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基于地震、钻井、烃源岩测试分析等资料，对中西非裂谷系主要盆地富油凹陷石油地质特征进行研究，并探讨未来油气勘探方向。研究表明：中非裂谷系发育下白垩统湖相优质烃源岩，西非裂谷系发育上白垩统陆源海相优质烃源岩，两类烃源岩为中西非裂谷系油气富集提供了物质基础。中西非裂谷系发育包括基岩在内的多套储集层，并存在下白垩统、上白垩统和古近系3套区域盖层。晚中生代以来，受中非剪切带右旋走滑作用等地球动力学因素的影响，中西非裂谷系不同方向的盆地在裂谷作用期次、区域盖层发育层段、圈闭类型及成藏模式等方面存在差异。其中，北东—南西向盆地主要保存了早白垩世一期裂谷层序，区域盖层位于下白垩统裂陷期地层内，形成反转背斜、花状构造及基岩潜山等圈闭类型，发育“源储一体、源内成藏”及“源上储下、源下成藏”两种成藏模式；北西—南东向盆地具有多期裂谷叠置特征，发育上白垩统和古近系区域盖层，形成披覆背斜、断背斜、反向断块等圈闭类型，以“源下储上、源上成藏”为主要成藏模式。多期叠置裂谷盆地的源内成藏组合、强反转盆地的源内岩性油藏及页岩油是中西非裂谷系盆地未来勘探的重要领域。
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基于珠江口盆地惠州凹陷油气勘探实践，通过烃源岩地球化学指标测定、储集体发育形貌恢复及镜下岩矿表征、圈闭封盖指标实测比对、原油生物标志化合物提取、凝析气成因判别及成藏条件解剖，系统分析惠州26洼古近系恩平组油气资源潜力、大型砂砾岩优质储集层发育特性、断裂圈闭有效性及油气运聚成藏模式，总结南海东部古近系富砂砾型大中型油气田的形成条件及勘探方向。研究表明：①洼内古近系文昌组发育“面积广、厚度大”的半深湖—深湖亚相优质烃源岩，具有“早期大量生油、晚期大量排气”的典型倾油型烃源岩排烃特征，为恩平组油气成藏提供了充足的物质基础；②洼内断裂陡坡带与转换带联合控制下近源规模性砂砾岩体储集层非均质性强，具有“有利相带-颗粒组分-微裂缝”三元分级控储特性，等粒、低泥质（含量小于5%）、高含量长石组分及近断裂组合的（水下）分流河道有利于甜点储集层发育；③稳定湖泛泥岩封盖下的走滑增压型圈闭是油气保存的必备条件，斜交主应力的北东及近东西向断裂控圈效果最优；④优质烃源岩-断裂输导/封堵-砂砾岩储集层时空配置共同控制油气富集程度，自上而下划分为低充满带、过渡带和高充满带3个油气聚集单元，且近增压型通源断裂带河道主体区利于规模性油气富集。研究成果为珠江口盆地恩平组规模性富砂砾型油气藏勘探指明了新方向，并实现了油气勘探重大突破。
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基于全球基岩油气藏数据库和中国基岩油气藏解剖，深入分析基岩油气成藏特征，探讨深层基岩油气成藏的有利条件和勘探方向。研究表明：全球已发现的基岩油气田主要分布在埋深小于4 500 m的中浅层，层位以太古宇和前寒武系为主，储集层岩性以花岗岩和变质岩为主；规模较大的基岩油气田主要分布在中新生代构造运动活跃的裂谷盆地、弧后盆地和前陆盆地。基岩油气成藏特征主要表现为：①以孔隙-裂缝型低孔特低渗储集层为主，非均质性强，强抗压实作用导致储集层物性不受埋深控制，规模成储期为盆地基底风化剥蚀期及后期构造改造期；②他源供烃，成藏组合可划分为烃源岩-基岩接触型和烃源岩-基岩分离型两大类；③烃源岩异常高压和基岩储集层常压-低压，导致烃源岩与储集层之间存在较大的压力差，有利于深层基岩抽吸成藏。基底构造活动性、成藏组合关系、深大断裂（尤其走滑断裂）发育程度及区域性盖层等是深层基岩选区评价的主要参数；古老克拉通盆地陆内裂谷边缘的前寒武系结晶基底、紧邻生烃凹陷的古生代褶皱基底和中新生代块断基底，均具有较好的成藏条件，是未来深层基岩油气勘探的主要方向。
