从目前的研究来看，低熟气的源岩母质类型主要以有机质丰度较高的Ⅲ型煤系为主。低熟气热演化程度（RO）值在0.4％～0.8％之间，根据煤型气CH4碳同位素组成与热演化程度RO之间的“二阶模式”关系，煤型气CH4碳同位素组成应该分布在-54‰～-39‰之间，目前发现的低熟气CH4碳同位素组成主要集中在-49‰～-39‰之间。一般认为煤型气的C2H6碳同位素组成重于-28‰，但是，当考虑低熟气时，将这一指标定为-29‰更为合适。根据煤型气CH4碳、氢同位素关系，低熟煤型气的CH4氢同位素组成分布在-300‰~-216‰之间. 天然气轻烃参数中，低熟煤型气的庚烷值分布在16％～22%之间，异庚烷值分布在2.2～5.0之间。生物气不仅在CH4、C2H6碳同位素组成上与低熟气存在明显的差别，同时在轻烃含量的参数上也存在明显的差别。
南海北部新生代准被动大陆边缘盆地区域地质背景特殊、地球动力学条件复杂、油气地质现象丰富多彩，不同成因类型油气分布具有一定的规律性。根据油气勘探及研究程度，南海北部边缘盆地迄今为止勘探所发现的烃类油气可划分为生物气及亚生物气、热成因正常成熟油气和高熟—过熟油气等3型7类；CO2等非烃气则可划分为3型4类；天然气水合物成因类型可划分为热解气（成熟—高熟）、生物气及亚生物气，但以后者为主。生物气及亚生物气在全区浅层及海底广泛分布；成熟陆源石蜡型油气主要分布于北部湾盆地及珠江口盆地北部裂陷带；成熟—高熟煤型凝析油气主要展布于琼东南盆地崖南凹陷及珠江口盆地西部珠三坳陷陆架浅水区；煤型气及CO2等非烃气则主要富集于莺歌海盆地泥底辟带浅层及琼东南盆地东部和珠江口盆地深大断裂发育区；深水油气及天然气水合物分布于琼东南盆地南部裂陷带及珠江口盆地南部裂陷带等陆坡深水区。因此，根据不同成因油气分布富集规律，可以确定最佳油气勘探方向，优选有利油气富集区带部署钻探，进而达到提高油气勘探成功率之目的。
通过三塘湖盆地基本地质条件、烃源岩特征、油气特征和来源分析，结合构造、地层特征，建立了侏罗系油气藏成藏模式，分析了油气成藏的主要控制因素。认为三塘湖盆地侏罗系的油气主要来自二叠系芦草沟组烃源岩，也有三叠系和部分侏罗系烃源岩的贡献，有些天然气与侏罗系的关系非常密切。由于储集层与烃源岩的空间配置关系以及构造位置的不同，存在不同的成藏模式，总体以古生新储式成藏为主，自生自储式油气成藏规模较小。烃源岩不直接控制油气藏的分布，但在一定烃源岩分布范围内，好的储集层与一定的背斜形态、断裂的配置有利于成藏，单纯的单斜背景对侏罗系油气的聚集不是很有利。
通过岩心观察、薄片鉴定、测井和录井分析，认为柴达木盆地西南红柳泉—跃进地区下干柴沟组下段（E13）Ⅰ和Ⅱ砂层组的岩石成分成熟度和结构成熟度都较低，物性都较差。红柳泉地区以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，发育次生孔隙，物性较差，多数属于特低孔特低渗—低孔低渗储层；而跃进地区以长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主，发育原生孔隙，物性相对较好，但仍以低孔低渗储层为主。影响研究区物性的因素有沉积环境、岩石类型、填隙物成分及含量、成岩改造程度。
