通过调研国内外大量页岩气井套管变形方面的文献，总结了页岩气井套管变形的类型，探讨了深、浅层页岩气套管变形影响因素差异及面临的问题，并提出了针对性的防治措施及下一步主要研究方向。研究结果表明：①页岩气井套管变形类型主要包括挤压缩径变形和剪切变形，深层页岩气井出现套管变形的概率较中浅层更大，主要为剪切变形。②造成套管变形的工程因素包括井筒降温、固井质量、套管疲劳、套管质量以及井眼狗腿度等，地质因素包括岩石力学特性、非均匀地应力以及天然裂缝/断层滑移等；深层页岩气井套管变形主要受天然裂缝/断层滑移的影响。③页岩气井套管变形风险防治措施包括控制井筒温度及注入强度，采用水泥环力学性能参数较低的水泥进行固井作业，适当减小套管外径、增大壁厚、提升钢级等提高套管质量，以及尽量让井轨迹平滑等；对深层页岩气井可通过将井眼水平段延伸方向与岩层层理方向设计为一致，掌握裂缝分布情况、尽量避开高风险剪切滑移层段，对不同级别滑移风险层段合理降低压裂规模、调整井筒方位等措施来降低套管剪切变形的风险。④页岩气井套管变形防治研究方向主要包括优选岩石力学特性好的压裂层段、最优井轨迹与地应力的关系分析、裂缝识别与评价、断层滑移量与套变量计算等方面。

目前对全球天然氢气资源的估量十分巨大，寻找天然氢气的规模聚集区有赖于对其形成机理和富集规律的不断认识。通过对国内外典型天然氢气显示的数据统计，系统总结了全球天然氢气规模聚集的成因类型、并分析了天然氢气藏的分布和成藏特征。研究结果表明：①天然氢气的成因复杂多样，主要包括水岩反应、地幔脱氢、水的辐解、岩石破碎、有机质热解以及微生物作用等，其中，水岩反应生氢和地幔脱气生氢在自然界中普遍发生，在各种地质环境中广泛存在，且其生氢速率高、生氢量大，因此是天然氢气规模生成最重要的2种成因类型。②天然氢气藏的赋存环境集中体现于三大地质背景中：板块俯冲带、前寒武纪富铁地层发育区以及裂谷构造系统。③天然氢气藏的盖层条件受多个因素的影响，不仅要考虑盖层本身的封盖能力，还要考虑由于氢活跃的物理化学性质导致盖层机械性能发生的变化，影响其脆性-韧性行为形成新的裂缝而产生氢气的逃逸。④地下微生物利用氢气进行代谢活动、中深层的加氢生烃作用等耗烃作用不利于氢气规模聚集，因此在寻找天然氢气生成有利区时，应该避开氢被大量消耗的区域。⑤天然氢气的生成时间尺度短和易扩散性等因素，使得天然氢气成藏表现出动态成藏的特征，只要氢生成与散失始终处于一种动态平衡，就能够富集成藏。地下水是水岩反应生氢的必要条件，国外发现的很多天然氢气藏都分布在地下水循环较好的地区。

综合利用野外露头、钻井岩心分析、测录井及地震剖面等资料，对四川盆地及周缘寒武系沧浪铺组沉积充填过程开展了系统研究。研究结果表明：①四川盆地寒武系沧一段的沉积构造格局整体表现为“一隆、四洼、两高带”，岩性以碳酸盐岩为主；沧二段地层厚度差异性较小，区域地貌趋于均一，岩性以碎屑岩为主。②研究区寒武系沧一段沉积时期，平面上具有东西分异的沉积特征，主要受德阳—安岳古裂陷槽隔挡作用影响。裂陷槽西侧靠近物源区，主要发育混积潮坪沉积，裂陷槽东侧则广泛发育清水碳酸盐岩沉积；沧二段沉积时期，因裂陷槽隔挡作用减弱，全盆陆源碎屑沉积大幅增加，整体上以碎屑岩浅水陆棚沉积为主。③研究区寒武系沧一段优质白云岩储层以残余鲕粒云岩、砂屑云岩和粉晶云岩为主，宏观上颗粒滩的分布主要受到水下低隆和台洼边缘相对高部位控制，微观上储集空间主要受白云石化作用及溶蚀改造作用控制，发育粒内溶孔、粒间溶孔、晶间溶孔和晶间孔等孔隙类型，紧邻下伏筇竹寺组优质烃源岩，具有近源充注成藏的天然优势。

四川盆地上二叠统吴家坪组海相页岩是页岩气勘探开发的热点层系。通过X射线衍射、薄片鉴定、扫描电镜、有机地球化学、低温氮气吸附等分析，对川东北地区二叠系吴家坪组二段海相页岩的沉积相展布、储层及烃源岩特征进行了分析，明确了储层发育的主控因素，并对储层发育有利区进行了预测。研究结果表明：①川东北地区吴二段的沉积受海平面上升和裂陷发育的影响，主要为深水陆棚相，在达州—开江—万州—忠县一带沿北西—南东方向呈连通条带状展布。②研究区吴二段页岩储层中矿物组成复杂，脆性矿物含量较高，平均质量分数为67.9%；与四川盆地志留系龙马溪组页岩相似，研究区的石英具有生物成因特征而呈絮凝状，草莓状黄铁矿粒径均较小（小于6.0 μm），指示沉积水体为还原环境，有利于有机质的富集；页岩储层平均孔隙度为4.11%，孔隙类型包括有机质孔隙、粒内孔隙、粒间孔隙及微裂缝，孔隙结构以狭缝孔为主，中孔对孔体积的贡献率最大。③研究区吴二段烃源岩具有高TOC含量、高成熟度特征，TOC平均值为4.80%，R_o平均值为2.53%，达到过成熟阶段，干酪根类型主要为Ⅱ型，具有良好的生气潜力，基本达到Ⅰ类页岩气储层标准。④研究区吴二段储层主要受控于沉积环境和成岩改造作用，深水陆棚沉积环境有利于页岩储层的形成，石英的抗压保孔作用和有机质生烃作用是页岩储层形成的关键，石英含量、TOC含量和孔隙度均呈正相关关系；开江—梁平、万州地区为吴二段有利页岩储层分布区。

顺北油田断控缝洞型凝析气藏具有特殊的地质条件，开采难度大。基于顺北油田气藏实际参数，采用建模-数模一体化定量分析方法，对断控缝洞型凝析气藏的衰竭式开采特征进行了刻画，并制定了相应的保压开采对策。研究结果表明：①针对不同的介质相类型，采用地球物理属性雕刻的分级建模方法，得到融合的三维储集体模型；基于波阻抗、测井数据、试井解释数据，采用人机交互、逐级嵌套的构建方法得到三维孔渗模型；结合由流体高压物性实验拟合得到的流体模型，可得到代表地区特征的断控缝洞凝析气藏多组分数值模拟模型。②反凝析作用、应力敏感性是制约此类凝析气藏衰竭开发效果的两大因素：反凝析作用使油的稳产时间缩短、气油比变大、累产油减少；应力敏感性储层在一定应力作用下裂缝可能发生闭合，导致部分与裂缝连通的储量无法动用。③CH₄是保压开发的最优注入介质，以略高于露点压力进行保压补能，其增油效果最好；注采速度和注入时间均与增油量呈正相关关系，但换油率随注入量的增加而减小；对于井组单元采用先持续注采、后脉冲注持续采的方式，其防窜增油效果最好，对于孤立的井单元可采用单井吞吐注采方式提高凝析油采收率；注入井和采出井部署在同一洞内有利于对洞内储量的定向驱替，保证注采井间有足够距离，有利于预防气窜和增加波及范围。

