地层条件下气体的偏差系数是用来计算气藏储量的关键数据，通常使用图版法、经验公式法和实验法进行确定。但由于深层超高压凝析气藏地层温度高、压力高，常用的图版法等方法是否适用，缺乏实测资料的佐证。高温高压实验研究表明，超高压下的气体偏差系数和临界压力均远高于低压气藏，超出Standing―Katz图版范围，常规的方法不适用；高压条件下的气体偏差系数与压力呈直线关系，可由较低压力下的实验结果直线外推得出超高压下的偏差系数，不仅降低了对实验设备的要求，且简化了实验过程
世界深水油气资源丰富，近年来深水油气勘探已成为当今世界油气勘探开发的热点和油气增储上产新亮点，也是当今海洋油气勘探必然发展趋势和油气资源接替的重要战略选区。南海陆坡深水区属我国油气勘探与研究的新区，处于准被动大陆边缘盆地位置，从烃源岩、含油气储盖组合、圈闭及油气运聚条件等综合考量，具备形成大中型油气田的基本地质条件，颇具油气资源潜力，其应是我国油气资源接替的重要战略选区和增储上产的现实区域。在以往研究和所获地质资料的基础上，重点探讨了围绕南海深水油气勘探的关键问题，以期促进和加快南海深水油气的勘探进程。
北方-南帕斯气田由主要位于波斯湾海域卡塔尔境内的北方气田和伊朗境内的南帕斯气田组成，是目前世界上最大的天然气田。介绍了该气田的地质概况和天然气地球化学特征。北方-南帕斯气田处于卡塔尔穹窿的北部，为背斜圈闭类型，气层为二叠纪-早三叠世Khuff组碳酸盐蒸发岩地层，源岩为下志留统页岩，盖层为三叠纪Dashtak组。通过天然气碳同位素地球化学特征的分析，认为该气田的烷烃气主要是油型气，是同型不同源或同源不同期的油型气混合；气源岩主要是Ⅱ型干酪根，Ro在1．0％～1．5％之间；CO2是有机成因的。
沉积盆地中的砂-泥岩界面发生过强烈的碳酸盐溶解-沉淀反应，这种反应主要取决于相邻泥岩中流体的组成和性质、流体动力环境和砂岩与泥岩之间物理化学条件，如pH、Eh、P（CO2）、化学组成、温度、压力、孔隙度和渗透率、矿物组成和流体动力条件的差异性等。砂-泥岩界面碳酸盐溶解-沉淀反应的石油地质意义主要体现在：①影响储层物性；②影响油气的运移和充注；③有利于形成压力封存箱，对油气的保存具有重要的作用。
松辽盆地北部西斜坡主要有背斜、构造-岩性、岩性上倾尖灭、透镜体、断层遮挡和地层不整合6种类型油气藏，主要目的层为高台子油层和萨尔图油层。在研究油气藏类型及特征的基础上，通过油气分布规律和成藏期次的研究，总结出松辽盆地北部西斜坡油气运聚成藏模式主要有6种，即地层不整合圈闭油气运聚成藏模式、砂岩上倾尖灭圈闭油气运聚成藏模式、构造及构造-岩性圈闭油气运聚成藏模式、断层一岩性圈闭油气运聚成藏模式、断层遮挡圈闭油气运聚成藏模式、砂岩透镜体圈闭油气运聚成藏模式，并确定了油气成藏与分布的主控因素。
通过分析辽河盆地红星地区浅层气的分布、控制因素与成藏特征，搞清了该区浅层气的成因，指出红星地区与驾掌寺生油洼陷紧邻，驾掌寺大断裂的晚期活动为深层油气在纵向上的调整提供了通道条件和圈闭条件，进而为浅层气藏的形成奠定了物质基础，同位素资料显示东营组浅层气为高成熟热解气，与深层油气藏具有亲缘关系，深部（沙一段）的原生油气藏被改造，导致部分油气沿断裂发生垂向运移至浅层，并沿断裂两侧聚集而形成浅层气藏。认为该区的浅层气已形成了一定规模的产能，在目前天然气勘探开发形势严峻的情况下，可为辽河油田天然气的勘探开发提供一个具体目标。
以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组为例，研究了坳陷湖盆三角洲前缘沉积微相构成和微相组合，共识别出截削式和完整式水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂、分流问湾等5种沉积微相和水下分流河道叠加组合、河口坝叠加组合、水下分流河道与河口坝叠加组合、河口坝与远砂坝、席状砂的叠加组合等4类微相组合，在此基础上，重点论述了三角洲前缘沉积微相组合的时空分布规律，并以三角洲前缘坡折带为界，将三角洲前缘分为“台型前缘”、“坡型前缘”和“盆型前缘”3部分，各部分有独特的沉积微相组合形式。
