在调研了国内外页岩气研究成果的基础上，系统地研究了页岩气藏基本特征，分析了页岩气藏的成藏机理及成藏控制因素，并针对页岩气藏特殊的成藏特征，探讨了相应的识别方法和资源评价方法。研究表明，页岩气藏通常具有自生自储、储层粒度细、低孔低渗、裂缝发育、储层面积大、连续分布、形成温度及埋深范围广,赋存方式主要为吸附态、压力异常、产能低、采收率低和生产周期长等特征；页岩气成藏具有过渡特点，兼具了根缘气及常规天然气的成藏机理；有机质类型及含量、成熟度、裂缝、孔隙度和渗透率、矿物组成、厚度、湿度、埋深、温度与压力对页岩气藏的形成具有一定的控制作用；利用岩心分析法、地球物理法及ECS测井、成像测井等测井新技术可定性或定量识别页岩气；按照页岩气资源评价主要方法的原理归类，目前页岩气资源评价主要方法有类比法、成因法、统计法和综合法4类，每种方法有各自的适用性和局限性。
统计分析了国内外大量实测及测井解释孔隙度数据，揭示泥页岩孔隙度演化规律，指出孔隙度变化过程的差异，划分出正常压实和欠压实孔隙演化区。从3个方面探讨了引起孔隙度差异的原因：①处于生油高峰期的优质烃源岩，生烃过程中产生的超压减缓了孔隙度变小的速率，是泥页岩在中深层还保持相对较大孔隙度的主要因素，超压贡献的孔隙度超过5%；②处于生气中晚期的优质烃源岩，生烃过程形成的有机质纳米孔隙是深层富含有机质泥页岩孔隙度增加的另一个重要因素，有机质纳米孔贡献泥页岩孔隙度达到1.8%；③有机酸对脆性矿物的溶蚀作用对泥页岩孔隙增大贡献比预想的小。根据以上认识，建立了3段式的正常压实模型、欠压实模型以及有机质纳米孔校正模型，分析了模型关键参数，提出了有机质面孔率的估算模板。应用实例证明这些模型具有实用价值，可促进页岩气、页岩油等非常规油气资源评价及勘探开发技术的发展。
页岩储层的孔隙结构对页岩含气性评价和勘探开发具有重要意义，但目前国内对于页岩孔隙结构的研究相对较少。为此，采用高压压汞实验和低温氮气吸附实验对页岩的孔隙结构进行了研究，计算了页岩的孔隙结构参数，并结合微观孔隙结构图片分析了页岩孔隙结构对气体吸附和渗流的意义。研究表明，页岩孔隙以微孔和过渡孔为主，微孔和过渡孔提供了大部分孔体积。有机质中的微孔是页岩比表面积的主要贡献者，构成了页岩气体的主要吸附空间。页岩的孔隙类型复杂，孔隙形态多样，存在一端封闭的不透气性孔、开放性的透气性孔和墨水瓶孔等多种孔隙，且孔隙之间的连通性较差。较高的微孔和过渡孔保证了页岩储层具有很高的吸附聚气能力，但中孔和大孔发育较差，不利于气体渗流和页岩气藏的开发。
根据页岩气储层中气体的成藏机制及流动机理，综合考虑了解吸—吸附作用和应力敏感性对页岩气藏产能的影响，建立了考虑解吸、扩散及渗流综合作用的页岩气稳态流动模型，在不同边界条件下对控制方程进行求解，得到页岩气储层的压力分布及产能方程，分析了不同解吸量对地层压力和产量的影响，解吸量越大，地层压力下降越慢，产量和压力平方差呈线性关系。在此基础上建立了考虑应力敏感性的产能方程，分析结果表明随着渗透率变异系数的增大，储层的应力敏感性越强，产量逐渐减小,要合理控制压差，以防对储层造成损害。此模型对页岩气生产和后续研究具有重要指导意义。
