面对非常规油气规模快速发展引发的全球能源行业诸多重大转变,亟需深入思考非常规油气革命对经典石油天然气地质学理论的深刻影响,重新审视油气成藏要素地质概念和油气系统理论框架,赋予石油天然气地质学新时期全新的学科内涵。基于此,总结了近期全球非常规油气勘探开发的重大进展,指出非常规油气革命不仅具有油气资源大幅增加的经济意义,而且对石油天然气地质学理论带来重大革新,因此具有重要的科学意义。归纳了经典石油天然气地质学生烃、储集层、分布和开发等4方面的理论核心内容,全面回顾了石油天然气地质学理论发展历史中的5个重要节点,包括背斜与圈闭理论、有机质生烃与油气系统理论、陆相油气地质、海洋深水油气地质、连续型油气聚集与非常规油气地质理论。非常规油气对经典石油天然气地质学在圈闭、储集层、盖层、资源分布、富集规律等基本理论概念方面产生了重大突破,推动油气地质基础研究向全过程生烃、全类型储集层、全成因机制、全种类油气资源转变,深化非常规油气地质理论研究,推动石油天然气地质学理论体系发展与重构,对中国乃至世界油气从常规向非常规战略发展具有重要意义。图4参78

阐述了油气藏开发地质学的主要科学问题、学科内涵、研究进展与发展展望。油气藏开发地质学以油气藏连通性、可流动性及时变性为关键科学问题,主要研究油气藏开发地质控制因素的成因机理与分布模式、地质因素对油气开采的控制作用机理及油气藏动态演变规律、油气藏表征与建模技术,在高含水油藏,低渗、致密、页岩油气,缝洞型油气藏开发地质理论和技术方面取得了重要进展,已发展成为一门独立学科。随着油气田开发在深层、深水、非常规油气领域的扩展及高含水油藏开发难度的增大,需进一步发展油气藏开发地质理论和技术,以更好地支撑油气田的经济高效开发及可持续发展。图6参57

针对石油勘探开发的实际需求,阐述了人工智能技术在石油勘探开发领域的研究进展与应用情况,探讨并展望未来人工智能技术在石油勘探开发领域的发展方向与发展重点。机器学习在岩性识别、测井曲线重构、储集层参数预测等测井处理解释方面初步应用,并显现出巨大潜力;计算机视觉技术在初至波拾取、断层识别等地震处理解释方面应用已有成效;油藏工程领域深度学习和最优化技术已开始应用于水驱开发实时调控、产量预测等方面;数据挖掘在钻完井、地面工程等领域的应用初步形成了智能化装备、一体化软件。未来人工智能在石油勘探开发领域潜在的发展方向为智能生产装备、自动处理解释和专业软件平台,发展重点为数字盆地、快速智能成像测井仪器、智能化节点地震采集系统、智能旋转导向钻井、智能化压裂技术装备、分层注采实时监测与控制工程等技术。表1参19

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。

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。

基于油气勘探发现和地质认识进展，从成盆、成烃、成储及成藏的内在地质过程出发，揭示沉积盆地超深层油气的形成与赋存规律并探讨超深层领域的关键科学问题。中国超深层主要经历中新元古代和早古生代2个伸展-聚敛旋回，构造-沉积分异产生空间上相邻的源-储组合；发育丘滩体型、岩溶缝洞型、断溶型、白云岩型和断裂带型等多种类型规模性碳酸盐岩储集体、超压型碎屑岩和基岩裂缝性储集体；油气多期复合成藏，晚期调整定位；油气分布受高能滩带、区域不整合面、古隆起与大型断裂带等的控制；赋存多种成因的天然气和轻质油。超深层油气资源占剩余总资源量的33%，为中国油气勘探的重要接替领域；超深层的大型成藏地质单元与规模富集区带将是持续取得油气大发现的重点方向，勘探前景广阔。超深层油气地质条件和富集区带预测为油气地质学研究的关键科学问题。

中国天然气进入跨越式发展的黄金时期,成为向清洁能源过渡不可逾越的桥梁。通过对国内外天然气发展现状、理论技术、潜力前景进行重点研究和阐述,结果表明：①全球天然气资源丰富,剩余探明可采储量186×10¹² m³,储采比为52.4,具备长期加快发展的资源基础;②提出了常规-非常规天然气地质学内涵,其形成分布具有10条规律,天然气勘探地质形成以不同气源为核心的常规圈闭“单体型”大气田成藏理论、以不同岩类储集层为核心的非常规“连续型”甜点区聚集理论,天然气开发地质形成以常规“控制水侵”为核心的构造气藏开发理论、以“人工气藏”为核心的非常规天然气开发理论;③中国天然气地质资源量（不含天然气水合物）达210×10¹² m³,整体探明率不足2%,天然气储产量将持续增长,预计2030年前年增探明地质储量约为（6 000~7 000）×10⁸ m³,预计2030年常规、非常规气产量均有望达到1 000×10⁸ m³左右,消费量需求可达5 500×10⁸ m³,天然气对外依存度可能达到64%,2050年可能达到70%;④提出中国未来天然气发展应加大资源规模区勘探力度、提高非常规气开发效益、增强储气库调峰与LNG（液化天然气）规模建设等10条措施。图8表5参32

