通过对我国南方扬子地区野外石油地质考察，首次在上寒武统追屯组中发现王村大型古油藏。该古油藏位于江南雪峰隆起西北缘，呈北东向展布；油藏分布面积约100 km2，沥青富集厚度约60 m，且在追屯组顶部发育2层累计厚度达15.6 m左右的砂糖状油浸白云岩。沥青产状多以网状、浸染状、晶间孔型、溶洞型、裂缝型赋存；储层岩性为浅滩相的结晶白云岩、白云质灰岩与古岩溶角砾状白云岩。根据断层带内捕获的含沥青角砾和与断面平行的含沥青白云质灰岩透镜体等现象，表明该古油藏后期遭受了强烈的构造破坏，形成现今残余古油藏。
在对我国主要大中型气田盖层的岩性、厚度等宏观参数统计分析与排替压力、扩散系数等微观参数的实验分析基础上,对我国大中型气田盖层分布进行定性和定量研究,认为我国大中型气田盖层分布具有以泥岩为主、盖层厚度大(大部分分布在50~350 m之间)、排替压力较高(主要分布在10~30 MPa之间)、大中型气田扩散系数普遍较低(主要小于10-6 cm2/s)和岩性大中型气田相对其他类型大中型气田在盖层厚度和排替压力等方面要求相对较低等特征。
我国南方高演化碳酸岩地区普遍发育各种成因类型的固体沥青,固体沥青作为石油与天然气的伴生产物,记录了油藏从形成到被改造、破坏过程中的重要信息,在油气勘探的各个方面起着重要作用。沥青反射率可作为成熟度指标,固体沥青可指示油气的生成、运移,可作为气—源对比的中间桥梁,固体沥青自身可作为好的再生气源,并可用于古油藏储量规模恢复、油裂解气的资源量评价。深化固体沥青的研究,对海相高演化碳酸岩地区的天然气勘探有着重要的意义。
有机流体包裹体是含油气系统中水—岩相互作用的产物,记录了盆地流体生成、运移和演化的信息。系统观测了川西南部邛西、平落坝及白马庙气田上三叠统须二段原生气藏和侏罗系次生气藏储集层的有机包裹体,并选择性地对某些包裹体进行了激光拉曼光谱分析,而后结合构造埋藏史和烃源岩成熟热演化史对川西南部须二段气藏的成藏过程进行了系统分析,认为川西南部须二段气藏的形成过程大致是连续的,经历了印支晚期少量注入,到燕山期大量注入,再到喜马拉雅期调整、少量注入的过程,其主要充注时期为燕山期(195~95 Ma)。该研究成果对认识研究区气藏地质特征、成藏规律和勘探部署有重要的借鉴意义。
中国海相油气勘探近年来进展很快，并不断在深部发现优质碳酸盐岩储层。其中风化壳型储层作为深部重要的碳酸盐岩储集体类型而倍受重视，特别是在塔里木盆地塔北地区，风化壳型油气藏蕴藏了丰富的油气资源，近期引起了大家的高度关注。塔北英买力—牙哈地区寒武系—奥陶系风化壳型储层的储集空间以溶蚀孔洞缝为主，储层物性好，厚度大，分布范围广。研究发现该区储层的形成受早期沉积相带、风化淋滤、构造运动产生的断裂及相伴生的溶蚀作用等因素的制约。风化壳岩溶作用和构造破裂作用极大的改善了储集空间的性能，使英买力—牙哈地区在埋深6 000 m左右，依然保存了高孔渗性的风化壳型岩溶储层。岩溶作用受多种因素控制，如古地貌、构造沉降与抬升、风化淋滤时间、古气候等，从而在碳酸盐岩风化壳面下部形成大量的溶蚀孔、洞、缝，其主要集中分布在风化壳面下150 m，部分地区可达200 m。
川中—川南过渡带须家河组岩石学特征表明,砂岩储集空间以原生残余粒间孔和次生孔隙为主。次生孔隙的成因主要是煤系地层中有机质成熟时释放的有机酸和成岩过程中有机质脱羧作用产生的CO2形成的酸性水对长石、岩屑、碳酸盐胶结物以及粘土矿物等的溶解。另外次生孔隙还与烃源岩的厚度及分布、砂体所处的沉积微相和断裂沟通有关。次生孔隙在垂向上发育2个次生孔隙带,主要分布在1 700～2 050 m深度范围内；平面上次生孔隙的分布主要受沉积物原始组分的影响。
