高过成熟海相页岩有机质炭化点（区）的分布规律和主控因素是页岩气勘探面临的重要课题。围绕四川盆地及其周缘下寒武统和下志留统页岩分布区，以重点炭化区精细解剖为基础，开展了2套页岩有机质炭化区精细预测和热成熟度区域编图，探索海相页岩有机质炭化区分布规律和主控因素。研究认为：①在下志留统页岩分布区，存在川东—鄂西、鄂西北部、川南西部和仁怀—渝西南4个有机质炭化区，面积近40 000 km2，其中川南西部炭化区主体位于峨眉玄武岩分布区。②在下寒武统页岩分布区，有机质炭化区面积占比超过80%，非炭化区仅分布于威远—资阳、磨溪—高石梯、长阳和瓮安—镇远等4个区块，面积约为62 600 km2。③峨眉火成岩省为晚二叠世的极热事件，使得川南西部下志留统和下寒武统页岩热成熟度RO值分别增加0.2%~0.4%和0.2%~1.0%。马边—峨边位于峨眉玄武岩厚度高值区，也是下寒武统和下志留统页岩有机质炭化程度最严重区域。④下寒武统和下志留统页岩有机质炭化的主控因素既有相似之处，也存在一定差异。前者主控因素为长期的深埋背景，晚二叠世的极热事件仅使局部地区炭化程度更趋严重。后者主控因素相对复杂，在仁怀—渝西南、川东—鄂西、鄂西北3个地区受深埋背景控制，在川南西部则受深埋背景和晚二叠世的高地温作用双重控制。
以川南威荣地区五峰组—龙马溪组典型取心井W井为研究对象，基于岩心观察、薄片、氩离子抛光扫描电镜、X射线衍射、有机地球化学、物性与孔隙结构等分析测试，探讨研究区页岩储层发育特征及其意义。研究表明：①威荣地区五峰组—龙马溪组页岩以灰质富硅炭质页岩、含钙硅质页岩和含钙富硅炭质页岩为主，有机质类型为I型，处于过成熟阶段，黑色页岩以中—高有机碳含量为主，黏土矿物含量平均为40.0%，石英平均为34.7%，碳酸盐矿物平均为18.2%，碳酸盐矿物含量相对较高。②研究区五峰组—龙马溪组页岩主要发育有机孔、黏土矿物层间孔（缝）、黄铁矿晶间孔、长石蚀变孔（缝）和颗粒边缘缝（孔）等储集空间。③五峰组—龙马溪组微孔平均值为0.009 73 mL/g，介孔平均为0.018 00 mL/g，宏孔平均为0.003 77 mL/g，储集空间主要以微孔和介孔为主，有机质同时是微孔、介孔和比表面积的主要贡献者，石英矿物是宏孔的主要贡献者；微孔与介孔协同发育，二者是比表面积的主要贡献者，宏孔与微孔和介孔在发育物质基础上并不相同，宏孔对比表面积的贡献有限。④自上而下，有机孔及占比逐渐增大，在五峰组—龙马溪组底部，有机孔占比可达76.73%，平均约为55.73%。在取样段的上部，无机孔较为发育，无机孔占比平均约80%以上，有机孔主要贡献者是有机质，无机孔的主要贡献者是黏土矿物。⑤川南五峰组—龙马溪组深层高温高压条件下，能够发育高孔高渗优质页岩储层，碳酸盐矿物对页岩储集空间的贡献有限，厚层富有机质页岩仍将是页岩气甜点评价的关键。
页岩储层特殊的矿物组分和复杂的孔隙结构，使页岩气在孔—缝系统中的赋存机制多样。深入认识页岩气在微观孔—缝系统中的赋存状态，有助于揭示页岩气赋存机制，丰富页岩气富集理论，优化页岩气开发工艺。围绕渝西地区龙一1亚段页岩储层微观孔隙结构及页岩气赋存机制，开展氩离子抛光扫描电镜、核磁共振、核磁冻融及柱塞样页岩样品不同含水（油）状态下的甲烷吸附核磁共振实验，分析微观孔隙结构特征及其对页岩气赋存的影响。结论认为：渝西地区吸附气主要受控于小于5 nm的油润湿孔隙，转化比约为45.81%；游离气主要受控于孔径大于110 nm的孔隙与微裂缝，转化比约为89.60%；5~110 nm有机孔和无机孔为吸附气与游离气的重要赋存空间，能够实现吸附气与游离气的有效转化，转化比约为78.81%，是开采过程中维持地层能量的主要来源。5~110 nm有机孔更发育的页岩气井，虽然初期产量不高，但稳产期较长，相同时间内的累积产量更高，有效地阐释了渝西地区页岩气井间的产量差异原因。
