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近几年，超显微有机岩石学和地层孔隙热压模拟等油气地质实验新技术新方法和海相碳酸盐层系优质烃源岩研究等创新成果为油气资源评价尤其是参数的选取和更客观反映地下实际油气资源演化过程取得了创新性进展：1)烃源岩DK地层孔隙热压(异常高压)模拟生油率相对常规热压模拟提高了约50％左右——直接影响生油量参数的选择，可能使得优质烃源岩石油资源潜力大幅度提高.DK地层孔隙热压生排油气模拟实验融入高压液态水的近临界特性、流体压力和孔隙空间等地质因素更接近地下客观实际条件，可能对烃源岩中有机质生烃反应与热成熟作用有着重要的影响.2)超显微有机岩石学和原样地层孔隙热压生排油气模拟实验证实：在成熟早中期不同优质烃源岩类型排油效率变化明显：硅质型烃源岩(约21～60％，随硅质有机质薄层而增大)＞钙质型烃源岩(约13～36％，随碳酸盐含量而增大)＞粘土型烃源岩(约1％-4％)；在成熟晚期它们的排油效率均迅速增高到60％以上——即烃源岩排油气效率直接影响排油量参数的选择，可用于石油资源预测及盆地模拟中.3)模拟实验和实际剖面分析表明：相同干酪根及岩石类型的优质烃源岩、好--中等烃源岩及差烃源岩生排油气率并不相同，后者生排油气率要逐渐降低到接近零(即使很厚的差烃源岩对油气资源贡献也很小)——即同等条件下，优质烃源岩不但生排烃量而且生排烃产率均高于差烃源岩，烃源岩随TOC含量的变化生排油气量、生排油气率均是动态的，可用于油气资源预测及盆地模拟中.4)超显微有机岩石学和主要成烃生物的识别及实验表明：海相碳酸盐烃源岩、下古生界及前寒武系海相烃源岩等以Ⅱ型干酪根为主——在油气资源量估算及盆地模拟中不能把它们均视为Ⅰ型干酪根.四种主要类型成烃生物：浮游生物(浮游藻类为主)、底栖生物(底栖藻类为主)、真菌细菌类和线叶或陆源高等植物.5)原油及沥青热裂解生烃气模拟实验和理论计算均表明：原油热裂解产生烃气和固体沥青，烃气转化率随原油密度变轻(或H/C原子比或饱和烃含量)而逐渐增加，一般在40～50％之间——可应用于海相高成熟—过成熟阶段天然气资源量估算及盆地模拟中.