砾岩油气藏是准噶尔盆地增储上产的重点勘探领域之一。为了厘清砾岩油气藏的成藏模式，以二叠系中佳鼻凸佳木河组厚层砾岩为研究对象，梳理了油气分布及流体性质，分析了油气藏的储层、盖层和断裂遮挡条件，明确了油气藏类型，从油气成因、运移通道、充注时间和成藏过程阐述了油气成藏模式。研究表明：佳木河组储层岩性主要为中—粗砾岩，以溶蚀孔隙为主，属于中孔—特低渗储层，上乌尔禾组稳定的泥岩盖层和逆断裂—走滑断裂组成的断裂遮挡条件，共同形成单斜构造背景下岩性—地层—断层型复合油气藏，带油环的凝析气藏为油气高产区；原油主要来自于风城组，天然气源自煤型气，不整合面风化壳淋滤层和未风化的砾岩均为油气侧向运移通道；包裹体赋存于石英愈合裂隙和长石解理缝，其均一温度范围为80~170 ℃，呈现3个峰，对应时期分别为三叠纪—侏罗纪、早白垩世和晚白垩世—现今；佳木河组油气藏经历了“淋滤储层发育—深埋成烃—多期次油气充注—厚层砾岩层运移—阶梯状断块聚集”的演化过程，形成了“上气、中油、下气”“油气混储”型分布规律。研究成果在丰富国内西部叠合盆地油气成藏理论的同时，亦有助于研究区下一步油气勘探，对类似盆地的勘探具有借鉴意义。

吐哈盆地胜北洼陷中下侏罗统是寻找天然气规模储量的重点领域，其油气分布规律不清制约了勘探进展。基于全油气系统思路，对胜北洼陷源储耦合关系与断裂控藏作用进行研究，明确了油气分布规律。研究结果表明：①胜北洼陷存在晚侏罗世—早白垩世与新近纪2期成藏，目前发现的油气主要为早期聚集。②早期以三间房组为界，其上储层未致密，油气符合常规运聚规律；其下处于局限达西流场，遵循非常规富集规律；晚期除南、西斜坡局部外，全区整体进入局限达西流场。③NW向逆冲与NE向走滑断裂长期活动，促使断裂发育区水西沟群生成的油气向浅部调整，造成深部含油气饱和度偏低，构造稳定区为有利勘探目标。④三间房组三段-七克台组一段岩性油气藏是寻找燕山期油气的主力方向，稳定区西一段、西三段是寻找大面积源内致密油气藏的主力层系，稳定区西二段煤岩可作为未来兼探层系探索。

中国深部煤层气资源量巨大，明确不同类型煤岩的孔缝结构及其对煤层水可动性的影响，对于理解深部煤层气的渗流机理，实现深部煤层气的有效开发具有重要意义。以鄂尔多斯盆地大牛地气田太原组8^#煤层为研究对象，联合核磁共振、CT扫描等技术对8^#煤层中光亮煤和暗煤的孔缝结构发育特征进行研究，分析其对煤层水可动性的控制作用。结果表明：深部煤层光亮煤与暗煤的孔缝结构差异显著，光亮煤的中孔（10~200 nm）、大孔及裂缝（200 nm）发育较多，连通性较好，而暗煤则以微孔（10 nm）为主，连通性差。光亮煤的可动水饱和度平均为64.26%，暗煤则为53.81%。深部煤层水的可动性受到煤岩孔缝结构和离心力（毛管压力）的综合控制。当离心力小于1 MPa时，为中大孔及裂缝主导渗流阶段，可动水主要来自中大孔及裂缝；而离心力超过1 MPa后，进入微孔主导渗流阶段，微孔水成为可动水的主要来源，但受限于孔隙连通性、吸附作用及毛管力束缚效应等因素，即便在最大离心力下，微孔内仍有大量水滞留。整体而言，光亮煤是研究区深部煤层气的甜点类型，但在开采时应合理调控生产压差以延长稳产期限，同时兼顾暗煤内的资源潜力，建立“光暗协同、立体开发”模式，以实现对深部煤层气资源的最大化利用。

