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基于新特提斯构造域动力过程及其所诱发的环境变化，并通过构建“单向列车装货”地球动力学模型，研究全球油气资源最富集的波斯湾含油气盆地形成与演化机制。研究表明：①单向俯冲动力过程中波斯湾超级含油气盆地自晚古生代以来长期处于被动陆缘，区域上形成优越的油气成藏组合发育空间；②波斯湾超级含油气盆地在侏罗纪—白垩纪期间长期在低纬度区慢速漂移，在哈德里环流、赤道上升洋流、侏罗纪真极移等全球性地质事件的共同作用下发育了多套叠置的“源-储-盖”组合；③新生代以来的前陆盆地演化阶段碰撞破坏作用弱，有利于油气资源保存。在波斯湾超级含油气盆地实例解剖的基础上，提出陆块慢速漂移及在有利气候带长时间留置是油气富集的关键因素，并对特提斯域内其他陆块的油气资源前景进行了展望。
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针对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长73亚段页岩油资源主富集类型不清等问题，开展长73亚段页岩有机质生烃转化率、排烃效率与页岩顶底板保存条件等方面研究，并对长73亚段页岩油主富集类型进行评价。研究认为：长73亚段页岩有机质转化率平均为45%左右，有大于50%的有机质尚未向石油烃转化，且成熟度越低，未转化有机质占比越大。已转化石油烃的累计排烃效率平均为27.5%，未转化有机质加上滞留烃占比大于70%；长73亚段页岩的相对排烃效率平均为60%，约40%已转化烃留滞在源岩内部。长73亚段页岩顶底板分别为长71—2亚段和长8段砂岩，之上还有长6段砂岩，已在有孔渗能力的部位形成大规模低孔渗—致密油藏，且长73亚段页岩为负压，压力系数为0.80~0.85，顶底板保存条件较差，滞留烃多以吸附态存在，可动性较差。评价认为长73亚段中高熟页岩油不是主富集类型，但在避开长6段、长8段和长71—2亚段已形成油藏区且断层、裂缝不发育的顶底板封闭性良好部位，应存在流动性较好的中高熟页岩油富集机会；中低熟页岩油资源潜力巨大，是长73亚段页岩油主富集类型，宜通过先导试验准备相关技术并落实资源可利用性与分布。
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针对四川盆地海相页岩层系寒武系筇竹寺组历经多年页岩气勘探未获重大突破、三叠系须家河组致密气一直未能实现规模商业建产的问题，在对老井反馈分析的基础上，结合致密气、页岩气的聚集机理以及钻井过程中油气显示、开发过程中产量压力变化等特征，提出转变勘探开发思路，从源、储勘探转向输导层（体）勘探，把有效烃源岩、有效输导层（体）和有效砂岩（页岩）层的有机组合作为成藏体，建立了输导层（体）非常规天然气形成富集模式。实践应用上取得2项成效：①指导筇竹寺组低有机质丰度粉砂质页岩勘探取得重大突破，改变了只在富有机质黑色页岩中寻找页岩气的传统思维，也实现了四川盆地新区、新层系、新类型页岩气的突破与勘探开发向多层系的转变；②实现了须家河组致密砂岩难动用储量的勘探突破和高效开发，破解了须家河组致密砂岩层产量不高、裂缝带产量不稳的难题，推动了致密砂岩气从有储量无产量向有效动用的转变，提升了致密砂岩气的勘探开发潜力。
