提出“微观毛细管驱替-大尺度岩心渗吸-宏观储层核磁共振测井”多尺度确定页岩油体积压裂合理簇间距的方法,系统开展不同管径/长度毛细管渗流实验、大尺度岩心逆向/动态渗吸实验,结合实际单井核磁共振测井结果提出簇间距分级优化准则,并在鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段页岩油开展现场试验。研究表明：长7段储层孔径8 μm以下孔隙中原油存在临界启动压差,孔径2~8 μm孔隙在压差27 MPa下原油动用距离为0.7~4.6 m;大尺度岩心渗吸实验表明逆向渗吸作用距离仅10 cm,动态渗吸可扩展至30 cm;核磁共振测井原位检验压裂后裂缝周围基质动用半径为0~4 m,与毛细管渗流、大尺度岩心渗吸实验结果吻合。长7段储层主要孔径分布范围（2~8 μm）转换后对应的渗透率区间为（0.1~0.4）×10^-3 μm²,据此提出簇间距分级优化准则：渗透率小于0.20×10^-3 μm²的储层缩小簇间距至4.2 m以下;渗透率为（0.2~0.4）×10^-3 μm²的储层簇间距设计为4.2~9.2 m。现场试验平台缩小簇间距为4.0~6.0 m,与未开展试验的同类平台相比初期百米油层日产油提升约36.6%。

通过对细粒沉积岩分类及一些名词术语的产生背景、习惯用法进行溯源分析,并对比目前国内外“沉积岩石学”专著和教材,进而针对细粒沉积岩分类提出建议方案并对有关术语进行厘定。综合分析表明,碎屑岩、火山碎屑岩、化学岩、生物岩（碳酸盐岩）分类是统一的,纹层、层理、层等术语定义是一致的,但对于“泥”的定义有分歧。欧美学者习惯称的“泥（mud）”包括粉砂和黏土两个粒级,粒径上限为0.062 5 mm,而国内学者将其等同于“黏土（clay）”,粒径上限为0.003 9 mm（或0.01 mm）。结合对沉积构造（层理、纹理、页理）、页岩、泥岩、泥质岩（泥状岩）和泥页岩等术语的讨论,建议用“细粒沉积岩”作为所有由粒径小于0.062 5 mm的细粒物质组成的沉积岩总称,包括黏土岩（泥质岩）和粉砂岩。黏土岩（泥质岩）可分为黏土质泥岩（页岩）、碳酸盐质泥岩（页岩）、硅质泥岩（页岩）、粉砂质泥岩（页岩）、含粉砂泥岩（页岩）等;黏土质泥岩（页岩）强调黏土矿物或黏土级颗粒含量大于50%,其他泥岩（页岩）强调粒径小于0.062 5 mm的颗粒含量大于50%,通常所说的“页岩”不应包括粉砂岩。未来建立一个好的并被大家普遍接受的细粒沉积岩分类方案是十分必要的,应开展薄片尺度的一体化页岩微相研究,结合测井资料解释和地震属性分析,迭代升级建立精确的岩性岩相地质模型,为准确的甜点层厘定、靶层定位和有利区评价奠定基础,发展“细粒沉积学”。

以布井匹配偏差、轨道防碰难度、轨道复杂度和总进尺等为目标函数,综合考虑平台布置区域、钻井延伸极限、地下靶点分布、轨迹碰撞风险等约束条件,建立了复杂结构井工厂平台位置与井眼轨道协同优化设计模型。提出了基于改进麻雀搜索算法（ISSA）与有向人工蜂群算法（DABC）相结合的混合启发式算法（ISSA-DABC）,算法外层采用ISSA优化平台参数,内层采用DABC优化轨道参数,两者相互调用迭代,最终实现协同优化问题的求解。研究表明,ISSA-DABC可实现复杂结构井工厂平台-轨道协同优化问题的有效求解,克服传统“先平台后轨迹”分步优化易产生局部最优与结果不匹配问题。ISSA-DABC具有良好的全局寻优能力、收敛效率及鲁棒性,可同时满足进尺、轨迹复杂度及防碰等多项工程约束,初步实现全流程自动生成满足约束的全局最优平台-轨道组合方案。经实际应用证实,ISSA-DABC算法可大幅降低目标函数值、减少碰撞风险,获得更加合理的平台井工厂参数。

