基于钻井资料、地震资料,野外露头剖面和地球化学资料的分析，对准噶尔盆地滴西地区石炭系火山岩气藏进行研究，认为其油气藏类型属于自生自储型火山岩油气藏，天然气主要来自石炭系巴塔玛依内山组与滴水泉组生烃供给，烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅲ型，表现出典型的高—过成熟特性。烃源岩和火山岩储层直接接触或靠断裂沟通，具有近源成藏特征。火山岩风化体对储层物性具有明显控制用，风化壳厚度在200～300m之间时，火山岩储层物性最好。在火山喷发期间或喷发后期，构造作用使脆性火山岩发生破裂，形成大量的裂缝和微裂隙，增加了火山岩储层内部的渗流能力，且火山岩成岩晚期的风化淋滤作用形成了大量的次生溶蚀孔隙，使储层的物性条件大大改善.同时,上覆的二叠系梧桐沟组泥岩，为油气成藏提供了必要的优质封盖。
通过野外剖面观察、钻井岩心描述、薄片鉴定和扫描电镜分析，确定准噶尔盆地滴西地区石炭系火山岩储层的岩石类型主要以酸性的流纹岩和英安岩、中—基性的玄武岩和安山岩及火山角砾岩为主。①酸性的流纹岩和英安岩储层多发育于构造中低部位，遭受溶蚀作用强烈，在风化淋滤和构造埋藏阶段发育形成次生孔隙，但由于成岩早期原生气孔不发育，平均孔隙度仅有8.0%，最大孔隙度为13.5%，油气聚集性能较差；②中—基性的玄武岩和安山岩储层主要分布于火山口附近，与火山爆发的规模密切相关，原生孔隙形成于成岩阶段早期，次生孔隙发育于风化淋滤和溶蚀改造阶段，次生裂隙发育于构造埋藏阶段，平均孔隙度为9.2%，最大孔隙度为21.9%，是滴西地区较为优质的储层类型；③火山角砾岩储层具有与沉积岩相同的成岩特征，同时又具有火山岩的矿物组成，埋藏过程中刚性组分可以保持原生孔隙不受压实作用影响，同时因为其脆性特征又使其具有受力易断裂特征，内部裂隙发育。火山角砾岩发育于构造高部位，受淋滤作用时间较长，且特有的原始孔—缝组合也更易于受淡水或地下水淋滤，形成次生溶蚀孔隙。因此，风化淋滤阶段对火山角砾岩储层的物性改善明显，是滴西地区最优质的储层类型。
通过对阜东斜坡区24口探井的侏罗系三工河组岩心的详细观察和描述，将其划分为7个岩相，分别为砾岩相、砂砾岩相、粗砂岩相、中砂岩相、细砂岩相、粉砂岩相及泥岩相。在岩相划分基础上，结合薄片鉴定、测井及录井资料的分析，建立了水下分流河道、水下分流河道间、席状砂和滨浅湖泥4个沉积微相的沉积序列，包括各微相沉积序列的岩相组合特征、曲线形态及层理构造等。据此，完成单井相、连井相及平面相的绘制，实现对阜东斜坡区侏罗系三工河组沉积相研究。研究区主要发育辫状河三角洲前缘亚相沉积，自三一段到三二段再到三三段各沉积微相展布不同，水体显示为水退再水进的过程。而湖岸线的变化不明显，说明在三工河组沉积时期构造较稳定，水体振荡微弱，砂体厚度受控于沉积物的供给，在三二段砂体发育最厚，三一段次之，三三段的沉积物供给量不足，砂体以席状砂为主。沉积作用对阜东斜坡侏罗系三工河组储层物性控制明显。水下分流河道以及席状砂微相水动力条件强，所发育的储集岩分选好，泥质杂基含量低，不仅发育大量的原生孔隙，还常见碳酸盐岩胶结物发育，使得储集岩孔隙受压实作用破坏相对较少，并且碳酸盐胶结物可发生溶蚀，进而保留大量的粒间孔隙。
