四川盆地东南缘（川东南）丁山构造五峰组—龙马溪组页岩气勘探已取得突破，但相比涪陵页岩气田焦石坝构造，其富集高产因素又体现出其自身的特殊性。以四川盆地丁山和焦石坝地区五峰组—龙马溪组为研究对象，综合利用钻井、测井、地震及分析化验等资料，明确了两地区主要富集条件的差异性，建立了2种目标类型页岩气成藏富集模式，研究发现：（1）丁山优质页岩层段TOC≥3%的页岩仅发育于五峰组—龙马溪组一段①—③层，厚15~19 m，明显比焦石坝薄（焦页1井近38 m）；（2）丁山构造保存条件明显受齐岳山断裂控制，平面上远离齐岳山断裂、埋深更大的斜坡带和深埋平缓带页岩气层压力系数、孔隙度和含气量明显增大，而焦石坝构造保存条件明显受周边控制构造的断裂影响，压力系数、孔隙度和含气量仅在断裂附近出现明显的降低；（3）丁山优质页岩层段在自身脆性方面与焦石坝无明显差异，但由于埋深变化较大，埋深处于3 500~4 500 m富集区的优质页岩层段的地应力、岩石破裂压力明显增大。研究认为沉积环境造成了两地区页岩原生品质具有一定的差异，其中丁山属于“较快速海退型”陆棚相沉积，而焦石坝属于“缓慢海退型”陆棚相沉积；而控制构造的断裂是造成页岩气逸散方式和程度不同的主要因素。根据以上特点，建立了丁山 “齐岳山断裂带主体控制、浅埋藏区垂向、横向联合逸散、深埋藏区富集”的盆缘“鼻状断背斜富集型”、焦石坝盆内“控边断裂垂向逸散为主、横向逸散微弱、主体稳定区富集”的“断背斜富集型”成藏富集模式。
鄂西宜昌斜坡是四川盆地外寒武系页岩气勘探新区，与盆内勘探不同，宜昌斜坡发育于黄陵隆起之上，页岩气富集地质条件研究薄弱。利用最新的地震、钻探和测试资料，分析认为研究区沉积、构造演化具有特殊性，先后经历了印支期隆起雏形、燕山期快速抬升剥蚀、喜马拉雅期充填改造3个关键沉积—构造阶段。宜昌地区相对稳定的构造条件，对页岩气富集成藏有4个方面的影响：①桐湾运动末期形成早寒武世隆、凹相间的古地理格局直接影响宜昌地区寒武系水井沱组富有机质页岩的展布，对页岩气的形成分布有重要的源控作用，水井沱组页岩含气量与 TOC 含量具有较好正相关性，指示有机质丰度是影响页岩气富集的关键因素。②印支期开始隆升、燕山期迅速隆升的黄陵岩体控制宜昌斜坡区构造沉降，使下古生界页岩层埋藏深度适中、抬升早、有机质热成熟度相对低，在中、下扬子区下古生界页岩过成熟演化背景下尤为特殊。适宜的热演化条件下，水井沱组页岩有机质纳米孔发育，构成页岩气重要储集空间。③受黄陵隆起的砥柱作用，宜昌斜坡在南方中、新生代多期次强烈构造活动中免遭构造破坏和强改造，表现为隆升剥蚀为主、局限断裂活动为辅、整体构造变形弱的特点，构造保存条件较临区优越，加之页岩渗透性极低，使宜昌单斜构造上水井沱组页岩气仍有效保存，是当前该区勘探的主体。④寒武系页岩裂缝发育，早期构造作用形成的高角度裂缝、晚期由于重力顺层滑脱作用形成的低角度剪切缝，共同构成页岩气运移、储集的重要空间。宜昌地区页岩气的勘探突破表明，古隆起、古斜坡等稳定古构造周缘是中下扬子区古生界页岩气勘探的潜在有利区。
我国海陆过渡相烃源岩分布范围广，具有成熟度适中及厚度大等特点，页岩气勘探前景良好。前人研究主要聚焦于页岩气成藏条件、模式及生烃潜力，而对储层孔隙结构影响因素及复杂程度的定量表征研究较少。为了探讨海陆过渡相泥页岩的孔隙结构和分形特征，以柴达木盆地东部上石炭统泥页岩为研究对象，对研究区15件泥页岩样品采用低温液氮吸附及扫描电镜进行孔隙结构、分形特征研究，并在此基础上探讨了泥页岩有机地球化学、矿物组成、孔隙结构参数与分形维数的关系，进而揭示泥页岩孔隙结构发育影响因素。