按照页岩气勘探思路和成藏特点，四川盆地元坝地区一批探井针对自流井组泥页岩录取了资料，其中3口井测试获得了工业气流。研究表明，元坝地区自流井组形成于浅湖—半深湖环境，暗色泥页岩厚度较大，有机碳含量高，有机质热成熟度适中,处于生气高峰期。泥页岩矿物成分中石英含量普遍在60%以上，粘土含量在30%以下,泥页岩含气量高，具备页岩气形成和勘探的基本条件，是页岩气勘探的有利层系。
页岩气具有“原地”成藏的特征，主要发育在高有机质含量的泥页岩中。在海相沉积地层中，这些优质的泥页岩主要发育在被动大陆边缘盆地、克拉通内坳陷盆地和前陆盆地这3类盆地中。沉积相主要分为陆棚相和海陆过渡相。页岩气勘探与以往油气勘探思路和模式有着显著的不同，探讨了以盆地类型控制选区，以有机相优选区带，以残余有机碳含量、有机质成熟度、泥页岩厚度和泥页岩埋深约束勘探目标，以泥页岩脆性、泥页岩层温度和压力系统、地层沉降史、原地含气量等约束“甜点”位置的页岩气勘探选区模型，并结合中上扬子地区下寒武统的现有油气地质条件，认为湘鄂西地区是最为有利的页岩气勘探区域。
上古生界煤系是鄂尔多斯盆地深盆气形成的基础,煤层在埋藏初期排出大量有机酸,有机酸溶解铝硅酸盐矿物,使岩石变松软、易于压实,以及地层水中Al3+和Si2+的有机络合物随温度升高分解形成SiO2沉淀,造成煤系砂岩的区域致密化。晚侏罗世—早白垩世,随埋深加大和构造热事件的发生,鄂尔多斯盆地上古生界煤层在由贫煤向无烟煤的演化过程中,大量生成天然气并逐渐稀释、扩散和溶解汽化的地层水,形成只见气而不见水的深盆气。晚白垩世—古新世,鄂尔多斯地区的不均衡抬升剥蚀和东北高西南低大型单斜构造的形成,使二叠系煤层埋藏变浅,地温梯度降低,大量天然气散失,深盆气边界萎缩,“气舱”内水蒸气凝析成水和凝析水在重力作用下重新聚集成“酸点”,并出现气水倒置、负压异常等一系列变化。
为搞清辽河坳陷东部凹陷沙三段根缘气的分布规律，在对根缘气聚集基本条件分析的基础上，主要利用测井、录井等资料证实了根缘气的存在，分析了气测全烃值、埋深和厚度的分布特征，并结合源岩和储层条件预测了有利发育区。研究表明，东部凹陷南部和北部根缘气的气测全烃值、埋深和厚度较大，中部较小。北部的牛居、茨榆坨和南部的黄金带、大平房、荣兴屯等地区为根缘气有利发育区。
松辽盆地烃类气和CO2大量共存，已发现多个高含CO2气藏；CO2具有无机、有机和混合3种成因，但以无机成因为主。从已发现含CO2天然气和区域地质综合分析出发，探讨了松辽盆地潜在的CO2气源及其脱气模式。研究表明，松辽盆地主要有幔源岩浆、火山岩、碳酸盐岩和有机质4种潜在的气源，结晶基底的幔源岩浆是松辽盆地最重要的气源，特别是新生代碱性玄武岩浆；沉积盖层的火山岩是松辽盆地另一种重要的气源，营城组和登娄库组的中酸性火成岩很有可能就是昌德东CO2气藏的主力生气层；变质基底的石炭系—二叠系碳酸盐岩是今后勘探中值得关注的气源；沉积盖层和变质基底中有机质丰富，但对高含量CO2气藏的形成贡献有限。气源不同导致有利的脱气模式亦不同：幔源CO2进入沉积盆地中具有沿岩石圈断裂直接脱气模式、热流底辟体脱气模式和壳内低速高导岩浆房—基底断裂组合脱气模式；火山岩最主要的脱气模式是火山岩吸附气后期脱气；碳酸盐岩接触变质作用和动力变质作用下脱气有利于CO2气成藏。
