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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。
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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Ro值1.0%左右。
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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。
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利用标普全球、睿咨得等商业数据及各油公司的公开信息，对全球深水油气勘探趋势、深水油气发现特点、七大国际油公司深水油气勘探业务布局进行系统分析。结果表明：深水领域是当前全球油气勘探发现最重要的领域，被动大陆边缘盆地深水大发现油气田个数及储量均最多，深水油气大发现对海域新发现油气总储量的贡献最大。岩性油气藏发现越来越多，且油气发现主要分布于中—新生界；七大国际油公司广泛活跃在深水油气勘探和开发各个环节，并发挥着全球引领作用。结合多年对全球油气地质与资源评价形成的理论认识，提出未来有利的深水勘探领域主要集中在大西洋两岸、印度洋周缘、北冰洋周缘等3大领域。提出了开拓海外深水油气勘探业务的6点建议：拓宽多用户地震资料获取渠道，提高深水勘探科学选区水平；加大重点领域深水勘探项目获取力度；灵活进退勘探区块；以大权益获取区块，采用“双勘探模式”经营；加强与深水技术领先国际油公司的合作；提升商务运作能力，逐步实现“非作业者”向“作业者”转变。
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基于岩心观察、薄片鉴定、流体包裹体分析、碳氧同位素组成分析等技术方法，结合构造和埋藏演化史，系统分析渤海湾盆地上古生界二叠系碎屑岩储集层成岩演化过程、储集层成因及发育模式。研究表明：①渤海湾盆地上古生界整体经历3期埋藏和2期抬升过程，相应地发生3期干酪根热演化生酸溶蚀成孔和2期大气淡水淋滤成孔过程，深埋条件下近封闭成岩体系中溶蚀作用伴随自生黏土和石英沉淀，储集空间增加有限；②不同构造带差异性构造抬升—沉降过程造成二叠系碎屑岩储集层成岩-成储过程的差异性，并发育3类不同的储集层成因模式：Ⅰ类浅层成孔-中浅埋藏型储集层经历两期暴露—长期开放环境，于近地表经历两期大气水淋滤增孔作用，晚期浅埋，次生孔隙为主，物性最好；Ⅱ类浅层成孔-深埋调配保孔型储集层经历早期暴露开放—晚期埋藏封闭环境，溶蚀作用调配孔隙类型，以大量长石次生溶孔为主，物性次之；Ⅲ类多期埋藏溶蚀调配成孔型储集层经历近封闭—封闭环境下有机来源酸性流体溶蚀，以高岭石晶间微孔隙为主，物性最差。地质历史时期为大气水淋滤注水区，而现今位于斜坡带—洼陷带的Ⅱ类深埋储集层，为下步有利勘探目标。
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2022年，风险探井充探1井在中三叠统雷口坡组雷三2亚段海相泥灰岩段测试获工业油气流，发现新的产油气层段和新类型油气资源，勘探取得重大发现，但对泥灰岩油气成藏认识尚不清楚，制约了勘探选区与部署。以充探1井为重点，研究剖析了雷三2亚段泥灰岩油气成藏特征。研究表明：①油气及烃源岩地球化学分析数据显示充探1井雷三2亚段泥灰岩油气来源于自身泥灰岩烃源，泥灰岩既是烃源岩、又是储集层，源-储一体；②雷三2亚段泥灰岩在川中地区为潟湖相沉积，厚40~130 m，面积约40 000 km2，生烃强度为（4~12）×108 m3/km2，估算生烃量为25×1012 m3；③川中潟湖相区泥灰岩储集层大面积分布，西充—仪陇、资阳—简阳和磨溪南等3个地区储集层厚20~60 m，分布面积为7 500 km2；④潟湖相泥灰岩油气具有“源-储一体、膏盐岩封盖、超压”成藏特征，属于海相非常规油气新类型，油气在生烃中心、储集层厚值区和裂缝发育复合区富集，是一个值得勘探重视的非常规油气新领域。⑤依据川中二维地震并结合三维地震解释分析，优选西充和遂宁2个有利区带，估算区带天然气资源量为（2 000~3 000）×108 m3，是近期值得重视的勘探有利区。
