利用露头、岩心薄片及地球化学分析资料，对准噶尔盆地阜康断裂带上盘二叠系芦草沟组的岩性、沉积古环境、烃源岩评价及分布特征进行了研究，并探讨了成藏模式。研究结果表明： ①阜康断裂带芦草沟组发育砂岩、泥页岩、碳酸盐岩等多种岩性，以灰黑色、黑色油页岩为主，厚度为200～600 m，见碳酸盐岩与泥页岩互层，碳酸盐岩夹层中可见沥青、油迹。②研究区芦草沟组沉积时期为半深湖—深湖相，气候以干热为主，间歇性出现温湿气候，古水体为微咸水—咸水；博格达山北麓为沉积湖盆的中心，具有更好的沉积和保存条件。③研究区烃源岩有机质丰度高，野外露头岩心R_o值为0.74%～1.28%，钻井岩心TOC值为0.92%～4.48%，主要为Ⅰ和Ⅱ₁型，成熟度较高，生烃潜量大，S₁+S₂多大于20 mg/g，为成熟优质烃源岩；博格达山北麓比西侧烃源岩发育规模更大，成熟度更高，氯仿沥青“A”含量多高于1 200×10^-6。④研究区芦草沟组油藏受控于圈闭和断层，北部高陡带油藏多出露地表，遭受破坏，以稠油为主，中部鼻隆带构造稳定，发育8处圈闭；中部鼻隆带油藏表现出自生自储、多期充注的特征，区域内东南部为页岩油勘探的“甜点”区。

湘鄂西地区下寒武统牛蹄塘组是我国南方页岩气勘探的重要目标。通过鄂西古城村和湘西岩屋潭2个剖面的下寒武统牛蹄塘组黑色页岩层系的岩石学特征与地球化学分析，开展了黑色页岩沉积的物源和构造背景研究，并探讨了其沉积环境。研究结果表明： ①鄂西古城村和湘西岩屋潭2个剖面的牛蹄塘组黑色页岩沉积差异明显，古城村剖面牛蹄塘组页岩主要为泥质页岩，厚度小，底部发育少量硅质页岩；岩屋潭剖面牛蹄塘组页岩则以硅质页岩为主，厚度大，底部富集硅磷质结核及镍、钴、钒等多种金属。岩屋潭剖面的石英含量远高于古城村剖面，并且黄铁矿也更富集。②研究区2个剖面的黑色岩系沉积环境、物源背景与构造背景均存在明显差异。古城村剖面物源以长英质火成岩和石英质沉积岩为主，沉积于被动大陆边缘大陆架上的弱还原-弱氧化环境；岩屋潭剖面物源以长英质火成岩、石英质沉积岩和大陆拉斑玄武岩为主，并伴随热液物源的输入，沉积于被动大陆边缘大陆坡上的还原环境。③早寒武世，鄂西鹤峰古城村的沉积以黑色炭质页岩和灰岩为主，且有机质与硅质含量均较低，水体相对较浅，受海平面波动影响明显，为陆棚环境；湘西的沉积厚度大，有机质含量高，且由于靠近深大断裂，热液硅来源丰富，为大陆坡环境。

以塔河油田井间单套缝洞型油藏为模型基础，设计了橡胶颗粒调流剂堵水物理模拟驱替实验，对水驱规律进行了分析，并探讨了不同的封堵位置、橡胶颗粒用量、粒径、密度以及注水速度对驱替效果的影响。研究结果表明： ①模拟实验设置模型长度为40 cm，宽度为30 cm，厚度为5 cm，裂缝开度为4～20 mm，溶洞直径为2～4 cm，井筒宽度为10 mm，模型缝洞体积为175 mL，在温度为25℃、常压时，以10 mL/min的速度注水驱替至采油井含水率达到98%时的最终采出程度为43.83%；由于重力分异作用，注水驱替后存在大量的阁楼油和绕流油，阁楼油主要集中在横向顶部通道，绕流油主要集中在横向中部通道和横向底部通道的高位，油水界面与横向中部通道的高位缝齐平。②模拟实验中同时封堵横向底部通道和横向中部通道，橡胶颗粒采用混合粒径，颗粒密度和模拟地层水密度一致，用量越大，注水速度越大，调流效果越好；橡胶颗粒用量为0.04 PV，粒径小于1 mm和2～4 mm的颗粒各半，注水速度为15 mL/min时，采出程度提高了18.45%；同时注入水以及与水等密度的橡胶颗粒，可有效封堵优势通道，效果较好。③在TH25X井进行橡胶颗粒调剖堵水现场实验中，设置前置段塞橡胶颗粒粒径为2～4 mm，后置段塞橡胶颗粒粒径小于1 mm，颗粒密度为1.13 g/cm³，以50 m³/d的速度同时注入水和橡胶颗粒共920 m³，堵水后累计增油1 200 t，含水率下降15%，取得较好封堵效果。

综合地震、包裹体、烃源岩和生产测试等资料，在构造特征、成藏期次和成藏条件分析的基础上，明确了松辽盆地莺山-双城断陷白垩系致密火山岩气藏的分布特征及成藏主控因素。研究结果表明： ①莺山-双城断陷经历了3期伸展与3期挤压的构造活动，青山口组沉积末期（84～88 Ma）为主成藏期，研究区处于稳定坳陷期，构造活动弱，有利于气藏的形成与保存。②研究区火山岩储层以火山碎屑岩、火山熔岩为主，孔隙度和渗透率分别为9.6%和0.93 mD，沙河子组烃源岩的有机质丰度高，TOC（总有机碳含量）和S₁+S₂（生烃潜量）分别为2.61%和0.62 mg/g，镜质体反射率R_o平均为3.26%，处于过成熟阶段，天然气通过断裂和不整合面向上运移至营一段致密火山岩并富集成藏。③莺山-双城断陷天然气成藏受烃源岩、断层、不整合面、火山体等成藏条件及耦合关系控制，断裂差异性活动控制营一段和沙河子组地层发育和叠加，沙河子组烃源岩发育于北部莺山断陷局部，营一段则集中发育于四站—太平庄断裂之间；气藏集中在R_o大于3.0%的高—过成熟烃源岩附近，高产气井围绕生烃中心呈环状分布；靠近通源断裂与不整合面的爆发相、溢流相储层物性好，是区内重要的天然气富集区。④研究区内的天然气藏可划分为莺山断陷“下生上储-断体匹配-近源垂向运移”和双城断陷“侧生侧储-断面耦合-远源侧向运聚” 2种成藏模式，莺山断陷的构造-岩性气藏是研究区最有利的勘探区。

