为了明晰准噶尔盆地东道海子凹陷深层油气来源及成藏模式，采用显微组分分析、正构烷烃与生物标志化合物测试、流体包裹体均一化温度测定等方法，对比分析了凹陷带、斜坡带及周缘凸起带烃源岩与油气的地球化学特征。研究结果表明：①东道海子凹陷石炭系烃源岩以腐殖型干酪根为主，生气潜力显著，二叠系中统下乌尔禾组烃源岩为混合型干酪根，兼具生油与生气能力，并且凹陷带有机质热演化成熟度（Ro）显著高于凸起带；②滴南凸起东段与白家海凸起原油为下乌尔禾组成熟油与石炭系原油混合成因，天然气以石炭系过成熟干气为主且混源少量二叠系天然气，斜坡带与凹陷带原油主要来源于下乌尔禾组成熟—高成熟油且混源少量石炭系原油，天然气为下乌尔禾组与石炭系混合气；③凹陷带与斜坡带存在三期油气充注（早三叠世—中三叠世、晚三叠世—中侏罗世、晚侏罗世—早白垩世），凸起带以两期充注为主；④烃源岩厚度与有机碳含量自凸起带向凹陷带递增（凹陷带下乌尔禾组泥岩厚度达536 m），生物标志化合物揭示凹陷带水生生物输入更显著。结论认为，东道海子凹陷深层油气成藏受多期构造活动控制，凹陷带高成熟烃源岩与断裂系统共同主导了油气差异分布，为腹部深层油气勘探提供了“源—断—储”耦合的成藏模式依据。
为了阐明四川盆地川西—川中地区侏罗系中统沙溪庙组一段（以下简称沙一段）浅水三角洲沉积特征及其油气勘探意义，以岩心、测井及连片三维地震资料为基础，系统分析了该区沙一段浅水三角洲的沉积背景、沉积微相类型、砂体展布规律及地球物理响应特征，并建立了沉积模式。研究结果表明：①沙一段沉积期古地形平缓，水体浅且频繁升降，干湿交替气候条件下发育大型浅水三角洲，水下分流河道砂体累计厚度介于15~40 m，宽度介于300~8 000 m，延伸距离最远达200 km；②水下分流河道砂体呈网状分布，包裹于分流间湾泥岩中，可形成大型岩性圈闭，占前缘沉积面积的50%以上，而逆粒序河口坝则仅零星发育且规模小（单层厚度不超过6 m）；③地震响应表现为中—强振幅“顶谷底峰”亮点特征，顺河道为强振幅连续反射，横切河道向两侧振幅减弱，高分辨率三维地震资料对砂体精细刻画至关重要；④沙一段浅水三角洲前缘砂体物性较好（孔隙度介于7%~13%，渗透率介于0.01~1.00 mD），与下伏三叠系上统须家河组烃源岩构成高效源储组合，支撑了川中天府气田（天然气探明储量达1 500×10⁸ m³）等规模气藏的发现。结论认为，浅水三角洲不仅是当前四川盆地陆相致密气增储主体，其“宽河道、厚砂体、优配置”的沉积模式，更为该盆地内须家河组、侏罗系中统凉高山组等同类储层的油气勘探提供了可复用的地质模型与技术范式。
为了明确准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系上统石钱滩组致密砂岩储层特征及主控因素，采用铸体薄片鉴定、扫描电镜、电子探针、X射线衍射及流体包裹体分析等实验手段，结合层序格架与沉积相分析，系统开展了相关研究。研究结果表明：①该区石钱滩组储层岩石类型复杂，扇三角洲平原—扇前缘岩性主要发育粒度相对较粗的砂岩，杂基含量相对较少，物性较好，而滨浅海沉积物岩性跨度大，以砂岩、含生屑粉砂质泥岩、砂质生屑灰岩为主，粒度细、成分复杂、碳酸盐含量高，物性较差；②石钱滩组储层主要储集空间为次生溶孔（长石/岩屑粒内溶孔、浊沸石填隙物溶孔）与微裂缝（构造缝/溶蚀缝）；③石钱滩组储层受成岩作用影响明显，压实作用是造成孔隙度降低的主要原因，各类方解石胶结对孔隙主要起破坏作用，绿泥石、伊蒙混层等黏土矿物虽有利于微孔隙发育但却明显降低渗透率；④与构造作用伴生的深部热液溶蚀作用对储层物性改善最为显著，次生溶孔与构造破裂作用等产生的微裂缝搭配可增加孔隙连通性、提高渗透率，靠近断层附近的同沉积相带砂岩储层物性相对较好。结论认为，该区扇三角洲前缘粗粒砂岩与构造—热液复合改造区为优质储层发育区，烃源岩生烃产生的酸性流体与深部热液共同控制次生孔隙的形成。
