：塔西南山前西昆仑冲断带柯东构造带叶探1 井在二叠系普斯格组获得重大突破，标志着塔西南山前地区发现一个重要的勘探接替层系。结合区域地质资料，根据野外露头、钻井、地震等综合研究，对柯克亚周缘二叠系普斯格组的成藏条件进行再认识。研究认为，研究区内二叠系普斯格组发育陆相湖泊—三角洲沉积体系，上段发育半深湖—深湖相烃源岩，面积1.0×10⁴km²，厚度最大达到800m，集中段有机质丰度为0.92%～1.16%，以菌藻类生源为主，有机质类型主要为Ⅱ型，有机质丰度高；普斯格组下段发育三角洲前缘、滨浅湖沙坝优质砂岩储层，砂体厚度为42.5～63m，砂地比为27%～47%，是一套分布较广的区域性储层，与普斯格组上段泥岩组成优质储盖组合；柯克亚周缘发育印支期、喜马拉雅期两期构造变形，古生界叠瓦冲断、强烈逆掩叠置，圈闭成排成带，喜马拉雅期进一步挤压抬升改造，局部复杂化，形成的叠瓦冲断带为勘探有利区。根据普斯格组天然气干燥系数分析，折算R_o 为
1.31%～1.42%，与下盘烃源岩成熟度相当，表明油气来自下盘逆掩叠置烃源岩，经历早油晚气的成藏过程，成藏具有“逆掩叠置下盘供烃、下生上储、断裂输导”的特点。综合分析认为该地区二叠系普斯格组圈闭成排成带分布，已发现圈闭9 个，面积301km²，天然气资源量约为2930×10⁸m³，凝析油资源量约为2×10⁸t，具有较好的勘探前景。

我国高煤阶煤层气资源丰富，其高效开发利用的能源、安全、生态意义十分突出。以沁水盆地南部高煤阶煤层气开发实践为例，系统分析了早期开发过程中面临的5 个主要问题及挑战: 高煤阶煤层气开发理论不完善；有利区选择精度低；储层改造技术适应性不强；排采控制制度效率低、效益差；集输系统呈现“三难”“三高”。中国石油华北油田公司坚持问题导向、目标引领，室内研究与现场实践相结合，形成了高煤阶煤层气高效开发的新理念及关键技术对策：提出高煤阶煤层气疏导开发理念，构建套管单支水平井+ 分段压裂的煤层气开发方式；建立高产有利区优选技术，实现建产模式由大面积整体建设向精准建产选区转变；完善升级煤层气压裂改造技术，实现储层改造向构建多级有效缝网转变；创新疏导排采控制技术，实现排采控制向优快高效转变；建立低压环状地面集输技术，实现地面集输建设模式向高效益转变。经实践，平均新建产能到位率由37%提升至84%以上，平均单井日产气提高为原来的1.6倍，达产时间缩短20%以上，新建项目地面建设投资降低20%。沁水盆地不同储层类型煤层气开发均取得产量突破，沁水盆地南部煤层气田年生产能力突破21×10⁸m³，建成我国最大的煤层气田，有力助推了我国煤层气的战略性发展。

准噶尔盆地侏罗系西山窑组、八道湾组两套煤层广覆式分布，煤系地层气资源十分丰富。但作为一个全新的天然气领域，盆地煤岩气基础研究薄弱、成藏特征、富集规律及资源规模不清。为探索深部煤岩的含气性，2020年钻探风险探井CT1H井，测试获最高日产气5.7×10⁴m³，试采日产气量稳定在2×10⁴m³，证实煤岩气领域具备高产稳产能力。通过对深部煤岩岩石学特征、煤岩储集性能、演化特征、煤岩气成藏控制因素等系统研究，明确了盆地煤岩演化程度低，属于中—低阶煤，西山窑组煤岩以中—大孔为主，八道湾组煤岩以微—小孔为主；构建了盆地煤岩气古生中储与自生自储两类成藏模式；结合烃源岩、构造、煤岩储层特征及气测异常响应等多种控藏因素对盆地煤岩气潜在领域进行了分类评价，优选了滴南—白家海、齐古两大煤岩气勘探有利区，计算二者2000～4000m埋深煤岩气资源量超万亿立方米。

