珠江口盆地白云凹陷西南部通过新钻井发现优质储层，但是目前关于该区域珠海组储层孔隙演化与成岩作用过程的相关研究很少，制约着深水区优质储层的评价与潜在甜点区的有效预测。首先选取白云凹陷珠海组最新深海钻井岩心作为研究对象，结合大量薄片、铸体薄片、X射线衍射以及岩石物理性质测试等资料，对其岩石特征、孔隙演化、成岩作用以及对储层物性的影响等方面进行了系统研究。结果表明：珠海组砂岩储层主要为长石砂岩和长石岩屑砂岩。储层孔隙类型以原生孔隙和次生溶解孔隙为主，原生孔隙大多受到改造，溶蚀孔隙比较多见。珠海组砂岩储层经历了强烈的成岩作用改造，包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。系统总结了白云凹陷西南珠海组存在4种典型的成岩相：中—细粒砂岩机械压实相、中—细粒砂岩硅质胶结相、细—粉粒砂岩碳酸盐胶结相与中—细粒砂岩胶结—溶解混合相，并分析了成岩作用、成岩阶段与孔隙演化之间的耦合关系。通过对影响优质储层发育成岩因素的分析，发现压实作用是控制储层质量的主要因素，胶结作用和溶解作用是影响储层岩石物理性质的次要控制因素；碳酸盐含量和黏土矿物含量与物性呈明显的负相关；靠近生烃中心区域的储层接受大量酸性流体，引起的溶解作用进而形成的次生孔隙也能提高储层的物性。研究成果既有益于丰富白云凹陷珠海组储层研究理论体系，也能为类似深水油气勘探工作提供科学依据。
东海盆地西湖凹陷平湖斜坡K构造带油气资源丰富，油气运聚过程复杂，研究油气沿断层走向运聚模式及控制因素，可以为相似区带油气勘探提供理论依据。为此，综合利用天然气组分和碳同位素等分析测试数据，研究K构造带天然气成因及运移路径，总结油气沿断层走向运移聚集模式，明确油气可以沿断层走向运移的影响因素。结果表明：K构造带天然气以煤型气为主，等效RO值高于本地烃源岩，以东部洼陷烃源岩供烃为主；运移路径示踪参数变化趋势指示研究区主要存在3个天然气运移方向，均为沿断层走向运移。油气具有“破碎带垂向运移、破碎带—砂体走向运移、断层—盖层封堵、构造高点圈闭聚集”的运聚模式。油气可以沿断层走向长距离运移的条件为具有断裂带和砂体输导通道及断层具有好的垂向和侧向封闭性。研究区发育宽度较大的断裂带，破碎带物性好，为油气垂向和走向运移通道。平湖组砂体具有厚度大、连通性高、物性好的特征，为油气走向运移的有利输导层；平湖组盖层封盖石油和天然气的断接厚度下限值分别为6 m和10 m。主干断层附近盖层的断接厚度均大于10 m，垂向封闭性好，油气难以突破盖层向上部层系逸散；主干断层不同位置和深度的SGR值为32.1%~91.1%，高于封堵油气下限值（30%），侧向封闭性好，油气难以穿断运移。
东海盆地西湖凹陷花港组深层砂岩属于特低孔特低渗—致密储层，由于经历了较强的成岩改造，孔隙结构复杂，成因机制不明。利用光学显微镜、扫描电镜能谱（SEM?EDS）、扫描电镜阴极发光（SEM?CL）、X射线衍射（XRD）、核磁共振、高压压汞及恒速压汞等实验，探究研究区储层矿物组成、成岩作用特征和孔隙成因机制，表征储层孔隙结构特征，并探讨分析沉积及成岩作用对储层致密砂岩孔隙结构的影响以及孔隙结构对流体可动性的影响。结果表明：西湖凹陷花港组深层低渗—致密砂岩储层主要发育黏土矿物晶间孔、溶蚀孔和原生孔，其中黏土矿物晶间孔和溶蚀孔占主导，原生孔少见，且表现出3种不同的孔隙结构特征。综合分析可知，相比低能辫状河水道，由于高能辫状河水道具有粒度粗和石英含量高的特点，具有更好的孔喉保存能力，因此孔隙结构相对更好。石英胶结和黏土矿物胶结都会使孔隙结构变差，但孔隙结构更多地受到黏土矿物胶结的影响。由于研究区钾长石溶蚀程度较弱，溶蚀作用对孔隙结构差异化的影响主要体现在岩屑溶蚀对孔隙结构的影响。相关性分析显示，可动流体孔隙度更适合表征储层流体可动性。黏土矿物胶结和石英胶结都会降低孔喉大小，扩大孔喉分布范围，从而造成可动流体孔隙度降低。
