依据10余口探井60多个气样的化学成分和碳同位素组成数据，并结合烃源岩和储层沥青资料，研究了四川盆地东北部宣汉—达县地区普光气田的天然气地球化学特征、成因及来源，结果表明：普光气田飞仙关组、长兴组天然气为高含硫化氢的干气，其化学成分表现出古油藏原油裂解气的特点;普光气田的烃类气以甲烷为主，干燥系数基本上都在0.99以上，富含非烃气体（CO2和H2S平均含量分别达5.32%和11.95%）；普光气田天然气甲烷碳同位素较重，在－29‰~－34‰之间（表征其高热演化性质），乙烷δ13C值主要在－28‰~－33‰之间（表征其属油型气）；普光气田天然气与邻近的川东北其他气田的同层位天然气具有同源性，而与石炭系气藏天然气在化学成分、碳同位素组成上有所不同，意味着各有不同的气源；普光气田储层沥青在生物标志化合物组合和碳同位素组成上反映出其与上二叠统龙潭组泥质烃源岩具有良好的生源关系；天然气乙烷碳同位素与各层系烃源岩干酪根碳同位素值对比结果揭示普光气田天然气主要来自二叠系烃源层。
针对目前尚无公认的有效的评价低熟气生成量方法这一难题，从低熟气的（低温）热成因机理出发，认为当前被广泛、成功应用于成熟的热成因天然气生成量评价的化学动力学方法仍应是评价低熟气生成量的有效方法，在此基础上建立并标定了松辽盆地代表性源岩干酪根成气的化学动力学模型，进而与可能成为低熟气先质的非烃、沥青质的化学动力学模型一起，构成了评价低熟气生成量的方法，同时指出有机质中少量的低活化能组分的存在是低熟气生成的内因。实际应用表明，松辽盆地北部低熟气的总生成量为41 992×108m3,如果采用1％的运聚系数，则松辽盆地低熟气的资源量约为420×108m3，远低于松辽盆地常规热成因气的资源量;由化学动力学方法来评价低熟气生成量是可行的，这一方法也可以推广应用到其它富含低熟气的盆地。
V和Ni是石油中的主要微量金属元素，因油藏中存在着向上运移的物质、能量及动力基础，其中的V和Ni也要向油藏上方进行垂向运移并分布在其上方的介质中。用不同方法提取分析土壤、岩屑及地层水中的V和Ni，并根据介质中V和Ni的分布特征可以了解对应地层或下伏地层的含油气性、沉积环境和油源岩质量等地球化学信息。通过在鄂尔多斯盆地镇原—泾川地区进行分析土壤总量V和Ni的实验研究，证实了该方法具有较好的指示油气的意义。
通过对塔里木盆地塔中隆起典型海相原油和吐哈盆地典型煤成油的轻烃组分、Mango参数和成熟度等分析后发现:2类原油轻烃组分含量差异明显，塔中隆起海相油富含正庚烷,吐哈盆地煤成油则富含甲基环己烷;塔中隆起海相油Mango参数K1值分布在0.97~1.19之间，与Mango所报道的结果相一致，而吐哈盆地煤成油的K1值却异常高（1.35~1.66）；塔中隆起海相油成熟度参数庚烷值(32.3%~45.4%)和异庚烷值(1.9~3.7)高于煤成油，已处于高成熟阶段，塔中隆起典型海相油的形成温度要明显高于吐哈盆地煤成油。
渤海湾盆地济阳坳陷上古生界自形成以来,由于经历了印支期、燕山期和喜马拉雅期复杂的构造运动，其烃源岩的生烃演化具有不连续性和多期性。结合济阳坳陷构造沉积演化史和受热史,运用现代油气地质理论对该坳陷上古生界烃源岩做了研究，认为其具有明显的二次生烃特征,初次生烃发生在中三叠世末,最重要的二次生烃期发生在早第三纪末,此时烃源岩处于高成熟—过成熟阶段,而且二次生烃演化有4种类型,即“中、新生代持续深埋型”、“中生代浅埋、新生代深埋型”、“中生代深埋、新生代浅埋型”和“中、新生代持续浅埋型”。
