柴达木盆地西部发育NW和NNW两组方向的古近系生烃凹陷，生烃凹陷内部充填了厚层、软弱、富含有机质的膏、盐和泥质沉积物，而生烃凹陷外侧则是坚硬的基底和较粗的砂质沉积物，两者构成显著的力学强度对比。在新近纪至第四纪挤压作用下，这种的显著力学强度对比引发了生烃凹陷内外不同的构造变形行为，并在地表形成截然不同的构造地貌，称之为生烃凹陷的"边界效应"现象，是识别和判定生烃凹陷的重要依据。英雄岭是柴西地区规模最大、油气最富集的新生代构造带，崛起于NW向生烃凹陷之上；柴西北区块则位于该生烃凹陷北侧，软弱的膏、盐和泥质沉积物或不发育，或显著减薄，因而形成南翼山、大风山和尖顶山等一系列长轴形构造带。此外，英雄岭西段的滑脱构造变形强烈，而英雄岭东段则转变为基底卷入式构造，可能暗示古近系生烃凹陷的充填成分自西向东发生了变化。生烃凹陷边界效应控制的油气聚集主要分布于3类位置：第1类是沿着生烃凹陷边缘，近源聚集于边界效应引起的构造高部位；第2类是生烃凹陷外侧，源外聚集于三角洲、滨浅湖向半深湖过渡区域的构造和岩性圈闭；第3类是生烃凹陷内部，源内聚集于古近系内幕的构造和岩性圈闭。因此，柴西地区应采取"满凹控藏、3种类型、分带聚集"的思路，针对上述3类位置实施整体评价和勘探部署。

对柴达木盆地西部地区渐新世下干柴沟组上段的沉积特征与成藏模式进行分析。系统地开展了岩石学和矿物学研究、古地貌分析、碳氧同位素与微量元素地球化学研究、地震剖面精细解释与"蚂蚁追踪"裂缝预测、成藏模式研究以及高产控制因素分析，提出英西地区渐新世下干柴沟组上段为一个"半开放—半封闭"的半深湖相咸化沉积环境，基质晶间孔储油、盐下应力聚集造缝、盐层封盖造就了英西地区特殊的成藏模式。研究结果表明：①岩性以深灰色或灰黑色等暗色色调为主并混积盐类矿物，主要受控于沉积环境；②下干柴沟组上段沉积前的古地貌为一个发育湖障壁岛的"西低东高"的局限湖泊；③碳、氧同位素数据点落于开放性湖泊与封闭性湖泊之间；④Sr/Ba平均值为2.01、均大于1，Sr/Cu平均值为109.04、远大于5，U/Th平均值为0.62、均小于1，指示了咸化、干旱和还原环境；⑤ΣREE平均值为87.67×10^-6，分布范围为（39.41~162.67）×10^-6，且存在Eu负异常；⑥盐下主力产层的压力系数可高达2.2，"自源-超压系统"导致应力聚集造缝的推论与"蚂蚁追踪"裂缝预测成果和岩心观察结果完全吻合。

柴达木盆地东部石炭系页岩气储层中多发育薄层粉细砂岩夹层，部分页岩气在形成后便近距离聚集在砂岩夹层中，因而赋存于砂岩夹层不同期次成岩矿物中的流体包裹体便成为研究页岩气储层流体形成与演化过程的"活化石"。从页岩有机地球化学特征、储层显微偏光/荧光特征、流体包裹体的温度及成分特征等方面入手，系统分析了研究区页岩气的形成和保存条件。结果表明，研究区石炭系泥页岩有机质丰度高，有机质类型为Ⅱ₂—Ⅲ型，普遍处于成熟—高成熟阶段。页岩气储层存在2期次的油气充注过程：第1期发生在早二叠世末期，油气的成分成熟度较低，为砂岩夹层中环石英颗粒加大边内侧分布的重质油包裹体及现今储层中残留的褐色、灰褐色稀油沥青；第2期发生在新近纪早期—现今，为砂岩夹层中沿石英颗粒成岩期后微裂隙成带分布的凝析油及天然气包裹体，是现今页岩气储层油气的主体。盆地东缘及东北缘部分砂岩夹层中气体包裹体成分多为CH₄＋CO₂、CO₂+CH₄+N₂，属于岩浆热液作用下的变质流体。研究区中部石炭系页岩有机碳含量高、成熟度适中（R_o均值约为1.0%）、油气保存条件较好，现今仍存可动轻质油气，具有良好的页岩气勘探前景。