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基于岩心观察、岩石薄片、X射线衍射、扫描电镜、低温气体吸附和等温吸附等实验，分析鄂尔多斯盆地东部上石炭统铝土岩系岩性和孔隙特征，以揭示铝土岩系储集层形成演化过程。研究表明：①提出以铝的氢氧化物、铁矿物和黏土矿物三单元的铝土岩系岩石学命名分类方案；②铝质泥岩产状主要为致密块状和碎屑状，（泥质）铝土岩多呈致密块状、豆状、鲕状、多孔土状和碎屑状，溶蚀孔、晶间孔和微裂缝是主要储气空间，孔隙度一般小于10%，以介孔为主；③华北地区铝土岩系纵向上总体上可分为5段，即铁岩（山西式铁矿，A段）、铝质泥岩（B段）、铝土岩（C段）、铝质泥岩（含碎屑）（D段）和暗色泥岩-煤岩段（E段）；④在岩溶平台、缓坡和洼地分别发育潜穴/漏斗状、透镜状、层状/块状铝土岩沉积，岩溶平台及缓坡处有利于地表水淋滤，岩溶改造作用强，孔隙发育，储集层厚度大且物性好，但连贯性差，低洼处物性较差但储集层相对连续稳定。铝土岩天然气富集受源岩-储集层-裂缝综合控制，相关认识可为该层段和类似铝土岩系天然气勘探开发提供地质依据。
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通过分析塔里木、四川和鄂尔多斯三大海相盆地埃迪卡拉系—奥陶系，并对比参考东西伯利亚、阿曼和澳大利亚Officer三大国外盆地新元古界—寒武系的地层特征，将碳酸盐岩-膏盐岩组合划分成碳酸盐岩类和膏盐岩类互为夹层型、碳酸盐岩类和膏盐岩类互层型以及碳酸盐岩类、膏盐岩类和碎屑岩类共生型3种类型，明确了碳酸盐岩-膏盐岩组合的概念及内涵。结果表明：①碳酸盐岩-膏盐岩组合的油气通常来源于泥页岩和泥质碳酸盐岩两类烃源岩，咸化环境膏盐岩可促进烃源岩生烃。②主要发育膏云坪型、颗粒滩和微生物丘型两大类白云岩储集层，准同生期或表生期的大气淡水淋滤是储集层规模发育的主要控制因素，后期埋藏溶蚀作用对储集层有调整和改造作用。③碳酸盐岩-膏盐岩组合油气成藏模式可划分为盐下成藏模式、盐上成藏模式和盐间成藏模式3大类8小类模式。塔里木盆地塔中隆起北坡、麦盖提斜坡和玛扎塔格前缘隆起带寒武系、四川盆地东部—南部地区寒武系和鄂尔多斯盆地奥陶系盐间马家沟组四段等为未来的有利勘探领域。
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通过对四川盆地高石梯—磨溪地区中二叠统栖霞组台内滩分布及白云岩储集层特征的研究，分析储集层发育控制因素，建立“台内滩型薄层状白云岩储集层”成储模式。研究表明：栖霞组自下而上为海退旋回，栖一段发育低能开阔海亚相，栖二段海平面下降演化为台内滩及滩间海，台内滩主要分布于栖二段两个次级变浅旋回近顶部。栖霞组主要的储集层岩性为薄层状裂缝-孔洞型白云岩，其次为孔洞型白云岩，缝洞中常见鞍状白云石半充填，晶间孔、残余溶蚀孔洞叠加裂缝形成了有效的孔渗网络。基于沉积及成岩特征耦合分析，系统建立了“沉积前微古地貌控滩、沉积期滩体控制白云岩展布、准同生白云石化有利于孔渗网格保存，晚期热液作用有效改善储集物性”的成储模式。栖霞组沉积前的“一级高带”微古地貌控制栖二段沉积期高石梯地区台内滩的大面积发育；滩相是早期云化的基础条件，台内滩与白云岩储集层分布范围的吻合程度较高；滩相颗粒灰岩受两期白云石化叠加改造，准同生期白云石化有助于原生孔隙和次生溶孔保存，埋藏期热液沿峨眉山玄武岩事件伴生的裂缝进入早期白云岩体，使其重结晶为中—粗晶白云岩，晶间孔叠加顺缝热液溶蚀的残余孔洞，形成了台内滩型薄层状优质白云岩储集层。该成储模式的建立可为四川盆地二叠系气藏的可持续开发提供地质理论支撑。
