碳酸盐岩地层-岩性大油气田是一种重要的油气田类型，勘探已经证实其在全球范围内有着大量的油气资源及油气产量。通过对全球94个碳酸盐岩地层-岩性大油气田的区域展布、层系分布、圈闭类型、储层埋深及储量规模等参数的分析，探讨了其分布的主控因素。这类油气田主要分布于北美、中东和中亚地区，其中北美含油气域的油气最为富集，主要富集层系为奥陶系、石炭系、古近系和新近系。圈闭类型主要为生物礁类、颗粒滩类、成岩圈闭和不整合与风化壳型；埋深一般小于5 000 m，埋深超过5 000 m的油气田仅占6.4%。本文重点探讨了以下5个关键因素对碳酸盐岩地层-岩性大油气田的形成与分布：①稳定局限的浅水环境、中低纬度有利于有机质的生成和保存；②构造运动不但会产生大量断裂和裂缝带而增加储层的储集空间，而且会促进油气的运聚（往往与生烃期相匹配），也为古岩溶作用提供有利背景；③古岩溶等成岩作用改善了储集性能；④蒸发岩起到了良好的封盖油气作用；⑤圈闭定型时间与烃源岩的生、排烃时间需在时空上达到良好的匹配关系。

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。

鄂尔多斯盆地西南缘陇东煤田低阶煤层气资源丰富，勘查开发处于起步阶段，成藏主控因素及模式认识尚不足。为弄清气体的富集规律，优选勘探靶区，运用钻探（现场解吸、试井、岩芯）、测井、水文、地球化学测试等资料，从构造演化、埋深条件、沉积环境和水文地质条件等方面讨论了气藏的煤储层特征、主控因素和富气成藏机制，划分出4种煤层气富集成藏模式及对应的气藏类型；评价优选出3个有利勘探区。结果表明：陇东地区煤层厚度大，煤系地层非均质性强，煤岩煤化程度低，含气量横向变化大；煤岩生烃能力强，储集性能好，富气成藏的主控因素为盖层的发育程度和后期次生生物气的调整；埋深控藏呈现出“最佳深度”的特征。该结果为后期煤层气勘探的井位部署提供了参考和指导。

为研究吐哈盆地北部山前带中下侏罗统水西沟群成藏条件及勘探方向，开展了轻、重矿物物源分析、构造建模、烃源岩评价等研究。结果表明：①西山窑组二段沉积前北部山前带水西沟群受南物源体系控制，辫状河三角洲各类成因砂体发育；②吐哈盆地北部山前带可划分为冲断带、背斜带和斜坡带，其中冲断带可进一步划分为上盘冲断叠加体和下盘掩伏带，逆冲断裂带下盘掩伏背斜构造发育，且成排成带分布，山前带经历了3期滑脱两期冲断的构造演化过程；③山前带伊尔希土组、桃东沟群、三工河组烃源岩系均具备生烃条件，推测掩伏带下背斜、断背斜等构造圈闭烃源条件具备。综合评价认为山前带掩伏背斜构造群是吐哈盆地山前带下步油气勘探的方向。

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%。

浅水三角洲前缘亚相储层是中国主力油田增储稳产的主要对象，为了深入探究储层砂体分布特征，以大庆长垣萨北油田北二区萨葡高油层为例，采用密井网资料对65个时间单元沉积微相进行研究，分别建立了该区物源供给充足和物源供给不充足2种情况下浅水三角洲前缘亚相储层砂体沉积模式。结果表明：①萨葡高油层发育大型浅水三角洲前缘亚相，具有岩性细、砂泥互层、间断正韵律、垂向相序不完整、水下分流河道为骨架和河口坝不发育的特征。②萨葡高油层三角洲内前缘亚相水下分流河道分为近岸宽带型、中岸窄带型和远岸断枝型，沿物源方向分流角逐渐增加、分叉角先增加后减小和宽厚比逐渐减小。③萨葡高油层三角洲外前缘亚相受控于物源供给和波浪改造，席状砂分为厚而稳定型、厚而不稳定型、薄而稳定型和薄而不稳定型等4类，远砂坝分为厚而宽带型和薄而窄带型等2类。④萨葡高油层经历了湖平面早期高频振荡、中期缓慢下降和晚期快速上升的沉积演化序列；⑤物源供给充足时，水下分流河道延伸远且密度大、席状砂规模大、远砂坝发育；物源供给不充足时，水下分流河道延伸近且密度小、席状砂规模小、远砂坝不发育。该研究成果对指导类似岩性油气藏的勘探与开发具有借鉴意义。

