昆北断阶带上盘渐新统下部（E₃¹）、古新统-始新统（E₁₊₂）和基岩勘探均获得重大突破，发现亿吨级整装油田。该区沥青与原油并存，分布复杂，不同井区原油富集程度不同，中间切4井区勘探效果较差。通过原油、沥青与源岩生物标志化合物对比，明确指出昆北原油和沥青成因不同，原油为扎哈泉凹陷渐新统上部（E₃²）源岩成熟阶段产物，沥青来自渐新统下部（E₃¹）源岩，属于低演化阶段并遭破坏稠化的产物。通过原油性质、储层显微荧光、储层包裹体分析，结合源岩和构造演化特征，确定昆北地区存在2期成藏，成藏时间分别在中新世（N₁）早期和上新世（N₂）晚期以后，目前储层中的油主要是第2期原油。第1期油主要沿基岩和上覆沉积岩层之间不整合面侧向运移成藏，因切6和切12井区古构造位置较高，成藏规模较大，受破坏形成的沥青规模也较大;第2期油先沿昆北断裂运移到上盘，然后沿不整合面侧向运移、后再沿主要次级断裂运移到目前圈闭中成藏，主要次级断裂对油的运移成藏起重要控制作用。远离切16井东断层、E₁₊₂储层与切163井区不连通是导致目前切4井区勘探效果较差的主要原因。

柴达木盆地石炭系是否具有生烃潜力一直存在争议，本文在大量野外地质调查与实验室样品分析的基础上，找到了石炭系生烃的相关证据。首次在盆地周边露头区多处石炭系中发现油砂出露，油砂主要分布在石炭系怀头他拉组灰岩中，沿厚层生物灰岩层间和裂缝发育，在生物礁和化石带中尤为突出。通过烃源岩和油砂反映成烃母质来源、沉积环境及成熟度3个方面的生物标志化合物参数对比研究，表明油砂与中生界-新生界烃源岩没有亲缘关系，而与石炭系烃源岩具有良好的可对比性，确定石炭系中的油砂来源于石炭系烃源岩。这证实柴达木盆地石炭系烃源岩有过生烃过程，并可能形成石炭系油气藏，从而揭示了柴达木盆地石炭系具有广阔的生烃前景。

西秋-却勒冲断褶皱带为塔里木盆地库车坳陷的前缘构造带，整体表现为由古近系库姆格列木组膏盐滑脱层控制的3套构造层剖面结构，即盐上浅层冲断褶皱构造、盐内盐流动聚集构造和盐下复杂构造。浅层结构表现为东段的反冲和下盘背形构造，向西逐渐转换为南秋反冲（局部倒转）、北秋楔体构造以及夹于二者之间的向形构造，至却勒构造段转换为上盘正向大型逆冲推覆和下盘背斜的组合结构。深部结构表现为中生界古隆起构造的再活动。盐下构造可以划分为东部新生代晚期冲断构造段、中部古隆起构造段以及西部却勒古构造复活段。深、浅层构造平面分段的一致性和剖面垂向叠置关系揭示西秋地区盐上冲断结构与深部结构在空间上可能存在耦合关系。钻井资料显示西秋-却勒地区存在着多套勘探目标层位，即深层的下白垩统、盐内夹层以及古近系苏维依组。构造分析表明西秋里塔格构造带东段的薄皮叠瓦逆冲带以及却勒塔格构造带的深层冲断构造带为有利的油气勘探区带。

受复杂地表条件影响，地震构造建模一直是塔西南昆仑山前冲断带油气勘探中的难点。基于野外地质调查、二维地震、钻井等资料，通过对二维地震剖面进行精细构造解释和生长地层分析，表明塔西南昆仑山前冲断带甫沙-克里阳段主要发育基底卷入式构造、阿尔伯特型构造三角带、被动顶板双重逆冲构造和断层转折褶皱等构造样式，塔西南昆仑山前3排背斜构造带自南向北依次发育于上新世早期、上新世中晚期和更新世早中期。在此基础上，提出了“双滑脱层-单向挤压”冲断构造发育模式，设计并开展了相应的砂箱物理模拟实验。实验结果表明，该模型能够较好地模拟塔西南昆仑山前冲断带甫沙-克里阳段的“前展式”构造变形过程和典型构造样式，物理模拟实验结果与地震构造解释模型吻合，西昆仑造山带隆升产生的强烈向北挤压力和双滑脱层地层结构是塔西南昆仑山前冲断带甫沙-克里阳段构造形成的2个关键因素。

