针对现有砂岩岩石结构评价方法依赖于肉眼观察、效率低，且磨圆度等仍处于半定量分析、粒度分析无法分类型统计等问题，提出一种基于视觉大模型（SAM）的砂岩岩石结构智能评价方法。通过设计基于秩-分解矩阵适配器的SAM轻量化微调方法，构建多光谱岩石颗粒分割模型（CoreSAM），实现岩石颗粒边缘提取与类型识别，在此基础上提出一套岩石结构量化评价方法，评价粒度、分选性、磨圆度、颗粒接触关系及胶结类型等指标。实验结果表明，CoreSAM在岩石颗粒分割精度上优于现有方法，且在CT图像、岩心照片等不同类型图像上展现出良好的泛化性，能够实现全样本、分类型的粒度分析以及磨圆度等参数的量化表征，推动储层评价向精准、量化、直观、全面的方向发展。

基于渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段油气地质基础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多圈层耦合控制下油气环带分布是陆相断陷盆地全油气系统的重要特征，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—非常规油气一体化有序成藏观具有很强的预测功能，成功指导了渤海湾盆地沧东凹陷整体部署、立体勘探，推动古近系孔店组二段页岩油勘探获得重大突破，并有望为同类陆相含油气盆地油气高效勘探提供重要参考借鉴。

基于钻井、录井、测井、地质实验等基础资料，对四川盆地北部二叠系大隆组海相页岩地质特征及页岩气富集高产因素开展研究。结果表明：①大隆组优质页岩形成于二叠系吴家坪组沉积后，主要发育在四川盆地北部开江—梁平海槽内，深水陆棚沉积相和硅质生物繁盛的深水还原环境形成了富有机质的黑色硅质页岩。②大隆组页岩有机质孔与无机质孔发育，脆塑性矿物交互成层，4 500 m以深的超深层依然发育大量无机质孔，总孔隙度大于5%，显著拓展了页岩气储集空间。③大隆组顶底板灰岩既有助于早期埋藏生烃持续处在封闭系统，又为页岩段持续生烃和富气保存提供有利条件，在后期改造中利于缝网横向延伸，达到最优改造效果，提高井控资源量。综合地质、工程、经济条件，优选出5 500 m以浅的有利区面积为1 800 km²，资源量达5 400×10⁸ m³。④大隆组页岩储层具有“薄而肥”的特征，埋深5 500 m以浅的川东高陡构造区内远离主体断裂的向斜区，是当前工程技术条件下最有利的二叠系页岩气建产区域，主要包括南雅向斜、檀木场向斜和梁平向斜。

为提高测井曲线重构任务的准确性和泛化性，提出一种基于人工智能大语言模型的大模型“盖亚”，并开展模型评估实验。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。

通过总结世界能源结构与中国能源资源禀赋特点，分析了中国建设“能源强国”的时代背景与历史机遇，提出了中国“能源强国”实现路径与举措。研究表明：中国具有“煤炭较多、油气较少、风光无限”的资源禀赋，以及煤炭消费占比高、油气消费占比低、新能源消费快速增长的消费结构特点。明确提出了“全能源系统”的概念，多能互补、绿色发展、稳定供应、智慧利用与碳中和协同的“全能源系统”是解决能源转型与能源独立的有效途径。中国建设“能源强国”可按照化石能源稳步有序低碳化发展、新能源规模经济安全发展、碳中和“全能源系统”融合发展、“一带一路”能源带共建共享的发展思路推进。中国建设“能源强国”应遵循“三步走”战略路径：2025—2030年，一次能源消费达峰，实现“碳达峰”；2031—2050年，能源产量首次达到与消费量持平，迈向“能源独立”；2051—2060年，力争“碳中和”，建成“能源强国”。中国建设“能源强国”可从根本性上保障国家能源安全，推动实现碳中和目标，为世界能源转型与绿色地球建设贡献中国智慧与中国方案，支撑中国式现代化强国建设和中华民族伟大复兴。

