通过对鄂尔多斯盆地奥陶系沉积特征、烃源岩条件、储层类型及成藏主控因素的综合分析，认为奥陶系存在盆地中东部风化壳、古隆起周边白云岩体、台缘相带和盆地东部奥陶系盐下四大成藏区带。结合天然气勘探最新进展，优选出奥陶系岩溶风化壳作为勘探的现实目标；同时认为古隆起周边白云岩体、台缘相带及盆地东部奥陶系盐下等三大领域发育多类有效储层及圈闭，成藏潜力巨大，是盆地海相碳酸盐岩天然气勘探的接替领域。

鄂尔多斯盆地富县—正宁地区延长组砂岩储层主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和裂隙作用,成岩自生矿物以绿泥石、自生石英和方解石为主。根据油气包裹体寄主成岩矿物的形成时间序列,识别出两期油气包裹体：第1期油气包裹体主要分布在石英、长石粒内愈合的、未切穿次生加大边的微裂隙及石英次生加大边内侧；第2期油气包裹体分布在晚期微裂隙和晚期亮晶方解石胶结物中。油气包裹体均一温度分布呈双峰型:早期峰值温度为110～120℃；晚期峰值温度为140～150℃。对油气包裹体均一温度、盐度、密度分析表明,研究区延长组油气为“一期两幕”成藏，且具有“边致密，边成藏”的特点。结合研究区延长组热演化史及储层伊利石K-Ar 同位素定年结果研究表明,研究区主要油气成藏期为早白垩世（距今95～120 Ma）。

松辽盆地南部火山岩储层是由孔、缝、洞构成的多孔介质储层，其储集空间类型多样、结构复杂，储层物性在空间上变化大，非均质性强，相变快。在勘探过程中需要解决的首要问题就是弄清楚火山岩储层形成的主要控制因素。通过地质、测井和地震资料，结合现有勘探成果，分析发现松南地区火山岩储层发育的三级控制规律：①火山机构类型控制储层发育程度，流纹质火山机构储层物性最好；②火山机构-相带控制储层展布，火山口-近火山口相带物性最好；③成岩作用和构造裂缝控制储层有效性，隐爆角砾岩化作用、风化淋滤作用以及裂缝使储层物性变好。清楚认识火山岩储层发育的控制因素，对储层预测及今后气田的有效开发具有重要意义。

利用露头、岩心、测井、地震、分析化验等资料对新疆北部石炭系火山岩风化壳进行了综合研究，建立了利用风化指数识别风化壳结构的模型。火山岩风化壳具有土壤层、水解带、溶蚀带、崩解带和母岩5层结构，其中溶蚀带、崩解带储层物性最好。火山岩风化壳储层孔隙喉道半径分布概率呈现出双峰特征；储集空间类型主要包括溶蚀孔隙型、孔隙裂缝型、裂缝型和洞缝型4类，其中溶蚀孔隙是其主要储集空间，裂缝是其主要的渗流空间。在断裂不发育处火山岩风化壳有效储层厚度可达510 m，在断裂发育处有效储层可深至风化面之下1100 m。火山岩风化壳储层主要分布于古地貌高部位、斜坡带和低部位的断裂发育处，其形成受控于古地貌、断裂和风化淋滤时间。

塔河油田南部志留系储层主要发育于柯坪塔格组上段、中段和下段，与上覆泥岩组成3套储盖组合，其油气藏类型可分为构造地层复合油气藏、地层不整合遮挡油气藏、岩性油气藏以及地层超覆油气藏。岩心微观观察、原油地化特征、自生伊利石K-Ar测年及流体包裹体均一温度研究表明，塔河油田南部志留系以多期充注、多期成藏为特征，加里东晚期—海西期为稠油、沥青主要形成期，可动油成藏期为喜山期。油气成藏主要受古构造及其演化、断裂-砂体-不整合面组成的输导体系以及优质储层的控制，油气成藏模式可概括为“多期充注、多期调整、喜山定型、储层控富、输导控藏”。塔河油田南部志留系资源潜力可观，志留系剥蚀尖灭线附近有利于成藏。

