琼东南盆地煤层主要分布于下渐新统崖城组，煤样的灰分含量在13.59%～58.33%之间，炭质泥岩灰分含量在56.08%～81.33%之间，煤中灰分来源于煤中的矿物质。煤样中的矿物质主要为粘土、硫化物（黄铁矿）和石英等。煤样全硫含量在1.07%～6.39%之间，大多数煤为高硫煤。煤样均为烟煤，煤样挥发份含量在17.97%～33.53%之间。煤的有机组分总量在61.7%～96.1%之间，炭质泥岩样品有机组分总量在38.5%～59.8%之间。样品的显微有机组分以镜质组为主，其含量在58.4%～98%之间；惰质组次之，含量在1.4%～3.5%之间；煤样几乎不含壳质组。煤样中微镜煤含量在46.7%～93.2%之间，炭质泥岩样品中微镜煤含量在18.2%～31.6%之间。由于煤中矿物组分、挥发份及硫分含量相对较高，该地区煤的碳含量较低，最低为25.09%，最高为65.60%，其碳含量明显低于烟煤碳含量。焦渣以粘着、弱粘性和不熔融粘结为主。煤样最大镜质组反射率在1.04%～1.23%之间，平均值为1.14%，反映了煤岩的变质程度较高，在肥煤—焦煤之间，为中等变质程度的烟煤，正处于煤化作用的第二次跃变阶段，有利于气体的大量排出，在合适的保存条件下，有利于形成煤成气田。
通过对四川盆地二叠系不同类型烃源岩（泥质灰岩、沥青灰岩、泥岩和煤）在加水封闭体系下的热模拟实验，结果表明不同类型干酪根之间产气率明显不同。Ⅰ型干酪根的泥质灰岩总产气率最高（4 226m3/tTOC），其次为沥青灰岩（2 445.5 mm3/tTOC），煤岩总产气率最低（459.3m3/tTOC），Ⅲ型干酪根的泥岩总产气率高于煤岩。泥质灰岩烃类气体产率仍然最高（765 m3/tTOC），其次为泥岩（606.1 m3/tTOC），[沥青灰岩最低。泥岩烃类气体产率高于沥青灰岩，可能与沥青灰岩中除去烃类遭受热裂解外，碳酸盐分解生成大量非烃气体（CO2）有关，从而造成总产气率高，而烃类气体产率却偏低的现象。这样，沥青灰岩生成的烃类主要来源于分散有机质热裂解，而不是灰岩本身。不同类型气源生烃对比结果表明，Ⅰ型干酪根的泥质灰岩或Ⅲ型干酪根的泥岩有利于低温生烃，而煤岩和分散有机质生烃历程长，有利于后期天然气生成与聚集保存。
目前，四川盆地是我国发现含硫化氢气藏数目最多、储量最大的含油气盆地。该盆地产硫化氢的层位众多，从老到新分别有震旦系、石炭系、二叠系及三叠系等。平面上，川东气区硫化氢含量最高，其次为川西气区和川中油气区，川南气区硫化氢含量最低。纵向上，不同层位的含硫化氢气藏内硫化氢的含量存在较大差异。三叠系飞仙关组硫化氢含量最高，其次为二叠系长兴组和三叠系雷口坡组，二叠系茅口组气藏中硫化氢的含量最低。震旦系灯影组和石炭系黄龙组硫化氢含量比较稳定。嘉陵江组气藏中不同层段的硫化氢含量差别较大，其中嘉五段和嘉四段硫化氢含量最高。通过沉积相、埋藏史、热史、包裹体均一温度、硫同位素以及天然气组分等的分析，认为川东气区飞仙关组和长兴组高硫化氢型气藏、川东气区和川南气区的嘉陵江组气藏(除了嘉一段)、川南气区威远震旦系灯影组气藏、川西气区中坝气田雷口坡组气藏以及川中油气区磨溪气田雷口坡组气藏中的硫化氢为硫酸盐热还原反应(TSR)成因；川东气区石炭系黄龙组气藏和川南气区二叠系茅口组气藏硫化氢为含硫有机质热解成因。
杭锦旗地区位于鄂尔多斯盆地北部，从早古生代至晚古生代早期一直为隆起区，地层受古地貌的控制，横向变化大，后期受燕山期构造活动的改造，油气藏类型及成因复杂，勘探难度大。从化探烃类指标浓度及其区域变化、轻烃组成、水文地球化学特征等方面进行研究，将杭锦旗地区划分为3个烃类异常带，并结合区域石油地质条件对异常的形成进行了分析，认为该区：气源充足，具备形成大中型天然气藏的物质基础；砂岩储层普遍发育，横向分布广泛，具有良好的天然气储集条件；后期保存条件较好，南部优于北部，有益于油气藏的保存。在综合分析的基础上，进一步提出了十里加汗—伊13井、什股豪和浩绕召—赵家村—蒋家渠等为研究区下步勘探的3个有利区。
