开鲁盆地奈曼凹陷发育独特的天然碱矿，碱、盐、油共生。基于地震、测井、钻井岩心的分析测试等资料，明确了其白垩系义县组矿床的岩性组合、矿物特征、矿床特征及展布规律，从古构造、古气候、成矿物质来源及耦合关系方面探讨了天然碱矿成因及成矿模式。研究结果表明：①奈曼凹陷白垩系义县组矿床具有埋藏深、产状陡、断层发育的特征；矿层单层厚度小，隔夹层多；矿体形态近似椭圆形，南北向展布，中间厚四周薄，呈透镜状分布；发育2种沉积序列，矿床边部以苏打湖型（泥质白云岩—天然碱—泥岩）沉积序列为主，矿床中心为盐湖型（泥质白云岩—天然碱—石盐—天然碱—泥岩）沉积序列。平面上，碱—盐碱—盐呈环带状分布。②研究区矿床普遍含油，泥岩层原油赋存于细碎屑粒间孔、黏土矿物晶间孔、裂缝和干酪根中，碱、盐层油气主要赋存于矿物晶间孔缝、解理缝、包裹体、晶格缺陷中。③研究区天然碱矿为“古地貌、古气候、火山活动”三元耦合成矿模式，义县组沉积时期为封闭湖盆，周缘富钠安山岩持续向湖盆供给Na⁺；富含有机质泥岩腐烂分解产生了大量的CO₂，提高了卤水中CO₂浓度；燕山期频繁的火山活动，深部热液、幔源气通过断裂上涌，提供了大量CO₂及富含Na^＋热液；义县组沉积末期，持续的干旱气候导致湖水发生高度浓缩而达到饱和，结晶析出天然碱或石盐，经后期成岩作用形成了天然碱矿。

渭河盆地氦气资源丰富，具有良好的勘探开发潜力。通过综述渭河盆地氦气资源相关研究进展，总结了氦气的勘探历程、氦源岩、氦气载体及地下水系统、成藏理论模型、资源量预测、远景区优选等相关要素，探讨了氦气勘探开发关键技术现存问题及应对措施。研究成果表明：①渭河盆地氦气资源发现于20世纪70年代，至今已实施了重、磁、化、地震、钻井及最新部署的5口氦气专属探井等大量实物工作量，但勘探程度依然较低。②渭河盆地基底及南缘广泛分布的氦源岩具有巨大的生氦潜力，其有效性与放射性元素Th和U含量、形成时代及地质构造特征等密切相关；深部可能残留有晚古生代煤系地层，为深部氦气向上运移提供载体气源，且富氦天然气与地下水关系密切，载体气及地层孔隙-孔隙水均是氦气运移和富集的重要载体；依据成因法可估算盆地有效氦气资源量为33.8×10⁸ m³；华州—潼关地区地热能、生物气、氦气3类资源分布相互叠置，可作为多资源综合勘探与开发的重要目标区域。③华州探区氦气探井钻遇太古宙变质岩基底与印支—燕山期花岗岩，富氦天然气成藏条件受氦源岩、深大断裂、有效封盖条件等多因素控制。④针对氦气资源勘探开发面临的储量无法准确评估、勘探难度大、关键工程技术有待改进、经济可持续性有待研究等问题与挑战，提出了加强地震资料处理与氦气井下工程技术攻关、优化安全钻井配套技术、尝试开展井口氦气提取及提浓相关工作等的应对措施。

通过引入基岩控制方程、裂缝控制方程和热-流-固耦合关系，并借助COMSOL软件，开展了多簇压裂条件下CO₂-EGS干热岩热储水平井开发数值模拟研究。研究结果表明：①建立的数学模型重构了热-流-固耦合关系，修正了裂缝孔隙度和渗透率与应力的函数关系，改进了CO₂密度、黏度和比热容随压力与温度的变化关系。②考虑基岩、盖岩和围岩的热补偿作用，提出了多源热补偿模拟方法，据此建立了多簇压裂条件下CO₂-EGS干热岩热储水平井开发数值模型。③通过数值模拟，讨论了干热岩的温度场、渗流场及应力场的演化规律，揭示了水平井井网、多簇压裂缝网的布局以及超临界CO₂的性质直接影响CO₂-EGS的演化过程。④CO₂-EGS干热岩热储水平井开发的控制因素包括热-流-固（THM）三场耦合机制、水平井井网参数和多簇压裂缝网参数。THM三场耦合产出液质量流量相对于TH两场耦合提高了5.76%，但取热周期缩短了3.3 a；合理的水平井井网参数为一注两采，水平井长度为1 250 m，水平井井距为300 m；最优的缝网参数为缝间距75 m、缝宽3 mm、缝高40 m。

基于现代沉积卫星图像类比，结合岩心、测井及开发动态等资料，对东营凹陷林东地区中新统馆陶组四段网状河的微相类型及其分布特征进行了分析，并对储层砂体进行了刻画，建立了多元分类模型。研究结果表明：①林东地区网状河可划分为河道、天然堤、决口扇、河道间4种微相，河道砂体在平面上呈网状，单一段内河道弯曲度较小，交汇而成的网状河道为中高弯度，剖面上砂体呈顶平底凸的透镜状，局部叠置形成厚度大于10 m的“砂墙”；天然堤砂体分布于河道两侧，宽度为18～430 m，在剖面上呈楔形，厚度一般小于3 m；决口扇少量发育，平面上呈扇状展布，剖面上为楔形薄层（厚3～5 m）；河道间大面积发育，占研究区面积的43%～70%。②研究区馆陶组网状河与现代嫩江网状河在沉积环境、沉积微相特征、水动力与地貌演化方面均有相似性；其河道砂体长轴为北西—南东走向，平面连片分布且连续性较好。③研究区单一河道规模较小，宽度为65～170 m，厚度一般小于5 m，主要发育河道-河道、河道-天然堤2类构型拼接样式。④注水后生产效果及示踪剂动态分析结果显示，研究区注采井发育单一河道砂体且沿NW—SE物源方向展布，水驱优势方向、示踪剂优势运移方向均与古河道延伸走向一致，河道间泥岩或天然堤低渗带形成渗流屏障。

银额盆地油气勘探程度较低，油气分布规律和勘探方向有待进一步明确。通过分析银额盆地油气勘探历程，梳理了不同阶段的勘探进展和存在问题，总结了钻探认识，明确了油气藏类型和下一步勘探方向。研究结果表明：①银额盆地经历了普查、综合评价、重点坳陷勘探和整体认识4个阶段，重点以白垩系—侏罗系与石炭系—二叠系为目的层，盆地的油气成藏条件研究逐步深入，已取得较大进展。②普查阶段主要应用重磁、电法和地震等手段，圈定了重点凹陷的分布范围，部署二维地震。综合评价阶段以中生界为目的层，划分了构造单元，按照断裂构造高点控藏模式发现了查干、路井凹陷的低产油流。重点坳陷勘探阶段分别以中生界和上古生界为目的层，在哈日凹陷、拐子湖和天草凹陷分别实现了工业油气流发现，但是产油层系归属存在中生代和晚古生代争论。盆地整体认识阶段厘清了盆地现今结构，指出石炭系—二叠系为中生代断陷盆地的褶皱基底，建立了中生代岩性油气藏和前中生代古潜山油气成藏模式，油气主要分布在面积不大的各个中生代箕状断陷缓坡下部，资源相对分散。③银额盆地是发育在海西期造山带褶皱基底之上的中生代断陷盆地，主要油气产层和油气来源为中生界，上古生界经历不同程度的变形变质作用，油气资源潜力有限；中生界白垩系、侏罗系的厚层湖相泥岩、泥页岩等非常规油气藏是盆地下一步的重点攻关目标。

