塔里木盆地西南坳陷已有近60年的油气勘探历史，目前已发现了柯克亚、巴什托普、亚松迪、和田河、阿克莫木5个油气田和山1井、柯东1井2个油气藏。对于该一直被寄予厚望的地区，如何深入认识其油气地质条件，加快勘探进程，获得更多的油气发现，始终是石油地质学家与油气勘探家努力追求的目标。塔里木盆地库车坳陷的天然气勘探近10年来取得重大突破。进行2个坳陷的石油地质类比研究是解剖与揭示西南坳陷油气地质条件的重要方法之一。本文立足于库车与西南坳陷已有的油气勘探资料和现有认识，从比较大地构造学与石油地质学的角度深入剖析二者的相似性与差异性。二者虽然在盆-山边界具有逆冲、走滑-逆冲性质，具有现今陆内前陆盆地结构，为不同性质的盆地转换、叠加形成，坳陷内部具有“分块、分带、分层”的特点，油气聚集受断裂带控制明显等方面具有相似性，但更多地体现出彼此的差异性。差异性主要表现在：大地构造背景，深部地质结构，基底性质，构造演化，地质结构，构造变形，烃源岩及其演化，储盖组合，含油气系统，油气成藏机理与成藏模式，油气分布规律等12个方面。其中，大地构造背景差异（库车坳陷与古亚洲洋相关，西南坳陷与特提斯体系相关）及地质结构特点的不同（库车坳陷主体为新生界与中生界叠加，西南坳陷主体为新生界与古生界叠加）是决定其油气成藏差异性的根本因素。石油地质类比表明，西南坳陷的油气勘探需要新的石油地质学理论与新的勘探思维。新的石油地质学理论要明确阐述“古老烃源岩生成的油气在后期强烈构造活动中保存的部位、状态、类型与可能机制”;新的勘探思维迫切需要建立新的三维地质结构概念，整体、动态的勘探观与立体勘探思维，既重视山前带的复杂构造圈闭，也要重视斜坡带的隐蔽圈闭如奥陶系潜山、泥盆系-石炭系地层-岩性圈闭，同时要密切关注逼近寒武系烃源岩的白云岩圈闭。

依据原油的三萜烷Ts/（Ts+Tm）、咔唑类含氮化合物总量、1,8-/2,4-DMC与4-/1-MDBT等分子参数，示踪塔北隆起雅克拉凝析油气田下白垩统亚格列木组油气充注途径。研究表明，雅克拉凝析油气田原油运移分馏效应显著，原油运移具有主、次两条油气运移与充注成藏的途径;主要充注途径以油气田东端S7-YK13井区为充注点，油气平行轮台断裂，顺沿背斜长轴，从NEE向SWW方向充注成藏;次要充注途径则从油气田SE翼沿NW方向，往构造轴部充注。上述油气运移充注途径受到雅克拉凝析油气田南侧轮台断裂的制约，后者堪称塔北隆起一条重要的油源通道。

利用沥青质拉曼D峰相对强度、G峰相对强度、两峰间距宽窄与沥青演化成熟度关系，推出Dh/Gh和G-D与沥青成熟度成正比关系图。塔北奥陶系储层中发育3期储层沥青，通过3期储层沥青拉曼Dh/Gh和G-D认为：第Ⅰ期为高热成熟炭质储层沥青，第Ⅱ期为成熟沥青质储层沥青，第Ⅲ期为过成熟油质储层沥青和沥青质储层沥青共存。前两期储层沥青是由于热变质而成，第Ⅲ期两种储层沥青共存主要是岩石选择性吸附导致。3期储层沥青的分布及性质决定塔北奥陶系成藏北部老、南部新，北部重质油、南部凝析油的特点。在哈拉哈塘-英买力地区南边发现油质储层沥青为在这一区域找喜马拉雅期凝析油藏提供了证据。

