基于二维/三维地震、测井资料,结合低温热年代学数据分析,系统解析中西非走滑裂谷系Doseo盆地不整合面特征、反转构造样式及其动力学机制。研究表明：①地震剖面揭示盆地发育两期关键反转不整合面：上白垩统内部T₅界面与白垩系顶部T₄界面,控制盆地反转构造发育;②识别出断层伴生型、逆冲型、褶皱型及背形负花状4类反转构造,空间上构成6个北东—北东东向展布的反转构造带;③磷灰石裂变径迹热史模拟揭示两幕快速冷却事件：晚白垩世晚期（距今80~85 Ma,冷却幅度15 ℃）与始新世—渐新世（距今30~35 Ma,冷却幅度35 ℃）,分别对应T₅、T₄界面形成期;④构造反转动力学解析表明,晚白垩世反转受控于非洲北部特提斯洋内俯冲远程挤压,始新世—渐新世反转响应非洲-欧亚大陆碰撞应力传递,两期事件揭示特提斯构造域演化对克拉通内盆地的持续性构造调控。⑤两期构造反转通过控制圈闭类型（背斜、断层相关圈闭）、断层活化提升油气运移效率,与下白垩统烃源岩的晚白垩世和始新世两期生烃高峰精准匹配,进而控制了Doseo盆地规模油气藏的形成。该地质认识为离散型走滑裂谷系反转构造演化及油气成藏理论研究提供关键地质依据。

基于有限-离散元方法,建立并验证轴向冲击破岩的三维数值模型,提出冲击破岩过程中能量转换计算方法,分析锥齿前倾角、岩石温度与冲击速度对岩石破碎特征及能量传递规律的影响。研究表明：①单次锥形齿钻头冲击破岩时,仅7.52%~12.51%的能量用于岩石破碎,而57.26%~78.10%的能量因摩擦损耗未能有效利用;②前倾角过小,会增加锥齿吃入深度以及摩擦损耗,前倾角过大会降低锥齿的吃入能力,钻头将反弹并使冲杆吸收更多能量,锥齿前倾角存在最优值。③高温可显著增强岩石的冲击破碎效果,但高温造成的热损伤会降低岩石的强度,抑制岩石对能量的吸收;④高冲击速度能加剧岩石的破坏程度,但冲击速度过高,摩擦损耗增加,岩石吸收能量占比下降,岩石破坏程度并不能大幅提升,冲击速度也存在最优值。

基于中国典型陆相页岩油区带解剖,从陆相页岩油的地质特征出发,通过梳理页岩油甜点富集规律与常规油气的本质差异,提出评价陆相页岩油规模产出的关键参数及其评价方法。研究表明：①页岩油是赋存于富有机质页岩层系中的石油聚集,原生源储,具有与常规油气不同的聚烃—富烃—产烃过程,不宜沿用“藏”的概念。②中国陆相页岩油分布广,但受湖盆水体环境与构造演化—成岩改造差异影响,不同盆地页岩油地质特征与甜点富集规律差异明显。③陆相页岩油评价的主体是“甜点体”,陆相页岩油规模产出的关键要素是储油能力、含油能力和产油能力。④“三能力”评价的关键参数分别为总孔隙度（储油能力评价）、含油量（含油能力评价）和游离油含量（产油能力评价）。⑤参数测定方法选取方面,宜采用氦气孔隙度与核磁共振联用测定页岩总孔隙度,宜采用有机溶剂萃取、核磁共振与高压压汞联用评价重点层段含油量,宜采用核磁共振测井的方法测定游离油含量。研究成果可进一步丰富和发展中国陆相页岩产油认识,并为推动陆相页岩油快速勘探与规模动用提供科学基础。

基于中国陆相沉积油藏大幅度提高采收率与CO₂长期封存的技术需求,系统梳理近年来CO₂驱油与埋存技术进展及实践认识,针对CO₂驱油与埋存向已开发老油田规模化推广应用过程中面临的关键技术需求与挑战,分析未来发展方向。先导试验阶段（2006—2019年）经过持续发展完善和应用实践,形成了第1代陆相沉积油藏CO₂驱油与埋存技术体系;工业化发展阶段（2020年开始）在限域相态、油藏埋存机理、油藏工程、波及调控、工程工艺、封存监测等方面取得重要进展和认识,第2代CO₂驱油与埋存理论技术趋于完善,支撑CO₂捕集、利用与埋存（CCUS）示范工程见效。为了破解CO₂驱油与埋存中混相程度低、气窜防控难、工艺要求高、应用场景少、协同难度大等关键技术问题,支撑CCUS实现规模化应用,需要持续加强关键技术攻关,打造促混转混、综合调控扩大波及、全流程工程工艺技术及装备、长期安全封存和监测、驱油封存协同优化调控等第3代CO₂驱油与埋存技术。