通过岩心、测井和地震相分析，对准噶尔盆地阜东斜坡石炭系进行了岩相划分和火山岩分布预测，并指出有利勘探方向。研究结果表明： ①准噶尔盆地阜东斜坡石炭系发育5种岩相：火山通道相、爆发相、溢流相、泥质沉凝灰岩相、沉火山碎屑岩相，其中爆发相和溢流相为有利储集相。②研究区火山通道相在地震上表现为中低频、中强振幅、杂乱漏斗状或柱状反射，爆发相为中低频、中弱振幅、杂乱丘状反射，溢流相为低频、强振幅、连续反射，泥质沉凝灰岩相为低频、中强振幅、连续反射，沉火山碎屑岩相为中频、中强振幅、连续反射。③研究区松喀尔苏组b段溢流相主要分布在东南部、XQ11井北部及XQ17—XQ11井一线西侧，松喀尔苏组a段爆发相主要分布在西泉鼻隆主体部位。④研究区西泉鼻隆部位发育大规模的爆发相和溢流相，且紧邻石炭系生烃中心，裂缝发育，成藏条件优越，是天然气勘探的有利区。

准噶尔盆地南缘中侏罗统头屯河组是重要的油气勘探目的层系。通过对准噶尔盆地南缘南安集海河剖面实地丈量，结合岩石样品的薄片鉴定资料和地球化学分析测试资料，对该剖面头屯河组的岩性和沉积构造进行了描述，分析了其沉积环境、沉积相类型及其演化规律。研究结果表明： ①准噶尔盆地南缘南安集海地区中侏罗世头屯河组沉积期经历了半干旱—干旱—湿润的气候演化，湖盆水体较浅，湖底地形平缓，发育浅水三角洲沉积。②在剖面上识别出了分流河道、分流间洼地、水下分流河道、水下分流间湾、席状砂、滩坝等6种沉积微相类型。头屯河组浅水三角洲受河流和湖浪共同作用，在湖盆水体稳定期形成了河控浅水三角洲；在高频振荡期发育了浪控浅水三角洲。③从头屯河组沉积早期到晚期，湖平面先下降后上升。头屯河组一段发育河控浅水三角洲，分流河道水动力较强，河流频繁改道分叉，不断向湖盆方向进积，多期河道呈拼接式，此时分流河道和水下分流河道占据主导地位。随着气候进一步干旱，头屯河组二段发育浪控浅水三角洲，河流作用减弱，波浪改造作用增强，三角洲平原以发育切叠式分流河道为主，三角洲前缘水下分流河道砂体被波浪冲刷改造，形成带状展布的席状砂。头屯河组三段，由于准噶尔盆地持续沉降和三角洲朵体侧向迁移作用，浅水湖盆的三角洲朵体表面被湖水覆盖，浅水三角洲前缘的部分碎屑物质受风浪改造，形成平行于湖岸的滩坝沉积。

根据三维地震、录井、测井、岩心观察等资料，对北部湾盆地涠西南凹陷始新统流沙港组一段湖底扇沉积特征和主控因素进行了研究，并对该区岩性圈闭发育模式及油气成藏模式进行了刻画。研究结果表明： ①涠西南凹陷A洼在流一段低位域和湖侵域发育湖底扇沉积体，其中，低位域湖底扇发育于一号断层附近，地震上表现为连续强反射特征；湖侵域湖底扇分布于洼中，地震上具有明显的丘状反射特征。②受物源供给和古地貌两大因素的控制，A洼流一段发育2期湖底扇沉积。低位域短轴方向物源供给少，一号断层下降盘为洼陷的堆积中心，发育小规模直接入湖的近岸水下扇体，并形成向物源区方向上倾尖灭的岩性圈闭；湖侵域物源供给逐渐增大，一号断层活动性减弱，A洼堆积中心逐渐迁移至洼中，扇三角洲前缘松散沉积物发生二次搬运，在洼中形成湖底扇，并形成向南斜坡翘倾尖灭的岩性圈闭和被二号断层遮挡形成的构造-岩性复合圈闭。③垂向运移条件是研究区岩性油藏成藏的关键要素，A洼烃源层上部发育受早期断层和晚期构造差异沉降两方面因素控制的微裂缝，为油气突破泥岩盖层垂向运移至“源上”岩性圈闭内并聚集成藏提供了良好的运移通道。该区具有“超压驱动、微裂缝运移、低势区汇聚”的成藏模式。

地质历史时期的构造-沉积分异作用对大型含油气盆地内碳酸盐岩层系的沉积充填过程及成藏地质条件具有重要影响。通过覆盖全区的二维地震及钻测井资料，对川东地区三叠系嘉陵江组沉积时期隆凹格局及古地理演化进行了精细刻画。研究结果表明: ①从地震剖面、地层及岩性组合等特征上识别出邻水-丰都台凹，其两侧坡度为 1°～2°，且左侧坡度大于右侧坡度；②邻水-丰都台凹与其他古地质单元共同控制了嘉二段沉积时期川东地区的古地理格局及构造-沉积分异特征，嘉二段沉积早-中期，颗粒滩沿邻水-丰都台凹周缘发育，晚期台凹内则大面积发育膏质潟湖沉积；③邻水-丰都台凹及周缘微古地貌控制沉积早期颗粒滩分布，台凹周缘地貌高部位更易形成优质白云岩储层，持续干旱、蒸发环境致使沉积晚期台凹内形成区域盖层沉积；④总体来看，嘉二段具备良好的成藏地质条件，有望成为寻找滩相整装气藏的战略勘探层系，建议将邻水-丰都台凹周缘台内滩相发育带作为川东地区嘉陵江组下步勘探重点区之一。

二叠系龙潭组是目前四川盆地页岩气勘探开发的新热点层位。通过偏光显微镜鉴定、场发射扫描电镜分析、X射线衍射测试、有机碳含量测定及高压压汞分析、现场解析气实验等手段和方法，对川南地区二叠系龙潭组页岩储层进行了综合研究。研究结果表明: ①川南地区二叠系龙潭组为一套陆相曲流河沉积，河漫沉积的页岩发育，其矿物成分主要为石英和黏土矿物，含少量碳酸盐矿物。②研究区页岩储层主要发育粒间 (缘) 孔与微裂缝，局部发育粒内孔与溶蚀孔，偶见有机质孔隙，其中黏土矿物层间微裂缝最为发育。孔隙结构表现为以微孔为主，介孔 (孔径为2～50nm) 次之，孔径普遍较小，分选较差，孔隙和喉道半径差异较大，非均质性强。③研究区页岩储层中煤岩含气量最高，炭质泥岩与泥岩次之，泥质粉砂岩、粉砂岩与细砂岩含气量最低。与龙马溪组页岩储层相比，龙潭组泥岩孔隙度与总含气量更好，渗透率较差，其中炭质泥岩的孔隙度和总含气量最佳。④研究区二叠系龙潭组勘探潜力较大，烃源岩中有机质类型主要为Ⅲ型，其次为Ⅱ₂型；其R_o值平均约为2.8%，达到高熟阶段；TOC含量变化范围大，炭质泥岩中的TOC一般大于15%。⑤川南地区二叠系龙潭组发育河漫平原沉积，富有机质泥页岩分布稳定，具备良好的页岩气形成条件，估算其天然气资源量约为2.4×10¹²m³，有利勘探区主要位于川南古蔺-叙永地区。

