勘探开发大气田是一个国家快速发展天然气工业的重要途径。1991年至2020年，中国新探明大气田68个，促进2020年产气1 925×10⁸ m³，成为世界第4产气大国。基于中国70个大气田的1 696个气样组分和烷烃气碳同位素组成数据，获得中国大气田烷烃气碳同位素组成特征：①δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃和δ¹³C₄的最轻值和平均值，随分子中碳数逐增而变重，而δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃和δ¹³C₄的最重值，随分子中碳数逐增而变轻。②中国大气田δ¹³C₁值的分布区间为?71.2‰~?11.4‰，其中生物气δ¹³C₁值的分布区间为?71.2‰~?56.4‰；油型气δ¹³C₁值的分布区间为?54.4‰~?21.6‰；煤成气δ¹³C₁值的分布区间为?49.3‰~?18.9‰；无机成因气δ¹³C₁值的分布区间为?35.6‰~?11.4‰；根据这些数据编制了中国大气田的δ¹³C₁值尺图。③中国天然气δ¹³C₁值的分布区间为?107.1‰~?8.9‰，其中生物气δ¹³C₁值为?107.1‰~?55.1‰；油型气δ¹³C₁值为?54.4‰~?21.6‰；煤成气δ¹³C₁值为?49.3‰~?13.3‰；无机成因气δ¹³C₁值为?36.2‰~?8.9‰；根据上述数据编制了中国天然气的δ¹³C₁值尺图。

通过对鄂尔多斯盆地石炭系本溪组煤岩分布、煤岩储层特征、煤质特征、煤岩气特征以及煤岩气资源和富集规律等方面开展系统研究，评价其勘探潜力。研究表明：①煤岩气是有别于煤层气的优质天然气资源，在埋深、气源、储层、含气性、碳同位素组成等方面具有独特特征；②本溪组煤岩分布面积达16×10⁴ km²，厚度2~25 m，以原生结构的光亮和半亮煤为主，挥发分和灰分含量低，煤质好；③中高阶煤岩TOC值为33.49%~86.11%，平均值为75.16%，演化程度高（R_o为1.2%~2.8%），生气能力强，气体稳定碳同位素值高（δ¹³C₁值为?37.6‰~?16.0‰，δ¹³C₂值为?21.7‰~?14.3‰）；④深层煤岩发育气孔、有机质孔和无机矿物孔等基质孔隙，与割理、裂缝共同构成良好储集空间，储层孔隙度为0.54%~10.67%，平均值为5.42%，渗透率为（0.001~14.600）×10^-3 μm²，平均值为2.32×10^-3 μm²；⑤纵向上发育5种煤岩气聚散组合，其中煤岩-泥岩聚气组合与煤岩-灰岩聚气组合最为重要，封闭条件好，录井全烃气测峰值高；⑥构建了广覆式分布的中高阶煤岩持续生气、煤岩基质孔和割理裂缝规模储集、源-储一体赋存、致密岩盖层密闭封堵的煤岩气富集模式，存在煤岩侧向尖灭体、透镜体、低幅度构造、鼻状构造和岩性自封闭5种高效聚气类型。⑦依据煤岩气地质特征评价划分出8个区带，估算埋深超过2 000 m的煤岩气资源量超过12.33×10¹² m³。上述认识指导风险勘探部署，两口井实施后分别获得工业气流，推动进一步部署预探井和评价井，获得规模突破，提交超万亿方预测储量和超千亿方探明储量，对中国天然气效益增储和高效开发具有重大意义。

基于地球化学、地震、测井和钻井等资料，对松辽盆地北部下白垩统泉头组扶余油层地质特征、致密油富集主控因素及富集模式等进行系统分析。研究表明：①泉头组上覆上白垩统青山口组优质烃源岩，环凹鼻状构造发育，沉积砂体大面积连续分布，储层整体致密；②优质烃源岩、储层、断裂、超压和构造等多要素配置联合控制扶余油层致密油富集。源储匹配关系控制致密油分布格局；源储压差为致密油富集提供充注动力；断砂输导体系决定油气运移和富集；正向构造是致密油富集的有利场所，断垒带是向斜区致密油勘探重点突破区带；③基于源储关系、输导方式、富集动力等要素建立扶余油层致密油3种富集模式，一是源储对接油气垂向或侧向直排式：“源储紧邻、超压驱动、油气垂向倒灌或源储侧向对接运聚”；二是源储分离断裂输导式：“源储分离、超压驱动、断裂输导，油气通过断层向下运移到砂体富集”；三是源储分离断砂匹配式：“源储分离、超压驱动、断裂输导、砂体调整、油气下排后通过砂体侧向运移富集”；④油源条件、充注动力、断裂分布、砂体以及储层物性等方面的差异性造成扶余油层致密油的差异富集，齐家—古龙凹陷扶余油层具有较好富集条件，勘探程度低，是未来致密油探索重要新区带。

