水力压裂过程中裂缝周围应力场对裂缝的转向、扩展有重要影响，研究裂缝周围应力分布影响因素对压裂参数优化设计具有指导意义。基于裂缝扩展有限元方法，建立了裂缝扩展的数学模型，利用Abaqus软件研究了不同裂缝倾角（裂缝与最小水平主应力方向夹角）、主应力差（最大水平主应力与最小水平主应力之差）对裂缝壁面正应力和剪应力的影响；不同射孔角度（射孔方向与最小水平主应力方向夹角）对裂缝延伸轨迹和裂缝壁面剪应力、切向位移的影响；不同射孔簇间距对裂缝几何形态、剪应力、孔隙压力的影响。研究表明：当裂缝倾角增加时，裂缝壁面的正应力逐渐减小，剪应力呈先增大后减小的趋势，且在裂缝倾角为45°时达到最大；当裂缝倾角不变时，裂缝壁面正应力和剪应力随主应力差的增加而增加；裂缝转向半径随着射孔角的增加而减小；在主应力差高于6MPa时，45°射孔角有利于裂缝入口岩石产生剪切破坏；在多裂缝同时扩展过程中，当裂缝间距减小时，应力干扰区域内的剪切应力逐渐变大、裂缝周围流体分布逐渐减少；对于高应力差储层改造，采用缩小簇间距和45°方向射孔的密切割射孔方式有利于岩石产生剪切破坏。
克深2气藏属于典型的裂缝性低孔砂岩有水气藏，储层基质物性差，裂缝发育。研究发现，根据传统认识建立的双重介质模型计算的气藏压力传播速度慢、气井见水时间晚，渗流特征与实际存在较大差异。为此，结合当前各种静、动态资料，利用数值试井方法对气藏不稳定试井资料进行了系统分析，在此基础上建立数值模拟机理模型，对该气藏井组干扰试井的压力传播时间、干扰曲线特征以及气井水侵特征都进行了深入研究。结果表明，克深2气藏表现为断层、裂缝、基质“三重介质”的渗流特征，断层是气藏压力传播和水侵的高速通道。边水推进过程中，沿断层的水侵速度明显快于似均质裂缝储层，导致气井快速见水。研究提出的断层、裂缝、基质“三重介质”新渗流模式下的气藏渗流特征与实际情况高度吻合。机理研究表明：保持较低的开采速度，降低边部气井产量，同时优先对中、边部井间有断层的边部见水井进行带水或排水，可有效延缓边水沿断层向气藏中部的侵入速度，提高气藏的最终采收率。
为了提高川西地区深层高温气井酸压方案设计的有效性和准确性，建立了考虑酸压过程中井筒—裂缝综合热效应的酸压有效缝长数值计算模型。以区块内的一口预探井栖霞组储层的酸压改造为例，研究了酸压过程中不同的热效应对于酸压有效缝长的影响，并开展了施工参数对于酸压有效缝长的敏感性分析。结果表明：①井筒传热效应会提升缝口酸液温度，加剧近井地带裂缝壁面的酸岩反应，缩减酸压有效缝长；②相同注酸排量条件下，当注酸量达到一定量后，单纯提高酸量对酸压有效缝长的提升有限。相同注液量条件下，提高注酸排量有利于裂缝向深部扩展而降低缝口过度刻蚀，能有效提升酸压有效缝长。基于研究结论，为X1井设计了一套胶凝酸酸压方案，压后测试产量约为地质条件与改造规模相似邻井产量的1.4倍。
为了提高川西地区深层高温气井酸压方案设计的有效性和准确性，建立了考虑酸压过程中井筒—裂缝综合热效应的酸压有效缝长数值计算模型。以区块内的一口预探井栖霞组储层的酸压改造为例，研究了酸压过程中不同的热效应对于酸压有效缝长的影响，并开展了施工参数对于酸压有效缝长的敏感性分析。结果表明：①井筒传热效应会提升缝口酸液温度，加剧近井地带裂缝壁面的酸岩反应，缩减酸压有效缝长；②相同注酸排量条件下，当注酸量达到一定量后，单纯提高酸量对酸压有效缝长的提升有限。相同注液量条件下，提高注酸排量有利于裂缝向深部扩展而降低缝口过度刻蚀，能有效提升酸压有效缝长。基于研究结论，为X1井设计了一套胶凝酸酸压方案，压后测试产量约为地质条件与改造规模相似邻井产量的1.4倍。
