综合利用岩心观察、薄片鉴定、图像分析、压汞及岩石物性测试等多种技术方法，对渤南洼陷北带沙四上亚段储层进行了研究。研究表明，储层的成岩作用具有强烈压实、多期溶解、多期胶结和灰泥组分重结晶的特征。以“储层成岩作用演化序列—储层孔隙结构”为约束进行地质历史时期储层物性的恢复，确定不同亚相或微相、不同岩性储层的低渗形成时间，分析沙四上亚段砂砾岩低渗储层成因机制。分析发现，沙四上亚段砂砾岩储层存在5种不同成因类型的低渗储层:Ⅰ类储层为压实低渗特低渗、灰泥重结晶超低渗型；Ⅱ类储层为压实低渗、胶结特低超低渗型；Ⅲ类储层为压实低渗、特低渗型；Ⅳ类储层为溶蚀改善物性，压实胶结低渗型；Ⅴ类储层为压实低渗，压实胶结特低超低渗型。根据致密史—成藏史关系以及试油结果分析可知，Ⅳ类储层为高渗成藏—现今低渗型，勘探潜力最好，为好储层；Ⅲ类储层为中渗成藏—现今特低渗型，勘探潜力中等，为较好储层；Ⅴ类储层为低渗成藏—现今超低渗，勘探潜力较差，为中等储层；Ⅰ类和Ⅱ类储层分别为特低渗成藏—现今非渗型和中渗成藏—现今非渗型，勘探潜力小，为较差储层。
新太古代结晶岩基底潜山是渤海湾盆地重要的油气勘探领域，裂缝的发育与分布是该类潜山油气成藏研究的重点与难点，通常潜山裂缝储层发育于断裂带。通过对秦皇岛地区鸽子窝与北戴河新太古代结晶岩露头断裂带与区域性构造节理带裂缝观测与描述，建立了裂缝发育的露头模型。研究表明，断裂带由核部碎裂带与两侧节理密集带组成，单侧节理密集带的宽度大于40m，整个断层带的宽度大于100m。节理密集带的线密度可达到28条/m，而且裂缝尺度长，多个方向的裂缝构成连通的网络系统，是该类裂缝储层发育的最有利部位。节理密集带以外的区域性节理发育带，因裂缝发育密度低、尺度小、彼此不连通，不能形成有效裂缝储层。潜山裂缝储层的分布受断层的控制呈现高度的非均质性，裂缝发育带与致密带在空间上构成不规则块状分布。
岩石微观结构研究是当今储层研究的难点问题，储层微观结构影响和控制了储层微观性质和宏观特征。运用胜坨地区3口井的40个不同沉积类型储层的岩心薄片分析资料及压汞资料求取了其分形维数，利用分形几何的基本理论研究了储层微观结构参数特征，结果表明储层微观孔隙结构在一定的尺度范围内具有分形特征，进一步研究了储层物性、储层微观结构参数与分形维数的定量关系。研究发现，无论从单井数据还是多井数据的分析结果均表明，分形维数与储层物性参数、孔隙结构参数具有较好的相关性，[JP3]且与三角洲平原储层相比，三角洲前缘储层的分形维数与物性参数、储层微观结构参数的相关性更好。可见，分形维数可以综合反映孔隙空间复杂程度，可以用于储层微观结构分析。
通过烃源岩沉积特征及地球化学实验数据分析，对鄂尔多斯盆地西南缘中上奥陶统烃源岩分布和生烃潜力进行了系统评价。鄂尔多斯盆地西南缘奥陶系烃源岩主要发育在中上奥陶统克里摩里组和乌拉力克组，呈“L”字形围绕中央古隆起分布；它们为一套厚度较大的深水相泥页岩和含泥灰岩沉积。烃源岩生烃母质类型以Ⅰ型干酪根为主，Ⅱ1型次之。有机碳丰度在不同层位不同岩性均有差别；从层位上来看，乌拉力克组和克里摩里组烃源岩TOC平均值分别为0.58%和0.50%，达到中等烃源岩生烃标准；从岩性上来看，泥质烃源岩有机质丰度高于含泥碳酸盐岩。除沙井子地区为低成熟阶段外，鄂尔多斯盆地中上奥陶统海相烃源岩热成熟度均处于高成熟—过成熟阶段。鄂尔多斯盆地中上奥陶统海相烃源岩生烃量合计达48 ×1012m3， 总资源量为2.3×1012m3，西部天环北地区和南部淳化地区为2个生烃中心，是下一步勘探的重点方向。
鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界天然气来源问题一直存在争议。在烃源岩沉积环境、分布特征分析的基础上，讨论了烃源岩的评价方法和标准，利用有机质类型、丰度、成熟度及生烃强度，开展烃源岩评价，确定了主力气源岩层位及分布特征。结果表明：研究区气源岩主要为上古生界太原组及山西组煤系烃源岩，岩性为煤层、炭质泥岩、暗色泥岩，其中煤层为主要的烃源岩;沉积相控制源岩展布，地质历史时期泥炭坪、扇三角洲平原、冲积扇扇缘沼泽等环境煤层发育好，泥岩厚度大；煤层有机质丰度高，炭质泥岩次之，暗色泥岩最差，参照煤系源岩评价标准，区内烃源岩为较好—非常好的烃源岩；研究区镜质体反射率值分布于0.6%~1.8%之间，呈由北向南增大趋势，全区进入生气阶段，泊尔江海子断裂附近及以南进入大量生气阶段；研究区内生气强度主要介于(10~40)×108 m3/km2之间，具备形成大气田的气源条件。因此，研究区天然气来源具有原地性的特征，泊尔江海子断裂南部烃源岩优于北部烃源岩。
运用高分辨率层序地层学理论，研究了晚古生代华北克拉通盆地中区的充填序列和高分辨率层序地层单元的划分，认为其上古生界由陆表海盆地和陆内坳陷盆地2类充填序列组成，可划分为超长期、长期、中期和短期4级基准面旋回。鄂尔多斯盆地大牛地气田本溪组—上石盒子组可划分为２个超长期、6个长期基准面旋回，其中本溪组—太原组高分辨率层序地层单元是其第1个超长期基准面旋回，由2个长期和6个中期基准面旋回组成；各中期基准面旋回由数量不等的短期基准面旋回组成。通过对大牛地气田的地层划分与对比，建立了研究区本溪组至太原组中期、长期的等时地层格架，为精细的地层划分对比提供了依据。
普光气田三叠系飞仙关组储层为典型的相控型储层，由白云化程度很高的鲕粒滩体所构成，岩性主要为残余鲕粒、内碎屑以及泥粉晶白云岩等，储集空间类型多样，主要为粒内孔与晶间孔，局部发育少量裂缝。不同储集空间类型储层成因与岩相以及所在滩体部位、白云化作用等关系密切，其中，滩体底部发育海侵泥晶灰(白云)岩，常含鲕粒、砂屑等颗粒，鲕粒、砂屑呈泥晶结构，滩体低部位发育粒内孔鲕粒白云岩，鲕粒由微晶白云石构成，白云化程度低，而滩体中高部发育晶间孔残余鲕粒白云岩，鲕粒呈中粗晶残余结构；滩体顶部为泥粉晶白云岩，含有硬石膏晶体，储层物性极差，但易形成裂缝。这种鲕粒滩体岩性变化反映了随着水体变浅，组成鲕粒的白云石晶粒不断增大，白云化程度不断增强的特征。此外，碳氧同位素分析显示鲕粒细晶白云石δ18O值为负值，平均为-5.037‰(PDB)，δ13C值平均为1.596‰(PDB);微量元素分析中Sr含量和Na含量很低，SrO含量和Na2O含量平均分别为0.018 72%和0.013 12%,FeO含量也低，平均为0.057 64%;X-射线衍射分析白云石的有序度低，平均为0.62，小于0.9;Mg/Ca值中碳酸钙摩尔分数高，平均为51.14%，大于50%;并且岩石薄片中基本未发现流体包裹体，少数发现少量单相流体包裹体，这些均表明组成普光气田鲕粒滩体中的白云石是在受大气淡水影响、氧化、低温、近地表条件下形成，综合显示为混合水白云化成因。