基于岩心和薄片资料，对准噶尔盆地玛湖凹陷风城组烃源岩开展了锆石SIMS U-Pb年代学、有机碳同位素组成、主/微量元素含量和岩矿分析等测试工作。在风城组一段获得2个锆石U-Pb年龄分别为（306.0±5.2）Ma和（303.5±3.7）Ma，结合碳同位素地层学数据，推断风城组的沉积年代约为距今297~306 Ma，跨越石炭纪—二叠纪界线，对应古气候划分的冰期事件C4和P1之间的间冰期。在风城组识别出多个Hg/TOC高值段，同时在页岩中普遍发现了蚀变的火山灰，表明在其沉积期发生多期火山活动。在风城组二段中部出现B/Ga高值段，与蒸发岩矿物及硅硼钠石的出现密切相关，表明水体高盐度与热液活动有关。综合分析表明，风城组沉积期温暖湿润的气候既有助于湖泊中藻类及细菌等生烃母质的发育又可加速大陆风化，促进营养元素输入；火山活动给湖泊提供了大量营养物质，提高了初级生产力；温暖的气候和较高的盐度有助于水体分层并导致缺氧，进而促进有机质的保存。以上多种因素相互作用，共同控制了玛湖凹陷风城组有机质的富集。

基于天然气中轻烃化合物组成分析和区域性对比，结合组分和甲烷碳同位素组成特征，揭示轻烃地球化学特征对鄂尔多斯盆地东胜气田上古生界天然气运移和水溶及逸散等示踪作用，探讨运移作用对特定轻烃指标的关联效应。研究表明：①东胜气田二叠系下石盒子组天然气C_5?7异构烷烃含量高于正构烷烃，C_6?7轻烃组成呈链烷烃优势分布且芳香烃含量明显偏低（小于4.0%），C₇轻烃主体呈甲基环己烷优势分布，整体表现出煤成气特征且受到了水溶等作用影响；②东胜气田天然气经历了自南向北的游离相运移，并在充注后发生不同程度的水溶作用，其中泊尔江海子断裂以北什股壕地区天然气在聚集后具有明显的散失；③长距离的游离相运移导致天然气C₇轻烃中甲基环己烷相对含量和甲苯/正庚烷值降低、正庚烷/甲基环己烷值和庚烷值增大，水溶作用导致轻烃异庚烷值增大，天然气散失导致什股壕地区天然气中C_5?7正构烷烃相对异构烷烃含量增加。

以渤海湾盆地南堡凹陷古近系沙河街组为例，综合利用地震、录井、测井、物性分析和岩心薄片等资料，开展火成岩侵入接触变质岩储层研究。①提出火成岩侵入接触变质系统地质模式，该系统纵向上可划分为侵入体、上变质带、下变质带、顶板和底板正常沉积层5层结构；②侵入体特征主要表现为：顶部发育有指相意义的捕虏体，微观上岩石结构与矿物结晶由中心向边缘有规律变化，宏观上侵入体多以低角度斜穿沉积地层等；变质带特征主要为：原岩为沉积岩，发育典型的变余结构，出现多种中低温热变质矿物及岩性为中低级热变质岩等；③接触变质带储层发育基质孔隙和裂缝两种储集空间类型，基质孔隙为变质砂岩烘烤变质改造后围绕变质矿物分布的次生“粒间孔隙”，裂缝主要为变质泥岩中的构造缝和侵入挤压缝，具有层状、斑状和沿裂缝浸染状3种分布方式；④变质带储层分布主要受热烘烤强度的控制，优质储层分布是有利岩相与热接触变质、侵入挤压和热液溶蚀等作用互相耦合共同控制的结果。侵入接触变质系统地质模式的提出和应用，有望推动南堡凹陷接触变质岩勘探目标的发现，为渤海湾盆地深层接触变质岩储层研究和勘探提供参考依据。

