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。

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

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。

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

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。

通过对“十三五”以来国外页岩油气储集层水平井压裂技术进展的系统总结,阐述了水平井压裂技术在页岩油气储集层多层叠置立体开发、小井距密井网布井、水平井重复压裂、施工参数优化与降低成本方面的新特征;结合中国页岩油气水平井压裂技术需求,论述了水平井压裂技术在多裂缝扩展模拟、水平井压裂设计、电驱压裂装备、可溶化系列工具、低成本入井材料与工厂化作业方面的新进展。在此基础上,结合非常规页岩油气“十四五”规划对水平井压裂改造技术的需求分析,提出了7个方面的发展建议：①强化地质工程一体化联合研究;②深化页岩储集层改造基础理论及优化设计技术研究;③完善大功率电驱压裂装备;④研发长井段水平井压裂工具及配套作业装备;⑤加强水平井柔性开窗侧钻剩余油挖潜技术攻关;⑥发展长井段水平井压裂后修井作业技术;⑦超前储备智能化压裂技术。

非常规油气的成功开发大幅增加了全球油气资源、推动了全球油气产量增长,同时对经典石油天然气地质学理论形成了重大突破。常规油气成藏机理是以圈闭富集保存油气及浮力成藏为核心的,非常规油气则是以连续性聚集和非浮力成藏为特征。研究揭示,非常规油气成藏机理的核心是油气自封闭作用,其动力是分子间作用力。依据分子间作用力表现和相应自封闭作用,可将非常规油气成藏机制分为3类:①以大分子黏滞力和缩合力为主的稠油和沥青;②以毛管压力和分子吸附力为主的致密油气、页岩油气和煤层气;③以分子间笼合作用为主的天然气水合物。论文详细论述了5种类型非常规油气成藏自封闭作用特征、边界条件及地质实例,和分子间作用力的基本原理与数学表征。该项研究将深化对非常规油气成藏机理的理解,提升中国对非常规油气资源的预测评价能力,并有助于提高对非常规油气开发生产机理和潜在生产能力的认识。图12表1参95

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。

为了准确掌握老油田高含水开采后期各油层分层压力及流体参数等开发动态数据,提出并研发了具有模块化、全电控、快捷化等特点的模块化分层取样与测试技术,并进行了室内测试和现场试验。模块化分层取样与测试系统由地面控制系统、井下电源、排液泵、电控锚定器、电控封隔器、电控取样器、磁定位短节、终端短节、适配管缆、快速接头等多个功能模块构成,室内测试证实各模块性能参数均达到了设计要求。系统井下功能模块耐压35 MPa,耐温85 ℃,电控封隔器胶筒耐压差10 MPa以上,电控锚定器锚定力大于6.9 t,并可在意外情况下强制解卡,排液泵排量0.8 m³/d,扬程500 m,电控取样器能够满足3腔各500 mL取样需求。吉林油田现场试验表明,该系统能够实现井下单个生产层段快速封隔与自验封,完成分层压力恢复测试,利用排液泵可将上下封隔器间以及近井地带的混合液体排出,获取被测层段的地层真实流体样品,提高老油田产层认识水平,为开发方案调整优化、油层改造等提高采收率措施提供重要依据。

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。

通过岩石学、X衍射全岩成分分析、稳定碳氧同位素组成分析，以及微量元素和稀土元素组成分析，对济阳坳陷古近系沙河街组页岩中白云石的成因进行研究。结果表明，研究区沙河街组湖相富有机质页岩中的白云岩发育规模小，可识别出3种白云石矿物：原生白云石（D1）、准同生白云石（D2）和铁白云石（Ak）。D1具有原生球形白云石的结构，高镁高钙，白云石有序度为0.3~0.5，且普遍具有外缘次生加大现象和内核溶蚀孔共存的特征；D2有序度为0.5~0.7，具有次生加大、高镁高钙和含铁锰元素的特点；Ak具有高有序度（0.7~0.9）、菱形晶、高镁、高钙和高铁的特征。在利用碳氧同位素组成和稀土元素分馏特征佐证泥晶方解石为原生成因的基础上，根据共生白云石和泥晶方解石之间的氧同位素组成分馏方程，计算得到研究区页岩中白云石的形成温度为36.76~45.83 ℃，属于湖相低温白云石。此外，基于原生和准同生白云石晶体的熟化生长机制，恢复了与研究区沙河街组湖相页岩成岩环境相对应的白云石成岩序列和白云石化作用进程。

