回顾和总结了煤割理定义、要素、成因的研究现状与存在问题。根据煤矿井下对煤割理系统的观测、室内实验，结合煤层气开发工程实践，指出割理是一种具有几何形态与固定组合样式的内生裂隙，成煤作用中由煤基质收缩产生的随机发育而无定向性的内生裂缝不是割理。端割理和面割理相伴而生，并随着煤化作用递进而新陈代谢。割理是古垂向应力与煤体积收缩共同作用的结果。研究煤化作用中煤大分子官能团重组的地球化学参数变化规律、煤官能团重组与古垂向应力的耦合关系、以及割理新陈代谢的方式和过程，是揭示煤割理形成机理的主攻方向。
不同粒度对压汞法孔隙结构测定结果的影响称为粒度效应，其可影响煤孔径分布的测定。结合粒度测试和扫描电镜观察等方法，通过开展2组无烟煤5个不同粒度系列的压汞实验，分析不同粒度孔隙结构的差异。结果显示：①随着粒度变小，总孔容增量不断增大，中—大孔的孔容和孔比表面积增量最显著，孔容和孔比表面积的展布特征由单峰态变为双峰态；②随着粒度变小，退汞率显著降低。研究认为，煤颗粒的大孔增量并非真实存在的煤中孔隙，主要为颗粒间空隙所贡献。粒度变小导致孤立形式的封闭胞腔孔和气孔得到有效释放。煤颗粒退汞结束后大部分水银仍滞留于颗粒间空隙，由此造成低退汞率的假象，煤颗粒的退汞率不能指示孔隙连通性。当煤粒径大于3mm时，基于压汞法孔隙结构的粒度效应才可忽略不计。
水力压裂是实现页岩储层有效开发的重要技术手段，而准确预测页岩气藏压裂井产量是保证页岩气高效开发的基础。以油气藏数值模拟和数值计算方法为工具，在考虑页岩基质块解吸扩散和窜流条件下，建立了页岩气藏气水两相压裂渗流数学模型，推导了数值计算模型，并研制了页岩气藏压裂产能模拟器，定量分析了裂缝参数、物性参数和解吸扩散参数对页岩气压裂井产量的影响。研究表明：水力压裂能有效提高单井产量，是页岩气藏高效开发的有效措施；压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率是页岩气开采的主控因素，日产气量和日产水量随压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率增加而增加；基质渗透率和扩散系数对产量的影响相对较小。
以美国印第安纳州伊利诺伊盆地的New Albany页岩(热成熟度RO值范围为0.35%~1.41%)为研究对象，分别采用氮气吸附法和二氧化碳吸附法表征页岩纳米孔隙结构特点，研究了页岩微观孔隙随热成熟度、总有机碳含量(TOC)及无机矿物组分的演化特征，并探索了页岩孔隙分形特征的热演化规律及其与孔隙结构参数的相关关系。结果表明，随着热成熟度的升高，页岩孔容呈现非单调演化趋势，推测其与有机质的初次和二次裂解密切相关。Frenkel-Halsey-Hill(FHH)方法和热力学模型计算获得的页岩样品的孔隙分形维数在2.47~2.61之间，表明了页岩孔隙具有明显的分形特征。研究还发现，生油窗内成熟页岩样品的孔隙分形维数与其孔容显著正相关，而与孔径显著负相关，暗示孔隙分形维数与页岩气体吸附能力密切相关。更高的分形维数使得孔隙结构趋于复杂，并有利于气体吸附存储。因此，页岩孔隙分形维数可作为定量表征孔隙结构非均质性、评价页岩气体吸附存储能力的重要参数之一。
