油气资源是油气工业的基础，关系到国民经济的持续健康发展。自2019年实施“持续加大国内油气资源勘探开发力度”行动以来，国内天然气储产量呈现较快增长态势。国内中长期天然气消费需求仍将持续增长，国内天然气自主供应保障能力建设的使命重大、任务紧迫。基于“十四五”以来天然气勘探进展和地质新认识，重新系统评价中国陆上四川、鄂尔多斯、塔里木等27个盆地的常规、非常规天然气原地资源量为191.90×10¹² m³，探明率仅12.7%，未来天然气具备快速发展的资源基础。常规天然气原地资源量探明率为16.3%，剩余待探明资源量为58.48×10¹² m³，依然是天然气勘探开发的主体，中西部四川、塔里木和鄂尔多斯等三大克拉通盆地前陆和深层仍然是未来常规天然气勘探的重点，预计未来5~10年具备（5.0~7.0）×10¹² m³的增储潜力。致密气剩余待探明资源量为26.52×10¹² m³，勘探主攻方向是四川盆地和鄂尔多斯盆地，预计未来5~10年具备（1.9~2.5）×10¹² m³的增储潜力。页岩气剩余待探明资源量为48.50×10¹² m³，主要分布在四川盆地古生界，预计未来5~10年具备（2.5~3.0）×10¹² m³的增储潜力。煤层气资源探明率仅为3.9%，剩余待探明资源量为33.80×10¹² m³，鄂尔多斯、沁水、准噶尔和四川等盆地是未来煤层气勘探的重点盆地，预计未来5~10年具备4.0×10¹² m³的增储潜力。

超深层（埋深≥6 000 m）勘探是塔里木盆地油气勘探的特色。“十四五”以来，塔里木油田聚焦超深层新区新领域勘探，取得一系列重大突破，并且发现多套新的储盖组合。深入分析了库车前陆、台盆区和塔西南山前等3个含油气系统的超深层油气成藏地质条件，认为塔里木盆地超深层储盖组合与烃源岩相邻或呈互层分布，圈闭形成时期早于或与烃源岩生气高峰期同步，天然气成藏条件优越，形成了多种超深层天然气成藏模式。利用多种方法计算了塔里木盆地天然气资源：天然气原地资源量为18.47×10¹² m³，其中超深层天然气原地资源量约13×10¹² m³。超深层天然气主要分布于库车前陆白垩系—侏罗系、塔西南山前石炭系—二叠系和台盆区奥陶系—寒武系。提出克拉苏构造带、北部构造带东段、秋里塔格构造带中秋—迪那段、西昆仑冲断带柯克亚周缘、西天山冲断带乌恰构造带、轮南—阿满过渡带东部和英买力低凸起西缘等是超深层天然气的勘探有利区。

巴西桑托斯盆地历经50余年勘探，成为迄今全球深海石油发现最多的大陆边缘盆地。依据勘探的主要目的层和油气发现过程，桑托斯盆地油气勘探历程可划分为浅水三角洲砂岩勘探、深水重力流砂岩勘探和超深海盐下碳酸盐岩勘探等3个阶段，其中超深海盐下碳酸盐岩勘探阶段获得重大油气发现，奠定了桑托斯盆地作为全球深海油气勘探引领者的地位。桑托斯盆地的油气勘探伴随着地质认识的转变和勘探技术的进步，特别是超深海盐下碳酸盐岩勘探，在从以巨型构造圈闭为目标的核心区向周缘区和外围区转变的过程中，裂谷期构造格局决定的烃源灶分布差异性、规模储集体成因与分布特征、大中型油气藏分布规律、幔源CO₂分布特征等4个方面的油气地质认识创新决定了勘探新领域的拓展方向。在桑托斯盆地勘探中，主要的国际大油公司积极布局参与博弈，采取了不同的勘探部署思路，钻探结果也大相径庭，在证实桑托斯盆地富含油气的同时，也揭示大陆边缘盆地油气富集成藏区带的巨大差异性。作为典型被动大陆边缘盆地，针对桑托斯盆地开展深海油气富集规律及关键因素解析，对于全面认识、系统掌握全球大陆边缘深海盆地油气地质特征，指导深海勘探新领域拓展和勘探部署，具有重要的借鉴意义。

