鄂尔多斯盆地东南缘延安气田上古生界山西组和本溪组的煤层发育，埋深普遍超过2 000 m，并且煤层的分布广泛，具有较大的勘探开发前景，可为未来深部煤层气勘探研究提供有力支撑。研究选取延安气田典型井深部5^#煤层及8^#煤层进行了高精度煤层气现场解析实验，通过多种实验方法及手段对煤岩储层特征、差异含气性特征及其主控因素进行了深入研究，并在延安气田范围内划分东区、中区、西区及南区4个评价单元，以5^#煤层及8^#煤层为主力评价层位，采用多种资源评价方法对延安气田深部煤层气资源潜力进行了评价。研究结果表明：5^#煤层厚度较薄，平均为1.6 m；8^#煤层厚度较大，平均为2.3 m；5^#煤层与8^#煤层煤岩表现为特低孔、特低渗储层，其中孔隙发育主要受有机质及矿物影响，导致其孔隙结构特征复杂；5^#煤层与8^#煤层煤岩有机碳丰度高、孔隙度及渗透率较大、镜质组含量高，指示其吸附性强、储集物性及孔隙连通性较好，煤岩已进入生干气阶段，煤层气资源潜力大，有利于形成丰度高的煤层气藏；优选的4口天然气老井压裂试采均点火成功，表明5^#煤层和8^#煤层深部煤层气潜力大；通过体积法、类比法计算出延安气田5^#煤层和8^#煤层煤层气资源量为（2.9~3.54）×10¹² m³，利用特尔斐法权重计算煤层气资源量为3.06×10¹² m³，显示出延安气田深部煤层气较高的勘探潜力。综合认为，延安气田5^#煤层和8^#煤层气成藏条件良好，勘探开发潜力大，有望成为气田持续稳产的接替资源。

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。

“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
 

近年来鄂尔多斯盆地的勘探显示，其具有良好的氦气资源潜力，但对氦气分布特征及资源量认识薄弱，限制了对氦气富集规律的认识及后续的勘探工作。针对该问题，系统开展了鄂尔多斯盆地长庆气区氦气含量、分布特点及资源量评价研究。结果表明：庆阳气田、宜川气田以及苏里格气田西部均呈现出工业氦和富氦的特点，其中庆阳气田氦气含量范围为0.121%~0.204%（平均为0.144%），宜川气田氦气含量范围为0.060%~0.177%（平均为0.086%），苏里格气田氦气含量范围为0.018%~0.168%（平均为0.053%）；而榆林气田、靖边气田、神木气田和子洲—米脂气田的氦气含量普遍比较低，平均含量为0.034%。氦气多富集于盆地周缘地区，盆地中心氦气浓度最低，在纵向上则表现出二叠系最高、奥陶系最低的特点。新建立的氦气资源量评价方法计算表明，盒8段和山1段储层原位生成的最大氦气量分别为6.27×10⁶ m³和1.39×10⁶ m³，分别占其实测氦气储量的52.69%和3.11%，表明有外来源区氦的输入。鄂尔多斯盆地西南部的产氦单元有变质基底、沉积层系和印支期岩浆岩3类，所能生成的氦气量分别为2.14×10¹⁰ m³、1.44×10¹⁰ m³和1.74×10⁷ m³，总氦气生成量约为358×10⁸ m³。

随着深层油气和非常规油气勘探的推进，凝析油作为增储上产的优质资源越来越受到关注。为了系统认识中国凝析油勘探现状，进一步明确凝析油成因机制、相态、富集规律等复杂问题，对凝析油的定义、勘探历史、分布特征、成因分类及定量分析等开展研究，指出：中国凝析油探明地质储量约为7.1×10⁸ t，凝析油气田（藏）共163个。探明储量大于1 000×10⁴ t的凝析气田（藏）主要分布在塔里木盆地和渤海湾盆地，具有大型凝析油气田在中国东部和西部并存的分布特征。在创新认识原生型凝析气藏的基础上，进一步考虑源储关系等因素，将中国已发现的原生型和次生型2类凝析气藏进一步划分为远源（源外）和近源（源内）2个亚类。根据建立的凝析气藏新成因类型，重新梳理了全国凝析气藏成因类型及成藏特征，指出无论是从凝析气藏个数还是探明储量来看，中国凝析油均以原生型成因为主。原生型凝析油的探明地质储量约占凝析油总探明地质储量的70%，次生型占比约为30%。远源（源外）聚集成藏型占比（约57%）要比近源（源内）聚集成藏的占比（43%）高。

