不同类型的天然气具有不同的碳氢同位素组成，因此，天然气碳氢同位素组成是天然气成因判识的重要指标之一。随着天然气勘探技术的不断发展和勘探数据的持续增长，对天然气成因与来源的认识也在不断加深，如何更新和验证现有数据，以确保天然气成因判识图版的适用性变得至关重要。综合分析了中国四川、塔里木、鄂尔多斯、吐哈、松辽、苏北、三水、柴达木、渤海湾等盆地以及北大西洋中脊Lost City等地区不同成因类型天然气的碳氢同位素特征与常用的碳氢同位素相关的成因鉴别图版，得到以下4点结论：① 中国天然气甲烷碳同位素（δ13C1）、乙烷碳同位素（δ13C2）、丙烷碳同位素（13C3）、丁烷碳同位素（δ13C4）值分布范围分别为-89.4‰~-11.4‰（均值为-36.6 ‰）、-66.0‰~-17.5‰（均值为-29.4‰）、-49.5‰~-13.2‰（均值为-27.3‰）、-38.5‰~-16.0‰（均值为-25.6‰）；② 中国天然气甲烷氢同位素（δD1）、乙烷氢同位素（δD2）、丙烷氢同位素（δD3）值分布范围分别为-287‰~-111‰（均值为-177‰）、-249‰~-94‰（均值为-158‰）、-237‰~-75‰（均值为-146‰）；③ 中国天然气甲烷及其同系物之间碳同位素和氢同位素以正序分布为主（δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4，δD1<δD2<δD3），且大部分天然气样品甲烷和乙烷之间的碳氢同位素分馏幅度大于乙烷和丙烷之间的碳氢同位素分馏幅度（Δ（δ13C2-δ13C1）> Δ（δ13C3-δ13C2），Δ（δD2-δD1）>Δ（δD3-δD2））；④ δ13C1—δ13C2—δ13C3图版、δ13C1—δD1图版、δ13C1—C1/C2+3图版、Δ（δ13C2-δ13C1）—Δ（δ13C3-δ13C2）图版、Δ（δD2-δD1）—Δ（δD3-δD2）图版等都能对天然气进行一定程度的成因鉴别，不同图版之间的联合应用能够加强鉴别效果。
准噶尔盆地已发现的油气主要位于中央坳陷周缘和坳陷内的隆起区。东道海子凹陷在中央坳陷的众多次级凹陷中勘探程度最低，目前对其主力烃源岩层系——中二叠统平地泉组的研究程度也很低。基于岩心薄片观察、总有机碳、干酪根碳同位素组成、岩石热解和生物标志物分析，系统评价了该套烃源岩的生烃潜力和形成环境，并与邻区——阜康凹陷中二叠统芦草沟组烃源岩进行了对比。结果表明，东道海子凹陷平地泉组烃源岩岩性在深凹区以深灰色—灰黑色灰质泥岩、粉砂质泥岩和泥岩为主，在浅湖区则以灰色—深灰色泥岩和粉砂质泥岩为主，为一套深湖—半深湖相沉积。该套烃源岩以Ⅱ型干酪根为主，整体属于中等—好烃源岩级别。晚二叠世，该套烃源岩进入生烃门限，现今已整体进入生干气阶段。该套烃源岩沉积于偏还原的咸水环境，以细菌和藻类等水生生物输入为主，陆源高等植物输入为辅。东道海子凹陷及周缘平地泉组烃源岩与阜康凹陷及周缘芦草沟组烃源岩整体面貌相近。目前，围绕后者已取得一系列勘探突破，预示着东道海子凹陷及周缘平地泉组含油气系统同样具备良好的勘探潜力。研究结果进一步夯实了准噶尔盆地二叠系含油气系统的资源潜力，也为东道海子凹陷及周缘的油气勘探提供了重要参考。
