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。

塔里木盆地库车坳陷超深层裂缝性致密气藏边底水发育，断裂、裂缝成为水侵的“高速公路”，产生“水封气”效应，降低了气藏采收率，但目前缺乏有效评价方法。为此，在分析气藏水侵特征的基础上，建立考虑裂缝发育规模、外围水体强度两因素的裂缝性气藏水封气动态评价方法，并应用于库车坳陷3个已开发的超深层区块，静动态结合对评价结果的有效性进行验证，针对性地提出了提高气藏采收率的对策。研究结果表明：①裂缝非均匀水侵受构造部位、裂缝发育程度和缝网组合方式共同控制，可划分为3种水侵模式：核部边水沿大裂缝窜进型、翼部边底水沿裂缝侵入型、低部位底水沿裂缝/小断层快速暴性水淹型；②3个典型区块水侵替换系数在0.2~0.3之间，均为次活跃水体气藏，但水封气发生的严重程度差异大，水封气越严重，气藏采收率越低；③对于方向性贯穿大裂缝型气藏，应开展堵水现场实践；对于裂缝密度高的缝网型气藏，温和开采可以控水，早期排水可以减弱水侵的影响，从而提高气藏采收率。结论认为：水封气动态评价新方法可以为库车坳陷超深层气藏裂缝非均匀水侵动态评价和气藏提高采收率提供可靠依据并支撑库车坳陷超深层气田群控水治水政策制定和经济高效开发。

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。

川中北部地区中侏罗统沙溪庙组发育三角洲—河流沉积体系，纵向上发育多期河道砂组，叠置规律复杂，优质储层和富气区分布规律不清。采用“沉积相—物性—含气性”的研究思路，首先明确沙溪庙组砂岩优质储层具有“顶谷底峰”的反射特征；然后厘定23期河道发育期次和边界。结果表明：河道砂组主要由北东向南西条带状展布，河道宽度在100~4 500 m之间；纵横波速度比小于1.68时沙二段河道砂组具有较高的含气概率，富气储层主要分布在河道砂体的边滩部位。研究成果形成了致密河道砂体精细刻画及富气区预测技术流程，为川中北部地区沙溪庙组致密气藏的规模增储和效益上产提供了重要的技术支撑。

鄂尔多斯盆地中东部米探1井在奥陶系马家沟组四段钻获高产工业气流，实现了奥陶系盐下天然气勘探的重大突破，但目前对其成因来源存在争议。实测结果表明，米探1井天然气以烷烃气为主（95.18%），气体干燥系数（C₁/C_1-5）为0.947，非烃气体中H₂S含量为3.49%，还有少量的N₂和CO₂。天然气中甲烷、乙烷、丙烷的碳同位素值分别为-45.5‰、-26.4‰、-24.3‰。基于区域地质背景、潜在烃源岩特征和天然气地球化学特征，认为米探1井天然气为奥陶系盐下碳酸盐岩自生自储的油型气，但其存在甲烷碳同位素组成偏轻和乙烷碳同位素组成具有煤型气特征等地球化学异常。结合生烃热模拟实验和岩石残余气特征认为米探1井特殊的地球化学特征与普遍存在的膏岩关系密切：一方面，普遍存在的膏岩提供了良好的盖层使得很多早期生成的天然气得以留存；另一方面，膏岩的存在促进了H₂S和乙烷等重烃类气体的生成。此外，小于5%的H₂S含量和较高的重烃气体（{\mathrm{C}}_{{\mathrm{2}}^{+}}）含量说明即使发生了硫酸盐热化学还原作用（TSR）也应该不太强烈，此时甲烷不会受到TSR影响，乙烷碳同位素组成可能是识别TSR的敏感指标。

鄂尔多斯盆地低渗岩性气藏改建地下储气库的储层条件多样，封闭条件复杂，局部含硫化氢等，地质评价和建设运行难度大。从储气库选址评价、指标设计、运行优化3个方面对鄂尔多斯盆地低渗岩性气藏改建地下储气库开展研究攻关，总结了低渗岩性气藏型储气库建库设计与运行优化关键技术。通过研究：建立了低渗岩性气藏型储气库选址评价技术与库址筛选指标体系，筛选出建库有利区10块；形成低渗岩性储气库指标设计技术，提升气井注采能力，扩大了运行压力区间，优选注采井型和部署模式，有效支撑了4座储气库优化设计；形成储气库全生命周期运行优化技术，持续提升在役储气库调峰能力，优选硫化氢采气淘洗模式，地质—井筒—地面一体化进行完整性管理与评价，实现了低渗岩性储气库的长期安全运行。3项关键技术成功应用于鄂尔多斯盆地SH、YU、SD和LW储气库的选址、设计与运行，方案设计指标与实际动态评价基本吻合，建成调峰能力7.5×10⁸ m³，实现了8年以上的安全运行。

