为了探索水力压裂条件下由软煤、软顶和软底构成的特殊地质体(简称“三软”煤层)裂缝的扩展规律，以及压裂后储层的裂隙分布特征，结合河南焦作煤层气田的注水压裂试验，基于PKN模型的裂缝宽度假设与裂缝流动的摩阻压降规律，着重考虑软煤裂隙中压裂液的滤失因素，构建了水力压裂条件下“三软”矿区碎裂煤的裂缝扩展模型与渗透率计算模型，并运用地震实测法和渗透率反演计算法分别进行了验证。研究结果表明，实际施工条件下试验区二1煤层压裂后的裂缝几何特征大致相同，长度分布区间为81.85~139.23m，平均为100.41m；最大裂缝宽度区间为24.83~32.78mm，平均为27.32mm，裂缝长度与地震实测结果基本一致。应用裂缝渗透模型，进一步计算得到压裂后煤储层的渗透率一般在(9.21~86.61)×10-3μm2之间，平均为31.63×10-3μm2。与后期排采结果所得到的储层渗透率反演值相对比，二者基本吻合。由此可见，压裂改造后的煤储层的渗透率得到显著提高，裂缝扩展与裂缝渗透模型皆可应用于指导“三软”矿区的压裂抽采实践与产能预测。
孔隙发育特征对非常规天然气赋存和运移有着重要的影响。采用高压压汞实验对沁水盆地古县区块煤系煤、泥页岩、砂岩等12件样品孔隙特征进行了对比研究。结果表明:煤、泥页岩、砂岩压汞孔隙度之比为1∶0.49∶0.78；孔容中值孔径和比表面积中值孔径之比分别为1∶1.64∶15.43和1∶1.63∶2.73；总孔容、总比表面积比值分别为1∶0.27∶0.43和1∶0.15∶0.09。煤储层总孔容、总比表面积均远大于泥页岩和砂岩储层；泥页岩储层孔径结构整体与煤储层相似，大孔和微孔发育，过渡孔次之，中孔最差；砂岩储层微孔发育极差，大孔、中孔和过渡孔同等发育。煤储层微孔比表面积占绝对优势，泥页岩和砂岩储层微孔所占比例有所降低，而大孔、中孔和过渡孔的比例均有明显增加；煤储层孔径结构表现为“双峰型”和“多峰型”，砂岩储层为“多峰型”，泥页岩“单峰型”、“双峰型”、“多峰型”均有出现；煤储层压汞曲线主要为平行型和反S型，砂岩储层主要是M型，泥页岩储层主要为双S型、反S型和尖棱型。
为研究海陆过渡相页岩的孔隙结构及分形特征，对采自沁水盆地的 12 块样品进行了低温氮气吸附、扫描电镜、X-射线衍射和有机质含量等系列分析测试。结果表明，研究区页岩黏土矿物最为富集，石英含量次之，有机质含量平均为2.98%，干酪根类型以Ⅲ型为主。中孔是研究区页岩的主体孔隙，对孔隙体积和比表面积贡献最大。研究区页岩孔隙具有明显的分形特征，利用FHH模型计算得到2种分形维数(D1,D2)。黏土矿物含量与D1,D2具有较好的正相关性，有机质含量与分形维数无明显相关关系。 D1和D2具有一定的正相关性，可以共同定量表征页岩孔隙结构的复杂程度和孔隙表面的粗糙程度。分形维数D1,D2越大，页岩孔隙体积和比表面积越大，越有利于气体的富集，但是D2越大孔隙结构越趋于复杂，不利于气体的渗流。分形维数D1越大而D2适中的页岩储集能力较强，且有利于页岩气的开发。
基于扩散机理和化学动力学理论，提出了天然气水合物分解成冰和气体的动力学模型。该模型考虑了天然气水合物分解过程的本征动力学和冰层的孔隙结构。在准稳态近似框架中，动力学模型可以解析求解得到超越方程，从而简化了求解过程。在动力学模型中，分析了动力学参数对天然气水合物分解成冰和气体过程的影响。以粉末状甲烷水合物分解成冰和气体为例，在准稳态近似框架中估算了参数E2和f的值，也得到了甲烷气体在冰层中扩散系数的约值。同时，还解释了甲烷水合物异常的自保护效应现象。此外，该模型的试用范围还需要作进一步的验证。