Bongor盆地前寒武系基岩潜山裂缝油藏的发现打开了非洲陆上油气勘探的新领域。潜山油源问题是制约Bongor盆地勘探进程的因素之一。为了解决这一问题，充分利用潜山原油有机地球化学分析测试数据，研究M-P区、B区潜山原油的生物标志化合物组成和地球化学特征，分析M-P区、B区潜山原油与M凹陷烃源岩和BN凹陷间的油源关系；结合Bongor盆地热演化史以及构造演化史，分析M-P区、B区潜山油藏带的油气成藏过程。研究结果表明：M-P区潜山原油主要来自M凹陷烃源岩，B区潜山原油接受M凹陷烃源岩和BN凹陷双重贡献。M凹陷烃源岩在晚白垩世中期开始向B区潜山带供烃，晚白垩世中期—晚期，M凹陷、BN凹陷烃源岩所生成的原油共同在B区潜山带聚集成藏，同时M凹陷烃源岩生成的原油在M-P区潜山带运移聚集形成潜山油气藏。

基于34个烃源岩与50个原油样品的分子生物标志化合物分析结果，研究了廊固凹陷主要油田的原油成因类型与分布规律。分析结果表明，沙河街组三段下亚段与沙河街组四段上亚段烃源岩有不同的分子生物标志化合物组合特征：沙河街组三段下亚段烃源岩陆源有机质的输入量较高且富含沟鞭藻类，沉积于淡水较强的还原环境；沙河街组四段上亚段烃源岩陆源有机质输入量较少且低等水生生物输入较多，沉积于咸水强还原环境。在油源对比基础上，结合原油分子生物标志物参数进行聚类分析，划分了3种成因类型的原油。第Ⅰ类原油来自沙河街组四段上亚段烃源岩，主要分布于牛坨镇凸起周边地区；第Ⅱ类原油来自沙河街组三段下亚段烃源岩，主要分布在凹陷偏北部的旧州—王居一带；第Ⅲ类原油来自沙河街组三段下亚段烃源岩与沙河街组四段上亚段烃源岩生成的混源油，以沙河街组三段下亚段烃源岩生成的原油为主，主要分布在凹陷东部的河西务构造带和曹家务—柳泉构造带南部的部分地区。廊固凹陷各油藏紧邻烃源岩聚集成藏，其分布规律受控于不同层段烃源岩的发育与分布。曹家务和中岔口地区是第一类原油下一步的有利勘探目标区域，柳泉构造带王居地区是第二类原油勘探潜力较大区域。

三角洲外前缘亚相储层井间连通性研究对于高含水期油田井网优化和剩余油挖潜具有重要意义。以大庆长垣萨尔图油田南二区东部为靶区，利用122个时间单元的密井网资料，首先构建出三角洲外前缘亚相储层井间连通性定量评价模型，进而开展不同砂地比和井距条件下的三角洲外前缘亚相储层井间连通性定量评价。结果表明：①砂地比为评价储层井间连通性的宏观评价参数，即存在一个"渗流阈值"，当砂地比低于渗流阈值时，井间连通性不超过20%变为不连通，当砂地比达到渗流阈值后，井间连通性迅速增长至80%以上变为完全连通，整个过程反映的砂地比和井间连通性函数图像呈S形曲线；②通过对砂体最大横截面面积沿垂直于井钻进方向的投影和井距的空间耦合关系分析，建立了以井距为变量的三角洲外前缘亚相储层井间连通概率模型，同时提出各微相砂体所占比例影响储层井间连通性整体变化趋势；③储层井间连通性渗流阈值与井距呈正相关，随着井距变小，砂地比与井间连通性的S形曲线函数图像趋于"线性"，当平均井距为70 m （1倍井距）条件下三角洲外前缘亚相储层井间连通性的渗流阈值为0.20，平均井距为140 m （2倍井距）和210 m （3倍井距）条件下储层井间连通性的渗流阈值分别为0.24和0.30。

饱和度是储层定量描述的重要参数之一，研究饱和度对于地下流体分布、储量估计及井位设置都至关重要。基于全波形反演提供的高精度地层弹性参数，研究了地震饱和度预测方法。通过数学分析和数值计算，讨论了流体体积模量和孔隙空间体积模量特征及其对流体的敏感性，并在此基础上，提出了利用两参数全频带声学全波形反演和Brie公式预测饱和度的方法。通过数值计算，分析了体积模量和密度反演误差及Brie公式中指数因子误差对饱和度预测的影响。通过四川广安气田实际地震数据反演和饱和度预测，进一步验证了方法的有效性。

