基于油气勘探发现和地质认识进展，从成盆、成烃、成储及成藏的内在地质过程出发，揭示沉积盆地超深层油气的形成与赋存规律并探讨超深层领域的关键科学问题。中国超深层主要经历中新元古代和早古生代2个伸展-聚敛旋回，构造-沉积分异产生空间上相邻的源-储组合；发育丘滩体型、岩溶缝洞型、断溶型、白云岩型和断裂带型等多种类型规模性碳酸盐岩储集体、超压型碎屑岩和基岩裂缝性储集体；油气多期复合成藏，晚期调整定位；油气分布受高能滩带、区域不整合面、古隆起与大型断裂带等的控制；赋存多种成因的天然气和轻质油。超深层油气资源占剩余总资源量的33%，为中国油气勘探的重要接替领域；超深层的大型成藏地质单元与规模富集区带将是持续取得油气大发现的重点方向，勘探前景广阔。超深层油气地质条件和富集区带预测为油气地质学研究的关键科学问题。

系统综述CO₂-水-岩复杂作用机理、多孔介质反应输运（溶解、沉淀及沉淀运移）微观模拟、CO₂-水-岩系统微观模拟3个方面的研究进展，指出目前研究存在的主要问题并提出了关于未来研究方向的建议。CO₂注入储集层后，不仅存在常规渗流体系的流动和传质作用，还会产生溶解、沉淀及沉淀运移等特殊物理化学现象，其耦合作用导致多孔介质的孔渗参数变化规律复杂。孔隙尺度的微观渗流模拟，可以得到孔喉三维空间内的详细信息，且能显性观察到多孔介质流-固界面随反应的变化。目前研究主要在复杂作用机理解耦合、多矿物差异性反应表征、沉淀生成机理及表征（晶体成核和矿物脱落）、沉淀-流体相互作用模拟方法、多物理化学过程耦合渗流机制等方面存在局限。未来研究中，需要创新实验方法对“溶解—沉淀—沉淀运移”解耦合，提高矿物地球化学反应相关参数实验测试的准确度，在不同沉淀机理可靠表征的基础上，建立沉淀-流体相互作用模拟方法，并有机耦合各个物理化学过程，最终实现对CO₂-水-岩系统中“溶解—沉淀—沉淀运移”的耦合渗流模拟。

针对鄂尔多斯盆地庆城油田三叠系延长组7段（简称长7）页岩油单砂层厚度薄、储集层致密且非均质性强、地层压力系数低、地貌复杂等特点，历经勘探发现、评价探索、开发试验、规模开发阶段，形成了以“甜点”优选技术、差异化立体布井技术、大井丛水平井优快钻完井技术、长水平井细分切割体积压裂技术和合理生产制度优化技术为核心的技术体系，以及黄土塬大平台工厂化作业为主的生产组织模式。通过以上关键技术的应用，大幅度提高了庆城油田单井产量，降低了投资成本，实现了完全成本55美元下的规模效益开发，2022年鄂尔多斯盆地长7页岩油年产油量达到221×10⁴ t，占中国页岩油年产量的70%，为陆相页岩油高效开发提供了有益借鉴。

天然气在21世纪中叶将迈入“鼎盛期”，“天然气时代”正在到来。回顾全球天然气工业历程，梳理美国页岩革命启示，总结中国天然气发展历史与成果进展，分析天然气在能源绿色低碳转型中的地位与挑战，提出当前和未来中国天然气工业的发展对策。中国天然气工业经历了起步、增长、跨越3个发展阶段，已成为世界第4大天然气生产国与第3大消费国；天然气勘探开发理论技术取得重大成就，为储量产量规模增长提供了重要支撑。碳中和目标下，推动绿色可持续发展，天然气工业发展挑战与机遇并存。天然气低碳优势显著，“气电调峰”助力新能源发展；同时，开采难度与成本加大等问题更突出。为保障国家能源安全，实现经济社会与生态环境和谐共生，碳中和进程中，立足“统筹布局、科技创新；多能互补、多元融合；灵活高效、优化升级”，完善产供储销体系建设，加速推动天然气工业发展：①加大天然气勘探开发力度，规划部署重点勘探开发领域，突破关键理论，强化技术攻关，持续支撑增储上产；②推进天然气绿色创新发展，突破新技术，拓展新领域，融合新能源；③优化天然气供需转型升级，加大管道气、液化天然气布局和地下储气库建设，建立储备体系，提升应急调节能力和天然气一次能源消费比例，助力能源消费结构转型，实现资源利用低碳化、能源消费清洁化。

通过生烃热模拟、微米与纳米CT、氩离子抛光场发射电镜、激光共聚焦和二维核磁等实验分析，对松辽盆地古龙页岩油的生成模式、储集结构与富集机制进行研究。研究表明：①古龙页岩中存在大量微微型藻、微型藻和沟鞭藻，这些形成于微咸—半咸水的藻类共同构成了富氢页岩的生油母质；②青山口组页岩生油物质大多以有机黏土复合体的形式存在，有机质在成熟演化过程中黏土矿物具有抑制和加氢催化双重作用，扩大了页岩油生成窗口的下限、增加了轻烃生成数量；③古龙页岩储集空间的形成与溶蚀和生烃作用有关，随成岩作用增强微纳米孔隙数量增加、孔隙直径变小，与页理缝发育数量增多同步，构成了古龙页岩特有的纳米级孔-微米级页理缝双重介质储集层；④古龙页岩微—纳米级储油单元具有独立的油气赋存相态，表现为小孔凝析态、大中孔气液两相（或液态）和全孔径含油的特征。古龙页岩油形成与富集机制的新认识对推进中国陆相页岩油的勘探实践具有理论指导意义。

