新疆天山南北缘侏罗系煤系全油气系统蕴藏巨大的油气资源潜力，是国内油气增储上产的重要现实接替领域，但面临超深埋、超高温压、强构造挤压和沉积相迁移速率快等关键问题，储层典型发育特征和空间分布规律尚未明确。以钻井录井、实验测试与野外露头实测资料为基础，依托库车坳陷与准噶尔盆地南缘的多年油气勘探实践，应用全油气系统理论与技术方法，系统阐明了研究区全类型储层的空间展布规律，明确了后续油气勘探的新领域与新方向。研究认为：①侏罗系煤系地层发育砂砾岩—砂岩—煤岩—泥页岩全粒序沉积体系，形成了孔隙型、裂缝-孔隙型、裂缝型和有机孔型全类型储层，构成涵盖毫米—微米级裂缝、微米级孔隙、微纳米孔隙的全尺度孔隙结构序列。②侏罗系发育中低孔-中低渗常规储层、低孔-低渗常规储层、特低孔-中低渗致密储层和特低孔-特低渗煤岩储层；弱构造挤压背景下弱压实弱胶结保孔、强构造挤压缝网增孔渗和酸性流体溶蚀增孔是3类主要成储机制；全类型储层空间有序展布受控于沉积体系、构造挤压和有机质演化的协同耦合作用。③冲断带断裂-裂隙体储层（近源致密气藏）和裂缝-孔隙型储层（源间致密气藏）、深凹带孔隙型储层（源间致密气藏）、斜坡带中高成熟度有机孔储层（源内煤岩及页岩气藏）将是侏罗系全油气系统的勘探新领域和新类型。
中国海相碳酸盐岩主要分布在四川、塔里木与鄂尔多斯三大克拉通盆地，油气资源丰富。历经70余年勘探，已发现威远、安岳、普光、塔河、富满、靖边等一批大油气田，随着深层—超深层勘探力度的加大，未来仍有发现大油气田的巨大潜力。系统梳理了海相碳酸盐岩大油气田的形成条件，并对其分布特征进行了深入总结。海相碳酸盐岩大油气田的形成需具备3个基本条件：①主力烃源岩历经多期生烃，至今依然有效且有规模；②发育多类储层，受多种成储机制共同控制，深层—超深层条件下储层至今依然有规模；③生储盖组合配置良好，油气成藏期与圈闭形成期相匹配。其分布规律主要体现在3个方面：①克拉通内分异控制主力烃源灶与台缘带分布，围绕台缘带形成多层“楼房式”复式油气聚集带；②建设性成岩作用、断裂活动和沉积相带相互耦合，控制深层—超深层规模储层发育，形成断控型油气聚集带；③克拉通内部构造改造界面与古隆起及斜坡区台内滩相匹配，形成远源、规模性的岩性-地层型油气聚集带。
海相碳酸盐岩深层油气是国内外普遍关注的重大领域。我国在四川、鄂尔多斯和塔里木等三大盆地深层—超深层海相碳酸盐岩油气勘探中取得了重大突破，但在天然气成因、来源及气藏形成演化等方面仍然存在争论。结合天然气藏基本地质要素、天然气藏形成地质条件，基于940个样本数据分析了中国碳酸盐岩大气田的天然气成因、来源与气藏形成过程。结果表明：①三大盆地碳酸盐岩大型气田特征存在一定共性和差异性。储层普遍具有低孔、低渗—特低渗特征，天然气探明地质储量>1 000×108 m3的气藏以低压—常压气藏为主，但在产层分布、气藏埋深、压力系数及孔渗条件上存在明显差异。②三大盆地碳酸盐岩大型气田的天然气组成、同位素特征差别较大，指示三大盆地的天然气母质类型和热成熟度存在一定差别。③三大盆地碳酸盐岩天然气以高—过成熟原油裂解气为主、成熟干酪根裂解气为辅；母质类型以油型气为主、煤型气为辅，初步估算占比分别约为88%、12%；普遍经历热化学硫酸盐还原作用、气侵等次生改造作用。④四川盆地发育5套气源岩，鄂尔多斯盆地发育2套气源岩，塔里木盆地发育2套气源岩，三大盆地碳酸盐岩天然气均为多源供气。⑤建立4种海相碳酸盐岩大气田成藏模式：高地温场背景下的古油藏原位原油裂解气成藏、低地温场背景下的气侵型气藏、双源混合型裂解气成藏和断盖耦合控制的立体成藏。