综合分析四川盆地高石梯—磨溪（高—磨）地区震旦系天然气、储层沥青、流体包裹体组分、硫化物分布及硫同位素特征等，认为高—磨地区震旦系曾发生过硫酸盐热化学还原反应（TSR），但TSR强度整体较弱，且主要受走滑断裂相关的热液流体活动控制。主要证据如下：①高—磨地区及四川盆地周缘震旦系储层中多处发育方铅矿、闪锌矿、黄铁矿、重晶石等硫化物及硫酸盐矿物，硫同位素富重硫特征明显，δ³⁴S值普遍大于12‰，反映研究区内硫化物硫源为海水中硫酸盐，且与TSR有关；②高—磨地区震旦系储层固体沥青S/C值范围为0.031~0.059，具有TSR沥青典型特征；③部分流体包裹体中H₂S含量较高，含单体硫、沥青、方解石子晶的流体包裹体是发生TSR的直接证据；④震旦系气藏中H₂S含量为0.24%~6.8%，平均值为1.22%，为微—高硫化氢气藏，地层中缺乏膏盐岩沉积，且地层水中未见SO₄^2-，与全球发生TSR的高含硫气藏截然不同，说明川中震旦系TSR强度整体较弱；⑤高—磨地区震旦系发现硫化物的井位主要分布在北西、北西西向走滑断裂附近，分布受断裂控制明显，TSR的硫源可能为断层沟通的深部热液流体，TSR主要发育于断层附近，为断控型TSR。四川盆地震旦系储层中烃类发生TSR，产生的H₂S促使了铅锌矿等硫化物矿床的形成，即烃类的聚集、裂解与热液流体活动、TSR及MVT型铅锌矿的形成是紧密相连的，是开展深层有机—无机相互作用研究的理想地区。

碳酸盐岩溶孔发育程度、注气速度是影响气水两相渗流的重要因素，也是目前碳酸盐岩气藏研究的重点。提出采用卷积算法构建岩心尺度的孔隙—溶孔双重介质孔隙网络模型的方法，分析了碳酸盐岩溶孔发育特征。与之前的方法相比，这个方法考虑了气体的压缩性、压力传播过程和时间等影响因素，建立了孔喉特征更为准确的孔隙—溶孔双重介质模型，并通过与实际岩心的气驱水渗流实验结果进行对比，验证了该方法的可靠性，从而能更加准确地从微观孔喉尺度反映注气速度对气水两相渗流的影响。研究结果表明，溶孔越发育，相渗曲线气水两相共渗区越宽，气水同流周期更长；同时注气压力与毛管力和黏性力间的平衡会影响气体波及效率，产生不同的气水空间分布情况、注气流量与注气压力。研究结果为碳酸盐岩气藏的开采提供了更精确的技术支撑和理论指导，对提高碳酸盐岩气藏的开发开采效率具有重要意义。

研究氦在矿物中的初次运移过程是认识氦气成藏机制的基础。研究对氦的产生、扩散和释放过程及主要控制因素进行了系统综述。放射性元素U和Th发生α衰变后，产生的氦在晶格中可发生间隙迁移、与缺陷位复合，并通过自捕陷、迁移合并或热融合方式形成氦泡并长大，氦泡贯通后促进氦释放。氦也可通过α衰变形成的裂变径迹释放。氦源岩组成与晶体结构不同时，矿物对氦的封存能力存在显著差异；高温有利于氦的扩散与氦泡的长大，促进氦的释放；压裂及矿物转化过程也可引起氦的迅速释放。阐明氦初次运移的微观过程与主控因素，可为系统认识氦气的来源、运移聚集等成藏过程，以及氦气成藏理论的建立提供重要的理论基础。

基于近年来的勘探认识，阐述了贵州省煤系气主要发育层系的基本特征，研究了主要层系的煤系气成藏地质条件，分析了不同层系的煤系气勘探潜力。结果表明：二叠系龙潭组和石炭系旧司组是贵州煤系气勘探研究的主要层系。龙潭组广泛发育薄至中厚煤层群，煤阶较高，煤层含气性远高于非煤层，烃源岩空间展布不稳定；不同岩性储层物性差异显著，三角洲相砂岩和泥页岩脆性较弱，潮坪—潟湖相砂岩和泥页岩具有较好脆性；垂向叠置含气系统发育，有利区段优选及合层改造难度较大，合采兼容性问题突出。龙潭组主要发育“源储一体型”独立煤层气藏、“源储紧邻型”煤系气（煤层气+煤系页岩气+煤系致密砂岩气）组合气藏2种主要类型，2种次要气藏类型为“源储一体型”煤系“两气”（煤层气+煤系页岩气）组合气藏、“下生上储型”煤系“两气”（煤层气+煤系致密砂岩气）组合气藏。旧司组发育以页岩为主、薄煤层交互且沉积厚度较大的中等富气储层，各类储集层含气性和脆性中等，均质性相对较好，有利于合层改造，主要发育“源储一体型”独立煤系页岩气藏和“源储一体型”煤系“两气”（煤系页岩气+煤层气）组合气藏2类气藏类型。

