基于吐哈盆地中下侏罗统近源勘探最新成果，以全油气系统理念和思路重新认识台北凹陷侏罗系水西沟群烃源岩、储层条件和生储盖组合，深入解析煤系全油气系统。结果表明：①水西沟群八道湾组、西山窑组煤系烃源岩和三工河组泥质烃源岩表现为长时间生烃、具有多个生烃高峰和油气兼生的特点，为侏罗系煤系全油气系统提供充足的油气来源；②多期浅水辫状河三角洲—浅湖沉积为斜坡区、洼陷区发育常规砂岩、致密砂岩、煤岩、泥页岩等多类型储层，为油气成藏聚集提供多种储集空间；③3期油气充注与构造演化、多类型储层有效配置，形成常规-非常规油气序次成藏聚集的特点，从构造高部位到洼陷区发育远源常规构造油气藏、构造-岩性油气藏，近源低饱和度构造-岩性油气藏和源内致密砂岩气聚集、煤岩储层气、页岩油等类型油气聚集。其中，源内致密砂岩气、煤岩气是当前勘探拓展的重点领域，洼陷区页岩油气值得未来探索研究。煤系全油气系统新认识将进一步丰富完善全油气系统地质理论，为吐哈盆地油气资源的整体勘探部署提供新思路。

基于渤海湾盆地海域中生界油气勘探取得的地质和地球物理资料，以2019年以来发现的火山岩高产工业油气井为依据，系统总结渤海海域白垩系大中型火山岩油气藏的形成条件。研究表明，渤海海域中生界大型中酸性熔岩火山机构和中酸性熔岩复合火山机构是规模性火山岩储层形成的物质基础，火山口-近源相带中发育的溢流相上部亚相和火山通道相隐爆角砾岩亚相是规模性储层的有利发育部位。高孔-中低渗型和中孔-中低渗型两种类型有效储层是大中型火山岩油气藏形成的关键条件，高孔-中低渗型储层由中酸性气孔熔岩或隐爆角砾岩叠加强烈溶蚀作用形成，中孔-中低渗型储层由强烈构造作用叠加流体溶蚀形成。风化作用和构造改造是该区大中型火山岩油气藏的主要成储机制。源内低位“源-储披覆对接型”是该区大中型火山岩油气藏形成的最佳源-储配置关系。渤中凹陷周缘具备有利火山岩相、有效储层和“源-储披覆对接”等有利因素，靠近走滑断裂及其分支断裂的大型中酸性熔岩和复合火山机构是未来勘探的主要地区。

基于岩心、钻井和测井等新资料，结合大量岩矿测试分析，对河套盆地临河坳陷古近系渐新统临河组深层—超深层碎屑岩储层特征、成岩作用类型、异常高孔储层成因及发育控制因素开展系统分析。研究表明：①临河组深层—超深层碎屑岩异常高孔储层储集空间以原生孔为主，抗压实能力强的物质组构基础、弱压实成岩动力场和流体弱压实-弱胶结成岩环境等3大有利成岩要素耦合利于原生孔大量保存；②临河组碎屑岩先存物质组构优越，石英、长石和刚性岩屑总含量平均值可达90%，抗压实能力强；③临河坳陷地温梯度低，仅为（2.0~2.6）℃/100 m，与早期长期浅埋—晚期快速深埋的埋藏方式共同形成弱压实成岩动力场环境；④咸化湖盆沉积地层的成岩环境中，成岩流体产生的压实作用弱，同时古盐度具有分异性，低盐度区胶结作用弱，利于原生孔保存；⑤沉积水动力条件、咸化湖盆古水体盐度分异和砂体厚度等3大因素共同控制临河组优质储层分布。

基于准噶尔盆地中央坳陷西部下二叠统风城组烃源岩有机地球化学、天然气组分和稳定碳同位素组成等分析数据，结合区域沉积环境与生烃演化模拟实验，评价风城组烃源岩的生气潜力，刻画规模有效源灶分布，厘定天然气成因来源，优选有利勘探领域。结果表明：①风城组为1套倾油型烃源岩，但滞留液态烃有利于晚期裂解成气，具有生气潜力大、晚期规模成藏的特点；②风城组烃源岩最大厚度可达900 m，盆1井西凹陷和沙湾凹陷已进入规模生气阶段，生气强度大于20×10⁸ m³/km²的面积约6 500 km²；③环中央坳陷西部发现的碳同位素组成较轻的天然气主要为来自风城组烃源岩的高熟油型气，其他则为来自于石炭系煤系烃源岩的煤成气；④中央坳陷西部天然气勘探需重点关注源边构造型、源边地层型、源内页岩气型和源内构造型4种类型的有利勘探领域，其勘探潜力值得期待。

