西气东输和陕京管线工程是引领中国天然气工业发展的标志性工程，对中国国民经济快速发展、“双碳目标”实现和环境改善做出了巨大贡献。煤成气理论是西气东输和陕京管线工程资源保障的重要指导理论，在该理论的指导下发现的靖边气田、克拉2气田为这两项工程提供了源头资源；此后，在该理论的指导下持续发现的苏里格、榆林、大牛地、神木、东胜、大北、克深、博孜及迪那等大气田有力保障了这两项工程的规模扩大和后续工程的建设。回首总结煤成气理论对这两项工程的资源保障作用，追溯戴金星院士对这两项工程付出的心血和推动作用，对于充分理解煤成气理论的精髓，更好地应用煤成气理论寻找和发现更多的煤成气大气田具有十分重要的现实意义和实践价值。

碳酸盐岩底水气藏储层中气水分布关系复杂，对于不同水侵影响因素认识的缺乏一定程度上阻碍了此类气田的高效开发。根据气水分布模式的划分，利用真实岩心制备不同气水分布模式全直径岩心，创新性提出了一种模拟存在隔夹层的气藏水侵规律及影响因素的实验方法。针对有隔夹层型气水分布模式细分出的隔层—储层型及储层—夹层—储层型，采用高温高压水侵物理模拟手段，研究水体大小、开采速度、夹层封闭面积、夹层厚度、夹层物性等对气藏水侵的影响，总结了不同气水分布模式气藏水侵规律及不同因素对气藏水侵的影响特征。研究表明：含隔夹层的气藏能够有效阻隔底水、延缓水侵突破、延长无水采气期，并在水侵后保持较高的产气效率和采收率。夹层厚度越大或物性越差，弹性气驱阶段持续时间越长，采收率越高；封闭面积大的隔夹层可减少底水侵入，维持气体流动性。水体倍数越小，底水侵入速度越慢，无水采气期越长，越有助于延缓水锁伤害，实现长期高产。此外，降低压降速度可延缓水侵，减少单位压降产气量下降，从而提高气水同产阶段及最终采收率。研究方法与成果可有效地用于碳酸盐岩底水气藏水侵开发动态及采收率预测，进而为碳酸盐岩底水气藏开发对策的制定与调整提供依据。

凝析气藏衰竭开发过程中可利用非平衡效应，通过提高气相流速使得凝析油即时形成即时采出，避免地层压力低于露点压力时凝析油形成连续液相，有效保持了凝析油的传导能力，并缓解近井地带的反凝析伤害，有利于提高凝析油采收率。通过长岩心实验分别开展了裂缝性潜山上部凝析气藏和下部挥发性油藏不同衰竭速度下非平衡衰竭实验，探究了不同衰竭速度对凝析油（2 MPa/h、5 MPa/h、10 MPa/h、20 MPa/h）和挥发油（1 MPa/h、5 MPa/h、10 MPa/h）采出程度的影响，明确了非平衡效应的有效作用范围及合理非平衡衰竭速度，并揭示了衰竭开发过程中不同渗透率级别对岩心反凝析伤害程度的影响。实验结果表明：裂缝性潜山凝析气和挥发油的采出动态呈明显双重介质特征，裂缝中的流体优先被采出，衰竭后期大压差情况下基质孔隙中的流体才进行大量补充；非平衡衰竭速度越大，凝析油采出程度越高，但非平衡效应存在有效作用范围，衰竭速度超过10 MPa/h后凝析油采出程度增幅不明显，衰竭速度过大可能导致远井区地层提前产生反凝析现象，在地层压力约为30 MPa（约为露点压力的80%）以上时可充分利用非平衡效应加速提升凝析油产出；增大衰竭速度可使挥发油脱气速度明显变慢，地层中泡沫流现象出现时机提前，挥发油膨胀能力得到更好利用；岩心反凝析伤害程度与渗透率呈负相关关系，岩心中反凝析油达到临界流动饱和度后反凝析伤害程度显著增加，岩心渗透率越低，阶段反凝析伤害程度越提早达到最大值。因此，综合考虑潜山油气藏边底水情况，合理提高开采速度将有利于凝析油和挥发油的采出。研究可为裂缝性潜山凝析气顶油藏开发策略制定提供有效指导。

