近年来，深层煤岩气成为研究热点，四川盆地中部地区龙潭组煤系地层具备良好的煤岩气勘探开发潜力，然而针对该地区龙潭组煤岩气储层的评价方法及其分布规律，相关研究较为薄弱。以川中地区NT1H导眼井和水平井为对象，利用地质、地震、测井等资料，结合扫描电镜、矿物组分分析等方法综合评价煤岩气储集性能，采用叠前AVO反演、近入射角叠加资料的方差—蚂蚁体属性等技术对煤层开展精细表征。通过上述研究得出如下认识：①NT1H井煤层储气能力较强，热演化程度高，发育高密度网状割理系统且连通性好，孔隙类型涵盖矿物质孔、后生孔与原生孔，整体连通性良好，具备优质的生气、储气潜力及开采基础；②叠前AVO反演波阻抗低值区可有效指示厚煤层或薄互层组的分布，川中地区煤层纵向上以薄互层为主要特征，其中12^#~17^#煤层较薄，18^#~19^#煤层较厚，平均厚度为1.51~3.2 m；平面上受微古地貌控制，12^#~19^#煤层厚度介于0.5~6.37 m之间。研究明确了该地区龙潭组煤岩气储层的评价方法及分布规律，为后续复杂区水平井轨迹优化、多井联合评价及深层煤岩气勘探开发提供了可靠的实践经验与技术支撑。

为揭示川西—川中地区须家河组天然气差异富集主控因素，指出下一步有利勘探方向，系统分析了须家河组构造地层演化、烃源条件、储集特征和成藏规律。研究结果表明：①须家河组沉积后经历了印支期、燕山期和喜马拉雅期3期构造运动，形成了北西向、北东向2组断裂体系，发育须一+须二段、须三段和须五段3套烃源岩，具有烃源岩厚度大、有机质丰度高、热演化程度适中、生气强度大等特征，奠定了须家河组致密气大面积分布的物质基础；②须家河组储层岩性主要为岩屑砂岩，发育粒内溶孔、粒间溶孔以及残余粒间孔等储集空间类型，为裂缝—孔隙型和孔隙型储层；③须家河组致密砂岩气藏主要受源—储—断三元耦合控制，其中烃源岩的分布控制致密气的富集区域和气藏边界，在满足自封闭成藏条件时优质储层控制了天然气富集程度，断裂既可以为天然气垂向运移提供通道，其伴生裂缝又可以沟通孤立孔隙提高储层渗流能力控制高产。综合上述成果，以须三段、须四段和须五段为目标层段，优选了致密气有利富集区，对须家河组下步勘探部署具有重要指导意义。

川东北通南巴地区（包括通南巴背斜与通江凹陷）须家河组已经建成千亿方储量阵地，而以往倾向于将其作为整体研究，从而忽略了背斜与凹陷区成藏特征的差异。源储条件与天然气组成的对比表明，通南巴背斜和通江凹陷区须家河组烃源岩均为中—高有机质丰度，Ⅱ₂—Ⅲ型，过成熟烃源岩，但凹陷区烃源岩厚度相对大。背斜与凹陷区须家河组致密砂岩储层均为“超低孔、超低渗”储层，而背斜区砂岩相对较厚，在断裂和褶皱的叠加影响下，更易于形成有利于天然气聚集的缝孔储渗体（“断缝体”）。通南巴背斜和通江凹陷须家河组天然气均为来源于须家河组煤系烃源岩和上二叠统海相烃源岩的高成熟—过成熟混合气。背斜区天然气的乙烷和丙烷碳同位素组成偏轻，且普遍发生倒转，表明海相气混入的比例更高。综合流体包裹体显微测温，构造埋藏史、热史与烃源岩生烃史的研究显示，通南巴背斜须家河组存在2期成藏，分别为中—晚侏罗世和古近纪—新近纪，其中晚期是主要的成藏期。古近纪—新近纪（喜马拉雅期）形成的具有“双源”供气的“断缝体”可能是有利勘探目标。通江凹陷须家河组存在3期成藏，分别发生在晚侏罗世、晚白垩世和新近纪，其中晚白垩世为主要成藏期。以须家河组烃源岩为主要气源的致密储层“甜点”及晚白垩世（晚燕山期）形成的“断缝体”可能是更为有利的目标。

近年来，页岩油勘探不断取得新的突破，成为保障中国能源安全的重要接替资源。页岩油主要赋存在以页岩为主的页岩层系中，包括泥页岩基质孔隙中的页岩油以及与泥页岩相邻的碎屑岩夹层中的页岩油，其赋存与分布受控于盆地动力学过程中的压力场演化。以源—储分离型页岩层系为研究对象，利用地层孔隙热压生排烃模拟实验装置，系统开展源储压差（指泥页岩层系整体与外部常规储层的压力差）下的生排烃模拟实验，揭示源储压差对页岩油在泥页岩基质孔隙与砂岩夹层中空间分布的调控机理，并探讨其地质应用意义。结果表明：①泥页岩基质孔隙是页岩油的主力赋存空间，占总资源量的 60%~90%（较难开采部分），砂岩夹层占10%~40%（易开采部分），该比例随成熟度升高呈现“基质占比降低、夹层占比升高”的规律；②源储压差对页岩油分布的影响具有显著差异性，对泥页岩基质孔隙中的页岩油以破坏作用为主，尤其在高成熟阶段表现更突出；对砂岩夹层中的页岩油则呈“双重效应”，压差小于6 MPa时促进富集（短距离运移充注），压差大于6 MPa时抑制富集（远距离运移逸散）；③总油产率主要受控于烃源岩成熟度与原始品质，源储压差的影响较弱，但烃气产率对压差响应显著（压差越大，高成熟阶段气产率越高）。研究成果为陆相页岩油“源—储耦合”评价与勘探靶区优选提供了实验依据与理论支撑。

