近年来，塔里木盆地顺北东部地区奥陶系持续获得重大油气勘探突破，其得益于碳酸盐岩断控缝洞型优质储集体的有效地震识别与分布预测。随着勘探工作向顺北西部地区推进，上奥陶统发育多套复杂侵入岩，导致地震成像效果差，断裂和储层识别难度大，严重制约了西部地区的勘探进程。基于实钻、3D地震资料和区域地质资料，在对顺北地区上奥陶统内发育的侵入岩特征进行详细研究的基础上，开展中下奥陶统储层地震反射正演模拟，建立了多种复杂侵入岩与缝洞型储层的地质模型。正演模拟表明：侵入岩边界部位会造成地震剖面上的相位错断，甚至影响上奥陶统底面形成假象断层；近水平厚层状、多层叠合发育的侵入岩还会造成中下奥陶统的储层段内形成不易识别的多次波，对断控储集体形成的串珠状反射起到能量补充作用，导致串珠状反射能量增强，被误识别为有利储层反射特征。通过正演模拟与地震属性的有效结合，明确了研究区内假断层的识别方法，量化了侵入岩厚度与下伏串珠状反射能量强度的关系，以及侵入岩对储层成像的影响程度，有效提高了断裂识别的可靠性和储层描述的精度，为研究区及周边地区下一步勘探部署提供了重要的地球物理依据。

以鄂尔多斯盆地北缘延长组7段富有机质页岩为研究对象，根据有机地球化学特征，对密集取心样品进行系统评价，分析烃源岩生烃潜力、沉积环境与有机质富集机理，为鄂尔多斯盆地延长组页岩油资源潜力评价提供依据。结果显示：鄂尔多斯盆地北缘长7段烃源岩有机质富集，TOC值平均为4.58%，S ₁+S ₂值平均为18.03 mg/g，整体属于优质烃源岩；有机质类型主要为II₁型，成熟度较一致，属于低成熟阶段，部分未成熟。其中长7₃亚段，有机质丰度、成熟度和氢指数普遍较高，有机质类型好，生烃潜力较高。生物标志物显示长7段整体偏还原性淡水—微咸水沉积环境，C₂₇—C₂₈—C₂₉甾烷分布显示长7₁和长7₂亚段样品有机质来源以低等浮游植物为主，而长7₃亚段以混源为主。通过对长7₃亚段的精细剖析，发现该亚段中部有机质来源和沉积环境发生显著变化，有机质以陆源高等植物为主且水体还原性减弱，反映了当时较高的陆源输入通量，可能与同沉积期温暖湿润环境造成的洪泛事件增强有关。对比盆地南缘和北缘烃源岩特征，发现盆地南缘伽马蜡烷指数值较高，C₂₇甾烷含量较多，C₂₉甾烷较少，认为页岩沉积时水体较稳定，盐度较高，分层现象较明显，烃源岩母质以浮游生物为主，同时南缘火山灰明显发育。因此，认为鄂尔多斯盆地南北缘沉积环境迥异造成有机质差异性富集，南缘强烈火山活动带来大量营养物质，藻类、浮游生物等初级生产力繁盛，造成异常高有机质富集，而盆地北缘陆源输入明显，稀释作用导致有机质含量偏低，高等植物对有机质贡献相对较大。

孔隙结构是影响储层质量的主要因素之一，其定性分析、定量表征及主控因素是页岩储层研究的关键问题。为探索深层页岩不同沉积微相孔隙结构差异及主控因素，以四川盆地南部自贡地区系统取心井Z301井五峰组—龙马溪组为例，系统开展岩心—薄片—扫描电镜观察、矿物含量分析、有机地球化学分析和N₂/CO₂吸附、高压压汞等实验，重点对五峰组—龙一段页岩储层孔隙结构的纵向差异性进行了探讨分析。研究结果表明：研究区五峰组—龙一段页岩沉积微相自下而上可划分为强还原高碳含钙富硅深水陆棚（微相①）、弱还原中碳含钙硅泥混合质深水陆棚（微相②）、弱还原—弱氧化低碳硅质泥质半深水陆棚（微相③）三大类；在3类微相中，宏孔主要为无机孔，介孔、微孔主要为有机孔，介孔、微孔同时也是控制页岩孔体积和比表面积的主要孔隙类型；不同孔隙类型在三类微相中的发育程度存在一定差异（从底部微相①过渡到上部微相③，微孔孔体积及其相对发育程度均依次降低，介孔孔体积依次降低但其相对发育程度依次升高，宏孔孔体积及其相对发育程度均依次升高）；介孔作为孔体积的主要贡献者和连通其他类型孔隙的桥梁；微孔、介孔是控制储层物性、含气性最主要的孔隙类型；TOC、黏土矿物含量是影响深层页岩孔隙结构的关键因素，石英对纳米级孔隙的控制作用稍弱，碳酸盐矿物对纳米级孔隙无明显控制作用；微相①“高TOC、低黏土矿物、高脆性矿物”特征决定了其是最具商业开采价值的岩相。相关结论对丰富深层页岩气富集高产规律具有指导意义。

