传统认为渤海湾盆地冀中坳陷束鹿凹陷沙三下亚段是主要烃源岩层系，以生油为主。华北油田的勘探实践发现中深层砾岩—泥灰岩致密储层具有较大的天然气资源潜力，这为渤海湾盆地富油凹陷寻找天然气提供了新领域和新方向。研究发现，束鹿凹陷沙三下亚段发育有砾岩、泥灰岩和（灰质）泥岩等多种岩性，均具有生烃能力，其中纹层状泥灰岩生烃能力最强，主要分布在中部洼槽区层序二—层序三；中深层储层，为特低孔特低渗储层，物性不受埋深控制。束鹿凹陷内纵、横向油气藏性质和分布受控于烃源岩热演化程度，由浅到深形成致密油带、油气共生带、纯气带递次变化的“致密油、气连续成藏序列”。利用体积法和资源丰度类比法预测束鹿凹陷中深层天然气资源量为672.1×108 m3，并指出中部洼槽区晋古11井区是中深层天然气勘探的有利现实方向。
深部热流体被越来越多证实参与油气成藏的全过程。通过岩心、岩石学、流体包裹体及有机地球化学等资料，系统探讨了研究区（秦皇岛29?2/2E油气田）深部热流体活动的详细证据及其对油气成藏的意义。研究表明：古近系储层流体包裹体测温见异常高温包裹体；天然气藏中发现CO2为火山幔源无机成因气；方解石脉体氧同位素测试值远高于围岩且受高温热液影响；沉积物中发现立方体、五角十二面体黄铁矿，Co/Ni值大于1，为热液成因。热流体对该区油气成藏包括生排烃和储层改造两方面：热流体促进该区烃源岩演化，提升生烃量；热流体对储层物性改造既有溶蚀改造的积极建设作用，又有热液方解石和晚期白云石胶结充填破坏作用。
南海北部新生代海陆变迁过程对北部陆缘沉积盆地的沉积充填方式及油气地质特征具有重要的控制作用。基于最新大洋钻探研究成果，结合盆地内已有资料，研究南海北部海相沉积的形成过程，探讨其油气地质意义，可为未来油气资源勘探开发提供依据。受南海洋盆扩张过程的控制，南海北部盆地新生代接受海侵过程总体表现为东早西晚、南早北晚的特点。初始海侵发生在南海东部的台西南盆地始新世，而南海西部的莺歌海盆地则发生在晚渐新世。IODP367/368航次揭示，南海盆地初始海侵期发生在约34 Ma，为南海洋盆初始打开时期；大规模海侵引起的沉积环境剧变期对应于南海西南次海盆打开的时期（约23 Ma），是南海扩张的鼎盛时期。海陆变迁过程控制了海陆过渡相、海相烃源岩及储层在盆地中的分布，南海北部各盆地海相烃源岩层系具有由东向西逐步变年轻的规律，与区域内由东向西逐步接受海侵的方向相一致。区域海平面变化受到南海海盆扩张过程及全球海平面变化的综合影响，使南海碳酸盐岩台地的发育时间也存在东早西晚、南早北晚的特点，构成南海北部自生自储式的油气藏类型。海陆变迁控制了不同盆地的沉积充填方式，奠定了海相沉积的油气资源物质基础。南海北部生储盖组合在横向上受控于物源供给及海陆变迁造成的沉积环境演变，纵向上主要受控于南海构造演化及区域海平面升降。
南海南部海域地处多板块交汇处，演化过程复杂，发育多类型含油气盆地，油气资源丰富，系统分析其演化特征与成藏组合对我国在该区开展油气勘探具有重要意义。从研究区地震、钻井资料入手，结合南海南部油气田地质资料，以区域构造—沉积特征为指导，确定南海南部海域盆地的成因类型及演化过程，论述差异演化背景下南海南部海域主要盆地的油气地质条件与成藏组合。研究发现，可以T50、T70、T100三大不整合面为界将南海南部海域主要盆地划分出4套区域成藏组合，分别为深部组合（古近系）、下部组合（始新统—下渐新统）、中部组合（上渐新统—下中新统）及上部组合（中中新统—上中新统），不同盆地主力成藏组合明显不同。究其原因，受盆地构造演化及其古地理位置控制，南海南部海域主要盆地现今所展现的格局是其发育规模最为优势的盆地原型，而优势盆地原型则决定各盆地的油气地质条件与主力成藏组合。