为确定中拐地区二叠系佳木河组油气藏的充注时间和成藏期次,利用Linkam THMS 600型冷热台和LabRam-010型激光拉曼光谱仪,采用流体包裹体和拉曼测试技术,对储层沸石和方解石中流体包裹体样品进行测试分析。拉曼测试结果显示，佳木河组中主要存在盐水包裹体、CO2包裹体、低饱和烃包裹体和富含CH4包裹体4种包裹体类型；均一温度和冰点均具有明显的双峰特点，均一温度第1峰值为60~80℃，第2峰值为110~120℃；公式法计算的包裹体盐度主要分布在0.73%~3.86%和5.76%~9.2% 2个区间，说明至少存在2期流体活动。在包裹体测试资料基础上，结合埋藏史、构造演化史和烃源岩演化史最终确定佳木河组主要的成藏期次有2期:三叠纪末—早侏罗世(228~206Ma)；早白垩世(145~112Ma)。
柴达木盆地是中国西北地区一个中、新生代陆相含油气盆地，具有青藏高原区域构造背景，位处两大汇聚板块的过渡地带，并与周缘造山带相伴生；发育于被动板块边缘之上，自中生代以来，其分别经历2次由弱到强的拉张和挤压作用，最终形成了一系列复杂构造样式。就形成机制而言，柴达木盆地是柴达木微板块向北俯冲碰撞及相应的南祁连山不断隆升和向南逆冲—推覆北昆仑山不断隆升共同作用的结果。通过野外区域地质调查、地震地层学以及钻井资料研究和分析，揭示出柴达木盆地自中生代以来，盆地演化经历了4个不同的盆地演化阶段，即早—中侏罗世断陷沉积盆地阶段、晚侏罗世—早白垩世伸展盆地反转和相应挠曲型盆地形成阶段、晚白垩世—始新世盆地整体缓慢平稳沉降阶段、自渐新世以来印度—欧亚大陆强烈碰撞引起的盆地挤压和抬升阶段，特别是在第4个演化阶段使柴达木地块处于明显的挤压和抬升状态，并逐渐形成盆地的现今地质结构。最后分析了盆地构造演化与油气成藏的关系，指出柴达木盆地油气勘探前景广阔。
琼东南盆地为我国南海一个重要的油气勘探区带，为了进一步明确陵水组的沉积特征以及沉积体系空间的展布特征，利用层序地层学、石油地质学和沉积学原理，并结合关键井的岩心观察、测井相的识别以及地震相反射特征的研究，将陵水组划分为4个三级层序，并识别出辫状河三角洲、扇三角洲、滨岸、浅海、碳酸盐岩台地和海岸平原6种主要的沉积相类型。详细分析了各种沉积相的岩电特征及微相类型，同时通过研究各层序空间展布特征，结合区域构造，认为局部海平面变化和构造作用是控制陵水组沉积体系展布的主要因素。
为了指导琼东南盆地南部深水区的油气勘探，利用高精度三维地震资料对该区中新世地层开展生物礁识别、演化和主控因素研究，结果表明：生物礁在地震上呈丘状，顶底均为强振幅反射，内部杂乱，局部呈对称状，上覆地层可见上超反射，与LH11-1油田生物礁的地震反射特征极为相似；同时，在平面上研究区生物礁集中于东北部碳酸盐岩台地边缘及台地内部的构造高部位上；垂向上生物礁发育经历了多期的暴露—生长—淹没过程。相对海平面变化控制了生物礁的发育，其中相对海平面下降导致生物礁向海迁移并使早期生物礁遭受淋滤作用；而相对海平面上升引起生物礁向构造高部位迁移。除此之外，构造作用、陆源碎屑供给、古地理及古气候等因素也对生物礁的发育产生影响。
