碳酸盐岩油气田是全球油气资源的重要组成部分，其储量约占全球常规油气总储量的60%以上。系统梳理了全球碳酸盐岩大油气田的分布特征，通过典型油气田解剖，总结成藏主控因素，明确了未来勘探新领域。研究表明：全球碳酸盐岩大油气田主要分布在中东波斯湾盆地、中亚滨里海盆地、北美二叠盆地和巴西桑托斯盆地等地区，储层时代以中生代—新生代为主。碳酸盐岩大油气田成藏主控因素包括3个方面：沉积背景决定生储盖规模，构造、成岩改造作用可形成大型油藏/储层，构造稳定性与盖层有效性决定油气藏保存条件。未来勘探应重点关注超深层、深海、复杂构造区及非常规碳酸盐岩等新领域，这些领域将成为油气资源的重要接替区。

四川盆地东北部中—上二叠统发育孤峰组、吴家坪组三段和大隆组一段等3套海相页岩层系，是页岩气增储上产的重要新层系。基于大量岩心测试数据，分析其地球化学特征、储层发育特征，并提出针对性开发策略，以期为中国页岩气的勘探提供理论支撑。研究结果表明：①3套页岩有机质丰度高，有机质类型均为II₁型，成熟度（R_o）均大于2.0%，生烃潜力大。孤峰组以硅质页岩相与钙质页岩相为主，吴三段和大一段则以硅质页岩相和混合质页岩相为主，页岩的脆性指数均分布在70%以上。②3套页岩均以有机质孔为主要孔隙类型，且孔径以介孔为主。吴三段层理缝发育，连通系数最好，孔隙度与含气量最高；孤峰组孔隙度高，连通系数居中，含气量较高；大一段层理缝不发育，连通系数和孔隙度最低，但含气量较高。③相比川南龙马溪组，3套页岩具有“三高一薄一深”的特征，即高TOC、高脆性、高含气量，但单层厚度较薄，埋深更大，需建立针对性开发技术。3套页岩层系页岩气富集有利区主要分布在开江—梁平海槽东南段以及城口—鄂西海槽的城口—奉节—利川—石柱一带。研究成果为四川盆地二叠系页岩气勘探提供了重要理论依据，对深层页岩气开发具有指导意义。

针对塔北西部上寒武统下丘里塔格组白云岩储层特征及分布规律不清的问题,以柯坪露头区肖尔布拉克剖面为研究对象，基于野外精细测量、描述，开展了系统的薄片、碳氧同位素及激光U-Pb年龄等分析，结果表明：①下丘里塔格组总厚度为350 m，可划分为6段，主要发育颗粒白云岩、凝块石白云岩、叠层石白云岩和藻纹层白云岩，识别出7种主要岩相组合和2个三级层序，自下而上整体反映潮坪亚相向台内丘滩亚相的转换。②基质溶孔、溶蚀孔洞及角砾间孔缝是主要储集空间，柱状叠层石白云岩和凝块石白云岩的物性最好，颗粒白云岩次之，整体具有中高孔隙度、中低渗透率的特征，综合评价1段、2段和6段的储层物性最好，5段次之。③白云岩形成于早成岩阶段，储层发育主要受沉积微相、不整合面以及高频层序界面的共同控制，可划分为不整合岩溶与内幕丘滩相2类白云岩储层。研究成果支撑了塔北西部寒武系白云岩领域有利勘探区带评价，尤其为雄英地区的油藏评价提供了可靠依据。

走滑断裂带是塔里木盆地超深层碳酸盐岩领域重要的油气聚集带，近几年发现一种新型油藏——断裂破碎体油藏。断裂破碎体油藏天然能量不足，油藏产量递减快，亟需深化该类油藏的地质认识，探索新的开发方式，探究提高采收率的对策。以塔里木盆地富满油田12号、17号断裂带为解剖对象，通过露头、钻井、地震、岩心薄片、生产动态和试井等资料的综合研究，对断裂破碎体油藏的储集空间类型、内部结构特征及成藏特征进行精细表征，提出适用的提高采收率的对策。研究结果表明：①断裂破碎体油藏属于立式板状油藏，储层发育在断裂的核部及破碎带，其储集空间类型为由破碎作用形成的角砾间孔、空腔和构造缝；②超深断裂破碎体储集体原岩为致密岩相，特低孔渗的先存地层的原始地层水含量较低，后期无大气淡水溶蚀，使断裂破碎体油藏具有高油柱（可达上千米）、不含水或少含水的特征；③在地质认识、油藏精细描述和开发方式上，形成3个方面的转变：断控岩溶储层转变为破碎体储层；断溶体油藏描述转变为断裂破碎体油藏描述；注水开发转变为注气开发。

