特低渗—致密砂（砾）岩气是国内外天然气勘探的重要领域，渤海湾盆地作为中国重要油气勘探盆地，在各坳陷均发现了特低渗—致密砂（砾）岩气，但研究工作以坳陷层面为主，针对盆地范畴系统认识气藏的分布、天然气成因及成藏模式的工作欠缺。研究表明：特低渗—致密砂（砾）岩气藏在渤海湾盆地广泛分布，涵盖各个坳陷，古生界、新生界多个层段，涉及上古生界煤成气和古近系油型气2种天然气类型。上古生界特低渗—致密砂岩气藏主要分布在残留上古生界的黄骅、临清和济阳等坳陷，气藏位于凹陷的隆起区，多属于构造型气藏，因地层曾深埋，储层物性总体致密程度高；天然气主要为来自石炭系—二叠系煤成气，部分为来自古近系油型气。古近系特低渗—致密气藏在各坳陷均有分布，包括沙河街组二+三段、四段和孔店组多个层段；气藏在凹陷的隆起、斜坡和陡坡带均有分布，涵盖岩性、岩性—构造、构造等多种圈闭类型；沙河街组二+三段主要为砂岩储层，分布于缓坡区，沙河街组四段和孔店组包括砂岩和砂砾岩储层，砂砾岩主要分布于陡坡区，由于古近系属连续型沉积，储层物性受埋深控制作用明显，不同坳陷致密门限深度不同，介于3 200~4 000 m之间；天然气主要为古近系油型气，部分为上古生界煤成气。依据气源层和储集层相互关系，该区发育新生新储近源聚集、古生古储远源疏导、古生新储断层疏导和新生古储断面疏导模式4种成藏模式，其中前两者为主要成藏模式。渤海湾盆地发育石炭系—二叠系和古近系2套气源层，天然气剩余资源潜力大，石炭系—二叠系二次生烃有利区、古近系生气中心周缘的构造、甜点岩性体是下步特低渗—致密砂（砾）岩气勘探重点区带。研究认识对渤海湾盆地的致密砂（砾）岩气勘探有一定的指导意义。
通过大量岩石薄片显微观察、扫描电镜分析及流体包裹体均一温度测定，研究了鄂尔多斯盆地东南部延安气田山西组致密储层岩石学组成，划分了岩石相类型，并将不同类型岩石的成岩演化过程与埋藏史、热史、烃类充注过程相结合，分析关键油气充注期与储层致密化的时间匹配关系。研究表明：纯石英砂岩和富石英低塑性岩屑砂岩主要发育机械压实、次生溶蚀和高岭石沉淀，在二次关键烃类充注之前，孔隙度为15.8%~31.5%，属于中高渗储集岩石。而高凝灰质杂基石英砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩及碳酸盐致密胶结砂岩在第一次关键烃类充注之前，孔隙度为4.6%~10.8%，属于特低孔—低孔储集岩石，后期烃类充注难度较大。因此，早期油气充注时保持较高孔渗的纯石英砂岩和富石英低塑性颗粒岩屑砂岩，其成岩作用受到抑制，储层物性相对较好，是晚期天然气优势运移通道和聚集空间，进而构成了致密砂岩气储层中的甜点。研究成果对于深入理解储层致密化过程与成藏耦合关系，厘清有效储层岩石形成机理及甜点分布预测具有重要意义。
鄂尔多斯盆地中东部奥陶系天然气资源丰富，随着深层天然气勘探的进一步深入，在奥陶系盐下地层也相继发现了可观的天然气资源，但盐下天然气的成因类型及来源仍有较大争议。基于天然气的组分、稳定碳同位素等资料，结合实际地质背景，对鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组盐下天然气成因类型及来源进行了系统的分析。研究表明：鄂尔多斯盆地中东部马家沟组盐下天然气以干气为主，非烃含量较低，甲烷碳同位素（δ13C1）值主频分布在-40‰~-32‰之间，乙烷碳同位素（δ13C2）值主频分布在-40‰~-28‰之间，主要表现为腐泥型气特征。综合天然气组分、碳同位素与平面分布特征，将奥陶系盐下天然气细分为油型气、煤型气和混合气，其中油型气分布范围较广，来源于奥陶系马家沟组盐下碳酸盐岩烃源岩，部分天然气发生TSR反应；煤型气和混合气分布范围小，集中在靠近盐下地层尖灭线边缘部位，主要来源于上古生界烃源岩，奥陶系烃源岩也有少量贡献。
