近年来，中国页岩气研究和工业化生产获得极大发展，丰富了中国天然气地质学理论和增加了国内天然气生产供应。今后页岩气在中国天然气工业中要上更大台阶，研究解决以下4个地质和地球化学问题意义重大：①中国要突破当前单一的经济页岩气层组。美国已在29个盆地发现至少30套经济页岩气层组，但中国仅有一个盆地（四川盆地）发现1套经济页岩气层组（五峰组—龙马溪组），需要突破当前单一层组。②经济页岩气层组的RO区间值及气田的RO段值。中国经济页岩气层组的RO区间值为3.31%，气田的RO段值为2.34%，两值均较小；美国的气层组RO区间值为4.1%，气田RO段值为3.5%，两值均较大。美国一些腐泥型页岩气田发现在RO值为1.0%~1.3%的生油窗高阶段内，中国要注意处于该段值中的页岩气田勘探；同时要开辟煤系泥页岩气勘探。③气田的持续高产期。世界首个商业化开发的页岩气大气田（Barnett）实际生产显示，年产量达100×108 m3的高产期预测约为20年。中国页岩气田开发尚处在建产阶段。④断裂在页岩气保存与开发中的作用。断裂对页岩气的富集与否具双重性。美国页岩气盆地构造稳定而断裂较少，而中国页岩气盆地构造活跃且断裂发育。总体上断裂对中国页岩气弊大于利，断裂使连续分布的五峰组—龙马溪组碎块化，限制了气田面积。
松辽盆地为中生代具有“早断晚拗”二元结构的大型含油气盆地。深层断陷众多，勘探程度低，是松辽盆地油气勘探开发的战略接替领域。在徐家围子、长岭等深大断陷已经实现了天然气勘探的重大突破，发现了规模储量，但其他断陷油气勘探一直没有取得大的发现。近期双城断陷石油勘探的突破进一步证实了断陷期油气勘探的潜力。研究表明松辽盆地断陷的油气聚集与分布明显受控于断陷结构。根据双城断陷不同地区的构造特征，将双城断陷结构划分为中央断垒式、中央断堑式、单断断槽式、单断双槽式、单断多阶式和单断箕状式共6种模式，并相应构建了7种成藏模式，指出中央断裂潜山构造带、斜坡断裂潜山构造带、陡坡断裂潜山构造带和走滑背斜带是四大复式油气聚集区带，是有利勘探靶区，其中断背斜、断块、断鼻和潜山圈闭是有利勘探目标。针对这些有利的构造带应采取多层系、多目标类型的立体勘探思路，主攻中央断裂潜山构造带，实现规模发现；甩开勘探斜坡断裂潜山构造带和陡坡断裂潜山构造带，实现新区带的突破；探索岩性地层油气藏准备接替领域，实现勘探良性发展。
统计四川盆地寒武系钻井中膏盐岩含量，结合测井和地震资料刻画了全盆地膏盐岩分布。为此，将四川盆地寒武系分成以乐山—龙女寺古隆起及斜坡区为主的膏盐岩不发育区和以川东-蜀南地区为主的膏盐岩发育区。在此基础上，通过岩心和薄片观察描述揭示洗象池组储层岩石类型以颗粒白云岩和晶粒白云岩为主。储集空间包括孔隙型、溶洞型和裂缝型3大类9小类，且溶洞型是主体。物性测试结果显示膏盐岩不发育区岩心孔隙度多数在2%以下，储层段在3%以上；膏盐岩发育区岩心孔隙度平均为3.5%，最高可达5%。沉积微相是洗象池组储层发育基础，颗粒滩是主要微相类型。大气淡水岩溶作用的叠加改造是膏盐岩不发育区规模优质储层形成的主控因素。构造活动相对强烈的膏盐岩发育区，埋藏溶蚀作用的叠加改造是优质储层形成的关键。展望了洗象池组油气勘探潜力，寒武系膏盐岩不发育的古隆起及斜坡区应以寻找叠加了大气淡水岩溶作用为主的优质滩相储层，优选老井试油，勘探突破值得期待；寒武系膏盐岩发育的川东—蜀南地区以寻找叠加了埋藏溶蚀作用的改造型储层为主，优选成藏条件好的目标进行钻探，是未来勘探突破的重要领域。
基于岩心、岩石薄片、扫描电镜、粒度、X?射线衍射、孔渗和X?荧光7类数据，从岩性、沉积结构、矿物组分、主量元素和物性条件5个角度对比分析，证明柴达木盆地北缘马仙地区马西5井、马西6井、仙东1井和仙东2井路乐河组取心属于风成砂岩，首次揭示柴达木盆地路乐河组存在风成砂岩。这些风成砂岩为胶结疏松的棕黄色中细砂岩。与水成沉积相比，风成砂岩具有岩性单一、砂层厚、成分成熟度高、石英颗粒磨圆度好且具有风成砂的表面结构，以及粒度近似现代风成砂等方面的特征。在石英—钾长石—斜长石三元图、A—CN—K三元图、PCA分析和MFW三元图4类图解中，风成砂岩与水成砂岩沉积区别明显。另外，通过沉积和物源分析，认为风成砂岩是冲积扇—冲积平原沉积经由风营力的再次搬运、分选和再沉积过程就地形成，并发育于冲积扇—冲积平原的过渡地带，这一沉积模式在柴北缘地区具有较为广泛的适用性，能更好地应用于油气勘探开发涉及的沉积和储层研究。
