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。

综合利用钻井、测井、地震等资料，分析了哈萨克斯坦南图尔盖盆地Doshan区块中部斜坡带沉积特征，并提出了一种岩性油气藏储层预测方法，识别出岩性圈闭，地震属性分析验证了储层预测结果的可靠性。研究结果表明：①哈萨克斯坦南图尔盖盆地Doshan斜坡带中—下侏罗统沉积时构造活动强烈，发育少量断裂，以湖相沉积为主，可分为SQ4—SQ6共3个沉积期，分别对应埃巴林组（J₁ab）、多尚组（J₂ds）和卡拉甘塞组（J₂kr），SQ6时期发生大规模湖侵，扇三角洲呈裙带状展布在边缘断层一侧，半深湖范围扩大；三角洲前缘为岩性圈闭发育的有利相带。②储层预测方法为以井-震标定结果确定地层界线，以基于声波曲线重构的岩石物理分析校正井径的影响，以基于调谐厚度的正演模型分析识别砂体，以高分辨率岩性储层地震反演技术对单砂层进行识别。③研究区岩性圈闭主要分布于中—下侏罗统，发育于坡折控砂条件下的一系列构造带上。地震属性分析结果与沉积特征吻合度较高。④研究区中—下侏罗统的坡折位置发育一系列岩性圈闭，在高分辨率地震剖面上表现为强振幅、高阻抗特征，是勘探有利区。

基于构造、岩心、测井等资料，采用电镜扫描、低温 N₂吸附实验、高压压汞实验、盆地模拟等手段，系统分析了川东红星地区中上二叠统页岩的沉积演化、储层特征及页岩气富集模式，明确了勘探有利区，总结了勘探成果及意义。研究结果表明：①红星地区中上二叠统的沉积演化表现为：栖霞组—茅口组三段为开阔台地相；茅四段底部为台地-陆棚相，相带变化快，茅四段顶部为斜坡-陆棚相，地层被剥蚀、南厚北薄；吴家坪组一段（吴一段）底部为海陆过渡滨岸沼泽-潟湖相，吴一段顶部为台地-斜坡-陆棚相，斜坡-陆棚相带分布范围小、相变快；吴二段为斜坡-陆棚相沉积，从早至晚依次受控于古气候、火山活动和古气候、火山活动，沉积中—晚期古生产力较高，TOC 均值大于 8.00%。②研究区茅四段及吴二段陆棚相区发育 2 套优质页岩，具有“高有机碳-高灰质”的特征，富有机质页岩厚度分别为 19 m 和25 m，孔隙类型以有机孔为主，结构以微孔和介孔为主；富碳凝灰岩薄夹层混合质页岩岩相、高碳凝灰岩薄夹层硅质页岩为优质岩相，孔隙度分别为 6.27% 和 6.43%，TOC 值分别为 10.11% 和 9.35%，含气饱和度分别为 92.59% 和 91.81%，脆性指数分别为 55.24% 和 61.19%，是地质和工程的双“甜点”段。③研究区二叠系广泛发育的层状藻为主要有机质来源；在侏罗纪主排烃期，其构造稳定、二叠系烃源岩排烃较少，中侏罗纪—早白垩纪早期为主生气期，构造活动较弱，页岩气的保存条件好，现今已完成生气过程，处于成熟—过成熟阶段，R_o值约 2.1%，勘探潜力巨大。④建南、龙驹坝、三星区块为有利勘探区，其中建南区块潜力最大；茅四段③小层及吴二段③小层为优质层系的靶窗层段。

