河流沉积砂体定量表征是油田高效勘探开发的重要基础。文章综合利用定量岩心分析、测井相分析、定量地震沉积学和三维地震剖面识别方法，对霸县凹陷文安斜坡东营组古河道砂体厚度，河道（带）宽度，（满岸）河道水深等河流参数进行了定量化计算。研究表明，文安斜坡东营组发育北部苏桥、中部文安和南部长丰镇三个物源输入口，河流呈NEE-SWW向分散于文安斜坡带，其中河道带宽度（w）为1.04~2.61 km，平均宽度（wcb）为1.71 km；主河道宽度（W）为15.2~179.6 m，平均宽度（Wc）为84.4 m；主河道沉积水深（D）为1.34~5.21 m，平均水深（Dc）为3.29 m；主河道满岸水深（Dmax）为2.35~9.15 m，平均满岸水深（Dmaxa）为5.77 m；主河道沉积厚度（H）为2.15~8.32 m，平均厚度（Hc）为5.25 m，河道长度（L）为18.5~28.2 km，平均河道带长度（Lcb）为25.1 km，流向（A）为40°~65°。确定文安斜坡东营组发育辫状河沉积，斜坡东侧中外带为主要的砂岩卸载区，河流以垂向挖掘性河流为主，侧向迁移为辅，河道砂岩平面呈“条—带”状。文安斜坡西侧内带以侧向迁移河流为主，下蚀作用为辅，河道砂岩呈“席—带”状。东营组河道砂岩具有“下生上储”的有利成藏条件，具有良好的岩性、构造—岩性圈闭（油气藏）勘探前景。

渤海湾盆地莱州湾凹陷垦利油区沙三上亚段是目前中深层油气勘探开发的重点主力含油层系。综合研究区沉积背景，以三维地震资料、岩心及测井资料为依托，结合地震沉积学研究，开展了垦利油区沙三上亚段辫状河三角洲沉积特征及演化规律研究。结果表明，莱州湾凹陷垦利油区沙三上亚段沉积期，发育以莱北低凸起、垦东凸起及潜在物源区潍北低凸起供源形成的辫状河三角洲沉积体系。研究区辫状河三角洲平原砂体以细—中砂岩为主，前缘砂体以粉—细砂岩为主，分选性中等较好。牵引流性质的沉积构造十分发育，多见生物扰动构造，反映三角洲前缘动荡的水体环境。顺物源方向发育斜交前积反射地震相，垂直物源方向识别出多期丘状反射地震相。综合古地貌、沉积特征及振幅属性切片，明确研究区沙三上亚段以北部物源莱北低凸起供源为主导，沉积中块及沉积东块为主体沉积区，莱北低凸起供源的三角洲呈后退趋势，其展布面积大（95~130 km2）。沉积西块及东块为多物源供给区，来自垦东凸起的三角洲前缘沉积逐渐萎缩，来自潍北低凸起的三角洲区前缘沉积逐渐向湖盆中央推进。上述沉积展布及演化规律为进一步精细勘探开发提供了沉积地质基础。

碳酸盐胶结特征不仅反映了成岩环境，而且可表明成岩阶段及其对储层质量的影响。综合运用岩石学、矿物学和地球化学等方法，对莱州湾凹陷北洼古近系沙三段砂岩中碳酸盐胶结物的分布规律、形成环境、物质来源、沉淀温度以及其对储层物性的影响进行了系统研究。结果表明：沙三段发育两期碳酸盐胶结物，分别为形成于埋藏早期的菱铁矿和隐晶方解石，以及成岩作用中后期形成的方解石、白云石、铁方解石和铁白云石，其中方解石是最主要的胶结物类型。碳酸盐胶结物形成于埋藏作用中后期的高盐度流体环境，与有机质脱羧作用相关，有机碳是最主要的碳来源，Ca2+是长石的溶蚀和粘土矿物转化的产物。包裹体均一温度研究结果表明，碳酸盐胶结物在油气充注的同时或之后形成。形成于成岩作用早期的碳酸盐胶结物在一定程度上增强了岩石骨架颗粒固结和抗压实能力，同时也是后期有机酸溶蚀的主要对象，对储层物性起到促进作用；溶蚀作用之后形成的碳酸盐胶结物占据粒间孔隙和部分溶蚀孔隙，对储层物性起到破坏作用。