基于野外露头特征,结合区域构造背景,综合钻井及地球物理资料,利用宏观与微观观察、地球化学元素测试、总有机碳含量及镜质体反射率测定等对四川盆地北部中二叠统茅口组沉积特征进行研究。结果表明,在中二叠统茅口组沉积晚期,川北地区广元—旺苍一带存在一套富有机质的深水沉积,该套地层自北西向南东方向分布,厚10~30 m,以硅质岩、硅质泥岩等为主夹重力流沉积。硅质岩、硅质泥岩单层厚度薄、层面平整,富含硅质放射虫、海绵骨针及体小壳薄的腕足类生物化石,具有典型的深水海槽相沉积特征。地球化学测试硅质岩类中的铜、钴、钼、镍等元素含量以及镍与钴含量的比值等指标均指示此套沉积属深水还原环境下的产物,其TOC值为3.21%~8.19%,平均值为5.53%,具有良好的生烃能力。海槽南侧为较高能的台地边缘相区,沉积的主要是厚层块状泥-亮晶生物（屑）灰岩,有利于储集层的形成。茅口组沉积晚期,扬子板块西北缘勉略洋壳向北俯冲与“广元—旺苍”海槽的形成提供了内在动力条件。从该海槽的发育位置、沉积特征和形成动力来看,与前人提出的晚二叠世“开江—梁平”海槽相似,因此认为“开江—梁平”海槽在中二叠世晚期就已经具有雏形。图13表2参37

二氧化碳捕集、驱油与埋存（CCUS-EOR）是最现实可行的规模化减碳技术,也是大幅度提高低渗透油田采收率的关键技术。梳理了国外CCUS-EOR发展的主要历程及其产业化进展,总结了中国CCUS-EOR技术攻关成果和矿场试验进展情况,分析了CO₂捕集、输送、驱油与埋存等全产业链的发展现状、面临问题与挑战,指出了中国CCUS-EOR规模化应用在驱油增产、埋存减碳等方面的巨大潜力和发展前景。提出目前中国CCUS-EOR正处于矿场试验向产业化发展的关键时期,需要针对中国陆相油藏的特点,发挥油田CO₂驱油可驱储量丰富、地下埋存空间巨大、地面基础设施完善和井筒注入通道分布广泛等优势,积极与碳源排放企业合作,加快攻关低浓度CO₂的低成本规模捕集、超临界长距离输送、更大幅度提高采收率和埋存率、安全规模埋存等核心关键技术攻关和示范工程建设,构建CCUS-EOR全产业链理论技术标准体系,支撑和推动工业化规模应用,以创新链引领CCUS-EOR新兴产业链快速效益发展。

系统梳理中国致密油气发展历程,提升总结勘探开发理论认识,客观对比中美地质条件及开发技术,明确了中国致密油气的勘探开发进展与所处的发展阶段,并从理论技术、工艺方法、开发政策等方面对中国致密油气的未来发展进行了展望。近10年来,依靠勘探开发实践和科技、管理创新,中国致密油气取得重大突破,探索了致密油气形成与分布等成藏规律,形成了“多级降压”、“人工油气藏”等开发理论认识,创新集成了富集区优选与井网部署、提高单井产量及采收率、低成本开发等技术系列,推动了致密油气的储量与产量的快速上升。但受控于沉积环境和构造背景,中国致密油气相比于北美,储集层连续性差、开发难度大、经济效益差,在储集层识别精度和压裂改造工艺等方面还存在一定差距。未来中国应进一步优化资源评价方法,攻关高精度三维地震、人工油气藏、智能工程等关键工程技术,创新发展新一代提高单井产量与提高采收率理论技术,积极争取致密油气财税补贴政策,促进致密油气快速规模发展。图5表8参40

在前期对南方海相页岩气富集规律认识的基础上,应用涪陵页岩气田的勘探开发资料,详细论述了涪陵页岩气田富集的主控因素及其相互关系,对海相页岩气“二元富集”理论认识有了进一步的思考。气田富集的基础首先在于气体的生成和储集,研究区深水陆棚页岩气储集层具有“高TOC、高孔隙度、高含气量、高硅质”四高特征,生烃强度高,有机质孔发育,有利于储集层改造,是涪陵页岩气“成烃控储”的基础。保存条件对页岩气的形成和富集至关重要,良好的页岩顶底板从页岩生烃开始就能有效阻止烃类纵向散失而滞留聚集,后期构造作用的强度与持续时间决定了页岩气保存条件,保存条件好是页岩气“成藏控产”的关键地质因素,页岩储集层含气性好、孔隙度高,地层（超）高压,有利于形成页岩气富集高产区。图13参30

二氧化碳是全球碳循环的重要介质,具有实现生态系统有机物的转换和造成温室效应的双重属性。将大气圈中被固定或可利用的二氧化碳定义为“灰碳”无法被固定或利用,并留存在大气圈中的二氧化碳定义为“黑碳”。碳中和是人类发展的共识,但在实施过程中面临着政治、资源、技术、市场、能源结构等诸多挑战。提出碳替代、碳减排、碳封存、碳循环是实现碳中和的4种主要途径,其中碳替代将是碳中和的中坚力量。新能源已经成为第3次能源转换的主角,未来将成为碳中和的主导。目前,太阳能、风能、水能、核能、氢能等是新能源的主力军,助力电力部门实现低碳排放;“绿氢”是新能源的后备军,助力工业与交通等领域进一步降低碳排放;人工碳转化技术是连接新能源与化石能源的桥梁,有效降低化石能源的碳排放。预测2030年中国碳达峰的峰值约110×10⁸ t。按照高、中、低3种情景预测2060年中国碳排放将分别降至22×10⁸,33×10⁸,44×10⁸ t。针对中国实现碳中和提出7项实施建议。构建中国新的“三小一大”能源结构,推动实现中国能源“独立自主”战略。图9表2参35

