成藏动力学是石油地质学研究的热点领域，它以油气成藏的动力学机制和动力学过程为核心，探讨油气聚集和分布规律。尕斯库勒油田位于柴达木盆地西部，是柴达木盆地最大的油田。应用成藏动力学原理，研究了该油田油气成藏动力学条件和过程，探讨了成藏动力学机制；在纵向上比较典型地划分出他源常压开放次生成藏动力学系统、他源常压开放原生成藏动力学系统、自源高压封闭原生成藏动力学系统和混源高压封闭原生成藏动力学系统；并且指出混源高压封闭原生成藏动力学系统中的E13层系和他源常压开放原生成藏动力学系统中的N21—N12层系为今后进一步主要勘探的目标层系。
鄂尔多斯盆地是我国重要的含油气盆地，以奥陶系碳酸盐岩为主的层位赋存有相当丰富的天然气资源。马家沟组在鄂尔多斯盆地有广泛分布，其中马一段、马三段、马五段以白云岩、硬石膏岩和盐岩为主，夹少量石灰岩；马二段、马四段、马六段为石灰岩和白云岩。运用沉积学与地球化学方法，分析了研究区马家沟组的沉积环境，认为：马一段、马三段和马五段沉积时期气候干热，海平面下降，盆地东部龙探1井区一带主要为台地蒸发岩相沉积，发育了膏盐岩和盐岩沉积，其周边则发育了一套白云岩夹薄层硬石膏岩的含膏云坪相沉积，在盆地东部周边地区主要沉积了泥质白云岩、白云质灰岩和细晶白云岩的云灰坪和局限海相沉积。马二段和马四段沉积期气候湿热，海平面上升，研究区主要发育了石灰岩夹少量白云岩的开阔海相沉积，周缘地区发育了白云岩和灰岩互层的云灰坪或白云岩为主的局限海相沉积。并建立了马家沟组的沉积模式，绘制了马家沟组各个岩性段的岩相古地理平面图。
四川盆地的栖霞组主要为灰—灰黑色灰岩及生物碎屑灰岩，沉积相以碳酸盐台内生屑滩相、深和浅缓坡相为主，海水较平静，生物繁茂，富含有机质，具志留系和阳新统2套较好的生油层，生气强度一般＞20×108m3/km2，最高达170×108m3/km2，是四川盆地最好的优质生油层。由于灰岩结构以泥晶为主，孔渗差，储气主要靠白云岩化作用、古岩溶作用和裂缝作用，白云岩化作用改善了孔隙空间，古岩溶形成了洞穴（钻具放空量最大可达4.75m），裂缝主要起着孔洞间的连通作用。尽管目前栖霞组的勘探程度尚很低，钻获的气藏较少，但也有高产气井，如自流井气田自2井栖霞组与茅口组合采已累积采气＞46.6×108m3说明潜力不小，前景乐观。
为对我国西部盆地中广泛发育的辫状河三角洲储层特征进行研究，以准噶尔盆地彩南油田侏罗系辫状河三角洲相储层为研究对象，对储层矿物特征、孔隙结构特征以及储层物性进行了详细分析。通过岩石碎屑组分、粘土矿物、颗粒磨圆度、分选等方面研究对研究区储层矿物特征进行分析，发现研究区储层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主，碎屑组分中不稳定组分（长石＋岩屑）含量高，成分成熟度低；利用孔隙半径平均值、平均孔喉比、孔隙配位数、孔隙均质系数、平均喉道宽度、排替压力等6个参数指标对孔隙特征进行分析，结果显示辫状河三角洲相储层孔喉特征中等；储层物性分析结果显示辫状河三角洲相储层的孔渗变化较大，整体上为中等孔渗储层，可以作为一种较好的油气储集层。
