随着近年来海上气藏勘探深度的增加，越来越多的超高温高压凝析气藏被发现。这些高温高压凝析气藏在生产后期凝析水产量大幅上升，给生产动态分析和地面凝析水的处理增加了难度。针对南海异常高压高温凝析气藏的3个井区开展了开发过程中PVT水气比变化实验，和随气藏压力下降时长岩心中地层水蒸发实验，对比了3个井区随气藏压力下降时凝析水气比的差异，讨论了地层温度下PVT测试和长岩心测试所获得的凝析水气比的变化特点，分析了模拟储层条件的长岩心中地层水蒸发比PVT筒中高的机理，建立了预测高温凝析气藏凝析水气比的模拟方法，并进行了实例对比验证。研究表明：高温高压凝析气藏地层中水蒸发比PVT筒中高的根本原因是储层中微小孔径使凝析气各组分的临界性质受孔径影响发生了偏移，不仅会导致在多孔介质中凝析气的两相区收缩，而且使地层水的饱和蒸汽压升高，使地层水向凝析气中传质增强；所建立的高温凝析气藏地层水蒸发模拟预测方法可以准确预测凝析水产出变化。
碳酸盐岩储层内部跨尺度储渗介质横纵交错分布，非均质性极强，气井产气规律复杂。因此，有必要在把握储层渗流规律的基础上，通过室内物理实验和数学模型计算相结合的方式探讨气井产能主控因素。为此，首先开展了原始储层条件下气体渗流实验，然后有针对性地开展了拟启动压力测定实验、高速非达西系数测定实验和应力敏感性实验，最后建立起综合考虑高速非达西效应、低速非达西效应和应力敏感性的三项式产能方程。数值计算结果表明：①气井产能高低与储层类型直接相关，缝洞型储层是最优质储层，孔隙型储层虽然渗流能力最弱，但是仍然具备一定的开采价值；②缝洞型储层需同时考虑应力敏感性和高速非达西效应，两者共同作用导致的产能损失高达41.82%；③孔洞型储层的低速非达西效应微弱，若只考虑应力敏感性，由此产生的产能损失为12.53%；④孔隙型储层应力敏感性微弱，若只考虑低速非达西效应，由此产生的产能损失为23.42%。上述研究成果对于四川盆地安岳气田灯影组气藏气井合理配产和气藏生产开发动态预测具有重要的指导意义。
针对鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏岩石致密、非均质性强、常规压裂工艺形成的裂缝形态单一而无法实现储层立体改造，开展了非常规压裂技术多簇压裂裂缝均衡起裂及延伸行为规律研究。利用大尺寸真三轴模拟实验系统，基于量纲分析法（π定理）物理模拟实验相似准则设计，经多次实验配比、养护、力学测试等方法，得到了与目标层位相近岩石力学参数的人工养护岩体，利用30 cm×30 cm×30 cm的人工试样系统开展了非常规体积压裂物理模拟实验。以常规压裂工艺为参照，通过改变实验条件及设计参数，模拟了水力脉冲预处理、簇间暂堵、限流法、循环加卸载和脉冲间歇压裂5种非常规体积压裂工艺下的压裂裂缝均衡起裂与延伸行为，明确了不同压裂工艺对应的多簇压裂裂缝均衡起裂及扩展延伸规律。对比常规压裂对压裂裂缝存在应力干扰而抑制其扩展，5种非常规体积压裂方法均能减小多簇压裂裂缝间的应力干扰，有利于裂缝均匀起裂扩展，获得复杂裂缝和更大的改造体积，其中簇间暂堵压裂工艺获得复杂缝网的效果最好。形成并完善了体积压裂多簇裂缝均衡起裂与延伸控制技术，有助于提高非常规致密油气藏整体改造、立体动用程度。
针对含水砂岩气藏储量动用规律认识不清这一难题，采用长岩心多点测压物理模拟实验方法及装置，选用渗透率分别为0.047×10-3 μm2、0.064×10-3 μm2、0.154×10-3 μm2、0.175×10-3 μm2、0.602×10-3 μm2、1.74×10-3 μm2 6个渗透率级别天然基质岩心，开展了含水饱和度分别为0%、30%、40%、50%、60%、70%左右条件下系列衰竭开采物理模拟实验，研究了储层基质渗透率和含水饱和度大小对储层瞬时产气量、压降波及特征，以及不同开发阶段（稳产期末、废弃条件和极限条件）储量动用程度（R）的影响。结果表明：①储层基质产气能力和储量动用程度受储层基质渗透率和含水饱和度双重控制，但在气藏开发不同阶段其敏感界限值不同，应高度关注开采过程中不同渗透率储层的含水饱和度变化特征，尽可能要将含水饱和度控制在临界值范围内才能实现有效动用；②依据废弃条件下储量动用程度特征图，以储量动用程度分别为60%和80%对应的储层渗透率和含水饱和度为指标，构建了一套储量动用分级评价界限图版，划分出优先动用、条件动用、潜力动用3个层级，明确了各层级对应的储层参数界限，可为现场优质储层优先和确定储量动用序列提供前瞻性指导。
