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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

随着三大海相克拉通盆地油气勘探不断向超深层、古老层系拓展，面临着有利勘探区带不明确的问题，亟需深化重点时期沉积模式的研究。对三大盆地新元古界—古生界构造-沉积差异演化特征进行总结，分析了构造分异对沉积演化的控制作用，指出三大古老海相克拉通盆地“裂—坳—隆”构造分异控制碳酸盐台地经历“孤立台地—缓坡—镶边”演化旋回，裂陷的形成和演化控制了台地沉积分异及纵向上源储盖组合的相似性。建立了4类碳酸盐沉积新模式：①“多类台缘”和“双滩”缓坡沉积模式揭示大陆边缘和裂陷边缘、坳陷边缘、内缓坡相带中古隆起和潟湖周缘是有利丘滩体发育区；②碳酸盐岩与膏盐岩组合体系沉积模式揭示海侵期古隆起周缘是有利滩体发育区；③四川盆地灯影组断阶型台缘沉积模式揭示多组同沉积断裂控制灯二段阶梯状台缘形成，断块高部位发育厚层丘滩体；④塔里木盆地寒武系持续扩展型台缘沉积模式揭示轮南—富满地区台缘带经历了富泥质缓坡→低角度前积缓坡—弱镶边台地→垂向加积镶边台地→侧向前积镶边台地的演化。沉积模式新认识明确了三大古老海相克拉通盆地的古裂陷周缘丘滩带依然是增储上产和资源接替的重要领域，斜坡相重力流沉积、蒸发潟湖相泥灰岩等新领域是值得关注的勘探区带。沉积新模式的建立有力支撑了油气勘探部署，也为未来勘探提供了新方向、新思路。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。