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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。
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基于地震、钻井、铸体薄片、油样和岩样地球化学分析、生烃史模拟等资料，研究尼日尔Termit海陆相叠合盆地油气成藏特征，并探讨未来油气勘探方向。研究认为：①Termit 盆地为早白垩世和古近纪两期裂谷叠合，东部Trakes 斜坡2 口钻井沉降曲线显示晚白垩世沉降速率高，分析认为是遭受海侵影响造成的高沉积速率，也可能存在一期弱裂谷发育;②Termit盆地沉积层序主要受控于晚白垩世海侵期旋回和古近纪湖侵期旋回控制，发育海-陆“两种源汇”沉积叠合，海侵期广覆式发育的海陆相混源型烃源岩全盆地分布，湖侵期形成的古近系Sokor 1组储集层和Sokor 2组盖层叠置其上，形成了中西非裂谷系独特的海陆相裂谷叠合盆地;③Termit盆地早期地温梯度低，盆地主力烃源岩上白垩统Yogou 组在古近纪晚期生烃。Trakes斜坡发育上白垩统Donga组成熟烃源岩，为“双源”供烃油气成藏模式，形成Trakes斜坡油田群;④Termit盆地海陆相裂谷叠合成藏模式新认识和勘探实践，扩大了盆地东部有效勘探面积约2 500 km2，认为在盆地东南新区带Sokor 1组、新层系Donga组和上白垩统岩性目标具备勘探潜力，可作为未来勘探和选区重点。
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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。
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综合利用野外露头、地震、薄片、重矿物组合、碎屑锆石U-Pb定年等资料，研究四川盆地东部（简称川东地区）中侏罗统凉高山组沉积特征、湖平面升降变化、物源性质，进而探讨周围造山带的构造作用对沉积体系的控制作用。研究表明：凉高山组主要发育三角洲—湖泊沉积体系，包含了一个完整的三级层序，进一步可划分为4次湖平面的升降旋回（四级层序），其中旋回Ⅰ和旋回Ⅱ湖盆主要分布在川东地区，旋回Ⅲ和Ⅳ湖盆迁移至四川盆地中部地区，使得川东地区南北沉积特征差异性明显。物源分析结果表明，川东地区凉高山组存在3种类型物源，其中Ⅰ类物源母岩主要以酸性火成岩为主，主要来自近源的扬子板块北缘;Ⅱ类物源母岩主要为中酸性火成岩和变质岩，物源区主要在南、北秦岭中部;Ⅲ类物源母岩以变质岩为主，中—酸性火成岩次之，物源主要来自北大巴山地区。综合研究沉积体系和物源性质的变化，认为川东地区凉高山组沉积演化受秦岭造山带构造活动的控制，沉积早期湖盆局限在研究区东侧，该时期以Ⅰ类物源为主;随着秦岭造山带南北向挤压作用的增强，湖盆快速扩张并向北迁移，Ⅱ类物源供给增强;沉积中后期北大巴山地区的隆升使得湖盆迁移的同时Ⅲ类物源的供给逐渐增强。
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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。
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基于最新钻井、地震和野外露头资料，对四川盆地德阳—安岳裂陷槽南段的地层发育与沉积充填演化等地质特征进行深入研究。结果表明：①四川盆地晚震旦世—早寒武世裂陷南段地层发育较全，灯一+灯二段厚度较稳定，为400~550 m;灯三+灯四段槽缘与槽内厚度差异较大，厚度差最大可达250 m;川南寒武系麦地坪组和筇竹寺组厚度相对较薄，且地层厚度变化较大，厚薄变化频繁。②灯四段沉积期德阳—安岳裂陷槽向南延伸，影响至川南地区。与裂陷槽中段和北段相比，南段总体具有宽、缓、浅的特征，且存在多个台阶，隆凹相间，呈指状展布。③川南地区灯一—灯二段沉积期以碳酸盐台地为主，沉积分异不明显;而灯四段沉积期存在较明显沉积分异，由槽内向槽缘发育盆地—斜坡—次级斜坡—斜坡—次级斜坡—台地边缘—局限台地。④川南地区裂陷槽的演化经历了灯一—灯二段沉积稳定期、灯三—灯四段开启期、麦地坪组—筇竹寺组充填期以及沧浪铺组消亡期等4个关键阶段。