综合岩心观察、薄片鉴定、测井、录井、分析化验等资料，查明了准噶尔盆地阜东斜坡区侏罗系石树沟群储层的主要特征:以较低成熟度的细粒—细中粒长石岩屑砂岩为主，岩屑砂岩为辅，方解石胶结物较发育，存在5种成岩相；不同层段、不同区块储层的物性不同，其中齐古组主要为中孔中渗型储层，头屯河组以中孔低渗型储层为主，局部发育中孔中渗型以及低孔低渗型储层。在此基础上，总结了储层主控因素:压实作用造成了储层物性明显的不可逆性降低；沉积相带是相对优质储层的主要控制因素；不同成岩相储层的物性差异较大，其中弱压实—弱胶结成岩相的储层物性最好，自生高岭石胶结成岩相的储层物性次之，含铁方解石中等—强胶结成岩相的储层物性随方解石的含量不同存在较大的变化，另外2类成岩相的储层物性最差。
通过岩心观察、薄片鉴定和扫描电镜等技术手段，研究了准噶尔盆地阜东斜坡区三工河组碎屑岩储层的成岩作用及其对储层物性的影响，并分析了储层孔隙的演化形态。研究表明，三工河组储层成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用，压实作用和胶结作用造成岩石储层孔隙的损失分别在50%～80%和10%～30%之间，对储层物性起破坏作用，溶蚀作用形成的次生孔隙和微裂缝是重要的油气储集空间和渗流通道，起到改善储层物性的作用。综合成岩作用、古温度和自生矿物等标志特征，将研究区储层成岩阶段划分为早成岩阶段(A期、B期)和中成岩阶段(A期、B期)。在早成岩阶段，储层孔隙以原生孔隙为主，在中成岩阶段A期，次生孔隙开始发育，并在中成岩阶段B期达到最大值，然后又逐渐减少。
运用岩心观察、薄片鉴定、测井资料分析、物性分析和地球化学分析方法，研究了准噶尔盆地西北缘二叠系风城组白云岩储层的岩石类型和白云岩化作用特征，讨论了白云岩化作用对储层的改造。认为准噶尔盆地西北缘二叠系风城组白云岩储层岩性复杂，有泥质、粉砂质和凝灰质白岩化岩类，发育白云岩化作用、去白云岩化作用和溶蚀作用；白云岩化作用和溶蚀作用对储层的改造具有积极的建设性作用，去白云岩化作用对储层物性具破坏作用；白云岩化地层物性明显优于相邻的非白云岩化地层的物性而成为相对的优质储层。通过白云岩化类储层和非白云岩化储层物性数据对比分析，认为白云岩化可使储层的孔隙度增加2%~8%。
准噶尔盆地西北缘广泛发育扇三角洲沉积的砂砾岩储集体，针对玛北地区三叠系百口泉组砂砾岩储层非均质性强,低孔低渗特征，重点以核磁测井和成像测井为依据，结合常规测井、岩心观察、岩石薄片、扫描电镜及储层物性和试油资料分析，应用量化地质研究方法对砂砾岩储层进行分类评价。首先，结合试油资料和物性分析，识别砂砾岩有效储层物性下限，确立砂砾岩储层品质指数(RQI)评价标准；其次基于成像测井，根据核磁孔隙度、可动流体体积百分数、电阻率测井(RT)值及波阻抗建立核磁品质因子的定量评价标准；最后根据岩相和沉积相的关系，建立不同沉积微相发育的砂砾岩综合评价模板。该评价方法对砂砾岩储层的量化识别以及资源潜力评价均具有重要的意义。
以岩心观察和铸体薄片鉴定为基础，结合扫描电镜以及压汞物性等综合资料，对准噶尔盆地车拐地区三叠系储层的岩石学特征、孔隙特征、物性特征及储层物性控制因素进行了研究。研究结果表明：研究区储层岩类以砾岩和砂岩为主，砾岩以砂砾岩为主，砂岩以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主，偶见岩屑长石砂岩,发育原生孔隙、次生孔隙以及少量的微裂缝,储层以细小孔喉为主，物性总体较差，属于中低孔—中低渗储层.影响碎屑岩储层物性的因素为沉积作用、成岩作用和构造作用.沉积作用影响着储层的基本形态，其对储层的影响主要通过对沉积环境和岩石组构的控制来体现，车拐地区三叠系优质储层主要发育于水动力条件较强、岩石组构特征较好的扇三角洲平原和扇三角洲前缘。