基于中国南海北部神狐海域GMGS3钻探区内岩心、测井、二维及三维地震数据综合分析,对黏土质粉砂储集层高饱和度扩散型天然气水合物分布特征、差异聚集机理及其成藏机制进行研究。研究结果表明：高饱和度水合物通常对应着高电阻率、低声波时差,强似海底反射（BSRs）,且在BSRs下部可能存在泥底辟及气烟囱等形式的流体渗漏现象;水合物储集层以黏土质粉砂细粒沉积物为主,局部存在具有较高孔渗性的粉砂细粒沉积物;水合物类型以I型为主,在I型水合物层的底部可能存在II型水合物;水合物气源为热解气、微生物气混合成因,来自白云凹陷中心深部的热成因气通过断层和泥底辟及气烟囱向浅层运移并与原位生物气混合,直至运移至水合物温度、压力稳定区域中富集形成高饱和度水合物;流体运移输导系统影响和控制了高饱和度水合物差异聚集成藏。图9参34

基于油气层测井知识图谱构建,提出知识驱动的神经网络油气层评价模型（KPNFE）。其功能主要包括：①多维度多尺度提取精细描述油气层的特征参数;②以图嵌入技术将这些特征参数所关联的实体、关系和属性表征为向量特征图;③实现油气层智能识别;④将专家知识有机地融入智能计算,建立潜力层推荐的评价体系与优选算法。以鄂尔多斯盆地姬塬区块所有钻遇三叠系延长组6段低孔低渗地层的547口井为研究对象,随机选取其中80%的井为训练集、20%的井为验证集,KPNFE计算结果表明,验证集的解释结果与专家解释结果吻合率达94.43%,所有试油层的解释结果符合率达84.38%,较一次解释提高了13个百分点,工作时效提高了100倍以上,并择优推荐了一批有望获得工业油流的潜力层。KPNFE模型继承了专家知识和经验并对其发扬提升,有效解决了油气层识别中存在的鲁棒性问题,且计算结果的可解释性强、准确性高,是老区老井测井再评价高效高质量工作的有效方法。

随四川盆地震旦系—寒武系天然气勘探的深入,地质认识不断创新,在川东北地区万源—达州发现了一近北东向展布的克拉通内裂陷。利用地震、野外露头资料,结合盆地区域构造背景分析,勾绘了万源—达州内裂陷的边界与空间展布,梳理了裂陷演化及其理论与勘探意义。研究揭示：①震旦系灯一、二段在地震剖面上有明显的“陡坎”带,显示台地边缘相带的存在,总体呈近北东向展布;②裂陷周缘灯影组一、二段较厚,灯影组三、四段较薄,裂陷内部灯影组一、二段较薄,灯影组三、四段较厚;③裂陷演化分为震旦纪灯一段—灯二段沉积期的形成阶段、灯三段—灯四段沉积期的充填与沉降阶段以及早寒武世麦地坪组—筇竹寺组沉积期的萎缩—消亡3个阶段,其形成受早期南华纪裂谷及区域性隆升联合控制。万源—达州克拉通内裂陷的发现改变了四川盆地震旦纪—早寒武世构造沉积格局的传统认识,该裂陷周缘震旦系天然气成藏条件有利,是今后的重要勘探方向。图10参34

针对白云岩成因、原生白云石沉淀、白云岩孔隙成因等问题,在前人认识的基础上,补充四川和塔里木盆地典型案例的岩石学和地球化学特征分析工作,取得3项进展：①提出基于岩石特征、形成环境和时间序列的白云岩成因分类,不同成因白云岩之间的成岩域、特征域界线清晰,演化线索清楚,更具系统性和连续性;②建立不同成因白云岩的岩石学和地球化学特征识别标志,白云岩之间的岩石学和地球化学特征的变化具有规律性,是连续时间序列上形成环境变迁的响应;③重新评价白云石化作用对孔隙的贡献,阐明白云岩中的孔隙主要来自原岩的沉积原生孔、部分来自表生溶蚀和埋藏溶蚀作用,早期白云石化有利于孔隙的保存。这些认识对白云岩成因的理解、不同成因白云岩的判识具重要的理论意义,同时对白云岩储集层预测具有重要的指导意义。图6表4参53

四川盆地安岳特大型气田的发现坚定了勘探家在元古界—寒武系找油找气信心。以中新元古代大地构造格局重建与重大地质事件分析为基础,从烃源岩、储集层条件及成藏组合类型和有效性入手,剖析了元古界—寒武系油气地质条件,指出中新元古代—早古生代间冰期低等生物繁盛,有机质富集并形成优质烃源岩;震旦系—寒武系微生物岩和颗粒滩体叠加多期建设性成岩改造作用可形成规模储集层,但早中元古代因缺氧事件,风化作用弱,储集层质量总体偏差,唯后期遭受风化淋滤者才有溶蚀改造型储集层发育机会。中国华北、扬子、塔里木克拉通中新元古代均发育大型裂陷槽（群）,烃源灶肯定存在,是否存在良好的源-储成藏组合,则视情况而定。上扬子地区肯定存在震旦系—寒武系有效成藏组合,华北地区成藏组合是否有效取决于两大条件：①元古界烃源灶与古、中新生界储集层构成的次生组合的有效性;②中新元古界经近纪以来改造形成的储集层与自身源灶晚期生烃能否构成匹配。塔里木盆地需要落实元古界时代归属、原盆地保持之后,再看是否存在有效成藏组合。总之,中国三大克拉通元古界—寒武系是一套潜在勘探新层系,值得研究和探索。图12表1参33