湘中坳陷涟源凹陷烃源岩类型复杂，包括碳酸盐岩、泥岩和煤层。根据涟源凹陷大量露头样品的残余有机碳含量、氯仿沥青“A”、镜质体反射率和包裹体等地球化学实验数据，分析了泥盆系—二叠系烃源岩的有机质丰度、类型及热演化程度。结果表明涟源凹陷的烃源岩总体演化程度均已达到过成熟阶段，油气资源以干气为主。针对烃源岩样品的热演化程度高、丰度低的特征，在了解烃源岩地球化学特征及其与构造运动匹配关系的基础上，探讨了涟源凹陷二次生烃的可能性，最终认为涟源凹陷泥盆系—二叠系烃源岩具有中等级别的生烃能力，并在二叠系的龙潭组煤层有二次生烃的可能。
结合生物标志化合物特征，利用原油中含氮化合物组成和相对丰度的变化，讨论柴达木盆地西南缘乌南地区原油的运移方向。结果表明，乌南原油的类型较为一致，来自于同一油源，成熟度变化较小，原油中含氮化合物的分布和组成特征较好地指示了该区原油运移方向，随着运移作用的加强，含氮化合物绝对浓度降低，“屏蔽”型与“暴露”型或“半暴露”型化合物的比值增加。乌南地区油源在其西侧邻近的生油凹陷，运移方向主要是自西向西北和自西向东南方向运移。
基于四川盆地东北部(川东北)地区区域构造演化和侏罗系油气地质条件研究，分析了研究区侏罗系油气地质特征与成藏主控因素。认为川东北地区经历了从内陆克拉通之后的大型淡水坳陷湖盆阶段向大巴山前陆盆地阶段的转换过程。同时,通过对川北前陆盆地生烃演化与油气运移特征，大巴山构造演化与圈闭发育特征，及其对油气成藏作用分析，剖析了川东北地区侏罗系自流井组大安寨段、凉高山组、沙溪庙组油藏成藏主控因素和富集规律，指出川东北地区侏罗系油藏为成岩后期油藏，即成岩压实作用之后烃源岩才大量生烃，聚集成藏，表现为储层成岩演化与生烃演化的不协调性，导致研究区含油气层系多、发育不规则、油气分布分散而又不均匀，且油气层只产油气、不产水。
通过薄片观察、阴极发光、扫描电镜、同位素地球化学等分析化验资料的研究，对四川盆地东北部达州—宣汉地区鸡唱剖面飞仙关组碳酸盐岩储层的岩石特征、成岩作用和成岩演化序列进行系统描述，认为该区飞仙关组飞二段鲕粒滩储层沉积相—成岩相演化与飞二段经历的2次海平面下降有关。储层的孔隙演化亦与这2次海退过程有关，孔隙大小由准沉积期的海水环境下的胶结成岩作用和混合水环境下的白云石化作用所决定。
利用岩性、电性等资料识别出了绥靖地区长4+5湖泛泥岩，建立了其识别标志，并研究了其平面展布特征。在此基础上，运用测井技术研究了长4+5湖泛泥岩的厚度、含砂量和总孔隙度3个地层参数，对每个参数赋予权值，综合评价了长4+5湖泛泥岩封盖性级别，将其划分为11个权级数和4个盖层级别，同时，评价了研究区内6个泥岩区带的长4+5湖泛泥岩的盖层级别。最后，分析了长4+5湖泛泥岩对长6油藏和长2油藏补偿成藏的控制作用:①长4+5湖泛泥岩封盖性权级数在10～5之间时，为优—良盖层，其作为长6盖层封堵油气，形成长6岩性油藏；②长4+5湖泛泥岩封盖性权级数在4～-1之间时，为差—非盖层，在较大排驱压力的作用下，油气穿透长4+5湖泛泥岩层，运移至长2圈闭内形成构造—岩性油藏。
通过对克百断裂下盘二叠系碎屑岩储层的研究，发现储集岩主要是细砾岩和砂砾岩；同时，研究区储集岩的物性以夏子街组为好，风城组和下乌尔禾组较差；在此基础上，结合岩心资料，通过薄片分析及扫描电镜分析，研究了成岩作用对研究区砂砾岩储层物性的控制作用：压实作用是储层物性最主要的破坏性成岩作用；受胶结物含量不同的控制，胶结作用对储层物性具有双重作用；溶蚀作用是研究区产生次生孔隙和裂缝，并具有连通作用的最重要的建设性成岩作用。
