四川盆地中国石化探区天然气勘探开发成果显著，自新场气田发现以来，勘探开发领域逐步扩大，储量和产量快速增长。地质理论认识深化与关键技术进步是推动天然气勘探开发大发展的主要动力。中国石化探区天然气资源丰富，有利目标类型多，常规天然气整体探明程度为16%，页岩气勘探尚处于初期阶段，根据HCZ模式预测，中国石化探区天然气（含页岩气）勘探开发仍将快速发展，具备年均新增探明天然气地质储量(1 600~2 000)×108 m3的潜力。围绕页岩气、海相碳酸盐岩天然气、陆相致密砂岩气等领域的高效勘探开发，需要加强深层海相页岩气增产降本的钻完井、压裂技术攻关，以及陆相、海陆过渡相页岩气资源潜力评价和勘探开发适应性技术准备，加强深层超深层礁滩相碳酸盐岩储层、风化壳储层预测和超深井高效钻井、压裂测试技术攻关，加强陆相致密砂岩气地质—测井—地震一体化甜点预测和低成本直井多层压裂技术攻关。
四川盆地中三叠统雷口坡组天然气勘探近年来取得重要突破后继而成为业内关注的热点，但对气源的认识存在较大的分歧。基于天然气地球化学特征开展的成因鉴别和气源对比研究表明，雷口坡组天然气既有主要来自下伏上二叠统龙潭组/吴家坪组烃源岩（磨溪雷一段气藏），断裂下盘须一段烃源岩有一定贡献（中坝雷三段气藏）或供烃条件（川西雷四段气藏），也有主要来自须家河组烃源岩，雷口坡组自身烃源岩有一定贡献（元坝和龙岗雷四段气藏）。雷口坡组气藏具有3种不同的源储组合，其天然气勘探方向具有差异。上二叠统龙潭组烃源岩作为主力烃源岩构成下生上储型，切穿龙潭组至雷口坡组的深断裂周缘的正向构造是寻找雷口坡组规模性气藏的最有利区。上三叠统须家河组底部烃源岩和雷口坡组顶部储层可以构成旁生侧储型，岩溶残丘或岩溶斜坡局部构造高点是这类组合较有利的发育部位。雷口坡组自身构成自生自储型，这类组合往往作为辅助参与气藏形成。
河流相是中国中、新生代陆相盆地重要的油气储层类型，而河流相地层划分一直以来也是一个难点。四川盆地川中—川西地区沙溪庙组发育河流相沉积，以陆相高分辨率层序地层理论为指导，通过“点—线—面”结合，对其开展层序地层研究。结果表明：①沙溪庙组可划分为3个三级与5个四级基准面旋回；5个四级旋回分别与沙一段，沙二1、沙二2、沙二3、沙二4亚段对应。②基准面旋回是控制沙溪庙组河道发育特征和叠加样式的主控因素；基准面较高时，可容纳空间大，地层沉积速度快，河道相对孤立，规模较小，地层泥岩含量较大；基准面较低时，地层沉积速率慢，河道原地摆动时间长，相互切割叠置，河道规模较大，地层泥岩含量相对少。沙溪庙组层序地层划分不仅提供了一个高精度的等时地层格架，同时也具有储层预测作用，对沙溪庙组天然气勘探具有重要意义。
川中安岳气田震旦系灯影组四段储层受桐湾II幕表生岩溶作用改造与丘滩相联合控制，岩性复杂、纵横向非均质性强，且在台缘和台内区单井产能差异较大（前者明显优于后者）。为实现川中安岳气田震旦系灯影组四段台缘带高效开发、台内区储量规模升级、优质储层地震精细预测等目标，通过实钻井岩心及薄片观察，结合分析化验、地震及测录井等资料，分析了台缘—台内区储层共性及差异性表现，并探讨了其控制因素。结果表明：台缘区与台内区储集岩石类型、储集空间、储集类型基本一致，但台缘—台内区储层内部溶蚀孔洞发育程度以及物性均呈减弱趋势，优质储层发育程度、品质及发育位置不同，储层组合类型存在差异。影响储层差异大的主要因素包括有利丘滩复合体发育程度和桐湾II幕表生岩溶作用强度；根据储层发育特征及分布规律研究以及高产井地震反射模式分析，优选优质储层发育区块进行勘探，获得了良好生产应用效果，实现了安岳气田台缘带的储量规模探明和高效开发，提高了台内区优质储层钻遇率和单井产量，实现了储量规模升级。
