柴北缘近期部署的路探1井在侏罗系大煤沟组砂岩与古近系路乐河组连续获得突破，显示该区斜坡-凹陷带岩性气藏的勘探潜力巨大。基于全油气系统成藏理论，系统剖析了该区天然气成藏的地质条件与主控因素，并明确了下步勘探方向。研究结果表明：①伊北凹陷等主力生烃凹陷保存完整，侏罗系煤系气源岩分布广、厚度大、成熟度高，为天然气成藏提供了充足的气源。②古近系路乐河组—侏罗系大煤沟组受古沟槽-坡折地貌控制，斜坡区发育大面积砂岩储层，形成了富砂带；路乐河组泥岩与侏罗系大煤沟组泥岩为高效区域盖层，古近系底界区域不整合面为关键油气运移通道，共同控制了稳定斜坡区砂岩连续成藏；路探1井的突破，实现了该区勘探思路从隆起向斜坡-凹陷的转型，证实了“不整合面网输导、近源高效充注、优质盖层封闭、古地貌控砂富集”的成藏模式，有助于柴北缘煤系全油气系统的勘探和研究。③依据“下坡下凹近源找气”的新勘探思路，伊北凹陷周缘四大古斜坡带具有较大的勘探潜力，可能是未来规模增储的核心领域。

塔里木盆地顺北—塔河地区奥陶系碳酸盐岩层系中广泛发育穹隆构造，多口钻井已获得高产工业油气流，显示出良好的资源潜力。基于高精度三维地震、测井及岩心分析测试资料，以顺北H1井周缘及阿克库勒凸起东南斜坡带150个穹隆构造为例，系统开展了穹隆构造的几何特征、成因机制和储层特征分析。研究结果表明：①塔里木盆地北部奥陶系穹隆构造平面上呈同心环状，可划分为R型、T型、收缩型和复合型4类，剖面上呈“下窄上宽”的火炬状。②穹隆构造主体形成于加里东中期Ⅰ—Ⅱ幕，是区域剪切应力场与岩性差异共同作用的结果，为“剪切应力诱导-层间滑移-局部隆升”成因机制。③穹隆构造储层为“缝-腔、孔洞”复合型储集体，具备“断裂通源、垂向运聚、围岩封挡、独立成藏”的优势条件，且资源规模大，是深层—超深层油气勘探的重要新领域。

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。

结合钻井、测井、地震等资料，对四川盆地元坝地区二叠系长兴组低幅生物礁上覆富铀层的铀元素分布规律与富集机制进行了系统分析，建立了上覆富铀层低幅生物礁“缺氧封存型”沉积模式；以该沉积模式为指导，构建了“地震目标处理—富铀层约束—精细刻画”一体化技术体系，实现了对该类生物礁的精细表征，并预测了该类礁体的有利开发区。研究结果表明：①元坝地区长兴组上段依据铀的纵向分布特征，可划分为稳定型、顶部富集型、整体富集型3类模式，其中顶部富集型是识别低幅生物礁体的关键标志；“缺氧封存型”沉积模式为,长兴组沉积晚期，台缘礁带的障壁作用导致其后侧形成局限缺氧环境，礁体生长停滞并被富铀层覆盖，构成“富铀层—低幅礁体”垂向结构。②“地震目标处理—富铀层约束—精细刻画”一体化技术体系是通过地质目标驱动的地震处理提升成像质量，利用铀富集分布特征聚焦目标区，再结合正演模拟建立低幅生物礁地震识别模式，实现礁体空间形态精细刻画；该技术体系刻画的低幅生物礁的平面分布特征为，背海侧的W104—W11井区及W123井以北区域，礁体发育相对集中，且规模较大，单礁面积为0.36~1.25 km²，而向台内礁体更分散，规模较小，单礁面积小于0.40 km²。③针对研究区上覆富铀层低幅生物礁体实施的首口井W102-4H，测试获天然气产量为65.50×10⁴ m³/d，计算无阻流量为265.12×10⁴ m³/d；W104井南、W11井南等也是低幅生物礁的有利目标点，预计产气量大于100.00×10⁴ m³/d。

现有岩石物理模型难以准确描述超压条件下储层弹性参数的变化特征，限制了超压储层的刻画精度。以莺歌海盆地乐东斜坡带中新统黄流组超压储层为例，提出了一种多重孔隙结构超压岩石物理模型，对模型应用效果进行了分析；基于模型，对超压储层参数影响因素进行了分析，构建包含地层有效应力和孔隙度参数的岩石物理量版。研究结果表明：①多重孔隙结构超压岩石物理模型建模方法为，基于多重孔隙理论，综合考虑柔性孔隙、刚性孔隙及束缚水的影响，在孔隙空间刚度理论中引入地层压力系数和有效应力，采用梯度优化算法自适应优化孔隙纵横比，进而反映复杂孔隙结构下弹性参数随有效应力的变化规律。②该模型预测的乐东斜坡区黄流组纵、横波速度与测井解释高度吻合，预测误差低于8%，相较于传统模型，其拟合效果最佳，R²最高，分别为0.920、0.937。③超压储层岩石弹性参数受有效应力、柔性孔隙占比、泥质含量、束缚水孔隙度及可动流体孔隙度等5种因素的共同影响，在超压地层中，随着孔隙压力升高、有效应力减小，纵横波速度比呈上升趋势，与砂岩相比，泥岩具有低速、高纵横波速度比特征；纵横波速度比是区分超压碎屑岩储层中砂岩与泥岩的敏感参数，研究区常压段砂、泥岩纵横波速度比的判别阈值约为1.64，超压段为1.70~1.75。④基于多重孔隙结构超压岩石物理模型反演的纵横波速度比剖面预测的砂岩储层分布，与气测解释结论基本一致。

