断层是东海盆地西湖凹陷平湖斜坡天然气运移的主要通道，对油气差异性富集具有明显的控制作用。明确天然气沿断层运移特征及运聚模式，可有效指导西湖凹陷或相似地区油气有利运聚区的预测。为此，综合测录井、地震等资料，结合天然气组分和碳同位素、包裹体均一温度及丰度等分析测试数据，系统研究了天然气沿静止断层的运移特征，并进一步查明了天然气沿静止断层的运聚模式。结果表明，平湖斜坡天然气存在中新统玉泉组—柳浪组沉积期和上新统三潭组(或更新统东海群)沉积期至今的两期成藏。断层在天然气成藏期基本处于静止状态，且断裂带内部包裹体丰度值介于1%~5%之间，指示天然气沿静止断层发生了连续运移。平湖斜坡天然气等效成熟度为1.08%~1.23%，远高于本地烃源岩最大成熟度，说明其气源主要来自相邻洼陷高成熟烃源岩。油气运移路径示踪结果显示，A和B构造天然气以沿断层走向运移为主；H和J构造天然气以沿断层垂向和穿断侧向运移为主；C和F构造以沿断走向和穿断侧向运移为主。基于上述特征，确定了“阶梯式”、“走向式”、“走向—阶梯复合式”3种天然气沿断层运聚模式。

为深入剖析深层碳酸盐岩岩相特征与力学性质之间的内在联系，以塔里木盆地塔河地区奥陶系鹰山组为研究对象，综合运用钻井岩心、岩石薄片及岩石力学实验测试等资料，明确碳酸盐岩的岩相类型，应用Image J软件定量表征岩石的组分，揭示了不同岩相与岩石力学性质的相关性。塔河地区鹰山组碳酸盐岩的3种主要岩相为亮晶颗粒灰岩、细—中晶白云岩和泥晶颗粒灰岩，通过实验测试发现不同岩相的岩石力学性质存在显著差异，表现为细—中晶白云岩的抗压强度、杨氏模量、纵波速度和横波速度最高，而泥晶颗粒灰岩和亮晶颗粒灰岩的相应参数依次降低；泥晶颗粒灰岩的泊松比最高，而亮晶颗粒灰岩最低。此外，建立了岩相与岩石力学的3个线性方程的多元回归模型，其中模型2相关性最优(R²=0.777)；并揭示了不同岩相的岩石力学性质差异性的成因机制。颗粒尺寸和胶结物含量控制着岩石的力学特性，即颗粒灰岩中纵波和横波速度随着颗粒尺寸增大而减小，对应的抗压强度降低；而随着胶结物含量的增加，横、纵波速度显著降低，颗粒尺寸与胶结物含量之间呈线性函数关系。该研究有望通过岩相精细分析来预测深层碳酸盐岩的岩石力学特性，从而深化油气地质—工程一体化进程。

塔里木盆地中—下寒武统膏盐岩是制约盐下深层—超深层油气勘探成败的关键封盖层，但其成岩演化过程及对储层孔隙发育的影响机制尚不明确，制约了勘探部署。基于岩心薄片观察、钻测井资料，结合前人研究成果综合分析，系统研究并厘定了膏盐岩岩石类型、空间展布规律及成岩演化特征，进而探讨了其与盐下储层孔隙保存的耦合关系。结果表明：(1)膏盐岩岩性以膏岩、盐岩及含膏/膏质云岩为主，膏岩呈纹层状、块状，盐岩呈块状，含膏/膏质云岩呈条带状、透镜状，平面上以巴楚—塔中地区为聚盐中心，厚度向外逐渐减小，纵向分布上表现出下寒武统厚度小、中寒武统厚度大的演变特征。(2)膏盐岩具有复杂的成岩历史，可划分为三个阶段：同生期萨布哈环境的石膏结核与白云石化；埋藏期的石膏—硬石膏转变，该过程极大提升了岩石致密性；晚期构造作用下发生塑性流动形成致密封盖体。(3)机制分析表明，中寒武统巨厚膏盐岩形成的封闭体系，能有效阻隔中—深埋藏阶段外部成岩流体活动，显著抑制储层的压溶—胶结作用，是盐下早期原生和次生孔隙得以保存的主控因素。研究结果深化了对蒸发岩盖层控储机制的认识，为深层—超深层油气勘探提供了地质指导。

