歧口凹陷歧北次凹沙河街组三段（沙三段）湖泛期细粒沉积发育、烃源岩品质好、页岩油资源丰富，但其研究尚处于起步阶段，在沧东凹陷孔店组二段湖相页岩油工业化开发的带动下，落实其勘探前景势成必然。为探究歧北次凹沙三段页岩油的地质特征及勘探潜力，依据F39X1井、QY10-1-1井等多口井的岩心、分析化验、测井资料和录井资料，对沙三段页岩层系的地质特征、页岩油类型与富集模式、甜点的空间分布规律等开展了综合研究。歧北次凹沙三段的矿物组成和岩石类型多样，主要包括灰质白云质页岩、长英质页岩、混合质页岩及微晶白云岩、亮晶生屑白云岩、粉砂岩等；烃源岩的总有机碳（TOC）含量主要分布在1%~3%，以Ⅱ型干酪根为主且指示热演化成熟度的镜质体反射率（R_o）普遍高于0.7%；储集空间主要包括粒间孔、晶间孔、生物体腔孔、有机孔及层理缝、构造（微）缝等；页岩油的超越效应明显（油饱和度指数平均为116.3 mg/g）、荧光显示良好。在歧北次凹沙三段中识别出单一型和夹层型2类页岩油，构建了高TOC滞留型页岩油和低TOC运移型页岩油2种富集模式，并建立了基于油饱和度指数、TOC和脆性指数等多参数的甜点定量评价方法及标准。针对甜点区部署了QY10-1-1水平井，其初期的折算产油量达103.5 t/d，预计可形成亿吨级增储新领域。勘探发现证实歧口凹陷的沙三段细粒岩段具备良好的页岩油勘探潜力。

基于四川盆地高石梯—磨溪地区三维地震和完钻井资料，结合高分辨率法、层拉平法、残厚法和印模法的优点，采用双界面法对高石梯—磨溪地区震旦系灯影组四段（灯四段）岩溶古地貌进行恢复。灯四段岩溶古地貌包括岩溶低地、岩溶斜坡和岩溶台地3种一级古地貌单元以及陡坡、缓坡、台坡、台面、洼地、沟谷和残丘7种二级古地貌单元。灯四段岩溶古地貌表现为"两沟三区、北缓南陡"的特征，同时高石梯地区发育台坡、台面和残丘3种古地貌单元，磨溪地区主体发育缓坡和台面，台地内部发育台面、洼地和残丘。台坡、台面和斜坡微地貌单元岩溶发育程度好，优质储层发育，完钻井效果较好，高石梯和磨溪地区差异性明显。研究结果表明，岩溶古地貌对高产井控制作用明显，下一步需要精细刻画沟谷分布，论证断层及古沟槽对古地貌分布的控制作用、分区建立古地貌划分标准，评价台地内部优势微地貌单元分布，支撑建产有利区筛选和目标开发井位优化，从而为高石梯—磨溪地区震旦系气藏快速建产和长期稳产提供保障。

莱州湾凹陷位于渤海湾盆地南部，是一个"小而肥"的富烃凹陷，其储层成岩作用的研究程度较低。铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射和阴极发光等多种技术手段的分析结果显示，莱州湾凹陷沙河街组三段中—深层储层的岩性主要为中粒—细粒岩屑长石砂岩，其成分成熟度和结构成熟度为中等偏好，属于中孔、中—低渗储层类型，储集性能良好，成岩作用处于中成岩阶段A1期。地层埋藏史、热演化史、烃源岩生烃史和成岩演化史的综合分析指示，储层孔隙空间的演化主要经历了机械压实减孔、早期胶结减孔、酸性溶蚀增孔和晚期胶结减孔4个阶段，其孔隙度的变化量分别为7.73%、4.61%、5.99%和2.54%，由此可建立储层孔隙定量演化的综合模式。受长期浅埋环境和成岩演化阶段影响，莱州湾凹陷沙河街组三段在古成藏期的储层孔隙度约为25%，油气充注情况良好。现今的孔隙类型仍以原生粒间孔为主，油气保存情况较好，勘探潜力较大。这一认识可为研究区的进一步勘探开发提供理论支持。

