依据是否编入目前的石油地质学,将圈闭（油气藏）类型分为传统圈闭（油气藏）和非传统圈闭（油气藏）。与传统圈闭（油气藏）相比,非传统圈闭（油气藏）具有形态特殊、内部结构复杂、储层非均质性强且生储盖组合多变、成藏机理奇特、分布位置更加隐蔽等特征,甚至有的非传统油气藏位于传统石油地质理论认为的禁区。目前发现和开发的非传统油气藏有露头油气藏、断溶体油气藏、断缝体油气藏和断壳体油气藏等,非传统油气藏正逐渐成为油气勘探开发的热点和亮点。我国地质条件和成藏环境极为复杂,仍然有相当数量的圈闭（油气藏）没有收入经典的石油地质学,非传统油气资源潜力巨大,它们多分布在（超）深层、（超）深水、高原、极地、特殊气候地区,甚至盆地外,是现实的油气勘探开发新目标和新领域。

四川盆地X气藏为碳酸盐岩储层,储层层间及层内都具有较强的非均质性,是气藏储量计算面临的困难之一。针对此问题,本文采用实验方法支撑储量计算,首先通过实验测量得到气藏各小层岩心的孔隙度、渗透率等基础物性参数,将小层渗透率校正为克氏渗透率,并根据物性差异将储层分类为孔隙型储层、孔隙-孔洞型储层,再通过产能模拟实验计算得到气藏工业产能对应的有效储层孔隙度和渗透率等储层物性下限。继而通过液膜厚度实验测得各目标储层的液膜厚度,并结合压汞实验测得的孔径分布曲线,得到有效储层中含烃孔隙体积比例,最后通过地质储量计算公式得到气藏储量。研究结果表明：①利用基础物性测试实验、产能模拟实验、水膜厚度实验等实验方法,确定储层物性下限以及有效孔隙体积比例,为气藏储量计算奠定基础,X气藏有效储层孔隙度下限为1.21%~1.56%;②气藏有效储层中含烃孔隙体积比例范围在42.62%~67.73 %,通过地质储量计算公式可得到该气藏的有效储量;③该方法对于非均质性较强的碳酸盐岩储层气藏的储量确定具有理论意义和现场指导意义。

为了进一步明确鄂尔多斯盆地北部东胜气田A井区二叠系下统山西组2段储层特征及影响因素,采用粒度分析、薄片鉴定、压汞试验、物性测试等技术手段及方法,对储层的岩石学及物性特征、储集空间类型与孔隙结构特征进行定性和定量分析,并从沉积作用和成岩作用两个方面探讨影响储层物性的主要因素。研究结果表明：①A井区山西组2段为辫状河三角洲平原沉积,储集层岩性为中—粗粒岩屑石英砂岩和石英砂岩,填隙物为泥质杂基和胶结物,主要发育碳酸盐胶结、黏土矿物胶结和硅质胶结。②储层属于特低孔隙、特低渗透率型,孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔为主,伴有少量剩余粒间孔和微裂缝;孔隙以细孔为主,喉道主要为中—小喉,孔喉组合关系为细孔-中小喉。③储层物性受沉积作用和成岩作用双重控制,储层物性与岩石粒度呈显著正相关,位于分流河道上的心滩为最有利沉积微相。④破坏性成岩作用（机械压实和胶结作用）是降低储层孔隙度的主要因素,建设性成岩作用（溶蚀作用和裂缝作用）则可显著改善砂岩的孔渗性能。