鉴于现有水平井压裂过程事件识别方法费时费力、精度低且无法实现事件预警的问题，改进数据分析和深度学习算法，基于页岩气水平井压裂施工数据与报告分析，提出了水平井压裂多类型复杂事件智能识别与预警方法。基于Att-BiLSTM神经网络，耦合宽度学习系统（BLS）与反向传播神经网络（BP），建立了压裂过程“点”类事件识别模型，实现了压裂开始/结束、地层破裂、瞬时停泵等事件的智能识别，精度超过97%。改进Unet++网络，建立了压裂过程“阶段”类事件识别模型，实现了泵球、前置酸降压、暂堵压裂、砂堵等事件的智能识别，相对误差小于0.2%。基于Att-BiLSTM神经网络，构建了压裂过程压力实时预测模型，实现了压裂多类型事件预警，提高了压裂事件识别精度和效率，实现了压裂决策智能化。

通过对鄂尔多斯盆地石炭系本溪组煤岩分布、煤岩储层特征、煤质特征、煤岩气特征以及煤岩气资源和富集规律等方面开展系统研究，评价其勘探潜力。研究表明：①煤岩气是有别于煤层气的优质天然气资源，在埋深、气源、储层、含气性、碳同位素组成等方面具有独特特征；②本溪组煤岩分布面积达16×10⁴ km²，厚度2~25 m，以原生结构的光亮和半亮煤为主，挥发分和灰分含量低，煤质好；③中高阶煤岩TOC值为33.49%~86.11%，平均值为75.16%，演化程度高（R_o为1.2%~2.8%），生气能力强，气体稳定碳同位素值高（δ¹³C₁值为?37.6‰~?16.0‰，δ¹³C₂值为?21.7‰~?14.3‰）；④深层煤岩发育气孔、有机质孔和无机矿物孔等基质孔隙，与割理、裂缝共同构成良好储集空间，储层孔隙度为0.54%~10.67%，平均值为5.42%，渗透率为（0.001~14.600）×10^-3 μm²，平均值为2.32×10^-3 μm²；⑤纵向上发育5种煤岩气聚散组合，其中煤岩-泥岩聚气组合与煤岩-灰岩聚气组合最为重要，封闭条件好，录井全烃气测峰值高；⑥构建了广覆式分布的中高阶煤岩持续生气、煤岩基质孔和割理裂缝规模储集、源-储一体赋存、致密岩盖层密闭封堵的煤岩气富集模式，存在煤岩侧向尖灭体、透镜体、低幅度构造、鼻状构造和岩性自封闭5种高效聚气类型。⑦依据煤岩气地质特征评价划分出8个区带，估算埋深超过2 000 m的煤岩气资源量超过12.33×10¹² m³。上述认识指导风险勘探部署，两口井实施后分别获得工业气流，推动进一步部署预探井和评价井，获得规模突破，提交超万亿方预测储量和超千亿方探明储量，对中国天然气效益增储和高效开发具有重大意义。

勘探开发大气田是一个国家快速发展天然气工业的重要途径。1991年至2020年，中国新探明大气田68个，促进2020年产气1 925×10⁸ m³，成为世界第4产气大国。基于中国70个大气田的1 696个气样组分和烷烃气碳同位素组成数据，获得中国大气田烷烃气碳同位素组成特征：①δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃和δ¹³C₄的最轻值和平均值，随分子中碳数逐增而变重，而δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃和δ¹³C₄的最重值，随分子中碳数逐增而变轻。②中国大气田δ¹³C₁值的分布区间为?71.2‰~?11.4‰，其中生物气δ¹³C₁值的分布区间为?71.2‰~?56.4‰；油型气δ¹³C₁值的分布区间为?54.4‰~?21.6‰；煤成气δ¹³C₁值的分布区间为?49.3‰~?18.9‰；无机成因气δ¹³C₁值的分布区间为?35.6‰~?11.4‰；根据这些数据编制了中国大气田的δ¹³C₁值尺图。③中国天然气δ¹³C₁值的分布区间为?107.1‰~?8.9‰，其中生物气δ¹³C₁值为?107.1‰~?55.1‰；油型气δ¹³C₁值为?54.4‰~?21.6‰；煤成气δ¹³C₁值为?49.3‰~?13.3‰；无机成因气δ¹³C₁值为?36.2‰~?8.9‰；根据上述数据编制了中国天然气的δ¹³C₁值尺图。