准噶尔盆地西北缘二叠系风城组蕴含丰富的页岩油资源，且在玛湖凹陷和乌夏地区的油气勘探取得重大突破，邻近的哈山地区也具有一定的勘探潜力。通过岩石薄片观察、扫描电镜分析、有机地球化学测试、XRD分析和储层物性分析等，对哈山地区风城组页岩油储层特征及其控制因素进行了研究。研究结果表明: ①哈山地区风城组页岩油储层岩性主要为长英质页岩、钙质页岩和混积页岩，风城组页岩整体属于好-最好烃源岩，有机质类型以Ⅱ₁型和Ⅱ₂型为主，有机质主要处于未成熟阶段，部分推覆体下盘页岩有机质进入成熟早期阶段。②研究区页岩油储层孔隙度平均为2.32%，属于低孔储集层，储集空间以无机孔和微裂缝为主，有机质孔含量较低。③研究区风城组页岩油储层的发育主要受沉积相、成岩作用和构造活动的控制，其中沉积相不仅决定了岩石类型，还控制了有机质的富集程度；压实作用和胶结作用对储层物性具有负面影响，溶蚀作用可以大幅改善储集物性；构造活动形成的微裂缝不仅可以为页岩油赋存提供储集空间，还可以为油气运移提供通道，进而改善了页岩油储层的渗透性。

通过低场核磁共振实验分析了柴达木盆地涩北地区第四系泥岩型生物气储层在饱和水状态及渐变烘干温度状态下的T₂谱，明确了孔隙流体的核磁响应特征，以评价孔隙的有效性。研究结果表明： ①核磁共振实验是以饱和水状态T₂谱为基础，采用正态分布函数拟合构建了离心束缚水T₂谱，确定了可动流体和毛管束缚流体T₂截止值，用于划分出流体类型并开展了孔隙有效性评价。②研究区岩样饱和水状态T₂谱谱峰呈左小右大的形态，右峰幅度值远大于左峰，占T₂谱幅度值90%以上；随着烘干温度的升高，T₂谱幅度减小且左移趋势明显；束缚水T₂谱形态近似于正态分布，起始位置与饱和水状态的T₂谱基本重合。③研究区可动流体T₂截止值T_{2 C1}平均为3.3 ms，毛管束缚流体T₂截止值T_{2 C2}平均为1.8 ms；孔隙流体包括可动水、毛管束缚水和黏土束缚水，黏土束缚水T₂小于T_{2 C2}，毛管束缚水T₂大于T_{2 C2}且小于T_{2 C1}，可动流体T₂大于T_{2 C1}；毛管束缚水含量最高，黏土束缚水其次，两者占总孔隙流体的84.43%～95.06%，可动水含量低。④研究区储层有效孔隙占总孔隙的54.99%，主要为毛管束缚孔，黏土束缚孔为无效孔隙；黏土含量越高，有效孔隙度越小。

莺歌海盆地是我国南海重要的天然气探区。通过对莺歌海盆地中央坳陷带不同成藏体系典型气藏和含气构造的精细解剖，评价了盖层的有效性及控制因素，并分析了盖层对天然气成藏的控制作用。研究结果表明: ①莺歌海盆地中央坳陷带浅层和超浅层成藏体系中，盖层的封盖有效性受到盖层、底辟构造及底辟构造活动伴生断裂的共同控制；中深层成藏体系中普遍存在异常高流体压力，且断裂不太发育，盖层水力封闭是控制油气差异富集的关键因素。②浅层和超浅层成藏体系内，脆性盖层保持封盖有效性的临界断接厚度为86～98 m；中深层成藏体系内，盖层的封盖有效性可以通过水力破裂压力系数进行评价，当系数大于 1 时，意味着盖层已发生破裂或具有极强的水力破裂的风险。③整体上中央坳陷带超压诱发的水力破裂是中深层盖层封闭失效的根本原因，深层天然气通过水力破裂通道运移至浅层，最终经断裂调整至超浅层成藏，气源充足的条件下，超浅层及浅层气藏主要集中分布在底辟的顶部，而中深层气藏主要集中分布于底辟翼部及斜坡区。

通过对渤海海域莱州湾凹陷中部古近系沙三段烃源岩样品的热解、TOC、饱和烃GC/MS分析以及主、微量元素分析，研究了其烃源岩的地球化学特征及沉积环境。研究结果表明: ①莱州湾凹陷中部古近系沙三段烃源岩有机质丰度差异较大，总体为好-优质烃源岩，有机质类型以Ⅰ-Ⅱ型为主，整体处于低熟-成熟阶段；②通过Pr/nC₁₇-Ph/nC₁₈图版、C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷 (C₂₄TeT/C₂₆TT) 、C₂₇/C₂₉规则甾烷、奥利烷指数等参数判断沙三段烃源岩有机质来源为低等水生生物和高等植物的混源输入；③综合CIA，Sr/Ba，Pr/Ph，V (/V+Ni)，U/Th值和伽马蜡烷指数等分析了烃源岩形成时期的古环境，认为沙三段沉积时期气候温暖湿润，降水丰富，水体为淡水-微咸水，陆源输入较多，具有较高的初始生产力，沉积时期整体表现为贫氧的弱氧化弱还原环境，沙三下段-沙三上段沉积环境整体变化不大，古气候和古水体盐度基本保持不变，但陆源输入及水体氧化条件随沉积进程呈逐渐增加的趋势。

陆丰13东洼是珠江口盆地油气勘探的重点区域。结合区域构造背景，在精细解释高品质三维地震资料的基础上，对陆丰13东洼的洼陷结构和构造特征进行综合分析，并运用平衡剖面技术对洼陷的构造演化进行了恢复与研究，探讨了构造演化对圈闭形成与成藏的影响。研究结果表明: ①陆丰13东洼新生代构造演化可划分为早-中始新世断陷、晚始新世断坳转换、渐新世-第四纪区域热沉降坳陷等3个阶段，其中断陷阶段具有完整的断陷旋回，根据断陷活动的强弱可进一步划分为断陷初始期、断陷高峰期、断陷萎缩期，断陷初始期和断陷萎缩期储层较为发育，断陷高峰期烃源岩较为发育。②在多期次构造活动的影响下，陆丰13东洼新生代形成了多种类型的圈闭，包括披覆背斜圈闭、断背斜圈闭、断块圈闭、断鼻圈闭、构造-地层圈闭 (削截、超覆) 、构造-岩性圈闭。众多的圈闭类型表明研究区油气勘探潜力巨大，特别是断陷阶段与断坳转换阶段沉积的文昌组和恩平组均发育大量各类型圈闭，且邻近优质烃源岩，成藏条件优越，是陆丰13东洼油气勘探的重点层系；平面上，南部缓坡带发育圈闭类型及数量最多，其次是中央隆起带与低凸起，均是研究区油气勘探的重要区带。

