中美页岩气地质和地表条件的对比分析表明，中国南方海相页岩与北美典型页岩的主要评价指标相近，是页岩气勘探的主攻层系。其中，四川盆地及周缘地区是有利勘探地区。中国石油、化工股份有限公司2006年以来，经历6年的研究与勘探探索，2012年在四川盆地涪陵焦石坝地区龙马溪组页岩气获得重大突破，发现了涪陵页岩气田，取得了中国页岩气的首个商业发现。五峰组龙马溪组页岩气富集与高产的地质因素包括原始沉积条件和后期保存条件，台内坳陷控制优质页岩的形成分布，页岩厚度大、有机质含量高是页岩气选区的首要评价指标。保存条件影响页岩气的富集程度，四川盆地内部总体保存条件较好，有三叠系膏盐岩分布的地区保存条件好，页岩气层段压力系数高，页岩气富集程度高。在选区评价中，原始沉积条件和后期保存条件均有利的地区是页岩气勘探的有利区。通过对典型探井五峰组龙马溪组页岩气富集条件的分析表明，有机质提供了页岩气富集的物质基础，有机质孔是页岩气富集的主要储集空间，层理(缝)是页岩气水平渗流的高效通道，高硅质含量具有良好的可压性，高压力系数指示页岩气富集程度高。有机质、有机质孔、层理(缝)、硅质含量和压力系数等表征页岩气富集与高产的5种关键参数具有成因联系和统计相关的特征，纵向上又具有“五性一体”的分布特征，从而决定了五峰组龙马溪组下部富含有机质的优质页岩层段既可以富集页岩气，又有利于页岩气的开发，是开发页岩气的主要层段和水平井轨迹的关键目标层。

四川盆地位于特提斯喜马拉雅构造域和滨太平洋构造域的交接转换部位，盆地及其周缘海相、海陆过渡相富有机质页岩经历了多旋回构造体系下的深埋藏(高演化)、强隆升、强剥蚀和强变形, 强改造作用过程。这是我国南方中上扬子地区页岩与北美页岩气产层在地质特征和演化上的最大不同。晚白垩世以来四川盆地多阶段性隆升过程致使地表普遍具有1 000~4 000 m剥蚀厚度。地表差异性剥蚀幅度与陆相地层沉积厚度共同控制着其下伏地层的古埋深。四川盆地及其周缘下志留统龙马溪组底界和下寒武统牛蹄塘组底界古埋深分别大于6 500 m和9 000 m，等深线总体呈NESW展布，且二者底界埋深均具有由北东向南西逐渐减小的趋势。龙马溪组底界古埋深最浅处位于盆地南缘宜宾南绥江地区(约6 000 m)，最大埋深处为川北地区(约9 000 m)，古埋深分别向盆地东南缘和北缘明显加深，且盆地中央具有明显的NESW向展布低值或浅埋深带，即绥江—宜宾—泸州地区和达州—巴中地区。牛蹄塘组底界古埋深特征与现今埋深特征总体相似，最大埋深处位于川西川北前陆盆地(古埋深大于11 000 m)；最小古埋深处位于川中—川西南宜宾—自贡—遂宁一带(古埋深小于8 000 m)。四川盆地及其周缘下古生界页岩深埋藏与其高演化具有密切相关性。下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组黑色页岩热成熟度Ro值普遍大于2.4%和2.8%，与其古埋深相似均具有由盆地北东向南西逐渐减小的趋势。强隆升、强剥蚀和强变形作用致使下古生界页岩经历强改造作用，具有动态的应力应变、温度和压力变化特征，及其保存条件有效性的动态调整。四川盆地及其周缘现今钻探成果揭示差异性埋藏隆升剥蚀构造变形作用对下古生界页岩气富集与分布具有较大的控制作用。因此,我国南方中上扬子地区下古生界页岩气地质研究,不仅与北美一样，研究常规油气的优质烃源岩如何转化为非常规页岩气的优质储层,而且还须探讨在强改造作用下页岩气优质储层如何才能成为具商业价值的页岩气产层。

