20世纪70年代，国家的能源供给主要是煤炭和石油，作为重要能源的天然气仍被大多数人所忽视，当时盛行的“一元论”油型气理论认为产煤地区是不可能产生天然气的。1978年，中国学者首次提出煤成气概念，此后40年，中国煤成气理论经历了引进、吸收、创新、发展、形成体系、指导天然气工业生产快速发展的全过程，其理论内涵包括气源鉴别指标体系、煤成气成藏机制与分布规律、评价预测技术方法等，应用中国煤成气理论先后准确预测了5个亿级以上大气田，使中国的煤成气占天然气比重从不足10%提高到67%，推动了中国天然气产量和储量的快速增长，为中国天然气工业快速发展做出重大基础性贡献，具有重要战略意义。

地震、岩心、测井、录井、试油及分析化验资料综合研究表明，歧口凹陷板桥斜坡沙一下亚段主力油气储层为异重流沉积砂岩。异重流沉积总体处于半深湖—深湖环境，其岩性组合表现为灰黑色泥岩夹中—细砂岩或互层沉积，砂岩段沉积粒序呈一系列向上变粗单元（逆粒序）和向上变细单元（正粒序）成对出现的特征，发育层内侵蚀面，可见交错层理、平行层理、爬升层理及透镜状层理等多种类型的流水成因层理构造。异重流沉积包括侵蚀水道、水道复合体、分支水道、近端沙坝、远端沙坝、席状朵体6个微相，其中水道复合体微相沉积砂岩具有单层厚度大、粒度粗、分选好、泥质含量低、储集物性好的特点。通过地震属性、砂岩厚度及岩心观察，明确了板桥斜坡沙一下亚段异重流沉积体系展布，针对性预探部署获得了良好的勘探成效，单井试油产量高，稳产效果好，展示了陆相断陷盆地中深层异重流沉积岩性油气藏勘探的良好前景。

通过钻井、野外露头等资料，综合分析川东地区震旦系—寒武系烃源岩特征，揭示陡山沱组和筇竹寺组烃源岩有机质类型以I型为主，TOC平均值分别为1.38%和1.29%，R_o平均值分别为2.5%和2.22%，均处于高—过成熟阶段。以池7井的热演化指标作为刻度，确定Baker-R_o模型适合于R_o史模拟。通过实验测试及对比研究，修正产烃率和有机碳恢复系数等关键参数，确定川东地区天然气运聚系数为0.4%。以此为基础，开展盆地模拟，得到：①川东盐下烃源岩生气量为192.54×10¹²m³，天然气资源量为7701×10⁸m³；②开江—宣汉古隆起南部的大天池—双家坝—明月峡构造带及川东东部的方斗山—大池干构造带为油气的重要指向区，构造带盐下的寒武系龙王庙组和震旦系灯影组储层为有利的勘探层系。

川东地区多口井在侏罗系见良好的油气显示，但因区内侏罗系构造高部位已被剥蚀殆尽，一直以来都未被给予足够的重视。明确区内侏罗系的勘探潜力，对于指导川东地区侏罗系下一步勘探有重要意义。通过对烃源岩、储层、构造及保存等条件分析认为：区内下侏罗统凉高山组和大安寨段烃源岩厚度大，凉高山组有效烃源岩厚5.6～35.8m，大安寨段有效烃源岩厚2.7～58.0m；凉高山组有机碳含量为0.15%～3.86%，大安寨段有机碳含量为0.15%～2.76%，平均都在1.00%左右，有机质丰度高，处于油气生成高峰期，资源丰富；砂岩和石灰岩储层均表现出特低孔特低渗的特征，但有利储集体滩坝和介壳滩在川东中北部地区大面积分布；互层式的源储组合有利于油气短距离运移聚集成藏；褶皱带宽缓向斜区内侏罗系保存完整，油气保存条件较好。这些都反映出川东地区下侏罗统凉高山组和大安寨段具有良好的勘探潜力，其中川东中北部地区的宣汉—开江—梁平—万州一带成藏条件最优，评选出凉高山组勘探有利区面积约5000km²、大安寨段勘探有利区面积约3000km²。

湘鄂西地区下寒武统水井沱组页岩储层研究程度相对较低，而页岩储层分布的不均一性严重制约了页岩气的勘探。以湘鄂西地区水井沱组页岩为研究对象，结合剖面和钻井资料，通过薄片、矿物含量、有机地球化学、扫描电镜等分析资料，分析了湘鄂西地区水井沱组页岩储层分布和非均质性特征。研究区有利页岩储层发育的相带为深水陆棚，以碳质页岩和硅质页岩为主。水井沱组划分为两个三级层序，Sq1时期以硅质陆棚为主，Sq2时期碳质陆棚分布更广。宏观上海侵体系域主要发育硅质页岩、碳质页岩，为富有机质页岩发育段；高位体系域主要发育钙质泥页岩、粉砂质泥页岩。微观上海侵体系域中页岩储层具有黏土矿物和有机碳含量向上逐渐升高，脆性矿物含量降低的特征，储集空间由基质孔向溶蚀孔、有机质孔演变，总孔隙度向上逐渐变大；高位体系域中页岩储层变化规律则相反。页岩储层分布的非均质性特征可能受到沉积时期海平面升降变化、物源供给以及生物作用的控制，也受到成岩作用、构造作用和水文地质作用的影响。