水是影响气藏采收率的重要因素，其会增加渗流阻力和废弃压力，严重降低气藏采收率；同时注水还有补能、驱替的正向作用，在合适的气藏条件下注水可提高采收率。鉴于此，设计气藏注水开发模拟实验流程，模拟不同类型气藏，开展注水驱替、吞吐、不同注水方式提高采收率效果评价实验，论证气藏注水提采的关键影响因素及其可行性。推导气藏注水提采数学模型，计算气藏注水开发动态，评价提采效果。结果表明：近废弃均质气藏注水驱替可提高采收率，含水饱和度与底水能量增加都会显著降低提采效果，二者的叠加降低幅度更大；近废弃气藏单/多次连续注水焖井正向吞吐也可以提高采收率，多次注水增压后首次采收率增值最大，第一次注水增压开采基本决定了气藏的提采效果；单次注水采收率增值随增压压力升高而增加但增幅越来越小，存在最佳增压范围；当底水气藏衰竭开发采出程度20%时，注水补能到原始地层压力后再衰竭开发的效果明显好于直接连续注水驱替，注水方式和时机影响气藏采收率；气藏注水提高采收率效果取决于注水补充能量大小和最终废弃时注水补充能量保持程度。研究结果对于近废弃气藏注水提采实施的可行性具有重要指导意义。

栖霞组是四川盆地中二叠统海相碳酸盐岩的主要产层。古构造高点通常是油气长期运聚的有利低势区，其研究对油气勘探尤为重要。基于钻井、测井、地震及野外地质等资料，开展川南地区中二叠统栖霞组关键构造期古构造演化及油气关系研究。结果表明：川南地区栖霞组台内滩发育，寒武系及志留系烃源岩在研究区内广泛分布；晚二叠世栖霞组顶面古构造呈现NW—SE向低幅隆起；早三叠世在古蔺—泸县—荣昌呈北西向倾伏隆起；中三叠世倾伏隆起发展壮大成穹隆构造隆起带，古构造高点迁移，面积增大；晚三叠世构造隆起带继承性发展但隆起范围略有缩小；早—中侏罗世，构造格局基本继承晚三叠世末的穹窿构造隆起带，隆起带内出现多个规模不等的古构造圈闭；后经喜马拉雅运动调整为呈帚状向南展布的侏罗山式褶皱。流体包裹体均一温度分析表明，栖霞组存在4期油气运移。结合古构造演化特征，认为栖霞组台内环古隆起边缘高带是原油运移的有利区，早—中三叠世形成的古圈闭能够较好地捕获油气，早—中侏罗世天然气主要向穹隆状隆起带内的圈闭运移，喜马拉雅期古气藏进一步调整形成现今气藏格局。根据栖霞组油气成藏要素及古构造特征，认为帚状构造北部斜坡区①号储层内江—泸县地区烃源岩与古构造匹配关系好，具有较大的天然气勘探潜力。

