以苏里格气田为例，对自生伊利石K-Ar法、Ar-Ar法年龄测定的技术特点、应用效果和应用前景进行了系统对比和深入研究。苏里格气田自生伊利石（I/S有序间层）发育较好，主要呈丝状，具有典型的自生成因特征，其K-Ar年龄、未真空封装Ar-Ar总气体年龄和真空封装Ar-Ar总气体年龄分别为141~145 Ma、171~237 Ma和130~152 Ma。K-Ar年龄表明主要为晚侏罗世晚期―早白垩世早期成藏，其分布规律很好地反映了成藏特征和成藏过程；未真空封装Ar-Ar总气体年龄明显偏老，不能代表自生伊利石的形成年龄，更不能反映成藏时代，“³⁹Ar核反冲丢失”现象是导致其偏老的主要原因；真空封装Ar-Ar总气体年龄与K-Ar年龄基本接近，可能反映自生伊利石的形成年龄并代表成藏时代。本次对比研究表明，对于利用自生伊利石同位素测年 技术探讨砂岩油气藏成藏时代，K-Ar法测年技术简便快捷、经济成熟、稳定可靠，是第一选择并具有较好的应用前景；未真空封装Ar-Ar法测年技术很难获得理想的年龄数据和较好的应用效果，如果没有其他特殊目的，可以不予考虑；真空封装Ar-Ar法测年技术，如果运用得当，有可能获得相对较好的年龄数据和相对较好的应用效果，但技术复杂、环节多、周期长和费用高等将会严重制约其发展和应用。

依据天然气组分、碳同位素和稀有气体等资料对川东北元坝—通南巴地区二叠系—三叠系天然气地球化学特征及成因进行了系统研究。结果表明，（H₂S+CO₂）与（H₂S+CO₂+∑C_n）比值可以作为表征热化学硫酸盐还原作用（TSR）程度的参数。元坝地区长兴组至须家河组二段、通南巴地区飞仙关组至须家河组四段天然气δ¹³C₂变化幅度大于δ¹³C₁，且δ¹³C₂值介于-24.4 ‰ ~-36.7 ‰，表明存在油型气和煤型气混合，理论上各层系天然气碳同位素均应呈倒序分布，但元坝地区长兴组、飞仙关组和通南巴地区嘉陵江组天然气受TSR影响，仍表现为δ¹³C₁<δ¹³C₂或δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃的正序分布。元坝地区须家河组三段、四段天然气δ¹³C₂值大多重于-28 ‰，以煤型气为主，表现为δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃的正序分布。天然气稀有气体氦同位素R/R_a值分布于0.00881~0.02510，表现出典型的壳源特征，源于TSR的酸性气体和源于烃源岩热演化的有机酸对碳酸盐岩的溶蚀是该地区二氧化碳形成以及δ¹³C_CO2变重的主要原因。气-气及气-源综合对比表明，元坝—通南巴地区天然气成因类型可以划分为龙潭型（A1型）、混合型（A2型）和须家河型（B型），龙潭型和混合型主要来源于上二叠统龙潭组烃源岩，其中混合型混有少量须家河组来源气，须家河型主要来源于其自身层系的烃源岩。

陆南地区侏罗系和白垩系油气勘探获得重大突破，但其油气成因及来源存在争议。采用全烃地球化学方法，对天然气、原油轻烃和生物标志物特征进行分析，并与周缘构造油气特征进行对比，明确了陆南地区油气成因及来源。该区原油碳同位素较轻，轻烃庚烷值和异庚烷值较小，甲基环己烷含量较高，C₂₈甾烷丰度较低，与莫北凸起原油明显不同，与滴南凸起南分支原油和东道3井白垩系储层抽提物特征基本一致；天然气组分和甲、乙烷碳同位素特征与莫北凸起天然气以及典型的石炭系来源天然气均不同。结合区域构造和烃源岩分布特征，指出陆南地区浅层原油和天然气源区均为东道海子凹陷，原油主要为二叠系平地泉组成熟阶段产物，并存在侏罗系源岩成熟阶段产物的混合；天然气主要为石炭系高—过成熟阶段产物，存在二叠系来源的成熟阶段产物的混合。该区下步勘探应往东道海子凹陷延伸，凹陷北斜坡迎烃面大量发育的岩性圈闭和构造-岩性圈闭具有巨大勘探潜力。

