氦气是一种关系国民经济和高新技术产业发展的全球性稀缺资源，中国工业用氦主要依赖进口，因此急需明确氦气成藏富集规律、寻找富氦气田，落实中国氦气资源家底和开发潜力。系统梳理了全球氦气资源分布及开发现状，开展国内氦气资源普查与分布研究，剖析了国内典型富氦气田气藏特征及成藏条件，明确了中国主要富氦气田氦气成因来源和富集成藏主控因素，认为中国天然气中氦气主要以壳源为主，指出相对浅埋的富铀钍古老花岗岩基底或侵入体、早期形成的大型稳定古隆起或古潜山、良好的上覆巨厚膏盐岩或泥岩盖层、沟通基底和储层的运移通道是氦气成藏富集的主控因素，建立了富氦常规气、富氦页岩气、富氦非烃气和富氦水溶气4种不同类型富氦气藏的成藏模式并预测富氦有利勘探区。在此基础上分析了中国氦气资源开发前景，提出了寻找富氦气田，加强中、低丰度氦气资源综合开发利用是未来提高中国国内氦气产量的重要方式。

碳酸盐岩气藏是中国天然气增储上产的重要领域，其储层物性下限的确定是勘探开发各个阶段的重要研究工作之一。目前国内确定碳酸盐岩气藏储层物性下限的方法零散，缺乏系统性，与实际矿场应用之间存在一定矛盾。针对这一问题，系统总结和扩展了储层物性下限的概念，提出储层物性下限系统研究新理念。新理念整合了岩心分析、测试分析和动态分析3类研究之间的关系，并分别论述了目前这3个方面各项方法的研究现状和存在问题。围绕碳酸盐岩气藏储层物性下限确定的需求和矛盾，提出系统研究储层物性下限的原则以及物性下限确定的系统性、不同井型和储层改造工艺对物性下限的影响、动态分析结果确定储层的物性下限值3个方面的研究建议，以期提升碳酸盐岩气藏储层物性下限研究的科学性、有效性和矿场应用的广泛性。

基岩潜山油气藏是中国南海北部深水区储量发现的新增长极之一。针对其成藏的关键要素不清难题，解剖了全球基岩潜山油气藏勘探成功案例，分析了不同盆地类型、不同构造背景、不同基底岩性和油气地质条件下基岩潜山油气成藏的共性特征，提出了源—储—盖三元耦合主导基岩潜山油气成藏模式。基岩潜山油气藏形成需要有充足的油气源供给、规模有效的储集体、良好的盖层等。源—储—盖的有效配置关系直接决定了油气能否高效充注在潜山储层成藏及有效保存。基岩潜山源—储—盖的配置关系有源下低位潜山“源—储披覆对接型”、源边中位潜山“源—储侧向窗口对接型”、源外高位潜山“源—储短距离输导运移型”和“源—储长距离输导运移型”，其中前3种模式成藏条件好。基于源—储—盖三元耦合模式，珠江口盆地云开基岩潜山、琼东南盆地中央坳陷南、北基岩潜山带是南海北部深水区基岩潜山油气勘探的重要勘探方向。

非传统石油地质学是指传统石油地质学和非常规石油地质学研究范畴以外的含油气盆地共伴生地质资源的形成机理、分布特征、富集规律等一系列地质学问题的总称，包括地层水、岩石、原油和天然气中相关有价值的元素（氢气、氦气等）或化合物，以及地热、储气库、碳中和等相关的科学问题和资源勘探。含油气盆地作为多种资源汇聚的聚宝盆，是非传统石油地质学研究的重要领域。石油勘探与开发引领了盆地中多种矿产资源协同开发和利用，石油地质学又引领了油气及多种矿产的成因、演化和分布规律的研究。油气勘探开发科技进步促进了石油地质学向深地、深海进发，勘查到的非油气资源越来越多，越发促进石油地质学的扩展和进步。综述了在非传统石油地质学范畴内发现的种类丰富的油气共伴生资源，主要包括油气藏内的原油中贵重元素（金、银和铂族等）、富钾卤水、氦气、氢气、硫化氢、二氧化碳和汞，油气藏外的地热、砂岩型铀矿、盐/碱矿和煤，以及为废弃油气藏再利用提供巨大潜力的储气库和二氧化碳封存等非油气藏工程。复杂的地质作用使各类矿产资源赋存在地壳不同深度，针对油气共伴生矿产资源的综合勘查与评价应基于含油气盆地的复杂地质条件，对油气与共生伴生矿产的共生关系、分布规律、赋存形态、品位数据、地质储量、开采潜力及经济效益等进行综合评价，建立综合开发利用技术体系。含油气盆地常规/非常规油气资源与非油气资源协同共生、共同开发，需以综合勘探开发为原则，持续加大对油气共伴生矿产资源的科研投入，进而有效保障资源需求、加速实现能源转型，并指导盆地内资源的充分勘探与开发。

