天然裂缝系统在渤海湾盆地黄骅坳陷南堡凹陷古潜山碳酸盐岩致密油气的成储成藏过程中发挥关键作用，影响着优质储层的分布和油气的运移与聚集。利用野外露头、岩心、微观薄片以及成像测井等资料，对南堡凹陷古潜山碳酸盐岩储层裂缝在纵横向上的发育规律开展定量化描述，明确了裂缝发育的主控因素。在此基础上，利用构造应力场数值模拟技术，对南堡凹陷古潜山碳酸盐岩储层裂缝发育规律进行定量预测。研究区古潜山碳酸盐岩储层主要发育构造裂缝、成岩裂缝、风化裂缝和溶蚀裂缝4种类型，以构造裂缝为主。裂缝矿物填充程度不高，有效性较好，59%为有效裂缝。岩心构造裂缝线密度分布在3~10条/m之间，平均为5.6条/m，构造裂缝高度一般小于30 cm，主要分布在5~20 cm之间。微观裂缝面密度分布在25~50 cm/cm2之间，平均为32.3 cm/cm2，微观裂缝孔隙度主要分布在0.24%~0.69%之间，平均为0.55%。微观裂缝为致密储层提供了有效的油气储集空间，同时使孔隙连通性增强，有利于流体运移聚集。研究区主要发育3组裂缝，以近E—W向和NE—SW向最发育，其次为NW—SE向。南堡凹陷致密碳酸盐岩储层裂缝的发育程度主要受岩性、岩石力学层和断层的影响。储层裂缝在白云岩和白云质灰岩中发育较好，在泥岩中往往不发育。不同级别岩石力学界面影响着裂缝的几何形态、规模和发育强度。层控裂缝一般垂直并终止于岩石力学界面，穿层裂缝可以跨越多个岩石力学层，受更高级别的岩石力学界面控制。断层是控制裂缝非均质发育的重要因素，在断层核附近的裂缝发育程度高，尤其是断层端部、叠覆区、交叉区以及断层伴生褶皱的转折端等构造部位是裂缝发育密集带，而随着远离断层带，裂缝数量呈递减趋势。
渤海湾盆地黄骅坳陷乌马营地区孔店组气藏的发现，带来了天然气成藏层系的新突破，开辟了新的勘探领域。为探究孔店组天然气富集规律和资源潜力，推动黄骅坳陷古近系气藏的勘探，以天然气供给为核心，利用井震资料，通过定量表征方式，研究乌马营地区断盖配置对上古生界煤系烃源岩生成的天然气向孔店组运移的控制作用。结果表明：①输导断层为天然气向孔店组垂向运移提供通道，且断层在成藏期活动速率大于3.6 m/Ma的部位是优势输导通道；②孔三段—中生界盖层的断盖配置垂向封闭性控制天然气运聚层位，盖层断接厚度小于34 m的部位垂向渗漏，有利于天然气穿过盖层向孔店组运移；③断层输导与断盖配置封闭性共同控制天然气向孔店组的供给部位，且断层优势输导通道与断盖配置垂向渗漏区的重叠部位是天然气向孔店组运移的有利部位。
渤中坳陷位于渤海湾盆地中心，是渤海海域内最大的富生烃坳陷，其中深层古近系东营组和沙河街组普遍发育超压，同时也是整个渤海湾盆地超压发育范围和幅度比较大的区域。针对异常高孔隙带的成因及其对油气成藏影响，以渤海湾盆地渤中坳陷石臼坨凸起东倾没端QHD35⁃A井深层异常高孔隙发育带为研究对象，利用镜下观察及测录井分析等方法，根据构造背景、沉积背景、储集空间类型及储层物性等方面的研究成果证实了压力封存箱的存在，并从油气运移及保存的角度探讨了其对油气成藏的影响。具体认识为：①QHD35⁃A井沙二段存在明显的压力封存箱特征：顶底均存在厚层泥岩，侧向存在断裂封堵及泥岩的岩性封闭，中部厚层砂岩保留有大量的原生孔隙；成岩作用等也均表明其地层封闭性较好；②该区压力封存箱的存在对油气成藏具有一定的积极影响，其顶板、底板及侧向的封隔为油气保存提供了良好的条件，内部异常压力一方面为油气的运移提供动力，另一方面也通过改善储层物性为油气运移提供通道。该研究成果对于此类地质条件下封存箱的识别、利用及封闭的有效性研究具有指导与借鉴作用。
