应用元素分析、X-射线衍射分析和测井响应识别了辽东湾地区JZS潜山变质岩顶部风化壳,确定了其厚度分布。通过岩心观察与铸体薄片鉴定，指明了风化壳储集空间成因类型及其与下部基岩储层的差异，最终应用测井孔隙度、渗透率和试油资料，综合分析了风化壳储集物性与产能特征。结果表明，JZS潜山变质岩风化壳缺失土壤层与残积层，由半风化岩石组成，厚度一般介于6～34m之间，但在断层带可以超过100m；风化壳发育构造裂缝与溶蚀孔隙，孔隙度可以达到10％，但是普遍被风化产物(钙质、铁质和黏土矿物等)充填或半充填，导致渗透率普遍很低，非均质性强；因此，风化壳产能较低，甚至没有产能，是较差的储层。比较而言，风化壳之下基岩储层裂缝与碎裂孔隙发育，风化淋滤与充填作用极微弱，储集物性好，产能超过200m3/d，是好的储层。
油气储集层的非均质性是一种普遍特性。随着我国岩性油气藏的不断发现，储集层的非均质性研究显得尤为重要，弄清储集层非均质性与含油气性的关系，有助于在我国普遍存在的致密储集层中发现更多的富集区。通过对我国含油气区地质条件综合分析，指出碎屑岩类储集层非均质性成因主要有沉积作用、成岩作用和构造改造作用，沉积作用和成岩作用主要是由于沉积相变化和成岩演化导致碎屑岩类储集层物性在空间上的差异，构造改造作用主要是储集层由于构造作用的不均衡性，导致同一储集层非均质性的发育；进行的不同物性储集层含油气性物理模拟实验结果表明，碎屑岩类储集层表现出的非均质性影响到其含油气性，相对高孔渗的砂体有利于油聚集，而天然气充注并非都在高孔渗砂体中，低孔渗砂岩储集层仍然可以具有较高的含气饱和度，这主要是由于天然气在不同孔喉砂体充注效应差异引起。
现有储层建模过程中，往往是通过井点数据进行基于地质统计学的空间插值与模拟，即从数学认识到地质认识，这种仅仅单一依靠变量空间相关性的数学统计，难以将地质学家的认识反映到最终的地质模型当中。针对这一问题，提出了相控随机建模中利用虚拟井提高地质约束的方法。首先是在对区域整体地质认识的基础上，设定反映全区非均质特征的变差函数模型，利用克里金算法分析估计方差的分布特征，挑选估计方差分布较大的区域作为插入虚拟井的备选区，同时考虑局部的地质认识确定具体的虚拟井位置。其次利用波阻抗地震属性与孔隙度的相关关系给虚拟井赋值，然后再将虚拟井作为“硬数据”再次利用给定的变差函数模型进行克里金插值，再次挑选方差分布大的区域并设置相应的虚拟井。依次迭代以上步骤直到全区克里金估计方差分布平稳且均匀。最后利用已知井点和虚拟井点数据拟合变差函数进行属性建模，这样就将地质分析所得到的关于研究区的非均质特征体现在了后期的储层属性的建模当中。应用上述方法，以渤南盆地B油田Es4-23小层进行了相控储层的属性随机建模，实例结果表明，该方法能够有效提高模型精度，得到的模型更符合地质实际。最后对模拟结果的准确性进行了分析，讨论了造成模拟误差的原因及降低误差的方法。