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基于岩石学、地球化学、流体包裹体及同位素定年等研究，就热液对四川盆地西南部中二叠统碳酸盐岩储集层幕式改造进行分析。四川盆地西南部中二叠统栖霞组—茅口组白云岩缝洞中充填多期中—粗晶鞍状白云石及其他热液伴生矿物，主要属印支期构造挤压及推覆作用下规模性高温、深部富镁卤水沿基底断裂/伴生裂缝等渗滤通道对早期灰岩/白云岩幕式改造的结果。富镁热液作用时间主要为中—晚三叠世，其次为燕山运动中晚期及喜马拉雅期，热液改造导致了硅质及方解石充填。热液白云石化作用受断层、热液性质、流动路径及围岩岩性等因素复合控制，作用效果以物性“平均化”为主，热液对早期厚层块状颗粒灰岩/白云岩以热液白云石化/热液重结晶作用、破碎角砾化及缝洞充填等改造作用为主；对早期薄—中层泥粒灰岩以压裂、顺层白云石化、溶蚀及伴生矿物充填等产生的溶蚀-充填复合改造为主。热液作用下的破裂缝及溶蚀孔/洞为主要储集空间类型，溶蚀孔洞与网状裂缝的有效连通可形成优质白云岩储集层；典型热液白云岩储集层发育于断裂附近1 km范围内，厚30~60 m，部分孔/洞-缝连通体系发育的热液白云岩储集层具备勘探潜力。
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利用薄片、氩离子抛光-扫描电镜观察等实验分析方法，对准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组不同沉积区页岩的沉积-成岩环境和主要成岩作用进行研究，重建其差异成岩演化过程。风城组沉积期碱湖中心区的页岩一直保持碱性成岩环境，早期（Ro<0.5%）以碱盐矿物（含钠碳酸盐）及钾长石自生为主，晚期（Ro>0.5%）以硅酸硼钠石交代碱盐矿物为主。湖盆边缘缓坡区页岩经历了弱碱—酸性成岩环境的转变，早期以硅质和含镁黏土矿物自生为主，晚期以长石和碳酸盐矿物溶蚀为主。过渡区的页岩经历了碱性—酸性成岩环境的转变，早期以白云石和沸石自生为主，晚期主要经历了长石和碳酸盐矿物的硅酸硼钠石化或硅化。碱湖页岩成岩早期的矿物自生作用差异性是控制页岩可压性的主要因素，而成岩晚期的差异性溶蚀作用是影响游离态页岩油含量的主要因素。碱湖的过渡区—边缘缓坡区的白云质页岩和粉砂岩可压性强，游离态页岩油含量相对较高，是页岩油勘探开发的有利甜点。
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基于岩心薄片、扫描电镜、能谱分析、X射线衍射全岩分析及溶蚀实验，研究鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（简称长7段）重力流砂岩中长石溶孔发育特征及控制因素，明确长石溶孔的形成与分布，为预测优质储集层分布提供依据。研究表明：①研究区长7段砂岩中的长石经历3类成岩作用：长石次生加大、黏土以及方解石的交代、长石碎屑的溶蚀作用。②长7段致密砂岩中的长石溶蚀主要源于有机酸溶蚀，此外还受长石类型、长石早期蚀变程度以及砂岩中云母碎屑对有机酸的缓冲作用影响。③不同长石的溶蚀程度不同，表现为钾长石较斜长石易溶蚀，钾长石中正长石较微斜长石易溶，未蚀变的长石较早期高岭土或绢云母化的长石易溶蚀。④溶蚀实验显示云母的存在会抑制长石溶蚀，相同质量的云母对有机酸的消耗能力明显强于长石。⑤在云母含量低的情况下，长7段砂岩长石溶孔较为发育，储集层物性得以改善，而云母含量较高的地区长石溶孔则明显减少。
