细粒沉积岩在沉积岩中占有重要地位，但由于其看似“简单”而往往被忽略；同时受超微观实验条件的限制，细粒物质的沉积、成岩作用成为沉积学界乃至于地质学界研究相对薄弱的领域。随着页岩油气勘探开发的不断深入，细粒岩沉积学研究愈来愈受到重视。然而，目前细粒沉积岩研究中还存在诸多不规范和需要进一步深入之处。未来的研究应当综合利用沉积学、储层地质学及地层学相关理论知识，结合高精度的观察手段、地球物理识别技术、实验模拟等方法，探索理论突破与方法创新，规范细粒沉积岩相关概念及术语，建立系统、科学的细粒沉积岩分类方案，明确细粒物质沉积、成岩动力学过程，建立针对深水细粒物质的研究规范。在研究中应当重视学科交叉及科学研究与工业价值间的关联，使得细粒岩沉积学这一薄弱领域得到广泛关注，并取得突破性进展，更好地服务于页岩油气勘探开发。

为了研究鄂尔多斯盆地东部上古生界致密砂岩储层天然气充注成藏的物性界限，分析微观孔喉内天然气的受力状态，综合考虑了束缚水膜、浮力、毛细管阻力、异常超压和水动力等参数对天然气充注成藏所起的作用。将束缚水膜厚度作为天然气可充注进入致密储层的最小孔喉半径，核磁共振测试获得了岩心束缚水饱和度并据此计算了束缚水膜的厚度，综合分析得出孔喉半径下限为10 nm。利用浮力和毛细管阻力的平衡状态计算得出的临界孔喉半径作为最大孔喉半径，通过先确定主要含气层段在不同地质时期的气柱高度，据此计算得到的临界孔喉半径作为孔喉半径上限。通过常规压汞测试结果建立了孔喉中值半径与物性参数的拟合趋势，再将孔喉半径上、下限带入拟合趋势中推算得出相应的物性界限参数。物性界限推算结果为：下石盒子组八段成藏物性孔、渗参数下限分别为4% 和0.1 mD，早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为13% 和1.8 mD，现今储层孔、渗参数上限分别为14% 和2.0 mD；山西组二段三亚段成藏孔、渗参数下限分别为2% 和0.01 mD，早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为8% 和1.0 mD，现今储层孔、渗参数上限分别为9% 和1.4 mD；太原组成藏孔、渗参数下限分别为3.5% 和0.02 mD，早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为11% 和1.1 mD，现今储层孔、渗参数上限分别为12% 和2.0 mD。

莺歌海盆地东方区块莺歌海组下部和黄流组发育地层超压体系，超压顶界面深度从盆地中心向边缘逐渐变深。在综合前人研究基础上，笔者应用热解分析、生物标志化合物研究及岩石显微镜和扫描电镜等技术，并与邻区的常压环境下的相关特征进行对比，深入分析了地层超压对成岩作用的影响。结果表明：①超压对反映有机质热演化特征的指标（镜质体反射率、热解峰温、生产指数等）未产生可识别的影响，但对黏土矿物转化和烃类结构演化这类产物浓度变化速率高、体积膨胀效应强的反应有明显的抑制作用；②超压可降低砂岩的机械压实速率，使孔隙度得以有效保存；③超压可以通过抑制黏土矿物的转化来减少胶结物生成的物质来源，同时通过增大碳酸盐在流体介质中的溶解度抑制碳酸盐胶结物的生成；④研究区储层普遍高含CO₂，在超压环境下CO₂在流体中溶解度增大，会大量生成H⁺，促进溶蚀作用的产生；⑤超压环境促进了烃源岩生烃作用生成的酸性流体的排出，增强了相邻砂岩储层的溶蚀作用，有利于次生孔隙生成，从而发育了异常高孔带。

