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O objetivo da maioria dos trabalhos em sísmica de reflexão é determinar a localização e a atitude dos refletores a partir do tempo de trânsito das primeiras reflexões, para inferir a estrutura geológica e a estratigrafia. As mudanças na estratigrafia ou a presença de hidrocarboneto podem ser identificadas por meio das análises da forma da onda refletida.
A sísmica de refração e os métodos potenciais são úteis na identificação de feições geológicas que estão em grandes profundidades e são utilizados na indústria do petróleo, para a definição da qualidade dos reservatórios.
O objetivo de um mapa de derivadas de um campo potencial (gravimétrico e magnético) é enfatizar anomalias de pequenos comprimentos de onda.
Anomalia Bouguer consiste no valor residual do campo gravimétrico, obtido após a aplicação das correções de latitude e de Bouguer.
O mapa de deconvolução de Euler, oriundo de dados de magnetometria, é importante, pois pode indicar anomalias magnéticas em diferentes profundidades.
A gravimetria utiliza a medida do campo gravitacional como propriedade física para identificar os contornos de bacia, assim como de sub-bacias e altos estruturais.
A produção nacional de hidrocarbonetos provém de reservatórios das sequências rifte e marinho franco nas bacias da margem continental, incluindo-se o rifte do Recôncavo e, na produção total, a bacia intracratônica do Solimões.
A sequência carbonática, albiana e marinha das bacias marginais brasileiras sobrepõe evaporitos, utilizando-se de uma morfologia de plataforma como a atual.
A bacia do São Francisco tem sido alvo exploratório de gás e, embora tenha sido fortemente afetada pelos eventos compressivos do período Brasiliano, durante sua evolução tectono-sedimentar, passou por estágios rifte, antepaís e sinéclise, do paleoproterozoico ao permocarbonífero, em cinturões de dobramentos, tais como o Araçuaí.
Muitas feições compressivas em bacias marginais podem ser atribuídas a grandes escorregamentos de sedimentos do talude, já no período Cretáceo Superior e(ou) Terciário, e não relacionadas diretamente a esforços tectônicos.
Na figura abaixo, os números de 1 a 6 identificam, respectivamente, a bacia do Solimões, a bacia do Amazonas, a bacia do Parnaíba, a bacia do Ceará, a bacia do Recôncavo e a bacia de Santos.

As principais bacias sedimentares brasileiras responsáveis pelas atuais reservas de hidrocarbonetos, em torno de 14 bilhões de barris, são: Campos, Espírito Santo, Potiguar, Solimões, Recôncavo e, atualmente, Santos, que inicia a sua produção no pré-sal. As idades desses reservatórios variam do período Paleozoico ao Terciário.
A Formação Sergi, na bacia do Recôncavo (Bahia), é uma unidade litoestratigráfica, sendo, portanto, geocronologicamente da idade Dom João, do Período Jurássico, e geocronometricamente está entre 145 e 150 Ma.
Turbiditos, vales encaixados ou incisos na plataforma e onlap marinho são típicos de tratos de sistemas transgressivos.
O método de estudo do preenchimento das bacias sedimentares, conhecido como estratigrafia de sequências, é eficaz em sequências deposicionais de ambientes transicionais que estejam orientadas de acordo com o mergulho, funcionando eficazmente também no strike deposicional.
As unidades litodêmicas, tais como diques e soleiras de diabásio, auxiliaram na geração de hidrocarbonetos da bacia do Solimões.
A granulometria e a seleção dos grãos, mesmo em calcários, controlam fortemente a qualidade dos reservatórios. Por esse motivo, desde que haja seleção muito boa, a porosidade é idêntica em arenitos de granulometria diferente.
Halita, carnalita e gipsita são rochas evaporíticas monominerálicas, assim como os diamictitos, constituindo excelentes selantes de hidrocarbonetos.
Os arenitos com porosidades intragranulares são bons reservatórios, pois possuem altas permeabilidades.
Os melhores reservatórios de petróleo são os arenitos, os calcários e os argilosos, exceto quando estão cimentados.