四川盆地西北缘上三叠统多源—汇体系导致盆内砂泥岩展布规律复杂多变。为定量追索上三叠统须家河组源—汇体系，开展碎屑锆石磷灰石裂变径迹年代学和盆缘造山带物源区构造年代学编图对比分析，建立了四川盆地西北缘晚三叠世多源—汇体系构造年代学多期响应模式。结果表明：①川西北地区工农镇和汉旺须家河组露头剖面碎屑锆石裂变径迹年龄为143~226 Ma，分异系数为15%~35%，220余颗单颗粒碎屑锆石裂变径迹年龄大部分大于其沉积地层年龄，反映不同物源区构造变形与抬升剥蚀特征；②碎屑锆石裂变径迹峰值年龄集中为325±16 Ma、228±11 Ma、213±16 Ma、196±15 Ma，分别代表了物源区石炭纪和中—晚三叠世3期构造抬升剥蚀事件；③晚三叠世3个裂变径迹年龄峰值分别对应了盆地北缘大巴山—武当古陆、米仓山—汉南古陆、摩天岭古陆和松潘—甘孜地区的晚三叠世印支期早幕（约230 Ma）、印支期中幕（约210 Ma）和印支期晚幕200 Ma构造抬升剥蚀事件。因此，四川盆地西北缘晚三叠世多源—汇体系具有明显的构造年代学和沉积响应特征，体现出由北向南渐进式盆山系统构造—沉积耦合特点。

中二叠统芦草沟组是准噶尔盆地东部最重要的烃源岩层系，前期研究已证实其在吉木萨尔凹陷具备极好的生烃潜力，但在东部其他地区是否具备规模生烃潜力尚待深入研究。基于总有机碳和热解、有机岩石学、生烃模拟实验、盆地模拟、井—震联合解释等方法，系统比较了吉木萨尔凹陷和盆地东部其他地区芦草沟组烃源岩的生烃潜力，探讨了优质烃源岩的发育环境，刻画了规模有效烃源灶的分布。研究结果表明：准噶尔盆地东部芦草沟组烃源岩为一套以I—II型干酪根为主的倾油型烃源岩，总体为好—极好烃源岩。除继承性凸起区外，该区芦草沟组烃源岩在侏罗纪陆续进入生烃门限，在白垩纪普遍进入主生油窗，现今进入主生油窗的面积达1.1 × 10⁴ km²。吉木萨尔凹陷与盆地东部其他地区芦草沟组烃源岩具有相似的生物标志物特征，表现为较低的姥植比和Pr/n⁃C₁₇、Tm/C₃₀藿烷、C₁₉/C₂₁三环萜烷和C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷值以及较高的β⁃胡萝卜烷丰度、伽马蜡烷丰度和Ts/Tm值，反映其沉积于还原性较强的咸水湖相环境，母质来源以藻类和细菌等低等生物为主。研究区芦草沟组烃源岩生油强度整体>3×10⁶ t/km²，在博格达山前、吉木萨尔凹陷、东道海子凹陷、五彩湾凹陷和沙帐断褶带发育多个生油强度>5×10⁶ t/km²的生油中心，总面积约为12 500 km²，具备形成大中型油田的资源潜力。研究结果进一步夯实了准噶尔盆地东部地区油气资源基础，为寻找盆地油气勘探战略接替领域提供了有益的借鉴。

氦气是重要的稀有战略资源，目前主要来自天然气。氦气如何在气藏中富集是当前研究热点，也是氦气勘探迫切需要解决的关键问题。在柴达木盆地、四川盆地和准噶尔盆地采集天然气样品进行氦气和氮气含量测试及分析，并结合对其他国内外主要富氦气田天然气组分和氦气含量研究，发现富氦气田中氦气含量与氮气具有很好的相关性。不仅如此，一些贫氦气田也存在该现象。据此，提出氦气富集与氮气具有耦合作用，二者同时在天然气中富集，都与地下水有关，可能来自相同的源岩。氦气与氮气耦合关系的提出，或许能够真正找到氦气富集的奥秘，为寻找富氦资源打开新思路，为氦气富集理论提供依据。

塔里木盆地顺北地区4号断裂带发育典型凝析油气藏，凝析油气成因机制与富集主控因素不明制约了勘探向外围的拓展。基于有机地球化学特征与区域地质背景综合分析，明确了顺北4号断裂带凝析油气成因机制与富集主控因素，主要取得以下3点认识：①顺北4号断裂带发育原生的凝析油气藏，凝析油气藏的形成主要受到有机质差异演化，多期成藏以及次生作用影响。②顺北4号断裂带凝析油气藏整体次生作用较弱，但是中段和南段所经历的次生作用相对强于北段；次生作用包括原油裂解作用、气侵作用以及TSR作用。③顺北4号断裂带北段凝析油气藏富集程度明显高于中段和南段；凝析油气富集高产主要受到输导条件以及储层规模控制，断裂活动强度越大，输导条件越好，储层规模越大，膏盐岩越薄也越有利于油气沿走滑断裂向上运移，从而导致油气高产富集。