通过对鄂尔多斯盆地东部二叠系下石盒子组 8 段河流相沉积露头的岩相特征进行描述，明确了其砂体构型要素类型、空间展布及组合模式。研究结果表明: ①研究区发育辫状河和曲流河沉积，识别出块状层理砂砾岩相 (Gm)，槽状交错层理含砾砂岩相 (Gst)，槽状交错层理砂岩相 (St)，板状交错层理砂岩相 (Sp)，平行层理砂岩相 (Sh)，上攀波纹层理砂岩相 (Sc)，水平层理粉砂岩相 (Fh) 和块状层理泥岩相 (M) 等8 种岩相。②研究区发育河道、心滩、废弃河道、边滩和漫溢沉积 5 种构型要素，垂向沉积序列差异明显，河道为Gm-Gst-St-M-St，心滩为Gm-Gst-St-Sp，边滩为St-Sp-Sc-Sh-M或St-Sp-Sc-M，废弃河道为Gm-St-Sp-M且与河道相似，但粒度更小、泥质含量更高，漫溢沉积为 Sp-Fh-M。③研究区构型要素组合有河道-漫溢沉积、河道-废弃河道、河道-心滩 (垂向、侧向) 叠加、多期河道砂体 (垂向、侧向) 叠加、心滩-漫溢沉积、多期心滩砂体 (垂向、侧向) 叠加、多期边滩砂体侧向叠加、边滩-废弃河道、边滩-漫溢沉积等 9 种类型。④研究区砂体构型要素类型、组合样式及其分布都受物源距离和水动力条件的影响，距离物源越近，水动力条件越好，砂体规模越大，连通性越好；近物源区辫状河底部砂体发育优于顶部，心滩砂体储集性能最佳；远物源区曲流河底部边滩砂体横向上多期叠置，连通性较好，发育较好。

利用薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光及碳氧同位素分析等手段，对莺歌海盆地LD10区新近系梅山组-黄流组高温-超压-高CO₂背景下的储层成岩作用特征及其对孔隙的影响进行了系统研究。研究结果表明: ①莺歌海盆地LD10区新近系梅山组-黄流组储层发育重力流沉积，岩性以中-细粒长石岩屑石英砂岩为主，储层物性以特低-低孔、特低渗特征为主。②压实、胶结和溶蚀作用是研究区主要的成岩作用类型。超压对黏土矿物的转化及石英次生加大具有明显抑制作用，并在一定程度上保护了原生孔隙。富含CO₂的高温流体不仅造成了黏土矿物的异常转化，同时促进了溶蚀作用发生，增加了次生孔隙。③研究区黄二段储层的成岩演化序列为: 菱铁矿胶结→石英次生加大→绿泥石胶结→长石淋滤溶蚀→高岭石形成→早期方解石胶结→早期白云石胶结→长石溶蚀→方解石溶蚀→伊利石大量生成→晚期铁方解石、铁白云石形成。④总体上，压实作用使孔隙度减少了45.30%～62.93%，胶结作用使孔隙度减少了1.65%～35.01%，溶蚀作用使孔隙度增加了0.72%～8.00%。其中，黄流组中下部砂岩储层受到了超压保护和CO₂溶蚀作用的双重影响，物性较好，钻井过程中应考虑高CO₂风险。

川东地区侏罗系自流井组大安寨段具有“近源成藏”特征。通过烃源岩评价、流体包裹体分析、埋藏史恢复等方法，对川东地区侏罗系自流井组大安寨段储层特征与油气成藏进行了研究。研究结果表明: ①川东地区侏罗系自流井组大安寨段泥页岩有机质类型主要为Ⅱ型，实测残余有机碳质量分数平均为0.67%，生烃潜量为1.53mg/g，有机质热演化程度为1.1%～1.3%，总体上，大安寨段烃源岩有机质丰度中等偏下，处于生烃高峰期。②研究区大一亚段岩性以介壳灰岩和灰岩为主，构造缝为最主要的储集空间类型，其次为沿构造缝发育的溶孔(洞)、溶蚀微孔，储层物性较差，为特低孔特低渗储层。③研究区大安寨段油气藏存在2期原油充注和1期天然气充注，2期原油充注时间分别为距今约140Ma和25Ma，其中第一期为相对低成熟度的原油充注，第二期为相对高成熟度的原油充注，且后者为主要充注期，天然气充注时间与第二期原油充注时间一致，主要为原油伴生气。

以胜利油田孤岛油田新近系馆陶组砂岩储层为例，在岩心油水相渗测试实验及地质认识的基础上，建立了油水相对渗透率曲线表征模型，并通过数值模拟建立了砂岩油藏开采动态模型，探讨了不同韵律性、不同开发方式下相渗模型的适用条件及对开发结果的影响。研究结果表明:①分别拟合气测渗透率、平均孔喉半径等7个影响相渗曲线的参数和相渗曲线端点以及曲线形态之间的相关性，通过交替条件期望法进行多元回归，以气测渗透率和平均孔喉半径建立了束缚水饱和度计算模型，以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油饱和度计算模型，以气测渗透率建立了束缚水下油相相对渗透率计算模型，以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油下水相相对渗透率计算模型，4个端点表征模型的绝对误差都小于0.1；以霍纳普相渗曲线形态指数经验公式为基础，利用均质系数建立了油相相渗曲线形态表征模型，利用渗透率变异系数和孔喉比建立了水相相渗曲线形态表征模型，2个形态表征模型的绝对误差小于1.7，模型可靠。②在砂岩储层衰竭式开发模拟中，生产动态主要受油相相渗的影响，利用油水相渗曲线模型推导出的相渗曲线再进行归一化处理，在一定程度上能够消除储层非均质性带来的影响；在注水开发模拟中，储层的非均质性会加剧水相相渗对生产动态的影响，模拟时采用对产油量贡献最大的储层的相渗曲线更能接近实际生产动态。

通过岩心观察、薄片鉴定、测井分析等方法，结合其他地球物理技术，对四川盆地元坝地区上三叠统须家河组三段致密砂岩储层特征进行了研究，结合研究区气井产能特征及主控因素分析，归纳了气藏的甜点类型和成因，并对甜点的分布进行了预测。研究结果表明： ①元坝地区须三段砂岩类型多样，其中中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩为优质储层；裂缝类型多样，以低角度剪切缝和成岩收缩缝为主。②研究区须三段气藏发育中粗粒钙质岩屑砂岩型和细砾岩型等两大类甜点，结合裂缝特征，可进一步细分为六小类；各类甜点的地质特征、测试方式和试采特征均存在差异。③甜点的形成主要受沉积、成岩和构造作用控制，中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩多分布于三角洲平原和前缘亚相界线附近的分流河道；差异重结晶是砾缘缝形成的原因；构造活动产生的断层和地层挠曲控制了裂缝的分布。④中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩均表现为低GR、低CNL、中—高R_d、中等AC值的特征，优质储层的横波阻抗和μρ（μ为剪切模量，ρ为密度）均表现为中—高值，中粗粒钙质岩屑砂岩孔隙型、细砾岩和穿砾缝叠加型甜点呈条带状广泛分布，其他4类甜点零星分布。

