氢气作为一种清洁能源，在全球能源转型中具有重要的作用。天然氢资源在地球上广泛存在，综合全球已发现的天然氢成因机理及分布规律，将天然氢的成因分为有机和无机两大类。有机成因包括微生物作用和有机质热解；无机成因包括地球早前形成、水—岩反应、前寒武系滞留氢气、辐射成因、断层活化和岩浆脱气等多种类型。系统地回顾和总结当前天然氢研究现状和富氢气藏的地质条件，中国天然氢资源的勘探前景广阔，具有良好的潜力。鉴于氢气活泼的化学性质和复杂成因的特性，天然氢的来源、运聚与成藏机理等方面的研究需要结合伴生的其他气体进行综合判断。

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。

鄂尔多斯盆地宜川地区石炭系本溪组深层煤岩气勘探取得突破性进展，多口评价井获得高产工业气流，证实了该地区深层煤岩气资源具备规模性开发潜力，但针对该地区深层煤岩气储层特征的系统研究较少，对储层特征的规律认识不足。基于此，选取本溪组8号煤层为研究对象，通过综合岩心观察、扫描电镜分析及物性测试等实验数据，系统研究了本溪组煤岩气储层在岩石学、物性、孔裂隙发育及含气性等方面的特征。结果表明：①本溪组 8 号煤的煤体结构以原生结构煤为主，宏观煤岩类型以亮煤、半亮煤为主，显微组分以镜质组为主，灰分含量较低，平均值为12.76%，镜质体最大反射率为2.04%~2.53%，以贫煤—无烟煤为主，处于高成熟生气阶段。②本溪组8 号煤储集类型以屑间孔、胞腔孔、铸模孔、气孔和裂隙为主，部分孔缝被黏土矿物或方解石充填，其中裂隙包括宏观割理和微裂隙；孔裂隙以微孔为主，微裂隙次之；比表面积以微孔为主，宏孔次之。③本溪组8 号煤储层物性表现为低孔隙度，孔隙度介于4.22%~4.96%之间，平均为4.59%；渗透率介于（0.02~3.48）×10^-3 μm²之间，平均为1.21×10^-3 μm²，煤岩在地层状态下具有良好的渗透性。④本溪组8 号煤的吸附能力较强，空气干燥基兰氏体积为21.25~31.34 m³/t，平均为27.61 m³/t，兰氏压力为1.98~3.77 MPa，平均为3.08 MPa，煤岩吸附能力与灰分含量呈负相关性，与成熟度呈正相关性。研究成果不仅为鄂尔多斯盆地宜川地区深层煤岩气甜点区优选提供了定量评价指标，更揭示了深部煤系非常规气藏的新勘探方向。

天然氢气作为一种清洁能源将在未来的能源格局中占据重要位置，全球多个国家和地区已经在不同地质环境中开展了天然氢气勘探与研究工作。为讨论中国天然氢气勘探领域的发展方向，从氢系统的角度出发对中国天然氢气调查实践成果与成藏机理研究进行了分析，基于大地构造条件、地下水赋存特征、氢源岩类型与时空分布等对中国未来的天然氢气勘探潜力区进行了预测评价。结果表明：①中国多个沉积盆地均检测到氢气异常显示，最高浓度达99%，断裂带等其他地质环境中也发现了一定含量的氢气，这些氢气具有混合来源特征。②中国氢源岩类型多样，包括蛇绿岩、条带状铁建造（BIF）、玄武岩、花岗岩与铀矿等，且具有时空分布特征。盆地外的深大断裂可释放来自深部的氢气，盆地内的断层不仅沟通着氢源与储层，还可以形成构造圈闭。含氢储层包括页岩、砂岩、煤等多种岩性，孔渗特征差异较大。③通过综合评价氢源岩组合与地下水等条件，划分华北、东北、西北、华南及西南等五大区域，松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地及其周围存在天然氢气远景区，以西藏为代表的蛇绿岩型天然氢气具有勘探潜力。多时代、多类型氢源岩的复合叠加效应以及地下含水区是形成高含量天然氢气的重要地质条件基础，实际工作中需要额外考虑断裂与地层岩石特征对天然氢气赋存的影响。

