致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集。在明确了致密油的概念和内涵基础上，提出了10项评价致密油的关键指标。据孔隙度与渗透率划分出3类致密油储层。根据致密油层与生油岩层紧密接触的成因关系，确定了3种致密油类型：① 湖相碳酸盐岩致密油；② 深湖水下三角洲砂岩致密油；③ 深湖重力流砂岩致密油。中国致密油分布广泛，目前在鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6—长7段、准噶尔盆地二叠系芦草沟组、四川盆地中-下侏罗统、松辽盆地白垩系青山口组—泉头组等获得了一些重要的勘探发现。分析未来致密油发展前景，运用资源丰度类比法初步预测中国致密油地质资源总量（106.7~111.5）×10⁸ t，是中国未来较为现实的石油接替资源。

在岩心观察基础上，通过常规与铸体薄片显微镜下鉴定与定量统计，孔隙度与渗透率、包裹体均一温度与成分、全岩主微量元素、LA-ICPMS锆石微区U-Pb定年等分析测试，对准噶尔盆地陆东地区火成岩岩性、火成岩形成时代、储层成因进行了研究，建立了火成岩的岩相模式。结果表明，研究区火山喷发活动发生于早石炭世（321~369 Ma）与板块俯冲作用相关的活动大陆边缘岛弧挤压构造环境。早二叠世（约283 Ma±）是辉绿岩的主要侵位时期，表明准噶尔地块东部已进入陆内伸展拉张的大陆裂谷构造体制演化阶段。火成岩在侏罗纪（190～149 Ma）曾遭受过热地质事件的改造。火山岩储层的形成与储集性能的改善主要与石炭系顶部风化剥蚀面的风化淋滤溶蚀作用有关，主要属于风化型火山岩气藏。可分为火山爆发相、火山溢流相、火山通道相、火山沉积相与浅成侵入相5个岩相及9种亚相类型。

油气水层识别目前通常采用测录井方法，有时也结合一些有机地球化学研究，但在遇到复杂油气运聚时出现了不确定性，带来了经济损失和勘探风险。为探索新的解决途径，以准噶尔盆地腹部陆西地区为例，基于烃-水-岩相互作用机理，通过无机地球化学方法，提出了两项比较有效的响应与识别标志，分别是储层烃-水-岩相互作用特征及其典型成岩矿物的原位地球化学组成，相比而言，全岩地球化学组成反映的是一种“平均”信息，因而识别效果不佳。在研究区，自油层、油水同层、水层、干层，依次储层含油气丰度逐渐降低，与油气充注相关的溶蚀作用逐渐减弱，典型是方解石和长石类碱性矿物在酸性含油气流体作用下的溶蚀；而成岩矿物组合特征亦有变化，高岭石、高岭石-黄铁矿-赤铁矿、菱铁矿-绿泥石、绿泥石分别指示4类产层。4类产层中成岩方解石的Mn元素丰度（MnO质量分数平均值）一般要分别>2.5%、2.0%~2.5%、1.5%~2.0%、<1.0%。这些具体指标可应用于研究区油气勘探实践，同时思路和方法可供同类工作借鉴参考。

轮南油田下古生界中奥陶统碳酸盐岩油气藏地层水的产出较为普遍，但地层水的性质及分布规律均有明显的差异。其中轮古7、轮古2井区距天窗区较近，上奥陶统剥蚀殆尽，属风化壳油气藏；而轮古东井区中奥陶统储层上覆多套上奥陶统碳酸盐岩，为埋藏型油气藏。研究区地层水的差异主要体现为风化壳油气藏与埋藏型油气藏中地层水的差异，同时随油气藏埋深加大、上覆盖层增多变厚而呈现规律性的变化。相对来讲，风化壳油气藏中的地层水具有更高的矿化度、氯离子浓度、氯溴比及锶同位素值，同时具有明显偏轻的氢、氧同位素值。不同类型油气藏，尤其是盖层差异所导致的地层水溶解过程、混合作用及水岩作用等方面的差异是导致地层水特征变化的影响因素。

