氦气是天然气中的伴生资源，是重要的稀缺战略物资，但对其富集机理研究却比较薄弱。针对富氦气藏中的氦气如何富集这一备受关注的难点问题，采用地球化学研究方法，在分析中国主要富氦气藏中氦气富集的基础上，认为氦气之所以在少数气藏中富集，是因为气藏额外捕获了古老地层水中释放出的氦气。古老地层水溶解的氦气释放到气藏，是富氦气藏中氦气富集的主要机理。首次提出富氦气藏的形成经历过“多源供氦、主源富氦”的观点，氦源来自烃源岩、储集层中U和Th的放射性衰变，以及地层水中溶解的来自其他岩石U和Th的衰变，主源是古老地层水中溶解的氦气，来自古老地层中U和Th经长时间的衰变积累的水溶氦。当溶有氦气的古老地层水与游离气或气藏相遇，由于水中氦气的分压远高于游离气或气藏中氦气的分压，根据亨利定律，水中的氦气几乎完全可以释放到气藏中，形成富氦气藏。
为研究贵州西部上二叠统煤层气地球化学特征、成因类型及其成藏意义，整理、分析了六盘水、毕节和遵义地区共18口井的取心分析化验资料，包括含气量、气体组分、稳定同位素和等温吸附等。结果显示：煤层平均含气量为14 m3/t；煤层气甲烷平均浓度为96.12%，干气特征明显。甲烷碳同位素δ13C1（PDB，下同）值主要位于-36‰~-34‰之间，受热演化分馏作用影响，随RO，max值增大而变大。煤层气在Whiticar成因图版中主要位于热成因扩散运移分馏区。与含气饱和度相比，吸附饱和度（V/VL）能更好地表征煤层气保存条件和解吸逸散程度，其值与δ13C1存在很好的负相关关系，主要机理为煤层气的解吸分馏作用，该机理还很好地解释了煤层气向斜控气规律。
黔西北下石炭统旧司组—祥摆组是重要的海相页岩层系，为进一步加强贵州省页岩气的基础地质勘察，形成贵州特色页岩气地质理论，以威宁龙街向斜龙参1井下石炭统旧司组—祥摆组页岩为研究对象，通过岩石学、地球化学、储层物性及含气性相关测试评价了其勘探开发潜力。结果表明：①祥摆组页岩厚度介于74.76~255.6 m之间，有机碳含量中等（平均为2.01%）、热演化程度较高（Ro，max值平均为2.54%）；显微组分以壳质组（平均为43.31%）为主，腐泥组（平均为38.08%）次之；有机质类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型。②黏土矿物含量较多（质量分数平均为45.4%），石英次之（质量分数平均为38.08%），脆性指数整体较高。③孔隙度中等（平均为4.77%），核磁渗透率范围跨度较大，介于（0.079 7~4.63）×10-6 μm2之间，平均为1.32×10-6 μm2，属低渗储层；主要发育微裂缝、粒内孔、粒间孔和有机质孔；孔隙比表面积（平均为14.387 m2/g）和总孔体积（平均为0.016 76 cm3/g）较大，以介孔为主，平均孔径介于3.79~8.45 nm之间，平均为5.89 nm。④旧司组—祥摆组含气量中等，最高达1.48 m3/t，TOC是泥页岩含气性的主要影响因素，TOC与兰氏体积、总孔体积呈良好的正相关关系，石英与TOC、RO呈正相关关系。旧司组—祥摆组页岩气储层符合产业开发条件，与国内外页岩储层特征综合对比认为，旧司组—祥摆组深色页岩有机质丰度中等，热演化程度较高，脆性指数高，多介孔，有较好的探勘开发潜力。
