中国陆上天然气气藏类型多样，依据综合地质条件及勘探规模潜力，可划分为古老碳酸盐岩气藏、前陆冲断带气藏、致密砂岩气藏、基岩—火山岩气藏4种类型。为了指导中国陆上下一步天然气勘探的方向和目标，结合天然气最新地质理论研究及勘探进展、基础成藏条件等方面，从控制油气成藏的关键地质要素出发，系统总结了中国陆上不同类型天然气富集主控因素：海相碳酸盐岩气藏受优质烃源岩、规模储层及大型圈闭控制，前陆冲断带气藏受优质烃源岩、储盖组合及构造圈闭等因素控制，致密砂岩气藏受构造背景、源储组合方式及储层分布等因素控制，而基岩—火山岩气藏受生烃凹陷、储层类型及输导体系等因素控制。同时，对陆上大气田的富集规律进行了总结：（1）优质烃源岩决定了天然气宏观分布，烃源岩中心周缘普遍分布大气藏；（2）优质储层类型多、分布广，天然气富集控制作用 明显；（3）稳定构造期形成多期盖层是天然气多期成藏的关键因素；（4）现今构造格局控制了天然气分布的方向性。在富集主控因素及规律认识基础上，对不同类型天然气勘探领域下一步重点勘探区带进行梳理，指出了陆上天然气勘探主攻领域，天然气勘探仍需立足四川、鄂尔多斯和塔里木三大盆地。

为揭示四川盆外复杂构造区浅层页岩气赋存条件与单井高产主控因素，拓展山地页岩气勘探领域，实现中国南方浅层页岩气高效开发，中国石油浙江油田公司通过对昭通示范区浅层页岩气老井进行复查、钻压采试验，取得了由浅层页岩气顶底板封盖+ 页岩自封闭共同构建的“三维封存箱”新认识；结合地质与地形条件，推行山地页岩气地质工程一体化作业技术，实现了国内首个浅层页岩气田的勘探发现与工业开发。研究结果表明：浅层页岩气甜点展布与富集高产具有“多因素耦合控藏”赋存规律，即受沉积期岩相、改造期变形强度及成藏期封闭性三大因素控制成藏，页岩埋深、地层倾角、剥蚀强度与流体势协同控制页岩气赋存，提出由页岩自封闭保存减缓散漏+ 顺层理小微短距渗运聚补充构建的“聚散动态平衡”是太阳浅层页岩气田形成有效赋存与富集成藏的关键因素。经矿场试验实践验证，创新形成了浅层页岩气高效开发的三大对策，具体为：细化气田开发评价单元，一体化钻井部署优化与平台个性化设计，经济实用的浅层页岩气钻压采工程技术系列。

基于对准噶尔盆地侏罗系八道湾组和西山窑组煤岩储层、天然气地球化学特征，以及煤层气井试气结果的分析，提出在侏罗系煤层中存在既不同于煤层气、也不同于常规气的一种新的聚集类型的天然气——煤岩气。煤岩气是介于常规气和煤层气之间的一种新的天然气资源类型，具有常规储层和非常规储层共存，游离气和吸附气共生，自源气和它源气互补聚集、有序分布的特征。针对这一新的勘探领域，优选白家海凸起彩31井断背斜构造，以侏罗系西山窑组煤层为目的层部署风险探井——彩探1H井，试气获得最高日产5.7×10⁴m^3、稳产日产2×10⁴m³的工业气流，实现了煤岩气勘探的重大发现。煤岩气的提出与勘探发现实现了天然气地质认识新突破，开辟了天然气勘探新领域，引领了天然气勘探新方向，对含煤盆地天然气勘探具有重要且深远的影响。

