鄂尔多斯盆地西北缘奥陶系乌拉力克组是中国北方海相页岩气勘探评价的重点领域。通过对西北缘多口评价井开展裂缝孔隙多方法识别和定量评价，探索揭示乌拉力克组下段裂缝发育特征、分布规律和形成主控因素。研究认为：①盆地西北缘乌拉力克组下段普遍发育开启状顺层缝，单条缝或断续或连续分布，缝宽一般为0.1~0.2 mm，缝间距一般为0.5~14.0 cm。裂缝发育段在核磁标准T₂图谱中多显双峰或多峰特征，在深浅电阻率测井曲线上普遍具有正幅度差双轨特征。②裂缝段长度和裂缝孔隙度区域变化大。在南部探区马家滩—古峰庄区块，裂缝发育程度自西向东总体呈减小趋势。在中部探区上海庙区块，裂缝极为发育，裂缝段连续厚度普遍在20 m以上，裂缝孔隙度平均值在1.3%以上。在北部探区铁克苏庙区块，裂缝发育程度总体较中区和南区差，自西向东同样呈减弱趋势。③富含钙质和硅质的高脆性页岩段与燕山期以来的冲断褶皱与滑脱作用相配置，是产生乌拉力克组裂缝孔隙的关键控制因素。受不同区块构造样式和活动特征影响，不同探区裂缝发育程度存在显著差异。

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地，油气资源丰富，中国石油长庆油田公司经过50余年勘探实践，创新形成了内陆坳陷湖盆大型三角洲、陆相致密砂岩气、奥陶系岩溶古地貌等成藏地质理论，2022年油气产量跨越6 500×10⁴ t油气当量，其中天然气年产量首次突破500×10⁸ m³，建成了中国第一大油气生产基地和第一大天然气产区。近年来，长庆油田公司为进一步夯实油气持续稳产上产的资源基础，不断深化地质综合研究，强化技术攻关，加大新区新领域风险勘探力度，油气勘探取得丰硕成果。通过创新中生界延长组长7₃纹层型页岩油和新层系长8₂滩坝型致密油成藏理论认识，新增石油规模储量为4×10⁸ t；创新盆地奥陶系盐下、太原组致密灰岩和盆地西缘乌拉力克页岩油气成藏理论，新增天然气规模储量超4 000×10⁸ m³；同时攻关形成了地球物理、压裂等一系列非常规油气勘探新技术，油气勘探取得重大发现，预计盆地新增石油资源潜力（20~40）×10⁸ t、天然气资源潜力（2~3）×10¹² m³，为保障长庆油田公司6 500×10⁴ t以上油气当量稳产奠定了坚实的资源基础。

鄂尔多斯盆地二叠系太原组发育一套致密灰岩储层，近年来风险勘探取得重大突破，成为天然气勘探关注的重点领域。通过野外露头、岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜和稳定碳、氧同位素等分析测试，开展岩石学、储集空间、储层物性及微观特征研究，系统分析了致密灰岩储层发育特征及有利储层控制因素。研究认为：太原组可作为良好储集层的岩石类型为生屑粉晶灰岩、生屑泥晶灰岩、藻黏结灰岩，储集空间主要为溶孔、残余生物体腔孔、晶间孔及微裂缝，储层平均孔隙度为2.1%，平均渗透率为0.22×10^-3 μm²，属于低孔、低渗储层。太原组灰岩有利储层形成受多种因素控制，其中生屑滩、生物丘有利沉积微相是储层形成的物质基础，决定了储集空间类型及平面大面积分布；高频旋回控制下的准同生岩溶作用有利于溶蚀孔的形成，能有效改善储层的储集性能，为厚层灰岩储层的发育创造了条件；裂缝对改善致密灰岩储层渗流能力具有至关重要的作用。研究成果为鄂尔多斯盆地太原组灰岩的下一步勘探指明了方向，同时，也对华北地台生物碎屑灰岩储层研究及勘探目标优选具有重要借鉴意义。

复兴地区中侏罗统凉高山组陆相页岩是四川盆地页岩油气勘探重要接替领域之一。通过岩石热解及有机岩石学等有机地球化学方法查明了凉高山组页岩生烃潜力，综合储层物性、孔隙类型及微观结构、储层含油气性及烃类可动性表征，明确了凉高山组页岩储层品质，在此基础上探讨了复兴地区凉高山组页岩油勘探有利层段及勘探潜力。研究结果表明，复兴地区凉高山组发育浅湖—半深湖相富有机质泥页岩，半深湖相泥页岩主要发育在凉二段底部④小层，具有厚度大、有机质丰度中等、有机质类型好、热演化适中、生烃潜力高等特征，具备形成大型原位凝析油—轻质油藏的物质条件。半深湖相泥页岩储层以黏土矿物孔为主，与有机质相关的微裂缝较丰富，孔隙以介孔—大孔为主，含油气性好，烃类流体可流动潜力大，是页岩油勘探的有利层段。与四川盆地其他地区相比，复兴地区拔山寺向斜内凉高山组半深湖相页岩具备稳定的凝析油—轻质油原位富集物质条件，具有良好的页岩油勘探前景。

以鄂尔多斯盆地延长组长7₃亚段纹层型页岩油储层为研究对象，综合运用TOC分析、岩石热解分析、X射线衍射分析、偏光和荧光显微镜观察、场发射扫描电镜观察和低压氮气吸附分析，对纹层型页岩的岩相类型、孔隙微观定性特征和定量结构参数，以及孔隙结构的主控因素进行了系统研究。根据沉积、地球化学和矿物组成特征和差异，长7₃亚段可划分出凝灰质—有机质纹层页岩、黏土质—有机质纹层页岩和长英质—黏土质纹层页岩3种岩相类型，孔隙主体分别以有机质生烃增压缝、黏土矿物—长英质晶间粒间复合孔以及长英质粒间孔缝系统为主。样品中介孔最为发育，“凝灰质—有机质”“黏土质—有机质”“长英质—黏土质”的孔隙体积和比表面积依次增加，孔隙网络非均质性和孔隙表面粗糙程度则分别呈逐渐减弱和增强的趋势。有机质孔隙整体发育有限，以有机质—黄铁矿—黏土矿物复合孔为主，是微孔的主要组成部分，与石英刚性颗粒相关的原生粒间孔缝系统是介孔和宏孔的主要组成部分，也是整个孔隙网络的主体，长石溶蚀孔发育局限，对于孔隙网络贡献较小。

