为了揭示鄂尔多斯盆地中生界延长组岩性油藏的成藏动力特征及油气运移规律，利用测井声波资料计算延长组各油层组的过剩压力值，分析延长组泥岩压实特征与流体过剩压力的分布特征，并以长8油藏为例探讨长7油层组和长8油层组之间的油气运移聚集规律。结果表明:延长组下部广泛发育稳定的欠压实带，长7油层组过剩压力值普遍较高，主要分布在8～14MPa之间，最高可达到18MPa；长8油层组过剩压力相对较低，只在局部地区达10MPa以上。泥岩厚度和性质是影响过剩压力分布的重要原因，高泥岩厚度分布区与过剩压力的高值区相吻合。长7油层组与长8油层组之间存在着较大的过剩压力差，该过剩压力差是油气纵向运移的主要驱动力；在横向上过剩压力低值区为油气运聚成藏的有利区。
东营凹陷南坡沙河街组沙三段(Es3)储层以低渗透率为显著特征，孔隙结构复杂使得岩电参数难以统一确定，给储层饱和度评价带来一定的困难。根据岩心物性、铸体薄片、压汞等分析资料，对Es3低渗透砂岩储层孔隙结构进行分析，将其细分为3个大类5个小类，进而结合岩电实验数据，提取出Es3储层不同孔隙结构类型的岩电参数a、m值。综合建立了在井筒剖面利用测井响应特征识别储层不同孔隙结构类型、分孔隙结构类型确定岩电参数的方法，以此为基础再进行饱和度计算，有效地提高了低渗透砂岩储层饱和度测井解释的精度。
靖边气田碳酸盐岩储层原始沉积以泥微晶灰岩为主，物性极差而难以成为储层。其储集性能主要源于后期复杂成岩作用的影响，经历了不同类型的成岩作用，对应的孔隙结构复杂多样，这为有利储层的预测带来很大困难。采用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、物性和高压压汞等分析测试资料，综合研究了靖边气田北部马五1亚段碳酸盐岩储层的成岩作用类型，及其形成的储集层微观孔隙结构特征。研究表明，马五1亚段储层主要经历了机械压实和压溶作用、胶结充填作用、溶蚀作用和交代作用等成岩作用类型，并形成了白云石+石英+高岭石胶结—溶孔型(Ⅰ类)、白云石+方解石+石英胶结—溶孔型(Ⅱ类)、白云石+方解石胶结—晶间孔型(Ⅲ类)和方解石胶结—致密型(Ⅳ类)等4类储层。其中Ⅰ类储层内孔隙类型较单一，孔喉分选较好，有效可动喉道体积比例大，排驱压力和中值压力最小，为优势储集层；而Ⅳ类储层大—中孔隙基本被方解石充填，发育的孔喉基本没有渗流能力，储集性最差。
通过单偏光、荧光显微镜观察和显微冷热台测温等方法，对鄂尔多斯盆地西南部16口井24块上古生界砂岩样品进行全面的流体包裹体分析，归纳山西组和盒8段内主要含气层段流体包裹体岩相学特征，将不同包裹体组合内与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度、冰点温度等参数对比分析，结合研究区埋藏史推测致密砂岩储层内天然气的充注期次。测试结果显示与气态烃包裹体伴生的盐水包裹体均一温度范围为100～170℃，均一温度和冰点温度均未显示明显间断，表明储层内天然气运移是在中侏罗世—早白垩世内(200～100Ma)持续进行；愈合微裂隙内高气液比气态烃包裹体的气相组分以 CH4 为主，与其伴生盐水包裹体均一温度介于140～170℃之间，表明储层内天然气大量富集期为早白垩世(155～100Ma)；流体包裹体组合、均一温度及其地球化学组分测试结果综合分析认为，鄂尔多斯盆地西南部上古生界天然气运移富集是一个相对漫长且连续的过程，并以早白垩世为主要充注期。
