基于煤系全油气系统理论新认识，针对鄂尔多斯、四川和准噶尔等盆地广泛发育的海陆过渡相及陆相煤岩，利用大量煤岩气及其他油气井资料进行关键参数论证，开展全国陆上煤岩气资源评价。取得以下主要成果和认识：①构建了一套适用于各类地质条件和不同资料丰富程度的煤岩气资源评价方法体系。②明确了深层煤岩气资源评价的起评界限：按照盆地地质条件差异将煤岩气临界深度上限分别定为1 500，2 000，2 500 m，煤岩储层厚度下限定为1 m，中低煤阶和中高煤阶煤岩气的含气量下限分别定为2，10 m³/t。③基于煤岩气实验测试、测井资料等基础数据，建立了煤岩含气量、孔隙度和技术可采系数等关键参数的取值方法。④资源评价结果表明，中国陆上14个主要含煤盆地煤岩气地质资源量为55.11×10¹² m³，其中埋深1 500~3 000，3 000~5 000，5 000~6 000 m的资源量分别占总资源量的50.29%，43.11%，6.60%；煤岩气资源分类评价结果显示，Ⅰ类资源占比21.80%，Ⅱ类资源占比32.76%，Ⅲ类资源占比45.44%；Ⅰ+Ⅱ类技术可采资源量约13.23×10¹² m³。⑤鄂尔多斯盆地是中国煤岩气勘探开发的主战场，四川、准噶尔和塔里木等盆地是勘探开发的重要领域，渤海湾、柴达木、吐哈、松辽和海拉尔等盆地可作为远景区。预计未来10~15年内具备年产500×10⁸ m³的开发潜力，煤岩气有望成为中国天然气上产主要领域和保障国家天然气供应安全的重要接替资源，为建设能源强国贡献非常规力量。

传统的油气两端元生烃模式难以准确评价塔里木盆地西南部（简称塔西南）山前地区二叠系普斯格组不同类型烃源岩的生烃潜力，尤其是轻质油、凝析油等资源潜力不明；针对这些问题，选取塔西南山前地区普斯格组烃源岩样品进行封闭体系黄金管生烃模拟实验，利用生烃动力学方法恢复普斯格组烃源岩地质生烃过程，建立了3类品质烃源岩多组分生烃模式。研究结果显示，好（TOC值为1.35%）、一般（TOC值为0.70%）、差（TOC值为0.24%）烃源岩总烃最大产率分别为648，236，108 mg/g。品质较好的烃源岩以生油过程为主且相对集中，品质一般的烃源岩在高成熟阶段具备较强的生干气能力。此外，根据普斯格组烃源岩的生烃特征，可将油气的形成演化划分为未成熟、生重烃、生轻烃、生湿气和生干气5个阶段。烃源岩多组分生烃模式用于生烃潜力精细评价和多类型油气藏资源量计算，推算塔西南山前普斯格组烃源岩生重质油为225×10⁸ t、轻质油为150×10⁸ t、湿气为3×10¹² m³、干气为6×10¹² m³。研究结果表明，塔西南山前地区二叠系普斯格组烃源岩生烃潜力巨大，具备形成大油气田的物质基础，轻质油气资源丰富，未来勘探前景广阔，有望成为国家资源战略基地。

在全油气系统理论的指导下，基于地震、钻井和化验分析资料，并结合油气勘探实践成果，系统梳理琼东南盆地深水区不同类型天然气分布规律，解析多类型气藏有序共生机制及成藏过程，构建南海北部深水强活动型盆地的复合全油气系统模式。研究表明，琼东南盆地深水区发育始新统、渐新统、中新统上部—第四系3套烃源岩，可相应划分出3套全油气系统。盆地深水区烃源岩具有多层系、多类型、多生烃中心的特征，始新统湖相烃源岩、渐新统海陆双源烃源岩和中新统上部—第四系海相源岩形成的多生烃中心从东至西有序展布；储层具有多地质时代、多岩石类型、多水动力影响的特征，在深水区垂向上构成“基底潜山-下牵引流砂体-上重力流砂体”的储层复合叠置模式；盆地内流体活动受控于自由动力场、局限动力场和束缚动力场。全油气系统内天然气自下而上呈现出“页岩气（推测）—致密气—常规气—超浅层气—水合物”有序分布。上述研究成果验证了全油气系统理论在琼东南盆地深水区的适用性，能够为深水复杂油气资源勘探提供科学理论支撑，并有望对深水区不同类型油气资源分布预测与油气勘探发挥重要指导作用。