页岩含气量评价对页岩气资源预测、储量计算、勘探开发规划具有重要的意义。解吸法是页岩含气量评价中应用非常广泛的一种直接测量方法。页岩气的解吸方法主要沿用了煤层气的技术，将岩心或岩屑封装于解吸罐后，测定解吸气和残留气，计算损失气，3部分的总和即页岩储层的含气量。经过多年的发展，解吸装置在不断改进，解吸数据分析方法一直在优化。目前已经发展了USBM法、多项式法、Smith-Williams法、下降曲线法、Amoco法等多种解吸数据处理方法。在实际应用中，温度等环境因素、损失时间、采用的拟合方法以及解吸装置本身都会对解吸结果产生明显的影响。由于页岩气的扩散机制和解吸过程与煤层气存在一定差异，简单沿用煤层气的方法与技术评价页岩含气量，可能存在明显的误差。未来的研究将致力于改进解吸装置，发展符合页岩气体解吸机理的数学模型，规范解吸方法，建立相关行业标准。
通过中国海相页岩气详细研究和美国典型页岩气区带解剖，对比研究了中美页岩气地质特征的异同，这些研究对指导我国四川盆地海相页岩气的研究具有重要理论和实践意义。 ①美国Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩气区带的盆地类型为前陆盆地，中国四川早古生代盆地为克拉通。沉积环境均为深水陆棚，岩石类型以硅质和硅质钙质页岩为主，脆性矿物含量高。②Barnett页岩TOC值为3%~13%，平均为4.5%，Marcellus页岩TOC值为3%~12%，平均为4.0%，Haynesville页岩TOC值为0.5%~4%。四川盆地五峰组—龙马溪组和筇竹寺组页岩TOC值分别为1.5%~3%和2.5%~4.5%。③美国三大页岩成熟度适中，四川盆地海相页岩处于过成熟阶段。Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩RO值分别为0.5%~2.1%、1.2%～3.5%和1.2%~3%。四川盆地筇竹寺组页岩RO值一般为2.5%~4.5%，平均为3.5%，龙马溪组页岩RO值为1.5%~3%。 ④Barnett页岩核心区厚度为30~180m，总孔隙度为4%~5%，基质渗透率小于1×10-3μm2，Marcellus页岩厚度为 15～60m，孔隙度平均为10%，渗透率小于1×10-3μm2， Haynesville页岩厚度为70~100m，孔隙度为8%~9%，渗透率小于5×10-3μm2，四川盆地五峰组—龙马溪组页岩厚度为25~120m，孔隙度为3%~10%，渗透率为(0.01~)×10-3μm2，筇竹寺组页岩厚度为40~100m，孔隙度为0.1%~3%，渗透率为(0.01~42)×10-3μm2。⑤Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩含气量分别为4.2~9.9m3/t、1.70～2.83m3/t和2.5~9m3/t。四川盆地五峰组—龙马溪组和筇竹寺组页岩含气量分别为1.7~4.5m3/t和0.55~1.2m3/t。中国海相页岩吸附气含量大于美国。⑥美国海相页岩埋深为1 220~3 990m,中国海相页岩埋深可高达5 000m，一般为1 500~4 000m;Barnett页岩和筇竹寺组页岩为正常地层压力，压力系数分别为0.99~1.01和1，Marcellus页岩，Haynesville页岩和五峰组—龙马溪组为异常高压，地层压力系数分别为0.9~1.4、1.61~2.07和1~2.3。⑦除四川盆地筇竹寺组页岩外，其他4套页岩均具有良好封盖层，有利于天然气保存。⑧美国地表条件更有利，多以平原为主，而四川多为丘陵。 ⑨四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气地质资源量为17.5×1012m3，技术可采资源量为1.77×1012m3，筇竹寺组页岩气地质资源量为8.86×1012m3，技术可采资源量为0.886×1012m3。
