塔里木盆地库车坳陷北部构造带侏罗系是“十三五”油气勘探的重点接替领域，根据全国第四次资源评价，该带具有5.65×108t油气当量的资源量，但资源探明程度只有3.7%。为明确中下侏罗统的勘探方向、有利区带和圈闭类型，开展了基于露头、钻井及测井资料的沉积微相及砂体构型研究。明确了中下侏罗统发育宽缓湖盆湖侵背景下的辫状河三角洲平原—前缘—滨浅湖沉积体系，其中阿合组沉积辫状河三角洲上平原大型辫状河道巨厚砂体，阳霞组、克孜勒努尔组沉积辫状河三角洲下平原—前缘中小型河道中薄层砂体。建立了3种有利成藏的砂体建筑模型，提出了阿合组辫状河三角洲平原上河道垂向加积砂体是构造油气藏勘探领域；阳霞组辫状河三角洲平原下河道横向叠瓦状砂体和克孜勒努尔组前缘水道侧积透镜状砂体是构造—岩性、岩性油气藏勘探领域。吐格尔明背斜东、北及西翼部克孜勒努尔组和阳霞组构造—岩性油气藏最有利，优选了构造翼部有利面积700km2。迪北斜坡带平台区构造油气藏最有利，阿合组储层孔隙度平均为5.6%，渗透率平均为0.75×10-3μm2，有利面积可达750km2。为北部构造带中东段中下侏罗统优选有利方向和油气圈闭勘探类型提供了可靠证据。
塔里木盆地塔河油田三叠系阿克库勒组阿四段发育多条条带状砂体，为塔河油田主要碎屑岩油藏之一，前人研究多认为此类砂体为三角洲前缘水下分流河道沉积，但在成因解释方面存在一些矛盾，因而有必要开展新研究。从研究区岩性、粒度、沉积构造、相序等方面分析，显示阿四段属于湖盆边缘滨湖—浅湖环境沉积，条带状砂体为滨浅湖砂坝成因。依靠地震储层预测成果等，在研究区识别出了3期砂坝，并在研究区西部和东部发现2个季节性朵叶体，该区域内的砂体经过后期湖浪的改造后形成滨浅湖砂滩。参考前人地层、沉积等研究成果，提出研究区发育多期次滨浅湖砂坝沉积模式，认为塔河油田东部地区阿四段沉积时期辫状河三角洲控制面积变小，从而形成了大面积分布的滨浅湖环境，在滨浅湖环境内发育了多期次砂坝。
古地貌是控制鄂尔多斯盆地东部奥陶系盐下滩体发育的重要因素，寻找滩体发育带具有重要的勘探意义。运用印模法与沉积学分析法相结合的方法，通过残余厚度求取、压实恢复、沉积微相校正等步骤，恢复鄂尔多斯盆地东部盐下马五5亚段沉积前的古地貌特征，据此分析古地貌对研究区滩体的沉积控制作用。研究结果表明：研究区的古地貌特征整体呈现西北高、东南低、内部呈现隆洼相间的微古地貌沉积格局。岩心观察与薄片鉴定表明马五6亚段的内碎屑滩形成于碳酸盐岩台地内部的古地貌高部位，而膏盐岩发育于碳酸盐岩台地内部的古地貌低洼部位。
厘清砂质辫状河隔夹层成因、掌握其分布控制因素对该类储层的开发大有裨益。以苏里格气田盒8段砂质辫状河储层为例，综合现代沉积、露头、岩心及测井等动静态资料，分析隔夹层成因特征，建立各类隔夹层测井识别模板，采用密井网多井联动、平面剖面结合的分析思路，构建各类隔夹层的三维地质模型，明确了基准面旋回、构型界面及砂体叠置样式等对隔夹层分布的控制机理。结果表明:泛滥平原、坝间泥、废弃河道、落淤层以及冲沟是构成盒8段辫状河隔夹层的主要类型。泛滥平原规模较大、分布连续，宽度为100~1 000m；单一坝间泥长宽比规律不强，宽度一般在300m以内；废弃河道样式由河道废弃方式决定，宽度为40~330m；落淤层分布受增生体大小以及落淤层发育位置决定，宽度为10~190m；冲沟分布分散，宽度一般小于100m。其中，基准面旋回升降控制隔层厚度，构型界面决定夹层分布位置及倾向倾角，砂质辫状河砂体叠置样式约束各类隔夹层比例及大小。
四川盆地中部地区侏罗系凉高山组滩坝相砂岩是致密油重要产层。生产数据表明，该储层非均质性强，亟需明确有利储层类型及其分布的主控因素。针对凉高山组湖相三角洲—滩坝沉积体系，利用岩心、露头、录/测井、岩石薄片、地球化学和古地貌等资料，应用湖侵—湖退体系域划分方法及沉积微相精细划分技术，识别不同级次的层序，精细剖析层序演化过程及其控制下的储层的成因类型和有利储层分布。提出凉高山组沉积时期湖平面的升降控制了滩坝的形成与发育，滩坝主要分布于湖侵体系域。并将滨浅湖滩坝进一步划分为坝（坝主体、坝侧缘）、滩（近岸滩和远岸滩）2个微相，认为凉高山组有利储层受沉积微相控制，浅湖砂坝主体砂岩为有利储层。最后初步优选2个致密油勘探有利区，明确了滩坝相有利储层分布规律，对下步勘探决策有指导意义。
