基于钻井、录井、测井、地质实验等基础资料，对四川盆地北部二叠系大隆组海相页岩地质特征及页岩气富集高产因素开展研究。结果表明：①大隆组优质页岩形成于二叠系吴家坪组沉积后，主要发育在四川盆地北部开江—梁平海槽内，深水陆棚沉积相和硅质生物繁盛的深水还原环境形成了富有机质的黑色硅质页岩。②大隆组页岩有机质孔与无机质孔发育，脆塑性矿物交互成层，4 500 m以深的超深层依然发育大量无机质孔，总孔隙度大于5%，显著拓展了页岩气储集空间。③大隆组顶底板灰岩既有助于早期埋藏生烃持续处在封闭系统，又为页岩段持续生烃和富气保存提供有利条件，在后期改造中利于缝网横向延伸，达到最优改造效果，提高井控资源量。综合地质、工程、经济条件，优选出5 500 m以浅的有利区面积为1 800 km²，资源量达5 400×10⁸ m³。④大隆组页岩储层具有“薄而肥”的特征，埋深5 500 m以浅的川东高陡构造区内远离主体断裂的向斜区，是当前工程技术条件下最有利的二叠系页岩气建产区域，主要包括南雅向斜、檀木场向斜和梁平向斜。

天然气水合物作为一种广受关注的清洁能源，因缺乏统一的资源评价方法，且存在资源评价关键参数难以获取的难题，导致全球资源评价结果差异巨大。基于全油气系统理论，通过油气动力场控藏分析，建立天然气水合物资源潜力与常规类油气资源的定量关系和天然气水合物资源评价模型，进而根据蒙特卡洛模拟反演全球天然气水合物原地资源量和可采资源量，并采用钻探结果体积类比法和前人评估结果变化特征趋势分析法进行检验。该评价模型考虑了天然气生物降解和热降解两种成因机制、常规天然气和天然气水合物地表体积转换系数、有利区分布面积和厚度的差异性等对天然气水合物资源潜力评价结果的影响。研究表明：全球天然气水合物原地资源量和可采资源量的众数值分别为99×10¹²，30×10¹² m³，平均值分别为214×10¹²，68×10¹² m³，均不到常规类油气资源总量的5%，一定程度上可以作为全球未来能源的补充。天然气水合物资源评价新模型开辟了评价方法和技术的新途径。经可靠性综合分析检验验证，该模型获得了较为可信的水合物资源量数据，为下一步天然气水合物的勘探开发提供了参数依据。

通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段（简称长7₃亚段）富有机质页岩的纹层（组合）类型、储集特征和页岩油赋存状态等开展系统研究，揭示不同纹层组合约束下页岩油赋存的主控因素；并结合页岩油微运移表征及评价方法，从接力式供烃、阶梯式运移、多级分异的角度深入探讨页岩油差异富集机理和富集模式。研究表明：①长7₃亚段页岩主要发育无纹层型（泥岩）、砂质纹层、凝灰质纹层、混合纹层和富有机质纹层等5类主要纹层组合。②不同纹层组合页岩储集空间存在明显差异，砂质纹层和凝灰质纹层页岩中大量发育的粒间孔、溶蚀孔及生烃增压缝等多尺度孔缝系统构成液态烃赋存的主要场所。③各类纹层组合页岩中页岩油的赋存和分布受有机质丰度、储集性、热演化程度、矿物组成及纹层规模共同控制，砂质、凝灰质纹层等刚性纹层组合页岩的微纳米孔缝中以游离态的轻质组分为主，而有机质、黏土矿物及骨架矿物颗粒表面则以吸附态的重质组分为主。④长7₃亚段不同纹层组合页岩间发生了明显的页岩油微运移，整体呈现出富有机质纹层页岩→凝灰质纹层页岩→混合纹层页岩→砂质纹层页岩→泥岩的阶梯式运移特点。⑤多种类型纹层页岩空间叠置关系控制下有机质的“接力式”供烃、多尺度孔缝网络的“阶梯式运移”及不同纹层组合页岩中“有机-无机相互作用”控制下的“多级分异”是导致页岩油在不同纹层组合页岩间油组分差异性的根本原因。