安岳大气田的发现，推动了板内裂陷动力学及沉积充填过程研究，但目前有关德阳—安岳裂陷成因及演化认识尚存争议。通过大量地震资料解释，结合最新钻井资料，系统研究了裂陷演化成因及沉积充填特征，指出有利勘探区带。主要认识为：①德阳—安岳裂陷形成于晚震旦世—早寒武世，具有“北沉降、南侵蚀”差异演化特征。裂陷由北往南张裂，灯二期台地边缘在绵阳—蓬莱—大足—资阳地区发育；灯四期裂陷进一步向南延伸到泸州地区；灯影末期，裂陷北部沉降，中南部抬升剥蚀，部分地区灯三段和灯四段剥蚀殆尽。②德阳—安岳裂陷灯影末期北部沉降大于南部，沉降中心在绵阳—成都一带；麦地坪末期北部继续沉降，南部开始出现沉降；筇竹寺期形成绵阳—成都、宜宾—泸州南北2个沉降中心。③德阳—安岳裂陷周缘形成侵蚀型、加积型和退积型3类台缘储层，叠合寒武系麦地坪组—筇竹寺组厚层烃源岩，形成了蓬莱—剑阁—老关庙地区和资阳—威远地区2个有利勘探区带，勘探面积达3×104 km2。
川中地区北部震旦系灯二段天然气勘探不断取得突破，已成为灯影组勘探的主要接替区。钻井揭示该地区灯二段储层发育大量固体沥青，沥青特征对于灯影组天然气成藏研究具有重要意义。通过采集研究区关键探井灯二段储层沥青样品，基于光学显微观察、扫描电镜、色谱—质谱和激光拉曼等分析测试手段，对川中地区北部灯二段储层沥青地球化学特征和发育机制等进行探讨。研究结果表明，灯二段沥青主要以溶蚀孔（洞）和裂缝形式赋存，其次为晶（粒）间孔，形态以点状、球状、板状、脉状等为主。岩石沥青含量高，单井平均沥青含量为2.96%~5.13%。重排甾烷和拉曼光谱表明灯二段沥青处于高成熟阶段，拉曼光谱计算沥青反射率分布范围为2.49%~4.09%，沥青主要源于原油热裂解成因。灯二段沥青生物标志化合物21α（H）-C29降藿烷、C35藿烷与C34藿烷含量、Ts/Tm等多个指标与高石梯—磨溪地区灯四段沥青不同，推测灯二段沥青母源与灯四段存在差异，有下寒武统麦地坪组和震旦系陡山沱组等烃源岩的贡献。灯二段储层可能发育2期沥青，指示了地质历史时期中的2期原油充注过程和硫酸盐热化学还原反应（TSR）作用。
川中德阳—安岳古裂陷槽东侧磨溪—高石梯地区灯影组已建成以台缘带为主、台地内为辅的大规模天然气生产基地，而同期德阳—安岳古裂陷槽内灯影组遭受更强烈岩溶作用，灯影组残丘型储层发育，且距离寒武系筇竹寺组优质烃源岩更近，具备形成大型天然气藏的潜力。结合前期勘探认识，精细研究了川中德阳—安岳古裂陷槽灯影组残丘型储层特征、形成过程和成藏条件。结果表明：①古裂陷槽内灯二段遭受强烈的表生溶蚀和河流深切侵蚀作用，形成多个大规模的残丘型储层；②古裂陷槽内灯二段残丘型储层溶蚀孔洞、裂缝均广泛发育，储集类型多样，储层厚度大，同一残丘内各类储层纵横向变化快，物性差异大，非均质性强；③古裂陷槽分布面积达6×104 km2，灯影组残丘型储层宽度大于40 km，长度大于150 km，储层发育，上部受筇竹寺组和麦地坪组烃源岩遮挡、侧向受滩间洼地致密层封堵，近优质烃源岩天然气优先充注，生储盖组合良好，在古裂陷槽内具备形成多个大型的残丘型潜山天然气藏的地质条件，是该区下一步天然气勘探的有利方向。
斜坡部位发育的岩性圈闭能否长期有效地保存油气，成为影响四川盆地川中古隆起北斜坡地区下一步天然气勘探目标优选和油气资源规模评价的关键因素。将基于背斜气藏剩余压力与顶部盖层排替压力建立的气藏保存能力评价方法，引入到碳酸盐岩斜坡区的岩性气藏研究，以蓬探1井灯二段气藏为解剖对象，结合地质背景分析与类比、单井资料分析与模拟，论证了川中古隆起北斜坡震旦系岩性圈闭在古油藏形成与裂解、气藏形成与调整等关键时期的油气保存能力。结果表明：古油藏形成后，灯二段储层的剩余压力逐渐增加但远低于顶部筇竹寺组页岩和侧向灯二段泥晶云岩的排替压力，保存条件较好。走滑性质断层的继承性活动，可能使北斜坡地区呈现纵向多层系古油藏分布的特征。裂解气藏形成阶段，气藏剩余压力升高但侧向围岩的封堵始终有效。天然气仅在顶部筇竹寺组盖层和不整合界面处发生部分逸散，剩余的天然气有效保存至今。由于北斜坡地区灯影组气藏侧向的封堵始终有效，其保存条件与高—磨地区灯影组的构造—地层气藏较为相似。基于与高—磨地区灯影组气藏保存条件和资源规模的类比，得益于北斜坡地区厚度更大且质量更高的筇竹寺组泥页岩，灯二段气藏理应具备更优的顶部保存能力，天然气勘探潜力巨大。
