近年来，页岩油勘探不断取得新的突破，成为保障中国能源安全的重要接替资源。页岩油主要赋存在以页岩为主的页岩层系中，包括泥页岩基质孔隙中的页岩油以及与泥页岩相邻的碎屑岩夹层中的页岩油，其赋存与分布受控于盆地动力学过程中的压力场演化。以源—储分离型页岩层系为研究对象，利用地层孔隙热压生排烃模拟实验装置，系统开展源储压差（指泥页岩层系整体与外部常规储层的压力差）下的生排烃模拟实验，揭示源储压差对页岩油在泥页岩基质孔隙与砂岩夹层中空间分布的调控机理，并探讨其地质应用意义。结果表明：①泥页岩基质孔隙是页岩油的主力赋存空间，占总资源量的 60%~90%（较难开采部分），砂岩夹层占10%~40%（易开采部分），该比例随成熟度升高呈现“基质占比降低、夹层占比升高”的规律；②源储压差对页岩油分布的影响具有显著差异性，对泥页岩基质孔隙中的页岩油以破坏作用为主，尤其在高成熟阶段表现更突出；对砂岩夹层中的页岩油则呈“双重效应”，压差小于6 MPa时促进富集（短距离运移充注），压差大于6 MPa时抑制富集（远距离运移逸散）；③总油产率主要受控于烃源岩成熟度与原始品质，源储压差的影响较弱，但烃气产率对压差响应显著（压差越大，高成熟阶段气产率越高）。研究成果为陆相页岩油“源—储耦合”评价与勘探靶区优选提供了实验依据与理论支撑。

古代碱湖沉积是油气、天然碱矿和硼矿的重要地质载体，也是开展深时极端碱性环境古生态研究的关键对象。古代碱湖沉积中常见天然碱矿层—白云岩—富有机质泥页岩共生组合，指示天然碱矿物—白云石—微生物间存在成因联系，核心为微生物群落—白云石互馈作用。为此，综述了碱湖微生物群落—白云石互馈作用特征与发生条件，并讨论其对有机质富集的影响。结果表明：碱湖的极端碱性（pH>9）条件使其生物类群以微生物为主，蓝细菌、硫酸盐还原菌和产甲烷菌等嗜碱/耐碱微生物组成群落。碱湖微生物群落通过改变胞外微环境、提供初始成核位点的方式，促进白云石沉淀，进而影响水体离子组成与浓度，驱动微生物群落演替，从而形成微生物群落—白云石互馈作用。干湿交替、水体间歇蒸发浓缩背景下，碱湖微生物群落—白云石互馈作用参与水化学条件演化，形成有利于天然碱矿物沉淀的卤水类型。碱湖独特的高pH条件促进营养元素溶解、中和有害元素，提升初级生产者占比，形成高初级生产力；通过早期硅化、热泉输入、形成天然碱矿物壳有效保存有机质，促进有机质富集，为优质烃源岩发育提供物质基础。泌阳凹陷安棚古近系核三段顶—核二段底含碱层系发育原生白云石，且鉴定出特征生物标志物，为该层段古代碱湖微生物群落—白云石相互作用提供了直接证据。

松辽盆地长岭凹陷大情字井油田H⁃56区块是典型的致密油藏储层，具有低孔隙度、孔隙结构复杂和强非均质性等特征，这些因素对CO₂驱油过程及其效果有重要影响。结合研究区储层物性和孔喉结构，开展了高温高压真实岩心微观模型驱替实验，分析了不同孔隙结构下的CO₂驱油机理及剩余油分布规律。结果表明：研究区岩心孔隙以原生孔隙和次生孔隙为主，喉道形态以弯片状为主且曲折复杂，导致孔喉连通性呈现明显分级特征。连通性较好型样品孔喉发育、连通性好，CO₂驱替过程中渗流通道连续稳定，驱替类型呈网状，剩余油饱和度较低，以膜状和孤岛状微观剩余油为主，采收率可达约75.32%；连通性受限型样品孔喉连通性差，流体通道单一，驱替前缘不均匀，呈指状特征，剩余油饱和度较高。剩余油以连片状和簇状分布为主，采收率约为66.98%。储层微观孔喉结构差异是控制CO₂驱油效率及剩余油赋存形态的关键因素，其中毛细管压力、孔喉结构特征及孔隙连通性共同决定了CO₂在致密储层中的渗流行为和剩余油动用效果。研究结果为致密砂岩储层CO₂驱油效果评价与剩余油挖潜提供孔隙尺度依据。

苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段具有良好的页岩油勘探前景，但其不同亚段之间的页岩油产能存在明显差异。通过Mg、Al、Si、Rb、Sr等主微量元素含量或比值揭示其古环境元素地球化学特征的差异性。阜二段Ⅰ—Ⅳ亚段湖盆水体古生产力逐渐升高，古水温逐渐降低，虽然4个亚段是在深水、贫氧还原环境及咸水条件下沉积，但是Ⅰ—Ⅳ亚段具有水深逐渐变深、还原性逐渐增强、水体逐渐变淡的趋势，且古气候也有干旱向半干旱气候转变。古环境的变化导致了泥页岩岩性的差异，而自生硅含量的差异揭示了随着Ⅰ—Ⅳ亚段泥页岩中黏土矿物含量逐渐增加，岩石塑性增强，可以成为封隔层将页岩油保存下来。通过石英含量的差异推断热液活动对于阜二段的影响可能在Ⅲ亚段截止。此外受热液活动影响形成的硬石膏、方沸石、重晶石等矿物可以与地层超压形成有利的“自封闭”体系，对页岩油的保存和富集起到关键作用。

黄铁矿在富有机质页岩中广泛发育，其中草莓状黄铁矿的形态、草莓体及其内部黄铁矿微晶的粒径特征，是沉积水体环境的良好示踪剂。通过光学显微镜、扫描电镜观察了黄铁矿形态特征，并使用ImageJ软件对草莓体及内部黄铁矿微晶进行了粒度统计，对东营凹陷沙四上—沙三下亚段页岩中黄铁矿开展了研究。结果表明，样品中草莓状黄铁矿粒径分布可分为3种类型：高耸型（平均粒径<5 μm，标准差为1~2 μm）、宽缓型（平均粒径介于5~10 μm之间，标准差为2~6 μm）和波动型（平均粒径>10 μm，标准差为6~10 μm），反映了草莓状黄铁矿的不同形成过程。同时，高耸型、宽缓型草莓状黄铁矿中，草莓体的粒径（D）与内部黄铁矿微晶大小（d）的比值与水体的硫化程度之间表现为负相关。不同岩相中发育的草莓状黄铁矿形态、粒径特征不同，揭示了研究区沉积水体的氧化还原条件受水动力强弱与气候的干旱程度影响较为明显。其中，LF1长英质黏土岩中草莓状黄铁矿以波动型为主，草莓体粒径分布大；LF2富有机质灰质黏土岩中以高耸型为主，D/d<6；LF3富有机质白云质黏土岩中以高耸型为主，D/d>6；LF4富有机质黏土质灰岩中以高耸型为主，不同纹层类型中草莓状黄铁矿的D/d特征不同；LF5富有机质混合岩中草莓状黄铁矿以高耸型为主，D/d介于5.5~6.2之间，含有较多自形黄铁矿和交代型黄铁矿。

流体包裹体是页岩层系中烃类流体活动的历史记录，对于认识页岩油微运移作用与富集过程具有重要意义。针对页岩层系中碳酸盐纹层、裂缝脉体与砂质夹层等包裹体主要捕获介质，开展页岩地层流体包裹体岩相学观察，综合流体包裹体组合FIA分析与盆地数值模拟，精确厘定页岩油包裹体捕获时间与期次，并探讨了不同介质捕获行为的油气地质意义。研究表明，博兴洼陷沙四上亚段页岩层系主要发育黄绿色荧光低成熟与蓝白色荧光高成熟2类含烃包裹体，被碳酸盐纹层、各类裂缝中方解石脉体与砂质夹层中石英颗粒捕获，不同介质的捕获时间与期次存在明显差异，揭示博兴洼陷沙四上亚段页岩油富集过程可分为构造抬升前、构造抬升中与构造抬升后3期，碳酸盐纹层、裂缝脉体与砂质夹层中的包裹体捕获行为指示了页岩油多期富集过程中的微运移作用与有效输导通道。

