鄂尔多斯盆地本溪组煤岩具有分布范围广、含气量高的特点，是当前勘探的主要层位。然而，其生烃过程与成储演化的时空耦合机制尚不明确，制约了深层煤岩气的高效勘探。以该层位低阶煤岩为研究对象，通过半封闭体系热模拟实验，结合岩石热解、气体碳同位素分析、CO2/N2吸附、核磁共振以及场发射电镜等多尺度储层表征技术，揭示了本溪组低阶煤岩生烃过程与孔隙演化规律。结果表明：①当R O<1.08%时，该阶段生油产量较低，与原始低阶煤岩相比，孔隙变化较小，发育不明显；②当1.08%≤R O≤1.3%时，产物以液态烃为主，处于生油高峰，同时液态烃开始裂解，伴随气态烃生成，由于该阶段气态烃生成量较小，因此气态烃生成产生的孔隙较少，而扫描电镜和核磁共振表征的宏孔明显较前一阶段有大幅增加，这与该生油阶段的生烃增压相关；③当R O>1.3%时，烃类热裂解与干酪根热降解持续进行，气态烃产率迅速上升，微孔与宏孔含量显著增加，介孔发育总体增长幅度较小，指示了煤岩生烃过程产生的孔隙类型以微孔和宏孔为主；④实际地质样品与模拟结果具有一定的对比性，主要发育微孔和宏孔，微孔发育明显受热作用的影响，孔体积与R O呈较好的正相关关系，宏孔孔体积随热演化程度升高呈现先增高（R O<2.0%）后降低（R O>2.0%）的趋势。模拟实验及实际地质样品的对比结果为鄂尔多斯盆地本溪组煤岩气勘探提供了重要参考，在热演化阶段（R O>1.3%）煤岩开始大量产气同时兼具微孔—宏孔的双孔隙发育，有利于煤岩气勘探开发；过高热演化阶段（R O>2.0%）气体主要赋存在微孔中，且是以吸附状态赋存，但煤岩产气率高，资源前景较好。
四川盆地南部自贡配置区受多期次、多方位构造应力作用，发育多尺度、多类型天然裂缝系统，对页岩气富集、保存及开发具有重要影响。综合利用岩心、薄片、偶极声波测井、成像测井等资料，对自贡配置区龙一1亚段页岩储层天然裂缝类型、发育特征进行定量表征，结合流体包裹体分析、声发射测试等实验分析，明确了裂缝形成序列和形成机制，并对研究区应力场特征及天然裂缝开启性进行综合评价。研究结果表明：龙一1亚段页岩储层发育构造裂缝、成岩裂缝和超压裂缝，以北北东向和北东东向高角度构造裂缝为主，裂缝发育程度高、有效性好。不同构造单元，裂缝发育模式发生规律性变化。龙一1亚段页岩经历了3期破裂和3期胶结事件，前2期构造裂缝经历多期充填，有效性较差，第三期构造裂缝，几乎未被充填，有效性较好。研究区裂缝开启性CFF值整体小于0，原地应力状态下，裂缝处于稳定状态。从研究区西北部向东南部，再向北部，CFF值逐渐升高，反映裂缝开启性逐渐上升。自贡配置区发育正断和走滑2种应力机制，不同应力机制下，优先开启裂缝方位有所差异。正断应力机制下，与现今最大主应力方向平行的北西西—南东东向中高角度裂缝优先开启。走滑应力机制下，与现今最大主应力呈30°的北东东—南西西向和北西—南东向高角度裂缝优先开启。研究成果为研究区页岩气甜点优选、压窜和套变防治及水平井轨迹优化提供了理论基础。
