油气资源是油气工业的基础，关系到国民经济的持续健康发展。自2019年实施“持续加大国内油气资源勘探开发力度”行动以来，国内天然气储产量呈现较快增长态势。国内中长期天然气消费需求仍将持续增长，国内天然气自主供应保障能力建设的使命重大、任务紧迫。基于“十四五”以来天然气勘探进展和地质新认识，重新系统评价中国陆上四川、鄂尔多斯、塔里木等27个盆地的常规、非常规天然气原地资源量为191.90×10¹² m³，探明率仅12.7%，未来天然气具备快速发展的资源基础。常规天然气原地资源量探明率为16.3%，剩余待探明资源量为58.48×10¹² m³，依然是天然气勘探开发的主体，中西部四川、塔里木和鄂尔多斯等三大克拉通盆地前陆和深层仍然是未来常规天然气勘探的重点，预计未来5~10年具备（5.0~7.0）×10¹² m³的增储潜力。致密气剩余待探明资源量为26.52×10¹² m³，勘探主攻方向是四川盆地和鄂尔多斯盆地，预计未来5~10年具备（1.9~2.5）×10¹² m³的增储潜力。页岩气剩余待探明资源量为48.50×10¹² m³，主要分布在四川盆地古生界，预计未来5~10年具备（2.5~3.0）×10¹² m³的增储潜力。煤层气资源探明率仅为3.9%，剩余待探明资源量为33.80×10¹² m³，鄂尔多斯、沁水、准噶尔和四川等盆地是未来煤层气勘探的重点盆地，预计未来5~10年具备4.0×10¹² m³的增储潜力。

超深层（埋深≥6 000 m）勘探是塔里木盆地油气勘探的特色。“十四五”以来，塔里木油田聚焦超深层新区新领域勘探，取得一系列重大突破，并且发现多套新的储盖组合。深入分析了库车前陆、台盆区和塔西南山前等3个含油气系统的超深层油气成藏地质条件，认为塔里木盆地超深层储盖组合与烃源岩相邻或呈互层分布，圈闭形成时期早于或与烃源岩生气高峰期同步，天然气成藏条件优越，形成了多种超深层天然气成藏模式。利用多种方法计算了塔里木盆地天然气资源：天然气原地资源量为18.47×10¹² m³，其中超深层天然气原地资源量约13×10¹² m³。超深层天然气主要分布于库车前陆白垩系—侏罗系、塔西南山前石炭系—二叠系和台盆区奥陶系—寒武系。提出克拉苏构造带、北部构造带东段、秋里塔格构造带中秋—迪那段、西昆仑冲断带柯克亚周缘、西天山冲断带乌恰构造带、轮南—阿满过渡带东部和英买力低凸起西缘等是超深层天然气的勘探有利区。

吐哈盆地中下侏罗统致密砂岩气藏资源潜力大，是天然气增储上产的重要勘探领域。受复杂地质条件的影响，该区油气成藏富集规律尚未明确，制约了资源潜力评价及勘探方向优选。通过系统分析烃源岩特征、储层特征及保存条件，建立了成藏模式，揭示出致密砂岩气成藏主控因素：①有效烃源灶控制油气平面分布；②优质储集相带决定油气富集程度；③稳定的构造背景有利于规模气藏保存。针对中侏罗统西山窑组三段（J₂x³）、西山窑组一段（J₂x¹）及下侏罗统三工河组二段（J₁s²）三大主力层，综合应用小面元体积法、资源丰度类比法及蒙特卡洛模拟法开展资源评价，结果显示台北凹陷致密气原地资源量达6 793.02×10⁸ m³，且随埋深呈阶梯式增长，其中J₂x³、J₂x¹、J₁s²的原地资源量分别为1 783.51×10⁸ m³、1 923.53×10⁸ m³、3 085.98×10⁸ m³。资源分类评价表明：Ⅰ类剩余待探明资源量为1 596.36×10⁸ m³，集中分布于胜北洼陷东北斜坡带、巴喀构造带、丘东洼陷南斜坡带及小草湖洼陷南斜坡带，是近期勘探突破的首选目标区；Ⅱ类剩余待探明资源量为2 560.97×10⁸ m³，主要赋存于疙瘩台—红台构造带、丘东—小草湖山前带等区域，为中长期扩展的有利方向。研究成果为盆地致密气高效勘探提供了科学依据。

基于露头、薄片及井震资料对蜀南地区东部长兴组进行层序划分与三级格架构建，综合岩相、测井相和地震相特征识别沉积相，并据此分析优质储层主控相带及其有利分布区。研究结果表明：①蜀南地区东部长兴组自下而上可划分为2个三级层序（Sq1和Sq2），早期发育碳酸盐深—浅缓坡沉积，中—晚期发育缓坡型碳酸盐台地沉积。开阔台地相的台内滩亚相主要发育于Sq1-HST和Sq2-HST沉积时期，尤以Sq2-HST沉积时期最发育。滩体在平面上侧向迁移，垂向上局部叠加。②储层岩性以生屑灰岩为主，储集空间以孔隙及裂缝-孔洞为主。储层的形成主要受到沉积相和溶蚀作用的控制，有利储层集中发育在台内滩亚相中，呈分散片状分布。③根据沉积相、滩体和储层发育特征，评价预测3个有利储层发育区和2个潜在有利储层发育区：Z207井—Z201井—Z202井一带、B28井—B61井一带和B24井—G11井一带为有利储层发育区；BH2井—BH3井一带与F7井—N49井一带为储层发育潜在有利区。蜀南地区东部上二叠统长兴组沉积相与有利储集区的系统研究为该区域礁滩领域下一步油气勘探提供了地质依据。

