徐闻X3井原油中出现了完整且丰富的nC11-39正构烷烃系列和iC13-20植烷系列与25-降藿烷系列并存现象，由此表明它是一个严重生物降解原油与正常原油的混源油。抗生物降解能力较弱的链烷烃系列和C14-16二环倍半萜烷的特征可以表征晚期注入的正常原油的成因和来源。高的姥植比（Pr/Ph>5.5）和明显富含陆源倍半萜烷这一特点与珠江口盆地白云凹陷和琼东南盆地所产煤成油十分吻合，表明晚期正常原油应该来源于北部湾盆地发育的涠洲组煤系烃源岩，在成因上属于煤成油。鉴于煤成油中甾烷、萜烷的浓度较湖相原油一般低1~2个数量级，其特征会被前期甾烷、萜烷浓度偏高的生物降解原油所掩盖。原油中三环萜烷系列、藿烷系列、伽马蜡烷、甾烷系列和β-胡萝卜烷及异常偏低的陆源三萜烷这一系列特征，既不同于北部湾盆地的湖相原油，也不同于相邻地区的煤成油，由此可以排除早期生物降解原油来源于盆地内发育的古近系烃源岩的可能性。鉴于北部湾盆地只有上古生界沉积有海相碳酸盐岩和碎屑岩地层，且还没有发生变质，它可以为确定徐闻X3井原油中生物降解油的来源和成因提供有用的地质和地球化学方面的信息，同时也表明北部湾盆地的上古生界沉积地层可能是值得关注的油气勘探新领域。
基于非常规气理念，以鄂尔多斯盆地东部奥陶系马家沟组马五1+2亚段碳酸盐岩储层为例，采用露头、岩心、铸体薄片、孔隙度、渗透率、同位素和试气成果资料综合分析的方法，重新认识和评价其含气潜力。结果表明，储层以泥粉晶—粗粉晶白云岩为主，渗透率小于0.1×10-3μm2的储层占80%以上，孔隙类型主要为裂缝—溶孔、裂缝—晶间孔，非均质性强，属于致密碳酸盐岩储层。气藏具有低丰度大面积分布、异常低压、无边底水、无自然产能、产水少等特点，属于碳酸盐岩致密气藏。天然气分布主要受控于大范围稳定分布的特殊的镶嵌式源储组合和平缓的单斜构造背景，勘探潜力较大，是海相碳酸盐岩天然气勘探的一种新类型。
鄂尔多斯盆地神木区块二叠系山西组是继太原组之后新的致密砂岩气接替层系，单井产量低、研究程度浅、认识不足的特点制约了该区山西组致密砂岩气的有效勘探开发。通过铸体薄片、物性分析、核磁共振等技术手段，深入剖析了山西组致密砂岩气低产原因及主控因素。低孔低渗、孔喉结构复杂、应力敏感性较强的差储层品质及束缚水饱和度远远大于初始含水饱和度的超低含水饱和度现象导致储层渗流较差，易形成水锁，是致密砂岩气低产的原因；而沉积非均质性和破坏性的成岩作用极大地降低了储层物性，使气井外围储层流体补给不畅，是低产的主控因素。研究为制定合理的储层压裂改造工艺措施、提高单井产量以及实现致密砂岩气藏的规模有效开发提供了重要的地质依据。
针对涩北二号气田开发后期边水水侵方向预测、井网调整等问题，综合考虑背斜构造边水气藏特征，提出以微构造研究为基础，结合实际生产数据，分析微构造对气藏气水分布动态变化的控制作用。结果表明：微构造图所界定气水边界更符合实际生产，负向微构造所在位置可动水饱和度明显偏高，水侵面积与可动水饱和度具有较高的相关性，位于负向微构造开发井平均单井日产水量为10.26m3，位于正向微构造开发井平均单井日产水量为1.52m3。研究认为：①气水边界线分布趋势与气藏微构造等值线分布趋势有较好的相关性，表明气藏气水分布特征明显受微构造分布特征控制；②气藏内水侵常常首先发生在气藏边缘小低点、小沟槽等负向微构造内；③负向微构造带内边水水体量较大，边水驱动力强，边水推进速度较快；④涩北二号气田气藏下步实现高效开发，降低水淹速度，其有效方法是有效地控制沟槽带内开发井的产气速度，并在微构造高点增加新井以完善井网。