随着人工智能技术的快速发展，其在地质勘探领域的应用也逐渐展现出巨大潜力。传统的断裂识别方法主要依赖于地质学家的经验和人工判读。这种方法不仅效率低下，而且容易受到主观因素的影响，难以实现大规模数据的高效处理。为解决这一问题，以塔里木盆地哈拉哈塘地区走滑断裂识别为例，探索了人工智能在走滑断裂识别中的应用效果及可行性。结果表明：哈拉哈塘地区主要发育2组高角度走滑断裂系统，北北东和北北西向，两者在平面上呈X型相互交切关系。基于区内高精度三维地震资料的预处理成果，并利用卷积神经网络（CNN）深度学习算法及U⁃Net架构模型对研究区断裂进行自动化识别与分类实验。在明显消除随机噪声影响的背景下，上述算法对主干断裂、分支断裂及其组合关系识别清晰。通过对实验结果的分析，验证了深度学习模型在提升走滑断裂识别精度与效率上的显著优势，为地质勘探工作提供了新的技术手段。

通过对鄂尔多斯盆地本溪组8^#煤的生烃潜力、储层特征、含气性分布、生烃演化特征以及顶板封闭能力等开展研究，以揭示鄂尔多斯盆地煤岩气的富集控制因素，指出下一步有利勘探方向。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地本溪组8^#煤有机质丰度高、显微组分以镜质组为主、热演化程度高、产气率高及生烃周期长，为煤岩气的富集奠定了丰富的物质基础；②煤岩储层储集性能好，平均孔隙度为6.3%，平均渗透率为2.21×10^-3 μm²，储集空间以有机质微孔为主，占比约为70%，宏孔和割理裂缝大量发育，为游离气提供了大量富集场所；③鄂尔多斯盆地本溪组8^#煤含气性好，含气量平均为18.34 m³/t，以吸附气为主，同时含有较高比例的游离气，不同地区的含气性差异受岩性组合模式控制；④定量评价了不同岩性顶板的封闭能力，煤—灰组合和煤—泥组合封闭性能最好，利于煤岩气富集，煤—砂组合封闭性能最差，部分煤岩气运移至源外砂岩成藏。综合建立了煤岩气“源—储—保”三要素耦合的成藏富集模式，指出鄂尔多斯盆地南部榆林—子洲地区、中部纳林河—横山地区是8^#煤煤岩气的有利勘探区带。研究成果为中国煤岩气地质甜点预测提供了指导。

目前对金秋气田沙溪庙组油气充注年代的研究工作总体偏少，且缺乏系统性，导致对气藏形成、调整演化的认识不够深入。据此开展了包裹体岩相学、显微荧光光谱、显微测温、激光拉曼光谱和古压力模拟等流体包裹体综合分析，并结合典型钻井热/埋藏史和烃源生烃史模拟，进一步厘清储层油气充注历史，深化认识金秋气田气藏动态演化过程。结果表明：研究区沙溪庙组储层发育油包裹体和甲烷气态烃包裹体，且主要分布在石英颗粒内和穿石英颗粒愈合缝及中成岩期的石英加大边和碳酸盐胶结物中。油包裹体和气态烃包裹体共生的盐水包裹体的均一温度分别为103.8~145.0 ℃和81.3~149.0 ℃。目的层沉积后埋藏至早白垩世末达最大埋深，晚白垩世以来发生构造抬升，烃源断裂的活动历史和强度直接影响油气源供给。结合烃源岩生烃史、断裂活动史，确定储层经历了2期油气充注：早白垩世末—古新世中期（104~59 Ma）、渐新世末至今（24~0 Ma）。2期充注过程中，龙泉山断层、角1断层及两河1断层和贯穿下侏罗统的正断裂发生活化，须家河组天然气和下侏罗统油沿着断裂垂向输导进入沙溪庙组运聚成藏。第一次充注期储层为中等超压，后随构造抬升降至现今的常压—低压状态。研究结果对川中地区沙溪庙组致密砂岩气勘探部署工作具有重要意义

在全球能源低碳转型背景下，天然氢气的勘探与开发已成为国际能源战略竞争热点。系统梳理了深层地质系统中氢气的成因机制及其与烃类气体的相互作用。研究表明：①无机成因主导氢气生成，其中蛇纹石化反应因高效产氢与广泛分布成为关键来源；幔源脱气与基底水岩反应为克拉通区域提供稳定氢源。②高温高压环境下，氢—烃相互作用呈现动态平衡，外源氢介入可激活高成熟烃源岩二次生烃，而费托合成驱动CO₂/H₂向CH₄转化，形成氢消耗与烃富集的动态平衡机制。③构造—流体耦合系统对气藏形成具有双重效应：深大断裂系统为深源氢气和烷烃气提供优势运移通道，但伴随的热液流体活动和储层、盖层完整性破坏会导致气体逸散。膏盐岩等塑性盖层通过物理吸附与封堵效应显著提升氢气封存效率。中国松辽盆地、柴达木盆地等已发现高含氢天然气藏，证实前寒武纪基底周缘与断裂带具备氢—烃复合成藏优势。当前研究面临三重瓶颈：①氢同位素分馏的温压耦合机制不明；②深部原位反应模拟技术缺失；③生物与非生物氢的生成—消耗模型缺乏定量约束。未来需聚焦于氢源示踪技术、构建氢—烃相互作用数值模型，并建立适应中国陆相盆地的成藏动态评价体系，为清洁能源开发提供理论技术支撑。

