中央古隆起带是松辽盆地的重要勘探领域之一，其中，昌德凸起LP1井和LT2井获得的勘探发现展示出中央古隆起带具有良好的勘探前景。通过分析松辽盆地中央古隆起带深层天然气的构造特征、气源条件、储层特征、盖层条件和成藏方式，以期重新认识中央古隆起带的天然气成藏条件，指出有利勘探区带和勘探方向。研究表明，徐家围子断陷沙河子组烃源岩的生烃强度大、气源条件充足、供烃窗口大，天然气成藏模式为"新生古储"型。早期强烈挤压和后期持续拉张构造背景下所发育的大型构造为天然气的运移和聚集提供了良好的圈闭条件；中央古隆起带遭受长期剥蚀所形成的大面积分布的风化壳储层具有较好的储集性能；中央古隆起带上部覆盖的下白垩统登娄库组泥岩为区域性盖层。中央古隆起带发育披覆型、基岩风化壳型和基岩内幕裂缝型3种构造气藏。肇州凸起、昌德凸起、汪家屯凸起为中央古隆起带内的3个有利勘探区带。

通过高温高压封闭体系条件下的热模拟实验和生烃动力学模拟分析，获得了西湖凹陷古近系平湖组和花港组煤生成气态烃的产率及其动力学参数。结合古地温演化史和热演化史恢复了西湖凹陷西部斜坡带、西次凹及中央构造带的古近系平湖组和花港组煤的生烃演化历史，并基于预测的镜质体反射率（R_o）建立了研究区煤的生气演化模式。研究结果表明，西湖凹陷煤所生成的天然气以甲烷（C₁）为主，重烃气（C₂—C₅）较少，C₁和总气态烃（C₁—C₅）的产率增长速率在煤的高成熟阶段（1.10%≤R_o<2.20%）最大，在成熟阶段（0.50%≤R_o<1.10%）次之，在过成熟阶段（R_o≥2.20%）最小，且含碳原子个数不同的重烃气（C₂、C₃、C₄和C₅）的主裂解期不同。在西湖凹陷煤的生烃演化过程中，西部斜坡带平湖组和花港组中的煤所生成的气态烃最少，生烃条件最差；而西次凹、中央构造带平湖组和花港组中煤所生成的气态烃较多，是比较有利的生烃区。花港组中煤生成气态烃的产率远小于平湖组，且至今尚未达到生烃高峰。

针对二连盆地乌兰花凹陷安山岩储层的特性认识不清、有效储层划分不准确的问题，利用岩心薄片、黏土矿物分析、物性测试以及核磁共振实验等手段开展了岩石储集空间特征、岩石蚀变程度、测井响应特征分析。在此基础上，重点开展了基于核磁共振实验的安山岩储层有效孔隙度计算模型研究，开发了相适应的测井解释评价模块，并结合常规测井和试油结果建立了安山岩储层的分类标准。结果表明：安山岩储集空间具有发育"微孔"、"杏仁孔"双孔隙的特征，且以微孔为主；根据不同蚀变程度所建立的安山岩有效孔隙度计算模型具有很高的精度，平均绝对误差为0.16%，平均相对误差为19.40%；新测井解释储层分类标准在实际应用中与试油结论具有很好的一致性，有利于乌兰花凹陷安山岩有效储层的精确划分，并为该地区开发方案的设计及可采储量评价提供技术支持。

滦探1井首次在滦平盆地白垩系发现页岩油，填补了燕山构造带中生界油气发现的空白。综合岩心、镜下薄片、测井资料、录井资料和X射线衍射等分析化验资料，对滦平盆地白垩系西瓜园组页岩油储层特征展开研究。研究区西瓜园组页岩油储层主要包括泥页岩、粉砂岩、白云岩、长英质混合细粒岩、碳酸盐型混合细粒岩和黏土型混合细粒岩6种岩石类型。储集空间类型以孔隙和裂缝为主，裂缝包括构造缝、异常高压裂缝和层间缝，孔隙以晶间孔和溶蚀孔为主。页岩油储层孔隙度平均为1.6%，渗透率平均为0.265 mD，整体为低孔超低渗储层。根据岩性组合和录井显示，垂向上识别出2套页岩油储层。下部页岩油储层为火山—湖泊沉积，主要包括泥页岩、粉砂岩、白云岩、长英质混合细粒岩和碳酸盐型混合细粒岩等岩石类型，储集空间以孔隙为主，油气显示以黄绿色轻质油为主，见天然气产出；上部页岩油储层属于正常湖泊沉积，岩石类型以泥页岩、粉砂岩、碳酸盐型混合细粒岩、黏土型混合细粒岩和长英质混合细粒岩为主，储集空间以裂缝为主，见黑色重质油和天然气析出。分析认为，沉积环境、成岩作用、构造背景和总有机碳含量是西瓜园组页岩油储层发育的主要控制因素。

