通过扫描电镜观察和全岩矿物X-射线衍射实验图谱分析发现，鄂尔多斯盆地延长组页岩中含有一定量的非晶态二氧化硅。现有的3种计算非晶态二氧化硅含量的方法都有一定的缺陷：化学溶蚀方法分析周期长、且对其他矿物有一定程度的溶解，影响了定量分析的精度；X-射线衍射定量分析法需要计算非晶态二氧化硅衍射图谱上圆丘散射曲线的积分强度，人为误差较高；增量法需要配制标样，但有些种类纯矿物难以获得，标样难以配制，而且误差较高。在总结前人研究的基础上，提出了全岩矿物X-射线衍射与微区矿物定量分析相结合的方法来计算多相体系中非晶态二氧化硅含量这一问题。该方法避开了前人所提出方法的缺点，分别计算得到了结晶态石英含量与二氧化硅含量，从而间接计算出非晶态二氧化硅含量，利用该方法求得鄂尔多斯盆地延长组2个样品非晶态二氧化硅含量分别为3.4%和14.02%。
主要基于鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气成藏地球化学特征、流体包裹体特征、生烃增压数值模拟等研究对天然气运移动力、运移方式和成藏过程进行了分析，建立了天然气成藏模式。研究表明，鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界山西组山1段(P1s1)、石盒子组盒8段(P2h8)天然气除了生烃增压驱动运移外，还具有明显的扩散运移特征，且盒8段相对更加明显。石炭系—二叠系烃源岩生烃增压驱动的天然气运移距离纵向上主要到达山1段底部，扩散作用对于天然气从山1段至盒8段的运移具有重要贡献。天然气在烃源岩生烃超压和浓度梯度驱动下通过基质孔隙和裂缝运移进入山1段储层，在山1段直接盖层之下聚集形成山1段气藏，若山1段直接盖层不发育，则进一步以垂向扩散运移为主进入盒8段有利部位聚集形成盒8段气藏。
通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和X-射线衍射等实验分析，在分析鄂尔多斯盆地子洲气田北部上古生界山32气层段储层岩石学、物性及孔隙结构特征的基础上，①定性分析了储层所发生的成岩作用，利用视压实率、视胶结率和视溶蚀率等多参数定量化表征各成岩作用的强度；②还原储层成岩演化序列，确定成岩阶段和孔隙演化模式；③根据成岩作用定性和定量化分析结果，结合物性分析和毛细管压力曲线特征，划分成岩相类型；④总结成岩相平面展布特征。研究表明:研究区山32段储层经历了压实、胶结、交代和溶蚀等4种成岩作用；储层目前已演化至中成岩B期，部分可达晚成岩阶段；储层共发育6种成岩相，其中最有利的成岩相带为弱压实硅质弱胶结粒间孔溶蚀相；在平面上呈土豆状、岛状发育于研究区西南部水下分流河道砂体中部，是研究区山32气层段开发部署的首选区域。
震旦系灯影组白云岩储层经历了多种类型的流体溶蚀作用，与构造演化相结合，从构造—流体耦合角度能够更好地研究白云岩储层流体改造过程和机理。对四川盆地野外和钻井岩心灯影组白云岩开展了详细的岩石学、矿物学观测、流体包裹体和微区碳氧同位素分析。结果表明，灯影组白云岩依次遭受了地表岩溶、环边放射状白云石胶结、晶粒状白云石胶结、方解石胶结、石英充填、油气充注、埋藏溶蚀和黄铁矿充填等成岩改造作用。晶粒状白云石主峰温度区间为190.0～200.0℃及220.0～230.0℃；石英中流体包裹体主峰温度区间为150.0～160.0℃。晶粒状白云石δ18OVPDB值均低于-10‰，具有热液白云石的特征。构造—流体耦合改造作用制约着灯影组白云岩储层的发育过程和机制，依次为，桐湾期构造抬升环境的大气降水岩溶作用，灯影末期构造沉降环境海水充填作用，早寒武世兴凯期以及二叠纪峨嵋期构造拉张环境下富Ca—Mg和富Si质热液流体溶蚀及相关晶粒状白云石和石英的充填作用，志留纪末期开始油气流体充注、埋藏溶蚀作用及黄铁矿充填作用，直至燕山—喜马拉雅阶段天然气的充注。
