针对非均质性强、不同区块或不同层位相同孔隙度条件下渗透率级差明显的情况，综合考虑各种复杂储层渗透率的影响因素后，利用传统渗透率模型对基于流动单元指数的储层渗透率分类进行改进，建立了符合莺歌海盆地的渗透率分类模型。并提出了选取经Gassmann流体替换校正后的纵波时差、孔隙度以及泥质含量3条测井曲线，运用Fisher判别分析法建立储层渗透率类型判别标准的新方法。应用该判别方法于莺歌海盆地A1、A2气田中，结果表明：该方法判别的渗透率类型准确度极高。
通过补充重点钻井前寒武系火山碎屑岩样品的锆石U_Pb定年，开展震旦纪_寒武纪初期地层对比研究，在震旦纪末古地貌格架基础上建立寒武纪初期烃源岩发育模式，并根据地震相特征推测烃源岩分布。锆石年代学结果显示T1井底火山碎屑岩样品的最年轻谐和年龄为707±8Ma，地层时代宜归南华系。寒武系底界（T09面）上下地层格架显示，震旦纪末期古地貌具有以巴楚、塔中一带为隆起高地，南高北低、西高东低的特征。在古台地和斜坡部位，寒武系底部烃源岩的分布与上震旦统白云岩有较好的一致性，在古隆起及其边缘表现为沉积缺失或相变。从T09界面以下地震相特征推测，西山布拉克组∈1xs烃源岩主要分布在满加尔坳陷，而玉尔吐斯组∈1y烃源岩在柯坪_塔北隆起、阿瓦提坳陷东部和顺托果勒地区都有分布。巴楚_塔中地区存在多个前南华系基底古隆起，广泛缺失寒武纪初期地层，整体烃源岩发育条件欠佳。麦盖提斜坡南华系_震旦系厚度大、分布广，可能有寒武系底部烃源岩分布.
系统阐明致密砂岩储层裂缝发育的控制因素，是准确预测裂缝分布规律的重要基础。在对裂缝精细定量表征的基础上，系统分析了库车地区致密砂岩中裂缝分布的控制因素。研究区主要发育构造裂缝，裂缝发育程度除受岩性、岩石力学层、沉积微相及成岩相等内因控制以外，还受构造部位和异常高压等外因的控制。脆性矿物含量高、粒度细、孔隙度低、分选好的岩石有利于裂缝的发育；裂缝往往发育在能干性强的岩石中，其高度受岩石力学层厚度控制；单层厚度薄、累积厚度大、粒度细的沉积微相更有利于裂缝的发育；强压实强胶结致密型成岩相是裂缝发育的有利区；断裂附近及褶皱转折端是局部应力集中区，裂缝发育程度明显升高；异常高压降低了有效应力，促进岩石发生破裂。
塔里木盆地库车坳陷克深气田巴什基奇克组属于低孔裂缝性砂岩储层，储层埋藏深度大，基质致密，裂缝发育。由于该气田储层孔喉细小、结构复杂，传统孔喉表征技术难以定量系统表征，综合激光共聚焦扫描、场发射扫描电镜、微米CT、氮气吸附和核磁共振等先进孔喉表征技术，首次发现库车坳陷克深气田储层基质微观呈“三重介质”特征，即大孔喉介质、小孔喉介质和裂缝，其中大孔喉介质和小孔喉介质所占储集空间比重相当，但大孔喉介质对基质渗透率贡献率达95%以上；储层孔喉配置关系以大孔隙_粗喉道、小孔隙_细喉道配置为主，其次为小孔隙_粗喉道。研究区裂缝孔隙度仅占储集空间的1.8%～2.8%，但裂缝性砂岩岩心渗透率比基质渗透率高1～2个数量级。基于此建立了研究区砂岩储层“三重介质”概念模型，该模型可以很好解释储层渗流特征。
〖ＨＴ５Ｈ〗关键词〖HTSS〗：〖ＨＴ５Ｋ〗
