四川盆地川中地区侏罗系沙溪庙组多期砂组气藏含气丰度以及同期砂组气藏富集程度均存在明显差异，严重制约着沙溪庙组致密砂岩气进一步勘探开发。通过对沙溪庙组致密砂岩天然气藏差异分布特征表征，综合分析烃源岩、储层、成藏期古构造、断—砂配置及演化等成藏要素，结合前人已有认识，认为川中地区沙溪庙组致密砂岩气差异成藏受控于天然气差异来源、优质储层、成藏期有利断—砂配置类型及古今有利断—砂配置演化，提出了“双烃源岩差异供烃，断—砂配置差异充注，优质储层差异富集，断—砂演化差异调整”的差异成藏演化模式。在该模式下，川中地区沙溪庙组气藏由须五段煤型气与大安寨段油型气“双源”供烃，研究区北东至南西表现为油型气—混合气—煤型气特征，气藏表现差异供烃；成藏期断层与缓倾角砂体对接（③类）砂组气藏丰度优于断层与近水平砂体对接（①类）砂组，气藏呈现差异充注；优质储层储集能力好并且富集程度高，气藏形成差异富集；继承保存型断—砂演化（Ⅰ型）气藏含气性最优，次为调整残留型（Ⅱ型），反转散失型（Ⅲ型）最差，气藏受到差异调整。

近期，在琼东南盆地崖城13⁃1气田首次钻探了潜山领域自营井，并获得了商业性发现，使得该气田焕发出新的生机。为进一步挖潜崖城13⁃1构造区的勘探价值，需要明确其油气的来源，以供落实该区的资源潜力。利用新老钻井样品的分析化验资料，从油气的地球化学特征入手，精细分析了崖城13⁃1气田油气的成因类型和分布规律，明确了油气的来源。结果表明：崖城13⁃1气田天然气均为煤型气，南、北2块的天然气和凝析油特征存在明显差异。天然气干燥系数“北干南湿”，烃类气碳同位素组成“北重南轻”，成熟度“北高南低”；北块凝析油密度、黏度、凝点及含蜡量均比南块高，北块凝析油中芳烃含量及姥植比也明显比南块高。这种差异主要与油气的母质构成及成熟度有关，北块生烃母质中陆源输入更多，南块低等水生生物贡献增多。进一步油源对比发现，崖城13⁃1气田北块油气具有“双源”特征，既有来自北块本地崖城组煤系烃源岩的贡献，又有来自临近莺歌海凹陷渐新统烃源岩的贡献；南块油气则主要来自崖南凹陷崖城组陆源海相偏腐泥型的源岩贡献。

鄂尔多斯盆地杭锦旗西部地区是近几年天然气勘探与开发的重点区域。山西组上部砂岩为主要含气层，下部煤层为主要气源岩，具有储层致密、非均质性强的特征。目前针对杭锦旗西部地区山西组储层特征及有效储层成因尚缺乏系统研究，制约了该地区后期油气勘探进程。综合利用钻测井、岩心资料、岩石铸体薄片、扫描电镜、物性测试及压汞等多种分析测试资料，系统分析了杭锦旗西部地区山西组储层的岩石学、物性及成岩作用等特征，在此基础上明确了其优势储层成因。结果表明：优势储层主要分布在心滩和河道砂体，以砂砾岩和中粗砂岩为主；储集空间以粒间孔为主，渗透率主要分布于（0.2~2.4）×10^-3 μm²之间，属于低—特低渗储层，孔喉组合关系以细孔—中小喉为主，微裂缝较发育；储层整体成岩作用较为复杂，包括压实、胶结、交代蚀变和溶蚀作用，储层整体处于中成岩B期；优势储层主要为粒间孔隙，主要受控于沉积作用，溶蚀孔的发育也是储层物性得以改善的主要原因，受到沉积作用、成岩作用的双重控制。

页岩气开采在满足能源需求的同时也可能带来潜在环境风险。页岩气开采产生的岩屑和返排液携带了地层物质、添加剂及其可能的转化产物，其组成成分复杂，浓度差异显著，意外泄漏、不合理处理处置或者不达标排放容易对周边环境造成污染。研究选择典型的毒害重金属以及返排液中重要的无机离子为研究目标，评述岩屑和返排液中目标污染物的浓度水平和赋存特征，剖析它们进入周边环境的主要途径及潜在环境影响。同时，针对中国国内页岩气开采现状，就污染控制提出建议和研究展望，希望为中国页岩气开采中污染物防控和风险管理提供可借鉴的经验和教训。

总有机碳含量（TOC）是烃源岩评价的关键参数。利用测井资料精确计算TOC对烃源岩综合评价起到重要作用。目前，传统的自然伽马法和ΔLogR法评价四川盆地东南部茅口组一段TOC均存在不足。为此，在茅口组一段测井响应特征分析的基础上，叠合ΔLogR法与自然伽马法TOC计算结果，构建反映碳酸盐岩矿物含量（Car）的参数T。进一步，对T值分类，优化自然伽马法及ΔLogR法TOC计算结果，建立ΔLogR—GR新方法，有效解决了传统测井TOC计算方法的不足。应用实例证实，ΔLogR—GR法较传统自然伽马法和ΔLogR法计算结果精度更高，与地球化学元素测井（ECS）的TOC测量结果一致性更好，误差绝对值整体低于0.3，具有较强的适用性和可靠性。

