在石油溶解气研究中丰度具有重要的意义。若以储量计算丰度多会出现较大偏差，甚至在采出程度并不高时使溶解气剩余可采储量和丰度呈现负值。以石油和溶解气累计产量计算丰度则可消除因年度具体情况不同带来的影响，使溶解气丰度更有代表性。溶解气丰度值在中国全国大区间表现为西北最高、海域最低，大盆地一般高于相邻的小盆地。但在同一盆地的不同单元、不同油田间,同一油区(田)勘探开发的不同时期间丰度值可能会有相当大的差异，显示出溶解气丰度的控制因素是复杂的。总体看来，石油溶解气丰度与区域富气性有较强的相关性，保存条件对其亦有直接的影响。目前我国对溶解气的研究还相当薄弱，但溶解气利用潜力很大，建议以合理的政策促进对溶解气的利用。
分析了低渗透油气资源的分布状况、勘探开发现状以及低渗透储层地质特征和形成机理，指出：油气藏不易识别、油气层判识困难、渗透率低、具启动压力梯度、弹性能量小、油井见注水效果缓慢、见水后产液指数大幅度下降、水窜和水淹严重等是当前制约低渗透油气田勘探开发的主要影响因素；多参数联合反演储层预测技术、压裂技术、井网优化技术、超前注水技术、水平井开采技术、CO2混相驱技术、微生物采油技术等是低渗透油气勘探开发的特色技术。
结合封闭体系费—托合成实验，综述了已知非生物气苗和松辽盆地深层天然气化学成分及碳氢同位素组成特征与进展。对非生物气和松辽盆地深层天然气研究现状进行了思考。建议关注非生物气化学组成特征和实验条件的探索，加强热力学平衡体系和气藏后期地质过程的研究，综合研究松辽盆地深层天然气的成因。
塔里木盆地海相油气勘探潜力巨大，近几年来展现出喜人的勘探局面。叠合盆地碳酸盐岩油气成藏的复杂性和改造作用，给油气成藏研究提出了严峻挑战。目前，在油气的来源、油气藏形成时期和过程方面存在一定争议。为了适应目前的勘探形势，让油气成藏研究成果能够更加有效地指导勘探与生产实践，2009年7月在甘肃省兰州市召开了“中国西部典型叠合盆地复杂油气藏形成改造再聚集机制”学术研讨会，专门针对塔里木盆地油气成藏的研究现状及存在的问题开展了深入讨论，并取得了如下共识：①正确认识油气来源对于资源评价非常重要，塔里木盆地海相油气主要来源于寒武系和奥陶系2套烃源岩，油气“混源”现象突出，中上奥陶统烃源岩贡献比例较大；②油气成藏时期总体与重大构造变革期相对应，晚加里东期是寒武系大量生排烃期，早海西期由于抬升暴露油藏破坏而形成志留系沥青；晚海西期是奥陶系油藏的重要充注成藏期；天然气主要在晚喜马拉雅期注入；③动态研究油气成藏过程，必须恢复重要成藏期的古构造，并考虑历史时期的地质事件可能对油气成藏有着重要影响，应选准几个典型油气藏进行精细解剖，然后从整体上总结油气区域分布规律。
根据气体组分、甲烷同系物碳同位素及轻烃参数，确定济阳坳陷孤北潜山带煤成气源主要为石炭—二叠系煤系烃源岩，中生界煤系烃源岩也具有一定的贡献，煤成气主要分布于第二排山、第三排山北部远离孤北断层地区及第四排山。在煤成气源确认的基础上,通过储集层流体包裹体均一温度及生烃动力学分析，结合烃源岩的生烃—埋藏史,认为该区石炭—二叠系煤系烃源岩经历了4次生烃过程，燕山期和喜马拉雅期是主要生烃期，中生界煤系烃源岩生烃期主要为喜马拉雅后期。该区煤成气藏可能有2种成因，一是源自石炭—二叠系煤系烃源岩的原生气藏在喜马拉雅期被破坏后再次聚集而成;二是喜马拉雅期埋藏较深的石炭—二叠系及中生界煤系烃源岩再次生烃形成，其中第二种成因的煤成气是今后孤北潜山带天然气勘探的重点。