准噶尔盆地南缘西段下白垩统清水河组储层主体埋深在3 600~5 600 m之间，尽管埋藏深度大，但在其内部所获得的高产油气流揭示其物性条件应较为优越。但目前针对清水河组深层储层特征及物性保存机制尚缺乏系统研究，严重制约了后期油气勘探进程。据此，综合利用岩石铸体薄片、扫描电镜、物性、X?射线衍射分析及流体包裹体等多种分析测试手段，并结合钻测井等地层测试资料及区域地质资料，系统分析了南缘西段清水河组深层储层的岩石学、物性及成岩作用等特征，并在此基础上阐明其物性保存机制。研究结果表明：清水河组储层以区域连片的辫状河三角洲分流河道砂岩和砂砾岩为主，具有低成分成熟度、高凝灰岩岩屑含量及中等结构成熟度特征；储集空间以粒间孔为主，并表现为中孔—大孔及粗喉道特征，平均孔隙度为6.15%，而平均渗透率为4.25×10-3 μm2；储层成岩以压实、胶结和溶蚀作用为主，但成岩强度较弱，胶结物含量总体较低，并以方解石胶结为主，且储层整体仍处于早成岩B期—中成岩A期；富石英、长石而贫岩屑且分选较好的辫状河三角洲分流河道砂岩是形成深层优质储层的基础；成岩压实作用是物性损失的主要因素，但早期碳酸盐胶结及绿泥石包壳的抗压实效应及后期酸性溶蚀增孔延缓储层物性损失；早期长期浅埋—后期短期快速深埋的埋藏方式、超压以及不断降低的古地温梯度是在深埋条件下延缓清水河组储层成岩进程及拓宽溶蚀作用深度和时限，进而使得物性得以有效保存的关键。
辽河坳陷东部凹陷牛居—长滩洼陷深层沙三上亚段沉积体系复杂、储层横向变化大，深层探井少，储层成岩作用研究程度较低。利用铸体薄片、扫描电镜、X⁃射线衍射、流体包裹体等多种技术手段，对沙三上亚段储层性质、成岩演化特征进行了分析，划分了成岩相类型，并对比了不同类型储层成岩差异演化过程。结果表明，沙三上亚段储层岩性为中—细粒岩屑砂岩，以低孔、特低渗为主，储集空间主要为次生溶蚀孔隙，储层经历了压实减孔、早期胶结减孔、有机酸溶蚀增孔、晚期胶结减孔4个阶段。不同类型储层成岩演化过程具有明显差异，强压实相和强钙质胶结相砂岩致密化时间最早，中等成岩相砂岩次之，强溶蚀相砂岩最晚。强压实相和强钙质胶结相砂岩受高杂基含量和高碳酸盐胶结含量的影响，成岩早期孔隙度快速减少，导致晚期有机酸溶蚀的范围和强度有限；而强溶蚀相砂岩由于早期压实程度相对较弱，保留一定粒间孔隙，受有机酸溶蚀作用的影响较大，储层物性得到良好改善。
被动大陆边缘依据地貌可分为平直型与S型，前人对其控制作用的研究多集中在三角洲发育与深水沉积物输入量2个方面，而对于峡谷和海底扇的影响以及坡折的作用仍然缺乏定量化的系统研究。采用沉积正演方法，研究S型与平直型被动大陆边缘上的沉积体系特征的异同点，系统对比了沉积体系分布、沉积物配置关系、层序格架发育、演化特征，以及河流和浊积水道特征。研究表明，S型边缘三角洲欠发育，进积为主，加积为辅，峡谷内可见明显凹岸侵蚀，海底扇为沉积物主要卸载区域，总体受海平面升降影响小；而平直型边缘三角洲高度发育，加积为主，进积为辅，峡谷中上部被三角洲沉积覆盖，海底扇几乎不发育，总体受海平面升降影响大。进一步研究表明，陆架坡折导致沉积物在陆架之上贮存少，向深水区搬运多，而陆坡坡折导致沉积物在陆坡上贮存少，在峡谷口大量卸载。
柴达木盆地英西地区下干柴沟组致密储层非均质性强，运移和聚集特征复杂，严重制约了致密油的规模勘探和开发。选取柴达木盆地英西地区下干柴沟组上段致密储层样品，在岩石薄片观察和全岩分析以及高压压汞测试的基础上，开展石油成藏物理模拟实验，探索致密油的充注过程和成藏特征。结果表明：柴达木盆地英西地区储层平均孔隙度和平均渗透率分别为4.12%和0.007 1×10-3 μm2，渗透率主要受孔隙结构影响，灰云岩储层的物性、孔隙结构参数优于粉砂岩储层和膏岩储层；致密储层中石油运移为非达西渗流特征，存在启动压力，含油饱和度增长曲线呈现先快速增加后逐渐稳定的特征。致密储层石油运聚受渗透率和驱替压力的耦合控制，运聚模式可以分为3类：第Ⅰ类为快速增长—高饱和度型；第Ⅱ类为中速增长—中饱和度型；第Ⅲ类为慢速增长—低饱和度型；石油在致密储层中发生运移的临界条件为：y=5.841 6e-318.6x，形成稳定运移通道的临界条件为：y=9.848 1e-269.9x（x为储层渗透率，y为驱替压力梯度）。
