作为我国南方海相页岩气勘探的主要层系之一，筇竹寺组尚未实现规模商业化开发，其页岩气富集规律和勘探开发前景亟需进一步深化认识和总结提炼。四川盆地威远—资阳地区是筇竹寺组页岩气重要的勘探区，以14口页岩气及常规钻井资料为基础，阐明了研究区页岩展布特征，分析了页岩气的成藏条件和富集模式，指出了筇竹寺组页岩气下步勘探方向。取得4项主要成果：①初步明确了威远—资阳及周边地区地层划分标准，指出该区域主要发育4套页岩气分布的有利层段，厚度为20~50 m，并从威远到资阳方向呈增厚趋势；②重点对研究区内W7井的含气性和孔隙度特征进行了分析，指出页岩含气量、孔隙度和储层压力从威远到资阳方向呈增大趋势；③建立了威远—资阳地区页岩气富集模式，明确裂陷槽内（GS17井周边）储层厚度大、孔隙发育、压力高、底板条件好，是页岩气富集的有利区，指出储层超压和孔隙发育是筇竹寺组页岩气富集的关键；④明确研究区内5 000 m以浅有利区主要分布于威远—资阳地区的裂陷槽内，资源量为3.5×10¹² m³，但页岩储层成熟度高、孔隙度偏低、埋深较大和地应力条件尚未明确给该套层系能否取得高产突破和经济开发带来了不确定性。

石炭系本溪组页岩是鄂尔多斯盆地中东部上古生界页岩气勘探的重要目标层段。在对其代表性野外剖面、钻井岩心系统观测及采样分析的基础上，利用主量、微量元素分析资料，结合全岩矿物组成、有机碳含量、有机显微组分等测试资料，对鄂尔多斯盆地东部本溪组一段（本1段）海陆过渡相泥页岩沉积期古气候、水体环境及与其富有机质泥页岩发育关系进行研究。结果表明：研究区本1段泥页岩主要为黏土质页岩和硅质页岩，矿物组成中石英和黏土矿物占绝对优势；CIA、Sr/Cu、C值参数表明本1段沉积期主要表现为炎热潮湿古气候特征；Sr含量、Sr/Ba、Ba/Ga等参数指示本1段上亚段和下亚段沉积水体盐度分别为咸水、咸水—半咸水，表明该段沉积晚期水体盐度相对较高；V/（V+Ni）、Ce_anom、Th/U等参数表明本1段沉积期水体以缺氧—贫氧环境为主。炎热潮湿的古气候、偏咸化和缺氧—贫氧的沉积水体环境等较好的有机质保存条件，是本1段，特别是其上亚段富有机质泥页岩发育的有利因素。优质页岩发育为研究区页岩气勘探提供了良好的基础。

鄂尔多斯盆地东部石炭系本溪组广泛发育富有机质泥页岩，具有良好的资源勘探前景。通过对本溪组泥页岩的有机地球化学特征、孔隙分布特征、含气性等一系列页岩气成藏条件研究，查明了本溪组页岩气地质特征及成藏富集规律，提出晋祠段富有机质泥页岩为本溪组页岩气有利层段，具有四大地质特征：①有机质含量高（平均TOC值为3.06%），且普遍处于成熟—高成熟阶段（R_O值平均为1.84%），有机质类型主要为Ⅲ型，生气能力强；②发育微纳米级孔缝，以无机孔为主，部分有机质发育有机质孔，微孔和介孔为页岩气提供了主要的赋存空间，平均孔体积为0.024 m³/g，平均比表面积为11.05 m²/g，具备较好的储集能力，页岩气主要以吸附态存在于孔隙之中，其中压力和有机碳含量是影响泥页岩吸附气含量的重要因素；③硅质页岩段脆性矿物含量较高，大于40%，表明储层的可压性较大，有利于后期的压裂开采；④具有理想的成藏组合特征，以8^#、9^#煤层分别为顶、底板，煤层与泥页岩间较大的烃浓度差提供了良好的保存条件，2套煤层之间发育炭质页岩和硅质页岩，高TOC的炭质页岩与煤层含气性较好，紧邻9^#煤层的硅质页岩层段压裂开采中容易产生裂缝，为相邻煤系气的补充提供了一定的运移通道。结合地质特征总结出本溪组成藏富集规律：潟湖相沉积环境控烃、页岩孔隙发育控储、成藏有利组合控富以及硅质页岩可压裂性控产。研究结果为鄂尔多斯盆地本溪组页岩气有利区的确定和下一步勘探开发提供有益参考。

近期勘探发现，鄂尔多斯盆地杭锦旗地区东胜气田上古生界多口井天然气中氦气含量达到0.1%以上，具有较好的工业开发价值。基于天然气地球化学特征的系统分析，发现氦气含量分布介于0.045%~0.487%之间，氦气以微量组分赋存于以烃类气体为主的烃类—富氦气藏中。杭锦旗地区上古生界煤系烃源岩中U、Th元素含量高于基底岩石，基底岩石中石英砂岩—石英岩U、Th元素含量稍高于片麻岩—花岗片麻岩；研究发现片麻岩—花岗片麻岩解析氦气丰度含量要高于石英砂岩—石英岩，煤系烃源岩解析氦气丰度远低于基底岩石，这主要与其生成的大规模烷烃气的稀释以及地质时代年轻有关，说明烃源岩作为潜在氦源岩所生成的氦气含量较低，无法形成具有工业价值的含氦气藏。东胜气田上古生界天然气伴生氦气³He/⁴He值介于（1.83~6.25）×10^-8之间，系统对比研究发现其来源于基底发育的太古界—中元古界变质岩—花岗岩系，氦气所赋存的天然气为典型煤型气，来源于石炭系—二叠系煤系烃源岩，与伴生氦气具有不同的来源，二者具有异源同储成藏特征，伴生氦气在运移、聚集与成藏过程中与上古生界常规天然气藏的储、盖、圈及运聚组合具有良好的时空配置关系。东胜气田氦气富集主要受基底变质岩—花岗岩系岩相发育和深大断裂展布等双重因素控制，主要分布在二级断裂的沟通氦源岩断裂与四级断裂的输导体系交会处和太古界—中元古界基底岩相发育区，断裂带的展布控制了油气及其伴生氦气藏的空间分布。

