天然气组分、同位素的分馏伴随其生成、运移及保存的整个过程，生成过程中组分、同位素分馏效应由反应基团活化能的差异引起，表现为随成熟度升高，产物同位素组成逐渐接近母质；天然气运移过程中的分馏机制与运移方式有关，以溶解相、游离相和扩散相运移的天然气，其组分、同位素分馏分别由组分或同组分不同同位素分子的溶解、吸附及扩散能力差异引起，均可用动力学理论进行解释；除扩散作用外，微生物降解是天然气藏内天然气组分、同位素分馏的重要机制，其过程受微生物种类及动力学过程控制。在此基础上，对国内外天然气运移、保存分馏实例进行了分析。
沉积有机质在生成油气及运移的过程中，原油中的部分可溶微量元素会分离出来溶解在伴生的水中,与油田水一起运移至近地表\.通过一定技术手段分析近地表土壤中的可溶态阳离子的含量变化特征，就可以追踪下伏对应地层的含油气信息。通过对新场气田、昌德气田、平方王油田上方近地表土壤中的可溶态阳离子检测的实验研究表明:油田水中可溶态阳离子主要以水为载体进行运移，油田水向上运移的通道决定了可溶态阳离子在油气藏上方的异常形态及模式；可溶态阳离子对下伏地层的油气藏具有一定的指示意义
40多年来的费—托合成模拟实验表明，只有部分结果出现了烷烃气碳同位素反序现象。通过较为完整的分析发现，其原因可能是：随着模拟实验时间的增加与温度的升高并随着产物转化率的增高，控制烷烃气碳同位素分馏的因素逐渐由动力学机制转变为热力学平衡，烷烃气碳同位素序列将由反序转变为部分倒转再到类似常规天然气的正序分布。只有在较短时间（转化率较低）或者开放体系（随生随排）条件下才遵从动力学分馏。电火花放电合成实验仅代表了理想状态下动力学分馏过程。
基于黄金管模拟实验对原油裂解的动力学及控制因素进行了研究。通过气态烃的定量分析，发现原油的持续裂解使得总裂解气体积及CH4产量不断增加，而C2-5的产量则先增加后减少。动力学计算可得，HD11井原油裂解生气总反应的平均活化能为59.8 kcal/mol(250.0 kJ/mol），频率因子A为2.13 ×1013 s-1。残留原油组分的色质分析结果表明，不同族组分的相对稳定性存在差异，且原油中的大分子更容易发生裂解。同时，不同介质条件下的对比实验结果及前人的研究，都证实了压力、水及粘土矿物等因素很可能影响甚至控制原油的裂解。尽管作用机制不同，高压和水的存在都能抑制裂解过程中的自由基链反应，从而起到提高原油稳定性的效果。而粘土矿物，尤其是蒙脱石或伊/蒙混层矿物，则会通过酸催化作用加速原油或烃类的裂解，且裂解气产率与矿物表面的Brnsted酸位强度成正相关。
利用生烃动力学方法对酒西盆地青西凹陷下白垩统湖相白云质和湖相泥质烃源岩进行定量评价。通过对干酪根在封闭体系下的热解模拟实验，研究了不同岩性烃源岩干酪根热解生烃演化特征，获得了干酪根的生烃动力学参数。湖相泥岩干酪根的指前因子比湖相碳酸盐岩的小，活化能主峰也较后者低。湖相泥岩样品生成甲烷的活化能分布范围为43~67 kcal/mol，湖相碳酸盐岩样品生成甲烷的活化能分布在51~74 kcal/mol之间。在此基础上，结合Kinetics软件，将此动力学参数应用于地质实际中，结果表明，青西凹陷湖相泥岩和湖相泥质白云岩生烃作用时间晚，大量生烃出现在16 Ma之后，主生烃期发生在2 Ma左右。