通过气源岩热演化生烃史、储层流体包裹体均一温度、天然气轻烃及构造活动综合分析，探讨了济阳坳陷渤南—孤北地区深层天然气藏的形成时间和期次。研究表明，孤北潜山带存在2期不同成因天然气的充注过程：煤成气于新近纪馆陶沉积晚期充注、油型气于新近纪明化镇中期充注；渤南洼陷油型气藏存在沙一末至东营末期和明化镇期至现今的2次充注过程，以第二期充注为主。不同构造部位、不同层系的成藏期有明显差异，构造低部位气藏形成时间早于高部位。
黄骅坳陷位于渤海湾盆地中北部，构造上隶属于华北盆地。通过对黄骅坳陷构造演化、盆地叠合改造过程和研究区内深层烃源岩演化过程的研究，以及对盆地叠合改造影响黄骅坳陷深层油气成藏和新生古储、古生古储、古生中（生界）储、新生中（生界）储等多种成藏类型的分析，认为该区深层油气成藏潜力较大，提出新生古储潜山、中央隆起带新生中（生界）储潜山、古生古储原生油气藏等勘探方向。
通过岩心观察、镜下薄片、扫描电镜和X衍射分析等资料，对松辽盆地龙西地区泉四段砂岩成岩强度、成岩作用类型及其对储层物性的影响进行了研究，根据自生矿物和古地温特征，认为：龙西地区泉四段砂岩为中成岩阶段A期，且细分为A1亚期和A2亚期；龙西地区泉四段的结构成熟度中等的长石岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩，发生的主要成岩作用类型有压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用；压实作用和胶结作用使得原生孔隙减小，物性变差，而溶蚀作用使得储层孔隙结构得到改善，储层物性变好，在1 600~2 000 m形成次生孔隙发育带。
塔中古隆起复式油气聚集区在石炭系、志留系、奥陶系及寒武系均发现了大中型油气藏。勘探开发成果与石油地质研究表明，塔中Ⅰ号坡折带大型礁滩复合体、大型风化壳岩溶储集体等是塔中富油气区大型—特大型油气田发育的重要领域；继承性古隆起是油气运聚成藏的基础；多充注点多期次泵注式大面积成藏是塔中海相碳酸盐岩整体含烃、局部富集的关键；多套优质的碳酸盐岩孔—洞—缝岩溶储层是形成大型非常规岩溶缝洞型凝析油气田的前提。塔中富油气区上奥陶统礁滩复合体、下奥陶统风化壳油气藏横向连片、纵向叠置，是油气勘探的重点领域。
在库车坳陷天然气勘探中,由于目的层段上覆膏盐岩厚度变化大、钻井液密度高使得在该区天然气勘探中卡取层位、发现气层十分困难。从天然气藏的高温异常成因、特征出发，根据目前库车坳陷预探井在钻井中普遍应用综合录井仪，能够对井底温度进行连续测量的生产技术条件，结合库车坳陷古近系—白垩系目的层段主要为高压天然气层的实际，充分利用气层温度异常高的特点，通过对地层温度的连续监测，对地层变化进行了及时、准确地预测，卡准了地层、发现了气层，解决了生产中的难题。
通过系统测定塔东地区下古生界烃源层和储层中的固体沥青含量，进而估算了原油裂解气资源量。整体来看，塔东地区下古生界原始烃源岩曾具有巨大的生烃潜力，并且曾生成过大量原油。在区块上，单位面积固体沥青含量由西向东依次增高；在层位上，中寒武统（烃源层）含固体沥青最多；在期次上，以较早期生成的固体沥青为主，较晚期生成的固体沥青为次；在赋存空间（储集层与烃源层）上，绝大部分（87%）固体沥青均停留在烃源层中，储集层中固体沥青仅占固体沥青总量的13%。裂解生气量、裂解气资源量和固体沥青含量是密切相关的，它们的分布特征也与固体沥青相同，考虑固体沥青的形成期次，遴选适宜的聚集系数，最终计算塔东地区下古生界裂解气资源量为（2.18~4.37）×1012m3，表明塔东地区下古生界具有较好的天然气勘探潜力。
