深层—超深层是当前和未来油气勘探的重要方向，明确高演化阶段天然气的生气途径、机制和潜力，将有助于发展天然气成因理论和指导深层油气勘探。结合大量模拟实验和动力学计算，探讨了不同母质和途径生气的成熟度和温度界限（生气时限）及贡献，建立了深层多途径复合生气模式。提出I/II型有机质或干酪根直接热降解（初次裂解）生气下限可延至RO=3.5%，最大生气量可达120~140 m3/tTOC，RO>2.0%阶段的生气量可达20~40 m3/tTOC。系统认识了原油全组分裂解动力学过程，提出在2 ℃/Ma地质升温速率条件下，液态烃大规模裂解的地质温度为190~220 ℃，对应的成熟度为RO=2.0%~2.3%；源内残留烃和源外液态烃裂解生气贡献分别为约80 m3/tTOC和200 m3/tTOC，乙烷裂解温度要高于230 ℃。硫酸盐热化学还原作用（TSR）导致液态烃裂解温度降低20~40 ℃，加速高含硫化氢（H2S）天然气藏的高效聚集；无机流体和矿物参与的加氢生气作用可提高天然气生成潜力20%~30%，是深层高—过成熟天然气生成的途径之一。多途径生气过程构成了天然气形成的完整演化序列，揭示在传统油气“死亡线”之下，深层—超深层仍具有天然气勘探潜力。
氦气具有强化学惰性和低沸点等独有特征，在高新技术产业和科研实验中具有不可替代的作用。氦在地球上以微量组分广泛分布，但从含氦、富氦天然气藏中提取氦气仍是工业制氦的唯一途径。目前全球已发现的氦储量主要分布在美国、卡塔尔、阿尔及利亚、俄罗斯和加拿大等国，上述五国氦储量占全球总储量的92%。天然气藏中的氦气有3个主要来源：大气源、壳源和幔源。目前主要根据3He/4He值来确定氦的来源，通常大气源的3He/4He值为1.4×10-6、壳源的3He/4He值为2×10-8和幔源的3He/4He值为1.1×10-5。富氦天然气的成藏条件和成藏特征与常规天然气藏既有共性又有明显的差异，一些有利于形成大型油气藏的高生烃强度地区，反而不利于富氦、高氦气藏的形成。而生烃强度相对低的隆起区则有利于富氦、高氦气藏的形成。全球已发现的氦气资源主要分布于晚元古代—古生代地台背景下的沉积盆地，此外在中—新生代构造—岩浆活动强烈且具有古老花岗岩的基底区也是富氦气藏发育的有利区带。现有资料表明，中国四川盆地、塔里木盆地、柴达木盆地、鄂尔多斯盆地和东部中新生界含油气盆地中已发现一些富氦气藏。同时非常规天然气领域亦展现出良好的氦资源勘探前景，如渭河盆地水溶气和四川盆地页岩气。中国富氦天然气具有点多、类型多、资源前景较好的特征，但氦气资源整体研究程度很低。
运移输导体系是远源油气藏的核心内容，是油气实现长距离运移、聚集和成藏的关键纽带。以库车前陆盆地南部斜坡带中—新生界远源油气藏为例，在明确油气时空分布基础上，研究多种输导要素类型及其组合特征，针对不同油气运移输导体系开展2D成藏模拟实验，探讨油气长距离运移输导机理，为区内下步勘探部署提供参考依据。研究表明：库车前陆盆地南部斜坡带中—新生界发育断层、不整合与砂岩层等3类油气输导介质，3类输导介质组合形成了2类油气输导体系：近源坳陷区油源断层—不整合垂向油气输导体系和远源斜坡区不整合—中浅层正断层—砂体横向油气输导体系。近源坳陷区油源断层是关键的垂向油气运移通道，远源斜坡区白垩系/前白垩系、古近系/白垩系不整合面和广泛分布的白垩系—古近系砂岩层为侧向油气运移通道。模拟实验表明油气实现长距离运移、聚集和成藏取决于进入输导层的原油量、圈闭与调节正断层距离、不整合面结构等3个因素：进入输导层的原油量决定了油气运移动力—浮力的大小；圈闭与调节正断层距离决定了油气的优先充注序列，砂体上倾方向的岩性尖灭带或低幅度构造最具成藏优势；具备高孔渗砂岩的不整合结构体具有物性和动力的双重优势，是油气横向运移核心路径。白垩系/前白垩系不整合面分布的非均质性是造成白垩系油气分布差异的重要因素，古近系/白垩系不整合面的广泛分布是区内古近系油气成藏的关键。