常规油层和气层的解释理论和技术日趋完善，但关于凝析气藏的测井解释理论基础还相对薄弱。以吐哈盆地红台地区为例，对凝析气层的电性特征进行了分析，认为凝析气层在三孔隙度测井曲线幅度和深、浅、微电阻率等方面存在差异。针对研究区凝析气藏特点，在关键井“四性”关系研究的基础上，建立了储层参数测井解释模型，采用交汇图技术和实际试油、试气资料相结合的方法，对研究区目的层常规测井储集层的分类标准进行了分析,并结合红台气田七克台组和三间房组凝析气藏特点，建立了研究区储层参数分类评价标准，依据该标准将红台地区储集层划分为4类。
南海北部边缘盆地处在欧亚、印—澳及太平洋三大板块交汇处，区域地质背景特殊，第三系沉积发育，油气地质现象丰富多彩，油气成因类型及分布规律复杂。根据南海北部边缘盆地油气勘探及研究程度，迄今为止所发现的油气可以划分为生物气及生物—低熟过渡带气(亚生物气)、热成因正常成熟油气和高熟—过熟油气等3大类7亚类，CO2等非烃气可划分为3型4类，其中成熟陆源石蜡型油气主要分布于北部湾、珠江口盆地，成熟—高熟煤成凝析油气主要分布于琼东南盆地西部及珠江口盆地部分地区，煤成气及CO2等非烃气则主要运聚于莺歌海盆地泥底辟带浅层、琼东南盆地东部和珠江口盆地部分地区。
南海北部边缘盆地第三系沉积及烃源岩发育，既有巨厚海相坳陷沉积的中新统烃源岩，也有分布广泛的古近系中深湖相烃源岩，油气资源较丰富。根据南海北部边缘新生代沉积盆地结构、构造特征可将其划分为走滑伸展型和断陷裂谷两大类型，前者以新近系巨厚海相坳陷沉积及海相中新统烃源岩发育为突出特点，后者则以古近系陆相断陷裂谷沉积和大规模中深湖相烃源岩、近海(河湖)沼泽相煤系烃源岩发育为主要特征，这些烃源岩的发育展布规律、有机质丰度和生烃母质类型、成熟演化特点以及生烃潜力等均差异较大。
莺歌海盆地是一个典型的高温高压新生代伸展—转换型盆地，其烃源岩热演化、天然气运聚成藏都与温压场特征密切相关。尝试运用整体、耦合的观点和地温—地压系统理论，在详细分析莺歌海盆地地温场和地压场分布特征的基础上认为，莺歌海盆地中央泥底辟带发育高压型复式地温—地压系统，而莺东斜坡带则发育单一型地温—地压系统。结合中央泥底辟带和莺东斜坡带天然气藏的分布特征，分析了不同地温—地压系统模式对天然气运聚的影响和控制作用，探讨了在不同地温—地压系统模式下天然气成藏的意义，指出了中央泥底辟带和莺东斜坡带不同的地温—地压系统模式对应的天然气运聚模式。
受晚中生代—古近纪中国东部大规模裂陷成盆期伴随的走滑作用和新生代以来印度—欧亚大陆碰撞作用以及古太平洋板块俯冲作用的影响，济阳坳陷应力场具有多期性、多向性和复杂性,其内中、新生代断裂构造十分发育，断裂组合形态复杂、多样，最常见的“Y”与反“Y”字复合型断层组合形成的背斜或断鼻构造是主要的油气赋存聚集场所，不同级别断裂对坳陷构造、沉积和油气的控制作用各不相同，同沉积断裂对坳陷(盆地)的形成及油气运聚、成藏起着十分重要的控制作用。
通过理论模型研究，推导出了走滑拉分盆地中盆地的走滑速率与沉降速率之间的关系，即走滑速率同盆地的几何形状参数、最大沉降深度和沉降速率存在着稳定的数值关系。以莱州湾地区潍北凹陷为研究对象，利用回剥法对凹陷内处于不同构造位置的4口井的基底沉降历史进行了恢复，建立了潍北凹陷沉降速率与郯庐断裂中段走滑速率之间的经验关系式;根据位于洼陷带的伪1井和央5井的计算结果，得出郯庐断裂中段新生代右行走滑位移量为40 km左右。
通过对川中川南过渡带内江—大足地区上三叠统须二段低渗透致密砂岩气藏的研究,指出:该区高产井呈带状分布并与古构造有密切的关系;沉积作用中古构造带顶部及两翼为水体的高能带,沉积了成熟度较高的粗颗粒，并且在成岩过程中由差异压实作用形成了裂缝,使古构造带顶部及两翼变为有利的油气聚集区带;远离古构造带翼部的沉积成岩条件相对较差,储层物性变差，于是在古构造带上就形成了岩性油气藏.
