将致密砂岩气聚集带划分为连续带和过渡带,并建立相应的地质模型。连续带位于构造低部位或斜坡处，砂岩直接覆盖在烃源岩之上，具有天然气大面积连续分布，上部不受盖层控制，下部无明显底水等特点；过渡带紧邻连续带，位于斜坡的上倾方向或构造较高部位，砂岩与烃源岩没有直接接触，天然气主要分布在储层物性相对较好的“甜点”中，天然气藏具有常规气和连续气2种特点。连续带以纳米级孔喉结构为特征，天然气运聚主要驱动力为生气产生的超压；过渡带以微米级孔喉结构为特征，天然气运聚主要驱动力为浮力。基于上述认识，建立“排挤式”和“置换式”致密砂岩气聚集数值模型。该模型在四川盆地合川地区的应用效果符合率达到90%，指出还有一半的天然气资源未被发现，主要分布在合川地区东北部、潼南地区北部和潼南地区东南部。
准噶尔盆地火山岩油气藏埋藏深、岩石类型复杂、裂缝较为发育，属于典型的裂缝型储层。为研究火山岩气藏开发过程中储层的物性变化规律，弄清裂缝的产状与应力敏感性之间的相互关系，从不同火山岩岩性的岩心图像入手，通过对岩心裂缝进行可视化描述，在弄清裂缝发育特征和产状的基础上，对研究区内5口丼20多块岩心样品进行渗透率应力敏感性实验研究和分析。通过对不同裂缝产状的岩心应力敏感性实验研究可知，火山岩储层的应力敏感性不仅与裂缝的发育程度有关，而且与裂缝的产状紧密相关。低角度缝较发育的具有网状缝系统岩心的应力敏感性最强,高角度缝岩心的次之，直劈缝岩心的则相对较弱。
通过对白云凹陷源、热、生烃机理、油气成因、资源规模及大中型气田分布特征等进行研究,认为白云凹陷存在文昌组和恩平组2套有效气源岩,其中恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩是目前已发现油气的主力烃源岩。白云凹陷烃源灶处于变热流密度地质背景下,烃源岩熟化率早低晚高,主生气期相对较晚,介于23.8～0Ma之间。烃源岩热模拟生气实验表明,文昌组湖相烃源岩以生油为主,高成熟阶段生成的天然气主要为原油裂解气(约80%)；恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩油气兼生,以生气为主,主要为干酪根裂解气(约80%)。白云凹陷已发现的油气主要来自恩平组浅湖相—沼泽相烃源岩,天然气以来源于恩平组烃源岩干酪根裂解气为主,以原油裂解气和文昌组烃源岩晚期干酪根裂解气为辅。白云凹陷总生烃量为985.442 5×108t,以生气为主(81.5%),生油为辅(18.5%),主生气强度介于(500～3 500)×104t/km2之间。研究认为研究区高生气强度的白云凹陷烃源灶为大中型气田的形成提供了物质基础,近源晚期成藏提高了天然气田聚集的效率,运聚单元的资源规模控制着大中型气田的宏观分布。
东海陆架盆地是位于欧亚板块中国东部大陆架东缘的中新生代复合断陷盆地,盆地南部具有“东西分带”、“南北分块”的构造格局。盆地内古新世沉降中心在盆地西部的瓯江凹陷；始新世,沉积中心向东迁移,呈现出瓯江凹陷、闽江凹陷和基隆凹陷3个沉积中心特征；渐新世早期,盆地西部开始抬升剥蚀,沉积中心迁移至基隆凹陷,直至中新世盆地西部才再次发生沉降。东海陆架盆地南部新生代构造演化特征可划分为古新世断陷期、始新世断拗转换期、渐新世—中新世拗陷以及上新世以后区域沉降4个时期,盆地东部构造演化时间稍晚于西部。
