通过对四川盆地震旦系—寒武系沉积相、储集体和储层、烃源岩、古隆起演化等成藏条件的综合研究，认为：①长期继承性发育的大型古隆起、大型克拉通内裂陷、4套大面积分布的优质烃源岩、3套大面积分布的岩溶储层、原油裂解气是形成大面积高丰度油气聚集的有利条件；②古隆起不同部位发育不同的气藏成藏模式，继承性古隆起核部以古油藏“原位”裂解聚集成藏为主，继承性古隆起斜坡以晚期构造圈闭分散液态烃裂解成藏为主；③古隆起不同部位有不同的勘探方向，古隆起核部以寻找继承性古构造圈闭为主，也具备岩性地层气藏勘探的基础，古隆起斜坡以寻找大型高幅度喜马拉雅期构造圈闭为主。
四川盆地磨溪地区寒武系龙王庙组发现了迄今为止中国最大的碳酸盐岩整装特大型气田，新增天然气探明地质储量4 403.8×108m，而且在高石梯—磨溪地区已初步证实了震旦系、寒武系气藏规模超过万亿立方米。经历长期演化和多次构造运动的古老碳酸盐岩地层，为何气藏能够很好地保存下来，以及震旦系灯影组和寒武系龙王庙组气藏压力系数为何分别为常压和超压(压力系数为1.06~1.13和1.53~1.67)。通过宏观与微观、地质解剖与模拟实验相结合的方法，详细研究了气藏盖层特征及封闭能力。结果表明:研究区主要发育区域分布的寒武系泥页岩盖层、二叠系泥岩超压盖层和中下三叠统膏盐岩盖层|盖层岩石孔隙度以小于3%为主，渗透率主要为(0.001~0.02)×10-3μm，平均喉道半径为0.6~1.2μm，孔径多集中在400~500nm之间，饱和水突破压力多大于15MPa，扩散系数为1.03×10-10~2.36×10-7cm2/s。这些特征反映了盖层岩石具有一定的物性封闭能力，但诸如寒武系龙王庙组特大型整装超压气藏能够长期保存，是物性和超压共同封盖的结果。上述认识可以合理解释研究区常压、超压气藏的成因，同时对有效预测大气田的有利分布区域也有重要的指导意义。
通过地质和地球化学相结合的方法，对南堡5号构造天然气地球化学特征、成因类型分布以及天然气来源进行了精细研究，明确了南堡5号构造天然气的分布特征。南堡5号构造陆上北堡地区天然气主要分布在东营组，滩海地区天然气则主要分布在沙河街组。天然气主要为湿气，干气较少，以油溶气为主，凝析气层居次。不同地区的天然气类型不同，陆上北堡地区天然气主要以腐泥型为主，滩海地区天然气主要以腐殖型为主。腐泥型天然气主要分布于东营组，而腐殖型天然气则主要分布于沙河街组。通过地质和地球化学对比分析认为，南堡5号构造滩海地区腐殖型天然气及过渡型天然气主要来源于滩海地区沙三段气源岩，陆上北堡地区腐泥型天然气主要来源于北堡构造沙三段气源岩，即南堡5号构造天然气主力气源来自中深层的沙三段气源岩，以近源运聚为主。
利用测井、岩心、薄片等资料，从储层沉积学的角度对比研究了姬塬地区和陕北地区长81水下分流河道砂体的迥异性。研究表明:2个地区砂岩均为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，属于细砂岩和极细砂岩，但陕北地区砂体粒度比姬塬地区更细，分选更好。姬塬地区砂体厚度大、泥质含量低，叠加期次不明显，垂向和纵向上连续性好|而陕北地区砂体单层厚度薄、泥质含量高，具有明显的多旋回性，垂向和纵向上连续性差。姬塬地区长81属于浅水沉积环境，近物源、物源供给相对稳定且充足，湖水扩张动力大于河流入湖动力，形成了“连续退积式”的厚层砂体|而陕北地区长81同样属于浅水沉积环境，湖水水体相对姬塬地区浅，远物源、供给量稳定但不充足，湖水扩张动力和河水动力均较弱，形成了“拉锯式”的薄层砂体。2个地区砂体孔隙以粒间孔和长石溶孔为主，整体上姬塬地区长81水下分流河道砂体储集性能优于陕北地区，但是陕北地区长81水下分流河道砂体同样具备油气储集能力。
