针对塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带大北地区白垩系巴什基奇克组超深层致密砂岩气藏，基于谢玉洪院士提出的压溶气新理论，利用多学科综合资料，系统揭示了该地区压溶气的分布特征与富集规律。压溶气被定义为超高压（压力系数>1.5）条件下天然气在地层水中饱和溶解并与游离气共存的特殊相态。研究证实，大北地区凭借持续的强超压系统（压力系数为1.56~2.38）、巨厚膏盐岩盖层、裂缝性致密储层及晚期强充注气源，具备压溶气成藏的优越条件；在大北地区A18等区块中，压溶气资源占比超50%，显示出巨大的勘探开发潜力。其富集规律受超压维持、盖层封盖、裂缝输导及源—储压差驱动四大要素协同控制，呈现“超压封存、断裂输导、差异富集”的特征；构造高部位、裂缝发育带及强超压区是压溶气富集的有利目标。这一认识有效拓展了超深层非常规天然气的评价与开发视野。

塔里木盆地库车褶皱冲断带喜马拉雅期的幕式构造演化过程是控制油气成藏的关键，然而对其精细过程与控藏机理尚缺乏系统认识。基于野外露头、钻井与地震资料，结合生长地层分析与平衡剖面恢复，精细刻画了该带喜马拉雅期构造演化的时序框架，并探讨了其与油气成藏的时空耦合关系。研究揭示出明显的时空分异规律：时间上，喜马拉雅期构造活动可划分为3幕9亚幕，整体呈现强度递增的四阶段演化特征，即早期初始挤压、晚渐新世—早中新世阶段性增强、中中新世快速隆升及上新世—更新世全面隆升，该幕式过程直接控制了油气的多期成藏。早期（吉迪克组沉积期）构造活动形成低幅构造圈闭并引发原油充注；晚期（上新世以来）强烈隆升促使圈闭定型并触发大规模天然气充注，形成“早油晚气、多期成藏”的典型模式。空间上，构造活动强度具有自北向南、自西向东递变的规律。中—西段如克拉—克深、博孜—大北等地区构造启动早、持续活动强，断裂系统与构造圈闭发育密集，油气充注强度大、成熟度高；东段则表现为中中新世相对稳定、上新世以来短期快速活动的特征。构造活动的横向差异与膏盐岩滑脱层共同控制了圈闭类型与空间展布，进而影响油气富集程度与勘探潜力。系统构建了构造—成藏时空耦合模型，明确了幕式构造对油气成藏过程的控制作用，对区带评价与勘探决策具有指导意义。

轮台断裂带是塔里木盆地塔北隆起北部关键的边界控藏构造，其分段差异变形特征与演化过程是制约区内油气成藏规律与勘探部署的核心地质问题。基于高分辨率三维连片地震资料的精细构造解释，系统研究了轮台断裂带的构造变形特征，重点探讨分段差异变形，分析了轮台断裂带的差异演化并探讨其主控因素。地震剖面揭示，中—新生界构造层内发育同沉积正断层表现为垒堑构造样式，前中生界构造层表现为基底卷入逆冲断裂构造样式；平面内表现为分段差异变形特征，其中断裂带东段具有右阶式左行走滑特征，中段具有左阶式左行走滑特征，西段具有左阶式左行走滑特征。平衡剖面恢复结合区域研究认为，轮台断裂带先后经历了早加里东期—海西晚期逆冲断裂发育阶段，海西晚期—燕山晚期断裂持续活动阶段，燕山晚期—喜马拉雅早期张扭性断裂发育阶段，以及喜马拉雅早期—晚期张扭性发育—库车山前带逆冲推覆作用4个阶段，各段差异演化特征明显。轮台断裂的分段差异变形是多重构造事件叠加改造的结果。其早期可能受到古生代多期区域挤压应力场（包括寒武纪古昆仑洋俯冲产生的近南北向挤压、中奥陶世阿尔金—塔里木碰撞产生的近东西向挤压，以及晚奥陶世阿尔金碰撞产生的北西向挤压）的初步塑造。然而，导致其现今分段性特征的关键转折，发生于海西晚期。该时期，源自塔中北斜坡的北东向走滑断裂系统强烈活动并向北东方向延伸，对先存的轮台断裂产生了显著的切割和走滑改造作用。这一事件是控制轮台断裂分段差异变形格局的主控因素。此外，在构造改造过程中，不同区段内不整合面及软弱泥岩层的发育，通过其力学分隔作用，进一步促进了断层性质（如倾滑与走滑分量）的局部转换，从而细化和复杂化了断裂的分段特征。