梓潼地区是四川盆地致密气勘探开发的重要接替地区，沙一段发育宽、窄河道型2类致密砂岩储层，长期以来其储层差异性成因机制及其演化模式未得到良好解释。基于岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、孔渗实验和高压压汞测试，系统查明了沙一段宽河道型（4号砂组）和窄河道型（1号砂组）致密砂岩储层差异性特征，明确了储层差异性的内在控制过程，建立了宽、窄河道型储层差异演化模式。结果表明：①沙一段主要发育岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，为特低孔特低渗储层，储集空间类型以粒间溶孔为主，其中宽河道砂组的碎屑颗粒粒径和储层渗透率、孔喉半径、残余粒间孔隙、微裂缝占比普遍大于窄河道砂组；②水动力条件导致的岩石学及孔隙结构差异是储层差异成岩演化的物质基础，而差异成岩作用是储层差异演化的关键因素；③浊沸石胶结物的抗压实作用对4号砂组储层起到较好的保孔效应，同时适度溶蚀和裂缝的协同促进作用增强了大孔隙的渗透能力，形成相对较高渗透率的宽河道型储层；④1号砂组致密砂岩成岩过程中绿泥石包膜对孔隙起到关键保持作用，而大量方解石胶结物和强烈溶蚀产生的大量次生黏土颗粒会导致堵塞喉道并破坏孔隙连通性，从而发育相对特低渗的窄河道型储层。研究揭示了沉积环境与成岩作用对致密砂岩储层差异发育的控制机理，将为类似储层的开发和评价提供重要参考。

PT1井区灯二段的重大突破表明四川盆地蓬莱气区灯二段气藏具有重大的勘探开发潜力。然而，对于该区域沉积相的精细刻画尚显不足，在一定程度上制约了勘探开发工作的深入发展。综合运用钻井、测井、岩心以及地震资料等多元数据，对蓬莱气区灯二上亚段的地层划分、沉积相特征及其演化规律进行了深入分析。研究结果显示，灯二上亚段自下而上可细分为3个小层，即灯二上1、灯二上2和灯二上3小层；灯二上亚段整体为碳酸盐台地边缘沉积环境，可进一步划分为丘滩复合体、丘滩间、洼地、丘坪及混积潮坪5个亚相；在灯二上1至灯二上3小层沉积期，丘滩体的分布呈现出自研究区南东部向北西部迁移的明显趋势。基于地层划分和沉积储层发育特征的分析认为灯二上2小层中的PT101—PT1—PT102井区，以及灯二上3小层中的PT106—ZS103—ZS102井区，是丘滩体发育优势区域，可作为灯二段相控岩溶储层发育的有利区带。针对四川盆地蓬莱气区震旦系灯二段沉积相及其演化规律的研究，不仅丰富了对该地区地质结构的认识，更为同类型气藏的勘探开发提供了重要的理论依据和实践指导。

鄂尔多斯盆地高家堡区块马五段发育膏岩、盐岩和碳酸盐岩，其走滑断裂结构复杂、垂向分布差异大，对油气的运聚具有重要影响。针对马五段的断裂系统分层分布现象，采用导航金字塔处理方法对地震数据进行多尺度、多方向的分级与重构处理，提高对复杂断裂边界的识别和表征能力，并细分小层建立高分辨率地层解释格架对各小层进行独立解释，结合多属性优选与属性融合方法有效识别了断裂分布，揭示了断裂的空间分布和演化规律。结果表明：①研究区走滑断裂发育，在平面上主要为NNE、NNW走向的直线、折线状断裂，以平行、雁行状分布为主，伴生有雁列状次级小断裂；在剖面上，马五段断裂具有高角度、近直立分布的特征，垂直方向上位移较小，断裂样式以“Y”字形断裂、花状断裂、高陡直立断裂及反“Y”字形断裂为主。②马五段中下部发育多套膏盐层，对下伏深层断裂的向上发育具有不同程度的消解作用，最终导致了马五段断裂具有垂向分层分布的特征，随着断裂向上切穿膏岩、盐岩层数与厚度的增加，断裂被消解的程度逐渐增大，盐下大多数断裂最终消亡在马五⁶亚段内部。③在马五段中上部（马五⁵—马五¹亚段），随着大量断裂的消亡，仅MT2井区因强烈的构造作用，强大的应力使膏岩、盐岩层流动引发上覆地层的垂向变形产生隆起构造，应力向上传递而形成新的断裂系统。