川东南志留系小河坝组具有良好的生储盖组合，勘探前景较好，但小河坝组的沉积学和地球化学等基础研究薄弱，制约了目的层系的油气勘探。以川东南回龙场地区为例，系统采集了研究区小河坝组101个样品，利用常量及微量元素分析了小河坝组古沉积环境及其演化特征。结果表明，小河坝组主要形成于淡水—微咸水、温暖潮湿、弱氧化—弱还原的浅水三角洲沉积环境；纵向上，海平面变化表现为2个海侵—海退旋回，自下而上划分为X1、X2、X3和X4共4段。X1、X3段为海侵体系域（TST），气候温暖湿润，古盐度较低，水体还原性强，古水深较深；X2、X4段为高水位体系域(HST)，气候干燥炎热，古盐度较高，水体还原性弱，古水深较浅。
鄂尔多斯盆地二叠系石盒子组盒8段致密砂岩储层发生过强烈溶蚀改造，形成了广泛的次生孔隙。但是地质条件下砂岩内长石矿物、方解石胶结物的溶蚀过程及储层效应还有待深入研究。采用封闭体系下的温压共控岩溶模拟方法，结合电感耦合等离子体发射光谱仪、X?射线衍射仪、偏光显微镜和扫描电镜等测试分析，对盒8段致密储层砂岩开展不同温压条件下，含钙岩屑砂岩和长石质岩屑砂岩在乙酸溶液中溶蚀规律研究。实验结果显示：温度升高使长石溶蚀速度增快、溶蚀量增加，但是Al3+迁移量先增大再减小，所以深层砂岩中Al3+很难被迁移出来；方解石溶蚀速率远快于长石，对储层次生孔隙贡献更大；温度升高方解石溶蚀量先增大再减小，压力会抑制方解石溶蚀并且比温度的影响更大。盒8段砂岩三叠纪晚期至白垩纪早期方解石和长石发生了溶蚀作用，这是次生孔隙生成的主要时期，随后砂岩继续深埋时，温度压力升高使方解石发生沉淀；白垩纪中期以后储层抬升使温度、压力不断降低，部分方解石会发生溶蚀。
为完善页岩等量吸附热计算方法，明确页岩吸附超临界CH4的热力学特征，选用温度区间为26.85~199.85 ℃、压力范围为0.08~14 MPa的页岩等温吸附数据，系统检验常用吸附相密度计算方法的合理性，并基于绝对吸附量分析等量线标绘法的适用范围及页岩等量吸附热特征。结果表明：①经检验，常用的吸附相密度计算方法中Ozawa经验公式法适用于较宽温压范围内的绝对吸附量校正；②Lnp-1/T曲线在温度区间为149.85~199.85 ℃且nab为0.103 8~0.280 0 mmol/g时不具有线性特征，因此该温度及吸附量范围内等量线标绘法不再适用，同时Lnp-1/T曲线的nab取值应当与Lnp-nab曲线保持一致，以此获得的等量吸附热曲线才能全面地反映吸附过程的热力学特征；③页岩吸附超临界CH4的等量吸附热随着吸附量的增加呈现先增大后减小的非单调变化，表明在吸附早期，CH4分子间的相互作用力对等量吸附热的影响占主导，当吸附量增加到一定程度后，页岩表面的非均一性占主导。
