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基于地表地质、探井、重磁电与地震勘探资料分析，将盆地与周缘造山带相结合统一成图，对地质历史时期鄂尔多斯原型盆地的边界、分布范围、地质结构与构造属性等开展系统解析。研究表明，鄂尔多斯地块的西界为恩格尔乌苏断裂带，东界为太行山山前断裂带，北界为索伦—西拉木伦缝合带，南界为商丹缝合带；鄂尔多斯盆地的边界在中元古代—古生代为板块边界，在中新生代为陆内变形边界；该盆地在中元古代—奥陶纪为覆盖整个鄂尔多斯地块的海相克拉通盆地、石炭纪—二叠纪为板块边缘岛弧隆起带围限下的海陆过渡相坳陷盆地、三叠纪为陆内统一湖相坳陷盆地、新生代为裂谷体系环绕的陆内克拉通盆地，盆地范围自古至今逐步缩小。大型原型盆地的广覆性决定了油气勘探范围远超现今沉积盆地范畴，勘探层系为纵向多目的层系。鄂尔多斯盆地具有“全油气（或成矿）系统”的特点，盆地深层中元古界宽裂谷体系“盆下盆”和寒武系—奥陶系被动陆缘盆地与克拉通内坳陷将成为油气勘探重要接替领域。
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基于鄂尔多斯盆地大吉区块煤层（岩）气地质、地球物理和实验测试资料，开展不同区带成煤、成烃、成藏特征解剖，揭示煤层（岩）气差异富集关键控制因素。研究结果表明：①大吉区块石炭系本溪组8号煤层厚度为8~10 m，顶板以灰岩为主，主生烃期为早白垩世。②根据构造演化和煤岩气赋存特征不同，以煤岩最大镜质体反射率2.0%和埋深1 800 m为界，将研究区划分为3类埋藏区：深埋深藏区、深埋浅藏区和浅埋浅藏区。③深埋深藏区煤层含气量为22~35 m3/t，吸附气饱和度为95%~100%，地层水总矿化度大于5×104 mg/L，呈现构造稳定、封闭性强的特点，气井产气量高；深埋浅藏区含气量为16~20 m3/t，吸附气饱和度为80%~95%，地层水总矿化度为（0.5~5.0）×104 mg/L，呈现局部改造，水力封堵成藏，产气量中等；浅埋浅藏区含气量为8~16 m3/t，吸附气饱和度为50%~70%，地层水总矿化度小于0.5×104 mg/L，抬升强烈，地层封闭性差，原生气藏发生次生改造，吸附气部分散失，产气量低。④提出“同生异构”控藏模式，即同一盆地煤层经历相对一致的沉积演化过程和构造活动期次，但由于构造活动强度的不同造成历史最大埋深（煤岩热演化程度）、现今煤岩气埋深和产状（煤层含气量及赋存状态）存在差异。研究成果对深化煤层（岩）气富集理论认识和勘探开发实践具有指导作用。
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基于中国典型陆相页岩油区带解剖，从陆相页岩油的地质特征出发，通过梳理页岩油甜点富集规律与常规油气的本质差异，提出评价陆相页岩油规模产出的关键参数及其评价方法。研究表明：①页岩油是赋存于富有机质页岩层系中的石油聚集，原生源储，具有与常规油气不同的生烃—聚烃—富烃过程，不宜沿用“藏”的概念。②中国陆相页岩油分布广，但受湖盆水体环境与构造演化、成岩改造影响，不同盆地页岩油地质特征与甜点富集规律差异明显。③陆相页岩油评价的主体是“甜点体”，其规模产出的关键要素是储油能力、含油能力和产油能力。④“三能力”评价的关键参数分别为总孔隙度（储油能力评价）、含油量（含油能力评价）和游离油含量（产油能力评价）。⑤参数测定方法选取方面，宜采用氦气孔隙度与核磁共振联用测定页岩总孔隙度，宜采用有机溶剂萃取、核磁共振与高压压汞联用评价重点层段含油量，宜采用核磁共振流体分布二次剥离谱分解与测井的方法测定游离油含量。研究成果可进一步丰富和发展中国陆相页岩产油认识，并为推动陆相页岩油快速勘探与规模动用提供科学基础。
