为了认识成岩水介质对热解煤层气氢同位素的影响，对草本泥炭进行了加水和无水热解模拟实验，研究了热解产物烃类气体的氢同位素组成及其差异性与演化规律，发现成岩水介质对热成因烃类气体氢同位素组成具有显著的影响。在泥炭中加入氢同位素值高于泥炭形成环境水的水，其模拟实验产生的烃类气体氢同位素值显著增高；并且从泥炭连续热解至RO值为 5.5％时，加水泥炭模拟实验使热解甲烷、乙烷和丙烷平均δD值分别增加了7‰、2‰和66‰。随着模拟温度升高，生成的烃类气体的δD值增大。认为加水模拟实验使热解烃类气体氢同位素值增高起因于水氢与有机氢同位素的交换。建立了具有较高δD值的淡水参与下热解烃类气体δD值与RO值的数学模型，以及不同烃类气体之间δD值的数学模型。这些研究成果为成岩水介质参与下草本沼泽成煤物质热解煤层气的成因研究提供了科学依据。
水对甲烷碳同位素有明显的分馏作用，但对甲烷氢同位素是否也有分馏作用目前还未见报道。采用自然脱气和真空水浴加热脱气的方法对四川盆地安岳大气田龙王庙组气藏中的气田水进行分步脱气，开展水溶气与游离气中甲烷氢同位素对比研究。发现气田水中脱出的甲烷氢同位素值比游离气的明显偏高。分步脱气研究表明，先后脱出的甲烷氢同位素有依次增高的趋势，说明气田水对甲烷氢同位素组成有明显的分馏作用。由此推断，在气藏形成过程中如果经历了大幅度的构造抬升，就会有较多的天然气从水中释放出来混入到游离气中，会使气藏中的甲烷氢同位素值增高。
前陆盆地普遍存在异常压力，异常压力与油气藏密切相关，深化异常压力在油气藏的分布规律及高压气藏类型刻画是对流体封存箱理论的补充。通过国内外典型前陆盆地异常高压分布特征及其与气藏关系的分析，重点剖析我国前陆盆地异常高压气藏，归纳出箱型、顶盖型和压力传递型3种异常高压气藏类型。指出箱型以构造稳定的源储叠置气藏为主，异常高压出现于生储盖层，主要由生烃增压和欠压实沉积形成；顶盖型以发育优质异常高压盖层气藏为主，储集层可以是常压或高压，异常高压主要由欠压实沉积、油气强充注和构造挤压引起；压力传递型以断裂活跃的次生气藏为主，异常高压由深部向浅部递减，主要是由于断裂导致泄压或保存条件变差及岩性变化引起的压力传导形成。上述不同异常高压气藏类型的提出对指导异常高压气藏的勘探、规避钻井事故有重要意义。
与机械压实作用相比，震动压实作用由于其特殊的成因，对储层物性的影响更大，对其开展研究显得更为重要。以在柴达木盆地乌南油田古近系首次发现的软沉积变形构造的岩心、薄片以及分析化验等定性定量资料为基础，系统阐述了震动压实作用的宏观、微观特征，定量研究了其压实强度，分析讨论了其形成机理、演化过程以及对储层物性的影响和油气地质意义。结果表明，随着成岩作用的演化，震动压实作用宏观上发育波状岩层、砂岩脉、石香肠、液化负载构造、扁豆状、球枕状和火焰状构造等特征，微观上发育颗粒间中等强度接触、刚性颗粒被压折、碎边、双晶错位、塑性颗粒形变、颗粒波状消光、软韧性颗粒塑性变形、颗粒定向排列等特征。由于液化震荡的作用，储层一般中等压实，很少达到强压实，颗粒接触关系以点、线接触为主。通常形成震动压实—泥质胶结成岩相，因泥质含量的不同分别形成低渗、特低渗、超低渗或者致密型储层，甚至成为良好的盖层。由于沉积分异作用，极易形成源储共生型油气藏，首选有利目标区通常是泥质含量相对较低、震动压实作用强度相对较弱的区块。
通过物性、铸体薄片和带有能谱仪的扫描电镜，对鄂尔多斯盆地古峰庄—麻黄山地区延长组长82低渗透砂岩的致密化过程进行定量研究。结果表明，砂岩致密化过程中发生的主要成岩作用事件有个，按成岩序列依次为早成岩阶段A期的方解石胶结和压实作用、早成岩阶段B期的绿泥石膜胶结以及中成岩阶段A期的长石溶蚀；经定量计算，砂岩的原始沉积物孔隙度为39.7%，渗透率为50 500×10-3μm2；早成岩阶段A期的方解石胶结和压实作用导致孔隙度和渗透率分别锐减为12.1%和1.07×10-3μm2，砂岩成为特低渗储层；早成岩阶段B期的绿泥石膜胶结引起孔隙度和渗透率进一步降低至10.8%和0.6×10-3μm2，特低渗透砂岩变差为超低渗透砂岩；中成岩阶段A期的油气成藏过程中，长石发生溶蚀作用而产生次生孔隙，促使孔隙度和渗透率分别提高到12.%和1.20×10-3μm2，超低渗透砂岩转化为特低渗透砂岩；古峰庄—麻黄山地区长82低渗透砂岩的致密化过程为“先致密后成藏，边成藏边扩容增渗”。