页岩气地质资源条件是基础，工程实施类要素则是能否制定合理的开发技术政策、充分释放产能的关键，开展地质工程特征分析评价是页岩气高效开发的必要工作。考虑储层发育规模、储层品质和储层改造程度等对渝西地区深层页岩气开展研究，基于地质工程一体化思路，优选了构造断裂、Ⅰ类储层厚度、含气性、地应力等重点指标，划分地质工程类型。结果表明：①渝西地区深层页岩储层品质好，孔隙度为3.5%~6.4%、含气量为4~9 m3/t，储层规模变化较大，Ⅰ类储层厚4~16 m，Ⅰ+Ⅱ类储层厚15~65 m，地质资源条件整体较好；②页岩可压性好，天然裂缝发育程度偏低，水平应力差为13~22 MPa，由北至南地应力Q值变高，地质体稳定性逐渐变差；③研究区可细分为5种地质工程类型，其中“双优”区地质基础优越，工程实施风险低；“薄储层+正应力”区资源基础较差但工程风险低，已基本适应“长水平段+高强度改造”模式；“厚储层+中风险” 区域地质资源最优，以“提升改造效果、兼顾风险防控”为原则，降低施工风险提高气井产能；“断裂复杂”区与“强走滑高风险”区工程风险最高，应充分开展多级断裂精细刻画等措施降低应力场失稳带来的风险。
页岩气吸附属于超临界吸附，但现阶段却主要使用理想气体吸附势方程来描述页岩气的超临界吸附过程。针对理想气体吸附势方程的不适用性，假设吸附相为可压缩气体，将真实气体状态方程（R—K方程）引入至吸附势定义式中，构建了超临界气体吸附势方程，其中吸附相压力采用Amankwah方程计算；并鉴于Amankwah方程的未知参数K，提出了基于吸附特征曲线一致性及等温吸附曲线预测结果准确性的K值确定方法，进而实现了吸附相压力的计算；同时基于同一吸附体系，理想气体及超临界气体吸附势方程计算结果的对比分析，提出了超临界气体吸附势简化方程。研究表明：霍尔姆页岩吸附CH4体系的最优K值为2.9，温度300~373 K范围内吸附相压力为17.11~32.19 MPa，超临界气体吸附特征曲线一致性良好，且373 K时基于吸附特征曲线的过剩吸附量曲线上升段预测结果的平均相对误差仅为1.77%，证明了超临界气体吸附势方程的合理性；基于理想气体吸附势方程获得的特征曲线虽能够满足一致性要求，但其缺乏合理的理论基础，并在高吸附相体积处存在吸附势小于0的异常现象；超临界气体吸附势简化方程形式简单，便于推广应用。
针对湘安地1井录井气测值异常的成因，采用分子模拟技术构建了湘西下寒武统黑色页岩分子模型，并系统研究了其含气量的主控因素。结果表明，水分子与CH4分子在页岩孔隙中存在显著竞争吸附效应，随着含水率由5.5%升至20%，CH4吸附量下降26.64%~90.04%，故含水率是控制页岩气含气量的关键因素之一。页岩气含气量的地质演化校正结果显示，湘西下寒武统黑色页岩经历的2次大规模抬升剥蚀事件显著破坏了储层温压条件与封闭性，导致气体解吸与散失，现今埋深778 m的CH4含气量已接近于0，与实钻气测值高度一致。此外，在漫长的地质演化过程中，尽管扩散系数整体较低（约为0.78 km²/Ma），但在540 Ma的地质历史中平均扩散范围仍达约421 km²，这足以造成页岩气大规模散失，而构造裂缝的发育进一步加速了这一过程。研究揭示了湘西下寒武统黑色页岩气含量降低的微观机理和主控因素，并阐明了含水率抑制、构造演化破坏与长期扩散的协同作用机制，为深层页岩气保存条件与富集机理研究提供了新视角，并为非常规天然气潜力评价与勘探区优选提供了重要参考。