中国含油气盆地超深层广泛发育灰岩，灰岩的主要矿物成分是方解石，其特殊的晶体结构决定了其在超深层具有很强的塑性和韧性。在小变形作用下，灰岩不容易发生断裂。灰岩尤其是泥灰岩，因其较低的孔隙度和渗透率也可以作为盖层。四川盆地元坝气藏埋深超过6 500 m，储气规模大，其盖层和保存条件一直备受关注。下三叠统膏盐岩作为元坝气藏的区域性盖层得到普遍认可，但是飞仙关组灰岩作为其直接盖层尚存争议。在岩心观察、岩石力学参数测试、地质资料分析的基础上，从脆—韧性的角度分析飞仙关组灰岩作为盖层的完整性。飞仙关组灰岩在生气高峰期及之后，韧性显著提高，力学性质处于韧性阶段，不易发生破裂，能够保持岩层完整性，从而成为二叠系长兴组白云岩储层的良好盖层。该实例说明，灰岩在超深层可以作为盖层，对碳酸盐岩区的油气勘探具有重要意义。
以四川盆地焦石坝地区典型页岩气取心井为研究对象，基于排水集气原理的页岩气现场解吸仪，采用二阶解吸法，对所获得的11块龙马溪组富有机质页岩岩心样品进行解吸、取样和测试。结果表明：①页岩气现场解吸过程中存在甲烷和乙烷碳同位素分馏效应，甲烷分馏幅度较大，平均分馏幅度为25.2‰，其碳同位素分馏幅度主要受控于有机质含量；乙烷分馏幅度相对较小，平均分馏幅度为3.8‰，主控因素不明。②解吸过程中甲烷和乙烷碳同位素分馏过程存在2个阶段，甲烷碳同位素分馏过程分别为缓慢分馏阶段和快速分馏阶段，乙烷碳同位素分馏过程分别为波动分馏阶段和缓慢分馏阶段。③现场解吸过程中，甲烷碳同位素值随着现场解吸率的变大出现有规律的增大，根据这一现象，建立了甲烷碳同位素与解吸率的数学模型，即解吸率是甲烷碳同位素值以自然常数（e）为底的指数函数。上述研究是页岩气解吸/生产全过程4阶段（稳定不变—变轻—逐渐变重—变轻）变化中第Ⅲ阶段的部分认识，以期能为页岩气解吸/生产全过程研究提供借鉴，为页岩气勘探开发提供科学依据。
页岩油的赋存状态与有机地球化学特征对页岩油的甜点区评价与资源潜力评估具有重要意义。为明确鄂尔多斯盆地延长组长73亚段泥页岩中页岩油的赋存位置、含油量、族组分和饱和烃分布特征，选取长73亚段的泥页岩岩心样品进行多溶剂连续分级抽提、低温氮气吸附—解吸、荧光薄片鉴定、场发射扫描电镜和饱和烃气相色谱—质谱等分析。结果表明：长73亚段泥页岩型页岩油主要赋存于页理缝和有机质孔中；页岩油的含油总量大于10 mg/g，其中游离油约占50％，吸附油约占20％；游离油、吸附油含量与有机质丰度之间呈较好的正相关关系，表明有机质丰度是控制页岩油分布的主要因素；游离油含有较多的饱和烃和轻质组分，而吸附油则含有较多的非烃与沥青质等重质组分。此外，与暗色泥岩相比，黑色页岩具有广泛发育的页理缝和有机质孔，游离油含量较高，黑色页岩可能是更有利于页岩油勘探开发的岩相类型。
近年来，准噶尔盆地沙湾凹陷周缘构造天然气勘探陆续取得突破，但凹陷中心烃源岩地球化学特征和分布仍缺乏系统全面研究，各套烃源岩生烃演化史和产物特征认识不清，制约了该区块下一步勘探与开发。以凸起带烃源岩样品为研究对象，结合地震和生烃热模拟实验，开展烃源岩综合评价，明确不同层系烃源岩产物特征，进而指出下一步天然气勘探方向。研究结果表明：沙湾凹陷发育4套烃源岩，源岩厚度大，分布面积广，埋藏深，为周缘构造油气成藏奠定了物质基础。石炭系和下二叠统佳木河组烃源岩丰度高，但类型差且生烃潜力小，处于过成熟阶段，以生干气为主，而下二叠统风城组和中二叠统下乌尔禾组烃源岩丰度高、类型好，处于高成熟阶段，生烃潜力大。建立了沙湾凹陷天然气δ13C1—RO回归方程，明确了不同层系烃源岩生成天然气乙烷碳同位素分布特征，为周缘构造天然气成熟度计算和气源对比研究奠定了基础。沙湾凹陷西斜坡保存条件好，位于油气运移路径之上，与玛湖凹陷斜坡相似，具备形成大型地层岩性油气藏的地质条件，勘探潜力大，是研究区下一步天然气勘探的重点领域。
