中国天然气资源丰富，大气田在天然气工业大发展中的压舱石作用显得尤为突出。2025年中国全国天然气年产量为2 619×108 m3，已上升至全球第四大产气国，大气田贡献了总产量的75%左右。面对中国复杂的地面地下挑战，从常规构造型、岩性地层型大气田到非常规致密气、页岩气和煤层（岩）气大气区，大气田形成分布的理论技术从传统定性的大范围，不断走向半定量—定量的规模性区带，指导推动以鄂尔多斯、塔里木、四川等大气区为代表的中国天然气工业体系不断发展壮大。20世纪80年代就开始探索的中国大气田形成条件和主控因素定量—半定量指标研究，经过近40年的持续攻关，系统提出了中国大气田形成的生气中心与强度（大气田分布在生气中心及其周缘，且生气强度一般大于20×108 m3/km²）、晚期成藏（古近纪和新近纪，65 Ma以来）、低气势区（相对低值区）富集等量化评价核心指标与成藏主控因素。大气田形成的半定量—定量评价指标体系的构建和发展，是天然气地质理论从“生气机理→成因鉴别→定量评价”的量化跃升和应用指南，在理论创新、技术应用及工业转化方面具有里程碑意义，推动了中国天然气工业从理论创新到产能建设的跨越式发展，在国内外学术界和工业界产生了深远影响，其核心贡献在于将地质规律转化为可操作的勘探评价方法。新时期创新和发展定量—半定量评价指标体系，为全球复杂天然气藏及伴生资源的勘探提供了中国方案，具有重大现实意义。
中国致密油藏储量丰富，但其储层物性较差，需采用增产增注措施以实现高效开采。水力压裂是开发此类油气资源的关键技术，通常结合对环境干扰小的“水平井”进行储层改造。然而水平井多级压裂过程中，裂缝扩展受多种因素影响，导致裂缝方向和规模难以控制，影响产能评估和压裂方案优化。传统水力压裂模型在致密油开发中的预测结果与实际施工差异显著，尽管能够描述复杂的多裂缝扩展形态，但计算耗时长，难以应用于现场优化设计。采用位移不连续法（DDM），还能够在考虑流体流动的基础上，建立了多裂缝扩展压裂模型，并结合裂缝—流体流动方程，实时更新压裂影响下的储层参数。基于DDM建立的多裂缝扩展模型，形成了一套SRV量化方法，通过全局区块模型与局部求解裂缝，快速准确计算孔渗物性变化。在此基础上，特别考虑了邻井压裂时的应力变化，将单井压裂后的数值实时更新至模型，提高了计算精度。在大庆油田P8区块对T28井与T104井进行实例拟合，修正后的DDM模型拟合精度分别达到91%和93%，显著优于传统有限元方法的88%与85%。此外，基于该模型的生产历史动态拟合率分别为93%与95%，证明了其准确性及可行性，为致密油的高效开采提供了理论基础和技术支持。
塔里木盆地库车超深层裂缝性气藏普遍具有埋藏深、压力高、基质致密及多尺度裂缝发育等特点，区块间、井间产能差异大，个别井放喷产量高达千万立方米，与邻井产能相差3~5倍。现有文献针对超深层裂缝性气藏产能计算模型研究较少，亟待系统研究该类气藏气井的产能影响因素，并建立新的有效的产能评价方法。基于地质、钻完井及生产制度等因素与气井产能相关性的分析，建立了考虑高速非达西流、应力敏感性及物质平衡等因素的分区产能评价模型。研究结果表明：①影响气井产能的因素包括储层基质致密、裂缝发育的地质特征，钻井污染、完井污染、井型、射孔与裂缝的匹配程度，大压差条件下生产清井作用、井筒压力损耗等；②通过回归裂缝离散系数、线密度、返排率等参数与气井产能的关系，构建了裂缝表征参数；③裂缝系统、基质系统的产能贡献占比随渗透率级差呈对数关系变化；④建立了新的产能评价模型，利用该模型计算3口井的产能与测试结果误差低于2%。
