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位于湖南中部的连源盆地，发育一系列北东－北北东向的短轴向斜，面积近６００ｋｍ＾２，盆地内有下石炭统侧水组和上二叠统龙潭组两套煤系，煤层主要分布于向斜中。两套煤系的煤层均为腐殖煤，有机质属Ⅲ型干酪根，具较强的生气能力。煤炭中原生小气孔占９０％以上，也有次生气孔和内生、次生裂隙、这就决定了煤层气的赋存以吸附状态为主，游离状态为辅。煤层气的组分主要为甲烷，含微量重量烃气及非烃气。煤层的渗透率总体较低，但     

鄂尔多斯盆地晚古生代煤层作为气源岩的成烃贡献

鄂尔多斯盆地中部大气田的部分气源来自于上覆晚古生代煤层,为评价晚古生代煤层作为气源岩的成烃贡献,以盆地晚古生代原煤样和显微单组分热模拟实验结果为基础,利用盆地内292组显微组分含量数据参与计算煤的生烃强度,估算出全盆地晚古生代煤成气原始生成量为（328.82~579.48）×10¹² m³,中间值为463.20×10¹² m³,其中边浅部中间值为61.49×）×10¹² m³,中深部为401.71×）×10¹² m³;在讨论该盆地晚古生代煤的成烃贡献时,重点论述了吸附于煤储层本身、未纳入常规天然气贡献之列的理论吸附气量。结果表明,鄂尔多斯盆地晚古生代煤源岩的排烃系数为82%~90%,煤对气体的吸附容纳能力非常有限,绝大部分煤成气在形成之后都运移到了围岩中。     

碳酸盐岩气源岩有机质丰度分级评价标准研究

以塔里木盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地地质参数（地层、地史、热史）为例，分别计算了不同地质条件下单位面积碳酸盐岩的生气量及源岩和围岩各种形式的残留和耗散气量（吸附气量、油溶气量、水溶气量、扩散气量），进而根据物质平衡原理计算出有效排气量（有效排气量＝生气量-吸附气量-油溶气量-水溶气量-扩散气量），以排气量为指标给出气源岩分级评价的标准，并计算出其对应的有机质丰度，建立了塔里木盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地碳酸盐岩气源岩的分级评价表。经综合分析，归纳出我国碳酸盐岩有机质类型为II型的成熟气源岩“非、无效、差、中、好、很好”各级对应的TOC界限值分别为“0.2、0.4、0.7、1.0、1.5”。     

塔里木盆地阿克苏沙井子地区康克林组沉积特征

塔里木盆地阿克苏沙井子地区康克林组为晚石炭世－早二叠世的一套碳酸盐与陆源碎屑混合沉积物，其岩性自下而上可分为：第一岩性段主要为石英砂岩、粉砂岩夹砾岩和砾屑灰岩；第二岩性段主要为灰岩与细砂岩或粉砂岩互层；第三岩性段主要为生屑灰岩、核形石灰岩夹砂屑灰岩。根据混合沉积物中碳酸盐和陆源碎屑的相对含量及组构特点可将其划分为八种形式：①碎屑岩夹灰岩；②碎屑岩与灰岩互层；③灰岩夹碎屑岩；④陆源碎屑散布于碳酸盐基质之中；⑤碳酸盐作为碎屑岩的填隙物；⑥碳酸盐颗粒散布于陆源碎屑之中；⑦陆源碎屑砾石与碳酸盐颗粒混合沉积；⑧陆源碎屑砾石和碳酸盐颗粒散布于碳酸盐基质之中。通过对混合沉积物形成机制的分析认为，混合物主要形成于潮坪至台地环境，海平面的变化严格控制着混合物的类型，碳酸盐沉积与海平面上升密切相关。     