通过对柴达木盆地西部古近系—新近系半咸水—咸水湖相烃源岩，及其热模拟实验固体残渣抽提物色谱质谱联用仪（GC-MS）分析，在样品的芳烃馏分中均检测到苯基取代三环芳烃化合物，三联苯（TrP）和苯基萘（PhN）系列，分别为邻位三联苯（o-TrP）,间位三联苯（m-TrP）和对位三联苯（p-TrP）；一位苯基萘（1-PhN）和二位苯基萘（2-PhN）。实验观察三联苯和苯基萘系列中不同取代位置的同分异构体相对含量，与烃源岩的热演化程度有一定关系。在低熟样品中o-TrP和1-PhN含量较高，随着成熟度的增加，m-TrP、p-TrP和2-PhN相对含量增加。可以总结出m-TrP>p-TrP>o-TrP及2-PhN >1-PhN的热稳定序列，并将三联苯异构体相对含量参数TrP1=p-TrP/o-TrP、TrP2=(m-TrP+p-TrP)/o-TrP和苯基萘异构体相对含量参数PhNR=2-PhN/1-PhN与镜质体反射率（RO）作对比，发现它们之间有很好的正相关性（RO=0.47%~1.32%），尤其是在烃源岩处于成熟—高成熟热演化阶段，常规生物标志化合物成熟度参数[C29αα-20S/(20S+20R)\,C31αβ-22S/(22S+22R)\,MPI1]失去指示效应，TrP1,TrP2和PhNR仍然具有指示意义。
通过对四川盆地乐山—龙女寺古隆起地区储层沥青样品进行全岩镜下测定，发现该区震旦系灯影组储层中存在大量储层沥青，并对样品进行沥青反射率测定、有机元素分析和碳同位素分析，结果表明:古隆起地区震旦系灯影组储层沥青等效镜质体反射率(R′O)值分布在2.06%~3.0%之间，平均值为2.62%，储层沥青H/C原子比和O/C原子比仅为0.30~0.43和0.01~0.03，表明沥青的成熟度高，基本上处于成熟—过成熟阶段，生烃潜力较低；S/C原子比为0.03~0.06，与长兴组(P2ch)和飞仙关组(T1f)储层沥青S/C原子比相比偏低，表明古隆起地区灯影组储层沥青受硫酸盐热化学还原反应(TSR)影响较小；此外，储层沥青碳同位素值分布在-36.8‰~-34.5‰之间，平均值为-35.7‰，在四川盆地各层位干酪根和沥青碳同位素值中其值最低，比塔里木盆地海相原油的碳同位素值还要低。结合四川盆地地质构造背景，对比各层位烃源岩干酪根碳同位素，认为古隆起地区震旦系灯影组储层沥青主要来源于下寒武统筇竹寺组烃源岩，属古油藏深埋时在高温、高压作用下裂解成气后的热演化沥青—焦沥青。
为了研究延川南地区下二叠统山西组泥岩稀土元素的分布特征及其地质意义，采用ICP-MS对研究区30个泥岩样品进行了稀土元素分析。研究表明:泥岩稀土元素的总量较高(93.80~746.47μg/g),ω(LREE/HREE)(1.28~9.97)及(La/Yb)N(1.97~28.78)等比值显示轻重稀土分异明显；∑REE与Ti、Ni、Pb、Rb、Ga、Cr、Zn等外源元素相关性很好，而与Mn、Zn等反映海相环境元素的相关性不明显，揭示了研究区泥岩中REE主要来自陆源碎屑矿物的供给。Ceanom(-0.089~0.138，均大于-0.10)、δCe(0.91~1.35，平均为1.09)指示了泥岩样品均处于缺氧环境下。稀土元素的分布模式和(La/Yb)N—∑REE图显示了母岩主要为花岗岩和沉积岩，并可能为多源型。并且分析结果显示了研究区物源来自于研究区北部并可能为活动性大陆边缘抬升基底物源兼有少部分大陆岛弧切割的岩浆弧物源。层序界面附近的∑REE、(La/Yb)N、δCe、V/(V+Ni)、V/Cr等微量及稀土元素参数的异常波动面与层序界面(SB1、SB4)存在一定程度的对应关系。
