煤层气井产能预测一直是天然气工业领域试图解决的技术性难题。为探究水力压裂条件下裂隙性煤储层气渗透机理及产能规律，首先考虑其原生裂隙的几何特征对裂缝扩展规律的影响，结合经典PKN模型建立了改进的水力裂缝扩展模型；其次考虑排采过程中水力裂缝几何尺寸变化对煤储层孔隙率的影响，基于储层压力梯度动态方程建立了储层动态渗透率模型；最后运用流体质量守恒原理建立了裂隙性储层煤层气垂直井产能预测模型。运用该模型对河南焦作“三软”矿区GW试?008井进行了试验期70 d的产能计算，并与实际排采值进行对比，发现理论计算值与实际排采值动态变化曲线吻合度较高，平均日产气量分别为360.768 m3/d与381.489 m3/d，相对误差仅为6%，验证了产能模型的正确性。研究成果对我国“三软”矿区煤层气的开发利用具有重要的借鉴意义。
中国致密砂岩气资源丰富、分布广泛，但储层非均质性强，单井产量低，有效开发难度大。为提高致密砂岩气单井产量和储量动用程度，探索致密砂岩气藏多层系高效立体开发模式，以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气示范区盒8段、山1段等多套含气层系为例开展了研究，提出了一套致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术体系。首先，针对致密储层特征，通过利用三维地质建模与三维地震资料对各小层砂体空间展布进行精细刻画和含气有利区评价；其次，优选水平井开发主力层位和落实水平井部署有利区，整体部署盒8段、山1段2套水平井井网，进行多层系立体水平井开发；第三，应用地质—地震综合水平井地质导向技术，有效提高了气层钻遇率。基于该技术开发体系，完钻的多层系水平井气层钻遇率较邻近区块提高了10%以上，试气平均无阻流量达到87.3×104 m3/d，实现了致密气藏的高效开发。
多级酸压、压裂等分层改造后的垂直合采井井周储层往往存在纵向非均匀的改造边界，为了探究改造边界纵向非均匀性对储层流体流动和生产井井底压力的影响，建立了考虑纵向非均匀复合半径（Vertical Non?Uniform Composite Radii， VNCR）的垂直合采井井底压力响应模型。通过Laplace空间变换、Bessel函数、克莱默法则和Stehfest数值反演方法得到了井底压力解，绘制了压力响应特征曲线并划分了流动阶段，分析了VNCR的空间分布类型对井底压力响应和储层流动的影响。结果表明：VNCR会引起储层出现新的过渡流和径向流，造成储层出现三区径向复合储层的压力响应特征，且新的径向流由VNCR在储层的厚度占比决定；VNCR空间分布类型对井底压力响应的影响存在多解性，仅通过井底压力和压力导数不能得到VNCR确切的空间分布，但可以确定VNCR的最小和等效边界、储层占比、内部储层体积大小等信息。结论认为：分层改造储层的体积和等效边界值可以通过井底压力响应得到，但具体的空间分布不能仅依靠压力响应获得；当压力响应出现三区径向复合储层特征时，应当格外谨慎地选择储层模型进行解释。
水力压裂技术是页岩气开发的核心技术之一，大规模水力压裂技术可能会带来大量压裂返排液，而压裂返排液存在污染地下水和地表水等风险。综合对比分析四川盆地威远页岩气开发区压裂返排液与盆地内不同层系地层水地球化学特征，结果表明：威远页岩气返排液具有高矿化度、高含金属离子的特点，但与地层水相比，返排液中钠（7 334 mg/L，n=63）、钙（297 mg/L，n=62）、锶（73.07 mg/L，n=64）、镁（32.1 mg/L，n=42）、钡（153.12 mg/L，n=64）、锰（1.83 mg/L，n=35）、锂（17.53 mg/L，n=64）、溴（72 mg/L，n=70）、氯（12 578 mg/L，n=70）等含量基本上都是低于地层水，但硼含量（38.2 mg/L，n=64）与二叠系和三叠系地层水相近，低于震旦系和寒武系地层水。