准噶尔盆地下二叠统风城组发育一套重要的烃源岩。基于岩心和薄片资料，利用电感耦合等离子质谱计（ICP?MS）和X射线衍射荧光光谱仪（XRF）测试了玛湖凹陷玛页1井风城组25件烃源岩样品的主、微量元素含量。结合前人研究成果，综合研究玛湖凹陷风城组烃源岩沉积古环境。结果表明，玛湖凹陷风城组主要以碎屑岩为主，包括泥岩、灰质泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩以及泥质细砂岩等，风城组的沉积演化可分为5个阶段：第一和第二阶段（风一段沉积期）以蒸发咸化为主；第三和第四阶段（风二段沉积期）在热液作用影响下以钙镁碳酸盐沉积、钠碳酸盐沉积的咸化、碱化为主；第五阶段（风三段沉积期）在火山作用、湿冷气候条件下沉积凝灰质泥岩、陆源碎屑岩，以淡化为主。相应地，玛湖凹陷所发育的湖盆水深呈周期性变化，总体为逐渐变浅，对应的湖水古盐度演化特征为淡—半咸—咸—半咸—淡。古气候演化特征为半干旱—潮湿—半干旱—干旱—半干旱，整体以半干旱—干旱气候为主。风城组碎屑岩的粒度及沉积构造变化可以作为很好的环境指标，沉积作用受火山活动和古气候的控制，热液作用提供了大量营养物质，促进碱湖的形成。

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。

准噶尔盆地是中国西部典型的多烃源叠合盆地，发育石炭系、二叠系佳木河组、二叠系风城组、二叠系下乌尔禾组及侏罗系5套气源岩层系，主要气源岩在盆地内广泛分布，部分地区处于高—过成熟阶段，进入气源岩主生气期，具备勘探大气田的物质基础。准噶尔盆地天然气来源多、混源、成因复杂，常规天然气成因判识指标对部分地区天然气的成因判识不准确。针对这一问题，系统梳理和分析不同层系、不同地区天然气地球化学特征，结合不同烃源岩生烃特征，建立天然气成因判识新图版，据此图版对准噶尔盆地天然气成因进行判识，结果表明：①准噶尔盆地高演化阶段的油型气与低演化阶段的煤型气难以用传统方法界定，无法有效划分天然气类型与成熟度将会影响该地区的气源判识和成因研究工作，需要建立新的判识方法；②建立准噶尔盆地天然气成因及来源判识新图版，能够有效判识不同地区天然气成因及来源，且对低演化阶段煤型气以及高演化阶段油型气较为适用；③西北缘玛湖、沙湾大量存在二叠系风城组及下乌尔禾组油型气，石炭系、二叠系佳木河组、侏罗系烃源岩也有显著贡献；准南以侏罗系煤型气为主，从低成熟气到过成熟气均有分布；准东和腹部以高演化阶段石炭系和侏罗系煤型气为主，并混入了二叠系的油型气。

为查明四川盆地陆相页岩油气地质特征及富集规律，综合采用全岩矿物X射线衍射、有机地球化学、氩离子抛光—扫描电镜、氦气孔隙度、现场含气量测试及地震压力系数预测等多种技术手段，开展了涪陵地区中侏罗统凉高山组页岩油气藏地质特征及富集高产规律研究，指出凉高山组优质页岩层段具有高泥地比、高GR、高TOC、高含气量的特点，提出涪陵地区凉高山组陆相页岩油气富集高产主要受4个因素的控制：①大面积分布的半深湖相页岩是页岩油气成烃控储的基础；②适当的演化程度控制了陆相页岩油气富集成藏；③良好的保存条件是页岩油气富集成藏的关键；④不同尺度微裂缝的发育有利于陆相页岩油气高产。各影响因素中，保存条件和微裂缝的发育对富集高产的影响最大。

煤层气开发中，流入动态是制定合理排采制度的重要依据，能够最大化延长稳产时间，提高最终产量。针对目前无井底压力与多因素的显式方程来评价非稳态流入动态的问题，采用理论推导和多因素拟合方法，建立了井底压力与时间、应力敏感系数、表皮系数、总产量、启动压力梯度的显式计算模型，同时结合生产数据对模型进行验证，并对井底压力的影响因素进行分析。结果表明，从初始生产阶段到压力稳定阶段，所建模型的准确率可达82.3%~94.76%，可有效评价多种因素对产量和井底压力的影响程度，为优化排采制度提供了技术支持。

氦气是天然气中的伴生资源，是重要的稀缺战略物资，但对其富集机理研究却比较薄弱。针对富氦气藏中的氦气如何富集这一备受关注的难点问题，采用地球化学研究方法，在分析中国主要富氦气藏中氦气富集的基础上，认为氦气之所以在少数气藏中富集，是因为气藏额外捕获了古老地层水中释放出的氦气。古老地层水溶解的氦气释放到气藏，是富氦气藏中氦气富集的主要机理。首次提出富氦气藏的形成经历过“多源供氦、主源富氦”的观点，氦源来自烃源岩、储集层中U和Th的放射性衰变，以及地层水中溶解的来自其他岩石U和Th的衰变，主源是古老地层水中溶解的氦气，来自古老地层中U和Th经长时间的衰变积累的水溶氦。当溶有氦气的古老地层水与游离气或气藏相遇，由于水中氦气的分压远高于游离气或气藏中氦气的分压，根据亨利定律，水中的氦气几乎完全可以释放到气藏中，形成富氦气藏。