致密砂岩储层强非均质性与多孔径孔隙并存的特征，导致其电渗关系异常复杂，传统“高阻产气、低阻产水”“渗透率与导电性正相关”等经验判识模式失效，成为制约致密砂岩气藏高效勘探开发的关键技术瓶颈。以鄂尔多斯盆地北部下石盒子组致密砂岩储层为研究对象，综合岩心铸体薄片、压汞测试、气测孔隙度及渗透率等实验数据与测井响应资料，结合沉积相分析，将储层划分为相对高阻高渗、高阻低渗、低阻高渗及低阻低渗4类电渗匹配模式，并系统揭示其形成机制。研究表明：①研究区近物源辫状河沉积背景赋予其多变的水动力条件，形成了多孔径孔隙系统共存特征，是导致该区致密砂岩储层电渗耦合关系趋于复杂的关键主控要素；②孔喉迂曲度主控电阻率，中、大孔径孔隙度（可动流体孔隙度）主控渗透率；③高阻高渗、低阻高渗储层主要发育于心滩、水下分流河道主体、河口坝主体等建设性沉积相，高阻低渗、低阻低渗储层则集中分布于河道侧翼、坝体边缘、分流间湾等过渡性/破坏性沉积相。为深化致密砂岩储层导电—渗流耦合机制研究奠定了基础，也为气藏勘探开发方案优化提供了重要的理论支撑。

近年来，鄂尔多斯盆地南部延安气田奥陶系马家沟组中组合（马五₅—马五₁₀亚段）持续获得天然气勘探突破，但对该地区马家沟组资源潜力研究仍缺乏足够的认识，制约了延安气田马家沟组中组合天然气勘探进程。采用岩石热解、干酪根镜检、碳同位素及生烃热模拟等方法开展该地区马家沟组马五段烃源岩潜力评价。结果表明：马家沟组马五段有效烃源岩以泥质岩类为主，样品残余TOC含量范围在0.1%~3.4%之间，平均值为0.47%，经恢复后原始TOC含量平均可达0.85%。有机质类型以腐泥无定型为主，且干酪根碳同位素值整体偏低，鉴定主要为Ⅱ₁型和Ⅱ₂型。镜质体反射率R _O值基本超过2.0%，有机质处于过成熟热演化阶段。根据单井纵向测井曲线特征和实测TOC含量样品建立TOC拟合公式，结合连井剖面特征可知，纵向上，马五段烃源岩层段主要集中于马五₁、马五₂、马五₃、马五₄和马五₆亚段，而马五₈、马五₉以及马五₁₀亚段发育厚度相对较薄。平面上，马家沟组马五段烃源岩主要分布于延安气田的志丹、吴起、安塞及甘泉以西等区域，累计厚度介于10~60 m之间，平均厚度约为30 m。通过黄金管生烃热模拟实验对马家沟组马五段烃源岩进行生烃潜力评价，计算出延安气田马家沟组马五段烃源岩生气强度为2.07×10⁸ m³/km²，估算生烃量为4.84×10¹² m³，表明马家沟组马五段海相烃源岩具有规模生烃潜力，坚定了马家沟组深层天然气勘探信心。

自生伊利石的发育对致密砂岩储层孔隙的形成演化具有重要影响，川西坳陷大邑地区须家河组三段（简称须三段）发育一套高自生伊利石含量的超致密砂岩，但有关成因机制及其对孔隙发育的意义等关键科学问题仍不明确。以川西坳陷大邑地区须三段致密砂岩为对象，综合铸体薄片、X射线衍射、扫描电镜、能谱分析、碳氧同位素及地层水化学特征等常、微量元素含量等资料，探讨了高自生伊利石的沉淀机制及其对储层孔隙发育的控制作用。研究结果表明：①大邑地区须三段发育一套岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，储集空间主要为次生溶孔及裂缝，原生孔隙不发育，自生黏土矿物组成以伊利石为主，含量分布在1.0%~8.0%之间，平均为3.1%，自生伊利石赋存状态主要表现为网状、丝状及片状。②研究区须三段伊利石成因机制主要为成岩早期长石的蚀变及晚期深埋藏阶段高岭石的伊利石化，小部分Fe含量相对较高的片状伊利石由蒙皂石转化而来，封闭成岩体系下的流体滞留效应进一步增加了自生伊利石的含量。③研究区须三段自生伊利石对储层孔隙发育具有双重影响：一方面自生伊利石堵塞孔隙及喉道，导致储层物性尤其是渗透率下降；另一方面，晚期深埋藏阶段高岭石的伊利石化驱动钾长石的溶蚀，是研究区须三段次生溶孔的重要形成机制。

银额盆地是中国陆上油气勘探程度较低的大型沉积盆地之一。目前，盆地中部的拐子湖凹陷在下白垩统巴音戈壁组及基底潜山领域的多口钻井已获得工业油气流，但油气成藏期次与成藏动态过程研究还存在争议，制约了该地区成藏规律的整体认识与勘探部署。基于烃源岩与原油的有机地球化学特征、储层烃类包裹体显微荧光光谱、流体包裹体均一温度等实验测试分析，结合单井埋藏史—热史模拟与构造演化恢复，明确了油气来源及动态成藏过程。研究结果表明：下白垩统巴音戈壁组与基底潜山所产原油主要源自巴音戈壁组一段泥质烃源岩；整体经历了2期充注，分别为苏红图组沉积末期与乌兰苏海组沉积末期，后者伴随大规模天然气充注，并在燕山期末发生一期调整。成藏过程受构造—生烃耦合控制，断陷期发育的断裂系统是油气运移的主要通道，燕山期末的构造反转导致油气藏发生调整，最终形成了现今的油气分布格局。研究建立的“断—烃耦合、多期充注、近源富集”成藏模式，对于指导该区下一步的勘探部署，深化银额盆地乃至北方地区同类型断陷盆地的油气地质认识具有重要参考价值。