研究区储层埋藏较深，成岩作用复杂，主要经历了压实作用、胶结作用和溶蚀作用，其中强压实作用和胶结作用使原生孔隙损失严重，为破坏性成岩作用，而溶蚀作用产生的次生孔隙改善了储层物性，为建设性成岩作用。构造作用产生的微裂缝有效地沟通了孤立孔隙，改善了储层的渗流能力。车拐地区三叠系中低渗储层物性主控因素为沉积作用和成岩作用，其次为构造作用。沉积作用是研究区中低渗储层形成的基础，决定着储层物性的平面展布，成岩作用影响着储层物性在纵向上的延伸，是研究区形成中低渗储层的关键。
在岩心观察、薄片鉴定的基础上，结合区域地质、钻井、测井以及地震资料，查明了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系梧桐沟组储集岩的主要特征:低和极低的成分成熟度、低—中等结构成熟度、极低—较低的胶结物含量、自生矿物种类较多但含量低。在此基础上，确定了研究区的物源方向以东南部为主、南部和北部为辅，并对梧桐沟组一段3个砂层组、梧桐沟组二段3个砂层组的沉积相进行了研究，绘制了各砂层组的沉积相平面图。由梧桐沟组一段三砂组到梧桐沟组二段二砂组，研究区总体上表现为一个明显的水进沉积过程:辫状河三角洲平原亚相范围缩小，滨浅湖亚相范围扩大；沉积物由粒度较粗的含砾砂岩、粗砂岩等过渡到粒度较细的细砂岩、泥质砂岩等；沉积物供给量减少，砂体厚度逐渐减薄。
准噶尔盆地白家海地区侏罗系头屯河组河流相砂体是油气勘探开发的有利目标，目的层砂泥薄互层发育，为了提高储层识别率，对河道砂体进行分类刻画。以侏罗系头屯河组二段为例，将该区河道分为正常河道和废弃河道2个大类，从2类河道的单井、地震、电相特征出发，利用分频波阻抗反演技术对头屯河组二段进行平面刻画，结合实际钻探分析，认为废弃河道砂体为不利储层，废弃河道的存在是导致研究区岩性油气藏钻探相继失利的最主要原因。最后在平面上将2类河道加以区分，获得研究区目的层的有利储层分布范围，为下一步油气勘探提供了依据。
良里塔格组台缘礁滩体是塔里木盆地塔中隆起的主要储层类型，掌握其储集特征和油气富集规律是塔中油气田取得突破的关键。通过波形差异技术（微地貌）及单井相、地震相、沉积微相精细描述的方法对礁滩体分布特征进行研究，结果表明：台缘礁滩体微地貌起伏大、地震反射能量强，砾屑、砂屑储层发育;礁后滩、台内丘状滩微地貌起伏较台缘小，生屑、砂屑储层相对发育;礁后低能带、滩间海地震能量弱，微地貌平坦、储层不发育。台缘礁体向台内逐渐尖灭形成岩性圈闭，丘状滩与台内隆起叠合形成构造岩性圈闭，东部良里塔格组风化壳形成潜山圈闭;与圈闭成因相对应良里塔格组主要发育相控岩性油气藏、构造岩性油气藏和潜山油气藏3种成藏模式。综合分析指出,预测1井区、预测2井区、预测3井区及预测4井区构造高部位是塔中地区潜在的油气富集区。
长期以来，塔中地区勘探工作者一直困惑于塔中西部地区碳酸盐岩目的层的层位归属、储层成因及油气藏主控因素，致使塔中西部地区油气勘探开发滞后于塔中其他区块。为促进该区块的油气勘探开发工作，通过区域地层对比，井—震标定与统层，理顺了塔中西部与相邻区块地层、岩性、电性、物性、含油气性及储盖组合的对应关系，解决了相邻区块上奥陶统地震同相轴错断，不能连续追踪的问题；将塔中西部地区“良三段”划归中下奥陶统后，可以清晰地刻画塔中西部地区目的层储层成因、油气藏类型及油气分布规律，对下一步勘探开发具有重大的指导意义。
