川西南井研—犍为地区筇竹寺组页岩气资源丰富，勘探潜力巨大，但其沉积古环境及有机质富集机制尚不明确，严重制约着该地区页岩气勘探开发。为查明井研—犍为地区筇竹寺组古沉积环境演化规律及有机质富集机制，基于主微量元素测试和气相色谱—质谱分析，结合有机地球化学指标、生物标志物、成烃生物组分及岩石矿物组分等对研究区古沉积环境条件及有机质来源等进行综合分析。研究表明，井研—犍为地区筇竹寺组古沉积环境纵向差异明显，海侵期有机碳含量相对较高，有机质来源以浮游绿藻为主，单位生烃潜力较为有限，但相对开阔的水体环境结合温暖潮湿的古气候条件有利于生物的繁殖和生长，具有一定的初级古生产力。在此基础上，有机质富集主要受氧化还原条件控制，并受沉积速率、水体盐度等多因素影响，整体形成以保存条件控制为主的有机质富集模式。此外，研究区筇竹寺组中下部受热液活动影响显著，具有极高的古生产力条件，但其过高的热液活动反而导致了水底还原环境的动荡，有机质流失严重。
兴凯地裂运动造成四川盆地德阳—安岳一带形成拉张型海槽，下寒武统筇竹寺组沉积明显受控于海槽格局，其内部发育多套黑色炭质页岩和灰黑色粉砂质页岩，经勘探证实具有巨大的开发潜力。但目前关于筇竹寺组沉积相、沉积模式及有利相带的认识还不清楚，制约了勘探开发的长远部署。为此，借助大量岩心、薄片及扫描电镜等宏微观观测技术，结合地球物理资料、关键地质参数分析，总结出德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组沉积学相标志、地球物理相标志及定量化相标志，精细解剖筇竹寺组的沉积相带分布，建立德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组页岩的沉积演化模式，并通过对比矿物组分、TOC、U/Th、Y/Ho及页岩厚度等指标，优选出有利相带。研究结果表明：①筇竹寺组可划分为陆隆、陆坡和陆棚3类亚相，其中陆棚以海槽为界，进一步划分为槽内深水陆棚相和槽外浅水陆棚相，依据沉积特征及环境差异性进一步划分出硅质泥棚相、（含）粉砂质泥棚相、泥质粉砂棚相和粉砂棚相等微相；②筇竹寺组自下而上水体持续变浅，处于完整的海退序列，沉积早期具有资阳、威远—自贡及长宁区块3个沉积中心，随着地层阶段性填平海槽，深水区域逐渐向北迁移；③槽内深水陆棚亚相中的（含）粉砂质泥棚相和硅质泥棚相矿物组分相对稳定且长石含量高，TOC含量高且保存条件好，是筇竹寺组页岩的有利相带，主要发育于资阳、威远地区。
新场中三叠统雷口坡组气藏是川西地区在新一轮海相油气勘探背景下发现的首个深层海相气藏，多年来，对该气藏气源的认识一直存在争议。利用新一轮钻井的天然气地球化学测试数据，结合油气输导条件梳理，开展了新场雷口坡组四段天然气成因及气源分析。结果表明，新场雷口坡组四段气藏的上、下储层段以及不同构造部位之间在天然气组分与碳氢同位素特征等方面存在一定差异，下储层段较高的H2S含量可能与其经历相对更强的TSR反应有关，气藏东侧可能存在陆相或海陆过渡相煤成气影响。新场雷口坡组四段气藏中西部的天然气主要表现为海相油型气特征，成熟度相对较高，对应发育“接力式”远源油气输导体系，天然气主要来自二叠系烃源岩，部分来自雷口坡组烃源岩；气藏东北部天然气主要表现为海相与陆相混源气特征，成熟度相对偏低，对应发育雷口坡组顶“棋盘格状”节理网络近源输导体系，天然气主要来自雷口坡组和马鞍塘组—小塘子组烃源岩。