准噶尔盆地南缘天然气分布较为广泛，在3排背斜带均有分布。该区天然气在组分上以烃类为主，其中甲烷占主导；普遍含有氮气和二氧化碳。准噶尔盆地南缘天然气均为典型热成因气，主要为源自中、下侏罗统成熟—过成熟煤系烃源岩的煤成气，其中第一排背斜带和第二排背斜带天然气均为典型高—过成熟阶段煤成气，第三排背斜带独山子背斜下古近统和呼图壁背斜所有气样也是该类型，第三排背斜带其余煤成气样为典型成熟阶段煤成气。准噶尔盆地南缘煤成气普遍具有碳同位素部分倒转的特征，其主要由于同型不同源（侏罗系不同层位）气的混合，也有部分由于细菌氧化作用（古牧地背斜）或油型气和煤成气的混合（齐古和安集海）。该区油型气样品较少，目前发现的2个油型气样品位于卡因迪克油田白垩系和独山子油气田古近系，分别为成熟和高—过成熟阶段油型气，来自白垩系和二叠系腐泥型烃源岩。齐古背斜二叠系和三叠系中煤成气主要是由断裂下盘埋深较大的下侏罗统八道湾组煤系烃源岩所生成，而侏罗系中煤成气则主要来自中侏罗统西山窑组和下侏罗统三工河组烃源岩，其埋深相对较浅，成熟度相对较低，因此生成的天然气碳同位素值和甲烷含量均相对较小。
综述了超临界流体抽提方法(SFE)的原理、特点，并以CO2作为流体，对济阳坳陷烃源岩样品进行了超临界抽提实验。选择了影响SFE抽提效率的压力、温度、时间3个主要因素进行烃源岩的超临界抽提条件实验，探讨了这3个条件的变化对烃源岩SFE抽提效率的影响，确定了CO2作为超临界流体抽提烃源岩的最佳条件为24MPa、50℃、30min，建立了烃源岩中可溶有机质的超临界流体抽提方法。同时用气相色谱、色谱—质谱等分析方法，将超临界抽提法得到的有机地球化学生物标志物参数与索氏抽提方法(SE)进行了对比，证实了超临界抽提法可替代传统索氏抽提方法，并且该方法保留了更多的低碳数烃组分，是分离烃源岩中可溶物的有效方法。在此基础上应用该方法对东营凹陷南斜坡沙四上亚段烃源岩烃产率进行了研究，发现超临界抽提法在计算烃产率方面更具优越性。
柴西南地区具备E13构造岩性油气藏形成的地质条件。生油岩地球化学特征和油源对比研究表明，柴西南地区下第三系发育扎哈泉和英雄岭2个大的生油凹陷，凹陷内发育E13和E23 2套有效生油岩，为构造岩性油气藏形成提供了油源条件。柴西南地区存在与英雄岭和扎哈泉生油凹陷相接的红柳泉—跃进、铁木里克和昆北断阶带3个古斜坡，为构造岩性油气藏形成创造了大型的古构造斜坡背景。柴西南地区昆北断阶带和尕斯断陷内存在下倾方向与生油凹陷相邻的成排成带发育的断背斜和断鼻等构造，为构造岩性油气藏的形成提供了局部构造斜坡背景。在区域和局部构造斜坡背景上柴西南地区下干柴沟组下段(E13）沉积时期存在辫状河三角洲和湖泊相构成的沉积体系，发育了6个辫状河三角洲。柴西南辫状河三角洲外前缘发育河口坝、远端坝和席状砂，主要分布在尕斯断陷内的构造圈闭的斜坡区，油源和圈闭条件优越，是构造岩性油气藏勘探最有利的地区。柴西南辫状河三角洲前缘发育水下分流河道砂体，分布在昆北断阶带和尕斯断陷部分断鼻或断背斜的斜坡带，油源较充裕，但封堵条件较差，是构造岩性油气藏勘探较有利的区带。
储层裂缝的发育特征、规模在油气藏勘探、开发中意义重大。塔里木盆地库车坳陷大北地区天然气储层具有目的层段埋深大，岩性致密，基质孔隙不发育，裂缝发育的特征，属于致密－裂缝性储层。裂缝的形成受多种因素影响，且各因素所起作用不同，在论述了各种影响裂缝形成的众多因素的基础之上，引入了模糊评判方法，对控制裂缝特征的众多因素进行了评判，确定了大北地区砂岩储层裂缝的主控因素。
在充分利用和分析岩心、录井、分析化验、测井等多种资料的基础上，利用自然电位、自然伽马、电阻率和声波时差等测井曲线的形态、幅度等特征，建立了其与沉积微相之间的对应关系，并对不同沉积微相的测井曲线形态进行描述，从单井分析、剖面对比、平面展布3个层次对H1储层沉积微相进行了研究。研究表明，HSS油田含油层系为河流三角洲沉积体系，主要发育三角洲前缘和滨浅湖亚相。三角洲前缘水下分流河道的测井曲线形态多为箱形、钟形，河口坝的测井曲线形态多为倒雪松形，前缘席状砂的测井曲线多为齿状，滨浅湖测井曲线多为齿状或指状。