通过对鄂尔多斯盆地延长探区91口钻井的天然气样品与68组氦源岩样品开展氦气含量、同位素以及氦源岩铀、钍元素含量的分析测试，明确了氦气分布与来源、各类氦源岩的供氦潜力，进而系统讨论了氦气富集的主控因素。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地延长探区氦气体积分数为0.009%~0.217%，平均为0.059%，其中6.5%的样品达到高氦标准（≥ 0.1%）；平面上氦气丰度呈“南高北低”格局，洛川、富县为高氦区，子洲、靖边等地为贫氦区；纵向上各层位含氦量差异小，分布稳定。②研究区氦气为典型壳源氦，氦同位素R/Ra值均小于0.1，壳源贡献比例达99.73%；区内发育前寒武系结晶基底、长城系和上古生界等多套氦源岩，前寒武系基底与长城系的生氦量远超上古生界，其中基底生氦量为3 164.04×10⁸ m³，占总生氦量的95.99%。③研究区前寒武与长城系是主力氦源，上古生界氦源岩起辅助作用，在盆地深大断裂的沟通下，形成了“深部主导、上古辅助”的双源供氦模式；深大断裂是沟通深部氦源的关键通道，而上古生界烃源岩的生烃作用对氦气产生具有强烈稀释效应，是造成南北氦气差异聚集的核心因素。

综合运用测录井资料及地震解释成果，对松辽盆地南部梨树断陷白垩系沙河子组同沉积断层的活动特征进行了分析，基于印模法对古地貌进行了恢复，并探讨了古地貌对沉积体系的控制作用。研究结果表明：①梨树断陷白垩系沙二段沉积时期的断层活动速率普遍高于沙一段沉积时期，且断层活动速率向北呈先增大后减小的趋势。②沙河子组沉积期，梨树断陷陡坡带主要发育近岸水下扇及深湖沉积体系，缓坡带主要发育扇三角洲及滨浅湖沉积体系。③研究区古地貌控制着沉积相及砂体的展布，识别出了沟谷、横向凸起（水下隆起）、走向斜坡、构造坡折带等4种古地貌类型，均对砂体的分布具有控制作用。沟谷可作为输砂通道，控制砂体从源区向沉积区推进，同时也可作为沉积卸载单元；发育于陡坡断崖边缘的横向凸起促使砂体呈扇形向盆内撒开；走向斜坡控制砂体的走向延伸，同沉积断层末端活动控制了砂体自源区向盆内扩散的路径；构造坡折带控制砂体向盆内搬运迁移及其富集位置，是寻找砂岩油气藏的有利区带。④研究区沙河子组沉积期具有“多源供给—断裂控渠—古地貌聚砂”的古地貌控砂模式。

基于地震、钻井、测井及地球化学分析测试等资料，提出了一套厘定砂-断输导油气至浅层成藏时间厘定方法，明确了沙一下亚段砂体-赵北断裂输导油至馆陶组成藏的时间，并对该时间与馆陶组及其上部储层的油气分布关系进行了分析。研究结果表明：①砂-断输导油气至浅层成藏时间厘定方法是，将砂体形成时间、砂体上覆泥岩盖层封闭性形成时长（泥岩盖层封闭指数和砂体封闭指数相等时所对应的时间至今）、砂体倾斜时间（末次断裂活动期间）、烃源岩排烃时间进行叠合，叠合时间为砂体输导油气时间；通过恢复各地质时期泥岩盖层古厚度、断裂古断距参数，求取两者差值，即为各时期泥岩盖层古断留厚度，断裂切穿泥岩盖层所需最大断留厚度对应时间至断裂活动终止时间为断裂输导油气时间；砂体输导油气时间、断裂输导油气时间的叠合时间即为砂-断输导油气至浅层成藏时间。②研究区沙一下亚段砂体通道输导油气时间为明化镇组沉积时期；赵北断裂同时切穿沙一中亚段、东二段泥岩盖层时间为明化镇组沉积中期—明化镇组沉积结束；沙一下亚段砂体-赵北断裂输导油至浅层馆陶组成藏时间为明化镇组沉积中期—明化镇组沉积结束，该结论与馆陶组流体包裹体均一温度结合埋藏史-热史得到的油气充注时间一致。③研究区沙一下亚段砂体-赵北断裂向馆陶组输导油时间有限，是目前赵北断裂处馆陶组油气赋存规模有限的根本原因；赵北断裂未切穿明化镇组泥岩盖层，明化镇组之上无油气成藏。

