阐述了大模型技术的概念，总结了大模型技术的国内外研究现状，综述了大模型在垂直领域的应用现状，梳理了油气行业大模型应用面临的挑战，并对油气行业大模型应用进行了展望。现有大模型可粗略分为3类，即大语言模型、视觉大模型和多模态大模型。油气行业大模型应用刚刚起步，部分油气企业基于开源大语言模型，利用微调、检索增强等方式发布大语言模型产品，部分学者尝试利用视觉/多模态基础模型研发面向油气业务的场景模型，还有少数学者构建地震资料处理解释、岩心分析等领域的预训练基础模型。油气行业大模型应用面临数据量和数据质量难以支撑大模型训练、研发投入成本高、难以实现算法自主可控等挑战。油气行业在应用大模型时应始终聚焦油气主营业务需求，以大模型应用为契机，加强数据全生命周期管理，提升数据治理能力，推动融合算力建设，加强“人工智能+能源”复合团队建设，推动大模型技术自主可控。

基于美国页岩油气勘探开发历程的回顾，对主要页岩盆地的地质演化、主要页岩层系的油气地质特征及勘探开发进展进行系统梳理和总结。美国重要页岩盆地的富烃页岩主要发育于6个地质时期：中奥陶世、中—晚泥盆世、早石炭世（中—晚密西西比世）、早二叠世、晚侏罗世和晚白垩世（塞诺曼期—土伦期），构造沉积环境主要包括克拉通内盆地、前陆盆地和被动大陆边缘盆地。古生界富烃页岩主要分布于以下6个盆地：阿巴拉契亚盆地（尤蒂卡页岩和马塞勒斯页岩）、阿纳达科盆地（伍德福德页岩）、威利斯顿盆地（巴肯页岩）、阿卡马盆地（费耶特维尔页岩）、沃思堡盆地（巴内特页岩）和二叠盆地（狼营组和斯帕瑞组/骨泉组页岩）。中生界富烃页岩主要发育在西墨西哥湾盆地（海恩斯维尔组和鹰滩组）和落基山盆地群（以丹佛和粉河盆地的尼尔布拉勒组页岩为主）。通过对各页岩区带的详细分析发现，页岩的岩相和矿物成分存在差异，“页岩储层”并非只是页岩，很多情况下页岩油气还产自粉砂岩和碳酸盐岩等多种岩石类型。美国的页岩油气资源丰富，页岩油地质资源量超过0.246×10¹² t，页岩气地质资源量超过290×10¹² m³。在开启“页岩革命”的水平井水力压裂技术出现之前，美国经过了长达20年的勘探开发实践和理论技术积累。自2007年至2023年，美国页岩油气产量从约11.2×10⁴ t/d油当量增加到超过300.0×10⁴ t/d油当量，2017年页岩油气产量超过了常规油气，2023年在油气总产量中的占比增加到60%以上。页岩油气的开发主要得益于钻完井技术的改进，“立体开发”的攻关，以及重复压裂、提高原油采收率和“U”形井等技术的应用。基于美国丰富的页岩资源基础和技术的不断进步，页岩油气的产量将继续为全美的油气生产做出更大贡献。

近年来，准噶尔、鄂尔多斯等盆地深层煤岩储层中的天然气勘探开发取得重大突破。针对目前工业界和学术界对这种新类型非常规天然气表述不一致的现状，在前人研究的基础上定义了“煤岩气”概念，并系统对比剖析其赋存状态、运储形式、差异聚集和开发规律。在地质上，煤岩气不同于传统意义上的煤层气，具有游离气与吸附气并存、富含游离气，自生自储-微距运移并可有他源的聚集，煤岩割理裂缝发育、游离气差异富集等特点，埋深超过2 000 m的深层煤岩气具有“高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离”的“5高”地质特征；在开发上，与页岩气、致密气特征相似，人工改善储层连通性后，无需排水降压，高势能游离气弹性驱动产出、压降后吸附气解吸接替，可依靠地层自然能量开采，游离气与吸附气连续接力长周期产气。按照埋深、煤阶、压力系数、储量规模、储量丰度和气井产量等，提出了煤岩气的分类标准和资源/储量估算方法。初步估算埋深超过2 000 m的中国煤岩气地质资源量超过30×10¹² m³，是国家重要的战略资源。提出鄂尔多斯、四川、准噶尔和渤海湾等盆地是煤岩气的规模富集有利区，梳理了技术与管理挑战并指出攻关方向，为中国煤岩气管理与勘探开发奠定理论、评价和生产实践基础。

基于吐哈盆地中下侏罗统近源勘探最新成果，以全油气系统理念和思路重新认识台北凹陷侏罗系水西沟群烃源岩、储层条件和生储盖组合，深入解析煤系全油气系统。结果表明：①水西沟群八道湾组、西山窑组煤系烃源岩和三工河组泥质烃源岩表现为长时间生烃、具有多个生烃高峰和油气兼生的特点，为侏罗系煤系全油气系统提供充足的油气来源；②多期浅水辫状河三角洲—浅湖沉积为斜坡区、洼陷区发育常规砂岩、致密砂岩、煤岩、泥页岩等多类型储层，为油气成藏聚集提供多种储集空间；③3期油气充注与构造演化、多类型储层有效配置，形成常规-非常规油气序次成藏聚集的特点，从构造高部位到洼陷区发育远源常规构造油气藏、构造-岩性油气藏，近源低饱和度构造-岩性油气藏和源内致密砂岩气聚集、煤岩储层气、页岩油等类型油气聚集。其中，源内致密砂岩气、煤岩气是当前勘探拓展的重点领域，洼陷区页岩油气值得未来探索研究。煤系全油气系统新认识将进一步丰富完善全油气系统地质理论，为吐哈盆地油气资源的整体勘探部署提供新思路。

