依托歧口凹陷最新超大面积三维地震对歧口凹陷结构构造、断裂活动及盆地演化特征开展系统研究，明确歧口凹陷古近纪早期(沙三早期)几个次凹间连通较好，到沙一末期、东营期逐渐受潜山构造的不断隆升而以水下低隆起相隔，控制了物源及水体。歧口凹陷具多期断裂活动叠加、断裂复杂的特点，其内部主要断裂在沙三期活动弱或不活动，沙一期、东营期是断裂主要活动期；歧口凹陷断裂活动有4幕：沙三中期、沙一中期、东营末期及明化镇末期，与研究区内规模较大的3期角度不整合：沙三1亚段底、沙一上亚段底和馆陶组底的形成关系密切。歧口凹陷具有显著的幕式构造演化的特征，可分为同裂陷和热沉降2个阶段，进一步可细化为裂陷Ⅰ幕（沙三段—沙二段沉积时期）、裂陷Ⅱ幕（沙一段—东营组沉积时期）、稳定热沉降幕（馆陶组—明化镇组沉积早期）和加速沉降幕（明化镇组沉积中后期）。
利用泥岩声波时差曲线、等效深度法及盆地模拟方法，综合录井、测井、试油等资料，对渤海湾盆地沾化凹陷四扣地区沙四段礁灰岩油藏成藏动力进行了探讨，研究表明：研究区沙四段异常高压在纵向上主要发育于主力烃源岩层系中，礁灰岩层段异常高压则相对不发育，平面上洼陷区异常高压发育，而周围构造高部位异常高压则相对不发育；主要成藏期的地层压力分布具有继承性发育的特征，表现为明显的“构造控压”特征，从主力生烃洼陷区向礁灰岩分布的周围构造高部位，异常压力逐渐降低。通过成藏动力的研究，明确成藏过程中礁灰岩层位地层压力的展布特征，深化了对礁灰岩油藏成藏机理的认识。
通过用岩心观察、薄片鉴定、物性分析等实验室分析技术，对埕岛地区中生界开展碎屑岩储层的岩石特征、成岩作用、储层空间以及主控因素等进行了研究。结果表明:埕岛地区中生界碎屑岩储层经历了强烈的压实压溶作用、交代作用、溶解溶蚀作用、充填作用以及裂缝的形成作用。主要储集空间类型为溶解孔隙和裂缝。储层主要受沉积作用、成岩作用以及构造作用的影响，其中沉积作用是主要的控制因素，构造作用次之，成岩作用最小。综合考虑沉积作用、构造作用以及成岩作用对储层的影响，将中生界碎屑岩储层划分为4类，其中Ⅰ类储层最好，Ⅱ1亚类、Ⅱ2亚类和Ⅱ3亚类储层次之，Ⅲ类储层和Ⅳ类储层较差,属于低孔低渗透储层。
济阳坳陷孤岛油田馆陶组油气资源丰富，但油气来源复杂。通过对该区烃源岩与原油生物标志化合物特征的精细对比分析认为，孤岛油田馆陶组原油普遍为“混源油”，由渤南洼陷沙四上亚段烃源岩与渤南、孤北、孤南3个生油洼陷沙三下亚段烃源岩提供，渤南洼陷是孤岛油田的主要油气来源，沙四上亚段碳酸盐岩生成的原油遍及孤岛油田的各个区块。根据生物标志化合物参数的变化规律划分了各洼陷的供烃范围。孤岛油田至少经历了2期油气充注成藏,后期充注是最重要的一期成藏，孤岛油田目前所获得的储量主要来自后期成藏。
近年来在渤海湾盆地发现了多种成因、零星分布的生物气藏，由于地质条件的复杂性，生物气的成因类型不清、成藏条件不明。为查清生物气的成因类型，分析了生物气的地球化学特征，再结合成藏地质背景，将渤海湾盆地生物气划分为来自烃源岩的生物气和原油降解生物气，前者又包括原生生物气和后生生物气，后者划分为原油厌氧降解生物气和喜氧降解生物气，不同成因的生物气常与热成因气混合成藏。基于上述认识，分析了渤海湾盆地生物气成藏的气源条件、储盖条件、圈闭条件和保存条件，认为渤海湾盆地生物气气源充足、储集空间发育且具有合适的圈闭，盖层封堵能力、东营运动后断层活动性和封闭性成为制约渤海湾盆地生物气成藏的关键。