断控储集体是多期活动的走滑断裂破碎带经深部酸性流体溶蚀改造形成的多重孔隙介质特殊储层。断控储集体内部结构极其复杂，储集空间纵横向非均质性极强，缝洞结构纵横向分隔性明显，常规储层预测方法在储集体内部结构及物性变化表征上，存在分辨率低、细节缺失等问题。研究提出了一种基于两步相控反演碳酸盐岩断控储集体预测技术。第一步，计算地震数据体结构张量属性，将结构张量属性体包络作为空间约束相，建立地震相约束低频趋势模型，使用该低频模型约束进行确定性反演，能够有效降低水平层状地震反射对确定性反演造成的干扰，准确刻画地震分辨率下储层顶、底位置及储集体内部非均质性横向变化特征；第二步，基于确定性反演波阻抗及测井主要岩相概率密度函数（洞穴相、孔洞相、裂缝相和非储层相），计算得到不同岩相的贝叶斯后验概率体，将该贝叶斯推论概率体作为反演相控体约束模型，进行三级相控地质统计学反演（即，第一级为结构张量属性体约束；第二级为确定性反演岩相体约束；第三级为测井一维岩相比例空间约束），能够进一步提升断控储集体内部储层横向非均质性及纵向分辨率预测精度。应用效果显示，“两步串联，三级相控”的相控反演方法，即常规地震分辨率叠后确定性波阻抗反演与高分辨率叠后地质统计学反演两步串联，地质统计学反演内部实现过程做三级相控，将地震的预测性与测井及地质信息的描述性有机结合，突破了对地震分辨率的传统认知，刻画断控储集体内部细节精度及横向非均质性变化能力提升，能够发现更多储集体内部形态变化及物性变化特征。两步相控反演方法在类似地质及储层条件研究区具有推广应用价值。

随着塔河油田开发程度的不断深入，仅依靠主干断裂带上的大串珠已难以稳产，因而钻探目标逐步转向小尺度缝洞体，而常规地震属性在小溶洞（直径约为地震道间距）平面位置和横向分隔性识别方面应用效果较差，亟需加强小溶洞体地震预测方法研究。为此，研究提出多方位二阶梯度新技术来提高小溶洞体识别的横向分辨率，从而准确刻画溶洞的平面位置并一步判定溶洞的分隔性。通过设计数值正演模型分析传统振幅变化率属性在溶洞识别方面的局限性，并针对该缺陷进一步提出方位二阶梯度属性；将该方法应用于塔河油田不同区块的三维溶洞识别中，并与其他常规属性进行对比，进一步验证新属性在溶洞识别方面的横向高分辨率特征，为塔河油田缝洞型油气藏开发井位部署和方案调整提供有力依据。

四川盆地蓬莱气区灯二段油气勘探的突破揭示该层在川中古隆起北斜坡区域勘探潜力巨大。基于岩心薄片、物性测试、碳氧同位素测试和碳酸盐岩U-Pb定年等综合分析，明确蓬莱气区灯二段优质微生物白云岩储层成因机制。结果表明，灯二段主要岩石类型为微生物白云岩，垂向上底部以微生物丘间微相泥—粉晶白云岩为主，中部以微生物丘核微相凝块石白云岩、泡沫绵层石白云岩为主，上部以微生物丘坪微相纹层—叠层石白云岩、砂屑白云岩为主。其中，丘核建造为主的层段孔、渗特征和孔隙结构最好，以丘坪建造为主的层段次之，而丘间的泥—粉晶白云岩储层物性较差。蓬莱气区微生物丘沉积微相展布是控制灯二段优质白云岩储层发育分布的基础，同沉积断层活动使得准同生期角砾白云岩优质储层连片发育，准同生期与表生期溶蚀作用的叠加最终决定了灯二段微生物岩优质储层形成。

氦气是重要的战略性资源，在航空航天、医疗成像和高新制造业发挥着不可替代的作用。稀有气体具有壳源、幔源和大气源三大来源，且在不同储集库中同位素特征差别大，可有效揭示壳—幔演化以及各圈层相互作用，也为示踪弱源氦气成藏过程提供重要手段。研究统计了中国各大盆地的含氦特征，并进一步对美国Hugoton⁃Panhandle气田、国内柴北缘地区油气田、坦桑尼亚裂谷带温泉区和国内渭河盆地地热田等典型富氦气藏中稀有气体同位素特征进行了归纳性研究。结果表明， 国内多个含油气盆地均发现有富氦气藏，国内外目前具有工业开采价值的氦气藏中³He/⁴He值基本显示壳源特征，即由铀、钍等氦源元素通过α放射性衰变生成。不同气藏中 ²⁰Ne/³⁶Ar值及²⁰Ne和³⁶Ar等同位素含量特征差异较大，代表不同富氦气藏形成时所经历的油—气—水等多相平衡过程不尽相同，氦气的富集与地下水及气藏主要气体组分的运移密切相关。壳源氦气藏中⁴He与²⁰Ne之间常呈正相关关系，表明这些气藏中⁴He富集可能与地下水密切相关，氦气应先溶于地下水再脱溶进入油气藏。幔源CO₂富氦气藏通常规模较小，氦气富集过程可能是因为CO₂易溶解于地下水或矿化形成碳酸盐矿物，使得气藏中CO₂减少，氦气相对丰度增加。进一步提出氦气成藏的四大有利条件：古老克拉通及富铀钍花岗岩提供充足的氦气来源、发育新构造活动、存在地下水系统和游离气相以及气藏中主要气体组分相对于氦气补给量适中。

准噶尔盆地石炭系已发现的天然气储量几乎全部集中于火山岩储集层中。石钱1井首次在石炭系海相砂岩储层中获得高产工业油气流，开辟了盆地石炭系天然气勘探的新领域。为评价石炭系海相砂岩型天然气藏的潜力和勘探方向，从烃源岩、储集层、天然气类型以及构造与成藏演化过程等方面，对准东地区石钱滩凹陷石炭系石钱滩组气藏开展综合分析。结果显示：①石钱滩组发育上下两段烃源岩层，受海侵和海退影响，两段烃源岩在有机质丰度、厚度以及分布范围等方面具有差异；②海相砂岩储层受压实和胶结作用影响，孔隙空间不发育，主要储集空间为微溶蚀孔和微裂缝，储层物性整体较差；③石钱滩组发育煤型气和油型气2种类型天然气，其中石钱滩凹陷北东方向的高产井为油型气特征，天然气主要来源于下段烃源岩，北西方向的低产井为煤型气特征，天然气更多来源于上段烃源岩；④石钱滩组烃源岩生烃强度大、勘探潜力巨大，下段烃源岩层保存条件好，具备形成自生自储型气藏的有利条件，勘探前景最好。

