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。

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。

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。

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，建立湖盆细粒重力流沉积模式，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中重要的沉积作用之一，能把浅水细粒碎屑和有机质搬运到深湖，有利于形成优质烃源岩和页岩油的“甜点段”。中国湖盆深水环境发育的细粒重力流沉积主要是细粒浓缩密度流、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形成富有机质页岩和细粒异重流的沉积，水退可引起细粒浓缩密度流、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缩密度流、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、泥流沉积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“甜点段”和优质烃源岩具重要意义。

基于大量钻井、分析测试、模拟实验，对松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组页岩（古龙页岩）的生烃演化、页岩油赋存状态、孔缝演化机制进行深入分析，并结合大量试油试采资料，开展古龙页岩油富集层评价、生产特征与产量递减规律分析。研究表明：①古龙页岩在R_o值为1.0%~1.2%时进入大量排烃期，最大排烃效率为49.5%；中低演化阶段，页岩油的主要赋存空间从干酪根向岩石与有机孔缝转移；中高演化阶段，页岩油由吸附态向游离态转化。②孔隙类型主要为黏土矿物晶间孔缝、溶蚀孔和有机孔，黏土矿物转化过程中在伊利石、伊蒙混层矿物间形成大量晶间孔缝，有机质裂解作用形成网状孔缝。③游离烃含量、可动孔隙度、总孔隙度、脆性矿物含量是页岩油富集层分类评价的核心指标参数，Ⅰ类层标准为S₁≥6.0 mg/g，可动孔隙度大于等于3.5%，总孔隙度大于等于8.0%，脆性矿物含量大于等于50%，综合认为Q2—Q3、Q8—Q9油层最优。④轻质油带核心区水平井首年累产高，属于双曲递减模式，递减指数一般为0.85~0.95，首年递减率为14.5%~26.5%，单井预测可采储量（EUR）大于2.0×10⁴ t。在勘探生产实践过程中，仍需进一步持续攻关解决生排烃机制、地层条件下页岩孔隙度与含油气性测试方法与标准、富集区边界精细刻画、页岩力学性质和体积改造、提高采收率技术等难题，提高单井EUR，实现规模效益开发。

基于松辽盆地油气勘探实践，结合地震、测井、地球化学等勘探开发新资料，对松辽盆地北部中浅层全油气系统基本地质条件、油气类型、油气分布特征、成藏聚集动力、源储关系及成藏聚集模式开展系统研究。研究表明：①松辽盆地北部中浅层具备全油气系统形成条件，油气资源充足、储集层类型多样、输导体系发育，形成以白垩系青山口组烃源岩为中心的全油气系统。②全油气系统内不同类型油气资源在沉积体系、岩性组合及物性变化等方面存在关联作用，并在一定程度上造就了松辽盆地北部中浅层常规油藏-致密油-页岩油有序共生的空间分布特征。③纵向上，源上常规油、源内页岩油/致密油、源下致密油有序共生；平面上，自盆地边缘向凹陷中心有序发育常规油-致密油-夹层型页岩油-页岩型页岩油。④构建松辽盆地北部中浅层全油气系统源上常规油浮力充注成藏、源内页岩油滞留聚集、源下致密油源储压差充注聚集3类成藏聚集模式。提出的松辽盆地北部全油气系统新认识，为松辽盆地油气资源的整体勘探部署提供新思路，将有助于松辽盆地剩余油气资源高效勘探和新层系新领域快速获得油气发现。

能源体系转型的实质是“能源革命”。以化石能源为主体的“资源主导”型能源体系发展至今，推动人类进步，但也引发能源危机与生态环境危机，与新一轮科技革命、产业变革和人类可持续发展的新需求不相适应，亟待研究和发展碳中和背景下的新型能源体系。在新能源、新电力、新储能“三新”为主体的“技术主导”绿色智慧能源新体系框架下，以鄂尔多斯盆地为代表的“超级能源盆地”理念将重塑未来能源勘探开发的理念与模式。鉴于世界能源的“六个不均”和中国“富煤、油气不足、新能源无限”资源禀赋，深入推进“中国能源革命”，坚持能源生产独立性、供给绿色性、储备安全性、消费高效性、管理智慧性、成本经济性的“六性原则”；强化“能源科技创新”，实施技术主导下的煤炭清洁化、稳油和增气、新能源提速、绿色与智慧“四大科创工程”；实现“能源转型”，加快绿色主导下的化石能源清洁化、新能源规模化、集中分布协同化、多能管理智慧化“四化发展”，推动中国能源结构“两个80%”互换，构建绿色智慧能源新体系。