由块体搬运作用形成的碎屑流是近年来在深水环境(深海或深湖)中日益受到重视的一种沉积类型，但深水环境中的块体搬运作用及其碎屑流沉积与陆上相比较，有显著的特殊性。通过对深水沉积物重力流搬运和沉积作用研究现状的综述，明确了深水块体搬运与流体搬运作用的概念、主要区别及控制因素；并以鄂尔多斯陆相盆地延长组为例，提出了块体搬运与流体搬运的识别标志，探讨了水下沉积物呈块体状态搬运的机理，认为少量的黏土杂基的润滑作用与等厚黏土薄膜的“黏附剂”作用是延长组“砂质碎屑流”在水下能呈块体搬运而没有被水体打散的根源。同时指出在鄂尔多斯盆地延长组深湖区，由块体搬运作用形成的“厚层砂岩”具有最有利的生储配置关系，是油气勘探的最有利目标。
以湖盆中心典型露头剖面及成熟井区为研究对象，依据室内分析化验手段，对鄂尔多斯盆地延长组深水砂岩储层岩石学特征进行了综合分析。研究发现延长期湖盆中心不同部位深水砂岩组分、矿物成分、填隙物类型及含量都存在明显的区别，甚至同一类型岩石中矿物含量也存在差异。这种岩石学特征上的差异主要受盆地周缘不同沉积物源体系的控制，反映了不同物源条件下的母岩性质。岩石学特征研究能对深水砂岩类型及储层条件进行评价，为盆地油气勘探开发提供科学依据。
分析白云岩及储层形成过程的流体特征，对探讨白云岩形成机理和储层特征具有重要意义。以靖边气田马五段白云岩作为研究对象，分析其稀土元素特征，并探讨了其中蕴含的成岩流体信息。研究结果表明，海水标准化后所有样品的稀土元素配分特征相近，均表现为正Ce异常(δCe=12.2~14.7)，LREE稍富集，HREE配分曲线平坦，显示海水来源的特征。泥晶灰岩标准化后均表现为正Eu异常、LREE富集的特征，说明在白云岩化过程中，HREE减少最多，Eu减少最少，推测与热液流体的水—岩作用有关。与未溶蚀的白云岩相比，溶蚀白云岩的∑REE值减少30%，REE配分模式基本不变，且越接近古地表∑REE值和δCe值越大，符合成岩—成烃流体水—岩反应时REE的变化特征，而与大气水的淋滤效应明显不同。现今白云岩中的溶蚀孔可能主要与白云岩再次埋藏时的成岩—成烃流体有关。
通过岩石学和地球化学研究表明鄂尔多斯盆地马家沟组马五5亚段的白云岩主要为泥晶白云岩类、泥粉晶白云岩类和粉晶白云岩类。泥晶白云岩类为泥晶结构，阴极发光为暗红光，白云石有序度低，δ13C值平均为-1.23‰，δ18O值平均为-7.59‰，锶同位素平均值为0.709 81，形成于闭塞局限、盐度相对较高的环境，是由准同生白云岩化作用形成。泥粉晶白云岩类为泥晶—细粉晶结构，较脏，细粉晶白云石内还有不少的云泥/灰泥残余或包裹体，不发光或发极暗的红光，有序度为0.75，有明显的结构双重性；δ13C和δ18O平均值分别为-0.43‰和-7.29‰，锶同位素平均值为0.709 36，是多次白云岩化作用叠加的结果，泥晶白云岩是由早期的准同生白云岩化作用形成，粉晶白云岩是由回流渗透白云岩化作用形成。粉晶白云石不发光或发极暗的红光，有序度为0.81，δ13C和δ18O平均值分别为-0.65‰和-6.46‰，锶同位素平均值为0.709 67，是埋藏白云岩化作用的结果，并有不同程度的叠加白云岩化。