为了有效分析油气藏与沉积体系平面展布之间的“不协调性”并优选富油气区带有利扩展勘探方向，以地震沉积体系分析为出发点，以钻井揭示的砂体类型与平面分布分析为依据，结合断裂体系平面展布与纵向演化分析，系统建立了吐哈盆地台北凹陷鄯善弧形带东翼中—下侏罗统沉积体系发育模式。结果表明，自南向北发育的以水下分流河道为主的沉积体系受近东西向断裂系早期正断层发育期下降盘的明显输导与控制；发育有2种类型的沉积砂体：一类是包含底部载荷、粒度较粗、在东西向断裂体系断距较小部位发育的近南北向水下分流河道主沟槽砂体；另一类是以悬浮载荷为主、粒度较细、依附早期正断层发育期下降盘地形低部位发育的厚层块状或互层砂体。受近东西向断裂的约束与输导，南物源沉积体系不同分支的水下分流河道砂体依附近东西向断裂、在断裂低部位互层发育或叠加连片。近东西向断裂北侧发育的厚层块状或互层砂体形成的岩性圈闭是鄯善弧形带东翼中—下侏罗统深化勘探的有利方向。
英西深层碳酸盐岩油气藏是近年来柴达木盆地油气勘探最重要的成果,多口日产超千吨（油当量）井的发现揭示了区内巨大的资源潜力,同时该区复杂的地质条件也给勘探工作带来了巨大的挑战。为了进一步认识英西深层油气藏地质特征及成藏主控因素,对近年来研究工作取得的新认识进行系统总结和梳理,认为:①英西E2-3xg2烃源岩厚度大（可达2 000m）、TOC含量高（0.6%~2.2%）、有机质类型（Ⅱ1干酪根）及成熟度（RO=0.7%~1.5%）适合,为区内大规模生烃奠定了基础；②受喜马拉雅运动控制,英西软硬岩层间互发育的地层在挤压应力背景下形成了独特的“双层结构”构造样式；③英西E2-3xg2储层岩性为混积碳酸盐岩,孔—缝复合型储集空间是高效储层形成的必要条件,晶间孔广泛发育是区内整体含油的基础；④英西深层油气藏经历了早、中、晚3个成藏期,以中期为主；盐岩盖层的存在不仅导致英西深层普遍存在异常高压,还导致盐间、盐下油气藏成藏模式存在较大差异。
根据6条露头剖面和HD1井的详细观测，通过借助偏光显微镜、X-射线衍射、场发射扫描电镜和有机碳含量（TOC）分析等对鹤峰地区二叠系大隆组黑色岩系的岩石学和矿物学特征进行了研究。岩石类型总体呈现泥页岩局部夹碳酸盐岩和薄层状硅岩的特征，有机质含量较高，有利于后期成岩流体的改造和页岩气开发阶段的水力压裂改造。垂向上，大隆组可划分为6个岩性段，反映出沉积水体呈深→浅→深→浅的变化特征。矿物组分以硅质为主，主要具有生物成因和次生成因的类型，碎屑成因类型较少。矿物、岩石特征分析表明，大隆组黑色岩系的形成主要是受被碳酸盐台地三面围限的滞留的台盆相缺氧还原环境的控制，同时沉积过程中受到上升流作用以及与同生断裂作用有关的热水的影响。
孔径分布(Pore Size Distribution，PSD)作为孔隙结构的重要表征，对页岩的渗流及储气能力具有重要影响。采用数学表达式来拟合页岩孔径分布，能以数学形式刻画孔隙结构，还能为建立渗流和储量计算模型提供孔隙结构信息。首先介绍了多峰孔径分布拟合模型的理论依据和建模过程，其次选取6个页岩岩样，应用模型分析了采用压汞法和氮气吸附法实验获得的孔径分布结果，拟合了孔径分布函数f(r)并预测了累计孔隙体积v(r)。针对拟合得到的页岩孔径分布规律与实验结果做了对比，提出了该模型预测页岩渗流和储气能力的应用方法。研究发现，氮气吸附比压汞实验的f(r)更接近正态分布，应用模型的拟合度较高。通过分析基于多峰拟合孔径分布函数fM(r)预测的累计孔隙体积v(r)，发现脆性矿物含量越高，中孔越发育；TOC含量越高，黏土含量越低，微孔越发育。