通过系列含水合物松散沉积物三轴试验，分析了沉积物应力—应变曲线基本变形规律，建立了用于描述轴向应变—体积应变、轴向应变—侧向应变关系的半经验模型，探讨了不同模型参数的敏感性及其物理意义。首次建立了三轴剪切破坏条件下含水合物松散沉积物发生应变软化、应变硬化2种破坏形式临界条件的判别方法。结果表明：建立的软化、硬化临界条件预测模型与试验结果吻合较好；在一定起始孔隙比条件下，含水合物沉积物破坏过程中的应变硬化、应变软化特性是由有效围压、水合物饱和度共同控制的；应变关系模型中不同的模型参数对曲线形态的影响机理不同，明确各模型参数的物理意义对于进一步认识应变关系曲线演化规律具有重要意义。
塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层类型复杂多样。作为一种重要的油气储集体，岩溶塌陷是该区勘探开发的最重要目标之一。根据地震资料和实际钻井资料，将该区的岩溶塌陷分为负载型塌陷、构造型塌陷和落水洞型塌陷3种类型，依据实际参数对之进行了模型正演。正演结果表明:岩溶塌陷体在地震上反映为上部有同相轴“下凹”、内部强“串珠”状反射和杂乱反射；不同类型塌陷具有不同特征，构造型塌陷上部同相轴“错断”明显，落水洞型塌陷上部同相轴呈现出“漏斗状”特征。岩溶塌陷体正演模拟特征与实际地震反射特征吻合较好，证明设计的3种塌陷模型较为可靠。据此，可以在该区的地震剖面上识别出相应的岩溶塌陷模式。
裂缝是影响致密砂岩储层天然气产能的主要因素，但井下裂缝的产状、规模和面孔率很难直接测量。通过选取与目的层地质情况相似的典型露头剖面，在人工测量、取样和室内分析化验的基础上，利用激光扫描技术对其进行多次覆盖以获取三维点云数据，配合高分辨率数码照片和人工实测裂缝信息，在数据体剖面上对裂缝进行精细解释，借助计算机模拟技术建立数字化裂缝模型和储层地质模型，更为准确地展示了研究区裂缝发育规律和控制因素，为井下储层预测提供更真实的地质信息。结果表明，研究区主要发育3组优势倾向剪切裂缝，倾角大，延伸长度短，裂缝间距呈略正态分布。裂缝开度与产状密切相关，具有双峰特征，分别为0.2~0.4mm和0.8~1mm。横向上单组和双组优势裂缝疏密相间分布，可划分为贯穿缝带和层间缝带，其中贯穿缝带裂缝具有较大的延伸长度和间距，较小的面密度且大部分贯穿邻近泥岩，后者正好相反。定量计算了剖面上11个单砂体的裂缝面孔率，范围为0.026%~0.081%，平均为0.05%，水下分流河道砂体要好于河口坝和远砂坝。裂缝发育规模受岩性、层厚、最大古主应力和岩矿成分等多个因素控制，之间存在较好的幂指数相关关系。
