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为实现碳达峰、碳中和，应对中国煤层气资源禀赋差、煤层气理论研究薄弱及煤层气产业发展面临的诸多瓶颈和挑战，系统研究分析了国内外煤层气资源量、关键技术及进展、煤层气勘探开发成效和产业发展现状。研究认为：中国煤层气产业长期存在的主要问题表现为勘探程度低、技术适应性低、投资回报率低、开发规模小等。提出了中国煤层气产业应采取近期和长远“两步走”发展战略。2030年之前的近期可分为两个阶段，第1阶段从现在到2025年，通过理论与技术的新突破，实现年产煤层气100×108 m3；第2阶段从2025年到2030年，研发满足大部分地质条件的适用性技术，进一步扩大煤层气产业规模，实现年产煤层气300×108 m3，煤层气在天然气总产量中比例明显提升。2030年之后的长远时期逐步实现年产煤层气1 000×108 m3。为实现上述目标应坚持“技术+管理双轮驱动”，实现技术与管理的同时进步，促进煤层气产业高质量发展。中浅部（层）老区煤层气应精细开发，新区新领域煤层气应有效开发；深部（层）煤层气应规模效益开发。坚持煤系“多气合采”立体开发，采用二氧化碳驱替、微波加热增产、超声波促采、高温注热增产、高能激光破岩、煤炭地下气化等新技术。管理上深入聚焦“资源、技术、人才、政策、投资”5大要素，坚持以技术创新为核心，开展全方位、一体化管理，推动煤层气产业高水平发展。
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基于松辽盆地油气勘探实践，结合地震、测井、地球化学等勘探开发新资料，对松辽盆地北部中浅层全油气系统基本地质条件、油气类型、油气分布特征、成藏聚集动力、源储关系及成藏聚集模式开展系统研究。研究表明：①松辽盆地北部中浅层具备全油气系统形成条件，油气资源充足、储集层类型多样、输导体系发育，形成以白垩系青山口组烃源岩为中心的全油气系统。②全油气系统内不同类型油气资源在沉积体系、岩性组合及物性变化等方面存在关联作用，并在一定程度上造就了松辽盆地北部中浅层常规油藏-致密油-页岩油有序共生的空间分布特征。③纵向上，源上常规油、源内页岩油/致密油、源下致密油有序共生；平面上，自盆地边缘向凹陷中心有序发育常规油-致密油-夹层型页岩油-页岩型页岩油。④构建松辽盆地北部中浅层全油气系统源上常规油浮力充注成藏、源内页岩油滞留聚集、源下致密油源储压差充注聚集3类成藏聚集模式。提出的松辽盆地北部全油气系统新认识，为松辽盆地油气资源的整体勘探部署提供新思路，将有助于松辽盆地剩余油气资源高效勘探和新层系新领域快速获得油气发现。
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基于古地貌、钻井和地震资料，对河套盆地临河坳陷构造沉积演化、烃源岩特征、储集层特征及形成机制、油气成藏模式与富集规律进行系统研究。结果表明：①河套盆地主要历经“弱伸展断拗期、强伸展断陷期和走滑改造期”3期成盆演化过程，发育吉兰泰、沙布、纳林湖、兴隆等4大环洼正向构造带，为油气富集成藏的有利区带；②发育下白垩统固阳组、渐新统临河组两套主力咸化湖相烃源岩，具有高含硫富藻、早熟早排、生油窗口宽的特征；③河套盆地周缘山间大型构造转换带控制形成大型辫状河三角洲沉积，三角洲前缘砂体具有石英含量高（50%~76%）、长期浅埋弱压实、胶结物含量低、储集层物性好的特点，预测古近系有效储集层埋深达8 000 m；④构建邻洼鼻隆、环洼潜山、近源断鼻3种油气成藏模式，临河坳陷油气富集规律为“环洼近源是基础、优质厚储集层是前提、良好的构造背景和圈闭条件是关键”。