中非西部多瑟欧盆地西部隆起构造带和东部反转背斜Ⅲ、Ⅳ次级构造带广泛发育特征明显不同的花状反转构造，但目前对于这些花状反转构造类型的归属、演化进程及其与油气成藏关系的认识尚不清晰。为此，利用钻井、测井、地震等多种资料，采用平衡剖面、构造与油气成藏等分析技术开展了综合研究。研究结果表明：①早白垩世纽康姆—巴雷姆期，盆地为伸展断陷发育期，盆地结构构造及规模已具雏形；②东部反转背斜Ⅲ、Ⅳ次级构造带为受走滑断层F1、F2控制的花状反转构造带，其上广泛发育一种非常规的正花状反转构造，突出表现在花状构造向上发散部分以小型正断层为主，但地层形态却呈现为背形，而西部隆起构造带则发育大型常规正花状反转构造；③盆地经历了伸展断陷—走滑—拗陷3个大的演化阶段，在拗陷阶段又经历了3幕构造反转，正花状反转构造演化进程突出表现为短断长拗、强伸展—走滑、3幕脉冲式西强东弱反转特征；④构造反转活动控制着正花状反转构造和相应圈闭的发育和分布；⑤位于东部反转背斜Ⅲ—Ⅳ带上的正花状反转构造型圈闭可划分为源内成藏和源上成藏2种模式，并具有圈闭形成时间—有效烃源岩生排烃高峰—构造反转幕次—断层再活动时间匹配良好之特点。
为了提升亚砂层组构造图的精度，以指导油气田开发进程中靶点优选、地质导向及储量计算，基于地震优势信息梯度-90°相移技术，完成了砂体顶底界面的精细解释，获取时间构造图；通过井点速度与地震速度横向变化趋势的双重约束，采用变速成图方法，生成了砂体顶底面深度构造图；结合深度域地震地层切片技术，提取邻近目的层的地层切片，并利用井点分层校正，最终得到了亚砂层组深度构造图。研究结果表明：①较之于常规井点分层校正方法，采用新方法绘制的构造图精度显著提高，实钻井构造绝对误差仅4 m；②基于小层构造可精准刻画砂体平面分布，指导开发井轨迹优化，优质厚储层钻遇率提升至65%；③AVO梯度-90°相移技术有效解决了中深层“暗点”储层识别难题，砂体顶底反射清晰度提升；④变速成图技术通过融合井震速度与构造趋势，降低了速度横向变化引起的构造误差。结论认为，层间构造成图技术可以显著提升亚砂层组构造预测的准确度，该新方法为特低渗透气藏高效开发提供了可靠的技术支撑。
为了降低川渝地区大尺寸井眼钻井过程中的钻具事故率，以Z201-A井大尺寸井眼（Ø406.4 mm）起钻中Ø228.6 mm钻铤断裂事故为例，回溯钻铤使用历程，并从钻铤断面特征、钻柱力学模拟和井下振动强度等方面加以分析，确定了断裂原因，进而提出了钻具安全管理措施。