松辽盆地北部徐家围子断陷在伸展裂陷过程中，受板块构造和深部地质作用的影响，经历了一次挤压构造反转，其应力场特征也相应地发生了变化：火石岭期和沙河子期为NEE—SWW向拉张应力场，拉张应力逐渐加强，在沙河子期达到最大，沙河子末期受郯庐断裂左旋作用转为NEE—SWW向弱挤压应力场，营城期则为NEE—SWW向强挤压、NNW—SSE向弱拉伸应力场，登娄库期形成的应力场基本平息，进入重力均衡作用阶段。通过对区域应力场的变化特征分析认为，沙河子末期郯庐断裂左旋产生的应力场对徐家围子断陷形成近SN向延伸的“S”型构造格局具有重要的影响。
徐家围子火山岩天然气藏是目前在我国东部发现的存在于火山岩层中的最大天然气藏。随着勘探的深入，火石岭组火山岩将是今后重要的勘探层位。通过对最新三维地震资料的分析，认为现今火石岭组火山岩沿徐西断裂分布的特征主要是沙河子期徐西断裂改造的结果。火石岭组火山岩喷发的受控机制为地幔上涌,导致岩浆沿地壳深层的断裂向上喷发。
通过对露头及岩心的观察和研究，认为准噶尔盆地南缘古近系紫泥泉子组发育的沉积相主要有辫状河三角洲相和滨浅湖相。砂体成因类型多样，主要有：辫状河三角洲平原分支河道砂体、三角洲前缘水下分流河道砂体、三角洲前缘河口砂坝砂体。有东\,南\,西\,北4大沉积体系，其中北部和南部沉积体系较为发育。纵向上紫一段砂体最为发育。
准噶尔盆地西北缘中拐—五八区是有利的石油勘探区带，沉积相空间分布对油气勘探具有重要的控制作用。结合该区二叠系的钻井\,测井以及录井等资料的分析，认为准噶尔盆地西北缘中拐—五八区二叠系是在石炭系发育的火山岩基底上沉积的一套碎屑岩地层，沉积环境由冲积扇\,扇三角洲组成，发育扇根、扇中、扇端、扇三角洲平原、扇三角洲前缘及前扇三角洲等6类亚相，每种亚相具有不同的沉积特征，还可以划分出不同的微相。基于沉积相的空间展布，认为该区物源主要来自西部红车逆冲断裂带附近的中拐凸起，物源组分为火山碎屑。并且由于构造隆升的阶段性，该区从佳木河组一直到夏子街组发育时期，沉积范围由下段到上段逐渐向东部玛湖凹陷萎缩，表现为湖盆沉积基准面下降，可容纳空间减小；而在乌尔禾组发育时期，湖盆水域扩大，沉积基准面上升，整个地区接受了统一的沉积。由于该地区构造—沉积作用的独特性，对该区不同类型的油气藏的成藏过程具有较好的控制作用，是今后油气勘探的重点区带。
南海北部新生代准被动大陆边缘盆地区域地质背景特殊、地球动力学条件复杂，油气地质现象丰富多彩，不同成因类型油气分布均具有一定的规律性。该区油气勘探中不仅发现了大量的烃类气，而且还发现了较丰富的CO2和N2等非烃气 N2等非烃气主要富集于西北边缘莺歌海盆地中央泥底辟构造带浅层及某些局部区域部分层段，其分布富集特征与该区非生物壳源型CO2基本类似，具有平面上分区分块、剖面上分层分带的局部性富集特点。根据N2地质地球化学特征，借鉴国内外较通用的判识划分方法及指标，可将该区N2确定为大气成因、壳源型有机成因和壳源型有机—无机混合成因等3种主要成因类型。
通过野外露头剖面、测井和录井、地震等资料，以层序地层学理论为指导将塔里木盆地寒武系划分为3个二级层序（SS1，SS2，SS3），14个三级层序，其中二级层序均为I型层序，主要发育海侵体系域和高位体系域。在此基础上[JP2]结合其沉积相发育特征以二级层序体系域为编图单位编制了6张层序岩相古地理图。结果表明，SS1、SS2时期均表现为海侵期急速而短暂的海平面上升与高位期漫长的缓慢海平面下降，盆地中部、西部区域主要以海侵期的局限台地、开阔台地沉积转变为高位期的蒸发台地及局限台地泻湖沉积，盆地东部区域主要以陆棚、盆地沉积为主，盆地面积相对较大。SS3时期盆地中部、西部地区主要以局限台地、开阔台地沉积为主，与SS1、SS2时期不同的是SS3时期盆地沉积区域相对缩小，陆棚沉积区域扩大，在SS3高位期，盆地最东端逐渐转变为碳酸盐台地沉积。
