吐哈盆地台北凹陷跃探1H 井首次在小草湖洼陷下侏罗统八道湾组获得勘探发现，从而实现了台北凹陷次级洼陷区勘探的全面突破，揭示了整个台北凹陷区致密砂岩气良好的勘探前景。立足台北凹陷，从深层致密砂岩气形成的地质条件开展综合分析认为：（1）台北凹陷水西沟群发育的八道湾组、三工河组和中侏罗统西山窑组3 套烃源岩为致密砂岩气提供了充足的物质基础；（2）发育三角洲前缘规模砂体以及近煤层砂岩溶蚀孔，是深层致密气聚集的有利储集体；（3）位于走滑冲断带下部的地层保存条件好，是致密砂岩气富集的有利区。同时，基于跃探1H井勘探发现，明确了小草湖洼陷的优势成藏条件，进而重新认识整个台北凹陷致密气发育的有利地质条件：（1）洼陷中心区发育有效砂体；（2）南物源砂体储层物性更优；（3）更高成熟度的烃源岩发育区是天然气有利富集带。重新评价台北凹陷致密砂岩气资源量，预测致密砂岩气资源量为7070×10⁸m³，较前期有了明显提升。综合评价优选出小草湖洼陷东北部和胜北洼陷北部两个致密砂岩气有利勘探领域。

鄂尔多斯盆地延长组长7 段页岩油资源丰富，其中在长7_1-2 亚段夹层型页岩油发现规模储量，取得陆相页岩油勘探开发重大突破，然而在长7₃ 亚段新类型页岩油系统性研究与评价方面薄弱。通过扫描电镜、二维核磁共振、全视域荧光薄片及红外光谱分析，应用物探、测井等识别与评价技术，从地质认识、富集机理等方面进行了梳理与总结。分析认为：（1）纹层型页岩油由富长英质纹层、富有机质纹层、富凝灰质纹层、富黏土质纹层组成，孔隙类型以粒间孔、溶蚀孔、晶间孔为主，孔隙度介于2%～10%，含油饱和度介于68%～88%；（2）泥纹型页岩油由含黏土质长英质粉砂岩、黏土长英质泥岩、长英黏土质页岩组成，孔隙类型以溶蚀孔、晶间孔、层理缝为主，孔隙度介于2%～6%，含油饱和度介于65%～75%；（3）长7₃ 亚段富有机质泥页岩中生成的原油滞留成藏，并在富长英质粉砂岩中微运移成藏，形成了烃类滞留—微运移富集模式。研究表明，长7₃ 亚段纹层型页岩油预测有利区面积为5000km²，泥纹型页岩油预测有利区面积为1600km²，预测达亿吨级储量规模，勘探潜力巨大。

韦德迈阿盆地盖尔达耶地区是阿尔及利亚北部的一个油气高产地区，油气资源勘探开发潜力大。系统地研究该地区石油地质特征和成藏规律，深入分析勘探潜力，对我国油气企业投资阿尔及利亚油气业务具有重要意义。根据韦德迈阿盆地的地质、地球化学和文献资料的综合分析，从烃源岩展布及生烃潜力、储层分布、成藏期次和富集规律等方面，对成藏主要控制要素进行深度剖析，编制主要源储及油气地质图件，计算生烃潜量，剖析油藏成藏组合和运移规律。研究认为，该盆地志留系底部发育一套高丰度的优质烃源岩，东北部以生油为主，南部以生气为主，主要生烃灶位于研究区的东南部；储层为中三叠统T2 组A 砂组、T1 组B 砂组和奥陶系哈马哈组石英砂岩；油气通过沟源断层垂向运移至三叠系输导层，之后以侧向运移为主。提出了“热页岩供烃、长距离运移、晚期富集”的油气成藏模式。未来勘探目标以三叠系A 砂组内构造圈闭为主，同时需要重点关注三叠系B 砂组、奥陶系致密储层和页岩油气勘探目标。

柴达木盆地扎哈泉地区在4500m 以深咸化湖盆中仍发育优质碎屑岩储层且高产工业油流，但相似埋深的储层物性存在明显差异。为明确咸化湖盆储层物性主控因素及有效储层厚度下限，以扎哈泉地区上干柴沟组为研究对象，综合利用岩心观察、铸体薄片鉴定、岩石物性测试、压汞测试等分析方法，开展不同沉积微相砂体储集性能对比分析。研究认为：扎哈泉地区滨浅湖滩坝砂主要为坝主体砂、坝缘砂和滩砂3 种沉积砂体，储集空间以原生孔为主，储集性能由好到差依次为坝主体砂、坝缘砂和滩砂。压实作用和胶结作用是造成储层孔隙损失的主要成岩作用，相同微相储层压实程度相当，胶结作用强度的差异是造成不同厚度滩坝砂储层物性差异和单一滩坝砂储层内部物性非均质性的主要原因。原始沉积水动力条件、早期胶结作用、较早的油气充注和早缓晚快的埋藏史共同控制深层优质滩坝砂储层的形成。在明确常规有效储层孔隙度下限为8% 的基础上，预测粉粒至细粒滩坝砂储层有效厚度下限为1m，中细粒至中粒滩坝砂储层有效厚度下限为0.5m。

