针对川东北龙会场—铁山地区长兴组生物礁储层发育范围认识不清、气藏关系认识模糊等问题，综合利用钻、测井资料，总结了生物礁储层的地震地质特征，研究了储层参数、构造位置、走滑断裂等对生物礁气藏发育的影响。结果表明：区内生物礁储层纵向上发育在长兴组的中上部，横向上发育在台缘带及台内局部高地貌区域，其中龙会场构造西翼以及铁山南构造西南侧为潜在的勘探有利区。通过对比分析研究区生物礁气藏关系，厘清了储层参数、构造位置、走滑断裂等因素对生物礁气藏发育的控制作用，发现了上述因素对气藏发育均无明显的强线性关系而是综合作用的结果，分析建立了研究区有利气藏富集模式和破坏模式，为川东北地区长兴组生物礁气藏进一步勘探提供了技术支撑。
四川盆地二叠系茅口组的油气勘探早期主要聚焦蜀南地区岩溶缝洞型储层。近年来，川中地区茅口组多口钻井白云岩储层获高产工业气流，展现出茅口组较大的勘探潜力。以川中磨溪—龙女寺地区为研究对象，通过钻录井、测井资料分析，利用岩心观察、薄片鉴定、阴极发光、原位微区元素分析、碳氧同位素及年代学分析等方法，探讨了研究区白云岩储层成因。研究结果表明：茅二段主要存在2类白云石：第一类为基质白云石，以灰质细—中晶白云石和细—中晶白云石为主，阴极射线下发暗红光，具有较低的Fe含量，与泥晶灰岩相似的稀土配分模式，δ13C、δ18O同位素值和87Sr/86Sr值均分布在二叠纪海水范围值之内，基质白云石的U?Pb年龄为263±15 Ma，表明白云石的云化时间为同生—准同生—浅埋藏早期，云化流体主要为茅二段沉积期较为局限环境下的同期海水，该期白云石化奠定了茅二段储层发育的基础；第二类为充填白云石，主要为中晶白云石和鞍形白云石，形成时间晚于基质白云石，阴极射线下发红光，含量较少，具有较高的Mn含量，较低的Sr元素含量，相对较高的87Sr/86Sr值，稀土配分模式中Eu正异常的特征，表明该期云化流体主要为热液流体，云化时间为埋藏期。茅二段白云岩的发育主要受沉积相带的控制，云化时间早，规模性孔隙的发育早于油气充注，取得的成果认识对于寻找茅口组规模性优质储层及勘探部署具有借鉴意义。
对于成藏期地层倾角与油气聚集资源量之间关系的研究，国内外学者多局限在勘探实践案例统计分析及简化物理模拟实验研究方面，缺少对成藏期地层倾角与油气聚集资源量之间理论关系的研究。从油气运移最小能耗率原理出发，在理论上严格证明了油气运聚系统成藏期地层倾角窗口的存在。处于成藏期地层倾角窗口，油气运移有效驱动功率最弱，油气运聚系统能耗率最小，油气运聚效率最高，赋存发育油气资源量最大。回答了成藏期地层倾角到底是较大还是较小时有利于成藏的问题，揭开了侯连华等（2021）对国内已投入商业开发的44个天然气有效区带和49个石油有效区带的油气资源量，与其主成藏期平均地层倾角二者间呈一“开口向下抛物线”统计特征之谜。同时，利用该理论对鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏地层倾角窗口演化变迁进行研究。上古生界高压致密古气藏由净浮力梯度、剩余压力梯度和排驱压力梯度三者之和为其油气运移有效驱动力，缓慢减小到由净浮力梯度与排驱压力梯度二者之和为其油气运移有效驱动力的现今低压致密气藏。与之相对应，高压致密古气藏由较小成藏期地层倾角窗口（0.2°~0.3°）缓慢变为现今低压致密气藏相对较大成藏期地层倾角窗口（0.35°~0.45°）。
