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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

分析研究巴西桑托斯盆地油气勘探历程及勘探实践成果，利用地震、重磁、钻井等资料，系统研究总结了巴西桑托斯盆地油气富集规律理论认识和勘探关键技术进展。提出盆地“两隆三坳”构造格局及阿—乌隆起带控藏的认识，认为裂谷期主烃源灶控制油气富集区带、古构造控制湖相碳酸盐岩储集层规模和质量、连续厚层盐岩控制油气聚集与保存，揭示了CO₂充注改造油气藏过程和机理。研发了层控、相控盐下构造变速成图、湖相碳酸盐岩储集层预测、侵入岩和喷发岩分布预测、湖相碳酸盐岩烃类检测以及超临界状态CO₂流体测井识别等5项勘探关键技术。上述理论认识与技术方法为中国石油巴西深水项目超大型油田的发现和探明提供重要支撑，对桑托斯盆地及相似领域的深水大型油田勘探具有启示意义。

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。

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。

针对四川盆地海相页岩层系寒武系筇竹寺组历经多年页岩气勘探未获重大突破、三叠系须家河组致密气一直未能实现规模商业建产的问题，在对老井反馈分析的基础上，结合致密气、页岩气的聚集机理以及钻井过程中油气显示、开发过程中产量压力变化等特征，提出转变勘探开发思路，从源、储勘探转向输导层（体）勘探，把有效烃源岩、有效输导层（体）和有效砂岩（页岩）层的有机组合作为成藏体，建立了输导层（体）非常规天然气形成富集模式。实践应用上取得2项成效：①指导筇竹寺组低有机质丰度粉砂质页岩勘探取得重大突破，改变了只在富有机质黑色页岩中寻找页岩气的传统思维，也实现了四川盆地新区、新层系、新类型页岩气的突破与勘探开发向多层系的转变；②实现了须家河组致密砂岩难动用储量的勘探突破和高效开发，破解了须家河组致密砂岩层产量不高、裂缝带产量不稳的难题，推动了致密砂岩气从有储量无产量向有效动用的转变，提升了致密砂岩气的勘探开发潜力。

以俄罗斯某油田为例,建立了全油田组分油藏模型,通过动态模拟研究了沥青质在研究区内多孔介质中的沉积,并基于不确定性评估预测了生产剖面。模拟中考虑了激活和不激活沥青质选项这两种情况,以及衰竭式开采和注水保压开采这两种开发方式。激活沥青质选项时,根据室内实验结果调整沥青质在原油和多孔介质中的动态特征。通过对沥青质选项参数的敏感性分析确定了对多变量历史拟合目标函数影响最大的输入参数,包括决定溶解沥青质摩尔分数的系数、沥青质解离率、沥青质吸附系数和油层中原油流动临界速率。研究表明：在衰竭式开采条件下,油藏压力显著下降并形成压降漏斗,导致生产井井底沥青质沉积,产能降低;通过注水可以显著减少沥青质沉积量,提高累计产油量;水层注水可使地层压力长期保持在沥青质初始析出压力以上,并避免油水相互作用促进沥青质沉积,因而相对油层注水累计产油量较高。

基于埃士信能源咨询公司（IHS）等商业数据库及油公司公开信息,对2021年全球勘探投资、油气新发现、油公司勘探业务调整策略、未来有利勘探领域等方面进行了系统分析。结果表明：2021年世界油气勘探形势依然延续新冠疫情以来的低迷态势,投资及钻井工作量同比小幅下降,但探井成功率特别是深水探井成功率明显提升,油气新发现储量同比略有增加;海域被动陆缘盆地深水仍为常规大中型油气田发现的主战场,陆上富油气盆地深层常规油气精细勘探依然延续良好态势,沙特、俄罗斯等多个国家致密油气及页岩油气勘探有新的发现;国际、国家及独立石油公司均在加大本土资源勘探开发力度的同时,利用自身优势持续聚焦境外深水、天然气等核心领域;全球海域深水、陆上深层和非常规油气3大领域是未来有利油气勘探方向。建议中国油公司跨国勘探业务：①通过投标超前低成本进入全球深水前沿盆地,发现规模油气后采用“双勘探模式”经营;②通过参股等多种方式进入全球新兴热点盆地未钻区块,快速发现规模油气田;③以联合研究形式与资源国国家石油公司合作,积极进入陆上富油气盆地深层;④重点关注沙特、俄罗斯等国家致密油气及页岩油气勘探合作机会,利用国内成熟理论技术优势择机进入。