通过气油比、地层温度对比等研究，认为柯19井J1气藏和丘东气田J2x凝析气藏、小草湖地区J2x—J2s凝析气藏是相似的，是长期较高地层温度作用下油气裂解的产物。论证了柯柯亚J1b气层属于后期致密型气藏，即油气在早期(晚侏罗世—早白垩世）形成的古油藏中继续演化为凝析气藏。一定气油比的烃体系、较高的地层温度、压力是形成凝析气藏的必要条件，吐哈盆地下侏罗统满足形成凝析气藏的条件。吐哈盆地下侏罗统气藏主要受古构造控制，在丘东和小草湖地区有广阔的分布；在圈闭描述的基础上，指出近期勒东和红旗坎地区是下侏罗统天然气勘探的有利地区。
在对吐哈盆地台北凹陷西缘层序地层格架建立的基础上，以区域沉积背景分析为先导，在明确台北凹陷西缘沉积主控因素的前提下，分析准层序组及体系域的叠置样式，划分沉积体系类型，首次在研究区开展了以四级层序为单元的沉积体系展布特征及空间演化分析，为在研究区开展储、盖层评价、生储盖层组合分析、勘探层系优选和各类型油气藏区带评价奠定了基础。
由于受强烈的构造挤压作用，库车坳陷膏盐层厚度横向变化剧烈，但研究表明膏盐层及盐相关构造分布特征仍具有一定的规律性。以库车坳陷中部盐层和盐下构造为研究对象，以盐构造样式为主体，以盐下构造样式为依据，将库车坳陷盐相关构造划分为3类5种构造样式，即盐收缩式（下伏低缓构造、下伏冲起构造、下伏叠瓦构造）、盐伸展式（下伏低缓构造）和盐底辟式（下伏叠瓦构造）。阐述了不同类型的盐相关构造样式的分带分块特征，并分析出控制盐相关构造样式的主要因素是构造挤压作用和差异负载作用，同时还详述了库车坳陷中部盐相关构造的形成机制。
黄骅坳陷埕北断阶带具有含油气目的层多，油气藏类型多样，纵向叠置、平面连片，油气复式聚集的特点。油气藏形成的主要控制因素为：充足的油气源、良好储集条件和储盖组合、基岩潜山背景下的断阶构造、长期继承性发育的断层等, 其中，断层和盖层是控制油气纵向成藏的关键因素；基岩潜山背景下断阶构造和输导体系是控制油气横向成藏的主导因素。油气富集规律为: 平面上，油气沿近东西、北东向主断裂展布；纵向上，油气自北向南、自西向东呈阶梯状分布；储层厚度和物性以及砂体类型控制油气富集程度；圈闭的位置与砂体形态控制油气藏的厚度与含油范围；泥岩盖层控制了油气富集的层位；复式输导体系决定了不整合面上下是油气富集的有利部位；埕北断阶断裂、不整合面及砂岩输导层三者不同的配置关系，构成了研究区多种油气运聚方式, 其中“多”字型成藏模式（即阶梯状输导成藏模式）是研究区的主导成藏模式。
松辽盆地断裂活动与天然气的形成和分布有密切的关系。徐深地区天然气勘探取得重大进展，研究徐西深大断裂与火山岩天然气成藏的关系具有重要意义。从徐西断裂的几何学特征入手，研究了其活动特征和演化过程，结果表明深大断裂控制了断陷发育和沉降中心，从而控制了沙河子组烃源岩的分布及营城组火山岩储层的展布。沿徐西断裂发育的爆发相火山岩和巨厚烃源岩构成良好的生储盖组合，为天然气以较大规模成藏创造了有利条件。
以胜坨油田三区东营组三段为例，对辫状河储层中隔夹层的层次结构进行了分析。认为在精细油藏描述阶段，隔夹层有砂层组间的隔层、小层间的隔层、单砂层间的隔层及层内的夹层4个层次。不同尺度的隔夹层在岩石类型、发育程度、厚度及展布特征等方面均存在较大差异，导致其对剩余油的控制作用不同。其中，砂层组间的隔层全区稳定分布，厚度较大，对油气能起到完全封堵的作用，而单砂层间的隔层稳定性差，虽也是连片分布，但出现多个砂体连通区，易发生窜流，使纵向非均质性增强。小层间的隔层则介于两者之间。层内夹层则因为东三段地层已精细划分到单砂层，发育程度中等，仅在局部使油水关系复杂。