鄂尔多斯盆地上古生界是主要的含气层，但其西南部早—中二叠世不同物源体系及构造—沉积格局的争议制约了进一步的勘探与开发。基于鄂尔多斯盆地西南部下—中二叠统85件样品的主、微量和稀土元素测试结果及16件锆石分析测试数据，多方法综合分析鄂尔多斯盆地太原—石盒子期沉积物源及其控制下的充填过程。通过微量稀土元素物源背景分析，认为太原组大地构造背景以被动大陆边缘为主，山西组和石盒子组表现为主动大陆边缘和大陆岛弧沉积。太原组沉积时期物源体系单一，母岩成分复杂；到山西组、石盒子组沉积时期，存在多个物源体系，母岩成分趋于稳定。太原组样品的锆石U?Pb年龄主要分布在400~500 Ma之间，且呈单峰分布；山西组样品则大致可以分为3段：280~500 Ma、1 824~1 873 Ma和2 440~2 569 Ma；石盒子组样品的锆石U?Pb年龄介于254~2 769.2 Ma之间，年龄区间大，且不同区域锆石年龄谱存在较大的差异。综合多种物源分析结果，认为研究区太原组物源主要来自北祁连，而北部中亚造山带的影响较为有限；山西组沉积时期，祁连构造带抬升加剧、供源增强，但低于同时期华北古老基底；石盒子组沉积期，华北克拉通古老基底供源持续增强，同时中亚造山带的影响逐渐增强并成为第二大物源，北秦岭、北祁连局部供源，研究区此时属于鄂尔多斯盆地南北源—汇系统交汇区。
综合利用地震、测井、岩石薄片和岩心资料，应用层序地层学和沉积学方法，建立了塔里木盆地中寒武统沙依里克组的层序地层格架，揭示了该时期碳酸盐岩台地的沉积层序结构、沉积体系特征与演化并探讨了其沉积主控因素。依据地层超覆界面、古岩溶作用面和岩相转换面识别了沙依里克组的2个三级层序，主要由海侵体系域和高位体系域构成，低位体系域不发育。共识别出9种岩相组合、9种沉积亚相和4种沉积相，其中盐湖、咸化潟湖、蒸发潮坪、局限潟湖、局限潮坪等浅水相带在台盆区呈环形展布，台地边缘呈环带状沿满加尔凹陷东、西两侧发育，深水相广泛发育于塔东地区。中寒武世干旱炎热的气候背景和2次“海进—海退”的海平面变化对沙依里克组沉积层序构型和沉积相类型起到了区域性控制作用，早寒武世末期台盆区外隆内凹的古地貌格局以及台地内部局部地区的沉积分异对地貌的改造作用也制约了沉积体系的发育演化。
为明确塔里木盆地轮南—富满台缘带寒武系储盖组合类型，基于岩心、测井、地震及地球化学分析等资料，在层序地层格架控制下，通过岩相分析、地震同相轴变化以及C/O同位素识别层序界面，将寒武系划分出4个二级层序、11个三级层序。随着层序地层的不断演化，寒武系台缘带沉积结构继承性发育与变化，经历了从早期缓坡过渡为弱镶边台地到中后期强镶边台地的演化过程。根据层序地层发育特征，将塔里木盆地轮南—富满台缘带寒武系层序格架中生储盖组合划分为准同生岩溶控制型储盖组合和潜山岩溶控制型储盖组合2大类5小类。研究区油气勘探现实的储盖组合为高能滩→膏盐岩储盖组合；潜在的生储盖组合包括高能滩→致密碳酸盐岩、高能礁滩→致密碳酸盐岩、高能礁滩→膏盐岩、潜山岩溶控制型储盖组合；值得探索的生储盖组合为潜山岩溶控制型储盖组合。
松辽盆地南部长岭断陷查干花次凹火石岭组碱性火山碎屑岩储层矿物岩石成分和组构复杂，储层成因机理、成岩作用及主控因素认识不清，制约了优质储层预测和精细刻画，影响了气藏的进一步高效开发。通过镜下观察、全岩矿物分析、压汞和纳米CT扫描，并结合特殊测井，系统开展了岩石学特征、火山岩相特征、储层微观特征和裂缝特征研究。结果表明：研究区主要有脱玻化、溶蚀、蚀变等7种成岩作用，在此基础上明确了查干花次凹火山碎屑岩储层发育主控因素，认为该区火山碎屑岩属于富钠碱性火山岩，碎屑类型、矿物成分和岩石粒度是决定储层品质的物质基础，后期经过脱玻化、溶蚀和蚀变作用产生3种不同类型次生孔隙，同时构造应力作用产生的大量天然裂缝有利于形成次生孔隙，对储层微观渗流起到了改善和沟通作用，形成了具有“三孔一缝”的储层特征和独特的微观渗流场。这一认识对富钠碱性火山碎屑岩储层评价和甜点预测具有一定的指导意义，为气藏后续高效开发奠定了坚实的基础。