四川盆地蓬莱气田茅口组气藏近期获重大勘探突破，但区内储层非均质性较强、单井产能差异较大，尚缺乏系统的储层分类评价标准，制约了气藏的评价及后续勘探开发。基于钻井、测井、岩心及分析化验等资料，综合分析该区茅口组储层岩性特征、储集空间类型、物性特征和微观孔隙结构特征，建立了一套适用性较强的储层分类标准，并根据该标准对研究区储层类型进行评价。结果表明：蓬莱气田茅口组储层岩性复杂，储集空间类型及几何形态多样，孔隙度为0.15%~13.65%，渗透率为（0.001~83.5）×10-3 μm2，物性分布范围较广，总体表现为低孔、特低渗的特征；划分出6种岩石孔隙结构类型，储层微观孔隙结构总体表现为中—细喉、中—低分选，非均质性较强，少数大孔隙对储层渗透性具有重要影响；建立了一套蓬莱气田茅口组储层分类评价标准，Ⅰ类储层产气能力最强，Ⅱ、Ⅲ类次之，Ⅳ类为非储层，研究区主要发育Ⅱ、Ⅲ类储层，该分类评价标准可为蓬莱气田茅口组后期勘探开发提供参考依据。
深水重力流沉积的块状粉—细砂体是鄂尔多斯盆地长7段内页岩油勘探开发的主要“甜点”，定量、准确地刻画出粉—细砂体规模与空间分布，提高水平井砂体钻遇率，对该层系页岩油的成功开发至关重要。利用华池地区Y1⁃1、Y2⁃1水平井的岩心、录井及成像测井等资料，结合二维地震数据，对区内长73亚段重力流沉积砂体的岩性、组合结构、厚度、宽度及延伸方向进行了精细刻画，定量表征了不同类型砂体组的宽厚比及规模。研究表明，研究区长73亚段砂体的岩性主要为细砂岩和粉砂岩，矿物组成以石英（36.6%~42.3%）和长石（32.6%~45.6%）为主，黏土矿物含量为12.2%~18.6%。单期（个）砂体厚度一般为0.6~5.0 m，宽度多小于150 m，主要延SW→NE向展布；砂体组的结构可分为孤立型、间隔叠加型及连续叠加型3种，它们的宽厚比分别为95∶1（孤立型）、344∶1（间隔叠加型）及144∶1（连续叠加型），在NE方向上的长度为3 000~4 000 m。长73亚段下部砂体沉积连续性较好、厚砂体组（>5 m）分布范围广，而长73亚段中、上部砂体沉积连续性差、厚砂体组分布范围小。
第四系生物气是柴达木盆地天然气主产区，储层以砂岩为主，近年来储量增长困难，泥岩生物气作为全新勘探领域，勘探程度低，成藏特征及勘探潜力不明。以研究区2口新钻井的泥岩段取心资料为对象，在系统实验分析基础上，开展泥岩生物气成藏特征综合研究，预测泥岩生物气有利勘探区。结果表明：①第四系泥岩以滨浅湖—半深湖相深灰色泥岩沉积为主，受咸水—半咸水缺氧环境影响，发育块状、条带状和纹层状构造，砂岩、碳酸盐岩、泥岩互层特征明显，泥岩纵向上主要集中在Ⅲ、Ⅵ、Ⅷ层组3个层段，厚度大，连续性好；②第四系泥岩有机质丰度低，但可供微生物改造的有机质丰富，并且第四系发现了大量烃类、藻类等不同类型有机质，提高了生物气的生气能力；③第四系泥岩发育原生粒间孔、溶蚀孔、裂缝、晶间孔及少量有机孔等多种类型孔隙，高孔高渗，孔喉半径以宏孔为主，介孔和微孔较少；④现场解析表明：泥岩地层普遍含气，以游离气为主，脆性矿物发育段及构造高部位含气量高；⑤第四系高孔渗疏松泥岩受含水性、上覆地层压力及泥岩厚度等多因素控制，具有自封闭能力。第四系泥岩生物气具有“源储一体、脆性矿物含量控富集、泥岩厚度控封盖及构造控方向”的成藏模式，三大气田及北斜坡区是泥岩生物气有利富集区。
