得益于干酪根、单体化合物和微区有机硫同位素测试技术的成功开发，有机硫同位素组成现在已经很好地应用于确定沉积物中有机硫的起源。研究发现：①有机硫同位素组成大体上随地层年代具有稳态变化的趋势，近平行于海水年代曲线；②深埋油气藏中含有非烃源岩来源的有机硫，可形成于细菌硫酸盐还原(BSR)或热化学硫酸盐还原作用(TSR)；TSR改造的原油富含硫代金刚烷且其硫同位素组成接近于储层硬石膏，而BSR改造的原油则不含硫代金刚烷，硫含量最高的原油却具有最低的全油和单体化合物的硫同位素值组成；③如果烃源岩生烃和油裂解作用发生在快速埋藏的相对封闭体系中，且原油和储层沥青没有受到TSR或BSR改造，那么可以应用有机硫同位素组成进行油、储层沥青与源岩对比，从而确定油气的来源。塔里木盆地在寒武纪—奥陶纪快速埋藏、快速生烃，一部分未受TSR改造的原油，其全油δ34S 值主要介于+14.8‰～+23.3‰之间(n=16)，二苯并噻吩δ34S平均值介于+13.5‰～+21.6‰之间 (n=6)，接近于下寒武统烃源岩的δ34S 值(+10.4‰～+21.6‰，n=15)。结合碳同位素和生物标志化合物分析，认为这些原油来自下寒武统烃源岩；而川东北地区东部长兴组和飞仙关组未受TSR改造的储层沥青，其δ34S值 和δ13C值分别介于+5.8‰～+9.6‰之间和-25.1‰～-27.3‰之间，可溶抽提物不含芳基类异戊二烯烷烃，这些特征与巴中—达州深水陆架泥岩源岩可以对比，表明裂解为天然气前的原油很可能来自龙潭组烃源岩。这些结果显示，有机硫同位素组成具有很好的应用前景。
对鄂尔多斯盆地伊陕斜坡下古生界风化壳成储、成烃、成藏地质特征及分布规律研究表明，该盆地风化壳储层经历了准同生期层间岩溶、表生期风化壳岩溶及埋藏期局部热液改造，风化壳气藏气源来自上古生界、下古生界2套烃源岩生烃，其中上古生界煤系烃源岩是其主力烃源岩，伊陕斜坡风化壳气藏具有差异聚集分布的特征。靖西地区发育(常规)低渗透风化壳气藏，圈闭类型主要为岩性圈闭，储层类型以裂缝—白云石晶间（溶）孔为主，天然气以油型气为主，气藏分布不连续，有边底水，局部高产富集。靖边地区发育低渗透风化壳气藏，圈闭类型主要为古地貌—地层圈闭，储层类型以裂缝—孔洞型为主，天然气成因具有以煤成气为主，油型气为辅的混源气特征，气藏不含边底水，大面积连续分布。靖东地区发育致密风化壳气藏，圈闭类型主要为古地貌—地层圈闭，储层类型以裂缝—微孔隙为主，孔洞局部发育，天然气以煤成气为主，大面积普遍含气，但单井产能较低。气藏差异聚集主要受控于以下4个方面：①沉积微相是多类型储层发育的基础；②岩溶古地貌为风化壳储层发育创造了条件；③多源烃类有序聚集是天然气差异聚集的关键；④燕山期构造反转奠定了下古生界风化壳气藏差异分布的格局。
鄂尔多斯盆地东缘煤系伴生泥页岩广泛发育，页岩气资源潜力大，加强该区泥页岩孔隙特征研究对实现煤层气、页岩气合探共采具有重要意义。通过对研究区山西组、太原组泥页岩样品进行系统的SEM观察、孔渗测试、低温液氮吸附实验、有机地球化学测试及X-射线衍射矿物分析，详细分析了泥页岩孔隙发育特征及主控因素。研究表明：泥页岩中发育的孔隙类型主要有粒间孔、晶间孔、铸模孔、次生溶蚀孔和有机质孔，微裂缝主要发育在脆性矿物晶体间、晶体内和黏土矿物颗粒间，宽度一般为数十纳米；泥页岩孔隙度为1.05%～1.59%，渗透率为（0.001～0.142）×10-3μm2，山西组泥页岩孔渗性略好于太原组；孔隙以微孔和中孔为主，中孔提供了主要的吸附空间，孔隙形态以开放透气型孔隙为主；有机碳含量、有机质成熟度和无机矿物是影响泥页岩孔隙发育的主要因素，有机碳含量增加，有效孔隙减少，因为成熟度较低时，有机质生成的残留烃可能堵塞了部分较小孔隙；黏土矿物内部及颗粒之间、晶层之间可形成大量微孔及中孔，增加了储集空间，石英矿物可形成较大孔隙和裂缝，改善了泥页岩的渗透性。
