页岩气井距设计与优化是评价页岩气开发效果的重要指标。在理论认识的基础上，根据类比法、数值模拟、经济评价方法论证，形成了从井间干扰模拟、动态数据诊断到多井生产模拟、井距优化的完整工作流程：①通过建立压力探测边界传播模型，模拟不同连通条件下井间干扰响应程度；②基于井间干扰响应规律，根据气井生产动态数据演绎识别、诊断井间干扰；③以地质解释和动态分析结果为基础参数，建立气藏体积压裂多井数值模型，模拟气田生产动态，结合净现值模型优化井距。以长宁国家级页岩气示范区宁201井区为例，模拟表明，减小井距可使得井间干扰提前发生，同时也提高区块整体采收率；基于目前的压裂规模和参数体系，300~400 m井距可进一步优化至260~320 m，单位面积内井数增加20%~30%，区块储量采收率提高10%左右；区块整体净现值随着生产年限不断增加，但对应的最优井距结果不随生产周期的改变而改变。
深层页岩具有闭合应力高、非均质性强、流动性差等特点，体积压裂是提高深层页岩产能的重要手段。为表征体积压裂改造区非均质缝网形态及其渗透率动态变化，通过CT扫描人工造缝岩心得到二值化图像并计算分形维数，利用蒙特卡洛随机建模并统计裂缝参数，基于流量等效原理分解非均质缝网。耦合页岩气黏性流、克努森扩散、表面扩散建立单缝流量方程，通过分形理论尺度升级并结合缝宽动态变化特征，建立了非均质缝网动态表观渗透率模型。结果表明：①小尺度缝网表面扩散在地层压力大于10 MPa时可忽略，黏性流比重与地层压力成正比，克努森扩散相反；②大尺度缝网克努森扩散随地层压力增加，先增大后减小，表面扩散和黏性流呈此消彼长的趋势，小尺度缝网渗透率随地层压力增加先减小后增大，大尺度缝网渗透率与地层压力成正比；③最小缝宽（bmin=10-7 m）不变时，最大缝宽增大10倍，缝网渗透率增大100倍，缝网渗透率与缝宽呈正比；④最大缝宽（bmax=10-4 m）不变时，小尺度缝网渗透率低压（5 MPa）时略大于大尺度，最小缝宽对渗透率影响不大；⑤裂缝孔隙度越大，缝网分布越密集，渗透率越高。研究成果对缝网改造区的渗流特征以及不同压力、缝网尺度下渗流机理研究具有指导意义。
蜀南地区作为我国页岩气商业开发示范区，勘探开发前景良好。为了解决页岩气单井产能差异大、部分产井低能低效的问题，从X区块实际产气效果出发，结合页岩测井解释数据、X⁃射线衍射、岩石有机碳分析和储层物性等资料，对页岩气产能的影响因素进行分析，确定页岩气工业建产区地质选区评价指标；根据研究区目前开采深度，以8.0×104 m3/d作为页岩气工业油气流下限，探究相应地质评价指标的下限标准。研究表明：①优质储层钻遇率、TOC、有效孔隙度、脆性指数对页岩气产能的影响作用比较显著，可以作为页岩气工业建产区选区地质评价的关键指标；②页岩气产能与页岩总含气量没有十分必然的联系，而与游离气含量及游离气占比呈现十分明显的正相关关系，因此页岩游离气含量和占比可作为页岩工业建产区的选区评价指标；③相比于BImer和BRMC4指数，BIbm指数能够更好地指示页岩脆性；④要达到工业油气流下限标准，建议优质储层钻遇率至少要达到65%、TOC含量要达到3.3%、孔隙度要达到3.5%、含气量要达到3.0 m3/t，其中游离气占比要达到60%以上，即游离气含量要达到2.0 m3/t、BIbm指数要达到0.5。
晚始新世珠江口盆地由裂陷阶段逐渐过渡到裂后阶段，同期沉积的恩平组记录了构造—沉积转换的构造变革和沉积演化过程，备受关注。以陆丰凹陷为例，基于层序地层学、沉积学理论与技术，结合地震相特征、岩电特征、沉积旋回特征，识别出恩平组内部存在一个全区可追踪对比的构造沉积转换面——T72界面，探讨了该界面的地质意义。结果表明：①研究区在恩平组裂陷幕开始发生构造—沉积转换，以T72为分界面，断裂活动由南向北规律性迁移，沉降中心、断陷的萎缩与消亡具有自南向北逐步变新、逐步演化的特征；②沉积环境由半封闭逐渐转变为开放状态，沉积物源供给方式由盆内多物源近距离供给向盆外大水系远距离供给转变；③惠州11洼为下恩平期的沉降中心，发育滨浅湖—半深湖相烃源岩，是潜在的富烃洼陷。
