基于现有的研究成果和存在的问题，探讨了分支河流体系（DFS）研究中的关键科学问题、主要研究内容、研究方法和工作流程。研究结果表明： ①DFS研究中最关键的3个科学问题是明确河网结构和河型演变规律、构建沉积标志和沉积模式、分析其形成和分布的控制因素。②DFS研究的主要内容包括建设形态沉积学数据库、现代沉积机理研究、分类研究、建立沉积模式、储层建模与储层预测等5个方面。③DFS研究中的关键技术包括基于遥感图像的形态数据采集、形成机理的水槽和模拟实验、河网重构、顶点位置预测与河道分汊点自动生成方法、储层建模知识库平台等。④DFS研究的基本工作流程是先建立形态沉积学数据库，搭建数据库软件平台，在此基础上选择具有代表性的DFS进行现代沉积解剖，然后综合现代沉积调查、露头解剖和模拟实验成果，形成分类体系，总结各类DFS的识别标志和沉积模式，分层次建立储层预测模型，形成沉积结构储层预测模型的建模软件平台，从而预测沉积体系中有利储层的分布。

通过岩石力学实验、声发射实验和地震资料综合解释，利用有限元数值模拟方法，对涪陵南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组海相页岩古构造应力场进行了数值模拟，并结合岩心实测结果，预测了构造裂缝的发育特征。研究结果表明： ①涪陵南地区裂缝主要形成期（燕山晚期）构造应力和裂缝的分布受断层、岩石力学性质和构造应力的影响，断层广泛发育的区域容易出现应力集中，并引起较大的应力梯度。②利用库伦-莫尔破裂准则预测了研究区构造裂缝的发育，同时引入剪切破裂指数R定量表征裂缝发育的强度，其值越大反映裂缝发育程度越高。窄陡断背斜和断层附近裂缝发育，以高角度剪切裂缝为主，而在宽缓向斜部位裂缝发育程度最弱，研究区五峰组—龙马溪组底部硅质页岩应力集中，裂缝最发育。③涪陵南地区海相页岩气保存有利区主要为3个区带：远离大断层的凤来向斜内部，主要构造变形期未遭受大的破坏作用，其位于应力低值区，具有良好的保存条件，为Ⅰ类有利区；白马向斜内部小断层发育，应力值位于中等水平，保存条件中等，为Ⅱ类较有利区；石门—金坪断背斜遭受到强烈改造作用，容易产生大规模剪切裂缝，破坏了保存条件，为Ⅲ类不利区。

准噶尔盆地腹部地区沙湾凹陷超深层蕴含丰富的油气资源。根据烃源岩热演化模拟实验分析了沙湾凹陷二叠系上乌尔禾组烃源岩生烃产物类型，结合地层流体高温高压物性实验数据，运用相图判别法和经验参数法对沙湾凹陷征10井地层流体相态进行深入研究。研究结果表明： ①沙湾凹陷征10井上乌尔禾组油气主要来自于下乌尔禾组泥质烃源岩，其有机质类型为Ⅱ₁型，镜质体反射率（R_o）为1.05%～1.46%，岩石热解峰温（T_max）为433～446℃，处于成熟—高成熟演化阶段，目前处于生轻质油阶段。②上乌尔禾组地层流体成分表现为凝析气藏的流体组成，地层温度为166.0℃，介于临界温度和临界凝析温度之间，地层压力为155 MPa，远高于露点压力，地-露压差大，表明地层条件下流体呈凝析气相特征，但地下油气相态与地表采出流体相态具有一定差异。相图判别法和经验参数法烃类流体相态分析结果均显示，征10井上乌尔禾组气藏为含大油环的凝析气藏。③沙湾凹陷上乌尔禾组具有优越的成藏条件，紧邻下乌尔禾组烃源岩，油气近源垂向输导，向局部隆起区运聚，巨厚的三叠系及上乌尔禾组中上部区域盖层起到重要的封盖作用，最终在局部隆起区形成岩性-构造凝析气藏。

根据钻井、测井、野外露头及地球化学资料，参考盆地周缘构造环境、盆地构造沉降特征及沉积相展布，恢复了鄂尔多斯盆地中—晚二叠世不同时期构造-沉积环境，探讨了盆地性质及演化过程。研究结果表明： ①中—晚二叠世鄂尔多斯盆地南缘和北缘经历了洋盆俯冲消减过程，以强烈的挤压构造环境为特征，上二叠统石千峰组沉积期盆地北缘古亚洲洋闭合进入陆陆碰撞阶段，盆地内构造沉降速度缓慢。②中—晚二叠世鄂尔多斯盆地为大型的克拉通内坳陷盆地，中二叠统石盒子组沉积期基准面呈下降趋势，盆地主体延续山西组沉积期南北高、中部低的古地理格局，南华北地区地势相对更低；周缘隆起区快速抬升且范围逐渐扩大，为坳陷盆地内提供物源，盆地内发育冲积扇、冲积平原、三角洲和浅湖相，向南发育残存潮坪—潟湖，呈南北向展布；晚二叠世基准面趋于稳定，湖相范围扩大，主要发育于盆地南部，潮坪—潟湖环境向南缩小。③研究区油气成藏受控于沉积环境，中二叠世发育的陆相三角洲沉积体系有利于形成储集层和盖层，且和下部煤系地层组成中二叠统良好的生-储-盖组合；上二叠统为氧化干旱的古气候，沉积水体较浅，形成的泥岩厚度小，生烃潜力有限，无法形成大规模气藏。

通过场发射扫描电镜观察、全岩X射线衍射分析、N₂与CO₂等温吸附实验等，对黔南地区下石炭统打屋坝组页岩孔隙结构特征及含气性进行系统研究。研究结果表明： ①黔南地区下石炭统打屋坝组页岩岩相类型主要为灰质页岩相和灰/泥混合质页岩相，含硅泥质页岩相少量发育；页岩有机质丰度偏低，成熟度较高。②研究区打屋坝组页岩孔隙类型可分为无机质孔隙、有机质孔隙和微裂缝，其中无机质孔隙占主导；页岩孔径分布呈多峰态，以小于1 nm的微孔及2.0～2.4 nm和6.0～8.0 nm的低值介孔为主；页岩孔体积主要由介孔和宏孔提供，可控制游离气的赋存；页岩比表面积主要由微孔和介孔提供，可控制吸附气的赋存。③研究区打屋坝组页岩含气性主要受孔隙结构和保存条件的控制，其中孔隙结构的主要影响因素为有机质和矿物组分，有机质和黏土矿物含量对孔隙的发育具有积极作用，而脆性矿物含量在一定程度上抑制了孔隙的发育；强烈的构造变形是导致研究区页岩气保存条件较差的主要原因，可利用保存指数定性-定量评价打屋坝组页岩气的保存条件并进行有效分级。

通过岩心分析测试、地震厚度预测、包裹体成藏期次分析以及源储配置关系研究，对准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组储层特征及油气成藏规律进行了刻画。研究结果表明： ①玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组主要发育扇三角洲沉积，岩性普遍较粗，相对优质的储集层主要分布于扇三角洲前缘水下分流河道微相及少量河口砂坝微相中，其成分以长石岩屑砂砾岩为主，其次为岩屑砂砾岩。岩石普遍较致密。岩心孔隙度为3.17%～23.40%，平均为9.04%，渗透率为0.01～934.00 mD，平均为0.73 mD，属低孔特低渗型储集层。储集空间类型以次生溶孔为主，可见粒间缝和其他微裂缝。②研究区油气主要来源于下二叠统风城组碱湖沉积的泥页岩，最厚处超过400 m，为残留海—潟湖相沉积，水体盐度较高，岩性以云质泥岩和泥质岩为主。有机质类型以Ⅰ和Ⅱ₁型为主，总有机碳含量（TOC）多大于1.0%，生烃潜量（S₁+S₂）多大于6.0 mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.2%，HI平均为322 mg/g，有机质演化处于成熟阶段，为中等—好烃源岩。③研究区具有3期成藏特征，晚三叠世之前为第1期油气充注，未能聚集成藏，早侏罗世为第2期油气充注期，对应黄色荧光烃类包裹体；早—中白垩世为第3期油气充注期，对应蓝白色荧光烃类包裹体，后2期油气充注对百口泉组油气成藏起主要贡献作用。④研究区源储配置紧密性是导致玛湖西斜坡和玛湖东斜坡油气差异性聚集的核心要素。