四川盆地下寒武统龙王庙组白云岩是深层碳酸盐岩油气勘探的重要目标，现有研究大多集中在川中地区，对于川东地区龙王庙组白云岩的研究相对薄弱。为此，选取川东地区3个野外剖面（习水土河、彭水板凳沟、巫溪徐家坝）为研究对象，通过开展岩石学特征和稀土元素特征等研究，探讨川东地区寒武系龙王庙组白云石化流体特征及白云岩成因机制。结果表明：①川东地区龙王庙组主要发育泥微晶白云岩、粉晶白云岩和细晶白云岩3种岩石类型，虽然各类白云岩的稀土元素总量均较低，但随着白云石化程度逐渐增强、晶体粒度增大，总稀土含量减少、（Nd/Yb）_SN值增高；②由泥微晶白云岩到细晶白云岩的Ce/Ce*值逐渐降低，U含量逐渐增加，指示白云岩形成环境的氧化程度逐渐降低，成岩系统越来越封闭；③3类白云岩经海水标准化后的稀土配分模式均与泥晶灰岩相似，具有Ce正异常和右倾的特征，并无明显Eu正异常，表明白云石化流体主要为未受热液影响的海源流体；④川东地区龙王庙组泥微晶白云岩和粉晶白云岩分别由（准）同生期的蒸发浓缩白云石化作用和浅埋藏期的渗透回流白云石化作用形成，细晶白云岩为前驱白云岩在中—深埋藏阶段发生次生加大作用形成；⑤结合沉积背景及物性发育特征，认为粉晶白云岩是川东地区龙王庙组最主要的储集岩类型，并且局限台地内早期的渗透回流白云石化作用最有利于储层发育。

断控缝洞型碳酸盐岩油气资源潜力巨大，但其控储控藏控富机理十分复杂，超深领域勘探开发难度更大、成本更高，培育高产井、高效井是推动超深领域资源优势转化为效益优势的重要途径。基于地球物理、油气地质、油层物理、地球化学等多学科动静态结合研究，阐明了多源流体、多期溶蚀、叠加复合的断控岩溶缝洞体形成机理与走滑断裂、不整合面为输导格架的多期成藏机理，构建了塔里木盆地富满油田超深断控缝洞型碳酸盐岩油气成藏地质模型，揭示了以Ⅰ级断裂破碎带为主线、大型缝洞体为主体、正地貌为背景的高效井分布规律；同时，创新形成了定断裂带、定富集段、定目标井、定井型与选位置、选靶点、选靶层、选靶向的“四定+四选”井位部署配套技术。据此部署的具有“主干断裂+正地貌+长串珠”特征的一批井点均获高产或成为千吨井，大幅提高了单井产量与最终可采储量（EUR），指导了勘探开发领域向纵深挺进，发现落实富满油田10×10⁸ t油气储量并建成300×10⁴ t级大油气田。

中国石油长庆油田分公司以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（长7段）富有机质泥页岩层系中的重力流砂岩薄夹层为目标，实现了陆相低压淡水湖盆夹层型页岩油的规模效益开发，发现并探明了10亿吨级庆城页岩油大油田，累计提交探明储量10.52×10⁸ t，率先建成了中国第一个百万吨页岩油整装开发区。随着产建规模不断扩大，地质体差异明显，单井初期产量低且递减快、采收率低、开发成本高等问题越来越突出。通过多年的矿场实践，提出了页岩油开发中的关键科技问题，并根据系统分析提出了合理建议。页岩油水平井钻遇率可分为纵向钻遇率及横向钻遇率，提高优质储层纵向、横向钻遇率是提高单井产量的重要举措；水平井部署时可优先考虑优质储层的延伸方向，提高优质储层的钻遇率；压裂液弹性能对采收率贡献占比相对较低，储层改造不能过度强调大砂量、大液量、大排量，要充分考虑井距、纵向隔夹层分布、裂缝发育情况，优化压裂规模、施工排量等参数；烃源岩品质变化和成岩作用的强弱是造成砂体含油性差异的主要原因，影响有利区选取及优质储层分布；前置CO₂增能体积压裂增能效果明显，是降黏提高采收率的有效手段。深化地质综合研究，明确页岩油差异成藏主控因素、精细刻画三维甜点展布、探索更加有效的开发方式，是保障长庆油田页岩油高效开发的重要举措。

自川西南地区YS1井和YT1井连续在孔隙型火山碎屑岩储层中取得重大突破和进展以后，对该区火山岩的勘探开发进入新的阶段。基于重磁电震、钻井以及野外采集的最新资料，综合地球物理和地质认知手段各自的优势，解析川西—蜀南地区基底断裂特征及火山岩展布情况，探讨基底断裂与火山岩的关系。研究表明：川西—蜀南地区发育NE向为主、NW向为辅2组基底断裂，认为是NE向断裂先形成，NW向断裂后形成，2组断裂于简阳—三台和蜀南地区成交叉交会的断裂体系。研究区火山岩厚度集中分布在盆地西南部，向盆地内减薄，火山碎屑岩厚度集中发育于新津—简阳地区，向四周减薄，而蜀南地区也发育薄层的火山碎屑岩。研究区内火山岩的展布和发育特征受断穿至二叠系的NE向深大断裂控制，因断裂的交会程度不同导致火山喷发的模式也不相同，断裂交会程度高的地区，火山口呈点状且细小易形成沿断裂发育的多点状复合中心式喷发模式，发育爆发相火山碎屑岩。

海陆过渡相页岩是页岩气勘探的重要接替领域。与海相页岩相比，海陆过渡相页岩层段岩石类型多样、厚度分布不稳定、有机质丰度较低，页岩气的勘探难度较大。随着鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气勘探的不断突破，亟需加强页岩气成藏过程、保存条件及时空匹配等方面的精细化研究，以明确不同构造区海陆过渡相—页岩气—富集主控因素与成藏模式。研究以鄂尔多斯盆地东缘北部和南部页岩气潜力区为研究对象，在详细对比页岩基本地质条件和生烃潜力基础上，从能量场—演化、保存条件—有效性及成藏模式特征进行系统总结。综合分析认为：鄂东缘北部太原组页岩层段生烃潜力优越，具备页岩气勘探潜力；南部山西组页岩生烃潜力要优于太原组页岩，但能量场及页岩气保存条件的研究还相对薄弱；海陆过渡相页岩气成藏模式建立的关键参数缺乏校正，有待精细研究。未来需要在精细刻画岩性组合和流体单元的基础上，开展能量场的重建和盖层封闭性的评价，精细描述能量场对页岩气赋存方式的控制，进而准确建立页岩生排烃过程与保存条件的时空匹配关系，从而建立鄂东缘海陆过渡相页岩气的精细成藏模式，以期为该区页岩气高效勘探开发提供重要理论支撑。

