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。

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。

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。

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。

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。

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。

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

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

近期勘探发现，在鄂尔多斯盆地西南缘庆阳气田天然气中发现伴生的氦气，为中氦—高氦气藏，不仅具有常规天然气藏还包括一种新型非常规气藏——铝土岩气藏。目前对于铝土岩气藏的富氦机制尚不明确。通过对鄂尔多斯盆地庆阳气田天然气进行地球化学分析测试，判识2种天然气藏中天然气及氦气的成因和来源，结合氦气成藏条件分析铝土岩气藏富氦机制，对比分析与常规富氦气藏的形成差异。结果表明：①庆阳气田铝土岩天然气中的甲烷含量与常规天然气相近，但乙烷和丙烷的含量较高。常规天然气以干气为主，而铝土岩气藏天然气整体接近湿气。②庆阳气田天然气氦含量整体较高，为中—富氦天然气藏，铝土岩气藏氦气含量均与同区域的常规天然气藏氦气含量存在差异，但铝土岩气藏天然气氦气含量整体较为一致（约为0.1%）。③庆阳气田中氦气是典型壳源成因，其常规天然气的氦气主要来源于变质岩基底，为载气长距离运移萃取氦气的富集模式。与常规天然气藏相比，铝土岩气藏的氦气发育截然不同的富集模式，铝土岩气藏中的氦气为自生自储成藏，其主要来自于富铀钍铝土岩自身的衰变释放，仅经过短距离的垂向运移进入到铝土岩储层，外源氦气较少。铝土岩气藏富氦模式的建立为氦气的勘探和开发提供了新思路。

轻烃参数在油气藏的勘探和开发中已得到了广泛的应用，然而，在不同程度气侵作用下形成的凝析油与残余油之间轻烃组成特征有所不同。为了验证轻烃参数对于凝析油的适用性，采集塔里木盆地塔中地区正常原油样品，基于PVT模拟实验，开展轻烃化合物组成分析，剖析气侵过程中C₅—C₈轻烃组分分布特征，遴选出适用于凝析油油源对比及其他次生作用判识的轻烃指标，为凝析油成藏研究提供理论依据。研究结果表明：受碳数、分子量及分子结构控制，轻烃化合物组成对气侵程度的响应存在差异，随着气侵程度的增加，凝析油产物中C₅—C₈轻烃化合物中正构烷烃和异构烷烃相对含量呈下降趋势，环烷烃相对含量增加，但总体还是正构烷烃呈相对优势分布；C₆—C₇轻烃化合物中链烷烃受气侵作用变化明显，芳烃及环烷烃受气侵作用影响较小；C₇轻烃组分中二甲基环戊烷相对含量变化不明显，甲基环己烷相对含量增加，正庚烷相对含量减少；开展凝析油油—源对比和水洗作用的评价，应优先选择变化量低于5%的参数；开展凝析油所遭受气侵程度的评价，应优先选择变化量高于40%的参数；在气侵程度尚不明确的地质背景下，常见的轻烃参数体系在实际地质应用中应该慎重。该结果进一步丰富和完善了轻烃地球化学的内容。

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。

地下规模储氢是促进可再生能源消纳、解决弃风弃光和稳定电网输出的关键技术。然而，目前中国尚无建成地下储氢项目，虽然可以借鉴地下储气和二氧化碳封存的经验，但是氢气独特的物理化学性质亟待深入研究。基于大量国内外文献调研，综述了地下储氢的分类和发展现状，重点总结了储氢过程中氢气的渗流—扩散机理、生化反应和安全性评价等方面的研究进展。研究表明：枯竭油气藏、含水层和盐穴虽然是适宜进行大规模长时间储氢的构造，但是仍将面临氢气的高扩散性、地球化学反应、微生物反应和地质力学等相关挑战，目前相关研究明显不足，也需要加强多过程耦合机制研究。结合中国地质条件，分析了中国地下储氢的发展前景，初步评估显示致密砂岩气藏具备储存3.37×10⁸ t氢气的巨大潜力。研究结果可为中国制定大规模氢能储备战略、推动地下储氢重大示范工程建设提供关键科学依据与工程可行性支撑。

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。

氦气（He）是全球高科技领域不可或缺的战略资源，其成藏过程中的运移与保存高度依赖甲烷（CH₄）、二氧化碳（CO₂）、氮气（N₂）等流体载体的协同作用。为探究He与CH₄、CO₂、N₂等载体分子之间的微观耦合机制及环境依赖特征，采用量子化学计算与分子构型筛选相结合的方法，系统评估了He在无水与含水条件下与不同载体分子的耦合能变化与耦合结构的稳定性。结果显示：在无水环境中，He与载体分子的耦合能力顺序为CO₂>CH₄>N₂>He；在含水环境中，He与CO₂和CH₄相互作用减弱，而与N₂的耦合稳定性增强，并伴随耦合位点的空间重构。水分子可通过溶剂化效应增强He⁃N₂之间的协同作用，表明矿物孔隙水有助于提升He⁃N₂的共存能力。在多分子体系中，He⁃H₂O耦合结构最稳定，其次为He⁃CO₂、He⁃CH₄和He⁃N₂。此外，载体分子凭借其较大的分子尺寸及其形成的团簇结构，可在盖层孔喉中形成物理嵌阻，有效提升盖层封闭性并降低He的逸散。基于上述结果，归纳了载体分子在He成藏过程中的三重关键贡献，分别体现为“水中聚得起、裂隙中运得远、盖层中封得住”。研究从分子尺度揭示了He⁃载体分子体系在He成藏过程中的协同作用机制，为富He气藏的成藏机理解析和甜点区预测提供理论依据。

