利用露头、岩心薄片及地球化学分析资料，对准噶尔盆地阜康断裂带上盘二叠系芦草沟组的岩性、沉积古环境、烃源岩评价及分布特征进行了研究，并探讨了成藏模式。研究结果表明： ①阜康断裂带芦草沟组发育砂岩、泥页岩、碳酸盐岩等多种岩性，以灰黑色、黑色油页岩为主，厚度为200～600 m，见碳酸盐岩与泥页岩互层，碳酸盐岩夹层中可见沥青、油迹。②研究区芦草沟组沉积时期为半深湖—深湖相，气候以干热为主，间歇性出现温湿气候，古水体为微咸水—咸水；博格达山北麓为沉积湖盆的中心，具有更好的沉积和保存条件。③研究区烃源岩有机质丰度高，野外露头岩心R_o值为0.74%～1.28%，钻井岩心TOC值为0.92%～4.48%，主要为Ⅰ和Ⅱ₁型，成熟度较高，生烃潜量大，S₁+S₂多大于20 mg/g，为成熟优质烃源岩；博格达山北麓比西侧烃源岩发育规模更大，成熟度更高，氯仿沥青“A”含量多高于1 200×10^-6。④研究区芦草沟组油藏受控于圈闭和断层，北部高陡带油藏多出露地表，遭受破坏，以稠油为主，中部鼻隆带构造稳定，发育8处圈闭；中部鼻隆带油藏表现出自生自储、多期充注的特征，区域内东南部为页岩油勘探的“甜点”区。

湘鄂西地区下寒武统牛蹄塘组是我国南方页岩气勘探的重要目标。通过鄂西古城村和湘西岩屋潭2个剖面的下寒武统牛蹄塘组黑色页岩层系的岩石学特征与地球化学分析，开展了黑色页岩沉积的物源和构造背景研究，并探讨了其沉积环境。研究结果表明： ①鄂西古城村和湘西岩屋潭2个剖面的牛蹄塘组黑色页岩沉积差异明显，古城村剖面牛蹄塘组页岩主要为泥质页岩，厚度小，底部发育少量硅质页岩；岩屋潭剖面牛蹄塘组页岩则以硅质页岩为主，厚度大，底部富集硅磷质结核及镍、钴、钒等多种金属。岩屋潭剖面的石英含量远高于古城村剖面，并且黄铁矿也更富集。②研究区2个剖面的黑色岩系沉积环境、物源背景与构造背景均存在明显差异。古城村剖面物源以长英质火成岩和石英质沉积岩为主，沉积于被动大陆边缘大陆架上的弱还原-弱氧化环境；岩屋潭剖面物源以长英质火成岩、石英质沉积岩和大陆拉斑玄武岩为主，并伴随热液物源的输入，沉积于被动大陆边缘大陆坡上的还原环境。③早寒武世，鄂西鹤峰古城村的沉积以黑色炭质页岩和灰岩为主，且有机质与硅质含量均较低，水体相对较浅，受海平面波动影响明显，为陆棚环境；湘西的沉积厚度大，有机质含量高，且由于靠近深大断裂，热液硅来源丰富，为大陆坡环境。

综合地震、包裹体、烃源岩和生产测试等资料，在构造特征、成藏期次和成藏条件分析的基础上，明确了松辽盆地莺山-双城断陷白垩系致密火山岩气藏的分布特征及成藏主控因素。研究结果表明： ①莺山-双城断陷经历了3期伸展与3期挤压的构造活动，青山口组沉积末期（84～88 Ma）为主成藏期，研究区处于稳定坳陷期，构造活动弱，有利于气藏的形成与保存。②研究区火山岩储层以火山碎屑岩、火山熔岩为主，孔隙度和渗透率分别为9.6%和0.93 mD，沙河子组烃源岩的有机质丰度高，TOC（总有机碳含量）和S₁+S₂（生烃潜量）分别为2.61%和0.62 mg/g，镜质体反射率R_o平均为3.26%，处于过成熟阶段，天然气通过断裂和不整合面向上运移至营一段致密火山岩并富集成藏。③莺山-双城断陷天然气成藏受烃源岩、断层、不整合面、火山体等成藏条件及耦合关系控制，断裂差异性活动控制营一段和沙河子组地层发育和叠加，沙河子组烃源岩发育于北部莺山断陷局部，营一段则集中发育于四站—太平庄断裂之间；气藏集中在R_o大于3.0%的高—过成熟烃源岩附近，高产气井围绕生烃中心呈环状分布；靠近通源断裂与不整合面的爆发相、溢流相储层物性好，是区内重要的天然气富集区。④研究区内的天然气藏可划分为莺山断陷“下生上储-断体匹配-近源垂向运移”和双城断陷“侧生侧储-断面耦合-远源侧向运聚” 2种成藏模式，莺山断陷的构造-岩性气藏是研究区最有利的勘探区。

