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。

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。

页岩气井距设计与优化是评价页岩气开发效果的重要指标。在理论认识的基础上，根据类比法、数值模拟、经济评价方法论证，形成了从井间干扰模拟、动态数据诊断到多井生产模拟、井距优化的完整工作流程：①通过建立压力探测边界传播模型，模拟不同连通条件下井间干扰响应程度；②基于井间干扰响应规律，根据气井生产动态数据演绎识别、诊断井间干扰；③以地质解释和动态分析结果为基础参数，建立气藏体积压裂多井数值模型，模拟气田生产动态，结合净现值模型优化井距。以长宁国家级页岩气示范区宁201井区为例，模拟表明，减小井距可使得井间干扰提前发生，同时也提高区块整体采收率；基于目前的压裂规模和参数体系，300~400 m井距可进一步优化至260~320 m，单位面积内井数增加20%~30%，区块储量采收率提高10%左右；区块整体净现值随着生产年限不断增加，但对应的最优井距结果不随生产周期的改变而改变。

塔里木盆地秋里塔格构造带中秋—东秋段新近系、古近系中广泛发育着厚层膏盐岩，但由于膏盐层分布的差异性造成了中秋、东秋盐下层和盐上层分别具有不同的构造样式和变形机理。在二维、三维地震资料解释的基础上，以前陆盆地系统体系为理论基础，开展中秋—东秋段构造样式的精细分析。通过地震精细解释、已钻井和膏盐层分布的综合分析，认为中秋段处于库姆格列木群膏盐岩和吉迪克组膏盐岩交会叠置区，盐下发育滑脱逆冲叠瓦构造，盐上发育反冲构造；东秋段发育吉迪克组膏盐岩，盐下发育大型宽缓背斜，盐上层发育滑脱逆冲构造，形成单斜或断背斜构造。采用离散元数值模拟手段，利用单因素变量方法，通过4组对比模拟实验，探讨中秋、东秋盐构造变形机理。离散元数值模拟结果表明：盐岩展布形态、同构造沉积、基底先存断裂等因素，是中秋—东秋段盐构造变形的控制因素。盐层的展布、叠置关系显著影响盐下构造变形，盐层发育区形成多排逆冲断裂，盐层不发育区构造整体抬升，逆冲断裂断穿上部岩层；同构造沉积减弱了盐下构造变形强度，对构造形态有一定影响；先存断裂主要影响盐下构造样式及挤压端垂向隆升幅度。

为研究页岩气藏开发过程中页岩基质传输能力动态变化特征，基于Langmuir滑移理论、岩石物性、流体物性及赋存特征，建立了考虑吸附—解吸效应、应力敏感效应、含水饱和度及真实气体效应等多种因素综合影响的页岩基质表观渗透率模型。基于实验和LBM模拟数据验证了建立的表观渗透率模型的可靠性，同时分析了各因素对页岩基质表观渗透率的影响。敏感性因素分析表明：页岩气藏降压开发过程中，基质表观渗透率先降低后升高；除滑脱效应和孔径外，应力敏感效应和储层束缚水是基质表观渗透率的主要影响因素，两者都对页岩基质渗流能力产生不利影响，对表观渗透率的影响都是贯穿整个生产阶段；页岩基质表观渗透率随着渗透率应力敏感系数的增大而减小，随着含水饱和度增加而减小。当含水饱和度达到0.3时，基质表观渗透率在两者共同影响下降低幅度达到87.56%。

渭河盆地地热水伴生气中氦气含量异常高，引起了国内学者的普遍关注，而伴生气中天然气成因及氦气富集机理是核心科学问题。采集渭河盆地典型井地热水伴生气样品，系统开展天然气组分、碳氢同位素组成及稀有气体氦、氩同位素比值分析。结果表明，渭河盆地地热水伴生天然气主体为煤成气，碳氢同位素组成与鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤成气相似，主要来自上古生界煤系烃源岩；部分为生物气，来自新近系张家坡组泥岩的贡献。伴生气中稀有气体氦同位素比值显示，渭河盆地氦气主要为壳源氦，主要来自基岩中U、Th的放射性衰变。渭河盆地地热水中氦气与天然气可能是同源或异源，地热水伴生气中氦气百分含量虽高，但天然气和氦气的总体含量很低，现阶段以地热水为载体的氦气资源仍然不具有工业价值。按照天然气资源的勘探思路，在渭河盆地寻找天然气藏，可能是实现氦气规模建产的有效手段。