基于琼东南盆地三维地震资料及钻井获取的岩性、电性、薄片及测年等分析测试数据，开展宝岛凹陷南部断阶带渐新统陵水组三段（简称陵三段）源-汇体系特征及源-汇耦合定量分析等研究。研究表明：①陵三段沉积期YL10剥蚀区发育东、西2大物源水系，在宝岛凹陷南部形成了2大优势输砂通道及2个三角洲朵叶体，整体具有西大东小的特征，可划分为初始期、昌盛期、间歇期和回春期4个演变阶段；②综合三角洲砂体发育期次、展布面积、碾平厚度及不同类型母岩区面积、成砂系数等参数进行源-汇耦合定量计算，结果显示研究区具备形成规模储集体的物质基础；③钻井揭示陵三段三角洲沉积以细砂岩为主，砂岩总厚度为109~138 m，最大单层厚度为15.5~30.0 m，砂地比为43.7%~73.0%，不同断阶间储层物性差异明显；④断阶带多期隆升背景下小物源区规模三角洲发育模式揭示幕式隆升提供充足的物源供给，物源水系及流域面积控制砂体的规模，多级活动断阶控制砂体的输送通道，局部断槽控制砂体的侧向推进方向。陵三段三角洲砂体与断块耦合形成多类型圈闭，成为凹陷南部重要的勘探突破口和新领域，有望为盆地内其他构造背景相似区域油气勘探及储层研究提供借鉴。

通过野外露头剖面实测和岩心观察，结合薄片鉴定、氩离子抛光、X射线衍射、扫描电镜、能谱分析和激光剥蚀元素面扫描等方法，对四川盆地东部地区中二叠统茅口组一段（简称茅一段）含海泡石层系泥质灰岩中自生黏土矿物类型、产状及其组成进行了分析，明确黏土矿物的成岩演化序列，建立黏土矿物沉积-成岩演化模式。研究表明，川东地区茅一段在富Si⁴⁺、Mg²⁺的凉水文石海中沉淀自生海泡石矿物，形成含海泡石层系；在埋藏成岩过程中，自生黏土矿物会经历两条可能的演化序列：①早成岩A期到中成岩A₁期，在普遍缺乏Al³⁺的浅埋藏环境中，海泡石维持稳定状态；中成岩A₂期，自生海泡石开始演化为斯蒂文石；中成岩B₁期演化为无序滑石；中成岩B₂期至晚成岩期，最终演化为滑石，形成了茅一段主要的自生黏土矿物成岩演化序列“海泡石—斯蒂文石—无序滑石—滑石”。②早成岩A期，风暴和上升洋流携带的Al³⁺参与成岩过程，微量海泡石向蒙脱石演化，部分蒙脱石继续演化为绿泥石；早成岩B期至中成岩A₁期，部分蒙脱石演化为伊/蒙混层；中成岩A₂期至中成岩B₂期，伊/蒙混层向伊利石发生演化，至晚成岩期全部转化为伊利石，由此形成茅一段次级自生黏土矿物成岩演化序列“海泡石—蒙脱石—绿泥石/伊利石”。含海泡石层系泥质灰岩中自生黏土矿物的类型与演化具有两方面的油气地质意义：①海泡石吸附和聚集大量有机质，有效提升茅一段烃源岩的品质和生烃潜力。②海泡石向滑石演化过程中形成大量有机质孔和黏土收缩孔（缝），同时释放富Mg²⁺成岩转化流体，使凹陷内或凹陷边缘区的灰岩发生白云石化，在中二叠统形成自生自储和（旁）下生（侧）上储型的源储配置新模式，提高了油气成藏效率。