孔洞是碳酸盐岩储层最基本的储集空间类型，对其发育特征和分布规律的研究一直是油气勘探研究的重点和难点。塔里木盆地塔中地区奥陶系鹰山组发育大型层间岩溶裂缝孔洞型储层，目前在该区已发现亿吨级大型凝析气田，具有良好的勘探潜力，但对于碳酸盐岩孔洞发育规律还缺乏深入的认识。根据岩心观察、成像测井分析以及地震属性提取，详细论述了塔中地区鹰山组碳酸盐岩孔洞发育特征、控制因素及分布规律。鹰山组碳酸盐岩孔洞较为发育，洞穴大多分布在距鹰山组顶部以下120m的范围之内，且洞穴发育具有明显的井区差异性；中小型溶蚀孔洞纵向上叠置,横向上具有良好的层位性和成层性,平面上大面积分布，在局部具有较强的非均质性和穿层性。孔洞发育主要受岩性岩相、层间岩溶、埋藏岩溶、构造断裂作用的叠合影响，尤其是层间岩溶和埋藏岩溶作用,能导致孔洞发育层位差异性。孔洞的发育为塔中地区鹰山组油气藏提供良好的储集空间,不仅能形成孔洞型储层和洞穴型储层,而且发育的孔洞与裂缝相连通,形成该地区重要的裂缝孔洞型储层。
YM1-2构造带位于塔北隆起西部英买力低凸起构造单元内，整体表现为一寒武系盐上大型穹隆背斜，形成于海西期，定型于印支期。期间经历多期构造运动，发育有大量断裂，构造样式多样，成因机制也非常复杂。通过蚂蚁追踪等技术的应用，对YM1-2三维区断裂进行精细解释，能有效指导对断裂的刻画与认识。首次把研究区内所有断裂划分为4期，即中加里东期、早海西期、晚海西期、海西—印支期，并对每期断裂的形成机制进行深入分析，为断裂与油气成藏关系的研究提供重要依据。
大庆长垣杏5X区块葡一组为河控浅水型三角洲沉积体系，以岩心描述和测井曲线综合分析为基础，对葡一组进行高分辨率层序地层学研究，识别出古暴露、冲刷面与岩性转换面等3类层序旋回界面，将其划分为2个中期旋回、4个短期旋回和12个超短期旋回,并详细研究三角洲沉积体系中超短期旋回和短期旋回的沉积序列、结构类型和叠加样式。通过逐井高分辨率层序分析与划分，建立短期与超短期旋回的层序地层格架，分析层序格架内地层展布规律，并以此为基础，阐述在层序格架控制下葡一组4个短期旋回的成因砂体叠置样式、沉积演化规律及砂体分布特征，为开发调整期剩余油研究提供地质依据。
针对深水厚层砂砾岩和泥页岩沉积地层缺乏标志层，地层划分困难等问题，初步探索出一种以包含不同地质信息的自然伽马曲线和由声波时差曲线—电阻率测井曲线交会得到的ΔLogR曲线为对象，通过MATLAB软件对2类曲线分别进行db5小波变换，利用获得的能够充分显示深水砂砾岩和厚层泥页岩地层的内部旋回性结构的时频色谱图和小波系数重构曲线指导深水砂砾岩和泥页岩层序划分方法。以东营凹陷民丰地区永925井沙三中亚段—沙三下亚段近岸水下扇砂砾岩和湖相泥页岩沉积为例，利用db5小波分析进行了长期、中期和短期基准面旋回的划分。研究表明，自然伽马测井曲线小波分析对近岸水下扇砂砾岩体的划分与传统方法吻合较好；ΔLogR曲线小波分析能够有效刻画厚层湖相泥页岩的内部结构旋回，对其层序划分具有良好的指导效果，对小波分析在层序地层划分中的应用是一个重要发展和补充。
世界探明油气储量的空间分布很不均匀，其中中东地区的油气储量最为丰富。全球大油气田的分布可划分为27个聚集区，其构造类型可归纳为6类。从构造背景分析，以被动边缘型和大陆裂谷型大油气田为主。笔者扼要而综合性地介绍全球油气探明（剩余可采）储量、油气储产比、大油气田聚集区的地域分布及其特征，大油气田的发现与分布特征及其在油气储量中所占的比重与作用，大油气田形成区的大地构造类型，进而举例介绍典型大油气田的地质概况,如典型大油气田加瓦尔油田和乌连戈伊气田的油气地质特征。