基于最新的全球油气田/藏数据，系统分析特提斯域南带的油气差异富集规律及其主控因素。研究表明，尽管特提斯域南带仅占特提斯域面积的三分之一，却蕴藏了该区域近80%的油气储量，表现出显著的非均衡分布特征，其中的中东亚段为核心油气富集区，以阿拉伯盆地为典型代表。通过构造区划分、沉积盆地类型归类、烃源岩展布与储盖组合特征分析，以及继承性古隆起与油气富集关系的综合研究认为：原型盆地叠加样式、烃源岩规模与展布特征、储盖组合有效性及继承性基底古隆起是控制特提斯域南带油气差异富集的关键因素。本研究成果对深化认识特提斯域中带、北带乃至全球类似区域的油气成藏规律具有参考意义，并为研究区的油气勘探战略选区提供科学依据。

针对鄂西—渝东复杂构造区二叠系大隆组页岩气富集主控因素与成藏机理不清的问题，通过典型钻井分析、地球化学测试、扫描电镜观察、甲烷等温吸附实验及数值模拟等方法，结合构造演化与保存条件研究，系统揭示其富集规律与成藏模式。结果表明：①大隆组页岩气富集受“海槽控页岩沉积、物源控储层非均质性、温压控赋存状态、构造控差异富集”四因素协同作用：裂陷海槽（城口—鄂西、开江—梁平）的形态与规模决定了富有机质页岩的发育程度（TOC平均值大于6%，厚度15~50 m）；多物源导致储层的非均质性强，内源矿物为主（占74.31%），孔隙发育以有机质孔为主（微、中孔占比93.4%）；地层温压条件控制页岩气的赋存状态，埋深500~2 750 m的温压环境有利于吸附气赋存（占比大于50%），埋深大于2 750 m的温压条件下游离气更为富集（占比大于50%）；燕山期构造活动的抬升剥蚀与断裂系统联合造成页岩气的差异富集，其中宽缓背斜、残留向斜、低缓斜坡3类构造样式中页岩气较为富集。②鄂西—渝东复杂构造区以中浅层页岩为主，其页岩气的自封闭机理：大隆组页岩含水层通过水膜与毛细管力对下倾方向页岩气形成侧向封堵，与上覆大冶组灰岩与下伏下窑组致密层组合，形成向斜/单斜自封闭成藏模式。“四因素协同控制”及自封闭成藏模式等地质认识为复杂构造区页岩气提供动态耦合评价框架，推动页岩气勘探评价由静态描述向储层-构造-流体协同动态分析的转变。

由于过去塔里木盆地古城地区奥陶系鹰山组井位部署主要围绕该地区西部碳酸盐内缓坡开展工作，导致钻井成功率较低，亟待进行沉积模式重构与油气勘探方向调整策略的研究。基于地震、岩心、薄片、碳同位素组成、测井、碎屑锆石及碳酸盐矿物U-Pb定年等资料，对研究区鹰山组碳酸盐岩沉积模式进行重新论证，刻画有利相带、提出新的油气勘探方向。结果表明，古城地区鹰山组为镶边台地沉积模式，自西向东有序发育局限台地/开阔台地—台地边缘—斜坡—盆地沉积序列，台地边缘较厚颗粒滩与层间岩溶的叠合发育区为规模储层的最有利分布区。参照上述模式，在台地边缘外带部署的古探1井于鹰山组揭示高能颗粒滩占比超过90%，孔隙型、缝洞型等优质储层规模大，测试获工业油气流，证实台地边缘为古城地区奥陶系油气勘探有利区。

以苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩为例，运用岩石剖切拍照、光学与电子显微镜、微区矿物分析及激光共聚焦原位观察的研究方法，借助伍德合金注入等辅助手段，对纹层类型与组合、孔缝单元与裂缝网络、烃类赋存状态与页岩油富集模式及形成机制进行系统研究。研究表明：①研究区阜二段页岩可划分长英质、黏土质和碳酸盐3类纹层，其组合受气候-水体-构造三重控制，纵向分布受湖平面变化与事件性沉积影响；②储集空间受物质组成控制，以长英质纹层内的粒间孔缝和黏土质纹层内的晶间孔缝为主，与溶蚀孔、有机质孔共同构成基质孔缝系统，并与层理缝、构造缝和异常高压缝形成分级输导立体网络；③“长英质+黏土质+富有机质”纹层组合具有最优孔-缝配置，为页岩油优势储集单元，在阜二段Ⅰ—Ⅱ亚段连续分布；④建立“分级运移-动态封堵”源内富集模式：黏土质纹层生烃产生异常高压，由异常高压形成的裂缝突破纹层界面，驱动烃类在纳米级孔缝中运聚并形成局部封存；烃类在毛管压力作用下向长英质纹层中微米级优势孔渗域运聚；构造缝贯通多纹层形成立体渗流通道，而微断层胶结带与纹层界面产生动态封堵，在孔-缝-层耦合作用下实现源内页岩油富集。

针对走滑断裂活动期次与油气成烃、成储、成藏期次匹配关系的年代学问题，通过对塔里木盆地台盆区奥陶系裂缝多期次充填的方解石（尤其是含烃类包裹体的方解石）和石英的同位素年龄及温度测定，定量约束构造-埋藏史、生烃史、储层孔隙演化史和油气成藏史，取得以下认识：①基于同位素年龄和温度约束的构造-埋藏史恢复结果显示，台盆区除志留纪末有次抬升外，寒武纪—奥陶纪为持续埋深过程，整体表现为持续生烃、热演化程度（R_o）逐渐升高。②加里东中期Ⅱ幕和Ⅲ幕，埋藏过程中的压实-压溶作用导致基质孔隙逐渐降低的同时，走滑断裂活动引发物理破碎，形成大量角砾间孔隙、断裂空腔、构造缝，为地表径流提供渗流通道，并与层间岩溶协同形成大量的溶蚀孔洞，构成奥陶系灰岩缝洞体，为加里东晚期及之后生成的油气提供有效储集空间。③奥陶系灰岩断溶体油气藏经历了4个演化阶段：加里东中晚期中—低成熟液态烃、海西中晚期中—高成熟液态烃、印支期高成熟液态烃和燕山中期高—过成熟天然气，不同走滑断裂和同一断裂不同段的成藏差异，受烃源岩成熟度、走滑断裂活动期次和通源程度的控制。此外，构建了一种走滑断裂控储控藏年代学研究方法，提升了成储成藏期次的判定准确度，为断控油气藏富集区评价提供了重要依据。

针对深层陆相页岩原位转化过程中渗透性演化机制不明的问题，结合首创的岩石在线THMC（固-流-热-化学）- CT耦合试验系统对鄂尔多斯盆地三叠系延长组陆相页岩高温高应力耦合作用下渗透率变化规律、原位高温条件下孔缝结构演化及油气产出过程进行研究。结果表明：①高约束下（轴压/围压分别为50/25，100/50 MPa）陆相页岩渗透率随温度升高呈现3阶段变化：低渗透率阶段（25~350 ℃）、渗透率快速增加阶段（350~450 ℃）和渗透率显著降低阶段（450~600 ℃）。②原位应力（轴压/围压为25/20 MPa）及温度耦合作用下，裂缝呈现“两扩两收”的动态演化过程，第1次扩张（25~300 ℃）和第1次收缩（300~350 ℃）对应低渗透率阶段，第2次扩张（350~450 ℃）对应渗透率快速增加阶段，第2次收缩（450~550 ℃）对应渗透率显著降低阶段。③各阶段渗透率变化的主要机理包括：温度升至350 ℃时滞留油产率最高，重质烃类充填孔缝导致渗透性降低；350~450 ℃热破裂与有机质热解共同促进孔缝网络发育；450 ℃以上黏土矿物伊利石化和岩石塑性变形造成裂缝闭合，致使渗透率下降。揭示出高温高压条件下页岩渗透率阶段性变化规律与机理，可为深层页岩油原位转化工艺的温度-应力协同优化提供关键理论与实验依据。