四川盆地寒武系筇竹寺组是继奥陶系五峰组—志留系龙马溪组后最有利的页岩气勘探开发层系。以德阳—安岳裂陷槽中段为研究对象，利用现有地震、钻井、测井及分析化验等资料，分析了筇竹寺组页岩气藏基本特征，剖析其与川南龙马溪组页岩气藏的差异，为筇竹寺组的页岩气评层选区提供了技术支撑。结果表明：①筇竹寺组沉积古地貌存在差异，平面上划分为槽内、斜坡、槽外等3种沉积古地貌，控制了储层厚度展布与品质；②德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组页岩气藏沉积环境优，保存条件好；构造简单，储层厚度大，两向水平应力差值小，利于储层改造；目的层埋深大，为工程实施带来挑战；③筇竹寺组的评层选区应按照“纵向分层、横向分带”的整体勘探开发思路。纵向上应以⑤小层黑色页岩为当前攻关的主要目的层段，并逐步拓展到其余小层；横向上应以槽内—斜坡古地貌区为当前攻关的主要区带，并逐步向槽外区带拓展。

川中秋林—金华、八角场地区中侏罗统沙溪庙组天然气勘探持续获得突破，但对于天然气的来源以及成藏过程的研究仍十分薄弱。上三叠统须家河组泥岩和下侏罗统自流井组大安寨段和凉高山组泥岩是研究区的主力烃源岩。研究表明，上三叠统须家河组泥岩为有机质丰度差—极好、Ⅱ₂—Ⅲ型、成熟—高成熟烃源岩，下侏罗统自流井组大安寨段和凉高山组泥岩均为有机质丰度中等—好、Ⅱ₁—Ⅱ₂型、成熟烃源岩。天然气的组分、碳同位素和轻烃分析表明，临近川西坳陷的秋林—金华地区大部分沙溪庙组气样与川西新场天然气特征相似，为成熟—高成熟的煤成气，来源于须家河组，仅局部有侏罗系烃源岩贡献。八角场地区主要为成熟的煤成气和混合气，来源于须家河组和侏罗系烃源岩。而川中公山庙地区为来源于侏罗系烃源岩的成熟油型气。川西至川中，侏罗系烃源岩对沙溪庙组天然气成藏贡献增加，烃源岩的分布控制着气藏的有序分布。秋林—金华地区沙溪庙组煤成气的成熟度、成藏时间均与川西东坡沙溪庙组气藏相当，该区天然气主要从川西须家河组经断层和河道砂体横向运移聚集。八角场地区沟通沙溪庙组储层与须家河组、侏罗系烃源层的断层发育，且混合气占比明显增加，断层纵向输导可能是该区天然气充注的重要路径。