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煤系是中国天然气勘探开发的重要领域，天然气资源类型多样。针对煤系全油气系统和煤岩中天然气成藏演化的特殊性，通过系统梳理煤系全油气系统中的天然气主要类型和地质特征，揭示煤岩气的形成、富集特征和分布规律。研究取得的主要认识：①将煤系全油气系统中天然气按赋存特征和成藏机理划分为2种基本类型（常规气和非常规气），再按天然气的源储关系和储层岩性划分为6种类型（远源碎屑岩气、特殊岩性类气，远源/近源致密砂岩气，源内致密砂岩气、泥页岩气和煤岩气等），将煤岩储层中赋存的天然气统一称为煤岩气。现有资料表明，同一地区煤岩气在勘探开发地质特征上存在浅层、深层显著差异性，转换深度界限一般在1 500~2 000 m。基于当前煤岩气认识并充分尊重煤层气术语的应用历史习惯，煤岩气按照埋藏深度可以划分为深层煤岩气和浅层煤层气。②按照煤系全油气系统理论“全过程成藏”的研究思想，基于典型煤岩气成藏演化剖析，煤岩气可以进一步划分为原生型煤岩气、再生型煤岩气、残留型煤岩气和生物型煤岩气4种主要类型，前两种主要属于深层煤岩气，后两种主要属于浅层煤层气。③煤岩气成藏演化研究表明，浅层煤层气主要是原生型煤岩气经地质改造后形成的残留型煤岩气或生物型煤岩气，埋藏较浅，具有“低地层压力、低含气饱和度、吸附气为主、排水降压采气”等主要特征；深层煤岩气主要为原生型煤岩气和再生型煤岩气，埋藏较深，具有“高地层压力、高含气饱和度、富含游离气、气藏不含水或少水”等特征；原生型煤岩气分布广，资源量大，气藏品质好，是煤岩气中最为有利的勘探开发类型。
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以新场构造带上三叠统须家河组二段为例，基于测录井、生产、地震及分析化验等资料解释，开展构造特征及演化、储层成岩及致密化作用、断缝类型及期次等系统分析，揭示多阶段、多因素动态耦合的致密气藏富集机理。结果表明：①燕山早期古构造圈闭形成，储层未致密，早期低熟—中成熟油气受浮力作用在构造高部位聚集，古构造控制圈闭及早期油气藏形成。②燕山中期—晚期，烃源岩成熟并大量生排烃，岩石粒度及砂岩类型影响储层致密化时间，油气沿断缝附近砂体或致密化程度较弱的基质储层小规模运移，储层致密化作用控制油气充注规模。③喜马拉雅期烃源岩过成熟，滞留原油裂解气沿晚期断缝高效运移，高产井集中于晚期南北向四级断层及晚期裂缝形成的Ⅰ类、Ⅱ类断缝区，晚期断缝改造作用控产。④新场构造带经历3期构造演化、两期成藏、3期断缝发育，在古构造高部位聚集成藏，经致密化及晚期断缝调整形成复杂气水分布，总结为“早期油气近源低丰度充注，晚期断褶缝体-优质储层-构造高位三者叠合控制天然气差异富集”的模式。断-褶-缝-孔耦合良好的断缝体是有利勘探靶区，勘探成效显著。
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基于波斯湾盆地油气勘探实践成果和研究进展，以成藏组合为解剖单元，对油气分布的有序性及成藏富集主控因素开展分析。研究表明，该盆地以中阿拉伯次盆加瓦尔油田一带为中心，不同时代烃源岩生烃中心与富油气区带以顺时针同向旋转迁移；在平面上总体呈现出“西油东气”、“盆地中心大油气田密集、边缘稀疏”有序分布的格局；垂向上油气系统复合及混源程度自西向东增大，与构造强度的“西弱东强”匹配良好，形成了“古生界富气、中生界富油、新生界油气均富集”的分布特征。波斯湾盆地油气大规模成藏富集和有序性分布主要受以下因素控制：①多套巨型烃源灶为近源成藏组合奠定了资源基础，侧向运移距离短的特点决定了油气富集于有效烃源岩展布区及附近；②台地区硬石膏盖层厚度小，但遭受的后期构造弱，良好的封盖性能使油气很难穿越盖层发生垂向浅层运聚；扎格罗斯造山带构造运动强烈，形成的冲断层和高角度裂缝沟通多套源储组合，但新近系Gachsaran组膏盐岩厚度大、塑性强，封盖性能普遍保持较好，盐下仍能形成大规模油气聚集；③各套成藏组合在烃源岩与储盖组合发育、烃源岩成熟生烃、圈闭形成等方面于时空上有序良好匹配，因此形成了丰富的多层系油气聚集。目前波斯湾盆地总体仍处于构造圈闭勘探阶段，有效烃源灶内的盐下远景圈闭依然为首选目标，中生界沉积相变化大的地区具备形成大规模岩性油气藏条件，深层古生界常规油气藏和下志留统Qusaiba段页岩气有较大的勘探潜力，有望成为未来重要的储量增长领域。