设计并研制抗超高温高盐聚合物降滤失剂和抗超高温微纳米封堵剂两种抗超高温水基钻井液核心处理剂,构建能够满足特深井钻探要求的抗超高温水基钻井液体系,并开展室内性能评价和现场应用。研究表明,抗超高温高盐聚合物降滤失剂呈现出大量具有交叉点的网膜结构,220 ℃、饱和盐条件下老化后高温高压滤失量为28.2 mL;抗超高温微纳米封堵剂通过形变作用对泥饼孔缝进行自适应充填,降低体系的滤失量,并在高温下转变为黏弹态对井壁岩石进行有效胶结,提高井壁稳定性;构建的密度为1.6 g/cm³的抗超高温水基钻井液体系高温高压流变性能良好,220 ℃下高温高压滤失量仅为9.6 mL,在高温高盐条件下性能维持稳定,高温静置7 d沉降因子小于0.52,老化后无H₂S气体产生,具有良好的润滑性和安全性。该钻井液体系已在塔里木万米特深井深地TK1井现场成功应用,保障了该井成功钻达10 910 m。

鉴于传统源-汇体系分析方法难以表征深时多物源沉积过程及不同物源贡献的时空演化,以珠江口盆地白云凹陷古近系恩平组为例,基于地层正演模拟（Stratigraphic Forward Modeling,简称SFM）,提出一种多物源源-汇系统动态定量分析方法。该方法利用模型内置的“时空物源标签”功能,为各物源沉积物赋予时间-物源标记,使不同来源的沉积贡献在模拟地层中留下可识别的“标签”,从而实现了各物源贡献的直接精准追踪与高时空分辨率定量分析。通过对珠江口盆地白云凹陷5口覆盖近源至远源的虚拟井进行分析,模拟结果量化展示了各物源在不同位置和不同时期的沉积贡献比例变化,并验证了方法的可操作性和精度。模拟得到的三维沉积分布与实测地层数据高度吻合,验证了模型的可靠性。模拟结果显示,恩平组沉积体系经历了显著的时空转换：恩平组沉积晚期以凹陷北部远端供砂为主导,沉积中心向北部深水区迁移,同时形成了向凹陷内部大规模进积的三角洲砂体。模拟的三维沉积体分布表明,白云凹陷深水相区可能广泛存在大范围分布的优质储层砂体,可作为未来勘探的关键目标。与传统静态分析方法相比,基于SFM的动态模拟显著提高了源-汇分析的时空分辨率,并定量揭示了沉积体系对构造活动、基准面升降等外部驱动因素的响应特征。该方法为复杂深时多物源体系的研究提供了全新的定量框架,有望为深水少井区的储层预测与勘探部署提供有效的技术支持。

近年来,在松辽盆地古龙页岩油井的兼探过程中发现下白垩统泉头组扶余油层亦有较好油气显示,展示出良好勘探前景。为探索古龙凹陷扶余油层油气勘探潜力,基于该凹陷地震、钻井和岩心资料,系统分析古龙凹陷深凹区扶余油层油源条件、储层特征、输导能力等油气成藏主控因素,以揭示其油气富集机制和成藏模式。研究表明：古龙凹陷白垩系青山口组一段烃源岩广覆式分布,烃源岩品质好、面积大、成熟度高、生烃强度高,为扶余油层提供了充足的油源条件;古龙凹陷扶余油层多期河道砂体与滩坝砂横向叠置、垂向复合,形成规模化的富砂储集体,为致密油规模富集提供储集空间;受超压保孔和溶蚀增孔作用影响,古龙凹陷扶余油层储层孔隙度可达13%,具备形成致密油规模富集的储层条件;排烃期通源断裂的幕式开启与源储压差协同作用,驱动油气高效充注并富集于源下致密储层。梳理总结出古龙凹陷扶余油层“源储紧邻、超压充注、源储侧向对接+断裂垂向直排双向供烃、连片砂体分布、断垒带规模富集”的成藏模式,提出古龙深凹区富砂、优储、富油的新认识,进而指导了HT1H风险探井的部署,该井试油获43.32 m³/d高产工业油流,发现低密度、低黏度的轻质致密油。HT1H井通过水平井体积压裂技术,在深凹区首次获得致密油高产和突破,证实该区具备形成规模储量的地质条件,拓展了松辽盆地亿吨级致密油增储空间,深化了陆相致密油成藏理论认识。