川中合川地区志留系龙马溪组页岩分布广，烃源岩品质好，是页岩气勘探的重点层系。基于岩心实验分析、测井资料，根据矿物组分和TOC含量对岩相进行了划分和测井智能识别，明确了龙马溪组岩相类别及空间展布特征，并划分了岩相有利区。研究结果表明：①合川地区志留系龙马溪组发育7种页岩岩相，以富、贫有机质长英质页岩岩相，富、贫有机质黏土质长英质混合页岩岩相、贫有机质黏土质页岩岩相为主，发育少量富有机质混合质页岩岩相、富有机质钙质长英质混合页岩岩相；其中，富有机质长英质页岩岩相、富有机质混合质页岩岩相、富有机质钙质长英质混合页岩岩相为勘探有利岩相。②测井智能识别方法为，引入BSMOTE算法均衡少数类岩相样本，构建集成学习模型实现矿物组分一级划分，基于主成分分析的支持向量机（PCA-SVR）模型预测TOC含量实现二级划分；BSMOTE-AdaBoost为岩相一级划分最优分类模型，PCA-SVR模型在岩相二级划分检验精度高，盲井验证岩相识别技术符合率达86.7%，区域适用性强。③合川地区志留系龙马溪组页岩相展布受古水深与物源供给控制，岩相纵向上呈现自下而上富有机质长英质页岩岩相向贫有机质混合页岩岩相演化趋势；平面上，有利岩相由NW—SE方向迁移；龙一₁¹小层富有机质长英质岩相连续分布区是勘探关键目标。

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。

综合采用原位方解石U-Pb定年、流体包裹体分析及盆地模拟等技术方法，对塔中地区奥陶系良里塔格组的岩石学、流体活动特征进行了厘定，系统分析了油气充注期次，并刻画了其成藏模式。研究结果表明：①塔中地区奥陶系良里塔格组储层主要岩石类型为颗粒灰岩和生物灰岩，储集空间类型包括孔隙、溶洞以及裂缝等。②储层中主要发育2期方解石胶结物，其中第1期方解石胶结物发亮红色阴极光，对应的U-Pb年龄为427.0 ± 4.2 Ma，第2期方解石胶结物发橘黄色阴极光，对应的U-Pb年龄为369.0 ± 14.0 Ma。③储层中主要发育2类石油包裹体组合，第1类石油包裹体组合发黄色、淡黄色荧光，对应的油气充注时间为425.0~410.0 Ma；第2类石油包裹体组合发蓝色荧光，对应的油气充注年龄325.0~320.0 Ma。④研究区良里塔格组储层主要经历2期石油和1期天然气充注，其中第1期石油充注事件发生在加里东晚期，第2期石油充注事件发生在海西中期，天然气充注发生在喜山晚期；该套油气藏的形成是优质储层、多期供烃、高效输导、有效封盖与有利构造背景等多因素协同作用的结果。

近年来，扬子克拉通震旦系陡山沱组油气勘探取得了新进展。通过野外露头剖面的实测和实验室分析相结合，系统总结了川西北汉南古陆周缘陡山沱组的地层分布及沉积特征，并揭示了构造对陡山沱组烃源岩发育的控制机制。研究结果表明：①汉南古陆东、西两侧在陡山沱组沉积期发育不同的沉积体系，西侧是以碎屑岩-碳酸盐岩混积为特征的稳定缓坡沉积体系；东侧则经历了“斜坡充填—稳定陆棚—碳酸盐岩缓坡”完整沉积演化序列。②古陆两侧的沉积分异特征受攀西—汉南岛弧俯冲-转换边界控制，西侧对应俯冲边界，沉积地形宽缓；东侧处于转换边界，坡度陡、沉降持续，为深水缺氧环境与优质烃源岩的发育提供了有利构造-古地理条件。③汉南古陆东侧（镇巴—城口一带）因构造活动启动早、持续沉降、缺氧还原环境及热液活动驱动的高古生产力，形成了高TOC值（2.75%~4.76%）的优质烃源岩，西侧受构造稳定、保存条件差等限制，仅发育规模有限、品质中—差的烃源岩，TOC均值为1.20%~1.65%。

页岩油藏经过复杂压裂后易形成双重孔隙介质，由于基质-裂缝的渗流差异及CO₂注入后“浓度-黏度”的平面非均质性，使得CO₂驱的压力响应机制复杂，导致压力动态表征与参数反演精度不足。通过Fick定律研究了CO₂分布特征，建立了同时考虑浓度-黏度-压力耦合、基质启动压力梯度的双重孔隙介质渗流模型，并对渗流方程进行了数值求解，绘制了双重孔隙介质油藏CO₂驱压力动态曲线，分析了基质启动压力梯度、弹性储能比、窜流系数、注入速度、扩散系数对压力动态曲线的影响规律。研究结果表明：①基质启动压力梯度越大，试井曲线后期的压力及压力导数曲线“上翘”越显著。②弹性储能比越小，窜流阶段压力导数曲线的“凹子”越宽且越深。③随着窜流系数的减小，流体由基质流向裂缝的窜流速度越慢，“凹子”越靠右方，且“凹子”越深；窜流系数越大，压力曲线上翘越明显。④注入速度越大，全阶段压力和压力导数均呈现上升趋势，且窜流阶段“凹子”宽度越窄。⑤扩散系数主要影响后期的总系统径向流阶段，扩散系数越大，总系统径向流发生的时间越早，流动阻力越小，压力和压力导数曲线越靠下。⑥此模型在大庆油田压裂井CO₂注入过程中实现了压力动态特征的定量表征。

