在分析世界页岩气资源潜力和勘探开发的基本趋势、我国页岩气资源潜力和勘探开发基本形势的基础上,提出了加快我国页岩气资源调查和勘探开发的指导思想、战略目标、战略构想及措施与建议:1)加快开展全国页岩气地质及资源调查,优选富集有利目标区和勘探开发区,建立页岩气勘探开发先导试验区;2)研究我国页岩气富集、成藏地质理论,大力推进页岩气勘探开发技术的创新,构筑支撑页岩气勘探开发的技术体系;3)培养页岩气资源战略调查和勘探开发人才队伍,建设页岩气地质资料信息共享和社会化服务体系;4)制定页岩气资源调查和勘探开发规划,制定鼓励页岩气勘探开发政策,完善页岩气矿业权管理制度,加强国际合作与交流,加快制定页岩气技术标准和规范。
在综合调研和收集了世界深部油气藏大量资料及对中国西部叠合盆地油气地质特征深入研究的基础上，总结提出中国西部叠合盆地深部油气勘探面临着三方面的重大挑战:①油气组成复杂，多期混合、来源不清，致使深部油气勘探方向难以确定;②富集油气的有效储层裂缝和溶蚀孔洞混杂，成因机制不清，导致勘探区带预测困难;③油气相态变异大，油气分布特征受深部高温压环境、低孔渗介质条件和多种运聚动力的影响，使得现有的成藏理论难以有效指导勘探目标的预测。因此认为，加速中国西部叠合盆地深部油气勘探必须解决三个关键科学问题:①多期构造过程叠加与深部油气生成演化;②深部有效储层形成机制与发育模式;③深部油气复合成藏机制与油气富集规律。为此，建议采用油气成藏过程正演模拟和油气成藏过程反演剖析相结合的研究方法和“深部成藏条件—深部成藏机制—深部成藏规律”的技术主线，重点选择深部资源潜力最大的塔里木盆地和准噶尔盆地开展研究，期待形成和发展中国叠合盆地深部油气复合成藏理论，研发深部油气分布预测配套技术，促进中国西部深部油气勘探和储量的快速增长。
深层致密砂岩气藏具有埋藏深、物性差、产量低的特点，但勘探潜力大。有利烃源岩发育区控制天然气的平面分布，深层致密砂岩储层中发育的“有效储渗体”是天然气富集、高产的关键。“有效储渗体”的发育受构造、沉积相和成岩相3种因素控制。有效孔隙控制了天然气的分布，裂缝控制了天然气的高产。四川盆地川西坳陷须家河组气藏具有超深、超高压、超致密等特征，储层和高产富集带预测难度大。利用三维三分量地震勘探技术，可有效解决优质储层预测、裂缝检测、含气性识别等关键问题。该技术在川西坳陷深层致密砂岩气藏勘探中应用取得了显著效果，使须家河组二段钻井成功率从15%提高到89%，高产井命中率从9%提高到67%，探明天然气地质储量1211×10 8 m 3 ，实现了川西致密气田的高效勘探。
分别论述了层序地层学及沉积体系的国内外研究现状及发展趋势，阐述了与层序地层学及沉积体系相关的理论和基本概念。层序地层学未来的发展趋势为研究方法标准化及应用地区特殊化，尤其要加强深水层序、碳酸盐岩层序及层序模拟研究。沉积体系研究要由静态描述向动态模拟、由宏观分析向微观刻画发展，要加强沉积过程恢复，在更规范、更精细的等时层序格架内编制沉积体系图件，为寻找油气提供更可靠的依据。
利用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜及物性等分析化验资料，对影响南华北盆地谭庄凹陷下白垩统储层物性的压实作用、胶结作用和溶蚀作用等成岩作用强度进行了定量计算，得出了不同井和不同层段的视压实率、视胶结率和视溶蚀孔隙度，厘定了成岩强度划分标准。将下白垩统储层划分为5种成岩相类型，其中Ⅰ和Ⅱ类成岩相为较好的储集相带，Ⅲ类为中等储集相带，Ⅳ和Ⅴ类为差的储集相带。通过成岩相分布预测，结合沉积体系及次生孔隙发育分布规律，认为谭庄凹陷南部扇三角洲的北部区域、北部三角洲的南部区域处于中等-较强压实强胶结中等溶蚀成岩相带，为各层段的有利储集相带。
