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。

滇黔桂盆地桂中坳陷下石炭统鹿寨组富有机质页岩厚度比四川盆地龙马溪组更大，有望成为继四川盆地、滇黔地区之外重大突破领域，但地质条件更加复杂。为探索广西页岩气富集条件及主控因素，以桂中坳陷下石炭统鹿寨组为研究对象，利用钻井、测井、地震、大地电磁测深及分析测试等资料，开展富集条件及主控因素研究。研究表明：①桂中坳陷下石炭统鹿寨组富有机质页岩厚度大、分布广、有机质丰度高，有机质类型好、处于高成熟—过成熟阶段，具备较高孔隙度等良好储集条件，现场解析含气量最高为2.9 m³/t，等温吸附实验表明最高吸附能力为5.32 m³/t，保存条件较好，对比国内外典型页岩气藏，鹿寨组具备良好的页岩气富集条件；②桂中坳陷下石炭统鹿寨组页岩气富集的主控因素为：台盆或深水陆棚相是页岩气富集的有利相带，适中埋藏深度下的“滞留烃”和干酪根联合生气，保证了充足的气源，R_O值为1.5%~3.5%，处于生储耦合的最佳窗口，较缓慢的抬升及有利构造样式是页岩气富集的关键因素；③基于桂中坳陷剥蚀厚度大、热演化程度高、断裂多期活动等特点，综合分析认为柳城北地区、鹿寨地区、南丹地区及环江地区为鹿寨组页岩气勘探有利区。

黔北地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组发育一套优质富有机质页岩，具有良好的资源前景，但页岩储层特征、含气特征和主控因素尚不明确。基于前人资料和最新钻井，对黔北地区五峰组—龙马溪组页岩的有机质特征、储层物性和含气性特征进行了系统的分析，并探讨了含气性的主要影响因素。结果表明：黔北地区五峰组—龙马溪组为浅水陆棚—深水陆棚沉积，优质页岩主要分布在道真—习水一线深水陆棚相，最大厚度达80~100 m；五峰组和龙马溪组下段富有机质页岩TOC含量高，多在2%以上，有机质类型好、成熟度适中，具有良好的页岩气物质基础；优质页岩脆性矿物含量较高，具有较好的可压裂性，储层空间类型多，以有机质纳米孔为主，孔渗相对较低；页岩的甲烷吸附能力强，主要受控于TOC含量和热成熟度。黔北不同地区页岩含气量差异较大，在习水和道真地区页岩气含量相对较高、在桐梓—正安等地区页岩气含量相对较低，同一构造部位页岩气含量的差异受控于TOC含量、纳米孔隙发育程度和含水饱和度，不同构造部位页岩气含量受控于构造保存条件，构造宽缓、远离大断裂和较大的埋深等保存条件较好的页岩含气量普遍较高。

为精细表征鄂尔多斯盆地吴起—志丹地区长8段致密储层孔喉结构，在铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、高压压汞、恒速压汞以及油水相渗等相关实验的基础上，利用分形理论研究了长8段致密储层的孔径分形特征和喉道分形特征，系统分析了分形特征与储层孔隙度、渗透率、微观孔喉特征之间的关系。结果表明：研究区岩性以岩屑长石砂岩为主，平均孔隙度为8.2%，平均渗透率为0.16×10^-3 μm²，为典型的致密储层。储层孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔，根据毛管压力曲线形态和高压压汞参数将储层孔喉结构分为I类和II类2种类型。恒速压汞实验表明研究区样品总进汞饱和度中，喉道进汞占比较多，恒速压汞计算的喉道分形维数具有两段特征，即细喉道段（D_T1）和粗喉道段（D_T2）。全孔径分形维数和喉道分形维数均与物性、进汞饱和度和退汞效率等参数具有良好的负相关性，喉道分形维数与喉道进汞饱和度、主流喉道半径呈良好负相关性，孔喉的非均质性增强，致使油相流体在含水储层中更加难以通过，油相相对渗透率变小。

鄂西地区上二叠统海相页岩气资源潜力大，近年来在恩施、红星等地区获得诸多勘探发现，但不同地域页岩气勘探效果不同，储集性能、含气性等富集条件存在诸多差异。以红星区块吴家坪组二段和恩施地区大隆组为研究对象，综合利用钻井、测井、地震和实验室分析测试等资料，开展页岩气富集差异特征精细刻画和控制因素分析。研究发现：①吴家坪组二段与大隆组原始品质较为相似，富有机质页岩厚度略有差异；②吴家坪组二段储集性能、“源—储耦合”性和含气性均优于大隆组，有机质孔保存带来的储集性能差异是造成含气性差异的主要原因；③扬子周缘中—新生代强烈的构造挤压导致恩施地区大隆组初始抬升时间更早、上覆地层剥蚀量更大，页岩气保存条件相对较差；④埋深和构造样式可以有效指示现今保存条件，红星区块吴家坪组二段埋深大、发育在宽缓背斜内，较恩施地区复向斜浅埋藏的大隆组更有利于页岩气富集。综合提出勘探建议，认为两套页岩具有不同的勘探开发难点，应加强对比研究，分类施策。