塔深1井是中国目前第一深井，其钻探深度为8 408m，在6 800～7 358m处的下奥陶统—上寒武统碳酸盐岩中见有气态烃存在，而在底部8 404～8 406m处寒武系岩心中见有褐黄色的液态烃，如何解释该井深层油气相态特征是人们非常关注的问题。通过使用经验判识法和PVT相图法对深层油气相态进行了研究,组分Z值法和三角图经验法研究表明，该井在6 800～7 358m处的下奥陶统—上寒武统烃类流体可能为带油环凝析气藏。另外对塔深1井8 406m处的烃类流体组成进行了恢复，并使用PVTsim相态模拟软件对深层油气的相态进行了模拟，研究表明塔深1井深层油气的临界温度为182℃，临界压力为52MPa，临界点温度位于临界凝析压力点与临界凝析温度点之间，且与临界凝析压力点非常接近，从深层流体组成、温度和压力条件分析，该井8 406m处深部流体具有典型挥发性轻质油的相态特征，并非岩心中见到的纯液态烃或气态烃。
重点对准噶尔盆地石炭系与二叠系主力烃源岩生物标志化合物分布特征，及单体烃碳同位素特征进行分析与对比。该盆地石炭系和二叠系烃源岩有机质丰度都相对较高，成熟度以西北缘与南缘较高，准东较低，各项参数均达到了烃源岩要求。盆地石炭系烃源岩生物标志化合物特征具有Pr/Ph值较高，伽马蜡烷含量低，C29甾烷含量较高，而C28甾烷含量较低的特点，生物标志化合物特征反映出石炭系烃源岩，形成环境为淡水湖湘，主要为Ⅲ型有机质。二叠系烃源岩Pr/Ph值整体较低，伽马蜡烷指数相对较高，且含有一定量的β-胡萝卜烷，C28甾烷明显高于石炭系烃源岩，沉积环境主要为半咸水—咸水盐湖相，有机质类型为Ⅰ型、Ⅱ型。石炭系烃源岩有机质类型主要为Ⅲ型，其干酪根碳同位素组成较重，但单体烃碳同位素差别较大，母质来源和成熟度都影响着正构烷烃单体烃碳同位素的分布。二叠系烃源岩干酪根分布特征表明主要源岩有机质类型为Ⅲ型、Ⅱ型和Ⅰ型，其正构烷烃单体烃碳同位素的分布特征与干酪根碳同位素分布有较好的相关性，Ⅲ型有机质单体烃碳同位素组成较重，而Ⅱ型和Ⅰ型有机质单体烃同位素组成较轻；南缘二叠系烃源岩有明显的甲烷菌母质输入现象，干酪根、单体烃碳同位素组成和一些藿类化合物碳同位素组成都表现为较轻的特点。
根据达西渗流理论及势的叠加原理推导出反七点井网内压力梯度计算方法。利用此计算方法可计算出不同注采压差条件下反七点井网内各点压力梯度大小、存在启动压力梯度油田注水开发时可动区域范围以及不同注采压差下的极限注采井距，可为反七点井网调整井的部署提供理论依据。
位于大兴断层下降盘的兴9砾岩体气藏属构造—岩性双重控制的凝析气藏，边底水不活跃，属弹性气驱的气藏。气藏高含凝析油，最大反凝析液量高，储层非均质性强。开发特征表现出定容封闭气藏开发特点。针对兴9凝析气藏特征，就开发方式、井距、合理的气井产量及工艺技术等方面提出了适合该气藏的开发方案。通过4种计算井距方法的对比，采用800m井距的不规则三角形井网,采用单点测试与矿场实际生产分析，结合气井最小携液气量计算结果，确定气井的合理产气量,合理控制气井的生产压差，提高凝析油采收率。针对气藏开发过程中出现的问题，提出了相应的对策;并对气藏开发中的一些新工艺、新技术进行摸索。积极探索、创新“负压开孔”试气工艺以及连续气举、“以高带低”排水采气工艺。为同类气藏的合理高效开发提供经验。