鄂尔多斯盆地中部志丹—吴起地区延长组长10油层组顶部发育一套湖相暗色泥岩，确定该套烃源岩的地质地球化学特征及生烃潜力对该区油气勘探有重要意义。利用岩心和测井资料，研究了长10暗色泥岩的分布特征，通过开展岩石热解、干酪根显微组分、镜质体反射率、可溶有机质族组分及饱和烃色谱—质谱等有机地球化学测试和分析，评价了长10烃源岩的生烃潜力。研究表明，长10暗色泥岩分布广泛，厚度为5～20m；烃源岩有机质丰度和生烃转化率较高，有机质母质中陆源植物生源贡献较大，主要为Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，有机质热演化程度达到成熟生油阶段，总体评价为较好—好烃源岩。长10烃源岩的生物标志化合物特征有别于长7烃源岩和长9烃源岩，具有高Pr/Ph值、ααα20R构型C27、C28和C29规则甾烷呈反“L”型分布的典型特征。长10烃源岩的生烃量较大，是鄂尔多斯盆地中生界另外一套重要的有效烃源岩，该套烃源岩的发现为鄂尔多斯盆地中部延长组下组合的深入勘探提供了科学依据。
在鄂尔多斯盆地崇信地区多用岩心资料来进行烃源岩研究，在取心井少、测试样品有限的情况下，难以表征地下烃源岩段有机碳的实际分布情况。以测井资料为依据，结合岩心分析化验资料，对研究区烃源岩进行研究，利用ΔLogR技术实现了定量计算有机碳含量。改进后的ΔLogR技术与传统方法相比相关度提高了23%，在研究区的应用效果更好。研究发现崇信地区烃源岩质量较好，有机碳含量大部分集中在5%~15%之间，为优质烃源岩。东部地区靠近盆地中心，有机碳含量高，大部分高于5%；西北部遭受剥蚀严重，是全区烃源岩最不发育的地区。
通过对鄂尔多斯盆地延长组长8油层组大量的薄片观察和实验分析，认为长8油层组主要发育机械压实、碳酸盐胶结、绿泥石膜胶结和溶蚀4种成岩作用类型。通过开展视压实率、视胶结率和视溶蚀率的计算，结合研究区沉积背景，进行了分区对比，定量评价了各成岩作用对各沉积区孔隙度的影响。东北沉积区受强压实作用和强胶结作用的控制，原始孔隙损失最大;西部沉积区受弱压实和中等胶结作用的控制，原始孔隙损失最小；西南沉积区受中等压实和中等胶结作用的控制，原始孔隙度损失较小；西北沉积区受强压实作用和强溶蚀作用的控制，原始孔隙度损失较大。并划分了四大成岩相类型：绿泥石膜—粒间孔成岩相、长石溶蚀成岩相、碳酸盐胶结成岩相和弱压实成岩相。西部沉积体系主要为弱压实成岩相，压实程度较低，颗粒多呈点接触，物性最好；西南沉积体系主要为绿泥石膜—粒间孔成岩相发育区，物性很好；西北沉积体系主要为长石溶蚀成岩相发育区，绿泥石膜相对不发育，物性较好；东北沉积体系主要为碳酸盐胶结成岩相，溶蚀作用相对较弱，绿泥石膜不发育，物性较差。
通过分析岩心、铸体薄片及测井等资料，可知柴达木盆地马仙地区下干柴沟组上段主要为含砾砂岩、砂岩、粉砂岩和泥岩构成的一套碎屑岩组合，发育板状(或槽状)交错层理，碎屑岩粒度粗，成分成熟度和结构成熟度中等，粒度概率曲线为3段式或2段式。研究认为下干柴沟组上段是较强水动力条件下牵引流沉积的产物，沉积环境属于辫状河三角洲。依据水动力特点和岩心相、测井相等相标志，可将其划分为2种亚相和5种微相:辫状河三角洲平原分流河道、分流河道间及辫状河三角洲前缘水下分流河道、水下分流河道间、河口坝。下干柴沟组上段辫状河三角洲沉积经历了1次湖侵—湖退的演化过程，各时期的沉积相展布特点略有不同，辫状河三角洲平原分流河道和辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积在研究区内分布广泛，其砂体厚度大，具有广阔的油气勘探前景。