近年来，柴达木盆地英西地区深层E23油气勘探获得了重要发现。基于岩心观察、系统的微观岩石学、结构构造分析以及地球化学分析，研究柴达木盆地英西地区白云岩储集层特征及发育的主控因素。泥晶白云岩为英西地区E23的主要有效储集岩，具有“低孔—特低渗”的物性特征，储集空间类型以白云石晶间孔为主，含部分微裂缝，这类孔径较小而数量极多的晶间孔储油是英西地区油藏稳产的重要控制因素。储层地球化学特征研究结果显示，白云岩储层为咸化条件下的准同生交代成因类型，主要证据包括：①微观孔隙结构特征;②高Ca/Mg摩尔比值的非理想状态的成分组成;③“低锰”的元素地球化学特征;④“碳偏负氧偏正”的同位素地球化学特征及其反映的低温成因;⑤成核结晶速度较快的不稳定环境造成的低有序度结构特征。这类特殊咸化环境下因晶格内部离子交换造成体积变化形成的收缩晶间孔，其孔径大小受控于当时的Mg2+丰度，进而决定着储集层的物性，且这类晶间孔具有较强的抗压实能力，在深层、超深层依然能保存完好。准同生交代成因模式决定了白云岩在平面上分布广泛，因此这一研究成果在平面展布上和纵向深度上均拓展了柴西地区湖相白云岩勘探新领域。
成藏物性下限研究可为致密砂岩储层的含油有效性评价提供重要参数，可为资源潜力较大的鄂尔多斯盆地致密油勘探发现提供重要指导。运用录井、测井、试油试采、物性、压汞、流体包裹体、铸体薄片、扫描电镜等资料，综合确认了鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部长7段有效储层物性下限和油气的关键成藏时期，进一步对现今有效储层物性下限进行关键成藏时期以来成岩作用对物性的改变量校正，得到了研究区长7段致密砂岩油气成藏物性下限。结果表明，研究区长7段有效储层孔隙度下限为5.0％，渗透率下限为0.038×10-3μm2；关键成藏时期主要为早白垩世中晚期，关键成藏时期与现今时期储层物性存在较大差异，研究区Ⅳa型、Ⅳb型、Ⅴ型3种储层类型在2个时期的物性差异大小平均值分别为5.15%、3.46%、2.32%；研究区Ⅳb型、Ⅴ型储层的物性大小多分布在现今有效储层物性下限值附近，这2种储层类型的关键成藏与现今时期孔隙度相差平均为2.79%，进而得到研究区长7段致密砂岩油气成藏孔隙度下限约为7.79%、成藏渗透率下限约为0.10×10-3μm2。
莺歌海盆地东方区中深层高温高压领域是近年来油气勘探的热点，并在黄流组一段取得了领域性突破，但对其高精度层序地层特征、储层沉积微相与演化、圈闭特征尚有待系统查明。综合利用岩心、钻井、测井以及三维地震数据，构建了东方区黄流组一段高精度层序地层格架，查明了各高频层序单元内沉积微相类型、特征及时空配置，揭示了有利储层特征、隐蔽圈闭类型及分布，探讨了该区油气勘探方向。黄流组一段层序可细分为5个准层序组单元，从下到上依次为Ps1、Ps2、Ps3、Ps4和Ps5；其中Ps1、Ps2和Ps3位于低位体系域，Ps4和Ps5分别对应海侵体系域和高位体系域。低位体系域主要发育浅海浊积扇和浅海相，其中浅海浊积扇系低位扇，由中扇和外扇亚相构成，并以中扇为主体，包括浊积水道、水道间漫溢沉积和天然堤3种微相；海侵体系域与高位体系域均以浅海砂坝和陆架泥为主。浊积水道砂岩为该区最主要的储集体类型，低位体系域为最重要的勘探层位。在底辟构造带内主要发育构造—岩性复合油气藏，在底辟构造带翼部发育砂岩上倾尖灭型岩性油气藏，在东方区西侧非底辟构造带则以砂岩透镜体岩性油气藏为主。
渤海西部海域沙垒田凸起为继承性的古凸起，凸起边缘主要受北西向先存断裂及北东向早期断裂控制，根据控凹主断裂特征以及主断裂、早期同沉积断裂和伴生断裂之间的组合关系，古凸起边缘可划分为同向断阶型边缘、大型低角度正断层控制的缓坡边缘、平直状正断层控制的缓坡边缘,板式正断层控制的陡坡边缘及铲式正断层控制的陡坡边缘和座椅式正断层控制的陡坡边缘等6种。