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基于激波管岩心实验的重要发现，即通过平面激波产生的低频声场能在井孔中诱导形成纯净的斯通利波，且其幅度衰减与裂缝宽度及渗透率之间存在确定的相关关系，提出利用轴向极化轴向振动在井中发射低频平面激波、连续诱导产生纯斯通利波的方法原理，推导利用斯通利波幅度衰减计算裂缝宽度及渗透率的方程，并研制出渗透率测井原型机以及包含振幅衰减提取和渗透率计算的采集处理软件。在渤海湾盆地R91井和塔里木盆地LS2井两口标准井中测试检验了仪器的工作状态、稳定性及测量性能；在塔里木盆地SDTK1万米井实际测井中，一次下井测量得到寒武系特深碳酸盐岩地层的基质与裂缝渗透率曲线，并用该井相同井段的全直径钻井取心井场近原位核磁共振渗透率测量数据在第一时间做了标定。结果表明，该方法在特深碳酸盐岩储层渗透率定量评价中具有良好的应用效果，并为其他类型储层的渗透率测井评价提供了新的技术途径。这一理论技术突破为储层渗透率测井定量评价提供了全新手段。
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针对板内小位移走滑断层难以通过常规技术手段进行精确识别及定量分析的难题，为明确板内小位移走滑断层特征及其变形过程，以塔里木盆地北部富满油田为解剖实例，基于研究区设计构造物理模拟实验，并利用激光扫描方法，精细定量分析走滑断层各演化阶段的形变特征及差异。研究表明，富满油田FⅠ17断裂带的变形遵循4个演化阶段序列：弥散变形阶段、R破裂（R-shear fracture）发育阶段、分支断裂连接阶段和主位移带（PDZ）贯通阶段。在走滑断裂带演化过程中，雁列式背斜是R破裂的识别标志，其隆起幅度是划分走滑断层演化阶段的重要参数。为有效消除走滑断层相关褶皱以外的后生地层变形，提出地层“净变形量”方法，以测算仅由走滑断层活动产生的褶皱形态和隆起幅度，进而量化表征走滑断裂带沿走向的变形强度和贯通性差异，实现地震-地质一体化解释。富满油田的实例分析结果表明，FⅠ17断裂带的演化程度处于走滑分支断裂连接阶段，沿走向形成部分贯通段和部分未贯通段。研究成果为板内小位移走滑断层的精细解释提供了地质模型，而新解释出的R破裂相关的断溶体圈闭，有望成为新的油气勘探目标。
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基于地震、测井和岩心薄片等资料，开展地震反射类型、断裂期次及展布、沉积相平面分布、储集空间类型、储层成因等分析，识别塔里木盆地满西地区奥陶系碳酸盐台地类型、分析优质储层和油气成藏的控制因素，建立成藏模式，指出油气勘探方向。研究表明：①满西地区奥陶系为镶边台地沉积，台缘礁滩体面积约5 091 km2；②台缘礁滩体叠加多期岩溶与网状断裂，形成缝洞型优质储层，呈南北向展布，规模大、储集性能优越；③奥陶系台缘礁滩带位于前寒武系玉满裂陷槽烃源岩、寒武系玉尔吐斯组烃源岩、寒武系和奥陶系台缘前端的斜坡相烃源岩叠合形成的供烃中心，规模富集油气带在奥陶系蓬莱坝组—鹰山组三段呈南北向密集展布、在鹰山组二段—一间房组呈线状分布。基于以上认识部署的庆玉2井在鹰山组二段测试获105.6×104 m3/d的高产气流，油压稳定在107 MPa，实现了满西地区奥陶系台缘带油气勘探的重大突破，形成了油气增储新领域，对塔里木盆地超深层碳酸盐岩油气勘探具有重要指导意义。