秘鲁乌卡亚利盆地是油气资源丰富的南美安第斯前陆盆地的子盆地之一。该盆地油气潜力巨大，勘探程度低，已发现12个油气田，可采储量约6×108t。根据大量物探、钻井和实验分析资料，系统分析乌卡亚利盆地的烃源岩、储集层、盖层及圈闭等基本石油地质条件，并提出勘探有利区域和潜力。研究表明，乌卡亚利盆地自奥陶纪形成以来，长期沉降接受沉积。从古生代到中生代沉积3套主要烃源岩,即三叠系—侏罗系Pucara组烃源岩、二叠系Ene组烃源岩和石炭系Ambo群烃源岩，这些烃源岩有机质含量高，处于成熟阶段，分别向盆地的北部、中部和南部运移供油；盆地内有多套储盖组合，主要储集层为白垩系Cushabatay组和Vivian组；晚二叠世以来的多次构造运动特别是晚白垩世以来的构造运动形成多种类型的圈闭，圈闭类型主要为挤压背景下形成的推覆背斜、断背斜和断块等构造圈闭，也存在大量地层和岩性隐蔽圈闭。盆地勘探前景广阔，最有利的勘探区域是盆地东南部的Urubamba次盆和构造发育的西部褶皱逆冲带。已经发现的油气藏全部是构造油气藏而且多数位于逆冲断层的上盘，对下盘圈闭的勘探很少。勘探潜力包括2个方面:一是要继续寻找构造圈闭，特别要加强对逆冲断裂下降盘的勘探力度； 二是要重视隐蔽油气圈闭勘探，特别是要加大二叠系Ene组古潜山圈闭、三叠系—侏罗系Pucara组生物礁圈闭和白垩系岩性(河道砂体)圈闭的勘探。
受多期构造运动影响，东营凹陷形成多期不整合面。其中新生界与中古生界不整合广泛分布于凹陷之中，其上覆地层与下伏地层的接触关系多为削超样式。不整合结构层中的风化粘土层，经过成岩压实作用，极易固结，形成非渗透层，具有很好的封堵效应。由于风化淋滤作用，不整合面下的风化砂砾岩、碳酸盐岩等的渗透性均得到不同程度的改善，成为输导油气甚至储集油气的有利场所。油气在不整合中运移主要通过2种方式：不整合结构层侧向输导和不整合“天窗”式垂向输导。受不整合削超或平超式、砂/泥型或泥/砂型等多种岩性组合的控制，东营凹陷南斜坡多发育地层超覆、不整合削截油藏。
歧口凹陷古近纪为典型的箕状断陷盆地，斜坡背景广泛分布，发育断裂、挠曲、侵蚀、沉积等多种成因类型坡折带。以高精度三维地震资料精细构造解析为基础，对各种类型坡折结构特点、发育演化及成因模式等进行深入分析，探讨古近纪坡折带发育对沉积的控制作用。研究认为歧口凹陷发育构造、沉积、侵蚀等多种成因类型坡折带，构造坡折带样式受断裂特征及其组合控制，主要表现为单阶式和多阶式；坡折带形成及演化受古近纪基底先存构造、伸展、走滑等多重因素共同控制；构造作用形成的沟槽、转换带形成沉积物输入与其在盆内分散的通道,坡折带控制沉积相带的分异，物源大小及与斜坡倾向匹配关系控制层序样式及物源波及范围。
地层对比划分是石油地质研究的重要基础，而沉积相研究则有利于揭示油气的形成和油藏赋存规律。通过利用延安组煤层和炭质泥岩标志层、古剥蚀面、区域性洪泛事件标志以及沉积相分析，对鄂尔多斯盆地林镇地区延9油层组进行精细地层对比与划分，自下而上划分为延93、延92、延91共3个小层，并分析延9油层组的分布特征。研究认为林镇地区延9油层组为河流相沉积，主要发育河道、河漫滩、心滩及边滩等微相，其中延93油层组为辫状河流沉积，部分河道形态呈现一定的准“曲流化”，普遍出现漫滩沼泽微相，心滩的砂体自延10期以来最为发育；延92油层组为辫状曲流河沉积，漫滩沼泽微相和边滩微相较为发育；延91油层组为网状河流沉积，漫滩沼泽微相是最主要的沉积微相单元，研究区绝大部分地区均有厚层的含炭质泥岩以及煤层的分布，边滩的分布规模和发育厚度相对减弱。同时根据地层对比、沉积相研究以及油藏剖面分析发现研究区延9油藏的圈闭类型最主要为构造—岩性圈闭油藏，少量为构造圈闭油藏和岩性圈闭油藏。