通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段（简称长7₃亚段）富有机质页岩的纹层（组合）类型、储集特征和页岩油赋存状态等开展系统研究，揭示不同纹层组合约束下页岩油赋存的主控因素；并结合页岩油微运移表征及评价方法，从接力式供烃、阶梯式运移、多级分异的角度深入探讨页岩油差异富集机理和富集模式。研究表明：①长7₃亚段页岩主要发育无纹层型（泥岩）、砂质纹层、凝灰质纹层、混合纹层和富有机质纹层等5类主要纹层组合。②不同纹层组合页岩储集空间存在明显差异，砂质纹层和凝灰质纹层页岩中大量发育的粒间孔、溶蚀孔及生烃增压缝等多尺度孔缝系统构成液态烃赋存的主要场所。③各类纹层组合页岩中页岩油的赋存和分布受有机质丰度、储集性、热演化程度、矿物组成及纹层规模共同控制，砂质、凝灰质纹层等刚性纹层组合页岩的微纳米孔缝中以游离态的轻质组分为主，而有机质、黏土矿物及骨架矿物颗粒表面则以吸附态的重质组分为主。④长7₃亚段不同纹层组合页岩间发生了明显的页岩油微运移，整体呈现出富有机质纹层页岩→凝灰质纹层页岩→混合纹层页岩→砂质纹层页岩→泥岩的阶梯式运移特点。⑤多种类型纹层页岩空间叠置关系控制下有机质的“接力式”供烃、多尺度孔缝网络的“阶梯式运移”及不同纹层组合页岩中“有机-无机相互作用”控制下的“多级分异”是导致页岩油在不同纹层组合页岩间油组分差异性的根本原因。

系统梳理全球CO₂捕集、利用与封存（CCUS）产业集群的发展现状，通过对比分析国内外CCUS产业模式和成功经验，探讨中国CCUS产业规模化发展的挑战和对策。全球CCUS产业已明显呈现出规模化和集群化发展趋势，北美地区在大规模CO₂捕集、长距离管道输送、管网优化和大规模驱油等方面已形成关键技术体系，集群建设较为成熟，且产业模式逐渐由CO₂-EOR向地质封存转变。中国CCUS产业各环节发展迅速，目前处于集群化发展初期，面临商业模式缺失、政策保障不足、关键技术相对落后等挑战。未来需完善政策支持体系，提升全产业链相关企业合作积极性；加强顶层设计和中长期规划，推动全流程集群示范项目建设；攻关全产业链技术体系，加强低成本捕集技术、管网优化技术、驱油和埋存技术研究；加强人才培养，强化学科建设和校企科研合作等。

基于四川盆地东南部（简称川东南）南川地区钻井、测井、录井、实验和试气等资料，通过对二叠系茅口组一段（简称茅一段）生烃潜力、天然气成因、赋存状态、运移特征、保存条件、孔缝特征和成藏演化等方面开展系统研究，探讨茅一段泥灰岩组合非常规天然气富集高产主控因素和成藏模式。研究表明：①茅一段非常规天然气富集高产主要受控于3个因素：富碳组构控制生烃潜力、良好保存条件控制富集、天然裂缝控制产量规模；②茅一段富碳组构碳酸盐岩生气潜力大，具有自生自储特征，奠定了天然气成藏的物质基础；③天然气赋存状态以游离气为主，易发生横向运移，因此良好的保存条件是天然气富集的关键；正向构造更利于天然气汇聚成藏，单斜区茅一段自封闭及其顶底板封隔共同构筑良好的封存箱，也可滞留成藏；④天然裂缝为天然气主要储集空间和渗流通道，是控制产量的核心要素，裂缝越发育，越利于优质孔隙-裂缝型储层的形成以及天然气的富集成藏；⑤茅一段非常规天然气成藏模式为“自生自储、保存条件控富、裂缝控产”；⑥找准保存条件较好的裂缝发育区是勘探成功的关键，实施水平井分段酸化压裂是增产提效的重要手段。研究成果对深化川东南地区茅一段天然气富集规律认识、指导新类型非常规天然气高效勘探开发具有重要参考借鉴意义。