深层煤岩气是吐哈盆地油气勘探的新领域，但研究程度相对较低。基于煤岩测试与基础资料，系统研究了吐哈盆地台北凹陷中侏罗统西山窑组煤层分布、煤岩煤质、储层物性、宏微观煤岩、煤储层气源及煤岩等温吸附特征，揭示了煤岩储层含气性及其影响因素，提出了深层煤岩气形成富集条件，建立了深层煤岩气富集成藏模式，预测了台北凹陷煤岩气勘探潜力。结果表明：（1）台北凹陷深层侏罗系西山窑组煤层分布广、厚度大，为中低阶、原生结构、割理发育的低灰、低水、富镜质组煤层；（2）煤储层孔渗较高且受埋深影响不明显，煤层段气测异常普遍且储层吸附性能中等—好，具有游离气与吸附气共存、试采快速见气、气组分齐全等特征；（3）台北凹陷煤岩气的油气供给充注，可以形成正向构造带“调整型”和斜坡及洼陷区“自生自储型”两种成藏模式；（4）台北凹陷煤岩气资源丰富，西山窑组主煤层煤岩气资源量近3×10¹²m³。根据煤岩气资源丰度、煤层厚度、含气量、保存条件等综合评价优选出温吉桑构造带、小草湖南斜坡为深层煤岩气勘探有利目标区。

黄骅坳陷上古生界太原组—山西组煤层分布广、厚度大、埋藏深，具备煤岩气勘探条件，但勘探亟待明确主力煤层分布、顶板封挡性、煤层含气性与资源规模等地质问题。文章基于坳陷内40 余口煤层钻遇井钻井、测井、录井及地球化学资料，进行了煤层分布、太原组煤岩气形成条件、含气性及资源量等前期评价。研究认为：黄骅坳陷太原组—山西组煤层发育孔店—关家堡、泊头—盐山地区南北两个聚煤区，主体埋深为1500～4500m，“煤薄层多”，单层厚度为0.5～6.2m，大多为1～3m，累计厚度可达32.7m；受深埋和火山活动的热作用，太原组煤岩镜质组反射率R_o普遍大于0.85%，处于中等热演化阶段；研究区内煤岩与顶板岩层具有煤—泥、煤—灰、煤—砂3种储盖组合类型，其中广泛发育的煤—泥储盖类型，封挡条件较好；利用测井参数多元回归分析等方法，预测太原组Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ组煤层含气量分布，初步计算太原组煤岩气资源量超1.1×10¹²m³。优选乌马营地区王官屯斜坡为突破方向，探索煤岩气“常非储层共生、吸附气和游离气共存”成藏模式。

为明确徐家围子断陷深部煤层气勘探有利区，综合地震、岩心和地球化学等多种资料，系统分析了深部煤层气成因、烃源岩类型、储层特征和储盖组合等有利成藏条件。结果表明：①沙河子组1号、2号煤层是形成于三角洲前缘和滨浅湖沼泽环境的稳定煤岩，煤岩厚度约3～10m，TOC平均约29.65%，正处于高- 过成熟阶段；②沙河子组煤层气以甲烷为主，为自生自储的高—过成熟煤型气；③煤岩储集空间类型多样，以张性微裂隙、原生植物组织孔、气孔和矿物质孔为主，孔隙度和渗透率平均为4.74% 和4.42mD，是深层有利储层；④沙河子组顶部发育泥岩、泥质粉砂岩2种盖层和3种储盖组合，顶底泥岩和顶泥底砂型储盖组合封闭性高，与煤层内广泛分布的超压封存箱一起，为深部煤层气的保存创造了有利条件；⑤在煤层气藏地质特征研究基础上，通过生烃模拟估算研究区各生烃洼槽的资源量并进行排队，并结合煤岩厚度、埋藏深度、成熟度等多种参数，优选宋站洼槽1号煤层和徐西洼槽2号煤层等2个有利区，泥质盖层厚度大于5m的区域为近期煤层气勘探突破方向。

