含油气盆地尤其是叠合盆地在形成与演化过程中伴随着油气的成藏及改造,二者之间的时间匹配以及所发生的能量交换是当前含油气盆地研究的重点和难点。构造—热年代学特别是中低温测年体系的发展和应用,给含油气盆地分析带来了活力。构造—热年代学约束的含油气盆地的构造—热作用过程研究,使探讨和研究含油气盆地形成演化、热演化历史、沉积沉降及恢复剥蚀量成为可能,并由定性描述逐渐向定量或半定量计算转变,为含油气盆地分析工作的进行和发展提供了更广阔的平台。总结了构造—热年代学的高温—低温测年体系,并根据矿物热年代学年龄所代表的不同地质意义,结合各测年体系在含油气盆地的研究进展,提出其优势应用领域。重点介绍了与生油窗温度相近的裂变径迹和(U—Th)/He低温测年体系在含油气盆地分析中的发展过程及目前重点应用方向,并初步预测2个测年体系在含油气盆地分析中未来可能的发展趋势。以构造—热年代学为主,传统地球化学、岩石学及矿物学等多学科交叉融合,不断拓展和深化其引用领域,能够更好地为科学研究和生产服务。
致密油已成为全球石油地质领域研究的一大热点，在中国的很多盆地也发现了致密油分布。通过对国内外大量文献资料的调研，总结致密油的地质研究现状。结果表明致密油聚集条件与常规油藏成藏有明显区别，可主要概括为3点:①广覆式分布的优质生油层|②大面积分布的致密储集层|③连续型分布的储集层与生油岩紧密接触的共生层系。致密储层孔隙系统主要为微米—纳米孔喉系统，并以纳米级孔喉为主。致密油聚集需要强大的源储剩余压差以克服纳米孔喉系统形成的强大的毛细管阻力。致密油聚集以初次运移为主，只发生短距离二次运移，这种运移具有非达西流特征。目前对致密油的充注、运移和聚集的研究还不够深入，致密储层非均质性及源储压差演化等因素对致密油聚集的影响尚未被揭示，这些问题都需要进一步深入探讨。对今后致密油的研究，建议关注致密储层微观孔喉结构分布的非均质性及对石油储集的有效性、石油充注机理及储层非均质性与致密油富集的耦合关系等科学问题。
沁水盆地常规天然气和致密气资源潜力目前仍存在较大争议。为探索沁水盆地致密气勘探潜力，对沁水盆地中南部已钻煤层气参数井重新进行了测井解释，发现了多个致密气可疑层，并重点从烃源岩条件和储集条件对该盆地致密气成藏条件进行了分析，探讨了该盆地致密气勘探潜力。研究表明，沁水盆地具有较好的致密气成藏条件，晚石炭世—早二叠世沁水盆地整体处于海陆过渡相环境，发育了多套煤系烃源岩，具有广布式分布、大面积生烃的特征|上二叠统发育多套三角洲平原分流河道相和河流相砂岩储层，与分流间湾相和湖泊相泥岩形成较好的储盖组合。综合来看，沁水盆地具有较好的致密气烃源条件和储盖条件，可以形成下生上储型致密气藏，具有一定的勘探潜力，应引起重视。
气体在致密多孔介质中的运移受多种因素的影响，如孔隙结构、气体的赋存方式、温度和压力等。地层压力大，气体密度高，应属于稠密气体|另外，在页岩、煤岩、致密砂岩等多孔介质中发育了丰富的纳米级孔隙，使气体的运移机制极为复杂。详细研究了气体在致密多孔介质中的运移机理，并引入稠密气体理论，通过计算分子平均自由程，发现直径大于2nm的孔隙中，压力大于1.135MPa时(76.85℃)，气体不会发生Knudsen型扩散，Fick型扩散和表面扩散可能是主要的扩散方式|并得到Knudsen渗透率修正因子随压力增加而减小,随温度的升高而增加,随孔隙半径的减小而增加，在较小孔隙中温度的影响更显著;气体从小孔扩散至大孔和裂缝系统是多种扩散机制的结果，孔隙的大小、气体的赋存方式和压力直接关系到气体的运移机理。对比分析Klinkenberg渗透率和Knudsen渗透率修正因子，发现Knudsen渗透率模型是更精确的渗透率模型，Klinkenberg渗透率修正因子可以看作是Knudsen渗透率修正因子的一级修正。