随着南海深部层系高温超压天然气勘探的深入，储层及天然气分布的复杂性日益凸显，亟待从成藏过程的角度深入剖析天然气成藏模式，以指导下一步天然气勘探。基于样品分析测试、三维地震等资料，运用天然气地球化学、成藏过程研究方法，研究了莺歌海盆地北部XF区XF13-1上中新统黄流组一段(以下简称“黄一段”)超压低渗气藏成藏过程与成藏模式。研究认为，XF13-1气田具有2种低渗气藏成藏模式:①以XF1-1-14井区黄一段Ⅰ气组低渗气藏为代表的“天然气先充注、储层后致密、后超压”型成藏模式，是莺歌海盆地深部层系最有利的天然气成藏模式;②以XF13-1-4井区、XF13-1-6井区黄一段Ⅱ气组低渗气藏为代表的“天然气充注、储层致密、超压”同期型成藏模式，该模式具有“超压、低渗、天然气组分复杂”的天然气成藏特点。在成藏过程分析和成藏模式指导下，结合沉积体系研究成果，提出了2个具备“天然气先充注、储层后致密、后超压”型成藏模式的有利区，是下一步有利的天然气勘探方向。
南方古生界巨大的页岩气潜力近年来受到广泛关注。重点研究了南方古生界页岩的吸附特征及其控制因素。对采集的19件页岩样品，主要进行了矿物组成分析及等温吸附实验，并对典型样品开展了热模拟实验，研究了不同温度点的等温吸附容量，探讨了很高成熟度阶段页岩的吸附性能。结果表明，上二叠统页岩最大吸附量范围在0.21～5.63cm3/g之间，下志留统—下寒武统页岩最大吸附量范围在1.66～3.32cm3/g之间。页岩TOC含量是控制页岩吸附容量的主要因素。TOC含量越高，页岩的吸附容量越大。黏土矿物的吸附能力弱,其对页岩吸附容量的贡献一般被有机质所掩盖。成熟度是影响页岩吸附能力的另一关键因素。对于EqRO或RO<3.6%的样品，其吸附容量随着成熟度的增加而增加，但当EqRO或RO>3.6%,进一步增加成熟度,页岩的吸附容量有降低的趋势。
采用镜质组反射率古温标和古热流法恢复了淮南潘谢矿区晚古生代以来的埋藏史、构造沉降史和二叠系泥页岩的热演化史，并探讨了其生烃的地质意义。研究结果表明:淮南潘谢矿区二叠系经历了早二叠世—中侏罗世末期的稳定沉积阶段、晚侏罗世早期—白垩纪末期的迅速抬升阶段、古近纪早期—古近纪中末期的重新沉积阶段、古近纪中末期至新近纪末期的抬升稳定阶段及第四纪早期以来的缓慢的沉降过程；盆地地温演化与构造埋藏—沉降史过程相一致，古热流经历了二叠纪至侏罗纪末的稳定阶段、晚侏罗世末期至古近纪中末期的迅速降低阶段、古近纪中末期后的平缓稳定阶段。二叠系烃源岩从二叠纪中晚期至中侏罗世进入成熟期的早期—中晚期，至晚侏罗世末期热演化终止；页岩气形成过程包括早二叠世—晚侏罗世生物成因气和热成因的伴生湿气生成、晚侏罗世—白垩纪末期气藏的再次补充与整体构造破坏、古近纪早—中末期局部层位的热成因气和生物气生成、古近纪末期至新近纪末期构造抬升的再次破坏4个阶段；研究区不同钻孔二叠纪地层埋藏和抬升时间一致，因沉降程度和抬升剥蚀速率的细微差异导致沉降埋藏和抬升剥蚀程度、热演化程度有所差异，但生烃过程总体一致。