川南地区是中国页岩气勘探开发的热点地区，页岩气藏类型种类多、资料丰富。为总结该区基本地质特征及富集高产规律，利用大量地震、钻井、测井及分析化验等资料，从沉积作用、构造变形、保存条件等方面分析了页岩气藏关键地质因素，并剖析典型页岩气藏类型特征、富集条件差异及其勘探开发启示。研究表明：①沉积作用整体控制了五峰组—龙一₁亚段页岩地层厚度、储层品质与厚度；②构造变形对页岩气藏的影响体现在构造样式、埋深、地应力场、天然裂缝发育特征等方面；③页岩气藏保存条件受构造改造强度、沉积作用、埋深等多因素影响；④川南地区页岩气藏可分为斜坡型、向斜型、低陡背斜夹宽缓向斜型及箱状断背斜型等4种类型，不同类型气藏的地质特征、富集条件存在差异；⑤针对不同类型页岩气藏的地质与工程特征开展分析，并提供相应技术对策，有助于提高单井产量与页岩气产能建设。该研究成果丰富了四川盆地页岩气富集高产理论，为其他区域页岩气藏的规模效益开发提供了技术参考。

近年来，鄂尔多斯盆地东南部多口致密砂岩气探井获得工业气流，先导试验区实现效益开发，展示出该地区良好的致密砂岩气勘探开发前景。优质烃源岩形成的良好气源条件、较强的生烃增压及成藏动力条件是控制致密砂岩大气田形成的基础，但研究区尚未开展系统的烃源岩研究。基于大量测井、录井、岩心、分析化验资料，详细分析了鄂尔多斯盆地东南部煤系烃源岩的地球化学特征和平面展布特征，建立了煤系烃源岩总有机碳含量（TOC）测井解释模型，并在此基础上定量计算了生烃强度。结果表明：①鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤的TOC平均值为56.2%，炭质泥岩TOC平均值为9.6%，暗色泥岩TOC平均值为2.4%；有机质类型为Ⅲ型干酪根，均处于过成熟生干气阶段；②平面上，煤和暗色泥岩在本溪组和山西组广泛发育，呈现由西北向东部逐渐增厚的特征，炭质泥岩在研究区发育厚度薄；③优选出自然伽马（GR）、声波时差（AC）、密度（DEN）等与实测拟合关系最好的测井参数，根据多元回归方法分别建立煤、炭质泥岩、暗色泥岩3种总有机碳含量（TOC）测井解释模型；④鄂尔多斯盆地东南部上古生界生烃强度较高，分布于（17.6~58.3）×10⁸ m³/km²之间，平均值为38.4×10⁸ m³/km²，其煤层生烃强度优于暗色泥岩和炭质泥岩，东区生烃强度最大，主要介于（29.2~58.3）×10⁸ m³/km²之间，平均值为42.4×10⁸ m³/km²。

火山—热液作用对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组沉积演化与生物来源有重要影响。采集吉木萨尔凹陷J305井岩心样品，应用元素地球化学、有机地球化学方法进行包括烃源岩地球化学特征、沉积古环境演化及有机质生物来源在内的系统研究。结果表明：①芦草沟组烃源岩样品的主、微量元素在芦一段、芦二段之间呈现一定的差异，芦一段相对富集Sr、U、Fe₂O₃、MgO和CaO，芦二段则相对富集V、SiO₂和Al₂O₃。②芦草沟组沉积期整体处于偏咸化的水体环境，芦一段水体较深，芦二段水深波动大且相对较浅，从芦一段到芦二段，盐度逐渐降低；古氧相为相对稳定的还原环境，有机质富集受控于古生产力水平。③烃源岩有机质生物来源在一定程度上与古盐度、古气候及火山—热液活动有关，生物来源组成的总体特征为细菌和藻类的丰度大于高等植物，细菌的丰度大于藻类，藻类以绿藻为主，其中细菌中蓝细菌占有一定比例，且芦一段中蓝细菌占比相对较高。④芦草沟组的沉积演化可细分为5个阶段：干旱—半咸水阶段（芦一早期）→半干旱—咸水阶段（芦一中期）→干旱—半咸水阶段（芦一晚期）→湿润阶段（芦二早期，生物来源转变）→半干旱—微咸阶段（芦二晚期）。芦草沟组的沉积和生物来源受古环境的控制，火山—热液作用提供的大量营养物质，提高了古生产力水平，同时稳定的还原环境为有机质的保存提供了必要条件。

湘中坳陷是中国南方页岩气勘探由长江上游向中游扩展的一个重要区域，泥盆系佘田桥组是该区页岩气勘探的重点层位。以区内涟源凹陷野外露头与钻井资料为基础，利用实验室分析测试、地球物理测井及现场含气性监测数据，对佘田桥组页岩气成藏地质条件进行分析，并在此基础上探讨了页岩气差异性富集的控制因素。结果表明：①台盆沉积相区佘田桥组主要发育灰黑色—黑色页岩、钙质页岩夹泥灰岩，厚度大于80 m，有机质含量高（TOC>1%）、类型好（腐泥型—偏腐泥混合型），热演化程度适中（2.0%<R_O<3.0%），具备良好的生烃条件；②佘田桥组属高脆性矿物含量的硅质页岩与混合质页岩类型，储集空间以无机质孔和裂缝为主，为裂缝—孔隙型储层，具有特低孔特低渗特征，孔体积主要由中孔和宏孔提供；③佘田桥组页岩气藏为残留型常压气藏，主要经历早期原地聚集、中期调整改造和晚期逸散—残留3个成藏演化阶段，中侏罗世—早白垩世是最主要的成藏改造期；④台盆相深水缺氧环境形成的富有机质页岩是佘田桥组页岩气富集成藏的物质基础，良好的保存条件是富集成藏的关键，裂缝及相关孔隙的发育控制优质储层分布与气体富集程度。综合认为，佘田桥组页岩气具有“源储一体、差异分布、沉积相供烃控区、构造—裂缝控保定富”的成藏模式，台盆相区宽缓向斜构造是富集有利区，向斜两翼孔缝发育带是有利富集部位。