在分析英买力—牙哈寒武系白云岩潜山油气藏和储层主控因素基础上，利用相对波阻抗变化率和建场测深极化率资料研究碳酸盐岩储层的横向非均质性，研究认为该区油藏类型局部为“底水块状”，整体为“准层状”，其形成主要是由于潜山储层的横向非均质性、岩性的横向变化、潜山面风化剥蚀程度和油气的不断调整入注（即活油气源的存在）。在研究的基础上建立了英买力—牙哈油藏模式图，这种类型模式可以解释同一潜山油气藏具有不同油水界面，也说明油气分布可能不受局部构造圈闭的控制。
阿拉善地区上古生界发育石炭系和二叠系2套烃源岩，通过大量的区域地质调查及有机地球化学、无机地球化学分析，阿拉善地区上古生界烃源岩主要以暗色泥岩及碳酸盐岩为主，石炭系和二叠系的V/(V+Ni）≥0.46和富集Cu、Zn等，表明烃源岩沉积环境为还原环境，且二叠系古盐度值高于[JP2]石炭系，古生产力变化规律不明显。烃源岩有机质类型较差，体现了腐殖型特征；可能与有机质热演化程度已处于高—过成熟阶段，使得烃源岩类型变差有关。垂向上，石炭系烃源岩有机质丰度优于二叠系；平面上，校育川地区暗色泥岩的有机质丰度最高，而优质的碳酸盐岩烃源岩则主要分布在呼鲁斯太地区。因此，阿拉善地区上古生界具有一定勘探潜力，但主要以寻找天然气为主.
通过对北京西山露头剖面寒武系和奥陶系岩石裂缝中碳酸盐胶结物中的流体包裹体进行分析，结合地质分析，重点研究了流体包裹体在划分碳酸盐胶结物形成期次中的应用。研究表明，研究区发育的流体包裹体主要为盐水包裹体；包裹体均一温度集中分布在94～98℃和133～145℃这2个区间，相应的盐度区间为4%～8.9%和11.9%～12.5%；碳酸盐胶结物的形成可以分为2期，即Ⅰ期和Ⅱ期，形成深度为1 975～2 075 m和2 950～3 250 m，分别对应于中侏罗世—早白垩世和古近纪，均形成于对流带上部。
二连盆地乌里雅斯太凹陷下白垩统发育一套典型的湖底扇沉积,其由补给水道、内扇、中扇和外扇4个部分组成,主要发育有补给水道,内扇主沟道和沟堤,中扇辫状沟道、沟道间和外扇席状浊积砂等微相类型。湖底扇单个扇体规模不大,但往往多期次发育、成群分布,垂向上相互叠置、横向上叠加连片,规模可观。足够的可容纳空间和持续的物源补给是形成厚层湖底扇的2个重要条件,同沉积断裂的下降盘和坡折带是湖底扇发育的有利部位。湖底扇砂砾岩体具有毗临生油洼槽、易于形成岩性圈闭、易于油气聚集等优越条件,对岩性油气勘探具有重要意义。
运用高分辨率层序地层学原理和方法，在海拉尔盆地苏31块南屯组二段识别出46个超短期、8个短期、4个中期及2个长期基准面旋回，并以沉积动力学观点分析了沉积特征随各级基准面旋回演化的规律。研究区目的层发育的主体沉积微相有辫状水下分流河道、席状砂及前三角洲泥。各级基准面旋回对沉积微相有较好的控制作用。随着基准面的上升，沉积物总体呈退积特征；随着基准面的下降，沉积物总体呈进积特征。基准面由上升到下降的转换面附近砂体相对不发育，基准面由下降到上升的转换面附近砂体相对发育。以基准面旋回及沉积动力学分析为核心的高分辨率层序地层学对深化复杂断陷盆地开发区块精细沉积特征研究具有重要意义。
紧邻红狮生油凹陷的红柳泉地区是柴达木盆地岩性油藏最发育的区带之一。通过对红柳泉地区主要目的层E13沉积微相精细划分，指出沉积坡折带控制下发育的有利沉积微相是红柳泉岩性油藏分布的主控因素；其中水下分流河道及河口坝砂体是红柳泉地区岩性油藏主要的储集体类型。在这一理论指导下，红柳泉地区已发现了规模性岩性油藏。