利用生产动态资料确定气井产能方程主要包括2个方面内容：一是利用气井井口油压及相关参数，确定对应的井底流压；二是在井底流压确定的基础之上，确定储层的地层压力及气井产能方程。根据垂直管流中流体的质量守恒与动量守恒原理确定井底流压；而依据不关井试井理论确定地层压力。利用气井实际的生产动态资料，在井底流压与地层压力确定的基础之上，即可确定气井的产能方程。通过实例分析，验证了该方法的可行性及可靠性。
碳酸盐岩凝析气藏具有极强的非均质性，单纯采用一种方法认识油气藏非常困难。提出了结合静态地质资料认识，充分利用大量的生产动态数据和短时高精度的压力不稳定试井数据，以产量不稳定分析、试井分析以及物质平衡分析方法为手段，对油气藏储层进行动态综合描述。3种方法有机结合、互相约束，使解释结果更加可靠。通过塔里木盆地某碳酸盐岩凝析气藏的动态描述研究，建立了3类井的动态描述识别典型图版，认为该碳酸盐岩凝析气藏储层渗透率、单井控制储量差异较大。
针对靖边气田马五1+2碳酸盐岩储层水平井开发中面临的“侵蚀沟槽发育、主力储层厚度薄、小幅度构造变化快、储层非均质性强”等实施难点，综合应用三维地震技术、地质储层评价、技术经济分析以及气藏数值模拟等研究方法，建立了水平井井位优选、轨迹优化设计、现场地质导向与轨迹调整等水平井开发关键地质技术。使得完钻水平井有效储层钻遇率达到60%以上，单井产量达到了直井的3～5倍，实现了靖边气田水平井规模化应用。
页岩气藏储层孔隙非常细小，国内外页岩孔隙半径主要集中在几个纳米到20个纳米之间，国内部分页岩孔隙半径小于10个纳米。页岩气藏生产受到纳米孔隙中的游离气和吸附于干酪根中吸附气两大主体气源影响，这2种气源气在生产中表现出4种机理。研究了纳米孔隙中气体分子克努森扩散、气体滑脱、达西渗流及吸附于干酪根中气体扩散4种机理下页岩气体渗透率及孔隙压力的变化情况，并以此建立圆柱管内平面单向稳定渗流数学模型。模型模拟结果表明页岩的表观渗透率远远大于达西渗透率，孔隙半径越小，则两者比值越大，当孔隙半径从20个纳米减小到几个纳米，两者比值将会从十增大到几十；孔隙压力越小，则两者比值越大，而当压力小于5MPa时，表观渗透率与达西渗透率之比明显增加1~2个数量级。随着压力降低，克努森扩散作用不断增强，相应的压力损耗不断增加，使得纳米管柱内平面单向从供给边缘到排液道的稳定渗流压力分布已不再是线性分布。干酪根中气体由于扩散速度慢、扩散量小而对压力影响不明显。
利用扫描电镜以及比表面积分析仪产生的试验数据、吸附脱附曲线对页岩气储层储集空间类型、微观孔隙结构的系统研究表明，川南—黔北XX地区龙马溪组页岩气储层储集空间多样，包括残余原生粒间孔、晶间孔、矿物铸模孔、次生溶蚀孔、黏土矿物间微孔、有机质孔以及构造裂缝、成岩收缩微裂缝、层间页理缝、超压破裂缝等基质孔隙和裂缝类型。发现研究区龙马溪组泥页岩比表面积和孔体积都较大且具有良好的正相关性，并认为微孔隙越发育，泥页岩的比表面积和孔体积越大，越有利于泥页岩对页岩气的吸附储集。建立了泥页岩的孔隙模型，并利用吸附脱附曲线分析了研究区龙马溪组泥页岩的微观孔隙结构特征，指出研究区龙马溪组泥页岩以极为发育的微孔为主，其中为泥页岩提供最大量孔体积和表面积的孔隙主要为Ⅲ类细颈瓶状(墨水瓶状)孔和Ⅰ类开放透气性孔。认为有机碳含量、伊/蒙间层矿物含量以及热演化程度是控制研究区龙马溪组页岩气储层微观孔隙结构的主要因素。