氦是目前已知的熔点、沸点最低的惰性气体元素，物理性质极为特殊，被广泛应用在诸多高精尖领域。中国的氦气资源主要依赖进口，但是近些年随着国内氦气需求量的持续增加、氦气进口价格的升高以及国外主要氦气生产国出口政策的收紧，中国面临严峻的氦气资源安全形势，急需对国内氦气资源的分布特征、成藏模式和控制因素开展深入研究。为此系统调研了中国10个含油气盆地的含氦情况，对氦气分布的地区特征、地层时代特征以及氦气成藏模式进行了总结，中国富氦盆地横向分布广泛且具有明显的分区特征，东部与中西部含氦盆地差异显著，东部含氦盆地有壳源氦和壳幔混合型氦并以后者为主，主要受构造因素和幔源流体的控制；中西部含氦盆地以壳源氦为主。纵向上氦气在各地层时代中均有分布，氦气含量具有“两头高、中间低”的特征。明确了氦源岩、构造因素、运移载体和封盖条件在氦气成藏中的控制作用，并据此总结出中国东部含氦盆地和中西部含氦盆地的氦气成藏模式，根据氦气成藏中存在的2组相互制约关系：气藏生成强弱的相互制约、构造活动性强弱的相互制约，指出“通量差”是氦气成藏的关键参数。对中国氦气资源勘探开发提出如下建议：围绕东部壳幔混合型氦气资源开展资源量评估工作，对中西部含氦气田应当加快氦气分离、提氦装备的建设，推进氦气资源的工业开发，同时，进一步提高对非常规气藏中氦气储量评估工作的重视程度。

塔里木盆地下古生界发育巨厚的碳酸盐岩沉积，垂向上具有良好的生储盖配置条件，在长期的地质历史演化过程中，经历了多期成藏和多期改造，油气成藏条件十分复杂，下古生界碳酸盐岩盖层研究对于优选勘探层系和钻探目标至关重要。采用典型油气藏盖层分析、地震资料解释及实验分析等手段，总结归纳出两类区域盖层与两类局部盖层：两类区域盖层分别为上奥陶统暗色泥岩（“黑被子”）与中寒武统蒸发岩（“白被子”）；两类局部盖层分别为碳酸盐岩潜山上覆泥岩（“新被子”）与内幕致密碳酸盐岩，并通过地震解释与井控的方法厘定了“黑被子”“白被子”“新被子”的分布。通过对已发现油气田（藏）盖层与成藏的关系、盖层之下油气藏类型的统计分析，认为区域盖层与下伏致密碳酸盐岩构成复式盖层控制主力成藏层位；局部盖层之下的油气藏类型主要受储层渗流能力控制，即局部盖层与均质储层组合表现为构造控藏特点，局部盖层与非均质储层组合表现为大面积准层状分布特点。建议将下古生界碳酸盐岩新区勘探重点方向调整为满西低凸起奥陶系与寒武系盐下白云岩；致密高阻碳酸盐岩的封盖能力存在风险，建议在开发阶段进行精细评价。

准噶尔盆地下二叠统风城组发育一套重要的烃源岩。基于岩心和薄片资料，利用电感耦合等离子质谱计（ICP?MS）和X射线衍射荧光光谱仪（XRF）测试了玛湖凹陷玛页1井风城组25件烃源岩样品的主、微量元素含量。结合前人研究成果，综合研究玛湖凹陷风城组烃源岩沉积古环境。结果表明，玛湖凹陷风城组主要以碎屑岩为主，包括泥岩、灰质泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩以及泥质细砂岩等，风城组的沉积演化可分为5个阶段：第一和第二阶段（风一段沉积期）以蒸发咸化为主；第三和第四阶段（风二段沉积期）在热液作用影响下以钙镁碳酸盐沉积、钠碳酸盐沉积的咸化、碱化为主；第五阶段（风三段沉积期）在火山作用、湿冷气候条件下沉积凝灰质泥岩、陆源碎屑岩，以淡化为主。相应地，玛湖凹陷所发育的湖盆水深呈周期性变化，总体为逐渐变浅，对应的湖水古盐度演化特征为淡—半咸—咸—半咸—淡。古气候演化特征为半干旱—潮湿—半干旱—干旱—半干旱，整体以半干旱—干旱气候为主。风城组碎屑岩的粒度及沉积构造变化可以作为很好的环境指标，沉积作用受火山活动和古气候的控制，热液作用提供了大量营养物质，促进碱湖的形成。

四川盆地南部双龙—罗场地区龙马溪组是深层页岩气勘探开发的重点区域，构造裂缝的发育特征及形成期次对页岩含气性及产能具有重要影响。综合运用岩心、FMI成像测井、裂缝充填物流体包裹体测试、岩石声发射实验及埋藏—热演化史分析等，对页岩构造裂缝的发育特征及形成时期开展综合研究。结果表明：龙马溪组构造裂缝主要以构造成因的高角度缝、直立缝和复合缝为主，岩心裂缝具有间距大、密度小、倾角大、充填程度高等特征；成像测井裂缝倾角与岩心具有较好的一致性，延伸方位以近EW向、NNE向和NWW向为主，次为NNW向。岩心裂缝切割关系、成像测井裂缝产状匹配关系、裂缝充填物流体包裹体测试以及岩石声发射实验均证实，双龙—罗场地区龙马溪组构造裂缝经历了3期以上的构造运动改造。结合埋藏—热演化史分析，厘定了构造裂缝的形成时期为燕山运动中晚期—喜马拉雅运动早期（78~56 Ma）、喜马拉雅运动中期（56~29 Ma）、喜马拉雅运动晚期—现今（29 Ma至今），对应的裂缝充填物流体包裹体均一温度分别为165~198 ℃、115~146 ℃、74~105 ℃。基于构造地质学原理，建立了双龙—罗场地区龙马溪组构造裂缝的成因机制。

