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。

在全球能源脱碳背景下，天然氢气作为一种一次能源，因其零碳、可再生的优点而备受关注，但中国目前还未开展专门针对天然氢气的勘探工作。通过介绍全球已知高含量天然氢气（体积分数大于10%）气藏的主要形成地质环境及成因类型，系统总结了天然氢气富集的有利地质条件，并结合国外天然氢气的勘探开发现状，评价了中国天然氢气的勘探前景。研究结果表明：①全球高含量天然氢气主要发育于蛇绿岩带、裂谷和前寒武系富铁地层中，且以无机成因为主，富铁矿物的蛇纹石化过程是天然氢气最主要的成因来源，其次为地球深部脱气和水的辐解。②优质的氢源与良好的运移通道是氢气富集的前提，而盖层的封盖能力是天然氢气能否成藏的关键要素；天然氢气作为伴生气时，传统盖层对其具备封盖能力，但当其含量较高时，传统盖层可能难以形成有效封盖；裂谷环境、蛇绿岩发育区以及断裂发育的前寒武系富铁地层是富氢气藏的勘探有利区。③国外多个国家和地区已制定了天然氢气的勘探开发和利用计划，其中，马里已实现天然氢气的商业开采，美国、澳大利亚也已成功钻探天然氢气勘探井。④中国高含量氢气区与富氢地质条件高度匹配，天然氢气勘探前景良好，郯庐断裂带及周缘裂陷盆地区、阿尔金断裂带及两侧盆地区、三江构造带—龙门山断裂带及周缘盆地区的天然氢气勘探潜力较大；中国应尽快开展天然氢气普查工作，加强氢气成藏过程研究和潜力评价，并进行勘探技术、开采分离技术和储运技术的攻关，为天然氢气的大规模开发利用做好技术储备。

依据岩心相、测井相、岩屑分析化验等资料，利用点-线-面的油藏单元表征方法，对渤海湾盆地廊固凹陷古近系沙河街组的微构造、主力层油藏单元类型及油水连通关系进行了详细研究。研究结果表明： ①廊固凹陷古近系沙河街组主要发育构造型油藏单元和“断砂配置”型油藏单元。安11井区Es₄^上-Ⅰ砂组1小层、2小层、3小层和4小层的油藏单元数量分别为6个、5个，3个和2个；安22井区Es₃^中-Ⅱ砂组3小层和7小层的油藏单元均为5个，其他小层油藏单元数量不等。②安11井区Es₄^上-Ⅰ砂组油藏单元砂体连通程度和流体连通程度均较高；安22井区Es₃^中油藏单元类型、空间分布特征均较为复杂，油藏单元砂体连通程度较高、流体连通程度相对较低。③在实施油藏单元作为开发单元后，安11井区和安22井区各小层的单井日产原油量均有增加。通过油藏单元的精细表征，不仅能发现勘探开发中的滚动评价目标，而且可为开发过程中动态储量及经济可采储量的标定提供准确的油层厚度、油藏边界及油藏分布范围等。

以均质径向地层边水气藏为例，基于水驱气藏的物质平衡理论，推导了地层平均含水饱和度与出口端含水饱和度的关系；引入存水体积系数，建立了平均含水饱和度与气藏动态储量和水侵量的联系，计算气藏动态储量和水侵量；将该方法运用于柴达木盆地台南气田第四系涩北组第6小层，以视地质储量法验证了动态地质储量，以数值模拟法验证了水侵量的计算结果。研究结果表明： ①均质径向地层边水气藏中，地层平均含水饱和度与出口端含水饱和度呈线性正相关； ②通过平均饱和度计算气藏动态储量时，应选取开发中后期趋于稳定的数据，此时地层压降波及到储层边界，能反映全工区真实的动态储量，而早期数据计算的结果偏小； ③通过平均饱和度计算的柴达木盆地台南气田第四系涩北组第6小层的动态地质储量为80.1×10⁸ m³，与视地质储量法计算的动态地质储量误差为1%，通过平均饱和度计算的水侵量与数值模拟法计算的水侵量误差约为10%。