通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析、X-射线衍射分析等手段，对鄯勒地区西山窑组碎屑岩储层的成岩作用进行了研究。西山窑组成岩阶段可分为早成岩B期和中成岩A期，中成岩A期又分为中成岩A1亚期和A2亚期，识别出压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用等4种成岩作用；强烈的压实作用和胶结作用是造成储层原生孔隙减少的主要原因,溶解作用形成的次生溶孔则有效地改善了储层的物性。综合储层沉积、成岩作用，可将西山窑组碎屑岩储层划分为3种类型，其中，Ⅰ类储层为低孔特低渗型，Ⅱ类储层和Ⅲ类储层为特低孔特低渗型。
武威盆地发育厚度近千米的石炭系，具东厚西薄的特点，是一套海陆交互相碎屑岩、碳酸盐岩及含煤沉积。早石炭世早期前黑山组沉积时期，仅在盆地南部接受沉积，厚度为100～150 m，气候炎热干旱，以滨浅海和咸化泻湖环境为主，主要沉积了杂色碎屑岩，夹白云岩和石膏沉积，生油能力差；下石炭统上段臭牛沟组—上石炭统靖远组、羊虎沟组、太原组沉积时期，气候温暖湿润，海侵范围扩大，盆地内均有沉积，厚度为300~800 m，为滨浅海、滨海沼泽、淡化泻湖、三角洲环境，形成了暗色泥岩、页岩、炭质泥岩、灰岩烃源岩，盆地周缘石炭系烃源岩有机质丰度较高，属中等—好烃源岩，是盆地内主要的生油气源岩，发育自生自储式生储盖组合。综合分析表明武威盆地是一个有潜力的含油气盆地。
在应用储层层次分析法和动态分析方法研究储层连通性的基础上，运用了FZI、聚类分析和相关分析方法，利用取心井资料和测井解释物性资料对鄂尔多斯盆地古岩溶气藏储层进行了流动单元的划分，共划分出了3类流动单元，得出了每一类流动单元的判别函数，从而进行全区气井流动单元的划分。研究结果表明，每个连通体的内部各类流动单元分布也比较复杂，既存在纵向上的递变，也存在横向上的递变；平面上在每个连通体的中部厚度大，连通好，边部厚度小，连通差；储层流动单元比沉积微相更精细地刻化了影响储层流体流动的地下结构，储层流动单元的研究对于气田的大规模开发具有重要的实际意义。
大量岩石薄片分析表明，中央隆起带淳探1井、富探1井和陕54井区奥陶系风化壳储层中存在次生充填状沥青或炭屑，其成熟度高（RO≈2.0%）,光性和生物标志物特征显示为石油裂解的残余物，是古油藏（田）的证据。古油藏位于靖边大气田的下倾方向，其西侧和南侧地层下倾方向的中奥陶统平凉组笔石页岩有机质含量丰富，可能是古油藏的烃源岩。J2—K1期的埋深加大和古地温升高，导致古油藏石油裂解形成古气藏；K2—E期燕山和喜马拉雅运动形成陕北斜坡，中央隆起带天然气向斜坡高部位运移，受岩性封堵形成靖边气田。
火山岩储层具有物性差、非均质性强的特征。因此裂缝发育特征成为制约气井产能的关键因素，如何评价火山岩裂缝发育特征就成为火山岩气藏开发研究的难点。以松辽盆地南部火山岩气藏为例，利用岩心、测井及叠前三维地震等资料，采用井震结合的方法，识别出松南长岭火山岩气藏5个裂缝密度高值区带及裂缝的2个主要延伸方向，结果与各井钻井显示、测试情况较为吻合，对后期气藏水平井整体开发部署设计起到重要指导作用。这种井震结合的方法较好地解决了火山岩储层裂缝预测识别的难题，对其他地区裂缝性火山岩气藏的开发也具有重要的借鉴意义。