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基于高分辨率三维地震资料，系统分析南海北部陆缘珠江口盆地深水区地壳细颈化带岩石圈结构特征、减薄机制和裂陷期构造变形响应过程，并探讨其油气地质意义。研究表明：①盆地深水区细颈化带典型发育区位于白云凹陷和开平凹陷，地壳减薄剧烈，具中间薄、两翼厚的分布特征，发育多层次、多倾向的拆离断层体系；②细颈化带结构横向分异显著，发育4类薄化地壳结构，即白云主洼楔形强减薄结构、白云西洼哑铃式中等减薄结构、白云东箱形弱减薄结构、开平凹陷变质核杂岩式弱减薄结构，在地壳薄化程度与样式、拆离断层类型、同裂陷沉积地层分布、和岩浆作用强度等方面具有明显差异；③细颈化带减薄受陆缘岩石圈非均一流变学分层结构、幔源岩浆作用强度及拆离断层变形样式控制，在裂陷期经历文昌组沉积早期的均一伸展、文昌组沉积晚期的细颈化和恩平组沉积期的超伸展共3个阶段的构造变形；先存逆冲断层纯剪切变形活化、壳幔与壳间拆离断层简单剪切变形、下地壳流及韧性穹隆与主拆离断层差异耦合，分别在这3个阶段控制地壳减薄程度和结构的分异；④细颈化带油气成藏和富集横纵向差异性显著，发育4种薄化地壳结构-油气成藏模式，浅部油气成藏与深部地壳薄化结构具有关联性；其独特的岩石圈结构和变形过程，控制形成源-断-脊-砂配置良好的有利油气汇聚区，是油气富集成藏的关键，其中在中下地壳穹状隆起区及其向海倾侧翼油气勘探最为有利。新认识对深入理解海域沉积盆地中间型陆缘岩石圈减薄-破裂过程及指导珠江口盆地深水区油气勘探具有重要意义。
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基于露头、测录井、地震资料的综合分析，重建四川盆地中二叠统茅口组层序格架下盆地隆坳格局，探讨其构造-沉积分异机制及其对古地貌和规模滩体的控制作用。研究结果表明，茅口组由2个三级层序和6个四级层序（SSQ1—SSQ6）组成，且自北向南依次发育4期坡折带。第Ⅰ—Ⅲ期坡折带位于盆地北部，受同沉积伸展断层的控制，呈北东向线性展布，并向南东逐渐迁移；第Ⅳ期坡折带位于盆地南部，沿峨眉山大火成岩省呈弧形展布。多期坡折带的发育控制中二叠世四川盆地古地貌由早期（SSQ1—SSQ2）西南高、北东低的巨型北倾缓坡向中期（SSQ3—SSQ5）南高北低的台盆演变，晚期（SSQ6）在四川盆地西南部（简称川西南）进一步发育坳陷区，最终形成两凹夹一隆的地貌特征。中二叠世四川盆地古地貌格局反映了勉略洋快速俯冲和峨眉山地幔柱热点幕式活动对茅口组沉积期盆地隆坳格局的共同调控作用，而且主导了沿坡折带和环古火山隆起的规模高能滩相储集带的发育。
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在对国内外天然气地球化学数据分析的基础上，通过比较温泉热液系统和沉积盆地（包括松辽、渤海湾、三水、四川、鄂尔多斯、塔里木、莺-琼等）中无机成因和有机成因天然气的地球化学组成，系统梳理无机成因气在组分与碳、氢、氦同位素组成方面的识别标志。