为研究湘中邵阳凹陷泥盆系佘田桥组古流体特征及其对页岩气保存条件的指示，系统采集双地1井裂缝中脉体样品开展了电子探针、同位素地球化学与包裹体分析。研究结果表明，方解石脉δ¹³C、δ¹⁸O与围岩相比较，有方解石脉的碳氧同位素与围岩无明显差异，方解石脉氧同位素值小于围岩且碳同位素值与围岩相当，方解石的碳氧同位素值均远小于围岩的3种情况，分别代表了低水/岩比例的封闭系统、跨层流体混入、大气水混入3种不同的封闭条件。古流体碳氧同位素指示的封闭层段为气显较强层段，表明其长期封闭性相对较好；大气水混入层段往往与构造破碎带相关，且方解石脉低Fe、Mn元素含量指示了破碎带多处于氧化环境。佘田桥组流体活动具有多期次特点，Sm—Nd同位素定年揭示了佘田桥组下部一期垂直脉的形成时间为149 Ma，形成深度为3.2 km，流体含气性差，表明在该阶段页岩气藏已经遭受到较强的破坏。综合研究表明燕山运动的强烈挤压抬升作用使湘中地区构造变形强烈，特别是凹陷边缘地区断裂发育、剥蚀时间早、强度大，构造保存条件不利；凹陷中部变形较弱，保存条件相对有利，但佘田桥组为台地相区，页岩不发育。因此结合邵阳凹陷沉积相和盖层展布，应将凹陷中部晚泥盆世晚期形成孟公坳组页岩作为勘探方向。

四川盆地东部红星地区二叠系吴家坪组二段发育一套富硅富碳页岩储层，勘探证实为一套优质含气页岩储层。该套页岩原生品质（有机碳含量、岩矿、沉积构造）纵向具备较强的非均质性，直接影响了页岩储层的含气性和可改造性。在建立页岩等时地层对比格架的基础上，系统阐述了该套页岩储层在岩矿组成、沉积构造、有机质丰度及有机质类型等方面的纵向非均质性。同时从沉积作用、海洋古生产力和氧化还原环境等方面探讨了非均质性的主控因素，明确了其纵向非均质性主要受控于古气候、火山活动及海平面升降等因素，古气候与海平面升降共同控制了陆源碎屑矿物的供给量，火山活动控制了表层海水的古生产力，从而控制了有机质和自生硅质的含量，陆地火山活动和海底火山活动导致页岩储层中发育凝灰岩薄夹层和硅质条带等特殊的岩性夹层，影响了页岩储层自身的可改造性。

四川盆地现有侏罗系断层研究较少，制约沙溪庙组成藏模式认识和勘探领域拓展。基于详细二、三维地震资料解释，新发现川中北部地区侏罗系内广泛发育正断层。该套正断层主要自下侏罗统延伸至上侏罗统，平面上以NEE向小断层连续排列为特征，同时少量发育NNE向和NW向断层。侏罗系断层组合在盆地范围内具有差异性，正断层主要发育在川中低隆起区及川中北部地区，已钻井地球化学结果对比认为，在以上地区正断层是沟通侏罗系烃源的有效通道。川中北部地区正断层与中下侏罗统烃源岩叠加发育，能够形成“中下侏罗统生烃—正断层沟通烃源”的成藏新模式，其中龙岗等地区正断层附近的多期河道叠加发育带是有利的勘探方向。

黔北坳陷北缘寒武系娄山关群发育巨厚的白云岩，前人已开展了储层特征和成藏条件等方面研究，但关于其地球化学特征和古海洋环境的研究还较薄弱。研究在野外调查的基础上，对娄山关群岩石学特征与同位素特征进行分析，进而开展古海洋环境及演变研究。结果表明：娄山关群白云岩有序度在0.63~0.91之间，平均为0.78，白云石含量基本在95%以上，碎屑矿物含量较少。岩石δ¹³C值介于－1.94‰~2.78‰之间，平均为－1.02‰，分布在中—晚寒武世海水的碳同位素组成范围内，δ¹³C曲线演化趋势显示娄山关群沉积早—中期海平面较低且波动频繁，中期曾发生一次较高级别海侵，沉积中后期海平面总体呈低频低幅震荡下降的趋势。δ¹⁸O值分布在－8.32‰~ －6.24‰之间，平均为－7.19‰，较寒武纪海水和寒武系灰岩小幅正偏，锶同位素⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值分布在0.709 45~0.710 33之间，显著高于同期海水锶同位素组成，这种异常或与深埋藏期下部地层富锶流体的改造作用有关。古盐度指数Z值分布在120.02‰~129.65‰之间，平均为121.63‰，指示娄山关群属于咸化海水沉积，古海水温度集中分布在18~23 ℃之间，平均值为21.17 ℃，显示娄山关期主体为炎热的亚热带气候。地层中黏土矿物组合表明娄山关期蒸发作用较强，沉积水体为盐度较高的偏碱性介质，Th/K值分布在3~6之间，指示水体能量总体较低，U/Th值在0.75~1.25之间波动，反映古海水呈贫氧特征。各古环境要素与沉积特征耦合关系较好，沉积特征反映了该时期独特的全球气候和古海洋条件，上述成果对扬子台地乃至全球寒武纪古环境和古生态演化史的重建具有重要的理论和实际意义。

