煤层含气饱和度的精准计算及分布特征直接关系到煤层气富集区预测和开发方案有效制定。以鄂尔多斯盆地大宁—吉县煤层气田深8#煤储层为研究对象，从煤层气等温吸附曲线出发，给出煤层含气饱和度计算模型之后，充分利用地球物理测井资料建立了煤层含气饱和度与兰氏体积、兰氏压力、储层压力及含气量等参数的测井求取方法，进而形成了深部煤层含气饱和度测井计算方法。将该套方法程序化，实现研究区内各井深8#煤层的含气饱和度计算机可视化自动处理，并编绘了研究区含气饱和度平面分布图。研究表明：所述方法能够较好地用于研究区深部8#煤储层含气饱和度计算；研究区煤层含气饱和度整体上由东向西递增，由北向南先递减后递增、再递减后递增。其中，过饱和气藏区位于研究区南部DJ50井、DJ37井一带，饱和气藏区主要位于研究区的北部、中部，欠饱和气藏区在研究区广泛分布。该方法可为地球物理测井预测深部煤层含气饱和度提供一种新途径，为煤层气富集区预测提供基础参数。
寻找深部煤层气资源分布，亟待查明深部煤储层显微组分和孔隙分布特征。以M172井8#煤为例，开展鄂尔多斯盆地榆林地区煤岩显微组分、核磁共振孔隙和电镜成像，分析了榆林地区煤岩的孔裂隙类型、孔隙连通性、孔隙度和孔径结构分布等参数，探讨了孔隙结构与显微组分、煤气孔成因机制等影响煤层储集性能的主控因素。研究结果表明：①饱和水煤样核磁弛豫时间T2 发育3个峰，峰值位于0.2 ms、8 ms和300 ms处，分别对应吸附孔、过渡孔和游离孔，并以吸附孔为主。②煤样总孔隙度、有效孔隙度都随着镜质组分的含量增加而增大；煤岩中气孔与液态烃产生有关，基质镜质体发育液态烃裂解产生的气孔群。③深层煤层存在游离气与吸附气2种赋存状态，煤层含气量更高，含气饱和度普遍超饱和，煤层气成藏主控因素更为复杂，发育断层遮挡、水动力圈闭、构造—岩性和微幅构造等多种成藏类型，成藏类型比中浅层更加丰富。通过对深部煤岩孔隙结构特征的研究与成因分析对于明确深部煤层气成藏规律具有一定地质意义。
夹层型页岩油是页岩油勘探开发的重点，如何定量评价页岩油储层中游离态、吸附态烃的赋存状态和含量及其烃类流动性是长 7 页岩油勘探开发的关键。运用核磁共振与恒速压汞技术手段，结合多粒级分步抽提技术方法，分析陇东地区长7段夹层型页岩油的储层物性、烃类赋存状态及含油性。核磁共振实验结果显示：长71、长72、长73这3个亚段渗透率相差不大，均分布在0.006×10-3 μm2左右，其中长72亚段孔隙度与可动流体饱和度最高，长73亚段最低，并且可动流体饱和度与孔隙度具有较好的相关关系；在恒速压汞实验中，长7段3个亚段孔隙半径平均大小相差不大（130~150 μm），但是长73亚段喉道半径平均大小（6~8 μm）明显优于另外2个亚段（小于0.5 μm），整体上长73亚段孔喉特性优于另外2个亚段；在游离态与吸附态烃评价上，长71亚段的游离烃含量明显高于长72亚段，而且长71亚段具有大面积的连续分布的砂体，所以相对于长72亚段来说，长71亚段资源开发更有优势，对于长73亚段，总抽提量和游离烃绝对含量都最高，如果能够发现大面积连片的砂体，其将也具有一定的开发意义。
表征页岩储层天然裂缝连通性以及分析原位地应力控制下的力学有效性对于页岩气勘探及增产具有重要意义。以川东南盆缘丁山—东溪五峰组—龙马溪组为例，综合钻井岩心观察、成像测井、三维激光扫描，明确了天然裂缝特征，表征和分析了其连通性和力学有效性。结果表明：天然裂缝以高角度剪切缝、层间滑移缝和层理缝为主，优势走向为NE和近EW向，未充填率约为9.7%，未充填缝主要存在于层间滑移缝和高角度剪切缝（>45°）中。通过成像测井的影像特征可以较好地区分丁山—东溪地区的天然裂缝类型及相互连通关系。裂缝网络的拓扑分析显示裂缝的平均连接数（CL）及分支平均连接数（CB）分别普遍低于2和1.5，表明缝网连通性较差，连通缝网主要存在于1~3小层且纵向的CL和CB值相差1~3倍，平面上丁山鼻状褶皱叠合区裂缝组系较多，连通性相对较好。研究区天然裂缝面的节理粗糙度系数（JRC）介于2.2~14.1之间，随黏土含量增加呈现为降低趋势。在原位地应力条件下，所有的天然裂缝均处于力学无效状态，其中在最小主应力较小和两向应力差较大的含黏土—黏土质页岩段（黏土含量>30%），与最大主应力方向夹角在30°~75°之间的低角度—高角度天然裂缝具有更好的力学有效性。研究成果可为页岩储层裂缝精细建模和“甜点”预测提供借鉴。