中国深层煤岩气产业迎来了重要的发展机遇期，加快推进水平井高效开发技术势在必行。研究融合地质—工程随钻参数，从煤化程度、物性、成分、结构方面建立了储层系数（K），同时结合含气性将水平段煤岩储层划分为3类。其中，Ⅰ类储层K>2，由碎裂光亮—半亮煤、高含气原生光亮煤构成，其单米产气贡献率能达III类储层（K<1）的3倍。研究表明，碎裂结构优于原生结构，碎裂煤普遍具有较好的可钻性、渗流性、含气性，在I类储层中占比高。综合考虑煤厚、煤岩钻遇率、压裂强度等开发地质条件，明确I类储层是煤岩气开发的“黑金靶体”，其钻遇长度是影响气井产能的核心因素。水平段1 500 m、加砂量4~6 t/m、I类储层500 m是水平井效益开发下限，预测日产量为5.5×10⁴ m³以上；相同条件下，当I类储层超过1 000 m，预测日产量可达7.0×10⁴ m³，气井实现效益高产。根据地质、构造、储层类型将煤岩沉积模式总结为：高煤化+平缓构造、过渡煤+微幅构造、碎裂煤+复杂构造3类模式。前2类模式沉积、构造稳定，适合部署大丛式水平井组充分动用地质储量、释放产能。碎裂煤+复杂构造模式含气潜力巨大，是未来水平井提产攻关的目标。水平井导向是提升“黑金靶体”钻遇率的关键过程把控，提出将储层系数（K）融入导向技术，根据随钻K值变化现场判断钻遇煤岩储层品质，及时调整钻进决策。该技术方法的推广将实现煤岩导向技术向“黑金靶体”导向技术迭代，助力深层煤岩气高质量开发。

准确掌握深部煤层气动态解吸特征及运移规律对优化排采制度和促进煤层气规模开发具有重大意义。以鄂尔多斯盆地深部煤层气井为研究对象，梳理了气井动态生产规律，推导了连续煤基质中吸附气解吸—离散裂缝中气、水两相运移的数学模型，并利用有限元方法对模型进行求解。最后，根据模拟结果分析了排采过程中煤层气运移规律，探讨了含水煤岩解吸特征及其对产气量的影响。结果表明：①研究井的敏感压力、转折压力、启动压力分别为1.87 MPa、4.77 MPa和7.15 MPa；②煤层气解吸由近井端连续扩展到储层边界，排采500 d（1.4年）后，全区储层压力完全降低至临界解吸压力以下；③排采1 725 d（4.7年）后，解吸效率由低效解吸为主转化为以缓慢解吸+高效解吸为主，煤层由游离气产气逐渐转化为以吸附气产气为主；④气井日产气量与近井区域100 m内的解吸行为具有明显的对应关系，当近井区域解吸效率保持稳定时，日产气量也趋于稳定。研究结论将为排采制度优化措施的制定提供理论支撑。

随着深层煤岩气勘探在中国中西部地区取得重大突破，蕴藏着丰富煤炭资源的吐哈盆地开始受到重视，然而目前吐哈盆地深层煤岩气的基础研究工作十分欠缺，严重影响了盆地煤岩气的勘探与部署实施。通过对全盆地煤岩开展纵向展布和平面分布规律研究，并结合盆地内煤矿和井下煤岩样品的显微组分、微量元素分析与对比，结果显示：①吐哈盆地深层煤岩气勘探的主力层为西山窑组二段，特别是西二段底部稳定展布的厚煤层，聚煤中心位于台北凹陷的北部地区；②主力煤层显微组分中镜质组占主要部分，部分地区惰质组含量较高，通过显微组分的煤相判识，识别出西山窑组二段存在5种类型的煤相；③利用典型煤相的微量元素值分布范围，明确了不同煤相在聚煤时期的古环境特征，并通过不同敏感微量元素的分布区间值，建立了全盆地主力煤层的煤相分布图，其中吐鲁番坳陷主要发育开阔水域沼泽相和较深覆水森林沼泽相；④从古沉积环境和成煤植物方面对不同煤相中的煤岩开展成烃潜力分析，指出较深覆水森林沼泽相和开阔水域沼泽相煤岩具有好的生气潜量。研究成果为吐哈盆地煤岩气勘探的选层、选区和选带提供了有效的指导作用。

