基于渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段基础油气地质研究和勘探实践资料,以全油气系统理论的基本原理为指导,开展断陷盆地构造、沉积、成岩等作用对油气成藏控制作用的研究。研究表明：①圈层结构与圈层效应是陆相断陷含油气盆地的显著特征,其控制了断陷盆地全油气系统中常规油气和非常规油气的有序分布;②构造圈层控制沉积圈层,沉积圈层和成岩圈层控制有利储层空间展布进而影响不同圈层油气成藏和油气藏类型有序分布;③构建了陆相断陷盆地全油气系统多圈层结构下的常规—非常规油气一体化有序聚集模式,揭示出盆地的各次级凹陷都是一个独立的全油气系统和圈层系统,由同一烃源灶控制的常规—非常规油气多圈层有序构成,由外圈向中圈、中圈向内圈依次有序分布着构造、地层油气藏,岩性、构造-岩性油气藏,再到致密油气、页岩油气富集区;④多圈层耦合油气环带分布是陆相断陷盆地全油气系统的显著特征,常规—非常规油气一体化有序分布是全油气系统多圈层相互作用的必然结果。多圈层耦合常规—非常规一体化有序成藏观具有很强的预测性,成功指导了渤海湾盆地沧东凹陷整体部署、立体勘探,取得古近系孔二段页岩油勘探重大突破,并有望为同类陆相含油气盆地油气高效勘探提供重大参考借鉴。

系统梳理鄂尔多斯盆地大型气田开发历程与攻关路线,总结低渗碳酸盐岩、低渗砂岩、致密砂岩3类典型气藏开发模式以及深层煤岩气开发进展,分析面临的挑战和发展方向。3类典型气藏已形成成熟开发模式：①以沟槽精细刻画与上、下古生界气藏立体接替为核心的低渗碳酸盐岩气藏开发模式;②以水平井整体部署放压生产与直井控压稳产为核心的低渗砂岩气藏开发模式;③以提升单井产量与井网优化为核心的致密气藏开发模式。深层煤岩气在储层评价与甜点优选、水平井地质导向等方面已取得较大进展。针对进入开发中后期的3类典型气藏,精细表征剩余气、评价次产气层潜力并制定精准挖潜对策是主要挑战,而对于开发早期的深层煤岩气,核心技术升级与成本持续控降是实现规模效益开发的关键,需开展4个方向的持续攻关：①借助裂缝-孔隙双重介质模型模拟技术精细刻画次产层剩余气分布及规模,支撑低渗碳酸盐岩气藏井网完善与老井挖潜;②井震结合精细刻画接替层系储层空间展布规律,提高低渗砂岩气藏产建钻井成功率;③利用水平井横向钻穿有效储层优势实现致密气藏小尺度单砂体米级量化,借助高精度三维地质模型明确剩余气分布并指导井位优化部署;④进一步强化深层煤岩气资源潜力、井型井网、储层改造、单井指标及经济效益评价论证。

针对目前非常规储层单井储量控制程度低、初期产量高但产量递减快等问题,梳理分段多簇压裂出现的能量分散、主缝长度和高度受限问题,提出“聚能压裂开发”理念,并对其技术内涵、理论模型、核心技术进行系统研究,明确聚能压裂开发技术的实现路径。聚能压裂通过地质工程一体化设计、射孔优化设计、压裂工艺设计和排采工程控制等技术来实现,将人工裂缝从“多、短、密”变为“少、长、疏”,聚焦压裂能量,提高缝长、缝高、裂缝侧向发育宽度和支撑剂远距离输送能力,提升单井控制储量及开发效果。聚能压裂开发技术在杨税务潜山碳酸盐岩储层、浅层煤层气以及煤岩气等领域成功应用,证实聚能压裂技术应用前景广阔,可大幅提升单井产量和单井预测最终可采储量,推动中国低渗透及非常规等低品位资源的高效开发。