依据岩石学、有机地球化学、储集性、含气性特征等页岩基础地质要素和构造样式及埋深、断层及裂缝、顶底板盖层与自封闭性条件、地层压力等保存条件对黔北凤冈地区海相牛蹄塘组页岩成藏地质特征进行系统研究。结果表明，研究区下寒武统牛蹄塘组页岩具有高的TOC含量、RO值、脆性矿物含量及甲烷吸附能力；页岩孔隙以原生孔隙为主，包括泥粒孔、顺层缝隙、层间缝隙等，对储层孔渗物性有明显影响；页岩总含气量与孔隙度、比表面积和TOC值呈显著的正相关关系，与黏土矿物含量成反比关系，页岩储层孔隙度和比表面积对含气量的贡献大于黏土矿物含量。从保存条件看，研究区宽缓状背斜及其所夹宽缓的鞍状构造带，地层产状较缓，埋藏深度适中，具有良好的顶、底板盖层与自封闭条件，有利于页岩气的保存，但若宽缓背斜核部发育通天断裂、走滑断层和高角度裂缝则不利于页岩气的保存，此外地层压力对保存条件并不起决定性作用，低压和常压地层也存在工业价值的页岩气聚集。在此基础上，提出了黔北凤冈地区海相牛蹄塘组页岩气成藏的评价指标。
二叠纪火山岩作为川西南地区重要的储层类型已成为近些年研究热点之一。通过对川西南地区二叠纪火山岩孔隙度和渗透率分析发现，爆发相火山碎屑流亚相的粗面安山质火山碎屑岩储层物性最好，其次为溢流相上部亚相的自碎角砾岩以及爆发相的粗面玄武质熔结火山碎屑岩，熔岩类储集物性较差。通过岩心、野外及镜下观察，火山岩储集空间主要为溶蚀孔洞和裂缝，钠长石晶间微孔对粗面安山质熔结凝灰岩储层贡献较大。火山岩岩相是储层发育的基础，溢流相上部亚相和爆发相火山碎屑流亚相近—中源堆积是储层发育的有利相带，火山碎屑流亚相近—中源堆积内部储层非均质性强，每个喷发单元上部及下部储集物性好于中部。经历冷凝固结成岩和热液作用阶段，粗面玄武质熔结火山碎屑岩及溢流相上部亚相的自碎角砾岩储层孔隙度由25%~30%迅速减少至5%~10%；由于大量钠长石晶间微孔的形成抵消了一部分在此成岩过程损失的孔隙，粗面安山质熔结凝灰岩经历该期成岩作用孔隙度损失了10%左右。低温低盐度包裹体揭示了储层孔洞中第一期方解石及石英胶结物形成于火山停止喷发后的浅—中埋藏期，有机质未成熟—低成熟，未发生大规模排烃，有机酸对储层溶蚀作用有限，表明早期表生成岩阶段的风化淋滤作用是储层改善和保存的关键；埋藏期为孔洞连续充填阶段，有机酸溶蚀作用对储层改善有限。
川中地区与塔里木盆地具有相似的走滑断裂发育构造背景，存在大量走滑性质的断裂，因此明确走滑断裂对储层及含气富集的控制作用，对安岳气田高效建产具有重要意义，但也面临安岳气田成藏模式复杂（丘滩+岩溶+断裂）的难题，断裂单因素分析难度大。因此，在沉积和岩溶综合研究基础上，确定3个具有相似沉积和岩溶背景的不同区块，针对走滑断裂对储层及含气富集的控制作用进行单因素分析，以使结果更加合理可靠。研究结果表明：①灯影组储层发育受沉积以及岩溶古地貌共同控制，且为主要控制因素；②走滑断裂对储层发育具有一定改善作用，且存在分区分带特征，即台内地区改善程度强于台缘地区；③在相同的沉积和岩溶背景下，走滑断裂对储层渗透率存在正态分布的控制作用，在0~2 km范围内快速提高渗透率，局部可增加2~3个数量级；④走滑断裂对含气富集的控制作用明显，产量与断裂距离呈正态分布关系，其控制作用主要表现为断裂改造储层渗透率，同时断裂活动形成的次生构造是油气运移有利区域。结论认为，安岳气田沉积和岩溶古地貌是储层发育的基础，走滑断裂对渗透率以及产能改善作用明显，因此走滑断裂是安岳气田开发评价部署及高效建产的关键因素之一。
