压汞法是研究岩石孔隙结构的重要方法。前人认为，常规压汞法只能确定岩石的孔隙大小及分布，恒速压汞法扩展了常规压汞法的功能，可以用来确定岩石孔隙的孔喉参数。根据本文的研究，恒速压汞法扩展的功能是对压力数据“噪音”的误读。岩石的孔隙为三维互连网络，不存在孔道和喉道的概念，每一个孔隙周围都有大小孔隙与其相连，汞液不会经过喉道才能进入孔道，而是先进入大孔隙，再进入小 孔隙。恒速压汞曲线的锯齿状特征，也不是岩石孔喉特征的反映，而是压汞仪器的机械原因所产生的压力波动。油井从岩石孔隙中采油时压力也产生波动，但波动不是因为岩石孔隙的孔喉特征所致。

岩石的气测渗透率高于液测渗透率，且具有压力依赖性，该现象被称作滑脱效应或 Klinkenberg 效应。通过理论和测试资料分析，并结合流体力学原理，对该现象进行深入研究后认为，滑脱效应是一个错误认识。气测渗透率的压力依赖性是由于在计算渗透率时气体黏度取值不当所致，气体黏度在低压下随压力变化很大，但计算渗透率时却选用了定值。滑脱效应将使气体的黏度无法测量，从而出现测试悖论。气体分子时刻在做不规则的热运动，会不停地与孔隙壁面发生碰撞，致使气体无法出现滑脱。岩石渗透率的气测值高于液测值，是测试介质的分子尺度与孔隙尺度对比的结果。地下不存在离散形式的自由分子流。孔隙中只存在几个甲烷分子的地层没有开采价值，不应该作为研究对象。滑脱效应对生产实践没有任何指导意义，建议今后不再对气测渗透率进行滑脱校正。

应力敏感实验测试有 2 种方法，即定内压变外压和定外压变内压。 定内压变外压测试简单且易于操作，而定外压变内压测试则较为复杂且操作困难。 利用定外压变内压测试得到的内应力敏感曲线可以直接进行应力敏感评价，而定内压变外压测试得到的外应力敏感曲线，则需要通过有效应力将其转换成内应力敏感曲线之后，才能进行应力敏感评价。 2 种测试方法的评价结果相同，定外压变内压测试并不具有任何优势，今后应放弃使用。 储层岩石的应力敏感程度，只与应力敏感系数和孔隙度参数有关，与测试压力的数值大小无关，因此，实验测试无需将测试压力升得过高，以免出现实验风险。

为使水平井交替压裂在非常规油气储集层中形成大规模高效复杂体积缝网，需对交替压裂裂缝间距进行优化分析。 从相邻 2 条压裂裂缝诱导应力叠加效应对初始水平主应力差的影响出发，建立了裂缝高度不同且缝内净压力也不同的物理模型，提出了交替压裂第一次压裂裂缝和第二次压裂裂缝临界裂缝间距及中间裂缝最佳起裂位置的确定方法。 分析发现：前两次压裂裂缝临界裂缝间距随储集层岩石泊松比增大而减小，随裂缝高度和缝内净压力增大而增大；中间裂缝最佳起裂位置距第一次压裂裂缝的距离随储集层岩石泊松比增大而减小，随裂缝高度增大而增大，而缝内净压力对中间裂缝最佳起裂位置的影响较小。 通过实例，将改进后的方法与已有方法进行对比分析后发现，改进后的临界裂缝间距和中间裂缝最佳起裂位置较已有方法能更准确地计算出诱导应力场，对非常规油气储集层交替压裂形成高效复杂体积缝网具有指导意义。

岩石有 3 个体积和 3 个应力，因此岩石有多个压缩系数。 油藏工程主要研究了孔隙压缩系数的计算和应用问题，对其他的压缩系数研究甚少。 对外观体积和流固两相的压缩系数进行了研究，并分别推导出了它们的计算公式。 岩石外观体积对孔隙压力的压缩系数与孔隙压缩系数相同。 岩石外观体积对 外压的压缩系数是孔隙度和骨架压缩系数的函数。 岩石流固两相压缩系数为流体压缩系数和骨架压缩系数的加权调和平均值或加权倒数算术平均值，孔隙度为权值。