基于储层岩心与三维地震反演资料，综合缝洞储层方解石胶结物原位U-Pb测年、流体包裹体及地球化学资料分析，探讨塔里木盆地北部坳陷区超深层走滑断裂带储层形成的主控因素，建立储层发育模式。研究表明：①中奥陶统一间房组基质储层致密，走滑断裂位移量小，但发育宽阔破碎带，形成一系列断缝体-断溶体储层，沿走滑断裂带复合连片分布；②一间房组沉积期存在走滑断裂活动，发育准同生期大气淡水溶蚀孔洞，缝洞方解石胶结物的U-Pb测年结果为距今440~468 Ma，揭示走滑断裂带储层形成于中晚奥陶世；③储层流体包裹体、微量元素与C/O/Sr同位素组成揭示缝洞胶结充填形成于受大气淡水影响的准同生期—浅埋藏期；④台内高能滩、走滑断裂与溶蚀作用共同控制储层的形成与分布，建立了准同生期—浅埋藏期走滑断控储层发育模式。综合分析，克拉通盆地坳陷区超深层走滑断裂带可形成广泛发育的断缝体-断溶体储层，准同生期—浅埋藏期“相+断+溶”三元复合作用控制走滑断裂带储层的规模发育与分布。

为明确四川盆地东北部（简称川东北）五宝场地区三叠系须家河组五段致密砂岩中的断层及其相关裂缝带的分布规律，通过迁移训练的卷积神经网络模型和基于极端梯度提升树的地震属性智能融合方法，分别对断层与裂缝带进行识别，并精细刻画了其空间分布。研究表明，五宝场地区的断层可以划分为4级，断层上盘平均裂缝带宽度大于下盘，断层相关裂缝带宽度与断距具有良好的正相关关系。研究区可划分为南部、中部、北部3个具有不同变形特征的区域，发育对冲构造、对冲-背冲构造、叠瓦状构造、复向斜叠瓦-背冲构造与复背斜叠瓦-背冲构造5种断层构造样式，以及对冲构造型、对冲-背冲构造型、复向斜叠瓦-背冲构造型与复背斜叠瓦-背冲构造型4种裂缝带发育模式。根据断层对天然气富集的控制作用，认为断层双源供烃区主要分布于北部与中部地区，南部为泄气区。结合有利储层发育区和裂缝带的分布，划分出Ⅰ类和Ⅱ类天然气有利富集区。Ⅰ类区主要分布在北部、南部至中部的过渡区，Ⅱ类区主要分布在中部地区。Ⅰ类区具备双源供烃条件，且裂缝带发育规模更大，有利程度高于Ⅱ类区；在阐明不同类型裂缝带聚气有效性的基础上，提出五宝场地区“双源断层控制富集、有效裂缝带控制高产、高基质孔隙确保稳产”的高产气井模式，并明确了不同有利区的下一步钻探方向。

