埋藏期通过有机酸、TSR及热液等作用可以形成埋藏溶孔，这一观点已为大多数储层地质学家们所接受。随着中浅层油气资源勘探开发程度不断提高、难度不断增大，深层正成为油气战略发展的接替领域之一。但深层油气勘探开发的成本要比中浅层大得多，这就对深层碳酸盐岩储层的规模和预测精度提出了更高的要求。海相碳酸盐岩埋藏溶孔规模与分布规律正成为近期研究关注的焦点，而不仅仅是埋藏溶孔的形成机理。通过塔里木盆地和四川盆地深层碳酸盐岩储层(深度＞4 500m)实例解剖及溶蚀量定量模拟实验、矿物成分对溶蚀强度影响模拟实验、储层物性对溶蚀强度影响模拟实验、岩性和孔隙组合对溶蚀效应影响模拟实验，提出开放体系是埋藏溶孔规模发育的关键、先存孔隙发育带控制埋藏溶孔的分布、储层岩性和孔隙组合控制埋藏溶孔的分布样式等新认识，初步回答了埋藏溶孔的规模和分布规律问题，为深层碳酸盐岩储层评价和预测提供了依据。
塔里木盆地下古生界白云岩分布范围广，发育厚度大，生储盖组合配置条件优越，勘探前景广阔。基于二维、三维地震资料的精细解释，结合野外露头与钻井地质资料，准确刻画了下寒武统、中寒武统、上寒武统—中奥陶统的地层厚度与寒武纪—早奥陶世台缘带的迁移与平面分布，并开展了寒武纪—早中奥陶世的构造古地理与岩相古地理研究。研究揭示，塔里木盆地寒武纪—早奥陶世构造古地理表现为南高北低、西高东低的构造古地形地貌，具有一定的继承与演化特征；早中寒武世，塔里木盆地表现为“大隆大凹”的特点，具有南高北低、西高东低的构造古地形地貌特点，构造古地理可划分为南天山洋盆、库满台盆、塔北凸起、满西凹陷、巴楚台坪、塔南隆起、西昆仑洋与罗西凸起8个单元；晚寒武世—早奥陶世，构造古地理格局发生较大变化，阿尔金弧后盆地开始发育，并连接库满台盆与西昆仑洋盆，致使南天山洋—库满台盆—阿尔金弧后盆地与西昆仑洋连为一体，塔西孤立台地才真正形成。塔里木盆地早寒武世为缓坡—古陆—局限台地—开阔台地—台缘—斜坡—深水盆地相模式；中寒武世为缓坡—蒸发台地—台缘—斜坡—盆地相模式；晚寒武世—早奥陶世表现为局限台地—半局限台地—开阔台地—台缘—斜坡—盆地沉积模式；以构造古地理框架为基础，结合地质资料点控制下的沉积模式认识，修编了塔里木盆地寒武系—下奥陶统沉积相图。
作为中国石化重要的天然气勘探开发基地之一，鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界致密砂岩气藏目前水平井压裂开采效果不理想。针对该气田上古生界致密砂岩储层岩石力学参数研究较为薄弱的现状，在对目的层岩心力学参数单轴/三轴压缩试验测试和纵横声波速度测试的基础上，首先建立了静态、动态弹性参数转换关系和纵横波速关系；在此基础上结合前人成果构建了岩石力学参数单井计算模型；并进一步运用测井资料和三维地震层速度资料确定了目的层力学参数场特征。结果表明，该区上古生界致密砂岩储层内聚力在2～10MPa之间，内摩擦角在30°～42°之间，抗张强度多数集中在5～15MPa之间，抗压强度多数集中在150～250MPa之间。太2段—盒1段弹性模量大部分在15～40GPa之间，泊松比在0.22～0.27之间，横向上每一层岩石弹性参数都存在明显的非均一性，垂向上随深度增加岩石力学参数呈变大趋势。该研究成果一方面可为该区地应力场模拟、气田钻完井设计及目的层压裂改造施工提供基础力学参数，同时研究中确定的动静态岩石力学参数转换、纵横波速等定量关系可为邻近地区相关研究提供参考或借鉴。
