塔西南地区古近系记录了塔里木盆地海侵-海退过程，以及帕米尔-西昆仑造山带新生代早期造山作用，因此，恢复塔西南地区构造古地理格局对认识中亚古地理变迁和古环境变化具有重要意义。对其木干古近系剖面进行实测，综合钻井及露头资料梳理了塔西南地区古近系格架和沉积序列，编绘了塔西南地区古近纪构造-岩相古地理图，分析了盆山耦合过程。结果表明：塔西南地区古近纪总体表现为西低东高的地貌特征。古新世—晚始新世塔西南地区西部为海相沉积，中部为海陆交互相沉积，东部为三角洲沉积；晚始新世—渐新世，塔西南地区南部进一步抬升，三角洲沉积范围扩大，盆地西部以浅湖和近岸水下扇沉积为主，东部为滨湖沉积，塔西南地区全面转化为湖泊沉积。塔西南地区古近纪经历2次海侵-海退，第2次海退后海水全面退出塔西南地区。由于海退与帕米尔地壳增厚缩短以及全球海平面下降具有一定的时空耦合性，因此，塔里木盆地最终海退很可能是构造和气候变化共同作用的结果。

准噶尔盆地发育二叠系风城组碱湖相和芦草沟组咸化湖相2套优质烃源岩，由于2套烃源岩沉积环境不同，生烃母质具有差异，不同有机相烃源岩生烃特征缺乏系统对比，排烃条件下湖相烃源岩生气能力缺乏研究。通过烃源岩有机岩石学和指征生物标志物分析，在风城组烃源岩中发现了类杜氏藻、蓝细菌和底栖宏观藻生烃母质，芦草沟组烃源岩中发现了大量塔斯马尼亚藻。结合烃源岩半封闭体系热模拟实验和原油封闭体系热模拟实验，发现不同有机相烃源岩具有不同的生烃演化模式。结果表明：类杜氏藻型烃源岩具有生油量大、生油窗长、生油高峰滞后的特点，生油高峰镜质体反射率为1.31%，最大生油量为836.3 mg/g，残余有机质最大生气量为312.0 mg/g；类杜氏藻+蓝细菌型烃源岩同时具有类杜氏藻型烃源岩和蓝细菌型烃源岩的生烃特点，生油窗较长，生油高峰镜质体反射率为1.15%，残余有机质最大生气量为217.3 mg/g；蓝细菌+底栖宏观藻型烃源岩具有生油早、生油量小的特点，生油高峰镜质体反射率为0.91%，残余有机质最大生气量为292.9 mg/g；塔斯马尼亚藻型烃源岩具有生油量大、气油比高的特点，生油高峰镜质体反射率为1.09%，最大生油量为756.1 m/g，残余有机质最大生气量为330.2 mg/g；风城组腐泥型烃源岩在镜质体反射率为1.50%时，生气量与准噶尔盆地腐殖型烃源岩接近，且随着成熟度升高，生气量持续增大，表明风城组腐泥型烃源岩排油后依然具备较强的生气能力和较大的天然气勘探潜力。

鄂尔多斯盆地古生界石盒子组—太原组储层是成岩作用强烈、低孔低渗且非均质性很强的致密砂岩储层，为了厘清储层的发育特征及主控因素，通过岩石薄片、铸体薄片、全岩X射线衍射、扫描电镜、物性实验等，系统研究石盒子组—太原组储层的发育特征以及不同组分、结构在成岩过程中的差异性演化，分析储层的主控因素。旬宜地区石盒子组—太原组发育了高塑性岩屑砂岩储层、富石英低塑性岩屑砂岩储层和石英砂岩+岩屑石英砂岩储层3种类型，石盒子组、山西组和太原组平均孔隙度分别为5.67%、2.79%和5.64%，平均渗透率分别为1.37 mD、0.30 mD和0.27 mD；孔隙类型以粒间溶孔和粒内溶孔为主，其次为原生粒间孔和黏土矿物晶间孔；填隙物主要为自生黏土矿物，其次为自生石英和方解石。研究结果表明，甜点储层物源方向主要为研究区西南方向；中侏罗世至晚白垩世储层溶蚀作用造成次生孔隙大量发育，为石盒子组—太原组甜点储层的主要控制因素；黏土矿物对储层的保护及改善，是石盒子组—太原组甜点储层的次要控制因素，主要表现为石盒子组的自生绿泥石薄膜对储层原生孔隙的保护，在山西组和太原组伊蒙混层中蒙脱石向伊利石转化过程中形成的晶间孔改善了储层孔隙度及渗透率。

