2019年中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地中生界延长组长7油层组烃源岩层系内发现了中国最大的页岩油田——庆城油田，新增探明地质储量为3.58×10⁸t、预测地质储量为6.93×10⁸t，合计为10.51×10⁸t，实现了长7油层组页岩油勘探的历史性突破。近年来，围绕生油层内是否发育甜点区、能否形成工业产能和能否实现规模效益开发等关键难题，中国石油长庆油田公司通过持续深化成藏地质研究和不断探索关键配套技术，实现了烃源岩内油藏勘探的一系列理论认识创新和技术突破。研究结果表明，长7油层组中页岩油的成藏主要受以下因素控制：①广覆式细粒沉积组合具有整体生烃的特征，其中，黑色页岩和暗色泥岩等湖相优质烃源岩奠定了页岩油形成的物质基础；②泥页岩层系所夹持的砂质沉积物为勘探甜点段，而砂体组合的类型主要受控于湖底地形；③微米孔隙和纳米喉道的互补使得储层具有较好的储集性能；④高强度的源内充注形成了具有高含油饱和度、高气油比的油藏。这4个因素的有效组合是鄂尔多斯盆地长7油层组页岩油形成规模富集的关键。目前，通过创新关键配套技术，打造页岩油勘探开发利器，已实现页岩油规模勘探开发的实质性突破。井-震混采技术在黄土塬地区的应用使得三维地震资料品质大幅提高，可有效指导甜点区的预测；"三品质"测井技术可用于评价地质工程甜点；长水平井细分切割体积压裂技术可进一步提升单井产量，单井的初期产油量由10 t/d提高到18 t/d以上。以庆城油田为代表的长7油层组烃源岩内油藏的勘探突破为中国石油长庆油田公司二次加快发展提供了重要的资源基础。预计到2023年，长7油层组烃源岩层系的产油量可达到300×10⁴t，2025年的产油量可达到500×10⁴t。

金刚烷的浓度和指数是研究深层油藏裂解程度和成熟度的重要参数，由于金刚烷的形成机理不明，制约了金刚烷化合物在深层油气地球化学中的应用。通过对华北地区镜质体反射率（R_o）在0.55%~5.32%的二叠系煤样开展金刚烷色谱-质谱定量分析，发现低成熟煤样中存在单金刚烷系列化合物，而煤样中双金刚烷、三金刚烷和四金刚烷系列化合物的检出所对应的R_o分别为0.81%、1.82%和2.59%。这表明不同笼数金刚烷的生成具有阶段性，笼数越高，其所对应的烃源岩成熟度越高。定量分析结果表明，煤样在R_o为0.55%~3.01%时为金刚烷生成阶段，煤样在R_o>3.01%时对应金刚烷裂解阶段，其中，当R_o>2.71%，单金刚烷系列和双金刚烷系列的组成发生变化。金刚烷参数，如二甲基单金刚烷指数1（DMAI1）、二甲基单金刚烷指数2（DMAI2）、三甲基单金刚烷指数1（TMAI1）、三甲基单金刚烷指数2（TMAI2）以及乙基单金刚烷（EA）参数[1-EA/（1-EA＋2-EA）]，与R_o在0.55%~3.01%阶段具有较好的正相关。金刚烷产率的比值，如二甲基单金刚烷系列与二甲基双金刚烷系列比值、甲基单金刚烷系列与甲基双金刚烷系列比值、单金刚烷系列与双金刚烷系列比值以及单金刚烷与双金刚烷比值，与R_o在0.81%~4.28%阶段具有明显的负相关关系，表明这些参数可以用作评价成熟度的良好指标。