塔里木盆地顺托果勒低隆顺北—富满地区超深层碳酸盐岩领域新发现的断控缝洞型油气藏，为一种特殊的新类型油气藏。这类油气藏受走滑断裂控制，以轻质油藏和凝析气藏为主，具有埋深大（超过7 300 m）、多期成藏的特征。研究断控缝洞型油气藏特征并建立类比刻度区对于开展此类油气藏资源评价具有重要意义。遵循精细解剖思路，依据顺北—富满地区超深层奥陶系断控缝洞型成藏地质条件，按照刻度区解剖技术规范开展研究，确立盆地类型、勘探领域、储集岩性、储集类型、孔隙组合、储量丰度、资源丰度、运聚系数及可采系数9项参数作为刻度区类比关键参数，并开展了断控缝洞型油气资源评价。结果表明：塔里木盆地顺托果勒低隆奥陶系碳酸盐岩断控缝洞型油气藏的石油储量丰度为（25~60）×104 t/km2，天然气储量丰度为（1.5~6.5）×108 m3/km2，石油资源丰度为（12.5~14.5）×104 t/km2，天然气资源丰度为（0.45~1.0）×108 m3/km2，石油采收率为12%~16%，天然气采收率为30%。研究成果不仅丰富了刻度区类型，而且对中国三大克拉通盆地超深层碳酸盐岩领域的资源评价提供了有效借鉴。
准东石树沟凹陷二叠系平地泉组具有良好的页岩油形成与富集条件，多井采收工业油流，是准噶尔盆地页岩油建产的重要层段。以石树沟凹陷平二段为例，依据岩性组合特征划分出了Ⅰ—Ⅵ型源储组合，明确了不同源储组合烃源岩特征、储集层特征、含油性特征及分布特征，确定了页岩油勘探的有利区。结果表明：研究区发育6种源储组合类型，Ⅰ型源储组合的岩性组合表现为砂包泥，烃源岩生烃潜力弱，主要为特低孔—特低渗储集层，含油性较差；Ⅱ型与Ⅰ型相似，但发育黑色页岩，含油性好；Ⅲ型的岩性组合为砂泥岩互层，烃源岩生烃潜力较强，主要为特低孔—特低渗和致密储集层，含油性较差；Ⅳ型与Ⅲ型的不同在于发育了黑色页岩，含油性较好；Ⅴ型和Ⅵ型的岩性组合体现出泥包砂的特征，主要发育致密储集层，Ⅵ型中黑色页岩发育，烃源岩生烃潜力强于Ⅴ型，含油性好，而Ⅴ型含油性差。含油性较好的Ⅱ型、Ⅳ型和Ⅵ型源储组合主要分布在平二段中下部；东北部的Ⅱ型和Ⅳ型源储组合分布区多口井获产工业油流，是凹陷现今主要产能建设区，南部的Ⅳ型源储组合分布区的各井具有良好的含油显示，是凹陷进一步勘探的有利区。平二段源储组合研究对石树沟凹陷平地泉组页岩油勘探开发具有指示意义，也可为准东陆相页岩油规模开采提供有效借鉴。
玛南地区二叠系下乌尔禾组砾岩储层是准噶尔盆地重点勘探开发目标之一，然而成岩流体性质的判断影响了储层评价的准确性。为了探明砾岩储层成岩流体来源及其成储效应，采用偏光显微镜、扫描电镜、电子探针、BSE图像分析、XRF微量元素分析及C—O同位素示踪等手段，对成岩作用、地球化学特征进行了综合研究，细分方解石的3种成因类型，进一步明确了不同来源砾岩储层成岩流体判识指标及成储效应。结果表明，研究区成岩流体分为3类：同沉积水—大气淡水混合流体（δ18OPDB值弱负偏，δ13CPDB值处于0‰~-5‰之间）、含烃流体（δ18OPDB值处于-20‰~-16‰之间，δ13CPDB值处于-32‰~-10‰之间）、烃类氧化流体（δ18OPDB值处于-20‰~-16‰之间，δ13CPDB值处于-65‰~-32‰之间），其中，同沉积水—大气淡水混合流体主要促进了胶结物的形成，堵塞了原始孔隙，其成储效应以破坏性为主；含烃流体富含的有机酸和CO2溶蚀前期形成的胶结物，增加了岩石孔隙，为建设性成岩流体；烃类氧化流体导致了甲烷氧化进而阻碍了甲烷规模成藏，对油气藏来说是破坏性流体。研究建立的砾岩储层成岩流体来源判别指标，对陆相沉积的砾岩储层具有普适性，同时为不同来源成岩流体的成储效应研究提供了思路。