应用铸体薄片、扫描电镜、三维CT扫描、高压压汞和恒速压汞等方法，对苏里格气田苏6区块盒8段致密砂岩储层的微观孔隙结构特征进行定量表征，探讨孔隙结构差异性成因，进而优选出反映致密砂岩微观孔隙结构特征的储层评价参数。结果表明:储层孔隙类型主要为(颗粒、胶结物)溶孔、黏土矿物晶间孔及少量残余粒间孔；不同渗透率的储层孔隙半径差别不明显，但喉道半径分布差异较大，储层越致密，喉道半径分布范围越小、小喉道所占比例越高，喉道占有效储集空间的比例也越高；中粗粒岩屑石英砂岩和中粗粒岩屑砂岩结构成熟度高、原始孔隙度高、溶蚀作用强烈，溶蚀孔隙所占比高，形成的半径大于1μm的孔喉含量显著增加；细粒(长石)岩屑砂岩分选差、原始孔隙度低，溶蚀作用弱，孔隙类型主要为黏土矿物晶间孔，形成的孔喉主要为半径小于1μm的孔喉；主流喉道半径对储层渗流能力起主要控制作用，并且可以很好地反映储层的孔喉分布、有效储集空间及非均质性等微观孔隙结构特征，应当作为致密砂岩储层重要的储层评价参数。
基于鄂尔多斯盆地西部奥陶系克里摩里组地质条件，研究克里摩里组缝洞型储层条件、烃源岩条件和气藏特征，分析天然气运聚条件，建立不同地区的天然气成藏模式。研究表明，克里摩里组主要为角砾质灰岩，储集空间为裂缝和孔洞的缝洞系统，测井响应上具有高自然伽马、高声波时差和低电阻率的特点，连井剖面显示良好的连通性，其成因主要受到岩性和斜坡地貌控制；奥陶系乌拉力克组—拉什仲组泥灰岩和石炭系—二叠系煤系地层均为有效烃源岩，气源对比结果为克里摩里组天然气主要来自于煤系烃源岩。克里摩里组气藏主要为溶蚀缝洞型气藏，局部发育白云岩透镜体气藏，属于干气藏，具有顺层发育，呈现出似层状分布特点；结合天然气甲烷碳同位素和组分的分布特点，克里摩里组天然气成藏模式包括顺层输导“倒灌”型、直接“倒灌”型和断裂输导垂直“倒灌”型3种类型，分别处于拉什仲—乌拉力克组沉积区、克里摩里组暴露区和断层分布地区。
沁水盆地石炭系—二叠系砂岩大多含有一定数量的游离气，并常常与煤层气藏相伴生，成为煤层气资源的有效补充。由于其成藏具有致密砂岩气低孔低渗、连续分布的特点，往往与深盆气混淆，其成藏主控因素也难以正确认识。在大量实际数据基础上，采用统计分析法，弄清了其成藏主控因素，从而更深刻地揭示了该类气藏的成因机制。研究表明，该类气藏是煤层气散失过程中暂留于砂岩中形成的，与煤层气处于动态平衡状态中。在煤层含气的前提下，砂岩顶板泥岩排替压力是砂岩游离气含量最主要的控制因素，其次是砂岩孔隙度。因而应在煤层气含量高、盖层突破压力大与砂岩孔隙度较高的地区寻找这类气藏。
四川盆地川中古隆起安岳震旦系—寒武系特大型气田的发现，揭示了该区下寒武统烃源岩巨大的天然气资源潜力。综合前人相关数据，构建了川中地区下寒武统烃源岩的地质—地球化学模型，应用PetroMod盆地模拟软件，结合Easy%RO模型，对川中古隆起的代表钻孔在关键地质时期的古地温梯度演化进行恢复，并对下寒武统烃源岩的生烃演化进行模拟。研究结果表明，中生代是川中古隆起下寒武统烃源岩油气生成与演化的关键时期，该时期其古地温梯度较高，并呈现逐渐降低的趋势。研究得到的古地温梯度模型为：3.5℃/100m(≥96Ma)—3.2℃/100m(65Ma)—2.7℃/100m(0Ma)。川中古隆起下寒武统烃源岩经历了早期生油、晚期生气的演化过程，烃源灶位置与文献报道的古裂陷槽基本吻合，其油、气累积生成强度分别可达(8～10)×106t/km2与(55～65)×108m3/km2。古裂陷槽下寒武统烃源岩在主生油期(中—晚三叠世)生成的液态石油，可通过不整合面与断层组成的网状输导体系运移至磨溪—高石梯构造与威远—资阳构造形成古油藏；古油藏内的原油在侏罗纪—早白垩世期间完全裂解，原油裂解气是这2个构造下寒武统龙王庙组与上震旦统灯影组天然气藏的主要来源。