致密砂岩气与页岩气是当前非常规天然气中的两大主力勘探领域，均为今后 10～20 年接替常规油气资源的重要来源。 无论从对其地质规律的认识，还是从其勘探开发的技术上讲，在未来 10 年里致密砂岩气比页岩气更为现实。 然而，有利储集空间的准确预测已成为当前致密砂岩油气勘探与开发的主要瓶颈，而解决这一问题的核心就是要首先厘清其储层的沉积与成岩成因。 从我国典型致密砂岩气田的研究与国外资料的分析可以发现，其沉积时通常具有水动力弱而稳定、沉积速率相对较为缓慢、多为过渡相环境或三角洲沉积产物的特征，多发育在与煤系有关的（薄互层）地层之中，这些因素是形成致密砂岩的必要条件；早成岩期的持续压实是其致密最主要的过程，而盆地的多旋回构造运动所造成的低地温梯度下的复杂埋藏史是促使其致密的充分条件。 因而，多旋回的前新生界低温沉积盆地中的异常压力区通常是寻找致密砂岩气的有利区域，而三角洲前缘的薄互层含煤层系砂岩则是其主要的勘探开发层位。 在储层寻找与评价上应重视致密砂岩储层的非均质特点， 大力研究其微观孔隙结构变化对渗透率的影响，应用渗透率盲区与异常压力数据来辅助评价其产层的优劣，并依此观点提出了我国致密砂岩气今后加强研究与勘探开发的六大战略选区。

油气开采是油藏能量驱动的结果。 油藏能量评价是油气开采过程中的一项基本工作。 传统的油藏 能量评价指标为无因次弹性产量比和采出 1% 地质储量的地层压降，但这 2 个指标均出现了逻辑反转的 评价结果，即油藏越开采能量反而越强。 为了科学评价油藏的驱动能量，提出了油藏能量指数法，即油藏 压力与井底极限压力的比值。 该方法与油井的举升方式密切相关，且能正确评价油藏的能量变化规律，即 油藏越开采能量越弱。 应用实例表明，能量指数法比传统方法更为简便、实用。

低渗透储层能否产生高速非 Darcy 流，答案是肯定的，只要地层的 Reynolds 数足够高即可。 关于是低渗透储层容易产生高速非 Darcy 流，还是高渗透储层容易产生高速非 Darcy 流，答案肯定是后者。 相对于高渗透储层来说，低渗透储层的孔隙小，对流体的束缚能力强，不容易产生高速非 Darcy 流。 但实验结果显示低渗透储层的非 Darcy 渗流系数高于高渗透储层，即低渗透储层比高渗透储层更容易产生高速非 Darcy 流，这显然是一个实验假象。 矿场上极少使用实验测量结果，而是直接应用矿场测试资料研究气体的渗流问题。 气井的产能方程包括了高速非 Darcy 渗流项，低渗透储层和高渗透储层的产能公式在形式上完全一样，只是方程的系数不同而已。

没有任何一位学者的研究结果显示:低渗透储层容易产生高速非达西流。Forchheimer 公式一直被 应用于高速气体渗流，该式经变形可得到气体渗流方程，导出的非达西渗流湍流系数理论方程与经验公 式是一致的，进而认为Forchheimer 公式中的非达西流湍流系数经验公式是正确的。有学者之所以否定 Forchheimer 公式中的非达西渗流湍流系数经验公式的正确性，其主要源于错误地描述了湍流阻力系数与 雷诺数的函数关系。进一步研究给出了Forchheimer 公式的线性化求解非达西渗流湍流系数的方法。

宇宙动力因素及地球自转速度变化是引起地球排气作用即深部流体上升的外部原因。从太古代至新生代，深部流体的势能不断下降，石油、天然气是晚近期深部流体上升的产物。深部流体上升产生的流体动力学形成流体动力学构造。其中值得关注的是低密带、环状构造及地貌构造结等，几乎所有的油气田均与此有关。基于这样的认识，涌现出了寻找油气藏的新方法，其中有张量分析法、遥感的光学景观模型、岩石放射性法、形态构造模拟技术等。

近20 年来，令人惊讶的是，独联体油气地质界很多知名学者的油气成因观点发生了重大变化，提出很多新理论和新思路。这是我们现在很不了解的，其认识水平超过美欧油气地质学界，很有必要向国内同行加以介绍。

潜山构造是中国东部中、新生代断陷盆地中油气非常富集的一类特殊基底构造，但潜山内幕结构与油气圈闭和成藏条件的关系研究目前仍很薄弱。作者以辽西凹陷潜山带为研究对象，从潜山内幕断层构造格局和活动期次、地层岩性和产状、潜山地貌单元划分和展布格局、潜山圈闭类型和烃源条件以及油气运移和聚集成藏地质条件等多个角度，论述古潜山内幕结构与成藏条件的关系，将古潜山油气藏圈闭划分为古地貌和潜山内幕地层圈闭两大类，建立了油气运移具有先自上而下倒灌，再沿不整合面由低潜山带至中潜山带侧向运移注入潜山聚集成藏的“新生古储”成藏模式，为辽西凹陷潜山带深层油气勘探领域提供了依据。