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针对准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组白云质岩储集层中自生白云石成因认识不清的问题，利用偏光、荧光薄片鉴定，扫描电镜分析，电子探针分析，碳、氧、锶同位素组成分析等技术，对玛湖凹陷风城组白云质岩中白云石赋存特征及成因演化进行深入研究。研究表明：①白云石发育准同生—浅埋藏期、中埋藏期和中—深埋藏期3期，主要形成于中二叠世早期的准同生—浅埋藏环境，其次是中二叠世中期的中埋藏环境。②白云石化流体为碱湖沉积背景下的高盐度咸水，准同生—浅埋藏期Mg2+主要由碱湖流体、火山玻璃脱玻化供给，中埋藏期Mg2+主要来自于黏土矿物转化、火山玻璃脱玻化以及长石等铝硅酸盐的溶蚀。③白云石生长过程中由早到晚Mg、Mn、Fe、Sr、Si等元素有规律的变化，主要与碱湖流体以及埋藏过程中风城组火山物质脱玻化、成岩蚀变的影响程度不同有关。④在碱湖微生物诱导作用下，准同生期泥晶—微晶白云石通过原生沉淀以及交代文石、高镁方解石等形成；浅埋藏期粉晶白云石主要由泥晶—微晶白云石的持续生长以及方解石、凝灰质等交代形成；中埋藏期白云石以粉晶、细晶为主，主要由白云石化流体对火山物质的交代形成。研究结果对玛湖凹陷及其他类似含油气区域白云石质致密储集层形成机理、发育规律的研究有一定借鉴意义。
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针对黑色页岩纹层和层理难识别、粒度难测定、生物遗迹不发育等难题，以川南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为例，综合大薄片全尺度成像、氩离子抛光片场发射扫描电镜分析和干酪根镜检等分析，揭示陆表海浑水沉积页岩的微相类型、特征及主要微相的沉积模式。结果表明：①陆表海浑水环境发育三角洲相、潮坪相和陆棚相，其中，三角洲前缘的水下分流河道和分流间湾微相，潮间坪的钙质坪和黏土坪微相，浅水陆棚亚相的钙质陆棚和黏土质陆棚微相，深水陆棚亚相的深水斜坡、深水平原和深水洼地微相，重力流沉积亚相的漫溢沉积微相均发育黑色页岩；②由近源端向盆地方向，页岩中粉砂纹层减少、泥纹层增加，颗粒粒度由以粗粉砂为主转变为以细粒泥为主，硅质含量由20%左右增加至大于55%，钙质和黏土矿物含量由大于40%降至10%左右，有机质类型由Ⅱ2型转变为Ⅱ1型和Ⅰ型；③物源和古地形控制页岩沉积微相类型与分布，物源供给充分区发育水下分流河道、分流间湾、黏土坪、黏土质陆棚、漫溢沉积等微相页岩，物源供给不足区发育钙质坪和钙质陆棚微相页岩，3级地形坡折将深水陆棚亚相页岩沉积区细分为深水斜坡、深水平原和深水洼地3种微相类型；④陆表海不同沉积微相页岩的形成与相对活跃的构造背景、温暖潮湿的古气候及快速上升的海平面密切相关，相对活跃的构造背景造成陆源碎屑供给增加，从而形成浑水细粒沉积，温暖潮湿的古气候有利于有机质的富集，快速上升的海平面有利于黑色页岩大面积分布。
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基于钻井地质、地球化学、地球物理和生产测试资料，采用含油气系统研究方法，对松辽盆地北部双城地区白垩系营城组—登娄库组含油组合烃源岩、储集层、盖层特征以及烃类生成、圈闭演化和石油充注过程进行剖析。研究表明，研究区烃源岩分布在营城组，有机质主要来源于低等水生生物和藻类，丰度达到优质生油岩级别；原油具有轻质、高凝固点和高蜡的特征，与营城组烃源岩具有良好的亲缘关系。储集层包括登娄库组砂岩和营城组砂砾岩两套；直接盖层为登四段泥岩。石油于姚家组—嫩江组沉积期生成，分别于嫩江组沉积期和古近纪—新近纪聚集成藏。圈闭经历了营城组沉积末期、泉头组沉积末期和嫩江组沉积末期3期演化，形成构造和构造-岩性两类油藏。稳定的构造背景、良好的生储盖组合、近距离运移、晚期充注为油藏形成的有利因素。