松辽盆地的侵出式火山机构中可赋存气藏，其储层特征明显有别于爆发式或喷溢式火山机构。为了明确侵出式火山机构的储层分布特征，以伊通火山群为例，根据野外露头调查、岩石组构特征、压氦法孔隙度测量和图像法宏观面缝率测量，分别对代表侵出式火山机构下部、中部和上部的西尖山火山、大孤山火山和东小山火山开展了储层分布模式分析，并讨论了柱状节理几何形态与裂缝密度和地层渗透性的关系。侵出式火山机构的储层为裂缝-孔隙型，发育丰富的冷凝收缩缝（柱状节理缝）、少量的气孔和杏仁孔以及微量的构造裂缝，具有低—中孔隙度、高渗透率的特征。受火山岩冷凝收缩作用和挥发份逸出作用控制，整个侵出式火山机构的储层可以通过柱状节理沟通。有利储层多分布在火山机构的顶部，厚度为数十米，中心相带的储层物性相对较好，向边部变差。整体上储层与地层的厚度比较小。针对未遭受剥蚀的侵出式火山机构，可采用揭示其火山中心相带上层的方法，而对于遭受剥蚀严重的侵出式火山机构，可采用揭示其翼部上层的方法寻找有利储层位置。

通过野外观察、粒度和遥感资料的综合分析，详尽描述了青海湖二郎剑—黑马河地区从物源区到沉积区的地表沉积动力过程。青海湖南岸现代前滨亚相的湖滩沉积分为滩脊、滩脊间、滩后席状砂和滩后潟湖。以现代滨岸相的研究为基础，结合两个典型剖面，深入分析单一期次和多期次湖滩的沉积特征，建立了多期次湖滩的沉积演化模式，并对比分析古今滨岸相的沉积特征。青海湖南岸源-汇沉积体系的控制因素包括地形地貌、物源区的岩性特征、水系、植被类型和覆盖度、风场、波浪、湖流、湖平面升降等。山地地貌影响着水系分布、区域风场和沉积物搬运距离，湖底地貌影响着湖流的环流方向。被侵蚀和搬运的沉积物类型取决于物源区的岩性特征。植被类型和覆盖度决定着物源区沉积物的稳定性。水系的径流量和沉积物的供给类型及季节性的气候变化影响着沉积物搬运过程。区域上的风场特征与降雨量存在着密切关联，从而间接影响植被类型和覆盖度。波浪控制着单期滩体的形成。湖平面升降影响着可容纳空间的变化，从而控制着多期滩体的形成。青海湖南岸二郎剑—黑马河地区现代沉积体系的形成与展布除了受源-汇体系控制，还与风向和风力有关，具有明显的强物源、背风的特征，表现为强物源背风体系。

为了明确油包裹体中芳香烃组分与原油成熟度的关系，基于原油的荧光性，利用单个包裹体组分无损分析的荧光光谱方法，对松辽盆地三肇凹陷扶余油层油包裹体荧光光谱进行了定量化描述。首先获取了储层油包裹体荧光颜色类型，然后获得了单个油包裹体荧光光谱图，并对比标准芳香烃在波长为365 nm单色光激发下的荧光光谱主峰波长特征值，最终划分了油气充注幕次及不同幕次油包裹体芳香烃组分类型。研究结果表明：扶余油层发育黄色、黄绿色、蓝绿色和蓝色4种荧光颜色油包裹体，代表了不同成熟度的油气充注。其中第1幕黄色荧光油包裹体主峰对应的波长（λ_max）为576.0~584.5 nm，为低成熟度油充注；第2幕黄绿色荧光油包裹体λ_max为528.7~546.3 nm，为中等成熟度油充注；第3幕蓝绿色荧光油包裹体λ_max为491.6~516.1 nm，为中等成熟度油充注；第4幕蓝色荧光油包裹体λ_max为440.6~456.5 nm，为高成熟度油充注。综合判定得出，三肇凹陷扶余油层在地质历史时期经历了4幕油气充注。油包裹体中芳香烃组分主要有十环芳香烃、并四苯，其次含有红荧烯，并含有少量的胆蒽、蒽；储层油包裹体总体表现出小分子量芳香烃少、大分子量芳香烃多的特征，说明储层包裹体中原油以低—中等成熟度原油为主。通过拟定油包裹体荧光光谱特征与芳香烃组分关系，从而为原油芳香烃组分类型及成熟度研究提供一定依据。