准噶尔盆地是中国西部典型的多烃源叠合盆地，发育石炭系、二叠系佳木河组、二叠系风城组、二叠系下乌尔禾组及侏罗系5套气源岩层系，主要气源岩在盆地内广泛分布，部分地区处于高—过成熟阶段，进入气源岩主生气期，具备勘探大气田的物质基础。准噶尔盆地天然气来源多、混源、成因复杂，常规天然气成因判识指标对部分地区天然气的成因判识不准确。针对这一问题，系统梳理和分析不同层系、不同地区天然气地球化学特征，结合不同烃源岩生烃特征，建立天然气成因判识新图版，据此图版对准噶尔盆地天然气成因进行判识，结果表明：①准噶尔盆地高演化阶段的油型气与低演化阶段的煤型气难以用传统方法界定，无法有效划分天然气类型与成熟度将会影响该地区的气源判识和成因研究工作，需要建立新的判识方法；②建立准噶尔盆地天然气成因及来源判识新图版，能够有效判识不同地区天然气成因及来源，且对低演化阶段煤型气以及高演化阶段油型气较为适用；③西北缘玛湖、沙湾大量存在二叠系风城组及下乌尔禾组油型气，石炭系、二叠系佳木河组、侏罗系烃源岩也有显著贡献；准南以侏罗系煤型气为主，从低成熟气到过成熟气均有分布；准东和腹部以高演化阶段石炭系和侏罗系煤型气为主，并混入了二叠系的油型气。

塔里木盆地库车坳陷北部克拉—克深和博孜—大北两大万亿方气区已进入大规模开发阶段，为高效指导天然气勘探开发，需要从沉积与砂体展布等基础地质角度进一步细化和深入。基于露头区剖面观察测量及宏观岩相和典型沉积构造特征分析，并结合井下资料，对库车坳陷北部巴什基奇克组三段（简称“巴三段”）骨架砂体沉积微相特征和构型进行了系统研究。结果表明，库车坳陷北部露头区巴三段发育3大类21种岩相类型，整体处于扇三角洲前缘亚相，砂体沉积微相为水下分流河道、河口坝与远砂坝。骨架砂体微相主要为退积式近岸和远岸水下分流河道，其中近岸水下分流河道整体岩性粒度偏粗（砾岩和含砾砂岩占40%，中—细砂岩占50%），远岸水下分流河道整体岩性粒度偏细（粉—细—中细砂岩共占85%，含砾中砂岩占15%）。露头区水下分流河道砂体单层厚度大，侧向连续性好，通常由单期河道垂向复合叠置连片形成，单期复合河道砂体最大厚度可达15~20 m，平均厚度为7~10 m，横向延伸范围多大于2 km，可形成规模型储层。露头区自东向西砂体规模逐渐变小，垂向连续性也变差，扇三角洲最大推进期砂体最发育，侧向连续性最好。露头区巴三段砂体构型与大北气田井下具有较好的可比性，二者骨架砂体成因微相类型与砂体规模均较为一致。库车坳陷北部巴三段骨架砂体沉积微相及构型特征的研究，为深层和超深层天然气的勘探开发提供了基础地质依据。

走滑作用是含油气盆地中普遍存在的构造作用之一，系统开展走滑作用对构造裂缝发育特征的影响研究，对于构造裂缝的分布预测有着重要意义。以塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带博孜1、克深5和克深13气藏为例，综合岩心、成像测井和钻井漏失量等资料，系统分析了走滑作用存在下的构造裂缝的特征与分布，并讨论了走滑作用及其对构造裂缝影响的可能动力学机制。结果表明：博孜1、克深5及克深13气藏均发育左旋走滑作用，使构造裂缝参数的分布与构造形态的对应性变差，但构造裂缝参数的变化规律与走滑作用方向之间并非简单的对应关系，其定量力学机制尚有待深入研究。对于挤压构造区的背斜型气藏，当走滑作用存在时，井位部署不宜直接采用背斜构造的裂缝发育模式确定裂缝发育区，需要根据实际地质资料进行综合判断。

柴达木盆地古近系古始新统路乐河组和渐新统下干柴沟组古环境和古气候具有较高的研究价值。以柴达木盆地北缘为例，运用稀土元素测试数据，探讨古近系路乐河组和下干柴沟组沉积源区的构造背景、古气候和古氧化还原条件，揭示其古环境和古气候变化规律。研究表明：古近系路乐河组和下干柴沟组的样品具有明显的Eu负异常及轻微的Ce负异常，氧化还原指标δCe<0.95、Ce_anom<0和U/Th<0.75一致指示氧化条件；古气候指标ΣREE值为63.38~170.88、Eu负异常和Rb/Sr值（平均值为0.44），均指示温暖湿润气候；Sm/Nd值为0.18~0.28，表明其物质来源于上地壳，（La/Yb）_N-ΣREE的对应关系反映沉积物主要来源于沉积岩。

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。

川东地区凉高山组湖泊三角洲砂岩致密油气资源潜力巨大，明确储层成岩演化与成因机制是致密储层分布预测的关键。针对凉高山组砂岩储层成因机制认识不清的问题，通过铸体薄片、X射线衍射、扫描电镜、物性分析、核磁共振和高压压汞等分析手段系统研究分析了凉高山组砂岩的岩石学、储集空间、物性及成岩作用特征，综合分析储层成因机制。结果表明：①凉高山组砂岩主要为细粒岩屑砂岩，分选磨圆中等，储集空间以残余原生孔隙、粒间溶孔和粒内溶孔为主，孔隙度范围为0%~8%，渗透率范围主要为（0.001~0.01）×10^-3 μm²，总体为低孔—低渗透致密储层；②破坏性成岩作用主要为机械压实作用，保持性成岩作用包括方解石胶结和自生绿泥石，建设性成岩作用主要为溶蚀作用；③高位体系域水下分支河道砂岩是优质储层发育的物质基础，机械压实作用是储层致密化主要原因，绿泥石包膜和早期孔隙方解石保护原生孔隙，长石和早期方解石溶蚀形成次生孔隙，烃源岩演化提供重要有机酸，水下分支河道砂体底部（砂体主体）储层物性优于砂体中上部（砂体边缘）。该认识为凉高山组优质储层分布预测提供了重要的理论支撑。