结果表明：①泥页岩孔隙形态主要有2类,第一类为楔形—狭缝型和细颈瓶—墨水瓶状型,第二类为四周开放的平行板状孔,孔隙类型以粒间孔缝、溶蚀孔和有机质孔最为发育。②应用FHH分析模型计算出了泥页岩孔隙分形维数，以P/P0=0.45为界，泥页岩存在2种不同吸附解吸机制，用D1和D2分别表示P/P0<0.45和P/P0>0.45范围内的孔隙分形维数。泥页岩孔隙具有明显的分形特征，D1分形维数与黏土矿物和TOC含量呈负相关关系；D2分形维数与黏土矿物和TOC含量呈正相关性。表明影响分形维数的主要因素为黏土矿物和有机质含量。D1和D2与孔隙结构参数的相关性都较好，但D1趋势线比D2拟合性更好，说明小孔对孔隙结构参数影响更为重要。③分形维数D1和D2之差△D=0.393，表明其结构复杂程度相差很大，双重分形特征明显。但分形维数D2越大，孔隙结构趋于复杂，孔隙表面积更加粗糙，不利于气体的渗流。
全球低煤阶煤层气资源丰富，煤层厚度大、含气量偏低、渗透性好、单井产量高，成为煤层气地质评价与产业发展的重点。国外低煤阶煤层气产量已占煤层气总产量的80%，而中国仅为1.8%。通过国内外低煤阶煤层气资源分布、勘探开发进展、地质差异性、成藏共性特点及聚气模式等研究，得出以下结论：中国低煤阶煤层气资源丰富，主要赋存于新疆侏罗系、内蒙古东部白垩系及中国东北地区古近系煤层；在以挤压、碰撞为主的构造演化背景下，中国低煤阶煤层物性显著变差，湿润气候区降雨或干旱气候区山前冰川融水的补给使煤层产生次生生物气，但区域动力变质、岩浆接触热变质所产生的热成因气，使新疆、中国东北地区低煤阶煤层含气量普遍偏高；地质差异性导致中国低煤阶煤层气风化带深、聚气模式多样、产气量偏低；气候条件、构造演化对低煤阶煤层气聚集影响显著，“淡水补给生气”、“圈闭聚气”是国内外低煤阶煤层气成藏且气井高产的共性主控因素，但生气、聚气阶段的差异会形成不同特点的煤层气藏；中国低煤阶煤层气“甜点”区评价应注重一定埋深、高煤层水矿化度、单斜/向斜的承压水滞留区或断块、背斜等圈闭部位。
煤的孔隙率是表征煤储层瓦斯富集程度的重要指标，对煤层气资源的开发至关重要。为了提高煤层气的开采和利用，且更好地研究煤储层的孔隙率。采用河南焦作古汉山矿原煤标准煤样，将煤样加工为平行于面割理、垂直于面割理和垂直于层理共3个方向，采用河南理工大学瓦斯地质研究所自制煤储层压裂模拟及物性特征实验系统，对每组煤样同步进行超声波特征和应力—应变测试实验，将所测得的品质因子、孔隙率和轴压进行两两拟合，并对其结果进行讨论。结果表明：在保持围压不变的情况下，煤样的孔隙率随轴压的增大呈线性趋势减小，并且不同方向的孔隙率压力影响系数表现出明显的各向异性；超声波在煤样中传播时，品质因子随轴压的增大而增大，且能量衰减有明显的层理效应；随着加载过程中轴压的增大，品质因子与孔隙率满足较好的线性关系，为利用纵波品质因子预测煤层的孔隙率提供了有效依据。
随着勘探不断向深层发展，震旦系白云岩因具备良好的生储盖组合条件而逐渐成为近源寻找原生油气藏的重要勘探领域。塔里木盆地塔东隆起带震旦系白云岩埋藏浅，6 000 m以内可勘探面积达1.5×1010 m2，一旦突破，将带来巨大经济效益。前期受资料所限，研究主要侧重于盆地级的大区研究，对盆内区带级的精细研究开展的比较少,对塔东隆起带震旦系白云岩沉积模式研究更少，这不仅困扰着塔东隆起带震旦系的油气勘探，而且对整个盆地上震旦统岩相古地理编图也有重要影响。借助新的钻井资料和高品质地震资料，对塔东隆起带震旦系白云岩开展地震地层学和沉积学研究，建立上震旦统沉积模式，提出塔东隆起带震旦系为断陷沉积，发育2个北东—南西向的双断裂陷，裂陷中部受基底断块隆升影响，形成断块碳酸盐岩台地，发育浅水台地颗粒滩、潮坪相沉积。震旦纪末期，受构造掀斜运动影响，南部抬升，地层遭受剥蚀，形成现今北厚南薄的楔状地层分布模式。