超级含油气盆地为推动社会进步和人类发展提供了能源基础，在气候变化与“碳达峰碳中和”背景下，构建兼顾能源生产与碳中和的“超级能源系统”是转型方向。在加快构建以新能源、新电力、新储能、新智能“四新为主”的绿色+智慧能源体系框架下，以巨量地下煤炭/石油/天然气/地热与地上丰富风光能源资源高度叠合、化石能源与新能源融合协同开发利用的区域性智慧用能系统构成的“超级能源系统”与以碳循环为主线的碳中和系统相融合，在传统含油气盆地中研究选择具备建成世界级能源生产与碳中和示范大基地条件的碳中和“超级能源盆地”。鄂尔多斯盆地区位优势明显，化石能源和新能源资源丰富，CO₂源汇匹配优势显著，具备建成世界级能源生产与碳中和盆地的基础条件，以鄂尔多斯盆地为代表的碳中和“超级能源盆地”给出了传统含油气盆地转型方向。“煤炭+石油+天然气+新能源+CCUS（碳捕集、利用与封存）/CCS（碳捕集与封存）”融合发展理念与模式下，盆地区域内基本实现碳中和，进一步夯实能源生产保供能力，助力“双碳”目标实现，建立现代能源产业体系，推动地区绿色可持续发展。在中国率先建成以鄂尔多斯盆地为代表的世界级碳中和“超级能源系统”示范盆地，将重塑超级能源盆地勘探开发新理念与新模式，对全球“碳中和”下的能源革命具有重大意义。

通过阐释全油气系统基本原理，并阐明全油气系统的结构，进而揭示常规油气—致密油气—页岩油气序列成藏规律以及全油气系统成藏模式与成藏机理；此外，阐述了页岩油气-致密油气储层地质模型、流动模型与开发生产机理，并给出了进一步的研究方向。研究表明：①全油气系统的主要结构包括3类流体动力场、3种油气藏与油气资源，以及两种成藏作用。常规油气—致密油气—页岩油气具有形成时间和空间分布的有序性、基于成因机理的序列合理性，表现出“序列成藏”的地质规律。②全油气系统成藏模式可以分为“碎屑岩盆地成藏模式”与“碳酸盐岩盆地（层系）成藏模式”两类。非常规油气的聚集成藏是一种“自封闭成藏”，油气自封闭作用的微观来源是分子间作用力（范德华力）。③非常规油气生产实践证实，页岩油气-致密油气储层地质模型、流动模型与开发生产机理是一个全新的领域，极为复杂，有待进一步研究。页岩油气一定是中国油气资源中最重要的资源接替。④进一步研究方向包括：碳酸盐岩盆地全油气系统特征及复合盆地演化源储耦合规律；页岩油气与致密油气运移、成藏与开发生产的流动机理；深层超深层页岩油气、致密油气和煤层气油气地质特征与富集规律；全油气系统油气资源评价与新一代盆地模拟技术；地球系统—地球有机岩与化石能源系统—全油气系统研究。

总结近年来油田开发基础研究手段方法方面的进展，以及老油田和陆相页岩油开发提高采收率新方法的研究和试验进展，分析各类方法存在的问题、提出下一步研究方向与建议。阐述了原位获取地下岩石/流体样品与无损检测分析等基础研究手段的进展，综述了“纳米水”驱等改善水驱，低浓度中相微乳液驱等化学驱，微纳米气泡驱等气驱，注空气热辅助混相驱等热采，以及密切割均匀压裂/无水压裂等常规油和页岩油提高采收率新方法的驱油机理、技术路线、关键技术研究与矿场试验进展。油田开发提高采收率新方法研究已取得了显著的进展，有些已在矿场试验中取得了良好的初步效果，但仍然面临机理研究欠深入、方法和配套工艺待完善、产业链不完整等问题，建议持续加强基础研究、加大现场试验规模，进而促进新技术系列的形成和推广应用。

在阐述美国和中国致密砂岩气和页岩气资源潜力和年产量的基础上，系统梳理致密砂岩气藏与页岩气藏展布的研究沿革，分析页岩气藏、致密砂岩气藏展布特征及致密砂岩气成因类型。研究表明：①美国致密砂岩气在天然气总产量中占比由2008年的35%降至2023年的8%左右；美国页岩气2023年产量为8 310×10⁸ m³，在天然气总产量中占比由2000—2008年的5%~17%升至2023年的70%以上。②中国致密砂岩气占天然气总产量比例由2010年的16%升至2023年的28%以上；2012年中国开始生产页岩气，2023年产量达250×10⁸ m³，约占天然气全国总产量的11%。③页岩气藏展布模式为连续型，根据页岩气藏是否有断层切割及断距与气层厚度的关系，连续型页岩气藏可分为连续式和断续式两种。④与以往大部分学者认为致密砂岩气藏展布模式为连续型的认识不同，致密砂岩气藏展布模式不是连续型；根据圈闭类型，致密砂岩气藏可分为岩性型、背斜型和向斜型3种。⑤中国3大克拉通盆地和埃及Obavied次盆的致密砂岩气为煤成气，美国阿巴拉契亚盆地和阿曼迦巴盐盆地的致密砂岩气为油型气。

通过梳理中国页岩气地质理论研究进展与勘探实践，分析和总结不同类型页岩气地质特征、富集规律与资源潜力，取得以下认识：①中国的海相、海陆过渡相、陆相页岩在地质年代上由老到新分布，构造改造和生烃演化过程复杂度逐渐降低。②沉积环境控制源储配置类型，是“成烃控储”的基础，海相和陆相源储配置类型以源储一体型为主，偶见源储分离型，海陆过渡相以源储一体型和源储共生型为主。③刚性矿物抗压保孔和地层超压控制源储一体型页岩气的富集，良好的源储耦合与保存条件控制源储共生型和源储分离型页岩气的富集。④海相依然是中国页岩气增储上产主阵地，过渡相和陆相有望成为重要接替领域。建议按照3个层次开展页岩气勘探部署，加速展开中上扬子地区海相志留系、寒武系和二叠系勘探；重点突破中上扬子地区海相超深层和华北地区奥陶系等海相新层系、石炭系—二叠系海陆过渡相以及四川、鄂尔多斯、松辽等盆地中生界陆相页岩气领域；探索准备华南和西北等新区页岩气领域，为中国页岩气持续发展提供技术与资源储备。

以松辽盆地上白垩统青山口组古龙页岩为解剖实例，通过古湖平面恢复重建、纹层类型与岩相垂向组合、沉积演化阶段及控制因素等方面的探讨，对青山口组沉积期湖盆水体深度旋回变化、古气候、陆源碎屑供应强度进行研究。在此基础上，进一步研究岩相组构对含油性的影响、储集性能与岩相组构的关系、不同岩相类型力学性质的差异、不同岩相类型页岩油的赋存状态及可动性，为页岩油富集层和富集区的评价提供依据。未来陆相页岩沉积学的重要发展方向是在沉积岩石学和石油地质学基础上建立交叉学科，研究内容涉及搬运、沉积、水生、成岩、演化等过程的物理、化学和生物作用方式，以及这些过程中矿物、有机质、孔隙、流体、相态等分布特征和演化规律。需重点关注以下8个研究方向：陆相页岩层系层序格架下的岩相和有机质分布预测、沉积过程正演模拟与页岩层系岩相古地理、陆相页岩纹层的成因及纹层组合的测井响应识别、页岩中有机质来源与富集过程、基于刚性颗粒+塑性组分+孔缝三端元的陆相页岩新划分方案的建立、多场作用下页岩成岩过程中的有机-无机作用机制、页岩储层多尺度表征新方法与智能岩心技术、页岩储层非均质性定量评价与智能分析系统等理论技术发展方向。

