针对石油勘探开发的实际需求,阐述了人工智能技术在石油勘探开发领域的研究进展与应用情况,探讨并展望未来人工智能技术在石油勘探开发领域的发展方向与发展重点。机器学习在岩性识别、测井曲线重构、储集层参数预测等测井处理解释方面初步应用,并显现出巨大潜力;计算机视觉技术在初至波拾取、断层识别等地震处理解释方面应用已有成效;油藏工程领域深度学习和最优化技术已开始应用于水驱开发实时调控、产量预测等方面;数据挖掘在钻完井、地面工程等领域的应用初步形成了智能化装备、一体化软件。未来人工智能在石油勘探开发领域潜在的发展方向为智能生产装备、自动处理解释和专业软件平台,发展重点为数字盆地、快速智能成像测井仪器、智能化节点地震采集系统、智能旋转导向钻井、智能化压裂技术装备、分层注采实时监测与控制工程等技术。表1参19

基于钻井取心样品,通过岩石矿物学、地球化学等方法,探讨鄂尔多斯盆地西北部奥陶系马家沟组马五₅亚段颗粒白云岩特征及成因。运用岩心、岩石薄片及扫描电镜观察、阴极发光特征分析、X-射线衍射分析、显微取样微量元素分析、激光取样δ¹⁸O和δ¹³C分析及包裹体均一温度等手段分析,证实颗粒白云岩是球状颗粒中的泥—粉晶白云石再结晶的产物,而不是颗粒灰岩白云化所致。在球状颗粒中,残留有与围岩泥晶白云岩中同样的石膏、石盐晶模;球状颗粒的组分（泥—粉晶白云石）与泥晶白云岩（泥晶白云石）微量元素特征、δ¹⁸O、δ¹³C值特征相近;颗粒白云岩球状颗粒之间的细—中晶白云石的Mn/Sr值约为5~8,而灰岩中的方解石、泥晶白云岩中的泥晶白云石、颗粒白云岩球状颗粒中的泥—粉晶白云石的Mn/Sr值约为0~2,表明颗粒白云岩经历强烈的成岩改造,包裹体均一温度（颗粒白云岩中细—中晶白云石约148.19 ℃、球状颗粒中的泥—粉晶白云石约122.60 ℃）,进一步佐证颗粒白云岩经历埋藏成岩作用改造、δ¹⁸O和δ¹³C值负偏移的变化,颗粒白云岩球状颗粒中泥—粉晶白云石的δ¹⁸O和δ¹³C值符合负偏移而灰岩中方解石不符合。此外,指出阐明颗粒白云岩“云质再结晶”成因对该类白云岩储集层的预测有重要意义。图13表1参42

基于野外地质调查、地震资料解释及钻测井资料分析,按照“构造控盆,盆地控相,相控组合”的思路对博格达山周缘地质结构、地层沉积充填序列及沉积演化规律等进行研究。结果表明,博格达山周缘盆地构造演化可以划分为9个阶段,其中,中晚二叠世—中晚三叠世为陆内裂谷、前陆盆地和陆内拗陷盆地演化阶段,主要发育湖泊、扇三角洲和辫状河三角洲3种沉积相类型;早期陆内裂谷、晚二叠世构造低幅隆升及中晚三叠世构造沉降控制了博格达山周缘盆地的形态、类型、沉降速率及可容纳空间,进而影响了沉积体系的类型及演化;中二叠世博格达山地区为深水湖盆的沉降中心和沉积中心,主要以深水沉积作用为主,局部发生重力流沉积;晚二叠世博格达山地区隆升形成低凸起并发育一系列扇三角洲砂体;中晚三叠世博格达低凸起发生沉降,以广泛发育辫状河三角洲沉积为特征。