为适应东部盆地向深层_超深层勘探的需求，通过歧口凹陷沙河街组典型原油的裂解生气模拟实验，采用原油裂解生烃动力学特征研究深层烃类流体相态变化规律。结果表明：原油裂解气生烃动力学可以方便地研究地质条件下原油裂解程度，进而判断地下油气相态的理论深度极限。在固定频率因子A=1014S-1前提下，渤海湾盆地歧口凹陷沙河街组原油裂解成C1—C5的活化能分布在250~270kJ/mol之间，平均活化能E0=255.47kJ/mol，高于海相原油的245kJ/mol(59kCal/mol)。在同等升温速率条件下，其裂解生气路径与西部海相原油存在明显差异。以歧口凹陷地层沉积埋藏史确定的热史路径进行动力计算结果显示，歧口凹陷深层单一液相原油存在的理论深度极限为5 700m，凝析油气存在的理论深度极限为6 700m。结合歧北次凹和滨海具体地质条件进行油气藏相态演变过程分析，结果表明:在实际地质条件下，干酪根的裂解生气和更深部气源的充注气侵，使得原有油藏提前达到极高的气油比，纯液相原油提前消失。油气运移到浅部过程中受温—压条件的变化，导致了油气的分异和相态转换。温度和时间决定的生烃效应是深层油气相态的内因，在具体分析单个油藏相态时，不仅要考虑油气来源、组成、油气成藏过程，尤其还要注意后期构造活动造成的油气调整改造，这些是后期油气相态分异转化的外因。
东营凹陷古近系沙河街组沙三下—沙四上亚段是细粒沉积岩发育的主力层段，岩相类型多样。通过岩心观察、薄片、X-射线衍射分析，对东营凹陷古近系细粒沉积岩进行岩相类型划分；选取GR、CNL,AC等测井曲线建立岩相测井识别模式；应用判别分析对不同类型细粒沉积岩进行区分。结果表明：古近系沙河街组沙三下—沙四上亚段细粒沉积岩碳酸盐矿物含量高，共发育灰岩类、泥岩类、粉砂岩类、混合细粒沉积岩类四大岩相类型，根据矿物成分、构造以及有机质含量差异可进一步划分为含有机质块状灰岩、富有机质纹层状粉砂质泥岩、富有机质层状泥质粉砂岩、富有机质层状泥质灰岩等亚类；各岩相具有不同的岩相识别模式；利用判别分析，可有效区分不同类型细粒沉积岩。该方法为缺少取心资料井段的细粒沉积岩的岩相识别、预测以及细粒沉积岩储层的评价和可改造性研究提供一定的基础。
四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩是中国目前页岩气勘探开发的重点层系之一，已发现了涪陵、威远、长宁和昭通等页岩气藏。通过页岩气藏的详细解剖，将五峰组—龙马溪组下部龙一段页岩气富集特征概括为“高、帅、富”：“高”主要指页岩层系形成页岩气的原始物质基础条件优越，有机质类型好、丰度高、脆性矿物含量高、热演化程度适中；“帅”主要表现为构造变形较晚、变形强度较弱、变形方式与构造样式有利、抬升幅度以及现今埋深适中；“富”表现为含气量高、地层压力系数大、储层物性好、有利于储层规模改造、初始产量高、最终产出量大，开发难度相对较小，经济效益明显。优越的原始沉积条件与成岩过程（地质建造作用）与后期适度的构造变形改造与抬升剥蚀（地质改造作用）的有机组合，是页岩气的富集高产前提与关键。基于“建造”（生—储演化序列）的评价内容包括层序地层与沉积、生烃和储层孔隙形成3个方面内容，基于“改造”（储—保演化序列）的评价内容主要包括构造变形、储层裂缝形成和页岩气保存2个方面。“建造—改造”的评价思路就是沿着页岩气形成与保存的全过程，既分析页岩气形成的建造条件优劣，又评价构造改造方式、程度的正面,负面影响。基于这种评价思路所建立的各种评价要素的组合模型，更符合页岩气形成与富集规律，也能更有效地消除简单将各种要素不作区别地统一纳入评价体系所带来的偏差。
川东北巫溪地区是四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气勘探正在初步探索的新区。通过跟踪,评价巫溪地区最新探井的页岩气相关地质参数，以及页岩储层和含气性特征，页岩气地球化学特征和古生物特征，认为巫溪地区虽然具有良好的页岩气物质基础，但是遭受了非常严重的多期构造破坏。主要表现为乙烷碳同位素明显高于其他成熟度相似区块，以干酪根晚期裂解气为主，反映非常高的排油气效率；巫溪地区页岩孔隙度极低，与构造作用强和滞留油保存少有关；近断裂的页岩甚至出现微弱的变质作用，岩心劈理现象严重，笔石化石表皮遭受热解破坏。综合研究认为巫溪地区页岩气有远景资源，但是现阶段商业开发的可能性极低。