针对四川盆地中二叠统茅口组顶部岩溶古地貌分布特征认识不清的问题，开展了岩溶储层的地质及地球物理响应分析，同时对全盆地200余口探井的茅口组开展了详细的地层对比，在此基础上利用印模法和残余厚度法2种古地貌分析方法开展了茅口组顶部古地貌形态的精细刻画，指出茅口组顶部发育岩溶洼地、岩溶斜坡和岩溶高地3种地貌单元，古地貌具有“三高地、两斜坡、两洼地”的特点，岩溶洼地地层保存基本完整，岩溶高地缺失茅口组四段和部分茅口组三段，岩溶斜坡的地层缺失介于岩溶高地和岩溶洼地之间。突破了前人对茅口组风化壳古地貌存在“两高地”的认识，根据这一新认识并结合烃源岩生烃强度特征将茅口组顶部风化壳岩溶储层划分为4个有利勘探区带。

浅层气是埋深相对较浅的天然气，世界范围内资源丰富，也是中国重要的潜在勘探领域。由于受中浅层找油、深层找气的二元勘探思想指导，松辽盆地北部浅层气的勘探和研究工作开展相对较少，浅层气分布、成因类型和成藏主控因等方面缺乏系统性研究。针对上述问题，笔者系统地研究了松辽盆地北部浅层气的分布和成因类型，总结了不同类型浅层气成藏控制因素，并预测了浅层气勘探有利领域。研究表明：①松辽盆地北部浅层气分布广泛，平面分区，纵向分层;②松辽盆地北部浅层气总体可分为与生物作用相关的浅层气和与热成因相关的浅层气两大类，其中与生物作用相关的浅层气包括浅层生物成因气（Ⅰ）、浅层生物-热催化过渡带气（又称低熟气）（Ⅱ），与热成因相关的浅层气包括浅层热成因油型气（Ⅲ₁）、浅层热成因煤成气（Ⅲ₂）;③松辽盆地北部与生物作用相关的浅层气和与热成因相关的浅层气具有不同的成藏主控因素：浅层生物成因气、低熟气成藏主要受未熟-低熟烃源岩或降解原油的分布，岩性和构造相关的圈闭以及盖层控制;浅层热成因气成藏主要受腐泥型或煤系成熟气源岩，构造和断层遮挡相关的圈闭，盖层和断层控制;④松辽盆地北部浅层资源丰富、潜力巨大，浅层生物成因气、低熟气比浅层热成因气具有更广阔的资源前景，其中西部斜坡区和中央坳陷区浅层是浅层生物成因气和低熟气的勘探有利区域。该研究对松辽盆地北部浅层气勘探具有重要的理论和现实指导意义。

盆地深层高温、高压特点决定其油气成藏的复杂性。在东营凹陷北带民丰洼陷丰深1井深层流体包裹体宿主矿物成岩序次、烃类包裹体荧光光谱分析、显微测温以及石油包裹体热动力模拟研究的基础上，结合盆模技术、天然气碳同位素地球化学和原油裂解动力学，探讨了东营凹陷北带深层丰深1井凝析油气成藏过程中的PVTx-t（压力-体积-温度-组分-时间）演化史。结果表明，丰深1井沙河街组四段下亚段（简称沙四下亚段）伴随常压-低幅超压-常压的压力旋回相应地发生过2幕原油和1幕天然气充注。其中发淡黄色-蓝白色荧光油充注代表了第1幕油充注，形成早期油藏，晚期深部原油裂解气再次充注并对早期油藏施加了调整改造之影响，以至最终形成了现今的凝析油藏（第2幕蓝色荧光油）。丰深1井深层油气成藏特点决定该区构造高部位以油藏、深部以原油裂解气藏、中部以凝析油气藏为特征的分布格局。这种深层油气成藏模式对中国东部其他断陷盆地深层的油气勘探具有一定的指导意义。

