长期以来，随着油气成因理论的不断拓展和全球对清洁能源需求的日益扩大，氢气作为连接无机与有机生烃学说的重要纽带，同时也作为一种极具前景的清洁能源，逐渐引发了学术界的广泛关注。天然气中氢气的成因相对复杂多样，根据其反应机理分为无机、有机成因两大类，无机成因以地球脱气、水岩反应及水辐射分解为主，而有机成因以生物作用和有机质热解为主。目前主要利用氢同位素和伴生气体地球化学特征等方法判识氢气成因，但是由于氢气本身复杂多样的来源及其活泼的化学性质，目前尚不能系统地准确判识氢气成因。由于氢气成因的广泛性，全球各地不同地质条件下均发现了不同氢浓度的天然气，且氢气含量变化极大（0.1%~99%）。氢气既可以作为还原剂在费托合成中参与生烃，又可以作为氢源在有机质热演化过程中提高烃类物质产率，因此氢气的存在将可能延伸深层天然气勘探开发的深度下限。在系统总结氢气成因机理和分布规律的基础上，探讨了天然气中氢气的能源意义，为未来富含氢气天然气资源的研究提供了参考。

氦气具有强化学惰性和低沸点等独有特征，在高新技术产业和科研实验中具有不可替代的作用。氦在地球上以微量组分广泛分布，但从含氦、富氦天然气藏中提取氦气仍是工业制氦的唯一途径。目前全球已发现的氦储量主要分布在美国、卡塔尔、阿尔及利亚、俄罗斯和加拿大等国，上述五国氦储量占全球总储量的92%。天然气藏中的氦气有3个主要来源：大气源、壳源和幔源。目前主要根据³He/⁴He值来确定氦的来源，通常大气源的³He/⁴He值为1.4×10^-6、壳源的³He/⁴He值为2×10^-8和幔源的³He/⁴He值为1.1×10^-5。富氦天然气的成藏条件和成藏特征与常规天然气藏既有共性又有明显的差异，一些有利于形成大型油气藏的高生烃强度地区，反而不利于富氦、高氦气藏的形成。而生烃强度相对低的隆起区则有利于富氦、高氦气藏的形成。全球已发现的氦气资源主要分布于晚元古代—古生代地台背景下的沉积盆地，此外在中—新生代构造—岩浆活动强烈且具有古老花岗岩的基底区也是富氦气藏发育的有利区带。现有资料表明，中国四川盆地、塔里木盆地、柴达木盆地、鄂尔多斯盆地和东部中新生界含油气盆地中已发现一些富氦气藏。同时非常规天然气领域亦展现出良好的氦资源勘探前景，如渭河盆地水溶气和四川盆地页岩气。中国富氦天然气具有点多、类型多、资源前景较好的特征，但氦气资源整体研究程度很低。

作为我国南方海相页岩气勘探的主要层系之一，筇竹寺组尚未实现规模商业化开发，其页岩气富集规律和勘探开发前景亟需进一步深化认识和总结提炼。四川盆地威远—资阳地区是筇竹寺组页岩气重要的勘探区，以14口页岩气及常规钻井资料为基础，阐明了研究区页岩展布特征，分析了页岩气的成藏条件和富集模式，指出了筇竹寺组页岩气下步勘探方向。取得4项主要成果：①初步明确了威远—资阳及周边地区地层划分标准，指出该区域主要发育4套页岩气分布的有利层段，厚度为20~50 m，并从威远到资阳方向呈增厚趋势；②重点对研究区内W7井的含气性和孔隙度特征进行了分析，指出页岩含气量、孔隙度和储层压力从威远到资阳方向呈增大趋势；③建立了威远—资阳地区页岩气富集模式，明确裂陷槽内（GS17井周边）储层厚度大、孔隙发育、压力高、底板条件好，是页岩气富集的有利区，指出储层超压和孔隙发育是筇竹寺组页岩气富集的关键；④明确研究区内5 000 m以浅有利区主要分布于威远—资阳地区的裂陷槽内，资源量为3.5×10¹² m³，但页岩储层成熟度高、孔隙度偏低、埋深较大和地应力条件尚未明确给该套层系能否取得高产突破和经济开发带来了不确定性。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（长7段）沉积期为湖盆发育鼎盛阶段，发育一套以富有机质泥页岩为主夹砂质沉积的烃源岩层系。多年来，针对这套烃源岩层系的地质特征与勘探开发潜力，开展了一系列理论研究与技术攻关，结果表明：长7段主要发育夹层型和页岩型2类页岩油，其中夹层型页岩油可进一步细分为重力流夹层型和三角洲前缘夹层型，页岩型页岩油可进一步细分为纹层页岩型和页理页岩型。重力流夹层型页岩油受到湖盆中部优质烃源岩的高强度充注影响，砂质储层长英质含量高，可压裂性好，微米级孔隙众多，连通性好，目前在庆城油田已实现规模效益开发。三角洲前缘夹层型页岩油厚层砂岩储层横向连续性好，油气侧向运移成藏，砂质储层孔隙度较大，目前水平井试验攻关已获得突破，是现实的后备领域。纹层页岩型页岩油单砂体厚度薄、泥质含量高，致使优质储层钻遇率低，但油气充注程度高，“甜点”评价标准的确定与开发技术的突破是下一步的攻关方向，远景资源量巨大。页理页岩型页岩油储层长英质矿物含量高，纹层发育，孔隙度小于2%，储集空间小，结构复杂，烃类恢复预测资源量巨大，目前泥页岩储层的风险勘探与原位转化技术攻关都在稳步推进。

四川盆地中三叠统雷口坡组近年取得重要的勘探发现，规模储集体是控制成藏的关键因素之一。通过野外露头、探井、测井和地震等资料，编制雷口坡组岩相古地理图，分析规模储集体特征，得到3点新认识：①雷口坡期四川盆地南、东、北3个方向较封闭、海水从西侧进入，为较封闭碳酸盐岩台地；雷一、二段沉积期为弱镶边碳酸盐岩台地，雷三、四段沉积期为镶边碳酸盐岩台地。②雷口坡组发育台地边缘、开阔台地、局限台地和蒸发台地等沉积相，以局限台地相为主，包括潟湖、台内滩和潮坪等亚相，发育台地边缘滩和台内滩2类油气储集体。③雷口坡组发育2套规模颗粒滩储集体：一是川西北地区雷三、四段台地边缘滩，厚度大（一般大于50 m）；二是川中地区雷一段下部的台内滩，厚度小、分布稳定、面积大（大于20 000 km²）、成规模，这2类规模储集体经多期岩溶作用改造，形成质量较好的储层，为规模油气成藏提供物质基础。