由于火山岩气藏储层存在基质和裂缝双重介质、原始含水饱和度较高的特点,导致渗流过程中存在启动压力梯度的影响,常规砂岩气藏的单一介质、达西渗流理论已经不适用于此类气藏。从物质守恒理论出发,建立了考虑启动压力梯度的双重介质气、水两相渗流数学模型,利用有限差分方法进行数值求解,编写了数值模拟计算程序;结合室内实验研究结果,确定了模型中的相关参数的取值,渗透率小于0.1×10-3μm2、束缚水饱和度大于20%时,要考虑启动压力梯度的影响。利用XS气田实际单井进行数值模拟研究表明:模拟结果符合客观实际,考虑比不考虑启动压力梯度影响时的稳产时间、稳产期产气量、稳产期采出程度、最终采收率等生产开发指标小。在生产过程中,应考虑启动压力梯度对火山岩气藏生产开发的影响。
基于岩石薄片、铸体照片、岩心、测井和地震资料等分析，对准噶尔盆地乌尔禾油田二叠系乌尔禾组特殊凝灰质岩成因及储集特征进行详细分析。岩石类型包括凝灰岩、沉凝灰岩和凝灰质砂砾岩;电测曲线呈现高电阻率、低声波时差的电性特征。分析表明，乌尔禾组凝灰质岩成因环境为封闭-半封闭的湖湾环境，由火山灰与正常陆源碎屑物混合堆积、固结成岩。同生期高盐度、碱性水介质条件为火山灰水解蚀变提供物质基础，形成云化（沉）凝灰岩，并析出方沸石。储集空间包括溶蚀孔隙、泄水道孔和裂缝。双孔介质特征改善了储层的储集性能，对油气富集起重要控制作用，控制了油藏分布及油藏规模。
通过国内外大量的文献调研,了解和分析了致密油和页岩油术语的不同含义与应用情况,对比了它们之间的异同点,并提出了应用和完善致密油和页岩油概念的建议。致密油含义有广义与狭义之分;页岩油除用于指油页岩加工的石油外,其含义也有广义和狭义之分。致密油与页岩油异同点表现为3种情况:①致密油与页岩油概念完全不同,属于不同的非常规石油资源类型;②致密油与页岩油含义完全相同,可以互换使用;③致密油与页岩油概念既有关系,也有差别。在应用致密油和页岩油术语时,要遵循"尊重习惯、方便交流"的原则。致密油和页岩油有不同含义,不要只从字面上机械理解,要真正理解它们的实际内涵。对于致密油和页岩油术语使用中遇到的问题,应采取"不断完善,适时修正"的原则,不断完善致密油和页岩油术语的定义,使它们的定义和应用更加科学、规范,同时也要方便、适用和与国际接轨。
受地震资料品质、岩性、构造等诸多因素的影响，单一地震属性只能在一定程度上提供预测储层的方向，并存在多解性。地震属性融合技术用井孔资料对地震属性进行标定，建立储层含油气性与地震属性之间的关系，采取数学手段融合多种地震属性进行储层含油气性判别，避免了单一地震属性解释储层的多解性问题。BP网络具有良好的非线性拟合能力，但是易陷入局部极小值，不收敛，影响预测精度。针对该问题，采用粒子群优化其网络权值和阈值，再用BP网络对储层、非储层进行模式识别，取得较好成效。
根据泥岩压实作用规律，利用地球物理测井资料，系统研究了松辽盆地西斜坡地区泥岩地层压实状态，定量计算并分析了地层过剩压力。研究区西部隆起带地层基本处于正常压实状态，而龙虎泡阶地和齐家-古龙凹陷区内青山口组和嫩江组泥岩地层存在欠压实现象。通过压实曲线关键参数对比，结合实际地质资料分析了不同区域地层压实作用差异性产生的原因。在此基础上，定量计算了研究区地层过剩压力大小，获得了研究区地层压力结构特征和平面分布特征，并预测了地下流体的运聚特征。
