FETKOVICH（费特科维奇，以下简称为费氏）于1971年和1980年，分别提出的有限水域水侵量方程和定压典型曲线，受到国内外专家的重视和引用。由于费氏典型曲线可以通过实际数据的拟合，确定井的驱动半径和驱动面积，因此，受到业内专家的青睐。通过推导表明，费氏有限水域水侵量方程，是一个指数递减方程。费氏将该方程直接应用于定容封闭边界油井的产量递减分析，并基于初始递减率的关系式，得到了费氏典型曲线的无因次时间。费氏利用无因次压力的倒数作为无因次产量，得到了典型曲线的无因次产量。然而，由于费氏典型曲线的无因次时间和无因次产量之间没有直接的函数关系，无法建立费氏的无因次典型曲线，因此，对费氏的有限水域水侵量方程和典型曲线的无因次时间和无因次产量进行了推导，并对存在的问题提出了质疑和评论。

近20年来，中国石化东北油气分公司在松辽盆地南部的勘探进一步证明，盆地火山岩是寻找油气藏的新靶区，具有广阔的前景。东北油气分公司根据盆地勘探实践，总结了以主成藏期为关键点的“生烃灶-成藏期古构造-断盖保存-有效储层”联动演化的断陷层四元耦合控藏模式，推动了松南地区长岭断陷火石岭组大规模火山岩气藏的发现。火山岩勘探方向从营城组拓展到更深层的火石岭组，勘探目标从酸性火山岩拓展到中基性火山岩，从水上喷发到水下喷发。采用气藏精细描述技术，建模数模一体化及地质工程一体化技术，在松南断陷多口井取得产能突破，实现火山岩气藏高效开发和规模上产。

在松辽盆地长岭断陷陆相湖盆水下喷发的火石岭组火山碎屑岩中发现了工业油气，有广阔的勘探前景。研究针对火石岭组水下喷发火山碎屑岩储层的储集空间特征、物性特征及孔隙结构差异开展，分析不同类型储层物性差异原因及其形成和演化过程。主要有以下4个方面：①凝灰岩中火山玻璃含量较高，储集空间以脱玻化孔和溶蚀孔为主，并且粒度越粗物性越好，孔隙规模、孔径大小、孔隙丰度等方面逐渐变大；沉凝灰岩黏土矿物含量高，以黏土矿物晶间孔为主，物性差；凝灰质砂岩中长石、岩屑和浊沸石等易溶组分含量高，以溶蚀孔为主。②研究区火山碎屑岩储层原生孔隙不发育，储层较为致密，平均孔隙度为2.43%，渗透率平均值为0.076×10^-3 μm²，粗粒凝灰岩孔隙度最高，其次是凝灰质砂岩和细粒凝灰岩，沉凝灰岩物性最差。③脱玻化作用是凝灰岩储层中高孔隙度和超低渗透率的重要原因，中成岩阶段的2次油气充注导致岩石发生有机酸溶蚀，此外，裂缝可以为有机酸和深部热液提供运移通道，导致后期溶蚀，并连接各种分散的溶蚀孔隙，提高储集空间的有效性。④近源相带气携水下火山碎屑流亚相粗粒凝灰岩储层是油气勘探的有利目标。

二项式产能方程是气藏开发中重要的资料分析手段，可以通过试井数据求解，但致密火山岩气藏压力稳定慢，产能试井过程中，实测数据绘制的指示曲线会出现截距小于0的情况，导致方程无法正常求解，需要对公式进行修正处理。以致密火山岩气藏气井C2井为例，分析指示曲线异常原因，参考现有方程修正方法，校正处理产能试井井底流压数据，推导新的产能二项式修正方程，应用于致密火山岩气井，得到结果比“一点法”的结果更加稳定，且充分利用试井测试数据，能为无阻流量求取和后续开发生产方案制定提供依据。