基于钻井、地震、测井、测试以及实验分析等新资料，针对中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩层系成储、成藏和油气藏高效开发面临的关键科学问题开展持续攻关。研究表明：①断裂主导形成的储集体和古老层系白云岩储层是深层—超深层海相碳酸盐岩两类重要的储层；以断裂为主导形成的规模储集体，根据成因可进一步分为3种类型：断裂活动过程中构造破裂形成的缝洞储集体、致密碳酸盐岩受断裂和流体双重改造形成的储集体与早期丘滩等高能相带受断裂和流体改造形成的储层；优势丘滩相、早期白云石化和溶蚀、酸性流体环境、膏盐岩封盖和超压是优质白云岩储层形成和保持的关键。②中国中西部叠合盆地海相碳酸盐岩层系富有机质页岩主要发育于被动陆缘深水陆棚、碳酸盐缓坡等环境中，构造-热体制是控制深层—超深层油气藏赋存相态的重要因素，改造型动力场控制中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩油气成藏与分布。③普光等高含硫酸性气田开发过程中硫析出堵塞井筒，采用井筒溶硫剂配合连续油管解硫堵效果明显；基于沉积模拟的双重介质建模数模一体化技术可以精细刻画水侵前缘空间展布及变化，并据此提出气井全生命周期调、排、堵控水对策。④超深断控缝洞油气藏开发过程中，储层应力敏感，渗透率随压力下降而显著降低，产量递减较快；凝析气藏相态变化快，压降显著影响凝析油采出程度；据此提出“注水+注天然气”重力驱油藏开发方法和“高注低采”天然气驱凝析气藏开发方法；采用分层次约束、逐级地质建模和流-固-热耦合的复合介质数值模拟有效提高了油气藏开发生产动态模拟的预测精度。

针对传统测井曲线深度校正需要手动调整曲线，而对于多口井的深度校正工作量巨大，需要大量人工参与，且工作效率较低的问题，提出一种多智能体深度强化学习方法（MARL）来实现多条测井曲线自动深度匹配。该方法基于卷积神经网络（CNN）定义多个自上而下的双滑动窗口捕捉测井曲线上相似的特征序列，并设计一个智能体与环境的互动机制来控制深度匹配过程。通过双深度Q学习网络（DDQN）选取一个动作来平移或缩放测井特征序列，并利用反馈的奖励信号来评估每个动作的好坏，以学习到最优的控制策略达到提升深度校正精度的目的。研究表明，MARL方法可以自动完成多口井、不同测井曲线的深度校正任务，减少人工干预。在油田实例应用中，对比分析了动态时间规整（DTW）、深度Q学习网络（DQN）和DDQN等方法的测试结果，DDQN算法采用双网络评估机制有效改进了算法的性能，能够识别和对齐测井曲线特征序列上更多的细节，具有较高的深度匹配精度。

煤系是含油气盆地重要的烃源岩和储集岩，国内外许多大型天然气田、煤层气田就由煤系烃源岩供气或在煤岩内储集成藏。受页岩油气探索实践的启发，按照“将煤岩作为储层整体勘探”的思路，在保存条件较好的深部煤岩内实现了煤岩气勘探开发突破，开辟了煤岩储层内非常规天然气发展的新领域。基于勘探开发实践资料，开展了煤岩气成藏机理的系统研究，揭示了“三场”控制成藏机理，明确了煤岩气与煤层气成藏作用的主要差异。分析了鄂尔多斯盆地东缘石炭纪—二叠纪海陆过渡相煤系全油气系统和准噶尔盆地侏罗纪陆相煤系全油气系统的特征，指出了进一步构建煤系全油气系统理论的重点研究方向。研究表明：煤岩与泥页岩相比存在强生烃、强吸附能力、双重介质，具备部分或较弱的油气自封闭作用等特征；煤岩气与页岩气、致密气等非常规天然气相比具有更复杂成藏作用等特殊性，成藏需要一定的煤岩组合形成封闭和岩性、构造圈闭，又具有常规裂缝气藏的特征。与以碎屑岩层系为典型建立的全油气系统基本理论和模式相比，煤系在煤岩储层和源储耦合上，具有明显的特点和差异。煤系全油气系统以煤系中煤岩（及暗色泥页岩）为烃源岩和储层，以及与其相邻的致密层为储层或盖层或输导层构成多种类型的煤系油气成藏组合，在源储耦合作用下，在保存条件较好的煤岩储层形成煤岩气，在致密层形成致密油气或在远源形成常规油气，在受后期地质作用破坏的煤岩储层形成煤层气，是一种新类型全油气系统。

基于岩心、钻井和测井等新资料，结合大量岩矿测试分析，对河套盆地临河坳陷古近系渐新统临河组深层—超深层碎屑岩储层特征、成岩作用类型、异常高孔储层成因及发育控制因素开展系统分析。研究表明：①临河组深层—超深层碎屑岩异常高孔储层储集空间以原生孔为主，抗压实能力强的物质组构基础、弱压实成岩动力场和流体弱压实-弱胶结成岩环境等3大有利成岩要素耦合利于原生孔大量保存；②临河组碎屑岩先存物质组构优越，石英、长石和刚性岩屑总含量平均值可达90%，抗压实能力强；③临河坳陷地温梯度低，仅为（2.0~2.6）℃/100 m，与早期长期浅埋—晚期快速深埋的埋藏方式共同形成弱压实成岩动力场环境；④咸化湖盆沉积地层的成岩环境中，成岩流体产生的压实作用弱，同时古盐度具有分异性，低盐度区胶结作用弱，利于原生孔保存；⑤沉积水动力条件、咸化湖盆古水体盐度分异和砂体厚度等3大因素共同控制临河组优质储层分布。