中国海相碳酸盐岩储层具有鲜明的非均质性特征及复杂的形成机理。应用三维地震、岩心、成像测井、薄片等资料对英买2井区储层特征进行了研究，认为该区域储层并非典型的风化壳型岩溶储层，而属于断裂岩溶或断控岩溶储层，储集空间以方解石半充填或未充填的裂缝、小型溶蚀孔洞-裂缝为主，且分布受到断裂系统的强烈控制。结合构造活动背景以及包裹体盐度综合分析，认为该区断裂岩溶先后经历了地表水沿断裂向下溶蚀和深部热液沿断裂向上溶蚀2个阶段。前者以建设性作用为主，后者以破坏性作用为主。塔北地区油气勘探过程中，应突破以风化壳岩溶储层为主体的勘探思路，寻找多种类型的储层目标，其中断裂（控）岩溶储层可望成为该区域未来重要的勘探领域。

受多期构造运动影响，塔里木盆地志留系储层油气成藏具有独特性。运用流体包裹体系统分析技术和方法，特别是单个油包裹体显微荧光分析技术，对顺托果勒低凸起顺9井柯坪塔格组油气成藏期次进行了划分，并确定其油气成藏时期。结果表明，位于斜坡带的顺托果勒低凸起顺9井区柯坪塔格组第1期成藏时间为417.5～409.5Ma;第2期成藏发生在335.0～231.5Ma，属于海西晚期，是该井区最主要的成藏期，油源可能来自于寒武系-下奥陶统烃源灶和中上奥陶统烃源灶;第3期发生在20.1～19.7Ma，属于喜马拉雅中晚期，油源可能来自于中上奥陶统烃源灶;天然气成藏时间为23.5～15.3Ma，气源可能来自于寒武系-下奥陶统烃源灶。

南海北部深水区在古近纪经历了多幕裂陷作用，至新近纪开始进入坳陷阶段。裂陷期发育湖相和海陆过渡相烃源岩，坳陷期发育海相烃源岩，其中海陆过渡相烃源岩是南海北部深水区的主要烃源岩。南海北部深水区已发现的油气主要来源于海陆过渡相的崖城组和恩平组，海相的珠海组烃源岩对珠二坳陷深水区原油有重要贡献。琼东南盆地深水区天然气属于典型的煤型气，主要气源岩为崖城组腐殖型烃源岩;而珠二坳陷天然气既非典型的煤型气，也非典型的油型气，而是二者之间过渡类型天然气，气源岩为恩平组腐殖-腐泥混合型烃源岩。

基于饱和烃和芳烃组分的GC/MS和GC/MS/MS分析，揭示了川东北天然气勘探区探井及露头剖面中发现的典型海、陆相原油（油苗）的分子地球化学特征，并结合烃源岩分析资料探讨其来源。研究结果表明，大普光构造带的新清溪1井和元坝构造带的元坝9井中侏罗统千佛崖组原油饱和烃呈姥鲛烷优势（Pr/Ph>1.5）;三环萜烷很少，ETR值低于1.2;芳烃中芴系列含量高;经与相关烃源岩干酪根碳同位素组成的对比，确认两者油源均来自本层位湖相烃源岩。但这两井原油的重排藿烷类化合物丰度相差悬殊，表征两者油源岩性质有所不同。大普光构造带的川岳84井二叠系原油Pr/Ph值（0.82）较低，三环萜烷丰富，含有C₂₆降胆甾烷，油-岩对比认为来源于上二叠统龙潭组海相烃源岩。江油二郎庙飞仙关组、长兴组油苗呈显著的C₂₉甾烷优势，24-异丙基-/24-正丙基-胆甾烷比值较高（1.1），C₃₀甲基甾烷中以3β-、2α-甲基甾烷为主，C₂₆甾烷中27-降胆甾烷占优势，芳烃中缺少三芳甲藻甾烷，且全油碳同位素很轻（-34.1‰～-34.6‰），表明源于寒武系-震旦系烃源岩。