柴达木盆地英西地区渐新统下干柴沟组上段为“自生自储”型油气藏。利用X射线衍射全岩矿物含量分析、薄片鉴定、扫描电镜观察、二氧化碳吸附、氮气吸附/脱附、高压压汞、核磁共振、自发渗吸等实验手段，系统分析柴达木盆地英西地区渐新统下干柴沟组上段储层特征，精细表征了其微观孔隙结构特征。研究结果表明:①英西地区渐新统下干柴沟组上段储层为细粒沉积岩，其矿物成分主要为白云石和铁白云石等碳酸盐，含有长石、石英等陆源碎屑，伊蒙混层和伊利石等黏土矿物。②研究区储集岩整体较为致密，孔隙度为1.0%～14.5%，平均为4.0%，渗透率为0.011～6.146mD，平均为0.125mD，具有低孔特低渗特征。③研究区储集岩的孔隙类型以晶间孔、溶蚀孔、溶洞和裂缝为主，储层孔隙形态为平行狭缝型。④研究区微孔的质量体积平均为0.0056mL/g，占总孔的质量体积的34.70%；中孔的质量体积平均为0.0066mL/g，占总孔体积的40.84%，宏孔的质量体积相对较小，为0.0039mL/g，占总孔体积的24.46%，因此，对岩石储集性贡献最大的为中孔，其次是微孔。

塔北新和地区下白垩统舒善河组是塔里木盆地北部岩性油气藏勘探的潜在领域之一。通过23口钻井资料和全覆盖三维地震资料解释成果，开展了塔北新和地区下白垩统舒善河组的地层划分，详细研究了舒善河组沉积微相特征及平面分布，并建立了薄砂体的沉积模式。研究结果表明:①塔北新和地区舒善河组与上覆巴西改组呈整合接触，超覆于沙雅隆起剥蚀基底之上，可划分为舒1段、舒2段和舒3段。②研究区舒善河组岩石类型主要为岩屑长石砂岩，其次为长石岩屑砂岩、长石砂岩，可识别出滨浅湖泥和滨浅湖砂坝微相。③研究区舒善河组沉积前发育“隆起、低隆起和洼地”三级古地貌，控制了沉积相的展布。舒1段沉积期沉积范围局限于洼地区，舒2段沉积期地层由洼地区向东西两侧超覆，沉积面积扩大，舒1段-舒2段沉积期由东、西两侧向中部呈滨湖-浅湖的相带展布特征；舒3段沉积期，研究区进一步湖侵为浅湖沉积。④研究区舒善河组薄砂体是重要的勘探领域，其分布受控于沉积前古地貌、湖平面变化和古水深。

根据基准面旋回变化原理，利用野外露头、钻井、测井和地震地层切片等资料，对川东北五宝场地区侏罗系沙溪庙组二段开展了层序结构分析和不同可容空间下河道构成特征及河型转换模式等方面的研究。研究结果表明： ①川东北五宝场地区侏罗系沙溪庙组二段主要发育1个三级及3个四级基准面旋回，各四级层序在低可容空间下为厚层、叠置箱形砂体，随着基准面上升，可容空间增大，到层序顶部过渡为相对孤立的砂体沉积；②沙二段沉积时期，研究区气候干燥，砂岩粒度大、成熟度低，发育强水动力构造，地震剖面上为平行反射，河流相沉积特征明显，发育多个低可容空间下的间断正韵律相互叠置的辫状河沉积体系及高可容空间下具“二元”结构的曲流河沉积体系；③沙二段河流相地层自下而上具有“辫—曲”转换特征，低可容空间下，砂体大面积展布，地震地貌上表现为相互叠置的辫状河河道，当基准面迅速上升时，可容空间增大，地震地貌上表现为相对孤立的曲流河河道；④研究区可容空间和沉积物供给比值（A/S）主要受大巴山物源区强烈的构造活动及温暖潮湿向炎热干旱的气候变化影响。

白云岩-蒸发岩共生地层中油气资源丰富。基于层序地层学原理，结合钻井、薄片等资料，在三级层序划分的基础上，采用INPEFA和小波变换技术对川东地区寒武系高台组白云岩-蒸发岩共生地层的高频层序进行识别与划分，并探讨了其地质意义。研究结果表明： ①川东地区寒武系高台组白云岩-蒸发岩共生地层可划分为3个三级层序，自下而上分别为Sq1，Sq2，Sq3，可进一步划分为6个四级层序（ssq1—ssq6）。高台组主要为碳酸盐岩台地沉积环境，自西向东依次发育混积台地、局限-蒸发台地、开阔台地相沉积。②研究区高台组的岩性组合序列包括白云岩上覆厚层蒸发岩（A）、厚层白云岩夹蒸发岩（B）、白云岩与蒸发岩互层（C）和蒸发岩上覆厚层白云岩（D）等4种类型。白云岩-蒸发岩共生地层发育在四级层序的接触界面，且多发育于层序内部的高位体系域，反映了海平面较强烈的扰动，尤其是海平面的相对下降有利于白云岩和蒸发岩沉积。③研究区高台组白云岩-蒸发岩共生地层的岩性组合序列在GR_inpefa曲线和小波变换曲线上均具有响应特征，对应的64尺度小波系数曲线波动平缓，能量团为弱黄蓝色，GR_inpefa曲线以“缺口”的形式表现出蒸发岩与白云岩的岩性差异。

地层超压预测对油气成藏的研究具有重要意义。通过测井曲线组合、声波速度-垂向有效应力交会图、声波速度-密度交会图和超压综合分析等方法，对柴达木盆地大风山凸起各层位的超压成因进行了分析，并对压力预测方法进行了改进。研究结果表明: ①柴达木盆地大风山凸起下油砂山组地层超压成因为不均衡压实和构造挤压作用；上干柴沟组和下干柴沟组上段超压成因为不均衡压实、构造挤压和超压传递。②用单一方法如平衡深度法或伊顿法均无法有效预测研究区的地层压力，基于不同超压成因机制的差异，对下油砂山组地层压力采用平衡深度法计算，对上干柴沟组和下干柴沟组上段则使用伊顿法计算，结果更准确。研究区压力计算结果与实测地层压力的误差小于 7.00%，平均误差为4.30%。③超压的预测可为油藏描述、储量估算、安全钻井作业提供数据支持。超压是油气运移的动力，可以指示油气运移的方向，估算油气运移距离，对油气成藏的研究具有重要指导意义。

川西南中二叠统栖霞组白云岩受多期成岩作用改造明显，优质储层成因复杂。结合野外勘察、宏观—微观岩石学特征、阴极发光及流体包裹体测温等对研究区白云岩储层充填特征展开分析。研究结果表明： ①川西南宝兴地区中二叠统栖霞组一段白云岩由半自形中—粗晶白云石组成，斑马构造及构造角砾白云岩发育，储集空间类型以残余晶间孔、残余晶间溶孔及溶蚀缝为主，其次为扩溶缝及晶洞，孔隙度多为1%～4%。②研究区白云岩储层以中—粗晶鞍状白云石及亮晶方解石充填为主，其次为少量石英充填，局部见中—粗晶白云石呈带状与方解石共同分布于裂缝中，总体上白云岩的分布受断层控制明显，缝洞较发育且表现为粗晶鞍状白云石→石英→方解石的充填序列。③研究区在中—晚三叠纪，深盆富镁热卤水沿断裂进入地层并交代原岩形成热液白云岩，热液冷却效应对早期储层进行溶蚀改造，并伴随压力降低导致粗晶鞍状白云石及少量方解石沉淀；侏罗纪末期受燕山运动影响，深盆富硅热液进入储层，部分交代早期鞍状白云石并见少量石英充填孔洞；燕山期晚期，高温-低盐度富二氧化碳流体因构造抬升过饱和析出晚期方解石，大幅度降低了储集空间。④多期流体对白云岩复合改造后，区内储层致密化明显，部分孔洞缝连通的晶粒白云岩可形成渗透性储层。