四川盆地须家河组发育3套区域性的泥质烃源岩和致密砂岩储层，构成大面积分布的生储盖组合。通过气藏解剖研究发现，天然气具有近源运移、聚集成藏的特征，受有效源储组合的控制，天然气藏平面分布具有较强的分隔性。以须三段烃源岩和须四段储层为例，通过对砂泥岩组合结构的细致分析，发现有效的源储组合不仅分布在须三段和须四段之间，而且还存在于各层段内部。构成须家河组各段源储组合的源岩质量、生气强度、储层物性及有效厚度是控制成藏的关键因素，在平面上控制天然气的分布。
四川类前陆盆地上三叠统须家河组储层在岩石学上具有低成分成熟度、低胶结物含量和结构成熟度中等特征，岩性在平面上具有一定的规律性，在川西北地区以岩屑砂岩为主，川西中部地区为岩屑砂岩与长石砂岩混合区，川西南地区以岩屑长石砂岩为主，川中前陆隆起为长石岩屑与岩屑石英砂岩混合区。储层总体物性较差，属低孔低渗和特低孔特低渗储层，局部发育有少量中孔低渗储层。由于盆地内逆冲推覆带、前渊坳陷带、前陆斜坡带和前陆隆起带的沉积、成岩以及构造作用的差异性。决定了储层孔隙类型的分带性，龙门山逆冲推覆带储层类型以裂缝型为主，另可见少量的溶蚀孔和原生粒间孔；前渊坳陷带储层类型为裂缝—次生溶孔型，以次生溶蚀孔隙为主，原生孔隙基本消失；前陆斜坡带储层类型以次生溶孔及原生粒间孔为主；前陆隆起带以溶蚀扩大孔和原生孔组成的混合孔为主，储层发育受沉积、成岩和构造破裂作用的控制。
鄂尔多斯盆地南部奥陶系碳酸盐岩经历了多期次、多类型古岩溶作用和改造，古岩溶的发育主要受古构造背景、岩性组合特征以及古地质、古地貌形态的共同控制，尤以古地质和古地貌的控制作用最为重要。在“野外填图法”、“印模法”与“残厚法”研究的基础上，充分应用了地震相追踪和地震解释的成果，对鄂尔多斯盆地南部的古地质和古地貌形态进行了详细的刻画，由南向北依次分布岩溶高地、岩溶台地、侵蚀坡地，并在侵蚀坡地广泛发育侵蚀浅槽、侵蚀坑和溶丘、溶梁等次一级地貌形态。各类古岩溶因形成背景和古水文条件不同，其有利发育区的分布存在着明显差异。
鄂尔多斯盆地西南缘镇泾地区中生界油藏具有储层致密、丰度低、储量大的特点，已钻遇的多口高产井显示出中生界具有良好的油气勘探潜力。西南缘中生界具有多个油气成藏动力系统，不同的油气成藏动力系统具有不同的二次运移动力和通道。通过埋藏史、泥岩压实曲线及物性特征等研究，认为长8段超低渗透油藏的二次运移动力为上覆烃源岩的异常压力，通道主要为渗透层；长6段特低渗透油藏的二次运移动力主要为下伏烃源岩的异常压力，局部为浮力，通道主要为裂缝，其次为渗透层；而延安组油藏的二次运移动力为浮力，通道为裂缝、不整合面和渗透层。对油气二次运移动力和通道的研究，可以更加精细追踪油气运移指向，为鄂尔多斯盆地西南缘下一步的油气勘探提供理论依据。