重庆及邻区龙马溪组黑色页岩有机质含量高，处于高—过成熟度阶段。在不同构造位置的页岩剖面采集样品并进行了相关地球化学和矿物组成分析，通过孔隙度及氮气吸附解吸实验研究页岩的储集空间特征。结果表明页岩储集空间主要受构造作用控制，同断层发育的部位相比，构造相对稳定的良村剖面及漆辽剖面具有明显偏高的孔隙度及1.7～300nm孔体积。脆性矿物含量越高，绿泥石含量越低，越有利于储集空间的保存，有机质丰度与储集空间的关系不明显。页岩BET比表面积及t-Plot微孔比表面积与有机质丰度呈明显的正相关关系，与绿泥石含量呈明显的负相关关系，说明有机质孔对比表面积的贡献最大，绿泥石对孔隙有明显的封堵作用。构造作用对页岩比表面积的影响不明显。
中国南方下古生界页岩成熟度很高、缺乏镜质组、固体沥青反射率变化大，成熟度的精确评价一直没有得到完善解决。通过对取自扬子地区古生界页岩样品中固体沥青(BRO=0.43%～5.51%）激光拉曼光谱特征的研究，发现固体沥青的激光拉曼光谱参数：峰位参数(WD与WG)、峰位差(RBS）、半高宽(FWHM-D与FWHM-G)及峰强度比(ID/IG）与沥青反射率均体现出一定的相关性，但相关程度差别明显，而且还明显受到成熟度水平的制约。对这些参数与沥青反射率进行了直线回归，筛选出了相关性比较好的指标是RBS(BRO值范围为1.5%～3.5%）与ID/IG(BRO >3.5%），两者相关系数高达0.95以上。研究认为，在建立标准方法的基础上，固体沥青激光拉曼光谱的这2个参数对早古生代及前寒武纪地层成熟度评价具有实际应用价值。
泥页岩中的孔隙以纳米级孔隙为主，其孔径分布特征对页岩气的保存与开发具有重要影响。以渝东南地区渝参7井下志留统及上奥陶统页岩为例，开展了77.4K下N2和273.15K下CO2吸附实验，利用修正的BET方程、 DFT方法、 Stoeckli方法等分析手段，探讨了泥页岩孔结构的组成特征及孔径分布的表征方法，初步评价了页岩中微孔、介孔和宏孔的分布特征。结果表明:①渝参7井下志留统和上奥陶统页岩中的微孔、介孔、宏孔均较发育，其相对比例大致相同；②页岩中微孔孔径的均值主要集中在1.26nm处；③基于CO2吸附的Stoeckli方法得到的微孔分布曲线与基于N2吸附的DFT介孔及部分微孔孔径分布曲线在2nm处可较好地衔接，说明联合利用N2和CO2吸附数据可获取页岩中微孔、介孔和部分大孔的连续孔径分布模式。
成熟度处于“生油窗”范围的页岩含有一定数量的残余可溶有机质，其对页岩储层特性的表征具有重要影响。对取自四川盆地西北缘的2件上二叠统大隆组页岩，采用二氯甲烷与三氯甲烷进行了抽提处理，对去除可溶有机质前、后的页岩开展了有机地球化学、矿物组成、孔隙结构(比表面积、孔容)等储层特性对比研究。结果表明：抽提后样品的TOC、S1、S2、IH等热解参数呈现降低的趋势，但其矿物组分没有变化，保持了页岩原有孔隙结构特征。可溶有机质占据一定孔隙空间，阻碍了孔隙间的连通性。抽提后的页岩测定的比表面积和孔容变大。页岩样品中残余可溶有机质主要分布于微孔及较小的介孔中，并受成熟度水平的制约。对于低成熟度页岩样品，可溶有机质主要赋存于小于5nm有机质孔隙中。对于中等成熟度页岩样品，微孔及小于20nm介孔成为主要的储集空间。
X-射线衍射(XRD)是测定页岩矿物组成的基本方法，其定量精度受到矿物种类、衍射能力、粒度和衍射峰重叠等多种因素影响。选择四川盆地黔浅1井页岩进行矿物组分测定，通过2种实验结果对比，找出提高页岩矿物组分定量精度的方法。方法1：全岩XRD直接测定与定量；方法2：经物相溶解、Stokes重力分离后，对不同粒级的矿物分别进行XRD测定与定量。结果显示，通过2种实验方法获得的碳酸盐类矿物的百分含量差别较大，反映了直接XRD定量方法在矿物组分含量测定中并不是完全可信的。经物相溶解及重力分离后进行XRD测试，可很大程度上提高测试精度，同时获得的页岩中矿物不同粒度的含量对认识页岩成岩过程及页岩性质较各单矿物含量更具有实际意义。