目前地震、测井等断层解释方法都存在难以解释断层成因机制等缺点，因此选用构造应力场数值模拟从动力学方面解释断层。通过分析河西务构造带断层分布特征及活动特征，发现孔店—沙四期，在构造带南部发育了一系列南东倾向的次级正断层，且断层在平面上呈雁列式展布。为了解释这些次级断层的成因机制，运用Ansys 软件对河西务构造带孔店—沙四期的古应力场进行数值模拟，分析应力场的分布特征。结果表明：孔店—沙四期，最小主应力基本为张应力，最小主应力与最大主应力差值在构造带南部较高，控制形成次级断层|构造带南部平面剪应力为左旋，控制断层优势走向为NE向|剖面剪应力为左旋，控制断层优势倾向为SE向。
结合库车前陆盆地的实际地质情况，详细探讨了挤压逆冲过程、膏盐岩塑性流动、快速沉积或剥蚀过程对热流及烃源岩成熟度演化的影响。基于IES PetroMod软件先进的“Block”功能，采用瞬态热流法对库车前陆盆地复杂挤压构造剖面进行了热演化历史模拟,在剖面上综合考虑了冲断叠覆作用、高热导率的厚层膏盐岩、快速沉积或剥蚀作用等因素对热演化历史的影响。结果表明库车前陆盆地侏罗系—三叠系烃源岩最大成熟生烃中心并不在现今埋深最大的拜城凹陷中心，而是位于克拉苏构造带冲断前缘深层一线，并揭示了不同构造带烃源岩成熟度演化的时空差异性,该认识对分析不同区带油气差异成藏过程及相态分布具有重要意义。
综合前人的研究成果，结合研究区大量的露头和钻井资料，共识别出混积潮坪相、混积碎屑海岸相、混积台地相及混积陆棚相等4种混合沉积相类型。在对该区古生代沉积格架系统研究的基础上，结合对不同时期沉积格局及演化规律的分析，总结出潮坪—碳酸盐岩台地—欠补偿盆地沉积组合和滨岸—台地—陆棚沉积组合2种平面沉积相组合发育模式。相对海平面的升降变化和物源供给能力的强弱是影响沉积相组合模式的主要因素。其中潮坪—碳酸盐岩台地—欠补偿盆地沉积组合模式主要发育在早古生代，滨岸—台地—陆棚沉积组合模式主要发育在晚古生代。
川东北地区长兴组—飞仙关组发育的台地边缘礁滩相和浅滩相沉积体系，为优质储层发育奠定了基础。储层现今的孔隙类型主要是以粒间孔、晶间孔、生物体腔孔和各种溶蚀孔以及裂缝为主的次生孔隙，原生孔隙已基本被成岩作用所改造，其中晶间孔、溶蚀孔及裂缝是研究区主要的储集空间。在地质历史时期，该区储层主要经历了7种成岩作用，各种成岩作用均对台地边缘礁滩相和浅滩相沉积体系进行了改造，但影响效果较明显的是白云岩化、溶蚀及破裂等作用，其作用结果为优质储层的发育提供了条件:白云岩化作用改造了礁滩相储层孔隙结构，溶蚀作用进一步扩大溶蚀孔洞的发育效果，破裂作用连通孔隙并提供油气运移通道。基于岩心与薄片的鉴定及扫描电镜分析资料，通过对研究区不同岩石类型储集空间发育特征、成岩环境、岩体特征及储层发育条件分析研究，认为礁滩相沉积体系优质储层发育主要受3方面因素控制:礁滩相沉积微相、成岩作用及构造破裂作用。在此控制之下长兴组生物礁滩相储层孔隙分原生孔、晶间孔及早期和晚期埋藏溶解孔4个演化阶段，飞仙关组礁滩相储层孔隙演化与长兴组有着相似的发育过程，但其孔隙类型稍有不同，分为原生孔、鲕模孔/粒内溶孔及浅埋和深埋溶孔4个演化阶段|整体上礁滩相优质储层只有在后期白云岩化、破裂作用及溶蚀作用改造后，才能发育成为优质储层。
苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表，储层非均质性及特低的渗透率造成苏里格气田有效泄油面积小。为提高单井控制储量和气田采收率，需要利用井位优化来确定最优井数及其位置。因此，借助Matlab自带的遗传算法工具箱，采用优化理论结合数值模拟的方法进行苏里格气田某区块的井位优化研究。研究中将净现值作为目标函数，将单井控制面积和井位作为变量，优选净现值最大的单井控制面积及井位。结果表明，苏里格气田的最优单井控制面积为0.5km2/井|对于最优单井控制面积，遗传算法得到的最优净现值为14.625 9×108元，大于常规井网的净现值14.337 8 ×108元，净现值增加幅度为2.01%|基于遗传算法的井位优化方法克服了常规布井方式的经验依赖性|最优井位分布与渗透率关系密切，渗透率高的部位井数多，反之，井数少。