针对低渗透油藏—致密油CO₂驱面临的气体窜流控制难题，以叔胺基为响应单元，设计合成具有双子表面活性剂自组装属性的CO₂驱波及控制智能响应流体，研究了该流体遇CO₂/遇原油智能响应特征及作用机理、遇CO₂自增稠聚集体的剪切特征，评价了该流体与增稠聚集体耐温抗盐特性，验证了实现CO₂驱均衡波及控制的可行性与有效性。研究表明：①智能流体遇CO₂响应组装为高黏聚集体，流体质量分数为0.05%~2.50%时，增稠倍数9~246，黏度13~3 100 mPa·s，实验条件下低渗透岩心波及体积大幅提高；②智能流体遇模拟油，流体质量分数为0.5%~1.0%时界面张力降至1×10^?2 mN/m数量级，模拟油饱和度大于10%时，囊泡状胶束增溶油相全部转化为球状胶束，流体具有遇原油响应不增稠、降低界面张力特征；③智能流体遇CO₂自增稠聚集体可剪切变稀、静止增稠，经剪切—静止多次循环后仍保持初始结构状态，具备自修复特性，可实现储集层深部放置；④智能流体与增稠聚集体耐温抗盐性能长期稳定。

阐述了古龙页岩油多轮次压裂工艺技术迭代升级历程，结合古龙页岩油井开发生产动态，提出关于压裂改造工艺的发展建议。高密度页理缝控制下，古龙页岩压裂裂缝形态复杂，但缝高、缝长受到明显抑制，人工裂缝扩不高、延不远，成为古龙页岩油储集层有效改造的主要制约，压裂设计应遵循“控近扩远”设计理念。提升胍胶压裂液的比例、降低段内簇数、提高施工排量、正向利用应力干扰有利于裂缝扩展延伸，改造体积显著增大。主体压裂工艺迭代升级后的油藏适应性明显提升，实现了低返排率下的快速见油，井组生产初期含油率升高，有利于提高页岩油井产量。建议下一步围绕抑制近井微缝扩展、完善CO₂泵注程序、合理控制射孔密度、优化支撑剂组合模式、合理优化井网井距、谨慎使用纤维拌注工艺6个方面，进一步迭代优化压裂工艺技术，提升压裂改造体积、远井裂缝复杂程度以及长效导流能力。

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。

通过中国陆上不同类型致密油典型实例解剖，开展烃源岩、储集层、原油等样品测试分析，运用核磁-驱替物理模拟、格子玻尔兹曼数值模拟等技术方法，研究了中国陆相湖盆致密油充注运聚机理与富集主控因素。研究表明陆相湖盆致密油充注运聚机理：优质烃源岩生排烃动力是决定致密油充注效率和聚集效果的动力基础，原油运移阻力是影响致密油充注效率和聚集效果的关键要素，充注动力与致密储集层孔喉阻力耦合作用控制聚集效果及富集程度。陆相湖盆致密油富集程度主要受烃源岩、储集层孔喉大小、储集层结构各向异性及裂缝4大因素控制：优质烃源岩控制致密油近源分布，储集层物性及孔喉大小与致密油富集程度呈正相关，储集层结构各向异性揭示顺层运移速率最高，层内裂缝提高运聚效率与含油饱和度。

