煤成气是中国天然气工业的主角,充分表现在以下3方面：其一,2007年底中国煤成气探明总地质储量为39 583.80×108m3,占全国天然气探明总储量的66.60%；其二,2007年底中国有储量大于300×108m3的大气田41个（除台湾省外）,其中煤成气大气田总地质储量为35 926.74×108m3,占全国探明天然气总储量的60.45%；其三,2007年底中国有四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、莺琼盆地和柴达木盆地5个大产气区,除四川盆地大产气区煤成气产量占26.29%外,其余4个大产气区煤成气产量均占到90%～100%。
川东北地区石炭系黄龙组与二叠系长兴组—三叠系飞仙关组气藏的天然气地球化学特征对比研究表明，该区天然气总体为高—过成熟的干气，C 2+含量普遍较低，其中二叠系长兴组—三叠系飞仙关组气藏的天然气相对石炭系黄龙组的天然气更加偏干。川东北地区二叠系长兴组—三叠系飞仙关组的天然气中非烃气体含量相对明显偏高，分布范围介于0.1%～77.8%之间，以高含H2S和CO2为特点，而石炭系黄龙组天然气中非烃气体含量较低，其H2S的含量分布范围在0.01%～4.8%之间,绝大部分天然气的H2S含量在0.5%以下。川东北地区石炭系黄龙组与二叠系长兴组—三叠系飞仙关组气藏的天然气重烃（C4—C12）分布特征也具有明显差异。川东北地区二叠系长兴组—三叠系飞仙关组的天然气CH 4、C2 H6的碳同位素组成相对石炭系黄龙组天然气偏重；二叠系长兴组—三叠系飞仙关组的天然气CH4、C2H6的碳同位素组成大部分为正序分布，而石炭系黄龙组的天然气CH4、C2H6的碳同位素组成基本为反序分布。
通过对塔里木盆地煤及其显微组分进行以1 K/min升温速率的开放体系热模拟实验(最高实验温度为1 200℃),获得了煤岩与各显微组分气态产物产率与累计产量变化。对比分析了煤及其显微组分生成气态产物CH4、N2和CO变化特征，其中 N2生成温度高于CH4和CO; H2生成时间与CH4相一致(说明了氢为烃类气体形成的关键因素）。煤及其显微组分生烃潜力具有壳质组>镜质组>煤>半丝质组≥ 丝质组的特征，说明煤岩生烃潜力主要由其显微组分控制；虽然壳质组在煤岩中含量很低,但生烃潜力高于其他显微组分。煤岩生成的N2具有双峰型特征，说明了前后峰N2具有不同来源，前者来源于无机矿物（如含铵粘土）的分解，后者来源于有机质热降解；显微组分生成N2主要为高温阶段，说明了显微组分在分离过程中可能造成部分无机矿物的损失。
通过对吐哈盆地中、下侏罗统6块源岩抽提物的饱和烃和芳烃馏分进行有机地球化学研究，除进一步印证了前人一些主要结论（如母源输入以高等植物为主、有机质类型以Ⅲ型为主和源岩演化程度低等）外，还发现了一些富有科学意义的新的现象与特征，主要包括：源岩样品中含较高丰度的树脂体类化合物；样品中存在八硫环形式的单质硫；源岩有机质经受过较明显的生物降解作用。认为树脂体类化合物是低演化烃的重要母质，单质硫八硫环和生物降解作用都会导致有机质成烃活化能降低，从而促使有机质在较低的热演化阶段形成油气；这些新的发现对于认识源岩在低演化阶段形成商业性的低熟气储层具有重要意义；吐哈盆地有机质成熟度主体处于RO＜0.8%的演化阶段，所生成的原油应为低演化阶段的油，天然气则相应为低熟气。