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。

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。

近年来，四川盆地威远地区奥陶系红花园组与宝塔组海相碳酸盐岩中持续获得天然气发现，展现出良好的勘探潜力。通过对天然气组分、碳同位素特征、烃源岩特征、流体包裹体特征以及埋藏-热演化史进行分析，明确了研究区天然气来源和油气充注期次，探讨了其天然气成藏模式及主控因素。研究结果表明：①威远地区奥陶系红花园组和宝塔组天然气干燥系数高，平均为0.995 8，属于过成熟油型气，为干酪根裂解和原油裂解成因的同源不同期混合气，热化学硫酸盐还原反应（TSR）和过高成熟度是导致天然气碳同位素倒转的主要原因；筇竹寺组烃源岩是红花园组和宝塔组天然气的主要供烃层位，烃源岩品质中等—好，总有机碳（TOC）含量平均值为1.90%，生烃潜量（S₁ + S₂）平均值为 0.27 mg/g，有机质类型为Ⅰ型，处于过成熟阶段，R_o为2.74%~3.28%；岩石热解峰温（T_max）为397~499 ℃。②研究区奥陶系红花园组和宝塔组在晚二叠世与早白垩世分别形成了古油藏和古气藏，喜山期后气藏发生调整，形成了受大型背斜与走滑断层系统控制的构造-地层-岩性复合气藏，上部红花园组和宝塔组发育以白云岩为主的储层，下部筇竹寺组为其供烃，形成了“下生上储”的成藏模式。③奥陶系红花园组和宝塔组油气成藏主要受控于白云岩储层质量和走滑断层及逆断层的输导能力，背斜圈闭高部位和裂陷槽边缘断层的叠合区是天然气富集“甜点”区。

综合运用岩心观察、物性测试、常规测井和成像测井等技术手段，系统分析了渤海湾盆地东营凹陷滨县凸起古潜山成藏条件及成藏模式。研究结果表明：①东营凹陷滨县凸起太古界储层类型为裂缝性储层和风化壳储层，风化壳具有溶蚀层-崩解层双层结构，溶蚀层多分布于斜坡下部，为最优储层。②研究区潜山油藏油源来自利津洼陷沙三段、沙四段烃源岩，经历了2期生烃过程；储层以风化壳溶蚀层为主，储集空间以高导缝和溶蚀缝为主；盖层为沙三段、沙四段厚层泥岩，封盖能力良好；输导体系包括断裂垂向输导和不整合面侧向输导2种类型。③研究区潜山的源-储配置关系对成藏有重要影响，古地貌和裂缝密度对储层质量具有控制作用，断层和裂缝为油气主要运移通道，发育“新生古储-侧向尖灭”型和“新生古储-潜山顶部”型油气藏，前者分布于中部斜坡带，油气从烃源岩侧向运移进入与泥岩对接的潜山储层；后者分布于东翼斜坡带大断层附近，油气沿断层垂向运移至潜山顶部。④相比冀中坳陷束鹿潜山，研究区风化壳双层结构明显、侧向尖灭模式占主导、油气性质单一，共识别出5个有利区带，其中位于潜山中部斜坡带的Ⅱ号和Ⅲ号区带的成藏条件最为优越，为最有利勘探目标。

黔西北地区煤炭资源储量巨大，具有丰富的煤系气资源，展现出良好的开发前景。基于煤工业分析、扫描电镜、等温吸附、气体组分分析、含气量分析等实验测试，从生气条件、储层条件、储-盖组合、含气性4个方面对黔西北中部地区二叠系龙潭组煤层气成藏条件进行了研究。研究结果表明：①黔西北中部地区煤岩的煤质较好，主要形成于潮湿覆水的环境中，以Ⅲ型有机质为主，有机质丰度平均为63.25%，具有较高的热演化程度，R_o为2.54%~3.50%，具备较强的生烃潜力。②研究区煤层气组分以甲烷为主，干燥系数大于0.99，其质量体积为5.68~20.12 cm³/g，具有“北高南低”的分布特征。③研究区煤岩主要发育晶间孔、有机质孔隙和微裂隙等3种孔隙类型，储层的吸附能力强、渗流能力较弱，具有较强的可压裂性。④研究区龙潭组沉积期，受海陆过渡相的影响，主要形成了煤-泥岩和煤-粉砂岩等2类储-盖组合类型，为“自生自储”成藏模式。

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。

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。

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。

低渗凝析气藏开发中后期易出现产能衰减快、凝析油堵塞导致采收率降低等问题。以准噶尔盆地莫北凸起前哨4井区侏罗系三工河组二段一砂体为例，采用多尺度参数融合与井流相态校正相结合的方法，建立了高精度数值模拟模型，开展了剩余气分布预测与挖潜方案评价。研究结果表明：①准噶尔盆地莫北凸起侏罗系三工河组二段一砂体厚度约20 m，平均孔隙度约12%，平均渗透率约1.5 mD，非均质性强且局部连通性差。②通过数据协同约束砂体展布与孔渗参数，结合凝析气井流物组分反演与井底压力耦合，建立“地质-相态-井筒”一体化模型，有效提高了砂体展布与孔渗参数刻画精度，建模物性与实测值相关系数均大于0.99；基于该模型的计算结果与历史凝析气产量拟合精度大于96%，揭示了研究区前哨401井高部位为“含气饱和度高但连通性差”的典型富集剩余气区。③根据剩余气分布识别提出的前哨401井侧钻挖潜方案可新增动用储量0.37×10⁸ m³，日增产能4×10⁴ m³，预测结果显示，如果以5.1%的恒定采气速度，可稳产至2030年。

