位于珠江口盆地的惠州26?6构造在中生界古潜山及古近系获得油气勘探重大突破，是该盆地古潜山及恩平组—文昌组凝析气勘探的首个规模发现。为进一步指导浅水富油区天然气勘探，应用天然气生成及分子碳同位素动力学技术，对惠州26?6油气田三级层序格架下的有效气源岩层进行系统研究。结果表明：惠州26洼文昌组六段（文六段）+五段（文五段）半深湖—深湖亚相烃源岩为惠州26?6油气田古潜山储层提供大量天然气，文五段半深湖—深湖亚相烃源岩为文昌组—恩平组储层提供一定量天然气，文昌组四段（文四段）半深湖—深湖亚相烃源岩为文昌组—恩平组提供少量天然气，上文昌组（文三段）和恩平组烃源岩基本不提供天然气；该气田属于阶段性累积聚气，成藏时间较晚，有效充注成藏期在10~0 Ma之间，目前仍处于有效充注阶段。这一新认识对于珠江口盆地富油区天然气勘探具有重要的指导意义。
关键油气成藏时期的古孔隙面貌对油气成藏至关重要，前人有关琼东南盆地碎屑岩储层特征与埋藏—成岩演化过程—储层物性演变规律—关键油气成藏时期的时空匹配关系以及相关的系统性研究甚少。基于深层优质碎屑岩储层形成过程的全生命周期理论，通过粒度分析、岩石薄片、铸体薄片、X射线衍射、扫描电镜、压汞、物性分析和碳氧同位素分析等多种分析手段，对琼东南盆地崖城地区陵水组、三亚组和梅山组砂岩储层岩石学特征、物性特征、孔隙类型、影响储层物性的宏观作用（物源、海平面变化、坡折带类型、超压）与微观作用（成岩作用）进行了系统分析，并划分了成岩演化阶段与成岩序列；在此基础上，采用成岩序列法，以孔隙度与时间、深度关系为切入点，将孔隙度增减过程与沉积物形成的“源—渠—汇”过程、成岩演化史、埋藏史三者结合，建立了孔隙度随深度和时间演化的关系，明确了崖城地区关键油气成藏时期储层古孔隙面貌。陵水组古孔隙度分布于2.3%~24.1%之间，古渗透率主要分布于（10~600）×10-3 μm2之间；三亚组古孔隙度分布于2.6%~28.4%之间，古渗透率主要分布于（100~1 600）×10-3 μm2之间；梅山组古孔隙度分布于7.58%~32.62%之间，古渗透率主要分布于（10~500）×10-3 μm2之间。同时定量表征了孔隙演化对储层成岩作用强度的响应，以期为该本区中深层油气勘探提供指导。
优质烃源岩的形成受诸多因素的影响，认清不同类型烃源岩控制因素的差异对提高非常规油气的勘探效益具有重要意义。选取渤海湾盆地东营凹陷沙三中—沙四上亚段（Es3z、Es3x、Es4cs、Es4cx）烃源岩，借助薄片鉴定、热解分析和主微量元素检测等手段，探讨各层段烃源岩形成的控制因素差异。结果表明：Es3x和Es4cs烃源岩TOC含量较高，且以Ⅱ1型—Ⅰ型水生有机质为主，分别形成于深水半咸化和深水咸化环境，而Es4cx和Es3z烃源岩TOC含量偏低，以Ⅲ型—Ⅱ1型陆源有机质贡献占优，分别形成于浅水咸化蒸发和浅水半咸化环境。古生产力由高到低依次为：Es4cs>Es4cx>Es3x>Es3z，充分展现了各层段烃源岩有机质、环境和生产力的差异性。有机质富集程度与古生产力、盐度和水深均成正比，基本不受氧化还原条件影响。高生产力为研究区有机质发育的关键因素，当生产力较高时（Es4s和Es3x），有机质的进一步富集则受到环境的明显控制：深水淡化环境下（Es3x），盐度为主要制约因素；咸水环境下（Es4cs），水深的控制作用则凸显出来；而在低生产力浅水淡化湖盆环境下（Es3z），古生产力、盐度和水深对有机质发育的控制都很明显，这体现了多因素对有机质的共同控制以及各层段烃源岩有机质富集的控制因素的差异。因此，研究烃源岩的形成除需要关注生产力与保存条件之外，还应关注盐度、水深等环境因素以及多因素间的耦合作用，这对深化认识烃源岩的发育规律以及指导非常规油气勘探都具有重要意义。