低渗气藏自然产能低，通常需要水力压裂等有效的储层改造手段才能正常见产，同时地层水的产出对气井产量的影响也不容忽视。基于对压裂水平井影响下流体的渗流规律分析，充分考虑流体渗流时产生的达西效应和非达西效应，划分流体的流动为地层内椭圆流以及裂缝到井筒间的线性流和径向流。引入椭圆坐标系下的标度因子和两相拟压力函数，对椭圆坐标系和直角坐标系进行换算，并利用当量井径理论和势的叠加原理，推导出地层内和裂缝内流动的综合产能方程。实例计算表明，该方程能较为准确地计算气井的无阻流量，具有较强的矿场实用性。从敏感性分析可知，裂缝的应力敏感和裂缝的技术参数对产能影响较大，其中裂缝参数存在一个最优设计值，在发挥气井产能同时也能带来最优的经济性；气井产水会严重影响气井产能，需要做好防水及治水措施。
通过大量岩心、薄片、测井、地震等资料的综合分析，研究了川西北地区上二叠统吴家坪组沉积相类型、分布特征及平面分布演化。川西北地区吴家坪组发育泥页岩、碳酸盐岩及火山碎屑岩等岩性，沉积相可划分为滨岸平原及沼泽、缓坡、开阔台地、台地边缘、斜坡和陆棚共6种。吴一段沉积初期，海水侵覆于下伏茅口组岩溶古地貌之上，研究区沉积水体较停滞，为较还原环境的滨岸平原与沼泽相，形成了吴一段底部的页岩等细粒沉积岩；吴一段沉积中晚期相对海平面上升，研究区内开始大范围发育缓坡沉积，St10井—Yb7井一带的西南部是以滩体沉积为主的浅缓坡亚相，西北部则是低能滩间洼地夹低能滩的深缓坡亚相；吴二段沉积期，受局部同沉积断层等影响，深缓坡沉积范围向西南方向扩大；持续的大规模滩体建造和构造沉降，使得吴三段沉积时期，在St9井—Lg70井—Yb7井一带出现亮晶颗粒灰岩夹微生物黏结岩等形成了弱镶边台地边缘沉积特征，其西南部为开阔台地相等浅水沉积，东北部为斜坡、陆棚等较深水沉积。因此，川西北地区的吴家坪组经历了滨岸平原及沼泽相、缓坡相、弱镶边台地相/斜坡相/陆棚相共3种沉积体系的演化。
致密砂岩气是当前非常规油气勘探开发的重点。为了弄清不同类型致密砂岩储层中天然气的充注特征和含气性变化规律，选取鄂尔多斯盆地延安气田山西组12个砂岩样品，依据岩性、物性和孔隙类型将其划分为3类，并分别开展了不同渗透率、不同充注流速和不同充注压差下的天然气充注模拟实验。结果表明，物性较好致密砂岩的中孔隙对含气饱和度的贡献大于小孔隙，而超低孔渗致密砂岩的小孔隙对含气饱和度的贡献大于中孔隙。临界注入压力是岩石的固有属性，不随流速的变化而变化，含气饱和度与流速成正比关系，流速越快，含气饱和度越高。充注压差越大，气体突破时间越短，含气饱和度就越高，随着充注时间增加，含气饱和度变化很小，最终趋于某一恒定值，即岩心束缚水状态下的含气饱和度。该研究能够为延安气田致密砂岩储层的物性下限分析和运移机理探讨提供实验基础和理论依据。