通过生烃热模拟、微米与纳米CT、氩离子抛光场发射电镜、激光共聚焦和二维核磁等实验分析，对松辽盆地古龙页岩油的生成模式、储集结构与富集机制进行研究。研究表明：①古龙页岩中存在大量微微型藻、微型藻和沟鞭藻，这些形成于微咸—半咸水的藻类共同构成了富氢页岩的生油母质；②青山口组页岩生油物质大多以有机黏土复合体的形式存在，有机质在成熟演化过程中黏土矿物具有抑制和加氢催化双重作用，扩大了页岩油生成窗口的下限、增加了轻烃生成数量；③古龙页岩储集空间的形成与溶蚀和生烃作用有关，随成岩作用增强微纳米孔隙数量增加、孔隙直径变小，与页理缝发育数量增多同步，构成了古龙页岩特有的纳米级孔-微米级页理缝双重介质储集层；④古龙页岩微—纳米级储油单元具有独立的油气赋存相态，表现为小孔凝析态、大中孔气液两相（或液态）和全孔径含油的特征。古龙页岩油形成与富集机制的新认识对推进中国陆相页岩油的勘探实践具有理论指导意义。

基于分形插值理论建立了具有粗糙壁面裂缝的生成方法，同时考虑颗粒-颗粒、颗粒-壁面、颗粒-流体的相互作用，建立了基于计算流体力学（CFD）-离散单元法（DEM）耦合的支撑剂-压裂液两相流动模型。经实验数据的检验，证实该模型可以较好地匹配粗糙裂缝内支撑剂的运移情况及堆积过程。经多个方案的数值模拟研究表明：与光滑平板裂缝相比，支撑剂在粗糙裂缝内输送，壁面粗糙凸起会显著影响支撑剂的运移与沉降，裂缝模型的粗糙程度越高，裂缝入口附近的支撑剂颗粒沉降速度越快，其水平运移距离越短，越倾向于在裂缝入口附近堆积，并在较短时间内形成缝内砂堵。裂缝壁面粗糙度在一定程度上可控制流体的运移路径，改变支撑剂填充裂缝的方式，一方面粗糙壁面凸起抬升了支撑剂运移轨迹，使支撑剂流出裂缝，导致覆盖率减小；另一方面携砂液易在粗糙壁面凸起接触点附近发生转向流动，可在一定程度上扩大支撑剂覆盖范围。

选取渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组三段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。

根据扇形井网趾端和跟端井距差异性，结合位错理论、离散格子法和有限元流固耦合理论，建立考虑地质力学建模、诱导应力计算、水力压裂模拟以及压后产能评价的扇形井网体积压裂地质工程一体化方法，同时提出针对扇形水平井常规产能区和潜在产能区进行差异化压裂设计的思路。研究表明，对于研究的H1扇形井平台，先压裂常规产能区后，潜在产能区水平主应力差的最大降低幅度为0.2 MPa，无法引发应力反转，但应力差的降低，仍有利于水力裂缝的横向扩展。潜在产能区中Ⅰ区井段的压裂优化方案为只压裂2号井，簇间距30 m，单段排量12 m³/min；Ⅱ区井段压裂优化方案为先压2号井，后压3号井，簇间距为30 m，单段排量为12 m³/min。潜在产能区孔隙压降波及面积小，储集层动用程度低，可提高趾端区域的水力压裂改造强度，例如适当加密布缝、调整布缝结构，以扩大波及体积、提高动用程度。

基于毛管理论，在构建微电阻率成像测井等效毛管模型的基础上，建立反映储集层非均质性的孔隙度谱（?_i）、渗透率谱（K_i）和等效毛管压力曲线（p_ci）的理论模型；为扩展理论模型的实际应用，引入阿尔奇公式建立定量表征?_i、K_i、p_ci的通用模型。对比现有模型表明：①现有孔隙度谱模型与?_i的通用模型相同；②相较于普塞尔（Purcell）渗透率模型，K_i模型能计算得到渗透率谱；③相较于现有的毛管压力曲线构建经验模型，p_ci模型具有理论基础且克服了现有模型仅基于孔隙度谱分量构建的应用局限。四川盆地川中古隆起TSX井二叠系茅口组实例应用表明，基于孔隙度谱、渗透率谱及等效毛管压力曲线可有效区分储集层类型并计算得到储集层物性及孔隙结构参数，进而有效评价储集层的非均质性。

