我国海相叠合盆地存在多期构造运动、多期生排烃、多期成藏以及后期调整改造等特点，使得确定油气成烃成藏年代极其困难，因此基于我国典型海相复杂油气藏的成藏理论和油气资源勘探开发需求，综述了近年来有关海相层系油气藏成藏年代学的研究，重点介绍了流体包裹体分析、稀有气体氦氩同位素方法、矿物（U—Th）/He定年分析和自生伊利石K（Ar）—Ar定年等成藏定年的基础和研究进展，并对每种定年手段的优缺点以及适用范围进行了评述，最后提出在对我国海相层系油气成藏年代研究时，不能单凭某一种定年方法来判断，而应综合利用不同定年技术方法，同时要结合传统地质学分析方法来综合判断油气充注与成藏时间的思路，希翼推动海相油气成藏定年的发展，并为海相油气成藏理论的深化完善拓展研究思路。
随着油气田“精细勘探”的进一步发展，油气藏的精确定年日益成为一种必要。目前可实现油气藏精确定年的方法多依靠放射性同位素体系，如钾—氩、氩—氩和铼—锇等。按照所测定样品的不同，又分为成藏矿物定年、油气包裹体定年和储层有机质定年等。但在实际勘探工作中，受地质定年理论或实验方法学的影响，单一定年技术所提供的年代数据的准确度和精密度仍有所欠缺，在对地质事件的解释上也容易产生一些疑议。在如何实现油气成藏期精确定年这项命题上，不仅需要不断地提高和改进实验分析技术，还需要完善定年方法的基础地质理论，以实现对数据结果的合理解释。油气成藏年代学分析不能仅仅停留在单一的方法技术上，应从各油气藏的特点出发，寻找与油气成藏直接相关的产物，采用多技术手段，获得较全面的年代学信息。
系统地阐述了碳酸盐岩缝合线的成因、类型、物质组成与成岩作用及其对碳酸盐岩地层厚度恢复、油气输导、储集和生排烃作用等方面影响的研究现状。认为缝合线的空间分布特征、类型与成因研究比较成熟，并明确了缝合线主要是应力与溶解作用的结果。缝合线主要由难溶的黏土矿物、石英、固体有机质、沥青以及次生的黄铁矿、方解石等组成，其形成导致了碳酸盐岩原始地层厚度的减小。次生改造作用使得缝合线对碳酸盐岩储集层油气聚集与输导具有重要作用。低有机质丰度背景上富含有机质的缝合线对于生排烃具有重要意义，但研究程度远远不够。碳酸盐岩缝合线对油气输导、储集的作用以及有机质富集特征与生排烃机理是今后应加强研究的重要领域。
从目前储层孔隙结构研究现状入手，结合自身实践，将其研究内容划分为储层孔隙结构成因分析、储层孔隙结构定量表征和分类评价、基于孔隙结构研究的储层评价、储层孔隙结构对流体活动的影响、储层孔隙结构对开发的影响、油气田开发对储层孔隙结构的影响和储层孔隙结构研究技术和方法的改进等7个方面。同时详细介绍了铸体薄片观察和压汞等物性数据统计分析、成岩作用、测井分析、分形维数模型、各种数学方法、(数值)模拟、三维成像等新技术、地质(或地球物理)模型、聚类分析等多种储层孔隙结构研究方法，并分析了每种方法的优缺点。在此基础上探讨了储层孔隙结构研究中存在的问题，最终指出了该项研究的发展趋势。
近年来,国内外致密油、致密气、页岩气及煤层气等非常规油气资源评价取得重要进展，评价结果显示非常规油气资源非常丰富，勘探开发前景非常大。目前非常规油气资源评价方法也取得一些重要进展，分析了国内外具有代表性的方法进展，详细比较了5种主要类型方法(EUR类比法、资源丰度类比法、体积法、随机模拟法和成因法)的适用范围和优缺点。根据不同类型评价方法的优缺点及我国非常规油气资源评价现状分析，指出了我国未来非常规资源评价发展趋势:①采用统一评价流程和统一评价方法开展全国性资源评价，包括地质资源量评价和技术可采资源量评价；②采用改进后的资源丰度分级类比法、小面元体积法和EUR分级类比法等方法作为主要评价方法；③加强不同资源类型刻度区研究，建立起非常规油气资源评价的类比参数体系；④评价应包括经济评价和环境评估。