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针对页岩不同类型储集空间中孔喉微观润湿性对其控制作用仍不明确的问题，以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储集层为例，综合运用扫描电镜、多阶热解、储集层定量荧光、核磁共振等分析方法，开展纹层状页岩储集空间特征及孔喉微观润湿性对页岩油赋存控制作用的研究。结果表明：芦草沟组主要发育“富火山物质+陆源长英质”纹层状页岩和“富火山物质+碳酸盐”纹层状页岩，其中“富火山物质+陆源长英质”纹层状页岩发育长石溶蚀孔隙和粒间孔隙，孔喉周缘矿物组分主要为长英质矿物组分，呈亲水性特征，主要控制游离态页岩油。“富火山物质+碳酸盐”纹层状页岩发育碳酸盐晶间孔和有机质孔隙，孔喉周缘矿物组分主要呈亲油性特征，控制吸附态页岩油。孔喉周缘主要为油润湿碳酸盐组分时，利于原油的聚集，但使得游离态的油含量比例下降。芦草沟组页岩游离油主要赋存于“富火山物质+陆源长英质”纹层组合的陆源长英质纹层中，成熟度较高、油质较轻。
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以准噶尔盆地南缘白垩系清水河组埋藏史为约束，利用露头区低成熟砂岩样品开展成岩物理模拟实验，并结合区域地质资料，探讨微裂缝对不同成岩强度储集层的改造作用及其对优质储集层发育的意义。研究结果表明：大尺度微裂缝主要形成于晚期快速埋深阶段，形成时间与有机酸充注基本发生在同一时期。微裂缝的发育为油气在深层、超深层碎屑岩中的运移创造了良好的条件，也为有机酸沿着微裂缝进入储集层促进胶结物与颗粒发生晚期持续性溶蚀提供了可能。快速埋深前储集层的基质孔隙、微裂缝的发育与否决定了快速埋深过程形成的微裂缝对储集层的改善程度。快速埋深前基质孔隙与微裂缝越发育、胶结程度越低，晚期快速埋深中的微裂缝越发育、溶蚀程度越高，储集层质量的改善程度越明显，实验中储集层渗透率最大增加55%。如果快速埋深前储集层胶结作用强烈、基质孔隙缺乏但已局部发育微裂缝，则晚期快速埋深中的微裂缝发育程度也相对较高，可使渗透率增加43%。但如果快速埋深前储集层的胶结作用强烈、基质孔隙缺乏，且不存在微裂缝，那么晚期快速埋深形成的微裂缝有限，渗透率仅增加16%。晚期快速埋深过程中大尺度微裂缝的形成及其对有机酸溶蚀的促进，是深层、超深层优质储集层发育的重要原因。
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基于钻井、测井、岩心及实验数据和油气生产资料，对准噶尔盆地南缘前陆冲断带西段深层白垩系清水河组储集层非均质性及其油气差异聚集模式进行研究。结果表明：①储集层以叠置连片的砾岩、砂砾岩及砂岩为特征，塑性岩屑含量高，储集空间以粒间孔为主，整体致密，其中砂砾岩物性最优;②较短的深埋时限匹配较低的古地温梯度和地层超压使得储集层整体成岩强度较弱，而砂砾岩具有相对更低的早期碳酸盐胶结及压实率和更高的溶蚀增孔;③背斜特殊的应力-应变机制使得转折端顶部储集层可较两翼宏观裂缝改造程度更大，且超压使得裂缝处于开启状态;④砂砾岩相对含油饱和度最高，而冲断带深层发育典型背斜油气藏，但整体表现为“大圈闭，小油藏”的特点;⑤背斜转折端顶部砂砾岩相较于两翼具有更优越的储集性能、更低的地应力大小及较高的构造位置，使得内部油气最为富集而成为高产油气层，而裂缝指数级递减使得两翼储集层难以富集成藏，但背斜缓翼相对陡翼油气平面延伸范围更大。
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基于三维地震资料与钻井岩心资料，采用地震-地质解析方法和断层充填碳酸盐胶结物U-Pb定年的年代学方法，综合分析四川盆地中部地区深层走滑断层的形成时期、演化及其成因机制。研究表明：走滑断层在晚震旦世形成雏形，并在早寒武世基本发展为右行张扭断裂系统，在二叠系沉积前叠加至少一期压扭构造变形，在晚二叠世反转为左行弱张扭断裂系统，仅极少数在印支期及以后选择性复活;走滑断层受南华纪裂陷正断层和北西向基底深大断层等先存构造影响，震旦纪末—早寒武世属于斜向板内变换断层，调节德阳—安岳槽盆北强南弱的不均匀伸展，与德阳—安岳槽盆演化具有时间与强度上的匹配性，后期在不同构造背景下发生多次反转及选择性活化。
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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。
