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通过生烃热模拟、微米与纳米CT、氩离子抛光场发射电镜、激光共聚焦和二维核磁等实验分析，对松辽盆地古龙页岩油的生成模式、储集结构与富集机制进行研究。研究表明：①古龙页岩中存在大量微微型藻、微型藻和沟鞭藻，这些形成于微咸—半咸水的藻类共同构成了富氢页岩的生油母质；②青山口组页岩生油物质大多以有机黏土复合体的形式存在，有机质在成熟演化过程中黏土矿物具有抑制和加氢催化双重作用，扩大了页岩油生成窗口的下限、增加了轻烃生成数量；③古龙页岩储集空间的形成与溶蚀和生烃作用有关，随成岩作用增强微纳米孔隙数量增加、孔隙直径变小，与页理缝发育数量增多同步，构成了古龙页岩特有的纳米级孔-微米级页理缝双重介质储集层；④古龙页岩微—纳米级储油单元具有独立的油气赋存相态，表现为小孔凝析态、大中孔气液两相（或液态）和全孔径含油的特征。古龙页岩油形成与富集机制的新认识对推进中国陆相页岩油的勘探实践具有理论指导意义。
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通过四川盆地安岳气田深层震旦系走滑断裂、储集层资料综合分析，研究走滑断裂带白云岩储集层主控因素，探讨走滑断裂对优质“甜点”（缝洞）储集层发育与分布的控制方式。结果表明，震旦系灯影组碳酸盐岩基质储集层致密，孔隙度小于4%、渗透率小于0.5×10-3 μm2，但走滑断裂及其溶蚀作用发育，能够使碳酸盐岩渗透率提高1个数量级以上，而且断裂相关溶蚀孔隙度可提高1倍以上，形成沿走滑断裂带广泛分布的走滑断控缝洞型“甜点”储集层。走滑断控储集层主要形成于震旦纪末，具有“相-断-溶”三元复合控储机理，台缘带岩溶控储作用显著，台内断-溶共控优质储集层发育，具有分区、分类与分带差异性。走滑断裂带的结构控制裂缝带与断控“甜点”储集层的差异分布，并形成宽阔的缝洞带。走滑断裂相关“甜点”储集层是深层古老碳酸盐岩高效开发的有利新类型，需要根据走滑断裂控储的多样性与差异性实施针对性的开发部署措施。
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基于塔里木盆地FD1井及周围主干走滑断裂钻探成果，从沉积-层序、台内滩储集层和油气成因等方面分析，以揭示超深主干走滑断裂带间中—上奥陶统台内滩储集性能及成藏条件。取得以下地质研究成果和认识：主干走滑断裂带间鹰山组台内滩叠加低序次断裂带构成一种新的成藏组合类型，下寒武统玉尔吐斯组烃源岩生成的油气首先由主干走滑断裂带垂向输导运移至鹰山组2段，然后发生侧向运聚成藏；FD1井少量原油是玉尔吐斯组成熟阶段生成的，而大量的天然气主要为超深油藏原油裂解气，从而形成高气油比的干气（干燥系数为0.970）和混合型次生凝析气藏。这种“台内滩+低序次断裂带”成藏组合新类型预示富满地区有望形成含油气连片局面并将进一步横向拓展富满油田超深领域的油气勘探空间。
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基于四川盆地东南缘老厂坪背斜浅层常压页岩气井的钻井、测井、实验分析和试气试采等资料分析，开展浅层奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩储集层地质特征、页岩气赋存机理与吸附解吸规律等研究，以揭示构造复杂区浅层常压页岩气富集高产规律。研究认为：①浅层常压页岩气优质页岩厚度、地球化学、物性、矿物组成等静态指标与中深层页岩气一致，但具有压力系数和含气量较低、吸附气占比高、地应力小、两向应力差异大等地质特点。②构造复杂区浅层页岩具有“总含气量较低（1.1~4.8 m3/t）、吸附气含量较高（2.5~2.8 m3/t）、敏感解吸压力低（1.7~2.5 MPa）、自封闭性好”的气体赋存特征。③页岩吸附气富集主要受有机质丰度、地层温度和压力等因素控制，有机质丰度和地层压力越高、地层温度越低，吸附能力越强，越有利于吸附气赋存。④浅层常压页岩气敏感解吸压力较低，降低流压至敏感解吸压力以下，可实现吸附气快速解吸产出。⑤PD1井的勘探突破揭示以吸附气为主的浅层构造复杂区仍能形成规模页岩储集层，证实四川盆地周缘浅层常压页岩气具有良好的勘探潜力。