塔里木盆地古城地区寒武系台缘丘滩体是塔东油气勘探的重要领域，分布广、面积大，具有巨大的勘探潜力。但由于各期丘滩体储层之间及其内部非均质性明显，造成了储层刻画和预测上的困难。针对以上问题，利用地震、测井资料，整理已钻井勘探成果，在岩心、薄片多尺度分析的基础上，对古城地区寒武系台缘丘滩体储层进行综合研究。结果表明：古城地区寒武系台缘带发育6期丘滩体，储层岩性以残余颗粒白云岩以及微生物白云岩为主，发育各类组构选择性及非组构选择性的储层空间，形成了孔洞型和裂缝孔洞型两大类储层。古城地区寒武系台缘带丘滩体可以划分为加积型和进积型2类，其中加积型丘滩体的丘坪相及丘核相储层厚度大，而进积型丘滩体的丘核相及丘翼相储层更为发育。丘滩体各个微相表现出的储层物性各异，其中丘核相储层发育程度最高，丘坪相储层次之，丘翼相储层最差。古地貌形态控制了丘滩体的沉积结构，准同生期大气淡水溶蚀及埋藏期的溶蚀作用对于丘滩体储层具有建设作用；多角度、多尺度的裂缝可以沟通孔洞，促进溶蚀作用，改善储集条件；研究区孔洞和裂缝中的硅质填充多为交代成因，破坏了储层的储集条件。以上认识可为该区成藏条件及有利区优选等研究提供一定依据。
埋藏过程中，碳酸盐矿物和石膏组合的溶解—沉淀对深埋条件下的岩溶和孔洞保持具有至关重要的影响。以塔北隆起寒武系储层为研究对象，根据英买、牙哈地区14口井及轮探1井的地层水离子含量，建立水—矿物相互作用的热力学和动力学模型，结合孔隙度及薄片分析，开展碳酸盐岩—膏盐岩组合型储层的精细评价。结果显示，碳酸盐矿物和石膏的溶解—沉淀反应速率与其ΔG呈较好的指数关系，溶解速率随着ΔG的减小而增大，而沉淀速率随着ΔG的增大而增大。计算结果表明塔北隆起寒武系埋藏环境总体上有利于碳酸盐矿物—石膏组合的溶解，西北部地区岩溶作用强于东南部，有利于储层孔洞的保持，与实际的储层物性测试结果基本吻合。该研究为深埋碳酸盐岩—膏盐岩组合型储层有利储集区的定量预测及评价提供了新方法。
新疆西准噶尔为研究阿勒泰山脉演化提供了天然的理想实验室。虽然前人针对西准噶尔火山岩、花岗岩和蛇绿岩等做了大量工作，但很少有人开展碎屑沉积岩物源及源区构造背景方面的研究。通过对哈拉阿拉特山野外剖面上石炭统泥岩样品主量元素和微量元素测试分析，结果表明：研究区沉积物经历了简单的沉积旋回，而且物源区风化程度很低。微量元素比值（如Eu/Eu*、La/Sc、La/Co、Th/Sc、Th/Co及Cr/Th）、源区母岩类型判别图版（La/Th-Hf和La/Sc-Co/Th图解）、稀土元素球粒陨石标准化配分模式及Eu元素异常特征等表明哈拉阿拉特地区沉积物母岩以中—酸性岩为主，可能有少量中—基性母岩混入。La-Th-Sc与Th-Sc-Zr/10图解表明沉积物源区构造背景属于大洋岛弧和大陆岛弧环境。