针对缝间应力干扰造成的段内各裂缝非均匀延伸问题,建立综合考虑应力干扰、流固耦合、多裂缝流量分配的分段多簇压裂裂缝动态延伸数值模型。基于建立的数值模型,研究了射孔孔眼摩阻、射孔簇间距、储集层岩石弹性模量、压裂液黏度对多条水力裂缝延伸形态的影响。模拟结果表明,考虑射孔孔眼摩阻时裂缝发育较为均衡;随着簇间距缩小、岩石弹性模量或压裂液黏度增大,应力干扰增大,导致部分裂缝缝宽变窄而减少进液,加剧了段内各裂缝的非均匀延伸。合理的孔眼摩阻能够有效促进多裂缝均匀延伸,为此提出了简便的射孔孔眼摩阻优化计算方法。通过估算压裂过程中缝间诱导应力值,定量计算出维持压裂段内裂缝均匀延伸所需的孔眼摩擦系数,并以此优选合理的射孔工程参数。采用射孔摩阻优化方法对1口水平井射孔参数进行计算,数值模拟结果及现场压裂效果显示,优化后的射孔参数能够有效维持各裂缝均衡发育。图7表2参20

总结采油采气工程领域“十三五”期间重要进展,分析当前采油采气工程在工艺适应性、数字化建设和节能减排等方面所面临的挑战,并指出未来的发展方向。“十三五”期间分层注入、人工举升、储集层改造、排水采气、井下作业等5大主体技术取得重大进展,为实现老油田持续挖潜、新建产能效益动用提供了关键技术保障。当前复杂国际政治经济形势下,采油采气工程面临油气开采技术难度不断增大、数字化转型技术仍不完善、绿色低碳技术尚不成熟等3个方面严峻挑战。确立稳油增气、数字化转型、绿色低碳发展3大战略方向和实施路径,指出精细分层注入技术、高效举升工艺技术、精准储集层改造技术、长效排水采气技术及智能井下作业技术5个重点研究方向,为中国油气行业的转型升级和高质量发展提供工程技术支撑。

基于前期基础研究,剖析松辽盆地古龙页岩油生产实践难题,提出古龙页岩油在储集空间、相态分布、流动规律和矿物演化等方面的特殊性,解析目前面临的基础科学问题。梳理出以下6个方面的关键科学问题:①古龙页岩有机质来源、生排烃机理和影响页岩油丰度的关键因素;②古龙页岩有效储集空间类型和结构特征及其对孔隙度和渗透率的贡献;③古龙页岩矿物成因和演化规律及其对储集层有效性、敏感性与可压性的控制作用;④古龙页岩岩石力学特征与裂缝扩展规律;⑤古龙页岩油油品、相态变化规律与吸附-解吸转化主控因素;⑥古龙页岩油液固-液气作用机理与提高采收率机制。提出了实现古龙页岩油规模化经济动用的重点攻关建议:①深化油气生成与排驱、储集与运聚等机理研究,指导页岩油地质甜点优选;②深化可压性与造缝机制研究,支撑工程甜点选择及工程设计优化;③深化地层条件下流体作用机理研究,指导开发方案优选及提高采收率技术选择。古龙页岩油的成功开发需要全球专家学者贡献多学科创新想法和技术思路,解决生产难题。图12表1参47

基于钻井、试气、分析化验等资料的综合分析,对鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部奥陶系马家沟组马五₁₊₂亚段致密碳酸盐岩储集层特征及其成因进行研究,并对天然气勘探潜力进行分析。研究提出致密碳酸盐岩储集层为孔隙度小于2%、渗透率小于0.1×10^-3 μm²的储集体。伊陕斜坡东部马五₁₊₂亚段致密碳酸盐岩储集层以含膏泥粉晶白云岩、泥粉晶白云岩及岩溶角砾白云岩为主,孔隙类型以裂缝-溶孔、裂缝-晶间孔为主,非均质性强,储集层呈薄层大面积展布。奥陶系顶部不整合面构造调整导致的储集层“造孔”与“填孔”作用,以及埋藏期溶蚀增孔与沉积充填减孔共同作用是储集层大面积致密化的主要原因。薄层白云岩致密储集层与上覆广覆式上古生界煤系烃源岩紧邻形成大面积致密碳酸盐岩气成藏组合,含气普遍,气藏埋深浅（1 900~2 500 m）,与上古生界致密砂岩气组成立体含气模式,因此鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部勘探开发潜力大。图9表1参28