运用X射线衍射技术，对四川盆地南缘长宁—兴文地区下志留统龙马溪组39个露头泥岩/页岩样品进行了定性和定量分析。结果表明，龙马溪组泥岩/页岩矿物成分以黏土矿物和石英为主，平均含量分别为53.39%和29.15%;其次为方解石，平均含量为5.46%;另外，还含有少量的长石、白云石、石膏、黄铁矿等矿物。龙马溪组为浅海陆棚沉积，对有机质的富集和保存有利，为页岩气藏的形成提供了良好的沉积条件；黏土矿物组合特征反映出龙马溪组已经历晚成岩阶段，对应有机质演化的成熟—高成熟阶段，具有适宜页岩气形成的成熟度条件。黏土矿物对页岩气藏的形成和开发有一定积极意义，龙马溪组底部厚度约为30 m的地层，伊利石和绿泥石含量低、相应孔隙率高且脆性矿物石英含量大于50%，是理想的页岩气重点勘探开发层位。页岩气储层矿物成分研究为其吸附储存、裂缝评价、渗流运移、压裂造缝和工艺性能等的研究提供了坚实的基础。

川西地区须家河组四段为典型的致密砂岩储层，砂岩骨架颗粒中岩屑含量高而长石含量极低。自生黏土矿物主要为伊利石和高岭石，其中自生伊利石呈碎屑颗粒包膜、充填于次生粒内溶孔中的网状集合体和充填于粒间的非网状集合体3种方式产出。第一种为早期形成的蒙脱石经伊蒙混层转化而来;第二种由埋藏期钾长石的伊利石化作用形成；第三种由钾长石和早期形成的高岭石在深埋期间通过伊利石化作用形成。自生伊利石的形成对致密砂岩中相对优质储层的发育具有双重影响。它能降低储层的渗透率，影响储层质量，但颗粒包膜伊利石可以阻止石英次生加大的形成从而保护原生孔隙，埋藏成岩过程中蒙皂石-伊利石的转化反应以及钾长石和高岭石的伊利石化作用能促进钾长石的溶解形成次生孔隙。因此，自生伊利石的形成对于砂岩原生孔隙的保存和次生孔隙的发育具有积极作用，因而有利于相对优质储层的形成。

根据渤海湾盆地饶阳凹陷新近系油气成藏背景及分布特征，探讨了新近系油气富集特点与主要控制因素。研究区新近系油气来源于古近系沙一下和沙三上亚段烃源岩，平面上油气富集于主力生烃洼陷中心附近、新近纪断裂活动性较强且砂泥比适中的地区，油气呈条带状富集展布；纵向上，新近系油气主要富集于馆陶组，与下伏古近系、前古近系层系中的油气分布呈互补关系。新近系油气富集的主控因素包括：主要生烃洼陷控制油气的宏观分布格局，新近纪油源断裂活动时间和强度决定油气纵向输导能力及富集区块，古近系碎屑岩和前古近系碳酸盐岩潜山圈闭的发育影响了新近系油气的富集程度，盖层厚度和质量影响新近系油藏的含油高度。

伊犁盆地下石炭统阿克沙克组按岩性自下而上分为碎屑岩段、碎屑岩夹碳酸盐岩段以及碳酸盐岩段，通过详细的野外地质考察和室内分析，识别出6种沉积相、14种沉积亚相。碳酸盐沉积是伊犁石炭纪海相盆地重要沉积，发育有混积滨岸相、局限-开阔台地相、台盆相、台地边缘礁滩相、台地前缘斜坡-坡脚相。伊犁盆地早石炭世晚期沉积演化明显受构造活动、古地形、海平面升降、物源等影响，可分为3个阶段：①早期发育辫状河三角洲相，沉积物主要来自北天山一带；②中期发育辫状河三角洲相和混积滨岸相、开阔台地相、台盆相，靠近物源区的尼勒克水泥厂一带为辫状河三角洲相和混积滨岸相，昭苏阿克沙克沟一带为混积滨岸相，科克苏峡谷一带为开阔台地相，切克台沟一带为台盆相；③晚期盆地处于拗陷阶段，陆源物质输入少，为典型台地碳酸盐沉积时期，沉积相在平面上呈向西敞开、向东收敛的带状分布，由于靠近物源，尼勒克水泥厂一带仍存在混积滨岸相。