利用流体包裹体、生烃热模拟、TOC、物性、薄片等分析化验资料，结合埋藏史-热史，系统研究了莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组的成藏地质条件、成藏过程以及成藏主控因素，建立了成藏模式。研究结果表明：①莺歌海盆地莺东斜坡区中新统三亚组烃源岩有机质类型以腐殖型干酪根为主，北段、南段TOC平均值分别为0.77% 和1.21%。渐新统煤系烃源岩TOC平均值为1.41%；莺东斜坡带渐新统、中新统烃源岩具有早期浅埋、长期处于未成熟—低成熟阶段，晚期快速深埋、短期快速进入成熟—高成熟演化阶段的特征，南段近凹区烃源岩演化程度最高，其次是南段斜坡区、中段近凹区和北段，中段斜坡区演化程度最低；北段储层平均孔隙度为13.56%，渗透率主峰为0.1~1.0 mD，南段平均孔隙度为11.53%，渗透率主峰为1.0~10.0 mD，渗透性明显优于北段，储集空间主要为溶孔；持续活动的走滑断层、派生裂缝及物性相对较好的规模砂体构成的复合输导体系保障了天然气的高效立体运移。②三亚组天然气组分以CH₄为主，体积分数中值为83.16%，以煤型气为主，北段主要来自三亚组及下伏渐新统，南段天然气成熟度为1.3%~1.7%，明显高于北段，主要来自下伏渐新统。③三亚组气藏具有“多期持续充注，晚期成藏为主”的特征，南段、北段均经历了3期油气充注，主充注期为更新世。南段油气主充注时间（3.5~1.0 Ma）早于北段（2.2~1.0 Ma），且充注丰度高于北段。④三亚组具有“走滑断层控烃、物源叠合构造活动控储、走滑断层活动叠合裂缝超压活化控输”的成藏特征。烃源岩演化、输导效率、储层特征是天然气成藏的主控因素。

柴达木盆地侏罗系煤岩气勘探处于起步阶段，具有较大的勘探潜力。基于露头、钻井、地震及实验分析等资料，对侏罗系煤岩分布、品质特征进行了分析，从生气能力、储层条件、储-盖组合及含气性4个方面对成藏条件进行了评价，明确了其成藏模式及资源潜力。研究结果表明：①柴达木盆地侏罗系煤岩主要分布于中—下侏罗统湖西山组、小煤沟组和大煤沟组，厚度大，分布面积广，从山前地表到盆地腹地埋深近10 000 m均有分布，生气能力强，为煤岩气的生成提供了良好的物质基础。煤岩以半亮煤—亮煤为主，镜质组含量高，平均体积分数为65.5%，具有高挥发分、特低水分特征，煤岩品质好。②研究区侏罗系煤层岩性以泥岩、炭质泥岩及煤岩为主，煤岩厚度为1.0～80.0 m，TOC平均为57.60%，生烃潜量（S₁+S₂）平均为79.9 mg/g，氢指数最高达165 mg/g，盆地腹地埋深在4 500 m以上，Ro普遍大于1.5%，最高可达3.5%或以上，整体生气能力强；发育气孔、微裂隙、残留组织孔和矿物晶间孔等4种孔隙类型，中、宏孔占比高，具有高含游离气的储集条件；湖沼沉积环境下形成了煤泥和煤砂2种储-盖组合。③研究区侏罗系煤层发育自生自储和下生上储2类成藏模式，初步估算煤岩气资源量达2.32×10¹²m³，勘探潜力大，鱼卡—九龙山地区中侏罗统和牛东—冷湖地区下侏罗统是深层煤岩气有利勘探方向。

针对中—低勘探程度盆地的油页岩资源评价，传统的体积法与类比法存在局限性，利用间接参数体积法更适用于北美Appalachian盆地的资源评价。基于泥页岩总有机碳（TOC）含量与含油率的良好正相关性，确定油页岩阈值及含油率区间，并计算校正系数，再进一步应用校正系数获得油页岩厚度、面积及热解烃量（S₂），进而估算油页岩的资源量。研究结果表明：①北美Appalachian盆地的油页岩资源主要分布在西部Ohio地区，Ohio地区主力层位为上泥盆统Ohio油页岩段，自下而上可细分为Huron、Chagrin和Cleveland等3个亚段。总体上岩性以深灰色—黑色页岩为主，夹薄层粉砂岩。②研究区Ohio泥页岩TOC为1%~12%，含油率为0.33%~9.31%，油页岩含油率为3.50%~9.31%，S₂为35.2~95.7 mg/g，校正系数为0.647。③泥页岩厚度乘以校正系数可获得研究区油页岩厚度为10~80 m。将TOC等值线转换为含油率等值线，以含油率3.50%圈定为油页岩面积（4.612×10⁴ km²）。④应用间接参数体积法计算出研究区地面干馏和原位转化油页岩的油资源量分别为202×10⁸ t和173×10⁸ t，相应可采资源量分别为86×10⁸ t和39×10⁸ t。

通过大量钻井岩心实验分析和地震资料解释，对鄂尔多斯盆地环西地区三叠系长8₁沉积及储层特征进行了分析，并探讨了油气成藏主控因素，总结了其油气成藏模式。研究结果表明：①环西地区三叠系长8₁发育三角洲平原沉积，辫状河道是主要的储集体，东部储层孔隙度平均为7.9%，渗透率平均为0.43 mD。西部储层孔隙度平均为15.8%，渗透率平均为12.00 mD。②大量排烃时期，研究区长8₁古构造表现为东西高、中间低的形态，西南部、西北部及天环坳陷轴部构造圈闭发育，为油气聚集场所。东部长7发育黑色泥岩页，属优质烃源岩。西部长7发育暗色泥岩，属差—中等烃源岩。平面上，烃源岩厚度自东向西逐渐减薄，西部构造高部位烃源岩不发育，但西部长8₁储集砂体厚度大，平均为24 m，天环坳陷轴部砂体厚度最大，自轴部向西翼逐渐减薄尖灭。③研究区东部长8₁原油来自上覆长7黑色页岩，具有上生下储、近源成藏特征。西部长8₁原油来自东部长7黑色页岩及西部长7泥岩，具有混源特征，北西向断裂及轴部厚层砂体为油气运移提供了通道。油藏类型可分为3类，一是天环坳陷轴部的构造油藏，背斜圈闭为主要勘探对象；二是天环坳陷西翼发育构造背景下砂岩上倾尖灭油藏，南北向砂岩尖灭带是主要的勘探方向；三是东部发育致密岩性油藏，近源砂体为主要勘探方向。

