射孔是水力压裂作业成功实施的关键因素之一，射孔参数研究对于储层改造、油气开采具有重要意义。基于全局嵌入黏聚区域模型（Cohesive Zone Model），建立了模拟多孔眼裂缝起裂、扩展的有限元模型。模型把储层考虑为致密、低渗透性的孔弹性介质，耦合了裂缝中流体流动与地质应力间的相互作用。KGD解析解与模拟结果保持吻合，验证了黏聚区域模型的准确性。研究结果表明多孔眼起裂会表现出4种竞争起裂模式：第一，初期就起裂并维持张开；第二，孔眼张开但未曾起裂；第三，初期起裂扩展后又闭合；第四，初期未起裂中后期才起裂。随着射孔密度的增加，孔眼的起裂率和平均破裂压力逐渐降低，近井筒区域裂缝复杂度增加。随着排量与黏度的增加，孔眼的初始起裂率、形成的主裂缝以及微裂缝数量都呈增加的趋势，水平应力差的影响则与之相反。多个射孔孔眼存在时，裂缝通过合并或闭合的方式呈现出由复杂到简单的变化，裂缝数量表现出由多到少的变化，最终形成以2~4条主裂缝为主（按孔眼起裂形成的主缝数进行统计），微裂缝为辅的扩展模式。
传统油气藏开发实验分析多从单因素角度研究气藏水侵及开发动态，不利于发挥物理模拟实验优势。结合水驱气藏开发实验实例，建立了气藏水侵与开发动态实验综合分析方法。从生产动态、水侵程度分析、动态压降剖面、含水饱和度及剩余储量分布5个方面对气藏开发机理和开发动态进行综合描述，论述了单因素分析方法产生偏差的原因，指出实验综合分析方法的优势及必要性。实例研究表明：由于室内模拟气井不受井筒积液影响，裂缝带上的气井长时间带水生产等效实现了排水采气，降低水的影响；存在贯通缝的气藏S3近井地带压力梯度稳定在0.22 MPa/cm，不到无贯通缝气藏S1和气藏S2的50%；气藏S3气水同产使水侵后气藏含水饱和度仅增加32.33%，较未带水生产井低10%以上；采收率提高20%以上；气藏不同部位水侵机理不同，水侵气藏由于受水封作用影响，储量动用极不均衡 。
针对准噶尔盆地克拉美丽火山岩气藏物性差、非均质性强、裂缝类型以垂向的斜交缝和高角度缝为主等因素导致压力动态变化难以准确描述等问题，建立了一种考虑垂向裂缝发育的部分打开井模型，运用点源法、分离变量法和拉普拉斯变换法等方法，求解得到拉普拉斯空间下的解，通过Stehfest数值反演法得到实空间的数值解，绘制典型曲线图版，典型曲线分为6个主要流动段：井储段、过渡段、球形流段、早期径向流段、不稳定窜流段和晚期径向流段。将研究成果应用于克拉美丽气田滴西18区块的某井，对该井的3次试井测试进行了分析和解释，结果表明：该井呈现部分打开特征，垂向渗透率较大，随着生产进行，打开程度逐渐减小，水平渗透率变化较小且不稳定窜流段无明显变化，与生产资料基本一致。该模型不仅可以用于垂向裂缝发育的部分打开井的压力动态变化研究，还可以进行实测试井资料的试井分析和解释，研究结果可为火山岩气藏有效开发提供一定的理论依据。
下白垩统是塔里木盆地西南坳陷主要的勘探层系之一，油气资源丰富但勘探程度较低，新近部署的多口探井均遭遇失利。为指导油气勘探部署，利用露头、钻井、地震和实验分析等资料，对下白垩统残余分布、沉积体系类型及储集层差异演化特征进行了研究。结果表明：①下白垩统沿南天山和昆仑山山前存在喀什北缘、乌泊尔构造带、棋北构造带和柯东构造带4个集中分布区，从山前向盆地内部减薄尖灭，改变了以往呈连续带状分布的认识。②古地貌控制下发育辫状河三角洲和扇三角洲2种沉积体系；其中，辫状河三角洲以前缘亚相为主，厚层水道砂体叠置连片分布，而扇三角洲由平原和前缘亚相构成，具有厚层短轴粗粒特征。③受原始沉积组分和后期成岩改造影响，下白垩统发育次生孔隙型和原生孔隙型2类储层，储集物性表现为中低孔中低渗—特低孔特低渗差异分布，喀什北缘和柯东构造带有利储层相对发育。