为规范海外石油储量评估,提出海外岩性油气藏储量分类分级、岩性边界、含油面积及有效厚度确定的方法。研究结果表明:①海外P类储量一般必须具有公司或资源国政府批准的开发方案。P1储量以具有商业产量或具商业测试流量的井为计算单元,其面积通常由生产井的泄油面积和已知气底或已知油顶与已知油底限定的范围确定。P1储量边界到其与岩性边界一半距离范围内的储量为P2储量;P2储量边界到岩性边界范围内的储量为P3储量,如圈闭内没有或尚不能确定油水界面,则P3储量应以圈闭溢出点来确定;如岩性或储层物性变化较剧烈,P2储量可按P1储量外推1个开发井距确定,P3储量可按P2储量外推1个开发井距确定。②当P类储量井到渗透储层尖灭线的距离不大于3~4倍开发井距时,对于中—高孔渗储层,尖灭线可直接确定为岩性边界;对低孔渗储层,可将达到P类储量标准的最小有效厚度等值线确定为岩性边界。由岩性边界、油气水边界、致密层封堵带等综合圈定含油气面积,面积内的井应达到P类储量标准。已查明流体界面的油气藏,用于圈定含油气面积的流体界面应经钻井取心资料或测试资料证实;未查明流体界面的油气藏,应以测试证实的最低的出油气层底界或有效厚度值外推圈定含油气面积。③ P1储量有效厚度的确定应具有可靠的地层测试资料或充分的测井资料,并证实其具有一定的生产能力;P2储量有效厚度的确定通常缺乏结论性的测试资料,并且未证实其生产能力;P3储量的有效厚度存在较大的不确定性,因其在岩石物理解释方面存在不确定性。④推荐采用容积法开展岩性油气藏的储量评估,厄瓜多尔TP油田的实例证实了岩性油气藏储量分类分级和储量评估方法的有效性。

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。

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。

根据质量守恒原理，将水平井转化为虚拟直井，然后通过状态方程将各个参数和压力联系起来，从而对水平井探测半径的计算方法进行研究。研究结果表明： ①新推导出的探测半径计算公式在形式上表现为关于时间的非线性隐函数。②油井探测半径随时间的增长而增大，储层特性参数对探测半径与时间的典型曲线具有显著影响。③多区复合油藏水平井探测半径的曲线明显表现出复合油藏的多区特性。④N区复合油藏的典型曲线上出现N-1个拐点，拐点代表压力波对相邻2个区带界面的响应，内区半径的增大会使相应的拐点向右上角移动。

利用岩心、测井与地震资料，采用地震解释、平衡剖面以及包裹体检测等技术，恢复了川东地区高陡构造带的构造演化史，并对平桥、建南、梓里场构造的天然气来源、运聚与保存条件进行了分析。研究结果表明：①川东地区平桥断背斜圈闭东翼的单条逆断层使得下盘的龙马溪组烃源岩与上盘的洗象池群储层发生了侧向对接，天然气可穿过断裂带向上盘储层运移，具备较好的输导条件，且圈闭盖层未受到断裂作用破坏，保存条件良好，有利于天然气的聚集成藏。②建南断背斜圈闭翼部的多条平行的逆断层虽然实现了部分源-储对接，但是多条断层组合降低了其侧向输导能力，天然气未能大规模聚集。③梓里场断背斜圈闭的源-储配置与输导条件优良，但盖层的封盖能力较差，大多被断层破坏，钻探显示储层为水层。④川东地区高陡构造带寒武系洗象池群天然气聚集成藏的主控因素包括：断层或断层组合控制下的源-储配置、侧向输导条件以及盖层的封盖能力。

鄂尔多斯盆地安塞油田塞160井区为浅水三角洲沉积，砂体以河道沉积为主，具有连片分布特征，但在开发过程中注采对应性差，连片砂体内部构型及叠置样式复杂。以现代沉积、数值模拟为基础，结合岩心、测井及动态资料，对安塞油田塞160井区长6₁¹小层沉积相及砂体开展精细解剖，明确了其内部砂体构型特征，并划分了砂体演化期次。研究结果表明： ①塞160井区为典型曲流河浅水三角洲沉积，发育水下分流河道、河口坝、席状砂、支流间湾4种沉积微相。②研究区平面上浅水三角洲发育典型的指状河口坝砂体，河道多数分布在河口坝中间，形成“河在中间、坝在两边”的平面分布样式。③垂直物源方向上，分流河道多深切但未切穿河口坝，形成了“河在坝上走”的河-坝组合样式；顺物源方向上，单一河口坝砂体前积形成了复合河口坝砂体。④不同河口坝之间发育泥质或物性隔夹层，导致连片砂体不完全连通；单一河口坝砂体长度为280～1 400 m，宽度为200～420 m；同期河口坝规模（长宽比）及前积倾角相似，不同期次河口坝表现为顺物源长度及前积倾角减小，宽度无明显变化。