柴达木盆地北缘东段马海东构造油气勘探的突破，揭示了该区侏罗系烃源岩具有较强的油气潜力。结合柴北缘东段地区野外剖面和钻井岩心的地球化学数据，对不同凹陷内发育的烃源岩丰度、类型和成熟度等进行了详细的对比分析，并探讨了其生烃潜力差异的控制因素。结果显示：①该区侏罗系烃源岩主要分布在中侏罗统大煤沟组五段和大煤沟组七段中，分别以湖沼相煤系烃源岩和半深湖—深湖相暗色泥页岩为主，其中大煤沟组七段烃源岩丰度较高，以Ⅰ型—Ⅱ型干酪根为主，为该地区烃源岩发育的重点层系；②红山凹陷烃源岩质量最好，热演化达到成熟阶段，有望成为下一步增储上产的重点凹陷区块；鱼卡凹陷与小柴旦凹陷次之，霍布逊和德令哈凹陷质量均较差；③不同凹陷间大煤沟组七段烃源岩的丰度和类型差异与沉积环境有关；霍布逊凹陷在这一时期发育滨湖—沼泽沉积，而红山、小柴旦和鱼卡凹陷为浅湖—半深湖沉积，前者烃源岩丰度和类型均较差；④不同凹陷间烃源岩成熟度的差异受到构造活动的控制；霍布逊、红山、德令哈凹陷属于持续沉降型凹陷，而鱼卡凹陷和小柴旦凹陷属于构造反转型凹陷，前者发育的烃源岩成熟度高而后者相对较低。

当地层存在低速或高速层时，通常会产生强反射界面，储层弱反射信号被强反射信号所屏蔽，地震剖面表现为强能量同相轴，降低了储层预测的准确性。因此消除强反射对储层弱信号的屏蔽影响具有重要意义。依据信号的稀疏分解理论，提出一种基于动态字典分解的利用软门限方式消除地震强反射方法。首先采用雷克子波建立动态字典库，将地震强反射波形分解为动态字典的稀疏表示，然后利用软门限方式对动态字典中振幅较大的分量分别进行切除，以达到消除强反射的目的。相对于传统的地震强反射消除方法，该方法不仅可以较好地改善强反射消除之后的横向不连续性问题，而且降低了对强反射层位的依赖性，不需要提供准确的强反射层位数据。物理模型数据测试和实际资料的应用表明，该方法可有效消除强反射的屏蔽影响，突显储层有效信号。

致密凝灰质砂岩作为一种特殊的致密砂岩类型，其孔隙结构、孔隙度—渗透率配置关系与普通致密砂岩相比有较大差异，沿用常规传统致密砂岩储层分类方法难以满足该类储层分类评价的需要。以松辽盆地南部德惠断陷营城组致密凝灰质砂岩为研究对象，以核磁共振和压汞实验为主要手段，探究了致密凝灰质砂岩储层孔隙结构特征，分析对比了其与常规致密砂岩孔隙结构的区别。运用相关性分析法，综合考虑储层的渗流能力和有效储集能力，优选出R₅₀（进汞饱和度为50%时所对应的喉道半径）和可动流体饱和度，建立针对致密凝灰质砂岩的储层分类标准。结果表明：该区优质储层主要发育粒间、粒内溶蚀孔等较大尺度有效孔隙，具有明显偏右的T₂谱峰值，可动流体饱和度较高；储层主要发育凝灰质溶蚀孔、晶间孔等小尺度孔隙，具有明显偏左的T₂谱峰值。以高压压汞和恒速压汞为手段分析孔隙结构特征，识别出大孔—细喉、中孔—细喉、中孔—微喉和小孔—微喉4类典型压汞曲线，对应的凝灰质含量逐渐升高，分析认为凝灰质堵塞关键喉道进而降低渗透率是造成孔渗相关性差的主要原因。结合微观评价参数对致密凝灰质储层和常规致密储层进行对比，发现致密凝灰质储层发育更多小孔，孔渗相关性比常规致密储层更差，核磁共振T₂谱与压汞曲线显示出凝灰质储层的有效储集能力和孔隙连通性都不如常规致密储层。运用R₅₀与可动流体饱和度新建储层分类标准，将致密凝灰质砂岩储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层和干层，分类结果与现场试气结果吻合度较高。

近年来鄂尔多斯盆地天环坳陷南段延长组8段（长8段）油气勘探取得重大突破，是鄂尔多斯盆地油气增储上产的新领域。作为鄂尔多斯盆地边缘的勘探新区，该区长8段油藏在油气来源、天环坳陷构造演化与油气成藏期耦合关系、油气充注过程及成藏主控因素等方面存在争议。综合烃源岩、油源追索、砂体分布、构造演化与油气充注期匹配关系，分析了研究区成藏主控因素，建立了长8段油藏动态成藏模式。研究结果表明：研究区长8段原油可划分为A、B和C 3类，其中以A类原油为主；长8段油藏存在3期油气充注，第I期为侏罗纪末期（约140~150 Ma）、第II期为早白垩世早期（约125~130 Ma）及第III期为早白垩世晚期（约100~110 Ma）；研究区油气成藏及调整与构造演化关系密切，天环坳陷形成于侏罗纪末期—早白垩世，构造控制着油气充注期次，天环坳陷的形成改变了油气充注方向，烃源岩控制着油气分布规模，原地烃源岩的接续供烃弥补了油气充注不足。研究对鄂尔多斯盆地西缘下步油气勘探具有重要意义。