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针对现有基于声波速度的经验公式进行地层压力预测时影响因素复杂的问题，应用弹性岩石物理模型来定量分析研究速度-压力关系的各种控制因素，提出孔构参数（γ）与压差之间的解析关系，并揭示压力对岩石体积模量和纵波速度等弹性性质的主控作用，进而准确预测孔隙压力。含气页岩中微裂缝及断裂发育时，异常高压下（高γ值）细小裂缝及扁平孔隙张开，岩石体积模量远低于其在静水压力下（低γ值）平均孔隙结构偏圆时的状态。结合岩心、测井及地震数据，利用此岩石物理压力关系刻画四川盆地丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩的孔隙压力三维空间分布变化，压力系数与含气量呈正相关，该预测结果与现场实测数据吻合较好。岩石物理压力关系的分析和方法的提出对非常规和常规油气田的勘探、生产和钻井安全都具有重要借鉴价值。
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针对复杂地质条件储气库，基于20余年的运行实践，结合储气库系列攻关成果，揭示了储气地质体承压动力学机制，发现了“多轮相渗滞后”和“分区差异动用”气水互驱渗流规律，提出了以“储气库储气最多、井注入产出能力最大、空间利用效率最高”为目标的复杂地质条件储气库“极限动用”理论，形成了储气地质体极限承压、井极限产能、储气空间极限调峰能力三位一体的评价方法。实现了储气地质体在上限压力条件下获得最大储气空间（库容）、充分发挥地层-井筒气体流动协调的井极限产能以及满足有限时率不稳定渗流条件的最佳井网密度，获得下限压力条件下的最大调峰能力，达到安全和能力的双重极限效果。新疆呼图壁、西南相国寺、辽河双6等地下储气库的运行实践证明，“极限动用”理论有力推动了中国储气库业务高质量发展。
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考虑到注水开发油田可采储量不断增长对产量演变规律产生重大影响，对广义“翁旋回”模型进行了改进，建立了新的产量演变模型，明确了产量递减期与储采失衡的统计对应关系，研究了含水率与可采储量采出程度对应关系，为油田开发阶段划分与老油田定义提供了定量的油藏工程依据。中国东部油田开发统计数据表明，储采平衡系数陡然降低至小于1的年限与产量开始出现递减的年限具有较好的匹配关系，其陡降起始点可以作为递减期起始点。研究表明，在高含水阶段，含水率与可采储量采出程度具有良好的统计学意义上的匹配性，将递减期起始点与含水率90%（或可采储量采出程度80%）“双标准”作为老油田的判据更为合理。产量演变模式可以概括为产量上升—峰值稳产—台阶递减、产量上升—台阶稳产—台阶递减、产量上升—台阶稳产—快速递减、产量上升—峰值稳产—快速递减和产量上升—持续递减等5种模式。
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借助数字图像处理技术，以微流控水驱油实验视频为数据源，建立了微流控模型孔喉内三相接触角的自动批量测量计算方法;采用人工测量数据验证了新方法测量结果的可靠性，在此基础上，利用接触角概率密度曲线、均值变化曲线揭示了三相接触角在流动条件下的动态变化规律。研究表明：对于水湿岩石，水驱油过程中，驱替前期接触角均值以锐角为主，随驱替时间的延长，油相受力逐渐由黏滞力为主导向毛细管力为主导过渡，接触角均值不断增大，至驱替中后期以钝角为主。剩余油中的滴状流赋存于孔喉通道中央，不存在三相接触角;多孔流和柱状流在整个驱替过程中接触角变化幅度较小且均值皆为钝角，该类剩余油形成后流动性差，动用难度较大;簇状流在驱替过程中三相接触角均值整体呈上升趋势，剩余油动用难度逐渐升高;膜状流整体呈钝角，水驱后期接触角均值最大，动用难度最大。驱替结束后，不同流态剩余油仅受毛细管力作用的影响，接触角均为钝角，在原油作用下模型孔喉壁润湿性呈油湿特征。
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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。
