近年来四川盆地的天然气勘探揭示，震旦系发育一条贯穿盆地的近北西—南东向的台内坳槽，其形成演化控 制坳槽周缘灯影组的储层发育与气田形成。选取紧邻震旦系台内坳槽西缘的绵竹清平大水闸、燕子岩剖面，系统开展 地层划分、沉积演化及储层发育特征研究。研究表明：① 碳同位素变化曲线可有效厘定震旦系陡山沱组与灯影组的界 线，坳槽西缘陡山沱组与灯影组均发育，且灯影组发育完整；② 陡山沱组以深水斜坡相沉积为主，灯影组主要为浅水碳 酸盐台地相沉积，陡山沱期至灯影期经历了由深水斜坡向浅水碳酸盐台地的沉积演化；③ 坳槽西缘灯二段发育厚层叠 层石白云岩规模优质储层，与坳槽东侧台缘带可以类比，揭示坳槽西缘同样具备形成大气田的储层条件。

基于古地理格局研究新进展，综合野外露头、钻井岩心、微观薄片和物性数据等资料，对鄂尔多斯盆地中东 部奥陶系盐下沉积特征及有利储集相带展布规律进行研究。结果表明：①奥陶系盐下主要发育局限台地和蒸发台地 2类沉积相，局限台地发育云坪、丘滩、云质潟湖和灰质潟湖等4类微相，蒸发台地发育泥云坪、含膏云坪、膏云坪和膏 盐潟湖等4类微相；②受古气候、海平面升降变化和“三隆三坳”古地理格局控制，奥陶系盐下岩相古地理总体呈现出 “隆控丘滩-坪、坳控潟湖”的平面展布特征；③台内丘滩储集性能好，是奥陶系盐下白云岩储层发育的有利储集相带。 指出苏里格—城川、乌审旗—志丹和神木—米脂地区是奥陶系盐下有利储层发育区，是天然气勘探的重要方向。

莺歌海盆地L气田含气层系为典型的低渗透砂岩储层。对中新统黄流组成像测井、钻井岩心以及薄片等不 同尺度的裂缝进行研究，并结合全岩矿物分析、岩心孔渗分析等测试结果，明确了低渗透砂岩储层裂缝发育特征与主 控因素。研究结果表明：①区内构造裂缝占80%以上，以剪性裂缝为主，张性裂缝次之；裂缝倾角以低角度和水平为 主（占65%以上）。②影响裂缝发育程度的主要因素包括地层曲率、断裂位置、岩石力学参数、基质孔隙度和渗透率、 岩性以及单砂体厚度。对于地层曲率较大的部位及断裂发育部位，以及粒度较小、脆性较高的岩石，裂缝发育程度较 高；裂缝发育程度与单砂体厚度呈幂指数负相关，但当单砂体厚度大于4.7 m后，二者相关性逐渐变弱；随着基质孔隙 度与渗透率的增高，裂缝发育程度呈现先增大后减小的趋势，当基质孔隙度介于8%~10%、基质渗透率介于（1.3~ 1.5）×10-3 μm2时，构造裂缝最为发育；裂缝发育程度受岩石弹脆性和应变能影响，表现为随着岩石杨氏模量的增高， 裂缝发育程度先增大后减小。③新近纪以来莺歌海盆地发生快速沉积，深层普遍存在强烈的欠压实，底辟构造广泛 发育，较弱的地层上拱导致黄流组厚层泥质岩所夹的砂岩薄层集中产生独特的低角度裂缝。

针对东非鲁伍马盆地深水沉积体系演化的复杂性，基于地震资料和钻井资料等资料，对古近系下始新统深 水沉积特征及深水沉积体系演化期次进行分析研究。结果表明: 下始新统深水沉积体系发育碎屑岩和碳酸盐岩两 种岩石类型,天然气主要分布在泥质含量低、颗粒分选程度高的富砂岩相中;储层成岩作用不强，孔隙类型以原生粒间 孔为主;岩相和岩石结构成熟度是影响储层质量的主要因素。下始新统深水沉积体系可以进一步细分为5期沉积。 受重力流和底流共同作用，深水沉积体系总体表现为由北向南迁移的特点，主要为水道沉积，晚期受海底底形影响演 化为朵体沉积。认为研究区内4口天然气发现井的储层属于3个不同期次的深水沉积砂体，气藏评价需考虑3个气 藏砂体之间的连通性。

阿姆河右岸区块侏罗系盐下碳酸盐岩气藏类型多样，气水系统复杂，对成藏过程认识不清，使得天然气分布 预测难度大。利用构造演化分析、地球化学实验分析与盆地模拟技术，开展主力烃源岩生排烃模拟，结合典型油气藏 解剖，恢复阿姆河右岸区块盐下碳酸盐岩油气成藏的演化历史，在此基础上建立了油气运聚模式，总结了油气水分布 规律。研究表明：①阿姆河右岸区块发育中下侏罗统煤系、上侏罗统泥灰岩与泥岩3套烃源岩，原油类型有正常原 油、低成熟度凝析油和高成熟度凝析油3种。油源对比分析表明，正常原油主要来自上侏罗统泥岩，两类凝析油主要 来自中下侏罗统煤系烃源岩，具有混源特征。②阿姆河右岸区块存在早白垩世末—晚白垩世早期和晚白垩世末期— 古近纪早期共2个主要成藏期。早成藏期以中下侏罗统煤系烃源岩生成的凝析油气充注为主，混入部分上侏罗统烃 源岩生成的正常原油；晚成藏期以中下侏罗统煤系烃源岩生成的天然气充注为主。③阿姆河右岸区块具有“早油晚 气、东西分异、差异驱替、调整改造”的成藏演化特点。东部地区油气生成和运移较早，但由于圈闭形成于古近纪，定 型于新近纪，因此主要保存晚期的天然气；西部地区经历了晚白垩世油气同注、古近纪以来气驱油的演化过程，驱替 强度的差异是现今油气相态差异的主要原因。