中国北方含煤盆地广泛发育侏罗系巨厚煤储层。以青海聚乎更矿区为研究区，利用扫描电镜、压汞、低温液氮等实验方法，探讨了中侏罗统巨厚煤储层孔隙结构的垂向非均质性特征。研究结果表明，发育在丝质体和半丝质体中的孔隙较多，结构相对较好，丝质体和半丝质体含量越高，样品的孔隙结构复杂程度越低；基质镜质体和均质镜质体中则较少见孔隙发育，其含量越高、样品的孔隙结构非均质性越强。依据镜惰比与凝胶化指数将研究区巨厚煤储层划分出3个水退旋回（旋回Ⅰ、旋回Ⅱ和旋回Ⅲ），大孔和小孔的分形维数随水退表现出减小的趋势，大孔孔容、中孔孔容和孔隙度随水退表现出增大的趋势，其本质是水退致使丝质体和半丝质体含量增大，从而使得孔容增大、孔隙结构复杂程度降低。比较3个旋回的孔隙结构可以发现：旋回Ⅰ较旋回Ⅱ和旋回Ⅲ的孔隙连通性差，整体上孔隙度的分布为旋回Ⅰ > 旋回Ⅱ > 旋回Ⅲ；大孔孔隙结构的复杂程度表现为旋回Ⅲ > 旋回Ⅰ > 旋回Ⅱ，中孔孔隙结构复杂程度则表现为旋回Ⅰ > 旋回Ⅱ > 旋回Ⅲ，而各旋回小孔的孔隙结构相差不大。对巨厚煤储层进行旋回性划分，再比较各旋回孔隙结构的差异性，是一种行之有效的巨厚煤储层物性研究方法，可以为巨厚煤储层评价及勘探开发提供一定理论支撑。

基于雷州半岛南部51件玄武岩岩心样品在饱和气、饱和水状态下的纵、横波波速和弹性模量等参数的测试结果，研究了孔隙度、孔隙类型、岩相和流体对岩石弹性力学参数的影响，分析了用于识别玄武岩岩性、流体的岩石物理参数的敏感性。研究结果表明：玄武岩中纵波波速与横波波速、密度与纵波波速具有较好的线性关系，杨氏模量与密度呈幂函数关系。孔隙度是影响岩石波速的主要因素，孔隙类型对岩石波速的影响不可忽视。岩石密度是区分玄武岩岩石亚相最敏感的岩石物理参数，利用密度与杨氏模量的交会关系可识别玄武岩的溢流相上部亚相、中部亚相和下部亚相。利用泊松比与纵波阻抗交会图、拉梅系数和剪切模量之比与纵波阻抗交会图可以区分玄武岩中的气层与水层。

北部湾盆地是中国南海北缘主要的含油气盆地之一，盆地内部油气富集差异明显。利用北部坳陷内高精度的地震资料，对坳陷内的两个重要凹陷的结构、断裂体系及构造样式进行了解剖，并讨论了造成两个凹陷构造特征差异明显的主要原因。研究结果表明，研究区发育NE向、NEE向及近EW向多组断裂体系，受伸展应力由NW—SE向转变为近NS向的影响，断裂体系在晚始新世发生转变，由NE—NEE向为主转变为近EW向，并沿NE—NEE向雁列展布。海中凹陷整体表现为简单半地堑，断裂体系简单，构造样式以伸展构造样式为主，局部发育断展型反转构造；涠西南凹陷则整体表现为多米诺式复杂半地堑，断裂体系复杂，构造样式同样以伸展构造为主，但沿2号断裂带发育伸展-走滑构造样式。造成海中凹陷和涠西南凹陷构造特征差异的影响因素包括NW向隐伏断裂、NE向先存断裂的差异及构造反转动力源等。

针对四川盆地南部筠连地区煤层气井挑选了16个镜质组含量大于75%和7个惰质组含量大于75%的高阶煤样，进行了扫描电镜、低温氮气吸附实验和核磁共振物性测试分析，对富镜质组和富惰质组高阶煤的纳米级孔隙结构特征进行了系统的定性和定量对比研究。研究结果表明：惰质组相对于镜质组原生孔（植物组织孔）更为发育，而后生孔（气孔）和外生孔（角砾孔和破裂孔）在镜质组中更为发育；富镜质组和富惰质组高阶煤均具有复杂的纳米级孔隙结构，然而富惰质组高阶煤孔隙形态更为复杂特殊（墨水瓶状孔更为发育）；富镜质组和富惰质组高阶煤的吸附曲线形态在初始阶段（p/p₀<0.05）存在明显的差异，富惰质组煤样的吸附曲线在初始阶段（p/p₀<0.05）均出现快速上升的现象，而富镜质组煤样在该阶段均呈现出缓缓上升的特点，由此得出惰质组中含有更多孔径小于0.64 nm的分子级孔；富惰质组高阶煤中平均孔比表面积、平均孔体积及氮气吸附量均大于富镜质组高阶煤，二者纳米孔隙平均孔径相近；富镜质组和富惰质组高阶煤中对孔比表面积起到主要贡献的孔径均分布在2~4 nm，可推测两种煤中小于4 nm的孔隙在各级孔中所占比例最大；富镜质组高阶煤中平均孔径对孔容具有明显贡献的主要为大于10 nm的孔，而惰质组中平均孔径从2 nm开始便具有了明显贡献，由此得出2~10 nm的纳米孔在惰质组中更为发育；镜质组和惰质组中的孔隙度、渗透率和束缚水饱和度的值接近，且孔隙度与渗透率之间具有非常明显的指数正相关关系；富镜质组高阶煤中束缚水饱和度与孔隙度之间没有明显的相关关系，而束缚水饱和度与渗透率之间具有较好的负相关性；富惰质组高阶煤中束缚水饱和度与孔隙度和渗透率均具有较为明显的负相关性。

