吐哈盆地台北凹陷水西沟群发育胜北、丘东和小草湖3个主要生烃洼陷，整体上具有相似的构造—层序—沉积发育背景，但由于南、北造山带的差异隆升，造成3个洼陷具有各自的油气地质特征和成藏特点。通过构造演化、烃源岩、沉积储层及成藏等油气成藏条件分析，认为3个洼陷存在4个方面差异：①早—中侏罗世台北凹陷具有统一的构造—沉积背景，局部被凸起分隔，东部的小草湖洼陷为主要沉积区，晚侏罗世东部地区抬升，西部的胜北洼陷成为主要沉积区。②小草湖洼陷成藏期烃源岩成熟度高，后期胜北洼陷埋深加大，均达到成熟—高成熟演化阶段，台北凹陷水西沟群烃源岩整体处于成熟—高成熟油气演化阶段。③胜北洼陷主要发育3支不同方向物源体系，丘东、小草湖洼陷发育南北双向辫状河三角洲沉积体系，其中胜北洼陷西北长轴物源搬运距离远，分选磨圆好，3个洼陷南物源沉积体刚性碎屑含量较高，抗压能力强，易于形成有利储层。④台北凹陷水西沟群至少经历3期成藏过程，胜北、小草湖洼陷成藏时间略早于丘东洼陷。在3个洼陷成藏模式研究基础上，开展了有利勘探领域评价，优选出洼陷区致密砂岩油气藏、南部斜坡区岩性地层油气藏、北部山前带掩伏带构造油气藏三大勘探领域，是台北凹陷近期油气探索的重点方向。
塔里木盆地东部寒武系具备油气成藏的条件，但其勘探程度低，多年来一直未获突破，关键问题是成藏演化过程不明导致勘探方向不明。鉴于此，以钻井、岩心和包裹体薄片等资料为基础，结合埋藏史、生烃演化史、构造演化史，对塔东地区英东构造带英东1井下古生界储层流体包裹体特征进行分析，测定均一温度及盐度，开展埋藏—热演化史模拟。结果表明：研究区包裹体有2期，I期包裹体形成于晚奥陶世中期，该时期为烃源岩初始生油阶段；II期包裹体形成于晚二叠世—早三叠世，为油气藏的破坏期。结合英东构造带构造演化史分析认为：英东构造带油藏主要形成于奥陶纪末期，志留纪—泥盆纪为主要生气阶段，至泥盆纪末，油藏裂解成气藏，三叠纪末，受印支运动的影响，英东1油气藏经历了破坏与调整。建议下一步勘探目标集中在断裂未断穿下古生界碳酸盐岩的区域或构造调整后的圈闭。
（U⁃Th）/He热定年技术已广泛应用于造山带的形成与演化、古地貌的发育、沉积盆地的热演化以及物源分析等研究。目前对于塔里木盆地深层海相地层的热演化研究相对较少，尤其是塔里木盆地西南缘玉北地区的构造—热演化特征认识很弱，未见（U⁃Th）/He年龄报道。以塔里木盆地西南缘玉北地区Y9井为例，通过磷灰石和锆石（U⁃Th）/He定年技术，结合裂变径迹与热史模拟，探讨了研究区自古生代以来的构造—热演化特征。实验结果显示，新近系磷灰石（U⁃Th）/He年龄分为2组：浅层样品年龄大于地层年龄，反映其物源信息；深层样品年龄较小，可能受部分热重置影响。锆石年龄显著小于地层年龄，推测与二叠纪岩浆热事件及后期构造抬升导致的氦部分丢失有关。热史模拟揭示了玉北地区经历4个阶段的热演化：泥盆纪缓慢冷却、石炭纪—晚三叠世岩浆加热、晚三叠世—早古新世持续冷却及新生代快速埋藏增温。结合沉积埋藏史，研究表明白垩纪剥蚀事件导致烃源岩演化间断，而喜马拉雅期沉降加速烃源岩演化。构造演化分析表明，塔里木盆地西南地区古隆起自加里东期至喜马拉雅期经历了多期迁移，晚喜马拉雅期南倾斜坡的形成对油气运聚具有重要控制作用，该研究为玉北地区油气勘探提供了热演化约束。
英雄岭地区下干柴沟组上段是柴达木盆地非常规页岩油气资源的重要勘探层，针对烃源岩非均质性强以及对优质烃源岩空间展布认识不清等问题，基于有机相划分和烃源岩测井评价，明确了英雄岭地区下干柴沟组上段不同有机相烃源岩的厚度和空间展布。结果表明：下干柴沟组上段主要发育D/E相和C相烃源岩。其中D/E相烃源岩有机质丰度较低，总有机碳（TOC）含量介于0.4%~1%之间，氢指数（I H）介于200~400 mgHC/gTOC之间，有机显微组分以镜质体和矿物沥青基质为主，干酪根类型多为II2型，在英雄岭及其周边地区均有分布，主要分布在英西、英中等地区，厚度可达500 m；C相烃源岩有机质丰度较高，TOC值高于1%，I H值普遍高于400 mgHC/gTOC，富含层状藻类体和结构藻类体，干酪根类型多为I—II1型，主要分布在英西、英中等地区，厚度可达100 m，而在英雄岭以东的小梁山、南翼山、油泉子等地区几乎不发育C相烃源岩。已发现的原油多为低硫油，表明烃源岩主要为低硫干酪根。研究为英雄岭地区常规和非常规油气资源评价奠定了基础。