随着全球能源需求的持续增长，深层—超深层油气勘探开发已成为油气工业的热点领域。中国塔里木盆地库车坳陷深层—超深油气资源丰富，但受强构造挤压作用影响，区内构造样式复杂、地应力分布差异显著，给油气勘探开发带来巨大挑战。为明确克拉苏构造带构造变形规律及其主控因素，揭示构造—应力耦合关系对油气富集的控制作用，优化深层—超深层油气勘探策略和提高开发效率，以塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带为研究对象，通过构造剖面分析和数值模拟，探讨其不同区段构造样式特点、影响因素及地应力响应特征。研究结果显示，克拉苏构造带不同区段构造样式和地应力分布存在显著差异。西部阿瓦特段因强烈挤压形成“双层楼”式逆冲推覆构造，表现出高角度断层两端应力值高的强挤压特点；东部克深段则以冲起构造和叠瓦构造为主，呈现出断层顶部和冲起构造底部应力集中的强滑动应力模式；博孜—大北段盐上构造以宽缓向斜为特征，盐焊接构造发育，盐下冲起构造广泛分布，具有局部应力集中现象。基于动力学数值模拟，对断层摩擦系数、挤压缩短量和断层倾角等影响因素进行了定量分析，认为挤压缩短量和断层倾角是造成构造样式和现今地应力分布差异的主控因素。

底辟构造作为莺歌海盆地中央坳陷最重要的含气构造之一，其伴生气田群已探明天然气地质储量约1 800亿立方米。然而，底辟不同区域天然气成藏特征差异显著，严重影响了中央坳陷天然气勘探进程。因此，以东方1-1底辟不同区域(核部、波及区与未波及区)气藏为研究对象，采用气体组分分析、碳同位素分析、砂岩物性测试和包裹体测试等方法，研究天然气组成及来源、储层特征、输导体系、充注期次和盖层封闭性。结果表明，底辟核部上新统莺歌海组莺二段和未波及区中新统黄流组黄一段天然气组分以CH₄为主，平均含量为69.98%，底辟波及区和核部黄一段天然气组分中CO₂含量较高，可达65.99%；底辟核部和未波及区分别以底辟断层和伴生微裂缝作为主要输导体系；黄一段和莺二段气藏分别具有三期和两期天然气充注特征；黄一段储层物性由底辟核部向波及区和未波及区变好，而黄一段和莺二段下储层具有强超压和超压特征，地层压力系数分别约为1.8和1.5；底辟未波及区黄一段上覆泥岩物性封闭能力强，盖层破裂压力系数小于0.9，波及区次之，底辟核部最差。基于研究结果，建立了东方1-1底辟不同区域的3种天然气运聚成藏模式：(1)“早期烃类气充注，晚期非烃气充注，中深层低渗超压封闭，浅层常规物性封闭”的底辟核部成藏模式；(2)“早期烃类气充注，泥岩物性封闭成藏，晚期非烃气充注，超压封闭低渗成藏”的底辟波及区成藏模式；(3)“烃类气充注，微裂隙运移，泥岩物性封闭”的底辟未波及区成藏模式。

四川盆地南部地区志留系龙马溪组一段页岩气，具有良好的勘探开发前景。为了探明页岩天然裂缝发育特征对页岩气富集规律的影响，选取川南泸州地区龙马溪组一段有机质页岩为研究对象，基于钻井岩心、薄片鉴定、地球物理测井等资料，运用地质综合分析方法，对研究区龙马溪组页岩的裂缝类型及发育特征开展研究。川南泸州地区龙马溪组一段有机质页岩裂缝类型主要为构造缝(剪切缝)和非构造裂缝。构造因素上，裂缝的发育程度与距断层距离呈负相关关系，且背斜区裂缝发育程度较高，向斜区裂缝发育程度较低。非构造因素上，裂缝密度与总有机碳含量(≥2%)和脆性矿物含量(≥44%)均呈正相关关系。研究区有机质页岩含气性则受裂缝充填程度、现今地应力方向与裂缝走向关系、裂缝分散程度等因素影响，其中半充填和未充填裂缝、与现今最大主应力大角度斜交的裂缝及走向分散的裂缝网络显著提升页岩含气性。研究将川南泸州地区龙马溪组一段有机质页岩有效裂缝划分为6个Ⅰ类有利区和7个Ⅱ类有利区，明确了背斜区及断裂带附近为勘探靶区，为川南泸州地区页岩气勘探与开发提供了重要的理论支撑和实践指导。

