在分析准噶尔盆地克拉美丽地区石炭系2套烃源岩地球化学特征基础上，结合天然气组成及其伴生凝析油单体烃碳同位素特征，探讨了克拉美丽地区石炭系天然气来源问题。准噶尔盆地克拉美丽地区石炭系天然气主要为湿气，其中克拉美丽气田天然气为高成熟的腐殖型气，五彩湾气田天然气主要为成熟—高成熟的腐殖型气。根据烃源岩生烃潜力评价和热模拟实验分析，研究区石炭系松喀尔苏组下段与滴水泉组烃源岩以Ⅲ型腐殖型为主，少量Ⅱ型有机质，成熟度达到成熟—高成熟阶段，具备较好的生气潜力。在高温（440~560 ℃）热解阶段，2套石炭系烃源岩生成的天然气碳同位素值与克拉美丽地区天然气的碳同位素值较为一致，在600 ℃温度时，烃源岩总产气率大于150 kg/tTOC，具有较强的生气能力。正构烷烃碳同位素组成特征显示克拉美丽地区石炭系气藏天然气及伴生凝析油主要为滴水泉组烃源岩及松喀尔苏组下段烃源岩混源。
目前关于“甜点”的定义还没有统一的标准，进而影响对其分类与评价。以准噶尔盆地玛北斜坡区三叠系百口泉组为例，从“甜点储层”主控因素分析入手，结合钻井、测井、地震等资料，厘清研究区“甜点储层”成因及主控因素，为储层评价提供参数。研究认为：沉积相、成岩相、构造相是研究区“甜点储层”的三大主控因素。优选控制参数，在分类方案指导下，选用新的评价参数及方法，对目的层组划分出三大类储层甜点，最终科学建立研究区目的层组“甜点储层”的成因模式，为下一步油气勘探提供了有利的储层靶区和理论指导。
柴达木盆地北缘构造带平台地区下干柴沟组下段主要发育河流相碎屑岩沉积，通过对钻井岩心样品中主微量元素分析测试，结果表明：下干柴沟组下段中稀土元素总含量（∑REE）分布在125.96~169.91 μg/g之间，平均值为151.11 μg/g；（La/Yb）N值在8.99~11.29之间，平均为9.91；（La/Sm）N值分布在3.42~4.10之间，平均为3.80；（Gd/Yb）N值分布在1.51~2.25之间，平均为1.73；总体上表现为轻稀土元素富集，重稀土元素亏损，且Eu负异常的特征。Ceanom异常指数与Lan/Ybn值表明当时沉积水体为氧化环境且沉积速率较快；重矿物组合以石榴石、磁铁矿、锆石、白钛矿和绿帘石为主，含少量电气石、榍石和角闪石。稀土元素和重矿物分析结果表明平台地区下干柴沟组下段沉积物源区岩性以花岗岩和沉积岩为主，少量来自碱性玄武岩。构造背景以大陆岛弧环境为主，通过对比周缘老山的构造背景及基岩类型，认为其沉积物源主要来自塞什腾山西段。上述研究为平台地区沉积体系的精细划分和寻找有利储层砂体提供了地质依据。
鄂尔多斯盆地奥陶系盐下深层白云岩储层近年来取得较好的勘探效果，具有一定勘探前景。综合运用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、物性分析、压汞等资料，对盆地中东部奥陶系盐下深层马家沟组马三段、马四段储层特征及其发育的主控因素展开研究。结果表明：马三段储层以海退蒸发环境的含膏云岩为主，马四段储层以海侵环境的灰质云岩、粉—细晶云岩为主；马四段、马三段主要储集空间类型分别为溶孔（溶洞）、晶间孔、晶间溶孔、微裂隙；微裂隙、膏模孔、溶孔和粒间孔；孔隙结构复杂，毛管压力曲线形态可划分为溶孔型、晶间（溶）孔型、微裂隙型和微孔型4种类型；现有资料显示马三段—马四段平均孔隙度分别为2.1%和2.3%，平均渗透率分别为0.19×10-3 μm2和0.22×10-3 μm2。