中国石炭—二叠系致密岩油气资源潜力分析

自1989年鄂尔多斯盆地靖边石炭系致密砂岩大气田发现开始,中国致密岩油气已有20多年的勘探历史。近年来,在鄂尔多斯、四川、准噶尔和塔里木等盆地中的志留系、石炭—二叠系、三叠系和白垩系等层位发现了致密砂岩油气田,进一步证明中国致密岩油气潜力巨大。研究认为,石炭—二叠系致密岩油气前景最大,从原型盆地沉积体系和含油气体系等方面,论述了其含油气前景和勘探方向。     

保山盆地上第三系烃源岩地化特征及气源潜力评价

保山盆地上第三系羊邑组和南林组属于湖泊-扇三角洲沉积体系,暗灰色泥质烃源岩厚度为400～1 000m.根据8口井98个样品的有机地球化学分析数据统计,泥质烃源岩有机碳质量分数平均值为0.85%,游离态烃和裂解烃量(S1 S2)为0.81～92.05 mg·g-1.镜检、岩石热解和生物标志物分析资料表明,烃源岩有机质类型主要为混合型,含少量腐殖型,热演化程度处于未成熟阶段.根据生物气的形成条件和烃源岩的分布特征,应用有机碳产烃率法分别计算了羊二段、羊三段和羊4-南林组的产气强度.     

渤中凹陷下第三系有效气源岩评价

在气源岩评价与盆地模拟的基础上,利用有效气源岩判别图版．对渤中凹陷下第三系气源岩进行了系统研究。查明了沙三段、沙二段、沙一段、东三段、东二段和东一段气源岩的有机质丰度、有机质类型及热演化程度。有效气源岩判识结果表明,Es组气源岩是有效气源岩;Ed3段气源岩部分能成为有效气源岩;而Ed1段和Ed2段气源岩成熟度达不到排气要求,为非有效气源岩。     

东北地区石炭—二叠系储层特征与评价

通过大量的野外观察以及露头样品的微观分析和物性测试,对东北地区石炭—二叠系的储层条件进行了初步分析。东北地区石炭—二叠系分布广泛,海相、陆相均很发育,总体上具有从石炭到二叠系由海相向陆相转变的规律;地层以灰岩和碎屑岩为主,局部地区为火山碎屑岩。东北地区石炭—二叠系储集性能较差。石炭系Ⅰ类储层主要分布在二连的西南部,Ⅱ类储层主要分布在二连东北部以及松南的磐石一带,Ⅲ类储层主要分布于三江以及松北部分地区;二叠系Ⅰ类储层主要分布在松北的伊春附近以及二连的林西官地,Ⅱ类储层主要分布于二连东部的西乌珠穆沁旗附近以及松南的永吉附近,Ⅲ类储层主要分布在内蒙古的镇赉县附近。     

柳条——昌图断陷烃源岩特征及勘探潜力评价

柳条-昌图断陷是晚侏罗世-早白垩世断坳叠合型盆地，发育九佛堂组、沙海组上段和阜新组三套烃源岩，烃源岩有机质丰度高，属较好-好的烃源岩，干酪根类型以Ⅱ型为主，热演化处于低熟-成熟阶段。油气显示活跃，资源丰富，有一定的勘探前景。     

鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩排烃特征及资源潜力评价

根据排烃门限理论,利用生烃潜力法研究鄂尔多斯盆地上古生界煤层、暗色泥岩在不同地质历史时期的排烃特征,并对其资源潜力进行评价。研究表明:鄂尔多斯盆地上古生界煤层排烃门限对应的镜质体反射率(Ro)为0.9%,暗色泥岩排烃门限对应的Ro为1.0%;上古生界烃源岩从富县组(J1f)沉积时期开始排烃,到志丹组(K1z)沉积时期达到排烃高峰,地质历史时期的排烃中心主要在盆地伊陕斜坡的东南部;上古生界总排烃量和总远景资源量分别为237.9×1012 m3和11.9×1012 m3,其中煤层排烃量208.6×1012 m3,暗色泥岩排烃量29.3×1012 m3,煤层的排烃量是暗色泥岩的7倍,对气藏的形成贡献较大。综合分析认为,上古生界烃源岩的排烃量和远景资源量较大,以它为主力烃源岩的上古生界致密气藏具有良好的资源前景。     

