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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

鄂尔多斯盆地中生界延长组发育多套凝灰岩标志层（K0—K9），是地层划分与对比的重要标志。在岩心、薄片、扫描电镜及全岩X射线衍射分析的基础上，明确了凝灰岩标志层的岩性、矿物组成和微观特征。利用测井数据定量识别了凝灰岩，绘制了盆地范围的K0-K9中6个主要层段的凝灰岩标志层厚度图，明确了延长组主要层位凝灰岩标志层的分布。结果表明：凝灰岩标志层岩性为沉凝灰岩，颜色丰富，沉积粒度细，以火山灰和火山尘为主，多顺层分布，与顶底岩石突变接触。造岩矿物主要由石英和黏土矿物组成。显微镜下观察到，凝灰岩标志层岩石以基底胶结为主，具有典型的凝灰结构，主要为玻屑，晶屑含量少。岩性疏松的凝灰岩标志层，多为火山尘蚀变为黏土矿物的结果。分析认为凝灰岩标志层的形成受物源和湖盆水深双重影响，印支期火山活动在延长组沉积期持续发生，其中在长7段和长1段沉积期最为剧烈，火山活动规模大，频次高。研究成果为延长组区域地层对比、延长期火山活动、湖盆中心迁移与演化研究提供新的手段和证据，同时指明了除长7段以外的次级烃源岩的分布范围，为油气勘探提供新的选区思路。

塔里木盆地库车坳陷发育三叠系和侏罗系2套含煤地层，其中侏罗系煤岩层数多、累积厚度大、分布面积广，具备发育煤岩气的物质基础。对取心井侏罗系煤岩段密集采样，结合岩屑资料，综合应用镜下鉴定、工业分析、R _O测试、电镜扫描、常规物性分析、核磁共振检测、CT扫描及氮气吸附等技术手段，系统评价库车坳陷北部构造带侏罗系煤质特征和储集特征。结果表明：①源岩品质优，显微组分以镜质组为主，平均含量为64.06%，具有中高挥发份、特低水分、特低灰分的特征，总体上成熟度偏低；②储集物性好，发育各类基质孔隙和裂隙，孔隙网络中以较大的微裂缝为主，微裂缝相互叠置连通，浅层样品孔隙度为4%~23%，平均为9.7%，中孔和大孔占比高，深层4 000 m以深孔隙度可达6.34%。根据其他盆地的临界深度和该地区煤岩成熟度与埋深的关系，确定研究区煤岩气成藏的顶部临界埋深至少为2 500 m。建立煤岩气成藏模式，并进一步提出发育低—中煤阶地区煤岩气有利区带评价流程和方法。在上述基础上综合评价该地区煤岩气有利区带，既为研究区煤岩评价提供各种指标参数，确定的临界埋深、成藏模式和有利区带，对下一步煤岩气勘探靶区的选取具有重要指导意义；更重要的是提出的煤岩气有利区带综合评价方法能为其他盆地开展煤岩气勘探提供技术借鉴。

为明确珠江口盆地顺德凹陷古近系烃源岩地球化学特征及原油来源，综合研究烃源岩总有机碳含量、岩石热解分析及烃源岩和原油生物标志物等特征，系统分析文昌组烃源岩地球化学特征，开展油源对比。结果显示：文一段和文三段烃源岩有机质丰度低，有机质类型以Ⅱ₂型、Ⅱ₁型为主，文二段有机质丰度高，有机质类型以Ⅰ型为主，整体进入成熟阶段。文昌组烃源岩整体中等Pr/Ph值，指示沉积于弱还原—弱氧化环境；低伽马蜡烷值，指示沉积于淡水环境；文一段烃源岩C₂₇—C₂₈—C₂₉规则甾烷呈反“L”型，指示陆源高等植物来源占优；而其余层位烃源岩规则甾烷主要为“V”和“L”型，指示低等水生生物与陆源高等植物的混合生源，文二段下亚段油页岩具高C₃₀ 4⁃甲基甾烷含量。恩二段原油低Pr/Ph值，低C₁₉₊₂₀TT/C₂₃TT值，C₂₇—C₂₈—C₂₉规则甾烷呈“V”型，C₃₀ 4⁃甲基甾烷丰度高。油源对比分析结果表明，恩二段原油来源于文二段下亚段油页岩。