围绕非均匀水侵导致裂缝—孔隙型气藏采收率低这一共性难题，以典型气藏地质模型为基础，研发大型二维物理模拟模型，建立裂缝—孔隙型气藏大型物理模拟实验方法及其装置，开展了气藏水侵规律及对采收率影响和排采优化提高气藏采收率物理模拟实验，研究了水体倍数、配产高低对气藏水侵规律及采收率的影响，探索了排水时机、排水规模、排水方式等对提高气藏采收率的作用。结果表明：①作用于单井的水体倍数和气井配产高低对水侵前缘推进速度、水侵波及特征以及气藏采收率影响均十分显著，开发过程中应合理部署井网和控制气藏采气速度从而降低水侵伤害程度；②排水时机、排水规模、排水方式等技术措施对提高气藏采收率效果影响显著，应根据气藏实际条件制订合理的优化方案。研究成果对类似气藏制订控水开发提高采收率技术对策具有指导意义。
碳酸盐岩气藏是中国天然气增储上产的重要领域，其储层物性下限的确定是勘探开发各个阶段的重要研究工作之一。目前国内确定碳酸盐岩气藏储层物性下限的方法零散，缺乏系统性，与实际矿场应用之间存在一定矛盾。针对这一问题，系统总结和扩展了储层物性下限的概念，提出储层物性下限系统研究新理念。新理念整合了岩心分析、测试分析和动态分析3类研究之间的关系，并分别论述了目前这3个方面各项方法的研究现状和存在问题。围绕碳酸盐岩气藏储层物性下限确定的需求和矛盾，提出系统研究储层物性下限的原则以及物性下限确定的系统性、不同井型和储层改造工艺对物性下限的影响、动态分析结果确定储层的物性下限值3个方面的研究建议，以期提升碳酸盐岩气藏储层物性下限研究的科学性、有效性和矿场应用的广泛性。
页岩微观孔隙系统是气体赋存场所，孔隙结构精细刻画对于储层研究而言至关重要。页岩储层孔隙具有较强的复杂性和非均质性，而且煤系页岩孔隙发育特征研究显著滞后于海相页岩储层，亟需开展煤系页岩孔隙非均质性特征及其对含气性影响的深入研究。以松辽盆地松原地区白垩系嫩江组煤系页岩岩心为研究对象，通过开展全岩有机碳（TOC）和岩矿测定、孔隙度分析、低温N2吸附—脱附和CH4等温吸附实验，探讨了煤系页岩基质组分对孔隙结构和非均质性特征的影响，孔隙结构特征与分形特征的关系，以及孔隙结构和非均质性对甲烷吸附特征的影响。结果表明：①嫩江组页岩有机质丰度变化不显著（TOC平均含量为2.38%），多发育墨水瓶状孔；富含黏土矿物（平均含量为55.6%），多发育狭缝状孔隙；页岩孔隙表面具有明显的分形特性，分形维数D1和D2均值分别为2.54和2.74，内部结构较表面结构更为复杂。②有机碳的富集通过影响微小孔孔隙发育，增加比表面积使孔隙分形维数增大；黏土矿物发育致使介孔和宏孔数量增多，增加了孔隙的分形维数。③微小孔隙发育较大比表面积，增加了孔隙结构的复杂性和非均质性，促使分形特征显著，拓展了吸附点位，提升了吸附能力。相关研究将为煤系页岩储层综合评价、成藏理论研究提供科学理论依据。
四川盆地龙马溪组页岩气资源丰富，已实现了大规模商业开发，成藏地质理论研究也取得重大进展。然而，页岩储层岩相类型多、纵横向变化快、非均质性强，制约储层精细评价及资源量的有效评估。页岩微观孔隙发育特征刻画是储层评价及优选的关键，尤其作为页岩气赋存、富集的重要空间的有机质孔隙，明确不同岩相页岩有机质孔隙发育特征差异具有重要意义。以川南地区泸州区块龙马溪组页岩为研究对象，基于X射线衍射矿物分析、铸体薄片鉴定，甄别出研究区龙一1亚段1~3小层发育硅质页岩、含黏土硅质页岩、含钙硅混合页岩、混合页岩、硅质岩及钙质页岩等6种岩相类型，揭示出不同岩相类型微观储集特征存在较大差异。采用全视域拼接扫描（MAPS）技术，提取有机质及有机质孔隙并进行精细定量表征，发现不同岩相类型页岩在有机质成孔率、有机质面孔率、圆度、长宽比等发育特征方面差异显著，指出硅质页岩有机质成孔效率高、面孔率大、有机质孔隙圆度好、含气量及脆性指数高，是页岩气赋存富集的最有利岩相类型，其次为含黏土硅质页岩及硅质岩，而钙质页岩相为非优势岩相类型。研究结果可为有效储层评价及优选、页岩气富集区预测和勘探开发部署提供科学理论依据和支撑。