近年来，川中北部蓬莱气田的东坝1井在寒武系龙王庙组测试获得工业气流。基于岩心、薄片、阴极发光、常规测井、成像测井、地球化学数据等相关资料，系统研究了川中北部蓬莱气田龙王庙组储层特征、成因及分布规律。研究结果表明：①蓬莱气田龙王庙组优质储层岩性以鲕粒云岩为主，砂屑云岩次之；储集空间以溶洞、针状溶孔、残余粒间溶孔和粒内溶孔为主，伴生少量裂缝，整体孔隙度主要为2%~6%，渗透率主要为0.001~1.000 mD，属低孔-低渗储层；可划分为溶洞型（平均孔隙度和渗透率分别为4.2%，0.209 mD）、溶孔型（平均孔隙度和渗透率分别为3.6%，0.052 mD）和孔隙型（平均孔隙度和渗透率分别为3.0%，0.034 mD）3类，其中前二者为优质储层。②优质储层的发育主要受沉积相、准同生大气淡水溶蚀作用、准同生白云石化作用、浅埋藏顺层岩溶作用和构造破裂作用的影响，其中浅埋藏岩溶作用对研究区西部优质储层的影响尤为显著。③优质储层主要分布于西部PS15井区，厚度普遍大于10 m，局部超过30 m；优质储层在东部PS8—PY1井区亦有分布，厚度一般为8~15 m。

中国陆上中小盆地总体认识程度低、勘探程度不高，油气资源潜力与勘探方向不明确，但部分盆地已取得大规模油气发现。通过将全国中小盆地纳入同一盆地类型进行整体对比研究，探讨了中小盆地油气富集的关键控制因素，进而进行中小盆地勘探战略选区与有利盆地优选，以明确中小盆地勘探方向。研究结果表明：①构造域背景及构造活动过程是影响中小盆地以盆地群特征发育的关键控制因素，在较大稳定构造域周缘以发育快速沉降形成的原生型沉积盆地群为主，在活动带内部及其周缘主要发育改造残留型沉积盆地群，在多期次构造活动区域多发育叠置型沉积盆地群。②原生型盆地主要发育中—新生界湖-沼相煤系地层和湖相泥质烃源岩系，以Ⅱ—Ⅲ型有机质为主，部分盆地有机质丰度达0.5%以上，但不同盆地、不同层系及相同层系不同部位成熟度变化大；部分改造残留型盆地发育古生界海相或海陆过渡相碳酸盐岩、泥质烃源岩系，以Ⅰ—Ⅱ型有机质为主，部分盆地有机质丰度达到0.3%以上，成熟度较高，处于成熟—过成熟阶段；中下组合是叠置型盆地烃源岩发育的主要层系。③决定部分中小盆地富集油气的主要因素包括：原生型盆地经历了完整的湖盆填充演化过程，改造残留型盆地遭受的抬升和剥蚀作用没有破坏成盆期优质烃源岩的主体部分，叠置型盆地往往具备优质烃源岩成熟与保存的后期改造过程，均经历了后期的深埋作用；盆地区具有以高地温梯度为特征的深部热背景，有利于烃源岩成熟、油气规模运移和生成烃类的有效保存。④中国陆上环鄂尔多斯盆地周缘部分原生型盆地、泛河西地区部分改造残留型盆地、沿郯庐断裂带发育的部分走滑-拉分盆地、南方部分后期改造程度低的古生界残留盆地和新生代发育的原生型盆地、西部较稳定区域发育的部分叠置型盆地中下组合均具备良好的油气勘探潜力。近源勘探或顺流体运移优势路径开展探索是中小盆地油气勘探必须把握的关键，中小盆地已构成中国陆上油气勘探战略选区的重要接替领域。

萍乐坳陷上二叠统乐平组是华南地区重要的含煤地层，具有较好的煤系页岩气成藏条件。采用薄片鉴定、X射线衍射、有机地球化学分析、扫描电镜、高压压汞、低温N₂和CO₂吸附等多种测试手段，对萍乐坳陷西段乐平组煤系页岩储层矿物组成、有机地球化学特征、孔隙类型、孔隙结构及孔隙发育影响因素等进行了研究，并探讨了页岩气勘探前景。研究结果表明：①下扬子地区萍乐坳陷二叠系乐平组煤系页岩主要由碎屑颗粒、泥质和炭质构成，脆性矿物含量较高，可压裂性较好；TOC含量较高，干酪根类型为Ⅱ₁，Ⅲ型，热演化达到高成熟—过成熟阶段。②页岩孔隙度大多为3.75%~4.67%，渗透率大多为0.006 2~0.009 1 mD，具有低孔、低渗特征；孔隙类型以粒间孔、粒内孔及微裂缝为主，有机质孔较少。③页岩平均孔容为0.020 2 cm³/g，平均比表面积为15.02 m²/g，介孔对总孔容的贡献最大，微孔对总比表面积的贡献最大，孔径具有“多峰态”分布特征。④石英和碳酸盐矿物能促进介孔、抑制微孔的发育，石英含量增加降低了孔隙非均质性，碳酸盐矿物增加则提高孔隙非均质性；黏土矿物和有机质均能促进微孔、抑制介孔的发育，黏土矿物增加提高了孔隙非均质性，有机质则增强了孔隙均质性。⑤研究区煤系页岩的可压裂性、生烃潜力和储集能力均较好，且保存条件良好，优选出杨桥、丰城、付家圩、太阳圩为煤系页岩气勘探有利区，其中丰城地区可作为下一步勘探重点目标区。

四川盆地德阳—安岳裂陷槽及周缘寒武系筇竹寺组页岩气勘探已获重大突破，展现出较大勘探潜力。综合钻井岩心、测井以及地震剖面资料，开展了筇竹寺组精细划分和展布特征研究，深入解析了裂陷槽古地貌对沉积的控制作用。研究结果表明：①四川盆地德阳—安岳寒武系筇竹寺组可划分为8个小层，其中1，3，5，7小层以泥页岩为主，2，4，6，8小层以粉砂岩为主，各小层可依据沉积旋回特征、测井曲线特征、岩石颜色与岩性特征、含生物特征实现精确识别。②德阳—安岳裂陷槽内部地貌单元（槽内深水区、槽内斜坡区、槽外隆起区）对寒武系筇竹寺组的沉积具有决定性控制作用。筇一段（1—6小层）为裂陷槽控制下的充填式沉积，南北均存在厚度高值区，沉积范围随时间推移逐渐扩大；筇二段（7—8小层）则转变为广覆式沉积，厚度高值区相较筇一段明显东移。③裂陷槽控制了筇竹寺组优质烃源岩的发育与分布，内部4套富有机质页岩储层（1，3，5，7小层）与其上覆致密泥质粉砂岩盖层（2，4，6，8小层）构成了有效源-储-盖组合，具有“生储倒置”成藏模式，槽内、槽缘多套源-储-盖叠置体系主导了震旦系—寒武系大型岩性油气藏的形成。裂陷槽内优质页岩储层与槽缘台地带丘滩体岩性圈闭为下一步勘探的两大重点方向。