近年来四川盆地蓬深10、合深9、潼深17和正阳1等井钻探证实深层上二叠统长兴组发育一套孔隙型礁滩复合体灰岩储层，突破了深层碳酸盐岩大油气田主要分布于孔隙型白云岩储层和岩溶缝洞型灰岩储层的传统认识。基于岩心和薄片观察、储层地球化学特征分析、井震联合的储层识别和追踪，开展深层礁滩灰岩孔隙形成机理研究，取得4个方面认识：①深层长兴组孔隙型礁滩复合体灰岩储集空间以粒间孔、格架孔、生物体腔孔、铸模孔和溶孔为主，形成于沉积和早表生环境；②断续分布的多孔礁滩复合体被相对致密的泥晶灰岩包裹，在复合体持续增温条件下导致局部异常高压的形成；③长兴组储层的底板为上二叠统吴家坪组互层的致密泥岩和灰岩，顶板为下三叠统飞仙关组一段致密泥晶灰岩夹泥岩，在致密顶底板的夹持下，导致长兴组区域异常高压的形成；异常高压（超压封存箱）是沉积和早表生环境形成的孔隙在深层得以保持的关键；④在顶底板和礁滩复合体识别基础上，通过井震联合预测有利礁滩灰岩储层分布面积达10.3×10⁴ km²。上述认识奠定了深层孔隙型灰岩储层发育的理论基础，拓展了四川盆地深层灰岩储层勘探新领域。

基于岩矿学、测井、地震、古生物、地球化学等资料的综合分析，开展珠江口盆地西南部边缘凹陷顺德北凹始新统文昌组二段烃源岩的古环境、古气候条件精细研究和烃源岩模式构建。研究表明：①文昌组二段发育厚层优质湖相烃源岩，纵向非均质强，平均总有机碳含量（TOC）为4.9%，从下到上可划分为3个地层单元：Ⅰ单元发育Ⅰ型有机质为主的优质烃源岩，有机质主要来自湖泊生物贡献，TOC值平均为5.9%；Ⅱ单元发育Ⅱ₂型有机质为主的烃源岩，以陆源输入为主的混源成因，TOC值平均为2.2%；Ⅲ单元发育Ⅱ₁型有机质为主的好—优质烃源岩，以湖泊生物贡献为主，部分为陆源有机质，TOC值平均为4.9%。②始新世强断陷期快速沉降、有限物源供给背景下，暖湿气候-火山活动-深水还原条件协同控制了顺德北凹文二段优质烃源岩的发育。Ⅰ单元沉积期，暖湿气候及火山活动促进了以粒面球藻为主的湖泊藻类勃发，初始生产力高，同时深水还原条件为有机质提供了良好的保存条件，共同控制优质烃源岩的发育和赋存；Ⅱ单元沉积期为暖—凉过渡、半干旱古气候，湖泊藻类数量降低，初始生产力降低，同时陆源输入增加、浅水弱氧化的水体条件使有机质被稀释、分解，烃源岩品质下降；Ⅲ单元沉积期为凉湿的古气候条件，盘星藻和葡萄藻类开始生长，生产力再提升，同时在半深水的还原环境保存条件下，形成了稍次于Ⅰ单元的优质烃源岩。研究结果明确了顺德凹陷不同类型烃源岩的差异成因及发育模式，对边缘凹陷烃源岩精细评价及有利勘探方向选择具有重要的借鉴和指导意义。

针对油气田地层水样品易受污染而导致水化学性质信息数据失真的问题，开展对中国含油气盆地油气田地层水判别方法对比和数据可信度评价方法研究。结果表明：①地层水判识方法包含物理特征、水化学组成特征、水型特征、特征系数等单因素的基本方法，以及在此基础上提出的主要根据钠氯系数与脱硫酸系数相关性分析、并结合地质背景评价的数据可信度综合评价方法；②地层水判识的基本方法有利于现场对水化学数据的初步判别与数据的初步筛选，综合方法将CaCl₂型水分为A-Ⅰ—A-Ⅵ 6种类型、将NaHCO₃型水分为B-Ⅰ—B-Ⅳ 4种类型进行评估，以便研究人员对水化学数据可信度开展深入评价与影响因素的分析；③采用基本方法判别地层水时，存在CO₃^2-、OH^-、NO₃^-等阴离子的地层水，或钠氯系数和脱硫酸系数与地质环境不符的地层水等都是有地表水侵入或施工液污染；④采用综合方法判别地层水的数据可信度时，虽然认为A-Ⅰ型、A-Ⅱ型、B-Ⅰ型和B-Ⅱ型是可信度较高的地层水，但都必须与地层环境、采样条件、凝析水、酸液、古风化壳淋滤、古大气淡水等影响因素的地质背景分析相结合，才能更有效与更准确地确定其数据可信度。