研究结果表明：①该钻铤为疲劳断裂，具体原因包括钻铤强度减弱、钻具受力复杂及井下振动剧烈等；②该钻铤经多次使用，外径已由228.6 mm磨损至226.0 mm，母螺纹和公螺纹的弯曲强度比为2.18，低于API标准值（2.5），母螺纹强度减弱是钻铤断裂的原因之一；③钻柱力学模拟结果表明，较之于小尺寸井眼，大尺寸井眼钻进过程中钻具承受了更大的弯矩和应力，扶正器附近位置是钻具组合受力薄弱点，疲劳速度更快，断裂的钻铤正是位于扶正器上方，其为断裂发生的主要原因；④该井第一次开钻大尺寸井眼（Ø660.4 mm）表层钻进时，岩性软硬交错，井口扭矩测量表明井下振动剧烈，最高横向振动强度超过30 g，对钻具螺纹的损伤极大，同时井下振动计算结果表明，井眼尺寸越大，钻具平均等效应力越高，井眼尺寸超过Ø444.5 mm后，钻具平均等效应力呈指数级上升，并且较之于钻压波动，扭矩波动对钻具应力幅的影响更大；⑤基于上述原因，从钻井技术、钻具管理两个方面提出了钻具安全管理的具体措施。结论认为，该项研究成果可以为该区大尺寸井眼钻井中的钻具安全提供指导，有助于降低钻具事故率、缩短钻井周期、控制钻井成本、保障优快钻井、实现提质增效。
为了解决川渝地区油气井钻井过程中钻遇失返性漏失地层而堵漏效果差，甚至引发钻井事故的问题，基于压力平衡原理，建立了注水泥钻具下入深度和水泥塞下沉高度两项关键参数的计算方法，同时完善了水泥浆体设计要求、优化了施工工艺流程，形成了一套高注高挤注水泥堵漏技术体系。研究结果表明：①堵漏水泥浆密度与钻井液密度一致，能有效保证水泥浆在井筒内驻留，确保注水泥塞成功率；②通过计算所确定的钻具下入深度，既能定量控制井筒内水泥塞的长度，又能保证钻具安全；③采用关井挤注的方式，可以有效控制水泥浆往漏层方向流动，提高堵漏成功率；④水泥浆初凝时，分段憋挤胶凝态水泥进入地层，能有效提高地层的承压能力；⑤将该项技术现场应用于33口井，一次性堵漏成功率达90.9%，其中7口井的统计结果显示单井平均承压能力提高了31.4%，应用效果良好。结论认为，高注高挤注水泥堵漏技术对川渝地区钻遇失返性漏失地层的堵漏效果明显，施工作业安全，一次施工就能达到既堵漏又提高地层承压能力的目的，为优快钻井、安全生产提供了技术保障。
川渝地区油气勘探开发已向深层、超深层领域拓展，而上部储层经过多年开采，地层压力显著降低，已成为采空区。大斜度井穿越采空区时，因井段延伸长、地层压力系数低，易诱发钻井液严重漏失，进而引发压差卡钻与垮塌卡钻等井下复杂，最终导致钻井周期延长、单井成本增加。为了解决上述难题，基于“强封堵、少接触、强清洁、细操作、快处理”的技术思路，从钻井液性能、钻具组合、井眼清洁、精细设计与操作等方面开展研究，形成了一套采空区阻卡防控与安全钻井优化配套技术。研究结果表明：①通过钻井液体系优选、钻井液性能优化及安全作业密度探索，实现了“强封堵”；②通过钻具组合优化及适时加入玻璃微珠，实现了“少接触”；③通过变排量钻进及高效率循环带砂，实现了“强清洁”；④通过采空区地层井眼轨迹设计与控制等技术，实现了“细操作”；⑤发生井漏、卡钻时，通过实施有针对性的技术措施，实现了“快处理”；⑥该套技术现场应用于川东北高含硫气藏4口井、川南页岩气井22井次，应用效果良好。结论认为，该套技术较好地解决了该区大斜度井经过长段低压采空区时发生的严重井漏与卡钻难题，为类似情况的安全钻井与阻卡防控提供了参考与借鉴。