近年来，塔里木盆地超深层碳酸盐岩油气勘探获得了突破，在顺北地区多条走滑断裂中均获得了油气发现。通过地震剖面解释，以顺北5号走滑断裂带南段为例，分析了走滑断裂带的通源性、输导作用和储集改造性，并探讨了其控藏作用。研究结果表明：①塔里木盆地顺北地区走滑断裂带在超深层碳酸盐岩油气成藏过程中具有通源性、输导作用和储集改造作用。综合多因素建立半定量评价标准，将通源性划分为强通源、中通源和弱通源3类。②顺北地区发育阿瓦塔格组和吾松格尔组2套膏盐岩地层，影响了油气的跨层输导。膏盐层可划分为逃逸减薄型、破碎隆升型和隆升增厚型3种类型，走滑断裂发育处膏岩层厚度变小，断层活动时，油气易突破膏盐层的封堵而向上运移；受挤压应力影响，膏盐层易发育分支断层，与直立主走滑断层相交，造成地层破碎，油气可通过小型分支断层及破碎的地层向膏岩层上部地层充注，从而进行油气输导。③顺北地区深层碳酸盐岩储集空间主要为洞穴、孔洞和裂缝，地震上具有断裂+“串珠反射”、断裂+“杂乱反射”和断裂+“弱反射”特征，储集体主要为构造应力形成的地层破碎带，后期叠加了深部热液流体的改造作用。裂缝可划分为高角度缝、斜交缝、不规则裂缝及诱导缝等。④顺北地区可划分为“强通源-强输导-优储集-优富集”、“强通源-弱输导-优储集-中富集”和“弱通源-弱输导-差储集-差富集”3种油气富集模式。

利用时频电磁、剩余磁力和高精度三维地震，结合钻井、测井、试油、分析化验等数据，探讨了准噶尔盆地东部石炭系火山岩储层特征，并通过数值模型分析法对有利储层分布区带进行了预测。研究结果表明：①准噶尔盆地东部石炭系发育多条逆冲断裂，整体呈现凸起-凹陷断裂相接的构造格局，凸起所在位置多发生剥蚀现象，火山岩储层主要分布于吉木萨尔凹陷、吉南凹陷、阜康凹陷和古城凹陷，岩性主要为玄武岩、安山岩、流纹岩与火山碎屑角砾岩。②研究区石炭系火山岩油气藏为裂隙式火山喷发机制，优势岩相为爆发相和溢流相，爆发相主要分布在中部地区，溢流相主要分布在东部和北部，且在平面上呈线性或条带状展布，与断裂展布具有较好的匹配关系。③研究区火山岩储层的发育受控于风化淋滤作用、岩相组合方式和裂隙发育程度，其中风化淋滤作用占主导，储层距石炭系顶界面越近，物性越好。④研究区有利储层主要为近火山口爆发相的火山角砾岩、溢流相的安山岩及玄武岩，主要分布于研究区西部、中部及东南部，其中西部古地貌构造高部位和斜坡带火山岩储层的物性最好。

为了解决低阻油藏传统电法测井含油饱和度解释困难的问题，提出了一种基于随机森林优化算法的低电阻率储层含油饱和度评价方法，并应用于鄂尔多斯盆地环庆地区侏罗系延安组低阻储层中。研究结果表明：①基于随机森林回归算法建立含油饱和度解释模型，引入克拉克星鸦算法（NOA）优化随机森林超参数寻优过程，综合利用岩心和测井资料，经机器自学习训练，建立新的模型（NOA-RF）。②NOA方法加快了随机森林模型的训练速度，集中寻得全局最优超参数组合用时26.17 min，相比传统网格法的耗时缩短了36.18 min，且提升了含油饱和度模型的拟合精度（96.6%），优于传统网格搜索法（83.9%）和Archie法（45.2%）的精度。③利用NOA-RF模型预测的环庆地区低阻储层的含油饱和度与岩心实际含油饱和度相关系数达0.977 9，油水层识别的准确率为93.33%，比传统Archie法的准确率高53.33%。

通过“三步法”复杂网状裂缝地震综合预测技术，对四川盆地北部三叠系须家河组致密砂岩“断缝体”储层中不同方位、不同期次的裂缝发育强度和规模进行了地震定量预测。研究结果表明：①地震预测技术流程为，利用反褶积广义S变换开展高分辨分频蚂蚁追踪，通过构建离散网格模型预测裂缝期次和方位；根据衰减各向异性理论建立方位衰减弹性阻抗QVAZ方程，结合组稀疏反演完成对裂缝密度的叠前定量预测；综合上述2种技术进行优势互补与叠合分析，完成对复杂网状裂缝的空间描述。②川北通江地区三叠系须家河组“断缝体”致密砂岩储层中裂缝主要发育在断层附近，且走向与断层走向较一致，以构造成因裂缝为主，局部背斜构造的地层发育相对稳定，褶皱形成过程中伴生的张裂缝并非“断缝体”储层“甜点”区，而多期规模裂缝的交会部位是规模复杂网状裂缝发育的有利区。③该方法可对低序级断层进行高清识别，减少了复杂构造区低信噪比及岩性突变的影响，规避了局部地层褶皱可能带来的裂缝假象，降低了传统方法对地震资料信噪比的依赖，预测的层间微裂缝分辨率高，预测结果与实钻井的FMI解释、测试产能吻合度较高，依据该方法新部署的M15井在须四段试气获10.35×10⁴ m³/d工业气流。

常规地震反演技术对井网密度小、单层厚度小及非均质性强的储层预测精度低。基于匹配追踪与Wigner-Ville分布时频方法、稀疏理论及贝叶斯理论，提出了一种基于地震分频的多级稀疏正则化反演方法，进行了模型数据测试，并在渤中凹陷石臼坨凸起古近系东营组二段储层预测中进行了实际应用。研究结果表明：①地震分频多级稀疏正则化反演主要思路为利用匹配追踪-Wigner-Ville分布技术（MP-WVD）将地震信号分解为大、中、小3个尺度的频段；采用贝叶斯理论构建多尺度稀疏反演目标函数，将L2，L1，L0范数约束项分别作用于大、中、小尺度反演过程，以大尺度反演结果为中尺度反演的先验约束，以中尺度反演结果为小尺度反演的先验约束，最终反演结果为小尺度反演的结果。②模型数据测试结果表明，MP-WVD时频谱比连续小波变换时频谱、S变换时频谱的能量集中性更强，时间和频率方向的分辨率均更高，且有效克服了WVD变换时频谱交叉项干扰的问题。③地震分频多级稀疏正则化反演在渤中凹陷石臼坨凸起古近系东营组二段储层波的应用结果显示，纵波阻抗反演结果与测井声波阻抗曲线吻合度较高，比稀疏脉冲反演结果的分辨率更高，较高的纵向分辨率对薄层刻画更准确。

层序地层学理论和方法为地层分析提供了新工具，有助于深化对沉积模式和盆地演化的理解。传统的层序地层学理论中，沉积单元与部分名词术语（如层序界面、体系域、准层序等）是主要针对海相沉积系统提出的，而湖相沉积系统因受构造运动与高频气候旋回的复合控制，非海平面变化驱动，其层序地层特征的复杂程度远高于海相沉积系统。通过对不同湖盆类型的沉积体系的系统解剖，厘清了湖相沉积层序地层学的相关概念，并探讨了他旋回对湖相沉积和层序地层的控制作用以及湖盆可容纳空间类型及其对层序地层和油气成因的意义。研究结果表明：①湖泊沉积状态可划分为3种类型，即欠填充、平衡填充和过填充湖泊，不同状态下湖泊的水体盐度、沉积层序、体系域等具有显著差别。在欠填充时期，湖泊水体是完全封闭的，受高频干湿气候循环影响，湖平面波动变化较大，在潮湿期，河流可提供大量水和沉积物，湖平面上升形成湖侵域（TST），发育向上变细变薄的沉积层序单元（EDS）；在干旱期，湖平面下降，湖盆边缘区域暴露，形成湖退域（RST），湖水盐度为微咸水—超咸水。在平衡填充时期，湖泊呈半封闭状态，兼具欠填充和过填充双重特征，在TST发育期，湖泊呈欠填充状态，随着河流水和沉积物的持续供给，形成向上变细的沉积层序，直到湖平面达到最大洪泛期的溢出点；在RST发育期，湖泊呈过填充状态，发育向上变粗的前积型滨岸三角洲和水下三角洲沉积，此时湖水盐度为咸水—淡水。在过填充时期，湖泊的水体环境是开放的，即湖平面始终维持在湖泊溢出点附近，注入的多余河水会通过溢出点流出，其沉积物主要形成于RST期，表现为向上变粗的前积型滨岸沉积及水下三角洲沉积，且大多数过填充湖泊为淡水湖。②构造沉降作用对于湖泊沉积物的长期保存至关重要，水和沉积物可在无沉降区暂时保存，但这些沉积物难以保存在现今地层中。沉降型湖泊发育永久性可容纳空间，悬湖发育暂时性可容纳空间，虽然悬湖无法永久保存沉积物，但其临时储存的大量水体可以瞬时决口，淹没下游沉降型湖泊，这为富含有机物页岩的发育创造了有利条件。悬湖决口形成的洪水会导致下游沉降型湖泊发生大规模快速强制性湖侵（FT），从而形成了一种与正常水及沉积物供给无关的异整合面。