针对深层—超深层碳酸盐岩孔隙形成演化过程与保持机理不清的难题，研制了超深层高温高压储层可视化模拟实验装置，针对四川盆地和塔里木盆地样品，开展深层—超深层逼近真实地质条件下的碳酸盐岩溶蚀-沉淀模拟实验。该装置包括4个核心模块：超高温超高压三轴应力岩心夹持器模块（温度大于300 ℃、压力大于150 MPa），具温压可调节功能的多时段-连续流模块，超高温度压力蓝宝石视窗池和流体属性高温高压原位测定模块，超高温超高压渗透率实时在线检测模块。应用该实验装置开展模拟实验，取得3项地质认识：①碳酸盐岩储层孔喉结构受控于岩性和初始孔喉结构，流体类型、浓度和溶蚀时长控制溶蚀程度，溶蚀过程存在2种演化模式，溶蚀规模与温度压力呈正相关关系，成孔高峰期与生烃高峰期匹配程度高；②开放-流动体系的白云岩溶蚀潜力大于灰岩，并受酸性流体类型、浓度和初始物性控制，可持续形成次生溶孔，且主要沿先存孔缝带发育和分布；③近封闭成岩体系中，酸性流体与碳酸盐岩持续反应达到饱和及动态平衡后，此时孔隙结构不再变化，先存孔隙得以保持。上述认识对深层—超深层碳酸盐岩储层孔喉结构和发育潜力评价、优质碳酸盐岩储层发育主控因素分析和分布预测具有指导意义。

塔里木盆地台盆区已发现的超深层（深度大于8 000 m）油气主要赋存于北部坳陷F5走滑断裂以东的下古生界储层，而该断裂西侧寒武系超深层的油气来源和勘探潜力尚不明确。通过岩相和分子标志物分析，揭示出塔里木盆地寒武系纽芬兰统至少存在硫化斜坡、深水陆棚和局限海湾3种不同沉积环境的“等时异相”烃源岩。2024年在塔北西端的雄探1井寒武系发现高产凝析油气，原油中检出完整的芳基类异戊二烯烷烃生物标志物，但未检测到三芳甲藻甾烷，这与轮探1、旗探1井为代表的纽芬兰统硫化斜坡相烃源岩地球化学特征十分一致，表明雄探1井寒武系油气主要来源于寒武系纽芬兰统烃源岩。雄探1井寒武系原油还呈现出C₂₉甾烷优势，并且富含长链三环萜烷（最高达C₃₉），这些生物标志物能够成为有效区分硅质泥岩和碳酸盐岩等不同岩相的油气源指标。结合逆冲和走滑断裂输导系统的成藏分析，认为F5走滑断裂以西具备接受满西生烃中心寒武系纽芬兰统烃源岩有效供烃的可能，这预示着除了盆地东部寒武系超深层台缘带相控型油气藏外，该走滑断裂以西有望成为寒武系超深层构造-岩性油气藏勘探的新区域。

基于四川盆地东南部（简称川东南）南川地区钻井、测井、录井、实验和试气等资料，通过对二叠系茅口组一段（简称茅一段）生烃潜力、天然气成因、赋存状态、运移特征、保存条件、孔缝特征和成藏演化等方面开展系统研究，探讨茅一段泥灰岩组合非常规天然气富集高产主控因素和成藏模式。研究表明：①茅一段非常规天然气富集高产主要受控于3个因素：富碳组构控制生烃潜力、良好保存条件控制富集、天然裂缝控制产量规模；②茅一段富碳组构碳酸盐岩生气潜力大，具有自生自储特征，奠定了天然气成藏的物质基础；③天然气赋存状态以游离气为主，易发生横向运移，因此良好的保存条件是天然气富集的关键；正向构造更利于天然气汇聚成藏，单斜区茅一段自封闭及其顶底板封隔共同构筑良好的封存箱，也可滞留成藏；④天然裂缝为天然气主要储集空间和渗流通道，是控制产量的核心要素，裂缝越发育，越利于优质孔隙-裂缝型储层的形成以及天然气的富集成藏；⑤茅一段非常规天然气成藏模式为“自生自储、保存条件控富、裂缝控产”；⑥找准保存条件较好的裂缝发育区是勘探成功的关键，实施水平井分段酸化压裂是增产提效的重要手段。研究成果对深化川东南地区茅一段天然气富集规律认识、指导新类型非常规天然气高效勘探开发具有重要参考借鉴意义。