渤海湾盆地渤中19-6气田太古界变质岩潜山埋藏深，裂缝储层形成机理及分布规律复杂，有效裂缝储层研究及预测方法尚属空白，严重制约了该气田的高效开发。基于地震、岩心、测井等资料，通过多期次古构造应力场分析,明确了储层裂缝发育机制和分布特征，利用有限元法模拟了研究区现今应力分布特征，最终建立了基于古—今应力场耦合的潜山有效裂缝储层预测方法。研究表明：(1)研究区裂缝发育受多期构造运动控制，印支—燕山期挤压作用形成初始裂缝，喜马拉雅期拉张和走滑作用对早期裂缝进行了活化与改造；(2)从构造成因上研究区可划分为西部挤压带和东部走滑带，其中挤压带核部及走滑带是裂缝发育的优势区域；(3)现今应力场特征显示，研究区现今水平最大主应力方向总体为NEE75°—SEE105°，受区域右旋走滑断层影响，自西向东现今水平最大主应力出现SEE—E—NEE向变化；(4)基于古—今应力场耦合预测，将有效裂缝储层划分为三类，即Ⅰ类区分布于挤压带核部及走滑带附近，有效裂缝储层最发育；Ⅱ类区位于井区东部的高部位靠近走滑带附近；Ⅲ类区位于构造较低部位，有效裂缝储层发育较差。

四川盆地侏罗系凉高山组发育广覆式厚层富有机质页岩。近年来，在凉高山组凉一段页岩型、凉二段砂泥岩互层型两类储层中均获高产工业油气流，展现出良好的资源潜力，使凉高山组成为四川盆地浅层风险勘探的重要接替领域。采用全岩X-衍射、有机地化分析、扫描电镜等分析手段，结合成藏要素对比，探讨了川东地区凉高山组页岩油气成藏主控因素。凉一段页岩平均孔隙度为4.45%，储集空间以黏土矿物粒内、粒间溶蚀孔为主，局部发育有机孔、层理缝和高角度缝；页岩储层脆性矿物含量高，两向水平应力差适中，可压性好。有机碳含量等值线呈环带状分布，在垫江—梁平—忠县生烃中心总有机碳含量超1.8%；有机质类型以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主，平均有机质成熟度(R_o)为1.14%，整体处于成熟—高成熟阶段。“沉积控源、高压富集、裂缝疏导”为凉高山组页岩油气富集高产的三大主控因素，其中沉积控源、异常高压富集的优先级高于裂缝疏导。以优质页岩连续厚度、地层压力系数、微裂缝发育程度及脆性指数等参数为评价依据，建立了川东地区凉高山组页岩油气有利区评价标准。鉴于邻区勘探经验，建议纵向上以凉一段3小层优质页岩为主要目标，区域上重点关注忠县向斜、万县向斜等I类有利区，对埋深大于2 500 m的向斜核部区开展地质—工程一体化勘探。

酒泉盆地青西凹陷白垩系发育一系列泥云岩与碎屑岩混合成因的细粒沉积物，有页岩油富集的潜在条件。选取不同岩相样品为研究对象，开展岩石热解、总有机碳、X射线衍射、扫描电镜分析、岩石薄片观察、低温氮气吸附、高压压汞实验等一系列分析测试实验。综合运用矿物岩石学、有机地球化学、储层物性分析等方法，对凹陷页岩油进行储层精细刻画和含油性评价。研究结果表明：①凹陷页岩矿物成分和岩性复杂，岩相类型主要为白云质页岩、粉细砂岩、含砾砂岩和泥岩，对应的页岩油类型属于广义混积型、夹层型。粉细砂岩含油性最好，白云质页岩次之，两者都是页岩油的有利储层；②页岩储层孔径在10 nm～100 μm范围内均有分布，其中粉细砂岩的孔径分布相对较为均匀，有利于页岩油富集。③根据总有机碳(TOC)含量、S₁含量及含油饱和度参数(OSI)对页岩油含油性进行分级评价，可以划分出无效资源、低效资源、中效资源、高效资源。④基于页岩岩相、地球化学特征、储层物性特征、微观孔隙结构及含油性特征，将凹陷页岩油品质从好到差划分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级甜点。研究明确了青西页岩油的储层和含油性特征，并划分了页岩油甜点，对凹陷页岩油勘探具有重要意义。

