页岩气是绿色低碳清洁的非常规天然气资源。我国页岩气资源丰富，加快页岩气勘探开发，对于改善中国能源结构、实现中国“2030年碳达峰、2060年碳中和”目标具有重要现实意义。四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组是当前中国页岩气勘探开发的重点层系。通过对四川盆地威远、长宁、昭通、涪陵及威荣等地区五峰组—龙马溪组页岩气实验分析，系统分析了五峰组—龙马溪组页岩气地球化学特征，探讨了页岩气成因、碳氢同位素倒转原因及页岩气来源，展望了盆地页岩气资源勘探前景。结果表明：①五峰组—龙马溪组页岩气为典型干气，碳氢同位素均呈负序列分布，长宁、昭通与涪陵地区烷烃气碳同位素组成相对威远、威荣地区更重、具有更高热演化程度，稀有气体为典型壳源成因。②五峰组—龙马溪组页岩气为高—过成熟阶段热成因油型气，主要为原油裂解气和干酪根裂解气的混合气，烷烃气碳氢同位素倒转主要由高—过成熟阶段原油裂解气与干酪根裂解气的混合、高演化阶段地层水与甲烷交换作用等原因造成。③五峰组—龙马溪组页岩气的甲烷碳同位素值与下志留统龙马溪组泥岩干酪根碳同位素值较为匹配，符合碳同位素分馏规律δ13C干酪根>δ13C油>δ13C烷烃气。④四川盆地海相、海陆过渡相和陆相页岩气资源总量约为41. 5×1012 m3，资源前景广阔。
川西坳陷是中国石化在四川盆地的重要探区之一，该区陆相致密砂岩气勘探近年来取得重要突破，发现了以上侏罗统致密砂岩为主力储层的成都大气田，但对其天然气来源及与邻区天然气特征差异的认识缺乏地球化学证据。天然气地球化学特征研究表明，成都大气田侏罗系致密砂岩气干燥系数（C1/C1?5）介于0.939~0.982之间，δ13C1、δ13C2和δD1值分别介于-33.7‰~-30.7‰之间、-25.4‰~-22.3‰之间和-162‰~-153‰之间，烷烃气碳、氢同位素系列均表现出正序特征。碳氢同位素组成揭示了侏罗系致密气为典型煤成气。根据煤成气二阶段分馏模式计算所得RO值与成都气田须家河组五段烃源岩实测RO值一致，反映了侏罗系致密砂岩气主体来自须五段烃源岩。研究区下侏罗统白田坝组基本不发育有效烃源岩，对侏罗系气藏没有显著贡献。受气源及成藏过程的差异影响，川西坳陷不同气田侏罗系天然气具有不同的地球化学特征。
四川盆地中侏罗统沙溪庙组是低油价形势下四川盆地天然气勘探的重要领域，但盆地内不同地区天然气来源尚不明确，影响下一步勘探部署决策，为此开展侏罗系沙溪庙组天然气地球化学特征及成因研究。结果表明：①沙溪庙组天然气属于干酪根降解气，甲烷含量>84%，含少量乙烷、丙烷等烃类气体及少量的氮气、二氧化碳等非烃气体，不含硫化氢，不同区域的天然气成熟度存在差别；②天然气δ13C1值为-39.2‰~-31.2‰、δ13C2值为-32.8‰~-22.3‰、δ13C3值为 -28.7‰~-19.5‰，天然气碳同位素未发生倒转，川西地区为煤成气，川中地区为油型气，川东地区为煤成气和油型气混合气，以油型气为主；③不同区域天然气δ13C1值、δ13C2值的差异，与其来源于不同类型烃源岩贡献比例大小有关。川西、川西南地区主力烃源岩为须五段煤系烃源岩，川中地区为下侏罗统湖相烃源岩，川东地区天然气来源于须五段和下侏罗统烃源岩。研究结果对四川盆地侏罗系沙溪庙组下一步天然气勘探部署决策具有重要的指导意义。
通过典型钻井天然气组分、轻烃、碳同位素以及烃源岩抽提轻烃的系统测试，研究了四川盆地西部致密砂岩气的成因类型和来源。研究表明，研究区致密砂岩气以煤型气为主，须二段（T3x2）存在部分混合气。天然气来源具有下生上储的特征，其中须二段（T3x2）天然气主要来源于须二段（T3x2）自身的烃源岩以及下伏小塘子-马鞍塘组（T3m+t）烃源岩，须四段（T3x4）天然气主要来源于须三段（T3x3）烃源岩，天然气运移距离短；而侏罗系天然气则主要来源于下伏须五段（T3x5）烃源岩以及须家河组早期气藏的贡献，天然气运移距离长。