生物气不仅能以常规生物气藏的形式存在，而且还能以水合物、页岩气或煤层气等非常规形式存在，是非常重要的天然气资源。通过分析漠河盆地微生物生存所需的温度、盐度、酸碱度、生存空间和营养底物来源等条件，并结合微生物生命活动的证据认为：①漠河盆地地层水盐度不高、酸碱度适中、营养底物充足，具备微生物生命活动所需的基本条件；②饱和烃气相色谱出现“鼓包”现象，检测出25-降藿烷、乙烯和丙烯，δ13C1值小于-60‰，以及相邻地区发现生物气等现象是该区存在生物气的证据；③第四系受季节变换的影响，可周期性生成乙酸发酵型原生生物气；上侏罗统微裂缝发育段可形成CO2还原型次生生物气。生物气不仅是漠河盆地重要的天然气资源类型，也是天然气水合物潜在的气源之一。
中国现阶段干酪根高演化阶段裂解气和原油裂解气探明储量占总储量26%以上，有必要系统研究该类天然气的形成、分布特征及下一步勘探方向。在大量源岩高演化生烃模拟和原油裂解模拟实验基础上，结合国内外裂解气研究成果，进一步分析了原油、海相—湖相泥岩及湖相煤系源岩裂解气的成因特征，并提出了5种成藏模式。原油裂解一般认为地温大于150℃以上时发生，实验证实一些地区在高于190℃才开始形成裂解气；烃源岩裂解气主要是干酪根芳甲基和终端甲基断裂，海相泥岩在RO值接近3%时裂解生气潜力接近枯竭，湖相煤系源岩在RO值为2.5%～5%时仍有较大的生成甲烷潜力，该阶段生气量占总生气量20%以上，而湖相泥岩裂解潜力介于二者之间，相对而言煤系源岩裂解气最具有潜力。裂解气主要具有古隆起原油裂解气、古风化—岩溶斜坡源岩裂解气、致密砂岩煤系源岩裂解气、特殊储集体裂解气、煤层—页岩源内裂解气5种成藏模式，古老海盆古隆起和斜坡、海陆过渡相盆地致密砂岩、中新生代湖相盆地特殊储集体是重要的勘探方向。
羌塘盆地位于特提斯构造域的东段，分布在羌塘—昌都地块中西部，夹持于可可西里—金沙江与班公湖—怒江2条缝合带之间，包括中央隆起带在内残留面积约为18×104 km，是青藏高原上面积最大的中生代海相残留盆地，勘探前景乐观。对于中生代时期羌塘盆地在特提斯域中的位置和盆地的性质，存在不同认识，综合分析后认为：羌塘盆地中生代属于劳亚大陆南缘，为一个典型的叠合盆地，先后经历了北羌塘前陆盆地演化阶段、羌南裂谷阶段、被动陆缘裂陷阶段、被动陆缘拗陷阶段和羌塘盆地萎缩阶段等5个演化阶段。
为揭示基准面旋回对同类微相在不同旋回阶段河流相储层物性差异的影响，运用高分辨率层序地层沉积动力学原理，结合各项统计学数据和岩心化验资料，对胜坨油田二区沙二段7砂层组河流相储层物性差异主控因素进行分析，明确了基准面旋回对河流相储层在不同旋回阶段储层物性差异的控制机理及分布特征，并建立了不同级次基准面旋回内河流相储层孔渗测井解释模型。结果表明:不同级次基准面升降引起可容纳空间与物源供给条件的改变，导致不同旋回阶段河流相储层沉积环境出现差异，是影响不同基准面旋回阶段河流相储层物性差异的主要因素,在此基础上建立的基准面旋回影响下的相控孔渗测井解释模型使研究区目的层河流相储层物性测井解释精度得以提高。
崖北凹陷主力烃源岩是崖城组煤系烃源岩，而煤系的分布受控于沉积相带。为弄清煤系烃源岩分布特征，为油气勘探工作提供参考，通过对区域地质背景、古生物、岩性组合、水动力条件、古地形及与现代沉积类比等综合分析，指出崖北凹陷崖城组主要发育潮坪—潟湖沉积体系。崖城组沉积时期，潮坪之上地势宽广、平坦，并生长着蕨类和红树林等高等植物，有利于煤系的形成和聚集;而凹陷内相对封闭的水动力条件又有利于煤系的保存。因此，潮坪具备了煤系形成、聚集和保存的有利条件，是发育煤系烃源岩的有利沉积相带。崖北凹陷内的潮坪主要发育在南部和东南部缓坡带，其中东南部缓坡带崖城组埋藏深，有机质热演化程度高，推测其已生成油气。