滇黔桂盆地桂中坳陷下石炭统鹿寨组富有机质页岩厚度比四川盆地龙马溪组更大，有望成为继四川盆地、滇黔地区之外重大突破领域，但地质条件更加复杂。为探索广西页岩气富集条件及主控因素，以桂中坳陷下石炭统鹿寨组为研究对象，利用钻井、测井、地震、大地电磁测深及分析测试等资料，开展富集条件及主控因素研究。研究表明：①桂中坳陷下石炭统鹿寨组富有机质页岩厚度大、分布广、有机质丰度高，有机质类型好、处于高成熟—过成熟阶段，具备较高孔隙度等良好储集条件，现场解析含气量最高为2.9 m³/t，等温吸附实验表明最高吸附能力为5.32 m³/t，保存条件较好，对比国内外典型页岩气藏，鹿寨组具备良好的页岩气富集条件；②桂中坳陷下石炭统鹿寨组页岩气富集的主控因素为：台盆或深水陆棚相是页岩气富集的有利相带，适中埋藏深度下的“滞留烃”和干酪根联合生气，保证了充足的气源，R_O值为1.5%~3.5%，处于生储耦合的最佳窗口，较缓慢的抬升及有利构造样式是页岩气富集的关键因素；③基于桂中坳陷剥蚀厚度大、热演化程度高、断裂多期活动等特点，综合分析认为柳城北地区、鹿寨地区、南丹地区及环江地区为鹿寨组页岩气勘探有利区。

准噶尔盆地东北缘地处陆梁隆起北部至乌伦古坳陷，侏罗系西山窑组和八道湾组煤层厚度大、分布较广，埋藏2 000 m以深。准东地区白家海凸起彩探1H井西山窑组深层煤层气试获工业气流后，拓宽了准东北缘煤层气勘探新领域。综合分析区内多口探井勘探和试气资料，发现煤层在地震剖面上连续强反射、测井响应明显、录井气测异常突出、含气性好，认为准噶尔盆地东北缘具有较好的深层煤层气勘探前景。提出准北1井区、陆6井区和乌参1井区西山窑组，伦5井区八道湾组为深层煤层气勘探有利区。建议开展煤样取心工作、开展煤岩地球化学特征和岩性、物性、电性、含气性等“四性”关系分析，为区内深层煤层气勘探提供科学依据。

准噶尔盆地盆1井西凹陷风城组勘探程度低，新井打破了盆地单井高产历史记录，但油气地质特征不清，资源类型及勘探潜力不明，制约了该区块下一步油气勘探与开发。应用构造恢复、沉积演化、井震结合、类比分析等手段和方法，对风城组油气地质特征和勘探潜力等进行了探讨。该凹陷东北环带P₁f₁、P₁f₂、P₁f₃逐层超覆于石炭系之上，高部位P₁f₃受风化剥蚀地层减薄，具备大型地层尖灭背景。风城组发育退积式扇三角洲—湖泊沉积体系，整体呈正旋回沉积，预测由高部位—凹陷区依次发育砾岩、云质砂岩和云质泥岩3类储层。高部位砾岩储层砾石主要为中—酸性火山岩，砂粒成分以岩屑为主，溶蚀孔大量发育，属于特低孔特低渗储层。油气为高熟的凝析油和凝析气，油气水分异不明显，整体为准连续型气藏，又被断块分割为多个断块气藏。基于成藏分析，建立了风城组油气成藏模式，预测常规气藏、致密气、页岩气资源量分别为1 250×10⁸ m³、5 020×10⁸ m³、6 230×10⁸ m³，天然气勘探潜力巨大。

断裂和盖层的相互配置是控制塔里木盆地西部玉北构造带深层油气富集的关键。首次采用盆地模拟的手段探讨了玉北深层油气断盖要素的不同配置关系及其对奥陶系油气富集的影响。对烃源岩热演化历史模拟显示该区下寒武统烃源岩从加里东晚期到燕山期一直处于成熟阶段，喜马拉雅期进入高成熟阶段，现今仍然具备较好的生烃潜力。断膏配置类型的动态模拟表明断裂和膏岩的相互作用是控制玉北深层盐上和盐下油气系统分布的关键因素，深层断裂的结构特征比侧向封堵性对油气运移影响更大。不同断盖组合控制了奥陶系油气的富集程度，其中未断穿型和弱断穿型断盖组合最有利，喜马拉雅期圈闭的保存条件对晚期次生油气藏的形成意义较大。综合认为玉北地区奥陶系发育“长期生油、断膏控注、断盖控聚”的成藏特征，基底卷入断裂和逆冲走滑的拼接程度是评价盐下油气富集的重要因素。论文采用的动态正演模拟方法为玉北地区及台盆区深层断控油气富集规律研究提供了新的思路和借鉴。

塔里木盆地库车坳陷发育古近系和新近系2套膏盐岩，盐下中生界已经落实万亿方天然气储量，是我国重要的天然气产区。库车坳陷盐下中生界构造型油气藏是油气勘探的重点，盐构造样式解析、盐构造变形机制、盐构造平衡恢复及变形期次分析是库车坳陷盐构造研究的难点。利用高精度三维地震拼接剖面、钻井和区域地质资料，选取库车坳陷西段和东段2条典型剖面，通过3DMove软件进行盐构造平衡恢复，分别恢复盐上层、盐下层和盐层的构造变形，复原构造变形前地震剖面。并针对复原过程中的具体问题，从盐构造恢复方法、变形特征、演化、变形机制等4个方面进行讨论。研究结果表明盐层的恢复需要满足2个基本假设：一是忽略由于挤压造成的岩石内部缩短量；二是近似认为弱变形区或未变形区盐层的厚度不变。库车坳陷发育2期盐构造：渐新世—中新世（构造稳定期）盐层上覆地层重力差异作用诱发早期盐构造，发育盐底辟、盐丘等盐构造；上新世—全新世（构造活动期）破坏和改造早期盐构造，发育挤压型盐构造。挤压作用、盐层塑性流动是盐构造形成的主要原因：盐上层发育盐滑脱逆冲断层，盐层塑性变形形成盐背斜、盐席、盐墙；盐下层发育叠瓦状逆冲断层，靠近造山带附近发育大型构造楔。沉积差异负载是诱发早期盐构造形成的主要因素，盐丘、盐底辟等早期盐构造主要发育于冲积扇前端。中生界滑脱层和基地古隆起控制盐下冲断构造的边界。膏盐层的厚度、分布范围控制着盐下逆冲推覆构造发育的数量和规模，库车坳陷西部仍然是油气勘探的重点。中生界向古隆起超覆沉积带，有利于地层岩性油气藏的发育和保存，是重要的油气勘探领域。