高精度的断层检测是油气勘探开发过程中的核心任务之一，是规避潜在的工程风险、确保钻井操作安全的重要手段。随着勘探规模的扩大，传统的人工断层解释和常规的断层检测方法难以满足实际需求。深度学习方法为地震断层智能识别提供了一种重要途径，其中以Unet为代表的深度网络模型在该类任务中取得了诸多成功的案例。然而，由于卷积运算的特殊性，该方法在特征提取过程中丢失了部分信息，导致断层识别的准确性和鲁棒性有待进一步提升。将CNN-Transformer混合模块嵌入Unet网络框架中，提出了一种基于U-CNNformer的混合网络模型。混合网络模型提高了对样本集全局特征与局部细节的挖掘能力，克服了传统Unet网络在断层识别中信息关联性不强的局限，在保证断层识别精度的同时，提高了模型的鲁棒性。北海F3公开数据测试和我国四川盆地某实际数据的应用表明，混合网络模型不仅能更精确地检测断层特征，对断层分布的刻画也更为细致，实现了高精度的断层智能识别，可为钻井高效、安全地开发提供良好的支撑。

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。

近年来，在川中地区中二叠统茅二段白云岩领域的天然气勘探获得重大突破，多口井测试获日产气超百万方，揭示了该领域具有巨大的勘探前景。然而，当前关于茅二段白云岩的成因争议依然较大，制约了白云岩储层的分布预测。以合川地区取心探井为重点研究对象，开展了基于岩心、薄片的岩石学特征精细描述，并优选具有代表性的白云岩和石灰岩样品开展了碳氧同位素、锶同位素、稀土元素和U-Pb定年分析，综合地质背景，明确了：①茅二段晶粒白云岩是孔隙的主要载体，厚度为1~25 m，不均匀发育于茅二段中上部。②白云石化流体为海源流体，白云石化作用发生于准同生期—早埋藏期。③茅二段白云岩的发育主要受沉积期台内古地貌相对高部位的滩体控制，滩体受到同生岩溶作用，潜流带发育大型岩溶缝洞系统，缝洞系统中充填的生屑颗粒、灰泥与富Mg²⁺海水在浅埋藏过程中发生白云石化作用形成白云岩。基于白云岩成因新认识，明确了中东部古地貌高部位是茅二段白云岩的有利发育区，为研究区白云岩储层分布预测提供了依据，有效指导了合川地区天然气的勘探部署。

巴西桑托斯盆地下白垩统Barra Velha组微生物碳酸盐岩主要形成于高盐碱沉积环境，是近年深水领域油气勘探开发的热点。然而对于这种特殊环境及成因形成的微生物碳酸盐岩储层特征及其发育主控因素的研究相对薄弱。通过岩心、薄片、测井和物性测试等资料，系统研究了盆地微生物碳酸盐岩的岩相、储集空间类型和物性，明确了储层成岩序列以及孔隙演化特征，并探讨优质储层发育的主控因素与模式。研究表明：①桑托斯盆地下白垩统Barra Velha组微生物碳酸盐岩储层主要岩石类型包括叠层石灰岩、球粒微生物岩、层纹岩、砂屑灰岩、砾屑灰岩和角砾灰岩。纵向上可划分为2个三级层序，主要发育微生物礁、颗粒滩、微生物球粒滩、滩间等4种沉积微相。②储集空间主要为生物格架孔及生物格架溶孔、粒间孔及粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔以及溶蚀缝，孔隙度和渗透率整体呈正相关关系，以孔隙型储层为主。微生物礁和颗粒滩沉积微相的储层物性较好，微生物球粒滩和滩间沉积微相的储层物性相对较差。③明确了微生物碳酸盐岩储层成岩序列及孔隙演化。早成岩阶段，大气水溶蚀、白云石化对储层演化起到建设性作用；中—晚期热液作用下，断裂附近储层孔隙被硅质充填，对储层起到破坏性作用的同时也增加了储层的非均质性。④古气候、古水介质、层序及沉积微相类型是控制微生物碳酸盐岩优质储层发育和分布的主要因素；结合成岩演化，建立了微生物碳酸盐岩储层发育模式。