根据三维地震、钻井、测井、薄片、包裹体资料及骨架砂体输导脊对比分析，对蓬莱9-A油田潜山不整合面输导脊形成的主控因素进行研究。分析表明，潜山不整合面输导脊的形成主要与潜山的物性和岩性有关，输导脊与构造脊不一定叠合，其中半风化岩石中裂缝发育是横向输导的关键；骨架砂体输导脊受控于高差和浮力，输导脊与构造脊是叠合的；潜山不整合面输导脊可以作为浅层成藏的油气中转站，输导脊圈闭面积、断层与输导脊的配置控制了浅层油藏丰度，输导脊汇油面积越大，断层切至输导脊汇油圈闭的高部位，对应浅层圈闭油藏丰度较高，并在已钻井获得证实。研究表明在无烃源岩覆盖的斜坡区与凸起区输导脊具有重要的控藏意义。

致密油可采资源的富集规律一直是现阶段研究的热点问题。主要基于多个全球性非常规数据库资料，获得致密油盆地资源分布情况，重点解剖北美威利斯顿盆地、二叠盆地和海湾盆地3个致密油高产盆地，结合上千口典型致密油井实际产量数据，依次从致密油烃源条件、地层组合特征和局部甜点发育情况等三方面分析致密油可采资源富集的控制因素，为北美以外地区致密油的勘探提供依据。研究结果表明，全球致密油可采资源，平面上主要分布于美洲科迪勒拉山前带、俄罗斯西西伯利亚、北非—中东古特提斯域等常规油气较发育区；层系上以上侏罗统、白垩系、上泥盆统、中—下二叠统、上志留统为主，与全球广泛性发育的主力烃源岩相对应。致密油可采资源有3条富集规律：紧邻广泛性分布的高丰度、成熟度适中的烃源岩；以源间式和互层式地层组合类型为主的致密油层系资源最富集；在靠近沉积中心且构造活动较弱的盆地斜坡带上发育甜点区。

综合西昆仑露头资料、塔里木盆地内钻穿寒武系钻井信息和地震剖面特征，研究了盆地震旦系纪末的古构造格局，分析了震旦纪末古构造格局与下寒武统玉尔吐斯组烃源岩分布的关系，明确了塔西南坳陷玉尔吐斯组烃源岩分布特征。研究认为，震旦纪末巴楚—塔中地区存在近东西向展布的古隆起，隆起之上水体较浅，为一套潮坪相沉积，玉尔吐斯组没有沉积或相变，隆起南北两侧的坳陷内玉尔吐斯组有沉积。塔西南坳陷玉尔吐斯组分布在南华纪—震旦纪裂谷或加里东早期正断层形成的洼槽内，主要从昆仑山前中段北东向延伸至麦盖提斜坡区，规模较大。近期坳陷中段罗斯2井在奥陶系蓬莱坝组获得重大油气发现，间接证实了深层寒武系丰富的油气源条件。

准噶尔盆地二叠系芦草沟组是中国最为古老的陆相液态烃页岩层系之一，是近海咸化湖盆混积岩沉积，具有丰富的致密油、页岩油资源，吉木萨尔凹陷是准噶尔盆地东部典型富液态烃凹陷。基于页岩层系实际地质资料分析，发现吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩层系发育上、下两个含油系统，具有源储一体、薄层叠置、厚度较大、整体含油、连续分布的特征：①近海湖泊沉积环境，间歇性海水注入使湖泊生物群体死亡，利于有机质富集保存；细粒混积岩沉积为主，划分为6层2.5个三级沉积旋回；②烃源岩主要发育在芦草沟组第2段（P₂l₂）和第5段（P₂l₅），岩性主要为碳酸盐质泥岩和硅质泥岩，有机碳含量多大于4%，Ⅱ型干酪根为主，R_o介于0.6%～1.1%，处于生油窗口；③储层普遍较致密，岩性主要为碳酸盐岩、碳酸盐质砂岩、硅质砂岩，孔隙度主体介于6%～12%，空气渗透率小于0.1 mD，连通孔喉直径主体介于几十至几百纳米，以粒内孔、粒间溶蚀孔为主，含油饱和度多介于80%～90%，储油条件较好；④地层流体压力系统以常压—弱超压为主，原油密度平均为0.8971g/cm³，50℃平均黏度为165.2mPa·s，为低—中等热演化程度产物，地层条件下整体流动性较差。吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油、页岩油资源丰富，经评价致密油技术可采资源量为0.91×10⁸t，其中P₂l₁和P₂l₄是致密油“甜点段”，致密油“甜点区”主要分布于凹陷中部；页岩油技术可采资源量为1.10×10⁸t，其中P₂l₂和P₂l₅是页岩油“甜点段”，页岩油“甜点区”也主要分布于凹陷中部。