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通过岩心观察、实验分析测试和地质剖析等多方法相结合，研究准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组页岩油富集主控因素，建立页岩油富集模式。研究结果表明，玛湖凹陷风城组页岩油的富集受到有机质丰度和类型、储集能力以及运移烃量的联合控制，具体表现为：①高有机质丰度为页岩油的富集提供了物质基础，有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ型的页岩含油性较好；②储集能力制约页岩油富集，宏孔是风城组页岩油富集的主要空间，孔隙大小和裂缝规模直接控制了页岩油的富集程度；③页岩层系内烃类的运移影响页岩油富集，发生了排烃作用的页岩含油性差，而接受了外来运移烃的页岩含油性显著更好；④岩相能综合反映页岩油的生烃及储集能力，纹层状长英质页岩、纹层状灰云质页岩和厚层状长英质页岩含油性较好，为页岩油富集的有利岩相。受控于以上因素，风城组页岩层系内部存在烃类的相对运移，导致页岩油富集过程差异，据此建立的风城组页岩油的富集模式为“原地富集”和“运移富集”两种类型。通过有利岩相与富集主控因素叠合，可以优选出风城组页岩油甜点段，对页岩油勘探开发具有重要意义。
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为解决传统的陆上和海域火山碎屑岩岩相及相模式难以反映湖盆水下火山机构特征的问题，以松辽盆地长岭断陷查干花地区白垩系火石岭组凝灰岩丘为研究对象，探讨水下喷发火山碎屑岩岩相并建立相模式。研究表明，水下喷发火山碎屑岩可分为2种相4种亚相，其中2种相为水下爆发相和喷发间歇期形成的火山沉积相。水下爆发相可进一步分为气携水下热碎屑流、水携火山密度流和水下降落3种亚相；火山沉积相由含外碎屑火山碎屑沉积岩1种亚相构成。松辽盆地水下喷发形成典型的凝灰岩丘相模式，凝灰岩丘通常由多个水下喷发堆积单元叠加构成，可分为近源和远源两个相组。近源相组完整的堆积单元从下到上依次由含外碎屑火山碎屑沉积岩亚相-气携水下热碎屑流亚相-水携火山高密度流亚相和水下降落亚相构成；远源相组的堆积单元以发育水下降落亚相为主，夹有多个薄层水携高密度流亚相沉积。气携水下热碎屑流亚相和火山沉积相含外碎屑火山碎屑沉积岩亚相是陆相湖盆水下喷发有利储集层发育的优势岩相。
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基于不同层位潜在烃源岩地质-地球化学特征分析及原油类型划分，结合生烃热模拟实验，以揭示玛湖凹陷大油区不同性质原油的来源成因及分布规律。研究表明：①玛湖凹陷发育4套潜在烃源岩，其中二叠系风城组烃源岩生烃潜力最高，有机质类型以Ⅱ型和Ⅰ型为主，生油能力强；其他层位烃源岩有机质类型主要为Ⅲ型，以生气为主。②玛湖凹陷原油可分为A类、B类和C类，其C20、C21和C23三环萜烷分布形态依次呈上升型、山峰型和下降型，三环萜烷相对含量和甾烷异构化参数逐渐增加，指示原油成熟度逐渐升高。不同类型原油的空间分布具有明显的有序性，其中A类原油靠近凹陷边缘，C类原油集中在凹陷中部地区，而B类原油处于A类与C类之间的斜坡区。③油源对比和热模拟实验结果显示，3类原油来源于不同热演化阶段的风城组烃源岩。玛湖凹陷原油特征差异性成因的新认识合理解释了3类原油的来源、分布和形成机理，对于玛湖凹陷全方位立体找油、全油气系统不同性质原油分布及有利勘探区预测均具有一定的指导作用。
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基于柴达木盆地西南地区野外露头、钻井岩心、铸体薄片、测井解释、钻井油气显示及试油气成果等资料分析，结合青海湖现代盐湖沉积，对柴西南地区新近系咸化湖相滩坝沉积特征、发育规律、控砂因素及油气成藏特征等开展研究。结果表明：新近系咸化湖盆广泛发育滩坝砂体，岩性为细砂岩、粉砂岩，发育波状层理、低角度交错层理、透镜状-脉状层理等；滩坝砂体具有纵向上多期叠置、侧向上迁移、平面上呈北西—南东向广覆式连片的时空分布特征，预测新近系滩坝砂岩叠合面积达3 000 km2；水体盐度影响滩坝砂岩的沉积速率与滩坝的离岸距离，物源区碎屑输入量影响滩坝砂岩的规模与富集，古地貌控制着滩坝砂体的形态及叠加样式，西北季风驱动效应控制滩坝砂岩的长轴延伸方向；滩坝具有“一砂一藏”的成藏特征，厚层滩坝砂体控制有效储集层分布，油源断裂控制油气运聚主要方向。通过成藏要素分析，提出扎哈泉南、英东—乌南东和花土沟东等3个有利勘探目标区。