我国有机地球化学经过近30年的不断发展，已经从油气勘探领域拓展到了煤、生物、环境和气候几大主要研究领域，为我国国民经济发展和社会进步作出了重要贡献，充分显示了其强大的生命力。第十二届全国有机地球化学学术会议在深部烃类流体性质研究、致密砂岩气和页岩气成藏、持久性有机污染物生化特征等方面取得了突出进展，进一步明确了学科发展方向。今后一段时期，①高有机质丰度沉积物形成和空间展布的分析和预测技术，②发展地球化学与地质一体化研究模型，③有机、无机相互作用及烃类矿床的次生蚀变和改造作用，④各种成因天然气的生成机理、资源潜力和分布预测，以及⑤环境、煤、生物地球化学，将成为中国未来有机地球化学的研究重点。大会提出:①要重视实验数据的重复性、实验方法的可信性、实验结果的可对比性;②针对中国科技发展的需要，我国有机地球化学的发展应该紧跟国际研究热点，加强创新力度，促进多学科交叉，走出一条有机地球化学与地质学的综合研究之路，并在未来非常规天然气勘探开发过程中大有作为。
新疆克拉玛依油田砾岩油藏经过40年的注水开发，目前已进入高含水开发阶段，准确识别水淹层、定量划分水淹级别已经成为老区油藏开发调整的重点和难点。以克拉玛依油田六中区克下组砾岩油藏为研究对象，利用2006年重点调整的3口密闭取心井的岩心资料，结合砾岩油藏的实际地质特点，分析了砾岩油藏各种储层参数的影响因素。选择符合砾岩油藏地质特征和开发规律的测井曲线，基于交会图和多元线性回归的方法，建立了六中区克下组物性、岩性、产水率以及水驱指数等各种解释模型，并从中提取出产水率、含油饱和度和水驱指数3个水淹特征参数。以3个参数为定量判断水淹级别的主要依据，结合水淹层电阻率的定性识别图版，制定了砾岩油藏水淹层定量识别的规则和方法。以上技术应用到六中区克下组实际的水淹层解释中，综合解释符合率为84.36%，达到了实际解释的精度，最终形成了一套砾岩油藏水淹层定量识别的评价技术，提高了水淹层的解释精度和符合率。
摘要：鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏普遍具有岩性致密、低孔、低渗的地质特征，其地球物理异常往往较为微弱，先验地质模型特征模糊、地球物理数据体约束性差，从而导致最终构建的储层地质模型不能充分体现致密砂岩气藏储层较强的非均质性特征。为了解决该区致密砂岩气藏储层建模中遇到的实际问题，提出了将地质研究和地震数据信息充分结合起来的储层模型构建方案。在该方案中，在储层地质研究的基础上构建储层地质知识库，量化先验地质认识；通过地震属性优化和储层地震反演，构建对储层参数较为敏感的地震约束信息库；通过精细速度模型构建，将时间域和深度域的数据信息很好地进行匹配；通过构造建模、沉积相/岩相建模、相控下的连续型储层参数建模，建立起完备的致密砂岩储层地质模型。通过该方案在大牛地气田致密砂岩气藏储层建模中的实施和应用，证实了该方案的有效性。
以“勘探反演”的思路，总结了近年来膏盐岩下油气勘探研究的现状，分析了膏盐岩盖层的分布特点，讨论了我国膏盐岩下海相地层的勘探潜力与方向。研究认为，膏盐岩是优质盖层，在我国四川和塔里木两大盆地的海相地层中分布广泛;膏盐岩下油气资源潜力大，是我国未来油气勘探的重点领域。在南方地区，除白垩-古近系外，膏盐岩盖层分布的层位主要有中-下寒武统和中-下三叠统。膏盐岩盖层平面上分布范围很广，但不同地区分布差异性大。其中，中-下三叠统膏盐岩盖层与四川盆地油气分布关系密切;寒武系和中-下三叠统膏盐岩盖层较厚，对海相油气的封盖能力最强。石炭系在湖南中部地区已有一定范围分布。塔里木盆地也发现和落实了多套膏盐岩盖层。在塔里木台盆区最主要的盖层有两套，即寒武系膏盐岩层和石炭系中上部膏盐泥岩层，同样显示出优越的封盖条件。特别是石炭系，是塔里木台盆区最主要的区域性盖层;寒武系膏盐岩盖层在巴楚-麦盖提地区分布面积广，连续厚度大。综合考虑膏盐岩下油气成藏的地质条件，特别是斜坡带、枢纽带的控油气作用，提出了南方和塔里木盆地2个地区5个领域或区带为近期有利勘探区。其中，四川盆地3个领域或区带，分别是三叠系膏盐岩下镇巴区带、寒武系膏盐岩下川南区带和寒武系膏盐岩下鄂西渝东区带;塔里木盆地两个领域或区带，分别是寒武系膏盐岩下巴-麦区带和石炭系膏盐岩下勘探有利区带。