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为了研究温压耦合变化对深层页岩孔隙度、渗透率和岩石力学特征的影响，选择四川盆地威荣和永川地区下志留统龙马溪组深层页岩岩心样品，设计开展温压条件的上限为120 ℃、70 MPa的孔渗实验和三轴压缩岩石力学—声波一体化实验。研究结果表明：①微观上的孔渗变化与宏观上的岩石变形相互约束，均呈现先快后缓的变化特征，最大温压实验条件下孔隙度降低34%~71%、渗透率降低85%~97%。随着温压的升高，深层页岩经历了以有机质孔、黏土矿物孔被压缩和微裂缝受压闭合的塑性变形和脆性矿物孔、岩石骨架颗粒本体被压缩的弹性变形；②与常温高围压实验对比，高温对孔渗应力敏感的影响显著。高温通过增加岩石塑性，加剧高围压对孔隙的压缩，同时引发岩石骨架颗粒间产生热应力，页岩层理易重新开启或沿层理等软弱面产生新缝，使得页岩渗透率随温度和围压升高而降低的程度减弱；③与常温三轴力学实验对比，深层页岩在高温高压耦合作用下，抗压强度和峰值应变量显著增加，抗压强度最高达435 MPa、峰值应变超过2%，说明高温增加了岩石塑性，不利于页岩的破裂和裂缝扩展；④岩相和矿物组分对深层页岩孔渗和岩石力学特征具有重要影响。不同岩性页岩发生脆性破坏的难度和充分程度不同，实际地质条件下页岩的应力应变特征是压裂方案优化调整的重要依据。
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在钻井层位标定的基础上，系统解释塔里木盆地西南部（简称塔西南）典型地震剖面，建立区域性的地质格架剖面，进而恢复各构造时期的剥蚀厚度，并编制寒武系盐下白云岩各时期古构造平面形态图，以分析早古生代晚期古隆起的空间展布、形成演化以及迁移规律。研究表明：早古生代晚期，塔里木盆地存在1个广布塔西南地区、统一的区域性古隆起，称之为塔里木西南部古隆起。前人所提出的“塔西南古隆起”和“和田古隆起”不是两个独立的古隆起，而是本次所识别出古隆起的时空迁移演化的结果。该古隆起始于中奥陶世末；晚奥陶世古隆起初具规模、幅度增大；志留纪时期古隆起稳定隆升，隆起范围快速向东部扩大，皮山—和田等区域成为古隆起的一部分，其构造高部位迁移到皮山—和田地区；泥盆纪古隆起开始逐渐缩小，范围仅限于塔里木盆地南部的皮山—和田一带；石炭纪古隆起成为水下隆起，古隆起逐渐消亡。塔里木盆地西南部古隆起属于早古生代晚期塔西南前陆盆地的前缘隆起，其形成演化与塔里木盆地南部西昆仑早古生代造山作用有关。塔里木盆地西南部古隆起从塔西南的西北部迁移到南部的皮山—和田一带，表明西昆仑早古生代造山作用从中奥陶世末开始于西段，呈“剪刀式”自西向东发展。古隆起的迁移演化控制了塔西南地区中奥陶世末、晚奥陶世末和中泥盆世末3期不整合的发育和不整合之下风化壳溶蚀缝洞储集层的空间分布，而古隆起构造高部位的迁移对风化壳溶蚀缝洞储集层的发育也具有重要的控制作用。
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以储集层显微分析为基础，通过主微量元素定量分析，对珠江口盆地珠一坳陷惠州—陆丰地区典型洼陷带古近系文昌组砂岩中凝灰质的元素地球化学特征及其成岩蚀变产物组合进行分析，并结合储集层物性特征，探讨不同凝灰质溶蚀作用对储集层物性的影响。结果表明，研究区发育酸性、中性、基性和碱性4类凝灰质杂基；酸性凝灰质经历强蚀变、蚀变产物难溶蚀的演化过程，蚀变沉淀大量高岭石，不能有效增孔升渗；中性和碱性凝灰质则表现出凝灰质强溶蚀、残余凝灰质强蚀变的演化过程，凝灰质溶蚀粒间孔发育，但自生石英、磷灰石和伊利石等蚀变产物使孔隙结构变差，凝灰质溶蚀作用最终导致储集层增孔不升渗；基性凝灰质以凝灰质溶蚀-蚀变产物强溶蚀的演化过程为主，粒间凝灰质与蚀变成因的浊沸石均可溶蚀成孔，凝灰质溶蚀作用能够显著改善储集层物性。
