吐哈盆地温吉桑区块侏罗系三工河组发育多期辫状河三角洲，储集层类型以低孔低渗致密砂岩储层为主，其致密砂岩“甜点”型储层主要受裂缝和三角洲前缘水下分流河道沉积微相控制。在综合分析致密砂岩储层地球物理响应特征的基础上，应用地震正反演、频谱分解、地震属性切片、多参数储层反演技术以及裂缝预测技术，刻画和描述了温吉桑区块三工河组多期三角洲前缘水下分流河道砂体平面分布特征以及沉积演化情况，指出致密砂岩甜点储层分布有利区和有利勘探目标。
综合运用岩心观察、薄片鉴定、物性分析,测井分析及录井分析等技术手段对准噶尔盆地中部Ⅰ区块三工河组低渗透储层的沉积特征和成岩作用特征进行研究，划分出7种岩相类型和7种成岩相类型。将岩相类型与成岩相类型进行合理组合，共在研究区划分出12种沉积成岩综合相类型。在此基础上，利用自然电位、自然伽马、声波时差、密度、补偿中子及深感应电阻率测井曲线的组合特征，采用Fisher典型判别建立各沉积成岩综合相的定量判别函数、建立了测井参数交会图版、标定了单井沉积成岩综合相，并对识别结果进行了检验。将薄片鉴定与测井识别结果相结合，对单井沉积成岩综合相类型进行精细划分，对研究区储层沉积成岩综合相类型的分布规律进行预测。
岩性地层油气藏已成为我国陆上今后相当长一个时期内最有潜力、最现实的油气勘探领域，砂岩透镜体油气藏已成为岩性地层油气藏勘探的热点，但目前对其成藏条件尚未达成共识。在对砂岩透镜体成藏的可能模型进行详细分类的基础上，利用先进的数值模拟软件模拟并结合油田实例分析，对源内无断层沟通型水平状砂岩透镜体成藏条件进行了初步探讨，结果表明:泥岩初始含油饱和度是源内无断层沟通型水平状砂岩透镜体成藏的主导因素，泥岩的渗透率、泥岩与砂岩毛细管压力压差等，也是源内水平状砂岩透镜体成藏不可忽视的因素。
“东河砂岩”从发现至今，对于其时代归属、层序顶界面位置的识别争议颇多，进而也导致了对该套砂体顶部油气藏特征及油气藏分布预测认识不清。为了分析塔里木盆地塔中地区东河砂岩段层序顶,底界面特征及其对油气成藏的控制作用，综合运用野外露头资料、岩心资料、测井以及地震资料开展了东河砂岩段层序界面的识别，剖析了东河砂岩段顶、底部不整合界面类型、分布、界面上下岩性配置关系及其对油气成藏的作用。研究表明：东河砂岩段顶、底不整合面按成因机制，可划分为5种类型；依据不同类型不整合界面上下岩性的组合，研究区目的层段共识别了23种岩性与不整合面的配置类型。并通过不整合界面对油气运聚作用进行研究，分析了已发现油气田的成藏特征。
以库车前陆盆地东部侏罗系迪北致密砂岩气藏为例，探讨了裂缝对致密砂岩储层储集空间、渗流能力的影响机理，以及裂缝对致密砂岩气成藏富集与高产的控制作用。根据激光共聚焦显微镜观测统计，该区显微构造裂缝宽度半径主要分布在8~25μm之间，伴生微裂缝宽度半径主要分布在4~10μm之间，而喉道半径主要分布在1~4μm之间，裂缝宽度要大于喉道半径，作为主要渗流通道。饱和水岩心天然气充注物理模拟实验、压汞实验和气水两相渗透率实验表明，同等孔隙度条件下，裂缝发育的储层样品天然气更容易注入，排驱压力降低，进汞饱和度增加，气相渗透率增大。结果表明：裂缝对致密储层物性的改善起到关健作用，裂缝沟通孤立的孔隙形成连通的储集空间，沿裂缝易发育溶蚀形成新的孔隙，裂缝自身也可作为储集空间;裂缝提高了致密储层的渗流能力，降低了天然气运移所需的启动压力梯度，提高了天然气有效渗透率，使天然气充注效率增加，也有利于天然气的产出;裂缝发育的时间和空间位置不同，对致密砂岩气藏成藏富集及高产的控制作用也不同。
