利用地球化学、岩石矿物、测井及录井等资料系统研究东营凹陷古近系沙河街组泥页岩，认为东营凹陷古近系沙三下亚段—沙四上亚段泥页岩厚度大，有机质丰度高、类型好、成熟度分布范围广，与北美地区已发现页岩气系统地质地球化学参数具有一定的可比性，具备形成页岩气的物质基础：东营凹陷沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩全岩矿物组成具有较高石英和碳酸盐含量，粘土矿物含量低于50%，具有一定的脆性特征，且普遍发育微裂隙，有利于页岩油气的开采；东营凹陷古近系湖相泥页岩气测资料的调查发现，钻至沙三下亚段、沙四上亚段2套泥页岩发育段的探井气测显示均表现为高异常，钻井过程中频繁发生井涌和井漏现象，预示着气体的存在；2套泥页岩罐顶气轻烃（C1—C4)丰度随埋深增加而增加，在3 400m以深重烃/轻烃值较低，一般低于0.15，结合对2套泥页岩气油比的研究认为，东营凹陷针对泥页岩的勘探应采取油气兼探的方针。3 400m以浅以勘探泥页岩油藏为主，页岩气的勘探应在3 400m以深。研究表明，东营凹陷古近系泥页岩中存在可供开采的油气资源，是一个值得关注并投入风险勘探的新领域。
通过引入干酪根溶解理论及在其基础上发展而来的生烃、排烃模型，指出Ⅱ型干酪根在较高演化程度（转换率>75%)下，液态烃(C6-15+)的排烃效率高于69%，气态烃（C1-5)的排烃效率高达97%。计算得到Ⅱ型干酪根在高演化阶段的滞留气量（非页岩总滞留量)为2.84mg/gTOC.由干酪根溶解理论模型所得干酪根滞留气量间接反映页岩中吸附气所占比例不大，而由有机质降解，成岩作用（如蒙脱石向伊利石转换)或者构造运动而形成的孔隙和裂缝中的游离气含量较高，是页岩气产量的主力贡献。在页岩气区带优选及井位选择时需要特别重视寻找微米—纳米孔及天然微裂缝发育的“甜点区”。
评价甲烷水合物形成和分解过程中电阻率的变化对多年冻土区天然气水合物的勘测具有重要意义。利用本实验室自主研发设计的测量冻土相变温度和电阻率分布的装置,研究温度梯度对粗砂中甲烷水合物形成和分解过程的影响以及在此过程中的电阻率响应。实验表明，该装置可以准确有效地探测出水合物成核、形成、聚集及分解的过程。同时温度梯度的大小对多孔介质中水合物的形成和分布具有很大影响，随着温度梯度的增大，水合物的分布越不均匀，在高温端富集的水合物越多，水合物发生富集的时间间隔就越短。随着反应过程中水合物饱和度的增大，电阻率随之也增大.
塔里木盆地下古生界碳酸盐岩经历大气降水的地表岩溶、有机流体的埋藏溶蚀、深部岩浆热液流体的热液溶蚀等多种类型的次生溶蚀改造作用。以塔河油田为例，奥陶系碳酸盐岩在加里东中期、海西早期和海西晚期经历3次强烈的地表岩溶作用，分别在塔河油田西部和南部、塔河主体区以及塔河地区西北部发育。受加里东期、晚海西期、喜马拉雅期油气充注成藏影响，碳酸盐岩在有机流体作用下发生多次埋藏溶蚀作用，叠加在早期已有储集空间之上，在塔河地区奥陶系一间房组尖灭线以南的碳酸盐岩中较为发育。伴随海西晚期（二叠纪）强烈而广泛的岩浆—火山活动，深部热液流体也异常活跃，使碳酸盐岩发生显著的溶蚀改造作用，主要发育在塔河地区西部和西南部且叠加在早期已有储集空间之上。由此可以看出，碳酸盐岩储集空间的发育并不是在单一机制短期作用下形成的，而是多种流体作用复合叠加、长期动态发育的结果。
