琼东南盆地近年来发现的Y8等气田的天然气碳同位素值异常偏低，与以往发现的成熟—高成熟煤型气大不相同。在深入理解低熟气概念及进行详细地球化学分析后，认为研究区δ13C1值分布在-47‰~-42‰之间，δ13C2值分布在-28‰~-25‰之间的天然气是与吐哈盆地类似的低熟煤型气，天然气成熟度RO值介于0.5%~0.8%之间，主要来自凹陷斜坡、凸起区低成熟演化阶段的崖城组烃源岩及盆地内大范围发育的中新统烃源岩。低熟煤型气的发现极大拓展了琼东南盆地烃源岩的研究范围，为盆地下一步勘探提供了新的思路。
应用长链三环萜烷、二环倍半萜烷系列标志化合物，对珠江口盆地珠三坳陷文昌A、B凹陷3类重要烃源岩及相关原油的沉积环境和油源进行了研究。结果显示，3类烃源岩及相关原油中萜烷分布特征差异明显，这种差异性主要受控于烃源岩的沉积环境及有机质输入类型，表现在：①文昌B凹陷文昌组中深湖相烃源岩及相关原油中，长链三环萜烷以C21为主峰碳，C20—C21—C23呈山峰型分布，二环倍半萜烷高含8β(H)?升补身烷，含很低的重排补身烷和补身烷，揭示其有机质输入以低等水生生物为主，形成于偏还原的沉积环境；②文昌B凹陷文昌组浅湖相烃源岩及相关原油中，代表沉积环境和有机质输入类型的指标分布形态和相对含量具有双重特征，其母源兼有湖相低等水生生物及陆源高等植物输入贡献，形成于弱氧化—氧化的沉积环境；③文昌A凹陷恩平组浅湖相烃源岩及相关原油中，长链三环萜烷以C20为主峰碳，峰形呈快速下降型，二环倍半萜烷高含重排补身烷，而含较低的8β(H)?升补身烷和补身烷，揭示其有机质输入以陆源高等植物为主，形成于偏氧化—氧化的沉积环境。
塔里木盆地超深层钻井塔深1井揭示在埋深8 408 m条件下依然具有优质白云岩储层，但储集空间的成因机制存在较大争议。在详细的岩心描述、显微岩石学观察与孔洞胶结物充填序列分析基础上，对阴极发光分析后的加厚薄片，通过原位微区取样方法分别获取基质、早期白云石胶结物和晚期白云石胶结物样品并进行碳氧同位素分析。早期白云石胶结物与白云岩基质具有相对一致的碳氧同位素分布特征，而晚期白云石胶结物δ13C值和δ18O值偏负。胶结物充填序列与碳氧同位素分析结果表明，不同类型白云石是多阶段白云石化作用的产物，即孔洞在白云石化作用发生的时候已经形成并随着埋深增加不断消亡。中寒武统阿瓦塔格组深灰色孔洞型白云岩储集空间的形成可能与准同生期近地表成岩事件有关。
CH4-H2O-NaCl体系不混溶包裹体群被广泛应用于恢复天然气成藏期的捕获温度及压力。前人提出了针对富气端元包裹体和富水溶液端元包裹体的不同的捕获温压恢复方法。为对比2类包裹体捕获温压恢复的效果，在对前人方法进行梳理的基础上，以四川盆地南部YA井志留系龙马溪组黑色页岩中的石英—方解石为例，通过详细的岩相学分析，选择同一FIA（流体包裹体组合）的富气端元包裹体和富水溶液端元包裹体进行了捕获温度、压力恢复。结果表明：同一FIA的2类包裹体恢复的捕获温度、压力结果分布范围基本一致，呈现出捕获温度变化范围较窄（212.0~220.7 ℃）但捕获压力变化范围较大（90~152 MPa）的特点，表明流体压力在石英—方解石形成时可能存在较大的波动。上述流体压力的波动可能受脉体形成时有机质裂解增压以及裂隙多次张开—愈合的综合影响。
