截至2002年底，全球共发现355个大气田，集中分布于西西伯利亚、扎格罗斯、波斯湾、卡拉库姆、美国墨西哥湾、北海和卡那封等盆地，其储集层以二叠系—第四系为主。大气田的形成和展布主要受控于区域大地构造背景、有效烃源岩的分布、有利的储盖组合和圈闭类型等条件。认为中国含油气盆地复杂的地质条件决定了中国天然气的勘探将是一个长期的过程，预计天然气储量增长将持续相当长的一段时间，建议在今后重视盖层的研究，强化油型气和原油裂解气的勘探。
我国国家多种能源矿产项目的科学家以富集多种能源矿产于一身的鄂尔多斯盆地为研究地区，以油、气、煤、铀为研究对象，探讨能源矿产同盆共存富集成藏(矿)的物质基础与地球动力学背景、成藏(矿)机理与富集环境、时空分布与主控因素等科学问题，这是通过多学科交叉综合研究能源地球科学的新视角。通过国外文献的综合和仅以天然气与油、煤、铀同盆共存富集的宏观关系及其宏观有机物质基础方面来附议这一问题，期望对相关研究有所裨益。
盆地内多种能源矿产共存富集成藏(矿)的成因联系和分布规律的研究，是能源学科的发展趋势和前沿研究的一个重要方向。在国内外文献调研以及前人关于流体研究的基础上，对油、气、煤和铀等多种矿产同盆共存富集的地质流体及地球化学资料进行综合分析，分别研究了水化学指标、铁离子含量、有机质丰度和还原硫指标、微量元素及粘土矿物等指标对多种能源矿产共存富集的影响，初步建立了盆地内多种能源矿产共存富集的流体判别标志体系。
前陆盆地是中国重要的油气勘探领域。中国中西部前陆盆地从盆地结构和演化特征可以分为早衰型、改造型、新生型和叠加型等4种组合类型。分别以准西北缘前陆盆地(早衰型)、川西前陆盆地(改造型)、柴北缘冲断带(新生型)和准南前陆盆地(叠加型)为例，探讨了不同类型前陆盆地生储盖等成藏地质条件的差异，并分析了不同组合类型前陆盆地主要烃源岩的热演化过程，其中喜山晚期前陆发育对新生型和叠加型前陆盆地烃源岩演化具有明显的控制作用。
中亚及中国西部盆地自中生代以来，一直处于相同的大地构造位置—特提斯构造域的北缘。由于受到特提斯洋形成与演化的影响，两地区在中、新生代经历了相似的构造演化过程，即都经历了中生代-古近纪断陷-坳陷沉积阶段和新近纪以来的前陆盆地演化阶段，在中新生代沉积特征等方面表现出许多共同特征，油气地质条件方面具有一定的相似性。然而，各盆地不同的基底特征及其具体的大地构造位置又使其油气地质特征等方面存在一定的差异性。油气勘探的实践表明，中亚盆地群蕴藏着丰富的油气资源，是世界上重要的油气富集区之一。因此，进行中国西部与中亚前陆盆地油气地质特征的类比研究，认真分析两地区油气成藏条件的差异，有助于正确认识中国西部盆地的油气地质特征和分布规律，从而有效地指导西部油气勘探。
四川盆地东北地区飞仙关组的鲕滩气藏是该盆地最近的勘探重点。指出该类气藏储集岩主要有残余鲕粒白云岩、鲕粒灰岩和泥-粉晶白云岩，其中残余鲕粒白云岩是最好的储层；主要的孔隙空间为粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、铸模孔和裂缝;储层为低孔低渗性裂缝-孔隙型，发育程度主要受沉积相、白云石化作用、溶蚀作用和裂缝控制；优质储层主要由台缘鲕滩发生混合水白云石化作用和埋藏溶蚀作用所形成—台缘鲕滩沉积初期发育大量的原生粒间孔，后经过压实和胶结作用，孔隙几乎全部被破坏，再经过混合水白云石化作用和埋藏溶蚀作用的改造，形成了大量的次生孔隙。