川东北河坝地区下三叠统飞仙关组三段发现气藏，显示飞仙关组三段（简称飞三段）具有良好的勘探潜力。利用岩心样品普通薄片、铸体薄片、阴极发光薄片、扫描电镜和电子探针观察，并结合部分样品的物性、微量元素分析等测试结果，对该区飞三段鲕粒碳酸盐岩的储层特征、成岩作用进行了研究。结果显示，河坝地区飞三段颗粒滩型沉积储层发育，但物性总体以中、低孔隙度-低渗透率为主，储集岩岩性主要为鲕粒灰岩、砂屑灰岩，粒内溶孔和铸模孔为主要的孔隙空间。飞三段储层主要的成岩作用为泥晶化、溶蚀、胶结、白云石化、压实压溶和破裂作用，其中储层的发育主要与准同生期的大气水选择性溶蚀、深埋条件下的菱锶矿胶结、鞍状白云石充填等相关的埋藏溶蚀作用及构造裂缝的发育有关。沉积准同生期的大气水溶蚀作用是飞三段颗粒碳酸盐岩孔隙发育的基础，白云石化、菱锶矿化、埋藏溶蚀等埋藏成岩作用有利于孔隙的改善，微古地貌高地及断裂、裂缝相对发育区可能为储层发育有利区。

柯柯亚地区中-下侏罗统水西沟群致密砂岩气资源丰富，对其储层“甜点”类型和成因的研究可为吐哈盆地乃至其他地区致密砂岩气的勘探开发提供借鉴。通过物性统计、岩心观察、薄片分析、裂缝统计、测井解释和产量对比等研究，认为吐哈盆地柯柯亚地区水西沟群致密砂岩气发育孔隙型和裂缝型2种“甜点”类型。在沉积微相、矿物组成、地层水研究及盆地埋藏史、盆地演化史模拟的基础上，指出特定的沉积微相（水下分流河道和河口坝）、相对较弱的压实作用和相对较强的溶蚀作用是孔隙型“甜点”形成的主要原因，而强烈的构造抬升运动和储层所处的特殊构造位置是裂缝型“甜点”发育的主控因素。综合研究认为，吐哈盆地孔隙型和裂缝型“甜点”是沉积、成岩和构造运动等多种因素共同作用的结果。

东营凹陷古近系孔店组一段（简称孔一段）-沙河街组四段下亚段（简称沙四下亚段）沉积时期发育了规模巨大的干旱气候条件下形成的红层沉积。综合利用钻井岩心、铸体薄片、物性及黏土矿物资料，并结合盆地埋藏演化史，对储层成岩作用特征及成因机制进行了系统研究。储层具有多重碱性成岩环境和酸性成岩环境作用特征。压实作用中等偏强，热压实效应明显。胶结物类型主要包括碳酸盐、铁碳酸盐、石膏、硬石膏和自生石英等，胶结作用在砂体边缘强，砂体内部较弱，砂体中部胶结物含量由断块下部向断块上部逐渐增加。溶解作用主要为碱性环境下形成的石英溶解和酸性环境下形成的长石、碳酸盐胶结物溶解，溶蚀孔隙含量由砂体边缘向砂体内部逐渐增加，由断块下部向断块上部逐渐降低。交代作用主要为碳酸盐、硫酸盐胶结物交代石英、长石颗粒及石英加大、铁碳酸盐交代碳酸盐。红层储层经历了早期碳酸盐及石膏胶结、早期石英溶解→长石及碳酸盐胶结物溶解、自生石英胶结→晚期碳酸盐及硬石膏胶结、晚期石英溶解→晚期少量碳酸盐胶结物、长石溶解的成岩演化序列。多重碱性及酸性成岩环境交替演化和上升流作用机制控制了储层的发育。

结合盐间泥页岩油藏强超压和稠油的特点，以岩心描述、X射线衍射、扫描电镜、泥页岩孔隙度测试以及测井资料为手段，对东濮凹陷柳屯洼陷沙河街组三段上亚段（简称沙三上亚段）盐间泥页岩储层开展岩性、储集空间、物性以及储集类型研究，进而对盐间泥页岩储层进行综合分类评价。结果表明，盐间泥页岩储层岩性复杂，碎屑岩矿物、碳酸盐矿物和蒸发盐矿物组成了复杂盐韵律段;刚性矿物和有机碳含量高，有机质类型好，成熟度中偏低，强超压，构造缝和超压缝发育;有机质孔隙和与基质有关的孔隙较发育，为泥页岩主要储集空间;而裂缝与有机质孔隙结合提高了储层的渗透性。在此基础上，将沙三上亚段盐间泥页岩储层划分为4类。这一分类方案可为本区泥页岩油藏的进一步评价提供参考。