研究表明：①在温泉气体中，无机成因烷烃气含量极低，甲烷通常小于1%，C2+重烃气几乎缺失，气体主要以CO2为主，部分样品中N2占优势；②无机成因烷烃气表现出一系列典型的同位素组成特征，包括甲烷碳同位素偏重（δ13C1通常大于-25‰）、负碳同位素系列（δ13C1>δ13C2>δ13C3>δ13C4）、氦同位素富集（R/Ra值大于0.5、CH4/3He值普遍小于等于106）。③无机成因烷烃气的氢同位素组成分布形式多样，可呈现正序排列（δD1<δD2<δD3）、反序排列（δD1>δD2>δD3）或“V”型分布（δD1>δD2、δD2<δD3），其中甲烷的氢同位素组成变化幅度较小（约9‰），可能受到与同生水氢交换作用的影响。④判识气体成因方面，CH4/3He-R/Ra、δ13CCO2-R/Ra图版相较于CO2/3He-R/Ra图版具有更强的判别能力。上述地质新认识为天然气成因类型识别及无机成因气的进一步研究提供了理论线索和判别图版支持。
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以巴西桑托斯盆地M区块白垩系巨厚碳酸盐岩为例，综合岩心、测井及地震资料，建立裂谷湖盆断控孤立台地层序充填模式并揭示其控滩控储机制，重建岩相古地理演化。结果表明：①M区块下白垩统Itapema（ITP）组—Barra Velha（BVE）组发育3个三级层序（SQ1—SQ3），SQ1层序沉积期裂谷基底断裂控制了两侧厚、中间薄的地层展布特征，早期地层具有向凸起超覆充填特征；SQ2—SQ3层序沉积期同沉积断层控制了“西北沉降、东北抬升”的古地貌调整，伴随相对湖平面下降。②M区块下白垩统主要为滨浅湖沉积环境，岩相古地理格局由SQ1层序“内介屑滩、外介壳滩”向SQ2—SQ3层序丘滩相间展布转变。③受相对湖平面升降、同沉积断层及火山活动的共同控制，SQ1层序介壳滩趋于在凸起区垂向加积建隆，SQ2—SQ3层序丘滩复合体因可容纳空间减小趋于向坡折带侧向迁移。④高能丘滩体早期垂向加积、后期侧向迁移的演化模式控制了优质储层展布由“中心式”向“环带式”转变。上述研究揭示了湖相断控孤立台地丘滩体发育模式及有利储集相带展布，可为桑托斯盆地深水盐下碳酸盐岩油气勘探提供支撑。
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基于二维/三维地震、测井资料，结合低温热年代学数据分析，系统解析中西非裂谷系Doseo盆地不整合面特征、反转构造样式及其动力学机制。研究表明：①地震剖面揭示盆地发育两期关键反转不整合面：上白垩统内部T5界面与白垩系顶部T4界面，控制盆地反转构造发育；②识别出断层伴生型、逆冲型、褶皱型及背形负花状4类反转构造，空间上构成6个北东—北东东向展布的反转构造带；③磷灰石裂变径迹热史模拟揭示两幕快速冷却事件：晚白垩世晚期（距今80~85 Ma，冷却幅度15 ℃）与始新世—渐新世（距今30~40 Ma，冷却幅度35 ℃），分别对应T5、T4界面形成期；④构造反转动力学解析表明，晚白垩世构造反转受控于非洲板块以北特提斯洋内俯冲的远程挤压效应，始新世—渐新世反转动力源于非洲-欧亚大陆碰撞应力传递，两期事件均受控于特提斯构造域演化对克拉通内盆地的持续性构造调控。⑤两期构造反转通过控制圈闭类型（背斜、断层相关圈闭）、断层活化提升油气运移效率，并与下白垩统烃源岩的晚白垩世和始新世两期生烃高峰精准匹配，进而控制了Doseo盆地规模油气藏的形成。该地质认识为离散型走滑裂谷系反转构造演化及油气成藏理论研究提供关键地质依据。