利用Rock-Eval-II型热解仪、TG-MS（热失重—质谱联用仪）及金管装置对松辽盆地沙河子组煤样进行了热模拟实验。TG-MS实验中甲烷生成温度对应的 R_o 与地质条件下气态烃产物生成时的成熟度接近，而Rock-Eval-II实验中烃气生成时对应的 R_o 要远小于地质条件下气态烃产物生成时对应的成熟度。TG-MS实验中煤生甲烷终止温度约为850℃，对应的 R_o 约为5.3%（10℃/min升温速率）。金管实验650℃时（R_o 约为4.9%，升温速率2 ℃/h）煤生气能力尚未结束，气态烃质量产率一直呈增长趋势，同时高温阶段密闭体系中甲烷的来源主要是有机质的初次裂解。煤生气动力学参数在徐家围子地区的应用结果表明，不同生烃装置热裂解实验下获得的动力学参数外推结果差别很大，建议采用TG-MS实验装置模拟地质条件下烃源岩边生气边排出的情况，采用金管装置热裂解实验模拟存在二次裂解的封闭体系下的生气情况。

消除地震记录中的噪声是地震资料处理的重要环节，它对地震资料的后续处理和解释都有重要意义。在对传统全变分图像去噪模型原理分析的基础上，提出了一种加入扩散张量的改进全变分图像去噪方法。这种方法能够加强全变分模型中扩散项沿地层纹理方向的滤波作用，使得地层沿层理方向的连续性得到一致性增强；同时控制垂直于地层层理方向上的扩散以保护边缘信息。对川西某实际地震资料的处理结果表明，该方法能够有效地消除地震图像中的噪声，增强同相轴的连续性，提高地震资料的信噪比。

在对鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段储层绿泥石衬边弱溶蚀成岩相、不稳定组分溶蚀成岩相、压实致密成岩相、高岭石充填成岩相和碳酸盐胶结成岩相常规测井响应特征进行分析的基础上，提出利用中子测井、密度测井以及中子-密度视石灰岩孔隙度差，辅助以自然伽马和电阻率测井曲线，连续定量识别储层成岩相的方法，并建立了相应的储层成岩相测井识别图版。利用该图版对黄36井测井资料进行了处理，通过与薄片鉴定结果的对比，验证了图版的准确性。利用成岩相识别结果，划分储集层的类型和产能级别：绿泥石衬边弱溶蚀成岩相储层是姬塬地区最有利储层，对应的含油级别划定为A级；不稳定组分溶蚀成岩相储层是第二类储层，对应含油级别划定为B级；含碳酸盐胶结成岩相夹层的储层产油能力最弱，是第三类储层，对应的含油级别划定为C级。

中国老油田已陆续进入开发中后期，大量剩余油因储层强非均质性的影响而滞留地下，成为了实现老油田稳产的重要物质基础。高含水条件下剩余油潜力区预测是一项高度综合性的研究难题，此相关领域的理论与实践一直在持续向前发展，但在对剩余油分布规律的认识上出现了简单化的趋势。通过对松辽盆地大庆油田外围的葡北油田葡Ⅰ油组剩余油分布规律的研究，除了通常对剩余油潜力区的认识之外，发现并提出了湖泊三角洲前缘水下分流河道的岔道口是一种新型的剩余油的有利富集区这一新认识，并从处于岔道口位置的油井开发响应和挖潜效果进行了剩余油分布定量评价。研究结果表明，从岔道口剩余油富集机制来看，该处储层特征具有明显特殊性，主要表现在：①砂体厚度相对较大；②夹层较发育；③沉积结构及组合类型复杂；④水下分流河道岔道口与水下分流主河道的主体部位直接连通。水下分流河道岔道口是一种以前研究中未曾提及的剩余油富集新领域，在该处聚集的剩余油属于首次发现。作为一种新的剩余油类型的提出，对与河流三角洲储层相关的剩余油挖潜具有重要的理论意义和实际价值。