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。

镇北油田镇300井区长3油层组目前已进入特高含水期，层间非均质性强，吸水不均井占测试总井数的48%，为了提供建产方向，急需进一步刻画剩余油分布。利用经典的构型分析方法，结合具有沉积单元和渗流单元双重特性的复合砂体韵律特征和渗流规律，总结了研究区长3油层组4种垂向叠置样式、5种平面接触关系并明确测井识别标志。最后利用油藏数值模拟和生产动态结合的方法明确指出2种剩余油控制因素。研究结果表明：注采井网的不完善，是造成孤立式和分离式叠置关系单砂体剩余油的主要因素；切叠式单砂体剩余油主要集中在砂体顶部；间湾接触的单砂体易造成河道侧翼剩余油富集；得益于较好的连通性和较高的水驱效率，替代式和侧切式接触关系砂体不富集剩余油；对接式接触的单砂体连通关系复杂，单一的判别方式易造成注采不对应，进而形成局部剩余油。该研究成果能兼顾储层构型对油藏剩余油的控制作用和流动单元的渗流特性，可有效指导油藏注采井网部署，为油田后期注水开发方案的调整提供了新的思路。

中国陆相页岩油资源丰富，历经十余年的基础研究、重点地区攻关和选区评价，在技术创新、工业化试验与试生产、规模性开发等方面均取得了显著进展，是未来油气勘探的接替领域。通过对全球典型陆相页岩油地质特征、资源潜力、开发现状进行系统调研和分析，为我国陆相页岩油地质评价和勘探开发部署提供参考。结果表明：①美国尤因塔盆地Uteland Butte段的有机质丰度高且具有超压的脆性钙质层和多孔白云岩层为有利区。②除美国外，全球101个页岩油盆地152个页岩油层系中，陆相页岩油层系为24个，陆相页岩油资源量占比约为19%。③阿根廷6个在产富油气盆地发育6套陆相页岩油层系，其陆相页岩油勘探开发受限于低有机碳含量和烃源岩厚度。④澳大利亚库珀盆地REM组以埋藏深度（小于2 000 m）、镜质体反射率（R_o为0.7%～1.0%）以及储层厚度（大于15 m）为标准确定3个页岩油有利区，预测技术可采资源量为2.4亿t。⑤乍得邦戈尔盆地Prosopis组、Mimosa组和Kubla组页岩TOC含量高、热成熟度适中（Ro为0.7%～1.2%）和浅埋深（500～3 000 m），是页岩油开发的目标层段，技术可采资源量为3.42亿t；⑥乍得Doseo盆地早白垩纪湖相页岩油技术可采资源量为9.77亿t。⑦印度尼西亚苏门答腊盆地发育Brown Shale组和Talang Akar组页岩层系，技术可采资源量分别为3.8亿t、5.61亿t。⑧西欧、北欧地区陆相页岩油资源主要分布于法国巴黎盆地Permian-Carboniferous组和德国下萨克森盆地Wealden组，以有机质成熟度和埋深为依据确定其页岩油技术可采资源量分别为4.36亿t和0.18亿t。该研究成果可为我国陆相页岩油勘探提供借鉴。

致密油甜点是致密油勘探开发的核心领域。通过对酒泉盆地青西凹陷白垩系致密油储层的成藏富集规律研究，揭示了致密油甜点的内涵、评价与优选方法。研究结果表明：①致密油甜点是含油气盆地细粒沉积体系中整体低丰度含油背景下的相对高丰度含油区域（或层位），致密油甜点可分为物性甜点、油藏甜点、工程甜点、产能甜点和经济甜点等5类，其中物性甜点和油藏甜点合称为地质甜点。②控制致密油甜点的主要地质因素包括岩性组合特征、源储品质、源储组合类型和裂缝发育程度。③致密油甜点的评价与优选方法为优质源岩R_o定边界、源储组合定区带、四优（优源、优相、优缝、优配）匹配定甜点、多层联合定井轨迹，该套致密油甜点评价与优选方法对油气田高效勘探开发具有指导意义。