二叠系是准噶尔盆地现阶段重要勘探层系，盆1井西凹陷夏子街组下伏风城组优质烃源灶，油气充注条件优越，但前期勘探和认识程度较低，尤其是对层序划分方案和沉积体系缺乏系统研究，制约了该层系的勘探发现进程。综合最新钻井和地震资料，运用T⁃R旋回理论识别了夏子街组关键层序界面，厘清了T⁃R旋回格架内沉积相类型、沉积体系分布及其演化特征。研究结果表明：①在盆1井西凹陷夏子街组可识别出三级层序界面和湖进-湖退转换面2类关键层序界面，限定了SQ1、SQ2共2个三级层序和LTST1-LRST2等4个体系域的发育；②夏子街组为盆1井西凹陷首套坳陷型湖盆沉积，由早到晚湖域面积不断扩大，主要沉积相类型为扇三角洲相和湖泊相，可进一步划分出4类亚相和8种微相；③在T⁃R旋回层序地层格架内，早二叠世先存地形差异和中二叠世幕式构造活动，对夏子街组沉积体系分布与演化具有明显控制作用：湖进体系域以填平补齐沉积为主，湖退体系域伴随主要物源区变化，扇三角洲不断推覆前积，连片展布。
准噶尔盆地玛湖凹陷风城组是典型的全油气系统实例，具有丰富的油气资源，勘探开发前景广阔，前人主要针对研究区风城组沉积环境、岩石学、储层孔隙结构及物性等方面进行了大量研究，但是对于成岩演化序列及储层孔隙演化定量的相关研究较为薄弱。综合镜下薄片、扫描电镜、XRD衍射、高压压汞等资料，对玛北斜坡风城组的成岩演化序列与孔隙演化进行了精细化的研究，定量分析了每种成岩作用对3类储层的差异化影响，讨论了全油气系统储层孔隙演化与成藏过程的耦合关系。结果表明：玛北斜坡风城组页岩油储层的岩性主要为长英质页岩；致密油储层的岩性主要为长英质粉砂岩；常规油储层的岩石类型主要为岩屑长石砂岩。研究区风城组经历了机械压实—多期次胶结—脱玻化—多期次溶蚀综合交替的成岩过程。压实作用和胶结作用是导致玛北斜坡风城组全油气系统储层物性变差的关键性因素，压实作用使页岩油储层孔隙度减小26.67%，致密油储层孔隙度减小29.41%，常规油储层孔隙度减小23.84%，胶结作用使3类储层孔隙度减小2.5%。溶蚀作用使3类储层物性得到一定改善，其中页岩油储层孔隙度增加0.78%，致密油储层孔隙度增加1.75%，常规油储层孔隙度增加2.68%。该研究明确了玛湖凹陷北斜坡风城组全油气系统的成岩演化序列与孔隙定量演化，为全油气系统资源潜力评价奠定了基础。
鄂尔多斯盆地陇东地区寒武系天然气勘探已经获得工业气流发现，但天然气成因类型与来源不清楚，制约盆地深部天然气的勘探开发。详细分析陇东地区寒武系天然气的组分和碳同位素特征，并与苏里格地区上古生界煤型气及陇东地区太原组铝土岩气进行对比，探讨深部寒武系天然的成因类型、成熟度等特征，再结合潜在烃源岩特征分析其来源。结果表明：陇东地区寒武系天然气主要为油型气，仅L20井乙烷、丙烷碳同位素组成较重，指示其具有明显煤型气特征，其余寒武系天然气样品乙烷与丙烷碳同位素组成较轻，指示其具有明显油型气特征。除L20井外，甲烷、乙烷、丙烷碳同位素及组分特征进一步表明陇东地区寒武系天然气主要为原油和湿气的二次裂解气。陇东地区寒武系天然气热演化程度均达到了过成熟干气阶段，其碳同位素均发生了明显的“倒转”特征。基于天然气成因类型及成熟度等地球化学综合特征，结合潜在烃源岩分布，认为陇东地区寒武系油型气主要来源于盆地南缘富平—洛川深水海湾内发育的东坡组海相高丰度优质烃源岩，而L20井煤型气则来源于上覆二叠系煤系烃源岩。