目前针对川南地区沉积古环境和有机质富集主控因素的研究多集中于泸州洼陷区，而对靠近乐山—龙女寺古隆起威远地区的相关研究较为缺乏，导致对区内有机质富集主控因素的认识尚不清晰。基于此，通过对威远地区西缘下志留统龙马溪组沉积学及有机地球化学特征进行对比分析，探讨有机质富集主控因素及其形成模式。结果表明：LM1—LM5沉积期(鲁丹期)，盆地处于挠曲—沉降期，构造活动稳定，海平面最高，陆源矿物碎屑输入低，水体以厌氧环境为主，保存条件、陆源矿物碎屑输入和古生产力水平共同导致该沉积期有机质含量最高；LM6沉积期(埃隆早期)，盆地进入挠曲—迁移期，构造活动增强，渝北被动大陆边缘地区障壁开口开始打开，洋流活动增强，底水以厌氧—贫氧环境为主，保存条件变差和古生产力水平升高是导致TOC含量与LM1—LM5沉积期差异不大的主要因素；LM7沉积期(埃隆中期)，障壁开口持续打开，海平面进一步下降，底水还原性更差，洋流活动继续增强，保存条件变差和陆源矿物碎屑输入升高是造成有机质含量降低的主要因素；LM8沉积期(埃隆晚期)，洋流活动达到最强，古生产力水平升至最高，但底水变为贫氧—富氧环境，保存条件变差是导致有机质含量降至最低的主要因素。结论认为，研究区有机质含量持续降低与古地貌和海平面波动所主导的沉积古环境演化过程密切相关。

二连盆地额尔登苏木凹陷萨音呼都格洼槽油气勘探成果显著，但烃源岩仍缺乏系统的研究，资源潜力尚不明朗。基于大量烃源岩样品的测试分析资料，对研究区烃源岩开展系统的评价研究，预测有效烃源岩的分布，明确该区油气资源潜力。研究结果表明，额尔登苏木凹陷萨音呼都格洼槽阿尔善组(K₁ba)烃源岩有机质丰度较高，类型偏腐泥型，达到成熟热演化阶段，为该区主力烃源岩。同时，局部地区腾格尔组一段(K₁bt₁)烃源岩发育程度也较好(如北次洼)，可作为次要烃源岩。研究区不同次洼烃源岩地球化学特征有所差异，主要体现在有机质丰度方面，如北次洼K₁ba烃源岩总有机碳(TOC)含量平均为1.15%，而南次洼平均为0.97%，北次洼略高于南次洼。生物标志化合物和微量元素资料显示，K₁ba和K₁bt₁烃源岩均形成于半潮湿—半干旱气候、弱还原—弱氧化的淡水沉积环境，有机质主要为水生生物和高等植物的混合输入，但高等植物稍具生源优势。厘定了研究区有效烃源岩TOC含量的下限值为1.0%，有效烃源岩主要分布于北次洼、中次洼和南次洼的3个次级构造单元的沉积中心。预测萨音呼都格洼槽石油总资源量为5 418.87×10⁴ t，南次洼油气资源潜力最大，北次洼次之。

为了给准噶尔盆地白垩系烃源岩的资源潜量及油气成藏规律提供依据，采用烃源岩有机岩石学、地球化学精细刻画和烃源岩封闭体系热模拟技术，探讨了盆地不同区块白垩系烃源岩地球化学特征和生烃潜力。准噶尔盆地白垩系烃源岩具有强非均质性，以差烃源岩为主，但存在好的烃源岩，Ⅰ型和Ⅱ₁型烃源岩占比39.6%，有机碳(TOC)含量大于1.0%的烃源岩占比17.5%。盆地南缘中段沙湾—玛纳斯—呼图壁地区白垩系烃源岩沉积厚度最大，暗色泥岩厚度最大可达574 m，埋深普遍大于6 000 m；烃源岩有机质类型以Ⅱ型为主，占比89.1%，TOC含量大于1.0%的烃源岩占比8.7%，镜质体反射率(R_o)为0.82%～1.01%，处于生油高峰期；烃源岩Pr/Ph值为0.31～1.20，伽马蜡烷/C₃₁藿烷比值为0.46～8.12，具有C₂₇和C₂₉规则甾烷优势，C₂₇、C₂₈和C₂₉规则甾烷呈“V”字形分布，指示其为强还原、咸化湖相沉积环境；水生藻类发育，有机显微组分发育层状藻类体，发强烈黄色荧光，表明其生油能力强。白垩系Ⅰ型烃源岩最大生油量达660.0 mg/g，Ⅱ₁型烃源岩最大生油量达284.0 mg/g，生油高峰R_o为1.0%。综合研究认为，盆地南缘中段沙湾—玛纳斯—呼图壁地区白垩系烃源岩厚度大，富含生油的层状藻类体，处于生油高峰期，生油量大，是白垩系烃源岩生油最有利勘探领域。

