在塔里木盆地开辟了超深层走滑断控油气藏勘探开发领域，但断控油气藏极为复杂，难以效益开发，亟需加强油气藏基础地质研究。走滑断控油气藏具有非均质性强、储集层与流体分布复杂、油气产量变化大及采收率低的共性，不同地区走滑断控油气藏的断裂、储集层、成藏与流体存在较大的差异，面临一系列勘探开发难题。建立了差异成因的走滑断裂破碎带及其控储模型，揭示了沿走滑断裂带“相-断-溶”三元复合控储、连片差异规模发育的成储机制；构建了“源-断-储-盖”四元耦合成藏、“小藏大田”的走滑断控油藏模型，揭示了超深层走滑断控油藏的形成与保存机理。突破了克拉通盆地弱走滑断裂难以形成走滑断控大规模储集层与大油气田的理论认识局限，明确了克拉通盆地走滑断裂系统大规模发育的成因机制、走滑断裂破碎带差异成储成藏机理与油气富集规律。

为实现吐哈探区油气勘探由中—浅层向深层、由常规向非常规转向，推动其深层油气资源勘探，通过对吐哈盆地、三塘湖盆地和准噶尔盆地准东地区的构造-岩相古地理演化的分析，对其含油气系统特征和勘探潜力评价，梳理主要勘探方向，优选战略突破领域。石炭纪—二叠纪，吐哈探区为统一沉积盆地，具有相似的沉积环境和沉积建造；三叠纪—侏罗纪，研究区被分割，形成独立的前陆盆地；与构造-岩相古地理演化相对应，形成了石炭系海相—海陆过渡相、二叠系湖相和侏罗系湖相—煤系3套烃源岩，构成三大含油气系统。勘探思路的转变促进了深层油气勘探的重大进展，准东地区石钱滩组海相碎屑岩油气藏、二叠系页岩油藏、常规砂岩油藏以及吐哈盆地中—下侏罗统大面积致密砂岩气藏勘探取得了重大突破，发现了大规模优质储量，实现了战略资源的有序接替；应按照战略准备、战略突破和战略进行3个层次的勘探，聚焦10个有利油气勘探方向。

为增强对准噶尔盆地陆梁隆起西部二叠系下乌尔禾组绿泥石和浊沸石矿物特征的认识，利用岩石薄片、电子探针、X射线衍射等，对其化学成分、产出状态及其对储集层物性的影响进行了研究。研究区下乌尔禾组绿泥石矿物晶体结构为三八面体，具孔隙衬里式、颗粒包膜式和孔隙充填式3种产出状态，属于铁镁过渡型偏富镁绿泥石，其八面体位置主要为Fe对Mg的置换，Al/（Al+Mg+Fe）为0.25~0.37，发育泥质岩石蚀变和镁铁质岩石转化形成的绿泥石，凝灰质等火山物质的水解溶蚀、黏土矿物之间的相互转化为其形成提供了大量的物质基础。浊沸石具连晶状、充填状和交代状3种产出状态，连晶状浊沸石周围发育大量岩屑，促进了浊沸石的形成；充填状浊沸石与绿泥石、方解石等矿物共生，在物质来源上相互竞争，在一定程度上抑制了浊沸石的形成；交代状浊沸石主要由交代长石和岩屑生成，导致Si/Al较高，耐酸性较强，不易被溶蚀。绿泥石与浊沸石对储集层物性均具有双重影响，绿泥石对储集层物性的改善作用较为明显，有利于形成优质储集层，浊沸石对改善储集层的作用较为有限。研究区下乌尔禾组随着埋藏深度增大，存在从碱性到弱酸性、再到碱性的成岩环境变化，其成岩系统较为封闭。

为建立石钱滩凹陷上石炭统石钱滩组标准剖面，给凹陷内井下地层划分对比及油气勘探提供依据，以野外调查为重点，利用地质探槽，根据岩性特征、沉积建造、接触关系、标志层、生物化石等综合分析，进行石钱滩组层序划分和沉积相恢复及区域地层对比。石钱滩组由洪积扇（扇三角洲）沉积开始，经扇前湖泊沉积，于海湾潟湖沉积结束，构成3次海侵退积型层序，可划分为3段。下段下部为砾岩和砂砾岩，夹砂岩和粉砂岩，中部为中—细砾岩、杂砂岩与泥岩和粉砂质泥岩互层，上部为粉砂质泥岩、泥岩夹砂岩和粉砂岩；中段下部为砾岩、含砾砂岩和砂岩，夹粉砂岩，上部为钙质粉砂质泥岩、泥岩、粉砂岩和泥质灰岩；上段下部为砾岩、砂岩与粉砂岩和粉砂质泥岩互层，中部为紫褐色、砖红色泥岩和泥质粉砂岩，夹含砾粗砂岩和砾岩，上部为深灰色泥岩和粉砂质泥岩夹灰岩。宏观上为下段、中段及上段上部为深灰色，上段下部为浅褐—砖红色，各段均为正粒序。扇前沼泽—海湾潟湖相暗色泥岩为有利烃源岩，扇中、扇端砂岩和砾岩为储集层，生储配置好，油气地质条件优越。