基于塔里木盆地FD1井及周围主干走滑断裂钻探成果，从沉积-层序、台内滩储集层和油气成因等方面分析，以揭示超深主干走滑断裂带间中—上奥陶统台内滩储集性能及成藏条件。取得以下地质研究成果和认识：主干走滑断裂带间鹰山组台内滩叠加低序次断裂带构成一种新的成藏组合类型，下寒武统玉尔吐斯组烃源岩生成的油气首先由主干走滑断裂带垂向输导运移至鹰山组2段，然后发生侧向运聚成藏；FD1井少量原油是玉尔吐斯组成熟阶段生成的，而大量的天然气主要为超深油藏原油裂解气，从而形成高气油比的干气（干燥系数为0.970）和混合型次生凝析气藏。这种“台内滩+低序次断裂带”成藏组合新类型预示富满地区有望形成含油气连片局面并将进一步横向拓展富满油田超深领域的油气勘探空间。

基于珠江口盆地惠州凹陷油气勘探实践，通过烃源岩地球化学指标测定、储集体发育形貌恢复及镜下岩矿表征、圈闭封盖指标实测比对、原油生物标志化合物提取、凝析气成因判别及成藏条件解剖，系统分析惠州26洼古近系恩平组油气资源潜力、大型砂砾岩优质储集层发育特性、断裂圈闭有效性及油气运聚成藏模式，总结南海东部古近系富砂砾型大中型油气田的形成条件及勘探方向。研究表明：①洼内古近系文昌组发育“面积广、厚度大”的半深湖—深湖亚相优质烃源岩，具有“早期大量生油、晚期大量排气”的典型倾油型烃源岩排烃特征，为恩平组油气成藏提供了充足的物质基础；②洼内断裂陡坡带与转换带联合控制下近源规模性砂砾岩体储集层非均质性强，具有“有利相带-颗粒组分-微裂缝”三元分级控储特性，等粒、低泥质（含量小于5%）、高含量长石组分及近断裂组合的（水下）分流河道有利于甜点储集层发育；③稳定湖泛泥岩封盖下的走滑增压型圈闭是油气保存的必备条件，斜交主应力的北东及近东西向断裂控圈效果最优；④优质烃源岩-断裂输导/封堵-砂砾岩储集层时空配置共同控制油气富集程度，自上而下划分为低充满带、过渡带和高充满带3个油气聚集单元，且近增压型通源断裂带河道主体区利于规模性油气富集。研究成果为珠江口盆地恩平组规模性富砂砾型油气藏勘探指明了新方向，并实现了油气勘探重大突破。

建立渗流-地质力学耦合的嵌入式裂缝流动模型，进行致密油多场耦合模拟，揭示致密油长期注水后压力场、渗流场和应力场的变化规律，在此基础上提出了致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术。研究表明：致密油长期注水开发后，压力扩散范围小，难以建立有效驱替系统，地应力的变化幅度呈现差异性，水平最小主应力变化幅度大于水平最大主应力，注水井地应力变化幅度大于生产井，注水井周围地应力转向幅度较大。多场重构驱渗结合提高采收率技术通过注水井转采和大规模压裂技术，重构人工体积缝网系统；通过压前补能、压中增能、焖井蓄能、驱渗结合的全生命周期能量补充方法，有效解决了大规模压裂后注入介质易窜流、能量难补充的问题；通过多井联动强化渗吸效应，重构复杂缝网下驱替与渗吸结合体系，由避缝向利用裂缝转变，提高微观波及效率和驱油效率。鄂尔多斯盆地华庆油田元284区块现场应用实践表明，该技术提高采收率12个百分点，可实现致密油规模效益开发。

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。

通过分析塔里木、四川和鄂尔多斯三大海相盆地埃迪卡拉系—奥陶系，并对比参考东西伯利亚、阿曼和澳大利亚Officer三大国外盆地新元古界—寒武系的地层特征，将碳酸盐岩-膏盐岩组合划分成碳酸盐岩类和膏盐岩类互为夹层型、碳酸盐岩类和膏盐岩类互层型以及碳酸盐岩类、膏盐岩类和碎屑岩类共生型3种类型，明确了碳酸盐岩-膏盐岩组合的概念及内涵。结果表明：①碳酸盐岩-膏盐岩组合的油气通常来源于泥页岩和泥质碳酸盐岩两类烃源岩，咸化环境膏盐岩可促进烃源岩生烃。②主要发育膏云坪型、颗粒滩和微生物丘型两大类白云岩储集层，准同生期或表生期的大气淡水淋滤是储集层规模发育的主要控制因素，后期埋藏溶蚀作用对储集层有调整和改造作用。③碳酸盐岩-膏盐岩组合油气成藏模式可划分为盐下成藏模式、盐上成藏模式和盐间成藏模式3大类8小类模式。塔里木盆地塔中隆起北坡、麦盖提斜坡和玛扎塔格前缘隆起带寒武系、四川盆地东部—南部地区寒武系和鄂尔多斯盆地奥陶系盐间马家沟组四段等为未来的有利勘探领域。