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基于岩矿及地球化学分析、物性测定、镜下观测及不同薄层剥离测试等手段，剖析了渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组富碳酸盐页岩的结构特征，对比了不同类型页岩薄层的有机质丰度、储集性及含油性，划分出典型的页岩储-渗结构类型，并分析了不同类型页岩储-渗结构中油的可动性。取得以下认识：①泥质层与方解石层重复叠置是富碳酸盐页岩的主要结构类型，其中方解石层分为泥晶方解石层、粉晶方解石层和纤维状方解石脉。②泥质层是页岩有机质丰度及孔隙度的主要贡献者，具有最好的生烃能力、储集性能和含油性；而泥晶方解石层也具有较好的生烃潜力、储集性和含油性；粉晶方解石层和纤维状方解石脉具有较好的渗流输导性能。③济阳坳陷富碳酸盐页岩主要发育4种类型储-渗结构，各类储-渗结构中油的可动性强弱依次为：富粉晶方解石层页岩储-渗结构、富复合方解石层页岩储-渗结构、富纤维状方解石脉页岩储-渗结构、富泥晶方解石层页岩储-渗结构。济阳坳陷沙河街组页岩油在不同热演化阶段具有不同的储-渗结构类型勘探目标。
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基于油气勘探发现和地质认识进展，从成盆、成烃、成储及成藏的内在地质过程出发，揭示沉积盆地超深层油气的形成与赋存规律并探讨超深层领域的关键科学问题。中国超深层主要经历中新元古代和早古生代2个伸展-聚敛旋回，构造-沉积分异产生空间上相邻的源-储组合；发育丘滩体型、岩溶缝洞型、断溶型、白云岩型和断裂带型等多种类型规模性碳酸盐岩储集体、超压型碎屑岩和基岩裂缝性储集体；油气多期复合成藏，晚期调整定位；油气分布受高能滩带、区域不整合面、古隆起与大型断裂带等的控制；赋存多种成因的天然气和轻质油。超深层油气资源占剩余总资源量的33%，为中国油气勘探的重要接替领域；超深层的大型成藏地质单元与规模富集区带将是持续取得油气大发现的重点方向，勘探前景广阔。超深层油气地质条件和富集区带预测为油气地质学研究的关键科学问题。
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在梳理国内外页岩固体沥青研究现状的基础上，以松辽盆地白垩系青山口组一段富有机质页岩为例，对固体沥青的定义、分类、赋存形式和演化路径进行深入研究，探讨固体沥青对成熟度的指示意义及其对储集空间发育的影响。研究表明：①原生显微组分类型差异是造成固体沥青演化路径不同的主要原因，油前沥青多为原位固体沥青，而油后沥青和焦沥青则多为迁移固体沥青；②在未成熟—生油阶段早期，沥青质体、镜质体、惰质体可通过光学特性观察与固体沥青进行区分，藻类体可通过荧光特征与固体沥青进行区分；③扫描电镜下可有效识别原位和迁移固体沥青，受脂族结构减少、芳构化增强的影响，固体沥青反射率随着镜质体反射率的增加而呈线性增加；④生油窗内的固体沥青主要发育残留孔、脱气裂缝和气泡孔3种次生孔隙类型，高成熟阶段的焦沥青发育海绵状孔隙；⑤扫描电镜结合激光拉曼光谱等原位分析技术的应用，可以反映不同类型固体沥青的结构信息，用于有机质迁移路径、动力等微尺度研究。
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通过对四川盆地震旦系灯影组四段不同沉积相带样品岩石学、物性和弹性参数测量，分析不同沉积相带储集层的成岩过程及其对岩石物理性质的影响。结果表明：裂隙和矿物组分共同控制岩石物理性质，且两者受沉积环境和成岩作用影响显著。丘滩相微生物白云岩主要经历多期白云石化、准同生期溶蚀、构造破裂和热液有机酸溶蚀作用，发育裂隙和溶蚀孔洞；丘滩间洼地或云质潟湖晶粒白云岩主要经历机械压实、埋藏白云石化和构造-热液作用，发育裂隙和晶间孔。与裂隙发育相关的成岩作用造成样品压力效应、水饱和效应增加，纵波阻抗和泊松比显著下降。白云石化作用改变矿物颗粒的性质，造成泊松比接近于白云石，低能环境的泥质、硅质和灰质沉积物致使波阻抗降低、泊松比差异性变化（显著增加或减小）。同时，裂隙与溶蚀孔洞均发育的样品表现出高纵波速度频散特征，仅含裂隙或孔隙的样品纵波速度频散最小。
