利用柴达木盆地西南部地区野外露头、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,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分态及叠加样式,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。提出3个有利目标区,对岩性油气藏勘探拓展具有重要意义。

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缺乏认识的情况,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、粒度、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理论依据。

基于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。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。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。

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,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;其他层位烃源岩生烃潜力较差,有机质类型主要为Ⅲ型,以生气为主。玛湖凹陷原油可分为A类、B类和C类,其C₂₀、C₂₁和C₂₃三环萜烷分布形式依次呈上升型、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。油源对比和热模拟实验结果显示,A类和C类原油来源于不同热演化阶段的风城组烃源岩,而B类原油为A类和C类的混合。玛湖凹陷原油特征差异性成因的新认识合理解释了不同类型原油的来源、分布和形成机理问题,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。

从煤层气开发地质选区的角度出发,优选了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,构建了煤层气开发地质“甜点区”评价指标体系,并在此基础上建立了煤层气开发地质“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个评价单元进行了评价,评价结果与实际开发效果一致,同时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。

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烃源岩,具有高含硫富藻、早熟早排、生油窗口宽的成烃特征;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,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“强势输导、鼻隆汇聚”等多种油气成藏模式,揭示出“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、源-储-圈-运有效配置是保障”的临河坳陷油气晚期富集成藏规律,并通过勘探实践发现了规模富集的吉兰泰和巴彦油田。

在“双碳”目标背景下,中国煤层气产业已经进入一个新阶段,但是受资源禀赋复杂、理论基础薄弱等因素影响,中国煤层气产业发展面临诸多瓶颈和挑战。煤层气产业长期存在的主要问题表现为“三低一小一不实”,即勘探程度低、技术适应性低、投资回报率低、发展规模小、管理不落实等。经过攻关探索,深部（层）煤层气勘探开发近期取得重大突破。研究认为,中国煤层气产业应按照近期和长远“两步走”发展战略。第1步2030年之前的近期可分为两个阶段：第1阶段到2025年,实现理论与技术的新突破,完成国家“十四五”规划目标100×10⁸ m³,坚定产业发展信心;第2阶段到2030年,形成针对大部分地质条件的适用性技术,进一步扩大产业规模,实现年产300×10⁸ m³,在天然气总产量中占有重要地位。第2步为2030年之后的长远时期,逐步实现1 000×10⁸ m³大产业战略。实现上述目标的战略对策是坚持“技术+管理双轮驱动”,实现技术与管理的同步拉动,促进煤层气产业高质量发展。技术上,重点瞄准“中浅部（层）煤层气精细有效开发、深部（层）煤层气规模效益开发、煤系‘三气合采’立体开发、提高采收率及煤层（岩）原位转化”等四大领域,按照全生命周期、地质工程一体化的模式开展攻关。管理上,深入聚焦“资源、技术、人才、政策、投资”五大要素,围绕“以技术创新为核心,五位一体、协同创新”的理念,开展全方位、一体化管理。

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。

采用全直径页岩岩心,保留原始天然层理缝,基于自主设计的全直径岩心实验装置,在不同闭合压力、注入流量等参数下对层理缝在4个径向方位的流动能力非均衡性进行评价。研究表明,层理面的表面分布形态影响层理缝导流能力,在不同闭合压力、不同注入流量条件下,4个径向方位的流动能力差异明显,裂缝表面粗糙度越大,流动能力随闭合压力的变化幅度越大。对于未支撑层理缝,随着闭合压力增加,存在4个径向方位上流动能力均差百分比逐渐增大的现象,这一现象在埋深较大的岩样中更为明显,表明随着闭合压力增加,层理缝内流动非均衡性存在增大的趋势。铺置支撑剂后,在较低闭合压力下受到裂缝粗糙面自支撑、支撑剂失稳与非均匀铺置综合影响,流动非均衡性在相同闭合压力下大于未铺置支撑剂时,但随着闭合压力增加,支撑剂逐渐压实稳定,流动非均衡性逐渐缓解。

通过岩心观察、实验分析测试、地质剖析和数值分析等多方法相结合,明确玛湖凹陷下二叠统风城组页岩油富集主控因素,进一步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页岩层系内烃类的短距离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,形成了页岩层系内的源储富集模式,按富集过程可分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指示意义。