受边缘断裂坡折地貌影响，不同类型凸起边缘沉积相展布和纵向演化具有一定的规律性：同向断阶型凸起边缘，早期盆缘坡折之下发育低位扇三角洲，晚期发育辫状河三角洲前缘加厚带，分隔凸起与缓坡的晚期主干断裂早期控制高位扇三角洲，晚期控制了辫状河三角洲的发育；大型低角度正断层之上发育的同沉积断层控制了沙三段强裂陷期低位扇三角洲、浊积扇的沉积，之后发育缓坡辫状河三角洲_滨浅湖；对于平直状同沉积断层控制的缓坡边缘，沙河街组沉积时期发育缓坡背景下的水进和高位辫状河三角洲，东营组沉积时受断裂坡折影响，坡折之下发育辫状河三角洲前缘加厚带，之上发育辫状河三角洲平原和小型沟谷充填。陡坡边缘沉积充填在垂向上具有分层结构，由早期冲积扇或扇三角洲向辫状河三角洲演变，陡坡坡折控制低位扇三角洲的发育，坡折之上发育沟谷充填和辫状河三角洲平原沉积。
Melut盆地为中非被动裂谷盆地，具有丰富的油气资源，盆地发育2种类型的高砂地比地层。其中，古近系Yabus组与Samma组区域性厚层砂岩与Adar组区域泥岩形成的区域性高砂地比地层为盆地勘探初期的主力成藏组合，主要形成各种反向断块、断鼻等构造油藏；上白垩统Galhak组近源局部性砂泥互层高砂地比地层为盆地中后期构造—岩性及岩性地层油气藏勘探的主要成藏组合，为盆地新的成藏组合和勘探层系。通过对Galhak组高砂地比地层油藏特征、富集规律、油藏评价与勘探方法的研究，首次提出“湖泛泥岩控藏”与“辫状河三角洲内前缘分流河道砂体控富”认识，指出湖泛泥岩是Galhak组高砂地比地层成藏主控因素，“高孔厚砂岩”是高产油层形成的储层条件，辫状河三角洲内前缘是高产油层发育的有利相带。同时，提出了以湖泛泥岩划分与对比为基础的分层系评价，提高大套高砂地比地层的垂向研究尺度和评价精度；及以测井、录井、油藏地质等多方法相结合的油水综合判识，提高大套高砂地比地层复杂断块油藏油水关系与油藏认识的合理性。该研究提升了Melut盆地局部性砂泥互层高砂地比地层的勘探潜力，拓展了盆地勘探空间，对中西非相似被动裂谷盆地高砂地比地层的勘探具有借鉴意义。
为了研究粒径对页岩吸附甲烷的作用机理，分别制成粒径范围为1 700～3 350μm、850～1 000μm、180～250μm和106～131μm的4种样品，开展了高温高压等温吸附实验，根据Langmuir吸附理论并拟合实验结果获得了不同粒径下的吸附参数，分析基于粒径作用下的孔隙连通性、比表面积和粗糙度对吸附能力的影响，并探讨页岩吸附的粒径敏感性。结果表明：随页岩粒径减小，甲烷吸附量增加，Langmuir体积呈现出先急剧增大后减小再增大的趋势；粒径从1 700～3 350μm减小至180～250μm，中孔体积增加了72.46倍，直径小于5nm孔隙的孔容贡献率从57.94%增至80.36%，比表面积贡献率从74.34%增至92.85%。结论认为：①粒径随颗粒碾碎减小，改善了孔隙连通性，减少了吸附阻碍，优化了甲烷分子的传质吸附路径，提高了吸附速率；②粒径越小，被包裹的闭孔暴露出来，2～5nm的中孔数量增加，孔隙体积和比表面积得到了较大的提高，为甲烷分子提供了更大的吸附空间；③粒径减小增强了孔隙表面的粗糙程度，贡献了比表面积的同时也使得颗粒中的有机质和黏土矿物一定程度地暴露出来，增加了更多的高能吸附位。
页岩储层天然裂缝网络气体渗透率模型是页岩气开发的研究重点之一。基于Hagen-Poiseulle方程，采用二叉树分形网络模型模拟储层中天然裂缝分布，得到了气体在二叉树分形网络中球面向心流的渗透率模型。分析了矩形、三角形、椭圆形及圆形等不同裂缝截面以及裂缝分叉角θ、裂缝分形维数Df、裂缝毛管长度级差系数α、矩形裂缝截面宽与高的比值x1、椭圆裂缝截面长轴与短轴长度的比值x3等裂缝结构参数对裂缝分形表观渗透率Kf的影响。在相同裂缝截面积的情况下，裂缝分形表观渗透率Kf从大到小依次为圆管模型、椭圆模型、矩形模型和三角形模型。裂缝分形表观渗透率Kf随着裂缝分形维数Df的增大而增大；Kf随着裂缝分叉角θ(0°<θ<100°)的增大先减小后增大，在裂缝分叉角为90°时取得最小值；Kf随着裂缝毛管长度级差系数α的增加而减小；Kf随着矩形裂缝截面宽与高比值x1的增大先增大后减小，在裂缝宽与高比值x1值取1时得到最大值；Kf随着椭圆裂缝截面长轴与短轴长度比值x3的增大而减小。