四川盆地东部沙坪场石炭系气藏为裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏，储量规模大，储层埋藏深，裂缝发育，非均质性强，具有中低孔中低渗的特征。气藏目前已到开发中后期，为适应我国储气库大规模建设的需要，通过前期库址筛选，认为具有改建储气库的可能，但需要进一步开展评价研究，尤其是储气库交替大吞大吐的生产条件下，储层物性与渗流特征的变化需要加强研究。通过系列实验，结合现场生产测试数据，建立了交变压力下的储层应力敏感性研究方法，分析气藏开发地层压力下降后储层物性变化特征，以及改建储气库后在交变压力下的物性变化规律。结果表明，沙坪场石炭系储层的渗透率与有效压力成幂函数关系，裂缝型储层应力敏感性较强，气藏由原始地层压力约55 MPa下降到目前约10 MPa，3类储层渗透率具有不同程度下降，孔隙型、孔（洞）缝型、裂缝型分别下降了约5%、15%和41%；而作为储气库后假设在30~55 MPa之间运行，则其渗透率变化在3%~28%之间。

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。

致密气储层气水关系复杂，气井产能会随着气井见水而迅速降低。为明确致密气储层流体赋存与气水共渗规律，以定北区块和大牛地区块致密气储层为研究对象，采用渗吸、离心、核磁共振和气水驱替等实验方法，研究压裂过程中流体含量变化、动态分布以及生产过程中气水两相共渗规律。结果表明：在压裂过程中，致密气储层岩心对压裂液的自发渗吸先快后慢，流体先进入较小孔隙中，流体分布随渗吸时间增大而更加集中。在返排过程中，较大孔隙中的流体在返排时优先排出，存在可动流体向束缚流体的转变。同时还分析了储层物性参数与流体赋存的关系，渗吸量、返排率与岩石物性存在正相关关系。定北区块气水相渗曲线束缚水饱和度大，共渗区小，在生产过程中储层内气水两相干扰严重，见水后气相相对渗透率迅速降低。

鄂尔多斯盆地长7段页岩油主要发育陆相半深湖—深湖重力流沉积，具有单砂体厚度薄、横向连续性差、非均质性强、储层致密、地层压力系数低等特征，与北美海相页岩层系相比，具有独特性，开发难度更大，陆相页岩油能否成为保障国家能源安全的重大接替领域，成为关注的重点。经过多年的攻关研究与现场实践，基于鄂尔多斯盆地长7段页岩油强非均质、低压等的独特性，提出了长7段页岩油“体积开发”理论，通过页岩油水平井多段压裂形成复杂缝网系统，形成了多尺度人工裂缝与基质间的非线性渗流和渗吸置换的复合渗流模式，大幅度改善了储层流体渗流环境，构建了“人工油气藏”；以“体积开发”理论为基础，创立了以“长水平井、小井距、大井丛、立体式、细分切割体积压裂”为核心的体积开发关键技术，使长7段页岩油得到商业化开发，快速建成了年产量达100×10⁴ t的页岩油开发示范区，对国内陆相页岩油气资源的整体动用，能够提供较好的理论依据和技术支撑，起到了引领示范作用。

在含油气盆地演化史研究中，油气运移是一个复杂的过程，由于遗留下的踪迹较少，难以对其进行模拟，又涉及多个学科，因此油气运移路径示踪一直是油气成藏研究中的难题。油气运聚成藏定位技术，即对油气运移的示踪以及聚集空间分布的预测，是研究油气从生烃、运移、聚集及保存等一系列过程中非常关键的技术，无论是对优选勘探目标、重建油气藏形成演化过程、预测油气富集区，还是对丰富与深化油气成藏理论都具有非常重要的实践意义和理论意义。近年来国内外学者在油气运移方面投入了大量研究工作，取得了丰硕的成果，但是其中部分示踪方法的研究仍是石油地质研究中的薄弱环节，有待进一步探索。基于前人的一些主要成果，对油气成藏定位进行系统梳理和综述，认为油气成藏定位主要经历2个阶段，从定性描述阶段发展到定量刻画阶段，并尝试将油气运移示踪的方法分为4个大类。