通过对柴达木盆地全吉地区露头剖面进行详细观察和精细测量，详细分析了地层特征、沉积相类型及演化规律。结果表明：研究区七个泉组存在浅湖沉积的证据，七个泉组岩石粒度下部较细，向上部逐渐变粗，主要发育湖泊、滩坝与扇三角洲3种沉积相类型，整体为水退的沉积过程；湖泊相岩性以滨湖和浅湖泥质粉砂岩为主，夹有塑性变形构造丰富的含砾粗砂岩、中粗砂岩，属于风暴沉积产物；将滩坝相进一步划分为远岸坝砂、近岸滩砂与泥滩亚相，坝砂亚相的岩性多为灰色中、厚层砂岩夹透镜状泥岩，滩砂亚相的岩性以中薄层的粉细砂岩为主；扇三角洲相的岩性以厚层灰色砾岩、中粗砂岩为主。通过对该剖面多个出露点的沉积相对比分析，明确了沉积相在横向的变化规律和滩坝砂体空间展布规律，首次建立了该区的滨、浅湖滩坝砂沉积模式。
多点地质统计学在建立复杂结构的地质模型方面应用较为广泛。基于样式的多点地质统计学方法SIMPAT在提取数据样式、计算数据样式相似度上效率存在不足。笔者提出了一种基于众数法聚类的多点地质统计学方法（CMMS）。基本思想是定义大小2类模板，通过大模板扫描训练图像提取数据样式，并使用小模板对大模板提取的数据样式进行降维。针对离散型变量，把大模板提取的数据样式中出现次数最多的相作为对应小模板的相类型。针对连续型变量，把数据样式中各网格的变量平均值作为对应小模板的值。相似的样式通过小模板降维可以聚为一类，这种降维方式对大模板提取数据样式包含的信息保真度较高。模拟时先比较数据事件与聚类样式代表，找出最相似的一类样式，然后在选取的样式类中寻找最匹配的数据样式。通过2次样式的比对，大大减少样式相似度计算的次数。通过实例的模拟效果、计算时间对比、统计特征再现等测试表明，CMMS算法在样式对比上的计算效率比SIMPAT提高30~40倍，CMMS的模拟结果能够很好地再现训练图像中的地质模式及统计特征，并且该方法能够直接应用到连续型变量的模拟。
四川盆地东部志留系小河坝组砂岩油气显示较好，但是勘探开发未获得较大突破。应用薄片鉴定、扫描电镜等技术手段，开展了小河坝组砂岩微观结构特征研究，在小河坝组砂岩中发现了固体沥青和沥青纳米孔隙网络系统。通过与加拿大蒙特尼致密砂岩气成藏特征进行对比分析，提出了3点
①小河坝组砂岩除了发育原生孔隙、次生孔隙外，还发育固体沥青网络及存在其中的固体沥青纳米孔隙网络体系；②小河坝组砂岩沥青纳米孔隙网络源自早期充注于其中的液态烃的二次裂解，二次裂解生成的天然气泡被固化后形成沥青纳米孔隙网络；③沥青纳米孔隙网络的区域发育受控于沉积微相、砂泥组合、成藏演化过程，砂泥互层型地层组合有利于沥青纳米孔隙网络的形成，该组合发育区具有较大勘探价值。研究成果对于提高四川盆地东部小河坝组成藏地质认识和指导天然气勘探有重要意义。
如何描述高温高压下页岩储层的吸附特征，以及如何利用实验室测定的一个温度下的等温吸附曲线，预测其他温度条件下的等温吸附曲线，对页岩气藏的开发评价具有重要意义。基于D-R吸附势模型，建立了适用于高温高压条件下的等温吸附曲线方程，同时该方程可以很好地预测不同温度条件下的等温吸附曲线。利用该方法，对鄂尔多斯盆地页岩120 ℃、30 MPa等温吸附实验数据取得了很好的拟合效果，同时预测出20~100 ℃吸附曲线。预测结果表明温度对绝对吸附量的最大吸附量没有影响，仅影响绝对吸附量随压力变化的增长速度，但温度会大幅影响过剩吸附量的最大值和高压时的下降趋势。