中国南方地区主要发育下寒武统、上奥陶统—下志留统、下二叠统、上二叠统4套区域性黑色页岩，分布广泛，其中下志留统龙马溪组在渝东南地区最为发育。由于渝东南地区是我国页岩气勘探的先导试验区，因此分析渝东南地区龙马溪组黑色页岩的分布规律对研究该区页岩气分布特征尤为重要。通过对渝东南地区志留系进行岩石地层对比，对野外露头进行精细分析，建立研究区志留系层序地层格架，将志留系划分为8个三级层序，即ssq1、ssq2、ssq3、ssq4、ssq5、ssq6、ssq7、ssq8，再通过分析其横向展布特征，最终确立研究区北部和西部2个黑色页岩沉积中心。笔者主要从2个方面分析黑色页岩沉积富集的控制因素:①通过分析古地貌特征，分析有利于黑色页岩沉积的沉积环境；②通过分析龙马溪组黑色页岩短期相对海平面变化，得出短期相对海平面变化对有机碳含量和有机质类型的控制规律。该控制因素对于寻找页岩气赋存的有利层段具有重要的指示意义。
根据大量钻井及岩心资料，结合薄片鉴定、扫描电镜、X-射线衍射和压汞实验等测试手段，对酒东坳陷深部下白垩统下沟组下段储层特征及其控制因素进行研究。研究表明，下沟组下段砂岩以长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度均较低，储集空间主要为次生溶蚀孔隙，同时也发育有原生粒间孔隙和裂缝，储层整体表现为特低孔特低渗的特征。该套砂岩储层储集性能主要控制因素为沉积相和成岩作用。沉积相带控制着砂体平面展布，成岩作用主要影响储层的孔隙结构特征和物性，其中压实作用和胶结作用导致储层的原生储集空间大量损失，储层物性被严重破坏，而溶蚀作用是孔隙得以改善的主要因素。
鄂尔多斯盆地古生界凝析油具有低密度、低凝固点、低初馏点的特征；Pr/Ph值均大于2.0，具有姥鲛烷优势；轻烃中甲基环己烷相对含量高于60％；碳同位素值主要分布在-21‰～-26‰之间，正构烷烃单体分子碳同位素值主要分布在-20‰～-29‰之间，且碳同位素值随碳数的增大逐渐变轻，呈分段式分布。将凝析油地球化学特征与上古生界暗色泥岩、煤及下古生界碳酸盐岩进行比较，结果表明鄂尔多斯盆地古生界凝析油与煤的地球化学特征一致，是煤在高成熟阶段的产物。对古生界凝析油成因的探讨为认识鄂尔多斯盆地古生界天然气成因提供一定的依据，一般有凝析油伴生的天然气烃类碳同位素组成相对较重，主要为煤的产物；而烷烃碳同位素组成相对较轻的天然气与泥岩厚度分布特征有一定的关系，可能以上古生界暗色泥岩生成物为主。
台湾省南部泥火山异常发育，泥火山伴生气地质地球化学特征具有明显的沉积型壳源成因特点，并非火山幔源活动成因。这些泥火山活动所伴生的天然气组成大多数均以甲烷为主，乙烷及其重烃含量甚低。泥火山伴生气甲烷碳同位素值为-31.7‰~-35.9‰，二氧化碳碳同位素值为-10.0‰~-15.2‰。稀有气体氦\,氩同位素值偏低。其中，3He/4He(Ra)即R/Ra值分布在0.21~1.34之间,40Ar/36Ar值则在304.6~330.0之间。上述地球化学特征表明，这些泥火山伴生气主要属热解有机成因的成熟烃类气，且主要是较年轻的新近纪巨厚海相沉积烃源岩的贡献。深入分析泥火山地质特征及伴生气地球化学特点，能为建立这种特殊的天然气成因成藏机制提供重要地质依据与基础研究资料，因此，具有十分重要的油气地质意义.