中、下侏罗统是柴达木盆地东部主力生烃层系，针对前人“早—中侏罗世广盆沉积、现今凹陷均残留分布”的普遍认识与实际钻探不相符的矛盾，在充分利用野外地质调查、钻井、地震、电法等成果资料基础上，系统梳理了侏罗系露头层段归属与横向差异，研究了早—中侏罗世原始沉积与残留分布规律，认为研究区早—中侏罗世发育鱼卡、红山、德令哈、霍布逊等4个分隔性湖盆，并非广盆沉积，马海古隆起、欧龙布鲁克低凸起等造成原始沉积湖盆分割性较强；中、下侏罗统平面上局限分布于尕西、鱼卡、红山、小柴旦、霍布逊和德令哈等6个凹陷，并且在凹陷带、山前冲断带均有分布，并非与现今凹陷一一对应，欧南、大柴旦等凹陷均不发育中、下侏罗统。其残留分布主要受控于早—中侏罗世原始沉积和燕山运动晚期隆升改造两大因素，平面上严格受南祁连、埃南等NW向控山、控凹断裂和马仙等NE向、近EW向调节断裂的双重控制，从而造成现今凹陷之间、控凹断裂上下盘之间中、下侏罗统残留厚度的差异。
油气分段捕获原理是基于油气生成与聚集的阶段性提出的一项动态分析油气成藏过程的理论，从现今圈闭中油气地球化学性质反推油藏形成过程是其最大的特色，在构造活动较为复杂的地区尤为适用。以构造活动较为频繁的柴西北区南翼山和开特米里克地区天然气成藏研究为例，根据天然气碳同位素差异，确定了气藏捕获的阶段性。阐述了2个构造形成期的不同，是其分别形成凝析气藏和干气藏及其成藏规模存在较大差异的主要原因，指出开特米里克构造期形成晚于气源岩生烃高峰，它仅捕获源岩演化阶段晚期生成的天然气，而南翼山构造则捕获了源岩生烃高峰期的油气。油气捕获阶段性的差异是造成2个构造气藏规模与类型存在较大差异的主要原因。
临清坳陷西部中生界烃源岩尚未进行系统研究，制约了该区中生界勘探。利用钻井、地震资料结合地球化学特征对中生界烃源岩进行评价。研究表明：中生界烃源岩为下—中侏罗统坊子组煤层和下白垩统丘城组半深湖相—深湖相暗色泥岩和油页岩，主要分布于丘县凹陷和南宫凹陷。坊子组煤系地层为中等—较好烃源岩，丘城组暗色泥岩和油页岩为中等—好烃源岩。利用构造演化史动态分析了中生界烃源岩的生烃演化过程，分析认为：丘县凹陷中生界烃源岩经历过2期生烃过程，第一期发生在白垩纪中晚期，生成煤层气和少量低熟油;第二期发生在古近纪，达高成熟—过成熟阶段，以生成裂解气为主;南宫凹陷中生界烃源岩在古近纪成熟，主要生成成熟油。下白垩统暗色泥岩厚度巨大，有机质类型较好，可构成自生自储式生储盖组合，具有良好的勘探前景。
油气微渗漏遥感探测主要是建立在烃类微渗漏引起的地表地球化学异常的表征上，随着高光谱遥感技术的发展，高光谱遥感油气勘探近年来取得了很大的进展。以鄂尔多斯盆地为例，通过对Hyperion高光谱遥感数据处理与分析，提取了2个研究区油气蚀变的烃异常、黏土矿物异常、碳酸盐矿物异常和含铁矿物异常信息。结合地表波谱测试及化探数据，检验所提取遥感信息的可靠性，建立起了星—地信息之间的相关性。根据高光谱遥感综合异常，划分出了含油气远景区。高光谱遥感油气异常信息提取技术，为进一步的遥感定量研究和应用奠定了基础。
针对当前变系数ΔLgR烃源岩测井评价技术的关键参数主要通过经验确定，存在缺乏客观性、定量预测方法不足等问题，研究该技术内关键系数(k和a)的“外推性”，建立利用单井资料预测关键系数的方法。基于松辽盆地白垩系主要烃源岩层的测井和TOC分析数据，通过对比关键系数在稳定沉积地层和断陷复杂地层的外推效果发现，后者导致的TOC误差偏大，有必要研究针对单井的k值和a值的预测方法。建立了利用单井“声波时差—电阻率”交会预测k值的方法，预测结果的可信度可达到81%以上;建立了利用烃源岩厚度、成熟度和幅度差值计算系数a的公式，预测结果的可信度超过80%。该方法对沉积稳定地层和复杂地层都适用，可比目前外推方法误差降低10%以上。
