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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

天然气在21世纪中叶将迈入“鼎盛期”，“天然气时代”正在到来。回顾全球天然气工业历程，梳理美国页岩革命启示，总结中国天然气发展历史与成果进展，分析天然气在能源绿色低碳转型中的地位与挑战，提出当前和未来中国天然气工业的发展对策。中国天然气工业经历了起步、增长、跨越3个发展阶段，已成为世界第4大天然气生产国与第3大消费国；天然气勘探开发理论技术取得重大成就，为储量产量规模增长提供了重要支撑。碳中和目标下，推动绿色可持续发展，天然气工业发展挑战与机遇并存。天然气低碳优势显著，“气电调峰”助力新能源发展；同时，开采难度与成本加大等问题更突出。为保障国家能源安全，实现经济社会与生态环境和谐共生，碳中和进程中，立足“统筹布局、科技创新；多能互补、多元融合；灵活高效、优化升级”，完善产供储销体系建设，加速推动天然气工业发展：①加大天然气勘探开发力度，规划部署重点勘探开发领域，突破关键理论，强化技术攻关，持续支撑增储上产；②推进天然气绿色创新发展，突破新技术，拓展新领域，融合新能源；③优化天然气供需转型升级，加大管道气、液化天然气布局和地下储气库建设，建立储备体系，提升应急调节能力和天然气一次能源消费比例，助力能源消费结构转型，实现资源利用低碳化、能源消费清洁化。

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。

勘探开发大气田是一个国家快速发展天然气工业的重要途径。1991年至2020年，中国新探明大气田68个，促进2020年产气1 925×10⁸ m³，成为世界第4产气大国。基于中国70个大气田的1 696个气样组分和烷烃气碳同位素组成数据，获得中国大气田烷烃气碳同位素组成特征：①δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃和δ¹³C₄的最轻值和平均值，随分子中碳数逐增而变重，而δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃和δ¹³C₄的最重值，随分子中碳数逐增而变轻。②中国大气田δ¹³C₁值的分布区间为?71.2‰~?11.4‰，其中生物气δ¹³C₁值的分布区间为?71.2‰~?56.4‰；油型气δ¹³C₁值的分布区间为?54.4‰~?21.6‰；煤成气δ¹³C₁值的分布区间为?49.3‰~?18.9‰；无机成因气δ¹³C₁值的分布区间为?35.6‰~?11.4‰；根据这些数据编制了中国大气田的δ¹³C₁值尺图。③中国天然气δ¹³C₁值的分布区间为?107.1‰~?8.9‰，其中生物气δ¹³C₁值为?107.1‰~?55.1‰；油型气δ¹³C₁值为?54.4‰~?21.6‰；煤成气δ¹³C₁值为?49.3‰~?13.3‰；无机成因气δ¹³C₁值为?36.2‰~?8.9‰；根据上述数据编制了中国天然气的δ¹³C₁值尺图。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

为揭示四川盆地中部潼南次级负向构造对高石梯—磨溪地区构造格局和油气地质条件的控制作用和影响方式，通过高精度三维地震资料综合构造解析，运用平衡剖面恢复、面积-深度应变（ADS）分析和构造几何学正演数值模拟等系列定性-定量方法，对潼南负向构造的变形特征、构造属性和形成演化过程进行研究。研究表明：①潼南负向构造以二叠系/前二叠系不整合面为界，上、下层系构造分层差异变形。其经历了震旦系灯影组沉积前后至二叠系沉积前伸展凹陷活动阶段和侏罗系沉积后挤压向斜变形阶段的构造叠加改造。伸展凹陷活动受控于深部先存正断层的多期三角剪切变形，主凹陷幕发生在晚元古代末—灯影组1-2段沉积期、下寒武统龙王庙组沉积期—中晚寒武世—奥陶系沉积后。②潼南负向构造的多阶段形成演化过程控制着该地区与高石梯、磨溪—龙女寺构造高带之间油气的运移、调整以及现今气、水的差异分布。③残存于潼南负向构造区，顶部被二叠系/前二叠系不整合面强烈削截的奥陶系具备碳酸盐岩风化壳岩溶储集层形成的基本条件，是值得关注的油气新领域。