结合四川盆地地质与构造演化特征，利用天然气组分、稳定碳氢同位素组成和气田地层水地球化学指标，探讨了建南气田天然气成因类型、母质来源、油气保存条件以及不同类型气藏的成藏方式。建南气田天然气以烃类气体为主，CH4含量占87.26%~98.63%,平均为95.31%，干燥系数均大于95%，属于典型的干气。非烃气体除含有一定量的CO2和N2外，天然气中普遍含有H2S，含量占0~4.34%，平均为0.75%，属于低含H2S天然气。天然气δ13C1值介于-37.4‰~-30.8‰之间，δ13C2值介于-41.8‰~-33.7‰之间，δ13C3值介于-27.6‰~-40.8‰之间。石炭系天然气主要来自志留系烃源岩，而上二叠统天然气主要来自二叠系烃源岩，下三叠统飞仙关组和嘉陵江组天然气为后期气藏调整过程中上二叠统天然气调整运移形成。建南气田烷烃气碳同位素普遍存在δ13C1≥δ13C2＜δ13C3的特征，可能与TSR改造有关，不存在志留系与二叠系生成天然气的混合。建南气田地下水化学特征表明飞三段、长兴组、石炭系储层中，地层水矿化度普遍大于35g/L，且以CaCl2型为主，指示油气藏保存条件良好，可能与嘉陵江组膏岩有效地阻止了地表水向下交替有关。嘉陵江组因局部地区受断层影响，膏岩遭受地表的淡水淋滤，水型以Na2SO4为主，矿化度低，油气封存能力变差。
塔里木盆地库车坳陷白垩系的油气勘探已进入5 000m以下的深层、超深层领域。为明确其沉积微相岩相、古地貌背景与天然气的富集关系，通过露头沉积微相观测及砂体建模、钻井成像测井岩相刻画、逆冲推覆构造原型恢复、沉积单因素叠合分析等综合研究，结果表明：白垩系巴什基奇克组沉积期总体以炎热干旱气候为主，沉积水体呈低—中咸化状态。克拉苏构造带深层区主要受控于卡普沙良河、克拉苏河和库车河3个物源区，大北—博孜地区总体为远源沉积，发育辫状（或扇）三角洲前缘水下分流河道粉—细砂岩岩相，砂岩颗粒次圆状、分选好；克深地区相对为近源沉积，发育辫状（或扇）三角洲前缘水下分流河道中—细砂岩岩相，砂岩颗粒次棱角状—次圆状、分选中—好。燕山期末，大北—博孜地区处于剥蚀残余古隆起背景，气候干旱少雨，克深地区为剥蚀残余古隆起斜坡背景，气候潮湿多雨。深层区油气富集程度受燕山末期岩相古地理控制明显，古斜坡区中—细砂岩岩相区储层性质好，天然气最富集，古隆起粉—细砂岩岩相区储层性质较好，凝析油及天然气较富集，古隆起粉砂岩岩相区储层性质较差，天然气相对贫集。该认识将会为深层油气勘探开发起到重要参考作用，为深层“万亿立方米”天然气储量的探明奠定理论基础。
综合运用岩石学、矿物学和元素地球化学等方法，对柴达木盆地北缘冷湖五号构造带中新统上干柴沟组碎屑岩的成岩作用、形成环境和物质来源等进行了系统研究。发现上干柴沟组碎屑岩颗粒间主要以点—线接触为主，颗粒间云母等塑性岩屑被挤压变形，说明经历过较强的压实作用。黏土矿物含量较高，平均达到了22.74%，主要以伊利石,绿泥石及伊/蒙混层为主。碳酸盐胶结物类型主要以方解石为主，仅含有少量白云石。碳酸盐胶结物的碳氧同位素含量测定表明，碳同位素(δ13C)值分布范围在-6.88‰～-3.8‰之间，平均为-5.39‰；氧同位素(δ18O)值分布范围在-12.74‰～-6.98‰之间，平均为-10.18‰；根据碳氧同位素含量推算古盐度Z值分布范围为107.65～114.89，平均值为111.34；碳酸盐沉淀温度分布范围为52.34～88.93℃，平均值为72.08℃。结合对主量元素、微量元素及有机碳含量等地球化学元素的综合分析，冷湖五号构造带中新统上干柴沟组储集岩目前所处的成岩阶段主要为早成岩阶段B期至中成岩阶段A期,在沉积时期气候稳定且温暖湿润。