四川盆地川西地区致密气资源量丰富，但由于川西南部与川西北部储层含气性存在明显差异，制约了天然气的高效勘探开发。为了查明四川盆地川西地区致密储层含气性差异的影响因素，利用多重分形维数理论，结合离心—核磁实验、高压压汞、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射等实验手段，先后明确了川西南地区与川西北地区储层的孔隙结构特征、含气性特征，明确了川西地区储层含气差异性的控制因素。研究结果表明：①川西地区孔隙以残余粒间孔为主，川西南地区含气性较差的层位残余粒间孔大部分被碳酸盐胶结，川西北地区孔隙内绿泥石薄膜较发育，含气性较差的储层，被绿泥石堵塞。②川西地区储层含气饱和度分布范围为38.79%~56.88%，川西南地区相比川西北地区含气饱和度较低，其值为38.79%。③川西北地区储层压实作用强烈，储层减孔率较高，储集空间相对较小，同时，由于储层内部孔径较小部分被绿泥石膜堵塞，也造成储层含气性降低；川西南地区纳米孔隙非均质性较强，天然气运移受阻，其部分储层碳酸盐胶结物发育较多，严重影响储层的二次发育，导致储层内部含气性较差。

为查明陆相页岩有机质孔发育特点及形成机制，以四川盆地自流井组高成熟度富有机质页岩为研究对象，采用有机岩石学、干酪根及族组分碳同位素、氩离子抛光—扫描电镜及能谱分析等多种实验方法，开展了有机质组分与有机质孔隙类型识别与划分，探讨了陆相页岩有机质孔形成主控因素。研究结果表明：①自流井组页岩中有机质多由原生有形态的镜（丝）质体与次生无形态的沥青质体共同组成，镜（丝）质体包括条带状、丝带状、枝杈状及块状等4种高等植物碎片组分，网状大腔薄壁、网状小腔厚壁、不规则胞腔、葡萄串状胞腔及管状胞腔等5种高等植物胞腔结构组分；沥青质体组分受无机矿物颗粒格架空间及其与自生矿物共生关系控制，呈带状、散块状、交互状及互裹状等4种赋存状态；②按有机质组分类型及其与无机矿物之间的赋存或复合关系，可划分为沥青质体有机孔、沥青质体—自生矿物复合体有机孔及镜（丝）质体有机孔等3类8种，沥青质体与沥青质体—自生矿物复合体普遍发育有机孔；③提出“四因素”控孔机制：即有机质组分类型是有机质孔发育的物质基础，沥青质体赋存状态与成熟度是有机质孔发育的关键因素，热液作用对沥青质体有机质孔发育有促进作用，腔体结构保存或细菌改造有利于镜（丝）质体发育有机质孔。

揭示“古地貌对沉积体系及沉积物分布的约束作用”是研究盆地沉积充填演化的关键。针对鄂尔多斯盆地东缘山西组海陆过渡相页岩层系沉积控制因素尚不明确的地质问题，基于三维地震资料，结合钻井数据，以印模法经去压实校正，重建研究区山₂ ³亚段沉积前古地貌空间格局，系统分析古地貌对页岩层系沉积的控制作用，为页岩气“甜点”评价提供依据。研究表明：山₂ ³亚段沉积前地貌呈现“隆洼相间”的地貌空间格局；古地貌结合沉积相划分有效揭示了页岩的空间分布规律与古地貌空间格局的响应关系，页岩沉积呈现出下段古地貌控制、上段沉积相控制的“两段式”沉积模式，山₂ ³亚段沉积早期完全受古地貌控制，形成三角洲前缘—障壁岛—潮坪—潟湖/海湾沉积组合，古地貌洼地作为页岩优势富集区，其相对低能—还原的潟湖/海湾沉积环境有利于有机质的富集与保存，水平井实施效果证实了基于古地貌恢复刻画页岩分布的可靠性；山₂ ³亚段沉积晚期，古地貌对沉积的控制作用明显减弱，逐渐过渡为三角洲前缘—潮坪—沼泽沉积组合，大规模的潮坪—沼泽沉积环境虽然影响着页岩层的沉积，但整体趋于富氧条件，不利于有机质的保存。海陆过渡相页岩层系沉积与古地貌之间的响应关系分析为研究区页岩气“甜点”的预测奠定了重要的基础。