基于新采集三维地震与钻井资料分析，系统解剖宝岛凹陷地质结构及其断裂体系，开展转换断阶带特征及其对天然气成藏的控制作用研究。研究结果表明：宝岛凹陷发育北部断阶带、中部凹陷带与南部斜坡带，其中，北部断阶带自西向东发育宝岛B、A、C等多个转换断阶带，控制宝岛凹陷烃源岩、圈闭、储集层、油气运移及烃类气富集。转换带主干断裂在渐新世早期崖城组沉积期的活动性控制生烃灶与生烃潜力，自西向东活动性增强且距离物源区更近，烃源岩厚度、三角洲规模呈增大趋势，发育多个生烃洼陷；主干断裂在张扭背景下发生局部挤压，形成大型鼻状构造背景下的复合型圈闭，且向东宝岛A、宝岛C圈闭规模大于宝岛B圈闭；多级断阶控制隆起区物源碎屑注入形成大型三角洲砂体，宝岛A转换带F12断裂中西段同向转换带和东段缓坡段控制两大物源碎屑注入，形成西支、东支等多个三角洲朵叶体；主干断裂控制形成的大型构造脊紧邻生烃中心，具有高效运聚特征；主干断裂组合方式、活动时间与天然气充注期次的良好匹配，控制烃类气富集。宝岛A转换带紧邻生烃洼陷宝岛27、25、21洼，发育神狐隆起物源供给的大型辫状河三角洲沉积，具有大型构造脊高效汇聚及主干断裂平行组合且停止活动时间早的特征，是烃类气优势汇聚区，实钻发现厚层优质气层，获得宝岛凹陷首个大型气田宝岛21-1的发现，证实松南—宝岛北部转换带成藏条件好，向东转换断阶带拓展勘探潜力大。

通过对2021年全球油气田分布及部分油气田不在产原因、剩余可采储量分布特征及同比变化、油气产量分布特征及同比变化、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,总结全球油气的开发形势,提出对国际油气合作的启示。2021年全球油气田分布广泛,不在产油气田数量较多;油气储量略有下滑,非常规油气储量下降多;油气产量持续增长,重点资源国产量同比增幅大;未建产/待建产油气田储量丰富,未来开发潜力较大。结合对全球油气地缘政治、油气行业发展趋势、油气投资强度、热点领域的追踪和研判,总结了2021年全球油气的开发形势,在此基础上,针对国际油气合作和发展战略提出4点启示与建议：高度重视海洋弃置义务,确保海域油气实现高质量长期效益发展;坚持危地不往、乱地不去,提升油气资产集中度,建立稳定保供基地;立足天然气多情景需求,实现一体化协同向全业务链发展的转变;加大优质规模资产获取,注重不同阶段项目持股比例的持续优化。

基于超级盆地思维及油公司资源战略,分析四川盆地含油气系统和剩余油气资源分布,最大限度地挖掘四川盆地油气资源潜力,探索该盆地的超级盆地发展模式。研究表明：①四川盆地在陆内裂谷—海相克拉通—前陆盆地3阶段演化背景下,形成了以天然气为主的复合含油气系统,具备构成超级盆地的资源条件。盆地超深层存在南华纪裂谷潜在含气系统;震旦系—中三叠统发育海相克拉通含气系统,以常规天然气和页岩气为主;上三叠统—侏罗系发育前陆盆地致密砂岩气和页岩油;每套油气系统内常规和非常规油气资源的分布规律各不相同。②发展完善深层—超深层碳酸盐岩常规气、致密砂岩气、页岩油等领域先进实用勘探技术,是支撑规模勘探开发的必要条件。③分层次制定勘探战略,争取政府扶持与政策支持力度,探索合作发展新模式,有助于最大限度挖掘四川盆地油气资源。引入超级盆地研究思路挖掘四川盆地油气资源潜力,对指导四川盆地及类似成熟盆地的勘探开发部署提供了新的研究思路。