以沉积学和高分辨率层序地层学理论为指导，利用钻井、测井、岩心和地表剖面等资料对川中—川南过渡带须家河组二段进行高分辨率层序地层学研究。在不同级别基准面旋回层序界面和湖泛面的类型、性质、规模大小进行识别的基础上,将须家河组二段划分为3个中期基准面旋回层序（MSC）、8个短期基准面旋回层序(SSC)。在短期基准面旋回层序中进一步识别出向上“变深”的非对称型(A型)、向上“变深”复“变浅”的对称型（C型）2类旋回结构。指出最有利储集砂体形成于基准面旋回上升的早期和下降晚期。
根据38口井岩石学、物性等相关资料,研究了广安地区上三叠统须家河组砂岩储层特征,分析了不同含气层岩石类型,探讨了成岩作用对气藏分布的控制。研究区须家河储层岩石类型呈现结构成熟度中等,成份成熟度较低的特点,以岩屑长石砂岩、长石石英砂岩和长石岩屑砂岩为主；从须二段到须六段,岩石成分在变化,岩屑含量逐渐增多；富气砂岩主要为长石岩屑砂岩。砂岩储层物性整体属于低孔、低渗特征,主要发育粒间溶孔、残余粒间孔、粒内溶孔,其中粒间溶孔、残余原生粒间孔发育程度的好坏直接影响到储层的储集能力。研究区存在石英加大—绿泥石衬边、石英加大—溶蚀、绿泥石衬边—溶蚀、绿泥石衬边—碳酸盐胶结和石英加大—碳酸盐胶结等6大类成岩相。绿泥石衬边—溶蚀相和石英加大—溶蚀相为最好的成岩相类型,研究区须家河组气井都分布在该2类成岩相中。
通过岩心观察以及测井、录井资料的研究,对濮城油田沙一段各砂组的沉积特征和沉积微相的平面展布特征进行了分析,识别出研究区发育三角洲相和湖泊相2种相类型。其中三角洲相发育有水下分流河道、河口坝、远砂坝、前缘席状砂和前三角洲泥微相；湖泊相发育有浅湖滩砂、浅湖砂坝和浅湖泥微相。在综合考虑宏观沉积背景及微观沉积特征的基础上,根据沉积相的演化规律,建立了研究区的沉积模式,并得出其沉积特征。
通过对松辽盆地南部东南隆起区低压油气藏低压形成机制、油气成藏过程和分布规律的分析,指出:低压主要是由于嫩江—明水组沉积期末区域抬升之后长期处于隆升状态,导致巨厚盖层剥蚀卸载、大断裂长期活动、油气大量散失及生烃作用停滞而引起的；低压油气藏主要是早期形成的油气藏在区域抬升运动破坏以后,残存下来的油气聚集在原圈闭或调整到浅层圈闭而形成的油气藏,由于形成过程中烃类供应不足导致地层压力得不到有效补充,从而引起储层低压。该类油气藏主要分布在源岩较差的小断陷及大断陷中的小型圈闭内,一般规模较小,适于精细挖潜勘探。
动态地评价江汉盆地南部上古生界烃源层在不同地质历史时期的生烃过程，特别是晚期生烃对早燕山期形成的很多局部构造能否得到后期的烃类充注是判断其含油气性的关键，因而生烃演化、特别是晚期生烃、晚期成藏对研究区海相上古生界勘探显得十分重要。从烃源岩的成熟度变化、地层推覆倒转剖面2个方面证明晚期生烃在研究区存在，但不同剖面之间、同一剖面不同层系之间晚期生烃现象存在差异。埋藏史研究认为，研究区内主要存在持续深埋型、深埋—剥蚀夷平型、深埋—抬升—深埋型、深埋—抬升—浅埋型4种类型的埋藏演化过程，其中前2类对于晚期生烃有十分重要的意义。生烃史与晚期生烃潜力计算结果进一步表明，上古生界烃源层晚期生烃潜力当阳地区略高于沉湖地区。
深水沉积体系的研究正处于不断探索和认识阶段,近年来国内外进行了大量的研究,并取得了一定的认识。尼日尔三角洲位于非洲大陆西部，深水沉积体系特征明显,通过对二维地震剖面的反射结构、三维地震的切片及属性,岩心沉积结构、构造、含有物,钻井岩性剖面,测井曲线反映的粒序变化及旋回特征等现象的综合分析,总结出了研究区主要的沉积模式。海底扇可分上扇、中扇、下扇,其主要沉积和储层类型为水道、朵叶和水道叠加或水道—决口扇复合体。并对各类储层的特点和成因进行了分析。
世界上迄今勘查发现的天然气水合物成因类型，根据其烃气源构成及供给特点与成矿特征，可划分为自源生物气扩散型、他源热解成熟气渗漏型以及自源生物气—他源热解气混合型3大类，但目前自然界分布比较普遍的是“自源生物气扩散型”水合物，其他类型天然气水合物由于受烃气源供给及输送通道等条件制约，仅限于存在深部烃气源供给输导系统的局部地区。南海北部深水盆地新生代处于准被动大陆边缘的区域地质背景，具有北部拉张裂陷的大陆边缘性质，其凹陷裂陷深、沉积充填规模巨大，不仅有利于深水油气藏的形成，而且亦是天然气水合物形成与分布的有利区域。初步预测表明该区不但深部具有丰富的深水油气，而且浅层深水海底沉积物中天然气水合物资源潜力巨大。