通过岩心、测井和地震相分析，对准噶尔盆地阜东斜坡石炭系进行了岩相划分和火山岩分布预测，并指出有利勘探方向。研究结果表明： ①准噶尔盆地阜东斜坡石炭系发育5种岩相：火山通道相、爆发相、溢流相、泥质沉凝灰岩相、沉火山碎屑岩相，其中爆发相和溢流相为有利储集相。②研究区火山通道相在地震上表现为中低频、中强振幅、杂乱漏斗状或柱状反射，爆发相为中低频、中弱振幅、杂乱丘状反射，溢流相为低频、强振幅、连续反射，泥质沉凝灰岩相为低频、中强振幅、连续反射，沉火山碎屑岩相为中频、中强振幅、连续反射。③研究区松喀尔苏组b段溢流相主要分布在东南部、XQ11井北部及XQ17—XQ11井一线西侧，松喀尔苏组a段爆发相主要分布在西泉鼻隆主体部位。④研究区西泉鼻隆部位发育大规模的爆发相和溢流相，且紧邻石炭系生烃中心，裂缝发育，成藏条件优越，是天然气勘探的有利区。

准噶尔盆地南缘中侏罗统头屯河组是重要的油气勘探目的层系。通过对准噶尔盆地南缘南安集海河剖面实地丈量，结合岩石样品的薄片鉴定资料和地球化学分析测试资料，对该剖面头屯河组的岩性和沉积构造进行了描述，分析了其沉积环境、沉积相类型及其演化规律。研究结果表明： ①准噶尔盆地南缘南安集海地区中侏罗世头屯河组沉积期经历了半干旱—干旱—湿润的气候演化，湖盆水体较浅，湖底地形平缓，发育浅水三角洲沉积。②在剖面上识别出了分流河道、分流间洼地、水下分流河道、水下分流间湾、席状砂、滩坝等6种沉积微相类型。头屯河组浅水三角洲受河流和湖浪共同作用，在湖盆水体稳定期形成了河控浅水三角洲；在高频振荡期发育了浪控浅水三角洲。③从头屯河组沉积早期到晚期，湖平面先下降后上升。头屯河组一段发育河控浅水三角洲，分流河道水动力较强，河流频繁改道分叉，不断向湖盆方向进积，多期河道呈拼接式，此时分流河道和水下分流河道占据主导地位。随着气候进一步干旱，头屯河组二段发育浪控浅水三角洲，河流作用减弱，波浪改造作用增强，三角洲平原以发育切叠式分流河道为主，三角洲前缘水下分流河道砂体被波浪冲刷改造，形成带状展布的席状砂。头屯河组三段，由于准噶尔盆地持续沉降和三角洲朵体侧向迁移作用，浅水湖盆的三角洲朵体表面被湖水覆盖，浅水三角洲前缘的部分碎屑物质受风浪改造，形成平行于湖岸的滩坝沉积。

根据三维地震、录井、测井、岩心观察等资料，对北部湾盆地涠西南凹陷始新统流沙港组一段湖底扇沉积特征和主控因素进行了研究，并对该区岩性圈闭发育模式及油气成藏模式进行了刻画。研究结果表明： ①涠西南凹陷A洼在流一段低位域和湖侵域发育湖底扇沉积体，其中，低位域湖底扇发育于一号断层附近，地震上表现为连续强反射特征；湖侵域湖底扇分布于洼中，地震上具有明显的丘状反射特征。②受物源供给和古地貌两大因素的控制，A洼流一段发育2期湖底扇沉积。低位域短轴方向物源供给少，一号断层下降盘为洼陷的堆积中心，发育小规模直接入湖的近岸水下扇体，并形成向物源区方向上倾尖灭的岩性圈闭；湖侵域物源供给逐渐增大，一号断层活动性减弱，A洼堆积中心逐渐迁移至洼中，扇三角洲前缘松散沉积物发生二次搬运，在洼中形成湖底扇，并形成向南斜坡翘倾尖灭的岩性圈闭和被二号断层遮挡形成的构造-岩性复合圈闭。③垂向运移条件是研究区岩性油藏成藏的关键要素，A洼烃源层上部发育受早期断层和晚期构造差异沉降两方面因素控制的微裂缝，为油气突破泥岩盖层垂向运移至“源上”岩性圈闭内并聚集成藏提供了良好的运移通道。该区具有“超压驱动、微裂缝运移、低势区汇聚”的成藏模式。

通过综述国内外分支河流体系（DFS）的研究进展，总结了DFS的地貌特征和主要类型，并探讨了DFS形成和发育的控制因素。研究结果表明： ①DFS不是新的或者特殊的河道类型，而是多种河道有规律的集合，地貌特征表现为水系网络从一点呈放射状展布，多种河型共同发育，河道几何形态变化大，沉积环境包括河道和河道间区域，沉积体系复杂；主要类型包括冲积扇、河流扇和巨型扇。②以DFS半径为关键指标，面积和坡度为辅助指标将DFS分为小型（冲积扇）、大型（河流扇）和巨型（巨型扇），小型DFS扇体半径小于30 km，面积小于100 km²，坡度大于1.0°；大型DFS半径为30～100 km，面积为100～1 000 km²，坡度小于1.0°；巨型DFS扇体半径大于100 km，面积大于1 000 km²，坡度小于0.5°，3种类型的分布范围有一定的交叉和重复，还需结合DFS的沉积水动力过程和沉积特征进行判别。③构造背景和气候是控制DFS形成与分布的最根本因素；流域面积、母岩性质直接影响DFS中沉积物供给总量、供给速率及成分和结构；地形坡度作为间接因素，与河流流量、流速等自生因素相结合，控制河道形态以及河道的分汊和决口，进而控制了DFS表面的沉积环境和沉积相分布。