准噶尔盆地石炭系已发现的天然气储量几乎全部集中于火山岩储集层中。石钱1井首次在石炭系海相砂岩储层中获得高产工业油气流，开辟了盆地石炭系天然气勘探的新领域。为评价石炭系海相砂岩型天然气藏的潜力和勘探方向，从烃源岩、储集层、天然气类型以及构造与成藏演化过程等方面，对准东地区石钱滩凹陷石炭系石钱滩组气藏开展综合分析。结果显示：①石钱滩组发育上下两段烃源岩层，受海侵和海退影响，两段烃源岩在有机质丰度、厚度以及分布范围等方面具有差异；②海相砂岩储层受压实和胶结作用影响，孔隙空间不发育，主要储集空间为微溶蚀孔和微裂缝，储层物性整体较差；③石钱滩组发育煤型气和油型气2种类型天然气，其中石钱滩凹陷北东方向的高产井为油型气特征，天然气主要来源于下段烃源岩，北西方向的低产井为煤型气特征，天然气更多来源于上段烃源岩；④石钱滩组烃源岩生烃强度大、勘探潜力巨大，下段烃源岩层保存条件好，具备形成自生自储型气藏的有利条件，勘探前景最好。
选取阜康凹陷和东道海子凹陷作为准噶尔盆地东部凹陷区代表，以二叠系上乌尔禾组深层—超深层砂砾岩储层为研究对象，利用岩心手标本、薄片、扫描电镜观察，结合高压压汞和测井成像等方法，分析深层—超深层砂砾岩储层特征及主控因素，进一步揭示准噶尔盆地东部凹陷区上乌尔禾组储层发育模式。结果表明：准噶尔盆地东部凹陷区均为深层—超深层砂砾岩储层，其中阜康凹陷属于典型的低孔—特低渗储层，东道海子凹陷则为低孔—低渗储层。二者储集空间类型存在差别，阜康凹陷主要发育微裂缝和溶蚀孔，东道海子凹陷存在大量溶蚀孔，少见裂缝。压实作用和胶结作用对准噶尔盆地东部地区储层均起到了强烈的破坏作用，但阜康凹陷压实作用十分强烈，溶蚀作用弱，超压产生的大量裂缝成为超深层油气运移的有效通道。东道海子凹陷裂缝欠发育，长石和浊沸石经过溶蚀作用产生的大量粒内溶蚀孔改善了储层物性。此外其富含的浊沸石还起到抗压保孔作用。因此准噶尔盆地东部凹陷区二叠系上乌尔禾组储层共发育超深层裂缝和富含浊沸石的溶蚀孔2种模式，为深层—超深层储层油气富集创造良好条件。
台北凹陷三工河组致密砂岩油气藏是吐哈盆地现实的油气接替领域，油气成藏过程一直未得到清晰的认识，制约着该领域的高效勘探。综合应用盆地模拟、构造演化史分析、流体包裹体测试等手段，对丘东洼陷三工河组致密砂岩油气藏烃源岩生排烃史、储层成岩演化史、区域构造演化史及油气充注史等关键成藏要素进行了模拟和分析，并对各成藏要素在地质历史中的匹配关系进行了系统研究。结果表明：烃源岩生排烃期、油气充注期、储层演化与构造背景的配置关系控制油气富集。丘东洼陷三工河组油气经历3期油气充注，第一期发生在早白垩世末期，在燕山Ⅱ幕的构造活动背景下，低熟原油在洼陷内低幅隆起和温吉桑构造高部位汇聚形成低熟油藏，由于该时期三工河组储层较为致密导致充注量有限；第二期充注为晚白垩世末，烃源岩处于成熟阶段并大量生油气，此时有机酸的形成改善了三工河组砂岩储层空间，有利于油气的充注，在温吉桑地区和丘东洼陷区低幅隆起部位（吉7H井附近）形成成熟油气藏；古近纪末期丘东洼陷下侏罗统烃源岩开始大量生气，此时储层已致密，洼陷区整体平缓且构造稳定，油气近源充注形成大规模致密凝析气藏（含油）并最终定型。研究证实丘东洼陷区三工河组具备大规模致密凝析气藏形成条件，是台北凹陷下侏罗统未来勘探的有利区域。
