水平井分段压裂是页岩气藏开发的主要技术手段。然而，页岩纳米孔与微裂缝的毛管自吸作用往往导致压裂液返排困难，滞留压裂液对页岩气解吸_扩散_渗流过程潜在损害严重。为深化页岩气藏压裂液返排与及其水相圈闭损害动态变化的认识，利用川东龙马溪组页岩样品，在岩心柱尺度上实验模拟增产改造时压裂液自吸—返排过程，讨论了孔隙结构、裂缝发育情况、返排压差及时间影响自吸_返排效果的机理。结果表明：孔隙半径越小，毛管力越大，页岩自吸速率越大，水相返排效果越差；自吸诱发页岩产生裂缝，增大了气相渗流通道，促进了滞留水相返排；返排压差、返排时间与水相返排效果呈正相关关系，在返排压差0.2MPa和1.0MPa条件下先后各返排12h，水相最大返排率约为46%，最大渗透率恢复率约为67%。分析表明：页岩气藏潜在水相圈闭损害严重，滞留水相的返排有利于增强页岩气渗流能力。
相对于常规储层，复杂的储层性质对页岩气井压后返排率高低和产能大小的影响更为显著。基于页岩气井早期生产返排特征，建立气水两相流数值模型，研究不同储层性质[超低含水饱和度、渗透率盲区(Permeability Jail)、润湿性和基质毛管力]对返排率和产能的影响。结果表明：在关井期间，储层“超低含水饱和度”现象导致压裂液大量渗吸，引起储层含水饱和度上升，最终使得初始开井产气量高，返排率低，且原始含水饱和度越低，影响越大；随着储层渗透率盲区程度增大，累产气量逐渐减小，强相渗盲区的储层生产3年仅有1.32×104m3的产气量。无相渗盲区(常规相渗曲线)的储层渗吸能力强，返排率极低(4.74%)。综合认为，弱相渗盲区储层的相渗曲线更适合页岩；储层基质水湿程度的降低会减弱渗吸置换能力，使得累产气量减小，返排率增加；储层基质毛管力的增大将导致渗吸作用加强，造成初始产气量升高，而在长期生产中，气相渗透率受到强渗吸引起的高含水饱和度的阻碍而降低，导致累产气量减少，并伴随着较低的返排率。
现场测试资料表明，压裂水平井部分裂缝产气量很小，甚至不产气，但现有试井模型几乎都未考虑其对试井解释的影响。因此，采用源函数、纽曼乘积方法建立了水平井压裂裂缝不均匀产气试井模型，通过数值反演得到了考虑井筒存储和表皮效应的井底压力解，绘制了水平井压裂裂缝不均匀产气试井典型图版，并研究了各裂缝产气量、裂缝半长、裂缝数量、裂缝间距和裂缝导流能力对压力动态特征的影响。水平井压裂裂缝均匀产气和不均匀产气在试井典型图版上呈现出不同特征。缝间干扰越小，早期径向流越明显，且在压力导数曲线上表现为约等于0.5/N的水平段。致密储层渗透率小，测压资料难以反映出系统径向流特征，如果把早期径向流当作系统径向流解释会导致解释出的渗透率与真实值存在约N倍的差异，因此在致密气藏试井解释中应该考虑不均匀产气对压力响应特征的影响，准确识别早期径向流阶段。最后给出了压裂裂缝不均匀产气的参数解释方法，为更细致地评价水平井压裂裂缝产气能力提供了借鉴。
利用高温高压微观可视化实验研究不同驱油方式下CO2的分布特征及埋存机制，并通过图像分析计算CO2的埋存潜力。实验结果表明：CO2非混相驱时，自由态CO2主要分布于模型顶部，埋存机制主要为构造埋存；CO2混相驱时，模型中上部主要聚集自由态CO2，而中下部为油气混相带，埋存机制主要为构造埋存及原油中的溶解埋存；非混相水驱交替时的自由态CO2波及区从主流线向两侧扩散，越靠近采出端扩散程度越低，并且CO2溶解于波及区内的注入水，埋存机制主要为构造埋存及水中的溶解埋存；混相水气交替和水驱后CO2混相驱时CO2的分布状况基本一致，混相态和自由态CO2基本都离散分布于模型中，同时注入水中溶有CO2，埋存机制主要为构造埋存及油水中的溶解埋存。埋存量计算结果表明，混相条件下埋存量远高于非混相条件，构造埋存是最主要的埋存机制，同时水驱后CO2混相驱的埋存量较高，说明水驱后的油藏也是CO2埋存的理想场所。
