准噶尔盆地车排子地区石炭系内发育有多条逆冲断层和多样的火山岩，且火山岩储层中构造裂缝发育。为了研究逆冲断层发育区火山岩裂缝分布模式，以车排子地区石炭系火山岩为例，分析了裂缝在纵向上和平面上的分布特征，并引入裂缝分布范围的“质心”概念，定量研究了裂缝分布范围在三维空间中的变化特征，提出了逆冲断层发育区火山岩裂缝分布模式。研究认为：裂缝空间分布范围变化特征有4种类型：质心正向偏移+密度值变大型（Ⅰ型）、质心负向偏移+密度值变大型（Ⅱ型）、质心正向偏移+密度值减小型（Ⅲ型）、质心负向偏移+密度值减小型（Ⅳ型）。逆冲断层发育区火山岩裂缝具有条带状楔形质心偏移模式，该模式特点为：平面上，裂缝分布形态呈现条带状；纵向上，裂缝分布形态呈现楔形，同时受到火山岩岩性的影响，局部裂缝的分布范围变大；裂缝分布范围的“质心”会在断层和火山岩岩性的控制作用下发生偏移。裂缝分布范围的“质心”概念的引入，可为裂缝分布规律的研究提供一种新的思路和方法。
异常高压油气藏是塔里木盆地台盆区重要的勘探目标，其中巴什托构造于泥盆系东河塘组、石炭系巴楚组、小海子组和下二叠统南闸组发现了异常高压油气藏。利用钻井测井与试油气资料，根据X-射线衍射黏土矿物含量、突破压力与比表面积等实验分析结果，探讨巴什托构造异常高压特征与成因。研究表明，石炭系—二叠系处于晚成岩作用阶段，黏土矿物大量脱水、天然气充注和存在欠压实带是形成巴什托构造异常高压的主要原因。高矿化度封闭型地层水、高突破压力的Ⅰ类和Ⅱ类泥岩和膏盐岩盖层是保持巴什托构造异常高压的重要条件。
通过研究确定塔里木盆地哈得逊地区巴楚组地层序列类型及其成因机理，解决地层演化和沉积历史的相关争议。通过岩心、测井资料的分析及区域地层对比，确定哈得逊地区巴楚组东河砂岩段之上存在下泥岩段和生屑灰岩段。哈得逊地区东河砂岩段、下泥岩段、生屑灰岩段在石炭系早期依次沉积，此沉积序列为该区巴楚组标准沉积序列，该标准序列与塔里木盆地其他地区的东河砂岩段_下泥岩段_生屑灰岩段沉积序列一致。由于在沉积之后即受构造抬升、不均匀剥蚀及混积作用影响，该区大部分巴楚组标准地层序列不再完整，并形成角砾岩段，形成5种地层序列类型（自下而上）：Ⅰ东河砂岩—下泥岩—生屑灰岩；Ⅱ东河砂岩—下泥岩—角砾岩；Ⅲ东河砂岩—下泥岩；Ⅳ东河砂岩—角砾岩；Ⅴ东河砂岩，此种地层序列在东河砂岩油藏区具有明显的分区性。对哈得逊地区巴楚组地层序列的正确认识对该区沉积环境和沉积层序、东河砂岩钙质来源和成岩作用、地震资料应用以及油气勘探等研究具有重要意义。
扶新隆起带南部青山口组普遍发育超压，超压与源下油气成藏关系密切。根据录井、钻测井及室内分析测试等资料，结合沉积埋藏史及生烃史，对该区青山口组超压成因、分布及控制因素进行了研究。结果表明：青山口组超压主要分布在青一段、青二段，“层控”效应明显，超压层测井响应具高声波时差、低密度、低电阻率的特征；下斜坡区超压为欠压实作用与干酪根生烃作用综合作用的结果，属二元成因型超压，而上斜坡区超压则以欠压实作用为主导，属单一成因型超压；单井压力剖面呈钟形，自上而下，压力系数与剩余压力均呈递增性变化；纵向上，青二段压力系数为1.2～1.65，剩余压力为2.5～9MPa，表现为低—中超压，青一段压力系数为1.5～1.85，剩余压力为4.5～11MPa，表现为中—高超压，超压极值分布在青一段；平面上，自长岭凹陷至扶新隆起带方向，随着埋深变浅，超压强度减弱，下斜坡区超压明显高于上斜坡区，剩余压力高值中心主要集中在R48井、R39井及R26-1井等井区；青山口组超压分布呈现较强的非均质性，这种非均质性主要受沉积埋藏速率、暗色泥岩厚度及品质、超压层埋深和断层启闭性等因素控制。超压特征研究可为扶新隆起带南部扶余油层油气成藏认识、盖层封闭性能评价等提供依据。