通过测井数据分析、矿物组分测试、扫描电镜分析、薄片观察、孔渗分析、氮气吸附测试和甲烷吸附测试等，对鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组页岩储层开展了岩石学特征、物性及孔隙结构特征、生气潜力及含气性等研究。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组岩性以深灰—灰黑色泥页岩为主，分布稳定、厚度约78.9 m，矿物成分以石英为主，脆性矿物质量分数为70.98%～90.32%，脆性指数为50.03%～71.16%。②研究区页岩储层孔隙度普遍小于0.1%，渗透率普遍小于0.01 mD，孔隙类型主要为裂缝、纳米—微米级微孔和粒间溶孔，微观孔隙体积为0.016 27～0.033 73 cm³/g，以微孔和中孔为主。③研究区乌拉力克组页岩有机质类型主要为Ⅰ，Ⅱ₁型，TOC最高为1.54%，有机质处于高成熟—过成熟阶段，在30℃时的甲烷最大吸附质量体积为0.99 m³/t，测井解释页岩气的质量体积最高为3.4 m³/t，与国内外典型优质页岩储层相比，其有机质丰度偏低，脆性矿物含量更高，含气量处于中等水平，具有较大的页岩气勘探潜力。

利用岩心、录井、测井和生产动态等资料，基于构造特征和砂体几何学特征，对松辽盆地龙虎泡油田白垩系构造-岩性圈闭类型进行了识别和划分；从源岩条件、油源断层输导及构造和砂体配置关系对成藏主控因素进行了研究，总结了不同类型圈闭的油气成藏模式。研究结果表明：①龙虎泡油田白垩系构造-岩性圈闭主要发育于葡萄花油层，发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂3种微相，具有北部物源控制的三角洲前缘亚相薄窄砂体特征。②研究区构造-岩性圈闭可分为西部斜坡带断层-岩性圈闭、东部鼻状构造带鼻状构造-岩性圈闭和中部洼陷区断鼻-岩性圈闭三大类，可进一步细分为断层-条带砂体型、断层-片状砂体型、断层-透镜砂体型，鼻状构造-条带砂体型、鼻状构造-片状砂体型、鼻状构造-透镜砂体型，断鼻-条带砂体型和断鼻-片状砂体型等8个亚类。③研究区构造-岩性圈闭的成藏受“源-断-储-势”联合控制，青山口组一段源岩提供了充足的油气资源，油源断裂提供了油气垂向运移通道，构造与砂体配置关系控制了圈闭内的油气富集。④研究区发育“油源断层垂向输导+有利沉积微相富集”的断层-岩性圈闭成藏模式、“砂体侧向输导+正向构造富集”的鼻状构造-岩性圈闭成藏模式以及“断-砂复合输导+连片砂体/厚层砂体富集”的断鼻-岩性圈闭成藏模式。

四川盆地三叠系嘉陵江组天然气勘探开发历史悠久，累计探明储量已超千亿方。基于最新钻井、测井及二维、三维地震资料，系统开展了蜀南地区嘉陵江组二段沉积储层特征、古构造演化及源-储匹配等成藏条件研究，明确了有利勘探方向。研究结果表明：①四川盆地蜀南地区三叠系嘉陵江组气藏具有储层非均质性强、远源成藏等特点，断裂系统为油气成藏提供了运移通道及储集空间，古构造高部位是油气聚集成藏的重要场所。②蜀南地区嘉陵江组具有多源供烃、滩相优质储层规模发育、位于古今构造高部位及通源断裂有效沟通烃源岩等良好的成藏条件，成藏模式为“古油藏控规模-古隆起控储-断裂通源-裂缝控富”。③川南—川东构造向斜及斜坡区埋藏浅、勘探潜力大，是盆地嘉陵江组下一步有利勘探方向。

综合利用钻井岩心、测-录井、三维地震等方面资料，对东海盆地西湖凹陷保俶斜坡带北段古近系平湖组与宝石组含油气地层的层序特征、断层的构造组合特征进行了分析；通过DepoSpace沉积域建模、层序地层界面差值法等对古地貌进行了恢复，基于古地貌的倾角属性，对坡折类型进行了量化分类，并探讨了不同类型坡折的控砂机制。研究结果表明：①西湖凹陷保俶斜坡带北段古近系宝石组—平湖组自西向东划分为近隆山、隆翼山及远隆山3个构造带，共识别出7个三级层序，其中宝石组3个，平湖组4个。研究区断层发育，可划分为滑动断阶、平行断阶、堑垒组合、似花状构造及“Y”字形组合5类断层组合样式。②研究区坡折可分为断裂坡折（Ⅰ级）、地貌坡折（Ⅱ级）及沉积坡折（Ⅲ级）3类，其控砂机制各不相同，断裂坡折受构造断裂影响显著，地貌坡折受构造挠曲和沉积改造共同作用，而沉积坡折以沉积侵蚀作用为主。③研究区发育近隆山堑垒断层组合的断裂-地貌坡折帚状控砂模式、隆翼山—远隆山地貌-沉积坡折控砂模式、隆翼山—远隆山多级断阶断裂坡折控砂模式、近隆山—远隆山平行断槽断裂坡折控砂模式等4种。④研究区坡折控制着沉积体发育，Ⅰ级坡折下盘常发育滑塌较远的滑塌沉积，Ⅱ级坡折下盘常发育陡坡沉积，Ⅲ级坡折下盘常发育缓坡沉积；分支水道常流经Ⅱ，Ⅲ级坡折倾角较小的部位，流经Ⅰ，Ⅱ级坡折时易在坡脚形成坡积扇。