间孔，平均孔隙度为4.24%，平均厚度为36m，属裂缝—孔洞型储层及裂缝—孔隙型储层。储层发育的岩相古地理背景为内缓坡相，发育的物质基础是颗粒碳酸盐岩，其纵向演化及横向展布受颗粒滩亚相的控制。龙王庙组优质储层形成的建设性因素包括:①颗粒碳酸盐岩的粒间孔奠定了储集空间形成的基础；②准同生期大气淡水的淋滤溶蚀作用形成了大规模发育的溶蚀孔洞；③同时或稍后发生的准同期白云岩化作用有利于早期孔隙的保存；④加里东期表生岩溶作用改善了储集性能；⑤构造破裂及埋藏溶蚀作用进一步改善了储集性能。储层经历的破坏性作用主要为胶结作用及压实作用，其次为热液矿物充填及沥青充填。沉积及成岩作用综合分析确认，龙王庙组优质储层形成的必要条件是发育颗粒滩，准同生期大气淡水淋滤溶蚀作用、早期白云岩化作用和加里东期的表生岩溶作用分别决定了大面积分布孔洞型储层的形成、早期形成孔隙的保存和最优质孔洞型储层的形成。因此，龙王庙组优质储层形成的主控因素是“优势相带+准同生期大气淡水淋滤溶蚀作用+准同生期白云岩化+表生岩溶作用”。
四川盆地灯影组以一套碳酸盐岩沉积为主，优质储层发育普遍受岩溶作用影响。川北米仓山地区早古生代为一个范围相对稳定且露出水面的陆地，在桐湾期与川中古隆起具有很好的可对比性。通过重点剖面碳、氧同位素特征分析及镜下观察，对灯影组二段和灯影组四段(下文简称“灯二段”和“灯四段”)不整合岩溶特征进行了系统对比。灯二段储层表现为葡萄状白云岩发育顺层、穿层溶蚀洞缝；而灯四段则以砂糖状白云岩晶间孔、藻纹层白云岩针状溶孔和角砾间孔隙为主，与前者相比灯四段表现为更多类型且更为发育的储集空间。灯二段、灯四段不整合面附近碳、氧同位素值由底及顶有逐渐变低的趋势，且灯四段白云岩碳、氧同位素值比灯二段整体较低，在纵向分布上更为偏负。综合说明了桐湾二幕较桐湾一幕构造抬升更为强烈，灯四段较灯二段受表生岩溶剥蚀影响更深，反映了桐湾运动不整合对灯影组储层发育起着主要控制作用。
以坡折带理论为基础，按照成因机制，在柴达木盆地昆北—阿拉尔地区识别出3种类型坡折带，即构造坡折带、沉积坡折带和侵蚀坡折带。昆北断裂坡折带和阿拉尔断裂坡折带属于构造坡折带;跃进Ⅱ—Ⅳ号、昆仑山前坡折带属于沉积坡折带;铁木里克坡折带属于侵蚀坡折带。坡折带对沉积体系和岩性圈闭发育具有明显的控制作用，构造坡折带控制低水位期近岸三角洲扇体和浊积扇扇体的形成，主要发育河道透镜体型岩性圈闭;沉积坡折带主要控制了低水位期辫状河三角洲扇体的发育，侵蚀坡折带控制了低位期充填的侵蚀谷岩性圈闭。根据研究区沉积、储层、油源及运移等成藏条件，开展了坡折带背景下的岩性圈闭预测与评价，总结其岩性油气藏发育成藏模式，综合分析认为跃进Ⅱ—Ⅳ号和尕斯坡折带是发育岩性圈闭的有利区块。
准东地区侏罗系既是重要的储集层也是主要的烃源层，具有丰富的油气资源。位于阜康凹陷南部的甘河子剖面出露连续完整的中—下侏罗统，通过对甘河子剖面精细地分层观察描述，并以岩石的类型及其组合、沉积构造、颜色和粒度概率累计曲线等实测资料为依据，对研究区中—下侏罗统的沉积相进行了划分，认为八道湾组下部为曲流河相,中部发育滨浅湖亚相，上部以三角洲前缘亚相和滨浅湖亚相为主；三工河组下部发育辫状河相，上部主要为滨浅湖沉积；西山窑组主要发育辫状河和曲流河2种沉积相类型。在此基础上提出研究区为曲流河—湖泊—三角洲—湖泊—辫状河—湖泊—辫状河—曲流河相结合的沉积演化模式。研究区古水流资料显示八道湾组和三工河组沉积期的古流向多在SSW向—SW向之间，结合沉积相的相序变化规律，表明八道湾组、三工河组属于克拉美丽山前沉积体系，该时期博格达山地区为水下沉积；西山窑组古流向的优势方位为NW向、NWW向，推测该时期研究区东部和东南部的物源已经存在，北三台地区及博格达山东部地区可能发生初步抬升，阜康凹陷南部地区沉积构造格局较早侏罗世发生较大变化。