碳酸盐岩蕴藏着丰富的油气资源，是当前和未来勘探的重要领域。碳酸盐岩大多分布于叠合盆地的深层，其岩相古地理恢复与编图十分困难，已成为制约深层油气勘探的难点和卡点问题。基于地震格架大剖面和新钻探资料，通过技术和方法创新并应用于中国三大克拉通盆地重点海相碳酸盐岩层系岩相古地理编图，取得以下新进展：①形成了古地貌“三元”恢复技术和碳酸盐岩岩相古地理图编制规范；②古地貌恢复实践揭示，堑垒构造和隆坳构造是三大克拉通盆地碳酸盐岩古地貌背景的主控类型；③碳酸盐岩岩相古地理编图实践及迭代揭示三大克拉通盆地碳酸盐岩台地具有“缓坡—镶边—蒸发—淹没（侵蚀）”的演化规律；④创新形成了碳酸盐岩“多坡折控礁滩”“多隆控礁滩”两个个性化沉积模式。研究成果丰富了碳酸盐岩沉积学理论，助推油气勘探新发现，对国内外碳酸盐岩储层研究和油气勘探具有借鉴意义。
我国西部塔里木、四川、鄂尔多斯等叠合盆地超深层（埋深>6 000 m）海相碳酸盐岩油气资源富集，是油气勘探的战略接替领域。受多期构造运动叠加、多阶段埋藏成岩演化的共同影响，叠合盆地海相碳酸盐岩优质储层的形成机制与演化路径极为复杂，长期以来制约深部储层分布精准预测，是亟待攻克的关键瓶颈。以塔里木、四川、鄂尔多斯三大盆地新元古界—古生界碳酸盐岩为研究对象，系统梳理其沉积、构造-热演化地质背景，依据温压场、流体场、有机质演化特征，将成岩过程划分为准同生—浅埋藏、中埋藏、深—超深埋藏和特深埋藏四大阶段，明确了各阶段成岩环境与成岩作用差异性；进一步厘定准同生白云石化、早期油气充注与地层超压、多期构造-热液活动是控制储层孔隙保存与次生增孔的重要机制。基于大量钻井、岩心观测与地球化学分析数据，划分出5类差异化储层演化路径：①未白云石化-无油气充注-致密型灰岩储层路径；②未白云石化-早期油气充注-保持型灰岩储层路径；③准同生白云石化-无油气充注-持续减孔型白云岩储层路径；④准同生白云石化-早期油气充注-保持型白云岩储层路径；⑤构造-热液晚期改造型白云岩储层路径。研究证实：高能丘滩相是储层发育的物质基础，中浅埋藏期成岩改造决定原生孔隙的留存程度，断裂伴生热液流体仅沿断裂带局部改善储集性能；储层的最终发育规模同时受地层结构、源储匹配关系双重约束。该成果进一步完善了超深层碳酸盐岩多阶段成储理论体系，可为西部叠合盆地深部优质储层定量预测、油气勘探有利区带优选提供理论支撑。
针对深层—超深层碳酸盐岩储层“高温高压、多期复杂构造-流体改造、成储成藏过程复杂”的特点，研发了基于“F（流体）-T（时间）-t（温度）-P（压力）”（FTtP）的成岩-孔隙演化史恢复技术，并自主研制超深层跨构造期高温高压可视化储层模拟装置，从反演和正演两个方面开展实验研究，揭示深层—超深层碳酸盐岩储层孔隙成因机制及分布规律：① 基于FTtP的成岩-孔隙演化史恢复技术集成了十多项元素和同位素地球化学实验分析方法，获取了一套“高精度、多参数、原位”地球化学数据，解决成岩产物“定时间、定温度、定压力、定流体属性”的问题，从而反演深层—超深层碳酸盐岩孔隙的形成过程与保存机制；② 可视化模拟实验装置，集成超高温高压、多旋回内部溶蚀、溶蚀过程可视化以及渗透率和流体组分实时在线检测等功能，可开展逼近真实地质背景的跨构造期溶蚀-沉淀正演模拟实验，动态重现孔隙的形成和演变过程，进而揭示储层孔隙成因机理、规模和分布规律。上述技术的进展与应用，为深层—超深层碳酸盐岩储层评价和预测提供了重要实验支撑。未来，实验测试技术还将不断迭代升级——元素和同位素测试将从全岩向原位微区组构、溶液法向激光法、激光点向激光面扫成像发展，模拟实验装置功能将向超深层成烃-成储-成藏一体化模拟方向发展，持续为深地油气勘探提供实验支撑。