返排液B/Cl值、Li/Cl值和Na/Cl值基本都高于地层水，但Ca/Cl值和Br/Cl值则低于地层水。返排液、压裂注入液、寒武系地层水的溴氯含量具有很好的线性相关性（R2=0.967 3），表明威远页岩气开发区返排液为压裂注入液与滞留在志留系页岩中的地层水的混合产物，且该地层卤水与寒武系相近。由于白云岩化作用，地层水具有富钙贫镁的特征，因此，返排液也具有富钙贫镁的特征。与生活饮用水卫生标准（GB 5749—2006）相比，返排液钠、氯、硼、钡、锰、铁、铊、SO42-等含量以及矿化度远高于前者，对环境具有潜在影响，不宜直接排放。威远返排液的处理主要采用循环利用方法，如果在循环利用之前能够根据返排液主微量元素的化学组成进行针对性前期处理，则可降低返排液复杂成分可能对页岩气产量与开采难度的影响，从而大大提高该方法的可行性。页岩气压裂返排液与常规地层水元素化学组成的差异性及其潜在环境风险的研究，为压裂返排液的处理与污染防控提供了重要的科学依据。
选取高岭石、伊利石和绿泥石3种黏土矿物，以不同比例分别与Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型干酪根混合并进行热解实验，探讨黏土矿物种类及含量对不同类型烃源岩热解参数影响。实验结果表明，黏土矿物对干酪根热解生烃作用同时具有层间吸附作用和表面吸附作用，黏土矿物的表面吸附作用会增大矿物的催化能力，层间吸附会造成大分子烃类被吸附在层间沉淀，抑制热解烃（S2）的生成。小分子烃类不易被层间吸附，因此，高岭石、伊利石、绿泥石对Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型干酪根游离烃（S1）生成表现为催化作用，黏土矿物+干酪根混合样S1比纯干酪根S1高，大分子烃类易被催化裂解为小分子烃类，导致S2峰前移，使干酪根Tmax值减小，且随着黏土矿物含量越高，Tmax值越小。伊利石和绿泥石存在层间吸附作用，对母质类型好、易形成大分子烃类的Ⅰ型干酪根S2层间吸附作用较强，导致黏土矿物+干酪根混合样S2比纯干酪根S2低，这种层间吸附作用使S2峰出现滞后，使Ⅰ型干酪根Tmax偏高。
继四川盆地、塔里木盆地发现大量的海相原油裂解气气田之后，在渤海湾、柴达木等陆相盆地也发现存在陆相原油裂解气，但目前对陆相原油裂解气的生气机理、主控因素以及与海相原油裂解气差异性研究还不够。采用封闭体系黄金管热模拟实验方法，选取陆相原油样品开展裂解模拟实验。结果表明：①陆相原油在高演化阶段可以大量裂解生气，陆相纯原油系列主生气期对应的RO值为1.7%~3.3%；②砂岩介质下的原油主生气期对应的RO值为1.7%~2.6%，对陆相原油裂解有催化作用；③陆相原油裂解分为3个阶段，RO=0.9%~1.6%时为原油初步裂解阶段，RO=1.6%~2.1%为原油大量裂解阶段，RO=2.1%~4.2%为原油裂解衰竭阶段；④纯原油与砂岩介质下的原油碳同位素随温度升高呈现相似的变化规律，乙烷与丙烷碳同位素值均在原油裂解衰竭阶段出现倒转。随着勘探向深层发展，陆相原油裂解气藏的发现会越来越多，因此，深入研究陆相原油裂解气的生气机制和产气特征对寻找和发现规模陆相原油裂解气田（藏）具有重要指导作用。
