坳陷湖盆大型浅水三角洲是目前中国陆上岩性油气藏规模储量增长的主体。通过对松辽盆地南部上白垩统保乾三角洲和现代鄱阳湖赣江三角洲解剖，重点探讨湖盆浅水三角洲形成的地质背景、沉积特征与生长模式。结果表面：①坳陷湖盆具有形成大型浅水三角洲的沉积背景，敞流型湖盆导致的湖平面频繁升降控制了浅水三角洲的纵横向发育规模。②松辽盆地南部上白垩统发育2种不同类型的三角洲，深湖型三角洲一般呈朵叶状，沉积亚相展布清晰，沉积微相以分流河道、河口坝和分流河道间为主；浅湖型三角洲一般呈鸟足状或树枝状，沉积亚相分异不明显，沉积微相以分流河道和分流河道间为主，河口坝不发育；③通过现代沉积遥感定量分析，刻画了鄱阳湖赣江中支三角洲近50年的发育特征和演化规律，揭示了分流河道从分散树枝状到闭合结网状的生长过程。④坳陷湖盆大型浅水三角洲是不断发育的多期朵叶体在平面上拼接而成的复合体，其中分流河道是最重要的储集砂体类型，在平面上呈结网状分布，控制了大面积岩性油气藏的分布与富集。

近年来，地层油气藏勘探取得了重要进展。为了综述中国地层油气藏“十三五”勘探进展并展望未来地层油气藏的重点勘探领域，开展了典型地层油气藏解剖，研究大型碎屑岩超覆或削截型、碳酸盐岩风化壳型、火山岩或变质岩地层油气藏富集规律，评价地层油气藏资源潜力。结果表明：①准噶尔盆地二叠系和石炭系、中国三大克拉通盆地（四川、塔里木、鄂尔多斯）震旦系顶—奥陶系以及松辽盆地基岩等地层油气藏勘探取得了重大进展，获得油气当量均在亿吨级或十亿吨级。②大型地层油气藏受盆缘或盆内隆起周缘长期继承性古斜坡、区域不整合和输导体系控制，发育准层状集群式巨型—大型地层油气聚集，存在风化壳和内幕2类地层油气藏，均可大规模成藏。③地层油气藏勘探重点领域为中国三大克拉通震旦系—奥陶系碳酸盐岩层间或层内不整合风化壳、准噶尔盆地6个斜坡区二叠系碎屑岩超覆或削截地层、火山岩或变质岩为主的基岩。④未来勘探技术可加强盆地内部多级不整合的识别、成藏要素综合分析以及地球物理探测技术集成，围绕纵向上发现新含油气层系、平面上扩展新含油气区，构建大型地层油气藏成藏理论并推动中国地层油气藏勘探。该研究成果对于未来勘探技术发展、地层油气藏重点领域部署具有重要指导作用。

立足“十三五”期间的研究成果，总结地质与物探相结合的方法，突出智能化技术应用，形成岩性地层区带评价、圈闭边界识别和有效性评价2项技术体系，①以断层/砂体输导体系定量评价、基于断层破坏程度细化分析的泥岩盖层有效性评价、地层不整合风化黏土层识别与封堵性定量评价为核心的源外岩性油气藏和地层油气藏区带评价技术体系；②形成以隐蔽层序界面识别与高频层序格架建立、基于多属性变时窗波形聚类为基础的沉积体宏观分布地震预测、基于稀疏理论地震反演和最小地震干涉分析的薄互储层预测等为核心的岩性地层圈闭边界识别与有效性评价技术。这些技术方法在推广应用后，为在相关盆地部署风险探井提供了有力的技术支撑。

2019年在准噶尔盆地钻探的前哨2探井取得重大突破，预示着盆地腹部侏罗系具有广阔的勘探前景。腹部发育远源和次生油气藏，源与储之间距离大，油气运移路径决定了油气藏的分布。基于研究区侏罗系油气主要沿断裂垂向运移、沿砂体侧向运移的特点，制定了以三维地质建模、参数研究和模拟计算为核心的研究思路，提出了断面网格的三维地质建模方法和考虑断裂因素的三维侵入逾渗模型及原油含蜡量定量模型，构建了侏罗系三维地质体，包括54 844个体网格、12 370个面网格及相应的地质参数。模拟得出：运移路径与油气藏分布相关性较好，原油含蜡量与实测值接近，模拟的运移路径与勘探结果一致，原油含蜡量定量模型是有效的。在综合考虑油气运移路径、含油气饱和度和沉积相分布等因素后，确定5个有利区，分别为成1井区、石东1井西区、滴西2井区、董1井北区和盆6井北区。该研究成果可为研究区潜在勘探目标分布的预测提供参考。

准噶尔盆地腹部地区中浅层油气藏具有远源、次生的特征，而输导体系对油气成藏具有重要控制作用。通过断裂、砂层、不整合等要素的系统刻画及其空间组合关系研究，梳理出断裂垂向单一输导型、断裂-毯砂阶状输导型、断裂-不整合复合输导型等3类输导组合类型。结合输导体系与成藏过程及成藏要素的时空耦合关系，总结出3类优势输导体系控制下的成藏模式：断裂垂向单一输导控制下的立体成藏模式、断裂-毯砂阶状输导控制下的环凸成藏模式、断裂-不整合复合输导控制下的连片成藏模式。综合输导要素配置关系及成藏背景，指出阜康凹陷上侏罗统—下白垩统是寻找中浅层高效油气藏的重要接替区。

近年来，准噶尔盆地玛湖凹陷上二叠统砂砾岩储集体中获得重大油气勘探突破。为研究玛湖凹陷上乌尔禾组扇三角洲沉积特征及控制因素，开展了岩相分析、偏光显微镜鉴定、物性分析及成岩作用研究。结果表明：①上乌尔禾组砂砾岩储层自下而上粒度逐渐变细，砾石含量逐渐减少，为典型湖侵退覆式沉积。②上乌尔禾组发育3类11种岩相类型，不同岩相在成岩作用改造下，岩石结构和储层性质差异明显，以牵引流及密度流形成的岩相具有较高的储层质量。③上乌尔禾组储层质量自下而上依次变好，沉积环境控制储层质量的宏观变化，泥杂基破坏孔隙的连通性，粒度的集中程度及发育范围控制优质储层的规模。溶蚀作用有效改善储层储集能力，平均孔隙度增量为3.2%。该研究成果对玛湖凹陷上乌尔禾组砂砾岩勘探具有借鉴意义。

玛湖凹陷是准噶尔盆地目前已发现油气富集程度最高的生烃凹陷，其中二叠系—三叠系具有较大的勘探潜力。为了研究其叠合成藏特征及主控因素，开展了录井、测井、岩心分析化验及试油资料分析，并进行了三维地震资料解释。结果表明：①玛中地区发育二叠系下乌尔禾组和三叠系百口泉组2套优质储层，扇三角洲前缘亚相是研究区油气富集的有利相带；在湖侵背景下，砂体多期叠置连片，具备形成大面积岩性圈闭群的地质条件。②研究区储盖组合配置较好，砂体纵向上相互叠置，侧面的断裂和上覆的三角洲平原亚相泥岩可为油气成藏提供遮挡。③研究区发育高角度走滑断层及一系列伴生构造，深层断裂沟通油源，浅层断裂控制圈闭和油藏，与不整合面一起共同构成了高效的输导体系，是多层系叠合成藏的重要控制因素。该研究成果对玛中地区中深层油气勘探具有借鉴意义。

近期，准噶尔盆地玛湖凹陷南斜坡（玛南斜坡）MH015井在侏罗系八道湾组获特高产工业油流，开拓了玛南斜坡区中浅层油气预探的新局面。为了进一步探讨玛湖斜坡断裂特征、断裂对油气藏的控制作用、油气富集规律及其勘探潜力，综合运用野外地质露头、测井资料、地震断裂识别技术，对研究区断裂形成期次、断裂空间组合和油气成藏模式等进行了全面分析。结果表明：玛南斜坡晚海西期—印支期逆断裂、印支期—燕山期的走滑断裂是油气运移的关键因素，该地区油气成藏具有“近烃源岩供烃、多期次断裂纵向立体输导、断层岩性综合控藏、立体含油”的特征，该研究成果为该地区下一步油气勘探部署指明了方向。

近期准噶尔盆地沙湾凹陷ST1井上乌尔禾组获得重大突破，其具有典型的滩坝砂沉积特征，揭示其成藏地质特征与玛湖凹陷有显著差别。为了探索油气勘探新领域，落实滩坝砂平面分布及油气勘探潜力，以高分辨率三维地震资料为基础，结合钻井、试油、测井、岩心等数据，同时利用属性提取、沿层切片等地震技术，精细刻画了沙湾凹陷上乌尔禾组滩坝砂平面展布特征，并探讨了其油气成藏潜力。结果表明：研究区目的层滩坝砂沉积特征明显，沿湖岸线成带状分布；油气成藏条件优越，勘探潜力大。滩坝砂沉积相带的发现及落实，为沙湾地区滩坝砂油气藏勘探提供了地质模型参考，同时为准噶尔盆地玛湖大油田的拓展提供了新的勘探领域。

准噶尔盆地玛北地区三叠系百口泉组储层非均质性较强，多因素综合分析成为近年来精细储层研究的重要手段。通过岩心、铸体薄片、测井曲线、粒度等资料，开展综合储层沉积微相、成岩相和裂缝相特征的岩石物理相研究，并对所划分的岩石物理相进行聚类分析，开展对研究区有利储层的预测。结果表明：①扇三角洲沉积微相主要发育分流河道、辫状分支水道、水下分流河道及水下分流间湾等4种微相；②成岩相包括3种致密化成岩相（压实致密成岩相、伊/蒙充填成岩相和硅质胶结成岩相）和2种扩容性成岩相（绿泥石衬边弱溶蚀成岩相和不稳定组分溶蚀成岩相）；③在平缓斜坡背景下，由于局部发育水平缝，裂缝密度小于1条/m，对储层物性影响较小；④遵循“沉积微相+成岩相+裂缝相”叠合原则，厘定了岩石物理相的分类，划分出了水下分流河道-绿泥石衬边弱溶蚀成岩相等10种岩石物理相；⑤PF1对应Ⅰ类储层，物性最好，主要发育在百二段，百三段发育规模较小；PF2对应Ⅱ类储层，物性中等，在百口泉组储层中相对较发育；PF3对应Ⅲ类储层，物性相对较差，在百三段较为发育。玛北地区岩石物理相的研究方法，可以为百口泉组油气扩边勘探提供指导。

鄂尔多斯盆地中生界延长组下组合长10—长8油层组油水分布关系复杂，地层水特征及其与油藏的关系缺少系统研究。为明确地层水性质及其与油藏的关系以及地层水矿化度对测井精细解释的影响，基于地层水样品筛选，通过对鄂尔多斯盆地延长组1万余个地层水水样测试数据分析，研究地层水性质及分布特征，分析地层水矿化度、特征参数等的油气地质意义。结果表明，鄂尔多斯盆地中生界延长组地层水性质具有区带性分布的特点，各油层组地层水矿化度自西缘冲断带、天环坳陷轴部向湖盆中部总体呈先增加后减小的趋势；延长组下组合地层水矿化度较低，平均为28.4 g/L，属盐水地层水类型，以CaCl₂型为主。地层水的离子组成、矿化度、同位素、特征参数等较为相近，且明显不同于其他油层组地层水特征，属于同一流体系统；地层水钠氯系数、脱硫系数、变质系数等特征参数表明，盆地中生界延长组下组合油藏的封闭性整体较好，油藏及出油井点主要分布在地层水矿化度相对较高的区域，西缘冲断带部分油藏受构造作用影响进行了调整改造，油藏封闭性变差；湖盆中部高阻水层、天环坳陷轴部低阻油层发育，地层水矿化度是影响测井解释的重要因素。该研究成果为鄂尔多斯盆地中生界延长组流体系统研究以及复杂油水关系分布的测井精细识别提供了依据。

为进一步拓展鄂尔多斯盆地东缘致密气勘探前景，在区域烃源岩、储层、盖层和运移输导体系分析基础上，结合流体包裹体测试，开展了神府区块石炭系—二叠系（C—P）致密气成藏条件研究。结果表明：主力煤层厚度较大且分布稳定，较大的生烃强度构成成藏的基本条件；储层整体呈现低孔低渗特征，以残余粒间孔和粒内溶孔为主要储集空间；C—P内部广泛发育的泥岩具备良好的封盖能力；流体包裹体均一温度指示1期持续性成藏；可划分出源内、近源和远源等3种储盖组合模式。不同层位源储配置的差异控制着不同成藏模式的形成。该研究成果进一步拓展了鄂尔多斯盆地油气勘探开发前景，为研究区及类似致密气田勘探提供了理论基础。

为明确柴达木盆地阿尔金山前带东段油气差异成藏及富集规律，利用地质及地球化学测试资料，围绕侏罗系含油气系统开展油气藏特征研究，分析成藏期次、明确关键成藏因素并建立成藏模式。结果表明：①阿尔金山前带成藏差异性明显，牛东地区天然气成熟度较低、干气与湿气并存，以渐新世中晚期、中新世早中期共2期成藏为主，纵向上多层系富集；东坪地区以干气为主，成熟度变化大，气藏持续充注，表现为渐新世早期至全新世多期成藏特征，以基岩富集油气为主；尖北地区以干气为主，成熟度较高，中新世早中期成藏，仅基岩富集油气。②沟通侏罗系生烃灶的断裂系统控制了油气垂向运移，关键成藏期不整合面的构造形态控制了油气运移方向，路乐河组膏泥岩盖层的发育程度控制了油气藏的富集层系。③阿尔金山前带发育3种成藏模式：断层垂向输导的源上立体成藏模式、远源输导的阶梯状复式成藏模式和远源输导的盐下成藏模式。该研究成果对阿尔金山前带侏罗系含油气系统勘探具有指导作用。

为明确英雄岭构造带油气成藏条件、探究油气勘探领域及勘探方向，利用钻井油气显示、有机地球化学、铸体薄片鉴定、实验测试、地球物理、试油气等资料，开展英雄岭构造油气成藏条件分析与有利勘探区带预测。结果表明：油气成藏条件上，明确发育多套烃源岩，主要烃源岩分布在古近系下干柴沟组上段、新近系上干柴沟组；存在碎屑岩、湖相碳酸盐岩和混积岩3类油气储集体；形成源储一体型、上生下储型、下生上储型3种源-储组合关系；英雄岭构造带具有烃源岩条件优越、油气资源基础好，储层类型多样、储集性能优越，晚期构造活动与油气生排烃期匹配性好、油气持续充注条件优越等有利的油气成藏条件。有利勘探区带及领域上，提出古近系碎屑岩（三角洲前缘砂体）勘探方向在构造带的花土沟-红柳泉、油砂山-尕斯等地区，碳酸盐岩勘探方向在构造带的英西-游园沟和尕斯-跃进等地区；新近系碎屑岩（滨浅湖滩坝砂）勘探方向在构造带的狮子沟-花土沟-游园沟-油砂山-英东及其以西地区，碳酸盐岩（藻灰岩、混积岩及灰云岩）勘探方向在构造带东侧的油泉子-开特-黄瓜峁等地区。该研究成果表明英雄岭构造带具有多层系、多类型的立体勘探特征，是发现大型油气田的有利勘探区带。

柴达木盆地英雄岭南带断裂发育，但断裂控制油气成藏的规律不太清楚。通过重新解释该地区地震剖面，分析了5条主要断裂：狮子沟断裂、Ⅰ号断裂、Ⅱ号断裂、油砂山断裂、Ⅺ号断裂，研究了断裂级次、构造样式、活动强度和演化过程，以及通过分析英雄岭南带油藏生物标志物特征和油气充注期次，探讨了断裂对油气成藏的控制作用。结果表明：①Ⅰ号、Ⅱ号、Ⅺ号断裂属于软弱层（膏盐岩+泥岩）之下断裂，形成于古近纪，其中Ⅱ号、Ⅺ号断裂由多条断裂叠加生长形成，狮子沟与油砂山断裂属于软弱层之上断裂，形成于新近纪，由单一断裂生长形成。②浅层构造带油气是深层油气向上运移的结果，控藏断裂的活动性与油气生烃期和圈闭的形成期相匹配。③断裂控藏演化分为3个阶段：下干柴沟组上段沉积期，基底断裂控制烃源岩形成；下油砂山组沉积期，滑脱断裂控制低熟油气成藏；上油砂山组沉积期，滑脱断裂控制成熟油气成藏，同时对早期低熟油气藏进行改造。不同断裂活动特征的差异性是造成英雄岭南带成藏差异性的主控因素之一。