黄铁矿在富有机质泥页岩中广泛分布，是泥页岩形成的沉积环境和成岩环境的指示矿物，但其对页岩油气形成与富集成藏影响的研究相对较少。对扬子地区及茂名盆地富有机质泥页岩中黄铁矿的发育形态研究，发现静水缺氧的深水陆棚相和盆地相页岩中草莓体黄铁矿集合体数量多、粒径小；含氧的半深湖—深湖相页岩中发育了大量粒径较大的草莓体黄铁矿集合体；滨岸沼泽和浅水陆棚相页岩中黄铁矿很少存在。黄铁矿含量与TOC、液态烃(S1)含量之间具有较好的正相关性，反映了黄铁矿的形成和含量与有机质含量之间存在密切关系，并能对有机质热解和裂解起促进作用。有机/黄铁矿复合体内发育了丰富的有机孔，能够增加页岩的比表面积，进一步促进甲烷吸附容量的增加。草莓体黄铁矿内较多的晶间孔及其表面、以及黄铁矿被溶蚀脱落后形成的铸模孔能为液态烃、游离气提供较多的储集空间。因而页岩储层中黄铁矿尤其是草莓体黄铁矿是促进有机质生烃演化和页岩油气富集成藏的重要因素，根据黄铁矿在纵横向上的富集程度在一定程度上能够预测页岩油气成藏的有利区。
鄂西下志留统龙马溪组（含上奥陶统五峰组）是中国南方四川盆地页岩气勘探的重点区带。应用双孔隙介质孔隙度数学模型，以钻井资料为基础，对鄂西龙马溪组页岩基质孔隙构成和裂缝发育状况进行了定量评价，初步发现鄂西龙马溪组富有机质页岩储集条件具有3大特征：①孔隙类型总体以基质孔隙为主，仅在局部深度点/段发育微裂缝；②总孔隙度总体较小，仅为川南龙马溪组的1/2，且孔隙构成以黏土矿物晶间孔隙和有机质孔隙为主体；③基质孔隙体积大量减少和含气性变差的首要原因与川南筇竹寺组基本相似，即为黑色页岩热成熟度过高并出现有机质碳化特征，有机质碳化所控制的超低电阻富有机质页岩分布区是页岩气勘探的高风险区。由此推断，利川—恩施一带(即A井—HY1井区一带)为有机质严重碳化区，勘探风险高；石柱—万县复向斜东侧(即JS1井区周边)为有机质弱碳化区，勘探风险较高；EY1井以南和C7井以西的广大地区为有机质未碳化区，即页岩气勘探潜在有利区。
凝析气井单井动态储量的计算问题一直是凝析气藏勘探和开发领域的一个热点和难点问题。基于干气气藏物质平衡方程的单相法等常规计算方法存在多种局限性，致使凝析气井单井动态储量计算误差较大。为此，在理论研究的基础上，基于多相流理论分别建立气相和凝析油不稳定流动方程，推出生产过程中的质量守恒方程并结合相渗数据计算采出的总质量，结合生产数据建立生产历史拟合最优化模型保证储量计算结果的准确性并进行了实例验证。结论认为，与常规计算方法相比，所建立的新方法基于质量守恒原理并充分地利用气井生产数据参与计算，保证了凝析气井单井动态储量评价结果的准确性。
针对碳酸盐岩气藏平面非均质严重、应力敏感性强的特点，基于近井带裂缝—溶洞发育、远井带基质广泛展布的地质特征，将储层划分为内、外2个区，内区为三重孔隙介质，外区为单重孔隙介质；通过开展应力敏感性试验，确定内区裂缝渗透率应力敏感性变化规律，并引入拟压力及拟时间函数加以描述，建立考虑储层应力敏感特性的碳酸盐岩复合气藏渗流数学模型。应用Laplace变换及Stehfest数值反演方法，并结合气藏物质平衡方程，迭代求取定产压力解和定压产量解。采用矿场实际储层、流体及生产数据，对模型的有效性进行验证。分析不同应力敏感系数、内区裂缝渗透率及外区基质渗透率等对生产动态的影响特征，研究结果表明气井初始产量及生产后期压力随应力敏感系数的增大而减小，相比与内区裂缝渗透率，外区基质渗透率决定气井产气能力、井底流压大小与下降速率。
定产生产页岩气分段压裂水平井的井底流压预测是制约页岩气井稳产期预测的关键难题。为此以页岩气分段压裂水平井不稳定线性渗流理论为基础，提出了产量—时间叠加函数(Qg·t0.5)sup概念，建立了拟压力差[m(pi-m(pwf)］与产量—时间叠加函数(Qg·t0.5)sup特征曲线识别图版，确定了反映页岩气气藏物性和压裂改造效果的综合参数团m，构建了页岩气分段压裂水平井定产阶段的井底流压解析解预测方程。涪陵页岩气田定产生产、变配产生产2类页岩气井应用情况表明：采用新建立的井底流压预测解析解方程预测单井井底流压和实测井底流压吻合度达到95%以上，单井稳产期预测精度达到90%以上。该方法对现场定产生产、变配产条件下的页岩气分段压裂水平井稳产期预测、合理配产具有重要指导意义。
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