国内外鲜见公开报道将铝土岩作为天然气储层进行研究。近年来，勘探实践证明，鄂尔多斯盆地陇东地区太原组铝土岩含气性好，部分探井已产出高产工业气流，因此亟需加强铝土岩储层基础地质研究。应用铸体薄片、X?射线衍射、扫描电镜、恒压压汞及核磁共振等技术对研究区铝土岩储层特征及形成机理进行研究。结果表明：研究区铝土岩（矿）沉积特征与华北地区在成因上一致，均为内源机械—化学沉积型铝土岩，层理构造发育，其结构可分为砂砾屑结构、豆—鲕状结构、晶粒（粉晶）结构等。铝土岩自下到上可分为5段，其中：A段（铁质铝土岩段）含有丰富的黄铁矿；B段（铝土质泥岩段）黏土矿物含量较高；C段（铝土岩段）硬水铝石含量可达90%以上；D段（含硅铝土岩段）粉晶自生硅质岩发育；E段（炭质泥岩和煤岩段）富含有机质。储集层段主要分布于C段中上部，即多孔铝土岩段。储层孔隙的形成主要经历3个阶段：准同生期是孔隙形成的主要时期，腐殖酸与大气淡水淋滤作用形成溶孔；埋藏成岩期也是孔隙形成的较为重要时期，此时晶体结构疏松、呈层状分布的一水软铝石转化为结构紧密、呈板柱状分布的硬水铝石，形成晶间孔，约占可见孔的10%以上；成岩期炭质泥岩及煤层成熟排出的有机酸使溶孔及晶间溶孔扩大，形成扩大的溶蚀孔及晶间溶孔，对储集条件具有一定的改善作用。研究区铝土岩储集性能良好，平均孔隙度为14.67%、平均渗透率为5.57×10^-3 μm²，是天然气良好的储集层。铝土岩脆性指数在90%以上，具有高杨氏模量（36.4 GPa）、高泊松比（0.35）特征，适于储层压裂改造。

忠平1井的勘探突破揭示了中国北方海相页岩气在富集条件方面与南方海相页岩气有较大差异。通过最新钻井资料及野外露头剖面对鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组低TOC含量“新型”海相页岩气富集地质条件及勘探潜力，包括泥页岩的矿物组分、孔隙特征、有机地球化学特征、含气性等参数进行了研究，结果表明：①乌拉力克组泥页岩矿物组分以长英质矿物为主，其次为碳酸盐矿物和黏土矿物，黏土矿物以伊利石和伊/蒙间层为主，其次为绿泥石、高岭石。②乌拉力克组孔隙度低（基本小于2.0%），以粒内孔、微裂缝为主要储集空间，有机质孔不发育；孔隙以中孔发育为主，孔隙发育受控于岩性。③泥页岩有机质类型属于Ⅰ—Ⅱ₁型，其中以Ⅰ型（即腐泥型）干酪根为主；TOC含量主要介于0.1%~3.71%之间，平均为0.49%；有机质镜质体反射率（R_O）分布于0.8%~2.5%之间，大部分处于高—过成熟阶段，不同地区有一定差异性。④乌拉力克组泥页岩现场解吸气含量分布在0.07~0.63 m³/t之间，平均为0.3 m³/t，运用USBM法对损失气量进行恢复，得到的损失气量为0.43~1.83 m³/t，平均为1.09 m³/t，地下总含气量介于0.76~2.46 m³/t之间，平均为1.65 m³/t，反映乌拉力克组泥页岩含气性较好，揭示中国北方海相泥页岩具有较好的页岩气勘探潜力。

氡是放射性惰性气体，为铀、钍衰变的中间产物——镭的直接子体。在天然气开发过程中，氡及其子体会随着天然气开采不断进入地表系统，对设备及人体造成危害。回顾了近10年国内外对天然气中氡的研究，介绍了氡的来源、危害、释放机制、检测方法与影响因素，收集了部分国家天然气中氡的含量。随着近年来深部页岩气开采量的不断扩大，页岩气中的氡受到了学者们的广泛关注。美国东北部的Marcellus页岩气中氡含量在37~95 312 Bq/m³之间；我国目前还未系统开展相关天然气中氡含量的研究工作，仅在1994年左右有过相关报道，且我国天然气中氡含量均值位居世界中值，但家庭用气时，可能导致室内氡含量升高。总结了目前常用天然气中氡的检测方法，建议大力开展天然气中氡的检测与研究，并加强对天然气中氡的防范治理。

页岩气是绿色低碳清洁的非常规天然气资源。我国页岩气资源丰富，加快页岩气勘探开发，对于改善中国能源结构、实现中国“2030年碳达峰、2060年碳中和”目标具有重要现实意义。四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组是当前中国页岩气勘探开发的重点层系。通过对四川盆地威远、长宁、昭通、涪陵及威荣等地区五峰组—龙马溪组页岩气实验分析，系统分析了五峰组—龙马溪组页岩气地球化学特征，探讨了页岩气成因、碳氢同位素倒转原因及页岩气来源，展望了盆地页岩气资源勘探前景。结果表明：①五峰组—龙马溪组页岩气为典型干气，碳氢同位素均呈负序列分布，长宁、昭通与涪陵地区烷烃气碳同位素组成相对威远、威荣地区更重、具有更高热演化程度，稀有气体为典型壳源成因。②五峰组—龙马溪组页岩气为高—过成熟阶段热成因油型气，主要为原油裂解气和干酪根裂解气的混合气，烷烃气碳氢同位素倒转主要由高—过成熟阶段原油裂解气与干酪根裂解气的混合、高演化阶段地层水与甲烷交换作用等原因造成。③五峰组—龙马溪组页岩气的甲烷碳同位素值与下志留统龙马溪组泥岩干酪根碳同位素值较为匹配，符合碳同位素分馏规律δ¹³C_干酪根>δ¹³C_油>δ¹³C_烷烃气。④四川盆地海相、海陆过渡相和陆相页岩气资源总量约为41. 5×10¹² m³，资源前景广阔。

