不同类型氦源岩特征各异、母体元素（U、Th）含量和赋存状态差异显著。沉积岩中的原生U、Th主要以有机质和黏土矿物吸附、络合的形式赋存。由于缺乏矿物晶体的束缚，沉积岩中生成He的初次运移比较容易。为气藏作出贡献的有效烃源岩和气藏的储集层是沉积岩中最主要的有效He源岩，除此之外的其他类型沉积岩，由于高的孔隙度造成He溶解饱和时间较长，氦的脱溶与二次运移受限。岩浆岩中U、Th主要以类质同象形式富集于硅酸盐和磷酸盐矿物中，温度是影响其初次运移的主要控制因素。花岗岩孔隙度小，溶氦能力低，体积巨大，地层抬升和异常高温可造成He的大规模释放，是壳源富氦天然气的重要源岩类型。变质岩中U、Th存在多种赋存形式，岩石孔隙度一般高于花岗岩，地层水溶He能力较强，He较难释放。虽然天然气藏的直接烃源岩和储集层是有效He源岩，但是由于烃类稀释作用的影响，很难形成富He天然气。充足的盆地基底或者地幔来源的He是天然气藏富He的关键条件。
目前，工业开发利用的氦气全部来自于富氦天然气藏中的壳源氦气。天然气为壳源氦气的载体，其生成、成藏与氦气释放均与盆地构造热演化密切相关。系统研究盆地构造热演化对氦气释放的影响对进一步明确天然气与氦气富集成藏有重要意义。渭河盆地作为中国国内首个建立氦气矿权的沉积盆地，氦气资源较为丰富，研究以渭河盆地为例，模拟了盆地构造热演化历史，同时深入分析了烃源岩及氦源矿物的赋存特征，估算了华山岩体主要氦源矿物生成、释放氦气的资源量，探讨了盆地构造热演化对富氦天然气成藏的影响。研究成果可为渭河盆地氦气资源调查评价体系的建立和完善提供新思路。结果表明：①渭河盆地壳源氦气主要来源于富含U、Th元素的榍石、锆石和磷灰石等氦源矿物，其较为分散地分布在岩石中，天然气大量生成和主要氦源矿物释放氦气的温度区间（>180 ℃）重合度高。②渭河盆地自基底形成后接受了古生代的沉积，随后被强烈抬升剥蚀，大量印支期和燕山期花岗岩岩体在地表成岩，其中富含铀钍元素的氦源矿物（以榍石、锆石和磷灰石为主）不断衰变生成氦气并将部分氦气封闭于矿物晶格中。新生代的断陷作用导致盆地在大约40 Ma以来经历了快速沉降，并在5 Ma左右发生了加速沉降，地层快速升温，古生界烃源岩集中生成天然气，氦源矿物中生成的氦气被集中释放，二者具备时空耦合关系，天然气在运移过程中不断裹挟散布的氦气进入圈闭，从而形成富氦天然气藏。③依据多个含有富氦天然气的盆地中主要氦源矿物对氦封闭温度及氦气成藏的特性，划分出氦封闭带（<60 ℃）、部分封闭带（60~220 ℃）和非封闭带（>220 ℃）。研究成果可为渭河盆地氦气资源调查评价体系的建立和完善提供新思路。
鄂尔多斯盆地是中国最大的天然气产区，发现东胜和庆阳2个富氦天然气田，展示了良好的氦气资源前景。苏里格气田是中国发现的最大天然气田，为了评价气田的氦气资源前景，通过对气田天然气组分、烷烃气和二氧化碳碳同位素、氦气组分和同位素等地球化学分析，初步查明了苏里格气田古生界天然气、氦气地球化学特征，探讨了氦气成藏主控因素。结果表明：上下古生界天然气组分差异明显，上古生界天然气既有典型的成熟阶段湿气，也有高过成熟阶段干气，下古生界天然气为以干气为主且有部分湿气贡献；古生界均为热成因天然气，上古生界以中晚期腐殖气为主，为煤成气，主要来源于石炭系—二叠系煤系烃源岩，下古生界以晚期腐泥型干气为主，以油型裂解气为主；古生界天然气氦含量高于常规天然气氦气含量（0.03%），属中氦天然气，且具有上古生界高于下古生界的特点；苏里格气田氦气成藏主要受古今构造位置、富铀钍基底花岗岩和花岗片麻岩等氦源岩生氦强度大、生烃强度相对较小、基底断裂发育及气水关系复杂利于氦气从水层中脱溶进入到天然气藏中成藏等因素的影响，使氦气相对富集。
