准东地区石炭系有机质以腐殖型和混合型为主，具有烃源岩厚度大、有机质丰度较高及成熟度普遍较高的特征，总体为中等—好烃源岩。由于沉积环境和构造运动对有机质的丰度和热演化程度的影响较大，导致石炭系烃源岩的品质在纵向上和横向上具有差异性，表现为纵向上巴塔玛依内山组最好，横向上五彩湾凹陷和北三台地区最好。
通过岩心观察描述，综合测井、录井、古生物、重矿物等资料，结合地震相分析，以瓯江凹陷构造演化及相对海平面变化为主线，从物源分析出发，综合分析瓯江凹陷明月峰组沉积相类型及沉积特征。晚古新世明月峰组沉积期，瓯江凹陷处于断拗转换阶段，沉积物源由凹陷西侧的闽浙隆起带酸性火山岩源区和凹陷东侧的雁荡低凸起提供，以闽浙隆起带物源占绝对优势，受中古新世至晚古新世中期大规模海侵的影响，相对海平面持续升高，凹陷东侧雁荡低凸起开始接受沉积，使得凹陷沉积范围达到断陷期最大，总体呈滨海—浅海沉积，闽浙隆起带物源供应充分，在凹陷西缓坡发育3个大型三角洲沉积，滨海沉积发育于凹陷西缘三角洲之间及雁荡低凸起位置，凹陷中央发育大范围的浅海沉积。控制明月峰组各沉积相空间展布的主控因素是构造和相对海平面变化，以相对海平面变化为主。
对琼东南盆地陵水组二段泥岩盖层进行宏观研究，认为盖层岩性以浅海相泥岩为主，侧向连续性好，单层厚度大，砂质含量低，但是累积厚度偏小。利用测井声波时差（DT）和实测岩石样本排替压力之间的关系计算陵水组三段砂岩和陵二段泥岩的排替压力差。通过排替压差和可封闭气藏高度公式的计算，认为陵二段泥岩可以封盖下伏陵三段砂岩储层中高1 311～1 552 m的天然气柱。选取岩性、沉积环境、最大单层厚度、累积厚度、含砂量以及储层和盖层排替压差作为参数，分别赋予相应的权重，对泥岩盖层进行综合评价，认为发育于与陵三段储层配套部位的陵二段泥岩其综合品质级别属于Ⅰ—Ⅱ类，盖层综合品质向凹陷方向递增，向凸起方向递减，并且对陵三段发育于隆凹过渡部位的砂岩起到良好的封盖作用。
通过总结近年来油气勘探成果，认为珠江口盆地番禺—流花地区具有良好的天然气成藏条件，气源充足，储盖优良，圈闭条件优越，复合输导体系使油气运移顺畅无阻，是天然气勘探的重点区域。进而总结研究区天然气成藏特征，即表现为晚期—超晚期成藏，气藏类型单一，其在纵向上主要集中分布在珠江组下段，在平面上呈NE向条带状分布，明显受油气主运移方向的控制。通过天然气成藏条件与天然气分布关系研究，认为研究区天然气分布主要受构造脊、圈闭与储盖的匹配、封盖及保存条件等共同控制。
采用饱和水、玻璃珠充填的直玻璃管为模型，通过底部注入、顶部采出的方式分别进行油气二次运移物理模拟实验，模拟石油和天然气的二次运移过程。结果表明，原油的二次运移分为活塞式和优势式2个运移阶段;天然气的二次运移是一种断续式运移，也主要包括活塞式和优势式2种基本运移方式。结合油、气、水物理化学性质分析，探讨了油气二次运移过程的差异，认为石油和天然气自身属性的差异导致其二次运移过程不同。原油二次运移过程中不仅会驱替岩石孔隙中的自由水，而且会置换岩石表面的吸附水，可以与孔隙岩石形成稳定的作用关系，因此原油二次运移过[JP2]程的阶段性比较明显;天然气与地层水密度差异较大，导致二次运移的动力——浮力较强，而且天然气不能改变孔隙岩石的润湿性，因此运移比较活跃，形成与原油二次运移明显不同的断续式运移。