钻井揭示塔里木盆地顺南—古城地区奥陶系碳酸盐岩方解石脉发育，为探讨该区断裂带流体属性及油气成藏事件提供了重要素材。在详细的岩心观察基础上，开展了方解石脉的流体包裹体以及灰岩基质与方解石脉的地球化学特征对比研究。方解石脉具有多类型的烃类包裹体，包括沥青包裹体、三相烃包裹体、油水液相包裹体以及富气包裹体。方解石脉中与烃类包裹体共生的盐水包裹体具有较高的均一温度（130~160 ℃）。贫18O（δ18O =-13.1‰~-8.7‰）、富87Sr（87Sr/86Sr=0.708 879~0.710 432）、偏高稀土元素总量和正铕异常表明构造成因方解石脉主要来源于围岩的溶解以及成岩—成烃流体，未发现大气淡水参与的迹象。方解石脉中富含烃类包裹体可能表明研究区北东向走滑断裂带是油气运移与聚集的重要通道。
为了进一步扩大塔里木盆地库车坳陷白垩系储层的勘探成果，明确储层的形成机理，基于钻井、录井、普通薄片、铸体薄片、粒度分析、X?射线衍射和物性分析等资料，系统开展了塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带和秋里塔格构造带白垩系巴什基奇克组储层特征及控制因素对比研究。秋里塔格地区白垩系储层粒级粗、长石含量低、岩屑含量高（以沉积岩岩屑为主）；填隙物含量略低、杂基含量高、胶结物含量低；物性相对好，为低孔特低渗储层，具有排驱压力较高、孔喉半径中—小、细—微细喉的特征；压实作用中等，胶结作用中等，溶蚀作用较强，有利于储层孔隙的保存。克拉苏构造带白垩系储层粒级细，以中、细砂岩为主，长石含量高，岩屑含量低，少量沉积岩岩屑；填隙物总量略高，杂基含量低，胶结致密；面孔率普遍较低，微裂缝普遍；物性差，为超低孔超低渗储层，具有排驱压力高、孔喉半径特小、微细喉的特征；压实作用强、胶结致密、溶蚀作用弱，裂缝对储层孔隙的贡献有限，却大大改善了储层的渗透性能。
目前对碳酸盐岩的研究主要关注其油气的储集空间，针对含油气盆地中碳酸盐岩的勘探也主要是为了寻找优质的油气储集体。然而，随着油气勘探向深层更古老的地层拓展，有效的碳酸盐岩储—盖配置显得至关重要。勘探证实，深埋条件下碳酸盐岩有利相带仍然发育高孔渗的优质储集体，然而是否发育与之配置的碳酸盐岩盖层就成为了制约深层碳酸盐岩油气勘探的关键因素。首次系统全面地通过对典型碳酸盐岩开展不同温度条件下三轴应力加载全过程渗透力学试验，得出了碳酸盐岩在破坏变形过程中渗透率随温度、围压的演化过程。试验分析结果显示，典型白云岩和典型灰岩在深埋应力作用过程中渗透力学行为特征具有明显差异，白云岩更多地显示出储集性能的特征，表现为脆—塑转换临界围压较大，岩石更容易形成裂缝，渗透率随温度的增加而增大等；而灰岩则表现出盖层的属性，体现在脆—塑转换临界围压小于白云岩，岩石相对容易形成密闭，渗透率随温度的增大逐渐减小。综合分析认为，白云岩和灰岩的纵向叠置能够形成有效的油气藏储—盖组合。
四川盆地磨溪区块灯影组四段气藏储集空间多样，储层非均质性强，流体渗流规律复杂。气藏开发过程表现为以下3个特征：①气井产能差异大，以中高产井为主；②气井稳产能力差异大，大多数井稳产能力较强；③分段酸压工艺和特殊工艺井可大幅度提高气井产能。为弄清气井产能分布特征，采用气藏工程研究与综合地质研究相结合，分析气井产能在平面上的分布特征。研究结果表明：气井产能在平面上具有明显的分区分带特征。气井产能在平面上主要分布在4个区域：Ⅰ区，上覆灰岩厚度为0 m区域；Ⅱ区，上覆灰岩厚度介于0~5 m之间区域；Ⅲ区，上覆灰岩厚度介于5~20 m之间区域；Ⅳ区，上覆灰岩厚度介于20~40 m之间区域，同时建立了不同区域内气井产能与上覆灰岩厚度的拟合公式。气井产能在平面上主要分布在台缘带、台内带和坡折带3个带，气井产能由台缘带、台内带到坡折带依次减小。研究成果可有效支撑气藏开发建产区筛选、井位部署和气井产能评价。
