徐家围子断陷为“西断东超”的箕状断陷，伸展断裂和走滑断裂这2种性质断裂对天然气成藏具有明显的控制作用。伸展断裂系统在控盆同时控制有效烃灶分布，近SN向张扭断裂即徐西断裂与NNE向断裂共同控制了沙河子组煤层分布，形成有效烃源灶。走滑断层为火山喷发的通道，徐中断裂和徐东断裂控制营一段和营三段火山分布，与之相交的北北东向断裂有诱导火山喷发作用，交点位置火山规模最大。徐中断裂在泉头组沉积晚期到青山口组沉积早期再次强烈活动，右旋走滑变形使火山岩产生大量裂缝，特别是在断层交点处最发育，形成优质储层。徐东断裂此时无明显活动，优质储层不受裂缝控制。与此同时断裂强烈活动配合沙河子组气源岩大量生排气，成为气源断层，徐中断裂是最主要的气源断裂，由于岩性对接封闭作用，天然气主要分布在气源断裂下盘，因此，天然气围绕倾向变化的徐中断裂两盘呈“正弦曲线”状分布。反转断层和盖层控制天然气富集层位，火山岩顶面的“混岩”盖层品质好，在反转断层不发育区使天然气富集在火山岩储层中。反转断层发育区，易将火山岩中天然气调整到青山口组区域性盖层下的扶杨油层中聚集，调整期为明水组沉积末期。走滑断裂是天然气成藏的主控因素，明水末期没发生强烈反转是保存的关键。
利用沉积学和地球化学相结合的研究方法，分析了东营凹陷古近系Es下4、Es上4和Es下3 3套烃源岩基本特征及其分布规律。在此基础上进一步研究了红层中已发现原油的物理性质、族组分和生物标志化合物特征，并对红层原油类型进行了划分，通过油源对比，明确了每类原油的来源。研究表明，红层原油的主力油源层不仅仅只有Es上4和Es下3 2套烃源岩，以往认识较为薄弱的Es下4烃源岩也做出了较大贡献。综合分析认为，东营凹陷古近系红层具有较大的勘探潜力，为近期增储上产的主要领域.
依据试油、物性、压汞等资料，利用多种方法求取了渤南洼陷古近系深层有效储层物性下限与埋藏深度的定量函数关系。在此基础上，以孔隙度差值和渗透率差值作为对比参数，探讨了沉积作用、地层压力和成岩作用对渤南洼陷古近系深层有效储层的控制作用。湖底扇中扇辫状水道和扇三角洲前缘地层压力为中强超压、处于中成岩A1期为有效储层发育的有利因素，而近岸水下扇和冲积扇地层压力为常压和弱超压、处于中成岩B期和晚成岩期为有效储层发育的不利因素。总体上，沉积相带是形成优质有效储层的主要控制因素，而地层压力对有效储层发育的控制作用强于成岩作用。
鄂尔多斯盆地东南部延长天然气探区下二叠统山西组山2段成岩作用复杂，主要结合普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料对山2段成岩作用进行系统研究，确定研究区储层经历了压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用等多种成岩作用。根据山2段填隙物的胶结类型、颗粒的接触性质、物性数据和成岩作用特征，在研究区划分出5种成岩相:Ⅰ类，弱压实—黏土薄膜—石英弱加大胶结溶蚀相；Ⅱ类，中压实—硅质胶结溶蚀相；Ⅲ类，中压实—黏土杂基充填微孔相；Ⅳ类，强压实—硅质胶结致密相；Ⅴ类，强压实黏土充填致密相。另外结合试气资料，确定Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类这3类成岩相为储集层发育的优势成岩相带。最后根据储层岩石学特征、物性特征、沉积相以及成岩相分析优质储层发育特征，以期为有利成藏区带预测提供依据。