系统综述CO₂-水-岩复杂作用机理、多孔介质反应输运（溶解、沉淀及沉淀运移）微观模拟、CO₂-水-岩系统微观模拟3个方面的研究进展，指出目前研究存在的主要问题并提出了关于未来研究方向的建议。CO₂注入储集层后，不仅存在常规渗流体系的流动和传质作用，还会产生溶解、沉淀及沉淀运移等特殊物理化学现象，其耦合作用导致多孔介质的孔渗参数变化规律复杂。孔隙尺度的微观渗流模拟，可以得到孔喉三维空间内的详细信息，且能显性观察到多孔介质流-固界面随反应的变化。目前研究主要在复杂作用机理解耦合、多矿物差异性反应表征、沉淀生成机理及表征（晶体成核和矿物脱落）、沉淀-流体相互作用模拟方法、多物理化学过程耦合渗流机制等方面存在局限。未来研究中，需要创新实验方法对“溶解—沉淀—沉淀运移”解耦合，提高矿物地球化学反应相关参数实验测试的准确度，在不同沉淀机理可靠表征的基础上，建立沉淀-流体相互作用模拟方法，并有机耦合各个物理化学过程，最终实现对CO₂-水-岩系统中“溶解—沉淀—沉淀运移”的耦合渗流模拟。

综合地震、钻井、测井、生产动态等资料,针对四川盆地安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组储集层特征与展布、气水分布等影响开发效果的关键地质问题开展研究,确定开发技术对策。结果表明：①磨溪区块垂向发育4期颗粒滩体,平面呈现“两滩一沟”格局;②储集层可分为溶蚀孔洞、溶蚀孔隙和基质孔隙3种类型,有效储集层以溶蚀孔洞和溶蚀孔隙型为主;③储集层基质物性较差,受高角度构造缝影响,整体表现为低孔、中—高渗特征;④气藏由西向东,气水界面逐渐降低,呈“三段式”结构,建产区统一气水界面为-4 385 m。在气藏地质特征认识基础上,结合数值模拟结果与国内外相似气田开发经验,确定开发技术政策：以颗粒滩主体发育区作为优先建产目标区;在构造高部位集中布井,延缓边水非均匀推进速度,延长气田稳产期;部署水平井,提高单井产能;确定气井合理配产和调峰气井产量,提升气藏开发效果。图12表2参11

综合分析研究了非常规油气储集层孔隙结构、非常规油气赋存状态、充注机理、富集主控因素和高产成藏模式方面的新进展。非常规油气地质研究从纳米孔隙的观测发展到全孔径孔隙结构的定量表征和三维重构,从非常规油气赋存状态的宏观、静态特征描述发展到微观、动态演化研究,从启动压差驱动和优势通道运移发展到跳跃式阶梯充注和润湿性优势输导,从“源控论”发展到源控下的“优势源储组合+保存条件”的成藏论,从非常规油气的“富集”地质模式发展到“富集+高产”的成藏模式,展示了非常规油气地质理论的研究进展和未来的发展趋势。在此基础上指出了非常规油气地质理论、深层非常规油气富集条件和资源可采潜力、非常规油气地质研究对工程技术的渗透及非常规油气资源共采基础地质研究面临的问题与挑战。图6表2参79

基于钻井资料,对川南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组大面积连续稳定分布的富有机质页岩进行了研究。通过单井地质评价,认为宜宾、泸州、大足等地区的页岩储集层品质好,TOC、孔隙度、含气量等关键参数与威远、自贡、长宁等建产区有相似性;研究区构造整体稳定,保存条件好,资源落实程度高;埋深4 500 m以浅可工作面积超过2×10⁴ km²,地质资源量超过10×10¹² m³,是中国页岩气资源最丰富、开发最现实的区块。经过长宁—威远国家级示范区建设,单井产量和单井最终可采储量大幅提高,单井成本大幅降低,经济效益好于预期,形成的本土化勘探开发主体技术和方法有效、可复制,快速上产的条件成熟。根据目前水平井的生产递减规律和未来投入的工作量,预计“十三五”末川南地区页岩气年产量将达到100×10⁸ m³以上,具备建成300×10⁸ m³年产规模并长期稳产的潜力,有望使川南地区成为中国最大的页岩气生产基地。图3表4参20

低渗透、致密油气及页岩油气在全球能源格局中占据愈发重要的地位,面临动用难度大、产量递减快、采收率低、开采成本高等亟需解决难题。为此提出“人工油气藏”开发新概念、新理念及技术方法新体系。提出以“甜点区”为基本单元,对渗透性差的油气区采取压裂、注入与采出一体化方式,形成一个“人工油气藏”,以提高采收率并进行规模经济开发。通过井群开发、压裂造缝和针对性流体介质注入,改变地下流体渗流环境和补充地层能量,在“甜点区”单元内形成“人造高渗透区”与“重构渗流场”,建立了“人工油气藏”地质、开发、生产、管理和决策综合信息管理系统,实现低渗透、致密油气与页岩油气大规模、有效益、可持续开发。创建了基于大数据的三维地震地质“甜点区”评价技术、井群大平台开发技术、体积改造人工智能造缝技术、渗吸置换与能量补充开采技术、基于云计算的“人工油气藏”智能管理技术,构建智慧油气田。在国内5大致密油气、页岩气区开展235井次先导性试验,致密油压采效果比以往常规技术提高2倍,页岩气实现商业开发,展示出良好应用前景。图4表2参37