为探讨煤系砂砾岩中不同类型煤层的差异地质响应，及对邻近砂砾岩孔隙演化的影响，以野外露头、孢粉组合、井—震剖面、岩心相序、测井响应、扫描电镜、电子探针能谱及三史（埋藏史—有机酸演化史—孔隙演化史）等资料的综合分析为基础，对准噶尔盆地玛湖斜坡区侏罗系八道湾组煤系砂砾岩中发育的早湖侵期广覆式煤层、高（低）位期局限式煤层进行了综合比对，认为在压实减孔最强烈的准同生—早成岩期，早湖侵期广覆式煤层正值煤系腐殖酸排酸高峰，对邻近砂砾岩储层储集渗流性能的影响整体以抑制性为主，高刚性颗粒含量利于孔隙保存。研究结果表明：玛湖地区八道湾组发育早湖侵期广覆式煤层、高（低）位期局限式煤层2种成因类型。早湖侵期广覆式煤层发育于湖侵体系域TST早期，煤质均一，上覆砾质强陆源阻断沉积，与顶板层之间呈相序突变接触。其分布受控于以逆冲断裂I型、II型为代表的盆缘边界断裂复活及盆地基底的振荡性沉降，主要分布于近湖盆区首次湖泛面附近，测井响应为极高RT、低DEN、低GR；高（低）位期局限式煤层发育于低位体系域LST、高位体系域HST中期，煤质不纯多夹于静水细粒沉积中，与顶板层、底板层之间多呈现为相序渐变接触。其分布具较明显的相控特征，多分布于水动力较弱的扇间/河道间等低能相带，测井响应为较低RT、较高DEN、较高GR。煤系腐殖酸、烃源有机酸形成的长石粒内溶孔、高岭石胶结物、高岭石完全拟颗粒、高岭石部分拟颗粒等成岩产物在赋存产状、元素组分等方面差异明显。高刚性颗粒含量是煤系砂砾岩储层孔隙有效保存的前提条件，高岭石、硅质等溶蚀产物的迁出程度进一步制约着孔隙的有效性。优质储层区带优选应重点关注高刚性颗粒含量区及水下分流河道、河口坝等高水动力沉积相带。
形成环境是影响火山岩储层发育的重要因素之一，准确判别火山岩形成环境对指导火山岩油气勘探具有重要的支撑作用。通过对准噶尔盆地东部石炭系火山岩宏观微观岩石学和地球化学特征分析，发现可以从岩石学相标志、古生物学相标志和地球化学相标志判别火山岩形成环境，陆上与水下环境形成的火山岩发育不同的岩性组合和宏观微观结构构造特征，腕足类等各种海相化石都是水下环境火山岩的典型标志。在地球化学方面，可以利用氧化系数（OX）等无机地球化学参数和甲藻甾烷、三环萜烷、正构烷烃等有机地球化学参数判断火山岩的形成环境。不同形成环境对火山岩储层储集性能影响差异显著，陆上火山岩储集空间组合更丰富，原生储集空间更大，且淋滤溶蚀改造作用对储集性能的改善更显著，其储集性能好于水下火山岩。该研究结果总结了不同形成环境火山岩的判别标志及对储层储集性能影响机理，为火山岩储层岩石成因环境分析及岩相古地理研究提供了依据。
准噶尔盆地中部1区块（准中1区块）侏罗系三工河组是陆相地层油气勘探的热点层位。在三工河组沉积时期，准中1区块沉积了一套较为稳定的浅水三角洲—滨湖相地层。准噶尔盆地在早侏罗世处于张性构造环境，盆地具有盆大、水浅和坡缓等沉积特征，在盆地腹部的地震剖面中较难进行高分辨率层序地层对比。通过对自然伽马测井曲线进行小波变换和合成预测误差滤波分析，实现高分辨率层序地层划分。在单井中识别出小波变换最佳尺度因子（a），分别对应短期旋回、中期旋回和长期旋回，尺度因子的能量越大，自然伽马测井曲线值变化越剧烈，判定为水进面或者水退面。基于合成预测误差滤波分析技术，三工河组中识别出负拐点和正拐点，负拐点指示层序界面，也有可能是最大水泛面；正拐点指示初始水泛面。依据合成预测误差滤波曲线的负趋势和正趋势，判别沉积地层的旋回性。准中1区块三工河组基准面分析，证实了小波变换和合成预测误差滤波分析在沉积环境稳定的陆相地层研究中具有较好的适用效果和应用前景。根据基准面旋回的变化分析沉积过程，指出三工河组二段是主要砂体发育层位，是重点的勘探方向。