裂缝是油气主要的储集空间和运移通道，其特征及期次研究有助于明确裂缝分布规律，对后期开发方案有重要指导意义。综合野外露头、岩心、成像测井、碳氧同位素、流体包裹体、岩石声发射等资料，对鄂尔多斯盆地盐池地区中生界延安组和延长组砂岩储层裂缝的特征、形成期次和分布规律进行了研究。结果表明：盐池地区裂缝较发育，多为垂直、高角度构造成因缝。裂缝长度为0.1~0.2 m，密度普遍小于0.2条/m，以方解石充填为主，有效性较好，主要为NE—SW向，存在部分NW向裂缝，倾角平均为76.2°，各层差别不大。延长组裂缝形成时期可划分为印支期、燕山期和喜马拉雅期3期，延安组裂缝形成受燕山运动和喜马拉雅运动影响，砂岩储层裂缝的形成与主要构造运动相一致，并建立了盐池地区裂缝发育模式：印支期受近NS向挤压应力作用，发育NW向和NE向剪切缝；燕山期受近EW向挤压应力影响，发育NWW向和NE向裂缝；喜马拉雅期受NE向应力作用，发育NEE向和NE向裂缝，后期受NW向拉张作用，同时对前期形成的裂缝也有一定改造。
鄂尔多斯盆地中生界延长组发育多套烃源层，目前认为长7段烃源层为延长组产油层的主力烃源层，但对其他烃源层的生排烃以及烃源层的成藏贡献缺少评价手段。通过盆地模拟手段，依据大量基础地质资料和勘探成果，建立地质体模型和热史模型，开展基于地质约束下的延长组多烃源层生排烃以及成藏模拟研究。结果表明延长组各烃源岩生烃转换率主体分布于45%~75%之间，仍具有较大生烃潜力，具备开展页岩油原位开采的地质条件。当前累计生烃量达1 233×108 t、排烃900×108 t，主要以
川西北九龙山地区三叠系飞仙关组二段在天然气勘探中取得重大突破，具有较大的勘探潜力。井下钻探资料显示飞仙关组二段（简称飞二段）发育多套储层且主要集中于飞二上亚段，整体非均质性较强，岩性、物性复杂多变，储层厚度较薄、钻井较少，难以明确鲕滩储层的空间展布特征，制约着该区天然气勘探进程。针对川西北九龙山地区飞二上亚段鲕滩储集层，利用井下储层特征及三维地震资料，分析鲕滩储层反射特征，再利用正演模拟，建立鲕滩储层地震响应模式，明确该区鲕滩储层地震响应特征为弱振幅—断续反射；通过采用层拉平印模法恢复飞二段古地貌，结合地震相分析及地震振幅属性特征，确定了鲕滩体发育有利相带分布特征。在有利相带分布的基础上，利用以相对阻抗为主的调谐振幅反演及波形差异反演方法对储集层空间展布进行精细预测，明确了储集层的空间展布特征，同时对鲕滩储层厚度及裂缝发育进行了预测，其储层厚度预测结果与实钻结果较为吻合，证实了该预测方法在该地区具有适用性，并根据裂缝发育、波阻抗值小于1.6×106 g/（cm2·s）、储层厚度大等指标进一步圈定鲕滩储层有利发育区，为下一步勘探开发提供有利依据。
随着国内页岩气勘探开发的不断深入，地面地下地质条件越来越复杂，为了更好地寻找适合页岩气赋存的“甜点”区，支撑钻井、压裂工程的高效实施，以昭通国家级页岩气示范区为例，系统梳理总结了“甜点”主控因素，明确了盆外复杂山地页岩气“甜点”受控于三大要素：①优越的储层指标，是页岩气富集高产的物质基础；②良好的保存条件，是页岩气“成藏控产”的关键；③有利的工程品质，是页岩气高效开发的核心。鉴于盆外特殊的地质背景，保存条件和工程品质分析显得格外重要。在地质工程一体化理念的指导下，针对南方复杂山地页岩气的地质工程特点，在钻测井等资料评价的基础上，充分发挥地球物理优势，紧紧围绕示范区三大“甜点”主控因素针对性开展复杂山地页岩气储层“甜点”综合评价，最终达到地质“甜点”和工程“甜点”兼顾统一，为井位高效部署实施奠定坚实基础。随着南方山地页岩气“双复杂”矛盾日益凸显，基于“甜点”主控因素的储层综合评价技术将会显得尤为重要，同时地质地球物理工程一体化将是非常规油气高效开发的必由之路。