塔里木盆地塔河地区在早二叠世末存在2种性质的岩浆活动，基性及中酸性岩浆，分别源自地幔和地壳，岩浆热液流体作为一种化学活动性物质在其运移过程中对奥陶系碳酸盐岩储层产生溶蚀改造。塔河东南斜坡奥陶系缝孔洞方解石包裹体均一温度达到247℃，盐度远大于奥陶纪同期海水，δ18O值为-15.38‰~-8.04‰，异常偏低，溶蚀区微量元素测定也反映了高Fe、高Mn,低Na的特征，指示了深部高温热液流体作用的存在。87Sr/ 86Sr值为0.705 368~0.715 889，表现为高于和低于微晶灰岩背景值2种类型，分别代表了壳源锶和幔源锶的特征。稀土元素配分曲线也表现为2种不同特征，一类右倾，正Eu异常，一类较平缓，负Eu异常，LREE/HREE值和（La/Yb）N值也同时显示为较高值和高值2个部分，与基性和中酸性岩浆岩的稀土特征相似。反映了海西晚期塔河东南斜坡奥陶系受到了2种性质岩浆来源热液流体的影响，该热液流体沿疏导层运移对碳酸盐岩储层进行溶蚀产生孔洞、孔隙，同时伴随热液矿物的沉淀，但显著改善了储集物性，仍具有一定的储集意义，对深部碳酸盐岩储层的形成具有重要意义。
依据80口钻井1 045m岩心描述，820件薄片鉴定和全直径岩心物性分析，以及220件压汞测试结果，结合试气产能资料，对松辽盆地北部徐家围子断陷白垩系营城组火山岩气藏有效储层特征及成因进行研究。结果表明：有效储层主要分布于流纹质熔结凝灰岩、流纹岩、粗面岩和玄武岩4类优势岩性，残余的原生气孔和粒间孔、石泡孔、溶蚀孔以及冷凝收缩缝5类有效孔隙贡献最大，孔隙结构具有大孔隙—细喉道的构成特点，喉道半径以微米级至纳米级为主。与非有效储层相比，火山岩有效储层发育相对粗大的喉道，具备低排驱压力和高进汞饱和度。基质孔隙和喉道对火山岩有效储层的渗透性能起控制作用，挥发份逸出作用和溶解作用是火山岩有效储层形成的关键因素。通过有效孔隙成因分析认为，流纹岩有效储层为原生孔隙型，玄武岩和粗面岩有效储层为原生孔隙充填残余—次生溶蚀改善型，流纹质熔结凝灰岩有效储层为原生孔隙压实残余—次生溶蚀改善型。
松辽盆地徐家围子断陷在常规天然气资源勘探方面取得了巨大成功，目前正积极探索深层致密砂砾岩气的资源潜力。针对致密砂砾岩气藏的气源岩层开展研究，系统分析烃源岩的分布、有机非均质性、埋藏史、热史、生烃史，利用化学动力学理论与蒙特卡罗概率法计算烃源岩的生气量，采用类比法和成因法预测致密砂砾岩气的资源量。地震_测井_沉积相综合研究揭示暗色泥岩全区发育，厚度为200~1 200m，煤层仅局部富集，厚度为10~120m。实验测试与测井评价结果得到烃源岩残余TOC平均值为2.21%，Ⅲ型有机质占绝对优势，有机质达到高_过成熟演化阶段。沙河子组沉积以来经历4次沉降，一次明显抬升，明水组以后地层埋深趋于稳定。热流值古高今低，断陷期平均地温梯度为5.2℃/100m，坳陷期平均地温梯度为4.5℃/100m。暗色泥岩与煤岩分别在距今105Ma和90Ma大量生气，生气高峰持续50Ma以上。暗色泥岩与煤层累计生气强度普遍超过50.0×108m3/km2，按期望值计算，累计生气量为36.3×1012m3。类比法估算沙河子组致密砂砾岩气的资源量为0.21×1012m3，成因法估算致密砂砾岩气的资源量为0.15×1012m3(运聚系数取0.4%，生气量取期望值)。