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。

在梳理国内外页岩固体沥青研究现状的基础上，以松辽盆地白垩系青山口组一段富有机质页岩为例，对固体沥青的定义、分类、赋存形式和演化路径进行深入研究，探讨固体沥青对成熟度的指示意义及其对储集空间发育的影响。研究表明：①原生显微组分类型差异是造成固体沥青演化路径不同的主要原因，油前沥青多为原位固体沥青，而油后沥青和焦沥青则多为迁移固体沥青；②在未成熟—生油阶段早期，沥青质体、镜质体、惰质体可通过光学特性观察与固体沥青进行区分，藻类体可通过荧光特征与固体沥青进行区分；③扫描电镜下可有效识别原位和迁移固体沥青，受脂族结构减少、芳构化增强的影响，固体沥青反射率随着镜质体反射率的增加而呈线性增加；④生油窗内的固体沥青主要发育残留孔、脱气裂缝和气泡孔3种次生孔隙类型，高成熟阶段的焦沥青发育海绵状孔隙；⑤扫描电镜结合激光拉曼光谱等原位分析技术的应用，可以反映不同类型固体沥青的结构信息，用于有机质迁移路径、动力等微尺度研究。

基于全球基岩油气藏数据库和中国基岩油气藏解剖，深入分析基岩油气成藏特征，探讨深层基岩油气成藏的有利条件和勘探方向。研究表明：全球已发现的基岩油气田主要分布在埋深小于4 500 m的中浅层，层位以太古宇和前寒武系为主，储集层岩性以花岗岩和变质岩为主；规模较大的基岩油气田主要分布在中新生代构造运动活跃的裂谷盆地、弧后盆地和前陆盆地。基岩油气成藏特征主要表现为：①以孔隙-裂缝型低孔特低渗储集层为主，非均质性强，强抗压实作用导致储集层物性不受埋深控制，规模成储期为盆地基底风化剥蚀期及后期构造改造期；②他源供烃，成藏组合可划分为烃源岩-基岩接触型和烃源岩-基岩分离型两大类；③烃源岩异常高压和基岩储集层常压-低压，导致烃源岩与储集层之间存在较大的压力差，有利于深层基岩抽吸成藏。基底构造活动性、成藏组合关系、深大断裂（尤其走滑断裂）发育程度及区域性盖层等是深层基岩选区评价的主要参数；古老克拉通盆地陆内裂谷边缘的前寒武系结晶基底、紧邻生烃凹陷的古生代褶皱基底和中新生代块断基底，均具有较好的成藏条件，是未来深层基岩油气勘探的主要方向。

通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段（简称长7₃亚段）岩心观察、实验分析测试、测-录井等资料分析，揭示长7₃亚段多类型页岩油发育的地质特征及富集规律，探讨多类型页岩油勘探潜力及攻关方向。研究表明：①长7₃亚段发育运移-滞留复合型和滞留型2类页岩油，运移-滞留复合型储集层为砂质碎屑流、低密度浊流成因的砂质纹层和半深湖—深湖富有机质泥页岩纹层频繁互层叠置的组合段，滞留型页岩油储集层为页理及显微纹层频繁发育的黑色页岩，运移-滞留复合型页岩油品质略好于滞留型页岩油。②优质烃源岩提供大量高势能富烃优质流体；源储压差为渗流条件较好的贫有机质砂岩类薄夹层和页岩中的长英质纹层、凝灰质纹层及页理缝原油聚集提供动力；生烃增压缝-页理缝-微裂缝为原油微运移提供高速通道；频繁发育的砂岩夹层及长英质纹层不仅为烃类规模聚集提供有效的储集空间，还能有效提高烃类的可动性。③环洼富砂区是运移-滞留复合型页岩油规模勘探的主要方向，成熟深洼区是中高成熟度滞留型页岩油风险勘探的主要方向，围绕低熟深洼区积极推进原位转化研究和现场实施是中低成熟度滞留型页岩油勘探的主要攻关方向。