页岩储集层的油气储集能力取决于其复杂的孔隙结构，而不同页岩岩相具有不同的孔隙结构特征。为了明确不同页岩岩相对孔隙结构的控制作用，以川中地区侏罗系自流井组大安寨段页岩为例，基于总有机碳含量和X射线衍射全岩矿物分析，确定大安寨段页岩岩相，对不同页岩岩相进行薄片、扫描电镜、低温氮气吸附和高压压汞分析，确定其孔隙结构特征。结果表明，川中地区大安寨段页岩主要发育6种岩相：富有机质黏土质页岩、含有机质黏土质页岩、贫有机质黏土质页岩、含有机质混合质页岩、贫有机质混合质页岩和贫有机质钙质页岩，孔隙形态以平行板状和狭缝状为主。黏土质页岩主要发育黏土矿物层间孔、有机质孔和生烃增压缝，混合质页岩主要发育残余粒间孔，钙质页岩发育少量溶蚀孔。各类页岩岩相的孔体积和比表面积与黏土矿物含量呈正相关，富有机质黏土质页岩大孔孔体积与总有机碳含量呈正相关。其中，富有机质黏土质页岩大孔孔体积最大，孔径分布呈三峰特征，是川中地区大安寨段页岩油储集最为有利的页岩岩相。

苏里格气田中区苏36-11区块已开发17年，开发程度和储量动用程度均高，储集层非均质性强，储量动用不均衡，剩余气分布复杂，剩余气分布的确定及挖潜是气田稳产的关键。通过储集层构型精细表征，明确剩余气分布的主要影响因素，确定不同类型剩余气分布规律，提出对应的挖潜对策。研究结果表明：研究区含气砂体主要分布在4级构型单元心滩坝与点坝中，整体规模小，宽度为150~500 m，长度为300~800 m，连通性差，受各级次渗流屏障影响大，区块北东—南西向主砂带开发程度最高，地层压力低，剩余气主要分布在区块西北部盒8段下亚段；剩余气分布主要受储集层非均质与开采非均匀影响，可分为井网未控制型、复合砂体阻流带型、水平井未动用次产层型、直定向井未射开气层型和投产未采出型5类；提出井间加密、老井侧钻、查层补孔和老井挖潜4种动用措施，调整方案后，预测可稳产7年，采收率可达45%。

沸石在沉积岩中广泛发育，受多种因素影响，沸石成因类型多样，成岩演化特征复杂。在沉积环境、成岩条件等因素控制下，不同成因类型沸石形成于不同的成岩序列，并具有不同的组合特征、产出形式和骨架结构。沸石类型有原生沸石、热液成因沸石、火山物质蚀变沸石和矿物转化沸石；其骨架结构可以用Si/Al表征，据此被分为高硅沸石和低硅沸石。沸石对烃源岩生烃有较强的催化作用，高硅沸石的催化活性低，但是失活速率小，择形性良好；沸石的胶结与溶蚀对储集层分别起建设性和破坏性作用，不同成岩序列下，沸石对储集层物性的影响有所差异；黏土矿物转化方沸石会增强页岩的脆性和水敏性，脆性增强使储集层的可压裂性增强，水敏会降低储集层的渗透率。

下侏罗统自流井组大安寨段为四川盆地陆相页岩油开发的最有利层段，页岩油勘探潜力巨大，然而对该地层的热演化史缺乏系统研究。利用含油气盆地模拟系统，对比分析了川中地区北部与中部大安寨段页岩热演化及生烃差异，并探讨其对页岩油富集的影响。研究区大安寨段页岩现今热演化程度由西南向东北逐渐增高，平面上可分为高成熟区和成熟区。高成熟区位于研究区北部，镜质体反射率为1.3%~1.7%，主要发育Ⅲ型有机质，在晚侏罗世早期进入早期生油阶段，晚侏罗世末达到生烃高峰，存在2期生烃作用；成熟区位于研究区中—南部，镜质体反射率为0.9%~1.3%，主要发育Ⅱ₁型—Ⅱ₂型有机质，侏罗系沉积厚度相对较小，有机质成熟时期较晚，晚侏罗世末进入早期生油阶段，早白垩世进入生烃高峰，仅有1期生烃过程。相较于北部地区，中部地区沉积了大套的富有机质页岩，是大安寨段页岩油坚实的物质基础，但古近纪以来的构造抬升与地层剥蚀，对该区的油气保存具有一定的破坏作用。