北部湾盆地涠西南凹陷油气勘探活动长期以来集中在原油领域，随着时间推移，原油发现难度逐渐增大。天然气是油气增储上产的重要驱动力，但勘探研究程度低，其地球化学特征及来源尚不清楚，制约了下一步勘探进程。基于天然气组成、轻烃组成和稳定碳同位素等数据，对北部湾盆地涠西南凹陷天然气的地球化学特征、成因类型及来源进行探讨，结果表明：①天然气组成以烃类气体为主，其中甲烷含量最高，介于53.73%~95.80%之间，平均为74.80%；重烃（C2-5）含量相对较高，平均为19.80%，干燥系数普遍小于0.95，为典型的湿气；非烃类气体含量低，主要为N2和CO2；②在C7轻烃化合物中，正庚烷含量相对较高，平均为37.18%（21.74%~51.02%），其次为甲基环己烷，含量平均为34.46%，各种结构的二甲基环戊烷含量略低，平均为28.36%，反映其母质来源复杂，以偏腐泥型干酪根为主，部分为混合型，少量为腐殖型；③δ13C1值和δ13C2值分别为-54.8‰~-34.4‰和-35.2‰~-25.6‰，烷烃气碳同位素总体呈正序分布特征，仅部分井区天然气碳同位素发生一定程度倒转，可能与同源不同期气或同型不同源气的混合作用有关；④天然气主要为油型气，且与原油同源共生，为偏腐泥型干酪根在成熟—高成熟阶段裂解的产物，主要来源于流沙港组二段下层序油页岩，部分有流沙港组三段上层序泥页岩的贡献。研究成果明确了北部湾盆地涠西南凹陷天然气地球化学特征及来源，对下一步天然气勘探部署决策具有重要的指导意义。
次生生物气与地下水之间存在一定的关系，特别是在煤层气等天然气储层中，了解地下水与次生生物成因甲烷之间的关系对于天然气勘探和开发具有重要意义。基于中国沁水盆地6个区块的57个煤层气井排采水和3个河水样品的化学组成、氢氧同位素组成（ 和 ）以及溶解无机碳（DIC）碳同位素组成（δ13CDIC和Δ14CDIC），深入剖析地下水与次生生物成因甲烷之间的复杂关系。结果表明：氢氧同位素分布在大气降水线附近，煤层气井排采水主要来源于大气降雨，硫酸盐微生物还原作用是郑庄和阳泉区块氘同位素富集的主要原因。研究区煤层气井排采水化学组成以Na⁃HCO3型为主，其变化受到水—岩相互作用、阳离子交换等过程的控制。沁水盆地6个研究区块煤层气井排采水的稳定碳同位素呈现高δ13CDIC值（-4.19‰~34.80‰，平均为16.51‰）且与溶解无机碳含量呈明显正相关关系可能是微生物产甲烷作用的结果。煤层气井排采水中δ13CDIC与SO4 2-的负相关性以及 正漂移等指标也指向沁水盆地不同成熟度煤岩中次生生物成因甲烷的广泛存在。δ13CDIC与镜质体反射率（R Omax）的负相关性进一步表明沁水盆地不同成熟度煤层中广泛存在次生生物成因甲烷，且在浅埋藏和成熟度较低的煤层中最为显著。地球化学与微生物学的结合将会进一步阐明次生生物甲烷的形成途径和机制。
随着深层油气和非常规油气勘探的推进，凝析油作为增储上产的优质资源越来越受到关注。为了系统认识中国凝析油勘探现状，进一步明确凝析油成因机制、相态、富集规律等复杂问题，对凝析油的定义、勘探历史、分布特征、成因分类及定量分析等开展研究，指出：中国凝析油探明地质储量约为7.1×108 t，凝析油气田（藏）共163个。探明储量大于1 000×104 t的凝析气田（藏）主要分布在塔里木盆地和渤海湾盆地，具有大型凝析油气田在中国东部和西部并存的分布特征。在创新认识原生型凝析气藏的基础上，进一步考虑源储关系等因素，将中国已发现的原生型和次生型2类凝析气藏进一步划分为远源（源外）和近源（源内）2个亚类。根据建立的凝析气藏新成因类型，重新梳理了全国凝析气藏成因类型及成藏特征，指出无论是从凝析气藏个数还是探明储量来看，中国凝析油均以原生型成因为主。原生型凝析油的探明地质储量约占凝析油总探明地质储量的70%，次生型占比约为30%。远源（源外）聚集成藏型占比（约57%）要比近源（源内）聚集成藏的占比（43%）高。