为了对饱和溶解法测定天然气中元素硫溶解度的精密度开展系统研究，组织国内12家实验室分别对同一批次的20个样品进行了重复测试，按照国际标准ISO 4259-1《石油及相关产品 测量方法与结果精密度 第1部分：试验方法精密度数据的确定》进行了元素硫溶解度的精密度体系研究。该体系首先综合使用GESD方法预筛选、Cochran与Hawkins方法检验、库克距离分析数据异常值；然后运用统计学模型和自动化数据处理方法进行重复性和再现性评估；最后采用精细化分段浓度区间研究精密度的浓度依赖性特征。研究结果表明：①所有的实验数据均能够通过异常值检验；②重复性自由度和再现性自由度均满足统计分析要求；③在重复性/再现性条件下，在95%的置信区间里，所获得的两次独立测试结果的差值都没有超过相应浓度范围内的重复性限/再现性限。结论认为，所建立的元素硫溶解度精密度研究体系能够准确评价测试数据的一致性和可靠性；重复性限和再现性限的确定为ISO国际标准《饱和溶解法测定元素硫溶解度》的制订和现行行业标准的修订完善提供了技术支撑。
为了解决现有咸水中CO2溶解度预测方法存在过程复杂、适用条件较窄和预测精度较低等问题，基于机器学习技术，提出了“权重重构+二次训练+深度优化”的建模方法，构建了一种基于LightGBM的咸水中CO2溶解度预测模型。首先根据中国主要盆地咸水层的基本情况，广泛调研咸水中CO2溶解度实验数据；然后综合TPE算法和五折交叉验证法，初步建立了基于LightGBM的咸水中CO2溶解度预测模型；进而使用网格搜索法，针对决策树结构和袋外抽样频率，对预测模型进行了深度优化；最后采用不同指标评估了其综合性，并基于新建立的预测模型分析了CO2溶解度的变化规律。研究结果表明：①新的CO2溶解度预测模型的预测精度和可靠性高、泛化能力强，模型均方误差为0.000 89(mol/kg)2，平均绝对百分比误差为3.78%，决定系数为0.994，综合性能明显优于常用的Duan&Sun、KRR、RBFNN-BAC和SVM等模型；②咸水中CO2溶解度受温度的影响最大，压力次之，离子浓度最小，并且CO2溶解度随温度的变化规律在20 MPa时出现反转。结论认为，该项研究成果可以为咸水层CO2溶解封存潜力评估和封存场所筛选提供依据。
为了解决裂缝型超高压气藏（川东断褶带铜锣峡构造二叠系上统长兴组气藏）枯竭后改建为高压地下储气库的参数设计难题，依据气藏地质及开发特征，采用静、动态综合分析方法，制订并按照“优选区间、高效注采、保障应急、分步实施”的总体设计思路，基于不同裂缝分布模式下单井注采能力评价及不同压力区间内工作气量与井数交互设计，开展上限压力、注采井数、注采气量等建库关键参数设计研究，并通过建库先导试验及注采实践，深化建库地质及工程认识，优化参数。研究结果表明：①不同裂缝发育特征下的单井产能差异较大，可将不同条件下生产模拟得到的合理产量平均值作为新井设计注采气量——新井设计采气量为5.6×104~268.5×104 m3/d，新井合理注气量为69.7×104~214.2×104 m3/d；②完成周期注采任务需要上限压力大于38 MPa、井数至少为9口，结合地面条件及数值模拟结果，最终确定设计上限压力为40 MPa，设计库容为13.8×108 m3，工作气量为9.2×108 m3，垫底气量为4.6×108 m3，日均注气量为460×104 m3，日均采气量为766×104 m3；③考虑建库区域地面条件共部署3座注采平台，地下沿36号断裂带上的裂缝发育部位共部署注采井9口；④随着新部署井的投产及注气量的增加，该储气库的工作气量和库容逐渐达标，表明增加井数是提升储集空间的有效途径；⑤2024年12月15日，铜锣峡储气库项目主体完工，投入采气，目前运行良好。结论认为，裂缝型超高压气藏枯竭后改建为高压储气库是可行的，铜锣峡储气库作为中国首个成功案例，在建库参数设计及运行实践方面具有示范借鉴意义。