基底断裂是深化盆地构造和油气勘探研究的重要领域。以苏北盆地高邮凹陷为研究对象，综合利用钻井、地震、地质、重磁等多元化资料，对基底断裂进行精细构造解释，明确其几何学、运动学特征及成因演化模式。结果表明，高邮凹陷存在一条主干基底断裂(即真武断裂)，平面上呈弯曲线性发育，西段走向NEE向、倾向NNW向，东段走向NE向、倾向NW向，剖面上呈铲式发育，后期继承性演化为浅层的真①断层和吴①断层，并发育挤压、反转、伸展、走滑等4类典型构造样式。挤压期和反转期，真武断裂西部活动性强于真武断裂东部活动性；伸展期，真①断层活动性强于吴①断层。在区域动力学分析基础上，分5个阶段解释了高邮凹陷基底断裂的成因和演化。
针对核磁共振T2谱转换伪毛管压力曲线的常规方法仅是将T2值转换成毛管压力值，从而造成了伪毛管压力曲线转换精度和实用性方面的不足。基于线性变换的概念，提出了从整体上进行转换的矩阵方法。按数据处理方式的不同，给出平均矩阵法、一次矩阵法和坐标矩阵法等3种算法。将10块岩心分成2组:一组8块用于建立转换矩阵；另一组2块用于检验转换效果。结果表明，3种算法转换的伪毛管压力曲线与压汞毛管压力曲线形态一致，符合精度较高|平均矩阵法、一次矩阵法和坐标矩阵法的最大均方误差分别为0.014 4、0.001 9和0.009 1，一次矩阵法的转换效率、可靠性和准确度总体上高于平均矩阵法和坐标矩阵法。核磁共振T2谱转换伪毛管压力曲线的矩阵方法效果良好，具有实用价值。
鄯南地区SQ7砂体厚度薄、横向变化快，沉积砂体展布认识不明确，常规沉积分析方法和储层预测技术不能满足精细油气勘探的要求。基于地震沉积学分析原理和研究方法，利用90°相位化对地震剖面进行了岩性归位，采用地层等时切片等技术对该区SQ7砂体展布开展了地震沉积学研究。通过对等时格架下的地震属性切片和岩性体等时切片的分析，揭示了该区SQ7时期南部物源体系辫状河三角洲沉积的时空演化规律和沉积微相平面展布规律，精细刻画了砂体分布范围，为油气勘探部署提供了地震沉积依据。
为提高无井或少井区储层预测准确度和降低深水勘探风险，采用基于叠前波形反演技术提取控制井曲线的方法，进行深水扇储层预测。叠前波形反演技术是基于遗传算法的反演方法，其通过复制、交换和变异运算来产生下一代，再与叠前入射角道集数据对比和反复迭代而输出最佳结果。某被动大陆边缘深水扇A区块均方根振幅属性显示其重力流水道较发育，但缺乏钻井证实。在已钻井位置进行叠前波形反演计算，通过井曲线以及叠前入射角道集对比验证了该方法在研究区的可靠性。根据控制井选取原则选取了12口控制井，反演得到了密度和纵波与横波速度曲线，开展叠前弹性波阻抗反演。纵波阻抗刻画出该区重力流水道在东南方向物源供给之下，平面上具有叠置型水道向迁移型曲流状水道演化的特点，泊松比指示的气层分布受构造与岩性综合控制。结果表明叠前波形反演技术对于深水勘探是一种较为可靠实用的技术。
白云凹陷C16地区主要目的层受东北部东沙隆起碳酸盐岩台地影响，其砂体顶部灰岩广泛发育，且物性差异较大，传统的叠后波阻抗反演无法有效地区分砂岩、泥岩、灰岩，此外灰岩的物性情况是影响该区圈闭有效性和经济性的主要因素。结合区域地质背景及岩石物理分析，优选出密度与Mu-Rho交会组合作为岩性划分量版，并利用孔隙度与密度的相关性对灰岩物性进行预测，最终通过叠前同步反演技术得到目标区灰岩的物性分布特征，实钻结果表明,该技术具有较好的应用效果。