以准噶尔盆地腹部莫西庄地区三工河组(J1s)低孔渗储层为研究对象，通过系统的岩石薄片观察、扫描电镜、阴极发光及烃类荧光显微鉴定，依据成岩产物之间及其与烃类流体(油包裹体和孔隙沥青)之间的赋存关系，建立了储层成岩演化和油气充注的时间序列，恢复了关键油气充注时期的储层古物性，探讨了孔隙演化与油气成藏的匹配关系。结果表明:三工河组储层为低成分成熟度的长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，压实作用、碳酸盐和黏土矿物胶结作用是导致储层低孔渗的主要原因，石英颗粒表面覆盖的绿泥石膜难以有效地保持原生孔隙，次生溶蚀孔隙是主要储集空间；储层成岩演化具有显著的差异性，在压实作用下富含软岩屑砂岩中软岩屑强烈塑性变形致使早期致密，而钙质强胶结砂岩因成岩早期的碳酸盐胶结发生致密化，低软岩屑—弱胶结砂岩主要经历了3期有机—无机流体作用交替，分别以无荧光炭质沥青、黄色荧光油、蓝—白色荧光油等3期烃类流体活动为划分标志；在晚白垩世末关键油气成藏时期(距今100~70Ma)，高软岩屑和钙质强胶结砂岩古孔隙度低于8%，早期致密化储层难以发生油气注入；低软岩屑—弱胶结砂岩在晚白垩世末期可保持中—高孔渗性，普遍发生了早期油气充注，早期原油注入不能阻止储层深埋过程中物性变差的趋势，但可能改变局部储层的润湿性质，油湿通道网络是晚期成藏阶段(距今62~0Ma)低孔渗储层条件下发生大规模油气注入的主要原因。
准噶尔盆地腹部石南地区是中国陆相盆地岩性地层油气藏勘探的重点地区，该区油气藏的油源主要在二叠系，侏罗系主要表现为一套缓坡浅水背景下的三角洲沉积体系，新近纪构造运动对盆地构造的掀斜作用，致使岩性地层圈闭发生改造，早期油气藏发生调整。在这种源外缓坡背景下，岩性地层圈闭的形成条件、沟通油源的输导体系复杂，岩性地层油气藏的形成主控因素和成藏模式不清，再加上该区地震资料品质差、地震分辨率低，这些因素造成该区岩性地层勘探的复杂性。针对研究区存在的上述难点，对研究区的构造特征和沉积背景进行分析。在此基础上，对研究区典型岩性油气藏进行解剖，建立了断裂—沉积体系侧缘—近等深侧向运聚成藏模式，即油气沿断裂进入储集砂体后，垂直构造等高线向构造高部位运移，当遇到与构造斜交的沉积体系侧缘时，油气运移方向发生调整，沿沉积体系侧缘近等深侧向运移，边运聚边成藏模式。
准噶尔盆地莫索湾—莫北地区八道湾组油气藏储层埋深大于4000m，属典型深部致密储层。利用岩石物性、铸体薄片和扫描电镜等数据和资料，对八道湾组深部储层基本发育特征及演化模式进行了研究。八道湾组储层普遍发育粒内溶孔和粒间溶孔为主的溶蚀型次生孔隙，有效改善和提高了储层质量；储层垂向上以4 100m和4 500m为界，从浅至深划分为原生孔隙带、混合孔隙带和次生孔隙带，八道湾组储层为混合孔隙带和次生孔隙带；储层孔隙经历了由原生孔隙到混合孔隙再到次生孔隙的演化过程，八道湾组深部储层以发育次生孔隙带为主要特征。
应用地质、测井和地震结合的方法，以松辽盆地王府断陷火石岭组火山岩为研究实例，研究火山岩冷却单元及其天然气成藏的意义。根据火山作用方式、岩性与岩相序列样式，将冷却单元划分为熔岩型、碎屑岩型和碎屑岩+熔岩型3种类型。不同类型的冷却单元内部具有不同的岩性和岩相组合，具有不同火山岩储层意义。其中熔岩型冷却单元的储层条件最好，最有利于天然气成藏，其次是碎屑岩+熔岩型冷却单元，而碎屑岩型冷却单元的储层条件最差，含气性也最差。冷却单元组(对应于火山机构)是基本的成藏单元，冷却单元组的叠置形成天然气成藏系统，从下到上表现出水层、气—水同层、气层的分布规律。