鄂尔多斯盆地非常规油气资源丰富，盆地东部石炭系本溪组具有良好的非常规天然气勘探潜力。沉积环境是控制天然气资源分布的重要因素，因此以鄂尔多斯盆地东部石炭系本溪组重点全井段连续岩心为基础，通过对泥页岩地层矿物组成及元素地球化学特征的研究，揭示研究区本溪组泥页岩地层古沉积水体环境特征，探讨沉积相类型对泥页岩发育的控制作用。结果表明：本溪组古沉积水体盐度自下而上先减小后增大，为咸水—半咸水沉积环境；本溪组氧化—还原敏感参数自下而上呈现先增加后降低的趋势，整体反映出本溪组为缺氧—还原环境；古水深（Rb/Zr）研究表明，本溪组古水深自下而上由较小变大再逐渐变小，呈周期性变化；CaO/（Al₂O₃+MgO）、CIA等古气候指标反映了本溪组自下而上温度逐渐降低，风化程度逐渐减小，其中湖田段、畔沟段、晋祠段均为炎热潮湿气候。通过对比鄂尔多斯盆地东部本溪组泥页岩矿物组成、岩性组合、地球化学特征，认为本溪组泥页岩主要沉积类型为潮间带—潟湖沉积，且泥坪—潟湖混合沉积为本溪组富有机质泥页岩发育的有利沉积环境，并在此基础上对本溪组全段地层沉积模式进行综合分析，认为湖田段为风化淤化体系下的沼泽沉积，而畔沟段、晋祠段均为障壁海岸沉积体系，沉积环境分别为潮坪—潟湖—障壁岛混合沉积与潮坪—潟湖—障壁岛—沼泽混合沉积。

晚奥陶世—早志留世川南地区古地貌特征及其对上覆页岩的控制，目前尚无系统认识。通过地球物理解释、年代地层划分对比、页岩等厚图编制及页岩物质组成分析，明确了五峰组—龙马溪组沉积期川南地区古地貌及其对含气页岩的控制。结果表明：①五峰组—龙马溪组沉积时期，川南地区位于乐山—龙女寺古隆起东南斜坡之上，该斜坡为同沉积水下斜坡，由威远地区向东南延伸至泸州地区，延伸距离达85 km，地形坡降0~1 m/km；②乐山—龙女寺古隆起东南斜坡发育三大地形坡折，其将东南斜坡分割成水下高地、水下斜坡、水下平原和水下洼地4个地貌单元；③五峰组—龙马溪组由东南向西北逐层超覆于乐山—龙女寺古隆起东南斜坡之上，斜坡下部位置五峰组和龙马溪组发育完整，而斜坡上部位置由于地势高，故常缺失笔石带LM1?4；④乐山—龙女寺古隆起东南斜坡不同地貌单元页岩的粒度、矿物组成和TOC含量差异，由水下高地至水下洼地，页岩粒度逐渐变细，TOC含量逐渐降低，碳酸盐矿物含量逐渐降低，硅质含量逐渐升高，黏土矿物含量先降低再升高。

为查明四川盆地陆相页岩油气地质特征及富集规律，综合采用全岩矿物X射线衍射、有机地球化学、氩离子抛光—扫描电镜、氦气孔隙度、现场含气量测试及地震压力系数预测等多种技术手段，开展了涪陵地区中侏罗统凉高山组页岩油气藏地质特征及富集高产规律研究，指出凉高山组优质页岩层段具有高泥地比、高GR、高TOC、高含气量的特点，提出涪陵地区凉高山组陆相页岩油气富集高产主要受4个因素的控制：①大面积分布的半深湖相页岩是页岩油气成烃控储的基础；②适当的演化程度控制了陆相页岩油气富集成藏；③良好的保存条件是页岩油气富集成藏的关键；④不同尺度微裂缝的发育有利于陆相页岩油气高产。各影响因素中，保存条件和微裂缝的发育对富集高产的影响最大。

白云岩储层占全球油气储层近1/4，因深埋条件下更易保持孔隙而成为石油地质学家关注重点。白云岩储层有效孔隙可源于前驱灰岩、封闭体系白云岩化作用和成岩溶蚀改造；白云岩化作用可以增加、保持、减少孔隙，并非一定形成储层，却能提高岩石渗透率；早期白云岩化作用和适度重结晶作用有利于形成储层。白云岩抗压性、脆性更优，且易于发育裂缝，深埋条件更易保存孔隙；白云岩成因模式反映白云岩化作用方式与水文条件，有助于预测储层分布规律。稀土元素、Mg同位素成为示踪白云岩化流体新技术，碳酸盐岩U?Pb定年技术、二元同位素测温技术使储层成因认识更精准，实验与数值模拟推动储层表征向动态化发展，地质大数据有助于揭示白云岩储层成因更多规律性认识。

氦气是国防军工和高科技产业发展不可或缺的稀有战略资源。近年来，国内外常规天然气藏中氦气的研究日益受到关注，但非常规气藏（如页岩气和煤层气）中氦气的含量特征及成因研究至今仍处于起步状态。研究通过对国内外非常规领域氦气研究文献的梳理，系统总结了国内外页岩气和煤层气中氦气的含量及分布，明确了氦及其他稀有气体同位素特征，并在此基础上分析了页岩气和煤层气中氦气的成因及来源，揭示了氦气的富集主控因素。研究数据表明：页岩气中氦气的含量分布范围在（0.12~3 100）\times10^-6之间，均值约为378\times10^-6；煤层气的氦气含量分布范围在（0.04~19 000）\text{?}\times10^-6之间，均值约为816\times10^-6。页岩气和煤层气中的氦气含量普遍低于同一地区常规天然气藏中的氦含量。这可能是因为常规天然气一般经历过较长的二次运移，能够在途中捕获更多的外源氦。页岩气和煤层气中的³He/⁴He值一般较低，指示壳源放射性衰变氦为主要来源。氦和氖同位素特征显示，页岩气和煤层气中的幔源氦和大气氦贡献率一般小于5%。页岩气和煤层气中的氦是内源氦（页岩和煤层自身放射性衰变生成的氦）和外源氦的加和，外源氦的补充对于富氦页岩气和煤层气藏的形成必不可少。优越的氦源条件［铀（U）、钍（Th）等放射性元素的丰度、页岩和煤的地层时代、发育规模和含气量等］、有效的输导条件以及良好的保存条件是页岩气和煤层气中氦气富集的重要影响因素。