四川盆地泸州北区深层页岩储层受多期构造运动的影响，构造条件复杂、地应力变化快的特征，导致其预测难度大。鉴于此，针对性地提出了一种基于叠前各向异性反演的地应力地震预测技术，在贝叶斯理论框架下，利用各向异性AVA（Amplitude Versus Angle，振幅随入射角变化）方程构建叠前AVAZ（Amplitude Versus Azimuth，振幅随方位角变化）反演方法，从叠前偏移距矢量片（Offset Vector Tile， OVT）道集出发，反演获得页岩储层的弹性参数与各向异性参数；同时，推导了基于裂缝密度和泊松比表示的水平应力差异比（Differential Horizontal Stress Ratio， DHSR）计算公式，用于估算储层的DHSR。利用该方法对四川盆地泸州北区五峰组—龙一₁亚段深层页岩气开展DHSR预测，并划定了页岩气勘探开发的有利区，为研究区的评价部署、井轨迹设计及储层改造等提供可靠的地球物理依据。

四川盆地发现了中国最大的海相碳酸盐岩整装气田——安岳气田，但深层（>4 500 m）台内古老碳酸盐岩储层低孔低渗、非均质性极强，制约了该区的规模建产开发。为此，进行了安岳气田深层走滑断层破碎带的地震刻画，开展了开发先导试验区走滑断层破碎带水平井的钻探实践。结果表明：通过三维地震资料导航金字塔处理实现了微小（垂向断距<20 m）走滑断裂的识别，发现与落实了总长度达1 860 km的走滑断裂系统；利用导航金字塔处理的对称照明度属性实现了深层白云岩走滑断层破碎带的刻画，发现与落实走滑断层破碎带面积达1 440 km²，表明沿弱走滑断裂带存在大规模断控“甜点”储层（高孔高渗裂缝—孔洞型储层）。在此基础上，提出断控“甜点”储层择优开发的部署新思路，在不同走滑断裂带、不同层位部署了14口开发先导试验水平井，并钻遇裂缝—孔洞型“甜点”储层，实现日产气增加1倍以上的开发成效。位于走滑断裂带的49口高产开发井在2023年产气量达50.4×10⁸ m³，建成中国首个前中生界走滑断控“甜点”气藏开发区。安岳气田的开发实践揭示了深层走滑断控“甜点”储层高效开发的巨大潜力，开辟了四川盆地深层走滑断控气藏开发新领域。

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。

超压成因分析是压力预测和油气成藏研究的基础，准噶尔盆地腹部莫索湾凸起侏罗系超压分布普遍，且与油气成藏关系密切复杂，亟待深入开展超压成因研究。综合运用测井曲线组合分析法、Bowers法、声波速度—密度交会图法、孔隙度对比法和综合分析法等探讨了超压的成因。研究表明，准噶尔盆地莫索湾凸起侏罗系普遍发育超压，主要位于4 000~4 500 m以深地层，压力系数为0.92~2.11，平面上东部超压较强，压力系数可达2.11，西部较弱，压力系数可达1.6。声波时差、密度及电阻率测井曲线对超压的响应较为明显，表现为均存在不同程度的反转。多方法综合判识准噶尔盆地莫索湾凸起侏罗系地层超压以传导型成因超压与化学压实复合成因超压为主，且东部化学压实贡献略高于西部，欠压实成因贡献弱或者无。