针对CO₂捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）项目全流程温室气体减排量化和核证的难点，在温室气体自愿减排项目方法学框架下，通过研究项目各工艺环节核算边界、基准线排放和项目排放量核算方法、散逸和泄漏量化与预测模型，建立CCUS-EOR项目碳减排量核算方法，为CCUS-EOR项目温室气体减排量化提供核证依据。结合吉林油田CCUS-EOR工业示范项目全流程能耗、散逸和泄漏排放监测的实际数据进行核算，项目在现有80%埋存率下的净减排效率约为91.1%。不同浓度和规模的CCUS-EOR项目碳减排量核算和预测表明，在项目核算边界内，燃煤电厂为代表的低浓度气源CCUS-EOR项目年核证净减排效率约为37.1%，天然气制氢为代表的高浓度气源CCUS-EOR项目年核证净减排效率约为88.9%。该方法适用于核证计入期内多种基准线情景下CCUS-EOR项目的碳减排量核算，可为企业CCUS-EOR项目布局与产业规划提供决策依据。

通过对比中美在页岩油气开发理念、储集层改造对策、压裂施工参数、压裂装备工具与材料、采油采气技术、数据成果共享6个方面的技术进展及差距，系统总结了中国页岩油气资源开发在渗流规律认识、油气储量动用、复杂裂缝监测、重复改造技术、采油采气技术、套变防治技术、井筒维修技术7个方面存在的短板。在此基础上，结合中国页岩油气的地质要素与工程要素，从宏—细观角度提出了建设基础创新工程、开采技术工程、油气稳产工程、配套提效工程这“四大工程”的发展建议，以促进页岩油气产业链与创新链快速、高效、稳定、绿色和规模化发展，从而实现“稳油增气”的目标。

通过对鄂尔多斯盆地石炭系本溪组煤岩分布、煤岩储层特征、煤质特征、煤岩气特征以及煤岩气资源和富集规律等方面开展系统研究，评价其勘探潜力。研究表明：①煤岩气是有别于煤层气的优质天然气资源，在埋深、气源、储层、含气性、碳同位素组成等方面具有独特特征；②本溪组煤岩分布面积达16×10⁴ km²，厚度2~25 m，以原生结构的光亮和半亮煤为主，挥发分和灰分含量低，煤质好；③中高阶煤岩TOC值为33.49%~86.11%，平均值为75.16%，演化程度高（R_o为1.2%~2.8%），生气能力强，气体稳定碳同位素值高（δ¹³C₁值为?37.6‰~?16.0‰，δ¹³C₂值为?21.7‰~?14.3‰）；④深层煤岩发育气孔、有机质孔和无机矿物孔等基质孔隙，与割理、裂缝共同构成良好储集空间，储层孔隙度为0.54%~10.67%，平均值为5.42%，渗透率为（0.001~14.600）×10^-3 μm²，平均值为2.32×10^-3 μm²；⑤纵向上发育5种煤岩气聚散组合，其中煤岩-泥岩聚气组合与煤岩-灰岩聚气组合最为重要，封闭条件好，录井全烃气测峰值高；⑥构建了广覆式分布的中高阶煤岩持续生气、煤岩基质孔和割理裂缝规模储集、源-储一体赋存、致密岩盖层密闭封堵的煤岩气富集模式，存在煤岩侧向尖灭体、透镜体、低幅度构造、鼻状构造和岩性自封闭5种高效聚气类型。⑦依据煤岩气地质特征评价划分出8个区带，估算埋深超过2 000 m的煤岩气资源量超过12.33×10¹² m³。上述认识指导风险勘探部署，两口井实施后分别获得工业气流，推动进一步部署预探井和评价井，获得规模突破，提交超万亿方预测储量和超千亿方探明储量，对中国天然气效益增储和高效开发具有重大意义。