柴达木盆地西北部（柴西北）上干柴沟组（N₁）主要发育咸化湖盆细粒混积岩，是非常规油气勘探的重要领域，但目前在旋回地层学和高精度天文旋回沉积响应特征方面的研究较为薄弱。综合利用岩心和测井数据，开展了2口钻井的旋回地层学分析，在上干柴沟组识别出长偏心率、短偏心率、斜率和岁差等米兰科维奇旋回，并依据405 ka的长偏心率周期建立了浮动天文年代标尺，明确了上干柴沟组的沉积速率和沉积特征。研究表明：①上干柴沟组的沉积时间约4 Ma，平均沉积速率可达20 cm/ka，明显高于国内其他陆相湖盆地层；②上干柴沟组的岩相受沉积速率控制明显，高速率段主要发育富有机质的纹层状灰质白云岩，低速率段主要为贫有机质的块状含白云石泥质-粉砂质灰岩。③喜马拉雅期持续造山的构造活动在宏观尺度控制了上干柴沟组的高沉积速率，短期气候交替塑造了沉积速率的振荡变化。对柴西北上干柴沟组天文旋回的识别和沉积速率的分析，有助于理解咸化湖盆有利勘探层段的沉积演化，可为后续的页岩油高效勘探开发提供新的思路。

扬子区二叠系孤峰组（段）作为一套具有显著穿时特征的海相富有机质黑色岩系，是重要的页岩气勘探接替层系。以扬子区二叠系孤峰组（段）为研究对象，对其时空分异规律、生烃特征、储层特征及保存条件进行了系统分析和总结。孤峰组（段）自西向东呈“东西分异、多中心沉积”的格局，其分布受控于古构造、海平面变化与沉积环境的协同作用。储层岩性以硅质页岩和碳质页岩为主，矿物组合呈“高硅、富钙、低黏土”的特征，脆性矿物含量高（平均85%），具备优良的可压裂性。储集空间类型多样，以有机质孔和溶蚀孔为主，孔径分布以介孔为主体。孔隙发育和含气性具有显著的区域分异性，表现为“西好东差”：上扬子区生烃品质优（TOC为 3%~10%，Ⅰ—Ⅱ₁型干酪根）、储层物性好（平均孔隙度为4.46%）、含气量高（平均值>4 m³/t）、保存条件有利，是页岩气富集的核心区；中扬子区埋藏浅（<2 000 m）、热演化适中，具备工程成本优势，但储层非均质性强；下扬子区埋深适中，但储层物性（平均孔隙度为1.99%）、含气量和保存条件普遍偏差，勘探潜力受限。综合评价认为：上扬子区（广元—巴中—达州、奉节—恩施）是Ⅰ类最有利勘探区，但需攻克深层工程技术挑战；中扬子区（京山—武汉）是Ⅱ类有利兼探区，应寻找地质-工程的“甜点”；下扬子区（无为—宣城）为Ⅲ类潜力风险区。

四川盆地龙马溪组上部气层是页岩气勘探的重要接替领域。基于生物地层学方法，通过系统开展笔石带页岩精细对比，结合典型井钻探效果分析，明确了龙马溪组上部气层差异富集主控因素及有利区分布规律。结果表明：①埃隆阶LM7—LM8笔石带富有机质页岩的发育是龙马溪组上部气层页岩气富集的前提条件。焦石坝地区勘探开发效果较好的上部气层主要发育于背斜高部位的LM7—LM8笔石带富有机质页岩中，该层段具有相对较高的有机碳含量、高孔隙度和高含气性特征；而长宁、威远等勘探效果较差的地区，此套页岩不发育或页岩品质差。②构造形态对上部气层页岩气富集具有明显的控制作用。水平渗透率高于垂直渗透率，气体易沿上倾方向运移，导致页岩气在背斜高部位（如焦石坝背斜）富集，在向斜（武隆向斜）和背斜翼部（焦石坝背斜）富集程度较低，勘探效果普遍较差。基于LM7—LM8笔石带富有机质页岩对上部气层页岩气富集的控制作用，建议加强对该笔石带富有机质页岩发育特征的研究，并结合实际钻探效果开展上部气层系统评价与目标优选。该认识可为四川盆地龙马溪组上部气层有利区的优选与勘探部署提供地质依据。

四川盆地油气资源丰富，基底结构控制了从超深层震旦系至浅层侏罗系的油气分布。2010年后，随着超深层重磁电震联合勘探技术的应用，四川盆地新元古代存在的张性结构不断得到勘探证实。依据“双高”地震处理资料和高精度重磁电资料，结合盆缘露头和盆内8口钻至震旦系陡山沱组的钻孔资料开展综合解释研究，提出四川盆地发育“川西裂谷”。川西裂谷主要经历3个演化阶段： ①南华纪边缘裂谷阶段，发育多个近NE走向的堑垒结构; ②震旦系陡山沱组沉积期克拉通内坳陷阶段，拼合形成了川西北坳陷和川中隆起； ③震旦系灯影组沉积期克拉通内坳陷阶段，形成了向NW开口的近SN走向拉张槽。川西裂谷向坳陷演化的过程中易于形成走滑断裂，形成下生上储的南华系—震旦系成藏组合。川西—川中地区是探索南华系—震旦系含油气系统的潜在勘探新领域。