天然气成因的准确判别是油气勘探部署与资源潜力评价的基础性工作。自20世纪70年代以来,戴金星院士围绕天然气地球化学基础理论与应用方法,系统构建了一套以稳定同位素、组分组合、轻烃指纹和地质背景协同分析为核心的天然气成因判别体系。基于相关文献与实际应用成果,重点评述了戴金星及其团队提出的δ¹³C₁-C₁/(C₂+C₃)、δ¹³C₁-δ¹³C₂-δ¹³C₃、δ¹³C-CO₂与CO₂含量图版、C₇轻烃三角图等典型图版的构建逻辑与技术路径,分析了该体系在区分油型气、煤成气、生物成因气与无机气,以及识别多源混合气、多期充注系统中的适用性与创新性。研究表明,该判别体系显著推动了中国天然气成因分析方法从单因子向多参数耦合、从定性判读向系统图版识别的转变,不仅在多个含气盆地获得了广泛应用,也在国际天然气地球化学研究中产生了重要影响。天然气成因判别理论体系发展脉络的归纳评述将为天然气地质理论与实践持续提供技术支撑,并为相关成果的学术评价与工程转化提供科学依据。

石英颗粒表面的黏土包壳是决定砂岩储层孔隙度和渗透率大小的关键因素,直接影响碎屑岩储层质量。基于共轴石英胶结的的多相场模型,通过数值模拟实验来研究黏土包壳参数对砂岩储层中石英胶结量、孔隙度、渗透率及其相互关系的影响。研究主要取得5项进展：①为了在三维数字砂岩模型的石英颗粒上模拟出逼近实际的各种黏土包壳形态,研发了一套新的预处理工作流程。②分别对发育石英单颗粒和多颗粒的砂岩开展共轴生长胶结的数值模拟实验,揭示出控制石英胶结量的主要包壳参数,即暴露锥面的生长、横向包裹作用、包壳覆盖率和包壳形态等。③黏土包壳形态对胶结具有显著影响,其中层状包壳形态的胶结速度较快;包壳覆盖率与砂岩孔隙度和渗透率呈正相关关系。④石英颗粒结晶垂直方向上胶结物生长速度最小,演化中后期斜角方向生长速度较水平方向更快。⑤动态演化过程模拟结果与实际对比验证显示,20,40 d后的包壳形态模拟结果与室内物理实验及天然样品中观察到的形态高度相似,证实了包壳三维数值建模新方法的有效性。该套黏土包壳数值模拟方法和研究成果有助于改进砂岩储层表征结果和预测模型。

以四川盆地涪陵页岩气田焦石坝区块页岩为研究对象,采用真三轴系统在深层页岩储层条件下开展页岩水化后的力学实验,获取高温高压真三轴应力下的应力-应变数据和力学参数,揭示水化温度、水化时间和水平应力差对页岩水化后力学强度的影响规律,并利用非线性回归和插值方法构建页岩水化后力学强度预测模型及高应力差下深层页岩的力学强度图版。结果表明：①水化反应温度越高、水化时间越长、水平应力差越大,页岩水化后在压缩过程中越早进入屈服阶段,塑性特征越明显,页岩水化后的峰值强度、峰值应变、残余强度和弹性模量越小,泊松比越大。②水化时间越长,温度对深层页岩力学强度的影响越小;随水平应力差的增大,峰值强度和残余强度弱化程度加剧,峰值应变、弹性模量和泊松比劣化趋势减缓。③水化作用5 d内深层页岩力学强度下降明显,随水化时间进一步增加,深层页岩力学强度趋于稳定。④可视化图谱有助于深层页岩气压裂现场实时掌握储层压后动态,及时调整排采方案。