深水重力流与底流交互作用是当今世界深水沉积研究的热点。以东非鲁伍马盆地上始新统深水海底扇为例，综合利用钻井及三维地震资料开展高频层序格架下的沉积体系构成单元、沉积演化特征研究，重建上始新统重力流与底流交互作用下海底扇的沉积及演化模式。结果表明：①研究区上始新统海底扇主要发育水道、溢岸及朵叶3种沉积结构单元，其中水道又可以分为限制性水道及半限制性单向迁移水道。②上始新统三级层序可划分为Ps1，Ps2及Ps3三个四级层序，其中Ps1层序发育限制性水道-朵叶复合体，Ps2层序发育半限制性迁移水道-朵叶复合体，Ps3层序发育朵叶复合体，这反映了海平面持续上升、海底地貌充填变迁、重力流能量衰减及底流作用相对增强背景下三级层序内的规律性旋回演化过程。③底流剥离重力流中的细粒物质在深水沉积体系北侧（顺底流一侧）堆积形成非对称的溢岸/漂积体正地形，进而限制水道或朵叶使之向南侵蚀或沉积，形成的上始新统深水沉积体系及沉积结构单元均表现出逆底流侧向单向迁移叠置样式。推测底流对重力流沉积储层具有改善作用。

以西湖凹陷平湖斜坡平湖组中段和上段为例，综合国内外海岸沉积体系研究成果，通过整合古地貌特征、潮坪区域沉积特征及海岸沉积模式，探究三者对潮汐动态和沉积体系分布的影响，为后续大规模岩性圈闭的油气勘探开发提供关键依据。应用钻井测井数据、地震资料及沉积过程数值模拟技术，对沉积体系时空演化进行模拟，经定性描述与定量测量，明确了潮道、潮沟、潮汐砂脊、潮汐砂席等独特沉积单元的分布，揭示了海岸地形与海平面变化对潮汐沉积砂体的控制作用，构建了障壁海岸、无障壁水下低凸起海岸和无障壁缓坡海岸3种沉积模式，完善了海岸沉积体系的理论框架。再进一步对数值模拟结果与实际资料进行对比分析，认为低海平面时期障壁海岸砂体呈片状分布，高海平面时期水下低凸起海岸砂体呈条带状分布。首次明确障壁与水下低凸起沉积环境中的大规模潮汐砂脊和受限制潮道砂体为油气勘探的重点目标。

针对塔里木盆地塔中东部巴楚组生屑灰岩段层序架构不明确、沉积演化规律不清晰的核心问题，基于丰富的岩心、薄片、测井及地球化学等数据资料，深入分析了生屑灰岩段的岩石学特征，构建了生屑灰岩段的层序地层结构，并探讨了其控沉控储作用。研究结果显示：①塔中东部生屑灰岩段为海陆过渡背景下的混积碳酸盐岩，主要由泥晶—粉晶灰（白云）岩、砂屑—砾屑灰（白云）岩、混积岩及过渡岩性组成，陆源碎屑含量相对较高。岩性分布呈现出明显的垂向分段和平面分带特征。②生屑灰岩段与下伏东河砂岩段、下泥岩段及上覆中泥岩段共同构成了一个完整的三级层序；生屑灰岩段本身为一个完整的海进-海退序列，中亚段沉积时期水体相对最深。③海平面升降旋回对沉积微相的演化和成岩作用类型具有决定性影响。下亚段和上亚段沉积水体较浅，以蒸发潮坪相潮上带的云坪、灰云坪等沉积微相为主；中亚段随着相对海平面升高，发育潮间带高能碳酸盐岩颗粒滩微相，叠加高频旋回暴露的大气淡水溶蚀作用和准同生白云石化作用，可形成优质的储集体。这种白云石化的颗粒滩与发育针孔状结构的云坪构成了塔中东部生屑灰岩段最有利的储集相带，是未来勘探开发的主要目标。