采用连续-非连续单元法,建立考虑燃爆应力冲击造缝、燃爆气体扩缝与水力压裂扩缝的燃爆-水力复合压裂裂缝扩展数值模拟方法,探究地应力差、燃爆峰值压力、燃爆增压速率、水力压裂排量、水力压裂液黏度对复合压裂裂缝扩展的影响规律。研究表明：燃爆-水力复合压裂结合了燃爆压裂近井造缝复杂和水力压裂远井深穿透的优势,可形成多条深穿透的长裂缝,改造效果更好。增大地应力差,将减少燃爆-水力复合压裂改造面积,燃爆-水力复合压裂更适合地应力差较小的储层;高燃爆压裂峰值压力、高燃爆压裂增压速率均有利于增加燃爆裂缝的最大破裂长度与破裂度,进而增加燃爆-水力复合压裂的改造面积,提高改造效果;提高水力压裂排量、压裂液黏度将提升缝内净压力,激活燃爆裂缝,增大裂缝转向半径,产生更多的长裂缝,有效增大储层改造面积;储层改造面积与水力压裂排量、水力压裂液黏度并非完全正相关,存在临界值,当超过临界值后,改造面积减小。

为了揭示CO₂前置压裂过程中超临界CO₂（SCCO₂）-水-页岩相互作用对陆相页岩支撑剂嵌入影响机制,选取渤海湾盆地陆相页岩,开展SCCO₂-水-页岩相互作用实验,通过X射线衍射、大面积高分辨率成像、全自动矿物分析及纳米压痕等测试方法分析缝面微观力学损伤机制及支撑剂嵌入特征变化规律。研究表明：随着相互作用时间的延长,白云石、长石及黏土矿物含量降低,石英含量增加,其中白云石溶蚀效果最为显著;页岩硬度及弹性模量均呈现幂律衰减模式,在作用1 d内劣化率最大,随后劣化速度呈现缓慢降低的趋势;样品表面压嵌坑数量及嵌入深度呈增大趋势,作用时间超过3 d后支撑剂出现团簇嵌入现象,样品表面开始出现大深度压嵌坑。

四川盆地深层致密砂岩气资源量较大,但致密储层非均质性强、单井产能差异大,致密气动用难度大;以新场构造带上三叠统须家河组二段为例,基于测录井、生产、地震等新资料解释,开展构造特征及演化、储层成岩及致密化作用、断缝类型及期次等系统分析,结果表明：①燕山早期古构造圈闭形成早于油气充注期,储层未致密,构造高部位富集低熟—中成熟油气,古构造控制圈闭及早期油气藏形成。②燕山中期—晚期,烃源岩成熟并大量生排烃,岩石粒度及砂岩类型影响储层致密化时间,油气沿断缝附近砂体或致密化程度较弱的基质储层小规模运移,储层致密化作用控制油气充注规模。③喜马拉雅期烃源岩过成熟,滞留原油裂解气沿晚期断缝高效运移,高产井集中于晚期南北向四级断层及晚期裂缝形成的Ⅰ类、Ⅱ类断缝区,晚期断缝改造作用控产。④新场构造带经历3期构造演化、两期成藏、3期断缝发育,在古构造高部位聚集成藏,经致密化及晚期断缝调整形成复杂气水分布,总结为“近源高位早期低丰度充注,断褶缝体-优质储层-构造高部位叠合控晚期调整富集”的模式。

四川盆地中二叠世地貌格局转换是认识茅口组规模储集相带发育规律的关键,基于露头、测录井、地震资料的综合分析,重建茅口组层序格架下盆地隆坳分异格局,探讨其构造-沉积分异机制。研究结果表明,茅口组由2个三级层序和6个四级层序（SSQ1—SSQ6）组成,且自北向南依次发育4期坡折带。第Ⅰ—Ⅲ期坡折带位于盆地北部,受同沉积伸展断层的控制,呈北东向线性展布和向南东逐渐迁移;第Ⅳ期坡折带位于盆地南部,沿峨眉山大火成岩省呈弧形展布。多期坡折带的发育控制中二叠世四川盆地古地貌由早期（SSQ1—SSQ2）西南高、北东低的巨型北倾缓坡向中期（SSQ3—SSQ5）南高北低的台盆演变,晚期（SSQ6）在四川盆地西南部（简称川西南）进一步发育坳陷区,最终形成两凹夹一隆的地貌特征,反映勉略洋快速俯冲和峨眉山地幔柱热点幕式活动对茅口组沉积期盆地隆坳格局的共同调控作用,主导了沿坡折带和环古火山隆起的规模高能滩相储集带的发育。