二氧化碳是全球碳循环的重要介质,具有实现生态系统有机物的转换和造成温室效应的双重属性。将大气圈中被固定或可利用的二氧化碳定义为“灰碳”无法被固定或利用,并留存在大气圈中的二氧化碳定义为“黑碳”。碳中和是人类发展的共识,但在实施过程中面临着政治、资源、技术、市场、能源结构等诸多挑战。提出碳替代、碳减排、碳封存、碳循环是实现碳中和的4种主要途径,其中碳替代将是碳中和的中坚力量。新能源已经成为第3次能源转换的主角,未来将成为碳中和的主导。目前,太阳能、风能、水能、核能、氢能等是新能源的主力军,助力电力部门实现低碳排放;“绿氢”是新能源的后备军,助力工业与交通等领域进一步降低碳排放;人工碳转化技术是连接新能源与化石能源的桥梁,有效降低化石能源的碳排放。预测2030年中国碳达峰的峰值约110×10⁸ t。按照高、中、低3种情景预测2060年中国碳排放将分别降至22×10⁸,33×10⁸,44×10⁸ t。针对中国实现碳中和提出7项实施建议。构建中国新的“三小一大”能源结构,推动实现中国能源“独立自主”战略。图9表2参35

面对非常规油气规模快速发展引发的全球能源行业诸多重大转变,亟需深入思考非常规油气革命对经典石油天然气地质学理论的深刻影响,重新审视油气成藏要素地质概念和油气系统理论框架,赋予石油天然气地质学新时期全新的学科内涵。基于此,总结了近期全球非常规油气勘探开发的重大进展,指出非常规油气革命不仅具有油气资源大幅增加的经济意义,而且对石油天然气地质学理论带来重大革新,因此具有重要的科学意义。归纳了经典石油天然气地质学生烃、储集层、分布和开发等4方面的理论核心内容,全面回顾了石油天然气地质学理论发展历史中的5个重要节点,包括背斜与圈闭理论、有机质生烃与油气系统理论、陆相油气地质、海洋深水油气地质、连续型油气聚集与非常规油气地质理论。非常规油气对经典石油天然气地质学在圈闭、储集层、盖层、资源分布、富集规律等基本理论概念方面产生了重大突破,推动油气地质基础研究向全过程生烃、全类型储集层、全成因机制、全种类油气资源转变,深化非常规油气地质理论研究,推动石油天然气地质学理论体系发展与重构,对中国乃至世界油气从常规向非常规战略发展具有重要意义。图4参78

中国天然气进入跨越式发展的黄金时期,成为向清洁能源过渡不可逾越的桥梁。通过对国内外天然气发展现状、理论技术、潜力前景进行重点研究和阐述,结果表明：①全球天然气资源丰富,剩余探明可采储量186×10¹² m³,储采比为52.4,具备长期加快发展的资源基础;②提出了常规-非常规天然气地质学内涵,其形成分布具有10条规律,天然气勘探地质形成以不同气源为核心的常规圈闭“单体型”大气田成藏理论、以不同岩类储集层为核心的非常规“连续型”甜点区聚集理论,天然气开发地质形成以常规“控制水侵”为核心的构造气藏开发理论、以“人工气藏”为核心的非常规天然气开发理论;③中国天然气地质资源量（不含天然气水合物）达210×10¹² m³,整体探明率不足2%,天然气储产量将持续增长,预计2030年前年增探明地质储量约为（6 000~7 000）×10⁸ m³,预计2030年常规、非常规气产量均有望达到1 000×10⁸ m³左右,消费量需求可达5 500×10⁸ m³,天然气对外依存度可能达到64%,2050年可能达到70%;④提出中国未来天然气发展应加大资源规模区勘探力度、提高非常规气开发效益、增强储气库调峰与LNG（液化天然气）规模建设等10条措施。图8表5参32

陆相页岩油包括中低成熟度和中高成熟度两大资源类型,二者在资源赋存环境、潜力、开采方式与使用技术以及工业评价标准等方面均不同,此外,陆相页岩油与美国页岩油和致密油也有诸多不同,科学界定这些资源类型的不同内涵,对推动陆相页岩油勘探从“源外”进入“源内”,成为未来战略接替资源具有重要意义。明确了中低成熟度和中高成熟度两类陆相页岩油的内涵,前者是指埋藏300 m以深且R_o值小于1.0%的陆相富有机质页岩层系中赋存的液态烃和多类有机物的统称,后者是指埋深在蒂索（Tissot）模式“液态窗”范围、R_o值大于1.0%的富有机质页岩段中存在的液态石油烃的总称;系统总结了不同类型陆相页岩油的地质特征、资源潜力和经济评价标准。经评价,中国中低成熟度页岩油原位转化技术可采资源量约为（700~900）×10⁸ t,中等油价（60~65美元/bbl）下的经济可采量为（150~200）×10⁸ t,是保证陆相页岩油革命发生的主体,应依据井组累计采出量规模、建产规模、保存条件及开采经济性等关键参数,优选试验靶区,同时攻关核心技术装备;中高成熟度页岩油地质资源量约100×10⁸ t,可采量尚需在单井日产量与累计采出量达至经济门限后确定。陆相页岩油与致密油有明确的边界,存在岩性组合、相带分布与产能评价标准等不同,二者可以按不同资源类型独立区分、并行存立。中国陆相页岩油类型、资源潜力及与致密油边界系统厘定,可为即将到来的页岩油勘探开发实践提供借鉴,有助于中国陆相页岩油革命的顺利发展。图5表3参32