四川盆地中部地区侏罗系沙溪庙组浅水三角洲砂体是致密气勘探的重要领域，有利储层的成因是制约高效勘探的关键问题。综合岩心和薄片资料，采用扫描电镜、阴极发光和地球化学等测试手段分析了沙溪庙组成岩演化序列，从沉积和成岩两方面探讨了储层的控制因素。沙溪庙组储层以长石砂岩为主，平均孔隙度、渗透率分别为10.34%、1.75×10^-3 μm²，属于（中）低孔—低渗储集层。储层总体处于中成岩 A 期，依次经历了早期绿泥石形成、长石早期溶蚀→方解石、浊沸石沉淀→有机酸溶蚀、贴粒缝形成、钠长石形成→浊沸石溶蚀→石英溶蚀、晚期方解石、浊沸石、绿泥石充填的成岩过程。高能环境中沉积的水下分流河道砂体粒度粗、杂基少是优质储层形成的有利微相。压实作用、胶结作用是2种主要的减孔机制，浊沸石与自生绿泥石对储层物性的影响有着两面性。原生孔隙大量保存、溶蚀作用强烈，胶结作用弱等多方面制约着优质储层的发育，且原生孔隙的保存与绿泥石薄膜有关。浊沸石胶结物充填导致储层孔隙度较低，大量微裂缝的出现是提高砂体渗透率的关键。

鄂尔多斯盆地孕育了中国最大的超大型致密砂岩大气区及目前中国最大的特大型富/含氦气田——东胜气田，也是中国首例特大型致密砂岩富/含氦气田。运用流体包裹体地球化学方法，对比分析流体包裹体气体与现今气藏中天然气组分和同位素差异，揭示了古今天然气地球化学与成藏演化过程及氦气地球化学特征。结果表明，现今气田主要以烃类气体为主，甲烷含量多数为90％~95％；现今气田中天然气δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃、δ¹³C₄值分别为-36.5‰~-28.7‰、-25.3‰~-22.1‰、-27.0‰~-21.8‰、-25.6‰~-20.7‰。气层流体包裹体中δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃值分布区间分别为-42.6‰~-24.6‰、-32.7‰~-18.0‰、-27.6‰~-15.1‰。流体包裹体中烷烃气与非烃气含量变化区间范围较大，主要为气源岩干酪根热降解气。流体包裹体中的烃类气，包含3个阶段捕获的天然气：①浅埋藏过程中，较低成熟烃源岩生成的轻碳同位素天然气；②最大深埋阶段，较高成熟源岩生烃排出的重碳同位素天然气；③抬升阶段，先期聚集的天然气次生调整捕获的轻碳同位素天然气。综合研究认为，上古生界煤系致密砂岩气，在天然气大规模生成、排放和充注过程中，运移方向以垂向运移为主，兼有侧向运移；进入致密砂岩后的二次运移及后期次生调整阶段，具有由南向北、由西向东短距离运移的总体趋势。致密砂岩气田中普遍含氦，总体资源规模巨大，位居中国多个盆地之首。鄂尔多斯盆地氦气为典型壳源成因，呈现弥散式分布、局部富集，氦气分布和富集受古老富U、Th元素基底岩系和深大断裂复合控制。

通过携带波谱仪和能谱仪的电子探针显微镜，结合物性、全岩X射线衍射、有机碳等分析测试资料，系统梳理了四川盆地五峰组—龙马溪组页岩储层中碳酸盐矿物特征、形成机制及对物性的影响。结果表明：①碳酸盐矿物主要包括方解石、白云石和含铁白云石，方解石以单颗粒形式赋存于矿物颗粒间和充填放射虫硅质壳腔体，含铁白云石总是作为白云石的环边，含铁白云石环白云石结构以单颗粒和集合体形式发育于矿物颗粒间；②方解石由海水表层分泌碳酸钙的微生物产生，沉淀在海水中和放射虫硅质骨骼的腔体内，经沉降和部分溶解，沉积至海底并埋藏保存；③白云石为水—沉积物界面硫酸菌生理活动的产物，含铁白云石为泥质沉积物埋藏初期甲烷菌新陈代谢的衍生物；④有机碳、黄铁矿、石英和黏土矿物含量与物性密切相关，而碳酸盐矿物含量对页岩储层的孔隙度和渗透率总体上没有影响。电子探针显微镜技术的原位探测、元素面扫、尤其是波谱图像为研究页岩储层中碳酸盐矿物特征、形成机制及对物性影响提供了典型岩石学证据，在今后页岩储层成岩作用研究中将会得到更多应用。

四川盆地中二叠统茅口组一段（简称茅一段）眼球状灰岩在盆内广泛分布，以“眼球灰岩”与“眼皮灰岩”的快速交替发育为特征。近年来，借鉴非常规天然气勘探思路，四川盆地各地区天然气勘探在茅一段相继取得大的突破，钻采成果表明，泥灰岩（眼皮灰岩）储层含气性较好，具有较大的勘探潜力。但长期以来，茅一段被认为是一套良好的烃源岩，忽视了其作为非常规储层的巨大价值。基于四川盆地中部合川—潼南地区2口最新钻井资料以及对周边野外露头观测，对茅一段泥灰岩储层特征进行了详细分析，结果表明：茅一段泥灰岩储层的储集空间类型丰富，孔隙以中孔为主，孔隙间连通性中等；总有机碳含量相对较高，有机质热成熟度高，生烃条件好，为一套具有自生自储成藏特征的非常规碳酸盐岩储层。在此基础上，建立了泥灰岩储层评价标准，并对泥灰岩储层进行初步评价，认为茅一段泥灰岩普遍满足储层成藏的基本条件，部分满足有利储层形成条件，具有进一步勘探开发价值。

氦气由于其独特的物理化学性质及稀缺性被列为重要的战略资源。目前中国氦气资源需求缺口巨大，对外依存度极高，急需加强氦气资源的勘探及研究工作。以黔南坳陷震旦系陡山沱组和寒武系牛蹄塘组页岩（气）为研究对象，基于气体组分及碳同位素、稀有气体组成及同位素比值、页岩的主、微量元素分析等测试结果，对页岩气中氦气成因及来源进行研究。结果表明：陡山沱组和牛蹄塘组页岩气主要以N₂为主，CH₄含量次之，He含量介于（1 533.1~2 323.7）×10^-6之间，³He/⁴He值为0.009 ~0.010 Ra（Ra=1.4×10^-6），显示以壳源氦为主。页岩气样品中²¹Ne/²²Ne值和⁴⁰Ar/³⁶Ar值高于相应的空气值，表明存在不同比例壳源²¹Ne和⁴⁰Ar加入。研究气体样品中壳源放射性成因⁴He/⁴⁰Ar的实测值与地壳放射性成因⁴He/⁴⁰Ar值接近，而远小于岩石原位放射性成因⁴He/⁴⁰Ar的理论计算值，表明可能存在地壳或岩石解析过程中空气来源的稀有气体稀释了岩石原位放射性成因的⁴He和⁴⁰Ar。基于页岩层段原位氦气生成速率与地壳氦释放通量的理论计算，页岩气样品中⁴He的原位累积时间和地壳补给时间都远小于对应地层的沉积年龄，表明地层沉积过程中存在构造运动导致原位生成的氦气发生散失。

