塔里木盆地下古生界发育巨厚白云岩层，具有优质的生储盖组合配置，资源潜力巨大|下古生界白云岩层系内主要发育2套优质储盖组合，代表2个勘探领域，分别为盐上白云岩领域与盐下白云岩领域。通过对成功与失利井烃源岩、储层、盖层、古隆起、圈闭等因素排查分析，厘定制约盐上白云岩领域与盐下白云岩领域的关键石油地质要素，并通过对关键石油地质要素的新认识优选有利勘探区带。研究结果表明，制约盐下白云岩领域规模成藏的关键地质条件为古隆起背景、烃源岩背景|制约盐上白云岩领域油气规模成藏的关键地质条件为优质盖层、烃源岩发育背景与走滑断裂。建立在古隆起分布研究、生烃凹陷分布研究、区域性储盖组合分布研究基础上，结合现今目的层埋深情况，优选了巴东—塔中—古城隆起、塔北隆起2个盐下白云岩有利勘探区带与满西低凸起—古城低凸起盐上白云岩有利勘探区带。
塔里木盆地内多区块、多层系含油气，油气资源十分丰富.下寒武统烃源岩是塔里木盆地内非常重要的烃源岩，然而其分布研究十分薄弱，严重制约着有利勘探区带的选择。通过野外露头、钻孔资料与地震资料的综合研究，认为塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组沉积期沉积模式主要为缓坡模式，烃源岩优势发育在中下缓坡与深水陆棚相带。建立在资料点分析、地震剖面追踪基础上，识别出下寒武统烃源岩2个分布中心：其一位于北部坳陷内；其二位于塔西南坳陷的南缘，呈NW向条带展布。关于烃源岩的分布与已发现油气田/藏的平面分布吻合，为回答主力烃源岩问题提供了支撑性证据；同时结合继承性古隆起的分布，指明了满西低凸起、巴东地区与塔西南坳陷内烃源岩分布区是下一步原生油气藏勘探的有利区带。
塔里木盆地寒武系发育大规模优质台地边缘相礁滩型白云岩储层，油气勘探前景广阔。通过对柯坪地区7条下寒武统野外露头剖面的精细测量及室内岩石薄片观察和物性测试，明确了该区下寒武统肖尔布拉克组的岩石地层和沉积储层特征，并通过剖面对比厘清了台缘带内部沉积结构和储层空间展布规律，最终建立了台缘礁滩型白云岩沉积储层模型。研究表明，该区肖尔布拉克组可分为上、下2段，肖下段以泥粉晶白云岩为主，为缓坡型台地边缘潮下带低能沉积；肖上段可划分为3个亚段，以藻纹层白云岩、微生物礁白云岩、球粒白云岩和叠层石白云岩为主，为弱镶边型台地边缘高能沉积。台缘带白云岩储层的发育受沉积相控制，主要发育在肖上二亚段和肖上三亚段的颗粒滩相白云岩中，储集空间以溶蚀孔和晶间孔为主，孔隙度范围为0.6%～9.02%，平均为5.5%，储层平均厚度为30～40m，在垂直台缘带方向展布宽度在25km以上。
碳酸盐岩台地类型及其台缘带特征对储层的形成及储盖组合配置关系具有重要的控制作用。塔里木盆地寒武系碳酸盐岩台地经历早寒武世缓坡型台地、中寒武世镶边型蒸发台地、晚寒武世镶边型台地的演化过程，其中北部台缘为沉积缓坡型台缘|轮古—古城台缘为断控陡坡型台缘，分段差异明显|塔西南乌什—喀什—麦盖提—和田—民丰一线早寒武世为古陆，中、晚寒武世时期随着海平面上升演化为水下低隆，到晚寒武世后期可能发展成台地边缘沉积。陡坡型及缓坡型碳酸盐岩台地边缘形成不同的储盖组合。轮古东、古城地区上寒武统陡坡型加积—进积台缘储层非常发育，连通性好，盖层往往是这类台缘带储盖组合的关键，从而位于台缘带后侧、潟湖靠海一侧的礁后滩体是有利储层发育区，并且该相带储层往往上覆致密碳酸盐岩盖层，可形成优良的储盖组合|塔北西部英买7-8缓坡型台缘带储层为一套藻丘及滩体复合型白云岩储层，盖层为中、下寒武统泥晶白云岩、膏质白云岩、含泥白云岩等致密层，其储盖组合要优于轮古东、古城等地区陡坡型台缘带，勘探前景更为乐观。