为了研究页岩储层的微观孔隙结构特征，应用场发射环境扫描电子显微镜观察了页岩表面纳米级孔隙微观形态，并通过低温氮吸附法测定了页岩的氮气吸附等温线，同时结合高压压汞实验对页岩储层孔隙结构进行了深入研究。研究结果表明：页岩储层孔隙处于纳米量级，孔隙类型可分为有机质纳米孔、黏土矿物粒间孔、岩石骨架矿物孔、古生物化石孔和微裂缝5种类型，其中有机质纳米孔和黏土矿物粒间孔发育最为广泛;页岩孔径分布复杂，既含有大量的中孔（2～50nm），又含有一定量的微孔（<2nm）和大孔（>50nm）;孔径小于50nm的微孔和中孔提供了大部分比表面积和孔体积，是气体吸附和存储的主要场所;页岩阈压非常高，孔喉分选性好，连通性差，退汞效率低，中孔对气体渗流起明显贡献作用，微孔则主要起储集作用。

提出了用9种火山岩的岩石类型描述火山岩储层岩性的模型，表达岩性对优质储层的控制作用。基于该模型，选取了对火山岩的岩性、组构、成因和孔隙结构反应灵敏的15种岩石物理测井参数，分别采用多元回归分析（MRA）、人工神经网络（ANN）和支持向量机（SVM）3种机器学习算法，尝试火山岩岩性的识别。在三塘湖盆地马朗凹陷牛东油田的实例中，使用了3口井的数据，其中N9-10井和N9-19井的火山岩储层为学习样本，N8-10井的火山岩储层为预测样本。利用N9-10井1361个样本和N9-19井881个样本（每个样本含15种测井参数及岩性），通过这3种机器学习算法分别获得预测火山岩岩性的知识;然后，利用N8-10井961个样本（每个样本仅含15种测井参数），根据上述学习获得的知识，得到这961个样本的岩性。研究发现：对于学习样本，MRA、ANN和SVM的计算与实际的平均相对误差绝对值分别为51.84%，48.66%和0;对于预测样本，则分别为52.44%，46.31%和6.30%。实例分析表明，只有SVM适用于本实例，这是由于火山岩岩性与15种岩石物理测井参数的非线性关系十分强烈。

虽然天然气汞含量作为判识煤型气和油型气的一项重要指标已经被很多学者所接受，但在勘探实践中应用的并不多，究其原因还是对该指标的认识不够深入。为探讨该指标的适用性，笔者对天然气中汞的成因机制进行探讨。首先通过煤中汞含量、煤的产气率以及煤粉热释汞实验，分析认为天然气中的汞主要来自于气源岩，尤其是煤，只有当地层温度达到一定数值以后，气源岩中的汞才会在热力的作用下大量被释放并随生成的天然气一起运移并聚集到气藏中，气源岩类型和地层温度共同决定了天然气汞含量的高低。其次，笔者对全国8大盆地500多口天然气井开展了天然气汞含量检测，并对其中部分气井进行了天然气烷烃碳同位素检测。统计分析表明，当天然气汞含量大于30μg/m3时，可基本判断该天然气类型为煤型气;当天然气汞含量介于10～30μg/m3时，其为煤型气的几率较大，在结合其他地质资料的情况下也可比较容易得出合理的结论;但当天然气汞含量介于5～10μg/m3，甚至更低时，天然气汞含量只能作为判识煤型气和油型气的辅助参数。