塔中Ⅲ区是一个以油藏为主的含油气区，是塔中地区奥陶系碳酸盐岩油气藏的重要产油区之一。研究区内奥陶系主要发育3套优质碳酸盐岩储层、3套区域或直接盖层，为油气成藏提供良好的储集空间和封盖条件；断裂广泛发育，北西向逆冲断层控制油气藏的形成，北东向走滑断层是油气运移的重要通道。塔中Ⅲ区油气具有多层系富集的特征，各层系主控因素不同，油气分布各异：①受沉积相控制，良里塔格组主要发育台缘相控岩性油气藏，沉积相控制储层分布，储层分布控制油气分布，油气主要分布在台地边缘礁滩体和礁后滩上，此外，还发育断控缝—洞型油气藏，在台内呈点状零星分布；②受不整合面控制，一间房组发育不整合型油气藏，不整合面控制储层分布，并与走滑断层共同为油气运移提供重要通道；一间房组油气主要分布在平台区、台垒带和斜坡带的Z10井区，是塔中Ⅲ区最主要的产油层系；③受构造和地层控制，鹰山组主要发育构造岩性油气藏；油气主要分布在平台区构造高部位的有利构造圈闭发育区。
准噶尔盆地滴西地区石炭系岩石类型复杂，露头样品难以揭示其全部特征.在岩心观察、薄片鉴定、测井及录井资料分析基础上，结合野外露头样品和井下岩心样品的地球化学实验分析，查明了该区石炭系巴塔玛依内山组火山岩的岩石学特征、地球化学特征。岩心观察、薄片鉴定显示石炭系主要包括凝灰岩、火山角砾岩等火山碎屑岩，玄武岩、安山岩、流纹岩等火山岩及花岗岩、花岗斑岩等侵入岩；火山岩的地球化学分析显示该区火山岩岩石类型复杂，以钙碱性系列为主、碱钙性序列为辅；野外样品与井下岩心样品均以酸性为主、中性为辅。在充分考虑火山岩喷发序列、火山岩岩石学特征的基础上，通过主量和微量元素的分析认为:无论是野外样品所在的克拉美丽山前地区，还是井下岩心样品所在的滴西地区，石炭系巴塔玛依内山组火山岩在构造背景上应属于后碰撞环境。
准噶尔盆地东部石炭系“自生自储”型油气藏具有多凹陷多套烃源岩晚期成藏特征，通过对准东地区石炭系天然气组成、同位素特征进行分析，研究石炭系天然气成因特征，追溯其源岩有机质类型和同位素范围，并结合石炭系烃源岩特征进行气源对比。准东地区石炭系所有天然气样品均为煤型气，陆东地区大部分表现为干气；而五彩湾地区天然气所有样品为湿气，部分样品表现为凝析油伴生气。陆东与五彩湾地区烷烃气碳同位素大多呈正序列分布，且乙烷碳同位素组成普遍偏重，但五彩湾地区天然气碳同位素组成均轻于陆东地区。滴水泉组和巴山组2套烃源岩有机质类型和时空分布差异性造成了陆东与五彩湾地区天然气组分和同位素组成明显不同，早石炭世仅在五彩湾地区发育局限海相环境的滴水泉组烃源岩，而巴山组烃源岩则发育于中晚石炭世火山活动间歇期，其广泛分布于准东地区各个陆内裂陷，陆东地区天然气主要来源于滴水泉凹陷的巴山组烃源岩，而五彩湾地区天然气则为五彩湾凹陷内滴水泉组和巴山组2套烃源岩混合来源。
2011年塔中地区油气开发由台地边缘礁滩体转向台内鹰山组风化壳，由于油气主控因素、储层特征的改变，使第一批钻井失利较多；为了提高钻井成功率，高效开发塔中碳酸盐岩油气藏，塔里木油田公司与潜能恒信公司合作，在该地区展开了WEFOX叠前成像技术的应用。经过3年时间的攻关研究，使原来杂乱弱反射的碳酸盐内幕地层层位清晰可辨，并能准确反映鹰山组顶部削蚀不整合以及上奥陶统顶部不整合面，断层接触关系干脆，溶洞归位更加准确；高信噪比、高分辨率的资料为提高储层预测的精度，油气藏精细刻画提供了坚实的数据基础，并为水平井设计卡准油层层位提供了可靠依据，使得塔中地区碳酸盐岩缝洞油气藏钻井成功率逐年提高，由2011年的51%提高到2014的91%，2015年截至目前成功率为100%；充分体现了WEFOX叠前成像技术的优势。