近期，准噶尔盆地盆1 井西凹陷周缘SX16、SX18等井在近源下组合石炭系—二叠系取得了天然气重大发现，认为其具有成为大型天然气区的前景。然而，针对研究区石炭系—二叠系天然气分布规律以及勘探有利区缺少系统的研究，制约了天然气成藏规律的认识和下一步勘探部署。为此，综合地震、测井、岩心、薄片和地球化学分析等多种资料，系统研究了烃源岩、储层、输导体系等天然气成藏条件，建立石炭系—二叠系三大含油层组的成藏模式，并对下一步的勘探方向进行分析。研究表明：（1）风城组和下乌尔禾组是最重要的两套优质烃源岩，厚度为80～200m，埋藏深度大于7000m，演化程度高，R_o大于1.72%，已经达到了规模生气阶段，具备形成大中型气田的气源条件。（2）3套规模储层为天然气高产提供了基础，石炭系以火山岩为主，发育高孔气孔状溢流相火山岩和爆发相火山角砾岩，经风化作用和裂缝改造物性好，最高孔隙度可达20%以上；风城组常规砂砾岩—非常规云质致密砂岩—非常规云质页岩有序分布，孔隙度平均小于8%，但分布面积超2600km²；凹陷区上乌尔禾组一段砂体叠置连片，可形成岩性圈闭群；（3）海西期深大断裂体系与不整合面相匹配形成了立体输导体系，有利于下组合天然气大面积成藏；（4）三大含油层系具有不同的成藏模式，石炭系为新生古储、源储大跨度对接成藏模式，风城组为源内非常规与常规并存成藏模式，上乌尔禾组为大型地层—岩性圈闭大面积成藏模式。分析认为，盆1 井西凹陷及周缘石炭系—二叠系天然气成藏条件良好，天然气勘探潜力大，鼻隆带靠近烃源岩区一侧的石炭系构造气藏，风城组常规砂砾岩气藏和非常规致密气、页岩气，以及凹陷区上乌尔禾组一段是今后勘探的有利方向。

上二叠统龙潭组煤系地层是四川盆地重要的烃源岩层系，在钻探过程中普遍见到良好的油气显示，但前期的研究工作仅停留在烃源岩评价层面，未对煤岩气的地质条件开展评价。基于此，通过对渝西大安地区龙潭组煤岩的取心实测数据和相关钻井资料的综合分析，对龙潭组煤岩的分布特征、烃源特征、储层特征、含气性特征和保存条件等方面进行了研究，明确了渝西大安地区龙潭组煤岩气地质条件及勘探前景。研究认为：大安地区位于龙潭组煤岩沉积有利相带，煤岩广泛分布，单层厚度薄，发育较为集中；煤岩结构以原生结构为主，具有中低灰分特征，割理和孔隙发育；煤岩含气性好，游离气含量高，具有高孔隙度、高地层压力和高含气量的特征；煤岩顶底板发育泥岩，保存条件好。综合评价表明，大安地区龙潭组煤岩孔渗性好、含气量高且埋深适中，具有良好的勘探前景。

青东凹陷为渤海典型的边缘凹陷，面积小、烃源岩埋深浅，烃源岩的生烃演化机制、有利成藏组合及近源成藏模式不清限制了凹陷油气勘探工作的开展。在区域构造背景分析的基础上，结合地球化学分析、岩石热解、岩石薄片、流体包裹体及埋藏热演化分析，重新认识了青东凹陷的油气成藏条件和勘探潜力。研究表明，沙四上亚段和沙三下亚段是青东凹陷主力烃源岩，沙四段咸化湖盆烃源岩具有早熟生烃演化特征；受郯庐走滑断裂带高热流值影响，烃源岩生烃门限变浅，存在正常热解和浅埋未成熟—低成熟两种生烃机制；区域油源对比表明，北部断垒带原油来源于北部洼陷带的成熟原油和中部洼陷带的低成熟原油；沙四段至沙三段沉积期，青东凹陷内的物源供给能力不断增加，滩坝沉积范围扩张，后转为坝砂沉积，沙三段储层质量向上逐渐变好，薄而广的砂体也可以为油气运移提供良好通道；受古近纪末期的构造反转影响，北部断垒带南部由早期洼陷转变为晚期抬升，局部高点由北部转移向南部；受成藏期流体势驱动，油气从南北两个方向沿断层和砂体呈阶梯式向构造高部位运移成藏。青东凹陷北部断垒带呈现的“双洼供烃—断裂控储—阶梯运聚”的近源汇聚成藏模式，具有典型的渤海边缘凹陷成藏特征，展现了极好的油气勘探潜力。

：深层煤岩气作为非常规油气开采领域的重点勘探开采目标之一，已逐渐成为我国天然气资源供给的重要来源。相较于中浅层煤层气储层，深层煤岩气储层气体赋存特征及地质特征更为复杂。以鄂尔多斯盆地B 区块为例，与中浅层煤层气相比，深层煤岩气在地质特征上呈现出含气量更高、煤体结构更优、储层物性更差，以及储层温度、压力、地层水矿化度更高的特征。通过系统分析深层煤岩气地质特征，总结出煤层具有典型的低密度、低自然伽马、高中子、高声波时差、高电阻率的测井响应特征，并基于此实现煤储层识别；分析不同煤体结构对应测井响应特征差异，优选测井参数建立适用于靶区的煤体结构因子并完成煤体结构划分；依据实验结果并结合目标层测井相响应特征，创建了煤岩变骨架参数条件下的孔隙度测井解释模型；基于实验数据，对比分析测井响应与组分及组分间相关性，构建了靶区工业组分测井评价模型。在完成煤层识别、煤岩组分计算、煤体结构划分等地质品质参数评价的基础上，形成了常规和核磁—等温吸附联测含气量评价技术，以实现针对深煤岩储层游离气和吸附气的联合计算，为深层煤岩气储量和资源量计算提供保障；同时以进一步提升深层煤岩气勘探效率和开发效益为目的，提出了针对深煤岩储层评价的测井建议及技术攻关方向展望，以满足深层煤岩气产业高质量发展的目标。