为了评价样品粒径对页岩孔径参数测定结果的影响，并探索适用于页岩孔径参数测定的粒径范围，以渝东南地区下寒武统牛蹄塘组3块不同TOC含量的页岩为研究对象，结合低压N2/CO2等温吸附实验及有机岩石学、激光拉曼光谱学、XRD测试等方法，讨论了样品破碎、筛分等前处理对高过成熟度页岩的矿物组成、比表面积及孔径分布等测定结果的影响。结果表明：研究区下寒武统牛蹄塘组页岩孔隙类型主要为有机质孔和黏土矿物粒间孔，有机质孔隙的发育具有非均一性；破碎筛分会对页岩的矿物组成产生无规律的分异作用；样品粒径小于0.425 mm（>40目）时，粒径降低会增大页岩的比表面积并显著影响介孔和宏孔的孔体积，但是当样品粒径大于2 mm（<10目）时，会显著增加低压N2等温吸附实验的时间；粒径大小对微孔孔体积的影响不明显。综合实验结果的稳定性、时效性及页岩的非均质性等因素，建议采用10~40目的样品来开展页岩的孔径参数分析测试实验。
在地层条件下，页岩气流动状态受多尺度效应影响，包含黏性流、扩散流以及滑脱流等，气体的产出是多种机制协同作用的结果，前人提出的扩散模型已不能准确地描述页岩气在基质中的扩散行为。为了定量表征页岩气扩散能力的影响因素，揭示气井在全生命周期开发过程中的流动规律以及对产能的影响，利用自主研发的高温高压近平衡态实验系统,开展了页岩气在0~1 MPa微压差条件下的流动实验，并提出一种综合考虑渗透率、温度与压力的扩散系数计算方法，成功地运用于川南地区五峰组-龙马溪组页岩中，指出该地区优质储层扩散产量成为主控因素时临界开发压力为4.5 MPa，对于页岩气井产能评价以及扩散能力的表征有重要的意义。通过实验结果与理论分析表明，扩散在高温、低渗、低压力条件下会有更高的分配系数，考虑了基质渗流能力的扩散系数模型能更好地运用在实际流动中，忽略扩散的影响将对产能计算带来较大误差。
为了更详尽地分析不同深度段五峰组—龙马溪组页岩气的碳同位素特征以及页岩气的成藏富集规律，选取川东南地区3口典型页岩气评价井开展了页岩气碳同位素录井工作。在钻探现场连续取样并检测泥浆气的碳同位素值，并以DY5井为例检测了岩屑释气过程中的碳同位素变化。基于碳同位素录井数据，综合分析了五峰组—龙马溪组页岩气的碳同位素平面分布及纵向变化特征、碳同位素倒转特征和岩屑释气过程中的碳同位素分馏特征。综合分析认为：四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气碳同位素值由盆地周缘向中心逐渐变轻，这一变化规律主要受控于页岩的热演化程度；川东南3口井的泥浆气碳同位素的纵向变化及倒转特征具有一定共性，表明其具有相近的页岩气富集规律；DY5井的岩屑罐顶气越靠近地质甜点区域同位素分馏越明显且岩屑释气量越大，反映该段页岩气具有初始地层压力高、含气量大、纳米孔隙更发育等特征。
为深化渤海湾盆地冀中坳陷上古生界煤系烃源岩地质认识，以有机地球化学实验作为研究手段，分析了上古生界煤系烃源岩有机地球化学特征及其生烃能力，利用埋藏史—热史分析，探讨了生烃演化过程。研究结果显示，霸县凹陷的文安地区、武清凹陷和大城凸起上古生界烃源岩有机质丰度最高，其次是廊固凹陷北部地区，深县凹陷、束鹿凹陷相对较低；冀中坳陷东北部上古生界煤层显微组分以文安地区壳质组含量为最高，平均达29.1%，壳质组含量大于20%的样品数占样品总数的80%以上；生烃热演化经历了低成熟阶段、二次成熟阶段、高成熟凝析油湿气阶段和过成熟干气阶段；在白垩纪末，煤系烃源岩埋藏深度约为1 200~2 000 m，RO值为0.5%~0.7%，达到一次生烃状态；在古近纪末，煤系烃源岩最大埋深>7 000 m，超过中生界最大古埋藏深度或古温度，开始二次生烃，资源潜力较好。