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以准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组页岩为例，综合岩心观察、测试分析、地质剖析和数值模拟等方法，识别页岩层系石油微运移现象，采用自主研发的排烃潜力法定量评价页岩油微运移烃量并进行了可靠性验证，指出页岩油微运移评价的石油地质意义。研究表明：页岩层系富有机质纹层和贫有机质纹层之间存在明显的页岩油微运移，富有机质纹层生烃能力强，生成烃类的重质组分优先与干酪根溶胀或吸附滞留，轻组分以游离态运移到与其互层的长英质或碳酸盐贫有机质纹层富集；玛页1井风城组69%的页岩存在外来运移烃的充注，31%的页岩发生了排烃作用。综合基于地质色层效应的族组分、二维核磁共振以及无机锰元素在烃类运移过程中的地球化学行为等分析，验证了微运移评价结果的可靠性；微运移是连接页岩层系各个油气聚集要素的桥梁，贯穿页岩油从生成、排出到富集的全过程，影响页岩油的含量和组分。页岩油微运移识别与评价结果，将为揭示页岩油动态差异富集机制、建立页岩“多级生油高峰”模式提供新视角。
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基于流体包裹体均一温度测试和磷灰石裂变径迹分析，对乍得Bongor盆地北部斜坡下白垩统油气成藏时间和期次开展研究。研究表明，下白垩统Kubla组和Prosopis组储集层样品中与油气共生的盐水流体包裹体均一温度总体上表现为高、低温两组峰值区间，低温峰值区间和高温峰值区间分别为75~105 ℃和115~135 ℃；Kubla组和Prosopis组样品均经历了5个构造演化阶段，即早白垩世发生快速沉降，晚白垩世晚期发生构造反转，古近纪发生小幅沉降，古近纪与新近纪之交抬升，中新世以来则处于沉降阶段；其中晚白垩世剥蚀厚度约1.8 km，古近纪与新近纪之交剥蚀厚度约0.5 km，两期剥蚀叠加厚度约2.3 km。与油气包裹体共生的盐水包裹体的均一温度用以作为油气捕获温度，结合磷灰石裂变径迹热演化史模拟研究，结果表明Bongor盆地北部斜坡下白垩统Kubla组和Prosopis组具有一致的油气成藏时间和期次，均在距今80~95 Ma和65~80 Ma分别经历了两期油气充注。第1期充注对应于油气初始运移，为早白垩世快速沉积末期，第2期充注处于晚白垩世构造强烈反转阶段。
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建立渗流-地质力学耦合的嵌入式裂缝流动模型，进行致密油多场耦合模拟，揭示致密油长期注水后压力场、渗流场和应力场的变化规律，在此基础上提出了致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术。研究表明：致密油长期注水开发后，压力扩散范围小，难以建立有效驱替系统，地应力的变化幅度呈现差异性，水平最小主应力变化幅度大于水平最大主应力，注水井地应力变化幅度大于生产井，注水井周围地应力转向幅度较大。多场重构驱渗结合提高采收率技术通过注水井转采和大规模压裂技术，重构人工体积缝网系统；通过压前补能、压中增能、焖井蓄能、驱渗结合的全生命周期能量补充方法，有效解决了大规模压裂后注入介质易窜流、能量难补充的问题；通过多井联动强化渗吸效应，重构复杂缝网下驱替与渗吸结合体系，由避缝向利用裂缝转变，提高微观波及效率和驱油效率。鄂尔多斯盆地华庆油田元284区块现场应用实践表明，该技术提高采收率12个百分点，可实现致密油规模效益开发。