“全国沉积学大会”是由中国地质学会沉积地质专业委员会、中国矿物岩石地球化学学会沉积学专业委
员会发起的四年一届的全国性学术会议， 是全国沉积学界交流的最高学术平台。第八届全国沉积学大会定
于2025 年4 月22—25 日在北京市举行。本次大会共设置7 个议题，33 个专题。其中专题5-E2“陆相细粒沉
积及资源效应”：面向陆相细粒沉积及资源效应基础理论前沿和热点，包括不同类型湖盆细粒沉积发育机理
与有机质富集模式，构造—气候等重大地质事件对湖盆细粒沉积发育、有机碳埋藏的影响，有机—无机相互
作用与细粒沉积成岩、生烃差异，陆相页岩油储层形成与富集等前沿科学问题和陆相页岩油勘探面临的关
键问题。
为集中探讨陆相细粒沉积及资源效应基础理论前沿和热点，加速推动细粒沉积及其油气资源的勘探开
发与产业化发展，专题召集人一致同意，在《天然气地球科学》组织“第八届全国沉积学大会：陆相细粒沉积
及资源效应”专辑，就陆相细粒沉积及资源效应等相关研究及应用撰文讨论，以期开拓新的研究思路，加强
学科交叉与学术创新。专辑拟定于2025 年下半年以正刊形式在《天然气地球科学》刊出。
请感兴趣的专家学者积极参会，并投稿。
1. 专辑征稿范围（包括但不限于）
（1）重大地质事件与陆相细粒沉积；
（2）多圈层相互作用与湖泊异常高有机质沉积富集；
（3）陆相细粒沉积岩形成机理与发育模式；
（4）有机—无机相互作用与陆相细粒沉积成岩—生烃演化；
（5）陆相页岩储层形成机理；
（6）陆相页岩油富集机理与勘探开发进展。
2. 征稿要求
（1）稿件类型为综述与评述、研究论文。撰稿规范及要求可到《天然气地球科学》官网主页“下载中心”
下载（http：//www.nggs.ac.cn/CN/column/column8.shtml）。
（2）所有稿件均将严格按程序执行，不符合发表要求的稿件将被退回。录用后的稿件会优先在线出版。
（3）论文应为作者具有原创性且尚未发表过的科研成果总结；主题鲜明、观点明确、论证有据、层次清
晰、表述专业；稿件基础资料、数据等信息，需符合有关单位/部门的保密要求。
3. 投稿截止日期
2025 年4 月30 日。
4. 会议/专辑召集人
邱 振 高级工程师 中国石油勘探开发研究院 qiuzhen316@163.com
梁 超 教授 中国石油大学（华东） liangchao0318@163.com
刘忠宝 高级工程师 中国石化石油勘探开发研究院 liuzb.syky@sinopec.com
卞从胜 高级工程师 中国石油勘探开发研究院 biancongsheng@126.com
杨伟伟 正高级工程师 中国石油长庆油田分公司 yww1_cq@petrochina.com.cn
李一凡 副教授 中国地质大学（北京） liyifan@cugb.edu.cn
孙平昌 教授 吉林大学 sunpc@jlu.edu.cn
吴 靖 教授 山东科技大学地球科学与工程学院 wujing6524982@163.com
王永超 高级工程师 中国石油大庆油田勘探开发研究院 wyc0168@126.com
5. 投稿方式
登陆《天然气地球科学》官网 http：//www.nggs.ac.cn 进行投稿。投稿时请备注“第八届全国沉积学大
会：陆相细粒沉积及资源效应”专辑。投稿成功后请将稿件信息告知会议/专辑召集人或联系人。
6. 专辑联系人
李小燕 0931-8277790 lixy@llas.ac.cn
 

目前，工业开发利用的氦气全部来自于富氦天然气藏中的壳源氦气。天然气为壳源氦气的载体，其生成、成藏与氦气释放均与盆地构造热演化密切相关。系统研究盆地构造热演化对氦气释放的影响对进一步明确天然气与氦气富集成藏有重要意义。渭河盆地作为中国国内首个建立氦气矿权的沉积盆地，氦气资源较为丰富，研究以渭河盆地为例，模拟了盆地构造热演化历史，同时深入分析了烃源岩及氦源矿物的赋存特征，估算了华山岩体主要氦源矿物生成、释放氦气的资源量，探讨了盆地构造热演化对富氦天然气成藏的影响。研究成果可为渭河盆地氦气资源调查评价体系的建立和完善提供新思路。结果表明：①渭河盆地壳源氦气主要来源于富含U、Th元素的榍石、锆石和磷灰石等氦源矿物，其较为分散地分布在岩石中，天然气大量生成和主要氦源矿物释放氦气的温度区间（>180 ℃）重合度高。②渭河盆地自基底形成后接受了古生代的沉积，随后被强烈抬升剥蚀，大量印支期和燕山期花岗岩岩体在地表成岩，其中富含铀钍元素的氦源矿物（以榍石、锆石和磷灰石为主）不断衰变生成氦气并将部分氦气封闭于矿物晶格中。新生代的断陷作用导致盆地在大约40 Ma以来经历了快速沉降，并在5 Ma左右发生了加速沉降，地层快速升温，古生界烃源岩集中生成天然气，氦源矿物中生成的氦气被集中释放，二者具备时空耦合关系，天然气在运移过程中不断裹挟散布的氦气进入圈闭，从而形成富氦天然气藏。③依据多个含有富氦天然气的盆地中主要氦源矿物对氦封闭温度及氦气成藏的特性，划分出氦封闭带（<60 ℃）、部分封闭带（60~220 ℃）和非封闭带（>220 ℃）。研究成果可为渭河盆地氦气资源调查评价体系的建立和完善提供新思路。

