确定有机质碳化区分布范围和排除页岩气勘探高风险区是中国南方海相页岩气选区和勘探评价面临的重要任务。以大量钻井、露头资料为基础，对中上扬子地区下志留统龙马溪组开展了有机质碳化区识别与预测，编制龙马溪组有机质碳化区分布工业化图件，初步获得四点成果和认识：①提出海相页岩有机质碳化判识标准，其中测井电阻率“细脖子型”响应特征与页岩有机质石墨化具有唯一相关性，是判断高过成熟海相页岩有机质碳化的金标准。②中上扬子地区龙马溪组有机质碳化分布具有一定规律性，主要分布于川东—鄂西、鄂西北部、川南西部和长宁构造东侧4个探区，总面积超过35 000 km2。③在川东—鄂西和川南西部2个探区，龙马溪组有机质碳化呈连片分布趋势，面积较大，显示弱—严重碳化特征。④在鄂西北部和长宁构造东侧2个探区，有机质碳化区面积相对较小，分别显示严重碳化和弱碳化特征。综合认为，上述4个碳化区为龙马溪组页岩气勘探禁区，也是页岩气资源评价和战略选区面临的高风险区。
中国南方地区五峰组—龙马溪组页岩气2019年产量154×108 m3，已成为全球第二大页岩气产区。基于来自中国南方威远、长宁、涪陵及巫溪等地区典型钻井与露头剖面的1 000余件五峰组—龙马溪组页岩样品数据，综合分析页岩气差异富集特征，探讨其主要控制因素。研究表明我国南方五峰组—龙马溪组页岩气在纵向上和区域上均具有一定差异富集特征，具体表现在：纵向上集中发育甜点段，区域上甜点段厚度、含气量、TOC含量等关键参数存在着较大变化，其中长宁与涪陵地区较优；不同地区的五峰组—龙马溪组页岩含气量与TOC含量均具有较好正相关性，指示着有机质丰度（TOC含量）是影响页岩气富集程度（含气量）的关键因素；五峰组—龙马溪组页岩沉积时期的海洋表层水体总体高生产力，是有机质大量生成的重要前提条件；在断裂带发育较弱的构造稳定区域，硫化缺氧的水体条件是控制页岩气纵向上甜点段及区域上甜点区形成的关键因素，即页岩气差异富集的关键因素。
天然气水合物快速合成在水合物技术工业化中至关重要，故研究水合物合成速率的影响因素具有重要意义，但沉积物粒度及组分与水合物合成速率关系的实验数据严重不足。为此利用自制水合物装置，在3 ℃、10 MPa轴压及围压、SDS体系下合成天然气水合物沉积物，建立了不同沉积物粒径大小、粒径占比与水合物合成速率的关系模型。结果表明：水合物合成速率随沉积物粒径增大而下降，下降幅度逐渐减小；沉积物粒径足够小时，水合物合成速率与沉积物介质类型关系不大；不同粒径占比下，随着小粒径介质占比增大，水合物合成速率先上升后下降，且小粒径介质达到一定占比时，水合物合成速率大于单一介质；沉积物粒径大小和占比主要改变了沉积物颗粒的比表面积大小，进而影响水合物合成速率。这对天然气水合物快速合成有一定的参考价值，有助于推动水合物技术工业化进程。
水合物“自保护”效应对利用水合物法进行天然气运输以及二氧化碳运输、封存具有重要应用价值，但目前此现象的成因尚未被彻底阐释。采用恒压、降温的方法在不同温度条件下于超纯水、十二烷基硫酸钠（SDS）溶液中形成不同含气量的CO2水合物并迅速冻结，使其进入“自保护”状态。随后通过均匀升温法分解不同条件下“自保护”态的水合物，并测量气体释放速率及起始分解温度。将气体释放速率对累积释放气体量一次求导，以表征分解过程中水合物释放气体能力。结果发现，阐释水合物“自保护”效应成因的“冰壳”理论不能完全解释实验结果，“自保护”效应更倾向于由“过冷水”理论主控。结合有关学者在水合物分解时溶液中形成的微型（微米、纳米级）气泡方面的研究结果，提出：CO2水合物“自保护”效应更倾向于由“自保护”状态下水合物周围存在的过冷液态水，以及水合物初步分解时液态水内溶解的微型（微米、纳米级）气泡控制。