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采用连续-非连续单元法，建立考虑燃爆应力冲击造缝、燃爆气体扩缝与水力压裂扩缝的燃爆-水力复合压裂裂缝扩展数值模拟方法，探究地应力差、燃爆峰值压力、燃爆增压速率、水力压裂排量、水力压裂液黏度对复合压裂裂缝扩展的影响规律。研究表明：燃爆-水力复合压裂结合了燃爆压裂近井造缝复杂和水力压裂远井深穿透的优势，可形成多条深穿透的长裂缝，改造效果更好。增大地应力差，将减少燃爆-水力复合压裂改造面积，燃爆-水力复合压裂更适合地应力差较小的储层；高燃爆压裂峰值压力、高燃爆压裂增压速率均有利于增加燃爆裂缝的最大破裂长度与破裂度，进而增加燃爆-水力复合压裂的改造面积，提高改造效果；提高水力压裂排量、压裂液黏度将提升缝内净压力，激活燃爆裂缝，增大裂缝转向半径，产生更多的长裂缝，有效增大储层改造面积；储层改造面积与水力压裂排量、水力压裂液黏度并非完全正相关，存在临界值，当超过临界值后，改造面积减小。
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提出了一种多变量石油生产时间序列数据异常检测方法，基于Transformer算法识别智能完井过程中与层段控制阀相关的异常事件，并开展应用实例分析。Transformer算法能够有效处理数据漂移、捕捉复杂规律，因此在时间序列异常检测方面具有显著优势；采用的自注意力机制能够使相关模型适应数据分布随时间发生的漂移，从而弹性应对时间序列数据的可能变化；能够高效识别复杂的时间依赖关系和长程交互作用，而传统模型通常难以实现这一功能。在桑托斯盆地盐下油藏超深水井中进行了现场测试，结果表明：模型实现了层段控制阀异常的早期识别，从而最大限度地减少非生产时间并保护井筒完整性；准确率达到0.954 4，平衡准确率为0.969 4，F1分数为0.957 4，与以往研究中采用的模型相比提升显著。
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为了揭示CO2前置压裂过程中超临界CO2（SCCO2）-水-页岩相互作用对陆相页岩支撑剂嵌入影响机制，选取渤海湾盆地陆相页岩，开展SCCO2-水-页岩相互作用实验，通过X射线衍射、扫描电镜大面积高分辨率成像、全自动矿物分析及纳米压痕等测试方法分析缝面微观力学损伤机制及支撑剂嵌入特征变化规律。研究表明：随着相互作用时间的延长，白云石、长石及黏土矿物含量降低，石英含量增加，其中白云石溶蚀效果最为显著；页岩硬度及弹性模量均呈现幂律衰减模式，在作用1 d内劣化率最大，随后劣化速度呈现缓慢降低的趋势；样品表面压嵌坑数量及嵌入深度呈增大趋势，作用时间超过3 d后支撑剂出现团簇嵌入现象，样品表面开始出现大深度压嵌坑。
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基于有限元-离散元方法，建立并验证轴向冲击破岩的三维数值模型，提出冲击破岩过程中能量转换计算方法，分析锥齿前倾角、岩石温度与冲击速度对岩石破碎特征及能量传递规律的影响。研究表明：①单次锥形齿钻头冲击破岩时，仅7.52%~12.51%的能量用于破碎岩石，而57.26%~78.10%的能量因摩擦损耗未能有效利用；②前倾角过小，会增加锥齿吃入深度以及摩擦损耗，前倾角过大会降低锥齿的吃入能力，钻头将反弹并使冲杆吸收更多能量，锥齿前倾角存在最优值。③高温可显著增强岩石的冲击破碎效果，但高温造成的热损伤会降低岩石的强度，抑制岩石对能量的吸收；④高冲击速度能加剧岩石的破坏程度，但冲击速度过高，摩擦损耗增加，岩石吸收能量占比下降，岩石破坏程度并不能大幅提升，冲击速度也存在最优值。
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基于有限元-离散元数值方法，综合考虑应力波冲击、爆生气准静态压力和应力波反射作用，建立燃爆压裂裂缝扩展数值模型，结合物理实验结果对比验证模型的可靠性。以四川盆地泸州地区志留系龙马溪组页岩储层为例，研究地应力差、天然裂缝参数、分支井筒间距、延迟起爆时间和分支井筒与主井筒夹角对裂缝扩展规律的影响。结果表明：①地应力差为5~15 MPa时燃爆压裂裂缝扩展形态受地应力差影响较小，当地应力差达20 MPa时分支井筒间裂缝相互窜通的趋势明显减弱；②天然裂缝长度的增加会促进燃爆压裂裂缝沿天然裂缝走向扩展，天然裂缝体密度和角度增大会限制裂缝扩展区域并减小井间窜通概率；③分支井筒间距越大，越不易引发裂缝窜通现象，裂缝向多个方向扩展；④增加延迟起爆时间，将缩短井间裂缝的距离；⑤当分支井筒与主井筒夹角为45°和90°时，井间裂缝存在相互窜通的趋势。