在页岩气勘探开发中，地球物理技术发挥着不可替代的重要作用。为了探索地震参数与页岩气储层评价参数之间的关系，对四川盆地长宁—威远地区五峰组—龙马溪组岩石物理实验的分析结果表明，岩心总有机碳（TOC）含量和岩心总含气量与纵横波速度比的相关性相对最好。当纵横波速度比逐渐增大时，岩心TOC含量和岩心总含气量整体呈逐渐减小的趋势，这一结果可以指导页岩气储层TOC含量和总含气量的预测。结合测井评价对多种岩石物理参数开展页岩气储层的敏感性分析认为，纵横波速度比是识别页岩气储层最有效的参数。基于岩石物理分析结果建立页岩气储层TOC含量、总含气量与纵横波速度比之间的对应关系，并利用叠前反演技术和岩石力学脆性评价方法对四川盆地南部威远地区W4井区五峰组—龙马溪组页岩气储层厚度、TOC含量、总含气量和脆性指数等评价参数进行定量预测，根据预测结果对研究区页岩气储层开展综合评价，可为确定页岩气核心建产区及其开发方案提供有力技术支撑。

深层高温致密裂缝性碳酸盐岩储层中，酸液在天然裂缝中的动态滤失减弱了酸液对水力裂缝的刻蚀，影响了酸压改造效果。为了提高此类储层酸压设计的准确性及有效性，建立了耦合裂缝扩展与天然裂缝动态滤失的"流场-温度场-化学场"三场耦合前置液酸压模型。以磨溪气田龙王庙组X井为例，采用所建立的酸压模型，基于酸压施工压力数据拟合获取了储层天然裂缝特征参数，分析了天然裂缝动态滤失特征及其对酸压裂缝参数的影响；基于无因次产能指数综合评价了不同施工参数下的酸压改造效果。研究结果表明：①酸液在天然裂缝的动态滤失对缝内流动、温度均存在较大影响，天然裂缝滤失的精确计算是准确模拟预测酸压效果的关键；②裂缝性储层中的酸液滤失量并不随注酸时间的增加而降低，而是随着沟通天然裂缝数量的增加呈现出锯齿状的动态平衡；③在裂缝性致密碳酸盐岩储层中，最优注酸排量随注酸量的增加而提高，天然裂缝滤失是施工参数优化最重要的影响因素；④综合考虑施工条件及经济因素，X井的最优注酸参数中注酸量为500~600 m³、注酸排量为6 m³/min，优化后计算得到的无因次产能指数为拟合所得的2.5倍。

页岩油源-储体系内通常发育大量凝灰质泥岩层，由于大量火山凝灰质的沉积导致页岩层系内页岩油储层结构发生变化，因此，凝灰质泥岩层内烃类物质的流动性引起广泛关注。为研究页岩体系内凝灰质泥岩成分对烃类流体流动行为的影响，利用储层润湿性接触角实验表征凝灰质泥岩样品的亲油性，利用轻质油自发渗吸实验的渗吸率表征储层流体流动性。结合生烃热解实验和放射性Th、U元素测试，探讨火山凝灰质成分和残留有机质对页岩油自发渗吸作用的影响，并将这两项关键因素引入凝灰质泥岩层流体自发渗吸刻度模型，半定量刻画了火山凝灰质成分对页岩油流动能力的控制作用。研究结果表明：对于页岩油源-储体系，几乎所有凝灰质泥岩层段都是亲油性的。岩层内流体自发渗吸率随着凝灰质主控孔和残留烃覆盖孔的增加而增加，大量凝灰质沉积物自生的多孔沸石有利于提高页岩油的流动性。

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏，因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础，根据油藏工程基本理论，应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明，在单井最小含水率一定的条件下，单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版，发现投产初期含水率降低速度较快，随着可采储量采出程度的不断上升，含水率下降速度逐渐减缓，且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时，生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例，应用该方法分别预测了单井可采储量，计算了可采储量采出程度，并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据，验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外，基于提出的理论与方法，预测了2口实例井的生产动态，并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线，用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。