川中蓬莱气区震旦系灯影组微生物白云岩是四川盆地深层—超深层海相碳酸盐岩油气增储上产的重要领域，但该区域成藏演化史复杂，导致研究储集层成岩作用、孔隙演化对油气充注的影响难度较大。为客观认识该区油气勘探潜力和方向，基于前人研究成果和勘探实践，结合岩心薄片、阴极发光及微量元素测试等，明确蓬莱气区灯影组油气充注关系。结果表明：蓬莱气区灯影组储集层受多期、多类型成岩作用改造，经历了溶蚀、胶结充填、压实-压溶、重结晶、构造破裂及硅化等成岩作用；蓬莱气区灯影组分为同生—准同生胶结、浅埋藏早成岩、抬升-暴露表生成岩、埋藏成岩、深埋藏晚成岩调整5个阶段成岩演化过程；灯影组二段加里东运动期发育古油藏，成岩矿物显示3期油气充注，第1期为纤维状白云石胶结物围绕葡萄花边格架孔洞胶结，不发光—昏暗光，第2期为大气淡水白云石胶结物交代藻环边及纤维状白云石，昏暗光，第3期为粉—细晶粒状白云石胶结物充填于粒间孔、粒内孔及格架孔，昏暗—暗红光；灯影组四段多期白云石胶结充填，储集层经历多期油气充注，有2期沥青充填，第Ⅰ期为加里东运动期，丰度低，第Ⅱ期为燕山运动期，丰度高。

四川盆地普光地区须家河组试气试采效果与天然裂缝的发育程度关系密切，为了系统研究天然裂缝的形成机理与控制因素，利用野外地质露头、岩心和成像测井资料，对普光地区须家河组天然裂缝的发育类型和参数进行统计，结合区域构造演化，分析天然裂缝的形成机理和控制因素。结果表明，普光地区须家河组天然裂缝有效程度高，发育北西—南东向和北东—南西向2组有效裂缝，北西—南东向为优势方位，以低角度—斜交缝为主，开度主要为10~20 μm，渗透率主要为10~50 mD，在储层中作为重要的渗流通道；须家河组天然裂缝主要形成于3个时期：燕山运动晚期，在北西—南东向的挤压作用下形成了近南北向和北西—南东向共轭剪切裂缝，该时期形成的天然裂缝充填程度高；喜马拉雅运动早期，北西—南东向的挤压作用形成了一系列北东—南西向天然裂缝，为有效裂缝；喜马拉雅运动晚期，北东—南西向强烈的挤压作用形成了北东—南西向和近南北向共轭剪切裂缝，以及北西—南东向的局部构造伴生裂缝。普光地区须家河组天然裂缝受构造、岩性、沉积微相和岩石力学层厚度控制，其中构造是影响研究区天然裂缝发育的主控因素。

四川盆地乐山—龙女寺古隆起北斜坡发育大量走滑断裂，断距小，平面组合复杂，多期活动的定量约束不足。基于最新连片三维地震资料重点层位和断裂精细解释，统计地层伸展量和厚度域沉降量变化，分析走滑断裂变形特征、演化期次及其对油气成藏的影响。研究发现，北斜坡走滑断裂近东西向、北西—南东向展布，剖面上具有直立形、“Y”字形、花状构造等特征，平面上发育拉分状、线状、雁列状和马尾状断裂组合样式，具有分层、分段差异变形规律。结合区域构造运动背景，认为北斜坡走滑断裂多期次、继承性发育，其中晚震旦世—早寒武世和中—晚二叠世为主要活动期，对应四川盆地绵阳—长宁拉张槽和蓬溪—武胜台凹发育时间。区内走滑断裂的形成演化贯穿着油气生成、运移、聚集和破坏的过程，对二叠系油气成藏具有控制作用。