近年来，鄂尔多斯盆地南部（简称鄂南）古生界天然气勘探取得重要进展，展示了良好的勘探前景，但鄂南古生界天然气成因及气源研究相对薄弱，直接制约了下一步的勘探部署。为此通过系统开展富县古生界天然气组分、烷烃气碳氢同位素、稀有气体组分和同位素等地球化学分析，查明了鄂南富县古生界天然气中甲烷占绝对优势，含有一定量的重烃，非烃气CO₂、N₂含量相对较高，显示其为过成熟阶段生成的干气。鄂南富县古生界天然气以典型油型气为主，煤型气为辅，甲烷和乙烷的碳同位素组成存在倒转现象可能为油型气与煤型气的混合造成，上古生界天然气烷烃气碳同位素组成普遍比下古生界天然气偏重，可能混有相对较多的煤型气。综合运用烃源岩干酪根碳同位素—岩石脱附气碳同位素—天然气乙烷碳同位素、天然气甲烷氢同位素、稀有气体Ar同位素定年等综合地球化学手段，推断出鄂南富县古生界天然气可能主要来源于下古生界马家沟组烃源岩。

鄂尔多斯盆地孕育了中国最大的超大型致密砂岩大气区及目前中国最大的特大型富/含氦气田——东胜气田，也是中国首例特大型致密砂岩富/含氦气田。运用流体包裹体地球化学方法，对比分析流体包裹体气体与现今气藏中天然气组分和同位素差异，揭示了古今天然气地球化学与成藏演化过程及氦气地球化学特征。结果表明，现今气田主要以烃类气体为主，甲烷含量多数为90％~95％；现今气田中天然气δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃、δ¹³C₄值分别为-36.5‰~-28.7‰、-25.3‰~-22.1‰、-27.0‰~-21.8‰、-25.6‰~-20.7‰。气层流体包裹体中δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃值分布区间分别为-42.6‰~-24.6‰、-32.7‰~-18.0‰、-27.6‰~-15.1‰。流体包裹体中烷烃气与非烃气含量变化区间范围较大，主要为气源岩干酪根热降解气。流体包裹体中的烃类气，包含3个阶段捕获的天然气：①浅埋藏过程中，较低成熟烃源岩生成的轻碳同位素天然气；②最大深埋阶段，较高成熟源岩生烃排出的重碳同位素天然气；③抬升阶段，先期聚集的天然气次生调整捕获的轻碳同位素天然气。综合研究认为，上古生界煤系致密砂岩气，在天然气大规模生成、排放和充注过程中，运移方向以垂向运移为主，兼有侧向运移；进入致密砂岩后的二次运移及后期次生调整阶段，具有由南向北、由西向东短距离运移的总体趋势。致密砂岩气田中普遍含氦，总体资源规模巨大，位居中国多个盆地之首。鄂尔多斯盆地氦气为典型壳源成因，呈现弥散式分布、局部富集，氦气分布和富集受古老富U、Th元素基底岩系和深大断裂复合控制。

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。

柴达木盆地古近系古始新统路乐河组和渐新统下干柴沟组古环境和古气候具有较高的研究价值。以柴达木盆地北缘为例，运用稀土元素测试数据，探讨古近系路乐河组和下干柴沟组沉积源区的构造背景、古气候和古氧化还原条件，揭示其古环境和古气候变化规律。研究表明：古近系路乐河组和下干柴沟组的样品具有明显的Eu负异常及轻微的Ce负异常，氧化还原指标δCe<0.95、Ce_anom<0和U/Th<0.75一致指示氧化条件；古气候指标ΣREE值为63.38~170.88、Eu负异常和Rb/Sr值（平均值为0.44），均指示温暖湿润气候；Sm/Nd值为0.18~0.28，表明其物质来源于上地壳，（La/Yb）_N-ΣREE的对应关系反映沉积物主要来源于沉积岩。

为研究贵州西部上二叠统煤层气地球化学特征、成因类型及其成藏意义，整理、分析了六盘水、毕节和遵义地区共18口井的取心分析化验资料，包括含气量、气体组分、稳定同位素和等温吸附等。结果显示：煤层平均含气量为14 m³/t；煤层气甲烷平均浓度为96.12%，干气特征明显。甲烷碳同位素δ¹³C₁（PDB，下同）值主要位于-36‰~-34‰之间，受热演化分馏作用影响，随R_O，max值增大而变大。煤层气在Whiticar成因图版中主要位于热成因扩散运移分馏区。与含气饱和度相比，吸附饱和度（V/V_L）能更好地表征煤层气保存条件和解吸逸散程度，其值与δ¹³C₁存在很好的负相关关系，主要机理为煤层气的解吸分馏作用，该机理还很好地解释了煤层气向斜控气规律。