石灰岩的白云岩化作用因能形成较好的储层而备受关注,以往学者开展大量的分析和研究工作,但对白云岩的次生灰化作用的研究和认识程度均较低。次生灰化是发生在碳酸盐岩中重要的成岩作用类型之一,对储层的储集性能具有显著的影响作用。分析鄂尔多斯盆地东南部宜川—黄龙地区奥陶系马家沟组马五段次生灰岩岩石学特征及其形成的成岩阶段,并对次生灰岩的成因及主控因素进行探讨,指出古地貌低洼部位有利于白云岩次生灰化作用的发生,裂缝体系也是次生灰化作用的控制因素之一,泥晶含膏白云岩在低温条件下易于发生次生灰化作用。这些认识在碳酸盐岩风化壳储层预测方面具有理论指导意义,在油气勘探实践中具有重要的应用价值。
根据测井、岩心等资料综合分析恢复鄂尔多斯盆地白豹—华池地区的沉积环境，利用薄片资料分析储层物性特征及成岩相类型和分布。并在此基础上讨论沉积环境与成岩相的关系。研究认为研究区长6期发育河道型浅水三角洲前缘和与之伴生的深水滑塌成因重力流沉积，其中水下分流河道微相及深水砂质碎屑流沉积是砂体主要成因单元。储集砂体主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩，物性较差，属于中低孔特低渗储层。储集空间是原生粒间孔、次生溶蚀孔和少量裂缝的组合。压实作用、溶解作用及胶结作用是影响储层物性的主要成岩作用。不同沉积单元砂体的成岩作用和物性不尽相同，其中三角洲前缘水下分流河道主要以弱压实—绿泥石胶结相为主，深水砂岩主要以长石溶蚀相为主，两者结合部位发育绿泥石胶结—长石溶蚀相,均为有利成岩相带。成岩相研究与沉积环境分析相结合能够更好地预测有利储层的分布。
鄂尔多斯盆地马岭—镇北地区延长组三角洲前缘是主要的油气储集带,主要存在2个不同类型的沉积体系：东北物源方向的远源三角洲沉积体系和西南、西部的辫状河三角洲沉积体系。将马岭—镇北地区长8油组的储层砂体沉积微相分为水道、河口坝两大类,水道又细分为：①具有正常沉积特征，在三角洲前缘形成的水下分流河道；②具有砂质碎屑流和正常牵引流混合特点，且厚度较大的深切水道；③具有碎屑流性质，滑塌或者浊积性质的扇内水道等三小类。根据每个储存砂体沉积微相的成因，将马岭—镇北油藏类型划分为：水道—河道型、浊积扇型和河口坝型3种岩性油藏类型。对砂体成因和岩性油气藏特征的细致探讨不仅可以提高该地区储层预测的准确性，而且在某种程度上为今后的勘探和开发提供指导。
埕海油田地质条件复杂，沉积类型多，储层纵横向变化快，油藏类型复杂多样，储层精细预测难度大。针对储层预测的难题，使用多种技术手段来解决储层研究的多解性，如应用地震属性分析技术圈定有利储层范围，利用频谱成像技术提高储层空间横向识别能力，利用测井约束地震反演技术提高储层垂向分辨率，利用河道边缘检测技术，描述末期河道，通过综合应用各种技术的优点，从而实现对单砂体由点到面再到体的识别与追踪。
运用岩心、铸体薄片、扫描电镜和化验资料等，系统研究了柴达木盆地北缘地区下干柴沟组储层孔隙结构特征，并对储层发育的控制因素进行了分析。结果表明，下干柴沟组储集空间以原生粒间孔为主，其次为溶蚀孔和少量裂缝。储层综合评价为中孔—细喉道—中渗型储层。沉积相带是储层储集性能的主要控制因素，该区发育的辫状河河床亚相的砂砾岩是主要储集岩。成岩作用对储集性能也有影响，其中压实作用和胶结作用降低孔隙度，溶蚀作用增加次生孔隙。
