文中综述了当前石油地震地质学研究的新动向、新进展，包括地震沉积学、地震储层学及地震成 藏学等方面。指出地震-地质一体化的研究思路及方法在当前油气勘探实践中发挥了重要作用，尤其是针 对陆相砂泥岩薄互层的砂体勘探中，人们在地震沉积学（寻找砂体）—地震储层学（确定有效砂体）—地震 成藏学（发现油气藏）的研究道路上取得了显著成果。文中还对石油地震地质学的未来发展提出了展望。

地震沉积学自创建以来，关于其理论基础和理论创新方面的讨论较少。文中在分析前人研究成果 的基础上，结合勘探实践，认为作为一门利用地震资料研究沉积岩及其形成过程的新兴边缘学科，地震沉 积学以现代沉积学和地球物理学的基本原理为指导，其理论创新主要体现在：①地震数据体揭示沉积体 的平面几何形态比垂向形态更加容易；②地震反射同相轴具有穿时性，地震数据的频率控制了同相轴的 倾角和内部反射结构。同时认为这2 点是地震沉积学核心思想（发掘地震数据体中等时沉积界面上的地 震地貌信息来研究沉积相、沉积结构和沉积演化）的重要依据。

含油气盆地古构造与油气的成烃、成藏关系密切，但目前已有的古构造恢复方法均具有一定的局 限性，制约了油气的勘探开发。该文分析总结了古构造恢复方法发展至今形成的“宝塔图”法、厚度图法、 平衡剖面法、地震属性恢复古构造法、三维空间古构造恢复法、同一变形体古构造恢复法等诸多方法，并 分别指出了各种方法的适用范围和在实际应用中存在的问题。剥蚀量恢复、去断层、去褶皱、去压实校正 及古水深校正等是古构造恢复中的关键技术，能否合理运用这些技术将直接影响到古构造恢复的准确 性。文中对这些关键技术作了详细分析，此外还归纳了古构造恢复中存在的主要问题，并指出了古构造恢 复方法未来的发展趋势。

塔中地区下奥陶统鹰山组作为塔里木盆地海相碳酸盐岩油气勘探的重要层系，发育大量白云岩 优质储层，但受白云岩埋藏深度大、勘探程度低等因素的影响，对其成因方面的认识有待深入研究。文中 利用8 口井的钻井取心资料，对鹰山组白云岩的岩石学特征及地球化学特征进行了分析。结果表明：研 究区发育5 种类型的白云岩，白云岩的C 和O 同位素偏轻，Sr 同位素含量较高。结合微量元素、阴极发 光等地化特征，认为鹰山组白云岩具有深埋藏、热液和近地表蒸发海水成因。

塔南凹陷位于海拉尔—塔木察格盆地中部断陷带的最南端，其主要含油层位为南屯组（细分为南 一段和南二段）和铜钵庙组。文中利用大量岩心资料，通过普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等综合分析了研 究区南屯组和铜钵庙组的储层岩石类型及孔隙特征。结果表明，铜钵庙组主要为凝灰质砂岩储层，南一段 主要为普通砂岩储层，南二段主要为砂岩储层，且均发育次生孔隙。经分析认为，研究区储层发育主要受 岩石类型、钠长石化、碎屑颗粒包壳3 个因素的控制。

为深入认识扇三角洲相储层特征，提高油藏描述精细程度，文中以高分辨率层序地层学理论和技 术方法为指导，依据不同级次基准面的升降运动所导致的地层过程旋回性和沉积学响应特征，将百21 井 区克上组划分为1 个长期旋回、2 个中期旋回、14 个短期旋回以及33～37 个超短期旋回。其中短期旋回 可划分为向上变“深”的非对称型和向上变“浅”的非对称型2 种基本结构类型。详细讨论了基准面旋回 变化过程中超短期旋回的沉积序列、结构类型、叠加样式以及分布模式，建立了以短期旋回层序为等时地 层对比单元的全区层序地层格架，分析了格架内砂体的沉积特征和油气分布，为储层研究和油田后期开 发奠定了基础。

针对西峰油田庄36 井区面临单井产量下降和含水上升较快的问题，应用测井资料、岩石薄片、扫 描电镜、X 衍射、粒度分析、压汞测定等资料，对长8₁储层的岩石学特征、物性特征和孔喉特征等进行了深 入分析。结果表明：庄36 井区长8₁储层属低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层，岩性主要为细粒岩屑长 石砂岩，发育粒间孔和溶蚀孔，孔喉结构类型属小孔隙、微细喉道型，其储层物性主要受沉积作用和成岩 作用的共同影响，造成水下分流河道和河口砂坝物性明显好于河道侧翼。根据储层物性和孔隙结构参数， 将研究区储层分为4 类，即Ⅰ 类储层为好储层、Ⅱ类储层为较好储层、Ⅲ 类储层为较差储层、Ⅳ 类储层 为差储层。研究区含水上升井主要分布在Ⅲ 类和Ⅳ 类储层中，Ⅰ 类储层的单井产量高且稳产，分类结 果符合实际。

通过钻井取心和露头采样测试、岩石薄片分析及扫描电镜分析等手段，对川东北地区须家河组的 储层岩石学特征、储层空间类型、成岩作用类型、孔隙结构及孔隙类型等进行了深入分析。结果表明：川 东北地区须家河组储层砂岩以中—细粒为主，成分成熟度较低，结构成熟度中等；储集空间主要为残余原 生粒间孔隙、次生溶蚀孔隙和裂缝，孔隙结构以小孔、细喉型为主。研究区孔渗较低，为典型的低孔、低渗 至特低孔、特低渗储层。

采用物性分析、薄片观察、扫描电镜、常规压汞等方法，对低渗透储层特征及孔隙结构进行了研 究，并探讨了孔隙结构对低渗透储层物性的影响。结果表明：储层孔隙类型有残余粒间孔隙、溶蚀孔隙、晶 间孔隙、微裂缝，以溶蚀孔隙为主要类型；喉道类型以细喉道为主；孔隙结构以中孔-细喉道型为主，其次 是小孔-细喉道型、大孔-中粗喉道型；孔喉半径越大，低渗透储层的渗透性越好；分选系数和歪度系数反 映了低渗透储层喉道大小不均一、类型多样及储层微观非均质性强的特点。

阿姆河盆地阿盖雷地区在Aga-21 井和Aga-23 井于牛津阶碳酸盐岩钻获高产工业气流，详细研 究该区牛津阶碳酸盐岩储层特征，对整个地区的勘探开发具有重要指导意义。在岩心描述的基础上，通过 铸体薄片、扫描电镜和储层物性等资料的综合分析，结合测井及地震资料，认为牛津阶碳酸盐岩储层发育 和分布受沉积微相和成岩作用共同控制，砂屑滩和生屑滩为储层发育的基础，溶蚀作用为储层形成的关 键因素，破裂作用有效地提高了储层品质。同时指出砂屑滩和生屑滩为有利储层发育的沉积微相，是今后 主要的勘探开发目标。

松辽盆地长10 地区为典型凹陷斜坡区有效烃源岩外成藏。通过岩心、测井和地震等资料对扶余 油层油气来源、砂体展布、构造特征和油水分布等成藏因素的分析认为：油均来自三肇凹陷向斜区的青一 段源岩；T₂断层具有平面条带状特征，成藏期活动的油源断层多为密集带边界断层；扶余油层为西南保康 物源影响下的河控三角洲，微相类型主要为分流河道，且垂向上发育先水退、后水进的沉积序列；油垂向 分布在扶余油层顶部，受凹陷源外斜坡区供油不足的影响，油自构造低部位向高部位呈“台阶状”分布。扶 余油层成藏模式为三肇凹陷青一段源岩生成的油在超压作用下通过油源断层向扶余油层“倒灌”运移，然 后在浮力作用下，沿着水退最大期（扶Ⅰ组底）发育的河道砂体匹配油源断层组成优势输导通道（断层密 集带），远距离侧向运移，因此斜坡区油在平面上富集于断层密集带附近，垂向上位于优势输导层位之上 （扶Ⅰ组）。

浊积岩油气藏具有分布广、埋藏深、隐蔽性强等特点，常规勘探技术往往难以有效识别。针对上述 问题该文在小波分频成像、构造约束保边滤波、井控提高分辨率等地球物理处理技术的基础上，通过运用 有色反演、地层倾角、方位角与相干分析等技术来描述浊积体的空间几何形态，开展对浊积岩油气藏有效 勘探方法的研究，并有效指导浊积岩体隐蔽油气藏勘探工作，总结出一套适合辽东湾探区浊积体识别的 地球物理技术流程，对指导该区的岩性油气藏勘探具有一定的推广价值。

针对渤海C 油田潜山裂缝型储集层的地质特点，综合利用岩心、测井、油藏动态以及露头等资料， 分析了潜山裂缝型储集层的成因及发育特点，确定构造应力场和断层的分布为该油田储集层裂缝发育的 2 个主控因素。将构造应力场与断层分布相结合模拟离散裂缝网络，预测裂缝分布趋势。通过地质特征对 比以及动态资料验证，优选出C 油田的离散裂缝网络（DFN）。以离散裂缝网络（DFN）为平面约束条件， 以井点岩心统计裂缝几何形态为“硬”数据，计算出裂缝孔隙度和渗透率的三维分布，并建立了潜山裂缝 型储集层的地质模型，为油田开发方案的制定提供了可靠的地质依据。

以渤海A 油田为例，针对目前国内地质模型不确定性评价存在的问题及渤海湾河流相储层的地 质特点，提出了一种将Monte-Carlo 计算方法与随机建模技术相结合定量评价储层风险的研究思路。该 文分析了地质模型中不确定性变量存在的原因，并在随机建模基础上，结合实验设计、响应曲面拟合和 Monte-Carlo 计算等方法，定量分析了不确定性变量对地质储量产生的影响，预测了储层存在的风险和潜 力，为油藏数值模拟提供了一组优选的地质模型。

为了提高纵波震源和横波震源计算机数值模拟的精度，提出了高阶高精度纯纵波震源和纯横波 震源的网格配置方法，对比分析了多种震源网格配置方案，从理论上分析了新震源配置方法的准确性。通 过对各向同性弹性介质复杂模型波场分离的数值试算，指出常规纯波震源的设置方法存在阶数较低和残 留波场等问题。改进后的仿真结果所引入的干扰波场能量较弱，数值模拟精度较高，因此，该方法能够再 现野外纵波震源和横波震源的地震勘探模拟，并可以观测到利用常规数值模拟方法难以获得的特殊波 场，有利于地震波波动理论的验证和完善，可用来指导地震资料的采集、处理和解释。

塔里木盆地塔北某区块奥陶系碳酸盐岩地质年代老，地层埋深大，原生基质孔隙发育较差，其储 层的有利分布区多受断裂控制。因此，对该区断裂进行精细预测显得尤为重要。针对断裂精细预测难度 较大这一实际问题，选用近年来颇受关注的地震曲率技术，运用曲率原理和基于层面的地震曲率属性对 研究区奥陶系一间房组顶界进行断裂预测，从常用的几种地震曲率中优选出最小负曲率和最大正曲率对 断裂进行刻画，取得了较好的应用效果。通过地震剖面和基于层面的地震曲率属性平面图的交互分析发 现，所预测的断裂级别、性质及走向都有较好的对应关系。

针对火山岩、碳酸盐岩、致密砂岩等非均质性极强的储层孔隙度计算这一关键问题，提出基于地 层组分分析的孔隙度计算方法。充分利用常规测井、元素俘获谱（ECS）测井等资料，优选出对待求地层组 分敏感的测井系列，利用理论值法与交会图法确定出待求地层组分的理论测井响应值。该文根据地层组 分分析原理联立方程组，采用最小二乘法求解方程组以获得地层组分的相对体积含量，进而准确确定出 孔隙度。该计算方法在三塘湖盆地A 研究区火山岩储层评价中取得了理想效果，并为其他非常规储层孔 隙度的计算提供了一定的参考。

天然气储采比是衡量天然气生产规模的关键指标，准确计算天然气储采比对保证天然气合理开 发及制定国家能源战略具有重要意义。通过分析天然气产量增长、稳产和递减3 个不同开发阶段的生产 特征，以产量增长率、可采储量替换率和产量递减率等关系方程为基础，推导出天然气储采比在3 个不同 开发阶段的计算方法。同时，考虑天然气开发过程中可采储量采出程度与储采比之间的关系，又推导出了 采出程度与储采比、储量替换率、产量增长率（或递减率）的关系方程。研究表明，天然气储采比在产量增 长阶段呈大幅下降趋势，至稳产阶段后保持相对稳定，到递减阶段又开始缓慢下降。通过实例分析，论证 了该方法的可靠性和实用性。