以准噶尔盆地南缘下白垩统清水河组为例，综合利用岩石薄片、扫描电镜、电子探针、稳定同位素组成及流体包裹体等技术手段，开展前陆盆地埋藏过程对深层—超深层碎屑岩成岩作用及优质储层发育影响的研究。研究表明，清水河组依次经历了“缓慢浅埋”、“构造抬升”、“渐进深埋”与“快速深埋”4个埋藏阶段。“缓慢浅埋”与“构造抬升”不仅能够缓解储层颗粒间的机械压实作用，还有利于长期保持开放型的成岩体系；既能够促进大气淡水对储层易溶组分的充分溶解，还能够抑制溶蚀产物的沉淀。晚期“快速深埋”过程促成流体超压的发育，一方面有效地抑制压实、胶结作用对原生孔隙的破坏，另一方面也促进储层微裂缝的大量发育，提高了晚期有机酸充注产生的溶蚀效果。基于孔隙度演化史的定量恢复，证实长期“缓慢浅埋”与“构造抬升”过程对深层—超深层优质碎屑岩储层发育的贡献最大，其次为晚期“快速深埋”过程，“渐进深埋”过程则几乎没有贡献。

基于济阳坳陷页岩油储层上万米岩心资料与60余口水平井的开发实践，提出济阳页岩油“储元”、“缝元”、“压元”的“三元”储渗理论。“三元”协同支撑济阳页岩油的富集高产：“储元”控制页岩油的富集，咸化湖盆无机孔-缝及灰-泥优质纹层组构发育利于页岩油储集，高生烃能力、高游离烃含量为高产提供物质基础；“缝元”控制页岩油的渗流，天然裂缝为页岩油的运移和聚集提供渗流通道，压裂改造缝沟通天然裂缝形成复杂缝网，为高产提供渗流基础；“压元”控制页岩油的高产稳产，高地层压力为油气运聚提供原始动力，压裂增能可进一步提高岩石及流体弹性能，强化孔缝原油渗吸置换，减缓应力敏感性，为长期稳产提供能量基础。基于“三元”储渗理论，形成了以立体井网优化、立体均衡压裂、全周期优化调控为核心的立体开发技术，有效指导了现场生产实施，为济阳页岩油规模化效益开发提供技术支撑。

根据模拟原油黏度与横向弛豫时间谱几何平均值的变化关系，建立了模拟原油黏度预测模型，并结合高倍数水驱核磁共振（NMR）实验实现了孔隙介质中模拟原油黏度的时变规律定量表征；基于核磁共振弛豫理论推导出新的NMR润湿性指数计算公式，结合砂岩岩心高倍数水驱实验，定量表征了水驱过程岩石润湿性的时变规律。研究表明：岩心中剩余油黏度与过水倍数正相关，过水倍数较低时剩余油黏度升高速度较快，过水倍数较高时剩余油黏度升高速度趋缓。剩余油黏度的变化与储层非均质性相关，储层均质性越强，剩余油中重质组分含量越高，黏度越高。注水后储层润湿性将发生改变，亲油储层向亲水储层转变，亲水储层则亲水性更强，且改变程度随过水倍数增加而增强。原油黏度的时变性与润湿性的时变性具有很高的关联性，原油的黏度变化不可忽略，考虑模拟原油黏度变化时计算得到NMR润湿性指数与测试Amott（自吸法）润湿性指数更具有一致性，更加符合储层润湿性时变规律。

基于核磁共振和CT扫描技术建立了动态驱渗结合的物理模拟实验方法，分析了致密油/页岩油动态渗吸微观孔喉动用机制及影响动态渗吸开发效果的因素，模拟了致密油/页岩油压裂—焖井—返排—开采一体化的动态渗流过程，明确了不同开发阶段的生产动态特征及对采出程度的贡献。研究表明：致密油/页岩油储层的渗流可分为大孔隙与裂缝间驱替快速产出的强驱替弱渗吸、小孔隙逆向渗吸缓慢采出的弱驱替强渗吸、动态平衡时的弱驱替弱渗吸3个阶段。驱替压力越大，驱替采出程度越高，渗吸采出程度越低，但驱替压力过大注入水易突破前缘，降低采出程度。渗透率越高，渗吸、驱替采出程度越大，渗吸平衡时间越短，最终采出率越高。裂缝可有效加大基质与水的渗吸接触面积，降低油水渗流阻力，促进基质、裂缝间的油水置换，提高基质排油速度和采收率。压裂后进行焖井有利于流体的渗吸置换与增能蓄能，有效利用返排液的携带、开采阶段的排驱置换作用是提高采收率的关键。