富有机质页岩厚度和分布范围是页岩油气形成条件评价的重要内容，而页岩的分布受沉积环境的控制。利用露头和岩心揭示了延长组长7油层组暗色页岩的沉积环境，通过露头和钻井资料确定了暗色页岩纵向结构特征，结合岩心和薄片资料阐述了暗色页岩的沉积构造和显微层理特征；综合实测数据和测井解释资料分析了不同沉积环境下暗色页岩的有机碳含量和有机质类型差异。长7油层组暗色页岩主要发育在三角洲前缘水下分流间湾和半深湖—深湖环境下：三角洲前缘环境下的页岩连续厚度小，呈页岩、砂岩等厚互层或薄页岩和厚砂岩互层；半深湖—深湖环境下，页岩连续厚度大，砂岩厚度小，暗色页岩多发育页理、水平纹层或砂质纹层。三角洲前缘环境下，多以暗色泥岩、粉砂质泥岩为主，页理不发育，暗色页岩有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型居多；半深湖—深湖环境下，有机碳含量明显高于三角洲前缘环境，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型居多。根据页岩纵向和平面分布、页岩沉积构造类型、有机质类型和有机碳含量综合评价认为，半深湖—深湖环境下形成的暗色页岩是延长组页岩油气最有利的勘探对象。
鄂尔多斯盆地上古生界(山西组—下石盒子组盒8段)发育了大面积展布的浅水湖盆三角洲成因砂体，是当前天然气勘探的重点层系之一。针对当前气田勘探开发过程中存在的储集砂体成因机制不清及缺乏直观参照模型指导内部结构解剖的问题，调研目的层系区域构造演化、古地貌、沉积体系物源及沉积物构成等地质条件基础上，运用沉积物理模拟方法，将原型地质条件转化为物理模型并设计模拟实验参数，利用水槽物理模拟装置完成了模拟实验研究。研究设计了一个“多物源、浅水、敞流型”变态模型，通过控制水流量、加沙量、地形坡降、活动底板沉降量及湖水位升降等参数，再现了大面积浅水三角洲体系沉积演化过程，并采用双向密集切片技术开展沉积体系近源—中部—远源特征分析。实验结果表明：湖平面的升降及不同沉积物源间相互叠置是浅水湖盆三角洲大面积连片展布的主要因素，同时充足的沉积物供给及稳定合适的沉降速率也起到重要推动作用|浅水三角洲前缘并非类似于传统三角洲具有一个相对统一的前积区，而更可能是一个“同源不同期”朵叶体叠加的复合体。对模拟实验结果与地下真实砂体的可对比性也进行讨论，并指出了模型借鉴过程中可能存在的问题。
鄂尔多斯盆地延长组长7油层组下部的张家滩页岩是重要的页岩油气勘探层位，其中广泛发育的粉砂质夹层/纹层在页岩油气的储集、输导、压裂和开发中均起着重要的作用，确定粉砂质夹层/纹层的厚度及其分布特征对页岩储层评价、页岩油气资源量估算具有重要意义。露头、岩心及薄片观测结果表明，粉砂质夹层/纹层碎屑颗粒粒度较大，其累计厚度可占页岩段总厚度的7%~26%，单层厚度多为0.5～8mm，平均发育频率为8~40层/m，纵向分布具有强非均质性。粉砂质夹层/纹层的厚度及分布在分米级、厘米级和毫米级3个尺度范围内具有统一分形特征，分形维数在3个厚度尺度内具有标度不变性。采用Number—Size计算模型可利用厚层粉砂质夹层数据预测薄层粉砂质纹层的厚度及层数，预测结果和实测结果吻合较好，表明Number—Size计算模型是估算粉砂质纹层层数、累计厚度、砂地比等参数的有效方法。