致密油的分布呈现大面积低丰度含油背景下局部富集的特征，亦只有在富集区内才能获得可观的商业油流。因此，甜点区的优选是致密油地质研究的重点。为分析致密油的富集规律，服务致密油甜点评价，以四川盆地侏罗系大安寨段为例，依托油田详实的生产数据，运用成藏物理模拟实验、显微薄片、场发射扫描电镜资料，并结合综合地质成图，对致密油的富集主控因素进行了研究。结果表明，研究区致密油的富集具有强烈的非均质性，占总井数22.5%的高产井产出了84.4%的油气，致密油富集程度的差异在盆地和区带尺度的分布上持续存在，并分别受不同因素的差异化控制。在盆地尺度下，受二次运移的影响，烃源岩只能控制致密油的分布外边界，在有利烃源岩区内部无法严格约束甜点区分布。在区带尺度下，有利沉积相带控制了致密油富集区带的分布。致密油富集甜点受有利成岩相和裂缝的控制。基于上述认识，建立了一套致密油富集甜点评价参数体系，为致密油甜点选区提供支持。
基于原油生物标志化合物分析，对原油类型进行了划分，明确了北部湾盆地涠洲11?4油田与涠洲11?4N油田的原油类型分布特征及其油气运聚差异性。研究区原油分为A和B两类，前者成熟度高，主要来自流二段底部油页岩，后者成熟度低，主要来自流二段上部与流一段泥岩。A类原油在凹陷边缘构造高部位的涠洲11?4油田新近系角尾组与凹陷内构造低部位涠洲11?4N油田下部的流三段均有分布，而B类原油主要分布在涠洲11?4N油田上部的涠洲组和流一段。原油空间类型与烃源岩分布关系表明，A类原油主要在流二段下部的流三段成藏或沿流三段砂体侧向向构造高部位运移成藏；B类原油主要在凹陷内通过断裂近距离垂向运移成藏。这指示了成熟度较低的烃源岩生成的油气主要在凹陷内近距离运聚成藏，而A类原油主要在流二段底部油页岩附近与凹陷边缘的构造高部位运聚成藏。
四川盆地及周缘下寒武统富有机质页岩分布范围广、厚度大，是页岩气勘探的重要接替层位。以多口重点钻井岩心资料为基础，利用扫描电镜、氮气吸附等实验分析方法，对下寒武统富有机质页岩的孔隙类型、孔隙结构等进行系统研究，并探讨了下寒武统富有机质页岩孔隙发育的主要控制因素。结果表明：不同地区的下寒武统富有机质页岩孔隙发育存在显著的差异，孔隙度与TOC含量之间关系复杂，受到有机质组成和热成熟度的影响，主要表现为有机质组成和热成熟度控制了有机孔的发育。下寒武统富有机质页岩孔隙结构多样，且不同成熟度的页岩具有不同的孔隙结构，随着热成熟度的增加，页岩微孔消失、孔容和比表面积均减小。热成熟度是四川盆地及周缘下寒武统页岩气勘探与评价的最重要参数之一。
基于地震解释、钻井资料、测井数据、先验地质知识，以扬子地区昭通国家级页岩气示范区为研究对象，应用Petrel三维建模软件，建立了涵盖TOC、孔隙度、含气饱和度、含气量、脆性指数等多种属性的三维储层地质模型。采用Petrel自带模块计算游离气资源量，按照体积法运算公式计算吸附气资源量，计算页岩气资源量超过1 000×108m3，与EUR预测较符合。应用中石油甜点评价标准对模型中所有网格进行筛选，实现对研究区甜点层的定量评价，以及甜点体的三维定量刻画，为气藏开发方案提供指导，是地质—工程一体化的重中之重。
页岩储层的应力敏感性是影响其后期开发效果的关键因素，从微观的角度深入认识其应力敏感机理及其影响因素对页岩气的开发具有重要意义。借助四参数随机生长模型构建了不同孔隙度和不同孔隙大小分布的岩心样本，利用弹性力学理论模拟了不同有效应力作用下各个岩心孔隙半径的分布变化及其对岩心固有渗透率的影响，深入分析了孔隙大小及其形状因子与上述两者之间的关系。结果表明，导致页岩应力敏感的直接原因是有效应力作用下孔隙面积的减小及孔隙位置的迁移。有效应力的增大使得各孔隙半径均有减小，孔隙半径的减小比例分别与孔隙初始面积和孔隙的形状因子呈正相关关系和负相关关系。在相同的孔隙度条件下，孔隙半径越均匀，平均孔隙半径越小，应力敏感性越强。有效应力的增加使得岩心固有渗透率呈指数型下降且孔隙度越小、固有渗透率越低的岩心，其应力敏感性越强，孔隙度对固有渗透率的影响大于孔隙半径均匀性的影响。