以琼东南盆地崖城组海陆过渡相烃源岩为例，开展了50 MPa、100 MPa和150 MPa下的生烃模拟实验，初步探讨了压力对烃类气体生成与碳同位素分馏的影响。实验结果表明：压力的增加在热解温度较低时（等效镜质体反射率低于2.69%）可抑制烃类气体生成，并且压力对湿气组分的抑制作用比甲烷更明显；在较高热解温度下（等效镜质体反射率高于2.77%）压力的作用不明显或略微促进甲烷生成。烃类气体生成动力学参数拟合结果表明，压力增大在提高反应活化能的同时也增大了频率因子，这是因为在封闭黄金管热模拟实验体系中压力的增大使得气体膨胀克服压力做功增加的同时也使得反应物浓度增大。在5 oC/Ma的升温速率下，从50 MPa增大到150 MPa，每增加50 MPa进入生气窗温度大约升高10 oC，当温度高于260 oC后压力作用不再明显。实验结果还表明，相同热解温度下压力增大使甲烷更富集12C1，从50 MPa增大到150 MPa，甲烷碳同位素组成最大变轻幅度可达3.2‰。同时，不同压力下甲烷的转化率与碳同位素关系并非完全一致，说明压力促使甲烷碳同位素组成变轻并非完全通过抑制甲烷的生成实现，还可能与压力增大使得甲烷生成机制发生了轻微变化，进而造成13C1与12C1生成活化能之差发生改变有关。
近年来，铼—锇（Re?Os）同位素体系在含油气系统的生油—成藏、热裂解和热化学硫酸盐还原反应等事件的定年，以及油源示踪过程中取得了一系列的成果。Re和Os在原油的沥青质组分中含量较高，同时也在沥青质较早沉淀出来的次组分中含量较高，沥青质与可溶质以及沥青质的次组分之间的Re?Os同位素组成关系复杂。实验表明水中的Re和Os能快速、大量地转移到原油中去。Re?Os同位素体系在油气成藏年代学中具有很好的应用前景。不过，多个原油样品的Re?Os定年法得到的年龄一般不确定度较大，而利用单个原油次组分Re?Os定年法获得的年龄的地质意义有待探讨。Os同位素组成的均一机制、 Re?Os体系的封闭性以及在原油中Re和Os以何种形式存在等问题仍需要进一步研究。
准噶尔盆地火山岩油气藏表现为西油东气的聚集特点，盆地东部吉木萨尔凹陷石炭系火山岩油气藏是勘探的潜在领域。前期该区石炭系烃源岩发育特征及火山岩储集体平面展布形态不清，依据盆地东部克拉美丽气田、五彩湾气田、北三台—吉木萨尔凹陷油气显示井的岩心、薄片鉴定，结合录井、测井、物性分析化验及试油成果资料，系统评价吉木萨尔凹陷石炭系烃源岩生烃潜力，指出火山岩储集体平面展布规律，综合分析成藏条件，总结成藏模式，为该区天然气勘探提供地质依据。结果表明，研究区石炭系存在多套烃源岩，其中松喀尔苏组b段（C1sb）烃源岩发育南、北两大烃源槽，南部烃源槽发育区以吉木萨尔凹陷最为有利：烃源岩厚度大、有机质丰度高，已达高成熟阶段，具备形成大中型气田的资源基础；储集体以爆发相火山角砾岩和溢流相安山岩为主，发育孔隙、裂缝双重介质的储集空间；此外研究区石炭系构造变形弱，盖层厚度大，保存条件好，烃源岩生气后沿断裂向上疏导就近运移至圈闭中聚集成藏，天然气勘探潜力大。
准噶尔盆地阜东斜坡侏罗系头屯河组油气同产。在前人研究的基础上，利用原油碳同位素、姥植比以及生物标志物资料，对阜东斜坡侏罗系头屯河组原油成因进行分析；并结合储层流体包裹体特征，探讨了其油气成藏期次。研究表明：阜东斜坡侏罗系头屯河组原油碳同位素值介于 -27.59‰~-29.97‰之间，姥植比较大，呈现出混源的特征；原油饱和烃色谱完整但质谱图上可见完整的25?降藿烷系列，说明阜东斜坡侏罗系头屯河组原油至少存在2期油气充注。储层中存在2期油气包裹体：一期赋存于石英颗粒微裂隙中，发黄绿色和黄色荧光；另一期赋存于切穿石英颗粒的微裂隙中，发蓝色荧光；结合埋藏—地热史分析认为，阜东斜坡侏罗系头屯河组存在2期油气充注，第一期油气来自二叠系腐泥型源岩，并在晚白垩世遭到破坏，第二期油气为侏罗系腐殖型源岩和二叠系腐泥型源岩产物的混合。研究区侏罗系头屯河组为充注—局部破坏—二次充注的成藏过程。