中央古隆起、乌审旗—靖边次级古隆起以及神木—子洲低隆带控制了马三段—马四段沉积相带及有利岩相分布；沉积微相控制岩石原始沉积组构，一定程度影响储层物性，砂屑云岩、晶粒云岩及膏质云岩的储层物性通常相对较好；此外，成岩作用也是控制盐下储层发育的关键因素，多种成因机制下的白云化作用是晶间孔形成的主要方式，表生成岩环境及埋藏成岩环境下的溶蚀作用控制了次生孔隙的发育；燕山期构造活动对储层微裂隙的发育起关键作用，显著改善了储层渗透性。总之，构造背景、岩石组构、成岩作用以及裂缝作用决定了盐下深层储层的储集性能，是优质储层形成的主控因素。
在盆地内部钻井岩心与盆地西南缘野外露头观察基础上，综合运用薄片鉴定、扫描电镜、电子探针、微区碳氧同位素、流体包裹体均一温度与激光拉曼成分分析，开展了鄂尔多斯盆地西南部上古生界盒8段致密砂岩储层中碳酸盐胶结的成因机制研究。结果显示，盒8段致密砂岩储层中存在4期碳酸盐胶结：①同生成岩阶段碳酸盐胶结物形成于烃类充注之前，直接从碳酸盐过饱和的沉积水中析出；②早成岩阶段B期和中成岩阶段A期的碳酸盐胶结物与烃源岩中生烃、排烃提供的有机碳源有关；③盆地抬升阶段形成的碳酸盐胶结物受到大气降水等无机碳源的影响。盆地西南缘盒8段储层中的烃类充注始于烃源岩演化早期（80 ℃左右），在早成岩阶段B期就形成了规模较大的有机碳源成因的碳酸盐胶结物；盆地内部规模较大的烃类充注发生在烃源岩成熟之后（120 ℃左右），有机碳源成因的碳酸盐胶结物主要形成于中成岩阶段A期。
通过对大量岩心、薄片、扫描电镜、测井及物性等资料的研究，分析了四川盆地西北部上二叠统吴家坪组火山碎屑岩的岩石学特征、孔隙特征、孔隙成岩作用及其演化特征，并在此基础上预测了火山碎屑岩有利储层的分布。吴家坪组火山碎屑岩主要包括凝灰岩、沉凝灰岩、凝灰质泥岩及凝灰质粉砂岩等，主要分布于吴二段，吴一段、吴三段分布较少。由于受到脱玻化、溶蚀、胶结、交代及压实作用的影响，火山碎屑岩主要发育收缩孔、粒间溶孔、粒内溶孔。在早成岩阶段A期，脱玻化作用促使收缩孔的发育，从而增加了孔隙度；在早成岩阶段B期，胶结作用及压实作用导致孔隙度降低；进入中成岩阶段A期时，交代作用使孔隙度小幅度降低。火山碎屑岩的孔隙整体发育较好，火山碎屑岩储层厚1.3~60.9 m，储层总厚度变化较大，有利储集区主要集中在双鱼石—龙岗西地区，是研究区有利的勘探目标。
为进一步明确柴达木盆地氦气资源分布情况，对东坪等气田天然气地球化学特征进行分析。结果表明：东坪气田东坪1井区、东坪3井区和尖顶山气田尖探1井区等21个天然气样中氦气含量大于0.05%，达到了工业标准，其中最小值为0.075%，最大值为1.069%，平均值为0.386%，据此在柴达木盆地首次发现了东坪氦工业气田。东坪气田及其附近的牛东气田3He/4He最小值为1.01×10-8，最大值为3.62×10-8，平均值为1.86×10-8，均位于10-8量级，应属壳源氦。综合分析认为东坪、尖顶山等气田已发现氦工业气藏的氦主要来源于花岗岩或花岗片麻岩基底。柴达木盆地花岗岩与花岗片麻岩基底分布广泛，具备形成高含氦天然气的条件，氦资源勘探前景十分广阔。