珠江口盆地惠州地区文昌组深层致密砂岩储层埋藏深、物性差，需通过压裂改造提升产能，但物性相似时压裂效果差异显著，现有方法难以有效指导压裂层位优选。旨在通过构建岩石力学参数计算模型及测井可压性分级方法，预测复杂裂缝网络形成能力，支撑储层高效开发。基于岩石脆性指数、断裂韧性和水平主应力系数差等关键参数，综合弹性参数与矿物含量构建脆性指数；利用多元回归建立岩石I/II型断裂韧性预测数学模型；通过改进Thiercelin模型（引入刚性系数）及结合Eaton模型孔隙压力计算结果，修正水平主应力系数差；依托层次分析法（AHP）实现可压性参数权重分配，并采用高斯混合聚类（EM⁃GMM）完成储层可压性分级。实例验证表明，所建模型可量化表征复杂裂缝网络扩展潜力，压裂选层效率显著提升，储层增产效果与工程实施适配性增强。研究提出的可压指数计算体系为深层致密砂岩储层压裂选层提供了科学依据，对地质—工程一体化开发具有实践指导意义。

煤系气作为一种重要的非常规天然气资源类型，是当前油气勘探的热点。川南上二叠统龙潭组海陆过渡相含煤岩系具有较大的煤系气勘探潜力，但其成藏地质条件和储层共生组合模式尚不清晰，制约了区内煤系气资源的评价和合探共采甜点层位的优选。通过详细分析钻井和测井等资料，系统开展相关实验测试和理论分析，对长宁区块煤系气储层展布、源岩地球化学特征、储层物性及盖层封盖性能等特征进行了综合研究，以明确煤系气成藏地质条件，总结煤系气共生组合模式，探讨煤系气共生组合分布规律及成因机制。结果表明：①区内龙潭组—长兴组煤、泥岩和砂岩平面上广泛分布，区域稳定性好，源岩生烃潜力和储层物性良好，垂向上二者叠置共生，具备煤系气共生成藏的基本地质条件；②煤系气岩相存在7种组合，依据其生储盖空间关系可划分为单源单储、单源双储、双源双储和双源多储4种共生组合模式；其中潟湖—潮坪环境更有利于双源双储和双源多储组合发育，沼泽环境以炭质泥岩和煤层沉积为主，生烃能力强，潮坪环境周期性的水动力变化有助于泥质和细粒砂岩的沉积；河流相更易发育单源单储和单源双储组合模式，该沉积相烃源岩发育有限，烃源岩以河漫沼泽发育的富有机质泥岩为主，通常以河道砂体作为储集层；③平面上可划为3个共生组合区域，受沉积环境等影响不同区域煤系气组合模式及分布特征存在明显差异，区块东部和西部共生组合类型多样，中部主力煤层发育稳定且垂向距离较近，以两层主力煤层及其顶底板组成的双源双储和双源多储为主，是研究区主要的优势煤系气共生组合。

四川盆地南部作为国内页岩气勘探开发的战略要地，探明其下志留统龙马溪组天然裂缝的发育特征及形成期次，对阐明页岩气富集规律、指导储层压裂优化具有重要意义。天然裂缝作为主要渗流通道，直接影响页岩气保存与运移。基于岩心和薄片资料，结合区域构造背景，利用宏微观观察、岩石声发射实验、成像测井FMI、裂缝充填物包裹体均一温度测定及δ¹³C—δ¹⁸O同位素等多种技术手段，对四川盆地南部Y101区块下志留统龙马溪组天然裂缝特征及形成期次进行了系统研究。结果表明：（1）宏观上，研究区天然裂缝以构造缝为主，主要包括穿层剪切缝、顺层滑脱缝、复合缝及构造压溶缝，非构造缝次之，包括页理缝和异常高压缝；微观上，还发育微裂缝。（2）研究区裂缝延伸长度中等（5~10 cm）、宽度较小（0.5~1.5 mm）、倾角较大、充填程度高，纵向上裂缝密度有向上减小的趋势。（3）据裂缝走向分期配套、埋藏热演化史和实验测试结果表明，区内发育3期裂缝：①印支运动中期（235.2~224.6 Ma），在NNW向压应力影响下，龙马溪组发生构造变形，形成NW向、NNE向X共轭平面剪切缝和NEE向剖面剪切缝与断层；②燕山运动末期—喜马拉雅运动早期（69.5~46.3 Ma），NW向挤压作用形成NWW向、NNW向X共轭平面剪切缝和NE向剖面剪切缝与断层；③喜马拉雅运动中晚期（29.6 Ma至今），NEE向挤压形成EW向、NEE向X共轭平面剪切缝和NNW向剖面剪切缝及断层。研究揭示了川南地区龙马溪组页岩天然裂缝的3期形成机制及其与构造运动的耦合关系，为川南深层页岩气储层评价与开发方案优化提供了关键地质依据。

