中国海域深水浅层天然气水合物资源量巨大。海域深水浅层地质疏松，天然气水合物储层无致密盖层、非均质性较强，天然气水合物赋存状态难以识别，极大地制约了天然气水合物饱和度的预测工作。基于海域深水浅层天然气水合物的声、电响应特征，利用电阻率和纵波速度交会图版法识别天然气水合物的赋存状态，采用含泥质修正的密度公式计算天然气水合物储层孔隙度。采用含泥质修正的电阻率法、等效介质法和寻找最小联合误差的声电联合反演法预测QDN盆地YL靶区天然气水合物饱和度。预测结果表明，QDN盆地YL靶区采用联合反演法的预测值与氯离子浓度法的实测值最吻合，联合反演法预测误差为0.09%~14.89%，平均误差为6.85%。表明在判断水合物赋存状态的基础上选择相应的声电联合反演饱和度计算模型能极大地提高水合物饱和度的精度，为水合物饱和度的计算提供了一条好的途径。
鄂尔多斯盆地东南缘延安气田上古生界山西组和本溪组的煤层发育，埋深普遍超过2 000 m，并且煤层的分布广泛，具有较大的勘探开发前景，可为未来深部煤层气勘探研究提供有力支撑。研究选取延安气田典型井深部5#煤层及8#煤层进行了高精度煤层气现场解析实验，通过多种实验方法及手段对煤岩储层特征、差异含气性特征及其主控因素进行了深入研究，并在延安气田范围内划分东区、中区、西区及南区4个评价单元，以5#煤层及8#煤层为主力评价层位，采用多种资源评价方法对延安气田深部煤层气资源潜力进行了评价。研究结果表明：5#煤层厚度较薄，平均为1.6 m；8#煤层厚度较大，平均为2.3 m；5#煤层与8#煤层煤岩表现为特低孔、特低渗储层，其中孔隙发育主要受有机质及矿物影响，导致其孔隙结构特征复杂；5#煤层与8#煤层煤岩有机碳丰度高、孔隙度及渗透率较大、镜质组含量高，指示其吸附性强、储集物性及孔隙连通性较好，煤岩已进入生干气阶段，煤层气资源潜力大，有利于形成丰度高的煤层气藏；优选的4口天然气老井压裂试采均点火成功，表明5#煤层和8#煤层深部煤层气潜力大；通过体积法、类比法计算出延安气田5#煤层和8#煤层煤层气资源量为（2.9~3.54）×1012 m3，利用特尔斐法权重计算煤层气资源量为3.06×1012 m3，显示出延安气田深部煤层气较高的勘探潜力。综合认为，延安气田5#煤层和8#煤层气成藏条件良好，勘探开发潜力大，有望成为气田持续稳产的接替资源。
中深部煤层气具有高含气、高饱和、含游离气的特征，采用新型井震标定和多属性联合构造解释技术，精细认识构造、标定解释层位，准确识别断层和陷落柱。沁水盆地南部西翼安泽区块安13井储量区单位涌水量为4 m3/（m·d）以下，主体在1 m3/（m·d）以下，水动力条件较弱。评价井取心资料统计结果表明：①研究区裂缝比较发育，裂缝发育区每点处各向异性较强，近南北、近东西向的裂缝相对发育，属于走滑断层应力机制，最大水平主应力方向为NNE向，有利于压裂裂缝的延伸。②3#煤层孔隙度平均为4.48%~4.5%。在构造形成过程中，背斜部位由于地层抬升，地层压力下降，甲烷通过孔隙和裂隙等通道由构造低部位向高部位运移，煤层水受重力作用，由高处向低处渗流，逐步形成“构造顶部富气贫水，腰部气、水共存，底部富水贫气”的煤层气富集模式，要获得较高产气量，须寻找煤层含气饱和度大于70%，含气量大于14 m3/t的储层有利区。③对于有外水补给的储层开放体系，供给边界压力不变，外水补给造成泄流范围内压力降低缓慢；当储层为封闭体系时，储层水体为滞留型；当储层为半封闭体系时，储层水体为弱径流型。④沁水盆地南部西翼马必东区块煤层气井深度普遍为800~1 200 m，平均压裂液量为946.5 m3，返排后单相流期采用定产水量、定流压降速生产，单相流流压降幅保持在0.05~0.1 MPa/d之间，单相期平均时间为108 d，累计排水量为560 m3，平均解吸压力为4 MPa，排采曲线呈产水上升型，解吸前出现尖峰，稳产期长。
鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组中组合（马五5⁃10亚段）的天然气勘探已实现局部突破，但因为储层形成机理尚存争议，制约了天然气的下一步勘探。充分利用盆地东北部府谷天生桥马家沟组野外地质剖面和盆内大牛地气田石103井的全取心资料，划分中组合的储层类型，分析不同类型储层的形成机理。结果表明：①马家沟组中组合发育3种类型的储层：相控孔隙型储层、溶控孔洞型储层和断控缝洞型储层，相控和溶控型储层受岩相控制明显，而断控型储层受岩相控制弱；②相控孔隙型储层受云岩相控制，与灰岩伴生的粉晶白云岩物性最好；③溶控孔洞型储层受加里东期承压水溶蚀作用控制，表生期破裂作用、去白云石化、灰质组分溶蚀，三位一体构成溶控孔洞型储层；④断控缝洞型储层受加里东—海西期、印支期和燕山期断裂控制，沿断裂分布。
鄂尔多斯盆地三叠系延长组依据传统似等厚岩性地层划分方案识别出的沉积坡折带有待商榷。采用井震结合、标志层控制、逐井反复对比等综合方法，通过对多个典型标志层的识别和追踪对比，建立了鄂尔多斯盆地西南部环县地区延长组长7段—长4+5段部分地层的等时地层格架，并在此基础上识别出了具有典型地貌学特征的深水沉积坡折带。结果表明，环县地区延长组长7段—长4+5段实际由从西南往东北呈多期逐渐减薄的“S”型楔状前积层构成，其内部各套等时地层发育一系列坡折明显且逐渐往东北迁移的深水沉积坡折带，这些坡折带相对于长7段底界最大倾角可达1.9°、宽约6~8.6 km；各期重力流砂体和致密油层主要分布在坡折带处或坡折带前端的斜坡坡脚处，且平行于坡折带呈带状展布，坡折带控砂和控藏作用明显。研究对其他地区延长组深水沉积坡折带的有效识别和油气勘探开发具有重要的借鉴意义。
针对鄂尔多斯盆地非常规天然气勘探亟待解决的关键地质问题，揭示储层成岩致密化与油气充注的动态过程和关系，利用铸体薄片观察、X射线衍射、扫描电镜分析，细致对比不同类型岩石相的成岩作用类型及特征的差异性。通过流体包裹体岩相学、显微测温及激光拉曼探针测试，结合单井埋藏史和热史模拟，确定烃类充注期次和年代。综合利用成岩矿物间及与烃类间镜下结构关系观察，建立含气储层成岩—油气充注演化序列。结果表明：山西组1段主要发育2期烃类充注，第一期发生在晚三叠世—早、中侏罗世（220~170 Ma），第二期发生在晚侏罗世—早白垩世（160~100 Ma）。不同类型岩石的成岩作用、致密化过程及其与烃类充注的序列明显存在差异，富石英贫塑性岩屑砂岩在第二期烃类充注前物性较好，中成岩阶段烃类充注时边致密边成藏，富塑性岩屑砂岩早成岩阶段已基本被压实，而碳酸盐致密胶结砂岩由于方解石和菱铁矿的形成，储层致密化导致第二期烃类无法进入。深入理解致密储层差异成岩过程与油气充注关系，对筛选天然气有利区具有重要意义。
