天然裂缝是深层-超深层致密储层的有效储集空间和主要渗流通道，影响着致密储层油气的运移、富集、单井产能、开发方式及开发效果。通过对近年来致密储层裂缝研究成果总结和文献综述，分析了深层-超深层致密储层天然裂缝分布特征及发育规律。将致密储层天然裂缝分为大尺度裂缝、中尺度裂缝、小尺度裂缝和微尺度裂缝4个级别。不同尺度裂缝分布具有幂律分布的特点，裂缝尺度越大，数量越少；裂缝尺度越小，数量越多。大、中尺度裂缝主要起渗流作用，小尺度裂缝主要起渗流和储集作用，而微尺度裂缝主要起储集作用。在地层埋藏过程中的应力体制演化决定了不同时期天然裂缝的类型、产状及其力学性质；构造应力大小、岩石力学层的力学性质和厚度差异控制了多尺度裂缝的形成分布及其发育程度。构造变形导致不同构造部位的局部应力和应变分布产生差异，增强了裂缝发育的非均质性。逆冲断层通过控制其上盘地层变形控制了“裂缝域”的分布规律；走滑断层的组合样式、活动方式和岩石力学层共同控制了相关裂缝的三维空间展布。裂缝形成演化过程中的开启-闭合规律决定了裂缝的储集空间，记录了裂缝有效性的演化历史。
通过对中国陆相湖盆富有机质页岩形成的构造和沉积环境分析，明确不同湖盆类型陆相优质烃源岩发育条件存在巨大差异性，淡水湖盆形成的泥页岩层系以长英质-黏土质页岩为主要岩相，松辽盆地上白垩统青一段和鄂尔多斯盆地三叠系长7段为典型代表；而咸水湖盆陆相页岩以富碳酸盐-蒸发岩类岩相为主，济阳坳陷古近系沙河街组是典型的实例。中国陆相页岩层系具有互层/夹层、混积页岩和黏土质页岩等3种主要岩相组合类型，它们控制了陆相富有机质泥页岩的源-储耦合特征、烃类差异演化和流体性质多样性。互层/夹层型页岩源-储分离、近源运移；混积页岩宏观上源-储一体，微观上源-储分离；黏土质页岩源-储一体，整体含油。多重证据揭示，无机孔是中-低成熟陆相页岩油最有利的储集空间类型，它们与多类型、多级次微裂缝耦合形成有效的孔缝网络系统，自封闭作用有利于页岩油气原位或近源保存。在典型盆地陆相页岩层系对比分析的基础上，提出良好的源-储耦合关系、适宜的热演化程度和自封闭性是陆相页岩油富集的主控因素，初步建立了中国陆相页岩油差异富集模式。断陷湖盆陆相页岩油勘探应重视缓坡带中-低成熟纹层状页岩和深洼区中-高成熟富黏土质页岩层系，而互层/夹层型和中-高成熟黏土质页岩是坳陷湖盆陆相页岩油突破的关键。
近年来大量勘探开发实践发现，致密砂岩气藏普遍产水，气-水关系非常复杂，“避水找气”已成为致密砂岩气藏勘探开发的关键问题。基于简单平缓构造区（鄂尔多斯盆地苏里格和大牛地致密砂岩气藏）、简单平缓-复杂隆起构造过渡区（鄂尔多斯盆地杭锦旗地区）和复杂隆起构造区（四川盆地川西地区致密气藏）气-水关系的综合地质分析，结合岩心和孔隙尺度致密砂岩气-水关系形成和分布物理模拟，明确了致密砂岩气藏气-水分布关系的类型和特征，揭示了砂体、岩心和孔隙尺度复杂气-水关系形成和分布主控因素，建立了气-水分布模式。研究指出：致密砂岩气藏气-水关系在砂体尺度上主要存在纯气无水型、上气下水正常型、上水下气倒置型、气-水同层混合型、气包水孤立型和纯水无气型等6种类型。在砂体尺度下，生烃强度控制了气-水分布范围，储层非均质性控制了气-水分布样式，源-储压差和构造活动联合控制了气-水分布边界；在岩心尺度下，渗透率和充注动力耦合控制了气-水关系形成和分布的临界条件；在孔隙尺度下，孔喉大小和配位数与充注压力耦合控制了流体赋存和渗流特征，决定了气-水关系形成和分布的临界条件。不同源-储组合的致密气藏，受砂体、岩心和孔隙尺度主控因素共同作用及其差异的影响，其气-水分布模式不同。
不同于海相页岩，中国陆相页岩层系源-储配置与耦合关系复杂，页岩与夹层储集特征差异显著，明确其演化规律对陆相页岩油气的勘探具有重要指导意义。利用矿物组分、有机地球化学和物性资料，结合岩心、薄片、扫描电镜观察分析，对处于不同热演化程度的鄂尔多斯盆地三叠系延长组、四川盆地侏罗系自流井组和松辽盆地白垩系营城组陆相页岩开展系统研究。通过分析页岩层系内页岩与夹层的储集空间类型与物性特征，探讨成岩-生烃协同作用下页岩与夹层孔隙形成演化过程，建立了陆相页岩和夹层孔隙的差异演化模式。结果表明：①中国陆相页岩岩相类型多样，以混合质、黏土质和粉砂质页岩为主，并常与碳酸盐岩、砂岩及凝灰岩等夹层频繁互层，岩相组合类型复杂。页岩储集空间以无机孔为主，有机孔次之，局部发育微裂缝。夹层储集空间以残余粒间（溶）孔、粒内（溶）孔和微裂缝等无机孔缝为主。②陆相页岩及夹层孔隙演化受成岩-生烃作用共同控制，页岩黏土矿物含量高、抗压实能力弱、生烃之前无机孔隙快速减少。进入生油窗后，页岩有机孔、黏土粒间/晶间孔、溶蚀孔和微裂缝发育程度逐渐增加。晚成岩阶段之前，以生油高峰为界，页岩孔隙度具有先降后升的变化规律。夹层则在压实和胶结等作用下逐渐致密，储集性逐渐变差。③延长组处于生油期，有机孔发育程度低，页岩储集条件差，砂岩夹层页岩油富集条件更优；自流井组处于成熟-高熟阶段，油、气共存，页岩有机、无机孔隙均较为发育，页岩储集条件更优，夹层主要为次要储层或隔层；营城组已进入高熟-过熟阶段，最利于页岩气和有机孔的形成，页岩储集条件最优。
中国储气库在数字化转型和智能化建设方面已经取得了重要成果，储气库智能化建设发展了油气藏-井筒-管网一体化耦合模拟和数字孪生等关键技术。搭建了智能储气库云平台框架，采用“数据+平台+应用”的建设模式，充分利用数据中心、物联网和工业互联网等新型基础设施，支撑各业务板块管理、研究、生产和服务等需求。储气库智能化建设研发了储气库信息化管理平台、储气库一体化综合管理平台、基于数字孪生一体化仿真的决策系统和储气库全生命周期数字化平台。智能储气库未来建设将重点发展地质体数字孪生、高精度建模、可视化动态展示、智能运营、实时智能风险预警、工业软件国产化以及北斗卫星导航系统、卫星互联网等新技术。