四川盆地川东高陡构造带油气勘探对象主要以背斜圈闭为主,因大多数地面背斜出露石灰岩,保存条件差,天然气勘探价值不高,而潜伏背斜保存条件良好,成为天然气聚集的有利场所。川东地区石炭系气藏是构造圈闭型,落实圈闭形态十分重要,直接关系钻探获气成功率。目前,石炭系潜伏背斜天然气勘探开发已进行到深入挖潜阶段,但仍有一些潜伏背斜地震成果不落实,井—震深度误差大,值得人们深入研究。依据地震剖面、地面地质、钻测井资料,建立精细潜伏背斜模式,划分为4大类、7亚类及30个小型,并对4大类潜伏背斜勘探开发效果进行总体评价。基于新建潜伏背斜模式,在3方面得到应用：①基于潜伏背斜模式,进行模型正演和反演,有利于分析复杂波长、时间域构造畸变现象及高点偏移规律;②有利于建立合理的时深转换及叠前深偏速度模型,提高深度域构造形态的可靠性;③基于潜伏背斜模式的水平叠加时间剖面（简称叠加剖面）基本反射特征,从而判定陡潜背斜的基本类型和形态,避免深度域里造成“假潜伏背斜”。川东地区新的潜伏背斜精细建模,将在石炭系气藏深入挖潜中进一步发挥积极作用。

底水气藏在我国天然气勘探开发中占有重要地位,但底水气藏之间构造及储层物性差异大,气水关系复杂,水侵方式难以预测,导致常规开发对策适应性差,严重影响底水气藏开发效果。为此,广泛调研国内外底水气藏开发实例,对比不同底水气藏的地质构造特征差异,分析水侵方式与开发效果,总结不同储渗类型的底水气藏在不同开发阶段适宜的开发对策。研究结果表明：①碳酸盐岩底水气藏常见裂缝发育,储层以裂缝-孔隙型与缝洞型为主,碎屑岩底水气藏常见局部微裂缝发育,储层以孔隙型居多。②不同储渗类型的底水气藏在水侵方式上具有较大的差异性,针对目标气藏应采取适合于该气藏特征的开发对策。③底水气藏在不同的开发阶段都有特定治水目标,早期阶段通过优化开发技术政策参数与优选完井方式延长无水采气期,中期阶段通过单井排水、堵水以及阻水等措施缓解局部气井出水,晚期阶段以恢复动用地质储量与水淹井复产为目标选择开发对策。该研究成果为底水气藏的开发提供借鉴与参考。

底水气藏产水情况复杂,气井见水时间对底水气藏开发具有重大意义,以往对底水气藏见水时间的预测均未考虑水体重力的影响,导致对见水时间的预测不够准确。为进一步提高底水气藏见水时间预测的精度,基于渗流力学理论及流体在多孔介质中的流动规律,建立了考虑水体重力影响的底水气藏见水时间预测公式,运用单因素分析法研究了水体流度、水体密度、储层孔隙度、井底距底水距离及生产压差对见水时间的影响。研究表明：底水气藏见水时间与储层孔隙度、井底距底水距离呈正相关关系,与水体流度、水体密度及生产压差呈负相关关系。由于该方法引入水体密度来分析水体重力对气藏见水时间的影响,与忽略了水体重力影响的气藏见水时间预测方法相比,预测时间更符合气藏实际情况,对现场生产管理具有重要的指导意义。

樊斜166井位于济阳拗陷东营凹陷博兴洼陷高青断层下降盘樊斜166块,为中国石化胜利石油工程有限公司油气勘探管理中心重点评价井。区块地层岩性复杂,该井设计井深5 664.07 m,井底井斜近60°,水平位移近3 000 m,井底温度近190 ℃,钻井施工中钻井液维护井壁稳定、井眼净化及润滑防卡技术难度大。为此,针对该区块地层岩性特点及施工技术难点,制订了樊斜166井钻井液技术对策,并通过钻井液处理剂优选,构建了聚胺复合盐润滑防塌钻井液体系,进行了评价实验与现场应用,均获良好结果。评价实验结果表明,该钻井液体系不仅抑制性能好、封堵能力强,而且具有良好的润滑性和抗温性,在190 ℃仍保持良好的流变性。现场应用结果表明：①在相应的钻井液现场维护处理工艺辅助下,聚胺复合盐润滑防塌钻井液实现了优快钻井;全井钻井时效高,实钻周期仅54.5 d,比设计钻井周期提前了39.4%;平均机械钻速12.89 m/h,创区块同类型井机械钻速新纪录。②聚胺复合盐润滑防塌钻井液体系解决了该区块大位移井钻井过程中易出现的井壁失稳、井眼净化及润滑防卡的难题;钻进过程中井壁稳定,三开井段井径平均扩大率仅为3.16%;井眼净化良好,钻井液高温下悬浮携带能力强;润滑防卡性好,定向过程中摩阻和扭矩低,起下钻畅通无阻,完井作业顺利。该钻井液体系的成功应用,为区块的后续钻探开发提供了技术支撑,对其他区块相似大位移井的钻井液构建亦有参考意义。