在日益剧增的能源需求与北美页岩气成功开发的推动下，近年来我国页岩气勘查与潜力评价取得了一系列成果。我国广泛发育中生代以来的陆相沉积，各主要含油气盆地内陆相富有机质页岩极为丰富，评价其页岩气成藏潜力具有特殊的理论与现实意义。与海相页岩气储层不同，陆相富有机质页岩的热演化程度较低，有机质含量高；石英含量相对较低，而长石、碳酸盐矿物含量较高，总体脆性条件好；黏土矿物含量高，后期构造活动改造弱。这些特点决定了陆相气页岩储层评价的标准不能简单照搬海相储层的评价标准。在总结了目前我国主要陆相页岩气勘查评价成果的基础上，参照北美海相页岩气储层评价标准，认为陆相页岩气储层评价标准可定为：TOC＞2.0%，热成熟度RO＞0.9%，脆性矿物含量＞40%，黏土矿物含量＜40%，含气量＞1.0m3/t，孔隙度＞2%，有效厚度＞30m。
查明煤层气井产气后煤基质收缩变化规律是进行此阶段渗透率变化研究的基础。基于排采过程中表面自由能、有效应力系数、弹性模量的改变对煤基质变形的重要影响，根据表面物理化学、损伤断裂理论分别对表面自由能增量数理模型、有效应力系数数理模型与弹性模量数理模型进行了构建；并基于弹塑性力学对三者的影响进行了叠加，结合樊庄区块地质与压裂排采资料，对气、水两相流阶段煤基质收缩变化规律进行了研究。结果表明:气、水两相流过程中综合表面自由能、有效应力系数与弹性模量影响下的煤基质收缩变形呈近对数形式持续逐步增加。其中表面自由能、有效应力系数对基质收缩变形的影响较大，弹性模量影响较小。排采时在气、水两相流阶段应注意后续气、水补给的连续性。
动态的煤储层渗透率影响煤层气的开采，已引起广泛关注。针对6块采自沁水盆地南部煤矿的无烟煤样品，测试了4.3MPa围压条件下煤岩气相(氦气)渗透率变化特征，基于气体滑脱及有效应力效应分析进一步探讨了渗透率变化的控制机理。结果表明,气体压力降低过程中:①渗透率呈现“先降低后升高”的变化趋势，转折点进口气体压力约为1.9MPa(对应于平均气体压力1.0MPa)；②平均气体压力小于1.0MPa时，氦气产生滑脱现象；③渗透率—有效应力之间呈近似负相关关系；④进口气体压力大于1.9MPa时，为有效应力负效应作用阶段，导致渗透率降低；进口气体压力降至1.9MPa以下时，有效应力与气体滑脱效应同时作用，此阶段气体滑脱正效应强于有效应力负效应，引起渗透率升高。
水合物地层变形是天然气水合物开采安全性评价的关键参数。提出了考虑传热、水合物分解相变、多相渗流和地层变形4个物理效应的一维多孔介质中水合物降压分解数学模型，在验证该模型适用性之后进行了粉细砂多孔介质变形敏感性分析。基于基本假设可以得到以下结论：出口压强是影响多孔介质变形的主要因素，出口压强越小，多孔介质最终变形越大，且完成变形所需时间越长。环境温度和多孔介质绝对渗透率对多孔介质最终变形没有影响，但会改变多孔介质完成变形所需时间的长度。
随着华北油田储气库群建设工作逐步展开，对注采井管柱优选是储气库安全运行的重要保证。通过对气藏注采方案下不同管径的注采能力、携液和冲蚀情况进行分析，优选出注采井管柱管径;同时,通过对比直井注/采过程油管的受力计算，和对丝扣连接强度校核\,抗内压强度和抗外挤强度校核，并考虑到温度和压力的作用，计算出管柱受力情况，进而优选出管柱级别。基于该方法优选的储气库注采管柱在储气库注采井得到采用,效果良好。
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