以区域构造背景为基础，通过对28口井近1 000 m岩心的详细观察，在辽河西部凹陷南段古近系沙河街组三段中识别出典型的震积岩。其代表性沉积构造有：微断层和地裂缝、液化砂（砾）岩脉、震动液化卷曲变形、环状层理、负载构造、震积角砾岩和震浊积岩等，其中液化砂岩脉和震积角砾岩是主要类型；震积岩垂向序列划分为阶梯状断层段、液化砂岩脉层段、液化卷曲变形层段、震裂岩和自碎角砾岩层段、震塌岩和内碎屑副角砾岩层段、震浊积岩层段6个部分。震积岩研究有助于恢复古构造演化史和寻找岩性油气藏及构造-岩性油气藏；微断层、地裂缝和液化砂岩脉有利于改善储层条件，地震流体可促进烃源岩演化和成岩作用，同时震积角砾岩本身也是良好的储层。

一般研究认为有机质演化过程中释放的有机酸会对碎屑岩储层中的方解石等易溶矿物产生溶蚀作用从而生成次生孔隙，进而增大岩石的储集空间和渗透性。但柴达木盆地红柳泉地区始新统下干柴沟组碎屑岩储层为咸化湖盆沉积，偏光显微镜下可见岩石薄片中石膏较为发育。通过流体-岩石动力学模拟实验研究得出，在地层条件下高温高压环境中石膏优先溶解进而使得方解石发生沉淀作用，且二者紧密相关。总体上，这一反应使得岩石的孔隙度和渗透率增大且孔隙结构变好，方解石的沉淀作用造成的储集空间的减小量小于石膏和长石等易溶矿物溶解造成的储集空间的增大量，因此，高温高压的地层条件下酸性流体与岩石的相互作用会对储层物性起到一定的改善作用。

以中国近海古近系3个主要富生油凹陷所发育的湖相烃源岩为研究对象，从沉降速率、沉积速率/沉降速率、断层活动速率、伸展率等方面讨论了构造运动对烃源岩发育的定量控制。分析表明，构造运动对不同水体环境下烃源岩发育的控制有一定差异：在淡水—微咸水环境下，沉降速率达到100 m/Ma，沉积速率/沉降速率介于0.7~1.0，断层活动速率大于100 m/Ma，伸展率达到4% 就会有好烃源岩发育；典型咸化水体中，沉降速率达到20 m/Ma，沉积速率/沉降速率介于0.6~1.0，伸展率达到2% 就会有好的烃源岩发育。中国近海古近系富生油凹陷中，沉降速率高值者（大于100 m/Ma）往往占凹陷的比例大于60%，断层活动速率高值者（大于100 m/Ma）占凹陷的比例大于50%。

深部低煤阶煤渗透率研究可为深部煤层气评价选区提供关键依据。基于应力-孔隙压缩系数-渗透率三者关系理论分析，利用高温覆压孔渗透实验数据，构建了变孔隙压缩系数下深部煤层渗透率预测模型。实验结果显示，变孔隙压缩系数下渗透率的预测模型较定孔隙压缩系数下渗透率预测模型能更为准确描述深部煤层渗透率，老君庙矿区的初始孔隙压缩系数为0.09 MPa^-1，孔隙压力随有效应力变化的衰减系数为0.07 MPa^-1，且初始渗透率随着温度升高而降低。根据孔隙压缩系数的定义，计算得到孔隙压缩系数。计算结果显示：实测孔隙压缩系数与拟合孔隙压缩系数之间的相关性较强；随着埋深增加，定孔隙压缩系数较变孔隙压缩系数模型下预测的渗透率偏低，揭示了该地区深部煤层渗透率并非如前所预期之悲观，仍存在一定可采潜力。