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。

塔里木盆地富满油田超深断控碳酸盐岩因持续发现油气资源而备受关注，这类储集体并非单纯受控于断裂破碎作用，也与深部热液活动密切相关。基于地震资料解释，结合野外露头、岩心和薄片观察，地球化学和生产特征分析等手段，对塔里木盆地富满地区奥陶系超深断控储集体热液改造效应进行了深入研究。研究发现，富满油田奥陶系超深层存在热液对储层改造的3种效应：①溶蚀增储效应发生在开放-半开放环境中。一方面，热液流体在高温下会加速化学反应速率，促进矿物溶解；另一方面，热液流体会将溶蚀掉的物质带出储集体系统，形成较好的储集空间。②胶结-溶蚀协同控储效应发生在晚期构造应力较弱的封闭体系。断裂活动期次与流体演化耦合，导致储集体上部以胶结充填为主（封闭性增强），下部以溶蚀扩容为主（储集性改善），形成“上堵下储”的动态平衡结构。③胶结-脆变破裂效应。走滑断裂的树枝状内部结构，在成岩过程中因热液形成的胶结作用增强了岩石的脆性，后续受构造应力或流体压力失衡作用发生破裂，形成新的储层而增强了油藏的渗流能力。研究成果深化了热液流体与断裂协同控储的机理认识，揭示了超深断控储层强非均质性发育规律，进一步明确了该类储集体的勘探方向。

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。

惠州凹陷西南部（惠西南地区）亿吨级油田群已被证实与文昌组优质烃源岩有重要关系。目前惠西南地区优质烃源岩发育的控制因素尚不明晰，一定程度上制约了周缘洼陷的勘探。在惠西南地区文昌组优质烃源岩地球化学特征差异分析的基础上，从构造、沉积、有机质来源和保存条件等方面研究了优质烃源岩发育的控制因素。结果表明：优质烃源岩的规模和分布受控于构造活动和物源供给，特别是沉积期较大的断层落差、低源汇比有利于优质烃源岩发育；优质烃源岩的品质取决于有机质的来源和保存条件，其中文四段的水生藻类优势、微咸水—淡水、缺氧还原的保存条件更有利于高品质烃源岩的发育；较强的断层活动性、局限的沉积砂体展布、倾油水生-陆生有机质输入、微咸水和强缺氧环境是HZ26洼优质烃源岩发育的重要控制因素。研究成果有助于进一步认识惠西南地区其他洼陷的烃源岩潜力，为潜在富烃洼陷的勘探提供重要支撑。

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。

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。

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。

川南地区二叠系是四川盆地天然气规模增储的主战场，近年来向斜区的重大突破表明川南地区高产气藏不受正向构造控制，走滑断裂对该地区的岩溶古地貌、优质储层发育和天然气富集具有控制作用。基于人工智能断裂识别技术，开展了川南地区深层走滑断裂的识别，厘定了走滑断裂的识别标志，落实了川南地区走滑断裂的展布，并结合钻井资料分析了走滑断裂对高产气藏的控制作用。研究结果表明：①基于深度学习的人工智能方法能够提高深部隐蔽走滑断裂的识别精度，可以有效识别川南地区逆冲构造之下的隐蔽走滑断裂。②明确川南地区走滑断裂4种平面识别标志和5种剖面识别标志，据此落实前二叠系发育菱形走滑断裂系统。③川南地区走滑断裂具有明显分类、分层和分期特征，发育线性构造、雁列构造、花状构造及压扭断垒等多种类型构造。在多期伸展—聚敛构造背景下，由震旦系—寒武系的张扭走滑到上寒武统—上奥陶统的压扭走滑，走滑断裂在先期基底薄弱带基础上继承性发育。④走滑断裂能够沟通寒武系和志留系多套烃源岩，对油气运移和成藏起到了重要的控制作用，与二叠系逆断层共同控制了茅口组高产气藏的分布。深层寒武系—奥陶系走滑断裂是川南地区断控碳酸盐岩缝洞型气藏富集高产的重要因素。