通过对1949年到2009年60年来中国天然气探明储量和产量增长情况的分析，总结了煤成气理论的意义和勘探成就，梳理了大气田的勘探开发成果和意义。研究认为60年以来，中国天然气勘探开发取得了突破性进展:1）储量上从贫气国跃为世界前列国。1949年中国天然气探明地质储量只有3.85×10 8 m 3 ，2009年超过了7×10 12 m 3 。2）天然气年产量跃为世界第七。1949年中国天然气产量只有1117×10 4 m 3 ，2009年则达852×10 8 m 3 。3）煤成气理论推进了中国天然气勘探开发的快速发展。1979年中国煤成气理论的出现，开辟了天然气勘探的一个新领域，使指导天然气勘探理论从“一元论”发展为“二元论”。4）勘探开发大气田是快速发展中国天然气工业的重要途径。至2009年底中国共发现44个大气田，大气田总储量占全国的80.5%，天然气年产量占全国的66.4%。60年间中国天然气的勘探开发取得了重大成就。
主体在广西，包括滇、黔、粤部分地带的大南盘江———右江地区晚古生代拗拉槽（D—P 1 ）和后期台向斜坳陷（P 2 —T 2 ）盆地，在印支—早燕山运动期间受到哀牢山-红河古特提斯洋碰撞关闭的影响，而发生改造变形。在马关-河江、雪峰山、云开大山3个基底拆离体推覆作用下，以六盘水-紫云-都安走滑断裂带作为构造变形转换带，分别在不同区域形成了由强及弱的逆冲-褶皱递进（衰减）的构造变形域，控制了海相油气的形成、聚集与分布。
综合利用岩心、钻井、测井以及地震资料，对冀中坳陷淀南地区沙河街组一段进行了层序地层划分，建立了以体系域为单元的等时层序地层对比格架，将沙河街组一段划分为一个三级层序，并以岩性、岩相以及地层叠置样式的变化进一步细分出低位、湖侵和高位体系域。在层序地层格架的基础上，分析了沙河街组一段沉积相的构成、演化和分布规律，认为沙河街组一段主要发育三角洲相和湖泊相沉积。
从沉积层序与油气成藏的关系出发，在河流-三角洲沉积体系中，提出了“富砂之外找贫砂，贫砂之内找富砂”的岩性地层油气藏勘探新思路。运用该思路并结合层序地层理论和相关目标评价技术，在准噶尔盆地红车断裂带三叠系克拉玛依下亚组河流相中，认为中期旋回MSC2为有利的“贫砂”层系，在该层系中高弯曲指数的河道砂体为有利的“富砂”目标，针对目标提交了红山4井并获得工业油流;同样在新近系沙湾组三角洲沉积相中，认为三级层序NSQ2中的湖侵体系域为有利的“贫砂”层系，层系中的三角洲前缘水下分流河道砂体为有利“富砂”目标，针对目标提交车89井并获得油气突破。这一思路指出了“贫砂”地层也是岩性地层油气藏发育的重要场所，对我国陆相岩性地层油气藏勘探具有一定的实践意义。
松辽盆地长岭断陷南部发育有营城组、沙河子组和火石岭组3套烃源岩，其中沙河子组泥岩有机质丰度高，为区内主力烃源岩。沙河子组主要分布在分割性较强的独立次凹中，生烃凹陷控制了天然气藏的分布，生烃潜力的大小控制了气藏的充满度。该区天然气具有多期充注成藏特点，后期存在二氧化碳气体的充注。天然气的有利富集带位于邻近生烃凹陷的前排构造和岩性圈闭发育带。
以塔中地区为例，根据饱和烃、芳烃、含氮化合物、流体包裹体微量元素等参数的分析资料，运用地球化学追踪技术方法研究油气运移特征，证实在该区内油气垂向运移和侧向运移的普遍性。塔中地区断裂活动为油气垂向运移提供了有效通道，不整合面和连通性砂体为油气侧向运移提供了通道。实践表明，将地球化学资料与地质特征分析相结合，研究油气垂向运移，分析断裂活动史，以断裂为线索，立足多目的层部署，可以提高塔中地区勘探成功率。对油气侧向运移的输导体系的研究表明，有一定构造背景的优质储层是侧向运移的优势通道，选择的目的层段相对构造高部位是以侧向运移为主的有利油气聚集区。