针对歧口凹陷缓坡区湖泊碳酸盐岩储层非均质性强、优质储层特征及分布规律认识不清的问题，综合利用薄片观察、岩性测井响应、物性实验数据和压汞曲线等资料对储层进行综合研究。研究表明，研究区沙河街组一段下部颗粒灰岩储层是一类具有高-中孔隙度、中渗透率、低排驱压力和大喉道为主等特征的优质储层。岩石类型以亮晶生物碎屑灰岩和亮晶鲕粒灰岩为主，储集空间主要为次生的粒间溶孔和裂缝。水动力条件控制了储层的分布，强水动力条件下形成的灰岩颗粒之间以亮晶方解石胶结物充填为主，成为后期溶蚀作用的易溶物质，是次生孔隙发育的直接原因之一。鲕粒滩与生屑滩水动力条件最强，储层物性最好;滩坝边缘为间歇动荡的高能环境，储层物性中等;湖湾与潮上带为安静低能环境，储层物性较差。晚成岩期泥页岩释放出大量的有机酸和弱酸性水沿沙河街组三段顶部不整合面运移，导致碳酸盐岩储层产生了大量的次生溶蚀孔隙，是研究区优质储层形成的主要原因。同时，烃类的早期充注抑制了自生矿物的形成和方解石的交代，使溶蚀孔隙很好地保存下来。

新一轮的战略性油气地质调查工作在南黄海盆地崂山隆起新近系之下发现了疑似海相地层的有效地震反射，但因针对海相地层的勘探程度低（无井、地震测线稀）等原因，其地层属性至今依然不清楚。本文利用青岛坳陷有限的钻井资料，结合新采集有限的二维地震资料，对青岛坳陷二叠系、三叠系进行了地震属性提取及分析，认为其地震属性特征为：上二叠统龙潭组和大隆组总体表现为中-强振幅、偏低频、平行-近平行较密集地震反射;下三叠统下青龙组为中振幅、中-高频、平行-近平行密集地震反射;下三叠统上青龙组则为弱振幅或空白反射、低-中频、平行-近平行地震反射。预测上二叠统及中-下三叠统主要残存分布于青岛坳陷东侧靠近崂山隆起及勿南沙隆起的部位，并据此推测在崂山隆起及勿南沙隆起区可能残存，是值得探索的勘探领域。对于钻井稀少的低勘探程度区，利用地震多属性分析技术及地震属性特征来识别与预测勘探目的层的分布，对于早期勘探评价具有重要现实意义。

低孔渗砂岩体油藏在中国油气资源勘探中具有十分重要的地位，但不是所有砂岩体都能成藏，只有达到成藏临界条件的砂岩体才能成藏。现今低孔渗砂岩体物性及流体动力条件不能反映成藏期物性和动力条件，因此，研究成藏临界条件具有非常重要的意义。砂岩样品双轴承压充注实验模拟地层条件下石油充注临界条件，证实了石油充注受临界物性和临界注入压差双重控制。首先，通过测定不同物性样品在不同围压和轴压下的临界注入压差，确定出研究区延长组8段（简称长8段）储层临界孔隙度约为10%，低于该临界值则无论流体压差多高均难以使石油注入砂岩样品。其次，编制多样品临界注入压差随埋深变化曲线，发现物性与临界注入压差具有相互耦合关系。最后，建立了石油充注物性-临界注入压差成藏解释图版，成藏期孔隙度大于10%为有效储层，否则为无效储层。并以研究区典型井为例，较好地解释了长8段砂岩体的成藏过程，该解释图版可作为钻前成藏预测的新方法。

多期次油气成藏年代学是多旋回叠合盆地油气成藏动力学研究的热点问题。运用流体包裹体测温与其宿主岩层磷灰石裂变径迹(AFT)热史模拟相结合的研究方法，探讨了鄂尔多斯盆地东北部二叠系多期次油气成藏的温度和时间序列。结果表明，研究区二叠系不同含油气层段中生代-新生代总体经历了2～3期油气成藏事件：①二叠系各层段在中生代早中期多旋回沉降埋藏增温阶段经历了2期原生油气成藏事件，成藏温度主要分布在78.9～89.3℃和120.7～124.5℃，成藏时间分别为距今162～153Ma和140～128Ma;②上二叠统在晚白垩世以来抬升改造阶段经历了1期油气次生成藏事件，成藏温度主要集中在98.6℃，成藏时间接近30Ma。对于多旋回叠合含油气盆地复杂成岩-成藏系统而言，多井段样品、多类型定年数据与其宿主岩石构造热演化史相结合的系统分析，有可能是更为客观地全面认识多旋回叠合盆地油气成藏期次和时间及其多期次油气动态成藏过程的重要途径。