为了探讨含铁矿物对水—有机质生气的影响，基于黄金管热模拟装置，选用了高熟干酪根样品开展了3组有水体系（干酪根+水、干酪根+黄铁矿+水、干酪根+磁铁矿+水）的恒温热解实验。气体产物的定量分析结果表明，黄铁矿和磁铁矿的加入均导致干酪根在有水体系下气态烃产率一定程度的降低。比如，水—黄铁矿体系和水—磁铁矿体系在Easy%RO=3.08%时CH4产率相比单独有水体系分别降低8.5 mL/gTOC和13.3 mL/gTOC。水—黄铁矿体系CO2产率及碳稳定同位素值明显高于单独有水体系和水—磁铁矿体系，含铁矿物（尤其是磁铁矿）加入的热解体系的H2S产率明显低于单独有水体系。气体组成分析结果表明，含铁矿物的加入明显提高了烃类气体的干燥系数，同时导致异构烷烃相对含量的降低。水—磁铁矿体系气体产物氢同位素值相对低于单独有水体系，表明磁铁矿的加入促进了早期H2的生成而与有机质之间发生了加氢作用。这些结果表明，含铁矿物的加入可能抑制了碳正离子的反应，水—有机质的加氢生气可能主要是自由基反应。
采用物理模拟实验与数学评价方法相结合，系统研究了井控范围从500 m逐步加密至100 m(相当于井距从1 000 m加密至200 m）过程中不同渗透率砂岩储层在不同含水饱和度条件时的储量采出程度，揭示了井网加密对提高储量采出程度作用，以采出程度提高5%~10%和大于10%为依据，建立井网加密可行性判识图表，为气藏井网部署和加密方案优化提供了参考依据。实验岩心常规空气渗透率分别为1.63×10-3 μm2、0.58×10-3 μm2、0.175×10-3 μm2、0.063×10-3 μm2，含水饱和度介于30.3%~71.1%之间。研究结果表明：渗透率为1.63×10-3 μm2的储层，采出程度总体均较高，除了在含水饱和度高达69.9%时的采出程度与井控范围有关外，其余含水饱和度条件下，采出程度与井控范围关系不大，可以采用大井距开发；渗透率为0.58×10-3 μm2的储层，采出程度与含水饱和度和井控范围关系密切，随含水饱和度降低、井控范围加密而增加；渗透率为0.175×10-3 μm2的储层，采出程度受含水饱和度的影响十分显著，只有在含水饱和度≤52.3%时，井网加密优化可提高储量采出程度，当含水饱和度>52.3%时，储量采出程度均较低，一般≤10%，即使井控范围加密至100 m，也难以得到提高；渗透率为0.063×10-3 μm2的储层，总体上采出程度非常低，即使含水饱和度仅有31.6%，井控范围加密至100 m，其采出程度最高也只有2.3%，因此，该类储层依靠井网加密难以得到有效动用。
为揭示影响相邻煤层气井组以及同一井组间产能差异控制因素，基于SZB煤层气一体化区典型相邻煤层气井组生产动态变化特征，探讨了产能类型、平均产气量和平均产水量等参数的差异性，并从地质控制因素、工程工艺控制因素和排采管理因素出发，详实剖析了资源条件、有利煤储层发育程度、井身质量、固井质量、压裂工艺和不同阶段排采制度对煤层气产量控制作用。结果显示：在煤层气资源条件相近情况下，煤储层非均质性和有利煤储层发育程度是影响相邻井组产量差异的内在主控地质因素；在保障井身结构合理、固井质量合格基础上，压裂改造效果是相邻煤层气井组产量差异的主控工程因素；不同生产阶段排采管理的科学性是主要管理因素。该观点不仅对煤层气井产量控制因素分析提供了理论依据，对煤层气田快速提产增效也有参考价值。
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