为明确四川盆地二叠系龙潭组（吴家坪组）沉积期不同沉积相带页岩孔隙结构特征及发育主控因素，以綦江地区DYS1井岩心及利川地区沙溪剖面露头样品为研究对象，综合运用氩离子抛光扫描电镜、低温液氮—压汞联合测试、氮气吸附及聚焦离子束三维扫描（3D?FIB?SEM）等试验分析，对页岩孔隙发育程度和形态结构进行定量表征。研究表明：①处于潮坪潟湖相的DYS1井龙潭组页岩气层主要发育煤及与之相邻的暗色泥页岩，孔隙类型主要发育平行板状、夹板状微裂缝和黏土矿物孔，见有机质结构孔，但相对不太发育，孔径多小于50 nm，分布为多峰型，孔隙连通性中等。②处于深水陆棚相的利川沙溪剖面吴家坪组以暗色页岩为主，孔隙类型则以墨水瓶状沥青质有机孔为主，孔径多小于50 nm，分布为单峰型，孔隙连通性相对较好。③明确了有机质类型、TOC含量、矿物成分是影响龙潭组、吴家坪组孔隙发育的主控因素，其中深水陆棚相发育Ⅱ1型干酪根类型的页岩，TOC、硅质矿物含量与孔体积存在较好的正相关性，有机质孔更发育，潮坪—潟湖相发育Ⅲ型干酪根类型的煤和页岩，黏土矿物含量和TOC呈正向关耦合关系，与孔体积呈较好正相关性，其中黏土矿物影响更大，有机质孔相对占比小。
煤岩孔隙结构特征是判断煤储层含气性的关键因素之一，孔隙结构的精细表征对于厚煤层中优质储层的识别意义重大，但褐煤储层孔隙结构特征难以通过单一手段全面表征。以扫描电镜电子成像技术（SEM）为基础，利用低温液氮吸附实验、高压压汞实验在孔径探测范围及精度上的互补开展联合分析，实现海拉尔盆地下白垩统伊敏组褐煤样品全孔径结构表征，并探讨褐煤孔隙结构的影响因素。结果表明：①研究区煤样总孔容、总孔面积随孔隙尺寸分布存在明显差异。伊敏煤矿等煤样孔体积的贡献主要来自大孔；吸附面积主要由微孔及过渡孔提供。牙克石煤矿煤样孔体积的主要贡献来自微孔，微孔贡献总孔面积的82.07%。②显微组分中腐殖组含量增加有利于微孔、过渡孔发育；惰质组含量的增加有利于中孔、大孔的发育。③煤样结构保存指数、森林指数与总孔容呈正相关关系，与总孔面积呈负相关关系；总孔容随凝胶化指数增大而减小，与总孔面积变化规律相反；地下水流动指数与总孔容、总孔面积间关系不明显。④成煤环境为无覆水的氧化环境，形成原生组织孔丰富、中孔—大孔为主、孔隙形态以槽状孔或狭缝孔为主的孔隙结构。成煤期覆水程度较深时，煤层凝胶化程度高，植物原生组织孔减少，中孔—大孔优先被矿物填充，孔隙结构呈低孔容、高孔面积的特点。
有机含硫化合物在烃源岩和原油中广泛分布，包含丰富的地球化学信息。综述了有机含硫化合物的分析测试，成岩作用阶段有机含硫化合物的生成，以及有机含硫化合物在烃源岩和油气中的来源和分布规律。有机含硫化合物在判识沉积环境和有机质的成熟度，示踪油气充注路径，应用于油源对比以及指示硫酸盐热化学还原作用（TSR）过程等方面具有广泛的应用价值。有机含硫化合物结构种类复杂，不同沉积环境和岩相以及成熟度的沉积有机质和原油中组成有很大差异。油气形成和不同演化阶段中新有机含硫化合物结构的准确鉴定和单体有机硫同位素的测定，将有助于更好地认识和理解有机含硫化合物在烃源岩和原油中的分布特征及作用，建立新的地球化学指标或指示剂。另外，不同地质条件下有机硫与无机硫之间的相互作用对有机含硫化合物硫同位素组成的影响是未来研究工作的重点方向之一。