根据鄂尔多斯盆地苏里格气田西区苏48区块盒8段—山1段储集砂岩的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射、高压压汞及核磁共振等测试分析数据，精细表征了盒8段—山1段储层微观特征。研究表明:砂岩类型以岩屑石英砂岩、石英砂岩为主，盒8段储层孔隙类型以粒间孔、岩屑溶孔和晶间孔为主，盒下8亚段孔喉半径较大，喉道发育程度较好，其有效孔隙个数和体积均高于其他储层。山1段孔隙类型主要有岩屑溶孔、晶间孔、凝灰质溶孔以及长石溶孔，山1段孔喉半径较小。盒8段—山1段喉道类型主要有管束状喉道、片状喉道和点状喉道，分选性均为中等—差，排驱压力相差不大。通过高压压汞和核磁共振提供的喉道半径以及可动流体饱和度的精细表征结果，将研究区储层划分为4类，明确储层差异的原因是受到碎屑成分、孔隙类型、结构及非均质性的共同影响。
通过考察川中地区8条优选的野外地质剖面，搞清雷口坡组顶面岩性特征、溶蚀孔缝发育情况、风化壳发育层位及发育厚度等。地层分析表明:川中雷口坡组地面露头岩性包括白云岩、溶塌角砾岩以及石灰岩;溶蚀孔洞发育，以半充填或未充填为主;在65m左右的岩溶作用深度范围内，岩溶作用改善了地层的岩性、孔隙空间、储渗性能，可形成良好的古风化壳储层。该认识对研究深埋于地下的雷口坡组顶部风化壳储层具有重要的借鉴意义，可为川中地区雷口坡组风化壳储层进一步的勘探开发提供地质依据。
库车坳陷白垩系巴什基奇克组碎屑岩具有巨大的油气勘探潜力。从岩石类型、构造属性、石英阴极发光特征、重矿物组合及古流向等方面对该区白垩系巴什基奇克组碎屑岩进行了物源分析，并首次将陆源碳酸盐岩分布特征用于物源研究。研究认为：研究区白垩系巴什基奇克组物源分别来自北部、东南部和西南部3个方向，即北部的天山、东南部的库鲁克塔格和西南部的温宿凸起，并在三大物源区的基础上划分出9个次级物源区。
以研究区连片三维地震精细构造解释为基础，应用最新钻探成果，借鉴物理模拟实验的成果与认识，提出了克拉苏构造带盐下构造具有差异构造变形的特点，主要表现在:①自北向南，以克深断裂为界，断裂上盘以基底卷入构造变形为主，断裂下盘以滑脱构造变形为主，其中基底卷入变形带向东北收敛；②东西向构造模式存在明显差异，大北段受基底先存古隆起影响多发育基底卷入式构造，克深1\|2段则以滑脱构造为主；③基底结构、膏盐岩层分布、多期叠加构造变形是控制盐下差异构造变形的主要因素。中生代基底结构变化控制盐下基底卷入与盖层滑脱2类构造模式的分布，膏盐层的差异分布及叠加构造变形影响了各构造段缩短量、变形样式的差异。
特提斯构造域是一个巨型的油气富集带，世界上许多特大型油气田都发育在特提斯构造域中。特提斯构造域含油气丰富但不均匀，以南带油气最为富集，盆地类型上以克拉通边缘盆地和前陆盆地最富油气。青藏高原位于特提斯构造域的东段，是我国海相三叠系—新近系分布面积最大、最集中的地区，也是我国最具油气潜力但研究程度又很低的地区。青藏高原作为特提斯构造域东段的主体，在构造演化上密切相关，但在含油气盆地特征上存在较大差别。通过青藏高原各重点沉积盆地与特提斯构造域含油气盆地初步对比，对青藏高原的油气资源潜力进行了分析,认为青藏高原油气勘探的关键是后期的保存条件。
基于对Chaco盆地的详细解剖，通过分析其古生界天然气的成藏条件和成藏特征，总结其成藏主控因素，进而类比和分析南美前陆盆地古生界天然气的成藏特征和勘探潜力。Chaco盆地天然气资源丰富，为南美天然气储量最大的盆地，且天然气资源主要集中在古生界；其古生界天然气成藏模式优越，成藏具有优生、多储、圈闭规模大、新生古储、多期成藏、近源成藏及集中分布的特征，天然气成藏受主力成藏组合和断裂的双重控制。由于构造演化的差异，南美前陆盆地古生界有效储层仅在中部3个盆地发育；除Chaco盆地外，其他2个前陆盆地古生界与Chaco盆地具有相似的天然气成藏条件，成藏背景有利，具有一定的勘探潜力。研究指出Chaco盆地古生界天然气勘探程度较高，下一步勘探仍以次安第斯带和前渊带泥盆系为主要目的层系，兼探深层和斜坡带浅层非构造圈闭。Beni盆地和Madre de Dios盆地古生界勘探程度非常低，下一步应加强断裂最为发育的次安第斯带和前渊带的勘探力度，以构造圈闭为最有利勘探目标。