近年来柴达木盆地北缘（柴北缘）发现了较好的氦气资源前景，其中马北、东坪气田、团鱼山、全吉山及尖北等地区发现较高氦含量的富氦天然气（氦气含量为0.013%~1.14%，平均含量为0.33%）。综合前人研究资料系统梳理了柴北缘地区富氦天然气的组分特征、分布特征、成因特征及成藏条件，提出了柴北缘地区的氦气成藏模式。研究该地区富氦天然气的横向及纵向分布特征得出：在横向上，柴北缘地区全吉山煤田平均氦气含量最高（1.074%），其次是团鱼山煤田（0.678%），之后依次是东坪（0.28%）、马北（0.261%）、尖北（0.24%）、牛东（0.015%）气田；在纵向上，古近系路乐河组（E₁₊₂）和侏罗系（J）2套层位平均氦含量最高，分别为0.61%和0.43%，能够作为主要的氦气勘探开发层系。此外，柴北缘地区天然气中的氦气主要富集在埋深3 000 m以内的中浅层。根据同位素研究得到柴北缘地区氦气主要为壳源氦成因，是基底的元古宇—奥陶系花岗岩、变质岩系及铀矿等放射性矿物通过U、Th放射性衰变产生，以断裂为运移通道伴随着地下水和天然气在自生自储型和连续运移型2种成藏模式下聚集成藏，其中自生自储型运移成藏模式是氦气以游离态伴随天然气在基岩储集空间或运移至基岩顶部半风化壳中保存的过程，连续运移型成藏模式是氦气以水溶相态运移到地表形成连续供给型的氦源。

准噶尔盆地盆1井西凹陷东斜坡前哨2井在侏罗系三工河组获高产工业气流，开辟了斜坡区三工河组天然气勘探高效领域。为进一步明确该区三工河组油气藏主控因素和油气富集规律，深化三工河组油气勘探，在已钻探井基础上，综合应用岩心、实验分析和地震等资料，对三工河组油气藏类型、成藏特征和控制因素进行研究。结果表明：东斜坡侏罗系三工河组油气主要来源于盆1井西凹陷二叠系下乌尔禾组烃源岩；该区发育深、中、浅3期断裂，垂向上呈“Y”字型组合，配置关系良好，为油气从深层向浅层侏罗系运移提供了良好的输导条件，海西期大型断裂带控制了侏罗系油气的平面分布；三工河组油气藏类型为构造岩性和岩性型油气藏，受古地貌、沉积相带和断裂等因素共同控制，具有“烃源岩供烃、多期断裂接力输导、古地貌控带、凹槽控砂、断裂—砂体控藏”的成藏特征。

以柴达木盆地第四系疏松砂岩气藏为研究对象，根据气藏纵向多层强非均质、边水活跃等特征，建立多层边水水侵气藏开采物理模拟实验方法。选用气藏天然岩心进行“串并联”组合构建实验模型再现气藏多层地质特征，通过室内仿真模拟气藏衰竭开采全过程，实现气藏无水侵、水侵无绕流和水侵绕流3种情景下一井四层合采生产模拟研究。可视化监测恒压边水水体沿不同渗透率储层水侵过程，分析了气井配产大小对水侵路径及水侵前缘推进速度的影响，明确了边水非均匀水侵发生后对气藏产能、采收率以及残余气赋存特征的影响，揭示了该类气藏边水沿高渗层非均匀突进和水封气形成的机理，为该类气田制定合理控水开发措施提供依据。

四川盆地高石梯—磨溪震旦系灯影组二段（灯二段）气藏开发资源潜力大，是中国石油西南油气田公司“十四五”全面上产500亿的重要上产领域。灯二段储层总体具有低孔低渗特征，局部发育高孔渗段。储集空间主要包括溶洞、溶孔、裂缝等类型，储层下部发育底水，具统一气水界面（-5 150 m）。针对此类低孔低渗碳酸盐岩气藏，需以深度酸压改造来提高单井产量，但灯二段储层存在高角度裂缝局部发育、段间应力差较小、改造段距离气水界面近等改造难点，酸压裂缝高度难以控制从而极易沟通下部水层，导致改造后产水而影响气井产能。为探究酸压裂缝高度控制方法，建立了酸压裂缝拟三维扩展模型，考虑裂缝高度延伸过程中纵向压降对缝高扩展的影响，开展了酸压裂缝高度的地质与工程影响因素模拟研究。模拟结果表明：段间应力差和酸压排量为酸压裂缝高度延伸的主控因素，且应力差对裂缝高度的影响最大，其次为储隔层厚度及工作液黏度。根据模型结果，明确了酸压裂缝高度主控因素，构建了不同储层特征的控裂缝高度酸压技术对策，优化了控裂缝高度酸压设计参数，在有效控制酸压裂缝高度的前提下，最大化提高单井产量，避免改造后见水，为底水气藏深度酸压技术提供了理论指导。