针对涪陵页岩气田焦石坝区块一次井网储量动用率和采收率偏低、开发层系无明显隔层、分层开发难度大的问题，基于页岩气富集高产主控因素认识，研究了页岩气储集层精细描述与建模、立体开发技术政策优化、密织井网高效钻井和精准压裂与实时调控等页岩气立体开发理论技术。立体开发的内涵是基于页岩气的沉积特征、储集特点和甜点分布，应用优快钻井、体积压裂技术，在多维空间改造形成“人工气藏”，实现页岩气开发的储量动用率、采收率、收益率最大化。在页岩气立体开发研究过程中，地质工程耦合甜点描述是基础、天然裂缝与人工缝网的协同优化是关键，钻井及压裂工程提速提效是保障。通过实施立体开发，涪陵页岩气田焦石坝区块整体采收率从12.6%提高到23.3%，为气田持续稳产上产提供了重要支撑。

基于四川盆地南部（简称川南）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。对于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。对于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。

基于陆相水进-水退旋回（T-R旋回）层序地层学理论，通过对渤海湾盆地沧东凹陷官108-8井古近系孔店组二段连续500 m完整取心及化验资料分析，开展湖相盆地细粒沉积岩的高频旋回特征研究。通过应用测井岩性组合判别方法，搭建孔二段细粒沉积岩的五级高频旋回地层格架。采用不同尺度及方法表征细粒沉积岩高频旋回特征，研究表明五级T旋回陆源碎屑矿物含量高、古盐度低、古气候偏潮湿、纹层密度大，五级R旋回则表现为碳酸盐矿物含量高、古盐度高、古气候偏干旱、纹层密度小。高频旋回变化控制了有机质的丰度与类型，T旋回中TOC值较高，除了有较高的陆源有机碳含量外，水体内生有机质也较为丰富，显示湖泊的初级生产力较高，有利于页岩油的形成与富集。

通过实验模拟和地球化学分析，系统研究柴达木盆地柴西坳陷古近系烃源岩的生烃母质、有机质富集与生烃模式。柴达木咸化湖盆烃源岩总有机碳含量（TOC）值偏低的原因主要有3方面：相对贫乏的营养物质供应抑制了藻类勃发、过快的沉积速率导致有机质被稀释、较高的有机质转化效率导致残留有机碳偏低。针对这类富氢有机质生烃过程中有机碳降低，应用TOC值评价有机质丰度时需根据成熟度对其进行恢复。柴达木盆地咸化湖盆烃源岩生烃包括可溶有机质生烃和不溶有机质生烃两部分。可溶有机质主要继承于生物体在咸化湖盆中得以保存，在低演化阶段生烃形成的烃富含氮、氧、硫等杂原子化合物，在后期二次裂解形成轻质烃类组分；不溶有机质即干酪根生烃模式符合传统的“Tissot”模式，生油高峰对应于R_o值1.0%左右。

通过岩心观察、实验分析测试和地质剖析等多方法相结合，研究准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组页岩油富集主控因素，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，导致页岩油富集过程差异，据此建立的风城组页岩油的富集模式为“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重要意义。

以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组细粒沉积岩中晶粒方解石为研究对象，综合运用岩心观察、薄片观察、阴极发光分析、流体包裹体测试、扫描电镜、同位素组成分析等手段，对湖相细粒沉积岩中自生矿物的成因开展研究。结果表明：晶粒方解石呈层状分布于沉凝灰岩发育层段或沉凝灰岩与泥晶白云岩过渡层段的细粒沉积物中，方解石具有明显的阴极发光环带，可分为3期：Ⅰ期方解石不发光，含有较高的Sr元素，包裹体中包含羰基硫成分，均一温度超过170 ℃，由火山-热液喷流物质沉积形成；Ⅱ期方解石呈亮黄色光，含有较高的Fe、Mn、Mg元素，轻稀土元素富集，包裹体均一温度高，为热液喷流的钙质环边重结晶形成；Ⅲ期方解石呈暗橙色发光的环带，含有较高的Mg、P、V等元素，稀土元素无明显分异，包裹体均一温度低，为埋藏过程中成岩转化形成。晶粒方解石在垂向上规律性出现，并且其形成温度由颗粒中心向边缘降低，为芦草沟组沉积时期的火山-热液活动提供了直接证据。沉积期火山-热液活动有利于芦草沟组细粒沉积岩中的有机质富集，对优质烃源岩发育有正面效应，并且火山-热液喷流物质在演化过程中易形成晶间孔缝，为页岩油自生自储创造了条件。