东海盆地西湖凹陷平湖斜坡K构造带油气资源丰富，油气运聚过程复杂，研究油气沿断层走向运聚模式及控制因素，可以为相似区带油气勘探提供理论依据。为此，综合利用天然气组分和碳同位素等分析测试数据，研究K构造带天然气成因及运移路径，总结油气沿断层走向运移聚集模式，明确油气可以沿断层走向运移的影响因素。结果表明：K构造带天然气以煤型气为主，等效R _O值高于本地烃源岩，以东部洼陷烃源岩供烃为主；运移路径示踪参数变化趋势指示研究区主要存在3个天然气运移方向，均为沿断层走向运移。油气具有“破碎带垂向运移、破碎带—砂体走向运移、断层—盖层封堵、构造高点圈闭聚集”的运聚模式。油气可以沿断层走向长距离运移的条件为具有断裂带和砂体输导通道及断层具有好的垂向和侧向封闭性。研究区发育宽度较大的断裂带，破碎带物性好，为油气垂向和走向运移通道。平湖组砂体具有厚度大、连通性高、物性好的特征，为油气走向运移的有利输导层；平湖组盖层封盖石油和天然气的断接厚度下限值分别为6 m和10 m。主干断层附近盖层的断接厚度均大于10 m，垂向封闭性好，油气难以突破盖层向上部层系逸散；主干断层不同位置和深度的SGR值为32.1%~91.1%，高于封堵油气下限值（30%），侧向封闭性好，油气难以穿断运移。

针对川东北龙会场—铁山地区长兴组生物礁储层发育范围认识不清、气藏关系认识模糊等问题，综合利用钻、测井资料，总结了生物礁储层的地震地质特征，研究了储层参数、构造位置、走滑断裂等对生物礁气藏发育的影响。结果表明：区内生物礁储层纵向上发育在长兴组的中上部，横向上发育在台缘带及台内局部高地貌区域，其中龙会场构造西翼以及铁山南构造西南侧为潜在的勘探有利区。通过对比分析研究区生物礁气藏关系，厘清了储层参数、构造位置、走滑断裂等因素对生物礁气藏发育的控制作用，发现了上述因素对气藏发育均无明显的强线性关系而是综合作用的结果，分析建立了研究区有利气藏富集模式和破坏模式，为川东北地区长兴组生物礁气藏进一步勘探提供了技术支撑。

鄂尔多斯盆地上古生界是主要的含气层，但其西南部早—中二叠世不同物源体系及构造—沉积格局的争议制约了进一步的勘探与开发。基于鄂尔多斯盆地西南部下—中二叠统85件样品的主、微量和稀土元素测试结果及16件锆石分析测试数据，多方法综合分析鄂尔多斯盆地太原—石盒子期沉积物源及其控制下的充填过程。通过微量稀土元素物源背景分析，认为太原组大地构造背景以被动大陆边缘为主，山西组和石盒子组表现为主动大陆边缘和大陆岛弧沉积。太原组沉积时期物源体系单一，母岩成分复杂；到山西组、石盒子组沉积时期，存在多个物源体系，母岩成分趋于稳定。太原组样品的锆石U⁃Pb年龄主要分布在400~500 Ma之间，且呈单峰分布；山西组样品则大致可以分为3段：280~500 Ma、1 824~1 873 Ma和2 440~2 569 Ma；石盒子组样品的锆石U⁃Pb年龄介于254~2 769.2 Ma之间，年龄区间大，且不同区域锆石年龄谱存在较大的差异。综合多种物源分析结果，认为研究区太原组物源主要来自北祁连，而北部中亚造山带的影响较为有限；山西组沉积时期，祁连构造带抬升加剧、供源增强，但低于同时期华北古老基底；石盒子组沉积期，华北克拉通古老基底供源持续增强，同时中亚造山带的影响逐渐增强并成为第二大物源，北秦岭、北祁连局部供源，研究区此时属于鄂尔多斯盆地南北源—汇系统交汇区。

梓潼凹陷是四川盆地川西坳陷中段唯一尚未取得规模性勘探发现的构造单元，目前对其烃源岩品质、天然气来源及勘探前景认识较为薄弱。研究表明：梓潼凹陷陆相腐殖型烃源岩主要位于上三叠统，普遍处于高—过成熟阶段，其中须家河组三段有机质丰度最高，TOC含量平均为2.46%；而下侏罗统白田坝组泥岩和中三叠统雷口坡组海相碳酸盐岩TOC含量主体小于0.5%，未钻遇规模性有效烃源岩。MY1井须家河组四段天然气为典型煤成气，来自须家河组三段煤系烃源岩；而YX1井雷口坡组四段天然气为油型气，为下伏龙潭组泥质烃源岩生成的原油后期发生裂解所形成。梓潼凹陷不同层系勘探潜力受烃源岩供烃能力、源储组合和输导体系制约，须家河组四段下亚段是最有利的勘探领域，其次为须家河组二段；中上侏罗统和雷口坡组勘探潜力受输导通道的制约。对中、上二叠统天然气勘探潜力的认识分别有赖于对储层物性和台缘带分布范围的进一步研究。