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基于鄂尔多斯盆地西缘地区最新高精度重力、磁力及三维地震勘探资料，开展古生界构造体系精细解析与油气成藏条件的再认识。研究表明：①通过重新厘定断裂分级，解析出后冲带、上盘向斜、下盘原地岩体隆起带及走滑-冲断叠瓦带4类构造样式；依据源-储配置特征，建立北段横山堡“构造圈闭气藏群”、中段冲断带上盘“源内向斜致密气成藏”及下盘“隐伏隆起构造控藏”、南段“低熟页岩自生自储”、台缘带“颗粒滩+双源供烃”5种成藏模式；②结合油气勘探成效分析，评价出5个有利勘探区带：落实北段横山堡复杂构造区有利面积410 km2，属于现实的高效勘探目标区；圈定中段隐伏隆起带有利面积1 800 km2，在中二叠统下石盒子组盒8段首次获得勘探突破；揭示中段石炭系羊虎沟组具备煤岩气、源内致密砂岩气成藏潜力；落实南段中奥陶统乌拉力克组海相页岩油有利面积275 km2，YT3井获得工业性突破；预测西部奥陶系台缘带有利面积约5 300 km2。以上认识对盆地西缘后续油气勘探领域的进一步突破、拓宽和规模储量的提交具有指导意义。
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针对四川盆地东北部超深层海相页岩烃类成藏规律认识不清的问题，以普光地区铁北1侧HF井二叠系大隆组为例，综合利用岩石矿物学、地球化学及微观表征技术，揭示原始有机质富集机制、页岩成储条件并构建烃类微运移成藏模式。研究表明：①大隆组纵向上主要发育硅质、钙质及混合质页岩3类岩相。硅质页岩干酪根组分以腐泥组为主，具最佳的原始生烃潜力；混合质页岩的TOC（平均值为9.31%）反超硅质页岩（TOC平均值为6.85%），表明现今有机质分布受控于后期烃类重分配而非单一沉积贡献。②识别出多尺度跨岩相复合孔缝体系，硅质页岩提供烃类基础储集空间与水平输导，钙质页岩脉体裂缝充当烃类运移“中转站”，混合质页岩发育构造张性缝与溶蚀孔，共同支撑了超深层背景下的流体输导。③超深层页岩烃类的微运移成藏机制主要为“源内富集、相控运移”，在油气超压封存箱体内，受生烃超压驱动，烃类沿“硅质页岩（源）→钙质页岩（通道）→混合质页岩（汇）”路径发生阶梯式微运移，诱发了组分的短距离分馏与再分配。
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针对渤海海域潜山复杂低孔储层的流体识别难题，探索基于能谱与时间谱耦合响应的流体识别方法。首先，采用正则化解谱算法对脉冲中子伽马能谱进行分解，获得碳氧元素产额比，提高低孔隙度条件下油水信号响应差异的定量表征能力；其次，联合能谱与时间谱参数构建油水识别方法，提高复杂岩性条件下油水判别准确度；最后，引入气层识别参数对气液层进行区分，并与油水识别结果联合形成三相流体识别流程。渤海海域花岗片麻岩潜山和碳酸盐岩潜山钻井应用结果表明，该方法可显著增强低孔隙度条件下油水差异响应，大幅度降低了单一参数解释的不确定性，进而准确区分油气水三相流体，为渤海海域潜山复杂低孔储层的流体识别提供了有效的解决方案。
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以岩心、测井、地震和碳同位素组成等资料为基础，通过碳同位素组成漂移事件约束年代地层格架，应用旋回地层学方法，建立四川盆地二叠系龙潭组—三叠系飞仙关组高精度等时地层格架；通过单井沉积演化和井震结合分析，系统揭示龙潭组—飞仙关组沉积期的沉积特征、碳酸盐台地演化规律及其油气地质意义。研究表明：①龙潭组—飞仙关组发育19~22个长偏心率旋回，旋回数量差异的原因为二叠系长兴组顶部在部分地区显著缺失；②沉积速率自盆地西南向北东逐步递增，沉积体系整体受控于“高产率、高供给”背景，受海平面变化与陆源物质供给共同控制，长兴组局部呈现出前积式缓坡特征，龙潭组—飞仙关组沉积模式为碳酸盐缓坡沉积；③“构造-气候-天文”多级协同控制碳酸盐台地发育，区域构造背景奠定了台地发育的古地理格局与可容纳空间配置，而沉积充填的节律性及碳酸盐工厂生产强度则明显受到古气候和天文轨道的联合调制；三者在时空上呈阶段性协同演化关系，共同驱动了碳酸盐台地的形成、发展与消亡。研究成果可为深入理解四川盆地二叠纪—三叠纪过渡期沉积特征及碳酸盐台地演化规律提供新的沉积模式和依据。