页岩气是中国能源战略转型的重要资源之一。近年来，尽管中国在湖相页岩油气勘探领域取得了诸多突破，但对于页岩气开采关键层系的有机质富集机制仍不明晰。基于四川盆地东部（川东）XY1井和Z1井岩心样品，开展总有机碳（TOC）、汞（Hg）元素及主量—微量元素分析测试，旨在探讨火山活动对中—下侏罗统页岩中有机质富集的影响。研究表明，下侏罗统东岳庙段I至V小层可见汞含量及Hg/TOC值脉冲峰值，表明同期火山活动存在，可能与辛涅缪尔阶—普林斯巴阶界线地质事件（SPBE）相关。元素古环境重建指标进一步指示火山活动，使东岳庙段V小层由湿润气候的富氧淡水沉积向干旱的贫氧咸化水体演化。其向湖泊系统输入营养元素，初级生产力提高，表现为P/Al和Cu、Ni富集指数的升高；加之沉积效率适中，在局限环境中形成富有机质层系。相似地，因为火山活动增强湖盆的营养元素输入的通量，提升古生产力和有机质埋藏，促进了中侏罗统凉高山组二段下亚段IV至VIII小层富有机质页岩层系的发育，为川东地区中—下侏罗统页岩气成藏提供了充足的物质基础。

川东北平昌地区侏罗系凉高山组页岩油气的气油比偏高，其成藏主控因素及流体相态特征认识不清。为明确该区油气成藏及相态分布规律，综合运用地质、实验、测井等手段开展了系统的成藏特征与流体相态判别研究。结果表明：①平昌地区凉高山组发育凉一₂亚段深湖相富有机质页岩，镜质体反射率为1.41%~1.70%，处于高成熟生凝析气阶段；储层具特低孔渗特征，裂缝与宏孔喉为油气主要渗流通道。②古埋深与镜质体反射率呈良好正相关，是控制平面气油比分异的根本原因，导致气油比自平昌西南向东北逐渐升高。③平昌地区凉高山组原位相态为凝析气藏，纳米孔喉中流体相图两相区收缩，使流体在原位更易以气相赋存。原位核磁证实凝析气占比达22.80%~28.13%，泄压后逸散12.70%~14.47%。④生产测井与试采动态揭示储层反凝析现象在水平井射孔簇附近即已发生，形成油气水三相流，降低油相渗透率并导致压力亏空，是产能快速递减的主要原因。研究明确了平昌地区凉高山组为受古埋深控制的凝析气藏，其成藏特征与流体相态判别成果为制定以保持地层压力为核心的生产制度提供了关键理论依据。

为明确盆缘致密砂岩储层裂缝控藏机理，以鄂尔多斯盆地新召地区上古生界致密砂岩储层为研究对象，综合岩心观察、薄片鉴定、成像测井及阴极发光等资料，分析了裂缝发育特征，并结合自生伊利石测年、流体包裹体测试等手段，厘清了裂缝发育期次与天然气充注过程的耦合关系。结果表明，研究区致密储层发育层理缝和构造缝，层理缝主要形成于燕山运动前的稳定沉降阶段，对天然气成藏贡献小。2期发育的构造缝为优势裂缝，与2期天然气充注配置良好：燕山运动早期形成的第1期构造缝，对应距今185~167 Ma的第1期天然气充注，该期裂缝有效性差、连通性差，且天然气充注规模小，裂缝对天然气控藏作用有限；燕山运动中期形成的第2期构造缝，对应距今142~115 Ma的主成藏期充注，此期裂缝以未充填高角度缝、直立缝为主，规模大、连通性好，对天然气大规模运聚成藏具有重要贡献。研究区形成的“构造应力驱动—裂缝分期发育—气注时空匹配”耦合模式，表明盆缘致密砂岩成藏的关键在于构造演化、裂缝发育与天然气充注的时空协同。研究成果可为同类地区致密气成藏机理、有利区带优选提供理论依据。