柴达木盆地北缘二叠系残留分布等关键地质问题引起了普遍关注，关乎到对柴北缘晚古生代沉积—构造演化的深入理解以及能源资源的进一步开发利用。针对柴北缘西段冷湖地区莫坝尔剖面太原群进行了野外地质观察和系统的碎屑锆石年代学研究，结合层内化石和沉积环境分析，尝试厘定柴北缘西段早二叠世沉积地层的沉积和物源特征。在柴北缘西段识别出凝灰质砂岩，在其碎屑锆石中获得年轻锆石年龄平均值为294 Ma，认为应当将该套地层厘定为下二叠统；综合柴北缘东段碎屑锆石与岩石组合等特征，推测柴北缘广泛残留早二叠世的沉积地层。所采集的下二叠统样品碎屑锆石主要年龄谱系分为2组，分别分布在280~329 Ma和415~468 Ma之间，其主要物源对应于柴北缘构造带各期次岩浆岩、柴北缘超高压变质带、柳河群以及达肯达坂群。二叠纪以来，昆仑洋持续不断发生俯冲，板块断裂或回撤，弧下的软流圈上升流明显，引发了瞬态且大规模的火山活动，火山碎屑物质为沉积地层提供了主要物源。研究区上古生界下二叠统的发现为柴北缘地区油气地质研究与勘探部署新方向提供了资料基础。
松南—宝岛凹陷是琼东南盆地继陵水凹陷之后所发现的又一个具有巨大油气勘探潜力的重要深水勘探区，其北部断阶带构造背景复杂，新生代以来经历了多期应力场的变形和叠加演化，所形成的复杂的构造系统对深水区大中型油气田的形成具有重要的控制作用。运用覆盖研究区的新采集和处理的高精度3D地震资料以及新的勘探成果资料，在精细地震剖面构造地层综合解释的基础上，结合断层活动性定量分析、沉降史反演以及构造演化史恢复等技术，系统地开展北部断阶带的几何学、运动学以及动力学研究。研究结果表明，北部断阶带为由F2断裂、F2?1断裂、F12断裂和F12?1断裂所构成的右阶斜列式同向叠覆式断阶带，经历了由始新世NE向的高角度正断层向渐新世的近EW向的低角度伸展拆离断层的演变过程，并控制了中央坳陷带大型拆离盆地的发育。断层相互叠接部位形成的大型转换带成为控制源—汇系统、始新统和崖城组主力烃源岩和陵三段扇三角洲和辫状河三角洲大型储集体的关键构造因素。
古潜山是南海西部琼东南盆地深水区重要的油气勘探领域，其中陵南低凸起古潜山领域天然气资源探明程度低，勘探潜力大。为加快陵南低凸起古潜山领域勘探进程，开展烃源条件、储盖组合、输导体系等油气成藏条件的综合评价，同时结合多种地球物理手段预测潜山裂缝型储层，提出后续评价有利目标。结果表明：①陵南低凸起古潜山紧邻乐东—陵水富生烃凹陷，发育新生界厚层海相泥岩盖层与中生界花岗岩潜山储层优势储盖组合，具有大型沟源断裂、潜山内幕断裂、继承性构造脊等组成的复合运移模式以及源储压差大、近源充注的优势，成藏条件优越；②应用似然体、蚂蚁体、曲率体以及属性融合技术，结合区域构造应力场以及主要断层产状，综合预测陵南低凸起潜山裂缝型储层的展布特征，圈定有利勘探区带陵1构造、陵4构造，有助于推动后续勘探评价工作的进行。陵南低凸起古潜山整体油气成藏条件优越，预测多个构造储层发育，规模成藏概率大，是琼东南盆地继中央峡谷水道之外又一深水油气勘探新的有利方向。
生物标志物的组合特征，是烃源岩沉积环境、有机质来源和有机质成熟度的综合反映。对南羌塘盆地BK4井曲色组油页岩的研究表明，显微组分组成中，存在较丰富的高等植物生源输入物，如镜质组、惰性组和壳质组，同时也存在较高丰富的无定形有机质，主要为腐殖无定形体。生物标志物组合特征的剖析表明，在化合物的来源特征上，具有高等植物来源意义的化合物的丰度较低，但与细菌生源有关的生物标志物丰度较高。在与沉积环境有关的生物标志物的组成与分布上，部分化合物表现为“海相或盐湖相”烃源岩的分布特点，如低的Pr/Ph值、高丰度的芳构化甲藻甾烷和硫芴系列化合物等。但在具有这些特征的烃源岩中，却含有异常高丰度的重排甾烷、高丰度的C29Ts和极低丰度的伽马蜡烷，也表现出一定的异常性；油页岩中高丰度细菌生源化合物的出现，说明生物化学作用阶段，细菌微生物的作用对生物标志物组合面貌具有重要影响。陆生和水生有机质来源和堆积过程的差异及生物化学作用过程的差异，可能是造成生物标志物异常组合现象的主要原因。