鄂尔多斯盆地西北缘奥陶系乌拉力克组是中国北方海相页岩气勘探评价的重点领域。通过对西北缘多口评价井开展裂缝孔隙多方法识别和定量评价，探索揭示乌拉力克组下段裂缝发育特征、分布规律和形成主控因素。研究认为：①盆地西北缘乌拉力克组下段普遍发育开启状顺层缝，单条缝或断续或连续分布，缝宽一般为0.1~0.2 mm，缝间距一般为0.5~14.0 cm。裂缝发育段在核磁标准T2图谱中多显双峰或多峰特征，在深浅电阻率测井曲线上普遍具有正幅度差双轨特征。②裂缝段长度和裂缝孔隙度区域变化大。在南部探区马家滩—古峰庄区块，裂缝发育程度自西向东总体呈减小趋势。在中部探区上海庙区块，裂缝极为发育，裂缝段连续厚度普遍在20 m以上，裂缝孔隙度平均值在1.3%以上。在北部探区铁克苏庙区块，裂缝发育程度总体较中区和南区差，自西向东同样呈减弱趋势。③富含钙质和硅质的高脆性页岩段与燕山期以来的冲断褶皱与滑脱作用相配置，是产生乌拉力克组裂缝孔隙的关键控制因素。受不同区块构造样式和活动特征影响，不同探区裂缝发育程度存在显著差异。
构造抬升作用不仅会降低地层压力，还会造成孔隙回弹引起地层物理属性的变化，基于此的欠压实识别和欠压实超压恢复会造成较大的误差。为准确判断和计算构造抬升区的欠压实超压，首先分析构造抬升造成的泥岩测井曲线变化，然后结合回弹系数，提出利用加载—卸载曲线计算欠压实超压量的方法，并利用该方法对鄂尔多斯盆地延长组7段欠压实超压进行了恢复。结果表明：孔隙回弹改变了正常压实段结束时的测井曲线特征，导致声波时差和密度减小，电阻率和中子孔隙度增大；通过对比加载—卸载曲线法与地层压力模拟和等效深度法的计算结果，发现不考虑孔隙回弹的常规欠压实超压计算方法计算结果偏大，在构造抬升区并不适用。在构造抬升区，需要识别综合泥岩压实曲线上声波时差和密度突然减小，电阻率和中子孔隙度突然增大的曲线特征，才能识别欠压实发育层段，而利用加载—卸载曲线能更加准确地恢复抬升区的欠压实超压，为构造抬升区压力的演化及油气成藏和预测提供更有效的研究基础。
鄂尔多斯盆地是中国重要的天然气资源基地，其中上古生界是主要的含气层，既有致密气藏，又有非常规的页岩气及煤层气藏，盆地东部的非常规气藏已有众多发现，而对于盆地西部研究却较少。研究以鄂尔多斯盆地西部天环坳陷中段盐池地区上古生界主要成藏层段典型岩性——下石盒子组致密砂岩和山西组暗色泥岩为研究对象，利用氩离子抛光—场发射扫描电镜、核磁共振及CT扫描技术重建其三维孔缝空间，综合探究上古生界致密气藏和页岩气藏储层的物性特征。结果表明：①研究区下石盒子组盒8段致密砂岩核磁共振所测平均孔隙度为6.47%，可动流体饱和度平均为43.42%，以Ⅲ类储层为主；CT扫描得出平均连通孔隙度为6.08%，有80.62%的孔隙连通，整体连通性好；②山西组暗色泥岩CT扫描所测整体孔隙度较低，介于0.78%~1.62%之间，平均为1.23%，发育大量无机纳米孔和微裂缝，有机质孔并不发育，这与位于盆地西部的盐池地区整体TOC值并不高且干酪根类型主要为Ⅲ型有关；下石盒子组致密砂岩核磁共振和CT扫描结果显示储层的非均质性较强，山西组暗色泥岩无机矿物孔和微纳米级裂缝是其主要的油气储集空间，大量微纳米级裂缝的存在可能是其部分气井产量高的主要原因。研究结论有助于鄂尔多斯盆地西部上古生界油气藏的勘探开发和资源量评价。