古城地区下古生界碳酸盐岩是塔里木盆地塔东探区重点勘探领域。近年来古城6井、古城8井、古城9 井相继在中下奥陶统白云岩中获高产气流，展现了该区良好的勘探潜力，而针对寒武系钻探的城探1井、城探2井均未取得突破。白云岩储层的成因及主控因素成为制约寒武系碳酸盐岩勘探的关键因素之一。在前人研究基础之上，结合岩心观察、薄片鉴定、同位素、主微量元素等各种地球化学分析，对古城地区上寒武统碳酸盐岩储层进行了深入研究。古城地区上寒武统碳酸盐岩储层主要发育在白云岩中，岩性以颗粒云岩、藻（礁）微生物云岩、角砾云岩以及晶粒云岩为主。储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔，晶间孔、晶间溶孔及溶蚀孔洞为主。研究区上寒武统储层分为4类，包括颗粒云岩孔隙型储层、角砾云岩裂缝—孔洞型储层、结晶云岩孔隙型储层以及结晶云岩裂缝—孔洞型储层。研究表明礁滩相沉积是储层发育的物质基础；准同生期溶蚀作用和白云石化作用为储层形成的关键；埋藏—热液溶蚀作用是储层发育的重要补充。
下古生界白云岩潜山是塔里木盆地油气勘探的重要领域之一。位于塔中25构造带的G58井在上寒武统下丘里塔格组白云岩测试中获得高产油气流，揭示下古生界白云岩潜山具有广阔勘探前景，但目前对下丘里塔格组白云岩潜山优质储层分布规律仍不清楚，储层预测缺少有效的技术手段。通过采用野外剖面观察、单井资料分析、地震资料预测等方法，分析了塔中东部潜山区下丘里塔格组白云岩储集层的主控因素，并预测了优质储层的分布范围。研究表明：塔中25构造带储集层岩性可细分为砂屑白云岩、细晶白云岩及粉晶白云岩；储集空间为孔洞、孔隙、裂缝；储层物性表现出低孔低渗特点；储层孔隙结构为粗孔中等喉道特点；岩溶作用形成的古地貌残丘幅度控制了白云岩储层的厚度，构造作用形成的裂缝控制了主要储集空间和渗流通道。三维地震解释显示出研究区下丘里塔格组优质白云岩储层平面上呈现出由“两沟”隔挡成3段式特点，东段、中段与西段均表现为古地貌较高且裂缝发育程度高，是白云岩储层有利发育区。
针对渤海湾盆地黄骅坳陷歧北—东光地区二叠系碎屑岩储层特征及控制因素认识程度不够的问题，综合应用岩心、物性分析、X?射线衍射、铸体薄片、扫描电镜、压汞及测录井等资料对二叠系碎屑岩储层特征及控制因素进行了研究。研究表明：研究区二叠系碎屑岩的岩石种类较多，发育岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩，以及少量的长石砂岩和岩屑砂岩。储集空间发育有原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔及其他岩类的溶蚀孔隙、溶缝和裂缝，但以溶蚀孔隙为主；储层存在中孔中渗、低孔低渗和特低孔特低渗3类，中孔中渗储层占比较少，以低孔低渗为主。储层发育主要受沉积作用、成岩作用及构造作用的综合控制。沉积过程中的分选性对储层孔隙度的发育程度控制强于岩性对孔隙度发育的控制；成岩过程中的压实作用和胶结作用对储层孔隙发育均有影响，但压实作用对储集孔隙发育的影响强于胶结作用对孔隙发育的影响；构造作用形成的各类断裂不仅为地下流体与岩石颗粒发生溶蚀作用提供了场所，也为溶蚀作用发生所需流体的来源及溶蚀后的流体流动提供了通道。