深层煤岩气是煤层气勘探新领域，如何科学地估算深层煤岩气储量成为面临的新问题。从总结大宁—吉县区块深层煤岩气勘探开发成果出发，通过论证深层煤岩气的成藏特征、赋存模式、产气规律和生产特点，分析深层煤岩气独特的吸附气+ 游离气赋存特征、游离气→游离气+ 吸附气→吸附气的产气机制及其与浅—中浅层煤层气的明显差异，进而指出现行储量规范在估算方法、单元划分、估算参数、起算下限、资料录取等方面对估算深层煤岩气储量存在的不适应性。在上述研究的基础上，提出深层煤岩气储量估算建议：采用体积法和容积法两种方法估算储量，并根据游离气占比选择相应的估算方法；游离气需单独划分储量估算单元；夹矸起扣厚度为0.3～0.5m；R_o≤1.0%，煤层净厚度下限大于或等于1.0m；R_o＞1.0%，煤层净厚度下限大于或等于0.8m；按深度段和井型分别确定单井产气量下限；勘探早期阶段，直井采收率为30%～45%，水平井采收率为35%～55%。研究为开展深层煤岩气勘探开发和储量估算提供了技术参考。

针对夹层型页岩油甜点测井评价难题，提出了从烃源岩品质参数、储层品质参数和二者的空间距离等多角度定量评价其耦合关系，实现了基于试油井资料刻度的夹层型页岩油产能分级和具有工业产能的“甜点”下限标准的确立，其可靠性得到多口井的验证。根据岩心地球化学实验分析数据建立基于测井资料定量计算烃源岩总有机碳含量的区域模型，并参考相关标准确定鄂尔多斯盆地陕北吴起地区延长组长7段有效烃源岩发育段。基于研究区砂岩储层的孔渗曲线计算储层品质因子，在此基础上确定待试油储层段与有效烃源岩的纵向最短距离，最终综合储层品质因子、平均TOC 及有效烃源岩厚度等，构建能够反映试油层段与邻近主力烃源岩段耦合关系的源储耦合系数计算公式，根据已知井测试结果标定，在一个油田或一个井区确定能够获得工业油流的甜点段源储耦合系数下限，据此可以对新井待试油层段进行评估，避免无效试油，从而为提高非常规油气试油成功率、优化产能建设提供决策依据。

对于新领域和复杂类型油气藏，储量评估关键参数的确定意义重大，也是勘探开发的难点和重点，建立可靠技术开展储量评估是目前国际主流做法，但国内强调勘探开发主体技术却少有关于储量评估可靠技术的研究。近年来国内石油公司不断在近万米深层和水深超过500m 海域取得重大油气突破，在勘探评价阶段发现的超深层大型碳酸盐岩缝洞型油气藏和深海油气藏储量评估面临资料有限、投资约束和井控程度低等问题，如何选择或建立可靠技术开展储量评估已成为该领域的研究重点。从可靠技术的定义和适用性出发，重点针对深海和深地油气藏勘探投资大、不能大面积部署探井，以及深地和深海油气藏储量评估过程中的复杂性、特殊性及不确定性，开展可靠技术在储量评估关键参数选取中的适用条件和应用范围研究，通过典型案例解剖认为, 深海油气藏地震振幅随偏移距变化（AVO）、直接烃指标（DHI）和压力系统法等可靠技术可识别油气藏的油水界面，4 个区块验证成功率高达92%，应用该技术降低了勘探评价阶段的投资及开发风险。深地缝洞型碳酸盐岩油气藏利用地震敏感属性分析技术确定含油气边界和含油气面积，该技术通过钻井放空漏失、测井解释结果和生产动态等证实储层预测的可靠性较高，地震储层预测与实钻吻合率达84%，从而使储量评估结果更加接近油藏实际，确保了少井情况下储量评估结果的合理性，同时也推动了可靠技术在储量评估领域的应用。