通过对松辽盆地白垩系青山口组黑色页岩有机质富集、生烃和成藏过程研究，揭示古龙页岩油富集机理及常规—非常规油气分布规律。松辽盆地是在早白垩世受西太平洋板块俯冲后撤影响、郯庐断裂带在中国东北地区发生大规模水平位移的背景上形成的一个巨大内陆湖盆。青山口组沉积期间，陆地水文循环强烈，松辽古湖盆湖平面上升，大量营养物输入使浮游菌藻类生物繁盛，间歇性海侵促进水体咸化分层和缺氧环境形成，有利于有机质富集；生物标志化合物分析表明，经微生物改造的浮游菌藻类生源有机质对高生油能力的优质烃源岩形成具有重要作用。松辽盆地古龙凹陷青山口组轻质页岩油层内富集具有4方面有利条件：①中等有机质丰度和高生油潜力为页岩油富集提供了充足的物质基础；②较高的热演化程度使得页岩油具有较高的气油比（GOR）和良好的可动性；③较低的排烃效率导致滞留在源岩中烃类含量高；④高成熟阶段的层内胶结封闭效应导致轻质页岩油高效聚集。成藏过程恢复表明，青山口组烃源岩早期中低成熟阶段生成的液态烃经二次运移后在长垣和斜坡聚集形成优质的常规油藏和致密油藏；后期中高成熟阶段生成的轻质油原地聚集，形成约150×10⁸ t的古龙页岩油资源，最终使盆地内地油气分布呈横向连片、垂向叠加、常规—非常规序次分布的特征，表现为常规油—致密油—页岩油有序聚集的完整“全油气系统”格局。

从煤层气开发地质选区的角度出发，优选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，构建煤层气开发地质“甜点区”评价指标体系，并在此基础上建立煤层气开发地质“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个评价单元进行评价，评价结果与实际开发效果一致，并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具有不确定性的缺点，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。

为了评价二乙烯三胺五乙酸（DTPA）络合剂-海水（SW）体系改变砂岩润湿性、提高原油采收率的效果，开展了岩石润湿性、Zeta电位测试和自发渗吸实验。结果表明，基于海水配制质量分数为5%的DTPA-SW溶液，可以使岩石-原油接触角由143°减小至23°，使Zeta电位从?2.29 mV降低至?13.06 mV，表明岩石表面吸收更多负电荷，岩石润湿性由油湿向强水湿状态转变。溶液中电位决定离子（Ca²⁺，Mg²⁺，SO₄^2?）的存在与否不影响DTPA改变润湿性的性能，但当这些离子的浓度增至海水的3倍时，质量分数为5%的DTPA-SW溶液改变润湿性的效果减弱；自发渗吸测试证明，5% DTPA-SW溶液可以将原油采收率提高至39.6%。DTPA络合剂改变砂岩润湿性的最佳质量分数为5%。

基于最新钻井资料，结合埋藏史、成烃史、成藏史剖析，明确源下成藏特征，构建准噶尔盆地吉南凹陷二叠系成藏模式。研究表明：①吉南凹陷二叠系芦草沟组厚层咸化湖盆相优质烃源岩主体达到成熟阶段，资源基础雄厚；井井子沟组、梧桐沟组和芦草沟组均发育规模储集体，且纵向上存在多套良好的区域盖层，生-储-盖配置良好，存在源下、源内、源上3种成藏组合。②溶蚀作用、烃类充注保孔作用及绿泥石膜的存在，有效增加了源下储集空间，原油先充注、储集层后致密的特征提高了成藏的有效性。③浮力和源-储压差共同构成源下成藏的充注动力，地层内部微小错断使其具有“源-储侧向对接”的优势，微裂缝在各成藏期均可成为原油高效渗流和持续充注的重要通道。④井井子沟组经历中晚二叠世、中晚侏罗世和新近纪晚期共3期成藏，具有“早期远距离运聚成藏-中期原油混注成藏-晚期近距离充注高点成藏”的特征。吉南凹陷二叠系油藏的勘探发现与理论认识揭示了冲断带具备形成大油田的优越条件，具有良好勘探前景。研究成果对该区及地质条件类似地区的油气勘探具有启示和借鉴意义。