塔里木盆地多旋回、不均衡构造运动和沉积演化导致油气成藏和分布非常复杂，近年来随着局部地区地质认识的不断深入，有必要加强系统的成藏规律研究。据已发现油气藏的成藏特征可建立7种油气成藏模式，即前陆盐下挤压背斜气藏、前陆盐上构造—岩性残余油藏、前陆前缘斜坡构造—岩性油气藏、台盆古隆起碳酸盐岩风化壳—层间岩溶立体组合油气藏、台盆古隆起碎屑岩复合油藏、台盆长期斜坡浅层反转构造—岩性油气藏和台盆长期凸起深层构造—岩性残余油藏成藏模式。通过对不同构造区域和构造层的成藏模式特征及分布规律分析认为，除了库车坳陷、塔北隆起和塔中隆起是油气增储上产三大主战场外，塔西南坳陷、库车西秋里塔格地区、台盆区志留系—三叠系、盆地东部低凸起斜坡是下一步勘探的重要方向。
在对塔里木盆地下石炭统巴楚组周缘野外露头剖面、钻井以及岩心观察，地层划分与对比的基础上，结合地震解释资料将巴楚组分为4个岩性段，识别出4种类型的沉积体系,即滨岸沉积体系、碳酸盐台地沉积体系、陆棚沉积体系和扇三角洲沉积体系。研究表明巴楚组岩相古地理具有4个主要的演化阶段，分别为初始海侵期盆地西部浅海陆棚与中部障壁海岸发育阶段，最大海泛期盆地西部开阔台地与中部局限台地发育阶段，海平面缓慢下降期盆地西部局限台地—蒸发台地与中部障壁海岸发育阶段，急速海侵期盆地西部开阔台地与中部局限台地发育阶段。塔里木盆地北部、东部以及中南部地区在整个早石炭世遭受隆起剥蚀，为盆地内部提供了稳定的物源。
昆北断阶带是新生代以来形成的南倾北冲的斜坡带，其构造格局具有南北分带、东西分段、上下分层的特征，受此影响，昆北断阶带局部构造部位的油气聚集成藏差异性较大。油气勘探通常以区域范围内的构造单元为开展工作的基本对象，同一构造单元通常具有相对统一的基底特征、构造特征、地层沉积特征及相近的油气聚集成藏控制因素，进行构造单元划分有利于明确勘探方向、开展勘探部署。利用地震、钻井以及测井等方面的资料，在揭示了昆北地区各构造部位断裂的平面及剖面特征的基础上，主要依据基底构造的起伏形态、断裂展布与组合特征等，将昆北断阶带分为6个二级构造单元，即:西部斜坡带、中部褶皱带、南部褶皱带、东部褶皱带、东柴山褶皱带、北部斜坡带。根据各单元所处区域地质背景及内部断裂的组合关系，对其油气前景进行了初步评价，认为西部斜坡带为近期油气勘探的有利部位，北部斜坡带为有利勘探接替地带。这些研究结果为昆北地区油气地质研究\,进一步油气勘探部署及优选有利勘探新领域等提供了借鉴和指导。
在准噶尔盆地腹部滴水泉凹陷南侧的滴南凸起上发现的大型气田，气藏层位多，储层主要为石炭系火山岩。滴北凸起南面紧邻滴水泉凹陷，北靠乌伦古坳陷，是南、北2个凹陷生成油气运移的有利富集区，但目前勘探尚未获得重大突破，仅在侏罗系和石炭系发现小型气藏。滴北地区天然气来自哪个凹陷目前尚不清楚。文章通过天然气碳同位素与气层抽提物的对比，指出滴北凸起天然气乙烷碳同位素比滴南凸起天然气重，与盆地东部地区典型石炭系来源的天然气相似，气层抽提物地球化学特征与北面乌伦古坳陷石炭系源岩一致，因此应来自北面的乌伦古坳陷。根据储层流体包裹体特征，指出气藏成藏时间在晚白垩世以后。
昆特依凹陷位于柴达木盆地北缘断块带西段，紧邻冷湖和鄂博梁—葫芦山构造带，是柴达木盆地西北部重要的油气勘探潜力区域。通过对昆特依凹陷内部中生代、新生代地层分布特征的分析，结合地震资料地质解释，认为在中生代末造山后的陆内调整时期，昆特依凹陷内分割性断块发育，形成压陷型分隔性断块坳陷；新生代喜马拉雅构造运动对柴达木盆地的影响主要表现为压扭性构造应力场的作用，伴随阿尔金走滑断裂的活动，昆特依凹陷受其影响和制约，发育形成压陷型沉降坳陷。昆特依凹陷内的潜伏背斜构造在新生代早期开始发育，第四纪最终定型。