为探讨成岩相的定量划分方法，以鄂尔多斯盆地神木气田山2段砂岩为研究对象，综合利用测井资料和实验测试结果，依据成岩和测井参数，建立了成岩相定量划分标准，阐述了不同成岩相的特征差异。研究区山2段砂岩岩性为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩和石英砂岩，发育岩屑溶孔、晶间孔、粒间溶孔、杂基溶孔和粒间孔。经历了压实压溶作用、胶结作用和溶解作用，压实率中等—强，胶结率中等，溶解率中等—强。根据成岩作用定量参数划分出5种成岩相类型，基于自然伽马、深侧向电阻率、声波时差和密度测井建立的识别标准可进行有效区分。发育于分流河道砂体中间的中等压实伊利石胶结—粒间孔+溶蚀孔相，孔隙发育程度最高、物性最好，孔喉分布范围最宽，大孔喉含量高，是研究区最有利的成岩相带，中等压实伊利石、高岭石胶结—溶蚀孔+晶间孔相次之。
利用有机质丰度、类型、成熟度及生气强度指标对鄂尔多斯盆地西南部上古生界烃源岩进行综合分析，确定主力气源岩及平面分布特征，并与苏里格地区气源条件进行对比，分析气源条件对天然气藏形成与分布的控制作用。研究表明，研究区上古生界烃源岩包括山西组、太原组的煤层和暗色泥岩，其中煤层是主力烃源岩，平均厚度为4.7m，苏里格地区煤层平均厚度为14m。烃源岩有机质丰度较高，山西组和太原组煤层残余有机碳均值分别为54.94%和66.96%，泥岩残余有机碳均值分别为2.88%和1.75%；干酪根碳同位素值介于-24.56‰～-22.05‰之间，属于Ⅲ型干酪根；镜质体反射率介于1.6%～3.2%之间，均值为2.3%，整体处于高成熟—过成熟阶段；研究区生气强度介于 (8～20)×108m3/km2之间，而苏里格地区的介于(11～29)×108m3/km2之间。与苏里格地区相比，研究区气源条件略显较差。研究区的气源条件对气藏的形成与分布起着明显的控制作用。平面上研究区的产气井主要分布在煤层厚度大于4m，生气强度大于10×108m3/km2的区域，且存在随着烃源岩条件的变好含气性也变好的趋势；纵向上天然气垂向运移距离与煤层厚度和生气强度存在良好的正相关关系，煤层厚度越大、生气强度越高，天然气垂向运移距离越远。
沉积速率与烃源岩有机质丰度的关系研究主要集中于海相沉积中，一般认为是正相关关系或负相关关系。利用二连盆地61口探井的取心资料，研究了湖相沉积中沉积速率与烃源岩有机质丰度的关系。沉积速率低于5cm/ka时沉积环境的氧化还原程度影响着沉积速率与烃源岩有机质丰度的关系，氧化环境中沉积速率与有机质丰度为明显的正相关关系，随着沉积速率的增高有机质丰度明显增大;还原环境中沉积速率与有机质丰度相关性差，沉积速率对烃源岩有机质丰度影响较小，随着沉积速率的增高有机质丰度没有明显变化趋势。沉积速率高于5cm/ka时古生产力影响着沉积速率与烃源岩有机质丰度的关系，古生产力低的湖盆中沉积速率与有机质丰度为明显的负相关关系，随着沉积速率的增高有机质丰度明显减小;古生产力大的湖盆中沉积速率与有机质丰度相关性差，沉积速率的变化对烃源岩有机质丰度影响较小，随着沉积速率的增高有机质丰度没有明显变化趋势。