鄂尔多斯盆地长7致密油层具有物性差、地层压力系数低、天然裂缝发育和脆性指数较高四大特征。为实现该类致密油的经济有效开发，通过大量的室内研究及矿场试验，从提高初期单井产量、较长时间稳产、降低成本3个方面开展了研究。经过4个阶段的技术攻关，形成了针对低压致密油藏有效开发的关键技术——水平井体积压裂储层改造技术、水平井开发技术政策优化、降本增效技术，并得出4个方面主要认识:一是长水平段+体积压裂是提高单井产量的核心；二是初期长水平段体积压裂准自然能量开发+后期能量补充是目前可经济有效开发的方式；三是水平井控制压差采油有利于提升致密油的开发效果；四是降本增效是致密油经济有效开发的重要途径。
从岩石的细观非均质特性出发，采用岩石破裂失稳的渗流—应力—损伤耦合分析系统，设计了一系列的数值试验揭示水力裂缝间的应力阴影效应。试验条件下的研究结果表明：①应力阴影效应受水平应力差系数、注入孔间距、岩石非均质性、压裂顺序的影响，表现为排斥和吸引2种力学行为，体现在裂缝尖端应力伞面积、裂缝宽度和长度方面；②随着岩石均质度的提高，应力阴影效应对尖端应力伞的影响变弱，裂缝尖端应力伞的面积逐渐减小；③水平应力差较小时，井孔间距对应力阴影效应的贡献要大于远场应力；高水平应力差时，远场应力对“Stress shadow”的影响要强于井孔间距；④应力阴影效应伴随着裂缝的动态扩展而不断变化，裂缝尖端的应力伞面积和缝长具有很强的相关性，二者服从幂函数分布。通过这一研究，可以为水平井多裂缝射孔间距优化提供一定的理论依据。
对有较强边底水能量气藏的开发来说，最担心的问题就是气井见水。气井见水会对地面工程处理造成麻烦，同时也会大大降低气井产能及气藏采收率。目前国内外使用的气井见水时间预测方法，常会因实际气藏非均质性等问题影响导致预测结果与实际情况偏差较大。在前人研究基础上，提出了一种采用气井实际产量及压力数据绘制的3种诊断曲线进行气井水侵阶段划分的新方法，通过3种诊断曲线均可将气井的生产划分为3个阶段——未水侵期、水侵初期及水侵中后期。通过该方法对现场实际井进行判断分析，可准确识别气井水侵阶段，确定有水气藏气井见水顺序，评价结果更符合实际情况，为后期气井产量调配提供了依据，保证了气田高效开发。
低渗难采油气藏大多生产井、注水井措施效果差，根本原因在于储层间未建立起有效驱动体系，从而导致剩余油气采出程度低。基于注水开发过程中水力压裂水驱波及范围判别精度不足的实际，在精细油气藏地质建模的基础上，结合储层岩样岩石力学实验，对松辽盆地某油气田单井井筒周围0°～360°范围内可能产生的压裂缝开展定量化预测，提出一种水力压裂后理想情况下水驱波及范围计算的新方法和水驱D指数曲线的概念，对现有技术条件下压裂后水驱波及可达到的理想范围进行了预测。这将为注水开发中后期储层改造，提高剩余油气采出程度提供较为重要的科学依据。
钻井过程中井筒液柱压力波动致使地层裂缝扩展变形，钻井液中的固相颗粒及堵漏材料随钻井液漏失进入裂缝并在缝内沉积逐渐形成封堵层。封堵层形成后会影响裂缝变形、井周切向应力及裂缝尖端应力强度因子的重新分布，并且这些裂缝变形因素的变化又影响着封堵层的稳定性，导致井漏反复发生。应用有限元法模拟了封堵层对裂缝变形、井周切向应力及裂缝尖端应力强度因子等裂缝变形因素的影响，探索了封堵层存在下的裂缝变形行为，深化了裂缝变形研究。封堵层阻止液柱压力传递进裂缝，降低裂缝变形程度、井周切向应力及裂缝尖端应力强度因子，增强了裂缝力学稳定性。模拟研究量化了封堵层对裂缝变形程度的影响，为优选堵漏材料、科学开展防漏堵漏提供了理论依据。