氦源岩是形成富氦气藏的物质基础，是氦气资源勘探中的关键研究内容之一，目前对于氦源岩的评价比较薄弱，还需进行深入系统的研究。通过对鄂尔多斯盆地庆阳气田发育的潜在氦源岩开展铀钍含量、铀钍赋存状态、富铀钍矿物类型及大小、氦气释放方式和地质作用等系统分析，结合不同氦源岩之间的对比，对该区潜在氦源岩有效性进行评价。结果表明：研究区铝土岩的U和Th含量最高，硅质岩的最少。泥岩、煤、白云岩和硅质岩等的铀钍元素以吸附为主或者赋存在较小重矿物中，产生的氦气以衰变反冲的方式释放，具有连续释放的特点，而基底花岗片麻岩、铝土岩和砂岩的铀钍元素主要赋存在较大重矿物中，地层温度未超过封闭温度时，氦气在重矿物中积累，当异常高温突破了氦气在重矿物中的封闭温度时，积累的氦气会集中释放，具有“幕式释放”的特征。结合氦源岩发育的规模及U和Th含量，表明基底花岗片麻岩、泥岩、铝土岩和砂岩为研究区的主要氦源岩，白云岩、硅质岩和煤为次要氦源岩。在早白垩世，研究区天然气大规模成藏，此时氦气在异常高温的作用下大量释放脱离源岩与天然气耦合成藏。
鄂尔多斯盆地天然气资源丰富，其氦资源潜力已在伊盟隆起、渭河盆地等区域得到证实，然而，对于盆地其他区域的天然气氦含量特征及其富集的主要控制因素，尚需进一步的地质勘查与科学研究来明确。通过鄂尔多斯盆地西南部典型井天然气样品采集，天然气组成、氦同位素、岩石主量、微量组分等分析测试，结合单井地史、温度与压力演化史模拟，对鄂尔多斯盆地庆阳气田上古生界氦气分布特征、来源及主控因素进行分析，建立氦气富集模式。结果表明：庆阳气田上古生界氦气含量达0.068%~0.310%，平均氦气含量为0.154%，为中氦—高氦气藏，氦气分布整体呈现北低南高的趋势；庆阳气田氦气属于典型的壳源成因，主要来源于太古宇—元古宇基底变质岩—花岗岩系，沉积型氦源岩作为补充；氦气富集主要受控于中央古隆起构造背景、地层温度与地层压力、基底断裂、构造运动。中央古隆起使得基底浅埋，氦源以基底型氦源岩为主、沉积型氦源岩为辅，提供充足的氦气，基底断裂为氦气垂向运移提供通道，低地层压力与高地层温度有利于氦气溶解脱溶，“跷跷板”式构造运动控制天然气运聚方向，形成了古隆起背景下的多源供氦氦气富集模式。
塔里木盆地哈得逊地区石炭系原油伴生气中氦气含量为0.15%~0.70%，平均为0.32%，氦气剩余地质储量为523.65×104 m3，属于中型富氦气田。其中3个区块氦气含量差异显著。HD4区块氦气含量最高，为0.62%~0.69%（平均为0.66%，N=2），HD113区块次之，为0.20%~0.44%（平均为0.34%，N=4），HD1区块最低，为0.15%~0.70%（平均为0.27%，N=17）。氦气含量的平面分布主要受深大断裂控制。2套含油气系统的氦气含量也存在较大差异。相比于卡拉沙依组薄砂岩（0.15%~0.44%，平均为0.24%，N=12），下伏巴楚组东河砂岩氦气含量（0.15%~0.70%，平均为0.40%，N=11）更高。氦气含量的纵向分布受氦系统的源储配置控制。根据气体组成特征、烷烃碳同位素特征、成因法计算结果以及地震资料解译，哈得逊地区石炭系原油伴生气中氦气为玉尔吐斯组页岩、侵入岩和古老基底共同贡献。厚层卡拉沙依组泥岩（超过130 m）为氦气的有效保存提供了良好的封闭条件。哈得逊地区氦气成藏为“两近捕氦模式”，即距离深大断裂越近，距离下伏氦源岩越近，储层中氦气含量越高。