开展致密储层物性上限研究对明确研究区油气成藏机理及分布规律具有重要帮助。应用临界喉道半径探讨了吐哈盆地水西沟群斜坡带致密储层物性上限问题。临界喉道半径的求取需要对孔隙与喉道半径比、润湿角、油水或气水密度差等关键参数进行确定，利用恒速压汞实验、润湿性分析、PVT等实验对上述关键参数进行了拟合。结果表明：研究区的孔隙与喉道半径比约为90，润湿角约为20.48°；致密储层物性上限随着地层倾角的增大而减小，且致密气储层物性上限比致密油更加严格；研究区的地层倾角约为15°，此条件下致密油储层和致密气储层的临界喉道半径分别为0.552μm和0.491μm，相应致密油储层物性上限是8.43%和0.378×1010-3μm2，致密气储层物性上限是8.39%和0.358×10-3μm2。
通过分析渤海湾盆地东濮凹陷桥口—白庙地区古近系沙河街组天然气的组分、稳定碳同位素特征，对其天然气成因类型、成熟度和混源比例进行了研究，取得以下认识:桥口—白庙地区古近系沙河街组天然气成因复杂，有煤成气、油型气和混合气3种天然气类型；桥口地区烷烃气中甲烷含量明显低于白庙地区，而重烃气含量较高；白庙地区天然气成熟度普遍高于桥口地区，前者为成熟—高成熟阶段的烃源岩生成，后者为成熟早期—成熟阶段生成；桥口地区的桥14井、桥73井和桥76井为典型的油型气，主要来源于沙三段腐泥型有机质。白庙地区靠近兰聊断层的白3井和白8井，天然气为典型的煤成气，来源于石炭系—二叠系煤系地层。桥口地区的混合气以油型气为主，白庙地区的混合气则以煤成气为主。2个地区混合成因气具有多套烃源岩层位来源，石炭系—二叠系煤系、古近系腐泥型、腐殖型烃源岩均有贡献。
深水区钻井稀少，且钻探深度浅，仅利用少量的钻井资料无法完成深水区深层砂泥岩分布以及沉积相分布预测，影响烃源岩及深层有利储集相带预测。以中国南海北部深水区D凹陷渐新统为对象，利用地震速度谱和钻井资料，通过速度岩性分析，预测砂泥岩分布特征，并综合分析地震相与单井沉积相、凹陷砂泥岩分布的匹配关系，划分D凹陷渐新统沉积相。结果表明：L组为海陆过渡沉积，Y组为滨浅海沉积。整个渐新统在凹陷中部和南部的浅海相以及Y组在凹陷边缘局部发育的海岸平原相等富泥沉积相，为有利的烃源岩发育相带，而Y组在凹陷边缘的扇三角洲相、滨海相以及L组在凹陷北部的三角洲相、扇三角洲相和滨海相等富砂沉积相为有利的储集相带。该方法克服资料不足的困难，降低传统地震相转沉积相预测方法的多解性，为深水区深层烃源岩以及有利储集相预测提供依据。
初次人工裂缝周围的应力场变化是影响重复压裂气井裂缝转向的关键因素。为研究人工裂缝和低温液体热—固耦合作用下应力场的变化情况，采用位移不连续法(DDM)与热源函数理论，考虑远场地应力作用、缝内压力非均匀分布及热效应，建立了重复压裂气井热—固耦合拟三维模型并得到其半解析解，可用于重复压裂气井的裂缝扩展模拟，计算结果明确了压裂液注入后裂缝周围应力场的分布及参数的影响情况。模拟计算表明，垂直裂缝面方向最小水平主应力增加值与增加范围均大于最大水平主应力，使应力转向区主要分布在裂缝壁面附近，有利于应力场发生转向，但同时该区域的破裂压力也相应增加。压裂液的注入在裂缝周围产生了很小的张性应力，对新裂缝的起裂与转向帮助不大，应力重定向的关键影响因素是缝内净压力。因此，封堵初次裂缝尖端不仅能阻止新裂缝沿原裂缝方向延伸还能提高缝内净压力，为重复压裂气井的定向射孔及缝内暂堵技术提供了理论依据。