C₅—C₈轻烃指标在石油勘探开发中扮演着重要角色，然而其易挥发的自然属性导致C₅—C₈轻烃指标在实际应用过程中存在诸多不确定性。本研究利用塔中地区奥陶系海相凝析油在实验室内进行了原油挥发模拟实验，基于实验结果遴选和构建了受挥发作用影响较小的系列轻烃指标，具有较强的实用性。模拟实验结果显示挥发作用对C₅—C₈轻烃指标的影响程度受轻烃分子量和分子构型共同控制。nC₅—nC₈正构烷烃挥发量随正构烷烃碳数增加而逐步降低，不同分子构型C₇化合物挥发量由高到低依次为：C₇-支链烷烃>nC₇>甲基环己烷>甲苯，二甲基环戊烷挥发量则大体相当。正（异）构烷烃与环烷烃比值和挥发速率相近的相同分子构型轻烃比值受挥发作用影响相对较小。原油挥发过程中，残留液态原油内C₆—C₈轻烃单体稳定碳同位素组成随挥发量增加逐步富集¹³C，nC₆—nC₈正构烷烃稳定碳同位素组成变化程度随碳数增加逐渐降低。当C₆—C₈轻烃挥发量小于70% 时，C₆—C₈轻烃稳定碳同位素组成变化不大，当其挥发量大于70% 时，正构烷烃、异构烷烃和芳烃稳定碳同位素组成均产生1.0‰ 以上的较大变动，环烷烃稳定碳同位素组成则变化不大。受挥发作用影响较小的轻烃指标即正（异）构烷烃与环烷烃比值和环烷烃稳定碳同位素组成在塔中地区原油成熟度标定和原油类型划分方面取得了较为理想的应用效果，展现了良好的实用性和应用前景。

羌D2 井是目前羌塘盆地首口钻遇侏罗系布曲组含油层的地质井。通过对白云岩油层岩心样品系统采样和分析，发现钻井原油有两种类型。根据生物分子标志化合物中类异戊二烯烃、甾烷、萜烷系列进行的油源对比研究，初步认为羌塘盆地不同类型的两类原油可能有不同的来源，产自于不同环境的烃源岩之中。第一类原油来源于开阔海环境，生油母质以低等水生物为主，与侏罗系下统曲色组、中统布曲组烃源岩具有亲缘性；第二类原油来自于具有大量淡水注入的海湾河口环境，生油母质中高等植物标志显示明显，烃类可能来自侏罗系中统雀莫错组或夏里组烃源岩。该研究结果对确定羌塘盆地生油层系、圈定生烃洼陷具有指导意义。

勘探实践表明，有些凝灰质岩具有很高的产烃能力，可以作为非常好的生油岩。但有关凝灰质岩中有机质富集的原因，却一直没有得到解决。基于三塘湖盆地石炭系凝灰质泥岩岩石学和地球化学特征分析，探讨了火山灰对沉积有机质的富集效应。研究发现，三塘湖盆地石炭系凝灰质泥岩有机质丰度要比同层位地层中泥岩的有机质丰度高很多，表明火山灰对有机质的富集起到了重要作用。凝灰质烃源岩干酪根显微组分以腐泥组的矿物沥青基质和层状藻类体为主、干酪根碳同位素较轻、正构烷烃为前单高峰型（主峰碳以nC₁₅、nC₁₇或nC₁₉为主）以及规则甾烷、藿烷含量丰富等均表明三塘湖盆地石炭系凝灰质泥岩有机质主要来源于藻类/细菌等低等生物。火山喷发产生的气体及飘落在海水中的火山灰物质，可以在海水中释放大量的营养元素和铁元素，促进藻类/细菌的大量繁盛。这些大量繁殖的藻类/细菌是凝灰质泥岩中有机质的重要来源，也是凝灰质泥岩中有机质富集的重要原因，据此，结合前人研究成果初步建立了凝灰质烃源岩发育模式。