为研究超临界状态下吸附甲烷动力学特征，以河南安阳龙山矿无烟煤为研究对象，利用磁悬浮天平进行了从亚临界到超临界状态煤吸附甲烷的等温吸附实验和吸附动力学实验，基于吸附动力学方程和单孔扩散模型，探讨了无烟煤中甲烷分子扩散、吸附至平衡整个过程中动力学特征。结果表明：实验室测得“峰值”型等温吸附线为过剩吸附曲线，使用截距法校正得到的绝对吸附量符合Langmuir吸附模型；吸附平衡时间与温度、压力均为负相关，随压力增大，吸附平衡时间趋于稳定；Bangham动力学方程最适合描述煤吸附甲烷的动力学过程，吸附速率随压力出现先升高后降低现象，与温度呈正相关；煤中甲烷分子扩散系数随压力表现出3个阶段特征：急剧上升—缓慢上升—急速下降。
渭河盆地地热水伴生气中氦气含量异常高，引起了国内学者的普遍关注，而伴生气中天然气成因及氦气富集机理是核心科学问题。采集渭河盆地典型井地热水伴生气样品，系统开展天然气组分、碳氢同位素组成及稀有气体氦、氩同位素比值分析。结果表明，渭河盆地地热水伴生天然气主体为煤成气，碳氢同位素组成与鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤成气相似，主要来自上古生界煤系烃源岩；部分为生物气，来自新近系张家坡组泥岩的贡献。伴生气中稀有气体氦同位素比值显示，渭河盆地氦气主要为壳源氦，主要来自基岩中U、Th的放射性衰变。渭河盆地地热水中氦气与天然气可能是同源或异源，地热水伴生气中氦气百分含量虽高，但天然气和氦气的总体含量很低，现阶段以地热水为载体的氦气资源仍然不具有工业价值。按照天然气资源的勘探思路，在渭河盆地寻找天然气藏，可能是实现氦气规模建产的有效手段。
国内外鲜见公开报道将铝土岩作为天然气储层进行研究。近年来，勘探实践证明，鄂尔多斯盆地陇东地区太原组铝土岩含气性好，部分探井已产出高产工业气流，因此亟需加强铝土岩储层基础地质研究。应用铸体薄片、X?射线衍射、扫描电镜、恒压压汞及核磁共振等技术对研究区铝土岩储层特征及形成机理进行研究。结果表明：研究区铝土岩（矿）沉积特征与华北地区在成因上一致，均为内源机械—化学沉积型铝土岩，层理构造发育，其结构可分为砂砾屑结构、豆—鲕状结构、晶粒（粉晶）结构等。铝土岩自下到上可分为5段，其中：A段（铁质铝土岩段）含有丰富的黄铁矿；B段（铝土质泥岩段）黏土矿物含量较高；C段（铝土岩段）硬水铝石含量可达90%以上；D段（含硅铝土岩段）粉晶自生硅质岩发育；E段（炭质泥岩和煤岩段）富含有机质。储集层段主要分布于C段中上部，即多孔铝土岩段。储层孔隙的形成主要经历3个阶段：准同生期是孔隙形成的主要时期，腐殖酸与大气淡水淋滤作用形成溶孔；埋藏成岩期也是孔隙形成的较为重要时期，此时晶体结构疏松、呈层状分布的一水软铝石转化为结构紧密、呈板柱状分布的硬水铝石，形成晶间孔，约占可见孔的10%以上；成岩期炭质泥岩及煤层成熟排出的有机酸使溶孔及晶间溶孔扩大，形成扩大的溶蚀孔及晶间溶孔，对储集条件具有一定的改善作用。研究区铝土岩储集性能良好，平均孔隙度为14.67%、平均渗透率为5.57×10-3 μm2，是天然气良好的储集层。铝土岩脆性指数在90%以上，具有高杨氏模量（36.4 GPa）、高泊松比（0.35）特征，适于储层压裂改造。