大庆火山岩气藏储层埋藏深，岩石类型复杂，储集空间复杂多样且较为致密、物性差，属于低孔低渗储层。为了研究气藏开发过程中的储层物性变化规律，对大庆火山岩进行了应力敏感性实验和岩石力学实验分析，结果表明：大庆火山岩硬度大，抗压强度高，应力敏感性不强，当有效压力从5 MPa增大到60 MPa时，孔隙度下降率小于5％(相对值)；渗透率的变化较为复杂，孔隙型火山岩下降率较低，约为10％～20％，裂缝型火山岩在低压段受压后裂缝产生闭合，渗透率下降较快，高压段下降速率减缓，总的下降率约为40％～60％。对某一气藏的计算表明，当气藏由原始地层压力衰竭开采至后期低压时，储层的渗透率总体上下降不大，孔隙型储层仅下降约3.5％，裂缝型储层下降约17.1％。
塔里木盆地库车坳陷油气分布具有西油东气、天然气母质成熟度具有北高南低的特征。通过对库车坳陷变质核杂岩分布烃源岩演化程度和地温梯度变化的分析认为：库车坳陷变质核杂岩的分布可能极大地影响了不同区带的地温梯度，从而影响了不同区带烃源岩的演化程度并控制了油气相态的横向变化。同时还认为变质核杂岩的形成时期还影响了库车坳陷侏罗系主力烃源岩同其他成藏要素的匹配关系。
鄂尔多斯盆地东部奥陶系马家沟组盐下具有马五7、马五9、马四、马二1和马二2等5个储集层，储层的孔隙度普遍较低，而渗透率相对较好。根据盐下探井观察，盐间白云岩不仅有明显的烃类生成和聚集现象，而且在溶孔型储层中已见碳质沥青充填，并且生储盖配置良好，圈闭类型多样，具有形成盐间、盐下气藏的地质条件，是值得开拓的天然气勘探新领域。
济阳坳陷新生代构造演化主要经历了古近纪断陷期和新近纪拗陷期2个重要的构造演化阶段。由于济阳坳陷新生代构造活动具有由西向东、由南向北的迁移规律,从而在该坳陷的惠民凹陷发育了早断早衰型下部油气藏成藏组合,在东营凹陷发育了继承型中部油气藏成藏组合,在沾化凹陷和车镇凹陷等发育了晚断晚衰型上部油气藏成藏组合。认为这3种不同类型的油气藏成藏组合模式对于指导胜利油田新生代下一步油气勘探具有一定的指导意义。
超压在全球沉积盆地分布广泛,超压对油气勘探具有重要的意义。超压形成机制主要分为3类：①与应力有关的生压作用;②地层孔隙流体体积增大引起的生压作用；③流体流动和浮力的增压作用。指出超压不仅能改善深部储层的储集性能，增加其上覆盖层的封盖能力，而且是油气运移聚集的重要动力,能够加快和促进油气幕式运聚成藏，但是,对超压的形成机制和意义还存在一些争议,诸如超压对有机质生烃的具体影响和幕式成藏的周期性等问题，尚待进一步深入研究。
为了研究绥滨坳陷城子河组砂体输导天然气的能力，根据该砂体的发育程度(砂地比)和渗透率特征，定义和求取了砂体输导天然气能力评价参数，其值为0.01～4.25，高值区主要分布在坳陷东部，由此向西该评价参数值逐渐减少。通过定义求取气藏天然气聚集效率，对我国11个以砂体为主要输导通道的大中型气田天然气聚集效率值进行了计算，并通过对这11个大中型气田砂体输导能力评价参数与天然气聚集效率之间关系研究，得到绥滨坳陷城子河组高效、中效和低效砂体输导层输导天然气能力评价参数评价标准，据此评价标准得到城子河组砂体输导能力高效区位于坳陷东部，中、低效区位于坳陷西部。结合研究区圈闭条件综合研究认为，绥滨坳陷城子河组天然气有利区位于绥滨坳陷福兴斜坡。