莺歌海盆地沉积坡折带南端的乐东气田群，目前已进入开发中后期，精细刻画沉积模式及砂体叠置样式对气田剩余气挖潜具有重要指导意义。基于乐东区莺歌海组一段坡折带的岩石相表征、粒度分析、测井相识别和地震相刻画，精细开展沉积相类型、沉积模式、砂体叠置关系及构型研究。研究区共识别出滨浅海和海底扇2种沉积相类型，其中滨浅海相又可细分为临滨坝、临滨滩、陆架泥等3类沉积微相。建立了3类沉积模式：陆架缓坡上进积型滨浅海滩坝复合沉积模式、斜坡边缘处局部滑塌后充填沉积模式、坡折之下浅海重力流滑塌扇沉积模式。明确了3种成因类型的砂体叠置关系：坡折带之上发育的前积叠置型砂体连通性好；近坡折带位置坝砂滑塌-横向接触叠置砂体之间连通性中等；坡折之下海底扇砂体垂向孤立分布砂体连通性差。近坡折带滑塌再沉积坝砂以及坡折之下海底扇成因砂体为气田未来有利挖潜区。

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。

近年来深水生物气勘探已经成为油气勘探的热点之一。由于构造活动剧烈，增生楔的生物气成藏条件较为复杂，目前对该领域生物气富集规律以及主控因素方面缺乏系统认识。基于二维地震、钻井等资料，探讨了南美北部巴巴多斯增生楔生物气成藏条件，建立油气成藏模式，进一步揭示油气富集规律并指出有利勘探方向。研究表明：巴巴多斯增生楔自西向东依次发育西部坳陷带、中部隆起带和东部冲断带。西部坳陷带内厚层泥岩提供充足的生物气源；发育水道复合体、水道-堤岸复合体、水道-朵叶复合体以及朵叶等富砂微相，可作为有利储集体；构造圈闭和储层配置关系好；早期高幅断背斜长期处于油气优势汇聚区，有利于生物气高效聚集成藏。上新世以来受加勒比板块挤压影响，中部隆起带广泛发育泥底辟，形成大量泥底辟遮挡型圈闭，泥底辟持续活动至今，晚期泥底辟的活动导致生物气藏遭到破坏，晚期保存条件是生物气成藏与富集的关键因素。建立了生物气自生自储和下生上储的近源成藏模式。西部坳陷带生物气成藏条件较好，是有利的勘探方向。

近年来在鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组内幕（盐间及盐下段）取得了天然气勘探突破，深入研究天然气形成及演化过程对内幕天然气勘探具有重要意义。以大牛地马家沟组气田为研究对象，通过对内幕岩心、薄片中沥青的识别，烃类包裹体的产状及拉曼光谱测试，以及天然气地球化学指标分析，确定马家沟组天然气成因；综合油裂解气的形成条件以及区域埋藏史和热史模拟结果，分析马家沟组内幕油气形成和演化过程。研究表明：大牛地气田马家沟组缝洞储层中见沥青充填，方解石脉中也捕获了油、气和沥青三相烃类包裹体，均证实了存在油裂解气过程。马家沟组内幕天然气以油裂解气为主，主要来源于马三段沉积期膏盐洼海相烃源岩；早侏罗世烃源岩大量生油，早白垩世油裂解生成气，而且油气发生了TSR反应。受区域埋藏史和热史控制，研究区马家沟组烃源岩具有南部成熟早、北部成熟晚的特征，天然气具有沿区域走滑断裂由南向北运聚的趋势。

库车坳陷东部迪北地区下侏罗统阿合组致密气资源潜力巨大，是油气增储上产的潜力地区。阿合组致密砂岩储层甜点特征与油气富集的耦合关系不明确，制约了油气藏的高效勘探与开发。基于储层微观表征、地质建模、断裂-裂缝刻画及油气藏解剖，探究了阿合组致密砂岩储层甜点特征及油气富集规律，分析了资源潜力。研究表明：阿合组储层致密层和低孔高渗带横向上间互分布，储层物性受断裂-裂缝改造后孔渗性明显增强，发育4级断裂控制的4级尺度的甜点区。Ⅰ级—Ⅱ级断裂控制的断裂-裂缝-孔隙体以东西向展布为主，规模大、孔渗性好；Ⅲ级断裂及Ⅳ级断裂控制的断裂-裂缝-孔隙体规模小，常常尖灭于致密砂岩之中。阿合组油气藏第1期烃类充注时间为18~12 Ma之间，储层孔隙度为15%~18%，主要为原油充注，在构造高部位聚集形成常规油藏，后期遭到严重破坏散逸殆尽；第2期烃类充注时间为5 Ma至今，储层迅速致密化，孔隙度为6%~8%，天然气沿断层及裂缝在储层甜点区高效充注。Ⅲ级和Ⅳ级断裂带沟通阿合组层内砂体，与侧向致密储层和上覆泥岩形成良好的配置条件，是圈闭有效性和油气富集的关键因素。阿合组致密砂岩油气富集有利面积可达106 km²，主要集中于迪北斜坡的中部平台区和南部平台区，岩性圈闭资源量天然气为1 699×10⁸ m³、石油为778×10⁴ t。