运用岩心、岩石薄片、扫描电镜、X?射线衍射和微量元素等资料，分析三水盆地布心组湖相碳酸盐岩沉积特征及相模式。结果表明：①三水盆地布心组碳酸盐岩主要有泥灰岩、生物灰岩、泥晶灰岩3类，岩性总体较细，基质含量高、颗粒含量较低，胶结物主要为泥晶，单层厚度较薄。②布心组碳酸盐岩形成于贫外物源的湖盆缓坡背景，总体水动力较弱；形成于贫氧—缺氧条件下的半咸水—咸水沉积环境；表现为总体较弱水动力条件下的咸水化学沉积和局部生物沉积。③建立了受控于古地形与湖浪的缓坡碳酸盐岩沉积模式，碳酸盐岩主要发育于滨湖—浅湖区域，滨湖可分为砂泥坪、灰泥坪2个微相，浅湖可分为生物浅滩、灰泥浅湖、泥质浅湖3个微相，不同微相的碳酸盐岩发育情况具有较明显的分异性，灰泥坪优势岩性为泥灰岩、生物浅滩优势岩性为生物灰岩、灰泥浅湖优势岩性为泥晶灰岩。研究成果可为该区碳酸盐岩沉积相工业化制图和储层分布预测提供依据。
碳酸盐岩地层因其复杂的沉积成岩演化过程，岩石类型较为多样，同时受到孔隙及流体性质的影响，岩性测井响应特征变化较大，给岩性的识别带来了困难。针对传统方法对测井参数垂向结构特征以及岩性特征多样性表达能力不足的问题，引入胶囊网络以提升复杂碳酸盐岩岩性识别的效果。胶囊网络通过卷积结构提取测井参数的时序特征，并用胶囊向量表达特征的不变性和共变性，能够有效挖掘测井参数和岩性在空间序列结构特征之间的深度内在关系，从而构建高精度的岩性识别模型。以鄂尔多斯盆地苏里格气田东区W区块碳酸盐岩储层为例，开展胶囊网络在岩性识别中的应用研究。首先，基于对岩性信息敏感的6种测井参数划分训练集和测试集；其次，构建基于多尺度卷积和跳跃连接结构的胶囊网络模型。与传统机器学习方法和常规深度学习方法相比（K近邻、朴素贝叶斯、支持向量机、BP神经网络和卷积神经网络等），基于胶囊网络的岩性识别模型正确率达到96.65%，识别精度提高1.59%~32.06%。实验结果表明，胶囊网络能够有效地提取测井数据的时序特征和垂向结构特征，为复杂碳酸盐岩岩性识别提供一种新的思路。
深层致密砂岩气藏是现在的开发热点之一，由于其埋藏较深，渗透率较低，现有的扩散渗流模型无法对其储层的浓度分布进行准确预测，从而影响开发技术对策的制定。朱维耀（1989）从扩散源于化学势梯度变化关系原理出发，提出了膨胀扩散系数的概念，建立了考虑压力作用的气体扩散渗流模型，但此模型并未考虑气体在致密砂岩气藏流动过程中与孔道表面碰撞、滑移等现象。在原有模型的基础上增加了解吸项，并在运动方程中考虑了气体在致密砂岩储层流动过程中碰撞滑移现象，使模型可以描述气体在致密砂岩储层中的流动规律，并对新模型的影响因素进行了分析。研究结果表明，压力引起的膨胀扩散对产量有增大影响，影响程度超过10%。储层的渗透率越低影响程度越大。分子扩散在开采全程都占主要影响，压力引起的扩散主要影响开采初期和近井地带，且对于低渗致密砂岩和高压气藏影响更大。