超高压气藏渗流机理不同于常规气藏，认识此类气藏开发机理，搞清气藏开采规律，是科学高效开发该类气田的关键。针对川东北地区碳酸盐岩超高压气藏地质条件，通过应力敏感实验研究了该类气藏开采过程中岩石的变形特征，确定了储层孔隙度、渗透率等参数随压力的变化关系；在此基础上，建立了考虑储层裂缝和基质变形、高速非达西流动的碳酸盐岩超高压气藏气、水两相渗流数学模型和数值模型，利用该模型研究了气井开采动态特征。研究表明:超高压碳酸盐岩气藏储层渗透率应力敏感性很强，渗透率随有效应力增加表现为明显的3段，有效应力增加小于20MPa前渗透率急剧降低，下降幅度达45%～65%；有效应力增加介于20～60MPa之间时渗透率下降幅度为20%～25%；有效应力增加大于60MPa后，渗透率基本不变；储层孔隙度对应力的敏感性小，当有效应力增加40MPa时，孔隙度损失小于10%；孔隙度和渗透率越小，岩石应力敏感性越强；岩石变形对裂缝—孔隙型超高压碳酸盐岩气藏生产影响明显，气井初期配产不能太大；建立的考虑岩石变形、高速非达西的双重介质模型能准确预测碳酸盐岩超高压气藏的开采动态。
气体在低渗透多孔介质中渗流时滑脱效应的影响不可忽略，采用稳态法测定低渗透岩心气体渗透率时需在不同压力下多次测量，经线性拟合才可得到岩心的克氏渗透率和滑脱因子。建立了一种新的方法，在已知克氏渗透率与滑脱因子关系式的基础上，通过推导、求解考虑滑脱效应的非稳态气体渗流方程，得到具有一定渗透性的岩心入口端压力衰减曲线，由最小二乘法原理与该衰减曲线拟合，即可得到岩心的克氏渗透率和滑脱因子。实践表明，该方法得到的克氏渗透率、滑脱因子与稳态法实验结果具有较好的一致性，并且具有流程简单、周期短、效率高等优点。
针对压裂水平井的渗流特征，建立了低渗透气藏压裂水平井定产开发数学模型，模型考虑了应力敏感效应和含水饱和度的影响。通过数值模拟，研究了渗透率、含水饱和度、裂缝条数、裂缝半长、水平段长度等因素对压裂水平井产能的影响规律，得到了不同参数下的产气量及采出程度动态变化曲线，并分析了不同参数对动态变化曲线的影响程度。研究表明:渗透率越小，含水饱和度对采出程度影响越大；渗透率小于0.1×10-3μm2时，稳产时间和采出程度显著下降，所以渗透率小于0.1×10-3μm2的储层是压裂水平井参数优化的重点；对于裂缝条数已知，渗透率越低，合理水平井长度越短，对于水平井长度已知，渗透率越低，合理裂缝条数越多、合理裂缝半长越大；对于具体气藏来说，在储层基本参数给定的情况下，裂缝条数、裂缝长度、水平段长度都不是越大越好，应该存在一个最优的匹配关系。
处于有机质成熟阶段以生油为主的页岩储层中的油溶相页岩气是目前页岩气资源研究的薄弱环节。根据相似相溶的原理，影响油溶相页岩气量的主要因素为页岩储层中残留油含量和天然气在残留油的溶解度。通过有机地球化学分析测试、储层物性分析测试和等温吸附实验，并利用测井解释方法，对鄂尔多斯盆地下寺湾地区长7段页岩油溶相页岩气含气性影响因素及有利层段空间分布特征进行了分析。研究表明下寺湾地区长7段页岩具备油溶相页岩气大量生成的地质基础；下寺湾地区长7段油溶相页岩气含气量较大，介于0.18～0.52m3/t之间,平均为0.34m3/t，占总含气量的9%；研究区长73亚段是油溶相页岩气发育的最优层段，研究区长73亚段西南部油溶相页岩气含气量大于0.5m3/t，是油溶相页岩气发育的最有利区域。因此，在对鄂尔多斯盆地下寺湾地区长7段页岩气进行资源评价时，油溶相页岩气是值得重视的页岩气资源。