中国含煤地层分布广泛、厚度大，其中的煤岩、页岩、暗色泥岩和暗色灰岩等具有“多阶连续生气”的特点， 气源供给充足，因而含煤地层天然气资源潜力巨大。不同相态天然气赋存机理各异且相互之间存在“动态转化”，源内体系主要是吸附气和部分游离气，可以形成煤层气藏和页岩气藏；源内游离气经历初次运移，以源外游离气、溶解气、输导体吸附气形式存在，主要形成常规圈闭气藏、致密气藏和水溶气藏。因此，含煤地层天然气具有“多源多相、动态转化”的特点，形成了多种类型气藏共生的独特现象。通过建立含煤地层多类型气藏的共生组合模式，分析了不同类型气藏的成因机制及分布规律，提出了沁水盆地含煤地层天然气统筹勘探方法，针对不同类型气藏及其组合模式，通盘筹划、优化程序、协同部署，实现多类型气藏快速高效勘探。沁水盆地多类型共生气藏形成了7种勘探目标：包括“四气”共生组合1种（即煤层气+致密砂岩气+页岩气+常规圈闭气）、“三气”共生组合2种（即煤层气+致密砂岩气+页岩气和煤层气+致密砂岩气+常规气）、“两气”共生组合1种（即页岩气+常规气）和独立气藏类型3种（即煤层气、页岩气、常规气分别独立成藏），明确了沁水盆地不同组合类型气藏的有利分布区，并提出了气藏共生组合适用的统筹勘探思路与方法。
为了探讨煤层气井产水的来源，以柿庄南区块为研究对象，重点分析了煤层气井产水影响因素，通过提取典型日产水量与日产气量的指标，分析柿庄南区块X-1井区的产水特征。研究表明：①外源水是造成煤层气井高产水的主要原因，含煤岩系中的孔_裂隙系统、断层及压裂缝为水源提供了运移通道；②柿庄南区块X-1井区煤层气井典型日产水量与典型日产气量具有明显的负相关关系，排采煤层内源水的煤层气井典型日产水量主要为2~7m3/d，而排采外源水的煤层气井典型日产水量7m3/d以上，其中43.8%高产水井典型日产水量大于14m3/d，难以有效降低煤储层压力，制约煤层气井的产气潜力；③基于对煤层气井产水来源和补给通道的分析，提出了构造低幅汇水型、天然裂隙（断层）导通型、自然天窗渗透型、岩溶陷落柱导水型和压裂造缝沟通型等5种产水类型，指明了各种产水类型的识别和预测方法，为煤层气井产水量的预测和高效排采制度的制定提供依据。
根据近年天然气水合物地质、地球化学和地球物理调查资料，结合2013年钻孔成果，分析南海东北部陆坡海底甲烷渗漏特征及其对水合物成藏的影响，探讨了水合物成因模式。研究表明，南海东北部陆坡海底存在高通量甲烷渗漏体系，甲烷渗漏引起的地质、地球化学指标异常非常明显。大量块状、脉状、结核状渗漏型水合物也被发现，其成因应与高通量甲烷渗漏有关。其典型成因模式是高通量甲烷以游离态渗漏方式沿断层或裂缝体系向浅部地层运移，以气烟囱形式在稳定带的不同部位形成渗漏区，甲烷在气烟囱顶端或侧翼聚集而形成水合物矿藏。影响水合物成藏的断层主要为长期活动的继承性正断层、层间断层以及与海底滑塌密切相关的活动断层，气烟囱对渗漏型水合物成藏有明显的控制作用。
青海省木里地区，2008年钻探岩心中首次钻取天然气水合物实物样品，从而引起了地质学家们越来越多的关注。以木里地区聚乎更矿区为例，结合分析该区域的钻井资料以及断裂分布特征，发现天然气水合物的成藏分布存在一定的规律，即该区天然气水合物主要集中于一条先存深大断层F1的两侧，而邻近区域在具有相似物化条件下却并未发现天然气水合物的存在。因此在前人研究基础上，结合区域地质构造特征，设计了3组物理模拟沙箱实验，试图从构造的角度来阐述研究区天然气水合物可能的构造成藏机制及其影响因素。实验模拟结果表明，先存断层和区域滑脱层对木里地区构造演化具有明显的控制作用。先存断层属于区域性深大断裂，其在后期应力作用下再活化，形成切割地层深部的运移通道；而区域性滑脱层的分布则造成挤压应力作用下区域性薄皮滑脱断层的广泛发育，这些断裂的根部主要集中到区域性滑脱层之上，滑脱层之下地层则基本未被断裂切穿。对比分析物理模拟实验结果及研究区构造特征，结合研究区天然气水合物的分布特征，提出了木里地区天然气水合物可能的区域性“断裂运移、下生上储”成藏模式，即深部热解气沿着深大先存断层运移至冻土层下有利位置富集成藏，并在有利的物化条件下形成天然气水合物，而在研究区其他区域，深部运移通道不发育，则在浅部地层未见天然气水合物的富集成藏。