为了建立合理准确的川南五峰组—龙马溪组页岩TOC含量预测方法，以长宁、泸州等地区的测井曲线及17口井实测TOC含量数据为基础，利用主成分分析法对这些资料进行预处理，基于BP神经网络和梯度提升决策树（GBDT）方法建立2种TOC含量预测模型，并将之与传统TOC含量预测方法进行对比。结果表明： ① 2种新模型的准确度均高于传统方法，预测结果与实际值吻合度均满足要求。②与BP神经网络模型相比，GBDT预测精度更高，均方根误差仅为0.0387。利用GBDT方法所建立的TOC含量预测模型具有低成本、高效、连续等特点，能够快速准确地预测目的层TOC含量。该成果可为提高页岩油气勘探开发效率提供有效技术支撑。

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。

渤海油田浅层新近系复合河道砂体为重要储层。通过莱北地区垦利6-1亿吨级油田的井-震联合资料，开展道集优化处理，提高叠前道集保幅性，并进行了薄互层砂体地震精细描述及流体检测研究。研究结果表明：①低频约束的时频空间域AVO校正方法有效提升了研究区叠前道集的AVO保幅性。②三维砂地比约束的分频迭代随机反演技术实现了研究区新近系复合砂体叠置关系的精细刻画和储层厚度的准确计算。③三元约束流体检测技术可削弱非烃异常影响，增强地震流体异常与构造高低信息的匹配度，大幅提高了研究区地震流体检测的吻合率，从而提高了岩性油气藏勘探的成功率。

渤中凹陷发育较厚的东营组泥岩烃源岩，为了明确该套烃源岩特征及发育模式，通过对渤中凹陷东营组烃源岩样品进行有机-无机地球化学实验、全岩-黏土和孢粉分析测试，评价了该套烃源岩品质，并综合Sr/Cu，Mn/Fe等20种元素比值以及Pr/Ph、伽马蜡烷指数、环萜烷比值、碳同位素、低等藻类化石含量和孢粉组合，分析了东营组形成时期的古沉积环境和古生产力，并建立了东营组烃源岩发育模式。结果表明：①东营组泥岩以石英、长石为主，碳酸盐矿物含量较低，而黏土矿物含量较高，质量分数为30%；②东三段与东二段下部有机质丰度高，达到成熟—高成熟阶段，有机质类型均以Ⅱ₁—Ⅱ₂型为主；③东三段—东一段均为温湿古气候，水体盐度逐渐变淡，水深逐渐变浅，由东三段高水深（70.1 m）变为东一段低水深（26.7 m），陆源侵入和水体氧化条件呈现逐渐增强的趋势，古生产力高低依次为东三段（高）、东二段（中）、东一段（低）；④高生产力、还原保存条件主导东营组有机质的富集，而古气候、水深、盐度和陆源输入对有机质的富集产生间接影响。

川南泸州地区为深层页岩气勘探的重点区，中生代以来经历了多期构造运动，下古生界五峰组—龙马溪组深层页岩储层的裂缝主要受控于区域古构造应力场。为了探究泸州地区有利的深层页岩勘探区，以其五峰组—龙马溪组深层页岩地层为研究对象，以褶皱断裂系统、地震资料综合解释、埋深古构造图和页岩岩石力学参数测试为基础，开展了目的层燕山期Ⅲ幕（裂缝主要形成时期）的古构造应力场数值模拟，采用ANSYS有限元数值模拟方法，结合钻井裂缝实测结果，利用裂缝形成的力学原理，预测了其裂缝发育特征。结果表明：该区深层页岩储层的地应力呈差异分布，燕山期Ⅲ幕最大主应力方向为NW向，约为135°；窄背斜核部和断裂附近裂缝发育，低陡构造向斜区裂缝较发育，宽缓向斜核部裂缝弱发育；主要发育水平层理缝和高角度裂缝，裂缝密度分布由NE向SW逐渐降低，在高应力值的低陡构造向斜区，深层页岩储层裂缝发育，有利于游离态天然气聚集。该结论为泸州地区深层页岩气的勘探开发提供了地质依据。