四川盆地川中隆起带震旦系—寒武系探明天然气储量超过万亿立方米，发现中二叠统栖霞组气藏，洗象池组、茅口组、玄武岩组、长兴组等层系获工业气流，不同层系气藏天然气地球化学特征存在明显差异。基于大量新获气井天然气组分、碳同位素、氢同位素等分析实验数据，系统研究了川中隆起带天然气成因及成藏特征，明确了下一个万亿立方米级重点勘探领域。研究结果表明：(1) 震旦系、寒武系和二叠系天然气均是以烃类气体为主且干燥系数大于0.997的干气，属于原油裂解气。绝大多数二叠系天然气C2H6含量、d13C2、d2HCH4与源自下寒武统筇竹寺组烃源岩的寒武系天然气相似；上震旦统灯影组天然气C2H6含量低、d13C2重、d2HCH4轻；GS19栖霞组气藏天然气C2H6含量高、d13C2轻、d2HCH4轻。C2H6 与d13C2 差异主要与成熟度有关，d2HCH4主要受原始母质沉积水介质盐度影响。(2) 安岳气区与太和气区聚集了不同演化阶段的原油裂解气，其中，安岳气区天然气d13C比太和气区重，主要聚集原油晚期阶段的裂解气，太和气区聚集早期—晚期裂解气。(3) 震旦系—二叠系气藏具有单源和双源聚集模式。寒武系气藏和GS19栖霞组气藏为单源聚集模式，烃源岩分别为筇竹寺组和龙马溪组, 灯影组气藏和其他二叠系气藏为双源供烃成藏模式，除均有筇竹寺组烃源岩贡献外，分别还有震旦系烃源岩和二叠系烃源岩的贡献。研究认为，不同时代烃源岩贡献比例大小是造成不同层系气藏天然气地球化学特征差异的主要原因，太和气区多层叠置连片的优质储层紧邻烃源灶或处于古油藏范围，具备万亿立方米级资源规模，勘探潜力大。

近年来，四川盆地西部（简称川西地区）中二叠统栖霞组油气勘探取得重大突破，展现出四川盆地栖霞组巨大的勘探潜力。为理清川西地区栖霞组天然气成藏期次、成藏演化、成藏主控因素和成藏特征等关键地质问题，为栖霞组下一步的勘探提供支撑，通过分析研究大量钻井、测井及实验分析测试等资料认为：（1）川西地区中二叠统栖霞组天然气甲烷含量一般大于96%，天然气干燥系数大于0.99，呈高演化的特征，是典型干气，主要为原油二次裂解气。（2）栖霞组天然气d13C1介于-31.33‰～-28.31‰，d13C2介于-28.50‰～-25.20‰。气气对比认为川西地区栖霞组天然气不存在志留系龙马溪组烃源岩的贡献，是以寒武系筇竹寺组烃源输入为主，中二叠统烃源输入为辅的混合天然气。（3）通过对所识别出流体包裹体的均一温度分析，识别出4 期油气成藏事件。第Ⅰ期和第Ⅱ期分别为中—晚三叠世和晚三叠世的古油藏成藏时期；第Ⅲ期为早—中侏罗世古油气藏成藏时期；第Ⅳ期为晚侏罗世—早白垩世古气藏成藏时期。（4）成藏主控因素为优越的烃源岩条件、优质的储层发育及可供油气持续聚集成藏的构造—岩性圈闭。（5）川西北双鱼石—中坝地区推覆体下盘隐伏前缘带及川西南平落坝—大兴场地区具备形成大气区的优越成藏条件组合，是下一步川西地区栖霞组勘探的最有利区带。