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。

综合利用地球化学、扫描电镜、岩心薄片、测井等资料以及油井生产数据等，对鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组 7 段储层特征、烃源岩特征和致密油分布特征进行了分析，从烃源岩展布、输导体系和源-储组合关系 3 个方面对致密油差异富集控制因素进行了探讨，并总结了成藏模式。研究结果表明：①陕北地区长 7 段致密砂岩储层主要分布在一亚段（长 7₁）和二亚段（长 7₂），以灰色—灰白色长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，长 7₁和长 7₂平均孔隙度分别为 5.56% 和 7.32%，平均渗透率分别为 0.097 mD和 0.110 mD，长 7₂储层物性更好；孔隙空间以溶孔为主，发育少量粒间孔。②研究区烃类主要来源于本地长 7₂顶部和长 7₃这 2 套烃源岩，平均厚度大于 20 m，有机质丰度高，平均 TOC 值为 3.02%，干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主，处于生烃高峰期，平均生烃量为 270.2×10⁴ t/km²，长 7₃烃源岩生烃潜力更大，供烃至长 7₂储层，长 7₁致密油来源于长 7₂烃源岩；新安边地区三角洲前缘亚相末端的长 7₂储层中致密油由湖盆烃源岩侧向供烃。③研究区致密油富集受烃源岩展布、砂体连通性以及源-储组合共同控制，在长 7₂更富集，在新安边地区分布面积最大，安塞地区无大规模致密油聚集；纵向上和平面上致密油的聚集差异受控于烃源岩厚度和源-储组合关系，下生上储、上下生油而中间储集和砂泥互层时含油性更好；新安边地区三角洲前缘亚相末端的长 7₂致密油聚集规模大于三角洲前缘主体，是由于三角洲前缘末端发育的局部连通砂体阻碍了湖盆烃类物质的侧向运移。④研究区致密油为“源控-砂控”成藏模式，远源河道优势砂体尖灭处和近源局部连通的砂体是有利勘探区。

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。

综合利用岩心、地震、测井和微地震监测等资料，在天然裂缝模型和地应力模型的约束下，运用页岩储层压裂缝网模拟研究了吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组天然裂缝特征及其对压裂缝网扩展的影响。研究结果表明：①吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组天然裂缝包括层理缝和构造缝，以层理缝为主，数量多、倾角小，裂缝数量平均为 251 条，裂缝面密度为 0.58～1.34 条/m，平均为 0.93 条/m。构造缝倾角为70°～95°，裂缝数量明显少于层理缝，根据形成时间及产状，构造缝可分为Ⅰ类和Ⅱ类构造缝。②研究区最小水平主应力为 50.41～55.22 MPa，最大水平主应力为 53.52～74.43 MPa，有利于水力压裂缝网的延伸，芦草沟组纵向存在应力隔层，最大层间应力差可达 12 MPa，水力压裂时人工裂缝不易穿层。③研究区芦草沟组页岩压裂改造以激活高角度构造缝为主，96.45% 的压裂缝为“T 形”裂缝，而“十字形”和“一字形”压裂缝仅占 2.24% 和 1.21%，芦草沟组压裂缝半缝长度为 70～100 m，高度为 10～30 m，邻近断层时由于缝长过大，易发生井窜。

沁水盆地煤系页岩气资源丰富，但勘探开发处于初期阶段。基于钻井、测井和地震解释资料，结合有机地球化学与储层物性实验测试数据，通过三维地质建模技术，建立了沁水盆地榆社—武乡区块二叠系山西组底部—太原组上部煤系页岩地质模型，并预测了煤系页岩气“甜点”区。研究结果表明：①沁水盆地榆社—武乡区块石炭系—二叠系煤系地层模型反映了煤系页岩储层的发育主要受控于构造活动，呈“东浅西深、整体连续”的分布格局。②基于序贯指示法建立沉积相模型，指示研究区在太原期—山西期由海陆过渡相转变为近海陆相沉积环境，为稳定优质页岩储层的形成提供了有利的沉积环境。③通过相控属性建模实现了储层参数空间分布模拟和精细表征，泥地比、孔隙度、含气量、总有机碳含量和镜质体反射率的平均值分别为0.57，10.02%，1.21 m³/t，2.18%，2.45%，揭示了研究区煤系页岩较好的储集能力、含气性、有机质丰度和资源潜力，脆性指数模型指示出页岩压裂后的有利区带。④在精细三维地质建模的基础上，将三维网格单元赋值积分，计算研究区二叠系煤系页岩气地质资源量为1 344.98×10⁸ m³，运用层次分析法和模糊评价法预测页岩气“甜点”区，Ⅰ类“甜点”区为地质与工程双重甜点，分布于研究区东北部、中部和西北部局部区域。