为确定低阶煤不同宏观煤岩组分的煤层气吸附/解吸的能力，选取彬长矿区大佛寺4号煤镜煤和暗煤2种宏观煤岩组分进行吸附/解吸实验，对比二者吸附/解吸特征差异，从吸附热力学角度解释吸附/解吸差异及解吸过程。研究表明：大佛寺镜煤与暗煤组分都以微孔_小孔为主，暗煤的孔隙连通性较好，以开放型孔为主，镜煤则主要以半封闭型的细颈瓶状或墨水瓶状的孔为主；不同煤岩组分吸附/解吸能力的影响因素(从强到弱)依次为：压力、温度、水分、粒度和孔隙特征；降压解吸过程中，水分和粒度在不同宏观煤岩组分中的影响作用不同,暗煤解吸滞后率大于镜煤，压差传递效果对煤的吸附影响不及水分子在煤体内部与甲烷竞争吸附产生的影响,甲烷解吸是降压效果(压差_能量传递作用)和水蒸气置换甲烷(置换效应)共同作用的结果。
利用傅里叶红外光谱分析技术对煤化程度（RO）范围为0.35%~5.32%的19个煤样进行了结构分析。分析结果表明：随着RO值的增加，煤结构中不同的官能团具有不同的演化规律。芳环结构中C-H键在红外谱图中先增加，当RO>3.0%后逐渐减小。含氧侧链与脂肪族侧链随着RO值增加，吸收峰强度总体呈减弱的趋势。含氧官能团的含量在逐渐的减少，RO>2.5%时，煤结构中基本不再含有含氧侧链；脂肪族侧链RO<2.0%时，脂肪侧链随着煤化程度的增加快速减少，RO>2.0%时脂肪族侧链在煤结构中缓慢减少，当RO>2.5%时，在煤结构中检测到的脂肪侧链已经很少。煤结构的上述演化规律预示着煤在不同的演化阶段具有不同的生气特征。RO<0.8%含氧侧链在煤结构的快速减少说明CO2气的生成主要发生在相对低的演化阶段；脂肪侧链两段式的演化规律说明煤的主要生气（烃类气体）阶段发生在RO<2.0%，而煤生气结束的煤化程度界限为RO>5.0%。煤在石墨化过程中从芳环上脱落的氢与煤在演化阶段生成的CO2之间发生的费_托反应可能是过成熟阶段煤成气碳同位素倒转（反转）的一个重要因素。
页岩孔隙结构影响到页岩气资源前景乃至后期开发工程，其中纳米级孔隙是主要研究对象。采集不同层系23件黑色页岩样品，对其物质组成和小于100nm孔隙的结构进行测试。结果显示：石炭系—二叠系山西组、太原组样品的总有机碳（TOC）平均含量低于上元古界洪水庄组和下马岭组样品，黏土矿物含量普遍高于洪水庄组和下马岭组并含有大量高岭石，平均孔比表面积和孔容由高到低依次为洪水庄组、下马岭组、山西组和太原组。黏土矿物含量、种类和TOC均显著影响到页岩的孔隙结构：在TOC<2%、2%~4.58%和>4.58% 3个分布段，页岩样品孔比表面积和孔容与黏土矿物含量之间分别呈正相关关系，与TOC含量呈负相关关系；当TOC含量>4.58%时，TOC含量变化对孔隙结构的影响更为明显；而当TOC含量<2%时，黏土矿物含量和种类对孔隙结构的影响更为明显，其中以伊利石含量的影响为主，高岭石含量的影响较小。发现TOC含量/黏土矿物含量之比与孔比表面积和孔容的相关性良好，指示与有机质丰度增高引起的孔比表面积和孔容变化相比，黏土矿物含量增高对孔隙结构的改善效应更为明显，两者的分布关系也是孔隙结构的重要指示影响因素和表征。研究认为，山西组和太原组页岩孔隙结构受黏土矿物特征影响较大，下马岭组和洪水庄组页岩孔隙结构则更多地受到TOC含量的影响。