根据古龙页岩油现场实践，结合CO₂与古龙页岩油储层基质和流体相互作用系列实验，系统评价CO₂前置压裂在古龙页岩油的应用效果及适应性。先导试验表明，相较于常规压裂井，CO₂前置压裂井表现出初产较高但递减快、累产低、气油比偏高且不稳定、产液量不具优势等4个显著特点。出现这些生产特征的原因在于：一方面，CO₂前置压裂抑制了古龙页岩油储层主裂缝穿层扩展、降低了压裂改造体积，弱化了裂缝导流能力，降低了基质渗透率和孔隙度，影响了工程效果；另一方面，受限域效应的影响，前置CO₂加大了裂缝-大孔系统与基质小孔系统饱和压力的差距，造成裂缝-大孔系统持续产气和轻烃挥发、基质小孔原油难以动用，影响了开发稳产效果。在古龙页岩油多种特征的叠加作用下，前置CO₂在储层改造（裂缝扩展及裂缝导流能力）、基质渗流、流体相态与产出方面均会产生一定的负面影响，制约了CO₂前置压裂在古龙页岩油的应用效果。

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。

中国陆相断陷湖盆具有构造分割性和沉积非均质性强、断-缝发育、页岩油热演化程度和流动性差异大等特点，通过梳理陆相断陷湖盆页岩油的勘探开发现状，探讨“二元富集”、源储配置等理论认识，重点总结细粒沉积-成岩协同成储作用机制、富有机质页岩成岩动态演化与烃类赋存机理、页岩油富集主控因素与评价方法、富有机质页岩致裂机理与人工缝网模拟、页岩油流动机理与有效开发等5大重点领域的研究进展。综合研究认为，陆相断陷湖盆页岩油需聚焦“构造作用下的细粒沉积差异成岩成烃协同演化与页岩油赋存富集机理”和“复杂断块陆相页岩油多尺度多相流动机理与立体开发方法”两大科学问题。基于勘探开发瓶颈，提出5大攻关方向：①深化富有机质页岩有机-无机相互作用与成储机理研究，明确高频层序演化与成岩流体对储集空间的影响；②揭示不同岩相生—排—滞烃动态过程与热成熟度的定量关系，阐明自封闭系统形成的条件；③构建地质适配性强、数智驱动的页岩油分类分级评价体系；④揭示复杂岩相组合下人工裂缝扩展规律，优化物理场耦合压裂技术；⑤攻克多尺度地质建模与多相渗流表征难题，建立数值模拟方法。未来需针对储层非均质性强、开发成本高等问题，通过多学科交叉推动理论突破创新与技术迭代升级，支撑断陷湖盆页岩油高效勘探开发。

基于中国华北燕辽盆地中元古界蓟县系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含量硅质页岩，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。

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等问题，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。聚能压裂开发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，证实聚能压裂开发技术应用前景广阔，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。

20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。煤成气理论揭示，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，全国天然气探明地质储量仅为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，中国天然气累计探明地质储量为20.90×10¹² m³，年产天然气2 343×10⁸ m³，人均可享用国产气量为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。

在涪陵页岩气三层立体开发区开展压裂后取心试验，系统设计不同井型取心井6口，基于页岩压后钻井、取心和监测一体化工程技术及裂缝溯源分析，开展页岩气立体开发压裂后缝网评价。压后岩心裂缝数据表明，压裂后形成天然成因、水力成因、机械外力成因3大类裂缝，细分为天然构造缝、天然层理缝、水力压裂缝、压裂激活缝、钻井诱导缝、岩心搬运缝6个小类。压后人工缝网形态丰富，水力压裂缝和压裂激活缝相互交织，呈现8种人工缝网形态，以“一”字形简单裂缝最为常见，约占总裂缝的70%。至压裂井筒距离小于35 m时，人工缝网密度较高；距离为35~100 m时，人工缝网密度较低；距离大于100 m时，密度逐渐增大。取心区裂缝溯源结果证实，目前压裂工艺可基本实现涪陵焦石坝主体区块储层的差异化改造，三层立体开发模式能够高效动用页岩气储量，但在裂缝复杂度及扩展均衡性上仍有提升空间，需进一步优化密切割+缝内/缝口暂堵转向、限流射孔等技术，促进裂缝均衡起裂延伸扩展。