鄂尔多斯盆地东缘某致密气区块发育多个方向的天然裂缝，同时区域内地应力方向变化较快，由于这2个因素共同决定了压裂裂缝的扩展，导致常规研究方法难以准确预测不同位置的压裂裂缝走向。采用四维影像向量扫描裂缝监测成果约束的蚂蚁体追踪技术对应力薄弱点进行预测，可以准确表征裂缝延伸方向。通过对51层裂缝监测成果统计得出，压裂井周围应力薄弱点方向可以表征压裂裂缝的延伸方向，同时识别出了172条应力薄弱点的位置、方向和规模。利用高精度地震的蚂蚁追踪技术拟合这些应力薄弱点，修正了蚂蚁体的初始边界、追踪偏差、非法步长、合法步数及停止标准等参数，实现了对整个区域压裂裂缝走向的预测。应用该成果对新监测的5口直井及2口水平井压裂段进行验证，其裂缝走向与预测结果均一致；且对未监测井的比对预测表明，预测裂缝走向的复杂程度与压裂井产能相关性好。表明该方法预测的裂缝走向准确，可为后期的井位部署及压裂优化提供可靠的支持。
鄂尔多斯盆地临兴地区垂向上发育多套致密砂岩气层，目前生产最大问题是大部分井产水且井间产水量差异大，研究区气水分布规律和控制因素认识不清严重制约了该区天然气勘探开发进程。水化学分析显示致密砂岩目的地层水为CaCl2型，气藏未受大规模破坏；通过岩石薄片观察、核磁实验分析，地层水赋存特征主要受不同孔隙类型组合和孔隙结构影响。可动自由水主要赋存于残余粒间孔、溶蚀粒间孔内，毛管水、束缚水主要赋存于溶蚀颗粒孔和晶间孔内；气水分布主要受生烃强度、输导体系、构造幅度、储层非均质性影响，远离源岩储层断裂输导能力差时储层自由可动水含量较高，且在一定的构造幅度下存在气水分异现象。气田开发过程中宜针对气水分布规律在开发井部署、合层开采及排采制度上进行优化。
致密砂岩气藏储层物性特征差异性较大，其不确定性严重制约气藏的稳产和高效开发。为有效开发致密砂岩气藏未动用储量，提高气田产量和采收率，对储层条件较为复杂的致密砂岩气藏进行井网密度优化是必要的。通过分析渗透率、孔隙度、有效厚度、含水饱和度、阈压梯度、产能系数和储容系数这7项储层物性参数对单井动态控制面积的影响，运用模糊数学方法，推理出井间无干扰时储层物性参数与单井动态控制面积的关系；并将计算所得的单井动态控制面积模糊预测值与地质井控面积对比，判断出不同储层物性条件下井网加密后井间是否会产生干扰，得到了随井网密度变化的干扰概率曲线，进而结合井间干扰概率构建了采收率评价模型，并在苏里格气田苏6区块开展应用。结果表明：使用新评价方法计算的致密砂岩气藏单井平均累计产气量及采收率，都与实际区块生产动态结果相一致，证明该方法是合理可靠的。采收率评价新方法为致密砂岩气藏井网优化提供了新思路。
火山岩油气藏是目前国内外开采难度比较大的油气藏类型之一。近些年，准噶尔盆地西北缘石炭系探明石油地质储量1.4×108 t，并建成了规模产能，为石炭系油气藏的开发奠定了很好的实践基础。准噶尔盆地西北缘金龙10井区是典型的石炭系火山岩油气藏，其储层具有岩性种类繁多、孔隙结构复杂、非均质性强的特点，明确其产能特征对油藏开发中后期研究产能控制因素和分布有良好的指导作用。利用钻井、测井、录井、岩心、地震等静态资料，发现该区火山岩储层储集空间主要以溶蚀孔隙和次生裂缝为主。结合生产监测及试油试采等动态资料，开展油藏产能特征研究，得出4种产能类型：产能稳定型、底水锥进产液稳定型、产能衰竭型、无产能型。进一步分析产能控制因素，结果表明油井产能主要受孔隙—裂缝发育情况、构造位置、边底水以及压裂规模等因素的控制。
M油田为东海首次投入开发的带底油凝析气藏，该类油气藏具有复杂的驱动能量，其渗流机理、开发技术政策与常规油气藏存在本质区别。针对该类油气藏因气窜、油侵及水侵三元一体交互作用矛盾凸现，导致难以有效开发的难题，进行了增产技术研究，同时形成了三项创新技术：基于生产时变性的变气油比分相产量劈分方法；带底油水驱凝析气藏水驱油效率计算新方法；净驱动能量下动态驱油贡献指数预测技术。这些技术成果可为带气顶油藏或带底油的凝析气藏等同类复杂油气藏的开发提供重要的借鉴及技术支撑。
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