吉木萨尔凹陷油气勘探主要围绕非常规油藏展开，近年来聚焦芦草沟组烃源岩，在源上、源下及凹陷各部位多个层系获得油气突破，揭示了其良好的勘探潜力及全油气系统特征。基于地震、钻井、测井、有机地球化学等资料，通过系统解剖已知油藏，对全油气系统形成条件及油气成藏模式进行了研究。结果表明：吉木萨尔凹陷常规-非常规油藏有序共生，平面上，自凹陷区—斜坡区—构造高部位依次发育页岩油、致密油及常规砂砾岩油藏，纵向上，自井井子沟组—芦草沟组—梧桐沟组依次发育致密油、页岩油和常规油藏；芦草沟组烃源岩在低成熟阶段经历了大量生烃及排烃过程，奠定了全油气系统物质基础；芦草沟组平面上由凹陷边缘向中部依次发育砂（砾）岩储集层、混积岩储集层和页岩储集层，纵向上发育上覆梧桐沟组和下伏井井子沟组全粒序储集层；构建了平面3个带、纵向3层楼的立体成藏模式，受芦草沟组烃源岩生烃演化及多类型储集层的控制，吉木萨尔凹陷二叠系具有非常规油气藏与常规油气藏有序共生的全油气系统特征。基于全油气系统理论指导及吉木萨尔凹陷勘探实践，针对准噶尔盆地东部二叠系油气勘探，重点围绕石树沟凹陷、吉南凹陷等凹陷，以及斜坡区或源下寻找致密油气，在源上断阶带及构造高部位寻找构造-岩性油气藏，在源内寻找页岩油。

准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组碱矿是重要的固体矿产资源。针对目前碱矿在基础研究中存在的诸如成因机制、沉积演化过程研究不足等问题，通过开展岩心精细描述、全岩X射线衍射分析、岩石薄片鉴定、扫描电镜分析、地球化学特征分析等，结合地球物理特征恢复了碱矿空间分布，建立了玛湖凹陷风城组碱矿的沉积发育模式。结果表明：碱矿主要由碳酸盐矿物组成，包括天然碱、苏打石、氯碳钠镁石、碳钠镁石、碳钠钙石等，深部火山热液活动为碱矿形成提供了物质基础；钠碳酸盐矿物的共生组合受水体盐度的严格控制，其测井响应具有大井径、高声波时差、高中子孔隙度、低电阻率、低密度和低自然伽马的特点，深侧向电阻率与浅侧向电阻率呈现明显的反向变化特征；碱矿在斜坡带和洼陷带均有分布，宏观产出状态差异较大；综合岩心沉积相序分析，建立了气候波动与幕式火山活动交替作用下的多源成碱模式。可为类似湖盆中碱矿的勘查和资源综合利用提供借鉴。

沸石胶结物的成因差异造成了储层储集空间类型多样、成分复杂且非均质性强。为探究其对储集空间产生的影响，综合运用岩心观察、薄片鉴定、电镜扫描、全岩X射线衍射分析及能谱分析等手段，宏观、微观相结合对玛湖凹陷—沙湾凹陷中—下二叠统沸石胶结物类型、形成机制及储集空间类型进行了系统对比分析与研究，结果表明：碎屑成分差异控制着沸石胶结物类型及成因，玛湖凹陷和沙湾凹陷风城组和夏子街组沸石胶结物成因是凝灰岩火山玻璃水化作用；中拐凸起和车排子凸起佳木河组沸石胶结物由斜长石钠长石化形成。而沸石胶结物成因差异又造成了储集空间类型分异，玛湖凹陷和沙湾凹陷风城组和夏子街组沸石胶结物演化过程伴随胶结物密度改变和结晶水释放，易形成粒缘缝；中拐凸起和车排子凸起佳木河组由于浊沸石与方解石的溶蚀，储集空间以溶孔为主。