吐哈盆地中下侏罗统致密砂岩气藏资源潜力大，是天然气增储上产的重要勘探领域。受复杂地质条件的影响，该区油气成藏富集规律尚未明确，制约了资源潜力评价及勘探方向优选。通过系统分析烃源岩特征、储层特征及保存条件，建立了成藏模式，揭示出致密砂岩气成藏主控因素：①有效烃源灶控制油气平面分布；②优质储集相带决定油气富集程度；③稳定的构造背景有利于规模气藏保存。针对中侏罗统西山窑组三段（J₂x³）、西山窑组一段（J₂x¹）及下侏罗统三工河组二段（J₁s²）三大主力层，综合应用小面元体积法、资源丰度类比法及蒙特卡洛模拟法开展资源评价，结果显示台北凹陷致密气原地资源量达6 793.02×10⁸ m³，且随埋深呈阶梯式增长，其中J₂x³、J₂x¹、J₁s²的原地资源量分别为1 783.51×10⁸ m³、1 923.53×10⁸ m³、3 085.98×10⁸ m³。资源分类评价表明：Ⅰ类剩余待探明资源量为1 596.36×10⁸ m³，集中分布于胜北洼陷东北斜坡带、巴喀构造带、丘东洼陷南斜坡带及小草湖洼陷南斜坡带，是近期勘探突破的首选目标区；Ⅱ类剩余待探明资源量为2 560.97×10⁸ m³，主要赋存于疙瘩台—红台构造带、丘东—小草湖山前带等区域，为中长期扩展的有利方向。研究成果为盆地致密气高效勘探提供了科学依据。

四川盆地龙马溪组上部气层是页岩气勘探的重要接替领域。基于生物地层学方法，通过系统开展笔石带页岩精细对比，结合典型井钻探效果分析，明确了龙马溪组上部气层差异富集主控因素及有利区分布规律。结果表明：①埃隆阶LM7—LM8笔石带富有机质页岩的发育是龙马溪组上部气层页岩气富集的前提条件。焦石坝地区勘探开发效果较好的上部气层主要发育于背斜高部位的LM7—LM8笔石带富有机质页岩中，该层段具有相对较高的有机碳含量、高孔隙度和高含气性特征；而长宁、威远等勘探效果较差的地区，此套页岩不发育或页岩品质差。②构造形态对上部气层页岩气富集具有明显的控制作用。水平渗透率高于垂直渗透率，气体易沿上倾方向运移，导致页岩气在背斜高部位（如焦石坝背斜）富集，在向斜（武隆向斜）和背斜翼部（焦石坝背斜）富集程度较低，勘探效果普遍较差。基于LM7—LM8笔石带富有机质页岩对上部气层页岩气富集的控制作用，建议加强对该笔石带富有机质页岩发育特征的研究，并结合实际钻探效果开展上部气层系统评价与目标优选。该认识可为四川盆地龙马溪组上部气层有利区的优选与勘探部署提供地质依据。

扬子区二叠系孤峰组（段）作为一套具有显著穿时特征的海相富有机质黑色岩系，是重要的页岩气勘探接替层系。以扬子区二叠系孤峰组（段）为研究对象，对其时空分异规律、生烃特征、储层特征及保存条件进行了系统分析和总结。孤峰组（段）自西向东呈“东西分异、多中心沉积”的格局，其分布受控于古构造、海平面变化与沉积环境的协同作用。储层岩性以硅质页岩和碳质页岩为主，矿物组合呈“高硅、富钙、低黏土”的特征，脆性矿物含量高（平均85%），具备优良的可压裂性。储集空间类型多样，以有机质孔和溶蚀孔为主，孔径分布以介孔为主体。孔隙发育和含气性具有显著的区域分异性，表现为“西好东差”：上扬子区生烃品质优（TOC为 3%~10%，Ⅰ—Ⅱ₁型干酪根）、储层物性好（平均孔隙度为4.46%）、含气量高（平均值>4 m³/t）、保存条件有利，是页岩气富集的核心区；中扬子区埋藏浅（<2 000 m）、热演化适中，具备工程成本优势，但储层非均质性强；下扬子区埋深适中，但储层物性（平均孔隙度为1.99%）、含气量和保存条件普遍偏差，勘探潜力受限。综合评价认为：上扬子区（广元—巴中—达州、奉节—恩施）是Ⅰ类最有利勘探区，但需攻克深层工程技术挑战；中扬子区（京山—武汉）是Ⅱ类有利兼探区，应寻找地质-工程的“甜点”；下扬子区（无为—宣城）为Ⅲ类潜力风险区。