天然氢作为一种新发现的、地质成因的、可再生清洁氢，或将改变未来的氢气能源格局。基于对国内外天然氢勘探和利用现状、研究进展等调研，取得以下4点认识：①美国、俄罗斯、法国、澳大利亚等多个国家已在天然氢气藏勘探研究中取得积极进展，中国仍处于未起步阶段；②天然氢气藏具有5个地质特征，即氢源分布广泛、断层裂缝是氢主要运移通道、游离氢决定资源量大小、资源甜点区埋深浅及氢气藏属于动态成藏系统；③天然氢有深层脱气、蛇纹石化、水的裂解等多种成因机制，天然氢气藏主要分布在陆上火成岩区、金伯利岩、矿体、蒸发岩、油气田、裂谷带岩体和前寒武纪基底7个区域；④现有的氢生成量估算值（254±91）×10⁹ m³/a远低于实际，天然氢有望成为全球清洁氢的主要来源。此外，围绕天然氢学科建立和中国天然氢领域发展面临的理论技术问题提出了相关建议和方向。

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。

渤中坳陷位于渤海湾盆地中心，是渤海海域内最大的富生烃坳陷，其中深层古近系东营组和沙河街组普遍发育超压，同时也是整个渤海湾盆地超压发育范围和幅度比较大的区域。针对异常高孔隙带的成因及其对油气成藏影响，以渤海湾盆地渤中坳陷石臼坨凸起东倾没端QHD35⁃A井深层异常高孔隙发育带为研究对象，利用镜下观察及测录井分析等方法，根据构造背景、沉积背景、储集空间类型及储层物性等方面的研究成果证实了压力封存箱的存在，并从油气运移及保存的角度探讨了其对油气成藏的影响。具体认识为：①QHD35⁃A井沙二段存在明显的压力封存箱特征：顶底均存在厚层泥岩，侧向存在断裂封堵及泥岩的岩性封闭，中部厚层砂岩保留有大量的原生孔隙；成岩作用等也均表明其地层封闭性较好；②该区压力封存箱的存在对油气成藏具有一定的积极影响，其顶板、底板及侧向的封隔为油气保存提供了良好的条件，内部异常压力一方面为油气的运移提供动力，另一方面也通过改善储层物性为油气运移提供通道。该研究成果对于此类地质条件下封存箱的识别、利用及封闭的有效性研究具有指导与借鉴作用。

为明确滨里海盆地东缘B油田石炭系KT⁃I层岩溶特征及成岩相分布规律，综合应用钻井岩心、铸体薄片、常规物性分析及测井资料，得出以下结论：①研究区KT⁃I层明显受到早成岩期岩溶改造，岩溶旋回与沉积旋回密切相关，并控制储层的分布，优质储层主要发育于岩溶旋回中上部的颗粒滩和云坪中；②研究区KT⁃I层的成岩相可划分为7种，分别为：早期强溶蚀相、早期中等溶蚀相、早期弱溶蚀相、早期云化强溶蚀相、早期云化中等溶蚀相、胶结相和压实相，其中除胶结相和压实相为破坏性成岩相外，其余都为建设性成岩相；③研究区中部和北东部A₂与A₃小层的颗粒滩和云坪是建设性成岩相带发育的区域，是KT⁃I层勘探开发的首选区域。上述认识对B油田储层发育机制研究及后期勘探开发具有一定的理论和实践意义。

砂岩储层在关键成藏期以后仍然经历了一个较长时间的成岩作用，储层性质一直在发生变化，属于一个“动态演化”过程，利用现今储层物性去评价成藏期储层含油气性，其效果往往不太理想。针对上述问题，以鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区独贵加汗区带致密砂岩气储层为例，从油气成藏动态角度出发，结合分析测试、测井解释、试气成果等多种地质资料确定了致密砂岩储层现今含气物性下限，然后利用盆地模拟和孔隙度埋深回推等方法恢复了储层成藏期后孔隙度变化增量，从而确定了致密砂岩气成藏期储层的临界物性下限，通过古孔隙度恢复方法分析储层在成藏期是否为有效储层，并进一步利用过剩孔隙度评价了砂岩储层的含油气性。研究结果表明：①研究区盒1段现今储层含气孔隙度下限为4.25%，储层成藏期后孔隙度变化增量平均值为3.1%，储层成藏期临界孔隙度为7.35%；②通过古孔隙度演化定量恢复方法确定盒1段砂岩储层在成藏期孔隙度基本大于成藏期储层临界孔隙度，判定砂岩储层在成藏期具有较好的横向输导天然气的能力；③过剩孔隙度与天然气日产量具有更好的相关性，揭示了利用过剩孔隙度评价致密砂岩储层含油气性是有效的。综合确定砂岩储层成藏期临界物性以及运用过剩孔隙度评价储层含油气性的方法对非常规油气储层评价具有重要的指导及借鉴意义。

松南—宝岛凹陷是琼东南盆地继陵水凹陷之后所发现的又一个具有巨大油气勘探潜力的重要深水勘探区，其北部断阶带构造背景复杂，新生代以来经历了多期应力场的变形和叠加演化，所形成的复杂的构造系统对深水区大中型油气田的形成具有重要的控制作用。运用覆盖研究区的新采集和处理的高精度3D地震资料以及新的勘探成果资料，在精细地震剖面构造地层综合解释的基础上，结合断层活动性定量分析、沉降史反演以及构造演化史恢复等技术，系统地开展北部断阶带的几何学、运动学以及动力学研究。研究结果表明，北部断阶带为由F2断裂、F2⁃1断裂、F12断裂和F12⁃1断裂所构成的右阶斜列式同向叠覆式断阶带，经历了由始新世NE向的高角度正断层向渐新世的近EW向的低角度伸展拆离断层的演变过程，并控制了中央坳陷带大型拆离盆地的发育。断层相互叠接部位形成的大型转换带成为控制源—汇系统、始新统和崖城组主力烃源岩和陵三段扇三角洲和辫状河三角洲大型储集体的关键构造因素。