在梳理国内外页岩固体沥青研究现状的基础上，以松辽盆地白垩系青山口组一段富有机质页岩为例，对固体沥青的定义、分类、赋存形式和演化路径进行深入研究，探讨固体沥青对成熟度的指示意义及其对储集空间发育的影响。研究表明：①原生显微组分类型差异是造成固体沥青演化路径不同的主要原因，油前沥青多为原位固体沥青，而油后沥青和焦沥青则多为迁移固体沥青；②在未成熟—生油阶段早期，沥青质体、镜质体、惰质体可通过光学特性观察与固体沥青进行区分，藻类体可通过荧光特征与固体沥青进行区分；③扫描电镜下可有效识别原位和迁移固体沥青，受脂族结构减少、芳构化增强的影响，固体沥青反射率随着镜质体反射率的增加而呈线性增加；④生油窗内的固体沥青主要发育残留孔、脱气裂缝和气泡孔3种次生孔隙类型，高成熟阶段的焦沥青发育海绵状孔隙；⑤扫描电镜结合激光拉曼光谱等原位分析技术的应用，可以反映不同类型固体沥青的结构信息，用于有机质迁移路径、动力等微尺度研究。

以准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组页岩为例，综合岩心观察、测试分析、地质剖析和数值模拟等方法，识别页岩层系石油微运移现象，采用自主研发的排烃潜力法定量评价页岩油微运移烃量并进行了可靠性验证，指出页岩油微运移评价的石油地质意义。研究表明：页岩层系富有机质纹层和贫有机质纹层之间存在明显的页岩油微运移，富有机质纹层生烃能力强，生成烃类的重质组分优先与干酪根溶胀或吸附滞留，轻组分以游离态运移到与其互层的长英质或碳酸盐贫有机质纹层富集；玛页1井风城组69%的页岩存在外来运移烃的充注，31%的页岩发生了排烃作用。综合基于地质色层效应的族组分、二维核磁共振以及无机锰元素在烃类运移过程中的地球化学行为等分析，验证了微运移评价结果的可靠性；微运移是连接页岩层系各个油气聚集要素的桥梁，贯穿页岩油从生成、排出到富集的全过程，影响页岩油的含量和组分。页岩油微运移识别与评价结果，将为揭示页岩油动态差异富集机制、建立页岩“多级生油高峰”模式提供新视角。

基于全球基岩油气藏数据库和中国基岩油气藏解剖，深入分析基岩油气成藏特征，探讨深层基岩油气成藏的有利条件和勘探方向。研究表明：全球已发现的基岩油气田主要分布在埋深小于4 500 m的中浅层，层位以太古宇和前寒武系为主，储集层岩性以花岗岩和变质岩为主；规模较大的基岩油气田主要分布在中新生代构造运动活跃的裂谷盆地、弧后盆地和前陆盆地。基岩油气成藏特征主要表现为：①以孔隙-裂缝型低孔特低渗储集层为主，非均质性强，强抗压实作用导致储集层物性不受埋深控制，规模成储期为盆地基底风化剥蚀期及后期构造改造期；②他源供烃，成藏组合可划分为烃源岩-基岩接触型和烃源岩-基岩分离型两大类；③烃源岩异常高压和基岩储集层常压-低压，导致烃源岩与储集层之间存在较大的压力差，有利于深层基岩抽吸成藏。基底构造活动性、成藏组合关系、深大断裂（尤其走滑断裂）发育程度及区域性盖层等是深层基岩选区评价的主要参数；古老克拉通盆地陆内裂谷边缘的前寒武系结晶基底、紧邻生烃凹陷的古生代褶皱基底和中新生代块断基底，均具有较好的成藏条件，是未来深层基岩油气勘探的主要方向。

基于岩心、岩石薄片观察，结合阴极发光、同位素地球化学、流体包裹体测试和盆地模拟等技术手段，对四川盆地南部（简称川南）深层奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩裂缝中的方解石脉与页岩气富集关系进行分析。研究表明：构造裂缝方解石脉主要发育在构造起伏较大部位，非构造裂缝方解石脉主要发育在构造平缓部位，前者主要在印支期泸州古隆起形成阶段发育，后者受生烃增压影响主要在生油—生气高峰阶段发育；裂缝受生烃增压影响多次开启—闭合，油气幕式活动被脉体记录，在最大古埋深处地层压力系数可超过2.0，燕山晚期后的地层抬升阶段是页岩气运移活动的关键时期；页岩气顺层理向构造高部位运移，构造起伏越大，页岩气运移活动越剧烈，散失量越大；地层越平缓，页岩气运移活动越弱，散失量越小，因此宽缓向斜核部和宽缓背斜页岩气富集程度最高。该结果可为页岩气生烃、运移与富集的时空匹配关系认识提供重要依据。

通过对四川盆地震旦系灯影组四段不同沉积相带样品岩石学、物性和弹性参数测量，分析不同沉积相带储集层的成岩过程及其对岩石物理性质的影响。结果表明：裂隙和矿物组分共同控制岩石物理性质，且两者受沉积环境和成岩作用影响显著。丘滩相微生物白云岩主要经历多期白云石化、准同生期溶蚀、构造破裂和热液有机酸溶蚀作用，发育裂隙和溶蚀孔洞；丘滩间洼地或云质潟湖晶粒白云岩主要经历机械压实、埋藏白云石化和构造-热液作用，发育裂隙和晶间孔。与裂隙发育相关的成岩作用造成样品压力效应、水饱和效应增加，纵波阻抗和泊松比显著下降。白云石化作用改变矿物颗粒的性质，造成泊松比接近于白云石，低能环境的泥质、硅质和灰质沉积物致使波阻抗降低、泊松比差异性变化（显著增加或减小）。同时，裂隙与溶蚀孔洞均发育的样品表现出高纵波速度频散特征，仅含裂隙或孔隙的样品纵波速度频散最小。