深层页岩气资源丰富，勘探开发潜力大，但在复杂地质演变过程中，其储层物质组成、力学性质和相态赋存等发生了变化，具有一定特殊性，对储层孔隙发育产生重要影响。以四川盆地泸州区块五峰组—龙马溪组深层页岩为例，基于储层物质组成和孔隙结构表征等实验，获取储层的物质组成和储集空间特征，研究储层物质演化规律及其孔隙贡献。结果表明：①垂向上由浅至深，五峰组—龙马溪组页岩有机质含量先增高后降低；储层矿物组成以石英和黏土矿物为主，其他矿物包括长石、碳酸盐矿物和黄铁矿。②龙马溪组有机质孔隙贡献随埋藏深度增加总体上表现出增大的趋势，至五峰组孔隙贡献随埋深增加而减小，黏土矿物孔隙贡献变化趋势与有机质相反。③石英及黄铁矿等质地坚硬的矿物具有“抗压保孔”作用，是五峰组—龙马溪组底部有机质孔隙保存的关键因素。④区内五峰组上部—龙一₁亚段是研究区内开发优质层段，其中五峰组上部—龙一₁³小层为Ⅰ类储层。为实现经济开发，建议针对深层储层高温压和大抗拉强度等特点，优化压裂技术方案。

利用岩心观察和描述、镜下鉴定、碳氧同位素分析等手段，结合研究区沉积环境和构造背景，对研究区侏罗系—新近系储层砂岩中碳酸盐胶结物的类型、期次、分布形态、地球化学特征、成因机制等方面进行了详细的研究。结果显示：柴北缘腹部地区中新生界砂岩主要胶结物类型为碳酸盐胶结，胶结物分为早、中、晚3期，早期碳酸盐胶结物包括方解石、白云石、菱铁矿，中期主要是方解石和含铁方解石，晚期为含铁白云石。侏罗纪柴北缘腹部地区经历了由封闭咸湖向开放型湖盆的转变过程，δ¹³C值为-16.77‰~8.01‰和δ¹⁸O值为-18.52‰~-8.34‰，古盐度值（Z）和古温度分别为86.50~133.72 ℃和67.81~142.19 ℃，成岩阶段处于早成岩阶段B期—中成岩阶段B期。古近系（E₁₊₂、E₃¹、E₃²）形成于开放水体环境，δ¹³C值为-8.71‰~-2.40‰，δ¹⁸O值为-16.62‰~-8.77‰，古盐度和古温度分别为102.85~116.16 ℃和63.03~117.28 ℃，成岩阶段为早成岩阶段B期—中成岩阶段A期。新近系上干柴沟组（N₁）和下油砂山组（N₂¹）也形成于开放水体环境，δ¹³C值为 -6.81‰~ -3.80‰和δ¹⁸O值为-12.73‰~-6.13‰，古盐度和古温度值分别为107.65~114.89 ℃和25.54~88.93 ℃，成岩演化阶段处于早成岩阶段A期—早成岩阶段B期。不同层位碳、氧同位素含量基本呈现出相同的变化趋势，但是仍存在个别点呈现相反的趋势，可能与大气淡水有关。其碳酸盐胶结物成因机制既包括有机成因也包括无机成因，早期主要受大气淡水淋滤作用，中期主要是有机质热解脱羧作用提供碳源，晚期主要为生物成因碳酸盐，同时也含有少量有机碳源。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

通过典型钻井天然气组分、轻烃、碳同位素以及烃源岩抽提轻烃的系统测试，研究了四川盆地西部致密砂岩气的成因类型和来源。研究表明，研究区致密砂岩气以煤型气为主，须二段（T₃x²）存在部分混合气。天然气来源具有下生上储的特征，其中须二段（T₃x²）天然气主要来源于须二段（T₃x²）自身的烃源岩以及下伏小塘子-马鞍塘组（T₃m+t）烃源岩，须四段（T₃x⁴）天然气主要来源于须三段（T₃x³）烃源岩，天然气运移距离短；而侏罗系天然气则主要来源于下伏须五段（T₃x⁵）烃源岩以及须家河组早期气藏的贡献，天然气运移距离长。在此基础上，优选了3组9类天然气运移地球化学指标，分别为：①天然气运移方向和距离指标为甲烷含量［W（CH₄）］、乙烷含量［W（C₂H₆）］、非烃含量［W（CO₂）］，［W（N₂）］、甲烷碳同位素（δ¹³C₁）；②天然气运移相态指标为苯/正己烷、苯/环己烷；③天然气运移通道指标为iC₄/nC₄和iC₅/nC₅。对研究区陆相天然气的运移进行了示踪，明确了研究区致密砂岩气的运移方向、运移相态以及运移通道。结果表明：研究区上侏罗统天然气主要由下部须家河组天然气沿高速优势通道窜层渗流运移而来，断裂是其最重要的运移通道；中侏罗统部分天然气由须家河组气源沿高速运移通道运移而来，而部分天然气为下部气源以水溶相的方式运移聚集成藏；须四段（T₃x⁴）天然气成藏时，储层相对致密，运移通道发育不佳，天然气以扩散相短距离运移为主；须二段（T₃x²）天然气主要通过断裂及其伴生裂缝以游离相和水溶相短距离运移为主。