鄂尔多斯盆地中东部石炭系本溪组8#煤岩气资源潜力巨大，通过分析测定该地区3口煤岩气井33块本溪组8#煤岩解析气的气体组分和碳、氢同位素组成，结合煤岩地质特征和含气量数据，揭示了煤岩气成因来源、煤岩沉积水体盐度特征，探讨了煤岩气甲烷碳同位素异常的原因。研究表明，本溪组8#煤岩气组分中，CH₄含量为88.50%~97.12%，C₂H₆含量为0.23%~1.92%；非烃气体中，CO₂含量为2.51%~7.18%，N₂含量不超过4.50%。本溪组8#煤岩气δ¹³C₁为-37.6‰~-25.8‰，δ¹³C₂为-19.4‰~-16.0‰，δ¹³C_CO2为-12.6‰~-6.0‰，δ²H_C1为-185.0‰~-158.0‰，δ²H_C2为-131.0‰~-103.0‰。综合考虑煤岩气的气体组分、碳同位素组成、煤岩高热演化程度、强生气潜力以及煤岩分布区域构造稳定性等特征，认为鄂尔多斯盆地中东部本溪组8#煤岩气为高—过成熟热成因气，来源于煤层中腐殖型有机质的热转化，为自生自储型煤成气，煤岩气中CO₂为有机质热裂解和碳酸盐矿物热分解混合成因。煤岩气氢同位素特征揭示，鄂尔多斯盆地中东部本溪组8#煤岩沉积水体为海陆过渡相半咸水—咸水沉积环境。煤岩气δ¹³C₁与煤岩含气量之间存在良好的负相关性，表明煤岩气的储集和保存条件越好，煤岩气“累积”程度越高，高—过成熟煤岩“累积”气δ¹³C₁明显偏轻，煤岩含气性越好。

裂缝脉体是页岩气勘探开发研究中的热点，对揭示古构造运动、流体埋藏与成藏演化过程具有重要的指示意义。威远—荣昌北地区作为当前页岩气开发的重点区块，其深层页岩中裂缝脉体的发育特征、形成时代及其与构造—沉积演化的关系尚不明确。以该区志留系龙马溪组深层页岩裂缝中的脉体矿物为研究对象，综合运用岩相学观察、阴极发光分析、流体包裹体均一温度测试、激光拉曼光谱分析、U-Pb定年以及主微量元素和稀土元素测试等方法，系统揭示了裂缝脉体的成因及其地质意义。威远—荣昌北地区龙马溪组深层页岩裂缝中的方解石脉体形成于古流体温度相对较低、埋藏较浅的氧化环境，其流体来源为受热液影响的地下淡水。U-Pb定年结果显示，方解石脉体形成时代为(245.2±5.1)Ma。同期盐水包裹体的均一温度主要集中于130~150 ℃，对应第一期流体充注阶段，指示裂缝初次开启时间早于该脉体形成时代(245.2±5.1)Ma。该期方解石脉体反映了龙马溪组深层页岩受构造作用影响，裂缝系统与外界环境发生沟通，但整体规模有限，页岩气保存条件未被显著破坏。