近期鄂尔多斯盆地YT1H、ZT1H等多口井在二叠系太原组灰岩获得天然气新发现，揭示了太原组灰岩具有良好的勘探潜力，但当前对于太原组灰岩的研究仍存在储层成因机理及其关键成储模式认识不清等问题，严重制约了该层系的下一步天然气勘探部署。基于太原组丰富的岩心、薄片及物性等资料，系统研究了太原组灰岩储层与早期暴露岩溶的发育关系，并建立灰岩早成岩期岩溶控储模式。结果表明：①研究区内早成岩期岩溶作用主要发育于颗粒灰岩中且多位于向上变浅序列中上部，可识别的岩溶特征包括组构选择性溶蚀、溶缝/溶沟、溶蚀花斑、岩溶角砾岩和多期暴露面等。②单旋回由下至上岩溶强度逐渐增强，旋回底部岩溶较弱，局部发育生屑铸模孔，向上岩溶改造范围扩大，优势通道、溶蚀花斑开始发育，岩溶作用适度发育；旋回上部岩溶系统切割解离基岩，发育岩溶角砾岩，岩溶作用过度发育。③受暴露时间控制，研究区发育高低频旋回，其中高频旋回暴露面多见于灰岩内部，为“内幕式”旋回界面，其内部岩溶强度表现为岩溶不发育→生屑选择性溶蚀→优势通道、溶蚀花斑，而低频旋回界面仅出现在斜道段或毛儿沟段灰岩的顶部，内部岩溶强度为优势通道→溶蚀花斑→岩溶角砾。④灰岩优质储层主要发育在低频旋回中上部即岩溶适度改造区，旋回下部与旋回顶部的储层质量明显变差。研究认为，早成岩期多级次岩溶既控制研究区灰岩储层的发育与分布，也极大地改善储层的储集与渗流能力，是太原组灰岩成储的关键因素。

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。

断缝体通常发育在沉积盆地中的走滑断裂系统中，断裂具有很强的隐蔽性，传统的断裂识别技术表现不佳。现有的针对目的层的断裂解释策略通常采用局部视角，忽视了断缝体断裂的整体特征。通过使用U⁃ResNet深度学习模型，对鄂尔多斯盆地镇泾区块所有地层进行了断裂识别。结合倾角导向地震属性切片，揭示了断裂的形成机制、期次和级别，同时也首次估算了NWW向走滑距离。通过分析深部断裂的延伸特征，证实了该区块南部3组NWW向走滑断裂本质上是花状构造，根茎延伸至基底断裂，也证实了基底断裂在多次构造运动中的重新启动。划分了长8段断缝体的剖面和平面样式，并在NEE向断裂上识别出1个菱形—拉分地堑，提供了NEE向断裂走滑运动的地震证据。此外，还发现了3处纺锤—凹陷断裂组合，解释了雁列式—阶梯断裂的形成原因，并给出了有利的断缝体组合样式及其在平面上的分布位置。研究表明，采用深度学习断裂技术和全视角解释策略，有助于揭示复杂高角度走滑断缝体的断裂发育特征及其演化规律。

川东北南江地区是米仓山山前带的低勘探区，此区域内钻探的A1井在须家河组钻遇天然气藏，但气藏的形成机理尚未明确。为明确须家河组四段天然气藏的成藏模式，通过对出气层段顶面曲率分析、A1井测井—地震资料的异常响应分析，识别了南江地区的构造应力方向，阐释了层面曲率与裂缝发育的匹配关系，判识了裂缝储层发育的有利区域。研究结果表明：南江地区不同区域受米仓山和大巴山作用能力不同，在米仓山和大巴山的共同作用区内易形成裂缝型气藏；应用曲率半定量化分析确定裂缝发育分布，南江地区相对曲率>0.2时裂缝发育，>0.4时裂缝大规模发育，受断裂控制的裂缝储集体存在天然气逸散；经过压实、胶结致密化的须四段，裂缝可作为地质甜点相对富集天然气。喜马拉雅期大巴山推覆强烈，须家河组受构造应力作用形成裂缝，并在曲率高值区高密度发育，天然气向上覆须四段裂缝圈闭充注，形成裂缝气藏。

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。

海陆过渡相页岩气是继海相页岩气商业开发后的又一重要战略接替资源。海陆过渡相页岩具有非均质性强、沉积相变快、岩性组合复杂的特征，海相页岩气地质理论不能完全适用于海陆过渡相，海陆过渡相页岩气富集控制因素认识不清，制约了高效勘探与开发。以鄂尔多斯盆地东缘大吉地区山₂ ³亚段页岩为例，通过显微组分、气体吸附、高压压汞、突破压力、扩散系数和覆压孔渗等实验分析，开展了页岩地球化学特征和储层特征研究，明确了海陆过渡相页岩气富集控制因素。结果表明：山₂ ³亚段海陆过渡相页岩具有高有机质丰度、过成熟度和以腐殖型为主的特征，孔隙类型主要以无机矿物孔为主，有机孔和微裂缝相对较少。明确了海陆过渡相页岩气富集主要受有机质丰度、孔径大小、岩性组合和构造演化共同控制：高有机质丰度增强了页岩的吸附能力，微孔为甲烷气体分子提供更多的吸附点位，页—煤和页—灰组合有利于页岩气滞留原位富集，平稳的构造和适当的埋深有利于页岩气保存，建立了大吉地区海陆过渡相页岩气储集能力和封闭能力的演化模式。研究可以为海陆过渡相页岩气甜点预测和先导试验区快速建产提供地质理论指导。