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羌塘盆地油气地质调查和浅钻在中生界海相地层发现了页岩油显示。基于露头、岩心样品系统分析测试，研究了海相页岩沉积发育条件与特征，评价了地球化学与储集特征。研究了中生界海相页岩油发育特征，取得以下认识：①羌塘盆地发育下侏罗统曲色组和上三叠统巴贡组两套海相富有机质泥页岩，主要由纹层状页岩夹块状泥岩构成。曲色组纹层状富有机质泥页岩位于该地层下部，厚度为50~75 m，主要分布于南羌塘和北羌塘中西部。巴贡组纹层状富有机质泥页岩位于地层中部，厚度为250~350 m，在南北羌塘均有分布。②两套纹层状富有机质泥页岩页理发育，同时发育多种类型的微孔隙和微裂缝，脆性矿物含量平均70%，可压裂性强，孔隙度均值5.89%，储集物性好，达到中等—好的页岩油储集层标准。③曲色组富有机质泥页岩为Ⅱ1和Ⅱ2型有机质，TOC均值8.34%，氯仿沥青“A”含量均值0.66%，残余生烃潜量（S1+S2）均值29.93 mg/g，Ro值0.9%~1.3%，达到优质烃源岩标准。巴贡组富有机质泥页岩为混合型有机质，TOC值为0.65%~3.10%，Ro值1.17%~1.59%，达到中等烃源岩标准。④4口井深50~250 m浅钻分别在巴贡组下部井深50~90 m井段和曲色组中部井深30~75 m井段的有机质泥页岩中见油花，原油饱和烃含量高，结合露头和浅钻样品分析测试确认巴贡组和曲色组发现海相页岩油，其中，巴贡组好的页岩油段位于剖面下部18—20层，S0+S1值大于1 mg/g的泥页岩厚206.7 m，S0+S1值最高1.92 mg/g，均值1.81 mg/g；曲色组好的页岩油段位于剖面下部4—8层，S0+S1值大于1 mg/g的泥页岩厚58.8 m，S0+S1值最高6.46 mg/g，均值2.23 mg/g。
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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。
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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（Mk）降低，在Ro值为0.83%~1.65%时，Mk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（Mc）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Ro>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。
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基于地震和钻井资料分析Doseo盆地东部不整合、断裂和反转构造，研究构造成因机制及盆地演化。研究表明：①Doseo盆地发育基底顶（Tg）、Mangara群顶（T10）、上白垩统下段顶（T5）、白垩系顶（T4）4个地层不整合面，巴雷姆期伸展、阿普特-康尼亚克期走滑、坎潘期走滑和始新世走滑4期断裂活动，晚白垩世圣通期和白垩纪末2期反转。②Doseo盆地为走滑、反转改造型陆内早夭被动裂谷盆地。非洲和南美板块初始裂解诱发Doseo盆地遭受近南北向伸展，形成裂谷盆地雏形。中非剪切带西段Borogop（F1）近东西向走滑，使Doseo裂谷近南北向断陷生长逐渐停止，经历长期走滑改造，从而发育继承性活动但强度减弱的右旋张扭走滑断裂体系（期间被两期反转中断），即以主剪切（F1）、R剪切（F2—F3）和P剪切（F4—F5）断层为主干、走滑伴生断层为分支，白垩纪和始新世F1走滑分别受控于赤道南大西洋右旋剪切张开和印度洋快速扩张。F1走滑和非洲与欧亚大陆汇聚使Doseo盆地经历以褶皱变形为主的圣通期右旋压扭反转，形成雁行状北东—南西至北北东—南南西向鼻隆及其高部位不整合（T5）。非洲与欧亚大陆汇聚导致Doseo盆地遭受以强烈抬升剥蚀和褶皱变形为特征的白垩纪末强反转，形成区域不整合（T4），使圣通期构造叠加近东西向构造形态。③Doseo盆地经历巴雷姆期断陷、阿普特期断拗过渡、早白垩世末阿尔布期—晚白垩世拗陷和新生代消亡4个演化阶段，具有“短断长拗”特征，盆地演化受控于非洲与周缘板块构造运动。
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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。
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采用全直径页岩岩心，保留原始天然层理缝，基于自主设计的全直径岩心实验装置，在不同闭合压力、注入流量下对层理缝在4个径向方位的流动能力非均衡性进行评价。研究表明，层理面的表面分布形态影响层理缝导流能力，在不同闭合压力、不同注入流量条件下，4个径向方位的流动能力差异明显，裂缝表面粗糙度越大，流动能力随闭合压力的变化幅度越大。对于未支撑层理缝，随着闭合压力增加，存在4个径向方位上流动能力均差百分比逐渐增大的现象，在埋深较大的岩样中特征更为明显，表明随着闭合压力增加，层理缝内流动非均衡性存在增大的趋势。铺置支撑剂后，在较低闭合压力下受到裂缝粗糙面自支撑、支撑剂失稳与非均匀铺置综合影响，流动非均衡性在相同闭合压力下大于未铺置支撑剂时，但随着闭合压力增加，支撑剂逐渐压实稳定，流动非均衡性逐渐缓解。