苏里格气田为中国最大的天然气田，天然气中普遍含氦，但含氦天然气地球化学特征与氦气富集机理研究仍需深入。采用天然气和稀有气体组分与同位素分析、岩石主量与微量元素分析与盆地数值模拟，对苏里格气田上古生界含氦气藏进行静态要素分析与动态过程解剖，构建氦气富集模式。结果表明：苏里格气田含氦天然气甲烷含量为83.12%~93.61%，以高成熟干气为主并混有成熟阶段的湿气；氦气平均含量为0.047%，与N₂正相关，具有西高东低的分布特征，分2个含氦区，西部氦气一类区含量为0.05%~0.10%，东部氦气二类区含量为0.03%~0.05%；苏里格气田为多源供氦，包括基底型和沉积型氦源岩，其中基底型源岩发育规模大但缺乏有效通源断裂导致氦气含量总体不高；靠近盆地基底古隆起且烃源岩生烃强度弱的区域利于氦气聚集，同时，地层压力通过影响溶解度间接控制氦气富集。苏里格气田氦气富集过程分成3个阶段：早侏罗世前以逸散为主；早侏罗世—早白垩世受地下其他流体分布控制；早白垩世后地层重构、流体再分配且压力下降，形成地下水脱氦聚集模式。基于苏里格气田含氦气藏形成的3个阶段并建立相应的氦气聚集模式，对国内氦气资源的勘探开发意义重大。

氦气作为战略资源，其高效开发对国家资源安全至关重要。页岩气藏中氦气赋存和扩散特征是氦气勘探开发的理论基础。构建了页岩干酪根基质及狭缝纳米孔隙模型，分别采用巨正则蒙特卡洛方法和分子动力学方法模拟了氦气及氦气和甲烷混合气体的吸附和扩散行为，分析了压力和孔径的影响规律。通过量化氦气不同赋存状态，从微观角度揭示了页岩纳米孔隙中氦气赋存机理，明确了氦气扩散特征。研究结果表明：干酪根中氦气吸附能力远弱于甲烷，压力和干酪根非均质性对氦气吸附的影响程度弱于孔径；1 nm孔隙中氦气以吸附态为主，2 nm和4 nm孔隙中则以游离态为主；氦气的单原子结构使其扩散和穿透能力强，可从干酪根基质扩散至狭缝孔中。研究成果丰富了页岩气藏中氦气赋存和扩散的基础理论。

定边、靖边及安边地区（三边地区）位于鄂尔多斯盆地古生界苏里格气田和靖边气田叠合区，但中生界石油勘探程度较低。以往鄂尔多斯盆地中生界烃源岩研究主要集中于湖盆内部及西南、西北等地，湖盆北缘三边地区烃源岩发育情况尚不清楚。通过薄片、扫描电镜、地球化学等分析测试手段，结合岩心、测井等资料，对该地区长7段湖相泥岩发育特征、时空分布、生烃潜力等开展系统分析。揭示了该地区发育1~16 m厚的暗色泥页岩，泥岩富含有机质纹层，主要类型为Ⅰ、Ⅱ型，有机碳含量可达4%~5%，镜质体反射率为0.68%~0.92%，综合评价其可达到好—优质烃源岩，具备较好生烃能力。三边地区长7段湖相泥页岩的发现，使得有效烃源岩的范围向北拓展2 800 km²。同时，成藏分析认为，长6段—长9段储层具有本地烃源岩垂向供烃和湖盆优质侧向供烃双重优势。该地区烃源岩的发育对于重新认识长7段沉积期湖盆范围及演化、延长组资源潜力，以及未来该地区勘探开发具有重要参考价值。

针对湘安地1井录井气测值异常的成因，采用分子模拟技术构建了湘西下寒武统黑色页岩分子模型，并系统研究了其含气量的主控因素。结果表明，水分子与CH₄分子在页岩孔隙中存在显著竞争吸附效应，随着含水率由5.5%升至20%，CH₄吸附量下降26.64%~90.04%，故含水率是控制页岩气含气量的关键因素之一。页岩气含气量的地质演化校正结果显示，湘西下寒武统黑色页岩经历的2次大规模抬升剥蚀事件显著破坏了储层温压条件与封闭性，导致气体解吸与散失，现今埋深778 m的CH₄含气量已接近于0，与实钻气测值高度一致。此外，在漫长的地质演化过程中，尽管扩散系数整体较低（约为0.78 km²/Ma），但在540 Ma的地质历史中平均扩散范围仍达约421 km²，这足以造成页岩气大规模散失，而构造裂缝的发育进一步加速了这一过程。研究揭示了湘西下寒武统黑色页岩气含量降低的微观机理和主控因素，并阐明了含水率抑制、构造演化破坏与长期扩散的协同作用机制，为深层页岩气保存条件与富集机理研究提供了新视角，并为非常规天然气潜力评价与勘探区优选提供了重要参考。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组是典型的大型内陆坳陷型湖盆，传统地层方案具有全盆近似平行等厚的分布特征，但最新的地震剖面显示东北部强反射同相轴呈楔状向西南部深湖区变薄，表明现有地层划分方案并非等时地层格架。基于钻井、测井、地震及岩性等资料，对鄂尔多斯盆地延长组地层对应关系及其成因机制开展了系统分析。结果表明：盆内最具代表性的长7段和长9段湖泛面2期强反射同相轴具有等时意义，西南部长7段底部凝缩层的沉积时间与东北部长9段顶至长7段底的沉积时间对应，并首次提出了西南部湖平面快速上升与物源供应不足共同引起的泥页岩厚度极薄或部分地层缺失。结合区域构造及沉积背景分析其成因机制包括：①秦岭造山带构造转换期西南物源初始供应弱，深湖区陆源物质欠补偿；②湖广水深使得可容空间远高于物质供应量，水体阻力强、搬运难度大；③伴随火山频发而发生的湖侵作用非常快速，致使陆源响应不及时。欠补偿事件与湖泛面凝缩层关系紧密，深水区凝灰岩锆石测年数据跨度较大（226~241 Ma），指示了多期叠加和非等时性，验证了地层间断的存在，全盆地尺度的等时地层划分、沉积演化和源储组合等急需重新认识。研究成果对深化陆相沉积理论、指导油气勘探开发具有重要意义。