准噶尔盆地SN31井区白垩系清水河组地层厚度大多在300 m以上，储集体横向和纵向变化较大，不同砂层组的储集性能、物性主控因素及其空间展布规律的研究不够精细，难以满足油气勘探开发特别是滚动评价的需求。综合岩心观察、薄片鉴定、测井和录井资料分析、扫描电镜分析等多种技术方法，研究了清一段一砂组的岩石学特征、物性特征、各目的小层的沉积微相分布特征及储层物性主控因素。结果表明：清一段一砂组储层以细砂岩、砂砾岩、粗砂岩和中砂岩为主，成分成熟度较低，结构成熟度中等，储层物性较好，属于中孔中渗储层；研究区主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝、席状砂沉积，并以水下分流河道微相的砂砾岩、粗砂岩和中砂岩储层物性最好；该区储层物性主要受到沉积作用的控制，成岩作用的影响较小，优质储层主要发育于辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积微相中。
风化壳型火山岩是准噶尔盆地玛湖凹陷南斜坡二叠系风城组重要的储层类型之一，但目前对其储层特征及控制因素的研究程度较低。针对这一问题，根据岩心、钻井与录井资料、常规测井、地层微电阻率成像测井（FMI）和多种分析化验数据，对储层进行了系统的研究。研究区火山岩类型主要为玄武岩和安山岩，储集空间包括风化溶蚀孔洞、原生半充填气孔、裂缝以及少量的基质溶孔、晶间溶孔、基质收缩孔等。储层非均质性强，物性差别较大，孔隙度为0.29%~16%。储层受到早期火山作用和后期风化作用的共同控制。早期火山作用决定了气孔的发育程度，气孔主要集中在各期火山岩的上部，大多被充填—半充填形成杏仁构造和半充填气孔。后期风化作用形成了火山岩风化壳，可划分为土壤带、淋滤带、崩解带和母岩带4层结构，处于淋滤带的气孔段极易形成溶蚀孔洞，其储层物性最好，崩解带主要发育裂缝型储层。凹陷中心烃源岩生成的油气沿大型走滑断裂—小型伴生断裂—火山岩风化壳的路径高效运移，在鼻凸构造圈闭部位聚集成藏，因此处于斜坡中部鼻凸构造上的淋滤带、崩解带气孔段成藏条件最为有利，是今后勘探的重点区域。
在对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组暗色湖相细粒岩进行研究时，发现多套以夹层形式产出、矿物组成多为不稳定—次稳定矿物、碎屑颗粒呈斑块状且结构成熟度普遍较低的碎屑岩。构成岩石的晶质碎屑均呈大小混杂、形态各异的棱角状，分选差，分布无规律，单矿物常见高温熔蚀成因港湾状边缘。地球化学特征显示：构成岩石的矿物颗粒为深部来源，甚至可能有幔源物质加入。认为岩石样品的碎屑颗粒不再源自传统认识中的周缘母岩风化搬运或热液沉淀，而是在陆内裂谷欠补偿湖盆背景下、源自地球内部不同深度、不同性质的岩浆—热液物质流体。这些深源岩浆—热液物质流体上涌进入湖（海）底喷流通道，由喷口喷出后，随喷口距离远近，在不同机械搬运方式和驱动力下参与沉积过程。