在低渗透储层中如何根据现有精度的测井资料更加准确地确定储层物性参数，非常重要也十分困难。为进一步提高低渗透储层物性参数的测井解释精度，以高邮凹陷南断阶阜宁组阜一段低渗透储层为例，分析储层物性控制因素，确定了研究区储层物性主要受成岩相控制，根据铸体薄片、扫描电镜等资料厘定成岩相，分析不同类型成岩相的测井曲线特征，建立定量识别标准，在此基础上，利用岩心和测井曲线建立了不同成岩相的物性参数解释模型，并用取心井进行了误差分析。结果表明，储层物性参数解释精度显著提高，这种针对低渗透储层特点，建立成岩相约束下的测井物性参数解释模型的方法是有效的。

水力压裂改造后的残渣伤害一直是制约压裂改造效果提高的关键问题。常规破胶实验以及导流能力实验结果表明，瓜胶压裂液破胶过程产生的不溶物会导致储层受到伤害，并通过实验进行了论证。利用激光粒度仪研究了破胶过程中瓜胶尺寸的变化，利用凝胶渗透色谱仪研究了破胶过程中瓜胶分子量及其分布的变化，发现氧化破胶剂对瓜胶分子尺寸以及分子量的有效降解能力较差;通过高效液相色谱仪研究了破胶过程中瓜胶分子结构变化，并对破胶后残渣分子结构进行了定性分析，结果表明，破胶反应初期侧链半乳糖离解速率远大于主链甘露糖离解速率，使得瓜胶分子内M/G值大幅度提高，分子溶解性降低。氧化类破胶剂难以使瓜胶分子完全降解以及破胶过程中瓜胶溶解性降低2方面因素综合作用是破胶过程水不溶物产生的根本原因。

利用环境扫描电子显微镜观察了FPS-B剂胶束聚集体和乳状液的微观形态。采用静态实验和核磁共振法研究FPS-B剂的乳化增溶性和润湿性，并进行了模型驱油实验。结果表明，FPS-B剂具有较强的乳化增溶性,并且在不同含水率条件下形成不同类型的乳状液,不但可以保持岩石的水湿状态而且可以将亲油岩石不同程度地转变成亲水状态。在此基础上，从分子结构和性质方面分析了产生这种现象的原因及机理。微观驱油实验结果表明，在水湿和油湿岩心模型中FPS-B剂驱的采收率提高值接近三元复合驱提高值，高于二元驱提高值，扩大了洗油效率，提高了原油采收率。

纳米减阻技术是针对高压欠注问题研发的一项有效新技术，其减阻机理尚不十分明确。疏水纳米材料抑制黏土的膨胀是纳米减阻机理之一。采用一种适用于疏水纳米粉体防膨率的测试方法，测试了多种疏水纳米SiO₂对黏土的防膨率。采用吸附实验和扫描电子显微镜（SEM）研究了纳米颗粒在岩心表面的吸附特征。防膨实验结果显示，所测疏水纳米SiO₂大多具有一定的防膨作用，但防膨效果差异较大。纳米SiO₂的表面修饰剂以及纳米粉体与黏土的比值(纳土比)对防膨效果有较大的影响，合适的纳土比和表面修饰材料可达到较好的防膨效果。HNP2在纳土比为1∶25时，防膨率为46.9%，而HNP4在纳土比为1∶25时，防膨率却为-25.8%。SEM照片显示，疏水纳米SiO₂通过吸附作用在岩心表面形成了纳米颗粒层，使岩心表面具有了强疏水特性，接触角达到138.3°。研究表明，疏水纳米SiO₂通过在黏土矿物表面吸附，形成具有强疏水特性的隔离层，起到隔离水分子与黏土矿物的作用，从而产生了防膨效果，这与一般黏土稳定剂的防膨机理有所不同。