应用整体、动态及综合分析方法，重点对珠江口盆地发育演化特征及其对油气成藏地质条件的控制作用进行了系统地分析研究，指出该区在晚白垩纪—早渐新世多幕断陷裂谷阶段，主要沉积充填了始新统文昌组中深湖相和下渐新统河湖沼泽相煤系及湖相2套主要烃源岩；晚渐新世—中中新世裂后断拗转换及热沉降阶段，则主要形成了上渐新统珠海组及下中新统珠江组分布较广的海相砂岩储集层及其储盖组合；而晚中新世后新构造运动及热沉降拗陷阶段，由于构造及断裂活动较强烈，发育了大量NWW向断裂，不仅控制了盆地最终构造格局及展布，亦为深部油气向上覆海相地层和各类局部构造及圈闭中运聚成藏提供了运移通道，而当其与油气生、运聚条件良好配置时，即可构成颇具特色的下生上储、陆生海储的油气成藏组合类型。总之，该区晚中新世以来的新构造运动对盆地最终构造格局形成及展布均产生了极为重要的影响，且对其油气运聚成藏及分布起到了决定性的控制作用。
歧深1井是一口位于渤海湾盆地黄骅坳陷歧口凹陷滨海断鼻的深层探井，在4 823.0～5 088 m沙三段地层用10.32 mm油嘴日产气54 611 m3。天然气甲烷、乙烷碳同位素异常重，δ13C1值在-35.7‰～-32.7‰之间，δ13C2值在-19.1‰～-15.2‰之间。通过对该井沙三段烃源岩热解气碳同位素和轻烃的研究，并结合天然气组分、碳同位素和轻烃以及储层包裹体的特征，认为该天然气属于高成熟天然气，主要来自研究区埋深更大的沙三段烃源岩，具有多期充注的特征。证实歧口凹陷存在高成熟，甚至过成熟天然气，进一步明确歧口凹陷深层天然气勘探要以沙二段、沙三段为主要目的层。
乌伦古坳陷存在侏罗系、三叠系和石炭系3套烃源岩，其中侏罗系烃源岩为未熟烃源岩，三叠系和石炭系为成熟烃源岩。油源分析结果表明滴北1井油气源自石炭系烃源岩。在此基础上，对研究区构造和石炭系烃源岩演化进一步分析后认为，该区圈闭的形成期与石炭系烃源岩的生排烃期匹配关系较好，石炭系烃源岩是该区最有利的一套烃源岩。
柴达木盆地西部地区第三系为柴达木盆地近年来主要产油区，其中在南翼山地区深浅层均发现含油气层系，单层产量较高。油源对比表明南翼山油田油气来源于小梁山凹陷，近年来，南翼山地区中浅层石油年产量增长较快，已成为新的接替领域。对该区的烃源岩研究表明：小梁山凹陷烃源岩以暗色灰质泥岩、泥灰岩为主，夹少量碳酸盐岩，烃源岩主要分布在下干柴沟组上段（E23）、上干柴沟组（N1）、下油砂山组（N12）、上油砂山组（N22）中，有机碳含量相对较低，但氯仿沥青“A”和总烃含量较高，均在100×10-6以上，最高达到1 000×10-6以上，属于好烃源岩；有机质类型主要以Ⅱ型为主，热演化程度从未成熟—成熟阶段均有分布。研究表明，上干柴沟组（N1）、下油砂山组（N12）烃源岩有机质丰度高，生烃潜力大，是该区的主要供油源岩。
油气田产量的变化要经过产量上升—产量稳定—产量下降的全过程。常规气井经过投产以后，产量稳定到一定时期就进入到递减阶段，预测此阶段的产量，对开发方案的调整、地面工程建设、气井的经济评价、增产措施的决策等具有重要意义。在近年来油气井产量递减研究成果的基础之上，研究了不同Arps产量递减曲线的关系，得出了常规气井产量递减符合双曲线递减，总结了影响气井产量递减的主要因素，分析了这些因素的改变对产量递减曲线趋势变化的影响，并通过气井递减曲线变化的趋势来指导气井递减阶段的产量预测。