在此基础上，优选了3组9类天然气运移地球化学指标，分别为：①天然气运移方向和距离指标为甲烷含量［W（CH4）］、乙烷含量［W（C2H6）］、非烃含量［W（CO2）］，［W（N2）］、甲烷碳同位素（δ13C1）；②天然气运移相态指标为苯/正己烷、苯/环己烷；③天然气运移通道指标为iC4/nC4和iC5/nC5。对研究区陆相天然气的运移进行了示踪，明确了研究区致密砂岩气的运移方向、运移相态以及运移通道。结果表明：研究区上侏罗统天然气主要由下部须家河组天然气沿高速优势通道窜层渗流运移而来，断裂是其最重要的运移通道；中侏罗统部分天然气由须家河组气源沿高速运移通道运移而来，而部分天然气为下部气源以水溶相的方式运移聚集成藏；须四段（T3x4）天然气成藏时，储层相对致密，运移通道发育不佳，天然气以扩散相短距离运移为主；须二段（T3x2）天然气主要通过断裂及其伴生裂缝以游离相和水溶相短距离运移为主。
陆相页岩中的滞留油是页岩油的重要类型之一。针对我国中—新生代陆相沉积盆地泥页岩具有较强的非均质性，为研究高有机质含量油页岩中无机矿物所占比例对页岩中滞留油含量的影响，设计了不同比例灰质泥砂岩/油页岩的半开放体系热模拟生烃对比实验。同时为探讨不同沉积环境页岩的滞留油含量，设计了陆相淡水湖相油页岩与咸水湖相云质泥岩和海相页岩的半开放体系热模拟生烃对比实验。结果表明：油页岩中灰质泥砂岩比例增加，能使生油率升高，滞留油含量大幅升高。滞留油及总生烃量显著升高的主要原因可能是：①长石、方解石、白云石等矿物含量升高，以及生烃过程中白云石、石膏等矿物溶蚀、有机质缩聚所造成的孔隙空间扩大；②有机质含量降低和孔隙空间扩大造成热模拟系统生烃压力降低。陆相淡水湖相油页岩滞留油含量远高于咸水湖相云质泥岩和海相页岩，与陆相淡水湖相油页岩砂质和灰质矿物含量低、不利于排烃有关。在油页岩具有巨大的生烃潜力条件下，陆相页岩层系的非均质性可能是页岩油富集的有利因素。
通过系统分析塔里木盆地库车坳陷不同区带致密气藏的天然气地球化学特征，探讨了库车坳陷深层致密砂岩气来源。库车坳陷中段天然气对应烃源岩热演化程度高，天然气主要为高—过成熟煤型气，可能存在三叠系湖相原油裂解气；库车坳陷东部和西部天然气对应热演化程度中等，现今发现的天然气来源于侏罗系煤系（迪那气田）、三叠系湖相泥岩（迪北、博孜气田），尚未发现湖相原油裂解气。根据库车坳陷不同区带天然气地球化学特征及来源的差异，结合烃源岩热演化差异性，指出大北—克深地区侏罗系—三叠系内有效圈闭有望成为三叠系湖相原油裂解气勘探新领域，秋里塔格构造中段—西段、阿瓦特—博孜古近系膏盐之下白垩系储层内构造圈闭、北部山前带东段侏罗系内构造—岩性圈闭为高—过成熟煤型气有利勘探区域。
东海盆地西湖凹陷作为我国近海海域最大的新生代沉积凹陷，油气资源十分丰富，勘探潜力巨大。以西湖凹陷近年来油气勘探取得重要突破的中北部为例，应用天然气地球化学、流体包裹体等资料，结合区域地质背景，分析油气成藏关键时刻和运移方式，划分天然气成藏组合，建立天然气成藏模式。结果表明：①天然气晚期成藏，龙井运动之后的5~6 Ma以来为成藏关键时刻；②天然气组分和稳定碳同位素分馏趋势主要受原地烃源岩成熟度控制，没有自西部洼陷带向中央反转背斜带较大规模侧向运移的证据，主要为垂向近距离运移成藏；③划分出源上常规天然气成藏组合、源上致密天然气成藏组合和源内致密天然气成藏组合3种类型，建立了天然气成藏模式。提出通源断裂晚期活化导致的浅层常规油气藏、深层低渗透—致密岩性油气藏和构造—岩性复合油气藏皆是西湖凹陷下一步应加大勘探力度的重要领域。