鄂尔多斯盆地天环坳陷南段延长组长8段油气勘探取得高产突破，但储层物性存在明显东西分异。为明确长8段储层差异演化规律，降低盆地周缘油气勘探风险，基于岩石学、物性、孔隙结构及成岩作用研究，明确了沉积、成岩、差异埋藏及生烃演化对储层的控制作用，建立了长8段储层差异发育模式。研究结果表明，演武地区发育厚层分流河道砂体，岩性为长石岩屑砂岩，以原生粒间孔为主，发育I类—II类孔隙结构，平均孔隙度为15.10%，平均渗透率为4.58×10^-3 μm²，为低孔—超低渗储层。孟坝地区发育多薄层砂体，岩性为岩屑长石砂岩，次生溶蚀孔更发育，发育II类—III类孔隙结构，平均孔隙度为8.89%，平均渗透率为0.38×10^-3 μm²，为超低孔—超低渗储层。长8段储层孔隙差异演化主要受压实作用和溶蚀作用控制，孟坝地区压实作用减孔21.3%，溶蚀作用增孔4.6%，而演武地区压实作用减孔14.5%，溶蚀作用增孔2.7%，建立了“厚砂体—无源岩—浅埋藏—弱溶蚀”和“多薄砂—近源岩—深埋藏—强溶蚀”2种储层发育模式。演武地区长8段发育厚层分流河道砂体，长7₃亚段不发育有效烃源岩，油气充注不足，外来的有机酸的溶蚀增孔作用弱。孟坝地区长8段发育多薄层砂体，长7₃亚段发育厚层黑色页岩，生烃作用形成的有机酸溶蚀增孔作用强。

鄂尔多斯盆地长7段深湖区浊流沉积横向变化快、纵向非均质性强，现有研究对其沉积机制的认识仍较薄弱，制约了页岩油的高效勘探。针对该问题，从地质分析（岩心观察、粒度分析、测井解释及地震属性刻画）和数值模拟（基于Navier—Stokes方程和湍流k—ɛ模型）两方面出发，系统开展长7段深湖区浊流沉积机制的研究，并探讨了其对页岩油勘探的意义。结果表明：持续时间短的浊流进入深湖平原后，流速会快速衰减而且沉积物发生堆积，发育块状构造、平行层理、波状纹理等典型沉积构造；持续时间长的浊流进入深湖平原后，流速虽然整体快速减弱，但其头部却仍维持高流速和强紊流状态。除形成上述经典沉积构造之外，浊流还通过侵蚀湖底沉积物形成含有大量泥砾和泥质碎屑的砂岩，泥砾和泥质碎屑也并非完全遵循鲍马序列所描述的大致平行层面排列或正递变粒序，部分甚至呈不定向排列。这与浊流头部强紊流的流态密不可分。结合405 ka长偏心率周期旋回分析、沉积噪音信号识别、Mo/Ti值变化分析，对浊流在深湖平原侵蚀作用的强度进行量化评估，发现其可造成局部地区缺失长达约100 Ma的沉积记录。一方面，这种现象启示在深湖区开展米兰科维奇旋回研究，应以对沉积记录缺失程度的量化评估为前提。另一方面，这种侵蚀性浊流在先存微地貌的汇聚之下，长时间、多期次的侵蚀很可能是深湖平原浊流水道发育的主要原因。长7段深湖区浊流水道规模由底部向上减小，整体受控于湖侵作用所导致的物源供给相对减弱。而由浊积水道持续供给形成的富砂湖底扇，是深湖区夹层型页岩油勘探的重要靶区。