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。

借鉴含油气系统思路及方法，基于典型富氦气田解剖，并利用地球化学成藏方法技术，研究天然气中氦气资源形成的地质条件、成因机理与富集规律。结果表明：①氦气“生-运-聚”机理与天然气有显著差异性，氦气主要为基底富U、Th元素缓慢α衰变或深部壳幔氦释放，沿岩石圈复合输导体系运移至天然气成藏系统，依附适宜载体气聚集成藏。②氦运移输导主要受“岩石圈断裂、基底断裂、沉积层断裂、有效输导层”复合输导体系控制，基于地下流体中“氦-气-水”相平衡及相-势耦合综合分析，提出氦气运聚过程中具有“水溶相、气溶相、游离相”3种主要赋存状态，存在氦气“集流、渗流、扩散”3种运移方式。③富氦气藏形成和氦气富集通常受控于“优质氦源、高效输导、适宜载体”3大主控要素，具有“脱溶汇聚、浮力驱动、压差驱替”3种聚集成藏动力类型，已发现富氦气藏具有相对“近氦源、邻断裂、低势区、高部位”的分布规律和成藏模式。④氦气富集区勘探和评价需要依托天然气兼探/并探，在评价落实氦气“源-运-聚”要素与天然气“生-储-盖”条件耦合匹配性、局部相对低势高部位有利圈闭载体气区的基础上，综合评价优选“通源连圈、低势高位、气氦适配”的有利氦气富集区。

基于地震、钻井、烃源岩测试分析等资料，对中西非裂谷系主要盆地富油凹陷石油地质特征进行研究，并探讨未来油气勘探方向。研究表明：中非裂谷系发育下白垩统湖相优质烃源岩，西非裂谷系发育上白垩统陆源海相优质烃源岩，两类烃源岩为中西非裂谷系油气富集提供了物质基础。中西非裂谷系发育包括基岩在内的多套储集层，并存在下白垩统、上白垩统和古近系3套区域盖层。晚中生代以来，受中非剪切带右旋走滑作用等地球动力学因素的影响，中西非裂谷系不同方向的盆地在裂谷作用期次、区域盖层发育层段、圈闭类型及成藏模式等方面存在差异。其中，北东—南西向盆地主要保存了早白垩世一期裂谷层序，区域盖层位于下白垩统裂陷期地层内，形成反转背斜、花状构造及基岩潜山等圈闭类型，发育“源储一体、源内成藏”及“源上储下、源下成藏”两种成藏模式；北西—南东向盆地具有多期裂谷叠置特征，发育上白垩统和古近系区域盖层，形成披覆背斜、断背斜、反向断块等圈闭类型，以“源下储上、源上成藏”为主要成藏模式。多期叠置裂谷盆地的源内成藏组合、强反转盆地的源内岩性油藏及页岩油是中西非裂谷系盆地未来勘探的重要领域。

基于岩矿及地球化学分析、物性测定、镜下观测及不同薄层剥离测试等手段，剖析了渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组富碳酸盐页岩的结构特征，对比了不同类型页岩薄层的有机质丰度、储集性及含油性，划分出典型的页岩储-渗结构类型，并分析了不同类型页岩储-渗结构中油的可动性。取得以下认识：①泥质层与方解石层重复叠置是富碳酸盐页岩的主要结构类型，其中方解石层分为泥晶方解石层、粉晶方解石层和纤维状方解石脉。②泥质层是页岩有机质丰度及孔隙度的主要贡献者，具有最好的生烃能力、储集性能和含油性；而泥晶方解石层也具有较好的生烃潜力、储集性和含油性；粉晶方解石层和纤维状方解石脉具有较好的渗流输导性能。③济阳坳陷富碳酸盐页岩主要发育4种类型储-渗结构，各类储-渗结构中油的可动性强弱依次为：富粉晶方解石层页岩储-渗结构、富复合方解石层页岩储-渗结构、富纤维状方解石脉页岩储-渗结构、富泥晶方解石层页岩储-渗结构。济阳坳陷沙河街组页岩油在不同热演化阶段具有不同的储-渗结构类型勘探目标。

提出了一种高效的风险导向型闭环油田开发（CLFD）工作流，使用油田开发中获取的数据信息不断改进油田开发方案。该方法整合了机器学习、智能选择和增加代表性油藏模型等手段，将这些手段与基于聚类的学习与进化算法结合，有效发掘决策变量的搜索空间。与以往研究不同，该方法考虑了闭环油田开发工作流的实施时间，使用实际时间线验证闭环油田开发工作流的实用性。为了认识数据同化和新测井数据在闭环油田开发工作流中的重要性，在不确定属性保持不变的苛刻油田条件下开展了研究；利用极为耗时的模拟模型，将闭环油田开发工作流用于特大型油田基准案例分析。研究表明，仅采用100种情景即可对一个强非均质性特大型油田的地质不确定性进行量化评价。与以往方法相比，该方法可以提效85%以上。提出了对闭环油田开发工作流的一些新认识，指出了闭环油田开发工作流在实际应用中存在的与数据同化有关的问题。

