基于元素地球化学示踪、扫描电镜和低温氮气吸附实验，对滇黔北地区五峰组下段、观音桥段和龙马溪组下段3个层位沉积环境和孔隙特征进行分析，并进一步探讨不同沉积环境对页岩孔隙的控制作用。V/(V+Ni)、V/Cr、Ni/Co、U/Th、生源Ba含量、Mn/Fe、Sr/Ba指标指示：五峰组下段和龙马溪组下段沉积期处于厌氧条件、古生产力较高、古水深较深；观音桥段沉积期处于富氧环境、古生产力较低、古水深较浅。扫描电镜分析发现：五峰组下段和龙马溪组下段孔隙类型以黏土矿物层间孔和有机质孔为主，观音桥段孔隙类型以原生粒间孔和粒间溶孔为主。低温氮气吸附实验指示：五峰组下段和龙马溪组下段孔隙比表面积较大，孔体积和平均孔径较小，几何形态主要为槽状孔和微孔；观音桥段孔隙比表面积较小，孔体积和平均孔径较大，几何形态主要为墨水瓶孔。五峰组下段和龙马溪组下段沉积期厌氧环境和较高的生产力为有机质孔的发育提供了有利条件，而伊利石和伊/蒙混层的层状结构是黏土矿物层间孔发育的主要因素。观音桥段矿物颗粒的大小混杂堆积和后期的溶蚀改造分别形成了原生粒间孔和粒间溶孔，同时也是二者与墨水瓶孔具有良好对应关系的原因。
以四川省长宁县双河镇燕子村龙马溪组页岩为研究对象，采用自行研制的三轴渗流装置，开展了考虑注入压力和体积应力影响的页岩中超临界CO2渗流及增透规律实验研究。结果表明：页岩中超临界CO2渗透率随着孔隙压力增大呈现先减小后增大趋势，当孔隙压力较小时存在Klinkenberg效应；随体积应力的增大渗透率逐渐减小，曲线基本呈现负指数变化规律。开展不同增透条件下页岩中CH4渗流实验，宏观量化分析超临界CO2注入压力对于页岩增透效果的影响，可以得出随着超临界CO2注入压力的增加，CH4渗透率呈现上升趋势，但增长幅度先上升后下降，即超临界CO2注入压力为9.5MPa时增透效果最为明显。通过微观分析页岩元素含量得出超临界CO2可以萃取和溶解页岩中的O、Ca、Mg等矿物元素，有效促进页岩内部微孔隙的发育，致使页岩渗透能力增强。
为明确煤储层基质孔隙中液相水对煤岩解吸过程的影响，从煤储层基质特征及热演化过程出发，建立简化的基质串联毛管束模型，并由此获得基质中受液相水影响的孔隙所占的比例，进而通过固—气界面Langmuir吸附理论和固—液界面理论获得不同基质含水条件下的储层解吸模型。计算结果表明液相水的存在会大幅降低煤储层的解吸能力，分析认为这是由于液相水的存在一方面通过影响固—液界面解吸所占比例影响气体解吸量；另一方面通过形成毛管力，圈闭微纳米孔隙中已解吸出的气体。研究成果为完善煤层气解吸开发理论、优化开发技术政策奠定了基础。
为探究有效应力对煤储层不同方向渗透率的影响差异，以鄂尔多斯盆地东缘柳林矿区南部4号煤层为研究对象，运用脉冲衰减克式渗透率测试方法，分析了不同有效应力条件下顺层渗透率及垂层渗透率变化规律及两者之间的相互关系。研究表明：煤储层不同方向渗透率随有效应力的增加均呈现幂指数降低的趋势，当有效应力为10MPa时，顺层渗透率及垂层渗透率均处于渗透率变化临界点，而且两者随有效应力的增大呈现线性相关的降低趋势，顺层渗透率与垂层渗透率比值为4∶1。通过对顺层及垂层的储层应力敏感性差异性研究，发现顺层及垂层裂隙压缩系数随有效应力压差的增大而减小，渗透率应力敏感性随有效应力差的增大而增大，顺层裂隙压缩系数、应力敏感性均小于垂层方向。通过煤储层不同方向的裂隙应力敏感性、渗透率应力敏感性对比分析，认为有效应力对煤储层不同方向渗透率的控制主要是由有效应力对煤基质裂隙的压缩存在空间差异性所造成的。
通过对鄂尔多斯盆地东缘紫金山火成岩岩体空间分布刻画和演化过程分析，结合其周边B区块致密气成藏过程恢复，探讨了紫金山火山活动对致密气成藏的控制作用。研究认为：从空间分布来看，紫金山岩体地下最大分布范围是地表出露面积的17倍；紫金山火山主要活动时间处于区域成藏期内，火山活动促进了区域生烃作用，加速了火成岩周边13.5km范围内源岩的成熟和生烃作用；火山活动造成断裂和裂缝的发育，导致了天然气沿断裂快速向浅层垂向运移成藏，是远源成藏的主要原因；火山活动产生的大量裂缝改善了周边3~15km范围内储层的渗透性；火山活动带来的隆升和断裂作用破坏了紫金山顶部保存条件，造成了局部超压封盖的开启，破坏了先存致密气藏。通过对生烃、运移、储集、封盖和保存过程的影响，紫金山火山活动控制了周边致密气藏分布特征。