综合运用渤海湾盆地新采集的高品质地震剖面以及最新的勘探成果资料，通过对各主要层系的地层分布、构造和古地理格局的分析，系统开展渤海湾盆地大地构造演化的动力学研究。结果表明，渤海湾盆地所处的华北克拉通位于古亚洲洋、特提斯洋和太平洋等3大构造体系域的交接地带，经历了不同期次、不同方向、不同性质构造旋回的交替叠加，主要经历5期盆地构造演化与沉积建造阶段，即中新元古代大陆裂陷槽、早古生代克拉通边缘坳陷碳酸盐岩建造、晚古生代海陆过渡相克拉通内坳陷、中生代陆内走滑-伸展构造和新生代陆内裂陷阶段。盆地的多旋回演化，特别是晚古生代以来所经历的海西、印支、燕山和喜马拉雅等多期挤压、走滑和伸展构造活动，控制了多套优质烃源岩发育、改造和保存，尤以上古生界石炭系—二叠系煤系烃源岩以及古近系世界级特优质湖相烃源岩最为重要，为超级富油气盆地的成藏提供了重要的烃源保障。

基于岩心、岩石薄片观察分析，结合阴极发光、激光拉曼、流体包裹体、LA-ICP-MS原位U-Pb测年等技术手段对松辽盆地白垩系青山口组页岩储层中的方解石脉成因机制及油气地质意义进行研究。结果表明：①在宏观上方解石脉以顺层为主，呈透镜状、“S”形、叠锥状、羽状，在微观上分为向生式块状或柱状晶体结构和背生式纤维状晶体结构脉体。②块状方解石脉中的盐水包裹体均一温度为132.5~145.1 ℃，原位U-Pb测年绝对年龄为（69.9±5.2） Ma，表明青山口组烃源岩中成熟期和常规油的形成时期为晚白垩世明水组沉积期。纤维状方解石脉中的盐水包裹体均一温度为141.2~157.4 ℃，对应于烃源岩晚成熟期，U-Pb测年绝对年龄为（44.7±6.9）Ma，指示青山口组烃源岩的中高成熟期和古龙油页岩的形成时间为古近纪依安组沉积期。③向生式块状或柱状晶体结构方解石脉的形成与成岩成烃作用有关，脉体的形成经过了裂缝的开启、成脉流体充填和脉体生长3个阶段，构造挤压活动和流体超压是裂缝形成的诱导因素，成脉流体以短距离的扩散流为主，是一种有竞争的结晶生长模式。背生式纤维状方解石脉主要是在一种无竞争生长环境下由结晶力驱动形成的。研究认为，研究区青山口组富有机质泥页岩中的方解石脉对于松辽盆地构造活动、流体超压、泥页岩生排烃及成岩-成藏年龄具有一定指示意义。

基于渤海湾盆地海域中生界油气勘探取得的地质和地球物理资料，以2019年以来发现的火山岩高产工业油气井为依据，系统总结渤海海域白垩系大中型火山岩油气藏的形成条件。研究表明，渤海海域中生界大型中酸性熔岩火山机构和中酸性熔岩复合火山机构是规模性火山岩储层形成的物质基础，火山口-近源相带中发育的溢流相上部亚相和火山通道相隐爆角砾岩亚相是规模性储层的有利发育部位。高孔-中低渗型和中孔-中低渗型两种类型有效储层是大中型火山岩油气藏形成的关键条件，高孔-中低渗型储层由中酸性气孔熔岩或隐爆角砾岩叠加强烈溶蚀作用形成，中孔-中低渗型储层由强烈构造作用叠加流体溶蚀形成。风化作用和构造改造是该区大中型火山岩油气藏的主要成储机制。源内低位“源-储披覆对接型”是该区大中型火山岩油气藏形成的最佳源-储配置关系。渤中凹陷周缘具备有利火山岩相、有效储层和“源-储披覆对接”等有利因素，靠近走滑断裂及其分支断裂的大型中酸性熔岩和复合火山机构是未来勘探的主要地区。

陆相页岩烃源岩层系内部滞留烃数量与品质的控制因素除生烃母质类型、丰度、热成熟度与页岩储层储集空间外，烃源岩保存条件作为关键影响因素，在现阶段关注较少；针对该科学问题，以实例解剖为出发点，探讨保存条件在页岩油可动烃富集中的作用。研究表明，良好的保存条件主要有3方面的关键作用：①确保足够多的轻烃（C₁—C₁₃）、中组分烃（C₁₄—C₂₅）和小分子芳香烃（含1~2个苯环）留在地层中以增加页岩油流动性和流动量；②确保地层具有较高的能量场（异常高压），以推动页岩油最大量流出；③确保滞留烃保持多组分烃（轻烃、中质烃、重烃和含杂原子化合物）混相流动条件，使重烃（∑C₂₅₊）和重质组分（非烃和沥青质）有最佳流动度和最大流动量。经实例解剖证实，凡经济可采性较好的陆相页岩油除有机质类型、丰度与热成熟度及储集空间等有利条件外，页岩层系保存条件好，是页岩油经济成藏的关键因素，应纳入页岩油富集区/段评价标准，成为有利勘探靶体选择的必要条件。

以南襄盆地泌阳凹陷X-1井为例，将岩心实验测得的带压渗吸规律通过岩心尺度油藏模拟拟合得到表征渗吸过程的毛管压力特征曲线及相对渗透率特征曲线，将其代入宏观油藏模型中模拟压后焖井过程，建立体积压裂用液强度优化方法。研究表明：压裂液用液强度的优化必须考虑造缝要满足预测最终可采储量的需求、满足渗吸驱油的需求、满足补充地层能量的需求，同时将压裂液用液强度控制在临界渗吸强度附近，避免液量过少导致渗吸置换作用不充分，液量过大导致成本增加与潜在储层伤害。模拟发现，压裂液用液强度与单井预测最终可采储量正相关且存在最优值，大于最优值后，单井预测最终可采储量增加的幅度将越来越小，通过适当提高压裂液用液强度补充地层能量提高焖井压力，适当增加焖井时间，可有效增加压后产能。经过X-1井现场试验验证，该优化方法对油井生产效果改善显著，具有较好的实用性。

