-新元古界的原生油气仍是一个值得关注的能源资源领域。中国中-新元古界，乃至下古生界，热演化程度普遍处于过成熟状态，不利于液态石油的保存，目前尚未发现其原生油田，但是，在一些地区已发现大量中-新元古界油苗，或大规模的沥青脉，剖析其中-新元古界的含油性，有利于指导中-新元古界原生油气资源的勘探。以扬子克拉通川西北龙门山前山带，以及华北克拉通燕山北部坳陷带为例，由于上覆沉积盖层累计厚度较薄，中-新元古界无深埋经历，或者岩石圈异常增厚，形成“冷圈、冷盆”的地质条件，中-新元古界原生烃类始终处于石油“液态窗”内，仍有利于中-新元古界原生油气资源的保存。

通过对四川盆地侏罗系石油的资源潜力、油藏类型、裂缝型储层及勘探开发技术适应性等4个方面进行的再认识，作者认为：①四川盆地侏罗系的石油资源量可能比目前的（10~11）×10⁸ t 要大得多。②它是一种特殊类型的大面积非常规致密油聚集，没有明显圈闭界限；没有明显边、底水及油水界面，属“无水油藏”；浮力与重力分异不明显，缺少大规模二次运移，源内或近源聚集；储层具有特低孔渗、双重介质特征；大面积整体含油，多层系叠合连片，“连续”分布在斜坡及凹陷区，不受局部构造控制而受岩性控制，含油范围以油井分布范围划定，往往是先有产量后有储量。③不能把侏罗系油层简单定性为“裂缝型”，裂缝是测试及生产初期获得高产的必要条件，但各类孔隙对储量和长期低产稳产有重要贡献。④这类非常规致密油的储量规模很大，但是要采用以压裂为主的非常规技术进行开采。建议以龙岗地区沙溪庙组为突破口，推动四川盆地石油勘探开发打开一个新局面。

陆相断陷盆地洼槽区通常被当作生、排烃区而非油气成藏区，故在被证实具有生排烃能力之后，往往被以寻找油气藏为主的勘探工作所忽视。依据渤海湾盆地冀中坳陷古近系和二连盆地白垩系多年油气勘探实践，提出了陆相断陷盆地洼槽区多元控砂、优势成藏、主洼槽控制油气分布、三主元因素控制油气规模富集、构造油气藏与地层-岩性油气藏具共生互补性等洼槽聚油新认识，指出洼槽区反转构造带翼部扇三角洲前缘、缓坡坡折带三角洲前缘、湖底扇、断层根部河道砂等是形成规模富集地层-岩性油气藏的有利场所和勘探的有利方向。应用这一理论，华北油田在断陷盆地洼槽区发现了数亿吨石油地质储量。

准噶尔盆地腹部侏罗系主要发育辫状河、三角洲和湖泊等沉积相类型，其岩石类型以成分成熟度低的岩屑砂岩和长石质岩屑砂岩为主，压实作用是控制储层质量的主要成岩作用。通过铸体薄片和物性资料综合分析，认为准噶尔盆地莫索湾地区在埋深 3500～4500m 发育孔隙度和渗透率较高的优质砂岩储层带，且此深部优质储层带是原生孔隙带，而非次生溶蚀孔隙带。结合测井资料分析，认为莫索湾地区存在欠压实带，该区莫13井、莫15井、盆5井等在欠压实带均表现出高声波时差、低视电阻率等异常。该区欠压实引起的异常高压大大削弱了正常压实作用对深部地层的影响，是造成该区深部优质储层发育的主要原因。研究区欠压实砂岩储层分布具有明显规律，即砂泥比越低，泥岩层厚度越大，越容易发育欠压实砂岩储层。