塔里木盆地天山南区块白垩系—第三系碎屑岩气藏为高含凝析油的天然气藏，储层普遍具有低电阻率特征，其中下第三系苏维依组、库姆格列木群和下白垩统巴什基奇克组气层电阻率值一般为1~3Ω·m，下白垩统亚格列木组气层电阻率值一般为4~9Ω·m。气层电性特征表现为：①接近或略高于水层电阻率；②低于围岩电阻率；③具有“高阻侵入”特征，即侵入带电阻率一般大于地层电阻率(Rxo＞Rt），反映在3条电阻率曲线上具有RFOC＞RILM＞RILD的特征。通过钻井录井、测井及试油气资料分析认为，储层复杂的岩相岩性和气藏流体特征为低阻气层的形成提供了有利地质条件；高含水饱和度及高地层水矿化度是形成低阻气层的主要原因；高地层温度可能对储层具有一定的降阻效应。
古城地区钻井资料欠缺。通过单井相分析、单井相标定地震相、地震相分析，研究了古城台地演化特征。台地的发育经历了缓坡—弱镶边台地—镶边台地的发育过程。从早寒武世到早中奥陶世，斜坡带的宽度依次变窄，台地边缘带的宽度呈变宽的趋势，并在地震反射外形上从初期的无明显外形特征演变到早中奥陶世的丘状外形。到中奥陶世末期，台地边缘演化到较高能型的台地边缘，但未到高能型的台地边缘。平面地震相分析表明，台地在演化过程中各相带的展布具有不规则性。研究区台地的演化属渐变过程，与塔中台地的类型形成鲜明对比。台地的沉积类型早期以相对静水沉积为主，逐渐发展到相对高能沉积。台地边缘碳酸盐岩建隆以灰泥丘为主，颗粒灰岩胶结良好，骨架礁体不发育。
储层流体包裹体蕴涵着丰富的油气成藏信息，被广泛应用在含油气盆地热史分析、油气成藏研究等领域。值得注意的是，含油储层流体包裹体均一温度高于其正常的埋藏温度，据此计算的成藏时间较晚、流体古压力偏高；含烃流体包裹体多形成于油气充注早中期，有机质成熟度一般低于储层原油的成熟度；早期少量油气充注与晚期大量油气快速充注均难以形成较多的含烃流体包裹体。流体包裹体丰度法确定的古油水界面和成藏期次偏少；盆地晚期高温热液活动有利于驱动油气输导通道中吸附烃的运聚。这些认识对于深化流体包裹体形成机制和油气成藏机理具有重要的理论意义。
砂岩气藏地层压力下降岩石发生非线弹性变形时，定量研究非线弹性岩石体积应变的大小是个难点。由非线弹性岩石弹性模量与有效压力满足的乘幂关系，推导了地面实验和地层条件岩石体积应变理论关系，提出了一种定量研究岩石体积应变的试算迭代法，并结合岩石变形实验岩石体积应变与有效压力变化数据，求取了岩石非线弹性变形常数a、b值，定量预测了非线弹性岩石体积应变的大小。该方法应用表明，地面实验条件非线弹性岩石体积应变、孔隙度、地层压力下降孔隙度实验预测值或实测值与该方法预测值相对误差分别为≤7.39%、≤0.80%和≤3.92%，具有较好的吻合性，能够实现地面实验数据向地层条件数据的转换，为定量研究非线弹性岩石体积应变提供了有效途径。
