页岩储层经水力压裂后，发育不同尺度的裂缝，返排液滞留在储层与裂缝中，改变了页岩储层的含水饱和度，从而影响了页岩气的流动。为研究微裂缝条件下水对页岩储层渗流能力的影响，选取四川盆地下志留统龙马溪组储层黑色页岩，经巴西劈裂造缝处理后开展岩心实验，并结合扫描电镜实验方法以及渗流力学理论对含水条件下页岩储层渗流能力的影响因素进行分析，结果表明：黏土矿物含量以及缝网发育程度决定了页岩储层渗流能力；黏土矿物含量越多，储层渗流能力下降越大；主裂缝的开度及缝网形态控制着水在裂缝系统中的作用范围。通过拟合实验数据建立渗流能力下降幅度与面积密度方程，并对微裂缝条件下水对页岩渗流能力的影响情况做出细致分析。
页岩气藏的经济开发成为了当前非常规天然气开发关注的焦点。页岩气藏开发方式以“水平井+水力压裂”为核心技术，水力压裂过程中存在“大量压裂液滞留储层，难以返排，形成水相圈闭损害，阻碍气体产出”的工程难题。此外，水力压裂能形成大规模复杂缝网，沟通了微米级裂缝，而基块纳米级孔隙中气体仍然难以进入裂缝。从室内实验和矿场试验两方面概述了储层高温热处理的研究进展，提出了与水力压裂技术协调的富有机质页岩储层热激致裂的方法，从页岩储层地质特征与工程实际分析了页岩储层适合热激增渗的有利条件。研究认为，热激条件下有机质生烃增压、丰富多样的矿物组分差异热膨胀、微米—纳米级孔隙压力仓作用是页岩热致裂的有利地质条件；基于页岩气井体积改造形成的裂缝网络，滞留压裂液不仅能提高页岩导热能力，且在热激条件下水热增压、热液溶蚀作用可为页岩致裂增渗提供重要的工程条件。充分利用页岩储层独特的地质优势和有利的工程条件，包括热液作用、矿物组分非均匀膨胀致裂和热促吸附气解吸的热激法对压裂后的页岩储层进行改造，能够有效缓解甚至解除水相圈闭等储层损害，促使水力裂缝或天然裂缝两侧基质岩石热致裂，改善裂缝网络，增强页岩储层基质—天然缝—人工缝多尺度传质能力，同时实现压裂液的回收再利用，这将是一种环境友好型的有效开发页岩气藏的新方法。
针对油气田产量递减规律，广大研究者提出多种产量递减模型，如：Arps模型、SEPD模型、Duong模型以及它们之间的组合模型等。在实际生产中，由于递减模型种类繁复，使用条件不同等原因，在应用递减分析时难以选择最优递减模型。通常做法是利用线性拟合或非线性拟合方法拟合实际生产数据，通过相关系数高低来确定选择的模型，这种选择办法需对每种模型都进行拟合，计算工作量较大。鉴于此，提出一种新的产量递减模型，通过理论验证，确定新模型既包含Arps递减规律，也涵盖SEPD模型和Duong模型。实际生产数据分析表明，该方法拟合精度高，适用范围广，可有效避免模型选择问题，为递减分析方法选择提供了依据。
流体在多孔介质中的宏观特性由介质本身的孔隙结构直接决定，速度场和流量场作为连接微观和宏观的桥梁显得尤为重要，但相关的研究相对较少。基于孔隙网络模型中的流动模拟，采用欧拉描述方法，系统统计了多孔介质中速度和流量的分布，分析了速度和流量的概率密度函数随孔隙结构的变化关系。研究表明：①随多孔介质无序性的增加，速度的分布范围急剧增加，流量的分布范围变化不大；②速度的概率密度函数随无序因子的减小依次表现为：高斯分布、指数分布、指数截断的幂律分布及幂律分布，流量的概率密度函数主要受孔隙非均质性的影响，表现为高斯分布和指数截断的幂律分布；③归一化流体速度的平均值受变异系数和配位数共同影响，且与配位数成乘幂关系，归一化流体流量的平均值不随配位数的变化而变化，但其随变异系数的增加而降低。
柴达木盆地阿尔金山前东段供烃区位于南部的侏罗系生烃凹陷，源储距离较远，断裂和不整合是该区主要的输导体系，对油气成藏具有控制作用。断层输导性评价表明，近南北向断裂是该区主要的油源断裂，主要控制油气垂向运移，在成藏关键时期油源断层输导性控制油气差异成藏。“TR”不整合是该区最重要的区域角度不整合，可分为基岩不整合和侏罗系不整合2种类型，均发育3层结构，包括底砾岩层、风化残积层和半风化层，其中基岩风化残积层和半风化层具有较强的输导能力，主要控制油气的长距离横向运移。断裂和不整合配置关系可分为2种组合类型、3种组合样式，组合类型决定成藏模式，组合样式控制优势运移通道和油气富集。