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。

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S_o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。

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。

以四川盆地开江—梁平海槽二叠系吴家坪组海相页岩为研究对象，通过X射线衍射、气体吸附、高压压汞等实验分析定量表征不同岩相的页岩孔隙结构特征，基于V-S、FHH等模型计算页岩孔隙的分形维数，揭示页岩储层的孔隙非均质性特征，并明确不同岩相的页岩孔隙发育非均质性的影响因素及其地质意义。研究表明：①研究区吴家坪组下部为黏土质页岩，向上过渡为混合质页岩，至上部演变为硅质页岩，主要孔隙类型相应由黏土矿物晶间孔逐渐转变为溶蚀孔、脆性矿物晶间孔及有机质孔。②硅质页岩孔隙以纳米级有机质孔为主导，其发育特征受有机质分布形态与丰度差异所控制，呈现显著非均质性，致使硅质页岩中微孔分形维数最高；混合质页岩以介孔尺度晶间孔与溶蚀孔为主，其孔隙发育受成岩作用影响较大并呈离散分布，导致混合质页岩中介孔分形维数最高；黏土质矿物受到压实作用的影响容易发生形变，使得黏土质页岩的宏孔发育非均质性较强。③TOC对硅质页岩介孔分形维数影响最大；宏孔分形维数随着黏土矿物含量增加而增大。综合分析认为极富—富有机质硅质页岩整体上分形维数最大，对页岩气的吸附作用最强，为开江—梁平海槽吴家坪组的优势岩相。

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。

珠江口盆地文昌16构造珠江组发育典型的含放射性矿物的高自然伽马、低电阻率油气储层，采用常规解释方法计算的泥质含量往往显著偏高，进而导致储层参数计算出现较大误差，造成有效油气层的漏判。基于核磁共振测井资料对储层孔隙结构精细表征的优势，系统分析了研究区典型泥岩与低阻油气层的测录井响应特征差异。通过优化传统体积模型，创新性地引入核磁测井R_kn参数，建立了经过改进的体积模型响应方程。将该方程与常规测井资料相结合，采用最优化算法实现了储层组分（包括粉砂、泥质等岩石组成）相对含量的精确计算，并进一步提高了孔隙度、饱和度等关键储层参数的计算精度。实际应用表明，该方法在珠江口盆地多个油田的高伽马储层评价中取得了显著成效，有效地解决了因放射性矿物干扰导致的参数计算问题。该方法对于具有类似地质特征的浅层疏松砂岩的储层评价具有重要的推广应用价值，为复杂储层的精细评价提供了新的技术思路。

柴达木盆地西北部（柴西北）上干柴沟组（N₁）主要发育咸化湖盆细粒混积岩，是非常规油气勘探的重要领域，但目前在旋回地层学和高精度天文旋回沉积响应特征方面的研究较为薄弱。综合利用岩心和测井数据，开展了2口钻井的旋回地层学分析，在上干柴沟组识别出长偏心率、短偏心率、斜率和岁差等米兰科维奇旋回，并依据405 ka的长偏心率周期建立了浮动天文年代标尺，明确了上干柴沟组的沉积速率和沉积特征。研究表明：①上干柴沟组的沉积时间约4 Ma，平均沉积速率可达20 cm/ka，明显高于国内其他陆相湖盆地层；②上干柴沟组的岩相受沉积速率控制明显，高速率段主要发育富有机质的纹层状灰质白云岩，低速率段主要为贫有机质的块状含白云石泥质-粉砂质灰岩。③喜马拉雅期持续造山的构造活动在宏观尺度控制了上干柴沟组的高沉积速率，短期气候交替塑造了沉积速率的振荡变化。对柴西北上干柴沟组天文旋回的识别和沉积速率的分析，有助于理解咸化湖盆有利勘探层段的沉积演化，可为后续的页岩油高效勘探开发提供新的思路。

