距今1800—541Ma时期的中—新元古界是中国最古老的沉积地层。由于一直未确认可靠的早期生命和相应的生物化石，在20世纪50年代之前，国际石油地质学界普遍认为中—新元古界不会含有烃类沉积，也从未考虑将中—新元古界作为油气勘探的目的层。然而最近半个多世纪以来，古生物学家对地球元古宙早期生命演化的基础性研究取得重大进展，石油地质学家和地球化学家也发现中—新元古界古老地层中存在大量油苗、沥青和富含有机质的烃源岩，这些沉积有机质可跨越未成熟—过成熟的不同热演化阶段，部分地区至今仍处于“生油液态窗”的范畴内，以致迄今国内外发现了数十个原生油气田，探明相当规模的油气储量，并获得高产油气流，从而表明中—新元古界完全具备形成与富集规模性油气资源的条件。

海上油气勘探难度很大，尤其是中浅层岩性油气藏的勘探，其难点主要有常规地震剖面分辨率较低、砂体叠置关系多样性条件下岩性尖灭线的准确识别与刻画，以及如何切实有效地实现岩性油气藏储量规模化等现实问题。以勘探较为成熟的珠江口盆地惠州凹陷为例，通过系统总结该地区中浅层岩性油气藏的分布特点，提出了勘探成熟区岩性油气藏的勘探策略。惠州凹陷岩性油气藏勘探实践表明，岩性油气藏具有靠近富烃洼陷分布、与构造油藏伴生、受海泛泥岩控制以及在油气主力运移通道上汇集的特点，基于此认识，在地质、地球物理、经济评价“三位一体”统筹化勘探原则下，提出了以高品质地震资料为基础、精细地质认识为引导、先进的地球物理技术为手段，坚持勘探开发一体化的勘探策略。该策略为惠州凹陷惠州21-A老油田以及惠州25-B油田周边新的岩性油气藏发现提供了重要的指导作用。

大港油田历经50多年勘探，效益增储面临着井位确定难、储量新增难、储量升级难、储量动用难、效益提升难等诸多挑战。但大港油田资源优质、资料丰富、配套完善，效益增储潜力大。积极应对挑战，深入挖掘潜力，利用新资料、建立新模式，油田外围新区块寻找高效储量；突破老观念，预探新层系，油田上下新层系实现效益增储；油藏再认识、工艺再创新，油田内部新目标发现高效储量，探索形成老油田效益增储的新方法，使老油田增储再续青春，老油田增效闯出新路。实践证明，该方法是老油田效益增储的“金钥匙”，是老油田提质增效、走出困境的有效途径，对老油田实现持续稳健发展具有一定借鉴意义。

从页岩的空间展布特征、岩相特征、生烃特征、储集条件及页岩中滞留烃特征等方面，研究鄂尔多盆地富县地区延长组长7湖相页岩油的地质特征，评价页岩油的勘探潜力，优选有利目标区。研究表明，富县地区延长组长7页岩分布广泛，页岩中砂质纹层发育，含粉砂质纹层黑色页岩为页岩油赋存的最优岩相。对页岩的地球化学参数（热解S₁、氯仿沥青“A”含量、TOC值、R_o、游离烃含量等）、储集条件、含油气性等方面进行了系统分析，认为富县地区长7湖相页岩具备页岩油富集和聚集成藏的条件。采用热解参数S₁法计算的页岩油资源量可达12.94×10⁸t。综合评价生油潜力、储集能力、页岩油可动性等方面，优选出勘探有利区452km²。

国内海相页岩气已成功实现商业化有效开发，但对于湖相页岩油气的勘探开发始终存在较大争议，其中一个重要的评价指标就是页岩油气的有机碳含量下限。在陆相页岩油气调研分析的基础上，以四川盆地侏罗系大安寨段淡水湖相为对象，从湖相页岩岩石类型、矿物组分特征、地球化学特征等开展页岩油气形成地质条件分析，并根据大量页岩有机碳热解数据、页岩产气层段与有机碳含量关系、页岩产油层段与有机碳含量关系的综合分析，初步确定淡水湖相页岩油气的有机碳下限为1.5%，试验数据与勘探实践较为吻合，确立的湖相页岩油气有机碳下限较为合理。并以此为依据，圈定了大安寨段有机碳含量大于1.5%的湖相优质页岩分布范围，为盆地下步湖相页岩油气勘探开发指明了方向。