准噶尔盆地中拐凸起石炭系发育火成岩，高速火成岩对下伏地层具有遮挡作用，使火成岩内部成像质量变差，不利于精细勘探。中拐凸起石炭系油气藏油气分布规律复杂，各个圈闭具有不同的油水界面。油气分布受断裂控制明显，对断层的精细刻画受地震资料品质的影响，其中小断层的识别难度较大。常规高分辨率处理技术在补偿高频的同时，降低了数据信噪比，给构造解释，尤其是小断层的识别增加了难度。为满足后期精细勘探的需要，以广义S变换为基础，对地震数据进行高分辨率处理，结果表明文中使用的技术具有保幅、保真的特点，在保证高信噪比的前提条件下，对地震数据中部分高频成分进行补偿。该技术有效解决了研究区内小断层地震反射层断波不断的现象，对断层精细解释及寻找断块圈闭起到指导作用。
阐明了利用地震信息研究沉积体系平面分布特征的方法。基于90°相位地震数据体，利用时频分析技术，分析砂层地震反射频率；结合地震滤波，压制砂层地震干涉作用。利用高精度层序地层学及地震沉积学研究技术，在地震剖面上建立高频等时地层格架。最后，将地质、测井及地震相结合，对不同主频的地层切片进行沉积学解释。结合混频显示，主成分分析（PCA）及空间雕刻技术，确定沉积体系空间分布。研究表明，研究区本溪组下部（C2b2）沉积时期主要发育障壁滨岸沉积体系。研究区东部可能发育一较大规模的潮道。在S229—S228区域、S207—S209区域、S224—Y287区域及Y123区域也发育树枝状潮道或潮渠，主要呈南北向、北西向展布。潮道为主要富砂区域，测井上表现为钟形或齿状钟形相，地层切片上表现为线状强能量分布模式。砂坪主要发育在S231—S208区域，沿潮道边缘分布，夹泥层，测井相类型多种多样，见漏斗状、箱状及复合漏斗状。砂坪或砂斑在地层切片上表现为斑状及蠕虫状中—强能量反射模式。该方法有助于提高预测沉积体系的精度，对研究区内的天然气勘探具有重要价值。
微观孔隙结构研究对于徐家围子断陷沙河子组致密砂岩储层分类评价具有非常重要的意义，通过氮气吸附实验，针对其致密砂岩储层的微观孔隙结构开展研究，并分析了其影响因素。结果表明：沙河子组致密砂岩储层孔隙结构根据吸附回线形态可分为3类，第1类与 IUPAC的H2类相似，第2类与 IUPAC的H3类相似，第3类与 IUPAC的H4类相似。微孔（＜10nm）与过渡孔（10～50nm）是比表面积和孔体积的主要贡献者，是沙河子组致密砂岩气聚集的主要空间。根据孔径分布形态，将沙河子组致密砂岩孔径划分为双峰型和三峰型2种类型，孔径主峰在30～60nm范围内，次峰在7～10nm和 100～110nm范围内。沙河子组微观孔隙主要有粒间孔、粒内孔、晶间孔等。沉积环境对孔隙结构的影响与不同沉积环境的岩性、岩石结构存在差异有关，矿物成分对储层微观孔隙结构有较大影响，其中比表面积、总孔孔体积与黏土含量呈正相关，与石英含量呈负相关，而平均孔径与黏土含量呈负相关，与石英含量呈正相关。