对塔里木盆地东部中上奥陶统却尔却克组碎屑岩中多个泥岩样品的热解有机碳分析、英东2井岩心详细描述及多条二维地震剖面的综合解释表明，在巨厚的却尔却克组碎屑岩地层的中下部存在一套累计厚度约100m的海相烃源岩。这套烃源岩总有机碳含量可达1.23%；具有较高的自然伽马值和低电阻率值；在地震剖面上具明显的强相位反射特征。该套烃源岩在塔里木盆地东部均有分布，向东、西两方向分别超覆尖灭于罗西台地边缘和古城—轮古东台地边缘，在南北方向上，分别断失在车尔臣断裂、孔雀河断裂发育处，其中西北缘超覆在孔雀河斜坡处。却尔却克组海相烃源岩是在海侵背景下，大规模海底扇发育间歇期，水体相对安静时沉积的一套深水陆棚—盆地相泥岩。

比如盆地中上侏罗统拉贡塘组以一套半深海—深海相浊积沉积体系为主，不完整的鲍玛序列为其标志性沉积构造。通过对残留盆地不同部位观测点数据统计、样品测试与分析，认为拉贡塘组烃源岩累计厚度巨大，有机质类型以Ⅰ型与Ⅱ₁型为主，有机质丰度较高，TOC主峰分布在0.40%~1.20%；拉贡塘组有机质R_o主峰分布在2.0%~5.0%，处于高—过成熟演化阶段。对拉贡塘组烃源岩热演化指标R_o偏高的原因进行探讨，初步认为特提斯构造域独特的构造演化背景下，中生界的褶皱、堆垛加厚，以及燕山期—喜山期岩浆、热液等方面作用，引起中生界区域变质作用与局部构造变质作用，很可能是导致中生界有机质高演化及其出现演化程度地区性差异的重要因素。由此提出，青藏高原油气勘探与评价应注重喜山期构造演化对油气富集与保存的研究。

柴达木盆地北缘地区的中下侏罗统是主要的油气源岩，而其中的大煤沟组七段是优质油气源岩。为了进一步评价柴达木盆地北缘东段侏罗系生烃能力，系统采集了大煤沟剖面中下侏罗统大煤沟组的泥岩、油页岩、碳质泥岩、煤岩等样品，并进行了系统的常规的有机地球化学分析（有机碳，S₁+S₂，I _H，沥青A，总烃，H/C与O/C值，干酪根，碳同位素组成δ¹³C，生物标志化合物规则甾烷的组成等）。结果表明，大煤沟组一段与七段一样，是优质油气源岩，这是柴达木盆地北缘地区的新发现。大煤沟组孢粉的显微沉积有机质组成及有机质类型的研究也证实了上述结论。在对盆地中-下侏罗统进行油气资源评价及勘探部署时，对大煤沟组一段的优质油气源岩应给予足够的重视。

松辽盆地徐家围子断陷深层天然气甲烷碳同位素重，且烷烃碳同位素序列大部分为倒转和反序。关于这些碳同位素反序的天然气是有机成因还是无机成因，一直存在争议。为此，进行了一系列烃类生成和合成实验。利用徐家围子断陷幔源二氧化碳进行了费-托合成实验，其烃产物大部分未发生碳同位素反序。选取松辽盆地深层沙河子组低成熟烃源岩，开展了生气模拟实验，并在对模拟产物进行化学组成和碳同位素测定的基础上,根据模拟实验温度条件与地质条件的差异，客观地选定了化学组成和碳同位素特征均与徐家围子断陷深层天然气一致的端元气，进行泥岩和煤生成的烃气产物在理论上的混合。混合结果表明，两种有机成因的端元气，在一定的混合比例区间内，会发生碳同位素倒转和反序。因此，无机合成的烃气碳同位素并不一定反序，而有机成因天然气混合也可能出现碳同位素反序现象。对生气模拟实验结果、现代火山泉水逸出气以及研究区源岩生烃条件综合分析表明，徐家围子断陷深层天然气以有机成因气为主。