鄂尔多斯盆地是中国煤岩储层重点开发地段，盆地东北部地区本溪组的深层煤岩厚度较大，是深层煤层气有利开发层位。通过对本溪组8^#煤岩平面样品进行岩心观察、煤质特征及储层孔隙分析等，对深部煤岩煤质特征和储层分布特征进行了深入研究，揭示了深部煤岩储层的成因，为后续开采鄂尔多斯盆地的优势煤岩储层发现提供一定的理论价值。研究结果表明：鄂尔多斯盆地深层煤岩煤质特征在平面具有很强非均质性，从潮坪—沼泽沉积体系到潟湖—沼泽沉积体系，潟湖—沼泽沉积体系中从近物源区到远物源区，灰分含量逐渐降低，热演化程度、硫分含量和惰比逐渐升高。本溪组8^#煤岩潮坪—沼泽沉积体系的煤层形成于偏氧化的沉积环境下，碎屑物质输入较多，潟湖—沼泽沉积体系主要受古环境海进海退的影响，覆水较深，沉积环境偏还原。潮坪—沼泽沉积体系的孔隙发育相较于潟湖—沼泽沉积体系更差，且潟湖—沼泽沉积体系中远物源区孔隙发育更好。孔隙以微孔为主，其中孔径为0.6 nm的微孔占比最大，揭示研究区煤岩的微孔为主要的孔隙类型，其次是宏孔。深层煤岩储层受陆源碎屑输入和热演化程度的协同控制：潮坪—沼泽沉积体系中受碎屑输入影响，黏土矿物充填孔隙导致储层发育较差，潟湖—沼泽沉积体系中远物源区位置，受碎屑输入影响更小，受热演化程度控制更大，煤岩随着热演化程度升高会生烃产气，逐渐生成大量气孔，使得孔隙发育，储层特征变好，潟湖—沼泽沉积体系远物源区是本溪组8^#煤岩天然气勘探开发的有利区域。

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。

在全球努力解决气候危机和第三次能源结构转型的背景下，越来越多的国家正在战略性地制定节能减排计划，以减少石油和煤炭等化石燃料的生产。天然氢气作为一种绿色、低碳能源，具有高热值和无燃烧污染等特点，在全球范围内引起了重视。系统梳理了全球高含量天然氢气（体积分数大于10%）的成因机制、分布特征及富集机理，研究结果表明：①天然氢气的成因类型复杂多样，根据其反应机理可分为有机成因和无机成因两大类，有机质热解、地球深部脱气以及水岩反应是天然氢气生成的主要机制，而生物作用和水的辐射分解则在某些特定环境下对氢气的富集起到辅助作用；②全球高含量天然氢气的分布范围广泛，通过对比全球不同地质构造环境中氢气的形成及富集规律，发现在陆内裂谷系、前寒武系、板块碰撞带和俯冲带及其周缘位置中均可存在高含量的天然氢气气藏；③优质的氢源是氢气富集的基础，有利的运移、聚集和保存条件是氢气成藏的关键。借鉴传统油气成藏理论中的“源—运移—储层盖层”概念，提出了天然氢气的动态成藏模式，并探讨了地下天然氢气的形成演化过程和成藏保存机制。在深入分析天然氢气的成因机制和富集机理的基础上，指出了天然氢气的能源意义及未来发展趋势，以期为促进能源领域从高碳向低碳、无碳能源的转型提供参考。

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。

奥陶系马五₄ ^1a小层是鄂尔多斯盆地的重要天然气产层之一。基于岩心分析、物性测定、高压压汞、核磁共振和动态生产资料的综合分析，研究目的层段碳酸盐岩储层特征，并探讨其物性下限。研究结果表明：延长气田中区北马五₄ ^1a小层碳酸盐岩储集岩主要为白云岩，储层发育有晶间孔、晶间溶孔、溶蚀孔洞、微裂缝和溶蚀缝等孔隙类型，主要为孔缝—孔隙型储层。储层的测井响应特征表现为声波时差较大（147~210 μs/m），中子孔隙度较高（5%~18%），自然伽马值较低（8~40 API），密度较低（2.4~2.8 g/cm³），有效光电吸收截面指数较低（2.5~4.2 b/e），电阻率值相对较低（40~800 Ω·m），表明该储层总体表现为低孔低渗。在此基础上，综合经验统计法、束缚水饱和度法、压汞参数法、分布函数法及试气法等方法，建立了实测孔隙度与渗透率的物性模型并用生产动态数据进行验证。结果表明，马五₄ ^1a小层碳酸盐岩储层的孔隙度下限为1.53%，渗透率下限为0.026×10^-3 μm²。研究成果对于优化该地区碳酸盐岩气藏的勘探与开发策略具有重要意义。