蜀南地区中二叠统茅口组是目前四川盆地增储上产的主力层系之一，但由于该地区储层类型多样，天然气分布规律复杂，成藏演化特征仍然不明。通过天然气组分与碳同位素特征明确天然气来源，根据流体包裹体特征，结合典型构造与单井埋藏史—热演化史，确定油气充注期次与时间；应用钻井资料及地震资料，恢复油气成藏关键时期茅口组顶面构造形态，从圈闭形成演化与油气充注间的耦合关系剖析研究区油气成藏演化。结果表明：①蜀南地区茅口组天然气主要成分CH₄含量均大于95%，H₂S含量较低，是典型的干气，为高—过成熟阶段的原油裂解气；主要来源于下志留统龙马溪组烃源岩，同时存在中二叠统茅一段烃源岩混合。②蜀南地区茅口组存在5期烃类充注：第Ⅰ期晚三叠世—早侏罗世古油藏初始形成阶段；第Ⅱ期中侏罗世—晚侏罗世古油藏大量充注阶段；第Ⅲ期晚侏罗世—早白垩世古油气藏形成阶段；第Ⅳ期早白垩世—中白垩世晚期古气藏形成阶段；第Ⅴ期晚白垩世至今古气藏调整与定型阶段。③印支晚期—燕山早期，受泸州古隆起发育控制，位于古隆起核部或翼部构造高点形成早期古油藏聚集，具“印支期古油藏高位聚集”特征；燕山早—中期，随着持续深埋，古隆起继承性发育，得胜、牟家场等构造高部位古油藏持续充注，同时原油开始逐渐裂解，此时为古油气藏演化阶段。到燕山晚期，泸州古隆起逐渐解体，持续深埋，古油气藏转化为古气藏，具“燕山期古油藏裂解成气”特征；喜马拉雅期至今，泸州古隆起完全解体，受喜马拉雅期构造运动与古隆起控制，古气藏发生调整与定型，形成现今气藏，具“喜马拉雅期弱调整富集成藏”特征。

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。

为探索下古生界深层复杂原油的来源，对塔里木盆地下古生界烃源岩及原油开展了系统的地球化学分析。通过自然演化—热模拟实验对比，揭示了部分芳烃类指标的高稳定性，尤其是1⁃烷基⁃2，3，6⁃芳基类异戊二烯（2，3，6⁃AIPs）具有极强的抗次生改造能力。综合评价生烃潜力明确了5套［下寒武统玉尔吐斯组（Є₁ y）、中下奥陶统黑土凹组（O_1⁃2 h）、西合休剖面中奥陶统（O₂ x）、中上奥陶统萨尔干组（O_2⁃3 s）和上奥陶统良里塔格组（O₃ l）］富有机质烃源岩，并根据稳定的芳烃指标将其划分为“低盐—绿藻”型、“高盐—甲藻”型和“透光厌氧—绿硫菌”型3类，将原油划分为“透光厌氧—绿藻”型和“透光厌氧—绿硫菌”型2类。其中，“透光厌氧—绿硫菌”型烃源岩主要发育于Є₁ y，与盆地内（塔中、塔北地区等）几乎所有原油类似，都含有2，3，6⁃AIPs。油源对比和混源油定量解析也证实该类烃源岩对盆地内原油的重要贡献。因此，后期精细刻画该类含特殊生源—环境组合烃源岩的空间展布将会为研究区甚至全球类似盆地深层复杂原油的精准勘探提供重要参考。

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。

鄂尔多斯盆地西部上古生界致密砂岩气已成为盆地天然气增储上产的关键领域，太原组作为盆地西部的新层系，试气试采效果远好于上部的石盒子组8段及山西组。为了明确太原组天然气富集规律，应用测录井、分析化验及三维地震等资料，通过开展煤系烃源岩评价、沉积储层特征、构造特征等研究，确定了太原组天然气富集主控因素。结果表明：盐池地区上古生界本溪组为最主要的烃源岩层，生烃强度普遍为（10~24）×10⁸ m³/km²，研究区中东部生烃强度高；首次提出太原组发育障壁海岸沉积的新认识，障壁砂坝砂体分布稳定，厚度平均为10.2 m，储层均质，岩石类型为石英砂岩，孔隙度平均为7.6%，渗透率平均为1.12×10^-3 μm²；发育多期断裂，均未断穿至石千峰组，尤其是海西期断裂沟通了底部的气源岩，构成了天然气有利的运移通道，同时改善了储层物性；构建了太原组“源—断—储”三元控富集模式，生烃强度越高、海西期断裂越多且距离越近，储层物性越好，天然气越富集。研究结果可为鄂尔多斯盆地相同地质特征的天然气勘探提供借鉴。