Allan图分析对于断层封闭性的研究具有重要意义。以辽河坳陷兴隆台构造带太古界潜山油气藏为例，综合测录井、三维地震和实验分析测试资料，提出了一种基于高精度地质建模技术的改进Allan图法，用于分析断层封闭性。研究结果表明：①基于井-震联合建立的高精地质模型可解决井位数据缺失的问题，在精细剖析变质岩潜山各个区域的岩性发育情况及造缝能力的基础上，高精地质模型可准确刻画断层两侧的地层接触关系和岩性分布规律，经人工检查和调整可形成最终的改进Allan图。②研究区断面上共存在6种岩性对接模式，其中具备良好封闭性的对接模式包含角砾岩-泥岩、混合岩-泥岩、混合岩-片麻岩、混合岩-角砾岩、角砾岩-角砾岩，区外围断层F3、F5全封闭，区内渗漏点海拔为-4 390 m。③结合模糊数学方法、现场流体分布进行了交叉检验，各个区域分析结果与改进Allan图法分析的断层侧向封闭性吻合度高，说明该方法在变质岩潜山表现出优异的适用性和准确性，具有较高的应用价值。

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。

为了解决深层砂砾岩储层矿物组分含量和孔隙度计算难度大的问题，以准噶尔盆地南缘白垩系清水河组致密砂砾岩储层为例，提出了一种基于白鲸智能算法（BWO）的测井最优化解释方法，该方法的计算结果与岩心的实验室分析数据吻合度更高。研究结果表明：①基于BWO的储层测井最优化评价的思路为，综合岩心资料、岩石薄片资料及扫描电镜资料，建立研究区多组分体积物理模型；基于常规测井资料建立测井响应方程，并以BWO进行求解；以最小二乘法为基础理论，结合多组体积物理模型和测井响应方程建立最优化测井目标函数。②该方法具有优异的全局和局部搜索能力，收敛速度快，计算精度高，可扩展性大；测试模拟结果显示，该方法反演测井曲线时，目标函数在迭代40次左右时趋于平稳，计算的各组分含量与构造的对应组分含量相关性较好，平均绝对误差都低于1.50%，平均相对误差都低于11.50%。③准噶尔盆地南缘深层砂砾岩储层矿物成分主要为石英、长石、方解石、白云石和黏土，基于BWO的测井最优化解释方法计算出的各矿物组分含量与实测岩心数据的绝对误差都小于3.00%，孔隙度绝对误差为0.26%，预测效果明显优于常规方法。

三门峡盆地油气勘探潜力较大，但总体勘探程度较低。基于野外露头、二维地震及钻井资料，结合烃源岩有机质丰度测定等手段，以五亩凹陷与平陆凹陷为重点，系统分析了古近系沉积体系与烃源岩发育特征，明确了构造-沉积演化模式及成藏条件。研究结果表明：①三门峡盆地古近系发育5类沉积相、9 类亚相，其中门里组以冲积扇沉积为主，坡底组发育冲积扇、扇三角洲和湖泊沉积，小安组以湖泊沉积为主，柳林河组主要发育冲积扇与辫状河沉积；不同凹陷沉积充填差异显著，相带展布窄且横向迁移快。②盆地构造-沉积演化总体经历“先断后坳” 4 个阶段，初始断陷期（门里期）伸展作用强烈，形成多个孤立深凹；强烈断陷期（坡底期）基底差异沉降显著，湖盆扩张并发生短期湖泛；断-坳转换期（小安期）全区连通稳定沉积，深湖范围达到鼎盛；坳陷沉降期（柳林河期）构造活动趋于稳定，湖盆逐渐萎缩消亡。③研究区烃源岩主要发育于坡底组深湖相黑色泥页岩与小安组深湖—半深湖灰黑色泥岩，优质烃源岩样品占比为25%，其中小安组为主力烃源岩；五亩凹陷小安组TOC值为0.29%~31.10%，平均为2.06%；五亩凹陷坡底组TOC值为0.40%~22.00%，平均为5.33%，部分样品TOC异常偏高或波动较大，与露头保存条件及煤线发育有关。④研究区主要发育“自生自储”、“下生上储”及局部“上生下储”3类成藏组合，整体以近源供烃、短距离运移成藏为主要特征，中央构造带为有利勘探区带。

通过井-震标定、建立不同围岩岩性-煤岩模型、波动方程正演模拟等方法，对鄂尔多斯盆地米脂北地区石炭系本溪组围岩岩性、煤岩厚度及其地震响应特征进行了分析，并对振幅拟合法、阻抗反演法和反射系数反演法3种煤岩气储层厚度预测方法进行了对比评价。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地米脂地区石炭系本溪组煤岩气储层地质条件复杂，上覆岩性主要为砂岩、灰岩和泥岩，煤岩与围岩地层的物性具有明显差异，前者具有低自然伽马、低密度、高中子、高声波时差、高电阻率的特征；不同围岩对煤岩层的地震响应特征影响较大，围岩的平面分布会影响煤岩厚度预测精度。②对不同岩性组合进行波动方程正演模拟过程中，当煤岩厚度小于调谐厚度12.5 m时，振幅值随煤岩厚度增加而增强；当煤岩厚度达到12.5 m时，振幅值达到峰值；当煤岩厚度大于12.5 m时，随着煤岩厚度增加，振幅值开始缓慢降低。③反射系数反演法适用于煤岩气藏评价和开发阶段，煤岩顶底再解释技术受振幅影响较小，研究区煤岩气储层预测厚度与实际厚度吻合度最高，达到88.9%。