以大庆喇嘛甸油田葡Ⅰ组PⅠ₂³ 砂层为研究对象，在单井夹层识别基础上，将辫状河厚砂层层内夹层分为单砂体间夹层和单砂体内夹层。单砂体间夹层发育于两期河道砂体叠置区域，为泛滥平原细粒沉积，河道底部滞留泥砾隔挡层，以及废弃河道充填；而单砂体内夹层主要包括心滩坝内部落淤层、坝间泥岩和串沟充填等。在连片分布厚砂层中划分单期河道砂体，从而揭示了单砂体间夹层的展布。在前人现代沉积及露头研究指导下，多井对比预测出心滩坝内部构型界面展布，并在内部界面约束下采用随机模拟方法建立了心滩坝内部夹层三维模型，坝内夹层分布零散，连续性差。在单砂体间夹层及心滩坝内局部有一定规模夹层的分割作用下，可以形成相对剩余油富集区。

传统裂缝方位角与倾角定义不能全面而方便地体现裂缝对导流的各向异性影响。通过分析裂缝各向异性对导流影响效果，给出了新的裂缝方位角及裂缝倾角定义，基于此定义提出了裂缝渗透率各向异性参数计算方法，该方法可以利用测井数据计算各向异性渗透率主方向和各方向主值之比。针对实际裂缝性油藏的计算表明，该方法简单实用。该方法将静态裂缝表征与裂缝对导流的动态影响相结合，弥补了现行裂缝性油藏渗透率描述计算方法的一个缺陷。

在低渗透油藏中，考虑启动压力梯度的流体不定常渗流存在动边界，其传播规律直接反映了储层的动用范围，并对压力动态影响明显。运用数理方法求解了包含启动压力梯度、有动边界存在的非线性不定常渗流数学模型，得到了新的压力分布和动边界传播规律解析解。计算分析表明，启动压力梯度越大，动边界传播越慢,压力损失越大。井壁压力在中后期不会表现出平面径向渗流特征，并运用Duhamel褶积建立了相应的现代试井分析典型曲线图版。

采用力学分析方法，针对被毛管力束缚在孔喉处的残余油，突扩孔隙空间的残余油以及盲端残余油，理论上分析了聚合物溶液黏弹性驱油微观机理，分别得到了聚合物溶液黏弹性作用下微观残余油动用增量表达式。当考虑黏弹性时，孔喉处可动油的临界半径要大于单考虑聚合物溶液黏性时的临界半径，这使得一部分原来不流动的孔喉残余油滴会发生流动，原来可动的油滴更容易动起来，提高了残余油动用程度。分析结果表明，单依靠聚合物溶液的黏性几乎不可能把盲端残余油驱替出来。当考虑聚合物溶液黏弹性的挤出胀大效应时，会进一步将突扩孔隙空间内、盲端残余油驱替出来。提出了表示毛管力和重力相对大小的无量纲量，当该无量纲量越大时，理论推导的突扩孔隙空间及盲端残余油动用量表达式就越准确。

随着聚合物驱理论、油田开发技术和化学工艺的发展，现有的聚合物驱数学模型在油藏开发模拟过程中暴露出一些问题，如驱油体系流变特性、渗流特性、物理化学特性，聚合物驱提高采收率机理、开发效果，原油物性，模拟计算等。依据渗流力学、物理化学、提高采收率及物理模拟实验理论讨论了现有聚合物驱数学模型在质量守恒方程、驱油体系表观黏度模型、聚合物驱残余油饱和度模型、水相渗透率下降系数、可及孔隙体积以及原油黏度模型中存在的问题，并提出了相应的解决方法和改进的模型。

