鄂尔多斯盆地深层寒武系海相沉积是重要的勘探领域。从基础地质研究入手，通过系统研究盆地周边露头剖面及盆地内钻遇寒武系的探井资料、重点分析寒武系岩性岩相特征及分布特点、采集寒武系暗色岩石样品并进行TOC、氯仿沥青“A”等分析测试。结果表明，鄂尔多斯盆地深层寒武系分布稳定，厚度约为50～800m，主要由缓坡—台地相碳酸盐岩及混积缓坡—深水相泥岩、碳酸盐岩组成|盆地南中部寒武系馒头组黑色泥岩及三山子组深灰色、灰黑色纹层状白云岩形成于还原环境，有机质含量相对较高(TOC最高值为0.34%)，具有一定的生烃潜力。寒武系及其暗色岩类在贺兰奥拉谷和歧山—延安奥拉谷厚度明显增大，TOC值也明显增高，在环县、定边地区也有TOC高值区出现，表明了奥拉谷是鄂尔多斯盆地寒武系主要烃源岩发育区，预测可与中央古陆隆起带及其斜坡区形成有效的生烃—聚集成藏组合，鄂尔多斯盆地寒武系是值得进一步研究和勘探的重要层系。
湖相页岩中的纹层发育段具有相对较好的储集性能，纹层的发育程度可能对陆相页岩气产能具有重要影响。文章通过偏光显微镜、扫面电镜和微区矿物定量分析等可重复性实验手段，对鄂尔多斯盆地延长组页岩纹层段岩石进行了研究。研究表明：延长组页岩纹层为机械沉积作用成因，在偏光镜下暗层与亮层相间分布；暗层主要成分是石英和黏土矿物，亮层主要成分是石英、长石等碎屑矿物；亮层碎屑颗粒边缘溶蚀，在颗粒间形成了晶体形态特征明显的黏土矿物，石英颗粒较大。亮层孔隙多分布在碎屑颗粒边缘，孔隙少，但连通性好；暗层中的黏土矿物没有很好的晶体形态，石英颗粒细小，暗层孔隙多分布在黏土矿物颗粒之间，分布密集，但连通性差。
为研究鄂尔多斯盆地长7段陆相富有机质页岩孔隙发育特征，采用覆压孔隙度测量、脉冲衰减渗透率测量、低温氮气吸附实验等结合氩离子抛光—扫描电镜成像分析，对页岩孔隙发育特征进行深入研究。结果表明，页岩储层孔隙主要为纳米量级，少量黏土矿物粒间孔可达微米级别；孔隙类型主要有粒间孔、黄铁矿微球粒晶间孔、粒内孔、有机孔及少量微裂缝，其中黏土矿物粒间孔最发育，有机孔相对较少；页岩孔径分布复杂，含有大量的中孔(2~50nm)、大孔(>50nm)及少量的微孔(0~2nm)，中孔和大孔是孔隙体积的主要贡献者，微孔和细中孔(2~10nm)是比表面积的主要贡献者；样品渗透率变化幅度大，与页岩中裂缝的发育程度及孔隙结构有关。
裂缝是致密砂岩储层的主要渗流通道，控制了地下流体的流动。定量预测不同方向裂缝的发育程度对开发井网的合理部署和提高注水开发效果具有重要意义。以鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5致密砂岩储层为例，提出不同方向构造裂缝定量预测的方法。高角度构造剪切裂缝是研究区致密砂岩储层的主要裂缝类型，其发育程度受古构造应力场、岩性、层厚、沉积相、岩层各向异性等因素控制。古构造应力场控制了裂缝的组系、产状和力学性质，岩性、层厚和沉积相控制了不同部位裂缝的发育程度，而岩层各向异性控制了同一部位不同方向裂缝的发育程度。在构造裂缝形成机理和控制因素分析的基础上，通过有限元数值模拟的方法对裂缝的类型、产状以及不同方向裂缝的密度进行了定量预测。预测结果与岩心和测井资料显示的实际裂缝发育程度相一致。
以四川盆地乐山—龙女寺古隆起区古老的震旦系深层碳酸盐岩气藏为研究对象，通过系统分析气藏形成的各种特征，包括气藏类型、流体性质、天然气成因与来源、油气充注期次与成藏演化等，研究了气藏的形成模式机制。结果表明，四川盆地震旦系灯影组发育构造、岩性、地层—岩性等多类型气藏，不同气藏流体的性质存在差异。天然气为震旦系烃源岩与寒武系烃源岩混源气，不同气藏混源比例存在差异。气藏的形成经历了“三阶段”：古油藏生成、原油发生裂解、气藏调整与定型；具“三机制”：古油藏裂解异位聚集、古油藏裂解原位(就近)聚集、晚期干气聚集。对于类似于研究区这种高演化阶段的深层碳酸盐岩气藏，古油藏裂解原位聚集机制可能是气藏形成与保存的最有利模式，最近勘探取得重大突破的川中地区灯影组大型气藏即属于这种模式机制。