鄂尔多斯盆地中生界延长组发育多套烃源层，目前认为长7段烃源层为延长组产油层的主力烃源层，但对其他烃源层的生排烃以及烃源层的成藏贡献缺少评价手段。通过盆地模拟手段，依据大量基础地质资料和勘探成果，建立地质体模型和热史模型，开展基于地质约束下的延长组多烃源层生排烃以及成藏模拟研究。结果表明延长组各烃源岩生烃转换率主体分布于45%~75%之间，仍具有较大生烃潜力，具备开展页岩油原位开采的地质条件。当前累计生烃量达1 233×10⁸ t、排烃900×10⁸ t，主要以{\mathrm{C}}_{{\mathrm{14}}^{+}}的重质烃类为主。烃类大量生成期和排烃期均集中在早白垩世，占总生排烃量的68%~82%。成藏模拟结果揭示白垩系沉积之前延长组各地层只有少量烃类充注，早白垩世为烃类充注成藏的关键时期。各烃源层上下呈“近源成藏”的特征，盆地模拟结果与盆地探明油藏和预测油藏分布范围具有较高的吻合程度。研究提出将“长7段主力烃源层多层系立体勘探”模式跨越到“多烃源层近源成藏”模式，助推鄂尔多斯盆地中生界延长组页岩油和新区新层系的石油勘探。

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。

塔里木盆地库车坳陷油气资源埋藏深度大，储层非均质性强、井间产能差异大。现今地应力对储层品质具有重要影响和控制，但当前研究方法存在不足。为了革新储层评价的理论认识与技术方法，从地应力角度出发，基于岩石测试和测井数据，结合区域演化和构造变形综合分析，开展系统的地质力学研究，并提出了量化表征应力集中的参数，实现有利区带的优选。结果表明：①现今地应力及其控制下的裂缝渗透性是决定超深层产能的重要因素，低应力和裂缝活动性好的位置是有利优选区，要避免以井壁连续崩落为特征的局部应力集中区这类不利位置；②“强应力”由地应力和岩石强度之间“博弈”导致，根据二者平衡关系确定的应力集中参数有效表征了“强应力”的分布，将地应力影响下的相关参数纳入储层品质评价提高了储层分级的精度；③宜充分利用大斜度井有多穿有利区、多垂直穿裂缝的多重优势，解决复杂问题，提高勘探开发效率。

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。

以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组致密储层为研究对象，利用真实破裂过程数值模拟平台RFPA软件，研究压裂过程中致密储层井周裂缝的扩展和延伸规律。在此基础上，研究了岩石力学特性以及水平主应力差对地层井周裂缝延伸规律的影响，并利用灰色关联法定量分析各因素对压裂效果的影响程度，以及结合层次分析法构建储层的可压裂性评价模型。结果表明：水平主应力差越大，压裂缝延伸的方向性越明显，地层起裂压力越低，裂缝延伸距离越大；随着抗压强度、抗张强度和弹性模量的增大，地层起裂压力越高，裂缝延伸距离越小，而随着泊松比的增大，地层起裂压力越低，裂缝延伸距离越大；基于灰色关联法，明确了影响压裂效果的因素由高到低排序依次为水平应力差>弹性模量>抗张强度>单轴抗压强度>泊松比；利用层次分析法构建了综合考虑水平应力差、弹性模量、抗张强度及单轴抗压强度等因素影响的储层可压裂性指数计算模型，其与无因次压裂缝缝长、面积均呈较好的正相关性；结合已压裂井试油资料，储层可压裂性指数也与采油强度呈良好的正相关性。