针对目前涡流工具排水采气工艺设计理论缺乏、现场应用主要凭经验等问题，基于相似理论，建立了气井生产模拟实验装置，实验研究了涡流工具的作用机理，评价了其应用效果，分析了气井井筒中加装涡流工具后对井筒内流体的流型、气体携液量、井筒内压降以及临界携液流量的影响。实验表明，气井井筒加装涡流工具后能够有效提高气井的携液能力，相同气量下平均提高携液量23%，平均降低井筒内流体压降18%，降低临界携液流量20%；通过涡流工具携液机理分析，并与实验结果进行对比验证，提出能够有效应用于涡流工具生产过程的临界携液流量计算公式，为涡流工具有效解决气井积液提供技术支持。
针对我国典型的低渗致密砂岩气藏，通过大量岩心实验和露头剖面精细取心测试分析，研究了应力作用对储层渗透率的影响、储层非均质性以及储层含水饱和度等特征，选用有代表性的岩心，开展了系统的单相气体渗流，含水条件下的气相渗流以及气、水两相渗流实验，分析了低渗致密砂岩储层单相气体渗流形态，含水饱和度变化对气相渗流能力的影响以及气、水两相渗流特征；在此基础上，采用气藏开发物理模拟实验技术，模拟研究了气藏衰竭开采过程中储层渗透率、含水条件、配产与废弃条件、纵向储层渗透率差异、平面非均质(储层砂体间存在阻流带)等多种因素对低渗致密砂岩气藏采收率的影响，根据权重分析对这5类影响因素进行了排序，结果表明储层物性和储层含水饱和度对采收率的影响最大，权重分别占到0.24和0.38，为进一步提高气藏采收率奠定了基础。
通过设计不同压差下的气水驱替实验，得到了不同驱替压差下的气,水两相驱替特征及相对渗透率曲线。并基于分形理论，考虑了束缚水饱和度及驱替压差的影响，建立了致密砂岩气水相对渗透率计算模型，求解得到了气水相对渗透率的解析公式。模型计算得到的相对渗透率与实验结果吻合度较高，从而验证了模型的正确性。研究表明，气,水相对渗透率曲线受到驱替压差和孔隙结构参数的影响。随着驱替压差增大，束缚水饱和度降低，两相区域变宽，水相相对渗透率升高。
元坝气田是迄今为止我国埋藏最深的大型海相气田，有关其海相层系礁滩相储层特征与成藏主控因素的研究取得了重要进展，但对其及邻区长兴组—飞仙关组天然气成因的认识仍存在分歧。地球化学特征研究表明，元坝气田长兴组—飞仙关组天然气以烃类气体为主，其中甲烷占主导，干燥系数均高于0.995，非烃气体CO2和H2S平均含量分别高达8.55%和6.47%;δ13C1值和δ13C2值分别介于-31.2‰~-27.9‰和-29.9‰~-25.0‰之间，且普遍具有正序特征;δ13CCO2值普遍高于-8‰，δD1值介于-156‰~-107‰之间。元坝气田长兴组—飞仙关组天然气普遍经历了硫酸盐热化学还原作用的改造，其主体为原油裂解气，主要为龙潭组烃源岩生成的原油后期发生裂解所形成。气藏中的CO2主体为无机成因，来自酸性流体与碳酸盐岩储层的相互作用。
目前有关天然气中微量元素分布研究仍处于探索阶段，相关检测技术研究匮乏。国内研究仅局限于王多义教授引进的地气测量法，但并未对硝酸捕集剂进行优选。在对不同浓度硝酸捕集剂进行优选的基础上，对天然气微量元素检测进行初步探索。通过相关实验发现:低浓度硝酸捕集剂对微量元素的捕集效果理想，其中又以15%硝酸效果最佳；现场多级捕集实验同室内小气量循环捕集实验对比，室内实验检测值更高，更接近天然气中微量元素实际值；不同地区天然气微量元素的检测对比，验证了前人有关天然气中微量元素的部分结论。但实验相关作用机理不明，微量元素的精确定量有待形成标准。其应用前景广泛，对天然气运移路径的判定、天然气藏的判寻及物探方面都具十分重要的意义。