不确定性体积法是国内外区带、圈闭油气资源量计算的主要方法，主流算法实现都很少考虑不同地质模型约束条件对计算参数取值和蒙氏模拟过程的影响。此外，国内三(四)级圈闭资源量计算，基本上都是在假定其所属每个层(次级)圈闭含油气概率为定值的前提下，片面地“简单加和”或“概率加权加和”所有层(次级)圈闭的资源量，二者计算的油气资源量很大程度上与实际地质情况很难吻合。结合油气资源一体化定量评价软件(PetroV)的实际开发与应用经验，设计并实现了一种融合不同地质场景假设的油气资源量计算方法，也可称“概率组合加和”方法—以不确定性体积法的蒙氏模拟为基础，对最新地质上识别出的、不可切分的含油气聚集单元，进行符合不同地质模型约束的取样、组合|同时，在计算过程中直接量化不同地质模型假设对不同含油气单元的“含油气体积”的影响。该方法涉及的地质模型假设主要包括:不同单元各项体积参数之间的相关性影响、不同单元间含油气性风险依赖对不同单元组合的影响、不同单元目的层直接上下叠置对各自厚度的影响、断层封闭性对油水界面的影响等。从实例计算结果分析可以看出，只有在充分考虑了地质多场景的情况下，才能够给出对应合理地质模型解释的不确定性油气资源量分布结果。
油气充注过程中形成的流体包裹体为研究成藏过程提供了依据。利用准噶尔盆地中部1区块56块三工河组含油储层样品，通过系统的流体包裹体显微鉴定、微束荧光光谱和均一温度测试等包裹体分析测试手段，结合盆地构造—热演化和烃源岩生排烃史模拟结果，研究了主要含油区块三工河组油气充注的期次和年代，探讨了油气充注—调整的过程。结果表明：有机包裹体主要以发黄色、蓝色、白色荧光的油包裹体为主，荧光光谱主峰波长分别对应于535～545μm、475～485μm和505～515μm等3个波长段，在成岩宿主矿物内被捕获的时序关系总体上依次变新；研究区在中晚侏罗世曾发生最早期的油气聚集，但随着晚侏罗世末的构造抬升和剥蚀，古油藏遭受破坏而形成炭质沥青；现今油气藏主要经历了2期有效油气充注，成藏时间晚于二叠系烃源岩的生烃高峰期；第一期成藏距今100～70Ma(K2)，主要以莫西庄、征沙村地区的I幕发黄色荧光原油充注为标志；第二期成藏距今62～0Ma(E—Q)，油气充注活动频繁且持续时间长，发黄色和蓝色、蓝色和白色荧光的烃类包裹体依次在较长的统一地质时期内叠置共存。表明各含油区块内三工河组油气藏随盆地构造演化发生了多次动态充注与调整，具有残留型、调整改造型及持续充注型等多种油气藏在空间上复合叠加的成藏特征。
近年来，在准噶尔盆地北缘哈山地区的油气勘探取得重大突破，发现了春晖油田和阿拉德油田，目前已在侏罗系八道湾组和西山窑组上报探明稠油地质储量超过5850×104t。利用研究区原油地球化学指标、储层流体包裹体产状、显微荧光特征及均一温度分析，结合烃源岩埋藏生烃史研究，明确了侏罗系原油的稠化成因机理和充注成藏演化过程。侏罗系原油主要来自玛湖凹陷风城组烃源岩，其在运移过程中随运移距离的增加，埋藏变浅，轻质组分散失，受生物降解作用、氧化作用和水洗作用等综合作用影响不断稠化，成藏之后由于保存条件较差再次稠化，属以生物降解作用为主的次生型稠油。从原油成熟度差异及地球化学叠合属性特征分析，侏罗系油藏存在2期烃类充注过程，第一期为晚侏罗世|第二期为晚白垩世，且以第一期充注为主。在此基础上，建立了1期充注和2期充注2种油气成藏演化模式，为研究区有利稠油油藏分布预测提供了理论依据。