致密砂岩气已成为当前国内外非常规油气资源勘探开发的重点。通过对准噶尔盆地西部隆起中拐凸起下二叠统佳木河组天然气藏的地质背景、储盖组合与物性特征、气水关系、天然气性质和源—储一体的时空配置关系等研究认为，该气藏位于构造斜坡区(即构造隆起与生烃凹陷之间斜坡带)，具有源—储一体的时空配置关系，储气层较为致密，但发育“甜点”，气水关系倒置，这些特点为致密砂岩气藏成藏典型特性。结合准噶尔盆地天然气勘探开发现状提出，致密砂岩气将成为该盆地剩余天然气资源中重要的勘探对象，古隆起斜坡带将是致密砂岩气勘探的主要领域。
随着准噶尔西北缘石油勘探开发与地质综合研究，在二叠系储层非均质性强、岩石类型复杂多样的风城组发现云质碎屑岩类储层。通过岩心观察、薄片鉴定、X-射线衍射、扫描电镜和物性资料的统计分析，表明云质碎屑岩类储层以云质泥岩、云质粉砂岩、云质凝灰岩及含白云凝灰质泥岩为主|储集空间主要为裂缝和溶孔，具有裂缝—溶孔双重介质结构|储层平均孔隙度为4.42%，平均渗透率为0.19×10-3μm，孔隙结构较差，微孔细喉，为典型低孔低渗储层。通过沉积环境、白云岩化作用、构造作用和热流体作用对储层物性及分布的影响，认为研究区沉积环境与沉积相制约储层发育规模和早期孔隙的发育，白云岩化作用与溶蚀作用决定次生孔隙的形成，构造作用控制储层的改造效应。
塔里木盆地古城低凸起在下奥陶统鹰山组下段白云岩储层中发现重要的油气资源，而断裂作为油气运移的通道，起着重要的作用。通过对古城低凸起三维地震资料的精细解析，结合主要界面的最大负曲率属性分析，对主要断裂带的剖面特征、平面特征、活动期次、成因机制及对油气成藏的影响进行了详细研究。结果表明，古城低凸起在剖面上主要发育负花状构造和平行高陡断裂2种构造样式|平面上主要发育NW向、NE向和NNE向共3个方向的断裂。结合对不整合面、生长指数和上覆地层的变形特征等综合分析，厘定出断裂的活动主要有3期，包括加里东早期(中寒武世)、加里东中期(晚奥陶世早期)和加里东晚期—海西早期(志留纪—泥盆纪)。加里东中期发育的张扭断裂，主要受控于先存基底薄弱带和阿尔金山北缘发育的沟—弧—盆构造体系的影响|加里东晚期—海西早期发育的张扭断裂是在加里东中期的拉张断裂的基础上继承发育的，受控于右旋走滑的古城北断裂和左旋走滑的车尔臣断裂。断裂的发育对古城低凸起的油气成藏有着重要的作用，主要表现在2个方面:断裂作为重要的油气通道，控制油气垂向运移；断裂也是热液流体的通道，利于白云岩化，改善储层物性。
根据区域地质、地震、钻井及油气地球化学等资料，从油气成藏基本要素，即烃源岩特征、储层及圈闭类型,油气运聚系统及成藏风险分析等方面入手，深入剖析乐东区中深层天然气成藏条件及主控因素。根据乐东区浅层天然气地质地球化学分析，天然气成因类型属成熟—高熟煤型气，其烃源主要来自中新统中深层梅山组—黄流组成熟—高成熟偏腐殖型烃源岩，而L22-1-7深探井钻探则进一步证实了该套烃源岩的存在，表明该区中深层具备烃源条件及良好烃源物质基础。乐东区中深层储层虽然个别探井揭示其发育及储集物性偏差，但尚不能否定全区。通过地震地质资料分析，该区中深层储层类型以低位域砂岩为主，多属于强制海退形成有关的低位滨岸砂坝、斜坡扇、盆底扇及水道砂等，预测其具有较好储集物性。再者，乐东区泥底辟活动强烈，泥底辟上拱刺穿形成了纵向断裂及裂隙系统，亦为深部天然气垂向运聚成藏提供了高速运聚通道。乐东区中深层天然气成藏，尽管目前尚存在诸多勘探风险和一些不确定因素，尤其是储集层分布及物性这个关键成藏控制因素，以及非烃气风险等仍然存在，但中深层具备天然气成藏条件及勘探前景是不容置疑的。