地震沉积学是用地震方法研究沉积岩及其形成过程的学科，是继地震地层学、层序地层学之后的新兴边缘学科。利用分频解释、相位调整和地层切片等关键技术对四川盆地长兴组生物礁进行了地震沉积学研究。结果表明：利用分频技术能够建立研究区精细等时地层构架；经过相位调整后的地震数据使地震道近似于波阻抗剖面，可提高剖面的可解释性；地层切片技术与地震属性分析技术相结合比常规振幅和相位切片在描述生物礁的横向变化和展现不同的沉积特征方面更加有效。实例分析表明，地震沉积学在沉积相分析和生物礁预测方面具有独特的优势。
采用地表与地下地质相结合，应用有机和无机地球化学分析技术刻画了四川盆地下古生界油气地质条件，分析了下古生界气藏特征，揭示了古油藏与气藏相互耦合关系，初步建立了下古生界油气成藏模式。下寒武统和下志留统是四川盆地下古生界的2套高品质烃源岩，平均厚度约为100 m，两者分布区域具有显著继承性，存在川南、川东及鄂西3个生烃中心。储层主要为中上寒武统洗象池组,中下奥陶统南津关组及宝塔组，下志留统石牛栏组或小河坝组；基质孔隙度小于1%者占70%～80%，但局部层段发育岩溶孔洞、裂缝型及礁灰岩等优质储层，有效孔洞率可达4%～11%。下古生界发育有上奥陶统—下志留统泥质岩、中下寒武统膏质岩2类区域性盖层，其主要分布在川南地区和川东北地区。四川盆地下古生界天然气显示主要分布在乐山—龙女寺古隆起区，层位繁多。天然气干燥，非烃含量高，多为原油裂解气，川东、川南气源分别主要为志留系烃源岩和寒武系烃源岩。四川盆地下古生界油气成藏共经历了如下过程：油气生成→古油藏（捕获成藏）→古油藏调整(跨层运移)→古气藏(高温裂解)→古气藏遭受破坏或形成现今气藏(构造调整)。古油藏原油裂解气是下古生界现今气藏天然气的主要来源，古油藏对四川盆地现今天然气藏的成藏和分布具有重要的控制作用。
通过压汞和渗流实验对鄂尔多斯盆地长6特低渗透储层岩心进行了孔喉结构和渗流实验研究。压汞实验表明，研究区曲线类型总体上属于B类和C类；曲线偏向图的右上方分布，中间过渡段相对较陡，进汞曲线和退汞曲线夹角较小；门槛压力和中值压力高，分选性一般；孔喉半径对渗透率的贡献由单一区域向多区域均有分布；门槛压力、中值压力等与渗透率具有良好的相关关系，但退汞效率和退汞饱和度与渗透率相关性较差。单相渗流实验表明，部分样品在低压力梯度时具有非达西渗流特征，并过渡为达西渗流；两相渗流实验结果表明，储层具有高束缚水饱和度、高残余油饱和度，两相共渗区较窄的特征。
鄂尔多斯盆地苏里格气田储层岩性致密，成为制约天然气勘探开发的主要因素，因此，开展储层孔隙结构特征研究对于该区天然气生产具有重要意义。通过薄片鉴定、扫描电镜、铸体薄片、压汞等分析测试方法对苏里格气田东二区二叠系山西组一段和石盒子组八段储层的微观孔隙结构特征进行了深入分析。结果表明:苏里格气田东二区山1段、盒8段储层为低孔、低渗储层，且非均质性很强；储层孔隙类型主要为岩屑溶孔和晶间孔；储层孔喉半径普遍较小，孔喉分选较差，孔隙喉道分布不均匀，孔喉连通性差。据储层物性和孔隙结构参数将研究区储层分为4种类型，但研究区以Ⅲ类储层和Ⅱ类储层为主。研究认为沉积作用和成岩作用是鄂尔多斯盆地苏里格气田东二区砂岩低孔\,低渗的主要控制因素。
子午岭地区延长组长4+5油层组是研究区未来重要的油气勘探目的层，研究储层特征及其形成控制因素，对于寻找低渗透背景条件下优质储层具有重要的意义。系统研究了子午岭地区延长组长4+5油层组储层的岩石学、储层微孔隙结构和非均质性特征，分析了沉积相、成岩作用等对于储层发育特征的控制作用。认为研究区储集层物性较差且非均质性较强，不同岩石类型、沉积微相类型、成岩作用对研究区储层性能有重要影响。研究区局部地区展现了很好的物性特征，而这些地区主要受到沉积作用和后期成岩作用的联合控制，由此,寻找局部相对高渗的油气复合区，是油气勘探的关键。