根据大量的岩性、物性、孔隙结构分析数据和岩石薄片等资料，在沉积因素分析的基础上，结合成岩作用分析了储层发育的控制因素。研究认为长岭气田登娄库组储层为辫状河三角洲平原沉积，以长石岩屑砂岩为主,储集空间主要为粒间溶孔，储层具有低孔、低渗的物性特征。母岩是储层砂体形成的物质基础，石英砂岩储层物性明显好于岩屑石英砂岩和岩屑砂岩；沉积演化特征和次生孔隙发育段控制有效储层发育层段；沉积微相和成岩相控制平面非均质性；强烈的压实作用、胶结作用是形成低渗储层的主要原因，但溶蚀作用产生的次生孔隙形成了相对高渗带，使原本低渗的储层物性得到一定程度的改善。
通过对川西坳陷中段须家河组天然气样品碳同位素分析，认为川西坳陷中段须家河组天然气为典型热解成因煤型气，须四段天然气主要处于成熟阶段，须二段天然气则表现出高成熟的特征。川西坳陷孝泉地区、新场地区、合兴场地区δ13C1值和δ13C2-δ13C1值与高庙子地区、丰谷地区δ13C1值和δ13C2-δ13C1值存在明显的差异。这种碳同位素地区差异特征，预示了天然气由孝泉地区、新场地区、合兴场地区向高庙子地区和丰谷地区运移的规律。烃源岩生烃、排烃时期的差异，是该区天然气运移方向的控制因素之一，也是间接造成该区天然气碳同位素差异的原因之一。研究区天然气同源不同期的充注特征，导致了研究区须二段部分样品的碳同位素倒转现象。
通过对柴达木盆地西南缘乌南油田原油样品饱和烃、芳烃生物标志化合物和单体烃碳同位素的系统分析,阐明了它们的地球化学特征。研究结果表明,样品中正构烷烃系列碳数分布具有双重性模式,Pr/Ph<0.5,呈强植烷优势；具有相对较高含量的三环萜烷和伽马蜡烷,藿烷C35/C34值基本上≤1；芳烃组分主要以萘系列、菲系列为主,三芳甾烷系列化合物含量较高,指示了乌南原油形成于半咸水—咸水湖相较强还原沉积环境,母质来源主要为低等水生生物,藿烷和甾烷成熟度参数反映其主要为低熟原油。原油单体烃碳同位素分布曲线模式整体上较为水平,高碳数略有增高的趋势,也表明了原油以水生生物和细菌为主的偏腐泥型有机质生源特征。
尕斯库勒油田是柴达木盆地最大的油田，通过GC\|MS分析技术，系统剖析了尕斯库勒油田原油的地球化学特征。研究结果表明：正构烷烃呈偶奇优势,其中浅部油藏中有部分原油正构烷烃缺乏，遭受到轻度的生物降解。对于正常原油，均具有较低的姥植比，同时具有含量丰富的伽马蜡烷和C35升藿烷，揭示了原油形成于强还原咸水环境，对比深部E13油藏和浅部N1—N12油藏，浅部油藏的成油环境的古盐度略低于深部油藏；原油中C21-/C22+值在1.02~1.71之间，且具有高含量的C27甾烷，指示了其母质来源以菌藻类低等水生生物为主；原油中C29αββ/（αββ+ααα）值以及Ts/Tm值都较低，都表现出了低熟油的特征，同时C2920S/（20S+20R）值普遍偏低，在深部E13油藏该值分布在0.31~0.40之间，而在浅部N1—N12油藏该值相对较低，分布在0.29~0.36之间，深部油藏的成熟度略高于浅部油藏。
