澳大利亚苏拉特盆地煤系气开发的巨大成功为破解中国煤层气产业困境提供了新的启示。这一成功的关键在于薄煤层与碎屑岩类频繁互层所衍生的成藏地质条件，其实质在于：①该类煤系中单一含气层（各类岩性天然气储层）较薄，但累积生烃潜力巨大，且可构成天然气优质复合储集体；②薄互层储层更有利于天然裂隙发育，为高渗复合储层的发育奠定了关键的基础。此外，多而薄的煤层在保证生气能力的同时与围岩之间具有更大的接触表面积，有利于煤层气排出并转化为煤系游离气，也有助于煤层脱水和煤层气解吸产出。与苏拉特盆地煤系基本地质条件类似的含煤地层在中国并不鲜见，如内蒙古东部地区下白垩统、鄂尔多斯盆地西缘上石炭统、四川盆地西部上三叠统、楚雄盆地上三叠统等。建议关注该类煤系气的新领域和新层系，采用针对性的参数和思路，对这些地区和煤系开展专项评价研究和专项勘探，为保障"增储上产"的国家油气安全战略提供新的天然气资源基础。

厚层源岩层系由于存在非均质性及烃源岩有效排烃厚度影响，其油气运聚机制不明确，这直接影响着盆地油气资源量的评价和成藏模式的建立。定量荧光分析包括颗粒定量荧光（QGF）、萃取液定量荧光（QGF-E）和全息扫描荧光（TSF）等一系列技术，可精确反映地层在地质历史时期和现今的含油气饱和度、油气成熟度以及运移路径等重要信息，且具有快速简便、经济高效的特点。通过利用定量荧光技术和盆地模拟技术，对廊固凹陷沙河街组四段厚层源岩层系内的油气运移特征和充注历史开展了分析，重建了油气从源岩层系到储层的运聚过程。研究结果表明，廊固凹陷沙河街组四段厚层源岩层系内夹层砂体的QGF指数普遍大于4.0、QGF-E强度部分大于40、QGF与QGF-E的最大荧光强度波长（λ_max）具有较大差异，指示砂体中曾存在过古油层并在后期发生贫化、转移，砂体在油气运移中具有"中转站"的作用。定量荧光的差异响应表明，砂体在不同深度段的中转能力具有差异；当砂体的颗粒越粗、砂地比越接近0.25、厚度越大时，砂体的运聚效率越高，中转能力越大。烃源岩的生烃热演化史、砂层的定量荧光光谱特征以及断层的活动历史表明，中转砂体内存在2期幕式油气中转运聚过程。其中，第1期发生在沙河街组三段沉积末期-东营组沉积早期（35~30 Ma），砂体内以中质油气-轻质油气充注为主，油气在沙河街组一段沉积末期-东营组沉积早期随着断层开启而向上高效运移，在东营组沉积末期生烃停止后，砂体内的油气饱和度降低；第2期发生在明化镇组沉积期至今（5~0 Ma），砂体内以大量凝析油气充注为主，由于断层趋于封闭，砂体内的油气以稳态渗流方式向上运移，并在保存条件变好的情况下得以在潜山储层中成藏。

为充分认识松辽盆地营城组烃源岩的发育特征，对已钻探井岩心进行地球化学热解和分子有机地球化学研究，在松辽盆地营城组发现了高丰度的Ⅱ型优质成熟烃源岩；结合层序地层及地球物理技术手段，明确了优质烃源岩在层序地层格架内和平面的分布规律。研究结果表明：研究区烃源岩TOC值平均达到2.46%，有机质类型以Ⅱ型为主，有机质中含有大量的水生藻类，镜质体反射率R_o为0.8%~1.0%，处于生烃高峰期。断-坳转换末期相对平稳的构造背景是烃源岩发育的有利环境，生物标志化合物中低Pr/Ph（姥鲛烷与植烷比值）证实具备有机质保存的有利环境。优质烃源岩在垂向上主要发育在SQ1层序和SQ2层序的湖侵体系域和高位体系域，SQ1层序优质烃源岩的发育厚度一般为20~80 m，SQ2层序优质烃源岩的发育厚度一般为10~30 m。油源对比证明双城地区优质烃源岩直接为油藏供烃，双城地区优质烃源岩的发现对于松辽盆地其他断陷的石油勘探也具有重大意义。