自近年在海拉尔盆地乌尔逊凹陷大磨拐河组发现工业油流以来，其油气来源、成因机制及资源潜力倍受关注。系统油-油对比、油源对比表明，乌尔逊凹陷南部（简称乌南）大磨拐河组和南屯组原油物性特征、正构烷烃分布、母质类型和沉积环境相似，南屯组原油的成熟度稍高于大磨拐河组，但均属于成熟原油，并且这两个层位的原油均主要来自南屯组烃源岩。大磨拐河组油藏与南屯组油藏不具伴生性，以及储层含油包裹体颗粒指数（GOI）分布、包裹体均一温度和原油成熟度变化表明，乌南大磨拐河组油藏形成时期晚于南屯组油藏，为南屯组古油藏调整而形成的次生油藏。乌南原油具有“两期成藏、早聚晚调”的成藏特征，在伊敏组沉积中期，南屯组烃源岩生成的油短距离侧向运移，受断层遮挡聚集在同层的储层中；伊敏组沉积末期—青元岗组沉积时期盆地抬升回返，乌南次凹发生褶皱式反转作用，东翼断层活动强烈，南屯组油藏破坏，原油被调整到大磨拐河组形成次生油藏，故大磨拐河组油主要富集在反转构造上。

四川盆地在中三叠统雷口坡组沉积时期处于局限—蒸发台地—台地边缘沉积环境，勘探实践证明雷口坡组的储层发育台内滩和台缘滩两类颗粒滩，不同类型的颗粒滩储层具有明显分异。通过对两类颗粒滩特征及形成条件的深入分析，指出台缘环境浪基面影响深度最大可达20m，沉积物可容空间大，形成的单滩体厚度大，早期暴露几率小，较大的上覆地层静压易使颗粒呈格架支撑，喉道减小，有利于滩体内部粒间孔保存，储集空间以（溶扩）残余粒间孔为主；而由于台缘环境的遮挡，台内环境的浪基面影响深度一般为2~3m，颗粒滩在局部微地貌高地发育，厚度较小，暴露几率大，早期大气淡水可影响单旋回台内滩中上部，储集空间以粒内溶孔和铸模孔为主。沉积环境形成的物质基础是后期成岩演化与孔隙演化的关键，影响了颗粒滩储层最终的储集面貌。

近年来渤海湾盆地辽河坳陷兴隆台潜山结晶基岩勘探获得重大突破，Xg7、Xg8等井深层钻探揭示了千余米含油幅度的大型潜山内幕油藏，形成了亿吨级储量规模。通过对潜山钻井取心、岩屑资料的详细研究，认为兴隆台结晶基底由变质岩和岩浆岩组成。变质岩是潜山的主体，岩浆岩为后期岩脉，以中酸性为主，厚度为1～50m，十分发育，在潜山古老的变质岩中穿插分布。通过岩石物理特征研究建立了岩性与测井曲线的对应关系，应用自然伽马、岩石密度与补偿中子等测井曲线来识别潜山结晶基岩的岩石类型。潜山储集空间类型主要为构造裂缝、破碎粒间孔等，岩性不同、构造改造程度不同，储层发育程度也不同。在同种应力作用下储层的发育程度取决于岩性，同种岩性储层的发育程度取决于应力，并按照暗色矿物含量的多少形成了优势岩性系列。这些最新的研究成果，有效地指导了兴隆台潜山的油气储量计算和勘探开发。

甫沙—克里阳地区位于西昆仑山弧形构造带的东段,是研究西昆仑山前冲断带变形特征的关键区域。在详细地面地质调查和钻井分析的基础上，利用最近完成的高分辨率地震资料，对甫沙—克里阳地区的新生代构造变形特征进行了研究。认为研究区自南向北由甫沙、柯克亚和固满—合什塔格3排构造带组成，其中甫沙构造带的结构特征在横向上有较大差异；3排构造带变形时间由南向北变新，冲断带表现为“前展式”的变形，同一排构造带的变形存在着由西向东迁移的特征；研究区新生代总缩短量为54.5km，缩短率为35.9%；新生代构造变形对研究区的油气聚集具有重要的控制作用，甫沙构造带的深层构造是下一步最有利的勘探领域。