基于近年来新补充的大量深井资料，深入开展中晚三叠世鄂尔多斯盆地沉降作用研究，提出该沉积期鄂尔多斯盆地经历了两期重要沉降事件，并对两期沉降作用下的地层发育特征、岩性组合、汇水区分布、沉积演化等进行系统对比分析。认为两期沉降作用均是印支期秦岭构造活动在其北侧克拉通边缘的响应；延长组10段沉降幅度大，碎屑供给多，沉积速率快，以较粗碎屑充填为主，快速沉降伴随快速堆积，地层自东北向西南呈楔形增厚，沉降中心位于盆地西南环县—镇原—庆阳—正宁一带，地层厚800~1 300 m，沉降中心与沉积中心偏离，发育多个汇水区，此时尚未形成统一湖盆；延长组7段沉积期，在构造沉降与卡尼期暴雨事件共同作用下，形成了大面积深水坳陷，沉积速率慢，沉降中心与沉积中心基本重合，均位于麻黄山—华池—黄陵一带，沉降中心深水沉积厚120~320 m，以细粒沉积为主；两期沉降机制存在差异，早期沉降与秦岭地区中三叠世勉略洋向北俯冲相关，在挤压背景下强烈拗陷，晚期沉降为晚三叠世后碰撞弱伸展动力环境下的结果。

基于珠江口盆地新采集处理的三维地震资料、钻测井和岩心资料，精细解剖白云南洼古近系渐新统珠海组陆架边缘三角洲-深水扇（简称“洲-扇”），以揭示陆架边缘到深水扇沉积复杂的耦合关系和成因机制。研究结果表明，珠海组四段—一段沉积时期，研究区“洲-扇”沉积体系规模具有先增大后减小的规律，珠海组三段—一段沉积早期深水扇发育，珠海组二段沉积晚期平面分布规模最大。依据顺物源方向洲-扇发育程度的不同，划分出“有洲有扇、有洲无扇、无洲有扇”3种不同类型的洲-扇耦合关系。①“有洲有扇”型的陆架区发育陆架边缘三角洲，其下倾方向的陆坡区深水扇发育，强物源供给和相对海平面下降是主控该类型洲-扇系统发育的两大关键因素，而陆架边缘水道的发育有利于在弱物源供给及相对海平面上升时期仍能形成该类型源汇系统。②“有洲无扇”型的陆架区发育陆架边缘三角洲，其下倾方向的陆坡区却不发育深水扇，缺“源”、少“渠”和流体改造是形成该类型的3大主要原因。③“无洲有扇”型的陆坡区发育深水扇，但溯源其上倾方向陆架区不发育陆架边缘三角洲，陆架边缘的流体改造和陆坡区渠道通畅（水道发育）两者相互耦合共同控制其形成。

基于钻井和地震数据，通过平面-剖面构造解析、三维断层构造建模、垂向断距分析及平衡剖面恢复，对四川盆地资阳地区张扭（走滑）断裂系统进行研究。结果表明，资阳三维地震工区张扭断裂系统由北东走向、伸展变形主导的F_Ⅰ19和F_Ⅰ20断裂带以及北西走向、右旋剪切变形的3组雁列正断层构成。其中，F_Ⅰ19、F_Ⅰ20断裂带贯穿新元古界—中下三叠统嘉陵江组，表现出“S”形丝带状的三维结构，在二叠系沉积前及早三叠世至少经历两期构造叠加改造；北西向的3组雁列正断层由两两成对、倾向相反、部分左阶排列的小型正断层构成，在二叠系沉积前基本定型，对F_Ⅰ19断裂带向东的生长和扩展造成限制。F_Ⅰ19、F_Ⅰ20断裂带自深往浅沟通多套烃源岩和储层，断层活动时间与生烃高峰期匹配良好；在F_Ⅰ19、F_Ⅰ20断裂带两侧的局部低幅背斜带上，若叠加发育寒武系—三叠系有利沉积相带和储层，则该区有望成为天然气聚集有利区。