虽然近年来对川东北地区富含H2S天然气的地球化学特征、成因及来源开展了广泛研究并积累了丰富的地质、地球化学资料，但由于该地区特殊的地质环境和复杂的天然气形成演化条件，天然气成因与来源问题一直备受关注并存有争议。川东北地区天然气中H2S含量与烃类组分组成、甲烷、乙烷和CO2碳同位素组成之间的关系表明，飞仙关组—长兴组富含H2S的天然气主要是原油在硫酸盐催化下裂解的产物，可能主要来源于下志留统烃源岩；高含H2S天然气中富集重碳同位素CO2的生成，与天然气中H2S含量的降低有关，是H2S溶蚀储层碳酸盐岩的结果。
对南宁褐煤在封闭体系和开放体系下开展了热模拟实验，并对其在2种热模拟体系下的氢气、气态烃和液态烃产率的演化特征以及相互关系进行了研究。结果表明，在煤岩热解生烃过程中，封闭体系下液态烃出现的温度区间为250～600℃，开放体系下液态烃出现的温度区间为250～550℃。通过氢气、气态烃和液态烃产率的对比分析，发现液态烃是影响有机质发生缩聚反应的主要因素。2种热模拟体系下，氢气和气态烃产率分别与液态烃产率呈负相关关系，而氢气和气态烃产率呈正相关关系，且三者的总演化趋势相同，说明有机质演化是一个稳定的过程，和自身化学键的键能密切相关。在高温阶段，2种热模拟体系下的气态烃产率基本相同，因此在计算生气量时，产气率数据的选择要考虑演化程度的影响。
南海西部海域是中国海洋石油总公司油气勘探开发的主战场，具有广阔的油气勘探前景。该区经历了从浅海陆架到深海海域，由浅层到中深层的多层次、多领域、多区带及目标的油气勘探活动。近几年随着加大中深层勘探及研究的力度，在地球物理勘探及地震资料采集与处理技术方面均取得了新的进展和突破。根据南海西部海域不同盆地油气地质特点及所表征的地球物理信息（主要为地震反射特征），提出因地制宜，在用好传统地震资料处理技术和方法的同时，针对地质条件复杂的勘探新领域中的新问题，不断创新地震数据处理技术及方法，逐步完善配套一系列成熟的地震处理技术，为开创南海北部油气勘探新局面、建立“海上大庆”提供技术支撑和技术保障。
Y组的煤系源岩是X凹陷天然气的重要源岩，准确预测其分布对于科学地评价X凹陷天然气勘探前景具有重要意义。在充分消化吸收前人工作成果的基础上，针对存在的主要问题，通过对井区煤层组进行岩石物理分析，确定能区分煤层与围岩的测井序列，从正演模拟研究出发，对煤系地层的地球物理响应特征进行分析，结合属性分析等技术手段，进行煤系地层地质特征的地球物理识别，综合运用岩心、测井、地球化学、古生物等资料，分析凹陷的成煤环境，对煤系地层的分布进行预测。经研究，认为X凹陷的西北部是Y组煤系地层最有利发育区，为富煤区所在，以多属性回归分析技术为代表的地震属性分析技术系列可以较好地预测薄煤层组合的分布规律。
苏里格气田苏X井区盒8段储层非均质性强，常规预测方法效果差。为了进行研究区砂体识别及含气性预测，提出了一种综合叠前及叠后2类储层预测技术优势的联合预测方法。首先，应用叠后地震属性分析及岩性随机反演方法，进行了盒8段砂体识别，在此基础上，结合沉积特征分析确定了研究区盒8段的沉积微相展布规律；其次，借助地震子波吸收系数分析、AVO分析及叠前弹性参数反演3种方法得到含气性分析成果，在剖面上进行了异常点段的含气性解释；最后，综合盒8期沉积微相的平面分布特征及剖面上的含气性分析成果，对研究区含气有利区进行了综合评价。实际钻井结果表明：该联合预测方法较好地克服了单一常规预测方法的不足，有效地降低了预测结果的不确定性，取得了较佳的预测效果，为进一步的勘探开发部署提供了更为可靠的依据。