早期研究认为四川盆地中二叠统茅口组一段（茅一段）为一套较好的碳酸盐岩烃源岩，忽略了其作为类似页岩非常规储层的油气勘探潜力。近期多口探井先后在茅一段获工业气流，揭示其可能成为四川盆地一个油气勘探新领域。通过对该层系钻井含油气性与油气分布、气源特征与烃源条件、岩相类型与有利岩相分布、储集条件与储层分布、成藏特征与富集规律五方面研究，指出茅一段泥灰岩中“碳酸盐岩源内非常规天然气”富集：油气具有区域大面积连续分布，在构造高部位、斜坡区、向斜区连续富集；茅一段天然气以自身烃源岩供烃为主，茅一段具有有机质丰度高、天然气富集程度高的“双高”特征，揭示其源内成藏、原位富集的特点；茅一段主要发育眼球灰岩相、含眼皮的眼球灰岩相、含眼球的眼皮灰岩相和眼皮灰岩相4类岩相，物性分析表明最有利的储集岩相为眼皮灰岩相，其储集空间主要为有机质纳米孔和白云石晶间微米孔，储层孔隙度普遍小于10%，渗透率小于1mD，具有典型的低孔、低渗致密储层特征。研究发现茅一段甜点纵向和平面分布连续稳定，纵向分布于茅一a 亚段和茅一c 亚段，平面上在全盆地普遍分布。茅一段超压特征显著，含气性好，结合埋深及储层分布对该层系有利区进行了综合评价，评价优选3个I类有利区和4个Ⅱ类有利区，认为南川—合川I类有利区勘探潜力最好，建议在该区进行风险探井部署，采取水平井体积压裂方式对该领域进行规模化生产。

四川盆地中侏罗统沙溪庙组是盆地致密气勘探的重要领域，具有埋藏浅、投资少、效益高等特点，目前核心建产区主要位于川西地区，急需从盆地尺度对沙溪庙组致密气成藏条件进行系统梳理，拓展勘探领域。基于沙溪庙组烃源岩、天然气来源、断裂发育研究，系统分析盆地内不同地区源储匹配关系，建立成藏模式，指出有利勘探方向。研究认为，四川盆地中侏罗统沙溪庙组天然气由上三叠统须家河组、下侏罗统自流井组及中侏罗统凉高山组共同供烃，天然气类型自西向东依次以煤型气、油型气、油型气—煤型气混合气为主；不同区域间成藏模式由于地质条件差异有显著的区别，川西地区以三叠系供烃、逆断层沟通的下生上储为主，川中地区以侏罗系内部供烃、正断层沟通的自生自储为主，川东地区以逆断层沟通的侏罗系自生自储为主、三叠系下生上储为辅。川西地区、川中北部地区及川东北部地区的沙溪庙组天然气成藏地质条件相对优越，勘探潜力相对较大，川中北部地区目前勘探程度较低，为下一步重点勘探突破地区。

鄂尔多斯盆地上古生界二叠系山西组具有丰富的煤系气资源，分析煤系气成藏地质条件，预测其蕴藏的资源潜力，对深化盆地非常规天然气的勘探有重要意义。以鄂尔多斯盆地山西组为目的层，基于岩心观察和单井地层发育特征分析，结合扫描电镜、X射线衍射分析、气体吸附实验等一系列分析测试成果，详细研究了烃源岩的地质、地球化学特征与储层的矿物组分、孔隙结构、物性特征，进而分析煤系气成藏地质条件并进行资源潜力预测。研究结果表明：（1）山西组烃源岩纵向上单层厚度较薄、层数多，平面上东厚西薄，烃源岩有机碳含量高，有机质类型为Ⅱ2、Ⅲ型，镜质组反射率介于1.2%～2.6%，处于高成熟—过成熟阶段，生气潜力大；（2）山西组砂岩储层以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，储集空间以岩屑溶孔为主，孔隙度主要分布在2%～10%；山西组泥岩的矿物组分以石英和黏土矿物为主，孔喉结构复杂，孔隙类型主要为有机质孔和微裂缝；（3）运用蒙特卡洛方法评价山西组各层段资源潜力， 山西组煤系气概算资源量为306879.79×108m3，其中山2 段资源潜力较大，煤系气资源量为177001.15×108m3。