四川盆地是我国重要的含油气盆地，其中川东北二叠系长兴组碳酸盐岩是重要的产气地层。近年来发现的普光、龙岗、元坝等天然气田是重要的西气东输基地，对国家油气战略安全具有重要贡献作用。通过野外露头样品及钻井岩心分析，对川东北二叠系长兴组碳酸盐岩云化成储机制及主控因素进行了系统梳理。研究结果表明：①川东北二叠系长兴组气藏主要是一种白云岩气藏，生物礁灰岩储集能力较差与沥青充填有关，为气源层。野外露头考察发现礁盖白云岩具有更优的储集性能，但普光长兴组顶部的白云岩为一种非礁盖白云岩，揭示了长兴顶部的纯白云岩本身就是含气储层，与生物礁关系不大。②川东北长兴组白云岩储层的储集空间包括溶洞、晶间孔、晶内溶孔和晶间缝，为成岩过程中彻底云化而成。③川东北长兴组白云岩化存在5种成因机理：暴露淡水淋滤与蒸发泵流作用、渗透回流或盐水回流台地交代作用、埋藏成岩白云岩化、热液白云岩化、风化交代白云岩化，以前两种为主。表生和早期成岩的白云岩受沉积微相控制，不同区域具有不同的成因模式。川东北生物礁常常发生白云岩化作用，尤其是生物礁顶部，白云岩化后储集性能得到较大改善。④研究区长兴组中上部白云岩气藏的发现具有重要的理论意义和工业价值，尤其是长兴组顶部的白云岩自身具有良好的天然气储集能力，在封盖条件较好的广大区域均可形成工业气藏，川东北开江—梁平海槽台缘外（包括平昌海槽）长兴组也存在发育工业大气田的潜力。

近年来，国内油气田的勘探开发中发现了大量沸石类矿物，为了研究沸石类矿物成因及其对储层的影响，对国内外主要沉积盆地发育的沸石种类、发育的条件及控制因素、沸石类矿物对储层的影响进行了综述。结果表明：①含油气沉积盆地中主要发育方沸石、片沸石、浊沸石和斜发沸石。②盆地中沸石成因可以分为火山玻璃质水岩反应、湖相热水沉积以及盐碱性河流-湖泊成因等3种类型，准噶尔盆地西北缘二叠系、四川盆地中侏罗统、鄂尔多斯盆地上三叠统、塔里木盆地古近系、柴达木盆地古近系至新近系和松辽盆地白垩系储层中沸石类矿物的成因为火山玻璃质水岩反应；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷和石树沟凹陷二叠系、三塘湖盆地石炭系至二叠系、渤海湾盆地西部凹陷古近系、酒泉盆地白垩系、二连盆地下白垩统储层中沸石类矿物的成因为湖湘热水沉积；渤海湾盆地黄骅凹陷古近系储层中的沸石类矿物则是盐碱性河流-湖泊成因。③沸石的生成多发生在碱性环境中，水体中的K⁺，Ca²⁺，Na⁺，Mg²⁺等离子与温度控制生成沸石的种类，压力控制沸石的含水量使得高压环境下生成含水量较少的沸石。④沸石在成岩作用早期充填孔隙并起到一定的支撑作用，后期在有机酸的作用下溶蚀形成次生孔隙，可改善储层的储集性能。该研究成果可为我国含沸石盆地油气勘探和储层改造方案提供参考。