鄂博梁构造带各构造均钻有以古近系—新近系为目的层的探井，但含气丰度很低，一直未能实现勘探的实际突破，同时限于侏罗系烃源岩层埋深较大，成藏富集规律认识不清。近年来随着勘探程度的不断提高，多口探井钻达侏罗系地层，为进一步深入研究奠定了基础。通过对鄂博梁构造带烃源岩、天然气地球化学特征以及运聚条件的详细分析，开展了成藏条件的综合研究。结果表明：处于边缘地区的牛东鼻隆—鄂博梁Ⅰ号构造有机质丰度不高、成熟度很低，不具备大规模形成天然气的烃源岩条件。目前已发现的天然气为高成熟、过成熟的煤型气，来自凹陷中心形成的高成熟烃源岩，侏罗系顶面广泛分布的不整合与沟通源岩的断层是主要的输导途径。鄂博梁构造带进一步的勘探工作应选择凹陷中心烃源岩成熟度高的地区，目的层应尽可能贴近源岩。该研究成果为鄂博梁构造带进一步勘探指出了有利勘探地区。

下白垩统下沟组沟零段（K₁g₀）、沟一段（K₁g₁）为酒泉盆地青西凹陷窟窿山构造带的主力产层，为明确其沉积特征及有利储层分布，利用岩心、测井、地震及分析化验等资料，开展了高分辨率层序地层划分、物源分析、沉积微相展布研究，阐述了储层特征及主控因素，基于储层综合评价划分了储层类型，并运用深度学习非线性反演技术预测了有利储层分布。结果表明：酒泉盆地青西凹陷窟窿山构造带下沟组K₁g₀—K₁g₁自下而上可划分为4个中期基准面旋回（MSC1—MSC4）和8个短期基准面旋回（SSC1—SSC8）；窟窿山构造带下沟组K₁g₀—K₁g₁以退积型扇三角洲为主，发育西部、南部、东部3个物源，扇三角洲在K₁g₀和K₁g₁中下部均发育程度高，展布范围广；裂缝是改善储层物性的重要因素，与次生孔隙共同构成主要的储集空间，可划分为孔隙型储层、孔隙-裂缝型储层和致密型储层。利用深度学习非线性反演技术预测有利储层面积14.7 km²。该研究成果可为窟窿山构造带下白垩统油气勘探提供借鉴。

重力流砂体是烃源岩内生储组合的重要部分，具有较大的勘探开发潜力。综合利用岩心、三维地震、粒度分析、测井及录井资料，结合区域地质背景，系统分析了松辽盆地大安地区青一段三角洲前缘滑塌型重力流类型、识别标志、沉积特征、形成及分布控制因素和勘探开发潜力。结果表明：研究区青一段主要发育滑动-滑塌、砂质碎屑流及浊流3种滑塌型重力流，这3种重力流在垂向上相邻或相间分布，平面上依次演化。坡折带和基准面变化对这3种重力流的形成和分布具有控制作用，滑动-滑塌、砂质碎屑流及浊流分别分布于斜坡坡脚、斜坡与盆地平原。基准面上升期与下降期砂质碎屑流表现出不同的沉积特征和流体性质。基准面上升期是重力流砂体发育的有利时期，砂质碎屑流呈席状分布，发育完整的重力流沉积序列；基准面下降早期重力流砂体发育规模较小，砂质碎屑流表现出了河道的分布形态，且具有牵引流和重力流的双重流体性质。砂质碎屑流及浊流砂层厚度较薄，但因其常与湖相烃源岩伴生而形成岩性圈闭，单井产量往往较高。

川东北地区侏罗系沙溪庙组浅层致密气具有投资成本低、见效快、分布广、资源量大、埋深浅等诸多优势，是一个高效的勘探开发对象。通过对川东北五宝场地区侏罗系沙溪庙组天然气与下伏烃源岩实地采集，进行了相关的天然气组分、碳同位素、镜质体反射率、显微组分以及总有机碳测定等地球化学实验，根据天然气和烃源岩样品分析，对川东北侏罗系沙溪庙组进行了气源讨论，并结合沙溪庙组典型成藏剖面和川东北致密气现有开发程度，对川东北侏罗系沙溪庙组典型成藏模式作出分析。结果表明：川东北地区侏罗系沙溪庙组天然气主要来自于下伏的侏罗系自流井组湖相烃源岩和三叠系须家河组煤系烃源岩。川东北地区侏罗系自流井组烃源岩为Ⅱ₁—Ⅱ₂型高成熟中等—好烃源岩，须家河组烃源岩为Ⅲ型过成熟烃源岩。川东北大巴山前缘的五宝场和渡口河地区具备良好的致密气成藏条件，是下一步浅层致密气的重点勘探地区。勘探重点应该以寻找沙溪庙组有利区带为主，同时增加下伏自流井组和须家河组的探井以获取更多的地质资料，以五宝场、渡口河地区为中心向外辐射扩大勘探开发范围。

基岩潜山风化壳是油气勘探重要领域，但基岩潜山一般埋藏较深，地表、地下构造复杂，导致地震成像困难，地震振幅难以保真，风化淋滤带储层预测难度大。为了准确刻画基岩潜山风化淋滤带储层，采用从近地表出发的整体速度建模技术和保真叠前深度偏移技术，提高了复杂构造区地震资料成像准确性和保幅效果；针对基岩潜山风化淋滤带的分层特征，将地震资料和地质资料相结合，建立了潜山储层内幕分层结构；应用了相干体和蚂蚁追踪等技术识别出裂缝分布规律，再结合地震振幅的分类特征，获得了基岩潜山内幕的有效储层厚度。在酒西盆地青西凹陷鸭儿峡潜山的实际应用效果表明：根据油藏开发情况圈定出的高产油藏区，与该方法预测出的风化淋滤带储层厚度对应良好。该方法可为基岩潜山内幕储层目标刻画提供支撑手段。

薄储层是近年来我国油气勘探的重点目标之一，提高地下薄储层识别能力对油气勘探具有重要意义。对于薄储层预测，由于地震分辨率及邻层干涉等因素的制约，基于反射地震数据直接探测地下薄储层的难度较大。为此，采用一种新的稀疏贝叶斯学习理论开展地震反射系数反演，并在获取地层反射系数的基础上计算地层相对波阻抗信息，通过设计线性FIR滤波器滤除地层相对波阻抗计算过程中的低频累积误差，进而开展薄储层高精度预测。实际资料应用表明：新的基于稀疏贝叶斯学习理论的地震反射系数反演方法可大幅度提高地层反射系数的计算精度，为获取高精度地层相对波阻抗奠定了基础；设计的线性FIR滤波器能够有效拟制地层相对波阻抗中的低频累积误差，提高了薄储层识别精度。与传统地震振幅属性相比，本次研究获取的地层相对波阻抗信息能更精确地表征薄储层平面形态展布特征，并能有效提高薄储层勘探的成功率。

松辽盆地北部敖南区块是我国重要的致密油资源潜力区，其下白垩统泉头组主要为浅水三角洲前缘水下分流河道砂体沉积，整体为“泥包砂”特征，厚度薄，规模较小，地震反演等常规地震预测技术无法准确地识别和预测该类砂体。通过蓝色滤波目标处理提高了地震资料品质和分辨率；开展了敏感地震属性优选和分析，定性地预测了薄层砂体宏观分布特征；利用井-震联合地质统计反演和随机协模拟技术，对薄层砂体进行了定量预测，刻画了扶余油层主力层砂体的空间分布。预测结果与钻井吻合较好。该方法对其他地区致密油气开发也具有指导意义。

四川盆地川西—川中过渡带须家河组是典型的“三明治”结构，源储叠置发育。因此，有效预测优质烃源岩分布成为该层系致密气勘探的决定因素之一。笔者首先以岩心TOC实测值为参照、以常规测井曲线为基础、运用多元线性回归算法计算单井TOC曲线，然后利用二维地震数据建立拟三维地震测网，基于此再进行多属性反演及数据筛选完成了须家河组一、三、五段优质烃源岩分布预测。该方法提高了二维地震资料的利用率，增强了优质烃源岩分布预测结果的准确性，同时提高了多属性反演的计算效率。运用拟三维多属性反演对优质烃源岩分布进行有效预测为致密气在二维地震部署区域的进一步勘探打下了坚实基础。

有效、精确的岩性识别是火山岩油气藏勘探的基础之一。针对准噶尔盆地东部西泉地区石炭系火山岩，基于大量岩心和镜下薄片资料，优选出对岩性响应敏感的6条测井曲线，利用主成分分析法对各测井响应值进行了标准化处理，并建立了一个随机样本，构建出累计方差贡献率为86.798%的2个综合主成分变量Y₁和Y₂，提高了不同岩性之间测井响应特征差异敏感性；再利用典型判别分析法建立了研究区石炭系火山岩9种不同岩性的判别模型，并对其进行了识别。通过对原始样本进行回判性检验及交叉验证表明：该方法提高了岩性识别的准确性，识别火山岩岩性的综合准确率高于91%，不仅有效地消除了测井曲线之间携带岩性信息的相关性和重叠性，而且在火山岩薄互层识别上比常规岩性识别方法的精度更高。这一方法为研究区火山岩岩性的精确识别提供了参考依据。

二连盆地乌兰花凹陷砂砾岩储层岩石矿物成分多样，孔隙结构复杂，常规电性特征难以反映储层流体性质，核磁共振测井一维流体识别方法存在较强多解性，油层与水层识别难度大。由此基于D-T₂的二维核磁共振流体识别方法并同时考虑了储层流体的扩散和横向弛豫特征，减少了测井解释的多解性，并降低了二维核磁共振测井应用的作业与数据处理难度。该方法为准确识别复杂砂砾岩储层流体性质提供了有效手段，并为在更大范围内应用二维核磁共振油气层识别技术提供了可能。

为研究内蒙古地区不同煤阶的典型煤储层吸附性特征，采集鄂尔多斯盆地北部地区、二连盆地白音华煤田、海拉尔盆地牙克石-五九煤田3个代表性地区的煤样，进行不同温度和压力条件下的平衡水法等温吸附测试。结果表明：①在各自储层温度条件下，牙克石-五九煤田长焰煤吸附能力最强，鄂尔多斯盆地北部高阶煤次之，白音华煤田褐煤吸附能力最小。② 3个煤样吸附性均随温度的升高而下降，且存在一个吸附性影响大的敏感温度，其敏感温度由高到低依次为鄂尔多斯盆地北部、牙克石五九煤田、白音华煤田。③煤化过程中羟基和羧基官能团数量的变化及应力压实作用是煤储层吸附能力差异的主要因素。④敏感温度的差异与煤变质程度、孔隙结构紧密相关。鄂尔多斯盆地北部，煤变质达到贫煤阶段，煤储层为连通性差、纳米级孔隙优势发育型储层，其吸附性敏感温度高；牙克石-五九煤田，煤变质达到长焰煤阶段，煤储层为连通性较好、纳米级优势发育型储层，其吸附性敏感温度中等；白音华煤田，煤未变质，处于褐煤阶段，煤储层为连通性好、纳米级—微米级孔隙均等发育型储层，其吸附性敏感温度低。该研究成果为探索煤储层改造提供了其他的可能性，不再局限于压裂改造的技术手段。

江汉盆地为典型的陆相盐湖盆地，古近系潜江组盐间地层为主力油气产层。为研究其盐湖沉积特征与成藏模式，开展了晚始新世潜江组沉积期的古地貌、古构造和古气候恢复，扫描电镜分析和砂体展布特征研究。结果表明：①江汉盆地潜江组“高山深盆”式古地貌和断层控制下稳定沉积的深凹古构造是盐湖盆地形成的基础，气候以亚热带干旱为主、干湿交替为辅，形成了多韵律沉积；②潜江凹陷潜江组岩性包括碎屑岩、碳酸盐岩、蒸发岩及其混合类型，其中盐类矿物来源于物源区水系携带的风化矿物质和深部热液物质；③研究区常规砂岩和非常规混积岩均见油气产出，常规砂岩油藏具有“源控富集、层控运移、砂控规模”的特征，非常规混积岩油藏具有“沉积控区块、源岩控层位”的特征。该研究成果对盐湖盆地油气勘探具有借鉴意义。

鄂尔多斯盆地西南部二叠系盒8下段为天然气主力产层，为了明确该区储层特征及控制因素，通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及储层物性等手段，对二叠系盒8下段储层特征及主控因素进行了研究。结果显示：①鄂尔多斯盆地西南部二叠系盒8下段孔隙类型以岩屑溶孔和粒间孔为主，晶间微孔次之，喉道半径普遍较小。②岩石组分对研究区二叠系盒8下段储层孔隙结构类型具有重要影响，石英含量高有利于原生孔隙的发育和保存，具有较好的孔隙结构。③成岩作用是导致研究区盒8下段储层孔隙结构差异的关键因素，压实作用和胶结作用对储层孔隙结构具有一定的破坏作用，是导致研究区储层致密的重要因素，溶蚀作用对物性具有一定正面作用，但其改善效果有限。该研究成果对鄂尔多斯盆地西南部二叠系致密储层的精细勘探具有借鉴作用。

塔里木盆地麦盖提斜坡北新1井首次在古近系阿尔塔什组膏盐岩之下揭示了一套吐依洛克组白云质角砾岩和白云岩储层，并且获得油气发现。为明确储层发育特征，利用测试产层段连续取心获得的实物资料，开展储层物性、储集空间、成岩作用及成因研究。结果表明：白云质角砾岩储层具有良好的储层物性；裂缝和溶蚀孔洞主要分布在角砾状粉晶云岩与粉晶云岩段，是其主要的储集空间。准同生期和成岩早期的膏溶作用和喜山期的构造破裂作用是主要的建设性成岩作用。白云质角砾岩的原始沉积环境为局限潮坪或泻湖相，准同生期发生普遍的膏溶作用和喜山期遭受构造破裂作用是白云质角砾岩储层的两大建设性作用。

鄂尔多斯盆地南梁华池长8₁油藏孔喉结构多样、渗流特征复杂，成藏及油水关系认识不清，制约了该区石油勘探突破及规模开发进程。通过铸体薄片、恒速压汞、核磁共振、油水相渗测试等方法，系统研究了南梁-华池地区长8₁储层微观孔隙结构，对比分析了该区不同物性样品微观孔喉结构差异及其对油水渗流特征的影响。结果表明：①储层物性越好，微观非均质性越强，可动流体饱和度越大，无水期驱油效率先增后减，最终水驱油效率越高。②当渗透率大于1.000 mD时，渗透率贡献率主要依靠少数半径大于6.00 μm的连通喉道；当渗透率小于1.000 mD时，渗透率贡献率主要由喉道半径峰值区间的小喉道决定。③连通喉道半径小于0.10 μm的孔隙流体为不可流动的束缚流体，储层物性越好，半径大于0.50 μm喉道控制的孔隙体积越大，可动流体饱和度越高。④研究区油水相渗特征可以分为3类，其中Ⅰ类相渗物性最差、驱油效率最低；Ⅱ类相渗喉道半径为0.50~1.00 μm，两相共渗范围较宽，无水期驱油效率和最终驱油效率均最高；Ⅲ类相渗喉道半径多大于1.50 μm，含水上升较快，无水期驱油效率最低，但最终驱油效率只略低于Ⅱ类相渗最终驱油效率。喉道半径的分布、连通特征决定了储层渗透率和可动流体饱和度大小，影响油水两相渗流规律，对石油充注、成藏以及开发均有重要的影响，是该区油水关系复杂的重要因素之一。该研究成果对分析岩性油藏油水关系、预测有利储层分布具有一定指导意义。

鄂尔多斯盆地东缘地区为新的开发区域，其致密储层的特征及控气作用研究对下一步勘探显得尤为重要。通过对测井曲线、岩心、铸体薄片和扫描电镜等资料的分析，对鄂尔多斯盆地东缘临兴地区二叠系石盒子组致密砂岩储层的岩石学特征，孔隙、物性特征以及成岩作用进行了研究。结果表明：研究区储层孔隙度集中在7%~9%，渗透率集中在0.2~0.9 mD，孔隙以微米级为主，属于致密储层。其中黏土胶结、压实作用均是储层致密化的主要原因，溶蚀作用可以改善储层，同时裂缝的发育亦可优化储层。值得注意的是，当黏土矿物体积分数 < 5%时，黏土矿物含量与孔隙度成正比，对储层起保护作用，如绿泥石可呈薄膜状包裹颗粒，保护原生孔隙。通过对砂体、储层品质指数的研究，认为研究区天然气藏纵向上主要受砂体展布、孔隙连通性、物性等因素综合控制，同时裂缝、构造等因素对气藏也有一定的影响。该研究成果对研究区天然气藏后期开发具有理论指导意义。