鄂尔多斯盆地上古生界盒8段致密砂岩气藏含气饱和度分布范围为17%~87%，不同地区气水分布特征存在明显差异，成因机理不明确。通过对盒8段致密砂岩储层特征和压差、浮力作用下致密砂岩储层中天然气运聚特征的分析，阐明了不同区块盒8段气藏气水分布特征及成因机理。研究结果将盒8段气藏划分为超低含水饱和度区、束缚水区、局部自由水区3类。超低含水饱和度区位于盆地东部的子洲、清涧地区，成因为天然气饱和充注后高温天然气对束缚水进一步蒸发汽化；局部自由水区主要分布于盆地西部和盆地北缘的鄂托克前旗、鄂托克旗和伊金霍洛旗地区，成因为天然气充注量及动力不足，对地层水驱替不彻底，浮力作用下在储层物性较好或裂缝发育的构造高部位气水发生分异，含气富集受储层物性和局部构造双重控制；束缚水区主要位于乌审旗、定边、吴起和横山地区，成因为致密储层可动水基本被天然气全部驱替，束缚水主要分布于孔隙的边角处和微细毛管中，浮力不发挥作用，气水混储。

琼东南盆地松南—宝岛凹陷主体位于琼东南盆地深水区东部，是已被钻探证实的富烃凹陷。中新统三亚组是深水区重要的勘探目的层，储集体规模和粒度是制约松南—宝岛凹陷三亚组油气成藏的关键因素。应用最新的三维地震和已钻井资料，结合区域地质背景，系统分析松南—宝岛凹陷三亚组“源—汇”体系及主控因素，预测有利砂体平面展布。研究表明，松南—宝岛凹陷三亚组沉积期，发育海南隆起和松南低凸起2个“源—汇”体系：中新世构造活跃的海南隆起主控北部“源—汇”体系，供源能力强，凹陷北部发育陆架坡折，发育“陆架三角洲和陆坡沟谷+深水扇”沉积体系；松南—宝岛凹陷以斜坡向松南低凸起过渡，不发育陆架坡折，南部“源—汇”体系具有“近源、沟谷汇聚阶槽控制下的多期深水扇”特征。搬运距离、构造活动和底流改造等因素主控三亚组储集体的发育，优选凹陷南缘为三亚组最有利的储集体发育区；优选松南区和宝岛区东部海底扇为三亚组有利储集体发育区。

四川盆地中部地区是中国致密气勘探开发的重点地区，复杂的砂体分布以及优质储层的形成机制和分布规律是制约该地区天然气勘探开发的关键科学问题。基于岩石学、铸体薄片、物性测试及高压压汞等方法，综合研究天府含气区沙溪庙组一段储层岩石类型、储集物性、储集空间及成岩作用，并据此分析储层主控因素。结果表明：研究区沙溪庙组一段致密砂岩储层主要发育在中—粗粒岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩中，储集空间以原生粒间孔为主，其次为长石、浊沸石溶孔，喉道多呈片状及缩颈型喉道。沙溪庙组致密砂岩储层受沉积作用、物质组成及成岩作用共同制约，其中高能稳定的沉积相是形成优质储层的先决条件，长石含量决定了储层整体溶蚀孔隙发育程度，岩屑类型的不同导致后期差异成岩作用的产生。绿泥石包壳及早期形成的胶结物抵抗压实作用使原生孔隙得以保存，长石及早期浊沸石的溶蚀成为储层物性改善的关键，而晚期的浊沸石和方解石胶结是导致储层被破坏的主要因素。

近年来，潜山圈闭成为近海海域油气勘探的热点，已发现多个大型油气田。琼东南盆地松南低凸起潜山已获得良好油气发现，与之隔凹相望的陵南低凸起潜山勘探才刚刚拉开序幕。陵南低凸起潜山工程实施难度大，为提高勘探成功率，亟需加强潜山储层发育特征相关研究。利用三维地震、已钻井壁心、测井、电成像、薄片及锆石定年等资料，开展了陵南低凸起潜山的岩性、分带等储层特征研究。结果表明：陵南低凸起钻井揭示的潜山岩石类型丰富，以花岗岩为主，花岗岩长英质含量可达85%，具备形成规模潜山储层的物质基础。通过储层孔隙类型、物性差异将潜山垂向分为4个带：风化残积带、风化裂缝带、致密带和内幕裂缝带。多期次的构造活动控制了潜山裂缝的形成，进一步可分为印支期北东向挤压成缝、燕山期北西向挤压剪切缝网化段和喜马拉雅期拉张再活化3个阶段。另外，大气淡水可有效改善风化带储层物性，而深部热流体活动可改善内幕带储层物性。因此，陵南低凸起花岗岩潜山具有岩石类型好、后期改造作用强的有利条件，具有良好的勘探潜力。

