实践发现，富氦天然气与区域性泥页岩关系密切，但区域性泥页岩对氦气富集的控制作用研究尚显空白。通过对四川盆地内筇竹寺组、五峰组—龙马溪组、自流井组东岳庙段与大安寨段4套区域性页岩与氦气生、运、聚关系的分析，发现4套区域性页岩累计生氦强度在（0.57~21.31）×10⁴ m³/km²之间，垂向递减特征显著，且其累计生氦强度小于基底花岗岩（43.62×10⁴ m³/km²）。陆相页岩的生烃过程对氦气的稀释作用超43 901.7倍，强于海相页岩的生烃稀释作用。盆内筇竹寺组生烃稀释强度最弱，约267.5倍，低于普通烃源岩的生烃稀释强度（3 000倍）。现今温压条件下，页岩层内孔隙水饱和氦气的溶解量为其历史累计生氦量的30~76倍，区域性泥页岩促使氦气以水溶态在承压含水层中定向运移和呈现一定规律性的运移聚集。含气页岩层通过毛细管力封堵与烃类扩散阻滞形成“双减速带”效应，有效降低氦气的垂向逸散速率。四川盆地内氦气分布受筇竹寺组泥页岩控制作用明显，表明盆地内氦气的分布主要受主力氦源岩上覆的第一套区域性页岩控制。当深大断裂沟通基底氦源时，断裂有助于深部氦气的排出，并在浅层形成富氦天然气藏。

四川盆地威远气田灯影组是氦气富集层系，该区为我国第一个实现工业提氦的地区，但其东侧安岳气田灯影组的氦气含量却较低。四川盆地为典型的古老叠合盆地，氦源岩广泛分布，氦气的差异富集控制因素尚不明确。通过对威远、安岳2个气田灯影组的天然气组分、稀有气体同位素等地球化学特征和脱溶前水溶氦浓度与初始水溶氦浓度比值，明确了2个气田的氦气来源和造成差异富集的控制因素。结果表明：①威远气田灯影组平均氦气含量为0.25%，安岳气田灯影组平均氦气含量仅为0.024%；②2个气田的幔源氦贡献比例均低于1%，为典型壳源成因氦；③威远气田灯影组的氦气来源为基底花岗岩的水溶氦脱溶，安岳气田灯影组部分氦气含量较高（He>0.04%）的井氦气来源为基底变质岩的水溶氦脱溶，氦气含量较低井的氦气来源主要来源为筇竹寺组游离态氦气；④花岗岩和变质岩2类氦源岩初始水溶氦浓度不同是造成2个气田灯影组氦气差异富集的主要原因，构造抬升过程中氦气脱溶和烃类气体充注的稀释作用也是造成2个地区灯影组氦气进一步差异富集的原因。研究通过类比为古老叠合盆地的富氦气藏勘探提供了新的思路。

前人在鄂尔多斯盆地东缘保德、三交北—石西、大宁—吉县和韩城地区石炭系—二叠系煤系气中发现了氦气资源，测试结果显示煤系氦气浓度具有明显的区域差异性。通过生氦潜量计算、航磁资料对比和构造发育特征分析等，揭示鄂尔多斯盆地东缘煤系氦气差异富集的关键地质控制因素。元素地球化学资料统计结果显示鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤系岩石大多具高Th⁃U含量和生氦潜量。然而，由于煤层中烃类气体含量一般较高，导致在无外源氦补给的情况下煤系岩石原位衰变产生的内源⁴He难以形成具工业价值的氦气资源。保德、三交北—石西和大宁—吉县地区均位于晋西挠褶带，具有相似的构造变形，但只有三交北—石西地区的煤系氦气浓度基本达到工业开采标准，这一区域差异性可能与基底有关。航磁资料揭示，三交北—石西地区位于基底片麻岩之上，其经历了漫长的衰变时间后显示出很高的生氦潜量，是该区石炭系—二叠系煤系气中氦气的重要补给源。与三交北—石西地区相似，韩城地区也位于片麻岩基底之上，但韩城地区煤系气中氦气含量明显低于三交北—石西地区。地震剖面和野外观察揭示三交北—石西地区切穿石炭系—二叠系的深大断裂不发育，韩城地区深大断裂切割石炭系—二叠系煤系地层且煤体结构被破坏。充足的外源氦气补给是煤系氦气富集的基础，后期构造过程对煤系地层的改造是煤系氦气富集的保障。构造改造既要有利于外源氦气被运移至煤系地层，同时也要保证氦气能被有效地保存。