川西龙门山地区中泥盆统观雾山组油气勘探获得突破，但对储集层尚无系统研究。通过野外露头、岩心、薄片、阴极发光资料，结合岩石物性分析，对龙门山地区观雾山组储集层特征、控制因素和储集层演化过程进行深入研究。结果表明，观雾山组储集层岩性主要为砾屑白云岩、生物白云岩、生物碎屑白云岩和晶粒白云岩，储集空间以残余粒内溶孔、晶间溶孔、大型溶孔为主，构造裂缝发育，平均孔隙度约为2.85%，储集层主要为礁滩体白云岩裂缝_孔洞型储集层。储集层形成受礁滩体、白云石化作用和溶蚀作用控制，礁滩体是储集层发育的地质基础，白云石化作用是储集层发育的必要条件，溶蚀作用是储集层发育的关键因素，构造作用推动储集层最终形成。储集层经历了3个演化阶段，沉积、白云石化及溶蚀作用奠定了储集空间类型，构造作用改善储集层物性，沥青充填使储集层物性变差。基于储集层主控因素，预测剑阁—江油—绵阳地区古地貌高点的白云岩礁滩体是有利储集层发育区，油气勘探有望取得新突破。
黏土矿物在鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段各小层中均有分布，是该区致密砂岩储层中主要的填隙物，对储层物性有重要的影响。利用铸体薄片、压汞、扫描电镜（SEM）、X-射线衍射（XRD）等实验测试技术，分析储层岩石学特征认为，长6段是以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主的低孔低渗的致密储层，其平均孔隙度为7.78%~9.13%，平均渗透率为(0.20~ 0.34)×10-3μm2。重点分析黏土矿物与储层物性之间的关系认为，高岭石和绿泥石是长6储层中主要的黏土矿物，对储层物性的影响较为复杂。少量的高岭石和绿泥石往往预示着储层孔隙度较好，而过量的高岭石（绝对含量＞7%）和绿泥石（绝对含量＞10%）则会大大降低储层的孔隙度。通过计算，长6储层原始孔隙度为41.13%~42.04%，高岭石充填导致砂岩孔隙度降低4.52%~4.78%，其损失率为10.74%~11.38%；绿泥石对长6段砂岩孔隙度的影响仅次于高岭石，导致孔隙度降低4.12%~4.70%，其损失率为9.81%~11.18%。自生高岭石对砂岩渗透率有一定的建设性作用，而绿泥石则导致砂岩渗透率降低。长6储层中伊利石含量较高岭石和绿泥石含量低，但由于其主要以丝缕状呈搭桥式充填孔隙，导致孔隙度和渗透率均有所降低，其孔隙度降低1.33%~2.08%，损失率为3.17%~4.94%。因此，在姬塬地区长6段致密储层中，黏土矿物对孔隙度的影响程度为：高岭石＞绿泥石＞伊利石。
为了确定酸性气藏含水是否对其流体物性有影响，笔者通过对普光酸性气田的气样配置了相应的实验无水气样和含水气样，并进行了无水酸性气体和含水酸性气体PVT实验研究。实验结果表明：酸性气体含水对气体偏差因子无影响，而对气体黏度有较大影响，主要表现在低压（<40MPa）条件下。温度对酸性气体的含水量、黏度、偏差因子影响较小。同一压力条件下，温度越高，酸性气体中所含水量越大，气体黏度越小。一定温度,低压条件下，压力升高，气体含水量急剧下降，含水酸性气体黏度减小的程度明显高于未含水酸性气体黏度减小的程度；高压（>40MPa）条件下，压力的升高，酸性气体的含水对其黏度影响较小。
页岩气井的压后排采过程呈现明显的阶段性特征，根据生产气液比与累积产气量的关系曲线可将整个排采阶段划分为早期阶段和晚期阶段。在排采生产早期，气井表现为气液同产，并以产液为主，此时页岩基质向裂缝系统的供气能力不足，整个水力裂缝系统（主压裂缝、次级压裂缝及沟通天然裂缝）可视为封闭体系。从物质平衡原理出发，建立了基于排采早期阶段生产数据的压裂裂缝初始体积和面积的计算模型，并以龙马溪组典型页岩气井进行了实例分析。结果显示，分析井的裂缝体积为注入压裂液量的70%左右，裂缝面积可达107m2量级，较大的改造裂缝面积也说明压裂形成了较复杂的缝网，提高了气井有效泄流面积。该模型解释结果与页岩气井排采参数和产气能力吻合良好，是评价压裂裂缝参数和改造效果的有效途径，对矿场水力压裂效果评估具有指导意义。