根据传热学和热采理论，利用程序设计的方法，对考虑边界效应的SAGD(蒸汽辅助重力泄油)非稳态热传导模型和开发关键指标解析解及开发指标的快速预测进行了研究。研究结果表明:①现有的非稳态热传导模型对传热外边界的温度假设存在局限性，根据能量守恒原理修正传热外边界条件，建立传热深度与累积传热量的解析关系，可定量计算上覆和下伏地层的热损失；②在巴特勒经典SAGD产量模型基础上，推导的蒸汽腔上升及横向扩展阶段和下压阶段的产水量、油汽比和蒸汽热利用率等解析模型，可实现SAGD特定开发阶段或全生命周期开发关键指标的快速预测；③通过与实际指标对比，井组生产6.4a预测油汽比和含水率的符合率均在95%以上，证实了解析模型和程序设计的可靠性；④根据准噶尔盆地风城油田重32井区油藏参数，预测分析的不同油层厚度条件下SAGD蒸汽热利用率和关键开发指标表明，蒸汽热利用率大于35%、油汽比大于0.15对应油层厚度应大于12m。

以岩心观察、物性分析、地球化学分析和三维地震资料为基础，通过单井、连井沉积相分析、地震精细解释及优势砂体识别等方法，从油气来源、油气充注特征、输导体系及储盖组合等4个方面对塔北隆起西部地区白垩系碎屑岩油气成藏规律及模式进行了研究。研究结果表明： ①研究区白垩系油气具有“陆源”特征，石油主要来自库车坳陷三叠系湖相烃源岩，天然气主要来自库车坳陷侏罗系煤系烃源岩，区内深部三叠系海相烃源岩贡献极小。②研究区白垩系油气充注持续时间长，成藏时期晚，早期生油，晚期生气，油成藏于中新世（4.0～22.0 Ma），气成藏于晚中新世—中上新世（3.5～11.0 Ma），受2.6～3.5 Ma构造隆升影响，气藏成熟度较低。③研究区油气输导体系较发育，天山南地区以断裂和不整合面作为主要运移通道；顺北地区以不整合面和巴西改组薄层砂体为运移通道。④研究区储层主要发育在舒善河组和巴西改组，含砂率一般高于60%，与其上部发育的连续泥岩构成良好的储盖组合；优质储层的分布受沉积相控制，天山南地区优质储层主要分布在扇三角洲前缘砂坝及滩坝，顺北地区优质储层主要分布在辫状河三角洲前缘朵体，目前探井未钻遇朵体最高部位，油气显示相对较差；顺北地区储层物性更佳。⑤研究区天山南与顺北地区因断裂活动强度及储盖组合特征存在差异造成了二者的油气藏类型不同，前者以低幅度构造、构造-岩性复合油气藏为主，后者以规模较小的岩性油气藏为主。

鄂尔多斯盆地合水地区是长庆油田页岩油勘探开发的重点区块。根据铸体薄片、物性分析、扫描电镜、高压压汞及核磁共振等测试分析结果，对鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段页岩油储层特征及其主控因素进行了研究。研究结果表明： ①合水地区长7段页岩油储层主要为一套灰黑—黑色细—粉砂岩，以岩屑长石砂岩为主，填隙物的体积分数平均为16.71%。岩石物性较差，平均孔隙度为8.15%，平均渗透率为0.102 mD，为超低孔—特低孔、超低渗型储层。②研究区孔隙类型以长石溶孔和残余粒间孔为主，以亚微米孔（直径为0.1～1.0 μm）含量最多，占总孔隙数量的75.56%，纳米孔隙（直径小于0.1 μm）数量次之，占总孔隙数量的17.94%。孔喉类型较复杂，溶蚀成因的管束状喉道及压实成因的片状、弯片状喉道为储层主要的喉道类型。③沉积作用、成岩作用及构造作用共同控制了研究区长7段页岩油储层的质量和分布。沉积作用为储层提供了物质基础，储层主要形成于深水重力流沉积环境，可分为砂质碎屑流砂体和浊流砂体等2种类型。中等—强压实强度的压实作用和胶结作用降低了储层物性，溶蚀作用对于改善储层物性具有一定的积极作用，构造作用形成的裂缝提高了储层的渗流能力，并对后期的储层压裂改造具有重要意义。

通过岩心观察、微观薄片鉴定、扫描电镜等资料，在层序划分基础上对四川盆地开江—梁平海槽东侧飞仙关组的储层特征及控制因素进行了研究。研究结果表明： ①铁山坡—普光地区飞仙关组储层以鲕粒云岩和细粉晶白云岩为主，渡口河—七里北地区以（含砾屑、砂屑、豆粒）鲕粒白云岩为主，鲕粒岩原始结构组分保存更好。②研究区储层具有多期次发育特征，铁山坡—普光地区储层在ssq1，ssq2，ssq3层序均有分布，具有发育早、厚度大、分布面积广的特征，Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类储层均发育；渡口河—七里北地区储层发育在ssq2，ssq3层序，发育较晚、厚度小、分布面积有限，以Ⅱ，Ⅲ类储层为主。③研究区沉积古地貌及海平面升降控制了鲕滩储层发育的期次、厚度等，在ssq1沉积中晚期海平面开始下降时，古地貌高地开始发育鲕滩储层，厚度大，白云石化作用明显。④研究区内陡坡型和缓坡型台缘斜坡带，水体能量的强弱控制了鲕滩沉积物类型，为成岩期溶蚀作用和白云石化作用奠定了物质基础，进而控制了储层的物性和规模。

油气柱的高度是决定油气富集程度的重要指标之一。通过梳理全球各大含油气盆地油气成藏方面的相关资料，对发育有超高油气柱的含油气盆地进行了系统分析，结合其油气供给能力、储盖组合特征以及油气运移方式等，综合分析了含油气盆地内超高油气柱形成的有利地质条件。研究结果表明：①全球发育的具有超高油气柱的油气田以碳酸盐岩层系居多，约占78%，这是由于碳酸盐岩层系相对更易于发育巨厚叠置型的有利储集体，有利于形成超高油气柱。国外典型地区包括波斯湾、滨里海及西西伯利亚盆地等，我国主要分布在四川、渤海湾及塔里木等盆地。②超高油气柱形成的有利条件包括充足的油气供给、纵向叠置发育的巨厚储层、广覆式发育的盖层、纵向网式输导体系、有利的运移条件以及良好的源储匹配关系等6个方面。③塔里木盆地深层也发现了许多超高油气柱，以富满油田为例，下寒武统烃源岩充足的油气供给、中上奥陶统巨厚的礁灰岩储层和致密的泥岩盖层，以及深大断裂等有利的运移条件，是该地区能够形成超高油气柱的主要原因。