前寒武纪—早古生代沉积岩时代古老、生源简单，但有机显微组分面貌却很复杂。通过对大量国内外自然演化和人工熟化系列样品的观察和分析，基于生源、成因、沉积转化及热成熟作用4个主控因素，提出将古老沉积岩的显微组分划分为类镜质组、腐泥组、固体沥青组、动物有机碎屑组和惰质组。低成熟的古老海相烃源岩的显微组分组成以层状藻类体、沥青质体和矿物沥青基质为主；高-过成熟的古老海相烃源岩的显微组分组成以源内固体沥青为主；笔石表皮体常见于五峰组-龙马溪组页岩，是其中有机质的重要组成部分。进一步分析了其中最具特征且以往易被忽视的显微组分的成因，前寒武纪样品中类镜质组颗粒的成因可能为早期成岩过程低等水生生物遭受微生物降解所形成；源内固体沥青为经一次运移残留在烃源岩内的可溶有机质裂解后的固体残留物或者腐泥组残余干酪根吸收同化可溶有机质后的热演化固相产物。通过自然演化系列样品和热模拟样品的综合研究，明确了中国高-过成熟的前寒武纪、寒武纪和奥陶纪—志留纪含笔石页岩有机质的“前世”分别类似于中元古代下马岭组、寒武纪Alum页岩和奥陶纪含笔石Alum页岩有机质的“今生”，提出笔石表皮体、类镜质组颗粒和源内固体沥青反射率都可以用于表征前寒武纪—早古生代海相烃源岩有机质热演化程度。
深层页岩气是中国未来天然气产业发展的重要领域，目前已初步实现了工业化开发，成功获得一批高产井，落实了第二个万亿方储量、百亿方产量上产区，实现了深层页岩气富集规律与勘探开发技术创新突破，推动中国页岩气规模有效上产。美国4大深层页岩气区块已实现工业化开采，深层页岩气产量不断攀升，2021年产量达3 132×108 m3，占美国天然气总产量的41 %。系统总结提出了川南海相深层页岩气6大富集特征：①强还原环境的深水陆棚沉积，有利于有机质富集和保存；②优质储层厚度稳定，大面积连续分布；③断裂封闭性较好，普遍超高压；④有机孔和裂缝发育，储层物性较好；⑤深层页岩含气性好，页岩气资源落实度高；⑥深层页岩游离气比例高，单井初期产量高。结合中国深层页岩气富集特征及勘探开发进展，指出实现深层页岩气效益开发面临的3项挑战和对应攻关方向。展望提出四川盆地海相深层页岩气可探明页岩气地质储量（3～5）×1012 m3，具备上产（300～500）×108 m3的开发前景。建议坚持攻关，秉承“极限动用”理念，精准构建页岩储层“透明地质体”，采用最优工程技术手段，优化生产制度，最大限度提高EUR（单井评估最终可采储量），持续降低开发成本，不断突破页岩气开发极限，实现中国页岩气产业的进一步发展。
近年来，中国页岩气聚焦 “三新”（尚未开展工作或工作程度低的新区带、新层系及新类型）领域，加大理论攻关与勘探力度，页岩气增储上产再上新台阶。基于中国页岩气“三新”领域理论与勘探新进展，分析其勘探特点、变化趋势和发展前景，探索中国特殊页岩气地质理论，明确页岩气发展挑战与对策。结果表明：中国在四川盆地及邻区创新建立了五峰组-龙马溪组特色的高-过成熟度海相页岩气富集理论，累计发现页岩气田9个，探明页岩气地质储量近3×1012 m3，形成了450×108 m3/a的页岩气产能，年产页岩气250×108 m3。明确了近年来中国页岩气 “三新”领域勘探具三大特点：①四川盆地及邻区五峰组-龙马溪组在深层、极浅层勘探取得重大新发展；②四川盆地筇竹寺组和吴家坪组等多个新层系实现新突破；③鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组获得新发现，东缘山西组取得新突破。页岩气 “三新”领域的勘探实现了三大战略性转变：①目标由单一类型、单一盆地和单一层系转变为多类型、多盆地和多层系；②选区由盆内或盆缘为主转变为盆内、盆缘兼顾盆外弱改造区；③思路由纯粹富有机质页岩转变为富有机质页岩系统。通过梳理中国页岩气 “三新”领域勘探挑战，指出“三新”领域是中国页岩气可持续发展的方向，并提出了下一步发展对策。
中国石油天然气集团公司（简称中国石油）矿权区陆相页岩油地质资源丰富，“十三五”资源评价，中国石油陆上中-高熟页岩油（简称页岩油）地质资源量201 × 108 t，占中国页岩油地质资源总量的71 %。鄂尔多斯盆地延长组7段、松辽盆地青山口组和准噶尔盆地芦草沟组等重点层系的产量显著增长，中国石油页岩油年产量从2010年的2.5 × 104 t增至2023年的391.6 × 104 t，勘探潜力巨大。研究表明：近年来由于陆相不同类型页岩油具有地质特征非均质性强、富集高产因素明显差异的特点，其效益勘探存在地质认识与勘探技术的双重挑战。特别是：①夹层型页岩油虽在鄂尔多斯盆地长71+2亚段（延长组7段1+2亚段）实现规模勘探，但勘探靶体钻遇率变化大，深湖区细粒沉积体系研究薄弱，靶体空间展布刻画技术的准确性仍需提升；②混积型页岩油地层垂向厚度大、岩性频繁变化、发育多套地质甜点，在柴达木盆地、渤海湾盆地虽然实现了勘探突破，但垂向地质甜点产量差异明显，页岩油高产主控因素不清，主力靶体评价优选技术、方法仍需完善；③页岩型页岩油在松辽盆地青山口组实现了古龙页岩油勘探突破，但陆相湖盆不同类型页岩生、排烃差异明显，页岩原位滞留烃特征变化大，地质-工程一体化靶体评价技术、方法仍需深化研究。总体上中国石油页岩油勘探开发仍处于快速推进阶段，未来应：①加强淡水湖盆深湖区多类型砂体成因机制研究，实现薄层浊积砂体等夹层型页岩油效益勘探；②加强咸化湖盆富碳酸盐混积型页岩油源-储组合评价，优选主体靶体实现混积型页岩油高效勘探；③加强淡水、咸化湖盆优质源岩生、排烃差异性评价，优选最佳靶体，实现不同湖盆页岩型页岩油地质-工程一体化精细勘探。