室内模拟合成水合物沉积物样品是开展水合物研究的一个重要途径，但实验方式耗时且不易控制。数值模拟技术则能够比较方便定量地控制水合物形成条件，快速模拟其形成过程。据此采用实验室常用的恒容法模拟研究了水浴降温条件下，室内沉积物中天然气水合物的形成过程，进一步揭示了其形成和分布规律。研究结果表明，在混合均匀的气—盐水体系中，能够合成相对均匀分布的水合物模拟地层样品。但在体系温压条件趋于稳定后，仍需维持较长的反应时间来促使体系反应的最终完成。当体系中存在薄“夹层”(主要是指模拟介质中间区域的渗透率和孔隙度发生变化)时，薄“夹层”的渗透率和孔隙度都会对系统中水合物的形成过程产生一定的影响，但最终系统中的水合物饱和度分布与无夹层时基本相同，这可能是由于采用恒容法形成水合物，前期水合物生成速率快，多孔介质中的薄“夹层”对体系传质影响显著，后期由于反应速率变慢，其影响相对较小，在维持较长的反应时间后，趋于一致。
根据琼东南盆地构造沉积特征，区域地球物理调查与油气勘探成果，分析研究了该区疑似泥底辟发育与分布特征及其与天然气水合物富集成矿成藏之间的关系。结果表明：疑似泥底辟与天然气水合物均主要展布于盆地凸起和凹陷构造单元过渡带或沉积凹陷中心等区域，二者分布位置上具有一定的重叠性，而沉积有机质生成的浅层生物气及亚生物气与深部热解气等，均可通过泥底辟及气烟囱或断层裂隙构成的气源供给输导系统，在深水区高压低温稳定域富集成矿形成天然气水合物，表明泥底辟及气烟囱等构成的气源供给运聚通道系统与天然气水合物成藏具有一定的时空耦合配置关系。预测研究区存在“生物气—亚生物气自源自生自储原地成矿成藏、热解气他源断层裂隙输导下生上储异地成矿成藏、热解气他源泥底辟及气烟囱输导下生上储异地成矿成藏”3种类型天然气水合物成矿成藏模式。
根据岩石物理的分析方法，针对青藏高原木里地区DK1井孔143.40~144.20m含水合物层段和DK4井孔165.80~166.35m含水合物层段，分析水合物在岩层孔隙中的填充模式。首先采用时间平均公式估算含水合物粉砂岩的物性参数，然后依据弹性模量模型方法构建岩石物理模型，其中模式一是将水合物看作孔隙充填物的一部分，模式二是将水合物看作岩石骨架的一部分，分别基于不同的模式计算含水合物岩层的纵波速度和横波速度，并比较2种模式的速度差异。最后通过理论计算的曲线与实际采样点数据对比，推测该地区岩层中水合物的填充赋存方式符合模式二，认为将该层段水合物作为骨架的一部分进行分析，更能反映真实含水合物地层的物性特征。
运用氮气吸附、压汞、扫描电镜和甲烷吸附实验研究煤、油页岩和页岩的孔隙结构特征、分析了煤、油页岩和页岩的储集机理。结果表明：①煤、油页岩和页岩的孔隙大小及分布特征有显著的差异，与成熟度、黏土矿物孔隙和有机质流体产生的矿物溶蚀孔等有关；②低成熟干酪根微观孔隙不发育,含有少量微孔和相对多的中孔；高过成熟干酪根发育有大量的微孔及少量中孔，其比表面积和孔体积远高于低成熟干酪根，是页岩比表面积和孔体积的重要贡献者；③煤、油页岩和页岩甲烷吸附容量与其比表面积大小不匹配，具有较低比表面积的煤其甲烷吸附容量最高，煤的这种超量赋存可能是以“填充”甚至是以“固溶态”方式存在；油页岩的甲烷吸附容量中可能包含一定量的沥青溶解气；高过成熟页岩甲烷吸附容量明显高于低成熟页岩甲烷吸附容量。
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