通过中国石油走出去30年来海外大量勘探实例解剖,系统总结了岩性地层油气藏的勘探现状、分布特征和勘探模式,并指出了全球岩性地层油气藏的勘探前景及中国石油海外探区岩性地层油气藏的勘探潜力。研究结果表明:①全球岩性地层油气藏勘探经历了4个阶段,目前处于成熟发展阶段,大型深水沉积体和生物礁成为巨型岩性地层油气田发现的主要领域。②中国石油海外勘探新发现的岩性地层油气藏与全球岩性地层油气藏均主要分布在复合圈闭中,主要发育于前陆、裂谷和被动大陆边缘盆地,前者在裂谷盆地中发现的储量最多,前陆盆地次之,后者在前陆盆地中发现的储量最多,裂谷盆地次之。③中国石油海外实施构造和岩性地层油气藏同部署、同勘探策略,形成了3种特色高效的勘探模式,复式岩性地层油气藏立体勘探,发现了乍得邦戈尔盆地下组合高丰度岩性、高位潜山和低位潜山-岩性复合体油藏以及哈萨克斯坦南图尔盖盆地河道砂、扇三角洲、湖底扇和潜山等多类型岩性地层油气藏;复杂岩性体高精度三维地震勘探,发现了土库曼斯坦阿姆河盆地大型缓坡礁滩体气藏、巴西桑托斯盆地湖相礁滩体巨型油田以及缅甸若开次盆深水浊积砂岩生物气藏;薄层低幅度构造-岩性复合体地质工程一体化勘探,发现了南美奥连特盆地低幅度构造-岩性复合体油藏和中东阿曼次盆薄层礁滩体油藏。④全球岩性地层油气藏的勘探将从成熟探区拓展到低勘探程度的前沿领域、从陆上拓展到深水—超深水区,被动大陆边缘盆地深水沉积体、盆底扇和生物礁是岩性地层油气藏勘探的热点;裂岩盆地深层扇体、基岩潜山,前陆盆地和被动大陆边缘盆地礁滩体相关的复合圈闭是中国石油海外岩性地层油气藏勘探的主要对象,具有良好的前景。

水力裂缝的分布规律对致密砾岩油藏高效开发至关重要。通过对玛湖凹陷已压裂砾岩油区的水平取心井MaJ02井的岩心裂缝观察，剖析了玛湖凹陷三叠系百口泉组致密砾岩储层中水力裂缝的类型、产状、组系、开度、密度及支撑剂充填情况，明确了其分布特征，并探讨了其形成机制。研究结果表明： ①玛湖凹陷MaJ02井百口泉组岩心中发育的水力裂缝条数占总裂缝数的77.6%，走向为90°～110°，倾角为70°～90°。②研究区主要发育以走滑机制形成的剪切缝，占比为65.8%，其次为张应力形成的张性缝，占比为34.2%。剪切缝多成组出现，开度较小，多为全充填，裂缝面以“穿砾”为主，多条裂缝叠加而形成缝网破碎带；而张性缝多为单条出现，开度相对较大，裂缝面不规则，为全充填或半充填，裂缝面以“绕砾”为主。③研究区取心井与已压裂井距离越小，压裂段射孔簇间距越小，水力裂缝密度越大。在压裂工程条件相同的情况下，泥质支撑漂浮砾岩相和前缘席状砂微相的裂缝相对发育，砂质含量越高，水力裂缝密度越大。

利用岩石热解、镜下观察、热演化史分析、生烃热模拟实验及盆地模拟等手段，从岩性、有机质特征、生物标志物特征、规模有效烃源灶的分布特征等方面对准噶尔盆地西部坳陷二叠系下乌尔禾组烃源岩的生烃潜力进行了系统研究。研究结果表明： ①西部坳陷下乌尔禾组烃源岩主要为一套纹层不明显的泥岩沉积，岩性包括深灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、灰色泥质粉砂岩及灰色含炭粉砂质泥岩等，局部颜色深。②下乌尔禾组烃源岩整体生烃潜力一般且样品间差异性明显，有机质类型主要为Ⅲ型干酪根，岩石热解氢指数HI一般小于100 mg/g，为倾气型烃源岩；有机质成熟度分布范围大，镜质体反射率R_o为0.64%～1.56%，平均1.06%，产率指数PI为0.05～0.74，平均0.33，总体位于主生油窗，现今沙湾凹陷、盆1井西凹陷和玛湖凹陷分别处在生油高峰晚期、生凝析油/湿气和生干气阶段；有机质丰度、生烃潜力差别大，TOC值为0.29%～9.16%，平均0.85%，生烃潜量（S₁+S₂）为0.29～3.16 mg/g，平均0.74 mg/g，样品中差烃源岩和中等—好烃源岩各占50%。③下乌尔禾组烃源岩以浅湖沉积为主，处于淡水、弱氧化环境，以陆源有机质输入为主，几乎无碳酸盐输入，岩性、沉积环境均与风城组烃源岩差异大，生烃潜力更小。④下乌尔禾组烃源岩生烃中心为盆1井西凹陷，发育规模大，其中烃源岩厚度大于100 m的区域面积达16 000 km²，生烃强度大于500×104 t/km²的烃源岩分布面积达6 800 km²，具备形成大中型油气田的资源潜力。