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基于最新钻井与地震资料，对鄂尔多斯盆地乌审旗古隆起的分布进行刻画，同时采用Bischke曲线、平衡剖面方法分析其形成演化。结果表明，乌审旗古隆起为加里东早期形成的挤压型古隆起，平面呈南北向展布的椭圆状，长轴约194 km，短轴近东西向，长55~94 km，核部寒武系被剥蚀的厚度与面积分别为170~196 m和11 298 km2；利用年代地层格架剖面分析古隆起主体形成时间为怀远运动时期；中—晚寒武世为乌审旗隆起雏形期，晚寒武世末期隆起显著发育后被剥蚀，至奥陶纪马家沟组马三段沉积期隆起发生继承性活动，隆起面积减小，马四段沉积期—石炭系沉积前古隆起区地层发生非均一性抬升并遭受剥蚀，石炭纪及其之后进入埋藏保存的稳定期。乌审旗古隆起是在基底与构造薄弱带之上形成的，并受南部、北部的非共轴挤压以及盆内隆起传递的应力影响，发育成形态不规则的挤压型古隆起，该古隆起对沉积储集层和油气聚集具有一定控制作用。
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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）岩心观察、实验分析测试、测-录井等资料分析，揭示长73亚段多类型页岩油发育的地质特征及富集规律，探讨多类型页岩油勘探潜力及攻关方向。研究表明：①长73亚段发育运移-滞留复合型和滞留型2类页岩油，运移-滞留复合型储集层为砂质碎屑流、低密度浊流成因的砂质纹层和半深湖—深湖富有机质泥页岩纹层频繁互层叠置的组合段，滞留型页岩油储集层为页理及显微纹层频繁发育的黑色页岩，运移-滞留复合型页岩油品质略好于滞留型页岩油。②优质烃源岩提供大量高势能富烃优质流体；源储压差为渗流条件较好的贫有机质砂岩类薄夹层和页岩中的长英质纹层、凝灰质纹层及页理缝原油聚集提供动力；生烃增压缝-页理缝-微裂缝为原油微运移提供高速通道；频繁发育的砂岩夹层及长英质纹层不仅为烃类规模聚集提供有效的储集空间，还能有效提高烃类的可动性。③环洼富砂区是运移-滞留复合型页岩油规模勘探的主要方向，成熟深洼区是中高成熟度滞留型页岩油风险勘探的主要方向，围绕低熟深洼区积极推进原位转化研究和现场实施是中低成熟度滞留型页岩油勘探的主要攻关方向。
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针对目前关于陆相湖盆不同体系域内部重力流沉积的差异性研究薄弱的情况，以渤海湾盆地东营凹陷史深100地区古近系沙河街组三段中亚段为例，综合利用岩心、测井和三维地震等资料，分析强制湖退期湖底扇沉积构型特征及四级基准面变化对其发育的影响。研究表明，四级基准面上升期湖底扇以异重流成因为主，下降晚期滑塌成因比例逐渐上升。四级基准面从上升到下降，异重流成因湖底扇内部水道延伸距离持续减小，导致湖底扇的平面形态从高度沟道化的扇形向裙带状的扇形转变；此外湖底扇内部的分支水道复合体构型样式由垂向加积转为侧向迁移，单一水道的横向规模逐渐减小；朵叶体复合体的构型样式从侧向摆动型补偿叠置演变为加积型叠置，单一朵叶体的横向规模逐渐增大。该研究深化了高频层序地层中重力流沉积规律的认识，并为湖底扇油气藏精细开发提供了地质依据。