近年来，虽然国内外陆上天然气藏的氦气研究日益受到关注，但海上油气藏中氦气成因及成藏研究相对较少。通过总结和分析珠江口盆地油气藏中氦气含量、氦同位素比值及伴生的二氧化碳地球化学特征，探论了珠江口盆地氦气的来源，总结了该区域典型高—富氦气藏的氦气成藏模式。研究结果表明：珠江口盆地恩平15⁃A油田珠江组带CO₂气顶油层溶解气中氦气含量为0.227%~0.725%，达富氦级别；恩平23⁃E油田恩平组CO₂气藏氦气含量最高值为0.101%，达到高氦级别，其他油气田氦含量均低于0.03%，为贫氦—低氦气藏。珠江口盆地He含量高的油气藏普遍比较富集CO₂，He可能与CO₂存在伴生关系，³He/⁴He值处于（0.82~11.42）×10^-6之间，典型高—富氦油气藏呈现以幔源成因为主的特征。通过对高—富氦气藏油包裹体成岩序次关系和显微测温数据分析认为富氦级别的恩平15⁃A油田珠江组带CO₂气顶油藏和恩平23⁃E油田恩平组CO₂气藏油气充注均表现为“两期油、两期CO₂及伴生氦气”的充注特征。火山活动和深大断裂控制了氦气的聚集成藏，建立了2个氦气成藏模式：深大断裂—构造脊—浅层珠江组储层；沟通火山活动带的控洼断裂—搭浅部断裂或恩平期火山口—深层恩平组储层。珠江口盆地发育深大断裂和构造岩浆活动区是发现富氦资源的有利区域。

实践发现，富氦天然气与区域性泥页岩关系密切，但区域性泥页岩对氦气富集的控制作用研究尚显空白。通过对四川盆地内筇竹寺组、五峰组—龙马溪组、自流井组东岳庙段与大安寨段4套区域性页岩与氦气生、运、聚关系的分析，发现4套区域性页岩累计生氦强度在（0.57~21.31）×10⁴ m³/km²之间，垂向递减特征显著，且其累计生氦强度小于基底花岗岩（43.62×10⁴ m³/km²）。陆相页岩的生烃过程对氦气的稀释作用超43 901.7倍，强于海相页岩的生烃稀释作用。盆内筇竹寺组生烃稀释强度最弱，约267.5倍，低于普通烃源岩的生烃稀释强度（3 000倍）。现今温压条件下，页岩层内孔隙水饱和氦气的溶解量为其历史累计生氦量的30~76倍，区域性泥页岩促使氦气以水溶态在承压含水层中定向运移和呈现一定规律性的运移聚集。含气页岩层通过毛细管力封堵与烃类扩散阻滞形成“双减速带”效应，有效降低氦气的垂向逸散速率。四川盆地内氦气分布受筇竹寺组泥页岩控制作用明显，表明盆地内氦气的分布主要受主力氦源岩上覆的第一套区域性页岩控制。当深大断裂沟通基底氦源时，断裂有助于深部氦气的排出，并在浅层形成富氦天然气藏。

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。

前人在鄂尔多斯盆地东缘保德、三交北—石西、大宁—吉县和韩城地区石炭系—二叠系煤系气中发现了氦气资源，测试结果显示煤系氦气浓度具有明显的区域差异性。通过生氦潜量计算、航磁资料对比和构造发育特征分析等，揭示鄂尔多斯盆地东缘煤系氦气差异富集的关键地质控制因素。元素地球化学资料统计结果显示鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤系岩石大多具高Th⁃U含量和生氦潜量。然而，由于煤层中烃类气体含量一般较高，导致在无外源氦补给的情况下煤系岩石原位衰变产生的内源⁴He难以形成具工业价值的氦气资源。保德、三交北—石西和大宁—吉县地区均位于晋西挠褶带，具有相似的构造变形，但只有三交北—石西地区的煤系氦气浓度基本达到工业开采标准，这一区域差异性可能与基底有关。航磁资料揭示，三交北—石西地区位于基底片麻岩之上，其经历了漫长的衰变时间后显示出很高的生氦潜量，是该区石炭系—二叠系煤系气中氦气的重要补给源。与三交北—石西地区相似，韩城地区也位于片麻岩基底之上，但韩城地区煤系气中氦气含量明显低于三交北—石西地区。地震剖面和野外观察揭示三交北—石西地区切穿石炭系—二叠系的深大断裂不发育，韩城地区深大断裂切割石炭系—二叠系煤系地层且煤体结构被破坏。充足的外源氦气补给是煤系氦气富集的基础，后期构造过程对煤系地层的改造是煤系氦气富集的保障。构造改造既要有利于外源氦气被运移至煤系地层，同时也要保证氦气能被有效地保存。

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。