传统地质分析、储层流体包裹体和伊利石测年等方法对于浅层油气藏油气充注时间的确定，都存在着明显的不足。基于烃类-水-矿物之间的相互作用，提出了根据储层成岩特征差异性判断浅层油气藏油气充注时间的新方法，并以哈萨克斯坦A油田为例，应用该方法确定了M-Ⅱ油层的油气充注时间。分析认为，部分成岩矿物含量的差异性可以表征油气大量充注时间的早晚。通过分析部分成岩矿物含量的差异性，结合成岩演化序列及埋藏热演化史，可以确定油气大量充注的时间。在成藏因素分析的基础上，结合成岩矿物相对含量的变化趋势，还可以追踪油气充注方向或判断油气充注过程。
岩石组分、元素地球化学以及砂砾岩百分含量等分析表明，渤海湾盆地东营凹陷广利地区沙河街组四段上亚段沉积时期存在南部和东北部两大物源体系，它们控制了广利地区沙四上亚段沉积时期的砂体成因类型与分布。沙四上亚段沉积早期以南部物源体系为主，主要发育曲流河三角洲-滨浅湖滩坝沉积体系;沙四上亚段沉积晚期以东北部物源体系为主，主要发育辫状河三角洲、扇三角洲等沉积体系;沙四上亚段沉积中期为两大物源体系的转换时期，南部和东北部物源体系共存，发育了重力流、牵引流交互沉积的多成因类型砂体。区内三角洲前缘由沿岸流改造形成的滩坝砂体是今后勘探的重点，应加大滩坝砂类岩性和构造共同控制的复合油气藏的部署和勘探。
在三角洲沉积体系层序界面附近进行密集取样并对样品进行详细的岩石学和矿物成分分析后，总结得出层序界面附近的成岩反应规律。层序界面对于成岩反应的制约因素体现在以下三方面:首先，层序界面代表着相对湖平面下降，由此引发大气淡水对储层的充注和淋滤，使得硅酸盐颗粒（主要是不稳定的长石颗粒）普遍高岭石化，在全岩成分上表现为层序界面之下储层中高岭石含量增加;其次，层序界面代表相对较长的沉积驻留时间，这使得在层序界面之下储层内碳酸盐胶结物含量增加;最后，层序界面伴随着可容空间的下降，使得大量细粒沉积物被上覆粗粒沉积物冲刷侵蚀，并通过充填渗滤进入界面之下的地层，而随着埋深的不断增加，这些充填物质在压实作用下成为假杂基，从而表现为层序界面之下泥质杂基含量增大。以上成岩改造对储层储集物性的影响较为明显，其中自生高岭石胶结物对储层储集空间起着建设性作用，而泥质杂基和碳酸盐胶结物对储集物性却有着相对的破坏性作用。
应用真实砂岩微观模型对鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区长6低渗透油层进行微观水驱油实验,并结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜、相对渗透率、压汞等分析测试对储层孔隙结构特征进行深入分析,得出孔隙结构类型与水驱油微观渗流特征之间内在联系,为油田有效开发提供科学依据。研究结果表明,该区储层岩性主要为成分成熟度较低的细粒长石砂岩;主要孔隙类型为残余粒间孔、溶蚀孔和孔隙+裂缝双重孔隙介质3种类型,以残余粒间孔为主,溶蚀孔和裂缝是影响本区微观非均质性的重要因素。实验得出主要的微观渗流类型为均匀渗流、网状渗流、指状渗流3种类型。储层孔隙结构类型与水驱油微观渗流特征关系密切,不同孔隙类型储层对应不同的微观渗流特征;裂缝发育带的水驱油形式取决于孔隙渗透率和裂缝渗透率的相对大小;影响驱油效率的孔隙结构特征主要为储层的孔隙结构非均质性和润湿性。
通过分析塔里木盆地塔北隆起天然气中轻烃组分的特征，认为塔北隆起油型气、煤型气和混合型3类天然气藏中轻烃的分布特征具有明显的差异。分布在英买力低凸起和哈拉哈塘凹陷的油型气，其轻烃组分中正构烷烃和正庚烷的相对含量较高;分布在轮台断隆的煤型气，其轻烃组分中异构烷烃、甲基环己烷和苯的相对含量较高;分布在东河塘断裂带附近的混源气，其轻烃组分中苯、甲基环己烷和正庚烷的相对含量均较高。根据甲烷碳同位素和轻烃成熟度参数估算的成熟度特征，认为提尔根、羊塔克断裂带和英买32潜山构造带天然气至少应存在两期成藏;英买7、东河塘断裂带和英买2潜山构造带天然气为一期成藏。天然气中轻烃参数显示，轮台断隆西段的天然气具有自库车坳陷向塔北前缘隆起带运移充注的特征。