塔里木盆地下古生界白云岩是非常重要的潜在勘探领域，具有厚度大、范围广、资源量巨大的特征，同时又具有时代老、埋藏深、成岩作用复杂的特点，给储层的研究及勘探带来难度。通过大量的岩心、薄片及露头资料，系统地梳理了塔里木盆地下古生界白云岩的储集空间类型，组构选择性分为：晶间孔、粒间孔、粒内孔、膏模孔、溶塌角砾孔和藻格架孔；部分组构选择性分为：晶间溶孔、溶蚀孔洞；非组构选择性分为：洞穴、构造缝、溶缝和压溶缝。并展示了基于CT的晶间孔、粒间孔和粒内孔的孔喉结构特征。根据储层发育位置、分布特征，结合孔隙形成主控因素，提出了新的白云岩储层成因分类，把储层划分为受沉积相控制的、受层序界面控制的和受断裂控制的白云岩储层3个大类，并又细分为高能丘滩相、蒸发潮坪相、内幕层间岩溶、潜山岩溶、埋藏—热液岩溶和构造裂缝型白云岩储层6个小类，该分类方案具有较强的实用性。
位于塔里木盆地古城地区的古城6井在下奥陶统白云岩中获得工业气流|该井气藏发育在致密灰岩之下，代表非常规储盖组合与油气成藏类型，其储层与天然气运聚机理研究对于勘探有利区带优选非常重要。通过对古城6井下奥陶统气藏储盖组合与油气运聚分析，提出古城6井下奥陶统白云岩储层形成于同生期白云岩化作用叠加埋藏期热液改造作用、气源通道为走滑断裂的认识，并建立了复式盖层与走滑断裂控储控藏模式:储层形成期热液流体沿走滑断裂侵入，遇复式盖层遮挡横向运移改造储层，成藏期天然气沿走滑断裂充注，受复式盖层遮挡成藏。通过对上奥陶统泥岩厚度统计、中奥陶统致密灰岩分布与走滑断裂带分布研究，认为满西低凸起与古城低凸起是中上奥陶统复式盖层与深大走滑断裂发育的有利区域|依据目的层埋深，提出满西低凸起北部与古城低凸起南部是下奥陶统白云岩勘探的有利区带。
针对塔里木油田塔中东部中下寒武统白云岩储层岩性组分复杂，石膏含量较高，压裂改造效果差等问题，在岩石力学实验、岩石组分精细确定基础上建立白云岩储层弹性模量、泊松比、强度、可压裂性等计算模型，并分析不同岩性组分岩石力学参数的影响规律，同时通过井筒资料分析地应力方位，建立地应力计算模型，分析不同组分含量对地应力影响，确定精细地应力剖面，并分析纵向变化规律|另一方面，开展天然裂缝产状信息处理、提取，分析主应力与裂缝走向关系，利用已压裂井资料确定天然裂缝内聚力、滑动摩擦系数，并定量计算天然裂缝面正应力、剪应力，确定不同注入压力下的开启率，从而确定中深5井超深、致密、含膏白云岩储层以压裂为主的改造方案，在此基础上根据分层应力剖面、水平应力差、地层可压裂性、天然裂缝力学特征优化压裂施工层段、泵注程序、分段射孔簇、施工压力等。
二连盆地下白垩统充填在一系列NE—NNE向基底断层控制的地堑、半地堑断陷中，可以划分为5个坳陷和4个隆起。根据断陷及其主控断层的组合方式可以将复式断陷划分为串联式、并联式、斜列式和交织式等4个类别，每一类又可以分为同向半地堑复合、相向半地堑复合、地堑与半地堑复合和地堑与地堑复合等4种型式。复式断陷带(群)的分布主要受海西期基底软弱带控制，构成的5个坳陷的延伸方向各不相同。二连盆地下白垩统的含油气性与复式断陷结构、裂陷作用方式密切相关:正向裂陷作用形成以串联式、串联斜列式复合为主的复式断陷，有利于发育具有深洼槽的断陷湖盆，为烃源岩发育创造了条件；斜向裂陷作用形成的以斜列式、并联式复合为主的复式断陷，有利于发育具有宽缓斜坡、台地的断陷湖盆，发育斜坡相烃源岩；隆起上零星散布的断陷多是在刚性基底上发育的，边界断层陡倾且位移量大的断陷更利于形成发育烃源岩的深陷湖盆。
