塔里木盆地下古生界发育巨厚的碳酸盐岩沉积，垂向上具有良好的生储盖配置条件，在长期的地质历史演化过程中，经历了多期成藏和多期改造，油气成藏条件十分复杂，下古生界碳酸盐岩盖层研究对于优选勘探层系和钻探目标至关重要。采用典型油气藏盖层分析、地震资料解释及实验分析等手段，总结归纳出两类区域盖层与两类局部盖层：两类区域盖层分别为上奥陶统暗色泥岩（“黑被子”）与中寒武统蒸发岩（“白被子”）；两类局部盖层分别为碳酸盐岩潜山上覆泥岩（“新被子”）与内幕致密碳酸盐岩，并通过地震解释与井控的方法厘定了“黑被子”“白被子”“新被子”的分布。通过对已发现油气田（藏）盖层与成藏的关系、盖层之下油气藏类型的统计分析，认为区域盖层与下伏致密碳酸盐岩构成复式盖层控制主力成藏层位；局部盖层之下的油气藏类型主要受储层渗流能力控制，即局部盖层与均质储层组合表现为构造控藏特点，局部盖层与非均质储层组合表现为大面积准层状分布特点。建议将下古生界碳酸盐岩新区勘探重点方向调整为满西低凸起奥陶系与寒武系盐下白云岩；致密高阻碳酸盐岩的封盖能力存在风险，建议在开发阶段进行精细评价。
为研究含油气盆地油源断裂带附近不同储盖组合的油气富集规律，在上覆不同储盖组合油源断裂输导油气时期研究的基础上，通过确定油源断裂活动时期、源岩排烃时期和区域性泥岩盖层渗漏时期，组合三者建立了一套上覆不同储盖组合油源断裂输导油气时期的厘定方法。实例应用结果表明：渤海湾盆地歧口凹陷上覆沙一下亚段储盖组合南大港断裂输导油气时期为馆陶组至明化镇组沉积时期，有利于油气在沙一下亚段聚集成藏；上覆东三段储盖组合南大港断裂输导油气时期为明化镇组沉积中期至末期，不利于油气在东三段聚集成藏；上覆馆陶组储盖组合南大港断裂输导油气时期为零，无油气在馆陶组聚集成藏。这与南大港断裂附近目前已发现油气在沙一下亚段相对较多，东三段相对较少和馆陶组无相吻合，表明该方法用于厘定上覆不同储盖组合油源断裂输导油气时期是可行的。
川中地区雷三2亚段含有机质碳酸盐岩与膏盐岩互层沉积，已有钻井在含有机质碳酸盐岩中常见气侵显示，新钻井简阳1井、青探1井及充探1井获工业气流，展示出良好的勘探前景。为深化对川中地区雷三2亚段大面积连续分布、普遍含气的含有机质碳酸盐岩的认识，从沉积环境、生烃潜力、岩石孔隙类型等方面开展了系统研究。结果表明：①川中地区雷三2亚段蒸发潟湖相含有机质碳酸盐岩具有中等偏好的生烃能力，大面积连续分布，又是一套以微孔微缝为主的低孔低渗储层；②川中地区雷三2亚段含有机质灰岩顶板是厚5~80 m膏盐岩直接盖层，底板是厚层膏盐岩，形成大面积连续分布的非常规气藏。
基于露头、岩心、钻井及测井等资料，对川东南地区下志留统石牛栏组岩相古地理及生物礁滩发育特征进行了详尽分析。结果表明：①石牛栏组可划分为2个三级层序，每个三级层序下部发育海侵体系域，上部发育高位体系域；②石牛栏组可划分为三角洲、局限台地、台地边缘浅滩、台地边缘生物礁、台地边缘缓坡和陆棚相沉积；在层序格架内，编制岩相古地理图，台地边缘浅滩和生物礁相主要发育在层序SQ1高位体系域和层序SQ2，岩性主要为生物礁灰岩和生屑灰岩；③研究区主要发育3期台地边缘生物礁、滩，第一期为层序SQ1高位体系域，第二期为层序SQ2海侵体系域中下部，第三期为层序SQ2高位体系域中上部，其中第二期发育规模最大；④台地边缘生物礁滩发育主要受海平面升降、古隆起和陆源碎屑物质输入共同控制，海平面升降控制生物礁滩纵向上发育厚度及向台缘迁移。黔中古隆起抬升使海岸线向北迁移，从而迫使生物向北迁移，雪峰古隆起提供的陆源碎屑物质造成生物逃亡或死亡，一定程度上限制了生物礁滩发育。