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通过细长管混相驱替实验开展高温高压条件下烟道气与不同类型轻质原油的热混相规律研究。在高温高压条件下烟道气可以与轻质原油实现混相驱替；相同温度条件下，烟道气驱油效率与压力呈近线性关系；相同压力条件下，随温度增加驱油效率先平缓增加，然后急速增加，驱油效率快速达到90%以上，实现混相驱，驱油效率急速增加过程与稀油轻质组分随温度增加发生蒸馏相变有着密切关系；相同压力条件下，原油越轻，烟道气与原油的最小混相温度越低，越容易实现混相，注空气热混相驱替开发效果越好；高温高压条件下轻质原油与烟道气的混相更多体现的是超临界状态的高温相变特征，与常规高压条件下CO2的接触抽提混相存在较大差异。
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考虑凝析气藏相态变化、储集层中油气两相线性渗流和边界控制流，提出了致密凝析气井全路径油相饱和度与压力关系的预测方法，建立了致密凝析气井多相流不稳定产量预测模型。研究表明：凝析油饱和度和压力关系曲线是计算拟压力的关键，在生产初期或离井底较远地层压力较高区域，可利用实际生产井前期的生产动态数据，采用物质平衡模型进行计算；生产后期或离井底较近地层压力较低区域，可采用等组分膨胀实验数据进行计算；生产中期或地层压力位于中间水平时，则可根据前两段计算所得数据插值求得，形成完整的全路径油相饱和度和压力关系曲线。经模拟对比与矿场实例的验证，新方法具有较好的可靠性和实用性，可用于致密凝析气井生产中、晚期产量预测和单井可采储量的评估。
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针对基于数据驱动的地层自动对比方法难以适应侧向沉积相变快及地层厚度差异大的油层单元自动对比这一问题，建立基于模式约束的油层单元智能自动对比方法。该方法提出在油层单元自动对比中引入知识驱动，采用地层发育模式约束油层单元自动对比过程，并将地层模式约束思想引入构建的相似性度量机及改进的条件约束动态时间规整算法，实现了对标志层及各油层单元界面的自动对比。渤海湾盆地史南油田史深100区块的应用表明：与人工对比结果相比，该方法标志层识别吻合率高于95.00%，油层单元识别平均吻合率达90.02%；与已有自动对比方法相比，油层单元识别平均吻合率提升约17个百分点，有效提高了油层单元自动对比精度。
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基于迂曲毛细管网络模型，推导建立了各向异性渗透率与岩石正应变间的关系式，即各向异性动态渗透率模型（ADPM），采用孔隙尺度流动模拟对模型进行了验证，并对单轴应变过程进行了计算，分析了变形过程中影响不同方向渗透率变化的主要因素。研究表明：层状油气藏开采的单轴应变过程中，有效面孔率对各方向的渗透率影响规律一致，随着有效面孔率的减小，渗透率对应变的敏感程度增大；垂直于压缩方向的渗透率对应变的敏感程度随迂曲度的增加而减小，沿压缩方向的渗透率对应变的敏感程度随迂曲度的增加而增大。初始各方向迂曲度相同的层状油气藏，在压力下降的过程中，迂曲度对各方向渗透率变化幅度的相对关系起决定性作用，迂曲度小于1.6时，岩石水平方向渗透率的降幅要高于垂向渗透率，迂曲度大于1.6时则相反，传统动态渗透率模型无法表征这一现象。经孔隙尺度模拟实验数据的验证，新模型拟合精度高，可以有效表征不同方向变形对各方向渗透率的影响。
