塔里木盆地西部阿瓦提凹陷周缘海相烃源岩油气资源潜力巨大，海相砂岩储层的发育程度是制约阿瓦提凹陷西缘柯坪逆冲推覆带油气勘探的关键因素。以上奥陶统—下志留统柯坪塔格组砂岩为例，综合露头、钻井、地震和实验分析资料，采用多因素叠合分析方法，明确了海相环境的规模砂体沉积体系、储层特征及其勘探意义。研究表明：阿瓦提凹陷西缘柯坪塔格组早期以建设性的潮控三角洲沉积体系为主，晚期以滨岸沉积为主，发育有规模厚度的致密砂岩储层；柯坪塔格组砂岩以岩屑砂岩为主，岩屑石英砂岩次之，具有成分成熟度低、结构成熟度高的特征，发育粒间孔及构造缝，孔隙度一般为6%~10%，以IV类储层为主，III类储层次之，少量II类储层；主要受控于沉积微相和构造挤压作用，逆冲推覆带前展带及阿瓦提凹陷西缘斜坡区三角洲及前滨砂岩规模储层相对发育；阿瓦提凹陷西北缘斜坡上发育断块和砂岩上倾尖灭性油气藏，有利区带面积达4 320 km2，预测天然气资源量为7 076×108 m3，石油资源量为7 817×104 t。柯坪逆冲推覆前沿的深层-超深层弱构造挤压区是构造—岩性油气藏勘探的战略有利领域。
塔里木盆地库车坳陷克拉苏西部博孜—大北地区油气勘探持续获得突破，但油气组成、物性与油气藏类型复杂，存在油气相态与物性分布规律不清、油气相态主要控制因素不明确等问题。系统收集了研究区75口生产井烃类流体数据，分析了凝析油的地球化学特征，油气物性参数（密度、黏度、胶质含量、沥青质含量、干燥系数及生产气油比）及其变化规律，根据干燥系数和气油比划分了油气藏类型，恢复了地质条件下的油气相态特征与赋存状态，探讨了相态分布主控地质因素。结果表明：研究区烃类流体总体表现出“东西分段，南北分带”的特征，黏度密度等物性参数整体呈现出由西向东逐渐升高的趋势。油气赋存状态纵向上由深到浅表现为从液相到凝析气相，再到凝析气（湿气）相，最后到气相。油气类型整体上呈环带状分布，挥发性油藏、凝析气藏与湿气藏受侏罗系恰克马克组烃源岩成熟度控制，干气气藏的分布不仅受侏罗系烃源岩成熟度的控制，还受高—过成熟的三叠系烃源岩的共同影响。研究为准确认识克拉苏西部博孜—大北地区油气相态与物性分布规律、油气相态主控因素及未来油气勘探开发部署提供有力的理论支撑。
目前对膏盐岩、煤系地层等多套滑脱层在挤压构造活动中的构造变形特征、变形机理及控制因素的研究相对薄弱。利用高精度三维地震资料、钻井资料，建立了塔里木盆地库车前陆冲断带西段、中段和东段的挤压型多滑脱层构造变形样式，结合数值模拟和构造演化，系统分析了库车前陆冲断带多滑脱层构造变形特征、控制因素及变形机理。以膏盐岩和煤系地层为界，纵向上划分为盐上层、盐层、盐下层、煤层和煤下层等五大构造层。分析认为，库车前陆冲断带经历了晚海西—印支期、燕山期、喜马拉雅期等多期构造活动，晚海西—印支期形成的古冲断构造控制了中生界沉积格局，膏盐岩、煤系地层等滑脱层与古隆起分布差异共同控制着分层构造变形，古隆起控制滑脱层分布及冲断带规模，膏盐岩控制浅层及盐下逆冲构造，煤系地层控制冲断带前缘及煤下逆冲构造。盐上层以盖层滑脱为主，盐下发育叠瓦逆冲构造，膏盐岩塑性流动形成盐丘、盐枕、盐刺穿等构造，煤层揉皱变形，煤上地层剪切逆冲，煤下层滑脱逆冲，具有“多期滑脱、复合变形、垂向叠置”的特征。煤系地层既是烃源岩又是盖层和滑脱层，整个中生界在构造挤压过程中发生同轴变形，煤系地层下方的逆冲断裂具有成排成带的特征，煤下层滑脱逆冲断裂简单，构造更加宽缓，油气勘探潜力较大。