油气运移是石油地质学的重要课题，而油气“倒灌”成藏则是备受争议的议题之一。该文以3 个盆地）为例，分析了在这些盆地油气藏存在深部油气向上运移成藏的可能性。相比之下，油气“倒灌”违背物理学基本定律，即油气总是在浮力作用下自下而上运移的。确立油气深部来源的观点，可以解放思想，拓宽勘探领域，特别是为基岩油气藏的勘探提供了理论基础。

致密砂岩型岩性油藏的成藏机理是制约鄂尔多斯盆地延长组深入勘探的核心问题。综合利用储层岩石学、油气/油藏地球化学及盆地数值模拟领域中先进的技术与研究方法，从有效烃源岩出发，以压力场演化及其控制的流体动力学和运动学过程为核心，探讨了姬塬地区延长组长8 油层组岩性油藏的成藏机理。结果表明，长8 油层组原油主要来源于长7 段及长8 段的生烃有机质，油藏存在2 期充注过程，以早白垩世晚期（105～95 Ma）充注为主。210 Ma 以来，压力场经历了早期升高→中期迅速升高→后期降低的演化过程。早白垩世大量生烃及中晚燕山期构造挤压是超压发育的主要成因机制，受强超压控制，长8油层组岩性油藏呈现近源充注、隐性输导、快速聚集的成藏模式。

岩石压缩系数是气藏工程中的一个重要参数，其取值影响着气藏数值模拟的计算结果。目前计算岩石压缩系数的方法有很多，在矿场上，最常用的计算方法是Hall 图版经验公式法，但其计算结果与实际值有较大差距。文中对比分析了Hall 图版经验公式法和弹性模量法，并研究了不同的计算方法对气藏数值模拟结果的影响。由Hall 图版经验公式法计算得到的岩石压缩系数偏大，即对地层岩石的弹性能量估计偏大，从而导致气藏数值模拟计算的压降速度偏慢；而采用弹性模量法计算岩石压缩系数，其结果相对较为合理。

系统研究了松辽盆地扶杨油层的成藏动力。扶杨油层具有幕式成藏的特点，油气初次运移的动力并非青一段异常高压，而是断裂的幕式活动及地震泵作用。油柱高度与超压并不具有相关性，扶杨油层幕式成藏几乎总是与区域性的构造运动和断裂活动相伴随。毛管压力和浮力作用对油气二次运移产生了巨大的影响，扶杨油层具有常规油气藏和深盆油气藏共存的特点。浮力和区域构造演化的有机匹配，使向环凹陷周边斜坡、鼻状构造、背斜等部位的油柱高度明显增加，且储量丰度明显升高；长春岭低超压区也可以成藏，这些均为浮力及油气侧向运移的结果。三肇、齐家—古龙、长岭等凹陷的轴部是深盆油气藏勘探的重点，古隆起及其斜坡部位和物性较好而超压较低的东北、东南隆起带是下一步的勘探方向。尤其重要的是，杨大城子油层的勘探主要应放在环凹陷周边斜坡、鼻状构造、背斜等部位，而非超压最大的凹陷轴部

尚家地区位于三肇源区之外，且泉二段储层又位于青一段源岩之下，以此认识为基础，分析了三肇源区青一段油向尚家地区泉头组的运移机制。三肇源区青一段油在超压作用下通过T2源断裂向下“倒灌”运移进入扶杨油层，然后在浮力作用下通过被断裂沟通的砂体侧向运移至尚家地区，并直接进入与扶杨油层相接触的泉二段高断块圈闭中聚集成藏。尚家地区泉二段油成藏与分布主要受泉二段高断块圈闭发育、高断块圈闭位于油运移路径上和高断块圈闭内砂体发育3 个因素的影响。通过主控因素分析得出，尚家地区泉二段油成藏的Ⅰ类有利区分布在尚9-6、尚118-120、尚124-112 井等区域内及升26-14 井周围，Ⅱ类有利区主要分布在尚9-6 和尚118-120 井一线的北部地区。

对油气运移中的倒灌问题研究后认为，油气是在浮力的作用下向上或侧向上运移的，油气倒灌是不可能发生的，油气倒灌的错误认识源于欠压实；欠压实是一个错误的概念，是对岩石变形理论的错误理解，用等效深度法计算烃源层压力也是一种错误做法，断层不是倒灌的通道，油气倒灌缺少动力的支持，当然不可能发生。