由于天然气水合物只能在低温高压环境下保持稳定，导致以原状天然气水合物岩石样品进行岩石岩电测试较为困难，用阿尔奇公式计算的饱和度误差会比较大。为了提高天然气水合物饱和度的计算精度，建立了反映天然气水合物储层结构特征的逾渗网络模型。根据Kirchhoff连续性方程和各节点、线的电导率，通过Cholesky分解算法计算网络模型中的电流参数。通过数值模拟研究了水合物饱和度、地层水矿化度和黏土矿物含量对天然气水合物储层数字岩心的影响，并根据模拟结果建立了修正的阿尔奇公式。模拟结果表明，数字岩心的电阻率随水合物饱和度的增加呈指数增长。随着地层水电导率的增大，天然气水合物数字岩心的电阻率呈线性减小。随着黏土矿物含量增加，岩心电阻率呈负指数下降趋势，当孔隙度、黏土矿物含量较低时，天然气水合物饱和度对数字岩心电阻率的影响较大。利用修正前后的Archie公式，对南海神狐地区W18井的测井资料进行了水合物饱和度估算。修正前的计算结果相对误差为33.2%，修正后为22.5%，说明修正后的饱和度公式精度有明显提高。
长期以来，随着油气成因理论的不断拓展和全球对清洁能源需求的日益扩大，氢气作为连接无机与有机生烃学说的重要纽带，同时也作为一种极具前景的清洁能源，逐渐引发了学术界的广泛关注。天然气中氢气的成因相对复杂多样，根据其反应机理分为无机、有机成因两大类，无机成因以地球脱气、水岩反应及水辐射分解为主，而有机成因以生物作用和有机质热解为主。目前主要利用氢同位素和伴生气体地球化学特征等方法判识氢气成因，但是由于氢气本身复杂多样的来源及其活泼的化学性质，目前尚不能系统地准确判识氢气成因。由于氢气成因的广泛性，全球各地不同地质条件下均发现了不同氢浓度的天然气，且氢气含量变化极大（0.1%~99%）。氢气既可以作为还原剂在费托合成中参与生烃，又可以作为氢源在有机质热演化过程中提高烃类物质产率，因此氢气的存在将可能延伸深层天然气勘探开发的深度下限。在系统总结氢气成因机理和分布规律的基础上，探讨了天然气中氢气的能源意义，为未来富含氢气天然气资源的研究提供了参考。
通过结合电阻率、声波时差、补偿中子、自然伽马测井等常规测井评价方法，用大量岩心样品作为校正依据，使用测井曲线重叠法、测井参数图版交会法、多元线性回归法等建立了青藏高原北部东昆仑地区三叠系八宝山组储层岩性、物性、有机碳含量等关键参数的定性识别方法和定量解释模型，并结合实测有机碳含量（TOC）、镜质体反射率（RO）和补偿中子（CNL）之间的相关性建立储层含气量解释模型。通过测井模型拟合计算结果显示：青藏高原北部东昆仑地区三叠系八宝山组页岩储层孔隙度分布在0.5%~2.6%之间，渗透率分布在（0.002~2.3）×10-3 μm2之间；有机碳含量分布在0.2%~7%之间，镜质体反射率分布在2.3%~3.12%之间，平均含气量为3.7 m3/t。储层整体表现为特低孔特低渗的物性特征，具有良好的生烃潜力和含气性及较高的资源潜力。
贵州下寒武统牛蹄塘组黑色页岩是良好的烃源层，基于前人研究成果总结及研究区黑色页岩沉积古环境特征分析，对牛蹄塘组黑色页岩进行岩相划分，并讨论了岩相分布以及其与沉积环境和有机质分布之间的耦合关系。结果表明：牛蹄塘组黑色页岩主要以硅质页岩和富黏土质页岩为主；纵向上，页岩沉积时的氧化还原环境表现为从下部到上部由厌氧向氧化转变，深水相厌氧环境主要发育硅质页岩，贫氧环境主要发育富黏土硅质页岩；横向上，JY1井的浅水台地相厌氧环境主要发育黏土/硅混合页岩，TX1井的斜坡相—盆地相贫氧环境主要发育富硅黏土质页岩和硅质页岩；深水盆地和浅水台地均出现有机质的富集，有机质主要富集于硅质页岩中。