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。

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

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。

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。

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。

深部煤层气是中国天然气未来增储上产的新领域，宏观煤岩类型控制煤层气的赋存和产出。以鄂尔多斯盆地本溪组8号煤储层为研究对象，通过镜质组反射率测试、显微组分、工业分析、CO₂吸附实验、低温N₂吸附实验、高压压汞测试等手段，系统地分析了宏观煤岩类型对深部煤储层孔隙结构特征和非均质性特征的控制作用。研究结果表明：从光亮煤到暗淡煤，镜质组含量降低、灰分产率增加，超微孔的比表面积（CO₂⁃SSA）、孔隙体积（CO₂⁃TPV）逐渐降低，微小孔的比表面积（N₂⁃SSA）、孔隙体积（N₂⁃TPV）逐渐增加，中大孔的孔隙体积逐渐降低，孔隙结构之间的跨尺度效应相对减弱。从光亮煤到暗淡煤超微孔分形维数（D _C）逐渐降低，微小孔的孔表面分形维数（D _N1）降低、孔隙结构分形维数（D _N2）增加，中大孔的分形维数（D _M）均较高。D _C与镜质组含量、CO₂⁃TPV、CO₂⁃SSA呈正相关关系，与灰分产率呈负相关关系。D _N1与惰质组含量、灰分产率、N₂⁃TPV、N₂⁃SSA呈负相关关系，D _N2则呈正相关关系。光亮煤、半亮煤中镜煤和亮煤的芳香层叠合致密化、高演化的芳香层间缩距，导致超微孔更发育和D _C较高。光亮煤、半亮煤中内生裂隙更为发育，提供更多的中大孔空间。半暗煤、暗淡煤中暗煤和丝炭提供的细胞腔孔和矿物的支撑和补充作用，使得微小孔发育、D _N1较小。深部复杂的地质条件导致孔隙变形，加之矿物充填和补充，导致D _N2、D _M较大。

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。

近年来，深层煤岩气的研究成为热点，关于四川盆地二叠系龙潭组深层煤岩气储层孔隙结构的研究尚为薄弱。为此，以川中地区NT1井为例，选取深层煤储层岩心样品，结合煤岩物性、地球化学和孔隙结构分析的实验手段，表明四川盆地川中地区深层煤岩煤体结构以原生结构为主，割理发育，有机质含量高，物性好，整体煤岩煤质条件优。综合微米CT、扫描电镜、气体吸附法和高压压汞法等对深层煤储层孔隙结构进行多尺度定量表征，结果表明煤储层的储集空间主要由孔隙和割理裂隙组成，其中孔隙主要由一端封闭一端开放的半封闭型孔隙组成，有机孔面孔率占比高，微孔对于孔径分布的贡献率大，孔体积整体呈“哑铃状”分布，微孔孔体积占比高达87%，宏孔孔体积占比11%；孔比表面积整体呈“单峰态”分布，微孔占比达99%。深层煤岩气纳米级孔隙和微米级裂隙发育的特征共同控制着煤岩的含气性特征，初步明确孔隙结构对含气性的影响因素为煤岩煤质和孔径分布特征。

四川盆地西缘上震旦统灯影组埋藏较深，发育较为完整，目前研究程度、勘探程度较低，油气探明鲜有突破。选取绵阳—长宁凹槽北段绵竹燕子岩典型露头剖面，对灯影组的层序沉积、储层特征进行研究。灯影组一段以泥—微晶白云岩为主，灯影组二段以葡萄花边、藻叠层和藻纹层白云岩为主。储层主要发育在灯影组二段，储集空间以藻格架、葡萄边溶蚀孔、洞缝为主，局部见沥青发育，厚度约为330 m。盆地西缘，灯影组地层由绵阳—长宁“凹槽内带”（清平、燕子岩）向南北两侧逐步发育完整，厚度逐渐增大。碳、氧同位素反映灯影组沉积期整体处于温湿海相潮坪—潟湖（局限台地）沉积环境，主要发育泥灰岩、生屑质灰岩和白云岩等缓坡型碳酸盐岩沉积。研究区灯影组储层主要经历了微生物丘滩体沉积期、频繁暴露溶蚀准同生期和大气淡水下渗扩溶的表生岩溶期3个演化阶段，其中准同生期大气淡水反复淋滤、溶蚀是灯影组藻叠层、葡萄花边状藻云岩等优质储层形成的关键因素。进入深埋藏期，灯影组白云岩储层至少还经历了2~3期成岩流体改造，其中，晚三叠世以石英流体对准同生期、表生岩溶期形成的溶蚀孔、洞和缝进行改造、充填为主。绵阳—长宁凹槽北段绵竹燕子岩剖面灯影组处于有利潮间下带，高能藻丘相发育，藻丘相白云岩储层厚度大、孔渗性能好，配合寒武系优质烃源岩，龙门山前带中段可作为今后天然气勘探重点关注目标区。