贝尔凹陷是海拉尔盆地中南部一个重要的早白垩世伸展断陷，受早期伸展作用和后期张扭作用的影响，走滑断层非常发育。利用地震剖面、时间切片等资料，首先分析了贝尔凹陷走滑断层的典型构造特征，由此识别出3组主要的走滑断层。然后探讨了贝尔凹陷走滑断层的成因机制，认为其发育受到早期基底伸展断层和后期张扭应力场的双重控制。在此基础上，提出了贝尔凹陷北部纯剪旋转、中南部单剪非旋转的走滑断层发育模式，即贝尔凹陷北部霍多莫尔地区发生岩石纯剪切变形，发育北东向和北北西向的共轭走滑断层，形成走滑旋转构造，而贝尔凹陷中南部的苏德尔特地区和敖脑海地区则发生岩石简单剪切变形，发育北东东向走滑断层。贝尔凹陷走滑断层可以提供有效圈闭并改善储层物性，有助于油气成藏。
通过大量的铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、粘土矿物、X-射线衍射等分析化验资料，对渤南洼陷北部陡坡带砂砾岩储层成岩作用类型、主要影响因素进行了分析，同时划分了成岩演化阶段，并在此基础上分析了成岩相类型和不同成岩相对储层质量的控制作用。研究结果表明，渤南洼陷北部陡坡带沙三下亚段和沙四段砂砾岩储层主要处于中成岩阶段A1期和中成岩阶段A2期，对应于有机质热演化的主要生油气阶段。压实作用是使储层质量变差的最主要原因，胶结作用次之，粘土矿物溶解是使储层物性变好的最主要成岩作用。研究区共发育强压实固结成岩相、晚期碳酸盐胶结成岩相、弱压实弱胶结成岩相和不稳定组分溶蚀成岩相4种类型，各类成岩相均对储层物性起一定的控制作用，现今储层特征为4种成岩相综合作用的结果。不稳定组分溶解成岩相形成了最好的储层，弱压实弱胶结成岩相储层的物性较好，强压实固结成岩相和晚期碳酸盐胶结成岩相形成的储层物性较差。
利用三江盆地绥滨坳陷现有钻井的有机碳和热解数据, 从有机地球化学方面对坳陷中生界主力煤系烃源岩的生烃特征及潜力进行了研究。结果表明: 研究区有机显微组分以惰质组为主，但壳质组和腐泥组中存在较多富氢组分的孢子体、壳屑体和矿物沥青基质。有机质类型以Ⅲ型为主，其次为II型。其中城子河组和穆棱组有机质类型相对较好，为2套具生烃潜力的煤系烃源岩。烃源岩有机质成熟度较高，RO值变化范围主要集中在0.5%～1.0%之间，绝大部分都已进入生油阶段，且部分烃源岩已进入高成熟—过成熟阶段，转为以生气为主。
西湖凹陷花港组是研究区重要的储层之一，其物源一直是争论的焦点。应用砂岩碎屑组分特征，重矿物分析并结合砂地比等值线图精细描绘物源分支，从不同角度、不同层次对西湖凹陷花港组物源体系进行了精细研究。结果表明,西湖凹陷花港组物源主要来自凹陷的西部边缘，东部钓鱼岛隆褶带影响较小，具体分为3大分支:西部的海礁隆起为近物源、西北部虎皮礁凸起和东部钓鱼岛隆褶带物源的结合影响凹陷北部地区、西南部的渔山隆起为凹陷的中南部地区提供物源。通过对岩屑类型、长石特征、石英颗粒和重矿物的微观特征和稀土元素等特征的分析，推测出凹陷周边岩体性质，花港组的母岩主要是岩浆岩，其次为变质岩，沉积岩少见。变质岩主要发育在海礁隆起的中部，影响西部的平湖地区，沉积岩仅在钓鱼岛隆褶带北部地区少量发育。
基于测井资料和地震层速度预测盆地地层压力，结合实测压力和泥浆数据，从琼东南盆地测井资料和地震资料入手，综合前人的研究成果，分析了琼东南盆地地层压力分布特点，总结了琼东南盆地异常地层压力分布规律，认为此盆地单井压力类型可以划分为常压、微超压、超压；超压出现[JP2]的层位，层速度剖面上出现速度反转现象，在凹陷中心易形成强超压体；上渐新统陵水组压力平面上发育陵水凹陷、松南宝岛凹陷、乐东凹陷等强超压凹陷，具有从北向南、从西向东超压逐渐增强、超压范围增大的特点。在此基础上，分析了琼东南盆地的超压成因机理，认为该盆地上高达110m/Ma的沉降速率造成的不均衡压实是该盆地上超压层形成的主要成因；高达105m/Ma的沉降速率、较高的地温梯度引起的生烃作用以及断层活动性减弱、封堵性增强共同控制着下超压层的形成.