准噶尔盆地石炭系烃源岩主要分布在准东地区，已在该区五彩湾凹陷与滴水泉断裂带发现了来源于石炭系的工业性天然气藏，勘探前景十分可观。通过对准噶尔盆地东北部的恰库尔特草原北东侧下石炭统南明水组野外泥岩样品的常规有机地球化学分析测试，系统地剖析了该地区南明水组泥岩有机质生烃潜力、沉积环境、母质输入以及热演化程度等地球化学特征，结果表明:南明水组部分泥岩层段有机质丰度好，RO>1.5%,已达到高成熟阶段，干酪根类型主要为Ⅲ型；有机质沉积主要以微咸水的还原环境为主，有机质输入以陆源高等植物的输入为主，可能还有藻类的贡献，芳烃化合物中屈、菲、惹烯、萤蒽、苯并[e]芘、苯并萤蒽以及硫芴化合物的丰度明显偏高。指出石炭纪时准噶尔盆地南缘主要为海相沉积环境，向北过渡至腹部和西北部广泛分布有火山岩或火山碎屑岩，东部及东北部则出现了前三角洲相沉积以及滨浅湖相或沼泽相沉积体系，但是沉积范围较小；从准噶尔盆地东部地区发现的来源于石炭系的天然气可以看出，石炭系存在较好的烃源岩，其主要以生气为主。
通过对塔中I号坡折带塔中82井区原油进行地球化学分析（包括分子筛合除去正构烷烃分析）来探讨其特征和成因，结果表明：原油族组成中饱和烃占绝对优势，而饱和烃中以低碳数正构烷烃为主，C 21-/C 22+ 值达1.4~5.4，生物标志物的含量极低；甾烷C27—C28—C29呈“V”字型分布，重排甾烷的含量较高；萜烷中三环萜的含量较高而五环萜含量极低，且三环萜以C20或C23为主峰；芳烃中三芳甾烷的含量很低，三芴系列化合物中硫芴含量较高；原油碳同位素较轻，其饱和烃的碳同位素值δ13C<-32.8‰（这些特征有别于塔东2井的寒武系原油）；原油的成熟度RO值为0.8%左右。推断塔中82井区的原油可能并非是有机质在高成熟阶段生成的凝析油，而是中等成熟的中—上奥陶统源岩生成的正常原油在成藏后由于寒武系天然气的注入，发生了蒸发分馏作用并运移至目前的储层中再次成藏。
生物气成因的特殊性,使得对生物气源岩的评价也有异于常规烃源岩。有利于生物气生成的物质与环境条件包括源岩快速大量沉积、烃源岩处于低温低演化阶段、原始生源中富含甲烷生物潜量高的草本植物、封闭的缺氧环境等。促使有机质转化为生物气的动力则包括产甲烷菌等微生物菌群的联合作用。反映微生物活动及其强度的指标,如地层中的微生物计数、厌氧菌发酵产气模拟试验以及与微生物作用有关的生物标志化合物的存在及其丰度等,是生物气源岩评价的有效地球化学参数,也是未来需要加强研究的领域。
与浅水陆架区一样， 南海北部深水盆地新生代均处于南海北部准被动大陆边缘的构造环境，具有北部大陆边缘拉张裂陷的区域地质特征，盆地结构与中国东部裂谷断陷盆地类似,属双层或三层结构类型。该深水盆地油气运聚成藏的基本地质条件亦与浅水区类似，但陆坡深水区凹陷裂陷更深、沉积充填规模更大，且发育4套烃源岩和3套储盖组合类型，使深水油气运聚成藏有了良好的基础。基于深水区少井无井、地质资料缺乏的现状，借鉴浅水区油气成藏地质条件，并依据跨越深水区地震剖面层序地层，重点对深水油气运聚成藏条件进行了早期预测与综合评价，旨在加快和推进深水油气勘探进程。