松辽盆地梨树断陷主力烃源岩尚未明确。为揭示梨树断陷东南斜坡白垩系油气成藏规律，对梨树断陷东南斜坡区沙河子组、营城组泥页岩样品进行烃源岩评价和油气源对比，并且恢复烃源岩的生烃史。研究结果表明，梨树断陷东南斜坡白垩系沙河子组和营城组烃源岩有机碳含量和生烃潜力相对较好，为中等—好烃源岩。干酪根组分与生物标志物鉴定表明，东南斜坡白垩系烃源岩属于Ⅱ—Ⅲ型干酪根，为水生生物和陆生高等植物混合来源并形成于还原环境，热演化程度中等，现今仍处在生油阶段。油源对比结果表明，东南斜坡区油气均来自沙河子组烃源岩。生烃史重建结果显示，沙河子组与营城组烃源岩分别于97 Ma与94 Ma达到生烃门限，于92 Ma与89 Ma进入生烃高峰；66 Ma之后，梨树断陷整体抬升，地温梯度减小，生烃作用减弱。地球化学分析结合生烃史重构技术可以很好地用于确定多旋回叠合盆地主力烃源岩的特征，对弄清油气藏的分布规律具有重要作用。

为探讨四川盆地上扬子西南缘昭通页岩气示范区深层龙马溪组页岩储层地质特征，以雷波地区为例，在野外地质勘查和室内实验数据的基础上，通过区域地质资料，对研究区龙马溪组页岩的岩石学特征、沉积相展布、有机地球化学参数及储集空间类型和特征展开了系统研究。结果表明：研究区矿物组分以石英和黏土矿物为主，平均值分别为36.3%和34.85%，并含少量碳酸盐矿物、长石和黄铁矿；TOC含量为0.12%~5.94%，平均为2.12%；在中都镇—南岸镇附近和雷波县城以东2个地区分别形成了TOC高值区和沉积中心，其中，沉积相以深水陆棚为主，并向西演变为浅水陆棚。TI值为36.5~82.5，以Ⅱ₁型干酪根为主；R_O值为2.34%~2.72%，平均为2.48%，为高演化阶段；平均孔隙度为8.99%，平均孔径为5.682 nm，孔隙类型以有机质孔、矿物溶蚀孔和微裂缝为主，孔隙形态以纳米级的开放四边平行板状孔和密集堆积球形颗粒间孔为主，含少量开放圆筒孔和裂缝结构，且页岩孔隙度与渗透率呈现正向相关性。与国内外主要页岩气产地对比，四川盆地西南缘龙马溪组页岩下段表现出高TOC含量、高成熟度、高脆性矿物含量、有机质孔发育的特点，按照其生烃能力和可开采性将其划分为烃源岩段和以储层为主的层段；龙马溪组上段表现出TOC含量低、黏土矿物含量高和微裂缝发育的特点，属非烃源岩和以盖层为主的层段。

黔北地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组发育一套优质富有机质页岩，具有良好的资源前景，但页岩储层特征、含气特征和主控因素尚不明确。基于前人资料和最新钻井，对黔北地区五峰组—龙马溪组页岩的有机质特征、储层物性和含气性特征进行了系统的分析，并探讨了含气性的主要影响因素。结果表明：黔北地区五峰组—龙马溪组为浅水陆棚—深水陆棚沉积，优质页岩主要分布在道真—习水一线深水陆棚相，最大厚度达80~100 m；五峰组和龙马溪组下段富有机质页岩TOC含量高，多在2%以上，有机质类型好、成熟度适中，具有良好的页岩气物质基础；优质页岩脆性矿物含量较高，具有较好的可压裂性，储层空间类型多，以有机质纳米孔为主，孔渗相对较低；页岩的甲烷吸附能力强，主要受控于TOC含量和热成熟度。黔北不同地区页岩含气量差异较大，在习水和道真地区页岩气含量相对较高、在桐梓—正安等地区页岩气含量相对较低，同一构造部位页岩气含量的差异受控于TOC含量、纳米孔隙发育程度和含水饱和度，不同构造部位页岩气含量受控于构造保存条件，构造宽缓、远离大断裂和较大的埋深等保存条件较好的页岩含气量普遍较高。

近年来，鄂尔多斯盆地东南部多口致密砂岩气探井获得工业气流，先导试验区实现效益开发，展示出该地区良好的致密砂岩气勘探开发前景。优质烃源岩形成的良好气源条件、较强的生烃增压及成藏动力条件是控制致密砂岩大气田形成的基础，但研究区尚未开展系统的烃源岩研究。基于大量测井、录井、岩心、分析化验资料，详细分析了鄂尔多斯盆地东南部煤系烃源岩的地球化学特征和平面展布特征，建立了煤系烃源岩总有机碳含量（TOC）测井解释模型，并在此基础上定量计算了生烃强度。结果表明：①鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤的TOC平均值为56.2%，炭质泥岩TOC平均值为9.6%，暗色泥岩TOC平均值为2.4%；有机质类型为Ⅲ型干酪根，均处于过成熟生干气阶段；②平面上，煤和暗色泥岩在本溪组和山西组广泛发育，呈现由西北向东部逐渐增厚的特征，炭质泥岩在研究区发育厚度薄；③优选出自然伽马（GR）、声波时差（AC）、密度（DEN）等与实测拟合关系最好的测井参数，根据多元回归方法分别建立煤、炭质泥岩、暗色泥岩3种总有机碳含量（TOC）测井解释模型；④鄂尔多斯盆地东南部上古生界生烃强度较高，分布于（17.6~58.3）×10⁸ m³/km²之间，平均值为38.4×10⁸ m³/km²，其煤层生烃强度优于暗色泥岩和炭质泥岩，东区生烃强度最大，主要介于（29.2~58.3）×10⁸ m³/km²之间，平均值为42.4×10⁸ m³/km²。