通过岩溶古地貌恢复、倾角约束增强相干、相控岩溶地震反演和非线性伽马模拟等技术，对四川盆地元坝地区二叠系茅口组相控岩溶异常及有效储层分布进行了研究。研究结果表明： ①四川盆地元坝地区二叠系茅口组在纵向上可划分为表层风化壳、垂直渗流带、水平潜流带3个岩溶作用带，茅三段相控岩溶储层受浅滩相带和岩溶作用共同控制，储层类型分为孔隙-孔洞型和半充填溶洞型。②岩溶残丘地貌相对较高，为岩溶作用供水区域，是相控岩溶发育的有利位置；溶丘平原地貌相对较低，为岩溶作用汇水区域。③倾角约束的增强相干技术可定性描述岩溶残丘内相控岩溶发育的有利带，研究区的该类储层主要分布于古地貌高部位，并呈北西向展布。④相控岩溶储层预测方法可以相对准确地预测有效岩溶储层的分布范围，研究区垄脊带、峰丛带岩溶储层最为发育，最大厚度为28 m。

综合利用地质构造、有机地球化学及储层物性、岩性等资料，从烃源岩、储层物性、有效盖层和输导体系等4个方面分析了川西南地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩气的成藏条件及主控因素，并对气藏有利区进行了预测。研究结果表明： ①川西南地区侏罗系沙溪庙组致密气具备良好的成藏条件，三叠系须家河组五段煤系烃源岩有机质以Ⅲ型干酪根为主，平均TOC为3.31%，R_o为0.70%～1.75%，为沙溪庙组煤型气的规模聚集奠定了良好的物质基础；上覆遂宁组泥岩厚度大，泥地比大于0.8，突破压力高，是良好的封盖层；区内广泛发育的气源断裂为油气运移提供了良好的输导通道。②研究区致密砂岩气的成藏规模受控于源储距离和储层物性，气藏地质储量与储层物性呈正相关，与源储距离呈抛物线关系；致密气的富集层位受控于源-储-盖配置类型，当源储分离、有区域盖层遮挡时，致密气富集于区域盖层下伏储集层，当源储分离、断穿区域盖层时，优势储层多层系富集；烃源岩生烃潜力与输导通道控制了天然气充注方式，区内整体充注程度高，烃源岩侧向运移排烃的成藏条件要好于垂向运移排烃。③研究区地质储量与成藏指数呈线性正相关，相关系数大于0.8；成藏指数大于0.4、泥地比大于0.5、断层封闭性良好的区域为气藏有利分布区，沙溪庙组一段致密气主要分布在名山—邛崃—新津一带、天府含气区；沙溪庙组二段致密气主要围绕浦江、眉山、成都等地分布。

东道海子凹陷是准噶尔盆地二叠系重要的勘探领域之一，二叠系平地泉组是该区烃源岩发育的重点层系。通过对东道海子凹陷烃源岩分布及有机质地球化学特征分析，明确了平地泉组烃源岩生烃潜力及生成油气的类型。研究结果表明： ①东道海子凹陷平地泉组烃源岩的Pr/nC₁₇值为0.35～1.18，Ph/nC₁₈值为0.23～0.81，显示其生烃母质主要为混合源，既有陆地生物的贡献，也有水体生物的贡献。②纵向上，平一段和平二段烃源岩质量最好，平一段的好—优质烃源岩占比为81.1%，TOC平均值为1.88%，平二段的好—优质烃源岩占比为62.5%，TOC平均值为1.55%，而平三段的好—优质烃源岩仅占30.2%。平一段和平二段烃源岩主要为Ⅱ型，占比分别为66.7%和48.4%，既可生油也可生气，平三段烃源岩质量较差，以Ⅲ型干酪根为主，具有一定的生气潜力；平面上，烃源岩从边缘区向凹陷区逐渐变好。③凹陷边缘区的烃源岩达到成熟演化阶段，凹陷区烃源岩埋深较大，达到高—过成熟演化阶段，该套烃源岩在埋深约为2 500 m时达到生烃门限，在埋深为4 350 m处达到大量排烃门限，而当埋深大于5 050 m时，进入大量裂解生气阶段。④研究区油气分布明显受烃源岩分布及成熟度控制，在远源端剥蚀区浅层侏罗系八道湾组发现成熟油，下凹斜坡区二叠系以轻质油为主，而凹陷中心以平地泉组“自生自储”气藏为主。

准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组主要发育扇三角洲沉积，准确识别扇三角洲各沉积相的展布特征对多类型油气藏的勘探开发具有重要意义。结合高精度三维开发地震和大量钻井、测井资料，采用沉积相研究、地震属性分析和古地貌恢复等方法，对沙湾凹陷百口泉组沉积相展布特征进行了研究。研究结果表明： ①沙湾凹陷百口泉组可划分出3个四级层序和数个五级层序，且3个四级层序分别对应百口泉组的3个层段，五级层序受短期沉积旋回控制，分别对应不同的沉积微相。②均方根振幅属性对岩性变化更为敏感，能量高值区对应扇三角洲平原亚相，中值区对应扇三角洲前缘亚相，低能量区对应滨浅湖亚相。③百一段和百二段沉积时期，研究区湖盆面积小，主要发育扇三角洲平原和前缘亚相；百三段沉积时期湖盆面积增大，主要发育扇三角洲前缘和滨浅湖亚相，为典型的水进退积型扇三角洲。扇三角洲前缘亚相物性较好，被滨浅湖亚相的泥质岩所覆盖，形成良好的储盖组合。④研究区百口泉组扇体规模大、物源近，岩性以砂砾岩为主，为缓坡浅水扇三角洲沉积模式，扇三角洲前缘亚相为潜在的有利成藏区，是油气资源规模发现的重点勘探区。

岩溶古地貌是含油气盆地沉积微相类型、分布范围及储层发育的主控因素，恢复岩溶古地貌对指导油气勘探至关重要。基于钻井、测井及地震等资料，采用沉积速率法和地层厚度对比法对四川盆地南部地区中二叠统茅口组顶部不整合界面的剥蚀厚度进行了精确计算，并根据剥蚀厚度的地区差异及古地貌指示，对岩溶古地貌单元进行了进一步划分。研究结果表明： ①四川盆地南部中二叠统茅口组顶部主要发育平行不整合，仅在局部地区形成角度不整合。早中二叠世，上扬子地台内部沉积稳定，构造运动较弱，沉积速率法与地层厚度对比法相对更适用于研究区的岩溶古地貌恢复。②研究区中二叠统茅口组顶部剥蚀厚度为0～120 m，其中北部剥蚀最强烈，如LG1井区、W4井区代表了岩溶古地貌地势的最高位置，向东南方向剥蚀强度逐渐减弱，地势逐渐降低；剥蚀最薄弱地区位于LS1井东北部，代表了岩溶古地貌地势的最低位置，整体呈现北部高，南部低，东北部最低的地貌格局。③研究区茅口组古地貌特征控制了岩溶作用的发育强度，可划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地等3个二级岩溶古地貌单元以及溶峰盆地、溶丘洼地、丘丛谷地、丘丛洼地、丘丛沟谷、峰林平原、残丘平原等7个三级古地貌单元，其中岩溶斜坡易形成良好的储集空间，为油气圈闭的形成奠定了良好的基础，是下一步有利勘探方向。

综合利用野外露头、岩心、钻测井等资料，对四川盆地及周缘地区晚奥陶世岩相古地理演化过程进行了描述和对比，并探讨了其主控因素。研究结果表明： ①加里东运动早期拉张—伸展作用导致四川盆地周缘坳陷加深，其后扬子板块和华夏地块碰撞挤压，形成了晚奥陶世以上扬子地区为中心，西北、西部、南部三面环隆的古地理格局。②四川盆地及周缘地区晚奥陶世可划分出（混积）滨岸、碳酸盐缓坡、（混积）陆棚相等沉积相类型。宝塔组—临湘组主要发育碳酸盐缓坡相；五峰组沉积期海侵达到高峰，碳酸盐缓坡被淹没，发育（混积）陆棚相深水黑色页岩；观音桥组沉积期发生的海退导致大部分地区由深水陆棚转为浅海陆棚亚相；各时期古隆起周缘均有（混积）滨岸相发育，受物源影响部分地区具有混合沉积特征。③研究区晚奥陶世岩相古地理格局受构造运动、海平面变化和古气候等因素综合控制，在沉积相平面展布和垂向演化上均有体现。