奥陶系马五4 1a小层是鄂尔多斯盆地的重要天然气产层之一。基于岩心分析、物性测定、高压压汞、核磁共振和动态生产资料的综合分析，研究目的层段碳酸盐岩储层特征，并探讨其物性下限。研究结果表明：延长气田中区北马五4 1a小层碳酸盐岩储集岩主要为白云岩，储层发育有晶间孔、晶间溶孔、溶蚀孔洞、微裂缝和溶蚀缝等孔隙类型，主要为孔缝—孔隙型储层。储层的测井响应特征表现为声波时差较大（147~210 μs/m），中子孔隙度较高（5%~18%），自然伽马值较低（8~40 API），密度较低（2.4~2.8 g/cm³），有效光电吸收截面指数较低（2.5~4.2 b/e），电阻率值相对较低（40~800 Ω·m），表明该储层总体表现为低孔低渗。在此基础上，综合经验统计法、束缚水饱和度法、压汞参数法、分布函数法及试气法等方法，建立了实测孔隙度与渗透率的物性模型并用生产动态数据进行验证。结果表明，马五4 1a小层碳酸盐岩储层的孔隙度下限为1.53%，渗透率下限为0.026×10-3 μm2。研究成果对于优化该地区碳酸盐岩气藏的勘探与开发策略具有重要意义。
页岩油开发过程中流体特征的变化规律直接决定着开发效果和最终采收率，明确页岩油不同开发阶段的流体特征对于优化开发策略和提高生产效率具有重要意义。以鄂尔多斯盆地庆城油田长7段页岩油为研究对象，通过对不同开发阶段采集的原油样品进行组分分离、全烃色谱分析及组分特征研究，结合地层水特征、现场生产动态和储层条件，系统分析了页岩油流体性质与组成随开发阶段的演化规律。研究结果表明：页岩油在开发早期以轻质烃组分为主，流动性好，生产表现较佳；随着开发时间延长，地层轻质组分逐渐减少，重质组分（如胶质、沥青质）相对富集，导致原油黏度显著增加，流动性降低，最终制约产量表现。地层温度、压力变化和组分配比变化是造成流体性质演化的主要控制因素。同时，地层水的矿化度、钠钙离子浓度等随着生产过程发生变化，影响油气流动性和水侵风险。地层水中钾钠离子和镁离子浓度的增加有助于保持油水界面稳定，减少水堵现象，而钙离子浓度的下降有助于减少碳酸盐沉淀，降低孔隙堵塞风险。提出了通过优化生产制度、采用掺稀或轻烃回注等措施维持组分平衡的具体开发策略，同时提出了基于“组分流动”概念的有效开发对策，可为类似页岩油藏开发提供理论依据和实践指导。
页岩储集空间不仅是页岩油富集的场所，也是控制页岩油赋存状态和富集成藏的基本要素。在鄂尔多斯盆地长73亚段页岩取心段纹层识别基础上，结合薄片、总有机碳、TIMA矿物及X射线衍射等分析，识别了页岩的单纹层类型，并划分了纹层组合类型；同时利用覆压孔隙度、扫描电镜及微区电子探针技术，揭示了不同纹层组合页岩的储集性能及差异性的形成机制。研究结果表明：长73亚段淡水沉积页岩主要发育砂质、凝灰质、有机质、黏土质及黄铁矿5种单纹层，可划分为砂质纹层、凝灰质纹层、砂质混合纹层、凝灰质混合纹层和富有机质纹层5类纹层组合类型。不同纹层组合页岩的储集性呈现显著差异，砂质纹层页岩以粒间孔—溶蚀孔为主导，储集性最好；凝灰质纹层页岩微裂缝发育，有效改善其储渗能力；混合纹层结合了上述两类纹层的储集特点；富有机质纹层页岩的有机孔未大量生成，仅发育少量晶间孔与有机质收缩缝，储集性最差。刚性纹层发育规模、纹层组合类型和热演化过程中的有机—无机协同作用是控制富有机质页岩储集性的关键。在中等热演化背景下，生烃增压裂缝、有机质纹层收缩缝与有机酸作用下刚性纹层中长石溶蚀孔的差异配置控制了不同纹层组合页岩的储集性。