以河东煤田三交区块主采煤层的直接含水层组为研究对象，选择地下水水位、矿化度、单位涌水量3个指标来表征水动力条件强弱、地下水循环径流强度和含水层富水性状况，探讨了主含水岩组水动力条件对该区煤层气成藏的控制作用。水动力场控气规律研究显示:中南部范围为有利于煤层气富集和成藏的区域；在此基础上，对水动力场控气规律与煤层实测含气性特征的相关性进行了细致分析，用实测煤层气含量数据验证了水动力场控气规律分析结论，并利用具体的钻孔数据，预测了煤层气优势开采区域，在山西组和太原组分别划分出3个区和5个区，山西组最优选的区域位于356#和343#钻孔一带,太原组则在311#和359#钻孔一带。
在对区域地质、岩心、测井及地震资料分析的基础上，研究了准噶尔盆地东部滴水泉地区侏罗系八道湾组沉积特征、沉积相展布特征及沉积演化模式。结果表明:研究区八道湾组主要发育辫状河、辫状河三角洲和湖泊3种沉积相类型，可进一步细分为辫状河道、泛滥平原、辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘及滨浅湖5种亚相类型，以及水道、心滩、湿地、分流河道、水下分流河道、支流间湾、河口坝、远砂坝和滨浅湖泥9种微相类型。J1b1 段沉积期，由北东方向的克拉美丽山提供物源，分别向南、向西发育大范围砾质辫状河沉积；J1b2 段沉积期，湖进开始由南西向北东方向上超，湖泊范围可达研究区内的古剥蚀区，分布了广阔的湖泊相沉积；J1b3段沉积期，构造活动强烈，物源供给充沛，大量碎屑物从克拉美丽山进入滴水泉地区，形成辫状河三角洲沉积。准噶尔盆地侏罗纪沉积环境及背景条件具有“沟梁相间、盆大水浅、河长扇短、源多坡缓”的特点，结合研究区的沉积特征及沉积展布特征，提出研究区为辫状河—湖泊—辫状河三角洲相结合的沉积演化模式。
榆林气田和子洲气田是位于鄂尔多斯盆地东部的2个地质储量均超过1 000×108m3的上古生界大气田，二叠系山西组2段是榆林—子洲气田的主力产层。鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏烃源岩在区域上呈广覆式分布，成熟度高;储层致密，源储近邻，生储盖组合关系良好;存在众多小型岩性圈闭群，圈闭界限不明显，很难判断气藏的边界;全区大面积含气，区域上没有明显的气水倒置现象，砂体连通性差,非均质性强，不存在明显的边底水;气水分布复杂、分异不明显，现今构造对于气水分布及产出基本不起控制作用;气藏的成藏富集主要受烃源岩的生烃强度，储层物性及有效砂体厚度联合控制。通过研究气藏的成藏特征、天然气成藏富集规律，表明鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏符合准连续型气藏“储层致密，主要为源外成藏、近源储集，天然气呈准连续分布，圈闭介于有形与无形之间”的特征。
以高分辨率三维地震资料为基础，结合相干技术等先进地震资料处理和解释技术，对研究区反转构造变形特征进行了探讨和研究，并分析了反转带与油气聚集的关系。JX1-1地区断裂发育，主要为NE走向，平面上呈雁列式排列。在古近系沙河街组沉积末期，JX1-1地区在郯庐断裂走滑应力作用下发生了反转，形成了良好的背斜构造背景，在古近系东营组沉积时期，持续隆升，到了古近纪末期和新近纪初期，基本定型。JX1-1反转带的发育对油气聚集成藏的影响主要表现为:有利于构造圈闭的形成；对沉积体系的展布形成了一定的影响；形成的断裂有助于油气的运移；对储层的物性起到积极的改善作用；反转强度过大对新近系浅层油气聚集不利；渤海海域郯庐断裂带过渡、拐弯部位的反转构造带古近系是有利的油气勘探目标区带。