以四川盆地为重点，介绍中国海相、海陆过渡相、湖相三大类型页岩形成的沉积环境、地球化学与储集层特征、含气量与远景资源量。中国海相页岩是一套高有机质丰度（TOC为1.0%～5.5%）、高—过成熟（Ro值为2%～5%）、富含页岩气（含气量1.17～6.02 m3/t）、以陆棚相为主的沉积，主要分布在华南扬子地区古生界、华北地台古生界和塔里木盆地寒武系—奥陶系；海陆过渡相煤系炭质页岩有机质丰度高（TOC为2.6%～5.4%）、成熟度适中（Ro值为1.1%～2.5%）；中新生界湖相页岩有机质丰度高（TOC为0.5%～22%）、低熟—成熟（Ro值为0.6%～1.5%）。在对四川盆地下古生界页岩储集层研究中首次发现，寒武系和志留系海相页岩发育大量与北美地区相似的微米—纳米级孔隙。综合评价认为四川盆地发育的多套页岩气层系是勘探开发的现实领域，四川盆地中南部威远—长宁等地区的寒武系和志留系是页岩气勘探开发的核心区与层系，其特点是：热演化程度较高（Ro值为2%～4%）、孔隙度较高（3.0%～4.8%），含气量较高（2.8～3.3 m3/t）、脆性矿物含量较高（40%～80%）、埋深适中（1 500～4 500 m），有利于开采。图7表7参38

综合运用有机超显微组分识别、聚焦离子束扫描电镜、高温高压等温吸附和页岩气稀有气体同位素年龄测定等技术,深入研究四川盆地涪陵地区页岩气主力产层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组的烃源品质、有机质孔隙发育特征、页岩气赋存形式和封存机制。结果表明：①五峰组—龙马溪组富有机质页岩主要形成于表层水生产力高、底层水缺氧的沉积环境,TOC值呈两段式分布,下段TOC≥3%,主要由浮游藻类、疑源类、细菌和笔石等成烃生物及残留沥青组成,其中笔石是TOC值的主要贡献者之一,但页岩气主要来自浮游藻类、疑源类等富氢富脂质有机质及由其生成的液态烃裂解。②有机质孔隙主要发育在固体沥青和富氢有机质中,是页岩气的主要储集空间。笔石等大量有机质呈纹层状、堆积式分布,为页岩气提供了更多的储存空间和各类孔隙连通、流体流动的优势通道。③涪陵页岩气处于超临界状态,以游离气为主。页岩气封闭体系的形成时间与生气高峰期之间的有效匹配,以及后期构造活动对页岩气封存条件的改造程度低是复杂构造区高热演化页岩气滞留富集的关键,页岩的吸附作用、毛管封闭以及低速扩散形成了页岩气微观滞留富集机制。可见,复杂构造区高热演化海相页岩气的形成与富集受缺氧的沉积环境、优质的烃源品质、优越的储集空间和良好的封存条件综合控制。图10表1参35

阐述了油气藏开发地质学的主要科学问题、学科内涵、研究进展与发展展望。油气藏开发地质学以油气藏连通性、可流动性及时变性为关键科学问题,主要研究油气藏开发地质控制因素的成因机理与分布模式、地质因素对油气开采的控制作用机理及油气藏动态演变规律、油气藏表征与建模技术,在高含水油藏,低渗、致密、页岩油气,缝洞型油气藏开发地质理论和技术方面取得了重要进展,已发展成为一门独立学科。随着油气田开发在深层、深水、非常规油气领域的扩展及高含水油藏开发难度的增大,需进一步发展油气藏开发地质理论和技术,以更好地支撑油气田的经济高效开发及可持续发展。图6参57