潜江盐湖盆地碳酸盐岩油藏勘探获突破，但不同试油井试油产量和稳产效果有差异，为明确该类型油藏油气富集高产的主控因素，优选碳酸盐岩油藏资料丰富的潭口凸起带，利用H61X 井200 余米岩心、薄片、热解、孔渗分析测试资料，结合研究区6 口油井试油数据，开展碳酸盐岩油藏特征分析。研究表明，盐湖碳酸盐岩储层孔隙度介于2.2%～12.4%，渗透率介于0.15～3.13mD，表现出低孔、低渗—特低渗特征；结合试油效果分析表明，同一类型碳酸盐岩中高碳酸盐含量可形成更多晶间孔，提高总储集空间、促进油气富集；近源圈闭更有利于油气富集，近洼陷油井试油日产量和后期稳产效果更好；储层厚度和原油物性影响单井稳产效果，储层厚度大于10m、原油黏度小于200mPa·s 的井持续稳产能力好；“复合酸压加砂”改造工艺可达到扩孔、增渗作用，增强碳酸盐岩储层导流能力，是提高碳酸盐岩油藏产量的关键技术。湖相碳酸盐岩展现出良好的出油能力和潜力，是潜江凹陷未来重要的勘探领域。

德阳—安岳裂陷槽内筇竹寺组页岩气勘探潜力巨大，筇竹寺组沉积关键时期裂陷槽形态及对页岩气的影响尚无系统认识。通过层序地层搭建筇竹寺组沉积格架，结合页岩储层厚度、页岩储层品质等分析沉积地貌对页岩气地质意义, 结果表明：（1）基于地震追踪关键层序界面，结合沉积相、页岩厚度等将已取得勘探突破的筇一段二亚段古地貌划分为槽内、斜坡、槽外3 个单元；（2）古地貌与物源控制了筇一段二亚段页岩地质特征，包括页岩厚度与页岩储集特征；（3）古地貌、微相与储层厚度具有良好耦合关系，槽内单元发育富长石的硅质泥岩陆棚微相，页岩储层厚度大于20m；斜坡单元发育（含）粉砂质泥岩陆棚微相，页岩储层厚度为5～20m；槽外单元发育泥质粉砂岩陆棚微相，页岩储层厚度小于5m。综合认为，筇一段二亚段古地貌对页岩有明显控制作用，槽内和斜坡单元页岩厚度大、埋深5000m 以浅的区域，是筇竹寺组页岩气勘探开发的主要目标，已有井实施效果好，勘探开发潜力巨大；槽外单元以近源粉砂质页岩为主要勘探目标。

准噶尔盆地石西地区石炭系火山岩油气藏资源丰富，具备良好的勘探开发潜力，但是对石炭系火山岩地层格架系统未明确梳理，各韵律层下的岩相特征不明确，制约了该区火山岩油气藏纵向勘探小层的优选、横向措施井的实施。通过研究区钻井岩心、薄片、测井及地震资料的综合分析，开展石西地区石炭系地层格架搭建、岩相纵向分布规律分析，利用敏感曲线（GR 与CNL）地震随机模拟反演及融合技术预测火山岩岩相展布。研究结果表明，采用“旋回—期次—韵律—岩相”划分原则，将石炭系巴塔玛依内山组火山岩划分3 个旋回（C₂b₁、C₂b₂、C₂b₃），上部两个旋回细分为4 个期次、8 个韵律层，自A1 期次向上至C1 期次，岩性呈现以中基性岩—中性岩—中酸性岩过渡；石炭系火山岩岩相可分为爆发相和溢流相两种类型，爆发相细分为热碎屑流亚相和空落亚相，溢流相按照岩石类型可分为中基性溢流相、中性溢流相和酸性溢流相；火山岩自下而上表现出爆发相与溢流相纵向叠置，溢流相发育厚度大于爆发相，爆发相呈透镜状弱连续散布于溢流相内部；B1、B2 期次溢流相大面积分布，火山活动主要为溢流作用，C1期次溢流作用减弱，爆发作用增强，以爆发相为主；平面上呈现出各期次靠近断裂部位溢流相厚度相对较大，由断裂向构造内部逐渐减薄的特点；物性分析揭示出储层发育的优势岩相为爆发相和中性溢流相。火山韵律层格架下的岩相平面展布研究，可为石西地区石炭系火山岩油藏高效开发与措施井实施提供地质依据，同时可作为同类型油气藏的勘探与开发的现实案例。

