在对国内外相关文献充分调研的基础上，对碎屑岩储层碳酸盐胶结物的基本特征、物质来源、成因机制进行 系统梳理和论述，总结了不同机制下碳酸盐胶结物的分布规律，并强调了几个需要注意的问题。碳酸盐胶结物具有 多类型、多期次和多种分布形式的特征，其物质来源可分为内源和外源 2种类型。碳酸盐胶结物可以由砂泥岩协同 成岩作用、蒸发作用、生物碎屑溶解再沉淀作用、沉积速率控制作用、热对流作用、深部热流体作用等机制形成。在陆 相碎屑岩储层中，砂泥岩协同成岩作用是形成碳酸盐胶结的最重要机制，但在海陆过渡相—海相地层中，除了砂泥岩 协同成岩作用外，生物碎屑溶解再沉淀作用、沉积速率控制作用也是重要的碳酸盐胶结物形成机制。不同成因机制 下形成的碳酸盐胶结物的矿物类型及特征、控制因素和分布规律存在差异。碳酸盐胶结物成因分析应注意利用δ13C 值判断物质来源的不确定性；应重视层序地层和沉积环境在海陆过渡相—海相地层对碳酸盐胶结的作用；应注意相 同的矿物类型（如“铁白云石”）或相似的分布特征（如“顶钙”）成因的多解性。

基于对青海湖滩坝砂体形成和保存条件研究的认识，应用“将今论古”的研究方法，从物源供给、湖盆底形、 风动力-水动力、湖岸线形态及湖平面变化（层序演化）等方面，对现代青海湖与鄂尔多斯盆地滨浅湖滩坝沉积进行了 对比研究。认为鄂尔多斯湖盆在上三叠统延长组沉积期间，长9—长82—长7沉积期既处于二级层序的早期，同时又 位于三级层序湖侵体系域，十分有利于陆源碎屑滩坝的保存。建立了延长组滨浅湖滩坝砂体分布的预测模型，指出 盆地南部（包括西南部与东南部）是长 9—长 82—长 7期滩坝砂体发育与保存的有利地区，也是未来寻找滩坝型油气 藏的有利地区。

莺歌海盆地东方B气田黄流组为浅海重力流海底扇沉积，砂体分布及叠置关系复杂，导致储层非均质性强， 气水分布规律难以掌握。在层序地层格架建立的基础上，采用高分辨率的相控地震波形指示反演，井-震结合进行砂 体精细刻画。结果表明：黄流组一段低位域发育海底扇沉积，Ⅱb下含气砂组主要为侵蚀水道沉积，砂体厚度大，横向 连续性较好；Ⅱb上含气砂组主要为朵体沉积，局部发育侵蚀水道，砂体沉积厚度薄，横向连续性差；Ⅰa含气砂组主 要为分流水道沉积，砂体厚度薄，且受后期泥质水道侵蚀切割，砂体平面分割性强。实践证明：地震波形指示反演所 反映的水道展布特征符合沉积规律，砂体边界刻画可以解决多口已钻井的气水分布存在的矛盾问题，与后期钻井结 果吻合程度高。

以四川盆地及周缘龙马溪组为例，分析了烷烃碳同位素平面分布特征以及倒转情况，定量研究了烷烃碳同 位素值与热演化程度、埋藏深度及含气量之间的关系，并探讨了造成不同区块烷烃碳同位素倒转程度差异的主要 原因。结果表明：①龙马溪组页岩气组分具有典型的干气特征：CH4含量介于 95.32%~99.59%，平均为 98.44%； C2H6含量较少，介于 0.09%~0.74%，平均为 0.52%；C3H8含量普遍很低。②烷烃碳同位素表现为自盆地边缘向盆地 中心逐渐变轻的特征，δ13C1值介于-36.9‰~-26.7‰，平均为-30.27‰；δ13C2值介于-42.8‰~-31‰，平均为-34.9‰； δ13C3值介于-50.5‰~-33.1‰，平均为-37.28‰。③整体上，四川盆地及周缘龙马溪组页岩气烷烃碳同位素具有完全 倒转（δ13C1＞δ13C2＞δ13C3）的特征，页岩气成藏过程中干酪根裂解气与滞留烃裂解气的混合可能是导致其烷烃碳同位 素发生倒转的主要原因。④同位素定量分馏模型显示滞留烃裂解气在页岩气中的占比多大于60%，指示两种裂解气 混合比不同是造成烷烃碳同位素倒转程度差异的主要原因；整体上，随滞留烃裂解气含量的增多，δ13C2值减小，烷烃 碳同位素倒转程度增大，页岩的含气量也逐渐增加。

构造-埋藏史恢复是成烃、成储和成藏史研究的重要内容。通过塔里木盆地震旦系奇格布拉克组露头和镜 下多期次碳酸盐胶结物的识别和成岩序列的建立，碳酸盐矿物U-Pb同位素测年和团簇同位素（Δ47）测温2项技术的 应用，取得2项成果认识：①建立了塔里木盆地奇格布拉克组基于同位素年龄和Δ47温度约束的构造-埋藏史曲线，解 决了前人基于地质认识的构造-埋藏史曲线不确定性的问题；②基于同位素年龄和 Δ47温度约束的构造-埋藏史曲 线，建立了储层成岩作用-成岩环境-地球化学特征和演化图谱及定时定量的成岩-孔隙演化史曲线，为理解区域构 造地质背景控制下孔隙改造事件、成孔效应提供了基础，并指出储集空间主要形成于沉积和早表生环境，埋藏环境通 过胶结作用逐渐减孔。