通过对济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组泥页岩和致密砂岩中的流体包裹体进行古压力测试，恢复了其流体压力演化过程，并探讨了其石油地质意义。研究结果表明： ①渤南洼陷沙三段在馆陶组沉积期及之后共经历了4次压力场重建过程，每次压力场重建的持续时间均为3～4 Ma，表现为低序级幕式特征。②与沙三段低序级幕式压力建场过程不同的是，沙四上亚段在上覆石膏岩的封盖下，压力场重建的门限较高，在东营组沉积期及馆陶组沉积末期发生2次压力场重建过程，表现为高序级幕式特点。③研究区沙三段低序级幕式压力建场过程指示着开放的流体环境和较强的酸性溶蚀作用，以低序级幕式压力建场为主的沙三段储集层物性整体优于高序级幕式建场的沙四上亚段储集层；沙三段烃源岩在排出大量烃类物质的同时，其自身储集空间中也会存在部分残留，从而形成常规油与页岩油的共同富集区。

在源-汇系统格架下，以地震构形分析为基础，对珠江口盆地番禺4洼古近系文昌组沉积相、古地貌和地震构形属性切片进行了研究，划分了沉积单元，定性—半定量指出了各沉积单元边界，并优选了2个勘探潜力区带。研究结果表明： ①珠江口盆地番禺4洼古近系文昌组源-汇系统分为3类，西北部发育缓坡发散型源-汇系统，纵向上呈扇三角洲—湖泊—辫状河三角洲动态演化特征，地震上由中—强反射过渡到中—弱振幅平行反射，再演变为高频中振幅前积反射；西南部发育长轴汇聚型源-汇系统，辫状河三角洲稳定发育，以楔状展布为主；陡坡平行型源-汇系统在控洼断层上盘发育多期叠置的扇三角洲沉积，整体上呈楔形，反映了物源充沛背景下的扇三角洲平原—前缘的沉积特征。②研究区文昌组沉积期的古地貌整体上具有“东断西超”的格局，文五段—文四段沉积期，研究区为强烈断陷期，局部构造运动使西北和东南抬升，中部形成了构造脊和2个次洼；文三段—文二段沉积期，进入断坳期，沉积中心整体向东迁移，湖盆萎缩，西部遭受剥蚀。③研究区缓坡发散型源-汇区发育7个沉积单元，主要为扇三角洲前缘叠置连片的水下分流河道和薄层席状砂；长轴汇聚型源-汇区发育4个沉积单元，以辫状河三角洲前缘水下分流河道和分布广泛的前缘席状砂为主；陡坡平行源-汇区发育水下扇、扇三角洲前缘和浊积扇等4个沉积单元。④西南部的长轴汇聚型源-汇系统和西北部缓坡发散型源-汇系统为研究区的勘探潜力区。

通过构造演化特征研究，结合烃类包裹体分析和典型油气藏精细解剖，阐述了柴达木盆地英雄岭地区古近系下干柴沟组上段油气藏的形成和演化过程。研究结果表明： ①英雄岭地区古近系下干柴沟组上段形成于半咸化—咸化湖泊—盐湖环境，发育以纹层状灰云岩为储集层、富含有机质、广覆式分布的源储一体型油气藏；②研究区下干柴沟组上段共经历3期油气充注，第Ⅰ期烃类包裹体为单一液相油包裹体，反映了早期低熟原油的运移和充注；第Ⅱ期烃类包裹体为单一液相油包裹体，反映了一幕中等成熟原油的运移和充注；第Ⅲ期烃类包裹体为气液两相油包裹体，反映了一幕高成熟原油的充注。③研究区油气具有3期成藏的特征：上干柴沟组沉积中晚期，在下干柴沟组上段形成了低饱和度-低熟油藏；上油砂山组沉积期，低熟—成熟油气向盐间储集层和高渗带聚集形成了油气高产区；狮子沟组—七个泉组沉积期，成熟—高熟油通过双层断裂接力输导运移至干柴沟组上段及以上地层运聚形成构造油气藏。

通过综述国内外分支河流体系（DFS）的研究进展，总结了DFS的地貌特征和主要类型，并探讨了DFS形成和发育的控制因素。研究结果表明： ①DFS不是新的或者特殊的河道类型，而是多种河道有规律的集合，地貌特征表现为水系网络从一点呈放射状展布，多种河型共同发育，河道几何形态变化大，沉积环境包括河道和河道间区域，沉积体系复杂；主要类型包括冲积扇、河流扇和巨型扇。②以DFS半径为关键指标，面积和坡度为辅助指标将DFS分为小型（冲积扇）、大型（河流扇）和巨型（巨型扇），小型DFS扇体半径小于30 km，面积小于100 km²，坡度大于1.0°；大型DFS半径为30～100 km，面积为100～1 000 km²，坡度小于1.0°；巨型DFS扇体半径大于100 km，面积大于1 000 km²，坡度小于0.5°，3种类型的分布范围有一定的交叉和重复，还需结合DFS的沉积水动力过程和沉积特征进行判别。③构造背景和气候是控制DFS形成与分布的最根本因素；流域面积、母岩性质直接影响DFS中沉积物供给总量、供给速率及成分和结构；地形坡度作为间接因素，与河流流量、流速等自生因素相结合，控制河道形态以及河道的分汊和决口，进而控制了DFS表面的沉积环境和沉积相分布。

通过中国石油走出去30年来海外大量勘探实例解剖,系统总结了岩性地层油气藏的勘探现状、分布特征和勘探模式,并指出了全球岩性地层油气藏的勘探前景及中国石油海外探区岩性地层油气藏的勘探潜力。研究结果表明:①全球岩性地层油气藏勘探经历了4个阶段,目前处于成熟发展阶段,大型深水沉积体和生物礁成为巨型岩性地层油气田发现的主要领域。②中国石油海外勘探新发现的岩性地层油气藏与全球岩性地层油气藏均主要分布在复合圈闭中,主要发育于前陆、裂谷和被动大陆边缘盆地,前者在裂谷盆地中发现的储量最多,前陆盆地次之,后者在前陆盆地中发现的储量最多,裂谷盆地次之。③中国石油海外实施构造和岩性地层油气藏同部署、同勘探策略,形成了3种特色高效的勘探模式,复式岩性地层油气藏立体勘探,发现了乍得邦戈尔盆地下组合高丰度岩性、高位潜山和低位潜山-岩性复合体油藏以及哈萨克斯坦南图尔盖盆地河道砂、扇三角洲、湖底扇和潜山等多类型岩性地层油气藏;复杂岩性体高精度三维地震勘探,发现了土库曼斯坦阿姆河盆地大型缓坡礁滩体气藏、巴西桑托斯盆地湖相礁滩体巨型油田以及缅甸若开次盆深水浊积砂岩生物气藏;薄层低幅度构造-岩性复合体地质工程一体化勘探,发现了南美奥连特盆地低幅度构造-岩性复合体油藏和中东阿曼次盆薄层礁滩体油藏。④全球岩性地层油气藏的勘探将从成熟探区拓展到低勘探程度的前沿领域、从陆上拓展到深水—超深水区,被动大陆边缘盆地深水沉积体、盆底扇和生物礁是岩性地层油气藏勘探的热点;裂岩盆地深层扇体、基岩潜山,前陆盆地和被动大陆边缘盆地礁滩体相关的复合圈闭是中国石油海外岩性地层油气藏勘探的主要对象,具有良好的前景。

