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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
细粒沉积环境和岩相时-空分布规律是控制页岩油富集高产的主要因素。在前人细粒沉积环境和岩相研究的基础上，分析研究了松辽、渤海湾、鄂尔多斯和准噶尔等中国典型陆相盆地的细粒沉积环境及主要特征。研究认为：①淡水-微咸水湖盆发育粉砂质纹层、黏土质纹层、有机质纹层的黏土岩、粉砂岩以及二者之间过渡岩性，咸水湖和盐湖多发育具方解石（白云石）纹层及黏土级灰泥纹层的细粒碳酸盐岩和细粒混积岩。②陆相湖盆不同演化阶段发育不同细粒岩相组合。裂陷期细粒沉积岩以富碳酸盐矿物的岩相组合发育为特征，拗陷期形成的富有机质页岩层系则以长英质+黏土质沉积岩相组合为主。③湖盆泥页岩沉积机制主要为悬浮沉降、风成输入、浊流、异重流和泥质碎屑流。④中国陆相页岩油类型多样且资源丰富，松辽、鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾等中生代—新生代陆相盆地是中国页岩油勘探开发的重要领域。⑤未来细粒沉积环境和岩相研究重点发展方向：开展天文旋回研究，建立系统有效的沉积古环境判识参数及标准；建立陆相湖盆页岩型、夹层型和混合型细粒沉积岩岩相分类和沉积模式，有效地预测细粒沉积岩岩相时空分布；开展细粒沉积成因过程物理和数值模拟，研究细粒沉积物物理、化学和生物沉积耦合过程和形成发育机理；关注数据集成与深度挖掘、人工智能大数据与计算机辅助技术，研究细粒沉积物分布规律。
为了推动碳减排，实现碳中和目标，分析研究了CO2捕集、利用与封存（CCUS）技术进展，提出了存在问题和发展方向。研究表明：全球CCUS产业发展迅速，截至2023年底，全球大型CCUS项目数量达到392个，比2022年增加了一倍，已初步具备商业化运营的技术条件。CO2封存与利用研究应用不断取得新进展：①CO2地质封存体表征和建模采用表征体元（REV）技术，将微观尺度的属性应用于宏观尺度的地质模型，用应变张量数据进行封存体动态表征和监测。综合应用地球化学成像、微地震、地温以及大气监测技术方法进行封存体泄漏监测。建立不同沉积类型储层模拟技术，模拟封存体内不同CO2羽流迁移情景和封存潜力。②大数据和人工智能广泛应用于CCUS。建立了基于深度学习和耦合地质力学的CO2封存风险快速评估代理模型。用机器学习预测或评估剩余油区CO2提高采收率和封存效率。③CO2驱油新技术及应用新领域取得新进展。发展了CO2驱与低矿化度水驱交替注入、CO2微纳米气泡驱油、CO2加增黏剂驱油和CO2泡沫驱油等技术，应用于矿场试验取得良好效果。CO2驱油领域从中-低渗透砂岩油藏、致密砂岩油藏拓展到残余油带、页岩油藏及天然气藏。CCUS也面临长期封存安全性、经济性、技术不确定性等问题和挑战，需要进一步完善法律、法规，开展多学科研究与技术创新，加强国际合作，大力发展CO2地质封存与利用新技术，保障CO2长期封存安全性，提高商业运营经济性。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
应对气候变化是当前人类命运共同体面临的重大挑战。2030年碳达峰、2060年碳中和的“双碳目标”是中国作为负责任大国对全世界的庄严承诺，也是中国经济社会系统性变革、转型发展的重要战略目标。能源在实现碳中和目标中承担重要使命。针对中国化石能源占比高、能源需求刚性增长快的特殊条件，研究提出“两个轮子驱动，两大领域发力，一个核心抓手”，未来化石能源占比与终端用能电气化占比2个关键指标的中国能源转型路径。应该充分发挥政府引导和市场主导在能源转型和中国实现碳中和方面的作用，大力发展碳减排和碳消纳核心技术。必须处理好经济发展与能源安全和碳中和的关系，国家层面减排目标和各省、市、企业之间减排目标的关系，传统化石能源公司和新能源公司的关系，碳减排短期行动与长期目标的关系，中国与全球协同推进的关系。