瓯江凹陷是东海盆地油气资源重要的分布区之一，其勘探程度仍较低，尚处在起步阶段，需要开展资源再评价，为进一步勘探开发提供参考。根据钻井资料\,不同沉积相烃源岩展布特征,结合前人的地球化学分析资料，利用多图叠合法，对研究区有效烃源岩的平面分布进行预测，得出有效烃源岩的分布面积从月桂峰组、灵峰组到明月峰组呈逐渐减少的趋势。在分析烃源岩特征的基础上，结合研究区的地质实际设置参数，运用概率论的原理，采用蒙特卡罗法进行计算，得到研究区资源量的概率分布曲线。计算结果表明，研究区各层组中，灵峰组资源量最大，月桂峰组次之，明月峰组最小；研究区总的基准资源量为5.73×108t，总资源量为(5.17～6.38)×10 8 t。通过对研究区资源量进行敏感性分析，确定了影响研究区资源量计算的主要参数为地层厚度和氯仿沥青“Ａ”，面积对其影响较小。
低渗凝析气藏的成藏机理是影响文昌A凹陷天然气勘探开发成效的关键问题。运用烃源岩地球化学、储层沉积学和成藏综合分析等方法，对天然气地质条件、气藏特征及成藏动态过程进行系统研究。得出如下新认识:①研究区下渐新统恩平组一段厚层湖沼相、滨浅湖相泥岩是主要的优质气源岩，该套烃源岩分别与恩平组二段、珠海组发育的(扇)三角洲相、潮坪相储层形成 “自生自储” 和“下生上储”2套成藏组合；②恩平组、珠海组储层埋深大于3 500m,孔隙度小于12％，渗透率小于1×10-3μm，沉积微相和成岩作用控制了“甜点”储层的分布；③恩平组、珠海组储层“先致密、后成藏”致使油气的运移距离较短，具备“近源运移、晚期成藏”的特征。根据上述新认识提出2种成藏模式，即陡坡带垂向运聚模式和缓坡带垂向＋侧向运聚模式，并指出北部缓坡带是下一步新领域拓展勘探的重要方向。
礼乐盆地位于南海海域南部，拥有大面积深水区域，长期以来缺乏烃源岩生烃潜力方面的研究。在认识礼乐盆地构造—热演化特征的基础上，选用盆地内地震测线为研究对象，对盆地主要烃源岩热演化及生烃状态进行了研究。研究揭示:①礼乐盆地深水区烃源岩有机质热演化程度最高，现今已经达到生烃高峰，甚至湿气阶段，斜坡区热演化程度最低，尚未进入生烃阶段；②礼乐盆地白垩系烃源岩在深水区生烃潜力最大，与斜坡区存在量级差异；③礼乐盆地存在二次生烃过程，白垩系烃源岩的二次生烃发生在斜坡带和礼乐滩，古新统—始新统烃源岩的二次生烃发生在深水区。
扬子地区下寒武统广泛发育了1套黑色岩系，被认为是中国南方4套海相烃源岩之一。但由于该套烃源岩时代老、有机质成熟度高，故对其有机岩石学特征探讨还没有定论。通过光片、薄片的对比观察，结合扫描电镜和能谱等分析，详细研究了研究区下寒武统黑色岩系的有机岩石学特征，并尝试性地探讨了其油气地质意义。结果表明湘西三岔地区下寒武统黑色岩系中的有机质可划分为有形态组分、无形态组分。其中有形态组分又可分为植物藻类组(层状藻类体、结构藻类体Ⅰ、结构藻类体Ⅱ)、动物有机组、细菌型的菌类体及混合型海相镜质体;无形态组分主要为微粒体和沥青质体。从观察到的有机质组分反映了该套黑色岩系的生源母质具有多重属性，但从统计的各组分含量上来讲主要为浮游菌藻类、底栖宏观藻类、浮游动物和底栖海绵等，其有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型。系统的有机岩石学研究表明有机质差异主要是由母质类型的差异所造成，宏观底栖藻类和大型低等水生植物(如浅海底栖叶状体植物)的发育是形成Ⅱ型有机质的主要因素。对牛蹄塘组有机岩石学特征的分析为该套黑色岩系的油气生成潜力的研究提供了重要基础。