通过流体包裹体偏光—荧光镜下观察、均一温度测试、红外光谱等分析手段，结合埋藏热演化史分析，确定了塔北隆起西部英买力低凸起奥陶系油藏充注期次。奥陶系储层共发育4类烃类包裹体，根据荧光颜色对液烃包裹体进一步划分为重质油包裹体和中-轻质油包裹体；根据包裹体岩相学特征将烃类包裹体分为早、晚两期，均一温度峰值分别为66.7~72.5℃和86.4~95.3℃，表明主要发生过两期原油运移、充注过程。石油包裹体红外光谱特征及参数计算结果表明，早期充注原油成熟度较低，烃类包裹体主要发褐色、黄褐色荧光；晚期充注原油成熟度相对较高，烃类包裹体显示黄白—蓝绿色荧光。包裹体均一温度结合埋藏热演化史确定早、晚两期原油充注过程分别对应于晚加里东期和晚海西期。根据油藏沥青特征和现今油藏原油密度等综合因素分析认为，油藏降解过程主要发生在早海西期，而晚海西期是主成藏期。

有效烃源岩是指已经生烃且排烃的沉积岩，排烃的临界值是指烃源岩的生烃量刚好达到烃源岩的最大残留烃量。根据质量守恒原理建立了松辽盆地北部青山口组一段（简称青一段）有效烃源岩的识别图版，有效烃源岩识别图版综合考虑了烃源岩有机质丰度、类型和成熟度的影响，从而避免了传统烃源岩评价中将上述3种参数分别评价的不足，可以快速直观地评价烃源岩的有效性及排烃潜力。高有机碳含量的烃源岩易于排烃，且所需的热演化程度相对较低，而当有机碳含量低于0.4%时，烃源岩不能排烃，为烃源岩的有机碳含量下限。利用该图版对松辽盆地中央坳陷区不同凹陷的青一段烃源岩进行的评价结果表明，齐家—古龙凹陷、长垣南、三肇凹陷、王府凹陷源岩均可大量排烃，而黑鱼泡凹陷烃源岩位于排烃临界线之下或附近，排烃潜力有限。这与目前勘探结果相吻合，表明该图版的有效性，可用于优选勘探区带，降低勘探风险。

东营凹陷超压顶界面埋深2.200～2.800 m，在深部超压流体影响下，超压顶封层及其附近砂岩中碳酸盐矿化作用发育，碳酸盐含量一般在15%～40%。对53块砂岩样品共101个碳酸盐胶结物原位微区电子探针成分数据进行数理统计后发现，碳酸盐矿物主要可分为准同生白云石、方解石与铁白云石3种类型，综合X-衍射、阴极发光等判断其成岩序列为准同生白云石→方解石→铁白云石。根据碳酸盐胶结物成岩流体包裹体观测结果，超压顶封层及其附近砂岩中碳酸盐胶结物的沉淀伴随着超压流体环境，最小古压力系数为1.29～1.62，且沉淀温度明显高于背景温度值，指示与超压热流体侵入有关。结合前人研究成果认为,方解石、铁白云石胶结物的沉淀可能分别与东营组沉积末期、明化镇组沉积以来的超压流体活动有关；同时利用氧同位素地质温度计对上述认识进行了检验，其结果与实际观测值也较为吻合。方解石胶结物的沉淀温度90～120℃，其超压流体的δ¹⁸O_SMOW 值为零，方解石胶结物的δ¹⁸O_PDB 值为-16.86‰～-12.29‰；铁白云石胶结物的沉淀温度约110～135℃，其超压流体的δ¹⁸O_SMOW 值为0.25‰，铁白云石胶结物的δ¹⁸O_PDB 值介于−12.20‰～−10.20‰。晚成岩阶段碳酸盐胶结物的碳同位素值具有正漂移现象，δ¹³C_PDB 值介于−0.9‰～+3.58‰，说明其主要来源于沙四段湖相碳酸盐岩的溶解—再沉淀作用，有机酸的参与显得相对次要，或者是由于羧酸分子内碳同位素分馏作用的影响。