通过分析各种沉积体的岩性、结构、沉积构造、沉积序列和电性特征，划分了苏北盆地码头庄油田阜一段、阜二段沉积相；根据滩和坝在剖面、平面以及岩性上所呈现的特征，划分了滩和坝的类型,建立了各种相的沉积模式，分析了沉积模型的演化历史。据此指出：阜一段发育三角洲前缘亚相沉积，至下而上发育前缘席状砂、河口坝、水下分流河道、水下分流间湾和水下天然堤微相，呈现出三角洲进积的特点，三角洲前缘亚相在阜一段沉积末期消失；阜二段发育滨浅湖亚相沉积，分为生物滩、鲕粒滩、灰质滩、浅湖砂坝和滨浅湖泥微相，有开阔浅湖砂坝和水下隆起区碳酸盐岩滩2种沉积模式。
川西地区须家河组二段是该区天然气的主要产层，其主要储集空间为溶孔、溶洞和裂缝，储层为特低孔特低渗储层，平均孔隙度仅为4%。通过大量薄片观察和统计分析，认为储层发育的主控因素是沉积相和成岩作用，其中沉积相对储层的控制主要通过粒度、石英矿物含量等体现;对储层影响较大的成岩作用主要包括胶结作用、溶蚀作用和裂缝。通过显微镜下储层成岩作用特征观察和扫描电镜、阴极发光、电子探针微成分资料分析，确定出了成岩矿物形成顺序并统计出了各类胶结物、充填矿物的相对含量，定量研究了不同时期储层的剩余孔隙度，指出储层致密化时期在燕山运动早—中期（J2x—J3sn末）。
辽河盆地欢喜岭油田欢北杜家台油藏具有低孔、低渗、非均质性强的特点，经20多年的开发，措施产量下降,层间矛盾日益突显。沉积微相特征分析表明，扇三角洲前缘亚相是研究区主要的沉积相类型;通过对水下分支河道、水下分支河道间(湾)、河口砂坝和前缘席状砂等沉积微相的岩性、电性和沉积构造特征进行分析，优选出3个有利目标区块,采用小网格模拟出研究区沉积微相模型，并在此基础上建立了储层物性参数模型。开发验证结果表明，相控条件下所建模型更接近地下地质实际，可为老区剩余油挖潜提供依据。
石南地区位于准噶尔盆地腹部,其J1s12砂组为湖侵体系域沉积,砂体发育,储盖层配置良好,是该区岩性圈闭发育的有利层位。以井、震资料为基础并综合多种沉积参数，研究了该区J1s12砂组的精细沉积相,并分析了岩性圈闭的主控因素,预测了岩性圈闭发育的有利区带，最后,以夏盐3井岩性圈闭作为实例,对其储盖组合、成藏条件进行了评价。
在国外成因地层学研究中早已提出将陆相盆地中区域性分布的煤层作为一种层序边界识别标志,为了验证该理论在中国陆相盆地地层层序划分中的适应性,特选择吐哈盆地红台地区进行研究。利用录井、测井、岩心、钻井等资料对红台地区地层划分和沉积相进行研究，研究层段主要为中侏罗统三间房组和七克台组，主要发育有湖泊相的滨浅湖亚相和辫状河三角洲相等沉积相类型。研究区内存在2期较为明显的低位煤层，各期煤层的发育均有旋回性特点，并且煤层中硅质碎屑含量也存在旋回性变化，所以煤层能够作为一种层序边界的识别和对比标志。利用煤层作为层序边界将目的层划分为2个半三级层序，在此基础上根据经典层序地层学理论和研究区目的层位的旋回性特征，将研究层段的层序细分至体系域。
千米桥地区古岩溶岩的形态多种多样，根据国外岩溶角砾岩的分类三角图及鄂尔多斯盆地奥陶系岩溶岩分类方案，将其划分为岩溶残积岩、岩溶塌积岩、岩溶填积岩、岩溶淀积岩、岩溶溶蚀岩、岩溶交代岩、岩溶冲积岩和岩溶张裂岩等8类。在此基础上，通过微量元素、碳氧同位素分析及矿物流体包裹体的采样分析，认为：该地区古岩溶岩的形成过程极其复杂，是多期叠加的结果；在地质历史演化过程中，古岩溶岩先后经历了裸露期的风化壳岩溶、深埋藏期的热液岩溶和压释水岩溶。