地球化学场除具有时间、空间要素，还具有环境约束条件特征，因此，其函数表达式应为Gij=Fij(X，Y，Z，T，C)。油气化探地球化学场是成烃物质油气地球化学场动态演化阶段中因油气勘探需要而在特殊时期设定的，通过油气化探地球化学场分析，研究化探指标物质量(质量、数量)在不同区域空间上的变化，进而为油气勘探服务；油气化探地球化学场因研究内容、目的、目标以及研究方法、手段、范围的不同可划分为多种不同类型地球化学场；微观和宏观、区域和局部、动态和静态相结合的理念应始终贯穿于油气化探地球化学场研究，油气化探地球化学场的客观分析和研究可为油气化探的勘探应用提供理论分析依据。
相对于天然气而言，克拉苏构造带凝析油的研究较薄弱。在前人研究基础上，通过凝析油组分及其碳同位素分析，详细剖析了克拉苏构造带凝析油的成因、来源及其与天然气的关系。研究表明，克拉苏构造带凝析油与天然气不同源、不同期，凝析油主要为湖相烃源岩成熟演化阶段的产物，而天然气来源于高—过成熟的煤系烃源岩。该构造带东西段凝析油存在明显差异，含量上东少西多，碳同位素值东高西低，东段凝析油三环萜烷为正态分布，含有一定量的伽马蜡烷，来自黄山街组烃源岩；西段凝析油为黄山街组和恰克马克组烃源岩的混合产物，后端元凝析油三环萜烷以C19为主峰递减分布，含有极低的伽马蜡烷和丰富的重排藿烷和重排甾烷。凝析油的成熟度低于天然气的成熟度，且普遍具有气洗分馏特征，表明克拉苏构造带为“早油、晚气”成藏\.“早油”可聚集在冲断带完整背斜圈闭和膏盐岩侧向遮挡圈闭中;“晚气”主要在盐下断块或断背斜圈闭中成藏。
研究了准噶尔盆地西北部和什托落盖盆地侏罗系煤系烃源岩多环芳烃的分布规律。结果表明，该区侏罗系烃源岩中多环芳烃分布广泛，两环芳烃至六环芳烃以及七环芳烃均有分布，单体芳烃主要以四环芳烃和五环芳烃的含量较高，其次为两环芳烃和三环芳烃。研究还表明煤和泥岩的多环芳烃分布极易受沉积相差异发生明显变化，比如侏罗系八道湾组泥岩菲、荧蒽、芘、[SX（B-*3][HT5\",5]艹[][HT6,5]屈[SX）][HT5K]、苯并荧蒽与苯并［e］芘的丰度均较高，西山窑组泥岩苝的丰度明显偏高于其余化合物；而八道湾组煤中蒽、芘、苯并［a］芴以及苯并荧蒽丰度较高，西山窑组煤中苯并荧蒽、苯并［e］芘和苯并［a］芴的丰度偏高。另外煤的萘与二苯并噻吩成熟度参数值明显高于泥岩，并且与Pr/Ph值和δ13Caro值呈正相关，与四环芳烃和五环芳烃参数值呈负相关，进一步研究表明多环芳烃比值极易受到有机相类型差异分布影响，仅菲的参数值差异小，泥岩RC值与实测RO值相近，二苯并噻吩/菲值与Pr/Ph值关系和OF/(OF+F)值与SF/(SF+F)值关系反映了侏罗系浅湖相至河流相或三角洲相为开阔水体的弱氧化—强氧化沉积环境。
通过对鄂尔多斯盆地西缘上古生界泥岩有机母质类型、有机母质热演化程度、有机质沉积环境等方面与泥岩饱和烃Pr/Ph值之间关系的分析，首次认识到西缘上古生界泥岩饱和烃姥鲛烷与植烷的比值(Pr/Ph值)小于1.0，并且主要受沉积环境水体咸度的影响，与有机母质类型、有机母质热演化程度的关系不明显。应用泥岩、煤岩饱和烃Pr/Ph值特征对盆地西缘上古生界凝析油的来源进行判识，指出上古生界凝析油主要来源于煤系地层，进而认为煤系地层在上古生界天然气成藏中起着决定性的作用。
Bongro盆地西部地区勘探程度低，对其含油气前景认识有限。利用西部凹陷2口探井烃源岩样品的有机地球化学分析资料，结合区域地质资料，从烃源岩生烃潜力、生烃史以及生物标志化合物特征等方面，对Bongor盆地西部凹陷下白垩统K组烃源岩地球化学特征进行综合研究。结果表明:西部凹陷K组地层暗色泥岩、页岩发育；烃源岩有机质丰度高，整体评价为好烃源岩；有机质类型好，主要为Ⅱ1型有机质； K组下部烃源岩处于成熟热演化阶段，K组上部烃源岩处于低成熟热演化阶段。生烃史模拟表明，K组下部烃源岩分别于早白垩世晚期和晚白垩世早期进入生烃门限和成熟热演化阶段，而K组上部烃源岩在地质历史时期一直没有进入成熟热演化阶段，现阶段处于低成熟阶段。烃源岩饱和烃生物标志化合物特征表明，K组烃源岩形成于半咸水—淡水、弱氧化—弱还原的湖相沉积环境，其有机质组成为典型的湖相混合型有机质特征。