介绍了小波分析在层序划分中的应用现状，分析了GR曲线的小波变换在鄂尔多斯盆地延长组层序地层划分中的适用性。通过对GR曲线进行小波多尺度分解后可获得不同级次的旋回周期，将GR曲线小波旋回周期与传统标志层法、准层序分析法、古水深和基准面（湖平面）变化分析法和地震法标定的三级层序界面进行对照，结果表明，对正常湖相沉积，GR曲线D10小波与三级旋回较为吻合，可以作为延长组湖相层序划分的依据，而对冲积层序及浊积岩发育地区，D10小波容易出现偏差，不能作为层序划分的标准。
依据砂岩组分特征、石英阴极发光、重矿物组合、砂体展布方向和岩相古地理格局等对鄂尔多斯盆地姬塬-胡尖山地区长6油组的物源进行了分析，认为变质岩及酸性岩浆岩为该油组的主要母岩类型，东北、西北为两大主要物源方向并呈此消彼长的翘翘板式变化规律；在此基础上，对不同物源控制区的储层物性进行了详细分析，证明物源的分布范围、组合特征是影响该区储层发育的重要因素，而优质储层主要分布在马家山-姬塬、安边-杨井、新安边-铁边城等3个不规则的区域内。
通过对新老资料的消化吸收并结合地质、测井、测试及开发动态情况，着重分析了控制地层水聚集的地质因素和地层水的聚集规律，划定出了水体分布范围，并把水体分布分为3种类型，即相对富水区、潜在含水区和无水区，进而指出区域构造特征、现今埋藏条件下的小幅度构造、储层的非均质性和构造反转前后的气排水形式等是影响气水分布的主要因素。
通过对鄂尔多斯盆地彭滩一杨井地区长21层段岩心的观察和薄片、粒度、测井相等基础资料的分析，指出鄂尔多斯盆地彭滩杨井地区三叠系长21层段属曲流河三角洲平原亚相沉积，其可详细划分为水上分流河道、决口扇、河漫滩、河漫沼泽和河漫湖等6个微相，其中水上分流河道和河漫滩微相最为发育；同时对长21层段各小层沉积微相的古地理展布与演化特征进行了分析并提出了沉积模式，认为油气的聚集受沉积微相的控制，水上分流河道砂和河漫滩泥为长21层段良好的储盖组合，是研究区油气勘探的方向。
对于山西保德地区桥头砂岩的成因，一直存在不同认识。在野外剖面实测及室内资料分析的基础上，结合对砂岩的岩石学特征、垂直层序、沉积构造、古流向特征及砂岩体空间展布规律等方面资料，研究了保德地区太原组桥头砂岩的沉积特征，认为该地区桥头砂岩为太原期早期的庙沟期海侵之后、相对海平面下降时期的辫状河沉积，其沉积特征明显受古构造背景、差异沉降、沉积物供给及海平面升降等因素控制。
煤层在层序划分与对比中具有十分重要的参考意义。以准噶尔盆地白家海地区侏罗系为例，通过对该地区几个聚煤时期的碎屑物质的供应程度、古地貌格局、湖平面变化（基准面变化）、气候及古植物等内在与外在因素的分析，并结合侏罗系高分辨率层序地层研究，认为该地区侏罗系煤层受多种因素控制，并主要发育于基准面稳定上升的早期，且与层序的时空演化存在着有机联系。
高效天然气藏的成藏条件有别于大中型气藏，其形成需要同时具备高效的气源灶、高效的成藏过程和高效的储盖能量配置。指出琼东南盆地崖13―1构造新近纪以来地层沉降速率快、沉积厚度大，潜在气源岩在短时间内大面积进入了生、排烃高峰阶段，普遍发育的动态型超压系统为含气流体初次排放和在三维输导体系中二次垂／侧向运移提供了有效动力，储层常压和盖层超压这种有利的储盖能量配置关系是气藏得以保存的重要因素，认为崖13―1气藏是晚期超压环境下快速充注、生-储-盖“黄金”配置、立体输导型高效天然气藏。
为了合理制定SN31油气田开发方案，需要建立精细的三维地质模型，为此首先应在详细地质研究的基础上，准备好建模所需的各种数据文件并利用RMS软件的顺序指示模拟方法建立沉积微相模型，然后在微相模型的基础上，采用相控建模技术建立储层物性参数模型，并根据有效储层的孔隙度、含油饱和度下限值进行截断得到有效储层的三维模型。指出三维模型不仅可以粗化后提供给油藏数值模拟使用，而且可以利用三维可视化技术直观地判断布井的有利区。