吐哈盆地中—下侏罗统水西沟群整体发育河流-三角洲-湖泊沉积体系，然而，盆地经历了多期构造运动改造，中—下侏罗统水西沟群沉积时期的古地貌格局，是其沉积演化特征的主控因素。综合利用钻井、地震、岩心和野外露头资料，结合前人研究工作，开展中—下侏罗统水西沟群沉积演化特征的综合分析。研究表明，中—下侏罗统水西沟群整体表现为北厚南薄的特征，由早侏罗世早期多个分离的小型沉积中心，至中侏罗世向台北凹陷迁移，形成大型统一的沉积中心。盆缘山系和盆内主要隆起的构造抬升运动塑造了中—下侏罗统水西沟群古地貌及沉积-物源格局，中—下侏罗统水西沟群沉积时期主要受南北双向物源体系的控制，其次也有来自盆内隆起的物源补给。盆地南部的古隆起形成时间早，为主要物源区，盆地南部发育远源三角洲体系。博格达局部隆起和布尔加凸起在水西沟群沉积时期持续抬升，为次要物源区。湖平面频繁升降是影响该时期沉积体系分布的另一重要因素，湖侵早期（八道湾组沉积时期）和湖退晚期（西山窑组沉积早期）盆内广泛分布三角洲平原亚相，是重要的聚煤期。三工河组沉积时期是早—中侏罗世最大的湖侵期，该时期形成了中—下侏罗统水西沟群优质的湖相烃源岩。

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组的古沉积环境特征控制了页岩油甜点发育，但碱湖古沉积环境对页岩油甜点控制机制不清，制约了页岩油高效勘探和开发。因此，基于玛页1井风城组岩心、地球化学和测井等资料，分析了不同品质烃源岩、储集层和源-储组合形成的古水深、古气候、古盐度和古氧化还原条件，剖析了古沉积环境对页岩油甜点发育的影响。研究表明：玛页1井风城组优质Ⅰ类源-储组合形成于古水深变化相对较小、古气候相对暖湿且碳酸盐和陆源碎屑沉积物含量较高、古盐度相对较低的咸水环境和古还原条件更强的沉积环境。适宜的沉积环境为高产烃率藻类有机质絮凝和富集提供条件，促进了高初级生产力的形成，并为有机质保存提供条件，促进较低成熟度有机质大量生烃。夹层型、纹层型和纯页岩型的源-储组合分别对应Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类源-储组合，排油效率依次降低；古沉积环境通过“源-储-保”三元机制影响页岩油甜点发育。确定了风城组古沉积环境对页岩油甜点发育的控制机制，为页岩油勘探提供理论支撑。

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组是中国陆相页岩油勘探的重要层系之一，但当前仍存在地质甜点主控因素不明确、甜点评价体系不完善、开发层段分布不连续等问题。厘清甜点段的形成机制与识别标准，对于完善页岩油勘探理论体系、指导高效开发具有重要意义。利用岩心、测井及实验分析资料，从储集性、含油性、可动性和可压性4个维度系统分析了芦草沟组页岩油甜点的主控因素。研究结果表明：芦草沟组可划分为上、中、下3个甜点段，其中，中甜点段尚未大规模开发，潜力显著；粉砂岩和碳酸盐长英质页岩宏孔发育、游离烃含量高、可动性好，是优质甜点岩相；总有机碳含量适中、成熟度适中、脆性矿物含量高的层段更利于形成可压裂甜点。基于“四性”耦合评价，指出中甜点段具备良好开发前景，并通过JHW85-71井的成功实践验证了其高产潜力。该研究为吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油甜点识别与开发部署提供了科学依据。

中国陆相页岩油已获重大突破，但陆相页岩普遍非均质性强，源储耦合关系复杂，页岩油甜点形成机理仍不够明确。以准噶尔盆地风城组为例，综合运用大视域薄片扫描、场发射扫描电镜-能谱分析、激光共聚焦观测、有机地球化学分析等技术，重点从页岩纹层特征及其对页岩油甜点的控制开展研究。结果表明，以风城组为代表的陆相页岩纹层发育，可划分为粉砂级长英质纹层、泥级长英质纹层、粉晶白云质纹层、粉晶方解石纹层、球粒状硅质纹层和碱类矿物纹层6种类型，主要有粉砂级+泥级长英质纹层和粉晶方解石/白云质纹层+泥级长英质纹层2类纹层组合页岩。不同纹层源储特征差异显著，泥级长英质纹层和球粒状硅质纹层有机质含量高，发育层状结构藻、红藻果孢子等优质生烃母质，是主要的生油层；粉砂级长英质纹层发育石英/长石晶间孔、长石粒内溶蚀孔等微纳米孔隙，游离油占比高，为优势储集层。多种类型纹层叠置，通过控制页岩有机-无机相互作用、储集空间特征和烃类微运移过程，最终导致不同层段页岩油差异富集，其中，粉砂级+泥级长英质纹层为最佳源储配置，整体含油性好且分布广泛，构成泥生砂储的富集模式，是勘探开发的有利目标。