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。

根据钻井、测井、野外露头及地球化学资料，参考盆地周缘构造环境、盆地构造沉降特征及沉积相展布，恢复了鄂尔多斯盆地中—晚二叠世不同时期构造-沉积环境，探讨了盆地性质及演化过程。研究结果表明： ①中—晚二叠世鄂尔多斯盆地南缘和北缘经历了洋盆俯冲消减过程，以强烈的挤压构造环境为特征，上二叠统石千峰组沉积期盆地北缘古亚洲洋闭合进入陆陆碰撞阶段，盆地内构造沉降速度缓慢。②中—晚二叠世鄂尔多斯盆地为大型的克拉通内坳陷盆地，中二叠统石盒子组沉积期基准面呈下降趋势，盆地主体延续山西组沉积期南北高、中部低的古地理格局，南华北地区地势相对更低；周缘隆起区快速抬升且范围逐渐扩大，为坳陷盆地内提供物源，盆地内发育冲积扇、冲积平原、三角洲和浅湖相，向南发育残存潮坪—潟湖，呈南北向展布；晚二叠世基准面趋于稳定，湖相范围扩大，主要发育于盆地南部，潮坪—潟湖环境向南缩小。③研究区油气成藏受控于沉积环境，中二叠世发育的陆相三角洲沉积体系有利于形成储集层和盖层，且和下部煤系地层组成中二叠统良好的生-储-盖组合；上二叠统为氧化干旱的古气候，沉积水体较浅，形成的泥岩厚度小，生烃潜力有限，无法形成大规模气藏。

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。

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。

通过文献调研和地质分析，系统总结了分支河流体系（DFS）理论的研究进展、应用前景和发展趋势。研究结果表明： ①当前DFS理论研究的五大重点分别是通过实例分析挖掘其科学内涵，探讨应用价值，解决概念争论；明确DFS是一个多种河道共生的沉积体系，不能理解为一种新的河道类型；河道网络和河型转换是DFS研究中的重要问题；建立和完善DFS的沉积模式；建立DFS储层预测模型。②开展DFS研究对促进陆相盆地沉积储层学科的理论创新和挖掘陆相盆地油气资源潜力具有重要理论意义和广阔的应用前景。③当前DFS研究主攻方向是建立沉积储层数据库，构建沉积模式和识别标志，形成河网体系和河型演变定量预测模型，实现不同建模方法的融合归一；未来DFS研究应当将沉积学与地貌学、地理学、现代地球信息科学技术相结合，应用大数据和智能化技术，实现对沉积体系的定量表征和储层定量预测。

准噶尔盆地腹部地区沙湾凹陷超深层蕴含丰富的油气资源。根据烃源岩热演化模拟实验分析了沙湾凹陷二叠系上乌尔禾组烃源岩生烃产物类型，结合地层流体高温高压物性实验数据，运用相图判别法和经验参数法对沙湾凹陷征10井地层流体相态进行深入研究。研究结果表明： ①沙湾凹陷征10井上乌尔禾组油气主要来自于下乌尔禾组泥质烃源岩，其有机质类型为Ⅱ₁型，镜质体反射率（R_o）为1.05%～1.46%，岩石热解峰温（T_max）为433～446℃，处于成熟—高成熟演化阶段，目前处于生轻质油阶段。②上乌尔禾组地层流体成分表现为凝析气藏的流体组成，地层温度为166.0℃，介于临界温度和临界凝析温度之间，地层压力为155 MPa，远高于露点压力，地-露压差大，表明地层条件下流体呈凝析气相特征，但地下油气相态与地表采出流体相态具有一定差异。相图判别法和经验参数法烃类流体相态分析结果均显示，征10井上乌尔禾组气藏为含大油环的凝析气藏。③沙湾凹陷上乌尔禾组具有优越的成藏条件，紧邻下乌尔禾组烃源岩，油气近源垂向输导，向局部隆起区运聚，巨厚的三叠系及上乌尔禾组中上部区域盖层起到重要的封盖作用，最终在局部隆起区形成岩性-构造凝析气藏。