鄯勒低渗透油气藏储层物性差，纵向上存在2个次生孔隙发育带，对应于西山窑组二段和三工河组油层。次生孔隙发育带钾长石溶蚀强烈，自生高岭石很发育，相对含量大于25%，以蠕虫状和书页状分布于骨架颗粒间。大量自生高岭石发育所需的开放—半开放流体体系同时也有利于油气富集。根据成岩作用特点及储层孔隙演化特征，对西山窑组二段储层划分了3种成岩—储集相，评价了不同成岩作用相互作用下的次生孔隙发育的程度。此外，沉积条件决定了砂体原始物性的好坏，后期构造作用形成的裂缝又有效地改善了储层物性，三者共同控制了研究区油气的富集程度，是鄯勒地区西山窑组背斜型油藏的储油机理。
南海北部边缘盆地CO2资源丰富，CO2成因类型主要属壳源型、壳幔混合型和火山幔源型，这些不同成因CO2的形成主要取决于具体的地质条件及控制因素。由于盆地所处地质背景、地质属性和结构类型的差异，导致不同地区的油气、CO2运聚规律与形成的地质条件及主控因素均明显不同。壳源型和壳幔混合型CO2富集于西北边缘莺歌海走滑伸展型盆地，受控于海相含钙砂泥岩与泥底辟热流体上侵活动的物理化学综合作用；火山幔源型CO2则主要展布于东北边缘琼东南及珠江口断陷裂谷盆地，其火山幔源岩浆脱排气活动与深大断裂导气输送作用的配置，控制了这种类型CO2的运聚乃至富集成藏过程。
在剖析川西坳陷深层上三叠统须家河组天然气成藏地质特征的基础上，利用储层容积法对川西坳陷中段上三叠统须家河组的天然气资源量进行了计算。研究结果表明，川西坳陷中段深层须家河组成藏地质条件优越，且蕴藏着丰富的天然气资源。须家河组具有很好的生烃条件，烃源岩具有厚度大、分布广、有机质丰度高、品质好、生气量巨大的特点。须家河组内低孔渗、非均质储集岩发育，砂岩储层主要集中发育于须家河组二段和须家河组四段，而须三段和须五段的泥页岩分布广、厚度大、岩性稳定，分别构成了须二段和须四段气藏的直接区域盖层。须家河组内圈闭发育、类型多样，生、储、盖配置关系良好。经计算，川西坳陷中段须家河组的天然气资源量为5 431.2×108 m3，具备形成大中型气田的物质基础，勘探前景良好。其中，绵竹—盐亭近东西向隆起的东西两段、龙门山前缘的区域性陡坡以及坳陷东侧的缓坡带均为有利的油气运移聚集带。
鄂尔多斯盆地下奥陶统马家沟组马六段在盆地南缘广泛分布，从北向南厚度增大。岩性为含藻石灰岩、云斑灰岩、粉晶白云岩和颗粒白云岩。从早奥陶世华北地台南缘大地构造背景出发，分析了鄂尔多斯盆地南缘下奥陶统马家沟组马六段的沉积环境和沉积模式。综合露头剖面与井下岩心分析资料及岩性组合特征，探讨了马六段成藏要素及其空间配置关系，指出马六段以局限洼地和白云质石灰岩台坪沉积为主，局部层段发育礁滩相沉积，经后期成岩白云岩化可形成有效的白云岩储层，与上覆富含泥质的平凉组共同形成上生下储型成藏组合，具有一定的资源潜力。