在层序地层学研究中，层序界面的划分是基础和重要的环节，而利用测井资料分析可以进行层序界面划分和进行较长期基准面旋回识别。测井曲线的值是深度的函数，测井曲线的一阶导数表示了曲线变化的趋势和变化的快慢，在某一范围内，当一阶导数呈现符号转换时，相对应的深度点的测井值即为该范围内极大（极小）值；测井曲线的二阶导数则表示曲线的凹凸性，在某一范围内，当二阶导数呈现符号转换时，相对应的深度点代表了测井曲线的拐点，即反映曲线凹凸性变化的转折点，亦即地层的分界面。基于以上特点，提出利用测井曲线拐点进行层序界面划分的原理和方法，并结合岩心和录井资料，对白音查干凹陷达28井腾格尔组不同级次沉积旋回、地层垒积、旋回特征随沉积厚度变化特点和不同级次基准面旋回进行研究，最后得到该地层单井测井层序地层分析结果。
通过对川中-川南过渡带西部的磨溪-潼南地区嘉二段天然气组成、碳同位素组成、高演化天然气储层沥青生物标志化合物的系统分析测试和混合成因气的定量估算，阐明了该区嘉二段天然气主要属于二叠系腐泥型有机质成因气，来源于二叠系过成熟为主的碳酸盐岩烃源，主力气源与嘉陵江组自身的碳酸盐岩烃源无关，并具有油型裂解气的地球化学特征。
震旦系志留系是川东南地区油气勘探的新层系、新领域，具有较好的勘探前景，但勘探程度极低。以地表露头、钻井岩芯样品为基础，通过地球化学特征、气源和沥青源对比分析，明确了下寒武统牛蹄塘组、下奥陶统五峰组下志留统龙马溪组灰黑色泥岩、页岩为区内震旦系一志留系主要烃源岩，其中下志留统龙马溪组烃源岩最为发育，且其发育时期与大地构造格局或沉积盆地性质发生重大变革的转换时期相吻合，还明确了主要烃源岩横向展布特征及其构造沉积主控因素。
根据湘中坳陷北部涟源凹陷几口钻井的天然气常规组成特征和烷烃碳同位素的地球化学特征及其所反映的成因类型，结合已知的湘中各层系的烃源岩地球化学特点，探讨了涟源凹陷井中天然气成因类型，并对下伏天然气的前景进行了预测。
对济阳坳陷沙四段和昌潍坳陷孔二段的泥岩样品进行热模拟实验并对其气态烃产物进行分析后表明，气态烃产率随热模拟温度升高而增大，350℃时开始急剧增大；产物中甲烷含量和C2―C5重烃含量均随模拟温度的升高而增大，C2-C5占C1-C2的比例呈降低趋势。对气态烃的稳定碳同位素进行分析后指出，甲烷碳同位素在350℃之前有所减小，当温度超过350℃后逐渐增大；C1―C4烃类气体碳同位素分布在-24．6‰～-42．6‰之间。还指出济阳坳陷和昌潍坳陷深层烃源岩在进入成熟演化阶段后具有生油气的潜力，但烃源岩的原始有机碳含量对油气的生成量有影响。
根据天然气组成、轻烃指纹和组分碳同位素分析资料，对松辽盆地三站气田天然气成因类型及演化程度研究后认为，该气田天然气是腐殖型和腐泥型的混合成因气，具有过成熟演化特征。根据三站气田烃源岩空间分布及天然气地球化学特征，选择青山口组、登娄库组、营城组、沙河子组和火石岭组的烃源岩样品，利用烃源岩吸附气轻烃指纹特征参数表征了这5套烃源岩，并通过数学模拟训练方法建立了计算模板，模拟计算了这5套烃源岩对每口井天然气的贡献，结果表明，每套烃源岩对不同井天然气贡献有差别，深层沙河子组烃源岩平均贡献60．5％，中浅层青山口组烃源岩平均贡献9．9％。
由于蜡的沉积和运移使凝析气-液流动更加复杂化，而相变特性会导致储层内油气饱和度的变化，蜡沉积在多孔介质表面引起孔隙性质改变，气、液、固在储集层中的微观空间分布会影响凝析气的流动特征。在蜡沉积变相态渗流实验和凝析气液渗流理论的研究基础上，引入气液固PVT相态模型、蜡沉积数学模型和考虑蜡沉积对渗透率的影响模型等，建立了相应的多孔介质中气液固变相态多相流-固耦合渗流数学模型，揭示了凝析气液固复杂流动规律和对生产开发动态的影响。