水力裂缝的分布规律对致密砾岩油藏高效开发至关重要。通过对玛湖凹陷已压裂砾岩油区的水平取心井MaJ02井的岩心裂缝观察，剖析了玛湖凹陷三叠系百口泉组致密砾岩储层中水力裂缝的类型、产状、组系、开度、密度及支撑剂充填情况，明确了其分布特征，并探讨了其形成机制。研究结果表明： ①玛湖凹陷MaJ02井百口泉组岩心中发育的水力裂缝条数占总裂缝数的77.6%，走向为90°～110°，倾角为70°～90°。②研究区主要发育以走滑机制形成的剪切缝，占比为65.8%，其次为张应力形成的张性缝，占比为34.2%。剪切缝多成组出现，开度较小，多为全充填，裂缝面以“穿砾”为主，多条裂缝叠加而形成缝网破碎带；而张性缝多为单条出现，开度相对较大，裂缝面不规则，为全充填或半充填，裂缝面以“绕砾”为主。③研究区取心井与已压裂井距离越小，压裂段射孔簇间距越小，水力裂缝密度越大。在压裂工程条件相同的情况下，泥质支撑漂浮砾岩相和前缘席状砂微相的裂缝相对发育，砂质含量越高，水力裂缝密度越大。

利用岩石热解、镜下观察、热演化史分析、生烃热模拟实验及盆地模拟等手段，从岩性、有机质特征、生物标志物特征、规模有效烃源灶的分布特征等方面对准噶尔盆地西部坳陷二叠系下乌尔禾组烃源岩的生烃潜力进行了系统研究。研究结果表明： ①西部坳陷下乌尔禾组烃源岩主要为一套纹层不明显的泥岩沉积，岩性包括深灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、灰色泥质粉砂岩及灰色含炭粉砂质泥岩等，局部颜色深。②下乌尔禾组烃源岩整体生烃潜力一般且样品间差异性明显，有机质类型主要为Ⅲ型干酪根，岩石热解氢指数HI一般小于100 mg/g，为倾气型烃源岩；有机质成熟度分布范围大，镜质体反射率R_o为0.64%～1.56%，平均1.06%，产率指数PI为0.05～0.74，平均0.33，总体位于主生油窗，现今沙湾凹陷、盆1井西凹陷和玛湖凹陷分别处在生油高峰晚期、生凝析油/湿气和生干气阶段；有机质丰度、生烃潜力差别大，TOC值为0.29%～9.16%，平均0.85%，生烃潜量（S₁+S₂）为0.29～3.16 mg/g，平均0.74 mg/g，样品中差烃源岩和中等—好烃源岩各占50%。③下乌尔禾组烃源岩以浅湖沉积为主，处于淡水、弱氧化环境，以陆源有机质输入为主，几乎无碳酸盐输入，岩性、沉积环境均与风城组烃源岩差异大，生烃潜力更小。④下乌尔禾组烃源岩生烃中心为盆1井西凹陷，发育规模大，其中烃源岩厚度大于100 m的区域面积达16 000 km²，生烃强度大于500×104 t/km²的烃源岩分布面积达6 800 km²，具备形成大中型油气田的资源潜力。

基于高品质三维地震和测井、录井等资料,对东非鲁伍马盆地古新统—渐新统深水沉积体系和赞比西坳陷上白垩统深水沉积体系特征进行了分析,并对二者的成藏条件进行了类比研究。研究结果表明:①鲁伍马盆地古新统—渐新统深水沉积体系中发育水道和朵体砂岩等大规模优质储层,等深流的改造作用是优质储层形成的关键因素。②赞比西坳陷上白垩统发育水道、朵体、块体搬运沉积等典型深水沉积,规模巨大的等深流漂积体多为优质储层。③赞比西坳陷主力烃源岩为下白垩统局限海相泥岩,油气生成后运移至邻近的上白垩统深水沉积砂体中,并被高位体系域深海泥岩封盖,深水砂岩上倾尖灭形成了岩性圈闭,具备良好的油气成藏条件,是未来油气勘探的有利区。

断层的精细表征对高含水期复杂断块油田剩余油挖潜具有重要意义。利用井-震标志层对比、地震同相轴变异识别与断层叠合模型验证等方法，对渤海湾盆地沾化凹陷新生界复杂断块油田开展了断层精细表征。研究结果表明： ①沾化凹陷复杂断块油藏断层两侧岩层的对接关系复杂，断层组合样式多样，继承性小微断层发育，通过断点定位、断面解释、断层平面组合与空间叠合建模等，实现断层特别是小微断层的精准识别、定位与表征。②研究区小微断层发育的重要特征为地震剖面中同相轴的扭曲、分叉、合并等变异现象，同相轴微扭动、微扭曲、微错断是小微断层断点识别与定位的重要依据。③断层精细表征使研究区断层的断边“盲区”和“模糊区”变为剩余油富集的潜力区，断层两侧外扩可新增地质储量。断层精细表征可优化完善井网布局、增加挖潜开发实效，还可为进一步明确剩余油富集分布规律、调整开发井网和实施精准开发等提供科学依据。

利用大量露头和岩心薄片及分析化验资料,对柴达木盆地西部地区新生界咸化湖相微生物碳酸盐岩的岩石学特征、微观结构、岩相组合、沉积环境及其控制因素进行了研究。研究结果表明:①柴西地区微生物碳酸盐岩岩相组合受古地貌、沉积环境、陆源碎屑供给等因素影响,可分为扇控型和湖控型,扇控型主要发育在湖泊边缘的滨岸环境,分布范围大;湖控型多发育在盆缘斜坡区、断阶带及盆内浅水区,分布范围较小;古近系下干柴沟组上段主要发育扇控型,湖控型发育较局限,上述2类岩相组合在新近系下油砂山组均发育。②研究区不同岩相组合中微生物碳酸盐岩的类型与结构特征存在较大差异,扇控型微生物碳酸盐岩形成于湖侵时期,正旋回沉积为主,主要是凝块石,常叠置于厚层块状砂砾岩之上;微观结构以团块(凝块)、球粒及聚合粒为主;矿物成分以亮晶方解石为主。湖控型微生物碳酸盐岩在湖侵、湖退时期均可发育,正、反旋回沉积均发育,凝块石、叠层石及二者共生层均发育,规模相对较小,多与泥晶碳酸盐岩互层;微观结构更复杂,团块(凝块)、球粒及聚合粒和叠层结构均发育;矿物成分以方解石和白云石为主,含丰富的陆源碎屑、黏土矿物等,混积特征明显。③研究区扇控型微生物碳酸盐岩的形成主要受控于有机矿化作用和化学沉淀作用;湖控型微生物碳酸盐岩的形成则受控于有机矿化作用、化学沉淀作用以及物理沉积作用。