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。

为系统研究碱湖页岩中黏土矿物的发育特征及转化模式，并探究在碱湖沉积环境中黏土矿物发育情况，利用扫描电镜观察、X射线衍射分析等实验，对准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩在不同沉积环境下黏土矿物的组合特征及动态转化规律进行研究。结果表明：在碱湖沉积中心，发育少量以蒙脱石及伊/蒙混层组合特征为主的黏土矿物（<5%），同时，大量碎屑黏土矿物（蒙脱石等）在强碱性的成岩环境下发生溶蚀，转化为钾长石等自生硅酸盐矿物，且由于CO₃ ^2-/HCO₃ ^-存在导致沉积中心出现黏土矿物转化迟滞现象。边缘斜坡区的黏土矿物含量比沉积中心高（平均为11.57%），以伊利石、绿泥石、伊/蒙混层发育为主，其成岩环境经历了强碱性向弱碱—弱酸性的转变，原始碎屑黏土矿物在该种成岩环境下未发生溶蚀转化，随着地层温压的升高发生伊利石化和绿泥石化。黏土矿物在转化过程中会生成大量的自生石英等脆性矿物，同时会产生次生孔缝，对后续页岩油气的压裂开发具有积极影响。

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。

优质储层发育特征及形成机理是认识中—深埋藏储层形成演化的关键问题，也是致密砂岩油气藏高效勘探和经济有效开发的重要基础。通过钻井岩心、测井资料及孔渗、薄片、SEM等分析资料，对鄂尔多斯盆地东部盒8段储层系统开展了优质储层发育特征及影响因素研究。结果表明：研究区盒8段主要发育石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩3种储层岩石学类型。石英砂岩及岩屑石英砂岩物性条件较好，为潜在的优质储层；沉积作用是盒8段优质储层发育的基础，主要表现为碎屑组分颗粒越粗、分选越好、刚性颗粒含量越高越有利于原始粒间孔的保存；成岩作用是优质储层发育及演化的核心因素。盒8段早期快速埋藏过程中，强烈机械压实及塑性颗粒的强烈变形导致砂岩孔隙大量、快速损失，是形成致密物性背景的主要原因。不同成岩期的碳酸盐、黏土矿物及硅质胶结堵塞颗粒孔喉空间，进一步破坏储层物性。同时，选择性溶蚀作用有效改善了致密砂岩储集性能，对优质储层形成起到积极贡献。孔隙演化模式表明，受地层早期快速埋藏的影响，盒8段储层在早成岩A1期即遭受了强烈压实，形成了致密物性背景。溶蚀作用主要发育在中成岩A2期，为次生孔隙主要发育阶段，中成岩B期为晚期自生胶结物发育期，部分残余粒间孔及溶蚀孔被充填，砂岩进一步致密化。

新场中三叠统雷口坡组气藏是川西地区在新一轮海相油气勘探背景下发现的首个深层海相气藏，多年来，对该气藏气源的认识一直存在争议。利用新一轮钻井的天然气地球化学测试数据，结合油气输导条件梳理，开展了新场雷口坡组四段天然气成因及气源分析。结果表明，新场雷口坡组四段气藏的上、下储层段以及不同构造部位之间在天然气组分与碳氢同位素特征等方面存在一定差异，下储层段较高的H₂S含量可能与其经历相对更强的TSR反应有关，气藏东侧可能存在陆相或海陆过渡相煤成气影响。新场雷口坡组四段气藏中西部的天然气主要表现为海相油型气特征，成熟度相对较高，对应发育“接力式”远源油气输导体系，天然气主要来自二叠系烃源岩，部分来自雷口坡组烃源岩；气藏东北部天然气主要表现为海相与陆相混源气特征，成熟度相对偏低，对应发育雷口坡组顶“棋盘格状”节理网络近源输导体系，天然气主要来自雷口坡组和马鞍塘组—小塘子组烃源岩。