针对传统的最小混相压力预测方法应用不便或误差较大等问题，提出利用广义回归神经网络进 行CO₂驱最小混相压力预测。以油藏温度、C₅₊分子量、中间组分摩尔分数、挥发组分摩尔分数为输入变 量，以最小混相压力为输出变量，建立广义回归神经网络预测模型，对CO₂驱最小混相压力进行预测，将 结果与其他预测方法进行对比，并做误差分析。实例计算结果表明，广义回归神经网络用于CO₂驱最小 混相压力预测是可行的，且具有精度高、收敛快、适用范围广、使用简便等特点。

油井转注后，随着注入水将井底附近的油驱走，注水井吸水指数不断增加，然而这一变化规律并 无准确的计算公式。文中以平面径向流等饱和度面移动方程和经典的达西径向流公式为基础，结合含水 率随含水饱和度变化曲线，推导出注水井米吸水指数随米累积注水量的变化规律。最后利用油田实例进 行分析计算来验证公式的正确性，为未来注水井米吸水指数的计算和水井的配注提供理论依据。

针对存在活跃边、底水的裂缝型低含凝析油的凝析气藏，基于物质平衡原理，考虑基质和裂缝的 压缩系数、不同束缚水饱和度，建立具有水侵作用的裂缝型凝析气藏的物质平衡方程，并引入弹性储容比 参数，提出了一种计算裂缝型底水凝析气藏动态储量和水侵量的简便方法。研究表明，利用仅考虑单一孔 隙介质的视地质储量法和视地层压力法计算气藏的储量，结果均偏大，而考虑双重孔隙介质的新方法能 较准确地计算气藏的地质储量和水侵量。

对水平气井产能的准确预测有助于经济有效地开发气田。为了得到符合实际的水平气井产能公 式，在将气体流动过程视为储层渗流和井筒流动的基础上，考虑井筒附近非均匀污染和井筒压降对水平 气井产能的影响，建立了新的水平气井半解析产能模型。该文利用新建的模型实例计算水平气井的产量， 并与均匀污染下（不考虑井筒压降）的产量进行对比，同时分析井筒压降在不同渗透率条件下对水平气井 产能的影响，以及非均匀污染对产能的影响，为进一步完善实际水平气井和多分支气井的产能分析提供 了理论依据。

聚合物驱含水率曲线历史拟合是聚合物驱历史拟合的重点部分。在聚合物驱含水率曲线上确定 2 个重要的拟合点：聚合物驱见效点和含水下降最低点。在影响聚合物驱的众多因素中，选取聚合物溶液 相对黏度、聚合物吸附量、残余阻力系数和不可及孔隙体积作为敏感性分析的特征参数；定义敏感度系 数，通过各特征参数对各拟合点的敏感性分析，得出拟合点值随着聚合物溶液相对黏度、残余阻力系数和 不可及孔隙体积的增大而减小，随着聚合物吸附量的增大而增大；含水率曲线对聚合物驱特征参数的敏 感程度由强到弱依次为：聚合物吸附量、聚合物溶液相对黏度、不可及孔隙体积、残余阻力系数。

溶洞型储层是我国西部碳酸盐岩发育地区主要的储层类型。系统介绍了作者多年来在识别碳酸盐 岩溶洞型储层方面所开展的一些基础研究，以及由此得到的一些识别方法，包括溶洞型储层的数值模拟、 波场特征分析、溶洞型储层可识别性的新认识、振幅特征的利用、储层反演方法的改进和频率差异分析技 术等。

由于稠油具有黏度大、密度高等特点，采用常规储层的核磁共振测井观测模式很难得到理想结果。 基于核磁共振测井原理和稠油储层的特性，根据地区实验数据，估算了稠油储层的等待时间、回波间隔、 回波个数等核磁参数，并通过优选观测模式，获得了有效的核磁共振测井资料。对利用该方法获得的新疆 JMS 地区的核磁共振测井资料进行稠油储层测井解释，取得了较好效果。

为了探究焉耆盆地博湖坳陷岩性圈闭发育的有利区带，在地震层序划分的基础上，利用地震波振 幅、频率、连续性、内部结构以及外部形态等特征，在研究区目的层划分出6 种地震相类型。通过井-震结 合，将地震相转化为与之相对应的沉积相。结果表明：三工河组下段主要发育冲积扇、辫状河三角洲平原、 三角洲前缘、滨浅湖、浊积扇、半深湖等6 种沉积相（亚相）类型；同时该区发育5 个规模较大的沉积体，大 体上对应着北西、北东及南部3 个物源区。综合分析认为，三工河组下段整体上岩性圈闭发育条件较差， 局部发育的河口砂坝、滨浅湖滩坝、浊积扇等可以形成岩性圈闭。

运用岩心、铸体薄片、扫描电镜和化验资料等，系统研究了柴达木盆地北缘冷湖—马仙地区古近 系—新近系成岩作用特征及其对储层物性的影响。研究表明，柴北缘冷湖—马仙地区古近系—新近系储 集砂岩主要为岩屑长石砂岩、长石砂岩和长石岩屑砂岩。主要成岩作用为压实作用、胶结作用和溶蚀作 用。压实作用以机械压实为主；胶结作用主要为碳酸盐胶结、硫酸盐胶结、石英次生加大和黏土矿物胶结； 溶蚀作用主要为碳酸盐岩和碎屑颗粒的溶蚀。压实作用和胶结作用是原生孔隙减少以及储层物性变差的 主要原因。碎屑颗粒和胶结物的溶蚀是次生孔隙形成的主要原因。

为了认识黏土矿物对油层低电阻率化的影响，以薄片、扫描电镜、X 射线衍射、测井解释和试油结果 为依据，对吴起地区长6₁油层黏土矿物特征及其对电阻率的影响进行了研究。结果表明，黏土矿物对低 电阻率油层的形成具有控制作用，具体表现在3 个方面：第一为附加导电作用，以网状伊/蒙混层矿物最 强，是油层电阻率降低的关键因素；第二为对孔隙结构的改造，导致束缚水饱和度增高，电阻率降低，以伊 利石最为明显；第三是对水分子的吸附作用，以绿泥石等为主。综合三者的作用大小和矿物含量，吴起地 区黏土矿物对电阻率的影响程度依次为：伊利石>伊/蒙混层>绿泥石>高岭石。此项研究可对低电阻率油 层的存在机理和分布进行有效解释和预测。

通过岩石薄片、扫描电镜和物性等资料的综合分析，对南祁连盆地碳酸盐岩储层特征进行了研究。 结果表明：储层岩石类型主要为鲕粒灰岩、生物碎屑灰岩、微晶灰岩和少量的白云岩，其中最佳储集体鲕 粒灰岩主要发育于中三叠统大加连组；储集空间以次生孔隙为主，主要发育粒内溶孔、粒间溶孔、晶间溶 孔及裂缝；储层物性差，为特低孔、低渗储层。研究认为，白云石化作用、溶蚀作用和构造作用对储层孔、渗 性具有改善作用，胶结作用和压实作用对储层孔、渗性具有破坏作用，导致储层孔、渗能力变差。根据储层 物性特征和孔隙结构参数将研究区储层划分为Ⅲ 类和Ⅳ 类储层。

苏北探区火山岩广泛发育，在横向和纵向上变化较快，成藏规律复杂多样，给油气勘探带来较大困 难。通过分析烃源岩、储集层和盖层的匹配特征，并结合地震资料，研究了苏北探区火山岩与烃源岩和围 岩的接触关系，同时对该区火山岩成藏模式进行了研究，总结了6 种类型的火山岩油气藏成藏模式，包括 烃源岩与火山岩间接接触型、烃源岩与火山岩直接接触型、火山岩被烃源岩包裹型、烃源岩与火山岩上下 接触型（上下供烃）、火山通道顶部成藏型、岩墙隔挡型；并对古近系阜宁组和三垛组的火山岩油气藏进行 了预测，归纳为3 类火山岩油气藏，分别为生储关系为包裹接触型（近源型）、生储关系为上下型（近源型） 及油气靠断裂运移（远源型）的油气藏。

川东北普光地区陆相地层主要目的层须家河组岩性致密，储层物性差，表现为低孔、低渗特征。利用 岩心、薄片、EMI 成像测井3 个方面的资料对普陆1 井须家河组裂缝开展精细描述与分析研究，探讨了裂 缝的类型、特征和分布规律，分析了裂缝对储层储集性能和气层生产能力的影响。结果表明，须家河组发 育有高角度构造缝和低角度非构造缝，裂缝充填程度高，主要被方解石和碳质充填，裂缝发育程度高但纵 向分布不均，主要分布于须二段、须四段和须六段。分析认为，裂缝不仅成为流体的储集空间，还是重要的 流体渗流通道，对于改善储层的储集性能起着重要作用。

华庆地区长6 油层组是鄂尔多斯盆地中生界主要的油气储层和产层，方解石胶结物是导致储层致 密的重要因素之一。薄片、扫描电镜、阴极发光、元素组分及碳、氧同位素分析表明，方解石胶结物除常 见的粒状胶结物和嵌晶式胶结物外，还存在较少泥微晶结构方解石。泥微晶结构方解石是同沉积的湖相 内杂基；沉积期后形成的粒状和嵌晶式方解石胶结物具多种成因机制，其中在早成岩阶段A 期沉淀的方 解石胶结物与铝硅酸盐矿物和变质岩、岩浆岩岩屑的水化作用有关；铁方解石胶结物充填于原生孔隙的 同时，还充填于骨架颗粒溶蚀形成的次生孔隙中，其形成与有机酸对长石等铝硅酸盐矿物的溶蚀作用和 黏土矿物的转化作用有关，为早成岩阶段B 期沉淀作用的产物。大多数方解石、铁方解石的胶结作用对 储层物性起负面影响。

研究三塘湖盆地马朗凹陷哈尔加乌组火山岩地层油气藏的分布特征，明确勘探方向，有必要建立火 山岩岩相与地震相响应关系并进行火山岩识别和预测。从钻井岩心和铸体薄片研究入手，在明确研究区 火山岩岩性和岩相特征基础上，通过详细的井震标定，结合目的层的地震反射特征，归纳出岩相与地震相 的响应关系，进而开展了火山岩储层预测。研究表明：哈尔加乌组火山岩岩相以溢流相、火山岩沉积相为 主；地震反射主要表现为弱振幅空白透镜状反射相、中—弱振幅弱连续丘状反射相、中—强振幅中连续层 状反射相；岩相识别和预测认为哈尔加乌组火山岩具中心式喷发特征，火山体呈层状或锥状，且具陆上和 水下喷发并存的特征。结合成藏条件，认为中距火山口的杏仁状熔岩分布区是有利勘探区带。

对柴达木盆地乌南油田原油样品的地球化学系统分析表明：样品中正构烷烃系列碳数分布具有双 重性模式，Pr/Ph 值<0.5，呈强植烷优势；具有相对较高含量的三环萜烷和伽马蜡烷，藿烷C₃₅/C₃₄值基本上 ≤1；指示了乌南油田原油形成于半咸水—咸水湖相较强还原沉积环境，母质来源主要为低等水生生物， 藿烷和甾烷成熟度参数反映其主要为低成熟原油。在此基础上开展油源对比研究，指出乌南油田原油和 扎哈—切克里克生烃凹陷下干柴沟组烃源岩之间的生物标志化合物对比性很好。原油类型的一致性为应 用含氮化合物探讨原油运移提供了基础条件。含氮化合物分析结果反映随着运移距离的增加，咔唑类化 合物浓度存在减小的趋势，而异构体化合物中屏蔽型化合物相对富集，表明乌南油田原油自西注入，向北 和东南方向运移。由此确定位于乌南油田西侧的扎哈—切克里克生烃凹陷为其油源区，从而为该区的进 一步勘探提供了理论指导。

为了提高测井曲线划分沉积旋回的精度和可靠性，采用最大熵谱估计原理对测井数据进行了预测 误差的估计，并在此基础上计算了预测误差趋势曲线。采用对称和非对称理论模型对该方法进行了试验， 结果表明：预测误差曲线可以较好地识别沉积旋回界面，预测误差趋势曲线可以识别旋回内部的半旋回。 利用该方法对实际测井数据进行了沉积旋回的划分，取得了较好的应用效果。因此，该方法可作为测井沉 积旋回划分的辅助分析手段。

通过对元坝地区6 口单井油气主要富集层段二叠系长兴组地层进行薄片样品系统采集，依靠显微 镜观察分析，识别出该区30 种岩石类型及其4 种沉积物来源，并鉴定出该区具有深水沉积特征的放射虫 硅质岩，为该区长兴组早期深海沉积环境的确立明确了方向。