位于四川盆地东缘焦石坝构造的涪陵页岩气田，已探明地质储量3 806×108 m3，是北美地区以外，首个实现商业开发的页岩气田。焦石坝构造是一个受北东向和南北向两组断裂体系控制形成的菱形断背斜，其特殊的构造背景对页岩气的富集具有重要控制作用。涪陵页岩气田的产层为五峰组龙马溪组页岩，具有富有机质页岩厚度大、有机质丰度高、有机质热演化程度高、脆性矿物含量高、地层压力系数高、单井产量高、裂缝发育、烷烃碳同位素倒转等特点。3年的勘探开发表明，涪陵页岩气田普遍高产、稳产，证实为高产富集的页岩气田。本文通过对区域地质特征的解剖和对涪陵页岩气田基本特征的总结，结合前人对美国页岩气田的研究，提出了涪陵页岩气田发现的启示与思考。结论认为：首先，证实中国存在高产页岩气田，但富集因素与美国不同，正向构造和晚期区域走滑作用极为重要；其次，天然裂缝的发育是页岩气富集高产的关键；第三，几乎所有的商业性页岩气田都是地层超压；第四，讨论了页岩气的运移问题，认为页岩气通过短距离的运移传递，可以实现大范围的运移聚集；第五，提出基于商业回报和资源利用不同角度的考量，可能会影响生产方式的选择；第六，中国页岩气发展需要技术、思路创新和长远视角，必须重视深层海相、陆相和盆地外常压页岩气的研究。

通过对湘中坳陷邵阳市泉塘村、隆回县北山和邵阳市黄亭等地露头观察及涟源县龙场建新村和涟源县七星街龙潭组、大隆组页岩露头剖面实测、取样和测试分析，重点研究了二叠系页岩龙潭组和大隆组页岩的地化特征、储层特征、含气特征，建立了页岩岩性岩矿地化物性含气性综合剖面。研究区龙潭组和大隆组页岩干酪根显微组分以壳质组为主，镜质组和惰质组含量较少，有机碳含量大于2%的占样品总数的40%以上，纵向上主要分布在龙潭组上部和大隆组下部，成熟度分布在1.10%~2.22%，平均为1.42%，处在成熟高成熟阶段。储层微观类型主要有矿物质孔和微裂缝，次要类型为有机质气孔，其中矿物质孔包括残留粒间孔隙、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔和粒内孔隙。综合分析上二叠统龙潭组大隆组泥页岩层系厚度、有机碳含量等指标，结合油气显示分析认为，页岩气有利的富集层段为大隆组下部龙潭组上部厚约80 m的优质泥页岩，具备良好的页岩气勘探潜力。值得注意的是，在四川盆地内部的二叠系页岩在地化指标、矿物组成、储层特征和含气量等页岩气成藏条件与湘中地区大致相同，且具有生烃高峰期晚，抬升幅度小等特征，发现了以二叠系泥页岩为源岩的普光等大气田，是海陆过渡相页岩气勘探研究需要注意的地区和领域。

