塔里木盆地库车坳陷北部克拉—克深和博孜—大北两大万亿方气区已进入大规模开发阶段，为高效指导天然气勘探开发，需要从沉积与砂体展布等基础地质角度进一步细化和深入。基于露头区剖面观察测量及宏观岩相和典型沉积构造特征分析，并结合井下资料，对库车坳陷北部巴什基奇克组三段（简称“巴三段”）骨架砂体沉积微相特征和构型进行了系统研究。结果表明，库车坳陷北部露头区巴三段发育3大类21种岩相类型，整体处于扇三角洲前缘亚相，砂体沉积微相为水下分流河道、河口坝与远砂坝。骨架砂体微相主要为退积式近岸和远岸水下分流河道，其中近岸水下分流河道整体岩性粒度偏粗（砾岩和含砾砂岩占40%，中—细砂岩占50%），远岸水下分流河道整体岩性粒度偏细（粉—细—中细砂岩共占85%，含砾中砂岩占15%）。露头区水下分流河道砂体单层厚度大，侧向连续性好，通常由单期河道垂向复合叠置连片形成，单期复合河道砂体最大厚度可达15~20 m，平均厚度为7~10 m，横向延伸范围多大于2 km，可形成规模型储层。露头区自东向西砂体规模逐渐变小，垂向连续性也变差，扇三角洲最大推进期砂体最发育，侧向连续性最好。露头区巴三段砂体构型与大北气田井下具有较好的可比性，二者骨架砂体成因微相类型与砂体规模均较为一致。库车坳陷北部巴三段骨架砂体沉积微相及构型特征的研究，为深层和超深层天然气的勘探开发提供了基础地质依据。
鄂尔多斯盆地中东部米探1井在奥陶系马家沟组四段钻获高产工业气流，实现了奥陶系盐下天然气勘探的重大突破，但目前对其成因来源存在争议。实测结果表明，米探1井天然气以烷烃气为主（95.18%），气体干燥系数（C1/C1-5）为0.947，非烃气体中H2S含量为3.49%，还有少量的N2和CO2。天然气中甲烷、乙烷、丙烷的碳同位素值分别为-45.5‰、-26.4‰、-24.3‰。基于区域地质背景、潜在烃源岩特征和天然气地球化学特征，认为米探1井天然气为奥陶系盐下碳酸盐岩自生自储的油型气，但其存在甲烷碳同位素组成偏轻和乙烷碳同位素组成具有煤型气特征等地球化学异常。结合生烃热模拟实验和岩石残余气特征认为米探1井特殊的地球化学特征与普遍存在的膏岩关系密切：一方面，普遍存在的膏岩提供了良好的盖层使得很多早期生成的天然气得以留存；另一方面，膏岩的存在促进了H2S和乙烷等重烃类气体的生成。此外，小于5%的H2S含量和较高的重烃气体（
基于物质平衡法对鄂尔多斯盆地东缘临兴—神府气田上古生界源岩的排气强度进行定量评价，通过建立源岩排气强度与TOC含量的关系，确定出临兴地区本溪组、太原组、山西组有效源岩TOC下限分别为2.2%、3.3%、6.3%；神府地区本溪组和太原组有效源岩TOC下限分别为6.3%和9.0%，山西组源岩无法有效排气，属于无效源岩。基于试气产能法与力学平衡法厘定出临兴—神府气田上古生界致密砂岩气储层界限，以此为依据对储层质量进行分级评价。其中，常规储层：孔隙度>15%，渗透率>0.78×10-3 μm2；一类致密储层：孔隙度为8%~15%，渗透率为（0.3~0.78）×10-3 μm2；二类致密储层：孔隙度为6%~8%，渗透率为（0.1~0.3）×10-3 μm2；三类致密储层：孔隙度<6%，渗透率<0.1×10-3 μm2。综合气源岩下限、储层分级评价、测井评价与产能分析结果，表明临兴—神府气田上古生界烃源岩品质、储层质量、层间断层输导通道3个要素的区别配置是天然气差异富集的控制因素。源内和近源层系中临近有效源岩的常规/一类致密储层含气饱和度通常较高，易获得产能；远源层系中和层间断层输导通道匹配的常规储层的含气饱和度相对较高，可作为勘探目标，层间断层稀疏发育区域的远源层系勘探潜力有限。