自1984年塔里木盆地沙参2井实现我国古生代海相油气首次重大突破以来，中国不但甩掉了古生代海相无油的帽子，而且相继在塔里木、鄂尔多斯、四川、准噶尔等盆地发现几十个油气田，建立了中国古生代海相成油理论和相应的油气勘探技术系列。通过全国古生界油气资源前景研究，在东北、南华北、柴达木-河西走廊、青藏等地区发现未变质的古生界烃源岩，进一步证明我国古生界油气资源潜力巨大。
通过对南方海相层系多种烃源（烃源岩、固体沥青、沥青砂岩、原油/油苗）、天然气相关模拟实验及地球化学分析，发现海相层系存在多种烃源共存且相互转化、连续或叠置生烃特征，尤其南方海相烃源岩普遍存在生气母质的物质状态转换和生烃过程与贡献的接替，呈现出“多源复合、多阶连续”的天然气形成演化特点。根据母质继承效应、同位素分馏效应及累积效应，构建了以稳定同位素组成为基础，以组分、生物标志化合物、轻烃、非烃气体和稀有气体同位素、微量元素为重要手段的不同形式烃源转化成烃过程的示踪指标体系，可以示踪不同形式烃源转化成烃过程。进一步完善了天然气形成、成藏的三元示踪体系，提出了气源岩时代模型公式以及气-源对比、成因判识指标及其示踪，初步建立混源气识别及混源比例定量判识模型。
通过对塔中天然气组分和碳同位素地球化学特征的系统分析，发现塔中天然气气态烃组分基本上呈正碳同位素系列，δ 13 C 1 <-30‰，为有机成因烷烃气。通过ln（C 2 /C 3 ）-ln（C 1 /C 2 ）关系及参数C 2 /iC 4 与C 2 /C 3 关系的研究，认为奥陶系天然气属原油裂解成因天然气;石炭系天然气既有干酪根裂解气，也有原油裂解气。塔中东、西部不同的烃源岩和成熟度导致塔中东、西部天然气组分和碳同位素存在显著差别，西部天然气主要来源于中-上奥陶统烃源岩，东部天然气可能主要来自高-过成熟的寒武系烃源岩。硫酸盐热化学还原作用在区域上存在强弱之分，偏东部井区较西部井区强。
通过全油GC/MS分析，揭示了冀中地区文安油田分子组成上的非均质性。研究认为，文安油田至少存在两类不同成因类型的原油（Ⅰ类和Ⅱ类）。Ⅰ类原油具有较高的甾/藿比，生物标志化合物（甾烷、伽马蜡烷、4-甲基甾烷）含量相对较高，芳香族化合物（甲基菲、三芳甾烷以及甲基二苯并噻吩）含量相对较低;Ⅱ类原油具有较低的甾/藿比，生物标志化合物含量相对较低，芳香族化合物含量相对较高。两类原油的分布具有规律性:Ⅰ类原油分布于南区的议论堡构造带;Ⅱ类原油分布于北区的史各庄构造带。研究表明，文安油田至少存在两个油气富集体系。
从连续型石油聚集和与美国Williston盆地Bakken组对比的角度,对四川盆地川中侏罗系致密储层的石油勘探前景进行了探讨。研究认为:1)四川盆地侏罗系储层孔隙度平均为1.0%～3.7%,渗透率平均为0.35×10-3～0.53×10-3 μm2,中值孔喉半径平均为0.05～0.24 μm,属于典型的致密储层。2)川中侏罗系产油层纵、横向上与生油层密切共生,源内或近源聚集;主力油层连续分布在斜坡区和凹陷区,没有明显的圈闭界限,不受局部构造控制;多层系叠合连片,大面积整体含油;多数含油区块为异常高压系统,油藏无水,没有统一的油-水边界,为较典型的连续型石油聚集,与Bakken组基本相同。3)Bakken组致密储层石油在近几年相对高油价背景下,主要以水平井及分段压裂技术实现了规模效益勘探开发;川中侏罗系受认识、投入和技术的制约,近十几年来未有实质性进展。4)从研究认识着手,建立先导性试验区,加强水平井及分段压裂等关键工艺技术攻关,有效提高单井产量,这是打开川中侏罗系致密储层石油勘探开发新局面的有效途径。