基于岩矿及地球化学分析、物性测定、镜下观测及不同薄层剥离测试等手段，剖析了渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组富碳酸盐页岩的结构特征，对比了不同类型页岩薄层的有机质丰度、储集性及含油性，划分出典型的页岩储-渗结构类型，并分析了不同类型页岩储-渗结构中油的可动性。取得以下认识：①泥质层与方解石层重复叠置是富碳酸盐页岩的主要结构类型，其中方解石层分为泥晶方解石层、粉晶方解石层和纤维状方解石脉。②泥质层是页岩有机质丰度及孔隙度的主要贡献者，具有最好的生烃能力、储集性能和含油性；而泥晶方解石层也具有较好的生烃潜力、储集性和含油性；粉晶方解石层和纤维状方解石脉具有较好的渗流输导性能。③济阳坳陷富碳酸盐页岩主要发育4种类型储-渗结构，各类储-渗结构中油的可动性强弱依次为：富粉晶方解石层页岩储-渗结构、富复合方解石层页岩储-渗结构、富纤维状方解石脉页岩储-渗结构、富泥晶方解石层页岩储-渗结构。济阳坳陷沙河街组页岩油在不同热演化阶段具有不同的储-渗结构类型勘探目标。

基于地震、钻井、烃源岩测试分析等资料，对中西非裂谷系主要盆地富油凹陷石油地质特征进行研究，并探讨未来油气勘探方向。研究表明：中非裂谷系发育下白垩统湖相优质烃源岩，西非裂谷系发育上白垩统陆源海相优质烃源岩，两类烃源岩为中西非裂谷系油气富集提供了物质基础。中西非裂谷系发育包括基岩在内的多套储集层，并存在下白垩统、上白垩统和古近系3套区域盖层。晚中生代以来，受中非剪切带右旋走滑作用等地球动力学因素的影响，中西非裂谷系不同方向的盆地在裂谷作用期次、区域盖层发育层段、圈闭类型及成藏模式等方面存在差异。其中，北东—南西向盆地主要保存了早白垩世一期裂谷层序，区域盖层位于下白垩统裂陷期地层内，形成反转背斜、花状构造及基岩潜山等圈闭类型，发育“源储一体、源内成藏”及“源上储下、源下成藏”两种成藏模式；北西—南东向盆地具有多期裂谷叠置特征，发育上白垩统和古近系区域盖层，形成披覆背斜、断背斜、反向断块等圈闭类型，以“源下储上、源上成藏”为主要成藏模式。多期叠置裂谷盆地的源内成藏组合、强反转盆地的源内岩性油藏及页岩油是中西非裂谷系盆地未来勘探的重要领域。

通过分析塔里木、四川和鄂尔多斯三大海相盆地埃迪卡拉系—奥陶系，并对比参考东西伯利亚、阿曼和澳大利亚Officer三大国外盆地新元古界—寒武系的地层特征，将碳酸盐岩-膏盐岩组合划分成碳酸盐岩类和膏盐岩类互为夹层型、碳酸盐岩类和膏盐岩类互层型以及碳酸盐岩类、膏盐岩类和碎屑岩类共生型3种类型，明确了碳酸盐岩-膏盐岩组合的概念及内涵。结果表明：①碳酸盐岩-膏盐岩组合的油气通常来源于泥页岩和泥质碳酸盐岩两类烃源岩，咸化环境膏盐岩可促进烃源岩生烃。②主要发育膏云坪型、颗粒滩和微生物丘型两大类白云岩储集层，准同生期或表生期的大气淡水淋滤是储集层规模发育的主要控制因素，后期埋藏溶蚀作用对储集层有调整和改造作用。③碳酸盐岩-膏盐岩组合油气成藏模式可划分为盐下成藏模式、盐上成藏模式和盐间成藏模式3大类8小类模式。塔里木盆地塔中隆起北坡、麦盖提斜坡和玛扎塔格前缘隆起带寒武系、四川盆地东部—南部地区寒武系和鄂尔多斯盆地奥陶系盐间马家沟组四段等为未来的有利勘探领域。