依据岩心、测井及地震等资料，对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组一段沉积期古地貌进行了恢复，并预测了其有利储层分布。研究结果表明： ①吉木萨尔凹陷芦草沟组一段发育丰富的粒序层理、块状层理、爬升沙纹层理及植物碎片，频繁出现的对偶粒序及内部侵蚀面沉积构造为湖泊异重流成因，进一步识别出水道、水下天然堤、朵叶体及侧缘4种微相类型，其中水道和朵叶体为有利储集微相。②芦草沟组一段沉积期，吉木萨尔凹陷古地貌整体呈“南低北高、中部低东西高”的沉积格局，低部位发育古沟槽、古低凸起及古低洼3类微古地貌单元。古沟槽内水道储层为加积叠置、厚层状充填，古低洼区内朵叶体为进积—侧积叠置、薄层席状披覆，古低凸起分割异重流沉积；古斜坡区异重流欠发育。③吉木萨尔凹陷南部发育3个异重流供给水道区。异重流水道向北进积，主水流线分散成多支，在水道末端形成多个连片叠置的朵叶体。

通过井-震精细标定、凝灰岩标志层约束和速度模型正演等方法，建立了鄂尔多斯盆地西南部庆城地区三叠系长7段—长3段等时地层格架，并对地层演化特征进行了分析。研究结果表明： ①庆城地区三叠系长7段—长3段湖泛泥岩具有高伽马、高声波和中—高电阻率特征，单层湖泛泥岩在横向上表现为向湖盆中心倾斜的特征，纵向上长7段—长3段均有分布，具有等时对比意义；长4+5段发育的细粒沉积是不同时期湖泛作用的叠加响应结果。②研究区长7段—长3段以湖泛泥岩为界，自下而上划分为7个等时地层单元（Pss1—Pss7），横向上彼此叠置，向湖盆中心方向进积，垂向上表现为顶积层、斜积层和底积层“三元”结构。③研究区长7段—长3段整体表现为震荡湖退背景下的前积式充填特征，其演化可分为3个阶段：早期（Pss1—Pss2），坡度相对较小，地层总体呈楔状加积—弱进积叠置样式；中期（Pss3—Pss5）随着前积斜坡推进到半深湖—深湖区，坡度变大，地层主要表现为“S”形前积结构，顶积层广泛发育三角洲前缘沉积，底积层深湖相重力流砂体发育；晚期（Pss6—Pss7）湖盆萎缩，水体变浅，斜坡高度和角度均变小，顶积层发育三角洲平原沉积，斜积层中上部主要为三角洲前缘沉积，斜积层中下部和底积层以前三角洲—半深湖相泥质沉积为主。

根据质量守恒原理，将水平井转化为虚拟直井，然后通过状态方程将各个参数和压力联系起来，从而对水平井探测半径的计算方法进行研究。研究结果表明： ①新推导出的探测半径计算公式在形式上表现为关于时间的非线性隐函数。②油井探测半径随时间的增长而增大，储层特性参数对探测半径与时间的典型曲线具有显著影响。③多区复合油藏水平井探测半径的曲线明显表现出复合油藏的多区特性。④N区复合油藏的典型曲线上出现N-1个拐点，拐点代表压力波对相邻2个区带界面的响应，内区半径的增大会使相应的拐点向右上角移动。

针对低渗致密油藏注水困难、采收率低等问题，利用尿素基深共晶溶剂（DES）与十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）复配的驱油剂体系，对驱油剂在低渗致密油藏中的降压增注和提高采收率机理进行了研究。研究结果表明： ①驱油剂体系可以将油水界面张力降低至10^-3 mN/m以下，大大提高了洗油效率； ②驱油剂体系可有效抑制黏土矿物水化，避免了低渗致密砂岩中黏土矿物水化膨胀带来的流体敏感性损害； ③驱油剂体系可对砂岩表面进行界面修饰，驱油剂溶液浸泡后样品的油相接触角由25.8°增加至61.4°，亲水性增强，亲油性减弱，有助于吸附在岩石孔隙壁面的油膜脱落； ④超前注入驱油剂的注入压力降低率平均为79.64%，采收率平均为50.96%，远大于常规水驱（一次注水→注驱油剂驱→二次注水）的采收率。

利用准噶尔盆地西北缘乌夏地区中深层稠油油藏参数，对水平井前置CO₂蓄能压裂技术的开发机理、关键操作参数及开发效果进行了详细研究。研究结果表明： ①伴随压裂—焖井—生产等开发阶段的延伸，前置CO₂蓄能压裂后的油井逐步显现出增能改造、扩散降黏、膨胀补能、释压成泡沫油流等特性，井底流压提高了2～4 MPa，CO₂扩散至油藏的1/3，原油黏度降至500 mPa·s以下，泡沫油流明显； ②研究区最优压裂段间距为60 m、裂缝半长为90 m、裂缝导流能力为10 t/m，CO₂最佳注入强度为1.5 m³/m，注入速度为1.8 m³/min，油井焖井时间为30 d，油藏采收率提高了2%～3%； ③通过与常规压裂生产效果进行对比，前置CO₂蓄能压裂技术可使产油量提高5.2 t/d，预测CO₂换油率达2.45，开发效果显著提升。

在全球能源脱碳背景下，天然氢气作为一种一次能源，因其零碳、可再生的优点而备受关注，但中国目前还未开展专门针对天然氢气的勘探工作。通过介绍全球已知高含量天然氢气（体积分数大于10%）气藏的主要形成地质环境及成因类型，系统总结了天然氢气富集的有利地质条件，并结合国外天然氢气的勘探开发现状，评价了中国天然氢气的勘探前景。研究结果表明：①全球高含量天然氢气主要发育于蛇绿岩带、裂谷和前寒武系富铁地层中，且以无机成因为主，富铁矿物的蛇纹石化过程是天然氢气最主要的成因来源，其次为地球深部脱气和水的辐解。②优质的氢源与良好的运移通道是氢气富集的前提，而盖层的封盖能力是天然氢气能否成藏的关键要素；天然氢气作为伴生气时，传统盖层对其具备封盖能力，但当其含量较高时，传统盖层可能难以形成有效封盖；裂谷环境、蛇绿岩发育区以及断裂发育的前寒武系富铁地层是富氢气藏的勘探有利区。③国外多个国家和地区已制定了天然氢气的勘探开发和利用计划，其中，马里已实现天然氢气的商业开采，美国、澳大利亚也已成功钻探天然氢气勘探井。④中国高含量氢气区与富氢地质条件高度匹配，天然氢气勘探前景良好，郯庐断裂带及周缘裂陷盆地区、阿尔金断裂带及两侧盆地区、三江构造带—龙门山断裂带及周缘盆地区的天然氢气勘探潜力较大；中国应尽快开展天然氢气普查工作，加强氢气成藏过程研究和潜力评价，并进行勘探技术、开采分离技术和储运技术的攻关，为天然氢气的大规模开发利用做好技术储备。

通过搭建热泵测试试验台，进行多工况试验获取试验数据来建立BP神经网络同轴套管换热量预测模型，并进行仿真模拟，对同轴套管换热量进行预测。结果表明：①热泵系统在水流量28 m³/h、回水温度10℃的工况下稳定运行能效最高，同轴套管有效换热量为563kW。②隐含层节点数为12时，BP神经网络预测模型最优，训练最大均方误差MSE为0.023%，最优模型基本结构为9-12-1。③对比同轴套管换热量预测值与检验值仿真结果，BP神经网络同轴套管换热量预测平均百分比误差MAPE为0.235%，预测准确率为99.765%。该预测模型具有较高的精度和可靠性，能够准确预测同轴套管换热量的变化趋势，对于提高热泵系统的能效和性能具有广泛的应用价值。

基于中国地热发展现状、地热资源赋存和分布特点、不同地热开发方式对比，分析了油田地热资源开发利用潜力，并探讨了中国地热产业，尤其是油田地热未来的发展方向。研究结果表明：①中国的地热资源较为丰富，以中低温地热资源为主。浅层地热资源分布全国；中低温地热资源分布于沉积盆地、东南沿海和隆起山区，在不同深度形成了大面积分布的含地热水的热储层，为水热型地热资源；高温地热资源集中分布在西藏南部、四川西部、云南西部和台湾地区。中国浅层地热能资源（浅于200m）年可开采量折合7×10⁸t标准煤。②由于浅层地热能开发利用的环境与效率问题、深井直接换热的效率问题，以及干热岩开发利用的技术瓶颈问题，中深层水热型地热资源将是当今中国地热资源开发利用最主要和最现实的领域。③油田地热开发中形成了地热资源勘查与评价、砂岩地层回灌、废弃井改造为地热井、高温钻完井等一批关键技术，均在大型地热开发项目中得到成功应用。油田拥有丰富的采出水资源，可以直接利用，大量的废弃井或低效油井可以通过工艺改造为地热井进行地热资源开发，从而降低地热开发成本，提高地热项目的经济性。④油田地热除用于油田生产用能替代和清洁供暖外，中低温地热发电、氦气等伴生资源的开发、废弃油气藏储热和CO₂封存等领域的发展潜力巨大，地热综合开发利用是油田地热未来发展的主要方向。

