输导体系是含油气盆地内油气由生烃中心向圈闭运移的“桥梁”，详细刻画油气输导体系不但可以明确油气运移的路径，还可以“顺藤摸瓜”牵出油气藏，为油田勘探及生产部署指明方向。输导体系通常有4类，分别是断裂、砂岩输导层、不整合及复式输导体系。为了系统查明含油气盆地输导体系特征及对油气运聚成藏的控制作用，从断裂、砂岩输导层和不整合输导体系各自的输导机制出发，系统地对其输导形式、影响因素、优势输导通道、运移示踪证据等进行了详细的研究，并通过对渤海湾盆地、松辽盆地和吐哈盆地典型区块的详细解剖，分别对3类输导体系的输导能力及控藏作用进行了实例分析，阐明了各类输导体系的运移特征及控藏模式，并在此基础上对断裂－输导层、断裂－不整合、输导层－不整合和断裂－输导层－不整合共4类复式输导体系的控藏特征进行了系统地归纳。首先，在前人研究的基础上，通过野外观察、三维地震、测井、录井、试油等油田勘探资料以及生物标志化合物等对断裂输导油气特征及控藏作用进行了系统研究，结果表明：（1）断裂幕式活动可分为活动期、活动-间歇过渡期和间歇期3个阶段，活动期以构造应力、超压或两者共同作为运移动力，输导通道为伴生裂缝，以幕式运移机制为主，运移速率很大；活动-间歇过渡期动力为剩余压力和浮力，主要输导通道为诱导裂缝，运移速率较快；活动间歇期遵循浮力控制下的缓慢渗流机制，输导通道为连通孔隙；（2）断裂输导形式大体上分为4类，即沿断裂纵向向上输导、沿断裂走向输导、沿断裂向下“倒灌”式输导和横穿断层面输导。前3类输导形式输导油气的难易程度依次增大，而横穿断层面型输导取决于其他3种形式输导过程中运移动力与断层和储层渗透率比值的耦合关系；（3）不同断裂输导形式下控藏特征存在差异，在沿断裂向上输导形式下，多条断裂组成的输导通道比单条断裂的线性输导控制的油藏数量更多；沿断裂走向输导形式下，沿断裂走向两侧附近油气较富集；“倒灌”式输导形式下油气主要富集在油源断裂上升盘一侧；（4）渤海湾盆地南堡凹陷1号构造油源断裂有效断面脊是优势运移通道，生物标志化合物示踪分析表明断裂具有“F”型运移特征。馆三段火山岩盖层残余有效厚度阈值决定了油气能否穿过盖层段继续垂向运移，当盖层残余有效厚度小于阈值时油气穿越盖层继续运移，否则在盖层之下聚集成藏。其次，应用地震、测井、试油、井壁取心和地层原油高压物性参数对砂岩输导层输导能力进行了综合分析，表明其输导性能主要受沉积作用（砂体形态、厚度和配置关系）、成岩演化、非均质性、运移非均一性和输导层与成藏要素配置关系（源岩、盖层和断－砂匹配）影响。松辽盆地大庆长垣杏北地区扶余油层砂地比大于0.16时连通概率较大，共发育3类输导脊作为油气运移优势通道，分别为断层－岩性输导脊、背斜－岩性输导脊和岩性输导脊。受输导脊控制，油气主要在背斜轴部附近及西部陡坡带输导脊附近富集成藏，东部缓坡带因无优势输导通道而无任何油气显示。另外，利用三维地震、常规测井曲线、岩心分析、扫描电镜和地球化学微量元素等资料对台南凹陷侏罗系七克台组底和侏罗系底2期重要不整合的结构及油气输导特征进行了综合研究，并利用流体包裹体和含氮化合物进行示踪分析，最后确定了不整合对油气成藏的控制作用，结果表明：（1）不整合类型共有5种，即超覆不整合、削截不整合、断褶不整合、褶皱不整合和平行不整合。超覆及削截不整合广泛发育，而断褶不整合及褶皱不整合只在局部地区发育；（2）侏罗系底不整合规模较大，而七克台组底部不整合仅在英鲁地区局部发育。不整合三层结构中半风化岩石厚度与不整合面之上岩石（底砾岩和水进砂体）厚度变化趋势近一致，而与风化粘土层的的厚度变化呈负相关；（3）2期不整合均具双重输导通道，但以下部半风化岩石输导通道为主。七克台组底部不整合半风化岩石层段内油气富集，距不整合面距离不超过10m；侏罗系底不整合半风化岩石内含油层段顶界距不整合面的距离一般小于60m；（4）不整合结构控制了油气成藏，侏罗系95%以上的油均富集于七克台组底不整合下部半风化岩石内，并且含油性较好的井均分布于风化粘土层厚度大于3.3m的区域；上克拉玛依组油气90%以上分布于侏罗系底不整合半风化岩石内，并且含油较好井均分布于风化粘土层厚度大于3m区域；最后，在前面3类输导体系研究的基础上对复式输导体系运移特征及控藏作用进行了综合分析，结果表明：（1）断裂－输导层型分为2类，第一类“先垂向后侧向”输导可分为反向、顺向、“屋脊式”和反“屋脊式”4种模式，反向断层上盘和顺向断层下盘以及反“屋脊式”断层上、下盘是油气优先充注的方向；第二类“先侧向后垂向”输导模式中，顺向断层有利于垂向调整，而反向断层更有利于侧向遮挡，下盘油气相对富集；（2）断裂－不整合型又可进一步分为顺向断层－不整合同层输导、顺向断层－不整合跨层输导、“屋脊式”断层－不整合输导和反向断层－不整合输导4种模式，其中顺向断层－不整合型最有利于侧向阶梯状输导，反向断层－不整合输导最有利于聚集成藏。