叠合盆地海相碳酸盐岩介质油气运聚机理是叠合盆地油气勘探必须解决的关键问题之一。塔中83井区原油和天然气产量在NE向断层与NW向断层的交会部位异常高，而随着远离断层交会部位逐渐降低，并沿构造脊展布，这一点违背传统的背斜核部富气而翼部富油的模式。基于碳酸盐岩表生岩溶的相关研究成果，建立了表生岩溶缝洞体系的基本模型。在分析油气在表生岩溶缝洞体系运聚过程的基础上，认为复杂缝洞体系中油气的差异运聚原理是产生这种现象的关键。油气在表生岩溶缝洞体系中运移时，总是要先将临近油气充注点的孔隙或缝洞充满至其溢出点后，才能继续向远处运移，并沿油气运移路径顺次充满远处的孔洞缝体系，导致:①近油气注入点富气，而远油气注入点富油；②油水关系复杂并受侧向联通通道的控制，这种模式与塔中油气的分布规律非常吻合。基于此，认为研究区断层的交会部位是油气的注入点，油气运移的主输导通道沿构造脊展布。岩溶缝洞体系差异运聚模式提示：①对缝洞体系的油气勘探应首先刻画缝洞体系的结构，在分析油气注入点和主输导通道的基础上才能对油水关系进行很好的预测；②应坚定油气注入点和主输导通道附近圈闭的勘探，不要因局部圈闭的失利而否认整个勘探区带。
大北气田属于裂缝型致密砂岩储层，裂缝发育程度直接影响了天然气的发现，以及后期产能建设，因而对裂缝的正确描述意义重大。目前一般用裂缝密度描述裂缝的发育程度，但该方法存在着固有的局限性：只能应用于野外露头、岩心和成像测井方面。针对井下裂缝描述，岩心先天具有量少、代表性差的缺陷，而利用成像测井资料解释裂缝，对资料、人员要求高，解释结果随机性相对较大，并且成像测井成本高，资料缺乏。因此，通过实践，在裂缝的研究过程中，引入了分形学的概念。根据分形学的定义，利用常规测井资料，结合大北气田裂缝在常规测井曲线上的反应特征，利用R/S 分析对大北地区目的层段裂缝发育程度进行了定量分析。经钻井、岩心等验证，效果良好，表明在大北气田，应用R/S方法对岩心进行定量描述是一个行之有效的方法。
采用地质、地震资料，对准噶尔盆地陆西地区上石炭统进行了层序划分与对比，并对上石炭统上层序火山岩岩性、岩相进行了分析。研究认为，陆西地区上石炭统可分为上、下2个层序，上层序的顶、底界均为区域性不整合面，在地震剖面上具有上超/削蚀的反射终端类型。上层序的岩石类型主要有玄武岩、安山岩、沉凝灰岩、凝灰岩、火山角砾岩、英安岩等。火山岩岩相有火山通道相、爆发相、溢流相和火山沉积相。火山通道相主要根据地震剖面上的锥状体来识别；爆发相岩性主要为火山角砾岩与凝灰岩，电性特征为高电阻率、高速度，伽玛值变化大，但以低伽玛为主，具有变振幅、断续或杂乱反射特征；溢流相岩性主要为玄武岩、安山岩、英安岩等，电性特征为高电阻率、高速度，伽玛值变化大，具有中—强振幅、较连续反射特征；火山沉积相主要由正常火山碎屑岩、正常沉积岩、火山碎屑沉积岩等组成，电性特征表现为高伽玛、低电阻率、低速度，具有强振幅、高连续反射特征。爆发相主要分布于达巴松凸起—夏盐凸起西部和东部；火山沉积相主要分布于夏盐凸起中部、玛湖凹陷南部；其他地区则为溢流相分布区。
下扬子区是南方海相具有油气勘探远景的地区之一。应用新增的勘探资料，采用新的技术方法，结合野外、室内综合研究，分析烃源岩构造—热演化。研究结果表明，晚印支—早燕山期，下扬子区的构造运动以逆冲推覆为主，大部分地区遭到抬升剥蚀，部分地区下古生界烃源岩抬升后晚期没有再度深埋，保留了印支期的热演化状况，因此下古生界高成熟腐泥型烃源岩现今仍具有一定的生烃潜力。在演化程度普遍较高的下扬子区下古生界，找到局部热演化程度相对较低，具有油气勘探前景的地区和层位是可能的。
四川宣汉地区吴家坪组发育薄层状硅质岩、条带状硅质岩以及似层状燧石结核等类型的硅质岩。以宣汉渡口镇羊鼓洞剖面为基础，对不同类型硅质岩的稀土元素和微量元素地球化学特征进行分析后认为：稀土元素∑REE总量相对较低，在岩性上有似层状燧石结核—条带状硅质岩—薄层状硅质岩递增的趋势。标准化的稀土元素具有低—中等δCe负异常、中等的Lan/Cen、Lan/Ybn和δEu多数为负异常的特点，显示硅质岩为大陆边缘—广海平原的成因环境。微量元素Co、Ni、As和Sb等元素反映出其非热水沉积的特点。综合露头地球化学特征，认为四川盆地东北部二叠系吴家坪组的硅质岩形成的环境以大陆边缘—广海平原环境为主，其中部分条带状硅质岩受较弱热水沉积的影响。