通过对鄂尔多斯盆地深层煤岩气开展系统研究，落实盆地上古生界全煤层段煤岩厚度分布特征和典型地区（盆地东部以榆林为中心的面积12 000 km²的矩形区块）煤岩气资源量、赋存规律与气井关键开发指标，明确关键开发技术迭代优化方向。研究表明：①资源量评估区块内上古生界1^#—10^#煤层煤岩气总资源量为5.66×10¹² m³，其中8^#煤层资源量为3.08×10¹² m³，约占总资源量的54%，是目前开发动用的主要层段；②深层煤岩气具有游离气占比高的特点，取煤岩埋深2 000 m、孔隙度6.35%、游离气含气饱和度95%、总含气量22.13 m³/t，评价认为煤岩气游离气含量约占40%；③构建了煤岩气水平井三角、上凸、下凹3种产能评价模型，其中三角模型可作为气井全生命周期最终累计产气量（EUR）预测的基础评价模型，取煤岩厚度7 m、水平井有效水平段长1 500 m、井距400 m，三角模型评价单井EUR值为4 621.28×10⁴ m³；④8^#煤层宜采用水平井、控压生产方式开发，同时要充分借鉴苏里格气田低成本开发路径；⑤提高一次采收率，实现效益开发，须紧密围绕钻井提速、有效水平段长提升、储层高强度改造、优化井网部署等进行关键技术不断迭代升级。

针对传统低矿化度压裂液侵入深部煤层后易导致离子迁移、润湿性改变与气体解吸效率波动等问题，以鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块8^#煤为研究对象，通过物理模拟实验揭示矿化度梯度对“离子-煤基质-气/水”三相界面的协同控制机制及其在渗吸-解吸中的关键作用。研究表明：离子浓度升高增强煤层流体疏水性，高价离子效应显著；渗吸与离子扩散路径反向，渗吸平衡先于扩散达成，水-煤反应引发矿物溶解与沉淀双重效应；低矿化度压裂液注入含高矿化度溶液储层时，渗透压差驱动渗吸促进CH₄解吸但滤失率高，高矿化度压裂液注入含低矿化度溶液储层时，渗透压差为阻力，抑制滤失但提高返排效率。据此提出深部煤层“高—低矿化度序贯注入”策略：先注高矿化度流体构建稳定裂缝网络，后注低矿化度流体拓展渗吸区并增强CH₄解吸-扩散。同时建议采取适度焖井的措施增加渗吸体积，实现储层“保压保能”和渗吸置换等多重积极作用。

针对纯页岩型页岩油储层注CO₂吞吐过程中原油-CO₂作用机制及原油动用规律尚不清晰的问题，开展古龙页岩油注CO₂吞吐在线核磁共振实验，构建CO₂动态扩散系数计算模型，揭示古龙页岩油储层注CO₂吞吐原油流动机理和原油动用影响因素，阐明CO₂在页岩内的扩散传质规律。结果表明：①注入阶段，CO₂侵入注入端附近的大孔隙，将部分原油驱至岩心深部的小孔隙；焖井阶段，原油向注入端附近的大孔隙回流，在岩心内部重新分布；排采阶段，原油动用区域逐渐由采出端面（注入端面）向岩心深部扩展。排采结束后，采出原油中大、小孔隙的贡献比例约为8∶3。②焖井阶段CO₂在页岩多孔介质内的扩散系数随扩散前缘推进逐渐降低。岩心孔渗物性越好，扩散前缘CO₂浓度越高，CO₂扩散系数越大，扩散递减速率越慢。③增加注CO₂吞吐轮次可以有效提高洗油效率，但对原油动用范围影响不明显。纹层不发育的小层注CO₂吞吐后小孔隙内原油难以动用，采出程度仅为12.72%；纹层发育的小层注CO₂吞吐后大、小孔隙内原油均可动用，采出程度可达39.11%。

采用聚丙烯酰胺水凝胶和表面活性剂的复合体系提高原油采收率，先注水凝胶封堵高渗层，再注入低成本牺牲剂，然后注入具有驱油功能的表面活性剂，最后注含二乙醇胺的聚合物水溶液，提高原油产量。开展振荡流变测试优选水凝胶，采用光学成像分析数据优选表面活性剂，采用室内岩心驱替实验和油藏数值模拟评价复合驱油工艺的提高采收率效果。研究表明，以弹性模量为定量参数，结合孔隙结构特征可以优选出适度交联的聚丙烯酰胺水凝胶；利用牺牲剂封堵岩石基质中的活性吸附位点，再利用非离子-阴离子表面活性剂体系动用更多原油；聚合物段塞中加入温和有机碱，可降低表面活性剂吸附量并改善波及效率，从而增强表面活性剂洗油效果。驱替实验结果表明，注入水凝胶和表面活性剂可在后续水驱阶段延长压力梯度上升周期、显著提高产油量，驱油效率提高21个百分点；西西伯利亚油区目标油藏模拟结果表明，3年累计增油量最高达6 851 t。