细粒沉积岩的层序地层问题，既是难点，也是目前层序地层学重要的发展趋势及研究重点之一。研究提出针对湖相细粒沉积的三—四级层序划分方法、地层构成及模式。划分方法包括垂向综合划分与横向对比分析。首先综合利用岩相及其组合、矿物成分及地球化学指标，确定细粒沉积层序中体系域的界面识别标志与方法；其次，通过与传统层序地层中的准层序组（四级层序）进行对比，提出细粒沉积中的四级层序划分方法与地层（岩相）叠加样式，在体系域内进行细化；最后，在细粒沉积点划分的基础上，与浅水区粗粒沉积层序进行横向对比分析，包括层序地层叠置、水体变化及界面特征，确定各级界面的准确性。依据上述方法，选取东营凹陷作为实例进行层序地层解剖，发现该区沙四上亚段发育一个完整的三级层序，包含低位体系域、湖侵体系域及高位体系域，其中湖侵体系域中识别出受海侵影响的湖平面被动上升与湖平面正常上升2种类型；并基于垂向划分与横向对比，建立了细粒沉积的层序地层模式；指出因该区特有的性质，层序地层的发育受气候影响更为深刻。
为研究深层致密砂岩气气藏储层致密化与成藏的关系，对塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带的地质背景和储层特征进行分析，建立储层孔隙度与埋深的关系模型，推算储层致密化时间。利用流体包裹体均一测温分析技术，分析该区大北1、克深2深层致密砂岩气藏的成藏期次，并与储层致密化时间相比较，确定深层致密砂岩气藏的成因类型。研究表明，大北1气藏表现为晚期充注成藏的过程，其天然气成藏时间主要在库车期（约3~2Ma）以来，其白垩系巴什基奇克组砂岩储层致密化发生在新近纪康村期（约15~10Ma）；克深2气藏也表现为晚期充注成藏过程，其天然气成藏主要发生在库车晚期（约2Ma）以来，而其巴什基奇克组砂岩储层在新近纪康村期（约11~10Ma）已经达到致密化。据此，确定大北1和克深2深层致密砂岩气藏类型属于“先致密后成藏型”。
渭河盆地氦气资源量在计算原理和参数选取上存在较大争议。据此，统计了渭河盆地101件油气井和地热井样品的气体成分和氦同位素数据，分析了该盆地的氦气成藏条件，并在综合选取和评估各项参数的基础上，估算了渭河盆地氦气资源量。结果表明，钻孔样品氦气体积分数平均为1.50%，最高达9.23%；氦源岩、地下水系统、载体气和断裂是氦气生成、运移和成藏的控制条件，其中盆地南缘花岗岩体和盆地内部隐伏磁性体是盆地最主要的氦源岩；根据盆地内地热流体储量、气水比、氦气体积分数估算出盆地内氦气资源量为21.30×108 m3；根据氦源岩有效面积、水循环深度、岩体密度、铀钍含量估算得出自花岗岩体形成、盆地断陷和储层形成后的生氦量分别为185.21×108 m3、37.58×108 m3和4.16×108 m3。综合认为渭河盆地的氦气资源勘探前景良好。
脆性矿物指数是用来优选页岩气甜点区的重要参数，针对目前普遍采用的基于弹性参数预测脆性矿物指数的Rickman法地区适应性差的问题，提出了一种纵横波速度预测方法。该方法以黏土矿物和脆性矿物弹性参数为基础，并基于Wyllie方程推导而形成的一种脆性矿物指数预测方法。该方法预测脆性矿物指数仅需要考虑纵波和横波速度参数，方法简单且具有明确的物理学基础和明确的地质含义。在四川盆地某地区S井的应用表明，该方法的预测精度优于Rickman方法，所以纵横波速度法能够有效指导研究区的脆性矿物指数预测。
利用纵向高分辨率的测井信息评价烃源岩的总有机碳含量（TOC），弥补了利用有限地球化学分析数据表征烃源岩有机质丰度分布特征的不足，为珠江口盆地资源量计算和油气勘探决策提供依据。通过分析岩心总有机碳含量与对应的测井响应参数之间的关系，建立总有机碳含量预测的多参数回归模型、核磁共振与密度孔隙度差异模型和多矿物反演模型。运用以上3种模型对研究区内6口井文昌组烃源岩的总有机碳含量进行预测，预测结果与地球化学分析数据具有良好的一致性，相对误差平均值小于20%。对比分析表明核磁共振与密度孔隙度差异模型的精度最高，具有较好的应用前景。