含油气盆地中热液流体对油气成藏的影响已经成为油气地质研究的热点。基于钻井岩心观察、岩石薄片鉴定、流体包裹体测温、碳氧同位素、元素地球化学及地层水分析等实验技术方法，分析鄂尔多斯盆地靖边气田马家沟组五段（马五段）碳酸盐岩储层中热液活动特征，探讨热液活动对油气的地质意义。结果表明：靖边气田马家沟组热液活动特征主要体现在热液黄铁矿充填溶孔、流体包裹体的均一温度异常增高、脉体方解石的碳氧同位素和天然气中H2S硫同位素均指示了高温热液异常、白云岩稀土元素显示明显的δEu正异常和δCe负异常，且样品全部分布在Ya/La—Yb/Ca交会图的热液成因区域，部分主量元素和微量元素因热液作用显著增加。地层水特征显示出多种地质因素综合作用的结果。因此推断深部热液流体通过基底断裂和古断裂上升，沿着马五段顶部不整合面和古断裂进入马家沟组。前期可对岩石中的不稳定组分进行溶蚀，形成大量的次生溶蚀孔洞，对储层起建设性作用。后期随着热液流体温度的降低及压力系统的改变，热液流体形成的黄铁矿、石英和方解石开始大量沉淀，充填溶蚀孔洞和裂缝，对储层起破坏性作用。
二叠系石盒子组8段是鄂尔多斯盆地致密砂岩气勘探的重要目标层之一，目前对影响储层储集性能的成岩作用研究较薄弱。基于苏里格气田北部苏75区块盒8段的岩心、薄片、扫描电镜、岩屑录井及物性测试等资料，对盒8段致密砂岩的成岩作用及其对储层的影响进行了综合分析。结果表明：盒8段储层岩性以长石石英砂岩为主，总体为低孔低渗的孔隙型储层。储层的储集空间以各类溶蚀孔隙为主，其占比超过了90%，原生孔隙孔、晶间孔和裂缝的占比较少。盒8段处于中成岩A期—中成岩B期，其成岩演化序列为早期机械压实—石英I期—绿泥石膜—粒间高岭石、伊利石胶结—岩屑及长石溶蚀I—少量自生石英、伊利石胶结—少量石英II期加大—少量长石、方解石溶蚀—石英III期加大。储层发育主要受压实作用、胶结作用及溶蚀作用的影响。压实作用使储层孔隙平均减小了22.36%，降至0%~28.6%，平均为12.65%。胶结作用使得孔隙度减少了9.12%，降至0%~9.45%，平均为2.22%。溶蚀作用使储层的孔隙度增加0%~22.4%，平均增加15.8%。其中岩屑、杂基、方解石和长石的溶蚀增加缝孔隙度分别为18.65%、12.3%、17.5%和14.3%。
近年来鄂尔多斯盆地天环坳陷南段延长组8段（长8段）油气勘探取得重大突破，是鄂尔多斯盆地油气增储上产的新领域。作为鄂尔多斯盆地边缘的勘探新区，该区长8段油藏在油气来源、天环坳陷构造演化与油气成藏期耦合关系、油气充注过程及成藏主控因素等方面存在争议。综合烃源岩、油源追索、砂体分布、构造演化与油气充注期匹配关系，分析了研究区成藏主控因素，建立了长8段油藏动态成藏模式。研究结果表明：研究区长8段原油可划分为A、B和C 3类，其中以A类原油为主；长8段油藏存在3期油气充注，第I期为侏罗纪末期（约140~150 Ma）、第II期为早白垩世早期（约125~130 Ma）及第III期为早白垩世晚期（约100~110 Ma）；研究区油气成藏及调整与构造演化关系密切，天环坳陷形成于侏罗纪末期—早白垩世，构造控制着油气充注期次，天环坳陷的形成改变了油气充注方向，烃源岩控制着油气分布规模，原地烃源岩的接续供烃弥补了油气充注不足。研究对鄂尔多斯盆地西缘下步油气勘探具有重要意义。
鄂尔多斯盆地定北地区上古生界致密砂岩具备一定的油气勘探潜力，但纵横向上成岩差异较大，且富含火山灰，成岩相及其展布较常规碎屑岩更为复杂。综合运用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射及测井响应等资料，对定北地区上古生界太2段、盒1段含火山灰的致密砂岩储层的成岩作用、成岩演化过程进行研究，划分成岩相类型并厘清成岩相平面展布规律。研究结果表明：①研究区储层经历了火山灰蚀变、压实—压溶、胶结、交代、自生矿物充填等对储层不利的成岩作用及溶蚀、破裂等对储层有利的成岩作用。不同火山灰经过成岩作用演化形成不同成岩相类型，进一步影响储层储集性能，其中研究区中—基性火山灰易形成溶蚀相，储集性能较好。②综合成岩环境、矿物成分、成岩作用等多因素，依据“成岩环境—岩性—成岩作用”复合因素的成岩相划分标准，划分出5种成岩相：大气淡水塑性颗粒砂岩致密压实相、酸性环境可溶颗粒砂岩溶蚀压实相、酸性环境可溶颗粒砂岩溶蚀蚀变相、酸性环境可溶颗粒砂岩溶蚀相及碱性环境碳酸盐矿物胶结交代相，其中酸性环境可溶颗粒砂岩溶蚀相为有利成岩相。③依据各成岩相测井判别特征确定了研究区成岩相分布特征，太2段和盒1段各小层优质成岩相的分布纵向上受河道砂体厚度影响，平面上受沉积微相展布的控制。