通过地层层序研究、古地貌恢复、锆石测年和地震资料分析等，从物源体系、古地貌、坡折体系和湖平面变化等方面探讨了辽中凹陷西斜坡古近系东营组三段（东三段）湖底扇的发育模式，并对油气藏的特征及成藏模式进行了研究。研究结果表明：①辽中凹陷西斜坡东三段湖底扇砂体表现为“物源-坡折带-湖平面”控制的富砂模式；物源主要来自燕山褶皱带，其次为辽西凸起，大规模的物源供给和变质岩的母岩区为湖底扇的形成提供了碎屑物质和优质的储集砂体；沉积坡折带控制湖底扇重力流卸载位置，断裂坡折带形成的微古地貌变化控制局部砂体搬运方向和差异富集程度；湖平面变化与物源体系变化耦合形成的三角洲、湖泊和湖底扇沉积在空间上反复叠置发育，为岩性圈闭的形成提供了良好的保存条件。②旅大10-6油田湖底扇岩性主要为中—细粒长石岩屑砂岩，颗粒粒度较小，以重力流沉积为主；孔隙类型主要为原生粒间孔和溶蚀粒间孔，见少量粒内溶孔，孔隙发育一般，连通性较差；湖底扇发育具有垂向上多期叠置、平面上连片的特征，位于斜坡中部的中扇亚相具有明显的滑塌变形构造，是最有利的勘探相带。③旅大10-6油田湖底扇油藏是辽中凹陷西斜坡从构造圈闭勘探转为岩性圈闭勘探的重大发现，实现了渤海油田斜坡带古近系湖底扇型岩性油气藏勘探领域的重大突破，共发育11个油藏和9个气藏，油气藏相互独立、储量规模大、丰度高，探明油当量为3000×10⁴t，原油物性好、探井测试产能高，为“汇聚脊-通源断层-顺向砂体”三元耦合成藏模式。

利用岩心、测井与地震资料，采用地震解释、平衡剖面以及包裹体检测等技术，恢复了川东地区高陡构造带的构造演化史，并对平桥、建南、梓里场构造的天然气来源、运聚与保存条件进行了分析。研究结果表明：①川东地区平桥断背斜圈闭东翼的单条逆断层使得下盘的龙马溪组烃源岩与上盘的洗象池群储层发生了侧向对接，天然气可穿过断裂带向上盘储层运移，具备较好的输导条件，且圈闭盖层未受到断裂作用破坏，保存条件良好，有利于天然气的聚集成藏。②建南断背斜圈闭翼部的多条平行的逆断层虽然实现了部分源-储对接，但是多条断层组合降低了其侧向输导能力，天然气未能大规模聚集。③梓里场断背斜圈闭的源-储配置与输导条件优良，但盖层的封盖能力较差，大多被断层破坏，钻探显示储层为水层。④川东地区高陡构造带寒武系洗象池群天然气聚集成藏的主控因素包括：断层或断层组合控制下的源-储配置、侧向输导条件以及盖层的封盖能力。

基于钻井岩心的地球化学及其他实验分析结果，结合生产测试资料，对四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组页岩油地质特征及富集条件进行研究，并划分了勘探有利区。研究结果表明：①仪陇—平昌地区凉高山组为早侏罗世第3次湖盆扩张期的沉积产物，整体经历了凉下段滨湖—浅湖、凉上段中—下部深湖—半深湖及浅湖、凉上段上部三角洲前缘和浅湖的沉积环境变化。②研究区凉高山组页岩可分为长英质页岩、钙质页岩、黏土质页岩等3种；页岩有机质丰度高，TOC值为0.50%～3.39%，平均值为1.30%，有机质类型以Ⅱ₁和Ⅱ₂型为主，热演化程度高，镜质体反射率（R_o）为1.00%～1.90%，处于高—过成熟阶段。③凉高山组页岩物性较好，孔隙度为0.48%～7.17%，平均为3.61%，发育无机成因孔、有机孔和构造缝等储集空间类型；含油性较好，以轻质组分为主，整体呈零散状、点状分布，局部呈团块状富集；凉上段下部富有机质页岩更发育，是目前勘探的重点层位。④凉高山组页岩油气的富集受控于前陆盆地过渡期的弱沉降环境、大面积分布的深湖相沉积、较高的热演化程度以及普遍发育的微裂缝。中南部为页岩油气潜力区，页岩储层厚度一般大于15m，TOC值大于1.50%，孔隙度大于4.00%，R_o大于1.30%；凉高山组页岩油资源量为26.75×10⁸t、页岩气资源量为1.72×10¹²m³，有望成为四川盆地石油产量增加的主力层系。

采用数据驱动的方式，提出了一种基于随机森林机器学习算法训练出含气饱和度地震预测方法，并将该方法应用于中国西部复杂天然气藏中，分别对单井资料和二维地震资料进行了含气饱和度预测与分析。研究结果表明：①抽取井旁道纵波速度、横波速度和密度3个弹性参数叠前地震反演结果作为基本特征变量样本，引入边界合成少数类过采样技术对基本特征变量样本和对应的含气饱和度样本进行平衡化处理；利用扩展弹性阻抗结合数学变换自动生成一系列的扩展变量；再利用随机森林对特征变量进行含气饱和度预测重要性排名，并优选重要性较高的特征变量进行含气饱和度随机森林训练。②该方法大幅减少了特征变量提取和优选的人工工作量，且有效减少了信息冗余以及因含气饱和度样本不平衡导致的训练偏倚问题，有效增强了随机森林算法在含气饱和度地震预测方面的能力。③实际单井应用中预测的含气饱和度与测井解释的含气饱和度的相关系数可达0.985 5；在二维地震资料应用中，该方法比基于常规未平衡化的11个弹性参数作为随机森林输入预测出的含气饱和度精度更高。

煤层孔隙结构对煤层气的吸附与扩散具有显著影响。通过气体吸附、核磁共振、扫描电镜等实验，对鄂尔多斯盆地神木地区侏罗系延安组煤岩开展煤层孔隙结构多尺度、多参数的联合表征研究，厘清了煤层气解吸—扩散—渗流的规律。研究结果表明：①神木地区延安组煤层平均孔隙度为6.89%，平均渗透率为4.82 mD，属典型的特低渗煤层，主要发育方解石、黏土矿物以及非晶质组分等，其中方解石平均质量分数为54.8%，黏土矿物平均质量分数为35.7%，非晶质平均质量分数为15.0%。②研究区煤层主要储集空间为狭缝形和墨水瓶形等，包括气孔、屑间孔、胞腔孔、铸模孔和少量微裂缝，孔隙以2～50 nm的介孔为主，大孔次之，微孔最少，但微孔是孔比表面积及孔容的主要贡献者，表明煤层气主要吸附在微孔中。③研究区煤层孔喉尺寸为纳米—微米级，对渗透率的贡献主要来自于亚微米—微米级的孔喉，其孔隙连通性好。煤样可动流体饱和度为38.72%～65.06%，退汞效率为0.84%～44.30%，均质系数为1.86～10.95，且不同深度煤层孔喉半径对渗透率的贡献存在较大差异，表明该区煤层具有较强的非均质性。

通过钻井、岩心、测录井及地震资料的综合分析，系统研究了四川盆地蓬莱—中江地区震旦系灯影组二段气藏的成藏特征。研究结果表明：①四川盆地灯影组沉积期，随着海水侵入，古陆多被淹没或侵蚀夷平，盆地逐渐演变为碳酸盐岩台地。灯二上亚段沉积期，川中北斜坡蓬莱—中江地区以发育台地边缘滩相和台地边缘丘相为特色，并可细分为滩核、滩缘、滩间海、丘核、丘缘、丘间海6种亚相，是储层发育的有利相带。②研究区灯二上亚段储层以藻云岩、藻砂屑云岩为主要储集岩，发育残余粒间孔+粒间溶孔型、粒内溶孔+藻格架孔型、裂缝型与孔洞型4种类型的储层，储层厚度分布特征与沉积相分布特征较吻合，位于台地边缘丘滩核的储层累积厚度大。③研究区灯二上亚段气藏的天然气主要来源于筇竹寺组烃源岩，烃源岩厚度大、有机碳含量及热演化程度高，气藏具备较好的烃源条件和封盖条件，具有“上生下储上盖”和“旁生侧储上盖”2种较好的生-储-盖配置关系。④研究区油气充注主要发生于三叠纪—白垩纪，为多期“准连续”型，灯二上亚段气藏主要经历了奥陶纪—志留纪古油气藏聚集阶段、志留纪—石炭纪古油藏破坏阶段、二叠纪—三叠纪再次生烃成油藏阶段和三叠纪—侏罗纪原油裂解生气阶段。