歧口凹陷作为渤海湾盆地一个富油气凹陷，油气资源丰富。 具有凹多、凸少、斜坡类型多的特点。随着勘探程度不断提高，斜坡区是今后勘探的重点领域。以歧北斜坡为例，通过强化斜坡成因演化及控砂、控藏机制研究,明确“基底差异沉降控制斜坡构造的形成，基底断裂控制斜坡构造的发育样式”斜坡构造成因机制、“内外物源供砂、调节沟槽输砂、陡缓坡折控砂”斜坡区多元控砂机制、“复式输导、2期充注、高油低气、差异聚集、优势相富集”斜坡区岩性地层控藏机制。创新发展了斜坡区油气成藏理论，探索形成了“选斜坡—建模式—求突破—描砂体—优方案”富油气凹陷斜坡区岩性地层油气藏勘探工作方法。有效指导了歧口凹陷斜坡区岩性地层油气藏预探实践，发现规模储量区。
鄂尔多斯盆地是典型的低孔、低渗、低压岩性油气藏，地震预测有效储层难度大，同时SX地区天然气储层特殊的地质条件导致PP波地震资料在有效储层的识别上存在多解性。开展多波地震勘探以获取不受流体影响的横波信息，利用PP+PS波联合解释含气层，尽量规避单纯利用PP波资料的多解性，是解决SX地区地震流体检测问题的新途径。故基于SX地区测井资料岩石物理分析的基础上，主要阐述PP+PS波地震流体检测技术系列，包括PP+PS波“亮点”特征分析技术、PP+PS波振幅比技术、PP+PS波AVO分析技术与PP+PS波匹配压缩对比分析技术等。本技术系列在SX地区取得广泛应用，减少了PP波检测流体的多解性，提高了地震检测流体的能力和预测钻井成功率。
国内外大部分学者研究认为泥页岩表面润湿性为水湿，而页岩气藏中页岩岩石存在有机质影响，页岩表面润湿性表现比较复杂，因此选择四川盆地龙马溪组野外露头及井下岩心进行分析，通过开展一系列实验，研究分析了龙马溪组页岩润湿性，并从3个方面初步探索讨论了润湿性对页岩气藏的影响。研究结果表明龙马溪组页岩表面既亲油又亲水，且页岩表面更倾向于油湿，页岩岩石孔隙表面处润湿性存在差异，出现非均匀润湿性即斑状润湿|页岩自吸吸水率、吸油率随时间增加而先上升后趋于稳定，页岩自吸吸水率大于自吸吸油率|页岩浸泡在水中水化应力随着时间增加而先呈上升后趋于稳定，而先浸泡白油后浸泡水中水化应力上升速度减慢|页岩硬度随浸泡时间增加、浸泡温度升高以及浸泡压力增大而呈下降趋势，其中浸泡白油中硬度下降幅度较小，而浸泡水中硬度下降幅度较大|页岩表面吸附特性与表面自由能有关，表面自由能随水接触角减小而增大，同时页岩表面亲油对气态烃有较强吸附能力|页岩表面亲水性易造成水锁，而表面亲油性可减轻水锁伤害，页岩气藏水锁伤害评价应考虑页岩表面既亲油又亲水特性影响|油基钻井液对页岩强度影响较小，而水基钻井液对页岩强度影响较大，易造成井壁失稳，水基钻井液体系优化需考虑抑制其水化作用。
页岩基质渗透率极低，天然裂缝发育，是一种典型的双重介质。气体在页岩纳米级孔隙中同时存在吸附解吸、扩散和渗流等多种流动机理，同时，天然裂缝渗透率会随地层压力的降低而降低。以平板双重介质模型为基础，综合气体在页岩纳米级基质孔隙中的吸附解吸、扩散和渗流机理，考虑天然裂缝的应力敏感效应，建立了一个页岩气体积压裂水平井非稳态产能评价模型，采用摄动法和Laplace变换，求取了模型的解析解，绘制了典型生产曲线。结果表明，吸附解吸和扩散作用分别影响早期产能和中后期产能，而天然裂缝的应力敏感性影响所有流动阶段的产能。
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