以四川盆地下志留统龙马溪组页岩为例，采用基于原子力显微镜的红外光谱（AFM-IR）对不同类型和赋存状态有机质开展亚微米尺度分子官能团分析，结合扫描电镜下孔隙发育程度定量统计，探讨海相过成熟页岩中有机质孔隙形成演化机理与有机质化学组成及结构变化之间的关系。研究结果表明，页岩中笔石表皮体和焦沥青AFM-IR光谱在波数约1 600 cm^-1处代表芳香族化合物共轭双键C═C的伸缩振动占主导地位，1 375，1 450，1 720 cm^-1波数附近代表脂肪族和羰基/羧基官能团吸收位出现微弱峰值。整体上，相同成熟度页岩样品中有机质的AFM-IR光谱结构参数与面孔率有很好的对应关系，即A和C因子值越低，有机质孔越发育，与其热演化过程中较多的脂肪链和含氧官能团脱离形成油气有关。焦沥青-黏土矿物复合体孔隙发育普遍较好，这可能与黏土矿物脱水参与生烃反应，导致较多的官能团脱离有关。此外，在高—过成熟阶段有机质-黏土复合体内部有机质热演化生烃可导致体积增大而发生爆裂并释放油气，较高的排烃速率有利于形成孔径较大的孔隙和沿片状黏土矿物呈裂缝形态的孔隙。研究成果显示，亚微米尺度分子官能团的研究可以更为深入诠释过成熟页岩有机质演化路径和有机质孔发育机制，并为页岩油气地质勘探提供储层评价方面的参数依据。

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大、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4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”的准南深层下组合分层次勘探策略。

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。

天然气成因的准确判别是天然气地球科学理论研究、油气勘探部署与资源潜力评价的基础。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δ¹³C₁-C₁/(C₂+C₃)、δ¹³C₁-δ¹³C₂-δ¹³C₃、δ¹³C_CO2-CO₂、C₇轻烃三角图等典型图版的构建逻辑与技术路径，分析了其在区分油型气、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实践转化提供科学依据。

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。

针对压回法压井过程中气液逆向两相流动规律复杂、气泡运移速度难以预测的问题，开展不同工况下环空中气液逆向流动气泡运移实验，揭示井筒倾角、液相性质及逆流液速对气泡变形、气泡运移轨迹及速度的影响规律，建立气泡运移速度预测模型。研究表明，气泡在逆流中主要表现出孤立气泡自由上升及多气泡相互作用上升两种运移方式；气泡在逆流下的运移轨迹为“S”形，随着逆流液速增大气泡横向摆动加剧，井筒倾角、液相密度、液相黏度增大都会使气泡运移轨迹逐渐趋向于直线；气泡上升过程中整体呈现为椭球形，井筒倾角对气泡变形程度的影响不大，随着液相黏度及密度增大气泡纵横比减小；随着井筒倾角增大气泡运移速度逐渐减小，随着液相黏度增大气泡运移速度减小，随着液相密度增大气泡运移速度略微增大。建立的气泡运移速度预测模型预测误差在±15%以内，适用条件较为宽泛。

针对目前闭环油藏管理中生产优化偏经验性、精度和效率较低、约束优化问题求解困难等问题，分析常用生产优化方法（模型）的原理和优缺点，提出一种兼顾效率和精度、综合考虑实时性与长期性、多种优化模型交互协同的水驱油藏智能综合生产优化方法。该方法整合了油藏动态认识、简化物理模型和油藏数值模型等多种优化方法（模型），将不同模型的结果和认识相互耦合，以加速模型构建与拟合。采用现场实例对该方法进行解释和验证，结果表明，对于不同应用场景，存在不同的最佳生产优化模型，简化物理模型更适用于短期实时优化，基于模拟器的代理优化和流线模拟优化方法更适用于长期优化策略的制定，二者均需在油藏工程视角的合理约束下进行优化才具有实用价值。