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基于岩心、岩石薄片观察，结合阴极发光、同位素地球化学、流体包裹体测试和盆地模拟等技术手段，对四川盆地南部（简称川南）深层奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩裂缝中的方解石脉与页岩气富集关系进行分析。研究表明：构造裂缝方解石脉主要发育在构造起伏较大部位，非构造裂缝方解石脉主要发育在构造平缓部位，前者主要在印支期泸州古隆起形成阶段发育，后者受生烃增压影响主要在生油—生气高峰阶段发育；裂缝受生烃增压影响多次开启—闭合，油气幕式活动被脉体记录，在最大古埋深处地层压力系数可超过2.0，燕山晚期后的地层抬升阶段是页岩气运移活动的关键时期；页岩气顺层理向构造高部位运移，构造起伏越大，页岩气运移活动越剧烈，散失量越大；地层越平缓，页岩气运移活动越弱，散失量越小，因此宽缓向斜核部和宽缓背斜页岩气富集程度最高。该结果可为页岩气生烃、运移与富集的时空匹配关系认识提供重要依据。
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准噶尔盆地南缘深层成岩-成藏复杂性制约了其下组合油气勘探的进程。以准噶尔盆地南缘四棵树凹陷高泉构造油气藏为例，在白垩系清水河组储集层岩相及成岩作用分析的基础上，通过原位方解石U-Pb定年和流体包裹体分析技术，标定盆地热演化史，刻画高泉构造下组合油气成藏过程。研究表明，储集层中发育两期方解石胶结和3期油气充注，方解石形成年龄分别为（122.1±6.4），（14.2±0.3）~（14.4±1.0）Ma，油气充注事件为距今14.2~30.0 Ma低熟油充注，距今14.2 Ma以来成熟原油充注和距今2 Ma以来高熟天然气充注，油气藏以成熟油和高熟天然气充注贡献为主。距今2 Ma以来受喜马拉雅晚期南北向挤压冲断构造活动的影响，高泉构造圈闭发生了调整，主要成藏期有效圈闭规模明显减小，导致构造中低部位油气显示相对较弱，说明关键成藏期的圈闭有效性控制该区下组合的油气富集与分布。储集层方解石U-Pb定年技术和流体包裹体分析技术耦合，为精细刻画中国中西部复杂构造带的复杂成岩-成藏过程提供了有效方法。
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针对超压对深层储集层骨架颗粒物理变化的作用机制以及超压与静水压力条件下骨架颗粒物理变化的差异性问题，以准噶尔盆地南缘侏罗系头屯河组砂岩为例，开展超压对深层储集层物理性质作用机理的物理模拟实验。研究结果表明：①在模拟埋深6 000~8 000 m的条件下，超压环境下机械压实作用使剩余原生孔的减小值约是静水压力下的二分之一，超压可有效抑制机械压实作用，使粒间原生孔隙得以保存。②超压环境下的颗粒线状接触比例始终小于相同深度静水压力下的颗粒线状接触比例，但二者差值向深层呈现减小趋势，揭示流体异常高压抵抗有效应力增大的作用减弱，超压下机械压实程度向深层有逐渐接近静水压力下机械压实程度的趋势。③由于异常高压流体的存在，深层储集层在超压下易形成拉张裂缝，骨架颗粒内微裂缝呈细长特征，而静水压力下骨架颗粒内微裂缝呈短宽特征。④超压下骨架颗粒内微裂缝发育的主要时期晚于静水压力下，微裂缝发育程度及长度均有向更深层延伸的特点。⑤超压下骨架颗粒内微裂缝的发育期次主要受控于流体异常高压的发育期次以及作用于骨架颗粒上的有效应力大小，深层储集层超压下骨架颗粒内微裂缝发育期次多于静水压力下的发育期次，流体异常高压的多次发育对改善深层储集层的物理性质具有重要作用。