温西一储气库是吐哈油田首座超低压气藏型储气库,目的层是侏罗系西山窑组,气藏压力系数仅为0.20~0.22,垂直裂缝发育,盖层及以上发育大段泥页岩,极易水化剥落,井漏与井塌并存对优快完钻带来了极大挑战。通过综合评估温西一库超低压气藏地质及钻完井条件并深度吃透储气库设计要求,对储气库注采井钻井工程方案进行了优化设计：①采用三开结构,技术套管下至储层顶1~2 m;②生产套管采用韧性微膨胀水泥浆体系,固井工艺采用尾管悬挂+套管回接;③三开钻井应用聚胺钻井液体系配合凝胶复合承压堵漏技术。形成的温西一库钻井工程方案经现场实践证明,完钻井漏失量较前期降低50%以上,固井合格率均大于70%,盖层段连续优质超40 m,满足储气库全生命周期井筒完整性要求,为国内同类型储气库建设提供了技术借鉴。

四川盆地中部地区天府气田中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气藏是近年来勘探的热点和重点,但有别于常规砂岩气藏,此类气藏岩性复杂、储集条件差,常规的电法测井难以准确反映储层含气性的变化。选取阵列声波测井,进行曲线含气敏感性分析,优选纵波时差差值法、拉梅系数—体积压缩系数曲线重叠法,对储层的含气性进行评价。并进一步开展岩石不同饱和度状态下声速实验,探索通过阵列声波测井定量计算储层含气饱和度的方法。研究结果表明：①针对川中地区致密砂岩储层,基于阵列声波测井的曲线包络面法,相较于电法测井含气性测井解释符合率明显增加,能够较好地对致密砂岩储层含气性进行评价;②综合纵横波速度比和体积模量计算含水饱和度,与密闭取心得到的含水饱和度相关性较好,可为致密砂岩储层划分和参数计算提供依据,对四川盆地其他致密砂岩储层含气性评价具有指导作用。

随着油气勘探开发向非常规领域深入,压裂等储层改造措施的应用越来越广泛。为了深入认识储层特性,了解储层潜力,预测储层改造后敏感性特征变化,从而进行合理的储层保护措施,有必要开展储层岩心模拟改造后的敏感性实验,明确储层改造措施对储层敏感性特征的影响。基于钻井获取岩心,在薄片鉴定、X射线衍射、扫描电镜分析以及压汞测试实验等手段的基础上,开展不同压力、温度、流体化学性质等条件下的流动实验,以评估储层的敏感性特征。通过对比改造前后岩心敏感性实验结果的差异,分析储层改造措施对储层敏感性特征的影响。结果表明：①模拟储层改造后中侏罗统沙溪庙组8号砂体岩心出现网状裂缝,渗透率相比改造前平均提升167%。②改造之前的JQ地区沙溪庙组岩心具有中等偏弱速敏、强水敏、弱盐敏、弱碱敏、弱酸敏的特征;改造后,速敏、盐敏等敏感性特征没有改变,而水敏由强转弱,强水敏的样品比例由93%下降到17%。③综合分析改造后敏感性特征,改造后岩心的水敏程度较改造前下降,出现弱水敏和无水敏的结果,因此需要增加储层改造措施的影响范围,以此提升储层流体流动能力。