阿姆河盆地为图兰地台东南部大型含油气盆地，夹于东欧板块、哈萨克板块、阿拉伯板块和印度板块之间，具有古生界基底和中新生界盖层的沉积盆地。中下侏罗统含煤岩系为主要生烃岩系，上侏罗统巨厚蒸发岩为区域性盖层，将盆地盖层分为盐上碎屑岩含油气系统和盐下碳酸盐岩含油气系统。根据基底构造与沉积盖层特征，盆地内部可进一步划分为阿姆河坳陷、穆尔加勃坳陷、扎翁古兹坳陷、中央卡拉库姆隆起、巴哈尔斜坡、科佩达克山前凹陷及列佩杰克盐丘构造带等大型构造单元。
近年来，随着常规油气藏勘探难度和勘探风险日益增大以及火山岩油气藏的不断发现，火山岩油气藏作为油气勘探的一个新领域，已引起了石油界的普遍关注和高度重视。以往的研究大多集中在研究喷发岩的地震信息识别及其与油气的关系，研究侵入岩的地震信息识别及其与油气的关系具有重要的理论与现实意义。通过对典型地震剖面的研究，识别出了岩株、岩盖、岩床和岩墙4种产状的侵入岩岩体，阐明了它们的地震信息识别特征，同时分析了不同产状的侵入岩与油气的关系，论述了8种与侵入岩有关的油气圈闭类型。
克拉2气田地表为山丘、冲沟及河流，地震资料录取和处理难度大；目的层以上为高陡地层，岩相、厚度变化大，盐层、石膏、软泥、高压水层发育；需要准确预测复杂地质层位深度以防漏、卡、溢、喷。用实例阐述了常规的邻井层位厚度对比法和地震剖面法预测新井层位的局限性及误差产生的原因，提出了依据新完钻井不断修正层速度构造成图预测复杂层位界面深度的方法。该方法的应用，提高了克拉2气田复杂地层预测的精度，推广到迪那2气田的应用中也取得了良好的效果，对于其他类似或大井距油气田的钻井地质设计和跟踪具有借鉴意义。
通过对四川盆地海相层系天然气组分和碳同位素以及储层固体沥青元素分析，四川盆地海相层系天然气地球化学特征不同于我国典型煤成气，而与油型气相似，热演化程度普遍很高，已处于油气裂解阶段。烷烃气碳同位素组成普遍存在局部倒转现象，即δ13C1>δ13C2<δ13C3。造成烷烃气碳同位素倒转的原因可能是后期热化学硫酸盐还原反应（TSR）改造;四川盆地海相层系储层沥青元素与陆相碎屑岩明显不同;在川东北地区非海相砂岩中储层固体沥青贫S并具有较低反射率；而海相层系固体沥青中富S。海相层系固体沥青主要为原油热裂解和TSR共同作用产生的，而陆相则仅为原油裂解产生。
通过对吐哈盆地23个原油样品进行轻烃组分、Mango参数和成熟度等研究，认识到原油富含环烷烃，直链烷烃含量低，以陆源有机质为主；甲基环己烷指标(MCH\|I)指示出原油的干酪根类型为Ⅲ型；N61/N51值和(N61+N51)/（P2+P3+ N2)值等不同结构类型轻烃化合物的比值显示原油属于陆相油；C7化合物组成中甲基环己烷＞50%，二甲基环戊烷＜9%，正庚烷＜40%，是煤成油和混源油的特征；根据石蜡指数和庚烷值认为吐哈盆地原油属正常原油，原油生成时最大温度介于91.16~102.22℃之间。
对采自柴达木盆地涩北1井的2块钙质泥岩样品的饱和烃、芳烃和非烃馏分进行了系统的分析。检测出微生物特征生标MPI和角鲨烷化合物，在非烃馏分中检测出不饱和脂肪酸、异构脂肪酸和反异构脂肪酸。样品所处的地温为30℃左右，古环境细菌发育。同时检测出的8，14\|断藿烷和烷基酮系列是微生物对沉积有机质改造的产物。在微生物作用下，低熟源岩有机质发生大分子向小分子转化，强烈的去甲基过程，藿烷C31/32αβ22S/（22S+22R）值和甾烷C29ββ/(ββ+αα)值等参数出现异常。微生物对低熟源岩的生物降解作用，有利于烃源岩生成气态烃,且对其降解具有饱和烃>芳烃>非烃的特征。