普光气田同生期溶蚀作用形成大量的鲕模孔、生物模孔及粒内溶孔，并具有有效的保存机制。第1期埋藏溶蚀与富含有机酸的酸性水有关且溶蚀强烈，形成大量的粒内溶孔、粒间溶孔、晶间溶孔和溶洞等次生孔隙。同生期溶蚀、第1期埋藏溶蚀和白云岩化作用形成优质储层的主要孔隙类型，构成优质储层的主要储集岩性。这2期溶蚀作用和溶蚀方向符合普光气田孔隙度变化规律，是关键溶蚀期次，是鲕滩优质储层形成的重要条件。第2期埋藏溶蚀以CO2和H2S为主。第3期埋藏溶蚀与裂缝和H2S有关，但薄片中标志H2S溶蚀的沥青环边位于孔隙内部的构造并不多见，普光气田中H2S来源也与石膏关系不大，含硫铁矿烃源岩和储层中单质硫可能是H2S形成的主要原因。
基于层序地层单元形成过程中古气候环境及其控制下的湖平面突变面，以及层序单元中岩石粘土矿物、微量元素、镜质体反射率等微观参数突变面具有良好响应的原理，通过开展四川盆地上三叠统须家河组实测野外地质剖面、地震剖面、电测曲线等常规识别方法，结合野外自然伽玛数据测量、岩石地球化学特征等微观综合识别层序界面方法，最终在四川盆地上三叠统须家河组地层中识别出7个层序界面，据此划分为6个三级层序。为减少层序地层研究中依靠人为经验识别层序界面的随意性，探索建立综合识别层序界面，对建立划分层序格架的精确方法提供新的尝试。
大牛地气田DK30-D12井区盒2段致密砂岩气藏具有低孔、低渗及低产的特点。储层特征及产能分布具有极强的非均质性。受储层及含气性的影响，致密砂岩气层的测井响应特征复杂，导致气层测井识别和评价困难。该段气层测井响应特征分析表明，中子和电阻率测井参数在气层处反映灵敏。采用中子、电阻率与密度测井相结合，重构指示气层含气性的特征参数K1和K2，放大气层的响应特征,建立根据特征参数定性评价气层无阻流量级别的图版；并根据中子、密度对天然气的反映，建立了基于密度、中子孔隙度差值的含气当量与测试无阻流量的关系式，实现了定量计算致密砂岩气层无阻流量的目的。
鄂尔多斯盆地苏里格地区中二叠统石盒子组盒8下亚段砂岩属于低渗储层，因此在气藏开发时存在潜在的应力敏感性损害。通过对该区苏10井、苏11井和苏16井77个岩心样品采用围压升高—降低的方法进行应力敏感性实验，发现储层应力敏感性中—较强，非储层应力敏感性强。在结合前期对储层样品进行薄片、储集性能等的研究后，发现Ⅰ类、Ⅱ类储层砂岩，特别是其中含高岭石的岩屑石英砂岩在净围压为2 MPa时的渗透率较高，这类砂岩粒度多较粗，柔性岩屑含量较少，残余粒间孔隙和粒径较粗的高岭石晶间孔隙保存较好，在升压—降压过程中岩石受压力影响较小，因此表现出应力敏感性较弱，反之则较强。
通过对岩心、钻井及地震资料的研究，并结合粒度分析及地震相等分析手段，在沾河断陷下白垩统淘淇河组共确定出3种层序界面类型，识别出5个层序界面及4个三级层序。认为淘淇河组属于断陷盆地深陷扩张期—断坳转换期发育的一套沉积地层，从层序SQ1—SQ4断陷陡坡带、凹陷带及缓坡带分别发育冲积扇—扇三角洲、半深湖—深湖—湖底扇、扇三角洲—辫状河三角洲沉积体系，为盆地深陷期沉积产物；在层序SQ3—SQ4断陷陡坡带、凹陷带及缓坡带分别发育扇三角洲、湖泊、辫状河三角洲沉积，为断陷盆地断坳转换期的沉积产物。同沉积断裂的构造活动是控制层序发育及沉积演化的主要因素。综合分析表明，SQ1层序内部烃源岩发育、并具有较好的储集、运移及封盖条件，为研究区最有利的生储盖组合。