混积页岩油储层岩石组构和岩相类型多样，成岩演化进程差异化显著，微观孔隙结构特征非均质性强，复合成因微观孔—缝系统和有效储渗空间的成因机理复杂。以吉木萨尔凹陷芦草沟组混积页岩油储层为研究对象，综合运用铸体薄片、场发射扫描电镜、X 射线衍射、高压压汞和氮气吸附等分析测试手段，明确芦草沟组页岩层系成岩作用类型、判识划分成岩相类型，揭示混积页岩油储层差异化成岩—成储机制。结果表明：（1）芦草沟组混积页岩油储层成岩作用类型多样，涵盖压实作用、胶结作用和溶蚀作用。（2）根据主要经历的关键成岩作用类型和特征组构，可将成岩相划分为凝灰质长石溶蚀相、混合胶结溶蚀相、绿泥石薄膜相、碳酸盐胶结相和混合胶结致密相：凝灰质长石溶蚀相以长石、凝灰质的溶蚀孔为主，孔径主要为50～800nm 范围内的孔隙，总孔隙体积最大，是长石颗粒受部分或被完全溶蚀的结果；混合胶结溶蚀相发育溶蚀孔—残余粒间孔孔隙组合，是碳酸盐、硅质等多种胶结作用与长石溶蚀相互叠加作用下的结果，总孔体积最大；绿泥石薄膜相以孔径偏小的残余粒间孔为主，总孔体积在所有成岩相中居中，是受溶蚀作用以及抗压实作用下的结果；碳酸盐胶结相晶间溶孔发育，是受溶蚀和碳酸盐胶结共同作用的结果；混合胶结致密相各类孔隙均不发育，是在压实作用和胶结作用综合破坏下的结果。（3）凝灰质长石溶蚀相、混合胶结溶蚀相和绿泥石薄膜相为优势成岩相类型，而碳酸盐胶结相和混合胶结致密相不利于形成良好的储集条件。该成果认识有助于深化理解混积页岩油层系差异化成储过程及机制，对吉木萨尔凹陷页岩油有利建产区精准预测和高效勘探开发具有重要意义。

川中地区中二叠统茅口组发育多个大型岩性气藏群，是四川盆地重要的增储上产领域之一。针对川中地区茅口组地层水成因演化不明确、气水分布模式不清晰的问题，综合分析实验测试、钻井、测井、地震解释、生产动态等资料，系统阐明了该区地层水化学特征，厘清了地层水来源及成因演化，并进一步探讨了气水分布特征。研究结果表明：川中地区茅口组地层水均为CaCl₂ 型，总矿化度为38.3～62.0g/L，属盐水—卤水型地层水，Cl^-、Na⁺ 是主要的阴离子、阳离子；该区茅口组封闭性较好，可能经历过较短暂的大气降水淋滤作用，地层水浓缩变质作用较深，水岩反应较强，储层次生孔隙发育，是油气运聚成藏的有利区；原始地层水为典型的海相成因地层水，除蒸发浓缩作用外，经历了方解石胶结作用、白云石化作用、溶蚀作用等水岩反应，与大气淡水、泥页岩和黏土矿物压释水混合，广泛存在不同程度的阳离子交替吸附作用，其成因演化与储层成岩作用、天然气运聚保存等有较好的对应关系；研究区地层水具有两种分布模式，即孤立缝洞系统驱替残留水和层状储层局部边底水，水体规模、能量有限，气井产水可控。该成果可为加快茅口组天然气勘探开发进程、寻求规模增储上产接替领域提供理论支撑。