油气藏形成时间至关勘探目标优选评价和资源潜力评估，历来受到石油地质学家重视。近年来烃类Re⁃Os同位素年代学备受关注，石油地质学工作者试图运用其年龄数据锁定油气藏形成精准时间，但是大多数情况获得的定年结果存在多解性。以四川盆地震旦系—寒武系气藏为例，通过对前人开展的大量年代学数据的梳理分析，重新厘定了震旦系—寒武系油气成藏过程，并系统讨论了沥青Re⁃Os同位素定年存在的问题。研究认为四川盆地震旦系—寒武系天然气藏经历了①奥陶纪至志留纪油藏初次形成、②三叠纪油藏二次形成、③侏罗纪至白垩纪油藏裂解形成天然气藏及④白垩世以来天然气藏调整改造4个阶段的演化过程。其中，川西寒武系低熟生物降解沥青Re⁃Os等时线年龄（约485 Ma）记录了加里东运动前奥陶纪的油气成藏作用，川北震旦系与MVT铅锌矿共生沥青Re⁃Os等时线年龄（约184~128 Ma）为原油热裂解作用及TSR作用的双重响应，川中震旦系—寒武系沥青Re⁃Os等时线年龄（414 Ma，154 Ma）反映了原油生成及热裂解生气的不同信息。在未来研究中，建议在沥青成因、成熟度、原油热裂解程度、TSR程度等研究基础上，开展沥青Re⁃Os同位素分析并对其地质意义进行合理解释。

受构造—沉积分异影响，四川盆地不同地区下寒武统筇竹寺组沉积环境具有较大差异，前人针对不同区域筇竹寺组沉积地球化学特征差异性的系统性对比研究比较薄弱。通过收集整理前人公开发表的四川盆地筇竹寺组16 口钻井、9 条野外剖面地球化学数据，综合前人认识，针对四川盆地不同地区的筇竹寺组沉积地球化学特征进行对比分析，并探讨有机质富集机制，取得4点认识：①德阳—安岳裂陷槽北段较南段古水体环境更为还原，更有利于有机质的富集和优质烃源岩的形成与保存；②四川盆地北部由裂陷槽深水陆棚区到川东北浅水陆棚区，古沉积环境整体由缺氧向氧化过渡，而由川西南浅水陆棚到川中裂陷槽发育区、川西南浅水陆棚到川东南浅水陆棚，沉积水体则逐渐向更还原的环境过渡；③裂陷槽北段及中段整体反映出很高的古生产力水平，且四川盆地筇竹寺期广泛的热液影响背景为有机质富集提供了十分有利的条件；④裂陷槽北段及川西南浅水陆棚区筇竹寺组有机质丰度主要受古生产力强度影响，川东北和川东南浅水陆棚有机质丰度主要受控于古氧化还原环境，裂陷槽中段有机质丰度受古生产力和古氧化还原环境共同影响。研究成果对于深化四川盆地筇竹组沉积环境差异和烃源岩形成条件认识，支撑深层—超深层油气勘探具有重要的理论和实际意义。

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。

轻烃地球化学研究是深层—超深层天然气生气机理研究的重要组成部分。以塔里木盆地和四川盆地为例，在对塔中Ⅰ、克深、龙岗、安岳等气田56个天然气样品轻烃分析的基础上，将中国深层—超深层天然气轻烃组成分为3种类型，其一以链烷烃为主，如塔里木盆地塔中奥陶系天然气，主要是原油进入初期裂解阶段产生；其二以环烷烃为主，如四川盆地安岳龙王庙组天然气，为原油大量裂解阶段产物，反映原油裂解气的成熟度很高；其三以芳烃为主，如塔里木盆地大北气田白垩系天然气，为煤系烃源岩过成熟阶段生成。与海相烃源岩有关的深层—超深层天然气大部分富含链烷烃，来源于煤系烃源岩的大部分富含芳烃，另外，热化学硫酸盐还原作用（TSR）对天然气轻烃组成也可能有影响，在开展海相深层—超深层天然气来源及形成阶段研究时应加以考虑。

渤海湾盆地黄骅坳陷乌马营地区孔店组气藏的发现，带来了天然气成藏层系的新突破，开辟了新的勘探领域。为探究孔店组天然气富集规律和资源潜力，推动黄骅坳陷古近系气藏的勘探，以天然气供给为核心，利用井震资料，通过定量表征方式，研究乌马营地区断盖配置对上古生界煤系烃源岩生成的天然气向孔店组运移的控制作用。结果表明：①输导断层为天然气向孔店组垂向运移提供通道，且断层在成藏期活动速率大于3.6 m/Ma的部位是优势输导通道；②孔三段—中生界盖层的断盖配置垂向封闭性控制天然气运聚层位，盖层断接厚度小于34 m的部位垂向渗漏，有利于天然气穿过盖层向孔店组运移；③断层输导与断盖配置封闭性共同控制天然气向孔店组的供给部位，且断层优势输导通道与断盖配置垂向渗漏区的重叠部位是天然气向孔店组运移的有利部位。