为研究塔里木盆地顺北地区柯坪塔格组潮坪-陆棚沉积体系在不同阶段沉积格局存在的显著差异，利用普通薄片鉴定、岩心观察与详细描述、地震、测井、单井等资料，在井下地层岩性段的划分对比研究基础上进行综合分析。结果表明：①顺北地区柯坪塔格组受古隆起控制，发育"三段式"（底砂岩段、泥岩段与砂岩段均发育）和"一段式"（缺失底砂岩段、泥岩段或泥岩段中下部）2类地层结构。②顺北地区柯坪塔格组发育海侵背景下受古隆起控制的潮坪-陆棚沉积体系。在早、晚沉积期沉积格局存在显著差异，早期受古隆起控制，沉积相带具有东西向分异特征，且沿古隆起呈环带状展布；晚期古隆起被淹没，不再控制沉积相带的展布，受盆地边界影响，沉积格局由前期的东西分异演化为南北分异，沉积相带整体具有东西延伸、南北分带，并沿陆棚沉积区向南北两侧呈对称展布的特征。③柯坪塔格组经历了水体"浅-深-浅-深-浅"的海平面升降演化过程，垂向上发育多套储盖组合，潮下砂坪与潮间-潮下潮汐水道为有利的储集砂体。该研究成果将为海相碎屑岩油气勘探提供有利目标区和勘探方向。

综合利用钻井、测井、露头剖面、岩心和地震等资料，对四川盆地及周缘地区寒武系洗象池组层序岩相古地理开展综合研究。研究结果表明：①研究区洗象池组主要为碳酸盐岩台地沉积环境，自西向东依次发育混积潮坪、局限台地、开阔台地、台地边缘、斜坡—盆地相沉积。应用层序地层学方法可将洗象池组自下而上划分为5个三级层序（SQ1—SQ5）。②局限台地相是四川盆地主要发育的沉积相类型，并可细分为台坪、台内滩、半局限瀉湖3个沉积亚相；台内滩亚相早期呈点状分布，后期随着滩体规模增大，表现为连片分布的特征。③洗象池组发育台内滩颗粒白云岩和台内晶粒白云岩储集体，整体物性呈“低—特低孔渗”的特征；优质储层发育同时受滩相沉积、溶蚀改造和裂缝作用的控制。洗象池组储层虽然单层厚度普遍较薄，但垂向累计厚度可达5~40m；储层平面展布连续性较差，集中分布在蜀南、川东和川东北部地区。④四川盆地洗象池组发育5个天然气有利勘探区，分别位于川中古隆起、威远古隆起、川东—川东南地区以及川东北地区，勘探面积超过2×10⁴ km²，为四川盆地潜在的后备勘探领域。

鄂尔多斯盆地樊家川长6储层为新的开发区域，其中长6₃为主力油层。为研究其致密储层特征及主控因素，开展了岩石薄片鉴定、常规物性及高压压汞分析等，对储层的岩石学、物性及孔隙结构特征进行了详细研究，建立了不同孔隙结构与成岩参数的识别函数，分析了不同孔隙结构储层储集性能主控因素。结果表明：①樊家川地区长6₃主要岩石类型为岩屑长石砂岩，岩性较细，黏土矿物主要发育水云母，其次是绿泥石，碳酸盐胶结物主要发育铁白云石，其次是铁方解石；②樊家川地区长6₃储层孔隙主要发育粒间孔和长石溶孔，物性较差，平均孔隙度为9.05%，平均渗透率为0.17 mD，以低孔-特低孔、超低渗储层为主；依据孔隙结构分类标准将樊家川长6₃储层孔隙结构分成3类，并区分各自的喉道类型与分布区域；③沉积微相是控制樊家川长6₃储层物性和含油性的关键因素，压实作用是造成储层致密化的主要成岩作用，胶结作用和溶蚀作用是造成孔隙结构差异的重要因素，且不同孔隙结构储层其沉积和成岩作用的影响存在较大差异。该研究结果对长庆油田致密油的综合评价具有指导价值。