塔里木盆地北部雅克拉地区发现具有开采价值的含氦气田，其中古生界氦气的平均含量为0.31%，是氦气资源量最丰富的层位，高于氦气工业生产标准，但其氦气资源潜力和成藏模式尚不清楚。基于雅克拉地区14口钻井的自然伽马能谱测井资料，对雅克拉地区古生界氦气资源生成量进行了定量评估，并结合成藏要素进行综合分析，根据氦气的运聚过程及载体特征，总结出氦气成藏模式。结果表明：雅克拉地区古生界平均生氦潜量为2.37×10^-10 cm³/g，氦气生成总量为3.22×10⁹ m³。生氦潜量最高的区域位于沙15井附近区域，其次为沙49井附近区域，从沙5井至沙49井的呈带状展布的狭长地带是生氦主力。区域内古生界沉积岩系供给含氦气藏的氦气量可高于天然气藏中的氦气总量，沉积岩系可为有效氦源岩，生成氦气以主要形成于加里东—海西构造期的断裂、裂缝为运移通道，在地下水和天然气的协助下持续运移，以古老地层水运移聚氦模式、天然气沿古老储层运移聚氦模式进行聚集成藏，上覆3套厚度较大的泥岩层、膏岩层，可对气藏有效的封存保护。

基于氦气来源、赋存载体、地质背景及典型富氦气田解剖，分析梳理了氦气资源及区带分类体系、控藏要素有效性及主要富集模式。基于氦气自身特殊性及依附于天然气聚集成藏相关性分析，从氦气来源多样性、赋存载体类型、载体气技术经济性、载体气成因、载体气主要组分、氦气源储组合、原型盆地构造背景及氦气含量等9个方面，首先分析梳理了中国氦气资源类型划分方案与分类体系，为后续分门别类针对性细化研究和评价奠定基础。其次，分析指出了中国东中西部氦气资源类型纵横向分布变化特征、发育的构造动力学背景、地质地球化学特征与成藏关键条件。第三，从氦气“生—运—聚”系统与富氦气藏形成控制要素及有效性角度，剖析了氦气聚集控藏要素有效性及地质评价值得重视的相关问题，指出了氦气成藏和勘探评价中的认识误区。最后，从盆地构造背景、控氦富集机制及勘探思路和方向角度，提出了中国氦气赋存的“原盆—构造—岩性—载气”4层次要素组合区带的勘探选区评价思路及分类方案，据此梳理了中国4类盆地8类富氦区带，分析并建立了中国克拉通古隆起型、克拉通边缘断褶变异型、坳陷盆地断隆型、前陆盆地斜坡/隆起型、断陷盆地断凸型及富铀钍基岩型等8种典型区带富氦气田富集模式暨勘探模式，剖析了不同类型富氦气藏形成主控因素，为后续探寻发现类似富氦气区和目标评价提供思路参考。

对中国南方页岩气地球化学特征统计分析结果表明，寒武系筇竹寺组页岩气除了具有与志留系龙马溪组页岩气相似的干燥系数极高（>98.9%）、碳同位素倒转的地球化学特征外，还具有N₂含量高，页岩含气量低的特征。在对目前各种高过成熟阶段天然气碳同位素倒转成因理论分析的基础上，提出甲烷裂解过程的聚合作用是高过成熟阶段天然气碳同位素倒转的重要原因。这一观点得到了CH₄+N₂混合气体及碳同位素正序天然气裂解模拟实验验证。不同条件下CH₄+N₂混合气体裂解模拟实验结果证明，甲烷大量裂解时氮气也不会分解，且页岩对甲烷的裂解具有催化作用。结合有机质结构及页岩储层导电性能随成熟度的演化、不同结构烃类分子裂解键能的对比，认为有机质在生气结束后（甲基完全脱落）的强烈石墨化作用会导致页岩电阻率明显降低，并伴随着甲烷的裂解。相关模拟实验结果表明有机质演化过程中氮气生成虽主要发生在烃类气体生成将近结束阶段之后（R _O>3.0%），但氮气生成量与有机质整个演化过程烃类气体的生成量相比非常少。寒武系页岩气地球化学特征、生烃模拟实验结果、甲烷与天然气的裂解模拟实验、寒武系页岩含气量与页岩储层物性及页岩成熟度综合研究结果表明，除了地质保存条件外，甲烷裂解应是寒武系（特别是R _O>3.0%区域）页岩气低产及高含N₂的另一个重要因素。

贵州省页岩气资源丰富，近年来，与四川盆地毗邻的黔北正安区块在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组的页岩气勘探开发上取得了重要进展。由于页岩气分布区地质条件复杂，生态环境脆弱，页岩气开采可能存在严重的环境污染风险，因此，针对黔北地区正安区块AY7?4井页岩气压裂返排液/采出水进行了元素和氢氧同位素分析。结果表明，AY7?4井返排液/采出水K、Na、Ca、Mg、NH₄⁺等组分含量都很高，平均分别为118 mg/L、7 616 mg/L、266 mg/L、47 mg/L、76 mg/L，其中Na、Ca、Mg含量与威远页岩气压裂返排液/采出水的相近，但低于长宁和涪陵；\mathrm{N}{\mathrm{H}}_{\mathrm{4}}^{+}含量则与长宁的类似，但远高于威远的；Cl平均含量为11 605 mg/L，与威远的相近，但比长宁和涪陵的低；Br平均含量为48 mg/L，稍低于威远的，是长宁和涪陵的一半左右。相应地，AY7?4井Br/Cl值最低，反映其Br含量相对较低。AY7?4井Li、B、Sr平均含量分别为17 mg/L、10 mg/L、45 mg/L，但与威远、长宁、涪陵3个气田相比，四者之间的Li、Sr整体分布规律与Cl、Br、Na相近，但相对来说，AY7?4井B含量最低，B/Cl值也最低。AY7?4井返排液/采出水与压裂用配水、滑溜水之间的Br和Cl含量之间、δD和δ¹⁸O之间有着很好的线性关系，说明AY7?4井返排液/采出水主要为低盐度的压裂注入液与高盐度的页岩地层滞留卤水的混合产物。其氢氧同位素值随着返排时间增长而逐渐变大，说明返排液/采出水中高盐端元地层滞留卤水的占比越来越大。AY7?4井返排液/采出水Cl、Br、Na、\mathrm{N}{\mathrm{H}}_{\mathrm{4}}^{+}等含量都远高于允许的排放值，存在潜在环境污染风险，不能直接排放。