以四川盆地德阳—安岳裂陷槽两侧（裂陷东侧高石梯—磨溪地区和川中古隆起北斜坡；裂陷西侧威远地区和大探1井区）震旦系灯影组天然气藏为研究对象，在充分对比不同地区灯影组天然气地球化学参数（组分、同位素组成）的基础上，明确裂陷槽两侧灯影组天然气地球化学特征差异及其成因。研究表明：①裂陷槽两侧灯影组气藏以原油裂解气为主，成熟度高，为典型的干气；②受较强的硫酸盐热化学还原反应（TSR）改造，裂陷东侧灯影组气藏的H₂S、CO₂含量高，δ¹³C₂偏重（平均值大于?29‰）；威远地区灯影组气藏受TSR影响小，遵循水溶气析出成藏模式，δ¹³C₁较裂陷东侧稍重，部分碳同位素组成发生倒转；大探1井灯影组气藏基本不受TSR影响；③裂陷西侧大探1井区及威远地区基底花岗岩广泛发育且断裂垂向输导高效，灯影组气藏He含量显著高于裂陷东侧；④受烃源岩沉积期的古水介质盐度控制，裂陷西侧灯影组气藏的δ²H_CH4较东侧稍轻；⑤大探1井区灯影组天然气除了来自寒武系筇竹寺组烃源岩外，还有震旦系灯影组三段及陡山沱组烃源岩的贡献。

基于鄂尔多斯盆地中东部探井上古生界岩心的测试化验资料，结合构造、埋深及流体地球化学分析，揭示煤储层流体特征、聚气主控因素及富气模式。研究表明：①1 500~1 800 m深度段为中浅层开放型流体系统和深层封闭型流体系统的转换深度带，1 500 m以浅水侵改造强度大，储层压力梯度分布离散，甲烷气存在不同程度的次生生物成因气混入，整体呈富含水、吸附气欠饱和特征；1 800 m以深呈现出极低渗储层自封闭特征，水动力侧向封堵和致密盖层围限共同作用形成封闭型流体系统，系统内地表径流入渗微弱，流体次生改造程度低，压力梯度相对统一，大部分层段吸附气含气饱和度超过100%，游离气含量主要为1~8 m³/t，个别层段可超过10 m³/t；②在深部地层温压环境约束下，煤储层聚气能力受控于煤岩煤质、储盖组合和构造位置主导的储集性、润湿性和封闭性，高变质程度、低灰分产率煤和灰岩、泥岩盖层等多因素叠合区聚气优势明显，正向构造高点和宽缓负向构造低点是有利的富气场所，两翼陡坡含气量相对较低。研究成果有助于深化煤储层聚气机理认识，可为深部资源精准选区评价和适应性增产技术创新发展提供有效参数依据。

以四川盆地下志留统龙马溪组页岩为例，采用基于原子力显微镜的红外光谱（AFM-IR）对不同类型和赋存状态有机质开展亚微米尺度分子官能团分析，结合扫描电镜下孔隙发育程度定量统计，探讨海相过成熟页岩中有机质孔隙形成演化机理与有机质化学组成及结构变化之间的关系。研究结果表明，页岩中笔石表皮体和焦沥青AFM-IR光谱在波数约1 600 cm^-1处代表芳香族化合物共轭双键C═C的伸缩振动占主导地位，1 375，1 450，1 720 cm^-1波数附近代表脂肪族和羰基/羧基官能团吸收位出现微弱峰值。整体上，相同成熟度页岩样品中有机质的AFM-IR光谱结构参数与面孔率有很好的对应关系，即A和C因子值越低，有机质孔越发育，与其热演化过程中较多的脂肪链和含氧官能团脱离形成油气有关。焦沥青-黏土矿物复合体孔隙发育普遍较好，这可能与黏土矿物脱水参与生烃反应，导致较多的官能团脱离有关。此外，在高—过成熟阶段有机质-黏土复合体内部有机质热演化生烃可导致体积增大而发生爆裂并释放油气，较高的排烃速率有利于形成孔径较大的孔隙和沿片状黏土矿物呈裂缝形态的孔隙。研究成果显示，亚微米尺度分子官能团的研究可以更为深入诠释过成熟页岩有机质演化路径和有机质孔发育机制，并为页岩油气地质勘探提供储层评价方面的参数依据。