中国东部油田经过几十年的开采，主力油层先后进入高含水后期，但仍有相当一部分原油留存在地下。笔者依据中国东部油田原油及地层水的物性特征，分析并研究了流体黏滞性对饱和岩石剪切模量的影响以及黏滞流体剪切模量的变化规律，提出了基于Krief模型和广义Gassmann方程的剪切模量分解及油、水识别方法，并在此基础上进行油水分布预测。根据地震波场的矢量特性和东部油区陆相沉积地层特征，将全波形弹性波动方程反演方法应用于叠前多分量数据处理，获取深度域地层密度、拉梅常数和剪切模量。在大庆油田某油区2D3C地震数据的应用结果表明，利用多分量地震数据全波形弹性反演和流体剪切模量可以比较好地识别油和水，预测剩余油分布。

针对目前页岩气储层开采过程中普遍存在的水锁伤害难题，以Gemini季铵盐型表面活性剂GTN+Tween80-正丁醇-正辛烷-水为主要原料，制备了新型微乳液防水锁剂ME-1和ME-2，并对双连续区域内临界O/W（水包油）和W/O（油包水）边界处微乳液稀释形成不同浓度纳米乳液的防水锁性能进行了研究。根据页岩储层超低渗特性，对ME-1和ME-2不同加量所形成的纳米乳液体系开展了表面张力、接触角、粒度分布、膨胀抑制性以及岩心自吸等性能评价实验，探讨了其防水锁机理，其中1.0%ME-2效果最佳。研究表明，新型微乳液防水锁剂能够有效降低体系表面张力，增大与页岩的接触角，减弱孔喉水化膨胀缩径效应，最终降低外来流体侵入储层孔喉的毛管力，同时可以多形态变形挤入微孔缝中，阻挡水分子侵入，阻缓压力传递，大幅降低页岩储层岩心自吸水量，有效减少液相圈闭及水锁伤害，有利于页岩气储层保护。

重力稳定注气(GAGD)已被证明是一种低成本且能大幅提高采收率的有效技术。笔者以80～200目石英砂混填制作的填砂模型为研究对象，利用CT扫描测量三相流体饱和度技术，开展了高含水后期重力稳定注气提高采收率实验研究。实验结果表明，水驱后采用顶部垂直注气方式能进一步提高采收率7.45%以上。通过CT扫描测量流体饱和度方法可以观察到，由于气液之间的重力差异，注入气驱扫区域内的液体持续向下运移，致使之前水驱形成的残余油“聚并”而形成“富集带”，随着注入气逐渐向底部推进。

目前除较复杂的有限元法压后产能预测模型能够模拟变宽度裂缝外，其他模型都采用与实际不符的恒定缝宽假设，压后产能预测不准确。建立一种快速可靠地模拟变裂缝宽度的压后产能预测模型十分必要。基于压降叠加原理和直接边界元法建立了拟稳定状态下楔形垂直裂缝压裂井产量预测模型。该模型假设裂缝水平剖面为楔形，将裂缝视作若干线汇，耦合线汇在油藏中产生的压降以及裂缝中的流动压降，求解出了压裂井在拟稳定状态下的无因次产量。对比了楔形裂缝和支撑剂指数法模型的产量，在平均缝宽和其他条件一样的情况下，楔形裂缝模型的产量更高。使用该楔形裂缝模型可以快速计算不同缝宽和穿透比的压后产量，确定最优的裂缝宽度变化量和穿透比。结合支撑剂运移和沉降理论，优化的裂缝参数可使砂浓度变化量设计更具针对性。

根据钻井泵产生的泵干扰与钻井液压力信号的传输路径分析，建立了信号延迟差动检测数学模型;根据检测管路的传输函数分析，建立了短距离直管路传输有限频带信号的理想低通滤波器数学模型;以数学分析为基础，分别在时域和频域研究了钻井液连续压力波信号的数学重构方法。基于无限冲击响应（IIR）理论，通过时域差分方程建立了信号重构数学模型;基于延迟差动检测信号的傅里叶正、逆变换建立了从频域实现信号重构的数学模型。通过频域重构数学模型的极点频率与信号传输延迟之间的理论关系，建立了压力传感器间距的约束条件，为传感器的合理布置提供了理论依据。理论计算与数值仿真表明，信号延迟差动检测方法可以有效地消除泵干扰的影响，通过时域和频域的数学模型均可实现钻井液压力相移键控信号的重构与恢复，信号的信噪比（SNR）大幅提高，在测量直管路长度符合压力传感器间距的约束条件下，两种重构方法均可获得满意的信号质量。