川西坳陷中段丰谷—合兴场地区须家河组四段钙屑砂岩储层为典型的致密化砂岩储层。为深入了 解其致密化原因，综合大量岩心、薄片资料，并辅之以各种分析化验资料详细分析了其储层特征及物性影 响因素。研究表明：钙屑砂岩储层以细—中粒碳酸盐岩岩屑含量高为典型特征，分选性以中等—好为主， 磨圆度中等，多呈次圆—次棱角状，颗粒间以点—线接触为主，胶结方式以孔隙-接触式为主；次生孔隙是 主要的储集空间，储层物性差，属特低渗、致密储层。储层物性主要受沉积作用和成岩作用等综合影响：沉 积作用在宏观上控制着储层物性，水下分流河道是形成有利储层的主要相带；强烈的压实作用和钙质胶 结作用是导致储层致密化的重要原因，而高岭石胶结作用对储层有一定的建设性作用，溶蚀作用是使储 集物性改善的主要原因；裂缝对改善储层物性有着积极意义。

在非常规吸附气藏开采过程中，随着地层压力的不断下降，吸附气解吸使吸附层体积变小，游离气 空间增大。目前国内外均未考虑建立吸附层体积变化的物质平衡方程及研究吸附层体积变化、吸附层密 度对估算吸附气藏储量的影响。本次研究首次考虑吸附层体积的变化，建立了新的物质平衡方程。通过 实例分析验证了该方程的适用性和可靠性，同时认识到吸附层体积变化及吸附层密度对计算天然气储量 有较大的影响。

针对三维地震资料连片处理中的区块间能量不均、子波差异、空面元等突出问题，提出采用基于覆 盖次数的能量优化调整技术、时差计算和调整技术、地表一致性预测反褶积加剩余静校正技术以及叠后 插值、叠后时间偏移技术等，来确保区块间振幅能量分布和子波特征分布均匀，无闭合差存在。结果表明， 采用这些技术在深、浅层均能得到较好的处理效果，偏移剖面无空间假频存在，且信噪比得到提高。

南海A 油田地层的内部结构复杂、地震资料分辨率低，对其断层和裂缝的预测较为困难。采用近年 发展起来的双反射偏移技术，对该油田开展了断层和裂缝预测。双反射偏移技术以精细处理的三维地震 炮集资料及叠前深度偏移的深度域速度模型为基础，通过双反射偏移速度扫描和偏移孔径分析，进一步 精细化速度模型，实施双反射偏移处理，获得断层和裂缝成像的三维数据体。通过对双反射偏移数据体及 其解释结果，以及深度偏移数据体及其沿层相干、倾角、振幅等属性，常规地震构造解释结果和钻井、测井 等信息进行联合解释，可了解并获得该油田断层和裂缝的性质及分布规律。双反射偏移技术不仅可以预 测与常规地震认识相一致的断裂系统，还可以有效分析根据常规地震资料难以预测的断层、裂缝及岩性 的突变界面。

地质储量和水侵量是确定气藏开发规模及开发设计的重要参数。传统的视地层压力识别法是判别 气藏驱动类型的常用方法，但对于柴达木盆地涩北气田水驱作用不强的气藏，其早期的压降曲线为一条 直线，容易被误判为定容无水驱气藏，所计算的储量要比采用水驱气藏计算出的储量高。以涩北二号 气田A 气藏为例，应用视地质储量法，在不需要知道水侵量大小的情况下直接应用生产动态数据，绘制出 气藏视地质储量变化曲线，这样就可以计算出地质储量，再把计算得到的地质储量代入视地质储量计算 公式即可反求出水侵量的大小。该方法简便、实用，对指导气田的后期开发具有借鉴作用。

完井方式的选择受多种因素的制约，如产量、净现值、完井成本、完井产能、边底水锥进、储层岩石坚 固程度等，各因素间存在着不确定性、随机性以及模糊性。通过采用相对偏差模糊矩阵、模糊层次分析法 及非线性模糊矩阵合成算子，改进了模糊综合评价模型。其模型综合了各种因素，并权衡技术、经济等指 标，对完井方式进行了综合评价，分析求取了最优完井方式的隶属度。改进后的模型评价其结果与实际更 为相符，验证了该模型的可行性及可靠性，具有评价优势。

针对国外低矿化度水驱已运用于矿场实践而国内相关研究还未开展的现状，对低矿化度水驱机理 及其存在的问题进行了综述，并对低矿化度水驱的发展趋势作了展望。对于砂岩油藏，低矿化度水驱提高 采收率的机理主要为类碱驱、微粒运移以及多组分离子交换引起的储层润湿性改变；而对于碳酸盐岩油 藏，低矿化度水驱提高采收率的机理则主要是多组分离子交换引起的储层润湿性改变。原油性质、储层 性质、地层水及注入水性质、地层温度等因素均可以影响低矿化度水驱提高采收率的效果。目前低矿化度 水驱存在的问题主要包括提高采收率机理不清、低矿化度水源限制、油田储层适应性问题等。最后指出， 低矿化度水驱若与现有油田开发技术、煤层气生产技术、低渗透油田及高含水油田开发技术相结合，将会 是经济、环保、潜力巨大的提高采收率新技术。

以码头庄油田庄2 断块为研究对象，利用熵权算法求取非均质综合指数，以表征储层非均质特征； 运用非均质综合指数建立储层非均质模型，分析储层层内、层间、平面和空间非均质性，探讨其与剩余油 分布的关系。结果表明，各小层内非均质程度有较大差异。在各沉积微相中，滨浅湖砂坝呈较弱非均质 性；水下分流间湾呈强非均质性；水下分流河道、河口坝呈中等偏较弱非均质性；前缘席状砂呈强非均质 性。各小层层间非均质性呈中等—较强程度。平面上，非均质综合指数等值线主要呈北东、北西向展布， 总体呈中等平面非均质性。沉积微相、成岩作用和长期注水开发等因素影响了储层非均质性。剩余油主 要分布于呈弱非均质性的区域。

冲积扇扇中砂砾岩油藏开发后期储层强非均质性引起的注采不平衡、层间干扰矛盾及层内差异等 问题极为凸显。以克拉玛依油田二中西区八道湾组冲积扇扇中砂砾岩油藏为例，开展了储层非均质性精 细表征研究。运用野外露头观察、岩心描述、测井相分析等，以单砂体刻画及其内部构型技术为支 撑，细化了砂砾岩油藏不同类型沉积微相-岩相。结合不同类型单砂体宏观与微观非均质特征，总结出扇 中砂砾岩油藏剩余油富集的3 种类型：Ⅰ型辫状水道粗砂岩相储层，微观孔隙结构属中孔-中细喉型；Ⅱ
型辫状水道细砂岩相储层，微观孔隙结构为细孔-细喉型；Ⅲ 型辫状水道砂砾岩相储层，微观孔隙结构为 中细孔-中喉型。其中Ⅰ型与Ⅱ型储层剩余油基本分布在储层中上部物性较差、非均质性相对较强的部 位，而Ⅲ 型砂砾岩相储层由于受岩性与物性差异影响，局部易形成高渗部位，剩余油多呈条带状分布在层 内非均质变强、物性变差的部位。针对该类型油藏，以“认识储层非均质性，并解决储层非均质性”为切入 点来分析剩余油分布，为砂砾岩油藏高含水期剩余油预测提供了较好的借鉴作用。

在缝洞型油藏实际钻井过程中经常出现钻杆放空、泥浆大量漏失等现象。这类油藏使用常规三重介 质试井方法解释时困难较大，建立溶洞型储层试井解释模型并对这类油藏进行测试资料试井解释具有实 际意义。在双重介质模型基础上，将溶洞简化为一个等势体，内部压力处处相等，溶洞外流体流动满足达 西定律；基于溶洞质量守恒方程，建立了缝洞型油藏试井解释数学模型；采用Laplace 变换和Stehfest 数 值反演算法得到了井底压力解析解；分析了溶洞储能比、溶洞大小、基质窜流系数、裂缝储能比等参数对 井底压力及压力导数双对数曲线的影响。利用建立的钻遇溶洞模型双对数曲线图版对塔中地区某井进行 了解释，并见到了良好效果。该研究结果可以为缝洞型油藏试井解释提供理论指导。

由于水平井的测井环境完全不同于直井，因此直井中所建立的裂缝型储层的双侧向测井响应模型、解释方法以及特征规律不适用于水平井。 采用三维有限元数值模拟方法，分别对水平井中碳酸盐岩裂缝型储层的双侧向测井响应与裂缝孔隙度、裂缝中流体电阻率、基岩电阻率、裂缝倾角以及泥浆侵入半径等的关系作了正演计算与分析，并总结了水平井中碳酸盐岩裂缝型储层的双侧向测井响应变化规律。 该研究成果对水平井中碳酸盐岩裂缝型储层的测井解释具有一定的参考价值。

以松辽盆地西斜坡月亮泡地区姚家组萨尔图油层和长垣安达地区青山口组高台子油层为例，针对不同地质条件下砂体识别与岩性油气藏勘探问题，采用薄储层识别的频谱分解技术和楔状、非平卧地层储层识别的地层切片技术，很好地刻画了西斜坡三角洲前缘水下分流河道砂体及长垣地区三角洲前缘席状砂和河口坝等砂体的展布，指导了这 2 个地区沉积微相研究及岩性油气藏勘探。 研究表明，地震沉积学相关技术是解决松辽盆地不同地质条件下砂体识别及岩性油气藏勘探的有效技术手段。 该思路和方法也可借鉴到类似盆地、类似地质背景下的岩性油气藏勘探中。

为了研究三肇凹陷扶杨油层油成藏规律，采用油分布与源岩、断裂空间叠合研究的方法，对扶杨油 层油侧向运移模式及其对油成藏与分布的控制作用进行了研究。结果表明，上覆青一段源岩生成的油向 下伏扶杨油层侧向运移的模式为：断裂错断使上覆青一段源岩与下伏扶杨油层中的不同油层组对接，青 一段源岩生成的油在浮力作用下侧向运移进入扶杨油层的不同油层组中；断裂错断阶数越多，青一段源 岩生成的油侧向运移进入扶杨油层中油层组的层位越深，反之则越浅。青一段源岩生成的油向扶杨油层 侧向运移对其油成藏与分布的控制作用主要表现在2 个方面：①断裂密集带两侧的地垒构造是扶杨油层 油成藏的有利部位；②扶一油层组是青一段源岩生成的油向扶杨油层侧向运移的主要层位。这一研究成 果对于指导三肇凹陷扶杨油层石油勘探具有推广价值。

通过岩心观察、薄片鉴定以及测井和录井资料分析，认为准噶尔盆地西北缘车拐地区三叠系储层主 要为砾岩和砂岩，砾岩的储集空间主要为原生的粒间孔和次生的粒间溶孔，砂岩的储集空间主要为原生 的粒间孔及次生的粒间溶孔和粒内溶孔。研究区三叠系储层总体上以中低孔、中低渗为主，百口泉组以 Ⅱ 类和Ⅳ 类储层为主，克拉玛依组和白碱滩组则以Ⅱ 类和Ⅲ 类储层为主。由百口泉组→克拉玛依组→ 白碱滩组，储层物性先变好再变差，其中克拉玛依上亚组储层物性最好，是发育优质储层的有利层段。

综合运用录井、测井、岩心、薄片及地震等资料，对塔里木盆地哈拉哈塘地区上奥陶统良里塔格组的岩石类型、沉积特征及台缘滩展布进行了研究。结果表明：良里塔格组沉积时期，研究区主体处于碳酸盐岩台地边缘相带，平面上由北向南依次发育台缘洼地、台缘滩、台地前缘斜坡及盆地相（亚相），沉积物以 瘤状灰岩夹砂屑灰岩为主。其中，台缘滩亚相砂屑灰岩呈东西向展布，厚度较大，横向连续性较好，可作为该区有利的储层。

自生绿泥石是砂岩储层中常见的成岩矿物，对储层物性具有重要影响。通过普通薄片、铸体薄片及扫描电镜观察，对鄂尔多斯盆地镇北地区长8 油层组砂岩储层中自生绿泥石的形成机制及其对储层物性的影响进行了深入研究。研究表明：①该区自生绿泥石主要以黏土膜和玫瑰花状2 种形式产出，黏土膜内层的颗粒黏土包膜自同沉积时期开始形成，转变为自生绿泥石后，黏土膜外层的孔隙衬里绿泥石于中成岩期呈叶状或针状垂直于内层包膜向孔隙方向生长；玫瑰花状绿泥石于晚成岩期在较大孔隙内形成。②自生绿泥石对储层物性的影响表现在2 个方面：一方面自生绿泥石可通过改变孔隙微区环境及占据颗粒表面空间，阻止自生石英在碎屑石英表面成核来抑制石英次生加大，从而保存原生孔隙；另一方面自生绿泥石在保存原生孔隙的同时，占据了喉道空间，使砂岩储层的渗透性降低，其含量与渗透率呈负相关性。