位于准噶尔盆地南缘西段的托斯台背斜经历了强烈的构造变形，地表出露丰富的断层相关褶皱现象，是北天山山前典型的断层相关褶皱及其叠合的复杂构造单元。笔者从过托斯台背斜地震剖面的构造分析入手，以地表和钻井揭示的构造现象为约束条件，配合基于断层相关褶皱几何变形的数值模拟，建立了与实际数据吻合的构造几何模型，将构造解释的多解性限制在合理的范围内，并通过正演平衡地质剖面制作，再现了托斯台构造几何变形的运动学过程。分析表明准噶尔盆地南缘山前西段存在多期次的构造逆冲推覆与叠加，侏罗纪至白垩纪期间，构造活动以向地表逆冲推覆为主，形成垂向叠加的双重构造；喜山晚期，则以隐伏逆冲为主，形成现今的托斯台断坡背斜，推覆位移量达12km。

珠江口盆地珠一坳陷发育众多断层圈闭。对已钻断层圈闭的研究表明，在油源区及其附近，断层侧向封闭性及断层岩的破坏强度是决定断层圈闭钻探风险大小的主控因素。利用断层岩泥质含量、断层岩埋深及断层倾角余弦的乘积SDD间接定量表征断层的侧向封闭性，用断层圈闭油气藏形成之后断层再次活动形成的断距除以断层圈闭油气藏形成时的古断距与断层圈闭油气藏形成之后断层再次活动形成的断距之差,再乘以断层的活动频数定量表征断层岩破坏强度。通过绘制断层圈闭的钻探成功率与SDD、断层岩破坏强度关系散点图，确定研究区各目的层段断层圈闭钻探成功所要求的SDD和断层岩破坏强度的临界值；再根据此二临界值绘制断层圈闭钻探风险评价图版，来对未钻断层圈闭进行钻探风险评价。预测结果表明，研究区可供钻探的12个断层圈闭中，有5个钻探风险较小，是近期重点考虑实施钻探的目标，有7个钻探风险过大，不建议实施钻探。

塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏是以缝洞为主要储集空间的特殊型油藏。区域构造演化与古岩溶发育关系密切，塔河地区奥陶系碳酸盐岩经历了加里东中期及海西早期岩溶作用，海西早期裸露风化壳岩溶作用是塔河岩溶储集体发育的主要因素。塔里木盆地北缘一间房、硫磺沟、三道班和五道班等地区奥陶系古岩溶露头地质调查及塔河油田储集体发育特征揭示该区奥陶系碳酸盐岩存在地下河系统型、岩溶洞穴型和溶蚀孔缝型3大类型的缝洞系统发育模式。地下河系统和岩溶洞穴是最主要的储集体类型。断裂带附近是缝洞系统发育的密集带；古地貌控制了缝洞系统的平面分布，岩溶台地内的峰丛洼地区溶洞最发育，其次以岩溶缓坡内的丘峰洼地区和丘丛垄脊槽谷区古岩溶缝洞系统发育程度高；垂向上溶洞发育具有明显分带性，表层岩溶带是最重要的岩溶发育段。

根据流体力学和渗流力学的相关理论，考虑阶梯水平井穿越3个独立断块油层的情况，建立了阶梯水平井井筒管流与地层渗流耦合的数学分析模型。在该模型中，对于水平生产段，采用质量守恒原理和微元线汇理论，分析了沿程流入对井筒内压降的影响，导出了阶梯水平井井筒内生产段的压降计算公式；对于各个油层之间的连接段，建立了不同曲率半径情况下的压降计算方法。同时，考虑了阶梯水平井穿越的断块油层具有不同的生产能力，推导并提出了数学模型的求解方法，并编制了相应的计算程序。利用该分析模型，可以求解阶梯水平井井筒沿程压力分布及产量分布。模拟计算表明，阶梯水平井在生产时，产量受各个油层的生产能力和水平井筒的摩阻共同影响，且物性较好的储层在水平井的跟端，物性较差的储层在水平井的指端对开采较有利。

从相对渗透率曲线和物质平衡原理出发，根据不同的相对渗透率形态推导出注采平衡条件下Arps广义递减模型，即指数型、双曲型和调和型产量递减方程，分析了广义模型简化为常规模型的条件，指出油相相对渗透率曲线特性对产量递减类型和递减模型参数的重要影响。实际应用结果表明，Arps广义模型能有效描述低渗透油田的产量递减规律。油相相对渗透率曲线形态决定产量递减类型，油相相对渗透率递减越快，产量递减率越大。