在地震资料频率一定的情况下，地震子波旁瓣效应会增加薄砂岩识别和解释的难度。为了研究子波旁瓣的影响程度，设计系列正演模型，利用不同频率的零相位雷克子波合成人工地震剖面，确定砂体位置、频率与地震子波旁瓣效应的关系，研究振幅类属性与薄砂体描述的关系。结果表明，综合利用多频带地震剖面和振幅类属性，可以可靠地解释和描述厚度大于1/8波长的辫状河流相薄砂岩储层。
油藏地质与开发地质综合分析表明，塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩油气藏具有不同于常规油气藏的特性，具有油气分布的广泛性、油气性质的多样性、油气聚集的成层性与非均质性、油气产出的不稳定性等特性。储层强烈的非均质性、油气成藏与调整的多期性是形成油气藏特殊性的两大基本地质条件。塔里木盆地奥陶系大面积含油气、油气水分布复杂、少数高产稳产井支撑大部分产量的特殊碳酸盐岩油气藏具有普遍性，需要采取针对性的勘探开发一体化组织方式。
鄂尔多斯盆地大牛地气田为典型致密低渗气田,具有低渗、低压、低产的特点,经济有效开发难度大。针对气田不同层段储层开展了储集岩相、岩石学、物性、孔隙结构、含气性等特征研究,在此基础上划分出四大类六小类储层,其中Ⅰ类为高产型储层,Ⅱ类为中产型储层,Ⅲ类为低产型储层,Ⅳ类为非储层。根据不同储层类型及其空间分布的特点,采取了不同的开发策略,Ⅰ类储层物性好、厚度大、单层产量高,采用直井单层开采;Ⅱ类储层物性中等、厚度小、单层产量较低,选择发育两层以上叠合区,采用直井多层合采;对以单层发育的Ⅱ类和Ⅲ类储层,采用水平井分段压裂进行开采。通过不同的开发对策,有效提高了单井产量,实现致密低渗气田的经济开发,目前气田已建成天然气年产能25×108 m3。
鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表,根据碎屑成分、成岩矿物组合、填隙物成分、成岩作用类型等特征,将苏里格气田盒8段储层划分为粒间孔+火山物质强溶蚀相、晶间孔+火山物质溶蚀相、晶间孔+岩屑溶蚀相、晶间孔+石英加大胶结相、水云母胶结+岩屑微溶蚀相和压实胶结致密成岩相6种成岩相类型,分析了不同成岩作用对测井响应的影响。在此基础上,通过自然伽马、声波时差、密度及深侧向测井等参数与成岩相的对应关系,建立了连续定量识别储层成岩相的方法。利用该方法对Z65井测井资料进行了处理,通过与薄片鉴定及压汞结果对比,验证了方法的准确性。利用单井成岩相判别结果划分苏里格气田盒8段成岩相展布,其中气田中部主要以粒间孔+火山物质强溶蚀相和晶间孔+火山物质溶蚀相为主,是有利的成岩相带。
在油气勘探与开发的整个历程中,无论是勘探阶段还是进入开发后的任何时期,尤其在对水平井区目的层的砂体预测时,始终离不开对储层沉积特征的分析,州57井研究区主力油层为葡萄花油层,其沉积时期处在松辽盆地北部大型三角洲沉积体系中的前缘相带到湖相的过度带之上,沉积地层较薄,沉积单砂体一般不超过2 m。因为砂体的三维展布特征受控于地质历史时期沉积体系的时空变迁及演化,每一次的湖进湖退严格控制砂体的分布与走向,因此,在精细刻画小层砂体过程中,首先要精细的地质研究,然后利用储层地震波阻抗反演对油田小层砂体进行预测,为后期调整注采关系、提高采收率提供重要参考依据。
从地质学角度对小波分析的理论基础进行了分析，认为测井曲线是地层中某种特征所反映出的不同周期沉积旋回的相互叠加，而小波分析能够将叠加在测井曲线中的不同频率的旋回识别出来。由此可以看出，对测井曲线的小波分析能够识别出其中所包含的不同周期的沉积旋回，据此可以进行层序地层单元的划分。在进行划分的过程中，小波的选取十分关键，不同的小波类型会对划分的结果产生比较明显的影响。通过对渤海湾盆地东营凹陷两口不同类型的井段进行具体的分析可以发现，该方法不仅能够划分常规的砂、泥岩互层的地层层序，同时也能够通过识别出常规方法不易识别出的一些微小特征变化、并结合Fischer图解来划分出大段单一岩性地层中的层序单元界面。