珠江口盆地珠一坳陷惠陆油区具有3个经油气勘探证实的含油气系统，分别是惠西、惠东、惠中北含油气系统。惠西与惠东含油气系统烃源岩为始新统文昌组中深湖相；而惠中北含油气系统烃源岩为下渐新统恩平组煤系。惠陆油区油气运聚成藏模式存在2种类型即:古近系半地堑洼陷自源型油气运聚成藏模式与三角洲砂岩及生物礁外源型油气运聚成藏模式。前者油气运聚成藏的主控因素，主要取决于半地堑洼陷内生烃灶充足的烃源供给、优质储盖组合及圈闭的良好配置。这种油气藏分布于半地堑洼陷之内，具有自生自储近源运聚成藏特征，由于此类油藏埋深较深，深部储层物性优劣是油气成藏的关键；后者油气运聚成藏主控因素，则主要取决于富生烃洼陷及其附近的油源断裂和输导砂体及不整合面组成的复合运聚疏导体系与浅层不同类型有效圈闭的连通配置和相互衔接耦合。
储层的物性和孔隙结构不仅控制气藏的含气饱和度，也控制气水过渡带的厚度。但它们之间有无定量关系呢？是否可以进行有效的预测？这对于评价圈闭的有效性和天然气勘探部署具有重要的现实意义。本文通过储层样品半渗透隔板实验、储层物性和隔层等方面的研究，结合莺歌海盆地实际地质资料的分析，提出了气水过渡带厚度的预测方法和成藏圈闭闭合度下限的概念。研究表明，气藏气水过渡带与孔隙度，特别是渗透率具有良好关系，说明储层孔隙结构是控制气藏气水过渡带厚度的主要因素，储层的隔层也会影响气水过渡带的分布。莺歌海盆地中深层天然气成藏的圈闭闭合度下限为7m，经济成藏闭合度下限为12m。
塔中北坡顺南地区奥陶系储层具有良好的油气勘探前景。结合三维地震精细解释、属性提取等方法，从剖面形态和平面展布特征探讨了走滑断裂的变形样式、形成机理及其石油地质意义，拟为该区地质构造建模和油气勘探提供新的思路。研究表明，顺南地区主要发育NE向、NEE向、NW向 3组走滑断裂，其中NE向、NEE向为2组左行走滑断裂，NW向为规模较小的右行走滑断裂；变形样式上，NE向断裂以典型的“花状”构造为主；NEE向和NW向断裂则较为简单，多为单条陡立的隐伏断层。加里东中期Ⅲ幕，塔中Ⅰ号断裂在由南向北挤压作用下强烈逆冲；在其构造变形分段处，产生与塔中Ⅰ号断裂垂直的走滑分量，在顺南地区则分别发育了2组NE向和NEE向的走滑断裂。在上述2条左行走滑断裂的制约下，夹持在断裂间的地块发生逆时针旋转，导致地块内部发育NW向的右行剪切变形。该区走滑断裂对热液岩溶的控制作用主要表现在沿NE向和NEE向走滑断裂的线状岩溶作用，以及NW向断裂参与下的面状岩溶作用；同时也是油气垂向运移的通道。
北部单斜带是库车坳陷油气成藏研究程度最低的构造带。基于流体包裹体、定量颗粒荧光和激光拉曼等分析技术对北部单斜带的油气充注史进行详细的研究，并结合生储盖和圈闭条件对其成藏潜力进行了评价。根据其常规孔隙型储层和裂缝储层的岩心样品对比分析表明，孔隙型储层中流体包裹体主要为单相黄色荧光油包裹体，储层QGF指数都大于6,QGF-E强度都大于20pc,油气充注显示出明显的继承性特点;裂缝型储层中包裹体主要为蓝白色荧光固液气三相包裹体和气液两相包裹体，储层QGF指数、QGF-E强度和R1都显示出异常值，与孔隙型储层原油物性具有较大差异，认为储层早期(65Ma左右)经历一期油充注，晚期喜马拉雅造山运动使地层强烈褶皱产生大量裂缝，沟通了其他储层或源岩，使得晚期(10Ma左右)生成的轻质油沿裂缝网络发生一期充注，之后又经历一期(3Ma左右)气洗。研究区生储盖条件匹配良好。烃源岩演化达到主要生油阶段，部分地区的三叠系甚至达到生气阶段。储层物性致密，裂缝控制“甜点”发育，致密油气的勘探具有广阔的潜力。