基于常规测井资料分析的沉积微相精细识别方法在碎屑岩中有着很好的识别能力和预测能力。但是，碳酸盐岩强烈的成岩作用和成岩后改造，使得在碎屑岩体系中行之有效的主要基于自然伽马曲线（GR）、自然电位曲线（SP）和深、浅电阻率曲线（RD、RS）的交会图和模糊聚类沉积微相测井识别方法在碳酸盐岩沉积微相划分中遇到挑战。波斯湾地区伊拉克 Rumaila油田主力储层白垩系Mishrif组为典型的沉积孔隙型碳酸盐岩储层。在北Rumaila油田选取Mishrif组岩心、测井和录井等地质资料较为完备的8口代表性钻井作为标准井，对其进行沉积相、亚相和微相的精细刻画，进而提取标准井中自然伽马（GR）、中子（CNL）和密度（DEN）3条常规测井曲线与沉积微相相匹配的关键参数（曲线均值和GR曲线的离差平方和），建立测井相-沉积微相的定量转换关系。在此基础上，采用Bayes逐步判别法建立了基于常规测井的北Rumaila油田Mishrif组碳酸盐岩沉积微相的测井判别模型，并利用该模型实现了对未建模井沉积微相的准确标定。与交会图法和模糊聚类法相比，Bayes逐步判别法能够整合更多的测井参数，进而提供更好的适应于沉积型碳酸盐岩的沉积微相测井定量识别方法。

中深层碎屑岩储层孔隙度演化史和烃源岩生排烃史的匹配关系是控制油气富集的关键，但是中深层碎屑岩储层在埋藏过程中多经历复杂的成岩作用改造，孔隙度演化复杂，导致地质历史时期储层孔隙度恢复极其困难。以济阳坳陷东营凹陷民丰洼陷北带沙河街组四段上亚段中深层近岸水下扇扇中亚相含砾砂岩、砂岩储层为研究对象，确定储层胶结-溶解序列和成岩流体性质演化序列以及各成岩作用发生的地质时间及其相应的古埋深，而后拟合储层铸体薄片面孔率-显孔隙度函数关系，利用铸体薄片求取各类次生溶孔、自生矿物对储层的增（减）孔量贡献值，进行胶结-溶解序列约束下的孔隙度反演回剥；同时，根据不同类型岩石的正常压实图版，对反演回剥的孔隙度进行机械压实与热压实校正，恢复储层实际孔隙度，从而建立地质历史时期碎屑岩储层实际孔隙度演化曲线。利用该方法恢复的储层孔隙度演化史与烃源岩生排烃史相结合，能够为中深层碎屑岩储层油气富集区的预测提供指导。

中国南海蕴藏丰富的天然气水合物（气水合物）资源，研究其赋存区沉积物中气水合物的声学响应特征，对南海气水合物的调查和资源估算具有重要意义。利用新型弯曲元探测技术和套管型时域反射技术（TDR），采用模拟实验手段研究了南海神狐海域沉积物中气水合物形成的声学响应特征，发现在气水合物饱和度（S_h）为0~14% 时，声波信号随气水合物形成而逐渐减弱，而当S_h>14% 后，声波信号渐渐增强；气水合物形成过程中，纵、横波速度（v_p、v_s）随S_h的增加而增大，且v_s在S_h>14% 后增长速度加快。这些现象表明，气水合物在南海沉积物中可能先在孔隙流体中以微粒子的状态生成，对声波造成了较大的散射衰减，导致声波信号变弱，但对剪切模量的贡献不明显；当S_h高于14% 后，微粒子数量的增多使气水合物聚集，并与沉积物颗粒接触，从而加快了v_s的增长。

基于离散化原理建立了一种用于裂缝油藏物理实验的模型制作方法。选取不同物性的天然岩石露头加工制作大量的单元岩块，将单元岩块按特定方式连结形成大尺度岩体，单元岩块之间的缝隙在大岩体内构成三维裂缝系统，从而形成裂缝油藏物理模型。通过选择单元岩块的数量、大小、排列样式以及每个单元岩块的物性参数和黏接方式，可以定量控制模型的尺度、形状，以及模型内部裂缝和基质的渗透率、孔隙度，裂缝-基质间渗吸强度，裂缝密度等物性参数分布，建立满足非均质及各向异性特征的裂缝油藏物理模型。经实例验证，该建模方法可以实现裂缝油藏模型物性参数分布的定量化，制作过程具有可行性和可靠性。