基于高品质三维地震和测井、录井等资料,对东非鲁伍马盆地古新统—渐新统深水沉积体系和赞比西坳陷上白垩统深水沉积体系特征进行了分析,并对二者的成藏条件进行了类比研究。研究结果表明:①鲁伍马盆地古新统—渐新统深水沉积体系中发育水道和朵体砂岩等大规模优质储层,等深流的改造作用是优质储层形成的关键因素。②赞比西坳陷上白垩统发育水道、朵体、块体搬运沉积等典型深水沉积,规模巨大的等深流漂积体多为优质储层。③赞比西坳陷主力烃源岩为下白垩统局限海相泥岩,油气生成后运移至邻近的上白垩统深水沉积砂体中,并被高位体系域深海泥岩封盖,深水砂岩上倾尖灭形成了岩性圈闭,具备良好的油气成藏条件,是未来油气勘探的有利区。

断层的精细表征对高含水期复杂断块油田剩余油挖潜具有重要意义。利用井-震标志层对比、地震同相轴变异识别与断层叠合模型验证等方法，对渤海湾盆地沾化凹陷新生界复杂断块油田开展了断层精细表征。研究结果表明： ①沾化凹陷复杂断块油藏断层两侧岩层的对接关系复杂，断层组合样式多样，继承性小微断层发育，通过断点定位、断面解释、断层平面组合与空间叠合建模等，实现断层特别是小微断层的精准识别、定位与表征。②研究区小微断层发育的重要特征为地震剖面中同相轴的扭曲、分叉、合并等变异现象，同相轴微扭动、微扭曲、微错断是小微断层断点识别与定位的重要依据。③断层精细表征使研究区断层的断边“盲区”和“模糊区”变为剩余油富集的潜力区，断层两侧外扩可新增地质储量。断层精细表征可优化完善井网布局、增加挖潜开发实效，还可为进一步明确剩余油富集分布规律、调整开发井网和实施精准开发等提供科学依据。

鄂尔多斯盆地安塞油田塞160井区为浅水三角洲沉积，砂体以河道沉积为主，具有连片分布特征，但在开发过程中注采对应性差，连片砂体内部构型及叠置样式复杂。以现代沉积、数值模拟为基础，结合岩心、测井及动态资料，对安塞油田塞160井区长6₁¹小层沉积相及砂体开展精细解剖，明确了其内部砂体构型特征，并划分了砂体演化期次。研究结果表明： ①塞160井区为典型曲流河浅水三角洲沉积，发育水下分流河道、河口坝、席状砂、支流间湾4种沉积微相。②研究区平面上浅水三角洲发育典型的指状河口坝砂体，河道多数分布在河口坝中间，形成“河在中间、坝在两边”的平面分布样式。③垂直物源方向上，分流河道多深切但未切穿河口坝，形成了“河在坝上走”的河-坝组合样式；顺物源方向上，单一河口坝砂体前积形成了复合河口坝砂体。④不同河口坝之间发育泥质或物性隔夹层，导致连片砂体不完全连通；单一河口坝砂体长度为280～1 400 m，宽度为200～420 m；同期河口坝规模（长宽比）及前积倾角相似，不同期次河口坝表现为顺物源长度及前积倾角减小，宽度无明显变化。

通过机器学习拾取初至波、建立微测井约束的初始速度场、多模板快速推进算法与窄带延拓算法求取全局旅行时、射线追踪技术求取射线传播路径、视慢度与正则化对目标反演方程进行约束等方法对三维初至波旅行时层析速度反演算法进行了优化。研究结果表明： ①采用基于图像分割的机器学习算法，将地震记录分成初至前、初至后、包含初至窄带等3类，并赋予不同权重，对576 000道地震数据进行初至拾取，拾取精度超过99%，拾取效率较人工逐道拾取提升了80余倍。②采用多模板快速推进算法，6个差分模板可覆盖网格周围26个节点的旅行时计算，可提升网格对角方向的旅行时计算精度；三维窄带延拓技术可完成全局网格节点正演旅行时计算；基于Runge-Kutta算法的三维射线追踪技术可完成射线路径的求取。③使用微测井信息构建初始速度场，同时使用视慢度信息与正则化方法对层析反演方程进行约束，可有效提高地下1 000 m以内的速度反演精度。④采用优化后的层析反演技术对塔里木油田甫沙4线束与英买某区块的实际资料进行处理，消除了“牛眼”假象与边界伪影假象，且井点反演速度曲线与实际测井数据高度吻合。

针对表层沙丘对地震反射波的高频能量吸收衰减严重会导致沙漠区地震资料存在分辨率低、能量弱、频带窄等问题,提出了一种结合微测井约束的近地表叠前Q补偿、叠前深度Q偏移及基于井约束的压缩感知叠后拓频等3种方法的地震资料处理方法,并将该方法在尼日尔Agedem地区进行了测试。研究结果表明:①经微测井约束的Q补偿法处理后,尼日尔Agedem地区地震资料信噪比和分辨率均更高,同相轴更光滑连续,有效信息能量增强,细小结构刻画得更为清晰;频带宽度从35 Hz拓宽至约70 Hz,主频从30 Hz提升至约45 Hz。②Q叠前深度偏移消除了地震波传播过程中由于介质非弹性因素和地层吸收所引起的衰减与频散,保证了成像精度。③基于井约束的压缩感知叠后拓频方法处理后的结果较无井约束拓频处理与井合成记录更为匹配,具有更好的保真性,进一步提升了弱信号能量,恢复了严重吸收衰减效应所造成的能量损失,尼日尔Agedem地区20~40 ms层位位置更准确,在无井约束处理后180 ms处出现的层位假象问题得到解决。④该联合方法在尼日尔Agedem地区的应用取得了较好的效果,处理后的地震资料断层结构清晰、断面波干脆、小断层错段明显容易识别;结合测井数据对DB1井进行井-震标定后,全井段相关系数大于0.92。