利用页岩气现场解吸仪对龙马溪组页岩岩心进行二阶解吸（一阶45℃，二阶110℃），计量解吸气量和恢复损失气量的同时，连续采集不同解吸时段的解吸气样品并进行组分和同位素测定。结果表明：页岩解吸气以CH4为主，含有少量的C2H6、CO2和N2，一阶解吸阶段页岩吸附能力弱的CH4含量较高，表明这一阶段解吸气以游离气为主；二阶解吸阶段页岩吸附能力强的C2H6和CO2含量较高，表明此阶段解吸气中吸附气所占比例逐渐增高；解吸气随解吸时间增加烷烃气碳同位素组成逐渐变重，主要受气体在扩散过程中的“质量分馏效应”和“吸附_脱附”作用影响；整个解吸过程中解吸气烷烃气碳同位素均发生倒转且倒转程度随解吸时间增加逐渐变大，主要受解吸过程中甲烷碳同位素组成逐渐变重影响。
天然气稀有气体同位素研究作为一个有别于烃类地球化学的新体系，在进入油气地质、地球化学研究领域仅20余年的时间里已取得了长足进展。元坝气田是继发现国内最大的海相气田——普光气田之后，在四川盆地内发现的又一个大型海相气田。元坝气田天然气烃源问题一直存在争议，主要原因是天然气地球化学数据揭示为源岩高—过演化阶段产物，而元坝气田能够供气的主要烃源层系均为高—过演化阶段，形成了对烃源认识的差异。研究共分析元坝气田天然气样品19个，组分分析结果表明干燥系数分布于0.98～1之间，甲烷和乙烷碳同位素组成分别为-35.6‰～-28.3‰、-34.6‰～-21.62‰；稀有气体同位素组成3He/4He值为(2.50～0.70)×10-8，40Ar/36Ar值为340.7～861.92，主频分布在340.7～500之间。天然气为高成熟_过成熟阶段的产物。研究认为，在元坝气田天然气有机地球化学数据展示多解而无法确定烃源层系的前提下，元坝气田天然气氩同位素特征所表征的源岩定年与发育的烃源岩不符，但又能揭示一些有意义的信息。元坝气藏烃源可能是震旦系或下寒武统筇竹寺组，燕山期早期热演化形成古油藏后，在地质历史变迁中遭到改造或破坏，于燕山中期又经历古油藏持续埋深，经历化学改造和流体调整，原油（或分散有机质）裂解生成天然气，再经过喜马拉雅期的调整改造在构造—岩性复合圈闭富集形成现今的天然气藏。原油裂解天然气中氩同位素特征表征的是古油藏裂解天然气的氩同位素特征和上三叠统须家河组高_过成熟的腐殖型烃源岩形成的天然气氩同位素特征的混源。
鄂尔多斯盆地东南部页岩气资源潜力巨大，目前缺乏对山西组泥页岩生烃潜力的系统评价，因而制约了对该区烃源岩资源潜力的客观评价。通过高压釜—封闭式金管的生烃热模拟实验，分析烃源岩生烃过程，对比山1段和山2段的生烃潜力，生烃动力学拟合证明实验结果真实可靠。实验结果表明：①甲烷和非烃类气体具有相似产出特征，重烃气C2-5和液态烃具有相似产出特征；②当RO值为0.80%~1.08%时，液态烃达到产率峰值；当RO值达到1.47%~1.81%时，重烃气C2-5达到产率峰值；当RO值超过3%，重烃气C2-5几乎全部裂解，干燥系数接近1；③实验表明山2段属于更好的烃源岩，结合页岩气井地化数据，进一步确认山2段生烃潜力远远超过山1段，研究认为山2段更适合作为鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩气的有利勘探层段。
通过对塔里木盆地柯坪地区苏盖特布拉克剖面肖尔布拉克组下段40个样品的微量、稀土元素进行测试分析，结合有机碳TOC含量变化，研究表明该地区Ce/Ce*与Eu/Eu*、(Dy/Sm)SN、∑REE均无相关性，反映成岩作用对元素含量影响较小，数据能反映沉积时期真实环境情况。利用Ti元素排除Ba、Cu、Zn元素中陆源影响，得到生源元素校正值Baxs、Cuxs、Znxs及其综合系数Y判断肖尔布拉克组下段纵向上下部古生产力水平高于上部。TOC最大值可达5.14%，平均值为1.96%，总体表现为与古生产力水平相似特征。U/Th、V/(V+Ni)、δU、Ceanom比值判断肖尔布拉克组下段沉积时期处在贫氧_缺氧的环境，后期遭到破坏，印证了早寒武世海侵后海平面下降发生海退的过程。利用Mn/Ti值表征海平面变化，经历了浅且稳定→深且具有波动性→最浅且稳定的变化过程，结合上述判别指标与TOC测量值，说明研究区肖尔布拉克组下段中下部为优质潜在烃源岩。