位于珠江口盆地的惠州26?6构造在中生界古潜山及古近系获得油气勘探重大突破，是该盆地古潜山及恩平组—文昌组凝析气勘探的首个规模发现。为进一步指导浅水富油区天然气勘探，应用天然气生成及分子碳同位素动力学技术，对惠州26?6油气田三级层序格架下的有效气源岩层进行系统研究。结果表明：惠州26洼文昌组六段（文六段）+五段（文五段）半深湖—深湖亚相烃源岩为惠州26?6油气田古潜山储层提供大量天然气，文五段半深湖—深湖亚相烃源岩为文昌组—恩平组储层提供一定量天然气，文昌组四段（文四段）半深湖—深湖亚相烃源岩为文昌组—恩平组提供少量天然气，上文昌组（文三段）和恩平组烃源岩基本不提供天然气；该气田属于阶段性累积聚气，成藏时间较晚，有效充注成藏期在10~0 Ma之间，目前仍处于有效充注阶段。这一新认识对于珠江口盆地富油区天然气勘探具有重要的指导意义。

鄂尔多斯盆地西北缘奥陶系乌拉力克组是中国北方海相页岩气勘探评价的重点领域。通过对西北缘多口评价井开展裂缝孔隙多方法识别和定量评价，探索揭示乌拉力克组下段裂缝发育特征、分布规律和形成主控因素。研究认为：①盆地西北缘乌拉力克组下段普遍发育开启状顺层缝，单条缝或断续或连续分布，缝宽一般为0.1~0.2 mm，缝间距一般为0.5~14.0 cm。裂缝发育段在核磁标准T₂图谱中多显双峰或多峰特征，在深浅电阻率测井曲线上普遍具有正幅度差双轨特征。②裂缝段长度和裂缝孔隙度区域变化大。在南部探区马家滩—古峰庄区块，裂缝发育程度自西向东总体呈减小趋势。在中部探区上海庙区块，裂缝极为发育，裂缝段连续厚度普遍在20 m以上，裂缝孔隙度平均值在1.3%以上。在北部探区铁克苏庙区块，裂缝发育程度总体较中区和南区差，自西向东同样呈减弱趋势。③富含钙质和硅质的高脆性页岩段与燕山期以来的冲断褶皱与滑脱作用相配置，是产生乌拉力克组裂缝孔隙的关键控制因素。受不同区块构造样式和活动特征影响，不同探区裂缝发育程度存在显著差异。

对应晚二叠世—早三叠世地球系统转换期（简称P—T转换期），准噶尔盆地玛湖凹陷P₃-T₁经历了从前陆冲断向整体拗陷的转变，发育T₁/P、P₃w/P₂w 2期大型不整合及上乌尔禾组（P₃w）、百口泉组（T₁b）2套退覆型低位沉积，形成了一批大型—特大型砾岩油田。针对T₁/P和P₃w/P₂w 2个三级层序界面，识别出与构造挠曲和侵蚀作用相关的2类坡折带：构造挠曲坡折带受控于持续性古隆起，控制层序界面之上地层向斜坡高部位逐层“单向超覆”，侵蚀坡折带受控于古残丘，控制层序界面之上地层向古残丘“双向超覆”或沿下切沟谷低位充填。2类坡折带均控制地层沉积变化，有利于形成上倾超覆型、低位充填型和地层削截型岩性地层圈闭。研究成果对于指导古地貌背景坡折控制下的大型岩性地层油气藏勘探具有重要意义。

西昌盆地上三叠统白果湾组具有较好的油气勘探潜力，但目前在沉积方面的基础地质研究尚缺乏系统认识，很大程度制约了该地区的油气勘探进程。以白果湾组一、二段为研究对象，根据露头、钻井岩心、测井和元素地球化学资料综合分析，理清了沉积相划分标志与特征，搭建了全区可对比的高精度层序地层格架，恢复了沉积体系时空展布与演化规律，建立了构造—气候响应下的沉积演化模式。结果表明：西昌盆地白果湾组一、二段可划分为一个三级层序，包含低位体系域、湖扩体系域和高位体系域3个体系域，主要发育辫状河流、辫状河三角洲和湖泊3种沉积相。低位体系域时期盆地以辫状河流和三角洲连片沉积为主，湖泊面积较小；湖扩体系域时期以湖泊沉积为主，辫状河流和三角洲向盆地边缘大面积萎缩；高位体系域时期短轴强物源向湖心进积，湖泊面积再次减小。层序沉积演化是构造作用和古气候条件的叠加效应，其中区域构造运动作为主控因素决定了盆地地貌格局、沉降速率和湖平面变化，古气候旋回通过影响湖平面升降对沉积充填产生控制。白果湾组一、二段成藏配置关系良好，低位体系域有利储集体可作为该区下一勘探阶段重点关注的方向。该成果可为川西南地区陆相油气勘探新领域突破开拓思路。

川东北五宝场地区上三叠统须家河组天然气勘探获重要突破，中侏罗统沙溪庙组勘探也有重大进展，但天然气地球化学特征与川中地区典型须家河组自生自储天然气有较大差别。基于天然气组分、碳同位素、氢同位素、轻烃等实验分析数据，结合具体的地质条件，对五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气成因进行了系统研究，明确下一步的勘探方向。结果表明：①五宝场地区须家河组和沙溪庙组天然气均为以烃类气体为主的干气，干燥系数分别为0.984~0.990和0.950~0.960。②较之于川中须家河组自生自储天然气，五宝场地区须家河组和沙溪庙组绝大多数天然气甲烷碳同位素组成重、乙烷碳同位素组成轻、甲烷氢同位素组成重。③五宝场地区须家河组天然气轻烃组成有以正构烷烃为主，也有以环烷烃为主，沙溪庙组天然气以正烷烃为主，芳烃含量低，其特征均介于须家河组自生自储天然气与川东长兴组—飞仙关组天然气之间。结论认为，川东北五宝场地区须家河组天然气为上三叠统须家河组源岩和二叠系龙潭组源岩共同供烃，但混源比例在不同地区有差异；沙溪庙组天然气主要是源于下侏罗统和须家河组烃源岩，可能有少量下伏海相天然气的贡献。在川东北地区应围绕深层通源断裂发育的地区，寻找有效的储—盖组合，以发现下一步勘探的有利区。