利用叠前方位道集地震数据进行各向异性参数反演是目前裂缝预测的主要方法之一，其中RüGER近似方程和傅里叶级数展开式2种算法应用较为广泛，RüGER近似方程中的各向异性梯度与傅里叶级数展开式的二阶项均可以表征裂缝强度。应用2种方程在单层界面、实钻井裂缝层分别对比了计算方法的适用性，并在实际火山岩发育区对比了裂缝空间预测结果。单界面模型2种方程预测裂缝强度存在量纲差异，RüGER近似方程裂缝强度值域大于傅里叶级数展开式计算结果，RüGER近似方程计算裂缝方位存在多解性，可能为垂直裂缝方向；井上裂缝层应用2种方法计算裂缝方位和强度结果基本一致；在松辽盆地南部LFS地区火山岩地层应用2种方法分别预测裂缝发育情况，傅里叶级数二阶项相比方位各向异性梯度，与电成像测井解释裂缝强度吻合稍好，且预测裂缝方位与成像测井解释方位相同。研究认为，在火山岩领域傅里叶级数方程预测裂缝方法更适于推广应用。

目前应用最广泛的叠前同时反演算法是基于各项同性水平介质的Zoeppritz方程近似表达式，但对于具有岩性横向变化快且纵向多期叠置特点的中基性火山岩储层，凝灰岩和沉凝灰岩具有相近的测井和地球物理响应，叠前同时反演在火山岩岩性、物性的区分上存在一定的局限性。通过褶积模型正演定性分析火山岩储层地震响应特征，井上岩石物理分析火山岩储层岩性、物性敏感参数，通过模型试算和实际数据计算对比分析6种Zoeppritz方程近似的二项式和三项式叠前反演算法在该地区的适用性，从而优选出SMITH & GIDLOW, FATTI近似算法，输入纵波阻抗、横波阻抗和密度的反射系数进行叠前反演，应用叠前纵波阻抗反演结果对该地区凝灰岩进行预测，应用叠前密度反演结果对有效储层物性进行预测。支撑部署1口评价井，预测符合率为76.0%，部署1口水平井，预测符合率为84.6%，均获得工业气流。

以松南断陷查干花气田火石岭组火山岩为例，平均孔隙度、渗透率分别为4.5%和0.08×10^-3 μm²,储层致密且非均质性强，需要大套储层一起试气才能达标，储层分类标准难以确定。利用物性数据、高压压汞、核磁共振等实验进行火山岩储层微观结构分析，通过多参数对比建立了微观分类标准，采用核磁测井作为衔接，从微观参数推导到宏观参数，综合建立了火山岩储层分类评价标准，其中包括微观结构的孔喉半径、排驱压力、退汞饱和度等，以及核磁测井和实验的T₂谱分布、离心饱和度，还有宏观参数孔隙度、渗透率、饱和度、声波时差、岩性密度、电阻率，将储层由好到坏划分为A、B和C类，该方法可操作性强，为新钻井的测试方案以及勘探、开发水平井的“甜点”层优选提供了可靠依据。研究方法与认识对开展火山岩储层的分类研究具有一定的参考意义。

为了解松辽盆地营城组火山岩类型、火山岩相类型及成因模式的复杂性、相关性之间的关系，明确其对于油气勘探的意义，利用野外露头、钻井资料、岩石薄片等多种地质资料，识别火山岩类型，划分火山岩相，分析了火山岩相成因特征。结果表明：①营城组发育4大类火山岩类型，即熔岩、火山碎屑熔岩、火山碎屑岩及碎屑沉积岩；②营城组野外露头划分了5种岩相类型，即火山口—火山通道型、火山口—破火山口型，近火山口—火山斜坡型、火山斜坡型和火山穹窿型；③建立了2类火山岩相成因模式，火山口堆积成因模式和火山斜坡成因模式。