系统梳理当前页岩油气钻井液技术的研究进展，深入剖析各技术存在的关键瓶颈，并展望各技术未来发展方向。页岩油气已形成以封堵、抑制及润滑功能为核心的水基钻井液技术，以井壁强化、低油水比及合成基体系为核心的油基钻井液技术，以无土相、欠平衡及界面修饰作用为核心的储层保护钻井液技术，以及以桥接、凝胶、响应及复合型为核心的防漏堵漏技术。综合分析表明，现有技术仍存在抗高温抗污染性能欠佳、成本高昂、地层自适应能力薄弱等瓶颈，导致钻井作业仍面临井壁易失稳、储层损害及钻井液漏失严重等工程难题。提出未来页岩油气钻井液技术的攻关方向：①水基钻井液技术需聚焦纳米封堵及化学抑制的协同增效，研发智能响应型润滑材料，提升体系抗高温及抗酸性气污染能力。②油基钻井液技术应突破新型乳化剂的研发以实现低成本和抗高温，同时加大绿色环保钻井液技术的攻关力度。③储层保护钻井液技术需开发储层损害实时预测-诊断专家系统，同时加强抗高温处理剂及智能联动控压设备的开发与应用。④防漏堵漏技术应致力于智能响应型堵漏材料的研发，强化材料与漏失通道的适配性。

以乳酸乙酯为主体研制一种温敏型泥饼清除剂（G315），在此基础上配制温敏型酸性完井液（CF-G315），通过岩心评价实验、泥饼溶蚀实验和腐蚀性实验，分析G315的泥饼清除性能、CF-G315的泥饼清除效率、CF-G315对井周储层的改造能力、对套管的腐蚀性及水解性能。研究表明：G315中的乳酸乙酯在常温下呈弱酸性，高温下分解出乳酸，与泥饼中的碳酸钙反应产生气泡剥离泥饼，生成可溶性盐随液体流出，泥饼清除功能良好。CF-G315在高效清除泥饼的同时，还可改善井周储层渗透性，同时具有低腐蚀性与环保性能，可有效保障设备安全，简化施工工艺，降低作业风险，在水平井、裸眼完井和砾石充填完井等场景中具有较好的应用潜力。

选取准噶尔盆地石炭系角砾岩、安山岩、凝灰岩及英安岩4类岩样，采用X射线衍射、扫描电镜和核磁共振3种方法对酸化前后的火山岩样品进行表征，研究火山岩储层压裂酸化过程中酸液渗吸/离子扩散特征。结果表明，侵入的酸液会溶蚀矿物、改变孔隙结构，且不同岩性火山岩酸化溶蚀效果存在显著差异，角砾岩与安山岩因富含方解石等易溶矿物，酸化后孔隙连通性大幅提升。火山岩富油与富水孔隙中酸蚀效果也存在明显差异，酸液在富水孔隙内以H⁺扩散溶蚀为主，在富油孔隙中以渗吸溶蚀为主。富水孔隙中形成的水合氢离子网络强化了H⁺扩散能力，促使各级孔隙均匀溶蚀，孔隙趋于均质化，分形维数降低。富油孔隙中酸液以毛管压力驱动的渗吸作用为主，优先溶蚀小孔，中大孔隙溶蚀滞后，整体酸蚀程度较低，孔隙非均质性保持较高水平。酸液渗吸/离子扩散过程均呈现“线性—过渡—稳定”3阶段演化特征：线性阶段酸液渗吸/H⁺扩散距离与时间平方根成正比；过渡阶段H⁺扩散速率因黏土矿物水化沉淀导致的孔喉堵塞而降低，酸液渗吸溶蚀使得流体渗流能力增强，抵消了毛管压力衰减的影响，渗吸速率继续增加；稳定阶段酸液渗吸/离子扩散均达平衡状态。

