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经典石油地质学理论认为，石油生成于一定的温度范围，原始有机质沉积以后，首先经过复杂的生物化学作用和聚合缩合作用形成干酪根，干酪根在达到一定的埋藏深度后，在温度的作用下发生热降解作用，逐渐生成石油。烃源岩生成的油，若排出运移至常规储层即为常规油藏，运移到致密储层则成为致密油，它们都属于源外型石油资源；若滞留在烃源岩中则成为页岩油，含有干酪根，未经过运移或运移距离很短，属于源内型石油资源。《致密油地质评价方法》（GB/T34906-）和《页岩油地质评价方法》也对致密油和页岩油进行了定义。
针对不同类型的石油资源，需要应用不同的开发技术。按页岩层系热成熟度，陆相页岩油可分为中高成熟度、中低成熟度两种资源类型（图2）。
中国陆相含油气盆地面积达310×104km2，富有机质页岩层系分布范围广，有机质丰度高、厚度大，主要处于生油窗内，为常规石油资源提供了丰富油源，尚有大量的石油滞留于烃源岩页岩层系内。陆相湖盆发育淡水与咸化两类典型烃源岩环境，均发育高总有机碳含量（TOC）的页岩、泥岩。淡水湖盆环境烃源岩TOC 为3%～32%，S1（残留烃）为0.2～7.1mg/g，S2（裂解烃）为0.3～46.1mg/g；咸化湖盆环境烃源岩TOC 为2%～14%，S1为0.01～3mg/g，S2为0.06～110mg/g，为致密油、页岩油规模富集提供了良好的烃源条件。陆相页岩层系广泛发育陆源碎屑岩、混积岩、湖相碳酸盐岩、（沉）凝灰岩储集体，陆源沉积为主的湖盆在半深—深湖环境发育砂质碎屑流、滑塌体、浊流等储集体，内源沉积为主的湖盆在浅湖区发育石灰岩、白云岩等储层，在半深湖—深湖区发育混积岩、凝灰岩、浊积岩等储层，为致密油、页岩油富集提供了良好的聚集空间。生烃模拟实验揭示烃源岩生烃可增压50～60MPa，源储压差可达7～8MPa，生烃增压是致密油、页岩油聚集的主要动力。
美国能源信息署（EIA，） 估算中国页岩油风险技术可采资源量约为322×108bbl（约45×108t），其中，松辽盆地青山口组114.6×108bbl（约16×108t）， 准噶尔盆地二叠系芦草沟组54.4×108bbl（约7.6×108t）、三叠系67×108bbl（约9.38×108t），塔里木盆地奥陶系15.5×108bbl（约2.17×108t）、三叠系64.7×108bbl（约9.06×108t），该评价没有包括潜力巨大的鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地。近年来，美国联邦地质调查局（USGS）也对中国一些典型含油气盆地页岩油、致密油技术可采资源量开展了评估。总体看，不同机构对国内典型盆地页岩油资源评价结果差异较大（表1）。
近年来，中国自然资源部（国土资源部）、各石油公司均启动了致密油/ 页岩油资源评价工作（表2）。总体看，中国致密油/ 页岩油资源丰富，但潜力到底有多大仍不明确，应在国家层面尽快开展全国范围内的致密油/ 页岩油资源评价工作，准确掌握致密油/页岩油资源潜力及其分布特点，优选有利区。
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