四川盆地中三叠统雷口坡组近年取得重要的勘探发现，规模储集体是控制成藏的关键因素之一。通过野外露头、探井、测井和地震等资料，编制雷口坡组岩相古地理图，分析规模储集体特征，得到3点新认识：①雷口坡期四川盆地南、东、北3个方向较封闭、海水从西侧进入，为较封闭碳酸盐岩台地；雷一、二段沉积期为弱镶边碳酸盐岩台地，雷三、四段沉积期为镶边碳酸盐岩台地。②雷口坡组发育台地边缘、开阔台地、局限台地和蒸发台地等沉积相，以局限台地相为主，包括潟湖、台内滩和潮坪等亚相，发育台地边缘滩和台内滩2类油气储集体。③雷口坡组发育2套规模颗粒滩储集体：一是川西北地区雷三、四段台地边缘滩，厚度大（一般大于50 m）；二是川中地区雷一段下部的台内滩，厚度小、分布稳定、面积大（大于20 000 km2）、成规模，这2类规模储集体经多期岩溶作用改造，形成质量较好的储层，为规模油气成藏提供物质基础。
近期川西北部泥盆系ST3、ST10井相继获气，展示出区内泥盆系观雾山组具有较大的勘探潜力。但目前对观雾山组储层特征和成因认识不清，为进一步推动川西北部泥盆系观雾山组超深层海相碳酸盐岩勘探进程，以野外露头和岩心为研究对象，通过开展岩心观察、薄片鉴定、微量元素测试及同位素研究等方法对储层特征及形成机制进行研究。结果表明，川西北部泥盆系观雾山组发育一套以生屑白云岩和角砾白云岩为主的碳酸盐岩储层，储集空间主要以溶蚀孔洞为主，物性分析数据呈低孔、特低渗储层特征。综合分析认为，观雾山组储层是多种因素耦合作用的结果，其中滩相沉积环境是储层形成的基础，同生期的白云石化作用以及多期岩溶改造是储层形成的主控因素。
大石1井、义和1井、焦石1井、潼探1井相继在四川盆地中二叠统茅口组一段钻获工业气流，展示了良好的天然气勘探潜力。但由于前期对该套储层成因的研究不够深入，仍存在约束该类型气藏勘探的问题。为此，通过岩心观察、薄片鉴定，结合扫描电镜、氮气吸附脱附、稀土元素、微量元素和能谱实验，取得了3项成果认识：①川南地区茅一段瘤状灰岩储层主要发育在泥灰岩中，为一套低孔低渗裂缝—孔隙型致密碳酸盐岩储层，储集空间类型多样，滑石孔缝对储层贡献最大；②滑石主要由成岩期海泡石转化而来，海泡石中的硅元素来源于中二叠世同沉积期断裂热液，镁元素来源于束缚孔隙海水及亚稳定矿物的转化释放；③埋藏过程中，海泡石受压力、温度、埋藏时间和成熟度影响，结构转变为滑石，由于脱水和硅质的析出，晶体体积变小，形成大规模滑石化成岩孔缝，为储层发育奠定了基础。成果认识对川南地区茅口组一段瘤状灰岩气藏勘探提供了有力地质支撑，对油气勘探具有较好的现实指导意义。
为了查明鄂尔多斯盆地奥陶系克里摩里组—乌拉力克组构造—沉积响应特征，为该区有利勘探区带预测与目标优选提供技术支撑，依据地震、测井、钻井岩心、微观薄片及野外剖面等资料，在构造控沉积思想指导下，对鄂尔多斯盆地西缘奥陶纪克里摩里期—乌拉力克期古构造格局及沉积特征进行了系统研究。结果表明：①克里摩里期—乌拉力克期古构造格局整体体现出“一陆一隆一坳、过渡带北东向凸—凹相间”的分异特征；②克里摩里期—乌拉力克期为镶边台地沉积模式，沉积相类型包括台地边缘、斜坡、深水陆棚和盆地；③古构造格局控制沉积相平面展布，台地边缘沿中央古隆起及隆坳过渡带上的北东向凸起分布；斜坡相主要沿隆坳过渡带上的北东向凹陷分布；深水陆棚相和盆地相主要沿西部坳陷分布。