渤海湾盆地辽中凹陷旅大16油田东营组东三段是目前勘探开发的主力含油层系。综合三维地震资料、录井、测井及岩心资料，在井—震结合、层序地层学研究基础上，利用古地貌研究、岩心相、测井相、地震相和振幅属性切片分析，明确了东营组层序格架内沉积相类型、沉积展布特征及沉积演化规律。应用Vail的经典层序地层学理论，将东三段划分为一个三级层序，其中可识别出低位体系域、湖侵体系域和高位体系域。低位体系域沉积期，辽西低凸起大面积暴露遭受剥蚀，为研究区提供碎屑沉积物，发育近源的扇三角洲及重力流沉积体系。扇三角洲砂体以灰色中砂岩和细砂岩为主，河床滞留沉积、波状层理和生物扰动构造十分发育；高位体系域时期，辽西低凸起被淹没，供源能力减弱，研究区发育较远源的辫状河三角洲前缘沉积，且伴生重力流沉积。其中辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体以细—中砂岩为主，见块状构造和楔状交错层理。重力流沉积体系主要为滑塌湖底扇及砂质碎屑流沉积，岩心观察可见细砂岩中发育滑塌变形构造，及漂浮状的砾石和泥岩撕裂屑。研究区沉积演化过程与地貌演化密切相关，且断裂体系对砂体展布具有控制作用，重力流沉积发育于断裂坡折前方。显然，明确沉积相类型、沉积展布特征及沉积演化规律，可为进一步油气勘探开发提供地质依据。

渤海C油田东营组沉积特征及成岩作用复杂，物性变化大，油气显示活跃，存在大量录井显示好的高阻水层，流体性质判别难度大。结合录井及岩心、岩矿等资料进行了综合分析，研究认为：以高岭石为主的粘土矿物含量高及残余油饱和度高是形成高阻水层的两个主要因素。在成因分析的基础上，提出了流体替换法和深电阻率与密度曲线交会法快速识别高阻水层。实际资料应用表明，归一化后深电阻率与密度差值ΔRd-Δρ是C油田东营组油藏油、水层识别中的敏感参数，建立ΔRd-Δρ与深电阻率Rd的交会图版，油层主要分布在ΔRd-Δρ大于2.3的区域。研究方法对于C油田乃至渤海中深层测井综合评价具有很好的指导作用。

垦利10-1油田位于莱北低凸起北部斜坡带，储层评价重点的沙河街组整体为复杂断块油藏，主力含油层段沙三中Ⅰ油组以辫状河三角洲沉积为主，Ⅱ油组发育高频进积型三角洲，砂体横向变化大，储层厚度薄，采用常规手段无法准确刻画进积体内部砂体边界，预测精度不高。文章利用地震相控反演技术，将沉积相特征在地震剖面上进行转化，再由储层变量先验信息随机模拟空间储层参数体，建立完整的地质统计变差函数，并创新性的引入噪声模型自适应正则化参数，实现了反演解的稳定性和分辨率都得到了提升。垦利10-1油田的实际应用表明，反演结果与盲井资料吻合较好，能够准确清晰刻画单一进积体砂泥岩的边界，符合三角洲沉积规律，实现了精准预测中深层油气藏的目的，对于今后进一步深层油气勘探开发工作具有重大的指导意义。

渤海油田古近系三角洲沉积发育巨厚（大于100 m）的砂岩和砾岩储层，储层横向变化快，内部非均质性强，地震预测难题大。文章针对此类问题，提出一种基于厚度解释量版的砂砾岩定量表征方法。根据已有钻井资料建立井点处地质模型，结合已有地质资料分析储层可能的变化形式，形成地质模型库，对地质模型库进行正演获得相应的正演地震资料库，然后提取正演地震资料的反射振幅属性，建立不同砂砾岩变化形式下的厚度解释量版，最后提取实际地震资料的反射振幅属性，将其投射到厚度解释量版上，实现对巨厚砂砾岩储层的定量表征。该方法克服了常规地震反演、地震属性等方法难以有效刻画巨厚砂砾岩储层的难题，实现了对具有干涉效应的巨厚砂砾岩储层的厚度及其内部变化的精确定量表征。

渤海高地饱压差油藏有着高地饱压差、储层压力变化幅度大等特点，为明确此类油藏应力敏感特性对于其储层产能的影响，论文以Q油田W组油藏为例，在岩心覆压气测渗透率实验的基础上，通过改变岩心有效应力，得出了岩心渗透率与所受有效应力的变化规律。实验表明岩心渗透率与其所受有效应力存在着乘幂式关系，将此变化规律应用于产能分析中，推导考虑应力敏感的稳态产能公式，并绘制产能图版进行对比分析。考虑应力敏感后的产能明显出现整体降低的现象，在不同的储层渗透率下，都存在一个相应的最优生产压差限，这对于渤海高地饱压差油藏合理生产制度的制定具有指导意义。