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借助微观可视化模型与微流控技术，开展了水侵气藏型储气库初期建库阶段注气驱水及循环储采阶段采气底水上侵、储气排驱水体的模拟实验，分析气液界面稳定机制、气液渗流与赋存规律，探索储气库全周期高效运行的优化调控方式。研究表明：储气库初期建库阶段应调控注气速度，充分发挥重力作用保证气液界面宏观稳定运移，大幅度提高气体的波及能力，为储气库后续循环储采阶段提供更大的储气孔隙空间。储气库循环储采阶段，恒定的储采气速度导致孔隙空间利用率低，逐渐提高储采气速度，从“小吞小吐”逐渐过渡到“大吞大吐”，可以持续打破孔喉内流体的平衡受力状态，扩大储气孔隙空间与流动通道，有利于储气库扩容增效和调峰保供。
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基于多孔介质弹性理论、嵌入式离散裂缝模型及有限体积法，考虑页岩气微观渗流机制，建立适用于裂缝性页岩气储集层的渗流-地质力学全耦合模型，并提出了重复压裂时机优化方法，采用四川盆地涪陵页岩气井资料分析了重复压裂时机的影响因素。研究表明：受地层压力衰竭影响，最大水平主应力反转面积占总面积的百分比随时间的延长先增加后减小，且距人工裂缝越近的区域，应力反转面积百分比曲线出现峰值的时间越短，最终归零（恢复到初始状态）的时间也越短。重复压裂的最佳时间受基质渗透率、初始应力差、天然裂缝逼近角的影响：基质渗透率、初始应力差越大，应力反转面积百分比曲线出现峰值、恢复到初始状态的时间越短，采取重复压裂措施的时机越早。天然裂缝逼近角越大，裂缝附近越难发生应力反转、重复压裂最佳时间越早，人工裂缝末端以远区域越易发生应力反转、重复压裂最佳时间越晚。对于基质渗透率很小的储集层，其单井产能递减快，为保证经济性，可采取关井或注气补能等措施恢复应力，提前实施重复压裂。
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系统综述CO2-水-岩复杂作用机理、多孔介质反应输运（溶解、沉淀及沉淀运移）微观模拟、CO2-水-岩系统微观模拟3个方面的研究进展，指出目前研究存在的主要问题并提出了关于未来研究方向的建议。CO2注入储集层后，不仅存在常规渗流体系的流动和传质作用，还会产生溶解、沉淀及沉淀运移等特殊物理化学现象，其耦合作用导致多孔介质的孔渗参数变化规律复杂。孔隙尺度的微观渗流模拟，可以得到孔喉三维空间内的详细信息，且能显性观察到多孔介质流-固界面随反应的变化。目前研究主要在复杂作用机理解耦合、多矿物差异性反应表征、沉淀生成机理及表征（晶体成核和矿物脱落）、沉淀-流体相互作用模拟方法、多物理化学过程耦合渗流机制等方面存在局限。未来研究中，需要创新实验方法对“溶解—沉淀—沉淀运移”解耦合，提高矿物地球化学反应相关参数实验测试的准确度，在不同沉淀机理可靠表征的基础上，建立沉淀-流体相互作用模拟方法，并有机耦合各个物理化学过程，最终实现对CO2-水-岩系统中“溶解—沉淀—沉淀运移”的耦合渗流模拟。
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采用十二烷基硫酸钠（SDS）表面活性剂和SiO2纳米颗粒作为发泡体系，在不同原油沥青质含量下进行泡沫稳定性实验，测量CO2泡沫半衰期；采用扫描电子显微图像、紫外分光光度法测试和Zeta电位测量，分析沥青质降低CO2泡沫稳定性的机理。研究表明：当合成油与发泡体系质量比为1∶9时，合成油沥青质质量分数从0增至15%，SDS稳定泡沫半衰期从751 s减少至239 s，SDS-SiO2稳定泡沫半衰期从912 s缩短至298 s；当合成油与发泡体系质量比为2∶8时，随着沥青质质量分数增大，SDS稳定泡沫半衰期从526 s缩短至171 s，SDS-SiO2稳定泡沫半衰期从660 s缩短至205 s。由于沥青质与SDS和SiO2纳米颗粒在水相中的相互作用，Zeta电位绝对值减小，颗粒表面电荷降低，导致薄液膜两侧界面之间的排斥力减小，从而破坏泡沫稳定性。