根据野外调查、岩心、薄片和测井等资料，在构造应力场分析的基础上，对四川盆地大邑地区须家河组裂缝类型及其成因进行了分析。 结果表明：印支运动晚期，在北西向水平挤压应力作用下形成了近南北向和北西向的平面“X”型剪切缝及少量的北东向构造伴生缝，由于岩层非均质性，北西向裂缝发育程度较高；喜山运动中晚期，东西向水平挤压应力对早期裂缝进行改造，北西向高角度剪切缝继续发育，而少量近南北向高角度裂缝发育为具左旋走滑性质的近南北向逆断层，同时，在北东向局部应力场的作用下，研究区北东部发育近东西向裂缝。 在现今北西向构造应力场作用下，北西向裂缝张开度增大，为有效缝，而近南北向、北东向裂缝闭合。 区域构造缝叠加局部构造伴生缝的分布与局部构造密切相关，多类裂缝交织发育的地区为裂缝发育区。 北西向和近东西向有效裂缝发育区域可作为大邑地区油气勘探的重点区域。

松辽盆地南部西斜坡区青一+ 青二段砂体较为发育，为了研究其形成机制与分布规律，运用高分辨率层序地层学原理和方法，综合岩心、钻井、测井、地震等资料，确定了研究区层序界面的识别标志。该区 青一+ 青二段发育一个长期基准面旋回，根据该旋回内部发育的转换面，进一步将其划分为3 个中期基准面旋回。中期和长期基准面旋回的叠加样式特征明显，中期基准面旋回一般具有对称性特征，上升与下 降半旋回均比较发育；长期基准面旋回具有不对称性特征，以发育上升半旋回为主，构成“上升不对称”型 旋回结构。结果表明：研究区沉积相类型及砂体的展布受基准面变化的控制较明显，斜坡坡折带上部为三 角洲前缘发育区，下部的凹陷区主要为半深湖泥质与滑塌浊积扇体发育区；下降半旋回部分主要发育三 角洲前缘砂体，上升半旋回部分主要发育三角洲前缘砂体和浊积体。该研究成果对于研究区的油气勘探，特别是岩性油气藏的勘探，具有一定的借鉴作用。

综合运用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及物性分析等资料，对高桥地区盒8 段气层组的岩石学特 征、孔隙类型及储层物性进行了深入研究。结果表明，以辫状河三角洲前缘为主的盒8 段储层主要为石 英砂岩及岩屑石英砂岩，具有成分成熟度高、结构成熟度中等的特点。储集空间以次生溶孔为主，高岭石 晶间孔及原生粒间孔次之，见少量微裂缝。孔隙度平均为6.37%，渗透率平均为0.81 mD，为典型的低孔、 低渗储层。在储层特征研究的基础上，分析了影响储层物性的主要因素，平面上主要受物源、沉积相带的 控制，垂向上主要受压实和胶结作用控制，溶蚀作用产生的次生孔隙使储层物性得到改善。

次生孔隙的发育在一定程度上控制着油气的聚集成藏，并能有效改善火山岩储层的储集性能。依据 大量岩心资料，通过岩石薄片和铸体薄片观察，结合测井资料分析，发现准噶尔盆地滴西地区火山岩次生 孔隙类型多样，主要包括晶内溶孔、基质溶孔、杏仁体溶孔、粒内溶孔、交代蚀变假杏仁体溶孔、构造缝和 溶蚀缝；各种次生孔、缝在演化上存在一定的内在联系，且其形成过程受岩性、构造作用及溶蚀作用的影 响。岩性是次生孔隙发育的物质基础和前提，溶蚀作用和构造破碎是形成次生孔隙的主要作用方式。对次 生孔隙特征和主控因素的研究，有助于开展有效的储层评价和预测。

综合利用岩心、薄片等资料，对低渗透砂岩储层的特征与形成机理进行了研究。低渗透砂岩储层具 有成分和结构成熟度低、孔隙结构差、物性差、压力敏感性强、裂缝发育和非均质性强的特点。在概括沉 积、成岩和构造作用对其控制的基础上，通过分析储层的形成机理，认为：沉积作用是形成低渗透砂岩储 层的最基本因素；成岩作用对其影响具有双重性；构造作用形成的裂缝可作为裂缝性低渗透砂岩储层的 主要渗流通道。

针对浊积岩油藏成藏规律复杂、含油性差异大的问题，以东营凹陷洼陷带东部沙三中亚段浊积岩为 例，在文献调研的基础上，基于地震、测井、钻井、试油等多项资料，采用成藏基本地质要素及油气现今分布 规律研究与典型油藏解剖相结合的方法，分析了研究区浊积岩成藏的主控因素。结果表明，研究区沙三中 亚段浊积岩的成藏主要受控于以下3 个方面：①有效储层的发育基本控制了油层的展布规律，储层的厚度 中心往往也是油层的分布区或富集区；②在有效储层的分布约束前提下构造背景及异常高压控制了油气 的富集；③有效的断层输导条件是研究区浊积岩能否成藏的关键，与相对独立的透镜状浊积砂体相比，由 断裂体系沟通下部烃源岩的浊积岩砂体更容易成藏。在明确研究区成藏主控因素的基础上，总结了针对 洼陷带浊积岩油藏的综合评价方法。

在薄片、X 射线衍射和扫描电镜分析基础上，研究了鄂尔多斯盆地华庆地区长6 油层组砂岩中黏土 矿物的主要类型、赋存方式及其对储层物性的影响。结果表明：长6 油层组砂岩中的黏土矿物主要为绿 泥石、伊利石和混层伊利石/蒙皂石，黏土矿物总量平均为4.55%；自生绿泥石主要以孔隙衬里方式产出， 对深埋藏砂岩的储集空间具有显著的保护作用；伊利石和混层伊利石/蒙皂石主要以孔隙桥接或孔隙充填 方式产出，其大量存在会堵塞孔隙喉道、减小孔喉半径，从而对储层物性产生负面影响；高岭石在华庆地 区长6 油层组砂岩中不发育，是由于高含量杂基导致长6 油层组砂岩在酸性流体出现之前已基本完成压 实作用，且长7 烃源岩有机质演化过程中产生的酸性流体对其影响十分有限，使其缺乏足够的粒间孔隙 和活跃的酸性流体沉淀高岭石。

针对鄂尔多斯盆地下侏罗统油藏规模小、分布散的特点，通过岩心观察和测井曲线分析，在建立鄂 尔多斯盆地吴起地区富县组沉积相识别标志的基础上，认为吴起地区富县组为辫状河沉积体系，发育辫状 河道、心滩、天然堤和漫滩等沉积微相，同时建立了河谷侵蚀背景下的辫状河沉积模式。以沉积相和砂体 展布为手段，恢复了富县组沉积期的古地貌背景。研究表明，宁陕古河与蒙陕古河在吴起地区交汇，形成 了吴起古河间丘。同时，对古河道斜坡上的次级河道进行了详细刻画，对在吴起地区寻找下侏罗统古地貌 控制下的油气藏分布规律的研究具有借鉴作用。

东海平湖油气田八角亭构造H4b 油藏具有储层薄、非均质性强的特点，且采用多分支水平井开发模 式，加大了储层描述和油藏建模难度。以钻井和三维地震资料为基础，通过直井精细地层对比和叠前反演 技术来预测储层展布特征，充分应用水平井钻进轨迹调整储层描述结果，将目标油藏作为单砂体—流动 单元复合体进行地质建模，并利用水平井在砂体内钻进轨迹长、物性参数横向覆盖面广的优势，结合地震 属性约束方法，最终建立了符合地质动、静态现状的精确模型。

厄瓜多尔西海岸大陆斜坡地区发育大面积的可燃冰，其地震反射特征与海底反射极其相似。该区属 于典型的深水区域且海底崎岖，其海洋地震资料存在自由表面多次波、层间多次波和绕射多次波等多种 类型波。强能量多次波的存在，降低了资料的信噪比，影响了一次反射波的准确成像，也严重影响了可燃 冰的地震识别。采用自由表面多次波压制（SRME）技术、高分辨率拉冬变换多次波压制技术和绕射多次波 压制技术等串联组合，解决了该区多种类型多次波的压制问题，提高了利用地震资料识别可燃冰的能力， 并预测了该区可燃冰的分布范围。

低渗透储层的油、水过渡带往往较大，可动流体通常为油、水两相，在常压密闭取心时，发生降压脱 气，油、水两相均有减少，导致密闭取心饱和度求取困难。生产中通过蒸发实验对此进行校正，而未进行蒸 发校正的区块往往导致昂贵的密闭取心资料的浪费。通过采用一种不需要进行蒸发实验的低渗透储层密 闭取心饱和度校正方法，即根据储层品质指数与密闭取心饱和度的散失量有良好的相关性，利用储层品 质指数对储层进行分类，对不同类型的孔隙结构储层的校正系数进行研究，以获取不同的校正系数。经分 析化验和生产动态数据验证，该方法对低渗透储层原始含油饱和度求取有较好的效果。因此将未作蒸发 实验的密闭取心资料充分利用，获得了准确的原始含油饱和度，为测井解释饱和度提供了对比标准。

水平井电阻率测井不仅需要考虑地层厚度、围岩，还需要考虑井眼斜度、地层电阻率各向异性等因 素的影响。因此，相对直井而言，水平井电阻率测井响应的处理与解释更为复杂、困难。结合ARC675 型 随钻电阻率测井仪原理，通过数值模拟，总结出地层厚度、围岩及电阻率各向异性等环境因素对该仪器相 位电阻率和振幅电阻率的影响规律。在此基础上，通过处理某水平井随钻电阻率测井资料发现：该方法不 仅能准确确定水平井井眼轨迹与地层的关系，还能解释相位电阻率值与振幅电阻率值差别大以及二者与 导眼井测井电阻率值相差较大的原因。其解释成果为下一步实施压裂改造等措施提供了理论依据。

底水脊进是制约底水油藏水平井开发效果的重要因素。为研究底水油藏水平井含水变化规律，综合 考虑6 种影响因素，基于详细理论研究与分析，用某实际油藏资料建立了底水油藏的数值模型，应用数值 模拟计算的累积产油量、累积产水量和累积产液量回归俞启泰水驱特征曲线，以求得反映水平井见水特 征的参数b。以参数b 为研究对象，具体采用响应曲面法研究不同因素对b 值的影响，以获得各影响因 素对水平井含水变化的影响规律以及影响顺序。研究结果对底水油藏的水平井开发具有理论及现场指 导意义。

气井动态储量的确定是单井合理配产和开发方案制订的重要依据，但对低渗透气藏，由于地层的低 渗透性及强非均质性特征，很难准确计算出气井的动态储量。针对此问题，结合低渗透气藏单井的动态生 产数据，统计分析了大量气井生产指示曲线，将其划分为3 种类型，即标准型、波动型、分段型，并描述了 不同类型气井生产指示曲线的表现特征及形成的原因，最终提出了正确利用流动物质平衡法计算气井动 态储量的方法。实例分析表明，利用流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量所需数据量少，计算结 果合理、可信，可为低渗透气藏单井动态储量的确定起到一定的指导作用。

测井资料是石油地震地质学研究的重要数据来源。通过单井处理，可以得到岩性、物性、含油气性及 烃源岩等多种重要信息，这些信息可对地震资料起到重要的标定作用，从而提高地震资料对油气藏的三 维描述能力；通过多井分析与处理，又可以得到构造和沉积模式等信息，并在地震地质研究中起到模式引 导作用，有效提高了地质研究精度，降低了勘探风险。

对国内外水驱油田所应用的开发效果评价方法，包括状态对比法、系统动态分析法、模糊综合评判 法、灰色系统理论法等进行了评价，分析了各种方法存在的优点和不足，指出状态对比法及模糊综合评判 法比较适合油田应用，并对各种评价方法在应用与研究过程中存在的问题和将来的发展趋势进行了较深 入的探讨。研究成果对水驱油田开发效果评价方法优选及研究具有一定的指导意义和参考价值。