以塔里木盆地塔中Ⅲ区奥陶系一间房组碳酸盐岩缝洞储层为例，对碳酸盐岩缝洞储层地质建模方法进行研究。结果表明：碳酸盐岩缝洞储层在地震剖面上呈串珠状或片状强反射特征，提取地震数据体的均方根振幅属性体作为软数据，将井上的测井解释成果作为硬数据，选用序贯指示模拟和多因素约束法建立储层相模型，相互对比并结合实际钻井情况分析后认为Variogram约束面法建立的叠加模型效果最好。
碳酸盐岩储集空间以溶洞和裂缝为主,在接近奥陶系灰岩表面，由于储集空间填充物与上覆地层岩石物理特性较为接近，造成直接利用地震数据对储层预测的不精确性，给储层地震预测带来很大困难。在假定地震属性与储层呈线性关系条件下，以交叉检验误差最小为准则,在提取的众多地震属性中，优选有利于储层描述的几组地震属性，在选定的地震属性参数空间结合RBF非线性算法，建立了地震属性关于储层的映射关系，并通过地震属性参数空间适应性分析，给出了各局部预测结果可信度评估结果。在新疆塔中油田良里塔格组礁滩体地震预测中见到较好效果。
塔里木盆地塔中Ⅰ号气田奥陶系是以裂缝、溶洞发育为主的碳酸盐岩凝析气藏，储层类型可分为裂缝—孔洞型、洞穴型、孔洞型和裂缝型，地质研究和生产动态特征表明气藏储层存在强烈的非均质性，气水关系复杂，部分试采井受地层产水影响严重，不同储层类型气井生产特征表现出极大差异。这就需要一定的研究工作，找出不同储层类型的递减规律，以便对油气井以后的油气生产作出预测和规划，提高油气井开发的经济效益。
水平井裸眼分段酸压工艺是实现塔中超埋深、高温高压碳酸盐岩凝析气田规模、高效开发的主要技术手段。经过几年来的探索与实践，塔里木盆地塔中Ⅰ号气田形成了一套针对不同储层类型、较好适应塔中超埋深碳酸盐岩储层高温、高压、高含硫特点的长裸眼水平井分段酸压改造综合配套技术。现场应用取得较好效果。介绍了国产全通径裸眼分段完井工具的结构、性能、工作原理、技术特点，改造前综合研究—精细分段设计技术、国产全通径管柱长裸眼水平井分段技术、超埋深碳酸盐岩储层酸压改造液体技术、超埋深碳酸盐岩储层酸压改造工艺等水平井裸眼分段酸压改造综合配套技术的应用实践和取得的效果。
塔中气田位于塔里木盆地塔克拉玛干沙漠腹地，主要开发层系为上奥陶统良里塔格组和下奥陶统鹰山组碳酸盐岩储层，其气田边底水活跃，开发方式为衰竭开发。目前气田有126口井，随着地层能量下降，气井的携液能力下降，井筒积液，影响气井的正常生产致使气井停喷，严重影响了气田的高效开发。经过调研认为连续油管速度管柱能解决塔中气田井筒积液的问题，D2井作为塔里木油田第一口连续油管速度管柱排水采气的试验井，获得了一定的增产效果，试验取得初步成功，该项工艺能够解决塔中气田部分单井井筒积液的问题。
针对塔里木盆地塔中缝洞型碳酸盐岩凝析气田试采过程中暴露出的能量不足、递减大的问题，2010年以来，对衰竭开发末期的挥发油藏及凝析气藏，先后选取15个单井缝洞单元开展注水替油，对确认的2个多井缝洞单元开展对应注水，均见到了一定的效果。截至2015年5月，在累计注水29.05×104m3后新增油3.1 ×104t、气848.26×104m3。同时，对注水开发机理进行了研究，对单井注水替油的影响因素、技术政策进行了分析总结，为塔中碳酸盐岩挥发油藏及凝析气藏衰竭期末补充地层能量提高采收率提供了矿场支持。
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