中国南海海域部分天然气水合物储层中地层砂为高泥质含量细粉砂，开采防控砂难度较大。针对高泥质细粉砂挡砂机制问题，使用粒度中值为10.13 μm的泥质细粉砂样品，模拟单向气液携砂流动条件，使用绕丝筛板、金属烧结网、金属纤维、预充填陶粒4类挡砂介质在20~80 μm挡砂精度下进行挡砂模拟实验，采用显微成像系统观察挡砂介质内部及表面砂粒沉积与堵塞动态，分析介质流通性能和挡砂性能变化，总结堵塞规律、微观挡砂机制与形态及其控制因素。研究结果表明，不同类型和精度的挡砂介质对泥质细粉砂的堵塞总体呈现堵塞开始、堵塞加剧和堵塞平衡3个阶段。随着驱替进行，挡砂介质渗透率逐渐降低，幅度会高达90%以上；同时过砂速度减缓，最终过砂率为5%~10%。根据堵塞规律和微观图像分析，提出了粗组分分选桥架、局部砂团适度挡砂、整体砂桥阻挡等挡砂介质对泥质细粉砂的3种微观挡砂机制。以粗组分分选桥架挡砂机制为主的挡砂工况下，挡砂介质堵塞渗透率较高，但过砂率超过15%，挡砂效果较差；以整体砂桥挡砂机制为主时，过砂率在10%以下，挡砂性能较好，但各类挡砂介质的堵塞渗透率不足1 D，流通性能较差。局部砂团适度挡砂机制为主时介质挡砂性能及流通性能介于两者之间。挡砂介质对天然气水合物储层泥质细粉砂的微观挡砂机制和形态受挡砂介质类型、精度、地层砂特征以及流动条件等因素控制，其规律对于水合物泥质细粉砂防控砂优化有指导意义。

深水钻井隔水管紧急解脱后的反冲响应是隔水管系统设计分析的重要内容之一。基于多自由度质量—弹簧—阻尼系统，建立了深水钻井隔水管紧急解脱后反冲响应分析的力学模型和控制方程，采用子空间迭代法求解了系统振动的固有频率和主振型，获得了隔水管底部组合（LMRP）紧急解脱后的振动响应曲线，并讨论了张紧器活塞运动振幅及运动频率、解脱初相角、水深和隔水管壁厚对LMRP振动响应时程曲线的影响。结果表明：随着作业水深和张紧器运动幅值的增加，LMRP与水下防喷器发生碰撞的可能性增大；解脱初相角对隔水管反冲响应具有较大影响；顶部张紧器活塞存在某一运动频率最不利于深水钻井隔水管的紧急解脱；壁厚对隔水管反冲特性的影响不大。

井筒积液是气井生产过程中面临的问题之一，积液会导致气井产量降低，严重情况下甚至造成气井停产。准确预测气井临界携液气相流速可以及时采取措施以预防积液的发生。对比最小压力梯度模型、液滴模型和液膜模型并分析积液实验的结果表明，液膜反向是气井积液的主要原因。根据液膜在不同气速范围内速度分布规律，将液膜与管壁剪切应力为0对应的气速作为气井积液临界气速。基于环雾流型并考虑到管径、液相流速、气芯中液滴夹带等因素的影响，构建了适用于垂直气井积液预测的零剪切应力模型。利用实验数据和现场数据对新模型及已有的积液预测模型进行对比验证，以模型预测结果正确率和预测误差为评价指标。结果显示，新模型的预测效果优于其他模型，基于零剪切应力的新模型能够较准确地预测气井积液。

深层—超深层已经成为国内外油气资源发展的最重要领域之一，资源潜力巨大。以构造活动为驱动力的构造动力成岩作用与储层的成因机理有着密切关系，控制着储层的形成、演化和空间分布。通过综述近十余年的主要研究进展，明确了储层构造动力成岩作用的概念和内涵，剖析了当前和未来研究的关键点及其对超深层油气的地质意义。储层构造动力成岩作用是沉积岩层在从松散沉积物到固结形成沉积岩石直至遭受浅变质前的过程中所发生的构造活动与成岩作用的耦合，主要研究沉积物沉积以后构造变形与沉积物的物理、化学变化的相互作用关系，其关键驱动力是构造作用（包括挤压、伸展和走滑），可以发生在弱成岩—固结成岩和构造抬升-剥露的各个时期。储层构造动力成岩作用研究的关键在于厘清3个关系：构造成岩作用与储层致密化、裂缝化的量化关系；构造成岩作用与流体-岩石相互作用的耦合关系；构造成岩作用与储层断层带、裂缝带的时空关系。储层构造动力成岩作用在多学科交叉、多方法融合和多领域应用的基础上逐步形成了新的地质理论体系和技术方法系列，可为认识超深层碳酸盐岩储层、低孔裂缝型砂岩储层、规模优质砂岩储层、非常规储层的形成机理提供地质理论基础，还可为复杂储层质量评价预测、天然裂缝及其有效性评价提供有效途径和技术方法。