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针对中东碳酸盐岩储集层特点，研发低黏度、具有适当缓速能力、可在线混配的微乳酸，利用旋转圆盘、多级交替注入酸压、岩心驱替同步CT扫描实验，开展与盐酸、胶凝酸、乳化酸、表面活性剂胶束酸4种常规酸液体系的对比实验，明确裂缝面的微观刻蚀特征与导流规律，定量评价残酸水侵及返排过程中饱和度场的变化规律与油相相对渗透率的恢复程度。研究表明：在微乳酸油核中添加带负电的极性剂后，可增强其在灰岩表面的吸附能力，显著降低H+传质速度，同时负电油核与Ca2+盐不混溶，微乳酸整体结构不会被反应过程中产生的Ca2+盐破坏，吸附性能可调且微乳结构稳定。微乳酸沿裂缝壁面垂向渗透能力强，可渗入裂缝壁面深部形成网状刻蚀，极大改善裂缝周围储集层的渗透能力，且在高闭合压力下可保持较高的导流能力。微乳酸残酸与原油混合后形成微乳液，微乳液、油、水三者之间处于近混溶状态，基本无水锁现象，返排阻力低，残酸返排率和油相相对渗透率恢复程度高。
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综合考虑蒸汽吞吐过程中地层膨胀和再压实诱发的孔隙变形和渗透率变化，改进了现有地质力学模型并与渗流方程进行热力学耦合，形成渗流-地质力学耦合模型，将耦合模型与响应面法和拉丁超立方体设计相结合，进行敏感性分析和不确定性评价，量化地层膨胀-再压实参数对蒸汽吞吐效果的影响。研究表明，改进的渗流-地质力学耦合模型可以更准确地实现注汽压力、注汽量及油水产量的历史拟合；线性模型和二次模型中，再压实压力的升高对注汽量和产水量的增加影响最明显，压缩系数、再压实压力与注汽量和油水产量正相关，膨胀压力与注汽量和油水产量负相关；线性模型中，膨胀压力对累计产油量的影响最明显且负相关，压缩系数、再压实压力与产油量正相关；二次模型中，再压实压力对累计油水产量和注汽量影响最明显且正相关；膨胀压力、再压实压力与海绵状岩石压缩系数之间的交互作用对累计油水产量和累计注汽量均具有负面影响。
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设计并研制了3种聚合物类水基钻井液抗高温处理剂，即弱交联结构两性离子聚合物降滤失剂、柔性聚合物微球纳米封堵剂和梳型聚合物润滑剂，构建了能够满足深部地层钻井的抗超高温高密度聚合物饱和盐水钻井液体系。研究表明：弱交联结构两性离子聚合物降滤失剂具有良好的反聚电解质效应，200 ℃、饱和盐环境老化后API滤失量小于8 mL；柔性聚合物微球纳米封堵剂通过改善泥饼质量降低体系的滤失量，对纳米级孔缝具有良好的封堵效果；梳型聚合物润滑剂重均相对分子质量为4 804，具有多个极性吸附位点，高温高盐条件下润滑性能优异。构建的密度为2.0 g/cm3的钻井液体系流变性能良好，200 ℃的高温高压滤失量小于15 mL，高温静置5 d沉降因子小于0.52，对易水化岩屑的滚动回收率与油基钻井液接近，具有良好的封堵性能和润滑性能。
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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。
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为了研究注水井井筒工况下流体动态响应机理，基于流体力学微元分析和水力学经典理论，建立流体微元压力-流速关系模型，推导求解注水井井筒空间流体压力、流速的动态分布；结合中国某典型斜井生产数据，进行不同注入压力和不同注入量条件下井筒压力动态分布、油管流体传输延迟特性和衰减特性、井口压力波动下井筒压力幅值动态分布的数值模拟与分析。结果表明：井筒沿程压力损失与绝对压力值无关，设计波码通信编解码方案时无须考虑注入的绝对压力值；注入压力恒定时，井口注入流量越大，井筒沿程损失越大。流体波信号延时幅值主要取决于井筒的长度；管径越小，流体波信号衰减幅度越大。同井深下生成目标波码幅值（压差识别有效值）越高，为克服井筒沿程损失所需的井口压力波幅值越大。
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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。
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为了得到自激振荡脉冲超临界二氧化碳（SC-CO2）射流谐振破煤适用冲击频率，采用大涡模拟研究了自激振荡脉冲SC-CO2射流的形成及发展过程，分析了射流频率在喷嘴内部和自由流场中的变化规律，研究了射流轴向位置和振荡腔长度对射流冲击频率的影响规律，并研制了射流冲击频率测试装置，通过实验验证了数值模拟结论。研究表明，自激振荡脉冲SC-CO2射流在喷嘴内部和自由流场中的频率并不相同。在喷嘴内部，流体经扰动形成的频率相同，且喷嘴出口处射流频率与喷嘴内部频率保持一致。在自由流场中，由于CO2的可压缩性，射流压力、速度等参数具有明显的波动。该特征使自激振荡脉冲SC-CO2射流冲击频率随射流的发展沿轴向逐渐减小。通过改变振荡腔长度，可以改变自激振荡脉冲SC-CO2射流喷嘴内部频率从而实现自由流场中射流冲击频率的调节。