为了精确、直观地表征鄂尔多斯盆地西南部长6—长8段致密砂岩储层的微观孔隙结构，应用铸体薄片、扫描电镜与高压压汞等方法分析了储集空间的类型与物性特征，通过微米—纳米CT三维成像技术定量表征了微观孔隙的结构并对其三维孔隙的空间形态、大小、连通情况及分布特征进行了深入的研究，在此基础上进一步探讨了微观孔隙结构对孔隙度的影响。结果表明：长6—长8段致密砂岩储层发育多种类型的微观孔隙，常见有粒间孔、粒内孔、晶间孔与微裂缝4类孔隙类型。依据长宽比值(l/d)划分三维微观孔隙的空间形态类型，其中粒间孔为不规则状，粒内孔与晶间孔为球状，微裂缝多为管束状。微米尺度下不规则状与管束状孔隙发育，孔隙连通性较好，孔隙体积多为20～100μm3，平均孔隙半径多小于5μm；纳米尺度下球状孔隙发育，孔隙连通性较差，孔隙体积多为104～107nm3，平均孔隙半径多小于0.1μm。致密砂岩孔隙度与平均孔隙半径的相关性较差，其中管束状孔隙的数量、管束状与不规则状孔隙的平均半径对样品孔隙度的影响较大。由此可知微米尺度下管束状与不规则状孔隙是长6—长8段致密砂岩储层储集空间的主要贡献者。
针对鄂尔多斯盆地西南地区三叠系延长组致密油富集成藏特征与储层致密演化之间的关系，充分分析包裹体宿主矿物成岩序列和均一温度，认为石英加大边中包裹体形成于早白垩世中晚期生排烃高峰期，含铁碳酸盐中包裹体为早白垩世晚期充注产物。基于该认识，结合现今储层孔隙发育特征、毛管压力特征，探讨成藏期储层古物性、孔喉毛细管力、地层过剩压力等分布特征，分析各成藏期物性、孔喉压力与油藏关系，结果表明：烃类主要充注在孔渗相对优良的储层中,但2次充注期物性控制因素略有差异，早白垩世中_晚期储层尚未致密，早白垩世晚期含铁碳酸盐胶结物发育，储层致密，物性变差，含铁碳酸盐是储层致密主因；分析异常压力特征，认为长7油层组优质烃源岩欠压实作用和生烃增压共同产生异常高压，为低渗透储层油气大规模运移的主要动力。
在层序地层学和沉积学研究的基础上，通过相关性分析，优选出Sr/V、Cd/Ca、Zr/Rb 3组元素地球化学指标，分别对中上扬子建南地区侏罗系自流井组东岳庙段的古气候条件、古生产力、以及古水动力条件开展分析，探讨研究区目的层有机质在层序地层格架内发育的成因机制。研究表明：与其他湖盆沉积的有机质发育特征相比，中上扬子建南地区侏罗系东岳庙段的湖相沉积在层序地层格架内有机质发育规律具有独特性，其低位体系域有机质非常发育，而湖扩体系域有机质较发育，高位体系域有机质最不发育，在沉积微相中，低位体系域浅湖亚相沉积有机质比低位体系域滨湖亚相沉积中的有机质更发育；而造成有机质差异性发育的主要控制因素是古生产力和有机质的保存环境。
塔里木盆地古城地区寒武系存在热液活动且白云岩的岩石学、地球化学特征表明其受到了热液的影响，但热液活动与储层形成之间的关系以及储层的分布特征尚不明确。根据寒武纪岩相古地理和台缘带丘滩体岩石学特征的综合分析，认为古城地区寒武统白云岩为浅埋藏白云岩化作用成因，热液的作用方式是后期改造，发育热液改造型白云岩储层。镁同位素分析表明，鞍形白云石沉淀所需的镁离子主要来自于寒武系本身，热液流体先对白云岩进行溶蚀，层内富集镁离子后再发生白云石沉淀。综合测井、岩心资料，通过计算强热液改造段与待预测井段的测井响应之间的协方差距离，实现了城探1井热液改造强度的单井预测。与三维地震资料相结合，实现了上寒武统各期丘滩体等时地层格架的热液改造强度的平面预测。结合热液流体对储层的差异改造，预测了不同储集性能的热液改造型储层的平面分布。