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针对四川盆地德阳—安岳台内裂陷周缘震旦系灯影组四段储层非均质性强、优质储层成因和分布不清的问题，通过研究该裂陷东侧北段的宁强地区灯四段储层特征，并与裂陷东侧中段（蓬莱地区）和南段（川中古隆起）对比，分析裂陷东侧储层差异化发育机理。研究表明：①灯四段储层具相控性，藻叠层/藻格架/凝块状白云岩是储集空间的主要载体，早期白云石化、微生物有机质生酸、长期浅埋+晚期加速深埋及早期油气充注是孔隙保持的主控因素；②储层具差异化发育特征，裂陷南、北段镶边型台缘储层发育程度优于中段拉张断阶型台缘，北段长期浅埋、晚期加速深埋方式的孔隙保持效果优于中、南段的连续均匀埋藏方式；③灯四段下亚段—上亚段沉积期，台缘微生物丘滩体垂直于台缘带的延伸方向，由东向西进积；平行于台缘带延伸方向，由南向北迁移。灯四段下亚段沉积期储层主要分布于裂陷南段和中段，中亚段沉积期储层主要分布于裂陷中段，上亚段沉积期储层主要分布于裂陷中段蓬莱地区和北段的阆中—旺苍地区。裂陷北段的阆中—旺苍地区、南段川中古隆起和中段蓬莱地区，其灯四段均具备良好的储层发育潜力。
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通过四川盆地西部（简称川西）二叠系岩心、钻测井及地震资料分析，探讨川西地区中、晚二叠世两期火山作用对古构造及沉积充填的约束，论证该区域长期发育一个被忽视的成都—三台火山古隆起，并阐明其形成演化对沉积储层的控制作用。研究表明，川西地区二叠系发育两套火山岩，下部中二叠统茅口组火山岩以玄武岩和火山角砾岩为主；上部上二叠统龙潭组火山岩则以玄武岩和火山碎屑岩为主，记录了茅口组沉积中期、龙潭组沉积初期两期幕式喷发事件。古地貌恢复结果表明，茅口组沉积中期火山作用首先在川西碳酸盐台地上形成古隆起雏形，龙潭组沉积初期火山喷发物质持续垂向叠加和侧向扩展，最终形成近椭圆状、向北东倾伏的古隆起。该古隆起长轴向北东延伸约200 km，短轴东西跨度70~110 km，隆起高点位于YS1井至YT1井区，相对高差最大可达300 m，受后期构造及持续填平补齐作用，至飞仙关组三段沉积期消亡。该火山古隆起是二叠纪华南板块北向顺时针旋转漂移与地幔柱热点协同作用的产物，在其隆起期内控制了盆地中西部的古地理格局：茅口组沉积中晚期环火山高地发育潮坪-障壁滩沉积体系；长兴组沉积期环火山古隆起周缘发育高能相带。在此基础上，指出火山古隆起及周缘是茅口组和长兴组油气勘探的有利区，为四川盆地二叠系油气勘探开辟了新视角。
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基于四川盆地德阳—安岳裂陷槽不同构造部位的寒武系筇竹寺组页岩岩心样品的镜下观察、总有机碳含量测试、主微量元素及稀土元素测试结果，利用地球化学与随机森林算法相结合的技术手段，从定性到定量明确黑色页岩有机质富集控制因素，分析裂陷槽构造-沉积分异控制下的有机质富集规律。研究表明：①筇竹寺组页岩沉积期处于温暖潮湿气候环境，化学风化作用强，从裂陷槽外到槽内古生产力与沉积环境局限性逐渐上升，陆源碎屑输入与氧化还原电位依次下降，槽缘、槽外、槽内的热液强度依次减小；②纵向上，长期处于高生产力和还原环境中的筇竹寺组1小层和3小层的有机质富集程度高，5小层沉积期生物数量依旧维持在高水平，有机质富集程度较高，7小层沉积期海侵程度低，生产力、还原性的降低与陆源碎屑输入、热液活动的增强导致其有机质富集程度低；③随机森林模型对黑色页岩有机质富集程度拟合效果良好，明确其主要受古生产力控制，氧化还原条件次之，陆源碎屑输入强度和热液活动也具有一定影响；④对于富有机质页岩气的勘探，纵向上，筇竹寺组1小层、3小层和5小层具有较大潜力；平面上，建议优先考虑裂陷槽中段以北的槽内中心区域。研究结果有助于揭示四川盆地筇竹寺组页岩有机质富集机理，为烃源岩评价及页岩气勘探提供地质理论依据。