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。

经过几代石油人艰苦卓绝的奋斗，柴达木盆地已建成青藏高原唯一的油气生产基地，成为甘青藏地区经济社会发展的压舱石。通过系统综述近年来柴达木盆地的油气勘探进展和勘探成果，总结了成盆、成烃、成储和成藏规律，指出了未来勘探转型的重要领域和方向。研究结果表明：①自2007年设立科技重大专项以来，尤其“十二五”以来，依托科技创新，支撑昆北断阶、英雄岭构造、阿尔金山前、扎哈泉凹陷等相继发现了亿吨级大油气田，形成了其他盆地鲜见的成烃、成储、成藏等原创性成果。②通过系统梳理和总结“十二五”以来的勘探发现、启示及重要地质认识，提出了未来油气勘探从浅层向深浅结合、从构造向构造-岩性结合、从碎屑岩向多岩性复合、从常规向常规-非常规结合的四大转变，厘定出柴西古近系—新近系页岩油、柴东第四系泥岩生物气、柴北缘深层和柴西古近系多类型岩性等四大勘探领域。③研究成果将推动柴达木盆地油气勘探转型发展和强改造型盆地油气地质理论技术发展，为各类型含油气系统的油气藏勘探持续发现提供重要的支撑。

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。

鄂尔多斯盆地东部山西组2段是主力产气层位，埋深浅，但物性较差。为明确低孔低渗成因并预测储层有利区，在岩心观察的基础上，用薄片镜下鉴定、扫描电镜、压汞等实验手段结合成岩相分析，结果表明：山2段致密砂岩储层的岩石类型主要为中—细粒岩屑石英砂岩和石英砂岩，储集空间以粒间孔为主，为低孔低渗储层。其主要成因：①沉积砂岩中含有部分塑性颗粒和岩屑，受压易变形，降低了物性；②多种类型的胶结物充填了大量孔隙，加剧物性变差；③含煤的酸性沉积环境不利于原生孔隙的保存；④后期较弱的溶蚀作用无法改善储层物性。研究认为乌拉庙—榆林—清涧地和府谷—佳县—吴堡地区为储层相对有利区。该成果可对鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气勘探部署提供依据。

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。

采用氩离子抛光场发射扫描电镜观察、X射线衍射分析、氦气孔隙度测定、低温氮气吸附-脱附等实验手段，联合FHH分形理论模型，从多角度表征了鄂尔多斯盆地西部奥陶系乌拉力克组不同类型页岩的微观孔隙结构特征。研究结果表明：①研究区矿物成分复杂，黏土矿物含量较稳定，脆性矿物含量高、变化范围较大，可分为3类岩相类型，自下而上依次为硅质页岩岩相、混合页岩岩相和钙质页岩岩相。②研究区孔隙度整体较低，主要为0.16%～1.50%，平均1.20%，微裂缝发育造成少量孔隙度大于4.00%，硅质页岩孔隙度最大，钙质页岩孔隙度最小，混合页岩孔隙度介于二者之间；孔隙类型复杂且与岩相密切相关，钙质页岩整体致密，多为晶间孔、溶蚀孔，以狭缝状孔隙为主；硅质页岩孔隙相对发育，多为粒间孔、黏土矿物层间缝和微裂缝，以平板状开放孔隙为主，偶见“细颈广体”的墨水瓶式的无定形孔隙。③研究区孔隙结构可划分为3类，Ⅰ类以2～4 nm的介孔为主，中孔、宏孔均较发育，孔隙体积大，在硅质页岩中常见；Ⅱ类以0～4 nm的微孔、介孔为主，宏孔发育较少，在硅质页岩和混合页岩中常见；Ⅲ类以50～100 nm的宏孔为主，但体积小，在钙质页岩中常见。④研究区页岩微观孔隙结构具有明显的分形特征，内部结构复杂，非均质性强；TOC、黏土矿物和石英的含量越高，孔隙结构和孔隙表面越复杂。⑤研究区硅质页岩储层孔隙结构最好且有机质富集，是最有利的勘探目标。