喀什凹陷北缘的阿克莫木气田天然气来源一直存在争议。喀什凹陷北缘地区石炭系新发现剖面有机质丰度低，生烃潜力有限。而喀什凹陷中心虽然有机质丰度高，但与阿克莫木气田之间有数条断层和断块阻隔。流体包裹体与断裂活动时间分析表明天然气充注在逆冲断层形成之后，故石炭系天然气很难运移至阿克莫木气田。二叠系有机质丰度中等，在乌恰构造带北部埋深加大，烃源岩的热演化程度显著增加，具备生成高成熟度干气的潜力。热压模拟实验结果表明，阿克1井天然气碳同位素特征与二叠系和侏罗系康苏组烃源岩500℃模拟气比较接近。综合阿克1井天然气地球化学特征、热模拟实验结果及油气充注时间和运移条件的匹配关系，认为阿克莫木气田天然气可能主要来自乌恰构造带北部的二叠系烃源岩和侏罗系康苏组烃源岩。
盐城凹陷朱家墩气藏盐参1井阜一段储层所产凝析油与该井上白垩统泰州组成熟烃源岩在各类生物标志化合物的分布与组成特征上具有较好的相似性，表明它们在成因上存在相关性，但生物标志化合物成熟度参数显示凝析油的成熟度明显高于所研究的烃源岩。烷基单金刚烷类是原油和烃源岩中一类具有高热稳定性的烃类化合物，其中双金刚烷系列的热稳定性高于单金刚烷系列。分析结果表明:凝析油中不但存在烷基单金刚烷系列，同时也存在烷基双金刚烷系列，但在上白垩统泰州组烃源岩中仅检测到烷基单金刚烷系列，烷基双金刚烷系列不但不完整且丰度很低，这一现象表明原油的成熟度明显高于所研究烃源岩,这与生物标志化合物成熟度参数的结果相吻合。依据甲基单金刚烷指数MAI和甲基双金刚烷指数MDI与镜质体反射率间的对应关系，发现该凝析油对应的镜质体反射率RO值介于1.3%～1.6%之间，由此说明它源于盐城凹陷内处于凝析油气阶段的泰州组烃源岩。由此可见，金刚烷类化合物在确定原油和烃源岩中有机质成熟度上具有特殊意义。
鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组碳酸盐岩是否能够作为有效烃源岩以及有效烃源岩的主要分布区域，这对中部气田天然气来源的认识至关重要。通过对比研究鄂尔多斯盆地西部、南部和中东部地区奥陶系马家沟组碳酸盐岩有机碳含量、氯仿沥青”A”含量以及饱和烃生物标志化合物特征，分析其与鄂尔多斯盆地马家沟组沉积环境的关系，认为鄂尔多斯盆地西部和南部以开阔海相沉积为主的马家沟组碳酸盐岩沉积于弱氧化—弱还原环境，有机碳含量普遍低，TOC值高于0.3%的有效气源岩所占比例低；中东部以咸化潟湖或台地蒸发沉积为主的奥陶系马家沟组碳酸盐岩沉积于强还原环境，有机碳含量高于西部和南部马家沟组碳酸盐岩，TOC值高于0.3%的有效气源岩所占比例较高，很有可能是中部气田奥陶系来源天然气，即油型气的主要烃源岩。
水平井分段多簇压裂在低渗透油气藏开发中发挥了巨大作用。为进一步提升油气产量，压裂段、簇数近年不断增加，同时也加剧了缝间干扰问题。合理利用裂缝产生的诱导应力干扰能够促使裂缝网络形成，使得储层改造体积增大。但是过高的诱导应力干扰也可能导致裂缝起裂困难，甚至造成裂缝砂堵，所以应当对缝间干扰问题进行相关研究。对此，采用位移不连续法建立了研究多簇裂缝诱导应力的数学模型，从局部应力场改变、起裂压力、裂缝宽度多方面研究了缝间干扰对分段多簇压裂造成的影响。模拟结果表明，诱导应力会导致局部区域水平主应力差异下降、破裂压力陡升、裂缝宽度下降等。分析显示，分段多簇压裂在利用诱导应力促进缝网形成的同时，也需要防止其对施工造成困难。研究结论对水平井分段多簇压裂具有指导意义。