松辽盆地白垩系古龙页岩油储集层为富有机质、高黏土的陆相页岩，夹少量薄层的钙质砂岩和白云岩，其孔缝体系和页岩油富集规律研究还比较薄弱。基于松辽盆地古龙页岩氩离子抛光-场发射扫描电镜、能谱分析、高压压汞、低温氮气吸附、荧光薄片鉴定、X射线衍射全岩矿物分析、地球化学等实验分析数据，研究了古龙页岩有机-无机孔缝体系及其与页岩油富集的关系。结果表明：①古龙页岩发育基质孔和微裂缝构成的双孔介质储集体系，基质孔为页岩油提供富集空间，微裂缝为页岩油提供储集空间和渗流通道；②受矿物演化、有机质生烃和原油裂解转化等多因素控制，古龙页岩在不同演化阶段发育不同的孔缝组合，其中在成熟演化阶段主要发育微米级溶蚀孔和有机黏土复合孔缝，高成熟演化阶段主要发育纳米级有机黏土复合孔缝和页理缝；③古龙页岩油的富集与孔缝组合演化具有耦合关系，低成熟演化阶段页岩油主要富集于无机粒间孔和晶间孔中，成熟演化阶段页岩油主要富集于溶蚀孔和有机黏土复合孔缝内，油质较重，高成熟演化阶段页岩油主要富集于有机黏土复合孔缝和页理缝中，油质变轻。
碳酸盐岩微孔隙（简称微孔）是孔径小于50 μm的微米-纳米级孔隙，目前有多种单因素和综合分类方案，以Kaczmarek的综合划分方案应用较为广泛，该方案将泥晶形态和物性相结合。微孔的表征方法主要有流体侵入法、图像分析法和数学统计法，并通过定性-定量组合实现对微孔的综合表征。微孔主要发育于泥晶-粉晶之间，原生沉积是微孔发育的基础，成岩作用是微孔形成的关键，重要的成岩作用包括矿物的转化作用、白云石化作用以及重结晶作用等。而泥晶体形态和排列方式决定微孔的空间几何结构，从而影响岩石的物理性质。随着对碳酸盐岩微孔认识的不断加深，需要进一步结合中国实例进行理论完善（包括微孔的分类、成因等），同时应用更先进的高精度微区测年、激光扫描共聚焦显微镜和数字岩心模型等表征技术，建立和完善微孔碳酸盐岩储层岩评价标准，以对中国大量发育的深层碳酸盐岩储层，尤其是其微观特征的研究提供理论和技术支撑。
有机质及其相关孔隙吸附行为的研究对于揭示页岩油赋存状态与机理有重要意义。不同于以往采用石墨烯模型代替有机质的方法，研究采用真实的干酪根分子模型（Ⅱ-C型），基于GAFF（general Amber force field）力场模拟了有机孔内页岩油多组分体系下的吸附行为。结果表明：①与石墨烯仅能模拟壁面吸附不同，干酪根对页岩油具有吸附和吸收双重作用：壁面上存在页岩油竞争吸附，以极性和重质组分吸附为主，而骨架中则存在页岩油组分吸收现象，小分子迁移距离较远。页岩油在干酪根壁面上的吸附和在骨架中的迁移受控于页岩油与干酪根相互作用能的强弱及分子大小，重质组分表现出“强吸附-弱吸收”、轻质组分呈“弱吸附-强吸收”的特征。②页岩油组分的吸收使得干酪根骨架和孔隙发生变化，表现出新孔隙的形成、原有孔隙的扩大和部分塌陷。干酪根的塑性对吸收页岩油进而膨胀起重要作用，干酪根塑性较强时（干酪根成熟度低），页岩油更容易被吸收从而引发明显的干酪根骨架膨胀，反之，干酪根膨胀较弱。③温度增加会促进干酪根骨架吸收芳香烃分子萘和非极性分子甲酸、乙醇以及噻吩，降低干酪根壁面的吸附作用，同时有利于饱和烃类分子的脱附。压力对页岩油在干酪根中的吸附和吸收影响不明显。研究利用真实的干酪根分子模型，首次创新性地模拟了干酪根吸附和吸收页岩油组分的现象，对于客观揭示页岩油在干酪根中赋存状态及赋存机理具有重要帮助。
应用CO2置换法开采天然气水合物被认为是一种极具潜力的提高CH4采收率和CO2埋存率的技术。论述了CO2及其混合气置换法开采天然气水合物的机理，梳理了CO2混N2/H2及地热辅助CO2提高水合物中CH4采收率的技术进展。研究表明：①应用纯CO2置换开采天然气水合物时，CH4的采收率较低，而将CO2与N2、H2以不同比例混合后注入天然气水合物藏中进行CH4开采，能够有效提高CH4的采收率。②CO2与N2或H2混合注入水合物层时，多种气体分子在竞争吸附作用下降低了CH4分子与水合物分子笼之间的范德华力，同时降低了混合气中CO2的分压，导致水合物相平衡曲线上移，抑制了置换过程中CO2水合物的生成速率，减轻了包裹作用的不利影响，从而提高CH4采收率。③CO2混合N2注入开采水合物时，N2的混入虽然能够减轻包裹作用的影响，但新形成的N2水合物会堵塞CO2进入水合物分子笼的通道，因此提高CH4采收率效果有限。④在水合物层条件下H2并不会形成新的水合物，而且混入少量的H2又会与N2发生吸附竞争，从而抑制N2水合物的形成，故将低浓度的H2气混入CO2与N2的混合气中能够进一步提高对水合物中CH4的置换率，从而提高CH4的采收率。因此，混入H2被认为是提高CO2置换开发水合物效果的重要途径。⑤混合气周期注气方式可明显提高水合物中CH4的采收率和CO2水合物藏封存率。⑥应用地热辅助CO2开采水合物的方法也能够降低新形成水合物的包裹作用，同时实现CO2在地热层和水合物层的两次埋存，在提高CH4采收率的同时，大大提高CO2在地层中的埋存率。