为厘清早期持续深埋、后期浅埋型致密砂岩储层特征及控制因素，以四川盆地简阳地区须家河组四段为例，通过大量岩心和薄片观察，以及激光共聚焦、场发射扫描电镜和CT等实验分析，提出在高地温梯度和早期持续深埋、后期浅埋条件下，压实作用与胶结作用导致储层致密化，溶蚀作用和裂缝有效改善储层物性。研究结果表明：①简阳地区须四段辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体叠置连片发育，砂体厚度大，粒度粗，分布面积广，为致密砂岩储层发育奠定了基础；②简阳地区须四段致密砂岩储层储集空间类型主要为粒间溶孔和粒内溶孔，储层物性较低，孔隙结构较差，储层成岩作用主要经历了压实作用、胶结作用和溶蚀作用；③压实作用是简阳地区须四段储层致密化主因，胶结作用导致储层进一步致密化，溶蚀作用和裂缝形成的网状孔缝系统为须四段致密砂岩储层的“甜点”分布区。

四川盆地川中地区长兴组位于中部孤立缓坡型台地，发育多排高能礁滩体，局部区域白云化储层发育好，勘探潜力大，但储层非均质性强、一礁一藏特征明显，导致其存在储层内部边界刻画不清、地震响应特征不明确等问题。因此，需要进一步对礁滩体边界进行精细刻画。从地质、测井资料入手，首先明确长兴组礁滩储层岩石学及地震响应特征，然后结合正演模拟结果，建立礁滩储层地震识别模式，再利用古地貌恢复及地震属性分析等技术，提出“三定法”礁滩储层内部边界刻画方法，最后综合地震反演及地震相分析技术等，明确礁滩储层纵横向展布特征。研究表明：纵向上研究区内长兴组礁滩储层发育在长一段和长二段中上部，厚度在10~60 m之间；横向上主要发育在台缘及台内局部古地貌高部位，一礁一藏特征明显。台缘带内地震响应模式好、单个面积稍大的礁滩体具有较大的勘探潜力。

川中地区中二叠统茅口组具备形成千亿立方米级天然气优质储量的巨大资源潜力，针对区内气水分布特征和主控因素尚不明确的问题，综合运用室内岩心实验数据、测井解释成果、三维地震资料及生产动态数据，阐明了流体地球化学特征，揭示了气水分布特征，进一步讨论了影响气水分布的地质因素。结果表明：川中地区茅口组天然气组分以甲烷为主，属原油裂解成因，地层水水型为CaCl₂型，其化学特征表明该区是油气聚集和保存的有利区；气水过渡带厚度与储层品质密切相关，低孔、（特）低渗、强非均质性的储层特征导致气水过渡带分布范围较广；该区具有多个独立气水系统，无统一的气水界面，气水分布主要有垂向分异型、断裂导流型、非均质滞留型3种模式，呈现差异化气水生产特征；气水分布受储层物性和非均质性、构造幅度、断层活动时序、烃源岩分布等多因素共同控制，提出“优势岩相—局部高幅构造—早期断裂—强生烃”为甜点区优选标准。研究成果可为茅口组有利勘探区带评价及开发井位优选提供关键理论依据，对同类低渗碳酸盐岩气藏高效勘探开发亦具有重要借鉴意义。

近年来鄂尔多斯盆地深层煤岩气已转入大规模商业化开发阶段，然而深层煤储层特征区域变化快、压裂施工工艺及参数差异大导致水平井产能指标呈现出较大的差异，高产主控因素不清严重制约了深层煤岩气井产能提升和降本增效。为此，以鄂尔多斯盆地东北缘佳县地区深层8^#煤为例，结合钻井、测井、取心井分析化验、开发动态等资料，开展8^#煤小层划分与储层精细评价，筛选了影响水平井产能的关键地质—工程要素，并对不同因素进行相关性评价。研究结果表明：①提出的初期产能指数可提高产能评价合理性和准确性；②佳县地区8⁃1^#煤层光亮煤发育，煤质条件、含气性最好，割理更为发育，为水平井钻探的最优靶体位置；③含气量及游离气含量占比、8⁃1^#煤层钻遇率、轨迹在煤层中的相对位置是水平井高产的主控地质因素；④加砂强度、用液强度、小粒径砂占比是水平井高产的主控工程因素。该研究认识可为鄂尔多斯盆地深层煤岩气规模效益开发提供借鉴。

氦气易通过扩散的方式从气藏中散失，需要膏岩层、泥页岩等孔隙度、渗透率低的盖层作为有效封闭，但致密盖层的孔隙孔喉中氦气的微观扩散机制以及岩性、伴生气体的作用尚未被阐明。通过分子动力学模拟方法，建立了不同岩性的盖层孔隙模型，模拟了氦气在其中的吸附、扩散和流动行为。结果表明：①温度越低、气压越大、盖层孔隙尺寸越小，则氦气扩散越慢，盖层封闭效果越好。环境条件和孔径都相同时，氦气在岩盐和高岭石孔隙中扩散、流动较快，其次为蒙脱石、方解石，而在膏岩孔隙中最慢。②结合实际盖层孔喉的尺寸，对氦气封闭最好的是石膏、岩盐，其次为蒙脱石和高岭石，方解石最差。③气藏中的甲烷等气体和水都优先吸附在孔隙表面，且能减慢氦气扩散，含量越高，作用效果越强，孔隙含水量超过90%时，氦气扩散系数接近0。总的来说，盖层孔喉中的小孔径、高气压、低温条件以及较高的伴生气体含量和含水量有利于减少氦气散失，膏岩层是对氦气封闭效果最好的盖层，其次为泥页岩，最后是致密碳酸盐岩。