近年来塔里木盆地库车山前带勘探获得巨大成功，推动塔西南山前带勘探掀起新的高潮。实际上，这2个山前带的油气来源、输导模式及控藏关键因素等具有一定差异，塔西南山前带深化勘探要充分重视本身的成藏特点。库车山前带以侏罗系煤系烃源岩供烃为主，三叠系为辅，早期大断裂直接沟通源储，以“斜T”型模式输导为主，高陡逆冲构造紧密叠合,整体控制油气分布，局部构造控制成藏。而塔西南山前带以石炭系—二叠系海相烃源岩供烃为主，侏罗系煤系烃源岩为辅，早期隐伏弯褶大断裂为输导通道，以“仰F”型模式输导为主，双向对冲弯褶构造独立控藏。总体上，塔西南山前带石炭系—二叠系烃源岩、早期隐伏大断裂及完整的弯褶构造圈闭发育区是有利的勘探方向。
大港油田历经40余年勘探与开发，构造带主体基本已探明，勘探难度日益增大，以前未得到重视的由凹陷向正向构造单元过渡的斜坡带将成为今后寻找地层岩性油气藏的重要领域。以位于凹陷向凸起过渡斜坡区的沙三段为例，开展古地貌恢复研究及有利砂体预测，明确空间展布范围。在沙三段油气成藏条件综合分析的基础上，建立该区“凹—断—坡—隆”深层岩性油气藏成藏模式，并得到钻探验证。进一步展现出北大港构造带北翼良好的勘探潜力。
2004年，渤海湾盆地黄骅坳陷南堡凹陷老堡南1井奥陶系潜山测试获日产700m3高产油流，南堡油田被发现。综合岩心、钻井、地震及测井等多种资料，分析探区油气地质特征，对影响油气聚集成藏的主控因素进行总结。研究表明：①南堡凹陷奥陶系潜山有利储层的发育是受多旋回构造运动与多期岩溶作用控制的断裂裂缝—岩溶复合储集体，储集空间主要是断裂裂缝、溶蚀孔洞及溶洞充填沉积的溶积砂岩、砂砾岩原生孔隙；②沙三段发育优质烃源岩，是油气的主要来源；③油气藏分布受优势储层控制，由断裂和不整合组成的纵横交错的网状输导体系为油气纵向和横向运移创造条件，有效烃源岩与潜山有利圈闭空间良好配置是油气能否运聚成藏的关键，潜山高部位是油气聚集的有利区带，潜山低部位只要储层发育也可聚集油气;④储层是控制油气成藏的最为重要的要素，南堡凹陷奥陶系潜山油气勘探主攻方向是多旋回构造—岩溶作用形成的断裂裂缝—岩溶复合储集体。
渤中34区块发育有不同期次不同走向的伸展断层和走滑断层，构造十分复杂，给该区块油气勘探工作带来一定的难度。通过对研究区地震资料进行构造解释，结合其他地质资料，深入研究渤中34区块的构造演化过程及其对油气成藏的影响，认为：①受构造运动控制的汇水中心控制沙三段、东下段和明下段深湖相—半深湖相烃源岩的分布,新构造运动快速沉降—充填以来，烃源岩快速埋藏，3套主力烃源岩都进入生油高峰期；②孔店组缓慢裂陷和快速拗陷时期，沙一段、沙二段拗陷时期，东上段裂陷—拗陷转换时期，馆陶组和明下段第二次裂后热沉降时期，分别沉积具有不同沉积相特征的储集砂体,裂后二次热沉降沉积的泥岩厚度大，形成良好的盖层；③压扭形成的背斜和张扭形成的牵引构造可以形成构造圈闭，河道砂与泥岩呈指状交错，泥岩中夹透镜状砂体能够形成岩性圈闭；④新近纪凹陷的生烃期、排烃期与断层活动有良好的匹配关系，大大提高油气的运移效率，同时也可能造成油气的散失，因此要形成好的油气藏，必须具备有利源控条件；⑤晚期构造伴生的EW向断层切割早期形成的NE向断层形成断层网，沟通不整合面，使油源和储层有效连通,断层幕式活动，活动时作为油气运移通道，关闭时阻碍油气运移；⑥该区油气成藏有2种重要模式，一种是油气通过深切烃源岩或“中转站”的大断层直接垂向运移，另一种是油气通过次级断层与砂岩输导层进行阶梯状运移。