针对气井防砂效果的评价尚无统一标准\.根据涩北气田生产实际情况，结合气井生产、防砂特点，提出了气井防砂效果评价方法。该方法综合考虑了气井防砂前后生产情况、防砂工艺挡砂效果、防砂工艺有效率及防砂工艺有效期。应用气井防砂效果评价方法，对涩北气田3种主导防砂工艺的防砂效果进行了系统评价。评价结果表明，涩北气田主导防砂工艺防砂效果较好，3种主导防砂工艺中，纤维复合防砂工艺效果最好，其次为高压一次充填防砂工艺和端部脱砂压裂防砂工艺。防砂效果评价结果与气田生产实际认识符合，进一步说明了该气井防砂效果评价方法适用于涩北气田。
恒速压汞技术不仅可测量喉道数量，而且能同时得到孔道与喉道的信息。利用恒速压汞实验对冲积环境储层不同流动单元微观孔隙特征进行了研究。恒速压汞分析表明：不同流动单元喉道半径和有效喉道体积差别明显；储层孔隙半径差距明显;有效孔隙体积差异并不明显；储层孔喉半径比差异明显；相对而言Ⅲ类流动单元有效孔隙喉道数更多。对于中孔中渗储层来说，影响流体流动能力的因素主要是喉道大小。因此在油气田开发中,应根据不同流动单元的不同微观孔隙结构特征，采取不同的开发策略。应用该方法在孔南地区官195断块取得了较好的开发效果。
以往研究单一或成组裂缝的数值模拟，多未考虑孔洞存在对裂缝宽度变化的影响。用断裂力学基本理论及有限元法建立了不同缝洞组合裂缝宽度变化的有限元模型，通过ANSYS有限元软件模拟研究了缝洞型储层中不同缝洞组合：缝—洞、缝—洞—缝、缝—洞—缝—洞3种模型。探讨了不同模型中裂缝宽度变化、裂缝长度、井筒正压差及溶洞发育情况的关系。模拟结果表明，井筒正压差越大，裂缝宽度增量越大；相同井筒正压差下，裂缝长度越大，其缝宽增量越大；溶洞越发育，缝宽增量也越大；随着溶洞直径的逐渐增大，缝宽增量也越大。计算机模拟裂缝宽度变化规律为选取合理粒径的堵漏材料、优化漏失控制技术提供了一定的理论依据。
国内外大量实验研究表明，煤储层应力敏感性是存在的，而且对煤层气井生产有重大影响。在前人实验研究的基础上，建立了煤层渗透率与有效压力或地层压力之间的数学关系式，二者之间满足相关性非常高的指数变化关系；建立了考虑煤储层应力敏感性的达西流动和非达西流动气井产能方程。研究表明，煤储层的应力敏感性对煤层气井的产能有很大影响，随着生产压差的增加，气井的产量增加幅度较小，并逐渐趋向稳定，因此需要制定合理的生产压差进行生产。
通过对大宁—吉县地区煤岩的生储气能力、煤储层渗透性、煤层气保存条件等煤层气成藏条件的分析，认为研究区发育承压水和断层封堵复合型煤层气藏，煤层气富集规律主要受沉积环境、煤储层渗透性、现今地应力以及水动力环境等的影响。钻探资料证实，河间湾沼泽相、构造宽缓部位以及地应力低值区为煤层气最有利富集区，是该区中煤阶煤层气勘探最有利的地区。
煤层瓦斯原位探测技术能够完整的记录煤层瓦斯流体的细节变化\.利用煤层瓦斯原位探测技术，对寺河东四盘区3#煤储层流体压力进行测试。3#煤储层的宏观以及显微观察结果表明寺河3#煤储层裂隙系统具有很强的非均质性，抽放后的残留煤层瓦斯流体的运移具有明显的瞬时波动性；该残留气体的压力总体比较低。流体的运移在不同的煤岩体以及不同的裂隙发育带具有不同的特点，流体的压力变化也与裂隙带发育特征有关。
贵州黔西煤炭资源非常丰富，具有可采煤层多、煤层稳定、煤质较好、煤层瓦斯含量较高等特征，通过对黔西龙场煤矿钻孔勘探资料的分析，及煤层含气量的测试，分别预测了主采煤层的煤层气资源量，并根据区域主采煤层钻孔含气量编制了矿区煤层的煤层分布等值线图，为开发利用该区域煤层气资源提供了重要的基础资料。
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