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。

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。

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。

烃源岩干酪根在热成熟演化过程中具有巨大的生氢潜力。目前干酪根热演化过程产氢特征不清，干酪根化学结构与孔隙结构对产氢能力的影响机制不明，水分对干酪根热解产氢的作用机理有待阐明。采用基于ReaxFF力场的反应分子动力学模拟方法，构建干燥和含水条件下干酪根单元结构与基质模型，开展未成熟干酪根升温热演化热解模拟，对比不同成熟度阶段干酪根热解生氢特征。结果表明：①热成熟演化过程中，低成熟干酪根热解产氢能力更强，氢气主要在其高温热解阶段产生；②脂肪族结构上氢原子脱落组合形成氢气是干酪根热演化产氢的主要模式；③水分通过氢源作用以及催化作用促进干酪根脂肪族结构热解产氢；④干酪根热演化产氢受化学结构和孔隙结构共同作用，化学结构影响大于孔隙结构影响。研究结果完善了干酪根热解产氢理论，可为天然氢藏勘探开发提供理论指导。

针对深部煤层压裂支撑裂缝长期导流能力衰减与失效问题，通过FCES⁃100型裂缝导流能力测试装置开展长期导流能力测试，评价煤岩环境（对比钢板与煤岩）、支撑剂粒径（40/70目和70/140目）、铺砂浓度（2.5 kg/m²、5 kg/m²、10 kg/m²）和应力条件（30 MPa和40 MPa）对长期导流能力的影响规律。开展了实际生产条件下支撑裂缝长期导流能力的衰减与预测，并结合实际生产数据，开展了深部煤层气水平井产量递减规律评价。研究表明：①不同条件下的长期导流能力随时间的推移呈现先快速下降后趋缓的变化趋势。测试前40 h，不同条件下导流能力下降幅度超过94%，测试后40 h，不同条件下导流能力差异趋于稳定。②支撑剂粒径为40/70目时，钢板条件下导流能力大于煤岩条件下导流能力，支撑剂粒径为70/140目时相反。煤岩的水化作用对支撑剂嵌入的影响相对较大。③支撑剂粒径的减小可以有效减小支撑剂嵌入对导流能力的影响。④煤岩条件下，铺砂浓度的增大可以有效削弱由于支撑剂嵌入的影响。⑤支撑剂粒径的减小和过低的铺砂浓度均会使得导流能力失效时间提前到达，即支撑裂缝有效时间会缩短。⑥产量衰减系数随着开采时间的增加而呈现先缓慢下降，然后快速下降，再平缓下降的特点。用指数衰减规律对现场累计产量数据进行预测，其误差仅为2.9%。深部煤层压裂支撑裂缝长期导流能力的评价研究，有助于深部煤层气的压裂优化设计与效益开发。