勘探证实，南堡凹陷滩海地区下古生界碳酸盐岩潜山为含油气潜山，且已成为下一步勘探的重点领域。首先分析整个华北地区早古生代区域沉积背景，明确黄骅坳陷和冀中坳陷该时期处于统一的陆缘浅海沉积环境中；进而以冀中坳陷为参照，利用化石组合及岩电特征对南堡凹陷潜山钻井进行地层划分对比，建立南堡凹陷下古生界标准地层序列；在井—震标定基础上，解释上马家沟组、下马家沟组及寒武系出露范围；结合储层评价结果将奥陶系和寒武系分别划分出5套和6套储盖组合，分析认为下马家沟组储盖组合为下一步潜山勘探有利层系，为南堡凹陷下一步潜山油气勘探提供必要的地质依据和有利指导。
近些年来的勘探实践表明，四川盆地须家河组存在“厚砂薄储”的问题，优质储层的形成主控因素复杂。前人研究认为优质储层主要受沉积相、岩石相和成岩相控制，然而，对其他因素考虑较少。通过系统的岩心、露头、岩石薄片等资料研究认为，生物扰动构造对储层物性的影响也较大，生物扰动强度与储层物性成正比。研究认为，四川盆地上三叠统可以划分出4种岩性—生物扰动组合:①厚泥层扰动，主要形成于厚层黑色泥岩中，反映滨湖沼泽或浅湖沉积环境；②砂泥边界扰动，发育于厚层深灰色泥岩夹薄层浅灰色粉—细砂岩中，扰动指数为2~3，反映远端砂坝下部环境；③砂泥薄互层扰动，主要发育在砂泥薄互层中，砂层单层厚度为2~8cm，纵向上砂泥薄互层，扰动指数为4~5，反映三角洲前缘远端砂坝上部环境；④厚砂层扰动，主要发育于厚层砂岩中，扰动指数为1~2，表明其形成于水体能量相对较强的水下分支河道环境。生物扰动构造与储层物性呈正相关，即生物扰动越强，储层物性越好；而弱扰动或未扰动部位原生孔隙胶结致密，孔渗性都非常差。这主要是因为生物扰动可以提高岩石的均质性和岩石颗粒的分选性。
中拐凸起石炭系火山岩裂缝是该区火山岩储层的主要储集空间和渗流通道。该区火山岩储层发育有原生缝、次生缝及人工诱导缝等，其中以未充填或半充填的高角度剪切缝最为发育，为研究区的主要裂缝类型。该区裂缝方位主要为近NE向和近EW向，与现今最大主应力方向基本一致或呈锐夹角，有效性好。海西运动期是裂缝的主要形成时期。裂缝发育的影响因素主要包括构造部位、岩性及层厚等。岩性类型不同，裂缝发育程度也不同；裂缝的发育程度与构造位置密切相关，裂缝发育带主要沿断裂带呈条带状分布；由于火山岩普遍成层性差，层厚对裂缝发育的影响不明显。研究认为研究区裂缝发育的主控因素主要为岩性和构造位置。
通过对新疆西北部吉参1井及塔参1井石炭系烃源岩样品有机地球化学特征进行分析，明确研究区石炭系烃源岩生气潜力。吉参1井石炭系烃源岩主要以炭质泥岩为主，塔参1井石炭系烃源岩主要为暗色泥岩。吉参1井及塔参1井泥质烃源岩有机质丰度较高，都达到好烃源岩的标准。有机质类型以Ⅲ型为主，热演化均达到高成熟阶段，具有良好的天然气生成能力。
运用生物标志化合物参数及同位素资料,综合划分北部湾盆地涠西南凹陷原油成因类型和烃源岩供烃组合，认为涠西南凹陷原油可划分为三大类，流沙港组烃源岩在剖面上可划分出2个供烃组合。在此基础上进行油—源精细对比，明确涠西南凹陷流沙港组一段、二段隐蔽油气藏原油的来源，它们分别来自流沙港组烃源岩的不同供烃组合。与此同时，根据隐蔽圈闭与烃源岩的接触关系，提出流沙港组发育有“类构造”和“类岩性” 2种独特的隐蔽油气藏成藏模式，二者具有不同成藏特征及成藏主控因素。流沙港组一段、二段隐蔽油气藏在烃源岩、输导体系及成藏模式等方面存在差异。