通过岩心观察、薄片鉴定、阴极发光分析、流体包裹体测试及U-Pb定年技术等，对川西南地区中二叠统栖霞组岩石学特征、流体活动特征进行了分析，系统揭示了储层的矿物充填序列与油气成藏期次，明确了成藏模式。研究结果表明：①川西南二叠系栖霞组储层主要分布在栖二段，主要为溶蚀作用形成的缝洞型白云岩储层，其次为灰岩储层；储集空间以继承性溶蚀孔缝为主，多被方解石充填。②研究区栖霞组孔洞内发育3期矿物充填，从早至晚依次为：第1期细—中晶白云石（晚二叠世，253.0±12.0 Ma），以发育盐水包裹体为特征，反映晚二叠世构造抬升背景下的低温热液活动；第2期鞍形白云石（早三叠世，244.2±9.5 Ma），共生中—高成熟度蓝绿色荧光烃类包裹体与盐水包裹体，均一温度为110～115℃，指示印支运动初期热液-原油联合充注；第3期中晶方解石（晚侏罗世，158.0±38.0 Ma），伴生高成熟度蓝荧光油包裹体与高温盐水包裹体，均一温度为180～185℃，对应燕山期构造热事件驱动的深部原油二次运移。③研究区栖霞组油气藏为寒武系筇竹寺组与中二叠统2套烃源岩的混源供烃而成，成藏过程经历了2期关键充注，分别为早三叠世烃类初次充注形成古油藏和晚侏罗世深部原油再次充注使古油藏调整定型。

弹性波逆时偏移技术在面对复杂地质构造时，背向发育的反射波与正常传播的波场互相关易产生较强振幅的低频噪声。为了解决常规Poynting矢量的行波分离逆时偏移算法计算不稳定、行波分离精度不高等问题，开展了基于光流矢量的TI 介质逆时偏移方法研究，通过将光流学与各向异性介质弹性动力学相结合，经过多次迭代运算得到一个更逼近于真实波场传播方向信息的精确矢量，有效压制了偏移噪声。研究结果表明：①利用光流法相邻时间内波场不变的假设和在空间方向上波场光滑的假设得到的TI 介质的光流矢量可以有效避免Poynting矢量的不稳定隐患，能精确指示TI 介质中纵横波的传播方向。②基于光流矢量的行波分离方法可以精确地分离出波场的上、下、左、右行波。③基于光流矢量的TI 介质逆时偏移算法可以有效避免同路径波场的互相关成像，可压制偏移噪声。

考虑具有应力敏感特性的均质储层和井筒流体的变井筒储集效应，建立了水平井油气两相流试井模型，绘制了典型的试井样板曲线，分析了各参数的敏感性。研究结果表明：①运用Laplace变换、Duhamel原理、摄动变换及Stehfest数值反演等数学方法对所建模型进行求解，可获得真实空间中的数值解。②根据该模型得出的试井理论曲线可识别4个主要的流动阶段，即变井储和表皮效应影响段、早期径向流阶段、水平井线性流阶段及晚期拟径向流阶段。③变井筒储集效应主要影响早期渗流段，变井储系数越大总导流能力越强；水平井长度主要影响早期水平井线性流阶段，水平井长度越大泄流面积越大，压力降落幅度越小；应力敏感性主要影响晚期径向流阶段，随应力敏感系数增大渗透率下降幅度增大；含油饱和度越大，油气两相流流动阻力越大。④利用该模型拟合实测压力恢复试井数据，拟合精度高，解释的储层参数和地质认识一致性较好，验证了模型的准确性。

四川盆地二叠系龙潭组煤岩气分布范围广，资源潜力大。通过对煤岩宏观分布研究，结合岩心的有机地球化学分析、物性-孔隙结构分析以及等温吸附实验，对遂宁—合江地区二叠系龙潭组煤岩气的储层特征进行了深入剖析，并评价了其勘探前景。研究结果表明：①遂宁—合江地区龙潭组煤岩沉积于滨岸—沼泽环境，煤岩总厚度大，层数多，单层厚度小，主力煤组为C_17—20煤，厚度为1.0～5.9 m，主力煤层单层厚度为1.0～4.5 m。②研究区煤岩以光亮煤—半亮煤为主，煤体结构好，镜质组含量高，灰分含量低。③研究区煤岩储层物性较好，有机质孔和无机孔协同发育，较多的微孔和微裂隙有利于煤岩气的吸附、储层改造与气体渗流。煤岩总含气量高，其质量体积为16.4～30.5 m³/t，其中游离气占总含气量的25.8%～37.1%，在一定埋深范围内，总含气量和游离气比例均随埋深的增加而增大。④研究区龙潭组煤岩储-盖组合优良，主要发育煤-泥组合和煤-砂组合，以煤-泥组合的成藏条件最好，高产井证实研究区具备良好的煤岩气勘探前景，预测煤岩气有利区面积为6 431 km²，资源量为2.53×10⁸ m³。

以四川盆地资中地区ZX01井寒武系筇竹寺组页岩为研究对象，提出了一种基于FMI图像提取等效微电导率曲线（EC），构建纹层发育曲线（LC）来识别纹层发育段及层理构造的新方法，探讨了页岩层理构造的LC曲线响应特征，并对LC曲线在岩相识别、页岩气“甜点”评价中的应用效果进行了分析。研究结果表明：①利用改进的Criminisi算法对FMI动态图像进行复原，提取复原后图像的EC曲线，对曲线进行频谱分析，对比纹层发育段和块状段的频率分布差异并进行傅里叶带通滤波，得到纹层信号增强曲线，对其进行取绝对值和包络线处理，即获得反映纹层发育程度的曲线（LC）。②研究区筇竹寺组一段纹层段主要分布于1、3、5小层，LC值一般大于0.16，层状构造LC值低于0.16，块状构造LC值最低。③利用机器学习模型进行页岩岩相识别时，将LC曲线作为特征输入，岩相的识别精度提高了3%；LC值与TOC、脆性指数及游离气含量、吸附气含量均呈正相关关系，与孔隙度呈弱负相关关系，LC值越高，纹层越发育，TOC含量和脆性矿物的含量就越高；在水力压裂过程中，脆性指数较高的层段有利于裂缝扩展，叠加纹层的发育可形成复杂的缝网系统，有助于提高页岩气井的产量。

基于岩心观察、岩石薄片鉴定、测井资料分析和地震剖面解释，刻画了四川盆地德阳—安岳裂陷西侧震旦系灯影组四段的岩石学特征、沉积相展布、储层特征及源-储配置关系，明确了其成储、成藏主控因素。研究结果表明：①德阳—安岳裂陷西侧灯四段发育局限台地和台地边缘2种亚相，局限台地亚相可划分出丘滩、台坪和台洼3个微相，台地边缘亚相可划分出丘滩和滩间海2个微相。②研究区灯四段优质储层主要为丘滩微相的藻砂屑云岩、藻凝块云岩和藻叠层云岩。储集空间类型多样，可为孔隙型、溶洞孔洞型和裂缝型三大类，以格架孔、粒间溶孔、晶间孔、晶间溶孔和溶洞为主，储层经历了多期成岩改造，主要的破坏性成岩作用包括压实作用、胶结作用和充填作用，建设性成岩作用为多期溶蚀作用。③裂陷西侧灯四段成藏主控因素主要包括古裂陷控源、岩相岩溶控储、古隆起控油气聚集和晚期构造控圈闭。