通过压力下黄金管封闭体系热模拟实验，获取了民和盆地侏罗系煤系有机质各演化阶段的流体组成后，结合软件PVT-sim中的CS黏度计算模型对煤成烃的黏度演化进行了计算，并着重讨论了煤系有机质产生的CO2对煤成烃黏度的影响。研究表明烃类流体黏度与其相态密切相关，地质条件下液相黏度要较伴生的气相黏度高出一个数量级。随着演化程度的上升，煤成烃的气液黏度都在逐渐降低。压力为10～30MPa，温度为25～125℃条件下，Easy%RO值达到0.86%以后液相黏度小于1.0mPa·s，最低可以下降至0.13mPa·s，气相黏度在不考虑近临界态时，最大黏度不超过0.1mPa·s，最低可低至0.013mPa·s。煤系有机质演化过程中产生的CO2含量变化对煤成烃黏度的影响也十分重要，不同温压条件下，受到气液两相中CO2分配比例不同的影响，气液两相的黏度呈规律性变化。总体表现为，气相和液相的黏度均随着总组分中CO2含量的降低而降低，CO2对液态烃中短碳链组分的萃取作用是造成上述变化的根本原因，在低温情况或低演化阶段会出现黏度随着CO2减少而上升的现象。
为加强中国石油天然气集团公司海外致密砂岩气藏有序、有效开发，以加拿大白桦地致密砂岩项目为依托，充分对比苏里格气田、须家河组气藏等国内典型致密砂岩储层特征差异，发现在成藏规律、沉积环境、砂体结构、孔隙结构、物性及吸附气含量6个方面差异显著。加拿大白桦地致密砂岩为一套厚层块状前积叠置海相极致密砂岩，“自生自储”特征明显，储层本身TOC含量高、吸附气含量较高。以特征对比为基础，归纳并展望致密砂岩气研究发展趋势，表现为5个“更加”:地质成藏理论更加“丰富”、储层描述刻画更加“精细”、储层评价更加“全面”、产能预测及井网部署更加“合理”、单井增产技术更加“时效”。
为了确定适于测试页岩气渗流规律的条件，实验室采用“压差—流量法”并使用真实气体针对中国南方海相页岩气储层岩心，分别按照定围压和定净围压2种方案开展研究，并分析围压施加方式对测试结果的影响。结果表明:无论是采用定围压方式还是定净围压方式实验，渗流曲线分为曲线段和拟线性段，并表现出非线性渗流的特征，其分界点分别为1MPa和1.3MPa，渗透率伤害率平均值分别为52.41%和40.56%，滑脱效应的影响也不相同。定围压方式下，注入压力变化通常会引起应力敏感，这与实际储层的开采过程不符，在较低有效应力下，滑脱效应的影响远远超过有效应力的影响;定净围压方式下，可测得完整的渗流规律曲线，用于模拟实际储层一段时期内的渗流状况，围压效应对气体渗流效果影响较小。综合分析认为定净围压方式测定页岩气渗流规律最好。
子洲气田山2致密砂岩气藏气水分布复杂，在开发过程中，部分区块见大量水体产出，作为典型的岩性气藏，其气水分布受构造、砂体、储层物性和天然气成藏等因素影响，为此，综合考虑各种因素，开展单井流体识别方法及有效性研究。根据自然伽马—电阻率等常规交会图法，自然伽马可以明显区分干层与气层、水层，电阻率可以有效区分出气层与水层。应用常规交会图法、电阻率—孔隙度交会图法、P1/2 累积频率法与多元判别方法对子洲气田山2段气层、水层、干层进行识别，认为上述方法共同应用可有效识别储层流体，其中，自然伽马—电阻率交会图和多元判别方法识别效果较好，其所建立的模型可用于研究区和邻区的流体识别。通过实际应用证明，上述方法共同应用于研究区进行气层、水层、干层的识别是有效的，对比试气结果可知，其回判的正确率达到95.8%，证实该方法准确性较高，对子洲气田气水层解释具有很好的效果，可以广泛应用于类似的邻近气藏。