塔中气田以往以“串珠”作为钻探目标，早期取得了一定的效果，但在气田开发中发现“串珠”并不是含气储层的主要特征，需要对塔中气田鹰山组储层分布规律重新认识。研究认为，鹰山组受差异溶蚀和走滑断层分割双重因素控制，储层在地震剖面上表现为“层状”，平面上为“块状”分布特点，而不是呈孤立分布的“串珠”。鹰山组气层、水层在常规地震剖面上振幅差异小，传统的“亮点”技术无法对含气储层有效识别。通过实际测井资料进行多参数交会分析和AVO模型正演说明，泊松比为鹰山组储层含气性最敏感的弹性参数，气层地震反射属于第三AVO类型，用AVO近远道表征和主振幅主频率地震预测技术可以有效预测鹰山组气层，在研究区见到很好的效果，并得到了钻井的证实。
随着我国能源保障压力加大，页岩油气在我国能源结构中的地位变得越来越举足轻重。作为一种非常规油气资源，页岩油气具有自生自储、矿物成分复杂、发育微米—纳米级孔隙、通常为超低孔渗、吸附气与游离气共存等地质特征，与常规油气资源有明显差异，现有的常规油气藏测井评价理论和方法不适用。以非常规油气地质研究为指导，针对页岩油气勘探开发与工程改造需求，建立了陆相和海相不同成熟度页岩TOC测井定量评价方法，形成了页岩复杂矿物组分测井定量评价技术，提出了基于常规测井资料的岩石脆性表征新方法，建立了多参数权重法页岩储层品质测井分类方法，最终形成了页岩油气储层测井评价配套技术。该技术成果目前已在松辽盆地古龙凹陷青一段、四川盆地威远—长宁地区龙马溪组和筇竹寺组得到推广应用，有效指导了油田新钻探井、水平井和老井复查等的有利压裂层段选取工作。
针对烃源岩生排烃效率评价现有方法的不足和第四次油气资源评价研究的需要，基于模拟地质条件的最新生排烃实验平台，以白垩系烃源岩为例，开展了松辽盆地烃源岩生排烃条件和过程的模拟实验。结合包括轻烃在内的产物计量方法探索，对实验产烃量进行计量；通过实验产物的H/C原子比数据，对干酪根热成熟度进行标定，获得实验点所对应的地质RO值；从而实现了对松辽盆地白垩系烃源岩在各热演化阶段的生排烃效率厘定。结果表明，轻烃在总烃中的含量为5%~29%，并有随实验热演化程度升高的特征，在生油高峰期的轻烃含量约为25%，从而弥补了传统实验和利用岩心残留烃分析排烃效率方法中缺少轻烃组分的缺憾|通过生排烃效率曲线显示，松辽盆地白垩系烃源岩的最大生油效率为680mg/gTOC，生油高峰期对应的绝对排烃效率为57%。对压力的影响分析认为，压力确实影响热成熟演化，在生油阶段对RO的抑制约为0.2%；压力的释放促进排烃，是导致岩心滞留烃量降低和轻烃散失的主要原因，仅轻烃散失造成的生油高峰期绝对排烃效率偏差值就达18%。常规方法低估了地质实际的滞留烃量，深层找气的前景乐观。
通过对苏探1井(2 536.5～2 697.0m)储层流体包裹体分析，结合该段原油的生物标志化合物特征，对其油藏的形成进行了研究。结果表明:苏探1井(2 536.5～2 697.0m)原油的演化程度较高|其母质类型主要为陆源高等植物，其中在埋藏深度为2 620.67m、3 640.57m和2 697m的原油中有过母质来源为水生生物的原油充注；形成于淡到微咸水的弱氧化到偏氧化环境。苏探1井(2 536.5～2 697.0m)储层至少发生过3期不同成熟度的原油充注，以及一期天然气充注；该段储层为2期成藏，第一期成藏时间为142Ma左右，第二期成藏时间为107Ma左右，为早白垩世晚期燕山运动的构造回返期。