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基于中国低渗透油气资源的地质特征与开发实践，在传统“低渗透油气藏储层致密、非均质性较强”认知的基础上，提出低渗透油气藏相对均质理论。通过系统表述相对均质理论概念，明确相对均质理论的“内涵”，建立相对均质理论的数学模型。基于鄂尔多斯盆地低渗透—特低渗透油气藏成功开发的实践经验，综合孔喉结构、砂体发育规模、渗流行为、注水驱替方式、含水上升率、自然递减率与采收率，建立相对均质理论的实践标准。从微观到宏观、从储层到流体、从沉积地质到油气藏开发工程等多维度全面论述相对均质理论判识的依据。开发试验区实践表明，“相对均质”理念与“非均质”理念的相互补益、协同发展，有力推动了钻井、压裂、注采等方案的优化，为低渗透油气藏开发提供了可靠的理论支撑。
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针对JD油藏型储气库地质特征，建立垂向与平面非均质二维可视化平板物理模型，开展两种不同注采方案下储气库运行实验模拟，并建立实验尺度的组分油藏数值模型，模拟不同非均质类型及不同注采方式下油藏型储气库空间动用规律。研究表明，垂向非均质模型的驱油效率总体高于平面非均质模型，两类模型的波及效率相对关系受注采制度影响，一次降压循环模式二者差异较小，多次降压循环模式垂向非均质模型波及效率更高；相对于一次降压循环注采，多次降压循环注采通过增强注采压差与循环扰动，有效削弱优势通道对注采过程的控制，提高中低渗区动用程度，显著提高储气库运行过程中波及效率；在垂向非均质条件下非均质加权指数增大会强化重力分异与层间窜流，抑制低渗层动用，降低波及效率，而在平面非均质条件下非均质加权指数增大可强化高渗区的导流作用，提高已波及区域的驱替程度，从而提高模型整体波及效率。垂向非均质储层宜采取分层注采与梯度降压协同调控来抑制高渗层窜流、提高低渗层动用；平面非均质储层宜采用井位优化、分区注采与多次降压循环相结合的方式，以提高库容动用效率。
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针对鄂尔多斯盆地石炭系本溪组8#深部煤层高精度微构造识别问题，通过构建深部煤层及顶底板的“元素指纹”，将水平井测点标定至导眼井纵向剖面中的对应参照位置，实现深部煤层气水平井水平段微构造特征识别。首先，以元素录井数据为基础，在岩性框架约束下，确定用于煤层与顶底板判识以及不同类型煤岩判识的候选元素；然后，采用变异系数对候选元素进行筛选，得到用于微构造识别的特征元素，将特征元素含量进行Z-score标准化处理，构建同一测点特征元素含量组合的向量，即“元素指纹”；继而，开展导眼井“元素指纹”与水平井段“元素指纹”匹配，明确水平段纵向剖面位置信息与展布变化；最后，结合水平井钻井信息，判断识别水平段微构造发育位置与类型，指导钻井过程中钻头的方向调整。现场钻井与压裂实践证明：“元素指纹”微构造识别方法能够准确判识沿水平段小尺度褶皱、叠加式断层、构造扰动带等微构造特征，可为深部煤层气水平井钻井和压裂优化设计提供技术支撑。
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针对缝洞型碳酸盐岩油藏开发初期井间注采对应关系不明确、监测成本高、油藏动态资料匮乏等制约井间连通性精准评价的难题，构建瞬态扰动传播与稳态生产相似性融合的井间连通性评价框架。该框架将开井、关井和油嘴调整等生产制度变化识别为扰动事件，采用脉冲响应函数（IRF）表征瞬态传播特征，利用自适应多特征惩罚动态时间规整方法（AMP-DTW）度量稳态生产相似性，并结合信息论加权与莱顿算法（Leiden）聚类划分连通单元。以A油田Y断裂带37口井为对象开展连通性评价，结果表明，A油田Y断裂带共识别有效扰动事件379个，AMP-DTW自识别准确率达91.6%；动态扰动信息权重为0.584，稳态相似信息权重为0.416，说明现阶段瞬态响应对井间连通识别贡献更高；该方法将研究区划分为6个主要连通单元和5口非连通单井，划分结果与断裂带地质分段特征具有较好的对应关系。该方法可为缺乏系统注采动态及实测资料的断控缝洞型油藏井间连通性评价提供依据。