河套盆地临河坳陷临河组在6 000 m以深仍发育优质储层且高产工业油流，但相似埋深碎屑岩储层物性存在明显的差异性。为明确储层物性差异成因，降低深层—超深层油气勘探的风险，以临河坳陷临河组为研究对象，综合岩心、铸体薄片、扫描电镜和黏土矿物等资料，以岩石学、物性及成岩特征研究为基础，开展储层特征及物性差异成因研究。结果表明：临河组储层岩石以富含石英为主要特征，石英含量平均值为72%，填隙物含量介于1%~28%之间。储层孔隙度介于1%~29.2%之间，储集空间主要为原生粒间孔。储层压实作用和胶结作用强度总体较弱，局部较强。储层主要发育富胶结物砂岩、富泥杂基砂岩和低填隙物砂岩3类岩石相类型。富胶结物砂岩粒度较细，胶结作用强，物性致密；富泥杂基砂岩塑性碎屑含量较高且分选差，压实作用强，物性较差；低填隙物砂岩富含刚性颗粒且分选好，压实和胶结作用弱，原生孔隙发育，物性好。临河坳陷临河组储层物性受沉积和成岩作用共同控制，沉积水动力强弱决定了砂岩的粒度大小、分选好坏和泥质含量高低，进一步控制储层压实强度和物性成岩演化。砂体厚度控制了储层中胶结物含量及分布，进而影响储层物性。
古构造对油气储层的发育特征、油气生烃和成藏等具有控制作用，对其开展研究具有重要意义。但是在断陷盆地复杂断裂区正断层的大量发育增加了三维古构造恢复难度，在断陷盆地古构造研究中开展剥蚀量恢复、去压实校正、断层影响等方面研究仍存在困难。针对研究区目的层非均质性较强，现有的孔隙度恢复压实校正方法存在孔隙度与深度关系过于复杂、应用效果较差等问题，利用地层压实校正、层拉平古构造恢复、3D成图等方法对渤海湾盆地济阳坳陷渤南洼陷沙四下亚段进行古构造恢复研究。创新性引入密度测井（DEN）数据，利用地层物质守恒原则，提出一种可操作性较强的压实校正研究新思路；并基于层拉平古构造恢复法，通过断层影响校正与视厚度恢复等研究获取地层厚度，利用剥蚀量、压实校正、构造平衡剖面分析方法获取原始地层厚度，最后利用3D成图软件编绘古构造三维空间形态图，新古构造图可以更真实地反映出沙四下亚段沉积时的地貌特征。该古构造恢复方法是一种可操作性较强的适应于断陷盆地复杂断裂区的三维空间古构造恢复法。
油气成藏过程是地质历史时期的事件之一，恢复输导层在关键成藏阶段的孔隙度可以帮助定量恢复成藏期的地质条件，更好地认识油气成藏过程。综合利用薄片鉴定、矿物微区U⁃Pb测年、流体包裹体分析及岩石物性测试等多种技术方法，建立了四川盆地蓬莱地区灯影组二段输导层成岩演化序列，并以“成岩作用演化序列—油气成藏期”时间耦合关系为条件，利用输导层岩石相孔隙反演回剥的方法恢复了各关键成藏阶段灯二段输导层的古孔隙度特征。利用丰富的岩心实测孔隙度数据来标定测井孔隙度，而后根据波阻抗与孔隙度关系，通过三维地震波阻抗反演结果转化为现今孔隙度值，并利用古孔隙度与现今孔隙度关系恢复灯二上亚段输导层各关键成藏期古孔隙分布特征，以明确输导层在关键成藏阶段的输导能力。古油藏期和裂解成气期的输导层古孔隙度比现今孔隙度略有增大，第一次调整期和第二次调整期与现今孔隙度基本一致。在各个关键成藏期，灯二上亚段3小层的储集空间发育程度最高，高孔隙度分布范围大，油气输导性能好，有利于油气大规模聚集成藏。灯二上亚段2小层的储集空间欠发育，高孔隙度呈零星分布，油气输导性能下降，不利于油气大规模聚集成藏。