应用黄金管热模拟方法研究了塔里木盆地塔河油田稠油、正常原油和高蜡原油3种不同类型海相原油热解过程的气态烃产率、碳同位素特征。塔里木盆地3种不同类型海相原油具有相似的生烃过程，随着热解温度的增高，甲烷产率不断增加，C2—C5产率呈现先增加后降低的趋势。在生烃量上，高蜡原油具有最高的总气态烃产率，为464mg/g油，而稠油具有最低的气态烃产率，为316mg/g油。在同位素演化过程中，δ13C1值先变小后变大，δ13C2值、δ13C3值在温度大于420℃以后均呈现逐渐变大特征。使用Kinetics软件，计算了3种不同类型原油总气质量生成活化能。在频率因子为1.78×1014s-1的前提下，3个原油气体质量产率的活化能分布较窄，范围为56~66kcal/mol。相比较而言，稠油总气体质量产率活化能分布范围最宽，主频活化能最低。使用原油动力学参数，根据油气藏破坏比例系数，计算塔里木盆地塔河原油作为油相保存的地质温度范围为178~206℃。塔中隆起中深 1井中寒武统挥发性油藏的存在证实了上述结论。
塔里木盆地库车坳陷东部地区存在三叠系和侏罗系2套烃源岩，二者沉积环境和母质类型相似，如何对这2套烃源岩进行判识一直是地球化学研究所面临的一个难题。通过利用烃源岩热模拟轻烃在线分析技术，对库车坳陷东部三叠系和侏罗系烃源岩进行了轻烃热模拟分析。研究发现，库车坳陷东部三叠系和侏罗系烃源岩成因类型相似，均为典型的陆相煤系烃源岩，并且可以依据支链烷烃和芳香烃相对百分含量对这2套烃源岩进行判识，三叠系支链烷烃相对百分含量主要介于28%～38%之间，而侏罗系支链烷烃相对百分含量主要介于10%～27%之间，三叠系芳香烃相对百分含量主要分布在5%～25%范围内，而侏罗系芳香烃相对百分含量主要分布在20%～65%范围内。研究成果对于库车坳陷东部地区油气成藏理论研究和勘探生产部署具有重要的指导意义。
准东地区低熟气资源丰富，其形成机制及母质来源一直是研究的重点和难点。对准东中下侏罗统八道湾组和西山窑组6块低演化煤样(长焰煤—气煤)进行了全面的地球化学分析，包括岩石热解、TOC和RO测定、可溶有机质族组成分离及饱和烃和芳烃GC—MS分析等。烃源岩评价结果表明，研究样品属于较差生油岩，但具有较大的生气潜力。RO值为0.47%~0.73%，平均值为0.63%，显示样品处于低演化阶段;有机质类型以Ⅲ型为主，原始有机质主要来自高等植物。在样品饱和烃和芳烃馏分中，检测到相对丰度较高的惹烯、咔达烯、脱氢松香烷、西蒙内利烯、降海松烷等来自树脂体的化合物，此类化合物具有较低的生烃活化能，是煤在低演化阶段形成天然气的重要物质基础;同时，较丰富的苯并藿烷、异构(2-)和反异构(3-)甲基烷烃及姥鲛烷和植烷的检出表明有机质经历过轻微—中等程度的生物降解作用。此外，样品中还检出丰度较高的重排甾烷，这是烃源岩在低演化阶段经受黏土矿物催化的重要依据。综合前人研究表明，微生物的改造作用和黏土矿物的催化均可降低有机质的生烃活化能，有利于烃源岩在低演化阶段形成低熟天然气。
对常用天然气运移示踪指标示踪天然气运移机理进行了分析，并以川西坳陷侏罗系天然气为例，对不同指标示踪天然气运移有效性进行了探讨。结果表明，CH4含量、N2含量、芳烃/烷烃值在不同相态的运移过程中均有较好的示踪能力，是较为有效的天然气运移示踪指标，而CO2含量与iC4/nC4值示踪效果相对较差。CH4含量在不同的运移相态下，均随运移距离的增加而增加，是最有效的天然气运移方向示踪指标。N2含量、芳烃/烷烃值在不同的运移相态下均有不同的变化规律，选择这2个指标时应充分考虑天然气的运移相态。若已知天然气运移相态，就可依据这2个指标能确定天然气的运移方向；若已知天然气运移方向，则可据这2个指标确定天然气的运移相态。当天然气中CO2含量受碳酸盐矿物影响较大时，CO2可能失去示踪天然气运移的功能。iC4/nC4值能否示踪天然气运移及其示踪机理均存在较多争议，选择该指标示踪天然气运移应慎重。
