近期吐哈盆地风险探井沁探1井、预探井吉7H井在台北凹陷下侏罗统三工河组获得重要发现，实现了吐哈盆地洼陷区岩性油气藏勘探的重大突破，展现了吐哈盆地“下洼进源”勘探的良好前景。基于新钻井取得的地质认识，系统梳理和总结了洼陷区岩性油气藏有利成藏条件，指出下一步勘探方向。研究表明：①台北凹陷侏罗系水西沟群发育八道湾组、三工河组、西山窑组3套烃源岩，新钻井揭示出三工河组不仅发育区域性盖层，也是优质烃源岩，重新评价显示台北凹陷水西沟群生烃潜力大；②下侏罗统三工河组是洼陷区勘探主力目的层，发育辫状河三角洲沉积体系，洼陷区砂体发育，在次生溶蚀和构造裂缝作用下，5 000 m以深仍发育有效储层；③台北凹陷下侏罗统存在葡东、红北、陵北、丘东和疙北五大岩性油气藏有利区带，勘探潜力大，是吐哈盆地未来勘探的重要方向。
以松辽盆地长岭断陷龙凤山次凹营城组致密碎屑岩储层为研究对象，应用多种技术及手段对物性影响因素及优质储层主控因素进行研究。致密碎屑岩的储层物性影响因素包括岩石类型、沉积微相、砂泥界面、胶结作用、溶蚀作用及微裂缝。利于致密气储集的因素为：①孔隙衬里绿泥石、②火山岩岩屑溶蚀、③微裂缝。其中：①孔隙衬里绿泥石可通过减缓压实和抑制胶结作用来保护原生孔隙，进而控制水体环境转化带的储层质量；②火山岩岩屑溶孔是主要的次生孔隙类型，可控制酸性流体分布区的储层质量；③生烃增压成因的微裂缝能够增加储层的渗透性，进而控制深水沉积区的储层质量。主控因素①主要分布于盆地边缘的浅水区，主控因素③主要分布于盆地近中心的深水区，主控因素②全区分布。主控因素②可与①或③叠加共同控制优质储层的分布，基于此建立优质储层平面分布模式，预测有利区并获得了生产验证。
为厘清南襄盆地南阳凹陷古近系核桃园组三段（简称“核三段”）油气成藏期次，基于流体包裹体测试资料，利用包裹体岩相学、荧光观测及显微测温技术，对流体包裹体特征进行研究，并结合烃源岩热史、生烃史模拟，综合分析核三段油气成藏期次及时间。结果表明：①核三段储层发育2期油气包裹体：第Ⅰ期丰度较高，主要分布于石英颗粒微裂隙、次生加大边中，以灰褐色、淡黄色液烃包裹体为主，发黄色、黄绿色荧光，其伴生盐水包裹体均一温度峰值区间为75~100 ℃，反映低成熟—成熟油（0.5%<RO<1%）充注；第Ⅱ期丰度较低，主要赋存于穿石英颗粒微裂隙及长石溶蚀孔隙中，以淡黄色、灰色或无色气液烃包裹体为主，发绿色、蓝绿色、蓝色荧光，其伴生盐水包裹体均一温度主峰值为110~120 ℃，反映高成熟油（RO>1%）充注。②核三段烃源岩存在2个主力生烃期：第一期为核一段沉积早期—廖庄组沉积末期，因地层持续沉降烃源岩进入低成熟—成熟阶段并不断生烃，在廖庄组沉积末期因地层抬升剥蚀，生烃作用减缓；第二期为新近纪抬升剥蚀后地层再度沉降期，烃源岩进入高成熟阶段并再度生烃，第二期生烃量低于第一期。③核三段储层经历了2期油气充注：第一期形成于核一段沉积中期—廖庄组沉积末期（29.1~23 Ma），为低成熟—成熟油充注，该期是核三段储层主成藏期；第二期形成于新近纪中期—现今（10~0 Ma），为高成熟油充注。④应用Basinmod软件对成藏关键时刻（23 Ma）核三段顶界油气运移路径进行模拟，显示南阳凹陷核三段存在6个有利勘探目标区，其中Ⅰ—Ⅲ号为现有勘探区；Ⅳ—Ⅵ号是潜力勘探区。
柴达木盆地西部地区（简称“柴西地区”）发育下—中侏罗统烃源岩，油气勘探潜力较好。但目前对该地区下—中侏罗统的物质来源、古气候环境及沉积体系研究较为薄弱，这在一定程度上制约了油气勘探进程。通过露头、钻井、地震资料及元素地球化学分析，结合古水流、重矿物、砾石统计及碎屑组分分析，重建了柴西地区下—中侏罗统的物源、沉积体系及古气候环境。研究表明，柴西地区北段侏罗系沉积中心在盆地内部，古阿尔金山为其主要物源区；南段沉积中心位于现今阿尔金山前，接受来自古阿尔金山、昆仑山及盆地内部古隆起等多个源区的物源供给；下—中侏罗统主要发育冲积扇—辫状河—辫状河三角洲—湖泊沉积体系。柴西地区早—中侏罗世整体以温暖、潮湿的古气候为主。柴西地区早—中侏罗世沉积具有近源堆积、相变快、多沉积中心的特点。早侏罗世发育多个相互分隔的小型断陷湖盆；中侏罗世盆地沉积范围扩张，形成规模较大的多沉积中心坳陷湖盆。