通过井-震精细标定、凝灰岩标志层约束和速度模型正演等方法，建立了鄂尔多斯盆地西南部庆城地区三叠系长7段—长3段等时地层格架，并对地层演化特征进行了分析。研究结果表明： ①庆城地区三叠系长7段—长3段湖泛泥岩具有高伽马、高声波和中—高电阻率特征，单层湖泛泥岩在横向上表现为向湖盆中心倾斜的特征，纵向上长7段—长3段均有分布，具有等时对比意义；长4+5段发育的细粒沉积是不同时期湖泛作用的叠加响应结果。②研究区长7段—长3段以湖泛泥岩为界，自下而上划分为7个等时地层单元（Pss1—Pss7），横向上彼此叠置，向湖盆中心方向进积，垂向上表现为顶积层、斜积层和底积层“三元”结构。③研究区长7段—长3段整体表现为震荡湖退背景下的前积式充填特征，其演化可分为3个阶段：早期（Pss1—Pss2），坡度相对较小，地层总体呈楔状加积—弱进积叠置样式；中期（Pss3—Pss5）随着前积斜坡推进到半深湖—深湖区，坡度变大，地层主要表现为“S”形前积结构，顶积层广泛发育三角洲前缘沉积，底积层深湖相重力流砂体发育；晚期（Pss6—Pss7）湖盆萎缩，水体变浅，斜坡高度和角度均变小，顶积层发育三角洲平原沉积，斜积层中上部主要为三角洲前缘沉积，斜积层中下部和底积层以前三角洲—半深湖相泥质沉积为主。

陆上地震资料由于低频信息缺失、波场复杂等问题，加剧了反演的非线性。基于改进共轭梯度法的时间域多尺度分层反演方法有效重建了纵、横波速度场。研究结果表明： ①利用时窗筛选早至波信息，使用小炮检距早至波数据自低频至高频多尺度重建浅层速度场，可以减少中深层反射波及噪声的强非线性影响；固定浅层速度，采用全波场的全偏移距数据可重建中深层速度场。②整个反演过程均利用基于移动加权平均的改进共轭梯度法进行速度场的迭代更新。改进的共轭梯度法可增强反演的稳定性，提高深层速度建模质量，同时反演收敛更快；分层反演策略可兼顾浅层低速和深层高速，采用大小不同的有限差分网格，保证波场模拟精度的同时减少了计算量，提高了反演计算效率；改进共轭梯度法的多尺度分层反演策略可有效降低陆上实际资料带来的非线性影响，使共成像点道集拉平程度更好，纵、横波速度场均得到有效恢复。

基于压缩感知理论，根据强、弱反射之间子波干涉机理，提出了逼近任意强反射波形的动态字典强反射分解方法和基于屏蔽函数的强反射消减方法。利用数值模型和强反射波形横向变化大的物理模型验证了该方法的有效性，并在川中古隆起构造带中部二叠系茅口组二段进行了实际应用。研究结果表明： ①相比常规去强反射方法，基于屏蔽函数的强反射消减方法处理后，地震同相轴横向连续性更好，强反射同相轴消减得更彻底，被强反射屏蔽的块状砂体弱反射突显出来，同时该方法对层位的依赖低，不需要准确的强反射层位数据，可将时窗范围内的强反射一次处理完成。②基于屏蔽函数的强反射消减方法在砂体与强反射层距离小于λ（波长）且大于λ/4时，消除效果较好，强反射可完全去除，弱反射完全显现；当砂体与强反射层距离小于λ/4时，消除效果较差，砂体与强反射层距离越小（小于λ/8时），效果越差。③该方法在川中古隆起构造带中部二叠系茅口组二段应用效果较好，储层距离强放射层小于λ/4的井区，储层弱反射得以显现，储层距离强放射层大于1/4波长的井区，储层响应得到增强。