苏里格气田苏49区块盒8下亚段发育典型致密砂岩气藏，气水分布规律复杂且单井产气量差异大，为了明确储层非均质性对气藏分布和气井产能的影响，实现气田高效开发，在精细地层划分对比的基础上，充分利用钻测井、测试分析和气井生产资料，对储层层内、层间和平面非均质性进行系统研究。结果显示：①研究区盒8下亚段层内和层间非均质性均较强，其中盒8下2砂层组储层物性总体较差、层内夹层多、砂体垂向和平面上连通性差，其非均质性要强于盒8下1砂层组；②平面上，研究区西部的层间和平面非均质性均严重，中部苏176三维区及附近的盒8下1砂层组砂体连通性好，存在相对高孔高渗带，夹层较少，有利于天然气富集并成藏；③储层非均质性对含气性、气层宏观展布和开发效果影响均明显，相对好的储层物性、连通性和低的夹层频率均是天然气富集和高产的关键。该结果可为研究区及类似地区井位部署和后期开发提供参考。

储层非均质性强、主控因素不明是制约杨税务奥陶系内幕深潜山勘探的重要因素。以岩心、薄片及XRD观察为基础，综合扫描电镜、物性、成像测井、锶同位素资料，分析储层发育特征及主控因素。结果表明，奥陶系潜山从下而上发育3套似层状储层及1套局部分布的储层。Ⅰ号储层分布在亮甲山组—马家沟组一段，Ⅱ号储层分布在马家沟组二段上部—马家沟组三段，Ⅲ号储层分布在马家沟组四段上部—马家沟组五段。储层段沉积相为潮坪相，岩性以泥—粉晶云岩为主，储集空间为晶间孔、晶间溶孔及构造微裂缝、扩大溶蚀缝，孔隙度为0.7%~7.2%，平均为3.26%，渗透率为0.08~7.79 mD，平均为1.49 mD，为特低孔特低渗裂缝—孔隙型储层；3套似层状储层受到白云化作用、岩溶作用及构造作用的控制。白云化作用是储层形成的基础条件，岩溶作用是储层改善的重要因素，构造作用是形成含油气储层的关键因素。Ⅰ号储层受控于层间岩溶、埋藏白云化作用，Ⅱ号储层受控于回流渗透白云化和埋藏白云化作用，Ⅲ号储层受控于回流渗透白云化、表生岩溶和裂缝作用；Ⅰ号及Ⅲ号储层白云化作用程度深，白云岩厚度大，岩溶改造强，物性条件好，是本区的有利储层，其次为Ⅱ号储层。局部不连续型储层的发育与构造活动相关，受到断层、构造缝、热液白云化作用的影响。

为了弄清黄骅坳陷北大港潜山中生界碎屑岩储层的成因机理，综合应用目的层段的岩心、X射线衍射、铸体薄片、扫描电镜及测录井等资料，结合地层的埋藏演化史，系统分析了北大港地区中生界碎屑岩储层特征及成因机制。结果表明：①研究区中生界碎屑岩岩石类型较多，但以长石岩屑砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主。②研究区中生界碎屑岩储层发育有原生孔隙、次生溶蚀孔隙和微裂缝等储集空间类型，但以次生溶蚀孔隙为主，原生孔隙和微裂缝所占比例较小；储层物性特征以低孔-低渗、低孔-特低渗为主，高孔-高渗储层段发育的比例较小，多数储层为低渗小孔喉储层。③储层发育受沉积、成岩和构造作用共同控制，成岩过程中的压实、胶结、溶蚀及油气充注对储层发育均有影响，其中溶蚀作用对储集空间发育的影响较大；从对储层发育的控制程度来看，岩石颗粒的分选性强于岩性，成岩压实作用强于胶结作用；构造作用形成的斜坡、不整合面及断裂不仅为溶蚀作用的发生提供了场所，也为溶蚀流体的流动提供了通道。该研究成果为黄骅坳陷北大港潜山地区有利勘探目标区的优选提供了地质依据。

运用放射性元素寻找油气是一种非常规油气勘探手段。近年来，在珠江口盆地珠一坳陷富烃凹陷周边古近系钻遇高自然伽马（GR）砂岩，其GR值（100~300 API）甚至大于同区泥岩的GR值（100~200 API）。为了弄清该特殊现象背后的地质意义，对珠江口盆地珠一坳陷古近系高自然伽马砂岩开展了铀（U）、钍（Th）、钾（K）等3种元素含量与GR值的相关趋势线分析，从井震特征、岩性特征及矿物成分特征等入手分析了砂岩GR值增高的主要原因及成因机制，探讨了放射性元素聚集的条件、运移通道、驱动力以及油气意义。结果表明：西江、惠州地区由U含量增高导致砂岩GR值偏高，恩平、番禺地区由K，Th含量增高导致砂岩GR值偏高；砂岩GR值增高有两大成因机制，一是地下流体带来的放射性元素离子U⁴⁺在氧化-还原面处富集后导致地层GR值偏高，这种特殊现象说明在具有连通基底大断裂旁的圈闭中，U⁴⁺的富集指示了曾经油气的存在，证实了研究区油气运移通道的有效性，对于油气藏的预测有着非常重要的指导性意义，二是地表流体带来的含放射性元素的矿物大量沉积后导致地层GR值偏高，含放射性元素矿物性质不稳定，可指示近源供给的存在，对于判断物源及沉积环境有着非常重要的意义。该研究成果为预测研究区油气成藏有利区带提供了依据。

以东非海岸Davie构造带为研究对象，通过东非海岸地形、自由空气重力及磁异常等资料的综合分析，确定了Davie构造带的南北展布范围；通过对地震资料的精细解释，明确了Davie构造带不同部位的构造特征；利用层拉平、生长指数及平衡剖面等方法，结合区域动力学分析，对Davie构造带不同时期的构造特征进行了详细的解剖。结果表明：①在平面上，Davie构造带南北展布范围为4°S~22°S；剖面上，构造特征具有南北分段的特点，南段可见构造脊，伴随典型的底劈构造，北段可见正反转构造。②受东非海岸地区板块差异活动的影响，Davie构造带在不同时期具有不同特点，在晚石炭世—早侏罗世，主要受拉张应力影响，在层拉平后的地震剖面中可见典型的地堑结构；在中侏罗世—早白垩世，受马达加斯加向南漂移影响转变为走滑性质；晚白垩世以来，进入被动大陆边缘阶段，Davie东断层基本停止活动，而Davie西断层仍持续活动。③ Davie构造带发育演化具有继承性，其南北构造差异是由于热传导与板块应力转变共同作用产生的结果，由此建立了“南段构造脊持续活动、北段扩张后局部挤压”的构造变形模式。该研究成果为Davie构造带油气地质研究奠定了理论基础。

为研究吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层特征及主控因素，开展岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜分析及全岩分析等工作，研究其岩石学特征、物性特征和成岩作用等。结果表明：芦草沟组岩石类型主要为碎屑岩、碳酸盐岩和混合细粒岩等，成分成熟度和结构成熟度均较低，分选性中等，原生粒间孔和次生溶孔是主要储集空间，砂岩孔隙度平均为7.34%，渗透率平均为0.079 mD，属低渗致密储层；储层发育主要受沉积和成岩双重作用控制，其中沉积作用控制着储层岩石类型的发育和分布，成岩作用过程中压实作用和胶结作用是导致储层孔隙度下降的主要原因，溶蚀作用对储层物性条件起到一定的改善作用。芦草沟组储层共经历了3次致密化阶段，压实作用是早期致密的主要原因，持续压实作用和硅质胶结作用在中期致密化阶段起到主导作用，晚期压实作用和碳酸盐岩、黏土矿物胶结共同作用于储层，使储层进一步致密化。该成果可为开发吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油提供一定理论依据。

页岩油是近几年非常规油气勘探开发的一个重点，其具有高风险、高投入、高难度的特点，因此须要多学科人员共同协作来提高“甜点”识别能力，以获得最大经济效益。三维地震可以在空间预测储层，微地震监测成果可以直接评价储层压裂改造效果，因此微地震与地震融合技术可以提高有利“甜点”识别的精度。通过开展微地震监测结果与三维地震融合研究，并结合油气产能情况，对影响储层改造效果的主要因素进行了详细分析。认为吉木萨尔凹陷三维地震的相干值、蚂蚁体、振幅、脆性、水平应力差等属性与人工改造缝网形态直接相关，可影响储层的改造效果及后期产能。基于多属性融合的“甜点”识别方法，优选低相干值、弱振幅、高脆性、低水平应力差的分布区域，并将研究区划分为3类“甜点区”。该研究结果可为井轨迹优化和储层压裂改造方案的制订提供依据。

页岩岩相的识别是页岩气勘探开发的基础工作，不同类型页岩具有不同物质组分与组构，进而具有不同的脆性度和物性，目前利用测井曲线来识别页岩岩相的研究较为薄弱。以焦石坝地区五峰组—龙马溪组3口井的测井资料、岩心测试数据为基础，通过多参数优选、多元线性拟合，分别建立了黏土矿物、硅质矿物相对含量的预测方程，探讨利用测井曲线识别页岩的方法。结果表明：黏土质页岩具有高DEN，CNL，K，KTh，低U，U/Th的特征；混合质页岩具有中DEN，U，CNL，K，KTh，U/Th的特征；硅质页岩具有高U，U/TH，低DEN，CNL，K，KTh的特征，并以此为依据，建立了页岩岩相识别雷达图版，不同岩相所对应的测井曲线数值在图版中有不同的分布范围，该图版可以有效识别页岩岩相，并能够对预测方程识别错误的岩相进行纠正，预测结果与实测值吻合度高。将预测方程定量识别岩相和雷达图版定性识别岩相结合起来，通过双重约束，可以很好地识别焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩岩相。

目前微观剩余油定量表征研究存在宏观与微观分析结果差距大、图像不清晰、分析方法相对较少等问题。针对上述问题，利用岩心驱油实验、冷冻制片技术、岩心荧光分析等方法，对不同驱替方式、岩心不同位置、不同类型微观剩余油的分布特征和可动用程度进行了分析。结果表明：岩心注入端、中间端、采出端的剩余油比例依次升高。水驱后剩余油以自由态和束缚态为主，合计占比为93.65%，半束缚态只占6.35%。聚合物驱对簇状、粒间吸附状、孔表薄膜状、角隅状剩余油作用明显。三元复合驱后剩余油比例较高的是粒间吸附状、颗粒吸附状和孔表薄膜状。荧光分析与岩心驱油实验结果差别很小，验证了分析结果正确性。

自发渗吸是致密油藏中一种重要开发机理，构建准确的渗吸驱油数学模型对明确致密油藏渗吸驱油规律具有重要意义。基于毛管束模型，考虑束缚水和残余油饱和度，利用二维高斯分布函数拟合从高压压汞测量得到的致密砂岩孔喉分布，构建岩心尺度致密砂岩基质渗吸驱油数学模型，并通过致密砂岩渗吸实验对数学模型进行验证，开展渗吸规律影响因素分析，明确孔喉分布、润湿角、界面张力等因素对渗吸驱油速率的影响。结果表明，致密砂岩微纳米孔喉分布在半对数图中呈二维高斯分布特征；在自发渗吸初期，渗吸驱油速率主要取决于大孔分布特征，岩心渗透率越高，渗吸驱油速率越大；在自发渗吸中后期，渗吸驱油速率主要受纳米孔喉分布影响；渗吸驱油速率随润湿角降低、油水界面张力增大、原油黏度降低而增大。明确致密储层孔喉分布特征能够准确预测致密油藏渗吸驱油速率，对致密油藏开采制度的确定具有一定的指导作用。

弹性驱动油藏的生产指示曲线一直被看作是一条直线，由于原油压缩系数是一个随着地层压力增大而减小的变量，因此其并非一条直线，而是一条曲线，并且油藏压降越大，曲线偏离直线越明显，尤其是对于埋藏较深、地层压力与饱和压力差值较大的缝洞型碳酸盐岩油藏来讲，该油藏生产指示曲线会产生明显误差，需要进行改进。通过建立原油体积系数、原油压缩系数与地层压力的幂函数关系式，简化缝洞型油藏弹性驱动物质平衡方程，建立了新型的油藏生产指示曲线。研究与实例计算表明：地层压力大于饱和压力时，原油体积系数与地层压力不符合线性关系，而是符合幂函数关系，新建立的原油体积系数、原油压缩系数与地层压力的幂函数关系式，不仅符合实际变化规律，并且具有很高的计算精度；原油压缩系数的使用存在2种情况：一是某一地层压力对应的原油压缩系数；二是某一地层压力区间对应的平均原油压缩系数，两者不能混用，物质平衡方程应使用后者；新型的弹性驱动油藏的生产指示曲线始终为一条直线，直线的斜率即为原油地质储量。利用该新型油藏生产指示曲线可以更加准确地进行油藏驱动类型判断、储量计算等油藏研究。

为了完善吸附热力学参数的计算方法，明确陆相页岩吸附CH₄的热力学特征，以延长探区延长组页岩为研究对象，开展了不同温度下页岩吸附CH₄的等温吸附实验，并利用绝对吸附量曲线对比分析了基于逸度-绝对吸附量与压力-绝对吸附量的等量吸附热的差异。结果表明：①逸度小于压力，在低压力区间（0.36~2.21 MPa）内，逸度与压力的差值较小，随着温度降低和压力升高，逸度与压力的差值增加。②基于逸度与压力获得的等量吸附热曲线均具有明显的单调递增的线性特征，但采用压力-绝对吸附量获得的等量吸附热曲线斜率大于采用逸度-绝对吸附量获得的等量吸附热曲线，这表明基于压力-绝对吸附量获得的等量吸附热计算结果中吸附质分子间作用力的影响过大。③绝对吸附量为0.01~0.35 mmol/g，基于逸度-绝对吸附量与压力-绝对吸附量获得的等量吸附热的相对偏差为-86.54%~57.01%，页岩气吸附体系的热力学评价应当采用逸度-绝对吸附量数据作为等量吸附热计算的基础数据。

油藏岩石的本体变形中，骨架颗粒形状不变的假设认为岩石在压缩过程中孔隙度保持不变，然而，岩石骨架颗粒的形状并非严格保持不变。为研究骨架颗粒形状变化对孔隙度的影响，基于弹性变形模型，采用有限元数值模拟方法，研究了多孔介质本体变形过程中的骨架颗粒变形及其对孔隙度的影响机制。结果表明，加载过程中骨架颗粒在约束方向（颗粒接触位置）位移较小，在无约束方向（孔隙位置）位移较大，从而改变了颗粒的形状，降低了岩石的孔隙度，然而，岩石矿物的杨氏模量较大，且岩石中骨架颗粒的约束条件比数值实验中更为苛刻。因此，骨架颗粒变形对于孔隙度的影响极为微弱。数值实验中的刚性表皮仅对孔隙度的初始值有一定的影响；但是岩心夹持器中的柔性表皮则对测量过程有较大的影响，这是导致实验中孔隙度较大变化的直接原因。因此，油藏开采过程中，岩石的变形过程依然可以认为遵循“孔隙度不变性原则”。

松辽盆地湖盆深水区重力流沉积广泛发育，由于资料分辨率低的限制，以往对其时空演化、内部结构方面的认识不清。基于高精度三维地震资料，利用90°相位转换、地层切片、光照显示等技术，研究了LHP地区下白垩统嫩一段湖盆深水斜坡上发育的重力流水道的地震特征以及水道的内部结构。结果表明：①嫩一段沉积时期，本区坡降为0.5‰~1.0‰，发育早、晚2套共9条迥然不同的水道系统。早期水道E-I处于整个重力流水道系统的下游近末端，为非限制性水道，宽度小于40 m，广泛发育决口分流水道，对下伏早期沉积侵蚀弱。晚期水道A-D处于重力流水道系统的中段，为限制性水道，其宽度为50~370 m，在曲流环发育部位宽度可达500 m，这类水道的下切深度可达20 m，剖面形态为U或V型，局部发育2~5 m高的天然堤。发育早、晚2套不同的水道系统可能与构造持续沉降导致盆地斜坡区的坡降变化有关。②坡降与水道曲率、深度与宽度之间均呈良好的正相关关系。③水道中细砂岩、粉砂岩包裹在优质烃源岩当中，具有形成岩性油气藏的良好条件，是今后重要的勘探领域。