多年来柴北缘腹部大构造带天然气勘探效果并不理想，其原因可能与传统双层构造模式下的深层发育古背斜圈闭的认识有关。地质、遥感和地震等资料综合解释分析得出，该区构造样式并非双层逆冲，而是发育于晚喜马拉雅期的挤压走滑构造。弱挤压走滑构造的高角度断层潜伏于地下，断裂带之上发育了走滑拱升同沉积低幅度构造，如察罕背斜，它是天然气成藏的优质圈闭；强挤压走滑构造带上发育高角度通天断层，背斜被扭裂穿透，圈闭有效性差，天然气聚集丰度低。提出强挤压走滑带之间的弱变形生烃凹陷区内，区域盖层下方的各类通源圈闭是天然气勘探的有利目标，其中坪东凹陷主体区中新生界三大构造层发育较完整，具备含气系统各个地质要素；凹陷深层侏罗系煤、炭质泥岩和泥岩组成的气源岩厚度大、分布稳定，晚喜马拉雅期为高—过成熟气生成阶段；新生界下构造层的块断结构为运聚系统，垂向充注效率高，促成富气凹陷的发育；下油砂山组（N2 1）三角洲前缘砂体与湖相泥岩构成优势储盖组合，上油砂山组（N2 2）、狮子沟组（N2 3）与第四系（Q）的湖相泥岩构筑了良好区域盖层，有利于规模型气藏的聚集与保存。坪东凹陷中部、烃源灶之上的察罕走滑背斜形成于晚喜马拉雅期，高角度走滑断层沟通源岩与背斜圈闭、圈源时空配置优越，主目的层厚度大，其上方多个层系具含气地震响应，显示察罕多气层气田的勘探前景。研究成果对中国西部其他盆地挤压走滑构造带的天然气勘探亦有借鉴意义。
库车坳陷勘探潜力巨大，迪北地区是其近年来阿合组致密气勘探的重大突破区。针对阿合组储层岩性、粒度变化快，非均质性较强等问题，利用岩心、薄片、全岩及黏土X射线衍射、测井等资料系统划分了储层岩相类型，阐述了不同岩相储层特征差异及优势储集相带分布规律，揭示了致密储层成因机制。结果表明：①迪北地区阿合组储层可划分为岩相A（粗砂岩—砂砾岩为主）、岩相B（中粗砂岩为主）、岩相C（中细砂岩—粉砂岩为主）及岩相D（粉砂岩—泥岩为主）共4类；平面上A相储层主要分布于迪北地区D2构造带的北部和东部、D14构造带的东部，B相储层广泛分布，C、D相集中于D2构造带西段；纵向上中—上段主要发育粗粒的A、B相，下段以细粒的C、D相为主。②成岩路径呈现出相控分异的特征，粗粒A、B相因刚性颗粒支撑抑制压实，溶蚀作用主导次生孔隙发育，孔隙含量高，连通性较强；细粒C、D相受强压实—胶结改造，孔隙以微孔隙为主，孔间连通性差。③岩相控储特征显著，A相粗粒储层，弱压实强溶蚀弱胶结，物性最优（孔隙度为6.22%、渗透率为2.72×10-3 µm2），发育溶蚀孔—微裂缝复合孔隙网络；B相次之，弱压实较强溶蚀弱胶结，物性较好（孔隙度为5.02%、渗透率为1.13×10-3 µm2）；C、D相因强压实—胶结作用孔隙发育较少，物性最差。研究揭示了沉积—成岩共同作用主导储层非均质性，为库车坳陷致密气高效勘探提供了关键地质依据。
针对鄂尔多斯盆地南部剖面长7段露头，通过野外实地踏勘，综合多种测试手段，对沉积及储层质量分布特征进行了研究。结果显示：①明确了异重流沉积岩相类型及沉积特征，确定了异重流识别标志。长7段异重流沉积特征包括：交错层理、爬升层理、红褐色泥砾、具黄褐色包壳的泥砾、逆—正粒序组合、粒度频率曲线双峰特征和层内微侵蚀面。②划分了研究区异重流沉积微相类型，明确了其不同尺度储层质量差异特征。依据岩性及构型特征划分了3种沉积微相：分支水道、朵叶体和朵叶侧缘，构型特征上，砂体之间存在多种的叠加样式。分支水道微相储层质量优于朵叶体和朵叶侧缘微相，同一沉积微相厚度更大的砂体储层质量更好，单砂体内部中上部储层质量优于下部。③揭示了异重流沉积储层质量差异的控制因素，阐明了差异形成机理。储层质量受到矿物组分、物源供给、粒度和分选、砂体厚度和成岩流体的影响，其中长石含量、粒度、分选和砂体厚度是储层质量主控因素。基于成岩演化特征和差异，建立了8个成岩演化单元，其中分支水道厚砂中上部、朵叶体厚砂中部和岩性为凝灰质砂岩的朵叶侧缘砂岩中部发育最优质的储层。研究成果可为长7段致密砂岩优质储层预测及精细开发提供地质依据。