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采用可视化水力裂缝内暂堵实验装置，开展了不同携带液排量、黏度条件下，不同粒径、不同浓度的暂堵颗粒在水力裂缝中的封堵实验，分析了暂堵颗粒在水力裂缝中的封堵行为特征。研究结果表明：①携带黏度越大、排量越大，封堵层形成难度越大;暂堵颗粒粒径越大、浓度越大，封堵层形成难度越小。②当粒径缝宽比（暂堵颗粒粒径与裂缝宽度的比值）为0.45时，封堵层的形成主要受暂堵颗粒质量浓度、携带液黏度控制，暂堵颗粒质量浓度小于20 kg/m3或携带液黏度大于3 mPa·s时难以形成稳定的封堵层;当粒径缝宽比为0.60时，封堵层的形成主要受暂堵颗粒质量浓度控制，暂堵颗粒质量浓度小于10 kg/m3时难以形成稳定的封堵层;当粒径缝宽比为0.75时，封堵层形成与否基本不受其他参数的影响，实验条件范围内均能形成稳定的封堵层。③封堵层的形成过程包括2个阶段和4种模式，影响封堵层形成模式的主控因素为粒径缝宽比、携带液排量、携带液黏度。
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通过在传统主裂缝物质平衡方程中引入主裂缝-基质、次裂缝-基质、主裂缝-次裂缝耦合流动表达式，建立了“主裂缝-次裂缝-基质”滤失耦合流动模型，同时将主、次裂缝缝宽的应力敏感方程和井筒注入量方程进行压力-流量连续性耦合求解，实现了滑溜水体积压裂改造停泵后井底压降和缝网闭合的模拟计算。研究表明：停泵井底压降导数双对数曲线呈现5个特征斜率段，反映了停泵后“缝间窜流控制”、“缝网滤失控制”、“缝网闭合控制”和“残余滤失控制”4个主控阶段。水平井体积压裂改造停泵初始时刻，主、次裂缝间的窜流现象明显，随后滤失占据主导，主、次裂缝的滤失呈现出非均匀的递减趋势：主裂缝滤失速度慢，次裂缝滤失速度快，缝网整体呈现先快、后慢，直至接近于零的滤失规律。缝网导流能力对停泵压降曲线形态的影响相对弱于缝网规模;缝网导流能力与滤失量、裂缝闭合程度正相关;次裂缝规模与滤失量、次裂缝闭合程度正相关，但与主裂缝闭合程度负相关。经现场施工数据检验，该模型能够有效地反映缝网的闭合特征，解释结果可靠且能够反映实际水平井各压裂段的非均匀改造效果。
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以含油气盆地咸水层为对象，针对规模化工程实施需求，综合考虑地质因素、工程因素、经济因素等3方面限制条件，提出了适合于含油气盆地特点的四尺度、三层级碳封存潜力评价方法。结合中国含油气盆地特点，将含油气盆地封存潜力划分为盆地级、坳陷级、区带级与圈闭级4个评价尺度，封存潜力评价划分为理论封存量、工程封存量与经济封存量3个层级。理论封存量基于含油气盆地地质参数、储集层条件及流体性质，可细分为构造封存、束缚封存、溶解封存、矿化封存4种埋存机理;工程封存量受注入能力、安全封存压力、布井数量、注入时间影响;经济封存量基于盈亏平衡原理，主要考虑碳价收益、钻井投资及操作成本的影响。苏北盆地高邮凹陷咸水储集层评价结果表明，咸水储集层理论封存量中构造封存量占比最大，其次为溶解封存量和束缚封存量，矿化封存量最低;考虑注入性、安全性与经济性条件后，CO2工程封存量和经济封存量与理论封存量相比大幅降低，分别仅为理论封存量的21.0%和17.6%。
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引入能源综合利用效率及终端有效能源消费量等新参数对LEAP（Long-range Energy Alternatives Planning System）模型进行了改进，并提出BP（Back Propagation）神经网络-LEAP组合模型对未来中国一次能源消费总量、能源消费结构、能源消费碳排放量、天然气消费量等关键数据进行了预测，同时应用产量构成法对中国天然气产量进行了预测，并基于天然气供需预测结果，对“双碳”背景下中国天然气行业发展提出了建议。研究表明，“双碳”背景下中国一次能源消费总量将于2035年前后达峰，峰值约为59.4×108 t标准煤;能源消费碳排放量将于2025年达峰，峰值约为103.4×108 t;天然气消费量将于2040年前后达峰，峰值约为6 100×108 m3，天然气消费增幅最大的部门为电力生产部门与工业部门。中国天然气产量峰值为（2 800~3 400）×108 m3，其中常规气（含致密气）产量峰值为（2 100~2 300）×108 m3，页岩气产量峰值为（600~1 050）×108 m3，煤层气产量峰值为（150~220）×108 m3。“双碳”背景下中国天然气消费量与产量均将进一步增长，天然气行业发展前景广阔。