基于压缩感知理论，根据强、弱反射之间子波干涉机理，提出了逼近任意强反射波形的动态字典强反射分解方法和基于屏蔽函数的强反射消减方法。利用数值模型和强反射波形横向变化大的物理模型验证了该方法的有效性，并在川中古隆起构造带中部二叠系茅口组二段进行了实际应用。研究结果表明： ①相比常规去强反射方法，基于屏蔽函数的强反射消减方法处理后，地震同相轴横向连续性更好，强反射同相轴消减得更彻底，被强反射屏蔽的块状砂体弱反射突显出来，同时该方法对层位的依赖低，不需要准确的强反射层位数据，可将时窗范围内的强反射一次处理完成。②基于屏蔽函数的强反射消减方法在砂体与强反射层距离小于λ（波长）且大于λ/4时，消除效果较好，强反射可完全去除，弱反射完全显现；当砂体与强反射层距离小于λ/4时，消除效果较差，砂体与强反射层距离越小（小于λ/8时），效果越差。③该方法在川中古隆起构造带中部二叠系茅口组二段应用效果较好，储层距离强放射层小于λ/4的井区，储层弱反射得以显现，储层距离强放射层大于1/4波长的井区，储层响应得到增强。

陆上地震资料由于低频信息缺失、波场复杂等问题，加剧了反演的非线性。基于改进共轭梯度法的时间域多尺度分层反演方法有效重建了纵、横波速度场。研究结果表明： ①利用时窗筛选早至波信息，使用小炮检距早至波数据自低频至高频多尺度重建浅层速度场，可以减少中深层反射波及噪声的强非线性影响；固定浅层速度，采用全波场的全偏移距数据可重建中深层速度场。②整个反演过程均利用基于移动加权平均的改进共轭梯度法进行速度场的迭代更新。改进的共轭梯度法可增强反演的稳定性，提高深层速度建模质量，同时反演收敛更快；分层反演策略可兼顾浅层低速和深层高速，采用大小不同的有限差分网格，保证波场模拟精度的同时减少了计算量，提高了反演计算效率；改进共轭梯度法的多尺度分层反演策略可有效降低陆上实际资料带来的非线性影响，使共成像点道集拉平程度更好，纵、横波速度场均得到有效恢复。

通过岩心观察、地震解释、储层反演、原油地化分析、油源对比、油气运移示踪分析等对南美洲Oriente盆地斜坡带W区块典型构造-岩性复合油藏的成藏规律进行了分析,并指出了下一步的有利勘探方向。研究结果表明:①Oriente盆地斜坡带W区块构造-岩性复合油藏整体为西倾和西南倾单斜构造,局部发育鼻隆,油藏目的层为白垩系Napo组M1ss段,砂体呈北西—南东向,储层厚度大、物性好。②研究区河口湾砂坝控制有利储层分布,W区块平稳的西倾和西南倾单斜鼻隆构造背景与NW—SE走向的泥岩条带配合控制圈闭形成,有效油气运移通道的空间展布控制成藏。③构造-岩性油藏为三阶段成藏模式,早期常规原油充注,中期原油遭受降解,晚期常规原油混合降稠。④W区块南部地区2个泥岩条带的西南部位是W区块构造-岩性复合圈闭的有利发育区。

根据地震、钻井及薄片等资料,采用地震波阻抗储层反演技术,对滨里海盆地东缘石炭系盐下碳酸盐岩储层特征、油气成藏规律进行了研究,并指出了下一步风险勘探方向。研究结果表明:①滨里海盆地东缘石炭系盐下碳酸盐岩储层可分为灰岩类、云岩类、云灰岩/灰云岩类、硅化硅质岩类等,储层孔隙度为4%~12%,渗透率通常小于1 m D,属于低—中孔、低渗孔洞-孔隙型储层。②研究区阿克若尔构造带主要发育岩性油气藏,无统一油水界面,油层呈薄层状分散分布,对比性和连续性均较差,优质储层多为高频三级层序旋回中上部的高生长率滩体及不整合面附近的岩溶储层。③采用基于层位-测井约束的初始模型的地震波阻抗储层反演技术预测碳酸盐岩薄储层,可更清晰地呈现KT-Ⅰ和KT-Ⅱ油层组储层的纵、横向展布特征。研究区有利储层主要发育在KT-Ⅱ油层组顶部的G1和G4小层。