开展了甲烷水合物在2.25MPa、2.08MPa和1.88 MPa 3种压力和不同温度条件下等压分解实验，研究温度驱动力对甲烷水合物分解过程及其自保护效应的影响。实验结果表明，在等压分解过程中，温度推动力ΔT对甲烷水合物的分解产生较大影响，当温度推动力ΔT>|T0| 时，分解速率与ΔT具有正相关关系；当ΔT≤|T0|时，甲烷水合物存在明显的自保护效应，分解速率与ΔT的关系不明显。
确定沉积物中天然气水合物饱和度是评估水合物资源、开发利用天然气水合物工作中的一项基础而关键的工作。利用青岛海洋地质研究所自主设计、研制的天然气水合物阻抗监测模拟实验装置，研究了CO 2气体与去离子水在多孔介质中天然气水合物的生成与分解过程。指出：天然气水合物生成过程会使多孔介质阻抗增大；天然气水合物分解过程导致多孔介质阻抗减小。并且多孔介质的阻抗变化与反应体系的温度压力变化相互对应，能够体现天然气水合物生成与分解各阶段的特点。此外，还利用Archie公式，使用天然气水合物的阻抗值计算多孔介质中水合物的饱和度，得到了多孔介质中天然气水合物饱和度随反应时间的增长曲线。
针对常规合成记录标定技术存在无法满足精细储层预测和精细构造解释精度等难题，首次创新性地采用了一套高精度的小波分频标定技术，实现了地震地质多信息融合的分频井震标定、分频地质标定的新技术新方法，逐级提高了井震标定的精度，克服了子波不确定性对井震标定的影响，突破了传统依赖标定的相关系数判别标定结果的思维定势，将地震与地质信息有机结合在一起，减小标定的不确定性。在实际应用中对砂泥岩薄互层复合波、复杂岩性组合、地震反射特征不清、储层横向变化快等复杂的地质条件下，在精细井震标定方面取得了良好的效果。
静校正技术在复杂地表区地震资料处理中至关重要。在中国西部地区，地表起伏剧烈，表层低速带横向速度变化较大，静校正问题严重。传统的野外静校正和初至折射静校正方法在复杂近地表条件下很难求准近地表速度模型和静校正量。层析反演静校正方法通过非线性算法反演出准确的近地表速度模型，求出准确的静校正量。给出了层析反演静校正方法的基本原理和实现过程，包括射线追踪和联立迭代重构法反演。通过在塔里木盆地巴楚地区的实际应用，明显改善了地震叠加成像效果.
港东开发区明化镇组和馆陶组属于河流相沉积，应用高分辨率层序地层对比技术在明化镇组和馆陶组砂体细分小层的基础上，以三维地震资料为基础，通过精细层位标定确定储层砂体的地震响应特征，遵循层序对比的原则加密解释到小层，利用先进的分频处理解释技术和三维可视化技术，追踪河道砂体的分布范围。运用以点带面和以面促点的研究方法，对研究成果与实际钻井开展匹配分析。通过实际应用，取得了明显地质效果，为河道追踪预测技术提供了新的研究方法和手段。
裂缝油气藏勘探在油气勘探中占有重要位置，但由于裂缝发育机制的复杂性、裂缝储层的预测一直是裂缝油气藏勘探的难点，充分利用地震资料横向连续性的优势，从裂缝地层阻抗的变化和裂缝介质的方位各项异性特征这2个方面入手对裂缝展开预测研究，研究结果在牙哈地区寒武系碳酸盐岩裂缝储层预测中得到了实际应用，预测结果和实钻相吻合。
通过对渤海湾盆地临清坳陷东部未熟—低熟油的形成条件及形成机制探讨，总结出沙一段和沙三段的微咸水—咸水介质环境、丰富硫细菌和含硫化合物为临清坳陷东部未熟—低熟油气形成提供了有利条件，证实该区未熟—低熟油气形成是低活化能的富氢腐泥组分受到硫细菌早期低温降解作用的结果，明确该区未熟—低熟烃源岩硫细菌降解的有机质早期生烃阶段的Tmax 值为400~435℃， RO值为0.2％~0.5％，生油高峰Tmax值为420℃,RO值为0.35%左右。