使用测井数据进行岩性的有效识别是储层表征重要的前期步骤之一。泥页岩储层相较常规砂泥岩储层岩性更多变，互层、夹层、薄层发育，测井响应特征模糊且岩性难以识别。考虑测井数据随深度变化所呈现出的深度序列特征，提出将卷积神经网络（CNN）、双向长短期记忆（BiLSTM）和时序卷积网络（TCN）结合，同时设计卡尔曼滤波平滑测井曲线噪声，采用SMOTE过采样平衡岩性类别分布；构建对应的CNN—BiLSTM—TCN混合模型，利用CNN提取测井曲线局部特征，BiLSTM捕捉双向时序依赖关系，TCN通过扩张卷积强化长距离深度序列信息建模；引入Optuna框架实现自动化超参数搜索，最终构建用于岩性识别的深度学习方法。该模型训练数据无需经过人工预处理，且能够自行补全缺失的测井曲线。能够通过曲线趋势，深度序列特征识别岩性，与常用模型对比准确率提升8.23%~24.32%。

三维地质建模作为贯穿非常规油气藏全生命周期的关键技术，对于煤岩气藏精细评价与开发方案制定发挥着不可替代的作用。针对深部煤层地质构造复杂、物性差异大且非均质性强的特点，提出了一种井震结合多级约束的深部煤层三维地质建模方法。以鄂尔多斯盆地东部某煤岩气区块为例，综合考虑测井纵向高分辨率与地震水平高分辨率的优势，通过井震结合相互校正约束，建立三维高精度构造模型。在此基础上，应用多种数据源结合煤岩沉积构造地质特征和数据统计分析规律，采用多级迭代约束的方法，精确刻画煤层、夹矸、顶底板的岩相特征与多种物性特征，并从多个方面验证了模型的合理性。研究方法为深部煤层高精度三维地质建模提供了一种有效的技术手段，对于煤岩气优质储层识别、优化井位部署和制定开发方案具有重要指导作用。

合兴场气田位于四川盆地川西坳陷中段新场构造带，是须二段致密砂岩气的重要富集区。为厘定其天然气成因与来源，综合运用天然气组分特征与碳同位素地球化学方法，结合邻区天然气地球化学对比及区域地质背景分析，对合兴场气田须二段天然气的成因类型与气源构成进行了系统研究。结果表明，合兴场气田须二段天然气以煤成气为主，整体表现为干气特征，具有较高的干燥系数（C₁/ {\mathrm{C}}_{{\mathrm{1}}^{+}}值为0.952~0.994，均值为0.987），甲烷碳同位素值变化幅度较小（δ¹³C₁值为-33.3‰~-30.7‰），而乙烷碳同位素值变化幅度较大（δ¹³C₂值为-27.1‰~-21.9‰），并普遍发育乙烷—丙烷碳同位素值倒转现象。δ¹³C₁—δ¹³C₂组合关系显示出“甲烷相对稳定、乙烷显著偏移”的特征，指示须二段天然气并非单一煤成气来源，而为煤成气与一定比例海相油型裂解气的混合产物。结合区域烃源岩分布特征及邻区天然气地球化学对比分析，认为合兴场气田须二段天然气的主力气源为小塘子组及须二段煤系烃源岩，同时混入了一定比例来自深部海相烃源岩的油型裂解气，其混入比例在局部区段可达约35%。该研究为川西坳陷致密砂岩气成因识别与气源分析提供了新的地球化学证据，对拓展区域天然气勘探思路具有一定参考意义。

四川盆地北部（简称川北）地区上二叠统大隆组是盆地重要的页岩气勘探层系之一。近年来，随着该层系不断获得油气勘探突破，对其所发育的沉积环境的研究日益受到人们关注。以川北地区广元朝天区西北乡剖面和旺苍大两剖面为研究对象，基于野外剖面实测和室内薄片鉴定，并结合地球化学分析结果，对大隆组沉积环境进行了系统研究。结果表明：大隆组沉积于陆棚—碳酸盐岩台缘斜坡，黑色硅质页岩和灰黑色硅质岩类主要沉积于深水陆棚环境；① Mn/Ti值和La/Ce值指示川北地区大隆组形成于大陆边缘环境；② Al/（Al+Fe+Mn）值和（Fe+Mn）/Ti值证明该地区存在间歇性热液活动并受持续性上升流影响；③ CIA值和Sr/Cu值表明大隆组气候整体偏向干旱寒冷，间或出现温热气候，同时Sr/Ba值指示大隆组沉积于海相咸水环境；④ U/Th值、V/Cr值和Ni/Co值综合显示，川北地区大隆组沉积期古环境整体为贫氧—缺氧环境。