利用美国西部落基山地区7个致密砂岩气盆地(Washakie、Uinta、Piceance、Greater Green River、Wind River、Powder River、Sand Wash)的常规孔隙度(2 100点)、常规渗透率(2 073点)，分析致密砂岩物性参数的概率特征，结合国内的典型致密砂岩气藏(鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界储层)覆压基质渗透率和孔隙度数据对其致密特征进行验证，在此基础上提出统计学范畴的致密气定义：“如果覆压基质渗透率值累加概率在80%范围内都小于0.1×10-3mm2，可认为是典型致密储层，部分高于此值则为过渡状态，对应孔隙度界限值可为10%”。在全球范围内选出7个大区的44个致密砂岩气盆地，典型致密储层评价单元的物性参数分布规律符合致密气统计学定义，同时按照“全球”“大区”“国家”“盆地”级别分别对“盆地类型”“沉积环境”“评价时代”“源岩时代”“源岩岩性”“源岩类型”“源岩成熟度”“储层平均埋深”“评价面积”“其他机构资评结果”“开发程度”等盆地参数进行数据挖掘，旨在弄清在全球范围内致密砂岩气盆地各项参数的分布特征，结合全球板块构造学说、层序地层学说、致密砂岩气成藏机制和富集规律，对各个参数的统计规律进行分析论证。
大宛齐_大北地区是塔里木盆地库车坳陷的重要油气勘探区,区域内原油以轻质油为主,其轻烃地球化学特征研究薄弱。采用气相色谱对大宛齐_大北地区的原油轻烃化合物进行分析和地球化学特征研究。研究区原油中C4—C7化合物组成特征和甲基环己烷指数均表明其为腐殖型母质来源的陆相油；Mango轻烃参数K1基本符合轻烃稳态催化动力学成因模式,其成因具有较好的一致性；庚烷值和异庚烷值显示其成熟度较高,根据原油形成温度与成熟度相互关系推测其母源成熟度RO值约为0.8%~0.93%；轻烃的芳香度指数及链烷烃指数相关性和C7轻烃蚀变参数相关性分析认为,原油轻烃不仅遭受了生物降解蚀变，还经历了蒸发分馏和水洗作用。研究结果对确定原油母源、成熟度及次生蚀变具有重要意义。
结合黄金管热模拟实验及模拟产物的轻烃（C6-14）定量分析，对不同类型有机质热演化过程中轻烃产率及组成特征进行了对比研究。基于热解—色谱—质谱（PY-GC-MS）方法对模拟产物轻烃定量分析表明，具有较高氢指数（IH）的湖相Ⅰ型和海相Ⅱ1型有机质的轻烃产率明显高于海相Ⅱ2型有机质。松辽盆地白垩系湖相Ⅰ型有机质的最大轻烃产率为33.56mg/gTOC，张家口地区下马岭组海相Ⅱ1型有机质的最大轻烃产率为39.58mg/gTOC，四川盆地二叠系海相Ⅱ2型有机质的最大轻烃产率为10.08mg/gTOC。相对来说，轻烃产物中芳烃相对含量明显要高于饱和烃。同时，Ⅰ型有机质达到最大轻烃产率对应的热解温度或成熟度要明显低于Ⅱ型有机质。热解过程中不同碳数正构烷烃产率的演化结果表明，低碳数烷烃达到最大产率时的等效镜质体反射率（Easy% RO）值普遍高于高碳数烷烃，这归因于低碳数烷烃生成和裂解时的活化能更高。此外，通过热解过程中轻烃产物组成分析，认为萘含量、苯/正己烷与甲苯/正庚烷等参数与成熟度具有明显的相关性，可用于指示有机质热演化程度。
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