基于半封闭热模拟体系，开展腐泥型与腐殖型烃源岩热解气轻烃组成与碳同位素演化对比研究，为准噶尔盆地天然气成因研究奠定基础。结果显示，二叠系风城组和平地泉组烃源岩热解生成天然气为腐泥型气，乙烷和丙烷碳同位素值负偏，δ13C2<-32.0‰，δ13C3<-31.1‰，C7轻烃组成：正庚烷>甲基环己烷>二甲基环戊烷，正庚烷含量大于40%，C5⁃7正构烷烃相对含量大于40%；石炭系和佳木河组烃源岩热解生成天然气为腐殖型气，乙烷和丙烷碳同位素值偏高，δ13C2>-28.5‰，δ13C3>-26.6‰，C7轻烃组成：甲基环己烷>正庚烷>二甲基环戊烷，正庚烷含量小于40%，C5⁃7正构烷烃相对含量小于40%。腐泥型与腐殖型烃源岩热解气轻烃碳同位素分布曲线差异明显，受温度影响较小，可用于天然气气源判识。腐泥型气轻烃碳同位素值负偏，苯和甲苯碳同位素<-24‰，环己烷和甲基环己烷碳同位素<-26‰，正己烷和正庚烷碳同位素<-28‰，3⁃甲基环戊烷和3⁃甲基环己烷碳同位素<-29‰；腐殖型气轻烃碳同位素值高，苯和甲苯碳同位素>-24‰，环己烷和甲基环己烷碳同位素>-26‰，正己烷和正庚烷碳同位素>-27‰，3⁃甲基环戊烷和3⁃甲基环己烷碳同位素>-28‰。
近年来鄂尔多斯盆地深层煤岩气已转入大规模商业化开发阶段，然而深层煤储层特征区域变化快、压裂施工工艺及参数差异大导致水平井产能指标呈现出较大的差异，高产主控因素不清严重制约了深层煤岩气井产能提升和降本增效。为此，以鄂尔多斯盆地东北缘佳县地区深层8#煤为例，结合钻井、测井、取心井分析化验、开发动态等资料，开展8#煤小层划分与储层精细评价，筛选了影响水平井产能的关键地质—工程要素，并对不同因素进行相关性评价。研究结果表明：①提出的初期产能指数可提高产能评价合理性和准确性；②佳县地区8⁃1#煤层光亮煤发育，煤质条件、含气性最好，割理更为发育，为水平井钻探的最优靶体位置；③含气量及游离气含量占比、8⁃1#煤层钻遇率、轨迹在煤层中的相对位置是水平井高产的主控地质因素；④加砂强度、用液强度、小粒径砂占比是水平井高产的主控工程因素。该研究认识可为鄂尔多斯盆地深层煤岩气规模效益开发提供借鉴。
分布式光纤声波传感（DAS）技术已广泛用于水平井生产动态监测，然而井下声音信号复杂、易受干扰，目前对水平井气水两相流声波响应规律认识不足，通过DAS数据定量诊断水平气井产出剖面仍是十分困难。通过室内物理模拟实验，模拟测试了水平井不同产量、水气比生产过程中的声波剖面，采用快速傅里叶变换和数字滤波，提取了不同模拟工作情况下的DAS数据有效频幅特征量，分析了水平井气水两相流动声波响应规律。绘制了DAS声波能量与井筒流速关系图版，通过数据回归建立了气水两相流水平井DAS声波能量与井筒流速关系模型库，实现了不同模拟工作情况下井筒流速与DAS响应之间的定量关系表征，为DAS数据反演奠定了模型基础，为解决水平井气水两相流产出剖面定量解释提供了新的技术思路。
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