库车坳陷侏罗系致密砂岩油气藏的勘探日趋重要，其主力烃源岩排烃特征及资源潜力的研究亟待加强。根据排烃门限理论，笔者利用生烃潜力法研究库车坳陷中,下侏罗统煤系烃源岩在不同地质历史时期的排烃特征，并对其资源潜力进行评价。研究表明:库车坳陷中\,下侏罗统煤系烃源岩Ⅱ型有机质的排烃门限为0.7%，Ⅲ型有机质的排烃门限为0.8%。该套烃源岩的主要排烃期为康村组和库车组沉积期，属于晚期排烃，地质历史时期主要有3个排烃中心,即克拉苏地区、大北地区及迪那—依南地区。总排烃量和总远景资源量分别为887.06×108t和47.02×108t，其中石油与天然气的远景资源量分别为22.96×108t和3.02×1012m3。综合分析后认为，侏罗系致密砂岩油气藏以中\,下侏罗统煤系烃源岩为主力供烃源岩，具有良好的资源前景。
高邮凹陷发现的油藏原油来自泰二段烃源岩的较少，仅瓦6井的原油可能来自泰二段烃源岩。通过对泰二段烃源岩，尤其对马5井,与瓦6井泰一段原油的地球化学特征进行对比分析，发现瓦6井原油Pr/Ph<1Pr/nC17
贵州在地质历史时期长期处于海洋沉积环境，特别是缺氧沉积环境发育，形成多层位黑色泥页岩。根据黑色泥页岩分布范围及厚度，主要划分出震旦系陡山沱组、下寒武统牛蹄塘组、奥陶系五峰组、下志留统龙马溪组、中泥盆统罐子窑组—火烘组、下石炭统大塘组、二叠系栖霞组—龙潭组。页岩气烃源岩具有层位多\,厚度大\,有机质含量高，成熟度高等特点。同时，根据页岩气烃源岩分布、厚度、有机质含量、成熟度等综合分析，划分出有利的页岩气成藏区，即武陵褶皱、黔中—黔北、南盘江紫云—册亨页岩气有利发育区，并认为南盘江坳陷的册亨—望谟一带是最有利的页岩气勘探远景区。
天然气水合物储运技术涉及水合物的生产、运输和再气化等过程,其中水合物的生产过程、运输过程是要解决的关键问题。实验采用6种不同粒径的冰颗粒形成甲烷水合物，并且在不同的温度条件下开展甲烷水合物分解实验。通过分析认为，冰颗粒对甲烷水合物形成过程有一定的影响，冰颗粒粒径越小越容易形成水合物，形成时间也较短；而在分解过程中，大粒径的冰颗粒形成的甲烷水合物在2种温度条件下均表现出较强的自保护效应，能长时间保持亚稳定状态而不发生分解反应。根据实验中出现的这些特性，提出对天然气水合物储运技术的设想，在水合物形成过程中选取一个最佳的粒径冰颗粒合成水合物,并且在-4℃的温度条件下进行储运。
对于一个横向、纵向偏移距比较大的三维地震数据而言，折射波等噪音的线性形态会随着横向偏移距的加大而向着双曲线形态变化。当炮点位于某检波点线附近，横向偏移距较小的情况下，该检波线接收到的线性噪音在地震记录上呈线性状态分布;当炮点远离排列，横向偏移距比较大时，该排列单炮上的线性噪音则呈双曲线形态，并且随着横向偏移距的加大双曲现象就越明显。常规FK滤波等压制线性噪音的方法，对于这种由于横向偏移距增大而引起的非线性噪音其压制能力较差。笔者采用线性时差校正的方法，首先将横向偏移距对线性噪音旅行时的影响消除掉，恢复其线性形态，再应用线性噪音压制技术将其压制掉，最后进行反线性时差校正，以达到高精度噪音压制的目的。目前这种方法在宽方位角采集的数据上取得比较好的效果。
地震沉积学主要是利用三维地震信息和现代地球物理技术对沉积体系、沉积相平面展布以及沉积发育史进行研究。准噶尔盆地玛湖西斜坡紧邻生油凹陷，成藏条件十分有利，油气资源丰富。但勘探目的层较深，储层非均质性强、储层较薄。通过对准噶尔盆地区域构造条件和沉积条件的研究认为，该区油藏类型多为构造岩性油藏，为此在准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡区三叠系百口泉组开展地震沉积学应用方面的研究,并通过对一系列地层切片的研究，结合钻井岩心信息进行动态解释，明确研究区沉积相特征。