东尼日尔Termit盆地是中西非裂谷系中典型的中—新生代裂谷盆地。盆地主要有早白垩世和古近纪两期断层：前者分布于盆地边界，走向NW—SE;后者在盆地边界和内部均有分布，在边界走向主要与早白垩世断层一致，在内部大多走向NNW—SSE。基于区域构造背景、沉积充填特征及盆地构造特征与前人砂箱模拟实验结果的对比研究认为，盆地经历了早白垩世正向引张作用和古近纪斜向引张作用，且正向—斜向引张作用对盆地构造特征和演化有重要控制作用。早期正向引张作用形成与基底前泛非期变质带近平行的早期断层，晚期斜向引张作用使后期断层特征主要受先存构造和伸展方向的控制，表现为：在盆地边界，后期断层受早白垩世断层影响较大，走向与先存构造近平行；在盆地内部和早期断层不发育的构造区域，后期断层主要受伸展方向控制，走向与其近垂直。通过对古近系油气分布特征和断层活动性研究，分析了该区油气成藏主控因素：Sokor2组区域性盖层控制油气垂向分布，断块圈闭的岩性侧向封堵条件控制圈闭有效性，古近纪裂陷期的断裂活动控制油气平面和含油气层系分布。在明确成藏主控因素基础上，建立了古近系油气跨世代聚集模式。

油气的成藏过程是地质历史时期的事件，恢复储层在地质历史时期,尤其是在关键成藏期的孔隙度可以帮助定量恢复成藏期的地质条件，更好地认识油气成藏的过程。笔者以将今论古的地质思想为指导，创建了关键成藏期储层孔隙度的恢复方法。以东营凹陷沙河街组四段上亚段（简称沙四上亚段）储层为例，在对其成岩作用类型和成岩阶段划分的基础上，分别对处于不同成岩阶段的一定深度下的储层孔隙度影响因素进行分析，提出了孔隙度综合影响因子的新概念；建立了在孔隙度综合影响因子约束下的孔隙度演化曲线；最后利用此孔隙度演化曲线，对东营凹陷草11—王59剖面上的沙四上亚段储层在几个关键成藏期的古孔隙度进行了恢复。结果表明，用该方法进行的古孔隙度恢复取得了较好的效果。

为了更准确研究断层侧向封闭性，在前人断层封闭性定量研究的基础上，不仅考虑了断层岩压实成岩压力的影响，而且考虑了断层岩压实成岩作用时间的影响，改进了断层侧向封闭性定量研究方法。选取海拉尔盆地贝尔凹陷呼和诺仁B29号断层为例，利用改进前后断层侧向封闭性定量研究方法，对其在南屯组①~⑨号储层侧向封闭性进行了定量评价，改进后方法研究得到的断层侧向封闭性能力明显低于改进前方法研究得到的断层侧向封闭能力，表明改进前方法的评价结果可能过高地评估了断层侧向封闭能力，而改进后方法研究得到断层侧向封闭能力才更接近地下实际情况。

页岩储层孔隙由宏观裂缝到微观纳米级孔隙构成，具有较低的孔隙度。为了对页岩孔隙进行有效分析，将页岩中的孔隙分为3类并分别运用相应的方法对其进行测定：①页岩中的微孔（<2 nm）应用CO₂低温吸附法（D-R方法）测定；②介孔（2~50 nm）应用N₂低温吸附法（BET理论）测定；③宏孔（>50 nm）应用高压压汞法测定，进而对孔隙分布进行全面分析。利用以上方法对中国典型海相和湖相页岩孔隙进行测定并分析孔隙发育控制因素后发现：①四川盆地海相页岩孔隙发育，其中牛蹄塘组、五峰组较好；②页岩中宏孔主要与矿物相关，微孔、介孔主要与有机质相关；③随着热演化程度升高，页岩中有机孔隙逐渐增大。