针对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7₃亚段页岩油资源主富集类型不清等问题，开展长7₃亚段页岩有机质生烃转化率、排烃效率与页岩顶底板保存条件等方面研究，并对长7₃亚段页岩油主富集类型进行评价。研究认为：长7₃亚段页岩有机质转化率平均为45%左右，有大于50%的有机质尚未向石油烃转化，且成熟度越低，未转化有机质占比越大。已转化石油烃的累计排烃效率平均为27.5%，未转化有机质加上滞留烃占比大于70%；长7₃亚段页岩的相对排烃效率平均为60%，约40%已转化烃留滞在源岩内部。长7₃亚段页岩顶底板分别为长7_1—2亚段和长8段砂岩，之上还有长6段砂岩，已在有孔渗能力的部位形成大规模低孔渗—致密油藏，且长7₃亚段页岩为负压，压力系数为0.80~0.85，顶底板保存条件较差，滞留烃多以吸附态存在，可动性较差。评价认为长7₃亚段中高熟页岩油不是主富集类型，但在避开长6段、长8段和长7_1—2亚段已形成油藏区且断层、裂缝不发育的顶底板封闭性良好部位，应存在流动性较好的中高熟页岩油富集机会；中低熟页岩油资源潜力巨大，是长7₃亚段页岩油主富集类型，宜通过先导试验准备相关技术并落实资源可利用性与分布。

通过系统梳理南极地区钻井的特点、南极低温条件对钻井液的性能要求、低温钻井液的研究进展,找出了目前存在的问题,指出了南极低温钻井液的发展方向。南极地区钻井主要包括雪层、冰层和冰下岩层钻井,南极低温条件下钻井面临4个方面的问题：①钻井区低温、温度变化跨度大;②雪层易井漏卡钻、冰层易蠕变、暖冰层易冰屑聚集卡钻、冰下岩层易井壁坍塌;③基础设施缺乏,后勤保障难度大;④环境脆弱,承载能力低。南极低温钻井液经过多年发展取得了一定的进展,研发了低温石油基钻井液、醇类钻井液、酯类钻井液和硅油类钻井液,但普遍存在耐低温不足、环保性能低以及井壁稳定性差等问题。为满足南极低温条件下钻井液的性能要求,未来必须深入研究低温钻井液作用机理,研发环境友好型低温钻井液基液及相关添加剂,构建环境友好型低温钻井液体系,建立可保持井壁稳定、提高钻遇冰层和冰岩夹层时的携屑能力的多功能一体化调控方法,进而形成现场配套施工规范,为南极钻井提供技术支撑。

基于地震、测井及钻井等资料，对德阳—安岳裂陷及周缘震旦系灯影组台缘展布、结构类型、丘滩体成藏特征进行研究。研究表明：①德阳—安岳裂陷及周缘灯影组发育单阶断控型、多阶断控型、缓坡型和多期叠置型共4种台缘结构。②高石梯西—威远东地区灯影组二段（简称灯二段）发育单阶断控型台缘，呈近北东东向展布，受断裂和泥岩遮挡，形成断控-岩性圈闭。③乐至—蓬莱地区灯二段发育相互独立、多阶断控型台缘，呈北东向排列式展布，受同沉积断裂控制，丘滩体沿断裂上盘加积建隆，被滩间致密带和下寒武统烃源岩多方位遮挡，形成断控-岩性等复合圈闭。④威远—资阳地区灯二段发育缓坡型台缘，呈北西向展布，丘滩体多为薄互层连片带状，受上倾方向滩间致密带遮挡，形成岩性圈闭。⑤高石梯—磨溪—盐亭地区，灯影组二段、四段发育叠置型台缘，丘滩体加积叠置呈巨厚台缘建隆，受上倾方向滩间致密带和下寒武统泥岩封盖，在川中古隆起北斜坡形成规模岩性圈闭。蓬莱—中江区块、磨溪北—盐亭地区及威远—资阳地区的灯影组台缘丘滩体规模大，估算资源量1.58×10¹² m³，是四川盆地灯影组未来拓展勘探方向。