致密油是当今非常规油气领域的研究热点。鄂尔多斯盆地长7段致密油资源丰富，勘探开发潜力巨大。应用铸体薄片、扫描电镜、压汞实验、孔渗分析、X⁃射线衍射等测试方法，探讨了鄂尔多斯盆地姬塬和镇北地区成岩作用对致密砂岩储层微观孔喉结构的影响差异。结果表明：姬塬和镇北地区长7段致密砂岩以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主。姬塬地区碎屑组分以长石为主，其次为石英；镇北地区以石英为主，其次为长石；成分成熟度总体都较低，分选中等。姬塬地区以原生剩余粒间孔为主，镇北地区以长石粒内溶孔为主，2个地区储层孔隙半径和喉道半径相差不大，喉道分选系数及孔喉连通性存在明显差异，成岩作用的影响差异是导致这些地区储层微观孔喉结构不同的根本原因。姬塬地区黑云母和黏土杂基发育，虽然因为压实作用导致原生孔隙损失，但绿泥石黏土膜阻碍其他自生矿物的形成，从而很好地保存了部分剩余原生粒间孔，储层连通性相对较好；镇北地区塑性火山岩岩屑含量高，压实作用导致原生孔隙损失较多，伊利石较发育，易被孔隙流体冲刷折断而堵塞孔喉，导致储层渗透率降低，同时缩减了储层的有效孔喉个数和有效孔喉半径。虽然镇北地区比姬塬地区储层遭受更强烈的溶蚀作用，但对储层连通性并无明显改善。
鄂尔多斯盆地长7段页岩油主要发育陆相半深湖—深湖重力流沉积，具有单砂体厚度薄、横向连续性差、非均质性强、储层致密、地层压力系数低等特征，与北美海相页岩层系相比，具有独特性，开发难度更大，陆相页岩油能否成为保障国家能源安全的重大接替领域，成为关注的重点。经过多年的攻关研究与现场实践，基于鄂尔多斯盆地长7段页岩油强非均质、低压等的独特性，提出了长7段页岩油“体积开发”理论，通过页岩油水平井多段压裂形成复杂缝网系统，形成了多尺度人工裂缝与基质间的非线性渗流和渗吸置换的复合渗流模式，大幅度改善了储层流体渗流环境，构建了“人工油气藏”；以“体积开发”理论为基础，创立了以“长水平井、小井距、大井丛、立体式、细分切割体积压裂”为核心的体积开发关键技术，使长7段页岩油得到商业化开发，快速建成了年产量达100×104 t的页岩油开发示范区，对国内陆相页岩油气资源的整体动用，能够提供较好的理论依据和技术支撑，起到了引领示范作用。
随着涪陵页岩气田的全面开发，对页岩气井的生产动态、生产特征、开发评价的深入分析成为目前亟待解决的问题。针对常规和非常规页岩气藏的生产动态，学者们提出了不同的经典递减曲线分析方法对其进行评价。这些方法从经验到半经验和理论，均有特定的假设条件并具有局限性，不具备普遍性。通过利用实际生产数据发现的递减规律，建立了一套新的产量递减计算模型，将分析结果与经典递减模型进行对比，结果表明：①通过实际生产数据计算出的60 d、120 d、180 d对应的月递减率—生产时间的关系与幂律指数模型拟合程度较好，表明气井生产递减阶段时的递减率呈现出幂律递减；②在使用幂律指数模型对递减率建立模型的基础上，通过优化微分计算方法，将常数递减率改为变量递减率，提出了一种新的简化递减曲线模型；③新计算模型与现有的ARPS调和递减模型、HSIEH递减模型、PLE递减模型、DUONG递减模型对比，表现出了更好的拟合效果，相对误差在2%~4%范围内。