随着经济的快速发展和对清洁能源需求的持续增长，中国能源供应不足的矛盾日益凸显。中国煤层气资源分布广泛，加速煤层气的勘探开发，是国家能源安全的战略需要。由于煤层气与常规天然气的最大差别是以吸附状态赋存于煤层孔隙内表面，具有独特的成藏分布特征和主控因素，因此相对于常规天然气勘探而言，对煤层气储层预测方法提出了更高要求，而煤层气的岩石物理基础研究更是寻找预测方法的着手点和立足点。考虑到中国沉积煤层的多样性，通过选择不同煤阶、煤岩和煤质的岩样，通过实验室岩样参数测试和实际钻井数据分析，确定了模量属性对吨煤含气量检测比较敏感，同时在密度和纵波速度2个属性中，密度对吨煤含气量敏感性优于纵波速度，据此建立了地震煤层气三参数弹性模量(拉梅常数相对变化量、剪切模量相对变化量、密度相对变化量)反演方法。通过四川省蜀南煤层气资料的三参数弹性模量反演实例，证明了模量相对变化量异常可以有效预测煤层气储层富集高产区域，5口井的预测效果和煤层气生产井相吻合，提高了煤层气勘探开发部署井的成功率，为蜀南煤层气的勘探开发和一亿立方米产能建设提供了有力支持。
在对国内外大量资料调研基础上，基于理论和实验资料，研究了层内水平主应力差异系数、层间最小水平主应力差、岩石力学参数、煤岩内部破裂压力差异系数以及岩层界面性质对水力裂缝形成和扩展的影响。根据矿场压裂和生产资料，分析了地应力条件、压裂技术、施工液量、加砂量、压裂液体系、压裂射孔井段和二次压裂技术对产量的影响。通过优化，提出了鄂尔多斯盆地东南缘韩城矿区合理的压裂技术方法和参数，实际应用中取得了比较好的效果。研究成果为我国中高阶煤储层压裂技术的实施提供了理论依据和参考指标。
数值模拟是研究煤层气渗流的重要手段。将煤层气储层视为双孔双渗的多孔介质，同时考虑煤层的变形对瓦斯渗流的影响，建立煤层气藏应力_渗流流固耦合模型。综合考虑了煤层气的吸附与解吸效应、应力与渗流耦合作用等因素对煤层气开采的影响。采用SPH（Smoothed Particles Hydrodynamics）法求解控制方程，编制计算机程序。利用该模型求解并分析了煤层气的解吸_渗流过程以及煤层渗透率的变化情况。结果表明，SPH方法能够应用于煤层气解吸_渗流过程的数值模拟研究中来；煤层基质渗透率与裂缝渗透率与有效应力变化有密切关系，煤层气的渗透过程需要考虑煤层基质与裂隙受到的变形影响；考虑煤层气的吸附与解吸效应更加符合实际的煤层气渗流过程，能够更合理地估算实际采气过程中瓦斯涌出量。
使用生物标志化合物成熟度参数、芳烃成熟度参数和金刚烷成熟度参数对塔里木盆地塔河油田奥陶系原油成熟度进行了研究，Ts/(Ts+Tm)、C29Ts/(C29H+C29Ts)成熟度参数表明奥陶系原油基本上未达到凝析油阶段，这与芳烃甲基菲成熟度参数所反映的成熟度基本相同，而金刚烷指数MAI、MDI反映的成熟度约为1.1%~1.6%，高于生物标志化合物及甲基菲指数所反映的成熟度，成熟度的差异性反映了奥陶系原油经历了多期油气充注。原油金刚烷绝对定量分析表明甲基双金刚烷含量在Ts/(Ts+Tm)<0.55之前分布较为离散，增加缓慢，而在Ts/(Ts+Tm)>0.55之后增加迅速，对塔河油田不同层位原油金刚烷含量分析表明，塔河油田原油金刚烷基线应在15×10-6，总体而言,绝大多数奥陶系原油甲基双金刚烷含量分布在(4~35)×10-6之间，原油裂解程度基本上小于50%，表明塔河油田奥陶系深层仍具有石油勘探前景。奥陶系原油甲基双金刚烷含量呈现东高西低、南高北低的特点，指示了塔河油田奥陶系原油存在由东向西、由南向北运移的特点,与原油密度、成熟度参数反映的运移方向一致。