利用克拉玛依风城稠油油田齐古组油藏的油砂样品，研究了活化能的测定方法，确定了燃烧池实验的基本步骤，并针对该油藏密闭油砂样-空气反应体系，通过实验测定了不同升温速率下反应温度和耗氧量随时间的变化，同时结合Friedman方法，计算了该反应体系的活化能。实验结果表明：油砂样在约200℃开始发生加氧反应，且随着加热速率的降低，初始反应温度、浓度峰值也逐渐降低；中、低温区（251~308℃）反应的活化能变化范围为170~215 kJ/mol，主要发生了加氧及裂解反应；高温区（346~398℃）反应的平均活化能为280 kJ/mol，主要为重组分及焦炭的燃烧；低温区和高温区之间存在一个波谷，由于稠油组分复杂，其与氧气的反应行为在反应过程中不断变化，因此反应机理有待于进一步研究。

以葡北油田葡I油组窄、薄砂体特高含水期注水开发油藏为例，提出了基于单砂体的剩余油分布规律、挖潜单元以及相对应的挖潜技术对策。所指单砂体是地质上具有成因联系、开发上相对独立的砂体单元，既是地质上的成因单元，也是与剩余油分布有关的渗流单元，既反映了砂体的沉积成因，也决定了剩余油分布特征和注水开发特征。单砂体成因类型可以划分为多期河道叠加型、分支河道型、单一河道型和席状砂型4个大类；结合注水开发特点，每种类型具有高注高采、高注低采、低注低采和低注高采4种注采方式。剩余油潜力评价的结果表明：多期河道叠加型单砂体潜力最大，剩余油主要为注水下窜型、顶部型、段塞式和欠注型4种类型，可以分别采用厚注薄采、油水井调剖堵水、井网调整和加密井网等措施进行剩余油挖潜；其次是席状砂型单砂体，剩余油表现为“蜂窝状”，建议利用注水井调剖和油层压裂来优化注水效果，进行剩余油挖潜。

柴达木盆地跃进二号油田为典型的薄砂层多开发层系油田，垂向上含油层系多、目的层段长、单砂体薄，平面上砂体规模小、相带窄、相变快，不同层系、不同沉积环境的储层特征差别很大。以跃进二号油田N₂¹油藏为研究对象，分层系按沉积微相带建立了薄砂体多开发层系油田储层测井解释模型并进行了测井精细解释，从而提高了解释精度。在测井精细解释的综合化、定量化和自动一体化等方面进行了探索，研究了薄砂体多开发层系油田测井精细解释方法：测井资料预处理与标准化；测井计算泥质含量实现自动分层；测井沉积微相自动识别与划分；分层系按沉积微相带的储层参数解释模型；分层系按沉积微相带的测井精细解释。研究表明，分层系按沉积微相带进行测井解释是准确计算该类油田储层参数的有利途径。

以脱气原油与活油为参照，利用非常规PVT实验方法开展了泡沫油溶气特性实验，揭示了泡沫油溶气特性，明确了天然气在泡沫油中的溶解能力以及地层压力对其溶解的影响规律，并通过岩心驱替实验研究了天然气吞吐提高采收率的可行性以及注气时机、注气轮次对泡沫油天然气吞吐开发效果的影响。泡沫油溶气特性实验表明，天然气溶解过程分为快速溶解、波动下降和稳定3个阶段。注气前期天然气溶解速度较大，累积溶气量增加迅速；天然气溶解能力随深度的增加逐渐减小，垂向上可形成一定的混相区域；增大地层压力有利于增加天然气溶解速度和累积溶气量；各压力下泡沫油溶气能力小于活油及脱气原油，但同一深度处其含气量最多，黏度最小。泡沫油天然气吞吐实验表明，天然气吞吐比冷采开发提高采收率7.8%，注气时机应在泡点压力与拟泡点压力之间，且焖井时间不宜过长，并应最大限度地提高地层压力。

通过综合考虑多段压裂水平井试井数学模型中无限导流裂缝、裂缝呈不同倾角、裂缝间距不等、裂缝纵向上未完全穿透地层等多种情况，建立了多段压裂水平井不稳定渗流模型。并利用源函数理论、三维特征值法和正交变换等现代数学分析方法对模型进行求解，获得了该模型的压力精确解。通过Laplace变换和Stehfest数值反演得到了考虑井筒存储和表皮系数影响的多段压裂水平井井底压力解。绘制了典型的试井分析样版曲线，对各参数进行了敏感性分析，并进行了实例验证，可以看出该模型可以用于多段压裂水平井渗流特征研究及不稳定试井分析。