目前国内页岩气勘探突破主要集中于中浅层超压页岩气藏，随着研究的深入，页岩气勘探逐步向深层过渡，四川盆地涪陵页岩气田白马向斜整体为深层超压气藏，勘探潜力较大。利用J148⁃1井五峰组—龙马溪组测井资料及测试分析数据，分析五峰组—龙马溪组页岩含气性特征及其影响因素，探讨页岩气形成富集机理及页岩气成藏模式。五峰组—龙马溪组页岩含气量介于1.09~6.81 m³/t之间（平均为3.15 m³/t），随埋深增大而增加，1~3小层平均含气量为5.35 m³/t，为页岩气有利层段。总有机碳含量、矿物组成、储层性质及保存条件均对页岩含气性有一定控制作用，五峰组—龙马溪组页岩TOC值介于1.29%~5.50%之间（平均为2.75%），随埋深的增大而增加；石英含量为17.2%~64.7%（平均为36.1%），长石含量为2.7%~14.5%（平均为8.0%），碳酸盐矿物含量为2.0%~56.6%（平均为12.6%），黄铁矿含量为1.4%~6.7%（平均为3.4%），黏土矿物含量为17.2%~54.3%（平均为40.1%）；1~4小层孔隙度介于2.38%~5.64%之间（平均为4.06%），8~9小层孔隙度介于1.95%~2.75%之间（平均为2.24%）；1~4小层渗透率介于（0.03~16.43）×10^-3 μm²之间（平均为0.75×10^-3 μm²），8~9小层渗透率介于（0.05~55.63）×10^-3 μm²之间（平均为2.31×10^-3 μm²），总有机碳含量、石英含量、孔隙度等与含气量呈正相关关系；页岩发育矿物基质孔隙、有机质孔隙及裂缝孔隙3种孔隙类型，以有机质孔隙为主，研究区远离主控断层，区域性盖层发育，顶、底板岩性致密，保存条件好，游离气大量富集，为宽缓向斜型成藏模式。研究区五峰组—龙马溪组页岩在奥陶纪末—晚志留世处于未成熟阶段，晚志留世进入成熟阶段，中侏罗世进入高成熟阶段，晚侏罗世进入过成熟阶段，中白垩世热演化停止。

兴凯地裂运动造成四川盆地德阳—安岳一带形成拉张型海槽，下寒武统筇竹寺组沉积明显受控于海槽格局，其内部发育多套黑色炭质页岩和灰黑色粉砂质页岩，经勘探证实具有巨大的开发潜力。但目前关于筇竹寺组沉积相、沉积模式及有利相带的认识还不清楚，制约了勘探开发的长远部署。为此，借助大量岩心、薄片及扫描电镜等宏微观观测技术，结合地球物理资料、关键地质参数分析，总结出德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组沉积学相标志、地球物理相标志及定量化相标志，精细解剖筇竹寺组的沉积相带分布，建立德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组页岩的沉积演化模式，并通过对比矿物组分、TOC、U/Th、Y/Ho及页岩厚度等指标，优选出有利相带。研究结果表明：①筇竹寺组可划分为陆隆、陆坡和陆棚3类亚相，其中陆棚以海槽为界，进一步划分为槽内深水陆棚相和槽外浅水陆棚相，依据沉积特征及环境差异性进一步划分出硅质泥棚相、（含）粉砂质泥棚相、泥质粉砂棚相和粉砂棚相等微相；②筇竹寺组自下而上水体持续变浅，处于完整的海退序列，沉积早期具有资阳、威远—自贡及长宁区块3个沉积中心，随着地层阶段性填平海槽，深水区域逐渐向北迁移；③槽内深水陆棚亚相中的（含）粉砂质泥棚相和硅质泥棚相矿物组分相对稳定且长石含量高，TOC含量高且保存条件好，是筇竹寺组页岩的有利相带，主要发育于资阳、威远地区。