综合中国南方海相页岩气10年勘探开发成果与评价认识,针对云贵高原昭通探区山地页岩“高演化、强改造、剪应力”的特点及浅层页岩气扩散与渗漏时间长、保存条件最为关键等现实问题,对浅层页岩气甜点控制因素及其选区评价关键技术进行研究。2017—2018年,昭通国家级页岩气示范区率先在埋深700~2 000 m的太阳背斜上获得了浅层页岩气的勘探突破和规模探明地质储量,通过太阳背斜区浅层页岩气成藏条件分析及甜点控制因素研究,明确盆地外复杂构造区山地浅层页岩气成藏与产能潜力受控于5大要素：①富气区构造改造弱,整体保存条件良好,呈现典型压扭性改造圈闭赋存模式;②富气区处于超压状态,页岩含气量高;③富气区发育优质页岩,烃源条件优越;④富气区页岩储集层品质优良,Ⅰ类储集层占主导;⑤富气区页岩脆性矿物含量高,水平应力差小,易于体积压裂改造。昭通示范区太阳背斜区浅层页岩气的勘探突破和产能规模建设的创新实践及其形成的核心技术,具有重要的示范与引领作用。图23表5参42

基于对国内已开发低渗透油气资源的认识和研究,提炼了低渗透油气藏的开发理论,总结了低渗透油气藏开发的关键技术,探讨了低渗透油气藏可持续发展的前景和技术方向。中国低渗透油气藏开发主要形成了5个方面的理论与关键技术：①发展了低渗透储集层渗流、双重介质渗流、相对均质等理论;②研发了“储集层有利区与含气性预测相结合、叠前和叠后相结合”的井位优选技术;③完善了定向射孔多缝、多级加砂、多级暂堵、直井多层、水平井等体积压裂提高单井产量技术;④提出了整体降压、局部增压、聚能冲压解堵、精细分注、温和超前注水等增注保压技术;⑤形成了水平井注采井网优化提高采收率技术。继续经济有效开发低渗透储量,必须做好3方面的工作：①依靠技术进步,继续研发新技术、新方法、新工艺,建立低品位油藏效益开发新模式,确定主体技术界限并做好超前开发接替技术储备;②坚持“低成本技术+低成本管理”体系,通过“技术和管理的不断创新,建立一套完整的低成本二元集成创新体系”;③争取国家优惠政策。图7表1参32

基于塔里木盆地轮古地区奥陶系鹰山组风化壳岩溶古地貌精细刻画,对岩溶残丘规模、数量及控储特征进行了量化研究。首先应用“印模法”及残丘体积计算公式,刻画了各级岩溶微地貌,对岩溶残丘的数量、相对幅度、面积、体积等参数进行定量评价,分析残丘不同部位储集层发育情况。轮古地区风化壳岩溶高差范围约140~160 m,厚度由岩溶高地向斜坡和阶地减小;共识别出各类残丘252个,Ⅰ、Ⅱ类残丘虽数量较少,但总体体积大,为有利的储集层发育区;残丘与现今构造高点重合率高（96.42%）,后期构造运动基本未改变残丘形态,具备良好的成藏条件;岩溶残丘主体部位洞穴型、裂缝孔洞型、孔洞型和裂缝型储集层均有发育,且优质储集层发育厚度较大,各项储集层参数优于残丘翼部,残丘相对幅度与单井产量具正相关性,残丘规模和部位与产量关系密切。图10表2参36

通过全面梳理中国石油天然气股份有限公司（以下简称“中国石油”）修井作业技术发展现状,阐述了修井作业在新时代背景下的内涵,明确了中国石油修井作业技术在修井装备、修井工具、修井技术、信息与标准化建设4个方面的新进展。指出中国石油与国外修井作业技术的差距主要表现在修井装备（工具）的自动化、智能化水平不高;“三高（高温、高压、高含硫）”气井带压作业、长水平段找堵水、超深井连续管作业配套工艺技术与国外有差距;修井作业信息化、标准化和大数据应用有待开展等。在此基础上,结合中国石油修井作业技术发展现状及未来面临的技术难点,提出了8个方面的发展建议：①加强储集层特征认识,提高修井方案针对性;②系统攻关大修技术,解决疑难井治理难题;③加大水平井作业攻关,研发长井段水平井作业配套技术;④完善带压作业技术,拓展带压作业空间;⑤扩充连续管作业能力,提升特种作业水平;⑥发展自动化修井技术,迈向人工智能领域;⑦全面推广清洁作业,建设绿水青山油气田;⑧完善信息化建设,实现修井作业资源共享。图4表1参20

针对鄂尔多斯盆地庆城油田三叠系延长组7段（简称长7）页岩油单砂层厚度薄、储集层致密且非均质性强、地层压力系数低、地貌复杂等特点，历经勘探发现、评价探索、开发试验、规模开发阶段，形成了以“甜点”优选技术、差异化立体布井技术、大井丛水平井优快钻完井技术、长水平井细分切割体积压裂技术和合理生产制度优化技术为核心的技术体系，以及黄土塬大平台工厂化作业为主的生产组织模式。通过以上关键技术的应用，大幅度提高了庆城油田单井产量，降低了投资成本，实现了完全成本55美元下的规模效益开发，2022年鄂尔多斯盆地长7页岩油年产油量达到221×10⁴ t，占中国页岩油年产量的70%，为陆相页岩油高效开发提供了有益借鉴。