基于物质平衡法对鄂尔多斯盆地东缘临兴—神府气田上古生界源岩的排气强度进行定量评价，通过建立源岩排气强度与TOC含量的关系，确定出临兴地区本溪组、太原组、山西组有效源岩TOC下限分别为2.2%、3.3%、6.3%；神府地区本溪组和太原组有效源岩TOC下限分别为6.3%和9.0%，山西组源岩无法有效排气，属于无效源岩。基于试气产能法与力学平衡法厘定出临兴—神府气田上古生界致密砂岩气储层界限，以此为依据对储层质量进行分级评价。其中，常规储层：孔隙度>15%，渗透率>0.78×10^-3 μm²；一类致密储层：孔隙度为8%~15%，渗透率为（0.3~0.78）×10^-3 μm²；二类致密储层：孔隙度为6%~8%，渗透率为（0.1~0.3）×10^-3 μm²；三类致密储层：孔隙度<6%，渗透率<0.1×10^-3 μm²。综合气源岩下限、储层分级评价、测井评价与产能分析结果，表明临兴—神府气田上古生界烃源岩品质、储层质量、层间断层输导通道3个要素的区别配置是天然气差异富集的控制因素。源内和近源层系中临近有效源岩的常规/一类致密储层含气饱和度通常较高，易获得产能；远源层系中和层间断层输导通道匹配的常规储层的含气饱和度相对较高，可作为勘探目标，层间断层稀疏发育区域的远源层系勘探潜力有限。

当前研究发现，氦气的成藏与天然气具有耦合效应，二者表现为异生同储关系，但氦气的成藏理论尚不完善。研究从氦源岩、运移方式等方面入手，剖析鄂尔多斯盆地东胜与大牛地气田氦气成藏差异性，研究表明：①2个气田主要氦源均为基底岩石氦气，东胜气田可能氦源岩有富U、Th的基底岩石、煤层，大牛地气田可能氦源岩有基底岩石、煤层与铝土岩层；②东胜气田内部发育连通基底的断裂，为烷烃气与氦气运移提供通道，大牛地气田下方也存在基底断裂，但气田内部靠生烃作用产生的微裂缝进行运移；③对比二者成藏模式，认为连通基底与储层的深大断裂对于氦气成藏具有促进作用。

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。

根据13口新井岩心、物性、测井、试气、气组分和氦气分布等资料，结合区域构造演化、沉积背景和典型气藏剖面，分析并总结富氦天然气藏地质特征及成藏主控因素。研究结果表明：自下而上发育基底花岗岩和变质岩裂缝型气藏、上泥盆统致密砂岩构造气藏和下石炭统大面积分布的连续型碳酸盐岩气藏；构造高点裂缝发育形成高产，构造低点普遍含气；干气天然气中富含氦气，氦气含量自下向上逐渐减少；广覆式分布的前泥盆系花岗岩和变质岩基底为氦气主要来源，上泥盆统和下石炭统百米厚度高伽马砂岩作为次要氦源；断层形成双向输导，一方面将下石炭统烃源岩生成的烃类气体向下运移至上泥盆统和基底圈闭；另一方面将下部生成的氦气向上运移至下石炭统气藏中；下石炭统顶部发育厚层、互层状硬石膏和致密灰岩作为区域盖层对富氦天然气藏起到保存作用。

煤层气开发中，流入动态是制定合理排采制度的重要依据，能够最大化延长稳产时间，提高最终产量。针对目前无井底压力与多因素的显式方程来评价非稳态流入动态的问题，采用理论推导和多因素拟合方法，建立了井底压力与时间、应力敏感系数、表皮系数、总产量、启动压力梯度的显式计算模型，同时结合生产数据对模型进行验证，并对井底压力的影响因素进行分析。结果表明，从初始生产阶段到压力稳定阶段，所建模型的准确率可达82.3%~94.76%，可有效评价多种因素对产量和井底压力的影响程度，为优化排采制度提供了技术支持。

含油气盆地中热液流体对油气成藏的影响已经成为油气地质研究的热点。基于钻井岩心观察、岩石薄片鉴定、流体包裹体测温、碳氧同位素、元素地球化学及地层水分析等实验技术方法，分析鄂尔多斯盆地靖边气田马家沟组五段（马五段）碳酸盐岩储层中热液活动特征，探讨热液活动对油气的地质意义。结果表明：靖边气田马家沟组热液活动特征主要体现在热液黄铁矿充填溶孔、流体包裹体的均一温度异常增高、脉体方解石的碳氧同位素和天然气中H₂S硫同位素均指示了高温热液异常、白云岩稀土元素显示明显的δEu正异常和δCe负异常，且样品全部分布在Ya/La—Yb/Ca交会图的热液成因区域，部分主量元素和微量元素因热液作用显著增加。地层水特征显示出多种地质因素综合作用的结果。因此推断深部热液流体通过基底断裂和古断裂上升，沿着马五段顶部不整合面和古断裂进入马家沟组。前期可对岩石中的不稳定组分进行溶蚀，形成大量的次生溶蚀孔洞，对储层起建设性作用。后期随着热液流体温度的降低及压力系统的改变，热液流体形成的黄铁矿、石英和方解石开始大量沉淀，充填溶蚀孔洞和裂缝，对储层起破坏性作用。