根据古龙页岩油现场实践，结合CO₂与古龙页岩油储层基质和流体相互作用系列实验，系统评价CO₂前置压裂在古龙页岩油的应用效果及适应性。先导试验表明，相较于常规压裂井，CO₂前置压裂井表现出初产较高但递减快、累产低、气油比偏高且不稳定、产液量不具优势等4个显著特点。出现这些生产特征的原因在于：一方面，CO₂前置压裂抑制了古龙页岩油储层主裂缝穿层扩展、降低了压裂改造体积，弱化了裂缝导流能力，降低了基质渗透率和孔隙度，影响了工程效果；另一方面，受限域效应的影响，前置CO₂加大了裂缝-大孔系统与基质小孔系统饱和压力的差距，造成裂缝-大孔系统持续产气和轻烃挥发、基质小孔原油难以动用，影响了开发稳产效果。在古龙页岩油多种特征的叠加作用下，前置CO₂在储层改造（裂缝扩展及裂缝导流能力）、基质渗流、流体相态与产出方面均会产生一定的负面影响，制约了CO₂前置压裂在古龙页岩油的应用效果。

针对压回法压井过程中气液逆向两相流动规律复杂、气泡运移速度难以预测的问题，开展不同工况下环空中气液逆向流动气泡运移实验，揭示井筒倾角、液相性质及逆流液速对气泡变形、气泡运移轨迹及速度的影响规律，建立气泡运移速度预测模型。研究表明，气泡在逆流中主要表现出孤立气泡自由上升及多气泡相互作用上升两种运移方式；气泡在逆流下的运移轨迹为“S”形，随着逆流液速增大气泡横向摆动加剧，井筒倾角、液相密度、液相黏度增大都会使气泡运移轨迹逐渐趋向于直线；气泡上升过程中整体呈现为椭球形，井筒倾角对气泡变形程度的影响不大，随着液相黏度及密度增大气泡纵横比减小；随着井筒倾角增大气泡运移速度逐渐减小，随着液相黏度增大气泡运移速度减小，随着液相密度增大气泡运移速度略微增大。建立的气泡运移速度预测模型预测误差在±15%以内，适用条件较为宽泛。

针对传统有限元模拟方法无法完整考虑半无限大地层、求解精度较低的问题，从半无限大地层视角出发，推导建立油气藏开发诱导变形的等效力模型，开发体积边界元数值求解方法，并进行验证与测试。将油藏内部渗流与渗流边界对地层变形的影响分别等效于油藏内部和油藏边界处受到外力作用时对地层变形产生的影响，给出了渗流等效力和边界等效力的计算方法，地层任意点的变形解可通过渗流等效力、边界等效力与格林函数的卷积得到；离散化后，地层任意点的变形解可通过将网格边界等效力与对应的网格边界源相乘、网格渗流等效力与对应的网格体积源相乘再累加得到。该数值求解方法称为体积边界元法，与传统商业模拟器相比，该方法完整考虑了油藏渗流边界、油藏内孔隙压力梯度场、孔隙内流体质量变化对地层变形的影响，无需对油藏外地层进行网格划分，求解精度大幅提高，为油气藏开发诱导变形模拟提供了技术方案。

选用Carter模型表征裂缝扩展和压裂液滤失动态行为，同时考虑压裂液在井筒、裂缝和油藏间的流动传热，建立水平井分段多簇压裂过程热-流耦合温度响应正演模型，分析压裂参数、裂缝参数对分布式光纤（DTS）温度响应的影响规律，提出基于模拟退火算法的裂缝参数诊断方法，并通过矿场实例应用验证模型可靠性。研究表明：多簇压裂过程中温度响应曲线具有“V形”典型特征，其位置与压裂裂缝对应；压裂液排量越大、压裂与停泵时间越长，“V形”深度越小；缝面滤失系数越大、压裂时间越长、裂缝宽度越小，“V形”宽度越大；压裂过程中短暂停泵阶段，近井筒周围低温仍向地层扩散，DTS温度不升反降；对DTS数据进行实时解释监测，可了解压裂过程中裂缝的扩展情况，便于及时采取相应措施，提高压裂效果。