被动大陆边缘盆地勘探程度低、潜力大,塞内加尔盆地是近年来被动陆缘勘探的热点地区之一。基于板块学说,利用地震、地质等资料,恢复了塞内加尔盆地的演化过程,并展望了其岩性油气藏勘探前景。研究结果表明:①塞内加尔盆地可划分为3个演化阶段,中三叠世裂陷期陆内裂谷盆地、晚三叠世—早侏罗世过渡期陆间裂谷盆地、中侏罗世至今漂移期被动陆缘盆地。受古构造和古气候的控制,裂谷层系较薄,且埋藏深,以陆相红色地层为主;陆间裂谷期广泛发育蒸发岩相;漂移期坳陷层序沉积厚度大,深水沉积体系是目前已发现油气田的重要储集层。②中部次盆深水区主要发育下白垩统阿尔布阶三角洲砂体,油气侧向或垂向运移形成下白垩统断层-岩性复合油气藏;超深水区发育上白垩统塞诺曼阶-马斯特里赫特阶浊积扇砂体,下部油气向上运移形成上白垩统海底扇岩性油气藏;毛里塔尼亚和卡萨芒斯盐盆主要发育中新统浊积扇砂体,盐底辟对油气运移和封闭具有重要影响,可形成与盐构造相关的油气藏。③通过已发现油气藏的成藏规律可预测尚未钻井的毛里塔尼亚、卡萨芒斯次盆可能也发育上白垩统海底扇岩性油气藏,且整个盆地陆架碳酸盐岩台地存在礁滩体油气藏,为下一步重点勘探领域。

为规范海外石油储量评估,提出海外岩性油气藏储量分类分级、岩性边界、含油面积及有效厚度确定的方法。研究结果表明:①海外P类储量一般必须具有公司或资源国政府批准的开发方案。P1储量以具有商业产量或具商业测试流量的井为计算单元,其面积通常由生产井的泄油面积和已知气底或已知油顶与已知油底限定的范围确定。P1储量边界到其与岩性边界一半距离范围内的储量为P2储量;P2储量边界到岩性边界范围内的储量为P3储量,如圈闭内没有或尚不能确定油水界面,则P3储量应以圈闭溢出点来确定;如岩性或储层物性变化较剧烈,P2储量可按P1储量外推1个开发井距确定,P3储量可按P2储量外推1个开发井距确定。②当P类储量井到渗透储层尖灭线的距离不大于3~4倍开发井距时,对于中—高孔渗储层,尖灭线可直接确定为岩性边界;对低孔渗储层,可将达到P类储量标准的最小有效厚度等值线确定为岩性边界。由岩性边界、油气水边界、致密层封堵带等综合圈定含油气面积,面积内的井应达到P类储量标准。已查明流体界面的油气藏,用于圈定含油气面积的流体界面应经钻井取心资料或测试资料证实;未查明流体界面的油气藏,应以测试证实的最低的出油气层底界或有效厚度值外推圈定含油气面积。③ P1储量有效厚度的确定应具有可靠的地层测试资料或充分的测井资料,并证实其具有一定的生产能力;P2储量有效厚度的确定通常缺乏结论性的测试资料,并且未证实其生产能力;P3储量的有效厚度存在较大的不确定性,因其在岩石物理解释方面存在不确定性。④推荐采用容积法开展岩性油气藏的储量评估,厄瓜多尔TP油田的实例证实了岩性油气藏储量分类分级和储量评估方法的有效性。

利用岩心及薄片分析、核磁共振、微米CT测试、层序格架下的等时追踪及古地貌恢复等方法,对阿联酋西部地区白垩系森诺曼阶高孔渗灰岩的沉积特征、层序及沉积演化特征和成岩作用进行了系统剖析,从构造-沉积-成岩多维度对高孔渗储层的控制因素进行了研究。研究结果表明:①阿联酋西部地区森诺曼阶高孔渗灰岩储层主要分布于Mishrif组,岩性主要为亮晶厚壳蛤灰岩、亮晶生屑灰岩和泥晶生屑灰岩,储集空间主要为体腔孔、铸模孔和粒间溶孔;Mishrif组整体为碳酸盐岩缓坡沉积,可识别出内缓坡、中缓坡和外缓坡3类沉积亚相,厚壳蛤礁、高能滩、滩前、滩后、滩间及潟湖等6个微相;高孔渗储层主要发育于厚壳蛤礁微相和高能滩微相,其中,厚壳蛤礁微相优质储层孔隙度为20%~34%,渗透率为150~2 000 m D,高能滩微相优质储层孔隙度为25%~33%,渗透率为40~370 mD。②研究区Mishrif组自下而上可分为3个三级层序SQ1—SQ3,可细分为7个体系域,SQ1—SQ2层序主要由高位体系域构成,厚壳蛤礁微相和高能滩微相规模较大;SQ3层序由高位体系域和海侵体系域构成,古地貌高部位发育高能滩微相且物性更好。③研究区Mishrif组高孔渗储层的孔隙发育受多期成岩作用叠合改造,包括以同生期大气淡水溶蚀为主的建设性成岩作用和与烃类充注相关的保持性成岩作用。④研究区Mishrif组高孔渗储层受沉积相、层序格架、古地貌格局以及成岩改造作用等多重因素控制;储层物性具有明显的相控特征,而沉积微相的分布与演化在Mishrif组沉积早—中期(SQ1—SQ2)受控于三级层序内部高位体系域旋回,在沉积晚期(SQ3)则受继承性古地貌影响。

利用地震、钻井及测井等资料,结合地震正演模拟和地震属性,对阿曼盆地A区白垩系泥岩充填型碳酸盐岩溶蚀沟谷的地震反射特征及其展布规律进行了详细研究,并对该区油气成藏模式进行了刻画。研究结果表明:①阿曼盆地A区西部—中部发育1个泥岩充填型溶蚀沟谷体系,其在地震上表现为同相轴下凹、间断、弱振幅反射等特征,且地震资料可识别出深度大于3 m、宽度大于10 m的沟谷。②通过优选地震属性,发现研究区的欧拉曲率属性能更好地压制密集断层的影响,对溶蚀沟谷的识别效果优于相干属性和曲率属性。③新识别技术发现了一系列溶蚀沟谷-泥岩充填遮挡的复合型圈闭,面积共计80.66 km²,且新钻井揭示了其良好的油气显示,证实了该技术的可靠性。