近些年在柴达木盆地西部和北缘油气勘探获得了新进展，但新勘探区块油气来源仍存在较大争议。C5—C7轻烃可作为很好的补充，为判识天然气来源提供新信息。系统采集了柴西和柴北缘主要油气田的天然气样品，分析其中轻烃的组分和单体烃碳同位素。结果显示：柴西天然气的轻烃具有高含量的正庚烷，柴北缘天然气的轻烃具有高含量的甲基环己烷和甲苯。柴西天然气中轻烃的δ13CMCC5值和δ13CMCC6值分别分布在-23‰~-18‰和-24‰~-20‰之间，柴北缘天然气中轻烃的δ13CMCC5值和δ13CMCC6值分别分布在-28‰~-22‰和-26‰~-23‰之间。这些特征反映出柴西地区天然气中轻烃主要来源于古近系—新近系咸水湖相泥岩，柴北缘地区天然气中轻烃主要来源于侏罗系煤系烃源岩。此外，结合天然气和原油地球化学特征，对南翼山和东坪地区油气来源开展了进一步研究。南翼山地区天然气可能有来自侏罗系和古近系—新近系煤系烃源岩的贡献，原油主要来自古近系—新近系烃源岩。东坪地区天然气主要来源于侏罗系煤系烃源岩，轻烃和凝析油主要来源于侏罗系泥岩。
为指导潜山裂缝型凝析气藏的有效开发，分别开展长岩心注气实验及纵向剖面模型注气实验，从驱油效率及纵向波及程度两方面深入认识潜山裂缝型凝析气藏注气开发机理。研究表明，对于衰竭开发，裂缝储层凝析油采出程度在前期（>32 MPa）高于无裂缝均质储层，但中后期（<32 MPa）低于无裂缝均质储层。在最大反凝析液压力（23 MPa）和废弃压力（5 MPa）下，裂缝使采出程度分别降低1.37%和4.77%。在最大反凝析液压力下注气，均质储层的凝析油采出程度提高20%，且与渗透率关系不大；受气窜影响，裂缝储层的凝析油采出程度仅提高13.7%。注气过程中，裂缝储层的气油比曲线呈双台阶状上升，拐点分别位于0.4 HCPV、1.4 HCPV，反映了裂缝和基质—裂缝2类气窜通道的形成。凝析油采出程度的增加主要位于注气阶段，后续衰竭阶段相比直接衰竭开发的增加幅度较小。结合注气PVT实验，认为注气提高驱油效率的机理主要为保压和驱替。注气时机方面，无裂缝储层的高压注气效果显著优于低压注气，但对裂缝储层影响不大。对于纵向波及程度，无裂缝储层的隔夹层遮挡对重力分异存在一定的阻碍作用，但重力驱特征整体上较为明显，顶部气驱程度最高；裂缝潜山高角度裂缝发育，阻碍了注入气在注采井间的横向运移，重力驱特征相对较弱，未形成明显低饱和度区，中部气驱程度最高。研究将对潜山裂缝型凝析气藏注气开发方案设计及动态跟踪调整提供有效指导。
四川盆地磨溪地区龙王组气藏开发资源潜力大，但气藏储层非均质性强，气水关系复杂，不同水侵模式下的水侵主控因素尚不明确，水侵形势日趋严峻造成部分储量难以有效动用，进而影响气藏采收率。以安岳气田磨溪开发主体区块为主要研究对象，基于岩心、薄片、常规及成像测井、地震及生产动态等资料，划分了产水井类型，动静结合厘定了不同井区水侵主控因素及水侵规律。研究结果表明：①依据产水特征，可将产水井划分为快速上升型、缓慢上升型、稳定型和复合型，4种类型产水井产水特征明显不同。②不同产水类型井水侵受裂缝发育程度、溶洞型高渗层分布、构造因素和储层连通性耦合控制，产水快速上升型受裂缝发育程度主控，缓慢上升型受溶洞型高渗层分布主控，稳定型产水井储层较为均质，复合型受多种因素共同控制。③不同主控因素影响下，不同井区表现为不同的水侵模式：MX009?3井区水侵模式为裂缝水窜型，水侵速度快，产水量高；MX8井区水侵模式为高渗层指进型，产水量快速上升而后趋于稳定；MX10井区为视均质储层，水侵模式为边水舌进型，边水推进相对均匀；MX204井区位于气水过渡带，表现为底锥横侵型。研究成果可为提高气藏采收率以及开发技术政策的调整提供地质指导，为同类型有水气藏水侵规律研究和开发评价提供借鉴。
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