以四川盆地及周缘露头和钻井资料为基础，系统研究了下寒武统筇竹寺组结核体发育特征及沉积环境意义，得到3点认识：①筇竹寺组结核体产出层位与岩相特征区域差异大。在川东—鄂西—湘黔和川南坳陷区，结核体主要发育于SQ1段，并以钙质硅质混合页岩相、硅质页岩相、云质页岩相和白云岩相为主，黏土含量普遍在25%以下且明显低于围岩，TOC含量为下部核体高、上部核体低。在川中—川北坳陷区，结核体在SQ1段和SQ2段均发育，且以钙质页岩相和泥灰岩相为主，钙质明显高于围岩，黏土质较围岩显著降低，TOC含量普遍在1.50%以下。结核体内岩石矿物成分差异明显，钙质、硅质等脆性矿物主要富集于结核体中心区，黏土质和有机质则富集于结核体边缘，GR值大多表现为在核体中央区为相对低值响应、在核体边缘响应值明显升高的显著特征。②结核层普遍赋存于TOC含量在0.7%以上的炭质页岩、粉砂质页岩和硅质页岩中，在SQ1段TOC>2.0%的炭质页岩和硅质页岩中尤其发育，在TOC>0.2%深灰色粉砂质页岩中也偶尔产出，显示结核体与深色页岩（尤其优质页岩）具有共生关系。③结核体为扬子海盆裂陷活动的重要沉积响应，根据筇竹寺组结核体分布特征及其与黑色页岩的配置关系，将筇竹寺期扬子海盆的裂陷活动划分为发展期（SQ1时期）、调整期（SQ2时期）和萎缩期（SQ3时期）3个期次。受SQ1时期大规模裂陷作用和上升洋流活动共同控制，扬子海盆结核体和富有机质页岩广泛发育于筇竹寺组下部。在裂陷调整期和萎缩期，随着裂陷活动减弱和萎缩，构造活动以区域抬升为主，水体变浅，洋流活动向东南方向退却，结核体和富有机质页岩仅在少部分裂陷区呈小规模沉积。
川中—川北地区的风险探井角探1井、蓬探1井、川深1井在下寒武统沧浪铺组钻遇厚层鲕粒白云岩，测井解释气层厚17 m，证实了盆地内沧浪铺组发育优质滩相白云岩储层，可形成气藏。为了明确颗粒滩分布范围，需对沧浪铺组，特别是其下段岩相古地理特征进行研究。通过钻井、野外剖面及区域地质调查资料的统计，系统性编制单因素图件，综合分析认为沧浪铺组总体表现为西部古隆起区薄、裂陷区及盆地边缘厚、东南缘盆地相地层薄的特点，下段沉积在德阳—安岳裂陷中南部地区厚度较大。沧浪铺组下段可分为6种沉积相，自川西向黔东南地区依次为三角洲相、碎屑潮坪相、台洼相、碳酸盐岩台地、斜坡相及盆地相。最有利的储集相带是碳酸盐岩台地相中的高能颗粒滩亚相，经白云化作用更有利于形成规模储层，主要发育在川北—川中地区。经历早期、晚期加里东运动，川北—川中地区具备形成优质储层的条件，是最有利的勘探区域。