塔里木盆地克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组气水分布关系复杂，目前对于地层水的来源及成因认识不足。在地层水常量元素、微量元素数据分析的基础上，新增氢氧同位素、锶同位素数据，结合碳酸盐胶结物碳氧同位素、包裹体均一温度及盐度等，探讨了地层水的来源、成因及形成演化过程。研究认为，巴什基奇克组为高矿化度的CaCl₂型地层水，水化学参数表明地层水经历了较强的变质作用，地层封闭性好，有利于油气保存。白垩系巴什基奇克组原始沉积水受大气降水下渗混合，以及蒸发浓缩作用、水—岩反应、膏盐层水的影响，现今地层水表现出Na⁺、Ca²⁺富集、贫Mg²⁺、δ¹⁸O富集、高⁸⁷Sr/⁸⁶Sr以及低1/Sr的特征。目的层段主要发育3期碳酸盐胶结物，晚期孔隙和裂缝中充填的含铁方解石/白云石为有机酸脱羧作用成因，其形成温度与晚期烃类充注导致流体包裹体盐度淡化的温度一致。结合埋藏史、油气充注史、构造演化史分析，认为白垩系地层水演化经历4个主要阶段：①巴什基奇克组沉积期的原始沉积水体；②白垩纪末期的大气降水侵入及混合；③海侵/盐湖水下渗；④源岩淡化水侵入。埋藏过程中的水—岩反应，始终影响地层水的化学性质。

鄂尔多斯盆地天然气资源丰富，其氦资源潜力已在伊盟隆起、渭河盆地等区域得到证实，然而，对于盆地其他区域的天然气氦含量特征及其富集的主要控制因素，尚需进一步的地质勘查与科学研究来明确。通过鄂尔多斯盆地西南部典型井天然气样品采集，天然气组成、氦同位素、岩石主量、微量组分等分析测试，结合单井地史、温度与压力演化史模拟，对鄂尔多斯盆地庆阳气田上古生界氦气分布特征、来源及主控因素进行分析，建立氦气富集模式。结果表明：庆阳气田上古生界氦气含量达0.068%~0.310%，平均氦气含量为0.154%，为中氦—高氦气藏，氦气分布整体呈现北低南高的趋势；庆阳气田氦气属于典型的壳源成因，主要来源于太古宇—元古宇基底变质岩—花岗岩系，沉积型氦源岩作为补充；氦气富集主要受控于中央古隆起构造背景、地层温度与地层压力、基底断裂、构造运动。中央古隆起使得基底浅埋，氦源以基底型氦源岩为主、沉积型氦源岩为辅，提供充足的氦气，基底断裂为氦气垂向运移提供通道，低地层压力与高地层温度有利于氦气溶解脱溶，“跷跷板”式构造运动控制天然气运聚方向，形成了古隆起背景下的多源供氦氦气富集模式。

湖相混积砂岩多具层薄、细粒、强胶结及互层明显等特征。川中地区侏罗系自流井组大安寨段中上部发育混积砂岩，其储集空间发育程度及勘探潜力尚不明确。为厘清混积砂岩成岩演化及储层改造效应，综合岩石学及元素地球化学等分析测试开展系统研究。结果表明，龙岗地区大安寨段混积砂岩历经早成岩阶段及中成岩阶段的复杂成岩作用改造。其中，主要建设性成岩作用为中成岩阶段早期的酸性流体溶蚀作用及早成岩阶段晚期生排烃伴生的破裂作用；破坏性成岩作用为压实/压溶作用及各成岩阶段形成的黏土矿物、石英、白云石、与油气生成伴生的CO₂大量富集相关所致的方解石等胶结物的胶结作用。川中侏罗系大安寨段混积砂岩总体较致密，未完全充填的裂缝、铁方解石微溶孔及高岭石晶间孔隙相对较发育，可作为一定的储集空间。研究结果可为致密油勘探中有利层段的优选提供支撑。

四川盆地威荣地区在3 500~4 500 m的深层取得了重大突破。含气特征对页岩储层评价具有重要影响，为揭示威荣地区深层页岩气富集特征以及主控因素，以威荣地区龙马溪组页岩为研究对象，利用XRD组分、TOC含量、R _O含量分析实验、低温氮气吸附、等温吸附实验及现场含气量测试等方法，对深层页岩的有机地球化学特征、孔隙结构特征和含气特征系统分析，进一步探讨含气性主控因素。结果表明：威荣地区发育低碳—富碳页岩，处于高—过成熟阶段。整体的平均总含气量为2.78 m³/t，现场解析气以游离气为主，平均游离气含量为2.25 m³/t，平均吸附气含量为0.53 m³/t。不同岩相的含气性差异较大，其中富碳混合硅质页岩含气性最好，平均总含气量为5.28 m³/t，平均游吸比（K）为4.20，为优质岩相类型，利于页岩气开采。页岩含气性受多种地质因素控制，TOC含量为主要控制因素，孔隙结构为直接因素。TOC含量促进了有机质孔的发育，孔体积和比表面积增大，进一步为页岩气提供储存空间和吸附点位。此外，黏土矿物的充填使孔隙空间减小，导致其与各含气量之间呈负相关，矿物质中绿泥石因其层状结构且遇水膨胀在一定程度上阻碍了游离气的赋存，石英抗压实作用较强，与各含气量之间呈正相关；随着R _O值增加，烃类吸附能力及游离气赋存能力增强。研究结果可对未来深层页岩气勘探开发提供地质依据。