气藏储量的计算是油气藏工程领域关注的热点问题。物质平衡法及其各种衍生方法被广泛应用于井控储量或气藏储量的确定，但其存在成本较高的缺点。为准确、高效地确定异常高压气藏的储量，考虑孔隙中束缚水的膨胀作用和岩石孔隙的收缩作用，从天然气渗流基本理论出发求解气体渗流数学模型，并将之与异常高压气藏物质平衡原理相结合，导出了一种利用生产数据迭代计算气藏储量的方法（VRRLT?APGR方法），并给出了迭代初值的选择方法。利用各种生产制度下的数值模拟结果以及变产量变流压现场实例验证了其有效性，若生产数据可靠，储量计算误差一般不超过5%。该方法具有严格的理论基础，考虑了气体性质的变化和气井产量的波动，对于常压气藏和异常高压气藏均适用。
CO2干法压裂后气体进入致密砂岩气藏，通过焖井方式与储层油气进行置换，既可以提高油气藏采收率，又可以解决CO2封存问题，减少其排放量，对环境保护和提高油田产量具有双重效益。油气藏中CO2焖井置换宏观效益显而易见，但焖井置换过程中CO2对储层微观孔喉侵蚀作用研究较少。基于长庆油田C7、C8油藏和H8、S2气藏在室内设计驱替置换实验，研究CO2焖井置换驱替油气效率，并结合XRD和SEM扫描结果研究CO2置换过程对储层矿物成分及微观孔喉结构的影响。结果表明：油藏中CO2置换驱油效率普遍较低，约为25.27%，且受岩心渗透率影响较大，而焖井时间对其置换效率影响相对较小；气藏中CO2置换甲烷气效率较高，约为76.50%，且受岩心渗透率影响较小，但焖井时间对其置换效率影响相对较大。XRD结果表明，CO2对储层黏土矿物产生微弱溶蚀作用并造成岩心中方解石含量降低；SEM结果表明，CO2侵蚀后岩心孔喉表面产生少量的蚀变产物附着于岩石颗粒表面，使得岩石矿物颗粒形态、边界及孔隙结构变得略微模糊，且焖井时间越长，固相表面侵蚀越严重。
为明确松辽盆地杏山凹陷深层天然气成因和富集规律，综合利用76口井天然气组分和碳同位素对深层天然气地球化学特征进行了系统分析。结果表明：火石岭组具有埋深大、甲烷含量低、重烃含量高、碳同位素组成最轻的特征；登娄库组埋藏浅、甲烷含量高、重烃含量低、碳同位素组成最重；营城组介于二者之间。各层位天然气成因类型不完全一致，火石岭组为油型气、煤型气的混合气；营城组以煤型气为主，少量油型气的混入导致天然气中δ13C1、δ13C2倒转；登娄库组全部为煤型气，不同成熟阶段煤型气混合造成天然气中δ13C2、δ13C3倒转。断裂构成的输导通道是深层不同成因气聚集、混合的必要条件；暗色泥岩和煤的分布影响深层不同成因气藏和高产气井分布，烃源岩和断层的联合作用控制了深层天然气富集。
为了明确柴达木盆地西北部（简称“柴西北”）原油的有机质来源、成熟度和沉积环境等，进而认识柴西北原油的成因和富集规律，对柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷古近系—新近系储层来源的41件原油的饱和烃和芳香烃进行了系统分析。根据柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷古近系和新近系储层原油芳香烃化合物分布特征，原油总体上被划分为2类：第一类原油，芳烃化合物以三芳甾烷系列的相对含量最高，萘系列、菲系列、三芴系列和?系列化合物相对含量次之；第二类原油，芳烃化合物以菲系列的相对含量最高，萘系列、三芴系列、三芳甾烷系列和?系列化合物相对含量次之。