利用钻井取心、薄片鉴定、全岩地球化学分析、测井及地震等资料和技术,对松辽盆地徐家围子断陷兴城地区营城组一段火山岩特征及火山喷发模式进行了研究，结果表明，该区火山岩岩石类型以酸性火山岩为主,按照“组分+成因+结构”的分类原则,其可划分为流纹岩、火山角砾岩等6种主要的岩石类型。指出：火山岩在纵向上,自下而上SiO2含量增加,表现为一个“基性—中性—酸性”的喷发旋回；平面上,较早的火山岩充填于构造低部位,分布范围较小,主要分布在中部和南部，较晚的火山岩分布范围逐渐向北、向西扩大,在全区都有分布。据此建立了以XS8井区为代表的中心式和沿SX断裂为代表的裂隙—中心式2种喷发模式，认为这些模式丰富了火山岩储层地质学的内容,对研究区火山岩气藏储层预测和储层描述具有重要意义。
苏北盆地黄桥CO2气田具有深部气田与浅部气田、海相气田与陆相气田匹配组合互成一体、多个气藏组合分布的特点,其CO2主要以深部幔源成因为主，浅层混有部分热变质成因和少量有机成因CO2，氦气和氮气主要为幔源成因，而且，黄桥地区CO2气藏的发育与深大断裂和岩浆火山活动具有很好的时空配置关系，形成了独特的“黄桥式”CO2气成藏模式，并具备良好的储盖圈保条件。但黄桥CO2气田气源与常规的烃类气藏不同，故应重视对拉张环境下火山发育区、地幔柱、深源地震区等地幔流体上升通道的勘查，尤其是要重视对盆地外剪切带、含地幔岩包体的火山口等按传统有机成气理论判断不会出现烃类气藏地区的研究。
为了弄清也门X区块下白垩统地层的沉积相特征和评价其潜在的含油气性,运用了地震相和测井以及地震层速度等综合分析手段,分析了区内下白垩统的沉积相,认为下白垩统主要为一套陆棚背景的陆源碎屑—碳酸盐岩的混合沉积,主要包括混积潮坪亚相、混积内陆棚亚相和混积外陆棚亚相，在此基础上指出，研究区的西南侧含砂量大,离物源近,可作为有利勘探区。
苏里格气田主要储集层为盒8段辫状河河道砂岩,其砂体横向变化快,含气层与围岩的纵波阻抗差小,预测困难。岩石物理分析表明,纵横波速度比(vp/vs)、泊松比(σ)和λρ等3个弹性参数能够反映地层的含油气性信息。在横波预测的基础上,对苏里格地区进行了叠前地震反演,取得了很好的应用效果,为该区含油气性预测提供了依据。
港中地区位于黄骅坳陷北大港二级构造带东部,是一个在港西凸起东北斜坡古地形背景上被断层复杂化了的大型鼻状构造。
利用三维可视化解释技术对港中地区的断裂系统进行了解释。介绍了三维可视化解释技术在构造复杂区的地震层位标定、地层追踪、构造解释、相干体断层解释等方面的应用,并在对研究区构造精细解释中,很好地解决了该区常规地震解释中难以解决的复杂构造断裂系统解释和构造描述问题。
大港油田张东地区沙河街组地层地质条件复杂，储层厚薄不一，物性变化大，储层与非储层在声波曲线上没有明显的差异，要搞清该区储层特征分布、沉积类型、沉积相带展布及物源区，使用常规反演技术存在困难，因此，在该区采用了基于模型的拟声波曲线重构地震反演技术及多种地震属性提取技术的联合应用，结果使储层的可辨识性与反演预测结果的可靠性得到明显的提高，并获得显著的地质效果。