全球每年约有70% 的新增油气储量来源于已发现大油气田的储量增长。基于单个大油气田储量增长因素的概率分析和大油气田产、储量统计分析，提出了储量增长评价新方法，建立了中东地区大油气田储量增长模型，并进行了潜力预测。研究表明，预测截至2042年Halfaya油气田储量增 长的因素为提高采收率、储量升级、油田扩边、发现新层系，所引起的石油储量增长分别为30.8× 10⁸桶、7.5×10⁸桶、4.3×10⁸桶和3.2×10⁸桶，所引起的天然气储量增长分别为0.8×10⁸桶油当量、2.7×10⁸桶油当量、2.7×10⁸桶油当量和5.7×10⁸桶油当量；中东地区大油田和大气田储量增长变化趋势较为相似，储量增长高峰期主要位于开发早期和中期；截至2042年中东地区167个大油田储量增长潜力为2 103×10⁸桶，64个大气田储量增长潜力为1 018×10⁸桶油当量；用同一个样本点对概率法和统计法的研究结果进行了验证，两种方法吻合程度较高。该方法通过解剖个体特征，分析整体规律，由已知推测未知，实现了统计法、概率法和地质分析法的有机结合，可以进一步用于全球大油气田储量增长研究。

通过分析Ramirez等提出的页岩气储层体积物理模型，针对该模型没有划分黏土矿物的缺点，建立了黄铁矿含量与有机碳含量（TOC）的关系，并把利用多元统计方法评价的TOC结果作为模型输入参数的方式，进一步将该模型的无机矿物直接划分为黏土矿物、黄铁矿和其他矿物，弥补了该模型在黏土矿物变化大的层段计算精度低的缺陷，并简化了通过对无机矿物骨架与无机矿物孔隙中流体测井响应同时进行迭代的复杂求解过程。利用改进的Ramirez体积模型对实际资料进行了处理，计算结果表明：改进的模型比原模型计算的有机碳含量、孔隙度及含水饱和度更接近相应的岩心分析数据；其评价的黏土含量同样与岩心分析数据吻合良好，从而验证了改进的Ramirez体积模型的准确性与可靠性，为页岩气勘探、开发和储量计算提供了可靠资料。

在方位各向异性介质中地震波沿不同方位的传播速度存在差异，会引起宽方位地震资料CDP道集内的道间时差，处理技术无法消除这一时差，必须寻找有效而适用的解决办法，以提高地震成像精度和分辨率。为了满足长垣油田开发后期剩余油挖潜精细地质研究对地震资料的品质要求，基于长垣油田高密度三维三分量（3D3C）地震实验区数据，分析了引起方位各向异性的地质原因，研究了地震资料中方位各向异性的表现特征。通过实际地震资料分析可知，该区快波速度方位约在NE67°，与现代主应力场方向及沉积物源方向一致，在CDP道集内方位各向异性时差约为10 ms，且各向异性强度和方向随深度而变化。进一步研究并试验了模型道相关法时差校正技术，以层剥离方式消除不同沉积时期的方位各向异性时差。通过最终成像效果对比可见，方位各向异性时差校正可提高地震数据成像品质，有利于小断层识别与薄砂体描述。

采用大尺寸真三轴试验系统对页岩露头开展了水力压裂裂缝扩展模拟试验，并利用高能CT扫描观测压后岩心内部裂缝形态，研究了多种因素对页岩水平井压裂裂缝扩展规律的影响。试验条件下的研究结果表明：排量对裂缝复杂度的影响存在一定的范围；当水平地应力差小于9 MPa时，水力裂缝易沿天然裂缝转向，形成网状缝。随着应力差的增加，主裂缝（横切缝）的产生有利于沟通更多的天然裂缝，形成相对更复杂的裂缝；相同水平应力差条件下，水平应力差系数大于0.25时，有明显形成单一主裂缝的趋势；排量和压裂液黏度对水力裂缝几何形状的影响可用参数qμ表达，该值较低或较高都不利于缝网的产生；页岩层理的发育和胶结强度严重影响压裂缝网的复杂度。

基于体积压裂水平井复杂裂缝改造特点及流动特征，构建了耦合双重介质复合流动模型，应用Laplace变换和Stehfest数值反演，得到了定产和定压条件下封闭边界裂缝的井底压力和水平井产量半解析解。在模型正确性验证的基础上，结合陇东致密油储层特征参数着重研究了体积压裂缝网参数对产量的影响。模型研究结果表明：缝网改造带宽越大，体积压裂水平井单井产能越高，缝网区域渗透率对初期产量影响较大；水平井体积压裂优化设计应同时兼顾单条裂缝改造体积和裂缝条数的关系。实例计算结果表明压裂改造带宽不宜过大，采用多裂缝、小带宽的压裂方案增产效果最好。该研究结果对致密储层水平井体积压裂设计具有一定的指导意义。