为深化吐哈盆地侏罗系油气勘探，以岩性岩相分析为基础，综合考虑构造活动与气候变化，通过湖盆潜在可容纳空间与沉积物+水供给的相对平衡关系，构建了基于沉积过程的湖盆填充模式。结果表明：①吐哈盆地侏罗纪先后经历了3种类型5个阶段，即过填充（八道湾组）→平衡填充（三工河组）→过填充（西山窑组）→平衡填充（三间房组—七克台组）→欠填充（齐古组—喀拉扎组）的湖盆填充过程。②过填充阶段初始洪泛面之上、最大洪泛面附近、深水中发育的富有机质泥质沉积，水退体系域滨湖碎屑岩，水进体系域远端和前三角洲泥质沉积组成良好的生储盖组合。平衡填充阶段洪泛面之上及水退体系域下部富有机质沉积、湖底扇、下切谷充填物及水进和水退体系域滨湖碎屑岩，水进体系域晚期和水退体系域早期前三角洲泥质沉积组成优越的生储盖组合。欠填充阶段初始湖侵面之上、水进体系域上部富有机质沉积、水进体系域碎屑岩相、水退体系域早期河道相和晚期滨岸碎屑岩，水进体系域上部和水退体系域底部泥质沉积组成高效的生储盖组合。③基于沉积过程构建的湖盆填充模式可将相关特征或属性扩展到预测领域，主要体现在对湖盆岩性岩相描述的有效性、烃源岩与储层发育特征、层序叠加样式与油气成藏特征的可预测性，预测吐哈盆地晚侏罗世欠填充湖盆阶段发育有一定规模以暗色泥岩为主的烃源岩系，过填充阶段八道湾组、西山窑组的发育下切谷、湖底扇及平衡填充阶段规模发育的近岸水下扇为潜在有利勘探领域。基于过程的湖盆填充特征分析对陆相湖盆发展演化理论研究和油气勘探开发具有重要指导意义。
塔里木盆地奥陶系超深碳酸盐岩储层油气资源丰富，但受多期构造活动及走滑断裂带扰动的影响，其分布呈现强非均质性。在断控缝洞体背景下，依据物性参数的储层品质评价方法存在不确定性，基于储层地质力学参数的方法显现优势。以富满油田X井区为例，在量化表征现今地应力、天然裂缝和岩石弹性模量等地质力学参数的基础上，借助碳酸盐岩缝洞体地质建模，定义储层品质评价因子，并建立其与天然裂缝密度、弹性模量、水平最小主应力和水平主应力差之间的量化关系，实现储层品质定量评价。结果表明：储层地质力学参数对断控缝洞型碳酸盐岩油气藏分布具有显著响应，是评价储层品质的有效方法手段之一。储层品质评价因子的高值区主要集中于走滑断裂带及其附近，X3井附近高值区范围大。研究成果为该类型油气藏的高效勘探和效益开发提供地质参考和支撑。
塔里木盆地库车坳陷博孜—大北地区下白垩统致密砂岩储层天然裂缝发育，目的层自沉积至今形成了多成因、多期次叠加的裂缝体系，复杂天然裂缝系统发育为致密储集层提供了有效的富集和渗流空间。基于成像测井资料和钻井岩心，分析了不同产状、不同充填性裂缝在水基、油基泥浆背景下的特征，形成了电、声成像资料天然裂缝特征识别图版；结合野外剖面调查、岩石力学和地球化学测试结果，明确了复杂天然裂缝发育特征及分布规律，目的层在强挤压应力环境下，经历了3期主要的构造运动；在详细厘定单井裂缝发育特征的基础上，明确了5类有效裂缝组合模式，并基于无阻流量、米采气指数、停泵压降速率等单井动静态生产资料与裂缝特征耦合分析，结果显示目的层控产优势天然裂缝主要受天然裂缝组合模式、有效裂缝发育密度、井周裂缝延伸分布范围以及裂缝与应力夹角大小的控制，在多期构造活动的叠加影响情况下形成了现今优势裂缝分布配置系统，并据此构建了博孜—大北地区超深层致密砂岩储层富集控产优势裂缝评价标准。
