早期海相碳酸盐胶结物是海相碳酸盐沉积体系的重要组成部分，不仅记录了关键的古海水化学信息和早期成岩过程，而且对碳酸盐岩储层的形成与演化具有重要影响。鉴于我国相关研究相对有限，以及海相碳酸盐岩储层在资源勘探中的重要意义，系统梳理并综合分析了国内外关于早期海相碳酸盐胶结物的研究成果，总结了其时空分布特征、形态特征、矿物组成及主要控制因素。研究表明，早期海相碳酸盐胶结物在古今碳酸盐沉积体系中普遍发育，原始矿物组成以文石和高镁方解石为主，常见形态包括针状、纤维状、柱状和粒状等。胶结物的矿物类型及形态演化主要受海水Mg/Ca值、CO₃²⁻、磷酸盐离子、SO4²⁻、有机质、温度、盐度、沉积物基底及晶体习性等多种因素的综合控制。早期海相胶结作用通过改变原始沉积物孔隙结构增强岩石骨架的稳定性，对碳酸盐岩储层孔隙的保存及后期成岩演化具有重要影响。深入认识早期海相碳酸盐胶结物的形成特征及其控制因素，有助于深化对碳酸盐沉积-成岩过程的理解，揭示储层形成与演化规律，并为碳酸盐岩油气勘探提供重要的理论依据。
针对四川盆地灯影组四段储层强非均质性及利用地下资料进行储层预测约束不足的问题，以川北宁强地区出露良好的灯四段（藻）丘滩复合体剖面作为野外原型模型，通过剖面详测、系统取样及薄片分析，开展露头储层地质建模，建立储层参数与岩相构型的空间关系。取得以下认识： ①宁强地区灯影组四段可划分为下、中、上3个亚段，构成由中缓坡→弱镶边台缘→强镶边台缘的向上变浅旋回。主要岩性类型为微生物白云岩和晶粒白云岩，其中以微生物白云岩为主，具体包括藻格架白云岩、藻叠层白云岩、藻凝块白云岩、藻砂屑白云岩、藻纹层白云岩等。上亚段在台缘发育典型的（藻）丘滩复合体，其中的藻格架白云岩、藻叠层白云岩和藻凝块白云岩的孔隙度>4.5%，藻砂屑白云岩和细晶白云岩的孔隙度介于2.5%~3.5%；在台内相变为藻纹层白云岩、粉细晶及泥粉晶白云岩，孔隙度<2.5%； ②藻格架白云岩和藻凝块白云岩的储集空间以大孔隙大孔径为主，藻叠层白云岩、藻砂屑白云岩、细晶白云岩的储集空间以中孔隙中孔径为主，藻纹层白云岩、粉细晶白云岩及泥粉晶白云岩的储集空间以小孔隙小孔径为主，具双重孔喉结构； ③岩相叠置关系清晰，藻砂屑和细晶白云岩为丘基和丘间的碎屑滩沉积，藻叠层白云岩为丘基之上的微生物丘拓植期沉积，藻格架白云岩为丘核建造，藻凝块白云岩为丘翼沉积。川北灯四上亚段台缘丘滩复合体呈“小丘大滩”规模发育的特征，具有优质储层发育潜力。
四川盆地普光地区二叠系大隆组超深层页岩气实现勘探突破。然而，受沉积环境多变、岩相类型多样、埋藏深度大等因素影响，不同岩相的孔隙结构特征不明确，严重制约后续页岩气开发。通过地球化学、岩石学分析和孔隙结构表征等手段，系统分析了普光地区大隆组不同岩相的储集空间特征及控制因素。结果表明：①大隆组主要发育富有机质纹层状硅质页岩、高有机质层状混合质页岩、高有机质层状灰质页岩和低有机质页岩。②大隆组共发育8种储集空间类型：有机质内部孔、有机质-基质孔、刚性颗粒粒间孔、黄铁矿晶间孔、溶蚀孔、黏土矿物粒内孔、构造缝、有机质收缩缝。富有机质纹层状硅质页岩相较于其他岩相发育更大尺度和更多数量的有机质孔、溶蚀孔和微裂缝，具有更高的孔隙度、孔体积和中大孔+微裂缝体积占比；低有机质页岩的有机质孔和微裂缝欠发育，无机孔多为孤立分布。③在高成熟热演化阶段，大部分有机质发生降解而被消耗，生成大规模的油气和有机质孔，同时含量高的刚性硅质矿物不仅自身可提供相对简单、开阔的大尺度的粒间孔，也受有机酸溶蚀作用而释放更多的储集空间。因此，随TOC、硅质含量增加，相应的页岩孔隙度、孔体积和中大孔+微裂缝体积占比呈增大趋势。
松辽盆地嫩江组页岩整体TOC较高，局部达到10%以上，但主体仍处于中—低成熟度阶段，是实施原位转化开发的潜在目标层系。选取TOC为9.63%和5.08%的两种不同丰度嫩江组典型页岩层段，通过生烃热模拟实验获取生烃动力学参数，耦合温度场建立页岩电加热原位转化模型，评价嫩江组两种不同丰度典型页岩原位开发潜力。结果表明：①嫩江组两种页岩样品以生油为主，高丰度页岩产油量更高，低丰度页岩的气油比(GOR)略高。②随着加热时间增加，等效镜质体反射率（Easy Ro%）自加热井中心向井周逐渐增加，在第3年，距加热井半径13 m区域Easy Ro%>1.2%，主要生烃区域有机质的成熟演化基本完成。③原位转化条件下两种丰度页岩加热约2年后开始明显生油，并于第3年达到其峰值产油率的80%以上，且高丰度页岩累积产油量是低丰度段的2倍左右，具有更好的原位开发潜力。研究成果为松辽盆地嫩江组中—低成熟页岩原位开发提供了重要的理论支撑。