近年来，苏北盆地高邮凹陷岩性油藏的勘探取得重大突破。通过对高邮凹陷岩性油藏成藏过程动态解剖研究，高邮凹陷岩性油藏成藏期处于有利的充注动力窗口，储层物性普遍高于充注临界物性，岩性圈闭早期开始持续发育，因此，高邮凹陷整体具有形成岩性油藏的有利条件。高邮凹陷上含油气系统岩性油藏成藏的关键因素是运移通道和圈闭条件。主控断层早期开启，晚期封闭是研究区岩性油藏成藏的必要条件，同时，砂地比较低，砂体欠发育，泥岩发育有利于形成岩性圈闭，也是成藏不可或缺的条件。岩性油藏在陡坡带和缓坡带均有分布，戴南组岩性油藏的分布具有明显的分带性，靠近凹陷两侧断裂带向深洼带依次发育有断层—岩性油藏、上倾尖灭岩性油藏、砂岩透镜体油藏。
“巨型油气田”指在目前已知技术条件下，最终探明可采储量达到或超过0.68×108t的油气田。本文在系统调研全球巨型油气田勘探与研究现状基础上，依托IHS、C&C数据库及国内外公开发表的相关文献资料，对截至2009年底的320个海相碳酸盐岩巨型油气田及其赋存的48个含油气盆地进行详细分析，重点探讨其发育的构造环境及其富集的盆地类型。构造环境主要包括伸展、挤压、走滑3种，应用Paul Mann提出的含油气盆地类型划分方案。研究表明，海相碳酸盐岩巨型油气田主要形成于伸展构造环境，包括大陆裂谷与上覆凹陷、面向大洋盆的被动大陆边缘2种类型盆地。伸展构造环境有利于优质烃源岩、有效储集层、良好盖层的形成及生储盖的有效配置。国外海相碳酸盐岩巨型油气田勘探带给我们的启示是:加强我国伸展构造环境下这2种类型原型盆地研究，尤其是盆地演化早期阶段裂谷的研究，这将对我国海相碳酸盐岩的油气勘探具有重要的指导意义。
将阿尔金走滑大断裂及与其相邻发育的几条展布方向一致、运动方式接近的断裂带统称为阿尔金走滑断裂系。通过对各断裂带组成、延伸规模、活动时期和活动方式，阿尔金走滑断裂系中、新生代沉积层系的岩相古地理，盆地上部沉积层系地震数据解释和柴西坳陷古近系沉积岩裂变径迹等方面的研究，结合遥感地质学等手段，探讨阿尔金走滑断裂系中、新生代构造运动学过程。研究认为，印支期阿尔金走滑断裂系总体构造格局处于相对隆起状态，区域上基本未接受三叠纪沉积，表现为剥蚀阶段。受燕山运动影响，在区域微弱拉张作用下，阿尔金走滑断裂系在侏罗纪相对整体沉降并开始接受侏罗纪沉积，形成大阿尔金湖。至燕山运动中晚期，受新特提斯构造域关闭的影响，形成区域范围的构造抬升，大阿尔金湖消亡。燕山运动末期发育区域范围的左旋走滑运动，阿尔金走滑大断裂带形成。喜马拉雅运动开始后，塔东南坳陷和柴达木盆地整体进入相对拗陷期，古近纪地层厚度展布特征揭示出，沉积区的古地理特征表现为阿尔金断隆开始抬升，阿尔金走滑大断裂带构造运动强度逐渐加强，尤其在古近纪晚期以来这一特征十分明显。受此构造事件影响，新生代民丰坳陷主要受阿尔金走滑大断裂和北民丰凸起的控制形成挤压挠曲型走滑拉分盆地，若羌坳陷主要受控于车尔臣河断裂、且末—若羌断裂和阿尔金北缘断裂形成雁列型拉分盆地。
富含粘土的页岩、泥质粉砂岩和粉砂岩等泥质岩的储层矿物成分、微组构和微孔结构复杂，使得泥质岩储层的应力敏感性存在较大差别。以鄂尔多斯盆地延长组泥质岩为研究对象，开展应力敏感性实验评价研究，并与典型致密砂岩储层进行对比。结果表明，页岩的应力敏感程度强，泥质粉砂岩中等—偏强，致密砂岩弱；在30MPa有效应力作用下，岩石呈现塑性变形。分析指出，岩石的变形主要受到岩石的组分、胶结物类型和含量\,微裂缝系统、孔隙结构参数、骨架颗粒形态、接触方式\,粒度分布、粘土微结构等参数的影响。针对3类岩石的应力敏感性差异，应区别对待，尽力控制储层应力敏感性损害的发生。