体积压裂技术是致密、页岩气藏开发的关键技术。目前在试井解释和产能评价的研究中尚缺乏考虑压裂改造体积(SRV)内复杂非均质性诱导渗透率场的渗流数学模型。为此，在假设渗透率与距主裂缝面的距离呈指数和线性式关系的基础上建立起诱导渗透率场模型，将其与渗流场进行耦合，并结合线性流模型创建有限导流能力多段压裂水平井渗流数学模型，结合Bessel函数理论和GWR数值反演算法得到真实空间的压力解，绘制气井压力动态曲线，分析SRV区诱导渗透率分布情况等特征参数对气井压力变化规律的影响。结果表明，SRV区渗透率呈递减型分布时，气井压力动态曲线过早出现边界响应特征，反之气井生产动态曲线在边界反应段之前会出现平缓甚至下凹的过渡段，且容易将其误认为为径向流动阶段。结合现场实例，分别进行了2种渗透率场条件下的压力恢复试井曲线拟合，并与常规模型拟合情况进行了对比，新模型能够解释试井恢复曲线异常段出现的原因，拟合得到更加符合实际的储层和压裂改造参数。
形状因子是裂缝性致密砂岩气藏产能模拟分析的重要参数,但研究多集中在常规油气藏中，超低渗透率致密砂岩气藏的形状因子研究尚未开展。通过对Ehsan模型进行改进，运用数值计算方法得到了一维径向基质_裂缝模型时变形状因子，研究了渗透率、孔隙度、基质尺寸对时变形状因子的影响，并运用室内实验对该模型进行验证。结果表明:由于压力在超低渗透率(k<10-5×10-3μm2)基质中传递较慢，超低渗透率致密砂岩气藏形状因子出现明显的3个不同阶段:基质外边界压力下降阶段，基质内边界压力下降阶段，形状因子向稳定过渡阶段。随着渗透率和孔隙度的降低，第一,二阶段所持续时间增加，气体生产时间同时增加。随着基质尺寸的增加，形状因子达到稳定的整体时间增加，但各阶段所持续时间的相对关系未发生变化。通过数值模拟结果与实验结果对比发现，发现运用改进Ehsan模型计算得到的形状因子能够对致密砂岩气藏生产进行较好的预测。它可以为超低渗致密砂岩气藏的产能预测提供更准确的理论方法,也可为试井解释提供合适的形状因子、计算合理的窜流系数。
岩溶风化壳型气藏是一种重要的碳酸盐岩气藏类型，在我国广泛分布于鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和四川盆地。受地层水影响，岩溶风化壳型含水气藏的开发面临极大的难题。该类气藏主要表现为储层大面积展布、多层含气，储层薄、丰度低、非均质性强，气井动态特征差异较大，生产井受地层水影响严重等特征。气水分布主要受区域构造背景、气源的充足程度、小幅度构造、储层的非均质性、沟槽的分布及构造反转的地质过程等因素影响。高桥地区完钻水平井动静态特征分析表明，地层水影响是造成水平井生产效果较差的主要因素。针对动态和静态方法在研究地层水分布特征的过程中存在的各自的缺点和不足，结合各自的优点，首次采用动静态结合的方法进行储渗体类型划分，将储层划分为高渗无水、高渗凝析水、高渗封存水、低渗封存水、低渗凝析水和低渗无水6种储渗体，同时在平面上明确各类储渗体分布特征。在气水分布控制因素及储渗体分布特征基础上，制定了岩溶风化壳型含水气藏开发技术对策，为该类气藏科学高效开发提供技术支撑。
致密砂岩气藏在钻井、完井和储层改造过程中容易受到水锁损害，影响气井产能。基于对流扩散模型，分析了液相侵入深度随时间的变化。基于Forchheimer渗流方程，建立了考虑水锁损害的致密砂岩气藏直井二项式稳态产能模型。分析了紊流效应、启动压力梯度、渗透率应力敏感和水锁损害范围及其程度对气井产能的影响。结果表明水锁损害造成液相侵入区气相渗透率减小，导致井周压降梯度和启动压力梯度显著增加。水锁损害造成的产气量降低远大于非达西效应、启动压力和应力敏感的影响。液相侵入初期造成的气井产量降低最为明显，随液相侵入深度的增加，产气量先急剧降低，然后趋于平缓。水锁损害范围和损害程度越大，气井产量降低越多。
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