通过对黔北地区下寒武统牛蹄塘组和杷榔组页岩岩心样品的有机碳含量、矿物组成、孔隙结构及甲烷等温吸附容量等分析，探讨了页岩孔隙结构的发育特征、影响因素以及有机质对页岩甲烷吸附容量的影响。研究表明，下寒武统页岩具有低孔低渗的特征，页岩比表面积介于5.64~28.29cm2/g之间，NLDFT微孔及中孔体积分别为0.02~0.54cm3/100g及0.53~3.38cm3/100g。孔隙度、BET比表面积以及微孔体积与TOC含量均呈正相关，显示了页岩有机质对孔隙的控制作用；而过高的TOC含量对页岩有机质孔隙可能有一定的抑制作用。此外，黏土矿物对孔隙也有一定贡献。下寒武统页岩吸附量为0.30~3.71cm3/g(12MPa)，Langmuir最大吸附量介于0.41~4.22cm3/g之间，吸附量与有机碳含量之间大体呈正相关，但高有机碳含量的页岩样品由于具有低的微孔体积及比表面积而表现出相对低的甲烷吸附量。
选取四川盆地长宁县双河镇上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组新鲜露头样品23个，渝东南黔浅1井岩心样品14个，运用氮气吸附法进行了孔径分布表征，并结合TOC、矿物组成含量和含气量在垂向上的变化及相关性分析，探讨了控制页岩孔隙发育的主要影响因素及其与页岩含气性的关系。结果表明：页岩孔隙以四周开放的具有平行板结构的狭缝孔为主,平均孔径为3.76~8.53nm,主体孔径以2~30nm的介孔为主。总体来看，BET比表面积和孔体积在五峰组—龙马溪组底部大，向上减小并趋于稳定，与TOC变化趋势一致，呈较好正相关性，表明有机质是控制龙马溪组页岩孔隙发育的主要因素。在TOC含量相近时,黏土矿物含量高的样品具有更大的比表面积，页岩中纳米孔隙的发育同时受黏土矿物的影响。四川盆地五峰组—龙马溪组底部TOC和脆性矿物含量高，有机孔发育，页岩含气性好，是页岩气储层压裂改造的优选层位。
为了解中国小型断陷湖盆致密油资源潜力，以中国西北地区雅布赖盆地中侏罗统新河组下段为研究对象，依据大量地球化学、物性、薄片、电镜和能谱等资料，对盆地致密油地质特征进行了系统研究。研究结果表明:①新河组下段源岩沉积中心与沉降中心不重合，高丰度源岩(TOC>1%)主要分布在中部、东部次凹；成熟源岩分布在中部、西部次凹；②砂岩储层矿物成分主要为石英、长石、碳酸盐岩和黏土等，石英和长石含量较高，均值达60%；储层物性较差，孔隙度、渗透率一般小于10%和 1×10-3μm2，含油饱和度在10%～60%之间，最高可达70%；③含油致密储层，纵向上主要分布在中下部，平面上主要分布在小湖次凹；主要发育粒内孔、粒间孔、微裂缝和有机质孔等4种孔隙空间类型，前3种孔缝在各种矿物中较为常见，后者则较少见；④新河组下段油层压力系数较高、油质较轻，致密砂岩中油气以粒间孔中含油、溶蚀孔隙中含油、晶间孔中含油和微裂缝中含油4种方式赋存。雅布赖盆地新河组下段存在小湖次凹深洼带和盐场次凹斜坡带2个致密油勘探有利区，目前小湖次凹深洼带已获得工业油流突破，资源潜力较大，为下步勘探有利区带。