塔里木盆地富满油田走滑断裂多期活动对深层—超深层油气运聚具有显著控制作用。通过对富满油田三维地震资料的解释，刻画了F_I 5、F_I 7、F_I 16和F_I 17断裂的构造特征及演化过程，并分析了4条断裂对油气运聚成藏的影响。研究结果表明：①塔里木盆地富满油田F_I 5、F_I 7、F_I 16和F_I 17断裂主要经历了加里东早期、加里东中期Ⅰ幕、加里东中期Ⅲ幕与加里东晚期—海西早期4个演化阶段。其中加里东中期Ⅰ幕与加里东中期Ⅲ幕是主要活动期，F_I 5和F_I 17断裂在该时期的活动性相对F_I 7和F_I 16断裂更强，F_I 16断裂活动整体最弱。②F_I 5和F_I 17断裂具有通源输导作用，且改善了储集性，F_I 7断裂不通源，但输导性和储集改善能力较好，F_I 16断裂通源性、输导性和储集改善能力均较差。③加里东晚期，油气沿F_I 5和F_I 17断裂发生了一定规模的垂向充注，沿F_I 7断裂很少发生运聚，沿F_I 16断裂垂向充注的规模也相对较小。海西晚期，油气沿F_I 5和F_I 17断裂发生了大规模垂向运聚成藏。F_I 7断裂不通源，油气很少沿F_I 7断裂发生垂向运聚，可能发生过侧向运聚成藏，并具有一定规模，而沿F_I 16断裂垂向运聚成藏的规模较小。④喜马拉雅期，富满地区东部下寒武统烃源岩进入过成熟生气阶段，中寒武统膏盐岩层未形成有效遮挡，F_I 16和F_I 17断裂附近的油气藏发生了明显的气洗作用，气油比整体升高。

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。

中国陆相含油气盆地页岩油资源潜力大，泥页岩储层的非均质性对其含油性及可压性具有控制作用。基于岩心观察、总有机碳（TOC）及热解、全岩及黏土矿物X射线衍射分析、高压压汞和氮气（N₂）吸附实验等多种测试，较系统地揭示了鄂尔多斯盆地志丹地区三叠系长7泥页岩储层的非均质性特征，并探讨了其对页岩油富集的控制作用。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地志丹地区三叠系长7主要为暗色泥岩和黑色页岩，可划分为长英质泥岩岩相、黏土质泥岩岩相和混合质页岩岩相。不同岩相的宏观非均质性主要受陆源输入、火山活动频次及沉积环境的影响，表现为纹层分布频率越大，岩性变化越频繁，非均质性越强；微观上，从黏土质泥岩、长英质泥岩至混合质页岩的非均质性随纹层频率增加而逐渐增强。②不同岩相的矿物组成和TOC含量差异显著，具有强非均质性特征。③研究区长7泥页岩储层孔隙类型多样，发育粒间孔、粒内孔、黏土矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔及微裂缝等；孔隙结构以介孔为主，孔径主要为10~100 nm，发育“墨水瓶”状孔隙及平行板状孔隙。④岩性、矿物含量、TOC含量及孔隙结构均对研究区长7页岩油具有控制作用，其中岩相、TOC含量、平均孔径大小与含油性指标呈较明显正相关关系，为页岩油富集的主控因素；可通过泥页岩非均质性特征，结合含油性、脆性指数及可动油评价标准预测页岩油富集的“甜点”段。

通过对吐哈盆地北缘博格达山前二叠系露头孢粉组合、锆石U-Pb年龄及沉积序列的综合分析，对地层归属进行了再认识，恢复了环博格达山周缘芦草沟组/塔尔朗组沉积期岩相古地理，并探讨了该区勘探潜力。研究结果表明：①吐哈盆地北缘照壁山、二塘沟等剖面原划分为塔尔朗组的孢粉组合特征与塔尔朗沟、准东地区塔尔朗组/芦草沟组差异明显，与准东梧桐沟组一致，应修正为梧桐沟组；原归于伊尔稀土组顶部的区域性暗色地层，其沉积序列及火山岩年龄与博格达山周缘芦草沟组可对比，应划分为塔尔朗组；锆石年龄显示为早二叠世，早于以往认为的中二叠世。②塔尔朗组沉积期，博格达山一带为沉积中心，山前带处于咸水半深湖—深湖相—半咸化半深湖环境中，具备形成优质烃源岩的潜力。③吐哈盆地台北凹陷二叠系烃源岩品质较好，尤其是凹陷北部，北部山前带位于生烃中心之上，剩余构造圈闭多，构造楔状体和山前带深层是吐哈老区二叠系含油气系统实现新突破的潜在领域。

哈萨克斯坦楚-萨雷苏盆地为富氦盆地。通过对盆地不同构造单元、不同层位富氦气藏的地质特征解剖，探讨了氦气富集条件，建立了氦源和盖层共同控制的氦气富集模式，启示了中国氦气下一步勘探方向。研究结果表明：①楚-萨雷苏盆地不同坳陷内的5套储-盖组合中均发现氦气，具有满盆富氦特征，氦气富集与氮气含量正相关，与构造单元、气藏类型没有直接关系；氦气在不同层位间差异富集，下石炭统谢尔普霍夫阶灰岩-泥岩构成的储-盖组合中氦气含量最低，烃类气含量最高，而在二叠系盐下砂岩中氦气含量最高，体积分数可达0.68%，烃类气含量低。②研究区前寒武纪古老富铀基岩、三叠纪以来的构造抬升、较差的烃源岩和多套盖层发育等是盆地氦气富集的基础条件；氦气与砂岩型铀矿共生，砂岩型铀矿的发育对氦气富集具有指示作用；盐岩、膏岩和泥岩等多套盖层及氦气的分子小、扩散能力强是形成多层系富氦的重要原因，烃类载体气对氦气的稀释也是造成氦气不同层位差异富集的重要因素。③中国准噶尔盆地与楚-萨雷苏盆地基底及构造演化均具有相似之处，准东、陆南、石南及三塘湖盆地石炭系是未来氦气勘探领域。