针对准噶尔盆地南缘（简称准南）前陆冲断带深层目标区构造变形的控制因素不清、古构造和滑脱层分布争议、主力烃源岩展布不明等问题,基于最新“两宽一高”三维地震、重磁及钻井资料,结合前期的构造物理模拟与离散元数值模拟实验结果,系统刻画准南深层先存古构造与滑脱层的空间分布,解析构造变形特征和形成机制,厘清多套烃源岩展布特征,重新梳理重点区带的油气成藏特征,进而探寻深层下组合油气勘探突破方向。研究表明：①构造变形受两期古构造与3套滑脱层叠合控制,滑脱层横向展布差异显著,侏罗系滑脱层厚度中等且分布广泛,白垩系滑脱层厚度最大但滑脱能力受限,古近系滑脱层薄但横向推覆距离大,由此划分出四层复式构造变形层序并提出“古凸横向分段控带、多滑脱层垂向控层”的构造成因模式;②烃源岩展布方面,首次通过高精度重磁与时频电磁资料联合刻画出二叠系烃源岩“西段窄槽、中段多凹、东段广盆”的分布模式,并重新厘定侏罗系烃源岩“泥岩西厚、煤岩东富”的展布特征;③基于构造变形强度、圈闭有效性及烃源-圈闭匹配关系,构建准南两套主力油气系统、4层复式油气成藏结构模式,将准南划分为“3段10带”,提出“集中勘探五大现实区、甩开突破三大潜力区、风险引领两大准备区”的准南超深层下组合分层次勘探策略。

渤海湾盆地渤东低凸起中生界火山岩历经多年研究攻关和油气勘探实践,2024年钻探的LK7-A井在火山岩风化壳获得高产油气流,但火山岩分布规律、优质储层形成条件和油气成藏主控因素亟需进一步攻关。利用近年来渤海中生界火山岩新钻探井录井、测井、地球化学及岩矿分析数据,结合高精度三维地震资料对该区展开综合研究。分析表明：①LK7-A构造的火山岩为源区深度大的埃达克岩,深大断裂为中酸性火山岩就位提供了通道。②火山岩储层主要分布于构造角砾岩及中酸性熔岩之中,孔隙类型以裂缝-孔隙型储层为主,储集物性以高孔-低渗型和中孔-低渗型储层为主;③优势岩性岩相是火山岩形成规模型储层的基本条件,构造裂缝和晚期强风化作用是中生界火山岩连片成储的重要机制;④研究区具备双洼油气强充注,超压泥岩强封盖的有利条件,能够形成高丰度油气藏。渤东低凸起中生界火山岩潜山具备良好的圈闭形态,具备规模成储条件,且运聚条件优越;构造活跃的中酸性火山岩长期暴露区是下步勘探的重点区域。

针对四川盆地页岩气加密井“多层多期次”的布井特征,建立了基于四维地应力演化的立体加密井组水力压裂裂缝扩展及井间干扰模型,提出了立体加密井组水力压裂参数优化方法,分析了应力演化特征与井间干扰机理。研究表明：老井开采引起的井周水平应力差增大、天然裂缝带/断层发育是造成井间干扰的主要原因,井间干扰易出现在裂缝带附近、加密井与开采时间较长的老井之间;加密井与老井产生沟通通道形成井间干扰,短期内可以提升老井产能,但对加密井和老井的长期稳产会产生滞后性的负面影响;老井开采引起的地应力扰动,其变化趋势与孔隙压力的下降趋势基本一致,开采初期横向波及范围与裂缝长度一致,2.5年后达到峰值,为裂缝长度的1.5~1.6倍;避免井间干扰的关键是做好施工参数的优化,采用M型井网,加密井最优井距为300 m,压裂簇间距为10 m、单段液量为1 800 m³。

上世纪70年代末,煤成气理论在中国提出,经过数十年不断发展和完善,最终形成了一套完整的理论体系。煤成气理论指出,煤系是良好气源岩,成烃以气为主,以油为辅,开拓了以煤系腐殖型有机质为气源岩的新思路,使指导中国天然气勘探的理论由“一元论”（油型气）转变为“二元论”（煤成气和油型气）,开辟了天然气勘探新领域。煤成气理论创立以前,中国天然气探明储量和产量均很低,全国探明天然气储量仅为2 264.33×10⁸ m³,年产气137.3×10⁸ m³,人均年用气量仅14.37 m³,是贫气国。在煤成气理论的指导下,中国天然气工业快速发展,至2023年底,中国累计探明天然气地质储量为20.90×10¹² m³,年产天然气2 343×10⁸ m³,人均享用国产气量为167.36 m³;其中,天然气的累计探明地质储量和产量均以煤成气为主,自2020年起中国已经跃升为世界第4产气大国。煤成气理论以及在该理论指导下的中国天然气勘探取得了巨大成就,推动中国从贫气国迈入世界产气大国行列。