根据地质剖面野外考察、重点样品的重矿物含量及碎屑锆石U-Pb年龄测定，结合区域构造背景、周缘地质体年龄、地层展布特征及古水流等资料，对川东北地区上三叠统须家河组的物源进行了分析。研究结果表明：①川东北地区上三叠统须家河组沉积期的物源来自北东和南东2个方向，盆地腹部的七里乡地区须家河组沉积物是由东北部山前带的大巴山地质公园和东南部山前带的复平镇黑天池汇入，从山前带到腹部，沉积物粒度由粗变细，ZTR指数由小变大。②研究区须家河组沉积物主要来自北东方向的秦岭造山带和南东方向的江南造山带，碎屑锆石年龄总体呈现出210～282 Ma，400～ 500 Ma，650～850 Ma，1 500～2 000 Ma，2 265～2 600 Ma共5个年龄区间，峰值分别为～213 Ma，～427 Ma，～725 Ma，～1 694 Ma，～2 352 Ma，须家河组沉积年龄应不早于～213 Ma。③～213 Ma与勉略缝合带形成相对应，主要源自南秦岭造山带；～427 Ma与商丹洋俯冲关闭相对应，主要源自北秦岭造山带；～725 Ma与Rodinia超大陆裂解有关，江南造山带西段最可能成为该年龄段的物源；～1 694 Ma年龄段锆石可能形成于Columbia超大陆拼合、裂解过程，该年龄段锆石主要来自华北板块南缘和江南造山带西段等外源区；含量较少的～2 352 Ma的锆石来自再旋回物源。④研究区须家河组储层主要发育于北东和南东两大物源供给体系下的辫状河三角洲—滨浅湖沉积体系中，2个方向的物源控制着储层岩石类型和孔隙发育情况，使其具有较强的区域性。

基于岩心、成像测井及裂缝网络建模结果，应用拓扑学理论，对滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩储层裂缝网络的连通性进行了评价，并分析了其对油田开发的影响。研究结果表明： ①滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩储层裂缝切割类型可划分为高高切割、高低切割和低低切割，研究区A2，A3，G1，G2，G3及G4小层裂缝切割较为发育，且主要分布在构造高部位。②裂缝网络连通性可通过连通体面积占比、裂缝体密度、裂缝的平均长度和平均节点数4个参数进行定量评价，根据连通体面积大小、裂缝体密度大小及裂缝类型可对裂缝连通体进行定性分析和命名，研究区A2小层主要发育低低大连通体、高中大连通体和高高大连通体。③裂缝网络连通性和储层物性的耦合作用是油田水窜的原因，裂缝网络连通性主要与裂缝长度和裂缝体密度有关。

综合利用地震、测井、岩心以及动态生产资料，对塔里木盆地顺北1号断裂带断控型碳酸盐岩储集体的内部结构进行了层级划分；基于层级划分，通过地震资料属性提取与转换、深度学习、基于目标示性点过程模拟以及离散裂缝网络模拟（DFN）等方法建立了三维地质模型，并以模型进行油气储量和油藏数值模拟，将拟合结果与实际生产数据进行对比。研究结果表明：①顺北1号断裂带奥陶系断控型储层按层级由大到小分为走滑断裂影响带、断控体、类洞穴、类洞穴内簇充填和裂缝带共5个层级。②走滑断裂影响带受应力差异影响具有分段性，可细分为挤压段、拉分段和平移段；断控体在拉分段发育断裂交会型、单支走滑型，在平移段发育双断裂交错型和两断裂交会型，在挤压段发育双断裂扭曲型和双断裂交会型，共有6种平面组合样式；类洞穴在地震剖面上呈串珠状反射特征；类洞穴内部分为栅体与栅间（基岩），其中栅体又可进一步分为簇（角砾带）、簇间（裂缝带），整体表现为栅状结构，簇的物性更好；裂缝带为类洞穴的主要储集空间，在簇内部比簇间更发育，在一间房组比鹰山组更发育，一间房组和鹰山组均以发育高角度裂缝为主，在两者连接处则以发育水平缝为主。③地质模型预测的油气储量与地质分析储量误差为1.75%，模型模拟的生产井地层压力及累产液结果与生产动态吻合度较高，拟合误差小于10%。

火山碎屑岩油气藏作为重要的非常规油气藏，对油气增储上产具有重要的意义。通过岩心观察，综合薄片鉴定、QEMSCAN扫描、X射线衍射、物性分析、包裹体测温及碳氧同位素分析等资料，系统分析了四川盆地简阳地区二叠系火山碎屑岩储层特征及其成岩演化过程。研究结果表明：①简阳地区二叠系火山碎屑岩储层岩石类型主要包括火山角砾熔岩、凝灰熔岩和熔结火山角砾岩，整体物性都较好，孔隙度为0.78%～32.00%，平均为16.67%，渗透率为0.001～2.680 mD，平均为0.125 mD，属于高孔低渗储层，储集空间以次生孔隙和裂缝为主，包括脱玻化孔、基质溶蚀孔及溶蚀缝等类型。②研究区发育多种成岩作用，主要有熔结、压实、脱玻化、胶结及溶蚀作用等。③研究区经历了同生成岩、表生成岩与埋藏成岩3个阶段，成岩演化受深部热液、大气淡水及有机酸流体的共同影响，一方面流体活动造成热液矿物或碳酸盐胶结物的沉淀对储层物性起破坏性作用；另一方面热液流体促进油气运移，酸性流体的溶蚀改造作用对储层孔隙发育起建设性作用。

河流相砂体储层构型对致密砂岩中相对优质储层的分布规律和天然气开发具有重要意义。通过野外地质剖面和钻井岩心观察，结合测井、录井和岩心分析测试资料，对鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组致密砂岩的砂体构型要素、叠置模式及油气开发意义进行了研究。研究结果表明： ①鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区二叠系山西组发育六级复合辫流带和五级单一辫流带，其中单一辫流带包括河床（分流河道）和河漫共2个四级构型单元，河道内单个心滩沉积包含有三级增生体和落淤层；②辫状河三角洲平原五级单一辫流带中的四级泛滥平原沉积较辫状河河漫沉积更加发育，辫状河心滩沉积中落淤层欠发育；③山西组上部山2-2亚段辫状河单一辫流带内砂体呈“河道-心滩”连续沉积，泥质不发育，砂体叠置程度高（多呈复合式叠置）、连通性好，优质储层多；④山西组中下部山1段和山2-1亚段三角洲平原沉积中，西部河道连片性好，砂体以复合式和侧拼式叠置样式为主，连通性和生产效果均较好，东部砂体多为孤立式和侧接式，砂体钻遇率低，单井产量差。

在储层构型级次划分的基础上，归纳总结了渤海湾盆地F油田古近系沙三中亚段湖底浊积水道各级渗流屏障与构型界面的关系，并采用监督模式下的自组织映射神经网络算法开展流动单元定量评价，明确了构型模式控制下的流动单元分布规律。研究结果表明：①渤海湾盆地F油田沙三中亚段储层可划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ等4类流动单元。②基于SSOM算法的流动单元识别结果表现出较高的预测准确率，其中，256组训练样本的整体回判准确率为82.81%，110组测试样本的识别准确率为80.91%，能够满足地质油藏研究的需求。③垂向上，不同类型的单一水道内部发育的流动单元类型不同，造成流动单元垂向分布的差异性。Ⅰ类、Ⅱ类优质流动单元发育在浊积水道体系演化的中期，主要分布在二类单一水道；Ⅲ类、Ⅳ类流动单元发育在浊积水道体系演化的早期和晚期，其中，Ⅲ类流动单元分布广泛，在一类、二类、三类单一水道均有分布，Ⅳ类流动单元发育在一类、三类单一水道。侧向上，受水道体系不同沉积演化阶段的影响，流动单元的侧向分割方式不同。流动单元与非渗透层接触样式发育在浊积水道体系早期沉积旋回中，接触界面明显，属于一类水道沉积砂体；流动单元间的相互接触样式则发育在水道体系中晚期沉积旋回中，属于二类、三类水道沉积砂体。④平面上，受单一水道侧向迁移和垂向加积作用的影响，复合水道内部流动单元平面展布差异性明显。Ⅲ类流动单元在单砂体内部广泛发育，井间连续性好，在浊积主水道、浊积水道及水道漫溢沉积砂体处均有发育；渗流能力较好的Ⅰ类、Ⅱ类流动单元分布局限、连续性差，仅在浊积水道主流线方向及主水道砂体处有分布，呈不连续的点状或带状分布；Ⅳ类流动单元呈环带状分布在Ⅲ类流动单元的外缘，在浊积水道漫溢沉积砂体处发育。