基于野外露头、岩心、录井、测井、试气及分析化验等资料，采用天然气成藏与铝土岩成矿一体化研究方法，分析鄂尔多斯盆地含铝岩系有效储层发育控制因素、煤系烃源岩与含铝岩系的源储配置关系，构建天然气成藏模式，对煤下含铝岩系天然气勘探潜力进行评价。研究表明：①鄂尔多斯盆地含铝岩系的有效储层主要为一水硬铝石含量超过75%，具有多孔状残余豆鲕、碎屑结构的蜂窝状铝土岩，溶蚀孔为主要储集空间；②铝土岩储层形成模式为夷平化作用提供含铝岩系发育的物质基础、岩溶古地貌控制含铝岩系发育、陆表淋滤作用改善储集性能；③晚石炭世—早二叠世，受湿热气候环境和海平面变化控制，古陆或古岛边缘的相对低洼带发育典型的煤-铝-铁三段式地层结构；④煤系烃源岩广覆式生烃，天然气在煤下含铝岩系储层富集，为源下成藏；⑤中国华北陆块的上石炭统—下二叠统含铝岩系气藏呈透镜状点群式聚集，勘探潜力大，有望成为华北克拉通上古生界重要的天然气勘探新领域。

针对传统测井曲线深度校正需要手动调整曲线，而对于多口井的深度校正工作量巨大，需要大量人工参与，且工作效率较低的问题，提出一种多智能体深度强化学习方法（MARL）来实现多条测井曲线自动深度匹配。该方法基于卷积神经网络（CNN）定义多个自上而下的双滑动窗口捕捉测井曲线上相似的特征序列，并设计一个智能体与环境的互动机制来控制深度匹配过程。通过双深度Q学习网络（DDQN）选取一个动作来平移或缩放测井特征序列，并利用反馈的奖励信号来评估每个动作的好坏，以学习到最优的控制策略达到提升深度校正精度的目的。研究表明，MARL方法可以自动完成多口井、不同测井曲线的深度校正任务，减少人工干预。在油田实例应用中，对比分析了动态时间规整（DTW）、深度Q学习网络（DQN）和DDQN等方法的测试结果，DDQN算法采用双网络评估机制有效改进了算法的性能，能够识别和对齐测井曲线特征序列上更多的细节，具有较高的深度匹配精度。

为解决疏松岩性含气区沉积相恢复及储层预测难题，基于中国首例九分量横波三维地震资料的地震沉积学分析，应用地震地貌学和地震岩性学建立四级等时地层格架，研究柴达木盆地台东地区更新统七个泉组沉积相和储层特征。研究方法和思路：首先，利用九分量横波地震相位旋转、分频融合和地层切片技术，在卫星影像揭示沉积模式的基础上恢复主要标准层沉积相；然后，利用地震属性提取、主因子分析和随机拟合技术计算重点砂体的储层厚度和物性参数，经盲测井检验效果较好。研究结果表明：研究区七个泉组的优势沉积相为三角洲前缘和浅湖，三原色融合切片揭示发育2个旋回，同期存在3套水下分流河道体系；其中七个泉组中下部分流河道砂体厚度大、分布广、物性最好，是研究区有利储层，其渗透率还受成岩作用影响；分流河道砂体储层向涩北一号气田以西延伸范围较广，为该区勘探向西侧外围区扩展提供了依据。

基于中东碳酸盐岩油藏注水开发实践，以两伊地区（伊拉克和伊朗）白垩系巨厚生物碎屑灰岩油藏为例，针对笼统注采导致开发效果差的难题，提出以隐蔽隔夹层为格架精细划分开发层系、多类型多井型井网有机组合、构建均衡注采体系为核心的巨厚复杂碳酸盐岩油藏均衡注水开发技术。两伊地区巨厚碳酸盐岩油藏具有垂向非均质性强、多成因超高渗透层发育、隔夹层隐蔽性强等特征，基于隐蔽隔夹层识别与刻画技术、封隔能力评估技术，提出均衡注水开发技术，形成常规层系架构、精细层系架构、深化层系架构3种均衡注水开发模式和技术。数值模拟表明，均衡注水开发技术可实现两伊地区巨厚复杂碳酸盐岩油藏精细高效注水开发、均衡动用不同类型储量，并为同类油藏的开发优化提供借鉴。