四川盆地下寒武统龙王庙组白云岩是深层碳酸盐岩油气勘探的重要目标，现有研究大多集中在川中地区，对于川东地区龙王庙组白云岩的研究相对薄弱。为此，选取川东地区3个野外剖面（习水土河、彭水板凳沟、巫溪徐家坝）为研究对象，通过开展岩石学特征和稀土元素特征等研究，探讨川东地区寒武系龙王庙组白云石化流体特征及白云岩成因机制。结果表明：①川东地区龙王庙组主要发育泥微晶白云岩、粉晶白云岩和细晶白云岩3种岩石类型，虽然各类白云岩的稀土元素总量均较低，但随着白云石化程度逐渐增强、晶体粒度增大，总稀土含量减少、（Nd/Yb）SN值增高；②由泥微晶白云岩到细晶白云岩的Ce/Ce*值逐渐降低，U含量逐渐增加，指示白云岩形成环境的氧化程度逐渐降低，成岩系统越来越封闭；③3类白云岩经海水标准化后的稀土配分模式均与泥晶灰岩相似，具有Ce正异常和右倾的特征，并无明显Eu正异常，表明白云石化流体主要为未受热液影响的海源流体；④川东地区龙王庙组泥微晶白云岩和粉晶白云岩分别由（准）同生期的蒸发浓缩白云石化作用和浅埋藏期的渗透回流白云石化作用形成，细晶白云岩为前驱白云岩在中—深埋藏阶段发生次生加大作用形成；⑤结合沉积背景及物性发育特征，认为粉晶白云岩是川东地区龙王庙组最主要的储集岩类型，并且局限台地内早期的渗透回流白云石化作用最有利于储层发育。
受Rodinia超大陆裂解影响，南华纪，扬子地块、华北地块和塔里木地块广泛发育裂谷盆地，深部裂谷的存在对盆地晚期构造演化及深层油气分布均具有重要的控制作用。四川盆地位于扬子地块西缘，由于盆内少有钻井揭示南华系特征，因此对四川盆地南华纪裂谷的结构特征和成因机制研究程度较低。以川中地区南华纪裂谷为研究对象，采用井震结合的方法，展开裂谷盆地几何学特征解析、运动学过程恢复，并在区域构造背景约束下初步探讨裂谷盆地成因机制。研究揭示：①川中地区南华纪时期发育NE向以伸展作用为主的狭长裂谷，其边界多呈“断超式”或“双断式”，内部发育堑垒结构和铲式断层；②该裂谷的构造演化分为裂谷盆地开启期、同沉积期和沉积超覆期3个主要阶段，南华纪裂谷形成演化对上覆沉积地层的构造变形具有明显的控制作用，继而影响盆内多套源储组合与油气分布；③结合前人岩石地球化学研究结果，认为四川盆地南华纪裂谷发育于板块俯冲碰撞后的陆壳减薄环境下，表现为陆内裂谷性质。其伸展构造背景下的断裂活动是影响寒武系碳酸盐岩热液溶蚀储层发育与天然气成藏的关键因素。
结合前人对四川盆地二叠系茅口组白云岩储层的研究成果，利用薄片观察、阴极发光、碳氧同位素和原位激光微区分析等技术手段，对八角场构造角探1井茅口组白云岩储层进行了较为系统的地球化学分析，讨论了其成因机制。研究认为：①角探1井茅口组茅二a段滩相白云岩储层主要发育在台洼边缘滩相沉积之中，储层的发育受沉积相带和白云石化作用的共同控制。②茅口组共存在2期白云石化作用。第一期白云石化作用主要形成细—中晶白云石，以半自形—自形晶体为主，阴极发光强度较弱，主要发暗红光—红光，δ13CVPDB值和∑REE浓度与泥晶灰岩相当，稀土元素存在Ce负异常和Y正异常特征，表明白云石化流体主要为同时期的局限海水；第二期白云石化作用形成鞍状白云石，阴极发光强度最强，发红光—亮红光，具有明显的δEu正异常特征，具有高87Sr/86Sr值，Sr含量低但Mn含量高，同时具有较高的流体包裹体均一化温度和盐度，表明白云石化流体为深部的高盐度热液卤水。③在同生—准同生期—浅埋藏期，发生第一期白云石化作用，局限海水中的Mg2+交代亮晶生屑灰岩，形成大量晶间溶孔和晶间孔，由于白云岩较灰岩有更强的抗压实作用，孔隙空间得到较好的保存；进入埋藏期，受构造运动影响，发生第二期白云石化作用，主要形成鞍状白云石，充填在第一期白云石化作用形成的孔隙空间中，对储层起破坏性作用。