为了研究CO₂注入后储层岩性和物性的变化情况，利用室内岩心驱替装置，模拟了地层条件下(100℃，24MPa)饱和CO₂地层水驱过程中的水-岩相互作用，并对CO₂注入后，组成储层岩石的矿物溶蚀、溶解和沉淀情况以及渗透率变化的原因进行了研究。通过对实验前后反应液离子成分变化、岩心扫描电镜和全岩X-射线衍射(XRD)资料的分析表明：实验后砂岩岩心中的碳酸盐矿物出现明显的溶解现象，且方解石溶解程度最高，片钠铝石次之，铁白云石最低;反应液中K⁺质量浓度的变化主要是由碎屑钾长石颗粒溶蚀造成的;实验后有少量的高岭石和中间产物生成，其中间产物的成分主要为C、O、Na、Cl、Al和Si，并有向碳酸盐矿物转变的趋势;新生成的高岭石、中间产物和由碳酸盐胶结物溶解释放出的黏土颗粒一起运移至孔喉，从而堵塞孔隙，降低了岩心渗透率。通过以上实验再现了CO₂注入后，短时期内储层岩石中长石和碳酸盐类矿物的溶蚀和溶解过程以及新矿物沉淀情况，并且揭示了储层渗透率变化的原因，从而为CO₂的地下捕获机制提供了地球化学依据。

针对蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油（SAGD），利用油藏数值模拟研究了轻质组分挥发对注蒸汽热采稠油效率的影响及其作用机制。计算结果表明，在蒸汽注采过程中，蒸汽腔内挥发出来的轻质组分向锋面聚集，从而提高了锋面附近的油相流动性，重力作用使得轻质组分更易聚集在蒸汽腔上半部的锋面附近;轻质组分挥发作用对蒸汽驱影响较大，而对SAGD影响较小;同时对比分析了不同化学成分及其含量的轻质组分挥发对采油效率的影响程度。结果表明,当对轻质组分分子量较大且含量较低的稠油油藏进行数值模拟时，可以简化为三相二组分模型而不考虑轻质组分的挥发。

由于深水浊积水道油藏多位于深海区，受作业成本的限制，其开发井距往往较大，利用现行的针对密井网区的多井模式拟合方法进行该类油藏的地下储层构型表征，其精度较低。为此，利用西非尼日尔三角洲盆地深水区Akpo油田稀井条件下的钻井与地震资料，提出了基于井-震联合的该区深水浊积水道储层构型表征技术，论述了其表征思路与方法。深水浊积水道储层构型可分为水道体系、复合水道和单一水道3个层次，其中复合水道层次又可细分为复合水道系列和复合水道2个亚层次，不同层次构型单元规模差异大，需要在构型模式指导下，分别开展基于油组、小层及小层内部切片的井-震联合，将不同层次的构型模式与钻井、地震资料进行拟合，完成深水浊积水道的储层构型表征。这一研究不仅对高效开发深水浊积水道油藏具有实用价值，对利用井-震联合方法开展储层构型研究也具有重要参考价值。

粒子冲击破岩可提高深井、超深井硬地层的钻井速度。通过破岩实验与数值模拟相结合的方法，以冲击破岩的粒子直径、冲击速度等与岩石破碎体积和粒子最大侵彻深度（岩石破碎坑最大深度）之间的内在规律研究为目的，进行了单粒子冲击破岩室内实验，分析了破碎坑模式。同时，利用有限元软件建立了粒子冲击破岩的物理模型，并对粒子冲击破岩的过程进行了数值模拟。模拟结果与室内实验数据的对比，验证了H-J-C模型选取的正确性，并得到了粒子冲击破岩的最佳直径和初速度值的范围。

生产管柱上部采用真空隔热保温油管是海洋油井提高产液温度，防止油井结蜡的有效手段，科学设计保温油管的合理下深则需要准确预测海洋采油井筒温度剖面。将产液视作气液两相流，分别建立了质量守恒、动量守恒和能量守恒模型，模型中考虑了温度和压力对原油、天然气和地层水热物理性质的影响，井斜角对换热和压力降的影响，以及电潜泵机械能损失引起的热源。采用交错网格和全隐式有限体积法离散技术，建立了适合于海洋生产井筒温度场和压力场耦合求解的数值方法，保证了模型求解的稳定和收敛。利用所建立的模型对1口海洋油井进行了井筒温度分析和保温油管下深设计，结果表明，模型预测精度高（相对误差为0.46%），设计保温油管下深能有效地提高油流温度，避免油井结蜡。

川东北碳酸盐岩地层具有高压和高含硫化氢的特点，严重威胁到钻井安全。针对其地层异常压力随钻监测困难的问题，从实测地层压力的纵向分布特点出发，深入揭示了异常压力的成因机制与录井参数响应特征;在对异常压力随钻监测理论与方法进行厘定的基础上，分别建立起孔隙型碳酸盐岩地层和裂缝型碳酸盐岩地层的异常压力随钻监测模型。这两个模型综合考虑了不同储集空间类型与增压机制、降压机制之间的关系，高压气层、高压水层的不同响应，以及自源成因与它源成因的影响，因而更加科学、合理，并在实际应用中取得了较好的效果。