针对传统测井解释方法在致密砂岩储层流体类型上识别精度低的问题，提出了一种基于测井曲线的GWO-XGBoost模型储层流体智能识别方法，并将该方法应用于鄂尔多斯盆地洪德地区三叠系长8段致密砂岩储层中。研究结果表明：①以鄂尔多斯盆地洪德地区三叠系长8段实际试油数据为目标变量，经主成分分析法优选出声波、自然电位、密度、井径、中子、自然伽马、电阻率测井（AT20、AT60和AT90）等9条测井曲线作为特征参数，再通过灰狼优化算法（GWO）对XGBoost模型的关键超参数进行全局优化。②GWO-XGBoost模型对储层流体类型的识别准确率达到96.55%，相较于XGBoost、随机森林（RF）和支持向量机（SVM）模型，其识别精度分别提升了6.03%，6.89%和22.41%，展现出明显的优势。③实际单井应用中，GWO-XGBoost模型通过对多维测井响应特征的综合分析与非线性特征学习，能够有效解决人工解释中低阻油层与高阻水层易混淆的难题，该模型在复杂储层条件下具有较高的稳定性与可靠性，可为提高致密砂岩油气勘探开发效率提供技术支撑。

民和盆地窑街矿区具有较好的煤层气勘探潜力。利用钻井、测井以及实验测试资料，系统分析了民和盆地窑街矿区的煤层分布特征和生烃能力，明确侏罗系窑街组煤2层煤层气成藏条件及成藏模式，并预测了有利区。研究结果表明：①民和盆地窑街矿区受多期构造运动改造，形成“先逆后正”的控煤断裂；沉积相以河流—沼泽—湖泊相为主，煤2层呈“东厚西薄”带状分布，属中阶肥煤，纵向上热演化程度与镜质组随埋深增加而增加；煤岩以半暗—半亮型原生结构煤为主，孔隙较发育但渗透性较差。②研究区煤2层空气干燥基总含气的质量体积为6.10~8.78 cm³/g，均为7.53 cm³/g，甲烷质量体积为1.18~6.72 cm³/g，平均为4.46 cm³/g，气体成分以CH₄、CO₂以及N₂为主；纵向上随埋深增加、温压升高，CH₄占比增大；平面上甲烷含量呈中部（海石湾向斜轴部）高值、向南北降低的分布格局。③研究区煤2层厚度较大，多大于10 m，且其具有较高的热演化程度（R_o达1.12%），奠定了煤层气富集的物质基础；在纵向上，增大的镜质组含量与降低的灰分含量优化了储集条件；炭质泥岩/泥岩顶底板、封闭水体、边界断裂带及海石湾向斜共同保障了煤层气的成藏。高热演化程度、气源充足、近向斜核部且远离断层的区域为地质Ⅰ类“甜点”区。

针对微地震监测技术在页岩气压裂改造过程中存在弱信号识别困难、实时处理效率低以及微地震对裂缝响应弱等问题，基于震源扫描算法（SSA），融合多级塌陷网格搜索方法，提出了一种高精度微地震事件识别方法，并利用GPU并行计算技术实现了实时定位。研究结果表明：①通过波场能量扫描与叠加机制，对虚拟震源实施动校正与相干叠加强化P波弱信号特征，结合“粗网格全局扫描+细网格局部精搜”多级塌陷网格搜索策略提升定位效率与精度，引入GPU并行加速的窄带快速推进法（FMM）后，旅行时计算效率提升约16倍。②数值试验显示，低噪比条件下，多级塌陷网格搜索定位结果逼近真实震源，精度优于单一粗网格搜索。某钻井平台应用中，其与传统方法所得事件点均呈北东向条带状展布，事件深度延伸可达300~400 m，人工裂缝事件点更集中于井筒周围，能识别更多弱能量事件。③四川页岩气压裂施工监测中，可从多维度区分水力压裂裂缝与诱发天然裂缝特征，空间上，前者聚集于当前压裂段井筒附近、形态规则，后者远离压裂段、分布不规则且非对称；时间上，前者事件集中于施工期，后者具显著后效性，停泵后30分钟内仍持续产生；波形上，前者主频高、直达波清晰、结构简单，后者主频低、能量持续久、伴随多个续至波；相对震级上，前者普遍偏低，后者偏高且对应更大破裂尺度。结合相对震级与事件空间展布特征，可构建“天然裂缝响应带”与“压裂主控带”分布模型，为压裂效果评价及地质解释提供可靠依据。

古地貌格局对相控型碳酸盐岩储层的空间展布具有显著控制作用。基于岩心薄片、常规测井和地球物理资料，通过对岩相差异压实-压溶作用的分析，对普光地区三叠系飞仙关组单井原始厚度进行了恢复，结合三维地震资料重建了古地貌，并采用INPEFA曲线对单井构造沉降进行了识别，综合去压实-压溶恢复结果进一步完善了沉积期古地貌。研究结果表明：①普光地区飞仙关组发育7种主要岩石类型，分别为颗粒白云岩、泥晶颗粒白云岩、晶粒白云岩、泥晶白云岩、颗粒灰岩、泥晶颗粒灰岩、泥晶灰岩。基于压实恢复系数和压溶恢复系数，计算出不同岩相的解压系数，颗粒白云岩解压系数最小，为1.25，其现今厚度与原始沉积厚度变化不大，而泥晶灰岩的解压系数较大，为3.09，其现今厚度与原始厚度相差2倍以上。②采用INPEFA方法进行构造沉降识别是一种基于GR曲线趋势频谱分析的单井层序识别方法。结合瓦尔特相律，明确了该方法识别构造沉降的核心机制，并以INPEFA平均值0.5作为阈值，区分正常沉积与构造沉降区域。③滩相沉积分布受古地貌与构造沉降综合控制。在构造稳定区，滩相沉积集中于古地貌的高部位；而在构造活动区，滩相沉积则发育于正向古地貌且INPEFA平均值小于0.5的区域。④通过去压实-压溶与构造沉降分析恢复的古地貌，其精度得到显著提升，能有效识别并剔除因差异沉降形成的虚假地貌高点，从而能更清晰地揭示古地貌对优质储层发育的控制作用。