综合地震、钻井、测井、生产动态等资料,针对四川盆地安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组储集层特征与展布、气水分布等影响开发效果的关键地质问题开展研究,确定开发技术对策。结果表明：①磨溪区块垂向发育4期颗粒滩体,平面呈现“两滩一沟”格局;②储集层可分为溶蚀孔洞、溶蚀孔隙和基质孔隙3种类型,有效储集层以溶蚀孔洞和溶蚀孔隙型为主;③储集层基质物性较差,受高角度构造缝影响,整体表现为低孔、中—高渗特征;④气藏由西向东,气水界面逐渐降低,呈“三段式”结构,建产区统一气水界面为-4 385 m。在气藏地质特征认识基础上,结合数值模拟结果与国内外相似气田开发经验,确定开发技术政策：以颗粒滩主体发育区作为优先建产目标区;在构造高部位集中布井,延缓边水非均匀推进速度,延长气田稳产期;部署水平井,提高单井产能;确定气井合理配产和调峰气井产量,提升气藏开发效果。图12表2参11

为了在不增加经济成本的基础上补充缺失的测井信息,提出利用机器学习方法根据已有的部分测井曲线生成人工测井曲线,并进行了实验验证和应用效果分析。考虑到传统全连接神经网络（FCNN）无法描述数据的空间相关性,基于一种循环神经网络（RNN）即长短期记忆神经网络（LSTM）来构建测井曲线生成方法。该方法生成的曲线不仅考虑了不同测井曲线的内在联系,同时兼顾了测井信息随深度的变化趋势和前后关联。将标准LSTM与串级系统相结合,提出了一种串级长短期记忆神经网络（CLSTM）。采用真实测井数据进行实验,LSTM明显优于传统FCNN,生成的测井数据精度更高;CLSTM更适用于测井曲线生成这种多序列数据问题;提出的基于机器学习的人工测井曲线生成方法更准确经济。图8表2参32

系统梳理中国致密油气发展历程,提升总结勘探开发理论认识,客观对比中美地质条件及开发技术,明确了中国致密油气的勘探开发进展与所处的发展阶段,并从理论技术、工艺方法、开发政策等方面对中国致密油气的未来发展进行了展望。近10年来,依靠勘探开发实践和科技、管理创新,中国致密油气取得重大突破,探索了致密油气形成与分布等成藏规律,形成了“多级降压”、“人工油气藏”等开发理论认识,创新集成了富集区优选与井网部署、提高单井产量及采收率、低成本开发等技术系列,推动了致密油气的储量与产量的快速上升。但受控于沉积环境和构造背景,中国致密油气相比于北美,储集层连续性差、开发难度大、经济效益差,在储集层识别精度和压裂改造工艺等方面还存在一定差距。未来中国应进一步优化资源评价方法,攻关高精度三维地震、人工油气藏、智能工程等关键工程技术,创新发展新一代提高单井产量与提高采收率理论技术,积极争取致密油气财税补贴政策,促进致密油气快速规模发展。图5表8参40

通过野外露头、钻井岩心,以及地震资料分析,开展川西地区中上二叠统热碎屑流岩石学特征及储集层研究。认为川西地区中上二叠统“峨眉山火山岩”属于两个大的喷发旋回,发育的两套火成岩组合呈不整合接触。其下部旋回以溢流相火山岩为主,上部旋回发育热碎屑流火山角砾岩和火山碎屑熔岩,为典型的爆发相堆积,是一套微细溶蚀孔、超微溶蚀孔组成的优质孔隙型储集层。根据热碎屑流火成岩非均质性强、与围岩岩性和物性差异大的特征,利用地震属性分析方法,通过瞬时振幅与瞬时频率相干分析技术,对川西地区火山岩相及火山机构进行了刻画和预测,结果显示,简阳区块热碎屑流火山岩大面积发育,以YT1、TF2、TF8井附近为中心,发育3个火山机构群,分布面积约500 km²,是火山岩油气勘探最有利区。