为预测贵州省大河边向斜大河区块煤层气资源富集区，探索三维地震在贵州省煤层气勘查开发中的有效性，依托该区块4 km²三维地震工区勘探资料数据体，利用煤层气领域地震（勘探）资料处理的新技术、新方法开展预测。首先，采用煤层气递进式储层预测思路，利用CGG公司的Jason地学研究平台，开展地震反演预测，获得了煤层厚度、煤层含气量、煤体结构及地应力4个煤层气评价参数的平面分布图。然后，基于研究提出“多因子赋权逐级评价法”，对煤层厚度、含气量、煤体结构等每个评价参数单独形成赋权后，再采用累加的方法，形成了多参数联合的甜点评价权重因子参数。最后，依据计算的综合甜点评价参数（甜点评价参数取值在20~50之间），评分在40~50之间的划分为一类甜点，评分在30~40之间的划分为二类甜点，评分在20~30之间的划分为非甜点，绘制工区煤层气甜点区分布平面图。预测结果表明：一类甜点区主要位于工区中部，整体呈南北向展布，作为煤层气井位部署的规划区。研究成果对工区下一步煤层气勘探开发具有一定的指导意义。

四川盆地中江—蓬莱地区灯影组灯二段丘滩体储层测试高产，展现出巨大的勘探潜力，由于受沉积和溶蚀双重作用，储层非均质性强，气水关系复杂，除横向上存在致密带发育，纵向上也存在致密体隔挡层，形成不同气水界面的多个独立气藏。对此，研究拟从已钻井地震地质特征出发，建立灯影组丘滩体储层及致密体地震识别模式，再深入分析灯二上亚段古地貌沉积演化过程，精细刻画岩性圈闭，厘清有效储层空间展布规律。研究显示，丘滩体优质储层发育在灯二上亚段2小层，厚度为30~110 m不等，横向上发育在台缘带附近高地貌区域，呈连片状分布特征。而致密体发育在古地貌低部位，与震旦系裂谷有较好的耦合关系，对气藏有遮挡作用。实践表明，研究认识与实际钻井结果吻合度高，可为北斜坡灯影组气藏勘探提供技术支撑。

塔里木盆地柯坪地区寒武系盐下白云岩作为重要的储量增长点和战略接替区已显示出巨大的勘探潜力和良好的勘探前景，但是优质储层形成机理认识不清制约了该区的油气勘探。通过对柯坪南1井井下样品的镜下观察、地球化学分析以及测井资料的解释，详细刻画了肖尔布拉克组岩石类型及其特征，并将其划分为4段，从下至上分别为肖一段、肖二段、肖三段、肖四段。肖尔布拉克组结晶白云岩较高的Mn含量［（87~137.7）×10^-6］、高于同期海水的δ¹⁸O值（平均值为-6.37‰）和⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值（平均值为0.710 9），说明肖尔布拉克组白云岩沉积于准同生—浅埋藏期，早期白云石化作用形成的增孔效应和抗压实能力是储层形成的基础。δ¹³C值在肖一段、肖二段呈现频繁变化的锯齿状，说明可能存在频繁的海进/海退过程，形成颗粒滩沉积是肖二段储层形成的关键，而肖三段发育裂缝和顺层溶蚀孔洞，储层发育主要受构造破裂作用和准同生岩溶作用控制。同时分析了成岩演化模式，认识了成岩改造过程对储层的制约机制。柯坪南1井井下数据的系统分析既为该地区其他钻井对比研究提供了基础数据，也能够为塔西北地区下一步勘探部署提供指导。

渤中凹陷是渤海湾盆地最大的生烃凹陷，其沙河街组三段（E₂s³）是最重要的烃源岩层段。前人对沙三段烃源岩的母质来源、沉积环境、热演化程度等方面已取得一定认识，但在沉积事件和成烃生物来源上并未开展深入研究。研究通过有机、无机地球化学及有机岩石学的手段对渤中凹陷西南缘沙三中亚段和沙三下亚段的9块烃源岩岩心样品进行了详细分析，结果表明：①沙三中亚段和沙三下亚段均属于优质烃源岩，但整体上沙三下亚段烃源岩品质更好。温湿气候下水体盐度的上升及24?正丙基胆甾烷化合物的检出反映了沙三段沉积期海侵事件的发生，且从沙三下亚段到沙三中亚段海侵作用逐渐增强；②样品中4?甲基甾烷、24?正丙基胆甾烷、2?甲基藿烷及奥利烷等化合物的检出，并且存在丰富的藻类体和少量镜质体，表明沙三段烃源岩中成烃生物的多样性；③沙三下亚段沉积期的适度海侵带来的营养物质造成了细菌、藻类的勃发，为优质烃源岩形成提供了丰富的物质基础；而沙三中亚段由于过量海水侵入导致了蓝细菌的消亡，水体富营养化减弱，使烃源岩品质较沙三下亚段有所下降。

剩余储量评价对气田开发效果评价及进一步提高气田储量动用尤为重要，为此以四川盆地南部长宁页岩气田为研究对象，通过有机地球化学测试、三轴岩石力学实验、数值模拟等方法，从储层展布、剩余储量评价、提高储量动用等方面进行了系统分析。结果表明：研究区平台井控储量采出程度为45%~70%，井均剩余储量为（0.5~1.5）×10⁸ m³，局部区域存在挖潜潜力；长宁页岩气田存在3种未动用储量类型：井网部署空白区、压裂未充分改造区和纵向未动用区；在单井剩余储量>1.0×10⁸ m³的区域内，按照地质—工程—开发耦合选井原则，开展重复压裂井优选；优选网状缝发育区且先期部署井间距大于500 m的区域，结合地面井场条件开展同层加密井的部署和实施；储层、岩石力学及数模分析认为，⑤小层为上部气层最优靶体、与下部气层①小层靶体垂向距离>20 m，优选网状天然裂缝发育区、压力系数>1.2、上部气层I类储层连续厚度>10 m的有利区进行错层立体开发，预期可提高平台储量动用率30%。相关认识可为页岩气区块的井网部署策略提供借鉴和参考。

近年来，鄂尔多斯盆地陇东地区铝土岩天然气勘探获重大突破，但对盆地东部本溪组铝土岩研究较少，亟需加强基础地质研究。通过岩心观察、铸体薄片等技术手段，结合主微量及稀土元素测试开展地球化学分析，研究含铝岩系的古盐度、古氧化还原环境、古气候及物源特征。结果表明：①晚石炭世本溪期历经多期海侵海退，沉积环境由海相咸水环境向陆相淡水环境过渡，并在湖田段沉积末期转变为海相咸水环境，期间氧化还原环境交替出现；②含铝岩系受化学风化作用影响显著，本溪早期受晚古生代冰期影响，温度下降，之后因全球变暖事件，气温升高；③含铝岩系底部铝土质铁矿物源自下伏马家沟组碳酸盐岩，中上部铝土岩及泥岩源于硅酸盐岩及岩浆岩等，物质来源多样。