琼东南盆地上中新统黄流组—上新统莺歌海组已发现多个大中型油气田，然而多年的滚动开发证实上述层系勘探潜力逐步呈下降趋势，亟需寻找有利接替层位和勘探区块。梅山组是琼东南盆地有利接替层位的首选层位，以琼东南盆地北部梅山组浊积扇体为目标靶区，通过岩石薄片观察、激光粒度、重矿物分析、微量元素/稀土元素等测试分析手段，结合沉积背景资料、盆地北部周缘水系及其岩石学特征，综合开展砂体组分、结构特征以及物源体系分析。结果表明：琼东南盆地北部梅山组低位时期剥蚀区范围较大，物源供应充足，陆坡边缘整体发育大范围的海底扇沉积，浊积扇砂体发育整体具有“西好东差”的沉积格局，其中盆地北部梅山组物源体系表现为“多点供源+地貌约束”的古地理格局。其中，海南岛宁远河物源影响琼东南盆地中央坳陷北部梅山组乐东凹陷、崖南凹陷和崖城凸起，为近源供给的海底扇沉积；海南岛陵水河物源远源供给琼东南盆地中央坳陷北部梅山组陵水凹陷和松南—宝岛凹陷；海南岛陵水河、万泉河双物源共同影响琼东南盆地中央坳陷北部梅山组松涛凸起以及松南—宝岛凹陷的东北部。西部红河和越南东部两大物源体系对乐东凹陷井区梅山组有区域影响。

为探究断裂对东海盆地西湖凹陷内反转背斜油气成藏的控制，寻找下一步有利勘探方向，选取典型的反转背斜G构造为研究对象，基于三维地震和钻井数据，通过构造解释、断层活动性分析、构造演化剖面、侧向封堵性评价等方法，对G构造的断裂特征及其圈闭形成、油气运聚和保存的控制作用进行深入分析。结果表明：G构造发育3组断裂，包括2条主控断层、组成似花状构造的次级断层以及浅部中新统内近EW向断层，主控断层形成于新生代早期、似花状构造次级断层形成于始新世平湖期、近EW向断层形成于中新世晚期的龙井运动。G构造主体表现为被断裂及火山机构复杂化的断背斜形态，先后受控于伸展正断、岩浆活动以及挤压反转等多期构造运动，最终在龙井运动末期定型；背斜高点的“花心”烃源断层断距小、活动性与主排烃期不匹配导致供烃能力弱；控圈断层在浅部侧向封堵性较差，同时背斜高点圈闭被近EW向断裂破坏；上述因素共同导致G构造在背斜高点勘探成效不理想。研究认为西湖凹陷内G构造等勘探不理想的反转背斜位于或者紧邻富烃洼陷、油气供给充足，仍具有良好勘探前景，背斜翼部“花瓣”断层发育区及未被近EW向断层破坏的次高点等区域的构造、构造—岩性复合圈闭是下一步勘探有利区。

川中北斜坡中二叠统茅口组岩性主要为生屑灰岩，发育岩溶缝洞型储层。通过岩心观察、镜下薄片鉴定，结合阴极发光特征，确定了茅口组溶蚀孔洞及裂缝中的矿物充填序列。在此基础上对不同期次成岩矿物中捕获的流体包裹体特征进行分析，结合川中北斜坡二叠系埋藏热演化史及成岩矿物U—Pb定年数据，明确茅口组油气成藏过程。结果表明：茅口组储层储集空间以残余溶蚀孔洞及裂缝、溶蚀缝为主；孔洞中见粉—细晶方解石→细—中晶方解石→粗—巨晶方解石3期充填。第二期方解石U—Pb年代学定年时间为晚二叠世（244.1±6.3 Ma），流体包裹体特征表现为高成熟度液烃包裹体与盐水包裹体混生，测得均一温度峰值主要集中在120~130 ℃之间，第三期粗—巨晶方解石发育高密度甲烷包裹体及沥青包裹体，其均一温度峰值主要集中在165~170 ℃之间。川中地区中二叠统茅口组经历了3期成藏事件：第一期为晚二叠世—早三叠世下寒武统筇竹寺组生成的原油充注形成古油藏；第二期为中侏罗世—早白垩世油藏裂解形成气藏；第三期为晚白垩世喜马拉雅期构造抬升气藏调整形成现今混合气藏。中二叠统天然气主要为筇竹寺组烃源岩生成的原油裂解气，混有少量中二叠统自身烃源岩的贡献，川中地区发育的继承性断裂具有较好的沟通源储作用。