近年来，圭亚那盆地在上白垩统浊积砂岩中相继取得系列重大油气发现，增加了继续加大勘探的信心。不同区域不同储集层段油气富集规律差异及下步勘探方向是盆地勘探面临的首要问题。通过开展构造沉积、成藏条件、油气分布、成藏模式及主控因素研究，系统分析了圭亚那盆地不同区带油气成藏的差异性，明确了下步勘探方向。研究表明，圭亚那盆地经历了前裂谷期、早裂谷期、晚裂谷期和被动陆缘期四大构造演化阶段，可划分为沿海平原区、陆架区、陆坡区和深海盆地区4 个区带。盆地发育被动陆缘期塞诺曼阶优质海相烃源岩和早、晚裂谷期上三叠统—下侏罗统湖相烃源岩2 套有效烃源岩。油气分布呈现“纵向分层”和“平面分区”的特征。上白垩统为盆地主力成藏组合，陆坡区为主要成藏区带，发育大规模的浊积砂岩油气藏。盆地总体具有近源成藏、侧向中距离运移成藏、侧向长距离运移成藏三种模式。陆坡区和深海盆地区以近源成藏模式为主，为盆地主要成藏模式，优质规模储层控制油气的富集。陆架区以侧向中距离运移成藏模式为主，封堵和储层为成藏主控因素。沿海平原区为侧向长距离运移成藏模式，烃源岩、运移通道和稠变机制为成藏主控因素。下步勘探应以陆坡区浊积砂岩为主，油气并重，西北和东北地区是两个重要方向。

保靖区块地质条件复杂，下志留统龙马溪组储层薄、埋藏深、热演化程度高，页岩气勘探开发面临巨大的挑战和困难，当前没有成熟的经验可借鉴。为此，遵循“三井合一”的勘探模式，围绕提速增效目标，积极开展一体化钻井研究和实践：（1）井位部署。在地震联合反演基础上，开展地震储层预测和含气性检测研究，首先钻直井获取储层参数，圈定有利区，然后钻水平井评价页岩气产能。（2）建立地质导向模型。根据过井地震、测井等资料，钻前建立地质导向模型，通过A—B 标志层追踪，引导钻头钻进。（3）实施一体化钻井。上部井段使用井下螺杆钻具复合钻进储层，实现井眼轨迹精准控制；下部井段使用旋转导向钻井系统，通过人机交互的测量和控制技术，实时掌握钻头和地层的切割关系，实现对钻头的精确制导。结果表明：通过一体化钻井，能提高作业效率和获取地层参数，有利于储层评价，水平井平均钻速达到3.81m/h，储层钻遇率高达90.68%；实行“三井合一”的勘探模式，加快页岩气勘探开发进程。一体化钻井技术推动了复杂构造区页岩气的勘探进程，实现了页岩气的低成本和高效益开发，为同类地区页岩气勘探开发提供了借鉴。

四川盆地东南部綦江地区二叠系龙潭组煤系储层正处于勘探初期，复杂岩性下的压裂品质及页岩、石灰岩和煤岩互层条件下水力压裂成缝特征尚不清晰，相关认识有待深化。针对上述问题，通过室内实验、压裂物理模拟及数值模拟手段研究了龙潭组煤系储层的压裂品质及水力压裂成缝特征。研究认为：不同区域龙潭组储层在纵向岩性、矿物组分、岩石力学参数及地应力参数方面的差异明显，整体上脆性矿物含量低、脆性差，不同岩性之间水平应力差达到2～6MPa，裂缝穿层难度大。物理模拟实验结果表明，由于岩性界面及应力差异系数的影响，龙潭组同时存在T 形缝、钝化缝及穿层缝3 种裂缝形态，但裂缝形态主要受岩性界面强度影响；数值模拟成缝特征显示，压裂排量、黏度及起裂位置对裂缝扩展形态影响明显，优选页岩及泥岩夹石灰岩、页岩层段进行压裂，同时确保排量在12m³/min及以上、压裂液黏度在25mPa·s 左右，有利于促进裂缝穿层扩体。

潜江凹陷碳酸盐岩油藏初步估算资源量为3.7×10⁸t，是江汉油田勘探开发重要的接替资源，但由于潜江凹陷油藏岩性多样、纵向夹层发育，前期酸化、压裂工艺效果差，压裂后平均单井日产油仅1.6t，措施有效率低至42.9%，无法实现区块有效动用，结合不同岩性碳酸盐岩的地质—工程特征，需要开展差异化措施工艺研究。通过测井、力学测试、矿物成分等数据的分析和处理，获得有重要影响的相关指标，采用多元线性回归方法建立可压裂性评价模型，优选出可压裂性较好的古近系潜江组潜3⁴ 亚段及潜4 ^下亚段为优质甜点层。通过开展不同岩性的力学等基础实验研究，明确了不同碳酸盐岩的裂缝扩展规律，确定了差异化措施改造思路，形成了颗粒碳酸盐岩酸压复合加砂工艺及泥晶碳酸盐岩复杂缝网压裂工艺两套压裂技术。颗粒碳酸盐岩应用4 井次，有效率为100%，平均单井日产油8.4t，形成近两千万吨增储的良好局面；复杂缝网压裂工艺在Z99X 井成功应用，采用4mm 油嘴控制放喷测试，日产油137.6m³，取得新区新层系重大突破。