中国西部叠合盆地古老深层碳酸盐岩成岩演化特征复杂，有效定量研究其油气成藏过程是一项关键性技术难题。碳酸盐矿物激光原位U—Pb定年受矿物低放射性元素丰度制约的同时，普遍存在微量元素分馏、质量歧视、普通铅校正等缺点，基于高质量标样、²⁰⁷Pb⁃和²⁰⁸Pb⁃校正方法等能有效降低其U—Pb年龄误差值。为有效进行古老碳酸盐岩油气成藏期次年代学研究，采取烃类包裹体赋存碳酸盐矿物U—Pb定年“五步法”分析过程，包括岩心观察、同位制片、显微无损观测分析、原位主—微量元素测试和激光U—Pb定年，能够有效指导定量成藏年代学过程中点位选取，最大限度降低矿物微量元素非均一性等缺陷对测试结果的影响。川中地区震旦系灯影组成藏期次定量化研究表明：灯影组储层流体活动可分为粉晶白云岩/栉壳状白云石（509±38 Ma）→第一期沥青→中—粗晶白云石（453±52 Ma）→鞍形白云石/萤石（240±34 Ma）→第二期沥青→石英多期充注过程。进一步综合研究表明，川中地区筇竹寺组烃源岩历经早寒武世—中奥陶世、早二叠世—三叠纪多期生烃过程，灯影组储层内油气历经早寒武世—中奥陶世、早二叠世—三叠纪幕式油气充注过程，以及侏罗纪—白垩纪原油原位裂解生气成藏过程。

基岩潜山油气藏是中国南海北部深水区储量发现的新增长极之一。针对其成藏的关键要素不清难题，解剖了全球基岩潜山油气藏勘探成功案例，分析了不同盆地类型、不同构造背景、不同基底岩性和油气地质条件下基岩潜山油气成藏的共性特征，提出了源—储—盖三元耦合主导基岩潜山油气成藏模式。基岩潜山油气藏形成需要有充足的油气源供给、规模有效的储集体、良好的盖层等。源—储—盖的有效配置关系直接决定了油气能否高效充注在潜山储层成藏及有效保存。基岩潜山源—储—盖的配置关系有源下低位潜山“源—储披覆对接型”、源边中位潜山“源—储侧向窗口对接型”、源外高位潜山“源—储短距离输导运移型”和“源—储长距离输导运移型”，其中前3种模式成藏条件好。基于源—储—盖三元耦合模式，珠江口盆地云开基岩潜山、琼东南盆地中央坳陷南、北基岩潜山带是南海北部深水区基岩潜山油气勘探的重要勘探方向。

柴达木盆地西部下干柴沟组上段（E₃²）—上干柴沟组（N₁）烃源岩作为新生界含油气系统的主力烃源岩层位，由于沉积中心从英雄岭地区转移到小梁山地区，其地球化学特征在区域内表现出极大的差异性。为进一步明确柴西地区E₃²—N₁烃源岩在沉积中心迁移过程中有机质生源及沉积环境的变化，进而探究烃源岩形成机制，开展有机岩石学与有机地球化学综合分析。研究结果表明：柴西地区E₃²—N₁烃源岩有机质整体处于低熟—成熟阶段，受隆升影响，沉积时期更早的英雄岭地区E₃²烃源岩成熟度反而低于小梁山N₁烃源岩。英雄岭地区E₃²烃源岩沉积期处于炎热干燥环境，有利于形成水体分层，小梁山N₁烃源岩沉积时期湖盆水域开阔，水体加深、盐度降低。英雄岭地区E₃²烃源岩有机质丰度相较于小梁山地区N₁烃源岩更高，并且英雄岭地区E₃²烃源岩有机质类型以I—II₁型为主，有机质生源主要以葡萄藻、沟鞭藻、盘星藻等浮游藻以及硫细菌等原核生物为主，而小梁山地区N₁烃源岩有机质中水生菌藻类生源转变为褶皱藻、皱球藻等淡水绿藻门且有更多的陆源高等植物有机质供应，有机质以II₁—II₂型为主。英雄岭地区E₃²烃源岩沉积期水体盐度极高，底水环境极度缺氧，相较于小梁山地区N₁烃源岩的半咸水、弱还原条件更有利于有机质的保存。据此，建立了2套烃源岩差异形成模式。

氦气因其独特的化学性质而成为重要的战略资源，中国氦气资源相对贫乏，资源安全形势极其严峻。鄂尔多斯盆地已有一定的氦气显示，但目前对于盆地内天然气中氦气体积分数的认识存在较大差异，对于氦气资源分布规律认识不足，制约了鄂尔多斯盆地氦气资源潜力评价及开发利用。在广泛收集和认识前人研究成果的基础上，以鄂尔多斯盆地磁力异常资料为主，结合347个天然气样品中氦气含量测试结果，分析了鄂尔多斯盆地氦气分布规律。通过对苏里格、庆阳和宜川3个气田天然气样品氦气含量进行测试，发现氦气含量均达到了工业生产的标准（>0.05%），其中庆阳气田Q1区和苏里格气田S47区氦气平均含量超过0.1%。结合岩石磁性特征对磁力异常进行分析，结果表明鄂尔多斯盆地的磁力异常呈明显的分区特征，反映了盆地基底具有多阶段拼合的地质特征，区域性磁力异常变化主要与盆地基底岩性相关，高磁异常条带可能系盆地基底太古界—下元古界深变质的片麻岩、变粒岩、基性火山岩、同期次的花岗岩等强磁性岩体引起；低磁异常主要由板岩、片岩、千枚岩、石英岩、大理岩等弱磁性岩体引起。鄂尔多斯盆地氦气主要为壳源成因，盆地基底下元古界强磁性深变质岩系为鄂尔多斯盆地的氦源岩，盆地中部平凉—庆阳—延安—佳县一带的北东向高磁异常条带为盆地主要的氦气分布区。