塔里木油田A气藏埋藏深、压力高、应力大、天然裂缝发育\,储层厚度大，是典型的超高压裂缝型气藏。储层笼统压裂效果差，采用分层压裂改造技术，取得较好的效果。针对超高压深井裂缝型气藏分层压裂难度大的特点，优选完井封隔器+压裂封隔器+滑套作为分层压裂工具;采用测井地应力解释和优化射孔模拟方法，进行分层优化;密度为1.32g/cm3的加重压裂液体系能降低井口施工压力;使用高压施工设备，能满足地面高施工压力的要求。针对超高压深井裂缝型气藏分层改造技术的研究和认识，对类似气藏改造有借鉴和推广作用。
随着完井工艺的发展，分段完井工艺技术已日趋成熟，但对分段优化的理论研究甚少。油田实施分段完井缺乏理论依据，鉴于这种情况，笔者通过分析影响分段完井水平井产能特有的3个因素,即打开段数、无因次油藏厚度和打开程度，提出分段完井指导思想。经过研究发现：无因次采油指数随着打开段数的增加而增加，也随着打开程度的增加而增加，且无因次采油指数受打开程度的影响较大；在打开程度一定，不同打开段数下，薄油层的无因次采油指数较高，但由于施工工艺难度和施工费用，分段完井存在最优化打开段数的问题；分段完井的水平井产能会随着打开程度的增加而增加，但打开程度增加到一定程度时，水平井产能的增幅会减少，因此分段完井存在一个最优打开程度。
随着油田开发进入中高含水期，长期注水形成的无效循环场将严重影响注水驱油效率。为更好地挖潜剩余油，提高原油采收率,应用数值模拟方法对松辽盆地北二西东块二类油层先导试验区的剩余油和水流优势通道进行模拟，优选出深部液流转向的6注12采井组及萨Ⅱ13-16主力层系，并设计出高强缓膨颗粒、弱凝胶、强凝胶三段塞式组合开发方式。利用大庆油田北二西区块的地层水进行室内实验优化配方，对增油和降水效果进行预测。结果表明北二西东块二类油层深部液流转向设计方案是可行的。
在利用灰色关联度分析法对青东凹陷碎屑岩储层评价的基础上，通过介绍该方法的基本原理，对研究区9口关键井、21个储层单元的物性参数定量评价，确定储层评价指标的权系数，进而对储层进行综合定量评价。实例应用结果表明:该方法能避免用单因素评价储层中出现评价结果相互矛盾、不唯一等问题；以储层砂层组为单元进行评价，评价结果更加精细；储层分类结果与油田实际勘探开发方向一致，吻合度很高；用灰色关联分析法进行储层评价，可以综合考虑各个参与评价的参数，避免单一的、不精确的数字化处理，量化评价结果，提高储层综合评价的准确度，使结果更为科学、客观、合理。
页岩气储量巨大，开发前景被业内广为看好，但其低孔低渗特性使得开发难度高于常规气藏。国外成熟的页岩气藏主要使用水平井压裂技术进行开采。笔者结合页岩气藏水平井压裂后产生水力压裂缝这一情况，建立水力压裂缝导流的页岩气藏水平井后期稳定开采的渗流模型，通过运用等值渗流阻力法，考虑吸附解吸影响，推导出水力压裂缝导流的页岩气藏水平井稳定渗流产能公式，然后采用拟压力替代的方法将适用于油相的产能公式改进为适用于气相的水平井产能公式。通过算例对压裂效果进行研究，结果表明：水力压裂缝数量越多，裂缝间距越小，水平井稳定产能就越大；水平井长度增加超过某一个由该气藏基本参数控制的长度值后，稳定产能的增加值将减缓。
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