前人对渤海湾盆地渤中坳陷湖相烃源岩有机质保存条件，尤其是对水体分层的研究，主要提出的是生物标志物证据，缺乏无机地球化学方面的证据。基于U、V元素在沉积水体中的富集原理，以及草莓状黄铁矿的形成机理，尝试探讨渤中坳陷沙一段与沙三段古湖泊水体分层的证据。结果显示，沙一段与沙三段V/（V+Ni）值分别介于0.20~0.93与0.62~0.78之间，指示古湖泊水体为缺氧环境。沙一段与沙三段U/Th值介于0.14~0.43之间，但是沙一段与沙三段U元素与TOC值具有明显正相关性，说明U元素富集于缺氧水体中。同时，沙一段与沙三段V元素与TOC值也具有明显正相关性，进一步说明沙一段与沙三段烃源岩沉积期，古湖泊边部水体均为缺氧环境，但非停滞缺氧环境。对沙一段与沙三段草莓状黄铁矿的平均粒径统计显示，沙一段与沙三段草莓状黄铁矿平均粒径仅略大于停滞缺氧环境的粒径上限5.0 μm，说明沙一段与沙三段沉积期，古湖泊边部浅水区水体存在一个氧化还原界面，该界面位于湖底沉积物向下几厘米深处。据此可推断，向古湖泊沉积中心方向，水体逐渐加深，水体中的氧化还原界面必然会逐渐上升至水体中部，此界面即为沙一段与沙三段水体的分层界面。
潜山油气藏具有多种油气来源和充注成藏方式。为揭示渤海湾盆地济阳坳陷潜山油气藏的形成过程，以油气物性、地球化学特征为基础，分析了埕岛—桩西潜山带的油气来源及充注方式。结果表明：研究区原油来自低等生物为主的湖相烃源岩，天然气为腐泥型干酪根在热解生烃过程中产生的原油伴生气；受多源供烃的影响，油气物性和地球化学特征在不同层系之间无明显差异，但在不同构造带间差异显著。埕北11潜山原油中4?甲基甾烷不发育，是埕北凹陷沙三段烃源岩生成的油气沿埕北断层垂向注入而形成；埕北20潜山的原油成熟度相对较低、伽马蜡烷含量高低不等，为来自沙南凹陷沙一段和沙三段的混源油，通过不整合侧向充注而聚集；埕北30潜山和桩海潜山的原油成熟度高，是黄河口凹陷沙三段烃源岩生成的油气沿埕北30断层和供烃窗口充注而形成；桩西潜山的油气来自孤北洼陷沙三段，经桩南断层从供烃窗口充注进入潜山。
钻井过程中发生井漏的情况较为复杂，引起井漏的因素有多种。准噶尔盆地玛湖油田A井区二叠系上乌尔禾组储层低孔、低渗、横向非均质性强，井漏主要是由裂缝和地层破裂引起，常规利用地震裂缝预测评估井漏风险的方法效果不佳，需要探索更有效的井漏风险评估方法。通过对玛湖油田A井区已有钻井井漏、裂缝、岩石物理和地震的综合分析，形成了利用地震预测裂缝相对强度和裂缝视长度与利用叠前地质统计学反演预测岩石力学参数杨氏模量相结合的一种评估井漏风险的新方法——井漏综合指数法。该方法同时反映了裂缝和地层破裂对井漏的影响，并建立了井漏综合指数风险评估模型及分级评价标准。应用该方法对玛湖油田A井区2口最新完钻井进行井漏风险评估，评估结果与实钻情况吻合。基于井漏综合指数的井漏风险评估方法能有效评估储层低孔、低渗、横向非均质性强及水平井钻井地区的井漏风险，为油田现场钻井井漏评估，特别是水平井钻井轨迹优化提供了新的手段。
塔里木盆地塔中—顺北地区下志留统柯坪塔格组作为一套典型的海相碎屑岩沉积地层，砂泥叠置关系复杂，仅通过测井曲线形态的传统方法不利于高分辨率层序的精确划分。首先根据地震剖面与测井滤波处理曲线来识别不整合面及相关的整合面，得出长期基准面变化情况；其次用最大熵谱图与合成预测误差滤波划分中期基准面旋回边界；最后从动态最大熵谱中提取出米氏旋回参数，进一步获取带通滤波信号组和天文周期单元，划分短期基准面旋回，最终完成高分辨率层序地层的划分。柯坪塔格组识别出3种三级层序边界类型：连续海侵背景下的T1型、完整海侵—海退背景下的T2型、海退为主的T3型。目的层共划分出4个长期、16个中期以及50个短期基准面旋回。