天然气偏差因子是定量描述真实气体（天然气）与理想气体偏差程度大小的系数，是天然气其他物性及天然气藏地质储量计算、管道天然气产量设计的一项重要参数。过去天然气偏差因子是根据Standing-Katz偏差因子图版得到。但这种方法使用不便，且精度也难得到保证。通过对一些相关经验方法的分析表明，天然气偏差因子的计算仍然存在进一步提高计算精度的空间。基于Strobridge修正的BWR(Benedict-Webb-Rubin)状态方程，建立了一种计算天然气偏差因子的新方法，并在等压线和等温线构成的二维平面上对计算结果的相对误差进行分析。误差分析表明，该方法可以将计算值的相对误差提高到1%以内，有效地改善天然气偏差因子的计算精度。

通过不同成矿模式下海底天然气水合物储层微结构的研究，分析了水合物储层各种微结构的特点，建立了接触胶结模式、颗粒包裹模式、骨架颗粒支撑模式、孔隙填充模式和掺杂模式等5种均质储层的微结构物理模型，定量分析了储层波速和泊松比随水合物饱和度的变化关系，得到了不同微结构下水合物储层力学性质的变化规律，并分析了各种微结构的力学机理。根据所建物理模型对不同成矿模式下水合物储层的微结构进行声波诊断和泊松比诊断，并通过模拟储层和真实储层的资料数据对以上诊断模式进行了验证。

针对普光气田自身特点，以集输管网投资最小为目标,以管网各节点的流量、压力及管道的压力限制等为约束条件，建立了树状集输管网布局、管径和阀门数目全局优化数学模型，采用双重编码遗传算法对模型进行求解，获得了总投资费用最省的管网布局、管径和阀门数目。优化过程中，针对普光湿气集输采用气液混输的特点，确定了湿天然气的物性计算和热力计算模型。通过计算值与实测值的比较，确定了适用于湿气混输管线且精度较高的水力计算模型，保证了优化过程中物性、压力和温度计算以及优化模型约束条件校核的准确性。实例计算表明，所建立模型准确，优化算法有效，对降低高含硫气田管网建设成本和提高管网安全性有重要指导意义。

针对气体钻水平井中岩屑在下井壁滞留和聚集的问题，设计了一种气体钻井专用稳定器，所设计的新型结构可避免稳定器处发生沉屑卡钻或减少其发生几率。基于气-固两相流理论和数值模拟技术，提出了稳定器工作性能优劣的评价指标，并研究了稳定器结构参数（流道入出口径、槽深、窄流道位置、螺旋度、螺旋棱轴向长度、螺旋棱形状）对稳定器工作性能的影响。研究表明：在气体循环介质条件下，结构参数对稳定器的工作性能影响很大，燕尾槽形的流道入出口和零端面厚度的螺旋棱导流坡面复合结构可以有效解决稳定器入、出口端的岩屑粒子反射和沉降问题。直径为215.9 mm稳定器可用于气体钻井，特别是气体钻水平井中，提出的工作性能评价方法和研究结论可指导其他规格气体钻井稳定器的设计。

针对油藏中分支水平井的稳态渗流问题，基于渗流力学理论，采用全三维方法，导出了油藏稳态渗流与分支水平井井筒流动的耦合模型。用改进的Su方法以及一种新方法计算了裸眼完井分支水平井井筒内的压降，分析和比较了井筒内压力和采油指数的分布情况；同时，给出了考虑经济因素的分支水平井水平段最优长度的计算方法。结果表明，分支水平井的单个分支内的流动情况和水平井近似；由于摩擦因素的影响，分支水平井的水平分支不是越长越好，而是有一个最优值。这些结论可用于实际油藏中分支水平井的设计和产能预测。

为了满足无线随钻测量对高传输速率的迫切需要,避免采用现有固定结构的数据报，通过分析井下参数的特点，提出了一种适用于无线随钻测量系统的通用、高效、灵活、可扩展的数据报协议。针对系统传输效率提出的增量传输技术避免了冗余数据，缩短了数据报长度。设计的数字排列数据域定界方法是对传统数据报定界的改进，能够根据参数的实际取值来动态调整相应的数据域大小，有效地利用了数据报空间。数据报编号方法能够根据需要自行定制数据报格式，提高了系统的灵活性，并使系统具有可扩展性，能够满足随钻测量系统测量更多参数的需要。