饱和烃和芳香烃中指示有机质来源、沉积环境和成熟度的分子标志物分布特征表明，柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷古近系—新近系储层原油属于半咸水—咸水湖相原油，以低等水生生物输入为主，陆源高等植物输入为辅，原油均处于成熟的演化阶段，该地区古近系—新近系主力烃源岩沉积期的水体具有较强分层程度和还原性。在柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷中，从西北到东南，不同构造带古近系—新近系主力烃源岩沉积期的水体分层程度依次变差，还原性依次降低，成熟度依次升高，表明该地区古近系—新近系储层油气具有近源成藏的特征，靠近阿尔金山的红沟子、小梁山、咸东和咸水泉构造带是今后原油勘探重要领域，而处于小梁山凹陷和茫崖凹陷斜坡区的油泉子、南翼山、大风山、黄瓜茆和开特米里克构造带是今后原油和天然气勘探的重要领域。
氡是放射性惰性气体，为铀、钍衰变的中间产物——镭的直接子体。在天然气开发过程中，氡及其子体会随着天然气开采不断进入地表系统，对设备及人体造成危害。回顾了近10年国内外对天然气中氡的研究，介绍了氡的来源、危害、释放机制、检测方法与影响因素，收集了部分国家天然气中氡的含量。随着近年来深部页岩气开采量的不断扩大，页岩气中的氡受到了学者们的广泛关注。美国东北部的Marcellus页岩气中氡含量在37~95 312 Bq/m3之间；我国目前还未系统开展相关天然气中氡含量的研究工作，仅在1994年左右有过相关报道，且我国天然气中氡含量均值位居世界中值，但家庭用气时，可能导致室内氡含量升高。总结了目前常用天然气中氡的检测方法，建议大力开展天然气中氡的检测与研究，并加强对天然气中氡的防范治理。
川中地区震旦系灯影组台内带储层物性差、厚度薄，按台缘带储层划分标准，在台内带钻遇的储层厚度与钻井产量间没有明确的对应关系，极大地限制了灯影组台内带的勘探与开发。因此，开展了川中地区台内带优质储层划分，录井、测井、地震响应特征分析，以及储层预测方法研究。结果表明：洞穴型储层是台内带控制单井产量的关键因素，其录井响应表现为钻井过程中的井漏、放空等现象，测井响应特征为声波时差大于180 μs/m、密度小于2.65 g/cm3、成像图像上呈大面积暗色团块等。纵向上台内带洞穴型储层主要发育在灯影组顶部，地震响应特征表现为灯影组顶相对弱振幅、其下20 ms内多出现弱波峰。根据该认识，采用消除强反射屏蔽和属性融合技术，在GS19井区开展的储层预测结果与实钻结果非常吻合，并依据该储层预测结果部署了多批开发井，为川中地区灯影组台内带勘探与开发提供了新的思路。
稀井网、大井距条件下进行地下砂体的刻画与表征是油气田开发初期的难点。以地震资料为主导，通过井震结合，利用波形指示反演技术，对鄂尔多斯盆地东缘临兴S区上石盒子组浅水三角洲分流河道砂体的边界及叠置关系进行识别，明确分流河道的叠置关系及其影响因素。研究表明：分流河道叠置类型受控于A/S值和河道能量，在地震剖面上识别出强能独立砂体、高能侧向切割砂体、垂向切叠砂体及高能叠置砂体4类高能叠置关系的砂体和低能叠置砂体、低侧向拼接砂体、低能孤立砂体3类低能叠置关系的砂体。与低能环境下发育的砂体相比，高能环境的砂体规模较大，物性较好，优质储层易发育。利用该方法进行砂体叠置关系识别，能有效地为砂体和气藏的预测提供依据，从而指导井网部署。
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