在气藏的实际开发过程中，由于酸化、地层污染或气藏本身的地质特点，会形成水平方向上物性不同的复合气藏。针对这一问题建立了考虑穿透复合气藏内区的水平井不稳定渗流模型，并在此基础上进行了不稳定产能分析。采用拉普拉斯变换、Muskat方法、点源函数叠加和杜哈美原理求解模型，得到了复合气藏水平井在拉式空间下的不稳定拟压力解。由不稳定拟压力解和Stehfest数值反演方法得到了真实空间下水平气井的不稳定产量解。并绘制了不同条件下的无因次产能曲线，分析了水平井穿透内区后无因次内区半径、表皮系数、内外区流度比、外区与内区储容比对水平井产能的影响。
裂缝发育段是潜山内幕油藏主要储集空间。辽河油田在兴隆台潜山内幕油藏勘探开发实践中，注重挖掘裂缝发育段的井眼信息响应特征以及各种信息间的匹配关系，认识到裂缝发育段在钻井过程中钻井液易漏失，录井显示级别高、气测异常明显、地球化学录井与轻烃录井含油指标突出，测井信息特征明显，且不同信息之间表现出较好的耦合关系，大大提高了裂缝发育段识别的准确性。为投产选择射孔层段、储量计算中有效厚度的合理划分、潜山内幕油藏立体开发模式的建立提供了可靠的地质基础。有效指导了辽河油田潜山内幕油藏的勘探开发工作，实现了兴隆台潜山亿吨级规模储量的快速探明和百万吨年产能力快速建成，以及油藏的有效开发、高效开发。
应用位势理论、叠加原理和流体力学的相关原理，建立了考虑裂缝干扰、污染表皮、裂缝非均匀分布、裂缝与井筒有限导流，以及裂缝—井筒汇聚流、裂缝内高速非达西流动的压裂水平井稳态流动数学模型，给出了模型的数值求解方法，并运用模型预测了实际水平井产能，分析了产能的影响因素。结果表明，该模型适用性强，能用于各种复杂情况下的水平井产能预测，预测精度较高；由于裂缝间的干扰作用，各条裂缝产量存在差异，水平井筒两端裂缝产量高，中间裂缝产量低；水平井产能随水平段长度、裂缝半长、裂缝导流能力的增大而增大；裂缝污染表皮对产能影响显著，产能随表皮系数的增加而急剧下降，因此应尽量减少压裂作业对地层的伤害；在相对合理裂缝间距范围内，裂缝分布形式对产能影响不明显；井筒半径对井筒压降有影响，应根据水平井产能的高低，设计合理的井筒半径。
祁连山木里地区烃源岩研究程度低，导致该区天然气水合物藏的气源存在较大的争议。采集木里地区主要的含煤层系(中下侏罗统窑街组、上三叠统尕来得寺组、中石炭统羊虎沟组)煤样，在煤岩生烃潜力综合评价的基础上，对其饱和烃和芳烃生物标志化合物特征进行研究。木里地区3个层位的煤都为腐殖型煤：窑街组煤主体评价为差烃源岩(冬库煤矿为非烃源岩)，具有一定的生烃潜力；而尕勒得寺组和羊虎沟组煤为非烃源岩。江仓煤矿、弧山煤矿窑街组煤岩还能生成少量煤成油。聚呼更煤矿、冬库煤矿窑街组的煤属于A型煤，形成于弱氧化性的浅水沼泽，有机质组成中陆源高等植物含量高；弧山煤矿、江仓煤矿窑街组煤和沙柳河剖面尕勒得寺组煤属于B型煤，主要形成于偏还原性的、有一定水深的滨湖地带，低等水生生物来源有机质对成煤有较大贡献；柯柯里乡羊虎沟组煤2种类型都有。
对塔里木盆地哈拉哈塘凹陷11个奥陶系原油样品进行了全二维色谱和常规气相色谱对比分析，研究结果表明哈拉哈塘原油反映了成熟—高成熟特征，属于典型海相原油，其源岩沉积于微咸—咸水还原环境，母源类型一致。相对于一维气相色谱，全二维色谱所求庚烷值和异庚烷值降低、C7轻烃中链烷烃相对含量下降，而环烷烃相对含量上升。C6轻烃和Mango参数对比良好。由于原油直接进样分析不存在前处理过程，加上较高的分离能力，原油全二维直接进样分析结果反映了更为准确的地质信息。
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