为解决传统的陆上和海域火山碎屑岩岩相及相模式难以反映湖盆水下火山机构特征的问题，以松辽盆地长岭断陷查干花地区白垩系火石岭组凝灰岩丘为研究对象，探讨水下喷发火山碎屑岩岩相并建立相模式。研究表明，水下喷发火山碎屑岩可分为2种相4种亚相，其中2种相为水下爆发相和喷发间歇期形成的火山沉积相。水下爆发相可进一步分为气携水下热碎屑流、水携火山密度流和水下降落3种亚相；火山沉积相由含外碎屑火山碎屑沉积岩1种亚相构成。松辽盆地水下喷发形成典型的凝灰岩丘相模式，凝灰岩丘通常由多个水下喷发堆积单元叠加构成，可分为近源和远源两个相组。近源相组完整的堆积单元从下到上依次由含外碎屑火山碎屑沉积岩亚相-气携水下热碎屑流亚相-水携火山高密度流亚相和水下降落亚相构成；远源相组的堆积单元以发育水下降落亚相为主，夹有多个薄层水携高密度流亚相沉积。气携水下热碎屑流亚相和火山沉积相含外碎屑火山碎屑沉积岩亚相是陆相湖盆水下喷发有利储集层发育的优势岩相。

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研究薄弱的情况，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、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；朵叶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，单一朵叶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地质依据。

为了改进一体化生产系统的设计和管理，将守恒定律与多相流体模型、节流模型相结合，开发了用于评估一体化生产系统稳态条件下产能的数学模型和工作流程，通过求解数学模型来表征储集层、油井、油嘴、管汇、分离器一体化生产系统在稳定状态下的水力特征，将井数、油嘴尺寸和分离器压力视为可控变量，通过调控这些变量来优化某一时刻的一体化生产系统动态。研究发现：增加井数可以增大等效油管和等效管线的流量，但井数过高会使管汇压力升高，导致单井产量下降；增加油嘴尺寸可以提高一体化生产系统的产能；一体化生产系统的产量与分离器压力负相关，随着分离器压力的增加和油嘴尺寸的减小，井数增加带来的总产液量（一体化生产系统产能）增量将减少。现场实例验证结果显示，模型最大相对偏差为1.5%，证明了提出的数学模型和工作流程的正确性和有效性。

鉴于现有水平井压裂过程事件识别方法费时费力、精度低且无法实现事件预警的问题，改进数据分析和深度学习算法，基于页岩气水平井压裂施工数据与报告分析，提出了水平井压裂多类型复杂事件智能识别与预警方法。基于Att-BiLSTM神经网络，耦合宽度学习系统（BLS）与反向传播神经网络（BP），建立了压裂过程“点”类事件识别模型，实现了压裂开始/结束、地层破裂、瞬时停泵等事件的智能识别，精度超过97%。改进Unet++网络，建立了压裂过程“阶段”类事件识别模型，实现了泵球、前置酸降压、暂堵压裂、砂堵等事件的智能识别，相对误差小于0.2%。基于Att-BiLSTM神经网络，构建了压裂过程压力实时预测模型，实现了压裂多类型事件预警，提高了压裂事件识别精度和效率，实现了压裂决策智能化。

基于塔里木盆地FD1井及周围主干走滑断裂钻探成果，从沉积-层序、台内滩储集层和油气成因等方面分析，以揭示超深主干走滑断裂带间中—上奥陶统台内滩储集性能及成藏条件。取得以下地质研究成果和认识：主干走滑断裂带间鹰山组台内滩叠加低序次断裂带构成一种新的成藏组合类型，下寒武统玉尔吐斯组烃源岩生成的油气首先由主干走滑断裂带垂向输导运移至鹰山组2段，然后发生侧向运聚成藏；FD1井少量原油是玉尔吐斯组成熟阶段生成的，而大量的天然气主要为超深油藏原油裂解气，从而形成高气油比的干气（干燥系数为0.970）和混合型次生凝析气藏。这种“台内滩+低序次断裂带”成藏组合新类型预示富满地区有望形成含油气连片局面并将进一步横向拓展富满油田超深领域的油气勘探空间。