针对川西须家河组五段页岩-砂岩交互及埋藏深情况下的水平井无成熟压裂优化设计方法可借鉴的难题，以XYHF-2井为例，从脆性指数、天然裂缝发育程度、地应力等方面分析了水力裂缝形态；将压后复杂的水力裂缝形态等效为高渗透带，采用数值模拟方法以累积产量为目标优选了高渗透带特征参数；根据等效渗流原理，建立了高渗透带特征参数、岩石力学参数、实验测试导流能力和压裂规模的数学关系模型，并确定了各段压裂规模。研究结果表明：砂岩段容易形成中等水平复杂性的裂缝系统，页岩段容易形成低水平复杂性的裂缝系统；高渗透带特征参数对累积产量的影响程度从大到小依次为：高渗透带数量、高渗透带渗透率和高渗透带长度，XYHF-2井最优的高渗透带数量为10段，渗透率为1.5 mD，单翼长度为160 m。现场应用结果表明，该设计方法符合须家河组五段地质特征，取得了工区非常规储层的勘探开发突破。该设计方法可以进一步推广至须家河组五段后续压裂井的方案设计。

中国碳酸盐岩气藏主要分布在塔里木、四川和鄂尔多斯盆地，碳酸盐岩气藏开发面临着储层非均质性强、预测难度大、流体性质及分布复杂、单井产量差异大、稳产难度大等难题。立足于中国碳酸盐岩气藏的开发实践，可将中国碳酸盐岩气藏划分为：缝洞型、礁滩型、风化壳型以及层状白云岩型4种类型。不同类型碳酸盐岩气藏在储集空间、储层成因、开发特征等方面存在很大差异，气藏特征的差异导致不同类型碳酸盐岩气藏面临不同的开发难题。以中国目前正在开发的4个典型碳酸盐岩气藏为例研究不同类型气藏开发面临的问题，并在此基础上提出了典型气藏开发的解决对策，从而为不同类型碳酸盐岩气藏实现“规模建产、高效开发”提供技术支撑。

为研究内源微生物微观驱油机理，在模拟油藏高温高压（60℃、10 MPa）条件下，以油田提取的内源微生物群落及其代谢产物作为驱油介质，利用研制的微观仿真光刻蚀可视模型，对水驱、微生物驱油过程中剩余油形态及流动特征进行显微观察和分析；并应用测试和图像处理技术，定量考察微生物微观驱油效果。研究结果表明：高温高压油藏条件下，内源微生物具有一定活性，且驱油效果较好；微生物被激活后，能有效启动不同类型剩余油，并可与代谢产物共同作用于水驱所无法波及到的盲端孔道，置换出剩余油，增强了原油的流动能力，同时可提高采收率。微生物微观驱油机理可归结为：微生物对原油的“啃噬”、降解；产生生物气溶解于原油，降低原油黏度；产生生物表面活性剂层层剥离、乳化剩余油，改变孔隙介质表面的润湿性等。

为了改善双水平井SAGD开发过程受储层非均质性影响的问题，利用自主研发的双水平井双管柱结构三维比例物理模型和已有的注蒸汽三维模拟实验系统，研究了油藏非均质性对SAGD蒸汽腔展布的影响规律。研究结果表明：当储层存在平面非均质性时，双水平井SAGD在开发过程中存在蒸汽腔发育不均匀、水平段油藏动用程度较差等现象，影响了SAGD的开采效果；水平井采用双管柱结构可提高水平段油藏动用程度；合理的注采参数、有效的操作压力、较高的蒸汽干度以及稳定的生产井井底饱和温度与实际温度的差值控制均可有效改善开发效果。根据物理模拟实验的结果总结了双水平井SAGD生产各阶段的注采调控方法，将其应用于油田现场取得了较好的开发效果。