四川盆地深层—超深层海相碳酸盐岩天然气资源潜力巨大，是当前增储上产的重要领域，但其勘探开发面临多期构造运动叠加改造、沉积分异强烈、储层非均质性强及成藏演化规律复杂等世界性难题。基于中国石油西南油气田公司“十三五”规划以来（2016年至今）的勘探实践，系统总结了盆地深层—超深层海相碳酸盐岩的成藏地质条件、重点勘探领域地质理论认识与关键技术进展，并对盆地“十五五”期间的勘探方向作出展望。通过深化克拉通盆地构造-沉积演化、大型控藏地质单元展布、多类型碳酸盐岩储层成储机制及叠合盆地古老碳酸盐岩成藏等理论认识，攻关高精度成像、礁滩体精细刻画等关键技术，指导发现了德阳—安岳裂陷周缘震旦系—寒武系、川中茅口组大型台缘带、川北—川东地区二叠系—三叠系礁滩等多个超千亿立方米规模增储区，累计新增探明储量超1.27×1012 m3。基于上述勘探实践，形成3点启示：①强化基础地质研究，特别是大区构造-沉积演化分析与岩相古地理研究，落实大型地质单元展布，是深层—超深层取得规模发现的关键前提；②物探-测井关键技术的持续进步，是实现地质认识向勘探发现转化的技术保障；③科学制定兼顾规模与效益的勘探方针，是加速资源转化的有效路径。展望“十五五”，古隆起、古裂陷及周缘的震旦系—下古生界、二叠系—三叠系仍然是深层—超深层常规气规模增储的主战场。万米深地工程牵引下的川西北部深层—超深层海相多层系，有望形成盆地万亿立方米级天然气勘探接替新阵地。
塔里木盆地深层—超深层（埋深>6 000 m）海相碳酸盐岩勘探经历“古构造→潜山岩溶→礁滩体岩溶→层间岩溶→断控岩溶”四次勘探思路的重大转变，建立“相-断-溶”三元控储、“源-断-储-盖”四元联控成藏模式，配套沙漠区高密度宽方位三维地震、走滑断裂刻画等关键技术，勘探层系由奥陶系向寒武系盐下万米深层延伸，领域由古隆起向斜坡、凹陷拓展，形成多层系立体勘探格局。在上组合（中—上奥陶统），发现塔中Ⅰ号、哈拉哈塘、富满等大油气田；在中组合（上寒武统—下奥陶统），雄探1井、果探1井相继突破，内幕白云岩有利勘探面积超3×104 km2；在下组合（寒武系盐下），深地塔科1井在万米深层获天然气发现，证实万米深层具备油气勘探潜力。系统梳理四次勘探思路重大转变驱动的理论技术创新，展望“十五五”震旦系—奥陶系碳酸盐岩多层系立体勘探前景与攻关方向，为塔里木盆地深层—超深层海相碳酸盐岩油气持续增储上产提供理论支撑与实践范式。
“十四五”以来鄂尔多斯盆地天然气勘探在不断落实成熟探区致密砂岩气和碳酸盐岩气规模储量的同时，在煤岩气、灰岩气、深层碳酸盐岩气、页岩气等新领域也取得了进展和突破，原有资源评价成果已难以适应盆地天然气最新勘探形势。梳理了鄂尔多斯盆地“十四五”以来的天然气勘探新认识：盆地发育上古生界煤系烃源岩、下古生界马一段—马三段海相泥质碳酸盐岩烃源岩和乌拉力克组海相泥页岩烃源岩，主要发育致密砂岩、碳酸盐岩风化壳、灰岩、煤岩、海陆过渡相页岩、深层白云岩和海相页岩等多类型储层，发育上古生界泥质岩、下古生界膏盐岩和泥质碳酸盐岩盖层。针对多类型气藏特征，建立了以容积法为主、多种方法灵活辅助的资源评价方法体系，重新评价盆地天然气原地资源量为46.9×1012 m3，2025年底剩余待探明资源量为39.6×1012 m3，指出盆地东部煤岩气、致密砂岩气、灰岩气、白云岩风化壳气是重点勘探领域。