选用准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储集层井下岩心制备薄互层状页岩岩样,开展小尺度真三轴携砂压裂实验,结合高精度CT扫描数字岩心模型重构技术,研究了薄互层型页岩油储集层水力裂缝形态与支撑剂分布特征。研究表明：薄互层型页岩油储集层中近井筒处层间岩石力学差异及界面对缝高的延伸无明显遮挡作用,但对缝高方向上缝宽的分布有显著影响,水力裂缝趋于以“阶梯”形式穿层扩展,在界面偏折处缝宽较窄,阻碍支撑剂垂向运移,穿层有效性差;如泥页岩纹层发育,则易于形成“丰”或“井”字形裂缝。射孔层段岩石强度大,破裂压力高,则主缝起裂充分,缝宽较大,整体加砂较好;射孔层段强度低且纹层较为发育,则压裂液滤失量较大,破裂压力较低,主缝起裂不充分,缝宽较窄,易出现砂堵。支撑剂主要铺置在射孔层段附近缝宽较大的人工裂缝的主缝内,分支缝、邻层缝、开启的纹层缝内仅含有少量（或不含）支撑剂,整体上支撑剂铺置范围有限;支撑剂可进入裂缝的极限宽度约为支撑剂粒径的2.7倍。

Abstract: Small-scale true triaxial sand fracturing experiments are conducted on thin interbedded shale samples made from cores of Permian Lucaogou Formation shale oil reservoir in Jimsar sag, Junggar Basin. Combined with high-precision CT scanning digital core model reconstruction technology, hydraulic fracture geometry and proppant distribution in thin interbedded shale oil reservoirs are studied. The research shows that: In thin interbedded shale oil reservoir, the interlayer difference of rock mechanics and the interlayer interface near the wellbore cannot restrain the growth of fracture height effectively, but has a significant impact on the fracture width distribution in the fracture height direction. Hydraulic fractures in these reservoirs tend to penetrate into the adjacent layer in “step-like” form, but have a smaller width at the interface deflection, which hinders the transport of proppant in vertical direction, resulting in a poor effect of layer-crossing growth. In shale layers with dense laminae, hydraulic fractures tend to forming “丰” or “井” shapes. If the perforated interval is large in rock strength and high in breakdown pressure, the main fracture is fully developed initially, large in width, and supported by enough sand. In contrast, if the perforated interval is low in strength and rich in laminae, the fracturing fluid filtration loss is large, the breakdown pressure is low, the main fracture will not open wide initially, and likely to have sand plugging. Proppant is mainly concentrated in the main hydraulic fractures with large width near the perforated layer, activated laminae, branch fractures and fractures in adjacent layers contain only a small amount of (or zero) proppant. The proppant is placed in a limited range on the whole. The limit width of fracture that proppant can enter is about 2.7 times the proppant particle size.

系统总结吉林油田在CO₂捕集、驱油与埋存技术研究和工程实践方面形成的成型技术和矿场应用经验，阐述形成的全产业链配套技术系列。采用“模拟计算+中试试验+矿场应用”方法，研究证实了不同CO₂浓度捕集工艺在油田的适应性，研发了以新型活化剂为主的低耗能活化N-甲基二乙醇胺脱碳工艺技术，建立了主干网CO₂气相输送、井口超临界注入、采出流体气液分输的运行模式。根据不同气源条件，应用液相、超临界相、高压密相增压技术和设施，形成了气密封管、连续油管等井下注入工艺及配套防腐防堵技术。驱油实践中研发了锥形水气交替驱、CO₂泡沫驱、高气油比CO₂驱等采油技术与采出流体处理技术。通过数值模拟和现场试验探索，形成了直接回注、分离提纯后回注、混合回注3种产出气循环注入CO₂驱技术，并完建10×10⁴ m³/d循环注入站，实现了伴生气“零排放”。形成了碳通量、流体组分、碳同位素等监测一体分析的CO₂埋存安全监测技术，并确立了以防腐药剂为主、防腐材料为辅的全过程防腐技术路线。目前已建成高效低耗的CO₂捕集驱油与埋存集成示范区，累计增油32×10⁴ t，CO₂埋存量达250×10⁴ t。

针对水驱油田单井产量变化大、预测难的问题,提出了一种基于时域卷积神经网络（TCN）的水驱油田单井产量预测方法,并进行实例验证。该方法从数据处理入手,依据注水井影响半径衡量油水井对应关系,增加油井当月受注水井影响程度为模型特征,构建随机森林模型填补水驱开发动态数据空缺,根据含水率将单井生产历程划分为低含水、中含水、高含水、特高含水4个阶段,基于TCN建立阶段预测模型,采用麻雀搜索算法（SSA）优化模型超参数,最终将4个阶段模型集成为全生命周期模型用于产量预测。大庆油田应用实践表明：①所用数据处理方法较常规数据处理方法更符合产量数据特点、数据集更具真实性和完备性;②TCN模型较长短时记忆网络（LSTM）等11种时间序列模型预测精度更高;③集成全生命周期模型较单一全生命周期模型可显著降低产量预测误差。