应用反相微乳液聚合制成了不同阳离子度聚丙烯酰胺微球（MPAM），通过黏度、浊度、Zeta电势分析，研究了微球阳离子度、电解质浓度（C_E）对MPAM-HPAM复合体系聚沉规律的影响。实验结果表明，在临界聚沉盐浓度（C_csc）时，复合体系由絮凝相转变为均匀分散体系，且C_csc随着微球阳离子度增大而增加。当C_E< C_csc时，体系絮凝量随着C_E增加而增大，随着HPAM剂量增加先增大后减小，在电中和点附近，絮凝量达最大，这一趋势与体系中微球Zeta电势变化相对应；当C_E≥C_csc时，微球对分子量为1 400×10⁴的HPAM形成拟交联，可大幅提高体系黏度；这种均匀分散体系在蒸馏水稀释后，还能再次絮凝。

针对现有钻头心部破岩效率不高的情况，提出一种旋风状井底模型的新型钻头（旋切钻头）。通过研究旋切钻头的运动行为，分析钻头自转坐标系与公转坐标系，建立切削齿位置方程与速度方程，确定切削齿与岩石的接触段，得到接触段上的速度分布结果。根据算例计算与分析发现旋切钻头破岩过程大圈齿过中心，利用冲击与切削综合作用进行破岩，从井底为接触起点，井壁为接触终点，切削齿破岩行为具有从下往上、从里往外“刨”的效果。研究结论对于提高钻头心部破岩效率，进行切削齿破岩机理研究具有参考意义。

三轴磁通门数据中包含的磁干扰和三轴加速度计数据中包含的大量低频振动加速度，严重影响了旋转导向钻具姿态测量的精度。为去除传感器数据中的干扰噪声，快速解算出准确的钻具姿态，提出了一种改进的无迹卡尔曼（UKF）迭代滤波算法。此方法基于旋转坐标变换的四元数理论，建立钻具姿态传感器数据的非线性观测方程，利用陀螺测量原理构造状态方程，将滤波后观测数据以四元数的形式更新状态方程三轴角速度，从而实现UKF迭代滤波，最终消除传感器数据中的干扰噪声。实验室及胜利油田河31井区斜160井的实测数据滤波结果表明，此方法可有效滤除姿态传感器中的干扰噪声，提高旋转导向钻具姿态测量的准确性。

为了评估大轴向载荷作用下的钻杆接头密封性能，保证钻杆接头的使用性能，采用三维有限元方法建立了双台肩钻杆接头高精度有限元模型，研究了钻杆接头的密封机理，并分析了其在上扣扭矩和轴向拉力作用下的力学特性。研究结果表明，双台肩钻杆接头的密封以主台肩、副台肩为主，只有当上扣扭矩使主、副台肩上产生一个合理的接触压力后，才能保证接头的密封性能；轴向拉力的作用将降低主、副台肩上的接触压力，从而影响接头的密封性能；当轴向拉力超过2 500 kN时，主、副台肩将失去密封性能，从而增加接头发生应力腐蚀的风险。该研究结果对超深井钻杆接头使用性能的提高和钻柱极限提升力的确定具有一定的参考价值。

通过调研救援井与事故井连通探测系统工作原理，分析了三电极系注入地层的低频交变电流在地层及事故井套管中的传播与衰减规律，建立了事故井套管上聚集电流产生的交变磁场空间分布模型，得到了救援井与事故井间距和相对方位的计算方法。通过数值模拟与试验验证，将三电极系应用于救援井与事故井连通探测系统，提高了系统测距范围和探测精度；通过对比基于单电极救援井与事故井连通探测系统，基于三电极系的探测系统对探管灵敏度的要求更低，更有利于在实际工况中的应用，为中国自主研发救援井与事故井连通导向工具提供理论支持。