油气藏烃类能够垂向微渗漏到地表是油气地球化学勘探的理论基础.在油气田地表轻烃检测中,高浓度C1—C5烷烃常常伴有烯烃(C2 H4，C3H6)，众所周知，地下的石油和天然气中是不存在轻烯烃的.目前地表油气地球化学勘探中，土壤中的烯烃普遍被认为是地表原位有机物在一定条件下由微生物生成.油气藏地表烯烃异常的客观存在，如不给出合理的解释，将导致地质界对油气藏地表轻烷烃异常的质疑，影响地球化学勘探技术的应用.通过渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷南坡临南油田、美国怀俄明州Teapot Dome油田地表地球化学勘探实例发现，油田区地表土壤轻烃异常中含有烯烃，且烯烃与烷烃相关性较好，并与油气区吻合度较高，说明这些烯烃并非来自地表原位有机质的生物作用.为了进一步说明油气藏地表烯烃的来源，对油气藏烷烃类垂向微渗漏到地表的地球化学特征进行了实验模拟，实验结果发现，模拟的地表土壤轻烃异常中含有较高浓度的烯烃，且烯烃与烷烃相关性较高，说明烯烃是在地表环境中由微渗漏的烷烃演化而来，具有油气指示意义.上述研究结果初步阐明了油气田地表轻烯烃异常形成机理，证实了地球化学勘探中轻烃异常对油气藏指示的可信性，同时为轻烯烃作为地表地球化学勘探新指标提供了理论和实践依据.
对一个低熟Ⅱ型干酪根分别开展了有,无四氧化三铁(Fe3O4)条件下的有水热解实验,旨在探讨含铁矿物对有机质生烃及同位素分馏的影响。气体产物的定量结果表明，Fe3O4的加入一定程度上降低了烃类气体,H2和H2S产率,对CO2产率影响不大。稳定碳同位素的分析结果表明,相同热演化程度下,干酪根有水和水+Fe3O4条件下热解生成甲烷的碳同位素比值差异不大,但后者生成的乙烷和丙烷的碳同位素值明显偏高。同时，Fe3O4的加入明显抑制了气态烃中D的富集。在水+Fe3O4条件下,甲烷氢同位素值的偏低幅度可达5‰~50‰,乙烷可达24‰~40‰。2种热解体系固体残余物碳同位素无明显差异,水+Fe3O4体系中,固体有机质的氢同位素值低于有水体系。同时，Fe3O4的加入抑制了有水热解过程中干酪根H/C的降低。表明有水和水+Fe3O4热解体系中水—有机质的反应机制有一定的差别,前者为正离子反应,后者由于Fe3O4的存在这一反应受到了抑制,造成气体产率偏低,并存在H2的间接加氢作用。
随着勘探难度的增加，小波变换时频分辨率的精度已经难以达到实际勘探目标的要求，这就需要探索分辨率更高的时频分析方法。同步挤压小波变换（Synchrosqueezing Wavelet Transform-SWT）通过对小波变换的复系数谱在频率方向上进行压缩重组，得到比小波变换更高的时频分辨率，同时还具有可逆性和一定的抗噪性。通过模拟信号的测试结果表明，同步挤压小波变换在刻画信号的时频特征方面精度更高、准确性更好；而在实际地震资料的分析当中，利用同步挤压小波变换对含气薄储层的地震数据进行分频处理，其低频处出现明显异常，而且频率越低异常越明显，有效地预测出储层的存在。
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