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。
渤海湾盆地济阳坳陷东部深层砂砾岩油气展现出良好的勘探前景，深层油气藏类型多样且成藏地质条件与中、浅层差异显著，其差异化地质特征的形成机理制约着深层油气勘探开发的进程。采用镜下薄片观察、储层流体包裹体分析和盆地模拟等方法，分析了深层储层孔隙类型及地层压力存在差异的原因，进而建立了济阳坳陷深层砂砾岩多类型油气成藏模式。结果表明：①储层成岩演化揭示了深层储层不同孔隙类型的形成机制，深层砂砾岩储层中原生粒间孔隙的保存为早期油气充注和超压流体共同作用的结果，烃源岩生烃充注酸性 流体引发的溶蚀反应是次生溶蚀孔隙形成的关键，储层中超压环境有助于微裂缝发育，形成孔-缝型储集空间。②深层流体超压演化受到生烃作用和沉积过程的控制，超压环境的形成取决于保存条件，构造-岩性油气藏中压力的分布受断-砂输导体系调配。在深层常压-弱超压储层中，源-储剩余压力差为稳定和充足的成藏动力；而在超压储层中，源-储剩余压力差随着时间推移逐渐减弱。在断层发育区和垂向连通性强的砂体中浮力是油气二次运移、调整的主要动力。③基于生烃-储层-压力对济阳坳陷东部深层砂砾岩油气成藏的耦合控制作用，建立了多期叠置近岸水下扇油气相态垂向分异型、近岸水下扇泥岩顶部及侧向联合封堵型、近岸水下扇-浊积扇近源成藏型3种油气成藏模式。济阳坳陷深层多类型砂砾岩油气藏成藏机理和模式的揭示为后续深入勘探奠定了坚实的基础。
海上工区面积辽阔，单井资料匮乏，花港组内部横向上的沉积微相界定存在争议、纵向上的沉积演化规律不明。为充分挖掘现有井、震资料的地质解释潜力，选取东海盆地西湖凹陷中央背斜带X区块古近系花港组为研究对象，提出了井-震小波变换建立高精度等时地层格架、井点沉积相标志定相类型、分频RGB属性刻画沉积相展布以及古地貌恢复辅助沉积相演化规律分析的地震沉积学解释技术。研究结果表明：①测井-地震小波变换结果有较好的一致性，可将研究区花港组分为花港组上段（花上段）3个（H1—H3）和花下段5个（H4—H8）四级旋回，并在此基础上建立高精度等时地层格架。②根据岩心相、测井相和地震相相互印证，确认研究区花港组沉积期为辫状河三角洲沉积环境。分频振幅属性验证不同厚度砂岩层在15，30和45 Hz单频体的振幅响应明显，采用分频RGB属性融合可在平面凸显不同沉积体的边界。③研究区H1和H2旋回整体为三角洲前缘沉积，H3—H6旋回为浅水背景下的三角洲平原-前缘沉积，H7和H8旋回为辫状河三角洲平原沉积，砂层组沉积相垂向演化受控于物源供给、相对湖平面高低和古地貌形态。在井-震时频分析建立等时地层格架基础上，通过相关性分析优选属性进行RGB融合能够凸显不同厚度砂岩的展布，减少了人为主观因素的影响，提升了沉积体边界的识别能力，可为其他井网稀疏地带沉积相刻画提供借鉴。
四川盆地寒武系筇竹寺组是继五峰组-龙马溪组后页岩气勘探开发的重要接替层位，目前在德阳-安岳裂陷槽中心和槽缘部署的Z201井和WY1井页岩气勘探取得良好效果，但裂陷槽内筇竹寺组页岩储层发育特征仍不清楚。以槽内中心Z201井和槽缘WY1井为重点，结合其他页岩气勘探开发资料，系统分析了研究区筇竹寺组页岩各小层矿物特征、有机地化特征、储层及储集空间特征、含气性特征。研究结果表明：①筇竹寺组可划分为8个小层，页岩整体以脆性矿物为主，总有机碳含量（TOC）普遍大于1 %，为优质烃源岩，且槽内TOC高于槽缘，具备良好的生气条件。②筇竹寺组页岩有机孔与无机孔均发育，槽内孔隙发育更好，具有极高的含气量。1，3，5和7小层黑色页岩储层品质较好，5小层储层品质最优。③德阳-安岳裂陷槽控制了筇竹寺组页岩储层发育，槽内Z201井钻遇的筇竹寺组页岩储层优于槽缘WY1井。④乐山-龙女寺古隆起控制筇竹寺组页岩有机质演化程度，古隆起内筇竹寺组有机质热演化成熟度普遍低于古隆起外，隆起区适中的热演化程度具备大规模富气的条件。筇竹寺组页岩储层各项条件较好，是未来页岩气勘探开发的主要接替区域。