在地震地层学和海相碳酸盐岩沉积模式的指导下,以单井沉积相分析和地震资料为基础,结合钻井、地表露头资料分析,对塔里木盆地塔东地区寒武-奥陶系沉积相进行了详细的研究,识别出塔东地区寒武-奥陶系沉积相具有西部碳酸盐岩台地相区、东部盆地相区和中间过渡带斜坡相区的典型三分结构。在对沉积相平面展布、沉积演化等沉积体系分析的基础上,综合考虑了古地理沉积环境、沉积相平面组合规律及控制因素,建立了塔东地区寒武-奥陶系沉积演化模式。
在综合国内外原油裂解气研究成果的基础上,对原油裂解气的形成模式、形成机制及动力学过程、原油裂解气的金属催化作用、天然气的运移分馏作用、原油裂解气的鉴别指标和我国台盆区原油裂解气藏的成因进行了系统的总结,通过此总结并对当前原油裂解气理论研究、勘探进展进行了一些探讨。
通过对塔里木盆地煤岩与壳质组的热模拟实验产物饱和烃进行色-质分析指出，在全煤和壳质组中检测出了丰富的甾族系列化合物，且以C29甾烷占优势；煤岩中异常高的αββ构型异构化甾烷的检出反映了该煤在成岩早期经受过微生物改造；利用C29-5αββ/(αα+ββ)与C29ααα20S/(20S+20R)关系可以判识原油是否为未熟或成熟。孕甾烷/甾烷值与温度之间的关系表明孕甾烷可能不是甾烷的热降解产物；热模拟中Σ重排甾烷/Σ甾烷值在400℃开始降低和C29αα20R/C27αα20R值在400℃达到最大反映了甾烷骨架在该温度点以后发生开环裂解效应。
米苍山-大巴山冲断构造带南缘海相下组合具有良好的油气勘探前景，但作为新领域、新地区其勘探程度很低。根据对城口、南江地区可能烃源岩层位的系统观测、采样和有机地球化学综合剖面研究指出，下寒武统筇竹寺组中下部、上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组底部各发育一套黑色页岩，厚度数十米至百余米，分布稳定，有机质丰度高(TOC普遍大于1％)，有机质类型属藻腐泥型，生烃潜力高(其中五峰组-龙马溪组烃源岩S1+S2高达2.86～365 mg/g，S2为2.66～336 mg/g)，均是优质烃源岩；下寒武统烃源岩在本区燕山中晚期褶皱隆升、剥蚀前最大埋藏时达到了过成熟早期生干气阶段，上奥陶统-下志留统烃源岩进入了生凝析油-湿气为主的高成熟阶段，处于生气高峰期，而因埋深增加和持续埋深等原因，处在推覆体之下或毗邻凹陷腹部的现今热演化程度也许会有所升高，成为以生干气为主的气源岩。认为该2套优质海相烃源岩的存在，可为川东地区尤其是南江、镇巴-万源地区下组合的油气生成、成藏提供雄厚的物质基础。
利用(δ13C2-δ13C3)-C2/C3(mol/mol)关系、“天然气曲线”和天然气C7-重烃三角图对海南福山凹陷天然气的成因和来源进行了研究，结果表明福山凹陷天然气主要为干酪根生烃高峰到湿气阶段的产物；天然气和该区原油同源，都来自流沙港组Ⅱ-Ⅲ型有机质；天然气没有遭受明显的次生变化，受运移效应的影响也较弱；花场地区天然气主要来自白莲次凹，而Hx4井和H3/4井的天然气可能有来自皇桐次凹的贡献。认为(δ13C2-δ13C3)-C2/C3(mol/mol)关系图和“天然气曲线”是研究天然气成因与来源的有效方法。