近年来河套盆地临河坳陷不断获得勘探突破，但原油地球化学特征和油源的研究集中在南部的吉兰泰构造带，有关中部纳林湖和北部兴隆构造带仍缺乏研究。开展岩石热解、TOC和饱和烃色谱色质实验分析，结果表明：①研究区原油形成于强还原咸水环境，母源从南向北呈由水生和藻类为主到以陆生生物为主的变化；②吉兰泰构造带的原油均来自本地固阳组烃源岩，兴隆构造带原油具有“自生自储”特征，以本地同层烃源岩为主，纳林湖构造带原油具有“混源”特征；③成熟度、母源的变化和强还原环境中富硫生油母质的存在导致原油从低硫中黏度轻质油到高硫高黏度重质油的物性变化。原油和烃源岩的特征及油源关系的确定可以为生烃机理和资源量等进一步深入研究提供指导，也有利于油气勘探部署。

河套盆地临河坳陷兴隆构造带不同构造部位超压分布差异大，演化过程复杂。根据测井、录井以及实测地层压力等资料，利用改进的超压识别图版和数值模拟方法及实际地质条件，综合识别研究区临河组超压成因，进一步定量评价不同成因超压的贡献率及演化过程，明确不同构造带超压差异分布规律。结果表明：①研究区临河组超压强度从构造高部位到洼槽区有逐渐增大的趋势，其临河组烃源岩层超压成因主要是生烃作用和欠压实作用，储层中的超压成因主要为超压传递作用和欠压实作用；②研究区不同岩性地层各机制超压贡献构成差异较大，生烃增压对研究区临河组烃源岩层总超压的贡献率为56.68%~89.30%，超压传递增压对研究区临河组储层总超压的贡献率为63.80%~96.09%；③距今5.3 Ma，研究区临河组烃源岩和储层中欠压实增压开始形成，之后平缓增加至现今，烃源岩中生烃增压和储层中超压传递增压分别自5.3 Ma和3 Ma以来开始形成并快速增大至现今。该研究既有助于深化认识临河坳陷深层超压形成机制，又可指导该地区后期的油气勘探工作。

松辽盆地大情字井区青山口组二段（青二段）钻井揭示其砂体分布规律极为复杂，随着勘探程度的不断深入，早期“深湖型”三角洲沉积、浅水三角洲沉积等地质认识与生产实践之间的系列矛盾问题日益突出。为解决上述问题，围绕大情字井区开展了系统岩心观察和岩心数据分析。岩心观察显示青二段存在大量指示风暴沉积特征的风暴岩，岩性和粒度分析揭示研究区沉积具牵引流和重力流双重属性，表明青二段除发育三角洲沉积之外，同时还发育风暴沉积。经分析认为，研究区发育的风暴岩根据垂向沉积序列可划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ共5种类型，又根据不同类型风暴岩的沉积过程和搬运距离，近一步在平面上划分为原地风暴岩、近源风暴岩和远源风暴岩3类，其中原地风暴岩以Ⅰ型为主，Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型均为近源风暴岩，Ⅴ型为远源风暴岩。综合风暴岩的沉积特征，结合其剖面、平面展布，建立了研究区风暴沉积模式，从而形成大情字井区青二段三角洲前缘沉积与风暴沉积共同作用的认识，合理解释了实际钻遇砂体的复杂分布规律。研究成果可为该区后期油气高效勘探部署开发提供实际指导，亦可为相似油田区域沉积模式提供总结参考。

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。

继四川盆地川中古隆起安岳万亿方大气田发现之后，在古隆起斜坡区海相多层系又获得了勘探发现。其中古隆起斜坡蓬莱气区灯影组四段（灯四段）成藏条件优越，可能是盆地下一个深层油气富集的重要领域。结合地震和测井资料分析，对蓬莱气区灯四段成藏条件进行评价，指出勘探有利区，并展望其勘探潜力。研究表明：①灯四段大型台缘带发育厚层块状丘滩相孔隙性储层，储集岩性主要为藻凝块白云岩、藻砂屑白云岩，储层厚169 m，平均孔隙度为3.1%。②沉积微地貌和同沉积断裂共同控制了蓬莱气区灯四段台缘相带分异，灯四段上倾方向发育台内洼地相带，具备岩性封堵条件。且台缘带发育丘滩体和丘滩间洼地2种亚相，具备多个大型岩性圈闭发育地质条件，岩性圈闭总面积达2 650 km²。③蓬莱气区灯四段油气原位聚集，经历了古油藏形成、原油裂解成气和气藏调整定型3个阶段，形成了现今多个大型构造—岩性油气藏群。

库车前陆盆地克拉苏构造带为塔里木盆地油气勘探重点领域，其天然气资源量超万亿立方米，但长期受困于含盐褶皱冲断带构造变形复杂等问题，导致研究区构造圈闭落实难度大。基于三维地震资料精细解释，构建构造几何学地质模型，解析克拉苏构造带横向盐相关构造样式以及构造组合特征。研究结果表明，克拉苏构造带西部分别发育阿瓦特段盐上单斜—高幅度厚盐枕—盐下高幅叠瓦+堆垛构造，博孜段盐上单斜—盐焊接+低幅盐枕—盐下低幅叠瓦+冲起构造，大北段盐上单斜+逆冲断裂—盐焊接+盐背斜—盐下低幅叠瓦+堆垛背斜构造，表现出横向上“东西分段”，纵向上“差异叠置”构造特征。结合膏岩岩层横向差异展布特征和主干断裂叠置关系，揭示阿瓦特、博孜和大北段走向构造分段差异主要取决于先存构造和盐岩厚度的不均匀性。

