综合运用岩石学、矿物学和地球化学的研究方法，对柴达木盆地北缘构造带冷湖五号下侏罗统碳酸盐胶结物和沉积环境进行了研究。结果表明下侏罗统碎屑岩主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，黏土矿物含量较高，平均可达36.5%，具有高含量的高岭石和伊/蒙混层中蒙脱石含量较低的特征。碎屑颗粒以线接触和凹凸接触为主，主要处于中成岩阶段B期；镜下常见方解石、白云石和铁方解石3种主要的碳酸盐胶结物。碳酸盐胶结物的碳—氧同位素分析结果显示，碳同位素（δ13C）值分布范围为-15.6‰～9.2‰，平均值为-3.2‰，具双峰分布的特征，第一个峰值出现在4‰左右，集中在下侏罗统小煤沟组上段；第二个峰值出现在-12‰左右，主要集中在下侏罗统小煤沟组下段，代表有机来源碳的加入。氧同位素（δ18O）值分布范围为-18.5‰～-8.3‰，平均值为-13.31‰。结合镜下鉴定结果可将碳酸盐胶结物划分为2期，早期碳酸盐胶结物形成于成岩阶段早期，直至早成岩阶段B期结束，主要为无机碳源，但其受生物产甲烷阶段伴生的CO2影响较大，反映的古盐度偏高；晚期碳酸盐胶结物形成于中成岩阶段A期，主要充填于碎屑颗粒的压裂缝和节理缝中，受到有机质脱羧作用的影响，碳同位素（δ13C）值偏低。结合全岩主量元素和微量元素的分析以及元素比值分析，表明柴达木盆地冷湖五号构造带下侏罗统沉积早期气候温暖、湿润，沉积环境以淡水环境为主；晚期气候逐渐变得干热，沉积环境以淡水—微咸水环境为主。
近年柴达木盆地英西地区已形成亿吨级规模储量区，主要是受广覆式灰云岩储层、优质盐岩盖层、晚期隆起背景复合控制，形成源—储一体的咸化湖相碳酸盐岩大型构造—岩性油气藏。英西地区位于柴达木盆地西部新生界主力烃源岩发育区内，中深层（下干柴沟组）具有近油源的先天优势，前人认为英西中深层油藏原油主要源自古近系烃源岩，对油源类型及优质储层的发育模式等进行了很多研究，但对于中深层油气充注期次和成藏过程并未进行深入研究。通过储层定量颗粒荧光、包裹体岩相学、显微测温等分析技术，结合埋藏史和热史，系统分析了英西地区中深层油气成藏演化过程。英西地区中深层原油主体为正常的中质油，但储层的QGF-E和TSF特征表明具有重质、极性极强的原油存在；储层中主要发育黄色和淡蓝色荧光2类烃包裹体，结合伴生盐水包裹体均一温度及埋藏史和热史分析认为，英西地区中深层主要经历了下油砂山组沉积末期（15Ma）的低成熟阶段原油充注、上油砂山组沉积末期（7Ma）至今的成熟—高成熟阶段原油充注的2期成藏过程；同时，由于受喜马拉雅晚期强烈构造运动影响，中深层油藏经历了原油充注和向上覆地层调整的过程。
上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩以富含笔石为特征，是中国上扬子地区最重要的烃源岩层和页岩气储层之一，但在实际工作中却存在成熟度难以确定的困难。通过对重庆地区五峰组—龙马溪组大量块光片中笔石的光学特征观察和反射率测试，结果表明：五峰组—龙马溪组页岩中被认为是类镜质组颗粒或者沥青的有机质可能是笔石表皮体。五峰组—龙马溪组页岩有机质的非颗粒状结构笔石表皮体丰度较大，且其具有不同于沥青的特殊生物结构和光学特征：生物结构复杂、分节、具有纺锤层、易被黄铁矿充填，尤其是在高过成熟阶段表现出强烈的各向异性。五峰组—龙马溪组样品中非颗粒状结构笔石表皮体的平均双反射率值（最大反射率与最小反射率之差）介于0.71%～5.78%之间，其光学性质类似于二轴光性体。非颗粒状结构笔石表皮体的最大反射率经校正后，渝东南地区五峰组—龙马溪组的等效镜质体反射率值介于2.75%～4.72%之间；而渝东北城口和巫溪地区五峰组—龙马溪组的等效镜质体反射率值分别为1.05%～1.17%和5.42%～5.58%。渝东北巫溪和渝东南五峰组—龙马溪组样品处于过成熟热演化阶段，而渝东北城口五峰组—龙马溪组样品仍处于成熟热演化阶段。
近年来莺歌海盆地东方区中深层勘探获得重大突破，取得了一系列认识，但由于地质条件复杂，目前对于同为莺歌海盆地的乐东区中深层高温超压气田的成藏认识并不清楚。在微观地球化学信息剖析基础上，结合地质、构造研究成果，对比分析盆地东方区和乐东区中深层天然气成藏特征。研究表明，东方区与乐东区天然气成藏既有明显差异性也有相似性，差异主要表现为：东方区生烃早、持续时间长，而乐东区生烃晚、晚期快速生烃；东方区烃类气开始充注成藏的时间约为3.0Ma，而乐东区烃类气的成藏约在1.7Ma之后，即与东方区相比乐东区成藏较晚，因而储层物性对大规模成藏制约作用更加显著。东方区和乐东区天然气成藏时限均受控于生烃过程与底辟活动时间，同时天然气分布与底辟活动能量密切相关。正因二者成藏有同有异，乐东区勘探可以借鉴东方区成功经验，但不能复制东方区成藏模式，综合研究认为在能量较低的底辟波及区进一步寻找物性好的储层，是乐东区下一步优质天然气勘探的重点。