元素硫沉积是高含硫气藏开发中最重要的研究内容之一。为了准确获得高含硫气藏中饱和元素硫含量，通过自主设计实验方法和实验流程，购置相应实验配件，以真实气体为实验对象，测定了B24井和TD5-1井井口气样在一定温度和不同压力下元素硫溶解度。该实验方法的建立，为准确测定不同高含硫气体中元素硫溶解度提供了参考和依据。在实验研究成果基础上，对目前广泛使用的Chrastil模型和Roberts常系数模型的正确性进行了关联性研究，结果表明利用Chrastil模型计算高含硫气体中元素硫溶解度误差较小，准确性较高，而Roberts提出的常系数模型由于只是以特定的流体组分和实验条件为基础回归得到，其对不同组分和压力温度条件下元素硫溶解度的计算误差较大。
传统的建模方法包括确定性建模和随机建模，但它们不能实现储层参数在时间维的预测。建立储层参数的四维模型能够揭示储层参数在四维空间的分布和演化规律，对剩余油的进一步挖潜具有重要的理论和现实意义。在充分吸取已有2种储层四维建模方法优点的基础上，提出了一种建立储层四维模型的新方法：首先结合实验分析、生产动态等资料，来求取历史储层参数；接着利用人工神经网络方法，对历史储层参数进行学习与训练，总结出各井点储层参数随时间的演变规律，进而对未来的井点储层参数做出预测；然后建立起构造模型，应用随机模拟或克里金插值方法来预测井间的储层参数；最后应用三维数据场可视化技术，对各个开发时期的储层参数进行显示。通过该方法建立起江苏油田庄2断块E1f1-1小层含油饱和度的四维模型，结合生产动态数据分析，发现所建的四维模型较准确的反映了E1f11-1小层含油饱和度在三维空间的分布和演化规律。
油水关系特征及油水分布状况是油藏描述的重要内容之一。正确认识油藏的油水分布特征，对于油藏的方案编制、注水开发等起着至关重要的作用。潜山油藏不同于碎屑岩油藏，由于其特殊的储层结构以及储集空间类型，导致该类油藏中流体空间分布更具复杂性。以塔里木盆地塔河油田奥陶系油藏为例，根据单井以及井组的开发特征，结合该区储层分布特点，总结归纳了缝洞型碳酸盐岩潜山油藏油水关系模式，主要有普通式、隔油式、隔水式、复合式以及纯油式；针对每一类模式，实例分析了典型井以及井组的生产或见水特征。
土壤吸附丝样品采集方式包括野外(新鲜土壤)插丝采集和室内(土壤样预处理后)插丝采集2种。为了探究土壤吸附丝不同采集方式的应用影响因素,在渤海湾盆地临南某区进行了2种吸附丝采集方式的对比实验,发现2种样品采集方式对不同吸附丝指标构成的影响程度不同,但有效指示油气藏的C2-8、C9-19、总烃等多个指标异常空间展布特征并未受其采集方式的影响。准噶尔盆地柴窝堡某区野外采集的吸附丝样品,C4-5指标环状异常对柴参1井油气藏有很好的指示效果。塔里木盆地英南2井研究区室内采集的吸附丝样品,C2-8指标“驼峰”异常、C9-19指标顶端异常的空间展布特征很好地指示了英南2井气藏。3个地区有效吸附丝指标真实响应油气藏的应用结果表明：采集方式是吸附丝有效指标的外在影响因素；吸附丝指标地球化学特征是其内在影响因素；油气藏油气垂向微渗漏才是吸附丝有效指标的作用因素,它也是吸附丝有效指标响应油气藏的真正原因。