针对我国东部老油田水驱开发工作所面临的诸如地下认识体系需要重建、井网系统需要进一步完 善等难点、热点问题，以国外47 个高含水砂岩油田注水开发状况为资料来源，总结了国外高含水砂岩油 田注水开发特征，详细分析了国外高含水砂岩油田二次开发的技术、措施，同时对国外高含水油田近年来 在地质、油藏工程、工艺技术等方面研发应用的新理论、新技术进行了论述，对我国东部相似油田进一步 提高水驱采收率具有一定的指导作用。

应用三维地震、测井和岩心资料，对贝尔断陷构造层序进行分析，并研究了贝尔断陷同裂谷期层序 建造、沉积体系及岩性油气藏的发育特征。认为下白垩统沉积时期可划分出5 个与裂陷幕对应的超层 序，在超层序二至超层序五内，识别出了10 个三级层序；裂陷二幕和裂陷三幕对应于下白垩统铜钵庙组 和南屯组，盆地以伸展断陷构造活动为主，发育湖泊、扇三角洲沉积体系以及受断裂坡折带控制的层序； 裂陷四幕对应下白垩统大磨拐河组，盆地以走滑扭张构造活动为主，发育大型河流三角洲体系和受挠曲 及断裂坡折带控制的层序；裂陷五幕对应下白垩统伊敏组，盆地断坳转换，发育河流和冲积平原沉积及平 缓背景下的冲积型层序。下白垩统铜钵庙组及南屯组受同沉积断裂坡折带的控制，层序低位体系域砂体 成藏条件良好，为岩性油气藏最发育的部位。

为了研究南堡凹陷东一段油气成藏规律，在输导油气机理和能力影响因素分析的基础上，利用所建 立的断裂输导油气能力评价方法，对其油源断裂分布及输导油气能力进行了定量评价。结果表明：研究区 发育有大量的油源断裂，在柳赞、高尚堡、老爷庙、南堡1 号、南堡2 号及其以东地区、南堡4 号及其以南 地区、南堡5 号以东地区，油源断裂输导油气的能力相对较强，这有利于下伏沙三段或沙一段—东三段源 岩生成的油气在上覆东一段中聚集成藏。目前，在这些地区的东一段找到了大量油气，证明了使用该方法 来研究油源断裂输导油气能力是可行的。

通过对柴达木盆地北缘（简称“柴北缘”）西段古近系和新近系的沉积序列、岩心特征、薄片特征、测 井资料及录井资料的分析，结合野外露头考察，对该区的沉积模式进行了系统研究。结果表明：古近系和 新近系发育以砾岩、砂岩和泥岩为主的碎屑岩沉积，且沉积体系以辫状河—辫状河三角洲平原—辫状河 三角洲前缘—滨浅湖沉积为主；古近系的岩性变化较大，主要为砾岩，具有正旋回特征，说明古近纪时期 为一水进过程；新近系地层发育以粗碎屑岩和细碎屑岩不等厚为主的交互沉积，水动力条件变化频繁。通 过进一步的研究认为，古近纪以后的柴北缘由于降水量（或气候）的周期性变化，形成了湖盆周缘粗碎屑 岩和细碎屑岩不等厚交互沉积，即在盆地边缘有泥岩发育，并且在靠近盆地的沉积中心也有中—细砂岩 的发育，这种粗碎屑岩和细碎屑岩的交互沉积层容易形成较好的储盖组合，有利于构造-岩性油气藏的形 成。沉积模式研究清楚地展示了柴北缘地区古近纪以来的沉积演化规律，为该区下一步的油气勘探提供 了可靠的地质依据。

通过铸体薄片、高压压汞、核磁共振以及恒速压汞等测试化验手段，深入研究了鄂尔多斯盆地华庆 地区长8₁储层的微观孔隙结构特征，并分析了微观孔隙结构对流体微观赋存状态及其可流动性的 影响。结果表明：华庆地区长8₁储层微观孔隙结构类型复杂，其中粒间孔-溶蚀孔孔隙组合类型连通性较 好，孔喉半径较大，可动流体饱和度高，是有利于孔隙流体渗流的优势通道。孔喉类型、孔喉连通性、孔喉 半径以及黏土矿物含量综合影响着孔隙流体的赋存状态及其可流动性，其中喉道大小对储层流体的渗流 能力起主要控制作用，尤其是大喉道对储层渗流能力的改善具有明显优势。

综合利用岩心薄片、铸体薄片、扫描电镜、压汞测定等资料，对鄂尔多斯盆地高桥地区奥陶系马家沟 组马五₁₊₂亚段的储层特征进行了研究。结果表明：高桥地区马五₁₊₂亚段储集岩的类型主要为溶蚀孔洞状白云岩、泥晶—粉晶白云岩，其次是颗粒（砂屑）白云岩和角砾状白云岩；储集岩的孔隙类型主要为溶蚀孔、晶间孔、晶间溶孔，其次为膏模孔和裂隙；储集岩的物性较差，平均孔隙度为3.26%，平均渗透率为 1.2 mD，且孔隙度与渗透率呈正相关性，总体为非均质性较强的低孔、低渗透储层。通过对该区储层特征的研究，可为下一步的勘探开发提供地质依据。

砂体内部构型控制流体渗流，影响开发效果。依据现有的储层砂体构型研究方法，通过短期旋回对 比，对苏西X 井区盒8 段分流河道砂体发育特征进行了研究。认为研究区砂体结构类型主要有削截式、 完整式和相对孤立式河道。在上升半旋回内测井曲线多表现为箱形、圣诞树形，下降半旋回内测井曲线多 呈指形；河道砂体在纵向上有一定的叠置现象，在横向上具交织特征；同一条河道砂体在平面上向西迁移 明显。砂体分布特征表现为：砂体宽度与厚度的比值大、弯度小、不连续。据此，总结出4 种河道砂体发育 模式：迁移强叠置型、河道交汇型、相对孤立型和弱叠置型河道砂体。

鄂尔多斯盆地南梁地区延长组长4+5 油层组是该区重要的储集层之一，包括长4+5₁和长4+5₂共2个小层。通过储层岩石学、储层物性、孔隙结构及储层控制因素对该区储层特征进行了分析，并评价了储层的储集性能。结果表明：该区砂岩以长石砂岩和少量岩屑质长石砂岩组成；储层孔隙类型以粒间孔和溶 蚀孔为主；喉道以细—微细喉道为主，排驱压力相对较高，属超低渗储集岩。沉积作用和成岩作用是造成 储层超低渗的主要原因。沉积作用控制了砂体的展布；成岩过程中压实与胶结作用使储层孔隙大量减少， 而黏土膜胶结、溶蚀作用和烃类侵位对孔隙建造具有积极作用。根据岩性和物性特征，将该区储集岩划分 为2 类，优质储层的勘探应以沉积作用控制下的多套砂体相互叠置的水下分流河道沉积为重点。

以地震沉积学理论为指导，立足于地震岩性学和地震地貌学，在歧北凹陷沙二段滨4 油组开展地震 沉积学研究。针对研究区复杂岩性波阻抗值差异小以及自然伽马值差异明显的特点，开展相对波阻抗约 束下的测井参数反演工作来获取岩性数据体。同时，结合测井和钻井资料，对地层切片进行地震沉积学解 释。研究结果表明：测井参数反演方法可以有效区分研究区的复杂岩性，基于等时地层格架生成的一系列 地层切片识别出了滨4 油组三角洲—湖泊沉积体系中不同的沉积单元，准确反映了其物源方向、储层平面 展布特征及空间演化史。

鄂尔多斯盆地西北部长8 油层组为典型的特低渗透、超低渗透油藏，储层参数的控制因素与平面分 布规律复杂，已成为油藏评价和开发建产中急需解决的问题。在单井精细解释基础上，通过对含油饱和度 分布规律和控制因素的分析，应用测井多井评价技术对特低渗透油藏开展多学科结合研究，建立了特低 渗透储层含油富集程度和烃源岩有机质丰度测井表征方法，提出烃源岩生烃能力与储层含油富集程度的 有效配置控制了有利富集区的分布。基于源储配置思路，研究了特低渗透油藏的富集规律，并优选出了富 集区。该研究对特低渗透油藏规避快速建产风险，加快勘探开发进程，提高整体效益具有重要意义和推广 价值，对致密油气等非常规领域的研究具有参考价值。

研究渤海L 油田东营组储层特征和储层物性的控制因素是该油田后期高效开发的前提。根据岩心 观察，结合薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光和物性等资料，以储层地质学理论为指导，对研究区储层特征、成 岩作用及孔隙演化进行了深入分析。认为L 油田东营组储层砂岩具有矿物成熟度与结构成熟度均较低的 特征，成岩作用类型主要有压实与压溶作用、胶结作用、交代作用、溶解作用4 种，大致经历了早成岩A 期、早成岩B 期、晚成岩A 期3 个阶段，目前已达晚成岩B 期。成岩作用是控制研究区储层物性的一个 关键因素，在孔隙演化过程中，压实与压溶作用、胶结作用起破坏性成岩作用，溶解作用起建设性成岩作用。

地震沉积学是继地震地层学、层序地层学之后的一门新的交叉边缘学科，是进行沉积体系研究和储 层预测的有效工具，其在碳酸盐岩油气勘探开发中取得了明显效果，但在陆相断陷盆地中应用较少。以南 堡凹陷高分辨率的地震资料、丰富的测井及地质资料为基础，结合滦平扇三角洲野外露头，运用地震沉积 学的研究方法，在高精度层序地层格架及沉积体系特征研究的基础上，建立了陆相盆地扇三角洲三维地 质模型，并在南堡凹陷东营组识别出1 个二级层序、4 个三级层序、最大洪泛面以及初始洪泛面，进一步 将三级层序划分为高位体系域、湖扩体系域及低位体系域。其中，高位体系域砂体规模大，是最为有利的 储层发育段，低位体系域砂体规模较小，与湖扩体系域泥岩相互配置，形成良好的储盖组合。根据高柳断 层下降盘构造背景，以野外露头地质建模与井-震标定互动反馈为基本思路进行研究，认为该地区主要为 扇三角洲沉积体系，并发育多个分流河道，河道间充填相对稳定的薄层滨浅湖泥。

以石油地质学、油气地球化学等理论为依据，对四川盆地下古生界下寒武统筇竹寺组和下志留统龙 马溪组富含有机质的暗色泥页岩的发育及分布作了分析。利用暗色泥页岩沉积厚度、总有机碳含量、有机 质类型以及有机质成熟度4 个指标对页岩气资源进行了初步评价，发现筇竹寺组和龙马溪组拥有巨厚的 泥页岩沉积、较高的有机碳含量、良好的有机质类型以及十分重要的过成熟条件，从而推断出研究区具有 丰富的页岩气资源，并进一步划分出研究区页岩气聚集的有利勘探区带。

丰富川油田地质特征复杂，利用常规方法识别沉积微相存在一定难度和多解性。针对这一问题，采 用小波分析技术建立精准的地层格架，同时联合灰色系统理论分析技术，优选出适合研究区的沉积微相 评价参数，以及确定了评价标准和权系数，并对研究区进行了沉积微相综合研究。结果表明：小波分析与 灰色系统理论分析技术在丰富川油田应用取得了良好的效果，为该区沉积微相研究提供了一种可行的定 量分析方法，为油田开发方案调整提供了依据，对其他地区沉积微相研究具有一定的借鉴作用。

苏里格气田苏59 区块气藏分布受砂岩横向展布和储层物性变化控制，气、水关系复杂，属于典型的 “三低”（低孔、低渗、低压）油气藏，采用传统的波阻抗反演方法不能有效识别储层及储层内流体的性质。 岩石物理参数分析可建立岩石物理参数与储层特征的关系，识别储层特征参数，指导储层预测。通过对研 究区苏59 区块进行详细的岩石物理参数分析，寻找出对岩性敏感的弹性参数交会组合，同时建立扩展弹 性阻抗（EEI）模型，确定与自然伽马（GR）、孔隙度（POR）和含水饱和度（Sw）相关性最好的EEI 曲线，更好 地反映了储层岩性、孔隙性及含油气性，对后期利用叠前地震资料进行弹性参数反演，预测储层及烃类分 布具有指导意义。

牛圈湖油田西山窑组（J₂ x）属于低孔、低渗、低压的“三低”油藏，储层非均质性强，储层预测尤为重 要。根据测井曲线的对比及交会分析，选择了自然伽马曲线和声波时差曲线来构建具有声波量纲的拟声 波曲线，采用宽带约束模拟退火非线性全局寻优反演方法进行了储层预测。通过3 种测井资料（10% 地 震和90% 测井、30% 地震和70% 测井、50% 地震和50% 测井）约束程度对比，发现使用10% 地震和90% 测井参与程度的反演结果精度最高，表明基于模型的地震反演技术可获得高分辨率的地层波阻抗资料， 并能有效地区分储层与非储层。根据储层预测结果与实钻结果的对比，分析了误差原因和存在的问题。