为探寻母岩类型对砂砾岩储集体成岩演化的控制作用，以渤海湾盆地车镇凹陷沙河街组三段下亚段为例，通过岩心全岩矿物X射线衍射、岩石薄片和流体包裹体等分析测试，系统分析了储集体的母岩类型、成岩环境及成岩演化机制。研究结果表明：车镇凹陷在沙河街组三段下亚段沉积期受控于母岩区埕子口凸起的差异构造升降和剥蚀作用，砂砾岩储集体的母岩由西向东依次发育碳酸盐岩、混合型和长英质3种类型；在不同母岩类型的砂砾岩储集体中，刚性颗粒和可溶矿物含量的不同决定了储集体自身的抗压实能力及其可溶于酸性流体的差异；在碱性-酸性-碱性成岩环境的交替影响下，刚性颗粒的支撑可有效沟通酸性流体，酸性流体与可溶矿物的水岩作用可形成次生孔隙；受控于刚性颗粒与可溶矿物的发育条件，各类型储集体的成岩演化机制存在差异；碳酸盐岩母岩型储集体、长英质母岩型储集体和母岩混合型储集体的有利储层在纵向上分别位于3 200 m、3 800 m和4 400 m以浅区域，平面上，母岩混合型储集体、长英质母岩型储集体、碳酸盐岩母岩型储集体的有利储层范围依次递减，各类型储集体的勘探方向存在差异。

页岩的孔隙类型、孔隙结构的定量化表征以及孔隙空间的控制因素是页岩储层研究的重要问题。川南地区龙马溪组的页岩岩相按矿物组分可分为硅质页岩、混合质页岩和黏土质页岩。利用扫描电镜矿物定量评价（QEMSCAN）技术、低温N₂和CO₂吸附实验以及高压压汞实验对川南地区龙马溪组不同页岩岩相的孔隙类型、结构特征及孔隙空间的控制因素开展了分析。研究结果表明，黏土质页岩多发育黏土矿物片状粒内孔且多被迁移有机质充填；混合质页岩多发育有机质孔和碳酸盐矿物溶蚀宏孔；硅质页岩多发育有机质孔。页岩的总面孔率主要由孔径为0~500 nm的孔隙提供，矿物（除碳酸盐矿物与长石外）及有机质中的孔隙均以粒内孔为主，有机质的面孔率高达32.37%，为矿物颗粒的8~16倍。页岩的中孔是孔体积的主要贡献者，微孔是孔比表面积的主要贡献者。混合质页岩的总面孔率、孔体积与孔比表面积的平均值与硅质页岩相近，具有良好的储集能力。高TOC含量的混合质页岩与硅质页岩的孔隙空间主要受有机质孔控制，TOC含量较低的黏土质页岩的孔隙空间则主要受有机质孔和伊利石相关孔隙共同控制。

在系统分析典型露头剖面的岩性和沉积序列发育特征的基础上，结合古生物牙形石、全岩碳同位素和氧同位素、岩石薄片分析以及典型钻井、测井和地震的综合层序分析，将中-上扬子地区奥陶系海相地层划分为8个区域上可对比的三级层序，即层序OSQ1-层序OSQ8。建立了年代地层、牙形石生物地层、岩石地层与层序地层之间的相互关系。识别出Ⅱ型及Ⅲ型（淹没不整合型）2种层序界面。区域上以发育Ⅱ型层序界面为主，仅层序OSQ7的顶界面（即临湘组与五峰组的分界面）属典型的Ⅲ型层序界面。中-上扬子地区奥陶系碳酸盐台地/缓坡相沉积的淹没是一个渐进发展的过程，从早奥陶世晚期至晚奥陶世晚期，持续时间超过25 Ma。通过对比反映全球海平面相对变化的全岩碳同位素旋回和反映沉积古水深相对变化的沉积旋回，分析揭示，在古气候和沉积充填速率影响不大的背景下，中-上扬子地区下奥陶统下部层序OSQ1的发育主要受控于全球海平面变化，而层序OSQ2-层序OSQ8的发育主要受控于区域构造运动，即扬子板块向华夏板块的俯冲会聚所产生的挤压构造作用，属于较为典型的前陆挤压层序。

为厘清准噶尔盆地盆1井西凹陷三工河组二段三角洲前缘-湖盆深水区的沉积特征、沉积模式及其岩性圈闭，落实岩性油气藏勘探领域，采用地层厚度法恢复了古地貌，并结合岩心观察、重矿物分析、储层表征和钻井资料，分析了研究区的沉积微相、储层性质和含油气性，认识到湖盆深水区砂质碎屑流砂体的岩性圈闭条件优越。盆1井西凹陷三工河组二段发育两级环状坡折，将研究区分为三角洲内前缘带、三角洲外前缘带和湖盆深水区3个带。三角洲内前缘带水下分流河道微相的储层质量高、含油气性好；三角洲外前缘带发育河道末梢沉积和席状砂微相，为致密储层发育区，含油气性差；湖盆深水区砂质碎屑流砂体的储层性质和含油气性与三角洲内前缘带水下分流河道砂体相类似，且顶底板条件较好，其侧向受三角洲外前缘带致密储层遮挡，有利于形成岩性圈闭，是下一步油气勘探最有利的勘探领域。