松辽盆地大情字井区青山口组二段（青二段）钻井揭示其砂体分布规律极为复杂，随着勘探程度的不断深入，早期“深湖型”三角洲沉积、浅水三角洲沉积等地质认识与生产实践之间的系列矛盾问题日益突出。为解决上述问题，围绕大情字井区开展了系统岩心观察和岩心数据分析。岩心观察显示青二段存在大量指示风暴沉积特征的风暴岩，岩性和粒度分析揭示研究区沉积具牵引流和重力流双重属性，表明青二段除发育三角洲沉积之外，同时还发育风暴沉积。经分析认为，研究区发育的风暴岩根据垂向沉积序列可划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ共5种类型，又根据不同类型风暴岩的沉积过程和搬运距离，近一步在平面上划分为原地风暴岩、近源风暴岩和远源风暴岩3类，其中原地风暴岩以Ⅰ型为主，Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型均为近源风暴岩，Ⅴ型为远源风暴岩。综合风暴岩的沉积特征，结合其剖面、平面展布，建立了研究区风暴沉积模式，从而形成大情字井区青二段三角洲前缘沉积与风暴沉积共同作用的认识，合理解释了实际钻遇砂体的复杂分布规律。研究成果可为该区后期油气高效勘探部署开发提供实际指导，亦可为相似油田区域沉积模式提供总结参考。
鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组四段首次发现了工业性聚集的天然气藏，揭示出盆地深层盐下含气系统也具有良好的勘探前景，但目前对该套含气系统的基本成藏条件及天然气富集规律的认识不清，严重制约了勘探进程。综合利用地震、测井、钻井岩心、岩石薄片及天然气同位素等资料，以含气系统的方法对其成藏条件及富集规律进行了整体研究。结果表明：盐下含气系统主要表现为断层输导型的自生自储天然气成藏模式，晶间孔和溶孔是滩、丘体白云岩储层主要储集空间，广泛分布的膏盐岩是优质盖层，断裂及相关裂隙系统构成自身海相碳酸盐岩烃源岩与有效储集体之间的疏导介质，局部构造、断裂与白云岩储层的叠加有利于形成高产富集区。盆地东部的米脂—神木区域是盐下马四段目前最有利的勘探区带，马三段、马二段是未来勘探的有利目标层系。
砂岩储层在关键成藏期以后仍然经历了一个较长时间的成岩作用，储层性质一直在发生变化，属于一个“动态演化”过程，利用现今储层物性去评价成藏期储层含油气性，其效果往往不太理想。针对上述问题，以鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区独贵加汗区带致密砂岩气储层为例，从油气成藏动态角度出发，结合分析测试、测井解释、试气成果等多种地质资料确定了致密砂岩储层现今含气物性下限，然后利用盆地模拟和孔隙度埋深回推等方法恢复了储层成藏期后孔隙度变化增量，从而确定了致密砂岩气成藏期储层的临界物性下限，通过古孔隙度恢复方法分析储层在成藏期是否为有效储层，并进一步利用过剩孔隙度评价了砂岩储层的含油气性。研究结果表明：①研究区盒1段现今储层含气孔隙度下限为4.25%，储层成藏期后孔隙度变化增量平均值为3.1%，储层成藏期临界孔隙度为7.35%；②通过古孔隙度演化定量恢复方法确定盒1段砂岩储层在成藏期孔隙度基本大于成藏期储层临界孔隙度，判定砂岩储层在成藏期具有较好的横向输导天然气的能力；③过剩孔隙度与天然气日产量具有更好的相关性，揭示了利用过剩孔隙度评价致密砂岩储层含油气性是有效的。综合确定砂岩储层成藏期临界物性以及运用过剩孔隙度评价储层含油气性的方法对非常规油气储层评价具有重要的指导及借鉴意义。