长期以来，鄂尔多斯盆地长73亚段主要被作为单一烃源岩进行研究，涉及到多种岩石类型特征及源储一体方面的研究相对比较薄弱。基于岩性、物性相关分析资料结合测井精细解释，详细论述了长73亚段岩石类型特征，并分析了不同类型岩石储集特征及勘探意义。结果表明：①长73亚段发育黑色页岩、暗色泥岩、细砂岩、粉砂岩、凝灰岩共5类岩性；②砂质岩类的储集空间主要为长石溶蚀孔和刚性颗粒支撑的残余粒间孔，高长石和石英矿物含量、低碳酸盐胶结、低黏土矿物含量、较大累计厚度的砂岩是长73亚段最优的页岩油储层；③富有机质泥页岩是长73亚段发育规模最大的岩石类型，储集空间主要为黏土矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔及碎屑颗粒粒间孔，有机质孔基本不发育，但常见有机质收缩缝，虽然长73亚段泥页岩的孔隙度和孔径都非常小，但也具备一定的储集性能和烃类流体可动性，初步估算长7泥页岩中滞留烃总资源量约为150×108 t，可动烃资源量约为60×108 t；④长73亚段砂质岩类和泥页岩含油饱和度普遍高于长71、长72亚段，进一步优化砂体纵向分布及平面展布特征，提高水平井砂岩钻遇率，加强试采方案研究，确保油水渗吸置换充分，是长73亚段砂质岩类页岩油快速建产增产的重要方向；⑤优选脆性指数和含油量高的黑色页岩，研发高效渗吸改善剂，采用压驱采一体化设计，增加缝宽、缝高及提高人工裂缝的导流能力，是实现泥页岩型页岩油动用的重要技术手段。
鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界煤系烃源岩生烃强度为（10~20）×108 m3/km2，下石盒子组8段（盒8段）储层平均孔隙度为8.3%，平均渗透率为0.94×10-3 μm2，裂缝相对较发育；试气出水普遍，同时多口井获高产工业气流，气水关系复杂；天然气富集规律不明，勘探目标优选困难。针对上述问题，通过对构造、烃源岩、储层等成藏地质条件及成藏主控因素的系统分析，明确了天环坳陷北段属低生烃强度区，气藏类型为构造—岩性复合气藏，改造期浮力调整对天然气二次成藏富集起到了关键作用，相对优质储层区局部构造高部位是首选有利区带。经过对烃源岩生烃强度、地层局部构造的精细刻画和储层的综合评价，优选了有利区带，积极助推了天环坳陷北段上古生界天然气勘探取得突破。
四川盆地川中地区须家河组致密砂岩气藏含水饱和度普遍较高。基于天然气地球化学分析测试数据和核磁共振高压充注模拟实验，研究了天然气运聚特征及气藏高含水机制。结果表明：①须家河组烃源岩—储层大面积交替叠置发育奠定了油气近距离聚集的基础，随烃源岩成熟度增高，天然气湿度系数变小、δ13C1值增高，为近源成藏；②须家河组气藏含气饱和度主体分布在50%~65%之间，储集空间的主要孔隙半径为0.1~10 μm，相对大孔径占比越大，含气饱和度越高；③随充注压力增大，天然气在致密砂岩中由大孔径向小孔径空间“渐进式”聚集，并呈现出快速增加、缓慢增加和基本稳定的“三段式”充注特点，小压力驱动与相对大孔隙储集的耦合是川中地区须家河组天然气可以形成大中型气藏但含水饱和度高的主要原因。研究成果将为致密砂岩领域的拓展勘探提供理论技术支撑。
为进一步明确吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏特征与勘探方向，开展了吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏类型、成藏特征、有利勘探方向评价研究。认为吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏分为背斜构造型、构造—岩性复合型和动力圈闭型3类，构造—岩性复合型致密砂岩气藏主要分布于胜北生气中心及周缘，储集砂体主要为湖底扇砂砾岩和三角洲前缘砂体，综合评价为II类储层，是勘探最有利的气藏类型。研究结果表明：①湖底扇砂砾岩、三角洲前缘细砂岩与构造匹配形成构造—岩性复合型致密砂岩气藏，砂砾岩、粗砂岩的抗压实能力优于细砂岩，粗粒度砂体的储集物性优于细粒砂体；②吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气资源量为2 400×108 m3，胜北洼陷是最有利生气中心，勘探潜力大；③三工河组储层可分为4类，位于胜北生气中心的胜北洼陷南部斜坡带、胜北洼陷洼中隆起区、鄯善弧形带三工河组储层主要为Ⅱ类、Ⅲ类储层，是致密砂岩气的主要勘探有利区。