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。

综合利用地震资料和岩心分析测试资料如包裹体均一温度、岩石热解和储层物性等，对松辽盆地双城断陷白垩系营城组四段（营四段）致密油藏类型、分布特征、成藏期次进行了分析，并从烃源岩评价、储层特征、构造活动和输导体系 4 个方面对致密油成藏的主控因素进行了研究。研究结果表明：①松辽盆地双城断陷营四段致密油藏的类型及分布规律为，自中部洼槽向两侧斜坡依次发育源内岩性油藏、近源断层-岩性、地层油藏和远源构造油藏，油藏为一期成藏，主成藏期为晚白垩世姚家组沉积末期—嫩江组沉积初期（80～78 Ma）。②研究区营四下亚段发育的湖相泥岩、油页岩的生烃潜力较大，中部洼槽为生、排烃中心，生、排烃强度均较高，分别为（20～300）×10⁴ t/km²和（5～53）×10⁴ t/km²；营四上亚段发育的扇三角洲相含砾砂岩储层厚度大、连续性好，前缘砂体延伸入湖，平均孔隙度为 11.4%，平均渗透率为 0.95 mD，其中孔隙度大于 8.0%、渗透率高于 0.85 mD 的相对优质储层是致密油富集的有利目标；深层各类圈闭在早白垩世泉头组沉积末期即已形成，而主成藏期时研究区构造活动较弱，有利于油藏的形成和保存；由断裂、不整合和连通砂体组成的多类型立体输导体系是油气运移主要通道，促进油气向两侧斜坡汇聚。③研究区致密油成藏受“源-扇-体”耦合控制，围绕生烃洼槽呈环带状分布，具有大面积分布、局部富集的特点，中部洼槽为源内“源-储叠置、网毯连接、扇体聚集”成藏模式，东部斜坡为近源“源-储紧邻、断-砂匹配、阶梯运移”成藏模式，西部陡坡为远源“源-储分离、‘Y’型运聚、高点富集”成藏模式。被泥岩包裹或与泥岩互层式接触的扇体、油源断裂附近的断层-岩性圈闭和地层圈闭、靠近油源断裂的背斜和断背斜圈闭分别是中部洼槽、东部斜坡和西部斜坡的有利勘探目标。

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。

在岩心观察和粒度分析的基础上，结合录井、测井、地震等资料，对二连盆地巴音都兰凹陷 B51 井区下白垩统阿四段扇三角洲前缘沉积特征、分布规律与发育模式进行了研究。研究结果表明：①巴音都兰凹陷 B51 井区阿四段发育砂砾岩相、砂岩相、粉砂岩相、泥岩相等四大类，可进一步划分为 13 个小类，粒度概率累计曲线表现为悬浮一段式、低斜两段式、高斜两段式、滚动-跳跃-悬浮三段式 4 种类型，具有箱形、钟形、漏斗形、指形、平直形 5 种测井相标志，发育前积、丘状、杂乱状、亚平行状 4 种地震相。②研究区阿四段扇三角洲前缘发育水下分流主河道、水下分流河道、河口坝、水下分流间湾、席状砂和远砂坝 6 种沉积微相，纵向上可分为Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ共 3 个砂组，Ⅱ砂组和Ⅲ砂组沉积时期，扇三角洲前缘砂体分布广泛，水下分流主河道和水下分流河道发育；Ⅰ砂组沉积时期，湖盆范围最大，砂体变细、变薄。③研究区阿四段自下而上表现为水进沉积序列，发育退积型扇三角洲前缘，预测 B51-71 井区和 B51-74 井区发育的水下分流主河道和水下分流河道为利储集相带，B51-19 井区发育的河口坝为较有利的储集相带。

东濮凹陷深部储层致密，超压广泛发育，油气生运聚过程复杂。利用测井、录井、钻井及地球化学分析等资料，对东濮凹陷北部古近系沙三段超压的形成机制、超压对源岩与储层的影响以及油气运移动力进行了系统研究，并阐明深层超压岩性油气藏的成藏机理。研究结果表明：①东濮凹陷北部古近系沙三段超压岩性油气藏类型主要包括砂岩上倾尖灭油气藏、砂岩透镜体油气藏、裂缝油气藏3种纯岩性油气藏和岩性-构造油气藏、构造-岩性油气藏2种复合油气藏。岩性油气藏主要分布于东濮凹陷北部地区，尤其在前梨园洼陷、海通集洼陷、柳屯洼陷及濮城—卫城洼陷周边，具有“环洼有序分布”的特征。②研究区厚层膏盐岩发育及生烃过程产生的深层超压对烃源岩的生烃具有抑制作用，有效扩大了生油窗，增强了深部源岩的生烃能力，促进了其对环洼岩性油气藏的大规模近源供烃；膏盐岩发育、早期快速埋藏、超压的抗压实作用和晚期发育的溶蚀作用控制了优质储层的分布；深部广泛发育的超压和浮力协同作用为深层油气运移提供了有效动力。③研究区东部洼陷带为“单洼单源、早混相晚气相、自生自储、超压驱动运聚”成藏模式；东部陡坡带为“单洼多源、早混相晚气相、超压-浮力驱动侧向运聚”成藏模式；西部斜坡带为“单洼多源、油相、超压-浮力驱动侧向运聚”成藏模式；西部洼陷带为“单洼单源、油相、超压-浮力驱动侧向运聚”成藏模式。