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。

近年来，渤海湾盆地黄骅坳陷大港探区上古生界天然气勘探获得重大突破。从石炭系—二叠系含油气系统的烃源岩展布及生烃潜力、储层分布及物性、天然气成藏和富集规律等方面，开展地质、地球化学和测井的综合解释，对成藏主要因素进行深度剖析。结果表明：上古生界煤系烃源岩有机质丰度高、母质类型好，经历二次生烃，具备规模生气条件；储层以低孔、低渗碎屑岩为主，次生孔隙和裂缝发育，断层活动演化控制着油气的垂向分布，准原地烃源岩、次生改造储层和断层活动性是上古生界天然气成藏的主控因素，提出了黄骅坳陷上古生界天然气藏的主要成藏模式为“两期排烃、源储叠置、晚活调整充注”，认为大港探区上古生界天然气勘探潜力大，主要有利的勘探方向为洼中宽缓潜山带和斜坡断垒潜山带，预测乌马营—王官屯洼中、东光东翼低斜坡、歧北低斜坡是研究区未来规模勘探增储的3个有利目标区。

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。

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。

松辽盆地陆相页岩油勘探前景广阔，但目前关于长岭凹陷白垩系青山口组纹层型页岩油储层微观孔隙结构特征的认识相对薄弱。基于薄片鉴定、TOC、岩石热解和XRD分析，结合场发射扫描电镜、低温氮气吸附及高压压汞等测试手段，对青山口组页岩进行岩相划分，系统分析页岩储集空间分布规律，明确优势岩相和孔隙结构的控制因素。依据“有机质丰度—矿物组成”标准，将页岩样品划分为低TOC混合质页岩（M—L）、中TOC硅质页岩（S—M）、中TOC混合质页岩（M—M）、中TOC黏土质页岩（C—M）、高TOC硅质页岩（S—H）、高TOC混合质页岩（M—H）及高TOC黏土质页岩（C—H） 7种岩相。其中，C—H岩相生烃潜力好，储集空间发育，以狭缝状黏土矿物晶间孔、粒间孔和微裂缝为主，孔隙结构参数优，是研究区储层的优势岩相。青山口组页岩储集空间分布受控于纹层特征、TOC含量和矿物组成等因素，长英质纹层能够有效缓解上覆岩石压实作用，有机酸扩溶作用和超压裂缝的形成改善了宏孔体积占比，而黏土矿物晶间孔和微裂缝提供了主要的比表面积和孔体积。

次生生物气与地下水之间存在一定的关系，特别是在煤层气等天然气储层中，了解地下水与次生生物成因甲烷之间的关系对于天然气勘探和开发具有重要意义。基于中国沁水盆地6个区块的57个煤层气井排采水和3个河水样品的化学组成、氢氧同位素组成（ {\mathrm{\delta }}^{\mathrm{18}} {\mathrm{O}}_{{\mathrm{H}}_{\mathrm{2}}\mathrm{O}}和 \mathrm{\delta } {\mathrm{D}}_{{\mathrm{H}}_{\mathrm{2}}\mathrm{O}}）以及溶解无机碳（DIC）碳同位素组成（δ¹³C_DIC和Δ¹⁴C_DIC），深入剖析地下水与次生生物成因甲烷之间的复杂关系。结果表明：氢氧同位素分布在大气降水线附近，煤层气井排采水主要来源于大气降雨，硫酸盐微生物还原作用是郑庄和阳泉区块氘同位素富集的主要原因。研究区煤层气井排采水化学组成以Na⁃HCO₃型为主，其变化受到水—岩相互作用、阳离子交换等过程的控制。沁水盆地6个研究区块煤层气井排采水的稳定碳同位素呈现高δ¹³C_DIC值（-4.19‰~34.80‰，平均为16.51‰）且与溶解无机碳含量呈明显正相关关系可能是微生物产甲烷作用的结果。煤层气井排采水中δ¹³C_DIC与SO₄ ^2-的负相关性以及 \mathrm{\delta } {\mathrm{D}}_{{\mathrm{H}}_{\mathrm{2}}\mathrm{O}}正漂移等指标也指向沁水盆地不同成熟度煤岩中次生生物成因甲烷的广泛存在。δ¹³C_DIC与镜质体反射率（R _Omax）的负相关性进一步表明沁水盆地不同成熟度煤层中广泛存在次生生物成因甲烷，且在浅埋藏和成熟度较低的煤层中最为显著。地球化学与微生物学的结合将会进一步阐明次生生物甲烷的形成途径和机制。