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融合室内物模实验与机器学习主控因素分析，探索深层煤岩脉冲水力压裂可行性，揭示脉冲压裂煤岩裂缝扩展规律及脉冲载荷的作用机制。研究表明：脉冲水力压裂通过诱发煤体疲劳破坏，可有效降低破裂压力，提升裂缝网络体积。低垂向应力差异系数（小于0.31）、低峰值压力比（小于0.9）与高水平应力差异系数（大于0.13）、高脉冲幅度比（大于等于0.5）、高脉冲频率（大于等于3 Hz）利于降低破裂压力；高垂向应力差异系数（大于等于0.31）、高脉冲幅度比（大于等于0.5）与低水平应力差异系数（小于等于0.13）、低峰值压力比（小于0.9）、低脉冲频率（小于3 Hz）利于促进复杂缝网形成。垂向应力和峰值压力是影响脉冲水力压裂改造效果最主要的地质和工程参数。煤阶不同，其地质力学特征和天然裂缝发育情况也不同，脉冲水力压裂的主控机制也不同，低阶煤主要表现为基质强度的劣化，高阶煤以激活天然裂缝和层理面为主，中阶煤则基质强度劣化与微裂缝连通并存。脉冲水力压裂通过“劣化基质强度+提升缝网连通度”双机制形成复杂缝网。
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基于中国陆相沉积油藏大幅度提高采收率与CO2长期封存的技术需求，系统梳理近年来CO2驱油与埋存技术进展及实践认识，针对CO2驱油与埋存向已开发老油田规模化推广应用过程中面临的关键技术需求与挑战，分析未来发展方向。先导试验阶段（2006—2019年）经过持续发展完善和应用实践，形成了第1代陆相沉积油藏CO2驱油与埋存技术体系；工业化发展阶段（2020年开始）在限域相态、油藏埋存机理、油藏工程、波及调控、工程工艺、封存监测等方面取得重要进展和认识，第2代CO2驱油与埋存理论技术趋于完善，支撑CO2捕集、利用与埋存（CCUS）示范工程见效。为了破解CO2驱油与埋存中混相程度低、气窜防控难、工艺要求高、应用场景少、协同难度大等关键技术问题，支撑CCUS实现规模化应用，需要持续加强关键技术攻关，打造促混转混、综合调控扩大波及、全流程工程工艺技术及装备、长期安全封存和监测、驱油封存协同优化调控等第3代CO2驱油与埋存技术。
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提出PHREEQC-MATLAB耦合模拟方法，研究CO2-H2循环地下生物甲烷化过程中生物地球化学相互作用下岩石孔隙度、储气能力、地层水矿化度及储层温度的动态变化规律，并定量分析上述参数演化对CH4生成效率的影响。结果表明：①在CO2-H2循环地下生物甲烷化过程中，地层水呈酸-碱动态交替，导致矿物发生周期性溶解和沉淀，对岩石孔隙度影响不大；在不同矿物组成体系的各次循环中，最大CH4生成速率均约为3.6×10−3 mol/（L·d）。②随着循环次数增加，高初始矿化度条件下产甲烷菌代谢生成的水可显著降低地层水矿化度，使CH4生成速率逐渐增大并趋近于低初始矿化度环境的水平；此外，产水量增加会降低储层储气能力，CO2-H2初始压力越高储气能力下降越明显，CH4生成速率增幅越大。③产甲烷菌代谢产热会引起储层温度上升，其增幅受热损失影响显著，忽略热损失时，5次循环（10年）后储层温升幅度达17.1 ℃；储层初始温度较高时，高温环境会降低CH4生成效率。
