成岩矿物的类型及分布影响着砂砾岩体油藏的储层预测。根据岩心观察、薄片岩石学分析、物性和碳氧同位素测试等多种技术方法，对东营凹陷北部陡坡带胜坨地区沙四上亚段近岸水下扇砂砾岩体的不同相带、不同成岩期的成岩产物及分布特征进行了研究。研究表明，近岸水下扇相砂砾岩体的成岩产物类型多样，早成岩期主要包括机械渗滤的黏土、方解石和白云石胶结，中成岩期主要包括铁方解石和铁白云石胶结、伊利石等黏土胶结、石英次生加大等。近岸水下扇相砂砾岩体的成岩产物与沉积相带的对应关系较好，早期的机械渗滤黏土在扇根沟道和沟道间砂砾岩中丰富，方解石和白云石胶结在扇根和扇端非常发育|铁方解石和铁白云石胶结、石英次生加大等在扇中沟道砂砾岩中更发育。早期成岩产物的分布以及中成岩期的后续影响对储层储集质量的改变有重要意义，扇中沟道砂砾岩溶蚀作用发育、储集性能好，广泛发育的扇根和扇端早期成岩方解石胶结层可作为砂岩油气储层的潜在封堵层。
霸县凹陷古近系超深层(4 500m以深)原油及天然气有机地球化学分析发现，原油密度在0.77～0.83g/cm3之间，属于轻质油—挥发油，天然气中甲烷含量低于90%，表现出湿气特征。饱和烃色谱、色质及碳同位素特征分析油气来源为深层Es4烃源岩，但Es4原油明显含有奥利烷、甾烷C29>C27，而天然气碳同位素组成较轻，δ13C2<-32‰为油型气特征，潜山原油不含奥利烷、甾烷C27>C29，而天然气碳同位素组成明显偏重，δ13C2>-25‰，显示出典型的煤成气特征，反映出Es4原油和潜山天然气与偏腐殖型烃源岩较类似，而Es4 天然气和潜山原油与偏腐泥型烃源岩较类似。油气源对比结果与近年来对霸县Es4烃源岩非均质性研究成果相对应。牛东1井超深潜山天然气C1/C2值为13，C1/C3值为37，干燥系数达到94.9%，3MD+4MD金刚烷含量在35.4～37.9μg/g之间，表明其来源为高成熟阶段高气油比流体直接充注形成，而非生油窗阶段原油裂解成因。在说明超深层油气来源及成因的同时，证明超深层仍有极大的勘探空间。
异常高孔带是指由于经历异常地质作用而形成的孔隙度高于正常压实条件下最大孔隙度的异常高孔隙度储层相对集中发育带，是含油气盆地中深层油气勘探的甜点。国内外学者对其开展了大量有益的研究，总结其研究成果对于指导深部油气藏勘探有着重要的意义。首先总结了近些年全球范围内异常高孔带的研究现状，主要包括异常高孔带概念、划分方案、类型、储集空间、成因机制及预测等。研究表明，异常高孔带的分布通常利用孔隙度正常压实趋势线(或相当的趋势线)进行确定。根据孔隙类型及含量，异常高孔带具有原生孔隙型异常高孔带和次生孔隙型异常高孔带2种类型，原生孔隙型异常高孔带储集空间以原生孔隙为主，保孔型地质因素是其形成的主控因素|次生孔隙型异常高孔带储集空间以次生孔隙为主，溶蚀增孔作用是其形成的主控因素。然后对中国含油气盆地深层异常高孔带的特征和成因机制进行了系统总结，认为其分布广泛，类型多样|其分布具有地层深度范围大\,时代跨越尺度大、盆地类型多样和沉积相类型丰富等特点|其类型兼具原生孔隙型和次生孔隙型。最后指出了目前研究中存在的一些问题和今后的研究趋势。
利用流体包裹体岩相观察、定量颗粒荧光技术、全扫描荧光分析等实验方法，结合原油和天然气物理及地球化学特征，系统地探讨了牙哈构造带的油气成藏过程。研究表明，牙哈构造带经历了2期油气成藏过程：第一期发生在吉迪克组沉积期(23~12Ma)，以三叠系黄山街组成熟的原油充注为主，该期原油充注量较少，原油从烃源岩排出并经过长距离侧向运移后，从牙哈构造带西侧注入，再向东部运移，在牙哈2地区古近系—白垩系储层中形成46m的古油层，吉迪克组储层内未见古油层|第二期发生在库车组沉积以后(5~0Ma)，以中下侏罗统大量成熟—高成熟煤型气充注为主，天然气分别从构造带东西两侧注入，再向中部聚集，天然气首先在浮力作用下向圈闭顶部聚集，迫使古油水界面向下迁移，后由于天然气持续充注，原油遭受气洗，最终形成现今凝析气藏。