近年来，四川盆地在川中地区安岳气田、高磨气田的灯影组、龙王庙组取得了重大油气勘探发现，但受到构造条件复杂、前期基础研究欠缺以及钻井、地质、地震资料不足等因素的制约，盆地内震旦系—下古生界的其他领域和层系的勘探一直未取得较大进展。基于最新二维、三维地震资料精细解释，结合野外露头和钻井地质资料分析，在层序地层学、构造地质学、沉积岩石学等理论的指导下，对四川盆地寒武系沧浪铺组地层沉积特征和沉积演化开展研究。结果表明：①沧浪铺组顶底界在地震剖面上均表现为波谷反射，内部存在一至两条连续或断续的波峰，代表了沧一段碳酸盐岩顶界或沧二段内部岩性界面；②德阳—安岳裂陷槽和川中古隆起共同控制了沧浪铺组的沉积，地层沉积厚度在裂陷槽内向东、西两侧减薄，且在川中古隆起区由隆起核心向边缘部位增厚；③盆地范围内沧浪铺组沉积相可划分为滨岸相、三角洲相、陆棚相3类，同时可细分出各类相对应的多种亚相和微相，确定沧浪铺组的沉积模式为滨岸—浅海陆棚模式；④沧浪铺组具有明显的沉积分异，沧一段沉积时期裂陷槽西部以滨岸—碎屑陆棚相沉积为主，东部以清水陆棚碳酸盐岩沉积为主，沧二段沉积时期裂陷槽范围进一步缩小，盆地内大范围的清水浅水陆棚沉积和碎屑浅水陆棚沉积逐渐向混积浅水陆棚沉积演化。
利用露头和岩心资料，通过大量的薄片、扫描电镜和主量元素、微量元素、稀土元素、锶同位素等分析化验资料，深入分析川东地区中二叠统茅口组白云岩储层成因机理，取得3个方面的新认识：①根据晶粒结构及其产状将白云岩进一步细分为三大类，基质镶嵌状白云岩，距构造热液脉相对较远；基质“雾心亮边”白云岩，多与构造热液脉体伴生；构造裂缝白云岩，主要分布在热液破裂形成的张性构造裂缝和孔洞中，半充填；②白云岩主要经历2期白云化改造，均为热液成因，其中基质镶嵌状白云岩形成于同沉积及浅埋条件下，而基质“雾心亮边”白云岩是在早期白云化作用的基础上，后期受到了强烈的热液改造作用形成，构造裂缝白云岩则是由热液流体沉淀形成；③浅滩是白云岩发育的基础，基底断裂为同沉积断裂，且为富镁热液的运移通道，是白云岩“似层状”展布的关键，明确了15#基地断裂南侧为白云岩勘探首选目标区。
鄂尔多斯盆地苏里格气田桃2区块下古生界中奥陶统马家沟组五段经历风化岩溶作用，形成以（含）膏云岩为主的风化壳岩溶储层。通过对该区块马五1?4亚段的取心观察，发现其表现出与传统碳酸盐岩风化壳截然不同的岩溶作用特征。通过显微观察分析（含）膏云岩的孔隙发育特征，借助海平面变化识别出不同的沉积旋回，以及基于沉积微相分析研究风化壳储层的相控作用并探讨了相控储层的成因机理。结果表明：研究区马五1?4亚段属于潮坪沉积环境。膏质、白云质和灰质沉积共生发育，形成了5个海平面降低、海水变浅的沉积旋回，自下而上分别为潮下带灰云坪和云灰坪，潮间带云坪和泥云坪，潮上带膏云坪。优质储层发育层位恰好与潮上带膏云坪的发育位置一致，风化壳储层具有明显的相控特征。潮上带（含）膏云岩在岩溶作用过程中形成独特的“小孔微缝”型孔隙结构。储层类型为层状相控岩溶成因地层圈闭气藏，有利微相为潮上带膏云坪，风化壳储层在平面上受（含）膏云岩展布的制约成层分布，层内孔隙分布和物性具有明显的均质性。
矿物类型及含量是影响储层致密的关键因素，为定量表征二者与储层孔隙度间的相关关系，以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8致密储层为例，利用多元逐步回归分析方法建立了长8储层矿物含量与孔隙度之间的多元回归方程模型：