四川盆地二叠系茅口组的油气勘探早期主要聚焦蜀南地区岩溶缝洞型储层。近年来，川中地区茅口组多口钻井白云岩储层获高产工业气流，展现出茅口组较大的勘探潜力。以川中磨溪—龙女寺地区为研究对象，通过钻录井、测井资料分析，利用岩心观察、薄片鉴定、阴极发光、原位微区元素分析、碳氧同位素及年代学分析等方法，探讨了研究区白云岩储层成因。研究结果表明：茅二段主要存在2类白云石：第一类为基质白云石，以灰质细—中晶白云石和细—中晶白云石为主，阴极射线下发暗红光，具有较低的Fe含量，与泥晶灰岩相似的稀土配分模式，δ¹³C、δ¹⁸O同位素值和⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值均分布在二叠纪海水范围值之内，基质白云石的U?Pb年龄为263±15 Ma，表明白云石的云化时间为同生—准同生—浅埋藏早期，云化流体主要为茅二段沉积期较为局限环境下的同期海水，该期白云石化奠定了茅二段储层发育的基础；第二类为充填白云石，主要为中晶白云石和鞍形白云石，形成时间晚于基质白云石，阴极射线下发红光，含量较少，具有较高的Mn含量，较低的Sr元素含量，相对较高的⁸⁷Sr/⁸⁶Sr值，稀土配分模式中Eu正异常的特征，表明该期云化流体主要为热液流体，云化时间为埋藏期。茅二段白云岩的发育主要受沉积相带的控制，云化时间早，规模性孔隙的发育早于油气充注，取得的成果认识对于寻找茅口组规模性优质储层及勘探部署具有借鉴意义。

涠洲组是北部湾盆地海中凹陷的主要储集层，砂体的精细刻画研究对于该区域储层预测有着重要意义。涠洲组储层具有厚度薄、连续性差的特点，原始地震资料主频偏低，常规的薄砂体识别技术在该区应用效果较差。在正演模拟基础上，结合研究区实际钻井数据，利用分频分析方法对海中凹陷涠洲组三角洲前缘砂体开展精细刻画。研究表明：研究区目的层砂体顶界面为波谷，底界面为波峰；地震波振幅和能量与砂体厚度呈正相关；随着频率的提高，砂体的纵向分辨率逐渐增强。对比实际钻遇砂体在原始数据体和分频数据体同一剖面响应情况表明，分频数据体与原始数据体相比，对不同厚度的砂体识别优势明显。利用不同分频数据体对涠洲组三段三角洲前缘砂体进行精细刻画，结果符合三角洲前缘扇体展布规律，识别效果较好。

夹层型页岩油是页岩油勘探开发的重点，如何定量评价页岩油储层中游离态、吸附态烃的赋存状态和含量及其烃类流动性是长 7 页岩油勘探开发的关键。运用核磁共振与恒速压汞技术手段，结合多粒级分步抽提技术方法，分析陇东地区长7段夹层型页岩油的储层物性、烃类赋存状态及含油性。核磁共振实验结果显示：长7₁、长7₂、长7₃这3个亚段渗透率相差不大，均分布在0.006×10^-3 μm²左右，其中长7₂亚段孔隙度与可动流体饱和度最高，长7₃亚段最低，并且可动流体饱和度与孔隙度具有较好的相关关系；在恒速压汞实验中，长7段3个亚段孔隙半径平均大小相差不大（130~150 μm），但是长7₃亚段喉道半径平均大小（6~8 μm）明显优于另外2个亚段（小于0.5 μm），整体上长7₃亚段孔喉特性优于另外2个亚段；在游离态与吸附态烃评价上，长7₁亚段的游离烃含量明显高于长7₂亚段，而且长7₁亚段具有大面积的连续分布的砂体，所以相对于长7₂亚段来说，长7₁亚段资源开发更有优势，对于长7₃亚段，总抽提量和游离烃绝对含量都最高，如果能够发现大面积连片的砂体，其将也具有一定的开发意义。

综合利用地震、测井、岩石薄片和岩心资料，应用层序地层学和沉积学方法，建立了塔里木盆地中寒武统沙依里克组的层序地层格架，揭示了该时期碳酸盐岩台地的沉积层序结构、沉积体系特征与演化并探讨了其沉积主控因素。依据地层超覆界面、古岩溶作用面和岩相转换面识别了沙依里克组的2个三级层序，主要由海侵体系域和高位体系域构成，低位体系域不发育。共识别出9种岩相组合、9种沉积亚相和4种沉积相，其中盐湖、咸化潟湖、蒸发潮坪、局限潟湖、局限潮坪等浅水相带在台盆区呈环形展布，台地边缘呈环带状沿满加尔凹陷东、西两侧发育，深水相广泛发育于塔东地区。中寒武世干旱炎热的气候背景和2次“海进—海退”的海平面变化对沙依里克组沉积层序构型和沉积相类型起到了区域性控制作用，早寒武世末期台盆区外隆内凹的古地貌格局以及台地内部局部地区的沉积分异对地貌的改造作用也制约了沉积体系的发育演化。