当沉积盆地累计产量超过50×10⁸ bbl油当量（6.82×10⁸ t油或7 931.66×10⁸ m³气）和剩余可采资源量超过50×10⁸ bbl油当量即称之为超级盆地。四川盆地至2019年底油气总产量为6 569×10⁸ m³,气油比为80︰1,总剩余可采资源量达136 404×10⁸ m³,属二级超级盆地;由于产出以气为主,故为超级气盆地。四川盆地之所以成为超级气盆地,因其具有4个优势：①气源岩优势,有9组主要气源岩,为全国各盆地之首;②资源量优势,总剩余天然气可采资源量为136 404×10⁸ m³,全国各盆地中为第1;③大气田优势,有大气田27个,在全国各盆地位列首位;④总产量优势,至2019年底天然气累计总产量6 487.8×10⁸ m³,是全国各盆地之冠。四川盆地在天然气勘探上有4个方向性的重大突破：①页岩气方向性的重大突破,在中国首先发现开发奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气;②致密砂岩气方向性的重大突破,中坝气田三叠系须家河组二段气藏是全国首个高采出度致密砂岩气藏;③碳酸盐岩超大气田方向性重大突破;④超深层气藏方向性重大突破。这些方向性重大突破引领和推动相关领域全国盆地取得重要进展。此外,按累计油气产量和剩余可采资源量、盆地大地构造属性和累计产量中油和气占比3类标准,对超级盆地进行了分类。图6表1参34

为促进测井评价技术及时有效地适应中国非常规油气勘探开发的发展趋势,系统地分析当前中国测井评价技术的现状及其面临的挑战,立足于需求驱动技术发展的理念,并对标国际领先技术,提出了中国非常规油气测井评价技术的发展对策。①深化岩石物理实验研究,研发移动式全直径岩心二维核磁实验分析技术,系统建立不同流体性质、不同孔隙结构和不同散逸时间的纵向与横向弛豫谱特征图版和评价标准;深入开展数字岩心实验与数学物理模拟研究,指导测井评价新方法的创建;研发声电各向异性实验分析技术并创建相应的测井评价方法。②强化测井资料的目标化处理,攻关研究二维核磁共振测井精细反演处理技术与敏感信息拾取技术,精细描述致密储集层的微细孔隙分布以准确识别可动油、束缚油和束缚水等多类型流体;攻关研究水平井方位超远探测三维声波测井处理技术。③发展特色解释评价方法与技术,一是深化饱和度分布规律评价,创建近源和源内非常规油气饱和度分布规律的量化描述方法与数学模型;二是攻关研究分别以可动油含量和含气量为核心的页岩油和深层页岩气甜点评价方法与识别标准;三是完善发展欠压实作用和烃浓度充注两种高压成因机制下的孔隙压力计算方法;四是创建融合储集层品质和工程品质的地层可压裂性评价技术以及综合应力隔层与岩性隔层评价的水平井分段分簇方案优选技术。图5表2参36

基于塔里木盆地顺北超深层碳酸盐岩油气田勘探开发实践,系统总结“十三五”期间勘探开发理论技术进展,为拓展该区勘探领域和国内外超深层海相碳酸盐岩勘探开发提供借鉴和启示。整体、动态剖析古老叠合盆地“成烃-成储-成藏”关键地质要素,指出顺北地区下寒武统玉尔吐斯组优质烃源岩在长期低地温背景下晚期持续生烃,是超深层赋存大规模液态烃的重要原因,构造相对稳定部位发育的多期活动走滑断裂是该区“控储、控藏”的重要因素;新认识指导勘探跳出南北两大古隆起,在相对低凹的顺托果勒地区实现规模油气发现。不断探索和实践沙漠区超深层碳酸盐岩地震勘探技术,创新集成了超深层碳酸盐岩地震采集、走滑断裂及缝洞体立体成像、走滑断裂带精细解析、断控缝洞体雕刻与量化描述、断控缝洞型圈闭描述与目标优选等技术系列。地质工程一体化深度融合,创新形成断控缝洞型油气藏的井轨迹空间优化、优快钻井、高效完井测试与储集体改造等配套技术,为顺北油气田勘探开发提供了重要技术支撑。