通过四川盆地安岳气田深层震旦系走滑断裂、储集层资料综合分析，研究走滑断裂带白云岩储集层主控因素，探讨走滑断裂对优质“甜点”（缝洞）储集层发育与分布的控制方式。结果表明，震旦系灯影组碳酸盐岩基质储集层致密，孔隙度小于4%、渗透率小于0.5×10^-3 μm²，但走滑断裂及其溶蚀作用发育，能够使碳酸盐岩渗透率提高1个数量级以上，而且断裂相关溶蚀孔隙度可提高1倍以上，形成沿走滑断裂带广泛分布的走滑断控缝洞型“甜点”储集层。走滑断控储集层主要形成于震旦纪末，具有“相-断-溶”三元复合控储机理，台缘带岩溶控储作用显著，台内断-溶共控优质储集层发育，具有分区、分类与分带差异性。走滑断裂带的结构控制裂缝带与断控“甜点”储集层的差异分布，并形成宽阔的缝洞带。走滑断裂相关“甜点”储集层是深层古老碳酸盐岩高效开发的有利新类型，需要根据走滑断裂控储的多样性与差异性实施针对性的开发部署措施。

基于岩心、岩石薄片观察，结合阴极发光、同位素地球化学、流体包裹体测试和盆地模拟等技术手段，对四川盆地南部（简称川南）深层奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩裂缝中的方解石脉与页岩气富集关系进行分析。研究表明：构造裂缝方解石脉主要发育在构造起伏较大部位，非构造裂缝方解石脉主要发育在构造平缓部位，前者主要在印支期泸州古隆起形成阶段发育，后者受生烃增压影响主要在生油—生气高峰阶段发育；裂缝受生烃增压影响多次开启—闭合，油气幕式活动被脉体记录，在最大古埋深处地层压力系数可超过2.0，燕山晚期后的地层抬升阶段是页岩气运移活动的关键时期；页岩气顺层理向构造高部位运移，构造起伏越大，页岩气运移活动越剧烈，散失量越大；地层越平缓，页岩气运移活动越弱，散失量越小，因此宽缓向斜核部和宽缓背斜页岩气富集程度最高。该结果可为页岩气生烃、运移与富集的时空匹配关系认识提供重要依据。

基于迂曲毛细管网络模型，推导建立了各向异性渗透率与岩石正应变间的关系式，即各向异性动态渗透率模型（ADPM），采用孔隙尺度流动模拟对模型进行了验证，并对单轴应变过程进行了计算，分析了变形过程中影响不同方向渗透率变化的主要因素。研究表明：层状油气藏开采的单轴应变过程中，有效面孔率对各方向的渗透率影响规律一致，随着有效面孔率的减小，渗透率对应变的敏感程度增大；垂直于压缩方向的渗透率对应变的敏感程度随迂曲度的增加而减小，沿压缩方向的渗透率对应变的敏感程度随迂曲度的增加而增大。初始各方向迂曲度相同的层状油气藏，在压力下降的过程中，迂曲度对各方向渗透率变化幅度的相对关系起决定性作用，迂曲度小于1.6时，岩石水平方向渗透率的降幅要高于垂向渗透率，迂曲度大于1.6时则相反，传统动态渗透率模型无法表征这一现象。经孔隙尺度模拟实验数据的验证，新模型拟合精度高，可以有效表征不同方向变形对各方向渗透率的影响。

基于古地貌、钻井和地震资料，对河套盆地临河坳陷构造沉积演化、烃源岩特征、储集层特征及形成机制、油气成藏模式与富集规律进行系统研究。结果表明：①河套盆地主要历经“弱伸展断拗期、强伸展断陷期和走滑改造期”3期成盆演化过程，发育吉兰泰、沙布、纳林湖、兴隆等4大环洼正向构造带，为油气富集成藏的有利区带；②发育下白垩统固阳组、渐新统临河组两套主力咸化湖相烃源岩，具有高含硫富藻、早熟早排、生油窗口宽的特征；③河套盆地周缘山间大型构造转换带控制形成大型辫状河三角洲沉积，三角洲前缘砂体具有石英含量高（50%~76%）、长期浅埋弱压实、胶结物含量低、储集层物性好的特点，预测古近系有效储集层埋深达8 000 m；④构建邻洼鼻隆、环洼潜山、近源断鼻3种油气成藏模式，临河坳陷油气富集规律为“环洼近源是基础、优质厚储集层是前提、良好的构造背景和圈闭条件是关键”。