松辽盆地南部长岭断陷查干花次凹火石岭组碱性火山碎屑岩储层矿物岩石成分和组构复杂，储层成因机理、成岩作用及主控因素认识不清，制约了优质储层预测和精细刻画，影响了气藏的进一步高效开发。通过镜下观察、全岩矿物分析、压汞和纳米CT扫描，并结合特殊测井，系统开展了岩石学特征、火山岩相特征、储层微观特征和裂缝特征研究。结果表明：研究区主要有脱玻化、溶蚀、蚀变等7种成岩作用，在此基础上明确了查干花次凹火山碎屑岩储层发育主控因素，认为该区火山碎屑岩属于富钠碱性火山岩，碎屑类型、矿物成分和岩石粒度是决定储层品质的物质基础，后期经过脱玻化、溶蚀和蚀变作用产生3种不同类型次生孔隙，同时构造应力作用产生的大量天然裂缝有利于形成次生孔隙，对储层微观渗流起到了改善和沟通作用，形成了具有“三孔一缝”的储层特征和独特的微观渗流场。这一认识对富钠碱性火山碎屑岩储层评价和甜点预测具有一定的指导意义，为气藏后续高效开发奠定了坚实的基础。

围绕非均匀水侵导致裂缝—孔隙型气藏采收率低这一共性难题，以典型气藏地质模型为基础，研发大型二维物理模拟模型，建立裂缝—孔隙型气藏大型物理模拟实验方法及其装置，开展了气藏水侵规律及对采收率影响和排采优化提高气藏采收率物理模拟实验，研究了水体倍数、配产高低对气藏水侵规律及采收率的影响，探索了排水时机、排水规模、排水方式等对提高气藏采收率的作用。结果表明：①作用于单井的水体倍数和气井配产高低对水侵前缘推进速度、水侵波及特征以及气藏采收率影响均十分显著，开发过程中应合理部署井网和控制气藏采气速度从而降低水侵伤害程度；②排水时机、排水规模、排水方式等技术措施对提高气藏采收率效果影响显著，应根据气藏实际条件制订合理的优化方案。研究成果对类似气藏制订控水开发提高采收率技术对策具有指导意义。

东海盆地西湖凹陷花港组深层砂岩属于特低孔特低渗—致密储层，由于经历了较强的成岩改造，孔隙结构复杂，成因机制不明。利用光学显微镜、扫描电镜能谱（SEM⁃EDS）、扫描电镜阴极发光（SEM⁃CL）、X射线衍射（XRD）、核磁共振、高压压汞及恒速压汞等实验，探究研究区储层矿物组成、成岩作用特征和孔隙成因机制，表征储层孔隙结构特征，并探讨分析沉积及成岩作用对储层致密砂岩孔隙结构的影响以及孔隙结构对流体可动性的影响。结果表明：西湖凹陷花港组深层低渗—致密砂岩储层主要发育黏土矿物晶间孔、溶蚀孔和原生孔，其中黏土矿物晶间孔和溶蚀孔占主导，原生孔少见，且表现出3种不同的孔隙结构特征。综合分析可知，相比低能辫状河水道，由于高能辫状河水道具有粒度粗和石英含量高的特点，具有更好的孔喉保存能力，因此孔隙结构相对更好。石英胶结和黏土矿物胶结都会使孔隙结构变差，但孔隙结构更多地受到黏土矿物胶结的影响。由于研究区钾长石溶蚀程度较弱，溶蚀作用对孔隙结构差异化的影响主要体现在岩屑溶蚀对孔隙结构的影响。相关性分析显示，可动流体孔隙度更适合表征储层流体可动性。黏土矿物胶结和石英胶结都会降低孔喉大小，扩大孔喉分布范围，从而造成可动流体孔隙度降低。

煤层含气饱和度的精准计算及分布特征直接关系到煤层气富集区预测和开发方案有效制定。以鄂尔多斯盆地大宁—吉县煤层气田深8^#煤储层为研究对象，从煤层气等温吸附曲线出发，给出煤层含气饱和度计算模型之后，充分利用地球物理测井资料建立了煤层含气饱和度与兰氏体积、兰氏压力、储层压力及含气量等参数的测井求取方法，进而形成了深部煤层含气饱和度测井计算方法。将该套方法程序化，实现研究区内各井深8^#煤层的含气饱和度计算机可视化自动处理，并编绘了研究区含气饱和度平面分布图。研究表明：所述方法能够较好地用于研究区深部8^#煤储层含气饱和度计算；研究区煤层含气饱和度整体上由东向西递增，由北向南先递减后递增、再递减后递增。其中，过饱和气藏区位于研究区南部DJ50井、DJ37井一带，饱和气藏区主要位于研究区的北部、中部，欠饱和气藏区在研究区广泛分布。该方法可为地球物理测井预测深部煤层含气饱和度提供一种新途径，为煤层气富集区预测提供基础参数。