通过修正页岩水力裂缝非线性拉-剪混合模式的黏弹塑性损伤本构方程，考虑射孔簇之间的流体竞争分流和压裂液对孔眼的动态冲蚀效应，发展了基于离散裂缝网络全局嵌入有限元法（DFN-FEM）的暂堵裂缝扩展数值算法，并通过现场压裂施工监测参数进行了验证。针对四川盆地深层页岩特征，建立了多簇复杂裂缝的交错扩展数值模型，开展了水平井多簇裂缝竞争扩展形态及泄流面积研究，分析了暂堵前后复杂裂缝的竞争干扰及交错扩展规律，优化了不同天然裂缝走向、密度及分簇方式下的暂堵时机。研究表明，两侧射孔簇的裂缝扩展对中间簇裂缝有显著限制作用，暂堵两侧裂缝有利于各簇均匀扩展；天然裂缝密度越高或天然裂缝走向越低，最优暂堵时机越靠后；威远页岩气天然裂缝分布特征下，不同分簇方式下最优暂堵时机以注液总时长的2/3为主。

基于岩心、薄片、测录井及地震资料的综合分析，开展川中二叠系长兴组层序识别与对比，明确台内滩的典型沉积构型，系统研究各层序台内滩的纵横向发育规律，进而建立滩体的沉积演化模式。研究表明：①川中地区长兴组发育两个完整三级层序，SQ1层序整体为北厚南薄，SQ2层序呈“两厚三薄”的厚度分布特征。②川中地区长兴组发育台内滩、滩间海和台内洼地亚相，台内滩在垂向上主要发育稳定叠加型和高频互层型两种典型沉积序列。③台洼边缘滩带发育稳定叠加型沉积序列，由两个成滩期构成，分别位于SQ1和SQ2层序的高位域;台洼南侧滩带发育高频互层型沉积序列，由4个成滩期构成，主要位于SQ2层序的高位域。④SQ1层序沉积时期，台内滩主要发育在研究区北侧的台洼边缘，南侧整体为滩间海亚相;SQ2层序沉积时期，台内滩在区内广泛沉积，形成两个近于平行的台内滩带。研究结果为川中地区长兴组台内滩勘探提供了方向和思路。

在分析气藏向储气库转化过程中流体相行为的基础上，建立了描述储气库注采全过程油气相行为特征的数学模型和模拟方法，并以辽河双6带油环气藏型储气库为典型实例，模拟验证了数学模型的可靠性和精度，揭示了流体相行为特征与作用机理。研究表明：注气形成库容阶段，油气相行为表现为气顶气对油环油以蒸发抽提为主、溶解扩散作用为辅，气顶气轻质组分含量升高，中间和重质组分含量降低，密度、黏度增大；油环油重质组分含量降低，轻质、中间组分含量升高，密度、黏度减小，体积系数、溶解油气比增大。储气库周期注采稳定运行阶段，油气相行为表现为气顶气对油环油的蒸发抽提能力逐渐减弱，而溶解扩散作用逐渐增强，气顶气中间组分含量缓慢降低，轻质组分含量缓慢上升，气顶气逐步轻质化，但对密度、黏度影响较小；油环油重质组分含量增大，中间组分含量降低，密度、黏度升高，体积系数、溶解油气比减小。

从同位素分馏特征与影响因素、分馏机理与定量表征模型和地质应用等3方面对页岩气/煤层气运移过程中的同位素分馏研究进展进行综述。研究发现,页岩气/煤层气完整产出过程中的同位素分馏表现为“稳定—变轻—变重—再变轻”的4阶段特征,这与页岩/煤层孔隙内复杂的气体运移方式密切相关。页岩/煤层内气体运移机制包括渗流、扩散和吸附/解吸,其中压差驱动的体相渗流基本不产生同位素分馏,而扩散和吸附/解吸过程中的同位素分馏显著。现有的同位素分馏模型包括纯扩散分馏模型、扩散、吸附/解吸耦合模型和多尺度多机制耦合模型,模型计算结果表明,天然气运移过程中的同位素分馏主要受控于岩石孔隙结构、吸附能力和初始/边界条件。目前,同位素分馏模型已成功应用于评价页岩/煤岩原位含气量和吸附气/游离气比例等关键参数,同时在气井生产状态判识和产能变化趋势预测等方面展现出一定的应用前景。下一步研究应重点关注：①天然气运移过程不同组分碳、氢同位素组成的协同演化规律;②生—排—运—聚—散全过程同位素分馏的整体表征;③复杂孔-裂隙系统内天然气运移过程同位素分馏的定量表征及应用。