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地，油气资源丰富，中国石油长庆油田公司经过50余年勘探实践，创新形成了内陆坳陷湖盆大型三角洲、陆相致密砂岩气、奥陶系岩溶古地貌等成藏地质理论，2022年油气产量跨越6 500×10⁴ t油气当量，其中天然气年产量首次突破500×10⁸ m³，建成了中国第一大油气生产基地和第一大天然气产区。近年来，长庆油田公司为进一步夯实油气持续稳产上产的资源基础，不断深化地质综合研究，强化技术攻关，加大新区新领域风险勘探力度，油气勘探取得丰硕成果。通过创新中生界延长组长7₃纹层型页岩油和新层系长8₂滩坝型致密油成藏理论认识，新增石油规模储量为4×10⁸ t；创新盆地奥陶系盐下、太原组致密灰岩和盆地西缘乌拉力克页岩油气成藏理论，新增天然气规模储量超4 000×10⁸ m³；同时攻关形成了地球物理、压裂等一系列非常规油气勘探新技术，油气勘探取得重大发现，预计盆地新增石油资源潜力（20~40）×10⁸ t、天然气资源潜力（2~3）×10¹² m³，为保障长庆油田公司6 500×10⁴ t以上油气当量稳产奠定了坚实的资源基础。

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。

基于近年来的勘探认识，阐述了贵州省煤系气主要发育层系的基本特征，研究了主要层系的煤系气成藏地质条件，分析了不同层系的煤系气勘探潜力。结果表明：二叠系龙潭组和石炭系旧司组是贵州煤系气勘探研究的主要层系。龙潭组广泛发育薄至中厚煤层群，煤阶较高，煤层含气性远高于非煤层，烃源岩空间展布不稳定；不同岩性储层物性差异显著，三角洲相砂岩和泥页岩脆性较弱，潮坪—潟湖相砂岩和泥页岩具有较好脆性；垂向叠置含气系统发育，有利区段优选及合层改造难度较大，合采兼容性问题突出。龙潭组主要发育“源储一体型”独立煤层气藏、“源储紧邻型”煤系气（煤层气+煤系页岩气+煤系致密砂岩气）组合气藏2种主要类型，2种次要气藏类型为“源储一体型”煤系“两气”（煤层气+煤系页岩气）组合气藏、“下生上储型”煤系“两气”（煤层气+煤系致密砂岩气）组合气藏。旧司组发育以页岩为主、薄煤层交互且沉积厚度较大的中等富气储层，各类储集层含气性和脆性中等，均质性相对较好，有利于合层改造，主要发育“源储一体型”独立煤系页岩气藏和“源储一体型”煤系“两气”（煤系页岩气+煤层气）组合气藏2类气藏类型。

玛湖大油气区的重大发现掀起砂砾岩储层勘探新热潮，塔里木盆地东河砂岩“石英质砾”储层已获多个油气发现，其油气藏特征及分布规律已基本明朗，而“灰质砾”的成因以及对储层的影响目前还是研究空白区域。以塔里木盆地TZ2井区含砾砂岩段为例，探索从滨岸体系控制下的高精度层序地层学角度来展开研究。综合薄片、岩心、测井、地震等资料，对TZ2井区石炭系含砾砂岩段沉积环境及储层特征进行研究，进而探索灰质砾对储层的影响及储层在地层层序和沉积相序中的划分，总结层序沉积对有效储层展布的控制作用。研究表明：东河砂岩段底至生屑灰岩段顶构成一个具有海侵体系域—高位体系域旋回的Ⅲ级层序，并可进一步划分为4个Ⅳ级层序，在Ⅳ级层序里含砾砂岩段为高位体系域，主要为海侵作用以及奥陶系潜山剥蚀作用下形成的一套滨岸相沉积体，发育前滨亚相和临滨亚相，具有纵向上厚度变化大，横向上非均质性强的特点，其中前滨亚相是储层发育的有利相带。灰质砾在前滨亚相普遍分布，其母岩为奥陶系灰岩，来自于具有多期隆升特征的奥陶系潜山，灰质砾石含量越高，储层物性越差，是影响有效储层发育与否的关键因素。

准噶尔盆地盆1井西凹陷东斜坡前哨2井在侏罗系三工河组获高产工业气流，开辟了斜坡区三工河组天然气勘探高效领域。为进一步明确该区三工河组油气藏主控因素和油气富集规律，深化三工河组油气勘探，在已钻探井基础上，综合应用岩心、实验分析和地震等资料，对三工河组油气藏类型、成藏特征和控制因素进行研究。结果表明：东斜坡侏罗系三工河组油气主要来源于盆1井西凹陷二叠系下乌尔禾组烃源岩；该区发育深、中、浅3期断裂，垂向上呈“Y”字型组合，配置关系良好，为油气从深层向浅层侏罗系运移提供了良好的输导条件，海西期大型断裂带控制了侏罗系油气的平面分布；三工河组油气藏类型为构造岩性和岩性型油气藏，受古地貌、沉积相带和断裂等因素共同控制，具有“烃源岩供烃、多期断裂接力输导、古地貌控带、凹槽控砂、断裂—砂体控藏”的成藏特征。