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组为碱湖相沉积。靠近碱湖中心发育大量碱性矿物，碱性矿物中天然碱为主要矿物类型，而天然碱作为重要的工业资源具有较大的开发价值。目前，主要采用交会图法对天然碱层段进行定性评价，需要建立天然碱的定量评价方法。根据岩心分析和薄片鉴定资料，结合前人研究成果，将风城组碱性矿物分为天然碱、碳钠钙石、碳钠镁石和硅硼钠石4类，并总结了4类碱性矿物的物理性质以及对储集层物性、含油性的影响。分析了天然碱含量对测井响应特征的影响，并利用深浅电阻率比值建立了天然碱含量预测模型。经过未参与建模的岩心资料的验证，模型预测天然碱含量与岩心分析天然碱含量吻合度较高，平均相对误差为5.67%，满足了矿物含量精确计算的要求。最后，基于11口井的天然碱测井评价结果，明确了玛湖凹陷风城组天然碱分布。研究成果可为天然碱资源评价提供理论和技术支撑。

为明确吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下甜点段页岩油生烃母质差异和生烃机理，采用场发射扫描电镜、电子探针和傅里叶红外光谱实验，对芦草沟组烃源岩超微生物特征进行研究。上甜点段页岩油主要生烃生物为层状藻（微囊藻），母质以直链脂肪族为主；下甜点段以结构藻（塔斯马尼亚藻）为主，生烃母质富集富支链脂肪族、芳香族和亚砜官能团。由于长直链饱和烃断裂所需的活化能远高于分支链及碳硫和碳氮低键能，因此，下甜点段页岩油的生烃母质活化能低于上甜点段，发生早期生烃，在低成熟度下形成高非烃沥青质的高密度原油，是下甜点段原油性质偏重偏稠的主要原因。

准噶尔盆地东部石钱滩凹陷为残留海相凹陷，近年来多口井在石钱滩组获高产天然气，且凹陷各部位不同层系均见到油气显示，揭示了其良好的油气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，对石钱滩凹陷形成及演化、全油气系统形成条件及油气成藏模式进行了研究。晚石炭世的北天山洋壳俯冲及海水侵入，使得石钱滩地区发育陆源供给的海相中等—优质烃源岩，该烃源岩处于成熟—高成熟阶段；储集层类型齐全，发育石炭系火山岩、石钱滩组海相碎屑岩和二叠系金沟组陆相碎屑岩，在这几类储集层中均有油气成藏；受石钱滩组烃源岩生烃演化及多类型储集层特征的控制，形成了凹陷区页岩气藏—斜坡区致密油气藏—高部位常规油气藏的分布模式，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，针对石钱滩凹陷，应在近源斜坡区寻找致密油气藏，在源上断阶带及构造高部位寻找构造-岩性油气藏及火山岩风化壳油气藏，在源内寻找海相页岩天然气藏；北疆石炭系近源有利岩性相带、山前冲断掩伏构造、盆内古隆起和斜坡区是有利的勘探区域，应围绕凹陷区页岩油气藏、环凹陷区致密砂岩油气藏、高部位常规油气藏和隆起区火山岩风化壳油气藏展开勘探。

准噶尔盆地永进—征沙村地区侏罗系超深层砂岩储集层致密且非均质性强，储集层评价标准及有利储集层分布不明确，制约了油气勘探开发。以测井、录井、岩心及试油资料为基础，通过矿物分析、核磁共振、毛细管压力实验、岩心驱替等，开展了侏罗系储集层微观孔隙结构特征研究，明确了可动孔隙半径下限，并以流体可动孔隙度作为关键评价指标建立了分级评价标准。研究表明：研究区中—细粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩储集空间为粒间孔、次生溶蚀孔及微裂缝，孔隙半径较小，为0.005~5.000 μm，以毛细管压力实验曲线标定后不同驱替状态的核磁共振T₂谱确定了可动孔隙半径下限为0.100 μm，进而明确了含油岩石的流体可动孔隙度。综合考虑岩电特征、孔隙类型及结构、含油性特征，结合典型井的产能特征，建立了研究区储集层分级评价标准，通过Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储集层的分级评价，为后续油气田开发及井位部署提供了依据，对于该地区超深层致密油藏的勘探开发与邻区储集层评价具有参考意义。