四川盆地二叠系—中三叠统发育常规—非常规2类资源，是寻找规模储量的重要层系。最新钻井充探1井雷口坡组海相泥灰岩和大页1H井吴家坪组获重大勘探发现，初步揭示二叠系—中三叠统“源储一体”非常规油气资源潜力大。通过老井复查、岩心观察和油气地球化学特征分析，明确了二叠系—中三叠统海相非常规资源类型，探讨了油气成藏条件，指出了不同资源类型有利分布区。结果表明：①二叠系—中三叠统发育海相泥灰岩（雷三2亚段、茅一段）、吴家坪组/龙潭组页岩、龙潭组煤岩等非常规类型；②二叠系—中三叠统非常规具有源储一体，源内成藏或近源成藏特征，油气成藏顶底板条件较好，大面积富集；③二叠系—中三叠统海相泥灰岩、页岩及海陆过渡相煤系大面积分布，成藏条件良好，埋藏适中，资源潜力大，具备规模勘探潜力。川中地区西充—仪陇的雷三2亚段泥灰岩、泸州古隆起东斜坡的茅一段泥灰岩、川东北吴家坪组的页岩和川中高石梯—磨溪、川南长宁地区的煤岩均是下一步有利勘探区域，值得加大探索，实现新的突破。
四川盆地东部须家河组是重要的油气勘探层系，但该时期区域内盆山耦合关系制约下物源—沉积格局的时空配置缺乏宏观认识制约了进一步的勘探与开发。在钻井和野外露头观察及二维地震测线资料的基础上，结合古水流、重矿物组合、稀土元素及碎屑锆石特征，系统开展了川东地区须家河组物源体系研究，阐明沉积体系的时空配置与盆山耦合关系，建立了周缘构造活动控制下的古地理演化过程。须家河组沉积时期共划分出北部米仓—大巴山构造带、东部江南—雪峰构造带、南部黔中古陆3个物源体系。主要为陆相碎屑岩沉积，发育辫状河三角洲—湖泊沉积体系。三角洲沉积体系在各时期均有发育，湖泊沉积体系主要发育在须三段中部地区，须五段迁移至西部。晚三叠世，扬子与华北板块俯冲发生碰撞造山运动，同时与华夏地块持续作用，使盆地北部米仓—大巴山构造带隆升且供源逐渐增强，江南—雪峰构造带持续供源。须三期米仓—大巴山构造带逐渐开始活动但供源较为局限，江南—雪峰造山带已广泛隆升接受剥蚀，沉积中心位于中部大竹和邻水等地。须四期—须五期构造作用加剧使得周缘物源区发生强烈隆升，盆内为多物源沉积，沉积中心较须三期向西迁移至广安和合川一带。须六期扬子地块持续向北俯冲，使米仓—大巴山构造带保持抬升并出露基底遭受剥蚀，砂体逐渐填平补齐，沉积中心相较于须四期—须五期继续向西迁移至潼南地区。重建川东地区须家河组沉积时期周缘构造带控制下的古地理演化对于该地区油气勘探具有重要的指导意义。
库车前陆盆地克拉苏构造带为塔里木盆地油气勘探重点领域，其天然气资源量超万亿立方米，但长期受困于含盐褶皱冲断带构造变形复杂等问题，导致研究区构造圈闭落实难度大。基于三维地震资料精细解释，构建构造几何学地质模型，解析克拉苏构造带横向盐相关构造样式以及构造组合特征。研究结果表明，克拉苏构造带西部分别发育阿瓦特段盐上单斜—高幅度厚盐枕—盐下高幅叠瓦+堆垛构造，博孜段盐上单斜—盐焊接+低幅盐枕—盐下低幅叠瓦+冲起构造，大北段盐上单斜+逆冲断裂—盐焊接+盐背斜—盐下低幅叠瓦+堆垛背斜构造，表现出横向上“东西分段”，纵向上“差异叠置”构造特征。结合膏岩岩层横向差异展布特征和主干断裂叠置关系，揭示阿瓦特、博孜和大北段走向构造分段差异主要取决于先存构造和盐岩厚度的不均匀性。