借鉴国内断陷盆地岩性油气藏勘探理论与技术,运用层序地层学分析方法,对中非裂谷系Muglad盆地Fula凹陷开展多级次层序地层划分、烃源岩地化分析、油气成藏规律研究和有利区带划分与潜力评价。研究结果表明:①受基准面旋回发育控制,Fula凹陷AG组可划分为5个三级层序,湖泛面附近是岩性油气藏最有利分布位置。②研究区AG组主要发育三大物源体系,福西陡坡带为短轴近物源快速沉积,相带平面展布较窄;东北部发育辫状河三角洲沉积,展布范围较大,沉积持续时间长;AG组沉积晚期在东南部发育一套展布范围较小的辫状河三角洲沉积;三角洲前缘和滨浅湖滩坝是岩性油气藏发育的有利相带。③AG组AG2段(SQ4)暗色泥岩主要沉积于浅湖—半深湖环境,干酪根类型为Ⅰ—Ⅱ₁型,TOC平均为3.41%,生烃潜量(S₁+S₂)多大于8 mg/g,为好—极好烃源岩,可为构造-岩性油气藏的形成提供充足的油气来源。④AG组可划分出7个岩性油气区带,其中Fula-Moga斜坡带北部成藏条件优越,勘探潜力大。

以钻井、测井及三维地震资料等为基础,通过岩心分析、连井对比、油气运聚模拟、地震反演及多信息叠合等方法,从油源条件、储-盖组合和输导体系3个方面对南苏丹境内Melut和Muglad 2个裂谷盆地源上构造-岩性油藏成藏的主控因素进行了分析,并探讨了成藏模式。研究结果表明:①Melut和Muglad盆地均发育早白垩世第Ⅰ裂陷期优质烃源岩,厚度大、面积广、有机质类型好、成熟度适中,具有良好的油源条件;Melut盆地古近系Yabus组、新近系Jimidi组和Muglad盆地白垩系Aradeiba组发育三角洲相和河流相沉积,河道和水下分流河道微相砂体的含砂率、砂岩厚度均适中,且不同层序内河道的河型存在垂向演化,发育泛滥平原和水下分流间湾微相局部封隔带,形成多套源上砂泥互层储-盖组合,为形成规模构造-岩性圈闭提供了条件;边界控盆断裂与盆缘斜坡区控凹断裂是沟通主力烃源岩与源上目的层的主要油气垂向运移通道,源上层段发育的多期不整合面和富砂地层形成了多个侧向优势运移路径(输导脊),油源断裂与输导脊耦合控制Melut和Muglad盆地源上构造-岩性油藏的有利区带。②Melut盆地Yabus组、Jimidi组以及Muglad盆地Aradeiba组具备形成源上规模构造-岩性油藏的石油地质条件,成藏模式可分为“断裂垂向运移型”“、断裂垂向运移-不整合面侧向输导型”和“断裂垂向运移-连通砂体侧向输导型”3种。

以层序地层学经典模式为指导,利用岩心、测井、录井及地震资料,总结了东非鲁伍马盆地深水区中始新统三级和四级层序界面特征,将深水沉积中发育的水道-朵体复合体与沉积相对应,划分了沉积亚相和微相,并在此基础上探讨了深水沉积的演化规律及其对储层的影响。研究结果表明:①鲁伍马盆地中始新统三级层序顶界位于凝缩段和偶发的碳酸盐碎屑流顶部,底界为逐期南向迁移的重力流底界;四级层序由半深海泥岩顶界和地震剖面上连续性好的沉积界面确定,但仅可以在水道-朵体复合体分布范围内开展解释。②研究区深水沉积可识别出水道复合体和朵体复合体2种沉积相,复合水道、朵体、决口扇和溢岸/漂积沉积4种亚相,水道轴部/边部充填、内天然堤、块体搬运沉积(MTD)、水道底部滞留沉积、朵体单元主体/边缘、决口扇和溢岸/漂积沉积等9种沉积微相;决口扇和溢岸/漂积沉积均分布于复合水道的北侧,受底流影响的决口扇在平面上呈向北发散的脉状。③研究区中始新统深水沉积的演化分为SQ1—SQ4共4个阶段,整体表现为先进积、后退积的过程,水道-朵体复合体受重力流与底流交互作用影响,逐期向南迁移。④研究区储层的发育主要受控于沉积微相,朵体单元主体和水道轴部充填微相发育的储层品质好,其中朵体单元主体微相中储层最发育、物性最好,孔隙度为13.00%~21.00%,渗透率为5.0~118.0 mD,水道轴部充填微相次之,储层孔隙度为13.00%~19.00%,渗透率为0.8~23.0 mD;溢岸/漂积沉积微相中发育的储层物性差,决口扇不发育储层。