综合分析四川盆地高石梯—磨溪（高—磨）地区震旦系天然气、储层沥青、流体包裹体组分、硫化物分布及硫同位素特征等，认为高—磨地区震旦系曾发生过硫酸盐热化学还原反应（TSR），但TSR强度整体较弱，且主要受走滑断裂相关的热液流体活动控制。主要证据如下：①高—磨地区及四川盆地周缘震旦系储层中多处发育方铅矿、闪锌矿、黄铁矿、重晶石等硫化物及硫酸盐矿物，硫同位素富重硫特征明显，δ34S值普遍大于12‰，反映研究区内硫化物硫源为海水中硫酸盐，且与TSR有关；②高—磨地区震旦系储层固体沥青S/C值范围为0.031~0.059，具有TSR沥青典型特征；③部分流体包裹体中H2S含量较高，含单体硫、沥青、方解石子晶的流体包裹体是发生TSR的直接证据；④震旦系气藏中H2S含量为0.24%~6.8%，平均值为1.22%，为微—高硫化氢气藏，地层中缺乏膏盐岩沉积，且地层水中未见SO42-，与全球发生TSR的高含硫气藏截然不同，说明川中震旦系TSR强度整体较弱；⑤高—磨地区震旦系发现硫化物的井位主要分布在北西、北西西向走滑断裂附近，分布受断裂控制明显，TSR的硫源可能为断层沟通的深部热液流体，TSR主要发育于断层附近，为断控型TSR。四川盆地震旦系储层中烃类发生TSR，产生的H2S促使了铅锌矿等硫化物矿床的形成，即烃类的聚集、裂解与热液流体活动、TSR及MVT型铅锌矿的形成是紧密相连的，是开展深层有机—无机相互作用研究的理想地区。
为查明鄂尔多斯盆地延安西部地区马五1+2亚段低幅度构造成因及其与油气富集的关系，在采用趋势面分析法对现今低幅度构造精细识别的基础上，开展了古地貌与现今构造对比，并结合钻井、测井、试气以及铸体薄片资料对正向低幅度构造成因及石油地质意义进行了初步探讨。结果表明：①该区马五1+2亚段顶面共发育10处正向低幅度构造，形态以鼻隆为主，构造轴线具有近东—西、近北东—南西、近北西—南东3种走向；②现今西倾单斜背景下的正向低幅度构造主要由早石炭世岩溶古地貌高部位继承性演化而来；③正向低幅度构造与优质储层分布在马六段灰岩缺失区具有一定的耦合性；④正向低幅度构造的发育有利于构造—岩性圈闭的形成，对天然气的富集具有关键的控制作用。
阐明鄂尔多斯盆地延长气田盒8段致密储层物性下限及分布，可为延长气田致密砂岩气勘探开发提供理论依据。综合应用岩心、测井以及试气等资料，对鄂尔多斯盆地延长气田Y113—Y133天然气井区盒8段致密储层物性下限进行研究。结果表明：研究区盒8段主要为岩屑砂岩，填隙物主要为水云母和硅质，孔隙类型有原生孔隙和次生孔隙，后者居多；综合利用经验统计法、压汞法以及试气法进行研究，并通过建立物性模型、最大孔喉半径与物性拟合以及生产动态资料检验，最终认为盒8段致密储层孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.06×10-3 μm2，对应的排驱压力为1.7 MPa，中值压力为20 MPa，最大孔喉半径为300 nm；在此基础上将有效储层分为3类：Ⅰ类储层物性、含气性等最好，是最有利储层，位于河道中心位置；Ⅱ类储层较好，分布于河道较中心位置；Ⅲ类储层最差，位于河道边缘位置。
以渤海湾盆地渤东凹陷三维地震精细解释为基础，利用构造剖面复原等方法，探讨次级洼陷结构特征与控洼断裂差异演化过程。研究认为，渤东凹陷共发育6个次级洼陷，凹陷结构由北到南表现为单断半地堑区、半地堑—地堑过渡区、不对称双断地堑区的差异变形规律。渤东凹陷发育3类（伸展、走滑、叠合）、3组（NNE向、NE向、NW向）断裂，NNE—NE向伸展断裂为主干控洼断裂，NW向伸展断裂规模小，切割洼陷，走滑断裂早期局部表现为控沉积的伸展性质，晚期强烈走滑改造地层展布格局。受控洼断裂的差异演化控制，古近纪次级洼陷演化过程可以分为4个阶段：沙四段—孔店组沉积期为初始断陷阶段，NE向伸展断裂为主控，NW向断裂切割洼陷，呈“南北分区”特征，沉积中心位于东北部；沙三段沉积期为强烈断陷阶段，NNE向伸展断裂变为主控，NW向断裂减弱；沙一段—沙二段沉积期为热沉降阶段，NNE向伸展断裂仍为主控；东三段沉积期为断陷强化期，NNE向主控断裂剧烈活动，呈“东西分带”特征，沉积中心已经迁移至西南部。