目前有关塔里木盆地库车坳陷侏罗系克孜勒努尔组煤岩气的研究较少，其煤岩气地质特征和有利成藏模式还不清楚。针对以上问题，依托钻试采资料，采用地震资料处理、连井分析、取样观察及岩心天然气实验等方法，对该区块煤层的煤岩气地质特征（赋存状态和成因类型），以及有利成藏模式等方面进行了研究。结果表明：①研究区克孜勒努尔组煤层的宏观煤岩类型以半亮型煤为主，为特低灰分、中高挥发分和特低硫的中低阶煤；深部煤层孔隙度为6.53%、渗透率为0.68×10^-3 μm²，孔隙类型以中孔为主，更有利于游离气的赋存；②克孜勒努尔组的煤岩气组分以甲烷为主，干燥系数在0.95~0.99之间，以热成因气为主，自生和外部来源都有，且主要以游离气和吸附气的形式赋存在煤层中；③新近纪是依奇克里克构造带克四段煤层的产气高峰期，也是断裂活动和关键成藏期，保存条件将是煤岩气能否成藏的关键因素；构造形成的缓坡带和低势区是煤岩气勘探的有利部位，煤厚条件是影响煤岩气资源丰度的关键因素。考虑库车坳陷侏罗系煤层较低的成熟度和吸附能力，选择厚煤层发育、游离气富集的高部位或缓坡区会更有利，厚煤层发育的北部缓坡区将是煤岩气勘探的重点，微隆起和断块平台成藏是库车坳陷煤岩气勘探的有利成藏模式。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密砂岩经历了强烈的机械压实和胶结作用，孔隙度、渗透率极低，孔隙结构成为影响储层速度的重要因素，因此孔隙结构的变化会引起AVO响应的变化，这给利用AVO属性进行流体识别造成困扰。将二维规则多边形孔隙结构岩石物理模型与AVO分析方法相结合，分析研究区致密砂岩储层特征参数的AVO响应特征。结果显示：孔隙形状对AVO响应的影响十分显著，且储层中含有不同流体时孔隙形状引起的AVO响应规律近似但数值不同。AVO属性分析对比研究显示，超低孔隙度（ \phi=1%）时P/G属性敏感性高，低孔隙度（1% \phi≤3%）时 ∆ F属性敏感性较高，中孔隙度（3% \phi8%）时 S P R \times G属性敏感性较高，高孔隙度时（ \phi≥8%） F F属性敏感性较高。研究结果对研究区利用AVO属性进行流体识别提供了理论支持。

在全球能源低碳化转型背景下，氢气作为零碳能源载体作用显著，但其规模化储存依赖于地下储氢（UHS）技术。聚焦多孔介质内多机制耦合扩散理论、实验测试技术创新及跨尺度数值模拟方法，系统综述了地下储氢系统中氢气扩散机制研究进展。结果表明：氢气扩散呈现Fick扩散、Knudsen扩散与表面扩散的协同作用机制，其中纳米孔隙中Knudsen扩散贡献率达60%~85%，而表面扩散在有机质/黏土介质中会显著影响传质效率。岩石类型（如盐岩扩散系数为10⁻¹¹~10⁻⁹ m²/s，页岩为10⁻¹⁰~10⁻⁸ m²/s）、孔隙结构、温压条件（温度升高40 ℃可使扩散系数提升50%以上）及孔隙水（盐度增加5%可降低扩散系数12%~30%）是影响扩散行为的关键因素。现有实验方法（烃浓度法、解吸法）在高温高压（T >100 ℃， P >30 MPa）条件下数据离散度达2个数量级，数值模拟在多场耦合（热—流—化—力）及微生物作用建模方面仍存在局限性。未来需突破跨尺度模型开发、高温高压原位实验技术、多物理场耦合模拟及长期稳定性评估体系，推动标准化测试与智能化数字孪生平台建设，为地下储氢工程的安全性与效率优化提供理论支撑。

鄂尔多斯盆地延安地区三叠系发育多套富有机质页岩，油气勘探前景广阔。明确不同页岩岩相的储层特征及其主控因素对研究页岩油富集规律、寻找有利区具有重要意义。通过薄片观察、扫描电镜、X射线衍射、岩石热解分析、高压压汞和氮气吸附等实验手段，对延长组7段（长7段）页岩进行岩相划分，对比各岩相之间储集空间差异，最终确定优势岩相及其孔隙结构控制因素。研究区长7段页岩具有岩性复杂、纹层发育、高有机碳含量等特征，页岩整体属于低孔—低渗储层，且不同沉积环境下储层物性具有明显差异。因此，基于“岩性+TOC（<3%，3%~6%，>6%）+矿物成分（50%为界限）”划分标准，将页岩划分为低有机质硅质页岩（L⁃S）、高有机质硅质页岩（H⁃S）、富有机质硅质页岩（R⁃S）、高有机质黏土质页岩（H⁃C）、富有机质黏土质页岩（R⁃C）、高有机质混合质页岩（H⁃M）和富有机质混合质页岩（R⁃M）共7种岩相。H⁃S岩相孔隙类型以粒间孔、溶蚀孔和裂缝为主，孔隙参数最优，储集空间发育，含油饱和度高，是研究区的优势岩相。矿物组成、TOC和纹层发育特征为储集空间的控制因素，TOC在整个热演化阶段对页岩微孔的发育有重要控制作用。粉砂质纹层储集物性较好，其内部发育的长石、石英等刚性碎屑颗粒间相互支撑作用使得粒间孔很好地保留下来，从而增加了大孔数量，有利于页岩油的富集。该研究结果能够对页岩油的勘探和开发提供一定的参考。

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。