四川盆地东南缘綦江地区发育侏罗纪以来的逆冲褶皱带，但缺少深部自古生代以来多类型断裂体系及其控油气作用的系统研究。基于最新钻井和高精度三维地震资料，结合高精度相干等地球物理属性开展綦江及邻区断裂识别，刻画断裂剖面形态和平面展布，探讨不同断裂的形成演化过程及对油气成藏保存的控制作用。结果表明：綦江地区主要发育逆冲和走滑2类断裂，剖面以多套滑脱层为界具分层特征，平面主要发育NNW—SSE向、NE—SW向和近W—E向3组断裂。其中NNW—SSE向断裂为加里东期下古生界走滑断裂和燕山期上古生界—中生界逆冲断裂的纵向叠置；NE—SW向断裂为海西期环带状正断层在燕山期的反转逆冲；近W—E向断裂为喜马拉雅期受盆地南缘大娄山方向造山挤压形成的逆断层。海西期拉张背景下NNW—SSE向走滑断裂和NE—SW向正断层控制了茅口组岩溶储层发育；燕山期挤压背景下断裂活化形成构造缝洞并沟通源储，通源断裂和规模储集体的叠置是綦江地区二叠系油气勘探的重点领域；而NNW—SSE向断裂在喜马拉雅期以来的走滑作用强度，则控制了志留系龙马溪组页岩气的后期稳定保存条件。
川西坳陷须家河组致密气资源潜力大，但单井普遍产水是制约须二段气藏高效开发的重要因素。在对新场—新盛地区须二段致密气藏气水富集特征分析的基础上，结合铸体薄片、核磁共振、高压压汞等实验技术，阐明断缝及基质储层对气水富集的控制作用，揭示致密气藏气水的成因机制。结果表明：①研究区主要划分出5种气水关系类型，富气贫水型、含气贫水型气水类型主要分布于近南北向大规模断层附近，纵向上位于浅部上亚段；富气富水型、贫气富水型位于大规模四级断层附近，以中亚段较为集中；贫气贫水型远离断层，下亚段分布较多。②成藏期四级断层、高角度2期裂缝控制气水富集，基质储层的储层物性差异导致的强非均质性造成纵向气水分异，储层微观孔隙结构影响气水渗流及流体赋存进而控制局部气水分布。③受储层非均质性、断缝改造的宏观控制与储层孔隙结构的微观控制的耦合作用，划分5类断缝—砂体组合，其中，断缝区内—高角度裂缝—高孔渗强连通砂体组合最有利于气的富集，非断缝区—低孔渗差连通砂体不利于气水的发育。研究成果将对致密砂岩气藏勘探开发提供有利依据。
HY区是东海西湖凹陷中南部重要的天然气勘探区，勘探程度不高，天然气成藏机制认识不足制约了勘探的进一步拓展。为明确天然气成藏过程，综合利用天然气、烃源岩及储层等分析化验资料，以天然气碳同位素为研究对象，对其分布控制因素进行分析，建立了HY区天然气充注模式，指出了有利勘探方向。结果表明：①HY区天然气为有机成因的煤型气，成气母质为腐殖型干酪根；②烃源岩干酪根碳同位素组成及热演化程度是控制HY区天然气碳同位素平面分布的主要因素；天然气横向运移特征不显著，呈现下生上储、垂向运移、近源充注特征；③早、晚2期油气充注与储层致密化时间的先后关系是影响碳同位素垂向分布的重要原因：第1期储层尚未致密化，碳同位素呈“上轻下重”分布，第2期深部储层致密化，碳同位素组成呈“上重下轻”分布；④HY区存在早、晚2种天然气充注模式：早期充注模式主控区，天然气充注强度和圈闭有效性决定气藏规模，深、浅层皆为有利勘探层段；晚期充注模式主控区，天然气充注强度、圈闭有效性和储层物性决定气藏规模，浅层以常规勘探为主，深层低渗—致密层段以寻找有利“甜点”储层为主。
四川盆地泸州北区深层页岩储层受多期构造运动的影响，构造条件复杂、地应力变化快的特征，导致其预测难度大。鉴于此，针对性地提出了一种基于叠前各向异性反演的地应力地震预测技术，在贝叶斯理论框架下，利用各向异性AVA（Amplitude Versus Angle，振幅随入射角变化）方程构建叠前AVAZ（Amplitude Versus Azimuth，振幅随方位角变化）反演方法，从叠前偏移距矢量片（Offset Vector Tile， OVT）道集出发，反演获得页岩储层的弹性参数与各向异性参数；同时，推导了基于裂缝密度和泊松比表示的水平应力差异比（Differential Horizontal Stress Ratio， DHSR）计算公式，用于估算储层的DHSR。利用该方法对四川盆地泸州北区五峰组—龙一1亚段深层页岩气开展DHSR预测，并划定了页岩气勘探开发的有利区，为研究区的评价部署、井轨迹设计及储层改造等提供可靠的地球物理依据。