致密砂岩中广泛发育的微纳米级孔喉体系是致密砂岩储层与常规砂岩储层的本质区别，也是影响致密油藏渗流特征及开发效果的主要因素。利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞等方法，对鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段、长7段储层的孔喉类型及分布特征进行了分析对比，并对其差异性成因进行了探讨。结果表明：长6段储层孔隙类型以剩余粒间孔为主，喉道多为压实成因，孔隙较喉道发育。长7段储层孔隙类型以长石溶孔为主，喉道多为溶蚀成因，喉道较孔隙发育。2个层位孔隙半径分布范围及平均值相近，长6段储层喉道半径分布范围及平均值明显大于长7段储层，其物性好于长7段储层。长6段储层为三角洲沉积，埋深较浅，较高的绿泥石膜含量和较低的压实强度使其较好地保持了原始沉积孔隙空间，而溶蚀作用又进一步扩大了孔隙空间。长7段储层为湖泊沉积，埋深较大，压实作用和胶结作用强烈，原始沉积孔隙空间被大量挤压，后期虽发生强烈的溶蚀作用，但溶蚀成因喉道连通性和渗流能力明显低于压实成因喉道，溶蚀作用虽能增大储集空间，但无法显著提高渗流能力。因此，连续沉积的长6段、长7段储层渗透率存在显著差异。
近年来，四川盆地川中古隆起轴部发现了安岳特大型气田，主要目的层为震旦系灯影组、寒武系龙王庙组。但对古隆起斜坡区的成藏问题探讨较少，直接制约了油气勘探突破和发现。基于野外、钻井岩心和地球物理资料分析，重点论述川中古隆起北斜坡龙王庙组“四古”（古颗粒滩体、古老烃源岩、古圈闭和古构造）对成藏控制作用，并对勘探潜力进行评价。研究表明：①北斜坡龙王庙组沉积期颗粒滩体叠置发育，为准同生期岩溶作用形成粒间孔、粒内孔等类型储集空间形成提供物质基础；②北斜坡紧邻德阳—安岳裂陷，下寒武统筇竹寺组优质烃源岩为天然气聚集提供了充足的气源；③斜坡构造背景下发育的岩性—地层和岩性—构造复合类古圈闭为油气聚集提供有效聚集空间；④古构造多期活动和调整控制油气成藏演化；⑤川中古隆起北斜坡龙王庙组油气成藏条件优越，勘探取得突破的关键在于寻找活动强度较弱的断层附近的岩性—地层和岩性—构造圈闭。不同类型天然气藏发育有利分布区总面积达3 652km2，资源量大，勘探前景广阔。
渤海湾盆地歧口凹陷南部高斜坡距离油源较远且油气主要是阶梯状运移，在馆陶组底部不整合面附近聚集成藏，形成该区的主体油藏。该区馆陶组底部不整合构成样式包括平行—削截型、平行—平行型2种类型，具下部半风化淋滤带和上部不整合面顶积层两层结构，岩性配置关系主要为上砂下泥型、上砾下泥型、上砂下砂型、上泥下泥型多样分布，而平行—削截型、上砂下泥型与上砾下泥型配置关系是油气分布的主体。立足不整合地质特征建模，开展三维模拟实验，结果表明：单一不整合油气藏，不整合上砂下泥型、上砾下泥型的岩性配置关系是成藏的关键要素；与断层共同作用的复合油气藏，具有断层关闭时不整合岩性—断层控藏和断层开启时不整合岩性—古地形控藏两大类成藏模式。不整合与断层、古地形的复合控藏作用，使得不整合面既存在聚集油气的作用，也存在运移油气的作用。高斜坡不整合油气藏的形成主要受控于不整合上下岩性配置关系，其次是断层启闭性和古地形构造背景，这一认识将为相似区块不整合油气藏研究与勘探提供有益的借鉴。
天然气碳氢同位素组成、烃源岩和储层沥青生物标志化合物是天然气成因鉴别和气源对比研究最主要、最有效的方法。目前关于川西北双鱼石地区中二叠统天然气成因和来源研究较少。根据最新钻井成果和野外资料，应用天然气组分、组分碳氢同位素数据，结合不同层系烃源岩和储层沥青生物标志化合物对比分析，对川西北地区中二叠统天然气来源进行了判识，结果表明：①川西北地区双鱼石气藏中二叠统天然气均为干气，CH4含量高，平均为96.28%，C2H6含量低，平均为0.11%，C3H8、C4H10几乎没有，H2S含量低，平均为0.32%；②双鱼石气藏天然气甲烷碳同位素值分布较为集中，介于-30.5‰~-29.5‰之间，乙烷碳同位素值介于-29.9‰~-26.7‰之间，天然气成因为原油二次裂解气；③通过天然气碳氢同位素、储层沥青—烃源岩生物标志化合物对比认为，双鱼石气藏中二叠统栖霞组天然气来源为混源，主要来源于下寒武统筇竹寺组烃源岩，部分来源于中二叠统梁山组。