旋转导向系统底部钻具组合的三维力学分析是导向工具设计和井眼轨道控制的基础。结合有限元单元划分思想和纵横弯曲法梁理论，提出了广义纵横弯曲法。将钻柱分解为若干单元，以节点处的弯矩、转角、挠度和到钻头的曲线长度作为广义坐标，以井眼轴线作为参考构型，采用梁理论建立单元受力变形方程，同时补充节点边界条件和特殊连接边界条件，组装单元方程和边界方程得到系统方程组，选取牛顿迭代法进行数值求解。与经典算例进行了比对，计算结果相吻合；以某型非连续性旋转导向钻具组合为例研究了井斜角、造斜率和钻头侧向力的关系，分析了造斜能力并给出了最大造斜率，论证和演示了广义纵横弯曲法的正确性和实用性。

利用Euler-Euler法与大涡模拟相结合对井下双级串联式水力旋流器的分流特性和分离特性进行研究，并与实际实验结果相对比。结果表明：入口流量由20 m³/d增加到60 m³/d时，总分流比的范围逐渐变大，且第一、二级水力旋流器的溢流口流量之比与总分流比的变化关系是函数关系；在一定范围内，底流含油质量浓度随着入口流量的增大先减小后增大，随着总分流比的增大先减小后增大；入口流量为25~50 m³/d且总分流比为0.28~0.75时，底流含油质量分数不大于200×10^-6；数值模拟预报的分流特性与实验结果一致，预报的分离特性与实验结果存在一定差异。该模拟解决了文献[23]提出的监测模型难以用于配带双级串联式水力旋流器井下油水分离系统工况诊断的问题，并给出了井下工况调节时总分流比的推荐范围，从而可以为现场应用提供一定指导。

传统有线石油井下传输效率低，无法满足高速率传输井下数据的需求；采用插入训练序列及导频插入获得同步的方法，既浪费带宽效率又独占发射机功率。为了克服这两大缺陷，提出了OFDM油井高速无线传输系统及循环前缀叠加互补对称序列的时频同步方法。训练序列由互补序列对构成，具有反共轭对称性及良好自相关性。利用接收信号分别与本地序列前、后两部进行相关后，再进行一次循环能量累积来获取时间同步信息；同时，利用频率补偿的思想来获取精确的频偏估计。仿真表明，新算法与Chih-Peng Li提出的算法相比，时间同步和频偏估计均具有更低的均方误差，且算法复杂度较低。

山区气象条件非常复杂，气流对跨越山区峡谷的管道桥将产生非常不利的影响，大跨度管道桥的抗风问题已成为管道桥设计中重要的考虑因素。针对山区峡谷大跨悬索和斜拉管道桥两种类型的跨越结构，总结山区峡谷管道桥设计风参数的选取方法，得到了两座管道桥桥面高度处设计风速。通过节段模型风洞试验，获取了两种类型管道桥主梁的气动力系数，为桥梁的抗风设计提供了重要参数。基于全桥气弹模型风洞试验，总结了管道桥气弹模型的相似关系，给出了管道桥主梁、大缆、拉索、桥塔和桥墩各构件模型的设计和制作方法，特别是主梁模型设计中用到的“U”型弹簧设计方法，试验最后得出了这两类管道桥的风致响应特征。研究结果表明，跨度300 m以下桁架管道桥具有很好的抗风安全性，为以后类似的管道桥设计提供参考和依据。

长输油气管道选线是复杂的多目标决策问题，控制事故风险、降低建设成本是选线的两个主要目标。应用多目标决策理论，以选择风险可接受且建设成本较低的路线为优化目标，提出了长输油气管道选线优化方法。通过研究优化目标的计算方法，分析选线的约束条件，确定网格划分的精度及范围，建立了选线优化模型，运用动态规划算法求解该模型并进行了实例应用。结果表明，基于风险的选线优化方法是可行的，长输油气管道个人风险标准和村庄或建（构）筑物的搬迁情况可作为选线的约束条件，定义特殊区域周边局部范围的地形地貌类型有助于控制个人风险，两个优化目标的权重分配需要根据实际情况进行调整。