辫状河三角洲前缘水下分流河道为南海珠江口盆地油田群的主要储层类型。虽然大量学者开展了辫状河三角洲构型研究，但是关于低级次水下分流河道演化过程、水下分流河道与河口坝组合模式、砂体规模及叠置样式的研究极少。以南海珠江口盆地陆丰凹陷典型辫状河三角洲前缘沉积为例，以测井小井距连井分析、连续取心段以及现代沉积为指导，对水下分流河道进行了定量—半定量构型模式研究。结果表明：辫状河三角洲前缘沉积体系的构型单元可划分为10级，其中4~6构型单元分别为：复合分流河道（河道间砂坝）组合、复合分流河道（河道间砂坝）、单一分流河道（河道间砂坝）。单一河道宽度介于200~500m之间，深度为3~7m；复合河道具有不同的叠置样式，包括垂向孤立式（A）、垂向叠加式（B）、侧向叠加式（C）、无序叠加式（D），随着湖盆构造演化与物源条件的变化，水下分流河道叠置样式由A—B—C—D逐渐演化。
通过岩心观察、薄片鉴定、物性测试、扫描电镜、阴极发光等手段，以及定性描述和定量表征相结合的方法，对北部湾盆地涠西南凹陷流三段储层成岩作用特征及其对储层物性影响进行分析。结果表明：研究区流三段储层孔隙度以中低孔为主，渗透率非均质性强，成岩环境经历了弱碱性—酸性—碱性—弱酸性的演化过程。压实作用强度以中—强为主，是储层的主要减孔机制，主要受控于埋藏深度；胶结作用强度以中—弱为主；溶蚀作用强度中等，使储层物性得到改善。当砂泥厚度比大于1时,距离砂泥岩界面越近，碳酸盐胶结作用越强，溶蚀作用越弱，物性越差，有利储层应发育在厚层砂体中部。断层作为流体介质运移的疏导通道，靠近大断裂或次级断层的地层，溶蚀强烈。
AD油田位于伊拉克中南部，上白垩统Khasib组是其重要的含油层系。Kh2段是Khasib组的主力产层，发育大量生物扰动构造，强烈的储层非均质性制约了油田的注水开发进程。为明确生物扰动与Kh2段储层非均质性的相关性及成因联系，基于岩心、显微薄片观察和阴极发光、点渗透率测试，通过岩相学、遗迹学及储层地质学研究方法，开展遗迹学特征与非均质性特征、类型及成因模式研究。结果表明：Kh2段主要发育Thalassinoides?Rhizocorallium、Ophiomorpha、Thalassinoides?Palaeophycus、Thalassinoides?Rhizocorallium?Planolites 4类遗迹组构，分别对应中缓坡固底底质颗粒滩、松散底质颗粒滩、绿藻滩/滩间以及外缓坡沉积。生物扰动造成不同环境沉积储层的非均质性，潜穴的储集空间、渗透率、含油性能等较基质得到改善。生物扰动造成潜穴与基质的组构差异，在此基础上叠加胶结、溶蚀、压实等差异性成岩改造作用后，进而形成3种储层非均质性类型。储层非均质性受控于沉积环境、岩石类型、遗迹组构、成岩作用等因素。生物扰动与沉积、成岩协同控制Kh2段多尺度的强非均质性。
通化盆地下白垩统亨通山组油气显示好，具有良好的常规和非常规油气勘探前景，但目前缺乏系统总结，特别是对亨通山组泥页岩储层特征的认识尚未开展。以通化盆地首次钻遇油气显示的通地1井岩心为研究对象 ，系统开展了X?射线衍射、扫描电镜、液氮吸附等分析测试。研究结果表明：通化盆地亨通山组泥页岩脆性矿物含量为58.2%，石英脆度为35.4%，有利于压裂改造；孔隙类型主要为有机质孔、微裂缝、粒内孔和粒间孔，其中粒内溶蚀孔最为发育，粒间孔次之；泥页岩孔径分布较复杂，主要分布在2~60nm之间，以中孔为主，其次为微孔和大孔；中孔提供了90.87%的孔隙体积和85.74%的比表面积，是页岩气赋存的主要载体。对影响亨通山组泥页岩孔隙结构的因素进行了探讨，认为有机质丰度和显微组分对该地区孔隙的影响较为明显。