以渤中凹陷CFD6-4油田东营组岩屑为研究对象，在3种温度和压力条件下进行有机酸溶蚀模拟实验，比较不同类型岩屑的溶蚀作用强弱，并探讨溶蚀差异性的原因。研究结果表明：①不同类型岩屑中的溶蚀矿物成分主要是长石，其次为石英；②质量损失量、pH值变化及溶出离子质量浓度均随温度增高而增大，说明岩屑的溶蚀作用与温度呈正相关，表面微观形貌观察也证实了这一现象；③最易溶蚀的岩屑类型为流纹岩、安山岩，其次为花岗岩和片麻岩，板岩及片岩较不易溶蚀，千枚岩最不易溶蚀，造成溶蚀差异的主要原因是岩性、岩相以及易溶物质的含量；④利用CFD6-4油田东营组岩屑溶蚀情况及其与储层物性的关系，验证了实验结果的可信性。由实验结果和研究区实际情况可知，以流纹岩和安山岩为主要岩屑类型的地区，在酸性流体作用下更易形成次生溶孔从而改善储层物性。

致密砂岩储层微观孔隙结构对CO₂驱油特征有重大影响。基于铸体薄片分析、扫描电镜、高压压汞和核磁共振测试等实验结果，建立了姬塬油田长8油层组微观孔隙结构分类标准，并选取每种类型储层有代表性的岩心样品开展不同驱替压力下的CO₂驱油实验，辅以核磁共振T₂谱，对3种类型孔隙结构储层在不同驱替压力下大、小孔隙中的原油动用特征进行了研究，详细分析了储层物性、孔隙结构和黏土矿物对CO₂驱油效率的影响。结果表明：研究区长8油层组的孔隙结构可以划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，3种类型孔隙结构对应的储集空间和渗流能力依次下降。Ⅱ类储层CO₂混相驱油效率最大，Ⅲ类储层CO₂非混相驱油效率最大；不同孔径孔喉中原油的动用特征随驱替压力和储层孔隙结构类型的不同而存在较大差异。CO₂非混相驱油效率与岩石渗透率、孔喉半径、分选系数和黏土矿物含量存在较好的相关性，而CO₂混相驱油效率的高低与孔隙结构参数和黏土矿物含量有关。Ⅱ类储层作为未来主要挖潜层位更适合开展注CO₂驱。

泡沫排水采气是提高低压低产井天然气产量的重要手段之一，但对于含凝析油气井，由于普通泡沫具有遇油消泡的特点，导致常规泡排剂难以产生足量泡沫，从而使排液效果变差。利用阴离子表面活性剂SDS、两性离子表面活性剂CHSB、氟碳表面活性剂PFBS三者的协同作用研制了耐油泡排剂COT。采用罗氏泡沫仪、高温高压可视化泡沫仪、激光共聚焦显微镜研究了凝析油含量、温度、压力和矿化度对泡沫性能的影响，揭示了耐油机理，并与常规泡排剂XA进行了对比研究。研究结果表明，在常压、80℃下，随着凝析油含量的升高，COT泡沫的最大起泡高度（H_max）和半衰期（t_1/2）逐渐升高，而XA的泡沫性能却逐渐减弱；在高压下，随着温度升高，COT泡沫的H_max不受影响，但t_1/2却逐步下降。当固定温度时，随着压力升高，COT泡沫的H_max和t_1/2均显著提升，且在相同的压力和温度下，COT的泡沫综合性能优于XA；随着矿化度升高，COT泡沫的H_max略微下降，t_1/2却显著上升。通过研究油滴与泡沫液膜之间的相互作用发现，当油滴接触到COT泡沫液膜时，会形成稳定的假乳液膜，阻止油滴继续渗入，从而形成稳定的耐油泡沫。新型泡排剂已在12口气井得到了现场应用，累积增产天然气26.35×10⁴m³。

