四川盆地及其周缘地区在喜马拉雅期发生了强烈的隆升运动。除川西坳陷外四川盆地内部自晚白垩世后一直处于隆升阶段，但各地区有差异，主要的隆升期是新近纪（隆升速率超过100 m/Ma，隆升幅度超过4 200 m），隆升的阶段性明显, 可分成3个阶段：第1阶段（晚白垩世—古近纪），为差异隆升阶段，大部分地区处于隆升状态，但隆升的速率有差异； 第2阶段为整体隆升阶段，全盆地都处于隆升状态，整体隆升幅度大，速率一般大于40 m/Ma，隆升幅度超过1 000 m；第3阶段为快速隆升阶段，全盆地的隆升速率除川西坳陷外均大于100 m/Ma，隆升幅度超过1 500m。四川盆地周缘造山带自晚燕山期以来均是隆升状态，亦可分为3个阶段：第1阶段（120~65 Ma），隆升速率15~93 m/Ma，隆升幅度一般在1 000 m左右；第2阶段(65~25 Ma)，隆升较慢，速率一般在5~47m/Ma，隆升幅度为250~1 800 m；第3阶段（25 Ma至今）， 隆升速率高，为60~300 m/Ma，隆升幅度从1 300 m到大于 3 000 m。喜马拉雅期隆升作用一方面控制了现今构造的形成，另一方面引起能量场调整(压力和温度效应)，促使地层势能的转换和油气的再运聚，对于油气最终运聚成藏起了重要的作用。 四川盆地无论中下组合碳酸盐岩气藏还是上组合碎屑岩气藏的形成都与喜马拉雅期隆升作用息息相关, 大型天然气藏具有晚期定型、快速成藏、大量集中聚集的特征，即速度快、规模大、分布集中的天然气爆发式成藏。
在前人研究成果的基础上,针对目前天然气勘探研究的现状,总结确定了泥质岩演化阶段与封堵性能的对应关系。根据地质条件下岩石平均孔隙的直径与油气分子的大小，动态地评价了中国南方志留系盖层单剖面封盖条件，重点评价了从加里东期、海西期、印支期、燕山期到现今的川东北地区、黔中隆起及其周缘地区和江汉地区志留系盖层封盖能力的变化情况，认为这种评价可为天然气勘探提供理论依据。
从不同地质因素入手，分析了含油气盆地异常低压的形成机理，认为各种机理在形成异常低压时的作用范围和程度明显不同：由地壳垂向抬升作用引起的地层抬升和上覆地层的剥蚀及其导致的地层温度降低是低压形成的重要区域因素，尤其是在垂向构造活动较为频繁的盆地；轻烃扩散对油气藏内压力的降低具有一定作用；流体密度差产生的低压与区域性地层倾斜有关，是深盆气藏压力降低的原因之一；低水位承压面主要在浅部流体压力系统起作用，对深部流体压力系统的作用微弱；渗吸、储层物性差异与地层水化学作用对实际异常低压的形成意义不大；地下流体采出出现于油气藏开采之后的阶段，不是原始地层异常低压的原因。指出在对不同含油气盆地的异常低压进行解释时，应具体问题具体分析。
在我国，致密含气砂岩中的天然气储量占全国天然气总储量的比例较大，而正确地认识致密含气砂岩，是开发好致密砂岩气藏的首要条件。从致密含气砂岩的概念、成因、分布及特征，致密含气砂岩的裂缝预测，致密含气砂岩的改造，致密含气砂岩的评价等方面阐述了致密含气砂岩的研究现状，并对致密含气砂岩研究的发展趋势做出了展望。
塔里木盆地下古生界白云岩是重要的油气储层，由于经历了长期而复杂的成岩演化过程，其储集空间以次生孔隙为主，其中微孔储集体系分布广泛，很不均匀，并且规律性不强。通过对大量白云岩岩心薄片与显微照片的观察，结合电子探针分析，认为埋藏过程中白云石与方解石的差异溶蚀是微孔储集体系形成的主要方式，白云岩的物质组分与微观结构对白云岩微孔的形成具有重要的制约作用；从白云岩成分上来讲，含灰云岩与灰质云岩是白云岩储层的主要岩性；白云岩中方解石的溶解与否，受方解石赋存状态的制约。根据白云岩显微结构中方解石和白云石两者之间的关系，将储集物性较好的粒状白云岩大致分为3个亚类，即粒间填隙型、粒内包含型、包含—填隙混合型，其中以第1种形式即“粒间填隙型”分布的方解石最容易被溶蚀并形成次生孔隙，包含—填隙混合型次之，粒内包含型最差。