页岩油组分是揭示页岩油富集机制的基础，也是研究页岩孔隙内油-水-岩相互作用必不可少的参数。选择松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组一段纯页岩型页岩油、渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组四段纯上次亚段过渡型页岩油和鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段纯页岩型页岩油作为研究对象，利用保压取心、常规取心、页岩层段产出油及高压釜热模拟产物，开展全烃色谱、热解气相色谱等实验，进行不同成熟度和不同类型页岩油组分系统评价。总结获取页岩油组分的方法，对比不同方法评价结果，讨论页岩残留烃组分的控制因素，提出页岩油组分评价方案。明确了产出油组分、热释烃组分、抽提物组分和热模拟产物组分间的差异以及上述评价方法的局限，解释了高有机碳丰度层段高含油率原因，高有机碳丰度层段代表高含油率，但不一定代表页岩油可动比例高。页岩热演化程度直接控制页岩油组分，有机质丰度和孔隙结构对页岩残留烃组分有一定影响。在页岩含油率评价、流体赋存特征以及页岩油富集机制研究时需考虑烃类散失，尤其是中-高成熟页岩。不同成熟度页岩油的组分评价为揭示页岩纳米孔内流体赋存特征提供新的方法。
砂质辫状河心滩砂体规模大、连通性强、物性较好，是一类重要的油气储层。受到复杂多变的水动力条件影响，心滩呈现出类型多样、内部构型特征复杂等特征，制约了油气资源高效开发。为探索砂质辫状河心滩沉积演化规律及其控制的沉积构型特征，采用基于水动力场实时求解的沉积数值模拟方法，开展砂质辫状河沉积演化动态模拟和过程解析，结果表明：①砂质辫状河心滩的演化过程包括5个阶段，表现为菱形坝、舌形坝、单元坝、复合坝及改造复合坝的顺次形成和连续转换，各类心滩平面形态、剖面结构样式及定量规模存在显著差异；②水流与心滩的交互作用是主导砂质辫状河沉积演化的主控机理，即水流聚散特征与分布样式的持续变化导致心滩形成、增生、迁移、形变并遭受频繁、复杂的叠切，而心滩的演化又进一步导致水流聚散特征与分布样式的变化；③心滩内部发育前积、侧积及加积3类增生体，从菱形坝形成到改造复合坝发育，心滩内部增生体类型由前积主导转变为前积与侧积共生并最终变为前积、侧积及加积复杂复合，心滩长度、宽度由快速增加转变为缓慢增加并最终维持稳定，沉积记录中终止于不同演化阶段的辫状河心滩储层平面分布样式、内部构型特征及定量规模存在较大差异。
鄂尔多斯盆地东缘上古生界多层系致密气发育，准确认识气藏压力演化过程对深化致密气成藏认识和实现气井高产稳产具有指导意义。综合应用钻测井资料和岩心流体包裹体测试，结合盆地埋藏史和热演化史模拟，揭示了鄂尔多斯盆地东缘上古生界含气系统压力演化。结果显示，研究区自下而上发育欠压、略微欠压和常压系统。均一温度和盐度总体上连续分布，反映了油气连续充注过程。太原组、山西组和下石盒子组均一温度和盐度正相关，反映近源生烃后快速充注；上石盒子组和石千峰组均一温度和盐度负相关，受流体远距离运移充注和紫金山构造热事件作用下的气藏再平衡影响。研究区在白垩纪中期大量生烃，形成了异常高压，储层压力在34.89 ~ 38.26 MPa。后期地层抬升造成储层压力降低，其中地层降温贡献了50.31 % ~ 57.85 %；天然气膨胀引起的气体运移贡献了28.25 % ~ 41.95 %，且以上部地层降低为主；孔隙反弹贡献了0.37 % ~ 0.79 %。相关成果系统揭示了上古生界致密气藏压力系统演化及现今气藏压力成因，对于认识鄂尔多斯盆地和类似盆地致密气富集成藏规律具有借鉴意义。
合理确定陆相页岩油“甜点”段评价关键参数的界限，是实现经济效益开发的关键。根据陆相页岩油探井现场观测与室内分析、综合前人研究成果与勘探开发实践成效，系统研究了不同类型页岩油“甜点”段TOC（总有机碳含量）、Ro（镜质体反射率）、S1（游离烃含量）、孔隙度、渗透率、OSI（含油饱和度指数）以及脆性矿物含量等关键参数的界限。研究表明：①源-储一体的混积型和页岩型页岩油“甜点”段TOC最低门限应大于1.0 %或2.0 %，最高门限值不宜超过6.0 %。②盐水-咸水、咸化-半咸水和微咸水-淡水湖盆地烃源层系页岩油“甜点”段Ro最低门限分别为0.50 %，0.60 %和0.80 %。③S1受分析样品处置方式等因素影响，建议“甜点”层段TOC下限取1.0 %时，“甜点”段常规热解S1和密闭冷冻碎样热解S1下限分别取1.0 mg/g和2.0 mg/g。当“甜点”层段TOC下限取2.0 %时，“甜点”段常规热解S1和密闭冷冻碎样热解S1下限分别取2.0 mg/g和4.0 mg/g。④夹层型页岩油“甜点”段的孔隙度和渗透率最低门限分别为5.0 %和0.01×10-3 μm2。纹层状、层状构造及裂缝发育的页岩型和混积型页岩油“甜点”段孔隙度和水平渗透率最低门限分别为4.0 %和0.01×10-3 μm2。⑤页岩型和混积型页岩油“甜点”段，OSI取值下限为100 mg/g或200 mg/g。夹层型页岩油“甜点”段，OSI取值下限为300 mg/g或400 mg/g。⑥页岩油“甜点”段脆性矿物含量下限为65.0 %。研究结果可为低油价时期页岩油勘探开发聚焦到真正的页岩油“甜点”段并实现规模效益开发奠定基础。
油气勘探领域向深层-超深层拓展对准噶尔盆地增储上产具有重要的战略意义。准噶尔盆地腹部征沙村地区征10井的成功钻探，揭示了准中地区超深层巨大的勘探潜力。以征沙村地区为例，从油气藏特征入手，在分析源岩、储层和输导条件等成藏要素特征的基础上，明确油气成藏主控因素，建立成藏模式，并指出其深层-超深层油气勘探的新启示。研究结果表明，征沙村地区油气成藏主控因素包括3个方面：①低温-超压控烃机制延长了生油时窗，提高了生油转化率，极大地增加了油气资源量；②“冷盆、超压、颗粒包壳、沸石溶蚀”四元控储模式突破了传统的碎屑岩储层发育的深度下限，扩展了油气勘探空间；③断-压双控输导机制提供了高能油气输导通道，控制了油气在纵向上差异运移，保障了超深层油气高效充注。根据超深层烃源岩演化史、压力演化史、成岩演化序列、成藏期和构造演化史等多要素演化叠合特征，建立了征沙村地区“温-压控烃、四元控储、断-压控输”的油气成藏模式，以期为征沙村地区勘探部署和培育新的战略接替阵地提供理论指导和科学依据。