将凸集模型引入到储气库不活动断层滑移非概率可靠度分析中，根据断层剪切破坏的特点建立断层滑移极限状态函数，并在断层滑移可靠度计算过程中对极限状态函数进行线性近似计算，建立储气库断层滑移非概率可靠度计算模型。利用上述方法对中国某储气库注气后的断层滑移可靠性进行了分析，并将该方法与Monte-Carlo方法的计算结果进行对比，验证了模型的计算精度，同时研究了断层位置处的孔隙压力、断层倾角、地应力不均匀系数对断层滑移可靠度的影响。计算结果表明：非概率可靠性计算模型在求解断层滑移可靠度时不需要大量的参数样本和固定的概率分布函数，具有较好的实用性，并能满足实际工程的计算需求；断层滑移可靠度随着断层位置孔隙压力、地应力不均匀系数的增大而减小，随着断层倾角θ的增大先减小后增大，并且当断层倾角θ与岩石内摩擦角ø的关系为θ∈[min（45°+ ø/2），max（45°+ ø/2）]时，断层滑移可靠度最小。

油包裹体是捕获于成岩矿物晶体缺陷或愈合裂纹中的“微观油藏”，携带着丰富的油气成藏过程信息。单个油包裹体显微荧光特性分析成为叠合盆地多源多期复杂成藏过程研究强有力的工具之一。运用单个油包裹体显微荧光分析和结构光纳米显微成像技术，讨论了同一期次油包裹体显微荧光特性的影响因素，认为原油在运聚过程中的化学分馏和捕获过程中的捕获分馏会造成同一期次油包裹体荧光特性在一定范围内波动，但热成熟度仍然是影响单个油包裹体显微荧光特性的主要因素。因此，需要考虑选择性极性吸附、包裹体油裂解和泄漏对单个油包裹体显微荧光热成熟度的影响。最佳的办法是运用结构光成像技术识别出受影响的油包裹体并加以剔除，这样单个油包裹体显微荧光特性参数还是可以应用于热成熟度评价的。

CO₂捕集和地质封存可望成为减少温室气体排放的重要且有效的方法，但其安全性一直受到广泛关注。在研究各种CO₂地质封存体及其圈闭机理的基础上，根据不同封存体中潜在的泄漏途径及主控因素，结合实例对可能的CO₂泄漏进行了描述和相应的风险分析。研究结果表明，枯竭油气藏的地质封闭性已得到证实，井的失效将是CO₂泄漏的主要途径。通过与提高油气采收率技术相结合，在油气藏中封存CO₂具有一定的经济性，但由于油气田分布不广，封存潜力有限，仅适合于中短期的CO₂处置。深部盐水层分布较广，可选择的圈闭和封存机理较多，泄漏途径和未知因素也较多，泄漏风险较高，但封存潜力巨大，是最具前景的CO₂封存体。煤层通过吸附可达到封存CO₂的目的，但其圈闭机理单一，对煤层压力的依附性较大，且影响未来煤资源的利用，其安全性和经济性相对较差。海底水合物封存方案具有热力学可行性，但海底水合物层埋深浅，地质圈闭性差，CO₂泄漏风险较高，其封存和泄漏机理以及CO₂注入方法有待进一步研究和关注。

深水油气井溢流及井喷的预防和控制是深水钻井过程中的重要工作，墨西哥湾“深水地平线”井喷溢油事故发生后，井喷的预防和控制成为海洋油气开发亟待解决的重大难题。应对深水钻井溢流及井喷问题，切实有效的技术措施是在早期监测和识别溢流的基础上及时采取应对措施。为此，通过分析深水钻井井控面临的主要困难，从平台监测、海水段监测和井下随钻监测3个层面，综述了国内外井下溢流早期监测技术研究现状，重点分析了井下随钻监测的发展现状，指出深水钻井井下溢流监测技术将朝着有利于更加及时准确发现和识别井下溢流的技术领域发展。最后，根据深水钻井和溢流监测技术的特点，优选出适合深水钻井环境的井下溢流早期监测方法，包括井口流量法、泥浆池液面法、钻井参数法、隔水管超声波法、PWD/LWD监测法、随钻超声波井下流量测量法6种方法；建立了溢流早期综合监测和识别技术，该技术不仅可以用于深水钻井井下溢流监测，还可用于压井和井筒压力精确控制过程的综合监控，为深水钻井提供技术保障。