塔里木盆地库车坳陷依奇克里克地区下侏罗统阿合组储层成岩作用复杂、非均质性强，具有低孔、低渗特征。利用岩心观察、普通薄片和铸体薄片鉴定、扫描电镜等多种地质资料，依据成岩作用及成岩矿物将目的层划分为5类成岩相：致密压实相、碳酸盐胶结相、不稳定组分溶蚀相、溶蚀微裂缝相和微裂缝相。通过交会图处理常规测井资料，发现不同的成岩相具有不同的测井响应，但由于不同的成岩相测井响应存在信息重叠，因此并不能通过交会图识别不同成岩相。利用BP神经网络对测井信息进行数据挖掘，将成岩相测井识别从低维线性不可分问题映射到高维非线性可分，训练出的学习模型准确率较高，并通过与薄片鉴定结果和孔渗数据的对比，验证了学习模型的准确性，进而为缺乏取心井段的储层成岩相测井识别提供依据。
微重力监测技术是将叠加场转换为差异场，得到较为真实的变化场信息，其结果与单井点无关，是对油气藏整体密度及流体变化的客观描述和对油气藏整体监测，为克服解释的多解性创造了条件，其监测结果更接近于事实真相。因此，提出利用微重力监测成果对剩余气分布进行描述，并对开发井井位以及剩余气开发潜力进行评价。首先分析了含气地层在微重力异常剖面上的特征，其次建立了开发井井位评价以及剩余气潜力评价模型，最后将微重力监测技术应用到Su14加密井区，描述了剩余气平面分布，评价了Su14加密井区开发井井位和剩余气开发潜力，提出了下一步剩余气开发综合调整挖潜措施方案和对调整方法进行了指标预测，并利用Su14加密井区数值模拟结果和开发井生产动态分析结果分别验证了微重力监测剩余气分布结果以及评价模型的正确性。
以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组致密储层为研究对象，利用真实破裂过程数值模拟平台RFPA软件，研究压裂过程中致密储层井周裂缝的扩展和延伸规律。在此基础上，研究了岩石力学特性以及水平主应力差对地层井周裂缝延伸规律的影响，并利用灰色关联法定量分析各因素对压裂效果的影响程度，以及结合层次分析法构建储层的可压裂性评价模型。结果表明：水平主应力差越大，压裂缝延伸的方向性越明显，地层起裂压力越低，裂缝延伸距离越大；随着抗压强度、抗张强度和弹性模量的增大，地层起裂压力越高，裂缝延伸距离越小，而随着泊松比的增大，地层起裂压力越低，裂缝延伸距离越大；基于灰色关联法，明确了影响压裂效果的因素由高到低排序依次为水平应力差>弹性模量>抗张强度>单轴抗压强度>泊松比；利用层次分析法构建了综合考虑水平应力差、弹性模量、抗张强度及单轴抗压强度等因素影响的储层可压裂性指数计算模型，其与无因次压裂缝缝长、面积均呈较好的正相关性；结合已压裂井试油资料，储层可压裂性指数也与采油强度呈良好的正相关性。
为深入研究凝析气藏注CO2提高采收率机理，应用室内实验手段开展了CO2对凝析气藏流体物性的影响实验。结果表明：注CO2降低了凝析气的露点压力，降低幅度随注入量增加越来越大，注入0.4倍时的下降幅度达到了15.42%；CO2注入倍数较小时，对凝析油以溶解、降黏、膨胀作用为主，凝析油膨胀体积的增量是萃取产出凝析油体积的9倍以上，溶解气油比和相对密度随注入倍数增加而增加；CO2注入倍数较高时以萃取作用为主，生产气油比迅速增加，凝析油相对密度越来越大，采出程度达83%以上。在实际地层条件下，注CO2开发，在远井区主要发挥降低露点压力的作用，并将露点线向产出井推移；在过渡带初期以溶解膨胀为主，压缩了该区带范围，后期主要为萃取作用，将液动线向产出井推进，缩小了近井带范围；在近井带初期主要为驱替作用形成气流通道，中后期主要为溶解、膨胀、携带和萃取作用。综合以上，凝析气藏注CO2开发压缩了气液两相区，可大幅提高凝析气藏采收率。研究成果为凝析气藏的注CO2开发和技术推广提供了重要的技术支撑。
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