基于黄骅坳陷与冀中坳陷和辽河坳陷潜山内幕成藏条件对比研究，分析黄骅坳陷寒武系—中新元古界潜山勘探潜力，明确勘探方向。研究认为黄骅坳陷寒武系—中新元古界勘探程度偏低，潜山内幕成藏地质条件好，潜山类型多，分布面积大，是一个十分有利的勘探领域。通过评价黄骅坳陷重点圈闭，提出有利（Ⅰ类）圈闭面积占48%，主要分布于歧口凹陷，具备形成较大规模潜山内幕油气藏的有利条件。尤其是大多数圈闭分布在洼槽区，深大断裂较发育，使寒武系—中新元古界白云岩优质储层与沙三段主力烃源层能够形成“侧向对接”，易形成较大规模的“新生古储”式潜山内幕油气藏，由此提出羊二庄潜山带上1号圈闭(羊二庄潜山)作为首选风险目标。

被动大陆边缘大型峡谷供给型深水扇是一种典型且重要的深水扇类型，深入了解其沉积和油气成藏特征对于全球相同类型深水扇认识的深化具有很强指导意义。通过对第四纪刚果扇调查数据的梳理和解剖，认为第四纪刚果扇是由分割的北扇、南扇和轴扇叠置而成，各分割扇体内发育多套浊积体系。东西方向上各分割扇体以向海进积为主，扇体内水道体系沉积中心东西向迁移距离约100km；南北方向上扇体从北部—南部—中部逐渐迁移，分割扇体内部的浊积体系分别呈逆时针（北扇）、顺时针（南扇）和从SE向NW（轴扇）迁移。沉积构型要素以水道—天然堤和前端朵叶体为主，平面呈“树枝—树叶”网状。扇体发育主要受物源体系、气候和盐岩变形等异源因素控制。分析指出古代刚果扇与第四纪刚果扇具有相似沉积特征。统计分析表明，刚果扇具有较好的油气成藏条件，其烃源岩是赛诺曼阶—马斯特里赫特阶海相页岩，储层是渐新统—中新统水道或水道复合体砂岩，油气被层间页岩局部封盖，在地层—构造和地层等圈闭内成藏。现阶段油气勘探应以陆架边缘下切水道及峡谷边缘上扇部分网状决口水道为重点。

渤海湾盆地济阳坳陷三合村洼陷古近系与新近系均发育大量稠油油藏，明确油气成因机制和成藏过程对下一步油气勘探具有重要意义。利用原油生物标志化合物特征,明确了稠油油藏的成因机制，结合构造演化史、埋藏史—热史、油气成藏期次等研究，恢复了稠油油藏的形成过程。结果表明，古近系与新近系稠油油藏具有“泾渭分明”的成因机制和运聚特征：古近系东营组沉积末期，渤南洼陷沙四段烃源岩生成的低熟原油通过古近系沙三段与前古近系之间的不整合输导层侧向运移至三合村洼陷，在古近系沙三段底部的地层超覆圈闭中聚集成藏，形成原生型稠油油藏；新近系馆上段—明化镇组沉积时期，渤南洼陷沙三段和沙四段烃源岩生成的成熟原油首先侧向运移至垦西断垒，进而通过垦西断层垂向运移至新近系馆陶组，最后通过馆陶组骨架砂体及断层的复合输导进入三合村洼陷，在馆陶组构造—岩性圈闭或地层超覆圈闭中聚集成藏，由于后期强烈的生物降解作用而形成次生型稠油油藏。开展稠油油藏与浅层气藏的联合勘探，可作为济阳坳陷浅层今后增储上产的勘探新领域。

基于石油的荧光性，通过常规荧光光谱方法，对油包裹体的荧光光谱进行定量化描述，利用其主峰波长（λ_max）、红绿熵（Q）及QF₅₃₅等属性参数，并根据λ_max与QF₅₃₅的相关关系特征，可以便捷而有效地开展油气充注期次的判识。齐家地区上白垩统青山口组高台子致密油储层中9块流体包裹体样品检测结果表明，高台子油层中发育发黄色、黄绿色、蓝绿色3种荧光颜色的油包裹体；高台子油层油包裹体λ_max与QF₅₃₅分布在3个区域，从黄色荧光区域→黄绿色荧光区域→蓝绿色荧光区域，QF₅₃₅值逐渐减小，反映了油包裹体中捕获原油的成熟度逐渐增高；并结合埋藏史、生烃史和包裹体均一温度研究，认为齐家地区高台子油层在地质历史时期共经历了3幕油气充注，早期原油充注发生在白垩纪嫩江晚期79—77Ma期间，对应于第1幕充注；晚期原油充注发生在晚白垩世明水期69—65Ma期间，对应于第2幕和第3幕充注。