川东北元坝地区多口井在上三叠统须家河组三段（须三段）钙屑砂岩储层中获中-高产工业气流，表明该段具有良好的勘探开发潜力，然而对须三段储层发育控制因素尚缺乏清晰的认识，制约了勘探开发部署。综合利用岩心观察、薄片鉴定、物性分析等结果，对该区须三段储层特征及成岩作用进行了研究，分析了沉积、成岩对储层发育的控制作用。结果表明，元坝地区须三段北西-南东向地层厚度变化大，呈明显的"西北厚、东南薄"的进积特征，属于进积式辫状河三角洲沉积。储层以钙屑砂岩为主，主要储集空间为溶孔、微溶孔等，物性为特低孔-特低渗、非均质性强。压实-压溶、胶结充填、溶蚀、重结晶、破裂等成岩作用在须三段储层成岩演化过程中较发育。就孔隙发育而言，建设性成岩作用主要为埋藏溶蚀和破裂作用等，压实和方解石胶结是重要的破坏性成岩作用。元坝地区须三段辫状河三角洲平原与前缘相对富煤的沉积环境及其中的煤系烃源岩，在生排烃演化过程中，其控制了（水下）分流河道钙屑砂岩储层埋藏溶蚀成岩作用的发育。综上所述，（水下）分流河道沉积微相是须三段钙屑砂岩孔隙发育的基础，埋藏溶蚀、破裂作用等成岩作用有利于储层孔隙的形成和改善。因此，（水下）分流河道中薄煤层或煤层夹层相对发育区，以及断裂、裂缝相对发育区为川东北元坝地区须三段储层发育有利区。

源-汇系统要素特征与耦合关系分析作为当前沉积学领域的研究热点，已成为定量预测沉积体及油气储集体规模的重要思路与手段之一。为了研究Melut盆地新近系Jimidi组沉积期的源-汇系统要素及其耦合关系，开展了钻测井资料分析、高分辨连片三维地震资料和盆缘区二维地震资料解释、表征了各源-汇要素之间的相关性。结果表明：① Melut盆地北部坳陷基岩岩石类型为前寒武系千枚岩和花岗片麻岩，Jimidi组沉积时期发育3个一级汇水单元，存在V型、U型、W型下切谷型以及断槽型四种搬运通道类型。②研究区可划分出3个源-汇系统，其中西北部Kaka-Ruman源汇系统为典型的斜坡型源-汇耦合模式，汇水区发育面积约600 km²的河流-浅水三角洲沉积体系，东北部的Gandool-Wengi源-汇系统和西南部的Tean-Ruman West源-汇系统具有断裂坡折型源-汇系统的特征，盆内分别发育面积约400 km²和112 km²的扇三角洲沉积体系。③研究区源-汇系统要素定量分析显示，湖盆坳陷期盆内沉积物总量与源区汇水面积、地形高差、搬运通道截面积密切相关，汇水单元面积是决定沉积体系规模的首要影响因素，汇水单元面积大，则易于形成大规模沉积体系。该研究成果可预测Melut盆地Ruman地区Jimidi组的物源方向、沉积体系类型以及有利储集砂体展布，对下一步勘探部署具有指导作用。

为明确伊拉克-伊朗地区侏罗纪-白垩纪构造-沉积演化特征及其对油气分布的影响，基于前人研究成果及油田相关资料，对该地区侏罗纪-白垩纪沉积相平面分布及纵向演化特征进行研究。结果表明：伊拉克-伊朗地区侏罗纪-白垩纪构造-沉积演化与新特提斯洋活动密切相关，中侏罗世巴柔期-晚侏罗世提塘期，相对海平面变化控制了该地区沉积演化，沉积模式由碳酸盐岩缓坡模式演化为碳酸盐岩台地模式，最终被厚层蒸发岩充填；早白垩世，南、中大西洋的开启及扩张控制了该时期的沉积演化，沉积模式由早期差异缓坡模式，演化为2期交互出现的河流三角洲和碳酸盐岩单斜缓坡模式；晚白垩世，伊拉克-伊朗地区呈内陆棚盆地相与浅水碳酸盐岩相共同发育的沉积格局，演化模式由碳酸盐岩单斜缓坡，经淹没台地、缓坡+台地模式演化为差异缓坡模式；侏罗纪-白垩纪独特的构造-沉积条件，形成了伊拉克-伊朗地区理想的生储盖组合，晚白垩世以来的构造演化阶段，有效匹配了圈闭形成和油气运移关键时刻，以上构成了该地区最富含油气的侏罗系及白垩系-新近系含油气系统。这对中东地区区域构造-沉积研究及油气分布预测具有指导意义。

川中北部磨溪-高石梯地区是四川盆地天然气的主要产区，但该区地层水特征及其油气地质意义方面的研究比较薄弱。基于油气运移聚集理论，在分析地层水的离子组成、化学参数、氢氧同位素等特征的基础上，揭示了地层水特征与油气聚集的关系。结果表明：龙王庙组、长兴组、雷一1亚段和须家河组的地层水均以CaCl2型为主，嘉二段以CaCl₂，MgCl₂，Na₂SO₄等3种水型为主。雷一¹亚段和须家河组地层水的矿化度高，龙王庙组次之，嘉二段和长兴组的矿化度低。5个产层地层水的钠氯系数为0.3~0.8，镁钙系数为0.1~0.5，其中嘉二段脱硫系数最大（大于2），龙王庙组脱硫系数为0.2~0.5，长兴组和雷一¹亚段脱硫系数相当，为0.1~0.8，须家河组脱硫系数为0。川中北部地区天然气保存条件较好，须家河组封闭性最好，岩-水作用强，嘉二段封闭性最差，岩-水作用弱。

柴达木盆地是研究新生代湖相碳酸盐岩特别是湖相微生物岩的一个极佳场所。柴西始新统下干柴沟组是少见的发育规模大、产出类型多、与油气关系密切的一套湖相微生物岩发育层组。根据野外露头的岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、电子探针以及激光共聚焦等分析，对柴达木盆地西岔沟和梁东地区始新统下干柴沟组上段微生物岩进行了宏观到微观特征的精细解剖。结果表明：该套微生物岩形成于快速湖侵阶段，整体发育于砂砾岩、粉砂岩等硬质基底之上，晚期受湖盆萎缩影响发生消亡。湖相微生物岩类型包括凝块石、叠层石以及两者交替发育的复合类型，横向延伸较远，出露可达数千米。其他碳酸盐颗粒还包括球粒、鲕粒、介屑和集合粒。凝块石镜下主要为具凝块结构的隐晶质黏结格架，含有丰富的生物碎屑和少量鲕粒和球粒等。叠层石呈缓波状，具有非常典型的明暗相间的纹层。柴达木盆地西部始新统微生物岩主要发育于浅湖高能环境、深水低能隆起以及低能断阶带。该成果能够为为柴达木盆地新生代油气勘探提供一定参考。

柴达木盆地一里坪地区新近系天然气资源潜力较大。为了评价一里坪地区天然气资源潜力和风险勘探选区，开展了盆地与含气系统模拟研究，明确了其烃源岩热演化史、主要生气凹陷以及有利运聚方向。结果表明：①一里坪地区新近系烃源岩有机质丰度（TOC质量分数为0.2%~1.0%）与柴西地区相当，具备较好的生烃潜力，有机质类型为Ⅱ₂-Ⅲ型，以生气为主。②研究区下油砂山组（N₂¹）和上油砂山组（N₂²）烃源岩开始大量生烃的关键时期分别为中新世末期和上新世末期，狮子沟组（N₂³）烃源岩至今处于未成熟-低成熟阶段。③研究区主力气源岩为下油砂山组（N₂¹）烃源岩，主要生气时期为七个泉组（Q₁₊₂）沉积时期；2个主要生气中心分别为碱石山-红三旱四号构造北部和船形丘东北部-台南。④红三旱三号-红三旱四号构造、鄂博梁Ⅲ号-鸭湖-台吉乃尔构造和台南-涩北构造均为天然气聚集的有利区。该研究成果为一里坪地区新近系天然气勘探指明了方向。

为研究渤海湾盆地西南部古近系东营组和沙河街组滩坝沉积特征及主控因素，开展了岩心观察、薄片鉴定、测井分析、压汞测试等研究，并结合古地貌特征对各类滩坝沉积模式及其差异性进行了综合分析。结果表明：①研究区滩坝类型主要包括砂质滩坝、砾质滩坝、混积滩坝和碳酸盐岩滩坝等4种类型。②物源供给强度、古地貌、古水深及古风浪等4个因素共同控制了滩坝的类型及沉积特征，其中物源供给强度是物质基础，控制了滩坝砂体类型，古地貌与古水深控制了滩坝砂体的厚度和分布位置，古风浪影响了滩坝砂体的展布形态。③砂质滩坝、混积滩坝和碳酸盐岩滩坝储层物性较好，测试产能高，为研究区油气勘探的有利目标。该研究成果可为滩坝储层的油气勘探提供借鉴作用。

泥质潮坪中，高自然伽马特征多指示浅水沉积环境，导致利用自然伽马测井划分层序界面的传统方法在浅水台地中并不完全适用。为此，以渤海海域渤中21-22地区奥陶系马家沟组为例，提出一种基于自然伽马能谱测井的层序划分新方法，并探讨了层序对储层的控制作用。结果表明：①渤中21-22地区奥陶系马家沟组高自然伽马可划分为风化作用、储层铀富集以及泥质沉积三大成因类型；②自然伽马能谱测井中，Th/K可以有效区分不同成因的高自然伽马，是开展层序界面划分的有效参数；③基于Th/K曲线，将渤中21-22地区奥陶系马家沟组划分为5个三级层序，其中BZ21-2-A井层序完整，而BZ22-1-B井缺少SQ5层序；④层序划分结果与储层对应关系表明，裂缝型储层主要分布在风化壳100 m以内，受层序界面控制作用不明显，而溶蚀孔隙型储层主要集中在SQ1-SQ2层序的顶、底面附近，受层序界面控制作用明显。该认识对台地相碳酸盐岩层序界面划分具有借鉴意义。

川中地区致密砂岩储层具有呈透镜状展布且多期次叠置发育的特征，提高地震资料分辨率和恢复砂体振幅特征对该区致密砂岩气的勘探开发具有重要意义。针对川中地区特殊的地表地震条件和低降速带强吸收衰减效应，通过微测井约束层析静校正技术建立近地表模型来求取低降速带旅行时，利用质心频移法在浅层反射波数据基础上建立近地表Q模型，实现近地表Q补偿。结果表明，近地表Q补偿技术能够有效地提高地震资料分辨率，改善地震同相轴横向连续性，还可以较好地恢复河道砂体振幅特征。该技术的应用有利于识别砂体与地层和断裂的接触关系，能够为后续解释提供更高品质的地震资料。

传统的地质统计学反演利用地质统计学模拟算法来构建模型参数的先验信息，然后在地震数据的约束下利用优化算法来获得模型参数的后验解，通常忽视了岩性对模型参数的影响并且在优化过程中计算量大。为此，将模型参数的先验分布表示为受离散岩性影响的混合高斯分布，将线性混合高斯反演理论与地质统计学的序贯模拟相结合，最后通过序贯采样的方法直接获得模型参数和离散岩性的后验解，避免了优化求解过程，且反演结果具有较好的空间连续性和稳定性。模型测试和实际资料的应用表明该方法具有较好的有效性。

针对复杂碳酸盐岩储层岩石组分复杂、岩性多样，常规测井岩性识别方法受限等问题，提出利用长短期记忆神经网络（LSTM）提高岩性识别效果的方法，并结合实际数据进行验证和应用效果分析。考虑到常规机器学习方法在岩性识别中无法充分利用沉积岩石在深度域序列上的潜在信息，从而基于LSTM方法构建了能够提取和学习岩性沉积序列特征的岩性识别手段。以苏里格气田苏东地区下古生界碳酸盐岩储层为例，通过敏感性分析选取自然伽马、光电吸收截面指数、密度、声波时差、补偿中子和电阻率等6种测井参数，构建了基于LSTM的岩性识别模型。结果表明，与朴素贝叶斯，KNN，决策树，SVM和HMM等传统方法相比，LSTM的岩性识别准确率提升幅度介于1.40%~12.25%。高精度的LSTM岩性识别模型为复杂碳酸盐岩储层的表征和评价提供了数据基础。

四川盆地侏罗系大安寨段页岩有机碳（TOC）含量高，厚度较大，物性与含油气性均较好，开发潜力巨大，但在常规油气储层和海相页岩气储层研究中形成的孔隙度、TOC含量等关键参数计算方法和测井评价标准在该段页岩油气评价中并不适用。以岩石物理实验分析为基础，将自然伽马测井、声波时差测井和电阻率等常规测井与核磁共振、岩性扫描等测井等新技术相结合，建立了川中大安寨段页岩油气储层TOC含量、孔隙度、含气饱和度、游离烃（S1）含量等关键参数的计算模型，形成了大安寨段页岩油气储层评价指标体系，模型计算结果与岩心分析结果吻合较好，经生产实践证明该项技术应用效果明显。该研究成果能够有效地支撑四川盆地页岩油气储层的“甜点”选区、井位部署和老井上试方案优选。

为了获取较大的利润，合理选择油嘴尺寸和延长油井自喷期十分重要，而北阿油田现有的油井嘴流模型难以满足现场采油的需要。运用瑞利法的量纲分析原理、最小二乘法和基于现场资料的多元线性回归方法，将API重度、黏度和含水率等3个参数加入临界嘴流公式，建立了适用于北阿油田的嘴流新模型。结果表明：新模型预测的质量流速平均相对误差为1.1%，平均绝对误差为6.5%，相关系数为0.876，综合评定系数为0.933；预测产量的平均相对误差为2.9%，平均绝对误差为8.4%，相关系数为0.829，综合评定系数为0.900，与其他评价模型相比，新模型的准确率更高。现场应用表明：运用新模型计算不同生产阶段的产量与现场生产数据具有较好的一致性，不但产量的变化趋势比较吻合，而且对应数据的平均相对误差和平均绝对误差都在10%以内，相比其他模型更符合油田的生产特征，能满足油井产量计算与预测的需求。新模型的建立为该油田合理选择油嘴尺寸、完成日产指标及延长油井自喷期提供了理论依据，同时对其他类似油田也具有借鉴和指导意义。

裂缝-基质之间矿化度差异引起的化学渗透压对页岩压裂液返排和气井产能计算有着重要的影响。通过建立考虑化学渗透压作用下的渗吸动力模型，描述页岩自发渗吸过程中的驱动力类型。以鄂尔多斯盆地本溪组页岩为研究对象，开展页岩自发渗吸核磁扫描实验，研究黏土矿物、矿化度和表面活性剂对含水饱和度分布的影响。并以实验测定的含水饱和度分布曲线为拟合目标，获得了兼具毛管压力和化学渗透压双重作用下的毛管压力曲线。结果表明，页岩在自发渗吸过程中，随着渗吸时间的增加，吸水量呈现先快速增加后逐渐变缓的趋势，而渗吸速率则快速下降。页岩中黏土矿物含量越高、裂缝-基质间化学势差越大，渗吸驱动力越强，渗吸前缘距离和吸水量越大，而表面活性剂会降低毛管压力，引起驱动力下降，导致渗吸效果大幅降低。将修正后的毛管压力曲线应用于页岩气井产量预测，大幅提高了模型的计算精度。该研究成果为鄂尔多斯盆地页岩气藏高效开发提供了方法和依据。

沥青质及金属无机沉淀对致密储层的伤害是注CO₂驱替中不可避免的问题。为探究沥青质及无机沉淀对储层的伤害机理，以鄂尔多斯盆地延长组长7储层为例，在明确（非）混相压力下原油中CO₂含量与沥青质沉淀量关系的基础上，通过开展CO₂驱替长岩心实验，研究了CO₂非混相和混相驱过程中沥青质和无机沉淀对储层的伤害特征，评价了有机和无机沉淀对储层渗透率和孔隙度的伤害程度。结果表明：当原油中CO₂含量达到临界值时，沥青质开始沉淀，沉淀量随CO₂含量的增加先快速上升后趋于稳定。混相压力下沥青质沉淀对渗透率和孔隙度的伤害程度均大于非混相。沥青质在混相压力下大量沉积部位为长岩心中后部，而在非混相压力下主要在长岩心前中部。当岩心中沥青质沉淀量达到最大时，后续岩心中的沥青质沉淀量将会逐渐降低，对渗透率造成的伤害也会逐渐减小。无机沉淀在非混相压力下对前中部岩心的渗透率伤害程度大，而在混相压力下则对中后部岩心的渗透率伤害程度大；无机沉淀对孔隙度的影响规律与对渗透率存在差异，主要与溶蚀作用及无机沉淀产生的位置有密切关系。若目标油藏采用非混相驱开发，预防重点为无机沉淀，预防沉淀部位为注入端附近储层；若采用混相驱开发，则预防重点为有机沉淀，预防沉淀部位为产出端附近储层。