致密储层的微观孔隙结构特征是衡量致密储层油气渗流能力和产量的重要因素，也是目前致密油气藏的研究重点和热点。以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8致密储层为研究对象，通过开展恒速压汞实验和建立微观孔隙结构模型，分析了宏观储层物性参数与微观孔隙结构参数的关系，实现了对致密储层微观孔隙结构的精细划分。研究结果表明：喉道半径越大，总进汞饱和度、喉道进汞饱和度和孔隙进汞饱和度越大，残余的湿相饱和度越小；致密岩心喉道半径及孔隙半径均呈“两端分布少、中间多、左右不对称，粗（正）偏态”的正态分布特征，随着孔隙度和渗透率的增大，正态分布参数α和σ值有增大的趋势；以主流孔喉半径为判别特征参数，将致密岩心孔隙结构类型分为4类：Ⅰ类渗透率大于1×10-3 μm2，主流孔喉半径大于1 μm；Ⅱ类渗透率为（0.5~1）×10-3 μm2，主流孔喉半径为0.7~1 μm；Ⅲ类渗透率为（0.3~0.5）×10-3 μm2，主流孔喉半径为0.5~0.7 μm；Ⅳ类渗透率小于0.3×10-3 μm2，主流孔喉半径小于0.5 μm。致密储层孔隙结构以Ⅲ、Ⅳ类为主，具有孔喉细小，渗透性较差，岩心的孔隙分选性相对较好的特征，形成了一种简单有效的预测致密岩心微观孔隙结构分布规律的经验方法，能够为快速认识致密油藏微观孔隙特征提供支撑。
川西北地区双鱼石区块栖霞组气藏是四川盆地发现的首个超8 000 m深高温高压气藏，是四川盆地近年来发现的又一碳酸盐岩气藏主阵地，但较强的非均质性导致高产井部署困难。在已有储层评价研究成果的基础上，结合近4年的试采动态和统计分析，采用综合分析法分析地质与产能关系，再利用模糊聚类分析方法筛选了评价指标，给出了双鱼石区块栖霞组气藏高产控制的3层评价指标体系，并用层次分析法量化分析各指标的相对重要性，确定了产能影响的主要控制因素。评价结果与当前高产井特征符合程度高，试采区外2022年新完成双探X108井、双鱼001?X9井测试日产量均超过百万立方米。结果表明，栖霞组超深气井高产主要受白云化程度、高能滩丘复合体的分布及裂缝发育程度3个因素综合控制。该认识可用于指导双鱼石试采区南部区域的生产井部署。
随着川南页岩气勘探开发快速上产，威远页岩气开发不断深入，需要井间加密提高动用储量，利用现有生产井对规划的加密井进行最终可采储量（EUR）评价成为现实问题之一。应用现代产量递减分析方法评价了威远成熟区生产井EUR并建立其概率分布，应用概率法评价规划加密井EUR，认为从单井EUR统计规律来看威远页岩气开发已经进入成熟阶段，可在威远区块使用概率法开展EUR类比，评估加密井EUR；采用概率法评价W204井区加密井的EUR目标风险和开发风险较小，表明井数越多EUR不确定性越小；在页岩气开发成熟阶段，使用概率法可以更加可靠地预测单井EUR和降低项目不确定性风险。利用概率法评价加密井EUR和气田EUR的结果和方法可以为其他类似地区提供借鉴和参考。
准噶尔盆地东部白家海凸起天然气成藏条件优越，但目前勘探程度较低。由于研究区气样少，加之天然气成分简单，可用的判别参数有限，天然气的成因来源判别难度较大，制约了该区的天然气勘探。基于轻烃色谱分析，利用与白家海凸起天然气伴生的C5-7轻烃化合物，系统探讨了天然气的成熟度、成因来源和可能的次生改造。结果表明：研究区天然气整体进入成熟阶段，等效镜质体反射率为1.12%~1.48%，平均为1.33%。在研究区识别了2类天然气：第一类为煤成气，来自下石炭统松喀尔苏组腐殖型烃源岩，构成了该区天然气的主体；第二类为油型气，来自下二叠统平地泉组咸水湖相烃源岩。研究区天然气基本未遭受生物降解、水洗和蒸发分馏等常见次生改造作用的影响，说明白家海凸起具备较好的天然气保存条件，是准噶尔盆地今后值得持续关注的天然气勘探重要接替领域。