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。

黄铁矿作为泥页岩中广泛发育的一种矿物类型，其在沉积环境判别及页岩油气富集规律分析方面具有重要意义。结合岩心观察、扫描电镜薄片鉴定、X?射线衍射数据分析等方法，以鄂尔多斯盆地延长组7段3亚段（长7₃亚段）泥页岩样品为例，开展黄铁矿宏观及微观特征分析，探讨其在环境指示及页岩油富集方面的意义。研究区长7₃亚段泥页岩中黄铁矿平均含量为16% ，最高达50%。岩心上以沉积期黄铁矿结核、团块为主，微观上可观察到草莓状黄铁矿、自形晶和黄铁矿交代充填生物体共3种类型。草莓状黄铁矿具2种外部形态：一种具明显的球状轮廓；另一种为簇状、连片集合体，主要为沉积期产物。自形晶以孤立或顺层分布的八面体、立方体为主，属成岩早期形成；局部可见黄铁矿交代充填藻类格架，多在晚成岩阶段形成。长7₃亚段草莓状黄铁矿粒径均值为6.5~12.3 μm，标准偏差为1.8~5.3 μm，指示沉积期水体具含氧特征；黄铁矿含量与有机质丰度成正比，反映黄铁矿对有机质富集具重要意义，但其对油气富集的作用仍待深化研究；黄铁矿对储层物性存在双向影响，应结合不同类型黄铁矿特征具体探讨其赋孔特征。

塔里木盆地顺托果勒地区奥陶系超深层油气藏相态分布复杂， 轻质油藏、挥发油藏、凝析油气藏和干气藏并存。根据天然气组分、组分碳氢同位素以及天然气轻烃等分析数据，研究了顺北地区奥陶系超深层天然气的地球化学特征及成因， 并与顺托、顺南、古隆、古城地区奥陶系天然气成因进行了对比。顺北地区奥陶系超深层天然气干燥系数低， 绝大多数天然气干燥系数分布范围在0.52~0.88之间， 天然气为湿气。天然气普遍含有微量的H₂S， 天然气甲烷碳同位素值偏低，分布范围为-49.6‰~-44.7‰， 乙烷碳同位素值分布范围为-39.3‰~-32.5‰。天然气碳、氢同位素均具有正序系列。天然气轻烃甲基环己烷指数小于35%， C₅-C₇轻烃组成以正构烷烃和异构烷烃为主。顺托果勒地区奥陶系天然气均为油型气， 顺北地区奥陶系天然气以干酪根裂解气为主， 混有原油裂解早期阶段形成的湿气； 而顺托、顺南、古隆、古城地区奥陶系天然气为原油裂解气。2种不同成因的裂解气具有相同的气源岩——寒武系， 不同类型天然气的分布与不同地区奥陶系经历的最高古地温和（或）现今地温密不可分， 顺北地区奥陶系T₇⁴界面经历的最高古地温、现今地温分布范围分别在170~180 ℃、150~160 ℃之间， 低于顺托和顺南地区奥陶系T₇⁴界面经历的最高古地温和现今地温， 未达到原油大量裂解温度， 因而顺北地区奥陶系保存有轻质油藏和挥发油藏， 天然气以干酪根裂解气为主，而由顺托、顺南、古隆、古城地区，现今地温和（或）古地温高， 导致原油大规模裂解， 使得奥陶系油气藏由凝析油气藏至干气藏变化，天然气为原油裂解气。

深层页岩气（埋深在3 500~4 500 m之间）是未来我国页岩气产量增长的主体和重要接替领域。对于深层页岩气储层关键参数的研究，是明确其基本地质特征和建立与之相适应开发方式的关键。为明确龙马溪组深层页岩气的吸附特征和控制因素，开展了高压甲烷吸附、低温氮气和二氧化碳吸附等综合性分析测试，并进行了吸附气模型拟合和对比分析。结果表明：在压力较大时深层页岩的等温吸附曲线也存在下降趋势，吸附特征无明显变化，这主要是由于深层页岩与中深层/中浅层页岩的微观孔隙结构特征无明显差异引起的。对比分析3种常用吸附模型，表明不同吸附模型均能对深层页岩的吸附曲线进行拟合，但转换后的绝对吸附量呈现出相同的规律：DA?LF模型>DR模型>Langmuir模型。结合孔隙结构与吸附气量的相关性分析，认为基于微孔充填的DR模型更适用于表征深层页岩的吸附规律。通过相关性分析认为，TOC是控制深层页岩气吸附量的关键物质因素，微孔比表面积是关键空间因素。与中深层/中浅层页岩相比，深层页岩硅质含量增高，方解石含量降低，TOC含量降低，吸附气量降低，吸附气量占总含气量比例仅为30%左右。