塔中地区奥陶系碳酸盐岩岩性复杂，鹰山组取心资料较少，基于常规测井分析方法难以很好的识别。为了解决这一问题，选取鹰山组岩心薄片、测井和录井等地质资料较为齐全的7口井作为标准井，进而优选出对岩性变化反应敏感的自然伽马(GR)、补偿中子(CNL)、密度(DEN)、冲洗带电阻率(RXO)和声波时差(AC)等5条测井曲线。在此基础上，利用主成分分析法构建了Y1—Y5共5个综合变量，其中2个变量Y1和Y2的方差贡献率占总贡献率的85.83%，可以作为2个主成分有效地反映原有5个变量的有效信息。根据Y1和Y2主成分做交会图分析，可以有效地识别出颗粒灰岩、云岩以及藻灰岩。利用该特点，对塔中地区奥陶系鹰山组地质资料不全井的碳酸盐岩岩性进行了准确标定。与常规测井分析法相比，主成分分析法能够整合更多的测井参数，进而提供更好的能适应于碳酸盐岩岩性的测井定量识别方法。
通过对二连盆地8个富油凹陷45块下白垩系储层样品进行全面的流体包裹体分析，研究了小型断陷湖盆不同构造带储层油气的充注特征。岩相学及显微测温分析表明其主要发育一期次的流体包裹体，但在近洼缓坡部位的阿尔善组储层(K1ba)中发育2期流体包裹体，综合埋藏史及热演化史认为深洼带源岩先成熟排烃、近洼缓坡部位源岩的后期成熟排烃造成了2期次的油气充注|利用PVTsim模拟及盐度—温度法分别恢复了流体包裹体形成时的储层压力，发现陡坡深洼带油藏在油气充注时普遍存在高压，而缓坡带油藏基本为常压充注，现今陡坡深洼带泥岩测井声波时差数据的异常也间接证明了古高压的存在|关于油气充注强度，则通过统计含油气包裹体丰度(GOI指数)与油层含油饱和度的关系，揭示了临近生烃洼槽的陡坡深洼带和近洼缓坡带储层油气充注伴随成岩作用而发生，为边埋藏边充注，GOI与充注强度大小成正比|而远洼缓坡带储层油气充注为成岩期后发生，不能用GOI丰度来表征储层油气充注强度。
渤海海域已发现了一系列的大中型油田，然而天然气的发现率较低。该区发育多套成熟烃源岩，具备形成大中型气田的气源条件，保存条件是该区天然气富集成藏的关键。该区天然气的保存主要受2个因素控制：①新构造运动期断层活动强度与盖层中断裂的发育密度|②盖层的厚度和盖储(排替+剩余)压力差。辽东湾地区新构造运动期断层发育密度小，活动强度弱，油气主要在古近系运聚成藏，又由于古近系气藏的盖储压力差较大、盖层封闭能力强，有利于天然气的保存，目前渤海海域储量最大的2个气田都分布于该区。渤中地区,通源断层活动强烈，大量的油气运移至新近系，使得现今新近系聚集了丰富的原油，但是由于新近系盖层中断层发育密集、盖储压力差小，封闭能力弱，天然气容易发生散失而难以形成商业聚集|然而古近系气藏盖储压力差较大，盖层封闭能力强，有利于天然气保存，目前在该区已发现6个储量数十亿方的天然气田。
Melut盆地为中非剪切带走滑背景下形成的裂谷盆地，具有早期白垩世被动裂谷盆地和晚期古近纪—新近纪主动裂谷盆地相叠合的特征，长期以来一直围绕辫状河、三角洲等领域进行勘探。通过地质—地球物理综合研究，在盆地北部凹陷识别出一系列扇体沉积，包括凹陷东部Abyat扇三角洲、西部Ruman近岸水下扇等。这些扇体主要形成于盆地初始被动裂谷期，发育于下白垩统Al Renk组烃源岩及烃源岩附近的白垩系Galhak组和Al Gayger组内，具有良好的生、储、盖配置条件。扇体的发现证实了Melut等中非裂谷盆地的初始被动裂谷期同样发育类似于主动裂谷盆地的扇三角洲、水下扇等各种扇体沉积，且具有良好的成藏条件和勘探潜力，这一发现和认识拓展了中非裂谷盆地的勘探潜力和空间。