致密砂岩气藏具有低孔低渗、非均质性较强的特性，开发过程中需采用压裂措施，压后产能受多种因素影响，预测困难较大，现有方法难以准确预测致密气储层压后产能。基于地质工程一体化思想，综合考虑工程参数、物性参数与测井参数，利用互信息系数模型剖析致密砂岩气藏产能的主控因素，构建麻雀搜索算法（SSA）优化随机森林（RF）模型预测储层压后产能。以鄂尔多斯盆地青石峁气田为例进行产能评价，引入均方根误差、均方误差、平均绝对误差和决定系数等指标对该方法进行可靠性以及准确性评估，并与粒子群算法（PSO）、二阶优化算法（BOA）优化的随机森林模型进行对比分析。研究结果表明：深侧向电阻率、自然伽马、泥质含量、加砂量、排量、中子为影响致密砂岩气储层压后产能的敏感性因子，电阻率影响最为显著；通过调整麻雀的种群数量、迭代次数以及交叉验证次数，可实现对随机森林模型进行高效参数调优，提高预测准确性；建立的麻雀搜索算法优化随机森林模型的预测结果准确，优于粒子群算法和二阶优化算法。该方法可为致密砂岩气储层压后产能评价提供技术支撑。

莺歌海盆地乐东底辟带勘探潜力较大，但该领域浅层气富集，断裂及裂隙发育，在地震资料上表现为空白—杂乱地震反射特征，导致底辟带内部构造、地层难以落实，地质体刻画困难，严重制约勘探评价研究。为提高底辟带模糊区成像，明确底辟带构造特征并落实有利储集体，通过正演分析明确底辟模糊成因，针对性结合多次波衰减和能量恢复技术进行构造成像攻关；并进一步分析底辟带构造及储集体地震响应特征，建立了地震地质一体化的底辟模糊带成像、构造及储集体识别技术系列。研究表明：①浅层气富集产生的多次波以及吸收屏蔽作用是底辟难以成像的主因，广义三维自由表面多次波衰减技术及“两步法”能量恢复技术能够有效压制强绕射多次波，提高底辟带信噪比，恢复空白反射区能量；②乐东2X底辟构造形态呈北西至南东向长轴状背斜，发育南、北2个背斜高点，北高点底辟活动性弱，断裂不发育，是有利成藏部位；③乐东2X底辟带发育浊积砂、斜坡扇、滨岸砂储集体，具低频强振幅地震异常。认为乐东2X底辟内部发育优势构造及规模储集体，是拓展油气储量规模的重要领域。该研究成果对海上底辟区油气勘探具有重要的参考意义。

四川盆地南部自贡配置区受多期次、多方位构造应力作用，发育多尺度、多类型天然裂缝系统，对页岩气富集、保存及开发具有重要影响。综合利用岩心、薄片、偶极声波测井、成像测井等资料，对自贡配置区龙一₁亚段页岩储层天然裂缝类型、发育特征进行定量表征，结合流体包裹体分析、声发射测试等实验分析，明确了裂缝形成序列和形成机制，并对研究区应力场特征及天然裂缝开启性进行综合评价。研究结果表明：龙一₁亚段页岩储层发育构造裂缝、成岩裂缝和超压裂缝，以北北东向和北东东向高角度构造裂缝为主，裂缝发育程度高、有效性好。不同构造单元，裂缝发育模式发生规律性变化。龙一₁亚段页岩经历了3期破裂和3期胶结事件，前2期构造裂缝经历多期充填，有效性较差，第三期构造裂缝，几乎未被充填，有效性较好。研究区裂缝开启性CFF值整体小于0，原地应力状态下，裂缝处于稳定状态。从研究区西北部向东南部，再向北部，CFF值逐渐升高，反映裂缝开启性逐渐上升。自贡配置区发育正断和走滑2种应力机制，不同应力机制下，优先开启裂缝方位有所差异。正断应力机制下，与现今最大主应力方向平行的北西西—南东东向中高角度裂缝优先开启。走滑应力机制下，与现今最大主应力呈30°的北东东—南西西向和北西—南东向高角度裂缝优先开启。研究成果为研究区页岩气甜点优选、压窜和套变防治及水平井轨迹优化提供了理论基础。

分布式光纤声波传感（DAS）技术已广泛用于水平井生产动态监测，然而井下声音信号复杂、易受干扰，目前对水平井气水两相流声波响应规律认识不足，通过DAS数据定量诊断水平气井产出剖面仍是十分困难。通过室内物理模拟实验，模拟测试了水平井不同产量、水气比生产过程中的声波剖面，采用快速傅里叶变换和数字滤波，提取了不同模拟工作情况下的DAS数据有效频幅特征量，分析了水平井气水两相流动声波响应规律。绘制了DAS声波能量与井筒流速关系图版，通过数据回归建立了气水两相流水平井DAS声波能量与井筒流速关系模型库，实现了不同模拟工作情况下井筒流速与DAS响应之间的定量关系表征，为DAS数据反演奠定了模型基础，为解决水平井气水两相流产出剖面定量解释提供了新的技术思路。