通过梳理国内外人工智能技术在地球物理勘探（物探）领域中的发展历程、主要研究进展以及发展方向，总结了智能物探的优势和面临的难题，并提出了解决方案。研究结果表明：①物探技术在人工智能发展的第2次浪潮中开始与人工智能技术相结合，得益于物探领域数据量的指数级增长、硬件算力的高速发展以及不断出现的新深度学习框架，智能物探技术从早期的机器学习发展为目前的深度学习，在地震资料处理、解释等方面的应用中取得了大量研究成果。②目前智能物探技术被广泛应用于标签集的构建、去噪、断裂检测、层位与层序解释、地震相分类和异常体检测、岩性识别与油气藏开发、地震反演成像等方面，大幅提高了工作效率，降低了工作成本，克服了人工交互操作和人工经验的主观性和不可靠性，助力打破传统物探技术瓶颈。③智能物探技术的发展面临着缺少公开的标签数据集、缺少解决地球物理领域问题的智能化框架及尚未形成适用于地球物理领域共享的智能化开发平台等难题，可以从解决数据基础、构建智能平台、开展网络架构基础性研究及与应用场景结合等方面着手解决；此外，智能物探技术的发展方向还包含智能地震成像方法研究，储层成像方法研究，油气大数据挖掘、智能风险评估与智能决策以及超算软件装备研发等方面。

通过岩心观察、薄片鉴定、电子背散射、二次成像及能谱分析等多种实验手段，对松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组页岩油储层中的微米孔和微米缝进行了研究。研究结果表明：①古龙凹陷页岩油储层岩性为以页岩为主的细粒碎屑岩，矿物成分以黏土和长英质为主，在结构上显示出泥岩或页岩的特点，整体为长英质页岩；储层中微米孔、缝发育，类型多样。②研究区微米孔直径一般为 1~2 μm，最大可达70 μm，多呈近圆形、扁圆形、多角形和不规则形，按成因可分为压实应力屏蔽孔、成岩自生孔、溶蚀孔、生排烃扩张孔、有机质孔和硅藻残留孔 6 类；压实应力屏蔽孔多发育在刚性矿物的两侧；成岩自生孔常发育在白云石、绿泥石、伊利石等成岩自生矿物中，以晶间孔为主；溶蚀孔多发育在碳酸盐矿物中，内部可见次生菌丝状絮凝体；生排烃扩张孔多呈垂直或近垂直成列产出，与轻质油形成的二次生烃和排烃有关；有机质孔发育在有机质内部，与植物的残留细胞及轻质油和天然气的充填有关；硅藻残留孔主要发育在硅藻内部和边缘，孔径较大，一般为数微米至数十微米。③研究区微米缝以顺层为主，宽一般为 1~10 μm，最大可达100 μm，长主要为数微米至数十微米，可见毫米级；可分为成岩收缩缝、溶蚀缝、生排烃扩张缝和构造/剪切缝4类，成岩收缩缝以张性缝为主，缝弯曲，缝壁参差不齐；溶蚀缝宽度可达 60~70 μm，裂缝内可见自生黏土，缝两侧有黄铁矿、磷灰石和白云石等自生矿物；生排烃扩张缝两侧多锯齿状参差不齐，绕过刚性矿物；构造/剪切微米缝一般平直，有与剪切相关的其他裂缝伴生。④研究区不同尺度的孔、缝之间连通性较好，形成了“纳米孔+纳米缝、微米孔+微米缝、毫米孔+毫米缝”三级储集和输导体系。

湖相细粒沉积多具有连续性，能记录和保存显著的天文旋回信号，是进行天文旋回分析的理想地层。通过对渤海湾盆地沾化凹陷重点井沙三下亚段自然伽马数据进行 MTM 频谱分析和 FFT 进化谐波分析，建立了“浮动”天文年代标尺，并在单井上进行了天文旋回地层划分及连井地层对比，为全区搭建了地层格架。研究结果表明：①渤海湾盆地沾化凹陷沙三下亚段记录了显著的天文旋回信号，匹配出最优沉积速率为 9.0×10³ cm/Ma；由长偏心率、短偏心率、斜率和岁差周期产生的旋回地层厚度分别为 42.3 m，9.0 m，2.4~4.7 m 和1.3~1.9 m；②沙三下亚段比较稳定的记录了 6 个长偏心率旋回、25 个短偏心率旋回，可将短偏心率曲线作为地层划分依据来进行高精度地层对比。③运用天文旋回理论进行岩相发育规律、岩相空间配置关系的预测，可为湖盆沉积中心页岩油气地质“甜点”的精细勘探提供依据。

以川南长宁地区 NX22 井五峰组—龙马溪组低电阻率页岩气储层为例，利用岩心矿物组分、扫描电镜、总有机碳（TOC）含量、含水饱和度测试及测井曲线等资料，确立了低电阻率页岩气储层岩石体积物理模型，采用随机法构建了三维数字岩心模型，进而利用有限元数值模拟方法模拟计算各矿物组分含量、含水饱和度及有机质石墨化的电阻率响应特征，并分析其主控因素。研究结果表明：①长宁地区五峰组—龙马溪组低电阻率页岩气储层岩石体积物理模型由骨架（石英、长石、方解石和白云石等）、黏土矿物、黄铁矿、未石墨化有机质以及石墨化有机质、孔隙 6 个部分组成。②三维数字岩心模型的长、宽、高分别为 100×100×100 像素，融入了上述物理模型中的 6 个部分，并采用不同的颜色对导电组分进行标识，可以显示不同方向上的切片，表征低电阻率页岩气储层的组分特性。③黏土矿物含量、黄铁矿含量、含水饱和度以及有机质石墨化程度等 4 个参数增大都会造成页岩气储层的电阻率下降，而有机质的高石墨化程度（25%）和高含水饱和度（88.0%）使页岩气储层的电阻率从正常电阻率（大于 15 Ω·m）降到低阻甚至超低阻（小于 5 Ω·m），是导致研究区页岩气储层超低阻响应的 2 个核心因素。

利用改进的 U-Net 网络小断层识别技术，对准噶尔盆地玛湖凹陷玛中地区三叠系白碱滩组的小断层进行了识别。研究结果表明：①构造导向滤波预处理能有效改善地震资料的品质，提高断层识别的准确率。加入了跳跃连接和中继监督、正态标准化和聚焦均方损失函数的 U-Net 网络方法，对小断层的精细识别能力有所提升。②使用 200 组训练样本集和 20 组验证样本集，模型地震数据由反射系数与雷克子波褶积生成，断层由人工标注而成。选取最优的网络模型参数，并在合成的含噪地震数据上分别利用相干属性、常规 U-Net 网络方法及改进的 U-Net 网络方法进行测试，构造导向滤波有效突出了断层的边界，且增强了同相轴的横向连续性，改进后的 U-Net 网络方法对于 7 m 以上断距的断层可进行有效识别。③对于玛湖凹陷玛中地区三叠系白碱滩组高角度走滑断裂和伴生小断距次级断裂的识别，改进后的 U-Net 网络方法的识别精度明显高于相干属性和常规 U-Net 网络方法，研究区大侏罗沟断裂北翼的③号与④号砂体，是拓展 MZ4 井区三叠系白碱滩组高效勘探的有利区。

结合岩心、薄片及分析测试等资料，对川中蓬莱气田震旦系灯影组二段储层的主控因素及分布规律进行了详细研究。研究结果表明：①蓬莱气田震旦系灯二段储层主要由凝块石白云岩、泡沫绵层白云岩及砂屑白云岩组成，储集空间包括孔隙、溶洞及裂缝，以残余格架孔和中小型溶洞为主，孔隙多发育于微生物黏结白云岩及颗粒白云岩中。灯二上亚段储层孔隙度为 2.0%~11.0%，平均为 4.43%，渗透率为 0.005~10.000 mD，平均为 1.190 mD；灯二下亚段储层孔隙度为 2.00%~6.98%，平均为 3.64%，渗透率为 0.030 9~2.600 0 mD，平均为 0.950 0 mD。②微生物丘滩体展布及准同生期岩溶作用、表生期岩溶作用共同控制了研究区灯二段储层的分布及品质，优质储层多发育于灯二上亚段中上部和灯二下亚段顶部。③研究区灯二下亚段总体属海进半旋回产物，仅上部发育孔洞/缝洞型储层，中部及下部储层欠发育。灯二上亚段多为海退半旋回产物，其 1 小层为次级海侵背景，丘滩体厚度薄，以孔隙型储层为主；2 小层在海退背景下发育连片分布的丘滩体，储层厚，以孔洞型储层为主（多为Ⅱ类储层），为区内主力产气层段；3 小层总体为海退晚期浅水台坪沉积，葡萄花边构造发育，岩溶改造作用较明显，储层多为缝洞叠加岩溶型储层（Ⅲ类储层）。