为探究准噶尔盆地玛湖凹陷南缘风城组碱湖沉积环境下的成岩作用特征及对储层的影响机制，明确优势成岩相的分布，在岩石学特征、孔隙类型、成岩作用以及成岩环境演变分析的基础上，定量表征了压实、胶结和溶蚀对储层改造强度，建立了成岩相划分方案，并基于单井取心层段的评价结果刻画了成岩相分布特征，阐释了成岩相分布影响机制。研究表明：研究区风城组储集空间呈现“基质孔隙为主、微裂缝为辅”的双重介质特征，其中粒内/粒间溶孔在基质孔隙中占主导地位。风城组历经碱性沉积环境和碱性—酸性—碱性的成岩环境演变，碱性沉积环境和早期碱性成岩阶段是粒间孔胶结损耗和火山物质水解以及斜长石钠长石化形成溶蚀孔的重要时期，建设性和破坏性成岩作用并存；中期成岩酸性环境下的扩孔作用使得溶蚀孔成为主要储集空间，致密化程度有所缓解；晚期碱性成岩环境下伴随着碱性矿物离子浓度再次增加，并开始在剩余粒间孔、溶蚀孔等储集空间内沉淀，储层致密化程度进一步提升。平面上，扇三角洲平原和前缘交界处胶结和溶蚀作用发育程度较弱，多发育压实相，平均孔隙度约为4.9%；扇三角洲内前缘至外前缘交界处溶蚀作用强于胶结，以胶结—溶蚀相为主，平均孔隙度约为6.6%，中部和南部断裂附近为溶蚀相，平均孔隙度高达9%；扇三角洲外前缘多发育溶蚀—胶结相，储层平均孔隙度约为3.1%。碱湖沉积背景下的碱性成岩作用对储层改造具有两面性，在酸性/碱性溶蚀控制下的胶结—溶蚀相和溶蚀相是该地区致密油聚集的有利场所，也是该地区单井高产的关键因素。
准噶尔盆地东部（准东）吉南凹陷发育大套二叠系芦草沟组烃源岩，但其芦草沟组烃源岩沉积古环境与有机质富集机理尚不明确。通过总有机碳、岩石热解、主微量元素和饱和烃色谱/质谱等分析手段，对研究区芦草沟组烃源岩沉积古环境、古生产力进行了研究，以此探讨芦草沟组烃源岩有机质富集机理。结果表明：①通过总有机碳和岩石热解参数分析认为吉南凹陷二叠系芦草沟组有机质丰度普遍达到极好，有机质类型以Ⅰ型、Ⅱ1型为主，整体处于低熟—成熟阶段，生烃潜力高。②生物标志物参数分析表明，芦草沟组有机质主要为水生生物和陆源高等植物混合贡献，且芦二段具有更高的陆源有机质输入。③根据主微量元素结合生物标志物相关参数，认为研究区芦一段烃源岩沉积于干旱、半咸水、弱还原的浅水—半深水环境，古生产力较低；芦二段烃源岩沉积于湿润—半干旱、淡水、弱还原—弱氧化的浅水沉积环境，古生产力中等。④根据研究区芦草沟组烃源岩有机质丰度与不同古沉积环境条件的综合研究分析认为，芦一段有机质的富集主要受水生生物的繁盛和保存条件控制；芦二段初始生产力主导了有机质的富集。
超压成因分析是压力预测和油气成藏研究的基础，准噶尔盆地腹部莫索湾凸起侏罗系超压分布普遍，且与油气成藏关系密切复杂，亟待深入开展超压成因研究。综合运用测井曲线组合分析法、Bowers法、声波速度—密度交会图法、孔隙度对比法和综合分析法等探讨了超压的成因。研究表明，准噶尔盆地莫索湾凸起侏罗系普遍发育超压，主要位于4 000~4 500 m以深地层，压力系数为0.92~2.11，平面上东部超压较强，压力系数可达2.11，西部较弱，压力系数可达1.6。声波时差、密度及电阻率测井曲线对超压的响应较为明显，表现为均存在不同程度的反转。多方法综合判识准噶尔盆地莫索湾凸起侏罗系地层超压以传导型成因超压与化学压实复合成因超压为主，且东部化学压实贡献略高于西部，欠压实成因贡献弱或者无。