以胜利油区陆相砂岩油藏整装油田为代表，主力单元进入特高含水后期（含水率大于95%），局部区域出现极端耗水现象，水油比急剧上升，注入水利用率大幅下降，吨油操作成本成倍增加，经济效益变差，但油藏中还有60%左右剩余地质储量。注入水沿着极端耗水层带窜流是制约陆相砂岩整装油田特高含水后期效益开发的关键问题。以提高特高含水老油田开发效益为目标，明晰了极端耗水层带形成机制及调控机理，建立了基于老井的变流线调控极端耗水层带扩波及方法，形成特高含水后期油藏精准描述及调控极端耗水层带扩波及的效益开发技术体系。通过应用流场调控技术，使传统认为含水率98%近废弃油藏开展示范应用，基于极端耗水层带流场调控经济寿命期延长10 a以上，产油量大幅增加，含水率下降，吨油操作成本下降，实现了特高含水后期老油田低成本开发。

碳酸盐岩在化学和力学作用下结构及力学特征是该类储层酸压技术有效性评价的重要研究课题。以海相碳酸盐岩为研究对象，开展了20%HCl胶凝酸对碳酸盐岩结构和力学性能影响的室内实验研究。基于矿物组成，将碳酸盐岩划分为灰岩、含云质灰岩、含灰质云岩和云岩4种类型，相对于灰岩的均匀刻蚀，酸在含云质灰岩表面选择性刻蚀，形成蚓蚀刻槽，而含灰质云岩和云岩则以点状刻蚀和沿着结构面侵蚀为主。酸作用前碳酸盐岩具有基质强度主导的剪切破坏特征，而酸作用后改变了岩石内部结构，导致碳酸盐岩更易在拉张应力作用下发生破坏，更容易劈裂破坏或沿结构面破坏。酸作用后碳酸盐岩的宏观强度降幅远大于基质强度降幅，酸液通过侵入岩石内部，在岩石内部形成更多微观缺陷，表现为峰值应力时弹性能占比降低和耗散能占比增加，因此其宏观力学性能劣化是基质强度劣化和内部结构改变共同作用的结果。研究结论对于碳酸盐岩现场酸压实践以及后续生产方案制定提供一定指导。

苏北盆地金湖凹陷BG区块页岩油压裂后产量递减快、开发效果差，衰竭开发后期如何有效提高单井评估的最终可采储量是能够效益开发的关键。国内外通常采用CO₂吞吐的方法进行后期增产，但由于成本较高，效果差异较大，并未广泛使用。在结合BG区块地质特征的基础上，通过岩心核磁、扫描电镜、试井分析等方法开展页岩油注水吞吐增产机理研究，明确了注水吞吐具有大幅提高渗吸动用孔隙（1~100 nm）中页岩油、改善页岩油储层孔渗条件的作用，结合苏北盆地页岩油较好的亲水性、含油性、储层裂缝较为发育三大特点，提出页岩油注水吞吐技术手段，并开展矿场试验。截至目前，2口试验井累计增油量超过7 600 t，具有较好的应用前景和经济效益，对苏北盆地页岩油衰竭开采后期低成本效益增产具有指导意义。

水合物法捕集与封存CO₂气体可服务于大规模减排的技术需求，加速“碳中和”目标的实现，对应对气候变化具有重要意义。从气体水合物的基本性质、生成机理及模型，多孔介质中水合物合成，水合物合成的分子动力学模拟等方面，综述了前人针对水合物合成领域的研究现状，提出了气体水合物合成过程中存在的科学问题，并对气体水合物的发展及煤系地层CO₂水合物的封存方向进行了评价。研究认为，CO₂气体的溶解度是限制准确计算多孔介质中水合物储气量的关键因素；气体水合物的局部结构化（成核）机制复杂，仍需深入研究；高纬度及永久冻土区煤系地层可作为水合物法封存CO₂气体的地下空间。