渤海海域古近系沙河街组和东营组页岩油资源丰富，但勘探程度低，对页岩油资源的潜力评价和资源禀赋差异缺少系统研究，制约了勘探部署和有利区优选。基于渤海海域勘探开发实际情况，综合烃源岩地球化学实验及全岩矿物分析等，明确了渤海海域页岩油的资源潜力并指明了有利勘探方向。研究结果表明：①渤海海域5个富烃凹陷普遍发育优质烃源岩，成熟度适中，有利于形成页岩油。页岩油划分为分散资源、低效资源和富集资源等3类资源，各凹陷富集资源评价显示具有共同特征，总有机碳含量（TOC）>1.8 %，热解游离烃量（S1）>2.0 mg/g。②渤海海域5个富烃凹陷页岩油富集段均有分布，其中黄河口凹陷和渤中凹陷发育2个不同深度范围的页岩油富集段，且黄河口凹陷页岩油富集段埋深较浅，分布在2 800 m左右，辽中凹陷、歧口凹陷和秦南凹陷页岩油富集段埋深分布在2 800～3 200 m。③渤海海域沙（沙河街组）三段、沙一段和东（东营组）三段页岩油有利区面积均超10 000 km2， 5个富烃凹陷页岩油资源潜力总计超150×108 t，中-高成熟页岩油资源潜力总计超66×108 t，其中黄河口凹陷和辽中凹陷有机质丰度高、类型好，富集页岩油深度浅、资源潜力大，是现阶段最有利的勘探区域。
深层缝洞型碳酸盐岩油藏是多期地质构造和岩溶作用改造形成的油藏，缝洞体结构复杂、非均质性强，常规的碎屑岩油藏井间连通预测技术不适用。基于静、动态数据结合多重分形、曲线相似度分析等技术，自动提取缝洞单元不同机理下相邻井响应程度等生产动态特征参数，实现井间连通程度自动评价。利用深度残差网络实现地震多属性融合刻画储集体空间结构，采用强化学习和多目标算法自动搜索三维连通路径。以塔里木盆地塔河油田不同岩溶背景典型缝洞单元为例，自动提取的动态响应特征及三维连通路径的展布形态说明裂缝网络是风化壳岩溶井间主要连通通道，多向连通性好；主断裂和次级断裂是断控岩溶井间的主要通道，沿断裂呈条带状连通；古暗河岩溶沿多层暗河连通，局部充填垮塌具有分段性。研究成果对深层缝洞型油藏剩余油与提高采收率研究具有较大的指导意义。
针对页岩气藏有机微纳米级孔隙中吸附气大量赋存以及有机质以“镶嵌”形式赋存于无机质中的特点，分析了目前页岩气吸附渗流的表征方法，并对影响吸附渗流的重要因素如气体吸附层厚度变化、无机孔水膜厚度变化和气体解吸导致孔隙变化的数学表达方法进行了归纳，接着指出了目前表观渗透率计算模型中存在的主要问题：①储层孔隙结构表征不够准确；②固溶态气体分子解吸对吸附渗流流量的影响尚无表征方法；③对页岩气储层有机质的离散分布刻画不完善；④直接应用室内等温吸附实验参数不合理，忽视了吸附态和固溶态页岩气的吸附-解吸差异性。然后分析了利用分子模拟技术研究页岩气的吸附渗流相较于物理实验的优点，总结了应用该技术对页岩气吸附渗流进行建模和模拟的方法及模拟结果，并就页岩气吸附渗流的分子模拟技术未来发展提出了建议：①基于常规无机孔和有机孔分子模型，继续改进多介质、多尺度建模方法，以符合页岩气储层实际情况；②开发更符合实际页岩气吸附渗流过程的页岩气吸附渗流模拟方法。
琼东南盆地渐新统陆源海相烃源岩是深水区的一套重要烃源岩。从盆地构造格局、古气候、沉积相和三角洲规模4个方面对琼东南盆地渐新统陆源海相烃源岩的形成机理进行了分析。结果表明：盆地构造格局整体上控制了烃源岩的发育类型，断陷期的崖城组陆源有机质主要以近岸堆积形式形成煤系烃源岩；而陵水组（E3l）陆源有机质则以河流-三角洲搬运形式形成陆源海相烃源岩。崖城组三段（崖三段，E3y3）和三亚组二段（三二段，N1s2）沉积期陆源高等植物最繁盛；崖二段（E3y2）-崖一段（E3y1）和陵水组二段（陵二段，E3l2）-陵一段（E3l1）沉积期次之，陆源高等植物供给充足。沉积相带控制陆源有机质的差异，同时卸载的不同形成了明显差异的陆源海相烃源岩。陆源海相烃源岩有利的发育区域为三角洲前缘-内浅海以及海底扇。大规模的三角洲可以输送更高生物通量的陆源有机质，提高了烃源岩有机质丰度，从而形成海域最为重要的一类有特色的气源岩。
济阳坳陷高产页岩油井BYP5古近系沙河街组三段下亚段（沙三下亚段）页岩为高成熟、富碳酸盐页岩典型代表，研究其地质特征对相似页岩勘探具有借鉴意义。从矿物组成、薄层结构、生烃条件、烃类流体性质、储集空间特征等方面剖析了该页岩基本特点。基于地化参数异常分析了页岩油微运移调整、富集机制，确定了页岩油可动的油饱和度指数（OSI）、总有机碳含量（TOC）及孔隙度下限。研究了有利于页岩油高产的地质条件。研究表明：BYP5井沙三下亚段页岩以碳酸盐质页岩为主，具有明显的薄层结构特征，薄层类型主要包括泥质薄层和泥晶方解石薄层。TOC为0.58 %～7.98 %，平均4.52 %，以Ⅰ型有机质为主，处于生轻质油-凝析气阶段。孔隙度为2.2 %～6.9 %，平均3.22 %，储集空间包括基质孔、层间缝以及穿层缝，其中基质孔是主要储集空间类型。可动页岩油的OSI下限值低于50 mg/g，TOC下限值为1 %，孔隙度下限为2.2 %。利于高产的地质条件是：①较高的有机质丰度和生烃潜力，为石油富集及流动奠定坚实物质基础；②油气具有较好的流动性，可大大降低有效储集物性下限；③异常高压为石油产出提供了充足的天然能量；④页岩的纹层状/层状结构特征决定了其具有较高的生-储-渗效率；⑤层间缝和穿层缝等多种裂缝发育，可有效沟通裂缝两侧的基质孔隙，有利于基质孔中石油产出。