塔里木盆地库车坳陷大北地区白垩系巴什基奇克组(K1bs)储层以岩屑砂岩为主，夹少量长石岩屑砂岩，其粒度以细—中粒为主，杂基为铁泥质和泥质（2%~10%），胶结物以方解石（3%~15%）为主,粘土矿物以伊利石、绿泥石和伊/蒙混层为主，不含高岭石，伊/蒙混层中的蒙皂石含量一般为15%~20%，主要的孔隙组合为溶蚀孔—残余原生粒间孔，占储集空间总量的50%~90%，其次为微孔隙及构造缝，总体属于低孔低渗—特低孔特低渗储层。综合分析了该储层的岩性特征、古构造背景和沉积环境后认为：阶段性地前陆逆冲推覆构造作用对沉积旋回性、水体盐度变化及物源区距离变化的控制至关重要;构造活跃期扇三角洲前缘环境下的差分选中—粗砂岩,近源快速堆积下的高岩屑含量、干旱咸湖下的高碳酸盐胶结、早成岩期相对深埋—后期持续快速深埋压实作用,是特低孔低渗储层的主要成因;高产能储层的发育是构造平缓期辫状河三角洲前缘环境下的好分选中—细砂岩、早期表生溶蚀及弱碳酸盐胶结作用、晚期构造破裂的复合作用、叠加效应的结果。
鄂尔多斯盆地中生界是典型的稳定克拉通内坳陷型湖盆沉积,在三叠纪延长期湖盆的缓坡边缘（吴旗—子午岭一线以北地区）发育沉积坡折带，利用地震反射特征及岩性地层学对比等常规手段难以对其识别。在延长组三级层序地层格架内，分别从层序地层充填形态、沉积微相组合类型、短期基准面旋回叠加类型及其相应可容空间（A）和沉积物供给通量（S）之间的比值（A/S）关系等3个方面对湖盆缓坡边缘的沉积坡折带进行了识别，在此基础上总结和归纳出了坳陷型湖盆缓坡边缘沉积坡折带的判识方法，并建立了识别模式。
乌什凹陷是塔里木盆地一个新的勘探领域，主要目的层段为下白垩统;由于地表及地下地层的复杂性，其地震资料信噪比低，地震层位预测与实钻差别大。尝试性地利用自然伽玛能谱测井资料对该区的层序、地层进行了识别、划分，进而对有关目的层段进行了预测。指出自然伽玛能谱测井在测量地层自然伽玛的同时，还可测量铀（U）、钍（Th）、钾（K）的含量;由于地层的自然伽玛能谱特征反映了沉积岩的放射性特征，对这种特征进行详细分析,可以了解当时的沉积环境;通过对自然伽玛能谱数据的处理可得到Th/U、U/GR值曲线,而据Th/U值并结合区域资料可以确定风化界面，U/GR值则可反映水体环境的变化，可以确定特定范围内的体系域;以上述资料为基础，用等时、旋回观点进行层位预测和地层对比,在乌什地区油气勘探中获得了良好效果.