基于中国东北部燕辽盆地中元古界洪水庄组页岩样品大视域岩石薄片扫描、高分辨场发射电镜扫描、荧光光谱分析和岩石热解等实验分析,结合沉积正演模拟,对元基2井洪水庄组页岩的储集性、含油性、分布特征和资源潜力进行了系统的岩石学和有机地球化学研究。结果表明：①洪水庄组页岩原始有机碳平均含量高达6.24%,原始生烃潜量为44.09 mg/g,产油能力强;②页岩岩石类型主要为低黏土硅质页岩,发育页理缝和有机质收缩缝,可压性和储集性好;③洪水庄组上部洪五段和洪四段为页岩油甜点段,两者以40%的厚度占比贡献了60%以上的页岩油量;④宽城—老庄户地区是燕辽盆地页岩油最有利勘探区,面积约7 200 km²,原始总生烃潜量约741.1×10⁸ t,现今页岩油残留资源量下限为11.48×10⁸ t,与准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油的地质资源量相当,显示出燕辽盆地洪水庄组良好的页岩油勘探潜力。

基于地震解释和钻井资料分析,以松辽盆地王府断陷为例,通过明确基底断裂分布、厘定含煤地层断裂活动时期、划分断裂系统,并结合煤层厚度和实际气测值,探讨断陷盆地各断裂系统对煤层空间展布和煤岩气赋存规律的控制作用。结果表明：①王府断陷为受基底先存走滑T破裂再活动控制形成的不对称地堑,沉积含煤地层并发育3大类5亚类断裂系统。②基底断裂的水平伸展强度、垂向活动强度和构造-沉积充填差异控制断陷盆地煤层垂向上的发育层系、累积强度和累积频率;③基底断裂分段复活生长过程中形成的构造转换带控制陡坡外源碎屑注入位置,火成岩侵入产生的充填效应加速了断陷湖区的沉积充填过程,构造转换带和火成岩侵入共同限定煤层在平面上优势积聚位置;④基底复活断裂和断陷期新生断裂作为气源贯穿通道影响煤岩气富集程度;⑤应用泥岩涂抹系数（SSF）法评价断裂垂向封闭性,并建立评价标准;主力煤区SSF均低于1.1临界值,表明煤岩气保存条件较好。⑥综合考虑断裂活动性、分段性和封闭性等影响因素,建立了断陷盆地煤岩气成藏模式。

为提高测井曲线重构任务的准确性和泛化性,提出了一种基于人工智能大语言模型的大模型“盖亚”,并开展了模型评估实验。该模型通过微调预训练大语言模型,显著增强了对测井曲线序列模式和空间特征的提取能力。借助适配器（Adapter）技术微调,模型仅需训练约1/70的本体参数,大幅提高了训练效率。基于250口井的测井数据设计并开展了对比实验、消融实验和泛化性实验：对比实验中,将盖亚模型与领域前沿的深度学习小型模型及常规大模型进行了横向对比,结果显示盖亚模型的平均绝对误差（MAE）至少降低了20%;消融实验验证了盖亚模型的多组件协同作用,其MAE较单组件模型至少降低了30%;泛化性实验进一步验证了盖亚模型在盲井预测中的优越性能。盖亚模型在测井曲线重构上相较于传统模型表现出明显的准确性和泛化性优势,充分体现了大语言模型在测井领域的应用潜力,为未来的智能测井数据处理提供了新思路。

针对钻井过程中由于地震资料分辨率低、尺度粗从而影响井筒附近和钻头前方小尺度地质体精准刻画的问题,开展钻井场景下地震资料高分辨率处理技术和方法研究。将钻井场景下的高分辨率处理分为钻前处理、已钻井修正与随钻更新3个阶段,通过整合不同阶段、不同空间范围和不同频率下地震资料、已钻井和随钻井信息,并利用人工智能建模方法,构建了一种多元信息融合的渐进式高分辨率处理技术,实现了简单高效的随钻信息更新。实例应用表明,随着多元信息的逐步加入,地震资料的分辨率和精确性显著提升,薄层弱反射得以更清晰显示。随钻更新的地震信息在钻头前方地质体预测中展现了较高的应用价值,并通过测井、录井和地质工程的多种数据验证,确保了高分辨率地震处理结果的保真性,为钻井工程提供了更清晰、更准确的地层信息,从而提升了钻井过程的安全性与高效钻探。