轮探1井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起，钻遇并揭示下寒武统玉尔吐斯组优质烃源岩，并在8 260 m深的吾松格尔组白云岩储层发现超深层轻质油，展现了塔里木盆地超深层油气良好的勘探前景。已有研究表明轮探1井轻质油主要来源于寒武系烃源岩，但对于该井烃源岩生烃过程及其深层油气相态物性预测还没有进行系统研究。鉴于此，采用盆地模拟和相态模拟相结合的方法，选择适用的相态动力学模型，定量模拟了轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生烃与油气相态物性演化特征，通过与轻质油实际相态物性特征对比，对吾松格尔组轻质油来源与生成阶段进行了预测。研究结果表明：轮探1井玉尔吐斯组烃源岩在晚加里东期—早海西期以生成正常油为主，具有较低的气油比和较高的黏度、密度；燕山期—喜马拉雅期以生成轻质油—凝析油气为主，具有更高的气油比和更低的黏度、密度。轮探1井吾松格尔组轻质油藏的相态物性特征与玉尔吐斯组烃源岩在晚喜马拉雅期生成的烃类流体吻合，表明该轻质油的形成阶段为晚喜马拉雅期。综合研究认为，轮探1井轻质油是玉尔吐斯组烃源岩处在相对封闭且热演化程度较高（1.00%<RO<1.50%）的地质条件下的生烃产物，进一步说明特定的地质条件和热演化阶段是烃源岩生成轻质油的关键。轮探1井在落实玉尔吐斯组烃源岩存在和良好资源潜力的同时，也进一步证实塔里木盆地深层—超深层良好的轻质油勘探前景。
团簇同位素作为一种新的地质温度计，在与U-Pb定年一起使用的情况下，能为古老碳酸盐岩地层热历史恢复提供时间和温度坐标。依据U-Pb定年实验的结果，得出不同产状白云岩的成岩时间，并利用团簇同位素固态重排模拟，恢复不同产状白云岩的成岩温度。结果表明：①依据围岩的?47固态重排模拟过程，目的层所经历的最大埋深温度约为216.5±5 ℃；②利用不同产状白云岩的成岩时间和温度数据，对前人根据岩石热导率和地层剥蚀量所恢复出的热演化史进行限定，从而使研究区的热演化史恢复由定性转变为定量； ③以恢复出的热演化史为基础，依据流体包裹体捕获的均一温度判断，共有3期油气充注：第一期油气充注时间约为255~240 Ma，第二期油气充注时间约为160~120 Ma，第三期油气充注时间约为80~40 Ma。
中国海陆过渡相页岩储层分布广泛，但至今未取得较大的勘探突破。详细调查和分析了海陆过渡相页岩储层特征和含气赋存机理，并展望了海陆过渡相页岩气的研究方向，旨在明确海陆过渡相页岩气成藏机理，以期为有利层段优选提供理论支持。海陆过渡相泥页岩储层具有单层厚度薄、岩性变化快、干酪根类型差等特点。由于有机质纳米级孔数量少，储集空间以黏土矿物孔缝为主。富有机质海相页岩实际解吸气量与理论含气量基本一致，但海陆过渡相页岩实际含气量远低于理论含气量，主要机制为砂泥煤“三明治”空间结构致使大部分天然气高效排出以及高含水饱和度致使游离气储集空间不足。与海相页岩气赋存状态不同，海陆过渡相页岩气以吸附气为主，游离气普遍较低，优势岩相类型为高TOC、高硅质/钙质页岩。海陆过渡相特别是潮坪—潟湖相地层中纵向上发育多层含菱铁矿层、横向上连续分布，在含菱铁矿泥岩内部易形成页岩气“微圈闭”储存气体，且菱铁质泥页岩低孔低渗和高突破压力的特性致使其具有强封闭性，可在页岩内部实现局部超压富集，这为海陆过渡相页岩气垂向有利层段优选和勘探突破提供新的研究视角。今后的研究应加强海陆过渡相系统性沉积学研究，进一步揭示页岩气的赋存状态及动态转化，优化有利层段评价体系以及探索砂泥煤“三气”合采的可行性。
黔北地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是贵州省重要的页岩气产层，且已在安场向斜等地区获得良好的页岩气显示。为深入解剖该套富有机质页岩的成藏过程，以黔北地区AY1井和BZ1井页岩中脉体为研究对象，开展岩相学、流体包裹体和拉曼光谱等研究。结果表明：黔北地区五峰组—龙马溪组页岩中发育早期方解石脉—石英脉—晚期方解石脉3期脉体，脉体中发现4期甲烷气包裹体。