基于页岩储层中毛细管束缚水、黏土束缚水、黏土结合水和干酪根核磁共振响应特征，开展了页岩储层孔隙有效性评价研究。选取渝西地区Z202井、Z201井3 500 m以深页岩样品开展渐变离心与渐变干燥处理后的核磁共振实验，确定了页岩储层中毛细管束缚水、黏土束缚水和基底信号的T₂截止值（T_2cutoff），分别为0.98~1.08 ms，0.25~0.55 ms，0.12~0.20 ms。3个不同的T_2cutoff逐渐减小，对应的可动水饱和度、毛细管束缚水饱和度和黏土束缚水饱和度分别在29.72%~48.12%、10.25%~20.19%和12.97%~15.68%；200℃干燥后的岩心核磁共振T₁-T₂图谱揭示页岩中存在不连通孔隙；通过定量划分页岩储层孔隙系统，确定了有效孔隙下限的核磁共振T_2cutoff（平均值为0.4 ms），对应的孔径下限为4.25 nm。据此，建立了识别页岩储层孔隙流体类型、划分页岩储层孔隙系统、评价页岩储层孔隙有效性、确定储层有效孔径下限等系列页岩储层的有效性评价技术和方法。

由于流动方向变化及壁面流体的不断径向入流，水平井筒的气水流动规律与常规直井存在较大差异。在总结前人研究结果的基础上，优选水平井筒气液两相预测模型，并在验证模型可靠的情况下，考虑管壁入流和气液流型变化，改变气量、水量、管径、倾角、轨迹波动、气水入流位置等多个影响因素，对水平段流型、压力分布规律及影响因素进行综合预测分析，为水平气井的生产管理及后期措施优化提供依据。研究结果表明，一般生产条件下水平井筒存在分层流、间歇流和环雾流3种流型，管径和倾角对水平井筒的气、水流型影响最为明显，管壁入流对入流就地井筒流态的影响较小。水平井筒压力损失与气量、水量、轨迹上倾角及轨迹波动起伏程度呈正相关性，而与管径和下倾角呈负相关性。预测范围内，气量、轨迹上倾和管径对水平井筒压力损失的影响最为明显，是水平井筒压降的关键影响因素。随着轨迹上倾角增加，水平井筒压降随气量的变化规律发生明显反转，低气量条件下水平井筒压降随气量的减小而增加，高气量下压降随气量增加而增加。

连续油管钻井机器人利用机身内外的钻井液压力差作为动力源，可在牵引连续油管的同时加载钻压。以钻井机器人为基础，建立连续油管钻柱动力学模型，并推导出通过钻井液排量控制钻压和钻速的单参数控制数学模型；对钻井机器人引入调速回路，建立具有调速功能的钻柱动力学模型；在溢流阀调定压力大于机身内外压差时，推导出利用钻井液排量和节流阀流通面积两种参数控制钻压、钻速的数学模型，在溢流阀调定压力小于机身内外压差时，推导出利用钻井液排量、节流阀流通面积和溢流阀调定压力3种参数控制钻压、钻速的数学模型；以11.43 cm（4.5英寸）井眼为例，对上述3种数学模型进行了分析。分析结果表明：钻压、钻速随钻井液排量的增加基本呈线性增加，在钻井液排量大于0.005 m³/s时，钻井机器人能够向前爬行，在钻井液排量大于0.005 7 m³/s时，钻头能够正常钻进；调节节流阀流通面积和溢流阀调定压力，可以在一定范围内无级调钻压和钻速；3种控制方法相结合，可以实现小排量、大钻压，及大排量、小钻压等钻井参数的控制。以控制模型为基础，针对不同井下工况建立钻进工艺的专家数据库，以钻井机器人为"大脑"，结合井下随钻测量数据就能够实现闭环控制，自动钻进。

钻井过程中异常工况的及时诊断是保证快速安全钻井的重要手段。笔者以提前预判气侵工况为目标，应用自适应观测器，以实际立压回压数据作为观测器输入，对未知的井底流量、井底压力数据进行估计。井底压力数据估计值与实际测得的井底压力数据吻合良好。将井底流量数据的估计值与井口实际出口流量数据做差，对该差值和实际立压、回压以及入口流量数据一起进行独立主元分析，提取该组数据的独立元、确定正常工况下的统计量控制限，并提取工作状态下的数据独立元的统计量，将该统计量数值与控制限进行对比，用于气侵工况诊断。经过实际钻井数据验证，该方法能够更准确判断正常工况及异常工况、并判断气侵的发生。

海洋立管的涡激振动是导致海洋油气井事故的主要因素。笔者采用Hamilton变分原理考虑海洋立管内部流体和管外海洋环境载荷的联合作用下，建立了立管横流向和顺流向耦合振动模型，采用尾流振子模型模拟流体对大长径比立管横向和顺流向的涡激力。借助Newmark-β和4阶Runge-Kutta耦合迭代法，求解立管振动和涡激力计算模型，与现有文献实验数据结果对比验证了模型的有效性。在此基础上，系统地分析了不同均匀流和顶张力情况下立管横流向和顺流向涡激振动响应的特性。结果表明，横流向振动在剪切流和均匀流中都具有频率锁定效应，顺流向振动表现为均匀流中的频率锁定效应和剪切流中的多频效应；在高流速下，需同时重视顺流向和横流向的涡激振动影响。