油气勘探开发领域从常规油气向非常规油气跨越，是石油工业发展的必然趋势，二者在油气类型、地质特征及聚集机理等方面明显不同。常规油气研究的灵魂是成藏，目标是回答圈闭是否有油气；非常规油气研究的灵魂是储层，目标是回答储集有多少油气。非常规油气主要表现在连续分布、无自然工业产量。目前，常规油气面临非常规的问题，非常规需要发展成新的“常规”。伴随技术的进步，非常规可向常规转化。常规油气聚集包括构造油气藏、岩性-地层油气藏，油气以孤立的单体式或较大范围的集群式展布，圈闭界限明显，储集体发育毫米级—微米级孔喉系统，浮力成藏。非常规油气聚集包括致密砂岩油和气、致密碳酸盐岩油和气、页岩油和气等，一般源储共生，大面积连续或准连续分布于盆地斜坡或中心，圈闭界限不明显，页岩系统储集体广泛发育纳米级孔喉，浮力作用受限，油气以原位滞留或短距离运移为主。以中国重点盆地致密油和致密气为例，系统分析了其地质特征与勘探潜力。非常规油气储集空间主体为纳米级孔喉系统，局部发育微米—毫米级孔隙，其中页岩气储层孔径为5～200 nm，致密灰岩油储层孔径为40～500 nm，致密砂岩油储层孔径为50～900 nm，致密砂岩气储层孔径为40～700 nm。针对全球石油工业和纳米等技术的快速发展，提出了“纳米油气”的概念，指出“纳米油气”是未来石油工业的发展方向，需要发展纳米油气透视观测镜、纳米油气驱替剂、纳米油气开采机器人等换代技术，油气智能化时代将随之到来。

对国外报道的砂岩侵入体与中国南海珠江口盆地的岩心、测井曲线和地震反射等资料的对比分析，认为珠江口盆地发育有砂岩侵入现象，其特征在岩心中表现为不同规模的泥岩碎屑，大量的液化和泄水构造以及砂岩褶皱与充填等构造类型；在测井曲线上表现为伽马曲线总体呈箱状，倾角测井呈杂乱状，偶见高陡倾角的特征；在地震剖面上表现为翼状侵入或锥状侵入的反射异常，其反映的砂岩侵入的规模较大，对于小型岩墙和岩床的识别还需要更高的地震分辨率。

北部湾盆地主要发育早期伸展断裂、中期走滑伸展断裂、晚期伸展断裂和长期活动断裂等4种断裂类型。盆地演化总体经历了古近系裂陷期和新近系坳陷期两大演化阶段。盆地伸展裂陷期主要有3期断裂活动，在古新世—始新世形成NE向、NEE向伸展断裂；渐新世在走滑伸展作用下形成了NEE向走滑伸展断层和近EW向次级断层。断裂的形成和演化控制了生烃洼陷的分布和促进了烃源岩的热演化，形成多种类型圈闭，为油气垂向运移提供了主要的运移通道。与生油洼陷相邻且长期继承性活动的断裂带和凹陷中央的隆起带是油气聚集的最有利区域。

渤海海域西部沙垒田凸起区潜山为太古界花岗岩，新近系河流相碎屑岩直接覆盖在基底潜山之上。该区发育长约20 km的NE向右旋走滑断层，斜切整个凸起。潜山内发育的NE和NW向两组走滑断层走向夹角约100°，NE向主走滑断层持续活动至今；NW向断层延续较短，局部表现为沟道，新近纪停止活动。该区走滑断层整体表现为负花状构造。新近纪构造运动在主走滑断层附近诱发大量近EW向左旋张扭性小断层并对主走滑断层形成切割。高分辨率三维地震资料精细解释表明，该区断层演化经历了三个阶段，即新近纪前基底断裂走滑阶段、新近纪早期盖层张性断裂弱雁列化阶段、新近纪晚期盖层张扭性断裂强雁列化阶段。凸起区走滑断层的多期活动不仅形成了断背斜圈闭，而且控制了走滑断层两盘古近系的沉积，对油气聚集和重新分配产生影响。

