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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

基于标普全球、睿咨得等商业数据库及全球油公司的公开信息，对2023年全球油气勘探投资、勘探区块授予、探井、常规油气新发现、油气伴生资源勘探现状等方面进行了系统分析。结果表明：2023年全球油气勘探投资稳中有升、区块授予数量和面积大幅增加；高影响力探井数量和成功率的下降，直接影响了2023年全球油气新发现储量的规模；与近年被动大陆边缘盆地深水领域是常规大—中型油田发现的主战场有所不同，2023年海陆新发现储量平分秋色，成熟探区精细勘探成效显著。各油公司持续布局非常规油气勘探，并加快进入天然氢和氦等油气伴生矿产资源等新兴产业。建议中国油公司跨国勘探业务：①坚持油气上游勘探投资，强化上游业务，坚定油气战略地位；②坚持油气勘探，继续布局深水被动陆缘盆地，深耕成熟盆地，紧跟热点盆地、抢占前沿盆地；③坚持融合发展，常规和非常规油气并举，布局油气伴生资源；④坚持科技创新，研发核心技术，持续推进人工智能。

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。

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。

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。

综合考虑流体分子与孔壁间的相互作用、临界性质变化、毛细管力和吸附相的影响，利用修正后的PR（Peng-Robinson）状态方程和气相-液相-吸附相三相相平衡计算方法，分析CO₂-页岩油体系在纳米孔隙内的相行为。研究发现：受到纳米孔隙限域效应影响，随着孔径的减小页岩孔隙内流体临界温度和临界压力下降，CO₂对体系临界温度的降低起抑制作用、对体系临界压力的降低起促进作用；同时随着CO₂物质的量分数的增大，体系临界点左移，相包络线面积减小。大庆古龙A区块页岩储层具有明显的限域效应，当孔径为10 nm时，储层流体逐渐转变为具有凝析气藏流体特征的流体；10 nm孔隙中液相的CO₂含量比100 nm孔隙中液相的CO₂含量增加了20.0%，而气相中CO₂含量减少了10.8%，表明限域效应增强了纳米孔隙中CO₂的传质，有利于CO₂的埋存和微观驱油。

通过系统梳理煤成气地质理论的研究进展，分析煤成气对中国天然气储量和产量以及对主要产气盆地天然气勘探的贡献，并综合评价中国煤成气重点的有利勘探区带。取得的主要地质认识如下：①煤系是良好气源岩，生烃以气为主，以油为辅；②建立了基于稳定同位素、轻烃组分、生物标志物为基础的天然气成因鉴别指标体系；③提出了以“生气强度大于20×10⁸ m³/km²”指标为代表的大气田形成的定量/半定量主控因素，为大气田发现指明了方向；④煤成气是中国当前天然气储量和产量的主体，占比均超过55%，支撑塔里木盆地、四川盆地和鄂尔多斯盆地成为中国天然气主力产区；⑤煤岩气是煤成气未来勘探的重大领域，重点区带包括鄂尔多斯盆地乌审旗—米脂地区石炭系本溪组、四川盆地川中—蜀南地区二叠系龙潭组、准噶尔盆地陆梁隆起及南缘侏罗系西山窑组等；⑥煤系致密气是主要的增储上产领域，有利勘探区（带）包括：鄂尔多斯盆地南部和渤海湾盆地石炭系—二叠系致密气、四川盆地川中—川西过渡带三叠系须家河组致密气；⑦准噶尔盆地南缘侏罗系是下一步重要的常规煤成气有利勘探区带。上述研究认识对于进一步发展和完善中国煤成气理论，指导煤成气田勘探具有重要理论和实际意义。