近年来，随着同位素分析手段的不断进步，Li同位素广泛应用于多种地质研究过程的示踪研究中。简要介绍了Li元素独特的地球化学性质和自然界各地质储库中的Li含量及同位素特征，分析了地球表层和地下深部地质过程中Li同位素的分馏机制，总结了Li同位素在示踪大陆化学风化和板片俯冲过程中的应用进展，讨论了在表层和深部物质循环过程中Li在各储库间的分配。最后，结合火山活动对沉积盆地有机质富集的影响等相关问题的研究，提出Li同位素在鉴别“水携型”和“空降型”凝灰岩中具有较大潜力。
基于油气成藏油源分析、油气地质条件及控藏要素评价，综合岩心观察、薄片鉴定、测井和录井及分析化验资料，研究了准噶尔盆地中拐凸起二叠系上乌尔禾组油气成藏条件及其主控因素。结果表明：中拐凸起上乌尔禾组毗邻准噶尔盆地三大富生烃凹陷，处于构造高部位油气优势运移指向区；大面积分布的扇三角洲前缘水下河道砂砾岩、河道间及湖泛细粒沉积构成优质储盖组合，储集体与油源断裂相通控制油气聚集；在构造和地层双控下形成5个有效圈闭，具备油气成藏的有利条件。其中，充足稳定的油源供给且长期位于油气运移指向区是油气成藏的物质基础，发育的多期扇三角洲沉积体系以及砂砾岩储层控制油气成藏的规模，上倾方向不同岩性尖灭或岩性变化遮挡构成不整合—断裂—超覆尖灭控制的复合型圈闭，控制油气藏空间分布。
准噶尔盆地盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系具备良好生储盖组合，为近源寻找原生油气藏的重要勘探领域。前期勘探主要立足中浅层，以寻找次生高效油气藏为主，认为二叠系、三叠系由于埋藏深度大，储层不发育，一直未作为主探层系，勘探进展缓慢。近年来玛湖大油区的发现为盆地扇体勘探提供了重要启示。借助玛湖勘探经验，对该区二叠系、三叠系油气成藏条件开展系统研究，通过扇体、储层、不整合面及断裂体系等整体评价，进一步深化了地质认识，提升了资源与勘探潜力。研究表明：盆1井西凹陷斜坡区发育二叠系风城组和下乌尔禾组2套优质烃源岩，二叠系、三叠系规模有效砾岩储层发育，断裂、不整合面及砂体构成立体输导体系，区域、局部泥岩盖层、平原致密遮挡带构成多重封盖保存条件，为大油气田的形成奠定了基础。建立了源上下生上储、源侧新生古储、源内自生自储3种成藏模式，并提出了各种模式下的油气富集规律。盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系是油气运聚成藏的有利区，具有“多层系纵向叠置、优质储层平面连片、多成藏类型”特征，资源潜力大，勘探程度低，优选斜坡区二叠系上、下乌尔禾组和三叠系百口泉组作为油气勘探的突破口，实现准噶尔盆地中央坳陷二叠系、三叠系全面突破。
中二叠统是准噶尔盆地重要的烃源岩层位及页岩油勘探层位。岩石地层单元芦草沟组与平地泉组以沙奇凸起相隔。尽管芦草沟组页岩油相关的研究已经取得较多成果，但对沙奇凸起以北广阔的克拉美丽山前地带平地泉组的研究还相对薄弱。以石树沟凹陷平地泉组全井段取心的石树1井为例，通过详细的岩石学、沉积相以及烃源岩参数分析，探讨了克拉美丽山前平地泉组的细粒岩特征、垂向分布及页岩油勘探前景。结果表明：①平地泉组为一个完整的三级层序，对应于南缘芦草沟组与红雁池组；有利烃源岩发育在湖平面上升半旋回的上部，即平地泉组下段的中上部，与芦草沟组中上部对应。②平地泉组烃源岩以高含量方沸石为特征，与芦草沟组在岩石结构组成上存在一定差异；有机质以内生藻类为主，类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，与芦草沟组基本一致。③平地泉组细粒岩以块状为主，页理相对于芦草沟组欠发育。研究层段下部烃类滞留明显，具备“自生自储”型页岩油勘探潜力。