煤系地层中往往包含了源内成藏、调整成藏等多种类型油气藏，特别是在经历多期构造活动的盆地中，煤系地层油气成藏类型多、成藏机制复杂。为揭示深部煤系地层油气成藏机制，以渤海湾盆地黄骅坳陷古生界含油气系统为例，从区域构造演化史出发，通过岩心观察、煤系烃源岩地球化学测试、镜下薄片观察、包裹体测试及典型油气藏剖面解析等多种手段，结合地层埋藏史和热史，明确了煤系地层油气成藏机制，建立了成藏模式。研究结果表明：黄骅坳陷古生界含油气系统存在源下、源内、源上3种成藏组合；区域构造演化控制了烃源岩早、晚2次生烃过程，呈现“早油晚气”的生烃特征；油气2期成藏，第一期成藏发生于中白垩世，低熟原油和少量天然气主要储集于粒间孔及溶蚀孔隙中，晚白垩世的构造抬升使古油藏遭受破坏。第二期成藏发生于古近纪中期至今，大量天然气和高熟原油主要储集于溶蚀孔隙和构造裂缝中；烃源岩成熟演化、储层改造及构造活动共同控制了黄骅坳陷煤系油气成藏。基于上述认识，提出煤系油气“中转站”成藏模式，即油气优先在源内或近源储集体中聚集，后期由于构造活动改造，油气由“中转站”向其他油气低势区调整。
以勘探程度较低的渤海西南部上古生界石炭系—二叠系为主要研究对象，利用钻井及高精度三维连片地震资料，井震结合，重点厘定了该区石炭系—二叠系残存特点和展布特征，同时结合区域烃源岩发育特点，初步探讨了渤海西南部上古生界的生烃物质基础。结果表明：渤海西南部石炭系—二叠系主要在埕北凹陷、埕北低凸起及东斜坡和歧南断阶带分布，残存厚度最大超过1 200 m，普遍集中于200~800 m之间，具南西厚北东薄的展布特点，地层由凸起、斜坡向凹陷内逐渐减薄甚至缺失，石炭系—二叠系残存特征及分布受中、新生代构造活动影响明显。综合对比渤海湾地区石炭系—二叠系厚度及煤系烃源岩发育特点，指出渤海西南部具有良好的生烃物质基础，煤岩厚度普遍在10~40 m之间，煤系泥岩厚度普遍在60~240 m之间，与勘探程度较高的大港探区具有较好的可比性。
在地下高温高压条件下，川南深层海相页岩塑性显著增加，现有单一脆性评价方法难以准确表征其可压裂性，严重制约了该区“甜点”优选和工程改造。以川南深层五峰组—龙马溪组页岩为研究对象，通过三轴高温高压、断裂韧性及X射线衍射实验，开展了多种类型的页岩岩石力学性质评价及其影响因素分析，量化了不同载荷条件下岩石破裂的形态特征，并以此为标准，进行了脆性影响因素分析及综合量化评价研究。研究认为川南深层海相页岩具有高弹性模量、较低的I型断裂韧度特征，其脆性性质主要受控于矿物组分、温压条件及页理发育程度，并通过裂纹分形维数量化了岩石破裂的形态特征，且在高石英矿物含量（>50%）、低围压（<20 MPa）、中低温（<60 ℃）及页理化程度较高条件下，实验结束后的样品试件分形维数较高，破裂裂纹以复杂劈裂与剪切复合裂缝为主，相应的脆性较高。通过归一化的岩石力学参数和应力—应变曲线的脆性指数与分形维数之间的相关性分析，利用层次分析法建立了能够表征深层海相页岩脆性的综合评价指标。该评价指标能够很好地表征深层海相页岩脆性特征，且评价认为龙一段31小层脆性指数较高，为后期页岩气开发的主力目的层。