根据岩心薄片、分析化验、测井和地震等资料,利用地质和地球物理相结合的研究方法,对巴西桑托斯盆地火成岩期次、岩性岩相、地球物理特征、火山机构特征及Eastern油田火成岩发育特征等进行了研究。研究结果表明:①桑托斯盆地发育瓦兰今-欧特里夫期喷发岩、巴列姆-阿普特早期喷发岩、阿普特期喷发岩、坎潘期侵入岩及始新世侵入岩和喷发岩5期岩浆活动,具有陆上喷发和水下喷发2种模式,发育裂隙式和中心式火山机构,可划分为火山通道相、火山颈相、溢流相、碎裂相、次火山岩相、火山沉积相等6种岩相。②按照火山机构“定区”、火山通道“定源”、地震反射特征“定相”、多重属性“定性”、叠前反演“定量”的火成岩预测方法,实现了Eastern油田火成岩的分布预测,侵入岩主要分布于研究区中部,喷发岩主要分布于研究区西北部和东部,经钻井证实,预测结果符合率达95%。③含火成岩的盆地中,其油气成藏与火成岩的形成演化密切相关,火成岩对油气成藏具有建设性和破坏性的双重影响,对油气勘探具有重要意义。

以岩心、薄片及测井资料为基础,分析了中亚阿姆河右岸东部地区侏罗系牛津阶储层的岩性、储集空间及物性特征,利用三维地震数据,通过正演地震模拟、波形聚类技术、分频RGB融合技术以及集成学习等方法,对储层分布及厚度进行了半定量预测。研究结果表明:①阿姆河右岸东部地区侏罗系牛津阶储层岩性主要为生屑灰岩、颗粒灰岩及泥晶灰岩,为裂缝-孔洞型储层,储集空间以生物格架孔、粒内孔和裂缝为主,裂缝为后期溶蚀流体提供了通道;储层平均厚度为41.6 m,平均孔隙度为4.65%。②研究区储层多发育于XVhp层,根据其在XVhp层的分布位置可分为顶部型、底部型和两期型,顶部型储层主要分布于研究区中部及东部,底部型储层主要集中于西部,而两期型储层大量发育于西北部;研究区西部和东北部储层发育较好,厚度为45~75 m,多沿断裂发育带分布,东南部储层发育较差,厚度小于30 m,距离断层更远。③利用集成学习方法计算研究区储层厚度时,采用异质集成方法中的Stacking方法进行模型运算,以基于箱线图的离群值剔除方法剔除极端数据,以交叉验证法评估模型的预测性能,得到的储层厚度与11口实钻井储层厚度的变化趋势相符,相关系数为0.74。

基于乍得Bongor盆地花岗岩潜山油藏的钻录井、测井和试油资料,提出了一种新的储层有效渗透率计算方法,将试油结果转换为视有效渗透率来作为样本库的标签数据;以领域知识和机理模型驱动为主,机器学习为辅,建立特征曲线;采用XGBoost+KNN作为双重预测模型参与视有效渗透率计算,并利用SHAP值对模型进行了可解释性分析。研究结果表明:①将储层的测井视波阻抗和孔隙度作为渗透率指示曲线,分别与生产指数进行交会,从建模数据一致性指示交会图中挑选出19口井共26个有效井段,将试油结果转换为视渗透率(0.01~1 601.50 m D),共建立了51 348个深度点数据,14条输入曲线,基本覆盖主要潜山带,包含了不同岩性、不同储层品质和不同试油产量井段,使得整个样本库具有足够的代表性。②XGBoost模型充分利用了测井视波阻抗曲线、辅助表征潜山储层纵向分带特性的归一化垂深曲线、密度曲线、自然伽马窗口均值曲线、声波时差曲线、补偿中子测井曲线、视中子-密度孔隙度差窗口均值曲线、深浅电阻率曲线和自然伽马窗口标准差曲线信息,其计算结果与潜山储层品质的定性认识一致,预测精度较KNN模型更高。③乍得Bongor盆地花岗岩潜山油藏中有效渗透率大于1.00 mD的储层为有效储层,有效渗透率大于50.00 mD的储层为好储层,该方法的计算结果与试油结果一致。

南苏门答腊盆地中新统Gumai组下段发育岩性油气藏。运用测井、录井、地震等资料,结合区域地质研究,对南苏门答腊盆地J区块中新统Gumai组下段砂体的成藏条件、控制因素开展了综合研究,并预测了有利区带。研究结果表明:①南苏门答腊盆地J区块油气主要来自东部Betara生烃凹陷,共发育3套烃源岩,分别为Talang Akar组下段烃源岩,Talang Akar组上段烃源岩及Gumai组烃源岩。其中,Talang Akar组下段发育的海陆过渡相烃源岩最好,以Ⅰ型或Ⅱ型干酪根为主,含大量煤层,TOC值主要为0.5%~2.0%,氢指数(HI)主要为100~350 mg/g,氧指数(OI)平均为30 mg/g。②J区块Gumai组下段自东向西发育一套三角洲近端前缘—远端前缘—前三角洲沉积体系,区块东部近端前缘以厚层砂岩为主,西部远端前缘以泥岩夹薄层砂岩为主。块状中—细砂岩为主要储集岩,泥质条带广泛发育,为三角洲前缘水下分流河道和河道溢岸沉积。③J区块Gumai组岩性油气藏主要受泥岩盖层和大断裂控制,油气多聚集于区块西部远端前缘泥岩含量高、封盖条件好的地区,且紧邻大断裂。④J区块Gumai组下段岩性油气藏具有“下生上储、复合输导、盖层控藏”的成藏模式,中部的W地区及P地区为岩性油气藏勘探的有利区。