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。

伏尔加—乌拉尔盆地是东欧地台东缘的典型前陆盆地，常规、非常规油气储量全球占比高，但成盆成储认识程度低。通过系统调研区域地质资料，基于前中生代不同地质时期的沉积充填特征，对盆地整体演化特征及岩相古地理格局展开综合分析。结果表明：①伏尔加—乌拉尔盆地经历了伸展拉张、挤压碰撞构造演化阶段，发育陆内裂谷、被动大陆边缘、弧后坳陷、弧后前陆4个原型盆地类型/阶段。②在不同原型盆地演化过程中，盆地经历了陆相—海相—陆相的多旋回变化： 中—新元古代盆地东部发生沉积作用，以陆相碎屑岩为主；早奥陶世乌拉尔洋开启，东欧地台发生海侵，以浅海碳酸盐岩发育为主；泥盆纪开始，盆地经历多期海退与海侵交替作用；二叠纪末盆地整体抬升，遭受剥蚀。③盆地发育4套成藏组合，多玛尼克相烃源岩为主要烃源岩，海侵阶段的海陆过渡相和滨浅海相为盆内两套重要的油气储层，穆哈诺沃—埃罗霍夫凹陷和喀山—上卡马坳陷分别为未来非常规和常规油气勘探重点关注的领域。研究成果为海外油气新项目评价和勘探开发实践提供依据。

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。

近期泸州地区的勘探发现揭示石牛栏组礁滩体具备一定的勘探潜力。基于钻井、野外剖面和三维地震数据等资料的系统研究，深入探讨石牛栏组礁滩体的发育特征及其勘探意义。结果表明：礁/生屑灰岩主要发育于石一段顶部，厚度介于6~40 m；受川中古隆起影响，石一段发育混积潮坪和台内洼地，在混积潮坪古地貌高带上形成了连片分布的潮缘礁滩，在台内洼地局部高带发育台内礁（生屑）滩。石牛栏组的成藏模式表现为“近源供烃、断裂输导、下生上储、复式聚集”，下伏龙马溪组优质烃源岩-石一段礁滩储层-石二段泥岩及上覆盖层构成了良好的生储盖组合，复杂的网状断裂系统为油气运移提供了条件，油气充注时期与圈闭形成时期（P—K）匹配，为油气大规模聚集成藏奠定了基础。石牛栏组礁滩体是值得关注的重要油气勘探领域。

储层成岩作用影响孔隙发育、分布及储层质量。基于岩心和薄片观察、白云岩有序度分析、流体包裹体和碳氧稳定同位素等资料，系统开展了川西中部雷口坡组成岩作用研究。研究表明：①雷口坡组白云岩主要包括2种岩石类型：泥晶白云岩和泥晶藻砂屑（藻纹层）白云岩。白云石晶体有序度低、形成温度低，为准同生期白云石化作用形成。储集空间主要是沿藻格架、粒间孔及构造角砾间基础上发育的溶孔。②雷口坡组白云岩主要经历了破裂作用、白云石化作用、去白云石化作用、溶蚀作用、泥晶化作用、胶结作用、表生去膏化作用等成岩作用类型，其中构造破裂作用和溶蚀作用对储层物性起着改善作用，而深部溶蚀是深部次生孔隙发育的根本因素。③溶孔发育与构造角砾岩、构造裂缝发育具有强相关性。印支运动晚期，酸性流体沿破裂空间注入砂屑滩、藻纹层骨架等剩余孔隙发育区域形成次生溶孔；喜马拉雅运动早期，形成垂直裂缝和晚期构造角砾岩，发生晚期溶蚀作用及方解石脉体的充填；喜马拉雅运动晚期形成水平裂缝，进一步改善了储层物性。研究明确了川西中部雷口坡组白云岩储层的成岩序列及孔隙演化模式，提出“构造破裂-流体溶蚀-裂缝改造”三阶段的控储机制，为雷口坡组勘探生产提供地质依据。