四川盆地南部地区（简称“川南”）页岩气的地质工程条件复杂,呈现“一薄、两低、三高、四发育”的特征,开发难度大。针对复杂的地质工程情况,西南油气田借力“互联网+”,建设地质工程协同研究平台,以期打破原有的“技术条块分割、管理接力进行”的传统模式。通过信息化手段,开展地质工程一体化关键技术攻关,协同研究平台建设目前取得以下研究成果：①以西南区域数据湖为基础建立了数据服务平台,为上层应用提供统一、可靠、及时的数据支撑;②集成了地质工程类的主要专业软件、应用系统,实现了研究模型远程调用,实现了数据资源共享应用的基础环境创建;③将用户的研究成果进行集成化整合、规范化处理和一致性管理,建立了统一研究模型;④基于川南地质工程一体化模式,应用智能工作流设计形成10大应用场景。结论认为：①依托中国石油勘探开发梦想云及数据湖基础环境,构建驱动专业软件自动化/半自动化运行的智能工作流,搭建地质工程协同研究平台,是川南页岩气信息化建设方向和必由之路;②地质工程协同研究平台实现了各类专业数据整合、各类专业软件集成、统一研究模型建设、协同研究场景定制,能有效提升地质工程的科研效率及水平,符合智能页岩气田建设的要求;③地质工程协同研究平台建设形成的“基础环境+信息系统+专业数据+专业软件+智能工作流”应用模式,将相关的业务单位、部门及人员有效地组织起来,实现紧密的业务协同,推动科研组织方式变革,促进川南页岩气田由数字化向智能化转变,为川南页岩气的勘探开发提供强有力的研究平台支撑,对四川盆地乃至国内其他地区的气田智能化建设亦有技术参考意义。

志留系下统龙马溪组页岩致密,常规取心钻速低,采用新工艺螺杆取心后,取心钻速提高50%以上,但受掉心多发以及单次取心进尺差异大影响,实际操作可行性较低,从而使螺杆配套取心技术难以发展与推广。针对高转速螺杆取心作业难点,深入分析龙马溪组各小层岩石特性和螺杆取心技术特点,开展螺杆选型和取心参数优化研究,形成了龙马溪组螺杆长筒取心工艺技术。研究结果表明：①优选螺杆,并分层段优化取心排量控制方法,控制岩心直径大小,防止割心环节发生岩心抽筒;②采取停泵割心并优化循环排量,防止循环过程中岩心掉井。该技术在Z301、Z221井龙马溪组现场试验,2口井共取心7筒次,取心进尺174.50 m,心长173.73 m,收获率99.56%,岩心收获率显著提升,实现了螺杆取心工艺技术突破。该技术可在页岩、砂岩、石灰岩、铝土质泥岩等可钻性较差地层推广应用,解决取心钻速低的难题。

吉林油田页岩油主要位于松辽盆地南部长岭凹陷,已经完钻5口纯页岩水平井。由于目的层层理和裂缝发育,造成井壁稳定性差,在施工过程中,存在返砂效率低、井壁易坍塌、水平段延伸困难、摩阻扭矩大等技术难题。针对这些问题,通过井身结构优化、强封堵钻井液应用、高效PDC钻头及提速工具优选、井筒清洁参数优化及压力精确控制等技术攻关,形成页岩油二开长水平段水平井钻井关键技术。应用结果表明：①采用强抑制强封堵高性能油基钻井液能有效封堵裂缝,大幅降低钻井液侵入量,并有效防止页岩膨胀,提高井壁的化学稳定性;②钻井液排量大于38 L/s、顶驱转速大于80 r/min能够保持水平井井筒清洁,节约短起下钻及下套管前通井的时间3 d以上;③个性化PDC钻头配合旋导施工能大幅度提高机械钻速,使井壁浸泡时间缩短30%以上。优化起钻速度使井底压力波动降低52%,进一步提高井壁稳定性;④吉林油田页岩油水平井由三开井身结构简化为二开井身结构,水平段长度提高82.75%,机械钻速提高53.73%,钻井成本降低33%。