川东地区下侏罗统凉高山组和自流井组湖相暗色泥页岩广泛发育，是页岩油气勘探的重要领域。通过对重点钻井、典型地层剖面进行描述和取样分析测试，开展了陆相页岩岩相组合类型的划分，并对不同岩相页岩的油气成藏条件进行了对比。研究结果表明：①川东地区下侏罗统陆相页岩层系沉积相变快、岩相组合复杂，与下古生界海相页岩相比，前者具有“发育层数多、累积厚度大（40~115 m）、单层厚度小（< 25 m）、连续性较差”的特征。②研究区下侏罗统陆相页岩可划分为硅质页岩、黏土质页岩、介壳灰质页岩等三大类，不同岩相类型的岩性特征差异大，主要受控于其原始沉积环境。③纹层状含碳黏土质页岩和含碳含介壳黏土质页岩的生烃能力及储集性能都相对较好，其有机质类型主要为偏腐泥混合型（Ⅱ₁型为主），TOC多在1.2%以上，有机质孔和微裂隙较发育，有效孔隙度多在3.0%以上，具备压裂改造的有利条件，是油气富集成藏的有利岩相类型。④研究区凉高山组页岩油气成藏有利区分布在万州—梁平地区和垫江—丰都地区；自流井组大安寨段油气成藏有利区分布在梁平—开江—万州地区；自流井组东岳庙段油气成藏有利区分布在垫江—梁平—忠县地区。

综合应用三维地震资料、钻测井资料及地球化学测试资料对渤海湾盆地庙西南地区洼陷结构、构造演化特征、烃源岩分布及控藏作用进行了研究。研究结果表明：①庙西南地区为郯庐走滑断裂改造型洼陷，始新世中晚期，在近东西向挤压应力场作用下，洼陷结构由NWW向转变为NEE向，沙河街组四段由东向西遭受剥蚀强度逐渐减弱，东侧庙西南洼沙四段烃源岩剥蚀殆尽，西侧黄河口东洼沙四段高硫咸化优质烃源岩得以保留。②黄河口东洼发育深切至沙三段—沙四段烃源岩的长期活动断裂，油气沿通源断层向上运聚，具有深、浅层复式成藏特征。③庙西南洼陷仅发育低熟的沙三段烃源岩，且通源断层晚期活动性差，油气难以突破东营组厚层泥岩盖层，仅在深层沙一段和沙二段发现天然气藏。始新世中晚期，中国东部近东西向挤压活动对盆缘洼陷结构、烃源岩展布、油气成藏均具有重要控制作用。

基于最新取心井资料，通过碳酸盐岩岩石学特征、包裹体岩相学特征及流体包裹体均一温度分析，确定了川中合川—潼南地区茅三段岩溶储层特征及油气成藏过程，明确了储层发育的控制因素，并初步预测了勘探有利区。研究结果表明：①合川—潼南地区茅三段储层岩性以亮晶—泥微晶生屑灰岩为主，储集空间为构造扩溶缝洞及溶蚀孔洞，为以裂缝为主的特低孔、特低渗缝洞型岩溶储层，平均孔隙度为2.04%，平均渗透率为0.210 mD。②研究区茅三段发育3期矿物充填，从早至晚依次为粒间胶结粉—细晶方解石，缝洞充填细—中晶方解石，缝洞充填中—粗晶方解石；3期矿物充填中发育的流体包裹体均一温度分别为90～106℃，111～136℃及173～193℃；存在晚三叠世古油藏形成期、早侏罗世古油气藏形成期与中—晚侏罗世裂解古气藏形成期3期油气充注成藏。③茅三段岩溶储层发育受表生岩溶作用和构造断裂活动的共同控制，储层发育的岩溶及构造叠合有利区为2 139 km²，主要分布于研究区中部。

库车山前克拉苏构造带白垩系亚格列木组地质构造和压力体系复杂，天然裂缝的发育对储层渗流能力具有重要影响。针对白垩系亚格列木组裂缝性储层有效性评价，优选出裂缝宽度、力缝夹角差、摩擦系数等渗透率敏感参数，通过多参数耦合，建立了基于地应力的裂缝有效性指数（FEI）分类标准。研究结果表明：①库车山前克拉苏构造带白垩系亚格列木组储层有效裂缝（未充填、半充填）与无效裂缝（全充填）的渗透率界限约0.2 mD，裂缝宽度的增大可提高储层渗透率。②高力缝夹角差与高法向应力可通过影响裂缝的闭合程度来降低裂缝的有效性，高摩擦系数通过提高裂缝面之间的剪切滑移性来提高裂缝的有效性。③根据影响裂缝有效性的各个地应力参数权重，构建了一个裂缝FEI评价标准，利用该标准对研究区储层进行分类评价，中部地区的Ⅰ类、Ⅱ类有效裂缝占比较高，储层有效性越好，越往东部或西部占比越低，储层有效性越差。

鄂尔多斯盆地西部环县地区三叠系长7段页岩为主力烃源岩。通过岩石热解、有机碳（TOC）含量测定、气相色谱-质谱测试等分析手段及全系列生物标志化合物人工智能分析技术，系统开展了烃源岩及原油地球化学特征研究，明确了原油来源及泥岩、页岩供烃比例，并探讨了其成藏模式。研究结果表明：①环县地区东部三叠系长7段主要发育页岩，有机质丰度高、类型好，生烃潜力大；西部以暗色泥岩为主，TOC值为0.40%~6.23%，生烃潜量（S₁ + S₂）为0.50~13.13 mg/g，有机质类型为Ⅱ型和Ⅲ型，有机质成熟度（R_o）平均为0.84%，处于成熟阶段，属于中等偏差烃源岩，生烃潜力较页岩差。②研究区东部页岩与西部泥岩的生物标志化合物组成基本一致，部分生物标志化合物参数比值存在明显差异，东部页岩表现为低Pr/Ph和高Ts/Tm、C₂₉Ts/C₂₉H、C₃₀*/C₂₉H、C₃₀*/C₃₀H；西部暗色泥岩表现为较高Pr/Ph，低Ts/Tm、C₂₉Ts/C₂₉H、C₃₀*/C₂₉H和C₃₀*/C₃₀H，反映了古沉积环境对研究区泥岩与页岩发育的控制作用。③研究区长8段产出3类原油，A类主要为东部长8段原油，具有高Ts/Tm和C₂₉Ts/C₂₉H，较高C₃₀*/C₂₉H和C₃₀*/C₃₀H特征，主要来自东部页岩；C类原油目前发现比较少，具有低Ts/Tm、C₂₉Ts/C₂₉H、C₃₀*/C₂₉H和C₃₀*/C₃₀H特征，主要为西部泥岩贡献；B类为西部长8段原油，Ts/Tm、C₂₉Ts/C₂₉H、C₃₀*/C₂₉H和C₃₀*/C₃₀H值中等，介于A类原油与C类原油之间，为混源油，主要为东部页岩的贡献。

玛湖凹陷玛中构造带深层—超深层的油气勘探逐步成为了准噶尔盆地的热点领域。基于岩心的有机地球化学分析数据和高温热模拟实验，系统剖析了玛湖凹陷玛中构造带二叠系风城组烃源岩的有机质丰度（TOC）、生烃潜量（S₁+S₂）、氢指数（HI）等指标，估算了烃源岩生烃转化率与生气潜力。研究结果表明：①玛中构造带二叠系风城组烃源岩TOC平均值为1.2%，S₁+S₂平均值为5.6 mg/g，氢指数HI平均值为380 mg/g，有机质生烃转化率高达90%，以生油为主，累计产油率为829 mg/g，高—过成熟阶段累计产气率为40 mL/g，生气量较低，仅占总生烃量的4.3%。②玛湖与玛北背斜构造定型期早于风城组烃源岩的主生排烃期，储层物性差，油气充注强度弱。③玛湖背斜烃源岩埋深普遍大于6 000 m（R_o大于1.6％），生烃基本停滞，且缺乏原油裂解成气的温压条件，气源供给不足，不具备形成规模气藏的物质基础；玛北背斜埋藏相对较浅，周缘烃源岩处于成熟—高成熟阶段（R_o为1.0％～1.5％），具备形成致密轻质油藏的潜力。