渝东南地区阳春沟构造带是页岩气勘探有利区，构造裂缝发育特征和期次研究有助于评价该地区页岩气储层物性和保存条件。以渝东南地区阳春沟构造带五峰组—龙马溪组页岩构造裂缝为研究对象，通过岩心观察、成像测井解释、包裹体测温、磷灰石裂变径迹测年和区域构造运动演化等手段，对页岩构造裂缝发育的特征及形成期次进行研究，进而分析构造裂缝形成与页岩气成藏过程的匹配关系。研究结果表明，阳春沟地区五峰组—龙马溪组页岩中的构造裂缝非常发育，被方解石充填，多处呈现不同期次裂缝交错切割形成复杂缝网，并可见揉皱、微断层等现象。这些裂缝形成于3期构造运动：第一期为北北西向、北西西向和北东向裂缝，以方解石和黄铁矿全充填为主，形成于燕山运动中期，磷灰石裂变径迹测年为82~95 Ma，包裹体测温为190~210 ℃；第二期为北北东向、北东东向平面剪切缝和北西向剖面剪切缝，以方解石充填—半充填为主，形成于燕山运动晚期，磷灰石裂变径迹测年为68~78 Ma，包裹体测温为165~185 ℃；第三期为北北东向、北东东向平面剪切缝和北西向剖面剪切缝，并对前期裂缝进行改造，裂缝以方解石充填为主，形成于燕山末期—喜马拉雅期，磷灰石裂变径迹测年为30~62 Ma，包裹体测温为135~155 ℃。第一期构造裂缝形成于页岩最大埋深—开始抬升期，有利于改善页岩储层物性。第二期和第三期构造裂缝形成于页岩气藏调整期，该期的抬升运动会增加页岩气的逸散量，破坏页岩气的保存条件。抬升时期开始的越早，页岩气藏经历的调整破坏时期越长，单井含气量和测试产量就越低。
为完善海陆过渡相页岩储层分类方法，以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块为例，在划分页岩源储类型基础上，结合电阻率、声波时差、补偿中子、自然伽马等常规测井和成像测井，利用页岩样品实验结果校正，优化了不同源储类型页岩的岩性、有机碳、孔隙度、含气量等关键参数测井解释模型，建立了海陆过渡相页岩气储层分类方法。结果表明：①海陆过渡相泥页岩存在砂质夹层型、灰质混积型和富有机质泥岩层理型三大类源储类型，利用声波、密度与自然伽马的3D交会图与成像测井可识别各类型岩性；②不同类型泥页岩的测井解释优化模型拟合结果显示区内页岩储层参数相对有利勘探，其中砂质夹层型页岩有机碳含量为0.25%~6.66%，孔隙度为0.10%~4.92%，含气量为0.15~4.39 m3/t，平均脆性指数为45%；灰质混积型泥页岩有机碳含量为1.98%~8.66%，孔隙度为0.31%~4.01%，含气量为0.82~3.72 m3/t，平均脆性指数为43%；富有机质层理型页岩有机碳含量在2.04%~14.53%之间，孔隙度为0.29%~5.29%，含气量为0.93~5.14 m3/t，平均脆性指数为37.54%；③建立的以源储类型为核心的 “三型九类”页岩储层分类方法具有实用性，其中I类、II类夹层型页岩和I类富有机质层理型页岩已在生产实践显现开发潜力。
鄂尔多斯盆地东缘二叠系山西组是目前中国页岩气勘探开发的重要接替层位，研究储层页岩力学破坏特征是页岩地质精细评价和后续压裂施工方案制定的基础内容。在对山西组页岩样品开展矿物组成分析、沉积构造特征描述、岩石力学测试的基础上，明确了主要岩相类型及其力学特征，分析了储层岩石力学破坏特征的影响因素。结果表明：山西组页岩主要矿物为石英和黏土质矿物，可划分为硅质页岩、硅质黏土质页岩和黏土质页岩，储层页岩具有力学强度变化范围大、整体低值的特点。受控于岩相的影响，硅质页岩和硅质黏土质页岩力学强度和弹性模量强于黏土质页岩。纹层、充填裂纹以及生物碎屑等结构和构造，增大了力学非均质性，也容易影响裂缝的传播路径。巴西圆盘劈裂实验表明山西组页岩纹层和泥质条带对裂缝具有极强的捕获作用，容易导致裂缝沿着纹层和泥质条带扩展。围压降低了页岩的脆性，使页岩由劈裂破坏转换为剪切破坏，并伴随着充填裂纹和泥质条带的破坏，呈现出破坏形态由沉积构造和围压双重控制的模式，复杂的破坏模式有利于减弱页岩气开发过程中储层裂缝网络渗透率的应力敏感性。研究成果为后续水平井布井选层和压裂施工方案制定提供了借鉴。