通过开展系统的构造特征、沉积环境、油气富集规律分析，在钻探新发现的新资料基础上，对下扬子北缘逆冲推覆构造后缘凹陷油气富集规律和有利勘探方向进行了研究。研究结果表明：①下扬子北缘逆冲推覆构造后缘凹陷中油气显示表现为“三气两油”特征，即二叠系大隆组和孤峰组页岩气、龙潭组煤层气和致密砂岩气、大隆组页岩油和三叠系殷坑组灰岩裂隙油。②以宣城凹陷为代表的下扬子北缘逆冲推覆构造后缘凹陷带油气富集受3个关键要素控制，即后缘凹陷块体稳定，已形成的油气体系具有较好的保存环境；该地区二叠系大隆组（P₃d）和孤峰组（P₂g）沉积环境属深水陆棚环境，是有利的沉积相带，发育2套富有机质的烃源岩层系；顶、底板有效封存条件均较好，烃源岩上部有三叠系泥灰岩地层覆盖，下部有栖霞组生物碎屑灰岩为垫层，顶、底地层控制了纵向油气的散逸。③研究区下三叠统—上二叠统自上而下依次富集泥灰岩裂隙油、页岩油、页岩气、煤层气、致密砂岩气，整体呈“上油下气”多种非常规油气同生共存的特征，形成了特殊的油气富集模式。④宣城凹陷与南陵凹陷、句容凹陷和常州凹陷具有相似的地质条件，是下一步页岩油气勘探的首选有利区。

鄂尔多斯盆地延安地区二叠系山西组页岩气勘探潜力较大。通过分析钻井、录井以及测井资料，结合泥页岩样品的分析化验资料，深入分析了延安地区二叠系山西组页岩气源储特征及成藏过程，并探讨页岩气聚集机理。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地延安地区二叠系山西组大面积分布的泥页岩有机碳（TOC）含量较高，平均质量分数为 2.12%，干酪根类型主要为Ⅲ型，R_o为2.0%~3.7%，处于高成熟—过成熟阶段，为优质烃源岩。②研究区山西组泥页岩矿物组成整体上具有富黏土特征，黏土矿物平均质量分数为 56.7%，有利于吸附气的赋存；主要发育无机矿物孔、有机孔和微裂缝 3 种储集空间类型；岩石含气性受不同岩性组合的影响而差异较大，山 2 段相较于山 1段具有较高的含气量（平均质量体积为1.38 m³/t）。按照源储配置关系，可划分为厚层泥页岩夹薄砂层、泥页岩与粉砂岩和细砂岩互层、泥页岩与煤层混层 3 种类型，不同的源储配置具有不同的含气特征。③研究区页岩气主要以吸附态、游离态赋存，在成藏过程处于动态平衡的状态，随着地层条件的变化而不断转化。其聚集过程可分为 3 个阶段：早侏罗世，有机质开始生成气态烃，页岩气开始吸附聚集；中—晚侏罗世，气态烃大量生成膨胀造隙，气态烃排出，裂缝关闭，循环运移聚集；早白垩世，有机质达到高—过成熟阶段，进入最后一个生排烃时期，直至地层抬升，生烃终止。泥页岩良好的封盖作用为页岩气藏的形成提供了坚实的保障。

基于钻井岩心和三维地震资料，从物源岩性、分水岭和古水系、搬运通道3个方面对渤海湾盆地庙西北地区物源特征和沉积相展布进行了分析，并通过沉积区古地貌恢复和剥蚀物源区古地貌回溯重建了古近系沙河街组三段（沙三段）沉积时期的源-汇系统。研究结果表明：①渤海湾盆地庙西北地区古近系沙三段发育一个完整的近源搬运型源-汇系统，庙西北凸起为物源区，渤东凹陷为主要沉积区；庙西北凸起物源岩性包括中生界花岗岩、下元古界石英片岩及下元古界角砾岩；主分水岭沿凸起长轴呈近南北向展布，古水系散布其间，搬运通道主要为5个古沟谷和2个古断槽；渤东凹陷沙三段主要发育快速堆积的扇三角洲—湖泊相沉积，岩性主要为含砾砂岩、细砂岩及泥岩，分选性和磨圆度均较差，岩石成分及矿物组合均与庙西北凸起石英片岩及花岗岩较为匹配，扇三角洲沉积体呈近东西向展布，在渤东凹陷北部以连片朵状扇三角洲为主，南部为孤立朵状。②沙三段沉积期，庙西北凸起剥蚀作用具有“西强东弱”的特征，古分水岭逐渐向西迁移，凸起中部及北部物源面积大、垂向高差大，物源供给能力更强；渤东凹陷沙三段厚度为100~600 m，具有东南薄、西北厚的特征，沉积中心位于区域北部，且北部地层剥蚀作用更强，向东部延伸长度可达3.2 km；扇三角洲的发育位置受控于物源区搬运通道，其发育规模则受控于物源区域面积，渤东凹陷北部及中部扇三角洲沉积体规模更大，是勘探有利区。

准噶尔盆地石炭系火山岩油气藏是油气勘探的重点领域之一。根据录测井资料、地球化学分析数据及岩石薄片鉴定资料，结合地球物理方法，厘清了准噶尔盆地盆 1 井西凹陷石炭系火山岩油气成藏的主控因素，总结出深层火山岩气藏富集规律，明确了有利勘探方向。研究结果表明：①准噶尔盆地盆 1 井西凹陷风城组烃源岩厚度为 100~300 m，面积约为 5 400 km²，整体进入生凝析油—干气阶段，生气强度大于 20×10⁸ m³/km²，为凹陷提供了丰富的天然气源。②研究区石炭系火山岩岩性复杂，爆发作用形成的安山质火山角砾岩受到风化淋滤作用，可形成物性较好的风化壳型储层。石炭系—二叠系大型不整合面和广泛发育的深大断裂是重要的输导体系，二叠系上乌尔禾组泥岩作为区域盖层，为凝析气成藏提供了保存条件，油藏主要分布在高部位，气藏分布于低部位。③通过“两宽一高”（宽方位、宽频带、高密度）技术，提高地震成像精度，联合时-频电磁技术（TFEM），实现了石炭系火山岩的精细刻画，为深层油气藏的勘探提供了有力支撑。石西 16 井的重大突破，证实了盆 1 井西凹陷石炭系火山岩具有巨大的勘探潜力。

以三维地震精细解释为基础，通过构造剖面恢复，系统分析了渤东凹陷新生代伸展-走滑叠合断裂的时空差异演化特征及控藏作用。研究结果表明：①渤东凹陷新生代广泛发育以 NNE 向为主干、NE向为派生、NW 向为叠加的伸展-走滑叠合断裂体系，可划分为强伸展-弱走滑断裂和强走滑-弱伸展断裂 2 类；整体具有深浅分层、南北分段的特征，纵向上，古近系主要发育强伸展-弱走滑断裂，断裂大而稀，新近系—第四系主要发育强走滑-弱伸展断裂，断裂小而密；平面上，同一断裂在不同段的构造组合样式存在差异。②研究区新生代伸展-走滑叠合断裂的演化主要表现为北部断裂活动强度“早强晚弱”，中部断裂继承性持续发育，南部断裂活动强度“早弱晚强”；演化模式分为初始断陷（孔店组—沙四段沉积期）、强烈断陷（沙三段—东营组沉积期）和走滑坳陷（馆陶组—平原组沉积期）3 个阶段，初始断陷阶段，NNE—NE 向强伸展与弱走滑叠合，NE 向强伸展-弱走滑断裂为主控，NW 向先存断裂活化，分割凹陷；强烈断陷阶段，NNE—NE 向强伸展与弱走滑叠合，NNE 向强伸展-弱走滑断裂变为主控，NW 向断裂活动减弱或停止；走滑坳陷阶段，NNE 向强走滑与弱伸展叠合，断裂不控制沉积，但对地层展布具有调整作用。③研究区伸展-走滑叠合断裂的发育演化与油气成藏密切相关，整体具有“早期伸展控源、晚期走滑控运、多期叠加控圈”的特征，东部斜坡带是油气运聚的有利区。