为探究湖北荆门探区页岩储层孔隙结构及分形特征，定量评价孔隙的非均质性和复杂程度，以YT3井五峰组—龙马溪组为研究对象，通过低压氮气吸附实验，并结合有机碳含量测试、X射线衍射分析等，分析了储层孔隙结构特征，基于低温氮吸附分形几何学方法建立了FHH分形模型，讨论了分形维数与页岩组成、孔隙结构、物性、含气性及埋深等参数的相关关系。结果表明：①龙马溪组下段和五峰组有机碳（TOC）含量明显高于龙马溪组上段，且随着埋藏深度的增加，显示出硅酸盐矿物逐渐增加，而黏土矿物减小的趋势；②页岩现场解吸含气量显示，有机质丰度较低的龙马溪组上段含气量较有机质丰度较高的龙马溪组下段和五峰组低，在页岩气组成上，龙马溪组上段以氮气为主，而五峰组和龙马溪组下段则以甲烷为主；③页岩低压氮气等温曲线与IUPAC分类的Ⅳ型接近，吸附回滞环近似H₃、H₄型，为平板状和狭缝型孔隙，孔隙主要为分布于50 nm以下微—中孔，龙马溪组下段和五峰组吸附体积明显大于龙马溪组上段，是由于高有机质丰度提供了大量的有机孔储集空间所致；④高有机质的龙马溪组下段和五峰组较低有机质的龙马溪组上段，其BET比表面积、BJH总孔体积显著增大，而平均孔径却明显减小；⑤页岩孔隙具有明显的分形特征，分形维数 D₂均大于D₁，表明孔隙结构复杂程度大于孔隙表面，分形维数与有机碳（TOC）含量、BET比表面积、埋深呈显著的正相关关系，与石英含量、BJH总孔体积呈弱的正相关关系，与黏土矿物含量和平均孔径呈显著的负相关关系，而与孔隙度和渗透率基本无相关性。影响分形维数的因素很多，相关性分析揭示了有机碳和黏土矿物质量分数、比表面积、平均孔径及埋深为其主控因素。通过分形维数可定量评价孔隙结构的复杂程度和不均一性，为研究页岩孔隙结构的分布特征和储层评价提供了思路。

鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层具有储层致密、孔隙结构复杂、地层压力系数低的特点，在多年的开发实践中逐渐总结出长水平井、大规模体积压裂的开发方式，与前期定向井或短水平井相比，开发效果获得了大幅提升。而在压裂液的返排过程中，由于页岩油储层的应力敏感特征，储层物性和地层能量将产生巨大变化，进而影响到初期含水下降速度和单井产量。通过改良的应力敏感实验，明确了页岩油压后储层与原始基质储层相比具有更强的应力敏感性，得出了应力敏感作用下的渗透率变化规律，采用数值模拟、现场统计等方法，优化了鄂尔多斯盆地页岩油水平井合理返排强度和返排时间。

鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）蕴藏着丰富的页岩油资源，其中长7段砂岩夹层型页岩油的勘探开发已经取得了实质性突破，泥页岩型页岩油的勘探开发潜力巨大，是长庆油田未来重要的油气接替资源，但其相关地质基础性研究相对薄弱。在对鄂尔多斯盆地长7段泥页岩特征及页岩油勘探意义、形成古环境恢复、凝灰岩的有机质富集效应和生烃催化作用等相关问题进行阐述与思考的基础上，认为应持续重视纯泥页岩型页岩油等相关地质基础研究，现代湖泊半深湖-深湖相沉积考察研究可为泥页岩形成古环境恢复以及形成机理等研究提供可借鉴的思路和方法；重视凝灰岩对烃源岩生烃催化方面的研究，并开展一系列的凝灰岩中富集元素催化作用的热模拟实验研究，为长7段纯泥页岩型页岩油的勘探开发提供重要的地质基础参数。

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部，是中国陆相页岩油的典型代表区域。凹陷内芦草沟组发育上、下2套页岩油“甜点”段，储层岩性和孔隙结构复杂、物性较差，利用测井方法进行储层含油性评价难度较大。为准确评价储层含油性，有效识别流体性质，综合利用密闭取心饱和度分析结果和总有机碳含量与油的碳含量之间的约束关系，改进了利用核磁共振测井计算含油饱和度的T_{\mathrm{2}}截止值确定方法，在此基础上计算含油饱和度及储层可采性指数，并深入分析了含油饱和度、储层可采性指数的关系及含油性评价效果。实际应用结果表明，该方法对于准确评价混积岩型页岩油的含油性具有重要实用价值。

大石1井、义和1井、焦石1井、潼探1井相继在四川盆地中二叠统茅口组一段钻获工业气流，展示了良好的天然气勘探潜力。但由于前期对该套储层成因的研究不够深入，仍存在约束该类型气藏勘探的问题。为此，通过岩心观察、薄片鉴定，结合扫描电镜、氮气吸附脱附、稀土元素、微量元素和能谱实验，取得了3项成果认识：①川南地区茅一段瘤状灰岩储层主要发育在泥灰岩中，为一套低孔低渗裂缝—孔隙型致密碳酸盐岩储层，储集空间类型多样，滑石孔缝对储层贡献最大；②滑石主要由成岩期海泡石转化而来，海泡石中的硅元素来源于中二叠世同沉积期断裂热液，镁元素来源于束缚孔隙海水及亚稳定矿物的转化释放；③埋藏过程中，海泡石受压力、温度、埋藏时间和成熟度影响，结构转变为滑石，由于脱水和硅质的析出，晶体体积变小，形成大规模滑石化成岩孔缝，为储层发育奠定了基础。成果认识对川南地区茅口组一段瘤状灰岩气藏勘探提供了有力地质支撑，对油气勘探具有较好的现实指导意义。