鄂尔多斯盆地长7₃亚段有机质丰度高，是延长组页岩油的主要烃源岩。由于沉积环境和物源供给的快速变化，长7₃亚段页岩的纹层组合多样且非均质性强，导致其与有机质富集的成因关系不清。为明确长7₃亚段纹层类型、分布特征及其发育环境，在深湖相区优选长7₃亚段全取心井X140H井，通过纹层形态、矿物组成和有机质丰度识别出粉砂级长英质纹层（SF）、富凝灰质纹层（TF）、富有机质黏土纹层（ORC）、含有机质黏土纹层（OBC）、均质黏土层（HC） 5种类型，并进一步细分为7个亚型。均质黏土纹层和粉砂级长英质纹层主要分布在长7₃亚段页岩段上部和中部，是重力流沉积的近源端，沉积期化学风化作用强，陆源输入多，母质偏Ⅱ₂型，I _H值均低于350 mg/g，整体具有较低的初级生产力和偏氧化环境，有机质丰度低。富凝灰质纹层主要发育于页岩段下部，含有机质黏土纹层少量分布于中部，富有机质黏土纹层在整段均有分布，三者发育环境水动力较弱，沉积期受火山活动影响，化学风化作用弱，陆源输入少，有机质母质以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主，具备高初级生产力和强还原环境，有机质丰度高，是纯页岩型页岩油开发的优选目标。

鄂尔多斯盆地长7段夹层型页岩油勘探潜力巨大，但不同区带富集程度差异大，区域化成藏控制因素认识不清。通过陇东、陕北和姬塬地区长7段夹层型页岩油烃源岩、储层、岩性组合等成藏要素对比分析，明确了夹层型页岩油差异聚集控制因素，建立了差异富集成藏模式。研究结果表明：陕北三角洲前缘发育薄泥厚砂，烃源岩分布有限是陕北夹层型页岩油富集程度差于陇东地区的关键因素；姬塬地区长7段烃源岩厚度最大但砂岩储集层规模小、横向连续性差，厚泥薄砂岩性组合排烃效率低导致夹层型页岩油富集规模小，是页岩型页岩油勘探的有利地区；陇东华池—庆城一带发育厚泥厚砂岩性组合，优质的储集层决定了夹层型页岩油大规模富集；合水地区裂缝发育为页岩油垂向运移提供了良好输导条件，且长7₁亚段储集层物性更好，长7₁亚段夹层型页岩油富集规模好于长7₂亚段。建立了长7段夹层型页岩油优质烃源岩供烃—优质储层控富—岩性组合控聚—裂缝控运的“四元”联控差异富集成藏模式，指出了陇东和陕北三角洲前缘末端是夹层型页岩油勘探的主要目标区域，姬塬地区长7₃亚段是页岩型页岩油勘探的重要区域，为鄂尔多斯盆地陆相页岩油甜点优选和开发部署提供理论支撑。

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。

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。

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%，C_5⁃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%，C_5⁃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‰。

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。

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。

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。

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（δ¹⁸O_PDB值弱负偏，δ¹³C_PDB值处于0‰~-5‰之间）、含烃流体（δ¹⁸O_PDB值处于-20‰~-16‰之间，δ¹³C_PDB值处于-32‰~-10‰之间）、烃类氧化流体（δ¹⁸O_PDB值处于-20‰~-16‰之间，δ¹³C_PDB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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

页岩储层岩性分类是油气勘探开发中的关键环节，直接影响储层评价、压裂方案设计与产能预测的准确性。传统机器学习方法在岩性识别任务中常存在精度不足与泛化能力弱等问题。以鄂尔多斯盆地L井区延长组7段为研究对象，基于8口井共3 053个采样点的测井数据，利用皮尔逊相关系数法优选出自然伽马、声波时差、自然电位、井径、深侧向电阻率和浅侧向电阻率等6个响应特征显著的测井参数，构建了具有注意力机制的双向长短期记忆网络模型（BiLSTM⁃Attention），用于对三叠系延长组陆相页岩储层岩性的智能识别。通过与传统有监督学习模型（BiLSTM、CNN、SVM、LSTM）的对比实验，结果显示：BiLSTM⁃Attention模型在强非均质性页岩储层中的岩性分类表现最优，其识别准确率达到96.9%，损失值为0.09；该模型尤其在薄夹层与过渡岩性带中识别效果优异，其平均相对误差与损失值均低于其他对比模型，在岩性识别方面展现出了更好的稳定性和可靠性。该方法为复杂页岩层系的岩性识别提供了新思路，在强非均质性的非常规储层岩性识别方面具备较好的推广与应用前景。