准噶尔盆地西北缘石炭,二叠系烃源岩有机岩石学特征

有机岩石学镜下鉴定和扫描电子显微镜资料表明，准噶尔盆地西北缘具有多层位生油的特征。上二叠统风城组泥岩显微组分中无定形体丰富，具极强的生油能力；上二叠统乌尔禾组及下石炭统烃源岩有机组分以混合偏腐泥型有机质为主；下二叠统佳木河组泥岩为偏腐泥型生油岩。     

华北地区石炭系,二叠系碎屑岩储集层特征

依据区域地质资料及冀中苏桥、文安地区井下岩心分析化验数据，论述研究区石炭系、二叠系碎屑岩的岩石类型、储渗性能及孔隙结构等储集层特征，并分析了影响储渗性能的因素。认为区内石炭系、二叠系砂岩储集层虽然物性差，但对储气来说仍不失为较好的储集层。当局部地区存在沉积间断面的风化溶蚀或构造缝发育等特定条件时，其储集条件有变好的可能。     

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鄂尔多斯盆地大宁—吉县地区是中石油对煤层气近期勘探中发现的一个高饱和煤层含气区，钻探的吉试1井、5井在煤层段试气获得了工业性气流，对今后我国中煤阶煤层气的勘探方向具有重要的影响。本文通过研究该区煤层厚度、煤层埋深、煤岩煤质特征、煤层演化特征、煤储层物性、煤层含气量、煤层气保存条件及资源量等条件，基本证实了大宁—吉县地区是一个整装的煤层气大气田，初步控制含气面积717 km2，控制煤层气地质储量1500×108m3。     

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河东地区位于鄂尔多斯盆地东部，面积１．６×１０４ｋｍ２，煤层气资源量４．５×１０１２ｍ３，占全国煤层气总资源量的１２．８％。该区是今后５～１０年我国煤层气勘探开发的重点地区之一。从该区的煤层气资源背景、构造背景出发，认为河东中部地区是煤层气勘探开发最有利的目标区。理由是：①有利的构造部位可能具有良好的煤层气可采性；②多期生气提供了丰富的煤层气资源；③柳林试验区的勘探实践证明了中部地区具有煤层气勘探开发潜力。作为目前经济不发达的地区，建立河东煤层气主输气管线，是大规模开发煤层气的先决条件。另外，该区还是浅层天然气勘探的有利区，应采取浅层气、煤层气勘探并重，共同发展的策略。     

准噶尔晚石炭世,二叠纪前陆盆地演化与油气聚集

中、晚石炭世和早二叠世,准噶尔盆地古陆块与其周缘的西伯利亚板块、哈萨克斯坦板块、塔里木板块碰撞,形成了盆地内西缘、南缘、东北缘三大前陆盆地系统。准噶尔盆地前陆盆地系统的演化发展经历了四个阶段,即盆前期的被动大陆边缘阶段,此期准噶尔盆地四周被海洋所围限,周边为被动型大陆边缘;周缘前陆盆地联合阶段,此时发育了西缘和东北缘两个前陆盆地;破裂前缘盆地阶段,此阶段南缘前陆盆地开始发育,由于基底卷入前陆盆地造成核部褶皱所分隔的孤立盆地;前陆盆地消亡阶段,此为前陆盆地大统一时期,发育阶段结束。经上述四个演化阶段形成了盆地二叠纪的构造格局,并形成了玛湖凹陷的西北斜坡区及其断阶带、中拐凸起、达巴松凸起、陆南凸起中西段和白家海凸起等有利油气聚集带。     