基于琼东南盆地油气勘探实践与油气地质研究新进展，综合地震、测井、钻井、岩心、井壁取心及地球化学等新资料，以陵水36-1气田为例，对超深水超浅层天然气田的气源、储-盖条件、圈闭类型、运聚特征、富集机理与成藏模式开展系统研究。研究表明：①琼东南盆地超深水超浅层天然气成因类型包括热成因气和生物气，以热成因气为主；②储层主要为第四系深水海底扇砂岩；③盖层类型有深海泥岩、块体流泥岩及含水合物地层；④圈闭类型以岩性圈闭为主，也发育构造-岩性圈闭；⑤运移通道包括断层、气烟囱、裂隙带等垂向输导通道及大型砂体、不整合面等侧向输导层，构成单一或者复合输导格架。提出超深水超浅层天然气“深浅双源供烃、气烟囱-海底扇复合输导、深海泥岩-块体流泥岩-含水合物地层三元封盖、晚期动态成藏、脊线规模富集”的天然气成藏新模式。研究取得的新认识对下步深水超浅层及相关领域或地区的油气勘探具有借鉴和启示意义。

基于四川盆地寒武系筇竹寺组页岩岩心、测井、地震和生产等资料，采用矿物扫描、有机与无机地球化学分析、突破压力及三轴力学测试等方法，开展筇竹寺组储层基本地质特征研究，分析筇竹寺组页岩气富集高产条件、页岩气形成机理和富集模式。研究表明：①深水富有机质和浅水低有机质两类粉砂质页岩都具有很好的含气性；②页岩脆性矿物组成具有长石、石英含量相当的特征；③页岩孔隙以无机质孔为主，有机质孔含量低，孔隙发育受长英质矿物与总有机碳含量（TOC）共同控制；④页岩有机质类型为Ⅰ型，成烃生物为藻类和疑源类，成熟度高，生烃潜力高；⑤深水相、浅水相页岩气分别具有原地和混合成气的特点。⑥筇竹寺组页岩气富集基本规律是“TOC控藏、无机质孔控富”，富集模式为以ZY2井为代表的富有机质页岩“三高一超”（高TOC、高长英质矿物含量、高无机质孔、地层超压）原地富集模式和以JS103井为代表的低有机质页岩“两高一中一低”（高长英质、高地层压力、中无机质孔、低TOC）原地+输导层富集模式，是有别于志留系龙马溪组的新类型页岩气。研究成果丰富了深层—超深层页岩气形成机理，部署的多口探井实现页岩气勘探重大突破。

基于中东碳酸盐岩油藏注水开发实践，以两伊地区（伊拉克和伊朗）白垩系巨厚生物碎屑灰岩油藏为例，针对笼统注采导致开发效果差的难题，提出以隐蔽隔夹层为格架精细划分开发层系、多类型多井型井网有机组合、构建均衡注采体系为核心的巨厚复杂碳酸盐岩油藏均衡注水开发技术。两伊地区巨厚碳酸盐岩油藏具有垂向非均质性强、多成因超高渗透层发育、隔夹层隐蔽性强等特征，基于隐蔽隔夹层识别与刻画技术、封隔能力评估技术，提出均衡注水开发技术，形成常规层系架构、精细层系架构、深化层系架构3种均衡注水开发模式和技术。数值模拟表明，均衡注水开发技术可实现两伊地区巨厚复杂碳酸盐岩油藏精细高效注水开发、均衡动用不同类型储量，并为同类油藏的开发优化提供借鉴。

基于近年来新补充的大量深井资料，深入开展中晚三叠世鄂尔多斯盆地沉降作用研究，提出该沉积期鄂尔多斯盆地经历了两期重要沉降事件，并对两期沉降作用下的地层发育特征、岩性组合、汇水区分布、沉积演化等进行系统对比分析。认为两期沉降作用均是印支期秦岭构造活动在其北侧克拉通边缘的响应；延长组10段沉降幅度大，碎屑供给多，沉积速率快，以较粗碎屑充填为主，快速沉降伴随快速堆积，地层自东北向西南呈楔形增厚，沉降中心位于盆地西南环县—镇原—庆阳—正宁一带，地层厚800~1 300 m，沉降中心与沉积中心偏离，发育多个汇水区，此时尚未形成统一湖盆；延长组7段沉积期，在构造沉降与卡尼期暴雨事件共同作用下，形成了大面积深水坳陷，沉积速率慢，沉降中心与沉积中心基本重合，均位于麻黄山—华池—黄陵一带，沉降中心深水沉积厚120~320 m，以细粒沉积为主；两期沉降机制存在差异，早期沉降与秦岭地区中三叠世勉略洋向北俯冲相关，在挤压背景下强烈拗陷，晚期沉降为晚三叠世后碰撞弱伸展动力环境下的结果。

通过对2023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对比、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，总结了全球油气的开发形势。2023年全球油气上游生产版图不断扩大，在产油气田数显著增长；油气可采储量同比提升，新项目发现与储量复算贡献突出；油气产量持续增长，新项目投产和产能建设项目贡献显著；未建产/待建产油气田可采储量丰富，集中于陆上常规大油田与低经济性海域气田。以疫情叠加俄乌冲突重塑全球油气产区、地缘政治危机、油气勘探开发领域资本支出结构、油气伴生资源超前布局等视角为切入点深入分析，为后疫情时代及能源转型趋势下中国石油公司聚焦主营业务领域和明确战略发展方向提出4点启示与建议：全球油气格局深刻调整，把握发展趋势聚焦主营业务；上游业务开发潜力强劲，涉足新兴领域助力接续发展；致密/页岩油气前景可期，探索保障国家能源安全新路；战新产业实现前沿突破，建立综合能源协同保供体系。

基于野外露头、岩心、录井、测井、试气及分析化验等资料，采用天然气成藏与铝土岩成矿一体化研究方法，分析鄂尔多斯盆地含铝岩系有效储层发育控制因素、煤系烃源岩与含铝岩系的源储配置关系，构建天然气成藏模式，对煤下含铝岩系天然气勘探潜力进行评价。研究表明：①鄂尔多斯盆地含铝岩系的有效储层主要为一水硬铝石含量超过75%，具有多孔状残余豆鲕、碎屑结构的蜂窝状铝土岩，溶蚀孔为主要储集空间；②铝土岩储层形成模式为夷平化作用提供含铝岩系发育的物质基础、岩溶古地貌控制含铝岩系发育、陆表淋滤作用改善储集性能；③晚石炭世—早二叠世，受湿热气候环境和海平面变化控制，古陆或古岛边缘的相对低洼带发育典型的煤-铝-铁三段式地层结构；④煤系烃源岩广覆式生烃，天然气在煤下含铝岩系储层富集，为源下成藏；⑤中国华北陆块的上石炭统—下二叠统含铝岩系气藏呈透镜状点群式聚集，勘探潜力大，有望成为华北克拉通上古生界重要的天然气勘探新领域。