通过对世界上100个裂缝性油气藏的综合评价，研究储集层及流体本身的性质（包括孔隙度、渗透率、黏度、可动油比例、含水饱和度、润湿性及裂缝分布特征等）和驱动机制及油藏管理战略（优化日产量和采用不同类型的提高采收率技术）对其最终采收率的影响。将裂缝性油气藏分为4类：Ⅰ类的基质几乎没有孔隙度和渗透率，裂缝是储存空间和流体流动的通道；Ⅱ类的基质有较低的孔隙度和渗透率，基质提供储存空间，裂缝提供流动通道；Ⅲ类（微孔隙）的基质具有高孔隙度和低渗透率，基质提供储存空间，裂缝提供流动通道；Ⅳ类（大孔隙）的基质具有高的孔隙度和渗透率，基质提供储存空间和流动通道，裂缝仅增加渗透率。对26个Ⅱ类油气藏和20个Ⅲ类油气藏的开采历史的研究表明：Ⅱ类油气藏的采收率受水驱强度和最优日产量控制，日产量过高会很容易破坏Ⅱ类油气藏，一些Ⅱ类油气藏如果管理得当，采收率可以很高，不需要二次或三次采油；Ⅲ类油气藏的采收率主要受岩石和流体本身性质的影响，特别是基质渗透率、流体重度、润湿性以及裂缝强度等，不进行二次或三次采油不可能完全开采，往往需要采用一些提高采收率的专门技术。以往将Ⅱ类和Ⅲ类裂缝性油气藏归为一类，认识它们的区别将有助于选择更好的开发策略。

基于水平井体积改造理论研究和10年现场应用情况,进一步诠释体积改造的核心内涵,分析体积改造的实现方法、设计模型与关键问题,提出了未来发展方向。研究表明：分簇限流技术能实现多簇均衡扩展,应用“冻胶破岩+滑溜水携砂”复合压裂模式及小粒径支撑剂可降低近井裂缝复杂度,提高远井改造体积;剪切自支撑裂缝与滑溜水输砂能够满足非常规储集层对导流的需求,子井与母井的最优井距应根据压裂模式、规模和压降范围确定,重构渗流场、应力场和改造对象是提高水平井重复压裂效果的关键。缩小井距与簇间距的密切割技术是未来建立“缝控”可采储量开发模式的基础,结合立体式体积改造与地质工程一体化压裂优化设计决策系统,是体积改造技术发展与应用的重要方向。图12表1参98

基于钻井资料,对川南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组大面积连续稳定分布的富有机质页岩进行了研究。通过单井地质评价,认为宜宾、泸州、大足等地区的页岩储集层品质好,TOC、孔隙度、含气量等关键参数与威远、自贡、长宁等建产区有相似性;研究区构造整体稳定,保存条件好,资源落实程度高;埋深4 500 m以浅可工作面积超过2×10⁴ km²,地质资源量超过10×10¹² m³,是中国页岩气资源最丰富、开发最现实的区块。经过长宁—威远国家级示范区建设,单井产量和单井最终可采储量大幅提高,单井成本大幅降低,经济效益好于预期,形成的本土化勘探开发主体技术和方法有效、可复制,快速上产的条件成熟。根据目前水平井的生产递减规律和未来投入的工作量,预计“十三五”末川南地区页岩气年产量将达到100×10⁸ m³以上,具备建成300×10⁸ m³年产规模并长期稳产的潜力,有望使川南地区成为中国最大的页岩气生产基地。图3表4参20

通过对中国超深层构造型大气田开发的跟踪分析,从影响开发技术政策制定的地质与生产动态特征出发,提出实现气田高效开发的策略。依据储集层基质物性、裂缝发育程度以及基质与裂缝匹配关系的差异,将气藏储集层划分为单孔单渗、双孔双渗和双孔单渗3种类型,明确了不同类型储集层在不同尺度渗透率、动态与静态储量比值以及水侵风险程度等开发生产特征方面的差异。指出气田开发规模确定和水侵风险快速识别是影响超深层构造型气藏开发效果的主要因素;明确气藏特征并有针对性地制定技术政策是实现高效开发的关键。具体策略包括：进一步强化气藏前期评价技术和内容,通过部署高精度开发地震、分批次部署开发评价井和规模试采,准确认识构造、储集层类型、气水分布等气藏特征,落实可动用储量;合理控制建产节奏,保证前期评价时间,确保评价效果;制定合理开发技术政策,以落实的可动用储量作为开发方案编制的基础,重点考虑水侵风险与基质供气能力两个因素,优化开发井位部署和单井配产;持续加强关键技术研究与攻关。图8表2参20