通过对比中美在页岩油气开发理念、储集层改造对策、压裂施工参数、压裂装备工具与材料、采油采气技术、数据成果共享6个方面的技术进展及差距,系统总结了中国页岩油气资源开发在渗流规律认识、油气储量动用、复杂裂缝监测、重复改造技术、采油采气技术、套变防治技术、井筒维修技术7个方面存在的短板。在此基础上,结合中国页岩油气的地质要素与工程要素,从宏—细观角度提出了建设基础创新工程、开采技术工程、油气稳产工程、配套提效工程这“四大工程”的发展建议,以促进页岩油气产业链与创新链快速、高效、稳定、绿色和规模化发展,从而实现“稳油增气”的目标。

选取渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙三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-岩石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。

通过分析中国陆相湖盆细粒重力流沉积作用的地质条件和过程,以期建立湖盆细粒重力流沉积模式,并揭示细粒沉积和源储发育规律、识别页岩油“甜点段”。研究表明：细粒重力流是深湖环境重要的沉积作用过程之一,能把浅水细粒碎屑和有机质搬运到深湖,有利于形成页岩油的“甜点段”和优质源岩。中国湖盆深水环境发育的细粒重力流沉积主要是细粒浓密度流,细粒浊流（包括浪涌状浊流和细粒异重流）、细粒黏性流（包括细粒碎屑流和泥流）和细粒过渡流沉积。温暖湿润的气候条件下,湖平面升降、洪泛事件和湖底古地貌可控制欠补偿型湖盆细粒重力流的沉积分布。湖平面上升期,洪水引发的细粒异重流可在湖盆地形平坦的深湖区形成“细粒水道—堤岸—朵叶”体系。湖平面下降期,坳陷湖盆的挠曲坡折及沉积斜坡部位、断陷湖盆的陡坡带发育非限定水道为主的湖底扇体系,断陷湖盆的缓坡及轴向发育限定或非限定水道湖底扇体系,湖底扇扇缘可发育细粒重力流沉积。湖盆四级沉积层序水进可导致富有机质页岩和细粒异重流的沉积,水退可引起细粒浓密度流、浪涌状浊流、细粒碎屑流、泥流和细粒过渡流沉积。二叠纪以来中国湖盆页岩层系多个四级层序水进-水退旋回形成了多套源储组合,中国湖盆多样的细粒重力流沉积作用形成了由细粒浓密度流、细粒异重流、浪涌状浊流沉积形成的薄层粉砂岩“甜点段”,由细粒过渡流形成的泥岩与粉砂互层的“甜点段”,由细粒碎屑流、泥流等形成的含粉砂屑和泥屑的水平层理泥页岩“甜点段”。湖盆细粒重力流沉积模式的建立,对科学评价页岩油储集“甜点段”具重要意义。

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。

利用三维可视化在线微米-纳米孔隙尺度天然气充注物理模拟实验,结合孔隙尺度原位叠算技术、孔隙网络模拟技术和视渗透率理论,研究低渗（致密）气充注过程中气水流动与分布规律及其影响因素。通过精确刻画分析孔隙尺度气水流动与分布特征及其变化可以发现,低渗（致密）气充注过程分为扩张和稳定两个阶段：扩张阶段形成了大孔喉先于小孔喉,孔喉中央先于边缘的气驱水连续流动模式,半径大于20 μm的孔喉构成了气相充注通道的格架;随充注动力增加,孔隙边缘和更小孔隙中央的可动水持续被驱出,半径为20~50 μm和半径小于20 μm的孔喉分阶段依次主导了气相充注通道的扩张,充注通道的孔喉半径、喉道长度和配位数递减,是气相渗透率与含气饱和度的主要增长阶段;其中,半径为30~50 μm的孔喉控制了含气饱和度的增长模式。稳定阶段,气相充注通道扩张至极限,通道的孔喉半径、喉道长度和配位数保持稳定,孔喉网络中形成稳定的不可动束缚水,气相呈集中网簇状、水相呈分散薄膜状分布,含气饱和度和气相渗透率趋于稳定。半径小于20 μm的连通孔喉控制了气相充注通道的极限规模,控制了稳定气水分布的形成及最大含气饱和度。连通孔喉非均质性影响了孔喉中气相充注和气水分布的动态变化过程。微米-纳米孔喉配置及其非均质性控制了低渗（致密）砂岩气充注动态过程及气水分布特征。