掌握不同地应力条件下地层坍塌压力随井斜角和方位角变化的规律，对于定向井井壁稳定和安全钻井至关重要。采用数值模拟手段对三向地应力的4种大小顺序关系情况下地层坍塌压力当量泥浆密度与井斜角和方位角之间的相互关系进行了系统分析，弄清了定向井中地层坍塌压力的变化规律。其研究成果可为定向井钻井安全泥浆密度的确定提供一定的参考依据。
根据渗流力学原理，建立了包含边界层阻力的盖层物性封闭能力的力学方程，边界层阻力以启动压力梯度表征，该方程表明:盖层的物性封闭烃类能力取决于毛细管力、盖层厚度和边界层阻力。并用模拟实验和文献资料验证了盖层厚度及烃类流体性质对盖层物性封闭能力的影响。认为深入理解盖层厚度和边界层阻力对盖层物性封闭的影响，将有利于发现特殊盖层，解放更多的油气资源 。
在新生代青藏高原隆升过程中，印度板块与欧亚板块碰撞挤压导致陆壳块体沿藏东南大型走滑断裂侧向挤出，该“碰撞挤出”模式合理地解释了三江地区新生代强烈的走滑活动。但是对三江地区复杂的逆冲褶皱变形、多期构造变形叠加方式及浅层构造变形的动力学机制还缺乏相应研究。通过考察横穿三江地区盆山单元的地质剖面，将该区浅层构造变形划分为挤压和剪切2种力学类型，并对各种变形特征进行分期、配套，得到印支期以来的叠加过程，从而探讨其动力学机制的转换，并提出新生代后期遍布全区的小型走滑断裂的运动学模型。
对2种不同成因气或同源不同成熟阶段气的模拟实验表明:煤型气、油型气混源气随油型气比例降低，碳同位素组成逐渐变重，氢同位素组成变轻，各组分同位素分馏模式不同，具有三阶段变化模式;同源不同成熟阶段混源气随高熟气比例的增加，烷烃气碳同位素组成逐渐变重\.建立了煤型气、油型气混源比例定量判识的地球化学模板，在雅克拉气田得到了很好地应用\.雅克拉气田主要为油型气，掺混煤型气比例约为12%～20%。同时，建立了同源不同成熟阶段气混源比例定量判识的地球化学模板，在塔河油田应用效果很好。塔河油田天然气由高成熟气与低成熟气混合形成，塔河东部主要以高成熟天然气为主，西部以低成熟气为主，只是混合的比例不同，低成熟气与高成熟气的混源比例在1∶19～13.3∶1之间，天然气由东南向西北、由东向西运移充注。针对南方海相地层实际情况，对氩同位素积累效应确定气源岩时代模型进行了修正，并对大湾2井天然气来源进行了定量判识。
通过对取自七个泉油田和咸水泉油田原油样品中各类生物标志物的分布与组成特征的对比，发现七个泉油田原油中正构烷烃系列比较完整且丰度较高，而咸水泉油田原油中正构烷烃因轻微生物降解而被部分消耗，导致咸水泉油田原油的Pr/nC17值和Ph/nC18值明显高于七个泉油田原油。2个油田原油均呈现较强烈的植烷优势，七个泉油田原油的姥/植比更低，表明它们都来源于强还原环境下形成的烃源岩。在生物标志物分布与组成特征上，七个泉油田原油甾烷的C27/C29>1，而咸水泉[JP2]油田原油甾烷的C27/C29值均为0.8，意味着七个泉油田原油中浮游植物贡献高于咸水泉油田。咸水泉油田原油的C29甾烷ααα20S/（ααα20S＋ααα20R）值和重排补身烷含量高于七个泉油田原油，暗示咸水泉油田原油成熟度比七个泉油田原油成熟度高。2个油田的长链藿烷序列均比较完整，伽马蜡烷含量也较高，对比长链藿烷和伽马蜡烷的丰度发现咸水泉油田原油的长链藿烷和伽马蜡烷丰度都比七个泉油田原油低，说明咸水泉油田原油形成的环境的盐度和还原性比七个泉油田原油弱。
以琼东南盆地的前第三系1块基底灰岩样品为替代样品,应用热模拟实验方法,进行了一系列不同含水条件下的热解实验,并对实验产物CO2的产率和碳同位素进行了分析,探讨了莺歌海盆地基底灰岩的生气情况。结果表明，水的存在与否、含水量的多少均对灰岩热解生成CO2有重大影响。水可以促进灰岩热解生成CO2气体，并能够极大地降低灰岩的热解温度。与无水条件相比，含水条件下灰岩热解产物CO2的碳同位素明显变轻。通过与前人钙质泥岩热解实验对比,并结合莺歌海盆地实际地质资料，研究认为莺歌海盆地CO2气藏可能主要来源于中新统海相钙质泥岩，而前第三系基底灰岩的贡献很少。