鄂尔多斯盆地西南缘平凉地区是近年来盆地边缘增储上产的重要勘探新区，受多期构造运动影响，该区油气勘探程度低，长8段油藏油气来源及成藏规律存在争议。通过烃源岩有机地球化学特征、油源对比、烃源岩生烃期与成藏期匹配关系、储层特征及构造演化对油气充注过程的影响等方面的研究，明确了研究区长8段油气来源及运聚规律，建立了油气成藏模式。结果表明：研究区长73亚段黑色页岩有机质丰度高，干酪根类型主要为I型，处于成熟阶段，以生油为主，长8段原油来源于长73亚段黑色页岩。长73亚段和长8段暗色泥岩有机质丰度低，干酪根类型为II—III型，不具有生烃贡献。研究区长8段油藏流体包裹体呈蓝色荧光，均一温度介于115~130 ℃之间，存在I期油气充注。研究区长73亚段黑色页岩主生烃期与长8段油藏油气充注期相匹配，生烃高峰期和成藏期均为早白垩世末期（约100 Ma）。研究区构造呈现“西高东低”特征，发育高角度断裂，长8段储层物性较好、微裂缝发育，长73亚段黑色页岩生成的油气沿断裂向长8段储层中运移，构造高部位控制着长8段油气分布。研究对盆地边缘新区的下一步勘探部署具有重要意义。
新疆东部吐哈盆地台北凹陷下侏罗统致密油性质及分布规律复杂，下侏罗统三工河组及八道湾组烃源岩的沉积环境及物源特征差异明显。应用地球化学手段，对吐哈盆地下侏罗统原油类型进行划分并进行油—源精细对比，同时梳理油气分布与其来源的差异性。研究结果表明：台北凹陷胜北—丘东洼陷三工河组原油以凝析油为主，根据原油饱和烃及芳香烃生物标志物特征及其差异，可划分为两大类三小类原油。其中Ⅰ类和Ⅱ类原油的划分主要依据其有机质来源类型的差异，Ⅰ类原油的陆源高等植物贡献较多且形成于淡水沉积环境，与研究区下侏罗统八道湾组煤系烃源岩具有明显的亲缘关系，该类原油样品主要分布在丘东洼陷区、温吉桑和北部山前带等构造高部位，成熟度较低。Ⅱ类原油均为三工河组湖相泥岩贡献，其中Ⅱ1类原油主要分布在丘东洼陷区三工河组二段的致密砂岩储层中，生烃母岩形成时期水体盐度较高，干酪根以低等水生生物贡献为主，与三工河组湖相泥岩有明显亲缘关系，Ⅱ2类原油主要分布于胜北洼陷区三工河组致密储层中，其主要来自于胜北洼陷区三工河组泥岩。研究证实了台北凹陷三工河组湖相泥岩除了作为盖层外，同时可以作为生油岩对致密油气有一定的贡献，其对深化台北凹陷油源的新认识和油气藏预测有较大指导作用。
近年来河套盆地临河坳陷不断获得勘探突破，但原油地球化学特征和油源的研究集中在南部的吉兰泰构造带，有关中部纳林湖和北部兴隆构造带仍缺乏研究。开展岩石热解、TOC和饱和烃色谱色质实验分析，结果表明：①研究区原油形成于强还原咸水环境，母源从南向北呈由水生和藻类为主到以陆生生物为主的变化；②吉兰泰构造带的原油均来自本地固阳组烃源岩，兴隆构造带原油具有“自生自储”特征，以本地同层烃源岩为主，纳林湖构造带原油具有“混源”特征；③成熟度、母源的变化和强还原环境中富硫生油母质的存在导致原油从低硫中黏度轻质油到高硫高黏度重质油的物性变化。原油和烃源岩的特征及油源关系的确定可以为生烃机理和资源量等进一步深入研究提供指导，也有利于油气勘探部署。
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