页岩储层岩性分类是油气勘探开发中的关键环节，直接影响储层评价、压裂方案设计与产能预测的准确性。传统机器学习方法在岩性识别任务中常存在精度不足与泛化能力弱等问题。以鄂尔多斯盆地L井区延长组7段为研究对象，基于8口井共3 053个采样点的测井数据，利用皮尔逊相关系数法优选出自然伽马、声波时差、自然电位、井径、深侧向电阻率和浅侧向电阻率等6个响应特征显著的测井参数，构建了具有注意力机制的双向长短期记忆网络模型（BiLSTM⁃Attention），用于对三叠系延长组陆相页岩储层岩性的智能识别。通过与传统有监督学习模型（BiLSTM、CNN、SVM、LSTM）的对比实验，结果显示：BiLSTM⁃Attention模型在强非均质性页岩储层中的岩性分类表现最优，其识别准确率达到96.9%，损失值为0.09；该模型尤其在薄夹层与过渡岩性带中识别效果优异，其平均相对误差与损失值均低于其他对比模型，在岩性识别方面展现出了更好的稳定性和可靠性。该方法为复杂页岩层系的岩性识别提供了新思路，在强非均质性的非常规储层岩性识别方面具备较好的推广与应用前景。

“水平井+水力压裂”技术已成为深部煤层气开发的重要手段，但深部煤层层理发育，层理的开启对支撑剂在水力主裂缝和层理中运移和铺置的影响尚不明确。建立了深部煤层层理发育复杂裂缝，采用欧拉—欧拉支撑剂运移模型，探究了地质因素（层理开度、层理数）和工程因素（施工排量、压裂液黏度、砂比和支撑剂粒径）对层理发育复杂裂缝中支撑剂运移和铺置的影响。模拟结果表明：①层理的开启对水力主裂缝中稳定砂堤的高度有显著影响；与垂直单缝相比，层理开启条件下，稳定砂堤特征长度最大减小幅度为24.67%，特征面积最大减小幅度为50.37%。②层理数对水力主裂缝中稳定砂堤的影响主要体现在下层理距水力主裂缝底部的高度（H _LB），上层理中几乎没有支撑剂分布。③随着施工排量、砂比、支撑剂粒径的增大，水力主裂缝中稳定砂堤达到H _LB所用的时间缩短，而随着层理开度、层理数、压裂液黏度的增大，砂堤高度达到H _LB所用的时间延长；与垂直单缝相比，层理开启条件下，水力主裂缝稳定砂堤特征长度最大减小幅度为34.67%，特征面积最大减小幅度为49.06%。④仅在窄层理中，支撑剂会以稳定砂堤在层理入口附近形成，其他情况下，支撑剂则以悬浮形式存在于层理中。上述研究成果可为深部煤岩压裂设计提供理论依据。

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组是典型的全油气系统实例，具有丰富的油气资源，勘探开发前景广阔，前人主要针对研究区风城组沉积环境、岩石学、储层孔隙结构及物性等方面进行了大量研究，但是对于成岩演化序列及储层孔隙演化定量的相关研究较为薄弱。综合镜下薄片、扫描电镜、XRD衍射、高压压汞等资料，对玛北斜坡风城组的成岩演化序列与孔隙演化进行了精细化的研究，定量分析了每种成岩作用对3类储层的差异化影响，讨论了全油气系统储层孔隙演化与成藏过程的耦合关系。结果表明：玛北斜坡风城组页岩油储层的岩性主要为长英质页岩；致密油储层的岩性主要为长英质粉砂岩；常规油储层的岩石类型主要为岩屑长石砂岩。研究区风城组经历了机械压实—多期次胶结—脱玻化—多期次溶蚀综合交替的成岩过程。压实作用和胶结作用是导致玛北斜坡风城组全油气系统储层物性变差的关键性因素，压实作用使页岩油储层孔隙度减小26.67%，致密油储层孔隙度减小29.41%，常规油储层孔隙度减小23.84%，胶结作用使3类储层孔隙度减小2.5%。溶蚀作用使3类储层物性得到一定改善，其中页岩油储层孔隙度增加0.78%，致密油储层孔隙度增加1.75%，常规油储层孔隙度增加2.68%。该研究明确了玛湖凹陷北斜坡风城组全油气系统的成岩演化序列与孔隙定量演化，为全油气系统资源潜力评价奠定了基础。

针对分子地球化学领域中生物标志物参数繁多冗杂、解释复杂的问题，提出一种新的综合指标评价方法。以鄂尔多斯盆地延长组为探究对象，通过因子分析筛选出与有机质成熟度、母源类型和水体盐度最密切相关的生物标志物参数，以线性组合的形式构建了成熟度指数（MI）、母源类型指数（PMI）和水体盐度指数（WSI）3个综合指标。在盆地延长组不同层位、区块的应用表明，综合指标能够更简洁、清晰地表征有机质的分子地球化学特征，且相比单一参数具有更高的准确性和可靠性。通过综合指标的研究发现，延长组有机质成熟度随层位埋深增加而逐渐增加，长7油层组具有显著的水生生物有机质来源，深部长9、长10等油层组水体盐度相对较高；此外，平面上不同区块的成熟度、母源类型和水体盐度分布规律复杂，显示出地质特征的多样性。提出的综合指标方法为分子地球化学研究提供了新的视角，对于复杂地质条件下的油气勘探具有重要意义。

为查明陆相页岩有机质孔发育特点及形成机制，以四川盆地自流井组高成熟度富有机质页岩为研究对象，采用有机岩石学、干酪根及族组分碳同位素、氩离子抛光—扫描电镜及能谱分析等多种实验方法，开展了有机质组分与有机质孔隙类型识别与划分，探讨了陆相页岩有机质孔形成主控因素。研究结果表明：①自流井组页岩中有机质多由原生有形态的镜（丝）质体与次生无形态的沥青质体共同组成，镜（丝）质体包括条带状、丝带状、枝杈状及块状等4种高等植物碎片组分，网状大腔薄壁、网状小腔厚壁、不规则胞腔、葡萄串状胞腔及管状胞腔等5种高等植物胞腔结构组分；沥青质体组分受无机矿物颗粒格架空间及其与自生矿物共生关系控制，呈带状、散块状、交互状及互裹状等4种赋存状态；②按有机质组分类型及其与无机矿物之间的赋存或复合关系，可划分为沥青质体有机孔、沥青质体—自生矿物复合体有机孔及镜（丝）质体有机孔等3类8种，沥青质体与沥青质体—自生矿物复合体普遍发育有机孔；③提出“四因素”控孔机制：即有机质组分类型是有机质孔发育的物质基础，沥青质体赋存状态与成熟度是有机质孔发育的关键因素，热液作用对沥青质体有机质孔发育有促进作用，腔体结构保存或细菌改造有利于镜（丝）质体发育有机质孔。