DN气田群位于库车坳陷东秋构造带东部，截止目前，该气田群已有DN1气田、DN2气田和DN3气藏，三级储量超过了2000亿m，而且还具有较大的增储潜力。DN2气田西部的成功评价和DN3气藏的发现，是变速成图技术在DN气田成功应用的结果。围绕DN2气田评价及DN3号构造落实过程中使用的变速成图方法进行了论述，指出DN气田群构造落实的关键是速度，在三维覆盖区叠前深度偏移技术是落实圈闭最有效的方法，在二维区，层速度充填法最有效。
储层预测的难点在于预测结果的多解性和低分辨率。多参数联合反演预测致密含气砂岩的步骤为:首先利用对地层岩性敏感的自然伽玛曲线来区分砂岩、泥岩；其次利用孔隙度反演剔除致密砂岩,划分有利储层；最后,合理进行含气特征曲线重构反演,有效地识别了含气砂岩储层。通过对川南须家河组致密含气砂岩储层进行综合预测表明:多参数联合反演方法可精细预测致密含气砂岩储层的厚度和空间展布规律,预测结果与钻井解释吻合度好。
储层预测不仅要了解砂体在横向上的展布规律，而且还要正确认识有效储层在空间上的变化规律，常规波阻抗反演技术难以实现此目的，而利用测井精细解释中识别气层的方法，重构含气储层的特征曲线约束下的有效储层的地震反演技术，则可以取得较好的效果。
水溶气是一种重要的天然气资源。根据其赋存状态可以分为游离相和水溶相2种气藏类型。与常规天然气相比,水溶气的组分具有甲烷含量高、干燥系数大的特点，水溶气中含有一定量的CO2和N2等非烃气体。水溶气的同位素特征表现在与早期的气源相比,地层水中的水溶气甲烷碳同位素相对较轻,且脱溶形成的游离气的同位素又比水溶相天然气的轻。水溶气溶解度主要受温度、压力、水矿化度的控制。充足的气源和丰富的地层水资源是水溶气富集的基础,异常地层压力与构造抬升是水溶气脱溶成藏的重要条件。川中须家河组地层具有生气强度大、地层压力高、含水饱和度大以及晚期构造抬升强度大的特点,其水溶气资源非常丰富。
水溶性天然气是一种非常规天然气，具有潜在的利用价值。根据气水比变化，利用测井资料和用含气泥质砂岩双孔隙度模型电导率关系表达式所推导的含气饱和度模型，定量处理含气饱和度后,结合对水溶性天然气层测试资料，综合分析了柴达木盆地三湖地区第四系水溶性天然气层的分类，初步将该区水溶性天然气层分为4类。通过静态法经济评价确定气水比大于20 m3/m3的水溶性天然气层,在现有经济技术条件下具有经济价值；同时结合对钻录井资料以及地震资料的系统分析，指出气水比大于5 m3/m3的高气水比水溶性天然气层的成藏除了受气源与储层条件控制外，主要受构造圈闭、缓坡带以及陡坡带的发育程度等地质条件的制约和影响。
简述了微生物勘探技术（MOST+SSG）的原理和方法。指出：专性烃氧化菌对食物（碳源）的高度选择性决定了MOST技术烃检测结果的唯一性和重现性；全球MOST勘探，特别是岩性地层油气藏勘探的成功范例展现了地震勘探（2D/3D）和微生物勘探（MOST）相结合的综合勘探模式对于提高勘探成功率，降低勘探风险的重大价值。
扼要介绍了国家“973”煤层气项目所属“煤层气的形成演化、成因类型及资源贡献”课题在煤层气地球化学组成、次生生物成因煤层气、煤层气的成因类型与综合示踪指标体系、煤岩生烃动力学等方面的主要成果与研究进展。
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