利用测井、录井、岩心分析化验等资料，对川中古隆起北斜坡下寒武统龙王庙组油气成藏条件、油气充注特征及成藏演化模式展开了深入研究。研究结果表明：①川中古隆起北斜坡下寒武统龙王庙组天然气具备良好的成藏条件，下伏筇竹寺组烃源岩在北斜坡腹部及西侧裂陷槽存在 2 个生烃中心，其TOC 平均值分别为 1.90% 和 3.46%，有机质以Ⅰ型干酪根为主，可提供充足且优质的烃源；龙王庙组内部发育的颗粒滩体岩溶储层与上覆高台组厚层致密泥质云岩，构成了优势储-盖组合；区内广泛发育的油源断裂可作为纵向优势运移通道高效输导油气。②研究区龙王庙组具 3 期成藏特征：晚三叠世末期（约 214～206 Ma）发生第 1 期充注，大量成熟油聚集形成古油藏；早侏罗世末期（约 193～186 Ma）发生第 2 期充注，表现为“多油少气”混合充注；中侏罗世末期（约 170～164 Ma）发生第 3 期充注，大量油裂解气充注储层并聚集形成现今气藏。③研究区龙王庙组油气成藏演化可划分为 4 个阶段：加里东早期—二叠纪前少量低熟油充注阶段、二叠纪—三叠纪大量成熟油充注形成古油藏阶段、中侏罗世—白垩纪古油藏被破坏形成裂解气藏阶段以及晚白垩世至今气藏调整阶段。

基于经典分流理论与气水渗流规律，推导了考虑气体高速非达西渗流的边水气藏分流方程，并根据四川盆地某边水气藏多口产水气井的基础资料，分析了水侵动态特征参数的变化规律及主控因素，探讨了延缓气藏水侵的技术思路与对策。研究结果表明：①新的改进分流方程能够确定不同开发时刻气藏（或气井）边水的整体推进情况及见边水时间，相较于传统的基于达西定律的分流方程，该计算结果更加可靠。②边水气藏水侵动态受制于多种因素的综合影响，其中储层渗透率对其影响最为显著，其次为非达西流系数、相对渗透率及孔隙度，而有效厚度、供气边界及水侵流量的影响程度较小。③充分发掘物性较均一的低渗致密段储层的开发潜力是提升边水气藏开发效果的关键，制定合理的气藏采气强度是主动控水、稳水的重要手段。

结合野外地质考察成果，运用地理信息软件测量了塔里木盆地及其周缘发育的分支河流体系（DFS），对比盆地不同区域 DFS 几何形态参数差异，以探究 DFS 发育规律及其主控因素。研究结果表明：①塔里木盆地沉积体系划分为 DFS、轴向沉积体系、沙漠沉积体系及其他沉积体系 4 种类型，DFS总面积占比最高，约为 36%，主要发育在南天山山前区、昆仑山山前区以及阿尔金山山前区 3 个区域。②盆地 DFS 可划分为小型、大型、巨型 3 种类型，昆仑山山前区 DFS 发育规模最大，阿尔金山山前区其次，南天山山前区最小。规模大的 DFS 控制着盆地 DFS 格局，在测量的 846 个 DFS 中，盆地小型 DFS数量占比高达 89.4%，总面积占比 5%；巨型 DFS 数量占比为 2.2%，总面积占比达 68%。③DFS 几何形态主要参数包括面积、半径、坡度。面积与半径拟合优度 R²为 0.966 4，具有较强的正相关性；坡度与半径拟合优度 R²为 0.463 0，具有一定程度的负相关性；坡度与面积拟合优度 R²为 0.498 8，具有一定程度的负相关性。④DFS 形态及分布的主控因素包括气候、水文、构造隆升程度。极端干旱的气候条件下，河流更易干涸，DFS 发育规模受到限制；DFS 半径与河流径流量相关性较强，河流径流量越大，DFS 发育规模越大；构造隆升程度起主导作用，山体隆升越大，越容易发育更大规模的 DFS。盆地内部负向构造单元促进 DFS 发育，正向构造单元阻碍 DFS 发育。