准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组成为页岩油气勘探的重点区块，开展精细混积岩沉积层序及其相关研究具有十分重要的理论及实践意义。利用岩心、薄片、扫描电镜、测井曲线、XRF及XRD等资料，结合岩心相及其组合分析、测井曲线最小二乘法拟合和岩性随机模拟等技术，开展层序地层格架及沉积微相识别，建立研究区混积细粒岩沉积微相模式。研究发现：①芦草沟组可划分为5个中期旋回、9个短期旋回、33个超短期旋回。中期旋回对应段级别，短期旋回相当于一个砂组或小层(含多个单砂层)，超短期旋回大体对应于单层；②研究区目的层为一套咸化湖泊—三角洲沉积体系，岩性复杂，在各种沉积作用共同影响下，形成由细粒碎屑岩、碳酸盐岩、泥岩构成的混积细粒岩层。识别了储集层沉积微相类型，主要包括砂坝、前三角洲泥、砂滩、混合滩、云坪及湖相泥微相等；③吉木萨尔凹陷芦草沟组甜点段主要分布在P2l22上段及P2l12上段。综合分析提出吉木萨尔凹陷芦草沟组陆源碎屑—碳酸盐岩混合细粒岩沉积模式。基准面上升时，沉积环境由三角洲外前缘砂坝和浅湖砂滩沉积向浅湖—半深湖混合滩和云坪沉积转变，随着基准面继续上升至最大可容纳空间，深水环境黑灰色泥岩大面积沉积；基准面下降时，主要发育浅湖—半深湖混合滩和云坪沉积，随着基准面继续下降，发育浅湖亚相砂滩沉积和三角洲前缘砂坝沉积。
通过研究吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩母质组成、烃源岩生烃及热演化特征、成藏模式、原油次生作用，揭示了该区页岩油整体偏稠以及纵、横向原油性质差异的原因。结果表明，吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油未遭受生物降解，其油质偏稠的原因主要是：①芦草沟组烃源岩中无定形体、藻类等有机质十分丰富，在咸水环境下生成的原油中异构烷烃、环烷烃含量相对较高，油质相对偏稠，“下甜点”烃源岩比“上甜点”烃源岩处于咸化的更强还原环境，藻类等水生生物更发育，是造成纵向上“下甜点”页岩油较“上甜点”页岩油更稠的主要原因；②芦草沟组烃源岩有机质类型好、早期生烃，在低成熟阶段（0.5%
准噶尔盆地东南缘阜康断裂带及其周缘发育典型的复合含油气系统，油气成因复杂，给成藏规律认识和勘探部署带来了不确定性。为加深对这些问题的理解，系统报道了研究区原油地球化学特征并讨论了其成因。结果表明：研究区原油具有相似的山峰型C20—C21—C23三环萜烷及上升型C27—C28—C29甾烷分布特征。尽管如此，结合其他一些地球化学参数，主要是碳同位素和Pr/Ph值，仍可将研究区原油分为3类。其中，Ⅰ类原油在整个研究区都有分布，源自二叠系芦草沟组（平地泉组），典型地球化学特征为δ13C值小于-28‰，Pr/Ph值低于2；Ⅱ类原油来自石炭系，混有二叠系的贡献，主要分布于北三台凸起西部与吉木萨尔凹陷J15井区，典型地球化学特征是δ13C值大于-28‰，Pr/Ph值为1.7~2.5；Ⅲ类原油分布在西泉鼻隆南斜坡和三台凸起西斜坡，为来自侏罗系与二叠系的混源油，δ13C值为-29‰~-26.5‰，Pr/Ph值大于2.5。它们的分布及成因表现为典型的源控特征。据此，建议对研究区的勘探应以烃源岩分布为基础，在隆起及稳定的构造环境寻找大中型油气藏。
为探究燕山地区中元古界杨庄组碳酸盐岩物源及其构造沉积环境，采集研究区碳酸盐岩样品进行常微量元素（主要是稀土）地球化学测试，结合地质背景，通过地球化学分析得出如下