深入剖析塔河油田奥陶系原油与族组成的碳同位素倒转机理对于成藏演化认识和油气勘探均具有重要意义。对93件奥陶系原油及族组分在平面上与深度上的碳同位素变化特征分析表明：倒转程度在平面上由东向西逐渐加深，具有较好的规律性，艾丁地区、塔河主体区、托普台地区△δ13C沥青质-非烃值分别为-0.73‰、-0.63‰、-0.58‰，在塔河9区及周边地区与南部盐下地区为正值。艾丁地区和塔河主体区的部分井原油δ13C饱和烃与δ13C全油发生了倒转；δ13C沥青质与其他组分碳同位素及δ13C全油在塔河油田不同区域发生了不同程度的倒转；而在深度上倒转分布与原油的埋藏深度缺乏相关性，由埋藏深度引起的热力作用不是造成塔河油田奥陶系原油族组分中沥青质碳同位素与其他组分碳同位素倒转的主要原因。结合原油族组分含量、饱和烃色谱总离子图，综合分析认为原油及族组分碳同位素倒转与前期成藏之后地层抬升引起的生物降解和油气的多期次充注有关，前期充注的原油中烃类组分多被微生物降解，而沥青质不易被降解得以保留，由于成熟度低，碳同位素值较低；而后期充注的高—过成熟度油中沥青质含量很低，以其他组分尤其是饱和烃为主，由于成熟度高，碳同位素值较高，甚至大于早期充注油的沥青质碳同位素值，使混合油中出现沥青质碳同位素与其他组分碳同位素倒转的现象。因此，塔河油田奥陶系原油成藏过程及其成藏之后的次生变化是碳同位素倒转的主要原因。
四川盆地高石梯—磨溪震旦系灯影组二段（灯二段）气藏开发资源潜力大，是中国石油西南油气田公司“十四五”全面上产500亿的重要上产领域。灯二段储层总体具有低孔低渗特征，局部发育高孔渗段。储集空间主要包括溶洞、溶孔、裂缝等类型，储层下部发育底水，具统一气水界面（-5 150 m）。针对此类低孔低渗碳酸盐岩气藏，需以深度酸压改造来提高单井产量，但灯二段储层存在高角度裂缝局部发育、段间应力差较小、改造段距离气水界面近等改造难点，酸压裂缝高度难以控制从而极易沟通下部水层，导致改造后产水而影响气井产能。为探究酸压裂缝高度控制方法，建立了酸压裂缝拟三维扩展模型，考虑裂缝高度延伸过程中纵向压降对缝高扩展的影响，开展了酸压裂缝高度的地质与工程影响因素模拟研究。模拟结果表明：段间应力差和酸压排量为酸压裂缝高度延伸的主控因素，且应力差对裂缝高度的影响最大，其次为储隔层厚度及工作液黏度。根据模型结果，明确了酸压裂缝高度主控因素，构建了不同储层特征的控裂缝高度酸压技术对策，优化了控裂缝高度酸压设计参数，在有效控制酸压裂缝高度的前提下，最大化提高单井产量，避免改造后见水，为底水气藏深度酸压技术提供了理论指导。
昭通页岩气国家级示范区开发的主力目标层位为厚约5 m的下志留统龙马溪组海相页岩，具有靶窗较小、构造起伏大、微断层发育等特点，实钻井眼轨迹存在脱靶和出层的风险。通过分析该区水平井地质导向过程中出现的技术难点及其原因，从着陆入靶导向和水平段地质导向等关键环节入手寻找出解决上述难点的办法：①优化地质导向建模方案，消除传统建模理论在建立和修正模型过程中存在的3点不足，提高了导向模型预测着陆点的精准度，保证井眼轨迹平滑入靶，避免提前入靶或延迟入靶，造成井轨迹不平滑，呈“V”型或“阶梯”型；②采用地震预测技术，提前预测井眼轨迹偏移方向，应用元素录井+随钻伽马技术、蚂蚁体工程预警技术，准确判断钻出储层情况，解决了在水平段导向过程中钻头位置多解性、钻遇断层及挠曲等3类难题，确保钻头在水平段的精准穿行，并采用“抓大、舍小”策略调整井眼轨迹的思路，有效保障了水平段优质储层钻遇率和轨迹平滑。
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