侏罗系烃源岩为柴达木盆地北缘（下文简称柴北缘）腹部重要的烃源岩层系，但对其复杂的生烃演化尚未有系统的认识。在钻井、地震及分析测试等资料的基础上，应用PetroMod盆地模拟软件，根据EASY%RO模型，恢复了研究区内不同构造单元侏罗系烃源岩热演化史，分析不同生烃凹陷的差异热演化特征，为柴北缘腹部地区下一步油气勘探提供重要依据。研究表明：侏罗系烃源岩热演化程度自西向东逐渐降低，西南部昆特依凹陷、伊北凹陷的下侏罗统烃源岩在古近纪初期进入成熟阶段，古近纪末期达到生烃高峰；东北部赛什腾凹陷的中侏罗统烃源岩在上新世晚期进入生烃门限，现今仍处于生烃高峰末期。柴北缘腹部构造带总体经历了燕山运动末期和喜马拉雅运动末期2个关键成藏期，根据历史生烃时期与构造样式的匹配关系，认为冷湖七号地区为下一步勘探有利区带。
近临界流体相态变化非常复杂，易挥发油和凝析气的性质相近，常规方法难以判断其是油藏还是气藏。以塔里木盆地塔中1号气田中古43井区和金跃201井2类近临界地层流体为研究对象，通过观测近临界“乳光现象”，应用气油比、相图、密度及组分等不同方法对油气藏类型进行判定，综合不同方法对比研究表明：利用测试时流体图像与无因次压力关系曲线法相结合判断近临界流体类型比较准确；塔中1号气田中古43井区属于特高含凝析油凝析气相态特征，金跃201井属于近临界挥发油相态特征。通过注气实验，近临界油气藏出现干气、凝析气、凝析液三相共存的流体特征，造成不同位置的生产井气油比差异较大。
开展储层精细评价和分级评价对致密砂岩气资源开发具有重要意义。利用铸体薄片、扫描电镜等实验，从储层岩石学、孔隙类型、成岩演化和储层分类等方面对松辽盆地南部德惠断陷合隆—兰家反转带泉一段致密气储层发育规律及有利储层分布进行研究。结果表明：研究区泉一段致密气储层孔隙以溶蚀的粒间孔、粒内孔为主，物性较差，主体呈低孔—低渗或超低渗特征。成岩演化序列为：①早成岩A—B期，含一定量的高岭石，同时石英次生加大指示发生早期压实作用；②早成岩B期，少许不稳定组分被方解石交代并发生方解石粒间胶结；部分白云石交代早期形成的方解石，形成白云石内方解石的交代残余；③中成岩A期，酸性水体环境会诱发高岭石的沉淀和碳酸盐矿物的溶解；④中成岩B期，沉淀的铁白云石与铁方解石以及石英加大造成孔隙大大降低，后期溶蚀作用较弱，储层致密程度加深。利用K?means聚类方法将研究区泉一段致密储层划分为4类，主要以III类、IV类为主。其中：I类储层主要位于研究区北部和中部，分布范围最小，约占总体储层分布的5%；II类储层在研究区北部，分布范围较大，约占10%；III类储层的分布范围最大，约占60%；IV类储层较II类储层发育，呈连片状、条带状分布，约占25%。
通过地质背景研究认为影响柴达木盆地北缘地区氦气富集的主要因素有广泛分布的岩体、发育的断裂及地下水系统等。其中岩体提供充足的氦气气源，断裂及地下水系统提供良好的天然气运移通道及运移载体。4He、20Ne等稀有气体同位素具有良好的线性关系，证明地下水系统在氦气富集过程中有着重要作用且氦气含量较高。运用对渭河盆地及邻区氦气调查所形成的氦气成藏理论认识，预测柴北缘地区具有壳源氦气资源远景，通过对该区马北油气田、东坪气田等氦气远景区天然气井口样品分析，发现氦气含量普遍较高，同位素分析表明该区氦气为典型壳源氦。分析的22个样品中21个达到或超过工业标准，按照马北地区16个样品平均氦气体积分数0.28%估算，仅马北地区就可成为大型氦气资源远景区。通过进一步调查评价，研究区有望获得特大型氦气资源储量。
涪陵页岩气田虽已取得巨大成功，但随着气田开发进入递减期，单井产量逐年递减，因此需寻找新的增产阵地。以四川盆地焦石坝地区龙马溪组一段上部为研究对象，在有机地球化学、全岩X?射线衍射、扫描电镜和岩心观察的基础上进行分析。结果表明，上部气层整体为Ⅱ类页岩储层，具有较优的地质条件。此外通过微地震监测等手段发现，下部气层井压裂形成的有效裂缝大部分未向上延伸至上部气层；上部气层井投产前地层压力比同期邻井的实测地层压力高21.03 MPa，也证实上、下部气层未沟通，上部气层可单独开发。对上部气层评价井进行生产动态分析，计算单井技术可采储量，均达到较高的技术可采储量，具有良好的开发潜力。