川南地区是中国页岩气勘探开发的热点地区，页岩气藏类型种类多、资料丰富。为总结该区基本地质特征及富集高产规律，利用大量地震、钻井、测井及分析化验等资料，从沉积作用、构造变形、保存条件等方面分析了页岩气藏关键地质因素，并剖析典型页岩气藏类型特征、富集条件差异及其勘探开发启示。研究表明：①沉积作用整体控制了五峰组—龙一₁亚段页岩地层厚度、储层品质与厚度；②构造变形对页岩气藏的影响体现在构造样式、埋深、地应力场、天然裂缝发育特征等方面；③页岩气藏保存条件受构造改造强度、沉积作用、埋深等多因素影响；④川南地区页岩气藏可分为斜坡型、向斜型、低陡背斜夹宽缓向斜型及箱状断背斜型等4种类型，不同类型气藏的地质特征、富集条件存在差异；⑤针对不同类型页岩气藏的地质与工程特征开展分析，并提供相应技术对策，有助于提高单井产量与页岩气产能建设。该研究成果丰富了四川盆地页岩气富集高产理论，为其他区域页岩气藏的规模效益开发提供了技术参考。

塔里木盆地库车坳陷博孜—大北地区下白垩统巴什基奇克组和巴西改组砂岩优质储层发育，已于埋深8 200 m内获高产工业气流，目的层经历多期构造运动，多成因裂缝发育为储集层提供有效的储集和渗流空间。综合利用钻井岩心、野外剖面调查、成像测井及实验测试分析，对博孜—大北地区下白垩统致密砂岩储层裂缝进行表征刻画，明确了多成因、多期次裂缝发育特征和控制因素，提出了应力控制下的有效裂缝发育模式。结果表明：博孜—大北地区处于强挤压应力环境，变形相对平缓，以区域构造裂缝和断层共派生裂缝为主，局部构造变形相关裂缝发育程度较弱；基于薄片、岩心、裂缝切割关系、流体期次判定技术、阴极发光测试及热埋藏史等多属性资料综合判定技术，确定储集层裂缝经历了3期主要的构造运动。区域构造裂缝发育主要受到地层岩性、地层厚度控制；断层共派生裂缝则主要受距断裂距离以及断裂上下盘位置的影响。博孜—大北地区后期水平最大主应力方向转变会使早期裂缝在不同条件下开启或闭合，进而影响裂缝的开启程度和有效性：当水平最大主应力发生偏转并与早期裂缝以更小角度相交甚至叠合时，偏转方向相关组系裂缝有效性更好，整体协调性发育，其高产储集层的裂缝系统分布特征是多期活动的优势配置结果。

为精细表征鄂尔多斯盆地吴起—志丹地区长8段致密储层孔喉结构，在铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、高压压汞、恒速压汞以及油水相渗等相关实验的基础上，利用分形理论研究了长8段致密储层的孔径分形特征和喉道分形特征，系统分析了分形特征与储层孔隙度、渗透率、微观孔喉特征之间的关系。结果表明：研究区岩性以岩屑长石砂岩为主，平均孔隙度为8.2%，平均渗透率为0.16×10^-3 μm²，为典型的致密储层。储层孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔，根据毛管压力曲线形态和高压压汞参数将储层孔喉结构分为I类和II类2种类型。恒速压汞实验表明研究区样品总进汞饱和度中，喉道进汞占比较多，恒速压汞计算的喉道分形维数具有两段特征，即细喉道段（D_T1）和粗喉道段（D_T2）。全孔径分形维数和喉道分形维数均与物性、进汞饱和度和退汞效率等参数具有良好的负相关性，喉道分形维数与喉道进汞饱和度、主流喉道半径呈良好负相关性，孔喉的非均质性增强，致使油相流体在含水储层中更加难以通过，油相相对渗透率变小。

受Rodinia超大陆裂解影响，南华纪，扬子地块、华北地块和塔里木地块广泛发育裂谷盆地，深部裂谷的存在对盆地晚期构造演化及深层油气分布均具有重要的控制作用。四川盆地位于扬子地块西缘，由于盆内少有钻井揭示南华系特征，因此对四川盆地南华纪裂谷的结构特征和成因机制研究程度较低。以川中地区南华纪裂谷为研究对象，采用井震结合的方法，展开裂谷盆地几何学特征解析、运动学过程恢复，并在区域构造背景约束下初步探讨裂谷盆地成因机制。研究揭示：①川中地区南华纪时期发育NE向以伸展作用为主的狭长裂谷，其边界多呈“断超式”或“双断式”，内部发育堑垒结构和铲式断层；②该裂谷的构造演化分为裂谷盆地开启期、同沉积期和沉积超覆期3个主要阶段，南华纪裂谷形成演化对上覆沉积地层的构造变形具有明显的控制作用，继而影响盆内多套源储组合与油气分布；③结合前人岩石地球化学研究结果，认为四川盆地南华纪裂谷发育于板块俯冲碰撞后的陆壳减薄环境下，表现为陆内裂谷性质。其伸展构造背景下的断裂活动是影响寒武系碳酸盐岩热液溶蚀储层发育与天然气成藏的关键因素。

鄂尔多斯盆地西缘下古生界奥陶系碳酸盐岩储层油气成藏期次尚不明确。选取研究区内5口典型井8块下古生界储层碳酸盐岩样品，进行流体包裹体岩相学分析、显微测温及激光拉曼光谱分析，结合典型井埋藏史—热史恢复，确定了鄂尔多斯盆地西缘下古生界奥陶系油气成藏期次。结果表明，鄂尔多斯盆地西缘下古生界奥陶系碳酸盐岩储层中流体包裹体可分为2期：第Ⅰ期包裹体主要以液态烃类包裹体及其伴生的大量盐水包裹体为主，荧光显示为黄色，主要呈串珠状分布在溶孔填充方解石和早期裂缝填充方解石中，其伴生盐水包裹体均一温度的峰值介于120~130 ℃之间；第Ⅱ期包裹体主要发育气态烃类包裹体及其伴生的大量盐水包裹体和少量沥青包裹体，呈带状分布在晚期裂缝填充方解石中，无明显荧光显示，其伴生盐水包裹体均一温度的峰值介于150~170 ℃之间。研究区下古生界奥陶系储层经历了2期烃类充注过程：第一期发生在早侏罗世晚期，为大量油气充注时期；第二期充注发生在早白垩世早期、中期，为大量天然气充注时期。