考虑流体在低渗透油藏流动过程中的非线性渗流特征和启动压力梯度的影响，基于动态渗透率的概念，建立了综合考虑非线性渗流和拟线性渗流的三维油水两相油藏数值模拟数学模型，通过全隐式差分格式建立了低渗透油藏数值模拟数值模型，并采用预处理共轭梯度法进行了求解。通过对均质油藏五点法井网和大庆油田某区块的计算结果表明，启动压力梯度对低渗透油藏的压力场有着显著的影响，在定产条件下，启动压力梯度越大则压力变化越剧烈，压降的影响范围越大，注采井间的压力梯度越高。由于非线性渗流规律较好地表达了流体在低压力梯度下的流动规律和最小启动压力梯度的影响，因此采用非线性渗流规律计算的压力变化要比拟线性情况平缓，更加符合低渗透油藏的开发实际。

利用流变仪、界面张力仪、激光粒度仪、微观驱油和驱油物理模拟等装置，通过实验筛选出了驱油用黏弹性颗粒驱油剂（PPG）样品，评价了其应用性能；研究了PPG与聚合物及表面活性剂间的相互作用规律，设计了非均相复合驱油体系，评价了其在胜利油田高温高盐、聚合物驱后油藏条件下的提高采收率效果。结果表明，驱油用PPG能够在多孔介质中运移并通过在孔喉处的堆积—堵塞—压力升高—变形通过来改变已形成的优势通道，具有比聚合物更强的扩大波及能力。PPG与聚合物复配后能够增强体系的黏度与黏弹性能，因而PPG与表面活性剂和聚合物组成的非均相复合驱油体系具有比聚合物驱更强的扩大波及体积能力和与复合驱相似的洗油能力。在双管模型渗透率级差为（1000∶5000）×10^-3 μm² 时，在胜利油田高温高盐油藏条件下可提高采收率22.5%，在胜利油田孤岛中一区Ng3聚合物驱后的油藏条件下，可进一步提高采收率19.1%。

与浆体管输不同，水平井筒从趾部到根部随着地层流体的流入，井筒内流体流量逐渐增大，井筒内各个部位的流态随着井筒内流量的变化而变化。根据液固两相稳态流流态理论，流态依次从非均质悬浮流加固定床或流动床组合到单个非均质悬浮流。流态的变化引起了井筒内压力梯度、固定床层或流动床层高度等流动参数的变化，从而造成稠油携砂能力的变化。根据上述理论，建立了考虑变质量流水平井筒稠油携砂机理模型，并用其计算得到了井筒内压力梯度、固定床层或流动床层高度分布，为评价水平井筒稠油携砂能力提供了依据。

储层含油气饱和度是储量评价的基础。在以Archie公式为核心的储层含油气饱和度评价方法中，岩电参数是Archie公式应用的基础。通过开展岩电参数研究实验，对利用风干法和自吸增水法建立碳酸盐岩岩心含水饱和度进行了对比。研究结果表明，由于碳酸盐岩岩心孔隙结构、润湿性复杂，依靠自吸水方式，含水饱和度高于一定值后岩心将表现出不再自吸水的现象。自吸增水法所能够达到的最高含水饱和度一般都低于50%，相对于自吸增水建立的岩心低含水饱和度时的电阻率，被模拟地层水100%饱和时的岩心电阻率R_o 普遍偏高，100%饱和状态下的岩心电阻率大都偏离了低饱和度数据点拟合线的延长线。风干法和自吸增水法获得的指数n和系数b数值上具有明显区别，但变化趋势一致，且两种饱和度建立方法获得的指数n都与孔隙度具有较高的相关性，且都随孔隙度增大而降低。对基质孔隙度、渗透率都差的碳酸盐岩储层岩石的岩电研究中，含水饱和度建立十分困难。根据碳酸盐岩气藏成藏后气水运移规律及气藏内部气水平衡过程，风干法所获得的岩电实验关系更符合碳酸盐岩气藏含气饱和度评价的需要。