柴达木盆地北缘新生代沉积物源区的限定一直以来存在很大的争议。从岩石学、沉积学和地球化学的角度出发，利用岩石薄片、重矿物组分和主微量元素分析等手段对柴达木盆地北缘马北地区古近系下干柴沟组下段碎屑岩物源进行了研究。结果表明：马北地区下干柴沟组下段为辫状河河流相沉积，沉积物以粗砾岩、砾岩、含砾粗砂岩、泥岩和粉砂质泥岩为主。岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，岩屑以变质岩岩屑为主，少量火成岩和沉积岩岩屑。重矿物组合特征主要为磁铁矿、石榴石、锆石、绿帘石和白钛矿，同时还存在少量电气石、赤铁矿、榍石和角闪石等。地球化学测试结果显示，主量元素与大洋岛弧各参数具有较好的一致性，展现大离子亲石元素Rb、Pb、Th、U明显富集，Zr、Hf和LREE弱富集的特征。稀土元素呈现整体含量偏高，轻稀土富集，重稀土平坦，具有明显的负δEu异常的特征。表明源岩主要来自上地壳长英质岩类，构造环境为大洋岛弧和活动大陆边缘。通过重矿物组成、元素地球化学特征与周缘山脉进行对比，显示马北地区下干柴沟组下段与九龙山和绿梁山周缘山脉的岩石地球化学特征具有一致性。因此，认为马北地区古近系下干柴沟组下段沉积物为近源沉积，主要来自九龙山和绿梁山。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷北部芦草沟组页岩油勘探取得了重大突破，然而其页岩油储层岩性复杂，优质储层发育机理不清制约了下一步油气勘探和开发部署。借助岩心、薄片及扫描电镜观察、X射线衍射测试和物性测试等对吉木萨尔凹陷北部芦草沟组页岩油储层的岩石学特征、储集空间类型、孔渗特征、成岩作用和成岩演化等进行了分析，进而归纳总结芦草沟组优质页岩油储层的发育机理。结果表明：芦草沟组页岩油储层岩性可分为粉细砂岩类、碳酸盐岩类和泥岩类3类，相较凹陷中东部，凹陷北部发育更高含量的粉细砂岩、粒屑碳酸盐岩等；页岩油储层储集空间主要包括溶洞、裂缝、溶蚀孔、粒间孔以及晶间孔（缝）等；粉细砂类储层物性较高，其次是碳酸盐岩类储层，泥岩类储层物性最低；页岩油储层先后经历了同生—早成岩期的碱性成岩作用和中成岩期的酸性成岩作用，优质页岩油储层的发育受沉积环境、酸性溶蚀作用和碱性长石、黏土矿物自生作用控制；碎屑滩坝、混合滩坝微相是吉木萨尔凹陷北部芦草沟组优质页岩油储层发育区。研究明确了吉木萨尔凹陷北部芦草沟组优质页岩油储层的发育机理和分布规律，对研究区页岩油有利勘探区和目标井位的优选有重要指导意义。