鄂尔多斯盆地中东部地区油气资源丰富，具备较大的勘探开发潜力。当前由于油气动力边界不清、分布规律不明等问题，严重影响后续的勘探开发。针对以上问题，基于测井、录井、分析测试等资料，运用储层物性统计分析法、油气藏驱动力贡献量法、实例剖析法、数值模拟法、干层比法和油气饱和度法分别对研究区的浮力成藏下限和油气成藏底限进行厘定，划分鄂尔多斯盆地中东部地区自由动力场和局限动力场，确定非常规致密油气藏分布边界。结果显示：鄂尔多斯盆地中东部地区浮力成藏下限对应的埋藏深度为1 350~1 750 m，孔隙度为10%，渗透率为1×10-3 μm2；油气成藏底限临界孔隙度为2%，对应的埋藏深度为5 060~5 224.98 m；自由动力场油气主要集中于构造高部位圈闭中，储层孔隙度主要大于10%，渗透率大于1×10-3 μm2，局限动力场油气主要集中于构造高部位、凹陷以及斜坡，其储层孔隙度为2%~10%。研究成果对于鄂尔多斯盆地中东部地区非常规油气勘探具有重要的指导意义。
川中震旦系—寒武系与川东北二叠系—三叠系气藏均为白云岩储层，经历了类似的深埋高温演化及古油藏裂解过程，但前者硫化氢（H₂S）含量却显著低于后者。针对造成该差异的主控因素，当前的认识尚不够系统深入。研究通过采集安岳气田13口井和收集整理前人公开发表的川中震旦系—寒武系气藏以及川东北二叠系—三叠系气藏79口钻井的天然气地球化学、地层水数据，应用天然气组分、碳氢同位素、硫同位素、储层沥青元素、供烃能力、埋藏史、热演化史和地层水硫酸根离子浓度组成等综合分析了上述2个地区硫化氢含量差异原因，取得4点认识：①两地H2S均主要源于热化学硫酸盐还原作用（TSR）；②两地烃类供给能力与油气成藏演化差异均不是控制含硫化氢气藏分布的主要因素；③两地SO₄²⁻来源存在差异，川东北地区飞仙关组气藏硫源主要为储层中发育的硬石膏层或结核，而长兴组气藏与川中震旦系—寒武系气藏硫源则主要为白云岩化作用释放的硫酸盐，由于川中地区晶格硫酸盐（CAS）含量明显低于长兴组，导致其硫酸根供给相对不足，TSR反应强度相对较弱；④川东北二叠系—三叠系气藏SO₄²⁻浓度普遍偏高，且高H₂S含量气藏分布与SO₄²⁻富集地层具有空间对应关系，而川中震旦系—寒武系地层水SO₄²⁻浓度多低于检测限，因此地层水中SO₄²⁻浓度不同是造成两地H₂S含量差异的主要原因。相关认识对于判识含硫气藏硫化氢含量差异的控制因素、TSR反应及其强度具有重要理论指导意义，同时对于该类气藏的安全勘探也具有重要裨益。
苏北盆地高邮凹陷阜宁组异常高压储层的发现，为油田可持续发展开辟了新的领域。基于测井数据和页岩孔隙度，采用多测井组合法、鲍尔斯法和速度密度交会图法对超压的成因进行了研究。根据流体包裹体计算了古流体压力，并模拟了阜宁组的压力演化历史。结果表明，超压在垂向上自阜四段中部一直发育至阜一段顶部。平面上分布局限于高邮凹陷内斜坡—深凹带，幅度较小（最大压力系数约为1.5）。阜四段和阜二段泥岩的异常高压是由于烃类生成量增加和蒙皂石脱水所致，而非由不均衡压实造成；阜一段和阜三段油藏中的超压是由压力传递形成。阜宁组的异常高压早在戴南沉积期就已出现。地层压力经历了快速上升（37 Ma前），期间迅速下降（37~23 Ma），缓慢上升（23~0 Ma）3个阶段，现今压力尚未完全恢复到地质历史时期的水平。异常压力系统通过“动力—输导—封闭”三元耦合机制控制油气成藏，其动态演化与构造—沉积活动的匹配性决定了油气富集程度。该研究为高邮凹陷内斜坡的油气勘探提供了重要的理论依据。