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。

基于迂曲毛细管网络模型，推导建立了各向异性渗透率与岩石正应变间的关系式，即各向异性动态渗透率模型（ADPM），采用孔隙尺度流动模拟对模型进行了验证，并对单轴应变过程进行了计算，分析了变形过程中影响不同方向渗透率变化的主要因素。研究表明：层状油气藏开采的单轴应变过程中，有效面孔率对各方向的渗透率影响规律一致，随着有效面孔率的减小，渗透率对应变的敏感程度增大；垂直于压缩方向的渗透率对应变的敏感程度随迂曲度的增加而减小，沿压缩方向的渗透率对应变的敏感程度随迂曲度的增加而增大。初始各方向迂曲度相同的层状油气藏，在压力下降的过程中，迂曲度对各方向渗透率变化幅度的相对关系起决定性作用，迂曲度小于1.6时，岩石水平方向渗透率的降幅要高于垂向渗透率，迂曲度大于1.6时则相反，传统动态渗透率模型无法表征这一现象。经孔隙尺度模拟实验数据的验证，新模型拟合精度高，可以有效表征不同方向变形对各方向渗透率的影响。

基于多孔介质弹性理论、嵌入式离散裂缝模型及有限体积法，考虑页岩气微观渗流机制，建立适用于裂缝性页岩气储集层的渗流-地质力学全耦合模型，并提出了重复压裂时机优化方法，采用四川盆地涪陵页岩气井资料分析了重复压裂时机的影响因素。研究表明：受地层压力衰竭影响，最大水平主应力反转面积占总面积的百分比随时间的延长先增加后减小，且距人工裂缝越近的区域，应力反转面积百分比曲线出现峰值的时间越短，最终归零（恢复到初始状态）的时间也越短。重复压裂的最佳时间受基质渗透率、初始应力差、天然裂缝逼近角的影响：基质渗透率、初始应力差越大，应力反转面积百分比曲线出现峰值、恢复到初始状态的时间越短，采取重复压裂措施的时机越早。天然裂缝逼近角越大，裂缝附近越难发生应力反转、重复压裂最佳时间越早，人工裂缝末端以远区域越易发生应力反转、重复压裂最佳时间越晚。对于基质渗透率很小的储集层，其单井产能递减快，为保证经济性，可采取关井或注气补能等措施恢复应力，提前实施重复压裂。

通过四川盆地安岳气田深层震旦系走滑断裂、储集层资料综合分析，研究走滑断裂带白云岩储集层主控因素，探讨走滑断裂对优质“甜点”（缝洞）储集层发育与分布的控制方式。结果表明，震旦系灯影组碳酸盐岩基质储集层致密，孔隙度小于4%、渗透率小于0.5×10^-3 μm²，但走滑断裂及其溶蚀作用发育，能够使碳酸盐岩渗透率提高1个数量级以上，而且断裂相关溶蚀孔隙度可提高1倍以上，形成沿走滑断裂带广泛分布的走滑断控缝洞型“甜点”储集层。走滑断控储集层主要形成于震旦纪末，具有“相-断-溶”三元复合控储机理，台缘带岩溶控储作用显著，台内断-溶共控优质储集层发育，具有分区、分类与分带差异性。走滑断裂带的结构控制裂缝带与断控“甜点”储集层的差异分布，并形成宽阔的缝洞带。走滑断裂相关“甜点”储集层是深层古老碳酸盐岩高效开发的有利新类型，需要根据走滑断裂控储的多样性与差异性实施针对性的开发部署措施。

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。

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。

利用分子动力学方法建立了3种孔隙尺寸的复合壁面纳米孔隙/无机纳米孔隙、3种页岩油体系、5种CO₂+助溶剂复合体系及纯CO₂体系，模拟了页岩纳米孔隙中CO₂+助溶剂对页岩油的置换及封存过程，分析了置换与封存的影响因素。研究表明：石英壁面对页岩油的吸引作用随羟基化程度增大而增强，石英羟基化程度越高，页岩油中极性组分的开采难度越大。纳米孔隙孔径对页岩油置换效率也有较大影响，孔径越大，页岩油置换效率越高。助溶剂分子与页岩油极性越接近，越有利于CO₂与页岩油互溶，加入强极性助溶剂时页岩油中非极性组分越多，越不利于CO₂与页岩油互溶。乙酸乙酯对极性相对较强的页岩油剥离效果较好，二甲醚则对极性相对较弱的页岩油剥离效果较好。干酪根具有较强的吸附性能，对CO₂具有更强的吸附能力，CO₂进入干酪根后不易发生扩散泄漏，碳封存稳定性好。二甲醚作为助溶剂时，CO₂的封存率最高，乙酸乙酯作为助溶剂时，封存稳定性最好。