根据岩心实测孔隙度、薄片观察、铸体薄片和扫描电镜等实际资料,将辽河盆地西部凹陷清水洼陷新生界成岩作用划分为早成岩阶段和中成岩阶段2个阶段,其中包括5个亚期,指出该洼陷新生界纵向上发育3个异常高孔带,这种异常高空带的形成与大气降水淋滤作用和有机酸对储层的溶蚀作用有关。通过数值模拟预测了深层沙三段成岩阶段和成岩相的横向展布规律,并利用叠合沉积相与成岩相的方法,预测了沙三段的有利储集相分布，指出有利储集相主要发育在辫状分流沟道微相,处于早成岩阶段B期—中成岩阶段A1期的溶蚀成岩相区。认为对异常高孔带和有利储集相的预测可为该区深层岩性油气藏的勘探提供科学依据。
根据渤海湾盆地冀中坳陷霸县凹陷横向调节带的发育规模和地质构造特征，将该横向调节带分为3个级次：一级横向调节带不仅控制着不同凹陷的结构，还控制着霸县凹陷内主体的物源方向；二级和三级横向调节带则主要控制着凹陷主体的物源方向和沉积体系的展布。
四川盆地上三叠统已成为中国石油西南油气田分公司重要的勘探接替层系，其油气的分布受沉积相控制。测井相分析在研究沉积相和圈定砂体方面具有重要作用。利用测井曲线的形状、幅度、接触关系等基本要素，识别出钟形、漏斗形、箱形、指形和线形等5种基础测井相类型，并通过岩心标定测井，建立了测井相与沉积相之间的函数对应关系；在此基础上，通过单井测井相分析—剖面测井相对比—区域研究3个层次勾画出了上三叠统须二段沉积相的展布。认为四川盆地上三叠统须二段发育冲积扇、三角洲、湖泊3类沉积相，其分布受分别位于川西北部、川东北部、川中和川西南部方向的6大物源控制；由于物源区构造活动强烈，沉积物供应充分，冲积扇和三角洲发育，故滨浅湖沉积分布范围有限。
苏北盆地古生界海相层系发育有5套良好的烃源岩，其累计厚度大，有机质丰度高。研究表明：晚古生代—三叠纪期间，苏北盆地属于下扬子陆表海沉积，构造活动稳定，沉积速率小，古生界烃源岩得到了很好的保存；燕山运动早期由于推覆倒转和岩浆活动导致古生界烃源岩成熟度在局部地区异常高，但范围有限；晚白垩世晚期—渐新世的断陷和新近纪的拗陷沉积使中生界、古生界顶面埋藏深度渐次达到3 000~5 000 m，烃源岩逐渐进入二次生烃过程，大部分地区进入了高成熟演化阶段。在前人研究的基础上，分析了苏北盆地古生界海相层系晚期生烃、晚期成藏、储盖条件等3个关键因素，指出了该盆地天然气勘探的有利地区。
运用地震、测井和分析化验等资料,对苏北盆地海安凹陷下白垩统泰州组进行了层序地层和沉积相研究,将泰州组划分为2个三级层序(泰一段构成层序；1 和泰二段构成层序；2)和5个体系域,其中,层序；1沉积于盆地断陷期, 由于受仪征运动的影响该层序多与下伏浦口组为角度不整合接触,彼此间为典型的层序界面,发育辫状河冲积平原相、辫状河三角洲前缘相、滨—浅湖相和半深湖相沉积;层序；2.形成于盆地拗陷期，主要发育辫状河三角洲前缘相、半深湖—深湖相沉积, 湖泊沉积范围广,湖相暗色泥岩沉积是盆地主要烃源岩。指出海安凹陷生油层主要发育于沉积层序；2中部湖侵体系域的泥灰岩段,该生油层本身又是良好盖层;而储集层则主要发育在沉积层序Ⅰ1和I2顶部的高水位晚期;海安凹陷中心发育的辫状河三角洲前缘及前三角洲砂体是油气的有利勘探区。