通过分析准噶尔盆地莫索湾地区白垩系油藏原油25?降藿烷含量、烃类包裹体的均一温度及组分特征、地层埋藏史及热演化史，探讨了研究区生物降解分布、地点及时间，结合生物降解与未降解原油混合实验，揭示了不同期次油藏保存规模。结果表明：准噶尔盆地莫索湾地区白垩系普遍存在生物降解，纵向上生物降解受白垩系底部不整合面控制，导致垂向分布存在差异。油气存在2期成藏，早期成藏从早白垩世开始充注，并发生严重的本地生物降解，降解时间为早白垩世末—晚白垩世早期，受烃源岩排烃规模限制，第一期成藏油气规模小，对后期聚集的主成藏期油气破坏较小；第二期成藏为主成藏期，成藏时间对应下乌尔禾组大规模排烃期，即晚白垩世。
碳酸盐胶结物是酒西盆地石油沟油田古近系白杨河群间泉子组（N1b1）M油组砂岩储层中最重要的自生矿物，其含量及分布是储层定量评价的主要参数。通过矿物学、岩石学和地球化学测试分析认为，该区碳酸盐胶结物主要以方解石为主，少量白云石胶结物，胶结物分布范围为2.11%~56.39%，平均为12.93%。碳酸盐胶结物以基底式、孔隙式结构为主，部分斑点状、环边状。研究表明，不同微相砂体中碳酸盐胶结物相对含量明显不同，其中沙坝微相含量最高，平均为14.6%，河心滩微相含量最低，平均为8.09％，而滞留沉积微相含量居中，平均为7.73％。碳、氧稳定同位素分析表明，δ18O（PDB）值为-11.14‰~-3.25‰，δ13C（PDB）值为-7.32‰~-0.42‰，显示了该区碳酸盐胶结物来自淡水—微咸水环境，与溶解—沉积作用相关。δ13C、δ18O 值呈现由深部到浅部逐渐变小、变轻的趋势，说明由深到浅大气淡水影响逐渐增强，水体盐度减小，成岩温度逐渐增高。研究还发现，碳酸盐胶结物δ18O、δ13C值的分异与油气富集程度具较好的分区性，油浸—含油级砂岩碳酸盐胶结物富集δ13C，油斑—油迹级砂岩缺少δ18O同位素，荧光级砂岩胶结物同时缺少δ18O和δ13C同位素。
为了解决凝析气体积系数在凝析气藏评价中高压物性（PVT）取样分析成本高，借用天然气体积系数公式计算精度又明显偏低这一实际问题，以凝析气体积系数定义及气体状态方程为理论基础推导并建立了凝析气体积系数新方程，同时建立了地层凝析气摩尔组分反演公式。用新方程计算凝析气组分和凝析气体积系数的应用效果明显优于传统方法。采用生产气油比和凝析油密度可将地面天然气组分和凝析油组分还原为地层凝析气组分，且反演精度大于99%；采用新建凝析气体积系数理论方程计算凝析气体积系数不仅大幅降低凝析气PVT取样分析成本，计算精度也由72.9%提升到86.2%，满足了凝析气藏在勘探开发各阶段的评价研究需求。
致密气储层气水关系复杂，气井产能会随着气井见水而迅速降低。为明确致密气储层流体赋存与气水共渗规律，以定北区块和大牛地区块致密气储层为研究对象，采用渗吸、离心、核磁共振和气水驱替等实验方法，研究压裂过程中流体含量变化、动态分布以及生产过程中气水两相共渗规律。结果表明：在压裂过程中，致密气储层岩心对压裂液的自发渗吸先快后慢，流体先进入较小孔隙中，流体分布随渗吸时间增大而更加集中。在返排过程中，较大孔隙中的流体在返排时优先排出，存在可动流体向束缚流体的转变。同时还分析了储层物性参数与流体赋存的关系，渗吸量、返排率与岩石物性存在正相关关系。定北区块气水相渗曲线束缚水饱和度大，共渗区小，在生产过程中储层内气水两相干扰严重，见水后气相相对渗透率迅速降低。
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