中国碎软低渗煤层发育，气含量高，资源潜力大，瓦斯压力大、煤岩力学强度低、顺煤层钻进成孔困难，“有气难出”一直是困扰这类煤层气高效开发和矿井瓦斯治理的关键科学技术问题。芦岭煤矿8煤层为碎软、高瓦斯、突出、低渗、难抽采煤层，顶板可钻性较好。引进水平井分段压裂技术，沿煤层顶板施工水平井，采用“泵送桥塞封隔分段、多段多簇定向射孔、逐段分步定向压裂”等成套开发技术，以及“先低后高、先细后粗”的加砂工艺，适时应用段塞式加砂技术，在煤层中形成了多组具有高渗流能力的北东向垂直主裂缝带。经过精细排采，创造了煤层气水平井日产气量超万立方米的纪录。碎软低渗煤层顶板水平井分段压裂技术的成功应用，突破了“构造煤是煤层气开发禁区”的观念，填补了难抽采突出煤层区地面煤层气高效开发和矿井瓦斯治理技术的空白。
聚焦渝东南下寒武统牛蹄塘组页岩高有机碳、微含烃、高含氮的复杂特性，从气体组分、成因类型等有机地球化学角度出发，利用同位素和流体包裹体分析结合区域构造演化特征，追踪氮气来源，挖掘牛蹄塘组高含氮的原因，最终结合勘探实践建立渝东南地区下寒武统页岩气破坏散失模型，为评价选区和勘探部署提供参考。牛蹄塘组页岩气属高温裂解气，氮气含量普遍高于90%，烃类不足3%，其中氮气是有机质热演化氮气和大气氮气的混合成因气；上震旦统灯影组顶部的不整合面与周围深大断裂沟通，构成了水体侵入和气体散失的通道，底板封盖能力差、深大断裂发育和流体活动频繁是渝东南地区页岩气保存条件的最主要的3个破坏因素，是导致牛蹄塘组页岩气“高氮、低烃”的关键。
准南煤田玛纳斯矿区煤层气资源丰富，但是该区复杂的构造、多层叠置的煤层、特殊的地下水动力场等因素造成煤层气富集规律复杂。通过系统收集、分析已有煤田、煤矿及油气勘探资料，对影响玛纳斯矿区煤层气富集的煤级、构造、沉积、水文地质等诸多因素进行研究。结果表明，多期构造形成了清水河与南玛纳斯向斜，扇三角洲平原沼泽控制了厚煤层发育，扇三角洲相、河流相及湖泊相控制下封盖条件优越，火烧区影响下的弱径流地下水动力系统封堵煤层气逸散。上述因素共同控制了玛纳斯矿区向斜—承压富集模式，认为煤级较高、地下水矿化度适中及封盖条件较好的清水河与南玛纳斯向斜轴部为煤层气最有利富集区。
致密砂岩气藏具有储层物性差、非均质性强、渗流规律复杂以及开发难度大的特征，因此基于非均质层多级渗流实验，建立多层多级渗流模型，弄清各层渗流规律对该类气藏气井合理压裂设计与压力保持至关重要。首先，进行了滑脱效应、启动压力梯度以及应力敏感3类实验，实验结果表明：储层有效渗透率介于（0.01~1.0）×10-3μm2之间，当气藏压力高于10MPa时，滑脱效应对生产影响程度在3%以内，可忽略；致密气藏单相气体渗流不存在启动压力梯度现象，而两相渗流则存在；对于高含水饱和度储层，为气水两相渗流，由于毛管力作用，宏观表现为启动压力现象；与基质岩心相比，微裂缝岩心的渗透率应力敏感性更强，应力敏感滞后程度也更强。然后，考虑启动压力梯度与应力敏感效应，建立了多层多级渗流模型。最后，利用无因次拟压力和无因次时间的关系曲线进行了模型参数敏感性分析。研究认为，层间参数主要影响晚期阶段，裂缝地层系数之比k越大，晚期压力降越大；另外层内参数中变形介质拟渗透率模数、介质弹性储容比和启动拟压力梯度均影响过渡与晚期阶段，因此合理保持压力对致密气藏开发后期尤为重要。
异常高压气藏井下地层压力监测及产能试井存在井口压力高、井控风险大、井底温度压力高、数据稳定性差、油管损伤大等现实问题，导致常规产能试井应用规模受限。通过对气井产能评价方法的研究，在利用井口油压考虑动能项确定井底流压的基础上，应用气井的生产动态数据对单井产能进行评价，并据此计算气井的地层压力（PR）、层流系数（a）、紊流系数（b），建立气井产能方程实现气田实时产能评价，制定单井合理产能与气田合理产量。实例应用表明，利用地面生产动态数据确定的气井无阻流量与实测井底压力得到的无阻流量的相对误差仅为2.75%，验证了利用地面生产动态资料评价气井产能的合理性。该方法不仅节约了测试成本和消除了测试风险，同时给气藏动态分析、跟踪数值模拟与气藏管理提供了科学依据，对同类型异常高压气藏开发具有一定的借鉴和指导意义。
为探究基准面旋回对河口坝砂体宏观非均质性的控制机理，采用综合指数定量表征储层的非均质性，以王官屯油田孔一段河口坝砂体为例，运用基准面旋回沉积动力学原理，研究基准面旋回对砂体宏观非均质性的控制作用。结果表明：随超短期基准面下降，河口坝砂体非均质综合指数从0.7降低至0.5，非均质性减弱；在短期基准面下降过程中，早期沉积砂体的综合指数均值为0.62，晚期沉积的河口坝砂体综合指数均值为0.51，晚期河口坝砂体非均质性较弱；随着中期基准面的下降，多期复合河口坝砂
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