通过矿物成分分析、砂地比计算、地震属性分析及测井响应特征识别等技术手段，对塔里木盆地哈拉哈塘—哈得地区中生界典型沉积时期的古地貌形态、沉积体系展布、地层及砂体发育特征等进行了研究。研究结果表明：①塔里木盆地哈拉哈塘—哈得地区三叠系物源主要来自东北部的天山造山带，其ZTR系数由东北部向凹陷中央逐渐增大；侏罗系和白垩系物源主要来自东南部和南部的昆仑山造山带，其ZTR系数由北部、南部向凹陷中央逐渐增大。②三叠纪晚期，随着古特提斯洋的增生，研究区北部天山的隆升强度减弱与南部昆仑山的隆升强度增大是此次物源转换的主要原因。③三叠纪，研究区的沉降-沉积中心位于南部，主要发育了一套北东—南西向的辫状河三角洲—深水湖泊沉积；侏罗纪和白垩纪，沉降-沉积中心则跃迁到研究区北部，主要发育了一套南东—北西向和南—北向的辫状河三角洲—浅水湖泊沉积。④三叠纪，砂体叠置样式的前积方向主要为北东—南西方向；侏罗纪和白垩纪，砂体叠置样式的前积方向主要为南东—北西方向和南—北方向。⑤三叠系岩性油气藏主要发育于研究区西南部，侏罗系和白垩系岩性油气藏主要发育于研究区西北部和北部。

地震勘探中“高速或低速致密砂岩储层”地震响应复杂、非均质性强、反演中的低频模型难以建立。在基于Bayesian分类的AVO（BF-AVO）截距、梯度属性及孔隙度等指标约束下，对川中地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩的岩相进行了划分。研究结果表明：①AVO分析是以弹性波理论为基础，根据其振幅随偏移距的变化规律来反映地下岩性及其孔隙流体的性质，在应用过程中，根据不同岩性和流体的相关参数组合进行AVO正演，获得已知岩性和流体性质的AVO特征，与实际地震记录进行对比，建立岩性和油气识别的地震响应模型。②利用模型和实际数据建立的孔隙度与截距、梯度属性的交会分析，厘清三者的内在联系，确定岩相划分标准，并拟合出不同岩相的概率密度函数，划分出不同孔隙度区间的岩相，从而实现孔隙度的半定量预测。③川中侏罗系沙溪庙组沙一段致密砂岩的岩相预测过程中，基于Bayesian分类，以概率分布预测的岩相与实钻结果吻合度高，达93.75%，验证了该方法的可行性和有效性。

通过岩石薄片、总有机碳（TOC）、岩石热解、氯仿沥青“A”、镜质体反射率（R_o）等多种岩石学及有机地球化学分析资料，对准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩特征进行了评价，并建立了页岩油“甜点”评价标准，以典型井为例系统刻画了研究区“甜点”的分布特征。研究结果表明：①玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩矿物组成主要为石英、长石和白云石，其次为方解石和黏土矿物，岩石类型包括灰质泥岩、砂质泥岩、云质泥岩与泥岩。②不同岩性烃源岩的有机质丰度存在一定的差异，TOC平均为0.75%；有机质类型以生油Ⅱ型为主，其次为Ⅰ型和少量的Ⅲ型；处于低成熟—成熟演化阶段，以中等—极好烃源岩为主。③优选TOC、氯仿沥青“A”、游离烃S₁和R_o作为页岩油“甜点”评价参数，将其划分为富集、中等富集、低效与无效共4种资源类型。④典型井玛页1井的页岩油“甜点”评价结果显示，高TOC、高氯仿沥青“A”和S₁、高油饱指数（OSI）的层段页岩油勘探潜力最好；相对贫有机质、S1较高的层段，页岩油也具有一定的勘探潜力。

鄂尔多斯盆地南部古生界勘探开发前景广阔，但勘探成效不理想。基于最新钻井岩心分析测试资料、测井资料、二维/三维地震资料等，对旬宜古生界气源条件、储层质量、源储配置、断裂输导性等4个方面分别进行了评价。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地南部旬宜地区发育太原组—山西组黑色煤岩、黑色炭质泥岩、深灰色、灰色泥岩等潜在烃源岩类型，有机质类型均为Ⅲ型，R_o为1.8%～2.5%，热演化程度较高，黑色煤岩、黑色炭质泥岩品质要高于深灰色、灰色泥岩，具有较好的生烃潜力。②研究区储层均为超低孔、超低渗储层，上古生界山西组和下石盒子组盒1段为碎屑岩储层，杂砂岩占比79%，杂基平均体积分数为29%，孔隙类型以粒间孔和次生溶孔为主，面孔率小于3%。盒1段为强胶结—弱溶蚀相，山西组为强压实—杂基强充填相。下古生界马家沟组碳酸盐岩优质储层岩性为砂屑云岩，储集空间以溶蚀孔、晶间孔和裂缝为主。③古生界源储配置关系包括下生上储、上生下储及旁生侧储，其中下古生界马家沟组主要为旁生侧储。研究区3期断裂分别发育于古生代、三叠纪、晚侏罗纪，其中晚侏罗纪的活动断裂具有良好的流体纵向输导作用。④下古生界天然气藏受控于前石炭纪古地貌，剥蚀厚度大的古洼槽东侧毗邻区是下古生界油气聚集的有利区带；上古生界气藏受控于有效输导体系，研究区北部储层物性差且缺乏开启性通源断裂是上古生界勘探失利的主要原因。

四川盆地东部上寒武统洗象池组是盆地内下组合油气勘探的重点领域。基于地层及沉积演化特征，利用地震、钻井岩心以及地球化学等资料，分析了川东地区上寒武统洗象池组构造特征及变形机制，从源、储、盖、运4个方面分析了其油气成藏条件，并总结了成藏模式。研究结果表明：①川东地区寒武系洗象池组表现为以2套滑脱变形带（中寒武统高台组膏盐岩和志留系泥岩）控制的、沿北西向传递的断褶构造，发育背冲构造、叠瓦状构造、断弯褶皱和盐底辟断弯褶皱4种构造圈闭样式；中寒武统高台组膏盐岩和中—下奥陶统泥灰岩2套盖层分别将下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组2套烃源岩与洗象池组隔离。②研究区洗象池组具备油气成藏条件，五峰组—龙马溪组泥页岩是主要烃源岩，厚度为300～700 m，TOC值为2%～7%，生烃能力强，Ro为2.4%～4.0%，处于过成熟阶段；洗象池组沉积后期被岩溶和裂缝改造的滩相白云岩是相对优质的规模较大的储层，孔隙度大于2.1%；燕山期构造抬升和变形不仅在洗象池组形成了有效构造圈闭，还使其突破中—下奥陶统盖层与五峰组—龙马溪组对接，实现了油气的水平侧向运移。③研究区洗象池组为“新生古储、源储并置、侧向运移、构造圈闭”晚期天然气成藏模式；逆冲断层导致上盘褶皱的洗象池组与下盘五峰组—龙马溪组在水平面上并置，形成了源-储横向对接的构造圈闭，有效地提高了供烃和成藏的效率。