第一期为石英脉体中的甲烷气包裹体，其伴生的盐水包裹体均一温度峰值介于110~119 ℃之间，是油气在中—晚二叠世活动的证据；第二期甲烷包裹体也生长在石英脉体中，其伴生的盐水包裹体均一温度峰值介于140~149 ℃之间，甲烷校正后拉曼波峰位移分布在2 911.37~2 912.07 cm-1之间，压力系数为1.15~1.72，与地层温度呈正相关，是五峰组—龙马溪组页岩气在中—晚三叠世充注、地层增压的证据；第三期为晚期方解石脉体中的甲烷气包裹体，其伴生的盐水包裹体的均一温度主要为180~219 ℃，记录了早白垩世晚期页岩气聚集的高峰期；第四期为石英裂缝中的甲烷气包裹体，其伴生盐水包裹体的均一温度峰值介于150~159 ℃之间，甲烷校正后甲烷波峰位移分布在2 911.18~2 913.51 cm-1之间，压力系数为0.80~1.97，与温度呈正相关，是晚白垩世末期—古近纪地层抬升过程中页岩气的快速泄漏、地层泄压的结果，新生代以来构造抬升对区域油气保存条件有重要影响，是黔北地区五峰组—龙马溪组页岩气成藏的关键。
四川盆地及其周缘页岩气资源丰富，选区评价是获取页岩气区块并实现勘探开发的前提，然而目前页岩气选区评价关键参数并不统一，关键参数标准及上下限仍存在争议并缺乏系统性研究，因此亟需建立一套适用于高热演化海相页岩气的选区评价体系。充分调研了国内外页岩气选区评价方法、行业和企业标准及公开文献，开展了各类选区评价参数统计，优选了选区评价关键参数，探究了每个关键参数的上下限，建立了页岩气选区评价关键参数取值范围标准。研究优选出7个页岩气选区评价关键参数，主要包括有机碳含量（TOC）、成熟度（RO）、孔隙度、压力系数、埋藏深度、脆性矿物含量和页岩有效厚度。有机碳含量作为页岩气选区评价的首要关键参数，其下限可降到1.0%；成熟度RO是页岩气聚集形成的重要指标，其下限仍为1.3%，上限可提高至4.0%；孔隙度作为页岩储层评价的重要参数，其下限仍为2.0%；压力系数作为页岩气的保存参数，其下限可降至1.0；页岩埋藏深度的上下限分别为1 000 m和5 000 m；脆性矿物含量作为压裂参数，其下限仍为40%；页岩有效厚度应选取TOC>2.0%、1.3%<RO<3.5%、孔隙度>2.0%和脆性矿物含量>40%的页岩层段，其下限为20 m。优选的选区评价关键参数及建立的上下限标准，对中国复杂构造背景下的高过成熟海相页岩气的选区评价和高效勘探开发具有重要指导意义。
为研究高—过成熟页岩对N2、CH4及CO2混合气体的竞争吸附特征及其地质意义，通过混合气体吸附—解吸装置，结合穿透曲线法，对四川盆地周缘NY?1井龙马溪组1 420.90 m、1 422.75 m、1 423.75 m和牛蹄塘组2 261.53 m、2 265.80 m、2 268.37 m 6个深度的岩样，开展了20 ℃、注气压力0.25 MPa条件下N2、CH4和CO2等比例混合气体的竞争吸附实验，得到了各岩样对混合气体的竞争吸附规律；并通过低温N2和CO2吸附法，分析了6个岩样的孔隙结构，探究了其对竞争吸附的影响。结果表明：龙马溪组页岩中N2出口端浓度有超过初始浓度的现象，而牛蹄塘组页岩中N2、CH4和CO2出口端浓度均未超过初始浓度；实验结果与Yoon?Nelson模型拟合结果较好，R2值可达0.9以上，各岩样吸附速率常数均有N2>CH4>CO2的规律，故N2相较CH4和CO2可先被样品吸附，随后吸附速率慢的CH4和CO2被吸附，岩样对2种气体吸附选择性更强，所以将N2置换出，导致龙马溪组岩样N2出口端浓度超过初始浓度；龙马溪组岩样中微孔发育程度较高，孔径小、比表面积大、吸附能力强，能更好地吸附CH4和CO2这2种吸附选择性强的气体，使得已吸附的N2被置换出，从而造成游离气中N2浓度增加。实验结论为我国页岩气勘探开发提供了理论依据，同时对部分地区页岩气组分中N2的成因具有一定指导意义。
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