成岩相与储层物性关系密切，通过识别优势成岩相可以预测储层“甜点”分布，为油气滚动勘探开发提供依据。针对东海盆地西湖凹陷平北北部地区古近系平湖组储层，应用铸体薄片鉴定、储层参数二维与三维交会等方法，结合测试参数等特征，进行储层成岩相分析。结果表明：平湖组储层经历压实、胶结、溶蚀等成岩作用，形成低孔中低渗储层。储层划分为致密压实相、碳酸盐胶结相、黏土矿物充填相和不稳定组分溶蚀相4种成岩相类型，通过选取自然伽马（GR）、密度（DEN）、声波时差（AC）等测井曲线，建立成岩相测井参数解释模型，定量确定成岩相与储层物性的关系，确定不稳定组分溶蚀相为优势成岩相，与含油气性及产能测试匹配性良好。
泥页岩有机质碳含量（TOC）是页岩油气评价的重要参数之一。然而，受有机质热演化生排烃影响，利用现今TOC评价与预测页岩油气资源时会出现一定的偏差。因此，进行烃源岩原始有机碳恢复对油气资源评价具有重要意义。木里坳陷位于南祁连盆地东北部，陆相中侏罗统广泛分布。中侏罗统为一套湖泊—三角洲相沉积的细粒碎屑岩，发育多套厚层富有机质暗色泥页岩，生烃潜力巨大。该层段内油气资源丰富，页岩有机质从低成熟到高成熟阶段均有分布，为原始有机碳含量的恢复提供了必要条件。以木里坳陷中侏罗统富有机质页岩为研究对象，利用岩石热解数据，采用物质平衡法有机碳恢复模型，对中侏罗统页岩原始有机碳含量进行了恢复。结果表明，中侏罗统页岩原始TOC含量与现今TOC含量的比值介于1.04~1.62之间，且随着热演化程度增高，比值变大。现今TOC含量与有机质孔隙发育之间没有必然的联系，然而，原始TOC含量与现今TOC含量之间的比值可以间接判断页岩有机质微孔隙发育情况。木里坳陷侏罗系页岩有机质类型以Ⅱ型和Ⅲ型为主，热演化参数（Tmax）大于440 ℃时，烃类转化率和排烃率都大于40%。相比样品矿物（石英和黏土矿物）含量、Tmax参数和现今TOC含量，原始TOC含量与页岩兰氏体积拟合性更好，结合热解参数Tmax，可以更好地判断页岩油气的吸附能力。因此，开展木里坳陷中侏罗统烃源岩原始有机碳含量恢复的研究，可以为木里坳陷烃源岩评价提供理论基础；同时对木里坳陷油气资源勘探提供新的思路。
塔里木盆地秋里塔格构造带中秋—东秋段新近系、古近系中广泛发育着厚层膏盐岩，但由于膏盐层分布的差异性造成了中秋、东秋盐下层和盐上层分别具有不同的构造样式和变形机理。在二维、三维地震资料解释的基础上，以前陆盆地系统体系为理论基础，开展中秋—东秋段构造样式的精细分析。通过地震精细解释、已钻井和膏盐层分布的综合分析，认为中秋段处于库姆格列木群膏盐岩和吉迪克组膏盐岩交会叠置区，盐下发育滑脱逆冲叠瓦构造，盐上发育反冲构造；东秋段发育吉迪克组膏盐岩，盐下发育大型宽缓背斜，盐上层发育滑脱逆冲构造，形成单斜或断背斜构造。采用离散元数值模拟手段，利用单因素变量方法，通过4组对比模拟实验，探讨中秋、东秋盐构造变形机理。离散元数值模拟结果表明：盐岩展布形态、同构造沉积、基底先存断裂等因素，是中秋—东秋段盐构造变形的控制因素。盐层的展布、叠置关系显著影响盐下构造变形，盐层发育区形成多排逆冲断裂，盐层不发育区构造整体抬升，逆冲断裂断穿上部岩层；同构造沉积减弱了盐下构造变形强度，对构造形态有一定影响；先存断裂主要影响盐下构造样式及挤压端垂向隆升幅度。
准噶尔盆地南缘西段下部成藏组合油气资源丰富，勘探程度低，厘清成藏过程对该区油气勘探具有重要的指导意义。利用流体包裹体岩相观察、均一温度测试、储集层定量荧光技术、全扫描荧光分析等实验方法，结合原油和天然气的物理及地球化学特征，以及单井埋藏史模拟、生排烃史恢复、构造演化史分析等成藏要素配置关系分析，系统研究了盆地南缘独山子背斜下部成藏组合的形成过程。研究表明：①独山子背斜头屯河组储集层中存在2期烃类包裹体，第一期为黄色荧光的液烃包裹体，烃类以低成熟—成熟原油为主，该期包裹体丰度低，油气充注强度较低，未形成规模油气藏；第二期为发蓝色荧光的成熟—高成熟轻质油包裹体，包裹体丰度较高。