为了解决准噶尔盆地白家海凸起侏罗系西山窑组煤岩厚度小、气源断裂垂向断距小导致的地震资料信噪比低及煤岩气“甜点”储层预测难度大的问题，提出了“五步法”逐级控制的测井-地质-地震一体化智能综合预测方法。研究结果表明：①“五步法”是利用构造保边去噪和谐波高频恢复处理技术提高叠前CRP道集的信噪比和分辨率；通过调谐厚度法和分频智能反演法相结合定量预测煤岩厚度分布；利用深度学习智能断裂检测技术预测气源断裂展布特征；基于煤岩流体替换对不同含气饱和度时的AVO特征进行分析，通过含气饱和度预测含气分布范围；采用叠合分析法预测“甜点”储层，即位于断鼻（或断块）、煤岩厚度大，存在气源断裂及含气饱和度高于50%的叠合部位。②研究区“甜点”主要分布在北部走滑断裂的南北两侧断鼻或断块圈闭中，共发育31个煤岩气“甜点”区，累计面积达231.9 km²，其中走滑断裂北侧的5个“甜点”储层勘探潜力更大。③依据“五步法”部署的预探井与实钻井考核指标的吻合率达92%；对部署的水平井井轨迹进行了优化设计和动态监控，提高了单井产能。

利用数值模拟方法建立CO₂非混相驱数值模型，使用水平集法模拟扩散吸附作用下CO₂非混相驱和近混相驱的微观渗流规律，并对CO₂在孔隙中的微观渗流特征及扩散吸附特征进行研究，选取注入速度、扩散系数、吸附反应速率常数等参数研究近混相驱微观渗流特征的影响因素。研究结果表明：①相场法CO₂驱数值模拟采出程度为51.29%，水平集法CO₂驱数值模拟采出程度为53.60%，因此水平集法更适用于CO₂非混相驱的渗流过程模拟。②非混相驱条件下，CO₂优先向大孔隙扩散，采收率为87.7%，出口气体体积分数为71.60%，CO₂最大表面吸附浓度为3.16×10^-4 mol/m²；近混相驱条件下，CO₂更易向小孔隙扩散，采收率为91.1%，出口含气率为97.01%，CO₂最大表面吸附浓度为5.81×10^-4 mol/m²。③近混相驱微观渗流特征受注入速度、扩散系数、吸附反应速率常数等因素影响。注入速度增大，出口含气率和采收率均提高；扩散系数和吸附反应速率常数增大，会使采收率提高，出口含气率下降。

近年来，渤海湾盆地新近系发现了亿吨级储量规模的大油气田。综合利用地质、测井及地震资料，开展了渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段浅水三角洲沉积特征及古环境研究。研究结果表明：①渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段沉积时期为温带湿润气候，地形平缓，古地形坡度小于1°，平均水深小于6.5 m，物源来自北东方向且供给充足。②研究区储层岩性以岩屑长石砂岩为主，其次为长石砂岩域与长石岩屑砂岩，粒度概率曲线以2段式为主，发育多种反映水动力较强的沉积构造；测井曲线形态以钟形和箱形为主，地震剖面上可见低幅叠瓦状前积特征。③研究区V1小层水下分流河道延伸距离远，宽度窄，整体呈北东—南西向展布，最远延伸距离可达20.10 km，平均长度为10.06 km，水下分流河道砂体宽度为64～420 m，平均宽度为219.65 m，水下分流河道砂体平均厚度约9.42 m。综合沉积微相的平面展布和浅水沉积样式的刻画，研究成果可为油田后期新钻井的部署提供地质依据。

利用地震、测井、试油、岩心的铸体薄片和物性分析资料及物理模拟实验，探讨了准噶尔盆地车排子凸起石炭系油气成藏要素的配置关系、富集规律以及油气成藏主控因素，总结了成藏模式。研究结果表明：①准噶尔盆地车排子凸起石炭系储层岩性主要为凝灰岩、安山岩及角砾岩，储集空间主要为次生孔隙与裂缝，孔隙度多小于8%，渗透率多为0.1～10.0 mD，属于特低孔、超低渗储层。②研究区油藏富集运聚为“断-储-壳”3要素联合控制，深大断裂是油气垂向运移通道；风化淋滤作用改善了储层物性，为油气富集提供了有效储集空间；石炭系及其上覆泥岩均较致密，与裂缝发育的火山岩储层形成了良好的储盖组合；走滑断裂与盖层的配置关系对油气垂向与横向运移具有重要控制作用。③研究区油藏整体上具有“双源供烃、多体系输导、多类型盖层、多层系含油、多种油藏类型、复式含油气区”的特征。不同区域、不同深度的油藏具有明显的差异，横向上，近源为“断毯输导、侧向充注、近源风化壳成藏模式”，远源为“双源供烃、多种输导类型、硬壳封盖、远源断壳体成藏模式”；纵向上，浅部为“双源供烃、多种输导类型、硬壳封盖、浅部风化壳成藏模式”，深部为“双源供烃、断裂输导、致密岩层封盖、深部断缝体成藏模式”。

在岩石物理分析的基础上，利用波形相控反演与模拟相结合的方法，并结合拟声波阻抗重构技术及基于坐标旋转的储层参数指示构建技术，对黄骅坳陷沧东凹陷南部中高斜坡区古近系孔二段的致密砂岩储层进行预测。研究结果表明：①波阻抗曲线对于砂岩和泥岩的识别效果较差，而自然伽马能以83 API为界限值有效区分砂岩与泥岩，优选的自然电位曲线不仅能以-13 mV为界限值有效区分砂岩和泥岩，对于储层与非储层也具有一定的区分能力。②重构后的拟声波阻抗曲线提高了对砂岩和泥岩的识别能力，基于坐标旋转的储层指示曲线以-10为门槛值划分储层与非储层，且储层指示曲线可实现对致密砂岩储层的预测。③波形相控反演与模拟相结合的储层预测方法能够提高致密砂岩储层预测的精度，并可降低储层预测的多解性，储层预测符合率达83.3%。