为明确液硫沉积吸附对高含硫气藏储层的影响规律，选取代表3种典型碳酸盐岩孔隙结构的天然岩心，以高温高压岩心驱替实验为基础，综合采用核磁共振横向弛豫时间谱与成像技术、全直径岩心X射线CT扫描技术、基础物性测试和场发射扫描电镜成像等手段，对原始状态、注硫后和气驱后3个稳定状态的岩心进行精细定量表征。研究表明：硫沉积吸附引起的孔隙体积损失主要来源于1 000 μm以上的中大孔；液硫在较小孔隙空间中的吸附沉积能力更强，对原始孔隙结构较差的储层伤害更大；3类碳酸盐岩储层的孔隙结构呈现多重分形特征，孔隙结构越差，液硫沉积吸附引起的内部空间孔隙分布改变越大，非均质性越强；液硫沉积吸附引起岩石孔径分布、孔隙连通性和非均质性变化，进而改变储层物性，注硫及气驱后物性较好的Ⅰ类储层渗透率下降16%，而物性较差的Ⅱ、Ⅲ类储层渗透率下降90%以上，伤害程度极大，说明初始物性越差，液硫沉积吸附伤害越大；液硫以絮状、蛛网状或网膜状吸附沉积于不同类型的孔隙空间，引起储层孔隙结构和物性的改变。

为了分析钻井液与压裂液复合作用导致的储层损害，考虑油基钻井液侵蚀页岩矿物诱发的裂缝延伸，建立钻井液动态侵入深度预测方法，评价页岩裂缝面力学性质弱化、裂缝闭合与岩粉堵塞导致的天然/水力裂缝损害，提出钻井液-压裂液复合作用储层损害模式，揭示页岩油气层钻完井损害机理并提出保护对策。研究表明，钻开储层过程中，钻井液通过页岩诱导裂缝和天然裂缝深度侵入储层，侵蚀页岩矿物并导致侵入带页岩力学性质普遍弱化；水力压裂过程中，钻井液-压裂液复合作用进一步弱化页岩力学性质，导致生产过程裂缝更易闭合并发生岩粉脱落，诱发天然/水力裂缝应力敏感损害和固相堵塞损害，造成钻井液-压裂液复合作用带裂缝导流能力大幅降低，制约页岩油气井高产稳产。提出了防塌防漏加速储层段钻进、化学成膜防止页岩裂缝面力学性质弱化、强化页岩裂缝封堵减少钻井液侵入范围、优化压裂液体系保护裂缝导流能力的页岩储层保护对策。

针对深煤层渗透性差、弹性模量较低、泊松比较高、塑性强、破裂压力高、裂缝扩展难度大、加砂困难等特点，提出缝网改造规模化、缝网扩展均衡化、缝网支撑有效化的压裂设计理念，形成以高排量大规模注入、高强度加砂、等孔径限流射孔、暂堵转向、一体化可变黏滑溜水、多粒径组合支撑剂为核心的深煤层水平井大规模极限体积压裂技术。将该技术应用于鄂尔多斯盆地东缘临兴区块首口深煤层多级压裂水平井先导性试验，施工排量18 m³/min、加砂强度2.1 m³/m、用液强度16.5 m³/m，压裂后形成了复杂裂缝网络，平均缝长为205 m，储层改造体积为1 987×10⁴ m³，最高产气量达6×10⁴ m³/d，实现了深部煤层气的高效开发。

采用铸模工艺对岩石露头粗糙劈裂裂缝面进行立体重建，搭建大型可视化粗糙裂缝实验装置并开展支撑剂运移实验，研究粗糙壁面裂缝内支撑剂运移铺置的典型特征及其内在机制，分析裂缝倾斜程度、裂缝宽度以及压裂液黏度对支撑剂在粗糙裂缝内运移铺置的影响规律。研究表明：裂缝的粗糙特征会引起流道形状和流体流动模式的改变，导致支撑剂运移时易发生桥接堆积并形成未充填区，携砂液出现窜流、反向流和绕流等多种复杂流动形式，并影响砂丘堆积的稳定性；支撑剂在倾斜粗糙裂缝内具有更高的铺置率，实验中相较于垂直裂缝其铺置率最大增加了22.16个百分点，但砂丘的稳定性差；缝宽减小会加剧支撑剂的桥接堆积并导致更高的泵注压力；增大压裂液黏度能够减轻裂缝面粗糙特征引起的支撑剂桥接堆积。

