伸展-汇聚构造旋回普遍发育于中国中西部克拉通新元古界—下古生界碳酸盐岩层系，不仅控制了沉积分异和层序充填过程，更为基础石油地质要素的发育和时空配置提供了核心驱动机制。以塔里木盆地震旦系—奥陶系碳酸盐岩为例，综合利用最新采集/拼接处理的42条地震格架测线、塔中—塔北地区5.6×10⁴ km²的三维地震数据体、70余口重点探井标准剖面和无机碳氧同位素及万余张岩屑（心）薄片等基础资料，开展关键构造转换（亚）期的构造-古地理背景重建，以层序为单元系统编制岩相古地理图，明确伸展-汇聚旋回内台地类型转换和沉积分异特征，落实成藏组合与时空分布。结果表明：①南华纪初发育的两类古裂陷、继承性古隆起和中—晚奥陶世汇聚挤压形成的（同沉积）古隆起共同构成了伸展-汇聚旋回周期内构造-古地理分异的基础；②依据区域不整合界面、构造-古地理背景和台地类型转换关系，在震旦系—奥陶系识别出1个Ⅰ级构造层序和4个Ⅱ级构造层序，分别对应裂-拗转换、克拉通稳定建造、伸展-汇聚过渡和汇聚强分异-台地淹没等4个演化阶段，期间构造-古地理格局和古海平面升降控制富泥质缓坡、碳酸盐缓坡台地和镶边台地有序接替发育；③伸展-汇聚旋回内发育6套规模烃源岩，分别和寒武系玉尔吐斯组泥岩-上震旦统白云岩组合、寒武系苗岭统膏盐岩-第二统白云岩组合、下奥陶统致密碳酸盐岩与泥岩-寒武系芙蓉统白云岩风化壳组合、上奥陶统桑塔木泥岩-中上奥陶统（断控）岩溶风化壳组合以及寒武系芙蓉统斜坡相泥岩-垮塌体组合构成5类生储盖组合。

鄂尔多斯盆地二叠系太原组致密灰岩储层非均质性强，微观孔隙结构特征及控制因素尚不明晰，制约了该区的下一步天然气勘探部署。基于岩心、铸体薄片和场发射扫描电镜观察，结合低温氮气吸附实验和高压压汞实验手段，系统研究了太原组致密灰岩储层微观孔隙结构特征及其控制因素，揭示了早成岩期差异溶蚀对致密灰岩孔隙结构的影响。研究表明：①太原组发育粘结生屑灰岩、泥晶生屑灰岩和生屑泥晶灰岩等储层，储集空间以铸模孔、体腔孔、格架孔、晶间孔和溶蚀微裂缝为主，孔隙度介于0.38%~9.34%，渗透率介于（0.002~0.776）×10^-3 μm²，属低孔低渗致密储层。②储层孔隙结构非均质性强，孔径分布呈多峰态，发育3~4 nm、50~100 nm和700~2 000 nm等多个峰值孔径区间，属微米—纳米级孔隙均发育的储集空间，储层的储集能力主要由宏孔和微米孔贡献，吸附能力主要由微孔和介孔贡献。③储层物性受微观孔隙结构非均质性控制。孔隙度、渗透率与平均孔喉半径、中值孔喉半径呈正相关性，与孔喉分选系数呈负相关性；相较于孔隙度，孔喉大小和孔喉均一程度对渗透率的影响更大。④微观孔隙结构的非均质性与早成岩期差异溶蚀改造密切相关，适度的岩溶改造对孔隙结构的改善有积极作用，过度的岩溶改造会导致孔隙结构向差转变。

川中地区中二叠统茅口组白云岩是四川盆地深层油气勘探的重要目标。为深入揭示其成因与成储机制，基于系统的岩心与薄片观察，结合稀土元素、碳氧同位素及U-Pb定年等地球化学分析，取得如下认识：①茅口组白云岩主要由3期白云石化作用形成：残余生屑颗粒白云岩为准同生期海水白云石化产物；粉晶与细晶白云岩形成于浅埋藏环境，受海源孔隙水白云石化作用控制；中—粗晶白云岩则与峨眉山大火成岩省事件相关，由浅埋藏构造-热液白云石化交代早期白云岩或石灰岩形成。②茅口组白云岩储层经历了复杂的成岩演化过程，其成岩序列为胶结作用→大气淡水溶蚀→准同生白云石化→浅埋藏白云石化→机械压实→构造破裂→热液改造→压溶→油气充注。③茅口组白云岩储层发育受“沉积-成岩-构造”三联控储：高能台缘滩奠定了原生孔隙基础；准同生溶蚀与白云石化是规模孔隙发育的关键；构造-热液活动通过溶蚀增孔与胶结减孔的动态平衡，对储层起重要调整作用。基于上述认识，推测川中地区茅口组规模白云岩储层主要分布于台缘高能滩体或邻近断裂的区域。