为探究鄂尔多斯盆地陇东地区长7段暗色泥页岩有机质富集规律，选取陇东地区长7段沉积中心UA87井泥页岩样品，通过主微量元素相关判识指标，明确了长7段沉积环境演化特征，阐明了有机质富集与古沉积环境演化的耦合关系，并建立了有机质富集模式。结果表明：长7段TOC含量为0.55%~21.03%，平均值为5.82%，其中长73亚段有机质最为富集，TOC平均值为9.76%。古盐度指标Sr/Ba（0.16~1.02，平均值为0.34）指示整体为淡水环境，局部为半咸水—咸水沉积；古氧化还原环境指标U/Th（0.20~5.69，平均值为1.98）、V/Cr（1.04~8.64，平均值为2.58）指示长7段总体处于缺氧环境，结合MoEF—UEF交会图，长73、长72、长71亚段分别处于硫化、缺氧、贫氧环境，缺氧程度递减；Ti/Al指示自长73亚段至长71亚段沉积期沉积速率总体呈增快趋势，古生产力指标Zn/Ti、Cu/Ti、Ni/Ti变化趋势相似，长73亚段沉积期整体偏高；古气候指标Sr/Cu（0.51~11.85，平均值为3.37）、CIA（60.97~80.37，平均值为74.33）均指示长7段总体处于温暖潮湿环境，结合长73至长71自下至上3个亚段C值平均值（分别为1.30、0.74、0.64）指示了气候由湿润向半湿润转变，WIP变化趋势指示自下至上化学风化强度总体减弱，干旱程度增加。综合各沉积环境指标，长7段沉积期环境演化经历了I—IV共4个阶段，其中Ⅰ、Ⅲ阶段有利于有机质的规模富集。
鄂尔多斯盆地本溪组的天然气资源丰富，勘探开发潜力大，但储层特征复杂，成岩作用特征不明确，不同类型成岩作用对储层质量差异的控制机理尚不清晰。通过岩石薄片、扫描电镜、高压压汞以及常规物性分析等方法系统研究了本溪组致密砂岩储层特征，探讨了储层质量差异、成岩作用阶段及其对储层的影响。研究表明：本溪组处于中成岩阶段B期，压实作用破坏了储层的原生孔隙；胶结作用对储层质量的影响有两面性，黏土矿物胶结能减缓颗粒间的压实作用，产生晶间微孔，而碳酸盐胶结物易被溶蚀形成次生孔隙；多期溶蚀作用促进次生孔隙发育，一期溶蚀发育在成岩作用早期，对长石、岩屑等不稳定矿物的溶蚀形成粒内溶孔及铸模孔，二期溶蚀发生在成岩作用晚期，对铁方解石、铁白云石等碳酸盐胶结物溶蚀产生大量的粒间溶孔。最后基于孔隙度演化的定量恢复，分析成岩作用对储层的控制作用。研究对预测和勘探本溪组致密砂岩的天然气有利区具有实际意义，也为研究其他海陆过渡相盆地储层的成岩作用及控储效应提供了参考依据。
为了建立岩相与页岩油富集的联系，寻找有利勘探目标，利用岩心观察、薄片鉴定、氩离子抛光扫描电镜、基础地球化学、XRD全岩分析及高压压汞等技术手段，建立了酒泉盆地青西凹陷下沟组页岩岩相分类方案，明确了下沟组主要岩相及各岩相的有机—无机岩石学、烃源岩质量、储集空间类型及含油性等特征。结果表明：下沟组页岩主要发育7类岩相，其中：①富有机质纹层状云质页岩、富有机质脉状云质页岩、富有机质斑点状云质页岩、含有机质块状云质页岩有机质纹层富集，发育网状裂缝，热液矿物含大量溶蚀孔，极大改善了储集渗流能力；②富有机质块状长英质页岩中发育大量钠长石粒间宏孔，储层有效孔隙及渗流能力强；③含有机质块状混合质页岩、含有机质含砾混合质页岩生烃潜力低，孔隙被黏土矿物堵塞，韧性提高，导致物性及可压裂性差。综合油气生成潜力、储集渗流性能、含油性及可动性、脆性等因素，认为富有机质块状长英质页岩、富有机质脉状云质页岩是当前页岩油勘探的最有利岩相。