水锁效应是影响气井生产开采的重要因素，在低渗透、特低渗透的致密砂岩气藏中，由于孔喉细小，水锁效应影响更加显著。根据致密砂岩气藏储层岩石中液相流体的开采前后受力特征；探讨了致密砂岩气藏生产过程中水锁效应的发生机理。利用高压压汞、气水相渗等实验分析资料，分析了压力与含水饱和度以及气相相对渗透率的关系；结果表明:压力与含水饱和度呈良好的指数关系，而压力与气相相对渗透率呈明显对数关系。随着生产压差的增大，会导致含水饱和度的升高，而含水饱和度的升高使得气相渗流能力降低，最终造成了水锁伤害程度的加重。合理的控制生产压差对于减轻气井生产过程中水锁效应，延缓气井见水有着重要意义。
页岩储层压裂裂缝与天然裂缝相交后，其延伸方向是否改变是决定压裂能否形成复杂缝网的关键因素，转向角增大则有利于与天然裂缝相互连通，最终形成复杂裂缝网络结构。为计算多裂缝扩展时水力裂缝穿过天然裂缝后的转向角，基于线弹性断裂力学理论，建立了考虑远场地应力、裂缝尖端应力集中效应以及多裂缝扩展应力干扰下的页岩储层裂缝与天然裂缝相交后转向角计算模型。通过对比已有单缝模型，发现考虑多缝扩展产生诱导应力时，水力裂缝穿出天然裂缝后的转向角将增大，且裂缝长度、裂缝间距、天然裂缝分布位置、缝内净压力都影响转向角的大小。该模型可用于水平井多段压裂和井工厂压裂裂缝转向角计算，评价缝网压裂可行性、指导缝网压裂设计。
为定量表征泥页岩含气性，用解析法和测井法分别测定鄂尔多斯盆地中南部地区上古生界二叠系山西组泥页岩含气量，并对这2种方法的准确性和实用性做了对比和讨论。结果表明:解析法测定总含气量为1.189cm3/g，测井法得出的总含气量为0.958cm3/g，二者得出的结果基本一致。解析法可以通过分析测试实验直接测量泥页岩含气量，但只能确定取样井段含气量，而且测量结果易受取心方式及时间长短的影响。测井法可以确定全井段含气量，但应根据大量分析实验数据，选取合适的参数，才能建立可靠的数据计算模型。这2种方法对确定泥页岩含气量都有各自的优势，互为补充，二者结合可以为确定泥页岩含气量及有利区优选提供可靠依据。
根据多孔介质孔隙度及水力强化过程中裂缝扩展的分形特征，建立了分形煤储层宏观物性参数孔隙度与渗透率的理论关系模型，以及水力致裂过程中煤岩断裂韧度、压裂液滤失系数的分形计算模型。基于此，在拟三维压裂裂缝扩展模型的假设条件下，构建了基于分形理论的煤层水力压裂裂缝扩展模型。以郑庄区块8口评价井为参考，应用构建的分形模型对压裂裂缝几何参数进行了计算。计算结果表明：郑庄区块水力压裂裂缝缝长一般为106.8～273.1m，缝高一般为3.6～12.7m。通过与不同模型的计算结果相比较，发现该模型预测结果更接近于实测值，一定程度上反映了该模型的适用性。
为了系统分析割缝预抽后钻孔周围煤体孔隙结构变化特征，基于孔隙结构测试方法的敏感性和精确性及液氮吸附法和压汞法测定原理，提出将液氮吸附法和压汞法有机结合来表征煤体孔隙结构。结果表明：①二者的有机结合应满足填充临界孔径所需的实验介质体积相等且结合点平滑过渡；②随取样点与割缝孔距离的减小，小孔(10~100nm)所占比例显著降低，大孔(>1 000nm)所占比例逐渐提高，中孔(100~1 000nm)和微孔(<10nm)所占比例变化较小；③割缝预抽后煤体瓦斯放散初速度ΔP受取样点与割缝孔距离的影响。水力割缝与瓦斯抽采协同作用能够弱化煤体对瓦斯的吸附能力并显著提高瓦斯在煤体中的渗流能力。研究结果对于指导高压水射流割缝瓦斯预抽具有重要意义。
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