页岩储层微观孔隙结构评价对页岩气勘探开发具有重要的意义，为了更有效地研究页岩储层微观孔隙结构特征，利用高压压汞实验结合分形理论对孔隙结构进行分析。高压压汞结果显示岩样孔径主要分布在3~18nm范围内，岩样孔隙以微孔和过渡孔为主，微孔和过渡孔提供了大部分孔体积。岩样比表面积主要由微孔贡献，微孔和过渡孔提供了页岩气主要的吸附空间。分形维数分析结果表明：页岩岩样的分形分布可明显的分为2段， 过渡孔、中孔和大孔的分形维数接近3，说明该部分孔隙非均质性强，体现出较强的分形特征；微孔的分形维数小于1，分析原因可能是压汞实验仅可以描述微孔的一部分，对孔径＜3nm的微孔描述不到，因此对微孔的孔隙结构评价不够全面，使分形维数的计算结果超出理论范围。
依据岩心资料，对渝东南地区龙马溪组页岩裂缝进行了较为详细的识别，统计了岩心裂缝基本参数并计算了裂缝密度，确定了用裂缝特征参数(裂缝基本参数和裂缝密度)描述裂缝发育特征的方法|并以渝页1井为例，综合镜下微观裂缝、岩心宏观裂缝、页岩裂缝基本参数以及裂缝密度，对渝东南地区下志留统龙马溪组海相富有机质黑色页岩裂缝发育特征进行了较为详细的描述。同时，对影响页岩裂缝发育程度的因素进行研究，定性或半定量地确定了页岩裂缝发育特征与岩石脆性矿物含量的关系，并分析了富有机质海相页岩的裂缝发育程度与有机碳含量之间的关系。结果表明:①石英、长石、方解石等脆性矿物含量较高且黏土含量较低的页岩裂缝较发育|②有机碳含量在很大程度上与富有机质海相页岩裂缝发育程度存在正相关关系，并且有机碳含量越高，裂缝密度越大|③可据有机碳含量将裂缝发育程度分为3类：较差、一般和较好。
中国页岩油资源潜力巨大，而页岩油的可动性评价影响了该类资源的勘探与开发。本文提出一种泥页岩油可动资源量评价方法，具体包括以下内容：①划分泥页岩层系，识别标准为：起始段和结尾段为大于2m的泥页岩段，单层泥页岩内有机质成熟度(RO)和有机碳均值大于0.5%，单层砂岩厚度小于2m，10m范围内薄砂层累计厚度小于4m，总厚度≥30m，页岩油可动资源量评价是针对狭义的泥页岩；②页岩饱和吸附油量评价模型，是基于泥页岩体积(展布、厚度)、有机碳、泥页岩密度和饱和吸附系数4个参数建立的；③原地页岩油资源量评价模型，是依据页岩含油率、泥页岩体积、岩石密度及轻烃重烃补偿系数4个参数建立的；④页岩油可动资源量评价模型，结合物质平衡原理，页岩油可动资源量等于原地页岩油资源量减去页岩油饱和吸附油量。应用上述方法对东濮凹陷古近系沙河街组沙一段、沙三上亚段、沙三中亚段、沙三下亚段泥页岩层系内页岩油资源量进行评价，结果为：沙一段、沙三上亚段、沙三中亚段及沙三下亚段泥页岩层系内页岩油可动资源量分别为1.27×108t、4.27×108t、2.73×108t和2.59×108t，柳屯洼陷具有很大的勘探潜力。
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