上扬子地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是中国页岩气勘探开发最成功的层位。开展该套地层黑色页岩高频层序划分，有助于理解有机碳在页岩中的分布特征。以上扬子地区N211井的五峰组—龙马溪组黑色页岩为研究对象，分析了自然伽马（GR）与总有机碳含量（TOC）特征，基于旋回地层学理论划分了黑色页岩高频层序。结果表明：上扬子地区五峰组和龙马溪组下部黑色页岩GR值与TOC值整体上由五峰组底部到五峰组顶部的观音桥段逐渐变大，观音桥段出现极大值，再由观音桥段向龙马溪组逐渐变小。利用GR频谱分析及其滤波曲线，在五峰组和龙马溪组下部分别识别出约6个和7个长偏心率周期，据此，将五峰组和龙马溪组下部划分为12个完整的四级层序和1个不完整的四级层序。该研究可为黑色页岩高频层序划分提供典型案例，并为上扬子地区五峰组—龙马溪组页岩气甜点段预测提供参考，即：在五峰组—龙马溪组页岩高频层序结构中，层序边界附近的黑色页岩有机质富集程度相对较高。
晚二叠世—早三叠世地球经历了重大的气候环境—生物种类更替，该时期皖南地区发育了一套黑色页岩，不仅可以作为非常规油气资源的储层，而且为该时期气候环境演变研究提供了良好的载体。针对该套黑色页岩古环境演变及物源，前人采用多种手段和方法开展了研究，但仍存在不同的观点。因此，基于宏观—微观岩石学特征，结合地球化学数据，对皖南地区下二叠统大隆组—上三叠统殷坑组页岩古气候和物源输入及其有机质富集控制因素进行分析，开展页岩古环境演变及物源研究。结果表明：微量元素及草莓状黄铁矿（<6 μm）指示页岩形成于温暖潮湿且波动频繁的缺氧—硫化环境，由大隆组至殷坑组，缺氧条件和古生产力整体呈逐渐降低趋势；w（Th）/w（Sc）—w（Zr）/w（Sc）、w（La）/w（Sc）—w（Co）/w（Th）和w（Hf）—w（La）/w（Th）图解以及稀土元素配分模式表明页岩物源主要来自后太古代上地壳花岗岩，w（La） —w（Th） —w（Sc）、w（Th） —w（Co） —w（Zr/10）和w（Th）—w（Sc） —w（Zr/10）判别图显示页岩物源的构造背景为大陆岛弧，兼具活动大陆边缘，推断其主要来自“江南造山带”；氧化还原条件和初级生产力是页岩有机质富集的主要控制因素。
甫沙4井位于塔里木盆地塔西南坳陷昆仑山前冲断带的柯东构造带上，北部和东部分别发育有柯克亚和柯东1井油气田。为研究甫沙4井原油来源与充注过程，对原油样品和连续抽提后的含油砂样各组分（游离态、束缚态、包裹体）进行GC、GC?MS和 GC?IRMS分析，与柯克亚凝析油气田油样进行油—油对比。结果表明：甫沙4井晚期充注原油组分具有C29?32重排藿烷、重排甾烷和Ts相对含量高，C27?29甾烷ααα 20R分布呈反“L”型，以及正构烷烃单体碳同位素值较低等特征，与柯克亚凝析油气田来源于二叠系普司格组（P2?3p）烃源岩的主体原油（I类）地球化学特征一致。