库车坳陷克深8气藏巴什基奇克组为超深层裂缝—孔隙型双重介质致密砂岩储层，系统开展储层特征分析及属性建模研究，可为克深8气藏高产稳产开发井的部署及开发措施的制定提供地质依据。薄片观察、扫描电镜、激光共聚焦和电子探针综合分析表明，巴什基奇克组储层以岩屑长石砂岩为主，孔隙类型主要为粒间孔，其次为粒内溶孔；在构造建模和岩相建模的基础上，采用序贯高斯模拟方法建立了基质孔隙度模型，并利用孔渗关系曲线方程建立了基质渗透率模型，划分出3个基质孔渗发育区。克深8气藏的构造裂缝主要形成于喜马拉雅运动中晚期近南北向的构造挤压作用，以直立剪切缝和高角度张性缝为主，在成像测井图像上表现为平行式组合和斜交式组合，部分高角度张性缝被硬石膏和白云石等矿物充填；基于构造应力场有限元数值模拟对构造裂缝参数进行了数值模拟计算，并以此为基础，采用序贯高斯模拟方法建立了构造裂缝属性模型，识别出4个孔隙度高值区和5个渗透率高值区。最后将储层基质属性模型与构造裂缝属性模型进行加和运算建立了双重介质属性模型，平面上划分出KS807井区、KS8-5井区和KS8-8—KS806井区3个高产稳产区，纵向上第3砂层组为高产稳产层段，在开发中应优先考虑。

伊拉克库尔德地区Shakan油田的碳酸盐岩储层在不同井、不同层段产能差距非常大,给石油地质人员带来很大困惑，如何定性评价储层，以及有效识别高产储层是迫切需要解决的问题。通过分析试油段的岩心、常规物性分析数据、铸体薄片及区域地质资料，发现高产储层段裂缝很发育，铀曲线呈现山峰状的异常高值；而低产储层段裂缝相对不发育，铀测井值低。为了深入理解铀与储层类型的关系，通过分析研究区地质构造特征、地层水资料和储层微观特征等，认为研究区具备在裂缝段产生高铀富集的条件，高铀值与裂缝发育呈正相关关系。应用自然伽马能谱曲线结合常规测井曲线资料，可以准确找出高产裂缝性储层，预测有利储层发育区，并在S-10井和S-12井试油中得到证实，为寻找高产的裂缝性储层提供了一种经济实用的方法。

为了研究昌吉油田吉7井区稠油热采过程中温度变化对稠油与水相对渗透率的影响，为制定合理的油藏开发方案、预测油水分布关系提供依据，分别应用渗透率为56.38mD、126.54mD、224.98mD的岩心，开展了不同温度（50～200℃）条件下的稠油/水相对渗透率实验。实验结果表明：①在50～200℃之间，束缚水饱和度随温度升高而增大，残余油饱和度随温度升高而减小；②在同一含水饱和度条件下，油相相对渗透率随温度升高而明显增大，随着含水饱和度增加，油相相对渗透率增加的幅度逐渐减小；③当渗透率在50～200mD之间时，岩心渗透率的改变对温度与束缚水饱和度、温度与残余油饱和度以及温度与稠油/水相对渗透率之间的相对关系没有影响。

大王庄油田处于开发后期，掌握剩余油情况至关重要，单一饱和度测井方法难以满足精细解释评价的需要。脉冲中子全谱饱和度测井集碳氧比能谱、氯能谱、中子寿命、氧活化测井技术于一体，一次下井能录取多条测井曲线，在低矿化度、高泥质情况下能准确识别水淹层。文章介绍了脉冲中子全谱饱和度测井原理、技术特点、资料解释原理等，并创新性地把全谱饱和度测井数据与常规测井数据有机结合，分层位制作了大王庄油田的交会解释图版，制定了新的解释标准，显著提高了全谱测井的解释符合率；有效反映了储层剩余油饱和度的变化情况，为识别水淹层、寻找潜力层、确定剩余油分布规律，为油田的挖潜增储提供了可靠依据，发挥了重要作用。