基于对Ogaden盆地侏罗系成藏组合成藏要素的系统解剖，认为其具备较好的油气成藏条件，并预测侏罗系成藏组合可能发育低幅度背斜、断块、鲕粒灰岩、白云岩透镜体、生物礁及局部溶蚀带等多种圈闭类型。在盆地不同部位，圈闭类型有所不同，但将以岩性及岩性—构造圈闭为主。Uarandab组为盆地内最重要的生油源岩，其与Hamanlei组储层上源下储的格局决定了原油侧向运移将处于主导地位，区域性古隆起为最有利富油区。储集体发育与岩性配置特征决定了油气的纵向分布，Hamanlei组中段可获多套源岩供烃，既可形成油藏，又可形成气藏|而Hamanlei组上段主要靠Uarandab组供烃，将主要以临近层序顶面的油藏为主。Calub隆起一带属于区域性古隆起，储层物性条件好，断裂和褶皱发育，被多套源岩生烃区围绕，油气成藏条件配置最佳，是目前最现实的勘探主攻区。
川中西部侏罗系大安寨段高气油比油井广泛分布，大安寨段油井也主要分布在高气油比井较多的地区，研究天然气成因对认识川中大安寨段油气富集规律具有重要的意义。通过川中西部侏罗系大安寨段天然气与其下伏上三叠统须家河组天然气组分和碳同位素对比分析，并结合大安寨段凝析油轻烃特征研究表明：川中西部大安寨段高气油比井的天然气呈现腐殖型或偏腐殖型天然气特征，与下伏须家河组天然气特征相似，认为川中西部大安寨段高气油比井形成原因是大安寨段烃源岩生成的腐泥型天然气与须家河组腐殖型天然气混合的结果。在存在断穿大安寨段地层的断裂区域内，下伏须家河组天然气沿断裂侵入:一方面溶解了大安寨段原始油藏中的轻组分，并沿断裂运移到大安寨段以上地层散失|另一方面引起脱沥青作用充填靠近断裂处的大安寨段储层孔隙及裂缝，从而使得紧邻断裂处大安寨段储层勘探效果较差。
随着金刚烷类化合物在原油和烃源岩评价方面的广泛应用，它们在原油和烃源岩中的来源、演化、分布等特征也受到了越来越多的关注。在对四川盆地须家河组须五段煤系泥岩进行热裂解模拟实验中发现，金刚烷类化合物主要在等效镜质体反射率(EasyRO)为1.0%～1.5%时生成，在EasyRO>1.5%之后开始裂解。在模拟实验过程中，金刚烷参数MAI、EAI、TMAI-1分别在EasyRO值为1.5%～2.5%、1.0%～2.5%、1.5%～2.5%时与成熟度有良好的相关关系，相关系数R2都在0.784 4以上，说明这些参数可以在此范围内进行成熟度评价。另外，产率比值A/D、MA/MD、DMA/DMD和As/Ds在EasyRO值为1.2%～2.5%时也与成熟度具有良好的相关关系，相关系数R2都在0.923 6以上，说明这些比值也可作为成熟度评价指标。
为探究温度和压力对烃源岩高温高压热模拟产物产率的影响，利用WYNN-3型高温高压(HTHP)模拟仪对辽河盆地桃10井Ⅲ型有机质的炭质泥岩进行了半开放体系的生烃、排烃热模拟实验。通过进行温控系列(T—t)和温压共控系列(P—T—t)2种方式350℃、400℃、450℃、500℃、520℃和540℃ 6个温度点的慢速升温热模拟实验。结果发现生烃模拟产物分别在T—t和P—T—t系列的500℃和450℃出现单位样品产率的低点。而分别在2个系列的520℃和500℃出现了模拟气态烃(39.452mg/g和27.697mg/g)和总烃产物产率(51.784mg/g和52.395mg/g)的最大值|并且此温度阶段之后，2种模拟方式实验样品单位产率出现降低趋势。从2个系列排出油、气态烃、总油、总烃单位样品产率和生排烃演化模式的对比中可以发现，压力对Ⅲ型有机质烃产物的生成起到一定的促进作用。同时，实验结果展示的有机质演化过程与传统沉积质演化与油气生成模式有一定的重复性和相似性，一方面展示了实验的可行性与重要性，另一方面也表征了烃源岩在实际地质演化过程中可能出现的复杂的演变特征。为研究评价盆地或凹陷烃源岩的生烃潜力提供了一定的理论指导意义。