对2个Ⅰ型有机质干酪根样品在黄金管体系中采用常规连续加热和分步阶段加热的方法进行了生烃模拟实验。通过对2种实验条件下生成原油和气体的分析对比、实验结果的地质推演，得到如下结论:①黄金管体系中进行分步加热模拟方法，不但可以确定不同演化阶段有机质的生油量，同时也可以确定在不同演化阶段的生气量；②源岩生油和其中未排出的残留油的裂解不是2个截然分开的过程，在生油窗的后期，源岩在生油的同时会有一部分在生油窗早期生成的原油发生裂解，至生油窗结束时，已裂解的原油占总生油量的8%~10%；③Ⅰ型有机质热解生成气体较少，一般不超过130mL/g TOC，其生气结束的成熟度界限为RO=3.8%；④在干酪根热解气与原油裂解气共存的成熟度范围(RO=1.5%~2.5%)，干酪根热解甲烷碳同位素值高于原油裂解甲烷碳同位素值，干酪根热解生气要比原油裂解气碳同位素值至少高0‰~5‰。且在此范围内成熟度越高，2种不同来源甲烷的碳同位素值差值越大。
可压性是表征页岩储层能被有效改造的难易程度。根据页岩储层缝网压裂施工实践，通过具体化页岩储层“有效压裂”概念，明确了页岩储层可压性的实际意义，即在相同压裂工艺技术条件下，页岩气储层中形成复杂裂缝网络并获得足够大的储层改造体积的概率以及获取高经济效益的能力。现有评价方法由于分析因素不够全面导致评价效果不理想。通过综合页岩脆性、断裂韧性和天然弱面3个方面特性，提出了能全面、科学表征页岩气可压性的评价方法，摒弃了现有方法的不足。基于储层各参数特征，可将该方法的可压性程度分为三级:可压性系数介于0~0.225之间，可压性程度较低，压裂效果差；可压性系数介于0.225~0.5之间，可压性程度一般，压裂效果较好；可压性系数介于0.5~0.8之间，可压性程度较高，缝网压裂效果理想。采用新的评价方法计算得出四川盆地下志留统龙马溪组页岩可压性系数为0.392 8，可压性程度一般，与该区域页岩气井缝网压裂改造时的微地震监测结果一致，说明新方法计算准确，现场应用方便，可为压裂选井、选层提供前期指导。
四川盆地下志留统龙马溪组是目前我国页岩气勘探开发的重点领域。在对四川盆地源自龙马溪组的石炭系黄龙组天然气和龙马溪组页岩气的组分及同位素进行对比分析的基础上，对龙马溪组页岩气中烷烃气碳、氢同位素组成倒转的原因进行了探讨。龙马溪组页岩气中CH4含量占95.52%～99.59%，平均为98.54%;C2H6含量占0.23%～0.72%，平均为0.48%;C3H8含量占0%～0.03%;干燥系数C1/C1-5>0.99，表明龙马溪组页岩气为典型的干气;δ13C1值介于-37.3‰～-26.7‰之间，δ13C2值介于-42.8‰～-31.6‰之间，δ13C3值介于-43.5‰～-33.1‰之间，呈现出油型气特征，但烷烃气碳同位素均发生了倒转，表现为δ13C1>δ13C2；大部分页岩气烷烃气氢同位素也发生了倒转，表现为δD1＞δD2。通过与国外页岩气地球化学对比分析，四川盆地龙马溪组页岩气与美国Fayetteville等高成熟度页岩气相似，主要为过成熟阶段的干酪根裂解气与页岩中早期形成的可溶有机质裂解成气的混合产物，具有页岩气富集高产的物质基础。