基于钻井、测井、地震和测试分析等资料,对准噶尔盆地阜康凹陷三叠系韭菜园组的油气地质特征、成藏特征、成藏模式开展系统研究,并指出有利勘探方向。研究表明：①阜康凹陷二叠系芦草沟组发育咸化湖相高成熟优质烃源岩,具有多期持续高效排烃特征,为韭菜园组大规模成藏奠定了物质基础;②韭菜园组底部为辫状河三角洲沉积,河道砂体发育,粒间孔和裂缝发育,具备良好储集条件;③韭菜园组中上部厚层泥岩构成优质盖层,通源断裂及其伴生裂隙系统为油气运移聚集提供了有效通道,在持续生烃增压背景下利于形成超高压油气藏;④成藏要素空间配置良好,构成了“下生上储、断裂输导、砂缝联储、超压聚集”的成藏模式,形成现今韭菜园组构造-岩性油气藏;⑤紧邻芦草沟组生烃中心、构造背景优越、断裂与砂体发育的区域为最有利勘探方向,有利圈闭面积为263 km²,预测资源量达1.68×10⁸ t。⑥建议聚焦“源、断、砂、缝、压”五要素高效耦合的有利区带,拓展韭菜园组的规模油气发现。阜康凹陷三叠系油气勘探的再次重大突破,充分揭示了该层系具备规模勘探的巨大潜力与良好前景,油气成藏的相关研究成果有望推动准噶尔盆地东部地区形成多层系叠合勘探格局,并对其他类似地区油气勘探具有借鉴意义。

基于储层微观及地球化学分析实验资料,系统研究酒泉盆地青西、营尔、花海、石大4个主要生烃凹陷的成藏特征与页岩油类型,重点分析青西凹陷的热液改造成储模式及其控藏作用,评价4个凹陷的页岩油勘探潜力。研究表明：①青西凹陷白垩系广泛发育泥页岩、白云质页岩和具有纹层特征的泥质白云岩,可整体定义为混积型页岩;该区烃源岩品质好、成熟度高,形成于咸水沉积环境,白云石含量丰富,具备较强的生烃能力和良好的生油条件;储集空间受热液改造影响显著,溶蚀孔、微裂缝发育,储集条件好,利于页岩油富集;其厚度大、资源量大,相比盆地其他生烃凹陷是最现实的页岩油勘探目标,但是面临埋深大（4 500 m）、构造应力强的挑战。②营尔、花海和石大3个凹陷不具有混积型页岩油储集条件,白垩系均发育扇三角洲前缘亚相薄砂体与湖相泥页岩组成的砂泥互层,烃源岩品质也较好,夹层型页岩油成藏条件好,但烃源岩热演化程度不足、分布不均,有利的页岩油资源主要位于凹陷中心附近;储层为薄层粉—细砂岩,储集条件较好,总体埋深浅（3 000~4 000 m）,局部有望形成甜点。其中营尔凹陷已采出低成熟—成熟原油,也是近期现实的页岩油勘探目标。

针对陆相老油田面临的河道砂体空间展布复杂、剩余油挖潜难度大等诸多油气开发挑战,聚焦窄小河道边界模糊、多期叠置砂体分期困难等储层识别关键难题,以大庆长垣萨中油田上白垩统陆相砂岩为对象,研发“分方位高分辨处理-多属性融合-变尺度反演”三位一体技术体系,探索从地震处理到储层预测、再到剩余油挖潜实践的全链条技术路径。研究表明：①针对窄薄砂体边界地震响应弱的难题,首次将方位保真（Offset Vector Tile,OVT）地震处理技术从断裂成像领域拓展至砂体预测领域,建立了基于地质目标的OVT向量片划分方法,大幅提升了砂体成像精度,使河道砂体识别宽度突破至50 m;②针对井间窄小河道边界预测难题,提出振幅-相干双属性融合方法,在沉积单元级等时格架约束下可精准刻画800~2 000 m延伸、具分叉-合并特征的条带状水下分流河道;③针对多期河道叠置难题,突破单一尺度建模局限,构建砂岩组（8~10 m）、小层（4~5 m）、沉积单元（2~5 m）三级变尺度地层模型,通过三维反演河道可成功描述曲流河“截弯取直”等关键沉积构型特征。基于上述3项技术突破,构建地震预测与剩余油挖潜直连的开发应用模式,并在研究区依据窄小河道预测结果部署水平井,水平段含油砂岩钻遇率高达97%,单井初期日产油12.5 t;通过对17条复合砂体内部单一河道边界的精准识别,指导了135口井挖潜措施的实施,单井平均日增油2.8 t,累计增油13.6×10⁴ t。