埃迪卡拉纪—寒武纪过渡期是地质历史中海洋环境波动与生物演化的关键阶段，但南华盆地东南缘浅水区域火山/热液活动、海水盐度变化与“寒武纪生命大爆发”之间的相互联系仍不清晰。以湘中地区古隆起周缘的下寒武统钻井样品为研究对象，综合扫描电镜、无机地球化学和硅同位素等手段，厘清了该区沉积岩中汞的富集载体与成因、海水盐度的时空分布及硅质来源。古隆起周缘寒武系底部页岩可见显著的汞异常，汞主要富集在有机质中，可作为火山/热液流体输入的有效指标。火山/热液活动在寒武纪第2阶至第3阶过渡期(约526～521 Ma)相对活跃，并于第3阶晚期(约518 Ma)逐步衰退。古隆起周缘水体盐度总体较高，而湘中深水区呈淡水—半咸水特征，这一差异可能与外海的连通性和水体滞留程度有关。寒武纪早期研究区古隆起周缘为咸水环境，随着水体滞留程度增强，水体盐度逐渐降低，转变为半咸水/淡水环境。此外，古隆起周缘牛蹄塘组页岩中硅质来源丰富，下部页岩中的硅质主要为生物成因，夹有少量的陆源和火山成因；上部硅质页岩主要为富硅海水和热液活动的混合作用。南华盆地东南缘浅水区域寒武纪早期火山/热液幕式活动与古地理格局共同驱动了盐度分层与多源硅质供给，揭示了浅水与深水盆地的差异演化，为理解南华盆地的海洋环境波动提供了关键地球化学约束。

莺歌海盆地东方区中新统黄流组超压储层具有岩性细、物性差、储集空间复杂且非均质性强的特征，导致核磁共振T₂谱与毛管压力曲线的对应性差，弛豫时间与孔隙半径转换困难。为了明确该储层核磁共振T₂谱与孔径的分布关系，解决弛豫时间与孔隙半径转换困难的问题，采用分段建模的方法，结合常规物性、X衍射、核磁共振及高压压汞等实验测试数据，建立了弛豫时间与孔喉半径之间的转换关系，并对不同弛豫区间内表面弛豫速率的主控因素进行了深入分析，采用四元回归分析方法构建了表面弛豫速率的动态表征模型，模型计算效果较好，长短弛豫组分平均相对误差分别为9.965%、2.227%。研究表明：该储层核磁共振T₂谱与压汞孔径分布曲线在5.7 ms(对应孔喉半径约为0.1 μm)附近呈现明显分段特征，短弛豫组分(T₂<5.7 ms)的表面弛豫速率显著低于长弛豫组分(T₂>5.7 ms)，证实不同尺度孔隙的表面弛豫机制存在明显差异；表面弛豫速率受储层物性、矿物组分及孔隙结构共同影响，且短弛豫组分表面弛豫速率主要受黏土含量影响，长弛豫组分更依赖孔隙结构复杂程度。基于此，针对不同弛豫区间优选敏感因素建立了表面弛豫速率动态表征模型，实现了表面弛豫速率的定量预测，同时通过分段转换方法显著提升了弛豫时间与孔喉半径的对应精度，为基于核磁共振T₂谱的孔隙半径准确转换提供了理论依据和方法支撑，对准确刻画超压储层孔隙结构、提升储层评价精度具有重要意义。

四川盆地中部中台山—八角场地区侏罗系沙溪庙组沙二段发育多期河道砂体，且纵向上砂体频繁叠置，利用纵横波速度体切片的方法研究砂体分布特征及纵向演化规律具有独特的优势。以高分辨率层序地层学为基础，结合可容纳空间变化引起的沉积学响应，将沙二段划分为4个四级层序。综合岩心—测井相—地震相等信息认为，研究区沙二段主要发育河流相沉积，每期砂组内部由多河道砂体叠加迁移形成，地震反射特征以连续—弱连续的平行反射为主，在此背景下可见部分代表河道沉积的亮点反射。针对砂泥岩波阻抗叠置严重的难题，明确纵横波速度是有效识别岩性的敏感参数。基于叠前同时反演获取了可区分砂泥岩的纵横波速度比数据体，并利用具有地震岩性学意义的数据体开展地震沉积学研究，通过典型地层切片开展“将今论古”的河道识别和河流类型划分，并探讨了可容纳空间对河道规模的控制作用。研究结果表明，中台山—八角场地区沙二段以曲流河相为主，纵向上发育18期河道；主要发育顺直河和低弯度曲流河两种河流类型，在部分切片中呈现多种河流类型共存的现象；7-9号砂体在低可容纳空间下发育，河道相互叠置且规模较大，可作为沙二段下步勘探开发的重点目标。