深水深层低渗储层物性控制机理与分布规律已成为我国海上油气勘探开发亟需解决的关键科学问题。以琼东南盆地宝岛凹陷南坡YL10构造陵水组三段储层为研究对象，综合应用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和流体包裹体等实验手段，系统开展储层岩石学特征、孔喉结构及物性分布规律研究。结果表明： ①研究区陵三段储层非均质性强，孔喉结构复杂，总体为中孔低—特低渗储层，部分区域存在高孔高渗的甜点储层。②储层物性差异受沉积-成岩耦合作用控制，沉积作用奠定了陵三段储层发育的物质基础，成岩作用是影响储层类型的主控因素。压实作用是导致储层物性分异的主要原因；胶结作用加剧了储层物性分异，胶结物类型、含量及产状的差异导致了储层低渗与特低渗的分异；受油气充注控制的溶蚀作用对储层孔隙度起建设性作用，大量铸模孔的形成是深埋储层渗透率低但孔隙度仍保持中孔的主要原因。③南部相对浅埋的弱成岩区为有利储层分布区，厚层水下分流河道砂体具有高孔高渗特征；北部深部需重点关注溶蚀孔隙发育带与胶结弱化区。

针对川西南震旦系灯影组天然气成因和油气聚集主控因素不明的核心问题，利用钻井、野外露头资料，开展川西南深层烃源岩发育特征及灯影组天然气组分、碳氢同位素、气源分析研究（与高石梯—磨溪地区对比），建立油气聚集模式。结果表明：①川西南地区深层发育3套生烃潜力好且规模发育的烃源岩，包括下寒武统筇竹寺组泥页岩、震旦系陡山沱组泥页岩、中元古界峨边群三段碳质板岩。峨三段烃源岩为野外露头发现。②灯影组天然气以烃类气体为主，干燥系数高，具有低含硫、高含氦特征。δ¹³C₁值为-31.5‰~-30.9‰，较高石梯—磨溪地区偏重；δ²H_CH4值为-153‰~-149‰，较高石梯—磨溪地区偏轻。③综合δ¹³C₁、δ²H_CH4分析和⁴⁰Ar/³⁶Ar地质年代推算，认为灯影组天然气有下寒武统筇竹寺组、震旦系—前震旦系烃源岩贡献，其中震旦系—前震旦系烃源岩对其贡献比高石梯—磨溪地区更大。④烃源岩与灯影组台缘带优质储层源储空间配置关系好，下伏基底卷入断层为油气运移提供通道，上覆雷口坡组膏盐岩可作为有效盖层。提出灯影组“多源双向供烃、双重构造控藏”的油气聚集模式。成果认识可为川西南灯影组油气勘探提供地质依据。

为了厘清四川盆地陆相非常规油气勘探领域，通过野外露头、钻井、地震等资料综合分析，对侏罗系大安寨段混积岩发育特征及其油气成藏指示意义进行了研究，优选了下一步非常规油气勘探领域。研究结果表明：①大安寨段湖相碳酸盐岩、碎屑岩高频交替发育，优质烃源岩（泥页岩）与有利储层紧密共生，构成了“源储一体”或“源储紧邻”的优越成藏组合。②大安寨段具备致密油气与页岩油气立体勘探的巨大潜力。大二亚段厚层泥页岩作为烃源岩的同时，具有形成页岩油气藏的潜力；大一、大三亚段厚层介壳灰岩具有形成致密油气藏的潜力。③仪陇—中江—射洪—遂宁—广安一带发育厚层介壳灰岩，平面上紧邻大二亚段烃源岩，具备“源储互层”和“上源下储”式源储配置，是下一步大安寨段混积岩非常规油气立体勘探的最有利领域。

针对昭通示范区太阳浅层页岩气田“一井一藏”特征，通过重点剖析主要目的层五峰组—龙马溪组的构造变形特征、页岩储层孔隙演化过程、供烃过程与封闭性之间的耦合关系，明确了气藏富集高产的主控因素。主要取得以下3个方面的成果与认识： ①基于区域“南北分带、东西分块”的格局及断层、褶皱与裂缝等特征，将气田划分为8个页岩气赋存与开发单元。②气藏具有典型的自生自储自封闭特征，连续稳定分布，气驱机制为无边底水弹性气驱。③页岩储层孔隙在经历多期埋藏-隆升以及多期生烃后，现今富气高产主要受后期构造改造强度与封闭保存条件共同控制。气田整体具有“宽缓向斜褶皱区有利于页岩气富集，而窄陡背斜褶皱区页岩气相对贫乏”的成藏模式。新进展明确了供烃-封闭耦合关系对高产的控制作用，并建立了基于构造特征的开发单元划分方案，为下一步定向钻井与工程优化提供了地质依据。

裂缝发育特征与流体分布状态是评价页岩气勘探开发的关键因素，而孔隙形状对储层弹性及物性性质的影响常被现有方法忽略，导致预测精度受限。针对上述问题，以考虑孔隙形状影响为核心提出改进方法：首先，基于测井岩石物理参数交会分析，优选出Gassmann流体项作为目标靶区含气页岩的流体识别因子；其次，将发育高角度裂缝的页岩储层近似为具有水平对称轴的横向各向同性（horizontal transverse isotropy, HTI）介质，结合岩石物理建模，推导建立了考虑孔隙形状影响的HTI介质各向异性反射系数方程。在此基础上，构建基于贝叶斯框架的两步叠前各向异性反演方法，实现流体识别因子及裂缝参数的直接反演。合成记录测试显示，该方法反演结果与模型值吻合度高且抗噪性强。黔北地区道真向斜五峰组—龙马溪组页岩气储层的实际工区测试结果表明，反演结果与测井解释一致性较高，能有效刻画高角度裂缝发育特征及含气页岩展布。研究成果为页岩储层裂缝预测与流体识别提供了新的理论与技术支撑。