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。

鄂尔多斯盆地二叠系太原组发育一套致密灰岩储层，近年来风险勘探取得重大突破，成为天然气勘探关注的重点领域。通过野外露头、岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜和稳定碳、氧同位素等分析测试，开展岩石学、储集空间、储层物性及微观特征研究，系统分析了致密灰岩储层发育特征及有利储层控制因素。研究认为：太原组可作为良好储集层的岩石类型为生屑粉晶灰岩、生屑泥晶灰岩、藻黏结灰岩，储集空间主要为溶孔、残余生物体腔孔、晶间孔及微裂缝，储层平均孔隙度为2.1%，平均渗透率为0.22×10^-3 μm²，属于低孔、低渗储层。太原组灰岩有利储层形成受多种因素控制，其中生屑滩、生物丘有利沉积微相是储层形成的物质基础，决定了储集空间类型及平面大面积分布；高频旋回控制下的准同生岩溶作用有利于溶蚀孔的形成，能有效改善储层的储集性能，为厚层灰岩储层的发育创造了条件；裂缝对改善致密灰岩储层渗流能力具有至关重要的作用。研究成果为鄂尔多斯盆地太原组灰岩的下一步勘探指明了方向，同时，也对华北地台生物碎屑灰岩储层研究及勘探目标优选具有重要借鉴意义。

复兴地区中侏罗统凉高山组陆相页岩是四川盆地页岩油气勘探重要接替领域之一。通过岩石热解及有机岩石学等有机地球化学方法查明了凉高山组页岩生烃潜力，综合储层物性、孔隙类型及微观结构、储层含油气性及烃类可动性表征，明确了凉高山组页岩储层品质，在此基础上探讨了复兴地区凉高山组页岩油勘探有利层段及勘探潜力。研究结果表明，复兴地区凉高山组发育浅湖—半深湖相富有机质泥页岩，半深湖相泥页岩主要发育在凉二段底部④小层，具有厚度大、有机质丰度中等、有机质类型好、热演化适中、生烃潜力高等特征，具备形成大型原位凝析油—轻质油藏的物质条件。半深湖相泥页岩储层以黏土矿物孔为主，与有机质相关的微裂缝较丰富，孔隙以介孔—大孔为主，含油气性好，烃类流体可流动潜力大，是页岩油勘探的有利层段。与四川盆地其他地区相比，复兴地区拔山寺向斜内凉高山组半深湖相页岩具备稳定的凝析油—轻质油原位富集物质条件，具有良好的页岩油勘探前景。

以鄂尔多斯盆地延长组长7₃亚段纹层型页岩油储层为研究对象，综合运用TOC分析、岩石热解分析、X射线衍射分析、偏光和荧光显微镜观察、场发射扫描电镜观察和低压氮气吸附分析，对纹层型页岩的岩相类型、孔隙微观定性特征和定量结构参数，以及孔隙结构的主控因素进行了系统研究。根据沉积、地球化学和矿物组成特征和差异，长7₃亚段可划分出凝灰质—有机质纹层页岩、黏土质—有机质纹层页岩和长英质—黏土质纹层页岩3种岩相类型，孔隙主体分别以有机质生烃增压缝、黏土矿物—长英质晶间粒间复合孔以及长英质粒间孔缝系统为主。样品中介孔最为发育，“凝灰质—有机质”“黏土质—有机质”“长英质—黏土质”的孔隙体积和比表面积依次增加，孔隙网络非均质性和孔隙表面粗糙程度则分别呈逐渐减弱和增强的趋势。有机质孔隙整体发育有限，以有机质—黄铁矿—黏土矿物复合孔为主，是微孔的主要组成部分，与石英刚性颗粒相关的原生粒间孔缝系统是介孔和宏孔的主要组成部分，也是整个孔隙网络的主体，长石溶蚀孔发育局限，对于孔隙网络贡献较小。

近年来，黔北地区多个向斜内中二叠统栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层屡获天然气显示。为明确该层段在黔北地区是否具有天然气勘探前景，采用野外剖面测量、钻井岩心编录及实验分析测试等方法对黔北地区中二叠统栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层的发育分布特征及有机地球化学特征进行研究。结果表明：黔北地区中二叠统栖霞组主要分布于各向斜内，全区呈“东薄西厚”趋势，厚度达100~210 m；其中栖霞组顶部的灰岩—泥灰岩韵律层厚度大，为40~60 m；泥灰岩层组分富含有机质，TOC平均含量为0.77%，成熟度适中，R_O值分布在2.08%~2.56%之间，处于过成熟阶段，有机质类型佳，为Ⅰ型和Ⅱ型，与已获得天然气突破的川东南地区具有相似的特征，具有良好的天然气勘探潜力。结合研究区地质构造特征，划分出天然气勘探Ⅰ类有利区15个，Ⅱ类有利区7个，总面积达5 392.9 km²，未来可在这些有利区内勘探龙马溪组页岩气时兼探栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层天然气。勘探开发一旦取得成功，将成为黔北及邻区继龙马溪组页岩气之后的又一具有广阔勘探前景的新层系。

为厘清南襄盆地南阳凹陷古近系核桃园组三段（简称“核三段”）油气成藏期次，基于流体包裹体测试资料，利用包裹体岩相学、荧光观测及显微测温技术，对流体包裹体特征进行研究，并结合烃源岩热史、生烃史模拟，综合分析核三段油气成藏期次及时间。结果表明：①核三段储层发育2期油气包裹体：第Ⅰ期丰度较高，主要分布于石英颗粒微裂隙、次生加大边中，以灰褐色、淡黄色液烃包裹体为主，发黄色、黄绿色荧光，其伴生盐水包裹体均一温度峰值区间为75~100 ℃，反映低成熟—成熟油（0.5%<R_O<1%）充注；第Ⅱ期丰度较低，主要赋存于穿石英颗粒微裂隙及长石溶蚀孔隙中，以淡黄色、灰色或无色气液烃包裹体为主，发绿色、蓝绿色、蓝色荧光，其伴生盐水包裹体均一温度主峰值为110~120 ℃，反映高成熟油（R_O>1%）充注。②核三段烃源岩存在2个主力生烃期：第一期为核一段沉积早期—廖庄组沉积末期，因地层持续沉降烃源岩进入低成熟—成熟阶段并不断生烃，在廖庄组沉积末期因地层抬升剥蚀，生烃作用减缓；第二期为新近纪抬升剥蚀后地层再度沉降期，烃源岩进入高成熟阶段并再度生烃，第二期生烃量低于第一期。③核三段储层经历了2期油气充注：第一期形成于核一段沉积中期—廖庄组沉积末期（29.1~23 Ma），为低成熟—成熟油充注，该期是核三段储层主成藏期；第二期形成于新近纪中期—现今（10~0 Ma），为高成熟油充注。④应用Basinmod软件对成藏关键时刻（23 Ma）核三段顶界油气运移路径进行模拟，显示南阳凹陷核三段存在6个有利勘探目标区，其中Ⅰ—Ⅲ号为现有勘探区；Ⅳ—Ⅵ号是潜力勘探区。