针对古龙页岩油地下储集状态、开采机理、原油流动、高效采出4大问题，提出了高效开发面临的关键理论技术问题和相应的对策建议。通过页岩储集层不同储集空间中的流体赋存状态、流体相态变化、开采机理、原油启动机制、流态和流动规律、开采方式和提高采收率途径等方面的重点探索研究，给出了页岩油多尺度赋存状态及纳米限域空间流体相态特征，明确了以压裂缝-页理缝-基质渗吸为核心的多相、多尺度流动模式及开采机理，初步建立了相应的多尺度流动数学模型和可采储量评价方法，探讨了早期补能开发模式及采收率达到30%的可行性。据此提出古龙页岩油有效开发进一步重点研究方向：①攻关岩心、流体原位原始状态取样及无损测试技术；②构建高温、高压、纳米尺度室内模拟实验方法；③研发融合多尺度、多流态的数值模拟技术与规模化应用软件；④攻关无水体系（CO₂）压裂技术方法和增加垂直裂缝高度的压裂工艺；⑤探索早期补能提高采收率方法；⑥实施全生命周期技术经济评价。同时建议尽快开展多系列矿场试验，验证理论认识，优选开采方式，形成配套技术，提供可推广的开发模式，支撑和引领古龙页岩油规模有效开发上产。

页岩油地下原位转化是利用水平井电加热轻质化技术,将埋深300~3 000 m页岩中的重质油、沥青和各类有机物大规模转化为轻质油和天然气的物理化学过程,可称为“地下炼厂”,在清洁开采、总量规模与产出物品质等方面具有明显优势。以有机质生排烃机理为基础,研究认为陆相中低成熟度（R_o值小于1.0%）富有机质页岩中,滞留液态烃占总生油量最大比例约25%、未转化有机质达40%~100%。适合地下原位转化的富有机质页岩需具备以下条件：页岩集中段TOC值大于6%,且越高越好;R_o值为0.5%~1.0%;厚度大于15 m;埋深小于3 000 m、面积大于50 km²;页岩段顶底板封闭性好;地层含水率小于5%等。中国页岩油原位转化潜力巨大,技术可采资源量石油约（700~900）×10⁸ t,天然气约（60~65）×10¹² m³。页岩油地下原位转化是新时期“进源找油”勘探的重大接替领域,如能实现商业突破,对中国石油工业的长期稳定乃至跨越式发展都具有里程碑意义。图7表4参16

针对中国碳酸盐岩油气田成藏模式多样、构造复杂、储集层差异大的特点,跟踪分析了中国20世纪50年代以来的开发技术攻关实践,系统总结了所形成的碳酸盐岩油气藏开发理论与技术,分析了其适应性与存在问题,在此基础上提出了未来的发展方向及思路。中国碳酸盐岩油气藏开发主要形成了：①碳酸盐岩储集层的成因机制、复杂介质复合流动机理理论;②以地球物理描述、离散缝洞建模方法为核心的储集体识别和描述技术;③自由流-渗流耦合的数值模拟方法及试井分析技术;④空间结构井网设计、变强度注水和堵水封窜为核心的注水开发和氮气单井吞吐提高采收率技术;⑤钻完井、酸化压裂增产技术。进一步实现碳酸盐岩油气藏高效开发,需要开展4个方面的攻关：①发展更高精度的复杂储集层描述技术;②研发多途径的油气藏提高采收率技术;③完善和发展超深层碳酸盐岩钻井、酸化压裂改造方法,大幅降低工程成本;④加强信息技术、大数据技术、云计算、人工智能与油气藏开发的融合,实现油田开发的智能化。图5表1参46

基于中国祁连山冻土带、南海北部珠江口盆地、台西南盆地的陆坡等天然气水合物样品资料,进行了天然气水合物气的成因类型分析。研究结果表明,祁连山木里地区中侏罗统江仓组发现的天然气水合物气主要是油型气,为自生自储型,δ¹³C₁值为-52.7‰~-35.8‰,δ¹³C₂值为-42.3‰~-29.4‰;还发现了少量煤成气,气源岩可能主要为中侏罗统木里组含煤地层,δ¹³C₁值为-35.7‰~-31.3‰,δ¹³C₂值为-27.5‰~-25.7‰。南海珠江口盆地与台西南盆地天然气水合物气主要是CO₂还原型生物气,δ¹³C₁值为-74.3‰~-56.7‰,δD₁值为-226‰~-180‰;还发现热成因气遗迹,δ¹³C₁值为-54.1‰~-46.2‰。综合国内外20个地区（盆地）相关天然气水合物气地球化学资料,提出世界天然气水合物热成因气既有油型气也有煤成气,以油型气为主,在中国祁连山和加拿大温哥华岛附近识别出了少量煤成气,煤成气δ¹³C₁值重即大于等于-45‰,δ¹³C₂值大于-28‰;油型气δ¹³C₁值为-53‰~-35‰,δ¹³C₂值小于-28.5‰。世界天然气水合物气主要是生物成因气,并以CO₂还原型生物气为主,仅在俄罗斯贝加尔湖盆地发现乙酸发酵型生物气。CO₂还原型生物气δD₁值重即大于等于-226‰,乙酸发酵型生物气δD₁值轻即小于-294‰。世界天然气水合物的生物气δ¹³C₁值最重的为-56.7‰,最轻的为-95.5‰,其中-75‰~-60‰是高频段。世界天然气水合物气δ¹³C₁值最重为-31.3‰,最轻的为-95.5‰;δD₁值最重的为-115‰,最轻的为-305‰。图6表3参87