致密砂岩气是非常规天然气勘探的重点领域，松辽盆地徐家围子断陷沙河子组具备形成大面积致密砂岩气藏的地质条件。针对徐家围子断陷以往常规地震资料覆盖次数低、方位窄、网格粗，深层致密砂砾岩储层刻画较难的问题，在徐家围子断陷DS20井区开展了宽频带、宽方位及高密度的地震采集、处理及解释研究攻关试验。采用宽方位观测、小面元及高覆盖次数的采集方法，以宽频处理理念为指导，采用海量数据分偏移距组初至波拾取技术、真三维噪音压制技术、加权最小二乘拉冬变换压制多次波技术等宽频保幅保真的处理技术，初步形成了松辽盆地北部深层“两宽一高”地震勘探技术，得到了相比常规地震资料具有宽频保幅高分辨率的地震资料。地震资料频宽达到5~80 Hz，目的层层序界面成像清晰，东西物源边界清楚，结合精细地震解释及反演，较好地预测了致密砂砾岩储层，单层厚度8 m以上储层预测钻井符合率达78%，相比老资料提高了近10%，满足了井位部署的目标精细刻画需求。
目前学术界对页岩油的概念和分类还存在争议，其根源就是对其有效储层的岩性存在分歧，有人认为储层是纯泥页岩，有人则认为是泥页岩系内的砂岩—粉砂岩夹层。存在争论的原因是对泥页岩储层的储集性和可动性存在质疑，因为传统上认为这些细粒岩性不具有储集空间，或即使有少量储集空间流体也不可动用。因此，弄清楚页岩油有效储层的岩性、对其储集空间深刻认识和精细刻画、研究页岩油储层的油气可动性及其下限都是目前业内亟待解决的重要问题。在鄂尔多斯盆地耿295井的长7段获得工业油流以后，为开展这方面研究提供了一个实际案例。利用低温吸附、高压压汞、CT扫描以及核磁共振等较为先进的研究手段，对鄂尔多斯盆地7段储层样品的岩性、物性、孔隙结构与形貌以及流体可动性进行了系统的研究，明确了该区长7段属于含有少量砂岩的页岩层系；尽管泥页岩的孔隙度和孔径都非常微小，但也具备一定的储集性和流体可动性；其流体可动性主要依赖于孔隙结构，而孔隙度对其影响较小。这为深入认识页岩油储层提供了依据，并对鄂尔多斯盆地页岩油资源的勘探开发打下了理论基础。
泥页岩孔隙特征研究是评估页岩气储集能力和评价页岩气开采可行性的关键一步。以南华北盆地MY1井下二叠统山西组和太原组泥页岩样品为研究对象，通过场发射扫描电镜（FE?SEM）、低温氮气吸附、X?射线衍射、等温吸附、有机碳（TOC）含量和镜质体反射率（RO）等实验手段，对南华北盆地下二叠统泥页岩孔隙特征及其控制因素进行了研究。结果表明：南华北盆地下二叠统泥页岩孔隙类型包括粒间孔、晶间孔、有机孔、黏土矿物聚合孔、矿物颗粒表面溶孔和微裂缝，其中黄铁矿粒间孔和黏土矿物聚合孔、有机-黏土矿物复合孔和有机质收缩缝比较发育，表面溶孔不发育；孔体积在0.004 0~0.052 8 cm3/g之间，平均值为0.019 6 cm3/g，比表面积在1.198 9~26.525 7 m2/g之间，平均值为9.506 2 m2/g。平均孔径在2.35~14.38 nm之间，平均值为8.68 nm。泥页岩孔体积和比表面积同步增加，但不同孔径段孔隙对孔体积和比表面积贡献有差异，比表面积主要由孔径小于10 nm的孔隙贡献，而孔径主要由孔径大于10 nm的孔隙贡献，孔体积和比表面积随孔径的增量曲线呈单峰分布。有机质含量和矿物类型及其含量共同制约着孔隙的发育。
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