选用山西沁水盆地柿庄南区块露头煤样，开展室内真三轴水力压裂裂缝扩展物理模拟，结合CT扫描和裂缝三维重构技术，探索煤岩变排量压裂时裂缝扩展形态及层理开启特征。研究表明：变排量压裂技术能够有效突破煤岩层理的强捕获作用，压裂液在层理面附近多个薄弱点处诱发微破裂，形成多点起裂，促进多裂缝向远井区域竞争扩展，从而形成更为立体复杂的人工缝网。变排量压裂时，缝网形态及宽度主要取决于排量提升速率，慢速提升排量能形成更为复杂的缝网，但破裂压力较低，起裂不充分，缝宽较窄；快速提升排量则能形成整体较宽的裂缝，有利于提高支撑缝长，但缝宽波动显著；岩石强度较高的煤岩储层，可适当提高排量提升速率，避免裂缝过窄而引起砂堵。不同煤体结构，需采用差异化的排量提升策略，以优化裂缝扩展形态及改造效果。

聚焦CO₂捕集利用与封存技术（CCUS）研究进展与发展趋势，研判北美、欧洲、中东和中国CCUS相关政策导向、技术现状和重点项目。阐明碳捕集、碳利用和碳封存的技术内涵，从技术性、经济性、安全性、系统性等多个角度提出了目前存在的问题及挑战：CO₂捕集技术相对成熟，直接捕集法等新工艺和金属有机框架材料等新材料的出现为高效捕集提供了更多选择，但高能耗、高成本的问题仍有待解决；CO₂地质利用实践起步较早，匹配气源、增强混相能力、扩大波及体积是技术突破重点；CO₂化学利用市场前景广阔，可实现高附加值产品转化，研发高转化效率、低成本的催化体系是核心问题；CO₂封存地质体类型多样，全球陆上及海洋理论封存容量巨大，但需通过碳市场调控和补贴性政策弥补封存技术本身经济效益的欠缺。指出加强关注低浓度CO₂捕集、CO₂强化采油、CO₂绿色燃料合成、CO₂微生物转化、CO₂矿化产氢协同、地下储气库CO₂垫气置换等前沿重点技术，通过低成本技术创新、局域化管网建设、灵活技术组合、宏观政策调控与跨领域创新协同，支撑CCUS从百万吨级、千万吨级到亿吨级规模的跨越式发展，助力中国碳中和目标实现。

基于准噶尔盆地二叠系芦草沟组和风城组两套咸化湖相地层的调查，发现这些页岩油层系“甜点”段富含锂，个别层段岩石中锂含量高达700 μg/g，初步估算页岩油采出水锂的浓度可达517.2 μg/g，但这一潜力较大的新型锂资源尚未得到足够重视。针对上述层段沉积环境、沉积过程和地球化学特征分析表明，咸化湖相页岩中锂的富集受泥页岩沉积-成岩过程多重因素影响，沉积期湖水高盐度是锂富集的关键因素，锂主要富集于泥页岩的高碳酸盐矿物含量层段，而成岩作用则可能进一步改变锂的分布。为科学评估咸化湖相页岩锂资源在页岩油开发中伴采的前景，未来应在锂与油气资源富集机理研究基础上，探索油和锂富集层段分布规律，明确油和锂复合“甜点”段，评估页岩油开发过程中伴采锂的可行性。同时，需研发伴生锂资源的高效提取与环境保护技术，优化资源开发过程，以实现锂的高效伴采。咸化湖相页岩油开发与伴采锂的实施，不仅有望强化油气资源安全保障，也为锂的安全供应提供了新的途径，对推动中国能源产业转型具有重要战略意义。