海相碳酸盐岩在四川盆地70余年的天然气勘探历程中占据了举足轻重的地位，是现今乃至未来很长一段时间天然气勘探开发的主要领域。在海相层系整体构造-岩相古地理演化研究的基础上，系统分析总结储层宏观控制因素及不同层系储层的特殊影响因素，明确四川盆地海相碳酸盐岩规模优质储层的分布规律及勘探方向。研究认为：①四川盆地海相地层共经历了4大构造旋回，包括13次重要的构造运动，其中11次以隆升为主的构造运动控制了大型台地/缓坡的沉积特征，而2次以拉张为主的构造运动则形成了槽-台相间的古地理格局；②四川盆地常规海相碳酸盐岩储层类型可以简化分为相控型、岩溶型2类，优质储层的发育宏观上受构造作用控制明显，主要分布在古隆起围斜部位以及古裂陷两侧的地貌高带；③提出6个未来潜在的碳酸盐岩规模勘探领域：德阳—安岳裂陷槽西侧灯影组台缘带，川中古隆起东缘下古生界白云石化滩，川西上古生界多层系台缘带，川东宣汉—万州茅二下亚段下部白云石化滩，川东仪陇—渠县茅三段白云石化滩，蓬溪—武胜台洼边缘及台洼内长兴组礁滩相灰岩。

石炭系黄龙组是四川盆地重要的天然气产层，其在华蓥山断裂西侧低缓构造区勘探程度低，面临成藏条件不清，有利勘探区带不落实的问题，制约了天然气规模储量的发现。基于新老探井和二维、三维地震资料，针对华蓥山断裂西侧黄龙组地层分布、岩相古地理与成藏条件开展系统研究。结果表明：①黄龙组残余地层分布较广，面积约13 100 km²，川北一带新落实地层分布区约4 000 km²，厚度主要为10~40 m。②黄龙组潮间带浅滩白云岩广泛发育，主要位于黄二段，分布面积约8 200 km²，在平昌—巴中地区预测新增滩带面积约2 000 km²；浅滩相白云岩储层厚度主要为2~20 m，储层物性条件好，平均孔隙度为3.90%。③川北地区黄龙组成藏烃源条件好，下伏五峰组—龙马溪组烃源岩分布面积约为25 000 km²，烃源岩总厚度为50~150 m，其中优质烃源岩厚10~60 m，可与黄龙组构成下生上储的有利成藏组合。④受古隆起斜坡带、地层尖灭带和大型断裂带控制，黄龙组发育平昌—巴中、广安—渠县两个大型圈闭发育带，圈闭类型多样，以岩性-地层圈闭为主，保存条件好。预测华蓥山断裂西侧低缓构造区存在4个有利勘探区，天然气勘探前景良好。

非洲碳酸盐岩分布具有陆缘连片、陆内零星的特征。北非特提斯洋沿岸的裂谷盆地和大陆边缘裂谷盆地，受白垩纪和新生代大范围海侵影响长期处于陆缘海或陆表海环境，碳酸盐岩非常发育；西非和东非被动大陆边缘盆地局部存在适合碳酸盐沉积的环境，但受限于大陆架宽度和河流注入，碳酸盐沉积连续性和厚度有限；陆内裂谷和克拉通盆地多为碎屑岩-碳酸盐岩混合沉积，碳酸盐岩零星分布。碳酸盐岩集中发育在白垩系和新生界，侏罗系局部发育，前古生界发育极为有限。非洲碳酸盐岩盆地的成藏条件可划分为3种类型：①锡尔特-佩拉杰型。深水泥岩与碳酸盐岩多层叠置形成多套成藏组合。②刚果-宽扎型。裂谷期湖相泥岩与湖相碳酸盐岩、被动陆缘期海相碳酸盐岩储层形成有效成藏组合。③埃拉托色尼台地型。台地周缘的海相泥岩-巨厚生物礁储层-上覆蒸发岩形成有效成藏组合。

鄂尔多斯盆地下古生界海相碳酸盐岩是我国重要的天然气勘探领域，但储层非均质性强、成藏主控因素复杂等问题，严重制约了规模效益勘探开发。综合应用最新勘探成果及区域格架剖面地震资料，从岩相古地理演化、储层成因类型与主控因素、源储配置关系等基础地质问题入手，揭示了盆地海相碳酸盐岩规模优质储层分布规律与勘探潜力。主要取得以下成果认识：①盆地早古生代沉积环境经历了混积陆棚→碳酸盐缓坡→镶边台地的完整演化序列，其中环古隆起及海盆周缘发育的内缓坡颗粒滩相带具有最优异的储集性能。②储层发育受沉积微相、准同生溶蚀、表生溶蚀及白云石化作用等多因素控制。寒武系—奥陶系发育颗粒滩型、藻丘型、生物扰动型、溶模孔型和溶蚀孔洞型5类储层，平面上主要沿古隆起周缘和海盆边缘及坡折带分布。③基于构造-沉积格局、源储配置关系及封盖条件综合分析，优选出3个最具勘探潜力的区带：乌银海盆东侧有利区、宜铜海盆两侧有利区和神木—米脂台洼西侧有利区，总面积达10.5×10⁴ km²。研究成果为鄂尔多斯盆地海相碳酸盐岩天然气勘探提供了重要的理论支撑和勘探方向。