致密气藏已经开始在世界上大规模开发，但其基本渗流机理尚不明确，现有渗流模型难以对生产数据进行完善的解释。笔者介绍并通过实例对Jin和Chen （2019）提出的新渗流模型及其适用性进行了研究。Jin和Chen从可压缩流体的N-S方程出发，基于Klainerman和Majda （1982）的小马赫数流动理论，利用渐近展开，多尺度分析和体积平均升尺度技巧，得到了时间尺度大于声波时间尺度时致密气藏一次开采油藏尺度下新的渗流方程。新的渗流方程反映了致密气藏一次开采完全是由气体的膨胀性驱动的物理本质，其扩散系数与孔隙度和气体黏度成正比，与气体密度成反比。通过实例对比自扩散模型与目前基于Darcy定律及其修正的渗流模型发现，Darcy渗流以及组合流动模型得到的气体产量仅在生产压差较小时才能与实际生产数据吻合，此时的产量较小；生产压差越大，Darcy渗流模型与实际生产数据偏差越大；而自扩散模型计算的产量能够较好地拟合实际生产数据。

低渗透油藏水力压裂之后，压裂液进入岩石基质会造成水锁伤害，从而降低基质渗透率。由于低渗透岩石具有孔喉小、毛细管力大、原油动用深度浅等特征，毛细管末端效应会加剧毛细管力滞留侵入压裂液所产生的水锁伤害。明确这种水锁形式的伤害程度与作用时长，有利于正确评估水平井单井产能在返排过程中的恢复程度，并依此合理地优化现场"焖井"处理时机与压裂液中助排剂的使用。利用CT扫描实时监测下的岩心流动实验，明确了低渗透岩石中毛细管末端效应造成的附加水锁伤害，及其伤害程度与作用时长随岩石渗透率与水侵深度的变化规律。该附加伤害从程度和时长上，都大于原油生产对应毛细管数下残余水饱和度对基质渗透率的水锁伤害，其作用时长随岩心物性参数√K/φ的减小而线性增加，随水侵深度的增加而呈幂函数增加趋势。实验结果表明，利用渗吸作用解除水锁伤害对致密储层的效果甚微，需要依靠在压裂液中添加表面活性剂（助排剂）辅助压裂液返排而进行提产。通过对比3种能够实现跨越5个数量级油水界面张力（10^-4~23 mN/m）的表面活性剂体系，揭示了水湿低渗透油藏中助排剂的显著效果，以及油湿低渗透储层中润湿性反转优于降低油水界面张力的提产效果。

针对干线天然气管道物理爆破对同沟并行邻管的潜在危害，通过探讨任意拉格朗日-欧拉法（ALE）、光滑粒子流体动力学与有限单元耦合法（SPH-FEM）和爆腔内壁施加压力时程法（BC）开展管道爆炸模拟的可行性，优选SPH-FEM耦合法建立埋地并行输气管道爆炸耦合模型，通过分析不同起爆位置下炸药量对同沟并行邻管的冲击行为，提出降低并行管道风险的抗爆隔爆措施。研究结果表明：药包起爆位置对并行邻管的危害较大，迎爆点为动力响应的最热点；建立的防爆墙可有效削减并行管道的失效风险，防爆墙深度对管体的应力风险削减较大，对振速的屏蔽能力较弱；防爆墙材质强度越高，管体的风险水平越低。

地下盐穴储气库注采周期的变化会导致腔内气体的温度、压力发生周期性变化，从而导致围岩中产生热应力，进而危及储气库注采过程中的安全运行。基于变质量热力学理论，推导出了注采过程中变注采速率的条件下腔内气体温度、压力随时间变化的微分方程，并结合已有的研究实例进行验证。基于单个腔体热固耦合模型，分别研究了注采气过程中，热效应、注采速率以及盐岩导热系数对腔体稳定性的影响。对于注气过程，热效应的存在、注气速率的增加以及盐岩导热系数的增大有助于避免围岩中发生拉伸损伤，维持腔体的稳定性；而对于采气过程，热效应的存在、采气速率的增加以及盐岩导热系数的增大会加剧围岩中的拉伸损伤，不利于腔体的稳定性。