四川盆地震旦系灯影组气藏为古老、深层、低孔以及强非均质性的岩溶碳酸盐岩气藏，受现有行业标准在划分储集层类型上的局限，动静态资料响应不能一一对应。为此，以静态资料为基础，从开发角度对四川盆地震旦系灯影组气藏的储集层进行二次划分，明确各类储集层的动态响应特征，制订不同类型储集层气井在不同生产阶段的技术对策。技术对策包括：①明确5类储集层的生产组织对策，即缝洞I类、孔洞I类应实施高产量高油压策略，其中孔洞I类配产比优化至1/4~1/3；缝洞II类、孔洞II类、孔隙I类应实施低产量低油压策略，其中缝洞II类配产比优化至1/12~1/10，已落实储层类型的气井按此策略优化配产，并划分生产流动段、开展早期动态储量评价；②对于已投产但储层类型不明确的气井，评价气井生产是否到达稳定，初步判断储层类型，开展动态监测，落实储层细分类型，按对策①优化气井配产；③对于建产井，试油后按照静态资料分大类，投产后按方案设计配产，准确录取动态资料，为储层类型的确定做好准备。
为研究页岩气藏开发过程中页岩基质传输能力动态变化特征，基于Langmuir滑移理论、岩石物性、流体物性及赋存特征，建立了考虑吸附—解吸效应、应力敏感效应、含水饱和度及真实气体效应等多种因素综合影响的页岩基质表观渗透率模型。基于实验和LBM模拟数据验证了建立的表观渗透率模型的可靠性，同时分析了各因素对页岩基质表观渗透率的影响。敏感性因素分析表明：页岩气藏降压开发过程中，基质表观渗透率先降低后升高；除滑脱效应和孔径外，应力敏感效应和储层束缚水是基质表观渗透率的主要影响因素，两者都对页岩基质渗流能力产生不利影响，对表观渗透率的影响都是贯穿整个生产阶段；页岩基质表观渗透率随着渗透率应力敏感系数的增大而减小，随着含水饱和度增加而减小。当含水饱和度达到0.3时，基质表观渗透率在两者共同影响下降低幅度达到87.56%。
鄂西北神农架地区在早寒武世发育厚层暗色泥页岩，具有页岩气发育的良好地质条件，前人调查研究少，对其储层特征及影响因素认识不清。基于该地区开展的页岩气野外地质调查，系统采集岩心、露头样品进行分析测试，明确了基本评价参数，开展了泥页岩微观储集结构定性识别和定量表征，分析了储集性能的影响因素。研究结果表明：该套泥页岩具有“两高一低”的矿物组成特征，优势岩相多样，生烃物质基础较好，热演化处于过成熟阶段；泥页岩表观致密，孔隙度和渗透率低，储集空间主要由纳米级的无机质孔、有机质孔和微米级的微裂缝组成；孔隙直径小于 10 nm的微孔整体比表面积大、结构复杂，是气体吸附和储集的主要空间。结论认为：岩石组分对泥页岩孔隙发育影响各异；有机质孔是微孔的主体，有机质主要通过与石英、黄铁矿等矿物复合发挥建设作用；斜坡型泥页岩储集和吸附能力最佳，深水型次之，台地型最差；有机质孔发生初步破坏，但仍具备一定的储集能力；各类微裂缝对储集能力的影响作用不同，成岩缝主要起建设作用，溶蚀缝主要起破坏作用；最富有机质段含气性差与过热演化背景下硅质页岩相中有机质孔欠发育有关。
目前多采用有机碳和硅质含量的方法进行页岩气富集高产层段的优选，但根据有机碳含量选层时，通常忽略了不同有机质类型及其控制下的有机孔差异，而根据硅质含量选层时则忽略了生物成因硅含量的影响。有机孔决定页岩气储集能力，生物成因硅决定页岩优质储层的形成能力。研究提出一种基于有机孔和生物成因硅含量的页岩气富集高产层段优选方法，其中，基于不同类型有机质面孔率和有机质类型的构成提出了不同成烃生物有机孔占比计算方法，基于页岩中的硅质含量和测井参数提出了页岩生物成因硅含量的计算方法。通过现场应用分析，发现在有机孔占比大于3%和生物成因硅含量大于30%的双重约束下（即基于有机孔和生物成因硅的页岩气富集高产层段优选的“3+30”方法）所优选的五峰组—龙马溪组页岩层段与目前页岩气高产层段有良好的一致性。该方法实现了页岩气富集高产层储集能力和改造能力评价的有机统一，在有利层段优选和页岩气储量预测方面，具有一定的应用价值。