我国煤层气储层渗透率普遍偏低，为达到合理产能需进行压裂改造。煤层气储层裂隙发育导致压裂液滤失严重，强吸附能力使流体得不到有效返排，造成储层损害降低了渗流能力，大大削弱了增产改造的效果。开展了煤岩水相自吸实验，系统研究了煤岩水相自吸特性及应力状态的影响。结果表明，煤样渗透率越高自吸速率越大，自吸曲线可以分为自吸和扩散吸附2段，考虑应力作用自吸速率降低近一个数量级，揭示了煤岩物性和应力条件是煤岩水相自吸的影响因素。通过煤吸附水机理和煤岩孔隙结构分析指出，煤表面与水的相互作用和毛细管压力决定了水的自吸特性。研究获得的认识对煤岩气藏水相圈闭评价、压裂方式优选和压裂液设计具有借鉴意义。
水在低渗气藏储层孔隙中普遍存在，影响储层供气能力。根据储层孔隙结构形态建立孔隙结构模型，研究了水在不同孔隙类型中的赋存模式及影响气相渗流的机理，在此基础上，采用仿真物理模拟实验技术，研究气藏发生水侵的条件及其对低渗储层供气能力的影响。研究结果表明：气藏储层孔隙中水主要以可动水和残余水2种方式赋存，两者是与储层物性、气驱压力直接相关的变量参数。可动水主要赋存于大孔隙及裂缝中，残余水在不同孔隙形态中有不同的赋存模式，对气相渗流的影响也存在差异。当气藏中水体大于6.0PV时易发生水侵，经过润湿作用形成部分残余水，滞留孔隙喉道中，占据甚至堵塞气相渗流通道，使气井外围储层储量动用滞后甚至难以动用，从而影响低渗气藏有效开发。
随着常规油气资源量日益减少，低渗透储层已逐渐成为油气勘探开发的重点。低渗透储层具有较强的应力敏感性，严重制约着其经济开发与管理。主要从实验评价方法、流固耦合模型及油气藏产能方程3个方面对国内外低渗透储层应力敏感性研究进展进行总结。分析表明，基于原地应力的评价方法和多项式本构关系具有较高的评价精度；融合流固耦合理论和油气藏产能方程的数值模拟软件开发及注水能力预测将是未来发展之热点。指出仅基于唯象学和纯粹的理论推导无法从本质上揭示应力敏感机理，应着力把实验数据、理论公式及储层物性耦合起来，建立一个全面的应力敏感性评价系统；对于裂缝性储层，构建合理的裂缝面结构模型及缝面接触计算机模拟方法，由单条裂缝逐渐过渡到裂缝网络，并考虑天然裂缝与水力裂缝之间的相互作用机理是目前该领域亟待突破的瓶颈。
在充分研究靖安油田大路沟二区和白于山区油井含水上升快（或裂缝水淹）原因的基础上，通过室内实验对“预交联颗粒+PL调剖剂+缔合聚合物+水驱流向改变剂”复合深部调剖体系的主要成分“水驱流向改变剂”和“缔合聚合物”在不同环境下的膨胀特性、稳定性以及剖面改善能力等性能进行了研究，并把复合深部调剖体系用于现场试验，结果表明该体系既可以有效封堵高渗通道，又可以使深部液流转向，同时具有见效快、有效期长、施工工艺简单、环境污染小等优点。该复合深部调剖体系解决了大路沟二区、白于山区油藏油井含水上升快（或水淹）、采收率低的问题，为今后治理大孔道或裂缝见水油藏提供了技术支撑。
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