近年来随着非常规油气的开发，微裂缝对于油气勘探开发的意义日益突显。国内外学者围绕不同储层中微裂缝的定义、分类、成因、主控因素及预测方法等方面进行了广泛而深刻的探讨。总结认为：定义微裂缝长度的上限值为50 mm，开度的上限值在不同储层中有所差异。基于成因的分类方案优于其他分类方案且目前应用最广。不同岩石中的微裂缝均是构造作用、成岩作用和异常高压作用等单因素或多因素叠合作用下形成的。不同类型的微裂缝主控因素差异较大，且不同储层中同一类型的微裂缝主控因素也有所差异。微裂缝的预测目前仍处于早期探索阶段，现有方法存在准确性和可靠性差、对资料要求高和成本高等方面的问题。基于分形和压汞曲线等的定量化分析技术是微裂缝定量化表征的主要手段。微裂缝的研究对于宏观裂缝的预测、沉积成岩演化的恢复以及油气开发具有重要意义。不同储层中微裂缝的对比、微裂缝与沉积和成岩的关系、微裂缝预测与定量化研究、不同成因微裂缝与孔隙空间的组合关系以及不同成因微裂缝对储层渗透率的贡献是下一步微裂缝研究的重点。
北美页岩油气的成功勘探带给全世界新的油气勘探思路。中国陆相盆地的页岩油资源非常丰富，但中国陆相盆地特殊复杂的地质与工程条件也给中国的勘探家们带来了诸多难题。近年来页岩油的概念内涵饱受争议，中国陆相页岩油的形成条件、赋存形式、成藏机理、资源潜力与有利发育区等内容成为研究热点，中国陆相湖盆发育淡水、咸水环境2类优质烃源岩，经研究表明，淡水、咸水环境均可发育高TOC页岩。微米—纳米级孔隙是页岩油重要的储集空间，主要包括晶间孔、有机质孔、层理缝、微裂缝等，纹层状岩相是页岩油勘探的有利岩相已成为共识，页岩油丰富的资源量引起了国内各大石油企业的关注，页岩油相关的勘探开发工作也先后开展，并取得了很大进展。目前，中国页岩油勘探开发仍存在众多问题，页岩油概念混乱、地质条件复杂、工程手段有限等一系列问题亟待解决。总体来看，页岩油革命即将到来。
四川盆地奥陶系油气勘探至今未获得突破，目前已发现的少量油气发现主要集中在下奥陶统南津关组和顶部宝塔组致密灰岩，由于从中获得的地球化学信息有限，制约了对奥陶系油气成藏的认识与研究。近期在奥陶系岩石样品中获得了油苗样品，为奥陶系成藏条件的深入研究提供了重要信息。通过对四川盆地北部毛坝河剖面奥陶系宝塔组生屑灰岩中发现的液态轻质油苗开展深入分析，综合运用饱和烃色谱、碳同位素组成、包裹体特征分析等方法，对比了川北地区河深1井，川中地区古隆起以及川东南地区东深1井等奥陶系成藏条件，初步明确了川北地区与川东南地区宝塔组油气来源于上覆的五峰组、龙马溪组烃源岩的供烃，具有上生下储型成藏特征；川中古隆起奥陶系油气主要接受来自下伏寒武系烃源岩的供烃，为下生上储型成藏模式。研究将进一步明确四川盆地奥陶系油气勘探潜力和方向。
目前石油和烃源岩中金刚烷类化合物的检测主要采用气相色谱—质谱（GC?MS）仪和气相色谱—质谱—质谱（GC?MS?MS）仪。在GC?MS分析中，金刚烷类化合物普遍存在明显的共溢出现象，而GC?MS?MS分析通过多反应监测（MRM）方式有效解决了GC?MS分析中共溢出问题。通过对塔里木盆地4种不同类型原油样品中金刚烷类化合物的GC?MS、GC?MS?MS定量结果对比，发现MRM GC?MS?MS具有更低的检出下限和定量下限、更高的灵敏度和准确度，能够检测出更多的金刚烷类化合物，是一种较好的检测原油和烃源岩中金刚烷类化合物的分析方法。对三金刚烷、四金刚烷系列化合物含量低的原油样品， GC?MS?MS方法可以获得清晰谱图，但GC?MS?MS对金刚烷系列的准确定量仍需建立原油样品中金刚烷系列全部化合物的响应因子。
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