在野外地质调查基础上，系统分析了柴达木盆地石炭系烃源岩分布以及地球化学特征，并从有机质丰度、类型和成熟度方面对烃源岩进行了综合评价。研究认为:柴达木盆地石炭系烃源岩广泛分布在全盆地大部分地区。柴北缘烃源岩厚度大\,分布广，厚度中心主要位于欧龙布鲁克山一带，最大残余厚度达900 m；柴南缘厚度次之，沿盆地边缘呈带状展布，在格尔木—乌图美仁—甘森一带厚度在400~500 m之间，盆地西北及东南角厚度较小。石炭系主要发育暗色泥岩、碳酸盐岩和煤3种类型烃源岩。暗色泥岩有机质丰度均值为1.28%，有机质类型主要为Ⅲ型与Ⅱ2型，处于成熟—高成熟阶段，为中等—好的烃源岩；碳酸盐岩有机质丰度较低，平均值为0.37%，有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型，综合评价为差烃源岩；石炭系煤岩则为良好的气源岩。总体而言，柴达木盆地石炭系分布广泛，具有较好的油气勘探远景。
通过对准噶尔盆地妖魔山与大龙口剖面的2个烃源岩样品进行封闭体系模拟实验分析，获取不同温度条件下中二叠统烃源岩生油气量及相关地球化学参数，研究该地区Ⅰ型干酪根与Ⅱ1型干酪根的生烃演化模式，另外，选取该地区的相关地球化学参数与烃源岩厚度，计算准南缘中二叠统烃源岩至现今的天然气不同组分强度。结果表明：二叠系烃源岩Ⅰ型干酪根生油气量明显高于Ⅱ1型干酪根，生油能力持续时间长，生油区间的RO值为0.6%~2.0%；Ⅱ1型干酪根生油能力明显较弱，生油区间RO值为0.7%~1.3%。Ⅰ型干酪根生气的RO值从1.3%开始，生气量逐渐增加,Ⅱ1型干酪根生气要早一些，从RO值为1.0%时开始，生气量也明显低于Ⅰ型。3个剖面以大龙口地区二叠系烃源岩的生气强度最高，为167.52×108m3/km2，甲烷与乙烷的强度也最高；其次为妖魔山剖面，生气强度为118.88×108m3/km2；红雁池剖面的生气强度最低，为11.46×108m3/km2。总体而言，准噶尔盆地南缘生气潜力较高，勘探前景广阔。
华庆地区位于鄂尔多斯盆地的湖盆中心，是鄂尔多斯盆地超低渗油藏勘探开发的重点地区之一。系统采集了华庆地区延长组长8、长9和长10等油层组原油和长7段烃源岩\,长8段烃源岩样品，分析原油和烃源岩中生物标志化合物，研究生物标志化合物分布和组成，探讨原油的成因和油源问题。结果表明长8、长9和长10等油层组原油属于同一族原油，具有相同的成因，它们的油源均为长7段烃源岩。
叠前偏移是解决强横向变速情况下复杂构造成像的一种有效手段，在碳酸盐岩成像处理研究中，利用波动方程叠前偏移较叠后偏移能获得分辨率高、保幅性好的偏移成果，孔洞能得到很好的刻画，串珠聚焦程度好，归位更加合理，能真实反映地下的构造形态，提高碳酸盐岩岩溶地形的地震预测成功率。对时间偏移和深度偏移在理论方法、适用性和处理剖面效果方面进行了分析对比，在地下构造复杂或横向速度变化较大时，叠前深度偏移能获得更好的效果。速度建模是影响叠前偏移成像技术的核心问题之一，获得准确的层速度是叠前深度偏移成功的关键。
AVO技术的研究已有30多年的发展历程，其中有起有落。近年来AVO技术的应用日趋广泛，发展较快。在寻找非均质油气藏方面，AVO技术具有其他方法不可替代的作用。通过对横向小尺度体的模型设计，正演模拟的计算及与Zoeppriz方程计算理论值的对比，讨论了横向小尺度体大小变化、速度变化对反射系数的影响，得出了横向尺度大小及速度变化对反射系数的影响规律，总结了横向变速时反射系数随偏移距的变化规律。