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为探索页岩油注空气驱油机理，建立了基于CT扫描和核磁共振技术的页岩油注空气提高采收率在线物理模拟方法，研究了不同衰竭压力下页岩油空气驱开发效果、不同大小孔喉微观动用特征和页岩油空气驱采油机制，分析了空气含氧量、渗透率、注入压力、裂缝对页岩注空气驱油效果和不同大小孔隙原油采出量的影响。研究表明，页岩储集层衰竭开采后注入空气可大幅提高页岩油采收率，但不同注入时机下驱油效率和不同级别孔喉动用程度存在一定差异。空气含氧量越高，低温氧化作用越强，不同大小孔隙动用程度越高，采收率越大。渗透率越高，孔喉连通性越好，流体流动能力越强，采收率越高。注入压力升高，孔喉动用下限减小，但易产生气窜现象导致突破提前，采收率先增大后减小。裂缝能加大气体与原油的接触面积，通过基质向裂缝供油提高空气波及系数和基质泄油面积，在合理生产压差下，注空气前进行适当的压裂改造有助于提高空气驱效果。
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从煤层气开发地质选区的角度出发，优选涵盖影响煤层气开发的地质条件和开采条件的煤层气开发地质“甜点区”评价参数，构建煤层气开发地质“甜点区”评价指标体系，并在此基础上建立煤层气开发地质“甜点区”模糊模式识别模型。应用该模型对沁水盆地南部樊庄区块3号煤层的4个评价单元进行评价，评价结果与实际开发效果一致，并与现有研究成果吻合，验证了模糊模式识别模型的合理性和可靠性。研究表明：煤层气开发地质“甜点区”模糊模式识别模型不涉及参数赋权，克服了层次分析与多级模糊综合评判传统模型由于参数赋权而导致评价结果具有不确定性的缺点，同时无需构建多级判断矩阵，计算过程更加简单。模糊模式识别模型预测结果可靠，可为煤层气高效开发提供技术支撑。
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为了研究亲水SiO2纳米颗粒与低矿化度水对无黏土人造Berea砂岩岩心润湿性的影响，在不同纳米颗粒质量分数和盐水矿化度下开展了毛管压力、界面张力、接触角和Zeta电位测试及动态驱替实验，采用美国矿务局（USBM）润湿性指数量化砂岩润湿性的改变，评估纳米颗粒的稳定性和滞留性及纳米流体提高原油采收率的效果。研究表明，SiO2纳米颗粒与低矿化度水混合驱替可以使砂岩更加水湿。随盐水矿化度降低、纳米颗粒质量分数增加，油水界面张力和接触角均减小；当盐水矿化度降至4 000 mg/L，纳米颗粒质量分数增至0.075%时，润湿性改变最为明显，此时原油采收率提高约13个百分点。盐水矿化度为4 000 mg/L、SiO2纳米颗粒质量分数为0.025%时，纳米颗粒滞留引发的渗透率伤害最小。
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为进一步明确体积压裂多分支裂缝内支撑剂的运移铺置规律，开展了不同裂缝形态、砂比、分支缝开启时机和不同粒径支撑剂注入顺序条件下的支撑剂运移模拟实验。研究表明，不同位置分支缝的逐级分流使分支后主缝砂堤高度增加，铺置长度减小。分支缝的流量是影响其充填的主要因素，分流作用使得远井分支缝流量小、充填情况较差。倾斜裂缝壁面对支撑剂施加减缓其沉降的摩擦力，提高支撑剂在裂缝纵向的分布。砂比增加可改善近井主缝和远井分支缝的充填并使主缝砂堤长度增加，由于缝高的限制，砂比提高到一定值后裂缝充填情况改善幅度减小。分支缝常开（持续扩展）时分支缝最终的支撑效果最好，但主缝铺置长度短，先关后开（后期扩展）的支撑效果优于先开后关（前期扩展）。不同粒径支撑剂顺序注入可增加主缝和分支缝的铺置长度，先小后大注入可改善近井裂缝充填，先大后小注入时近井裂缝充填情况不如先小后大注入时。