对泥浆转化为水泥浆（MTC）固井液水化离子可扩散进入多功能钻井液泥饼的机理已有研究，但对油井水泥浆水化离子不能扩散运移进入多功能钻井液泥饼的机理尚未清楚。采用离子色谱仪、原子吸收分光光度计和X射线衍射仪，从油井水泥浆与MTC固井液离子组成的差异性入手，对油井水泥水化离子向多功能钻井液泥饼扩散运移的阻碍机理进行了研究。结果表明，油井水泥浆中Ca²⁺的质量分数远远大于MTC固井液中Ca²⁺的质量分数，在油井水泥与多功能钻井液泥饼界面生成了CaCO₃、CaSO₄和Ca(OH)₂，而MTC固井液中Na⁺的质量分数则大于油井水泥浆中Na⁺的质量分数;Na⁺可改变泥饼中活性颗粒表面的ζ电位和破坏钻井液有机处理剂表面形成的水膜是MTC固井液中水化离子能扩散运移进入多功能钻井液泥饼的主要原因，而在油井水泥与多功能钻井液泥饼界面生成的CaCO₃、CaSO₄和Ca(OH)₂沉淀堵塞孔道则是油井水泥浆水化离子不能扩散运移进入多功能钻井液泥饼的主要机理。

井筒-地层温度是影响井筒压力控制、井壁稳定性预测、井下动力钻具与测量设备优选的关键因素之一。基于钻井液循环和停止循环期间井筒-地层各单元控制组件能量交换机理，建立了实际钻具组合与井身结构条件下循环和停止循环期间井筒-地层传热耦合数值模型。结合1口深井基础数据，分析了循环与停止循环期间井下温度分布规律。研究表明：套管下深长度对井筒温度影响较大，在套管段随着循环和停止循环时间增加，环空温度几乎不变，而在裸眼段随着循环时间增加环空温度降低，随着停止循环时间增加环空温度逐渐升高;循环期间钻井液对地层温度的扰动距离为2.8m，而停止循环期间扰动距离为4.6m。

非金属缠绕管道修复是在役管道受损后的一种主要修复方式，对于保障油气管道的平稳安全运行具有十分重要的意义。基于组合薄壁圆筒的力学分析理论，推导出了管道修复厚度的计算公式，并考虑缠绕材料的各向异性建立了缠绕修复管道的有限元分析模型。分析结果表明，缠绕层对附近管体的应力状态影响不大，只要修复厚度和修复长度合适，就能够完全恢复管道的承压能力。缠绕层在管道缺陷区域屈服以后能起到明显的承载作用。增大缠绕层厚度，可降低管道和缠绕层中的环向应力;而当缠绕层厚度小于最小修复厚度时，即使加大修复长度也无法完全恢复管道的承压能力。最后，对基于有限元法和解析方法得到的缠绕层厚度和长度进行了对比，结果表明，缠绕层厚度的计算公式偏于安全，可用于管道修复缠绕层的设计计算。

严重段塞流是深海混输立管面临的流动安全问题之一，开展混输立管严重段塞流研究对立管的流动安全及实际生产具有重要意义。在中国石油大学（北京）原立管系统实验装置及改造后的混合立管系统实验装置上进行的不同工况下的严重段塞流特性实验结果表明，柔性管严重段塞流特性不同于垂直管段。在立管总高度相等条件下，利用L型立管和混合立管的流型图、压力、周期和液塞等数据分析了柔性管的存在与否对立管严重段塞特性的影响。相对于L型立管，柔性管存在会在一定程度上缩小严重段塞流I的范围，同时使立管底部最大压力增大约15%～20%，严重段塞周期减小约12.09%，液塞长度减小约1.38%，液塞速度增加约2.93%。在立管总高度等几何参数一定的情况下，对柔性管跨度和长度变化对严重段塞流特性的影响进行了分析。结果表明，柔性管跨度对严重段塞流特性的影响较小;柔性管长度增加，会同时增大严重段塞流的周期和立管底部最大压力。