四川盆地仪陇地区飞仙关组鲕粒滩型储层埋藏深度较大，沉积地质背景较为复杂，钻至深层的探井较少，难以准确预测鮞粒滩型储层的空间分布，制约了飞仙关组的油气勘探。飞仙关组储层主要为该组的一段、二段鲕粒滩，岩性以亮晶鲕粒灰岩和残余鲕粒灰岩为主，大多分布于台缘带上。地震正演模拟结果显示，鲕粒滩在地震剖面上外形呈现为透镜状，具有较强振幅和较低频率。采用地震沉积学研究方法，在鲕粒滩发育的台缘带上，利用地震振幅属性有效地预测仪陇—平昌地区飞仙关组鲕粒滩储层的空间展布。鲕粒滩型储层的识别及其分布特征与实际钻探结果匹配度较高，证明通过地震属性分析对鲕粒滩型储层的识别及分布进行预测是切实可行的，为下步对该类储层进行勘探打下了良好的基础。沉积相分析、地震正演模拟与地震属性分析有机结合能有效进行深层鲕粒滩储层识别与勘探。
大宁—吉县区块位于鄂尔多斯盆地东缘，其发育煤系地层，岩性复杂，储层致密且薄，横向变化快，造成砂岩储层地震反射特征多样，定量预测难度大。从储层地震响应特征分析及相控储层反演2个方面入手：首先根据区内地质、测井等资料，采用正演技术建立沉积相—地震响应特征—地震相识别图板，一维模型正演落实上覆煤层、下伏灰岩变化引起的砂岩储层地震响应的变化，完钻井二维正演落实该区厚砂体、中厚砂体和薄砂体3种地震响应识别模式；然后采用波形指示反演方法，开展“相控反演”，实现研究区山23亚段致密薄储层的定量预测。结果表明：中厚砂体主要分布在研究区南部，平面上呈2个近南北向展布的条带，纵向上储层叠置，厚度较大，是下步开发有利区。该研究成果有效提升了大宁—吉县区块煤系地层致密气薄储层的预测精度，为部署高产井提供了有力的技术支撑。该研究方法也可为同类气藏的开发提供有益的参考和借鉴。
白云岩储层占全球油气储层近1/4，因深埋条件下更易保持孔隙而成为石油地质学家关注重点。白云岩储层有效孔隙可源于前驱灰岩、封闭体系白云岩化作用和成岩溶蚀改造；白云岩化作用可以增加、保持、减少孔隙，并非一定形成储层，却能提高岩石渗透率；早期白云岩化作用和适度重结晶作用有利于形成储层。白云岩抗压性、脆性更优，且易于发育裂缝，深埋条件更易保存孔隙；白云岩成因模式反映白云岩化作用方式与水文条件，有助于预测储层分布规律。稀土元素、Mg同位素成为示踪白云岩化流体新技术，碳酸盐岩U?Pb定年技术、二元同位素测温技术使储层成因认识更精准，实验与数值模拟推动储层表征向动态化发展，地质大数据有助于揭示白云岩储层成因更多规律性认识。
碳酸盐岩气田将是中国“十四五”期间天然气上产的重要领域，裂缝作为碳酸盐岩储集层的主要渗流通道，对其描述是气田开发过程中的重要研究内容。针对碳酸盐岩气田开发阶段“井点裂缝结构描述基本清楚，井间裂缝描述困难”的特点以及借助多项资料进行裂缝间接描述与反复对比验证的矿场需求，在系统总结和挖掘裂缝描述概念的基础上，提出了以“裂缝成因、裂缝结构，裂缝功能”为核心的系统描述新理念，围绕上述3个方面分别论述了目前各单项描述方法的应用现状和存在问题。明确了碳酸盐岩气田开发阶段裂缝系统描述的思路、原则和实施建议：即在不同的开发阶段建立每一轮静动态资料的裂缝成因、结构及功能之间的对应关系，并由井点、气井泄气区、逐步拓展至井间和整个气田。具体描述方法包括由井眼裂缝结构至泄气半径内的裂缝功能、裂缝结构—裂缝功能、裂缝成因—裂缝结构和基于新井资料补充的系统验证4个方面。建议在裂缝系统描述实施过程中，避免多学科、静动态资料的罗列和堆砌，强化学科、静动态资料之间的渗透、融合和实践—认识—再实践—再认识。裂缝系统描述理念、方法可以用于提升气田开发阶段储集层裂缝描述的矿场应用水平，支撑碳酸盐岩气田科学开发。
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