为高效开发川南海相深层页岩气，在“极限动用”开发理论指导下提出深层页岩气开发的基本思路和解决方案，并开展具体应用实践。针对页岩气开发影响因素多、单井产量偏低、多处于效益边际等问题，建立“透明地质体”，通过地质-工程一体化多因素评价、全生命周期持续优化，最大限度平衡生产目标与开发成本的关系。提出“极限动用”开发方案为：①计算“黄金靶体”指数，精准确定水平井钻井靶体位置，通过地球物理等多手段精准刻画页岩储集层，构建地下“透明地质体”；②优化钻完井工艺，通过降温、降密度、优化钻井液性能提升关键工具适用性，建好开发井，综合考虑地应力、裂缝等特征，有效构建“人造气藏”；③通过高效管理、建立学习曲线和优化排采制度，全生命周期提质提效，实现“极限动用”开发。实践表明，川南深层页岩气单井预测最终可采储量（EUR）比上一年提高10%~20%。

提出了一种将储集层饱和度测井数据二元简化形式作为油藏模型选择标准的改进历史拟合方法，使用半合成开源油藏模型作为基础模型对提出的方法进行评估，并与常规方法进行了比较。历史拟合阶段引入流体饱和度测井数据，有助于调整或选择能够更好地表征近井地带水驱前缘推进的模型，从而有效降低水驱油藏后续井间干扰评价的不确定性。研究表明，对含水饱和度测井数据进行二元分类时，马修斯相关系数作为分类指标的效果最佳。与常规方法相比，根据提出的方法可以选出一组更可靠的储集层（特别是强非均质性储集层）模型，选出的模型历史拟合效果更好，对近井地带含水饱和度、生产井及其不同层位含水率的拟合质量更好。

基于最新钻井岩心、薄片和三维地震等资料,对塔里木盆地古城—肖塘地区寒武系—奥陶系碳酸盐台地类型、发育特征与演化过程进行研究,并探讨油气勘探的有利相带。研究结果表明,寒武纪—奥陶纪研究区发育碳酸盐缓坡和镶边台地两类台地,古城地区和肖塘地区台地演化过程存在明显差异。早寒武世研究区为一均斜缓坡,中—晚寒武世逐渐演变为镶边台地,发育5期台缘丘滩,南部古城地区丘滩呈进积型排列,第③、④期丘滩遭受暴露,溶蚀孔洞发育,北部丘滩呈加积—弱进积叠置,第③、④、⑤期丘滩发生抬升暴露溶蚀,台缘斜坡重力流沉积发育。早—中奥陶世南部演变为远端变陡的缓坡,发育退积型云化滩;北部肖塘地区经历弱镶边台地—远端变陡的缓坡演化过程,发育2~3期退积型台缘丘滩及颗粒滩。海平面升降和局部暴露溶蚀促使台缘丘滩及台内云化滩相优质储集层发育,加之其与低能斜坡—盆地相烃源灶的有效配置,形成良好的油气富集区带;奥陶系缓坡台地云化滩是古城地区增储上产现实领域,寒武系镶边台缘丘滩是肖塘地区勘探重点领域,寒武系斜坡重力流沉积可作为研究区潜在风险勘探领域。