近年来，渤海湾盆地黄骅坳陷大港探区上古生界天然气勘探获得重大突破。从石炭系—二叠系含油气系统的烃源岩展布及生烃潜力、储层分布及物性、天然气成藏和富集规律等方面，开展地质、地球化学和测井的综合解释，对成藏主要因素进行深度剖析。结果表明：上古生界煤系烃源岩有机质丰度高、母质类型好，经历二次生烃，具备规模生气条件；储层以低孔、低渗碎屑岩为主，次生孔隙和裂缝发育，断层活动演化控制着油气的垂向分布，准原地烃源岩、次生改造储层和断层活动性是上古生界天然气成藏的主控因素，提出了黄骅坳陷上古生界天然气藏的主要成藏模式为“两期排烃、源储叠置、晚活调整充注”，认为大港探区上古生界天然气勘探潜力大，主要有利的勘探方向为洼中宽缓潜山带和斜坡断垒潜山带，预测乌马营—王官屯洼中、东光东翼低斜坡、歧北低斜坡是研究区未来规模勘探增储的3个有利目标区。
鄂尔多斯盆地南部古生界天然气地球化学特征与北部存在较大差异，除了由于烃源岩有机质成熟度升高造成的干燥系数增加、甲烷碳同位素组成较重之外，盆地南部上古生界天然气中CO2气体含量更高、普遍出现甲、乙烷碳同位素组成倒转等现象。以气体地球化学为主要研究手段，在系统对比盆地古生界天然气南北差异的基础上，讨论天然气成因与来源。盆地南部上古生界天然气主体以高过成熟煤型气为主，其中部分地区的部分样品气体地球化学指标体现了下古生界海相烃源特征。盆地南部上古生界天然气整体出现甲、乙烷碳同位素组成倒转现象，这与上古生界与下古生界不同成因类型天然气混合作用有关。具有相对较高的乙烷含量和较轻乙烷碳同位素组成的下古生界油型气不同程度的混合是造成盆地南部上古生界天然气碳同位素组成倒转的主要原因。盆地南部下古生界天然气地球化学指标体现了典型海相烃源特征，同时不排除少量上古生界煤型气混入的可能。
近年来，鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组海相页岩气勘探取得重大突破。乌拉力克组页岩TOC含量低，相关烃源岩地球化学指标并未达到海相页岩气勘探“甜点区”标准，因此明确乌拉力克组天然气成因及来源具有重要意义。通过气体地球化学研究手段，揭示了乌拉力克组天然气的成因类型与来源。研究结果显示：乌拉力克组天然气地球化学特征差异显著，成因类型主要分布于煤型气和海相油型气过渡区域，表现出混源气特征。其中ZP1井属于典型海相油型气，为“自生自储”页岩气，其他乌拉力克组天然气样品体现了不同程度煤型气的混合特征。乌拉力克组天然气成藏模式表现为由上古生界石炭系—二叠系的煤系烃源岩与下古生界奥陶系乌拉力克组海相烃源岩共同供烃，形成新生古储和自生自储2种模式的气藏。
沉积物的元素地球化学信息可以很好地反映沉积物源区、古气候古环境等信息，并且沉积物粒度和元素地球化学信息也有密切联系。为了进一步探讨干旱背景下沙溪庙组不同河道砂体成因以及沉积物粒度和沉积相与元素地球化学之间的关系，对川西地区盐浅1井的沉积相特征、元素地球化学特征进行系统的分析。结果表明：①盐浅1井沙溪庙组以红褐色泥岩和灰色砂砾岩为主，发育一套河漫平原沉积，可划分为大型河道、小型河道、决口水道、河漫滩及河漫湖泊5种岩石相组合；②不同岩石相组合的元素地球化学特征具有明显差异，大型河道表现出“Fe含量低，SiO2含量高”的特点；而决口水道和小型河道SiO2含量略低；河漫湖泊呈现出“Fe含量高，SiO2含量低”的特点；而河漫滩呈现出“Fe含量较高，SiO2含量高”的特点。岩石相组合整体表现为，SiO2含量越高，粒度越大；且决口水道、小型河道以及河漫滩多发育于相对湿润的气候环境。