多类型构造样式的控油气作用是油气勘探面临的重要科学问题。基于前人研究认识成果、勘探经验的总结，对中国含油气盆地内不同构造样式的演化及成因模式进行了系统梳理，解析了不同构造样式对油气成藏的控制作用。研究认为：①中国含油气盆地主要发育伸展构造、收缩构造、走滑构造和叠加构造4种构造样式。伸展构造主要控制盆地建造过程，收缩构造、走滑构造主要控制盆地改造过程。②不同构造类型的控油气作用差异明显，伸展构造主要控制盆地烃源岩、有利储集体和盖层等油气聚集成藏要素的发育，收缩构造、走滑构造和叠加构造主要控制油气运移与圈闭条件的演化。③在构造与其他要素复合作用下，断裂自身也可以作为一类储集体，成为油气聚集的空间，这一类断裂油气藏是当前油气勘探的新领域。
滩坝砂体是重要的油气储层，其形成的水动力机制复杂多变，受露头及现代沉积等资料的局限性影响，坝体的发育过程、几何形态、动态演化模式及构型叠置关系尚不明确。针对以上问题，利用沉积数值模拟与现代沉积相结合的方法，对典型正向线性临滨坝的沉积演化过程及成因机制进行了探讨。研究结果表明：典型海相临滨坝完整的发育阶段包括锥形坝形成期、弯月坝发育期、条带状复合坝形成期、条带状复合坝扩大生长期以及条带状复合坝停止发育期，现代沉积中可见不同发育阶段的坝体。不同演化阶段的坝体受向岸流、环流、沿岸流和底流等水动力控制。锥形坝及弯月坝为多个小规模、近等间距规则排列的坝体，受向岸流及沿岸环流不断冲刷，锥形坝演化为弯月坝。锥形坝及弯月坝间发育裂流凹槽，坝顶可发育回流沟槽，为典型的顶积式沉积过程。弯月坝坝体及坝间凹槽不断被沉积充填，形成相对整一的条带状复合坝，此阶段表现为典型的侧积式沉积过程。复合坝在向岸流及底流改造下变宽、变厚，最终出露水面形成障壁型滨岸。复合坝内部构型可由多个锥形坝、弯月坝及坝间凹槽构成，呈锥形坝-裂流凹槽-锥形坝或弯月坝-裂流凹槽-弯月坝的构型叠置关系，剖面上呈厚—薄—厚的叠置特征。
珠江口盆地白云凹陷油气勘探逐渐从中-浅层韩江组-珠江组的常规储层转向深层-超深层珠海组-恩平组的低渗致密储层，特殊的高变地温地质背景使得储层成岩作用以及致密化机制与常规储层差别较大。综合运用铸体薄片鉴定、扫描电镜观察、物性测试、成岩过程重建和物性恢复等技术，系统分析了白云凹陷西北部低隆起-中部洼陷带古近系珠海组下段-恩平组砂岩储层的成岩过程及差异，结合构造演化背景、地层埋藏史和现今物性数据，研究了影响储层物性关系的主要因素以及储层致密化过程与机理。结果表明：珠海组下段-恩平组储层经历了较强的压实作用、2期碳酸盐胶结、3期硅质胶结和3期长石溶解作用。储层成岩作用过程中，地温梯度变化导致压实速率不同，经历不同开放-封闭体系的水-岩反应过程是不同区带物性差异的主要原因。压实作用是导致储层致密的主要因素，硅质胶结和碳酸盐胶结进一步增强了储层致密程度，溶解作用改善了储层物性。从低隆起到洼陷带，伴随地温梯度升高和埋藏深度增加，低隆起储层成岩阶段为中成岩A2期，斜坡带为中成岩B期，洼陷带为晚成岩期，成岩强度不断增加；成岩作用的差异使得储层物性演化显著不同。洼陷带储层在晚期烃类充注前已致密化，斜坡带储层在晚期烃类充注阶段逐渐致密，而低隆起区储层目前仍为低渗储层。斜坡带整体埋深小于5 km，且上覆地层具备良好封盖能力，是下部勘探的重点。