储层应力敏感性在储层保护、产能预测、油气田开发方案制定等方面有着重要的研究意义。利用加载岩石微观图像分析装置，研究了致密碳酸盐岩在不同围压下的裂缝宽度和渗透率分布特征及变化规律，结合常规的储层应力敏感性评价实验，探讨了储层应力敏感性的裂缝宽度特征值。研究表明:①裂缝压缩过程具有自相似性，裂缝宽度在围压(0~20 MPa)增加后仍呈正态分布；②窄裂缝比宽裂缝对围压变化更敏感，但宽裂缝绝对变化量大；③宽裂缝宽度控制并反映了致密岩石渗透率的整体变化特征，岩样90%的渗透率由仅占10%的宽裂缝所决定；④裂缝宽度累积分布曲线上纵坐标为90%所对应的缝宽，可以用来评价裂缝性致密储层的应力敏感性，同常规应力敏感性评价结果较为一致。
页岩气有利区或核心区评价的关键是确定页岩初始原地气量（OGIP)的空间分布，页岩气赋存形式介于致密砂岩气与煤层气之间,主要呈3种状态：孔隙中游离气、固体有机质吸附气、油和水中溶解气，温度和压力条件控制3种状态气体的量和相互转化。游离气量主控因素是页岩孔隙度和气体饱和度，吸附气量主控因素是有机质数量和有机质成熟度，溶解气量的主控因素是页岩中残留油的数量。提出了页岩气中游离气量、吸附气量和溶解气量的算法，并在油气系统模拟软件Trinity 3D中实现页岩气OGIP量空间分布计算，以Fort Worth盆地Barnett页岩为例展示了这一技术的实际应用。
通过对全球页岩气的资源量、分布状况、勘探开发技术研究现状的分析，指出页岩气的资源评价、储层评价、裂缝预测、储层改造、水平井钻采工艺等是当前国际页岩气勘探开发技术研究的热点。当前和未来国际页岩气研究将主要关注:页岩气成因机理研究、成藏机制探讨、有效页岩气层识别、页岩气产层压裂改造、水平井和多分支井等技术。我国页岩气研发总体还处在起步阶段，当前主要任务是进行资源量评价和有利目标区域优选，以及开展关键技术的试验先导性研究。我国今后需要进一步加强页岩气成藏机理和模式研究、加大对页岩气勘
页岩气是一种非常规天然气，主要以吸附或游离状态存在。黔南坳陷早寒武世经历被动大陆边缘裂陷盆地演化阶段，沉积了一套海相黑色页岩。通过野外露头、钻井及地球化学等资料，认为黔南坳陷下寒武统牛蹄塘组（渣拉沟组）有机质丰度高(TOC值为2.0%～3.5%)、热演化程度高(RO值为1.3%～3％)、厚度大(最厚可达350 m)、微裂缝发育、埋深适中，具有形成页岩气藏的优越条件。选定页岩气相关评价指标，认为黔南坳陷贵阳—独山一线以东的东北部地区为下寒武统牛蹄塘组页岩气勘探的有利区带。
裂缝既可为页岩气提供聚集空间，也可为页岩气的生产提供运移通道。泥页岩作为一种低孔低渗储层，页岩气生产机制非常复杂，涉及吸附气含量与游离气含量、天然微裂缝与压裂诱导缝系统之间的相互关系。对泥页岩裂缝的成因类型、识别特征、基本参数(宽度/张开度、长度、间距、密度、产状、充填情况、溶蚀改造情况等)、孔渗性、地质控制因素及其对页岩气聚集和产出的影响进行了研究。泥页岩中主要存在5种裂缝，即构造缝(张性缝和剪性缝)、层间页理缝、层面滑移缝、成岩收缩微裂缝和有机质演化异常压力缝;控制裂缝形成的地质因素复杂，主要有区域构造应力、构造部位、沉积成岩作用、岩性、岩相、物性及地层压力等;裂缝识别特征及成因机制各不相同，其对页岩气的吸附和解析以及渗流性响应所起的作用也不相同。页岩气有利勘探目标区应首选那些拥有较高渗透能力或具备可改造条件的泥页岩裂缝发育带。