基于损伤力学理论，建立了储层渗流-应力-损伤耦合裂缝扩展数值模型，将模型结果与室内真三轴水力压裂物理模拟实验结果进行了对比，验证了模型的准确性，并基于该模型探讨了压裂液黏度、排量、水平地应力差以及储层岩石非均质性对缝内暂堵转向压裂效果的影响。研究结果表明：①储层渗流-应力-损伤耦合裂缝扩展数值模型是联合流体流动控制方程与岩石变形方程形成整体控制方程，通过在初始裂缝扩展路径上某一区域人为设置高强度的岩石物理力学参数和较小的储层渗透率值，实现缝内暂堵的模拟。②缝内暂堵转向压裂裂缝扩展模型数值模拟的分支缝数量、主裂缝面积、主裂缝延伸方向等与室内真三轴水力压裂物理模拟实验的结果基本一致，该模型可实现缝内暂堵后基质的破裂与新裂缝扩展模拟，对缝内暂堵转向压裂裂缝扩展情况也具有较好的模拟效果。③压裂液的黏度和排量越大，缝内暂堵转向压裂裂缝长度、改造面积及偏转角度均明显增大，且逐渐由单一裂缝向复杂裂缝转变。当水平地应力差小于 7.5 MPa 时，缝内暂堵转向压裂的效果较好；当水平地应力差为 10～15 MPa 时，压裂效果变差；当水平地应力差大于 15 MPa 时，裂缝几乎不偏转；储层非均质性会影响裂缝局部的扩展路径，但对裂缝总体扩展趋势影响甚微。

综合运用岩心分析、铸体薄片、高压压汞等资料，对海拉尔盆地中部断陷带下白垩统南屯组储层特征及其主控因素开展了详细研究，并对有利区进行了定量综合评价。研究结果表明：①海拉尔盆地中部断陷带南屯组岩石类型主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，储层孔隙度小于 12% 的样品数占总样品数的 70.2%，渗透率小于 1 mD 的样品数占总样品数的 66.3%，属于致密砂岩储层，储层储集空间主要为少量原生孔隙和大量次生溶蚀孔隙。②沉积相控制了研究区储层物性在空间上的总体分布规律，南屯组最有利的沉积相带是辫状河三角洲前缘和扇三角洲前缘亚相；压实作用对储层具有减孔效应，溶蚀作用普遍发育，形成了大量粒间和粒内溶孔，对储集性具有一定改善作用。③盆地中部断陷带发育缓坡断阶构造带、陡坡断阶构造带和洼槽带 3 种构造带，其中缓坡断阶构造带和陡坡断阶构造带为主要的油气聚集区带，其断裂的大量发育均早于或同期于烃源岩大量排烃阶段，为油气运移提供了通道。④将“沉积相-孔隙度-储层厚度-砂地比-埋藏深度”五要素进行叠合，定量评价有利储层发育区，其中Ⅰ类、Ⅱ类优质储层主要分布在盆地中部断陷带的缓坡断阶构造带和陡坡断阶构造带。

川东地区下侏罗统自流井组东岳庙段发育一套深色泥页岩，具有较大的页岩气资源勘探开发潜力。将宏观大地构造背景与微观岩石学特征分析相结合，利用微量元素（包括稀土元素）数据，对川东地区下侏罗统自流井组东岳庙段泥页岩的沉积环境和物质来源进行了分析与讨论。研究结果表明：①川东地区下侏罗统东岳庙段自下而上依次沉积灰色介壳灰岩、灰色粉砂质泥岩、深灰色介壳泥岩、灰黑色页岩、灰—深灰色泥岩。②研究区东岳庙段泥页岩稀土元素总体具有轻稀土元素富集、重稀土元素亏损的特征，δCe 为负异常，Ce_anom平均值为 -0.015，V（/ V+Ni）平均值为 0.70，Sr/Cu 平均值为 2.43，Sr/Ba平均值为 0.16，（La/Yb）_N 平均值为 1.32，泥页岩沉积环境为相对贫氧的弱还原环境，整体为温暖湿润气候下的淡水沉积，且沉积速率较快，有利于有机质的富集和保存。③Zr/Sc-Th/Sc图和La/Sc-Co/Th图显示研究区沉积物母岩为花岗岩；Th/Sc 值为 0.78、Th/Co 值为 0.65、Th/Cr 值为 0.14、La/Sc 值为 2.14，均接近上地壳的相应元素比值，表明母岩主要为来自上地壳；La，Ce元素校正后平均质量分数分别为34.5×10^-6、70.71×10^-6，La/Yb，LREE/HREE，（La/Yb）_N 校正后的平均值分别为 11.32，8.13，7.67，δEu 校正后的平均值为 0.82，表明其与大陆岛弧相近，且 La-Th-Sc，Th-Sc-Zr/10和Th-Co-Zr/10等 3 个三角图显示其构造背景为大陆岛弧。因此，研究区东岳庙段物质来源于北东侧大巴山和东南侧江南古陆（雪峰古陆）。