油气二次运移的发生取决于实际地质条件下运移动力和通道阻力间的相互关系，制约着油气藏的形成过程及空间分布。前人在运移动力方面的定量研究已趋完善，但对于运移通道的研究仍长期停留在定性阶段。基于近年来量化分析通道地质体的尝试，考虑到实际盆地中油气运移研究的尺度及可操作性，借鉴油田开发中储层描述的思想和方法，提出输导层的概念，以实现对油气运移通道的量化表征。输导层定义为：区域盖层之下具有一定厚度的地层单元，为微观上具有孔隙空间和渗透能力的输导体的总和，这些输导体在宏观上几何连接、油气运移发生时相互之间具有流体动力学连通性。根据中国陆相盆地实际情况，总结出砂岩输导体连通性分析方法，提出了建立砂岩输导层模型的基本工作程序，形成可以利用通常的物性参数进行输导层量化表征的方法，包括5个步骤：① 输导层段确定；② 输导层砂地比图的勾绘；③ 输导体的几何连通性分析；④ 输导层的流体动力学连通性分析；⑤ 输导层输导性能的量化表征。从建立由不同类型输导体所构成的输导格架的角度，渗透率应是最为理想的参数。

低渗透石油探明储量逐年增加，低渗透油藏未动用储量占未动用总储量的比例较高。笔者在长庆、大庆外围、吉林和华北等油区2200块岩心分析的基础上，结合几个低渗透油区的开发现状，提出了用主流喉道半径、可动流体百分数、拟启动压力梯度、原油黏度和黏土矿物含量作为评价参数，确定了各表征参数的分类界限，对比了几个低渗透油区储层表征参数数据的差异，深化了对低渗透储层的认识，提出了低渗透油区储层综合评价方法。研究表明，储层分类系数与区块单井产能有较好的相关关系。在此基础上，对长庆、大庆、吉林油田3大低渗透油区进行储层分类评价，确定了各油区不同分类级别所对应的渗透率范围。该项研究将对优选产能建设区块和确定投资具有指导意义，并为确定下步低渗透油藏攻关目标、技术对策及动用界限提供技术支撑。

采用多尺度混合有限元方法研究了强非均质油藏中的油水两相渗流问题。与传统有限单元法相比,多尺度有限单元法的基函数具有能反映单元内参数变化的优点,因此这种方法能在大尺度上捕捉解的小尺度特征从而获得较精确的解。笔者阐述了多尺度混合有限元方法的基本原理，推导得到了油水两相渗流问题的多尺度混合有限元计算格式。数值计算结果表明，相对于传统的网格粗化技术，多尺度混合有限元能够捕捉小尺度上的非均质特征而具有更高的计算精度；而相对于普通混合有限元方法，多尺度混合有限元方法在保证计算精度的同时能够减少计算量。

泡沫分流可以有效地解决不同渗透率储层的酸液分布问题。由于水平井具有较长的水平段长度，它可以钻遇储层性质不同的层段。根据泡沫具有的暂堵分流特性，利用泡沫进行酸化可以使得井筒周围得到均匀的酸化解堵。根据施工过程中酸液在水平井筒中的变质量流动，以及酸液自水平井筒流出后进入井筒周围储层，建立了水平井泡沫酸化分流数学模型，研究了沿井筒不同渗透率情况下泡沫酸流动渗流特征。结合井筒流动和井筒往周围地层的渗流，建立两种流动系统的耦合模型并进行求解，对水平井泡沫酸化分流进行了数值模拟，研究成果可为水平井泡沫酸化分流提供理论指导。

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三元复合驱技术在大庆油田的应用对象将主要集中于剩余地质储量相对较大的二类油层。与主力油层相比，二类油层储层物性条件明显变差，平面、纵向非均质性更为严重。针对二类油层非均质性更为严重的特点，系统地开展了二类油层复合驱注入方式优化研究，并找到了一种更适合于二类油层的复合驱注入方式，即不同分子量聚合物组合的高黏度聚合物段塞与低黏度三元体系交替注入方式，并对该注入方式进行了优化研究。研究结果表明，采用该注入方式进一步扩大了复合驱波及效率，提高了复合体系在低渗层的吸液量，有效改善了3种化学剂的利用率。与三元体系笼统注入方式相比，采用该注入方式进一步提高采收率5%（OOIP），同时化学剂费用降低近20%。