四川盆地发现了中国最大的海相碳酸盐岩整装气田——安岳气田，但深层（>4 500 m）台内古老碳酸盐岩储层低孔低渗、非均质性极强，制约了该区的规模建产开发。为此，进行了安岳气田深层走滑断层破碎带的地震刻画，开展了开发先导试验区走滑断层破碎带水平井的钻探实践。结果表明：通过三维地震资料导航金字塔处理实现了微小（垂向断距<20 m）走滑断裂的识别，发现与落实了总长度达1 860 km的走滑断裂系统；利用导航金字塔处理的对称照明度属性实现了深层白云岩走滑断层破碎带的刻画，发现与落实走滑断层破碎带面积达1 440 km2，表明沿弱走滑断裂带存在大规模断控“甜点”储层（高孔高渗裂缝—孔洞型储层）。在此基础上，提出断控“甜点”储层择优开发的部署新思路，在不同走滑断裂带、不同层位部署了14口开发先导试验水平井，并钻遇裂缝—孔洞型“甜点”储层，实现日产气增加1倍以上的开发成效。位于走滑断裂带的49口高产开发井在2023年产气量达50.4×108 m3，建成中国首个前中生界走滑断控“甜点”气藏开发区。安岳气田的开发实践揭示了深层走滑断控“甜点”储层高效开发的巨大潜力，开辟了四川盆地深层走滑断控气藏开发新领域。
准噶尔盆地腹部永进地区深层侏罗系西山窑组勘探潜力大，但储层非均质性强、钻井少、地震资料品质差，利用地震资料预测有利储层难度大。采用沉积正演模拟方法，基于沉积背景和模型参数分析，构建了永进地区西山窑组辫状河三角洲相的四维沉积学模型，并预测了井间有利相带和砂体分布。研究结果表明：西山窑组发育4个湖泛面，可划分为4个四级层序；层序格架和孢粉含量垂向变化反映湖平面演化主要经历了7次湖退和6次湖侵；西山窑组沉积时期为弱氧化—弱还原环境，古水体深度较浅，平均古水深约为34.69 m；系统试错法模拟确认当河流水体沉积物浓度参数K为0.08 g/L时，6口井地层厚度吻合度均大于89%，且单井点岩性吻合度最高。沉积正演模拟揭示西山窑组沉积砂体叠加方式与规模在不同时期发生显著变化，早期发育垂向加积为主的大型河流沉积，河道复合砂体规模大，随后河流系统发育规模缩小，而沉积晚期以小型、快速横向迁移、分布范围广的河流为特征；辫状河三角洲平原分流河道是研究区优势储层相带，Y1井—Y3井和Y2井—Y6井等分流河道发育概率较高的地区可能是有利勘探目标。展示的案例研究表明，沉积正演模拟可为低勘探程度的深层储层预测提供有效工具。
为探索气藏型储气库强注强采作用下盖层局部完整性破坏之后，储气库继续运行的安全风险和应对策略，建立了受损盖层动态密封性实验评价方法。利用中国东部（S）、西部（D）两座气藏型储气库盖层岩样，模拟储气库运行有效应力并开展实验研究，揭示了循环注采条件下盖层岩石损伤前、后密封能力演化规律，综合评估了受损盖层储气库的最优注气压力。研究发现：①深层盖层岩样在发生压剪破坏后，形成断裂损伤，密封能力相对于初始状态下降。富含脆性矿物的岩样，密封能力下降幅度较大，但在拟地层应力作用下依然存在密封能力。②盖层岩样完整性破坏前、后，储气库多周期注采疲劳效应导致盖层岩样密封能力小幅度增强。③S和D储气库盖层的毛细管封闭失效风险均高于拉张破坏风险。以上结论表明，储气库注采运行过程中，盖层密封能力为非恒定值，并在多周期注采和力学损伤条件下持续发生动态改变。基于密封性演化机理认识，通过盖层密封能力节点分析可判定并优化注采运行压力，为延长储气库安全运行的生命周期提供技术手段。
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