综合考虑温度、压力对深水裂缝性地层高温高压井井内流体密度的影响和地层裂缝变形对关井续流作用的影响，耦合关井温度场模型、裂缝变形模型和气体流动模型，建立考虑热流固耦合作用的关井井筒压力计算模型，分析地温梯度、井底压差、钻井液池增量和井涌指数对井口套压的影响规律，并基于耦合模型计算结果建立高温高压井关井求压图版。研究表明：地温梯度、井底压差、钻井液池增量与井口套压呈正相关关系，井涌指数越大压力攀升越快而最大套压保持稳定；与实例井数据对比验证表明，耦合模型计算关井后井筒恢复压力准确率达95%以上，根据关井求压图版求取目标井口套压和目标关井时间的准确率分别为97.2%和98.3%。采用该方法能够在高温高压井关井后准确求取地层压力，为后续井控措施提供依据，保证深水深层油气安全高效开发。

通过总结世界能源结构与中国能源资源禀赋特点，分析了中国建设“能源强国”的时代背景与历史机遇，提出了中国“能源强国”实现路径与举措。研究表明：中国具有“煤炭较多、油气较少、风光无限”的资源禀赋，以及煤炭消费占比高、油气消费占比低、新能源消费快速增长的消费结构特点。明确提出了“全能源系统”的概念，多能互补、绿色发展、稳定供应、智慧利用与碳中和协同的“全能源系统”是解决能源转型与能源独立的有效途径。中国建设“能源强国”可按照化石能源稳步有序低碳化发展、新能源规模经济安全发展、碳中和“全能源系统”融合发展、“一带一路”能源带共建共享的发展思路推进。中国建设“能源强国”应遵循“三步走”战略路径：2025—2030年，一次能源消费达峰，实现“碳达峰”；2031—2050年，能源产量首次达到与消费量持平，迈向“能源独立”；2051—2060年，力争“碳中和”，建成“能源强国”。中国建设“能源强国”可从根本性上保障国家能源安全，推动实现碳中和目标，为世界能源转型与绿色地球建设贡献中国智慧与中国方案，支撑中国式现代化强国建设和中华民族伟大复兴。

系统梳理全球CO₂捕集、利用与封存（CCUS）产业集群的发展现状，通过对比分析国内外CCUS产业模式和成功经验，探讨中国CCUS产业规模化发展的挑战和对策。全球CCUS产业已明显呈现出规模化和集群化发展趋势，北美地区在大规模CO₂捕集、长距离管道输送、管网优化和大规模驱油等方面已形成关键技术体系，集群建设较为成熟，且产业模式逐渐由CO₂-EOR向地质封存转变。中国CCUS产业各环节发展迅速，目前处于集群化发展初期，面临商业模式缺失、政策保障不足、关键技术相对落后等挑战。未来需完善政策支持体系，提升全产业链相关企业合作积极性；加强顶层设计和中长期规划，推动全流程集群示范项目建设；攻关全产业链技术体系，加强低成本捕集技术、管网优化技术、驱油和埋存技术研究；加强人才培养，强化学科建设和校企科研合作等。

针对现有砂岩岩石结构评价方法依赖于肉眼观察、效率低，且磨圆度等仍处于半定量分析、粒度分析无法分类型统计等问题，提出一种基于视觉大模型（SAM）的砂岩岩石结构智能评价方法。通过设计基于秩-分解矩阵适配器的SAM轻量化微调方法，构建多光谱岩石颗粒分割模型（CoreSAM），实现岩石颗粒边缘提取与类型识别，在此基础上提出一套岩石结构量化评价方法，评价粒度、分选性、磨圆度、颗粒接触关系及胶结类型等指标。实验结果表明，CoreSAM在岩石颗粒分割精度上优于现有方法，且在CT图像、岩心照片等不同类型图像上展现出良好的泛化性，能够实现全样本、分类型的粒度分析以及磨圆度等参数的量化表征，推动储层评价向精准、量化、直观、全面的方向发展。