多孔介质中气体的扩散现象广泛存在于能源与环境、油气藏工程等领域，真实多孔介质内部结构具有不规则性和复杂性，在一定尺度范围内表现出分形的特征。为了探究气体在具有分形特性的多孔介质中的扩散规律，引入渗透率修正因子，结合菲克定律，建立了气体有效扩散系数与多孔介质结构参数和气体参数的函数关系。结果表明，气体有效扩散系数与多孔介质面积分形维数、孔隙度、最大孔隙直径均成正比，与迂曲分形维数、气体摩尔质量、气体密度均成反比。通过对比分形模型预测的气体有效扩散系数与已有实验数据可以发现，考虑了渗透率修正因子的模型与实验数据更加吻合。新建立的气体扩散系数分形模型可以正确地描述气体在多孔介质中的扩散规律，对油气田的开发具有借鉴意义。

中东地区薄层碳酸盐油藏主要采用水平井井网进行注水开发，目前水平井水淹程度高、注水效率低等问题日益突出，为此提出基于Pollock流线追踪技术的油藏高效水驱管理方法。根据流线模拟结果确定动态井组，计算井的分配因子，分析油藏注采连通状况并评价注水效率，通过优化注采政策改善水驱开发效果。K₁油藏现场应用结果表明：井组注水分配比例更加均衡，注采流线分布趋于合理，水平井线性正对方向上的无效水循环减少，油藏注水效率和波及系数明显提高，现场试验井含水率平均降低10%以上。水平井井网高效水驱管理保证了油藏产量的稳定。

页岩气储层致密、非均质性强，在开发中须要压裂改造，准确地评价其可压裂性及其展布规律对压裂设计意义重大。以川南X地区五峰组-龙一段1亚段（龙一₁）页岩地层为研究对象，以岩心测试，测录井等资料为基础，分析了反映可压裂性的指标，提取脆性指数、泊松比、杨氏模量、抗拉强度和水平主应力差为敏感参数，以层次分析法求出各自权重，构建了综合可压裂系数I_cr；结合生产资料划分了Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ级可压裂级别；开展多井可压裂级别评价与连井剖面对比，统计Ⅰ，Ⅱ级的地层厚度比，分析平面上可压裂性的变化规律。结果表明：I_cr≥0.59时，可压裂级别为Ⅰ级，可压裂性最好；五峰组-龙一₁¹、龙一₁²中Ⅰ级层段占比较大，是适合压裂开发的有利层段；Ⅰ级层段厚度比为0.8~0.9主要分布在N201，N209，N203，N208和N211井等井区。该研究成果为川南X地区页岩气储层水平井的部井开发提供了依据。

四川盆地东部地区边缘带上古生界构造复杂，对地层格架及地质规律认识不清，尤其对石炭系残余地层分布及沉积相展布认识欠缺，影响了该区的勘探开发。基于区域地质背景，结合新钻井、新三维地震数据及野外露头资料，首次提出了在奉节—云阳一带发育晚古生代持续古隆起（奉节古隆起）的认识；通过地震模型正演，确定了研究区志留系—泥盆系—石炭系地震反射特征，对奉节古隆起进行了刻画；通过研究古地貌控制下的石炭系地层识别及分布特征、构造演化，分析了石炭系油气成藏的条件，对石炭系有利天然气勘探区带进行预测评价。研究认为：奉节古隆起位于开江古隆起东侧约95 km处，与开江古隆起近于平行，整体近南北向，略偏东，其南北轴向长度约79 km，东西向宽度不等，三维区内平均宽度14 km；在开江古隆起和奉节古隆起的联合约束下，研究区的构造演化可以分为5个阶段：泥盆纪低位期、石炭纪低位期、石炭纪海进—高位期、石炭纪海退期和二叠纪海进期；由于奉节古隆起带长期持续演化，可以形成石炭系地层剥蚀带，随着地层埋深加大，在古隆起周缘的石炭系与志留系泥岩侧向对接，在油气充注前形成地层圈闭，后期经过多期构造影响，仍可能在现今的向斜－斜坡区保存为含气圈闭，可以作为石炭系天然气勘探的远景区。该认识为四川盆地东部石炭系天然气扩展勘探新领域提供了支撑。

为研究川东南地区志留系小河坝组海相致密砂岩储层微观孔隙特征及形成机理，开展了岩石薄片鉴定、阴极发光、电子探针、场发射扫描电镜和高压压汞测试等实验分析。结果表明：①小河坝组致密储层孔隙类型有残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、基质孔、晶间孔及微裂缝，其中次生溶孔（粒间溶孔和粒内溶孔）占主导，被溶物质主要为碎屑长石和方解石胶结物；②孔隙发育情况受沉积微相、长石溶蚀作用和下伏烃源岩生烃强度共同影响，离生烃中心越近、长石含量越高的远砂坝砂岩中，次生溶孔最为发育；③双流坝—冷水溪一带微观孔隙最为发育，储层物性相对较好。研究结果为川东南地区致密砂岩气勘探指明了新方向。

近年来，四川盆地西北部三叠系须三段的天然气勘探持续获得新发现。为了系统研究四川盆地西北部三叠系须三段砂砾岩的沉积特征，开展了钻井岩心观察、测井解释、相标志鉴定和砂砾岩优势相分析。结果表明：①研究区须三段冲积扇扇中辫状河道、扇缘漫流沉积和扇三角洲平原辫状分流河道、扇三角洲前缘水下分流河道、河口坝和远砂坝等均发育砂砾岩沉积，其中辫状河道主要发育块状砾岩，砾多砂少，漫流沉积砂多砾少、发育板状交错层理和平行层理，具有向上变细的正粒序特征。②扇三角洲以砂岩沉积为主，辫状分流河道、水下分流河道、河口坝和远砂坝发育冲刷面、板状交错层理、平行层理和沙纹交错层理等为主，辫状分流河道、水下分流河道具有向上变细的正粒序特征，河口坝和远砂坝具有向上变粗的反粒序特征。③辫状河道、漫流沉积、辫状分流河道砂砾岩较发育，水下分流河道、河口坝和远砂坝砂砾岩次之。该研究成果对四川盆地西北部三叠系须三段的天然气勘探具有借鉴意义。

为了研究四川盆地金秋区块三叠系须二段储层非均质性及成因，以分析其微观驱替效率和剩余油分布、制定合理的开发方案、提高开发效率，开展了岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析、压汞测试、核磁共振和常规测井分析等。结果表明：①四川盆地金秋区块三叠系须二段在多期构造运动和后期成岩改造作用下，孔隙类型多样、喉道普遍较细，孔喉结构和物性在各地区表现出较大的差异性，非均质性强。②须二段储层储集空间以次生孔隙为主，原生孔隙较少，表明沉积物进入埋藏成岩环境后，主要受后期成岩作用、成岩环境和成岩演化阶段的影响，形成了现今储层非均质性强的特点，并根据成岩作用类型、强度和对储层物性的建设或破坏作用将须二段储层划分为4种成岩相类型。③须二段储层物性和非均质性受构造、沉积、成岩作用共同影响，特定构造和沉积背景为储层非均质性的形成奠定了基础，溶蚀、破裂作用等建设性成岩作用及其强度是决定储层非均质性的关键因素。该研究成果可为四川盆地金秋区块三叠系须二段油气勘探提供借鉴。

渝西地区五峰组—龙马溪组龙一₁亚段页岩具有巨大的勘探开发潜力，为了明确其不同岩相的储层品质差异、纵向分布规律及其储层发育影响因素等，结合岩石薄片鉴定、岩石组分、地球化学分析等进行了岩相划分，并综合有机碳含量、纹层结构、储集空间与物性、含气量等资料确定了不同岩相的储层特征、有利岩相分布及控制因素等。结果表明：研究层段发育高碳硅质页岩、中碳硅质页岩、低碳硅质页岩、低碳钙质-硅质页岩、低碳黏土质页岩、特低碳黏土质页岩6种岩相。高碳硅质页岩沉积环境还原性强，沉积水体深，生物繁盛，生物硅含量高，泥纹层发育，为优质页岩储层，有利于连片有机质和有机质孔的发育与保存，主要发育于龙马溪组底部1小层，为页岩气富集提供了有利生储条件；中碳硅质页岩与低碳硅质页岩沉积环境还原性较强，沉积水体变浅，生物繁盛程度降低，生物硅含量偏低，粉砂纹层和泥纹层频繁交互，有机质孔主要发育于分散状有机质中，是潜在的可开发页岩气储层，主要发育于五峰组顶部、龙马溪组2小层和3小层。该研究结果深化了研究区有利页岩储层纵向分布的认识，为页岩气立体开发提供了基础数据支撑。

为了明确鄂尔多斯盆地大牛地气田二叠系盒1段致密碎屑岩储层特征及成岩圈闭的发育机制，开展了储层含气性分析、铸体薄片鉴定和碳氧同位素分析，并通过对岩石成岩微观特征分析和定量统计，明确了研究区二叠系盒1段气层段和干层段的岩石学特征和成岩-孔隙演化的差异性，阐释了成岩圈闭发育机制。结果表明：①大牛地气田二叠系盒1段干层段比含气段的石英颗粒体积分数低15%左右，填隙物以方解石胶结物和假杂基为主。干层段主要分布于沿主河道方向的2个沉积中心之间的过渡地带、横向河道边部以及较为孤立的透镜体砂岩中。②研究区成岩圈闭封堵层按照成因差异可划分为钙质胶结交代型和压实压溶硅质胶结型，前者方解石胶结特征显著，在成藏期前（中晚侏罗世—白垩世）达到致密程度；后者颗粒间紧密接触，假杂基化特征显著，表现为“边成藏边致密”，储层致密化和油气充注同时发生。③研究区2类圈闭的形成得益于2方面，一是具有良好的储层致密化-成藏耦合关系，二是中成岩A1期的大规模方解石胶结和高塑性岩屑含量导致的持续减孔效应。该研究成果对具有类似地质条件的成岩圈闭勘探具有借鉴作用。

为判别三塘湖盆地马朗凹陷上石炭统火山喷发间歇期沉积岩夹层的古沉积环境，以上石炭统卡拉岗组和哈尔加乌组熔岩和火山碎屑岩中沉积岩夹层样品的微量元素测试结果为基础，通过微量元素地球化学研究，运用w （U）/w （Th），w （V）/w （Cr），w （V）/w （V+Ni），w （V）/w （Sc），w （Sr）/w （Ba），w （B）/w （Ga）等判别出的指标图版，结合因素筛选分析法，用多组组合指标来判别古沉积环境，以了解沉积岩夹层沉积介质的氧化还原状态。结果表明：卡拉岗组和哈尔加乌组熔岩和火山碎屑岩中沉积岩夹层w （V）/w （Cr），w （V）/w （Sc），w （V）/w （V+Ni），w （Sr）/w （Ba）和w （B）/w （Ga）这5类比值演化趋势较稳定，是古沉积环境判别较佳的组合指标；卡拉岗组沉积岩夹层形成于水、陆过渡相及陆上氧化环境介质中，哈尔加乌组沉积岩夹层主要形成于水下还原环境介质中，少量形成于水、陆过渡复杂环境介质中。该地球化学方法具有普适性，可用于不同地质时代、不同区域地质条件下火山喷发间歇期沉积岩层古沉积环境的研究中。

天然气扩散散失率在定量评价天然气扩散对气藏破坏的影响方面具有重要意义。为获取其相对成熟的定量评价方法，在综合考虑扩散时间、岩石扩散系数、浓度梯度、含气面积和烃源岩排烃强度等影响因素的基础上，构建了苏里格气田陆源碎屑岩气藏天然气扩散的地质模型，并形成了一套陆源碎屑岩气藏天然气扩散散失率的定量评价方法。其基本思路：首先，依据烃源岩厚度、密度、原始有机碳恢复系数、残余有机碳含量及原始有机质气态烃产率等数据计算出生烃强度；其次，运用生烃强度乘以排烃系数，得出排烃强度；再次，依据菲克第一定律，推导出计算天然气扩散散失量的公式，并据此计算天然气扩散散失量，然后将其与含气面积相除，得出天然气扩散散失强度；最后，将天然气扩散散失强度与烃源岩排烃强度相除，得出天然气扩散散失率。依据该计算方法，对苏里格气田苏X区块天然气扩散散失率进行了定量评价，得出该区天然气扩散散失率大多为11%～17%，表明该气田天然气扩散散失率较低，天然气扩散散失对气藏破坏较小。其结果与苏里格气田地质储量、开发数据相吻合，表明该计算方法适用于陆源碎屑岩气藏天然气扩散散失率的定量研究。

自适应增益限反Q滤波方法考虑了地震记录的有效频带，较好地平衡了有效振幅补偿和无效噪声能量压制。为了更好地压制噪声从而来提高反Q滤波后地震资料的信噪比，基于自适应增益限反Q滤波方法，并结合时频域信噪比，提出一种基于时频域信噪比的自适应增益限反Q滤波方法。该方法根据时频域信噪比阈值确定地震资料的有效频带，使反Q滤波的振幅补偿增益限自适应于有效频带的截止频率，对不同时刻的地震记录进行时变增益限振幅补偿。理论模型数据和实际地震资料的应用结果表明，与常规稳定的反Q滤波方法相比，基于时频域信噪比的自适应增益限反Q滤波方法可有效补偿地震信号的振幅能量，同时，可压制有效频带以外的噪声能量，并可提高反Q滤波后地震记录的信噪比和分辨率。

受采集条件及野外环境影响，实际地震资料通常包含严重的噪声，严重影响成像质量。因此，寻找合适的去噪方法来提高资料信噪比至关重要。随盲源信号分离理论发展而来的独立分量分析（ICA）算法以高阶统计理论分析为基础，根据地震有效信号和随机噪声统计独立的特征，可实现信噪分离，但该方法通常要求观测信号数大于源信号数。基于此，提出一种相空间重构与独立分量分析相结合的地震信号单通道盲源分离算法，对地震资料进行去噪处理。该方法利用相空间重构技术，将一维信号重构成多维信号，根据重构相空间中有效信号和随机噪声的几何特征差异，并利用ICA算法结合数据本身的高阶统计特性，可以有效分离噪声和有效信号，提高地震资料信噪比。

渤海湾盆地老爷庙地区火山岩有较大勘探潜力，但在新近系馆陶组和古近系东营组广泛发育的多期次的火山岩对地震波具有强屏蔽作用，地震记录存在大量强反射和多次反射，而且火山岩岩层和下伏地层岩体形状极不规则、物性横向变化快，造成了地震能量的大量散射，制约了火山岩及下伏地层的准确成像，严重影响了该区的地震资料品质和油气精细勘探。采用“六分法”保真去噪技术结合五维规则化，提高了地震数据信噪比，为速度建模及深度偏移成像提供了宽频高信噪比道集；采用沿层层析结合三维网格层析速度建模技术，建立了深度域速度模型。结果显示：火山岩层间细节成像、中—深层断裂、断面成像都有了较大改善，井-震吻合程度较常规处理方法也有了明显的提升。该技术为该地区地震解释和储层预测奠定了基础。

纵横波速度是地球物理勘探中识别储层岩性、物性和储层等目标极其重要的信息，由于采集技术与成本投入的限制，横波速度资料通常较为缺乏，横波速度预测便成为岩石物理分析中亟需解决的重要问题。传统上基于理论方法和经验公式的横波速度转换方法局限性较大，常规的点对点的机器学习方法无法有效表达测井参数的空间特征，对横波速度与其它测井参数之间的内在关系的表征不够充分。为此，开展了基于一维卷积神经网络（1D-CNN）模型的横波速度预测方法研究，基于声波时差、密度、自然伽马和电阻率等16种测井参数建立深度学习回归模型，通过不同尺度卷积提取测井参数在测井深度空间上的结构性特征，并采用多层网络结构，学习横波参数与测井参数深度特征之间的关系，从而建立更为精确的预测模型。通过在苏里格气田上古生界碎屑岩储层的实际应用，验证了一维卷积神经网络模型的横波速度预测精度较高，且具有良好的泛化性。