作为国内为数不多的未进行系统油气勘探、开发的大型古—中生代多旋回叠合沉积盆地，YHC1井气藏的突破势必将引领银额盆地进一步的勘探投入，促进银额盆地新区块、新层系油气的新发现，从而使其成为未来的勘探重点。通过地质与地球物理方法相结合，钻测井、地震、古生物、地球化学等资料“四位一体”，首次对银额盆地YHC1井白垩系气藏形成的地质环境进行了深入的研究，尤其是在地层展布、构造发育、烃源岩特征、沉积储层分析、成藏模式及远景意义等方面取得了如下重要成果和新认识：①研究区发育2套主要目的层系_—中生界白垩系K、上古生界C—P，其中白垩系整体分布广、厚度大，哈日凹陷、拐子湖凹陷是它的主要发育地区，YHC1井位于沉积中心，保证了YHC1白垩系气藏地层体系的完整性.②研究区内呈现“凹凸相间”的构造格局，断裂均为正断层，多集中在各凹陷的中央，控凹边界断裂控制着研究区的构造格局和沉积体系发育，形成北北东走向的单断箕状凹陷,促进了YHC1井白垩系气藏储集空间的形成.③白垩系沉积时期YHC1井一直处于良好的有效烃源岩富集区，烃源岩成熟度好，生烃潜力大，其巴音戈壁组发育的大套深灰色—黑色含灰泥岩成为该气藏形成最重要的基石.④白垩系发育的沉积体系为水下扇、扇三角洲、辫状河、辫状河三角洲、湖泊和火成岩相,YHC1井优势体系多为半深湖—深湖沉积体系，决定了有机物的转化、保存以及储层发育的环境.⑤钻井揭示白垩系沉积时期，YHC1井偶见Ⅲ类和Ⅳ类储层，多以Ⅴ类（非）储层出现。⑥YHC1井巴音戈壁组出气层段可能为裂缝贯通及溶蚀孔洞的含碳酸盐质泥岩气藏体系，推断属源内成藏的特殊岩性油气藏。
珠江口盆地恩平凹陷中浅层海相泥岩分布广泛，对油气封盖保存具有重要意义。通过对研究区宏观沉积背景的分析，认为盖层有效性体现于平面连续性和垂向封闭性，分别受控于泥岩厚度和突破压力，并影响油气的聚集规模。基于已知油气藏和盖层质量之间的关系，找出盖层保存油气的封堵下限，结合下限值将盖层分为一般盖层、有效盖层和高效盖层3类，并建立评价模型。应用模型评价北部古隆起带盖层质量表明，该带下珠江组及珠海组高效盖层数量较为接近，盖层质量基本相当；下韩江组及上珠江组盖层条件差异较大，该带东段高效泥岩盖层明显多于西段，且与南带油田群相当，其盖层条件优越；从油气保存的角度来看，该带东段分布的各类型目标具有一定勘探潜力。
水平井分段压裂是致密砂岩气藏开发的有效手段，数值模拟表明，缩短缝间距，可以大幅度降低油气流动压差，从而提高单井产量。随着储层品质变差，川西沙溪庙组气藏常规分段（缝间距80~100m）效果变差，采出程度低。在地层压力不同的区域，采用自主研制的不动管柱不限级数滑套分段工具，试验了水平井细分段、拟体积压裂改造。不动管柱分段数最多达到20段，平均段间距为46.3m,平均入地液量为2 775.6m3。压后对比表明，高压气藏压裂效果好，生产相同时间，较常规分段井累计产量高，稳产好；但常压气藏压后压力降落快，返排困难，压后效果差。对此，结合岩心伤害实验分析了常压气藏压后效果差的原因，认为长时间、大液量施工，对储层渗透率伤害大，同时常压储层地层能量低，滤失到储层的液体难以返出，是导致该类气藏细分段、拟体积压裂返排困难，压后效果差的主要原因。建议致密砂岩常压气藏，不采用水平井细分段、大规模拟体积压裂改造；高压气藏可以推广应用。研究为类似气藏开发提供了借鉴。
基质酸化是碳酸盐岩油气藏中应用范围最广、最经济有效的增产方式之一，而酸化最典型的特征是形成酸蚀蚓孔。由于酸岩反应影响因素多、蚓孔形态多样、生长随机性强，目前仍未形成对蚓孔的定量描述方法。对碳酸盐岩酸蚀蚓孔的定量描述主要包括确定单蚓孔形态及多蚓孔分布2部分内容，这是优化施工设计、经济有效开发此类油气藏的重要前提。为此，通过多组岩心流动实验，采用三维CT扫描后重组的手段得到了蚓孔的真实形态，并验证了岩心线性和径向流动下蚓孔的分形特征，得到了其分形维数。运用分形几何学方法，建立了单蚓孔等效长度分形计算模型，为从长度和平面分布2个维度定量描述单蚓孔提供了可能。其次，为了明确不同蚓孔在空间分布情况，建立了多蚓孔间竞争分布数学模型，并对其进行了求解和模拟分析，验证了蚓孔间竞争分布的分形性特征。在此基础上，建立了蚓孔分布双重分形模型，为定量描述三维酸蚀蚓孔形态奠定了基础，也为更准确优化酸化施工提供了可能。