为了厘清东海盆地丽水—椒江凹陷古新统L气田的成藏过程与主控因素，从气田构造演化分析入手结合地球化学、流体包裹体、盆地模拟等技术方法，系统研究了L气田成藏过程，讨论了L气田的成藏主控因素。结果表明：L气田凝析油和天然气来自中古新统灵峰组中部，CO₂来自火山活动携带的幔源气体；早始新世末背斜雏形时先充注CO₂、晚始新世中期背斜定型时再充注油气；通源断裂、区域盖层以及成藏要素演化的时间配置为L气田的3个成藏主控因素，气田周边中央洼槽区同时具备这3个因素的上古新统明月峰组圈闭均有较大成藏概率，为下一步有利勘探方向；丽水—椒江凹陷主要烃源岩下古新统月桂峰组贡献形成的规模性油气藏尚未发现，推测该套烃源岩生成的油气应在灵峰组区域盖层之下往西部缓坡运移，因此，西部缓坡灵峰组及以下圈闭为下步有利勘探方向；地球化学资料应用于成藏研究时必须充分结合地质背景及成藏要素演化历程才能得出符合研究区实际地质背景的认识。

近年来，四川盆地在川中地区安岳气田、高磨气田的灯影组、龙王庙组取得了重大油气勘探发现，但受到构造条件复杂、前期基础研究欠缺以及钻井、地质、地震资料不足等因素的制约，盆地内震旦系—下古生界的其他领域和层系的勘探一直未取得较大进展。基于最新二维、三维地震资料精细解释，结合野外露头和钻井地质资料分析，在层序地层学、构造地质学、沉积岩石学等理论的指导下，对四川盆地寒武系沧浪铺组地层沉积特征和沉积演化开展研究。结果表明：①沧浪铺组顶底界在地震剖面上均表现为波谷反射，内部存在一至两条连续或断续的波峰，代表了沧一段碳酸盐岩顶界或沧二段内部岩性界面；②德阳—安岳裂陷槽和川中古隆起共同控制了沧浪铺组的沉积，地层沉积厚度在裂陷槽内向东、西两侧减薄，且在川中古隆起区由隆起核心向边缘部位增厚；③盆地范围内沧浪铺组沉积相可划分为滨岸相、三角洲相、陆棚相3类，同时可细分出各类相对应的多种亚相和微相，确定沧浪铺组的沉积模式为滨岸—浅海陆棚模式；④沧浪铺组具有明显的沉积分异，沧一段沉积时期裂陷槽西部以滨岸—碎屑陆棚相沉积为主，东部以清水陆棚碳酸盐岩沉积为主，沧二段沉积时期裂陷槽范围进一步缩小，盆地内大范围的清水浅水陆棚沉积和碎屑浅水陆棚沉积逐渐向混积浅水陆棚沉积演化。

长期以来，鄂尔多斯盆地长7₃亚段主要被作为单一烃源岩进行研究，涉及到多种岩石类型特征及源储一体方面的研究相对比较薄弱。基于岩性、物性相关分析资料结合测井精细解释，详细论述了长7₃亚段岩石类型特征，并分析了不同类型岩石储集特征及勘探意义。结果表明：①长7₃亚段发育黑色页岩、暗色泥岩、细砂岩、粉砂岩、凝灰岩共5类岩性；②砂质岩类的储集空间主要为长石溶蚀孔和刚性颗粒支撑的残余粒间孔，高长石和石英矿物含量、低碳酸盐胶结、低黏土矿物含量、较大累计厚度的砂岩是长7₃亚段最优的页岩油储层；③富有机质泥页岩是长7₃亚段发育规模最大的岩石类型，储集空间主要为黏土矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔及碎屑颗粒粒间孔，有机质孔基本不发育，但常见有机质收缩缝，虽然长7₃亚段泥页岩的孔隙度和孔径都非常小，但也具备一定的储集性能和烃类流体可动性，初步估算长7泥页岩中滞留烃总资源量约为150×10⁸ t，可动烃资源量约为60×10⁸ t；④长7₃亚段砂质岩类和泥页岩含油饱和度普遍高于长7₁、长7₂亚段，进一步优化砂体纵向分布及平面展布特征，提高水平井砂岩钻遇率，加强试采方案研究，确保油水渗吸置换充分，是长7₃亚段砂质岩类页岩油快速建产增产的重要方向；⑤优选脆性指数和含油量高的黑色页岩，研发高效渗吸改善剂，采用压驱采一体化设计，增加缝宽、缝高及提高人工裂缝的导流能力，是实现泥页岩型页岩油动用的重要技术手段。

为了解决凝析气体积系数在凝析气藏评价中高压物性（PVT）取样分析成本高，借用天然气体积系数公式计算精度又明显偏低这一实际问题，以凝析气体积系数定义及气体状态方程为理论基础推导并建立了凝析气体积系数新方程，同时建立了地层凝析气摩尔组分反演公式。用新方程计算凝析气组分和凝析气体积系数的应用效果明显优于传统方法。采用生产气油比和凝析油密度可将地面天然气组分和凝析油组分还原为地层凝析气组分，且反演精度大于99%；采用新建凝析气体积系数理论方程计算凝析气体积系数不仅大幅降低凝析气PVT取样分析成本，计算精度也由72.9%提升到86.2%，满足了凝析气藏在勘探开发各阶段的评价研究需求。

页岩储层特征是影响页岩气资源评价的基本因素，页岩储集物性对页岩气赋存具有重要意义。通过井下岩心样品的X射线衍射、场发射扫描电镜、孔隙度等实验分析测试，对川南泸州地区五峰组—龙马溪组深层页岩的储层特征和含气性进行了研究，并对比了长宁地区龙马溪组中浅层页岩。结果表明：川南泸州地区五峰组—龙马溪组深层页岩有机质丰度较高（TOC平均值为3.37%），成熟度处于过成熟阶段（R_O值平均为2.24%）；储层孔隙度较高（均值为4.45%），发育无机矿物孔、有机质孔等多种类型孔隙；具有高石英含量 （平均为44.25%），低黏土含量（平均为29.03%），高脆性矿物含量（平均为57.35%），脆性条件好（脆性指数Ⅰ、Ⅱ均值分别为55.35%和67.44%）；页岩储层超压（压力系数>2.0），含气性良好（含气量为4.10~7.90 m³/t），这与长宁地区龙马溪组中浅层页岩存在差异。总体而言，川南泸州地区五峰组—龙马溪组深层页岩具有良好的储集性能，有利于深层页岩气的赋存富集。