为了反映地下构造特征，通常采用地层平均速度进行时深转换，而影响地层平均速度的因素很多，要得到准确的速度值并不容易。在稳定的沉积条件下进行地层平均速度公式推导，通过分析影响地层平均速度的敏感因素，将其转化为包含流体信息的含气比、含油比和砂地比的多元线性拟合公式，利用已知钻井信息通过最小二乘法求解未知项，得到最终的地层平均速度表达式。数值模拟结果和在渤海A油田的应用实例表明，多元线性回归的平均速度公式的计算结果与真实值的相对误差低于0.5%，具有较高的预测精度。该方法对类似地质条件地区具有一定的借鉴意义。

珠江口盆地文昌A凹陷低对比度储层电性与含油气性关系复杂，气、水层测井响应特征接近，仅用常规测井识别流体性质较困难。为了准确识别该类气藏流体性质，以相渗资料、毛细管压力等实验数据为基础，通过不同含水饱和度下的相渗模型及分流率方程，建立了水气比的计算模型，结合生产动态及测试资料，建立了水气比流体的识别标准，并依据该标准确定了文昌A凹陷储层流体性质。结果表明：①计算水气比与实际生产数据符合度高，流体解释结果准确率达到92%，有效地提高了低对比度储层流体识别的准确率；②生产测试资料对该方法流体性质识别的准确性起决定作用。该方法有利于同类储层的开发。

页岩气储层孔隙结构复杂，孔隙内富存的流体类型多样，按孔隙中流体的流动性，常将孔隙流体划分为可动水、毛管束缚水及黏土束缚水。为明确页岩气储层的孔隙流体的赋存及运移规律，选取四川盆地龙潭组7块含不同有机质及矿物组分的页岩样品，采用低场核磁共振的手段，测量了页岩气储层在变离心力与不同温度烘干状态下的低场核磁共振响应，分析页岩气储层岩心在不同离心力条件下离心以及在烘干过程中孔隙流体的赋存状态，以此对页岩孔隙流体类型进行划分；确定并划分出页岩储层的可动水、毛管束缚水和黏土束缚水的核磁共振T₂截止值。实验结果表明，可动水与毛管束缚水的核磁共振T₂截止值（T_{2 c1}）分布在0.55～1.00 ms，平均值为0.717 ms；毛管束缚水与黏土束缚水的核磁共振T₂截止值（T_{2 c2}）分布在0.27～0.53 ms，平均值为0.36 ms。根据核磁共振T₂谱弛豫时间与孔径的关系，确定了毛管束缚水与黏土束缚水的孔径截止值为4.52～5.65 nm，平均值为4.99 nm。该研究成果有利于划分页岩孔隙流体类型并计算其有效孔径下限，以期为页岩气储层的高效开发提供可靠依据。

海上水驱稠油油田注采井距大、储量动用程度低，为提高油田开发效果，需要对基础井网进行调整。基于渤海地区实际HD油田情况和典型井网调整方式，利用渗流力学经典理论，建立基于反九点基础井网整体加密水平井进行注采井网调整的渗流模型，通过计算注采单元渗流场变化来分析不同条件下储量动用规律；利用建立的注采井网储量动用效果评价方法，优选出满足油田开发要求的加密水平井长度。研究表明：建立的组合井网储量动用评价方法结合油田实际可以得到加密水平井最佳长度为原井网井距的0.75倍。该成果可作为渤海地区及类似油藏进行注采井网调整的技术借鉴。

针对目前多层合采试井模型m主要为单一边界类型的现状，以双层合采储层为例，建立了纵向组合边界储层渗流模型，依次利用Laplace变换、Bessel函数、Stehfest数值反演得到了压力响应半解析解，绘制了三类纵向组合边界储层的压力响应特征曲线，并划分了流动阶段，系统地分析了边界组合、边界占比对压力响应的影响。结果表明：“封闭+无限大”边界会引起拟径向流，拟径向流阶段压力导数值与封闭边界占比的乘积为定值；“定压+无限大”边界会引起拟定压边界流，且拟定压边界流阶段压力导数斜率与定压边界占比成线性正相关；“定压+封闭”边界会先引起主导层边界流、后引起定压边界流，且定压边界流压力值与定压边界占比的乘积为定值。根据压力响应曲线形态可直接定性诊断纵向组合边界的类型，边界流阶段的压力响应特征值可快速确定纵向组合边界的占比；当储层压力响应出现物性变差的径向复合储层以及双重介质储层特征时，应结合实际储层地质信息谨慎选择试井模型解释。

火山岩油藏属于双重介质油藏，油藏内部天然裂缝发育，由于储层具有应力敏感性，火山岩油藏产量受地层压力变化影响明显，且储层流体流动具有启动压力梯度现象，故目前没有适合火山岩油藏特性的产能模型。基于双重介质模型，分区（基质-裂缝区、缝网改造区、部分缝网改造区、人工裂缝区）建立了火山岩油藏压裂水平井渗流模型，通过Laplace变换、Duhamel原理和叠加原理得到了拉氏空间压裂水平井复合流动模型，利用stehfest数值反演得到了相应的压力动态响应曲线和无量纲产量曲线，并对影响产能的部分因素进行了敏感性分析。结果表明：压裂改造区的宽度和长度等主要影响中间流动阶段，未压裂改造区的宽度、长度、非达西流动和应力敏感性主要影响后期流动阶段。利用建立的复合流动模型准确地预测了无底水火山岩油藏产能，此项研究对于火山岩油藏产能计算具有一定的指导意义。

预交联凝胶颗粒在多孔介质中的运移堵塞特征是影响其深部调剖性能的关键。目前，凝胶颗粒的力学性能如何影响其微观运移封堵特征尚缺乏深层次的认识。本文针对收集到的3种预交联凝胶颗粒，首次采用基于图像采集技术的弹性分析方法对凝胶颗粒弹性变形能力进行研究，并采用可视化填砂微观模型实验，重点分析了凝胶颗粒的力学性能对微观运移封堵的影响。结果表明，1#颗粒抗压强度大，韧性较强，不容易破碎，具有一定弹性变形能力，其对孔喉封堵能力强，但注入性较差；3#颗粒抗压强度适中，脆性较强，弹性变形能力弱，注入性好，但封堵能力较差；6#颗粒抗压强度较小，且弹性因子小，具有较好的封堵能力和注入性。预交联凝胶颗粒的弹性和抗压强度影响其在多孔介质中的注入性和封堵强度。该研究成果为预交联凝胶颗粒深部调剖性能评价及优选提供了理论指导和技术支撑。

近年来，柴达木盆地英西地区发现了亿吨级储量规模的大油气田。为研究英西地区渐新统E₃²储层特征及成藏模式，开展了岩心观察和薄片鉴定、X射线衍射分析、物性测试、扫描电镜分析、构造演化研究和成藏条件分析等。结果表明：①英西地区渐新统E₃²储集层规模巨大，以湖相碳酸盐岩为主，夹陆源碎屑、泥质和各种盐类矿物。②岩石物性以"低孔-特低渗"型为主，孔隙类型包括白云石晶间孔、溶蚀孔和各种微裂缝。③英雄领地区整体上具有"南北分带、东西分段"的特征，其演化经历了古始新世-中新世断坳（29.3~23.8 Ma）、上新世早期弱挤压（23.8~7.2 Ma）和上新世晚期-第四纪强挤压（7.2 Ma~现今）3个阶段。④英西地区E₃²油气藏具有"自生自储"特征，其烃源岩TOC多为0.5%~1.0%，R_o多为0.6%~0.9%，丰度低、质量中等、成熟度低，但岩石中含大量可溶有机质。上部的盐间油层组发育优质盖层，构造裂缝和层间缝为油气运移通道，异常高压为油气运移的主要动力，存在"超压+浮力"驱动和"超压+扩散"驱动等类型。多期次、持续充注和晚期成藏为亿吨级大型油气藏的形成奠定了基础。该研究成果对英西地区渐新统油气勘探具有指导作用。

湘西北地区上奥陶统五峰组-下兰多维列统龙马溪组黑色页岩广泛发育，具有较好的页岩气勘探开发前景。为研究其生物地层特征，开展了XY-3井的化石种类分析，结合笔石与自然伽马（GR）测井曲线，建立了研究区生物笔石序列，并根据各笔石带的有机质丰度、矿物组分、沉积环境的变化，明确研究区页岩气的有利富集层段。结果表明：①研究区五峰组-龙马溪组可划分为8个笔石带：WF2，WF3，WF4，LM2-LM3，LM4，LM5，LM6，LM7，受湘鄂水下高地隆升的影响，研究区缺失LM1带。②WF2-WF3，LM2-LM4笔石带沉积于贫氧化环境，岩性为中碳硅质页岩相。WF4笔石带沉积于氧化环境，岩性为低碳混合质页岩相。LM5-LM7笔石带沉积于氧化环境，岩性为低碳黏土质页岩相。WF2-WF3，LM2-LM4笔石带具有高TOC、高脆性、高孔隙度特征，具有一定的生烃潜力和可压裂性，可以作为页岩气勘探的有利层段。③相比于长宁等地区，研究区富有机质层段厚度相对较薄，有机质丰度相对偏低，因其被湘鄂水下高地影响，较氧化的水体不利于有机质的保存，部分富有机质层段缺失。该研究成果可为湘西北地区的页岩气勘探提供借鉴。

对酒西盆地下白垩统烃源岩的生烃潜力缺乏系统认识，并对其沉积古环境的认识也存在争议。通过对红柳峡地区下沟组烃源岩的孢粉相和元素地球化学的系统分析，研究烃源岩有机质母质来源、生烃潜力及其沉积古环境特征。结果表明红柳峡地区下沟组发育孢粉相A（植物碎屑-无定形组合），B（无定形组合）和C（植物碎屑组合）3类孢粉相，并且以孢粉相C为主；孢粉有机质整体以陆源高等植物来源的植物碎屑为优势成分，有机质类型主要为Ⅲ型，显示较差的生油潜力，其中下段和上段中的部分层位无定形含量较高，有机质为Ⅱ₂型，具有一定的生油潜力；下沟组沉积期为半潮湿-潮湿的气候，且具有晚期逐渐变潮湿的趋势，主要为氧化且生产力较低的微咸水-咸水环境，仅下段和上段中的部分层段表现为较深水的贫氧-缺氧沉积环境；红柳峡地区下沟组以近源冲积扇-三角洲和滨浅湖亚相沉积为主，其中早期和晚期沉积期水体稳定，发育部分较好的烃源岩，中期则发育近源氧化的三角洲-滨浅湖亚相沉积和较差的烃源岩。

准噶尔盆地玛南地区乌尔禾组砂砾岩油藏具有规模勘探潜力，是增储上产的有利领域。综合应用岩矿鉴定、SEM，XRD、孔渗分析等手段，系统分析乌尔禾组沉积微相、储集空间类型及物性等储层特征和成岩作用。结果表明，该组沉积于浅水扇三角洲体系，发育了7种沉积微相，其中水下河道砂质细砾岩和砂岩物性较好，是储层发育的优势沉积相带。成岩过程中，压实作用、浊沸石等胶结作用显著破坏了原生粒间孔隙，但浊沸石胶结物以及长石碎屑的溶蚀产生了大量的次生孔隙。最终导致储集空间以次生孔隙为主，其次为剩余粒间孔和微裂缝。优质储层的分布受沉积微相、沸石胶结物类型与含量、地质流体活动强度等因素的影响，其发育具有沉积控制、断裂沟通、流体改造"三位一体"的成因模式。断裂沟通下伏烃源灶和水下河道等优势沉积相带，使酸性含油气流体活动增强，有利于浊沸石等矿物发生溶蚀。靠近断裂的水下河道叠置沉积层为乌尔禾组优质储层。

为明确吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组层序地层特征及其演化规律，开展了大量的钻井岩心分析、测井分析和地震资料解释，并对其沉积微相展布特征进行了综合研究。结果表明：①吉木萨尔凹陷芦草沟组自下而上可分为SQ₁和SQ₂等2个三级层序，其中SQ₁又分为低位、湖侵、高位体系域，SQ₂可分为湖侵、高位体系域，"甜点体"储层形成于高位体系域；②吉木萨尔凹陷芦草沟组为一套三角洲-咸化湖泊沉积体系，可识别出砂坝、前三角洲泥、滩砂、浅湖泥、混合坪、云坪、半深湖泥以及浊流等8种沉积微相；③吉木萨尔凹陷芦草沟组沉积期，持续存在陆源碎屑和碳酸盐岩的混合沉积，早期陆源碎屑三角洲沉积体系更发育，晚期咸化湖泊沉积体系更发育；④气候、物源供给强度和湖平面的周期性升降控制了吉木萨尔凹陷芦草沟组的层序发育和沉积演化。该研究成果对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组的油气勘探具有指导意义。

阿姆河盆地东部上侏罗统牛津阶微生物灰岩层是最主要的油气勘探开发目标层，明确该套微生物岩储层特征及其成因，对勘探开发具有重要的理论与实际意义。利用36口探井岩心、薄片、物性和地球化学分析资料，结合测井与地震资料，开展了该套微生物灰岩沉积微相特征、储集岩石学与储集物性特征、储集空间特征与储集类型研究，并进一步探讨了该套微生物灰岩储层的成因。结果表明：卡拉别克凹陷-桑迪克雷隆起-别什肯特坳陷为碳酸盐岩起伏状上缓坡沉积环境，广泛发育了微生物黏结丘/礁/滩及丘滩与礁滩复合体微相。其中，凝块岩是最好的储集岩，发育Ⅱ类储层；其次为微生物黏结形成的球粒/砂屑/生屑灰岩，发育Ⅲ类储层。基萨尔山前为碳酸盐岩起伏状下缓坡沉积环境，主要发育含微生物颗粒泥晶灰岩微相，储集岩是受构造与溶蚀改造后的（含）颗粒泥晶灰岩及泥晶灰岩，发育Ⅳ类储层。储层主要成因为：①微生物黏结丘/礁/滩长期处于浅埋藏成岩环境，有利于原生粒间孔的保存，是研究区牛津阶微生物岩储层发育与形成的重要基础。②燕山运动晚期（距今119 Ma）、喜山运动早期（距今61.31 Ma）2期构造破裂作用形成的断层与微裂缝，有助于外来流体对微生物丘/礁/滩内部基质的改造，是研究区微生物灰岩储层发育与形成的重要前提。③烃类有机酸快速侵位与有机酸溶蚀、高温地层流体与深部热液、TSR作用3类流体叠加溶蚀改造，是研究区微生物储层发育与形成的关键。

库车坳陷南斜坡白垩系巴西改组已发现2个岩性油气藏，展现出了该地区白垩系岩性油气藏勘探的潜力。为了进一步拓展白垩系巴西改组岩性勘探领域，通过岩心观察、测井相、地震相、砂地比和古地貌等综合分析，明确巴西改组上、中、下3段的物源均来自东南方向的哈拉哈塘南部和英买力南部，沉积体系为河控浅水三角洲。巴西改组中、下段分布在哈拉哈塘东南部，发育河控浅水三角洲内前缘-浅湖亚相，上段在研究区均有分布，为退积型沉积，发育河控浅水三角洲内前缘-外前缘-浅湖亚相。研究区白垩系的构造为南高北低，在南部物源的空间匹配关系下，认为退积型河控浅水三角洲内前缘顶部的席状砂，外前缘侧翼的水下分流河道和外前缘倾末端的席状砂是岩性油气藏勘探的有利相带。巴西改组上段是岩性勘探的首选目的层，英买力南部和yd7-ym46-dh26井环带是其有利地区。该成果可为库车坳陷南斜坡白垩系巴西改组下一步岩性油藏的勘探提供依据。