松辽盆地扶新隆起带北部扶杨油层地层水化学分布特征复杂，与油气成藏之间的关系也与其他盆地以及松辽盆地其他层系存在着较大差异。通过不同含油层系、不同埋藏深度段地层水化学参数的统计与相关性分析，在垂向上划分出5个地层水化学成因带。同时结合研究区石油地质背景分析，明确了地层水性质及其分布的主控因素。研究表明，扶新隆起带北部地层水性质主要受沉积物源区岩石类型、烃源岩热演化生烃、成岩过程中的水—岩相互作用、圈闭封闭性能等因素的综合影响。以中酸性岩浆岩和火山岩为母岩的沉积物源是NaHCO3型为主的地层水形成的前提条件，烃源岩生烃高峰前排出的大量有机酸以及与生烃过程中伴生的CO2是强化NaHCO3型地层水分布的关键因素。相对高异常矿化度的NaHCO3型地层水的形成与背斜圈闭对CO2的良好捕集与封存条件以及由此导致的钠长石溶蚀作用密切相关。钠氯系数对于因富含CO2的地层水对酸性长石的溶蚀作用产生的次生孔隙发育带具有较好的指示作用，因此是油气富集的标志。
为深入认识松辽盆地德惠断陷小合隆地区新发现天然气成因类型及气源，利用烃源岩有机碳、岩石热解及天然气组分、碳同位素等地球化学资料，开展营城组、沙河子组、火石岭组烃源岩评价及登娄库组—泉头组天然气成因和气源分析。结果表明，小合隆地区烃源岩为中等—好的烃源岩，TOC含量为0.42%~58.11%，有机质类型以II2-III型干酪根为主，处于成熟—高成熟阶段。登娄库组—泉头组天然气为有机成因煤成气，部分样品具有混合气的特征，天然气生成的等效成熟度相当于RO值为0.97%，与营城组烃源岩有机质类型及成熟度相近。不同于以往勘探发现的以火石岭组—沙河子组烃源岩为主要贡献的含气层位，营城组烃源岩为小合隆地区登娄库组—泉头组天然气的主要来源，是一套新发现的勘探层系。
石炭系本溪组页岩是鄂尔多斯盆地中东部上古生界页岩气勘探的重要目标层段。在对其代表性野外剖面、钻井岩心系统观测及采样分析的基础上，利用主量、微量元素分析资料，结合全岩矿物组成、有机碳含量、有机显微组分等测试资料，对鄂尔多斯盆地东部本溪组一段（本1段）海陆过渡相泥页岩沉积期古气候、水体环境及与其富有机质泥页岩发育关系进行研究。结果表明：研究区本1段泥页岩主要为黏土质页岩和硅质页岩，矿物组成中石英和黏土矿物占绝对优势；CIA、Sr/Cu、C值参数表明本1段沉积期主要表现为炎热潮湿古气候特征；Sr含量、Sr/Ba、Ba/Ga等参数指示本1段上亚段和下亚段沉积水体盐度分别为咸水、咸水—半咸水，表明该段沉积晚期水体盐度相对较高；V/（V+Ni）、Ceanom、Th/U等参数表明本1段沉积期水体以缺氧—贫氧环境为主。炎热潮湿的古气候、偏咸化和缺氧—贫氧的沉积水体环境等较好的有机质保存条件，是本1段，特别是其上亚段富有机质泥页岩发育的有利因素。优质页岩发育为研究区页岩气勘探提供了良好的基础。
为揭示渤海湾盆地黄骅坳陷上古生界煤岩的油气资源潜力，基于岩石热解、显微组分鉴定、热模拟等实验及前人研究资料，对黄骅坳陷内大港探区石炭系—二叠系煤层的地球化学特征、显微组分、生烃情况进行了详细研究。结果表明：黄骅坳陷内石炭系—二叠系煤系烃源岩显微组分以镜质组为主，惰质组次之。其中镜质组含量为60.35%，惰质组为28.6%，壳质组+腐泥组则为11.05%。该套烃源岩有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主，有机质丰度较高，有机质以成熟阶段为主，部分地区受到岩浆作用影响处于高成熟阶段，且该套烃源岩具有生气为主、生油为辅的特征，具有很好的生烃潜力。
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