通过对塔里木盆地志留系沥青砂岩抽提物的地球化学分析发现，沥青砂岩氯仿沥青“A”含量高(0.477 1%~1.410 3%)，抽提物饱和烃以及芳香烃“三芴”组成与塔河油田主体区原油具有一致的特征，与中—上奥陶统烃源岩具有可对比性|仅塔北地区TP7井氯仿沥青“A”含量较低，与氯仿沥青含量较高的沥青砂岩具有明显不同的三芳甾烷和甲基三芳甾烷分布，与典型的寒武系烃源岩特征一致。有机岩石学资料和显微镜观察均显示志留系沥青砂岩有机成熟度并不高，与生物标志化合物指示的成熟阶段相一致，指示其未经历较强的热演化历史。结合生物标志化合物证据和埋藏史分析认为，塔里木盆地志留系经历了来自寒武系和奥陶系烃源层的2期油气充注过程，塔北、塔中志留系沥青砂岩中丰富的油气显示和可动油流指示油气勘探前景广阔。
塔里木盆地发育多套海相页岩，具有较大的页岩气资源潜力。在大量实测数据的基础上，使用测井方法拟合计算海相泥页岩TOC，结合野外露头取样分析测试，筛选富有机质泥页岩有利层段。研究认为，经典的ΔLogR法不适用于高—过成熟泥页岩TOC值的计算，而利用U曲线法计算TOC值具有很好的应用效果。结果表明，塔里木盆地富有机质泥页岩层段主要分布于满加尔凹陷东部中下奥陶统黑土凹组、下寒武统西大山组—西山布拉克组和柯坪—阿瓦提凹陷中上奥陶统萨尔干组|塔东地区的黑土凹组页岩是目前页岩气勘探的有利层位，但分布范围及页岩厚度均较小，页岩气勘探开发潜力较小。
模拟煤储层中甲烷(CH4)在不同孔径中不同水分下的解吸和扩散过程，讨论孔径、含水率、温度和压力与CH4解吸扩散的关系。结果表明，狭缝的壁面叠加效应会显著影响H2O分子的吸附/解吸，使H2O分子集中分布在狭缝孔的中间位置。当孔间距逐渐增大时，双侧壁面叠加效应逐渐转化为单侧壁面的表面效应对H2 O分子的吸附，使H2O分子的分布由中间转为两边。含水率的增加对CH4解吸的影响程度增加，CH4的解吸量呈减小趋势，但受温度影响规律不明显。在1nm狭缝孔中，低压时的水分对CH4解吸的影响程度大于高压下的情况。在2nm狭缝孔中，当含水率由2.35%增加至5%时，低压时的水分对CH4解吸的影响程度则开始小于高压下的情况。在5nm狭缝孔中，随着压力的降低，含水率对CH4解吸量的影响变得不明显，说明在解吸过程中，压力降到某一值后，改变含水率并不会促进CH4的解吸；当含水率超过2.35%时，含水率的增加仍然对CH4的解吸产生影响，说明2.35%并不是石墨狭缝孔的水分临界值，但由于随着含水率的增加，CH4所受的影响程度逐渐变小，因此临界值可能存在。微孔中水的吸附热和微孔对吸附质分子的强吸附势使孔径和含水率显著影响CH4的扩散系数，而温度和压力对CH4的扩散系数则影响较小。
构造应力是促进煤化作用，从而也是影响煤层气生成的主要因素。为了探索浅层脆性条件下，不同类型构造应力对煤层气形成的影响机理和控藏意义，利用豫西煤田重力滑动构造典型的应力分区特性，在挤压、拉伸和剪切3个构造变形单元内，分别采集主采二1煤样并测定核磁共振吸收强度。测试结果表明，挤压、拉伸和剪切3个构造单元内煤样的芳碳率依次减小，数值分别是0.773、 0.730、0.702,而脂碳率依次增加,数值分别是0.138、0.167、0.182，各官能团的相对含量亦随应力分区的不同呈现相应的变化。此外，羧基碳含量依次是0.061、0.042、0.082，羰基碳含量依次是0.053、0.030、0.016。上述NMR结构参数佐证，低温条件下构造应力仍然是重要的煤化作用因素，但不同性质的构造应力，其控制作用程度则有所不同。各向异性挤压应力的作用机制相对强烈，对煤层气成藏进程具有较大的促进作用|拉伸应力的煤化作用仅次于挤压应力；由浅层滑动作用引起的剪切应力对煤层气产生的促进作用相对最小。研究成果对煤矿安全生产和煤层气的综合开采利用具有一定理论意义。