基于裂缝诱发光纤应变的正演模型及模型分辨率矩阵,论证裂缝碰到光纤后裂缝参数的可解释性,建立裂缝参数正则化反演模型,分析测量数据质量对迭代正则反演精度的影响,提出缝宽和缝高的解释方法,通过含测量误差的正演合成数据、现场数据实例验证缝宽和缝高同步反演的准确性。研究表明：裂缝与光纤接触后,光纤应变仅对相交位置的裂缝参数具有较强的解释性,其他位置的参数可解释性较低;迭代正则反演方法可有效抑制测量误差的影响,且计算效率高,反演优势显著;考虑缝尖宽度Neumann边界约束的一阶正则化缝宽反演结果对缝高具有较强的敏感性,据此结合二分法,可实现裂缝宽度与高度的同步反演;经模型分辨率矩阵、含测量误差的正演合成数据、现场数据的检验,证实裂缝宽度与高度迭代正则化反演模型具有较高的解释精度,可用于裂缝宽度、高度、净压力等参数计算与分析。

针对成煤环境分类及其对煤岩特征的影响仍缺乏系统认识的问题,在现代生态泥炭沼泽分类框架基础上,系统厘定成煤环境的形成演化过程及其识别标志,研发适用于油气产业的成煤沼泽划分方案。研究表明：①现代泥炭沼泽可从水文条件、植被类型和地貌形态等方面进行分类,成煤沼泽宜按照地貌形态分为低位、中位和高位泥炭沼泽;②成煤环境包括水下泥炭填积、湿地原生堆积和干旱区湿地沼泽化3种类型;③泥炭堆积程度受植物生产与分解、水文扰动及沉积输入共同控制,泥炭和煤层的厚度比随煤化作用演化而变化;④基于灰分产率、测井自然伽马值及镜质体与惰质体组分含量比值,建立了低位、中位和高位沼泽的判别指标体系;⑤海（湖）侵—海（湖）退过程对泥炭沼泽演化具有关键控制作用,直接影响泥炭层厚度与连续性,低位、中位和高位沼泽演化影响煤岩显微组分组成,进而影响煤岩的生烃与储集能力。实际应用结果表明,构建的成煤环境判别体系能够有效识别鄂尔多斯盆地煤岩垂向差异,并有望为深层煤岩（层）气高效勘探开发提供理论与实践参考。

基于岩心、铸体薄片、物性、CT扫描、测井、测试及地震等资料,以中阿拉伯盆地A油田下白垩统Yamama组为例,揭示半局限碳酸盐缓坡沉积成岩特征及有利储层分布。研究表明：半局限碳酸盐缓坡中藻类、底栖有孔虫、双壳类、胞网菌和似球粒最为富集,发育多种低能浅水岩相,Yamama组早期以前斜坡相为主,随后演变为大规模潟湖,局部发育颗粒滩、点礁、滩后和潮坪;Yamama组自下而上发育Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ 3期层序,海退半旋回中,层序Ⅰ以胶结作用为主,层序Ⅱ以溶蚀作用为主,层序Ⅲ中溶蚀作用与胶结作用交替主导。储层以粒泥灰岩、泥粒灰岩和粘结岩为主,岩性序列横向变化快,可对比性差;发育孔隙型储层,储集空间以微孔、铸模孔和生物体腔孔为主,原生粒间孔发育程度总体较低,孔喉以中喉和微喉为主;物性主要为中低孔、低渗和特低渗,中高渗储层发育程度低。研究认为：半局限碳酸盐缓坡中,局部高能沉积、易溶生物碎屑富集和强溶蚀作用是有利储层发育的主要条件。局部高能的颗粒滩和点礁未发生强胶结作用,原生粒间孔保存较好,储层物性较好,形成小规模的有利储层;潟湖和滩后等中低能沉积局部富含藻类和胞网菌等易溶生屑,生屑被强烈溶蚀,形成大量铸模孔或生物体腔孔,有效改善储层物性,可形成较大规模的有利储层。A油田Yamama组有利储层主要分布在A油田中北部背斜轴部的YA段和YB段。