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组碱湖页岩整体以贫黏土矿物为特征，而在其北部哈山地区部分井中检测到丰富的黏土矿物，研究该地区黏土矿物对揭示玛湖凹陷风城组黏土矿物演化及储层影响具有重要意义。通过对哈山地区风城组页岩进行X射线衍射、薄片以及氩离子抛光—扫描电镜观察，发现该地区黏土矿物主要富集于逆冲推覆体的边缘相沉积地层中，平均含量为22%，以含镁黏土矿物（含镁蒙皂石和海泡石）为主；而黏土矿物在准原地碱湖中心页岩中较少发育，平均仅为2.2%。含镁黏土矿物以团块聚集体（5~20 μm）呈弥散状分布于泥岩和泥质粉砂岩中，保留有大量黏土矿物晶间孔。X射线衍射结果聚类分析指示风城组含镁蒙皂石与方沸石具有较强相关性，指示其直接从湖缘富镁碱性孔隙水中沉淀形成；而海泡石与碎屑斜长石具有较强相关性，说明其由碎屑黏土矿物与富镁碱性水体接触转化而成。整体上，风城组页岩从边缘至中心呈现海泡石—斯蒂文石—伊利石的黏土矿物分区，边缘沉积中富集含镁黏土矿物说明原始碱湖并不缺乏黏土矿物的外界来源，而非边缘区域页岩中贫黏土矿物可能与碎屑黏土矿物在高碱性水体中转化和溶解相关。黏土矿物的转化和溶解在页岩基质中形成了大量自生矿物晶间孔和基质溶孔。

针对四川盆地筇竹寺组页岩气勘探中川中古隆起对筇竹寺组页岩控制作用研究认识薄弱及其成藏地质意义尚不明确的问题，采用钻井岩心观察、聚焦离子束扫描电镜测试及川中古隆构造—沉积演化耦合分析方法，系统研究了筇竹寺组页岩气成藏特征，尤其是微观气孔的形态特征、形成机制、控制因素及其对页岩气成藏的影响研究。结果表明：①筇竹寺组页岩孔隙类型可划分为有机质孔、无机孔及气孔，其中气孔呈圆形/椭圆形，直径为50~500 nm，主要分布于有机质内部或粒间孔，占总孔隙体积的15%~25%；②气孔形成于有机质热演化阶段（R _O>2.0%），有机质生烃产生的气体压力超过岩石基质强度时，会突破基质并形成孔隙，TOC>2.0%、R _O=2.0%~3.5% 的页岩中气孔最发育；③川中古隆起演化控制气孔发育，加里东期隆升促进有机质成熟，燕山期稳定沉降为气孔保存提供条件，喜马拉雅期构造调整优化孔缝连通性；④气孔可将页岩储层渗透率提升1~2个数量级，改善渗流能力，形成“源—储—孔—缝”耦合的成藏优势。研究成果丰富了页岩气储层孔隙演化理论，为四川盆地筇竹寺组深层页岩气深层勘探提供了新的地质依据。

针对中煤阶深煤层孔隙结构强非均质性制约高效开发的问题，综合多种实验与分形理论，系统表征了鄂尔多斯盆地东北部深煤层的全孔径孔隙结构。基于分形分析识别出15 nm为关键孔径界限，全孔径分布集中于0.5~1.2 nm和10~3 000 nm之间，其中10~100 nm之间的孔隙体积占比最高。不同孔径孔隙均具显著多重分形特征，且受低概率密度区影响。参数Δα表明微孔与介孔的非均质性高于宏孔，但介孔连通性最优。热演化程度增高降低宏孔非均质性，有机质主导15~100 nm孔发育并增强微孔连通性，水分降低微孔粗糙度与介孔连通性，灰分中黏土矿物使介孔分布转向高概率密度区主导。