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。

页岩气开采过程中产生的返排液和产出水（FPW）中污染物总量大，有机物种类复杂，毒性不确定性高，可能对生态系统和人体健康构成威胁。现有研究对美国页岩气FPW中的有机污染物进行了定性定量分析，但在中国仍缺乏系统研究。综述了中美两国页岩气开采废水中的有机污染物组成情况，比较了同类典型有机污染物的浓度差异，并分析了两国页岩气开采产生关键有机污染物组成和浓度差异的潜在原因。研究发现，中国页岩气FPW中绝大多数有机物的浓度均低于美国（如苯系物、多环芳烃等）。中国页岩气FPW中有机物的定量数据相对缺失，仍需加强对中国页岩气场地关键致毒污染物的识别和定量分析。

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。

柴达木盆地北缘二叠系残留分布等关键地质问题引起了普遍关注，关乎到对柴北缘晚古生代沉积—构造演化的深入理解以及能源资源的进一步开发利用。针对柴北缘西段冷湖地区莫坝尔剖面太原群进行了野外地质观察和系统的碎屑锆石年代学研究，结合层内化石和沉积环境分析，尝试厘定柴北缘西段早二叠世沉积地层的沉积和物源特征。在柴北缘西段识别出凝灰质砂岩，在其碎屑锆石中获得年轻锆石年龄平均值为294 Ma，认为应当将该套地层厘定为下二叠统；综合柴北缘东段碎屑锆石与岩石组合等特征，推测柴北缘广泛残留早二叠世的沉积地层。所采集的下二叠统样品碎屑锆石主要年龄谱系分为2组，分别分布在280~329 Ma和415~468 Ma之间，其主要物源对应于柴北缘构造带各期次岩浆岩、柴北缘超高压变质带、柳河群以及达肯达坂群。二叠纪以来，昆仑洋持续不断发生俯冲，板块断裂或回撤，弧下的软流圈上升流明显，引发了瞬态且大规模的火山活动，火山碎屑物质为沉积地层提供了主要物源。研究区上古生界下二叠统的发现为柴北缘地区油气地质研究与勘探部署新方向提供了资料基础。

古潜山是南海西部琼东南盆地深水区重要的油气勘探领域，其中陵南低凸起古潜山领域天然气资源探明程度低，勘探潜力大。为加快陵南低凸起古潜山领域勘探进程，开展烃源条件、储盖组合、输导体系等油气成藏条件的综合评价，同时结合多种地球物理手段预测潜山裂缝型储层，提出后续评价有利目标。结果表明：①陵南低凸起古潜山紧邻乐东—陵水富生烃凹陷，发育新生界厚层海相泥岩盖层与中生界花岗岩潜山储层优势储盖组合，具有大型沟源断裂、潜山内幕断裂、继承性构造脊等组成的复合运移模式以及源储压差大、近源充注的优势，成藏条件优越；②应用似然体、蚂蚁体、曲率体以及属性融合技术，结合区域构造应力场以及主要断层产状，综合预测陵南低凸起潜山裂缝型储层的展布特征，圈定有利勘探区带陵1构造、陵4构造，有助于推动后续勘探评价工作的进行。陵南低凸起古潜山整体油气成藏条件优越，预测多个构造储层发育，规模成藏概率大，是琼东南盆地继中央峡谷水道之外又一深水油气勘探新的有利方向。

致密砂岩储层孔喉结构复杂，增加了储层勘探开发难度，成为影响油气充注、控制储层含油性的关键因素。通过铸体薄片、扫描电镜、微米CT扫描等定性描述方法，结合高压压汞、核磁共振等定量分析手段系统研究鄂尔多斯盆地志靖—安塞地区延长组8段（长8段）致密砂岩储层孔喉结构特征，探讨孔喉结构对储层含油性的控制作用。结果表明：研究区致密砂岩储层主要发育有残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔及晶间孔。储层孔喉整体排驱压力及中值压力高，孔喉半径小、连通性差。粒间孔进汞曲线形态优于粒内孔，进汞饱和度高，核磁共振呈明显双峰或三峰形态，不同孔隙类型主导下孔喉结构差异性明显。致密砂岩储层含油性受孔喉大小分布、孔隙与喉道相对比例及孔喉连通性控制。有利于油气充注的孔喉半径大小分布在0.01~1.0 μm之间，且该区间孔喉分布频率应占总孔喉数量的40%以上，并随该区间孔喉分布频率增加，储层含油性变好。孔隙和喉道相对比例越适中（V _r值为2.2~3.1），孔喉分选及连通性越好，储层含油性越好。