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。

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。

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。

塔里木盆地库车坳陷克拉苏西部博孜—大北地区油气勘探持续获得突破，但油气组成、物性与油气藏类型复杂，存在油气相态与物性分布规律不清、油气相态主要控制因素不明确等问题。系统收集了研究区75口生产井烃类流体数据，分析了凝析油的地球化学特征，油气物性参数（密度、黏度、胶质含量、沥青质含量、干燥系数及生产气油比）及其变化规律，根据干燥系数和气油比划分了油气藏类型，恢复了地质条件下的油气相态特征与赋存状态，探讨了相态分布主控地质因素。结果表明：研究区烃类流体总体表现出“东西分段，南北分带”的特征，黏度密度等物性参数整体呈现出由西向东逐渐升高的趋势。油气赋存状态纵向上由深到浅表现为从液相到凝析气相，再到凝析气（湿气）相，最后到气相。油气类型整体上呈环带状分布，挥发性油藏、凝析气藏与湿气藏受侏罗系恰克马克组烃源岩成熟度控制，干气气藏的分布不仅受侏罗系烃源岩成熟度的控制，还受高—过成熟的三叠系烃源岩的共同影响。研究为准确认识克拉苏西部博孜—大北地区油气相态与物性分布规律、油气相态主控因素及未来油气勘探开发部署提供有力的理论支撑。

为探究准噶尔盆地玛湖凹陷南缘风城组碱湖沉积环境下的成岩作用特征及对储层的影响机制，明确优势成岩相的分布，在岩石学特征、孔隙类型、成岩作用以及成岩环境演变分析的基础上，定量表征了压实、胶结和溶蚀对储层改造强度，建立了成岩相划分方案，并基于单井取心层段的评价结果刻画了成岩相分布特征，阐释了成岩相分布影响机制。研究表明：研究区风城组储集空间呈现“基质孔隙为主、微裂缝为辅”的双重介质特征，其中粒内/粒间溶孔在基质孔隙中占主导地位。风城组历经碱性沉积环境和碱性—酸性—碱性的成岩环境演变，碱性沉积环境和早期碱性成岩阶段是粒间孔胶结损耗和火山物质水解以及斜长石钠长石化形成溶蚀孔的重要时期，建设性和破坏性成岩作用并存；中期成岩酸性环境下的扩孔作用使得溶蚀孔成为主要储集空间，致密化程度有所缓解；晚期碱性成岩环境下伴随着碱性矿物离子浓度再次增加，并开始在剩余粒间孔、溶蚀孔等储集空间内沉淀，储层致密化程度进一步提升。平面上，扇三角洲平原和前缘交界处胶结和溶蚀作用发育程度较弱，多发育压实相，平均孔隙度约为4.9%；扇三角洲内前缘至外前缘交界处溶蚀作用强于胶结，以胶结—溶蚀相为主，平均孔隙度约为6.6%，中部和南部断裂附近为溶蚀相，平均孔隙度高达9%；扇三角洲外前缘多发育溶蚀—胶结相，储层平均孔隙度约为3.1%。碱湖沉积背景下的碱性成岩作用对储层改造具有两面性，在酸性/碱性溶蚀控制下的胶结—溶蚀相和溶蚀相是该地区致密油聚集的有利场所，也是该地区单井高产的关键因素。