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基于页岩孔隙特点、孔隙骨架组成并结合超压状态下孔隙、骨架应力分析，建立页岩储集层“刚-弹嵌合”孔隙骨架模型，解析弹塑性骨架超压变形引起孔隙度增大的孔隙变形机制，提出1种“动态”变形孔隙度测量方法，并对四川盆地南部（简称川南）志留系龙马溪组超压状态真实地层条件孔隙度进行测算。结果表明：①页岩储集层是无机岩石颗粒与有机质的混合体，构成了刚性骨架支撑的无机质孔隙和弹塑性骨架支撑的有机质孔隙“刚-弹嵌合”特殊孔隙结构，有机质孔、无机质孔混杂共生。②在地层超压作用下，无机质孔隙变化相对很小以至可以假设其孔隙度保持不变，而有机质孔隙由于骨架压缩可发生较大形变，导致孔隙半径增大，连通性增强，孔隙度增加。③通过高注入压力氦气法孔隙度测量及超高压煤油法变孔隙压力孔隙度测量相结合，建立的“动态”变形孔隙度测量方法既能测量到常压条件不连通的微孔孔隙度，又能测量到有机质骨架压缩变形导致的孔隙度增量。④页岩孔隙变形机制会产生地层条件孔隙度高于常压孔隙度的“反常”现象，超压页岩并非真正的“超低孔”储集层，孔隙度甚至可以大于10%。通过川南地区L210井实例测量，验证了该方法的实用性和可靠性。
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针对东海陆架盆地西湖凹陷渐新统花港组河流-三角洲相储集层横向变化快、常规切片属性形态差、储集层预测难度大、难以满足岩性油气藏的后续勘探开发的问题应用分频解释、反演-常规-90°相移联合构建地震岩性体、非线性切片、古地貌恢复、多属性融合等特色技术对传统地震沉积学方法进行优化。研究发现花港组发育辫状河、曲流河和浅水三角洲3类沉积体，垂向沉积演化受中期基准面旋回和古地貌联合控制。在中期基准面旋回上升阶段的早—中期以辫状河道沉积为主，发育垂向叠置型砂体；在上升半旋回晚期和下降半旋回的早期以曲流河沉积为主，发育孤立型砂体；在中期基准面下降半旋回的中—晚期以浅水三角洲沉积为主，发育迁移型中—厚层砂体。限定性古地貌对砂体展布具有控制作用，非限定性古地貌对砂体展布影响较小。在储集层刻画的基础上，提出断层封堵型和储集层上倾尖灭型构造岩性圈闭是西湖凹陷下一步滚动挖潜的主力方向。
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通过修正页岩水力裂缝非线性拉-剪混合模式的黏弹塑性损伤本构方程，考虑射孔簇之间的流体竞争分流和压裂液对孔眼的动态冲蚀效应，发展了基于离散裂缝网络全局嵌入有限元法（DFN-FEM）的暂堵裂缝扩展数值算法，并通过现场压裂施工监测参数进行了验证。针对四川盆地深层页岩特征，建立了多簇复杂裂缝的交错扩展数值模型，开展了水平井多簇裂缝竞争扩展形态及泄流面积研究，分析了暂堵前后复杂裂缝的竞争干扰及交错扩展规律，优化了不同天然裂缝走向、密度及分簇方式下的暂堵时机。研究表明，两侧射孔簇的裂缝扩展对中间簇裂缝有显著限制作用，暂堵两侧裂缝有利于各簇均匀扩展；天然裂缝密度越高或天然裂缝走向越低，最优暂堵时机越靠后；威远页岩气天然裂缝分布特征下，不同分簇方式下最优暂堵时机以注液总时长的2/3为主。
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在模拟原始地层温度、应力条件下开展储集层应力敏感测试，评价碳酸盐岩岩心的应力敏感特征；在毛管压力曲线标定下，引入变分形维数建立了弛豫时间与孔径的转换公式，基于核磁共振定量分析了不同尺度孔喉条件下因应力敏感造成的孔隙体积损失，厘清了碳酸盐岩气藏应力敏感的微观机理。研究发现，裂缝会显著改变碳酸盐岩储集层的应力敏感特征，随着初始渗透率的增加，孔隙型储集层的应力敏感系数先减小后增大，裂缝-孔隙型储集层则单调增大；应力敏感造成的孔隙体积损失主要来源于中孔尺度（0.02~0.50 μm）孔隙，贡献率超过50%，单条高角度裂缝对应力敏感、不可逆伤害的贡献率分别为9.6%和15.7%；碳酸盐岩气藏应力敏感的微观机理主要为裂缝闭合、孔隙弹性收缩和骨架塑性变形。