将复杂的裂缝性地质体离散成相对简单的单元，分析了单元中裂缝产状与地应力配置关系，推导得到了主应力坐标系下裂缝渗透率的计算公式;根据各单元的裂缝渗透率在整体的笛卡尔坐标系中投影，推导出了整体坐标系中的渗透率计算公式；对比数值模拟建模过程中习惯使用的几种笛卡尔坐标系，优选出其中一种，各轴分别对应优势裂缝的走向、倾向和垂向，在此坐标系下计算得出的沿着各个坐标轴方向的渗透率，不仅可以很好地反映裂缝渗透率的方向性，还可以体现出不同走向的裂缝对渗透率的贡献，使计算得出的裂缝渗透率更具有实际意义。以石港—桥河口地区实际建模为例，给出了坐标系的优选方法，并对几种坐标系之间的关系进行了说明。

为缩短深水低温固井候凝时间，开展了锂盐早强剂对油井水泥低温水化能力和性能影响的研究。结果表明，锂盐早强剂通过加快水化保护膜破裂使水化诱导期缩短的方式提高油井水泥中C₃S、C₂S 低温水化能力，从而明显缩短油井水泥的低温稠化时间，提高低温抗压强度，并且对水泥浆初始稠度无影响，表现出优异的低温早强功效。锂盐早强剂对油井水泥的水化产物类型无影响，水化产物主要为硅酸钙凝胶、Ca(OH)₂晶体和少量钙钒石AFt晶体，与单纯油井水泥水化产物一致，但水化产物的微观结构较常规水泥石致密。

目前合成基钻井液体系在深水钻井中应用比较广泛，其低温流动性也成为深水钻井中较受关注的问题。通过测定线性α-烯烃合成基钻井液在不同组成时的黏度-温度特性，研究了乳化剂种类、有机土加量、油水比以及钻井液密度等对合成基钻井液低温流动性影响，探讨了基油种类和黏度对油包水钻井液的黏度-温度特性影响。实验结果表明，乳化剂种类是影响线性α-烯烃合成基钻井液低温流动性的最主要因素，其次是有机土加量和油水比，而加重材料对合成基钻井液低温增稠程度影响较小；基油低温黏度是影响深水合成基钻井液体系黏度的重要因素。线性α-烯烃合成基钻井液较矿物油和气制油基钻井液具有更优的低温流动性，可以应用于深水钻井作业。

深水钻井遇到的重大潜在危险因素之一是浅层气所引起的气体水合物问题。气体水合物稳定存在于低温、高压条件下，如果在深水钻井管线中生成，会造成气管、导管、隔水管和海底防喷器等的严重堵塞，且不易解除，从而危及工程人员和钻井平台的安全。利用新研制的天然气水合物抑制性评价模拟实验装置，初步探索了搅拌条件、膨润土含量及钻井液添加剂对气体水合物生成的影响规律。研究表明，搅拌和膨润土的存在可以促进水合物的生成，而多数钻井液添加剂则对水合物的生成有一定抑制作用。研究了常用水合物抑制剂作用效果，实验表明，动力学抑制剂不能完全抑制水合物的生成，其最佳加量为1.5%；热力学抑制剂虽能最终抑制水合物的生成，但加量较大，NaCl抑制效果好于乙二醇；动力学与热力学抑制剂复配具有很好的协同作用。在实验基础上优选了适合于3 000 m水深的深水钻井液用水合物抑制剂配方。

为了阐明煤层中端割理和面割理等不连续面对井壁稳定的影响，利用三维离散元来分析煤层水平井井壁稳定，实现了在三维空间中对不连续面的仿真。在充分、真实反映煤岩割理特性的基础上，对煤层水平井进行了井壁稳定数值模拟分析。提出了虚拟节理和内外双层建模技术，虚拟节理技术可实现节理在各个方向的随机分布和动态的断裂分析，内外双层技术可降低计算量和消除边界的影响。模拟了沁水盆地3号煤层面割理和端割理的实际分布情况，最大程度反映了煤层的真实微观特征。通过分析井眼的走向、井径、井底压力和割理密度对井壁稳定的影响发现，当面割理的走向与井眼的走向相互垂直时，井壁最稳定；当两者相互平行时，井壁最不稳定。割理密度越大，井壁的稳定性越差；井径越大，井壁越不稳定。当不考虑渗流时，井底压力越大，井壁越稳定。