川东北地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩具有较大的勘探潜力。利用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X射线衍射、孔渗、压汞和包裹体均一温度等分析测试资料，对川东北五宝场地区侏罗系沙溪庙组储层特征进行了研究，并结合地震解释成果分析了储层致密化原因以及优质储层分布特征。研究结果表明：①川东北五宝场地区侏罗系沙溪庙组砂岩储层具有较高的长石和岩屑含量，分选和磨圆一般，结构成熟度和成分成熟度均较低，储层孔隙度大多小于6%，渗透率大多小于1 mD，孔渗相关性及孔隙结构均较差，主要发育裂缝-孔隙型储层。②研究区侏罗系沙溪庙组储层处于中成岩阶段A期，钙质胶结作用导致储层局部致密化，埋藏压实作用和浊沸石胶结是导致沙溪庙组砂岩致密化的主要原因，油气在储层致密化前后持续充注。③早期绿泥石环边胶结、大气水的淋滤以及构造破裂作用是研究区主要的建设性成岩作用，对原生粒间孔的保存、次生溶孔的形成和提高储层渗透性具有重要意义。④沉积微相、成岩作用和构造破裂作用共同控制了优质储层的分布，具早期绿泥石环边胶结、浊沸石弱胶结、长石溶蚀、裂缝发育的水下分流河道是相对优质砂岩储层的主要发育区。

利用PVT相态模拟软件恢复了玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏原始储层流体组分，综合经验统计法与相图判别法对已发现油气藏的相态类型进行了判识，通过油气地球化学分析方法，明确了不同相态类型油气的来源及成因。研究结果表明：①玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏主要分布在风城组和上乌尔禾组，油气藏的相态类型多样，以黑油油藏为主，挥发性油藏和凝析气藏（带油环的凝析气藏和近临界态凝析气藏）次之，凝析气藏主要发育在风城组，储层流体组分以甲烷为主，C₇⁺烃类含量较少。②研究区二叠系不同相态原油的母质类型为偏腐泥型，均为风城组烃源岩成熟阶段的产物，凝析油的成熟度略高于其他相态类型原油，比其他相态类型原油物性更好，具有低黏度、低凝固点和低含蜡量的特点。③研究区二叠系天然气的组分以烃类气为主，其中甲烷的平均摩尔分数为86.21%，非烃类气含量低，成熟度差异较大，R_o为0.52%～2.39%；主要为风城组腐泥型烃源岩的产物；上乌尔禾组油气藏中天然气成熟度更高，平均R_o值为1.99%，风城组油气藏和凝析气藏中的天然气成熟度较低，平均R_o值分别为0.71%和0.85%。④受风城组烃源岩的热演化程度和储层物性影响，研究区二叠系发育2套含油气系统，分别为风城组的源内自生自储型油气藏和上乌尔禾组的源外下生上储型油气藏。

基于钻井岩心分析、测井曲线、地震等资料，运用模型正演、多参数反演体融合技术等，对松辽盆地德惠断陷白垩系火石岭组凝灰岩储层分布特征及油气富集条件进行了研究，预测了优质储层分布。研究结果表明：①松辽盆地德惠断陷白垩系火石岭组凝灰岩为裂隙式喷发形成的火山碎屑岩，主要为含角砾熔结凝灰岩、含角砾晶屑凝灰岩和沉凝灰岩。地震反射特征总体表现为低频、差连续、中强振幅或弱振幅，多参数反演体融合体技术预测的凝灰岩储层“甜点”分布与钻井证实结果的符合率高，凝灰岩储层平均钻遇率达92.8%，气层平均钻遇率为81.0%，其中12口井获得了工业气流；华家构造带与郭家断阶带储层岩性分别以含角砾熔结凝灰岩和含角砾晶屑凝灰岩为主，断裂发育，是2个优质储层发育区。②研究区凝灰岩的测井和地震相特征相匹配形成的岩性-岩相模板可有效指导凝灰岩的地震相识别，振幅属性刻画出的火山口相、近火山岩相为有利岩性分布区。③研究区发育火石岭组、沙河子组、营城组3套优质烃源岩厚度均超过300 m，TOC值分别为0.26%～5.08%，0.10%～5.55%，0.10%～9.74%，S₁+S₂分别为0.24～8.23 mg/g，0.12～18.15 mg/g，0.25～2.86 mg/g，R_o分别为0.6%～1.3%，1.1%～1.6%，1.0%～2.2%，具有丰度高，成熟度中等的特征，为大规模成藏奠定了良好的物质基础。④研究区凝灰岩气藏是一套源储侧向对接、高位富集的致密气藏，成藏主要受构造样式、断裂发育程度和供烃窗口控制，其中拉张和伸展作用形成的叠瓦状断弯褶皱控制了油气富集程度，断裂发育程度及供烃窗口的大小决定了气藏规模。

利用钻井、录井、测井以及实测地层压力等资料，采用考虑多种超压机制的盆地模拟技术，综合判识了准噶尔盆地阜康凹陷东部二叠系地层超压的成因机制，定量恢复了各成因类型的超压演化特征。研究结果表明：①准噶尔盆地阜康凹陷东部二叠系发育弱超压—强超压，地层压力系数为1.36～1.88，过剩压力为12～49 MPa，不同构造部位发育的超压存在明显差异。凹陷区超压最强，地层压力系数为1.50～1.88，过剩压力为23～49 MPa；斜坡带次之，地层压力系数为1.52～1.79，过剩压力为24～37 MPa；凸起区相对最弱，地层压力系数为1.36～1.59，过剩压力为12～23 MPa。②研究区不同岩性的地层超压成因不同，芦草沟组烃源岩超压成因为生烃和欠压实作用；上乌尔禾组储层超压成因为超压传递和欠压实作用；上乌尔禾组泥岩盖层超压成因为欠压实作用。③研究区芦草沟组烃源岩和上乌尔禾组泥岩盖层的超压具有持续增大的特征，芦草沟组烃源岩生烃增压贡献率沿凸起区、斜坡带至凹陷区逐步增大，上乌尔禾组泥岩盖层欠压实增压量也具有相同变化趋势；上乌尔禾组储层超压经历了晚三叠世至晚侏罗世缓慢增大、晚侏罗世末期至早白垩世快速增大、早白垩世末期至现今缓慢增大3个阶段，其中超压传递增压对现今储层超压的贡献率为58.46%～78.86%。

通过岩心观察、实验测试、地球物理解释及生产动态资料评价，对四川盆地宁西地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组烃源岩和储层特征进行了分析，结合构造-热演化-压力演化史、断层发育特征，探讨了页岩气富集的主控因素。研究结果表明：①宁西地区五峰组—龙马溪组一段1亚段（龙一1）发育深水陆棚相富有机质页岩，干酪根类型以Ⅰ型为主，有机质丰度较高，TOC平均值大于3.8%，R_o平均值高于3.0%，处于过成熟阶段；优质烃源岩分布于五峰组—龙一₁³小层，龙一₁⁴小层生烃潜力差。②研究区五峰组—龙一1亚段储集层条件优越，脆性指数高，平均值大于55%，自下而上呈下降趋势；储集空间有纳米级无机孔和有机孔、构造成因高角度剪切缝和垂直缝；孔隙度为2.20%～5.30%，平均值为3.84%，龙一₁¹—龙一₁³小层孔隙度较大。③研究区页岩气成藏模式为层内自生自储，受控于源-储配置、构造-热演化、断层级别和裂缝发育程度，源-储配置控基础，脆性矿物含量和孔隙度值越高，TOC值越高；构造-热演化调气藏，晚二叠世（250 Ma）以前地层持续埋藏及峨眉山大火成岩省促进了五峰组—龙马溪组页岩气热解生烃，晚白垩世（66 Ma）至今，构造抬升使气藏发生调整与散失；断层控保存，层内发育的断层有利于页岩气的保存，断层规模越大，越不利于页岩气富集；裂缝系统控产能，向斜中部构造变形弱，断层密度低，裂缝发育程度中等，有利于页岩气的富集，而向斜周缘构造变形强度大，断层密度大，裂缝系统极为发育，不利于页岩气富集。