基于天然气组分、碳氢同位素、储层沥青、烃源岩条件和源储组合分析，明确了四川盆地开江—梁平海槽两侧长兴组—飞仙关组天然气的来源及其差异，并指出了龙潭组煤成气的有利勘探方向，取得如下认识：①长兴组—飞仙关组天然气主体上以烷烃气为主，均为典型干气；②海槽东侧长兴组—飞仙关组甲、乙烷碳同位素组成明显轻于海槽西侧，西侧的龙岗气田乙烷碳同位素组成要重于元坝气田，而甲烷氢同位素组成则要比元坝气田偏轻；③东岳寨气田、普光气田和元坝气田天然气主要来源于吴家坪组II₁—I型腐泥型有机质；龙岗气田则是煤成气和油型气的混合气，煤成气的比例稍高，来源于吴家坪组II₁—II₂型混合型有机质；④龙潭组内部可形成煤岩气、致密砂岩气和页岩气等多类型气藏。遂宁—泸州、阆中—广安—涪陵一带分别是煤岩气和海—陆过渡相页岩气勘探的有利区带；遂宁—合川、广安—南充一带长兴组礁滩发育区也是煤成气勘探的有利勘探区带。

针对煤层气和页岩气能否形成富氦气藏的问题，采用地球化学方法开展了煤和页岩中U、Th含量、煤层气与页岩气中氦气含量研究，并对煤和页岩生氦潜力及含氦性进行了客观评价。结果表明：尽管相对于其他岩石，煤和页岩中U、Th的含量明显偏高，发生放射性衰变产生的氦气相对较多，但煤和页岩生成的大量天然气会对氦气造成严重的稀释作用，从而导致煤层气和页岩气难以富氦。相同演化程度下，煤中有机碳含量远高于页岩，其生气量也远高于页岩，对氦气的稀释程度远大于页岩，因此煤层气中氦气含量远低于页岩气。在少数地区发现了富氦页岩气和煤层气，其主要是由于气藏中混有其他来源（特别是古老基底岩石）的氦气供给，这些气藏多分布在古老花岗岩体之上或附近或构造活动带上，但这种情况并不普遍。

莺歌海盆地北部历经60余年的勘探至今尚未实现商业突破，而该区构造—岩性或岩性圈闭评价占比逐渐增多，该类圈闭评价的关键之一是砂体富集区预测。砂体富集区预测是储层分布预测的基础，砂体富集区往往是有利储层发育区，也是钻井的有利部位。但由于海上勘探新区钻井少或没有钻井，难以利用大量钻井岩心和测井资料确定沉积相和储层砂体分布；同时受地震分辨率限制，难以直接在地震资料中开展沉积微相研究，导致对有利砂体富集区预测受限。因此基于海平面变化与沉积体系域划分，在等时地层格架内开展复合朵体识别与沉积期次划分，寻找砂体富集的复合朵体；在富砂复合朵体内，通过朵体地震内幕结构特征、微古地貌分析，预测复合朵体内有利砂体富集区。研究表明，莺北斜坡带北段A构造黄流组发育高位域晚期沉积的三角洲砂体，可识别出5期三角洲复合朵体，其中最后一期朵体为海平面下降时发育的三角洲进积型复合朵体，砂体富集程度最高，预测朵体南北向中部条带为砂体集中发育区。研究成果为三角洲朵体有利储层分布预测、勘探井位部署提供指导。

深水区是当前油气勘探的前缘领域之一，其储集体分布与成因是成藏研究的关键难题。琼东南盆地宝岛凹陷已被证实为富生烃凹陷，但凹陷内超深水区目前仍未取得商业油气勘探突破，主要原因在于中深部储层展布规律认识不清。以宝岛凹陷南部斜坡带为例，应用地震反射结构识别、地震相几何形态刻画、地震属性约束等地震沉积学预测方法，明确陵水组和三亚组海底扇平面展布。研究结果表明，宝岛凹陷斜坡带陵水组扇三角洲呈现平行斜交型前积反射特征，滑塌型海底扇呈透镜体反射特征，三亚组海底扇呈现亚平行席状反射特征。基于源—汇体系分析，明确宝岛凹陷斜坡带扇体沉积物源来自于西南侧松南低凸起及南部隆起，多支下切水道发育为沉积物搬运提供了有效运输通道。地震沉积学预测方法及源—渠—汇沉积过程分析理论的应用为宝岛凹陷深水区油气勘探及成藏条件分析奠定了地质基础。

全球规模不断扩大的页岩气开发对水环境的潜在影响正逐渐受到世界各国的普遍重视。明确页岩气开发过程对水环境的潜在影响及机理、制定相关环保应对措施，对于页岩气行业的绿色可持续发展具有重要意义。页岩气开发过程中潜在的水环境风险主要包括水资源污染和水资源短缺两大类型。引发水资源污染的主要原因有：①烃类气体沿页岩气井、天然断裂体系或邻近油气井迁移至浅部地下水或地表水；②压裂液或添加剂在地表储存、输送、混合以及入井过程中，由于机械故障、容器或管线破裂等原因而发生的压裂液或添加剂的泄漏；③返排液发生泄漏或不当排放。气候干旱地区大规模页岩气水力压裂作业可能引发局部地区地下水位下降或河水流量降低，增大区域水资源压力。页岩气开发过程中水资源风险的主要应对措施包括：优化完井与施工，做好页岩气井完整性监测；加强管理，防止发生压裂液、返排液泄漏事故；优化返排液处理技术，加强返排液排放管理；依据区域水资源现状，制定合理的页岩气开发方案，并通过废水再利用等降低页岩气开发对区域淡水资源的影响；同时，选取典型区域开展持续性水资源污染监测，及时发现问题并解决问题。