苏丹3/7 区Palogue 油田构造地质和油水关系复杂，井控程度低，若在该区域实施大位移水平井钻 井，地质风险较高。为解决这一技术难题，将三维地质建模方法与传统地质导向技术相结合，充分利用随 钻数据，从而提高地质导向跟踪的准确性和实效性以及油层的钻遇率。

单砂体形态及分布特征预测是精细油藏描述的主要内容。然而，利用常规随机建模技术所建立的模 型与油藏实际往往差别较大，难以精确预测含油单砂体展布。如何运用开发中后期丰富的资料和三维地 质建模技术刻画单砂体在三维空间的展布规律，建立准确实用的三维地质模型是目前油气田开发中后期 要解决的关键问题之一。以华北油田某区块为研究对象，对单砂体建模技术的实现方法和实际应用进行 论述，通过与常规随机建模结果进行对比表明：单砂体模型既能清晰地表征储层内多期砂体的叠置关系， 也能揭示三维空间中单砂体的分布和尖灭；同时又充分表达了地质研究的认识，为油气田开发提供了更 加方便可靠的资料，尤其适合开发中后期井网较密、储层研究达到单砂体级别的情况。

中国中西部前陆冲断带地表、地下构造复杂，地震资料成像品质普遍较差。针对复杂前陆冲断带的 断层相关褶皱，提出了一种在构造复杂、地震资料品质较差地区褶皱的定量构造建模方法，即应用地震波 动方程正演、平衡地质剖面数值模拟、构造物理模拟等技术，分步骤求取构造几何学、运动学参数，建立最 终的定量化构造模型，从构造变形量、变形机制、变形时间和变形过程4 个方面揭示构造变形特征。应用 该方法对准噶尔盆地南缘独山子背斜进行定量化建模，确定独山子背斜几何学与运动学构造参数，取得 了较好的应用效果。

渗流介质的识别是储层研究的基础。以火烧山油田渗流介质研究为例，从渗流介质与生产动态特征 关系出发，选取与渗流介质密切相关的生产动态参数，应用模糊聚类分析法研究了渗流介质的分布规律， 并作了具体分析。研究结果与实际情况吻合较好，表明该方法科学、合理，对渗流介质研究具有指导意义。

井筒流体温度分布是进行油气井测试分析、生产优化设计及工况分析的重要基础，然而严格的温度 预测理论模型因过于复杂且依赖于部分无法准确给定的数据而难以应用。基于前人的研究，建立了考虑 地层非稳态传热的井筒流体温度预测简化模型，该模型可避免因难以计算总传热系数而无法确定井筒流 体温度的问题。实例表明，考虑地层非稳态传热的井筒流体温度预测模型能较好地预测不同生产时间井 筒流体温度的变化以及井筒流体温度达到稳定时所需的时间。

吐玉克油田深层稠油油藏构造复杂，储层物性差，单井产量低，以常规的开采方式和井筒工艺无法 实现经济有效开发。通过对吐玉克油田深层稠油进行天然气溶解与降黏室内实验，以及利用GEM 进行 天然气吞吐开采方式的数值模拟与相平衡研究，最终优化了吞吐参数。对3 口井进行了天然气吞吐现场 试验，结果表明：通过采用天然气吞吐技术，吐玉克油田深层稠油单井产量提高了2～7 倍。

针对特高含水期水驱油井压裂对象不断变差，压裂选井、选层难度不断加大等问题，从油藏工程角度和矿场实际出发，综合运用复相关及灰色关联方法进行了主要影响因素的筛选，分析了压裂层段有效厚度、压裂层段渗透率、压裂层段地层系数与全井地层系数比值、压裂前全井含水、压裂前全井日产液、压裂前压差等6 项压裂效果的主要影响因素。运用数据组合处理方法（GMDH）建立了压裂增油量与主要影响因素之间的回归模型，运用经济学的投入、产出原理建立了压裂增油量经济界限模型，明确了压裂增油是否经济有效与压裂井投入及相应成本变化之间的关系。研究中所运用的方法及建立的压裂增油量预测模型和经济界限模型，对特高含水期水驱油井压裂潜力的研究具有一定的参考价值。

将水平井的渗流场划分为以水平井两端点为焦点的椭球体内部三维渗流和以椭圆柱状直井为中心 的外部平面渗流，分别推导出内部渗流区域和外部渗流区域考虑流体压缩性和油层应力敏感性的渗流模 型，再利用保角变换和等值渗流阻力法来整合内外部渗流，最终求得考虑流体压缩性和油层应力敏感性 的水平井稳定渗流产能公式。与经典公式对比计算表明，该公式合理、可靠。考虑流体压缩性和油层应力 敏感性，即α≠0 时，水平井产量与生产压差不再呈线性关系；产量随C_K的增大而减小，随C_ρ的增大而增大；当储层的应力敏感性较强时，产量随生产压差增大而增加缓慢。

异常高压低渗透气藏的开发过程除受到应力敏感效应的影响外，还受到启动压力梯度的影响。针对 这种气藏的特殊渗流特征，推导了考虑应力敏感效应、启动压力梯度和同时考虑二者的渗流微分方程，并 以某异常高压低渗透气藏为例，研究了应力敏感效应和启动压力梯度对异常高压低渗透气藏产能的影 响。研究结果表明，应力敏感效应和启动压力梯度对异常高压低渗透气藏的开发效果有显著影响，考虑应 力敏感效应和启动压力梯度的异常高压低渗透气藏渗流微分方程对研究此类气藏的渗流特征具有一定 的指导意义。

速度估计与建模是勘探地震学的核心技术。速度估计问题是一个标准的反演问题。原则上，反演问 题应该在贝叶斯框架下进行，但是石油工业界根据生产实际形成了一套速度分析与建模的技术系列。针 对目前速度估计与速度建模技术研究及应用现状，试图把各种速度估计方法都纳入贝叶斯估计框架下进 行审视。该框架的基本逻辑是建立2 种目标泛函：成像空间中的相关最佳泛函（或聚焦最佳泛函）和数据 空间中的逼近误差的方差最小泛函。在此目标泛函的基础上，利用梯度导引类的优化算法或Monte Carlo 类的全局寻优算法，甚至扫描（枚举）算法实现各种尺度下的速度估计及模型建立。在上述理论框架下，系 统地分析目前典型方法技术的共同特征，可以指出新的速度估计方法的发展方向。

全波形反演、旅行时层析、最小二乘偏移和偏移速度分析具有相同的反演框架，以Bayes 估计理论 为基础对这些方法进行了分析和对比，证明了全波形反演能够利用最多的地震信息，但多重因素的叠加 加大了其实用性的难度。针对这一问题，以特征波形反演为指导，对提取的地震波场的特征化信息进行了 地震反演，并对其反演方案进行了理论分析和对比。

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。

通过对潜江凹陷王场油田潜江组油藏的生烃潜力、沉积体系、储集条件、构造条件、温压条件、油气 分布规律、油气生排烃史以及油气运聚史的研究，对油气成藏规律进行了深入探讨，认为研究区潜江组具 有较好的成藏条件，其成藏主要受烃源岩展布、优质砂体、断层及背斜构造等因素的控制，在此基础上建 立了王场油田油气成藏模式：源内-混源-垂向-侧向多期运聚成藏。王场油田潜江组油藏紧邻生烃洼陷， 油气主要分布于王场背斜，油气主成藏期与断层活动期相匹配，油气主要通过断层和砂体进行阶梯式运 移，其中断层的侧向封堵性决定了油气的运移方式及成藏方向。

底辟是南海北部边缘西区莺歌海盆地特有的异常地质体。研究认为：底辟构造是深部泥底辟与浅部 流体底辟的结合体，其一直并长期处于动态平衡状态；不同底辟类型间天然气勘探潜力不同，高、中能量 底辟区勘探潜力较大；同一类型底辟构造，底辟非塌陷区勘探潜力更大。

通过对东海丽水—椒江凹陷的构造、沉积地层和成藏要素的分析，系统阐述了其成藏条件。结果表 明：丽水—椒江凹陷古新世主断陷期分为4 幕断陷，其中初始断陷Ⅰ幕以湖相沉积环境为主，之后过渡为 海相沉积环境，该凹陷存在3 组烃源岩及3 套储盖组合，其中下古新统月桂峰组湖相暗色泥岩有机质丰 度高，且其类型以Ⅱ型为主，生烃潜力良好，为该区主力烃源岩；古新统储集层以砂岩为主，其中灵峰组和 月桂峰组砂岩为Ⅲ—Ⅳ 类储层，明月峰组砂岩为Ⅲ_a—Ⅱ_b 类储层，物性受凹陷内顶封型异常高压系统改 造优化。断陷早期的（扇）三角洲、滨湖、滨海砂体和上灵峰组上部及明月峰组下部的浅海泥构成的下储盖 组合靠近主力烃源岩层，且异常高压系统增储滞排，因此储盖配置条件良好，勘探前景佳。预测凹陷内洼 槽带生烃中心上方、灵峰潜山两侧及丽西次凹西斜坡的优势成藏构造带是研究区内有利的远景勘探区带， 并识别划分出三大类共11 个有利构造带。

姬塬地区是鄂尔多斯盆地重点油气勘探区域之一。系统研究姬塬地区长2 油藏的烃源岩、储集层、 油气运移以及油气圈闭条件等，并综合分析了长2 油藏的油气成藏条件。研究结果表明：姬塬地区紧邻盆地延长组生烃中心，油气供应充分，长2 油藏的油气主要来自长7 烃源岩；主要储层是水下分流河道砂 体，岩石成分以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，极少量长石岩屑砂岩，为近中孔隙度、低渗透率储层；成岩作 用类型主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用等。长7 地层产生的异常高压是长7 烃源岩产生的油气自下 而上运移到长2 地层的主要驱动力。研究区长2 油藏的圈闭主要是构造-岩性圈闭，局部地区发育有构造 圈闭和岩性圈闭。长2 地层发育厚度较大的分流间湾泥岩均充当了长2 油藏必备的遮挡和封盖层。

川中蓬莱地区须二段显示出了良好的天然气勘探潜力，但由于储层孔隙结构和测井响应特征较为 复杂，直接影响了其勘探开发效果。为了寻找须二段天然气有利聚集区，综合利用钻井岩心和薄片等资 料，对成藏要素，即生、储、盖、运、圈、保的自身条件及其匹配关系等进行了探讨与总结，并对有利含气区 进行了预测。结果表明：研究区须二段气藏具有充足的油气来源，且位于油气运移的有利方向，上覆的须 三段泥岩为其有效区域盖层；具有有利的生、储、盖组合及良好的保存条件；研究区总体位于有利的构造- 沉积相带，沉积作用是储层发育的基础，成岩作用是决定储层质量的关键，裂缝是决定储层产能的重要条 件。对须二段有利含气区的预测研究可为其下一步天然气勘探提供地质依据，同时也有助于类似气藏有 利含气区预测的研究。

姬塬油田长9 油藏在生产过程中发现部分井地层厚度减薄，邻井构造突变。通过地震资料解释、地 层对比、构造对比、岩心观察等发现姬塬地区发育21 条北西西向正断层，弥补了该区块关于断层的证据。 天环坳陷的形成与长7 烃源岩分布及生烃高峰期在时空上匹配，促进了油气侧向运移并成藏，使凹陷东部 油藏相对富集，断层形成后油藏重新调整，造成断层下方油藏被破坏。

近年来，在鄂尔多斯盆地英旺地区上三叠统延长组长9、长10 油层组发现了油气藏。通过烃源岩特 征分析、油-源对比、成藏特征分析等发现，英旺地区长9 油层组烃源岩为一套好烃源岩，但其生成的油气 可能优先侧向运移到了志丹等地区成藏，对英旺地区长9、长10 油层组油气藏贡献不大。英旺地区长9、 长10 油层组中的油气主要来自华池—太白—正宁—英旺一带的长7 油层组烃源岩。烃源岩成岩演化过 程中产生的异常压力为油气运移的主要动力，孔隙和裂缝为油气运移的主要输导体系，油气沿孔隙-裂缝 输导体系进行垂向-侧向运移，遇砂体即充注成藏。

砂质碎屑流是对“鲍玛序列”和“浊积扇”等深水沉积理论的部分否定和完善。根据野外露头、岩心观 察，样品分析与测试，砂体特征分析及砂体形态描述等，认为鄂尔多斯盆地华庆地区长6 油层组超低渗厚 层块状砂体主要为砂质碎屑流沉积，改变了传统认为湖盆中心只发育规模较小浊流沉积的观点。进一步 研究认为，砂质碎屑流等深水重力流沉积主要受深水沉积坡折带控制，华庆地区长6 油层组超低渗砂体 属典型缓坡型砂质碎屑流沉积类型。