基于黏弹性理论的频率相关AVO反演是一种利用频散特征指导流体识别的有效方法，反演得到的地层品质因子在碎屑岩储层流体检测中具有一定成效。然而，目前针对品质因子的反演方法大多是基于线性近似反射系数方程的线性反演，且基于精度较高、假设较少的精确Zoeppritz方程的非线性反演方法的反演求解稳定性差、计算效率低，制约了其在三维工区的大面积应用。为解决上述问题，基于Bortfeld非线性近似，推导了考虑地震频率的非线性反射系数方程，在保证方程精度的同时，降低了方程的复杂性，并在此基础上发展了一种新的对地层品质因子进行预测的叠前非线性两步频变反演方法，获得了合理有效的流体识别结果，为含气碎屑岩储层预测提供了有力依据。合成记录测试和实际工区应用均验证了该方法在储层含气性评价中的适用性。

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。

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。

四川盆地油气资源丰富，基底结构控制了从超深层震旦系至浅层侏罗系的油气分布。2010年后，随着超深层重磁电震联合勘探技术的应用，四川盆地新元古代存在的张性结构不断得到勘探证实。依据“双高”地震处理资料和高精度重磁电资料，结合盆缘露头和盆内8口钻至震旦系陡山沱组的钻孔资料开展综合解释研究，提出四川盆地发育“川西裂谷”。川西裂谷主要经历3个演化阶段： ①南华纪边缘裂谷阶段，发育多个近NE走向的堑垒结构; ②震旦系陡山沱组沉积期克拉通内坳陷阶段，拼合形成了川西北坳陷和川中隆起； ③震旦系灯影组沉积期克拉通内坳陷阶段，形成了向NW开口的近SN走向拉张槽。川西裂谷向坳陷演化的过程中易于形成走滑断裂，形成下生上储的南华系—震旦系成藏组合。川西—川中地区是探索南华系—震旦系含油气系统的潜在勘探新领域。

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 R_o%）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 R_o%>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。

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。

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。

深水重力流与底流交互作用导致的水道侧向迁移是当今世界深水沉积研究的热点，但对重力流与底流交互作用的流体机制及其沉积动力学机制的认识尚不明晰。以鲁伍马盆地上始新统为地质约束背景，借助ANSYS有限元分析软件，就重力流与底流交互作用进行沉积动力学数值模拟研究，再现了鲁伍马盆地晚始新世沉积过程，揭示了重力流与底流交互作用下水道逆底流迁移的沉积-侵蚀机制。研究表明：影响水道逆底流迁移的沉积-侵蚀机制分别是泥质颗粒顺底流溢岸沉积和流体高速度核心逆底流侧向侵蚀。底流主要影响重力流中的泥质颗粒沉积，使泥质颗粒在顺底流方向产生侧向偏移、漂积，在水道顺底流一侧沉积形成泥质溢岸天然堤/漂积体，从而导致水道两侧发育不对称的地貌特征；底流作用使水道内的流体高速度核心逆底流偏移，致使水道逆底流一侧侵蚀加强，形成水道的逆底流迁移特征。在沉积-侵蚀机制的持续作用下，水道两侧地貌不对称性加剧，水道不断向逆底流一侧单向迁移，从而形成重力流与底流交互作用下特有的沉积特征。

基于露头、薄片及井震资料对蜀南地区东部长兴组进行层序划分与三级格架构建，综合岩相、测井相和地震相特征识别沉积相，并据此分析优质储层主控相带及其有利分布区。研究结果表明：①蜀南地区东部长兴组自下而上可划分为2个三级层序（Sq1和Sq2），早期发育碳酸盐深—浅缓坡沉积，中—晚期发育缓坡型碳酸盐台地沉积。开阔台地相的台内滩亚相主要发育于Sq1-HST和Sq2-HST沉积时期，尤以Sq2-HST沉积时期最发育。滩体在平面上侧向迁移，垂向上局部叠加。②储层岩性以生屑灰岩为主，储集空间以孔隙及裂缝-孔洞为主。储层的形成主要受到沉积相和溶蚀作用的控制，有利储层集中发育在台内滩亚相中，呈分散片状分布。③根据沉积相、滩体和储层发育特征，评价预测3个有利储层发育区和2个潜在有利储层发育区：Z207井—Z201井—Z202井一带、B28井—B61井一带和B24井—G11井一带为有利储层发育区；BH2井—BH3井一带与F7井—N49井一带为储层发育潜在有利区。蜀南地区东部上二叠统长兴组沉积相与有利储集区的系统研究为该区域礁滩领域下一步油气勘探提供了地质依据。

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。

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。

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。

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。

“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。

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。

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。