以四川盆地东南缘武隆地区为例，系统采集下古生界—中生界层系样品并进行镜质体反射率测试，在区域构造沉积演化史分析的基础上，对镜质体反射率异常带进行划分与成因分析，分别利用镜质体反射率梯度法及最大埋藏温度法恢复各层系地质历史过程中地温梯度及最大埋藏温度。四川盆地东南缘下古生界—中生界存在4个镜质体反射率异常带，从上至下分别为上三叠统须家河组底部异常高值带、中二叠统栖霞组顶部—上二叠统龙潭组异常高值带、五峰组—龙马溪组底部页岩段异常高值带及其以下层系异常低值带，形成机制分别为油气运移带来的热流体活动、晚海西期峨眉玄武岩喷发、热液流体屏蔽层底部增温及地质流体高压封存箱。利用最大埋藏温度法恢复的古地温具有更高的可信度，恢复结果显示:受地质流体封存箱控制，下古生界地温梯度变化较大，寒武系地温梯度总体较低，志留系平均地温梯度可达41.47℃/km，上古生界—中生界古地温梯度为25.10～28.01℃/km，平均为26.18℃/km，大地热流背景值为66.78mW/m2。
明确川东北地区石炭系油气充注特征、成藏机理有助于对其含油气系统进行深入认识。应用成藏动力学理论，以典型油气藏解剖为基础，以流体来源及其流动样式为核心，采用流体定年技术和油气运移方向示踪技术，通过样品分析测试、数值模拟实验和成藏机理的综合研究表明：志留系有机质是主要的供烃源，黄龙组裂缝—溶孔状白云岩为有利储集体，印支—燕山期地层—构造复合型圈闭提供了聚集空间|黄龙组主要存在210Ma和170Ma 2期油气充注过程，多期活动的构造裂缝和高压水力破裂缝与S/C不整合及C/P不整合构成了网状输导体系，从下至上的垂向运移特征显著，侧向局部小范围有一定的运移指向|整体呈现出“下生上储”的喜马拉雅期调整改造式成藏模式。
阐述了恒速压汞和恒压压汞的原理方法，通过实际岩样的测试分析，比较了2种不同方法的优缺点和适用范围，分析了实验压力对实验结果的影响。恒压压汞测试速度快、实验压力高、可测试孔隙介质的孔径范围广，适宜于大量的生产及科研样品测试；恒速压汞测试速度非常慢，可区分给出孔隙与喉道的不同参数，能更加精确地表征多孔介质的孔隙结构，但目前恒速压汞仪的实验压力相对较低，可测试样品的孔径范围有限，对致密岩样测试获取的参数信息不全面。建议研究者在选用不同方法时，需要提前了解岩样的孔隙分布范围，确定合理的实验压力，一般来说，致密砂岩基质渗透率低于1×10-3μm2以下，对恒速压汞就应慎重使用，而进行恒压压汞时则应增大实验压力，以获得更具代表性的孔隙特征参数。
塔中寒武系深层白云岩储层具有埋藏深、岩性复杂等特点，油气藏储集空间以次生溶蚀的孔洞为主，并伴有裂缝发育，导致储层非均质强，油水关系复杂，储层定量评价及流体性质判别困难。经过测井攻关研究及实际井的应用实践，文章首次提出一套适用于塔中地区寒武系深层白云岩储层测井评价技术|该技术充分依据微电阻率扫描成像、元素俘获、热中子及声波扫描成像等测井新技术资料，依靠以电成像视地层水电阻率谱为主的专利技术，精细刻画白云岩储层的孔、洞、缝特征，评价储层有效性，确定储层流体性质，支撑塔中寒武系深层白云岩油气藏的发现与评价，见到明显的地质效果。
塔里木盆地寒武系白云岩分布广、厚度大，是塔里木盆地油气勘探的重要接替领域|由于寒武系白云岩埋藏深、勘探程度低，针对性地震处理技术尚不成熟。以塔北英买32地区为例，基于地震资料特点分析及寒武系白云岩地层与其他地层地震响应特征的差异性分析，采用多方法探索及应用效果对比，开展针对性的地震处理技术研究。形成了以谱约束反褶积、τ—p变换噪音压制、网格层析反演速度建模、TTI各向异性建场、逆时偏移为主的寒武系白云岩针对性地震处理技术系列,为寒武系白云岩的构造解释、储层预测等研究提供高品质地震资料。