下寺湾地区延长组长8 储层属典型的低孔、低渗砂岩储层。裂缝可作为低渗透储层的有效储集空间 和主要渗流通道，对油气聚集成藏及开发具有重要作用。裂缝特征及识别是该区储层评价研究的重要内 容。基于下寺湾地区的区域地质、测井、钻井和岩心等资料，从构造应力场研究、薄片观察、常规测井识别 等方面对该区长8 储层的裂缝特征进行了分析。结果表明：通过古构造应力场与现代构造应力场的对比， 确定了研究区裂缝发育的优势方位为北偏东70°；通过岩心薄片分析，认为研究区长8 储层微裂缝发育，连 通性较好；应用“深侧向电阻率与声波时差交会图”与“常规测井裂缝响应特征”相结合的裂缝识别方法，对 该区单井裂缝进行识别，认为常规测井资料识别的裂缝多发育在泥岩段。

长9 油层组沉积时期陇东地区可能存在多个物源供给区。物源分析是研究长9 油层组三角洲发育 特征的基础，也是对砂体进行评价和预测的依据。通过石英含量相对变化、重矿物组合特征、石英阴极 发光分析、岩屑组分分析及古盐度恢复等研究发现，陇东地区同时受西南、西北、南部及东北等多个方向物 源的影响和控制，其中主要物源来自陇东地区西南部，次要物源来自陇东地区南部、西北部和东北部。西南 部主物源母岩为祁连构造带的中—高级变质岩与火山岩，南部、西北部和东北部次要物源分别来自南秦岭 构造带、阿拉善古陆和阴山古陆的花岗岩及低—中级变质岩，以上几个方向的物源在元城—华池—马家 砭—太白一带交汇。

东营凹陷古近系地层的超压现象十分普遍。依据超压区泥岩的测井响应特征，分析了封闭层在纵向 上的分布，并在此基础上对其岩石学特征及封盖能力进行了系统研究。结果表明：超压封闭层的埋深主要 为2 400～2 800 m，在平面上表现为洼陷中心深而洼陷边缘和中央隆起带浅的特征；其岩性为一套深灰 色泥岩、灰质泥岩和砂质泥岩的组合，厚度为500～900 m，砂泥比平均值为0.092，单层泥岩的最大厚度 大于10 m。全岩矿物的X 射线衍射分析表明，组成封闭层的泥质岩中含有大量的碳酸盐矿物和黏土矿 物，泥岩的成岩作用发生在伊/蒙混层矿物的迅速转化期，且对应于第一期和第二期碳酸盐的大量产出段。 超压封闭层能封闭剩余压力大于14 MPa 的超压，这与其具有较高的排替压力（平均为5.45 MPa）密切相 关，此外封闭层的厚度及成岩作用的强度也是影响其物性封盖能力的重要因素。

通过岩心、岩石薄片、扫描电镜等资料，对准噶尔盆地西北缘乌风地区二叠系风城组储层特征及控 制因素进行了研究。结果表明：研究区发育的粉砂岩、泥岩和凝灰岩均不同程度地发生了白云石化作用， 白云石晶体以细晶和粉晶为主，呈团块状、星点状，顺层或顺微裂隙分布于凝灰质或泥质基质组分中。孔 隙类型主要为粒间孔、晶间孔、溶孔和裂缝，其中溶孔和裂缝为主要储集空间。沉积作用、白云石化作用和 构造作用共同影响白云质岩类储层物性。沉积环境决定白云质岩类岩石的分布范围；白云石化作用增强 岩石脆性；构造活动下发育大量裂缝，其作为储集空间及渗滤通道，使得溶孔在裂缝周边发育。

奥陶系鹰山组海相碳酸盐岩为塔中北斜坡地区的主体产层和储集层，区内多个井区的沉积环境和 储层岩性十分相似，但储层物性差别很大。利用层间岩溶、埋藏岩溶、构造作用以及流体性质等方面的差 异，详细分析了鹰山组储层差异性。结果表明：层间岩溶期孔洞层发育的区块差异性是导致储层差异性的 根本原因；断裂裂缝发育的区块差异性造成了流体运移通道的差异性；埋藏期3 期流体运移方向的差异 性最终导致了储层发育及油气聚集的差异性。

地震资料常规处理中，在剩余静校正量较小的情况下，采用线性方法求解能够较好地解决静校正问 题。对于复杂地表结构地区，地震资料信噪比低，经常规静校正后仍然存在很大的剩余静校正量，传统的反 射波剩余静校正容易陷入局部极值，出现“周期跳跃”现象。快速模拟退火静校正技术能够解决大的剩余 静校正量问题，特别适用于表层构造复杂地区及低信噪比地区。

针对BL 地区长兴组地层碳酸盐岩礁滩相岩性油气藏具有埋藏深、油气分布不均匀的特征，提出了 应用频率衰减梯度属性和低频伴影现象相结合进行油气检测的思路。首先介绍了频率衰减梯度和低频伴 影现象的方法原理；其次结合研究区长兴组地层的储层物性参数建立地质模型，运用黏滞弥散型波动方 程模拟和分析了该类储层的地震响应特征，模型分析表明利用频率衰减梯度属性和低频伴影现象识别此 类储层的含气性是可行的。实际资料的应用证实频率衰减梯度属性和低频伴影现象对该类储层都有较好 的指示，其预测结果能够相互验证，提高了储层预测及流体检测的准确性，为BL 地区长兴组地层碳酸盐 岩礁滩相岩性油气藏及类似油气藏的油气识别及流体检测提供了思路。

由于传统的AVO 技术不能直观地评价储层的含油气性，提取的AVO 属性与实际井的含气性符合 程度不高，因此，在川东北某区进行含油气性预测时，引入了AVO 流体反演技术对该区的含气性进行量化 分析。此方法在川东北某区须家河组四段进行了应用，预测结果与实际钻井的含气情况相符合，并且在预 测区域试钻获得工业气流，为该区的储层预测提供了有利的佐证。

凝析气单井吞吐可以有效提高油田采收率，因此对凝析气单井吞吐采油注采参数的优化具有重要 的生产指导意义。根据对国外B 油藏实例井凝析气吞吐效果的研究，建立了组分模拟数值模型，并应用 数值模拟方法，分析了凝析气周期注入量、周期注入速度、焖井间及采液速度对凝析气单井吞吐累积增 产油量与换油率的影响。并在此基础上，应用正交实验设计方法，对凝析气单井吞吐采油注采参数进行了 整体优化设计，最终得到该区块最优采油注采参数：注入量为283.2×10⁴ m³，注入速度为11.3×10⁴ m³/d，焖 井时间为10 d，生产井产液速度为1 590 m³/d。

目前气体-原油分子扩散系数的研究对象多为单组分气体-原油体系，而且多在低温或者低压下在 PVT 筒中进行实验，与实际的注气过程相差较大。在这种情况下，研究了多孔介质中高温高压下多组分气 体-原油的扩散系数，测试了全直径岩心中多组分气体-凝析油、多组分气体-重质原油在60 ℃，20 MPa 条 件下的扩散系数。研究结果表明：原油组分对扩散有一定影响，但对于最终扩散程度影响不大；气体在凝析 油中的扩散系数高于其在重质原油中的扩散系数；扩散系数以幂函数形式逐渐增加，最终逐渐趋于平缓。

聚合物驱开发具有采油速度快、持续时间短、开采成本变化规律复杂等特点，其操作成本构成和预 测方法与常规水驱有所不同。科学预测聚合物驱操作成本是有效控制油气操作成本、准确制定成本计划 的关键。结合聚合物驱的开发特点，应用灰色系统理论和主成分分析方法给出了操作成本的影响因素，并 建立了聚合物驱操作成本的预测模型。实例证明这一预测方法能较好地预测聚合物驱开发操作成本，达 到提高预测精度的目的。

大庆油田杏六区油藏经过43 a 的注水开发，现已进入高含水开发后期，油层吸水的不均匀程度较为 严重。通过与常规吸水剖面对比，运用洛伦茨曲线详细分析了杏六区2 口注水井之间吸水剖面的不均匀 程度，认为是由储层非均质性及人为因素所引起，并对比了单井在措施调整前后吸水剖面的改善情况，以 及整个区块油藏在不同时期吸水剖面的变化。同时，在分析洛伦茨曲线基尼系数基础上，引入表征吸水剖 面不均匀程度的“不均匀系数”，定量测定各层的吸水状况和吸水剖面的不均匀程度，认为该油藏吸水剖 面极不均匀，并提出适合杏六区油藏的调整措施，为该区后续的注水开发和相应的措施调整提供了依据。

根据低渗透油藏排状交错水平井井网注水开发特点，在流管模型和Beckley-Leverett 方程的基础上， 从理论上推导了考虑启动压力梯度的排状交错水平井井网面积波及效率和油井见水时间的计算公式，解 决了低速非达西渗流的面积及效率理论计算问题和生产井见水时间的确定问题。理论推导计算结果与油 田现场实际情况基本一致，表明该方法科学、合理，可用于定量表征排状交替水平井井网条件下储层的动 用程度，为低渗透油藏开发设计和评价提供理论依据。

Bayes 理论框架下的地震波全波形反演是油气勘探中的导引性技术，其基本思想在去噪音、反褶积、 地震数据规则化、一维波阻抗反演、AVA（叠前）弹性参数反演、叠前偏移成像、速度分析及层析成像中占 据核心位置。但由于观测数据与反演模型参数之间的高度非线性性，导致在实际地震数据处理中地震波 全波形反演（FWI）的难度增大。据此，首先从概率论的观点说明了地震波反演的本质，指出在假设观测噪 音为高斯白噪的情况下，Bayes 估计可以在最小二乘意义下实现；接着分析了数据空间向参数空间映射的 数学物理含义，指出映射的非线性性强弱取决于数据和模型之间的非线性关系，更准确地说取决于介质 模型的复杂性和描述地震波物理传播过程的正算子的复杂性；最后在分析陆上和海上地震数据特点的基 础上，指出了地震波反演走向实用化的策略。通过以上分析，提出：①速度场的反演是利用特征波场的反 演（CWI），而不是全波形的反演；②合理地增加波场的相位信息在泛函中所占的比例；③尽量充分考虑初 始模型的先验信息。只有满足以上3 个条件，才能使地震波全波形反演逐步走向实用化。

石油地震地质学的“四步法”研究方法已广泛应用于油气勘探开发的各个阶段，并取得了良好效果。 以石油地震地质学研究的“四步法”为基础，结合储层研究的特点，阐述了地震储层学研究“四步法”的内 涵及其内在逻辑关系。研究结果表明：储层地质研究是地震储层学研究的地质基础；地震岩石物理实验及 技术方法研究是地震储层学的实验基础和方法体系；储集体的表征与建模是地震储层学研究的核心；储 层综合评价与建模是地震储层学研究的成果体系。准噶尔盆地乌夏地区夏72 井区裂隙式喷发火成岩地 震储层学研究的实例证实了“四步法”的可行性和有效性，所建立的储层特征模型和油藏三维模型有效指 导了该区的勘探开发，并对其他地区火成岩储层表征与建模提供了一定的借鉴。

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。

针对新立地区嫩三段各层位储层岩石学、物性、非均质性、微观孔隙结构等特征认识不清的问题，综 合运用岩心薄片、扫描电镜、压汞曲线及测井等资料，对该区储层宏观非均质性（平面、层内、层间）和微观 非均质性（孔隙）进行了研究。结果表明，新立地区嫩三段储层呈现强非均质性特点。同时，分析了该区储 层非均质性的影响因素，认为沉积微相从根本上控制了储层非均质性的形成，而成岩作用引起的一系列 变化则使储层非均质性增强。

为了研究南堡凹陷东一段油气成藏规律，采用油藏解剖和油气分布与成藏条件之间空间匹配关系 研究的方法，对其油气成藏的主控因素和模式进行了研究。结果表明：油源断裂是油气向东一段地层垂向 运移的输导通道，东二段和馆三段2 套盖层的合理匹配有利于油气聚集成藏，砂地比大于20% 的区域有 利于油气向东一段地层侧向分流聚集，油源断裂附近的正向构造是东一段地层油气聚集的有利部位。油 气成藏模式为：下伏沙三段（或沙一段—东三段）源岩生成的油气沿油源断裂向东一段地层运移，在穿过东 二段泥岩盖层且被馆三段火山岩盖层封闭的区域内，向砂地比大于20% 的东一段地层侧向分流，最终在 油源断裂附近正向构造上的断块、断层遮挡和断层-岩性圈闭中聚集成藏。