天然裂缝对页岩油气评价及甜点预测具有重要作用。针对渤海湾盆地东营凹陷陆相泥页岩，基于牛庄洼陷的牛页1井取心段测录井及岩心资料，从多尺度系统分析了牛页1井沙三下亚段—沙四纯上亚段泥页岩天然裂缝的发育及分布特征，并进一步分析天然裂缝发育控制因素及油气指示意义。结果显示：①东营凹陷泥页岩中发育有2种天然裂缝：层理缝和非层理缝，其中层理缝占绝大多数；②层理缝的发育与矿物组分、TOC含量、纹层发育程度等都有一定相关性，特别是在TOC含量较高或纹层较发育时，正相关性较好；③层理缝发育与岩性关系密切，对微米级孔隙贡献较大，而开启的层理缝是页岩油的重要的储集空间与渗流通道。由此，认为天然裂缝能一定程度上反映泥页岩的含油性，且天然裂缝对泥页岩的储集性也具有较大贡献，在泥页岩储层评价时可以将天然裂缝作为一个评价因素进行考虑。

近年来在鄂尔多斯盆地本溪组煤岩气（深层煤层气）的研究过程中发现，煤岩中亦存在原油和凝析油的伴生。通过对神木—府谷地区（神府地区）本溪组煤层中天然气组分同位素分析、本溪组8号煤及煤系泥岩的热解、生物标志物分析及镜下观察发现，神府地区本溪组煤岩气（深层煤层气）甲烷碳同位素（δ¹³C₁）与氢同位素（δD）呈低值，且气组分C₁/（C₂+C₃）值偏低，具有原油伴生气或凝析油伴生气特征；本溪组煤系烃源岩热解结果显示有机质富氢、低氧，具备良好的生油潜力；煤岩总有机碳（TOC）含量平均为63.32%，泥岩和炭质泥岩TOC含量平均为11.9%，游离烃含量（S₁）、总生烃潜力（S₁+S₂）等热解指标均优于已证实的油页岩，表明其生油能力极佳；本溪组煤岩氯仿沥青“A”及轻质油具有相似生物标志物特征，煤岩生物标志物（姥植比Pr/Ph<3.2、低C₂₄Tet比值、显著的伽马蜡烷、V型C₂₇—C₂₈—C₂₉甾烷分布）指示沉积环境为弱氧化—还原的海陆过渡相，盐度相对较高，母质中有水生生物贡献。镜下显示油质沥青主要赋存于黏土矿物粒间孔和晚期裂缝中，其分布特征指示了油气优先沿黏土矿物边缘及宽缝隙充注，并借助连通裂缝进行运移与滞留，为煤岩生油提供了直接证据。基于镜质体反射率（R _O）、 {\mathrm{C}}_{{\mathrm{2}}^{+}}烃类含量、C₁/（C₂+C₃）值、甲烷碳、氢同位素及其复合指数的等值线叠加分析，预测出苏72井区、霍21—神124井区、榆阳—佳32‑4井区以及靳32井区4个煤成油有利区。

珠江口盆地白云凹陷属于南海北部被动大陆边缘上的新近系断陷裂谷盆地，具有多源供烃、多期次油气充注、油气类型多样等特征，目前对该区天然气成因类型与主力气源岩仍存在争议。采集白云凹陷南部深水区10个天然气样品并开展天然气组分、常规单体碳同位素、甲烷团簇同位素和丙烷位碳同位素分析测试，结合盆地烃源岩发育、埋藏生烃史与油气充注史等资料，综合分析确定白云凹陷南部深水区天然气成因类型与主力气源岩。研究结果表明：①多维同位素指示天然气类型为原油和凝析油伴生气，主要来源于优质湖相倾油型烃源岩所生干酪根裂解气，可能具有沥青/原油裂解气的贡献；②甲烷团簇同位素揭示天然气生成温度介于133~190 ℃之间，丙烷位碳同位素计算得到天然气成熟度EasyR _O介于0.84%~1.76%之间，对应原油—凝析油阶段；③综合天然气多维同位素数据与盆地油气成藏背景，认为白云凹陷南部深水区天然气主力气源岩为文昌组WC4段半深湖—深湖相烃源岩和WC3段浅湖相烃源岩。白云凹陷南部深水区热演化程度相对较低，斜坡区与周缘凸起区是原油—凝析油有利勘探区，而临近洼陷中心区则可能具备更大的天然气勘探潜力。