在世界许多含油气盆地中均发现了储层固体沥青，其包含着油气形成和演化等重要信息。近年来固体沥青Re⁃Os同位素测年法成为了研究的热点。然而，沥青Re⁃Os同位素年龄却常常具有多解性，其地球化学意义尚不明确。对上扬子地区的固体沥青进行了Re⁃Os同位素分析和有机岩石学研究。研究表明：贵州松桃麦地下寒武统沥青Re⁃Os年龄为195±20 Ma，代表了固体沥青的固化时间，同时也代表了下寒武统牛蹄塘组页岩停止生烃时间的最晚时间。贵州金沙岩孔灯影组固体沥青Re⁃Os年龄为297±20 Ma，代表了固体沥青的固化时间。四川威远气田灯影组固体沥青Re⁃Os年龄为342.8±4.7 Ma，代表了石油的生成时间。提出了固体沥青Re⁃Os年龄含义与有机质热演化关系模式图，认为固体沥青Re⁃Os年龄可能代表了石油生成时间、油气成藏时间、沥青固化时间或热化学硫酸盐还原作用（TSR）结束时间，具体取决于固体沥青成因及体系内Os同位素组成是否均一化。

三湖坳陷是柴达木盆地最主要的第四系生物气产区，天然气资源量巨大。为了明确气藏中泥岩储层形成的沉积环境，为储层甜点评价提供依据，通过对三湖坳陷涩北地区涩探1、涩探2井泥岩岩心样品进行手标本、镜下观察以及元素测试，分析了其元素地球化学特征及沉积环境。研究结果表明：涩探1、涩探2井样品以暗色泥岩和粉砂岩为主，发育少量白云岩，呈块状、条带状和纹层状分布，含有大量螺类、植物碎片化石，反映滨浅湖—半深湖沉积环境；具有低硅、铝弱过饱和、低钾钠、富镁钙及Ba、Sr、Rb富集，Zr、Hf、Ni亏损的特征；ICV、CIA等指数和Th/Sc-Zr/Sc判别图反映涩北地区第四系泥岩仅经历了弱—中等的风化作用，没有受到沉积分选和再旋回作用影响；Ce_anom、&U、δCe等参数指示沉积时期为还原向贫氧过渡的环境；Sr含量与Th/U、V/Zr等比值反映咸水—半咸水环境；MAP、LST等参数和Sr/Cu、Zr/Rb等比值反映寒冷干旱的古气候环境，水动力弱。三湖坳陷涩北地区第四系泥岩的高可溶有机质含量，频繁的沉积水体环境变化使得纵向砂泥互层特征明显，形成了良好的储盖组合，有利于形成泥岩生物气藏。

鄂尔多斯盆地东部海陆过渡相页岩气勘探已取得重大突破，但相关研究明显滞后于海相页岩气领域。以鄂尔多斯盆地东部横山—吴堡地区本溪组晋祠段招贤页岩样品为研究对象，综合镜质体反射率（R _O）、总有机碳（TOC）测试、薄片鉴定、扫描电镜、X射线全岩衍射、孔渗测试、低温液氮吸附、甲烷等温吸附、含气量及力学性质等实验，综合表征招贤页岩储层特征，探讨孔隙结构参数及TOC含量对页岩吸附能力的影响，最终对招贤页岩的勘探潜力开展了综合分析。结果表明：①研究区招贤页岩为典型海陆过渡相页岩，岩矿组成复杂，黏土矿物及长英质矿物含量较高，平均占比分别为47.4%和36.4%。②招贤页岩有机质类型以Ⅱ₂型和Ⅲ型干酪根为主，成熟度较高，有机质含量平均为5.30%，富有机质页岩占比较高，生气能力强。③招贤页岩微纳米级裂缝和孔隙发育，微裂隙在有机质和无机矿物中均有发育，缝宽介于0.01~1 μm之间；液氮吸附孔隙类型以狭缝型孔隙为主，平均孔径均值为13.67 nm，比表面积均值为6.56 m²/g，总孔隙体积均值为0.017 6 cm³/g；BET比表面积与孔隙结构分形维数呈正相关关系，与平均孔径呈负相关关系。④招贤页岩孔渗偏低，兰氏体积平均为3.14 cm³/g，含气量平均为1.52 cm³/g，脆性指数平均为0.526，杨氏模量平均为40.88 GPa，泊松比平均为0.22。⑤研究区招贤页岩储层条件总体上与大宁—吉县地区山₂段相当，资源条件优越，可改造性良好，具有较大的页岩气勘探潜力。