从回顾桑托斯盆地勘探历程与统计已发现油气藏特征出发，结合盐下构造单元划分等最新研究成果，提出 了桑托斯盆地盐下油气分布特征及富集规律。发现油气分布具有东西分带、南北分段、CO2含量分区的总体特征。超 大型油气藏主要分布在卢-苏隆起和阿-乌隆起的构造圈闭中，大型和中小型油气藏主要分布在东部坳陷和中央坳 陷的次级凸起带的构造圈闭中。盆地演化和油气成藏过程研究表明，桑托斯盆地裂谷期构造格局决定了盐下油气形 成与分布的基本条件，被动陆缘期构造活动决定了油气运聚成藏的方向与富集区。盐下油气富集的主要控制因素表 现为古构造控制储层规模和质量、今构造控制油气运移方向、盐盖层控制油气聚集成藏、主烃源灶控制油气富集区 带、CO2充注改造油气性质等5个方面。

珠江口盆地惠北地区处于勘探初期，目前缺少对文昌期构造-沉积响应的系统研究，严重制约了勘探进程。 基于新采集的高分辨率三维地震资料及新钻探井，通过井-震联合解释，对惠北地区构造-沉积响应及其对优质烃源 岩的控制作用进行了深入分析。研究认为：①受控于控洼断裂时空演化和惠州运动的构造响应，惠北地区各洼陷文 昌期构造-沉积特征差异显著：HZ08洼与HZ14洼构成地堑，构造活动较弱，主要受HZ08转换带盆外物源输入影响, 发育辫状河三角洲、浅湖沉积；HZ10洼为受惠州运动强烈改造形成的箕状半地堑，构造活动最强，主要受盆内惠陆低 凸起物源影响,发育半深湖—深湖及辫状河三角洲沉积。②构造演化和源-汇特征的差异耦合导致文昌组烃源岩具 有“东西分带”的特征：HZ08洼、HZ14洼以浅湖—沼泽相烃源岩为主，HZ10洼以半深湖—深湖相优质烃源岩为主。 ③ HZ10洼强烈断陷期为“广盆少源”型洼陷，与相邻洼陷水体连通形成复合湖盆，半深湖—深湖相优质烃源岩广泛 分布；断陷萎缩期为“旋转扩容”型洼陷，惠州运动造成缓坡高角度旋转，HZ10洼呈典型箕状半地堑，湖盆范围缩减， 仅在湖盆中心发育半深湖—深湖相烃源岩。

海相、海陆过渡相、陆相泥页岩具有不同的地质特征，导致其天然气吸附能力存在差异。以海相、海陆过渡 相、陆相泥页岩等温吸附实验数据与地球化学参数及孔隙结构特征为基础，对比分析不同沉积相泥页岩天然气吸附 能力大小及其影响因素。研究表明：泥页岩吸附能力的沉积相顺序为海相＞陆相＞海陆过渡相。有机质含量、干酪 根类型、热演化程度、孔隙结构、矿物组分、温度、压力和湿度对吸附能力均具有影响。有机质与黏土矿物是吸附气的 载体，其中有机质是主要吸附载体，有机质含量越高，则吸附气含量越高。成熟度对泥页岩吸附能力的影响表现为 “两段式”模式:当成熟度处于临界值以下时，随成熟度增加吸附能力增大；超过临界值，则随热演化程度增加吸附能 力减小。有机质类型决定有机质孔的发育潜力，热演化程度通过控制生排烃影响有机质孔的发育程度，三种类型沉 积相泥页岩有机质发育类型及成熟程度差异明显，是造成其吸附能力差异的重要原因。温度和压力通过改变吸附- 解吸平衡影响泥页岩吸附性；水分子通过占据更多的空间而减小可吸附的气量。

尼日尔三角洲盆地深水区E油田B油组为浊积水道与朵叶复合体沉积，静、动态资料综合分析显示B油组发 育滞留水。综合地震、动态测试等资料，总结了B油藏滞留水发育特征：滞留水可导致油藏油水系统复杂化，同一油 水系统内可出现不同的油水界面；MDT测压分析显示发育滞留水的油藏一般具有统一的油线；干扰测试等动态资料 显示发育滞留水的油藏虽然油水界面有差异但具有整体连通性。进一步分析了B油组滞留水的成因，在此基础上延 伸提出了5种油藏滞留水成因模式，并探讨了准确认识滞留水油藏模式对油气田勘探开发的意义。

通过实验室测得的岩心孔隙度和渗透率数据的分析，证实了对于缝洞型强非均质碳酸盐岩储层，岩心的取 样偏差导致实验分析数据的不稳定，从而造成其无法体现储层物性的全貌及非均质性；对于发育裂缝的碳酸盐岩样 品，常规测井和核磁测井的测量结果也难以体现出裂缝对储层物性的影响。提出了一种利用二维岩心CT扫描图像 处理直接获取孔隙、裂缝和溶洞的信息分析方法，通过计算二维图像上的孔隙、裂缝和溶洞的面积来估算孔隙度和渗 透率，并进一步评价储层非均质性。利用岩心分析、核磁测井以及CT扫描图像解释3套数据集计算的变异系数和洛 伦兹系数，以及不同采样间隔的CT扫描图像获得的物性差异分析了储层的非均质性，并对比了各种方法的异同点和 有效性。认为从二维岩心CT扫描图像中提取的岩石物性数据集是缝洞型碳酸盐岩储层非均质性分析的一种有用 的、可靠的资料来源。