在致密灰岩储层特征认识的基础上，利用薄片鉴定、测井响应、叠前地震波形指示反演（SMI）等方法对四川盆地公山庙西地区大安寨段致密灰岩储层特征及高产主控因素展开了详细研究。研究结果表明：①四川盆地公山庙西地区大安寨段灰岩储层可分为厚层型和薄层型2种类型。灰岩储层平均孔隙度为1.2%，平均渗透率为0.05 mD，为特低孔、低渗储层，储集空间主要为次生溶孔和微裂缝；②根据断层规模、断穿层位及平面上的断距，将研究区断层分为一级、二级和三级，其中大安寨段主要受一级和二级断层影响，与断层伴生的裂缝体系有效改善了储层物性；③研究区有利相带控制了油气的分布，断储配置关系控制了油藏的产能，可分为“薄层灰岩+一级断缝”与“厚层灰岩+一级/二级断缝”2种高产模式。

鄂尔多斯盆地三叠系长7段是页岩油的重点研究领域。通过总有机碳测定、氯仿抽提、岩石热解、XRD全岩矿物分析、扫描电镜观察等，对鄂尔多斯盆地庆城地区三叠系长7段烃源岩特征进行了分析，并利用多元回归线性法建立了有机碳与测井曲线的三维电测模型，明确了烃源岩的空间展布特征及其的控藏作用。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地庆城地区三叠系长7₁、长7₂和长7₃小层泥页岩样品TOC平均值分别为5.01%，6.04%和6.76%，氯仿沥青“A”的平均值分别为0.63%，0.67%和0.73%，整体有机质类型以Ⅱ₁型和Ⅱ₂型为主，处于成熟—高成熟阶段，含油性与可动性均较好，达到较好—极好烃源岩级别。②研究区泥页岩样品主要由石英长石与黏土矿物组成，孔隙类型主要为原生粒间孔、晶间孔及有机质收缩缝，但各样品的孔径分布不同。③研究区烃源岩TOC下限为1.50%，庆城地区附近长7₂小层、庆城与环县地区附近长7₃小层为主要有效烃源岩发育区。④有效烃源岩的TOC含量及其空间展布特征影响了页岩油藏的含油性，其中TOC含量直接决定了产油量的高低。距离生烃中心越近越有利于油气聚集。

查明干燥前后煤孔隙结构差异及演化规律有助于准确预测煤炭地下气化炉运行效果。通过选择水、煤油作为饱和流体进行低场核磁共振实验，测试并对比同一样品分别在饱水和干燥状态下的孔隙结构差异；通过X-CT技术观察了煤样孔隙结构的脱水演化过程并建立了演化模式；通过脉冲衰减渗透率测试与低温液氮吸附实验评估了煤样的传质能力变化。研究结果表明：①褐煤干燥发生孔隙收缩的同时会产生裂缝，总孔容由0.630 cm³/g降至0.481 cm³/g，而大孔体积显著增加，由0.070 cm³/g增加至0.420 cm³/g，脱水导致孔隙集中，大孔体积占比达88%。②褐煤干燥时的孔隙收缩受基质收缩程度控制，不同煤岩组分脱水的孔隙结构演化模式不同，易收缩的基质煤脱水时，其组分边缘或内部产生大量裂隙，而木质煤或丝质煤脱水收缩较弱，保留大量原生孔隙，裂隙发育较少。③褐煤干燥后，水分脱除、空孔体积增加，渗流状态由单相水向气水两相、单相气流转变的同时形成了良好的连通孔隙网络，煤层渗流能力显著改善，渗透率由0.248 mD增加至48.080 mD，扩散传质贡献增大，干燥褐煤在温度为200℃、压力为0.5 MPa时中孔及大孔的扩散系数约为0.09 cm²/s。

通过烃源岩特征分析及典型井原油样品的生物标志化合物参数对比，对渤中凹陷西南环带渤中A-2区新近系明下段岩性油气藏的原油来源及其运聚规律进行了研究。研究结果表明：①渤中凹陷西南环带纵向发育东三段、沙一段及沙三段等层段烃源岩，东三段烃源岩具C₁₉TT优势，Ts丰度值较大，C₂₇-C₂₈-C₂₉规则甾烷呈“V”形分布；沙一段烃源岩具C₂₃TT优势，Ts与Tm丰度值相近，γ蜡烷丰度值大，C₂₇-C₂₈-C₂₉规则甾烷呈“L”形分布；沙三段烃源岩具C₂₁TT或C₂₃TT优势，Ts丰度值较大，C₂₇-C₂₈-C₂₉规则甾烷呈“V”形分布，具C₂₇优势。②原油物性参数及气相色谱图差异性分析结果显示，渤中A-2油藏东南井区原油充注能力强于中部井区，C₂₇-C₂₈-C₂₉规则甾烷整体呈“L”形分布，4-甲基甾烷峰值较大。明下段上部原油C₁₉TT/C₂₃TT的值较小，MPI1和MPI2参数均较大，全油碳同位素稍重，显示其油源以沙一段供烃为主、沙三段供烃为辅。③渤中A-2油藏各井的1-甲基菲、9-甲基菲、C₂₉ααS（/S+R），C₂₉ββ/（αα+ββ）、二苯并噻吩系列、QGF指数等参数均呈规律性变化，指示了原油运移路径为经东南向西北运移聚集成藏。原油生物标志化合物对比结果显示，渤中凹陷西南环带深部原油先汇聚至渤中A-4油藏馆陶组，再通过垂向输导至浅层明下段，然后沿横向广覆砂体运移至渤中A-2油藏明下段，从而形成了现今的岩性油气藏。

阿姆河右岸侏罗系钦莫利阶发育巨厚膏盐岩，其对油气富集成藏具有重要影响。综合利用钻井岩心测试资料和地震资料，通过剖面地质形态分析与地震分频属性刻画，对阿姆河右岸东部阿盖雷地区侏罗系与膏岩层相关的典型构造样式进行了识别，并解析了其形变机制，恢复了关键成藏期的古构造，探讨了不同时期构造运动对油气运聚成藏的控制作用。研究结果表明：①阿盖雷地区侏罗系上盐层上部及上覆地层发育滑脱褶皱，下部发育少量大型盐枕构造，中石膏—下盐层—下石膏层整体变形程度较低，下盐层内发育3种形态小型盐枕构造及盐缩颈，盐枕构造间可识别典型礁/丘滩体。②研究区构造挤压应力和重力滑脱作用是形成膏盐岩形变的主要动力，考虑“2期主要构造运动、先存地貌/构造、多层差异化变形塑性地层、纵横向复合叠加变形”4项关键因素建立了多层叠覆型复杂构造变形模式。③采用基于盐层流动增厚量回填的厚度图法恢复了研究区上盐层沉积前、早白垩世末生烃高峰期的古构造，综合生排烃史、构造发育史、气井产量，明确了基于膏盐岩形变恢复的古构造是天然气富集高产的重要因素，具有“天然气持续充注、多期动态成藏”的演化特征，古、今构造继承性发育区为天然气富集的最有利区。