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。

基于四川盆地东南缘老厂坪背斜浅层常压页岩气井的钻井、测井、实验分析和试气试采等资料分析，开展浅层奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩储集层地质特征、页岩气赋存机理与吸附解吸规律等研究，以揭示构造复杂区浅层常压页岩气富集高产规律。研究认为：①浅层常压页岩气优质页岩厚度、地球化学、物性、矿物组成等静态指标与中深层页岩气一致，但具有压力系数和含气量较低、吸附气占比高、地应力小、两向应力差异大等地质特点。②构造复杂区浅层页岩具有“总含气量较低（1.1~4.8 m³/t）、吸附气含量较高（2.5~2.8 m³/t）、敏感解吸压力低（1.7~2.5 MPa）、自封闭性好”的气体赋存特征。③页岩吸附气富集主要受有机质丰度、地层温度和压力等因素控制，有机质丰度和地层压力越高、地层温度越低，吸附能力越强，越有利于吸附气赋存。④浅层常压页岩气敏感解吸压力较低，降低流压至敏感解吸压力以下，可实现吸附气快速解吸产出。⑤PD1井的勘探突破揭示以吸附气为主的浅层构造复杂区仍能形成规模页岩储集层，证实四川盆地周缘浅层常压页岩气具有良好的勘探潜力。

基于岩心薄片、扫描电镜、能谱分析、X射线衍射全岩分析及溶蚀实验，研究鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（简称长7段）重力流砂岩中长石溶孔发育特征及控制因素，明确长石溶孔的形成与分布，为预测优质储集层分布提供依据。研究表明：①研究区长7段砂岩中的长石经历3类成岩作用：长石次生加大、黏土以及方解石的交代、长石碎屑的溶蚀作用。②长7段致密砂岩中的长石溶蚀主要源于有机酸溶蚀，此外还受长石类型、长石早期蚀变程度以及砂岩中云母碎屑对有机酸的缓冲作用影响。③不同长石的溶蚀程度不同，表现为钾长石较斜长石易溶蚀，钾长石中正长石较微斜长石易溶，未蚀变的长石较早期高岭土或绢云母化的长石易溶蚀。④溶蚀实验显示云母的存在会抑制长石溶蚀，相同质量的云母对有机酸的消耗能力明显强于长石。⑤在云母含量低的情况下，长7段砂岩长石溶孔较为发育，储集层物性得以改善，而云母含量较高的地区长石溶孔则明显减少。

采用三轴实验与剪切实验，以横观各向同性理论与弱面准则为依据，融合钻井应力卸载与水化作用下的力学损伤，建立了应力卸载-水化协同作用下的页岩井壁稳定模型，开展了页岩地层井壁稳定性影响因素分析。研究表明：页岩钻开后发生应力卸载，围压、轴向应力越大，应力卸载造成的页岩强度弱化越显著，应力卸载幅度与页岩力学强度弱化程度正相关。页岩层理越发育，越易沿层理破坏，应力卸载时，弱结构面与应力卸载协同作用，页岩强度弱化程度越高，力学稳定性越差，井壁失稳风险越大。外部流体易沿层理侵入，促进页岩水化，水化作用同样使页岩力学稳定性变差，降低井壁稳定性。应力卸载对页岩地层坍塌压力的影响主要发生在钻井前期，水化损伤对井壁失稳的影响主要发生在钻井后期。层理、应力卸载、水化作用共同影响页岩井壁稳定性，应力卸载-水化协同作用下页岩井壁稳定性模型综合考虑了三者的影响，经现场应用检验，预测结果符合钻井实际，可靠性较好。

以致密油焖井渗吸置换为基础，阐述压后焖井饱和度再平衡原理，建立了以缩短见油时间、快速见油为目标的水平井体积压裂焖井时间优化方法，并分析了渗透率、孔隙度、裂缝半长和压裂液用量对焖井时间的影响规律。研究表明：油井压裂后焖井过程中，基质和裂缝中的油水发生渗吸置换，如焖井时间太短，油水置换不充分，油井投产后见油周期长；焖井时间太长，油水置换虽充分，但井底附近地层能量逸散严重，油井投产后自喷周期短，产量低。合理的焖井时间可缩短见油周期，延长油井自喷期，提高油井产量。合理焖井时间受渗透率、孔隙度、裂缝半长和压裂液用量等共同影响。最短和最长焖井时间与孔隙度、渗透率、裂缝半长呈负相关，与压裂液用量呈正相关。经松辽盆地致密油水平井的实际应用检验证实，该焖井时间优化方法可有效提高水平井体积压裂的开发效果。

根据模拟原油黏度与横向弛豫时间谱几何平均值的变化关系，建立了模拟原油黏度预测模型，并结合高倍数水驱核磁共振（NMR）实验实现了孔隙介质中模拟原油黏度的时变规律定量表征；基于核磁共振弛豫理论推导出新的NMR润湿性指数计算公式，结合砂岩岩心高倍数水驱实验，定量表征了水驱过程岩石润湿性的时变规律。研究表明：岩心中剩余油黏度与过水倍数正相关，过水倍数较低时剩余油黏度升高速度较快，过水倍数较高时剩余油黏度升高速度趋缓。剩余油黏度的变化与储层非均质性相关，储层均质性越强，剩余油中重质组分含量越高，黏度越高。注水后储层润湿性将发生改变，亲油储层向亲水储层转变，亲水储层则亲水性更强，且改变程度随过水倍数增加而增强。原油黏度的时变性与润湿性的时变性具有很高的关联性，原油的黏度变化不可忽略，考虑模拟原油黏度变化时计算得到NMR润湿性指数与测试Amott（自吸法）润湿性指数更具有一致性，更加符合储层润湿性时变规律。