辽河坳陷是渤海湾盆地的重要含油气区，其浅层天然气类型复杂，早期研究主要聚焦于原生生物气和热成因气，对次生生物气的关注甚少。该研究基于西部凹陷26件浅层天然气样品的组分和碳同位素分析，揭示了原油菌解气与细菌氧化气2类次生生物气。高升和小洼油田天然气属于原油菌解气，是原油在厌氧环境下经产甲烷菌降解而形成的干气，其甲烷碳同位素值介于原生生物气与热成因气之间，二氧化碳的碳同位素组成偏重，且往往与生物降解油藏共生。兴隆台油田天然气属于细菌氧化气，是早期气藏经喜氧细菌选择性降解而形成的干气，其重烃碳同位素组成显著偏重，丙烷含量显著降低并富集重碳同位素，导致C₁—C₄烃类气体含量异常和碳同位素值局部倒转。此外，该研究系统对比了原油菌解气、细菌氧化气与原生生物气在形成机制、烃类与非烃组分特征及碳同位素序列等方面的异同，指出了原油菌解气在国内非常规天然气资源勘探领域具有重要的研究价值和勘探前景。

鄂尔多斯盆地中东部本溪组8^#煤作为晚古生代重要含煤层系，其煤岩特征及聚煤模式对煤岩气资源评价具有重要意义。基于岩心观测、煤岩学分析、工业成分测试及主微量元素地球化学数据，系统揭示了8^#煤的煤岩特征、沉积环境及其控煤机制。结果表明：宏观煤岩类型垂向上由暗淡煤向光亮煤演化，平面上呈现“南亮北暗”的分异格局，与古地理环境（南部潟湖—潮坪咸水还原环境、北部浅水三角洲平原淡水氧化环境）密切相关。显微组分以镜质组为主（平均为67.07%），垂向含量梯度（60%~90%）响应次级海平面波动；高硫（平均为2.44%）、低灰（平均为18.74%）特征受控于海侵作用。地球化学指标显示聚煤期为湿热气候下的贫氧—缺氧咸水环境，泥岩夹矸则形成于半咸水—淡水过渡环境。研究提出“海岸潟湖—潮坪—废弃浅水三角洲”复合聚煤模式，厚煤层发育于海侵高峰期泥炭堆积与海平面上升的动态平衡带，煤岩含气量受聚煤模式控制，南部高镜质组（75%）、高固定碳（70%）区域含气量高，为煤岩气富集有利区。该成果深化了陆表海环境聚煤理论认识，为鄂尔多斯盆地煤岩气资源精细化开发提供了科学依据。

煤岩气是一种新型非常规天然气资源，开发潜力巨大。但其储层非均质性强，气藏富集规律尚不清楚。针对该问题，以鄂尔多斯盆地米脂北8^#煤为研究对象，基于三维地震、测井、煤岩取心测试分析等资料，对煤岩气藏进行三维地质建模，构建了煤岩储层参数和含气量模型。经抽稀井检验得到模型预测结果和钻井结果符合率达到90.76%，建模结果可靠。通过对模型进行精细解剖，明确了煤岩气富集规律：①煤岩低灰分、高孔隙地区是煤岩总含气量富集带，低灰分代表煤质较好，煤质通过控制煤岩生气量和孔隙度大小来主导总含气量的三维空间分布。②断裂带附近及地层褶皱转折端是游离气含量甜点区，这很可能与这些部位裂缝较为发育，煤岩储层孔隙度和渗透率较高密切相关；此外，在褶皱的拉张应力区，褶皱紧闭程度越大，裂缝发育密度通常越高，煤岩孔渗性更好，游离气越富集。③低幅度背斜构造高部位是游离气富集带，且背斜幅度的大小控制游离气富集的强弱程度；煤岩储层的整体低渗特征导致煤岩气的运移主要以近源运聚为主。④煤岩吸附气含量与微孔体积正相关，在米脂北地区内部煤阶差异不大，微孔体积主要受灰分影响；低灰分地区煤岩中吸附气更为富集。研究建立的三维地质模型实现了煤岩气藏精细化表征，为靶区优选与高效开发提供了理论支撑，对促进深地资源开发利用及碳中和目标的实现具有重要的实践意义。