氦是目前已知的熔点、沸点最低的惰性气体元素，物理性质极为特殊，被广泛应用在诸多高精尖领域。中国的氦气资源主要依赖进口，但是近些年随着国内氦气需求量的持续增加、氦气进口价格的升高以及国外主要氦气生产国出口政策的收紧，中国面临严峻的氦气资源安全形势，急需对国内氦气资源的分布特征、成藏模式和控制因素开展深入研究。为此系统调研了中国10个含油气盆地的含氦情况，对氦气分布的地区特征、地层时代特征以及氦气成藏模式进行了总结，中国富氦盆地横向分布广泛且具有明显的分区特征，东部与中西部含氦盆地差异显著，东部含氦盆地有壳源氦和壳幔混合型氦并以后者为主，主要受构造因素和幔源流体的控制；中西部含氦盆地以壳源氦为主。纵向上氦气在各地层时代中均有分布，氦气含量具有“两头高、中间低”的特征。明确了氦源岩、构造因素、运移载体和封盖条件在氦气成藏中的控制作用，并据此总结出中国东部含氦盆地和中西部含氦盆地的氦气成藏模式，根据氦气成藏中存在的2组相互制约关系：气藏生成强弱的相互制约、构造活动性强弱的相互制约，指出“通量差”是氦气成藏的关键参数。对中国氦气资源勘探开发提出如下建议：围绕东部壳幔混合型氦气资源开展资源量评估工作，对中西部含氦气田应当加快氦气分离、提氦装备的建设，推进氦气资源的工业开发，同时，进一步提高对非常规气藏中氦气储量评估工作的重视程度。

随着近年来海上气藏勘探深度的增加，越来越多的超高温高压凝析气藏被发现。这些高温高压凝析气藏在生产后期凝析水产量大幅上升，给生产动态分析和地面凝析水的处理增加了难度。针对南海异常高压高温凝析气藏的3个井区开展了开发过程中PVT水气比变化实验，和随气藏压力下降时长岩心中地层水蒸发实验，对比了3个井区随气藏压力下降时凝析水气比的差异，讨论了地层温度下PVT测试和长岩心测试所获得的凝析水气比的变化特点，分析了模拟储层条件的长岩心中地层水蒸发比PVT筒中高的机理，建立了预测高温凝析气藏凝析水气比的模拟方法，并进行了实例对比验证。研究表明：高温高压凝析气藏地层中水蒸发比PVT筒中高的根本原因是储层中微小孔径使凝析气各组分的临界性质受孔径影响发生了偏移，不仅会导致在多孔介质中凝析气的两相区收缩，而且使地层水的饱和蒸汽压升高，使地层水向凝析气中传质增强；所建立的高温凝析气藏地层水蒸发模拟预测方法可以准确预测凝析水产出变化。

碳酸盐岩储层内部跨尺度储渗介质横纵交错分布，非均质性极强，气井产气规律复杂。因此，有必要在把握储层渗流规律的基础上，通过室内物理实验和数学模型计算相结合的方式探讨气井产能主控因素。为此，首先开展了原始储层条件下气体渗流实验，然后有针对性地开展了拟启动压力测定实验、高速非达西系数测定实验和应力敏感性实验，最后建立起综合考虑高速非达西效应、低速非达西效应和应力敏感性的三项式产能方程。数值计算结果表明：①气井产能高低与储层类型直接相关，缝洞型储层是最优质储层，孔隙型储层虽然渗流能力最弱，但是仍然具备一定的开采价值；②缝洞型储层需同时考虑应力敏感性和高速非达西效应，两者共同作用导致的产能损失高达41.82%；③孔洞型储层的低速非达西效应微弱，若只考虑应力敏感性，由此产生的产能损失为12.53%；④孔隙型储层应力敏感性微弱，若只考虑低速非达西效应，由此产生的产能损失为23.42%。上述研究成果对于四川盆地安岳气田灯影组气藏气井合理配产和气藏生产开发动态预测具有重要的指导意义。

为明确有机质及矿物成分对鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）泥页岩储层孔隙结构的影响，利用氩离子抛光—场发射扫描电镜、低压氮气吸附实验，表征长7段泥页岩储层孔隙结构特征，并结合全岩矿物组分及有机地球化学实验，分析长7段泥页岩孔隙结构的主控因素。结果表明：长7段泥页岩主要发育黏土矿物晶间孔、粒间孔，可见少量有机质孔、溶蚀孔及微裂缝，其氮气吸附等温线均为Ⅱ型等温线，兼具有H₃及H₄型滞后环特征，表明泥页岩孔隙的中孔较为发育，孔隙形态呈平行片状及墨水瓶状。泥页岩孔隙结构受控于有机质、黏土矿物、石英、长石和黄铁矿，其中黏土矿物相转化在其矿物晶体层间形成大量微孔及中孔，是研究区泥页岩孔隙的主要来源；有机质生成的液态烃和固体沥青及自形单晶黄铁矿充填无机矿物孔隙，一定程度上减少了长7段泥页岩的孔隙空间。研究结果可以为认识长7段泥页岩孔隙结构特征及控制因素提供新的参考。