为揭示高演化页岩储层微观孔隙特征及储集性能，采用全岩X-射线衍射、有机碳测定、氦气孔隙度测试、低温氮气吸附、高压压汞—吸附联合测定及氩离子抛光—扫描电镜等多种技术方法，开展了上扬子地区下寒武统高演化页岩微观孔隙结构、类型及其特征研究。结果表明：页岩比表面积介于0.46~34.70m2/g之间，平均为12.36 m2/g，总孔容介于（0.43~11.29）×10-3cm3/g之间，平均为4.65×10-3cm3/g，孔径以小孔（2～10nm）为主，其次为中孔（10～50nm），小孔孔容、TOC与比表面积呈正线性关系；页岩发育有机质孔、粒间孔、粒内孔、黏土矿物层间孔、黄铁矿晶间孔、构造微裂缝及成岩微裂缝7种孔隙类型，其中微裂缝全区普遍发育，四川盆地内部以粒间孔、黏土矿物层间孔及有机质孔为主，四川盆地之外仅发育有机质孔，形态以不规则形、狭缝形为主，无机矿物质孔欠发育，认为两者孔隙类型的差异与有机质含量高低密切相关。
从煤层气成藏过程及其构造控制、沉积作用对储盖组合的影响、水文地质控制动态含气量、高产影响因素及控制机理5个方面，重点总结了沁水盆地煤层气富集高产地质理论新进展。研究认为：构造演化控制成藏过程、沉积及水文地质控制保存条件，进而影响煤层气富集；地层能量、渗透性及局部构造影响煤层气渗流，进而控制高产；富集与高产是煤层气勘探开发过程中的2个层次，高产分析是在富集区评价基础上开展的进一步评价。基于此，结合大量的生产实践数据分析，厘定富集、高产2个递进的评价目标、细化为4个层次共21个主控因素，采用层次分析、定量排序、模糊数学、数值模拟等方法，以沁水盆地为刻度区开展富集高产区评价，建立定量化评价指标体系，优选沁水盆地樊庄、潘庄、郑庄、马必,夏店,安泽,柿庄南7个富集有利区，以及在富集区内的潘庄、樊庄南、樊庄北、马必东,夏店南,郑庄南,安泽7个高产有利区。
基于沁水盆地柿庄南区块23口排采1年以上的煤层气井排采水水质分析数据及实测储层压力，采用Schoeller图、Piper图等分析了柿庄南煤层气井排采水地球化学特征及水动力分区特征，探讨了水文地质条件对煤层气富集的影响。研究表明柿庄南区块煤层气井排采水主要为Na_HCO3水型，反映研究区处于开启_半封闭的水文地质环境；排采水氢氧同位素值均位于全国大气降水线附近，排采水初始来源主要为大气降水；利用折算水位将研究区大致划分为西北部径流区、南部弱径流区及中部过渡带滞流区，水流从西北部和南部向中部滞流区汇聚，水化学参数反映出滞流区煤层气保存条件好于两侧径流区和弱径流区。基于水化学场和水动力场参数建立了煤层气富集区优选指标体系，优选出煤层气富集有利区和较有利区，对下一步煤层气井布置具有指导作用。
致密油可划分为源储互层型、源下储上型、源上储下型和源储一体型4种类型。通过中美致密油形成条件、资源潜力和开发现状对比，提出美国致密油大多为海相，技术可采资源主要分布在前陆盆地的二叠系、白垩系和泥盆系，主要富集在Permian、Western Gulf和Williston 3个盆地，主要储层为碳酸盐岩；中国已发现的致密油均为陆相，技术可采资源主要分布在克拉通盆地和裂谷盆地的三叠系、白垩系和古近系，主要富集在鄂尔多斯、松辽和渤海湾3个盆地，主要储层为砂岩。中国致密油资源潜力大、分布范围广，但地质与地表条件复杂，规模开发需要较长时间理论认识和工程技术准备，应给予适当的政策扶持。预测2030年我国致密油年产量有望达到(1 500～2 500)×104t，将成为石油生产的重要补充。
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