鉴于用色谱指纹法研究生物降解稠油油藏的连通性和监测二层合采井产能贡献方面有一定局限性(此类油藏缺少正构烷烃，色谱定量定性分析困难)，讨论了紫外光谱技术在油藏(特别是生物降解稠油藏)地球化学研究中的应用。研究表明：具有共轭键芳烃组份是原油总吸光度的主要贡献者，且具有加和性，因运聚过程有别，油层内原油芳烃浓度必有一定的差异；不同原油紫外吸收特征不同，通过吸光系数可以判断其相似性及差异性；根据单层油、混合油、配比油的紫外吸收特征(特征指纹)，可用紫外光谱技术计算合采井单层产能贡献和判断油藏流体连通性。
一直以来同位素地球化学在气源对比研究中发挥着重要作用，天然气组分碳、氢稳定同位素已经用于判别天然气的烃源岩、源岩热演化程度和成藏过程，稀有气体同位素也已经广泛运用于天然气的来源判别。近年来，又发展了诸如流体包裹体气源对比方法，利用苯、甲苯、二甲苯、甲基环己烷等轻烃单体碳同位素气源对比方法，天然气组分的详细解剖与气源直接对比方法和气源动态综合对比方法等，这些方法促进了天然气气源对比的深入研究。比较系统地介绍了气源对比方法上的发展、创新和今后发展的一些趋势。
断代生物标志物研究是目前生物标志物化合物研究的热点，当原油中检出断代生物标志物时，可由此推测原油源岩沉积的地质时代。在概述目前已知的断代生物标志物基础上，介绍了利用断代生物标志物研究塔里木盆地柯克亚地区原油油源的实例，认为柯克亚原油形成于前中生代，而侏罗系烃源岩对原油生成贡献甚微。
简要叙述了生物降解原油的地球化学特征及其意义，指出微生物降解原油有喜氧/厌氧降解2种机制，实验室条件下一般进行喜氧生物降解，由于厌氧降解的速率很慢，因而在实验室条件下不可能完全模拟地下厌氧生物降解；温度对生物降解有控制作用，40℃左右时实验室生物降解效果最佳；在实验室条件下，微生物降解对原油的饱和烃、芳烃、非烃、沥青质各个组分都产生影响，使饱和烃含量相对下降，芳烃、非烃、沥青质的含量相对上升，而沥青质不易被生物降解，其热解产物及钌离子催化氧化产物在生物降解原油对比、油源对比中具有重要的作用。
采用封闭体系程序升温热模拟实验装置，开展了不同压力条件对塔里木盆地哈2井三叠系灰黑色泥岩和英东2井深灰色泥灰岩样品产气率影响的研究。利用水作为压力介质，根据不同的加水量产生不同的压力，研究压力效应对模拟实验结果的影响(样品的加热温度为450℃，时间为24 h)，结果表明，压力对产气量可能有一些影响，但不太明显，这可能反映了在低压条件下烃源岩产气量与压力关系不大。
由于储层孔隙中充满了气体，地震波高频能量将会很快衰减(气体介质纵波衰减速度相当快)，因此，地震波传播过程中高频能量衰减规律可应用于储层含气性检测。为了确保提取地震信息的准确性，首先对地震资料进行高分辨率、高信噪比和高保真处理，并在此基础上进行了基于子波能量的吸收分析，求取能时变、空变地震子波，再求取瞬时子波能量衰减的垂向分布规律，消除强反射的干扰，以便在叠后资料中准确分析出含气储层的吸收异常。指出吐哈盆地鄯勒地区Esh气储层为砂砾岩，J2x2油储层之下发育多套特殊地层—煤层，这些层位在地震剖面上均表现为强反射，在瞬时子波吸收剖面上表现为强吸收，这样储层含油气引起的强吸收与煤层的强吸收混在了一起，但由于受油气引起的强吸收的影响，煤层的强吸收在含油气段发生了一定的变化，使得含气层、含油层和含煤层的强吸收仍存在差异，例如Esh层含气部位强吸收存在时窗往上漂移，位置高于砂砾岩地层的地震同相轴，J2x2油层的强吸收较煤层的强吸收弱，故可以通过这种差异来识别油气层。