鱼骨状分支水平井具有与储层接触面积大，气井产能高的特点，但在气藏开发后期由于气井见水使得产量急剧降低，准确预测气水同产鱼骨状分支水平井产量至关重要。基于气水两相渗流规律，考虑启动压力梯度、应力敏感、分支井与主井眼夹角、滑脱效应、近井地带的高速非达西和表皮效应对产能的影响，利用保角变换和等值渗流阻力法，得到了气水同产鱼骨状分支水平井的产能公式。实例分析表明随着分支井与主井眼夹角增大、分支井数目增加，气井产能增大|随着启动压力梯度、应力敏感系数、水气质量比的增加气井产能降低。研究为气水同产鱼骨状分支水平井产能预测提供了一种新的思路。
裂缝水窜是三重介质底水气藏主要的水侵特征，水侵规律受储层特征、水体大小及生产压差影响显著。通过将气藏简化为“上气下水”的圆柱形物理模型，并将底水侵入气藏的过程抽象为溶洞系统和基岩系统中的地层水向裂缝系统窜流，沿裂缝系统经气水界面侵入气层，建立了底水非稳态水侵渗流数学模型，采用分离变量法、贝塞尔函数及拉普拉斯变换等现代数学分析方法对模型进行求解，求取了该模型裂缝系统压力的精确解，并利用加权平均法获得了气水界面处的平均压力。在此基础上，运用Duhamel原理建立了气水界面处水侵速度和气藏累计水侵量的计算方法。通过数值反演得到了三重介质底水气藏非稳态水侵典型曲线，将非稳态水侵过程划分成“裂缝系统早期线性流、裂缝系统径向流、溶洞系统向裂缝系统窜流、缝—洞系统径向流、基质系统向裂缝系统窜流及孔—缝—洞系统径向流”6个阶段，分析了水体大小、储层物性、裂缝系统水平渗透率和垂直渗透率之比及生产工作制度对非稳态水侵规律的影响，研究方法和结果对合理分析三重介质底水气藏水侵动态特征及优化气藏治水开发方案具有一定的指导意义。
基质孔隙中页岩气包括孔隙中的自由气、孔隙壁面的吸附气、溶解于有机质中的溶解气，大量文献显示页岩孔隙和喉道皆为纳米级，尽管孔隙小、气体扩散慢，但页岩基质比表面较大、溶解气量大，溶解气的扩散作用具有重要影响。根据Farzam Javadpour渗流理论，假设页岩基质为岩石颗粒、黏土、干酪根的均质体，认为基质纳米孔隙中气体运移是压力作用下气体滑脱、克努森扩散、气体吸附解吸、溶解于干酪根中的气体向孔隙动力扩散等共同作用的结果，且吸附气符合Langmuir等温吸附机理，从而采用微元法推导出页岩气基质孔隙渗流模型。
页岩气吸附影响因素及机理分析是其能高效开发的基础理论问题。通过页岩样品对甲烷的容量法等温吸附实验，获取它们在不同压力、温度、样品粒径和含水条件下的一系列等温吸附曲线，分析了曲线特征以及吸附规律与Langmuir吸附定律的符合程度，并对吸附曲线弯折的现象进行了讨论。研究发现:低有机碳含量的页岩对甲烷的等温吸附曲线与标准的Ⅰ型等温线有差别，其吸附规律与Langmuir方程符合程度较低，不同温度和不同粒径下的等温吸附曲线与Ⅰ型等温线的差异大小不明显，但湿样的表现比较突出，会出现负吸附|低有机碳含量的页岩对甲烷的等温吸附曲线多在甲烷临界压力前后似有弯折，近于两段式的表现。推测发生此现象的原因为实验误差,页岩的非均质和吸附过程中基质膨胀以及吸附相的存在。
通过简化局部密度(SLD)理论预测了川南地区龙马溪组页岩样品在25℃、35℃、45℃下的等温吸附曲线。研究表明：SLD理论可以有效拟合绿泥石、伊利石、伊/蒙混层及Ⅱ型干酪根的等温吸附曲线，而且在同一种物质的各回归参数中仅能量参数εgs随温度变化，一旦确定εgs与温度的关系,就可借助SLD理论用已知温度下的等温吸附曲线计算出另一温度下的等温吸附曲线； 预测的页岩等温吸附曲线与实验获取的等温吸附曲线误差较小。
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