根据饱和烃、轻烃、双金刚烷的分析资料，全面剖析了东营凹陷北带Es下4盐下段轻质油的地球化学特征。研究发现，轻质油Pr/Ph值为0.7，略呈植烷优势，轻烃中以正烷烃占优势，异构烷烃相对较少，2-甲基己烷/3\|甲基己烷的比值大于1，表征油源岩为还原的湖相沉积，生源母质较好。经轻烃指纹对比，结合双金刚烷成熟度指标分析认为，轻质油来自于Es下4盐下段烃源岩。进一步表明东营凹陷深层Es下4盐下段将成为勘探重要的潜力区带。
对四棵树凹陷主要含油气构造进行了系统的取样，然后对独山子背斜、西湖背斜和卡因迪克背斜主要含油层系进行了气相色谱和色谱—质谱分析，最后对这些原油的成熟度、生油母质和来源等进行了综合分析，取得了如下认识：紫泥泉子组原油和齐古组原油具有类似的地球化学特征，多数为成熟原油，沙湾组原油与两者存在一定差别，多数为低熟油；沙湾组油藏原油主要来源于下伏安集海河组烃源岩，少量来自于中下侏罗统烃源岩；紫泥泉子组和齐古组原油生物标志化合物参数相同，主要来自于下部中下侏罗统烃源岩。
靖边气田膏岩稳定发育，地层水和硫化氢分布局限，气田富硫区不受膏岩控制，而与富水区叠置耦合。通过模拟实验和地层埋藏演化史分析，从硫化氢生成条件及地层流体运动学角度探讨了这一现象的成因。结果表明，地层水对硫化氢生成的控制作用和储层强非均质性导致的气水分离不彻底是 “硫水耦合”的关键。该问题的研究说明：①靖边气田含硫天然气生成过程始终受地层水控制；②现今硫化氢分布是气水分离结果，并受储层非均质限制；③揭示地层水体分布的局限性可能是形成我国低含硫气田的一个重要机制。
传统的屏蔽暂堵技术不能有效防止致密储层中工作液的侵入,而以往靠降低界面张力排驱液相的方法效果短暂。在工作液中加入氟表面活性剂,增大润湿接触角,是一种降低毛管力减弱毛管自吸的新方法。润湿实验筛选出能将致密砂岩由液润湿改变为气润湿的氟表面活性剂。100℃下将岩心片浸泡在含所选氟活性剂的滤液中处理40 min,岩心片与滤液和水的接触角分别为120°和110°。毛管自吸、岩心流动实验表明,处理后岩心总吸水量降低了60%,自吸速率较处理前降低了40%～50%,驱替速率约是处理前的2倍。表明,氟活性剂能够有效改变储层岩心的润湿性,具有预防水相圈闭损害的应用潜力。
建立了具有压敏效应的试井模型，通过长庆苏里格气田气井的实例应用，分析了压敏效应对不稳定试井曲线特征的影响。应用考虑应力敏感渗流模型，不稳定压力动态试井曲线特征表明，拟压力及其导数曲线开始时为一直线，随着无因次渗透率模量的增加，曲线往上翘起，无因次渗透率模量越大，上翘越明显，此项特征可能是气井应力敏感的反映。此外，同一口井不同时间试井曲线特征不同，第2次解释储层渗透率都明显较第1次的值低，而且双对数曲线上翘得更早更快，表现出压敏效应对试井曲线的影响。研究结果有利于明确压敏效应对不稳定试井模型特征的影响，对我国压力敏感气藏不稳定试井分析具有一定的指导意义。
针对浅层气藏产量变化规律性差、天然气可采储量标定结果与实际动态吻合性差的特点,从产量数据的处理、标定方法的选择、气藏废气条件确定、天然气物性参数计算等方面,提出了提高天然气可采储量标定精度的方法；并以实际区块为例,进行了分析,得到了较满意的结果。该方法简单、实用、有效,提高了天然气可采储量的标定精度。
现代产量递减分析方法综合考虑流动压力和产量之间关系，通过特征曲线等分析求取地层相关参数并计算单井动态储量，取代了试井的部分功能。在对生产数据进行分析、处理后，采用现代产量递减方法对各单井的生产情况进行动态分析，提出了分析中可能会遇到的几种问题，计算了表皮系数、渗透率及动储量等参数，为井后期开发及井网调整部署提供了依据。经分析，目前吉拉克凝析气田由于边底水上升快，单井控制总储量明显小于气田地质储量，在分析基础上结合地质分析及数值模拟研究成果新钻3口水平井，随着井网逐渐加密，井储量控制程度明显增大。
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