珠江口盆地惠州凹陷西南部21/27构造带是南海油气勘探的关键靶区，其古近系神狐组火山岩储层因岩性岩相复杂、储集机理不清，严重制约了该区带油气藏的勘探开发。针对该区火山岩储层成因机制与预测难题，首次通过地震、钻井、测井及实物薄片多源数据融合，系统揭示了火山岩储层岩性岩相分异规律及储集空间演化机制。研究结果表明：①惠州凹陷21/27构造带古近系神狐组火山岩储层是由7种岩性组成，分属于5大类8亚类岩相类型，其中爆发相和火山通道相的火山角砾岩利于发育优质储层；②新生界火山岩储集空间主要为次生溶孔和裂缝，有机酸二次溶蚀是形成优质储层的关键；③在储层发育机制研究的基础上，构建“优势岩相控储—有机酸溶蚀增孔—构造活动扩缝”的火山岩储层发育模式，突破传统单一成储理论框架。研究成果为复杂火山岩油气藏勘探提供了可借鉴的理论模型，对珠江口盆地及类似地质背景下的火山岩油气勘探具有重要理论创新与实践指导意义。
鄂尔多斯盆地三叠系延长组发育长7和长9这2套烃源岩，其中长9段是继长7段之后长庆油田寻找重大战略油气接替领域的理想潜力区，但是因长9段勘探程度低，沉积环境研究相对薄弱，限制了对长9段有机质形成过程和富集机理的研究。以鄂尔多斯盆地陕北地区长9段泥页岩为研究对象，综合运用X射线衍射（XRD）、总有机碳（TOC）分析及主微量元素分析，系统揭示了其沉积环境特征与有机质富集机理。研究结果表明：长9段泥页岩形成于半干旱—半湿润气候条件下的深湖—半深湖相环境，水体封闭性强、古盐度高且氧化还原条件有利，为有机质保存提供了关键背景。泥页岩TOC含量介于0.29%~9.90%之间（平均值为2.87%），干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主，烃源岩潜力显著，具备重要勘探开发价值。有机质富集受控于氧化还原条件、古气候、碎屑输入及古生产力的协同控制：还原环境是控制有机质富集的关键因素，火山活动驱动下的古生产力增强为有机质提供了重要来源，古气候与陆源输入提升了有机质来源的多样性。研究明确了长9段有机质富集是受“保存优先型”机制为主导，即在火山活动诱发的贫氧—弱还原环境、强生产力和封闭湖盆条件下，形成“短期高输入+高保存”的作用模式，为鄂尔多斯盆地页岩油气勘探提供了关键地质依据。
鄂西地区多期构造为页岩气富集创造了有利条件，但其成因类型与富集控制因素的研究较为薄弱。基于气体组分和碳氢同位素特征分析，结合储层岩性与孔隙结构表征，揭示了大隆组页岩气成因与富集规律。鄂西地区上二叠统大隆组页岩具有较高的总有机碳含量（TOC=5.82%）与镜质体反射率（R O=2.36%），表明其具有良好的生烃潜力。大隆组页岩气以甲烷（CH4）为主，含少量乙烷（C2H6）、二氧化碳（CO2）和氮气（N2）。页岩气碳氢同位素分析显示：甲烷碳同位素（δ13C1）值介于-29.6‰~-25.4‰之间，乙烷碳同位素（δ13C2）值介于-34.6‰~-29.7‰之间；甲烷氢同位素（δD1）值介于-137‰~-133‰之间，乙烷氢同位素（δD2）值介于-111‰~-103‰之间，表明大隆组页岩气为热成因的油型气。研究区天然气碳同位素呈现倒转现象（δ13C1 > δ13C2），这与过成熟阶段液态烃的裂解作用有关。二氧化碳碳同位素（ ）值介于-26.8‰~-18.5‰之间，表明为有机热成因来源。大隆组储层孔裂隙发育，其中硅质岩主要发育粒间孔、有机质孔、泥粒孔，而碳酸盐岩则以层间裂缝、溶蚀孔缝、局部裂缝为主。孔径分布曲线表明，碳酸盐岩层段更有利于页岩气的聚集。因此，上二叠统大隆组页岩气富集受岩性与孔隙结构的双重控制。