为了探究多层煤层气藏合采层间储层处液面压力的关系、层间生产压差的关系以及各储层见气时间的关系，以多层叠置独立煤层气藏为研究对象，从成藏特征和煤层气产出机理出发，基于煤层气井井底压力表达式，推导了层间储层处液面压力的关系表达式，进而推导了层间生产压差的关系表达式以及层间见气时间的关系表达式。通过分析得出：①由于层间距的存在，在下储层未暴露时，上下储层间储层处液面压力存在一定的差异，当下储层暴露后，上下储层间的储层处液面压力相等；②层间生产压差和层间见气时间也不一定相等，且差异的大小均与储层压差、层间距、储层暴露情况有关，其中层间见气时间的差异还受气井排采压差的影响。研究成果为煤层气多层合采井排采制度的制定以及多储层煤层气藏合采模拟实验方法的选取提供了理论基础。
非常规气藏已经成为中国油气增储上产的主要阵地，压裂水平井缝网—井网自动优化技术是实现非常规气藏高效开发的关键技术。基于油气藏数值模拟方法，采用同步扰动随机逼近算法建立了压裂水平井单井自动优化模型，对水平井位置、水平井长度、水平井倾角、裂缝与水平井夹角、裂缝条数和裂缝导流能力等关键参数进行自动连续性同步优化，并在典型非均质气藏中对压裂水平井单井参数进行了优化应用。采用该优化方法可以自动优化初始开发方案，得到经济净现值最佳的开发方案。在此基础上，对压裂水平井和裂缝的位置进行约束，建立了压裂水平井缝网—井网自动优化模型。并将该方法应用于典型非均质气藏，优化后的最佳开发方案经济净现值比初始开发方案增加了2 699.688万元。研究表明该压裂水平井缝网—井网自动优化方法能够自动同步优化井网形式、布井数目、水平井倾角和长度、射孔位置及裂缝属性等参数，并得到与地质情况相匹配的最优压裂水平井井网分布。
D—T2二维核磁共振能够快速、直观地区分不同性质、不同赋存状态的孔隙流体，已成为储层评价的热门技术，但对于页岩油储层，常规储层的D—T2孔隙流体解释图版并不适用，考虑受限扩散、内部梯度等影响因素的修正图版也难以满足页岩油储层油、水识别的要求。为此，采用理论分析与实验分析相结合的方法，对D—T2孔喉尺度分辨率、流体含量分辨率、孔隙流体解释图版3个关键要素进行了深入研究。结果表明，D—T2孔喉尺度分辨率、流体含量分辨率均低于T2一维核磁共振，难以检测到T2短于2 ms、含量低于0.2%的流体信号；D—T2信号位置与流体含量有关，且随着流体含量的递增，具有随机游走特性。2口页岩油井的应用表明，基于流体含量信号响应轨迹的D—T2流体解释图版能够实现页岩油储层的准确解释。
基于火成岩缝洞储集层压后气体分阶段流动特征的研究，应用测井信息定量表征气体流量主控因素，提出一种火成岩缝洞储集层参数相互弥补评价模型预测压后天然气日产量的方法。该方法以描述可压缩流体流动的Hagen?Poiseuille定律为基础，根据火成岩缝洞储集层压后气体在不同流动阶段的路径不同特征，明确火成岩缝洞储集层压后天然气日产量的主要影响因素是基质孔隙和裂缝网络及二者匹配关系，建立基质孔隙、裂缝网络及岩性体厚度相互弥补评价模型，通过多元非线性回归确定出模型中各储层参数对日产量的贡献因子，最终实现火成岩缝洞储集层压后测井产量预测。将此方法应用于准噶尔盆地滴西地区石炭系火成岩缝洞储集层，预测结果与实际试气结果吻合较好，为火成岩缝洞储集层试气选层提供了准确的依据。
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