多年来，国内外学者不断致力于常规与非常规油气资源烃源岩的评价与研究，烃源岩评价离不开有机质的类型、丰度、成熟度和厚度的研究。对于有机质丰度的研究关键参数是总有机碳含量（TOC）的计算。利用测井资料可以先定性后定量评价烃源岩，富含有机质的烃源岩，在常规测井曲线上表现为：高放射性强度、低补偿密度（DEN）、高声波时差（AC）、高补偿中子（CNL）、高电阻率（Rt）等特征。研究综合了鄂尔多斯盆地二叠系太原组—山西组烃源岩自然伽马能谱测井测量的钍（Th）、铀（U）和AC、Rt曲线，提出以Th/U结合△LogR模型为基础，根据多元回归研究方法确定TOC的计算模型。利用该模型对Y88井太原组—山西组的TOC进行了计算，并对其计算结果和岩心分析进行了对比，结果显示绝对误差大部分低于0.5。将该模型推广应用到其他井数据中，处理结果在误差允许的范围内，该模型具有较强的适用性和可靠性。
西昌盆地位于四川盆地西侧，油气勘探程度低。最近昭地1井油气调查井在上三叠统白果湾组获得较好的油气显示，为研究西昌盆地油气资源潜力提供了难得条件。通过对昭地1井天然气组分、碳同位素组成展开地球化学分析，讨论了气源，再结合邻区油气基本条件对比分析了勘探潜力。结果表明，昭地1井天然气组分以甲烷为主；天然气δ13C1值介于-48.74‰~-41.25‰之间；δ13C2值介于-29.77‰~-28.96‰之间；δ13C3值介于-25.81‰~-21.91‰之间。天然气组分和碳同位素特征显示为典型油型气。气源分析结果显示昭地1井天然气来源于白果湾组，为同源不同成熟度天然气混合气藏。西昌盆地油气基础地质条件与川西坳陷具有诸多相似之处，可对比性好，天然气资源潜力较大。
储气库下限压力与工作气量、注采井数、补充垫气量等参数密切相关，将直接影响项目的经济性。现有方法以地质气藏认识为基础，采用定性半定量方法设计，其结果难以定量精确确定。在充分考虑储气库地质条件、水侵规律、气井产能、外输条件以及实现库容最大化的基础上，通过分析不同下限压力的有效库容形成与项目建设投资的内在关系，以项目经济性最优为目标函数，提出地质—经济一体化预测模型，建立气藏改建储气库下限压力设计新方法。在国内某储气库方案设计中的应用实践表明，该方法统筹了技术经济性，设计基础更加牢靠，结果更加科学。
地下储气库（以下简称储气库）设计注采运行30~50年，安全问题是储气库注采运行的重中之重。为保障储气库长期安全平稳运行，除常规监测手段外，微地震实时监测技术是储气库断层、盖层、储层及井筒监测的有效手段。新疆H储气库是国内最大陆相储气库，断裂较多，砂体变化较快，针对不同观测系统，采用微地震实时监测系统可论证监测范围、最小震级、定位精度等，在此基础上优选最优的微地震监测系统设计方案。研究过程中监测井采用“6口浅井、3口半深井”的组合井监测方式，监测能级为-0.6~-0.5级，定位精度为30 m，地面监测系统利用太阳能供电，数据采集系统通过无线传输方式，并应用微地震数据体处理解释和观测系统，实现对储气库高强度注采运行过程中动态密封性的实时监测与分析。经过5年的现场监测实践证明，该监测系统现场应用方便，灵敏度高，监测反馈速度快，能够精确地识别生产活动引起的微地震事件，有效指导了储气库注采运行过程中参数优化调整，保障了安全平稳高效运行。
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