四川盆地五峰组—龙马溪组深层页岩气资源潜力巨大，是我国页岩气增储上产的重要接替领域。近年来，随着威远—荣县、泸州、永川、綦江、白马等地区勘探开发的持续突破，深层页岩气已由早期单井探索逐步进入多区突破和规模建产阶段。然而勘探实践表明，不同构造单元深层页岩气富集程度和单井产能差异显著，高产井与低产井并存，深层页岩气富集的控制因素比较复杂。在系统梳理四川盆地龙马溪组深层页岩气勘探开发进展的基础上，结合典型高产井与低产井的地质特征，对深层页岩气富集类型、主控因素及勘探评价思路进行了综合分析和总结。研究认为:①四川盆地龙马溪组深层页岩气可划分为超压富集型、常压富集型和改造贫化型3种类型。超压富集型主要受生烃增压与良好保存条件共同控制，是目前深层页岩气规模建产的主要类型；常压富集型证实在优质页岩厚度较大、吸附气占比较高且具有一定保存条件的背景下，即使经历一定程度的泄压，仍可形成有效富集；改造贫化型主要分布于高陡背斜核部和多期断裂叠加改造区，表现为压力系数低、含气量低、含水饱和度高及低阻低产特征。②深层页岩气差异富集主要受页岩生排烃强度和后期保存条件共同控制，其中优质页岩发育奠定生烃物质基础、生烃增压提供富集动力，而后期构造改造强度、断裂开启性、抬升泄压过程及其与生排烃历史的匹配关系则决定最终保存程度。深层及超深层页岩气评价应从静态指标评价转向基于动态演化的保存条件评价，重点寻找页岩残留烃量大、压力系统保存良好、断裂破坏较弱且构造样式相对宽缓的有利区带。
黔北—川南地区烃源岩地层分布广泛，源内非常规天然气勘探潜力巨大。加快勘探开发其源内非常规天然气资源，已成为保障区域能源安全、优化能源供给结构的关键路径之一。区内古生界海相地层受多期构造演化控制，地质条件复杂，亟需形成针对区域地质特征的勘探开发理论与技术体系。在黔北—川南复杂构造区深耕践行从盆缘到盆内的“页岩—煤岩—灰质烃源岩”非常规天然气的勘探过程中，相继实现了页岩气、煤层气、灰质源岩气的商业性突破，树立了针对页岩—煤岩—灰岩多类型烃源岩开展“源内非常规勘探”的理念，建立了山地浅层页岩气“三维封存体系”成藏、浅层煤层气“残留型宽缓向斜”“复向斜内次级低幅度背斜”成藏、深层页岩气“窄陡背斜翼部逆冲断层遮挡-宽缓向斜连续分布”与灰质源岩气“源-储一体为主、局部构造运移富集为辅”等富集成藏模式。系统梳理了黔北—川南地区海相页岩气、煤层气、灰质源岩气的勘探进展、成藏理论，对其勘探前景进行展望，以期为多类型非常规油气资源的规模化、效益化开发提供科学依据与技术支撑，助力保障国家能源安全，并推动相关油气地质理论与勘探开发技术的持续创新。
南海作为西太平洋最大的边缘海，其周缘共发育28个新生代沉积盆地，构成了东亚大陆边缘极具代表性的含油气盆地群。在印澳板块、欧亚板块与太平洋板块的多期多类型动力作用过程中，盆地的构造特征和沉积充填呈现出多样化和复杂时空分异特征。基于区域重力、磁力、三维地震及钻井录井等基础资料，以板块构造和层序地层学理论为指导，锚定新南海扩张的全过程对周缘盆地演化的控制机制及不同盆地的结构差异特征，以南海周缘盆地油气地质条件差异化评价为应用场景，结合边缘海盆地形成演化的地球动力学机制和断-坳双层结构特征，系统构建了南海周缘新生代沉积盆地结构分类体系，将其划分为断坳继承型、断坳沉降型、断坳隆升型和火山改造型四大类。在此基础上，通过盆地演化的动力学机制、基底性质、陆壳厚度、盆地结构、沉积充填、火山分布和构造活动性等7类关键要素的耦合分析，建立盆地结构分类的主要依据，进一步揭示了四类盆地由陆向海呈阶梯式递进分布、沿南海周缘呈不对称环带状展布的宏观空间分异规律。基于盆地构造格局、沉积充填差异及油气分布特征，系统阐明了不同类型盆地油气的差异化富集机理与分布模式，提出深海盆地油气勘探领域和勘探方向，为南海深水区油气资源的高效勘探提供了理论支撑。