综合运用锆石及磷灰石裂变径迹、镜质体反射率资料以及盆地模拟技术对中扬子地区当阳复向斜中生代以来的构造抬升和古地温演化进行了研究和重建。砂岩样品的锆石和磷灰石裂变径迹表观年龄分别为107～126 Ma和9.8～54 Ma，分别反映早白垩世燕山期、始新世至中新世喜马拉雅期的两次重要构造抬升及剥蚀冷却事件。侏罗系与白垩系、古近系与新近系之间的不整合面上、下镜质体反射率错开现象以及现今地表镜质体反射率异常偏高，也证实了两次抬升剥蚀冷却事件的存在。研究表明，区内当深3井和建阳1井的上三叠统-下侏罗统在早白垩世早期（约137 Ma）达到最大古地温190～210℃，造成锆石裂变径迹退火，至早白垩世末晚白垩世初（约97 Ma）剥蚀冷却至近地表20～40℃；晚白垩世至古近纪沉积使该套地层又一次埋深增温至140～165℃，造成磷灰石裂变径迹完全退火；喜马拉雅期再次构造抬升及剥蚀冷却至现今70～90℃。研究区古近系经历的最高古地温为100～120℃和现今40～50℃。研究区中生代古热流相对稳定，热流值相对较低为53.5 mW/m²；晚白垩世古热流逐渐增大，古近纪达到最高59 mW/m²；其古地温梯度分别为中生代36.3～43.0 ℃/km和新生代30.2～37.8℃/km，现今降低至28.9℃/km。早白垩世和始新世至中新世的最大剥蚀厚度分别约为4800 m和2400 m，由此可认为，当阳复向斜应该存在较大厚度的侏罗系，最大厚度可能达5000 m。

塔里木盆地在早古生代属于不同类型克拉通盆地沉积，构造运动和海平面升降是控制寒武系—奥陶系层序地层发育的主要因素。综合露头、岩心、测井以及地震资料，并结合井—震标定结果，在塔里木盆地寒武系—奥陶系识别出15个层序界面，将寒武系划分为6个层序、奥陶系划分为8个层序。根据层序地层发育特征，并考虑断层和不整合面在油气运聚成藏中的重要作用，将塔里木盆地寒武系—奥陶系层序格架中生储盖组合划分为连续型、间断型和复合型3大类8小类。现实的生储盖组合包括侧变式连续型和间断型，潜在的生储盖组合包括上生中储上盖连续型和复合型，值得探索的生储盖组合包括下生中储上盖连续型和封闭式连续型。

通过对柯坪大湾沟剖面中-上奥陶统萨尔干组与印干组页岩的自然伽马测量，建立了此两套页岩的高频海平面变化曲线。同时，对采自于大湾沟剖面的54块泥页岩样品进行了热解与有机碳含量、泥岩X衍射的矿物种类与含量、泥岩密度等分析，将泥页岩样品的分析结果与高频海平面升降变化对比后，认为：①萨尔干组页岩厚13.4 m，属于一个三级层序的海平面升降变化。在萨尔干组页岩的海侵体系域内，发育4次高频海平面升降变化，而在高位体系域内发育3次高频海平面升降变化。印干组页岩厚34 m，也同样属于一个三级层序的海平面升降变化。海侵体系域内发育2次高频海平面升降变化，在高位体系域内则发育6次高频海平面变化。②萨尔干组页岩与印干组页岩均在海平面上升期黏土矿物含量增加，且有机质丰度增高（有机碳含量值增大）。萨尔干组页岩黏土矿物含量高于印干组页岩，碳酸盐矿物低于印干组页岩，其有机质丰度亦高于印干组页岩。③萨尔干组页岩与印干组页岩的黏土矿物成分主要为伊-蒙混层，由于蒙皂石伊利石化是烃源岩催化活性的主要来源，因此富含伊-蒙混合层的这两套烃源岩是最有利的烃源岩。④萨尔干组页岩、印干组页岩均具有海平面上升，有机质丰度增高、泥页岩密度降低和海平面下降，有机质丰度降低、泥岩密度增高的特征。

基于岩心、测井资料及普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、物性和压汞等化验分析资料，研究了柴达木盆地马北8号构造下干柴沟组下段砂岩储层特征。结果表明：该套储层的储集空间以原生粒间孔为主，夹少量次生粒间孔，储层物性好，排驱压力和饱和度中值压力较低，孔喉半径较大且分选性中等，歪度粗，孔隙结构参数总体较好。储层质量受沉积相和成岩作用的综合影响，其中，辫状河河床及滩坝沉积区为最有利储层发育区，加之压实作用较弱、成岩早期的中等胶结作用和比较普遍的溶蚀作用有利于原生孔隙和喉道的保存及部分次生孔隙和喉道的发育。利用储层物性及压汞等参数，将马北8号构造下干柴沟组下段储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层，其中Ⅰ、Ⅱ类储层在目前的技术条件下是增储上产的首选储层。