为了查明鄂尔多斯盆地奥陶系克里摩里组—乌拉力克组构造—沉积响应特征，为该区有利勘探区带预测与目标优选提供技术支撑，依据地震、测井、钻井岩心、微观薄片及野外剖面等资料，在构造控沉积思想指导下，对鄂尔多斯盆地西缘奥陶纪克里摩里期—乌拉力克期古构造格局及沉积特征进行了系统研究。结果表明：①克里摩里期—乌拉力克期古构造格局整体体现出“一陆一隆一坳、过渡带北东向凸—凹相间”的分异特征；②克里摩里期—乌拉力克期为镶边台地沉积模式，沉积相类型包括台地边缘、斜坡、深水陆棚和盆地；③古构造格局控制沉积相平面展布，台地边缘沿中央古隆起及隆坳过渡带上的北东向凸起分布；斜坡相主要沿隆坳过渡带上的北东向凹陷分布；深水陆棚相和盆地相主要沿西部坳陷分布。

南海南部海域地处多板块交汇处，演化过程复杂，发育多类型含油气盆地，油气资源丰富，系统分析其演化特征与成藏组合对我国在该区开展油气勘探具有重要意义。从研究区地震、钻井资料入手，结合南海南部油气田地质资料，以区域构造—沉积特征为指导，确定南海南部海域盆地的成因类型及演化过程，论述差异演化背景下南海南部海域主要盆地的油气地质条件与成藏组合。研究发现，可以T50、T70、T100三大不整合面为界将南海南部海域主要盆地划分出4套区域成藏组合，分别为深部组合（古近系）、下部组合（始新统—下渐新统）、中部组合（上渐新统—下中新统）及上部组合（中中新统—上中新统），不同盆地主力成藏组合明显不同。究其原因，受盆地构造演化及其古地理位置控制，南海南部海域主要盆地现今所展现的格局是其发育规模最为优势的盆地原型，而优势盆地原型则决定各盆地的油气地质条件与主力成藏组合。

南海北部新生代海陆变迁过程对北部陆缘沉积盆地的沉积充填方式及油气地质特征具有重要的控制作用。基于最新大洋钻探研究成果，结合盆地内已有资料，研究南海北部海相沉积的形成过程，探讨其油气地质意义，可为未来油气资源勘探开发提供依据。受南海洋盆扩张过程的控制，南海北部盆地新生代接受海侵过程总体表现为东早西晚、南早北晚的特点。初始海侵发生在南海东部的台西南盆地始新世，而南海西部的莺歌海盆地则发生在晚渐新世。IODP367/368航次揭示，南海盆地初始海侵期发生在约34 Ma，为南海洋盆初始打开时期；大规模海侵引起的沉积环境剧变期对应于南海西南次海盆打开的时期（约23 Ma），是南海扩张的鼎盛时期。海陆变迁过程控制了海陆过渡相、海相烃源岩及储层在盆地中的分布，南海北部各盆地海相烃源岩层系具有由东向西逐步变年轻的规律，与区域内由东向西逐步接受海侵的方向相一致。区域海平面变化受到南海海盆扩张过程及全球海平面变化的综合影响，使南海碳酸盐岩台地的发育时间也存在东早西晚、南早北晚的特点，构成南海北部自生自储式的油气藏类型。海陆变迁控制了不同盆地的沉积充填方式，奠定了海相沉积的油气资源物质基础。南海北部生储盖组合在横向上受控于物源供给及海陆变迁造成的沉积环境演变，纵向上主要受控于南海构造演化及区域海平面升降。

中三叠统雷口坡组是四川盆地西部近年来海相天然气勘探的热点层系之一，业内对其成藏条件和气藏类型的认识存在较大分歧。研究表明，川西地区雷口坡组四段油气成藏条件优越，潮坪相白云岩储层大规模稳定展布，二叠系和中三叠统雷口坡组2套烃源岩发育。雷四段在川西坳陷由西向东发育3种成藏模式，即跨层烃源断裂+裂缝复合输导的下生上储式构造气藏，小型烃源断裂+层内裂缝“接力式”输导的下生上储式构造—地层气藏，以及层内裂缝输导的自生自储式岩性气藏。除了目前已获得超千亿方探明储量的川西龙门山前雷四段构造气藏外，坳陷东侧雷口坡组四段尖灭线附近为探索构造—地层气藏的有利区域，坳陷东侧斜坡带中下部（广汉斜坡带）是探索岩性气藏的有利区域。

鄂尔多斯盆地长7段陆相页岩油储层孔渗小，连通性差，通过单纯的水驱作用难以采出，盆地页岩油的开发主要通过大规模体积压裂增加油水置换面积进而增加采收率。开发实践与室内实验证明，储层流体与井筒流体之间存在渗吸置换现象，且通过油水渗吸置换采出的页岩油占比为15%~40%，为页岩油的有效开发提供了新的思路。通过岩心外边界敞开实验，对比不同渗透率岩心的吸水排油能力，定量研究孔隙半径、界面张力、岩心渗透率等因素对渗吸置换有效性的影响。实验显示，小于10 μm的孔隙中采出的原油占渗吸采油量的56%~80%；当界面张力为1.18 mN/m时，页岩油储层的渗吸采收率最大；在界面张力较小（小于2 mN/m）时，渗透率与渗吸采收率成正比关系，而当界面张力大于4 mN/m时，渗透率与渗吸采收率没有明显的相关性。

石炭系本溪组页岩是鄂尔多斯盆地中东部上古生界页岩气勘探的重要目标层段。在对其代表性野外剖面、钻井岩心系统观测及采样分析的基础上，利用主量、微量元素分析资料，结合全岩矿物组成、有机碳含量、有机显微组分等测试资料，对鄂尔多斯盆地东部本溪组一段（本1段）海陆过渡相泥页岩沉积期古气候、水体环境及与其富有机质泥页岩发育关系进行研究。结果表明：研究区本1段泥页岩主要为黏土质页岩和硅质页岩，矿物组成中石英和黏土矿物占绝对优势；CIA、Sr/Cu、C值参数表明本1段沉积期主要表现为炎热潮湿古气候特征；Sr含量、Sr/Ba、Ba/Ga等参数指示本1段上亚段和下亚段沉积水体盐度分别为咸水、咸水—半咸水，表明该段沉积晚期水体盐度相对较高；V/（V+Ni）、Ce_anom、Th/U等参数表明本1段沉积期水体以缺氧—贫氧环境为主。炎热潮湿的古气候、偏咸化和缺氧—贫氧的沉积水体环境等较好的有机质保存条件，是本1段，特别是其上亚段富有机质泥页岩发育的有利因素。优质页岩发育为研究区页岩气勘探提供了良好的基础。