以非线性流固耦合方程为基础建立了射孔油井和地层的水力压裂三维计算模型，并模拟、讨论了常用螺旋射孔相位角对水平裂缝压裂的影响。数值模拟结果表明，在地应力方向不确切的情况下，采用螺旋射孔是一种有效降低裂缝起裂压力的技术措施。在裂缝扩展过程中，每个射孔都可能形成一条裂缝，但由于相邻射孔之间的距离很近，在井筒附近各条裂缝相互干扰严重，各条裂缝的形态差异很大;伴随着岩石破碎，各个射孔形成的裂缝相互贯通，逐渐融合成一条主裂缝。螺旋射孔对压裂的延伸压力和裂缝形态有相当程度的影响。

含蜡原油在较低温度下具有典型的触变特征，触变模型是含蜡原油输送管道再启动数值模拟的基础。在分析现有触变模型的基础上，结合含蜡原油的特性以及悬浮体系流变学的相关理论，提出了一个适用于含蜡原油的包含6个参数的黏塑性触变模型，并利用基于剪切率阶跃方法测试的触变数据对该模型进行了检验。结果表明，该模型对触变数据的拟合效果优于目前常用的包含8个参数的Houska模型，与12个参数的双结构参数模型相当。与Houska模型和双结构参数模型相比，所提出的六参数模型因拟合参数少且状态方程形式较为简单，通过优化算法拟合确定的触变参数定性上更为合理，更适用于含蜡原油管道停输再启动数值模拟。

腐蚀管道评价规范ASME-B31G、BS7910、DNV-RP-F101、PCORRC大多以X60以下中低强度管道为研究对象，对X60以上中高强度油气管道的评价具有一定的保守性。笔者以X65和X80两种中高强度管材为研究对象，采用非线性有限元法分析了带腐蚀缺陷油气管道的失效压力，研究了腐蚀缺陷深度、腐蚀缺陷长度、腐蚀缺陷宽度和腐蚀缺陷位置对带腐蚀缺陷油气管道失效压力的影响，建立了包含腐蚀缺陷深度、腐蚀缺陷长度、腐蚀缺陷位置等参数的带腐蚀缺陷油气管道失效压力计算方法。与现有标准提供的计算方法和试验结果对比表明：本文拟合得到的计算方法误差小，保守性低，可以满足X60以上中高强度腐蚀管道失效压力的预测要求。

滑坡是长输油气管道主要的地质灾害风险之一，滑坡对管道的推力计算是滑坡灾害风险定量评价的重要内容。针对管道横穿均质土滑坡的情况，在对滑坡与管道相互作用过程分析的基础上，利用极限平衡法推导了横穿敷设情况下滑坡对管道推力的计算方法，并利用数值模拟验证了该计算方法的合理性。结合实际案例，进一步分析了管道埋深、直径和滑坡土体内摩擦角、黏聚力、容重等因素对推力的影响，并计算了滑坡推挤导致的管道附加应力。结果表明，管道直径、埋深和滑坡体土体性质是影响推力大小的主要因素;管道能承受的滑坡推力很小，应对滑坡灾害予以足够的重视。

塔里木叠合盆地地质演化历史漫长，经历了多期次的构造沉降、隆升和多期次油气成藏与调整过程，形成了多种类型的油气藏。通过系统研究海相油藏的地质特征，发现一些油藏的油水界面呈现不平衡性、油气物理化学性质和含油饱和度等平面分布具有渐变性、油藏主体与圈闭中心具有非协调性，反映出这类油藏可能正处于动态聚集或调整过程中，进而提出非稳态油藏的概念。非稳态油藏的形成是由于地质构造的变动、储层非均质性或其他因素，导致油藏的稳定滞后于圈闭的调整，致使油藏尚未形成统一的油水界面。按照其形成机制、形成过程以及油水界面类型、成藏模式等，对非稳态油藏进行了分类。提出非稳态油藏的研究以动静态相结合的地质解剖为主，综合运用地质与地球化学手段，结合物理模拟和数值模拟，定量评价古今油水界面的迁移和变化，精细恢复圈闭的演化过程，再现非稳态油藏的形成过程，可实现对非稳态油藏分布的有效预测。