②独山1井头屯河组部分层段（6 416 m、6 493 m）储层颗粒表面吸附烃浓度较高，表明头屯河组存在油层，吸附烃以低密度轻质油为主；储集层中也可见沥青及沥青质较高的稠油，指示油气藏形成后遭受过一定程度破坏调整。③独山子背斜头屯河组油气充注最早始于古近纪早期，但油气充注量有限，并未形成规模油气藏，直至中新世时期（5~3 Ma），烃源岩生排烃强度显著增强，油气快速充注并形成油气藏，之后受到喜马拉雅构造运动的影响，油气藏遭受不同程度破坏改造，油气沿断裂向浅层溢散，早期的古油藏呈现为不同烃类饱和度的残留油层，部分层段饱和度较高（6 416.9~6 417.4 m、6 493~6 493.5 m），推测试油可获工业油流。
为认识深层碎屑岩储层质量的控制因素及有效储层分布规律，以准噶尔盆地中部征沙村地区下侏罗统三工河组砂岩储层为例，利用岩心样品的铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素、X?射线衍射及常规物性测试手段，研究了储层岩石学和成岩作用特征，讨论了成岩作用对不同类型储集岩石相的影响，并建立了岩石相—沉积微相的联系。结果表明：研究区三工河组砂岩成分成熟度低，主要为长石岩屑砂岩，自生矿物包括碳酸盐、自生黏土、硬石膏及硅质等；总体为低—特低孔渗性储层，非均质性强。依据岩石学组构和成岩作用差异，可将储集砂岩主要划分为极细—细粒富塑性颗粒砂岩、方解石胶结砂岩和中—细粒贫塑性颗粒砂岩。不同岩石相经历了差异性成岩作用：其中富塑性颗粒砂岩表现为强压实、弱胶结和弱溶蚀特征；方解石胶结砂岩则表现为强胶结、弱压实和弱溶蚀特征，二者均在成岩阶段早期致密化；贫塑性颗粒砂岩表现为中等压实、弱—中等胶结、强溶蚀。成岩阶段早期压实作用和胶结作用程度低，不但能保留原生孔隙，亦能遭受后期深埋阶段的酸性流体改造，形成深层物性较好的有效储集岩。不同岩石相的分布总体受沉积微相控制，物性最佳的贫塑性颗粒砂岩主要分布在分流河道中下部或河口坝中上部，这种分布模式将为寻找深层有效储层提供指导。
利用岩心观察和描述、镜下鉴定、碳氧同位素分析等手段，结合研究区沉积环境和构造背景，对研究区侏罗系—新近系储层砂岩中碳酸盐胶结物的类型、期次、分布形态、地球化学特征、成因机制等方面进行了详细的研究。结果显示：柴北缘腹部地区中新生界砂岩主要胶结物类型为碳酸盐胶结，胶结物分为早、中、晚3期，早期碳酸盐胶结物包括方解石、白云石、菱铁矿，中期主要是方解石和含铁方解石，晚期为含铁白云石。侏罗纪柴北缘腹部地区经历了由封闭咸湖向开放型湖盆的转变过程，δ13C值为-16.77‰~8.01‰和δ18O值为-18.52‰~-8.34‰，古盐度值（Z）和古温度分别为86.50~133.72 ℃和67.81~142.19 ℃，成岩阶段处于早成岩阶段B期—中成岩阶段B期。古近系（E1+2、E31、E32）形成于开放水体环境，δ13C值为-8.71‰~-2.40‰，δ18O值为-16.62‰~-8.77‰，古盐度和古温度分别为102.85~116.16 ℃和63.03~117.28 ℃，成岩阶段为早成岩阶段B期—中成岩阶段A期。新近系上干柴沟组（N1）和下油砂山组（N21）也形成于开放水体环境，δ13C值为 -6.81‰~ -3.80‰和δ18O值为-12.73‰~-6.13‰，古盐度和古温度值分别为107.65~114.89 ℃和25.54~88.93 ℃，成岩演化阶段处于早成岩阶段A期—早成岩阶段B期。不同层位碳、氧同位素含量基本呈现出相同的变化趋势，但是仍存在个别点呈现相反的趋势，可能与大气淡水有关。其碳酸盐胶结物成因机制既包括有机成因也包括无机成因，早期主要受大气淡水淋滤作用，中期主要是有机质热解脱羧作用提供碳源，晚期主要为生物成因碳酸盐，同时也含有少量有机碳源。