“十四五”期间全球发现油气可采储量93.5×108 TOE，其中78.2%来自海相沉积储层，可采储量大于5×108 BOE的海相大油气田20个。与前期以浅海相碳酸盐岩储层储量贡献为主明显不同，“十四五”期间海相油气发现有4个方面的特点：盆地原型以被动陆缘为主，控制储量占比56.0%；海相碎屑岩储层控制储量最多（占比62.0%），其中深水重力流成因砂岩储层占八成以上；以深水重力流相关的岩性圈闭、地层圈闭控制储量最多（占比39.2%），其次为构造圈闭（占比33.3%）；海相碎屑岩储层物性好，碳酸盐岩储层非均质性强。通过解剖西南非深水重力流砂岩、桑托斯盆地局限海相碳酸盐岩、中东致密灰岩、中大西洋生物礁滩等4种不同类型典型海相大油气藏的特点及勘探发现过程，指出海相油气勘探未来应重点关注三大领域：一是深水重力流砂岩，包括南美东南部海域、南美东北部海域、西北非海域、几内亚湾、西南非海域、莫桑比克海域、索马里海域和孟加拉湾等8大盆地群；二是浅海礁滩相碳酸盐岩，包括东南亚南海周缘和东爪哇、加勒比海南部孤立火山岛礁建造等；三是中东地区的致密灰岩和海相砂岩储层，以阿拉伯和扎格罗斯盆地白垩系、侏罗系为主。
深水作为全球陆上及浅水油气资源的战略接续区，油气资源探明程度仅为16.8%，剩余资源潜力巨大，是全球油气增储上产和能源战略竞争的关键领域。自20世纪70年代以来，全球深水油气勘探开发历经起步探索、早期突破、快速发展、蓬勃扩张及复杂形势下的稳步发展五大阶段。近年来，国内外在深水油气地质理论与开发工程技术领域取得系列突破性进展，相继在深水海底扇岩性油气藏、深水盐下湖相碳酸盐岩油气藏、深水生物气藏、超深水超浅层天然气藏等方面获得理论认识创新，并形成了深水OBN地震勘探、深水油气田复杂储层精细描述、深水安全高效钻完井及井控、深水油气田全海式开发工程等关键技术体系，有力支撑了全球深水盆地重大勘探发现和深水油气田高效开发。面向国家深水业务重大战略需求，国内油公司亟需以科技创新为驱动，持续开展全球深水油气富集理论、深水油气田高效开发技术和全海式开发工程技术攻关，建立深水勘探、开发、工程及运营管理全业务链一体化技术体系，逐步实现深水油气业务由跟随式发展向自主创新、引领式作业跨越，为我国深水油气资源高效勘探开发与能源安全保障提供理论支撑和技术储备。
火山机构类型划分是建立其与储层关系的重要基础。通过系统梳理各种分类方案的定义和内涵，结合不同火山机构类型对孔渗特征的影响，探寻适合储层研究的分类方案。研究取得如下认识：①火山机构类型划分主要根据外形、岩性和地层结构等3种要素。其中按岩性划分的类型比较繁多，但与储层的对应性欠佳。按地层结构划分的类型比较少，却与储层具有良好的对应性。②储层物性从好到差依次为似层状、层状、块状-似层状和块状火山机构。③在勘探早期，建议采用基于地层结构的分类方案，有利于利用地震资料识别有利储层分布；在勘探中后期或油气藏评价开发阶段，则可兼顾岩性和叠置关系进行分类。上述认识为火山岩油气藏高效勘探提供了理论依据与实践参考。