南海新生代广泛发育的碳酸盐台地蕴含了丰富的油气资源，记录了关键的古气候与古环境信息，对揭示研究区构造演化及沉积响应具有重要的科学意义。基于南海周缘盆地钻井数据、高分辨率地震解译等资料，系统分析南海新生代碳酸盐台地的时空分布特征，探讨古南海俯冲消亡、新南海渐进式扩张及南海西缘走滑断裂体系对应的挤压、伸展和走滑构造背景下的构造古地貌、相对海平面升降、物源供给和古气候等对碳酸盐台地的协同控制作用。研究表明：①根据构造古地貌，南海新生代碳酸盐台地可划分为5大主要台地群，分别为南海北部的东沙台地群、南海西缘的广乐—西沙台地群、南海西南缘的万安—曾西斜坡带台地群、南海南部的南康台地群以及礼乐—巴拉望台地群，整体表现为“形成时间东早西晚、南早北晚，主要发育于中新世”的特征。②南海新生代碳酸盐台地群形成于挤压、伸展和走滑3种构造背景，每一种构造背景下均发育陆架边缘台地和孤立台地。台地分布主要受控于区域构造活动及断裂体系、陆源碎屑供给和相对海平面升降：构造背景与断裂系统奠定了台地的空间展布基础和类型；大型河流—三角洲体系输入的大量陆源碎屑显著抑制陆架边缘台地的生长发育，但对孤立台地影响有限；相对海平面升降通过控制可容纳空间变化，调控生物礁的生长模式、结构演化和空间分布。研究为南海深水油气资源勘探、全球气候变化和海洋圈层“固碳”等领域提供了重要的理论支撑。

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。

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。

在海陆过渡带平缓斜坡沉积背景下，海平面升降频繁，导致砂岩、白云岩、石灰岩及混积岩在纵向与平面上呈现复杂的沉积特征，岩性分布规律尚不明确。以伊拉克B油田Asmari组为研究对象，通过岩心观察、显微薄片分析及钻测井资料综合解释，系统揭示了平缓斜坡背景下复杂岩性发育的主控因素。研究取得以下认识：①Asmari组岩性可划分为碳酸盐岩、混积岩和陆源碎屑岩3大类，其中混积岩又可细分为8类。基于岩石学特征与测井响应耦合分析，进一步识别出7种典型岩相组合序列。②岩相空间分布具有显著分带性。研究区西北部与东南部以碳酸盐岩相的同类组合为主，中部碎屑岩相的同类组合比例显著增加，其余过渡带不同类型混积岩相的组合占比较大。③研究区古地貌呈现“西北和东南低、中部隆起”的缓坡格局，古隆起主要发育陆源碎屑沉积，古洼地发育碳酸盐沉积，过渡斜坡带以混合沉积为主。最终建立了平缓斜坡背景下“古地貌形态—海平面波动—物源供给”三因素控制的复杂岩性发育模式。

宽扎盆地位于西非海岸安哥拉境内及毗邻海域，属于典型的被动陆缘含盐盆地，发育盐下、盐岩和盐上三大构造层，盐下白垩系湖相碳酸盐岩是宽扎盆地油气勘探的主要方向。盐下构造层整体具有洼隆相间的构造特征，自东向西，可将盆地划分为内裂谷带、中央隆起带和外裂谷带。盐下湖相碳酸盐岩成藏具有“裂陷控源、隆起控储、盐岩控盖、优质储层控富”的特征。中央隆起带基底隆起发育，不仅有利于圈闭的形成、碳酸盐岩储层的发育，同时也是油气运移的指向区，是盐下白垩系碳酸盐岩储层成藏的有利区，优质储层发育是油气勘探的关键。根据新收集的地震和钻井资料，在探讨盐下湖相碳酸盐岩储层差异分布影响因素的基础上，提出将宽扎盆地盐下成藏组合勘探有利区聚焦到中央隆起带的北部。