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。

鄂尔多斯盆地临兴地区X区块石盒子组主要发育辫状河三角洲平原亚相沉积，分流河道微相致密储层蕴含着丰富的天然气资源，是目前研究区开发的热点。研究区分流河道砂体横向摆动快、沉积厚度薄、岩性及物性横向变化明显，因此，开展分流河道砂体精细刻画及产能差异分析是井位部署的重要依据。基于岩心、薄片、测井等多种资料，建立了分流河道内部不同叠置样式砂体识别图版，形成3种砂体叠置样式的分类体系：单期孤立型、多期叠置型以及多期互层型。并从地震正演入手，剖析了不同叠置样式砂体的地震响应特征，其中单期孤立型砂体平面规模较小，地震上表现为中低频—透镜状强反射特征；多期叠置型以及多期互层型砂体由于单期砂体横向迁移、垂向叠置，平面规模较大，前者地震相表现为高连续—中低频—强反射特征，后者地震相表现为中低连续—中高频—中弱反射特征；最后根据已钻井测井解释资料，综合对比了不同叠置样式砂体的累计气层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度以及测试无阻流量等参数，发现单期孤立型砂体顶底发育厚层泥岩段，砂体封闭条件好且内部隔夹层不发育，含气饱和度高，测试后多具自然产能，产水量小，潜力巨大。

脱羟基维生素E类化合物是一类通常作为未熟—低熟源岩或原油可靠标志的生物标志化合物。然而，在渤海湾盆地东濮凹陷南部马厂地区成熟原油中检测出了较为丰富的脱羟基维生素E类化合物。为了探究成熟原油中脱羟基维生素E类化合物的富集成因模式，详细地分析了其在原油样品中的分布特征，并充分结合马厂地区的构造演化特征、烃源岩分布与热演化史、原油样品的其他有机分子化合物特征以及原油围岩的黏土矿物组合与催化特征，总结出2种成因模式：一是成熟原油中混入了少量携带着脱羟基维生素E类化合物的未熟—低熟可溶物；二是储层中黏土矿物的演化机制降低了脱羟基维生素E类化合物的分解速率和程度。

根据油气井实际生产过程中普遍存在近似先定产降压、再定压降产的生产特征，开展在有界储层拟稳态阶段改用定压生产模式的产量递减模型研究，为明确油气井产量递减的渗流机理提供一种新的理论依据。依托Hiles and Mott模型，通过理论推导建立了有界储层在拟稳态阶段定压生产的产量递减模型。结果表明：该模型形式上与Arps递减模型具有一致性，但相比Arps产量递减模型，该模型更具一般性，即当Hiles and Mott指数为1时，流体渗流遵循达西定律，拟稳态阶段改变生产方式为定压生产情况下，油气井产量递减遵行指数递减；当Hiles and Mott指数在0.5~1区间时，流体渗流表现为高速非达西渗流，递减模型为幂律递减；当Hiles and Mott指数为0.5时，遵行直线递减模型；当Hiles and Mott指数大于1时，流体渗流为非达西低速渗流条件下，产量递减模型转化为双曲递减模型，并且用Arps形式表征的3个参数之间具有非线性相关性，且满足质量守恒定律，特别是当Hiles and Mott指数趋于无限大时，油气井产量递减模型无限接近于Arps递减模型的调和递减。这就为有界储层采用Arps递减模型开展油气井动态诊断赋予了渗流机理解释，解释了Arps递减模型质量不守恒和调和递减累计产量模型无界性的原因，对深入与扩展Arps产量递减模型的应用具有重要理论意义，也为利用产量递减模型开展储层参数反演提供了科学依据。

中国西部叠合盆地古老深层碳酸盐岩成岩演化特征复杂，有效定量研究其油气成藏过程是一项关键性技术难题。碳酸盐矿物激光原位U—Pb定年受矿物低放射性元素丰度制约的同时，普遍存在微量元素分馏、质量歧视、普通铅校正等缺点，基于高质量标样、²⁰⁷Pb⁃和²⁰⁸Pb⁃校正方法等能有效降低其U—Pb年龄误差值。为有效进行古老碳酸盐岩油气成藏期次年代学研究，采取烃类包裹体赋存碳酸盐矿物U—Pb定年“五步法”分析过程，包括岩心观察、同位制片、显微无损观测分析、原位主—微量元素测试和激光U—Pb定年，能够有效指导定量成藏年代学过程中点位选取，最大限度降低矿物微量元素非均一性等缺陷对测试结果的影响。川中地区震旦系灯影组成藏期次定量化研究表明：灯影组储层流体活动可分为粉晶白云岩/栉壳状白云石（509±38 Ma）→第一期沥青→中—粗晶白云石（453±52 Ma）→鞍形白云石/萤石（240±34 Ma）→第二期沥青→石英多期充注过程。进一步综合研究表明，川中地区筇竹寺组烃源岩历经早寒武世—中奥陶世、早二叠世—三叠纪多期生烃过程，灯影组储层内油气历经早寒武世—中奥陶世、早二叠世—三叠纪幕式油气充注过程，以及侏罗纪—白垩纪原油原位裂解生气成藏过程。