琼东南盆地深水东区近年来有较大的天然气勘探突破，但天然气运移表征方面的研究还比较欠缺，制约了进一步勘探成效。通过深水东区气源对比、天然气运移路径及成藏定量表征等分析，明确了深水东区前古近系古潜山天然气运移成藏机理。研究表明，深水东区古近系古潜山天然气主要来源于松南—宝岛凹陷近凹—斜坡带高效生烃灶，在超压和浮力作用下通过大型入洼构造脊连片滨海相砂岩、潜山砂质风化壳和风化裂缝带复合输导体系优势聚集，并基于流体势和输导体系差异定量计算指出往南部松南低凸起是主运移方向，认为深水东区天然气勘探最有利区块为靠近斜坡带的Y1区古潜山。
文昌凹陷位于南海北部珠江口盆地的珠三坳陷，呈NE—SW走向，为一“南断北超”的新生代箕状断陷，特点是烃源岩复杂、油气类型多样且分布复杂。研究表明：类型多样的烃源岩、差异性的热演化程度、复杂的油气成藏类型，是文昌凹陷油气类型多样且复杂分布的决定性因素。文昌凹陷发育文昌组、恩平组“两套四类”烃源岩，即文昌组中深湖相偏腐泥型混合型、文昌组滨浅湖相偏腐殖型混合型、恩平组滨浅湖相腐殖/腐泥混合型和恩平组河沼相腐殖型烃源岩，分别具有不同的有机地球化学特征与生烃潜力，综合盆地模拟和流体包裹体分析技术，对文昌凹陷油气的来源及其成藏特征进行了系统研究。结果表明：文昌B凹陷深部文昌组中深湖相偏腐泥型烃源岩生成的油气沿珠三南断裂向上垂向运移进入珠海组储层中聚集成藏，文昌19?1构造南部的W1井、W2井、W3井及北部的W4井原油均为典型的中深湖相原油；文昌19?1构造的W5井和W6井原油来源于文昌组中深湖相和滨浅湖相烃源岩的混合成因；文昌19?1构造北部的W14井恩平组原油充注时间为8.7~1 Ma，来源于文昌组滨浅湖相偏腐殖混合型烃源岩。文昌A凹陷中心区域W15井珠海组三段原油主要来源于恩平组烃源岩，油气充注时间约为4.1~0.2 Ma。珠江口盆地西部文昌19?9构造首次在珠三南断裂带西段古近系恩平组获得商业发现，进一步证实了“多源供烃、复合输导、多期运聚、复式成藏”的模式，提升了文昌组滨浅湖相偏腐殖混合型源岩作为重要烃源岩供给油气的贡献比例，开拓了新的勘探领域。
针对四川盆地西北部古生界海相油气成藏的复杂性和平面分带性，研究梳理了古生界油气成藏特征，探讨了不同构造背景下油气聚集的差异化特征，揭示了前陆盆地构造演化对古生界海相油气成藏的影响。研究认为四川盆地西北部地区前陆盆地构造运动在纵向上促进了古生界烃源岩的热演化进入高成熟—过成熟阶段，在横向上对逆冲推覆带—坳陷带烃源岩热演化具有一定的延迟效应。前陆盆地构造深埋作用造成储层具有低孔低渗特征，挤压运动使储层孔隙度呈现逐渐降低的趋势。逆冲断裂破坏了前陆冲断带地区盖层的封盖能力，降低了圈闭的有效性，前缘隐伏带和坳陷带发育断块圈闭和构造—岩性圈闭，保存条件较好。综合分析认为逆冲推覆带受不整合面—断层疏导体系影响，古生界油气藏具有“早油晚气、后期调整、保存控藏”的特征，前缘隐伏带受渗透层—断层组合的阶梯状疏导体系控制，具有“多源充注、多期运聚、通源断裂控藏”成藏特征，而坳陷带主要受层间断裂垂向疏导体系控制，气藏具有“近源充注、持续供烃、层间断裂控藏”成藏特征。综合分析认为，前缘隐伏带是川西海相深层油气突破的有利地区。