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏资源丰富，但由于其储层物性差，非均质性强，导致开发难度加大。通过 对沉积微相与成岩相的综合研究认为：在超低渗透储层背景下存在相对高孔、高渗区，三角洲前缘水下分 流河道微相与辫状浊积水道微相碎屑分选较好，杂基含量较低，成岩早期压实胶结作用相对较弱，孔隙保 存较好；成岩后期地下流体运动较活跃，溶蚀、溶解作用加强，为相对有利的储集相带。深入研究超低渗透 储层的成因，对优选油气相对富集区，促进超低渗透油藏的有效开发提供了理论依据。

通过对 SK-1 井泉头组岩心的详细观察与描述，并结合测井曲线特征，开展了泉头组沉积微相的识别，并在此基础上，划分了Ⅲ级、Ⅳ级、Ⅴ级及米级旋回。 通过对所划分的旋回地层进行 Fischer 图解分析，建立了反映泉头组地层叠置关系的旋回地层格架。 利用测井谱分析，结合前人分析测试得到的松辽盆地泉头组的绝对年龄，对各级旋回进行周期计算，发现Ⅴ级旋回周期约为 112 ka，Ⅳ级旋回周期约为 379 ka，分别与米兰科维奇偏心率短周期 85～140 ka 和长周期 350～400 ka 相对应，从而表明 SK-1 井旋回地层的形成受米兰科维奇旋回的控制。 此研究结果为早白垩世气候变化对旋回地层的影响研究提供了科学依据。

基于大量钻井、测井、录井及试油资料，结合岩心观察和薄片鉴定，对下寺湾油田龙咀沟地区长2 油 藏的油气富集规律及主控因素进行了研究。结果表明：下寺湾油田长2 油藏的形成和富集受沉积相带、 优质储层、鼻状隆起背景、断裂、区域盖层、运移通道等因素的控制。其中，鼻状隆起部位油藏最为富集，裂 缝等垂向运移通道对长2 油藏的形成和分布具有重要控制作用。长2 油藏类型复杂多样，除岩性油藏以 外，构造-岩性油藏也是其主要类型。

在系统收集和整理彭阳地区侏罗系延7—延9 油层组和三叠系长3 油层组岩心、薄片等资料的基 础上，利用大量的分析化验资料对该区岩石特征、孔喉类型、储层物性等进行了研究，并对其储层发育影 响因素进行了分析。结果表明，该区储层岩石以长石砂岩为主，储集空间以原生粒间孔为主，储层物性主 要受沉积环境和成岩作用等因素影响。最后，应用灰色关联分析法对该区储层进行了分类评价。

利用岩心、薄片、扫描电镜及能谱分析等资料，依据沉积学原理和方法对准噶尔盆地西北缘中拐— 五八区二叠系上乌尔禾组砂砾岩储层进行了研究，认为该组砂砾岩储层主要发育于“复合扇”沉积序列的多期冲积扇相中，可进一步分为扇根、扇中和扇缘亚相。 砂砾岩储层以砾岩—粗砂岩为主，含少量细砂岩，砾石成分以凝灰岩、安山岩岩屑为主；成岩作用以压实作用、胶结作用和溶蚀作用为主，沸石类胶结物的溶蚀作用对储层物性起建设性作用；成岩阶段主要为晚成岩阶段 A 期，其孔隙度主要为 5%～15%，平均为 9.4%，渗透率主要为 0.1～80.0 mD，平均为 3.1 mD，总体上属Ⅱ—Ⅲ类储层。

针对常规压汞获得的孔喉数值偏低，影响对储层的正确认识及后期开发技术政策的制定等问题，应用消除毛管压力影响的恒速压汞数据对鄂尔多斯盆地延长组致密油储层微观孔喉特征进行了直观、定量的分析。结果表明：致密油储层平均孔隙半径为 153 μm，与渗透率无相关性；平均喉道半径为 0.34 μm，是影响渗透率的主要因素，与渗透率具有很强的正相关性；孔喉半径比大，平均为 556，与渗透率有较强的负相关性；汞进入阻力较小的大喉道所控制的孔隙时，总毛管压力曲线与孔隙毛管压力曲线几乎重合，喉道的影响不明显，随着进汞量的不断增加，毛管压力逐渐升高，喉道逐渐主导着进汞总量。 因此，致密油的规模开发需应用先进的储层改造工艺，充分扩大、增加喉道，降低孔喉半径比，提高储层渗流能力，才能取得更好的开发效果。

三叠系延长组是鄂尔多斯盆地油气勘探和开发的主力层系，多为低孔、特低渗储层，其裂缝的发育 期次和发育特征严重影响着油气的运移、聚集和成藏，同时也控制着油气藏后期的改造。以研究区现有的 FMI 和STARII 成像测井资料所解释的裂缝数据为基础，结合岩心观察，对裂缝的发育特征进行了综合分 析，提出鄂尔多斯盆地中西部三叠系延长组地层主要发育高角度裂缝和直立裂缝，走向主要集中在近东 西、北东、近南北以及北西向；区内裂缝在纵向上呈典型的聚敛型分布。进一步探讨了裂缝发育的控制因 素，认为除构造应力场外，岩性与岩层厚度也是影响该区延长组裂缝发育程度的主要因素。

胡力海洼陷为辽河油田外围洼陷，勘探程度较低。 根据陆相盆地高分辨率层序地层学原理，综合利 用岩心、测井及地震等资料，对辽河油田胡力海洼陷九佛堂组和沙海组进行了层序界面识别和多级次高 分辨率层序地层对比。 将九佛堂组划分为 2 个中期旋回和 6 个短期旋回，将沙海组划分为 3 个中期旋 回。 依据等时地层对比法，对旋回层序进行了连井对比，建立了该区高精度等时地层格架，为下一步的勘 探开发提供了科学依据。

在顺托果勒地区顺9 井的志留系柯坪塔格组下段首次发现了致密砂岩油藏，其孔隙类型及储层致 密的原因成为认识该新油藏的重要方面。通过钻井剖面、岩心、铸体薄片、扫描电镜等资料的综合分析，对 塔北地区柯坪塔格组下段储层特征进行了研究。结果表明：重点层段柯坪塔格组下段为潮坪—潮控三角 洲微相砂岩储层，岩石类型为细粒岩屑砂岩，结构成熟度为中等—较高；整体上属于低孔、特低渗储层，孔 隙类型以残余粒间孔为主，其次为粒缘和粒内溶孔，主要为硅质矿物的2 次溶蚀作用所形成。强烈压实 和胶结作用是孔隙性变差的主要原因；平面上由于北部的托甫台地区未遭受二叠纪热液对原油的沥青化 及高岭石向伊/蒙混层转化的作用，所以砂岩物性较好。

通过对大量铸体薄片及部分普通薄片的分析鉴定，结合扫描电镜、阴极发光和黏土矿物X 衍射分析， 对板桥凹陷沙三段储层的成岩作用、成岩序列等进行了研究。结果表明：板桥凹陷沙三段成岩作用以胶结 作用、交代作用和溶解作用为主，其中溶解作用对储层物性的改善起积极作用。在有机质演化及黏土矿物 演化的基础上，对板桥凹陷的成岩阶段进行了划分，并认为沙三段主要处于中成岩A 期和B 期。同时通过 多因素的叠合分析开展了储层综合评价，为油田深层油气勘探提供了依据。

以高分辨率层序地层学原理为指导，通过对野外露头、钻井岩心及测井资料的综合研究，在层序界 面识别的基础上，将富县地区延长组划分为 1 个超长期、4 个长期、22 个中期旋回层序及若干个短期旋回 层序。 其短期旋回层序可细分为非对称型和对称型 2 种基本类型及 7 种亚类型，并详细分析了不同短期 旋回的堆砌样式、沉积相及空间分布模式。 选择中期旋回层序界面和最大湖泛面作为等时地层对比的优 选位置，建立了高分辨率层序地层格架，为研究区砂体、烃源岩展布规律研究提供了一定的理论依据。

通过对野外露头剖面、岩心和镜下薄片分析，探讨了普光气田飞仙关组成岩作用对滩相储层的影 响。根据飞仙关组各种成岩环境中不同成岩作用过程与储集空间之间的相互关系，可将普光气田飞仙关 组的主要成岩作用划分为：①破坏性成岩作用，如胶结作用等；②建设性成岩作用，如白云石化作用和溶 解作用等。区内研究层段中的滩相储层在经过多期胶结作用的改造后，原生孔隙和部分次生孔隙基本消 失；混合水白云石化作用和埋藏溶解作用可形成以粒内溶孔、粒间溶孔及晶间溶孔为主的储集空间，对滩 相储层中次生孔隙的产生具有重要的影响作用。

鄂尔多斯盆地马岭地区长7 油层组具有良好的油气资源潜力，但随着油气勘探开发的深入，其勘探 难度越来越大。致密砂岩型岩性油气藏的成藏富集机理是制约鄂尔多斯盆地延长组长7 油层组深入勘 探的核心问题。为了更好地指导油气勘探工作，从烃源岩、沉积相、储集层及构造特征等方面入手，总结了 该区长7 油层组油气藏分布特征和规律，并分析了油气富集成藏的主控因素。结果表明：马岭地区长7 油层组主要为岩性油气藏，深湖浊积岩为主要沉积类型，油气富集主要受烃源岩、沉积相及储层等因素的 控制。

横波速度是进行叠前参数反演的必要条件，因此，横波速度的精度会直接影响叠前反演结果的精 度。获取横波速度信息的方法较多，但适用条件差异较大。在准确求取目的层段各岩石矿物成分的基础 上，首先利用已知的矿物弹性模量、纵横波速度区间及多种岩石物理模型来获取纵横波速度，再通过对多 个模型拟合结果的对比，优选出了适合于苏里格气田砂泥岩地层的横波速度拟合模型。实际应用结果表 明，该方法提高了合成横波速度的精度。

低阻油层在王集油田分布广泛，由于油层与水层的电阻率对比度低，给测井解释带来了一定难度。 以岩心实验和地层水分析等资料为基础，对低阻油层的成因机理进行了分析。结果表明：地层水矿化度差 异、储层孔隙结构、薄层发育及钻井液侵入作用是导致油层低阻的主要因素。在此基础上，进一步总结了 针对该油田低电阻率油层的3 种识别方法，即交会法、感应与侧向联合法和侵入因子法。实践表明，这些 解释方法对该区低电阻率油层的识别和评价效果较好。

针对低渗透油藏菱形反九点井网至今尚没有产油量计算公式的问题，依据低渗透油藏注水开发理 论，应用低速非达西渗流基本公式、流线积分法及单元分析法，推导出了低渗透油藏菱形反九点井网的产 量计算公式。菱形反九点井网产量计算方法比正方形反九点井网多了2 个单元流量计算公式，达到了 4 个，而且同样适用于正方形反九点井网。利用鄂尔多斯盆地某低渗透油藏BYS 区块的实际生产数据进 行计算，相对误差为8%。利用启动系数方法，评价了BYS 区块的菱形反九点井网的适应性，经过优化加 密调整，已初步取得了显著效果，验证了该方法的可靠性和实用性。

对于存在边水、底水及层间水的低渗透气藏，当气井产水后，出现了气水两相流动。气井产能的合理 计算关系到各项开发指标的确定，有利于整个气田的高效开发。以质量守恒原理为基础，通过建立气水两 相同时流动的运动方程，在定义气水两相拟压力函数和气水两相拟启动压力梯度之后，推导出考虑启动 压力梯度和地层损害影响的低渗透气藏气水两相流井的三项式产能方程，并在此基础上阐明了该方程的 求解方法。通过实际应用，得到了受启动压力梯度和水气质量比影响的低渗透气藏气水两相流井的流入 动态关系曲线。研究表明，随启动压力梯度和水气质量比的增大，均导致气井无阻流量减小。该项研究为 存在边水、底水及层间水的低渗透气藏的产能及动态分析提供了一定的理论基础。

CO₂与原油接触时会发生传质现象直到两相组成相似，此时界面张力消失，即达到混相。最小混相 压力（MMP）是CO₂混相驱的重要参数之一，目前主要采用细管实验法来确定其大小，但该方法费时费力， 而经验公式法又存在较大的局限性。利用PR 状态方程确定了气、液达到平衡时的各组分组成，并结合混 相函数计算出了此时的MMP 值。实例表明：与经验公式法相比，由PR 状态方程计算出的MMP 值最接 近细管实验值；混相函数的迭代精度对计算出的MMP 值影响较大。