胜北洼陷风险探井沁探1井在西山窑组以下致密砂岩中见22层荧光级油气显示，需对所钻遇的烃源岩进行评价，确定致密油来源层系。西山窑组烃源岩在台参2井附近大部分层段为非—差烃源岩，但4 700.00~4 900.00 m层段为好烃源岩，在洼陷区的沁探1井则为中等—好烃源岩；三工河组为中等—好烃源岩。中—下侏罗统有机质整体为Ⅱ₂型—Ⅲ型，在西山窑组为成熟，在三工河组和八道湾组为高成熟。烃源岩可溶有机质中链烷烃碳数分布宽，C₂₇-C₂₈-C₂₉αααR构型甾烷呈反“L”型，表明以陆源高等植物输入为主的混合型有机质来源。西山窑组有机质中伽马蜡烷含量低，姥植比相对偏高，其沉积水体为相对低盐度的弱氧化—弱还原条件；三工河组和八道湾组有机质中低姥植比，富含伽马蜡烷，其沉积水体盐度较高，还原性较强。β-胡萝卜烷在三工河组全层段发育，且在部分层段颇为丰富，含量与主峰碳相当，表明这些层段具嗜盐细菌的贡献，为还原性水体沉积。据C₂₇/C₂₉αααR甾烷、姥植比、C₁₉₊₂₀/C₂₃₊₂₄三环萜烷、C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷、重排藿烷、β-胡萝卜烷相对含量等，可推断出三工河组原油来源于自身烃源岩；西山窑组底部原油经过二次运移，源自三工河组富含β-胡萝卜烷烃源岩层系，西山窑组中—上段油砂抽提物则与西山窑组烃源岩相关。

库车坳陷克拉苏构造带盐下白垩系巴什基奇克组储集层分布了一批高产、稳产的天然气藏群，其储集层为超深、高温、超压致密砂岩储集层，孔隙度越高，氯盐含量越高，储集层视电阻率越低，储集层中氯盐的分布严重影响流体识别，其对盐下致密砂岩物性的影响较明显。利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、氯盐含量、常规测井曲线分析等，系统分析了库车坳陷盐下白垩系巴什基奇克组储集层氯盐的分布特征。根据氯盐含量、电阻率、氯盐来源等的差异，提出盐下储集层氯盐分布具有顶渗、侧渗和局部封存3种模式。顶渗模式与侧渗模式的电阻率仅受氯盐含量的影响，顶渗模式储集层氯盐含量呈垂向分带特征，随氯盐含量的降低，电阻率升高；侧渗模式储集层氯盐含量呈横向分带特征，电阻率自构造带边缘向中心表现出由高到低再升高的趋势；局部封存模式电阻率受应力和氯盐含量的共同影响，氯盐含量分布具有偶发性，电阻率变化幅度大。根据测井响应特征划分了各模式的分布段序列，顶渗模式自上而下发育盐层段、泥岩封隔段、饱和氯盐强影响段、未饱和氯盐强影响段、未饱和氯盐影响过渡段和氯盐未影响段；侧渗模式在顶渗模式基础上多发育过饱和氯盐影响段；局部封存模式从上到下划分为盐层段、泥岩封隔段、强挤压应力氯盐未影响段、氯盐应力混合影响段和氯盐应力未影响段。

塔里木盆地奥陶系超深层碳酸盐岩储集层受控于高能相带、区域不整合面及多期次和多类型断裂破碎作用改造，内幕流体及压力系统分布异常复杂。分析认为，沉积、构造、化学反应等因素均影响了塔北、塔中地区奥陶系碳酸盐岩异常高压的形成、保存与分布。厚层膏盐岩延缓了烃源岩热演化，阻滞应力传递，不整合面为构造应力和欠压实压力传递、晚期油气充注提供通道，均有利于异常高压形成;后期硫酸盐热化学还原反应一定程度上削弱了异常高压的发育程度并影响其垂向分布层位;厚层泥岩、致密石灰岩等优质盖层有利于异常高压保存。异常高压主要分布于生烃坳陷周缘、远离主干断裂或活动性较弱的次级断裂。其中，塔北地区异常高压主要由构造挤压与欠压实作用形成，呈多点散状分布于断裂复杂的跃满地区和鹿场地区;塔中地区由流体膨胀形成的异常高压集中分布于塔中10号构造带，储集层一般规模较小且定容。