针对水平井产量受水平井井筒射孔密度分布影响的问题，建立两种水平井射孔密度分布模式（即分别增大井筒入口段和出口段射孔密度）下的数值模型对水平井两相流动进行模拟；将模拟结果与实验结果进行对比，验证本研究数值模拟方法的可靠性，在此基础上采用数值模拟研究两种射孔密度分布模式下井筒各流型阶段总压降、气水两相流体表观速度、空隙率、液膜厚度和产气量、产液量的变化规律。研究表明，当水相流量保持不变时，随着空气流量的增加，总压降、气水两相流体表观速度增大，空隙率增加，液膜厚度减小；相较于增大出口段射孔密度，当入口段射孔密度增大时，产液量和产气量均增加，且产气量随着气体流量增加而增大；产液量在泡状流阶段增加，而达到弹状流—分层流过渡点后开始降低，进入分层波状流阶段后产液量开始增加；无因次产液量在增大井筒入口段射孔密度的模式下更大，且随着径向气相流量的增加而增大。

天然气在21世纪中叶将迈入“鼎盛期”，“天然气时代”正在到来。回顾全球天然气工业历程，梳理美国页岩革命启示，总结中国天然气发展历史与成果进展，分析天然气在能源绿色低碳转型中的地位与挑战，提出当前和未来中国天然气工业的发展对策。中国天然气工业经历了起步、增长、跨越3个发展阶段，已成为世界第4大天然气生产国与第3大消费国；天然气勘探开发理论技术取得重大成就，为储量产量规模增长提供了重要支撑。碳中和目标下，推动绿色可持续发展，天然气工业发展挑战与机遇并存。天然气低碳优势显著，“气电调峰”助力新能源发展；同时，开采难度与成本加大等问题更突出。为保障国家能源安全，实现经济社会与生态环境和谐共生，碳中和进程中，立足“统筹布局、科技创新；多能互补、多元融合；灵活高效、优化升级”，完善产供储销体系建设，加速推动天然气工业发展：①加大天然气勘探开发力度，规划部署重点勘探开发领域，突破关键理论，强化技术攻关，持续支撑增储上产；②推进天然气绿色创新发展，突破新技术，拓展新领域，融合新能源；③优化天然气供需转型升级，加大管道气、液化天然气布局和地下储气库建设，建立储备体系，提升应急调节能力和天然气一次能源消费比例，助力能源消费结构转型，实现资源利用低碳化、能源消费清洁化。

借鉴含油气系统思路及方法，基于典型富氦气田解剖，并利用地球化学成藏方法技术，研究天然气中氦气资源形成的地质条件、成因机理与富集规律。结果表明：①氦气“生-运-聚”机理与天然气有显著差异性，氦气主要为基底富U、Th元素缓慢α衰变或深部壳幔氦释放，沿岩石圈复合输导体系运移至天然气成藏系统，依附适宜载体气聚集成藏。②氦运移输导主要受“岩石圈断裂、基底断裂、沉积层断裂、有效输导层”复合输导体系控制，基于地下流体中“氦-气-水”相平衡及相-势耦合综合分析，提出氦气运聚过程中具有“水溶相、气溶相、游离相”3种主要赋存状态，存在氦气“集流、渗流、扩散”3种运移方式。③富氦气藏形成和氦气富集通常受控于“优质氦源、高效输导、适宜载体”3大主控要素，具有“脱溶汇聚、浮力驱动、压差驱替”3种聚集成藏动力类型，已发现富氦气藏具有相对“近氦源、邻断裂、低势区、高部位”的分布规律和成藏模式。④氦气富集区勘探和评价需要依托天然气兼探/并探，在评价落实氦气“源-运-聚”要素与天然气“生-储-盖”条件耦合匹配性、局部相对低势高部位有利圈闭载体气区的基础上，综合评价优选“通源连圈、低势高位、气氦适配”的有利氦气富集区。