塔里木盆地下奥陶统分布着规模巨大的白云岩地层，在这些白云岩地层中已经发现了工业油气藏，勘探潜力巨大。应用岩石学与地球化学方法，对塔中隆起—巴楚隆起内下奥陶统的云灰岩开展成因研究。根据岩石学特征，下奥陶统云灰岩分为低云化程度灰岩、高云化程度白云岩、与中云化程度云灰岩3个端元。地球化学分析结果显示，白云岩与云灰岩δ18O值均比灰岩重约3.5‰，3个端元具有相似的稀土元素配分模式与相似的87Sr/86Sr同位素组成，表明云化流体主要来源于海水或蒸发海水。云灰岩与白云岩端元表现出富Fe、贫U和Mo,负Ce异常特征，指示其形成于水体偏浅的氧化环境中|相反，灰岩端元表现出形成水体偏深的还原环境中。利用白云岩—海水与灰岩—海水的氧同位素温度计估算岩石形成温度的结果显示，白云岩形成温度高于灰岩，表明温度可能是克服白云岩化动力学障碍的关键性因素。根据流体源、氧化还原条件、形成温度与水体深度的认识，建立了“层状水温控云灰互层模式”|并认为白云岩化主要发生在水体较浅(0~70m),温度相对较高(夏季达30℃)的环境中，对应沉积相主要包括半局限台地潮坪亚相与潮下浅滩亚相|灰岩沉积水体相对较深，温度相对较低(~10℃)，对应沉积相主要为半局限台地潮下滩或滩间海亚相。
塔西南地区是塔里木盆地石油勘探的后备区，整体考虑区域内已发现轻质原油的轻烃地球化学特征，对确定区域内原油成因类型和成藏过程具有重要意义。利用配置PONA毛细管柱的GC对区域内22件原油进行C6—C13 轻烃族组成、族组分比值、MCyC6/nC7和m-xylene/(m-xylene+ nC8+ nC9)分析。结果表明,塔西南地区原油可划分为巴什托轻质油族群、和田河轻质油族群和柯克亚轻质油族群3个族群。族群划分结果显示原油存在3套烃源岩，部分原油存在混源特征，轻烃结果受原油芳烃和碳同位素分析支持。
通过分析辽河坳陷东部凹陷29个天然气样品的地质和地球化学特征，探讨了研究区天然气成因类型的新认识。研究区主要烃源岩为古近系沙河街组和东营组，母质类型以偏腐殖型为主，热演化程度主体处于0.5%~1.0%之间。天然气组分以烃类气体占绝对优势，干气、湿气并存；δ13C1值为-46‰~-38‰、δ13C2值为-30‰~-25‰、δ2HCH4值为-250‰~-210‰；C5-7轻烃化合物中富含异构烷烃，庚烷值和异庚烷值均落在低演化区。对比分析吐哈低熟气特征，指出研究区探明天然气的主体属于低熟气范畴，满足其2个本质属性:母质为偏腐殖型、成熟度处于低演化阶段。气源对比表明，天然气主要来源于古近系沙三段(Es3）陆相湖盆偏腐殖型源岩，它的成熟度(RO）与基于“δ13C1—RO计算得出的天然气RO值(0.50%~0.90%）在空间分布特征上相吻合。此外，微生物活动对气藏后期的改造作用也不容忽视:大部分C2+烃类被微生物消耗而使天然气组分变干；C2、C3含量降低至一定程度时，δ13C2值、δ13C3值呈现异常高，甚至达到正值，而δ13C1值受微生物活动影响较小；正庚烷容易被降解而使研究区天然气庚烷值相比吐哈低熟气更低。
选用低成熟富Ⅱ型有机质页岩，在真空MSSV体系中分别以2℃/h、20℃/h的升温速率进行生烃模拟实验，测定气态烃的稳定碳同位素组成并讨论了页岩干酪根热解气态烃演化的稳定碳同位素特征及页岩气碳同位素倒转的原因。热解气态烃中甲烷碳同位素组成随热模拟实验中温度升高先变轻后变重，乙烷和丙烷的碳同位素组成都是随着温度的升高逐渐变重。影响页岩气碳同位素组成的主要因素包括:有机质类型、热演化程度以及气体在页岩系统中的微运移。页岩气烷烃序列稳定碳同位素值出现倒转的原因目前尚不十分清楚，但根据热模拟实验结果可以得出单纯热成因的页岩气的碳同位素组成不会发生倒转，因此发生同位素倒转的页岩气必定有其他地球化学过程的介入。对Barnett、Fayetteville页岩气同位素数据分析表明，该页岩气形成过程很有可能发生了水煤气反应和费—托合成作用。