氦气是重要的稀有战略资源，目前主要来自天然气。氦气如何在气藏中富集是当前研究热点，也是氦气勘探迫切需要解决的关键问题。在柴达木盆地、四川盆地和准噶尔盆地采集天然气样品进行氦气和氮气含量测试及分析，并结合对其他国内外主要富氦气田天然气组分和氦气含量研究，发现富氦气田中氦气含量与氮气具有很好的相关性。不仅如此，一些贫氦气田也存在该现象。据此，提出氦气富集与氮气具有耦合作用，二者同时在天然气中富集，都与地下水有关，可能来自相同的源岩。氦气与氮气耦合关系的提出，或许能够真正找到氦气富集的奥秘，为寻找富氦资源打开新思路，为氦气富集理论提供依据。

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。

当前研究发现，氦气的成藏与天然气具有耦合效应，二者表现为异生同储关系，但氦气的成藏理论尚不完善。研究从氦源岩、运移方式等方面入手，剖析鄂尔多斯盆地东胜与大牛地气田氦气成藏差异性，研究表明：①2个气田主要氦源均为基底岩石氦气，东胜气田可能氦源岩有富U、Th的基底岩石、煤层，大牛地气田可能氦源岩有基底岩石、煤层与铝土岩层；②东胜气田内部发育连通基底的断裂，为烷烃气与氦气运移提供通道，大牛地气田下方也存在基底断裂，但气田内部靠生烃作用产生的微裂缝进行运移；③对比二者成藏模式，认为连通基底与储层的深大断裂对于氦气成藏具有促进作用。

致密凝灰质砂岩作为一种特殊的致密砂岩类型，其孔隙结构、孔隙度—渗透率配置关系与普通致密砂岩相比有较大差异，沿用常规传统致密砂岩储层分类方法难以满足该类储层分类评价的需要。以松辽盆地南部德惠断陷营城组致密凝灰质砂岩为研究对象，以核磁共振和压汞实验为主要手段，探究了致密凝灰质砂岩储层孔隙结构特征，分析对比了其与常规致密砂岩孔隙结构的区别。运用相关性分析法，综合考虑储层的渗流能力和有效储集能力，优选出R₅₀（进汞饱和度为50%时所对应的喉道半径）和可动流体饱和度，建立针对致密凝灰质砂岩的储层分类标准。结果表明：该区优质储层主要发育粒间、粒内溶蚀孔等较大尺度有效孔隙，具有明显偏右的T₂谱峰值，可动流体饱和度较高；储层主要发育凝灰质溶蚀孔、晶间孔等小尺度孔隙，具有明显偏左的T₂谱峰值。以高压压汞和恒速压汞为手段分析孔隙结构特征，识别出大孔—细喉、中孔—细喉、中孔—微喉和小孔—微喉4类典型压汞曲线，对应的凝灰质含量逐渐升高，分析认为凝灰质堵塞关键喉道进而降低渗透率是造成孔渗相关性差的主要原因。结合微观评价参数对致密凝灰质储层和常规致密储层进行对比，发现致密凝灰质储层发育更多小孔，孔渗相关性比常规致密储层更差，核磁共振T₂谱与压汞曲线显示出凝灰质储层的有效储集能力和孔隙连通性都不如常规致密储层。运用R₅₀与可动流体饱和度新建储层分类标准，将致密凝灰质砂岩储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层和干层，分类结果与现场试气结果吻合度较高。

页岩气资源落实是中国未来天然气产量增长的最现实领域，页岩气资源/储量作为页岩气开发的基础，是页岩气开发方案编制、规划战略制定等的重要依据之一。现行页岩气资源/储量计算方法中普遍采用体积法计算吸附气储量和容积法计算游离气储量，但2种方法都没有考虑到吸附气和游离气共同储集在页岩微观孔隙中的情景，因此在游离气计算过程中应该扣除吸附气所占的孔隙体积。在页岩储层孔隙结构与页岩气赋存状态分析的基础上，建立了新的页岩孔隙与页岩气赋存状态模型和页岩气储层岩石物理模型，并进一步据此建立了符合页岩气储集特征的资源/储量计算的新方法。以四川盆地南部泸州海相和鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气评价井为例，对比了新方法与现行常规方法计算结果的差异性，现行方法高估了页岩气地质储量20%以上。与海相页岩相比，海陆过渡相页岩总孔隙度偏低，扣除吸附气所占孔隙空间，游离气含量占比仅为12%，游离气含量偏低成为单井产量偏低的原因之一。