四川盆地蜀南地区深层页岩气分布广泛，具有良好的勘探前景，已成为页岩气勘探开发重要的接替领域，但目前缺乏系统成果，特别是对深层页岩储层的认识亟待深化。研究选取蜀南自贡地区第一口深层页岩气评价井——自201井龙马溪组为研究对象，系统开展CO2吸附、N2吸附及高压压汞实验，实现孔隙的全孔径表征，阐明深层页岩储层的孔喉特征及其主控因素。研究结果表明，研究区龙马溪组页岩孔体积呈多峰分布的特点，主要峰值位于0.5~0.6nm之间、2.0~3.0nm之间和10~30nm之间；微孔、中孔和宏孔对体积贡献比例分别为39.1%、45.1%和15.8%；比表面积贡献比例分别为74%、25.9%和0.04%。有机质丰度与石英含量是影响深层龙马溪组页岩孔隙发育的关键因素，直接决定了微孔和中孔的孔隙体积与比表面积。相关认识对丰富研究区深层页岩气富集规律具有重要的指导意义。
通过对二叠系烃源岩生烃潜力评价及地层孔隙生烃模拟实验，明确了准噶尔盆地二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组3套烃源岩生烃潜力及生烃特征，并在天然气地球化学特征研究基础上，结合与天然气伴生凝析油正构烷烃碳同位素分析，确定了准噶尔盆地中拐凸起新光地区佳木河组致密砂岩气藏天然气的来源。结果表明，二叠系3套烃源岩生烃潜力从大到小顺序为：风城组＞下乌尔禾组＞佳木河组，风城组烃源岩类型最好，以生油为主，下乌尔禾组烃源岩倾油倾气，佳木河组烃源岩倾气。新光地区佳木河组致密砂岩油藏天然气C7轻烃组成以正庚烷为主，含量大于40%，甲基环己烷含量小于40%，乙烷碳同位素值分布在-29.0‰~-27.0‰之间，为偏腐泥型的过渡型气；与佳木河组致密砂岩天然气伴生的凝析油正构烷烃碳同位素增加呈“V”型分布，与下乌尔禾组烃源岩相一致，表明新光地区佳木河组凝析油来源于下乌尔禾组烃源岩。综合分析认为，准噶尔盆地新光地区佳木河组致密砂岩天然气主要来源于高成熟的下乌尔禾组烃源岩。
以六盘山盆地马东山组湖相低熟泥页岩为研究对象，通过干酪根显微组分鉴定、岩石热解、饱和烃色谱—质谱分析等方法，对马东山组有机质类型特征及划分方案进行分析。综合分析表明：六盘山盆地马东山组低熟泥页岩有机质母质来源以水生浮游动植物和藻类为主，高等植物输入有限；干酪根显微组分鉴定显示其具有腐泥组和壳质组含量高、镜质组和惰质组含量低的特征，干酪根类型指数指示有机质干酪根类型为I型和II型。壳质组和腐泥组直接影响马东山组泥页岩品质和生烃潜力。各干酪根类型划分方案结果显示，对于马东山组低熟露头泥页岩干酪根类型的划分，干酪根显微组分鉴定、氯仿沥青“A”族组分、生物标志化合物划分结果相对一致且与母质来源一致，说明其适用性更好；比较而言，热解参数划分则出现明显的交叉、跨类等差异性，其适用性相对较差。
莺歌海盆地东方区由于特殊的温压环境和形成机制，导致低速泥岩特别发育，而低速泥岩和含气砂岩表现为较相近地震相和AVO特征，致使应用AVO技术识别砂岩效果并不理想。为了有效分析该区砂泥岩AVO特征，从Zoeppritz方程简化式出发，剖析不同弹性参数相对变化对AVO反射系数的影响，在此基础上明晰东方区上中新统黄流组含气砂岩随深度的变化规律，明确了横波速度是影响该区含气砂岩III类、IV类AVO响应特征的主要因素。最后对相同的IV类含气砂岩和低速泥岩进行分析，低速泥岩的IV类AVO异常更为明显，为有效区分低速泥岩和含气砂岩，结合岩石物理分析和叠前同时反演结果可以有效剔除低速泥岩陷阱的影响，为东方区储层预测和烃类检测提供重要技术支撑。
在开发中后期，传统的基于两点统计的地震储层反演方法可提高碎屑岩储层纵向表征分辨率，获得高分辨率的反演结果。然而在储层形态上，两点统计反演难以刻画储层复杂形态及结构特征。多点地质统计反演则能够通过多个空间点联合分布刻画特定地质体形态，同时保证垂向高分辨率特征。给出了一种基于多点地质统计学的储层反演方法和流程，首先通过多点地质统计建模确定岩相分布，然后通过岩相与弹性属性的先验分布抽样获得岩相模型控制下的弹性参数场分布，最后通过合成地震记录与理论地震记录匹配决定最优岩相和弹性参数场，实现多点地质统计地震反演。理论模型对比研究表明：相对于传统的两点统计反演和稀疏脉冲反演，多点地质统计地震反演结果精度高，具有推广应用价值。
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