基于鄂尔多斯盆地中东部探井上古生界岩心的测试化验资料，结合构造、埋深及流体地球化学分析，揭示煤储层流体特征、聚气主控因素及富气模式。研究表明：①1 500~1 800 m深度段为中浅层开放型流体系统和深层封闭型流体系统的转换深度带，1 500 m以浅水侵改造强度大，储层压力梯度分布离散，甲烷气存在不同程度的次生生物成因气混入，整体呈富含水、吸附气欠饱和特征；1 800 m以深呈现出极低渗储层自封闭特征，水动力侧向封堵和致密盖层围限共同作用形成封闭型流体系统，系统内地表径流入渗微弱，流体次生改造程度低，压力梯度相对统一，大部分层段吸附气含气饱和度超过100%，游离气含量主要为1~8 m³/t，个别层段可超过10 m³/t；②在深部地层温压环境约束下，煤储层聚气能力受控于煤岩煤质、储盖组合和构造位置主导的储集性、润湿性和封闭性，高变质程度、低灰分产率煤和灰岩、泥岩盖层等多因素叠合区聚气优势明显，正向构造高点和宽缓负向构造低点是有利的富气场所，两翼陡坡含气量相对较低。研究成果有助于深化煤储层聚气机理认识，可为深部资源精准选区评价和适应性增产技术创新发展提供有效参数依据。

针对钻井过程中的地震资料分辨率低导致井筒附近和钻头前方小尺度地质体刻画不精准问题，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地震资料处理分为钻前处理、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的地震资料、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地震资料处理技术，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成像精度显著提升，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出较高的应用价值，并通过测井、录井和钻井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，从而提升了钻井作业的安全性与效率。

针对油气田地层水样品易受污染而导致水化学性质信息数据失真的问题，开展对中国含油气盆地油气田地层水判别方法对比和数据可信度评价方法研究。结果表明：①地层水判识方法包含物理特征、水化学组成特征、水型特征、特征系数等单因素的基本方法，以及在此基础上提出的主要根据钠氯系数与脱硫酸系数相关性分析、并结合地质背景评价的数据可信度综合评价方法；②地层水判识的基本方法有利于现场对水化学数据的初步判别与数据的初步筛选，综合方法将CaCl₂型水分为A-Ⅰ—A-Ⅵ 6种类型、将NaHCO₃型水分为B-Ⅰ—B-Ⅳ 4种类型进行评估，以便研究人员对水化学数据可信度开展深入评价与影响因素的分析；③采用基本方法判别地层水时，存在CO₃^2-、OH^-、NO₃^-等阴离子的地层水，或钠氯系数和脱硫酸系数与地质环境不符的地层水等都是有地表水侵入或施工液污染；④采用综合方法判别地层水的数据可信度时，虽然认为A-Ⅰ型、A-Ⅱ型、B-Ⅰ型和B-Ⅱ型是可信度较高的地层水，但都必须与地层环境、采样条件、凝析水、酸液、古风化壳淋滤、古大气淡水等影响因素的地质背景分析相结合，才能更有效与更准确地确定其数据可信度。

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。对于进入开发中后期的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。

针对四川盆地页岩气加密井“多层多期次”的布井特征，建立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，提出立体加密井组水力压裂参数优化方法，分析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。