扶余油田泉四段主力油层为典型的湖盆三角洲沉积，经过30多年的开采，已进入高含水采油阶段，受单砂体切叠、储层非均质性、储层构型等因素的控制，剩余油呈现总体分散、局部集中的特征。依据地质、测井、生产动态等资料，采用“单因素解析多因素耦合”的研究思路，深入解剖了微构造、断层、沉积微相、单砂体切叠、储层构型、储层非均质性、井网部署、注采关系等因素对湖盆三角洲储层内部剩余油形成与分布的控制机理，优选关键控制因素，建立由关键因素耦合控制的剩余油预测模式，形成了一套系统的三角洲储层剩余油预测的分析方法，总结了5种受多因素耦合控制的剩余油预测模式，为老油田高含水期剩余油挖潜工作提供了新的研究思路。

应用指数标度法的基本理论，建立了钻头优选的层次结构模型。指数标度中的相邻重要度比率采用新的方法来确定，其中准则层的相邻重要度比率按照一般的经济问题选取，钻头方案层的相邻重要度比率应用岩屑分形维数进行确定。改进后的选取方法有效地增强了模型的定量评价功能，同时保留了该模型的灵活性。该模型的使用不受区域限制，准则选取灵活，准则资料易于获取。经现场应用验证，该模型能够定量评价牙轮钻头方案的综合性能的优劣，优选结果准确。

结合可靠性方法及Hoek-Brown准则，推导出了煤层钻井坍塌压力的可靠度计算公式，选取了控制煤层井壁坍塌的随机变量，并采用室内实验方法确定随机变量的Weibull分布类型。以沁水盆地ZP-01井为例，分析了坍塌压力可靠度结果与Hoek-Brown准则定值法结果和Mohr-Coulomb准则定值法结果的差别，讨论了坍塌压力可靠度结果与随机变量个数及变异系数的关系。结果表明，ZP-01井坍塌压力的可靠度结果分别较Hoek-Brown准则定值法结果和Mohr-Coulomb准则定值法结果提高2.77%和4.82%；可靠度结果与随机变量变异系数呈非线性正相关关系；随机变量个数减少，可靠度预测结果略有减小。定值法相对偏小的坍塌压力预测结果使得ZP-01井551.45~552 m煤层段发生井壁坍塌，而可靠度预测结果大于定值法，这表明可靠度方法可以进一步提高煤层坍塌压力的预测精度。

针对海浪升沉运动对钻柱和钻压的影响，设计了一种海洋浮式钻井平台主动式钻柱升沉补偿装置，其以电液比例方向阀和变量泵为控制对象，实现了对液压缸活塞运动的实时控制，进而对海浪升沉造成的钻柱运动进行补偿。建立了主动式钻柱升沉补偿装置系统的数学模型，设计、搭建升沉补偿实验台实现了升沉运动和动态负载的实验模拟，并进行了阀控和泵控加阀控的主动升沉补偿实验。结果表明：主动阀控方案具有较好的补偿效果，但消耗能量较大；泵控加阀控方案能耗较低，但控制策略要求较高，补偿效果稍差。

胶凝原油管道在恒流量启动的过程中同时存在着启动波速和水击波速，其中启动波速是主导管道再启动时压力推进过程的关键因素，对管道启动压力的计算有直接影响。在阐述启动波速与水击波速之间区别的基础上，推导出了胶凝原油管道恒流量启动波速的数值计算公式，并通过管流实验验证了其可靠性。在胶凝原油管道恒流量启动过程中，启动波速明显小于水击波速，且随着传播距离或传播时间的增长而呈衰减规律，但由于衰减速率会逐渐降低，因而启动波速有趋于稳定的趋势。此外，启动波速还随胶凝结构强度的增加而减小，随启动流量和凝油体积弹性系数的增加而增加。

随着全国范围的天然气管网逐渐形成，管道运行安全管理的重要性日益突出。在气体单相渗流理论的基础上，结合高速非达西渗流理论，建立了埋地管道发生穿孔小泄漏后在土壤中渗流的数学模型。利用有限体积法对控制方程做离散，以三对角阵（TDMA）和交替方向隐式线迭代法（ADI）对离散方程进行求解。结合实验研究，得到了适用于地表土壤的高速非达西渗流系数经验公式和土壤变形压力修正公式。采用该修正公式计算得到的压力分布与实验结果吻合较好,证明了数值模型的正确性。