氦气因其独特的化学性质而成为重要的战略资源，中国氦气资源相对贫乏，资源安全形势极其严峻。鄂尔多斯盆地已有一定的氦气显示，但目前对于盆地内天然气中氦气体积分数的认识存在较大差异，对于氦气资源分布规律认识不足，制约了鄂尔多斯盆地氦气资源潜力评价及开发利用。在广泛收集和认识前人研究成果的基础上，以鄂尔多斯盆地磁力异常资料为主，结合347个天然气样品中氦气含量测试结果，分析了鄂尔多斯盆地氦气分布规律。通过对苏里格、庆阳和宜川3个气田天然气样品氦气含量进行测试，发现氦气含量均达到了工业生产的标准（>0.05%），其中庆阳气田Q1区和苏里格气田S47区氦气平均含量超过0.1%。结合岩石磁性特征对磁力异常进行分析，结果表明鄂尔多斯盆地的磁力异常呈明显的分区特征，反映了盆地基底具有多阶段拼合的地质特征，区域性磁力异常变化主要与盆地基底岩性相关，高磁异常条带可能系盆地基底太古界—下元古界深变质的片麻岩、变粒岩、基性火山岩、同期次的花岗岩等强磁性岩体引起；低磁异常主要由板岩、片岩、千枚岩、石英岩、大理岩等弱磁性岩体引起。鄂尔多斯盆地氦气主要为壳源成因，盆地基底下元古界强磁性深变质岩系为鄂尔多斯盆地的氦源岩，盆地中部平凉—庆阳—延安—佳县一带的北东向高磁异常条带为盆地主要的氦气分布区。
当前研究发现，氦气的成藏与天然气具有耦合效应，二者表现为异生同储关系，但氦气的成藏理论尚不完善。研究从氦源岩、运移方式等方面入手，剖析鄂尔多斯盆地东胜与大牛地气田氦气成藏差异性，研究表明：①2个气田主要氦源均为基底岩石氦气，东胜气田可能氦源岩有富U、Th的基底岩石、煤层，大牛地气田可能氦源岩有基底岩石、煤层与铝土岩层；②东胜气田内部发育连通基底的断裂，为烷烃气与氦气运移提供通道，大牛地气田下方也存在基底断裂，但气田内部靠生烃作用产生的微裂缝进行运移；③对比二者成藏模式，认为连通基底与储层的深大断裂对于氦气成藏具有促进作用。
根据13口新井岩心、物性、测井、试气、气组分和氦气分布等资料，结合区域构造演化、沉积背景和典型气藏剖面，分析并总结富氦天然气藏地质特征及成藏主控因素。研究结果表明：自下而上发育基底花岗岩和变质岩裂缝型气藏、上泥盆统致密砂岩构造气藏和下石炭统大面积分布的连续型碳酸盐岩气藏；构造高点裂缝发育形成高产，构造低点普遍含气；干气天然气中富含氦气，氦气含量自下向上逐渐减少；广覆式分布的前泥盆系花岗岩和变质岩基底为氦气主要来源，上泥盆统和下石炭统百米厚度高伽马砂岩作为次要氦源；断层形成双向输导，一方面将下石炭统烃源岩生成的烃类气体向下运移至上泥盆统和基底圈闭；另一方面将下部生成的氦气向上运移至下石炭统气藏中；下石炭统顶部发育厚层、互层状硬石膏和致密灰岩作为区域盖层对富氦天然气藏起到保存作用。
鄂尔多斯盆地苏里格气田发育典型的致密砂岩油气藏，其中苏39区块位于伊陕斜坡和天环坳陷交界部位的气水过渡带上，气水关系复杂，深入探索苏39区块的气水分布关系，对致密砂岩气藏的有效开发具有重要意义。综合试产、测井、储层以及地质背景等资料，系统研究了苏39区块致密砂岩气藏太原组（P1t）—盒8段（P2h8）气水分布关系，总结了气水分布关系的主控因素，划分了气水分布模式。研究结果表明：根据含气水特征、气水分布产状、储层物性特征、测井解释以及产能情况，可以将研究区气水分布关系划分为纯气型、气水同层型、上气下水正常型、上水下气倒置型和纯水无气型5种。研究区气水分布关系主要受生烃强度、源储距离、局部构造、断层以及储层物性和非均质性的影响。生烃强度控制了气水分布的范围，源储距离影响气水的纵向分布；断层沟通了烃源岩和储层，对于气水有一定的调整作用；区域构造起伏对气水分异有一定的影响；储层物性控制储层局部的气水分布，储层非均质性影响着气水纵向分布关系。根据不同源储组合的差异，分别建立了源储一体（源内）型和源储相邻（近源）型2种致密砂岩气水分布模式。