CH₄、CO₂、稀有气体的溶解度模型在地球科学领域应用广泛。它们的溶解度模型在研究流体包裹体的均一化压力、古气温变化、天然气运移与聚集规律、富氦天然气成藏、储层中气—水体积比等方面发挥着重要作用。主要综述了纯水与NaCl水溶液中CH₄、CO₂、稀有气体溶解度研究的新进展。重点介绍了精度高且适用性广的模型的建立过程及其适用范围，并给出了部分模型的计算结果。包括：①0~250 °C、0.1~200 MPa、0~6.0 mol/kg NaCl溶液中CH₄的溶解度模型；②0~450 °C、0.1~150 MPa、0~4.5 mol/kg NaCl溶液中CO₂的溶解度模型；③0~80 °C范围内大气稀有气体溶解度与亨利常数的计算模型；④纯水中稀有气体亨利常数计算模型；⑤0.1 MPa、0~65 °C、0~5.8 mol/kg NaCl溶液中稀有气体的溶解度模型。CH₄与CO₂的溶解度模型复杂，但精度高，适用范围广。稀有气体溶解度模型的精度相对较低，适用范围相对较小，有待进一步提高与改进。CO₂—稀有气体—水体系中，低密度的CO₂对稀有气体溶解度的影响较小，而高密度的CO₂对稀有气体的溶解度有较大的影响。目前还无法判断CH₄—CO₂—稀有气体共存时对彼此溶解度的影响程度，其混合气的溶解度模型需要加强研究。

四川盆地下寒武统龙王庙组白云岩是深层碳酸盐岩油气勘探的重要目标，现有研究大多集中在川中地区，对于川东地区龙王庙组白云岩的研究相对薄弱。为此，选取川东地区3个野外剖面（习水土河、彭水板凳沟、巫溪徐家坝）为研究对象，通过开展岩石学特征和稀土元素特征等研究，探讨川东地区寒武系龙王庙组白云石化流体特征及白云岩成因机制。结果表明：①川东地区龙王庙组主要发育泥微晶白云岩、粉晶白云岩和细晶白云岩3种岩石类型，虽然各类白云岩的稀土元素总量均较低，但随着白云石化程度逐渐增强、晶体粒度增大，总稀土含量减少、（Nd/Yb）_SN值增高；②由泥微晶白云岩到细晶白云岩的Ce/Ce*值逐渐降低，U含量逐渐增加，指示白云岩形成环境的氧化程度逐渐降低，成岩系统越来越封闭；③3类白云岩经海水标准化后的稀土配分模式均与泥晶灰岩相似，具有Ce正异常和右倾的特征，并无明显Eu正异常，表明白云石化流体主要为未受热液影响的海源流体；④川东地区龙王庙组泥微晶白云岩和粉晶白云岩分别由（准）同生期的蒸发浓缩白云石化作用和浅埋藏期的渗透回流白云石化作用形成，细晶白云岩为前驱白云岩在中—深埋藏阶段发生次生加大作用形成；⑤结合沉积背景及物性发育特征，认为粉晶白云岩是川东地区龙王庙组最主要的储集岩类型，并且局限台地内早期的渗透回流白云石化作用最有利于储层发育。

塔里木盆地寒武系盐下具备形成复式大油气区的成藏条件，是勘探程度最低、勘探潜力最大的战略接替领域。但多年的勘探一直未取得重大突破，关键问题是由于生烃中心、规模性滩体储层控制因素及空间展布不清而导致有利勘探方向和区带不明。鉴于此，综合应用地震和钻井、测井、录井及地球化学等资料，开展寒武系盐下控源、控储、控盖和控藏研究，构建寒武系盐下领域控藏模式，明确有利区带和勘探突破方向。取得了以下几点认识：①古裂谷控制生烃中心。南华系—震旦系形成的断坳结构为下寒武统的发育提供了构造背景，控制了寒武系玉尔吐斯组的沉积，在裂谷控制的负向构造区玉尔吐斯组厚度大，形成生烃中心。②古隆起控制滩相白云岩储层。与南华纪古裂谷同时形成的古隆起控制了肖尔布拉克组高能滩的发育与分布，塔南古隆起南北两侧形成规模性白云岩滩相储层。③古坳陷控制膏盐岩盖层发育。在中晚寒武世由于轮台—古城近南北向镶边台缘的发育造成塔西台地封闭从而形成强烈的蒸发环境，在统一的台内坳陷沉积了广覆式膏盐岩盖层。④“裂—隆—坳”格架控制生储盖时空匹配及油气分布。构建了稳定型“裂—隆—坳”、活动型“裂—隆—坳”、过渡型“裂—隆—坳”3种控藏模式，指出稳定型和过渡型地区是寻找寒武系盐下大气藏的主要勘探方向，明确阿瓦提凹陷和满西凹陷之间的阿满低隆起是寒武系盐下大气田勘探的首选目标区。

四川盆地蓬探1井区灯影组气藏是继安岳气田发现后的又一勘探成果，在灯二段中发现了储量可观的工业气藏。明确该气藏的储层特征及成因机制对优质储层的分布预测、开发方案的制定及下步勘探部署具有重要意义。利用岩心、物性分析、测井解释、成像测井及地震资料对蓬探1井区灯二段储层特征进行了刻画，剖析了其成因主控因素，研究结果表明：灯二段优质储层主要发育于与生物建造相关的藻白云岩和与颗粒滩建造相关的颗粒白云岩中，储集空间有孔隙、溶洞和裂缝等类型。按储集空间的组合特征可将储层分为孔隙型、溶洞型及缝洞型3类，缝洞储层最发育，其次为溶洞型。优质储层主要分布在灯二段的中上部，总体表现为低孔低渗，部分井段表现为中孔中渗的特点。优质储层的发育程度及空间展布主要受沉积微相、早成岩期岩溶作用及桐湾运动的影响。处于台缘亚相带的丘滩体微相是优质储层的发育相带，早成岩期岩溶作用促进了储集空间进一步发育，桐湾运动促进了裂缝的发育和大气淡水淋滤作用的进一步发生。

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。