地震相分析是致密砂岩储层预测的一项重要技术，可以描述地层相带的变化。针对自组织神经网络(Self-Organizing Map，SOM)在地震相解释过程中可视化差、解释精度低等问题，研发了一种基于SOM和HSV(Hue Saturation Value)染色技术的地震相分析技术。该方法使用收缩拓扑坐标算法对网格节点进行计算，借助HSV模型根据网格节点的位置进行染色，使得相近的位置具有相同的颜色，清晰地展示出高维输入空间的分布情况。为了验证方法的可行性，以苏里格气田东部召30区块为研究对象，通过地震属性与气层厚度叠合图以及AVO正演模拟，选取了对储层比较敏感的均方根振幅、平均瞬时频率、AVO截距和梯度等4种地震属性，运用自组织神经网络和HSV染色技术开展致密砂岩的地震相分析，并通过K均值对网格节点聚类，得到盒8段沉积相展布特征，能清晰地刻画南北向条带状河道分布，分析结果与先验地质认识较为吻合。该方法为沉积相展布特征的分析提供了一种更好的可视化方法，具有一定的应用价值。
碎软低渗煤层的煤层气地面抽采，多年来一直是制约我国煤层气产业化发展和煤矿瓦斯灾害防治工作的技术瓶颈，也是世界性技术难题。通过建立表征碎软低渗煤层顶板水平井分段煤层气抽采模式的地质—工程模型，采用数值模拟的方法，开展了顶板水平井压裂裂缝扩展规律的研究，揭示了碎软低渗煤层顶板水平井压裂裂缝垂向上不仅完全能穿层进入沟通煤层，而且由于裂缝在顶板岩层中的脆性主导性扩展造成“拉扯”作用带动煤层中的裂缝共同横向扩展，在碎软煤层中形成的裂缝比直接对碎软煤层压裂形成的裂缝要长的多，压裂增产效果更好。同时，现场工程试验也验证了煤层顶板水平井压裂对碎软煤层的增产改造效果。我国晚古生代煤田碎软低渗煤层分布广泛，高瓦斯突出矿井众多。该研究成果对于这类煤层的煤矿区煤层气地面抽采，尤其是突出煤层的掘进煤巷条带瓦斯地面快速预抽和区域瓦斯消突，瓦斯灾害防治，具有借鉴和指导作用，应用前景良好。
涪陵页岩气田自2013年成功实施开发试验井组以来，截至2017年底累计建成100×108m3/a生产能力。由于页岩气井受地质条件及工艺措施影响，生产动态与常规气井有明显不同，存在初期产能递减快、不稳定线性流时间长等问题，致使页岩气水平井试采期间难以求得准确的单位压降采气量、井控动态储量，给气田开发方案的合理编制带来很大困难。因此，在准确把握页岩气井生产特征的基础上，根据区块多口典型气井的生产数据建立了单位压降采气量、井控动态储量预测方法，能够有效预测单位压降采气量、井控储量随生产时间的动态变化规律。研究表明在保证水平段延伸方向与最大主应力方向夹角尽量小于40°，满足井间距400～600m，采用一平台六井 “丛式交叉”进行布井，能够充分利用平台及动用资源，对气田的建产规模具有指导作用，从而实现页岩气田的规模效益开发，为南方海相同类页岩气和国内外其他同类型气田经济有效开发提供借鉴。
储层条件下Langmuir吸附模型不足以描述页岩气的超临界高压吸附特征，故含Langmuir吸附模型的渗流方程不利于描述超临界高压吸附解吸作用下页岩气的流动特征，因此建立了考虑超临界高压吸附模型的页岩气渗流方程，并与考虑Langmuir吸附模型的渗流方程进行了对比，同时分析了渗透率、孔隙度及吸附解吸作用对页岩气流动的影响规律及程度。研究表明：与Langmuir吸附模型相比新吸附模型能更加准确地描述页岩的超临界高压等温吸附特征；基于新吸附模型的渗流方程拟合实验结果的精度更高，更利于描述吸附解吸对流动的影响；当平均压力下降小于32.70%时，日产量影响程度排序为渗透率>孔隙度>吸附解吸作用；当平均压力下降为32.70%~42.58%时，日产量影响程度排序为孔隙度>渗透率>吸附解吸作用；当平均压力下降大于42.58%时，日产量影响程度排序为孔隙度>吸附解吸作用>渗透率；孔隙度、渗透率仍为页岩气传质输运的主控因素，但不可忽略吸附解吸作用对页岩气井生产中后期的影响。
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