以鄂尔多斯盆地三叠系延长组和松辽盆地白垩系青山口组陆相湖盆页岩为研究对象,通过岩心观察、薄片鉴定、阴极发光、X-衍射、扫描电镜、电子探针、岩石热解等分析手段,对陆相淡水湖盆页岩不同类型硅质特征及其成因进行分析。结果表明,陆相页岩自生硅质成因主要包括长英质溶解、凝灰质脱玻化、黏土矿物转化和硅质交代等4种作用,长石溶解形成的硅质常呈斑点状和脉状分布,结晶程度较低,为含水蛋白石类矿物,SiO₂平均值为67.2%;由凝灰质脱玻化作用形成的主要是以非晶态二氧化硅和晶体形态较好自生石英两种形态赋存;黏土矿物转化过程中形成的自生硅质呈微米级板片状或小晶片状的形态嵌于黏土矿物内部,或呈分散状与黏土矿物混合;硅质交代形成的自生石英晶形较好,呈棱角状,SiO₂平均含量87%。自生硅质含量与陆源长英质含量呈正相关,长英质压溶是自生硅质主要来源,其次为黏土矿物转化析出硅质,有机质对自生硅质形成具有一定促进作用。不同成因自生硅质具有与陆源石英相异的地质特征及赋存状态,影响了陆相页岩储集性能、渗流能力与改造效果,特别是富有机质页岩中硅质含量虽高,但由于自生硅质相比陆源石英,多呈漂浮状分布于黏土矿物中,将会对后期人工压裂成复杂裂缝、且压后裂缝支撑能力以及形成有效渗流通道均产生影响。因此,页岩层段仅靠脆性矿物成分计算脆性指数,无法准确表征陆相页岩油储集层岩石力学特征,也会影响陆相页岩油甜点综合评价与优选。

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。

由于天然气水合物能够以孔隙充填、颗粒支撑及成层状3种不同形式同时存在，采用针对砂泥岩地层的传统解释模型和方法计算水合物饱和度，相当于只考虑了孔隙充填这一种存在形式，并不适用于水合物的其他赋存状态类型。通过水合物电阻率实验数据分析，从电阻率-含油（气）饱和度关系一般形式出发，导出适合水合物饱和度计算的最佳简式，明确了简式中3项的物理意义，即分别代表水合物颗粒完全分布于地层岩石孔隙中、以颗粒方式支撑和以成层状存在时的电阻增大率，建立了相应的水合物饱和度定量评价方法。现场应用表明，通过该方法计算得到的水合物饱和度不受水合物存在形式的影响，与现场取样分析得到的水合物饱和度更为吻合，同时也为水合物探明后确定有效开发方式提供测井参数依据。

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。

基于国内外CO₂驱油矿场实践启示，探讨终极埋存情景下二氧化碳捕集、驱油利用与埋存（CCUS-EOR）开发方式的采收率问题。碳中和背景下，向地质体注入CO₂应追求永久埋存，CCUS-EOR成为一种终极开发方式，应追求采收率最大化，为此提出了CO₂驱油极限采收率概念，明确其与终极采收率、经济合理采收率概念的内涵区别，指出实现极限采收率已具备成熟配套的CCUS-EOR全流程技术基础。根据吉林油田黑79北小井距CO₂驱先导试验等国内外CO₂驱油项目生产实际数据，回归得到了混相气驱采收率与累计注入量的经验关系式；结合气驱增产倍数概念，建立了任意混相程度下CO₂驱提高采收率幅度计算的油藏工程方法。累计注气量为1.5倍烃类孔隙体积时，采出程度与极限采收率的相对偏差小于5%，绝对差值小于2.0个百分点。基于扩大波及体积技术的大孔隙体积倍数注入是逼近CCUS-EOR极限采收率的必要条件，需从大孔隙体积注入方案设计、提高混相程度和持续扩大波及体积3个方面入手实现。

以四川盆地东南缘二叠系龙潭组海陆过渡相页岩为例，通过岩石学和地球化学分析，划分研究区海陆过渡相页岩岩相类型，分析页岩物性及富气主控因素。研究认为：研究区龙潭组海陆过渡相页岩发育4类岩相，即贫有机质钙质页岩、贫有机质混合页岩、贫有机质黏土页岩和富有机质黏土页岩。不同岩相孔隙类型差异明显，黏土矿物相关孔是最主要的孔隙类型。页岩物性的主控因素是黏土矿物含量，TOC是控制含气性的最主要因素。相对于海相页岩，海陆过渡相页岩在TOC含量、孔隙度、孔隙结构参数等方面表现出均值低、分布范围广和非均质性强的特征，但仍不乏物性和含气性较高的有利勘探层段，其中潮坪—潟湖沉积体系中的富有机质黏土页岩是研究区最有利的岩相，有利于形成页岩气甜点区，建议在页岩气勘探实践中给予更多关注。