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。

利用准噶尔盆地西北缘乌夏地区中深层稠油油藏参数，对水平井前置CO₂蓄能压裂技术的开发机理、关键操作参数及开发效果进行了详细研究。研究结果表明： ①伴随压裂—焖井—生产等开发阶段的延伸，前置CO₂蓄能压裂后的油井逐步显现出增能改造、扩散降黏、膨胀补能、释压成泡沫油流等特性，井底流压提高了2～4 MPa，CO₂扩散至油藏的1/3，原油黏度降至500 mPa·s以下，泡沫油流明显； ②研究区最优压裂段间距为60 m、裂缝半长为90 m、裂缝导流能力为10 t/m，CO₂最佳注入强度为1.5 m³/m，注入速度为1.8 m³/min，油井焖井时间为30 d，油藏采收率提高了2%～3%； ③通过与常规压裂生产效果进行对比，前置CO₂蓄能压裂技术可使产油量提高5.2 t/d，预测CO₂换油率达2.45，开发效果显著提升。

通过岩心分析测试、地震厚度预测、包裹体成藏期次分析以及源储配置关系研究，对准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组储层特征及油气成藏规律进行了刻画。研究结果表明： ①玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组主要发育扇三角洲沉积，岩性普遍较粗，相对优质的储集层主要分布于扇三角洲前缘水下分流河道微相及少量河口砂坝微相中，其成分以长石岩屑砂砾岩为主，其次为岩屑砂砾岩。岩石普遍较致密。岩心孔隙度为3.17%～23.40%，平均为9.04%，渗透率为0.01～934.00 mD，平均为0.73 mD，属低孔特低渗型储集层。储集空间类型以次生溶孔为主，可见粒间缝和其他微裂缝。②研究区油气主要来源于下二叠统风城组碱湖沉积的泥页岩，最厚处超过400 m，为残留海—潟湖相沉积，水体盐度较高，岩性以云质泥岩和泥质岩为主。有机质类型以Ⅰ和Ⅱ₁型为主，总有机碳含量（TOC）多大于1.0%，生烃潜量（S₁+S₂）多大于6.0 mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.2%，HI平均为322 mg/g，有机质演化处于成熟阶段，为中等—好烃源岩。③研究区具有3期成藏特征，晚三叠世之前为第1期油气充注，未能聚集成藏，早侏罗世为第2期油气充注期，对应黄色荧光烃类包裹体；早—中白垩世为第3期油气充注期，对应蓝白色荧光烃类包裹体，后2期油气充注对百口泉组油气成藏起主要贡献作用。④研究区源储配置紧密性是导致玛湖西斜坡和玛湖东斜坡油气差异性聚集的核心要素。

基于现有的研究成果和存在的问题，探讨了分支河流体系（DFS）研究中的关键科学问题、主要研究内容、研究方法和工作流程。研究结果表明： ①DFS研究中最关键的3个科学问题是明确河网结构和河型演变规律、构建沉积标志和沉积模式、分析其形成和分布的控制因素。②DFS研究的主要内容包括建设形态沉积学数据库、现代沉积机理研究、分类研究、建立沉积模式、储层建模与储层预测等5个方面。③DFS研究中的关键技术包括基于遥感图像的形态数据采集、形成机理的水槽和模拟实验、河网重构、顶点位置预测与河道分汊点自动生成方法、储层建模知识库平台等。④DFS研究的基本工作流程是先建立形态沉积学数据库，搭建数据库软件平台，在此基础上选择具有代表性的DFS进行现代沉积解剖，然后综合现代沉积调查、露头解剖和模拟实验成果，形成分类体系，总结各类DFS的识别标志和沉积模式，分层次建立储层预测模型，形成沉积结构储层预测模型的建模软件平台，从而预测沉积体系中有利储层的分布。

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。

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。

东道海子凹陷是准噶尔盆地二叠系重要的勘探领域之一，二叠系平地泉组是该区烃源岩发育的重点层系。通过对东道海子凹陷烃源岩分布及有机质地球化学特征分析，明确了平地泉组烃源岩生烃潜力及生成油气的类型。研究结果表明： ①东道海子凹陷平地泉组烃源岩的Pr/nC₁₇值为0.35～1.18，Ph/nC₁₈值为0.23～0.81，显示其生烃母质主要为混合源，既有陆地生物的贡献，也有水体生物的贡献。②纵向上，平一段和平二段烃源岩质量最好，平一段的好—优质烃源岩占比为81.1%，TOC平均值为1.88%，平二段的好—优质烃源岩占比为62.5%，TOC平均值为1.55%，而平三段的好—优质烃源岩仅占30.2%。平一段和平二段烃源岩主要为Ⅱ型，占比分别为66.7%和48.4%，既可生油也可生气，平三段烃源岩质量较差，以Ⅲ型干酪根为主，具有一定的生气潜力；平面上，烃源岩从边缘区向凹陷区逐渐变好。③凹陷边缘区的烃源岩达到成熟演化阶段，凹陷区烃源岩埋深较大，达到高—过成熟演化阶段，该套烃源岩在埋深约为2 500 m时达到生烃门限，在埋深为4 350 m处达到大量排烃门限，而当埋深大于5 050 m时，进入大量裂解生气阶段。④研究区油气分布明显受烃源岩分布及成熟度控制，在远源端剥蚀区浅层侏罗系八道湾组发现成熟油，下凹斜坡区二叠系以轻质油为主，而凹陷中心以平地泉组“自生自储”气藏为主。