塔里木盆地顺托果勒低隆顺北—富满地区超深层碳酸盐岩领域新发现的断控缝洞型油气藏，为一种特殊的新类型油气藏。这类油气藏受走滑断裂控制，以轻质油藏和凝析气藏为主，具有埋深大（超过7 300 m）、多期成藏的特征。研究断控缝洞型油气藏特征并建立类比刻度区对于开展此类油气藏资源评价具有重要意义。遵循精细解剖思路，依据顺北—富满地区超深层奥陶系断控缝洞型成藏地质条件，按照刻度区解剖技术规范开展研究，确立盆地类型、勘探领域、储集岩性、储集类型、孔隙组合、储量丰度、资源丰度、运聚系数及可采系数9项参数作为刻度区类比关键参数，并开展了断控缝洞型油气资源评价。结果表明：塔里木盆地顺托果勒低隆奥陶系碳酸盐岩断控缝洞型油气藏的石油储量丰度为（25~60）×10⁴ t/km²，天然气储量丰度为（1.5~6.5）×10⁸ m³/km²，石油资源丰度为（12.5~14.5）×10⁴ t/km²，天然气资源丰度为（0.45~1.0）×10⁸ m³/km²，石油采收率为12%~16%，天然气采收率为30%。研究成果不仅丰富了刻度区类型，而且对中国三大克拉通盆地超深层碳酸盐岩领域的资源评价提供了有效借鉴。

松辽盆地长岭凹陷大情字井油田H⁃56区块是典型的致密油藏储层，具有低孔隙度、孔隙结构复杂和强非均质性等特征，这些因素对CO₂驱油过程及其效果有重要影响。结合研究区储层物性和孔喉结构，开展了高温高压真实岩心微观模型驱替实验，分析了不同孔隙结构下的CO₂驱油机理及剩余油分布规律。结果表明：研究区岩心孔隙以原生孔隙和次生孔隙为主，喉道形态以弯片状为主且曲折复杂，导致孔喉连通性呈现明显分级特征。连通性较好型样品孔喉发育、连通性好，CO₂驱替过程中渗流通道连续稳定，驱替类型呈网状，剩余油饱和度较低，以膜状和孤岛状微观剩余油为主，采收率可达约75.32%；连通性受限型样品孔喉连通性差，流体通道单一，驱替前缘不均匀，呈指状特征，剩余油饱和度较高。剩余油以连片状和簇状分布为主，采收率约为66.98%。储层微观孔喉结构差异是控制CO₂驱油效率及剩余油赋存形态的关键因素，其中毛细管压力、孔喉结构特征及孔隙连通性共同决定了CO₂在致密储层中的渗流行为和剩余油动用效果。研究结果为致密砂岩储层CO₂驱油效果评价与剩余油挖潜提供孔隙尺度依据。

四川盆地川西地区致密气资源量丰富，但由于川西南部与川西北部储层含气性存在明显差异，制约了天然气的高效勘探开发。为了查明四川盆地川西地区致密储层含气性差异的影响因素，利用多重分形维数理论，结合离心—核磁实验、高压压汞、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射等实验手段，先后明确了川西南地区与川西北地区储层的孔隙结构特征、含气性特征，明确了川西地区储层含气差异性的控制因素。研究结果表明：①川西地区孔隙以残余粒间孔为主，川西南地区含气性较差的层位残余粒间孔大部分被碳酸盐胶结，川西北地区孔隙内绿泥石薄膜较发育，含气性较差的储层，被绿泥石堵塞。②川西地区储层含气饱和度分布范围为38.79%~56.88%，川西南地区相比川西北地区含气饱和度较低，其值为38.79%。③川西北地区储层压实作用强烈，储层减孔率较高，储集空间相对较小，同时，由于储层内部孔径较小部分被绿泥石膜堵塞，也造成储层含气性降低；川西南地区纳米孔隙非均质性较强，天然气运移受阻，其部分储层碳酸盐胶结物发育较多，严重影响储层的二次发育，导致储层内部含气性较差。

黄铁矿在富有机质页岩中广泛发育，其中草莓状黄铁矿的形态、草莓体及其内部黄铁矿微晶的粒径特征，是沉积水体环境的良好示踪剂。通过光学显微镜、扫描电镜观察了黄铁矿形态特征，并使用ImageJ软件对草莓体及内部黄铁矿微晶进行了粒度统计，对东营凹陷沙四上—沙三下亚段页岩中黄铁矿开展了研究。结果表明，样品中草莓状黄铁矿粒径分布可分为3种类型：高耸型（平均粒径<5 μm，标准差为1~2 μm）、宽缓型（平均粒径介于5~10 μm之间，标准差为2~6 μm）和波动型（平均粒径>10 μm，标准差为6~10 μm），反映了草莓状黄铁矿的不同形成过程。同时，高耸型、宽缓型草莓状黄铁矿中，草莓体的粒径（D）与内部黄铁矿微晶大小（d）的比值与水体的硫化程度之间表现为负相关。不同岩相中发育的草莓状黄铁矿形态、粒径特征不同，揭示了研究区沉积水体的氧化还原条件受水动力强弱与气候的干旱程度影响较为明显。其中，LF1长英质黏土岩中草莓状黄铁矿以波动型为主，草莓体粒径分布大；LF2富有机质灰质黏土岩中以高耸型为主，D/d<6；LF3富有机质白云质黏土岩中以高耸型为主，D/d>6；LF4富有机质黏土质灰岩中以高耸型为主，不同纹层类型中草莓状黄铁矿的D/d特征不同；LF5富有机质混合岩中草莓状黄铁矿以高耸型为主，D/d介于5.5~6.2之间，含有较多自形黄铁矿和交代型黄铁矿。