煤层气储层品质、顶底板封盖品质及完井品质（“三品质”）对煤层气的富集高产起决定作用。充分利用测井、煤岩心化验分析等资料，在详细探讨了煤层气储层“三品质”各个主控因素的测井评价方法之后，采用有机融合各主控因素的手段建立了煤层气储层“三品质”的定量评价方法，并以此方法对研究区煤层气储层的“三品质”展开了定量评价。研究表明：所提出的一整套方法能够有效地对煤层气储层的“三品质”进行定量评价，评价结果与煤岩心分析化验、压裂动态排采基本一致；11#煤层气储层，中部区域的储层品质明显好于东北部、西南部，东北部又略好于西南部|整体上，11#煤层顶底板的封盖品质好，封闭类型以Ⅰ类、Ⅱ类为主，封盖品质好的区域位于研究区中部，较差的区域位于研究区东北部和西南部|脆性指数大、煤层及其顶底板应力差大、煤层应力差异系数小，且煤体结构指数高的煤层，可压裂性强，压裂排采后产能见效显著。煤层气井要获得稳定高产，不仅要具备良好的储层品质和顶底板封盖品质，压裂层段的完井品质也是不容忽视的重要因素。
为了研究Toolebuc组页岩微观孔隙结构特征，应用有机地球化学、X-射线衍射对页岩矿物组分进行了测定，并通过氩离子抛光扫描电镜、液氮吸附及高压压汞等实验手段对页岩孔隙类型及孔隙结构进行了深入的分析。结果表明:Toolebuc组页岩为高丰度海相页岩，脆性矿物含量约为55%，具有一定的可压裂性；页岩平均孔隙度为15%，渗透率主要分布在(0.002~0.116)×10-3μm2之间；孔隙类型包括黏土矿物粒间孔、岩石骨架颗粒粒间孔、有机质孔隙、生物化石孔、有机酸溶孔及微裂缝6种类型，其中黏土矿物粒间孔、岩石骨架颗粒粒间孔最为发育；页岩孔径分布复杂，以中孔为主，其次为大孔和微孔；大孔及中孔提供了大部分孔体积，有利于游离气的聚集，中孔及微孔比表面积所占的比例最高，有利于吸附气的保存；页岩孔隙类型及分布受成岩演化及热演化的控制作用明显。
为了优选国内有利勘探区及层系，通过对美国、中国各个盆地富有机质页岩最新资料调研，将我国发育的富有机质页岩与美国现今技术可采储量居前的五大类页岩从区域构造背景、有机碳含量、储层物性、含气量等11个方面进行了对比分析。结果显示：①中国海相页岩有机质丰度、类型与美国海相页岩相当，皆以Ⅰ型或者Ⅱ1型为主，有机质成熟度要比美国页岩高，表明烃源岩可以并已经产生足够数量的烃类气体；陆相泥页岩TOC值低于北美地区页岩TOC值，有机质类型大都属于Ⅱ2型或者Ⅲ型，成熟度介于2%~4.5%之间且变化范围较大，生成页岩气潜力不如海相页岩好。②中国海相页岩脆性矿物含量比北美页岩高，黏土矿物含量相当，利于后期压裂改造|陆相页岩脆性矿物含量比北美地区低，黏土矿物含量与北美地区相当，不利于后期压裂改造。③中国海相页岩总体上孔隙度大小与北美海相页岩相当，但孔隙度分布范围比北美页岩大，孔隙类型与北美相当，显示出较好的储集性能|陆相页岩孔隙度大小要略低于北美海相页岩，孔隙类型与北美相当，储集性能较差。④中国海相页岩层埋藏深度主体分布在1 200~5 300m之间，比北美地区现今勘探的主体深度（1 300~4 000m）范围要大，并且由于构造演化复杂而与美国相对稳定的构造背景差异较大，导致我国页岩气保存条件变差和勘探风险增大|中新生界陆相页岩具有累计厚度大，单层厚度要小且平面展布范围小，虽然埋藏深度与北美地区相当，但由于后期构造运动破坏较大，因此对页岩气的保存十分不利。据此提出了适合我国海相页岩和陆相页岩的评价标准，并对各盆地优选出的有利地区和有利层位进行优选评价，指出海相页岩气勘探最有利的地区和层系为重庆周缘O3w—S1l、威远地区∈1q和S1l，陆相页岩气最有利地区和层系为鄂尔多斯盆地T3y、松辽盆地K1q。
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