低渗透凝析气藏储层孔喉细小，渗透性差，黏土含量高，非均质性严重，因而容易因各种入井工作液侵入储层造成水敏、水锁等损害，并经常发生其特有的反凝析损害。结合吐哈油田巴喀低渗透凝析气藏，系统分析了低渗透凝析气藏的储层损害特征。室内评价实验表明，水锁是该储层的主要损害因素之一，渗透率损害率为65.23% ~ 91.01%。在该区原用聚磺钻井液基础上，优选可有效降低油/水界面张力的表面活性剂，应用成膜技术与理想充填 “协同增效”的储层保护新方法，优化设计出保护储层低损害钻井液；通过开展配伍性、动态污染等实验对该钻井液的储层保护特性进行了评价。室内实验结果表明，该钻井液具有良好的流变性与配伍性，可使储层岩心的渗透率恢复值从63.2%增至84.7%，具有明显的储层保护效果。

漏失压力预测是防漏堵漏的关键。在孔隙型或含微裂缝的砂、泥岩地层中，依据破裂压力设计钻井液安全密度上限值是比较合理的，然而在缝洞发育的碳酸盐岩地层中，往往使得钻井液设计密度值偏大。为了保障安全顺利钻井，亟需建立碳酸盐岩地层的漏失压力预测理论。基于对碳酸盐岩地层钻井液漏失机理的新认识，建立了压裂性漏失、裂缝扩展性漏失、大型裂缝溶洞性漏失的漏失压力模型。压裂性漏失主要抵抗地应力，漏失压力近似等于地层破裂压力；裂缝扩展性漏失需要抵抗地应力和地层压力，漏失压力一般小于地层破裂压力；大型裂缝溶洞性漏失只需抵抗地层压力，漏失压力一般略大于地层压力。实例分析表明，漏失压力模型科学依据更加充分，也更具针对性，预测结果与实际情况比较吻合，为合理的钻井液密度设计及防漏堵漏提供了依据。因此，建议将漏失压力纳入到钻井工程设计中。

以服役多年的老龄导管架平台结构为研究对象，考虑老龄退化因素导致的裂纹萌生速率增长以及维修行为的非完好性，分析其对检修间隔变化的影响。计算发现，平台服役后期检修次数增多，且检修间隔相应减小。针对受疲劳裂纹扩展损伤的老龄导管架平台，基于风险分析理论，在确保平台失效概率小于给定失效阈值的前提下，以设计服役期内的平台利润作为决策优化目标，建立起基于利润分析的检修决策模型。通过示例计算表明，该模型可对平台服役期内的检测及维修策略进行评估，并讨论了失效阈值的选取对决策方案的影响。基于经济学的边际利润分析，以平台寿命周期内利润最大为原则，建立老龄平台最优经济寿命模型；通过计算平台结构的边际收入等于边际支出时所对应的服役时间，可获得最优检修规划下老龄平台所能取得的最优经济寿命。该方法对于评估实际海洋石油工程中导管架平台的检修策略与服役寿命有一定的指导意义。

输油管道经常穿越特殊地段，管道有可能在洪水或地震等作用下产生悬空管段。悬空的管段在各种力的作用下可能会失效，严重时会出现断裂现象，给管道公司带来严重的损失。因此，有必要采取科学方法计算管道的应力，评估油气管道悬空管段的可靠性，制定措施，缓解事故后果的影响程度。在分析悬空管道受力模型和强度校核模型的基础上，计算并分析了某输油管道悬空管段的应力和可靠性，同时采用应力集中检测仪检测了该管段下游端50 m内的管道应力变化情况。结果表明,此悬空管段存在运行风险，清空管内存油有助于降低管道失效概率。对于浮管，水浮力缓解了管道的垂直方向受力情况，但增加了管道横向冲击力，会增加悬空管道的振动频率。应力集中检测仪现场测试数据表明：越靠近土壤端，悬空管道的应力值越大，该悬空管段的最危险点应该处于土壤区内。