塔里木盆地塔中隆起下奥陶统鹰山组三段—四段高产油气的发现揭开了塔中地区2套新的含油气层系，预示广阔的勘探前景，但成功井与失利井的共存是明确该区油气富集规律，划分有利区带，实现高效勘探不可回避的核心问题。借助钻测井、野外露头剖面、高品质三维地震数据资料，结合相应的物探技术手段对油气富集主控因素进行研究，并据此对成藏有利区带进行了预测。结果表明：满加尔凹陷寒武系烃源岩是塔中隆起油气的主要来源，研究区从位置上更靠近满加尔生烃凹陷，近源是该区油气成藏的物质基础；Ⅰ、Ⅱ级北东向油源走滑断裂贯穿研究区南北，有效沟通深层寒武系烃源岩，成为油气横向疏导、纵向调整的有效路径，又因其活动期次、强度不同，平面上分段性明显，造成走滑断裂断穿层位，构造样式存在差异性，羽状破碎带是油气成藏的优势区；鹰一段—鹰二段致密灰岩与数百米厚的桑塔木组泥岩阻止了油气的向上逸散，是区域上的有效盖层。基于上述认识，运用模型正演分析缝洞体储层地震反射特征，与实钻井能够很好地吻合，并以此确定塔中隆起塔中Ⅰ号断裂带附近的基底古构造宽缓斜坡区鹰三段—鹰四段羽状断裂与强串珠共同发育区为有利勘探区带。
研究吸附热对认识煤吸附甲烷作用机理具有重要作用。利用重量法对2组煤样进行303 K、308 K、313 K等温吸附实验，计算得到煤吸附甲烷的等量吸附热，分析煤吸附甲烷的热力学性质。结果表明：计算得到的等量吸附热在实验温度压力及对应的吸附量范围内最大值分别为30.51 kJ/mol和23.14 kJ/mol，表明煤对甲烷吸附属于物理吸附；等量吸附热随吸附量的增加而单调缓慢增加是因为吸附甲烷分子之间存在的相互作用力起主导作用；利用303 K和313 K等量吸附热数据预测了318 K等温吸附特征，与实验室实测等温吸附数据对比发现二者趋势相同，2组煤样相对误差分别为2.26%~5.72%和0.29%~2.19%。研究为利用等量吸附热预测不同温压条件下等温吸附特征提供了新方法。
为了研究修武盆地下寒武统荷塘组海相页岩储层及其含气性特征，连续选取富有机质钻井页岩为研究对象，进行有机地球化学分析、岩石学、孔隙度、低温N2吸附、CO2吸附和超临界CH4等温吸附等系列实验。RO值为1.74%~2.32%，平均为2.10%，为高成熟阶段。页岩TOC含量高，平均为3.21%；矿物组成以石英和黏土矿物为主，平均为52.66%和35.56%，并发育少量长石、碳酸盐和黄铁矿。平均孔隙度为2.05%，具低孔特征，平均孔径为8.416 nm，主要发育开放型圆筒状孔隙、层状狭缝形孔隙和细颈广体墨水瓶状孔隙；比表面积和孔体积普遍较高，分别为6.94~46.48 m2/g、0.004 2~0.020 1 cm3/g，其中微孔提供较大的比表面积，与四川盆地龙马溪组页岩数值相近，表明其具有充足的储气空间。研究区不但具有良好的生气物质基础，而且具有较强的CH4吸附能力，平均吸附量为1.71 m3/t；影响吸附的主要因素是TOC含量和孔隙结构，石英为有利因素，黏土矿物对吸附影响微弱。页岩厚度大、埋深较浅，有机质类型以生烃能力强的Ⅰ型为主，脆性矿物含量高，综合认为该区具有较好的页岩气勘探潜力。
湘鄂西地区为南方海相页岩气勘探开发潜力区之一，志留系龙马溪组是其有利的页岩气层段。利用氩离子抛光—扫描电镜、低温低压氮气和二氧化碳吸附等实验对该区4口取心井的页岩样品孔隙结构进行了定性和定量的联合表征。实验结果表明：该区页岩发育有粒间孔、粒内孔、有机孔、有机质—黏土矿物复合孔以及解理缝，其中最为发育的是黏土矿物与自生矿物相间的粒间孔、有机质—黏土矿物复合孔以及有机孔。页岩样品比表面积为8.038~24.552 m2/g，平均为13.769 m2/g，BJH孔径中孔直径为8.21~13.79 nm，平均为10.43 nm，其中LY1井孔径最大为11 nm，是该井有构造缝发育所致。
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