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致密气的气-水分布和产出非均质性虽已从实验和地质观察角度总结了相应认识规律，但一直缺少定量的数理模型揭示其聚集机理。从驱替-核磁物理模拟、考虑物质平衡和力学平衡的数值模拟以及实际地质观察3方面论证致密气充注聚集机理，结果显示致密气充注聚集时会在源-储界面附近优先形成含气饱和度稳定带，气源不足时，从源-储界面起，依次形成含气饱和度降低带和未充注带。源岩条件越好，排气量越多、超压越大，致密储集层含气饱和度稳定带和降低带越厚，整体含气饱和度越高；源岩条件有限时，致密储集层条件越好，孔渗越高、孔喉越大，含气饱和度稳定带和降低带厚度越薄，但含气饱和度高。致密气“甜点”有利层段发育在靠近源岩的优质储集层中，对应含气饱和度稳定带。基于数理模型的数值模拟结果很好地吻合了驱替-核磁物理模拟结果，并合理解释了松辽盆地徐家围子断陷深层和鄂尔多斯盆地临兴—皇甫致密气区的气-水分布和产出规律。
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针对鄂尔多斯盆地庆城油田三叠系延长组7段（简称长7）页岩油单砂层厚度薄、储集层致密且非均质性强、地层压力系数低、地貌复杂等特点，历经勘探发现、评价探索、开发试验、规模开发阶段，形成了以“甜点”优选技术、差异化立体布井技术、大井丛水平井优快钻完井技术、长水平井细分切割体积压裂技术和合理生产制度优化技术为核心的技术体系，以及黄土塬大平台工厂化作业为主的生产组织模式。通过以上关键技术的应用，大幅度提高了庆城油田单井产量，降低了投资成本，实现了完全成本55美元下的规模效益开发，2022年鄂尔多斯盆地长7页岩油年产油量达到221×104 t，占中国页岩油年产量的70%，为陆相页岩油高效开发提供了有益借鉴。
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以致密油焖井渗吸置换为基础，阐述压后焖井饱和度再平衡原理，建立了以缩短见油时间、快速见油为目标的水平井体积压裂焖井时间优化方法，并分析了渗透率、孔隙度、裂缝半长和压裂液用量对焖井时间的影响规律。研究表明：油井压裂后焖井过程中，基质和裂缝中的油水发生渗吸置换，如焖井时间太短，油水置换不充分，油井投产后见油周期长；焖井时间太长，油水置换虽充分，但井底附近地层能量逸散严重，油井投产后自喷周期短，产量低。合理的焖井时间可缩短见油周期，延长油井自喷期，提高油井产量。合理焖井时间受渗透率、孔隙度、裂缝半长和压裂液用量等共同影响。最短和最长焖井时间与孔隙度、渗透率、裂缝半长呈负相关，与压裂液用量呈正相关。经松辽盆地致密油水平井的实际应用检验证实，该焖井时间优化方法可有效提高水平井体积压裂的开发效果。
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提出了一种高效的风险导向型闭环油田开发（CLFD）工作流，使用油田开发中获取的数据信息不断改进油田开发方案。该方法整合了机器学习、智能选择和增加代表性油藏模型等手段，将这些手段与基于聚类的学习与进化算法结合，有效发掘决策变量的搜索空间。与以往研究不同，该方法考虑了闭环油田开发工作流的实施时间，使用实际时间线验证闭环油田开发工作流的实用性。为了认识数据同化和新测井数据在闭环油田开发工作流中的重要性，在不确定属性保持不变的苛刻油田条件下开展了研究；利用极为耗时的模拟模型，将闭环油田开发工作流用于特大型油田基准案例分析。研究表明，仅采用100种情景即可对一个强非均质性特大型油田的地质不确定性进行量化评价。与以往方法相比，该方法可以提效85%以上。提出了对闭环油田开发工作流的一些新认识，指出了闭环油田开发工作流在实际应用中存在的与数据同化有关的问题。
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针对低矿化度水与表面活性剂混注工艺提高原油采收率机理不清的问题，采用墨西哥东南部砂岩油藏储集层岩心和稠油样品，开展了加入表面活性剂和未加入表面活性剂条件下的低矿化度水岩心驱替实验，并结合层析分析方法，研究驱替过程中岩心内部的变化。结果显示，低矿化度水和表面活性剂混注工艺能够提高采收率，实验中低矿化度水驱与混注工艺提高岩心采收率11.4个百分点。低矿化度水驱使得岩心中产生多种现象，例如润湿性改变、pH值变化、离子交换、矿物溶解、微粒运移和原油组分变化等。在表面活性剂驱替过程中，界面张力降低和润湿性改变是提高采收率的主要机理。以往研究认为低矿化度水驱提高原油采收率需要储集层中存在高岭石或原油为高酸值原油，但驱替实验结果表明这两点并非必要条件。