为了解决中国中西部前陆盆地山前地表发育高速砾岩，导致二维测线中、深层背斜圈闭形态不能落实的问题，特提出基于地质目标驱动下的二维叠前深度偏移技术。结果表明：①层析反演速度场的速度变化规律、单炮折射波速度变化及射线密度分布特征等信息能够确定高速砾岩的平面分布范围；在二维叠前时间偏移剖面上拾取高速砾岩顶、底界面的反射时间，计算地震波自地表至高速砾岩顶、底界面的垂直传播时间，根据垂直传播时间在层析反演速度场中求取高速砾岩顶、底界面的高程及高速砾岩和风化层底界面至高速砾岩顶界面之间的速度，从而建立近地表速度模型；中、深层速度建模利用断层和层位共同约束提高断层两侧的速度变化精度；“四步法”逐级控制网格层析建模，最终完成深度域速度建模。②利用该速度场得到的深度域剖面同相轴聚焦度提高，中、深层断面更加清晰，消除了高速砾岩对中、深层构造形态的影响，落实了准噶尔盆地南缘中东段呼图壁构造带和吐谷鲁构造带中、深层圈闭形态，部署的风险井HT1井在白垩系清水河组（K1 q）获得高产工业油气流，其钻井深度分层与深度域地震剖面预测深度相对误差小于0.8%。该技术方可推广应用到地质背景类似的其他中西部前陆盆地。
准确预测储层物性参数是储层评价和生产决策中的关键环节。测井数据反演的常用方法主要包括岩石物理模型、统计分析及深度学习方法。岩石物理模型虽具备较强的物理解释性，但实验数据获取困难，而深度学习方法虽能建模复杂非线性关系，但缺乏物理约束。鉴于此，提出了一种基于概率与岩石物理信息神经网络的测井多参数反演方法。该方法结合了知识驱动的岩石物理正演模型与数据驱动的深度学习神经网络，并通过贝叶斯神经网络对岩石物理超参数进行概率估计，实现了孔隙度、含水饱和度及声波时差的联合预测和不确定性量化。实验结果表明，临界孔隙度及配位数等参数对岩石物理模型的影响机制复杂，且在高声波时差条件下，参数敏感性更高，对预测结果的影响更加突出。与常规深度学习方法相比，该方法通过嵌入岩石物理正演约束，提高了模型在数据质量或数据量受限情况下的鲁棒性，能够实现具有物理规律一致性的多参数预测，并在砂岩储层物性预测中展现出更高的准确性。
鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密砂岩经历了强烈的机械压实和胶结作用，孔隙度、渗透率极低，孔隙结构成为影响储层速度的重要因素，因此孔隙结构的变化会引起AVO响应的变化，这给利用AVO属性进行流体识别造成困扰。将二维规则多边形孔隙结构岩石物理模型与AVO分析方法相结合，分析研究区致密砂岩储层特征参数的AVO响应特征。结果显示：孔隙形状对AVO响应的影响十分显著，且储层中含有不同流体时孔隙形状引起的AVO响应规律近似但数值不同。AVO属性分析对比研究显示，超低孔隙度（ =1%）时P/G属性敏感性高，低孔隙度（1% ≤3%）时 属性敏感性较高，中孔隙度（3% 8%）时 属性敏感性较高，高孔隙度时（ ≥8%） 属性敏感性较高。研究结果对研究区利用AVO属性进行流体识别提供了理论支持。
轻烃参数在油气藏的勘探和开发中已得到了广泛的应用，然而，在不同程度气侵作用下形成的凝析油与残余油之间轻烃组成特征有所不同。为了验证轻烃参数对于凝析油的适用性，采集塔里木盆地塔中地区正常原油样品，基于PVT模拟实验，开展轻烃化合物组成分析，剖析气侵过程中C5—C8轻烃组分分布特征，遴选出适用于凝析油油源对比及其他次生作用判识的轻烃指标，为凝析油成藏研究提供理论依据。研究结果表明：受碳数、分子量及分子结构控制，轻烃化合物组成对气侵程度的响应存在差异，随着气侵程度的增加，凝析油产物中C5—C8轻烃化合物中正构烷烃和异构烷烃相对含量呈下降趋势，环烷烃相对含量增加，但总体还是正构烷烃呈相对优势分布；C6—C7轻烃化合物中链烷烃受气侵作用变化明显，芳烃及环烷烃受气侵作用影响较小；C7轻烃组分中二甲基环戊烷相对含量变化不明显，甲基环己烷相对含量增加，正庚烷相对含量减少；开展凝析油油—源对比和水洗作用的评价，应优先选择变化量低于5%的参数；开展凝析油所遭受气侵程度的评价，应优先选择变化量高于40%的参数；在气侵程度尚不明确的地质背景下，常见的轻烃参数体系在实际地质应用中应该慎重。该结果进一步丰富和完善了轻烃地球化学的内容。
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