柴西阿尔金山前经历了早期断陷、中期拗陷和晚期隆升的多期改造叠合，其中早、侏罗世断陷期发育陆相湖盆泥页岩。地堑半地堑同沉积断裂控制沉积格局，断陷湖盆长轴为北东向，在小梁山凹陷、七个泉断鼻带和铁木里克凸起构造带沉积半深湖深湖相的泥页岩夹薄层砂岩、粉砂岩。泥页岩空间展布受沉积相控制，因此呈北东向带状连续稳定分布，由阿尔金山前七个泉—红沟子—小梁山构造带向盆地内部厚度逐渐减薄，累积厚度超过300 m，有效厚度在50～70 m，是阿尔金山前中、下侏罗统工业性页岩气聚集成藏必备的物质保障。研究证实，阿尔金山前中、下侏罗统泥页岩干酪根显微组分腐泥组、镜质组、惰性组的平均含量分别为60.7％、33.1%和6.2%，依据Tissot和Welte分类标准，有机质干酪根类型以Ⅱ型为主。 对25个野外样品进行岩石热解测试，TOC含量稳定分布在1%～4%，Ro在0.8%～2.5%，泥页岩有机质含量高，处于成熟过成熟阶段，生气条件优越。与北美和四川盆地海相页岩相比，阿尔金山前中、下侏罗统陆相泥页岩的黏土矿物含量相对较高，平均含量为52.51%；含硅质脆性矿物含量相对较低，平均含量为37.42%。泥页岩中发育大量裂缝、微裂缝、粒间孔、粒内孔和有机质孔，有利于页岩气富集和吸附。泥页岩比表面积在9.13～18.14 m2/g，平均值为13.43 m2/g；孔体积在0.026 6～0.088 7 cm3/g，平均值0.065 41cm3/g，平均孔径在25.76～72.48 nm，平均值为47.87 nm。比表面积和孔径呈负相关，孔体积和孔径呈正相关；孔径越小，泥页岩的比表面积越大。TOC和Ro与泥页岩表面积呈正相关，表明随着有机质成熟生烃形成的有机质孔对比表面有重大影响，比表面越大为页岩气吸附提供的吸附位越多，储集性能优越。上覆灰泥岩、泥灰岩和膏盐岩盖层区域广泛分布，早期浅埋—中期深埋、多次排烃—晚期抬升有利于页岩气藏的保存。综合页岩气成藏实际地质参数，优选出小梁山凹陷、七个泉断鼻带、洪水沟断鼻带和铁木里克凸起4个有利区带。

为查明辽河坳陷西部凹陷页岩油勘探潜力，明确页岩油富集控制因素，分析了沙三段页岩油成藏条件。以沙三段泥页岩为研究对象，通过FIB - SEM、自动氦孔隙度测定及BET - BJH等测试手段，结合地震、测井资料，以富有机质泥页岩生烃潜力、储集性能及含油性评价为重点，对辽河西部凹陷沙河街组页岩油资源计算方法进行探讨。分析结果表明：(1)TOC含量1.0%~8.54%，众值为2.15%；Ro为0.32%~1.57%，众值为0.65%，处于生油窗内；(2)泥页岩发育粒间孔、粒内孔和微裂缝等6种微孔缝类型，其中微孔以3.9~20 nm的中孔为主；(3)西部凹陷沙三段发现工业油流1处，富含油2层，油斑16层，具有较好的含油性；(4)结合概率统计、类比法、权重赋值等手段，利用单元划分—分步计算—累加求和原理，初步探讨了页岩油资源计算方法——单元计算法。通过方法试用,认为沙三段具有较好的页岩油成藏条件和勘探前景。在辽河坳陷页岩油勘探实践中，宜将有机碳含量高、成熟度适中、孔渗性好及含油率高的区域作为有利选区优先领域，尽量避免热演化程度低、黏土矿物含量高的区域。

我国页岩盆地发育的大地构造背景复杂，板块规模偏小且地质活动性较强，彼此之间相互影响且在中、新生代以来受外缘板块环境影响较大，表现为南海北陆、南早北晚、南升北降等重大差异，在东西方向上，也由于塔里木与华北板块之间的演变差异而出现较大区别。中国页岩的分布主要受控于板块特点及构造、沉积之间的相互匹配，板块及其相互之间的相对运动造成了不同时代沉降沉积中心的迁移变化。塔里木、华北、华南三个板块均发生了四次沉降沉积中心的转移，但总体上表现为早古生代海相时期的由东向西转移、晚古生代海陆交互相时期的背离板块汇聚中心式转移、中生代陆相和海陆交互相时期的由东向西转移、新生代陆相时期的由西向东转移。潜质页岩及页岩气主要发育在中部地区，具有时代交替、南海北陆、东西分异、时空变迁等特点。南方下古生界海相页岩气原始地质条件优越，但有机质热演化程度高且后期改造强，页岩气的有利区分布既受控于构造与沉积条件，也更决定于构造与沉积两者的相互匹配；晚古生代为主的海陆交互相页岩分布范围广、累积厚度大，常与砂岩、煤系及灰岩频繁互层，有机质热演化程度较为适中，是我国页岩气进一步勘探开发的重要目标层系。北方以中新生代陆相为代表的页岩分布受控于盆地结构，是我国页岩油发育的主体区域。针对各套潜质页岩特点，页岩气勘探宜分别考虑。