致密油层压裂效果及油气动用情况的评价指标和判识手段一般具有地区适用性。选取热解参数S 1/S T、PI值与饱和烃分子组成参数
柴达木盆地冷湖地区不同构造带天然气的地球化学特征及成藏控制要素研究比较薄弱。依据天然气组分和碳同位素手段对冷湖各构造带的天然气进行地球化学分析，并结合储层、构造及成烃演化等，探讨不同构造带天然气成因差异及成藏的控制要素。研究表明，冷湖地区天然气组分以烃类为主（66%~97%），重烃含量相对较高（2%~11%）。冷湖三号至冷湖五号构造带甲烷碳同位素值（δ13C1）介于-46.4‰~-25.4‰之间，冷湖五号至冷湖七号的δ13C1值介于-25.4‰~ -42.7‰之间，显示其成熟度存在差异。冷湖构造带侏罗系天然气乙烷碳同位素（δ13C2）值介于 -27.18‰~-30.3‰之间（平均为-28.54‰），古近系—新近系δ13C2值均大于-28‰，指示其主要来源于腐殖型有机质，以煤型气为主，可能混入了少量油型气。不同的供烃凹陷和深浅层阶段性聚集是导致天然气差异分布的主要因素。古近系—新近系圈闭的发育与天然气形成和充注同步，具有晚期动态成藏特点。浅层滑脱逆断裂导致天然气大量快速逸散，储层聚集成藏能力较弱；深层侏罗系源内及基岩不整合面附近发育构造圈闭，且形成时间早，完整性好，有利于早期原生油气藏的形成，指示深层可能是下一步天然气勘探的方向。
针对裂缝性边水气藏主要治水措施建立了物理模拟方法并开展实验，系统测试了气藏内部动态压降剖面，对比分析了不同水体、不同治水措施下气藏开采动态及储量动用规律。结果表明：①水体能量不同时，相同的控气排水措施将导致完全不同的实际效果：30倍水体时，采收率可提高10.8%，而无限大水体时采收率反而降低15.6%。生产参数和动态压降剖面揭示无限大水体时，过分控制生产压差不仅难以减缓水侵，相反还会导致采速降低，延长水侵时间，加剧水侵对开发影响。②多井协同排水采气治水效果显著，裂缝性储层中的水会在自身弹性能和剩余气驱动下大量排出，大幅提升气相渗流能力，促使封闭气重新产出，采收率可再提高约10%~30%。水侵影响越严重的气藏，采取排水采气措施越早治水效果越好。③裂缝贯通水体和气井时，地层水主要沿裂缝向气井侵入，外围基质区含水饱和度增量低于5%，压降剖面显示基质区仍有大量封闭剩余气，这些未动用储量是后期开展排水采气等增产措施的重要物质基础。
致密砂岩气藏具有低孔、低渗，储层物性差，非均质性强等地质特征，在岩性构造背景下，气水关系复杂，地层中气水赋存状态多样。烃类充注成藏时，很难将地层中的水完全驱替出来，会有部分滞留水残存在地层中。对于不存在边底水、层间水等自由水的致密砂岩气藏，储层中的可动水是气井产水的主要来源。气井见水将严重影响气井的产能和泄流半径，导致井底压力和产量迅速下降，生产压差和废弃压力显著增加，缩短了气井生产周期。为此，调研了国内外学者对致密砂岩储层可动水赋存状态和产出机理、可动水产出规律及控制因素、可动水对储层渗流能力影响等多方面的研究方法及成果，在分析和总结目前研究成果的基础上，针对致密砂岩气藏开发过程中的产水问题及其对开发的影响，提出了下一步的研究方向及改进建议，以期改善致密砂岩气藏的开发效果，提高最终采出程度。
EUR是页岩气藏开发的基础，规模效益开发的前提条件。具有纳米尺度的孔隙特征、多重运移机制和“非定压、非定产”的生产模式导致其流动特征复杂和EUR评估存在较大的不确定性。为了降低EUR评价的不确定性,在文献调研的基础上探讨了页岩气井现有七大类EUR计算方法的适用性。结合国内页岩气的开发特征，建立了一套综合考虑数据质量、流态和输入参数等不确定性因素，以生产历史为检验标准的EUR计算方法优选评价流程。最后基于优选的模型，采用蒙特卡洛方法和主成分分析法评价了EUR的主要影响因素，即优质储层的钻遇体积、原始地层压力和改造程度。
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