四川盆地东部须家河组是重要的油气勘探层系，但该时期区域内盆山耦合关系制约下物源—沉积格局的时空配置缺乏宏观认识制约了进一步的勘探与开发。在钻井和野外露头观察及二维地震测线资料的基础上，结合古水流、重矿物组合、稀土元素及碎屑锆石特征，系统开展了川东地区须家河组物源体系研究，阐明沉积体系的时空配置与盆山耦合关系，建立了周缘构造活动控制下的古地理演化过程。须家河组沉积时期共划分出北部米仓—大巴山构造带、东部江南—雪峰构造带、南部黔中古陆3个物源体系。主要为陆相碎屑岩沉积，发育辫状河三角洲—湖泊沉积体系。三角洲沉积体系在各时期均有发育，湖泊沉积体系主要发育在须三段中部地区，须五段迁移至西部。晚三叠世，扬子与华北板块俯冲发生碰撞造山运动，同时与华夏地块持续作用，使盆地北部米仓—大巴山构造带隆升且供源逐渐增强，江南—雪峰构造带持续供源。须三期米仓—大巴山构造带逐渐开始活动但供源较为局限，江南—雪峰造山带已广泛隆升接受剥蚀，沉积中心位于中部大竹和邻水等地。须四期—须五期构造作用加剧使得周缘物源区发生强烈隆升，盆内为多物源沉积，沉积中心较须三期向西迁移至广安和合川一带。须六期扬子地块持续向北俯冲，使米仓—大巴山构造带保持抬升并出露基底遭受剥蚀，砂体逐渐填平补齐，沉积中心相较于须四期—须五期继续向西迁移至潼南地区。重建川东地区须家河组沉积时期周缘构造带控制下的古地理演化对于该地区油气勘探具有重要的指导意义。

四川盆地磨溪地区龙王组气藏开发资源潜力大，但气藏储层非均质性强，气水关系复杂，不同水侵模式下的水侵主控因素尚不明确，水侵形势日趋严峻造成部分储量难以有效动用，进而影响气藏采收率。以安岳气田磨溪开发主体区块为主要研究对象，基于岩心、薄片、常规及成像测井、地震及生产动态等资料，划分了产水井类型，动静结合厘定了不同井区水侵主控因素及水侵规律。研究结果表明：①依据产水特征，可将产水井划分为快速上升型、缓慢上升型、稳定型和复合型，4种类型产水井产水特征明显不同。②不同产水类型井水侵受裂缝发育程度、溶洞型高渗层分布、构造因素和储层连通性耦合控制，产水快速上升型受裂缝发育程度主控，缓慢上升型受溶洞型高渗层分布主控，稳定型产水井储层较为均质，复合型受多种因素共同控制。③不同主控因素影响下，不同井区表现为不同的水侵模式：MX009⁃3井区水侵模式为裂缝水窜型，水侵速度快，产水量高；MX8井区水侵模式为高渗层指进型，产水量快速上升而后趋于稳定；MX10井区为视均质储层，水侵模式为边水舌进型，边水推进相对均匀；MX204井区位于气水过渡带，表现为底锥横侵型。研究成果可为提高气藏采收率以及开发技术政策的调整提供地质指导，为同类型有水气藏水侵规律研究和开发评价提供借鉴。

珠江口盆地白云凹陷西南部通过新钻井发现优质储层，但是目前关于该区域珠海组储层孔隙演化与成岩作用过程的相关研究很少，制约着深水区优质储层的评价与潜在甜点区的有效预测。首先选取白云凹陷珠海组最新深海钻井岩心作为研究对象，结合大量薄片、铸体薄片、X射线衍射以及岩石物理性质测试等资料，对其岩石特征、孔隙演化、成岩作用以及对储层物性的影响等方面进行了系统研究。结果表明：珠海组砂岩储层主要为长石砂岩和长石岩屑砂岩。储层孔隙类型以原生孔隙和次生溶解孔隙为主，原生孔隙大多受到改造，溶蚀孔隙比较多见。珠海组砂岩储层经历了强烈的成岩作用改造，包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。系统总结了白云凹陷西南珠海组存在4种典型的成岩相：中—细粒砂岩机械压实相、中—细粒砂岩硅质胶结相、细—粉粒砂岩碳酸盐胶结相与中—细粒砂岩胶结—溶解混合相，并分析了成岩作用、成岩阶段与孔隙演化之间的耦合关系。通过对影响优质储层发育成岩因素的分析，发现压实作用是控制储层质量的主要因素，胶结作用和溶解作用是影响储层岩石物理性质的次要控制因素；碳酸盐含量和黏土矿物含量与物性呈明显的负相关；靠近生烃中心区域的储层接受大量酸性流体，引起的溶解作用进而形成的次生孔隙也能提高储层的物性。研究成果既有益于丰富白云凹陷珠海组储层研究理论体系，也能为类似深水油气勘探工作提供科学依据。

针对准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷吉15井石炭系—二叠系多层段含油气、多套烃源岩及其油源关系仍有异议的关键问题，在各段原油与油砂物性特征、族组成特征、碳同位素特征与生物标志物特征分析基础上，主要依据生物标志物组成特征，综合考虑原油碳同位素等，将石炭系—二叠系原油类型划分为A、B、C 3类，明确了不同类型原油的来源，最终建立了石炭系—二叠系油气成藏模式。A型原油分布在二叠系梧桐沟组与芦草沟组上段，是源自芦草沟组咸水湖相烃源岩的低熟油，其中梧桐沟组属于古生新储，芦草沟组上段为自生自储；B型原油分布在芦草沟组下段与石炭系松喀尔苏组b段顶部，来自凹陷深部成熟度更高的松喀尔苏组b段烃源岩，并混有少量芦草沟组所生原油，具有侧向运移特征；C型原油分布于松喀尔苏组源岩内部的火山岩夹层，为低熟原油，属于近源自生自储。该认识肯定了准噶尔盆地东部地区石炭系烃源岩的有效性，为下步石炭系油气战略突破区的勘探提供了重要依据。