以中上扬子地区下寒武统富有机质页岩为研究对象，分别选取位于寒武系页岩气勘探突破区的湖北宜昌和四川威远2个地区的3个钻井/露头剖面（宜昌WPZK001井剖面、长阳露头剖面和威远W001?4井剖面）和目前勘探失利区的2个典型剖面（贵州开阳剖面和重庆酉阳剖面）共37件样品，开展岩石小柱体的吸水实验，并与四川盆地志留系龙马溪组富有机质页岩进行对比研究。结果表明：寒武系页岩气勘探突破区的下寒武统水井沱组/筇竹寺组富有机质页岩与四川盆地志留系龙马溪组富有机质页岩相似，其饱和吸水量主要受有机碳含量和石英含量的控制，表现出较好的正相关关系，而寒武系页岩气勘探失利区的下寒武统牛蹄塘组富有机质页岩的饱和吸水量则与黏土矿物和碳酸盐矿物含量表现出弱的正相关关系，与有机碳含量和石英含量均无明显相关关系。这不仅指示了研究区下寒武统富有机质页岩发育孔隙网络特征，特别是有机质孔隙的发育，存在显著差异,同时也为从富有机质页岩矿物组成及其成因来源与孔隙发育耦合机制方面来探讨寒武系页岩含气性变化提供了新的研究思路。
为研究分析页岩的吸水特征，有效测量页岩孔隙度，选取四川盆地黔浅1井龙马溪组5件页岩岩心样品开展吸水实验，分别从每件岩心样品中钻取一组不同直径（或不同长度）的页岩柱体，测量和计算每组各个小柱体的饱和绝对吸水量及骨架体积，建立二者的线性关系，由斜率K值表征各页岩样品单位体积的饱和吸水量，再据此计算出各页岩样品的有效孔隙度为3.51%~8.90%。为评价该方法所确定吸水孔隙度的准确性，又测定了样品的氮气吸附孔隙度和氦孔隙度，三者进行对比分析。结果显示：样品氮气吸附孔隙度为2.38%~7.04%，全部小于吸水孔隙度，二者相差0.54%~1.96%不等，这可能是由于氮气吸附实验无法探测泥页岩中孔径大于350 nm的宏孔，导致测定结果不包含这部分孔隙所贡献孔隙度而偏低。样品氦孔隙度为4.55%~8.09%，与吸水孔隙度相差仅为0.23%~0.81%，二者具有良好的一致性和可对比性，特殊地，QQ?45号样品的氦孔隙度比吸水孔隙度大2.65%，这是由于页岩柱体含微裂缝所导致的误差，而吸水实验可快速识别出含有微裂缝的柱体，能有效避免测量误差。由此可见，页岩柱体吸水实验法在有效保留页岩原生孔隙结构的前提下，通过统计分析多个页岩小柱体孔隙度测定结果而获得了页岩样品整体的吸水孔隙度，受页岩非均质性影响小，更接近页岩实际孔隙度。龙马溪组页岩孔隙度的变化与TOC含量具有良好的正相关性，与黏土及脆性矿物的相关程度不等，表明有机质是控制龙马溪组页岩孔隙度变化的主要因素。
分形维数是分析煤和页岩微观孔隙结构的重要参数之一。目前主要是基于低温N2吸附数据进而利用Frenkel?Halsey?Hill(FHH)模型，获得煤和页岩中孔（2~50 nm）与宏孔（>50 nm）的表面粗糙分形维数，对其微孔（<2 nm）分形维数的研究还较少。为深入研究煤和页岩的微孔特征，基于微孔填充与孔径分布理论，对比分析了煤和页岩微孔结构的分形特征。选取煤和页岩样品进行低温CO2吸附实验，计算并分析两者的微孔分形维数。结果表明：煤的微孔分形维数分布在2.6~2.8之间，平均为2.75；页岩的微孔分形维数分布在2.8~2.9之间，平均为2.88。煤的微孔比表面积分布在100~300 m2/g之间；页岩的微孔比表面积集中在15~30 m2/g之间，页岩的孔隙分布零散且数量少，说明分形维数越大，微孔结构更加复杂。此外，分别对煤与页岩的微孔分形维数、表面粗糙分形维数进行了对比，发现虽然煤的微孔比表面积均远大于页岩，但其孔径分布、孔隙结构比页岩简单，微孔分形维数小于页岩。同时，由于中孔、宏孔数量少，比表面积小，孔隙表面较为光滑，煤的表面粗糙分形维数小于页岩。微孔分形维数和表面粗糙分形维数分别受微孔结构复杂程度与中孔、宏孔表面粗糙程度的影响，微孔结构越复杂，中孔、宏孔表面越粗糙，分形维数越大。
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