塔里木盆地库车坳陷下白垩统巴什基奇克组克深2气田致密砂岩储层裂缝发育情况复杂，极大影响了气藏开发，因此亟需准确表征裂缝特征并建立其三维地质模型，服务气藏开发策略和高效调整。基于岩心、测井和地震资料，开展了裂缝识别和表征研究，完成了多尺度裂缝的划分，研发了多尺度裂缝建模新方法，实现了多尺度裂缝精细模型建立。结果表明：①研究区发育3种级别裂缝，其中岩心、成像测井识别了中尺度、小尺度裂缝，延伸方向为EW、NS向，地震上识别了大尺度裂缝，延伸方向为EW向。②基于裂缝延伸距离和开度，研究区裂缝可划分为大尺度、中尺度和小尺度裂缝。其中大尺度裂缝延展长度为数十米至百米级，裂缝开度为1~100 mm，穿单层；中尺度裂缝延展长度为米级至数十米级，裂缝开度为0.5~1 mm，砂层内发育；小尺度裂缝延展长度为厘米级至米级，裂缝开度为0.001~0.5 mm，砂层内发育。③不同尺度裂缝发育密度不同，地层曲率和断层距离对裂缝发育强度有影响，建立了融合地层曲率和断层距离的裂缝发育强度属性体约束不同尺度裂缝强度模型。④研发了改进的DFN方法，将共轭剪切缝等裂缝组合作为整体刻画与投掷，将弯曲裂缝用多段直线表征，将不同尺度裂缝视为不同沉积单元，实现了研究区多尺度裂缝模型建立。抽稀验证表明，模型平均误差值为11.4%，而传统软件DFN方法平均误差值为24.6%，模型准确度更高。
四川盆地川中地区侏罗系沙溪庙组多期砂组气藏含气丰度以及同期砂组气藏富集程度均存在明显差异，严重制约着沙溪庙组致密砂岩气进一步勘探开发。通过对沙溪庙组致密砂岩天然气藏差异分布特征表征，综合分析烃源岩、储层、成藏期古构造、断—砂配置及演化等成藏要素，结合前人已有认识，认为川中地区沙溪庙组致密砂岩气差异成藏受控于天然气差异来源、优质储层、成藏期有利断—砂配置类型及古今有利断—砂配置演化，提出了“双烃源岩差异供烃，断—砂配置差异充注，优质储层差异富集，断—砂演化差异调整”的差异成藏演化模式。在该模式下，川中地区沙溪庙组气藏由须五段煤型气与大安寨段油型气“双源”供烃，研究区北东至南西表现为油型气—混合气—煤型气特征，气藏表现差异供烃；成藏期断层与缓倾角砂体对接（③类）砂组气藏丰度优于断层与近水平砂体对接（①类）砂组，气藏呈现差异充注；优质储层储集能力好并且富集程度高，气藏形成差异富集；继承保存型断—砂演化（Ⅰ型）气藏含气性最优，次为调整残留型（Ⅱ型），反转散失型（Ⅲ型）最差，气藏受到差异调整。
为明确滨里海盆地东缘B油田石炭系KT⁃I层岩溶特征及成岩相分布规律，综合应用钻井岩心、铸体薄片、常规物性分析及测井资料，得出以下结论：①研究区KT⁃I层明显受到早成岩期岩溶改造，岩溶旋回与沉积旋回密切相关，并控制储层的分布，优质储层主要发育于岩溶旋回中上部的颗粒滩和云坪中；②研究区KT⁃I层的成岩相可划分为7种，分别为：早期强溶蚀相、早期中等溶蚀相、早期弱溶蚀相、早期云化强溶蚀相、早期云化中等溶蚀相、胶结相和压实相，其中除胶结相和压实相为破坏性成岩相外，其余都为建设性成岩相；③研究区中部和北东部A2与A3小层的颗粒滩和云坪是建设性成岩相带发育的区域，是KT⁃I层勘探开发的首选区域。上述认识对B油田储层发育机制研究及后期勘探开发具有一定的理论和实践意义。