扇三角洲储层是一类重要的油气储层，其可动剩余油储量占我国碎屑岩储层可动剩余油储量的17.4%。目前国内关于扇三角洲储层，特别是扇三角洲前缘储层的构型研究甚少，难以满足此类油藏剩余油分布预测的需要。为此，以辽河油田曙2-6-6区块杜家台油层为例，应用岩心、测井和动态资料，分析了扇三角洲前缘储层构型单元的特征，明确了构型的分级系统，开展了复合砂体和单一砂体级次的构型解剖。研究表明:①研究区发育的储层构型单元包括辫状水道、河口坝和溢岸，不同构型单元形成的复合砂体存在3种平面分布样式。②复合砂体内部单一砂体的识别主要依据其垂向和侧向识别标志，其中垂向识别标志包括钙质夹层和泥质夹层2种，侧向识别标志包括曲线特征区域差异、砂体侧向叠置等6种。③不同类型单一砂体的规模分布存在差异，其中辫状水道厚度介于0.8～6.6m之间，宽度介于100～400m之间；河口坝厚度介于1.2～6m之间，宽度介于200～710m之间，2类砂体的宽厚之间均呈现较好的指数关系。最终，依据研究区储层构型的定性及定量解剖成果，建立了符合地质模式的三维构型模型，为寻找剩余油及挖潜提供了可靠的地质依据。
在对琼东南盆地宝岛北坡最新油气勘探资料分析基础上,通过比对宝岛北坡A区和B区的油气地球化学特征,利用Knipe三角图和断层连通概率法(FOI)综合评判地区断层封闭性,最后结合油气成藏期、断层主要活动期、沉积相等地质特征,分析宝岛北坡断层封闭性对地区油气运聚产生的影响。结果表明:宝岛北坡A区天然气具有重烃含量高、非烃含量低、碳同位素组成轻且凝析油中不含C30-4甲基甾烷和双杜松烷的特征,这与B区有明显区别；研究区内断层主要活动期为三亚组(T50—T60)沉积时期,在晚期的油气运聚高峰期时断层主要是静止的；现今断层具有分段封闭性的特征,深部断层封闭性较差成为沟通烃源岩和储层的良好通道；断层的分段封闭性特征造成了宝岛A区和B区油气不同的运聚方式,从而导致了气藏中油气性质的不同。
辽东湾海域天然气可分为油型气,煤成气和生物成因气3种类型。除JZ31-6气田为生物成因干气外，其余主要气田中天然气均为湿气。研究区天然气的分布具有北多南少，深部沙河街组多，浅部东营组和新近系少的特点。这一特点主要受到烃源岩有机质类型与热演化程度、盖层厚度、超压等因素的影响。辽东湾北部气藏主力烃源岩有机质类型偏Ⅱ2型，而南部偏Ⅱ1型，且热演化程度北高南低。同时，东三段区域盖层北厚南薄，且在北部广泛发育欠压实成因的超压。超压和泥岩盖层的双重封堵为北部天然气藏提供了良好的保存条件。此外，辽中凹陷北洼沙三段烃源岩通过生烃产生的超压，为天然气由洼陷向辽西凸起带运移成藏提供了充足的动力。
以C5—C7轻烃化合物为工具进行原油成熟度、烃源岩有机质类型、原油生成温度等方面的地球化学研究。哈拉哈塘凹陷奥陶系原油样品庚烷值和异庚烷值分别为31.0～38.3及1.0～2.5，均值分别为36.0及2.2，据此得出样品属于高成熟油，烃源岩有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ型。原油样品C5—C7轻烃馏分相对组成以正烷烃占优势，C7轻烃化合物相对组成以异构烷烃占优势，推测原油样品烃源岩以腐泥型有机质为主。样品Mango稳态催化轻烃参数K1值为0.97～1.07，均值为1.03，符合K1值相对稳定性规律，K2值为0.18～0.22，均值为0.20，符合海相原油特点；样品具有3RP和6RP，推测烃源岩以腐泥型有机质为主；原油生成温度为119.0～125.9℃。
川东北元坝地区下侏罗统自流井组属于扇三角洲沉积，其中扇三角洲前缘水下分流河道控制着砂体的发育，裂缝能改善储层的物性，两者共同控制着储层的分布和发育。研究区构造复杂，且扇三角洲沉积通常由于河道摆动迁移导致地震层位对比难度很大。基于此，研究应用了基于地震分频技术的地震层位对比方法，在此基础上进行了地震相分析及地震属性切片分析，并确定了水下分流河道的分布，子波重构后的地震数据能够清晰地刻画小断裂的发育。最终确定水下分流河道与断裂发育带的叠合区域为储层有利发育区，为下一步勘探提供了可靠依据。
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