渭河盆地地热水富含烃类天然气，甲烷含量一般在10％左右，最高可达82.44％。碳同位素分析结果表明，烃类天然气具有正碳同位素系列特征，其中位于户县—西安新生代沉积凹陷的地热水伴生天然气δ13C1值小于-55‰，具有生物成因气的特征，而其他地区地热水伴生烃类天然气δ13C1值在-38.7‰ ～ -27.2‰之间，为热解成因天然气。天然气源岩分析显示，渭河盆地古近系张家坡组深水湖相沉积岩系，是渭河盆地生物气的重要源岩。分布于渭河断裂之北、构成渭河盆地基底的古生界，与出露于鄂尔多斯盆地南缘铜川—韩城（即渭北隆起）一带的古生界相当，是渭河盆地热解天然气的主要气源岩。
深盆气的最本质特征是盆地中心饱含气。凡煤系发育、构造稳定、埋藏适中、经历过高地温演化阶段的盆地都能形成深盆气。深盆气上倾方向多因致密岩石含水而封闭，孔隙性地层的水封只是个例，它因深盆中仍不断大量供气而存在。深盆气形成于高温高压的环境中，早期地层水因汽化而与甲烷气混溶，一部分随岩性变致密加厚水膜而成为束缚水，导致深盆气盆地内无水层。但在深盆气萎缩阶段，降温降压过程可使蒸汽水“冷凝”形成深盆气中的“酸点”。“酸点”水规模小呈散点状分布，矿化度低于正常地层水矿化度。深盆气因所处演化阶段不同而具有不同的压力特征，既可以是低压的，也可以是高压的。松辽盆地、沁水盆地和西北侏罗系含煤盆地都具有深盆气形成的条件。
南襄盆地泌阳凹陷深层系致密砂岩普遍含油气，油气分布不像常规油气藏那样严格受圈闭条件控制，油气藏也未发现有统一的油气水界面，这是由于成岩作用演化到一定阶段后，在水层的低部位形成了一个相对成岩作用较强带，虽不能完全起到遮挡或封堵作用，但它降低了储层的导流能力；同时，油气显示层中烃类成分不断裂解，新的油气又不断注入，形成了“深盆油气藏”，该气藏具有“三层楼一夹层”特征。
烃类微渗漏与宏渗漏的识别可提高化探异常解释的正确性，对识别标志研究现状进行了综合分析，表明微生物、罐顶气、酸解烃、土壤气对2类渗漏有不同响应。宏渗漏多具有微生物及烃检测异常指标呈线状分布、烃浓度高、C6+多、烷烃/烯烃值高的特征；而微渗漏多具有微生物异常指标呈散乱分布、烃浓度低、几乎无C6+、烷烃/烯烃值低的特征。对四川盆地南大巴山冲断褶皱带内的镇巴区块长岭—龙王沟地区展开研究，表明龙王沟异常带具有土壤丁烷氧化菌及酸解烃C1—C4异常点线状分布、C1—C4浓度高（>1 000×10-6）、乙烷/乙烯值高（>10）的特征，为宏渗漏，与下伏油气藏可能不垂直对应；长岭复向斜异常带具有土壤丁烷氧化菌异常点散乱分布、C1—C4浓度低（<100×10-6）、乙烷/乙烯值低（<5）的特征，为微渗漏，与下伏油气藏垂直对应。
正确认识化探技术在隐蔽油气藏勘探中的有效性和总结成功的隐蔽油气藏勘探实例，对我国现阶段隐蔽油气藏勘探具有十分重要的作用和意义。选择渤海湾盆地临南某断块隐蔽油气藏，利用化探精查技术对研究区化探样品酸解烃甲烷、重烃指标地球化学场特征进行描述和研究：该区存在稳定的酸解烃甲烷[JP2]、重烃指标地球化学场，两酸解烃指标地球化学场亦具有良好的空间重现性，它们均以稳定的环状异常模式有效地指示了下伏断块隐蔽油气藏，该断块隐蔽油气藏的油气渗漏（油气微渗漏、夏口断层油气渗漏）与油气藏上方两酸解烃指标异常间存在着“因果”关系。鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地等地区油气化探实例说明：化探技术在这些地区隐蔽油气藏勘探中取得良好应用效果的基础是化探方法选择、有效化探指标的选取和组合、化探指标综合异常信息提取、探区相关石油地质认识等多种因素的紧密结合。临南断块隐蔽油气藏油气化探的研究认识和鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地等地区隐蔽油气藏的化探实例表明：化探技术可在隐蔽油气藏勘探中发挥重要作用。
大宛齐油田是一个滚动开发的高非均质性复杂砂岩油藏，原油产量逐年上升，因此无法直接用常规方法分析其产量递减规律。采用了2种不同的研究方法，实例证明油井投产时间平移法可较好地满足研究条件，得出较为可靠的产量递减曲线。该方法为研究同类型油田提供了有价值的借鉴。
裂缝—孔隙型致密砂岩气藏具有低孔低渗、高毛管压力、裂缝发育、水湿性、高束缚水饱和度等地质特征。在钻井完井、增产改造及气藏开发过程中，滤液和边底水等侵入会导致气井近井地带含水饱和度上升，气相渗透率下降，致使发生水相圈闭损害。针对裂缝—孔隙型致密砂岩气藏的地质特征，对裂缝—孔隙网络系统在钻井和开发过程中不同的水相圈闭损害模式进行了研究，探讨了基块和裂缝系统中工作液和边底水侵入导致水相圈闭损害的形成过程和损害机理，提出在钻井、完井、修井、增产改造及开采过程中，通过屏蔽暂堵及欠平衡等技术减少工作液侵入量、优化工作液、增大返排压差、减少界面张力、蒸发或加热降低含水饱和度以及排水采气、均衡开发等措施防治水相圈闭损害。
主要研究了压裂水平井产能特征。从理论基础出发，在分析已有模型优缺点的基础上，正确认识地层中裂缝产量的分布特征和规律；利用有限导流垂直井Dupuit公式原理，计算出有限导流水平井产能公式的当量井径。利用当量井径，确定油藏的水平井压裂n条裂缝的产能方程组。其中，重点以3条有限导流垂直裂缝产能推导计算为例，分析其生产动态特征，获取地层、水平井裂缝的几何参数和物性参数的变化关系，动态地分析裂缝条数、间距等因素对水平井裂缝流量分布造成的影响。
具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的低渗透砂岩气藏，复杂的孔喉结构及其配置关系决定了内部气水分布的复杂性。通过观察铸体薄片、分析压汞实验资料，对须家河组低渗透高含水饱和度砂岩气藏复杂的孔喉结构成因进行了深入的剖析，解释了高含水饱和度的成因。结合须家河组气水分布，初步总结了3种气水分布模式，其中“储渗单元”控制的气水分布模式是强非均质性储层主要的气水分布类型。根据气水分布特征、构造特征、储层非均质性特征，从宏观和微观、整体与局部分析了控制气水分布的主要因素：区域构造背景控制气水宏观分布；储层的非均质性控制气水局部分布；储层的孔隙类型和孔喉结构的空间配置影响气水微观分异。
油藏不同开发阶段引起产量递减的因素各不相同，在注水阶段含水率变化对产量的影响较大。根据含水率、含油率和累积产液量三者乘积的变化趋势，结合水驱合理注采比的计算，对注水阶段含水率变化进行对比优化，同时形成注水阶段油藏产量预测的新方法。将这种新方法应用到实际生产中，在没有数值模拟的情况下可以为油藏后期的开发调整提供一定的依据。
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