四川盆地东南部是中国石化五峰组-龙马溪组深层页岩气勘探的主战场，钻井受工程技术约束目前深度主要集中在小于4 500 m的深层，大于4 500 m的超深层尚未取得实质性勘探突破。构造类型是该地区页岩气藏局部深度差异的主控因素，同时也是保存条件和工程技术条件的重要控制因素，开展页岩气藏构造类型划分和特征研究，查明该地区页岩气藏深度分布的整体特征对后续勘探评价与部署具有重要参考意义。通过将研究区深层页岩气藏划分为盆缘背斜型、盆缘斜坡型、盆内高陡型和盆内向斜型4种主要类型，明确了不同类型深层页岩气藏的特征和主要勘探目标。盆缘背斜型的阳春沟、新场西部、丁山、林滩场、桂花，以及盆缘斜坡型的新场东部、东溪东部、良村北、永乐-古蔺等目标最为有利。构造类型对储层含气性及产量也具有一定的控制作用，研究表明控制作用具有盆缘背斜型>盆缘斜坡型>盆内高陡型的特征。同时构造类型还控制着深层页岩气的深度分布特征以及工程改造的效果和资源分布特征，其中改造效果较好的3 500～4 500 m深层主要分布在盆缘背斜型和盆缘斜坡型，但其资源量占比相对较小，深度大于4 500 m的超深层在4种构造类型中都有分布，其资源量占主体地位。综合考虑构造类型、深度分段、资源规模和工程技术条件，认为研究区深层页岩气的勘探应分3个层次逐步开展：①效益攻关盆缘背斜型和盆缘斜坡型3 500～4 500 m深度段；②突破攻关盆缘背斜型、盆缘斜坡型和盆内高陡型4 500～5 000 m深度段；③跟踪评价盆内向斜型大于5 000 m深度段。
宝岛21-1气田的发现是琼东南盆地宝岛凹陷近30年以来油气勘探取得的最大突破，打开了勘探新局面，有关其天然气来源和输导体系的认识，对宝岛凹陷进一步勘探具有重要意义。以宝岛21-1气田为主要研究对象，采用油气地球化学及断裂体系刻画等手段，详细分析了天然气组成、碳同位素特征和凝析油生物标志化合物特征，精细刻画了主控断层几何形态和运动学特征，并分析了其对天然气富集的贡献。结果显示，宝岛21-1气田具有重烃气含量高、干燥系数低及碳同位素轻的特点，与Y13气田和L17气田具有明显差异，揭示除陆源有机质的贡献外，还有明显的腐泥型有机质贡献，主要为海相藻类的贡献。宝岛21-1构造经历了3期油气充注，断裂与陵水组三段三角洲砂体构成了高效输导体系，断裂形态与差异活动性控制油气汇聚-输导，使该构造所在位置成为优势聚集区。建立了紧邻生烃主洼，沿“大型构造脊+断面脊汇聚，长期活动的大型沟源断裂与三角洲砂岩配置高效输导”的天然气富集模式，为宝岛凹陷及琼东南盆地勘探提供重要依据。
四川盆地内部和盆缘页岩气资源丰富，但由于沉积类型多样、构造复杂，页岩气井压裂测试产量差异大，部分高产井压裂工艺技术推广存在局限性，迫切需要探索和形成针对不同类型页岩气特点的压裂对策和模式。从页岩气高效开发角度出发，通过对比四川盆地已探明页岩气区块地质工程参数特征，依据沉积类型及岩相组合特征、埋藏深度和压力系统，划分出6种类型页岩气：海相中-浅层（深度<3 500 m）超压页岩气、海相深层（深度>3 500 m）超压页岩气、海相深层常压页岩气、海相新类型页岩气、海-陆过渡相深层超压页岩气及陆相中-浅层超压页岩气。开展数值模拟和实验研究发现：①天然裂缝发育及复杂的地应力分布会导致压裂裂缝非均匀扩展和裂缝合并，优化射孔参数和采用暂堵工艺可有效调控裂缝形态，增大改造体积；②夹层和纹层影响缝高纵向扩展和支撑剂的运移铺置，提高前置高黏压裂液和小粒径支撑剂用量，有利于裂缝纵向穿层与支撑剂均衡支撑；③高黏土页岩强水化作用会导致页岩力学性质劣化和加剧支撑剂嵌入，优化压裂液体系添加剂类型和用量可抑制页岩水化作用。探索并提出了不同类型页岩气水平井体积压裂优化设计原则及工艺技术对策，并应用于丁山复杂构造应力场的深层高压页岩气、林滩场深层常压页岩气、井研-犍为海相碎屑岩新类型页岩气、普光大隆组海-陆过渡相和千佛崖组湖相页岩气开发，提高单井产能显著，为不同复杂类型页岩气高效压裂和效益开发提供经验和借鉴。
在陆相含油气沉积盆地中，沉积水体变化快，砂岩和泥岩频繁交互。不同的砂-泥互层形式导致砂岩储层的储集空间差异性明显。以渤海湾盆地惠民凹陷临南洼陷古近系沙河街组三段下亚段（沙三下亚段）为例，基于砂岩和泥岩在空间上的组合形式及其单层厚度分析，利用铸体薄片观察、物性测试和微米CT技术，系统分析不同砂-泥结构下砂岩储层的物性特征、孔隙类型和孔隙结构特征。结果表明，研究区沙三下亚段发育厚泥岩夹薄砂岩、中泥岩夹薄砂岩、厚泥岩夹中砂岩、薄砂岩-薄泥岩互层、中砂岩-中泥岩互层、厚砂岩-厚泥岩互层、中砂岩夹薄泥岩、厚砂岩夹中泥岩和厚砂岩夹薄泥岩9种砂-泥结构类型。砂岩和泥岩之间的离子交互关系，导致不同砂-泥结构砂岩储层储集能力具有较强的非均质性。对于砂/地比较小的砂-泥结构，泥岩能够为砂岩提供充足的CO32-，Ca2+，Fe2+和Mg2+离子。砂岩被胶结物完全充填，储层变得极为致密。随着砂/地比增大，泥岩无法为砂岩提供充足的CO32-，Ca2+，Fe2+和Mg2+离子。砂-泥界面附近砂岩中碳酸盐胶结作用较强，储层极为致密；而砂岩内部碳酸盐胶结作用较弱，发育少量的原生孔隙。同时，砂岩厚度比较大的砂-泥结构，有利于有机酸的注入，形成大量的粒间溶蚀孔，改善储层质量。基于砂-泥结构的差异性，揭示了砂-泥结构控制下砂岩储层储集空间演化路径和模式，对指导致密储层的甜点预测具有重要意义。