对鄂尔多斯盆地同一地区侏罗系煤、煤系泥岩和炭质泥岩生烃全过程的模拟实验结果表明：不同种类煤系源岩热解生油特征存在较大的差异；与典型的湖相或海相源岩相比，这3种煤系源岩生油潜力都比较低。生油潜力最高的为煤系泥岩，其最大生油量约为20mg/gTOC，而煤和炭质泥岩的生油潜力几乎只有煤系泥岩的一半。因此，煤系源岩单独大规模形成油藏的可能性较低。煤岩、煤系泥岩及炭质泥岩最大生成烃类气体气量为184~212mL/gTOC，在3种源岩中煤的生气量最大，而煤系泥岩的最大生气量只有3m3/t岩石；煤和炭质泥岩生成气体的碳同位素相近，而煤系泥岩生成甲烷碳同位素值要比煤同温度生成的甲烷碳同位素值偏低3‰~5‰。3种源岩模拟生气实验结果表明：煤应该是煤成气的主要贡献者。
塔中BZ井区上奥陶统良里塔格组礁滩体储集层是油气勘探重要目的层之一,其特点是埋藏深,储集层基质孔渗低，储集空间多为构造裂缝及溶蚀作用所产生的孔、缝、洞系统,储集体受多种因素控制,纵横向非均质性强,叠后声阻抗反演技术和常规叠后地震属性分析技术难以有效预测该类储层。因此有必要开展叠前弹性波阻抗反演研究。给出了叠前弹性波阻抗反演技术的主要实现方法、步骤，比较了利用弹性波阻抗反演技术与常规叠后声阻抗反演技术预测上奥陶统良里塔格组礁滩体储层实际应用效果。结果表明弹性参数预测储层分辨率高，能够反映碳酸盐岩储层非均质性分布特征，与实际的钻探成果具有较好的一致性，该方法对塔中地区下一步碳酸盐岩油气勘探具有一定的参考意义。
针对大庆油田葡南地区老井浅层没有完井测井信息不能进行气层评价的问题，在套管井中进行中子寿命测井和补偿中子测井，基于气层的测井响应特征，给出了定性识别气层的2个有效参数以及4组重叠曲线，利用套管井中子寿命远探测器俘获计数率曲线和补偿中子远探测器计数率曲线首次建立了钙层指示曲线，能够有效地区分钙层与气层，实现了气层快速直观精细解释。利用中子寿命测井近、远探测器俘获计数率以及热中子宏观俘获截面测井曲线组建了一条对气层识别比较敏感的GI 1曲线，利用该曲线建立了新的含气饱和度模型，对气层进行了定量解释。以试气资料为基础，综合气层定性、定量识别方法，确定了气层、气水同层、水层的多参数判别标准。经过试气验证表明该解释方法正确，能够满足大庆油田葡南地区老井浅层天然气评价工作需要。
地质建模可以定量、直观地展示储层三维物性参数及几何形态，提高井间物性的内插精度，从而提高储层精细描述的精确度。苏里格气田东区Z30区块储层发育于河流相，砂体横向变化快，储层预测难度较大，故利用Petrel软件，以钻井数据为基准，按照点—面—体的建模步骤建立Z30区块构造模型；在此基础上,以测井解释单井相数据为基准，采用序贯指示模拟方法构建了沉积微相模型；并以相控建模技术为指导，采用序贯高斯模拟方法建立了储层属性模型。储层建模研究为准确评价储层性质及潜
靖边气田陕200井区奥陶系碳酸盐岩储层各小层侵蚀沟槽分布复杂，剥蚀严重。研究区内沉积微相分布单一，缺乏地震数据体，应用传统的相控建模，很难保证储层建模结果的准确性。为准确刻画所选区域碳酸盐岩剥蚀储层的展布特征,在前人研究基础上，提出将研究区划分为沟槽相、储集相、干层3个相,将相控建模应用到储层随机建模中；同时，根据测井渗透率不能反映陕200井区裂缝发育的实际情况，提出根据试气无阻流量反推出地层渗透率，并用于储层确定性建模中。通过对比相控随机建模、确定建模与地质认识的符合程度，评价所选研究区碳酸盐岩剥蚀储层地质建模方法的适应性。研究表明，确定性建模与地质认识的符合性更好，建模储量与地质储量的误差更小，应用效果良好，从而说明确定性建模更适应所选研究区的储层建模，为后期水平井布井优化及气藏评价奠定了基础。