压裂改造体积SRV是评价储层改造效果的重要指标，是影响压力动态的关键因素。基于页岩气吸附解吸、扩散和渗流等多重运移机制，考虑压裂改造区的影响，建立内外区均为双重介质的复合页岩气藏压裂水平井试井模型。利用源函数思想，结合Laplace变换、叠加原理等方法，采用半解析法求取无限导流压裂水平井的井底压力响应。应用Duhamel原理考虑井筒储集和表皮效应的影响，结合Stehfest数值反演，绘制复合页岩气藏压裂水平井试井典型曲线，划分流动阶段。定义新无因次变量，分析SRV半径、裂缝条数、裂缝半长、裂缝间距、扩散系数、储容比、吸附解吸系数、渗透率系数及流度比等参数对压力动态的影响，该结果可为页岩气藏的合理高效开发提供理论依据。
苏里格气田西区含水层大面积分布，储层气水关系复杂，气水层识别困难，生产井多数产水，严重影响气井正常生产及区块整体产能评价部署。以气藏储层基本地质特征为基础，分析储层四性关系，分别建立盒8段、山1段孔隙度、渗透率及含水饱和度参数解释模型并进行模型可靠性验证。进而采用试气交会图方法确定声波、电阻率等主要曲线下限及孔隙度、渗透率、含水饱和度等物性下限，形成苏里格气田西区盒8段和山1段主力储层气水层识别标准，其中气层下限为孔隙度≥5%，渗透率≥0.1×10-3μm2，含水饱和度≤50%，声波时差≥213μs/m，电阻率≥60Ω·m，密度≤2.56g/cm3，泥质含量≤20%。将标准应用于后续开发井气水层识别并与试气成果对比分析，证实标准可靠。同时，针对不同生产阶段、不同生产特征气井提出了试气、试采、探液面测试、气液两相计量试验及生产特征分析5种气井产水、积液的排查方法，明确产水对气井生产的影响，形成产水井排查标准并对受不同程度影响的气井提出措施建议，为气井及区块开发评价提供参考。
气藏剩余压力分布能够直接反映其储量动用情况，采用长岩心多点测压实验装置，选择渗透率分布区间分别为(1.38~1.71)×10-3μm2,(0.41~0.73)×10-3μm2,(0.049~0.084)×10-3μm2的多块砂岩岩心组合形成长度超过50cm的3组长岩心，模拟含水砂岩气藏衰竭开采。实验过程中实时记录气藏边界至气井不同位置处压力剖面变化，研究含水气藏储量动用特征。研究表明：致密砂岩储层产气特征、压力剖面形态、压降过程、废弃时剩余压力分布均与渗透率较高的储层(Ⅰ类)差异显著，明显受渗透率和含水饱和度控制。含水相同(约35%)，生产至废弃条件时，Ⅰ类储层的压力剖面整体几乎降为0，而致密砂岩、剩余压力仍维持在原始压力的50%以上，且压力梯度大，表明含水气藏，渗透率越低储量动用越困难，动用均衡性越差；考虑含水，随含水饱和度增加，Ⅰ类储层压力剖面形态及下降过程变化不大；渗透率更低的储层(Ⅱ类)尤其是致密储层(Ⅲ类)，其压力剖面形态变化极为显著，含水较高时，压力难以向外波及，储量难以有效动用，且非均衡性极强。