准噶尔盆地玛湖斜坡区侏罗系八道湾组一段（J1 b 1）为紧邻侏罗系/三叠系（J/T）不整合面之上的一套砂（砾）岩沉积，在油气来源、不整合面控藏效应等方面存在较大争议，严重制约油田现场勘探决策。为此，基于含烃包裹体、埋藏史—热史—孔隙演化史、源—储剩余压力差等资料，综合分析八道湾组一段（J1 b 1）油气充注史，探讨J/T不整合面之上大气淡水压实—离心流氧化降解效应及对油气垂向差异性富集的控制作用。结果表明：①玛湖斜坡区侏罗系八道湾组一段（J1 b 1）经历了3期油气充注。侏罗纪（J）末期构造抬升期对应第Ⅰ期油气充注，以下伏二叠系风城组（P1 f）烃源岩排出的原生油气充注为主，油气充注的有效动力强，主要充注于J1 b 1中上部薄层砂岩内。白垩纪（K）末构造抬升期、古近纪+新近纪（E+N）初缓慢埋藏期分别对应第Ⅱ期、第Ⅲ期油气充注。以下伏三叠系百口泉组（T1 b）油藏油气向J1 b 1调整充注为主。油气充注的有效动力减弱，主要就近运聚至J1 b 1底部厚层砂砾岩内。②J/T不整合面之上大气淡水压实—离心流氧化降解作用导致靠近J/T不整合面的八道湾组一段（J1 b 1）底部厚层砂砾岩内油气性质稠化。八道湾组一段（J1 b 1）上部薄层砂岩受高油气充注有效动力、油气运移路径上烃类组分产生的地质色层效应影响，轻烃组分含量及含油饱和度总体较高。结论认为，八道湾组一段（J1 b 1）轻质油气富集区优选应遵循原则：①垂向层位优选上部薄层砂岩；②平面范围界定应综合考虑母岩、沉积相带、通源断裂、鼻凸四大因素。基于此，优选油气富集区786 km2/4块。
四川盆地外缘的复杂构造区“窄陡型”向斜内页岩气储层表现出较强的非均质性，给页岩气储层精细刻画及勘探开发井位部署带来挑战。基于安场向斜钻探成果，对盆外缘的安场向斜五峰组—龙马溪组富有机质页岩储层进行刻画。研究表明：①五峰组—龙马溪组富有机质页岩以深水陆棚相沉积为主，按岩电特征可将龙马溪组（S1 l）划分为2段5个小层，在区域上具有很好的对比性。②富有机质页岩储层有机质丰度总体较高，自下而上TOC值呈现先增大后减小的变化趋势，在S1 l 1 2小层有机质丰度最高（TOC值平均为5.04%），有机质类型主要为I型，均进入过成熟中期演化阶段，以生成干气为主。③孔隙类型丰富，主要有沥青孔、干酪根孔、粒间孔及晶间孔等，实测孔隙度为1.08%~5.76%，整体较高（平均值为3.46%）。纵向上五峰组（O3 w）孔隙度最高，S1 l 2段最低。④现场解吸气量为0.7~3.1 m3/t，平均为1.54 m3/t，测井解释O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3小层总含气量相对较高。富有机质页岩段含气饱和度分布于50%~80%之间，整体较高。⑤页岩储层主要矿物成分为石英、黏土、长石，总体脆性矿物含量较高。其中O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3小层脆性指数相对较高。该地区最小水平主应力平均值为50.0 MPa，最大水平主应力平均值为65.2 MPa，水平地应力差异系数在0.25~0.36之间，向核部应力差有增大的趋势。⑥综合评价认为O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3页岩储层段为Ⅰ类储层，S1 l 1 4页岩储层段为Ⅱ类储层，S1 l 2页岩储层段为Ⅲ类储层，S1 l 1 1—S1 l 1 3页岩储层段可作为主力开发层系。综合工程因素，S1 l 1 2页岩储层段为该地区水平井穿行的最优靶窗，压裂时缝网可有效沟通下部S1 l 1 1和上部S1 l 1 3储层段。该研究成果可为安场向斜及南方复杂向斜区页岩气开发确定水平井轨迹提供理论指导。