通过岩石力学实验、声发射实验和地震资料综合解释，利用有限元数值模拟方法，对涪陵南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组海相页岩古构造应力场进行了数值模拟，并结合岩心实测结果，预测了构造裂缝的发育特征。研究结果表明： ①涪陵南地区裂缝主要形成期（燕山晚期）构造应力和裂缝的分布受断层、岩石力学性质和构造应力的影响，断层广泛发育的区域容易出现应力集中，并引起较大的应力梯度。②利用库伦-莫尔破裂准则预测了研究区构造裂缝的发育，同时引入剪切破裂指数R定量表征裂缝发育的强度，其值越大反映裂缝发育程度越高。窄陡断背斜和断层附近裂缝发育，以高角度剪切裂缝为主，而在宽缓向斜部位裂缝发育程度最弱，研究区五峰组—龙马溪组底部硅质页岩应力集中，裂缝最发育。③涪陵南地区海相页岩气保存有利区主要为3个区带：远离大断层的凤来向斜内部，主要构造变形期未遭受大的破坏作用，其位于应力低值区，具有良好的保存条件，为Ⅰ类有利区；白马向斜内部小断层发育，应力值位于中等水平，保存条件中等，为Ⅱ类较有利区；石门—金坪断背斜遭受到强烈改造作用，容易产生大规模剪切裂缝，破坏了保存条件，为Ⅲ类不利区。

滩砂是我国陆相盆地重要的储集类型之一。基于岩心测试、钻井、测井和三维地震等资料，对准噶尔盆地沙湾凹陷侏罗系八道湾组滩砂的沉积特征进行了系统分析，探讨了其分布规律、沉积模式和勘探潜力。研究结果表明： ①沙湾凹陷八道湾组滩砂由滩脊和滩槽构成，滩脊富砂，以砂砾岩、含砾砂岩和砂岩为主，发育块状层理、浪成交错层理和局部软沉积变形层理，垂向上呈多期滩脊叠加特征；滩槽贫砂，以薄层粉砂岩沉积为主，垂向上呈反粒序特征；单期滩脊一般由3个沉积序列构成，各序列的粒度概率曲线均呈三段式。②研究区滩脊在地震剖面上表现为强振幅透镜状的反射特征，地层切片显示滩脊沿湖岸线成排成带分布，规模大。滩砂分布于西环带两大三角洲扇体间的凹进区，沿湖岸线呈条带状展布，滩脊和滩槽相间分布，单个滩脊面积较小，但数量多，最多可达12道，成群成带出现，滩脊砂体群面积可达145 km²。③研究区八道湾组底部脊槽状滩砂勘探开发潜力大，砂体厚度大、物性好、分布面积广，滩槽可作为侧向遮挡层，可形成较好储层和圈闭，二叠系风城组碱湖优质烃源岩提供油气来源，不整合面和断裂为有利油气输导体系。

针对表层沙丘对地震反射波的高频能量吸收衰减严重会导致沙漠区地震资料存在分辨率低、能量弱、频带窄等问题,提出了一种结合微测井约束的近地表叠前Q补偿、叠前深度Q偏移及基于井约束的压缩感知叠后拓频等3种方法的地震资料处理方法,并将该方法在尼日尔Agedem地区进行了测试。研究结果表明:①经微测井约束的Q补偿法处理后,尼日尔Agedem地区地震资料信噪比和分辨率均更高,同相轴更光滑连续,有效信息能量增强,细小结构刻画得更为清晰;频带宽度从35 Hz拓宽至约70 Hz,主频从30 Hz提升至约45 Hz。②Q叠前深度偏移消除了地震波传播过程中由于介质非弹性因素和地层吸收所引起的衰减与频散,保证了成像精度。③基于井约束的压缩感知叠后拓频方法处理后的结果较无井约束拓频处理与井合成记录更为匹配,具有更好的保真性,进一步提升了弱信号能量,恢复了严重吸收衰减效应所造成的能量损失,尼日尔Agedem地区20~40 ms层位位置更准确,在无井约束处理后180 ms处出现的层位假象问题得到解决。④该联合方法在尼日尔Agedem地区的应用取得了较好的效果,处理后的地震资料断层结构清晰、断面波干脆、小断层错段明显容易识别;结合测井数据对DB1井进行井-震标定后,全井段相关系数大于0.92。