中国陆相页岩气资源潜力巨大，其中川东北部分地区下侏罗统获得了工业性页岩气流。开展页岩岩相划分与储层特征的研究有利于进一步勘探开发陆相页岩气。通过XRD、普通薄片、扫描电镜、高压压汞、N2吸附及CO2吸附等实验方法对川东北地区自流井组陆相页岩进行精细研究。以有机质丰度及矿物组成为分类参数将页岩分为12种不同岩相，查明了自流井组页岩主要发育4种岩相，即贫有机质硅质页岩（Ⅰ3）、含有机质混合质页岩（Ⅳ2）、含有机质硅质页岩（Ⅰ2）与富有机质黏土质页岩（Ⅱ1）。不同岩相的页岩储层特征存在较大差异，富有机质黏土质页岩有机质含量大于2%，生烃潜力最好，有机质孔及黏土矿物晶间孔之间连通性较好且比表面积较大，发育的纹层状构造有利于工业压裂，为最优陆相页岩岩相，是最有利的陆相页岩气勘探开发目标；含有机质混合质页岩（Ⅳ2）有机质含量大于1%，孔体积较高，储气能力较好，且发育有利于压裂的层状构造，为良好陆相页岩岩相，是较有利的勘探开发目标；而贫有机质硅质页岩（Ⅰ3）与含有机质硅质页岩（Ⅰ2）则具块状特征，孔体积与比表面积均较低，为较差陆相页岩岩相，是最不利的勘探开发目标。
近年来，四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气已在中浅层（埋深3 500m以浅）区域实现规模效益开发，正逐步向深层（埋深3 500~4 500m）拓展，并已在渝西大足区块等深层区域取得初步进展。通过分析评价大足区块生气潜力、储集物性、可压裂性和含气性等相关储层参数，认为该区块与长宁、威远区块相比，五峰组—龙一1亚段页岩储层脆性矿物含量和含气量基本相当，而TOC值和孔隙度略低，整体储层品质较优；发育有机质孔、粒间孔、粒内孔及微裂隙等孔隙类型，其中粒内孔所占比例最大；裂缝发育程度较高，以五峰组裂缝分布最为集中。综合研究认为：大足区块五峰组—龙一1亚段页岩Ⅰ+Ⅱ类储层厚度大，五峰组表现出较大资源潜力；压力系数高，保存条件好；具备“基质孔隙+裂缝型”富集高产模式的特征，该区块深层页岩气展示出良好的勘探开发前景。
塔中东部地区良里塔格组良二段碳酸盐岩储层缝洞发育，储层类型多样且非均质性较强。在岩心和成像测井上可以比较清楚地识别出各种储层类型，但对于缺乏岩心和成像测井资料的井段难以有效识别，影响了储层预测与评价。为了解决此问题，结合岩心、薄片和成像测井资料划分了4种储层类型和2种非储层类型，储层类型包括裂缝型、孔洞型、裂缝孔洞型和洞穴型，非储层类型包括泥质充填型和致密型；依据这些类型标定常规测井信息，通过因子分析对优选出的6个测井参数提取了3个主因子，并分别解释为孔洞因子、裂缝因子和含泥因子；最后计算出因子得分，根据因子得分交会图可以有效地识别出各种储层和非储层类型。利用此方法对XX井进行储层识别，识别结果与岩心、成像测井资料吻合度高，为缝洞型碳酸盐岩储层测井识别提供了新的技术方法。
准确的横波测井速度是影响地震叠前属性分析及反演质量的重要参数，在缺乏偶极横波测井情况下需要用Krief、Pride等数学模型预测横波，近年来临界孔隙度模型在计算骨架的弹性模量中应用效果较好。在前人研究的临界孔隙度模型的基础上，发展出了可变临界孔隙度的Nur模型，并将遗传算法应用于可变临界孔隙度的计算，最终估算得到了页岩气层的横波速度。实例应用表明，遗传算法可以计算得到沿井眼不同深度的临界孔隙度，而且预测得到的横波与偶极横波测井（DSI）一致性好，证明该方法应用于页岩气的横波估算中是可行的。
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