基于油气地球化学、试油结果与凝析气相态分析实验等资料，采用盆地模拟技术分析了准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏特征，并对凝析气藏的成藏过程与成因机制进行了详细研究。研究结果表明：①盆1井西凹陷侏罗系三工河组凝析气藏为构造-岩性油气藏，优质储层岩性主要为灰色细—中粒长石岩屑砂岩，孔隙度为2.70%～16.10%，平均为12.10%，渗透率为0.016～109.000 mD，平均为14.170 mD，属于中孔、低渗储层，与下伏的二叠系风城组和下乌尔禾组2套烃源岩形成了良好的储-盖组合。②研究区凝析油表现为低密度、低黏度、低凝固点和低含蜡量等特征，正构烷烃以低—中碳数为主，为下乌尔禾组烃源岩成熟—高成熟阶段的产物。③研究区凝析气藏天然气组分以烃类气为主，甲烷与乙烷碳同位素值分布集中，分别为-37.40‰～-36.84‰与-27.55‰～-26.54‰，为腐殖型烃源岩裂解气，来源于下乌尔禾组烃源岩。④研究区下乌尔禾组烃源岩于古近纪早期生成的凝析油气经过不断调整最终于新近纪早期充注形成凝析气藏，从成藏至现今储层流体组分未发生改变，油气藏相态类型也未发生改变，为原生型凝析气藏。

根据自然伽马测井数据，对吐哈盆地胜北洼陷沁探1井中下侏罗统水西沟群开展旋回地层学分析和沉积噪声模拟，并利用识别出的地层中的米兰科维奇旋回信号来研究地球轨道周期对湖平面变化的驱动作用，进而进行天文旋回地层划分。研究结果表明：①吐哈盆地胜北洼陷中下侏罗统水西沟群在自然伽马曲线中可识别出12.8～51.1 m，3.0～11.9 m，1.1～3.6 m和1.3～2.4 m的沉积旋回，比例关系为21.0∶5.0∶1.5∶1.0。根据天文调谐与相关系数估算出水西沟群沉积速率为3.3～11.7 cm·ka^-1。②天文调谐后的时间域序列显示水西沟群长偏心率周期为405 ka、短偏心率周期为99～131 ka、斜率周期为32.6～35.0 ka、岁差周期为20.0～24.8 ka，证明吐哈盆地中下侏罗统沉积过程受到米兰科维奇旋回控制。沁探1井八道湾组（未钻穿）、三工河组和西山窑组的持续时间分别为3.0±0.1 Ma，4.1±0.1 Ma和9.0±0.1 Ma。③地球轨道旋回对陆相湖盆的湖平面升降具有明显的驱动作用，沁探1井水西沟群的沉积噪声模拟证明了～1.5 Ma超长周期可控制台北凹陷早—中侏罗世湖平面的变化。

针对陇东地区三叠系延长组7段（长7段）页岩孔隙结构复杂、非均质性强、地层压力预测精度较低等问题，提出了一种基于斑马算法优化支持向量回归机（ZOA-SVR）模型预测地层压力的方法，并在实际钻井中进行了应用，将预测结果与基于机器算法的模型和常规地层压力预测方法结果进行了对比。研究结果表明：①ZOA-SVR模型以实测地层压力数据为目标变量，优选与陇东地区长7段页岩地层压力数据关联度达到0.70以上的深度、声波时差、密度、补偿中子、自然伽马、深侧向电阻率、泥质含量等7个参数作为输入特征参数，设置训练样本数为40，交叉验证折数为5，初始化斑马种群数量为10，最大迭代次数为70，对惩罚因子和核参数进行优化并建模，参数优化后拟合优度指标R²达到0.942，模型预测的地层压力数据在训练集和测试集上的绝对误差均低于1 MPa，预测测试集地层压力数据与实测压力数据的平均相对误差为2.42%。②ZOA-SVR模型在研究区长7段地层压力预测中优势明显，比基于粒子群优化算法、灰狼算法和蚁群算法的模型具有更好的参数调节及优化能力，R²分别提高了0.209，0.327，0.142；比等效深度法、Eaton法、有效应力法预测的地层压力精度更高，相对误差分别降低了32.53%，15.31%，5.91%。③ZOA-SVR模型在实际钻井中的应用结果显示，研究区长7段地层压力在垂向上分布较稳定，泥页岩段的地层压力高于砂岩段，地层压力系数主要为0.80～0.90，整体上属于异常低压环境，与实际地层情况相符。

为了明确准噶尔盆地环东道海子凹陷侏罗系煤层气勘探方向，开展了煤层连井对比、井-震标定和地震资料解释以及煤层测、录井资料分析。研究结果表明：①准噶尔盆地侏罗系西山窑组和八道湾组煤层发育，厚度较大，分布稳定，其中西山窑组发育2～3层煤层，累计最大厚度为20 m，八道湾组发育2～4层煤层，累计最大厚度为29 m。煤岩含气性好，录井气测异常明显。②环东道海子凹陷内中下侏罗统煤系烃源岩为中等—好烃源岩，Ro为0.6%～0.8%，处于低成熟—成熟阶段，具有较好的生气能力；天然气碳同位素分析结果显示，煤层气亦可来源于深部高成熟腐殖型有机质。③研究区西山窑组煤岩为中—低孔、低渗储层，孔隙度为7.0%～20.8%，渗透率为0.32～8.67 mD；八道湾组煤岩为低孔、中—低渗储层，孔隙度为5.6%～7.8%，渗透率为2.30～13.83 mD；煤层夹于泥岩之间且煤层之上区域性泥岩盖层分布广泛，封盖保存条件好。④研究区存在凹陷区源内煤层气富集成藏和凸起区深部外源气富集成藏等2种模式。环东道海子凹陷煤层气勘探潜力较大，特别是凹陷北东方向斜坡区和凹陷北部斜坡—滴南凸起区。