裂缝地震预测是裂缝型油藏评价的基础。变质岩潜山油藏具有裂缝类型多、不同部位裂缝发育程度差异大、裂缝非均质性强、预测难度大等特征，针对Z4变质岩潜山油藏开展裂缝特征及地震预测研究。Z4潜山油藏裂缝发育程度具有成层性，可分为4段：顶部风化-半充填裂缝段、上部网状裂缝发育段（发育程度高）、中部低角度裂缝发育段（发育程度中等）和下部高角度裂缝发育段（发育程度低）。提出了综合多尺度通用谱分解、倾角导向的本征值相干处理和迭代蚂蚁体分析的综合裂缝预测技术。将岩心上裂缝产状及发育程度与地震预测结果进行对比，结果显示吻合度较高，提出的多方法综合裂缝地震预测具有较高的准确性。

为明确鄂尔多斯盆地伊陕斜坡二叠系太原组碳酸盐岩气藏的分布规律，以钻井、测井、录井、试气等资料为基础，通过野外露头、岩心、岩石薄片、电镜扫描、高压压汞、包裹体测温等分析，对太原组碳酸盐岩气藏储集层的沉积微相、岩石学特征、物性特征、孔隙结构、裂缝分布等进行对比剖析。结果表明：太原组碳酸盐岩气藏为低孔低渗岩性气藏，有利储集层控制气藏的分布和天然气富集，气藏主要分布于生物丘和生屑滩沉积微相发育区；生物丘分布于研究区东部佳县、子洲及清涧一带，生屑滩分布于研究区西部横山、靖边及坪桥一带，自西向东相带分布明显；太原组碳酸盐岩发育泥晶生屑石灰岩和藻粘结石灰岩，生物体腔孔、晶间孔、溶孔和微裂隙为有利储集空间；裂缝是油气运移的良好通道，其发育对气藏富集起积极作用。

为寻找四川盆地泸州地区五峰组—龙马溪组页岩气有利区，在开展流体包裹体检测、页岩微观孔隙观测、气泡变孔模拟等研究基础上，查明了泸州地区构造埋藏过程和生烃热演化过程，总结了泸州地区页岩气成藏特征和成藏规律。研究结果表明：泸州地区五峰组—龙马溪组富有机质页岩厚度大，在二叠纪—早三叠世生油，经历了中三叠世和燕山运动期—喜马拉雅运动期2次构造抬升，中三叠世抬升幅度有限，未导致大规模烃散失，燕山运动期—喜马拉雅运动期构造抬升晚于川东南且幅度小，利于页岩气保存；泸州地区五峰组—龙马溪组页岩有机孔发育，是由于中三叠世隆升时间短，强度小，未发生大规模排烃，大量液态烃保留在储集层中，有利于后期有机孔的大量形成，同时在晚三叠世—中白垩世，地层深埋发生液态烃裂解产气，地层广泛超压，有利于有机孔的后期保存；泸州地区三叠纪隆升虽然时间短、强度小，但是从模拟实验结果来看，可以导致原油稠化和气孔形成，对页岩气富集成藏有利。因此，发生在印支运动期的泸州地区的隆升造成原油稠化，有利于页岩气富集成藏；泸州地区地层抬升时间晚，页岩气散失时间短，低角度层理缝发育，而纵向裂缝少，均有利于形成超压页岩气富集区。提出的泸州地区五峰组—龙马溪组页岩富集成藏规律，对于指导其他同类型油气勘探具有借鉴意义。

为了揭示和对比玛湖凹陷北部风城组砂岩和泥页岩2类岩性储集层微观结构及不同尺寸孔隙内流体赋存特征，基于高压压汞、核磁共振、大视域拼接电镜扫描等实验，定量表征2类岩性储集层的孔喉尺寸和流体赋存特征，并对比原始样品和加压饱和原油样品的核磁共振以及抽提前后的高压压汞实验结果，揭示不同尺寸孔喉系统内束缚态流体和可动流体的分布。研究表明：2类岩性储集层孔隙和喉道尺寸差异均不明显，主要发育直径为0.01~10.00 μm的孔隙和半径小于10.00 nm的喉道，以中孔-细喉为主，其中，泥页岩孔隙直径略大于砂岩，喉道半径略小于砂岩。泥页岩多发育晶间孔、蜂窝状溶孔等导管状孔，砂岩导管状孔和球形孔各占一半，且随着孔径增大，粒间孔、粒间溶孔等球形孔占比增大。流体赋存及可动性受矿物组分、孔径等多种因素影响，有机质、白云石以及黄铁矿的偏油润湿性以及黏土矿物晶间孔的强毛细管束缚致使页岩油可动性降低，可动流体主要分布在直径大于300 nm的中—大孔隙内。综合储集层物性和可动流体分布特征，研究区页岩油有利区块为东部的玛51X井区，该井区泥页岩和砂岩均可作为有利的开发对象。