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。

针对大庆长垣东部白垩系萨葡油层，采用高分辨率CT扫描与水驱实验相结合的方法，系统研究了不同渗透率条件下微观剩余油的赋存形态及其演化规律，通过数值模拟对相对渗透率及润湿性进行了分析，并制定了提高采收率策略。研究结果表明：①大庆长垣东部白垩系萨葡油层平均孔喉半径为6.1~8.0 μm，孔喉比为2.1~2.4，连通孔隙度> 95%，高渗储层（> 150.0 mD）孔喉结构较均一且连通性好，低渗储层（< 50.0 mD）非均质性强，该差异控制了油水两相渗流行为及剩余油空间分布。②研究区样品水驱实验及CT 扫描结果显示，微观剩余油可划分为网络状、多孔状、油膜状和孤滴状4种赋存类型，水驱过程中，剩余油形态演化主要遵循从网络状向多孔状转变的规律。驱替初期以动用连通性好的网络状油为主，采收率增长迅速，进入中后期，剩余油主要以多孔状滞留在孔喉中，导致驱油效率显著下降，含水率快速上升；储层渗透率是控制剩余油形态演化过程的关键因素，高渗储层因初始网络状油更为发育，具有更长的低含水期和更高的采收率。③数值模拟表明，萨葡油层具有强亲油性，采用润湿性反转技术可显著提高油相流动能力，束缚油饱和度平均降低8.9%。④对研究区基于渗透率分级进行差异化开发策略，高渗储层在高含水期开展井网优化，特高含水期实施润湿性反转与化学驱，中渗储层在中含水期实施润湿性反转，低渗储层在中低含水期实施润湿性反转并结合化学驱。

以四川盆地普光地区下三叠统嘉陵江组二段（嘉二段）碳酸盐岩储层为研究对象，综合利用岩心观察、薄片鉴定、测井解释、物性分析及地球化学测试等资料，系统分析了储层特征及其发育主控因素，明确了沉积古地貌控制下的滩体沉积与多期成岩改造的耦合机制，建立了优质储层演化模式，并预测了有利勘探区带。研究结果表明：①普光地区下三叠统嘉二段储集岩以颗粒白云岩和粉晶白云岩为主，储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔及裂缝为主，整体属于低孔低渗型储层，局部见高孔高渗、低孔高渗。②研究区压实、胶结作用导致原生孔隙缩减，白云石化作用形成了晶间孔并增强了岩石的抗压实性，渗透回流与蒸发泵模式分别为粉晶白云岩和泥微晶白云岩的形成机制，准同生期大气淡水溶蚀作用叠加埋藏期有机酸溶蚀作用显著改善了孔隙结构，构造破裂作用形成的高角度裂缝网络提升了岩石的储渗性能。③研究区嘉二段储层受沉积微相与成岩作用双重控制，相对优质储层主要形成于颗粒滩和云坪微相，白云石化作用和溶蚀作用是优质储层发育的关键，破裂作用改善了储层的连通性。④研究区嘉二段Ⅰ类有利勘探区主要分布于双庙场地区，为台内滩亚相；Ⅱ类有利区5个，发育台内滩相，分布于双庙场、清溪场、毛坝和分水岭地区；Ⅲ类有利区3个，发育云坪、灰坪微相或台内滩亚相，分布于川付85井区、明1井区以及雷音铺等区域。

四川盆地下三叠统嘉陵江组是重要的天然气储集层系，广泛发育典型的碳酸盐岩-膏盐岩共生体系。基于岩心、薄片及测、录井资料，系统开展了川东南地区三叠系嘉陵江组共生体系类型划分、沉积微相识别及沉积演化主控因素分析，明确了碳酸盐岩-膏盐岩共生体系的分布规律。研究结果表明：①川东南三叠系嘉陵江组碳酸盐岩-膏盐岩共生体系可划分为叠置型（碳酸盐岩上覆膏盐岩、膏盐岩上覆碳酸盐岩）、互层型（碳酸盐岩与膏盐岩互层）和夹层型（碳酸盐岩夹膏盐岩、膏盐岩夹碳酸盐岩）3大类5小类；发育石膏岩、膏质云岩、膏质灰岩、泥晶云岩、粉晶云岩、砂屑云岩、生屑灰岩等11种共生体系微相类型，并归纳总结出7类微相组合。②研究区碳酸盐岩-膏盐岩共生体系的形成与分布受海平面及古地貌耦合控制，高频海平面升降旋回主导了垂向演化序列，古隆起与古凹陷塑造的古地貌格局约束了共生体系的横向展布规律。③研究区叠置型碳酸盐岩上覆膏盐岩型共生体系与互层型共生体系储-盖配置良好，油气保存条件更为优越。