考虑致密储集层岩石及流体可压缩性和基质中流体的非线性渗流,建立了体积压裂致密储集层跨尺度渗流离散裂缝数值模拟模型,对模型进行了验证并进行了应用实例分析。模型采用两点流动近似方法计算传导率,并引入“星形-三角形”转换算法消除裂缝相交处的极细小网格,改善了计算稳定性。在时间域内采用全隐式离散,模型求解采用自动微分方法,提高了建模效率和计算精度。采用Eclipse软件模拟结果及新疆油田某致密储集层1口长体积压裂水平井的实际生产数据验证了模型的可靠性。实际应用结果表明,所建立模型能成功模拟大规模复杂缝网发育的储集层;缝网改造区越大,水平井产能越高;裂缝密度平面分布差异性及连通程度是影响致密油平面动用非均匀性的关键因素。图12参25

通过调研美国页岩气开发所面临的环境问题及研究进展，总结页岩气水力压裂开发对环境的影响，并探索对中国页岩气开发的参考意义。美国页岩气大规模商业性开发的环境风险主要包括水资源消耗与污染、引发地震及大气污染等。水资源消耗方面，通过评估能源生产耗水密度，可知与常规油气和其他能源生产方式相比，页岩气开发并非“高耗水”行业，其总用水量占地区总量比例较低，不会显著增加用水压力。水资源污染方面，由于水力压裂诱发连通储集层和地下水的裂缝而直接造成污染的可能性很低，且已知的浅层地下水污染案例可能与完井缺陷有关，提高井身完整性是防止污染的关键；页岩气规模开发阶段返排水总量大、污染物种类多、成分复杂，处理不当会造成污染，需要监测和评估其污染风险。现有证据表明页岩气开发不会引发破坏性地震。对页岩气井全生命周期的温室气体排放估计结论不一，在生产中应当采取更为有效的措施减少泄漏。页岩气开发环境影响方面的研究重点包括地表水和地下水污染监测方案与指标体系的建立、注入压裂液和储集层流体运移规律的分析、开发活动对高矿化度地层水及地下水层中天然甲烷运移的影响分析、页岩气开发返排水再利用和处理技术的应用。图2参62

四川盆地安岳特大型气田的发现坚定了勘探家在元古界—寒武系找油找气信心。以中新元古代大地构造格局重建与重大地质事件分析为基础,从烃源岩、储集层条件及成藏组合类型和有效性入手,剖析了元古界—寒武系油气地质条件,指出中新元古代—早古生代间冰期低等生物繁盛,有机质富集并形成优质烃源岩;震旦系—寒武系微生物岩和颗粒滩体叠加多期建设性成岩改造作用可形成规模储集层,但早中元古代因缺氧事件,风化作用弱,储集层质量总体偏差,唯后期遭受风化淋滤者才有溶蚀改造型储集层发育机会。中国华北、扬子、塔里木克拉通中新元古代均发育大型裂陷槽（群）,烃源灶肯定存在,是否存在良好的源-储成藏组合,则视情况而定。上扬子地区肯定存在震旦系—寒武系有效成藏组合,华北地区成藏组合是否有效取决于两大条件：①元古界烃源灶与古、中新生界储集层构成的次生组合的有效性;②中新元古界经近纪以来改造形成的储集层与自身源灶晚期生烃能否构成匹配。塔里木盆地需要落实元古界时代归属、原盆地保持之后,再看是否存在有效成藏组合。总之,中国三大克拉通元古界—寒武系是一套潜在勘探新层系,值得研究和探索。图12表1参33

针对白云岩成因、原生白云石沉淀、白云岩孔隙成因等问题,在前人认识的基础上,补充四川和塔里木盆地典型案例的岩石学和地球化学特征分析工作,取得3项进展：①提出基于岩石特征、形成环境和时间序列的白云岩成因分类,不同成因白云岩之间的成岩域、特征域界线清晰,演化线索清楚,更具系统性和连续性;②建立不同成因白云岩的岩石学和地球化学特征识别标志,白云岩之间的岩石学和地球化学特征的变化具有规律性,是连续时间序列上形成环境变迁的响应;③重新评价白云石化作用对孔隙的贡献,阐明白云岩中的孔隙主要来自原岩的沉积原生孔、部分来自表生溶蚀和埋藏溶蚀作用,早期白云石化有利于孔隙的保存。这些认识对白云岩成因的理解、不同成因白云岩的判识具重要的理论意义,同时对白云岩储集层预测具有重要的指导意义。图6表4参53