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。

通过大量岩石薄片显微观察、扫描电镜分析及流体包裹体均一温度测定，研究了鄂尔多斯盆地东南部延安气田山西组致密储层岩石学组成，划分了岩石相类型，并将不同类型岩石的成岩演化过程与埋藏史、热史、烃类充注过程相结合，分析关键油气充注期与储层致密化的时间匹配关系。研究表明：纯石英砂岩和富石英低塑性岩屑砂岩主要发育机械压实、次生溶蚀和高岭石沉淀，在二次关键烃类充注之前，孔隙度为15.8%~31.5%，属于中高渗储集岩石。而高凝灰质杂基石英砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩及碳酸盐致密胶结砂岩在第一次关键烃类充注之前，孔隙度为4.6%~10.8%，属于特低孔—低孔储集岩石，后期烃类充注难度较大。因此，早期油气充注时保持较高孔渗的纯石英砂岩和富石英低塑性颗粒岩屑砂岩，其成岩作用受到抑制，储层物性相对较好，是晚期天然气优势运移通道和聚集空间，进而构成了致密砂岩气储层中的甜点。研究成果对于深入理解储层致密化过程与成藏耦合关系，厘清有效储层岩石形成机理及甜点分布预测具有重要意义。

准噶尔盆地南缘西段下部成藏组合油气资源丰富，勘探程度低，厘清成藏过程对该区油气勘探具有重要的指导意义。利用流体包裹体岩相观察、均一温度测试、储集层定量荧光技术、全扫描荧光分析等实验方法，结合原油和天然气的物理及地球化学特征，以及单井埋藏史模拟、生排烃史恢复、构造演化史分析等成藏要素配置关系分析，系统研究了盆地南缘独山子背斜下部成藏组合的形成过程。研究表明：①独山子背斜头屯河组储集层中存在2期烃类包裹体，第一期为黄色荧光的液烃包裹体，烃类以低成熟—成熟原油为主，该期包裹体丰度低，油气充注强度较低，未形成规模油气藏；第二期为发蓝色荧光的成熟—高成熟轻质油包裹体，包裹体丰度较高。②独山1井头屯河组部分层段（6 416 m、6 493 m）储层颗粒表面吸附烃浓度较高，表明头屯河组存在油层，吸附烃以低密度轻质油为主；储集层中也可见沥青及沥青质较高的稠油，指示油气藏形成后遭受过一定程度破坏调整。③独山子背斜头屯河组油气充注最早始于古近纪早期，但油气充注量有限，并未形成规模油气藏，直至中新世时期（5~3 Ma），烃源岩生排烃强度显著增强，油气快速充注并形成油气藏，之后受到喜马拉雅构造运动的影响，油气藏遭受不同程度破坏改造，油气沿断裂向浅层溢散，早期的古油藏呈现为不同烃类饱和度的残留油层，部分层段饱和度较高（6 416.9~6 417.4 m、6 493~6 493.5 m），推测试油可获工业油流。

鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界煤系烃源岩生烃强度为（10~20）×10⁸ m³/km²，下石盒子组8段（盒8段）储层平均孔隙度为8.3%，平均渗透率为0.94×10^-3 μm²，裂缝相对较发育；试气出水普遍，同时多口井获高产工业气流，气水关系复杂；天然气富集规律不明，勘探目标优选困难。针对上述问题，通过对构造、烃源岩、储层等成藏地质条件及成藏主控因素的系统分析，明确了天环坳陷北段属低生烃强度区，气藏类型为构造—岩性复合气藏，改造期浮力调整对天然气二次成藏富集起到了关键作用，相对优质储层区局部构造高部位是首选有利区带。经过对烃源岩生烃强度、地层局部构造的精细刻画和储层的综合评价，优选了有利区带，积极助推了天环坳陷北段上古生界天然气勘探取得突破。