通过对鄂尔多斯盆地深部煤层的沉积环境、分布特征、煤岩性质、储层特征、含气性特征以及聚散组合等方面开展系统研究，以揭示该盆地煤岩气富集条件，评价其资源潜力。研究表明：①鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系广泛发育厚层煤层，主力煤层二叠系山西组5^#、石炭系本溪组8^#煤生烃能力强，热演化程度高，为煤岩气形成奠定了丰富的资源基础；②深部煤岩储集物性好，孔渗条件佳，5^#、8^#煤平均孔隙度为4.1%和6.4%，平均渗透率分别为8.7×10^-3 μm²和15.7×10^-3 μm²；煤岩中割理和裂隙发育，与微孔共同构成主要的储集空间，且随着演化程度增高，微孔体积呈增大趋势；割理和裂隙的发育程度对渗透率影响较大；③煤岩储层与工业分析的成分在纵向上存在较为明显的非均质性分布，与下段相比，中上段受灰分充填影响较小的光亮煤，其孔隙和裂隙更为发育，为优质储层发育层段；④鄂尔多斯盆地深部煤岩含气性好，含气量为7.5~20.0 m³/t，煤岩气中游离气占比明显高于浅层煤层气，游离气占比为11.0%~55.1%，超过10%；深部煤岩中游离气富集程度主要受控于宏孔和微裂缝的数量；⑤煤岩压力测试分析表明，煤灰、煤泥聚散组合封盖性好，泥岩/灰岩（顶板）-煤层-泥岩（底板）的成藏组合条件下，煤岩气测值总体较高；⑥通过体积法对鄂尔多斯盆地煤岩气资源量进行了初步评价，估算结果为22.38×10¹² m³，并优选了鄂尔多斯盆地煤岩气主要有利区。研究认为，鄂尔多斯盆地中东部的乌审旗、横山—绥德、延安、子长以及宜川地区是8^#煤层煤岩气有利勘探区，盆地中东部的临县西、米脂、宜川—黄陵、榆林以及乌审旗—横山地区是5^#煤层煤岩气有利勘探区，有望形成新的天然气规模储量、产量增长区。

基于地球化学参数及分析数据，应用热守恒方程、质量平衡定律及瑞利分馏模型等方法，通过对莺歌海盆地乐东底辟区的壳源氦气原位产率和外部通量、幔源初始氦浓度及热驱动机制等定量分析，探讨深部热流体活动背景下氦气的成因来源及运聚机制。研究结果表明：①乐东底辟区氦气的来源以壳源氦为主，幔源为辅。其中，研究区幔源³He/⁴He值为（0.002~2.190）×10^?6，R/R_a值为0.01~1.52，测算幔源He贡献占比为0.09%~19.84%，占比较小；而壳源贡献占比则高达80%以上。②壳源氦的原位⁴He产量仅为（4.10~4.25）×10^?4 cm³/g，外部⁴He通量则显著高值，为（5.84~9.06）×10^?2 cm³/g，表明壳源氦气以外部输入为主，推测与地层流体受大气补给以及深部岩石-水相互作用有关。③底辟区深部热流体活动显著影响地温场，³He初始质量体积与对应焓的比值（W）为（0.004~0.018）× 10^?11 cm³/J，来自深部地幔的热贡献（X_M）为7.63%~36.18%，揭示底辟热流体对幔源³He迁移具有一定的热驱动作用。④研究区氦气的初次运移方式以平流为主，二次运移受控于水热脱气和气液分离过程；氦气从深部至浅部的运移过程中，CO₂/³He值由1.34×10⁹升至486×10⁹，指示受到壳幔混合和脱气效应影响，存在CO₂规模性析出和³He的明显逸散。在深部热流体影响下，氦气运移聚集机制包括：深部热驱动扩散、平流释放、垂向水热脱气，浅部横向迁移、远离断裂的圈闭聚集，分压平衡、完整密闭的盖层封存等方面。

远探测声波测井技术（亦称反射声波测井技术）能够从井中探测及评价井外数十米范围内的裂缝、洞穴和断层等地质异常反射体，大大拓展了测井技术的应用范围。在回顾该技术发展历程的同时，重点介绍了远探测声波测井处理解释核心方法、软件和现场应用效果。结合目前油田实际生产需求和现有技术面临的挑战，指出远探测声波测井处理解释方法有5个最重要的发展方向：继目前利用声波时差和密度通过反射系数褶积进行“测井约束下的地震反演”后，突破实现井下实测反射波和地面地震反射波正反演关系的直接建立，同时开展页岩储层裂缝成像、压裂效果评价、随钻地质导向研究及远探测声波测井仪器革新。

系统梳理了不同空间信息技术在CO₂封存监测中的应用现状，分析了空间信息技术在CO₂封存监测中面临的挑战，并对空间信息技术在CO₂封存监测中的发展前景进行了展望。目前在CO₂封存监测领域应用的空间信息技术主要有涡度相关法、遥感技术、地理信息系统、物联网技术和全球导航卫星系统等5类，涉及监测数据获取、定位与数据传输、数据管理与决策支持等3个环节。空间信息技术在CO₂封存监测中面临的挑战主要包括：针对不同监测目的、不同搭载平台以及不同监测场地，需选取与其相匹配的空间信息技术；针对空间信息监测数据来源广、数据量大的特点，需建立有效的数据存储与计算能力；空间信息技术需要与目前成熟的监测技术进行交互验证，促进协同作业。未来需建立空间信息技术监测方案设计方法与标准，建立跨尺度监测技术的协同应用方法，形成空间信息技术与人工智能和高性能计算技术协同应用，加快空间信息技术在中国碳封存项目中的应用。

基于位移不连续法和离散裂缝统一管网模型，采用顺序迭代数值模拟方法，构建了考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模型。模型考虑了天然裂缝、基质物性对压裂过程的影响，且直接将压裂后地层压力及含水饱和度分布用于后续焖井、生产模拟，可以更准确地实现压裂-生产一体化模拟。模拟结果表明：储层物性参数对裂缝扩展有较大影响，合理预测压裂结束后地层压力及储层流体分布是准确预测页岩气井产气量、产液量的关键；相较于常规方法，提出的模型同时考虑压裂对基质压力及含水饱和度的影响，可以更准确地模拟产水量、产气量。将建立的模型应用于实际页岩气压裂水平井的压裂-生产一体化模拟，模拟结果与实际生产数据吻合程度较好，验证了模型的准确性。