利用全岩 X 射线衍射（XRD）、场发射扫描电镜（FE-SEM）、核磁共振（NMR）和低温氮气吸附实验方法多尺度定性-定量表征黔北凤冈地区永凤 1 井下寒武统牛蹄塘组页岩孔隙结构特征，并探讨其影响因素与油气地质意义。研究结果表明：①黔北凤冈地区下寒武统牛蹄塘组页岩矿物组成以石英、长石与黏土矿物为主，其次为碳酸盐矿物与黄铁矿；孔隙类型主要为有机质孔、粒间孔、粒内孔与微裂缝，有机质孔与黏土矿物粒间孔最为发育。②研究区牛蹄塘组页岩比表面积平均值为 9.536 6 m²/g，总孔体积平均值为 0.009 02 cm³/g，介孔体积平均值为 0.007 95 cm³/g，宏孔体积为 0.000 37～0.004 58 cm³/g，平均为 0.001 07 cm³/g，平均孔径为 3.381～5.947 nm，介孔最为发育。页岩孔体积主要由介孔与宏孔贡献，比表面积主要由微孔与介孔贡献，微孔与介孔、宏孔连通性相对较差，介孔与宏孔连通性较好，孔隙形态主要为墨水瓶形、圆柱形和裂缝形。③研究区牛蹄塘组孔隙结构主要受 TOC、黏土矿物与脆性矿物影响，TOC 与黏土矿物对比表面积、总孔体积、介孔体积及孔隙度具有积极影响，脆性矿物则对比表面积、孔隙度、介孔体积具有消极影响。

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。

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。

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。

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。

综合利用钻井、测井、岩心及地震资料，通过建立地震正演模型模拟、RGB 分频融合技术及波形分类分析等手段，对川东五百梯地区石炭系岩溶古地貌进行了识别与刻画。研究结果表明：①川东五百梯地区石炭系遭受的岩溶作用强度自西向东逐渐变小，东南部石炭系原始沉积厚度更大，但残余厚度分布不均匀，主要为 10～30 m；西北部地层厚度较小，为 0～15 m。②研究区石炭系自西向东可识别出岩溶高地和岩溶斜坡 2 个二级地貌单元，岩溶斜坡可划分为残丘和浅洼 2 个三级地貌单元，再依据其差异溶蚀特征，可进一步划分为陡斜坡浅洼和缓斜坡浅洼，浅洼内发育残丘、暗河及落水洞。反射同相轴的上提和下拉特征、岩溶角砾岩的发育、地震层拉平剖面、RGB 分频融合及波形变化特征等均可识别出岩溶古地貌的发育。③研究区石炭系各地貌单元的分布受构造控制，浅洼和残丘多以椭圆状或不规则长条状呈北西—南东向展布，暗河的展布与浅洼长轴方向一致；岩溶古地貌控制着地层厚度以及溶蚀孔洞的发育，残丘残余厚度较大，岩溶作用强，充填作用较弱，溶蚀孔洞较发育，储层平均孔隙度为 4.34%；缓斜坡浅洼残余厚度较小，充填作用较强，溶蚀孔洞不发育，储层平均孔隙度为 2.68%，而陡斜坡浅洼虽然残余厚度小，但因潜水位低、泄水能力强，溶蚀作用强而充填作用弱，储集空间发育，储层平均孔隙度为5.05%；缓斜坡和陡斜坡储层平均孔隙度分别为 3.67% 和 3.31%，岩溶高地孔隙度最小，平均为 2.51%。

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。

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。

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。

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%。

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。

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。

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。

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。

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。