鄂尔多斯盆地吴起—安塞地区上三叠统长81亚段尚未实现规模开发，储层致密是其主要原因之一。为明确长81亚段储层致密的原因，基于沉积学、岩石学、储层成岩作用及孔隙演化等理论，分析野外露头、钻井、测井及岩心分析试验等资料，并将研究区与陇东、姬塬地区进行对比以探讨长81亚段储层致密的成因。结果表明：吴起—安塞地区长81亚段砂岩碎屑颗粒搬运距离远、粒度小，塑性组分含量高；分流河道及水下分流河道微相沉积形成一套细粒砂岩储层；压实作用、伊利石黏土矿物和碳酸盐胶结作用使砂岩整体变致密；微观孔隙结构整体表现为小孔隙、微喉道，大于10 µm的微米级孔隙构成了油气储集的主要空间。研究认为，远源三角洲形成的细粒沉积、强烈的黏土矿物和碳酸盐胶结作用是造成吴起—安塞地区长81亚段储层致密的主要原因。这一认识对指导研究区及类似地区致密砂岩油气勘探具有重要意义。
在鄂尔多斯盆地东部高家堡三维地震勘探区，新近研究发现了伴有断裂的背斜构造。在该盆地内部这类规模较大的背斜构造并不多见，因而以往研究薄弱。高家堡背斜构造与区内断裂在时空位置及成因上关系密切，且对奥陶系盐下天然气成藏和分布有重要影响。利用该区高精度三维地震、钻测井和周邻地区二维地震资料，综合分析已有区域地质构造成果和测试结果，研究了该背斜及其伴生断裂的构造特征，探讨了背斜构造的形成时限和成因模式及其与油气赋存—成藏的关系。研究结果认为：高家堡背斜长轴近南北向，呈东陡西缓不对称样式，自奥陶系马三段至地表下中侏罗统均具有完整背斜形态，各层系的隆起幅度和宽度相当，背斜内外层厚度变化不明显。断裂主要在背斜构造带部位发育、成因相关，属褶皱相关断裂。背斜构造形成于135~125 Ma的早白垩世早期，是在东高西低的区域背景下，受构造事件触发，上覆巨厚地层沿奥陶系马三段膏盐岩层发生层间滑动，在奥陶系—寒武系先成南北向断裂发育处受阻、膏盐岩层聚集增厚上拱而形成的底辟式背斜，具晚期一期形成的变形特点。高家堡背斜构造为油气聚集成藏的有利部位，褶皱相关断层的发育促使地层储集性能的改善和上下层系之间的连通，有利于油气在较多的层系聚集成藏。研究成果既丰富了盆地构造研究内容，也深化了对研究区油气赋存成藏的认知，为下一步油气勘探提供了新的思路。
近5年来，川中古隆起蓬莱气区上震旦统灯影组二段天然气勘探接连取得重大突破，展现了蓬莱气田灯二段具备规模成藏的能力，随着勘探力度的加强和资料的增加，有必要进一步分析蓬莱气田灯二段储层特征和优质储层主控因素，明确优质储层演化特征。研究结果表明：①蓬莱气田灯二段储集岩主要为藻凝块白云岩、藻叠层白云岩、碎屑白云岩和晶粒白云岩，储集空间为孔隙、溶洞和裂缝，储层物性为低孔低渗型。②优质储层主控因素为沉积微相类型、岩溶作用、构造破裂作用，丘核沉积微相是优质储层发育的天然基础，准同生期大气淡水淋滤改造作用叠合早成岩期风化壳岩溶作用共同控制优质储层纵向和平面的展布，加里东期的构造破裂作用改善优质储层的规模。③优质储层演化经历“三增—三减”作用，灯二段沉积期，孔隙保留原始沉积环境中的流体特征，“三增”为准同生期大气淡水淋滤改造、早成岩期风化壳岩溶、构造破裂共同作用的结果；“三减”依次为同生—准同生期海水胶结、同生期—浅埋藏期胶结、中—深埋藏期胶结和充填，三期胶结作用造成储层孔隙缩减甚至消失。研究成果能深化四川盆地超深层古老碳酸盐岩储层成因的认识，为震旦系灯影组二段选区选带与有利目标优选提供指导意义。