复兴地区中侏罗统凉高山组陆相页岩是四川盆地页岩油气勘探重要接替领域之一。通过岩石热解及有机岩石学等有机地球化学方法查明了凉高山组页岩生烃潜力，综合储层物性、孔隙类型及微观结构、储层含油气性及烃类可动性表征，明确了凉高山组页岩储层品质，在此基础上探讨了复兴地区凉高山组页岩油勘探有利层段及勘探潜力。研究结果表明，复兴地区凉高山组发育浅湖—半深湖相富有机质泥页岩，半深湖相泥页岩主要发育在凉二段底部④小层，具有厚度大、有机质丰度中等、有机质类型好、热演化适中、生烃潜力高等特征，具备形成大型原位凝析油—轻质油藏的物质条件。半深湖相泥页岩储层以黏土矿物孔为主，与有机质相关的微裂缝较丰富，孔隙以介孔—大孔为主，含油气性好，烃类流体可流动潜力大，是页岩油勘探的有利层段。与四川盆地其他地区相比，复兴地区拔山寺向斜内凉高山组半深湖相页岩具备稳定的凝析油—轻质油原位富集物质条件，具有良好的页岩油勘探前景。
为探究构造改造对于页岩储层孔隙结构的影响，系统采集渝东北地区2组变形序列（断层和褶皱）龙马溪组页岩样品，开展了物质组成和孔隙结构表征系列实验，分析了不同构造变形（断层和褶皱）对孔隙结构的改造机制。实验结果表明：相较于廖子变形剖面样品，田坝变形剖面样品具有相对较小的TOC含量和黏土矿物含量，而石英矿物含量则相对要高一些；变形较强的断层带页岩样品中包含了相对更多的介孔和宏孔，而微孔则出现了减少的趋势；变形较强的褶皱带页岩样品中包含了相对更多的宏孔，而微孔和介孔均出现了减少的趋势；断层带页岩的总孔体积随着变形程度的增强而增大，具体表现为较大规模的粒间孔、微裂隙和微通道特别发育，极大地改善了页岩储层的储集性和渗透性；褶皱带页岩总孔体积出现了减小，具体表现为发育的粒间孔、微裂隙和微通道仅能增强页岩储层局部的储集性和渗透性，但不会使页岩气分子发生长距离运移和逸散。研究结果将为中国后续复杂构造区页岩气资源量评估提供理论依据。
为探讨四川盆地上扬子西南缘昭通页岩气示范区深层龙马溪组页岩储层地质特征，以雷波地区为例，在野外地质勘查和室内实验数据的基础上，通过区域地质资料，对研究区龙马溪组页岩的岩石学特征、沉积相展布、有机地球化学参数及储集空间类型和特征展开了系统研究。结果表明：研究区矿物组分以石英和黏土矿物为主，平均值分别为36.3%和34.85%，并含少量碳酸盐矿物、长石和黄铁矿；TOC含量为0.12%~5.94%，平均为2.12%；在中都镇—南岸镇附近和雷波县城以东2个地区分别形成了TOC高值区和沉积中心，其中，沉积相以深水陆棚为主，并向西演变为浅水陆棚。TI值为36.5~82.5，以Ⅱ1型干酪根为主；RO值为2.34%~2.72%，平均为2.48%，为高演化阶段；平均孔隙度为8.99%，平均孔径为5.682 nm，孔隙类型以有机质孔、矿物溶蚀孔和微裂缝为主，孔隙形态以纳米级的开放四边平行板状孔和密集堆积球形颗粒间孔为主，含少量开放圆筒孔和裂缝结构，且页岩孔隙度与渗透率呈现正向相关性。与国内外主要页岩气产地对比，四川盆地西南缘龙马溪组页岩下段表现出高TOC含量、高成熟度、高脆性矿物含量、有机质孔发育的特点，按照其生烃能力和可开采性将其划分为烃源岩段和以储层为主的层段；龙马溪组上段表现出TOC含量低、黏土矿物含量高和微裂缝发育的特点，属非烃源岩和以盖层为主的层段。
为明确常压页岩储层优势岩相孔隙结构特征及其主控因素。以川东南林滩场五峰组—龙马溪组海相页岩为例，定量表征了不同岩相的孔隙结构，并分析其主控因素及含气量差异性。结果表明：林滩场五峰组—龙马溪组岩相可划分为富有机质硅质页岩相（S⁃H）、富有机质混合页岩相（M⁃H）、贫有机质黏土质页岩相（C⁃L）和贫有机质混合页岩相（M⁃L）；4类岩相孔隙主要为墨水瓶状或狭缝状，林滩场南部孔隙分布以介孔为主，北部则以微孔和介孔为主，S⁃H和M⁃H岩相的连通性优于C⁃L和M⁃L岩相；S⁃H和M⁃H岩相孔隙主要受控于有机质，其次为脆性矿物含量，C⁃L和M⁃L岩相孔隙主要受控于有机质和黏土矿物含量；裂缝是影响孔隙参数的重要外因，林滩场北部页岩储层纵向上的含气性优于南部，推测是由内部极其发育的裂缝所导致。分析认为裂缝导致的气藏调整、孔隙泄压是造成林滩场南北地区孔隙参数、含气量、产量差异的重要原因，后续应注重裂缝和断层对其产能的综合影响。
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