蜡和沥青质的沉积是目前国内外油气开采研究中的热点和难点，石蜡的沉积一直伴随着油气生产的各个环节，它会损伤井眼，堵塞输油管道，降低采收率。定性地分析了石蜡沉积对储层的影响，定量研究了石蜡沉积后储层的损伤情况，利用岩石毛细管模型描述了地层孔隙空间，并用比面、孔隙度和渗透率等的相互关系推导出了石蜡沉积量与地层参数的变化关系式，为石蜡沉积后的油气开发动态预测提供了一种理论依据。
为了分析考虑到的因素对油田产量的影响程度，运用灰色关联分析理论，通过各种因素的关联度大小来确定各种因素的影响程度和确定影响油田产量的主要及次要因素。实例分析结果表明，采用灰色关联分析方法可以对油田产量影响因素进行量化分析，且该方法计算简单、对数据量要求不高，其分析结果可为油田产量规划提供一定的参考依据。
针对天然气的开发特点，优选出了方便实用的可采储量标定方法。以气田开发数据库为基础，采用面向对象的程序设计语言VC＋＋，编制了可采储量标定软件，该软件集数据处理、物性参数计算、可采储量标定、结果输出4个模块为一体，计算快捷、迅速、准确，运行稳定、安全、可靠，提高了天然气可采储量标定的精度和工作效率。
千米桥潜山凝析气藏是大港油田发现的第一个大型裂缝性潜山凝析气藏。在勘探研究及储量计算基础上，利用现有并的试油、试采等动静态资料及生产特征，确定了断裂系统分布特征，明确了潜山“断裂发育、南高北低”及南北、东西2个“山梁”呈“厂”字分布的构造格局，确定了潜山储层类型应属于“微缝孔隙型”，与原认识“溶洞孔隙型”相比，更符合动态生产特征。为充分利用和有效开发千米桥潜山凝析气藏资源，提高储量动用程度，建立了可靠的地质模型，开展了油藏工程研究，为潜山凝析气藏的有效开发探索了一条成功之路。
SU气田地下地质情况复杂，有效储集砂体分布非均质性强，常规方法对含气有利区的预测符合率低，不能满足开发的需要。利用保真处理的三维地震数据体，进行叠前及叠后地震资料的地震属性、波形分类、频谱分解处理和三维可视化、AVO远近道对比研究，并综合上述研究成果进行岩性与含气砂体的横向预测，较好地解决了有效储层分布及含气有利区块分布的非均质性问题，同时指出了研究过程中使用地震属性时应注意的问题。
煤层气藏主要形成条件包括煤层厚度、煤阶、埋藏深度和保存条件等4个方面。通过分析韩城地区煤层这4个方面的特征和对成藏条件的综合评价，认为该区煤层厚度大、煤变质演化程度高、保存条件好，易形成良好富集高产煤层气藏，符合商业开采深度（埋深在500～1500m范围内的煤层占全区的80％以上）。
研究了沁水盆地南部煤层气样品中氢气的释放规律，发现煤自然释放的氢气和自然释放的氦气与甲烷之间在同一个勘探区范围内存在规律性，表现为煤层瓦斯中氢气含量变化趋势与氦气含量变化趋势呈正相关，与甲烷含量变化趋势呈负相关。结合煤田地质资料分析，还揭示了在同一个勘探区内煤层瓦斯中的氢气含量与含氧量、含水量及煤变质程度的关系。
大宁-吉县地区的煤层气地质条件复杂，主要表现在3个方面：①山西纽煤层厚度变化大，有明显的尖灭变薄现象；②与煤层气藏保存直接有关的煤层顸、底板的岩性与厚度有明显变化，造成控制煤层气富集与高产的因素组合关系复杂、煤层气藏类型较多和煤层气藏边界复杂；③水文地质条件多样。通过对含煤岩系沉积特征和古生物标志分析指出，该区含煤岩系是在稳定的地台构造背景上发育的一套海湾潮坪-三角洲充填沉积，从不同沉积环境条件下形成的煤储层岩石物理的特征看，三角洲沉积环境条件下形成的煤储层渗透性比较好。
将甲烷水合物的分解过程看作球形颗粒消融问题，采用宏观气固反应动力学方法，建立了恒温减压条件下水合物的分解动力学模型，推导了甲烷水合物的分解速率方程。采用实验数据进行动力学分析，认为在℃以下，水合物分解速率由气体在冰层的扩散过程控制。通过对比甲烷气体在冰层内有效扩散系数的模型计算值和实验值，对模型进行验证，误差分析表明，所提出的甲烷水合物分解动力学模型计算结果与实验值吻合良好。
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