为明确鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长9烃源岩的勘探潜力，应用有机地球化学方法，结合烃源岩沉积相平面展布特征，开展陇东地区长9烃源岩的烃源岩分相带差异性、地球化学特征及生烃强度研究。结果表明：长9烃源岩普遍发育暗色泥岩，平面展布呈现“沟谷相间”特征，受沉积相控制较为明显。陇东地区长9烃源岩具有较高的有机质丰度，有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，处于成熟—高熟阶段，整体为中等—好的烃源岩，且长91烃源岩品质优于长92烃源岩。长91烃源岩具有一定的生烃潜力，可以为长8—长9—长10储层供烃，且长9烃源岩生烃强度总体呈现出由南西向北东方向增强的趋势。研究区东北部华池—白豹井区长9烃源岩品质好，生烃强度高，且与附近储层具有较好的运移通道，是该地区长9段石油勘探的有利区。
针对准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷吉15井石炭系—二叠系多层段含油气、多套烃源岩及其油源关系仍有异议的关键问题，在各段原油与油砂物性特征、族组成特征、碳同位素特征与生物标志物特征分析基础上，主要依据生物标志物组成特征，综合考虑原油碳同位素等，将石炭系—二叠系原油类型划分为A、B、C 3类，明确了不同类型原油的来源，最终建立了石炭系—二叠系油气成藏模式。A型原油分布在二叠系梧桐沟组与芦草沟组上段，是源自芦草沟组咸水湖相烃源岩的低熟油，其中梧桐沟组属于古生新储，芦草沟组上段为自生自储；B型原油分布在芦草沟组下段与石炭系松喀尔苏组b段顶部，来自凹陷深部成熟度更高的松喀尔苏组b段烃源岩，并混有少量芦草沟组所生原油，具有侧向运移特征；C型原油分布于松喀尔苏组源岩内部的火山岩夹层，为低熟原油，属于近源自生自储。该认识肯定了准噶尔盆地东部地区石炭系烃源岩的有效性，为下步石炭系油气战略突破区的勘探提供了重要依据。
系统采集赣南地区地热温泉伴生气体样品，借助气体组分、氦含量、同位素分析等手段，结合区域地质背景和相关文献研究资料，对氦气资源分布特征、成因及来源进行初步分析。结果表明：赣南地区氦气平均含量为0.416%，具备较好的资源品质；武夷隆起带、雩山隆起带南部和罗霄—诸广隆起带西部是氦气有利富集区域；氦气成因呈现以壳源为主、幔源为辅的总体特征，氦同位素与CO2碳同位素具有明显相关性，通过碳同位素能够指示氦气中幔源组分占比的高低，进而反映氦气的成因；赣南地区氦气成因具有从北西向南东方向，由壳源成因逐渐过渡到壳幔混合成因的特征；氦源条件主要包括富U、Th元素的花岗岩体和深大断裂带，花岗岩体是壳源氦气的主要源岩，深切地幔的深大断裂带构成幔源氦气的上升通道，复杂的断裂系统也进一步促进了氦气的运移聚集。
潜在氦源岩有效性评价是氦资源勘探开发领域关注的核心问题，但在以往的研究中，潜在氦源岩有效性评价多以岩石U、Th元素含量及年龄为主，未能全面表征影响氦源岩有效性的关键因素。为此，以花岗岩、泥页岩、片麻岩、铝土岩4种典型潜在氦源岩为研究对象，通过建立孔隙水累积溶解氦计算模型同时结合气藏实例，对各潜在氦源岩孔隙中溶解氦的累积、脱溶情况进行定量分析，从而对各潜在氦源岩有效性及有效氦源岩评价方法进行讨论与总结。研究认为：①潜在氦源岩孔隙中积累的溶解氦能否在适宜条件下规模性脱溶为游离氦是判识潜在氦源岩是否有效的关键性先决条件；②除岩石U、Th元素含量外，巨大的体量规模，适宜的孔隙度和含水饱和度，良好的“沉积埋藏史—气藏成藏史—构造演化史”时空匹配关系，以及相对专一的生氦能力也是评判潜在氦源岩有效性的关键参数；③通过建立溶解氦富集效率（ηHe）计算方法，认为在相同条件下花岗岩最易形成游离氦富集，泥页岩与铝土岩次之，片麻岩最难。