建立了考虑毛管压力、渗透压、膜效应以及弹性能的压裂-焖井-生产多过程多相流模型,提出了以产能最大化为目标的页岩油水平井分段多簇压裂后焖井时间优化方法,采用现场生产数据和商业软件验证了该模型的准确性。基于该模型和方法,根据现场压裂压力数据反演裂缝参数,建立物理模型,模拟了压裂、焖井以及生产阶段储集层孔隙压力、含油饱和度的变化动态,并研究了7种因素对最优焖井时间的影响规律,通过开展正交实验明确了最优焖井时间的主控因素。研究表明,随着焖井时间增加,累计产量增量先快速增加后趋于某一稳定值,变化拐点对应的焖井时间为最优焖井时间。最优焖井时间与基质渗透率、孔隙度、毛管压力倍数及裂缝长度呈非线性负相关,与膜效率、注入液体总量呈非线性正相关,与排量呈近线性正相关。对最优焖井时间的影响程度从大到小依次为注入液体总量、毛管压力倍数、基质渗透率、孔隙度、膜效率、压裂液矿化度和排量。

基于川中古隆起北斜坡震旦系—寒武系天然气藏特征、油气充注史及成藏地质条件分析,研究其天然气成因、成藏演化、聚集模式及大型岩性气藏形成条件。通过天然气组成、碳氢同位素组成、流体包裹体、储集层沥青、岩相古地理及滩体刻画等综合分析,认为：①北斜坡震旦系—寒武系天然气主要为原油裂解气,多套烃源岩贡献比例不同导致不同层系天然气地球化学特征差异。②北斜坡震旦系、寒武系气藏均为单斜背景下的岩性气藏,前者为常压,后者为高压;发育单源下生上储,双源下生上储、旁生侧储,双源下生上储、上生下储3类生储盖组合;二叠纪—三叠纪是原油主要生成期,早—中侏罗世是原油裂解气及湿气主要生成期,晚侏罗世—白垩纪是干气主要生成期。③北斜坡震旦系—寒武系大型岩性气藏形成的条件主要是斜坡背景下大面积分布的规模滩相储集体邻近源岩或处于古油藏范围,规模丘滩体储集层与滩间致密带封隔层有效匹配形成大型岩性圈闭,有利于近源聚集和古油藏裂解气“原位”规模聚集成藏。研究和勘探成果证实北斜坡发育多层系大型岩性气藏,天然气资源规模超过万亿立方米,勘探潜力大。

基于岩心、薄片、测录井及地震资料的综合分析,对四川盆地高磨地区震旦系灯影组三段+四段层序地层及沉积演化开展研究,并对其有利储集层发育区进行预测。研究表明：①灯影组三段+四段可识别出两个Ⅰ型和一个Ⅱ型层序界面,据此划分为SQ3和SQ4两个三级层序,这两个层序在区内发育完整,具有良好的等时性和可追踪对比性,SQ3西厚东薄,SQ4北西厚南东薄。②SQ3至SQ4经历了由混积台地到镶边台地的演变,西侧的台地镶边体系以发育台缘微生物丘和颗粒滩组合为特征,台内为多种白云岩组成的局限台地相,且存在规模不一的局部微地貌高地,发育星罗棋布的台内丘滩体。③灯四段储集层表现出明显的相控性,纵向上主要分布于高频层序向上变浅旋回上部和三级层序高位域;平面上,台缘储集层较台内发育,高石梯台缘储集层较遂宁以西台缘发育。④通过三维地震精细刻画出灯四段3类有利储集层发育区,指出台内古地貌高地丘滩相区是下一步灯四段勘探开发的首选区带。

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。

通过挖掘多源异构多尺度数据中的裂缝信息降低裂缝预测的不确定性，在单井裂缝识别裂缝指示参数法的基础上，改进3种人工智能方法，从小样本分类预测、多尺度非线性特征提取、预测模型方差减小提升裂缝识别精度。井间裂缝发育趋势预测方法是通过人工智能地震属性裂缝预测获取井间裂缝带细节，与地质力学数值模拟获得的断层相关裂缝信息互补，提高裂缝预测的可靠性。最后通过协同序贯模拟耦合单井与井间裂缝信息，生成裂缝网络建模所需的裂缝密度体。以中东扎格罗斯盆地A油田渐新统—中新统AS组致密碳酸盐岩储集层为例，对该方法进行了应用和检验。结果表明，单井裂缝识别准确率相比常规裂缝指示参数法提高15个百分点以上，井间裂缝发育趋势预测法相比复合地震属性预测提高25个百分点以上，所建裂缝网络模型与产液指数具有较好一致性。