③结合Al2O3/TiO2、Cr/Zr和TiO2/Zr等元素及比值综合判断，盐浅1井沙溪庙组离物源区近，母岩主要为长英质岩，构造背景主要为大陆岛弧背景。④根据Mg/Ca、Fe/Mn、Sr/Ba、m、V/（V+Ni）和Cu/Zn等元素及比值判断，沙溪庙组沉积期水体环境主要为陆地淡水环境，从下沙溪庙组至上沙溪庙组表现为2个由氧化—还原环境的变化过程，而气候变化更为频繁，气候出现多次由湿润—干旱的变化过程，但整体上从下沙溪庙组至上沙溪庙组气候更加干旱。研究为恢复川西坳陷沙溪庙组沉积环境，进一步探讨不同岩石相组合的形成规律以及有利储层砂体分布提供了依据。
目前国内页岩气勘探突破主要集中于中浅层超压页岩气藏，随着研究的深入，页岩气勘探逐步向深层过渡，四川盆地涪陵页岩气田白马向斜整体为深层超压气藏，勘探潜力较大。利用J148⁃1井五峰组—龙马溪组测井资料及测试分析数据，分析五峰组—龙马溪组页岩含气性特征及其影响因素，探讨页岩气形成富集机理及页岩气成藏模式。五峰组—龙马溪组页岩含气量介于1.09~6.81 m3/t之间（平均为3.15 m3/t），随埋深增大而增加，1~3小层平均含气量为5.35 m3/t，为页岩气有利层段。总有机碳含量、矿物组成、储层性质及保存条件均对页岩含气性有一定控制作用，五峰组—龙马溪组页岩TOC值介于1.29%~5.50%之间（平均为2.75%），随埋深的增大而增加；石英含量为17.2%~64.7%（平均为36.1%），长石含量为2.7%~14.5%（平均为8.0%），碳酸盐矿物含量为2.0%~56.6%（平均为12.6%），黄铁矿含量为1.4%~6.7%（平均为3.4%），黏土矿物含量为17.2%~54.3%（平均为40.1%）；1~4小层孔隙度介于2.38%~5.64%之间（平均为4.06%），8~9小层孔隙度介于1.95%~2.75%之间（平均为2.24%）；1~4小层渗透率介于（0.03~16.43）×10-3 μm2之间（平均为0.75×10-3 μm2），8~9小层渗透率介于（0.05~55.63）×10-3 μm2之间（平均为2.31×10-3 μm2），总有机碳含量、石英含量、孔隙度等与含气量呈正相关关系；页岩发育矿物基质孔隙、有机质孔隙及裂缝孔隙3种孔隙类型，以有机质孔隙为主，研究区远离主控断层，区域性盖层发育，顶、底板岩性致密，保存条件好，游离气大量富集，为宽缓向斜型成藏模式。研究区五峰组—龙马溪组页岩在奥陶纪末—晚志留世处于未成熟阶段，晚志留世进入成熟阶段，中侏罗世进入高成熟阶段，晚侏罗世进入过成熟阶段，中白垩世热演化停止。
松辽盆地陆相页岩油勘探前景广阔，但目前关于长岭凹陷白垩系青山口组纹层型页岩油储层微观孔隙结构特征的认识相对薄弱。基于薄片鉴定、TOC、岩石热解和XRD分析，结合场发射扫描电镜、低温氮气吸附及高压压汞等测试手段，对青山口组页岩进行岩相划分，系统分析页岩储集空间分布规律，明确优势岩相和孔隙结构的控制因素。依据“有机质丰度—矿物组成”标准，将页岩样品划分为低TOC混合质页岩（M—L）、中TOC硅质页岩（S—M）、中TOC混合质页岩（M—M）、中TOC黏土质页岩（C—M）、高TOC硅质页岩（S—H）、高TOC混合质页岩（M—H）及高TOC黏土质页岩（C—H） 7种岩相。其中，C—H岩相生烃潜力好，储集空间发育，以狭缝状黏土矿物晶间孔、粒间孔和微裂缝为主，孔隙结构参数优，是研究区储层的优势岩相。青山口组页岩储集空间分布受控于纹层特征、TOC含量和矿物组成等因素，长英质纹层能够有效缓解上覆岩石压实作用，有机酸扩溶作用和超压裂缝的形成改善了宏孔体积占比，而黏土矿物晶间孔和微裂缝提供了主要的比表面积和孔体积。