针对二连盆地白音昆地凹陷腾2块烃源岩缺乏系统研究与认识的问题，以岩心、岩屑为研究对象，以油气地球化学分析技术为主要手段，对烃源岩有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等有机地球化学参数进行测试分析。研究表明：腾2块烃源岩主要分布在沙海组和九佛堂组，累计厚度在700m以上，有机质丰度总体表现为中等—好级别，有机质类型以Ⅱ_a—Ⅱ_b型为主，热演化程度达到生油阶段，下部层位烃源岩有机质成熟度高于上部；九佛堂组烃源岩的生油潜力要远好于沙海组烃源岩的生油潜力，原始生烃潜量平均达到13.26mg/g，排烃量平均达到7.68mg/g，平均油气转化系数随埋深逐渐增大。

通过野外露头观察，室内薄片鉴定以及物性分析，详细分析了塔里木盆地阿克苏地区下寒武统肖尔布拉克组上段微生物碳酸盐岩储层特征及其主控因素。研究认为肖上段主要发育微生物礁和微生物层这两种巨观构造，其中前者包括凝块石礁和表附菌礁，后者包括凝块石层、表附菌层、叠层石层、层纹石层和泡沫绵层。微生物碳酸盐岩具有多种与微生物相关的孔隙，同时也具有非微生物储集空间。凝块石礁和泡沫绵层是最有利的微生物储层，表明不同类型的微生物岩储层具有较大的物性差别。于提希剖面和苏盖特布拉克剖面对比发现，相同类型的微生物岩储层亦具有较大的差异，这是因为微生物碳酸盐岩储层的形成与保存受控于沉积相分布、古地貌特征、成岩作用以及微生物结构的缘故。

致密气产能预测涉及储层物性、压裂裂缝形态等参数，但由于致密储层渗透率很低，孔隙尺度小，储层非均质性强，孔喉分布差异大，采用压裂开发会导致预测储层及压裂裂缝参数具有一定的不确定性，因此仅给参数赋一个确定的值进行产能评价是不够全面的。研究认为致密储层绝对渗透率、有效渗透率、有效压裂裂缝半长等均有一定的不确定性，基于此，提出了不确定性致密气产能预测技术，以单井测试的无阻流量为基础，通过产能方程反算确定气相有效渗透率及有效裂缝半长等概率分布，在获取储层及流体物性参数基础上，计算区块无阻流量概率分布；然后，利用参数概率分布，采用解析模型方法预测产量剖面的概率分布。该方法既适用于区块也适用于单井概率产能预测，为降低致密气产能预测的不确定性提供了一种新的途径。

储层裂缝识别及预测的常用方法有常规测井及成像测井技术，主要应用于碳酸盐岩和砂岩储层，对特低渗透砂质砾岩储层裂缝研究较少，目前缺乏有效的预测手段。以准噶尔盆地红153井区特低渗透砂质砾岩储层为例，建立了一套集地质、地震、测井等技术手段于一体的砂质砾岩油藏裂缝定量表征方法。首先通过岩心、薄片等资料分析裂缝成因、发育特征及主控因素，开展裂缝特征宏观描述，在此基础上，综合利用岩心资料、成像测井及常规测井资料，建立特低渗透砂质砾岩油藏测井裂缝识别模式和解释模型，进行单井裂缝识别和预测；然后通过提取地震叠前各向异性，并结合地震资料、井资料及该区的沉积特征，开展裂缝密度、裂缝方位等规律预测；最后通过岩心、成像测井以及试油试采等资料对裂缝的识别和预测结果进行验证。应用结果表明，红153井区裂缝识别准确率达71.3%，地震叠前裂缝预测结果和实际生产情况吻合良好。

为解决强反射背景下不整合圈闭薄储层难以准确描述的问题，以济阳坳陷长堤地区中生界不整合圈闭为例，研究强反射分离方法，建立分离流程，讨论分离过程中关键参数的选取，并构建模型验证分离方法的可行性，选择储层预测敏感参数。研究表明，加入局部频率约束算子的匹配追踪算法能够有效避免异常值、加强运算稳定性和提高运算速度；结合目标区测井资料、井旁道数据确定尺度因子λ为0.6时能够实现强反射的合理分离，凸显有效储层信息。分离后的数据体中，振幅类属性与有效储层厚度具有正相关关系，能够反映储层的平面展布特征。所部署井位钻探结果与预测吻合，验证了该方法的可靠性。