基于烃源岩、天然气、储层流体包裹体等实验分析，系统研究了松辽盆地德惠断陷白垩系烃源岩地球化学特征、发育环境、天然气成因与来源、油气成藏期次以及烃源岩的控藏作用等。研究结果表明：①德惠断陷白垩系烃源岩TOC普遍大于1%，有机质类型以Ⅲ型为主，Ⅱ型样品主要分布在农安南洼陷，总体处于成熟—高成熟的大量生气阶段；火石岭组与营城组烃源岩形成于还原—弱还原、水体盐度较高的沉积环境，农安南洼陷火石岭组烃源岩中浮游生物、藻类等低等生源贡献较大，生油能力更强。②白垩系天然气组成差异大，烷烃气体积分数为2.0%～98.5%，CO₂体积分数为0.1%～96.5%；天然气主要为煤成气，受不同期次天然气充注影响，部分气样呈碳同位素倒转特征；郭家、华家与农安南洼陷的油气源岩以火石岭组为主；鲍家洼陷的天然气可能主要来自营城组；CO₂主要为无机成因，随埋深增大，碳酸盐胶结物碳同位素组成表现为正偏移，指示深部存在钻遇高无机CO₂气层的风险。③农安南洼陷的烃源岩正处于大量生油阶段，由南部至北部，烃源岩热演化程度逐渐增高，控制了“南油北气”的相态分布，也控制了油气成藏期次；工业油气流井主要分布在烃源岩厚度较大地区及附近，烃源岩的分布控制了油气藏的分布。

阿姆河右岸阿盖雷气田中上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩储层勘探难度大、地震反射能量弱、地震资料信噪比低。以储层特征及岩石物理分析为基础，通过叠前道集优化处理、井-震联合低频阻抗建模以及叠前射线域弹性阻抗反演方法，对该地区含气储层进行了预测。研究结果表明：①阿盖雷气田中上侏罗统卡洛夫—牛津阶储层主要为台地前缘缓坡相碳酸盐岩，岩性主要为砂屑灰岩和生屑灰岩，储集空间以孔隙-裂缝型为主，具有低孔、低渗和非均质性强的特征；有效含气储层主要表现为低纵波阻抗、低剪切模量、低体积模量特征，剪切模量对含气储层的敏感程度最高。②通过预测剔除去噪，奇异值分解去噪和谱平衡能量补偿手段对叠前道集进行处理可以有效去除异常振幅等高频及随机噪音，提升有效信号强度并增强远偏移距AVO特征；井-震联合建模方法通过引入低频层速度解决因地震数据低频信息缺失而造成的反演多解性问题，提高了反演精度的同时有效表征了储层横向变化；叠前射线域弹性阻抗反演方法在研究区应用效果好，纵、横波阻抗反演体在纵、横向上均表现出较高的分辨能力，预测的含气储层厚度与测井解释的成果吻合度达85%以上，反演体显示气层的横向连续性较差，符合缓坡滩沉积特征。③研究区碳酸盐岩储层具有良好的勘探开发潜力，东部和西南部的未钻区域有多处明显的含气显示；上部Gap—XVhp段含气显示更好。

以沉积学理论为指导，利用野外露头、钻井岩心、测井等资料，对鄂尔多斯盆地东南部三叠系长7油层组深水沉积特征包括相标志、沉积微相类型等进行了研究，并揭示了其沉积演化规律。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地东南部三叠系长7油层组深水沉积的相标志包括：岩石中常见水平层理、鲍马序列、槽模沟模、滑动与滑塌构造、撕裂屑、泥包砾等沉积构造，含有深水双壳类和鱼类动物化石，粒度概率曲线中悬浮总体含量大且分选差，测井曲线上可见锯齿状、齿化箱形-钟形-指形、泥岩基线等特征。②研究区长7物源主要来自东北和南部2个方向，发育深湖—半深湖、湖底扇、浅湖沉积，湖底扇包括浊流和砂质碎屑流2种重力流类型，可进一步划分为重力流主水道、溢流沉积、重力流分支水道、分支水道间、朵叶体等微相。湖底扇主水道主要为砂质碎屑流沉积，分支水道和朵叶体主要为浊流沉积。③研究区长7沉积期，中南部主体发育深湖—半深湖、湖底扇沉积，东北部发育浅湖沉积；其中，东北方向发育4个湖底扇体，南部发育2个湖底扇体，半深湖/浅湖界线呈北西向延伸于延安—甘泉一带。长7³亚段沉积期，深湖—半深湖范围最大，仅局部发育湖底扇；长7²、长7¹亚段沉积期，湖底扇逐步增多，深湖—半深湖范围有所缩小，整体呈深湖—半深湖与湖底扇交互沉积态势。

基于钻井、录井、测井及烃源岩分析测试等资料，对准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩的生烃潜力和热演化史进行了系统研究。研究结果表明：①准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩主要为深灰色、灰黑色泥岩，颜色深且厚度普遍较大，自东北部斜坡区向凹陷中部厚度逐渐增大，并向西部莫索湾凸起逐渐减小，最大泥岩厚度可达536 m。②研究区平地泉组烃源岩有机质丰度综合评价为中等—极好，纵向上以平一段有机质丰度最高，平面上以凹陷东北部滴南7井区和滴南19井区最高；平地泉组有机质类型主要为Ⅱ₂—Ⅲ型，少部分为Ⅱ₁型，纵向上以平二段有机质类型最好，平面上凹陷区烃源岩有机质类型主要为Ⅱ₁—Ⅱ₂型。③热演化史模拟结果显示，凹陷区和斜坡区烃源岩分别在晚三叠世和晚侏罗世达到生烃高峰，现今分别处于高成熟阶段和成熟阶段。④研究区发育“下生上储”和“自生自储”2类油气藏，其中平地泉组烃源岩与上乌尔禾组储集层形成“下生上储”油气藏，平二段和平一段的优质烃源岩与湖盆边缘的小型扇三角洲沉积在平地泉组内部形成“自生自储”油气藏，二者油气勘探潜力均较大。

湖相白云岩储层岩石组分复杂、结构多样，利用测井资料对白云岩岩性进行识别具有重要意义。为了解决传统测井方法工作量大和识别精度低等问题，提出利用蛛网图-交会图-主成分分析法融合的方法，构建岩性敏感因子交会图，开展湖相白云岩岩性综合识别。研究结果表明：①东营凹陷八面河地区古近系沙四段主要由颗粒云岩、微晶云岩、泥晶云岩、砂岩和页岩等组成，其中，颗粒云岩、微晶云岩和页岩为主要岩石类型。②优选6类特征参数分析不同岩石类型蛛网图和交会图的差异，其中，GR和AC可有效区分颗粒云岩，SP对砂岩具有较好的识别效果，在蛛网图与交会图的识别成果基础上，应用主成分分析法对测井参数进行标准化处理，构建出累计方差贡献率为90.75%的主成分F1和F2，建立岩性判别模型，综合识别岩性。③通过产能与取心井验证，岩性识别准确度高达85.4%，明确研究区颗粒云岩在西部以SW—NE走向呈条带状分布，向南部和北部过渡为微晶云岩和泥晶云岩，东部则以不规则分布的砂岩为主。