基于野外露头、油田钻井、测井及地震资料，从溶洞充填物类型及旋回组合分析入手，开展古岩溶地下河溶洞充填序列及规律研究，同时探讨其油气地质意义。研究结果表明，塔河油田奥陶系岩溶地下河溶洞充填率达89.9 %，且以沉积砂泥岩和垮塌角砾岩充填为主，发育下粗上细多个组合旋回，构成多旋回沉积充填组合和多旋回垮塌-沉积充填组合2种类型。前者分布于岩溶斜坡下游地貌平坦区，放空漏失井比例小、低产井比例高；后者分布于地貌落差较大的岩溶斜坡上游区，放空漏失井比例大，出现大量高产井。分析认为，地下河迂回曲折的空间结构及其径流强搬运能力，使大量岩溶碎屑物质充填其中，导致其超高充填率；潜水面季节性升降使其充填物具旋回性及可对比性，加之水流冲蚀和构造活动，导致溶洞多期垮塌，构成了上游区多旋回垮塌-沉积充填组合，未充填空间发育；地下相对封闭的碳酸钙过饱和环境，使其充填物钙质胶结严重，孔隙度降低；未充填空间将是油气挖潜的重点靶区。
氦气成藏长期以来研究较少，成藏条件与成藏机理还不十分清楚，氦源岩类型和形成条件争议较大。通过解剖含氦-富氦的金秋气田认为：①金秋气田氦气含量主要分布在0.05 %～0.10 %，平均为0.07 %，部分井含量超过0.10 %，最高为0.20 %。同位素分析认为氦气为壳源成因，没有幔源的贡献。②金秋气田是一个典型以中生界沉积岩为氦源岩的含氦-富氦气田。上三叠统须家河组和侏罗系具有较高的铀、钍元素含量和较大的地层厚度，在金秋地区具有较高的氦气生气强度，是形成含氦-富氦气藏的氦源基础。氦气应该主要来源于侏罗系储层，而非上三叠统须家河组烃源岩层系。③金秋气田含氦-富氦气田的形成受3个主要因素控制，具有高氦气生气强度的氦源岩提供了很好的物质基础；具有适度充注强度的烃类气体的存在有利于氦气富集；地层抬升剥蚀温、压下降导致的原位溶解氦气脱溶作用是氦气富集的有益补充。
页岩发育多种成因类型水平层理，不同类型水平层理渗透性存在差异。综合岩心观察、大薄片全直径成像和氩离子抛光片扫描电镜分析发现，川南地区古生界五峰组-龙马溪组含气页岩发育递变型、砂-泥递变型、砂-泥互层型和书页型4种水平层理。递变型水平层理由多个粉砂层水平叠置而成，粉砂和泥混杂堆积，粒序发育。砂-泥递变型水平层理中粉砂纹层和泥纹层水平互层，粉砂纹层呈颗粒支撑结构，整体正递变，其底部为突变界面，顶部与上覆泥纹层渐变接触。砂-泥互层型水平层理由粉砂纹层和泥纹层水平互层构成，层和纹层界面均突变接触，粒序不发育。书页型水平层理由极薄层状泥纹层构成，发育微弱的正粒序。4种水平层理具有不同的成因机制。递变型和砂-泥递变型水平层理均为相对低能的泥质浊流成因，递变型水平层理形成的水动力更弱；砂-泥互层型水平层理为陆棚相等深流成因；书页型水平层理为远洋悬浮沉降成因。水平层理类型直接影响页岩渗透性。书页型水平层理页岩富含有机质和有机孔，页岩渗透性最好；砂-泥互层型水平层理页岩颗粒分选性较好，页岩渗透性次之；递变型和砂-泥递变型水平层理页岩颗粒分选性差、有机质含量低，渗透性最差。
中国东部陆相断陷盆地群中-新生代发育多套巨厚的湖相富有机质页岩，蕴含丰厚的页岩油资源，但富有机质页岩普遍受断层切割，形成若干独立断块，与北美连续稳定分布的页岩地层条件存在较大差异，能否获得稳定的商业油流是勘探面临的首要问题。基于苏北盆地高邮凹陷古近系阜（阜宁组）二段页岩岩性、烃源岩品质、储层品质研究与综合评价，研究认为阜二段发育3套厚层有利层，具备“多层楼”立体勘探开发条件；基于阜二段有利层、断层和断块发育地质现状，提出水平井在同一断块内或跨断块、在同一或多个有利层长距离穿行的“断块型”页岩油勘探思路；根据断层断距与有利层厚度之间的配置关系，将“断块型”页岩油划分为“连续稳定”型、“微断层切割”型和“跨断块多甜点”型等3种勘探目标类型。通过勘探实践，证实3种勘探目标类型均可获得稳定的商业油流。研究成果丰富了中国陆相页岩油勘探领域和类型，对陆相断陷盆地页岩油勘探具有重要借鉴意义。