鄂尔多斯盆地东部海陆过渡相页岩气勘探已取得重大突破，但相关研究明显滞后于海相页岩气领域。以鄂尔多斯盆地东部横山—吴堡地区本溪组晋祠段招贤页岩样品为研究对象，综合镜质体反射率（R O）、总有机碳（TOC）测试、薄片鉴定、扫描电镜、X射线全岩衍射、孔渗测试、低温液氮吸附、甲烷等温吸附、含气量及力学性质等实验，综合表征招贤页岩储层特征，探讨孔隙结构参数及TOC含量对页岩吸附能力的影响，最终对招贤页岩的勘探潜力开展了综合分析。结果表明：①研究区招贤页岩为典型海陆过渡相页岩，岩矿组成复杂，黏土矿物及长英质矿物含量较高，平均占比分别为47.4%和36.4%。②招贤页岩有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根为主，成熟度较高，有机质含量平均为5.30%，富有机质页岩占比较高，生气能力强。③招贤页岩微纳米级裂缝和孔隙发育，微裂隙在有机质和无机矿物中均有发育，缝宽介于0.01~1 μm之间；液氮吸附孔隙类型以狭缝型孔隙为主，平均孔径均值为13.67 nm，比表面积均值为6.56 m2/g，总孔隙体积均值为0.017 6 cm3/g；BET比表面积与孔隙结构分形维数呈正相关关系，与平均孔径呈负相关关系。④招贤页岩孔渗偏低，兰氏体积平均为3.14 cm3/g，含气量平均为1.52 cm3/g，脆性指数平均为0.526，杨氏模量平均为40.88 GPa，泊松比平均为0.22。⑤研究区招贤页岩储层条件总体上与大宁—吉县地区山2段相当，资源条件优越，可改造性良好，具有较大的页岩气勘探潜力。
海陆过渡相页岩气是未来非常规天然气勘探的重要接替领域，开展原位含气性评价及其赋存状态影响因素研究对海陆过渡相页岩气甜点优选具有重要的指导意义。以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区山西组为例，考虑吸附气占据的孔体积，建立了原位页岩含气量校正计算模型，在埋深为1 000~4 000 m范围内，未校正的页岩原位含气量被高估了10.02%~18.79%。海陆过渡相页岩含气性主要受TOC、温度、压力和孔隙空间联合控制。高TOC含量有利于页岩赋存吸附气，高孔隙空间有利于页岩赋存游离气。压力对页岩吸附能力具有促进作用，而温度对页岩吸附能力具有抑制作用，但不同埋深条件下主导因素有所差异。浅层区域，压力的促进作用大于温度的抑制作用；深层区域，温度的抑制作用大于压力的促进作用。基于校正后的原位含气量计算模型，计算了DJ3⁃4井海陆过渡相页岩原位含气量，其含气量高值段分布在山2 3亚段的中部，与生产测试结果相吻合。研究结果有效地指导了海陆过渡相页岩气甜点优选。
油气作为强还原剂，在地质盆地中容易被各类氧化剂氧化，如热硫酸盐还原作用（TSR）、高价态金属氧化物还原作用等，这些都是烷烃被氧化的典型例子。虽然后者氧化能力更强，易于发生在碎屑岩与火成岩储集体中，但却未获得广泛关注。这是因为其反应产物与有机质热裂解产物相似，为碳数更小的有机质（含烷烃）、CO2和水，从而造成识别难度大。然而，高价态金属氧化物还原作用对改变油气组成和特征、干扰油气来源与成藏规律认识具有重要意义；同时，其产生的酸性流体能够改善储集体储集性能，导致储层非均质性，是深部优质储层和油气高效聚集的可能影响因素。从模拟实验出发，对高价态金属氧化物还原反应机理、影响因素、鉴别与示踪及对储层改造等进行初步分析，并提出烷烃分子内同位素、伴生CO2同位素与碳酸盐胶结等可作为示踪指标。基于富含高价态金属氧化物的红色碎屑岩与风化壳型火成岩广泛分布的特征，指出该反应具有普遍性和重要性，希望能对碎屑岩及火成岩油气藏的成藏机制、储层预测及油气田的高效开发有所帮助。