塔里木盆地富满油田深层碳酸盐岩油藏开展了注氮气提高采收率现场试验。在注氮气驱过程中，是否混相会影响驱油效率，同时掌握地层在非平衡状态下注氮气过程中流体相态变化也具有重要意义。为明确该类油藏在注氮气辅助重力驱开采过程中的流体相态变化及混相压力，以满深X油藏为例，开展了注氮气相态实验，获取了注氮气后非平衡与平衡状态下的相态特征，建立地层流体类型随注气量变化判别图以及地层流体饱和压力随注气量变化图，确定了注氮气混相压力。结果表明：非平衡条件下，注入少量氮气时，与地层流体混为一相；随着注气量增加，会呈现顶部“氮气”相、中部气相、底部油相“三相”共存的状态；注氮气量达到0.8 PV，“氮气”相逐渐消失。平衡条件下，在注入氮气后，流体在饱和压力时出现“乳光现象”，饱和压力随注气量增加升高；注入体积达到0.2 PV后，在注气压力55 MPa条件下流体呈现两相；注入体积达到0.8 PV后，在地层压力81 MPa条件下流体仍为两相。根据地层流体类型随注气量变化判别图与地层流体饱和压力随注气量变化图，确定满深X油藏注氮气最小混相压力为 48 MPa。在注气压力55 MPa条件下，注氮气辅助重力驱能够实现混相；非平衡状态下，从上到下产生明显重力分异特征，导致满深X油藏注气后从顶部到底部氮气含量逐渐降低，烃类组分含量逐渐升高。

塔里木盆地库车坳陷北部斜坡带深层致密砂岩气是中国天然气增储上产的重要领域，储层水力压裂技术是油气增产的关键手段。然而，深部地质条件复杂，导致压裂裂缝扩展样式及影响因素尚不清晰，需量化分析以揭示多场耦合作用下压裂裂缝的扩展规律。针对库车坳陷北部斜坡带深层气藏高温、高压地质环境，考虑“应力、裂缝弱面”等地质力学因素，建立热—流—固—化耦合模型，借助有限元数值模拟，阐明水力压裂裂缝扩展规律。研究表明：(1)水力压裂裂缝的动态扩展过程受热—流—固—化耦合作用影响显著，决定着压裂裂缝扩展样式；(2)水平应力差低值区易形成复杂缝网，水平应力梯度差异诱导压裂裂缝非对称扩展；(3)压裂裂缝扩展过程中优先激活天然裂缝，且天然裂缝产状影响压裂裂缝扩展方向，当天然裂缝与压裂裂缝夹角较大时压裂裂缝扩展偏向于停止和穿过，而当天然裂缝与压裂裂缝夹角较小时压裂裂缝偏向于激活或激活+穿过；(4)射孔倾角与裂缝偏转角呈正相关，注入速率对裂缝面积的影响存在最优上限，流体与地层温度差越大，越易产生张裂缝，起裂压力越小。

针对高地饱压差油藏早期衰竭式开发过程中，原油物性变化及地层渗透率应力敏感引发渗流控制方程强非线性的问题，通过定义拟压力函数与拟时间因子对该方程进行线性化处理，同时考虑油井压裂后裂缝在纵向上部分打开，建立了高地饱压差油藏部分压开垂直裂缝井渗流数学模型。利用Laplace变换、有限Fourier余弦变换及点汇叠加原理，求解得到部分压开无限导流垂直裂缝井的井底压力解；进一步结合导流能力影响函数、Duhamel褶积原理及封闭油藏纯弹性驱物质平衡方程，得到有限导流裂缝井的产量解。参数敏感性分析结果表明：对于存在渗透率应力敏感性的高地饱压差油藏，制定合理的生产制度可有效避免过大生产压差造成的地层渗透率损害，以及压力快速下降引发的原油过早脱气风险；压裂设计时应以裂缝位于储层中部、地层纵向压开程度大于0.5为目标，并结合地质特点、施工条件等因素综合确定最优的人工裂缝半长及渗透率。研究成果为高地饱压差油藏部分压开垂直裂缝井产量动态预测、地层参数反演提供了有效方法，同时也为该类井的生产制度优化及地层能量补充时机确定奠定了理论依据。