针对南华北盆地上古生界油气勘探难题，在油气地质理论的指导下，进行大量踏勘和岩心观察，利用实验室烃源岩有机显微组分鉴定、残余TOC测定、热解分析和镜质组反射率测定等方法，对豫西地区C—P烃源岩进行了有机地球化学特征分析，以期解决豫西地区煤系地层厚度大但尚无油气藏发现的问题。研究发现：烃源岩类型包括炭质泥岩、生物碎屑灰岩、煤岩和暗色泥岩等烃源岩，分别受控于该区的沉积环境演化，地层从下向上表现为1个规模较大的海进—海退旋回，太原组沉积中期为最大海侵时期，对应的烃源岩应为原始条件下最好的烃源岩|烃源岩有机质类型主要以Ⅲ型干酪根为主，生烃潜量极低，远低于良好烃源岩标准，依据残余有机指标评价为差烃源岩或非烃源岩|烃源岩生烃潜量低且倒挂的现象主要由过高热演化程度、大量断裂发育以及不同岩性的CH4吸附能力差异导致。对于整个豫西地区油气勘探而言，保存条件极好或者受区域热事件影响较低的地区可能为潜在的有利区。
延吉盆地为中生代断陷盆地。根据20口岩心及测井资料分析，延吉盆地铜佛寺组主要发育扇三角洲相和湖泊相2种沉积相类型，暗色泥岩厚度达20~500m。基于对700余块铜佛寺组暗色泥岩样品的有机碳、氯仿沥青“A”、生烃潜量、有机质类型的测试数据，确定出铜佛寺组一段、二段、三段都发育有较高有机质丰度的烃源岩，有机质类型以Ⅱ型为主。90块暗色泥岩的RO值测试数据表明，铜佛寺组暗色泥岩除德新凹陷铜佛寺组三段部分样品未达到生油门限外，其余都处于开始生烃的低熟—成熟阶段。综合各种测试分析数据，认为延吉盆地除了德新凹陷铜佛寺组三段为低熟烃源岩之外，铜佛寺组暗色泥岩均为成熟良好的有效烃源岩。综合烃源岩特征及有效烃源岩分布等，认为延吉盆地具有良好的油气资源潜力，并依据油气显示(产量)、沉积相、圈闭类型等5个评价参数，优选出延吉盆地Y13井—Y20井区、延10井—延12井区、Y1井—Y3井区为勘探开发有利区。
以高/低温吸附仿真实验装置为依托，选取无烟煤、贫煤和气肥煤等煤阶的系列煤样，通过对高/低温环境(-30℃、20℃、-10℃、-20℃、30℃)煤的瓦斯吸附实验测试，研究不同温度环境煤对甲烷吸附特征曲线的形态特点，同时，采用吸附热理论对高/低温煤的瓦斯等温吸附线进行了预测，研究结果表明:不同变质程度煤的瓦斯吸附量都随温度降低而增大|不同煤质的等量吸附热与等温吸附量呈良好线性关系|利用等量吸附热预测的不同温度下煤的瓦斯等温吸附量与实验结果吻合，误差小于2%。该方法以已知少量等温吸附实验数据，能够准确预测不同温度和压力下煤的甲烷等温吸附能力，这将极大减少实验工作量，并为研究其他温度和压力条件下煤储层吸附性能提供重要依据。
查明煤层气井排采过程中动水孔隙度的变化规律能为产水量准确预测、排采工作制度合理制定提供依据。借助复变函数理论和弹塑性力学理论，构建了原始状态不同裂隙展布下储层应力分布的数理模型|结合损伤理论、有效应力原理以及结构变形理论，构建了排采过程中应力与结构的损伤动态演化模型|基于水运移平衡条件以及储层孔裂隙展布规律，耦合应力、结构变形损伤作用，构建了单相水流阶段动水孔隙度的数理模型。以沁水盆地樊庄区块为例，计算得出:当裂隙宽度为0.1μm左右时，裂隙周围应力、结构损伤加剧，相关研究佐证了这一结论。随着排采的进行，储层压力的降低，动水孔隙度呈指数形式减小并最终趋于稳定。随孔隙度的增大呈线性增大|随尺寸较小的裂隙比例增大呈线性降低。
鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有20余年历史，近年来在保德、柳林等区块规模化开发迅速发展，但总体上全区产业化发展并不均衡。除工程因素外，对煤层气地质条件的认识仍然存在分歧，煤层气成藏地质模型可以为勘探选区提供借鉴。通过对鄂尔多斯盆地东缘构造格架、地层层序、水动力条件及气体成因的研究，构建了研究区北段单斜式低煤级煤层气成藏地质模型、中段基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型、南段边缘推覆式高煤级煤层气成藏地质模型，典型代表区域分别在府谷、吴堡—柳林和韩城。其中，单斜式低煤级煤层气成藏地质模型中，煤层气相对富集于地下水滞留区上部|在基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型中，煤层气高渗富集区位于拉张型鼻状隆起带|在边缘推覆式高煤级煤层气成藏地质模型中，气体富集于挤压型构造转折端。研究结果表明:吴堡—柳林基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型各成藏要素匹配良好，气体储集和渗流条件最好，建议作为优先开发区域|府谷单斜式低煤级的含气性相对差，渗透率高|韩城地区尽管气体保存条件好，但边浅部受边缘逆冲推覆构造的影响，煤体结构破坏严重，煤层气可采性差。