天然气水合物赋存区沉积物地球化学特征是揭示天然气水合物气源成因与演化机制的重要依据之一。基于琼东南海域GMGS5⁃W08和GMGS5⁃W09天然气水合物钻探站位沉积物样品的总有机碳含量（TOC）测定、Rock⁃Eval岩石热解分析和可溶有机质的气相色谱—质谱分析结果，系统分析了沉积物有机质的地球化学特征，并阐述其对天然气水合物储层烃类来源及演化的指示意义。TOC和Rock⁃Eval分析结果显示琼东南海域天然气水合物赋存区沉积物的总有机碳含量较低（0.29%~0.68%，平均为0.48%），且处于未成熟阶段（T max值分布于435 ℃以内），指示浅层原位沉积物基本无热解生烃潜力。沉积物可溶有机质成熟度参数表现出显著的非一致性：T max、正构烷烃奇碳优势、高丰度的C29⁃31ββ藿烷等地球化学特征指示有机质处于未成熟阶段，而部分饱和烃和芳烃的生物标志物等参数却显示有机质处于低熟—成熟阶段，说明琼东南海域水合物赋存区沉积物中，同时存在原位沉积的未成熟有机质和深部来源的低熟—成熟有机质的双重贡献；此外， 、TAR和甾烷等指示有机质母质来源方面的生物标志物参数，也表明了研究区沉积物中存在明显的深部成熟海相有机质的混入。琼东南海域天然气水合物赋存区沉积物和深部烃源岩的生物标志物特征对比结果表明：研究区沉积物中的热解成因烃类物质主要来源于深部，处于低熟—成熟阶段的梅山组和三亚组海相泥质烃源岩，说明琼东南海域深部地层中处于低熟—成熟阶段的烃源岩对天然气水合物气源供给具有重要的贡献作用。
近期，在琼东南盆地崖城13⁃1气田首次钻探了潜山领域自营井，并获得了商业性发现，使得该气田焕发出新的生机。为进一步挖潜崖城13⁃1构造区的勘探价值，需要明确其油气的来源，以供落实该区的资源潜力。利用新老钻井样品的分析化验资料，从油气的地球化学特征入手，精细分析了崖城13⁃1气田油气的成因类型和分布规律，明确了油气的来源。结果表明：崖城13⁃1气田天然气均为煤型气，南、北2块的天然气和凝析油特征存在明显差异。天然气干燥系数“北干南湿”，烃类气碳同位素组成“北重南轻”，成熟度“北高南低”；北块凝析油密度、黏度、凝点及含蜡量均比南块高，北块凝析油中芳烃含量及姥植比也明显比南块高。这种差异主要与油气的母质构成及成熟度有关，北块生烃母质中陆源输入更多，南块低等水生生物贡献增多。进一步油源对比发现，崖城13⁃1气田北块油气具有“双源”特征，既有来自北块本地崖城组煤系烃源岩的贡献，又有来自临近莺歌海凹陷渐新统烃源岩的贡献；南块油气则主要来自崖南凹陷崖城组陆源海相偏腐泥型的源岩贡献。
针对碳酸盐岩气藏储层非均质性强、井/井组间连通关系不明确的问题，基于具有补给的气藏物质平衡方程，建立多井组物质平衡计算数学模型，引入连通传导率概念，通过逐次替换法考虑井组间的不稳定窜流供给，采用Newton⁃Raphson非线性迭代算法对模型进行数值求解；运用粒子群算法拟合各井组地层压力，反演各井组动态储量及井组间连通传导率，最终形成基于物质平衡的非均质气藏井组间连通性定量评价方法。为验证该方法的准确性，建立了具有2口井的气藏数值模拟模型，设置不同生产制度、井组间渗透率及储量规模，分别采用提出的方法进行拟合反演，结果表明，反演传导率值与实际值间误差小于8%，井组间累积供气量计算值与实际值符合程度较好，满足工程应用的要求。最后，运用提出的方法精确拟合了四川盆地磨西地区龙王庙组气藏某井区7个井组地层压力，反演井组间传导率，厘清了井组间供气方向，为气藏精准调控技术政策的制定提供了依据。