黄土覆盖区有其特殊的地形及地质特点，一些常规的油气勘探方法在该地区的应用受到很大的限制，而油气化探方法凭借自身的特点和优势，在黄土覆盖区的油气勘探中发挥了重要的作用。但随着勘探程度的深入，已有的一些油气化探方法已不能满足油气勘探的需要，而游离烃方法作为目前国内外普遍开展的一种油气化探方法，由于其良好的油气勘探效果，正得到越来越广泛的应用。但由于黄土区地貌特征的制约，游离烃方法在黄土区还没有得到广泛利用。无锡石油地质研究所从采样工具的改进入手，研制开发了便携式游离烃采样装置，并使用该装置在黄土覆盖区开展了油气勘探的试验研究工作，试验取得了良好的效果，展现了游离烃方法在黄土覆盖区的良好应用前景。
通过对不同含氧官能团、烷基侧链及不同变质的煤结构模型对甲烷分子的吸附作用能的计算分析，结合煤结构、煤吸附等已有知识，很好的解释了干燥基和平衡水分的等温吸附实验条件下，煤对甲烷的Langmuir体积随煤级的变化规律及其差异；并指出煤分子结构是影响Langmuir体积随煤级变化的主要因素。
根据以往资料和实验测试结果，研究了焦作煤田主力煤层二1煤层的储层结构、渗透性、吸附性等物性特征及分布规律，采用定性与定量相结合的方式，对煤层含气性的变化规律及控制因素进行了探讨。研究认为：焦作煤田二1煤层微孔含量最高，其次是过渡孔，而大中孔含量要低得多，具有很强的吸附能力和较强的扩散能力，但渗流或层流能力很弱；煤层渗透率较低，且随着埋深的增加而减小，但地质构造对煤层渗透性具有一定的影响，并且研究区内煤层压裂处理渗透性可明显改善；煤层顶、底板岩性为煤层气体提供了良好的保存条件，而有效埋深、断裂构造对本区煤层含气性具有重要的控制作用。随着有效埋深的增加，含气量先是急剧增大，到了一定阶段后，增大趋势变缓，之间具有对数正相关关系；向斜轴部煤层气含量高于两翼，而背斜则呈现相反的趋势；区域大断裂带附近以及多组断裂的交会部位，煤层含气量往往较低。
在分析国内外煤层气发展现状的基础上，对新疆煤层气资源分布、赋存特征进行了研究，认为新疆煤虽然变质程度低，但煤层气资源量丰富，部分矿区盖层条件和水文地质条件较好，而且向外输送煤层气方便。但是，由于新疆煤层气勘探程度低，投入少，勘探、开发方法和技术储备不足，因此需要加大煤层气勘探开发力度，加强煤层气战略选区评价，对高瓦斯煤矿开采必须先采气后采煤，同时要加大政府投入和扶持力度。
页岩气勘探开发始于美国,并且取得较好的地质效果和经济效益。页岩气是一种非常规天然气,以吸附或游离状态为主要存在方式,表现为典型的“原地”成藏模式,其成藏受泥页岩厚度、分布、有机地球化学特征、孔隙度和渗透率条件、裂缝发育程度、盖层条件等的综合控制。鄂尔多斯盆地三叠系延长组泥页岩分布广泛,并且泥页岩厚度较大、有机碳含量较高、热演化适中、气测显示活跃、页岩中裂缝发育,页岩气资源潜力较大。初步研究表明鄂尔多斯盆地南部地区是三叠系延长组页岩气发育的有利区域,其中定边—华池—富县的“L”型区域是最有利发育区,向外围泥页岩气的潜力逐渐变小。
页岩气藏是一种非常规气藏,由于气藏特征的特殊性导致储量计算方法有别于常规气藏。首先探讨了页岩气藏的特殊性,其一是存储特征为形式上游离气和吸附气并存、空间上孔隙和裂缝同在；其二是产气机制主要为游离气的扩散和吸附气的解吸。在此基础上,总结了计算页岩气储量的方法,主要有类比法、容积法、压力/累计产量法、物质平衡法、递减曲线分析等,并讨论了各种方法的适用条件。同时,指出在页岩气储量计算中应特别重视孔隙度、裂缝、吸附气、含气饱和度等几个关键问题,并介绍了这些参数的确定方法。
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