煤层群发育的地区实施分层压裂、合层排采工艺技术是降低煤层气勘探开发成本、提高产气量的重要举措之一。准确掌握此项技术的适用条件是提高其成功率的重要保障。根据煤层气井垂直井产气特点，系统分析了樊庄区块3#煤层和15#煤层合层排采的主要影响因素；根据樊庄地区勘探开发资料，得出该区上下围岩性质、煤储层物性特征及水力压裂后渗透率；根据地下水动力学原理及勘探资料，绘制出该区3#煤层和15#煤层地下水流势图；根据煤层气井排采特点，结合达西定律，最终得出研究区3#煤层和15#煤层适合合层排采的区域。现场部分井的开发试验验证了理论分析的可靠性。
应用耦合的煤层气数值模型，模拟和对比了3种不同的煤基质收缩和膨胀模型模拟的渗透率、CH4产量、CH4含量分布、CO2注入量和CO2存储量。在无CO2注入情况下，考虑吸附/解吸附作用的煤基质收缩/膨胀模型最大的渗透率为初始渗透率的6倍，而只考虑压力作用的煤基质收缩/膨胀模型渗透率下降2%，CH4累积产量前者是后者的1.3倍；在CO2注入情况下，考虑吸附/解吸附作用的模型最大的渗透率为原来的1.25倍，最小为原来的0.17倍，而只考虑压力作用的煤基质收缩/膨胀模型渗透率下降1.6%，CH4累积产量前者是后者的1.5倍，而CO2的注入速度和存储量后者分别是前者的14倍和3.85倍。结果表明：煤基质收缩/膨胀对CH4开采和CO2都有影响，吸附/解吸附导致的基质收缩/膨胀起主要作用。
为了高效合理的利用水平井开发火山岩气藏，在前人研究的基础上，分析了水平井水平段压力损失对水平井稳态产能的影响。由于水平井水平段井筒内部压力分布不均，根据质量守恒原理以及单元体受力分析，推导出了考虑摩擦压力损失的火山岩气藏水平井产能计算方法并进行了数值求解。定义了相对压力损失系数(PE）来表述摩擦压力损失的程度，利用以上数值求解方法分别对火山岩气藏水平井稳定产能和水平段压力损失的影响因素进行了分析。
针对克拉2气田异常高压气藏渗流特点，结合动静态分析和气藏工程方法，选择数值试井的有效井网，根据井组区域构造、有效厚度及孔隙度等静态数据和相渗及高压物性参数等岩石和流体数据建立数值试井所需的气藏模型；再采用各井生产史建立井模型；结合克拉2气田2007—2008年井口测试数据及2008年9—10月有缆测试数据，运用数值试井技术进行了克拉2气田压力恢复资料解释及生产动态预测，得到了反映储层真实地质特征与生产动态的物性参数，形成了适合于异常高压气田的资料解释技术与动态预测方法。
以黄骅坳陷王官屯油田王27断块为例，提出断块油气田非均质储层流动单元评价方法。通过单砂层对比揭示砂体平面展布特征，再结合断层封闭性分析及砂体构型分析，划分单个流动单元（连通体）;对储层产能敏感的储层参数进行聚类分析，将单井流动单元分为E、G、M和P共4类，并建立流动单元展布模型。研究表明，断层、沉积相及砂体内部结构控制着流动单元的边界，流动单元优劣受控于沉积、构造及储层流体性质。这一研究对于优化油田开发调整方案将具有重要的借鉴意义。
通过气井产能方程可以得到气井无阻流量，确定气井的工作制度和预测气井的生产动态。气井产能方程有压力平方、压力和拟压力3种表示方式。实际应用中，这3种形式的产能方程使用比较混乱，没有统一的标准。通过分析气井不同形式产能方程的原理，提出了它们在具体应用中的适应条件。并在用生产数据进行验证的基础上，对在实际生产中产能方程的选择提出了建议。
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