准确的地层压力预测不仅能规避钻探风险，还能指示油气的运移方向，为油气勘探提供依据。根据实测资料以及理论计算，将蠡县斜坡的流体压力划分为4种类型：正常型、单高型、双高型和一高一低型。蠡县斜坡以正常压力为主，但在烃源层和浅层也存在着异常压力。异常高压主要分布在斜坡内带的任西洼槽和肃宁洼槽附近，异常低压多在高阳断层及北段斜坡外带出现。蠡县斜坡异常高压的出现，多由于烃源岩的生烃、排烃作用形成，异常低压的产生则是由于构造的抬升剥蚀作用造成的。蠡县斜坡油气运聚以侧向运移为主，沿着鼻状构造带向斜坡外带运移成藏。
从襄城凹陷所处的区域构造背景、沉积环境变迁等主要地质问题出发，结合烃及原油的有机地球化学特征，采用有机显微组分分析、生物标志物检测、有机岩石学研究等方法,对烃有机质丰度、类型，特别是生烃母质来源进行了深入的分析，阐明了襄城凹陷核桃园组未熟油的判别标志和成因类型，探讨了未熟—低熟油藏形成的主要地质条件，指出研究区勘探应以核二段为主要目的层，以寻找短距离运移聚集、自生自储的断鼻、岩性、裂隙油气藏为主。
以钻井油气层地震—地质综合分析为起点，以保幅纯波地震资料信息分解为基础，针对目标体，采用在小时窗范围内提取油气层地震动力学参数的方法开展含油气检测研究，根据地震多属性的综合变化共同确定含油气层系的空间分布范围，结合流体势分析为勘探阶段处于斜坡部位等的岩性圈闭综合评价提供辅助评价依据。通过在江汉盆地潜江凹陷、吐哈盆地台北凹陷等多个地区的实际应用，有效圈定了已知含油气层系分布范围并预测了有利含油气区块。在潜江凹陷预测的严河有利含油气区块钻探的严5井,台北凹陷红台—疙瘩台地区预测的有利含气区块钻探的红台13井、疙11井和疙13井,胜北地区预测的有利含油气区块钻探的胜北16井等均不同程度获得商业性油气流，取得了良好的勘探效果，初步证实了该方法在地震资料品质较好、分辨率较高、构造相对简单的较高勘探程度地区具有良好的适用性。应用表明，数据体的选择、含油气层位的精细标定、含油气检测试验（地震敏感属性优选、有效频段的选择）、时窗大小的确定、目标体顶底约束层位的解释等是利用保幅纯波地震资料直接开展含油气检测技术应用的关键。
通常情况下，不同地层特征对应的地震波复杂程度是有差异的。近似熵是一种反映信号复杂程度的特征量，对储存特征有一定反映。但由于地震波是有一定宽带的信号，波形受宽带内所有频率成分的影响，如果直接进行近似熵的计算，其结果往往不能很好地反映储层特征。鉴于这种情况，提出了经验莫泰分解法（EMD）与近似熵相结合的方法，利用EMD分解后的每一个地震波的本征模函数（IMF）分量进行近似计算，并与已知井对比分析后，选取对储层特征识别有效的IMF分量进行储层预测。利用该方法对HZ地区珠江组进行了试算，效果较好。
滩海地区井资料少、井距较大，形成以地震资料为主的勘探开发技术系列，对滩海地区地质模型能否满足早期开发需要进行评价，面临滩海区特殊的地面、地下地质条件，薄互层的储层预测存在困难，基于地震资料的地质建模研究是其关键技术之一。以埕海油田埕海二区为例，三维储层建模技术通过对地震属性、地震反演数据和测井数据的直接协同，在平面上融合地震数据的空间结构和钻井描述的地质特征，在垂向上则在反演数据的基础上，进一步刻画储层垂向的特征，使其趋于测井的尺度。此三维综合建模的方法比较适合砂泥薄互层的预测。
通过对埕海油田二区已建立的薄互层地质建模效果评价研究，认为受沉积相影响滩海油田薄互层较发育，比较适合采用井—震结合的方法进行地质建模研究。通过对反映薄互层的岩相模型进行平面和垂向精度分析，优选出符合地质认识的岩相模型。
珠江口盆地番禺流花天然气区的PY气田位于陆架陆坡转折带上，特殊的沉积环境导致该地区主要储层SB21.0砂岩含油气性结论复杂，常规的AVO技术在该地区的应用存在陷阱。将统计岩石物理学与AVO理论结合，得到流体成分反演理论。流体成分反演技术是AVO技术的延伸，是一种定量的AVO技术，其最终结果是直观的碳氢指示分布图。采用流体成分反演技术，对研究区SB21.0储层进行含油气性预测。研究结果表明：流体成分反演技术能较有效、准确地检测已上钻目标储层及验证未上钻目标储层的流体性质。该理论的深入应用将有助于指导番禺流花天然气区的进一步勘探。