吉木萨尔凹陷斜坡区存在一个稠油环带，稠油的常规物性具有密度高、粘度高、初馏点高和凝固点降低、含蜡量降低的特点，属于普通稠油。稠油最显著的特点就是成熟度低，γ胡萝卜烷、β胡萝卜烷保存完好，以规则甾烷为主，三环萜烷含量低，藿烷含量变化大。成熟度较低的重质油易成为稠油，地质综合因素控制稠油的分布；在原油稠化的诸多因素中，生物降解是最主要的因素。稠油属于近距离成藏，油源位于凹陷深部。油气有2期成藏，稠油是由第一期成藏的低成熟原油经生物降解稠变而成。
通过对原煤及添加过渡金属元素Mo(钼)和黄铁矿的原煤进行不同升温速率条件下煤层气生成热模拟实验，论述黄铁矿和Mo对于原煤热解生烃过程的影响。结果表明：矿物/过渡金属元素使原煤有机质具有更大的生烃潜力。黄铁矿对CH4具有显著的正催化作用；同时加入黄铁矿和Mo时，生成的气体中会含有更多数量的重烃气，并有利于烯烃的产出；Mo对C7—C14具有显著的催化作用，但当同时有黄铁矿的参与时则会使C7—C14产率降低；黄铁矿/Mo的加入，则会影响到芳烃的产率高峰；较高的过渡金属单质含量对煤中本身含有的硫元素转化为H2S气体有抑制作用。在中—高温度范围内，催化剂对有机质生烃具有催化作用，升温条件能明显影响黄铁矿对芳烃、饱和烃和沥青质的催化作用，反映古地温场条件是催化生烃的一个重要影响因素。
四川盆地广安地区天然气地质储量丰富,但其烃源岩发育有限。选取广安地区须家河组煤,采用封闭体系进行热解和动力学研究，对该地区的生烃特征和生烃过程进行模拟。研究该地区煤的生烃特征和生烃动力学参数，恢复该地区天然气的生烃史。结果显示，广安地区须家河组煤系烃源岩开始生气时间主要在晚侏罗世(距今168Ma左右)，后期由于燕山运动影响，导致地壳抬升，地温骤降，在侏罗世与白垩世之间即140Ma左右结束生烃，其生气持续时间为28Ma左右。生烃转化率多在50%以上，具有短时期快速生气的特点。良好的生储盖组合与断裂不发育是天然气得以长期保存的关键。
采用黄金管—高压釜限定体系生烃动力学设备，对柴北缘侏罗系烃源岩进行生烃动力学模拟实验研究，获得烃源岩的生烃动力学参数。结果表明甲烷生成的活化能范围分布较宽，主要介于49～67kcal/mol之间，有2个高峰，分别为57kcal/mol和66kcal/mol，频率因子A为1×1012/s；C1-5生成的活化能范围分布较甲烷的窄，主要介于52～66kcal/mol之间，只有1个高峰为59kcal/mol，频率因子A为1.10×1015/s。然后结合建立在赛什腾凹陷中心和斜坡上的模拟井，运用Kinetics软件研究赛什腾凹陷烃源岩的生气史，认为凹陷中心下侏罗统烃源岩在29.8Ma（N1)进入生烃门限，对应的RO值为0.67%；而斜坡上的烃源岩在23.8Ma(N12)之后才进入生气门限，对应的RO值为0.87%。