地层（体）切片技术自提出后就得到了广泛的应用，不只是在地震沉积学上的应用，很多时候也应用于储层的预测方面，已成为目前全三维地震综合解释的常用手段，同时在应用过程中也出现了新的变化。将地震属性切片分为时间切片、沿层切片、地层切片和地层体切片，着重对地层切片和地层体切片进行了严格区分与详述。在对地层切片技术原理及应用条件分析基础上，结合其在大港油田滨海斜坡区的应用，指出应用地层切片技术时应注意其所适用的地震、地质条件，描述了参考等时面的提取方法及使用技巧等，为地层切片技术的应用提供借鉴。
断裂是塔中地区岩溶风化壳裂缝型储层的主要控制因素。且裂缝对于改善碳酸盐岩储层的储集性能、提高储层的连通性作用明显，裂缝预测技术的优选尤为重要。通过探讨地震裂缝预测技术在塔中岩溶风化壳裂缝型储层中的适用性，对比分析其预测效果，得出地震裂缝预测技术的预测结果与该区的钻井资料吻合\.曲率分析法预测的无效裂缝较多，相干预测的裂缝方位与断裂走向具有较好的一致性，古应力场分析法主要用于预测断裂、裂缝的发育趋势，叠前AVO梯度法对于大断裂周围的裂缝发育带或者岩溶缝洞体的边缘地带预测效果较好。
白垩系清水河组在车排子凸起东斜坡区由沙湾凹陷向隆起高部位层层超覆尖灭，北西—南东向断裂成排成带分布，易形成断层与地层超覆型复合圈闭。地震相干分析技术对识别小断距断层有较大的帮助，分频和振幅类地震属性的结合可有效识别薄砂层组超覆尖灭线，沿层振幅类属性特征可识别研究区各期砂层发育期三角洲前缘沉积体的分布，进一步预测砂体的发育区。构造解释与地震属性的结合可评价圈闭储层发育特征，指出研究区第二期砂层组发育5个断层地层圈闭，圈闭内砂体发育，具有重要勘探价值，其中A圈闭、C圈闭是下一步首选勘探目标。
结合渤海湾盆地临南断块油气藏、塔里木盆地雅克拉凝析气藏等研究区石油地质资料，从油气藏成藏特征、化探异常空间分布规律入手，探讨烃类垂向微渗漏的方式及受控因素，研究化探异常与油气藏烃类垂向微渗漏的“成因”联系，分析和认识化探异常的油气地质意义。夏口断层在临南断块油气藏成藏系统中具备油气侧向运移“封堵”特征，而研究区化探异常则揭示了夏口断层(裂隙）具有油气纵向“渗漏通道”作用，由此表明夏口断层具备油气侧向运移相对“封堵”和油气纵向绝对“渗漏”的双重属性特征。雅克拉气藏区化探异常围绕着气藏构造高部位(化探指标低值区)呈环状形式分布于气藏边缘，表明气藏盖层明显控制了气藏烃类垂向微渗漏和化探异常的空间分布特征；重烃指标异常空间分布规律与气藏盖层封闭性的横向变化规律具有较为一致的对应关系，表明气藏盖层封闭性对油气重烃微渗漏的影响较甲烷微渗漏影响更为明显。2个研究区近地表化探异常特征与其对应的油气藏成藏特征、油气垂向微渗漏等存在极为密切的联系。
产量是储层的反映，产量分析是认识储层最有效的方法。研究煤层气产能控制因素，可为煤层气勘探开发选区、井位部署及开发工程设计提供依据。沁水盆地南部是我国煤层气勘探开发的热点地区，初步实现了煤层气产业化，地面垂直井产气量一般在2 000~5 000 m3/d之间，但不同地区甚至同一地区的不同气井产气量有所差别。在对地面垂直井产气量数据对比分析的基础上，结合煤层气地质条件，分析影响气井产能的主要控制地质因素是构造条件、煤层厚度、煤层埋深、气含量、渗透率及水文地质条件。各种因素对气井产能的影响不同，煤层气井的产气潜力主要取决于各种主要控制因素的有效组合。