四川盆地上三叠统须家河组是我国致密砂岩气勘探和开发的重点层系，自下而上分为须一段至须六段，其中须一段、须三段、须五段是烃源岩发育的主体层段。针对该烃源岩，前人主要集中在地球化学分析研究，对烃源岩中有机显微组分半定量—定量分析鲜有报道，难以精细评价盆地不同地质背景烃源岩的生烃潜力。选取四川盆地中西部地区野外剖面和钻井样品406件，在有机岩石学与碳硫分析的基础上，结合有机地球化学特征及碳同位素特征，揭示须家河组不同层段的沉积环境与有机质富集耦合关系。结果表明：须家河组烃源岩整体有机质丰度高（TOC=4.09%），有机质类型为Ⅱ1型—Ⅲ型（成烃生物来源包括浮游藻类、高等植物、动物碎屑）、R O=0.70%~1.23%，是较好—优质的烃源岩。其中须一段、须三段、须五段烃源岩之间存在较大区别，主要体现在：①须一段在广元剑阁地区成烃生物以高等植物为主，其中壳质组占比为15.38%；什邡地区受海侵事件的影响，成烃生物以藻类和高等植物为主，有机质碳同位素偏低（δ13C=-25.51‰）；②须三段整体以粉砂质泥岩为主，TOC=4.04%，成烃生物以高等植物为主，占比为47.78%；③须五段成熟度较低（R O =0.96%），有机质中低等水生生物降解形成的层状藻类体含量较高，可达44.93%，是较好的生油烃源岩层。研究对比了须家河组不同层段间有机岩石学与有机地球化学特征，为四川盆地须家河组油气勘探开发研究提供基础数据和一定参考。
自2020年准噶尔盆地东部（准东）阜康凹陷东斜坡区风险探井——康探1井在二叠系储层连获油气高产以来，中国石油加强了对该区域古生界深层油气的勘探。为进一步探究准东埋深超过4 500 m的深层天然气勘探潜力，对准东地区阜康凹陷、北三台凸起和东道海子凹陷的9个古生界深层天然气样品中的C1—C7系列烃类进行气体和轻烃组分及单体烃稳定碳同位素组成实验分析，研究了其成因类型、成熟度和可能的次生改造作用。结果表明：研究区天然气可分为3类：第一类为二叠系芦草沟组咸水湖相烃源岩生成的油型气；第二类为石炭系煤系烃源岩生成的煤型气；第三类为上述2种来源天然气的混源。研究区天然气整体进入成熟—高成熟阶段，庚烷值和异庚烷值分别为16.74%~32.59%和1.46~2.60，等效镜质体反射率为1.12%~1.57%。研究区天然气未遭受水洗、蒸发分馏和生物降解等次生改造作用，具备较好的天然气保存条件，说明自康探1井重大突破后，该区域古生界深层有望成为准噶尔盆地东部天然气勘探的重要接替区。
准噶尔盆地玛南地区在二叠系、三叠系及侏罗系多层系均取得很好的勘探成果，不同层系原油密度、凝固点差异较大，原油密度分布在0.805 4~0.907 1 g/cm3之间，凝固点分布在-29.6~24.4 ℃之间，但相关原因尚不清楚。依据原油生物标志物及正构烷烃单体碳同位素将该地区原油分为4类：Ⅰ类原油Pr/Ph值分布在0.99~1.20之间、β⁃胡萝卜烷和类异戊二烯烃含量较高，Pr/nC17和Ph/nC18>0.7、Ts含量低，Ts/Tm值主体小于0.3，藿烷/甾烷<1.0，C27/C28甾烷值分布在0.52~0.70之间，C27/C29甾烷值分布在0.36~0.57之间，单体烃碳同位素值曲线呈水平分布（-31.1‰~-27.7‰），不同碳数间碳同位素值最大偏差分布在0.3‰~1.6‰之间，来源于偏还原的风城组二段烃源岩；Ⅱ类原油Pr/Ph>1.20、 ⁃胡萝卜烷和类异戊二烯烃含量低、Pr/nC17和Ph/ nC18<0.5、Ts含量高、Ts/Tm>0.3，藿烷/甾烷>1.2，C27/C28甾烷值分布在0.38~0.64之间，C27/C29甾烷值分布在0.25~0.39之间，单体烃碳同位素值曲线呈山谷分布（-36.2‰~-30.7‰），不同碳数间碳同位素值最大偏差分布在4.4‰~5.1‰之间，来源于弱氧化—弱还原的风城组三段烃源岩；Ⅲ类原油为Ⅰ类和Ⅱ类原油混源油，单体烃碳同位素值曲线呈山谷分布（-34.0‰~-28.4‰），但不同碳数间碳同位素最大偏差相对小，分布在2.6‰~3.6‰之间，主要是Ⅰ类原油不同比例混入Ⅱ类原油导致不同碳数正构烷烃间碳同位素变化幅度降低；Ⅳ类原油为生物降解原油，正构烷烃基本消失，β⁃胡萝卜烷和类异戊二烯烃丰度高，甾烷和萜烷分布与Ⅰ类原油相似，来源于风城组二段烃源岩。玛南地区原油物性差异主要受到成熟度、生物降解、生源和混合作用的控制。成熟度是造成原油物性变化的最主要因素，随着成熟度增大，原油密度逐渐变轻，而全油碳同位素组成逐渐变重，三环萜烷/藿烷值和Ts/Tm值逐渐增大。生物降解作用导致Ⅳ类原油中正构烷烃组分降解，原油中异构烷烃和环烷烃富集，含蜡量和凝固点降低，并伴随着密度增大。由于风城组二段烃源岩类型好于风城组三段烃源岩，且有机质中藻类贡献相对更多，导致Ⅰ类原油生成的异构烷烃含量高，其含蜡量和凝固点较Ⅱ类原油低，而混合作用造成Ⅲ类原油物性介于Ⅰ类和Ⅱ类原油之间。
库车坳陷东段侏罗系是目前塔里木盆地油气勘探的重点接替区之一，已发现油气与三叠系—侏罗系煤系泥岩密切关联。通过生物标志物、有机显微组分、元素地球化学等技术方法分区、分段对库车坳陷东段煤系泥岩母质与沉积环境进行表征。研究结果表明：三叠系—侏罗系煤系泥岩整体有机质丰度高，成熟演化处于成熟阶段，中侏罗统克孜勒努尔组3+4段煤系泥岩有机碳含量要高于下侏罗统阳霞组4段和三叠系塔里奇克组。通过母质来源与沉积环境的特征对比分析，与中侏罗统克孜勒努尔组相比，上三叠统塔里奇克组和下侏罗统阳霞组4段煤系泥岩中低等水生生物输入比例增加，更富氢，除具备很好的生气能力外，还具备一定的生油能力。上三叠统塔里奇克组到中侏罗统克孜勒努尔组沉积时期，水体还原性经历了由强到弱的演化过程，早期水体相对较深，具有一定盐度和还原性较好的沉积特征，中侏罗统克孜勒努尔组的富氧环境更利于煤系泥岩的发育。自西向东，三叠系—侏罗系煤系泥岩低等水生生物的贡献在增加，还原性增强、沉积速率降低，更利于有机质保存，生油条件更好，研究认识为区域油气源与分布规律认识提供重要支撑。
煤系地层致密储层叠后地震预测技术备受关注。由于致密储层的地震分辨率低、地球物理特征微弱导致其难以识别等特点，因此，煤系地层致密储层地震预测的精确性较低。以鄂尔多斯盆地东缘神府木瓜区太原组煤系地层为研究对象，利用神经网络的多源数据融合分析学习能力，采用叠后波阻抗反演及叠前弹性参数反演等多源数据融合消除煤层干扰，建立了基于神经网络特征属性的煤系地层致密储层逐级预测方法。该方法对木瓜区太原组煤系地层致密储层弹性参数、孔隙度和含气量等进行了成功预测，验证井符合度均达到80%以上，能充分利用各类型地震资料的敏感优势，对储层多种地质属性进行感知预测，以实现煤系地层致密储层的精准刻画，为致密储层天然气勘探开发提供技术支持。
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