通过场发射扫描电镜观察、全岩X射线衍射分析、N₂与CO₂等温吸附实验等，对黔南地区下石炭统打屋坝组页岩孔隙结构特征及含气性进行系统研究。研究结果表明： ①黔南地区下石炭统打屋坝组页岩岩相类型主要为灰质页岩相和灰/泥混合质页岩相，含硅泥质页岩相少量发育；页岩有机质丰度偏低，成熟度较高。②研究区打屋坝组页岩孔隙类型可分为无机质孔隙、有机质孔隙和微裂缝，其中无机质孔隙占主导；页岩孔径分布呈多峰态，以小于1 nm的微孔及2.0～2.4 nm和6.0～8.0 nm的低值介孔为主；页岩孔体积主要由介孔和宏孔提供，可控制游离气的赋存；页岩比表面积主要由微孔和介孔提供，可控制吸附气的赋存。③研究区打屋坝组页岩含气性主要受孔隙结构和保存条件的控制，其中孔隙结构的主要影响因素为有机质和矿物组分，有机质和黏土矿物含量对孔隙的发育具有积极作用，而脆性矿物含量在一定程度上抑制了孔隙的发育；强烈的构造变形是导致研究区页岩气保存条件较差的主要原因，可利用保存指数定性-定量评价打屋坝组页岩气的保存条件并进行有效分级。

通过岩溶古地貌恢复、倾角约束增强相干、相控岩溶地震反演和非线性伽马模拟等技术，对四川盆地元坝地区二叠系茅口组相控岩溶异常及有效储层分布进行了研究。研究结果表明： ①四川盆地元坝地区二叠系茅口组在纵向上可划分为表层风化壳、垂直渗流带、水平潜流带3个岩溶作用带，茅三段相控岩溶储层受浅滩相带和岩溶作用共同控制，储层类型分为孔隙-孔洞型和半充填溶洞型。②岩溶残丘地貌相对较高，为岩溶作用供水区域，是相控岩溶发育的有利位置；溶丘平原地貌相对较低，为岩溶作用汇水区域。③倾角约束的增强相干技术可定性描述岩溶残丘内相控岩溶发育的有利带，研究区的该类储层主要分布于古地貌高部位，并呈北西向展布。④相控岩溶储层预测方法可以相对准确地预测有效岩溶储层的分布范围，研究区垄脊带、峰丛带岩溶储层最为发育，最大厚度为28 m。

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。

综合利用地质构造、有机地球化学及储层物性、岩性等资料，从烃源岩、储层物性、有效盖层和输导体系等4个方面分析了川西南地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩气的成藏条件及主控因素，并对气藏有利区进行了预测。研究结果表明： ①川西南地区侏罗系沙溪庙组致密气具备良好的成藏条件，三叠系须家河组五段煤系烃源岩有机质以Ⅲ型干酪根为主，平均TOC为3.31%，R_o为0.70%～1.75%，为沙溪庙组煤型气的规模聚集奠定了良好的物质基础；上覆遂宁组泥岩厚度大，泥地比大于0.8，突破压力高，是良好的封盖层；区内广泛发育的气源断裂为油气运移提供了良好的输导通道。②研究区致密砂岩气的成藏规模受控于源储距离和储层物性，气藏地质储量与储层物性呈正相关，与源储距离呈抛物线关系；致密气的富集层位受控于源-储-盖配置类型，当源储分离、有区域盖层遮挡时，致密气富集于区域盖层下伏储集层，当源储分离、断穿区域盖层时，优势储层多层系富集；烃源岩生烃潜力与输导通道控制了天然气充注方式，区内整体充注程度高，烃源岩侧向运移排烃的成藏条件要好于垂向运移排烃。③研究区地质储量与成藏指数呈线性正相关，相关系数大于0.8；成藏指数大于0.4、泥地比大于0.5、断层封闭性良好的区域为气藏有利分布区，沙溪庙组一段致密气主要分布在名山—邛崃—新津一带、天府含气区；沙溪庙组二段致密气主要围绕浦江、眉山、成都等地分布。