大型LNG储罐的外墙一般由预应力混凝土建造，其应力分布及变形比较复杂。在介绍预应力混凝土外墙温度应力计算方法的基础上，采用理论分析的方法，推导出了圆筒形外墙温度应力的计算公式、外墙在温差荷载及其他普通荷载作用下预应力筋的计算公式以及最大环向应力所在位置计算公式，进而给出了预应力筋结构调整的方案。研究结果表明，内罐的超低温液体会使预应力混凝土外墙产生很大的温度应力，环向温度应力最大可达混凝土抗拉强度的一半，使外墙在受内压时更加危险，因此在环向预应力筋设计时须考虑温差荷载影响。而后采用ADINA有限元软件建立多个钢筋混凝土分离式模型进行数值模拟，不仅验证了所推导公式的正确性，而且证明了该结构优化方案使外墙的变形及应力分布更加合理。

X80管线钢是我国长输管线的主要用钢，其安全性评价直接关系到管线的经济性和安全性。采用扫描电镜（SEM）原位观测的方法，动态跟踪观察了拉-拉疲劳载荷作用下国产X80管线钢中不同形状和尺寸的夹杂物导致裂纹萌生、扩展乃至试样断裂的全过程，并计算了影响X80管线钢疲劳性能的临界夹杂尺寸。结果表明，非金属夹杂物能够导致X80管线钢疲劳裂纹的萌生与扩展，疲劳裂纹首先在夹杂/基体界面的基体一侧萌生，然后向远离夹杂的基体中扩展；在拉-拉疲劳载荷作用下，X80管线钢薄板疲劳裂纹的稳态扩展速率为10⁻¹⁰ m/cycle量级；夹杂物尺寸越大，疲劳裂纹萌生越早，试样寿命越短。为了避免夹杂物对管线钢疲劳性能的危害，管线钢中夹杂物的尺寸应尽量控制在临界尺寸之内，尤其应避免出现带状夹杂物。

以国际石油合作的代表性模式之一矿税制合同为例，以油价服从几何布朗运动（GBM）和均值回复过程（MRP）为基础，通过对影响合同经济性的两个关键因素矿区使用费和所得税的不同情景假设，对合同模式的经济性进行了研究。结果表明，在油价不确定的条件下，相对于矿区使用费而言，所得税对项目价值的影响更加显著；当预期油价波动率较小时，均值回复过程要比几何布朗运动的模拟效果更好一些。该研究结果为国际石油投标、谈判和决策提供了一种新的分析视角和方法。

对于中国油田开发面临的严峻形势，详细阐述了基于中国油藏地质特点的开发技术现状、以广义“二次开发”理念为核心的油田开发战略部署，深入分析了以二元驱、稠油火驱、注气混相/非混相驱、泡沫复合驱、聚驱后聚表剂驱为主的5大类关键技术在中国油田开发中的战略地位，指出要根据中国油田开发的现状和特点，积极推进油田开发方式转变，加强油田开发战略接替技术攻关。

在对美国非常规天然气产业规模化利用研究的基础上，全面分析了中国非常规天然气资源的地质条件和开发状况，并从资源评价、勘探开发和配套政策三方面剖析了制约中国非常规天然气产业快速发展的主要因素。基于中国在实现低碳转型中所面临的能源利用效率低、供应不足以及碳排放强度大等诸多挑战，依据国际能源署(IEA)在“新政策”情景和“天然气黄金时代”情景关于中国到2035年能源结构的预测，对比分析美国非常规天然气开发利用成果，提出在低碳视角下的“强化非常规天然气”情景。在该情景下，中国非常规天然气产业将迎来超常规发展时期，到2035年，非常规天然气将成为天然气重要的接替能源，实现对煤炭资源的大幅度替代，能源消耗结构得到优化，低碳能源体系基本形成，温室气体排放速度明显减缓。