针对威远页岩气田优质储集层厚度小、水平应力差大及井间产能变化大等特点,在20余口评价井页岩储集层地质和测井评价基础上,系统分析、总结了全区100余口水平井优质储集层钻遇率、优质储集层厚度和压裂参数特征与单井测试产量的关系,明确单井产能的主控因素,提出水平井开发优化技术对策。研究表明,优质储量动用程度是决定水平井单井产能的主控因素,即页岩气水平井产能受控于优质储集层发育厚度、优质储集层钻遇长度和储集层改造程度。基于上述认识,对威远页岩气田进行了开发优化：①水平井靶体位置定于龙一₁¹小层中、下部（威202井区）和龙一₁¹小层（威204井区）;②开发井优先部署在优质储集层厚度较大的威远县城周边区域;③采用中高强度改造方式。优化方案实施后,单井测试产量和单井预测最终可采储量均大幅提高。图12表1参26

考虑致密储集层岩石及流体可压缩性和基质中流体的非线性渗流,建立了体积压裂致密储集层跨尺度渗流离散裂缝数值模拟模型,对模型进行了验证并进行了应用实例分析。模型采用两点流动近似方法计算传导率,并引入“星形-三角形”转换算法消除裂缝相交处的极细小网格,改善了计算稳定性。在时间域内采用全隐式离散,模型求解采用自动微分方法,提高了建模效率和计算精度。采用Eclipse软件模拟结果及新疆油田某致密储集层1口长体积压裂水平井的实际生产数据验证了模型的可靠性。实际应用结果表明,所建立模型能成功模拟大规模复杂缝网发育的储集层;缝网改造区越大,水平井产能越高;裂缝密度平面分布差异性及连通程度是影响致密油平面动用非均匀性的关键因素。图12参25

综合利用有机地球化学分析、全岩分析、场发射扫描电镜分析、CO₂和N₂吸附实验以及高压压汞实验等分析测试资料,结合区域构造及沉积演化特征,对松辽盆地梨树断陷下白垩统沙河子组页岩的分布特征、有机质发育特征、含气特征、储集层特征及保存条件进行综合分析,揭示陆相页岩气富集地质条件及资源潜力。梨树断陷下白垩统富含气的优质页岩主要发育在沙河子组二段下亚段,页岩发育厚度较大且分布稳定。页岩有机质含量较高,有机质类型以Ⅱ₁型和Ⅱ₂型为主,有机质热演化程度处于成熟到过成熟阶段。火山活动和咸化还原的水体环境有利于富有机质页岩的形成。页岩储集空间类型主要为黏土矿物晶间孔、有机质孔、碳酸盐矿物溶蚀孔和页理微裂缝,孔径主要分布在10~50 nm的介孔区间,微裂缝宽峰值为5~10 μm。在沙二段下亚段含气页岩层上下分别沉积低位域和高位域块状泥岩,形成页岩气聚集保存过程的天然顶底板,由此控制页岩气的富集。基于以上认识,在松辽盆地梨树断陷部署实施了沙河子组第1口页岩气参数井,直井压裂测试获得日产7.6×10⁴ m³高产页岩气流,实现了沙河子组陆相页岩气勘探重大突破,对松辽盆地及外围广泛分布的下白垩统陆相页岩气勘探具有借鉴意义。

基于地震、测录井、试油、岩心及分析化验资料,以渤海湾盆地歧口凹陷板桥-歧北斜坡区古近系沙河街组一段下亚段滨Ⅰ油层组为对象,开展层序划分、深水沉积相特征及模式分析,研究深水重力流规模性发育原因、储集层物性特征及主控因素,提出深水区有利储集相带的划分标准和预测方法。研究表明沙一下亚段滨Ⅰ油层组自下而上可划分为3个厚度在百米之内的五级层序;斜坡深水区沉积了一套远岸水下扇型重力流沉积,发育主水道、分支水道、水道侧缘、水道间泥及无水道区浊积席状砂等微相类型,空间上具有区域性多期多级的继承性和建设性发育特征,为扇三角洲-远岸水下扇-深湖相沉积序列,每一次重力流事件形成的远岸水下扇都可以划分为内扇、中扇和外扇3个亚相类型。以含砂率较高的扇三角洲前缘主砂体作为供给物源的“跨相搬运”砂体可形成优质储集层,孔隙度平均为15.1%、渗透率几何平均值为5.1×10^-3 μm²。明确了远岸水下扇主水道及分支水道分布区是最有利的勘探区域。图11表2参43

基于前人的研究并充分考虑裂缝间的相互干扰以及各种摩擦效应对排量分配的影响,提出了模拟水平井分段压裂中裂缝同步扩展的全耦合有限元方法,利用该方法研究了裂缝扩展规律及其对导流能力的影响。模拟结果表明,虽然各裂缝的排量分配率均沿平均裂缝分配率上下波动,但缝间干扰导致裂缝扩展速度各不相同,部分裂缝甚至短暂地停止扩展。短裂缝内的流体净压力普遍比长裂缝高,但压力梯度更小。缝间流体净压力的差异使长裂缝在远离井口的位置发生颈缩,在井口和颈缩处长裂缝可能发生砂堵。分段压裂裂缝扩展规律将对导流能力产生不利影响：①短裂缝因支撑剂沉降较快弱化了自身的导流能力;②长裂缝因在井口发生砂堵丧失导流能力;③长裂缝在颈缩处发生砂堵降低了导流能力。图10参30