考虑凝析气藏相态变化、储集层中油气两相线性渗流和边界控制流，提出了致密凝析气井全路径油相饱和度与压力关系的预测方法，建立了致密凝析气井多相流不稳定产量预测模型。研究表明：凝析油饱和度和压力关系曲线是计算拟压力的关键，在生产初期或离井底较远地层压力较高区域，可利用实际生产井前期的生产动态数据，采用物质平衡模型进行计算；生产后期或离井底较近地层压力较低区域，可采用等组分膨胀实验数据进行计算；生产中期或地层压力位于中间水平时，则可根据前两段计算所得数据插值求得，形成完整的全路径油相饱和度和压力关系曲线。经模拟对比与矿场实例的验证，新方法具有较好的可靠性和实用性，可用于致密凝析气井生产中、晚期产量预测和单井可采储量的评估。

针对超压对深层储集层骨架颗粒物理变化的作用机制以及超压与静水压力条件下骨架颗粒物理变化的差异性问题，以准噶尔盆地南缘侏罗系头屯河组砂岩为例，开展超压对深层储集层物理性质作用机理的物理模拟实验。研究结果表明：①在模拟埋深6 000~8 000 m的条件下，超压环境下机械压实作用使剩余原生孔的减小值约是静水压力下的二分之一，超压可有效抑制机械压实作用，使粒间原生孔隙得以保存。②超压环境下的颗粒线状接触比例始终小于相同深度静水压力下的颗粒线状接触比例，但二者差值向深层呈现减小趋势，揭示流体异常高压抵抗有效应力增大的作用减弱，超压下机械压实程度向深层有逐渐接近静水压力下机械压实程度的趋势。③由于异常高压流体的存在，深层储集层在超压下易形成拉张裂缝，骨架颗粒内微裂缝呈细长特征，而静水压力下骨架颗粒内微裂缝呈短宽特征。④超压下骨架颗粒内微裂缝发育的主要时期晚于静水压力下，微裂缝发育程度及长度均有向更深层延伸的特点。⑤超压下骨架颗粒内微裂缝的发育期次主要受控于流体异常高压的发育期次以及作用于骨架颗粒上的有效应力大小，深层储集层超压下骨架颗粒内微裂缝发育期次多于静水压力下的发育期次，流体异常高压的多次发育对改善深层储集层的物理性质具有重要作用。

基于岩心观察、岩石薄片、X射线衍射、扫描电镜、低温气体吸附和等温吸附等实验，分析鄂尔多斯盆地东部上石炭统铝土岩系岩性和孔隙特征，以揭示铝土岩系储集层形成演化过程。研究表明：①提出以铝的氢氧化物、铁矿物和黏土矿物三单元的铝土岩系岩石学命名分类方案；②铝质泥岩产状主要为致密块状和碎屑状，（泥质）铝土岩多呈致密块状、豆状、鲕状、多孔土状和碎屑状，溶蚀孔、晶间孔和微裂缝是主要储气空间，孔隙度一般小于10%，以介孔为主；③华北地区铝土岩系纵向上总体上可分为5段，即铁岩（山西式铁矿，A段）、铝质泥岩（B段）、铝土岩（C段）、铝质泥岩（含碎屑）（D段）和暗色泥岩-煤岩段（E段）；④在岩溶平台、缓坡和洼地分别发育潜穴/漏斗状、透镜状、层状/块状铝土岩沉积，岩溶平台及缓坡处有利于地表水淋滤，岩溶改造作用强，孔隙发育，储集层厚度大且物性好，但连贯性差，低洼处物性较差但储集层相对连续稳定。铝土岩天然气富集受源岩-储集层-裂缝综合控制，相关认识可为该层段和类似铝土岩系天然气勘探开发提供地质依据。

准噶尔盆地南缘深层成岩-成藏复杂性制约了其下组合油气勘探的进程。以准噶尔盆地南缘四棵树凹陷高泉构造油气藏为例，在白垩系清水河组储集层岩相及成岩作用分析的基础上，通过原位方解石U-Pb定年和流体包裹体分析技术，标定盆地热演化史，刻画高泉构造下组合油气成藏过程。研究表明，储集层中发育两期方解石胶结和3期油气充注，方解石形成年龄分别为（122.1±6.4），（14.2±0.3）~（14.4±1.0）Ma，油气充注事件为距今14.2~30.0 Ma低熟油充注，距今14.2 Ma以来成熟原油充注和距今2 Ma以来高熟天然气充注，油气藏以成熟油和高熟天然气充注贡献为主。距今2 Ma以来受喜马拉雅晚期南北向挤压冲断构造活动的影响，高泉构造圈闭发生了调整，主要成藏期有效圈闭规模明显减小，导致构造中低部位油气显示相对较弱，说明关键成藏期的圈闭有效性控制该区下组合的油气富集与分布。储集层方解石U-Pb定年技术和流体包裹体分析技术耦合，为精细刻画中国中西部复杂构造带的复杂成岩-成藏过程提供了有效方法。