非常规油气资源正在发挥越来越重要的作用，页岩气以其巨大的资源量及在美国开发的成功事实，促使其成为当前研究的热点。页岩储层富含粘土矿物，流体敏感性损害和应力敏感性损害是损害泥页岩储层的2种重要因素，两者耦合将极大地降低储层的渗透率，制约着开发页岩气工程技术的效果。以泥页岩储层的流体敏感性实验为基础，开展了应力敏感性评价研究，对比流体损害前后的应力敏感性差异。结果表明，储层为中等偏强的水敏性、强的碱敏性和中等偏强的酸敏性；流体损害后的储层应力敏感性系数较损害前增大30%，为强应力敏感程度。粘土矿物微粒分散运移、水化膨胀、流体润滑作用导致岩石强度降低，并使渗流通道更易变窄，加剧了应力敏感性损害。因此，工程作业中减少不配伍流体的侵入对页岩气储层的保护和开发具有特殊意义。
为研究降温速率和多孔介质粒径对天然气水合物形成过程的影响，在2种不同粒径的砂土中开展了甲烷水合物的形成实验研究。5个不同的降温速率被应用到2种粒径砂土中甲烷水合物的形成实验。实验结果表明，降温速率对砂土中甲烷水合物的成核时间有明显的影响。降温速率越快，甲烷水合物所需的成核时间就越短。同时，降温速率越慢，甲烷气体形成甲烷水合物的气体转化率就越高。不同的降温速率也影响形成实验中降温阶段和恒温阶段的甲烷水合物形成情况。在较低的降温速率下，恒温阶段的气体转化率相对较少。不同的多孔介质对甲烷水合物的形成过程也具有明显的影响。相对来说，在相同条件下，甲烷水合物在粗砂土中比在细砂土中更容易形成；在粗砂土中形成甲烷水合物，其气体转化率比在细砂土中形成的甲烷水合物更高。
一般情况下，实际完钻的水平井并不是绝对水平的，井眼轨迹成波浪状起伏。当井筒弯曲程度较大时，采用常规水平井产能公式进行计算会产生较大的误差，因此有必要对这种水平井的产能特征做深入分析。文中将井眼轨迹弯曲的水平井近似认为是由一系列斜直井组成的连续结构，通过在垂直井产能公式中加入井斜拟表皮系数和部分穿透拟表皮系数2项参数修正，建立了各向异性油藏中斜直井的产能公式，并将该公式与Joshi水平井产能公式的计算结果进行了对比，研究了井眼轨迹弯曲对水平井产能的影响规律。结果表明，当地层各向异性较强时，井眼轨迹的弯曲可以克服垂向渗透率低的不利地质因素，保证水平井获得较高的产量，并且此时水平井的产能随着弯曲段倾斜角的增大而增大；当地层各向异性较弱时，井眼轨迹的弯曲会降低水平井的产能。
通过在室内模拟气体钻井条件下泥页岩地层的温度和压力，分别对气体钻井钻遇地层出水条件下的水侵规律和气体钻井转水基钻井条件下的水侵规律进行实验研究，并建立相应条件下的水侵距离与时间的关系，从而对相应条件下泥页岩地层的水侵范围和坍塌范围进行预测，分析这2种情况下水侵距离与时间的关系。结果表明两者均呈现出初期水侵速度较快、中后期逐渐变缓的特征。对比2种情况下的水侵距离与时间的关系，前者的水侵速度要比后者的水侵速度慢得多，同样水侵穿透5 cm的距离时，前者所用时间是后者的350倍左右。
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