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。

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。

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。

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。

沉积岩的微量元素及稀土元素与沉积环境具有十分密切的联系，进行沉积岩的微量元素分析是研究沉积古环境的有效手段。川东北地区二叠纪是地质历史上的重要时期，但关于其地球化学特征和古海洋环境的研究还较薄弱。选取羊鼓洞剖面吴家坪组为研究对象，基于野外露头剖面实测与室内镜下薄片鉴定，结合微量元素和稀土元素等地球化学分析方法，探讨地球化学特征对其沉积古环境的指示意义。研究结果表明：①Sr/Ba和Th/U指示羊鼓洞剖面吴家坪组沉积期处于海相咸水环境；②V/Cr、V/（V+Ni）和Ni/Co等沉积环境古氧相的指标显示羊鼓洞剖面吴家坪组沉积时期古环境处于贫氧—缺氧状态；③Sr/Cu和Rb/Sr值表明沉积时期的古气候主要以干旱环境为主；④原始物源具有大陆边缘构造背景亲和性，（La/Yb）_N—ΣREE的对应关系反映沉积物主要来源于沉积岩。

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。

中深部煤层气具有高含气、高饱和、含游离气的特征，采用新型井震标定和多属性联合构造解释技术，精细认识构造、标定解释层位，准确识别断层和陷落柱。沁水盆地南部西翼安泽区块安13井储量区单位涌水量为4 m³/（m·d）以下，主体在1 m³/（m·d）以下，水动力条件较弱。评价井取心资料统计结果表明：①研究区裂缝比较发育，裂缝发育区每点处各向异性较强，近南北、近东西向的裂缝相对发育，属于走滑断层应力机制，最大水平主应力方向为NNE向，有利于压裂裂缝的延伸。②3^#煤层孔隙度平均为4.48%~4.5%。在构造形成过程中，背斜部位由于地层抬升，地层压力下降，甲烷通过孔隙和裂隙等通道由构造低部位向高部位运移，煤层水受重力作用，由高处向低处渗流，逐步形成“构造顶部富气贫水，腰部气、水共存，底部富水贫气”的煤层气富集模式，要获得较高产气量，须寻找煤层含气饱和度大于70%，含气量大于14 m³/t的储层有利区。③对于有外水补给的储层开放体系，供给边界压力不变，外水补给造成泄流范围内压力降低缓慢；当储层为封闭体系时，储层水体为滞留型；当储层为半封闭体系时，储层水体为弱径流型。④沁水盆地南部西翼马必东区块煤层气井深度普遍为800~1 200 m，平均压裂液量为946.5 m³，返排后单相流期采用定产水量、定流压降速生产，单相流流压降幅保持在0.05~0.1 MPa/d之间，单相期平均时间为108 d，累计排水量为560 m³，平均解吸压力为4 MPa，排采曲线呈产水上升型，解吸前出现尖峰，稳产期长。

有效储层是致密砂岩油气勘探开发关注的重点之一，整体低渗—致密条件下有效储集空间的形成机制和演化过程是认识有效储层的关键。以川中地区金秋气田沙溪庙组二段为研究对象，综合利用岩石矿物学、电子显微镜（SEM）、碳氧同位素等分析手段，分析储层岩石学和成岩作用特征及差异性，探究有效储集岩石相形成演化过程。针对沙溪庙组二段储层强非均质性的特点，依据岩石学组构、成岩程度与过程、孔隙特征等差异，划分出3种砂岩岩石相。其中，贫塑性颗粒砂岩压实中等，胶结物类型丰富但总量低，溶蚀作用强烈，孔渗性好。富塑性颗粒砂岩和方解石致密胶结砂岩孔渗性较差，前者压实强烈导致岩石致密化，后者因孔隙中大量方解石连晶状胶结致密。原始沉积物组分和结构控制了储层中岩石成岩方式和过程，不同类型岩石相经历了差异化的成岩演化过程。富塑性颗粒砂岩和方解石致密胶结砂岩在成岩早期已变得致密，构成了储层中各个尺度的隔夹层。而贫塑性颗粒砂岩埋藏演化中流体活动及流体—岩石作用多期发生，成岩早期保留了大量原生孔隙，后期流体作用活跃，形成致密储层中孔隙空间较发育、物性较好的有效储集岩石相，该岩石相多分布在分流河道单砂体的中—下部。