野外采集的黏土岩的电镜扫描图像分析显示，黏土矿物孔隙分布于颗粒之间和颗粒内部板片自然错断处，前者形态不规则，后者呈楔形或面状缝隙。具层间结构的蒙脱石层内发育纳米级连通孔隙。蒙脱石微孔隙最为发育，伊-蒙混层黏土次之，其粒间孔和层面缝隙为20~100 nm，层内连通孔隙小于50 nm。高岭石黏土主要发育20~100 nm的粒间孔。伊利石和绿泥石晶体颗粒较大，以微米级孔隙为主。吸附实验所反映的各种黏土矿物甲烷吸附能力与电镜扫描反映的微孔发育程度相吻合，指示泥页岩中的纳米级微孔在一定程度上决定着泥页岩的比表面积和气体储存能力。黏土岩的孔隙发育与岩石成因和成岩演化有关，孔隙大小主要受黏土颗粒大小的控制。

点砂坝储层经过长期注水开发易形成水流优势通道，导致水驱波及系数降低，并影响剩余油的分布。以吉林扶余油田S17-19区块为例，研究了点砂坝内部水流优势通道分布模式及其对剩余油分布的控制。岩心分析资料表明点砂坝内的水流优势通道的含水率大于95%，驱油效率大于35%。渗透率大于80 mD和非均质性越严重或越均质的储层更易形成水流优势通道。在现井网条件下，水流优势通道均发育于点砂坝的中下部，平均厚度为2.2 m，宽度约2~4 m。水流优势通道受注采井间的主流线、相对高渗透条带及点砂坝下部的高渗透段分布控制，形成了在空间上复杂的水流优势通道网络。水流优势通道水淹严重，而非水流优势通道区水淹较弱且剩余油富集。因此，通过重建井网结构、打水平井、调剖堵水、调整开发方式、实施周期注水等措施，打破目前的水流优势通道网络，扩大水驱波及体积，从而提高点砂坝油藏开发效果。

基于毛细管模型，结合边界层理论，通过引入描述低渗透储层渗流的特征参数c₁ 和 c₂，建立了低渗透油藏渗流新模型，解释了启动压力梯度和非线性渗流产生的根本原因。根据新模型给出了考虑动边界影响的试井模型，并采用数值方法求解，分析了无因次特征参数c_1D和c_2D 对试井曲线的影响。结果表明：新模型的压力和压力导数曲线上翘，上翘幅度比拟启动压力梯度模型要小。考虑动边界影响的试井曲线上翘幅度比不考虑时要小。c_1D 和 c_2D 是决定曲线形态的特征参数。当c_1D 与 c_2D 之和不为常数时，随着 c_1D 或 c_2D 增大，上翘幅度增大；当 c_1D 与 c_2D 之和为常数时，随着 c_1D 增大，c_2D 减小，上翘幅度增大。对于封闭边界和定压边界在试井曲线上的压力响应，新模型与达西模型一致。

基于考虑启动压力梯度和压敏效应综合影响的广义达西定律，以椭圆渗流理论和平均质量守恒定律为基础，分别建立了无限导流垂直裂缝井和有限导流垂直裂缝井的不稳态渗流理论，进而通过叠加原理建立了带有任意裂缝条数的压裂水平井产量递减模型，分析了压裂水平井不稳态时期的产量递减规律。结果表明，压裂水平井初期产量比较高、递减比较快，但是产量很快进入缓慢递减、平稳变化阶段。启动压力梯度、变形系数越大，压裂水平井单井产量越低；当启动压力梯度大于0.01 MPa/m以后，对产量及其递减规律的影响显著。压裂缝条数越多、裂缝越长、导流能力越大，压裂水平井产量也越高，递减速度也越快，但随着压裂缝条数、长度和导流能力的增加，产量增幅逐渐变小。

二氧化碳-原油体系的最小混相压力（CCMMP）是CO₂ 驱油方案设计的关键参数之一。为了提高CCMMP的预测精度，利用实验测定的46个二氧化碳-原油体系最小混相压力数据，选取油藏温度、原油中的挥发组分、中间组分、C₅₊、注入二氧化碳中所含的甲烷、乙烷丁烷、氮气和硫化氢的含量8个因素，运用统计与回归理论建立了8参数的CCMMP预测模型。并将本模型和已经发表的9种方法预测的46个油样的最小混相压力结果进行了对比，结果表明本模型的预测精度大幅度提高。利用该模型对吉林油田CO₂ 驱油试验区的5口井油样的CCMMP进行了预测，并与实验结果进行了对比，相对误差范围0.05%～3.39%，进一步验证了本模型的可靠性。