鄂尔多斯盆地中东部地区奥陶系马家沟组发育巨厚的盐岩、膏岩沉积，封盖性能好，膏盐岩之下的碳酸盐岩一直是备受关注的重要勘探领域。在对区域构造沉积背景及沉积相带分布研究的基础上，以马家沟组马五段膏盐岩盖层之下的马四段碳酸盐岩为目标，主要开展了储层及成藏特征研究。研究认为：马四段白云岩分布主要受控于古隆起控制下的台内分异作用，发育滩相晶间孔型白云岩储层，马三段等层段的溶孔型白云岩储层也具有较好的储集性能；加里东期的风化剥蚀作用造成马四段白云岩与上古生界煤系烃源岩、奥陶系盐下海相烃源岩形成了空间配置关系，天然气成藏具有双源供烃的特点，形成岩性相变控制下的白云岩岩性气藏。在对不同区域生储盖配置关系及成藏控制因素的差异性对比的基础上，综合分析认为盆地东部盐下马四段盐岩底辟隆起带和中部乌审旗古隆起控制下的岩性相变带是盐下勘探的有利目标，深层的马三段、马二段也具有较好的勘探潜力。

准噶尔盆地油气发现程度差别大，天然气探明率较低。石炭系火山岩是盆地内目前天然气储量最多的层系，勘探证实其天然气成藏特征非常复杂。依据盆地内克拉美丽气田、五彩湾气田、阜康凹陷、滴北凸起等地区井的岩心、薄片鉴定及分析化验数据，在重点研究主力烃源岩松喀尔苏组b 段特征的基础上，结合盆地内火山岩储层特征及天然气来源，分析石炭系火山岩天然气的成藏特征及勘探潜力。结果表明：石炭系烃源岩在五彩湾凹陷、滴水泉凹陷及东道海子凹陷等地区广泛分布，其中泥岩有机碳含量平均为1.58%；石炭系烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，大部分达到高成熟阶段，且火山活动增加了有机质的生烃能力。优质储集体以爆发相和溢流相为主，孔隙和裂缝发育，与上覆二叠系或石炭系内部致密层段形成良好的储盖组合，靠近凹陷深部地区具备形成规模气藏的成藏条件，滴南凸起、滴北凸起、北三台凸起和车拐地区具有较大勘探潜力。

近年来，渤海湾盆地渤中坳陷天然气勘探相继取得重大突破，成为未来天然气勘探的重要区带。基于三维地震、测井、录井等资料和油气地球化学等分析化验资料，系统总结了渤中坳陷天然气藏特点及成藏主控因素，理清了天然气勘探潜力和下一步勘探方向。研究结果表明，渤中坳陷天然气藏主要分布于太古宇变质岩潜山、下古生界碳酸盐岩潜山和新生界古近系砂砾岩体中。天然气藏CO2含量差异大，低含CO2气藏为凝析气，高含CO2气藏为干气。大型天然气藏的形成受多因素联合控制：混合型烃源岩晚期快速熟化高强度生气是大型气藏形成的物质基础，多类型优质规模性储层是大气藏形成的关键，厚层超压泥岩盖层是大中型天然气藏形成的保障。研究表明，厚层超压泥岩盖层覆盖下的潜山和新生界砂砾岩体是下一步渤中坳陷天然气有利勘探方向。

苏里格气田苏14井区二叠系下石盒子组盒8 段岩性气藏的主体储层为辫状河沉积体系形成的多种复杂叠置砂体，其叠置关系的认识对于气田的开发至关重要，如何来制定合理工作制度成为气田高效开发的难题。通过分析气田储层砂体叠置关系，建立了不同类型生产井与叠置砂体分布关系模型，并利用数值模拟方法对不同砂体叠置模式下直井和水平井合理工作制度进行研究。结果表明，直井生产主要受到横向砂体叠置影响，纵向砂体叠置影响不大；纵向 和横向砂体叠置均会对水平井生产带来明显影响；砂体叠置是造成苏里格气田稳产期短、产量开发早期就呈现递减的主要原因；间歇生产的工作制度能够更好地发挥地层能量，降低气井递减，起到很好的调峰作用。