多元回归、经验公式及岩石物理模型等传统手段难以充分捕捉测井曲线与储层参数间复杂的非线性关系，导致页岩储层分级预测精度较低。以渝西地区深层五峰组—龙一₁亚段页岩为研究对象，建立基于贝叶斯优化LightGBM算法的深层页岩储层类型识别模型，并利用SHAP算法定量评估测井曲线重要性，最终将模型应用于靶区储层分级评价。结果表明：相较于回归方案，分类方案在深层页岩储层识别模型复杂度、计算效率和识别性能上均显著提升。采用分类方案建立页岩储层类型识别模型，测试集中，LightGBM对储层类型识别的加权精确率（Weighted⁃P）和召回率（Weighted⁃R）分别为89.7%和89.6%，优于RF（87.52%和86.96%）和SVM（83.61%和81.8%）算法；DEN、GR和CNL曲线对识别I类和III类页岩储层最为重要，而识别II类储层中，DEN、AC和CNL曲线重要性更高，且测井曲线对模型决策呈现复杂非线性影响；分级评价结果显示I类储层主要发育于五峰组上部及龙一₁亚段1小层。基于贝叶斯优化LightGBM算法可实现深层页岩储层类型的高效精确识别，为深层页岩储层分级评价提供了新思路。

鄂尔多斯盆地长7段夹层型页岩油勘探潜力巨大，但不同区带富集程度差异大，区域化成藏控制因素认识不清。通过陇东、陕北和姬塬地区长7段夹层型页岩油烃源岩、储层、岩性组合等成藏要素对比分析，明确了夹层型页岩油差异聚集控制因素，建立了差异富集成藏模式。研究结果表明：陕北三角洲前缘发育薄泥厚砂，烃源岩分布有限是陕北夹层型页岩油富集程度差于陇东地区的关键因素；姬塬地区长7段烃源岩厚度最大但砂岩储集层规模小、横向连续性差，厚泥薄砂岩性组合排烃效率低导致夹层型页岩油富集规模小，是页岩型页岩油勘探的有利地区；陇东华池—庆城一带发育厚泥厚砂岩性组合，优质的储集层决定了夹层型页岩油大规模富集；合水地区裂缝发育为页岩油垂向运移提供了良好输导条件，且长7₁亚段储集层物性更好，长7₁亚段夹层型页岩油富集规模好于长7₂亚段。建立了长7段夹层型页岩油优质烃源岩供烃—优质储层控富—岩性组合控聚—裂缝控运的“四元”联控差异富集成藏模式，指出了陇东和陕北三角洲前缘末端是夹层型页岩油勘探的主要目标区域，姬塬地区长7₃亚段是页岩型页岩油勘探的重要区域，为鄂尔多斯盆地陆相页岩油甜点优选和开发部署提供理论支撑。

渝东南南川地区多口钻遇下志留统小河坝组的页岩气井气测显示异常。为探索小河坝组天然气勘探潜力，综合利用露头、岩心、测井录井、实验分析及地震等资料，分析了南川地区小河坝组天然气成藏条件和成藏模式。结果表明：①南川地区小河坝组为三角洲前缘、前三角洲沉积，主要发育粉砂岩、泥质粉砂岩，厚度较大；②岩性致密，表现出强压实特征，孔隙度平均为0.84%，渗透率平均为0.1×10^-3 μm²，属特低孔致密储层，储集空间以裂缝为主，少量溶蚀孔，形成孔隙—裂缝型储层，退汞效率低，储层横向及纵向非均质性强；③气测显示异常与构造相关性不明显，同平台邻井含气差异大，表现出裂缝型气藏特征；④利用曲率及蚂蚁体地震属性预测揭示通源裂缝是小河坝组天然气运移通道；⑤由于小河坝组自身的侧向封挡和上覆韩家店组盖层的封闭，天然气聚集在裂缝中成藏，形成裂缝型成藏模式。研究成果指导了南川地区老井上返压裂测试小河坝组实现勘探突破，对于四川盆地小河坝组及同类型气藏的勘探也具有重要指导意义。

二叠系是准噶尔盆地现阶段重要勘探层系，盆1井西凹陷夏子街组下伏风城组优质烃源灶，油气充注条件优越，但前期勘探和认识程度较低，尤其是对层序划分方案和沉积体系缺乏系统研究，制约了该层系的勘探发现进程。综合最新钻井和地震资料，运用T⁃R旋回理论识别了夏子街组关键层序界面，厘清了T⁃R旋回格架内沉积相类型、沉积体系分布及其演化特征。研究结果表明：①在盆1井西凹陷夏子街组可识别出三级层序界面和湖进-湖退转换面2类关键层序界面，限定了SQ1、SQ2共2个三级层序和LTST1-LRST2等4个体系域的发育；②夏子街组为盆1井西凹陷首套坳陷型湖盆沉积，由早到晚湖域面积不断扩大，主要沉积相类型为扇三角洲相和湖泊相，可进一步划分出4类亚相和8种微相；③在T⁃R旋回层序地层格架内，早二叠世先存地形差异和中二叠世幕式构造活动，对夏子街组沉积体系分布与演化具有明显控制作用：湖进体系域以填平补齐沉积为主，湖退体系域伴随主要物源区变化，扇三角洲不断推覆前积，连片展布。