致密凝灰质砂岩作为一种特殊的致密砂岩类型，其孔隙结构、孔隙度—渗透率配置关系与普通致密砂岩相比有较大差异，沿用常规传统致密砂岩储层分类方法难以满足该类储层分类评价的需要。以松辽盆地南部德惠断陷营城组致密凝灰质砂岩为研究对象，以核磁共振和压汞实验为主要手段，探究了致密凝灰质砂岩储层孔隙结构特征，分析对比了其与常规致密砂岩孔隙结构的区别。运用相关性分析法，综合考虑储层的渗流能力和有效储集能力，优选出R50（进汞饱和度为50%时所对应的喉道半径）和可动流体饱和度，建立针对致密凝灰质砂岩的储层分类标准。结果表明：该区优质储层主要发育粒间、粒内溶蚀孔等较大尺度有效孔隙，具有明显偏右的T2谱峰值，可动流体饱和度较高；储层主要发育凝灰质溶蚀孔、晶间孔等小尺度孔隙，具有明显偏左的T2谱峰值。以高压压汞和恒速压汞为手段分析孔隙结构特征，识别出大孔—细喉、中孔—细喉、中孔—微喉和小孔—微喉4类典型压汞曲线，对应的凝灰质含量逐渐升高，分析认为凝灰质堵塞关键喉道进而降低渗透率是造成孔渗相关性差的主要原因。结合微观评价参数对致密凝灰质储层和常规致密储层进行对比，发现致密凝灰质储层发育更多小孔，孔渗相关性比常规致密储层更差，核磁共振T2谱与压汞曲线显示出凝灰质储层的有效储集能力和孔隙连通性都不如常规致密储层。运用R50与可动流体饱和度新建储层分类标准，将致密凝灰质砂岩储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层和干层，分类结果与现场试气结果吻合度较高。
鄂尔多斯盆地的天然气勘探进程与油气地球化学研究进展关系密切，通过对鄂尔多斯盆地中东部地区一批古生界天然气样品的地球化学系统分析，结合前人有关地球化学数据的搜集整理，对古生界天然气进行了地质—地球化学相关分析，着重对产于下古生界奥陶系的天然气组分、碳氢同位素组成等进行分层、分区对比，进一步明确奥陶系各层位天然气的主要来源。结果显示不同层系天然气地球化学特征与成因存在明显差异，奥陶系上组合天然气甲、乙烷碳同位素组成相对略重，且存在部分
柴达木盆地西部下干柴沟组上段（E32）—上干柴沟组（N1）烃源岩作为新生界含油气系统的主力烃源岩层位，由于沉积中心从英雄岭地区转移到小梁山地区，其地球化学特征在区域内表现出极大的差异性。为进一步明确柴西地区E32—N1烃源岩在沉积中心迁移过程中有机质生源及沉积环境的变化，进而探究烃源岩形成机制，开展有机岩石学与有机地球化学综合分析。研究结果表明：柴西地区E32—N1烃源岩有机质整体处于低熟—成熟阶段，受隆升影响，沉积时期更早的英雄岭地区E32烃源岩成熟度反而低于小梁山N1烃源岩。英雄岭地区E32烃源岩沉积期处于炎热干燥环境，有利于形成水体分层，小梁山N1烃源岩沉积时期湖盆水域开阔，水体加深、盐度降低。英雄岭地区E32烃源岩有机质丰度相较于小梁山地区N1烃源岩更高，并且英雄岭地区E32烃源岩有机质类型以I—II1型为主，有机质生源主要以葡萄藻、沟鞭藻、盘星藻等浮游藻以及硫细菌等原核生物为主，而小梁山地区N1烃源岩有机质中水生菌藻类生源转变为褶皱藻、皱球藻等淡水绿藻门且有更多的陆源高等植物有机质供应，有机质以II1—II2型为主。英雄岭地区E32烃源岩沉积期水体盐度极高，底水环境极度缺氧，相较于小梁山地区N1烃源岩的半咸水、弱还原条件更有利于有机质的保存。据此，建立了2套烃源岩差异形成模式。
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