而早期充注的原油组分具有重排藿烷、重排甾烷和Ts相对含量较低，C27?29甾烷ααα 20R分布呈“V”型，以及正构烷烃单体碳同位素值较高等特征，与柯克亚凝析油气田来源于中—下侏罗统湖相泥岩的II类原油地球化学特征一致。甫沙4井经历3个阶段成藏过程：①在上新世，二叠系烃源岩于生油晚期阶段生成的I类原油运移至柯克亚构造带或柯东构造带深部形成油藏；②在更新世早期，侏罗系烃源岩于生油早—中期生成的II类原油运移至甫沙4井白垩系储层；③在第四纪，强烈的构造作用使深部I类原油沿断裂调整进入甫沙4井白垩系储层。最终造成甫沙4井白垩系储层II类原油先充注，I类原油后充注的特殊现象。
塔里木盆地塔河油田由于存在多期次原油充注导致其成因至今无法得到很好地解释。应用地球化学手段对塔河油田原油地球化学特征进行综合研究，结果显示：塔河油田奥陶系原油沉积于海相沉积环境，处于成熟—过成熟阶段，正构烷烃分布较完整、具有UCM鼓包、普遍存在25?降藿烷、伽马蜡烷含量低，C29藿烷丰度高、规则甾烷呈现C29>C27>C28分布、规则甾烷αββ构型丰度高于ααα构型等特征，表明塔河油田原油遭受过较强程度的微生物降解作用，存在至少2个期次的原油充注。利用主成分分析（PCA）和层序聚类分析（HCA）方法对原油生物标志化合物指标进行分析，将塔河油田原油分为3类：I类原油具有三环萜烷/五环萜烷、Ts/17αC30藿烷、重排甾烷/规则甾烷、C31/C32藿烷、C29/C30藿烷、C24/C23三环萜烷、C20+19/C23+24三环萜烷、Ts/Tm高，Ph/nC18低，正构烷烃分布完整，呈现出多期充注特征，但主要表现出早期生物降解原油的特征，早期生物降解原油的贡献高于后期充注正常原油的贡献；II类原油的nC21-/nC22+值最低，部分样品正构烷烃缺失，UCM鼓包明显，主要代表早期经历过强烈微生物降解的原油； III类原油nC21-/nC22+、αβC31?22S/（22S+22R）、C24四环/（C24四环+C26三环）值最高，正构烷烃受热成熟度的影响最大，高碳数正构烷烃大量热裂解导致低碳数正构烷烃相对富集，代表混合原油但正常原油的贡献较大。
准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组、乌尔禾组和其他不同层系原油中普遍检测出三芳甾烷（TAS）和三芳甲藻甾烷系列。基于多口井的原油和14块代表性烃源岩样品的芳烃组分色谱-质谱资料，系统分析其TAS组成特征，并将其用于油源对比研究。结果表明：TAS分布特征可以有效区分准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩和乌尔禾组烃源岩。风城组烃源岩中TAS具有C26?20S含量低、C27?20R含量高的分布特征，并且几乎不含有三芳甲藻甾烷；而乌尔禾组烃源岩中TAS具有相反的分布特征，即C26?20S相对丰度较高，C27?20R相对丰度较低，并且具有分布完整的三芳甲藻甾烷系列。玛湖凹陷不同层系原油TAS分布特征基本一致，主要表现为C26?20S含量低，C27?20R含量高，三芳甲藻甾烷含量低或者未检测出，与风城组烃源岩分布特征相似。应用C26?20S/C28?20S TAS与C27?20R/C28?20R TAS比值和TAS三角图图版进行了原油对比分析，结果表明不同层系原油均来源于风城组烃源岩。因此，三芳甾烷及三芳甲藻甾烷系列可以作为该区油源对比的有效分子标志物。