鄂尔多斯盆地苏里格气田上古气藏由于特有的沉积微相类型及演化特征，区内储层薄而分散，储层非均质性强，地质条件相对复杂，其为后期实际开发带来了很大的困难。水平井作为解决苏里格气田开发的有效手段，目前已在气田大规模推广应用。为更好地提高水平井地质导向效果及质量，提出三维地质建模技术与传统水平井地质导向技术相结合的思路，并应用随钻GR数据验证分析，以期更好地提升水平井地质导向技术的精确度以及成功率，并增加有效储层的钻遇率。X2区块X1-8H1水平井应用三维地质导向技术，实际完钻水平段长度800m，砂岩钻遇率达78.8%，有效储层钻遇率达59.5%，后期采取水力喷射压裂的改造方式后，取得了显著的开发效果。现场应用实践表明，三维水平井地质导向技术对苏里格气田钻井实施及后期改造有着重要的指导与借鉴意义。
含煤地层煤层气、致密砂岩气等非常规天然气共探共采是保护天然气资源和提高开发综合效益的重要途径。基于鄂尔多斯盆地临兴地区煤系储层地质条件分析，采用煤系砂岩和煤层层间无窜流双层地质模型，开展了煤系砂岩气与煤层气共采可行性的数值模拟研究，探讨了两气共采效果的影响因素，建立了基于产量贡献率的共采综合评价模型，确定了煤层气与砂岩气共采的参数门限。结果显示，研究区地质构造简单，广覆式生烃的煤系烃源岩与大面积分布的致密砂岩储集层、煤储层及泥岩储层相互叠置，有利于煤系气体成藏；研究区煤系页岩气生产潜力较小，共采以砂岩气和煤层气为主。随着煤系砂岩储层渗透率、压力系数、厚度和孔隙率增加，10年砂岩气产量累计贡献率呈增加趋势；随着砂岩储层含水饱和度升高，10年砂岩气产量贡献率呈下降的趋势；煤层气与砂岩气适合共采综合指数介于8×10-7～4.44之间，高于4.44适合砂岩气单采，低于8×10-7适合煤层气单采。临兴地区L-3井(8+9号煤）、L-10井(4+5号煤）、L-1井、L-4井、L-6井及L-9井的2层主力煤煤层气与致密砂岩气适合共采，而其他井适合致密砂岩气单采。
最近10年，在东南亚海域和南美东海岸发现一些高含CO2的带有CO2气顶的油环或底油油藏，对油气藏开发技术带来新的挑战。CO2对原油中的中轻质组分的萃取作用显著，造成气顶气区以CO2组分为主，底油或油环中的C7+以上组分明显偏高，流体组成与分布特征既不同于传统的凝析气藏，又不同于混相驱油藏。基于油藏烃类取样样品组成，按照Kay混合法则、物质守恒原理及Span & Wagner状态方程等建立了CO2充注改造前油藏流体组成恢复方法，恢复出古油藏烃类流体组成与分布，应用油藏数值模拟方法模拟CO2充注改造油藏过程，达到平衡后获取高含CO2油气藏的流体组成与空间分布特征。应用该方法对某深水高含CO2油藏流体组成和空间分布进行了预测，预测结果与油藏取样结果基本相符，表明该方法是可行的。
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