鄂尔多斯盆地是中国最大的天然气产区，发现东胜和庆阳2个富氦天然气田，展示了良好的氦气资源前景。苏里格气田是中国发现的最大天然气田，为了评价气田的氦气资源前景，通过对气田天然气组分、烷烃气和二氧化碳碳同位素、氦气组分和同位素等地球化学分析，初步查明了苏里格气田古生界天然气、氦气地球化学特征，探讨了氦气成藏主控因素。结果表明：上下古生界天然气组分差异明显，上古生界天然气既有典型的成熟阶段湿气，也有高过成熟阶段干气，下古生界天然气为以干气为主且有部分湿气贡献；古生界均为热成因天然气，上古生界以中晚期腐殖气为主，为煤成气，主要来源于石炭系—二叠系煤系烃源岩，下古生界以晚期腐泥型干气为主，以油型裂解气为主；古生界天然气氦含量高于常规天然气氦气含量（0.03%），属中氦天然气，且具有上古生界高于下古生界的特点；苏里格气田氦气成藏主要受古今构造位置、富铀钍基底花岗岩和花岗片麻岩等氦源岩生氦强度大、生烃强度相对较小、基底断裂发育及气水关系复杂利于氦气从水层中脱溶进入到天然气藏中成藏等因素的影响，使氦气相对富集。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

塔里木盆地奥陶系超深碳酸盐岩储层油气资源丰富，但受多期构造活动及走滑断裂带扰动的影响，其分布呈现强非均质性。在断控缝洞体背景下，依据物性参数的储层品质评价方法存在不确定性，基于储层地质力学参数的方法显现优势。以富满油田X井区为例，在量化表征现今地应力、天然裂缝和岩石弹性模量等地质力学参数的基础上，借助碳酸盐岩缝洞体地质建模，定义储层品质评价因子，并建立其与天然裂缝密度、弹性模量、水平最小主应力和水平主应力差之间的量化关系，实现储层品质定量评价。结果表明：储层地质力学参数对断控缝洞型碳酸盐岩油气藏分布具有显著响应，是评价储层品质的有效方法手段之一。储层品质评价因子的高值区主要集中于走滑断裂带及其附近，X3井附近高值区范围大。研究成果为该类型油气藏的高效勘探和效益开发提供地质参考和支撑。

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。

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。

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。

为探求塔里木盆地塔中地区油气藏气侵程度差异分布规律，应用地球化学分析方法，厘定不同井区油气藏生物标志物和正构烷烃单体烃碳同位素分布特征。结果表明，TZ83井区和ZG43井区在原油的物性特征、轻烃及正构烷烃单体烃碳同位素特征存在明显差异；正构烷烃损失量、折点碳数及金刚烷系列化合物的含量指示TZ83井区原油气侵程度相对较强，ZG43井区原油气侵程度相对较弱。研究认为，造成气侵强度差异的原因可能在于井区所处的构造位置不同，TZ83井区处于塔中Ⅰ号断裂坡折带走滑断裂交会处的高部位构造带，气侵影响较强，原油整体上表现为气侵作用形成的凝析油；ZG43井区处于塔中10号断裂带的平台区，深大断裂体系发育较小，气侵影响较弱，原油为气侵作用形成的蜡质油，在浅部储层可能具有尚未发现的轻质和凝析油藏。

天然裂缝作为控制页岩油储层产能的重要因素，实现对其的精准识别与特征分析对页岩油气甜点优选与效益开发意义重大。以柴达木盆地英雄岭地区下干柴沟组上段混积型页岩油储层为研究对象，利用岩心、薄片、扫描电镜、常规及新技术测井等资料，总结研究区天然裂缝发育类型和特征，建立了裂缝测井综合识别模式，实现裂缝的测井连续识别与表征。在此基础上，结合裂缝参数和岩心实验数据，完成了裂缝发育程度和有效性分析。结果表明，研究区天然裂缝主要分为构造裂缝、成岩裂缝和异常高压裂缝。构造裂缝多为高角度裂缝，充填程度高；成岩裂缝多为低角度和水平裂缝，充填程度低；异常高压裂缝产状杂乱，多为充填裂缝。裂缝在下干柴沟组上段VI油层组最为发育，V油层组次之，IV油层组相对发育较少。整体表现为低角度未充填裂缝发育数量最多，水平未充填裂缝集中发育程度最高，高角度未充填裂缝有效性最好。研究区现今水平最大主应力方向为NE—SW向，未充填裂缝走向多与现今水平最大主应力方向夹角小于30°，易产生较好的压裂效果。充填裂缝主体走向与现今水平最大主应力方向夹角大于40°，不易提升压裂效果。研究成果预期可为湖相混积型页岩油储层天然裂缝识别评价与甜点优选提供理论和方法支撑。

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。