目前中国石化部署在四川盆地东部上二叠统吴家坪组的多口钻井获得了高产工业气流，然而关于二叠系吴家坪组优质页岩储层的成因机制尚不明确，一定程度上制约了页岩气的勘探开发进程。基于钻井、测井、地球化学等资料，系统研究了吴家坪组优质页岩储层特征及成因机制。结果表明：吴家坪组二段（吴二段）发育斜坡—陆棚相页岩，具有高有机碳含量（TOC含量平均为7.78%）、高孔隙度（平均为4.52%）、高含气量（平均为7.60 m3/t）、高脆性矿物含量（平均为74.7%）以及薄储层厚度（15~25 m）“四高一薄”的特征。吴家坪组优质页岩储层成因机制主要包括四个方面：一是火山活动、古环境和缺氧环境为有机质富集提供了物质基础，火山活动及干热古气候共同促进了高古生产力，斜坡—深水陆棚沉积环境为有机质富集提供了贫氧—厌氧条件；二是高热演化程度和成岩作用保障优质页岩储层孔隙发育，孔隙结构受硅质与碳酸盐矿物协同控制，生物硅质与碳酸盐矿物双重支撑高脆性储层骨架，次生溶蚀作用进一步优化了孔隙结构；三是稳定构造和顶底板为优质页岩储层提供较好的保存条件；四是高脆性、裂缝发育等保障二叠系深层页岩具有良好可压性。研究成果可为四川盆地二叠系页岩气勘探和开发提供理论依据和指示意义。
多元回归、经验公式及岩石物理模型等传统手段难以充分捕捉测井曲线与储层参数间复杂的非线性关系，导致页岩储层分级预测精度较低。以渝西地区深层五峰组—龙一1亚段页岩为研究对象，建立基于贝叶斯优化LightGBM算法的深层页岩储层类型识别模型，并利用SHAP算法定量评估测井曲线重要性，最终将模型应用于靶区储层分级评价。结果表明：相较于回归方案，分类方案在深层页岩储层识别模型复杂度、计算效率和识别性能上均显著提升。采用分类方案建立页岩储层类型识别模型，测试集中，LightGBM对储层类型识别的加权精确率（Weighted⁃P）和召回率（Weighted⁃R）分别为89.7%和89.6%，优于RF（87.52%和86.96%）和SVM（83.61%和81.8%）算法；DEN、GR和CNL曲线对识别I类和III类页岩储层最为重要，而识别II类储层中，DEN、AC和CNL曲线重要性更高，且测井曲线对模型决策呈现复杂非线性影响；分级评价结果显示I类储层主要发育于五峰组上部及龙一₁亚段1小层。基于贝叶斯优化LightGBM算法可实现深层页岩储层类型的高效精确识别，为深层页岩储层分级评价提供了新思路。
地下规模储氢是促进可再生能源消纳、解决弃风弃光和稳定电网输出的关键技术。然而，目前中国尚无建成地下储氢项目，虽然可以借鉴地下储气和二氧化碳封存的经验，但是氢气独特的物理化学性质亟待深入研究。基于大量国内外文献调研，综述了地下储氢的分类和发展现状，重点总结了储氢过程中氢气的渗流—扩散机理、生化反应和安全性评价等方面的研究进展。研究表明：枯竭油气藏、含水层和盐穴虽然是适宜进行大规模长时间储氢的构造，但是仍将面临氢气的高扩散性、地球化学反应、微生物反应和地质力学等相关挑战，目前相关研究明显不足，也需要加强多过程耦合机制研究。结合中国地质条件，分析了中国地下储氢的发展前景，初步评估显示致密砂岩气藏具备储存3.37×108 t氢气的巨大潜力。研究结果可为中国制定大规模氢能储备战略、推动地下储氢重大示范工程建设提供关键科学依据与工程可行性支撑。
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