利用钻井取心及测井方法，并结合显微组分鉴定、有机碳分析、岩石热解、镜质体反射率测试、全岩矿物分析、单轴压缩及孔渗实验，对塔里木盆地东部地区（塔东地区）寒武系海相烃源岩的发育背景、地球化学特征、储层物性、含气性特征及保存条件进行研究，并对其页岩气有利区进行预测。结果表明：塔东地区寒武系西大山组—西山布拉克组页岩有机显微组分以富含海相镜状体为典型特征，兼具有机碳含量较高，有机质类型以I型、II1型为主，镜质体反射率较为适中，有机质处于高成熟—过成熟阶段，热演化持续时间长，泥页岩储层具有脆性矿物含量高、孔渗发育条件差、弹性模量大及泊松比小的特征，并发现该地区的构造条件不利于页岩气的保存。利用灰色关联法与权重分析法确定含气量和有机碳含量是该套页岩气资源量的2个主控因素，并以该套页岩的相关参数为依据对塔东低凸起地区页岩气有利区进行预测，划分出2个核心区和1个有利区。
四川盆地东部沙坪场石炭系气藏为裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏，储量规模大，储层埋藏深，裂缝发育，非均质性强，具有中低孔中低渗的特征。气藏目前已到开发中后期，为适应我国储气库大规模建设的需要，通过前期库址筛选，认为具有改建储气库的可能，但需要进一步开展评价研究，尤其是储气库交替大吞大吐的生产条件下，储层物性与渗流特征的变化需要加强研究。通过系列实验，结合现场生产测试数据，建立了交变压力下的储层应力敏感性研究方法，分析气藏开发地层压力下降后储层物性变化特征，以及改建储气库后在交变压力下的物性变化规律。结果表明，沙坪场石炭系储层的渗透率与有效压力成幂函数关系，裂缝型储层应力敏感性较强，气藏由原始地层压力约55 MPa下降到目前约10 MPa，3类储层渗透率具有不同程度下降，孔隙型、孔（洞）缝型、裂缝型分别下降了约5%、15%和41%；而作为储气库后假设在30~55 MPa之间运行，则其渗透率变化在3%~28%之间。
目前对不同地区不同类型地下储气库圈闭密封性的评价方法差异较大，尤其在圈闭断层动态密封性方面，没有一套系统的、完整的评价方法和体系。在调研大量国内外储气库密封性评价文献的基础上，结合国内27座已建储气库的密封性评价实例，提出了一种利用应力场评价储气库圈闭断层动态密封性的方法。从地质力学角度考虑，通过分析注采过程中应力场的变化，评价储气库圈闭的动态密封性。首先，进行单井地应力参数计算，建立现今三维地应力场，分析各主应力与有效应力的空间分布。其次，利用Coulomb破坏准则，判断现今地应力状态下断层稳定性。最后，在三维地应力模型和三维数值模型的基础上，进行多周期注采、交变载荷下储气库断层动态密封性评价，结合储气库的历史拟合和数值模拟成果，主要是模拟多个注采周期内孔隙压力的变化，建立应力—流体的动态耦合模型，分析储气库注采过程中随着孔隙压力变化引起地应力的动态变化（有效应力）过程，进而评价断层密封性的应力风险。运用该方法，可以明确储气库在不同注采周期下储气库能否安全运行。
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