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采用三轴实验与剪切实验，以横观各向同性理论与弱面准则为依据，融合钻井应力卸载与水化作用下的力学损伤，建立了应力卸载-水化协同作用下的页岩井壁稳定模型，开展了页岩地层井壁稳定性影响因素分析。研究表明：页岩钻开后发生应力卸载，围压、轴向应力越大，应力卸载造成的页岩强度弱化越显著，应力卸载幅度与页岩力学强度弱化程度正相关。页岩层理越发育，越易沿层理破坏，应力卸载时，弱结构面与应力卸载协同作用，页岩强度弱化程度越高，力学稳定性越差，井壁失稳风险越大。外部流体易沿层理侵入，促进页岩水化，水化作用同样使页岩力学稳定性变差，降低井壁稳定性。应力卸载对页岩地层坍塌压力的影响主要发生在钻井前期，水化损伤对井壁失稳的影响主要发生在钻井后期。层理、应力卸载、水化作用共同影响页岩井壁稳定性，应力卸载-水化协同作用下页岩井壁稳定性模型综合考虑了三者的影响，经现场应用检验，预测结果符合钻井实际，可靠性较好。
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鉴于现有水平井压裂过程事件识别方法费时费力、精度低且无法实现事件预警的问题，改进数据分析和深度学习算法，基于页岩气水平井压裂施工数据与报告分析，提出了水平井压裂多类型复杂事件智能识别与预警方法。基于Att-BiLSTM神经网络，耦合宽度学习系统（BLS）与反向传播神经网络（BP），建立了压裂过程“点”类事件识别模型，实现了压裂开始/结束、地层破裂、瞬时停泵等事件的智能识别，精度超过97%。改进Unet++网络，建立了压裂过程“阶段”类事件识别模型，实现了泵球、前置酸降压、暂堵压裂、砂堵等事件的智能识别，相对误差小于0.2%。基于Att-BiLSTM神经网络，构建了压裂过程压力实时预测模型，实现了压裂多类型事件预警，提高了压裂事件识别精度和效率，实现了压裂决策智能化。
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通过分析170 ℃下磷酸盐完井液对P110钢的腐蚀特征，揭示了磷酸盐完井液的高温腐蚀机理，提出膜转化缓蚀方法并优选高效成膜剂，采用扫描电子显微镜图像、X射线能谱及X射线衍射结果表征腐蚀试片表面沉淀膜的微观形貌、元素组成及物相组成，明确了膜转化缓蚀效果与机理。研究表明：磷酸盐完井液通过高温水蒸气及其水解产物腐蚀试片，生成铁系磷酸盐腐蚀产物膜。Zn2+成膜剂通过改变腐蚀反应路径，在试片表面生成耐高温、厚度均匀、晶体堆积紧密的KZnPO4沉淀膜，抑制试片腐蚀，缓蚀效率可达69.63%。Cu2+成膜剂与Fe通过电化学反应在试片表面析出微量单质Cu，从而形成保护膜，抑制金属腐蚀，缓蚀效率可达96.64%，但耐磨性差。将0.05% Cu2+成膜剂与0.25% Zn2+成膜剂复配后，在试片表面形成KZnPO4晶体与单质Cu复合保护膜，缓蚀效率可达93.03%，既保证了较高的缓蚀效率又生成耐温耐磨的沉淀膜。
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利用分子动力学方法建立了3种孔隙尺寸的复合壁面纳米孔隙/无机纳米孔隙、3种页岩油体系、5种CO2+助溶剂复合体系及纯CO2体系，模拟了页岩纳米孔隙中CO2+助溶剂对页岩油的置换及封存过程，分析了置换与封存的影响因素。研究表明：石英壁面对页岩油的吸引作用随羟基化程度增大而增强，石英羟基化程度越高，页岩油中极性组分的开采难度越大。纳米孔隙孔径对页岩油置换效率也有较大影响，孔径越大，页岩油置换效率越高。助溶剂分子与页岩油极性越接近，越有利于CO2与页岩油互溶，加入强极性助溶剂时页岩油中非极性组分越多，越不利于CO2与页岩油互溶。乙酸乙酯对极性相对较强的页岩油剥离效果较好，二甲醚则对极性相对较弱的页岩油剥离效果较好。干酪根具有较强的吸附性能，对CO2具有更强的吸附能力，CO2进入干酪根后不易发生扩散泄漏，碳封存稳定性好。二甲醚作为助溶剂时，CO2的封存率最高，乙酸乙酯作为助溶剂时，封存稳定性最好。