为研究塔里木盆地顺北地区柯坪塔格组潮坪-陆棚沉积体系在不同阶段沉积格局存在的显著差异，利用普通薄片鉴定、岩心观察与详细描述、地震、测井、单井等资料，在井下地层岩性段的划分对比研究基础上进行综合分析。结果表明：①顺北地区柯坪塔格组受古隆起控制，发育"三段式"（底砂岩段、泥岩段与砂岩段均发育）和"一段式"（缺失底砂岩段、泥岩段或泥岩段中下部）2类地层结构。②顺北地区柯坪塔格组发育海侵背景下受古隆起控制的潮坪-陆棚沉积体系。在早、晚沉积期沉积格局存在显著差异，早期受古隆起控制，沉积相带具有东西向分异特征，且沿古隆起呈环带状展布；晚期古隆起被淹没，不再控制沉积相带的展布，受盆地边界影响，沉积格局由前期的东西分异演化为南北分异，沉积相带整体具有东西延伸、南北分带，并沿陆棚沉积区向南北两侧呈对称展布的特征。③柯坪塔格组经历了水体"浅-深-浅-深-浅"的海平面升降演化过程，垂向上发育多套储盖组合，潮下砂坪与潮间-潮下潮汐水道为有利的储集砂体。该研究成果将为海相碎屑岩油气勘探提供有利目标区和勘探方向。

西湖凹陷平北地区平湖组煤系烃源岩发育煤、炭质泥岩、泥岩3种岩性。为明确煤系烃源岩的发育与展布特征，并确定优质烃源岩发育的关键因素，首先通过对平北地区煤系烃源岩地球化学特征的分析与有效烃源岩的评价，建立烃源岩岩性测井识别模型，然后结合岩性分布与泥岩TOC含量预测结果，明确研究区煤系烃源岩的发育特征与分布规律。结果表明：研究区平湖组煤和炭质泥岩为优质烃源岩，TOC质量分数> 1.0%的泥岩为有效烃源岩；煤系烃源岩的有机质类型以Ⅱ-Ⅲ型为主，普遍达到低熟-成熟阶段；煤系烃源岩的分布明显受古水深控制，平湖组中段沉积期发生海侵作用，有利于煤系烃源岩发育，煤的沉积中心多分布于隆间洼地，炭质泥岩与煤具有共生关系，有效泥岩随水深增加而变厚；平北地区古地形特征及生长断层的活动速率可影响局部水体变化，为优质煤系烃源岩发育的关键因素。该研究成果对西湖凹陷平北地区的生烃潜力评价、有利区预测具有一定指导意义。

鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区的中生界具有储层非均质性强、多套油水系统相互叠置和低电阻率与常规电阻率油层并存的特点。为了识别有效储层，基于岩心、测井、录井、试油试采、高压物性和密闭取心等资料建立了主力油层延9、长6和长9储层参数测井解释模型，综合分析了各油层组的有效厚度下限，并探讨了储层物性和电性下限的差异性成因。结果表明：①定边油田沙涧区延9、长6和长9油层组有效厚度孔隙度下限分别为12.5%，9.0%，7.0%，渗透率下限分别为2.0 mD，0.2 mD，0.3 mD，声波时差下限分别为239 μs/m，222 μs/m，213 μs/m，电阻率下限分别为6.0 Ω·m，13.0 Ω·m，17.5 Ω·m，含油饱和度下限分别为47.5%，44.0%，41.5%。②差异化成岩作用造成了各油层组物性下限的不同，其中压实和碳酸盐岩胶结作用发育较弱的延9油层组物性条件相对长6、长9油层组好；长6油层组中绿泥石膜的发育使部分粒间孔得以保存，而自生黏土易堵塞孔喉，导致渗透率低；长9油层组因强压实和胶结作用而减少的孔隙度大于长6油层组，但后期溶蚀作用对储层渗透性的改善作用较长6油层组强。③钻井液的侵入、储层物性和黏土附加导电作用的影响是导致延9油层电阻率下限值低的主要原因。客观理解主力油层有效储层厚度下限的不同和差异的成因，有助于深入认识鄂尔多斯盆地中生界油藏的储层变化规律，提高储层有利区预测的精度。

玛湖凹陷百口泉组是重要的砂砾岩油气聚集区。为了研究玛湖凹陷百口泉组致密砂砾岩储层的孔隙结构特征，开展了压汞、核磁共振、铸体薄片等分析，结合微米CT扫描技术、扫描电镜矿物定量评价（QEMSCAN）及MAPS显微图像拼接技术，从尺度与精度、二维与三维综合开展其微观孔隙结构特征研究。结果表明：①玛湖凹陷百口泉组致密砂砾岩储层孔喉尺度分布广泛，呈现较明显双峰特征，大尺度孔喉为亚微米-微米级，而小尺度孔喉为纳米-亚微米级，以0.5~4.0 μm喉道贡献率最高，微米级孔喉对渗流的贡献较大。②微米尺度下，孔隙结构具有强非均质性，复模态等特点，孔隙类型以溶蚀孔、粒间孔及微裂缝为主，孔隙展布状态主要有条带状和孤立状2种，孔隙连通性比孔隙尺度对渗流的贡献更大。③纳米尺度下，扫描电镜确定其主要矿物为石英和长石，粒间压实作用充分，颗粒形状结合紧密，不同孔渗的样品基质内纳米级微孔形态各异，多以分布于矿物颗粒（晶体）内部蜂窝状长石溶蚀孔或填隙物表面微孔为主，可见方解石颗粒解理缝，对微米级球状微孔及纳米级溶孔起到较好的沟通作用。该研究成果可为致密砂砾岩储层孔隙结构表征及"甜点"预测提供借鉴。

在解决基础静校正后，通常还需要利用剩余静校正方法消除中短波长对成像的影响，但单一的剩余静校正方法并不能彻底解决这一问题。基于地表一致性剩余静校正理论，采用空变多时窗融合剩余静校正方法建立空变的模型道，采用多尺度分频剩余静校正方法消除了频率对模型道的影响，在成像道集上，采用基于共成像点（CIP）道集的时变剩余静校正方法，将这3种剩余静校正方案组成了一套高精度的组合剩余静校正方法，在复杂构造区"两宽一高"地震数据的实际测试结果表明：该方法在兼顾了计算效率的同时，提高了计算精度。该方法能够有效地解决低信噪比、复杂构造区的剩余静校正问题。

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系下乌尔禾组砾岩储层具有低孔低渗、孔隙结构复杂、强非均质性的特点，常规电法测井和核磁共振差谱法均难以反映储层的含油性特征。为了解决这一问题，开展了轻质原油核磁自由弛豫测量与下乌尔禾组储层岩心含不同流体的核磁共振对比实验，实验显示：①轻质原油核磁共振自由弛豫T₂谱横向弛豫时间起始于100.00 ms；②饱和水岩心核磁共振T₂谱基本收敛于100.00 ms；③饱和油岩心核磁共振T₂谱在100.00 ms后出现了与原油核磁共振T₂谱相似的自由弛豫特征。这说明下乌尔禾组岩心以水润湿为主，饱和油岩心核磁T₂谱大于100.00 ms的信号由轻质油的自由弛豫引起。将100.00 ms作为核磁共振测井含油信号的标志，构建敏感参数，建立了基于核磁自由弛豫特征的流体性质识别图版。在考虑渗透率对含油性影响的情况下，建立了含油饱和度计算模型。利用该方法对研究区22口探井31个层位进行了含油性测井评价，结果显示测井解释符合率达93.5%，应用效果良好。该方法为核磁共振测井在含油性测井评价中的应用提供了新的思路。

为了直观准确地认识页岩油流动特征以及微观剩余油的形成机理，以济阳坳陷沙河街组泥页岩储层为研究对象，利用聚焦离子束扫描电镜系统扫描成像，构建了三维数字岩心并提取了孔隙网络模型，分析了孔隙结构参数，将三维孔隙网络模型的物性参数与室内实验物性数据进行了对比，验证了该模型的准确性，在孔隙网络模型的基础上，分析了样品的孔喉结构特征，并结合Navier-Stokes方程建立了油水两相渗流数学模型。利用有限元方法进行求解，进行油水两相微观流动模拟。结果表明：泥页岩样品具有孔隙结构复杂、孔隙配位数低、连通性差等特点，页岩油储集空间和流动空间主要为纳米级孔隙。流体在孔隙网络模型中流动情况复杂，随驱替压力的增加采出程度提高；压力越大，越易出现指进现象，使局部剩余油形成。局部狭窄喉道的尺寸是限制流体流动的关键因素。当壁面润湿性为水湿时，驱油效果最好，模型壁面为油湿时，驱油效果最差，中性润湿时，不易形成剩余油。该研究成果对于微观条件下页岩油的油水两相流动研究具有指导意义。

针对塔里木油田英买力气藏产水严重的开发现状，创新性地提出了控水疏气一体化技术，并通过室内实验研制了适用于"三高"气藏控水疏气的APR堵剂体系，由1%丙烯酰胺/丙烯酰吗啉/乙烯吡咯烷酮三元共聚物（APR）+0.6%聚乙烯亚胺+0.6%改性氧化铝纳米颗粒+0.2%硫脲复配而成，考察了该冻胶体系的耐温耐盐性及长期稳定性，并通过物理模拟实验对堵剂的封堵能力进行了评价。结果表明：APR堵剂具有良好的耐温性和长期热稳定性，在107~150℃的地层水条件下（矿化度为23.33×10⁴ mg/L），成胶时间在2~14 h内可调可控，冻胶强度保持在G级，180 d脱水率最大仅为7.1%，且具有良好的封堵性能。在控水疏气一体化方式上，先注入0.5 PV的成胶液，再注入6 PV的N₂，待成胶液固化交联后，冻胶的堵水疏气能力最强，此时冻胶对水的封堵能力是对气的封堵能力的9倍。该控水疏气APR堵剂体系为高温高压高盐气藏的高效开发提供了技术支持，具有广阔的应用前景。

注水开发砂岩油藏进入特高含水期后，其生产特征和水驱规律都与高含水阶段有所不同，高含水阶段的水驱规律不能用于指导特高含水期的生产实践。为了做好特高含水期的油藏开发管理工作，基于DT油藏的生产数据，从生产特征和驱油机理出发，研究了特高含水期的水驱规律，取得了以下主要认识。特高含水期油藏呈现出了"一高两低"的生产特征，即高含水、低产量、低采出程度。产量递减率和含水上升速度也都较低。地下存在大量的剩余油可以挖潜。油藏存在水驱采油和水洗采油两个基本的开采机理，水驱采油的对象为连续型剩余油，开采效果较好；水洗采油的对象为离散型剩余油，开采效果较差。油藏开发初期以水驱采油为主，然后转变为开发后期以水洗采油为主的开发过程。高含水阶段的水驱曲线和水油比曲线近似为一直线，特高含水期的水驱曲线和水油比曲线出现上翘，表明水驱采油向水洗采油过程的转变，开采效果变差。用高含水阶段水驱规律预测的油藏采收率比用特高含水期水驱规律预测的采收率高，DT油藏平均高了5.24%。提高采收率的方法都是通过提高采出程度来实现的，具体包括3个方面：扩大波及、加深水洗、提高驱油效率。长期水洗也可以提高油藏采出程度。特高含水期的油藏开发仍应以扩大波及为主，并带动驱油效率一起提高。

为解决纵向双层缝洞油藏地层强非均质性引起的油井暴性水淹和产量递减等问题，利用一种新型橡胶颗粒调流剂，通过有机玻璃刻蚀模型微观驱替实验，进行纵向双层缝洞油藏水驱规律和注入参数优化研究。结果表明，油水两相流动时，固体介质对流体流动的阻力几乎为零，而重力作用表现突出，因此纵向双层缝洞油藏经注入水驱替后仍然存在大量连通性较差的溶洞剩余油、绕流油和阁楼油；此外，通过优化橡胶颗粒调流剂的注入参数，确定了最佳注入量为0.02 PV，最佳颗粒粒径为0~1 mm和2~4 mm，最佳注入速度为25 mL/min。将这一研究结论应用于TK50X井，取得了较好的降水增油效果。该研究结果可为以后纵向双层缝洞油藏的研究提供一定借鉴意义。

为了准确表征煤层注气强化采收过程中复杂的地质力学效应，同时考虑多孔介质、多相、多组分、多过程物质运移特征，构建了适用于强化煤层气采收（ECBM）与CO₂地质埋存的全流固耦合数学模型，开发了基于全隐式有限差分的数值模拟算法，进而应用该模型与目前常用煤层气模拟软件进行了系统对比和剖析，并对加拿大FBV 4 A井注烟道气强化采收矿场试验开展了历史拟合。结果表明，所构建的全流固耦合模型能够更加准确地表征煤层注气强化采收过程中复杂的流固耦合作用及流体多组分、多过程运移规律，可准确预测储层孔渗等物性参数变化及煤层气产能，具有较高的矿场应用价值。

为研究吐哈盆地北部山前带中下侏罗统水西沟群成藏条件及勘探方向，开展了轻、重矿物物源分析、构造建模、烃源岩评价等研究。结果表明：①西山窑组二段沉积前北部山前带水西沟群受南物源体系控制，辫状河三角洲各类成因砂体发育；②吐哈盆地北部山前带可划分为冲断带、背斜带和斜坡带，其中冲断带可进一步划分为上盘冲断叠加体和下盘掩伏带，逆冲断裂带下盘掩伏背斜构造发育，且成排成带分布，山前带经历了3期滑脱两期冲断的构造演化过程；③山前带伊尔希土组、桃东沟群、三工河组烃源岩系均具备生烃条件，推测掩伏带下背斜、断背斜等构造圈闭烃源条件具备。综合评价认为山前带掩伏背斜构造群是吐哈盆地山前带下步油气勘探的方向。

鄂尔多斯盆地东部山西组2段是主力产气层位，埋深浅，但物性较差。为明确低孔低渗成因并预测储层有利区，在岩心观察的基础上，用薄片镜下鉴定、扫描电镜、压汞等实验手段结合成岩相分析，结果表明：山2段致密砂岩储层的岩石类型主要为中—细粒岩屑石英砂岩和石英砂岩，储集空间以粒间孔为主，为低孔低渗储层。其主要成因：①沉积砂岩中含有部分塑性颗粒和岩屑，受压易变形，降低了物性；②多种类型的胶结物充填了大量孔隙，加剧物性变差；③含煤的酸性沉积环境不利于原生孔隙的保存；④后期较弱的溶蚀作用无法改善储层物性。研究认为乌拉庙—榆林—清涧地和府谷—佳县—吴堡地区为储层相对有利区。该成果可对鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气勘探部署提供依据。

伊陕斜坡是鄂尔多斯盆地重要的产油气区，油气成藏期次研究有助于判断三叠系油藏成藏过程及油藏的分布规律。为了确定三叠系延长组油气成藏期次，基于流体包裹体均一温度-埋藏史间接投影定年法，开展了系统的储层流体包裹体特征分析。结果表明：①鄂尔多斯盆地伊陕斜坡吴起地区三叠系延长组长4+5、长6储层主要为盐水包裹体和含液态烃包裹体，形态以椭球状-球状为主。②均一温度分析表明第1期与油气伴生的盐水包裹体均一温度主峰为90～100 ℃；第2期伴生的盐水包裹体均一温度主峰为130～140 ℃。③基于盐水包裹体的盐度、成分、盆地热演化史结果及储层伊利石K-Ar同位素定年结果分析，伊陕斜坡吴起地区延长组存在2期油气充注：第1期为早白垩世中期，距今130～115 Ma；第2期为早白垩世晚期，距今108～96 Ma。2次油气充注表明鄂尔多斯盆地伊陕斜坡延长组油气成藏时期为早白垩世（130～96 Ma）。该认识可为吴起及相邻地区三叠系油气勘探开发提供依据。

鄂尔多斯盆地佛古塬区延长组长6油层组致密油储量丰富，但储层致密、非均质性强，从而导致油气勘探程度低。在岩心观察和薄片分析的基础上，综合运用扫描电镜、阴极发光及X射线衍射等方法，对研究区长6油层组的岩石学特征和成岩作用进行研究，并进一步对其孔隙度进行定量恢复。结果表明：研究区长6油层组岩性以灰白色长石细砂岩为主，储集空间以溶蚀次生孔和残余粒间孔为主，属于特低孔、超低渗的致密砂岩储层。成岩演化阶段为中成岩阶段A期，主要经历了压实、胶结、溶蚀和交代等成岩作用，且不同成岩作用对储层的孔隙发育具有不同影响。压实作用破坏了大量原生粒间孔，是导致研究区储层致密化的主要因素，孔隙度平均降低22.76%，减孔率达58.40%；胶结作用使储层孔隙度平均降低13.57%，减孔率达34.93%，其中晚期胶结作用是储层致密化的关键因素；溶蚀和交代作用产生了大量次生孔隙，从而改善了储层物性，增加的孔隙度平均为12.39%。该研究成果可为同类油田的进一步勘探开发提供一定借鉴。