通过大量岩心、薄片观察和钻测井、储集物性资料分析,发现川西南地区须家河组储集体为辫状河三角洲前缘砂体,其分布广泛,物性较差,属于低孔低渗储层;储层岩性主要为长石质、岩屑质石英砂岩,储集空间为残留原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔和裂缝,水下分流河道与河口坝是有利储集体；储层在须二段和须四段发育（须二段储层物性好于须四段）,以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,Ⅰ类储层分布较少,优质储层受控于构造、沉积相带和岩石粒度。
通过对大量单井及地面露头资料的研究,并在对比前人对四川盆地蜀南地区及其邻区寒武系地层划分方案的基础上,以岩石地层特征为主要依据,综合分析了该层系古生物特征及电性特征,将其自下而上四分为下寒武统九老洞组和龙王庙组，中寒武统高台组,中上寒武统洗象池群,并对其地层特征及展布进行了分析,指出下寒武统九老洞组以碎屑岩为主,夹少量碳酸盐岩,下寒武统龙王庙组以海相碳酸盐岩为主,中寒武统高台组为碎屑岩与海相碳酸盐岩混合沉积,中上寒武统洗象池群为海相碳酸盐岩沉积;寒武系各组（群）地层西薄东厚、北薄南厚，整体呈西北薄、东南厚的展布形式。
通过对柴达木盆地红沟子鼻状构造带区域构造背景、石油地质条件的分析,探讨了其新生代油气成藏的基本特征，认为新生代以来,红沟子鼻状构造带随阿尔金山前带广大地区共同经历了沉降、挤压、定型等多个演化阶段，形成了丰富的生储盖组合和众多圈闭,且圈闭与油气成藏的时空配置良好;红沟子鼻状构造带发育了2种类型油气藏，即深部裂缝—孔隙型油气藏和浅部孔隙型油气藏,前者主要发育于鼻状构造带东部,后者主要发育于鼻状构造带西部。
柴达木盆地红柳泉地区下干柴沟组E13可划分出4个砂层组,在对下干柴沟组E13Ⅰ和E13Ⅱ砂层组岩心的观察描述和沉积相的电性特征分析基础上,研究了这2个砂层组的沉积微相,并根据微相模式识别和单井相分析，建立了沉积序列和沉积演化模式,并结合剖面沉积微相和砂岩含量和分布,绘制了E13Ⅰ和E13Ⅱ砂层组的沉积微相平面图,结果表明,红柳泉地区下干柴沟组E13Ⅰ和E13Ⅱ砂层组发育有三角洲前缘水下河道砂体,前缘席状砂体也有较好的好育,二者均是储集砂体发育的有利相带。
在济阳坳陷高青油田高17断块的油藏精细描述中，发现了决口水道微相，并对其成因、沉积特征与模式、空间分布进行了对比和分析，认为决口水道是在河流及三角洲沉积体系中，由主河道于大洪水期冲裂决口后，在广阔河道间形成的具有固定路径及一定限流作用的极窄而浅的短程小型水道,其形成后对原主河流流量影响较小;与主河道沉积相比，其具有粒度细、分选稍差、含泥量稍高、层理规模小、冲刷弱、略显正旋回、储层物性略差、砂体极薄 (< 2.5 m)而窄 (< 100 m)等特点。通过分析水下决口水道的沉积机理，建立了渐弱消失型、分支型、末端扇型和汇入型 4种沉积模式；由水下决口水道形成的小而肥的井网控制不住的或注采不完全的剩余油富集砂体，数目众多，剩余油储量非常可观，在油田挖潜及油田地质研究中具有重要意义。
奥陶系碳酸盐岩储层是塔里木盆地和田河气田及其周缘地区一套重要的勘探目的层,从中已发现了天然气.和田河气田及其周缘地区奥陶系碳酸盐岩主要在岩溶、裂缝、沉积环境等因素控制下,形成了复杂的储层空间,其中以溶蚀孔洞和裂缝最为重要;而且各个地层单元的物性也表现出较大的差异性,以蓬莱坝组潜山型白云岩储层的物性最好,鹰山组次之,良里塔格组的灰岩物性最差.和田河气田及其周缘地区发育3期古风化壳岩溶,5期构造裂缝,而多期构造缝（尤其是喜马拉雅期构造缝）与构造期后岩溶、古风化壳岩溶作用相互叠加,再加上沉积环境的共同影响,形成了复杂的岩溶体系，有效地改造了奥陶系碳酸盐岩的储集孔隙空间。