利用微纳米孔隙三维可视化在线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。通过精确刻画分析微纳米孔隙网络中的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的孔喉是气相充注的主要通道;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的孔喉先后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;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。

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。

针对薄互层砂体识别难度大、常规模型驱动和数据驱动等地震预测方法精度较低的难题,提出一种基于空变目标函数的模型-数据驱动地震AVO反演新方法。该方法利用零延迟互相关函数和F范数（Frobenius范数）构建目标函数,以反距离加权理论根据反演目标道所在的位置控制目标函数的变化,进而改变训练样本、初始低频模型和地震数据对反演的约束权重,能够基于小样本数据反演得到较高精度、较高分辨率的速度和密度参数,适用于薄互层砂体的精细识别。薄互层地质模型测试结果表明,针对小样本数据,新方法的反演结果具有较高的精度和分辨率,能够识别约1/30波长厚度的砂岩薄层。丽水凹陷实际应用表明,新方法反演结果与测井数据的相对误差较小,且能够识别约1/15波长厚度的薄互层砂体。

基于参数关联特征分析原理、卷积神经网络（CNN）智能预测方法、核主成分分析（KPCA）非线性降维原理的一体化融合表征方法等研究,提出1套基于机器学习的深层页岩有利储集层预测方法。该方法包括5个步骤：①基于皮尔逊相关系数分析岩心和测井数据的高维关联特征。②利用KPCA非线性降维方法简化表征复杂高维数据,以准确、高效地揭示有利储集层的岩心和测井响应规律。③利用CNN和测井数据训练并验证与地下储集层近似的模型。④利用CNN和地震数据智能预测有机碳含量、含气量、脆性、地应力等有利储集层参数,有效解决储集层预测非线性复杂特征提取难题。⑤利用KPCA剔除复杂冗余信息,挖掘有利储集层大数据特征,一体化融合表征各类参数,实现储集层综合评价。该方法用于预测四川盆地威荣页岩气田奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩有利储集层的空间展布,结果与岩心、测井、产能等实际数据高度吻合,证实该方法能为深层页岩气勘探开发提供有效技术支撑。

针对薄互层地震识别难题,以地震沉积学为理论基础,采用对地层切片开展相关处理达到压制邻层干涉的研究思路,提出两种薄互层储集层分布预测方法,实现在平面上识别薄互层中单砂体平面展布的目的。①最小干涉频率切片方法,利用基于小波变换的振幅-频率特征寻找对目标层切片干涉作用最小的地震频率,进而提取最小干涉频率下的地层切片;②基于地层切片的叠加方法,通过计算对目标地质体储集层与相邻层的多个干涉系数,然后按上述系数将邻层与目标层的地层切片加权叠加形成叠加切片。在准噶尔盆地风南地区应用这两种方法预测三叠系克拉玛依组3套薄互层储集层中厚度为6 m的目标油层分布,通过与钻井信息及常规地层切片对比,证明这两种方法均可有效提高薄互层中单砂体分布的预测精度。

综合利用普通薄片、阴极发光、包裹体测温及U-Pb同位素定年等测试数据,结合埋藏史、热史、成藏史及成岩演化序列,利用气源识别图版及成藏演化剖面,研究四川盆地西北部二叠系栖霞组超深层气藏流体演化过程及成藏模式。栖霞组海相超深层气藏流体演化过程中发生了两期白云石化和1期热液作用、两期油气充注和伴生的两期埋藏溶蚀作用,成岩流体包括古海水、大气淡水、深部热液和烃类流体。两期油气充注时间分别为晚三叠世和晚侏罗世—早白垩世,中晚白垩世为原油大量裂解生气时间。川西北地区海相超深层气藏具“多元供烃、复式输导、差异成藏、晚期定型”的成藏模式,二叠系天然气主要为二叠系海相混合型烃源岩生成的原油裂解气,局部混合有来自深部震旦系原油裂解气的贡献。古油气藏的规模发育、稳定良好的保存条件是天然气规模成藏的关键。