海底地貌对重力流沉积具有重要控制作用并同时受到重力流沉积过程影响。针对重力流与海底地貌动态相互作用下深水沉积体系发育演化研究不足的问题，以大西洋赤道段菩提瓜尔盆地的局部沉积记录为解剖对象，基于三维地震资料，采用RGB三色融合技术，阐明了深水沉积体系发育演化特征，揭示了重力流与海底地貌的动态相互作用。研究区初始地貌中的主要地貌低点和次要地貌低点控制了早期深水水道和朵叶体的发育：①随着主要地貌低点斜坡坡度向远物源一端明显变缓，重力流的速度和能量逐渐减小，向下侵蚀能力变弱、侧向拓宽能力增强，水道剖面形态沿流向依次呈现V型、深U型及碟型；②因为水道限制性逐渐减弱，末端非限制性区域发育朵叶体沉积，朵页体上覆于水道充填沉积且向近物源一端生长，最终溢出到研究区西北角的次要地貌低点。水道和朵叶体沉积致使主要地貌低点远物源一端的斜坡坡度进一步变缓，后期块体流被捕获时，其沿流向携带沉积物的能力更容易降低，导致块体搬运沉积复合体（MTCs）在主要地貌低点远物源一端广泛堆积。
渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带盐家地区深层油气藏经历了复杂的热演化过程，使得深层油气相态类型多变，影响着深层油气勘探开发。通过盆地模拟、pVT相态模拟和烃类流体包裹体等综合分析，揭示了盐家地区深层油气相态演化过程，建立了不同类型油气成藏模式。研究表明，东营北带盐家地区古近系沙河街组四段深层油气多种相态垂向有序分布，从浅至深依次发育轻质油、凝析气和干气等多类型油气藏。深层砂砾岩体中油气相态主要受到热演化的控制，而干酪根生烃、原油裂解和外部天然气充注主导了凝析气藏的相态演化过程。基于盐家地区深层砂砾岩体不同类型油气藏的油气相态、储层特征和温压演化史，建立了盐家深层“多期生油气，扇中叠置输导-扇根封堵，多相态有序分布”的砂砾岩油气成藏模式，为陆相断陷盆地深层油气的高效勘探提供理论指导。
旅大隆起区位于渤海湾盆地渤海海域的西北部，经历了中生代—新生代多幕构造运动的叠加改造，内幕断裂发育类型多样、变形复杂，前人对其古生界和中生界的构造研究仍相对薄弱。基于三维地震数据的详细构造解析揭示，研究区印支期主要表现为自南向北的逆冲推覆，形成了北西—近东西向的宽缓褶皱和逆冲推覆断裂；燕山早期和中期主要表现为挤压背景下的局部伸展和沉积，中-下侏罗统和上侏罗统-下白垩统之间未见明显的角度不整合；燕山晚期主要表现为自南东往北西方向的逆冲推覆；早喜马拉雅期在北西-南东向的伸展作用下形成了多米诺式的伸展-拆离断层和箕状断陷沉积。其中，印支期北西—近东西向的逆冲断层控制了研究区的基底构造格局，后期的燕山运动和早喜马拉雅运动继承或改造了早期的断层系统。晚白垩世是旅大隆起区构造格局转变的关键时期，自之前的北西—近东西向转为北东向。位于构造转变区的秦皇岛30-1构造和旅大25-1构造潜山是印支期近南北向挤压、燕山晚期北西-南东向挤压和早喜马拉雅期北西-南东向伸展叠加改造的结果，而南部的428构造潜山则受控于近东西走向的印支期逆冲及燕山期和早喜马拉雅期伸展断裂体系。
含油气盆地深层-超深层是全球油气勘探的新领域之一，而对深层-超深层优质储层发育主控因素认识不清制约了其油气勘探。以渤海湾盆地民丰洼陷陡坡带古近系沙河街组四段下亚段（沙四下亚段）近岸水下扇砂砾岩储层为研究对象，综合利用铸体薄片观察、扫描电镜观察、阴极发光薄片鉴定、流体包裹体测温及古压力恢复等方法，结合埋藏史-热史分析，对储层基本特征、油气充注史、压力演化史和优质储层控制因素进行综合研究。结果表明：民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层岩石类型多样，以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主；压实作用中等-强，胶结作用以铁白云石胶结为主，其次为石英自生加大；溶解作用整体较弱，主要为长石溶蚀；储集空间以原生孔隙为主，发育少量的长石溶孔。储层中发生过2期石油充注和1期天然气充注：早期石油充注为成熟油充注，发生时间为37.2～25.8 Ma；晚期石油充注为高熟油充注，发生时间为12.0 Ma至今；天然气充注时间为3.6 Ma至今。储层中发育2个增压旋回，第一个增压旋回为45.0～24.6 Ma，第二个增压旋回为24.6 Ma至今，分别对应于2期油气充注期。有利的岩相是民丰洼陷陡坡带沙四下亚段原生孔隙主导型优质储层发育的基础，超压油气充注抑制压实和胶结作用是优质储层发育的关键，深层封闭体系中长石和碳酸盐矿物溶解作用弱、增孔量少；3 750 m以深的储层孔隙度随埋深加大而减少的速率明显下降，深层原生孔隙主导型优质储层的发育大大拓展了勘探的深度下限。
鄂尔多斯盆地西南部陇东探区上古生界二叠系太原组铝土岩系天然气勘探近期取得重大突破，开辟了新的勘探领域。但是目前对于铝土岩系分布及储层发育特征认识不清，制约了勘探进程。基于岩心观察、薄片、测录井及地震等资料，通过分析铝土岩系的物源、沉积环境及形成过程并探讨铝土岩系储层特征及形成机理，建立了铝土岩系形成分布模式及储层发育模式。研究认为：①陇东地区铝土岩系物源主要来自下古生界马家沟组碳酸盐岩。②铝土岩系发育在海退背景下温热多雨的沉积环境，垂向结构包括漏斗状、透镜状及似层状3种岩性组合类型，不同成因组合类型受岩溶的容积空间和淋滤程度等因素影响。平面上分布受古地貌控制，高地岩溶潜坑区发育漏斗状铝土岩系，垂向厚度大。斜坡区岩溶阶地以连续透镜状铝土岩为主，且横向分布具有一定范围。洼地区发育似层状铝土岩系。③岩溶负地形是控制铝土岩系发育的重要因素，泄水通道的存在是控制优势储层发育的关键因素。高地潜坑和斜坡阶地微古地貌单元是理想的铝土岩系优势储层发育区。该研究成果可为盆地内寻找铝土岩系优质储层提供依据，对新类型天然气勘探提供借鉴。