根据野外露头及岩心的分析化验资料，在源-汇系统分析的基础上，对鄂尔多斯盆地二叠系盒 8 段的古气候环境及沉积相特征进行了详细研究。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地二叠系盒 8 段 Sr/Cu 的值多大于 10，V/Cr 值多小于 2.0，地层厚度差小于 30 m，未出现明显的突变，古沉积坡度为 0.5°~1.0°，古地貌开阔平缓且无明显坡折带，沉积水体较浅，是在古气候干旱、古地形平缓的背景下，受阶段性洪水作用主导的事件沉积。②盒 8 段沉积期，盆地不存在大面积汇水区，沉积体系中河流并未进入湖泊水体，而是向东南流出盆地或是消失在内陆干旱地区，全盆地以洪泛平原沉积为主，表现为河道与泛滥平原交互分布的沉积格局，形成了河流扇沉积模式。③湖水进退往复，洪水期与枯水期间歇发育，洪水期多期次决口河道接力搬运使得粗粒级砂岩向湖盆长距离延伸，枯水期发育厚层泥质沉积可作为区域性盖层，形成了良好的储盖组合，勘探潜力大。

辽河坳陷陈家断裂带油气资源丰富，是辽河西部凹陷北段重要的含油气区带之一。基于构造演化解析，结合砂箱物理模拟实验，分析了辽河坳陷陈家断裂带的变形机制和演化过程，并指出其对油气成藏的控制作用。研究结果表明：①辽河坳陷陈家断裂带具有分段发育特征，且活动时期具有“先北后南”的演化特征，受断层分段性影响，陈家断裂带主要发育压扭背冲构造样式和走滑压扭构造样式。②物理模拟实验结果显示，台安—大洼断裂上盘在压扭作用影响下首先形成压扭性质的雁行小断裂，随着位移增大，小断裂逐渐连接，最终形成了贯穿型走滑断裂带，即陈家断裂带。③台安洼陷为新生代多期次构造变形叠加形成的洼陷，深层发育主力烃源岩层系，具备发育大规模油气藏的物质基础，洼陷边缘的钻井岩心分析结果显示，烃源岩TOC 值为 4.79%，R_o为 0.3%~0.4%，属于好—较好烃源岩，推测洼陷中心厚度更大，质量更优。陈家断裂带中北部下盘发育断鼻构造，具备陈家洼陷和台安洼陷双源供烃的特点，是油气聚集的有利场所。

基于岩心分析、成像测井分析和三维地震资料，对四川盆地南缘昭通示范区罗布向斜龙一 1亚段和五峰组的多尺度离散裂缝网络建模方法进行了研究。研究结果表明：①将蚂蚁体属性中的强响应部分确定性提取成面，可得到大尺度离散裂缝网络模型；用蚂蚁体沿层切片显示的带走向趋势的裂缝参与小尺度离散裂缝网络建模，降低了小尺度裂缝走向模拟的不确定性。②罗布向斜龙一₁亚段和五峰组裂缝以高角度剪切缝为主，多被方解石充填，裂缝走向为北东—南西向，成像测井解释的裂缝走向与附近地震解释的断层走向一致。③大尺度离散裂缝网络模型与钻井的断层位置相符，小尺度裂缝发育部位与钻井液漏失部位吻合，多尺度离散裂缝网络模型可较好地表征罗布向斜龙一₁亚段和五峰组的裂缝发育特征。④罗布向斜 Y12H 井应用多尺度离散裂缝网络模型优化压裂方案，压裂缝网复杂度高，试气产量较邻井提高了近 41%，优化小尺度裂缝走向后的多尺度离散裂缝网络模型实际应用效果较好。

通过有机碳、岩石热解、氯仿沥青“A”、饱和烃色谱-质谱和流体包裹体等的分析，对辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩特征和油气成藏模式进行了详细研究。研究结果表明：①辽河坳陷清水洼陷古近系沙河街组深层烃源岩主要发育在 E₂s^₃2亚段、E₂s₃³亚段和 E₂s₄段，其中 E₂s₃²亚段Ⅱ小层泥岩最为发育，主要为深灰色厚层泥岩，整体厚度约 170 m。②研究区深层烃源岩总有机碳质量分数平均可达1.60%，生烃潜量平均值为 2.82 mg/g；有机质类型以Ⅱ₁—Ⅲ型为主，主要为浮游植物与高等植物混合贡献，为弱氧化—弱还原的湖相咸水沉积环境；烃源岩有机质丰度为 0.5%~1.5%，普遍达到大量生烃阶段，部分已达到高成熟演化阶段。③研究区深层烃源岩在距今 38 Ma 时进入生油窗，距今 20 Ma 时开始生成天然气；流体包裹体显示研究区存在 2 期油气充注，分别为 38~26 Ma 和 20 Ma~现今，与生烃演化史匹配。

运用铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物 X 射线衍射、电子探针、阴极发光、高压压汞、物性测试等资料，对鄂尔多斯盆地西南部合水地区三叠系延长组长 7 段夹层型页岩油储层特征及储层致密化主控因素进行了研究，建立了储层定量评价标准，并预测出有利储层分布。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长 7 段夹层型页岩油储层主要为岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩，成分成熟度低、填隙物含量高、孔喉结构复杂，具有高孔低渗特征。②胶结作用是研究区长 7 段夹层型页岩油储层致密化的主控因素，储层平均视胶结率为 86.3%，达到强胶结程度，以自生黏土矿物中的伊利石胶结为主；压实作用对储层致密化起次要作用，储层平均视压实率为 46.0%，为中等压实程度；溶蚀作用降低了储层的致密化程度，但储层渗流能力较低，酸性流体难以大规模溶蚀，平均视溶蚀率仅为 13.8%，为弱溶蚀程度。③受中等压实—弱溶蚀—强胶结成岩作用的影响，储层非均质性较强，成岩系数差异较大。Ⅰ类储层成岩系数大于 2.4，Ⅱ₁类储层成岩系数为 1.8~2.4，Ⅱ₂类储层成岩系数为 1.2~＜1.8，Ⅲ类储层成岩系数小于 1.2，Ⅰ类与Ⅱ₁类储层为有利储层。区域上中部混源区有利储层发育规模最大，是勘探的主要目标区。

针对致密油开发中体积压裂水平井裂缝干扰的问题，在三线性流模型的基础上，通过引入半渗透边界条件和井间干扰系数α，建立了考虑未改造区启动压力梯度的致密油藏水平井裂缝干扰渗流模型，对不同干扰情况下水平井井底压力动态及产量递减特征进行了研究。研究结果表明：①α 越大，裂缝干扰条数越多，压力动态曲线改造区线性流持续的时间越长，改造区窜流、拟稳定流动发生得越晚；未改造区启动压力梯度越大，拟稳定流发生的时间就越早。②裂缝导流能力越大，主裂缝线性流出现时间越早，两井裂缝导流能力越接近，α 对压力动态的影响较明显。③α越大，井底压力相对较低的水平井初期产量越高，至晚期后，产量下降越明显，无因次启动压力梯度越大，后期产量递减越快。④裂缝导流能力越小，前期阶段产量曲线越靠下，两井裂缝导流能力相近时，α 对产量的干扰相对较大。

针对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系断块油藏水驱开发后期流线固定导致注入水无效循环的问题，基于渗流力学和油藏工程原理，通过室内物模模拟和油藏数值模拟，提出了“细分开发层系、轮注轮采”的注采耦合开发调整技术，并验证了该技术可提高采收率的原理。研究结果表明：①利用注采耦合开发技术建立的“注入期间的高渗通道与低渗通道吸水量比模型”和“采油期间主流线和非主流线产油量比模型”均揭示了“改变压力场促进渗流场调整，实现均匀注入和均匀采出，扩大水驱波及系数和增加驱油效率”的注采耦合渗流力学机制。②注采耦合技术可以实现“扩大波及系数、增加驱油效率”，起到类似“调剖”的作用，高含水期通过此项技术可将低渗透岩心的分流率由 1.0% 提到 18.6%，模型驱替更均衡；经过 2 个轮次的注采耦合调整，高、低渗透岩心的原油采收率分别提高了10.3% 和16.1%。③研究区 D 断块古近系沙河街组沙二段 Es₂3⁶含油小层油藏注采耦合开发数值模拟结果显示，主流线和非主流线驱替更均匀，两者压力梯度极差由 2.3 下降至 1.4。经过 3 个轮次注采耦合开发调整，沙二段 3—6 砂层组油藏平均综合含水率下降了 3.2%，累计增油 1 760 t，提高原油采收率 2.1%，增油降水效果显著。