多分量勘探技术近年来发展迅速，在非均质性储层的含油气预测、油藏精细描述中发挥了重要作用并显示了巨大的应用潜力，由于横波对介质的各向异性响应比纵波敏感，故利用多分量技术探测介质各向异性参数比常规纵波勘探更有优势。回顾了近年来利用多分量技术探测裂缝各向异性的进展状况，重点介绍了利用横波双折射现象预测裂缝走向、密度的方法原理和实际应用的一些主要方法如最小熵旋转法、正交基旋转法、全局寻优法等及其应用效果，并指出了每种方法的优点与不足，最后展望了该技术的应用前景。
以某凝析气田为例，在三角洲河口砂坝储集层非均质性研究基础上，利用多方向水平井孔隙度资料，求取并拟合了平面储集层变差函数。结合直井变差函数分析认为，三角洲前缘河口砂坝平面上储集层参数统计分布规律与垂向上分布是相似的，二者的变差函数都以球状模型为主；直井垂向变程平均为1.2 m，代表了单个河口砂坝的垂直厚度，水平井平面长轴主变程为24~36 m，短轴次变程为8~16 m，分别代表了单个河口砂坝的平面长度和宽度；长轴主变程与短轴次变程比为2∶1到3∶1之间，平面长轴主变程与垂直变程之比为20∶1到30∶1之间，短轴次变程与垂直变程之比为6∶1到13∶1之间。
大张坨凝析气藏于1995年开始循环注气开发，在开发过程中有一个重要任务就是动态跟踪与监测，而如何才能监测注气井气源何时到达生产井及气源流向等，成了开发方案执行好坏与监测工作的重点。根据对国内外有关资料的分析，提出了利用示踪剂跟踪流体流动来监测开发方案实施情况的方法，并从注入示踪剂的筛选、注入量的确定、注入的方式及跟踪监测的技术等方面不断完善这一方法，再对大张坨凝析气藏循环注气作业现场情况实时观测，证明示踪剂的跟踪和监测技术对方案调整、指导开发具有重要意义，并可为今后类似开发提供借鉴。
涩北气田疏松砂岩气藏层多、层薄、气水间互，各层压力差异较大，非均质性强；储层具有埋藏浅、跨度大、欠压实、成岩性差、胶结疏松和高粘土、高泥质、高矿化度以及敏感性强、出砂严重等特点；气井靠控制压差生产，3/4的气井产量限制在(3～5.0)×104 m3/d，大大地影响了气井产能的发挥。首先从从涩北气田气藏地质特征入手，通过对二层或三层气层合采时的层间压力、层间流量变化的模拟分析和从储层物性参数、压力变化等对气井稳产期、气井产量等影响的分析，提出了三层分采及分层测压技术，并对三层分采及分层测压技术在气田现场应用效果做了评价。现场实际应用表明，三层分采及分层测压技术在涩北气田应用效果良好，具有广阔的发展空间。
除地球物理方法外，地球化学方法在天然气水合物的勘探和开发中也发挥着越来越重要的作用。综合国内外研究成果，指出识别天然气水合物的地球化学方法主要有气体浓度异常检测法、流体地球化学方法、稳定同位素化学法和酸解烃方法等。详细介绍了这些地球化学方法的机理和优缺点，期望对我国海底天然气水合物勘探和开发有所裨益。
天然气水合物是一种重要的能源载体，如何有效开采、合理运用是水合物气研究的关键。在总结国内外提出的一般天然气水合物开采方式基础上，依据目前国外CO2置换技术的实验研究和理论分析，探讨了利用该技术开采水合物气的可行性。认为一旦CO2置换CH4技术从热力学和动力学两方面取得广泛理论成果，将探索出一条既能开发能源、又能保护环境的可行途径，给国民经济带来直接的经济效益。
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