针对东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组储层分布特征与优质储层的成因机制认识不清等问题，利用岩石薄片、扫描电镜、XRD全岩矿物与黏土矿物、测井和测试等资料，分析储层特征以及优质储层的主控因素。结果表明：平湖组岩石类型以长石岩屑砂岩为主；岩性以细、中砂岩为主。储层主体埋深大于3 400 m，原生孔隙以粒间孔为主，溶蚀孔隙以粒间孔隙为主。孔隙度为5.0%~23.60%，平均孔隙度为14.88%，中值为14.67%；渗透率为（0.10~1 377.52）×10-3 μm2，平均渗透率为71.19×10-3 μm2，中值为3.99×10-3 μm2，整体为中孔—低渗储层。优质储层以中粗砂岩为主，砂体厚度一般大于10 m，石英含量为60.0%~84.0%，胶结物含量为1.0%~23.0%，孔隙度为15.0%~23.6%，渗透率为（1.7~1 377.52）×10-3 μm2。优质储层受沉积条件、成岩作用和超压等多种因素的影响。受潮汐作用影响，强水动力条件下发育的潮道、潮汐砂坝等类型的砂体以中粗砂岩为主，砂岩分选性好，泥质和杂基含量低，物性条件好。胶结物整体含量低且碳酸盐胶结物含量<8%时，对岩石骨架颗粒具有支撑作用，抵抗压实，对储层孔隙保存具有积极作用。溶蚀作用是改善深部储层物性的关键因素。薄煤层和暗色泥岩为溶蚀作用提供了良好的有机酸来源。当薄煤层离砂体顶底越近，溶蚀孔隙越发育，物性越好。因此，以中粗粒砂岩为主的潮道、潮汐砂坝砂体（厚度>10 m），为优质储层提供了良好的物质基础；煤层—泥岩—砂岩互层结构是最有利于溶蚀作用发生的岩性组合条件；生烃增压促进了有机酸流体运移，强化了溶蚀孔隙的形成和保存条件。
四川盆地涪陵北部二叠系茅三段火山岩整体勘探程度较低，受川东二叠系火山喷发机构影响控制，纵向上发育多种类型的火山岩，其中火山碎屑岩是实现规模增储的新领域。明确涪陵北部二叠系火山碎屑岩的分布特征及勘探潜力是研究的首要问题。以钻井、野外露头、地震等资料为基础，从茅三段火山岩的岩石学特征、火山碎屑岩储层特征及油气成藏特征入手，探讨研究区火山碎屑岩气藏勘探潜力。结果表明：①涪陵北部茅三段火山碎屑岩储层受岩相、构造、成岩作用控制，储集空间为孔隙和裂缝的复合体，岩溶地貌及裂缝改造作用越强，储集条件越好；②茅三段火山碎屑岩被上、下的泥岩、灰岩、沉凝灰岩等稳定岩性组合所包裹，具有低频、底界中—弱波峰、层间断续杂乱的地震反射特征及中—高密度、相对高阻抗的岩石物理特征，结合岩相、裂缝、地貌及储层厚度等控制因素，预测有利储层主要分布于研究区东北部，厚度介于10~20 m之间，面积约为73.7 km2；③茅三段火山碎屑岩储层具有“双源控烃、近源聚集”的成藏特征，天然气生烃强度大，源储盖时空匹配关系良好，具有较大勘探潜力，可在研究区东北部有利储层区进行老井复试和探井部署。