近年来，塔里木盆地顺北地区油气藏的持续发现揭示了其较大的勘探潜力。通过开展岩心观察、薄片鉴定、常规测井曲线和成像测井图像分析以及元素地球化学测试，对顺北一区奥陶系鹰山组上段与一间房组沉积环境进行了分析，结合沉积相识别标志，系统描述了研究区沉积特征，指明了优质储层类型及有利发育区。研究结果表明：①顺北一区奥陶系鹰山组上段与一间房组Mn的质量分数大于200×10-⁶，Sr/Ba平均值为2.025 4~3.260 2，U/Th平均值为2.02，多大于0.75，δU平均值为1.29，多大于1，显示沉积时整体处于水体由深变浅、盐度正常、温暖潮湿的弱氧化-弱还原的海相沉积环境。②研究区奥陶系鹰山组上段与一间房组为开阔台地相沉积，发育台坪和台内滩2种亚相，可细分为灰坪、云灰坪、云坪、砂屑滩、生屑滩、颗粒滩等6个微相。③研究区整体以灰坪微相为主，纵向上一间房组砂屑滩与生屑滩微相较鹰山组上段更为发育，平面上自东向西台内滩亚相发育减弱。

东营凹陷南坡F154区块沙河街组沙三段（Es3）砂岩储层渗透率低，孔隙结构复杂，产能预测难度大。根据岩心覆压物性测试、铸体薄片、恒速压汞、高压压汞及X射线衍射等资料，分析孔隙结构特征及控制因素；基于生产数据求得表征产能的参数采油强度；分析孔隙结构参数与采油强度的关系，对孔隙结构进行分类，通过孔隙结构类型测井识别，将采油强度刻度到测井曲线，建立了基于测井敏感变量的多参数采油强度预测模型，并利用实际井的生产数据进行验证，结果表明：大喉道数量决定了渗透率的高低；采油强度值越大，孔隙结构越好；采油强度较大的孔隙结构类型层段，通常自然伽马低，声波时差、深电阻率、深浅电阻率差值高。实际采油强度与预测采油强度相关系数大于0.9，计算结果符合生产预测的要求。该研究成果为复杂孔隙结构的低渗透砂岩储层产能预测提供了依据。

为研究渤海湾盆地埕北断阶带主干断层的发育特征及其与上古生界烃源岩二次生烃成藏的关系，开展了地震资料解释、钻井资料分析和各时代底面构造特征研究，精细刻画了区内张北、张东、赵北和羊二庄4条主干断层几何形态、活动性和封堵性特征。结果表明：①研究区主干断层断面呈铲式或坡坪式，与两侧的次级断裂在剖面呈“Y”字型、花状等构造样式，在平面上呈羽状、雁列状；各主干断层在Es期内的活动性最强，Ng期最弱；张东断层和赵北断层在Ed期的封堵性较差，Ng期封堵性好；张北断层在Ed期的封堵性好，Ng期的封堵性较差；羊二庄断层在Ed期和Nm期的封堵性均为较好；②歧口主凹上古生界烃源岩在Es₃期内达到生烃高峰期，现今为过成熟阶段；埕北断阶带上古生界烃源岩在新近系达到生烃高峰，且现今仍处于生烃高峰期；③Ed期至现今，埕北断阶带内各成藏要素比配极好，为上古生界油气藏形成的关键时期，上古生界原生油气藏主要为自生自储的背斜油气藏、断块-断鼻油气藏和新生古储的古潜山油气藏，其中背斜油气藏和断块—断鼻油气藏在全区均有分布，而古潜山油气藏分布于张东潜山。该研究成果可为埕北断阶带上古生界油气勘探提供依据。

浅水三角洲薄砂层是重要的岩性油气藏勘探新领域，但砂体薄、横向变化快，沉积结构特征难以识别，制约了该类沉积体的勘探开发。以准噶尔盆地莫索湾凸起芳草湖地区为例，通过地质-地球物理综合分析，深化地震沉积学分析技术。采用“准层序组内高低频旋回波形分离技术”、“去除地层切片干涉效应技术”和“地质体与沉积背景属性融合技术”等3项技术，开展了浅水三角洲地震沉积学特征研究，并总结了浅水曲流河三角洲沉积模式。研究表明：①白垩系清水河组一段发育多个四级层序，反映湖平面周期性变化；②下切水道、扇状砂体广泛发育；③白垩系清水河一段浅水曲流河三角洲沉积体系发育3套储盖组合，是潜力较大的勘探层系。浅水三角洲薄砂层地震沉积特征识别技术的应用，助推了风险井位上钻，并取得较好的勘探效果，为该区增储上产提供了技术保障，同时对其他类似地区的薄砂层识别具有较好的借鉴意义。