近年来，在东非莫桑比克海域深水区发现了多个巨型天然气藏，使得该区域成为了全球天然气勘探的热点 区。莫桑比克海域总体上勘探程度低，深水沉积体系的研究不够深入，制约了油气的精细勘探。基于岩心、测井及三 维地震资料，集成了深水沉积层序地层分析技术、深水沉积结构单元综合描述技术、深水沉积储层预测及流体识别技 术和深水沉积储层三维地质建模技术等深水油气勘探关键技术，建立了莫桑比克海域层序地层格架，形成了深水沉 积结构单元综合描述图版，有效预测了深水沉积储层展布及流体分布。研究成果为储量评估和井位论证提供了技术 支撑，助推莫桑比克万亿方巨型气田开发，取得了良好的应用效果。

探讨四川盆地元坝二叠系长兴组气藏气水分布特征及水侵早期识别，可为下一步开发部署指明方向，为气藏 稳产提供实用方法。通过动态跟踪气井流体变化特征，结合静态地质特征，明确气藏气水分布特征及控制因素，在此基 础上根据产水气井出水类型，建立基于生产数据及产出液化学特征的水侵早期识别模式。研究认为：元坝长兴组气藏 气井产出液中凝析水与地层水并存，总矿化度与日产水量、日水气比均呈指数正相关关系。游离气与溶解气并存，随着 水侵程度增加，CH4含量降低、H2S含量增加。③、④号礁带以游离气为主，古油藏应该位于此或范围更小；①、②号礁带 及礁滩叠合区为气水过渡带，局部构造及储层非均质性调整气水分布。裂缝发育程度控制气井产水速度，水产量的上 升与多条裂缝逐渐被突破而沟通周边水体相关；元坝长兴组储层裂缝欠发育，气井出水生产类型以线性型为主，存在水 侵预警期；对裂缝发育、出水生产类型为多次方型的气井，应加强监控，开展合理配产分析，延长无水采气时间。构造高 部位或构造相对低部位裂缝欠发育的礁滩发育区为开发部署首选目标。建立的水侵早期识别模式可推广应用。

在深层—超深层油气保存条件评价研究中，既要关注天然气的物理散失，也要关注高温高压下的烃类化学 损耗。热化学硫酸盐还原（TSR）常见于含膏碳酸盐岩层系中，TSR强度越大，烃类损耗程度越大。烃类含量与干燥系 数、非烃类含量与酸性气体指数和碳/硫同位素系列指标在一定程度上可以反映TSR强度，但难以满足定量评价的需 要。基于四川盆地高含硫化氢或者存在强烈TSR的气藏全部为常压气藏，而邻近的硫化氢含量低且未遭受过TSR的 气藏普遍为超压气藏这一基本地质事实，认为 TSR 烃类化学损耗在超压气藏转变为常压气藏的过程中起着关键作 用。因此，利用地层条件下天然气状态参数，尝试建立了TSR烃类化学损耗定量评价方法：ZnPVT状态参数评价法。 以普光、元坝、建南和威远等气田的代表性钻井为例，开展了TSR烃类损耗程度评价。结果表明：普光气田长兴组— 飞仙关组气藏、元坝气田长兴组气藏、建南气田长兴组—飞仙关组气藏和威远气田灯影组气藏TSR烃类损耗分别为 原始储量的18%、20%、10%和64%。该项评价结果与实际地质条件相符

为探究珠江口盆地开平凹陷构造沉降特征以及主控因素，以两条地震剖面的最新解释成果为基础，在地震 剖面上共选取43个虚拟井进行构造沉降史计算，并进行综合分析。结果表明：①开平凹陷裂陷期（49~30Ma）构造沉 降量较大，各洼陷构造沉降差异性较大；裂后期（30Ma至今）构造沉降量相对较小，各洼陷构造沉降差异性较小；②开 平凹陷文昌组沉积期（裂陷一幕，49~39Ma）为最大构造沉降期，恩平组沉积期（裂陷二幕，39~30Ma）构造沉降速率显 著减小，漂移期（30~17.5Ma）和新构造运动期（17.5Ma之后）构造沉降量均出现了不同程度的增大；③差异性沉降是开 平凹陷的一个基本特征，多期次构造运动和拆离断层分段性、差异性活动是主控因素。

桑托斯盆地历经早白垩世早期克拉通坳陷盆地、早白垩世早—中期裂谷盆地、早白垩世晚期阿尔必至全新 世大陆边缘盆地 3个演化阶段，石油资源主要富集于裂谷盆地的生储盖组合中，目前的盆地构造单元划分方案不能 够准确地反映裂谷期的构造格局。根据最新的重磁、地震、钻井、大洋钻探等基础资料，提出了桑托斯盆地盐下构造 单元划分的新方案：①以晚断陷期主要断裂和沉积特征作为划分一级构造单元的依据，根据断裂分布结合晚断陷期 沉积厚度 600 m等值线确定隆起与坳陷的边界；②以晚断陷期次级断裂和沉积特征作为划分二级构造单元的依据， 根据同沉积拉张断裂、二级走滑断裂及其调节断裂分布，结合晚断陷期和早坳陷期沉积厚度1000 m等值线确定凸起 和凹陷的边界；③将盆地划分为“二隆三坳”5个一级构造单元,包括西部坳陷、阿-乌隆起、中央坳陷、卢-苏隆起和东 部坳陷，并进一步划分为 38个二级构造单元。以裂谷盆地构造演化特征为主要依据划分的构造单元对未来油气勘 探选区和资源评价具有重要意义。