基于国内外页岩油勘探开发现状,综合野外观测、典型页岩油区解剖、富有机质页岩样品分析与测试等,对比中美海相与陆相盆地页岩油地质、工程特征的差异性,提出并分析针对中国典型盆地陆相页岩油勘探开发中值得关注的几个问题,包括致密油与页岩油的概念、陆相与海相页岩油的区别、中低成熟度与中高成熟度、垂直渗透率与水平渗透率、源储与源盖、地质与工程、选区与选甜点标准、基础研究与应用研究8个方面。综合鄂尔多斯盆地三叠系延长组、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组、玛湖凹陷二叠系风城组、松辽盆地白垩系青山口组和嫩江组、渤海湾盆地古近系孔店组和沙河街组大面积发育的富有机质页岩的地质特征对比,认为未来陆相页岩油从勘探到开发,应聚焦陆相细粒沉积物理化学生物作用过程与陆相富有机质页岩形成机理、成岩-成烃-成储动态演化与烃类赋存富集机理、不同成岩阶段陆相页岩致裂机制与不同成熟度页岩油多相多尺度流动机理3个关键科学问题,阐明不同页岩层系储集性、含油性、可压性与不同成熟度页岩油可动性的主控因素,建立陆相页岩油富集模式,构建页岩油选区评价方法体系,探索陆相页岩油的有效开发方式,为中国陆相页岩油规模经济勘探开发提供理论基础和技术支撑。图6表4参43

针对岩心渗吸实验周期长和计量难度大等问题,设计了不同尺寸、不同边界条件的裂缝-基质微流控模型,并通过表面性质修饰对模型润湿性进行调控,开展了油-水、油-润湿改性体系、油-Winsor Ⅲ型表面活性剂体系的一系列渗吸实验并研究其渗吸机制。研究表明,在油-水、油-润湿改性体系渗吸过程中,油相通过海恩斯阶跃采出,毛细管回压是阻碍基质油相排出的主要阻力,界面张力的降低导致海恩斯阶跃减弱,降低了排油速度,提高了油相采出程度;油-水和油-低界面张力的润湿改性体系渗吸是毛管压力主导的逆向渗吸过程,各个边界对渗吸的贡献程度相近,与经典渗吸标度方程拟合较好;油-Winsor Ⅲ型表面活性剂体系渗吸是在超低界面张力条件下由重力主导的顺向渗吸过程,实质上是中相微乳液的形成与再平衡过程,其在微观模型中的渗吸动态与前人渗吸标度方程的修正模型拟合较好。图26表1参27

通过对鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩、生储盖组合和天然气成藏特征的分析，从全油气系统的角度，讨论天然气成藏富集主控因素，建立该盆地上古生界全油气系统天然气富集模式。结果表明，烃源岩、断裂和致密储集层等要素及其相互耦合关系对天然气分布和富集具有控制作用，其中，烃源岩的分布和生烃能力控制源内滞留页岩气和致密气的富集程度和分布范围;烃源岩的生烃能力与致密储集层的物性耦合关系控制盆地中心近源致密气的分布和甜点发育;盆地边缘远源致密气主要受断裂展布的控制，并且使得源内、近源和远源天然气分布受断裂调整改造。鄂尔多斯盆地上古生界天然气具有源内的煤层气与页岩气、致密砂岩夹层气和近源致密天然气、远源断裂输导天然气4种富集模式，目前盆地勘探的重点是源内致密气、近源致密气，未来煤层和页岩气、远源天然气聚集将是重要的潜在勘探领域。