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。

大型碳酸盐岩油气田一直以来是全球油气研究的热点。IHS资料统计分析表明，非洲大型碳酸盐岩油气田主要分布于北非锡尔特、佩拉杰、埃拉托色尼和西非下刚果、宽扎等5个盆地，其中锡尔特盆地碳酸盐岩油气储量最为丰富，占非洲的48.2%。通过对19个大型碳酸盐岩油气田的详细分析，取得以下认识：①晚白垩世—始新世期间，新特提斯洋和南大西洋打开的被动陆缘海侵是形成非洲大型碳酸盐岩油气藏的前提，主力储层发育在白垩系、古新统和始新统；②与深水碳酸盐岩不同，冈瓦纳大陆裂解后的浅海沉积环境和低纬度温暖湿润气候控制了储层和烃源岩的规模展布，形成以生物碎屑灰岩为主要储层，以白云岩、有孔虫灰岩、鲕粒灰岩和礁灰岩为次要储层的多种类型储层，和以浅海相页岩为主的优质烃源岩；③基准面上升期（低位域—海侵体系域）易于形成多套海相页岩-碳酸盐岩-页岩生储盖组合，后期在沉积埋藏及构造作用下主要形成构造圈闭和地层-岩性圈闭并成藏；④广泛发育的生物礁灰岩、颗粒灰岩和白云岩，以及成岩作用控制了大型碳酸盐岩油气田的有效储层和物性条件，大型油藏的储层以中—高孔和中—低渗为特征，大型气藏的储层以中—低孔和中—高渗为特征。从油气可采储量分布看，非洲碳酸盐岩仍然具有巨大的勘探空间，接下来的勘探研究可深入借鉴国内碳酸盐岩储层成因与表征方面成熟的理论技术。

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。

有关南海新生界碳酸盐岩油气藏形成条件、主控因素及成藏模式的总结与对比的研究相对较少，制约了南海及同类地区碳酸盐岩油气的勘探。基于构造背景与基底控制因素，将南海碳酸盐台地划分为稳定型、断块型与反转型等3类，并选取每类台地中的典型油气田进行解剖，分析其源储盖条件、主控因素与成藏模式。研究认为：① 南海碳酸盐岩油气藏烃源岩多为渐新统及中新统的煤岩和煤系泥岩；储层多为中—上中新统生物礁灰岩、砂屑灰岩，储层孔隙度主要介于20%~25%，渗透率主体介于(100~200)×10^-3 μm²；盖层为晚中新世以来的海相泥岩。② 3类台地具有不同的成藏模式：稳定型台地碳酸盐岩油气藏为“下生侧储”远距离输导成藏模式；断块型台地碳酸盐岩油气藏为“下生侧储”近距离输导成藏模式；反转型台地碳酸盐岩油气藏为“下生上储”近距离成藏模式。③ 3类碳酸盐台地具有不同的潜在勘探领域：稳定型台地侧重于不整合面或砂体之上发育的碳酸盐岩建隆；断块型台地应聚焦于地垒上与断陷相邻的碳酸盐岩建隆；反转型台地则宜优先关注直接发育于凹陷之上的碳酸盐岩建隆，这也是目前南海最重要的碳酸盐岩勘探领域。

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。

中亚阿姆河右岸西部中上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩的开发潜力受限于对台内滩展布的认识。基于INPEFA与小波变换方法建立卡洛夫阶—牛津阶高频层序地层格架，结合三维地震数据对台内滩的展布及演化特征进行了系统刻画。研究表明： ①研究区卡洛夫阶—牛津阶可划分为5个三级层序和15个四级层序，其中牛津阶由3个三级层序和9个四级层序组成，层序厚度稳定且区域可对比；卡洛夫阶由2个三级层序和6个四级层序组成，受古地形差异影响显著，局部发育超覆沉积。②研究区主要发育颗粒灰岩、含颗粒泥粉晶灰岩等6种岩相。早期为碳酸盐缓坡模式，水体自西向东加深；晚期过渡为局限台地-蒸发台地模式，发育多套浅滩薄层。③卡洛夫阶—牛津阶沉积时期水体持续变浅，滩体发育呈阶段性增强。XVac、XVp、XVm组为滩相发育的高峰期，台内滩总体呈现垂向叠置、晚期横向连片的特征。

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。

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。