为了明确鄂尔多斯盆地中南部侏罗系直罗组流体包裹体特征及其指示意义，利用包裹体显微测温、显微荧光，结合埋藏史和热演化史模拟进行分析。结果表明：研究区直罗组主要发育2期油气包裹体，早期油气包裹体主要分布在石英颗粒表面溶蚀孔、石英早期裂隙，成熟度低，发橘黄色—黄绿色荧光，同期盐水包裹体均一温度为250～320 ℃；晚期油气包裹体主要分布在石英晚期裂隙中，成熟度高，发暗绿色荧光，测得同期盐水包裹体均一温度为120～180 ℃。结合埋藏史-热演化史研究，包裹体均一温度高于地层温度，分布范围大且2期温度间断明显，推测直罗组油气运聚成藏受构造热事件影响，是一个相对漫长且不连续的过程。研究成果对直罗组成藏机理研究及其油气勘探具有重要意义。

为了克服二维地震资料在复杂构造中的多解性及其造成的砂体预测的不确定性，在沉积相带划分的基础上，利用迁移轨迹和前积结构相结合的方法，对二、三维地震资料进行详细解释，准确预测鄂尔多斯盆地陇东地区延长组砂体分布。研究表明，该区延长组发育有4种类型的前积结构：①S型-透镜状前积具有平坦或略微上升的迁移轨迹，有顶积层，一般发育三角洲前缘亚相，湖底发育泥岩；②S型-楔状前积具有平坦至下降的迁移轨迹，有厚底积层，发育三角洲砂岩和浊积岩；③切线斜交型-板状前积具有下降的迁移轨迹，有顶积层和底积层，发育三角洲前缘和浊积扇；④平行斜交型-楔状前积具有平坦的迁移轨迹，无顶积层和底积层，主要发育三角洲砂岩和砂质碎屑岩。其中S型-楔状前积、切线斜交型-板状前积为三角洲-浊积扇体系，为寻找岩性油气藏提供有利方向。

鄂尔多斯盆地平凉北地区延长组长8油层组是增储上产的重要层系，油水关系复杂，成藏控制因素多样。通过原油特征、地层水性质、储层薄片、压汞实验、地震解释等资料，结合烃源岩地球化学、流体包裹体、纳米CT等测试技术，对该地区长8油藏特征及控制因素进行了研究。结果表明：平凉北地区长8油藏原油密度和黏度较大，整体流动性较差，成熟度较好，地层水以CaCl₂型为主，平均矿化度为37.45 g/L，保存条件较好。上部紧邻的长7泥页岩TOC质量分数平均为4.89%，氯仿沥青“A”平均值为0.51%，w（S₁+S₂）平均值为17.11 mg/g，具有较好的生烃能力。长8储层储集空间以粒间孔、长石溶孔为主，物性好，非均质性较强。受区域多期构造运动作用影响，形成了凹隆相间的构造格局，整体呈“马鞍”状构造形态，低幅度鼻隆构造发育。平凉北地区长8油藏属“近源成藏”，长7烃源岩生成的油气通过砂体、裂缝、断层等运移到长8有利圈闭中，发育岩性、构造-岩性和岩性-构造3种类型的油藏。烃源岩品质、储层物性好坏、低幅度圈闭大小是控制该区长8油藏分布的主要因素。

近年来，四川盆地环开江—梁平海槽区的飞仙关组油气勘探获重大突破，具有良好的油气发现前景。为研究涪陵地区下三叠统飞仙关组沉积相特征及有利储集体分布，开展了岩心观察、地震解释、钻测井资料综合分析等研究工作，并在高频层序划分和沉积相标志识别的基础上，明确了飞仙关组沉积相特征。结果表明：①研究区飞仙关早期发育缓坡型台地、中—晚期发育镶边型台地；区域上四级层序格架内台缘带滩体具有进积型迁移规律，涪陵北部地区台缘滩体主要发育于sq3-HST时期，总体形成两期滩体组合，区内稳定分布。②研究区飞仙关组储层主要发育于涪陵北部的、以台缘滩相（鲕滩、生屑滩）沉积为主的储集体，储集岩为亮晶鲕粒灰岩、砂屑灰岩、残余颗粒白云岩及晶粒白云岩等。③涪陵北部兴隆1—兴隆2—兴隆3—福石1—福石2—拔向1井区域为有利储集体发育区。该研究成果可为涪陵地区下三叠统飞仙关组下一步勘探提供借鉴。

渤中凹陷发育较厚的东营组泥岩烃源岩，为了明确该套烃源岩特征及发育模式，通过对渤中凹陷东营组烃源岩样品进行有机-无机地球化学实验、全岩-黏土和孢粉分析测试，评价了该套烃源岩品质，并综合Sr/Cu，Mn/Fe等20种元素比值以及Pr/Ph、伽马蜡烷指数、环萜烷比值、碳同位素、低等藻类化石含量和孢粉组合，分析了东营组形成时期的古沉积环境和古生产力，并建立了东营组烃源岩发育模式。结果表明：①东营组泥岩以石英、长石为主，碳酸盐矿物含量较低，而黏土矿物含量较高，质量分数为30%；②东三段与东二段下部有机质丰度高，达到成熟—高成熟阶段，有机质类型均以Ⅱ₁—Ⅱ₂型为主；③东三段—东一段均为温湿古气候，水体盐度逐渐变淡，水深逐渐变浅，由东三段高水深（70.1 m）变为东一段低水深（26.7 m），陆源侵入和水体氧化条件呈现逐渐增强的趋势，古生产力高低依次为东三段（高）、东二段（中）、东一段（低）；④高生产力、还原保存条件主导东营组有机质的富集，而古气候、水深、盐度和陆源输入对有机质的富集产生间接影响。

南堡凹陷古生界潜山为渤海海域重要的油气勘探和评价目标。为研究该构造二号断裂带古生界碳酸盐岩潜山岩溶模式，通过岩心观察、薄片鉴定、测井分析、构造演化、岩溶演化模式等研究，结合古地貌特征对各区块岩溶模式差异性进行了综合分析。结果表明：①岩溶储层岩性为灰岩和白云岩，具有双重孔隙介质特征，其基质孔隙连通性较差，裂缝在储集空间中起到关键作用。一方面可对微观孔隙进行沟通疏导，另一方面沿裂缝发育的溶蚀孔洞为重要的储集空间。②潜山岩溶储层主要经历了表生期岩溶作用和埋藏期胶结作用，其中表生期岩溶受印支—燕山早期逆冲褶皱作用影响，形成了现今构造格局和断裂系统，控制了岩溶储层的发育和分布，但燕山中晚期—喜山期的埋藏胶结为岩溶储层形成过程中的破坏作用，主要表现为地表水和地层水对早先形成的缝洞储集空间进行充填。③岩溶作用强度受古地貌和断裂控制。根据古地貌形态及岩溶作用强度划出岩溶高地、岩溶斜坡区和岩溶洼地，各区块间及同区块内岩溶储层发育程度差异主要是离断层远近、古地貌位置高低和斜坡陡缓的原因造成的。其中靠近断裂的古地貌斜坡缓坡带岩溶作用最强，保存条件最好，岩溶储层最为发育，为油气勘探的有利目标。该研究成果对碳酸盐岩潜山的油气勘探具有指导意义。

辽河西部凹陷雷家地区古近系沙三段是该区的主要含油层系之一，为了弄清该段储层的沉积特征及展布规律，基于沉积学和层序地层学理论，综合应用钻井、岩心、测井及地震等资料，在层序地层格架内对该段的沉积相类型、沉积体系展布等开展了研究。根据各层序边界在岩性、测井、地震及古生物等资料上的标志特征，认为雷家地区沙三段可划分为3个三级层序：SQ1，SQ2和SQ3，各三级层序均又细分为低位体系域（LST）、湖侵和高位体系域（TST+HST）；该区主要发育扇三角洲相和湖泊相，其中扇三角洲包括扇三角洲平原、扇三角洲前缘、前扇三角洲等3种亚相，进一步划分为辫状河道、水下分流河道、水下分流河道间、河口坝等微相，湖泊相包括滨浅湖亚相和半深湖-深湖亚相；SQ1扇三角洲砂体的沉积特征受控于断裂活动、古地貌形态及物源供给；在东部陡坡带，SQ1的LST扇三角洲砂体与上覆TST+HST和SQ2的泥岩形成上生下储式生储组合，是岩性油气藏有利的勘探目标。该研究成果对雷家地区岩性油气藏的勘探具有指导意义。

为研究银额盆地拐子湖凹陷北部地区烃源岩特征，评价其生烃潜力，开展了探井全井段泥岩的地球化学测试，以探讨北部与中部烃源岩差异性成因，评价研究区油气成藏的油源条件。结果表明：①拐子湖凹陷北部潜在烃源岩主要发育于白垩系苏红图组、巴音戈壁组三段和巴音戈壁组二段，泥岩的有机质丰度普遍较低，但局部井段存在“甜点”，有机质类型以Ⅲ型为主，烃源岩达到成熟—过成熟热演化阶段。②相比于中部，北部源岩条件明显变差，可能受控于边界断层活动和凹陷结构的差异性引起的烃源岩在形成环境与母源输入方面的差异。③研究区有效烃源岩下限为w（TOC）大于1.35%，区内W1井—W2井区有效烃源岩面积较大，厚度大于20 m的烃源岩面积约133 km²，W2井含气层和储层沥青的发现表明研究区烃源岩具有一定的生烃潜力，且有过油气成藏史。该研究成果可为拐子湖凹陷下一步勘探决策提供依据。

为了阐明砂质辫状河相储层特征及主控因素，以鄂尔多斯盆地安边地区延10储层为例，综合运用粒度分析、铸体薄片、扫描电子显微镜、压汞法和常规物性分析，并结合岩心和测井资料进行宏观印证。结果表明：安边地区延10储层发育砂质辫状河相，包括河道、心滩和泛滥平原微相。储层岩性以长石石英砂岩和岩屑石英砂岩为主；储集空间主要为残余粒间孔和长石溶孔构成的粒间孔-溶孔组合；可识别中细喉道、微细喉道及微喉道等3种主要喉道类型，孔隙度为11.23%～17.95%，渗透率为5.35～56.57 mD，属于中低孔-低渗特低渗细喉型储层；沉积微相是影响延10储层物性特征的物质因素；破坏性成岩作用为压实作用和黏土矿物、硅质以及钙质的胶结作用，其中压实作用为主要因素；建设性成岩作用主要为长石颗粒及部分胶结物的溶蚀作用，以及绿泥石膜对压实及胶结作用的抑制作用。该研究成果对于辫状河相的有利储层预测具有重要意义。

富有机质页岩中方解石脉体普遍发育，其形成过程和机制对成烃储层和成藏具有重要指示意义，为了弄清川南宁西地区五峰组—龙马溪组的多期流体活动特征与区域构造运动过程以及油气成藏的相关性，基于含油气系统成藏动力学过程的基本原理，通过岩心-薄片观察、碳氧同位素分析、流体包裹体测温等方法，并结合四川盆地及周缘沉积、构造演化特征，分析宁西地区多期次的流体活动特征、恢复埋藏史及热演化史。结果表明：研究区碳氧同位素在深度上具有差异，并受流体来源、沉积环境、温度等因素控制，依据同位素特征，可将目的层系分为2期流体：第一期主要活动于龙一₁亚段，为液态烃类流体，深度为3 870～3 950 m，脉体δ¹³C为-6.56‰～-1.58‰，平均值为-3.45‰，δ¹⁸O为-13.72‰～-11.06‰，平均值为-13.32‰，碳同位素负偏，脉体中流体包裹体均一温度为120～140 ℃，对应早三叠世的生油阶段；第二期流体主要活动于龙一₂亚段，为高温富含甲烷的有机流体，深度为3 830～3 890 m，δ¹³C为-13.27‰～-12.16‰，平均值为-12.72‰，δ¹⁸O为-9.06‰～-6.61‰，平均值为-7.84‰，碳同位素严重负偏，脉体中流体包裹体均一温度为160～180 ℃和200～220 ℃，对应晚侏罗世油高温裂解生气阶段。2期流体活动时页岩气藏处于高压—超压状态，且沉积环境可影响保存条件。该研究结果可为川南地区页岩气富集成藏及保存条件的研究提供一定理论支持。

由于乌夏地区二叠系风城组风三段湖相云质岩“甜点”储层单层厚度小、横向变化快、与围岩的波阻抗差异较小等特点，使用常规三维资料预测“甜点”分布难度大。对高产井的云质岩“甜点”储层油气富集主控藏因素分析认为，“甜点”发育区主要受控于储层厚度大、脆性（裂缝）发育区及高压区的叠合部位。以油气主控因素为切入点，采用在地质目标驱动下基于炮检距-方位角叠加模板的道集动态分析与叠加的方法，形成不同方位角的叠前偏移地震数据用于预测云质岩储层厚度；基于弹性参数交会分析模板，利用杨氏模量（E）与泊松比（σ）的比值增大来预测斜坡区云质岩储层脆性发育区；从波动方程、胡克定律和弹性参数的定义出发推导出有效应力与纵、横波速度之间的关系，研发出了一种新的弹性参数杨氏模量（E）和体积模量（K）加权法，用于预测异常压力区，从而提高了“甜点”储层在平面上的预测精度。利用此项研究成果，部署钻探了3口探井均在风三段获得高产油流，预测石油地质储量亿吨级，并指出下一步斜坡区的勘探方向为FC1井西南方向云质岩“甜点”储层发育区。

变质岩潜山岩性对储层发育具有重要控制作用。为了有效识别变质岩潜山岩性，以渤海海域油气钻井资料为基础，建立基于“成分-结构”的变质岩测井-地质学分类方案，探索兼顾岩石结构的岩性测井识别方法。结果表明，区域变质作用以及中基性岩脉的侵入共同控制了太古界复杂的岩性组合，形成了铁镁质侵入体与长英质变质花岗岩系2大岩类，而差异混合岩化作用将变质花岗岩进一步复杂化。基于矿物、元素分析以及岩心观察，确立了成分4分、结构3分的划分方案，建立了渤海海域太古界测井地质学分类方案。基于该方案，构建了不同岩性的测井交会识别图版，重点建立了岩石结构的常规测井及成像测井识别方法。通过对取心井的回判，识别结果与地质认识一致。此方法为变质岩岩性的识别提供了一种新的思路。

以海拉尔盆地贝尔凹陷变质碎屑岩基岩为例，基于测井、地震及测试生产数据，考虑岩性控储因素与基岩潜山的纵向分带等特征，应用综合概率法获取测井储层因子定量表征裂缝-孔隙型储层，结合地震波形指示反演预测裂缝-孔隙型储层分布。结果表明，综合概率法获得的测井储层因子较单一电阻率模型能更好反映裂缝-孔隙型储层的发育程度，与基于相控理论的地震波形指示反演方法结合实现基岩潜山裂缝-孔隙型储层的定量预测。当储层预测值大于阈值时，储层发育，值越大，储层发育程度越高；岩性和原始沉积地层的层状特征影响有效储层在剖面上呈现短丘、豆状的准连续层状分布形态。优质储层发育受基岩垂向分带、断裂和构造位置的控制，好储层主要发育在断裂带附近，以及背斜、断背斜、断块等构造高部位。中—弱风化带储层最好，强风化带次之，未风化基岩内幕段局部发育储层。研究结果在变质碎屑岩裂缝-孔隙型储层预测方面有较大的应用推广价值。

镇北油田镇300井区长3油层组目前已进入特高含水期，层间非均质性强，吸水不均井占测试总井数的48%，为了提供建产方向，急需进一步刻画剩余油分布。利用经典的构型分析方法，结合具有沉积单元和渗流单元双重特性的复合砂体韵律特征和渗流规律，总结了研究区长3油层组4种垂向叠置样式、5种平面接触关系并明确测井识别标志。最后利用油藏数值模拟和生产动态结合的方法明确指出2种剩余油控制因素。研究结果表明：注采井网的不完善，是造成孤立式和分离式叠置关系单砂体剩余油的主要因素；切叠式单砂体剩余油主要集中在砂体顶部；间湾接触的单砂体易造成河道侧翼剩余油富集；得益于较好的连通性和较高的水驱效率，替代式和侧切式接触关系砂体不富集剩余油；对接式接触的单砂体连通关系复杂，单一的判别方式易造成注采不对应，进而形成局部剩余油。该研究成果能兼顾储层构型对油藏剩余油的控制作用和流动单元的渗流特性，可有效指导油藏注采井网部署，为油田后期注水开发方案的调整提供了新的思路。