在国内外天然气地球化学数据分析的基础上,通过比较温泉热液系统和沉积盆地（包括松辽、渤海湾、三水、四川、鄂尔多斯、塔里木、莺琼等）中无机成因和有机成因天然气的地球化学组成,系统梳理无机成因气在组分与碳、氢、氦同位素组成方面的识别标志。研究表明：①在温泉气体中,无机成因烷烃气含量极低,甲烷通常小于1%,C₂₊重烃气几乎缺失,气体主要以CO₂为主,部分样品中N₂占优势;②无机成因烷烃气表现出一系列典型的同位素组成特征,包括甲烷碳同位素偏重（δ¹³C₁通常大于-25‰）、负碳同位素系列（δ¹³C₁>δ¹³C₂>δ¹³C₃>δ¹³C₄）、氦同位素富集（R/R_a值大于0.5、CH₄/³He值普遍小于10¹⁰）。③无机成因烷烃气的氢同位素组成分布形式多样,可呈现正序排列（δD₁<δD₂<δD₃）、反序排列（δD₁>δD₂>δD₃）或“V”型分布（δD₁>δD₂<δD₃）,其中甲烷的氢同位素组成变化幅度较小（约9‰）,可能受到与同生水氢交换作用的影响。④判识气体成因方面,CH₄/³He-R/R_a、δ¹³C_CO2-R/R_a图版相较于CO₂/³He-R/R_a图版具有更强的判别能力。上述地质新认识为天然气成因类型识别及无机气的进一步研究提供了理论线索和判别图版支持。

基于地表地质、探井、重磁电与地震勘探资料分析,将盆地与周缘造山带相结合统一成图,对地质历史时期鄂尔多斯原型盆地的边界、分布范围、地质结构与构造属性等开展系统解析。研究表明,鄂尔多斯地块的西界为恩格尔乌苏断裂带,东界为太行山山前断裂带,北界为索伦—西拉木伦缝合带,南界为商丹缝合带;鄂尔多斯盆地的边界在中元古代—古生代为板块边界,在中新生代为陆内变形边界;该盆地在中元古代—奥陶纪为覆盖整个鄂尔多斯地块的海相克拉通盆地、石炭纪—二叠纪为板块边缘岛弧隆起带围限下的海陆过渡相坳陷盆地、三叠纪为陆内统一湖相坳陷盆地、新生代为裂谷体系环绕的陆内克拉通盆地,盆地范围自古至今逐步缩小。大型原型盆地的广覆性决定了油气勘探范围远超现今沉积盆地范畴,勘探层系为纵向多目的层系。鄂尔多斯盆地具有“全油气（或成矿）系统”的特点,盆地深层中元古界宽裂谷体系“盆下盆”和寒武系—奥陶系被动陆缘盆地与克拉通内坳陷将成为油气勘探重要接替领域。

基于岩心、铸体薄片、物性、CT扫描、测井、测试及地震等资料,以中阿拉伯盆地A油田下白垩统Yamama组为例,揭示半局限碳酸盐缓坡沉积成岩特征及有利储层分布。研究表明：半局限碳酸盐缓坡中藻类、底栖有孔虫、双壳类、胞网菌和似球粒最为富集,发育多种低能浅水岩相,Yamama组早期以前斜坡相为主,随后演变为大规模潟湖,局部发育颗粒滩、点礁、滩后和潮坪;Yamama组自下而上发育Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ 3期层序,海退半旋回中,层序Ⅰ以胶结作用为主,层序Ⅱ以溶蚀作用为主,层序Ⅲ中溶蚀作用与胶结作用交替主导。储层以粒泥灰岩、泥粒灰岩和粘结岩为主,岩性序列横向变化快,可对比性差;发育孔隙型储层,储集空间以微孔、铸模孔和生物体腔孔为主,原生粒间孔发育程度总体较低,孔喉以中喉和微喉为主;物性主要为中低孔、低渗和特低渗,中高渗储层发育程度低。研究认为：半局限碳酸盐缓坡中,局部高能沉积、易溶生物碎屑富集和强溶蚀作用是有利储层发育的主要条件。局部高能的颗粒滩和点礁未发生强胶结作用,原生粒间孔保存较好,储层物性较好,形成小规模的有利储层;潟湖和滩后等中低能沉积局部富含藻类和胞网菌等易溶生屑,生屑被强烈溶蚀,形成大量铸模孔或生物体腔孔,有效改善储层物性,可形成较大规模的有利储层。A油田Yamama组有利储层主要分布在A油田中北部背斜轴部的YA段和YB段。