页岩储层在成藏过程中具有含水的可能性，常规的物质平衡方程未考虑水溶气的影响。为此，基于页岩气藏地下储集空间体积平衡原理，将页岩储层划分为基质与裂缝2个系统，利用气体溶解度方程求解了甲烷在水中的溶解度，从而建立了考虑水溶气的页岩气藏物质平衡方程，并通过线性化处理，给出了页岩气藏储量计算的方法。实例计算表明，所建立的物质平衡方程直线相关系数更高，计算的储量结果高于未考虑水溶气时计算的储量，当页岩气藏产水时不能忽视水溶气对页岩储量的影响。
通过对滇东北龙马溪组野外剖面实测与样品测试分析，测定样品有机质丰度及成熟度，以X-射线衍射、高压压汞法、气体吸附法及扫描电镜观察等分析页岩储层特征，结合等温吸附实验模拟，综合分析优选有利区。研究表明:①滇东北龙马溪组黑色页岩自南东往北西方向厚度逐渐增大，均分布于其下段，平均厚度大于30m；以盐津县、大关县为中心，地层埋深向外逐渐增大。②平面上，泥页岩TOC值由南往北增大，在盐津西北、威信以北地区TOC值普遍大于2%；垂向上，TOC值在龙马溪组下段平均值大于2%，中上段TOC值均小于1%；实测镜质体反射率平均为3.6%，属于过成熟阶段。③龙马溪组页岩脆性矿物含量较高，属于易压裂改造类型；但与北美主要含气页岩相比，黏土矿物含量较高，脆性矿物(石英等)及碳酸盐岩矿物(方解石等)相对较低。④压汞实验表明孔隙主要为过渡孔及微孔，从底到顶孔隙开放性逐渐变差；液氮吸附实验表明过渡孔及微孔中小于20nm孔径的孔隙发育较好，且多为开放孔，主要为两端均开口的圆筒孔、圆锥孔、平行板状孔，含有一定量的细颈瓶孔；测定孔隙比表面积为6.479~17.329m2/g，平均为11.425m2/g，总体积为0.006~0.016cm3/g，平均孔径分布范围为3.256~4.367nm。⑤等温吸附实验表明研究区龙马溪组理论最大吸附气含量平均可达3.21cm2/g。在主要参数综合评价基础上，共优选出盐津县—绥江县、大关县北东地区和威信县西南地区3个有利区。
煤系页岩气是煤系非常规气的一种，煤系泥页岩具备较好的聚集和成藏潜力，研究煤系泥页岩储层特征对于进一步确认煤系非常规气共生成藏与共采具有重要意义。以淮南煤田下二叠统山西组为例开展研究，结果表明：山西组厚约72m，泥岩约占25%，泥岩中石英矿物含量在29.2%～36.7%之间，主要为陆源碎屑外源成因。山西组有机碳含量高，TOC含量为0.37%～8.87%，有机质以Ⅱ2型干酪根为主；RO值变化范围为0.83%～1.32%，整体为中成熟阶段。泥岩压汞孔隙度为0.87%～4.29%，脉冲渗透率区间为(3.16~8.88)×10-7μm2，平均为4.82×10-7μm2，二者线性关系较好。扫描电镜下山西组泥岩微裂缝较为发育，包括石英颗粒边缘延伸微裂缝、颗粒内部平行线形裂缝和黏土矿物内部发育的弯曲状不规则裂缝，微孔隙主要包括粒间孔和粒内孔，孔隙直径为2μm～50nm。有机碳含量、热演化程度对微孔隙发育的促进作用不明显，伊/蒙混层在黏土矿物组成中占有较大比例，可能是微孔隙发育的主要贡献者。不同的沉积微相类型发育了不同的岩相类型，是研究区山西组煤系页岩气储层物性形成的沉积基础。
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