珠江口盆地北部坳陷带文昌组分布广泛，是该区主要烃源岩发育层段。对文昌组的划分以及分布规律的认识，是洼陷评价的基础。通过井—震标定，从单井资料入手，结合地震反射特征分析，认为文昌组顶、底界面在洼陷边缘为不整合面，洼陷中央为整合面，具有4种类型；根据井—震标定将文昌组分为2～3段，洼陷陡坡带发育扇三角洲相（楔状、杂乱、弱反射）和冲积扇（楔状、杂乱、强反射），深陷带发育滨浅湖相（中—低频、中等连续性、弱反射）和中深湖相（低频、连续、强反射），缓坡带发育三角洲相（前积结构、中—高频、中等连续、中—弱反射）；文昌组沉积物纵向表现为粗—细—粗的特征，洼陷底部为冲积扇—扇三角洲相，中部过渡为滨浅湖—中深湖相，顶部为扇三角洲—滨浅湖相。受物源、水体以及后期剥蚀作用，不同洼陷沉积环境不同。
柴北缘地区由于受复杂地表条件和地下构造的影响，存在多种类型干扰波，山前和构造顶部地震资料信噪比低。通过对柴北缘平台地区、马海地区和冷湖地区地质条件及地震资料的综合分析，加深了对柴北缘地区干扰波类型和参数特征的认识，并根据干扰波分析结果，提出了相应的压制方法。
随着地震勘探的不断深入以及叠前偏移技术的快速发展，叠前时间偏移技术得到了广泛的应用并且在多个区块取得了良好的应用效果。而Kirchhoff积分法是目前在实际地震资料处理中应用最为广泛的一种叠前时间偏移方法。走时计算是Kirchhoff积分法叠前时间偏移中最重要的环节，然而传统的走时计算方法无法解决地下构造复杂的情况，因此，文中引入了基于层速度模型的弯曲射线走时计算方法，通过地下构造复杂的盐丘模型以及一块实际资料的处理结果对比，表明了基于弯曲射线走时计算方法的Kirchhoff叠前时间偏移方法和传统的Kirchhoff叠前时间偏移方法相比，不仅具有计算效率高、适应能力强的优点，而且在地下构造复杂的情况下使成像效果得到了较为明显的改善。
油水相对渗透率数据是油藏数值模拟输入的基础参数之一,是模拟预测中影响产油量和产水量的重要参数。针对没有岩心资料的区域如何选用油水相对渗透率曲线的问题,提出通过FZI(FlowZone Indicator,流动层指数)划分流动单元的方法,通过绘制RQI与z的双对数关系图,判断研究目标区与取心样品区是否具有相似的影响流体流动的岩石物理性质,从而决定油水相渗曲线的选用。该方法较全面地考虑了储层岩石内部孔隙结构、迂曲度、渗透率等参数对流体渗流能力的影响,具有较好的应用效果。
以典型碳酸盐岩裂缝型有水气藏为例，阐述了裂缝型气藏三维地质建模与数值模拟一体化气藏评价技术。首先应用三维地质建模技术，利用地质、测井等测试资料，进行地层格架、断层、裂缝及相模型的建立，为气藏数值模拟提供了初始静态地质模型；其次，通过数值模拟技术，利用生产动态测试资料，通过历史拟合调整完善数值模型；最后，对不同采气速度、增压开采工艺、排水采气工艺等开发措施进行指标预测评价，最终确定合理的开发调整方案。生产实践表明，应用气藏一体化评价技术能实现不同开发阶段的协同管理，为复杂气藏调整开发方案提供了依据。
研发了一种由液态烃和表面活性剂组成的复合水合促进剂，通过天然气水合物实验平台对预期效果进行了验证。建立了复合促进剂作用下的水合物生成动力学模型，利用VB软件编程实现模型求解。将不同反应溶液和不同反应气体条件下得到的诱导时间计算值与实验结果及理论分析结果进行比较，吻合度较高，较准确地描述水合物生成的诱导过程。该模型的建立为天然气水合物储运技术的应用与发展提供了理论支持。
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