随着全球“碳中和”目标趋同，经过百年发展，碳捕集、利用与封存（CCUS）产业发展迎来新机遇。欧美发达国家通过碳市场、碳税制度、碳补贴或退税、碳边境调节机制等措施，大力扶持CCUS技术研发及工程示范推广，CCUS产业化雏形已现，市场前景广阔。与国外相比，中国CCUS相关政策法规以引导为主，碳市场规模和碳价仍处于较低水平，亟待强化CCUS政策法规制定及配套措施研究。为此，明确了CCUS项目投入产出框架，梳理了全球典型CCUS项目经济效益及其财税政策环境，并提出中国CCUS产业效益发展建议。分析表明，国外项目普遍获得了政府直接补贴，运行成本中捕集成本占70%~80%，环境成本主要与CO₂泄漏后的环境风险及加装CCUS后产生的额外排放有关，产出收益包括直接收益和间接收益，高于200元/t气价条件下的CO₂驱油项目难以获得经济效益。结合国内外CCUS政策法规现状对比分析，提出了加快技术研发迭代速度，加大CCUS集群枢纽中心建设，加紧出台渐进式、组合式CCUS政策法规等CCUS产业化发展建议。

针对塔里木盆地西南部寒武系存在的古隆起陆棚相分歧，利用锆石U-Pb（铀-铅同位素测年）年龄、井-震联合开展了寒武系层序充填与沉积演化的研究。研究表明：在巴楚隆起，寒武系直接覆盖在克拉通结晶基底之上，寒武系沉积充填与前寒武系结构呈“镜像”关系。受前寒武系地形、构造运动和海平面升降控制，塔里木盆地西南部寒武系发育4个Ⅱ级层序，分别为寒武系层序1（玉尔吐斯组—肖尔布拉克组）、寒武系层序2（吾松格尔组—沙依里克组）、寒武系层序3（阿瓦塔格组）、寒武系层序4（下丘里塔格群），共包含7个沉积相、10个沉积亚相。塔里木盆地西南部寒武系层序1—寒武系层序3早、中寒武世巴楚隆起—麦盖提斜坡—塔西南坳陷沉积相为台地—缓坡—斜坡—深水陆棚相沉积，表现为向海凝缩减薄的沉积特征并发育寒武系烃源岩；寒武系层序4晚寒武世塔里木盆地西南部主体演化为局限台地，塔里木盆地西台东盆沉积格局正式形成。

鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳气藏自1989年陕参1井发现以后，马家沟组五段风化壳气藏勘探取得了丰硕成果。中央古隆起对富县地区马家沟组沉积和储层的影响，未进行详细的研究，制约了该地区下古生界的油气勘探。通过对富县地区奥陶系马家沟组地层特征、沉积微相、岩溶发育规律的研究，明确了中央古隆起对研究区地层沉积的控制作用以及对岩相、沉积微相展布的影响。研究表明：中央古隆起对富县地区奥陶系马家沟组地层沉积具有继承性，整体厚度表现为北厚南薄、东厚西薄。通过沉积微相特征的研究，古隆起的边缘地区水动力较强，发育呈席状的台内滩、潮缘滩。奥陶系风化壳与中央古隆起的形态、结构、演化与保存密切相关，中央古隆起的形成与演化制约了奥陶系岩溶体系的发育与保存。

渤海BZ油田主要为潜山碳酸盐岩油藏，目前已进入开发中后期，由于储层非均质性强，裂缝、孔洞分布规律复杂，导致油井生产特征复杂、产量递减快、动静态储量认识存在较大差异等问题。为此，在常规测井资料、薄片和少量岩心分析资料的基础上，结合不稳定试井和生产特征等资料，建立了油田碳酸盐岩储层类型动静态特征综合识别标准，渤海BZ油田碳酸盐岩储层主要划分为裂缝型、裂缝-孔隙型、孔隙型3种类型储层；基于静态优质储层预测，综合考虑了储层的平面、纵向的非均质性，建立了三维数值试井模型，精细刻画识别了复杂井储层边界和连通状况，合理评价了动态储量，证实了太古界潜山含油气潜力，为油田开发中后期制定调整对策提供依据，指导油田调整挖潜，并获得高产验证。