塔里木盆地库车坳陷超深层裂缝性致密气藏边底水发育，断裂、裂缝成为水侵的“高速公路”，产生“水封气”效应，降低了气藏采收率，但目前缺乏有效评价方法。为此，在分析气藏水侵特征的基础上，建立考虑裂缝发育规模、外围水体强度两因素的裂缝性气藏水封气动态评价方法，并应用于库车坳陷3个已开发的超深层区块，静动态结合对评价结果的有效性进行验证，针对性地提出了提高气藏采收率的对策。研究结果表明：①裂缝非均匀水侵受构造部位、裂缝发育程度和缝网组合方式共同控制，可划分为3种水侵模式：核部边水沿大裂缝窜进型、翼部边底水沿裂缝侵入型、低部位底水沿裂缝/小断层快速暴性水淹型；②3个典型区块水侵替换系数在0.2~0.3之间，均为次活跃水体气藏，但水封气发生的严重程度差异大，水封气越严重，气藏采收率越低；③对于方向性贯穿大裂缝型气藏，应开展堵水现场实践；对于裂缝密度高的缝网型气藏，温和开采可以控水，早期排水可以减弱水侵的影响，从而提高气藏采收率。结论认为：水封气动态评价新方法可以为库车坳陷超深层气藏裂缝非均匀水侵动态评价和气藏提高采收率提供可靠依据并支撑库车坳陷超深层气田群控水治水政策制定和经济高效开发。
苏里格致密砂岩气田储层物性差、垂向上发育多层透镜状有效砂体、规模小、非均质性强，现有井网对储层控制不足，采收率偏低。井网优化调整是致密气提高储量动用程度及采收率的最有效手段之一。根据储层结构及气井生产开发效果，将气田可效益动用储层划分为3种类型，分别对应储量丰度为：>1.8×108 m3/km2、（1.3~1.8）×108 m3/km2、（1.0~1.3）×108 m3/km2。基于不同储层条件下的密井网试验区实际生产数据，结合储层规模分析和气井泄气范围评价，兼顾开发效益和提高采收率，从采收率增幅拐点、区块整体有效、新井能够自保等方面开展适宜井网密度综合分析，明确了3类储层的适宜井网密度分别为3口/km2、4口/km2、4口/km2。苏里格致密砂岩气田剩余可动储量1.23×1012 m3，新的差异化布井方式相比于600 m×800 m井网，可多钻井1.2万口，多建产能450×108 m3，累计多产气2 000×108 m3，可将采收率由32%提升至48.5%。
超深层碳酸盐岩气藏埋藏深、温度高，高温对多类型储层渗流能力的变化规律尚不明确。选取高石梯—磨溪区块灯四段气藏储层岩心，通过测定升温和降温过程中岩样的气体单相渗透率和不同温度下的气水界面张力及气水两相相对渗透率，得到温度对多类型超深层碳酸盐岩气藏渗流能力的影响规律。研究结果表明：在20~120 ℃范围内，随温度改变，不同类型储层岩样气体单相渗流能力均呈幂函数变化，升温过程中气相渗透率下降受气体黏度升高、白云石晶体膨胀及岩石颗粒脆化后运移的共同影响，一次升温和降温后，缝洞型岩样由于微裂缝发育渗透率不可逆程度最高为82.52%，孔隙型岩样由于小孔喉发育次之为27.63%，孔洞型岩样最低为9.46%，缝洞型岩样为温敏型岩样，孔隙型和孔洞型岩样为耐温型岩样，多类型气藏的温度上限集中在44~50 ℃附近；温度升高主要通过降低水气黏度比来提高气驱水效率和气水两相渗流能力，地层温度下的水气黏度约为常温条件下的1/3，高温条件下多类型储层的气水相渗曲线更能代表实际地层的两相渗流特征。温度对多类型超深层碳酸盐岩气藏渗流能力的影响规律可为此类气藏的高效开发提供理论依据。
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