通过孔隙度、脉冲渗透率、全岩X-射线衍射、扫描电镜等实验手段，对延长组长7段陆相泥页岩储层特征进行了研究。实验分析表明，陆相泥页岩储层具有低孔低渗特征，有机质丰度高，但有机质演化程度低，有机质孔隙不发育。黏土矿物含量高，以伊/蒙混层为主，伊/蒙混层间层比为15%。储集空间以微孔隙和微裂缝为主。储集物性与石英含量正相关。泥页岩储层中高的黏土矿物是造成储层物性差的重要原因，因此石英含量尤为重要，不仅有利于增加储集空间，也有利于储层压裂改造。
页岩厚度、总有机碳含量、脆性矿物含量、物性等是页岩储层评价的关键参数，明显受其沉积环境控制。因此，分析页岩形成过程中的沉积环境对页岩储层评价和甜点预测具有重要意义。系统测试了鄂尔多斯盆地中南部Y1井钻遇的张家滩页岩525组样品的40余种元素丰度，分析了其元素地球化学特征和页岩沉积环境的古气候、古水深、古盐度、古生产力、氧化还原特征。结果表明，自下而上张家滩页岩元素的丰度和比值呈周期性变化，指示其形成于温暖湿润、淡水—微咸水、缺氧等沉积环境，其中④单元发育在最潮湿的沉积环境，当时的水体最深、还原性最高，具有较高的古生产力。
从辽河坳陷东部凹陷的构造演化入手，通过对沙三段页岩的沉积地质背景、地球化学特征、储集特征及含气性特征等方面分析页岩油气的成藏条件，初步探讨了辽河坳陷东部凹陷沙三段页岩油气的成藏模式，并优选出页岩油气的勘探有利区。结果表明：东部凹陷沙三段发育一套湖相暗色页岩，页岩厚度较大，一般介于100～500m之间|有机碳含量在0.1%～6%之间，平均值达2.91%；有机质热成熟度RO值较低，平均值为0.6%，属于低成熟—成熟有机质|储集空间以粒间孔和溶蚀孔为主，石英、碳酸盐类等脆性矿物含量较高，具有一定的脆性|页岩的含气性较好，等温吸附测试表明吸附气量在0.65～5.11m3/t之间，平均为2.32m3/t。通过页岩油气成藏条件多因素叠加法，认为北部的牛居—长滩洼陷和南部的驾掌寺—二界沟洼陷是东部凹陷沙三段页岩油气勘探有利区。
为揭示热演化过程中地质因素演变对页岩甲烷吸附能力的影响，选择鄂尔多斯盆地东南部延长组长7段张家滩页岩为研究对象，经过热模拟实验获得7个不同模拟埋深的模拟样品，对各样品的有机地球化学参数、矿物组成、孔隙结构以及甲烷吸附量进行测试分析。研究发现，热演化过程中影响页岩甲烷吸附能力的地质因素可以分为比表面积和孔隙等物性因素、TOC值和成熟度等有机地球化学因素以及黏土矿物和伊/蒙混层含量等矿物成分因素等3类。地质因素对于页岩吸附能力的影响是复杂的，综合考虑各因素会增加其与吸附量的相关性。微孔是影响页岩甲烷吸附能力的最重要的因素，两者呈正相关。由于有机质热演化产生的微孔增加了吸附空间，所以吸附量随TOC值的降低而增加。此外，页岩埋深与其吸附能力负相关，且埋藏越深吸附能力下降越快。
借助岩心描述、氩离子抛光扫描电镜对以辽河坳陷西部凹陷为代表的陆相页岩中不同尺度储集空间类型、特征进行了研究，并探讨了页岩油气的聚集过程。结果表明，研究层段发育溶蚀孔缝、构造缝等有利于页岩油聚集和运移的大孔径孔洞和裂缝。扫描电镜下，研究层段发育无机矿物孔、有机质孔及微裂缝3种微观孔隙类型，其中低成熟度条件下大孔径有机质孔的形成主要与有机酸的溶蚀改造有关。对微裂缝的研究表明，有机质边缘和内部可以发育多种形态裂缝，而有机质内部生排烃裂缝的大量发育则是陆相低成熟度页岩与南方高成熟度页岩的重要区别。研究区陆相页岩有机质正处于生油气高峰阶段，油气共存，聚集机理较为复杂。吸附态页岩气主要赋存于有机质和黏土矿物内外表面，溶解态页岩气则主要在原油的携带下逐渐在整个页岩段的宏观、微观孔隙中富集，并将油气在页岩层段的聚集过程分为以生物气聚集、油气微观聚集、油气宏观聚集和页岩层段富集为特征的4个阶段。
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