以鄂尔多斯盆地西峰油田延长组第8油层砂岩为例,通过铸体薄片、扫描电镜、图像分析及全岩分析等手段详细研究储层特征,应用室内岩心流动驱替实验进行水敏实验研究。与此同时,结合扫描电镜、毛管流动孔隙结构仪分别定性和定量研究水敏实验前、后岩心内部粘土矿物产状和孔隙结构参数等微观特征的变化,以此探讨水敏损害机理。研究表明,西峰油田延长组第8油层属于特低渗透砂岩油藏,其粘土矿物主要为高岭石、绿泥石、伊利石,不含蒙脱石,伊/蒙混层矿物含量少(仅为11.4%),主要体现为伊利石的化学性质。储层水敏损害程度中等偏强,膨胀性粘土矿物引起的损害程度有限,岩心水敏损害机理主要为:次生非晶态物质缩小有效喉道半径;多种粘土矿物共生结构破坏或分散;非膨胀性粘土矿物集合体的分散和单晶碎裂;孔隙杂基结构坍塌及微粒运移加剧喉道堵塞。
针对大牛地气田生产过程中出现的纵向和平面产能差异大的问题,以岩心、分析化验和测井资料为基础,通过对盖层封闭机理及封闭能力对天然气富集影响分析,发现研究区盖层属于致密泥岩层与欠压实泥岩层相互叠置形成的超压封闭盖层,盖层封闭能力受正常压实的泥岩与欠压实泥岩共同控制;针对两种封闭机理分别选择盖层厚度、总孔隙度、含砂量和异常孔隙流体压力参数对盖层进行评价。评价结果表明:盖层封闭能力与储层平均试采无阻流量和最大试采无阻流量具有正相关关系;下石盒子组三段在区域盖层的封闭下成为主力产气层段,其高产气区主要集中在研究区的西部边缘,其他目的层段受制于直接盖层封闭能力,含气丰度较低,平面分布比较零散,均未形成大规模连片的含气区,这正是研究区产能受限的关键所在。
摘要：鄂尔多斯盆地子长地区延长组砂岩储层主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和裂隙作用等,成岩自生矿物以绿泥石、自生石英、方解石为主。根据油气包裹体寄主成岩矿物的形成时间序列,识别出两期油气包裹体。第一期油气包裹体主要分布在石英和长石等矿物溶蚀孔隙、早期裂隙中，被石英和长石后期次生加大边包裹起来。第二期油气包裹体分布在石英晚期裂隙和亮晶方解石胶结物中，晚期裂隙切割了早期裂隙或石英加大边，并切穿了颗粒边界。通过对与烃类共生的盐水包裹体进行均一化温度测试,得到两期流体包裹体的均一温度:早期主要在90～105℃,晚期主要在105～120℃。两期均一温度分布连续，主要集中在90～120℃范围内。结合流体包裹体含盐量、密度分析,认为研究区延长组油气主要为连续一期成藏。对比研究区埋藏史、地热史分析及延长组储层伊利石K-Ar同位素定年结果得出,研究区主要的油气成藏期发生在距今100～120 Ma,即早白垩世晚期。
摘要：在岩浆侵入体热作用下，塔里木盆地下古生界碳酸盐岩局部发生了大理岩化作用。塔里木盆地西北缘巴楚县的塘王城剖面是大理岩化作用较为典型的野外剖面，塔中地区的中16井是揭示大理岩化作用较为典型的钻井。大理岩化特征随碳酸盐岩距离岩浆侵入体的远近不同呈现出规律性的变化。距离侵入岩体越近，大理岩颗粒越粗；而随着距侵入岩体距离增加，大理岩化程度逐渐降低，并逐步消失。碳酸盐岩发生大理岩化后的颗粒呈近似六边形的嵌晶状结构，次生孔隙空间较不发育。与灰岩原岩相比，大理岩化碳酸盐岩具有相似的锶同位素组成和较轻的碳氧同位素组成，由此表明大理岩化作用是热变质作用为主的过程；在此过程中，除原岩地层中少量地层水参与外，没有外来流体的参与。由于缺少外来流体的溶蚀作用，大理岩化储层物性与灰岩原岩相比没有明显的变化，而是继承了灰岩原岩的孔渗特征。