利用三维地震资料,对济阳坳陷花沟CO2气藏区高青断裂走向上不同区段的活动性进行了分析，指出：花沟CO2气藏所对应的高青断裂区段,在馆陶组—明化镇组沉积时期活动性强，而气藏的东、西两侧,馆陶组—明化镇组沉积时期断裂基本上不活动；花沟CO2气藏与馆陶组—明化镇组沉积时期高青断裂活动性强的区段在平面上有着良好的对应关系；花沟CO2气藏的运聚过程分为2个阶段，在第1阶段，幔源岩浆成因的CO2、N2和He等气体进入高青断裂后,在浮力或压差作用下向断裂顶端运移,并发生重力分异，由于断裂顶端封闭、两侧封堵,CO2、N2和He等气体在高青断裂中实现了一定程度的聚集，而在第2阶段，当CO2、N2和He等气体在断裂中聚集到一定程度,便在压力驱动下向断裂两侧砂岩储层运移,并在其中聚集成藏。认为气源断裂走向上活动性的差异决定着CO2气藏的平面分布位置,断裂活动性强的区段所对应的储层是CO2气成藏的有利场所。
随着油气勘探的深入和勘探程度的不断提高，未发现的剩余油气资源量不断减少，因此成熟探区剩余资源量的多少备受关注。根据苏北盆地金湖凹陷储量发现规律，应用勘探效益法预测了该区剩余石油可探明储量，结果表明，金湖凹陷剩余石油可探明储量约为（3 320~3 670）×104 t，仍具有一定的勘探潜力。认为勘探效益法作为油气资源评价的一种新方法，由于其合理地回避了油气成因机理问题，计算过程简便且结果可靠，应用前景广阔。
低电阻率油层与邻近水层或泥岩层的电阻率值极为接近，给油、水层识别造成困难，因此，低电阻率油层的评价是当前测井解释方面普遍关注的难题。狮子沟N1油藏在开发过程中发现部分低阻油层，这些油层电阻率指数小于3，电阻率只有2.2 Ω·m（中40井Ⅱ-37），而水层最高的电阻率是4.9 Ω·m（中11井Ⅱ-11），平均电阻率为2.74 Ω·m；由于油、水层电阻率十分接近，这类油层很难识别。通过目前的试采资料，分析了引起该油田低阻的可能原因，主要有：①储层岩性细；②泥质含量高，储层岩石阳离子交换量大；③油藏幅度低，油水密度差小，含油饱和度低；④地层水矿化度高；⑤受断层的影响，储层孔隙结构复杂。按常规的解释标准和解释图版对低阻层进行解释，无法区分油层和水层。建议对该油藏进行深入研究和试油，开展高压物性实验，建立起新的解释模型，使该油藏能够得到高效开发。
准噶尔盆地是多期构造挤压环境下演化形成的大型陆内叠合盆地，其盆地类型既有前陆盆地，也有陆内凹陷，其中，前陆盆地主要分布在造山带逆冲断裂前缘，陆内凹陷主要分布于盆地内陆区。基于前人的研究成果，结合在准噶尔盆地油气勘探开发实践中取得的新认识和对准噶尔盆地周缘盆—山耦合区带地质剖面及盆地不同时期沉积地层特征的分析，认为该盆地自二叠纪以来发育了3期前陆盆地，这3期前陆盆地及与其相关坳陷的组合和叠加是形成准噶尔盆地丰富油气资源和多样化成藏模式的主要原因。
以波形分类为基础的地震相分类研究可以有效筛选并快速逼近有利勘探目标，为了进一步明确有意义地震信号横向变化的地质意义，有必要在优选的有利地震相类型中开展再分类研究，以明确有利勘探目标区的地质变化细节，为井位部署提供直接依据。定量地震相分析是地震相再分类研究的前提，而地震资料品质和分辨率是决定地震相分类精度的基础。通过实际应用指出，初次的相对较粗的地震相分类研究可以有效地区分出了河道、决口扇、天然堤、河漫滩等沉积亚相，而针对刻画出的河道的再次地震相分类研究则可以有效地区分出了边滩、心滩和主河道砂体等沉积微相，并初步证实了地震相再分类研究在客观刻画地质体细节方面的优势。认为地震波形分类的再分类研究可以有效指导岩性油气藏的勘探与开发。