四川盆地西北缘上三叠统多源—汇体系导致盆内砂泥岩展布规律复杂多变。为定量追索上三叠统须家河组源—汇体系，开展碎屑锆石磷灰石裂变径迹年代学和盆缘造山带物源区构造年代学编图对比分析，建立了四川盆地西北缘晚三叠世多源—汇体系构造年代学多期响应模式。结果表明：①川西北地区工农镇和汉旺须家河组露头剖面碎屑锆石裂变径迹年龄为143~226 Ma，分异系数为15%~35%，220余颗单颗粒碎屑锆石裂变径迹年龄大部分大于其沉积地层年龄，反映不同物源区构造变形与抬升剥蚀特征；②碎屑锆石裂变径迹峰值年龄集中为325±16 Ma、228±11 Ma、213±16 Ma、196±15 Ma，分别代表了物源区石炭纪和中—晚三叠世3期构造抬升剥蚀事件；③晚三叠世3个裂变径迹年龄峰值分别对应了盆地北缘大巴山—武当古陆、米仓山—汉南古陆、摩天岭古陆和松潘—甘孜地区的晚三叠世印支期早幕（约230 Ma）、印支期中幕（约210 Ma）和印支期晚幕200 Ma构造抬升剥蚀事件。因此，四川盆地西北缘晚三叠世多源—汇体系具有明显的构造年代学和沉积响应特征，体现出由北向南渐进式盆山系统构造—沉积耦合特点。

鄂尔多斯盆地苏里格气田发育典型的致密砂岩油气藏，其中苏39区块位于伊陕斜坡和天环坳陷交界部位的气水过渡带上，气水关系复杂，深入探索苏39区块的气水分布关系，对致密砂岩气藏的有效开发具有重要意义。综合试产、测井、储层以及地质背景等资料，系统研究了苏39区块致密砂岩气藏太原组（P₁t）—盒8段（P₂h₈）气水分布关系，总结了气水分布关系的主控因素，划分了气水分布模式。研究结果表明：根据含气水特征、气水分布产状、储层物性特征、测井解释以及产能情况，可以将研究区气水分布关系划分为纯气型、气水同层型、上气下水正常型、上水下气倒置型和纯水无气型5种。研究区气水分布关系主要受生烃强度、源储距离、局部构造、断层以及储层物性和非均质性的影响。生烃强度控制了气水分布的范围，源储距离影响气水的纵向分布；断层沟通了烃源岩和储层，对于气水有一定的调整作用；区域构造起伏对气水分异有一定的影响；储层物性控制储层局部的气水分布，储层非均质性影响着气水纵向分布关系。根据不同源储组合的差异，分别建立了源储一体（源内）型和源储相邻（近源）型2种致密砂岩气水分布模式。

氦气是一种关系国民经济和高新技术产业发展的全球性稀缺资源，中国工业用氦主要依赖进口，因此急需明确氦气成藏富集规律、寻找富氦气田，落实中国氦气资源家底和开发潜力。系统梳理了全球氦气资源分布及开发现状，开展国内氦气资源普查与分布研究，剖析了国内典型富氦气田气藏特征及成藏条件，明确了中国主要富氦气田氦气成因来源和富集成藏主控因素，认为中国天然气中氦气主要以壳源为主，指出相对浅埋的富铀钍古老花岗岩基底或侵入体、早期形成的大型稳定古隆起或古潜山、良好的上覆巨厚膏盐岩或泥岩盖层、沟通基底和储层的运移通道是氦气成藏富集的主控因素，建立了富氦常规气、富氦页岩气、富氦非烃气和富氦水溶气4种不同类型富氦气藏的成藏模式并预测富氦有利勘探区。在此基础上分析了中国氦气资源开发前景，提出了寻找富氦气田，加强中、低丰度氦气资源综合开发利用是未来提高中国国内氦气产量的重要方式。

二叠系石盒子组8段是鄂尔多斯盆地致密砂岩气勘探的重要目标层之一，目前对影响储层储集性能的成岩作用研究较薄弱。基于苏里格气田北部苏75区块盒8段的岩心、薄片、扫描电镜、岩屑录井及物性测试等资料，对盒8段致密砂岩的成岩作用及其对储层的影响进行了综合分析。结果表明：盒8段储层岩性以长石石英砂岩为主，总体为低孔低渗的孔隙型储层。储层的储集空间以各类溶蚀孔隙为主，其占比超过了90%，原生孔隙孔、晶间孔和裂缝的占比较少。盒8段处于中成岩A期—中成岩B期，其成岩演化序列为早期机械压实—石英I期—绿泥石膜—粒间高岭石、伊利石胶结—岩屑及长石溶蚀I—少量自生石英、伊利石胶结—少量石英II期加大—少量长石、方解石溶蚀—石英III期加大。储层发育主要受压实作用、胶结作用及溶蚀作用的影响。压实作用使储层孔隙平均减小了22.36%，降至0%~28.6%，平均为12.65%。胶结作用使得孔隙度减少了9.12%，降至0%~9.45%，平均为2.22%。溶蚀作用使储层的孔隙度增加0%~22.4%，平均增加15.8%。其中岩屑、杂基、方解石和长石的溶蚀增加缝孔隙度分别为18.65%、12.3%、17.5%和14.3%。