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聚焦全域支撑压裂目标下页岩油气储层多级裂缝有效支撑面临的挑战，以多级裂缝立体支撑技术为研究对象，系统分析多级裂缝内支撑剂的输运机制，重点阐述多级裂缝立体支撑的调控策略与实现路径。受窄缝壁面阻滞与液体滤失严重影响，页岩缝内支撑剂运移能力差、沉降速度快，裂缝纵横向铺置范围均受限，裂缝交会处支撑剂转向入缝难度大，导致页岩多级裂缝有效支撑体积不足。调控施工排量、压裂液黏度与支撑剂粒径可一定程度改变缝内铺置形态，但对裂缝远端铺置效果的调控有限。为实现页岩多级裂缝立体支撑，提出基于“结构携砂”的主裂缝高效铺置技术，即以支撑剂-纤维团簇代替纯支撑剂颗粒作为基本输运单元，改变颗粒沉降及堆积模式，大幅提升主裂缝支撑范围；提出基于优化输运单元尺寸与提升其入缝能力的分级支撑技术，改善多级分支缝支撑效果差的难题。全域支撑压裂技术已整体或部分应用于中国11个油气田近300口井的先导及对比试验中，取得了良好的应用效果，未来该技术有望在各类非常规油气储层开发中实现规模化推广与应用。
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针对注水井压力波无线通讯技术在传输成功率和效率等方面的不足，根据有压管流系统中流量扰动的全流域传播特性，通过数值分析与实验研究得到流量波在注水管线中的传输特性；基于该特性，研发相应的信号发生装置、高精度流量计以及流量波通讯混合信号编码体系，研制出地面流量波通讯终端与井下配水器。结合现场实际工况，制定适配于流量波特性的信号传输策略，并融合地面4G移动通讯技术，构建从地面终端至井下配水器的双向无线通讯系统，形成一套基于流量波控制的高效低成本井下无线通讯技术及流量波控制分层注水技术。该技术已在吉林油田17口井中进行了现场试验与应用，不仅验证了其技术可行性、准确性与可靠性，还成功解决了井下多层段流量精确计量与多层同步测调等技术难题，为分层注水开发的数字化转型提供了低成本解决方案。
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针对压裂过程中近井筒三维非平面裂缝扩展计算难题，研发基于位移非连续/虚拟应力法（DDM/FSM）和有限体积/有限元（FVM/FEM）混合数值方法的水力压裂模型，提出动态网格裂缝扩展前缘追踪技术，形成井筒边界限定条件下的三维非平面裂缝扩展计算模型并验证其准确性和可靠性；基于该模型，分析应力阴影条件下近井筒裂缝扩展形态与影响裂缝扩展的主要因素。研究表明：远场应力和井筒-裂缝诱导应力共同控制裂缝扩展，裂缝位于3倍井筒半径以内时，井筒诱导应力对裂缝起裂和转向具有主导作用，裂缝位于3倍井筒半径以外时，远场应力控制裂缝的扩展方向；初始裂缝倾角与裂缝条数对裂缝形态影响显著，裂缝与最小主应力方向夹角越大，裂缝转向距离越大；初始裂缝条数越多，裂缝差异性扩展越强烈，裂缝局部转向行为越明显。
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针对西北爪哇盆地陆上地区上新统Cisubuh组黄铁矿氧化放热引起的局部热异常及其地质力学意义，开展X射线衍射测试、热力学模拟、多级三轴压缩实验、膨胀实验，建立热力-化学-孔隙弹性耦合的地质力学模型以评估高温条件下的井筒稳定性。热力学模拟表明，理想条件下Cisubuh组黄铁矿氧化释放的能量足以引发该组地层观测到的热异常幅度；现场温度数据显示，富含黄铁矿区域的地层温度比正常温度高20~30 ℃，进一步证实黄铁矿氧化为主要成岩热源；异常高地层温度条件下，多级三轴压缩实验和膨胀实验发现，Cisubuh组页岩化学敏感性具有显著差异，且样品在流体中作用5 d后内聚力降低15.25%，内摩擦系数减少13.09%。Subang油田X井数据验证表明，异常高温增加了井筒失稳的风险，将钻井液密度提高至1.60 g/cm3可防止延迟坍塌并保持井筒稳定，使钻井周期缩短3 d，降低钻井成本约120万美元。