为进一步明确鄂尔多斯盆地庆城油田区域成藏差异，基于三维地震、试油试采、地球化学及储层物性分析等资料，研究了多级坡折带与成烃耦合对庆城油田夹层型页岩油差异富集的控制，明确了庆城油田长7段夹层型页岩油含油性、流体性质、物性及生产差异主控因素。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地长7段沉积期湖盆西南发育三级陡坡带与三级缓坡带，多级坡折带的发育为半深湖—深湖区砂体的聚集提供了地形条件，是湖盆深水缓坡区富砂的主要原因，重力流砂体与半深湖—深湖富有机质泥页岩在缓坡带纵向薄互层叠加构成了庆城油田夹层型页岩油开发的主要地质甜点。②多级坡折带对砂体展布形态及物性控制明显，砂体分布受控于多级坡折带，主要分布在缓坡区，大致平行坡折线展布，而不是以前认为的垂直坡折线（湖岸线）分布；从1级缓坡向2级缓坡过渡，储层物性逐渐变差，砂体由单砂体厚度大、横向发育不稳定、泥岩隔夹层发育较少向单砂体厚度薄、泥岩隔夹层发育频繁、横向砂体发育较稳定过渡。③黑色页岩是庆城油田主力供烃源岩，受烃源岩成熟度、厚度及TOC的综合影响，庆城油田油气充注程度及原油品质区域差异明显。中高成熟区原油纵向充注程度高，原油性质好，试油普遍为高产工业油流，中低成熟区原油纵向充注程度低，原油性质差，试油普遍油水同出。依据多级坡折带与成烃耦合关系将庆城油田分为5个单元，其中Ⅰ类区、Ⅳ类区是庆城油田2个重要的生烃中心，含油性及流体性质好，但Ⅳ类区受断裂影响保存条件差，生产效果较差；Ⅱ类区、Ⅲ类区自身供烃能力差，但靠近生烃中心含油性较好，尤其Ⅱ类区靠近物源储层物性最好，生产效果好；Ⅴ类区远离生烃中心，自身供烃能力差，含油性及流体性质差，补能降黏是该区能否效益开发的关键。

国内陆相页岩气资源丰富，勘探开发前景广阔。为了对比鄂尔多斯盆地延安地区山西组不同岩相泥页岩孔隙结构特征，采用岩心观察、薄片鉴定、氮气吸附、高压压汞、岩石热解、X射线衍射、场发射扫描电镜（FE⁃SEM）、天然气现场解析等分析和测试方法，对延安地区山西组的34块样品进行岩相划分、孔隙特征研究，进一步分析其控制因素。研究结果表明：①按照“有机质丰度+沉积构造+岩石类型”分类方法可将延安地区山西组泥页岩岩相分为2大类7亚类，主要发育高有机质层状页岩相、低有机质块状页岩相、低有机质层状页岩相、低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩相等；②页岩储层孔隙结构包括粒间孔、粒内孔、溶蚀孔和微裂缝等，比表面积和孔体积的贡献均以介孔为主，分别约占总孔隙的85.49%和74.97%，其次为微孔和宏孔；③有机质丰度和矿物组分含量控制着山西组泥页岩的孔隙发育，其中，有机质丰度为首要因素，具体为：随着有机质含量的增加，有机酸溶蚀增大了孔隙空间，增大了孔体积和比表面积，增大了气体的赋存空间；硅质矿物和黏土矿物形成的粒间孔、层间缝提供了介孔孔隙；④明确延安地区山西组泥页岩中高有机质块状页岩、高有机质层状页岩含气性最好，且山2段含气性优于山1段，为潜在勘探目标，其次为低有机质层状页岩。