准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组主要发育扇三角洲沉积，准确识别扇三角洲各沉积相的展布特征对多类型油气藏的勘探开发具有重要意义。结合高精度三维开发地震和大量钻井、测井资料，采用沉积相研究、地震属性分析和古地貌恢复等方法，对沙湾凹陷百口泉组沉积相展布特征进行了研究。研究结果表明： ①沙湾凹陷百口泉组可划分出3个四级层序和数个五级层序，且3个四级层序分别对应百口泉组的3个层段，五级层序受短期沉积旋回控制，分别对应不同的沉积微相。②均方根振幅属性对岩性变化更为敏感，能量高值区对应扇三角洲平原亚相，中值区对应扇三角洲前缘亚相，低能量区对应滨浅湖亚相。③百一段和百二段沉积时期，研究区湖盆面积小，主要发育扇三角洲平原和前缘亚相；百三段沉积时期湖盆面积增大，主要发育扇三角洲前缘和滨浅湖亚相，为典型的水进退积型扇三角洲。扇三角洲前缘亚相物性较好，被滨浅湖亚相的泥质岩所覆盖，形成良好的储盖组合。④研究区百口泉组扇体规模大、物源近，岩性以砂砾岩为主，为缓坡浅水扇三角洲沉积模式，扇三角洲前缘亚相为潜在的有利成藏区，是油气资源规模发现的重点勘探区。

通过川东地区二叠系吴家坪组页岩样品镜下薄片鉴定、X射线衍射分析、主微量元素测试等，对川东地区二叠系吴家坪组页岩中黄铁矿特征及缺氧事件进行了研究。研究结果表明： ①川东地区吴家坪组页岩中矿物成分较为复杂，富含黏土矿物，黄铁矿发育，岩相主要划分为钙质硅质混合页岩、硅质页岩、黏土质页岩； ②氧化-还原环境敏感参数U/Th，Ni/Co及V/Cr值指示研究区吴家坪组页岩的沉积环境整体为贫氧环境，并且在纵向上自下而上呈现由氧化环境向缺氧环境过渡的特征； ③研究区页岩中草莓状黄铁矿的粒径为5.18～10.75 μm，且在纵向上自下而上呈现逐渐变小的特征，这种粒径上的变化特征可视为其对二叠纪晚期大洋缺氧事件的响应； ④由峨眉山玄武岩喷发所导致的缺氧事件涉及茅口组沉积晚期—吴家坪组沉积期—大隆/长兴组沉积期，自峨眉山玄武岩喷发开始，CO₂不断溶于水体，浮游生物大量增长，水中含氧量持续下降，至大隆/长兴组沉积时期川东地区水体已完全处于缺氧甚至硫化环境。

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。

根据岩心薄片、分析化验、测井和地震等资料,利用地质和地球物理相结合的研究方法,对巴西桑托斯盆地火成岩期次、岩性岩相、地球物理特征、火山机构特征及Eastern油田火成岩发育特征等进行了研究。研究结果表明:①桑托斯盆地发育瓦兰今-欧特里夫期喷发岩、巴列姆-阿普特早期喷发岩、阿普特期喷发岩、坎潘期侵入岩及始新世侵入岩和喷发岩5期岩浆活动,具有陆上喷发和水下喷发2种模式,发育裂隙式和中心式火山机构,可划分为火山通道相、火山颈相、溢流相、碎裂相、次火山岩相、火山沉积相等6种岩相。②按照火山机构“定区”、火山通道“定源”、地震反射特征“定相”、多重属性“定性”、叠前反演“定量”的火成岩预测方法,实现了Eastern油田火成岩的分布预测,侵入岩主要分布于研究区中部,喷发岩主要分布于研究区西北部和东部,经钻井证实,预测结果符合率达95%。③含火成岩的盆地中,其油气成藏与火成岩的形成演化密切相关,火成岩对油气成藏具有建设性和破坏性的双重影响,对油气勘探具有重要意义。