基于四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩分布规律、优质页岩表观特征、页岩储集层微观特征、保存条件与页岩气富集、可压裂性等方面的分析,对中国页岩气勘探开发理论认识进行总结,并对未来中国页岩气勘探开发提出针对性建议。四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气重要的地质认识可总结为以下几个方面：沉积环境和沉积过程控制了富有机质页岩分布;“甜点段”优质页岩具备高有机碳含量、高脆性、高孔隙度、高含气性的特征;有机质孔隙是页岩气富集的重要储集空间;保存条件是复杂构造区页岩气地质评价的关键因素;页岩气属“人工气藏”,可压裂性评价是获得高产的核心;纳米级储集空间与赋存状态决定了页岩气具有特殊的渗流特征。对中国页岩气产业的发展建议：①加大基础研究,实现页岩气地质理论体系的新突破;②强化勘探实践,形成多层系全方位新发现;③研究开发生产规律,建立页岩气开发新模式;④创新思维,攻关新技术;⑤探索管理创新,形成页岩气发展新机制。图6参72

通过对“十三五”以来国外页岩油气储集层水平井压裂技术进展的系统总结,阐述了水平井压裂技术在页岩油气储集层多层叠置立体开发、小井距密井网布井、水平井重复压裂、施工参数优化与降低成本方面的新特征;结合中国页岩油气水平井压裂技术需求,论述了水平井压裂技术在多裂缝扩展模拟、水平井压裂设计、电驱压裂装备、可溶化系列工具、低成本入井材料与工厂化作业方面的新进展。在此基础上,结合非常规页岩油气“十四五”规划对水平井压裂改造技术的需求分析,提出了7个方面的发展建议：①强化地质工程一体化联合研究;②深化页岩储集层改造基础理论及优化设计技术研究;③完善大功率电驱压裂装备;④研发长井段水平井压裂工具及配套作业装备;⑤加强水平井柔性开窗侧钻剩余油挖潜技术攻关;⑥发展长井段水平井压裂后修井作业技术;⑦超前储备智能化压裂技术。

针对四川盆地元坝超深层大气田勘探开发难点,研究超深层生物礁优质储集层发育与成藏富集机理,创立超深层地震勘探、钻完井及测试等技术。通过对晚二叠世等斜缓坡—镶边台地动态沉积演化过程及区域沉积格架的恢复,建立四川盆地元坝地区二叠系长兴组“早滩晚礁、多期叠置、成排成带”的沉积模式,揭示“早期暴露溶蚀、浅埋白云石化形成基质孔隙、液态烃深埋裂解超压造缝”的储集层发育机理,提出“孔缝耦合”控制超深层优质储集层发育的认识。通过油源对比,提出深水陆棚相吴家坪组—大隆组是四川盆地北部地区二叠系主力烃源岩,建立超深层弱变形区“三微输导、近源富集、持续保存”的成藏模式。运用“孔缝双元结构模型”的孔隙结构参数进行地震反演,落实元坝气田高产富集带面积98.5 km²。创建特种井身结构、发展非常规井身结构,解决多压力系统复杂地层封隔难题,研发出整体式耐高压FF级采气井口及地面安全联动装置。图15表1参23

在前期对南方海相页岩气富集规律认识的基础上,应用涪陵页岩气田的勘探开发资料,详细论述了涪陵页岩气田富集的主控因素及其相互关系,对海相页岩气“二元富集”理论认识有了进一步的思考。气田富集的基础首先在于气体的生成和储集,研究区深水陆棚页岩气储集层具有“高TOC、高孔隙度、高含气量、高硅质”四高特征,生烃强度高,有机质孔发育,有利于储集层改造,是涪陵页岩气“成烃控储”的基础。保存条件对页岩气的形成和富集至关重要,良好的页岩顶底板从页岩生烃开始就能有效阻止烃类纵向散失而滞留聚集,后期构造作用的强度与持续时间决定了页岩气保存条件,保存条件好是页岩气“成藏控产”的关键地质因素,页岩储集层含气性好、孔隙度高,地层（超）高压,有利于形成页岩气富集高产区。图13参30