凝析气藏地层压力是计算气藏储量、评价气井产能、进行动态分析及反凝析评价等必不可少的重要参数。水驱凝析气藏的开发是气藏开发中最复杂的类型之一，在开发过程中，地层压力不断下降，凝析油析出，凝析气中水蒸汽含量增多，边、底水不断侵入，准确计算及预测地层压力就显得尤为困难及重要。通过计算考虑多孔介质吸附及毛管力影响的反凝析油，实验测试不同压力下凝析气中水蒸汽含量，根据物质平衡原理，建立了考虑多孔介质吸附、毛管力及水蒸汽影响的水驱凝析气藏物质平衡新方程，并迭代求解得到任意生产时刻地层压力。应用结果表明，考虑多孔介质吸附、毛管力及水蒸汽影响计算的地层压力，更接近实测地层压力，从而减轻了现场测试工作量。

采用油藏生产动态分析和数值模拟相结合的方法，考虑到气顶底水锥进和水力压裂的实际情况，对韦8断块油藏注水开发的影响因素进行了研究。首先，在油藏描述模型的基础上建立全油藏的数值模型，应用该模型对油藏的开发生产历史进行拟合，分析油藏开发生产特点。并利用典型井组研究开发层系组合、水平井-直井组合井网和注水条件对开发效果的影响，通过对渗透率、原油黏度、有效厚度、井排比、穿透比、注水温度、注水速度、注采井距进行动态优化调整，得出了韦8断块开发矛盾最小化、效益最大化的合理化建议。

分析了中国砂岩油田的地质特点和含水变化影响因素，在分析含水与可采储量采出程度关系曲线的基础上，利用中国已进入高含水阶段的15个典型注水砂岩油田开发资料，得到了代表全国注水开发水平的含水变化曲线及理论公式。对不同含水阶段下采出程度的定量分析结果表明，中国水驱砂岩油田含水变化整体呈凸型曲线特征，近70%的可采储量要在油田进入高含水阶段(含水率>60%)之后采出，其中高含水期（60%≤含水率<90%）是提高采收率最为关键的时期，约50%的可采储量要在此阶段采出。本研究成果除充分认识中国水驱砂岩含水变化规律并进行定量分析外，还可应用于油田开发指标预测、开发效果评价和开发潜力评估等方面。

为解决气体钻井钻柱频繁失效的实际问题，综合考虑钻柱纵横扭耦合振动，根据气体钻井全井段钻柱系统动力学模型分析了气体钻井钻柱的振动特性，并从减振抑振角度提出了空气锤钻井工艺和采用减振减阻工具两种振动控制措施。以川西某实钻井气体钻进段为例，在利用美国ESSO公司现场数据验证全井段钻柱系统三向耦合振动力学模型可行性与结果可靠性的基础上，量化评价了常规气体钻井和采用振动控制措施气体钻井工艺的钻柱振动特性。对比分析表明，这两种工艺措施的减振抑振效果明显，不仅能够有效减弱气体钻井中下部钻柱的振动强度，而且使上部钻柱的动态应力也大大降低。

岩屑携带困难是大斜度、大位移定向井和水平井钻井普遍存在的问题，严重影响钻井安全和钻进效果。设计了高效岩屑床清除钻杆（EHCDP），并利用计算流体动力学(CFD)仿真模拟技术对EHCDP作用下环空流场的流动特性展开研究，从流线图、速度场、压力场等方面对数值模拟结果进行了分析，研究了EHCDP的作用机理，分析了螺旋槽道结构对环空流体流动特性的影响。研究结果表明，在EHCDP作用下，流体在槽道附近形成了涡流结构，改变了偏心环空中流体的流动特性，使流体从小环空往大环空运动，将岩屑输送到大环空，而槽道附近的涡则将岩屑卷入槽道中，并利用钻杆转动所产生的离心力将岩屑“甩入”大环空，达到有效清除井眼低边岩屑床的目的。