在酸性气藏中，元素硫的沉积会减小气体的流动空间，其进一步的沉积会堵塞气体的流通通道，导致气井产量降低。为加强对高含硫气藏地层中单质硫沉积规律的认识，进行了以下理论研究：考虑元素硫吸附效应，建立一套系统的高含硫气藏元素硫地层沉积预测模型，并利用该模型对某油田实例进行计算；在地层水体存在的条件下，对硫沉积带来的影响。结果表明：当硫吸附效应或者地层水体存在时都会进一步加大硫沉积量，并且随着时间的推移，影响更加明显；在离气井较远的地带，硫吸附效应的影响更强。在理论研究的基础之上，进行了单质硫的聚集实验及其在岩石空隙中的分布规律实验。通过对实验结果的分析，硫的聚集是从纳米级的单质硫晶体聚集形成面状单质硫，再逐渐形成层状似的单质硫；单质硫在孔隙中的分布规律为：孔隙越大，硫沉积量越大。
为了认识草本沼泽和森林沼泽成煤物质以及煤显微组分对热解煤层气同位素，特别是氢同位素的影响，对草本沼泽和森林沼泽泥炭以及具有略微不同显微组分的煤进行了热解模拟实验，研究了它们热解烃类气体氢碳同位素组成差异，以及这种差异随成熟度的变化，讨论了引起这种差异的原因。结果表明:草本沼泽泥炭热解甲烷, 乙烷和丙烷δD平均值分别为-235‰, -200‰和-209‰，森林沼泽泥炭的平均值分别为-226‰, -188‰和-191‰。草本沼泽泥炭热解甲烷, 乙烷和丙烷δ13C平均值分别为-36.2‰、-27.4‰和-31.6‰，森林沼泽泥炭的平均值分别为 -33.7‰、-20.7‰和-25.6‰。表现为草本沼泽泥炭热解的烃类气体氢碳同位素组成轻于森林沼泽泥炭，并且从泥炭连续热解至RO值分别为2.5％, 3.5％和5.5％时，甲烷氢同位素值分别平均低18‰, 11‰和9‰，碳同位素值分别平均低3.4‰, 3.8‰和1.8‰。煤显微组分微小的差异对热解烃类气体碳同位素有明显的影响，表现为具有较高壳质组的煤热解甲烷的碳同位素组成较轻，可是煤热解烃类气体氢同位素组成主要与成煤环境因素有关。这些研究成果为自然煤层气的成因判识提供了科学数据。
硫酸盐还原作用是由硫酸盐还原菌(SRB)主导的，它广泛分布于海底甲烷渗漏沉积区。当它与甲烷氧化耦联时，对海底甲烷渗漏起着控制作用。研究硫酸盐还原作用对于探讨海底甲烷的迁移和转化具有重要意义。以反应釜为载体，将SRB接种于低温高压的甲烷环境中，探讨系统内微生物地球化学作用对水化学组分和环境的影响规律。结果显示：系统内氧化还原电位由-107.5mV降低至-181.5mV；HCO3-和HS-浓度均升高，前者浓度比后者大2个数量级。Fe2+浓度有所上升，Ca2+度则由2.40mg/L降低至0.04mg/L。扫描电镜下观测到有较多的碳酸盐和硫化物沉淀，能谱分析发现其主要阳离子为Fe、Ca、Mg和Mn。可以确定，硫酸盐还原作用及相应的地球化学反应控制着系统内离子组分的变化。实验结果对认识海底发生的微生物地球化学作用和海洋碳硫循环有重要意义。
为了研究吸附性页岩储层基质收缩效应对气体渗流特征的影响，引入吉布斯表面自由能函数，建立考虑基质收缩效应、应力敏感效应、滑脱效应和自由分子流动效应的双孔双渗介质数学模型;采用隐式裂缝压力—显式基质压力离散方法对模型求解。并针对鄂尔多斯盆地古生界山西组页岩讨论基质收缩效应、应力敏感效应、滑脱效应和自由分子流动效应对气体流动机制及产量的影响。结果表明:①基质绝对渗透率的反弹点和兰缪尔体积、页岩密度、温度、杨氏模量、压缩系数有关，与兰缪尔压力无关;②基质收缩效应减少黏性流量占总流通量比例，增加滑脱流量和自由分子流量占总流通量比例;③基质收缩效应和应力敏感效应在基质孔径较大时对产量影响比较显著，当孔径小于2nm时，可以忽略基质收缩效应和应力敏感效应的影响;④滑脱效应和自由分子流动效应在低压小孔时对产量的贡献量变大，当孔径大于50nm时，滑脱效应和自由分子流动效应对产量基本没有贡献。