英东2井、米兰1井在塔里木盆地东部寒武系发现的优质白云岩储层是目前在该区下古生界勘探中发现的最有利储集层,该优质白云岩储层主要发育于碳酸盐浅缓坡沉积。通过碳氧同位素、白云石包裹体均一温度和白云石有序度测定及分析后指出,塔东地区优质白云岩储层属于早期回流渗透白云岩化后又叠加高温热液白云岩化形成;在该地区的2种主要成因模式中(渗透回流白云岩化和高温热液白云岩化)，高温热液白云岩化模式对优质白云岩储层的形成起决定作用。
对于各种防砂工艺下的产能,国内外都进行了不同程度的研究,但由于物理模拟实验比较复杂,目前的研究大多局限于理论和数学模型.首先利用三维物理模拟实验装置对塔里木盆地东河油田拟采用的筛管砾石充填、正对产层直接下筛管、压裂充填3种防砂工艺进行了模拟，并比较了这3种不同防砂工艺下的产能,然后将物理模拟实验测量的产能值与所建立的理论模型计算结果进行了对比,结果表明:三维物理模拟实验能较真实地模拟3种不同的防砂工艺和定量地反映其间的产能差异;在相同的实验条件下,产能大小依次为压裂充填防砂工艺、砾石充填防砂工艺、面对产层直接下筛管防砂工艺;三维物理模拟实验模型把防砂和产能有机结合,可用此模型对不同防砂工艺下的防砂效果及油井产能做出正确的评价。
水平井开发是油气增产、提高开发效益的一项重要技术,而地质导向技术对水平井的成功实施起到关键作用.通过对靖边气田龙平1井实行水平井技术开发(该气田的首口水平井),总结出水平井的“三优”方法一体化地质导向方法。所谓“三优”方法,一是水平井井位优选方法,保证水平井构造落实、储层落实和产能落实，尽可能降低水平井实施风险；二是水平井地质设计优化方法，以标志层K1构造为基础，以马五1储层各小层地层厚度和有效厚度为依据,建立水平井三维精细地质模型,保证水平井地质设计的可靠性;三是地质目标跟踪分析优化方法,以钻遇太原组灰岩、本溪组9＃煤层和下古生界奥陶系顶等标志层为依据，及时调整入靶位置，并结合地质建模综合分析,预测后续靶点位置.龙平1井实行水平井“三优”一体化技术开发后获得高产气流。
青海涩北气田为第四系浅层生物成因气田,由于胶结疏松、储层成岩性差、受压后易产生变形,造成孔隙度和渗透率降低.通过对岩样在覆压条件下的孔隙度和渗透率测试,分析了涩北气田疏松砂岩储层孔隙度和渗透率随有效应力的变化特征,指出孔隙度与有效应力呈二次多项式的关系,无因次渗透率在低压段下降较快,与有效应力呈指数关系,在高压段下降减缓,与有效应力呈乘幂关系.气田衰竭开采到后期,由于气层压力下降引起储层岩石压实,中、深部储层孔隙度相对值下降约10％,渗透率下降到初始值的0.1～0.6;这些变化对气田的生产将产生较大的影响,因岩石变形将使气井产能平均降低47.1％。对涩北一号气田模拟计算表明：考虑岩石变形将使气田稳产年限缩短3a,到稳产期末和开采30a时的采出程度分别减少6.45%和5.47%。
通过大量文献调研指出,由于气体产出、低渗气藏孔隙压力降低、地应力增大、基岩和孔隙受到压缩,导致渗透率大幅降低和气藏产能降低。基于岩石渗透率随有效应力变化呈指数关系的普遍认识,在达西渗流理论的基础上,推导出了一个考虑渗透率应力敏感的气井稳态产能公式,并对其进行了实例计算分析,认为低渗气藏在产能预测时有必要考虑渗透率应力敏感伤害,特别是针对那些应力敏感伤害严重的低渗气藏;所推导的公式可为确定合理的生产压差和开采速度提供必要的理论基础。
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