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组7段（长7段）页岩油勘探取得重大突破，实践表明陕北地区长7段也发育丰富的页岩油，成为该盆地非常规石油勘探新的接替目标。通过对烃源岩品质、类型、储集层、隔夹层及源储配置关系等开展定量刻画，表明：①广泛分布的黑色页岩（TOC值为13.81%）、暗色泥岩（TOC值为3.74%），及与之互层共生的砂岩薄层，构成了页岩油形成的有利地质条件。②陕北地区长7段页岩油砂地比平均值为20.1%，单层砂体厚度平均值为3.8 m，长7段源内油藏为典型的页岩油，储集层甜点以“夹层型”为主，源储有效配置为页岩油的形成提供了保障。③地质工程一体化综合研究表明：有利储集层、隔夹层及裂缝的发育规模，共同控制了页岩油“甜点”分布规律和富集高产能力。在页岩油富集主控因素分析的基础上，建立了陕北地区长7段“甜点区”的评价标准，共评价甜点21个，为下一步勘探开发提供了重要依据。

鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区二叠系山西组山₂段为海陆过渡相沉积，其中山₂³亚段具有页岩厚度大、夹层少而薄的特点，是目前中国海陆过渡相页岩气勘探开发的重点目标层段，但其储层特征等相关研究相对较少，特别是优质储层发育的主控因素有待进一步明确。综合利用有机地球化学分析、矿物成分分析以及储层微观刻画等技术手段，对大宁—吉县区块山₂³亚段的储层特征进行系统研究并探讨优质储层发育的主控因素。研究结果表明：山西组山₂³亚段上部潟湖相（底部）页岩层段具有高TOC含量、高脆性矿物含量、高BET和高BJH的特征，是最优质的页岩气储集层段；山₂³亚段页岩孔隙构成以黏土矿物晶间孔为主体，占总孔隙体积的76.9%，有机质孔占18.7%；扫描电镜观察显示不同矿物组分的孔隙大小分布特征不同，其中有机质孔和方解石溶蚀孔以中孔为主，黏土矿物与石英则主要发育中孔与宏孔，黄铁矿与长石孔径范围分布广，且分布较为均匀。单因素分析显示黏土矿物含量是影响山₂³亚段海陆过渡相页岩孔隙发育的第一控制要素，有机质含量对页岩孔隙发育存在着一定影响，有机质类型则对页岩孔隙发育的影响不明显。

塔里木盆地台盆区深层海相碳酸盐岩在7 000 m以深持续发现大型油气聚集，但由于其复杂的地质结构与演化特征，仍需进一步加强油气成藏研究。位于塔北隆起西南部围斜的跃满地区发现了埋深在7 100~7 600 m之间的超深油藏，通过对该油藏的地质—地球化学综合分析，厘定了超深油藏成藏的有利条件：深大断裂一方面控制了岩溶作用的发生，导致一间房组大规模层间岩溶的发育与断溶体圈闭的形成、并与上覆吐木休克组和桑塔木组有效盖层组成了有利的储盖组合；另一方面作为流体运移的优势通道，为来自寒武系—奥陶系烃源的油气运移提供了便利条件；油气成藏后在低地温梯度和晚期快速深埋条件下，由于时间与温度的补偿效应不足，原油未发生裂解，以单一油相保存。跃满地区超深油藏成藏演化过程揭示了深层仍具有巨大的液态石油勘探潜力，勘探目标以具有串珠状强反射的断溶体油气藏为主。

鄂尔多斯盆地东部石炭系本溪组广泛发育富有机质泥页岩，具有良好的资源勘探前景。通过对本溪组泥页岩的有机地球化学特征、孔隙分布特征、含气性等一系列页岩气成藏条件研究，查明了本溪组页岩气地质特征及成藏富集规律，提出晋祠段富有机质泥页岩为本溪组页岩气有利层段，具有四大地质特征：①有机质含量高（平均TOC值为3.06%），且普遍处于成熟—高成熟阶段（R_O值平均为1.84%），有机质类型主要为Ⅲ型，生气能力强；②发育微纳米级孔缝，以无机孔为主，部分有机质发育有机质孔，微孔和介孔为页岩气提供了主要的赋存空间，平均孔体积为0.024 m³/g，平均比表面积为11.05 m²/g，具备较好的储集能力，页岩气主要以吸附态存在于孔隙之中，其中压力和有机碳含量是影响泥页岩吸附气含量的重要因素；③硅质页岩段脆性矿物含量较高，大于40%，表明储层的可压性较大，有利于后期的压裂开采；④具有理想的成藏组合特征，以8^#、9^#煤层分别为顶、底板，煤层与泥页岩间较大的烃浓度差提供了良好的保存条件，2套煤层之间发育炭质页岩和硅质页岩，高TOC的炭质页岩与煤层含气性较好，紧邻9^#煤层的硅质页岩层段压裂开采中容易产生裂缝，为相邻煤系气的补充提供了一定的运移通道。结合地质特征总结出本溪组成藏富集规律：潟湖相沉积环境控烃、页岩孔隙发育控储、成藏有利组合控富以及硅质页岩可压裂性控产。研究结果为鄂尔多斯盆地本溪组页岩气有利区的确定和下一步勘探开发提供有益参考。