近年来鄂尔多斯盆地的勘探显示，其具有良好的氦气资源潜力，但对氦气分布特征及资源量认识薄弱，限制了对氦气富集规律的认识及后续的勘探工作。针对该问题，系统开展了鄂尔多斯盆地长庆气区氦气含量、分布特点及资源量评价研究。结果表明：庆阳气田、宜川气田以及苏里格气田西部均呈现出工业氦和富氦的特点，其中庆阳气田氦气含量范围为0.121%~0.204%（平均为0.144%），宜川气田氦气含量范围为0.060%~0.177%（平均为0.086%），苏里格气田氦气含量范围为0.018%~0.168%（平均为0.053%）；而榆林气田、靖边气田、神木气田和子洲—米脂气田的氦气含量普遍比较低，平均含量为0.034%。氦气多富集于盆地周缘地区，盆地中心氦气浓度最低，在纵向上则表现出二叠系最高、奥陶系最低的特点。新建立的氦气资源量评价方法计算表明，盒8段和山1段储层原位生成的最大氦气量分别为6.27×106 m3和1.39×106 m3，分别占其实测氦气储量的52.69%和3.11%，表明有外来源区氦的输入。鄂尔多斯盆地西南部的产氦单元有变质基底、沉积层系和印支期岩浆岩3类，所能生成的氦气量分别为2.14×1010 m3、1.44×1010 m3和1.74×107 m3，总氦气生成量约为358×108 m3。
近年来中国在四川盆地昭通示范区针对埋深700~2 000 m的中浅层页岩气开展了卓有成效的勘探与开发，但页岩气开发采用的水平井技术和大型水力压裂技术存在水环境污染风险，尤其是在中国南方碳酸盐岩分布区，地质条件复杂、生态环境脆弱，开展水环境污染风险研究尤为重要。对四川盆地昭通地区太阳区块Y105井区垂深小于2 500 m的页岩气井的压裂返排液进行了微量元素、阴阳离子、锶同位素等组成的地球化学分析，并与威远、长宁和涪陵地区的页岩气压裂返排液进行了比较。研究结果表明，太阳区块浅层Y105井区页岩气压裂返排液具有以下3个特征：①返排液高含各种盐类、重金属等，K、Na、Ca、Mg等含量均值分别为153 mg/L、7 473 mg/L、162 mg/L、34 mg/L，Cl和Br含量均值分别为10 912 mg/L和52 mg/L，Li、B、Sr、Ba、Rb等含量均值分别为21.9 mg/L、14.3 mg/L、27.8 mg/L、37.4 mg/L、0.25 mg/L，不能直接排放。Br/Cl均值为0.002 1，与蒸发相海水相比具有相对富Ca贫Mg的特点，Sr、Ba、Rb等含量与Cl含量呈正相关关系，说明返排液为压裂注入液与地层束缚的卤水混合的产物，其高盐端具有蒸发相海水的特征，但又经历了水岩反应。② 87Sr/86Sr值变化范围为0.716 5~0.717 2（均值为0.716 7），说明压裂注入液与具有高锶同位素比值的页岩地层之间有着强烈的水岩作用。与威远、长宁和涪陵页岩气田返排液相比，太阳区块返排液的87Sr/86Sr值较低，但又远高于地表水、杀菌剂等，是很好的鉴别指标。③返排液元素组成与页岩垂直埋深有着一定的相关性，如，Y105H3平台，当垂深从2 245.16 m增加至2 406.16 m，阴阳离子、微量元素等成分含量都有着不同程度的变化，并表现出一定的变化规律，这可能反映了温度、压力等因素的影响。
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