以南襄盆地泌阳凹陷X-1井为例，将岩心实验测得的带压渗吸规律通过岩心尺度油藏模拟拟合得到表征渗吸过程的毛管压力特征曲线及相对渗透率特征曲线，将其代入宏观油藏模型中模拟压后焖井过程，建立体积压裂用液强度优化方法。研究表明：压裂液用液强度的优化必须考虑造缝要满足预测最终可采储量的需求、满足渗吸驱油的需求、满足补充地层能量的需求，同时将压裂液用液强度控制在临界渗吸强度附近，避免液量过少导致渗吸置换作用不充分，液量过大导致成本增加与潜在储层伤害。模拟发现，压裂液用液强度与单井预测最终可采储量正相关且存在最优值，大于最优值后，单井预测最终可采储量增加的幅度将越来越小，通过适当提高压裂液用液强度补充地层能量提高焖井压力，适当增加焖井时间，可有效增加压后产能。经过X-1井现场试验验证，该优化方法对油井生产效果改善显著，具有较好的实用性。

基于位移不连续法和离散裂缝统一管网模型，采用顺序迭代数值模拟方法，构建了考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模型。模型考虑了天然裂缝、基质物性对压裂过程的影响，且直接将压裂后地层压力及含水饱和度分布用于后续焖井、生产模拟，可以更准确地实现压裂-生产一体化模拟。模拟结果表明：储层物性参数对裂缝扩展有较大影响，合理预测压裂结束后地层压力及储层流体分布是准确预测页岩气井产气量、产液量的关键；相较于常规方法，提出的模型同时考虑压裂对基质压力及含水饱和度的影响，可以更准确地模拟产水量、产气量。将建立的模型应用于实际页岩气压裂水平井的压裂-生产一体化模拟，模拟结果与实际生产数据吻合程度较好，验证了模型的准确性。

基于8"（203.2 mm）钻铤接头三维弹塑性有限元模型，分析复杂载荷条件下NC56钻铤接头内、外螺纹的受力特征和井下二次上扣特性，通过有限元分析，根据接头内、外螺纹台肩处相对偏移量计算井下等效冲击扭矩，形成井下等效冲击扭矩的预测模型，利用塔里木盆地GT1井井下实测结果验证该模型正确性，并应用于中国第1口超万米特深井——深地塔科1井（SDTK1井）。结果表明：复杂载荷作用下钻铤接头应力分布不均匀，台肩处和靠近台肩的螺纹牙处von Mises应力水平相对较高；对于按API（美国石油学会）标准上扣的203.2 mm钻铤接头，当井下等效冲击扭矩超过65 kN·m时，钻铤接头的上扣预紧平衡被打破，钻铤接头发生二次上扣；随井下等效冲击扭矩的增大，内、外螺纹台肩处相对偏移量增加。SDTK1井井下存在较大冲击扭矩，井下载荷环境复杂，需要采用双台肩钻铤接头以提高接头的抗冲击扭矩能力或优化作业参数来降低井下冲击扭矩，从而有效防止钻具失效。

针对纤维在常规滑溜水中逸出量较高，难以与支撑剂形成纤维-支撑剂簇、作用效果有限等问题，开发出一种结构稳定剂，基于微观结构观察和性能评价室内实验，分析结构稳定剂作用下支撑剂的铺置机理及结构稳定剂对支撑剂铺置规模、裂缝导流能力等的影响。研究表明：结构稳定剂与聚合物、纤维、石英砂之间可形成稳定的纤维-支撑剂团簇，与单纯支撑剂相比，密度降低，体积增大，沉降过程中与液体的接触面积增大，浮力与曳力增加，沉降速度变缓，更易被流体携带进裂缝深处。将纤维及结构稳定剂随支撑剂一起泵入储层可降低纤维逸出率、增加支撑剂在滑溜水中占据的体积，大幅提高支撑剂铺置高度、输送距离及裂缝导流能力，降低支撑剂返排率。实验结果表明，结构稳定剂最佳质量分数为0.3%。致密气、页岩油、页岩气80井次的应用效果证实，结构稳定剂具有较好的适应性，基本能满足该类油气井的提产、降本和防砂需求。