为了更准确地反映含CO₂天然气管线典型管件（弯头及T形管）的腐蚀情况，在根据deWaard腐蚀模型预测管段平均腐蚀速率的基础上，应用计算流体动力学（CFD）方法计算了管道内的流场，分析了流场参数对管段腐蚀速率的影响，进而结合颗粒冲蚀模型，对已有的de Waard腐蚀模型进行了改进，并提出了流场作用下的CO₂腐蚀模型。应用该改进的CO₂腐蚀模型研究现场实际工况表明：影响管线腐蚀的主要流场参数为介质流速、湍动能和相分布;弯头腐蚀最大位置位于弯头部位迎流侧偏向流场下游位置;T形管腐蚀最大位置位于沿内部斜向合流部位。改进模型计算出的管线重点腐蚀位置和腐蚀速率，与现场工况的壁厚检测结果吻合良好，从而验证了该改进腐蚀模型的正确性。这种基于流场作用下改进的CO₂腐蚀模型为天然气管线腐蚀预测体系的建立提供一种新思路。

为了研究油气输送站场内、外阴极保护系统间的干扰问题，通过分析系统间干扰与单一阴极保护系统在数学模型和数值处理方法上的差异，采用数值模拟技术对站场内、外阴极保护系统间的干扰进行了研究，并利用室内模拟实验对干扰数学模型和计算方法进行了验证，同时根据实际案例计算分析了系统干扰程度的影响因素和影响规律。数值模拟结果表明：站内阴、阳极电场的叠加电场强度决定了站外管线所受的干扰程度及规律;由于站内阴极保护系统阳极地床类型及设置位置不同，叠加电场的强弱也不同，干扰程度的差异较大;随着站内阴极保护系统输出电流和土壤电阻率增大，叠加电场强度增加，干扰程度增大;站外管道干线的电位控制点应设置在距干扰侧一定距离之外，以避免站外阴极保护系统输出电流产生较大波动。

随着中国国民经济的快速发展，天然气需求量不断扩大。天然气管网作为连接资源与市场的纽带，已成为保障国民经济的生命线。中国拥有世界上最复杂、输送任务最艰巨的天然气管网系统。现有基于单一或少数管道的运行管理方法已不能满足大型管网系统安全生产需要，必须寻求更为科学合理的管理思路。本文首次提出大型天然气管网系统可靠性概念，分析了大型天然气管网系统可靠性面临的3个挑战：量化大系统可靠性、评价分系统（单元）可靠性、建立大系统与分系统之间的关联。同时，对大型天然气管网系统可靠性框架进行了初步设计，并针对中国天然气管道行业现状，提出大型天然气管网可靠性增强方案。

生物成因气在全世界范围内具有广阔的勘探前景。国外生物成因气研究经历了摸索阶段、探讨阶段和理论形成阶段，形成一套较为可靠的识别方法，并在一些盆地勘探开发中获得了成功。中国具有大面积分布的非常规油气资源，其中煤层气和页岩气已得到了很好的研究，但对生物成因气还未开展实质性工作，其评价基础还略显薄弱。通过分析国外生物气研究方法，认为中国应尽快开展生物成因天然气的基础理论工作，特别是浅层源岩中生物气的成因、聚集、保存及成藏等方面的研究，以完善中国非常规油气资源评价。

低渗透储层是否存在启动压力梯度已经成为低渗透油田开发以及低渗透油藏开发理论中的热点问题，在学术界存在着诸多争论。其中将同一渗流问题放在稳定和不稳定两种不同渗流条件下进行讨论的研究，就令不少研究者费解。而利用探边公式计算流体波及到边界的距离，并将表皮效应错误地与启动压力梯度相联系，从而提出在低、特低渗透储层渗流中不存在启动压力梯度的说法是不合理的。