样品稀土含量（平均50.8×10-6）远高于纯白云岩（小于10×10-6），Al2O3与∑REE+Y呈显著正相关，且PAAS标准化稀土配分模式图呈平坦页岩型（除Eu的正异常），说明杨庄组碳酸盐岩受到显著陆源碎屑混染。杨庄组经历海侵海退旋回沉积，与Sr/Ba值和∑REE+Y值变化曲线相对应，暗示海平面升降控制陆源碎屑输入量；通过La/Sc—Th/Co、La/Yb—∑REE+Y和TiO2—Zr等关系图解和元素地球化学特征分析，结合华北克拉通北缘岩浆活动和构造演化，认为研究区的陆源碎屑最可能源于华北元古代大陆裂谷背景下形成的的酸性长英质火成岩类；杨庄组沉积相总体为潮上—潮间带，海水氧化性较强，不利于烃源岩的发育。
随着非常规油气资源开采技术进步以及勘探范围日益扩大，煤系烃源岩日益获得重视。潮水盆地和民和盆地作为甘肃陇中、河西地区的典型侏罗系含煤沉积代表，其生烃能力及其差异性特征研究相对欠缺，为此对两地区煤系烃源岩展开综合有机地球化学参数特征及其对比研究。生物标志物特征指示：潮水盆地青土井组煤系烃源岩有机质来源以混合输入为主，处于低熟—成熟阶段，沉积环境上段为弱氧化—弱还原滨、浅湖相，下段为弱咸化半深湖—深湖相，出现高伽马蜡烷优势，指示水体出现分层现象；民和盆地窑街组煤系烃源岩有机质来源上段以低等水生生物输入为主，下段为陆相高等植物优势输入，有机质处于低熟—成熟阶段，沉积环境倾向于典型沼泽相煤系沉积。有机质丰度和类型数据揭示：潮水盆地烃源岩有机质类型主要为Ⅱ型；民和盆地烃源岩有机质类型Ⅰ型、Ⅱ型及Ⅲ型均有出现。综合分析各项有机地球化学参数，指示潮水盆地和民和盆地均具有一定生烃潜力，相对来说以低等水生生物输入为主的民和盆地煤系烃源岩可能具有相对较大的生液态烃潜力。
塔北隆起西部玉东地区白垩系巴西改组广泛发育薄层砂岩，形成受构造控制的岩性圈闭。储层厚度约3~5 m，而常规地震资料分辨率有限，储层预测难度大。从正演模拟出发，结合实钻井资料，设计不同的正演模型，分析了不同薄储层发育模式对地震波形的影响，实验结果表明：厚层块状砂岩发育时，振幅最强，而薄砂层发育时，振幅相对减弱；块状砂岩内部泥岩隔层发育时，振幅降低的同时波谷变宽。通过波谷宽度与振幅2种属性聚类交会，参考已钻井岩相信息，形成地震相平面图，平面上实现储层的定性预测；在此基础上开展相控约束下的高分辨率地震波形指示反演，明确含油砂体分布范围。实钻结果证实储层预测吻合率较高，纵横向上符合地质认识，从而明确了玉东地区白垩系巴西改组千万吨级油气勘探潜力，取得了较好的应用效果，对后期薄砂层油气藏勘探与开发具有重要的指导作用。
海上高温高压气田开发井受测井作业难度大和环境评估要求高的限制，测井项目通常只有自然伽马和电阻率曲线，储层定量评价中以孔隙度为核心的相关参数难以获取，严重制约了开发配产及后期储量核算等工作。以研究区含泥质砂岩储层导电模型——印度尼西亚方程为理论基础，分析了储层孔隙度与电阻率、含水饱和度和泥质含量的关系，揭示了常规基于数理统计思想的孔隙度计算方法存在的不足。在此基础上结合油气成藏毛管压力理论，通过严格的过程推导分岩性建立了储层孔隙度与电阻率、泥质含量和气柱高度的函数关系式。数值模拟研究表明：研究区电阻率的高低最能反映气层孔隙度的大小，泥质含量次之，烃柱高度影响较小；且在其他2个因素不变的前提下，电阻率、泥质含量均与孔隙度呈正相关，而烃柱高度与其呈反相关。最后利用数值求解手段确定了更加符合气藏特征的孔隙度数值解，形成一种基于自然伽马和电阻率曲线的孔隙度计算方法。与常规3种数理统计方法对比，孔隙度计算效果明显改善;与最优化算法相比，相对误差在±8%以内，证实了方法的可靠性。
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