为了研究亲水SiO₂纳米颗粒与低矿化度水对无黏土人造Berea砂岩岩心润湿性的影响，在不同纳米颗粒质量分数和盐水矿化度下开展了毛管压力、界面张力、接触角和Zeta电位测试及动态驱替实验，采用美国矿务局（USBM）润湿性指数量化砂岩润湿性的改变，评估纳米颗粒的稳定性和滞留性及纳米流体提高原油采收率的效果。研究表明，SiO₂纳米颗粒与低矿化度水混合驱替可以使砂岩更加水湿。随盐水矿化度降低、纳米颗粒质量分数增加，油水界面张力和接触角均减小；当盐水矿化度降至4 000 mg/L，纳米颗粒质量分数增至0.075%时，润湿性改变最为明显，此时原油采收率提高约13个百分点。盐水矿化度为4 000 mg/L、SiO₂纳米颗粒质量分数为0.025%时，纳米颗粒滞留引发的渗透率伤害最小。

针对四川盆地川西坳陷新场构造带上三叠统须家河组二段（简称须二段）储量动用率低、气藏甜点地质模式认识不清的问题，基于大量岩心、野外露头、分析化验和井震资料，精细解剖新场构造带须二段气藏，提出断褶裂缝体概念并划分其类型，分析裂缝发育主控因素，建立断褶裂缝体地质模式。研究表明：①断褶裂缝体是指断裂、褶皱及其伴生的裂缝储集体；②根据裂缝体特征及成因，可进一步划分为断缝体、褶缝体和断褶体3种类型；③断裂上盘、越靠近断裂有效裂缝越发育，褶皱褶曲幅度越大、越靠近褶皱枢纽面有效裂缝越发育；④建立2类5型断褶裂缝体地质模式，分别为断褶裂缝类和基质储渗类，前者可分为网状缝型和单构造缝型，后者可分为层理缝型、低渗孔隙型和极低渗孔隙型。此外，建立断褶裂缝体有利区优选流程，提出有利开发目标，支撑井位部署获得高产，并可以为中国深层致密砂岩油气藏勘探开发提供借鉴。

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条件下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。

通过对2022年全球油气田分布及生产概况、剩余可采储量分布及变化特征、不同区域及国家间油气生产差异、未建产与待建产油气田开发潜力4个方面的分析，梳理了全球油气开发现状与特征，分析研究了全球油气的开发形势。2022年全球油气田分布广泛，上游生产活动持续恢复，油气储量同比微降但海域油气储量增幅明显。油气产量持续增长，重点资源国油气增产贡献大。未建产/待建产油气田储量丰富，预测伴随经济性改善开发潜力将逐步释放。通过全球油气开发领域资源接续、地缘政治风险、“一带一路”合作潜力、非常规油气技术升级分析，提出新形势下中国石油公司聚焦核心业务领域和明确战略发展方向4点启示与建议：发挥石油公司比较优势，借鉴合作经验立足陆上常规油气开发；推动开发调整先导试验，深化“一带一路”油气提高采收率合作；提升海域油气作业能力，实现从小股东跟随到联合再到独立作业的突破；探索页岩油气开发途径，降低油气对外依存度。

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。

以松辽盆地北部白垩系青山口组一段页岩为例，在研究成熟度演化对干酪根吸附-溶胀的控制作用的基础上，考虑页岩样品中具有吸附油的黏土孔表面积以及地层温度的影响，通过开展自然演化干酪根样品的溶胀油实验和由泥页岩分离获得的黏土样品的吸附油实验，提出一种综合干酪根吸附-溶胀和黏土孔吸附的页岩吸附油量评价模型，并分别建立了干酪根吸附-溶胀油量和矿物吸附油量评价图版。结果表明：①青山口组一段页岩成熟度增加，干酪根吸附-溶胀油能力（M_k）降低，在R_o值为0.83%~1.65%时，M_k值约为50~250 mg/g；②页岩中黏土以吸附沥青质为主，黏土孔的吸附油能力（M_c）为0.63 mg/m²，黏土孔壁中平均约15%的表面被吸附油占据；③中—低成熟阶段，页岩吸附油主要受有机碳含量的控制，而当R_o>1.3%时，页岩吸附油量以黏土吸附为主；④与地层原位对比，地表室温评价结果高估吸附油量为8%~22%，平均约15%。该评价模型能够揭示不同成熟度页岩油的赋存机制，为地层温度条件下页岩油的储量评估提供了一种新的途径。