白云岩储层由于其有效储层厚度薄、储层非均质性强、横向变化大等特点，储层的精细预测难度较大，具规模的优质白云岩储层分布规律不明。常规预测方法多采用叠后解释性技术，由于分辨率影响，薄储层被掩盖的地震记录仍无法识别。为此，提出基于强干涉效应消除的储层弱信号恢复方法。即在对地震信号进行高分辨率反演的基础上，采用反射系数分解的强反射剥离算法，引入奇偶反射系数对，对反射系数排序，生成反射系数矩阵，反演反射系数；去除强反射系数能量对相邻地层所造成的干涉影响，从而对储层弱信号进行恢复，并将该方法应用于四川盆地北斜坡下二叠统茅口组二段储层分布精细预测。研究结果表明：①茅口组内部茅二上亚段储层地震信号受到上覆龙潭组地层干涉作用的影响，造成储层信号被屏蔽的现象，地震资料主频、龙潭组厚度、平均速度以及距储层距离是形成干涉效应的“四要素”；②基于反射系数分解算法的储层弱信号恢复方法能够有效降低上覆地层形成的强波峰对于茅口组内部储层地震信号成像的影响；③基于反射系数分解算法的储层预测技术在薄储层预测方面具有一定优势，预测结果与已钻井吻合率较高。研究成果可为四川盆地古生界碳酸盐岩储层预测提供参考依据。
为明确超临界CO2（ScCO2）对页岩微观孔隙结构的影响机制，以鄂尔多斯盆地延长组73亚段（长73亚段）页岩为研究对象，在有机地球化学和矿物组成分析的基础上，采用低温气体（CO2、N2）吸附实验和核磁共振（NMR）扫描方法，结合多尺度分形理论，全面分析了页岩微观孔隙结构的变化规律及多尺度分形特征，详细阐明了ScCO2对页岩孔隙结构的微观作用机制。研究结果表明，ScCO2作用后，页岩样品的总有机质（TOC）含量下降，石英含量增加，而黏土矿物和长石含量减少。相比于温度变化，TOC及矿物组分对压力变化的敏感性更高。此外，页岩孔隙主要分布在对比表面积贡献较大的微孔（0~2 nm）和中孔（2~50 nm）范围内，大孔（>50 nm）的数量较少，但其对总孔体积的贡献显著。ScCO2作用后，页岩样品的总比表面积减少，而总孔体积、平均孔径和有效孔隙度均增大。其中，总比表面积和平均孔径对温度变化较为敏感，而总孔体积和有效孔隙度则受压力影响显著。同时，页岩孔隙表现出多尺度分形特征：微孔具有较高的分形维数，而中、大孔的分形维数较低。ScCO2作用后，各尺度分形维数均呈下降趋势，表明页岩样品孔隙结构的复杂性得到改善。微孔分形维数与TOC含量呈显著正相关，而中大孔分形维数与石英、黏土矿物含量的相关性更强。由此可知，页岩矿化特性的变化是影响微观孔隙结构的内在因素，ScCO2作用条件则是重要的外在因素，两者共同作用决定了页岩孔隙结构的演变过程。研究成果为碳捕集、利用与封存的优选层段提供了重要的科学依据和实际指导。
海陆过渡相页岩气是继海相页岩气商业开发后的又一重要战略接替资源。海陆过渡相页岩具有非均质性强、沉积相变快、岩性组合复杂的特征，海相页岩气地质理论不能完全适用于海陆过渡相，海陆过渡相页岩气富集控制因素认识不清，制约了高效勘探与开发。以鄂尔多斯盆地东缘大吉地区山2 3亚段页岩为例，通过显微组分、气体吸附、高压压汞、突破压力、扩散系数和覆压孔渗等实验分析，开展了页岩地球化学特征和储层特征研究，明确了海陆过渡相页岩气富集控制因素。结果表明：山2 3亚段海陆过渡相页岩具有高有机质丰度、过成熟度和以腐殖型为主的特征，孔隙类型主要以无机矿物孔为主，有机孔和微裂缝相对较少。明确了海陆过渡相页岩气富集主要受有机质丰度、孔径大小、岩性组合和构造演化共同控制：高有机质丰度增强了页岩的吸附能力，微孔为甲烷气体分子提供更多的吸附点位，页—煤和页—灰组合有利于页岩气滞留原位富集，平稳的构造和适当的埋深有利于页岩气保存，建立了大吉地区海陆过渡相页岩气储集能力和封闭能力的演化模式。研究可以为海陆过渡相页岩气甜点预测和先导试验区快速建产提供地质理论指导。
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