古风化壳岩溶储层的主要储集空间是长期暴露及淡水溶蚀作用形成的有效缝洞空间,其岩性特别是灰岩的基质孔隙度总体很低,储层的渗流通道主要依靠裂缝，因此以灰岩为基础的古风化壳岩溶储层的有效储集空间主要是大中型溶洞以及相互沟通的裂缝系统，而以白云岩为基础形成的古风化壳岩溶储层则表现出较高的基质孔隙及渗透率，其中的缝洞系统特别是大中型溶洞则没有灰岩古风化壳岩溶储层那样发育，时而会出现粘土含量相对较高、油气产量不稳定的情况。为了有效区分裂缝储层和粘土含量的响应特征，分析了振幅统计类、复地震道统计类以及相关统计类10余种地震属性的特征，并与已钻井的各种动、静态资料进行了对比，发现低频异常与含气储集层渗透率较高有关，高频振幅异常通常提示粘土含量较高。该方法在千桥潜山凝析气田的古风化壳岩溶储层预测中取得了很好的效果。
通过对测井信号离散小波多尺度的分解和重构，探讨了小波分析在测井层序划分中的适用性，并利用小波变换，选择合适的尺度因子进行了测井信号旋回界面的识别和地层层序的划分。根据小波变换的方法，对二连盆地白音查干凹陷达30井腾格尔组自然伽马（GR）测井信号进行了小波多尺度的分解和重构，形成了不同尺度的近似信号和细节信号，然后进行了不同层次旋回界面的识别和地层层序的划分研究。实例表明，小波的多尺度变换对多级别测井旋回层序的划分比较适用，可提高测井旋回层序划分的精度。
低电阻率油气储集层是指油气层电阻率与邻近水层电阻率反差较小的一类油气储层,这种油气储层给测井精细解释、油气层的识别与评价带来了极大的困难。介绍了低电阻率油气储集层的概念及特征,造成低电阻率油气储集层的主要和次要矿物成分,以及由于蒙脱石等粘土矿物的附加导电性、钻井液侵入储层形成电阻率的基本岩石物理成因,总结出了低电阻率油气层的地质成因和工程成因2大类成因机制；还介绍了目前常用的地质录井参数解释、测井解释、气测参数和地化参数以及核磁共振测井技术评价低电阻率油层的方法，列举了通过分析试油层的岩心、测井、录井资料建立模型和运用测井、完井资料综合评价低电阻率油气储集层的实例。
当储层与非储层的声波曲线响应差异不明显时,利用常规波阻抗反演技术难以识别储层,而储层特征曲线重构技术则可提高岩性识别和储层预测的精度。讨论了如何充分利用各种测井资料进行储层特征曲线重构,来减少地震反演的多解性,并结合二连盆地ANan油田中部地区的勘探实践,总结了一套储层特征曲线重构的技术,并用其预测储层,取得了良好的效果。
大庆长垣外围特低渗透的扶余油层有3.7×108t储量在常规注水开发条件下不能经济有效动用。以探索适合扶余油层地质特点的经济有效开采方式和提高单井产量、采收率为目标，采用室内实验和数值模拟的综合方法进行了CO2驱油问题的研究。通过实验测定了扶余油层CO2驱替的相关参数，对几种驱替方式进行了比较；根据相关参数，利用数值模拟方法，对扶余油层CO2驱油矿场试验方案进行了优化，制定了矿场实验的注入方案。室内实验结果和矿场试验生产动态综合分析表明，CO2非混相驱油适应于大庆长垣外围特低渗透扶余油层，但由于试验区油藏的非均质性导致气窜严重。因此，抑制气窜，提高波及效率是扶余油层改善CO2驱替效果的关键。