通过系统采集黔西比德—三塘盆地2口典型钻孔的煤与岩石样品，对岩样分别开展压汞、突破压力、扫描电镜和铸体薄片实验，对煤样开展压汞与液氮测试，以探索独立叠置含煤层气系统的分布规律和形成机制，以及多煤层与多含气系统叠置条件下煤储层的吸附与渗流特征，结果表明：层序地层格架控制了煤层围岩渗流能力的垂向变化，进而控制了含气系统的垂向分布，具体表现为最大海泛面位置发育区域稳定分布的海相泥岩，其中黄铁矿、菱铁矿、碳酸盐胶结作用强烈，岩性高度致密，孔隙极不发育且突破压力较高，可构成区域性的隔水阻气层|而层序界面附近岩层由于沉积间断时期的暴露、冲刷、淋滤造成次生孔隙发育，增强了岩层的渗透性能，使得相邻煤层存在含气性联系。基于此认识，以最大海泛面为界，将含煤地层划分为1~5号煤、 6~13号煤、14~21号煤、22~32号煤及33~35号煤共5套独立含气系统。2号煤和35号煤具备有利于煤层气渗流的孔裂隙系统，其他煤层的渗流条件较差，6号煤具有较强的煤层气吸附储集能力，2、16、23、35号煤次之，21、30、32号煤吸附储集能力较差。
水平段长度直接影响水平井的控制储量、单井产量和钻井成本等指标，是决定水平井开发效果的关键因素。针对靖边气田碳酸盐岩气藏的低渗、薄层、强非均质特点，在水电模拟实验研究气井渗流机理的基础上，综合数值模拟分析、经济评价和现场应用效果优化水平段长度。研究表明：水平井泄气面积近似椭圆，水平段跟端和趾端为主要渗流单元。当水平段长度大于1 000m时水平井稳产5年配产可以达到直井的3倍以上|当水平段长度为3 000m时，经济效益最优|综合考虑产量目标、效益目标和实钻效果确定马五1+2气藏水平井合理水平段长度为1 000～1 500m。该研究成果已经用于靖边气田产能建设中，也可为其他类似气田水平井设计提供借鉴。
针对塔里木盆地和鄂尔多斯盆地致密储层岩心平行样，分别进行气水高速离心核磁分析和低温吸附实验，定量获得每块岩心总束缚水饱和度、岩石比表面积及微孔隙百分数等参数，综合各参数建立储层束缚水膜厚度分析方法。结果表明：结合气水高速离心核磁分析和低温吸附实验等技术，可有效区分毛细管束缚水和水膜束缚水，为准确计算束缚水膜厚度提供了新方法|利用该方法计算获得的致密储层岩心束缚水膜厚度分布范围为4.92～38.94nm，平均值为12.88nm，小于传统渗透率较高储层束缚水膜厚度为50nm左右的认识。渗透率越小储层束缚水膜相对越厚，有效渗流喉道半径和可流动孔隙空间越小，边界层影响越大，储层流体渗流非线性特征越显著。
Kozeny—Carman(KC)方程是渗流领域广泛应用于多孔介质渗透率预测的半经验公式，自该方程首次提出就不断地被修正并加以改进。应用分形理论，通过建立具有分形特征的毛管束模型，基于Posenille定律和达西公式分别确定了多孔介质的渗透率、孔隙度、比面的分形表达式，以经典的KC方程为基础，将三者的分形表达式相结合得出了全新的考虑比面影响的渗透率分形模型，同时得到了具有分形特征的KC常数。结果表明:多孔介质的渗透率是孔隙结构分形维数、迂曲度、宏观物性参数(孔隙度和比面)的函数，KC常数并不为固定值，而与毛细管的迂曲度、孔隙结构的分形维数等微观孔隙参数有着密切的联系。通过计算验证表明，相比于目前使用的KC方程，应用分形方法预测出的渗透率值与实际数值更加接近。
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