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基于两相渗流理论，考虑聚合物的剪切变稀、剪切增稠、对流、扩散、吸附滞留、不可及孔隙体积和有效渗透率下降的综合影响，建立了聚合物驱压裂井油水两相渗流不稳定压力分析模型。采用有限体积差分和牛顿迭代方法对模型进行求解，分析了裂缝导流系数、注入聚合物质量浓度、地层初始聚合物质量浓度和含水饱和度对压裂井试井典型曲线的影响规律。结果表明：裂缝导流系数增加，压力传导加快，压降减小，过渡流段压力曲线下移，双线性流段的持续时间更短，线性流段出现更早，且线性流持续时间更长。注入聚合物质量浓度增加，水相有效黏度增大，压力传播损耗增加，压力和压力导数上移，双线性流段缩短。地层初始聚合物质量浓度增加，水相有效黏度增加，井筒储集段后的压力曲线整体上移。地层含水饱和度增加，水相相对渗透率变大，油相相对渗透率减小，油水两相总流度增加，压力传播损耗减小，井筒储集段后的压力曲线整体下移。模型退化后计算结果和商业试井软件计算结果对比及实测试井资料验证了新模型的可靠性、实用性。
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针对卷积神经网络增强的主成分分析技术（CNN-PCA）这种地质模型参数化技术在油藏复杂地质特征刻画精度和泛化能力方面存在的问题，不使用预训练好的C3D视频动作分析模型来提取三维模型风格特征，而使用新的损失函数并引入一种带注意力机制的3D U-Net网络来补全主成分分析方法（PCA）降维过程中丢失的地质模型细节信息，并以一个复合河道砂体油藏为例进行了应用效果分析。研究表明，与CNN-PCA技术相比，采用带注意力机制的3D U-Net网络能够更好地补全PCA降维过程中丢失的地质模型细节信息，在反映原始地质模型的流动特性方面具有更好的效果，并能改善油藏历史拟合的技术效果。
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概述了中国分层注水井下监测与数据传输技术的发展状况，按照发展阶段介绍了传统井下数据获取方法、电缆直读通讯与测调技术、预置电缆井下参数实时监测通讯技术以及井下无线通讯技术，详细介绍了技术原理、施工工艺、技术适应性和应用概况，指出了现有井下监测与数据传输技术存在的问题及面临的挑战，最后根据生产需求，提出了分层注水井下监测与数据传输技术的发展方向。对于已规模应用的电缆高效测调井，着重实现井下堵塞器数字化；对于重点监测井，进一步完善预置电缆通讯技术，发展基于复合连续管的井下监测与数据传输技术，提高施工的便捷性和可靠性；对于规模生产应用，发展井下无线通讯技术，重点实现测调自动化，并结合地面移动通讯网络，加快构建覆盖控制中心、配水间和油藏的数字化通讯网络，为油藏开发数字化提供技术支撑。
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通过概述功能胶黏材料的组成、分类及性能表征，阐述了功能胶黏材料的吸附/界面反应、扩散、机械互锁和静电吸附等黏结作用机理，综述了其在防漏堵漏、井壁稳定、水力压裂和调剖堵水等油气钻采工程领域的研究现状、应用挑战及应用展望。依据现阶段功能胶黏材料在油气钻采领域的应用，提出了功能胶黏材料在油气钻采领域的重点研究方向：①对热塑性树脂进行共混改性或设计可固化热塑性树脂，提高黏结堵漏剂的黏结性能和承压能力；②在聚合物中引入低成本黏附性基团和正电荷结构，降低黏结固壁剂成本，提高其在井壁的黏附性能；③在热固性树脂中引入热可逆共价键，预防支撑剂回流，提高黏结支撑剂抗压强度；④在热塑性聚合物中引入热可逆共价键，提高黏结堵水剂的抗温抗盐能力和堵水性能。