柴达木盆地西部（以下简称柴西）湖相碳酸盐岩地层分布广，天然气资源潜力大，勘探程度低，天然气富集条件不明。基于非常规理念，以环英雄岭地区已发现的古近系—新近系（E32-N21）碳酸盐岩气藏为例，综合气藏解剖、地球化学及实验分析等资料，重新认识和评价了气藏特征及其含气潜力。结果表明，储层以灰质云岩、泥灰岩为主，渗透率小于0. 1×10-3 μm2的储层占70％以上，孔隙类型主要为溶孔、晶间孔和裂缝，非均质性强，属于致密碳酸盐岩储层。气藏具有含气层系多、大面积分布、含气饱和度低、多藏聚集、产量变化大的特点，属于碳酸盐岩致密气藏。柴西发育E32和N1共2套优质气源，生气强度大，为大面积成藏提供了充足的动力；湖相碳酸盐岩平面上大面积分布，纵向多层叠置，多种成因的裂缝与溶孔、晶间孔组合形成的孔缝网络结构提供了优质的储集空间；源储叠置、交互发育的“三明治”结构为大面积成藏奠定了基础；先致密、后成藏的特点及稳定分布的大段泥、盐岩层为致密气的保存提供了良好条件。在以上条件分析基础上，指出柴西湖相碳酸盐岩致密气藏资源潜力大，是柴达木盆地天然气勘探重要接替领域，狮子沟—油砂山—英东、南翼山—小梁山和油泉子—油墩子构造带为有利勘探方向。
忠平1井的勘探突破揭示了中国北方海相页岩气在富集条件方面与南方海相页岩气有较大差异。通过最新钻井资料及野外露头剖面对鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组低TOC含量“新型”海相页岩气富集地质条件及勘探潜力，包括泥页岩的矿物组分、孔隙特征、有机地球化学特征、含气性等参数进行了研究，结果表明：①乌拉力克组泥页岩矿物组分以长英质矿物为主，其次为碳酸盐矿物和黏土矿物，黏土矿物以伊利石和伊/蒙间层为主，其次为绿泥石、高岭石。②乌拉力克组孔隙度低（基本小于2.0%），以粒内孔、微裂缝为主要储集空间，有机质孔不发育；孔隙以中孔发育为主，孔隙发育受控于岩性。③泥页岩有机质类型属于Ⅰ—Ⅱ1型，其中以Ⅰ型（即腐泥型）干酪根为主；TOC含量主要介于0.1%~3.71%之间，平均为0.49%；有机质镜质体反射率（RO）分布于0.8%~2.5%之间，大部分处于高—过成熟阶段，不同地区有一定差异性。④乌拉力克组泥页岩现场解吸气含量分布在0.07~0.63 m3/t之间，平均为0.3 m3/t，运用USBM法对损失气量进行恢复，得到的损失气量为0.43~1.83 m3/t，平均为1.09 m3/t，地下总含气量介于0.76~2.46 m3/t之间，平均为1.65 m3/t，反映乌拉力克组泥页岩含气性较好，揭示中国北方海相泥页岩具有较好的页岩气勘探潜力。
中奥陶统烟溪组是湘中南地区新发现的一套海相富有机质页岩层，该套地层勘探程度较低，有机地球化学指标、储层特征等不明确，普遍认为页岩气形成条件不佳。但根据最新勘探结果表明，湘中南地区下古生界可能是湖南省内页岩气成藏条件最好的一个地区。因此，以湘中南地区下古生界中奥陶统烟溪组黑色泥页岩为研究对象，收集、整理研究区及邻区内区域地质、地球物理、钻井等资料，采用野外地质调查及样品测试分析等方法，对烟溪组泥页岩进行了综合研究与评价。结果表明：湘中南地区中奥陶统烟溪组主要为深水陆棚相、深水盆地相沉积，分布面积较广，厚度为40~160 m；有机质干酪根类型为Ⅰ型，有机碳含量平均为2%~3%，镜质体反射率平均为3.35%；脆性矿物以石英、长石、黄铁矿为主，含量大于50%；孔隙类型以有机质孔、矿物粒间孔、晶间孔和溶蚀孔为主，孔隙度为5.1%~13.6%，渗透率为（0.296~1.481）×10-5 μm2，具有较好的页岩气成藏条件；页岩气含气量均值达到2.76 m3/t，具有较高的勘探潜力。
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