根据岩心、铸体薄片、激光共聚焦扫描电镜等资料，对库车坳陷克深地区白垩系巴什基奇克组裂缝发育特征及主控因素进行了详细研究，并探讨了其对储层物性和油气聚集效应的影响。研究结果表明：①库车坳陷克深地区白垩系巴什基奇克组为典型的致密砂岩储层，岩石类型以岩屑长石砂岩为主，主要发育剪切缝和张性裂缝，且以高角度缝和直立缝为主，未充填和半充填裂缝占比较大；克深A、克深B气藏裂缝的平面分布差异主要由构造位置和应力演化的不同所导致，其中克深A气藏裂缝有效性优于克深B气藏。②研究区不同构造部位的裂缝密度和有效性存在差异，背斜高点部位裂缝有效性最高，鞍部和翼部近断裂处虽裂缝密度大但有效性较低；砂岩中裂缝有效性高于泥岩；砂、泥岩厚度比与裂缝密度呈非线性关系，当砂岩厚度和泥岩厚度的比值达到6.1时，裂缝密度出现最大值，当比值大于6.1时，裂缝密度逐渐减小。③研究区裂缝的发育可提高致密砂岩储层的渗透率，裂缝网络系统可有效连接低渗透储层，提升了油气的成藏效率、运移能力和富集程度。

以渤海湾盆地古近系沙河街组三段页岩储层中—低熟页岩油的族组分组成为例，通过分子动力学模拟构建了纳米尺度的页岩可溶有机质体系模型，对地层条件下页岩可溶有机质体系在纳米尺度空间中的分子赋存状态进行了研究，并对页岩油可动性限制因素进行了分析。研究结果表明：①页岩可溶有机质体系模型由饱和烃、芳香烃、非烃、沥青质4类族组分和水组成，质量分数分别为18.6%，18.9%，19.7%，38.6%和4.2%，4类族组分的代表分子分别为nC₁₈，1-甲基菲，一个带有含羧基的长侧链基团的芳香双环结构和C₅₈H₆₅NS。②页岩可溶有机质体系模型模拟初态各族组分均一分布时能量较高，随着模拟时间推移，体系非均质性增强，能量逐步降低；饱和烃与芳香烃分子更易扩散，而非烃和沥青质具有自聚集现象，最终生成以分散小分子为主的游离子体系（饱和烃与芳香烃的总质量分数为42.9%）和以大分子聚集体为主的聚集子体系（非烃和沥青质总质量分数为74.3%）；游离子体系中总分子质量更大，占原可溶有机质模拟体系总分子质量的66.7%，扩散速率更快，模拟终态时的密度更小。③分子质量和分子极性是影响纳米限域下页岩油可动性的重要因素；极性分子自聚集必然引发可溶有机质体系的非均质性变化，极性分子团簇非均匀分布并吸附在纳米孔喉空间中可造成页岩油的运移通道堵塞，从而限制页岩油的可动性。

为寻找松辽盆地中央古隆起基岩天然气富集区，分析了其天然气成因和有利成藏条件，优选了基岩气藏有利勘探区块。研究结果表明：①松辽盆地北部中央古隆起天然气组分和成因与徐家围子断陷类似，均是以甲烷为主的高—过成熟的煤型气，显示基岩气藏气源主要来自古隆起东侧徐家围子断陷。②优质烃源岩、有利储层、立体输导通道和优良盖层等有利条件耦合是形成基岩气藏的关键，沙河子组烃源岩泥岩和煤岩TOC平均分别为4.33%和32.56%，处于高过成熟阶段，宋站和徐西等生烃洼槽生烃强度普遍大于180×10⁸ m³/km²，是基岩重要的气源；受风化和破裂作用影响，基岩顶、底形成的风化壳孔缝层、内幕裂缝层等有利储层孔隙度分别为4.3%和1.3%，渗透率分别为0.45 mD和6.3 mD；风化壳、断层和裂缝耦合形成“S”型、“T”型和“断缝体”型输导通道，促进了天然气的侧向运移；登娄库组泥岩厚度大、突破压力高，且其形成时间早于天然气大规模运移和充注成藏期，使得基岩气藏得以保存。③中央古隆起带可分为3个有利勘探区，北部汪家屯凸起和昌德凸起主要为风化壳气藏，发育“S”型、“T”型输导通道，气藏受输导通道和保存条件联合控制，南部肇州凸起则以基岩内幕气藏为主，发育“断缝体”型输导通道，气藏受储层厚度、物性和圈闭影响明显。

为了明确川中地区三叠系须家河组二段（须二段）致密气优质储层特征、成因及分布特征，综合利用铸体薄片、扫描电镜、核磁共振、高压压汞试验和CT测试等资料，明确了储层质量的主控因素，优选多种宏观和微观参数，通过Q型聚类对储层进行了定量划分，并对各类别储层的分布特征进行了分析。研究结果表明：①川中三叠系须二段为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，平均孔隙度和平均渗透率分别为6.58%和0.21 mD，为特低孔—低孔、低渗致密气储层；储集空间以残余粒间孔和粒内溶孔为主，其次为粒间溶孔和裂缝，孔隙和喉道半径分别为1.31～55.00 μm和0.05～1.04 μm，为微米孔隙和微米-亚微米喉道组合。②研究区沉积作用控制了岩石粒度和泥质含量，是决定初始孔隙度形成和后期演化的基础条件；强烈的机械压实和胶结作用分别破坏了14.6%～20.1%和9.8%～15.1%的原始孔隙，是造成储层致密化的主要原因；次生溶蚀、绿泥石包膜等建设性成岩作用形成了次生溶孔且对原生孔隙具有一定保护作用，挤压破裂形成的裂缝进一步扩大了次生溶蚀范围，是将致密砂岩改造成优质储层的关键。③研究区须二段储层可分为4类，不同类型储层的物性和微观结构差异较大，Ⅰ，Ⅱ类储层物性好、试气产能高，是主要的“甜点”储层和有利开发目标，主要分布于区域中部H1，H3井区和东部H125井区，纵向上集中在须二上亚段。

运用流体包裹体、有机地球化学分析和压力模拟手段，综合研究了琼东南盆地东部Ⅱ号断裂带新生界多期热流体活动及天然气运聚特征。研究结果表明：①琼东南盆地东部Ⅱ号断裂带BX19-2构造天然气主要为烃气和CO₂，烃气为煤型气和油型气的混合气，但不同气层中天然气组分含量差异较大，浅部三亚组气层为相对高含量的烃气（体积分数为83.93%）和低含量的有机成因CO（2体积分数为7.11%）；较深部的陵水组气层为含量相对较低的烃气（体积分数为16.10%～76.63%）和含量相对较高的幔源CO（2体积分数为18.70%～81.56%）。②流体包裹体和岩石地球化学参数显示烃气运移与3期热流体活动相关，每期热流体的活动深度及引起的热异常程度均存在一定差异。3期含烃热流体活动的时间分别为中新世晚期（约8.8 Ma）、上新世（约4.5～4.1 Ma）和第四纪（约1.1～0.1 Ma）。③热流体是以断裂为主要通道发生垂向高效快速充注。来自宝岛凹陷深部的幔源CO₂在上新世晚期—第四纪（约2.2～0.5 Ma）发生充注，并驱替了陵水组储层的烃气。因此，宝岛凹陷Ⅱ号断裂带附近的圈闭可能具有钻遇高CO₂含量的风险。