以国内砂岩气藏储层岩石为研究对象，结合高压压汞与露头踏勘及气田资料数据分析，利用孔喉半径、岩心渗透率、试井渗透率、测井渗透率等指标，建立了砂岩气藏岩石微观及储层宏观非均质表征方法，研究了岩心微观孔喉、露头剖面、区块、气田4个层级的非均质性特征。结果表明：砂岩气藏储层岩石微观孔喉结构极其复杂，渗流通道由数量众多、大小各异的各类孔隙、裂缝和喉道组成，形成一种复杂的渗流网络，无论微观上还是宏观上均表现出较强非均质性。结合储层非均质性建立全直径长岩心非均质物理模拟实验模型和方法，对比研究了高渗区布井和致密区布井2种方式的开采效果，在配产均为800 mL/min条件下，井位部署在高渗区比致密区布井的稳产期长60%，稳产期结束后产量递减快，低产周期短；高渗区布井比致密区布井的地层压力下降快，表明储量可以得到更快速动用；高渗区布井比致密区布井的采出程度上升更快，稳产期末采出程度高51.2%，采收率高14.6%。研究成果对类似气藏科学开发以及采收率提高具有指导意义。
准确评价储层物性下限是深层碳酸盐岩气藏高效开发的关键环节，然而目前相关研究未能充分考虑压力变化和含水饱和度等因素的影响。为此，以四川盆地安岳气田龙王庙组深层碳酸盐岩气藏为目标，通过岩心实验研究了地层条件下孔隙结构和束缚水对气相流动的影响，建立了考虑启动压力梯度、应力敏感性以及压力变化等影响的相似转换模型，评价了无水和束缚水条件下的储层物性下限。结果表明：孔隙结构、含水饱和度和生产压差是影响储层产能的主要原因；10~50 MPa的生产压差下，无水储层的渗透率下限介于（0.420~0.049）×10-3 μm2之间，束缚水大幅降低了气藏的产气速度，束缚水储层的渗透率下限是无水储层的2倍。该成果将为深层碳酸盐岩气藏的储层评价、产能预测和方案调整等研究提供参考。
岩石水力压裂涉及到复杂的流固耦合过程，水力裂缝扩展规律及压裂液与岩体间耦合机理是目前研究的热点与难点。基于ABAQUS平台的扩展有限元法（XFEM）具有计算精度高和计算量小的优势，其中的Soil模块可用来模拟岩石水力压裂的复杂过程，分析水力裂缝的扩展路径、宽度、应力等基本参数。通过上述数值模拟方法，研究了单射孔压裂、两射孔异步压裂、两射孔同步压裂3种工况对水力裂缝扩展路径、裂缝宽度、裂缝长度、射孔眼孔压等参数的影响。模拟结果显示： ①在两射孔异步压裂和两射孔同步压裂工况下，由于裂缝之间的干扰，最小水平主应力的大小和方向以及储层抗拉强度发生改变，进而改变了水力裂缝的扩展路径；②在3种工况下，单射孔压裂形成的水力裂缝宽度最小，储层岩石初始起裂压力最小；异步压裂形成的水力裂缝宽度最大，长度最大，储层岩石的初始起裂压力最大；两射孔同步压裂时形成的水力裂缝长度最短，宽度、初始起裂压力则位于前述2种工况之间；③射孔间距影响同步压裂和异步压裂时的初始起裂压力，缝宽最大值及裂缝长度等。模拟结果可为不同的场地条件及压裂需求下选取合适的压裂方法提供初步理论指导。
目前离岸远、水深较深的海上废弃气藏改建地下储气库的研究尚处于起步阶段。为此，以琼东南盆地H气田岩性气藏为例，以气藏构造特征、密封性评价、储层特征及气藏特征等静态特征研究为基础，结合气藏开发过程中产能评价、动储量评价、连通性分析研究，开展储气库库容参数、注采能力、工作气量、井数及井网等储气库运行参数设计论证，最后以数值模拟为手段，依据设计注采方案，模拟储气库运行指标。分析及模拟结果表明：①该区块是一个圈闭封闭性好，储层内部连通，属于高渗—特高渗气藏，圈闭内充满气，无可动水的常压高温岩性气藏，区块储气规模大，产能高，不产地层水，低含凝析油；②储气库运行压力介于23~34.5 MPa之间，库容量75.1×108 m3，工作气量26.1×108 m3，注采井数仅需10口，最低外输压力15.3 MPa，区块日均采气量2 094×104 m3，调峰日采气量达3 200×104 m3。结合海上配套工艺技术，认为其设计井数少、工作气量大、外输压力大，与国内已运行的陆地储气库地质气藏条件相比，H气田非常适合建设地下储气库。
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