有机碳含量 （TOC） 测井预测具有高纵向分辨率的特点，能够有效弥补海域钻井烃源岩样品取样数量不足的限制。烃源条件是控制渤海南部海域油气成藏的关键，为进一步明确渤南地区不同层段湖相烃源岩有机质丰度的纵向分布特征，研究依托多口钻遇大套烃源岩层段的钻井，通过多元统计法，采用“分井分层精细预测”的方式建立研究区内11口钻井的烃源岩TOC测井预测模型。传统的“多元回归法”TOC测井预测案例采用“进入法”完成预测，并未考虑误差分析，存在大量“假拟合”现象。此研究针对不同层段筛选最优测井参数组合模型，并应用“逐步回归法”规避了“假拟合”现象。研究表明，渤海南部海域发育大规模优质古近系湖相烃源岩，自沙三段上亚段至东营组沉积期，优质烃源岩分布随郯庐断裂右旋走滑作用的不断增强向北东方向迁移。
以往研究多认为川南荷包场地区茅口组遭受东吴期广覆式岩溶，叠加喜马拉雅期产生的北东向断裂（裂缝带）形成优质储层，围绕该断裂展开井位部署并获得一批工业气流井位。但前期对该地区茅口组的地震研究侧重于展示资料二叠系特征，缺少对地震资料二叠系—深层的整体解析。为此，基于高品质三维地震资料、地质及钻测井资料，以二叠系—深层为整体研究对象，建立新的地震地质解释模式，并进行构造演化分析，重新认识了荷包场地区茅口组储层主控因素及源储匹配模式。研究表明：①荷包场地区新发现NE向和NWW向2组基底断裂，均为直立、花状走滑性质，2组基底断裂均发育于前震旦系裂谷隆凹转换带，在晋宁期均已形成，向上多消失于中二叠统内幕；②因东吴运动，NE向基底断裂顶部形成NE向二叠系层间滑脱模式的盖层断裂（前期茅口组井位部署区），盖层断裂在喜马拉雅期定型而非喜马拉雅期产生，该盖层断裂有利于茅口组灰岩在东吴期顺断裂岩溶，是茅口组裂缝—孔洞型储层形成的主控因素；③NWW向基底断裂在东吴期继承性运动，产生古构造坡折带（古地貌差），可能为茅口组较高能沉积区，叠加表生岩溶可形成优质储层，地震剖面茅口组呈明显“丘状、内幕杂乱”的反射特征；④基底断裂沟通志留系烃源岩与茅口组储层，主要排烃期荷包场位于泸州古隆起区域，晚期构造调整小，油气成藏条件佳。研究为川南地区茅口组扩大勘探成果提供了新思路。
总有机碳含量（TOC）是烃源岩评价的关键参数。利用测井资料精确计算TOC对烃源岩综合评价起到重要作用。目前，传统的自然伽马法和ΔLogR法评价四川盆地东南部茅口组一段TOC均存在不足。为此，在茅口组一段测井响应特征分析的基础上，叠合ΔLogR法与自然伽马法TOC计算结果，构建反映碳酸盐岩矿物含量（Car）的参数T。进一步，对T值分类，优化自然伽马法及ΔLogR法TOC计算结果，建立ΔLogR—GR新方法，有效解决了传统测井TOC计算方法的不足。应用实例证实，ΔLogR—GR法较传统自然伽马法和ΔLogR法计算结果精度更高，与地球化学元素测井（ECS）的TOC测量结果一致性更好，误差绝对值整体低于0.3，具有较强的适用性和可靠性。
针对海上油田富余伴生气燃烧放空问题，提出了海上油田伴生气回收驱油提采与储气库协同建设技术，对油气“增储上产”和完善天然气“产供储销”体系建设具有重要意义。基于海上油田气驱采油与储气库协同建设各阶段的任务特点，将海上油田伴生气驱油提采与储气库协同建设划分为油田开发建设、伴生气驱油生产、伴生气驱油提采与储气库协同建设和储气库运行4个阶段，形成了海上伴生气回收处理、注入油藏驱油提采存气、储气库协同建设的关键技术体系，并在涠洲12?1油田开展试点项目建设。实施效果及研究结果表明：①伴生气驱油相比注水驱油开发提高原油采收率21个百分点，预计20年减少碳排放1 500×104 t，增加原油产量243×104 m3；②利用已有海上生产平台及配套设施建成了中国第一座海上油藏型储气库，目前已形成库容为7×108 m3，存储伴生气6×108 m3，天然气调峰保供能力为140×104 m3/d；③协同型储气库建设成本低，包括注采井改造、新建储气库外输海管及陆地终端等工程投资约为常规海上枯竭气藏改建储气库的一半。结论认为，该研究方案技术体系实现了节能减排、驱油提采、储气调峰等多重功能，是油气上游业务提质增效的重要研究与实践方向。
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