多层合采是鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏目前开发的主要方式，致密气、水层层间是否存在干扰、如何表征是气藏能否有效开发需要关注的重要问题。通过设计裂缝沟通的层间合采物理模拟实验流程和方案，开展了不同层间组合模式的开发模拟实验。结果表明：致密气、水层多层合采过程中，无论是只射开气层，还是同时射开气、水层，都普遍存在层间气、水交互越流的现象，从而产生层间干扰，降低气藏采出程度。基于此提出致密砂岩气藏多层合采层间干扰指数概念，并运用多元线性回归方法拟合得到干扰指数模型。干扰指数决定于储层物性的好和差，含水饱和度越高、水层与气层渗透率比值越大（大于临界值1），层间干扰出现得越早，干扰指数越大。最后基于干扰指数模型，建立致密气藏气井产能评价新方法，气井实例计算结果表明，干扰指数曲线可以有效描述气井的层间干扰动态，基于干扰指数模型的产能评价方法计算的气井产能和生产动态与生产历史基本一致，证明了干扰指数模型的有效性与准确性。因此，干扰指数模型可以有效预测苏里格致密砂岩气藏气井的产能和生产动态。研究成果对于苏里格致密砂岩气藏的高效开发具有重要的理论指导和实践意义。

鄂尔多斯盆地是中国重要的天然气资源基地，其中上古生界是主要的含气层，既有致密气藏，又有非常规的页岩气及煤层气藏，盆地东部的非常规气藏已有众多发现，而对于盆地西部研究却较少。研究以鄂尔多斯盆地西部天环坳陷中段盐池地区上古生界主要成藏层段典型岩性——下石盒子组致密砂岩和山西组暗色泥岩为研究对象，利用氩离子抛光—场发射扫描电镜、核磁共振及CT扫描技术重建其三维孔缝空间，综合探究上古生界致密气藏和页岩气藏储层的物性特征。结果表明：①研究区下石盒子组盒8段致密砂岩核磁共振所测平均孔隙度为6.47%，可动流体饱和度平均为43.42%，以Ⅲ类储层为主；CT扫描得出平均连通孔隙度为6.08%，有80.62%的孔隙连通，整体连通性好；②山西组暗色泥岩CT扫描所测整体孔隙度较低，介于0.78%~1.62%之间，平均为1.23%，发育大量无机纳米孔和微裂缝，有机质孔并不发育，这与位于盆地西部的盐池地区整体TOC值并不高且干酪根类型主要为Ⅲ型有关；下石盒子组致密砂岩核磁共振和CT扫描结果显示储层的非均质性较强，山西组暗色泥岩无机矿物孔和微纳米级裂缝是其主要的油气储集空间，大量微纳米级裂缝的存在可能是其部分气井产量高的主要原因。研究结论有助于鄂尔多斯盆地西部上古生界油气藏的勘探开发和资源量评价。

近年来二叠系海陆过渡相页岩逐渐成为未来非常规页岩气资源的重要勘探目的层，但不同构造应力产生的页岩裂缝对于页岩气的富集或调整改造的作用机制尚未被深入研究。通过对低角度顺层滑脱裂缝脉体以及高角度剪切裂缝脉体中成岩流体和烃类流体的地球化学指标进行分析研究，阐明不同成因类型裂缝对于页岩气的影响机制。基于裂缝脉体中流体包裹体岩相学观察，显微拉曼光谱定量分析和碳酸盐岩U-Pb同位素年代学及成脉流体环境分析，认为低角度顺层滑脱裂缝脉体主要在地层埋藏—生烃阶段形成，其中主要捕获高温高压的CH₄—C₂H₆流体包裹体，脉体来源于热液或者成岩流体成因，以封闭还原环境为主。高角度剪切裂缝方解石脉体未发育大量烃类气包裹体，方解石脉体成因是大气淡水来源，以开放氧化环境为主，碳酸盐岩U-Pb定年结果显示喜马拉雅期构造运动的地层抬升导致高角度剪切裂缝形成。低角度顺层滑脱裂缝脉体对于页岩气的富集具有建设意义，而多数高角度剪切裂缝脉体对页岩气起到破坏和调整作用。

结合前人对四川盆地二叠系茅口组白云岩储层的研究成果，利用薄片观察、阴极发光、碳氧同位素和原位激光微区分析等技术手段，对八角场构造角探1井茅口组白云岩储层进行了较为系统的地球化学分析，讨论了其成因机制。研究认为：①角探1井茅口组茅二^a段滩相白云岩储层主要发育在台洼边缘滩相沉积之中，储层的发育受沉积相带和白云石化作用的共同控制。②茅口组共存在2期白云石化作用。第一期白云石化作用主要形成细—中晶白云石，以半自形—自形晶体为主，阴极发光强度较弱，主要发暗红光—红光，δ¹³C_VPDB值和∑REE浓度与泥晶灰岩相当，稀土元素存在Ce负异常和Y正异常特征，表明白云石化流体主要为同时期的局限海水；第二期白云石化作用形成鞍状白云石，阴极发光强度最强，发红光—亮红光，具有明显的δEu正异常特征，具有高⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值，Sr含量低但Mn含量高，同时具有较高的流体包裹体均一化温度和盐度，表明白云石化流体为深部的高盐度热液卤水。③在同生—准同生期—浅埋藏期，发生第一期白云石化作用，局限海水中的Mg²⁺交代亮晶生屑灰岩，形成大量晶间溶孔和晶间孔，由于白云岩较灰岩有更强的抗压实作用，孔隙空间得到较好的保存；进入埋藏期，受构造运动影响，发生第二期白云石化作用，主要形成鞍状白云石，充填在第一期白云石化作用形成的孔隙空间中，对储层起破坏性作用。