四川盆地上二叠统烃源条件与资源潜力分析

通过研究四川盆地二叠系碳酸盐岩和暗色泥质烃源岩的地球化学特征,指出二叠系烃源岩中有机质丰富,碳酸盐岩有机质类型以腐泥型(Ⅰ、Ⅱ1)为主,暗色泥质烃源岩以Ⅲ型为主,具较强的生烃能力,是二叠系主要生烃层。目前多处于高成熟-过成熟阶段,以生气为主;通过烃源岩定量评价及资源潜力分析,预测四川盆地上二叠统生物礁气藏天然气的资源潜量为2.0×1012m3。资源量以川东高褶带、南充斜坡带及仪陇—平昌坳陷带等评价区带相对较高;资源丰度以大巴山前南带、大巴山前北带及仪陇—平昌坳陷带等评价区带相对较高,渝东坳褶带、川东高褶带及南充斜坡带次之。勘探的主要区域为仪陇—平昌坳陷带、川东高褶带和大巴山前南带三个区带,目前应主攻仪陇—平昌坳陷带,继续深化川东高褶带和大巴山前南带,开拓南充斜坡带和渝东坳陷带。     

淮南煤田西部煤层甲烷资源研究

安徽淮南煤田西部二叠纪含煤地层中, 煤层甲烷含量具有如下规律性变化：纵向上为中、下部高于上部, 横向上则为中部高, 东、西部低。本区煤的变质程度仅达气煤阶段, 甲烷含量与煤层埋深之间的正相关关系约在地表下垂深１ ２００ ｍ 以浅反映得比较明显,尽管煤层甲烷的封闭条件比较好,但受构造的影响,局部降低了围岩的气密性,并形成了贫、富甲烷区段。根据对煤层甲烷资源的了解程度,选择了煤炭储量的类别、煤层甲烷含量的有效测点密度和评价验证钻孔中参数的获取情况这三项指标,将甲烷资源量划分为实证、控制、概略、远景和潜在５ 个级别。本区三层主要煤层的甲烷资源量累计为２００ ．６９ ×１０ ８ ｍ ３ 。总体来看, 本区煤层甲烷资源地面开发的前景不容过分乐观,但小范围开发可能取得一定的成效。开发试验区以张集井田最为合适。     

塔里木盆地西南地区石炭系油气勘探潜力

石岩系是塔里木盆地西南地区的重要勘探领域之一,其油气资源丰富,但勘探程度很低。根据对能独立反映沉积环境的某些特征单因素(厚度、结构组分、岩相、岩性比率、岩石学特征等)的分析,并结合地球化学指标,在对本区石炭系石油地质条件研究的基础上,指出了4个有利的油气勘探地区,即巴楚隆起西端、玛扎塔克断裂带―海米―罗斯断裂带、麦盖提斜坡的北缘和南缘推覆体上盘,并提出了相应的勘探对策。     

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近年来，应用现代煤层气地质理论对华北地区石炭二叠系煤层气地质特征、赋存分布规律及可采性进行了全面研究，得出了如下主要认识：（１）从煤系和煤层分布、煤变质特征及区域构造等条件综合分析认为，华北地区具有形成煤层气田雄厚的物质基础和优越的地质条件，经估算，煤层埋深小于２０００ｍ的含煤区面积约有１２×１０４ｋｍ２，煤层气原地资源量约为１１×１０１２ｍ３，具广阔的煤层气勘探前景；（２）煤岩成分、煤质、煤级及上覆连续地层厚度是控制煤层含气量的主要因素，凡构造较稳定、上覆连续地层厚度较大、煤级较高、富含镜质组的低灰煤层发育区，一般都是富气区；（３）煤层渗透性是影响煤层气可采性的主要因素，由此，主要根据煤层渗透性在对各煤区可采性进行评价的基础上，结合煤层气资源量和煤储层条件，对各煤区煤层气勘探开发前景进行了综合评价，评价结果认为，沁水盆地、豫西焦作和平顶山—洛阳是华北勘探开发煤层气的有利地区，其中沁水盆地是最有利地区。