川中地区寒武系作为四川盆地深层天然气勘探开发的重点领域，近期不断获得天然气的勘探突破。通过对川中地区不同区块震旦系、寒武系天然气的组分和碳同位素测试分析，发现寒武系天然气与震旦系天然气相比具有烷烃气碳同位素倒转的“异常”特征，即δ¹³C₁>δ¹³C₂，影响天然气的成因来源判识。基于前人对该地区天然气地球化学的研究成果，结合构造演化背景及烃类赋存状态，开展天然气碳同位素倒转成因、天然气成藏规律及地质意义的研究。结果表明，川中地区寒武系天然气是以甲烷为主的干气，重烃气仅含有少量乙烷；甲烷、乙烷碳同位素的均值分别为-32.9‰和-33.6‰，烷烃气多出现碳同位素倒转现象。研究区寒武系烷烃气碳同位素组成倒转是由同源不同期天然气的混合导致，寒武系气藏整体存在3期天然气充注，即中晚三叠世—早侏罗世储层中的源外液态烃裂解气、中晚侏罗世烃源岩中的滞留烃裂解气以及白垩纪末期筇竹寺组中的页岩气。其中，滞留烃裂解气与页岩气在气藏中的占比越大，混合气体中烷烃气碳同位素倒转程度就越明显。川中北斜坡区埋藏最深但烷烃气更具轻碳同位素组成，是北斜坡区母质烃源岩碳同位素组成偏轻和气藏形成过程中混入较多滞留烃裂解气2个因素共同所致。

近年来，鄂尔多斯盆地东北部奥陶系海相碳酸盐岩作为潜在烃源岩，其地球化学基本特征和生烃潜力已被广泛研究。然而，关于烃源岩沉积古环境的氧化还原条件仍存在争议。为了更合理地判识沉积古环境的氧化还原条件，对马家沟组盐下马三段烃源岩（黄铁矿编号Py1和Py2）和马五₆亚段（黄铁矿编号Py3）烃源岩中的黄铁矿进行岩石学、矿物学、微量元素、S-Fe同位素分析。结果表明：①马家沟组盐下烃源岩中黄铁矿主要为棒状集合体、致密椭圆状及自形—半自形3种形态，且Py1、Py2和Py3的Co/Ni值均小于1，为沉积成因黄铁矿。②黄铁矿的S同位素数据显示Py1、Py2和Py3均形成于缺氧—硫化的还原环境。其中Py1和Py3形成于硫酸盐含量充足的开放水体中，δ³⁴S值小于-20‰。Py2的δ³⁴S值相对较高，是受水体沉积物沉积速率较快影响。③Py1、Py2和Py3的δ⁵⁶Fe值整体变化范围较大，反映了氧化还原环境的不均一性，与烃源岩沉积期海平面变化和陆源输入有关。其中马三段烃源岩形成于相对封闭的强还原环境，更有利于有机质的保存。研究明确了马家沟组盐下碳酸盐岩烃源岩中黄铁矿的成因、形成过程及烃源岩沉积期的氧化还原环境，该方法有助于深层碳酸盐烃源岩的古环境氧化还原条件分析。