构造抬升作用不仅会降低地层压力，还会造成孔隙回弹引起地层物理属性的变化，基于此的欠压实识别和欠压实超压恢复会造成较大的误差。为准确判断和计算构造抬升区的欠压实超压，首先分析构造抬升造成的泥岩测井曲线变化，然后结合回弹系数，提出利用加载—卸载曲线计算欠压实超压量的方法，并利用该方法对鄂尔多斯盆地延长组7段欠压实超压进行了恢复。结果表明：孔隙回弹改变了正常压实段结束时的测井曲线特征，导致声波时差和密度减小，电阻率和中子孔隙度增大；通过对比加载—卸载曲线法与地层压力模拟和等效深度法的计算结果，发现不考虑孔隙回弹的常规欠压实超压计算方法计算结果偏大，在构造抬升区并不适用。在构造抬升区，需要识别综合泥岩压实曲线上声波时差和密度突然减小，电阻率和中子孔隙度突然增大的曲线特征，才能识别欠压实发育层段，而利用加载—卸载曲线能更加准确地恢复抬升区的欠压实超压，为构造抬升区压力的演化及油气成藏和预测提供更有效的研究基础。

鄂西地区上二叠统海相页岩气资源潜力大，近年来在恩施、红星等地区获得诸多勘探发现，但不同地域页岩气勘探效果不同，储集性能、含气性等富集条件存在诸多差异。以红星区块吴家坪组二段和恩施地区大隆组为研究对象，综合利用钻井、测井、地震和实验室分析测试等资料，开展页岩气富集差异特征精细刻画和控制因素分析。研究发现：①吴家坪组二段与大隆组原始品质较为相似，富有机质页岩厚度略有差异；②吴家坪组二段储集性能、“源—储耦合”性和含气性均优于大隆组，有机质孔保存带来的储集性能差异是造成含气性差异的主要原因；③扬子周缘中—新生代强烈的构造挤压导致恩施地区大隆组初始抬升时间更早、上覆地层剥蚀量更大，页岩气保存条件相对较差；④埋深和构造样式可以有效指示现今保存条件，红星区块吴家坪组二段埋深大、发育在宽缓背斜内，较恩施地区复向斜浅埋藏的大隆组更有利于页岩气富集。综合提出勘探建议，认为两套页岩具有不同的勘探开发难点，应加强对比研究，分类施策。

为明确常压页岩储层优势岩相孔隙结构特征及其主控因素。以川东南林滩场五峰组—龙马溪组海相页岩为例，定量表征了不同岩相的孔隙结构，并分析其主控因素及含气量差异性。结果表明：林滩场五峰组—龙马溪组岩相可划分为富有机质硅质页岩相（S?H）、富有机质混合页岩相（M?H）、贫有机质黏土质页岩相（C?L）和贫有机质混合页岩相（M?L）；4类岩相孔隙主要为墨水瓶状或狭缝状，林滩场南部孔隙分布以介孔为主，北部则以微孔和介孔为主，S?H和M?H岩相的连通性优于C?L和M?L岩相；S?H和M?H岩相孔隙主要受控于有机质，其次为脆性矿物含量，C?L和M?L岩相孔隙主要受控于有机质和黏土矿物含量；裂缝是影响孔隙参数的重要外因，林滩场北部页岩储层纵向上的含气性优于南部，推测是由内部极其发育的裂缝所导致。分析认为裂缝导致的气藏调整、孔隙泄压是造成林滩场南北地区孔隙参数、含气量、产量差异的重要原因，后续应注重裂缝和断层对其产能的综合影响。

致密砂岩储层的孔隙结构是决定其储层物性及油气产能的重要因素，也是当前致密储层研究的热点。以松辽盆地长岭气田登娄库组致密砂岩为研究对象，通过核磁共振、恒速压汞、铸体薄片及扫描电镜等实验资料，用定性和定量相结合的方法对致密气储层孔隙结构特征进行表征；基于饱和和离心状态下测量的T₂谱进行分形分析，探讨孔隙结构参数与可动流体之间的关系，开展储层孔隙结构分类评价研究。结果表明：登娄库组致密气储层孔隙类型多样，主要发育残余粒间孔、长石溶蚀孔和黏土矿物晶间孔，孔喉关系以大孔细喉和小孔粗喉为主，核磁共振T₂谱呈双峰或单峰分布。研究孔隙结构特征与可动流体关系发现，最大连通喉道半径才是控制可动流体大小的主要因素。致密气储层孔隙结构具有分形特征，离心状态T₂谱计算的分形维数D₂（2.355 1~2.803 5）要高于饱和状态的D₁（2.239 9~2.755 7），表明微小孔隙域决定了微观复杂性，中大孔隙域控制了宏观储层品质。综合储层的储集能力和流体的赋存特征将长岭气田登娄库组致密气储层划分为3种类型，Ⅰ类孔隙结构多为小孔粗喉类型，最大连通喉道半径下限为0.8 μm，分形维数小，为优质储层。研究成果定量表征了孔隙结构的复杂性，为致密气储层评价与分类提供了新思路，可以指导致密气储层的勘探开发。

储层物性演化对油气勘探开发中甜点的预测至关重要。作为控制储层物性演化的重要因素之一，异常高温对区域储层物性及成岩演化有着十分重要的影响，但相关影响机制尚未完全揭示。为此有针对性地探讨异常高温对砂岩储层物性演化的影响机制，通过系统调研全球高温背景下储层的岩性、物性、成岩演化等相关文献资料，进而深入剖析不同地区不同热流体与储层岩性、物性及成岩演化的耦合作用。研究发现，异常高温对储层物性演化的影响主要体现在：高温背景加速压实作用的强度，促进次生孔隙的发育或原生孔隙向次生孔隙与微孔隙的转化，也会使化学胶结反应速率加快，加速成岩演化进程，进而对物性造成极大影响。通过总结归纳前人对热背景下的储层成岩演化研究进展，探讨了热背景对储层物性及成岩演化的影响机制，同时对局部地区存在的异常高温背景的影响进行了分析。研究可为后续储层甜点预测提供新的思路及理论支撑。

柴达木盆地扎哈泉北斜坡地区地表情况复杂，地下受构造挤压运动影响，断层断裂发育。该区现有的6块三维地震资料，采集时间跨度大，资料品质迥异，已有的单块处理成果显示，三维地震资料衔接区资料信噪比低，频率、相位、能量差异大，断裂成像不佳，层位、断面很难进行准确的空间识别与追踪，制约了该区的深化勘探。在详细分析原始资料特点和存在问题的基础上，对该区6块三维地震资料开展了连片静校正、叠前噪音净化、一致性处理、数据规则化和各向异性叠前时间偏移连片处理关键技术研究。处理成果频率、相位、能量等一致性好，反射特征突出，中深层复杂构造成像清晰，断点、断面清楚，解决了区块衔接段频率、相位、能量等的不一致性和由于不满覆盖和偏移速度场不统一带来的偏移归位不准问题，为后续构造解释和储层预测提供了高品质的资料。