针对含油饱和度解释依赖岩心分析与经验公式、标注样本稀缺且测井曲线缺失与噪声显著的问题，提出一种基于掩码自监督Transformer的测井含油饱和度预测方法——MWLT-So。该方法首先通过深度对齐与标准化对多种常规测井曲线预处理，并构建随机掩码重建任务，在大量无标签井段上进行自监督预训练，以提取具有跨井迁移能力的通用表征。随后，在少量标注样本上微调模型，结合多尺度位置编码与特征融合机制，有效提升了对长程依赖关系的建模精度。跨区块与不同测井组合的对比验证表明：①在大庆油田N区块测井数据集与按井集划分的实验设置下，MWLT-So在回归主任务上取得最优性能。②MWLT-So在地质剖面一致性与误差分布上均具优势。该方法能精准刻画层界过渡带与高So平台段，有效克服过平滑、过冲及相位滞后等传统缺陷；其残差分布更集中、尾部更薄，误差中位数与离散度均更低。这表明模型兼具高精度与高稳健性。③基于阈值t = 0.5的油层/非油层识别任务中，MWLT-So以最低的假阳性(FP)与假阴性(FN)取得最优分类性能，验证了其在阈值分层场景下降低误判风险的能力。该方法可为复杂储层快速评价与剩余油识别提供支撑。
近年来，随着勘探新理论、新认识及新成果的不断涌现，“十三五”资源评价结果已经与当前的勘探工作需求不相适应，亟需开展新一轮资源评价，为加快松辽盆地天然气勘探开发提供依据。通过分析松辽盆地北部天然气地质条件，围绕嫩江组、青山口组、营城组和沙河子组4套主要烃源岩，针对上部、中部、下部及深部4套含油气组合，建立基岩风化壳气藏、火山岩气藏、古隆起盖层气藏和源内致密气4种成藏模式。优选2大类5种类型刻度区，主要采用类比法开展天然气资源评价，估算得到松辽盆地北部天然气原地资源量为27 002×108 m3，其中，常规气原地资源量为17 100×108 m3，致密气原地资源量为9 902×108 m3。基于资源量分布，结合天然气成藏富集地质条件分析，明确了下一步勘探方向，认为徐家围子断陷沙河子组致密气、莺山—古龙断陷营城组火山岩气以及中央古隆起带基岩潜山气是近期增储的主要领域。
二连盆地油气勘探以石油为主，天然气勘探程度较低，主要在二叠系、侏罗系、白垩系发现天然气。基于天然气组分、碳同位素组成等地球化学分析，将二连盆地天然气按成因分为生物气、油型气、煤型气及非烃气4种类型。烃源岩评价、天然气成熟度判别、气源对比揭示二连盆地发育多套气源岩，包括白垩系浅层赛汉塔拉组未成熟—低成熟煤层及暗色泥岩、白垩系中深层阿尔善组成熟—高成熟暗色泥岩、侏罗系低成熟—高成熟煤系源岩及石炭系—二叠系成熟—过成熟暗色泥岩。煤层厚度小、分布较广，暗色泥岩厚度近千米、在盆地内广泛发育，有机质类型为Ⅱ2-Ⅲ型，具备形成天然气的烃源基础。天然气在近源构造高部位成藏聚集，主要有5套常规气储盖组合，据此建立浅层生物气、中深层油气、深层天然气的成藏模式。采用成因法及类比法开展天然气资源评价，计算得到石炭系—二叠系天然气原地资源量为2 411×108 m3，侏罗系天然气原地资源量为2 311×108 m3，白垩系阿尔善组4个洼槽区天然气原地资源量为707×108 m3，白垩系赛汉塔拉组和腾二段天然气原地资源量为1 425×108 m3。洼槽区成熟度高的白垩系阿尔善组近源构造高部位，白垩系赛汉塔拉组、腾二段的浅层生物气圈闭是勘探有利目标；东部凹陷区的石炭系—二叠系，洪浩尔舒特、阿其图乌拉、高力罕等继承性凹陷的侏罗系具有较好的勘探前景。
横山气田的勘探突破，证实鄂尔多斯盆地中东部二叠系太原组灰岩具备规模成藏潜力。系统分析太原组灰岩天然气成藏地质条件，揭示其“三明治”式成藏模式：山西组5#煤岩与本溪组8#煤岩为气源岩，与灰岩储层紧密接触，形成“源-储-源”夹置结构，高源储压差（8~12 MPa）驱动天然气高效充注。生屑滩（孔隙度2.6%，厚度4~10 m）与生物丘（溶蚀孔发育，厚度2~6 m）为两类优质储层，裂缝与准同生岩溶作用共同改善储集性能。优选容积法、小面元容积法、资源丰度类比法和盆地模拟法4种方法估算资源量，并采用特尔菲法综合评价太原组灰岩天然气原地资源量为1.553 5×1012 m3，剩余待探明资源量达1.544 7×1012 m3，其中生屑滩相带富集程度最高（占比53.1%），是优先勘探方向。研究可为鄂尔多斯盆地天然气增储上产及同类碳酸盐岩致密气藏评价提供重要依据。