陆相咸化湖盆页岩油微观赋存特征复杂，开采动态响应不明，是页岩油富集理论及动用规律研究的难题。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例，综合采用核磁共振、激光共聚焦、氩离子抛光、扫描电镜等技术，对页岩油储集层流体赋存状态及可动性进行表征，并结合先导试验区页岩油单井产出液监测结果进行验证。结果表明，页岩油微观赋存具有纳米孔满含油、亚微米—微米孔含油又含水，烃类轻、重组分呈洋葱皮状的特征。页岩油衰竭式动用首先以亚微米—微米孔中的轻质组分油为主，且孔隙中游离水参与了流动。油井开采过程中原油物性及产出水的变化对流体微观赋存状态具有很好的响应，页岩油井生产具有长期含水、轻重组分梯次动用的特征。

奥陶系碳酸盐岩储集层是和田河气田主力开发层系，以玛4区块为例，综合岩心、薄片、测井、钻井及流体资料开展古岩溶特征研究，分析裂缝与古岩溶、充填作用间的相互关系，评价影响气井生产的主要岩溶因素，明确岩溶储集层下步有利挖潜方向。结果表明：垂直渗流带裂缝发育特征不仅与构造特征有关，还与表层岩溶、充填作用有关；气藏底水活跃性与埋藏溶蚀作用有关；岩溶分带性是岩溶储集层具有二元结构的主要原因，裂缝发育区并非水体活跃区，单井生产效果主要取决于埋藏溶蚀作用及垂直渗流带裂缝发育情况2个因素。

针对四川盆地西南部井研地区二叠系茅口组断控型岩溶储集层分布不清的问题，利用钻井、地质、地震等资料，建立茅口组断层和断溶体地震识别模式，利用正演模拟技术分析两者地震反射的差异，在此基础上，利用相干、最大似然、倾角、梯度结构张量等地震结构属性识别多期次叠加断层，利用熵、能量等地震纹理属性识别层间断溶体，准确识别了茅口组断控型岩溶储集层的分布情况，并建立了地质发育模式。结果表明，研究区主要发育多期次叠加断层断溶体和层间断溶体2种断控型岩溶储集层，其中，多期次叠加断层断溶体主要发育在研究区南部，层间断溶体主要发育在研究区东部，地震结构属性对地震波形连续性差异变化明显的高陡、直立多期次叠加断层断溶体识别精度较高，地震纹理属性对地震波形反射振幅能量变化明显的平缓、低角度层间断溶体识别精度较高，预测结果与钻井结果吻合，研究结果可指导下一步勘探部署。

孔隙结构影响泥页岩的储气性能，是页岩气资源潜力评价的重要参数。以黔西地区上二叠统龙潭组煤系泥页岩为研究对象，采用电镜扫描对微观孔隙和微裂缝定性观察并划分类型，通过高压压汞和低温氮气吸附实验对微观孔隙结构与孔隙直径分布进行了定量表征，结合有机地球化学参数与矿物组成分布特征分析了煤系泥页岩储集层孔隙结构特征的控制因素。结果表明：龙潭组煤系泥页岩基质孔隙可划分为残余原生粒间孔、矿物铸模孔、黏土矿物间微孔、晶间孔、粒内溶蚀孔和有机质孔，微裂缝以张性微裂缝、剪性微裂缝、层理缝和成岩收缩缝为主；微孔及过渡孔为主要孔隙空间，特别是直径小于5 nm的微孔；孔隙空间类型以墨水瓶孔和“V”字形孔为主，平行狭缝较发育，孔隙连通性较好；总有机碳含量、有机质成熟度以及矿物组成是黔西地区龙潭组煤系泥页岩储集层孔隙结构的主要控制因素，随着总有机碳含量增大，泥页岩单点孔体积和比表面积增大；热演化程度升高对微孔和过渡孔孔容增加有积极贡献；黏土矿物对储集层孔隙结构影响较为复杂；高脆性指数则对储集层中孔、大孔和微裂缝发育有积极影响，有利于页岩气渗流。