海-陆过渡相页岩气具有良好的勘探前景，但其产层多、单层厚度薄且岩相变化快等特点导致高精度层序地层格架构建难度大，而旋回地层学理论为高频旋回划分和对比提供了有效的手段。基于岩心分析测试及测井资料，结合高分辨率层序地层学及旋回地层学理论，厘定了鄂尔多斯盆地东缘二叠系山西组23亚段海-陆过渡相页岩层系高精度层序界面。运用山23亚段GR值、Th/U元素含量比值及总有机碳含量（TOC）数据序列，滤波输出记录在沉积物中的天文轨道参数，通过对山23亚段岩性、测井数据及地化元素分析数据进行划分，识别了四级层序界面，405 kyr 长偏心率周期与四级层序耦合关系良好，山23亚段共划分为4个四级层序（PSQ1—4）。依据短偏心率与五级层序的对应关系，山23亚段共划分为12个五级层序（FSQ1—12）。在此基础之上，分析了轨道周期与高分辨率层序、海平面升降、沉积环境演化及岩相组合规律的耦合关系，长偏心率周期通过调节0.4 Myr 尺度海平面变化控制沉积相演化，影响优势页岩储层段的发育；短偏心率周期通过调节0.1 Myr尺度海平面变化控制沉积亚相演化，影响页岩甜点层的发育。基于旋回地层学理论提出的页岩层系高精度地层划分与对比技术，能为精准识别优势页岩层段及水平井导向设计提供理论借鉴及技术支撑。
为研究深层致密砂岩储层成岩作用特征，分析成岩演化对储层含气性的影响，通过铸体薄片、扫描电镜、物性、测井综合解释等资料，结合前人研究成果，对庆阳气田二叠系山西组1段（山1段）进行研究。研究结果表明：①庆阳气田山1段分流河道中部多期厚层砂岩具有连续沉积型和间隔沉积型两类叠置关系，前者孔隙组合类型以溶蚀孔+粒间孔+晶间微孔为主，后者以溶蚀孔+晶间微孔为主。相较于后者，前者填隙物含量更低、物性更好、含气性更好。②压实作用是影响山1段储层含气性最主要的破坏性成岩作用，连续沉积型与间隔沉积型砂岩储层压实率分别为55.4 %与61.2 %；溶蚀作用是影响储层含气性最主要的建设性成岩作用，二者溶蚀率分别为27.9 %与19.7 %。连续沉积型砂岩储层受中等压实作用—中等胶结作用—中等溶蚀作用的成岩演化影响，破坏性成岩作用较弱；间隔沉积型砂岩储层受中等-强压实作用—中等-弱胶结作用—中等-弱溶蚀作用的成岩演化影响，破坏性成岩作用较强。③研究区山1段储层以先致密后充注为主，受成岩演化影响，连续沉积型砂岩储层较间隔沉积型砂岩储层致密化程度低，天然气充注规模大，含气性好。④引入成岩综合指数定量判断山1段储层成岩作用强度。平面上，西部主河道以间隔沉积型砂岩为主，储层成岩综合指数较低，含气性较差；东部主河道以连续沉积型砂岩为主，储层成岩综合指数较高，含气性较好。含气储层主要发育在庆阳一线以东地区。
氦源是氦气资源形成的首要条件，盆地基底变质岩、泥岩、泥质白云岩、煤和铝土岩等沉积岩为潜在氦源岩。通过野外地质调查、重磁资料解释、岩心描述与主、微量元素测试等方法，研究了鄂尔多斯盆地2大类5套潜在氦源岩及其成氦潜力。研究结果表明：鄂尔多斯盆地的潜在氦源岩分为基底型和沉积型两大类。基底型氦源岩发育在太古宇陆块及其上叠加的古元古界之中，岩性主要为高级变质片麻岩-变粒岩、大理岩、混合岩和花岗片麻岩，U和Th元素平均丰度分别为3.15×10-6和12.38×10-6，生氦强度为0.735×10-6 cm3/（a·g）。沉积型氦源岩主要发育在中元古界长城系沉积变质岩和古生界沉积岩之中。长城系黑色板岩主要分布在盆地北部和西南部，U和Th平均丰度分别为2.36×10-6和8.28 ×10-6，生氦强度为0.522×10-6 cm3/（a·g）；下古生界下奥陶统马家沟组泥质白云岩分布在盆地中部及东部，U和Th平均丰度分别为1.71×10-6和9.80×10-6，生氦强度为0.487×10-6 cm3/（a·g）；上古生界石炭系-二叠系泥岩和煤在全盆地广泛分布，太原组泥岩U和Th平均丰度分别为9.69×10-6和22.68×10-6，生氦强度为1.82×10-6 cm3/（a·g），太原组煤U和Th平均丰度分别为16.12×10-6和44.13×10-6，生氦强度为3.21×10-6 cm3/（a·g）；上古生界石炭系铝土岩主要分布在盆地东部和西南部，U和Th平均丰度分别为7.14×10-6和38.57×10-6，生氦强度为1.97×10-6 cm3/（a·g）。鄂尔多斯盆地西南部发育各类氦源岩，具有“多源供氦”特征。该研究为鄂尔多斯盆地氦气资源勘查奠定了基础。
四川盆地川西坳陷三叠系盐下海相层系埋深普遍超过7 000 m，油气勘探程度低，但是油气基本成藏条件优越，具有良好的勘探前景。依据最新的钻探成果和地震资料，系统分析了川西坳陷超深层烃源岩、储层、构造变形样式和油气动态成藏匹配关系，指出了有利勘探方向。研究认为：川西坳陷超深层发育下寒武统筇竹寺组、中二叠统茅口组和上二叠统龙潭组3套区域烃源岩，生烃强度均超过20×108 m3/km2，具有形成大、中型油气田的资源潜力。坳陷内发育震旦系灯影组台缘丘滩和二叠系栖霞组、茅口组颗粒滩白云岩储层，受高能相带和多期岩溶作用控制，具有规模性储集体成储基础。山前带推覆体下盘发育盐下准原地背斜构造，山前坳陷带发育高陡断裂和走滑压扭构造，形成了良好的油气圈闭。山前隐伏构造与坳陷内构造-岩性复合圈闭均形成于印支期，与寒武系烃源岩主生烃期及基底断裂活动期具有良好的匹配关系，具备油气早期成藏条件。综合评价认为坳陷内震旦系灯影组台缘带、与基底高陡断裂沟通的二叠系高能相带和山前带推覆体下盘原位构造是下一步勘探有利目标。