近期勘探发现，在鄂尔多斯盆地西南缘庆阳气田天然气中发现伴生的氦气，为中氦—高氦气藏，不仅具有常规天然气藏还包括一种新型非常规气藏——铝土岩气藏。目前对于铝土岩气藏的富氦机制尚不明确。通过对鄂尔多斯盆地庆阳气田天然气进行地球化学分析测试，判识2种天然气藏中天然气及氦气的成因和来源，结合氦气成藏条件分析铝土岩气藏富氦机制，对比分析与常规富氦气藏的形成差异。结果表明：①庆阳气田铝土岩天然气中的甲烷含量与常规天然气相近，但乙烷和丙烷的含量较高。常规天然气以干气为主，而铝土岩气藏天然气整体接近湿气。②庆阳气田天然气氦含量整体较高，为中—富氦天然气藏，铝土岩气藏氦气含量均与同区域的常规天然气藏氦气含量存在差异，但铝土岩气藏天然气氦气含量整体较为一致（约为0.1%）。③庆阳气田中氦气是典型壳源成因，其常规天然气的氦气主要来源于变质岩基底，为载气长距离运移萃取氦气的富集模式。与常规天然气藏相比，铝土岩气藏的氦气发育截然不同的富集模式，铝土岩气藏中的氦气为自生自储成藏，其主要来自于富铀钍铝土岩自身的衰变释放，仅经过短距离的垂向运移进入到铝土岩储层，外源氦气较少。铝土岩气藏富氦模式的建立为氦气的勘探和开发提供了新思路。

近年来，虽然国内外陆上天然气藏的氦气研究日益受到关注，但海上油气藏中氦气成因及成藏研究相对较少。通过总结和分析珠江口盆地油气藏中氦气含量、氦同位素比值及伴生的二氧化碳地球化学特征，探论了珠江口盆地氦气的来源，总结了该区域典型高—富氦气藏的氦气成藏模式。研究结果表明：珠江口盆地恩平15⁃A油田珠江组带CO₂气顶油层溶解气中氦气含量为0.227%~0.725%，达富氦级别；恩平23⁃E油田恩平组CO₂气藏氦气含量最高值为0.101%，达到高氦级别，其他油气田氦含量均低于0.03%，为贫氦—低氦气藏。珠江口盆地He含量高的油气藏普遍比较富集CO₂，He可能与CO₂存在伴生关系，³He/⁴He值处于（0.82~11.42）×10^-6之间，典型高—富氦油气藏呈现以幔源成因为主的特征。通过对高—富氦气藏油包裹体成岩序次关系和显微测温数据分析认为富氦级别的恩平15⁃A油田珠江组带CO₂气顶油藏和恩平23⁃E油田恩平组CO₂气藏油气充注均表现为“两期油、两期CO₂及伴生氦气”的充注特征。火山活动和深大断裂控制了氦气的聚集成藏，建立了2个氦气成藏模式：深大断裂—构造脊—浅层珠江组储层；沟通火山活动带的控洼断裂—搭浅部断裂或恩平期火山口—深层恩平组储层。珠江口盆地发育深大断裂和构造岩浆活动区是发现富氦资源的有利区域。

氦气（He）是全球高科技领域不可或缺的战略资源，其成藏过程中的运移与保存高度依赖甲烷（CH₄）、二氧化碳（CO₂）、氮气（N₂）等流体载体的协同作用。为探究He与CH₄、CO₂、N₂等载体分子之间的微观耦合机制及环境依赖特征，采用量子化学计算与分子构型筛选相结合的方法，系统评估了He在无水与含水条件下与不同载体分子的耦合能变化与耦合结构的稳定性。结果显示：在无水环境中，He与载体分子的耦合能力顺序为CO₂>CH₄>N₂>He；在含水环境中，He与CO₂和CH₄相互作用减弱，而与N₂的耦合稳定性增强，并伴随耦合位点的空间重构。水分子可通过溶剂化效应增强He⁃N₂之间的协同作用，表明矿物孔隙水有助于提升He⁃N₂的共存能力。在多分子体系中，He⁃H₂O耦合结构最稳定，其次为He⁃CO₂、He⁃CH₄和He⁃N₂。此外，载体分子凭借其较大的分子尺寸及其形成的团簇结构，可在盖层孔喉中形成物理嵌阻，有效提升盖层封闭性并降低He的逸散。基于上述结果，归纳了载体分子在He成藏过程中的三重关键贡献，分别体现为“水中聚得起、裂隙中运得远、盖层中封得住”。研究从分子尺度揭示了He⁃载体分子体系在He成藏过程中的协同作用机制，为富He气藏的成藏机理解析和甜点区预测提供理论依据。

四川盆地是氦气勘探的有利区域，发育多类型的氦源岩，但目前对不同氦源岩的生氦潜力尚不明确。以四川盆地采集的99件多类型氦源岩样品为研究对象，通过岩石学分析、全岩主微量元素测试（XRF、ICP⁃MS）、锆石U⁃Pb定年（LA⁃ICP⁃MS）及稀有气体同位素分析（加热熔融—质谱法），系统评价了不同岩性的铀钍含量差异及生氦潜力。结果表明：①四川盆地发育多种类氦源岩，其中花岗岩和泥页岩的铀钍含量高（U=2.92×10^-6、Th=17.68×10^-6），在盆地内部广泛发育的花岗岩是四川盆地的主力氦源；②四川盆地氦气为壳源氦，基底氦源岩中花岗岩类、变质岩类岩石内赋存氦气含量差异性与岩石种类相关，与铀钍含量关系相关；变质岩类内气体存在微弱幔源混入特征，推测与深部热流活动相关。③通过岩石样品铀、钍含量进行测试得出源岩平均铀钍含量为单位质量岩石生氦潜力泥页岩>花岗岩>变质岩>中性岩>基性岩。明确了四川盆地及周缘氦源岩，为进一步评估四川盆地生氦潜力及资源量预测补充了数据基础，为进一步勘探氦气资源提供了参考。