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针对致密油储层水力裂缝有效支撑能力不足与基质原油动用受限两大难题，提出“压裂液-基质协同改性”设计理念，构建基于纳米液滴的改性滑溜水体系，采用流变性能测试、可视化携砂测试、三相界面原子力测量、润湿性表征以及岩心驱替等实验手段，开展纳米改性滑溜水体系的协同改性机理研究。研究表明，该体系在高剪切条件下具备低黏高弹特性，有利于降低摩阻并促进裂缝延伸；在低剪切条件下恢复微观缔合结构，黏度陡升并保持高弹性能，有利于增强远端及分支裂缝内压裂液携砂能力。纳米改性滑溜水破胶后释放纳米液滴，可运移至基质孔隙深部，改变基质润湿性并强化渗吸驱油效果。基于“压裂液-基质协同改性”理念构建的纳米改性滑溜水具有工况自适应调控特点，可同时实现导流缝网体积拓展与基质产油能力提升，保证压裂液在储层基质内“注得进、走得远、改得好”，为致密油高效开发提供技术基础。
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以华夏造山系中的广东丰顺水热型地热田为例，将造山带背景要素引入地热系统与地热预测研究，构建丰顺地热田的成因模式。研究表明，丰顺地区燕山期花岗岩发育，放射性强、生热率高，为地热田的形成提供了有效热源。区内降雨充沛，发达的径流水系和近千米的地形高差提供了充足的水源补给。陡倾的共轭剪切断裂系统构成了地热流体长距离运移的通道，沿断裂带发育的中生界花岗岩裂缝体和侏罗系碎屑岩构成了主要的热储层，三叠系—侏罗系泥页岩、凝灰岩及第四系黏土层构成了良好的区域盖层。水热型地热系统形成的热源、水源、热储、导热通道、热盖层等条件好。沿汾水断裂向南东方向，地表径流和地下水运动同时发生，创造了地下水补给、长距离循环及地下水持续加热的有利条件。下游区的莲花山断裂带和连续分布的花岗岩体联合对地下水运移形成了有效阻隔，储水体和遮挡条件共同构成了“潴水构造”。深部花岗岩生热且供热、深部地下水长距离循环运移、剪切断裂导水导热、裂隙与砂体储热、细粒沉积盖层保温、断裂与花岗岩体侧向遮挡，构成了丰顺水热型地热富集模式。热源与水源、断裂与水循环、热储与遮挡匹配，是丰顺地热田能够实现持续、恒温、大流量开采的关键因素。该模式揭示了造山带背景下中高温地热异常的成因机理，可为同类地区地热资源预测与勘查提供参考。
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为揭示煤系气中氦气的赋存与运移机理，以沁水盆地南部晋城矿区下二叠统山西组3号煤层的无烟煤为研究对象，结合实验分析与分子模拟开展研究。首先，利用低温CO2、N2吸附实验刻画无烟煤多尺度孔隙结构，据此构建1~10 nm无烟煤狭缝孔模型。然后，采用巨正则蒙特卡罗法、分子动力学和非平衡分子动力学模拟方法，系统分析孔径、温压、孔隙水及伴生气体（CO2、CH4、N2、H2）对氦气吸附、扩散和压力驱动流动的影响。结果表明，氦气在纳米级狭缝孔中表现为近壁弱富集与孔心游离气并存，其与煤壁之间的相互作用明显弱于CO2、CH4和N2，与H2较为接近；孔径、温度和压力均可影响氦气的扩散与流动行为，其中小孔径条件下氦气扩散系数降低、黏度升高，而较大孔径则有利于氦气运移。孔隙水通过成膜、贯通与界面摩擦削弱连续气相通道输导能力，使氦气扩散系数在高含水阶段骤降；强吸附性伴生气体（CH4、CO2）会进一步抑制氦气扩散，而H2作为轻质载体可在一定程度上提升氦气与H2自身的扩散能力。研究结果可为认识煤系气中氦气的微观运移与赋存特征提供理论参考。