在天然气组分组成、轻烃参数及组分碳同位素分析基础上，讨论十屋断陷不同地区的天然气成因类型。研究结果显示十屋断陷天然气主要存在伴生气和气藏气2种赋存状态，然后按照母质来源及热演化程度的差异又细分为4种成因类型：秦家屯地区、太平庄地区及七棵树地区的天然气多为伴生气，从能够反映母质类型和成熟度的轻烃参数及组分碳同位素特征来看，综合判识为偏腐泥型热解气；皮家地区、八屋地区、十屋地区及四五家子地区天然气多为气藏气，综合判识为过渡型裂解气；孤家子地区天然气为气藏气，碳同位素分布序列发生完全倒转，指示可能有无机气的混入，综合判断为高成熟腐殖型混合气；后五家户地区也为气藏气，碳同位素分布序列发生完全倒转和部分倒转，也显示可能有无机气的混入，综合判识为高成熟过渡型混合气。
目前，火山岩储层预测还处于火山岩体外观几何形态的定性描述阶段。针对准噶尔盆地乌夏地区夏72井钻遇的气孔未充填熔结角砾凝灰岩这套优质储层开展定量储层预测技术探讨，旨在推动火山岩储层预测技术向定量化方向发展。通过乌夏地区二叠系火山裂隙式喷发模式的建立，认为其分布受火山口、喷发断裂和古地貌的控制。首先，通过火山口识别、喷发断裂刻画和古地貌恢复以及多属性聚类分析，预测熔结角砾凝灰岩的分布；其次，建立气孔充填程度与速度和振幅之间的定量关系，通过正演模拟和反演加以相互验证；最后，在熔结角砾凝灰岩的分布范围内，预测均方根振幅和速度平面分布，根据上述的定量关系，得到气孔未被充填的熔结角砾凝灰岩这套优质储层的分布。预测结果得到钻探证实，证明这种定量预测技术是适用的，值得在类似地区推广应用。
SLG气田是我国重要的低渗透气田，针对性的有效储层预测技术，对增储上产具有重要意义。通过对叠前地震预测方法在SLG地区的实用性进行分析，认为基于测井资料的地震岩石物理分析技术是叠前地震预测方法不可缺少的基础环节，AVO分析技术和叠前地震反演技术是地震预测技术中最为关键的技术。通过实际应用，这些技术在SLG地区取得较好的应用效果，提高气层预测的准确率。
对于开发初期的凝析气藏，特别是对带油环凝析气藏的开发，在部署开发方案、选择开采方式时，获取准确的地层流体相态特征至关重要。由于各种原因，在气藏开发初期可能未取得代表性PVT 样品，影响到气藏开发方案设计和预测的准确性\.为获得准确的流体相态特性，立足组分梯度理论和相平衡理论提出了流体相态重构方法，利用纵向上流体组成及特性的差异通过多次流体重构、闪蒸和参数拟合获得准确的流体构成及相态模型。研究成果对带油环凝析气藏初期流体相态确定及开发方案研究具有很好的指导作用。
为直观、详细地论述川西新场须二气藏气井产出水状况，文中将气井产出水分为凝析水、地层水、夹层水或残留地层水3个大类。研究发现，构造主体部位的气井在产出地层水之前大多经历过一段较长时间的凝析水产出阶段；之后南北部边水才侵入构造主体；而构造主体的东西部产出夹层水或残留地层水。其主要原因是随着气藏开采，地层能量下降，边部水体沿着南北走向断层入侵到高部位，使得高部位气井大量产水；至于构造主体的东西部，由于远离断层，微裂缝不发育，气井产水量较少。总体而言，由于产出水类型不同，其水化学成分亦存在较大差异，表现为凝析水矿化度低、地层水矿化度高、夹层水或残留地层水的矿化度则介于两者之间。气井产出水化学性质差异性源自水—岩反应环境、流体压力、天然气浓度以及pH值等影响因素的变化。因为随着气井天然气的采出，流体压力下降、天然气浓度降低，盐离子的溶解度亦降低，所以构造主体产出地层水时，其Ca2+浓度较南北边部的要低，水体中出现少量Ca沉淀。
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