文章以莱州湾凹陷垦利油田沙河街组储层为例，对传统的回归统计模型和基于BP神经网络的人工智能预测模型评价储层渗透率方法和效果进行了对比研究。目标储量报告里定火沙三段中孔、中渗；岩性（粒度）和孔隙度是储层渗透率的主要影响因素。根据岩心及测井数据，建立了孔隙度——粒度二元回归渗透率统计评价模型和BP神经网络渗透率预测模型。通过检验样本集精度对比，分析了隐含层数、隐含层节点数等网络结构参数变化对模型预测结果的影响，重点分析了不同的测井参数输入对BP神经网络模型预测结果的影响。优化后的BP神经网络模型对检验样本集的渗透率预测结果精度最高，其平均相对误差为37%，比传统的二元回归统计模型精度提高了26%。对目标油田三口井连续处理，BP神经网络模型渗透率预测结果更加合理，可以满足开发层段产能分析等生产需求。

：渤海中深层薄互层油藏多层合采开发过程中，由于其原油黏度低以及地层渗透率级差大的特性存在，出现了与稠油油藏多层合采特征不一样的层间干扰问题。为了更清楚地认识稀油油藏多层合采层间干扰规律，合理制定生产制度，文章统计了该油田地层孔、渗数据，采用不同渗透率的长岩心进行双管并联恒速驱替实验，对实验条件下单采与合采的驱替特征开展研究。实验结果表明，不同渗透率岩心水驱油时含水上升规律相似，但与稠油规律截然不同；渗透率级差越大，层间干扰越严重；从渗流机理上明确渗透率级差对层间干扰的影响规律，为层系划分及调整提供理论依据。

辽东湾盆地南部东营组油气资源丰富，发现了受构造和岩性双重控制的复杂油气藏，但其储层厚度薄、岩性横向变化大、分布复杂且非均匀性强，给油气勘探带来巨大困难。利用高精度的地震反演方法是解决复杂油气藏、预测薄层储层的有效途径。文章应用地震相控非线性随机反演方法对东营组目的层段进行叠后地震反演薄砂岩储层预测。通过对测井曲线重构和去压实校正，使声波测井曲线满足高精度反演的要求。首先在地震相界面约束下建立低频速度模型，再基于非线性随机算法提高反演结果的分辨率，结合随机模拟理论使得地震反演结果忠实于地震数据体。该储层地震反演能够有效提高地震资料的分辨率，反演结果能够表征地震波形变化及突出地质沉积特征，反演结果与实际钻井资料进行对比发现吻合率高且能够有效识别薄砂岩储层，精细刻画辽东湾盆地东营组储层分布，为下一步油气勘探开发提供了可靠的依据。

文章探讨了东濮凹陷上古生界砂岩优质储层形成的主控因素，为预测优质储层提供依据。文章以东濮凹陷庆古3井为主要研究对象，通过岩心观察、铸体薄片、XRD、核磁共振冻融法及三束离子抛光—场发射扫描电镜联用等综合分析，研究了东濮凹陷二叠系储层发育特征及控制因素。研究表明：东濮凹陷上古生界砂岩以岩屑长石和长石岩屑砂岩为主，孔隙度值介于0.2%~12.8%，渗透率值介于0.0016~5.7 mD，属于特低孔致密型储层。溶蚀残余粒间孔、粒内溶蚀孔、晶间孔是东濮凹陷主要发育的孔隙类型，储集空间都是次生成因，各层段几乎未见原生孔隙留存，裂缝相对不发育。次生孔隙主要由长石颗粒和岩屑（包括凝灰质）溶蚀形成，在石千峰组和下石盒子组储层中较为常见。优质储层受沉积相、岩性和成岩作用的控制，石千峰组砂岩属于内陆河流相沉积，砂体发育，是东濮凹陷上古生界最有利的储集层系，长石的溶蚀是石千峰组优质储层形成的主要控制因素。下石盒子组属于三角洲沉积，由于沉积时期火山作用，导致大量的凝灰质沉积，凝灰质蚀变形成的高岭石晶间孔是该层储层形成的重要机制。山西组主要三角洲沉积，也是主要成煤期，煤系酸性流体导致溶蚀，但强烈的石英次生加大使砂岩致密化。

莺琼盆地中新统是油气勘探开发的重点层系，但海上区块深层储层取心极少，岩石力学参数研究较为薄弱。针对这种现状，文章基于声波全波列测井曲线，计算岩石动态力学参数；利用全岩矿物、物性分析以及压汞实验资料，分析岩石力学参数的影响因素。结果表明：研究区中新统储层杨氏模量介于20~50 GPa之间，泊松比介于0.1~0.35之间，内摩擦角介于20°~35°之间，抗张强度介于5~30 MPa之间。横向上，同一层位各岩石力学参数之间具有非均一性；垂向上，岩石力学参数与埋深呈弱正相关性。影响因素分析表明，岩石孔隙度、粘土矿物含量、脆性矿物含量以及孔隙半径影响岩石力学参数大小。研究成果一方面为该区地应力场模拟、储层裂缝评价以及目的层压裂优化设计提供了可靠的基础数据；另一方面，为衔接深部储层地质参数与地质力学参数评价提供了理论依据。