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全球气候变化与碳中和背景下，CO2封存利用已成为人类绿色发展的必然趋势与选择。以CO2捕集、利用与封存/CO2捕集与封存（CCUS/CCS）为核心的碳工业，正成为碳中和目标下的新兴战略产业，规模可持续发展需借鉴全球油气工业发展路径。地球系统发育3种“碳”，黑碳是未被封存或利用并长期留存在大气圈中的CO2，灰碳是被固定或永久封存在地质体中的CO2，蓝碳是通过生物、物理、化学等方式可转化为人类利用产品的CO2。碳工业体系覆盖碳产生、碳捕集、碳运输、碳利用、碳封存、碳产品、碳金融等业务，是彻底消除“黑碳”的革命性领域。研发以碳减排、零碳、负碳及碳经济为内涵的碳工业技术体系，构建以CCUS/CCS为基础的低成本、高能效的碳工业体系，是世界各国实现碳中和目标和能源清洁利用的战略举措，利于推动4个“80%”的中国能源供应格局转变，即由2021年含碳化石能源消费占比80%以上、化石能源CO2排放80%以上，转变为2060年非碳新能源占比80%以上、CO2排放减少80%以上，保障实现80×108 t碳减排总量与碳中和战略目标。中国碳工业发展面临CO2排放量偏大、煤炭占比偏高和创新体系偏弱3方面挑战，针对性提出3条应对举措：①坚定不移开展碳工业体系建设，保障2060年前如期实现碳中和；②大力发展新能源，推动中国能源生产与消费结构实现革命性转换；③加快建立全产业的碳工业科技创新体系。发展碳工业体系，利用清洁化能源，实现全球碳中和战略目标，对持续优化生态环境、构建绿色地球与生态地球意义重大。
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全面梳理中国二氧化碳捕集、驱油与埋存（CCUS-EOR）攻关探索、矿场试验、工业化应用3个阶段发展历程，系统阐述近年来在CO2驱油机理和矿场实践等方面取得的突破性认识和相应的CCUS-EOR工程配套技术成果，指出未来发展前景。经过近60年的探索攻关，创新发展了适合中国陆相沉积油藏的CO2驱油与埋存理论，提出C7—C15也是影响CO2与原油混相的重要组分的新认识，在矿场试验中验证了CO2快速恢复地层能量、大幅提高区块产能和采收率等机理。创建了陆相沉积油藏CCUS-EOR油藏工程设计技术，形成了以保持混相提高驱油效率、均匀驱替提高波及效率为重点的油藏工程参数设计及井网井距优化设计技术，初步形成了CO2捕集、注采工艺、全系统防腐、埋存监测等全流程配套技术。为实现CO2的高效利用和永久埋存，需将油水过渡带油藏统筹考虑，由单油藏升级到构造整体控制区域的规模化CO2驱油与埋存，在构造高部位实施注CO2稳定重力驱，利用CO2开采油水过渡带油藏，超前进行微生物促使残余油、CO2转甲烷等储备技术研究。
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系统总结吉林油田在CO2捕集、驱油与埋存技术研究和工程实践方面形成的成型技术和矿场应用经验，阐述形成的全产业链配套技术系列。采用“模拟计算+中试试验+矿场应用”方法，研究证实了不同CO2浓度捕集工艺在油田的适应性，研发了以新型活化剂为主的低耗能活化N-甲基二乙醇胺脱碳工艺技术，建立了主干网CO2气相输送、井口超临界注入、采出流体气液分输的运行模式。根据不同气源条件，应用液相、超临界相、高压密相增压技术和设施，形成了气密封管、连续油管等井下注入工艺及配套防腐防堵技术。驱油实践中研发了锥形水气交替驱、CO2泡沫驱、高气油比CO2驱等采油技术与采出流体处理技术。通过数值模拟和现场试验探索，形成了直接回注、分离提纯后回注、混合回注3种产出气循环注入CO2驱技术，并完建10×104 m3/d循环注入站，实现了伴生气“零排放”。形成了碳通量、流体组分、碳同位素等监测一体分析的CO2埋存安全监测技术，并确立了以防腐药剂为主、防腐材料为辅的全过程防腐技术路线。目前已建成高效低耗的CO2捕集驱油与埋存集成示范区，累计增油32×104 t，CO2埋存量达250×104 t。