基于岩矿学、测井、地震、古生物、地球化学等资料的综合分析，开展珠江口盆地西南部边缘凹陷顺德北凹始新统文昌组二段烃源岩的古环境、古气候条件精细研究和烃源岩模式构建。研究表明：①文昌组二段发育厚层优质湖相烃源岩，纵向非均质强，平均总有机碳含量（TOC）为4.9%，从下到上可划分为3个地层单元：Ⅰ单元发育Ⅰ型有机质为主的优质烃源岩，有机质主要来自湖泊生物贡献，TOC值平均为5.9%；Ⅱ单元发育Ⅱ₂型有机质为主的烃源岩，以陆源输入为主的混源成因，TOC值平均为2.2%；Ⅲ单元发育Ⅱ₁型有机质为主的好—优质烃源岩，以湖泊生物贡献为主，部分为陆源有机质，TOC值平均为4.9%。②始新世强断陷期快速沉降、有限物源供给背景下，暖湿气候-火山活动-深水还原条件协同控制了顺德北凹文二段优质烃源岩的发育。Ⅰ单元沉积期，暖湿气候及火山活动促进了以粒面球藻为主的湖泊藻类勃发，初始生产力高，同时深水还原条件为有机质提供了良好的保存条件，共同控制优质烃源岩的发育和赋存；Ⅱ单元沉积期为暖—凉过渡、半干旱古气候，湖泊藻类数量降低，初始生产力降低，同时陆源输入增加、浅水弱氧化的水体条件使有机质被稀释、分解，烃源岩品质下降；Ⅲ单元沉积期为凉湿的古气候条件，盘星藻和葡萄藻类开始生长，生产力再提升，同时在半深水的还原环境保存条件下，形成了稍次于Ⅰ单元的优质烃源岩。研究结果明确了顺德凹陷不同类型烃源岩的差异成因及发育模式，对边缘凹陷烃源岩精细评价及有利勘探方向选择具有重要的借鉴和指导意义。

为进行万米特深层地球科学探索和油气勘探，实现特深钻井工程技术的迭代升级，中国石油天然气集团有限公司2023年在塔里木盆地部署了万米特深井深地塔科1井。通过该井的成功钻探，地质认识方面取得突破性进展，首次获取了万米深层岩心、测井、录井、流体、温度及压力资料，认识到万米特深层仍发育有效烃源岩、碳酸盐岩储层及可动常规油气，打破了传统的油气地质理论认识，明确了塔里木盆地万米特深层油气勘探的巨大潜力并指出了有利勘探领域。工程技术方面形成了特深井复杂压力系统安全钻井、特深井复杂难钻地层优快钻井、特深井苛刻工况井筒质量控制、特深超高温复杂地层资料录取4大关键技术体系。同时铸就了特深钻完井工程技术十大利器，顺利成功完钻了亚洲第1、全球第2垂直深井，极大促进了对万米特深层地质条件的认识，助力中国成为具备特深井钻探核心技术的少数国家。

针对深层—超深层碳酸盐岩孔隙形成演化过程与保持机理不清的难题，研制了超深层高温高压储层可视化模拟实验装置，针对四川盆地和塔里木盆地样品，开展深层—超深层逼近真实地质条件下的碳酸盐岩溶蚀-沉淀模拟实验。该装置包括4个核心模块：超高温超高压三轴应力岩心夹持器模块（温度大于300 ℃、压力大于150 MPa），具温压可调节功能的多时段-连续流模块，超高温度压力蓝宝石视窗池和流体属性高温高压原位测定模块，超高温超高压渗透率实时在线检测模块。应用该实验装置开展模拟实验，取得3项地质认识：①碳酸盐岩储层孔喉结构受控于岩性和初始孔喉结构，流体类型、浓度和溶蚀时长控制溶蚀程度，溶蚀过程存在2种演化模式，溶蚀规模与温度压力呈正相关关系，成孔高峰期与生烃高峰期匹配程度高；②开放-流动体系的白云岩溶蚀潜力大于灰岩，并受酸性流体类型、浓度和初始物性控制，可持续形成次生溶孔，且主要沿先存孔缝带发育和分布；③近封闭成岩体系中，酸性流体与碳酸盐岩持续反应达到饱和及动态平衡后，此时孔隙结构不再变化，先存孔隙得以保持。上述认识对深层—超深层碳酸盐岩储层孔喉结构和发育潜力评价、优质碳酸盐岩储层发育主控因素分析和分布预测具有指导意义。