低渗透油藏注CO₂开发过程中沥青质沉淀和CO₂—地层水—岩石相互作用引起的储层堵塞加剧了非均质多层砂岩储层中驱替特征的复杂性，影响CO₂和CO₂-水交替驱（CO₂-WAG）驱油过程中流体在储层中的渗流和最终的原油采收率。研究中的CO₂和CO₂-WAG驱油实验是在混相条件下（70℃、18 MPa）模拟的具有相似物性的多层储层系统中进行的，从油气产量、剩余油分布和渗透率损害3方面评价了两种驱替方式。实验结果表明，CO₂驱后整个系统的采收率较低，产油主要来自高渗透层，剩余油分布在中、低渗透层。CO₂-WAG驱过程中CO₂突破时间较晚，整个系统的原油采收率显著改善。此外，CO₂驱后高渗透层的渗透率下降了16.1%，95.1%的下降幅度是由沥青质沉淀引起。在CO₂-WAG驱后，各层的渗透率下降幅度分别为29.4%、16.8%和6.9%，沥青质沉淀仍是主要因素，且引起的储层堵塞更严重，但高渗透层中CO₂-地层水-岩石相互作用引起的渗透率下降不容忽视，占20.7%的因素。因此，对于具有强非均质性的多层储层，CO₂-WAG具有更好的驱油效果，但是对沥青质沉淀的预防和控制措施是必要的。

因其清洁无污染且储量巨大，天然水合物被认为是21世纪重要的战略资源。为有效考虑水合物沉积物中由于不规则的颗粒形状对宏观响应产生的影响，在离散元数值模拟中引入抗滚动线性接触模型，对抗滚动系数为0、0.2、0.4、0.6、0.8以及不同饱和度（10%、20%、30%、40%）的水合物沉积物数值试样进行了20组常规三轴压缩试验，探究了抗滚动作用对水合物沉积物的宏观力学特性的影响及微观作用机理。研究结果表明：抗滚动作用可以有效提高水合物沉积物的宏观强度和剪胀程度，但是抗滚动作用对于强度和剪胀的促进作用并不会无限增大，而是存在一个临界值，大于临界值之后，抗滚动作用对宏观力学特性的影响越来越小。这是由水合物沉积物内部微观结构的演化决定的：抗滚动系数的增大，虽然配位数降低，孔隙率有所增加，但颗粒的平均接触力将会随之增大，内部形成贯穿试样的强力链，从而使沉积物体系更加稳定，而当抗滚动系数增大至特定值时，平均接触力、配位数以及孔隙率受到抗滚动作用的影响逐渐减小，从而使水合物沉积物的宏观力学特性受到抗滚动作用的影响也会越来越小。

利用沿套管轴向偏振、周向传播的准SH波可从根本上解决声阻抗与流体接近的轻质水泥（尤其是超轻质水泥）固井质量评价的难题。在柱坐标系下计算了套管中准SH波的频散曲线，在低于300 kHz的常用超声频段，套管中可存在零阶准SH0波和一阶准SH1波，与平板中的SH0波不频散相比，准SH0波随着频率的增加速度稍有降低，出现弱频散特征；准SH1波有截止频率，其相速度随着频率的增加先急剧下降，最后逐渐趋于套管材质的横波速度。通过仿真波形提取的衰减率可知，准SH0波随着频率增加其衰减逐渐增大，这也明显与平板中SH0的衰减特征相反，准SH波轴向位移的径向分布很好解释了此衰减特征。准SH波传播的声场快照直观显示，在套管后耦合泥浆等流体介质时，准SH波没有辐射衰减，在套后耦合固体水泥时准SH波在沿着套管周向传播时向套后介质辐射剪切波，衰减明显，这可从根本上区分套后声阻抗接近的泥浆（液体，没有剪切模量，SH波没有辐射衰减）和低密度水泥（固体，有剪切模量，SH波衰减明显），从而解决了现有声阻抗类声波仪器在低密度水泥胶结评价上的不适应性。