采用真三轴压裂模拟系统开展了页岩水平井多簇喷砂射孔暂堵转向压裂模拟实验，研究了暂堵剂粒径、暂堵剂浓度、单簇射孔数和簇数对封堵提压、多裂缝转向规律及暂堵剂分布的影响。结果表明：缝内小粒径组合+段内大粒径组合暂堵剂有利于提高封堵压力并促进裂缝多期性转向，添加纤维的组合可快速憋压至超高，但易产生沿着井筒扩展的纵向缝；暂堵峰值压力随暂堵剂浓度的增加而提升，但暂堵剂浓度达到一定值后，进一步增加暂堵剂浓度并不能显著提高暂堵峰值压力；岩样破裂压力和暂堵峰值压力随单簇射孔数增加呈下降趋势，较少的单簇射孔数有利于提高破裂压力及暂堵峰值压力，对多簇裂缝扩展的控制作用更显著；较少的簇数不利于人工裂缝总数及复杂程度的提升，较多的簇数难以实现有效封堵。缝内暂堵时暂堵剂主要分布在复杂裂缝区域，特别是多裂缝相交处，而段内暂堵时暂堵剂优先分布于形成复杂缝的射孔簇孔眼附近。

系统梳理了不同空间信息技术在CO₂封存监测中的应用现状，分析了空间信息技术在CO₂封存监测中面临的挑战，并对空间信息技术在CO₂封存监测中的发展前景进行了展望。目前在CO₂封存监测领域应用的空间信息技术主要有涡度相关法、遥感技术、地理信息系统、物联网技术和全球导航卫星系统等5类，涉及监测数据获取、定位与数据传输、数据管理与决策支持等3个环节。空间信息技术在CO₂封存监测中面临的挑战主要包括：针对不同监测目的、不同搭载平台以及不同监测场地，需选取与其相匹配的空间信息技术；针对空间信息监测数据来源广、数据量大的特点，需建立有效的数据存储与计算能力；空间信息技术需要与目前成熟的监测技术进行交互验证，促进协同作业。未来需建立空间信息技术监测方案设计方法与标准，建立跨尺度监测技术的协同应用方法，形成空间信息技术与人工智能和高性能计算技术协同应用，加快空间信息技术在中国碳封存项目中的应用。

基于自主研制的真三轴多物理场原位注采大型物理模拟实验系统，开展了青海共和干热岩多井长期注采物理模拟实验。通过多井连通性实验获得了岩样内部天然裂缝系统的空间分布特征以及各裂缝与井筒的连通情况，在此基础上选择注入井和生产井，开展了一注两采和一注一采实验，系统分析了生产井的开采流量、开采温度、采热速率和流体采收率随持续注采的变化规律。结果表明：在热冲击、注入压力联合作用下，裂缝导流能力增强，生产井开采温度表现为下降趋势，且流量越大下降越快；当裂缝局部闭合区域逐渐激活，产生新的换热面积，开采温度升高或下降速率降低；采热速率主要由开采流量、注入和采出流体的温度差控制，当滤失通道导流能力增强，生产井流体采收率快速下降；优势通道和换热流体滤失对采热性能的影响机制有所区别，前者限制换热面积，后者影响采出流体流量，二者都是影响干热岩长期高效开发的重要因素。

基于地球化学参数及分析数据，应用热守恒方程、质量平衡定律及瑞利分馏模型等方法，通过对莺歌海盆地乐东底辟区的壳源氦气原位产率和外部通量、幔源初始氦浓度及热驱动机制等定量分析，探讨深部热流体活动背景下氦气的成因来源及运聚机制。研究结果表明：①乐东底辟区氦气的来源以壳源氦为主，幔源为辅。其中，研究区幔源³He/⁴He值为（0.002~2.190）×10^?6，R/R_a值为0.01~1.52，测算幔源He贡献占比为0.09%~19.84%，占比较小；而壳源贡献占比则高达80%以上。②壳源氦的原位⁴He产量仅为（4.10~4.25）×10^?4 cm³/g，外部⁴He通量则显著高值，为（5.84~9.06）×10^?2 cm³/g，表明壳源氦气以外部输入为主，推测与地层流体受大气补给以及深部岩石-水相互作用有关。③底辟区深部热流体活动显著影响地温场，³He初始质量体积与对应焓的比值（W）为（0.004~0.018）× 10^?11 cm³/J，来自深部地幔的热贡献（X_M）为7.63%~36.18%，揭示底辟热流体对幔源³He迁移具有一定的热驱动作用。④研究区氦气的初次运移方式以平流为主，二次运移受控于水热脱气和气液分离过程；氦气从深部至浅部的运移过程中，CO₂/³He值由1.34×10⁹升至486×10⁹，指示受到壳幔混合和脱气效应影响，存在CO₂规模性析出和³He的明显逸散。在深部热流体影响下，氦气运移聚集机制包括：深部热驱动扩散、平流释放、垂向水热脱气，浅部横向迁移、远离断裂的圈闭聚集，分压平衡、完整密闭的盖层封存等方面。