准确评价储层物性下限是深层碳酸盐岩气藏高效开发的关键环节，然而目前相关研究未能充分考虑压力变化和含水饱和度等因素的影响。为此，以四川盆地安岳气田龙王庙组深层碳酸盐岩气藏为目标，通过岩心实验研究了地层条件下孔隙结构和束缚水对气相流动的影响，建立了考虑启动压力梯度、应力敏感性以及压力变化等影响的相似转换模型，评价了无水和束缚水条件下的储层物性下限。结果表明：孔隙结构、含水饱和度和生产压差是影响储层产能的主要原因；10~50 MPa的生产压差下，无水储层的渗透率下限介于（0.420~0.049）×10^-3 μm²之间，束缚水大幅降低了气藏的产气速度，束缚水储层的渗透率下限是无水储层的2倍。该成果将为深层碳酸盐岩气藏的储层评价、产能预测和方案调整等研究提供参考。

以武威盆地北部坳陷武地1井为基础，通过烃源岩有机质丰度、类型、成熟度及生物标志化合物等参数的综合研究，系统评价了武威盆地石炭系烃源岩的生烃潜力。研究认为武威盆地北部坳陷石炭系太原组烃源岩有机碳含量高，是一套“较好—好”的烃源岩；有机质类型以Ⅲ型为主，Ⅱ₂型次之，生物标志化合物中正构烷烃峰型完整，主峰碳数多为17，姥植比及伽马蜡烷参数均表明其生物来源于微咸水的海陆过渡相沉积环境；孕甾烷系列含量低而规则生物构型甾烷含量高，规则生物构型甾烷C₂₇、C₂₈和C₂₉呈不对称“V”型，C₂₉相对含量高于C₂₇，生物来源以高等植物为主，低等水生生物也有贡献；三环萜烷和C₃₀重排藿烷含量低，C₃₀藿烷及C₂₉Ts含量高，Ts含量小于Tm，整体上处于成熟—高成熟阶段；有机质类型及成熟度决定了石炭系烃源岩以生成天然气为主。研究结果表明武威盆地石炭系勘探应以寻找天然气为主。

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。

目前离岸远、水深较深的海上废弃气藏改建地下储气库的研究尚处于起步阶段。为此，以琼东南盆地H气田岩性气藏为例，以气藏构造特征、密封性评价、储层特征及气藏特征等静态特征研究为基础，结合气藏开发过程中产能评价、动储量评价、连通性分析研究，开展储气库库容参数、注采能力、工作气量、井数及井网等储气库运行参数设计论证，最后以数值模拟为手段，依据设计注采方案，模拟储气库运行指标。分析及模拟结果表明：①该区块是一个圈闭封闭性好，储层内部连通，属于高渗—特高渗气藏，圈闭内充满气，无可动水的常压高温岩性气藏，区块储气规模大，产能高，不产地层水，低含凝析油；②储气库运行压力介于23~34.5 MPa之间，库容量75.1×10⁸ m³，工作气量26.1×10⁸ m³，注采井数仅需10口，最低外输压力15.3 MPa，区块日均采气量2 094×10⁴ m³，调峰日采气量达3 200×10⁴ m³。结合海上配套工艺技术，认为其设计井数少、工作气量大、外输压力大，与国内已运行的陆地储气库地质气藏条件相比，H气田非常适合建设地下储气库。

贵州下寒武统牛蹄塘组黑色页岩是良好的烃源层，基于前人研究成果总结及研究区黑色页岩沉积古环境特征分析，对牛蹄塘组黑色页岩进行岩相划分，并讨论了岩相分布以及其与沉积环境和有机质分布之间的耦合关系。结果表明：牛蹄塘组黑色页岩主要以硅质页岩和富黏土质页岩为主；纵向上，页岩沉积时的氧化还原环境表现为从下部到上部由厌氧向氧化转变，深水相厌氧环境主要发育硅质页岩，贫氧环境主要发育富黏土硅质页岩；横向上，JY1井的浅水台地相厌氧环境主要发育黏土/硅混合页岩，TX1井的斜坡相—盆地相贫氧环境主要发育富硅黏土质页岩和硅质页岩；深水盆地和浅水台地均出现有机质的富集，有机质主要富集于硅质页岩中。