随着国内页岩气勘探开发的不断深入，地面地下地质条件越来越复杂，为了更好地寻找适合页岩气赋存的“甜点”区，支撑钻井、压裂工程的高效实施，以昭通国家级页岩气示范区为例，系统梳理总结了“甜点”主控因素，明确了盆外复杂山地页岩气“甜点”受控于三大要素：①优越的储层指标，是页岩气富集高产的物质基础；②良好的保存条件，是页岩气“成藏控产”的关键；③有利的工程品质，是页岩气高效开发的核心。鉴于盆外特殊的地质背景，保存条件和工程品质分析显得格外重要。在地质工程一体化理念的指导下，针对南方复杂山地页岩气的地质工程特点，在钻测井等资料评价的基础上，充分发挥地球物理优势，紧紧围绕示范区三大“甜点”主控因素针对性开展复杂山地页岩气储层“甜点”综合评价，最终达到地质“甜点”和工程“甜点”兼顾统一，为井位高效部署实施奠定坚实基础。随着南方山地页岩气“双复杂”矛盾日益凸显，基于“甜点”主控因素的储层综合评价技术将会显得尤为重要，同时地质地球物理工程一体化将是非常规油气高效开发的必由之路。

塔里木盆地寒武系盐下超深层领域资源量巨大，震旦系是该领域风险勘探的重要层系之一，虽然早些年该层系内尚未取得较大突破，但当前深层震旦系的勘探已经初现成效，进一步突破值得期望，其中储层特征、品质和规模认识不深是制约下一步勘探的重要因素之一。研究以塔里木盆地西北缘阿克苏地区柯坪露头区为例，在对震旦系奇格布拉克组进行精细解剖的基础上，系统地开展了330个样品的铸体薄片分析和6个样品的氩离子抛光—扫描电镜分析，同时优选4个典型微生物白云岩储层样品，开展了基于工业CT的储层三维微观孔喉结构表征。结果表明：①奇格布拉克组微生物白云岩储层主要发育粒间（溶）孔、粒内（溶）孔、晶间（溶）孔、微生物格架孔、溶蚀孔洞和溶缝，其中泡沫绵层石白云岩和黏结颗粒白云岩的孔洞最发育，储层孔隙的发育与岩相具有明显的相关性；②奇格布拉克组微生物白云岩储层为具有中高孔、中低渗特征的孔隙—孔洞型储层，平均孔隙度为3.3%，最大孔隙度为19.6%，优质储层厚度约为53.7 m（孔隙度≥2.5%），储地比约为0.31，具有一定规模；③微孔隙（孔径≤10 μm）在不同类型微生物白云岩中普遍发育，对提高储层的储集性能具有重要意义，初步推断其形成主要与微生物早期热解作用有关，热解形成的有机酸和CO₂对碳酸盐矿物溶蚀和初始孔隙的保存起到了重要作用。研究成果为塔里木盆地寒武系盐下超深层领域勘探提供了可靠依据。

塔里木盆地乌什—温宿地区具有良好的勘探前景，然而该区油源认识及成藏演化多年来一直存在争议，制约着该区区带评价和有利目标优选。通过生物标志化合物和碳同位素等参数精细对比，明确研究区油砂抽提物及少部分原油与三叠系黄山街组烃源岩具有良好亲缘关系；大部分原油表现出三叠系和侏罗系烃源岩混源特征，全油碳同位素特征反映其以三叠系来源为主。烃源岩评价及热演化程度与油气成熟度的对比表明，凹陷内烃源岩发育差，现今处于低成熟演化阶段，而该区油气均为成熟油气，故凹陷内烃源岩对该区油气生成并无贡献；凹陷周缘的阿瓦特地区烃源岩发育较好，现今处于成熟—过成熟演化阶段，研究区油气应是从阿瓦特地区远源运聚成藏。综合烃源岩埋藏史、流体包裹体、单井热演化史以及区域构造演化分析表明，乌参1凝析气藏、神木1油藏晚中新世—早上新世形成早期油藏，上新世晚期乌参1凝析气藏受大量天然气充注改造为现今凝析气藏，而神木1油藏因构造差异未受天然气改造，依然保持为油藏。温宿凸起因封盖条件较差，油藏遭受严重生物降解，形成稠油油藏。

川西坳陷是中国石化在四川盆地的重要探区之一，该区陆相致密砂岩气勘探近年来取得重要突破，发现了以上侏罗统致密砂岩为主力储层的成都大气田，但对其天然气来源及与邻区天然气特征差异的认识缺乏地球化学证据。天然气地球化学特征研究表明，成都大气田侏罗系致密砂岩气干燥系数（C₁/C_1?5）介于0.939~0.982之间，δ¹³C₁、δ¹³C₂和δD₁值分别介于-33.7‰~-30.7‰之间、-25.4‰~-22.3‰之间和-162‰~-153‰之间，烷烃气碳、氢同位素系列均表现出正序特征。碳氢同位素组成揭示了侏罗系致密气为典型煤成气。根据煤成气二阶段分馏模式计算所得R_O值与成都气田须家河组五段烃源岩实测R_O值一致，反映了侏罗系致密砂岩气主体来自须五段烃源岩。研究区下侏罗统白田坝组基本不发育有效烃源岩，对侏罗系气藏没有显著贡献。受气源及成藏过程的差异影响，川西坳陷不同气田侏罗系天然气具有不同的地球化学特征。

川中—川北地区的风险探井角探1井、蓬探1井、川深1井在下寒武统沧浪铺组钻遇厚层鲕粒白云岩，测井解释气层厚17 m，证实了盆地内沧浪铺组发育优质滩相白云岩储层，可形成气藏。为了明确颗粒滩分布范围，需对沧浪铺组，特别是其下段岩相古地理特征进行研究。通过钻井、野外剖面及区域地质调查资料的统计，系统性编制单因素图件，综合分析认为沧浪铺组总体表现为西部古隆起区薄、裂陷区及盆地边缘厚、东南缘盆地相地层薄的特点，下段沉积在德阳—安岳裂陷中南部地区厚度较大。沧浪铺组下段可分为6种沉积相，自川西向黔东南地区依次为三角洲相、碎屑潮坪相、台洼相、碳酸盐岩台地、斜坡相及盆地相。最有利的储集相带是碳酸盐岩台地相中的高能颗粒滩亚相，经白云化作用更有利于形成规模储层，主要发育在川北—川中地区。经历早期、晚期加里东运动，川北—川中地区具备形成优质储层的条件，是最有利的勘探区域。