油藏水驱后进行CO₂驱已在油田现场取得了成功，但由于油藏的高含水饱和度，导致了CO₂与原油间的接触方式发生改变，混相过程也受到一定制约。为研究高含水条件对CO₂混相驱的影响，制作了盲端微观可视化模型，进行了水驱前后CO₂混相过程微观实验。结合不同含水饱和度条件下的CO₂驱替实验，明确了CO₂混相驱替特征以及含水饱和度对CO₂驱油效率的影响。结果表明，高含水饱和度会对CO₂与原油的接触过程产生一定的屏蔽作用，注入的CO₂不能直接接触到剩余油，从而导致CO₂与原油的混相过程被大大延缓，进而导致高含水条件下CO₂驱见效时间被推迟。

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表，其储层物性差，有效砂体规模小，分布频率低，非均质性强，区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用，采收率仅约30%，需要开展储量分类评价，针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区，通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模；以沉积相带为约束，结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征，将气田储量分成5种类型。从I类—V类，储层厚度减小，连续性变差，储量品位降低，单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果，针对各储量类型，研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系，论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下，各类储量区合适井网密度为2~4口/km²，气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成，为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。

根据鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气田83口排采井的资料，系统分析了地质条件、工程技术和排采制度等因素对煤层气井产能的影响，并在此基础上提出了相应的开发策略。结果表明：煤层厚度、地下水流体势、含气量、渗透率和临储比是影响研究区煤层气井产能的主要地质因素；井距、压裂液量和加砂量是影响煤层气井产能的主要工程技术因素；井底压力下降速度、动液面下降速度、套压直接影响煤层气井产能。在此基础上，采用灰色关联分析法得出研究区煤层气井产能影响因素的大小次序，并从有利区优选、井网部署、压裂设计和排采制度4个方面，提出了适合于研究区煤层气地质特征的开发策略：在有利区优选方面，构建了煤层气开发有利区评价指标，将研究区划分为I—Ⅳ类单元；在井网部署方面，I类和Ⅱ类单元井距应控制在335~370 m；Ⅲ类和Ⅳ类单元井距应控制在370~400 m；在压裂施工设计方面，I类和Ⅱ类单元煤层气井的压裂液量应控制在800~1 200 m³；加砂量应控制在35~60 m³；Ⅲ类和Ⅳ类单元煤储层地质条件相对较差，对于不同地质条件，提出了不同的压裂措施；排采制度方面，将煤层气排采产气过程划分为5个阶段，并针对不同排采阶段，提出了具体的排采控制方法。

随着丛式井和加密井在油田的广泛应用，对井眼防碰分析提出了更高的要求。井眼分离系数是防碰分析的一个常用指标，然而不同误差椭球分离距计算方法导致结果差异较大，为此提出测量误差椭球最小间距计算新方法，以更好地满足应用需要。在坐标变换及误差椭球计算基础上，推导了中心向量法误差椭球分离距计算公式，进而应用最优化理论求解了两误差椭球最小间距，并研究了快速求解策略，可精确、快速地计算井眼分离系数。算例分析表明，与其他计算方法相比，新方法能更好地指导井眼防碰风险评价工作，在丛式井设计和定向钻井中具有应用价值。

利用ANSYS/LS-DYNA和LS-PREPOST前后处理模块，建立基于光滑粒子流体力学-有限单元法（SPH-FEM）耦合的土中爆炸模型。结果表明，土中爆炸波峰值压力随比例爆距的衰减规律与经验曲线基本一致，且瞬时爆腔尺寸也和相关经验描述吻合较好，从而验证了方法的可行性与准确性。针对X80大口径高压输气管线在土中近场爆炸的冲击响应过程，建立管-土-炸药耦合模型，分析起爆后不同时刻爆腔形状的演变过程（从球状到椭球状），得到不同时刻管体扰动（变形与受力）与土壤介质压缩形态的内在联系，详细描述管体迎爆面、背爆面测点的位移及应力特征，并反映最大冲击应力的截面分布情况及其在不同时刻的出现位置，最后，基于应变极限判断受冲击管道的失效情况。研究采用的耦合算法可为管道防爆研究提供新思路，对爆炸灾害下管体及周边结构的风险评估提供基于模拟分析的定量依据。