柴达木盆地英雄岭地区古近系下干柴沟组上段页岩油获勘探重大突破,但咸湖相烃源岩低有机碳含量与页岩油成因机理、页岩油评价标准、资源潜力不清等问题,制约了英雄岭页岩油评价和勘探。把英雄岭地区以富有机质纹层状页岩与灰质白云岩高频间互为特征的页岩型和混积型页岩油类型作为攻关重点,通过大量岩心、钻井、地震及化验资料分析和综合研究,认为英雄岭下干柴沟组上段页岩油具有富氢烃源岩“二段式生烃”且滞留烃量大、多类储集空间发育且储集性能好、源储一体甜点厚度大且含油级别高、盐间与盐下压力系数高且地层能量充足、原油轻质组分多气油比高且品质佳、脆性矿物含量高且可压性好等6个特征。初步建立了以有机碳含量、有机质热演化程度、有效孔隙度、含油饱和度、脆性矿物含量、压力系数、页理密度、埋藏深度等8项参数为主的页岩油评价标准。结合下干柴沟组上段烃源岩厚度、烃源岩面积、油层纵向分布和游离烃含量等参数,初步估算英雄岭地区页岩油资源量达到21×10⁸ t;指出构造稳定区为当前最有利勘探区,落实英雄岭页岩油有利勘探面积800 km²。

通过回顾近年来中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）页岩油储集层改造技术的发展历程,系统总结了中国石油页岩油储集层改造技术在储集层改造机理、缝控压裂技术、地质工程一体化储集层改造设计平台、低成本材料技术、大平台立体开发模式5个方面取得的主要进展。明确了目前页岩油储集层改造主体技术为以“增大缝控储量、降低施工成本、增加经济效益”为原则的高密度分段多簇缝控压裂技术体系。全面剖析页岩油储集层改造技术在立体开发、缝控压裂参数优化、重复改造、低成本改造技术4个方面面临的挑战。提出了5个方面的发展方向：①强化地质工程一体化研究,充分发挥储集层改造作用;②深化缝控改造技术,提高页岩油储量动用水平;③推进页岩油水平井立体开发技术实践,实现纵向多层有效动用;④开展页岩油水平井重复压裂技术攻关,助推缝间剩余储量高效挖潜;⑤发展低成本改造配套技术,助力油田开发降本增效。表1参44

总结分析中国陆相页岩油与北美海相页岩油的地质、开发特征差异,梳理了中国陆相页岩油开发评价方法与技术进展,指出了中国陆相页岩油开发存在的问题及发展方向。阐述了中国页岩油开发评价技术在有利岩相识别、储集性表征、可动性评价、可压性评价、产能评价及地质建模-数值模拟一体化“甜点”分析等方面的研究进展。指出中国陆相页岩油高效勘探和有效开发面临基础理论研究薄弱、勘探开发技术体系不完善、工程技术与国外差距大、开发成本高等多方面的难题。提出陆相页岩油开发发展方向：开展地质工程一体化综合研究,形成陆相页岩油差异化开发技术;加强大数据和人工智能应用,提高开发评价的精准性;攻关页岩油提高采收率技术,探索有效开发方式,提高开发效果和效益。

基于大量钻井、测井和地震资料分析,对鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马家沟组四段天然气地质条件与成藏主控因素开展研究,提出古隆起控相、控储、控藏新认识：①马家沟组沉积期,中央古隆起分隔盆地中东部华北海与西南缘秦祁海两大沉积体系,在马四段台缘带发育巨厚丘状颗粒滩相白云岩,同时控制盆地中东部形成“两隆两凹”古地理格局,其中水下低隆带发育台内滩相白云岩,隆间低洼区发育泥灰岩。②由中央古隆起至盆地东缘,马四段白云岩逐渐减薄并相变为灰岩,灰岩致密带侧向封挡形成大面积白云岩岩性圈闭。③加里东末期中央古隆起遭受不同程度剥蚀,面积达6×10⁴ km²,上古生界石炭系—二叠系煤系优质烃源岩大面积披覆沉积,成为下伏奥陶系盐下白云岩岩性圈闭规模供烃主体。④印支期—燕山期盆地西倾掀斜,中央古隆起下拗转变为高效供烃窗,上古生界煤系烃源岩通过中央古隆起高孔渗白云岩体向上倾高部位侧向供烃,盐下海相烃源岩作为重要的气源补充,通过加里东期断裂、微裂缝输导供烃。以新认识为指导,转变勘探思路,综合评价优选盆地中东部马四段两大有利勘探区,部署实施两口风险探井均钻遇较厚马四段（含）气层,其中1口井获高产工业气流。该研究推动了奥陶系盐下马四段天然气勘探的历史性突破,开辟了鄂尔多斯盆地天然气勘探的重要新领域。