系统梳理全球和中国CO₂捕集、利用与封存（CCUS）产业的发展脉络，总结CCUS产业项目、产业集群、技术和战略政策发展状况，基于国内外CCUS产业发展对比，分析中国CCUS产业规模化发展的挑战与对策。全球CCUS产业分为探索阶段、政策驱动、双效驱动3个阶段，全球运行的CCUS大型项目从驱油提高采收率为主向咸水层封存拓展。中国CCUS产业的发展分为探索研究、先导试验、工业化发展3个阶段，当前处于矿场试验向产业化发展的关键期，项目以驱油提高采收率为主。基于国内外CCUS产业发展的对比，认为中国CCUS产业规模化和产业化发展面临技术、设施和政策等方面的挑战，提出中国CCUS产业未来发展建议，包括加强顶层设计和规划、发展全产业链高效低成本技术、布局规划油气+新能源产业集群、完善政策支持体系、加强学科建设和人才培养等。

通过对中国主要中高熟页岩油探区的地质特征和生产实践分析，结合分析化验结果，提出陆相页岩油能否投入规模开发需要兼备3个条件：初始产量有经济性、单井累计采油量有经济性与经试采证实的可动用储量有规模，明确了可动烃数量与品质是决定页岩油能否经济开发的关键，也是页岩油富集区/段评价需要关注的重点。研究提出可动烃富集评价指标包括：①形成滞留烃的物质基础，以TOC>2%为必要条件，3%~4%最好，母质类型为Ⅰ—Ⅱ₁型；②滞留烃流动性，与烃组分构成及其中轻/重烃组分流动特征密切相关，可从热成熟度（R_o）、气油比（GOR）、原油密度、烃组分构成品质、保存条件等方面评价；③工程关联要素，包括孔喉主分布区、储集物性（含裂缝）、页理特征与成岩阶段。据此建立3类13项评价指标及参考值，评价认为古龙页岩油轻质油带可动烃富集条件最有利，其次为稀油带和黑油带，其中R_o>1.2%、压力系数大于1.4、有效孔隙度大于6%、原油密度小于0.82 g/cm³与GOR>100 m³/m³的轻质油资源量20.8×10⁸ t。古龙页岩油可依据页岩油流动特征，按资源甜点、工程甜点和致密油型甜点分类勘探开发，是中国最具希望实现规模突破和建产的陆相页岩油分布区。

基于位移不连续方法和欧拉-欧拉法建立了井平台多井压裂模式下三维裂缝扩展与支撑剂运移耦合模型，以实际井平台参数为例研究了多井压裂裂缝扩展形态与缝内支撑剂铺置规律。研究表明：井平台压裂模式下裂缝起裂及扩展受段内、段间及井间等多种应力干扰的共同影响，裂缝展布形态具有各簇非均衡、两翼非对称以及跟端倾向等特征；裂缝形态及宽度对缝内支撑剂运移能力影响显著，支撑剂主要铺置在近井缝宽较大区域，而缝宽较窄处容易快速桥接形成高浓度砂堆，整体支撑剂铺置范围有限；增大井间距离有利于降低邻井干扰作用，促进两翼裂缝和支撑剂均匀展布，以储集层有效改造面积或者多裂缝扩展均衡程度最大为目标，井平台存在最优井间距离；降低簇间距离能够提升储集层改造程度，但簇间距离过低并不能有效增加缝内支撑面积；增大压裂段间隔时长有助于降低段间应力干扰，拉链压裂模式下段内各簇裂缝扩展和支撑剂铺置更加均衡。