目前对不同地区不同类型地下储气库圈闭密封性的评价方法差异较大，尤其在圈闭断层动态密封性方面，没有一套系统的、完整的评价方法和体系。在调研大量国内外储气库密封性评价文献的基础上，结合国内27座已建储气库的密封性评价实例，提出了一种利用应力场评价储气库圈闭断层动态密封性的方法。从地质力学角度考虑，通过分析注采过程中应力场的变化，评价储气库圈闭的动态密封性。首先，进行单井地应力参数计算，建立现今三维地应力场，分析各主应力与有效应力的空间分布。其次，利用Coulomb破坏准则，判断现今地应力状态下断层稳定性。最后，在三维地应力模型和三维数值模型的基础上，进行多周期注采、交变载荷下储气库断层动态密封性评价，结合储气库的历史拟合和数值模拟成果，主要是模拟多个注采周期内孔隙压力的变化，建立应力—流体的动态耦合模型，分析储气库注采过程中随着孔隙压力变化引起地应力的动态变化（有效应力）过程，进而评价断层密封性的应力风险。运用该方法，可以明确储气库在不同注采周期下储气库能否安全运行。

利用有机岩石学、干酪根碳同位素、X?射线衍射、场发射扫描电镜等实验测试资料，阐述了川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩烃源岩品质、储层发育及含气性特征，并探讨了孔隙类型和含气性的主控因素。研究表明，川东南—黔西北地区龙潭组泥页岩总有机质丰度高（TOC值平均为3.50%）、热演化程度高（R_O值平均为2.23%），有机显微组分以镜质体为主，惰质体次之，以Ⅲ型干酪根为主，是一套优质气源岩。页岩储层具有较好的物性（孔隙度平均为5.56%），孔隙类型以黏土矿物孔为主，其中伊/蒙混层间微孔隙较发育，主要为介孔—微孔，有机质孔基本不发育。泥页岩吸附气含量和总含气量变化较大。有机显微组分是控制龙潭组高成熟富有机质页岩有机孔隙发育的首要因素，有机质丰度是控制页岩吸附能力和含气性的重要因素。

塔里木盆地下古生界发育巨厚的碳酸盐岩沉积，垂向上具有良好的生储盖配置条件，在长期的地质历史演化过程中，经历了多期成藏和多期改造，油气成藏条件十分复杂，下古生界碳酸盐岩盖层研究对于优选勘探层系和钻探目标至关重要。采用典型油气藏盖层分析、地震资料解释及实验分析等手段，总结归纳出两类区域盖层与两类局部盖层：两类区域盖层分别为上奥陶统暗色泥岩（“黑被子”）与中寒武统蒸发岩（“白被子”）；两类局部盖层分别为碳酸盐岩潜山上覆泥岩（“新被子”）与内幕致密碳酸盐岩，并通过地震解释与井控的方法厘定了“黑被子”“白被子”“新被子”的分布。通过对已发现油气田（藏）盖层与成藏的关系、盖层之下油气藏类型的统计分析，认为区域盖层与下伏致密碳酸盐岩构成复式盖层控制主力成藏层位；局部盖层之下的油气藏类型主要受储层渗流能力控制，即局部盖层与均质储层组合表现为构造控藏特点，局部盖层与非均质储层组合表现为大面积准层状分布特点。建议将下古生界碳酸盐岩新区勘探重点方向调整为满西低凸起奥陶系与寒武系盐下白云岩；致密高阻碳酸盐岩的封盖能力存在风险，建议在开发阶段进行精细评价。

以沁水盆地中的暗色页岩为主要研究对象，在盆地北部Y2井、中部Y5井、中南部Y3井3口调查井资料分析、钻孔采样、实验测试等相关工作基础上，分层段系统研究了沁水盆地煤系页岩气有机地球化学及储层物性特征。结果表明：研究区钻孔煤系页岩样TOC平均值大于2.0%，干酪根类型均以Ⅲ型干酪根为主，页岩显微组分主要为镜质组与惰质组，同时页岩有机质热演化程度较高，在地史时期中已有大量的热解气生成。研究区页岩形成于海陆过渡相沉积环境，矿物成分中黏土矿物含量较高，石英含量较低。各层段页岩脆性系数一般在30%~40%之间，脆性系数Ⅳ>III>Ⅰ>Ⅱ；气测异常层、含气层和气层厚度比例分别为30.80%、16.09%和53.11%，气测显示以气层为主，气测显示级别依次为IV>II>III>I。综合煤系页岩有机碳含量、有机质成熟度、页岩有效厚度、脆性特征和含气性特征等参数得出各层段页岩气的勘探开发潜力有利顺序依次为II>IV>III>I。

近期勘探发现，鄂尔多斯盆地杭锦旗地区东胜气田上古生界多口井天然气中氦气含量达到0.1%以上，具有较好的工业开发价值。基于天然气地球化学特征的系统分析，发现氦气含量分布介于0.045%~0.487%之间，氦气以微量组分赋存于以烃类气体为主的烃类—富氦气藏中。杭锦旗地区上古生界煤系烃源岩中U、Th元素含量高于基底岩石，基底岩石中石英砂岩—石英岩U、Th元素含量稍高于片麻岩—花岗片麻岩；研究发现片麻岩—花岗片麻岩解析氦气丰度含量要高于石英砂岩—石英岩，煤系烃源岩解析氦气丰度远低于基底岩石，这主要与其生成的大规模烷烃气的稀释以及地质时代年轻有关，说明烃源岩作为潜在氦源岩所生成的氦气含量较低，无法形成具有工业价值的含氦气藏。东胜气田上古生界天然气伴生氦气³He/⁴He值介于（1.83~6.25）×10^-8之间，系统对比研究发现其来源于基底发育的太古界—中元古界变质岩—花岗岩系，氦气所赋存的天然气为典型煤型气，来源于石炭系—二叠系煤系烃源岩，与伴生氦气具有不同的来源，二者具有异源同储成藏特征，伴生氦气在运移、聚集与成藏过程中与上古生界常规天然气藏的储、盖、圈及运聚组合具有良好的时空配置关系。东胜气田氦气富集主要受基底变质岩—花岗岩系岩相发育和深大断裂展布等双重因素控制，主要分布在二级断裂的沟通氦源岩断裂与四级断裂的输导体系交会处和太古界—中元古界基底岩相发育区，断裂带的展布控制了油气及其伴生氦气藏的空间分布。