通过对柴达木盆地南翼山碳酸盐岩油气藏下干柴沟组(E3)至上油砂山组(N22)储层和油藏特征进行系统研究，认为与湖相碎屑岩油气藏相比，南翼山湖相碳酸盐岩油气藏在生、储、盖、生储盖组合、圈闭类型和油气藏类型及其组合关系等方面都有其特殊性，主要体现在：①南翼山构造处于生烃凹陷，存在多套烃源岩，油气就近捕获；油源来自南翼山的西南小梁山凹陷，深层E23原油来自E23烃源岩，浅层N2原油来自N1烃源岩。②南翼山共存在4套含油气层系(E3、N1、N12 、N22)，可分为2类:一类是中浅层(N1—N22)发育在构造背景上的以泥晶灰(云)岩、藻灰(云)岩和颗粒灰(云)岩为储层，以粒间孔和溶蚀孔为储集空间的层状岩性油气藏；另一类是E23上部，以泥灰(云)岩为储层，以孔隙—裂缝为储集空间的凝析气藏。③南翼山油气藏碳酸盐岩储层与泥岩垂向上构成频繁互层的生储盖组合。④南翼山N22油气藏油层薄，渗透率低，驱动类型以弹性驱动和溶解气驱为主，油藏类型是受背斜构造控制的岩性层状油藏；中深层凝析气藏气层纵向集中，平面受构造和断层控制；裂隙性储集空间，产能不一。⑤南翼山油气田成藏主控因素主要包括南翼山构造处于生烃凹陷、油气就近捕获， 断裂和断裂系统是良好的疏导体系，湖相碳酸盐岩储层是油气聚集成藏的关键。⑥南翼山构造在上新世之前背斜构造发育缓慢，发育高峰期在上新世早中期，并最终定型；上新世早中期下干柴沟期进入生烃高峰，形成自生自储的油气藏；上新世晚期—第四纪上干柴沟期进入生油高峰，油气沿构造两翼断层运移至N1、N12和N22成藏。
非常规油气藏是指在当前经济技术条件下不能用常规方法和技术手段进行勘探开发的非常规油气储集。四川盆地元坝地区须家河组气藏属于致密砂岩气藏类型。通过对元坝气田14口井须家河组20个气样主要组分、干燥系数等地球化学数据进行分析，元坝地区须家河组致密砂岩气以CH4为主，含量最高达98.39%，干燥系数基本上在0.97以上，为高热演化程度的干气。该区气样δ13C1值均小于-30‰，同时多数样品又具有正碳同位素系列特征，在有机成因基础之上须家河组致密砂岩气主要为自源型的煤成气和它源型的油型气组成，其中油型气受次生改造作用的影响比较大。该区气样R/Ra值一般介于0.01～0.02之间，为壳源型氦，表明该区致密砂岩气田主要分布在构造稳定区。元坝地区须家河组广泛发育暗色泥质岩类以及煤系地层，为煤成烷烃气的主要来源，并且须家河组致密砂岩气部分为油型烷烃气，由此推测其存在来自下伏地层上二叠统龙潭组气源的可能。
压裂水平井是有效开发低渗致密气藏和页岩气藏的主要手段，压裂水平井产能是决定非常规气藏开发成败的关键技术指标。但目前能够经济、快速地获得低渗致密气藏压裂水平井产能的方法很少。基于此，采用理想模型与数值模拟相结合的方式，得出了一种能快速评价低渗致密气藏压裂水平井产能的新方法。根据我国低渗透致密气藏的地质特点，建立了单井数值模拟模型。设计了8组16次正交试验，并对其进行了修正等时试井数值模拟。模拟结果表明，储层渗透率和储层有效厚度是影响气井产能的2个主要因素，并建立了不同裂缝条数的压裂水平井的二项式产能方程系数A和B与地层系数的经验关系。通过实例验证，该方法具有计算简单、适用性强、结果可靠的特点，能够节省大量时间和成本，适合现场快速评价应用。
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