气体在页岩储层中运移受解吸、扩散及渗流多种机制共同作用，同时也受储层的应力敏感效应等因素影响。综合考虑解吸、扩散及应力敏感效应，基于线性流模型，构建了符合页岩储层改造特点及流体渗流特征的分段压裂水平井多重复合流动模型。利用Laplace变换和Stehfest数值反演，得到封闭边界定产量下无因次井底拟压力和无因次产量半解析解。研究了页岩气在基质—微裂缝—压裂缝多重孔隙介质的复合流动，认识流体特性参数与压裂缝网参数对产气量的影响规律，并利用北美页岩气井生产数据进行拟合，验证了模型可靠性。研究结果表明：吸附气的解吸扩散使井底压力响应曲线出现明显“下凹”阶段；解吸系数增大，解吸气量越大，气井日产气量越高；窜流系数越大，基质与裂缝间的流体交换时间越早，但持续时间越短；压裂改造体积大，储层流体流动性强，但存在最优值；对比拟合结果，考虑改造带宽有限性更符合矿场实际。研究结果旨在为页岩储层分段压裂水平井多重复合流动规律研究提供理论基础。
南方地区古生界发育多套海相富有机质页岩，是我国页岩气勘探部署的重要战略地区，目前已在四川盆地及周缘龙马溪组获得突破。与龙马溪组相比，下寒武统牛蹄塘组具有更大的沉积厚度与更广泛的分布面积，是我国页岩气勘探开发亟待突破的另一重点层系。地球物理测井贯穿页岩气的勘探开发，是识别与评价页岩气储层的重要手段。为此，通过对研究区3口井下寒武统牛蹄塘组测井资料的对比分析，总结出牛蹄塘组含气页岩具有“四高四低”的测井响应特征；元素测井上表现为硅质(石英)含量增加，铝、铁、钾元素与黏土矿物含量降低的特征；在核磁共振测井T2谱上以单峰和连续型双峰为主，弛豫时间与振幅明显大于普通页岩。通过选取对富有机质页岩响应敏感的自然伽马能谱、地层电阻率、密度、声波时差和补偿中子测井资料对研究区内不同保存条件下的页岩储层进行叠合与交会分析，总结出不同保存条件下的富有机质页岩、富有机质硅质泥岩、普通页岩、砂岩和灰岩的测井响应特征，为研究区优质页岩储层的测井识别与评价提供依据。此外，地层电阻率与声波时差测井资料对页岩的含气性、流体性质与保存条件具有一定的指示作用，可作为页岩含气性与保存条件的判识性指标。
中上扬子区下寒武统牛蹄塘组是我国页岩气最具勘探潜力的目的层位之一。恩施—利川地区的牛蹄塘组是页岩气主要富集区，该地区经历了多期次多旋回构造叠加作用，研究区内下古生界海相页岩受构造变形、断裂、剥蚀等强烈改造作用影响引起区域性能量场变化，致使页岩气吸附/解吸、渗流/扩散等成藏条件发生变化，从而导致研究区内下古生界页岩气保存产生重大调整。以恩施—利川地区下古生界下寒武统牛蹄塘组页岩层系为研究对象，从物质基础、构造作用和演化历史等几个方面对页岩气保存条件进行研究，并综合分析各项指数，提出页岩气保存条件综合评价指数体系，以期对研究区勘探提供进一步的参考资料。
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