印度尼西亚南苏门答腊盆地Jabung地区西北部油区的Gemah油田Lower Tanglang Aka油层组储层砂体厚度较薄，一般为5~10 m，部分小于5 m，且横向变化快。找准这些储集砂体是油田开发取得油气产量的关键因素；应用地震属性确定砂体分布既是油气开发的关键之一，也是难题之一。将地震波形分类、本征值相干体属性分析等新技术，应用于薄层砂体的识别，据此部署钻井5口，实钻与预测吻合良好，实践证实,结合测井资料，进行地震属性综合分析，是油田开发中识别薄层砂体的有效方法。
准噶尔盆地西北缘乌夏地区X72井区二叠系风城组底部火山岩储层发育，受埋深、地震资料等复杂因素的影响，火山岩储层识别和预测非常困难。在火山岩储层精细标定基础上，设计了2个不同的地质模型，运用模型正演技术方法，定性论证了火山岩储层地震响应特征为连续低速强振幅反射，同时预测了风城组下部另一套火山岩储层的存在，为该区火山岩储层分布预测及井位优选提供了有力证据。
随着油田的不断勘探开发，有利储层的地质情况和油\气\水的分布越来越复杂，致使利用常规测井资料进行解释分析的难度加大。在分析储层特征、流体参数及工程参数等对测井相应影响的基础上，提出了运用关键井研究技术，采取常规测井资料结合地质、录井、生产动态等资料的综合判识方法，提高解释结果精度，并以某油气田为例进行效果分析，证明了该方法的有效性。
利用子波分解技术将常规地震数据道分解成不同频率子波的集合,并以此为基础开展基于频谱异常的储层含气性检测。CC地区目的层——沙溪庙组以一套河流—三角洲沉积为主,砂体单层厚度不大,多在20 m左右,且同一河道的不同位置以及相同位置的不同河道,其储层含气性迥异。基于传统地震数据的频谱分析由于受其分析时窗限制,其抗噪性和稳定性差,难以准确识别其含气性。为了能准确预测该地区不同期次,不同位置河道砂体的含气性,将基于子波分解的含气性识别技术加以应用,通过分析其得到的频谱异常发现,该地区含气河道砂岩具有明显的“低频共振,高频吸收衰减”特征,利用该特征不但能清晰区分当前高产井与干井,而且成为后期井位部署的主要依据。
对探井资料较少的地区开展烃源岩的准确预测和资源评价一直是石油地质学界的难题；而地震资料中蕴含的烃源岩的大量信息一直未被有效重视起来。尝试利用地震资料对泥质烃源岩开展预测和评价工作，并取得较好效果。首先,通过对地震资料作层序地层格架及体系域分析，识别出烃源岩发育段；其次，利用地震资料作地震速度岩性分析，从而可以实现烃源岩厚度的准确预测,烃源岩横向分布可以通过地震层序及体系域边界划分和地震反射特征分析进行确定；最后，通过目标层段的层速度计算出孔隙度，再由孔隙度的幂函数关系定量估算烃源岩的热演化程度，并实现生烃量的计算。因此，利用地震资料可以在少井探区甚至无井探区对烃源岩的宏观分布特征和品质进行预测与评价，从而减少在盆地早期勘探阶段和深部无井地区的勘探成本和钻探风险。
在蒸汽吞吐的开发方式下，利用热采数值模拟方法，针对低渗透稠油油藏水平井应用的井距和水平段长度展开优化研究，建立了低渗中粘、高渗高粘、中渗高粘、高渗中粘4种不同油藏类型的模型，以周期生产气油比和累积产油量做为对比指标。[JP2]认为低渗中粘稠油油藏不同于中高渗高粘稠油油藏，应用水平井开发不会发生水平井端部效应。低渗中粘稠油油藏，水平井合理井距在100 m[JP]，水平段长度为300~400 m效果最佳。
气顶油藏作为一类较为复杂的油气藏类型，在开发中遇到的最主要问题就是气顶气锥进，造成油井气窜，严重影响油井产能。以渤海锦州25-1南油田Es3-I油藏为研究对象，应用数值模拟方法对屏障注水技术开发大气顶窄油环油藏的对策机理进行了系统论证，并分析了对该类油藏实施屏障注水的技术可行性以及合理屏障注水比例、注水时机等开发参数。结果表明：与衰竭开发脑及常规注水开发方式相比,屏障注水开发能显著提高此类油藏的采收率。
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