将直井地面驱动螺杆泵采油杆柱简化为在油管内偏心旋转的杆柱。考虑了杆柱偏心旋转惯性离心力、轴向力对杆柱横向弯曲变形的影响。应用可移动双向弹簧元模拟杆管接触状态，并考虑了杆体、结箍以及扶正器与油管间隙不同对杆柱挠度约束的差别，建立了螺杆泵采油杆柱在油管内受力变形的有限元仿真模型。仿真结果表明：抽油杆柱在油管内偏心旋转会产生陀螺效应，杆柱在油管内变形形态呈下密上疏的螺旋状,这是直井地面驱动螺杆泵采油系统杆管偏磨的主要原因之一。杆柱与油管接触段长度主要取决于转速、下泵深度和偏心距等参数。当转速较高时，几乎所有接箍均与油管内壁接触，也会出现杆体与油管内壁接触的现象。

根据角动量守恒原理，设计加工了一套包含中心体的先旋流后膨胀型超声速旋流分离装置，并搭建室内实验系统对该分离装置的脱水性能进行研究，主要分析了压力恢复系数对露点降的影响和旋流对分离器过流能力的影响。结果表明：经先旋流后膨胀型超声速旋流分离器分离后，分离器干气出口的水露点可达到−2.8℃，露点降可达34.9℃，且露点降随着压力恢复系数的增加而减小；保持分离器的压力恢复系数小于70%时，干气出口的水露点降最少达18℃，分离器可正常工作；在不同入口压力条件下，分离器的水露点降基本相同，分离器的流量适应能力较强，脱水性能稳定；旋流强度增加将减小通过分离器的流体质量流量，只有来流的质量流量达到设计的临界流量时，分离器才可正常工作。

为了评估一种新型浮式钻井生产储油装卸系统（FDPSO）概念设计中干式井口平台的垂荡性能，建立了系统的理论分析模型，并运用半物理仿真技术构筑了大比尺模型实验平台，用可控的电液伺服器运动台模拟船体的垂荡，干式井口系统采用大比尺的物理模型。在简谐激励下理论模型的实验结果和数值结果的对比，证明了理论模型的合理性，符合工程实际。根据该理论模型对中国南海海况进行的数值分析结果表明，通过船外悬挂配重为干式井口平台的张紧立管系统提供张力的概念设计对船体的垂荡具有自动补偿作用，减小了干式井口平台的垂荡振幅。

对两条输油管道并行敷设的热力影响规律已有研究，但对输气管道和输油管道并行敷设热力影响情况尚未清楚。采用有限容积和有限差分相结合的数值模拟方法，对工程实际中可能存在的3种典型油气管道并行敷设方式（热油管道与输气管道低温段，冷输油管道或热油管道低温段与输气管道高温段以及热油管道与输气管道高温段并行敷设）的热力影响规律进行了研究。在这3种并行敷设方式下，分析得到了并行敷设的油气管道采用不同管间距时，沿线油温和气温相对于单管敷设的最大温差变化范围和热力分布特征。

根据含水层型地下储气库储层高度与面积相比很小的特点，建立了含水层型地下储气库天然气动态运移的积分平均模型。利用该模型计算了国内某拟建含水层型地下储气库天然气动态运移过程中注气点含气饱和度和压力随时间的变化规律，对比了本文模型与传统二维渗流和三维渗流数学模型的计算精度，研究了天然气动态运移过程中储层厚度、储层渗透率、注气速率和排水量等参数对注气点压力的影响。结果表明：本文建立的积分平均模型具有较高的计算精度，可以满足工程计算要求;注气点压力随着储层厚度、渗透率和排水量的增加呈非线性降低，随着注气速率的增加呈非线性增加。

速度频散与衰减是地震岩石物理领域一个前沿性问题，它不仅是开展频率域储层及流体预测的关键理论基础，同时也是解决不同地球物理测量方法（地面地震、VSP、测井、超声波岩心观测等）之间数据匹配困难的重要手段。笔者在阐述速度频散和衰减现象基本特征的基础上，详细回顾了Biot模型、喷射流模型、BISQ模型、双孔模型、裂缝孔隙微结构模型和斑块饱和模型等6种主要速度频散与衰减理论模型的研究进程、原理和限制性，利用示意图直观地描述了这些模型的机制，并给出了它们各自的高低频极限、特征频率和适用条件。同时系统回顾并分析了国内外半个多世纪来速度频散与衰减实验测量技术的发展进程和应用现状，并在实验测量数据的基础上给出了自己对地球物理测量手段、岩石物理模型与频率相关性方面的思考和认识，即有必要将单频带的岩石物理模型拓展到全频带,并基于此将不同频带地球物理手段的测量数据联系起来,实现在同一尺度下的综合应用。