钻井过程中钻头的黏滑振动会导致钻头失速，引起钻机旋转系统发生故障，从而降低钻井渗透率，增加钻井成本。为此建立了钻机扭转特性模型，并提出了自适应PID控制策略用于抑制黏滑振动。首先对系统进行输入状态线性化控制，补偿钻机非线性特性引起的黏滑运动；其次设计自适应PID控制，使其在旋转系统参数大范围的变化和不确定的情况下，自适应控制保证系统输出的跟随控制及最优工作状态，同时PID控制加快系统动态响应速度，缩短系统调节时间。针对钻机扭转特性模型及钻头和岩石间摩擦扭力模型进行仿真试验，结果表明，自适应PID控制可有效抑制钻头的黏滑振动，改善钻机旋转系统工作的动态及静态响应特性，提高系统的稳定性和可靠性。

丛式井组钻井平台位置优选是丛式井钻井技术中的关键问题之一。根据地质靶点的分布情况，将“控制靶点位移之和最小”，或“控制井眼长度之和最小”，或“控制钻井成本之和最小”等条件作为优选平台位置的指标（目标函数），建立了丛式井钻井平台位置优化数学规划模型，并根据遗传算法的理论原理对模型进行了求解。实例分析表明，所建立的模型及遗传求解方法能够在综合考虑地面限制条件等环境因素的前提下，优选出钻井平台位置，并满足现场安全钻井施工的要求，同时大幅度降低了钻井综合成本，发挥出了丛式井钻井技术的优势。

基于特征正交分解(POD)技术，开发了一种进行埋地热油管道正常输送、停输及再启动3个过程计算的高效算法。首先采用有限差分法和有限容积法建立基础样本，然后通过奇异值分解（SVD）算法得到管道停输后的沿线油温、土壤温度场和再启动流量基函数库，并插值得到任意计算参数条件下的谱系数，最后进行重构。该算法可在少量计算条件数值模拟的基础上，快速、准确地求解其他条件下停输再启动过程的相关参数。实际算例表明，POD模拟结果与直接数值解法相比，温度偏差在0.05℃以内，流量偏差小于3%。POD算法计算速度显著提高，单算例平均耗时小于0.1 s，而数值算法单算例平均耗时约20min。

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在油藏温度下，采用ADSA（axisymmetric drop shape analysis）技术测定了不同压力下CO₂/原油和N₂/原油体系的平衡界面张力。实验发现，原油与超临界CO₂接触的初始阶段存在强烈的扩散作用，原油中的轻质组分被超临界CO₂溶解抽提，并且随着压力的增加，这种溶解抽提作用增强；原油与N₂接触时，也存在相互扩散作用，但在本实验所测试的压力范围内（小于36 MPa）并不明显。两种体系的平衡界面张力随着压力的升高逐渐降低，其中CO₂/原油体系的平衡界面张力降低的幅度明显大于N₂/原油体系；N₂/原油体系的平衡界面张力随压力基本呈线性变化。在CO₂/原油体系中，当压力低于17.7MPa时，平衡界面张力下降非常快；当压力大于17. MPa时，CO₂/原油体系的平衡界面张力下降较慢。

地质模型作为开发地质研究最具有代表性与综合性的成果，是对储层沉积特征、储层非均质性、储层物性与流体特征的综合反映，也是可直接用于油藏工程设计与数值模拟计算的唯一定量化综合数据体，其重要性日益得到显现。从定量地质学、多学科储层地质学、分类型地质模型和储层建模方法4个方面总结了中国储层地质模型20年来的主要成果，并指出地球物理的发展、煤层气和页岩气模型的建立、成因单元内部构型模型的建立以及多学科联合是未来这一研究领域的发展趋势。