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。

通过单剖面笔石鉴定、笔石带划分、等值线图编制及页岩矿物成分、TOC和纹层特征分析,系统研究四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组生物地层及其储集层特征。结果表明,四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组发育笔石带WF1—WF4和LM1—LM9,不同笔石带可用岩性和电性特征标定。不同笔石带页岩分布呈现西南和东北2大沉积中心,且矿物成分、TOC和纹层类型存在差异。笔石带WF2下部和WF4发育含（贫）有机质块状层理混合页岩,笔石带WF1—WF2上部及WF3发育含有机质水平层理混合页岩,笔石带LM1—LM4发育富（含）有机质水平层理硅质页岩,LM5—LM9发育贫有机质水平层理混合页岩。页岩矿物成分、TOC及层理类型受控于古气候、古水体氧化-还原条件和古沉积速率。笔石带WF1—WF2下部,水体由于温暖富氧,故块状层理发育、硅质含量和TOC值低。笔石带WF4水体由于较凉、富氧,故块状层理发育、钙质含量高、TOC值低。笔石带WF2上部、WF3、LM1—LM4水体由于贫氧、沉积速率低,故富有机质硅质页岩水平层理发育,粉砂纹层含量高。笔石带LM5—LM9水体由于富氧、沉积速率过高,故TOC值和硅质含量低、粉砂纹层含量高。图6表2参38

通过断裂构造解析和年代学研究,探讨塔里木克拉通盆地内走滑断裂形成与发育机制。结果表明:①走滑断裂发育具有多期性与分段性,同断裂期裂缝方解石胶结物U-Pb定年与地震解析限定走滑断裂形成时间为中奥陶世末（距今460 Ma）;②走滑断裂形成受控于原特提斯洋闭合产生的近南北向远程挤压应力场;③基底结构与构造岩相差异等影响走滑断裂带的南北分区;④在先期安德森破裂的基础上,走滑断裂以连接生长为主,并伴随断裂尾端扩张与相互作用等非安德森破裂机制生长;⑤塔北共轭走滑断裂通过相继滑动机制调节相互截切部位的变形,并通过叠覆区的强烈局化作用调节主要位移与变形,塔中走滑断裂尾端窄深地堑与逆冲带走滑段积聚了更多的走滑变形与应变量。综合分析,塔里木克拉通盆地内走滑断裂通过连接生长为主的多种非安德森破裂机制形成不断连接加长的“小位移”长断裂,并受控于区域与局部应力场、先存基底构造与岩相差异,造成了走滑断裂的多样性。图10参49

基于国内外细粒沉积岩岩石类型及定名方案的回顾和总结,分析细粒沉积岩的岩矿特征,并对当前岩石分类及定名中存在的问题进行探讨。在此基础上,沿用三级命名法的原则,从粒级和矿物成分两个角度确定细粒沉积岩岩石分类及定名的新方案：①以粒级（即砂级、粉砂级、泥级）为3端元,将细粒沉积岩划分为泥岩和粉砂岩两大类及12种岩石类型;②以矿物成分（即碳酸盐矿物、长英质碎屑矿物、黏土矿物）为3端元,将细粒沉积岩划分为碳酸盐岩、细粒长英沉积岩、黏土岩及混合细粒沉积岩4大类及18种岩石类型。同时考虑到有机质在非常规油气生成和评价中的重要意义,将其作为第4端元参与定名,并以有机质含量0.5%和2.0%为界,划分出贫有机质、含有机质和富有机质3类。新方案贴近现今非常规油气勘探开发的需求,解决了细粒沉积岩定名中的概念混淆等问题,为细粒沉积学的研究提供了基础术语参考和借鉴。

采用低温氮气吸附实验分析页岩岩样孔径分布、比表面积和孔体积等参数,进而对弛豫时间（T₂）与孔径间的转换系数进行标定,在此基础上开展了页岩CO₂吞吐核磁共振实验,从微观尺度研究了注气压力、焖井时间和裂缝对页岩孔隙中原油动用特征的影响,定量评价了孔径小于等于50 nm的小孔和孔径大于50 nm的大孔的动用程度。结果表明：非混相条件下大孔中原油的采出程度随注入压力的增加快速升高,混相条件下注入压力的增加对大孔采出程度的影响减弱;无论是否混相,小孔中原油的采出程度随注入压力的增加基本保持线性增长,且随着注气压力的增大,CO₂可动用孔径下限不断降低;随着焖井时间的增加,大孔中原油的采出程度增速逐渐降低,小孔中原油的采出程度增速呈先升后降趋势,实验条件下最佳焖井时间约为10 h;裂缝的存在能够大幅提高小孔和大孔中原油的采出程度。