综合分析研究了非常规油气储集层孔隙结构、非常规油气赋存状态、充注机理、富集主控因素和高产成藏模式方面的新进展。非常规油气地质研究从纳米孔隙的观测发展到全孔径孔隙结构的定量表征和三维重构,从非常规油气赋存状态的宏观、静态特征描述发展到微观、动态演化研究,从启动压差驱动和优势通道运移发展到跳跃式阶梯充注和润湿性优势输导,从“源控论”发展到源控下的“优势源储组合+保存条件”的成藏论,从非常规油气的“富集”地质模式发展到“富集+高产”的成藏模式,展示了非常规油气地质理论的研究进展和未来的发展趋势。在此基础上指出了非常规油气地质理论、深层非常规油气富集条件和资源可采潜力、非常规油气地质研究对工程技术的渗透及非常规油气资源共采基础地质研究面临的问题与挑战。图6表2参79

页岩油是储存于富有机质、纳米级孔径为主页岩地层中的成熟石油，是常规-非常规“有序聚集”体系的重要类型之一，对中国陆相页岩油形成的沉积环境、储集空间、地球化学特征和聚集机制等基本石油地质问题进行了分析总结。富有机质页岩主要发育在半深湖—深湖环境，不同岩性组合共生沉积；发育纹层结构，微米—纳米级孔喉和微裂缝是主要储集空间；有利页岩以Ⅰ型和ⅡA型干酪根为主、Ro值为0.7%～2.0%、TOC值大于2.0%、有效厚度大于10 m；揭示了页岩孔隙演化和页岩油滞留聚集模式，储集空间、脆性指数、黏度、压力、滞留量等是页岩油“核心区”评价的关键。中国陆相页岩油在湖盆中心连续聚集，初步预测可采页岩油资源量约30×108～60×108 t，水平井体积压裂、改造“天然裂缝”、注粗颗粒“人造储集层”等可能是页岩油工业化发展的核心技术，提出加快页岩油“分布区”研究、加强“核心区”评选、加大“试验区”建设的“三步走”发展思路。借鉴北美海相页岩气突破成功经验，陆相页岩油工业化有望在中国首先突破。图9表2参39

针对威远页岩气田优质储集层厚度小、水平应力差大及井间产能变化大等特点,在20余口评价井页岩储集层地质和测井评价基础上,系统分析、总结了全区100余口水平井优质储集层钻遇率、优质储集层厚度和压裂参数特征与单井测试产量的关系,明确单井产能的主控因素,提出水平井开发优化技术对策。研究表明,优质储量动用程度是决定水平井单井产能的主控因素,即页岩气水平井产能受控于优质储集层发育厚度、优质储集层钻遇长度和储集层改造程度。基于上述认识,对威远页岩气田进行了开发优化：①水平井靶体位置定于龙一₁¹小层中、下部（威202井区）和龙一₁¹小层（威204井区）;②开发井优先部署在优质储集层厚度较大的威远县城周边区域;③采用中高强度改造方式。优化方案实施后,单井测试产量和单井预测最终可采储量均大幅提高。图12表1参26

通过对比分析国内外含油气盆地沉积地质学的主要进展，探讨中国含油气盆地沉积学发展中存在的问题及其解决思路。系统论述粗粒沉积体系、浅水三角洲沉积体系、滩坝沉积体系、深水重力流沉积体系、细粒沉积体系、碳酸盐岩礁滩沉积体系、混积沉积体系、微生物岩、地震沉积学、沉积物理模拟方面的国内外研究进展，进一步讨论了中国沉积学的发展在微生物岩、沉积模拟方法等方面与国外存在的差距，指出原型盆地沉积面貌和古地理格局恢复、重大构造变革期的多尺度构造古地理恢复、沉积学新理论在古老深埋老地层砂体发育规律及其与深埋新地层砂体发育规律的差异性解释中的应用、中国特色沉积体系组合和沉积模式的建立等方面所面临的问题。指出未来在源-渠-汇、沉积动力学、区域中国沉积学等沉积学理论和地震沉积学、沉积模拟研究方法技术等方面的发展趋势。图1参59