基于四川盆地海相油气勘探现状和进展，以主力烃源岩为核心，依据成藏要素组合关系划分四川盆地海相碳酸盐岩全油气系统，并分析各个含油气系统的成藏特征，总结常规-非常规一体化成藏规律，指明未来有利勘探方向。研究认为：①受多期伸展-聚敛构造旋回的控制，四川盆地海相发育3套区域性烃源岩和3套区域性盖层，可划分出寒武系、志留系和二叠系3个全油气系统。3个全油气系统以独立成藏为主，单一系统内天然气具有亲缘性。同时，局部地区大型断裂带贯穿多套全油气系统，形成断控复式全油气系统。②全油气系统内普遍发育“陆棚相页岩气聚集—台缘相控气藏—台内断-相共控型气藏”的成藏序列，具有立体成藏、有序分布的规律。③优质烃源岩是大气田形成的基础，全油气系统内天然气具有近源和源内富集的规律，规模性储层的发育与保持是天然气富集的保障，“多元生烃、油气转化、动态调整”是海相油气成藏的特色，良好的保存条件是天然气成藏的关键。④大型台缘带礁滩相带、深层页岩气与通源断裂相关的大型岩性复合体是未来四川盆地海相油气勘探的主要方向。

针对纤维在常规滑溜水中逸出量较高，难以与支撑剂形成纤维-支撑剂簇、作用效果有限等问题，开发出一种结构稳定剂，基于微观结构观察和性能评价室内实验，分析结构稳定剂作用下支撑剂的铺置机理及结构稳定剂对支撑剂铺置规模、裂缝导流能力等的影响。研究表明：结构稳定剂与聚合物、纤维、石英砂之间可形成稳定的纤维-支撑剂团簇，与单纯支撑剂相比，密度降低，体积增大，沉降过程中与液体的接触面积增大，浮力与曳力增加，沉降速度变缓，更易被流体携带进裂缝深处。将纤维及结构稳定剂随支撑剂一起泵入储层可降低纤维逸出率、增加支撑剂在滑溜水中占据的体积，大幅提高支撑剂铺置高度、输送距离及裂缝导流能力，降低支撑剂返排率。实验结果表明，结构稳定剂最佳质量分数为0.3%。致密气、页岩油、页岩气80井次的应用效果证实，结构稳定剂具有较好的适应性，基本能满足该类油气井的提产、降本和防砂需求。

针对目前油藏动态分析中井史数据检索与分析、连井剖面绘制、开发生产关键技术指标计算、油藏复杂问题的措施建议等方面的智能化需求，采用增量预训练、指令微调和功能子系统耦合3个步骤构建油藏动态分析场景大模型，提出了基于命名实体识别技术、工具调用技术、Text-to-SQL（自然语言转换成结构化查询语言）技术微调的功能子系统及其高效耦合方法，将人工智能大模型运用到油藏动态分析领域。测试了特征提取模型、工具分类模型、数据检索模型、分析建议模型的准确性，结果表明这些模型在油藏动态分析的各个关键环节均展现出了良好的性能。最后以大庆油田PK3区块部分注采井组为例，测试验证了油藏动态分析场景大模型在辅助油藏工程师进行油藏动态分析方面具有的运用价值和潜力，为大模型在油藏动态分析中的运用提供了较好的技术支持。

以松辽盆地白垩系青山口组页岩TOC、R_o和X射线扫描等分析为基础，利用氩离子抛光-场发射扫描电镜分析，结合能谱、聚焦离子束三维重构等技术，首次发现一种新的孔隙类型——纳米级有机黏土复合孔缝。孔隙特征及演化研究结果表明：①有机黏土复合孔缝多呈海绵状、缝网状集合体存在于页岩基质中，单个孔隙呈方形、长方形、菱形、板状，直径一般小于200 nm，不同于国内外页岩中已发现的呈圆形或椭圆形的有机质孔；②随页岩成熟度增加，有机黏土复合物的C、Si、Al、O、Mg、Fe等元素发生规律性变化，反映有机质生烃体积收缩、黏土矿物转化共同影响纳米级有机黏土复合孔缝的形成；③青山口组页岩高成熟阶段，纳米级有机黏土复合孔缝是主要储集空间，最高占总孔隙的70%以上，三维空间内孔隙连通性明显优于有机质孔，反映高演化阶段这类孔隙是泥纹型页岩的主力孔缝类型，也是陆相页岩油核心区主要油气储集空间。纳米级有机黏土复合孔缝的发现，改变了陆相页岩无机质孔隙是油气主要储集空间的传统认识，对于泥纹型页岩油的形成机理、富集规律研究具有重要的科学意义。

基于钻井和地震数据，通过平面-剖面构造解析、三维断层构造建模、垂向断距分析及平衡剖面恢复，对四川盆地资阳地区张扭（走滑）断裂系统进行研究。结果表明，资阳三维地震工区张扭断裂系统由北东走向、伸展变形主导的F_Ⅰ19和F_Ⅰ20断裂带以及北西走向、右旋剪切变形的3组雁列正断层构成。其中，F_Ⅰ19、F_Ⅰ20断裂带贯穿新元古界—中下三叠统嘉陵江组，表现出“S”形丝带状的三维结构，在二叠系沉积前及早三叠世至少经历两期构造叠加改造；北西向的3组雁列正断层由两两成对、倾向相反、部分左阶排列的小型正断层构成，在二叠系沉积前基本定型，对F_Ⅰ19断裂带向东的生长和扩展造成限制。F_Ⅰ19、F_Ⅰ20断裂带自深往浅沟通多套烃源岩和储层，断层活动时间与生烃高峰期匹配良好；在F_Ⅰ19、F_Ⅰ20断裂带两侧的局部低幅背斜带上，若叠加发育寒武系—三叠系有利沉积相带和储层，则该区有望成为天然气聚集有利区。