顺北油气田为塔里木盆地重要的产油气区。根据钻井动态、岩心分析、测井、地震等资料,结合酸化压裂曲线及试井资料等对塔里木盆地顺北油气田奥陶系断控缝洞型储层的特征及成藏模式进行了研究。研究结果表明:①顺北油气田奥陶系断控缝洞型储层是伴随走滑断裂发育的一类特殊储层,垂直于断裂带发育,由基岩-裂缝带-洞穴带有序排列组成的多组缝洞集合体,洞穴带和裂缝带是其主要的储集空间,地震上的识别特征为断裂-串珠-杂乱强反射。②研究区规模较大的断控缝洞型储层的改造曲线具有初始泵压低、最大压降大,停泵压力低等特征,北东断裂体系的①号、④号、⑧号断裂带的钻井压力恢复曲线均呈"W"-箱形形态。③按照地震响应特征和试井压力恢复曲线形态可将研究区的断控缝洞型储层划分为洞穴型和裂缝型两大类,按试井压力恢复曲线形态可细分为裂缝-多洞穴型、裂缝-洞穴型、洞穴-裂缝型和裂缝型4类。④研究区断控缝洞型油气藏油源来自于玉尔吐斯组,沿走滑断裂运移,以孔洞和裂缝为储集空间,盖层为致密碳酸盐岩和巨厚泥岩。

为了克服二维地震资料在复杂构造中的多解性及其造成的砂体预测的不确定性，在沉积相带划分的基础上，利用迁移轨迹和前积结构相结合的方法，对二、三维地震资料进行详细解释，准确预测鄂尔多斯盆地陇东地区延长组砂体分布。研究表明，该区延长组发育有4种类型的前积结构：①S型-透镜状前积具有平坦或略微上升的迁移轨迹，有顶积层，一般发育三角洲前缘亚相，湖底发育泥岩；②S型-楔状前积具有平坦至下降的迁移轨迹，有厚底积层，发育三角洲砂岩和浊积岩；③切线斜交型-板状前积具有下降的迁移轨迹，有顶积层和底积层，发育三角洲前缘和浊积扇；④平行斜交型-楔状前积具有平坦的迁移轨迹，无顶积层和底积层，主要发育三角洲砂岩和砂质碎屑岩。其中S型-楔状前积、切线斜交型-板状前积为三角洲-浊积扇体系，为寻找岩性油气藏提供有利方向。

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。

沥青质及金属无机沉淀对致密储层的伤害是注CO₂驱替中不可避免的问题。为探究沥青质及无机沉淀对储层的伤害机理，以鄂尔多斯盆地延长组长7储层为例，在明确（非）混相压力下原油中CO₂含量与沥青质沉淀量关系的基础上，通过开展CO₂驱替长岩心实验，研究了CO₂非混相和混相驱过程中沥青质和无机沉淀对储层的伤害特征，评价了有机和无机沉淀对储层渗透率和孔隙度的伤害程度。结果表明：当原油中CO₂含量达到临界值时，沥青质开始沉淀，沉淀量随CO₂含量的增加先快速上升后趋于稳定。混相压力下沥青质沉淀对渗透率和孔隙度的伤害程度均大于非混相。沥青质在混相压力下大量沉积部位为长岩心中后部，而在非混相压力下主要在长岩心前中部。当岩心中沥青质沉淀量达到最大时，后续岩心中的沥青质沉淀量将会逐渐降低，对渗透率造成的伤害也会逐渐减小。无机沉淀在非混相压力下对前中部岩心的渗透率伤害程度大，而在混相压力下则对中后部岩心的渗透率伤害程度大；无机沉淀对孔隙度的影响规律与对渗透率存在差异，主要与溶蚀作用及无机沉淀产生的位置有密切关系。若目标油藏采用非混相驱开发，预防重点为无机沉淀，预防沉淀部位为注入端附近储层；若采用混相驱开发，则预防重点为有机沉淀，预防沉淀部位为产出端附近储层。