塔里木盆地顺托果勒地区奥陶系超深层油气藏相态分布复杂， 轻质油藏、挥发油藏、凝析油气藏和干气藏并存。根据天然气组分、组分碳氢同位素以及天然气轻烃等分析数据，研究了顺北地区奥陶系超深层天然气的地球化学特征及成因， 并与顺托、顺南、古隆、古城地区奥陶系天然气成因进行了对比。顺北地区奥陶系超深层天然气干燥系数低， 绝大多数天然气干燥系数分布范围在0.52~0.88之间， 天然气为湿气。天然气普遍含有微量的H2S， 天然气甲烷碳同位素值偏低，分布范围为-49.6‰~-44.7‰， 乙烷碳同位素值分布范围为-39.3‰~-32.5‰。天然气碳、氢同位素均具有正序系列。天然气轻烃甲基环己烷指数小于35%， C5-C7轻烃组成以正构烷烃和异构烷烃为主。顺托果勒地区奥陶系天然气均为油型气， 顺北地区奥陶系天然气以干酪根裂解气为主， 混有原油裂解早期阶段形成的湿气； 而顺托、顺南、古隆、古城地区奥陶系天然气为原油裂解气。2种不同成因的裂解气具有相同的气源岩——寒武系， 不同类型天然气的分布与不同地区奥陶系经历的最高古地温和（或）现今地温密不可分， 顺北地区奥陶系T74界面经历的最高古地温、现今地温分布范围分别在170~180 ℃、150~160 ℃之间， 低于顺托和顺南地区奥陶系T74界面经历的最高古地温和现今地温， 未达到原油大量裂解温度， 因而顺北地区奥陶系保存有轻质油藏和挥发油藏， 天然气以干酪根裂解气为主，而由顺托、顺南、古隆、古城地区，现今地温和（或）古地温高， 导致原油大规模裂解， 使得奥陶系油气藏由凝析油气藏至干气藏变化，天然气为原油裂解气。
以武威盆地北部坳陷武地1井为基础，通过烃源岩有机质丰度、类型、成熟度及生物标志化合物等参数的综合研究，系统评价了武威盆地石炭系烃源岩的生烃潜力。研究认为武威盆地北部坳陷石炭系太原组烃源岩有机碳含量高，是一套“较好—好”的烃源岩；有机质类型以Ⅲ型为主，Ⅱ2型次之，生物标志化合物中正构烷烃峰型完整，主峰碳数多为17，姥植比及伽马蜡烷参数均表明其生物来源于微咸水的海陆过渡相沉积环境；孕甾烷系列含量低而规则生物构型甾烷含量高，规则生物构型甾烷C27、C28和C29呈不对称“V”型，C29相对含量高于C27，生物来源以高等植物为主，低等水生生物也有贡献；三环萜烷和C30重排藿烷含量低，C30藿烷及C29Ts含量高，Ts含量小于Tm，整体上处于成熟—高成熟阶段；有机质类型及成熟度决定了石炭系烃源岩以生成天然气为主。研究结果表明武威盆地石炭系勘探应以寻找天然气为主。
天然气伴生凝析油及轻质油的轻烃地球化学参数常常被用于天然气成因和油—气对比研究，但蒸发分馏等次生作用对天然气和伴生原油的轻烃组成会产生一定的影响。基于川中地区16件侏罗系天然气与伴生凝析油或轻质油样品气相色谱分析，探讨了轻烃组成及相关地球化学参数在天然气和原油中的差异。研究表明：蒸发分馏作用对油气轻烃组成影响明显，相对于伴生原油，天然气轻烃组成具有高异构烷烃和正构烷烃相对含量，而贫环烷烃和芳香烃的特征。蒸发分馏作用对甲基环己烷指数、环己烷指数、Mango参数K1等成因参数影响不大，伴生原油的这类指标均可以较好地反映天然气的成因类型。蒸发分馏作用对成熟度参数异庚烷值影响较小，而对庚烷值、2，4?DMC5/2，3?DMC5值影响明显。轻烃化合物沸点的不同可能是导致天然气与原油中不同类型化合物相对含量存在差异的主要原因，并且沸点较低的化合物在天然气中相对含量更高。组成轻烃参数的化合物的沸点差异越大，该参数受蒸发分馏作用影响越大，天然气与伴生原油的该参数值相差也越显著。而当比值参数中组成分子与分母的化合物的沸点之差小于2 ℃时，该参数基本不受蒸发分馏作用的影响。
吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部，是中国陆相页岩油的典型代表区域。凹陷内芦草沟组发育上、下2套页岩油“甜点”段，储层岩性和孔隙结构复杂、物性较差，利用测井方法进行储层含油性评价难度较大。为准确评价储层含油性，有效识别流体性质，综合利用密闭取心饱和度分析结果和总有机碳含量与油的碳含量之间的约束关系，改进了利用核磁共振测井计算含油饱和度的
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