点坝是曲流河沉积中主要的储油砂体发育区，其中的侧积层（体）是控制剩余油分布的一个重要因素，建立超精细的点坝内部构型模型有助于认识剩余油分布规律特征，满足目前老油田精细油藏描述和二次开发的需要。以港东油田一区一断块为例，通过分析岩心、测井、动态等资料，对单砂体进行超精细研究，深度解剖点坝内部构型。在此基础上，建立超精细点坝内部构型地质模型，采取层次模拟、试验筛选、分级预测交互方式，利用多点统计法最终确定2m×2m×0.5m的超精细模型，通过验证符合点坝内部构型规律，为点坝内部构型建模提供了一种可靠的借鉴方法。
序贯指示模拟和序贯高斯模拟是2种常用的随机模拟方法。在地质统计学反演中，将这2种模拟方法组合使用，先做序贯指示模拟得到岩性数据体，然后进行带岩性遮挡的序贯高斯模拟，最后加上随机反演。用这种方法计算含水饱和度并应用于某地区的精细流体预测中，与常规的流体预测方法叠前AVA同步反演进行了对比，该方法在薄层流体的精细预测方面取得了更好的效果。
通过对水驱气藏动态储量和水侵量计算方法的研究，提出了计算水驱气藏动态储量和水侵量的简易新方法。新方法根据水驱气藏的物质平衡方程，作出了水驱气藏无因次视压力与采出程度的理论图版。根据图版拟合法的思想，结合水驱气藏的生产动态资料及测压资料，通过参数的调整，使得水驱气藏无因次视压力与采出程度的实际曲线与理论曲线达到好的拟合程度。最后根据图版拟合所得参数，通过相关计算即可确定水驱气藏的动态储量和水侵量，同时对水驱气藏水体能量的强弱进行评价。新方法不需要对水体形态和大小做任何假设，所需资料易获取，计算过程简便。实例计算表明，新方法计算结果准确，实用性强。
在裂缝—孔隙型有水气藏开采过程中，边水或底水容易沿裂缝通道向生产井窜流，形成气水两相流，增加渗流阻力，封闭并分隔部分气区，降低井产量和气藏采收率，对采气危害很大。针对裂缝型产水气藏的储集层特征，建立了水驱气渗流的物理实验模型，通过实验，从微观机理上揭示了裂缝型气藏发生水侵时天然气主要以绕流封闭气、卡断封闭气和水锁封闭气的形式存在。气藏水侵在宏观上主要表现为低渗透岩块水侵、气藏水侵和关井复压“反向水侵”，其结果是水对气区进行封闭、封隔和水淹，堵塞部分气区的渗流通道，使可动气变成“死气”。结合气藏水侵机理研究了K6井裂缝系统的水侵规律，为该气藏开发调整提供了有效的依据。
天然气藏开发过程中的气井产水现象是广泛存在的，如何及时、准确地识别气井产出水的来源,对于认识气藏气水活动规律、确定合理的开发方式和应对措施以及提高开发效果具有重要的现实意义。通过对气井产水动态的研究，将产出水划分为气层内部水、气层外部水以及工业用水，并归纳总结出不同产水来源下的生产特征。详尽地阐述了中高渗与低渗气藏产出水来源以及出水机理，同时结合前人的研究成果，形成了6种气井产水来源的判别方法，其中，首次提出了产出水地层条件下体积分数的判别方法，最后给出了这些方法的应用实例。
板南地区位于渤海湾盆地黄骅坳陷，其中包含多个油气藏。根据枯竭油气藏改建地下储气库的原则，优选出4个储层分布稳定、气层连续性好、埋藏深度适中、具有一定储量规模及集输和管理条件便利的气藏作为改建地下储气库的库址，结合对库址上已钻井情况、储集条件、油气藏特征、断层及盖层密封性等进行细致分析，综合评价了基于以上4个气藏建立地下储气库群的可行性，认为这些气藏具备改建成地下储气库的条件，并提出了储气库方案设计和监测方案。
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