针对准噶尔盆地南缘前陆冲断带地层超压在纵向和横向上的差异分布问题,开展超压成因判识、超压演化模拟研究。利用实测地层压力、钻井液密度、测井等资料和超压成因判识及超压演化模拟技术,分析超压在纵向上和横向上的分布规律,讨论不同构造带超压成因机制及超压在纵横向上差异分布的原因,探讨超压发育演化对油气藏形成和分布的控制作用。研究表明,准南前陆冲断带超压在纵向上多层系发育、越深超压规模越大,横向上超压在山前带最不发育,褶皱背斜带最发育、斜坡区较发育。超压差异分布主要受控于不同区带的不均衡压实作用和构造挤压作用强度的差异。沟通深部超压层系的断层造成的超压传递作用对该区超压幅度的进一步增大有重要贡献。超压形成演化对油气成藏和分布的控制作用,具体表现在：当强超压形成于储集层致密化之前,超压对深层储集层物性具有一定保持作用,拓展了深层—超深层的勘探深度;古近系安集海河组和下白垩统吐谷鲁群超压泥岩盖层之下是油气规模富集的主要场所;在总体超压的背景下,超压强度太高或太低均不利于油气富集与保存,压力系数以1.6~2.1最好。

2020年,石油产业链上发生了一些重大事件,包括负油价的出现、熔喷布价格暴涨、埃克森美孚从道琼斯指数调整出局、石油需求峰值论等,对石油勘探界的影响至深至广。勘探处于整个石油产业链最前端,勘探家对石油产业发展影响巨大。勘探家找油要有正确的思想方法,还要有科学技术手段,二者缺一不可。对油气勘探的认知,需要用发展的眼光借鉴前人找油哲学,既要明确主体活动和客观结构的关系,两者之间存在内在张力而又相辅相成的辩证关系;又要明确主动性和决定性的逻辑,两者之间是以改变世界的能动论逻辑和基于科学技术的决定论逻辑的双重逻辑;大庆古龙页岩油的战略性、转折性重大突破就是一个例证。近年来石油资源的认识与实践,颠覆了传统的钟型曲线预测模型,呈现出波浪式不断前进的趋势。登高自卑,行远自迩。展望未来,勘探家有智慧、有能力、有办法,找到更多的、更清洁的、更能用得起的石油,来驱动人类文明不断的进步。这就是石油勘探家的责任。 图16 参19

针对页岩有机质孔隙发育的强非均质性及形成演化的复杂性,运用场发射扫描电镜、拉曼光谱和流体注入与CT/扫描电镜成像等实验技术,开展南方下古生界富有机质页岩显微组分、有机孔和连通性等分析,结合生排烃机制、有机质活性炭成孔机理等研究成果,探索有机孔发育与有机质类型、生烃过程、成岩作用和孔隙压力等内在联系,揭示页岩有机质孔隙的形成与保存机制及其连通性的控制因素。研究表明,①有机孔形成贯穿于生烃全过程,受制于有机质类型、成熟度和分解作用,干酪根与固体沥青的生烃组分及差异生烃演化造成不同的孔隙发育特征,有机孔主要发育于固体沥青和富氢干酪根;②有机孔保存受成熟度和成岩作用控制,包括烃类原位滞留的空间位阻效应、重结晶形成的刚性矿物格架、孔隙流体压力与页岩脆-延性转换的耦合支撑机制;③R_o值4.0%是有机孔消亡的成熟度门限值,指出R_o值大于3.5%的页岩层属于页岩气勘探高风险区,其低含气性归因于“先天不足”,烃源岩抬升前就处于开放状态,排烃效率高,芳构化强烈,使得成熟度升高,孔隙减少;④同一有机质颗粒内部孔隙具较好连通性,不同有机质孔隙及其与无机孔缝之间形成有效连通则取决于页岩有机质丰度、分布及孔缝发育程度,不同类型有机质高丰度聚集保存并呈纹层状分布是有机孔、粒缘缝和层理缝发育并连通成为有效储集层的先决条件。 图14 表3 参29