传统的含油气系统理论强调从“源”到“圈闭”的成藏过程恢复，其概念中的油气资源主体为常规油气资源，难以涵盖非常规油气富集机理的理念和研究。全油气系统理论是从含油气系统理论发展而来，结合页岩油气等非常规油气勘探实践与发现，增加了非常规油气的研究内容。尽管全油气系统研究仍涵盖“地质要素、动态演化、油气分布”三大方面，但其研究思路和研究内容相较含油气系统有很大的不同，主要包括：①地质要素方面，含油气系统主要研究烃源岩特征及生烃演化、常规油气储层物性、圈闭、运移和保存条件等内容，而全油气系统在上述研究的基础上增加了滞留烃定量评价、非常规储层表征、源储配置等研究内容；②动态演化方面，含油气系统主要研究常规油气烃源岩演化与圈闭形成期匹配，而全油气系统增加了非常规储层致密化与油气充注的匹配、非常规油气藏后期改造等研究内容；③油气分布方面，含油气系统以浮力成藏机制为核心研究常规油气的运聚与分布，而全油气系统则通过深入理解非常规油气自封闭成藏机制、查明常规—非常规油气分布序列，从而确定全油气系统的油气分布特征。

针对寒武系筇竹寺组页岩埋深大、成熟度高及页岩气富集规律认识不清的问题，通过德阳—安岳裂陷槽的精细刻画、沉积环境分析、乐山—龙女寺古隆起背景下页岩气成烃富集演化恢复，揭示了“槽-隆”富集规律。研究表明，德阳—安岳裂陷槽控制筇竹寺组沉积环境，裂陷槽内具有沉积相带优和地层厚度大的特点；此外，乐山—龙女寺古隆起控制筇竹寺组的页岩成熟度演化，古隆起位于高部位且热演化程度适中、电阻率高。“槽-隆”叠合区在沉积、生油、生气和油气调整阶段均有利于页岩气富集，共同控制储层发育，叠合区储层品质优、储层套数多、厚度大。根据“槽-隆”富集规律及槽-隆组合关系，优选4类页岩气有利区带，并建立筇竹寺组甜点区评价标准，优选8 200 km²的槽内甜点区勘探面积，进而指导资201井的部署，获得73.88×10⁴ m³/d的高产工业气流。“槽-隆”富集规律的地质新认识，为寒武系深层—超深层页岩气勘探和突破提供了重要理论依据，并揭示该领域具有良好的勘探前景。

21世纪以来，随着桑托斯盆地深水盐下获得一系列重大油气发现，巴西东部海域成为全球深水油气勘探与生产的热点区域。通过全面回顾巴西油气勘探开发历程，系统阐述了从陆上到海域、从浅水到深水—超深水直至盐下勘探的探索实践、战略转变、重大突破和关键理论技术。巴西国家石油公司（简称巴西国油）自1953年成立以后的15年间，在陆上古生界克拉通盆地和断陷盆地进行了勘探，并于断块和三角洲砂体圈闭获得了一些中小型油气发现。20世纪70年代，应用重力流沉积模式和高质量三维地震等勘探新技术，在坎波斯盆地浅水中发现Namorado和Enchova等油田，随后深水盐上勘探获得突破，成功发现Marlim、Roncador等大型油田。21世纪初，通过盐下含油气系统、碳酸盐岩成储成藏模式和核磁共振测井等理论技术攻关，推动桑托斯盆地下白垩统湖相碳酸盐岩陆续获得Tupi（Lula）、Buzios、Mero等世界级超深水盐下大油田的系列重大发现。在复杂的深水作业环境下，油气开发工程面临巨大挑战，巴西国油通过启动深水研发计划（PROCAP），开发并实施窄压力窗口控压钻井、加压钻井液帽钻井、多段智能完井、水下采油及浮式生产平台开发和流动保障等关键技术，显著提升了钻完井、油气田开发和输运的效率及安全性。此外，在浮式采储卸油系统建产规模受限的情况下，推进全球最大规模的CO₂捕集、驱油利用与埋存工程（CCUS-EOR），有效减少温室气体排放并提高了原油采收率。上述理论技术的发展和应用，也为全球深水油气勘探开发提供了宝贵经验。未来巴西油气勘探将继续聚焦深水盐下碳酸盐岩和盐上浊积岩，并在古生界天然气等勘探领域持续寻求新的发现，同时通过技术创新和战略合作，促进巴西石油天然气行业的可持续发展。

针对胜利油田开展CO₂驱油与封存面临的原油轻烃含量低混相难、储层非均质性强波及效率低、易气窜全过程调控难等问题，通过室内实验、技术攻关和矿场实践，形成CO₂高压混相驱油与封存理论及关键技术。研究发现，提高地层压力至1.2倍最小混相压力之上，可以提高原油中的中重质组分混相能力，增大小孔隙中的原油动用程度，均衡驱替前缘，扩大波及体积。通过超前压驱补能实现快速高压混相，采用梯级气水交替、注采耦合、多级化学调堵等技术全过程动态调控渗流阻力，实现采收率与封存率的协同最优。研究成果应用于高89-樊142 CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）示范区，区块日产油由254.6 t提高至358.2 t，预计实施15年可提高采出程度11.6个百分点，为CCUS规模化应用提供理论和技术支撑。

基于柴达木盆地西部坳陷油气勘探实践，结合地震、钻井、测井及地球化学等资料，对柴西坳陷古近系全油气系统基本地质条件、油气分布特征、成藏运聚动力与成藏模式开展研究。研究表明：柴西坳陷发育全球独具特色的“巨厚山地式”全油气系统，围绕古近系下干柴沟组上段烃源岩层系，从盆缘向湖盆中心，平面上构造油气藏、岩性油气藏、页岩油与页岩气有序分布、纵向上叠置连片。柴西坳陷古近系全油气系统具有3方面独特性：①低有机质丰度烃源岩“低碳富氢”，单位有机碳生烃能力强；②咸化湖盆沉积巨厚，坳陷中心沉积以混源为主，岩相与储集空间纵横向变化快；③喜马拉雅期走滑挤压强改造，山地式全油气系统油气差异富集。柴西坳陷古近系全油气系统是源储盖与输导体系协调演化的结果，具有低碳富氢烃源岩全过程生烃、巨厚储集体全坳陷沉积、挤压走滑断裂体促进油气全方位调整、常规-非常规油气全系列分布的特征。受控于喜马拉雅期强构造运动影响，柴西坳陷经历了先拗后隆的演化过程，在湖盆中心发育广义页岩油，在超过2 000 m厚度的沉积体系中，油气连续分布于烃源岩层系内的薄层状灰云岩与紧邻生烃灶的藻灰岩中，白云石晶间孔、纹层缝与断溶体是有效储集空间。相关认识可进一步丰富和发展中国陆相湖盆全油气系统理论，并为柴达木盆地油气综合勘探提供理论指导与技术支持。