电泵举升管柱加装扶正器可保持油管和套管之间的合理间隙，防止电泵电缆遭到挤压和磨损。扶正器的安装主要依靠经验判断，缺乏理论依据和计算方法，既增加了生产成本，又增大了井下事故的风险。在综合了井眼轨迹、油管柱内外液体密度、扶正器和套管内壁摩擦、管柱自重、油/套管几何参数等因素对管柱受力和变形影响的基础上，结合现场生产实际工况，运用微元法建立了大斜度井三维井眼电泵举升管柱力学模型，实现了不同工况条件下油管柱的受力与变形分析计算；结合两扶正器之间油管横向变形计算模型，建立了油管扶正器间距的计算模型，并开发了计算机辅助分析计算软件；通过实例验证了油管扶正器间距计算模型的可靠性。研究结果对于扶正器现场安装具有一定的理论指导意义。

根据管道动态压力信号在时域的幅值统计特性，提出一种基于时域统计特征的信号提取方法，实现对天然气管道的泄漏检测。通过每帧信号归一化的频率分布直方图（k-P图），提取动态压力信号时域幅值在均值上、下特定范围内波动的概率特征，使得时域的特征提取与信号幅值及波形无关，并且不受信号频率成分偏移的影响，具有较好的工况适应性。以PCA降维后的正常工况下动态压力信号时域统计特征向量为目标类样本，建立PCA-SVDD诊断模型，实现了对管道泄漏的可靠检测。历史数据的离线检验以及连续、实时的现场检验结果表明该方法可实现天然气管道的泄漏检测。

针对目前高含硫湿气集输管线中积液严重的现状，对气-固界面和液-固界面的超声回波特性进行了研究，提出了一种非介入式管线积液检测方法，通过数值模拟可准确实现定量分析。超声波在气-固界面和液-固界面的超声回波特性差异明显，随着反射回波次数的增大，两种界面回波特性差异越来越显著，选取第5次回波信号作为界面特性判断依据。实验表明：利用超声波可以准确地检测到管线内的气-液界面，测量精度可达±3 mm；该检测方法应用简单、不破坏管道结构，不受管内温度、压力的影响，检测结果准确可靠，可为工艺运行和管线清管提供依据。

根据管道屈服强度的样本统计数据，利用概率方法，结合管道埋地时的双轴应力状态，并根据试压段高差，确定管道可接受的最高强度试压压力。基于管道弹性变形，提出考虑空气含量和水压缩性的压力-容积曲线理论表达式。在工程实践中，采用压力-容积曲线实时监控试压进程，应用霍尔元件记录泵冲程数确定管道进水量，以此获得实际压力-容积曲线。在伊宁—霍尔果斯管道工程中，根据该方法确定管道试压强度为试压段高点不低于96% SMYS，实际监测所得的压力-容积曲线与理论曲线吻合较好，管道未发生泄漏。

2010年修订后的SEC准则明确提出了可以利用“可靠技术”突破传统的以井控程度和测试成果为基础的证实储量评估模式。根据中国石油天然气股份有限公司十多年评估实践，总结提出了国内常用的4类可靠技术，包括压力系统确定流体界面、试井技术确定最大供油气范围、地震技术预测砂岩厚度及测井技术解释油气层等应用于扩大证实储量评估范围，同时总结归纳了应用于上市储量评估时对各项技术的基本要求，以及必须提供的成功案例的数量，从而满足“可靠技术”提出的与之对应的“可重复性”“一致性”“具有统计意义的证据”及“未来储量具有可增长性”的要求。深入理解SEC准则对可靠技术的相关要求，对各石油公司上市储量评估工作具有重要的指导意义。

从工程技术角度提出了页岩气有效开采的工程关键主要在于深入理解压裂机理、储层可压性评价、低成本实现大的压裂裂缝体积和“工厂化”作业实施等。剖析了页岩气的压裂改造机理，提出了低、中、高渗透储层和致密储层的压裂改造分类新方法及其主要实现策略。提出储层可压性是页岩气“甜点”选择过程中的重要因素之一，主要内容是评价裂缝和层理、页岩脆性、水平应力差。实现低成本、但产生足够大而有效的压裂裂缝体积是页岩气有效产出的关键，提出了低成本裂缝优化设计的基本思路。阐述了“工厂化”作业的主要做法，从地质条件、工程技术现状、地面和水资源方面分析了中国“工厂化”作业施工与北美地区的主要差距，提出了实施要点。