气藏描述是气田开发地质的核心任务，气藏描述过程中静动态资料相联系的程度决定着气藏描述水平的高低。针对传统气藏描述因“地质是开发的内因”和“静动态资料结合”技术理念存在的气藏描述瓶颈，提出了“静动态资料整合”技术理念，明确了“静动态资料整合”的内涵以及“静动态资料整合”的关键点。研究结果表明：①“静动态资料整合”即在静动态资料结合、融合的基础上，关注关键细节上的静动态资料的对应或定量关系，实现基于整体观框架下静态描述和动态描述的统一与综合，包含静动态资料结合、融合和整合3个阶段；②储层改造后的结构描述、不同类型储层气井的产能评价、气井产能及其主控因素，以及基于动态分析描述气藏数值模型渗流场是“静动态资料整合”技术理念的4个关键方面；③结合四川盆地川西北区块栖霞组、安岳气田震旦系、磨溪地区雷一1亚段等领域气藏描述的探索，提升了气藏描述中储层结构、产能、产能主控因素以及精细数值模拟4个方面的可靠性和矿场实践性。研究结果奠定了“静动态资料整合”技术理念和应用思路，为四川盆地已开发气田的科学开发提供了技术支持，并可促进气藏描述水平的快速发展，对保障国家能源安全具有重要的指导意义。
氦气是重要的战略性资源，在航空航天、医疗成像和高新制造业发挥着不可替代的作用。稀有气体具有壳源、幔源和大气源三大来源，且在不同储集库中同位素特征差别大，可有效揭示壳—幔演化以及各圈层相互作用，也为示踪弱源氦气成藏过程提供重要手段。研究统计了中国各大盆地的含氦特征，并进一步对美国Hugoton⁃Panhandle气田、国内柴北缘地区油气田、坦桑尼亚裂谷带温泉区和国内渭河盆地地热田等典型富氦气藏中稀有气体同位素特征进行了归纳性研究。结果表明， 国内多个含油气盆地均发现有富氦气藏，国内外目前具有工业开采价值的氦气藏中3He/4He值基本显示壳源特征，即由铀、钍等氦源元素通过α放射性衰变生成。不同气藏中 20Ne/36Ar值及20Ne和36Ar等同位素含量特征差异较大，代表不同富氦气藏形成时所经历的油—气—水等多相平衡过程不尽相同，氦气的富集与地下水及气藏主要气体组分的运移密切相关。壳源氦气藏中4He与20Ne之间常呈正相关关系，表明这些气藏中4He富集可能与地下水密切相关，氦气应先溶于地下水再脱溶进入油气藏。幔源CO2富氦气藏通常规模较小，氦气富集过程可能是因为CO2易溶解于地下水或矿化形成碳酸盐矿物，使得气藏中CO2减少，氦气相对丰度增加。进一步提出氦气成藏的四大有利条件：古老克拉通及富铀钍花岗岩提供充足的氦气来源、发育新构造活动、存在地下水系统和游离气相以及气藏中主要气体组分相对于氦气补给量适中。
天然氢作为一种新发现的、地质成因的、可再生清洁氢，或将改变未来的氢气能源格局。基于对国内外天然氢勘探和利用现状、研究进展等调研，取得以下4点认识：①美国、俄罗斯、法国、澳大利亚等多个国家已在天然氢气藏勘探研究中取得积极进展，中国仍处于未起步阶段；②天然氢气藏具有5个地质特征，即氢源分布广泛、断层裂缝是氢主要运移通道、游离氢决定资源量大小、资源甜点区埋深浅及氢气藏属于动态成藏系统；③天然氢有深层脱气、蛇纹石化、水的裂解等多种成因机制，天然氢气藏主要分布在陆上火成岩区、金伯利岩、矿体、蒸发岩、油气田、裂谷带岩体和前寒武纪基底7个区域；④现有的氢生成量估算值（254±91）×109 m3/a远低于实际，天然氢有望成为全球清洁氢的主要来源。此外，围绕天然氢学科建立和中国天然氢领域发展面临的理论技术问题提出了相关建议和方向。
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