为了对比分析不同类型有机质丰度烃源岩的生排烃特征，选取3块有机质类型不同且TOC差异较大的烃源岩样品，开展多路分段式热压生排烃模拟实验，总结其在各演化阶段的产物组成变化与排烃效率。结果表明：不同类型烃源岩生排烃模式比较类似，可分为生油阶段和生气阶段（以R O≈1.25%为界），在生油阶段累计排出油产率逐渐升高，残留油率曲线呈先升高后降低的趋势，此阶段烃气产率很低，排烃效率逐渐升高。进入生气阶段大部分油已经排出，累计排出油产率逐渐趋于平稳，残留油率很低，烃气产率迅速升高，此阶段排烃效率很高，最高达90%以上。I型烃源岩的总油产率、排出油产率、残留油率、烃气产率及排烃效率均高于Ⅱ型烃源岩；I型烃源岩主生油窗（0.65%<R O<1.25%）比Ⅱ型烃源岩（0.65%<R O<0.95%）宽。排出油产率峰值阶段均为0.86%<R O<1.07%，且随着烃源岩热演化程度的增加，I型烃源岩的阶段烃气产率逐渐升高，而Ⅱ型烃源岩阶段烃气产率在R O>1.24%之后不再升高。沉积环境与生源输入的不同是造成不同类型烃源岩生排烃特征差异的重要原因。优质烃源岩烃产率高于中等烃源岩，主生油期也更早，但中等烃源岩生烃早期阶段排油率更高，残留油率更低，导致在生烃早期排烃效率更高，同时TOC转化率也更高，说明较高TOC可能会增加烃源岩的滞油性，反而不利于烃类排出。
页岩原始储层含水，影响甲烷吸附能力，对页岩气储量精确评估带来困难。目前的主流研究方法具有一定的局限性，例如，吸附实验法缺乏直观性、分子动力学模拟法（MD）研究尺度较小、解析建模法相对理想等。基于格子玻尔兹曼方法（LBM），通过修正原始Shan⁃Chen模型考虑分子间作用力、耦合真实状态方程表征吸附热力学行为，建立了页岩水蒸气吸附和甲烷吸附的LBM模型，从介观孔隙尺度可视化展现了页岩三维孔隙网络中的含水分布及其对甲烷吸附的影响。结果表明，若将无机孔和有机孔的润湿角分别设为0°和120°，受亲水吸引力的影响，无机质呈现“小孔隙充填水、大孔隙附着水膜”的特征，而受疏水排斥力的影响，有机质不含水。不同含水饱和度下，孔喉配置关系和有机孔分布方式对有效流通路径的影响极大。原始页岩储层含水导致甲烷仅能吸附在有机质孔隙壁面，甲烷吸附位的数量大大降低。当压力较低和含水饱和度较高时，不考虑含水对甲烷吸附影响会导致计算的储量被高估（该研究算例可达到30%），特别对于黏土含量较高的陆相/海陆过渡相页岩，需要考虑含水对甲烷吸附的影响。
嘉二气藏是川中磨溪地区一个特殊的含水气藏，储层非均质性较强、气水关系十分复杂是造成该气藏气井出水严重、产量递减的重要原因，也成为制约气藏高效开发的主要原因。在综合地质资料、前人研究成果、生产动态资料的基础上，采用动静结合的方法，从气水分异程度、储层的物性特征、隔夹层以及异常高压等方面，对嘉二气藏复杂的气水分布关系及其控制因素进行深入研究。结果表明：嘉二气藏横向上气水分布主要受储层物性的非均质性和气水分异程度的影响，储集体之间连通性差，气水分布混杂；纵向上，嘉二气藏稳定分布的膏岩和泥岩隔层将嘉二1亚段和嘉二2亚段分隔为2个相对独立的气水系统，嘉二2亚段是主要的气水分布层和主产层；受多种因素的影响导致嘉二气藏形成了2种气水分布模式，构造起伏带模式下的气井产量高、产能差异大，构造平缓带模式下的气井生产情况普遍较差。气水分布模式的建立为气藏下一步的合理开发工作提供了参考依据。
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