孔喉结构是影响致密砂岩储层储集性与渗流能力的关键因素，其精细表征对致密油藏的勘探开发至关重要。通过铸体薄片、物性分析和圧汞等多种测试方法研究了鄂尔多斯盆地富县地区三叠系长8段致密砂岩储层的孔喉结构及其分形特征，明确了孔喉结构对储层物性的影响。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地富县地区三叠系长8段致密砂岩孔隙类型以溶蚀粒间孔、长石溶孔为主，喉道类型以片状、弯片状为主；根据排驱压力、平均孔喉半径及最大孔喉半径将储层分为3类，从Ⅰ类到Ⅲ类储层，孔隙分选性、连通性逐渐变差，孔喉半径逐渐减小，孔喉全孔径为0.001~10.000 μm。②研究区3类储层孔喉结构均具有三重分形特征，且大尺度孔喉（D₁）>中尺度孔喉（D₂）>小尺度孔喉（D₃），D₁因溶蚀作用强烈导致其孔喉网络复杂、分形维数较大，D₃因压实作用强烈导致其形态规则、具有较小的分形维数；根据加权结果得到的孔喉总分形维数（D_T）为2.05~2.44，平均值为2.26，从Ⅰ类到Ⅲ类储层，D_T平均值逐渐增大，孔喉非均质性逐渐增强。③研究区长8段致密砂岩储层渗透率主要受控于平均喉道半径；D_T，D₁，D₃与平均孔喉半径、储层孔隙度、渗透率负相关，与排驱压力、分选系数正相关，表明孔喉结构越复杂，孔隙连通性、分选性、储层物性越差；D₁与孔隙度、渗透率相关性最好，表明长8段储层物性主要受大尺度孔喉影响，平均喉道大、大孔占比高、分形维数低的储层更优质。

基于对准噶尔盆地二叠纪—侏罗纪不整合面的特征识别，通过地层趋势法和沉积速率法相结合计算剥蚀量，采用印模法对古地貌形态进行了刻画，并分析了古地貌演化特征对油气成藏的影响。研究结果表明：①准噶尔盆地二叠系—侏罗系发育3个一级不整合面（C/P，P/T，J/K）和3个二级不整合面（P₁/P₂，P₂/P₃，T/J）。二叠系剥蚀区主要为中拐凸起、达巴松凸起的东南部和西北部，东部凸起带亦有少量剥蚀；三叠系剥蚀区主要为盆地西北缘；侏罗系剥蚀区主要为车排子—莫索湾古隆起带及盆地东部地区。②研究区早二叠世为断陷盆地，西部受正断层控制而尖灭，东部超覆于斜坡之上，中—晚二叠世呈隆坳相间的多沉积中心格局；三叠纪盆地整体沉降，发育3个较大的沉积中心；早—中侏罗世地形平坦，具准平原化特征；中—晚侏罗世盆地南部受构造活动影响发生剧烈沉降，呈“北高南低”格局。③研究区二叠纪—侏罗纪古地貌的演化对储层砂体和烃源岩的展布具有重要控制作用，早二叠世盆地沉积中心发育的烃源岩与隆起区砂砾岩构成了良好的近源生-储组合；中二叠世盆地范围快速东扩及形成的多个沉积中心格局为烃源岩的发育提供了有利条件；晚二叠世盆缘古隆起显著控制砂体展布；三叠纪盆地快速沉降形成深水湖盆，从而沉积了一套厚层烃源岩；中—晚侏罗世平坦地形为煤层的发育创造了有利条件。

通过对渤中凹陷、秦南凹陷烃源岩进行地球化学特征对比分析，开展了石臼坨凸起新近系明下段中部岩性油藏的油源对比、油气运移路径分析，剖析了秦皇岛M-3油藏的原油运聚特征。研究结果表明：①秦南凹陷烃源岩具有高C₁₉/C₂₃三环萜烷、C₂₀/C₂₃三环萜烷、ETR及伽马蜡烷/αβ-藿烷值，渤中凹陷烃源岩具有较高的C₃₅/C₃₄22S升藿烷值和C₂₇Dia/C₂₇St值。②秦皇岛M-3石臼坨凸起中部原油具有高密度、高黏度、窄δ¹³C值分布范围及较轻饱和烃同位素特征，北部和东北部原油呈现低密度、低黏度及宽δ¹³C值分布范围特征。③石臼坨凸起原油族群可分为3类：Ⅰ类石臼坨凸起东部油藏原油，低C₂₇Dia/C₂₇St值、中等ETR值及低—中等C₃₅/C₃₄22S升藿烷值，油源主要为秦南凹陷沙三段；Ⅱ类石臼坨凸起北部、部分中部油藏原油，高C₂₇Dia/C₂₇St值、高C₃₅/C₃₄22S升藿烷值及中等伽马蜡烷/αβ-藿烷值，原油主要源自渤中凹陷沙河街组，混有秦南凹陷沙三段原油供给；Ⅲ类石臼坨凸起部分中部油藏原油，高C₂₇Dia/C₂₇St值、中—高伽马蜡烷/αβ-藿烷值及中等C₃₅/C₃₄22S升藿烷值，原油主要源自渤中凹陷沙三段、混有沙一段供给。④研究区原油4-MDBT/1-MDBT、2，4-DMDBT/1，4-DMDBT、4，6-DMDBT/1，4-DMDBT、（Pr + Ph）/C₃₀Hop参数及QGF index值的规律性变化显示秦南凹陷源岩供烃的油气运移路径为东南向中部至西北方向，渤中凹陷源岩供烃的油气运移路径为东南向西北方向。

塔北地区轮古油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层是中国超深层油气勘探的重要领域。基于高密度地震、测井及动态生产资料，构建了塔北地区轮古油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层构造-岩溶-流体多场耦合储层预测理论框架，通过缝洞系统定量表征技术，系统揭示了储层发育规律与油气富集主控因素。研究结果表明：①轮古油田奥陶系储层非均质性较强，储集空间可划分为4种类型，晶间孔主要发育于晶粒白云岩中，孔径5~20 μm；粒间溶孔主要由鲕粒灰岩等颗粒灰岩经选择性溶蚀形成，孔径50~200 μm，为储层主要渗流通道；微裂缝宽度多小于10 μm；生物体腔孔主要发育于生物碎屑灰岩中，常见海百合茎等生物格架孔，孔径100~500 μm。②表层岩溶储层呈片状分布于古地貌高地，暗河岩溶储层沿古水系呈条带状展布，断控岩溶储层沿断裂带呈线状分布，多属性融合与三维地质建模技术可实现岩溶储层的三维空间整体雕刻。③油气的富集程度受岩溶相-断裂-储层规模控制，Ⅰ类高富集区集中于北东/北东东向断裂带、残丘厚度大于90 m、有效孔隙度大于8%，有效厚度大于550 m区域，为断裂-缝洞双输导、多期复式充注的成藏模式、“表层区侧向追踪、暗河区立体评价、断控区定向输导”的差异化开发策略可使产能提升15%~30%，新增储量大于200×10⁴ t。