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根据扇形井网趾端和跟端井距差异性，结合位错理论、离散格子法和有限元流固耦合理论，建立考虑地质力学建模、诱导应力计算、水力压裂模拟以及压后产能评价的扇形井网体积压裂地质工程一体化方法，同时提出针对扇形水平井常规产能区和潜在产能区进行差异化压裂设计的思路。研究表明，对于研究的H1扇形井平台，先压裂常规产能区后，潜在产能区水平主应力差的最大降低幅度为0.2 MPa，无法引发应力反转，但应力差的降低，仍有利于水力裂缝的横向扩展。潜在产能区中Ⅰ区井段的压裂优化方案为只压裂2号井，簇间距30 m，单段排量12 m3/min；Ⅱ区井段压裂优化方案为先压2号井，后压3号井，簇间距为30 m，单段排量为12 m3/min。潜在产能区孔隙压降波及面积小，储集层动用程度低，可提高趾端区域的水力压裂改造强度，例如适当加密布缝、调整布缝结构，以扩大波及体积、提高动用程度。
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基于四川盆地南部（简称川南）泸州区块构造展布特征和断裂发育特点，应用微地震、测井、地应力等资料，总结深层页岩气井套变特征，明确套变机理与主控因素，建立套变风险评估图版并提出针对性的套变风险防控对策。研究表明：压裂激活断裂滑移是川南泸州深层页岩气井套变的主控因素，工区断裂逼近角主要为10°~50°，占比65.34%，临界激活孔隙压力增量为6.05~9.71 MPa。对于地质因素导致的套变，防控措施主要有避让风险断裂、选择应力机制因子低值区布井两个方面。对于工程因素导致的套变，防控措施主要有4个方面：①布井时尽量避让高激活风险和高滑移风险断裂，无法避开时尽量选择远离断裂中心位置的区域；②优化井筒参数，调整井筒方位可在一定程度上降低作用在套管上的剪应力，降低套变程度；③优化井身结构设计，在不影响优质储集层钻遇率的基础上，确保水平井弯曲段曲率半径大于200 m；④优化压裂施工参数，增大避射距离、降低单次施工压力、增加段长等是降低套变风险的有效措施。
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针对CO2捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）项目全流程温室气体减排量化和核证的难点，在温室气体自愿减排项目方法学框架下，通过研究项目各工艺环节核算边界、基准线排放和项目排放量核算方法、散逸和泄漏量化与预测模型，建立CCUS-EOR项目碳减排量核算方法，为CCUS-EOR项目温室气体减排量化提供核证依据。结合吉林油田CCUS-EOR工业示范项目全流程能耗、散逸和泄漏排放监测的实际数据进行核算，项目在现有80%埋存率下的净减排效率约为91.1%。不同浓度和规模的CCUS-EOR项目碳减排量核算和预测表明，在项目核算边界内，燃煤电厂为代表的低浓度气源CCUS-EOR项目年核证净减排效率约为37.1%，天然气制氢为代表的高浓度气源CCUS-EOR项目年核证净减排效率约为88.9%。该方法适用于核证计入期内多种基准线情景下CCUS-EOR项目的碳减排量核算，可为企业CCUS-EOR项目布局与产业规划提供决策依据。
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选取渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组三段下亚段富灰质纹层状页岩岩样，开展高温高压岩心浸泡实验与点阵纳米压痕实验，分析不同浸泡时间、压力和温度条件下水/超临界CO2作用对页岩微观力学特性的影响。研究结果表明：水/超临界CO2浸泡后，页岩损伤主要为黏土富集的纹层内部产生诱导裂缝，且超临界CO2浸泡引起的诱导裂缝宽度更小。受诱导裂缝影响的区域弹性模量和硬度的统计平均值降低，且纹层附近易发生压实闭合、产生应力诱导拉张裂缝。浸泡时间越长、浸泡压力越大、浸泡温度越高，页岩表面弹性模量和硬度下降越明显。与水相比，超临界CO2-页岩作用下的页岩表面力学损伤程度更低，可作为压裂液防止页岩储集层压裂裂缝面软化。