大港油田滩海地区断块较多，油藏类型复杂，其中张海5断块为受构造和岩性双重作用控制的带油环凝析气藏。针对这个断块的非均质性较强，平面纵向连通性较差等特点，采用数值模拟方法并结合油藏工程方法对断块凝析气基础性开发的合理井网井距、井型、水平井水平段长度进行了筛选；同时对枯竭式开采、循环注气、水驱等不同驱动方式进行了论证，对比出了最优的驱动方式。通过对先采油后采气、先采气后采油和油气同采的3种不同开采方式开发效果的对比，优选出了适合这2个凝析气藏的合理油气开采顺序。在各种机理研究及驱动方式和开发方式研究的基础上，对这个断块进行了各种预测方案的对比分析，优选出了能够高效高速开采滩海地区凝析气藏的技术方案及对策，并提出了开发建议。
硫沉积是高含硫气藏开发过程中的常见现象,不仅给生产设备带来严重的安全隐患,也容易造成地层堵塞,是影响该类气藏安全高效开发的重要因素之一，但目前国内外对地层中硫沉积条件的研究都是基于简单的静态环境,预测结果往往与实际存在较大差异。在综合考虑基岩和裂缝渗流空间特征以及气流水动力对析出的硫颗粒运移影响的基础上,建立了描述碳酸盐岩酸压气井生产过程中硫沉积预测模型。结果表明:流体水动力是建立硫沉积预测模型必须考虑的因素之一；硫在基岩中的沉积主要发生在距井底和靠近裂缝面相对较小的区域,且沿井底向裂缝纵深方向和垂直于裂缝向外延伸的方向上,硫沉积量和沉积速率均呈递减下降的趋势；硫在裂缝中的沉积距井底距离越近,硫沉积量越大且沉积速率相对较快；无论是基岩或裂缝中的硫沉积,随着生产时间的延长,其沉积速率呈加速变化趋势。
在凝析气藏衰竭式开采中，受凝析气组分、地层多孔介质、温度和压力等因素的影响，会发生PVT相态变化，并呈现双组分特性。为了尽量减少凝析油在储层中析出，保持较高产量、采收率和开采效益，用黑油模型方法和物质平衡原理建立了一套处理凝析气藏相变开采的数学模型，并对实际气藏的主要参数进行了拟合预测，结果与开采计算及实验数据吻合较好。
我国煤层气资源丰富，全国2 000 m以浅的煤层气资源量达36.8×1012m3。由于煤层沉积后普遍经历了较为复杂的构造运动，若煤阶较高，煤的渗透率普遍偏低，而且在煤层气开采中储层的压敏作用极强，这就需要我们更加关注排采技术。针对目前煤层气排采中存在的排水降压效果差、单井产量低的问题，从优化煤层气排采工作制度角度出发，引入了流体流动系统的概念，指出建立合理的煤层气流体动力学模型是制定合理工作制度和建立数学模型的前提，还提出了逐级降压排采工作制度的思想。通过计算对比分析，认为这种工作制度指导下的排采效果更好。
贵州省盘关地区煤层气成藏条件较好，资源丰富（约1 901亿m3)。首先通过对盘关向斜煤层分布、煤岩煤质特征及演化程度、煤储层物性、含气性、煤层气资源分布等的研究，弄清了盘关向斜煤层气成藏地质背景；其次从构造演化、围岩封闭性和煤层吸附性等方面，分析了盘关向斜煤层气成藏控制因素。指出由于煤层直接顶、底板封盖性能好，上覆地层有效厚度大，煤层吸附性强，造成盘关向斜煤层含气量高，但由于构造复杂，地应力大，煤层破碎，煤储层渗透性差等因素，对煤层气的开发造成了不利影响。
传统的煤层气渗流数学模型均是建立在欧几里德几何基础上的。以分形理论为基础，引入了分形维参数来刻画煤储层裂隙分形特性，在考虑了煤层的吸附特性、双重介质特征及介质变形的情况下，建立了只考虑裂缝发生形变的分形煤层气藏非平衡吸附、拟稳态条件下气体单相流动数学模型，并采用Newton法求得了该模型的数值解，讨论了无因次压力对模型参数的敏感性，绘制了典型压力曲线。认为此模型可为煤层气开采提供理论依据和新的试井模型。
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