基于胜利油田大量基础研究和实验分析资料,以全油气系统理论为指导,系统剖析渤海湾盆地济阳坳陷古近系沉积体系分布、烃源岩分布及生排烃特征、储层物性变化规律和断裂系统控藏作用,研究断陷盆地全油气系统地质特征;并以东营凹陷为解剖对象,结合已发现常规油气、致密油气和页岩油气分布,总结断陷盆地断控复合全油气系统成藏模式,并梳理横向和纵向分布的大型地质体内常规和非常规油气分布规律。研究表明：①古气候和构造旋回控制了济阳坳陷古近系沉积体系的有序分布,多期次发育的烃源岩为页岩油气原位聚集及油气运聚成藏提供了充足的物质基础,储层物性变化控制了油气成藏动力门限,不同期次的断裂组合控制了油气运聚成藏和页岩油气原位滞留聚集规模,使得断陷盆地全油气系统具有关联性、分隔性和突变性,上述要素相互配置形成了济阳坳陷古近系断控复合全油气系统。②受成藏动力控制,一个全油气系统可以划分为常规油气子系统和非常规油气子系统,纵横向上从页岩油、致密油到常规油有序分布。上述规律性地质认识对中国东部陆相断陷盆地全油气系统分析具有一定的借鉴意义。

针对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油压裂效果预测精度差、参数优化困难等问题,研发页岩油储层压裂参数智能优化技术,并开展现场应用。建立了能够自动抓取、存储、调用和分析的自治理数据库,筛选并分析了22个地质、工程变量间的相关关系。提出分离式压裂效果预测模型,将压裂学习曲线分解为整体趋势和局部波动两部分：结合卷积神经网络局部连接、参数共享的特点与门控循环单元能够解决梯度消失的优势,构建了卷积神经网络-门控循环单元算法,实现整体趋势的预测;利用自适应增强算法集成策略动态调整随机森林权重,实现局部波动的预测。设计了策略梯度-遗传-粒子群算法,该算法在迭代过程中能够自适应调整惯性权重和学习因子,显著提升了寻优策略的优化能力。将压裂效果预测与寻优策略相结合,实现了压裂参数的智能优化。经现场试验验证,该方法对油井压裂效果提升显著,具有较好的实用性。

基于岩心、铸体薄片、物性、CT扫描、测井、测试及地震等资料,以中阿拉伯盆地A油田下白垩统Yamama组为例,揭示半局限碳酸盐缓坡沉积成岩特征及有利储层分布。研究表明：半局限碳酸盐缓坡中藻类、底栖有孔虫、双壳类、胞网菌和似球粒最为富集,发育多种低能浅水岩相,Yamama组早期以前斜坡相为主,随后演变为大规模潟湖,局部发育颗粒滩、点礁、滩后和潮坪;Yamama组自下而上发育Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ 3期层序,海退半旋回中,层序Ⅰ以胶结作用为主,层序Ⅱ以溶蚀作用为主,层序Ⅲ中溶蚀作用与胶结作用交替主导。储层以粒泥灰岩、泥粒灰岩和粘结岩为主,岩性序列横向变化快,可对比性差;发育孔隙型储层,储集空间以微孔、铸模孔和生物体腔孔为主,原生粒间孔发育程度总体较低,孔喉以中喉和微喉为主;物性主要为中低孔、低渗和特低渗,中高渗储层发育程度低。研究认为：半局限碳酸盐缓坡中,局部高能沉积、易溶生物碎屑富集和强溶蚀作用是有利储层发育的主要条件。局部高能的颗粒滩和点礁未发生强胶结作用,原生粒间孔保存较好,储层物性较好,形成小规模的有利储层;潟湖和滩后等中低能沉积局部富含藻类和胞网菌等易溶生屑,生屑被强烈溶蚀,形成大量铸模孔或生物体腔孔,有效改善储层物性,可形成较大规模的有利储层。A油田Yamama组有利储层主要分布在A油田中北部背斜轴部的YA段和YB段。