基于四川盆地油气勘探实践，结合地震、测井、地球化学等资料，对四川盆地上三叠统—侏罗系陆相全油气系统基本地质条件、油气类型、油气分布特征、源储关系及成藏聚集模式开展系统分析。研究表明：①四川盆地陆相全油气系统发育多套含气层系，形成了以三叠系须家河组烃源岩为中心的全油气系统。上三叠统须家河组发育的厚层、优质烃源岩为四川盆地陆相全油气系统提供充足的气源基础；常规-非常规储层的发育为油气聚集成藏提供有利储集空间；断-砂耦合发育为天然气运移提供优质输导体系。②烃源岩和储层在垂向上交互叠置，沉积环境、储层岩性和物性存在明显差异，导致上三叠统—侏罗系自下而上有序发育源内页岩气-近源致密气和远源致密-常规气。③不同区带之间，埋藏深度、储层物性、地层压力以及生烃强度等地质条件的有序变化，控制平面上依次形成了冲断带构造气藏、坳陷带页岩气-致密气藏、斜坡带致密气藏和隆起带致密气-常规气藏的全序列成藏体系。④基于全油气系统理论和思路，四川盆地陆相页岩气、致密气资源潜力巨大，尤其是四川盆地中—西部（简称川中—川西）地区具备较大的非常规油气勘探潜力。

基于三维地震、钻井、井壁取心、薄片和分析化验资料，通过渤海湾盆地海域中—新生界大地构造动力学分析、潜山储层研究和潜山油气差异富集规律分析，结合典型油气藏解剖，系统总结深层—超深层复合潜山大型油气田成山、成储和成藏的必要条件，并建立复合潜山油气差异富集模式。研究表明：①华北克拉通经历的燕山期和喜马拉雅期双幕破坏是渤海湾盆地海域深层—超深层复合潜山发育的主要构造动力，受华北克拉通破坏和郯庐断裂活动的联合控制，破坏中心由渤海湾盆地周缘向渤中凹陷幕式迁移、收敛，渤海湾盆地海域有序成山，进而形成了渤中凹陷中环带和内环带两个复合潜山的发育区带；②受华北克拉通双幕破坏的控制，渤中凹陷中环带和内环带是风化壳下伏流体溶-缝带储层形成的有利区域；③克拉通破坏Ⅱ幕，中环带和内环带剧烈沉降，巨量生烃产生超压，并向复合潜山充注成藏，复合潜山低部位和内幕仍具较好的成藏条件。研究成果推动潜山勘探转向复合潜山立体勘探，同时指出渤中凹陷中环带深层—超深层复合潜山内幕勘探和凹陷内环带复合潜山多期火山机构勘探是渤海下步勘探的重要接替领域。

基于国内外重要含油气盆地天然气样品和岩石样品，进行氦气含量、组分、同位素及岩石样品中U、Th含量分析，对氦气富集机理、富集模式、分布规律和勘探思路等进行研究。研究认为，能否形成富氦气藏取决于气藏中氦气的供给量和天然气对氦气的稀释程度，其富集成藏特征可以概括为“多源供氦、主源富氦；氦氮伴生、同溶共聚”。氦气主要来自岩石中U和Th的放射性衰变，所有岩石都含有微量的U和Th，都可为气藏提供一定的氦源，但以花岗岩或变质岩为主的大型古老基底往往是富氦气藏的主力氦源。古老基底中的U和Th经历漫长地质历史时期的衰变生成的氦气连同基底岩石中无机含氮化合物裂解生成的氮气溶解在水中，随构造抬升，地层水沿断裂往上运移至气藏并释放出氦和氮气，使气藏同时富集氦和氮气，氦氮的伴生关系十分明显。在东部拉张型盆地，构造活动强烈，天然气中混有一定比例的幔源氦气。富氦气藏大多发育于有断裂沟通的古老基底之上、后期经历大幅度构造抬升、盖层封盖能力适中、天然气充注强度中等、地下水比较活跃的常压或低压区。氦气勘探须放弃以寻找天然气甜点和高产大气田的传统“兼探”思路，根据氦气富集特点，寻找有断裂并与古老基底沟通、晚期构造抬升幅度较大、盖层封盖能力相对较弱、天然气充注强度不高、古老地层水较丰富的气藏。

针对深层页岩气井工厂开发模式下拉链式压裂裂缝扩展及窜扰规律认识不清的问题，基于有限元-离散元方法，建立了考虑天然裂缝带影响的拉链式压裂裂缝扩展流-固耦合模型，采用实验数据与现场监测压力涨幅数据验证了模型的可靠性，并以川南深层页岩气储层为例，研究了不同特征天然裂缝带影响下压裂裂缝的扩展及窜扰规律。结果表明：大逼近角裂缝带对压裂裂缝正向扩展及井间窜通具有阻挡作用，停泵期间水力裂缝在净压力驱动下存在继续扩展行为；高应力差下，随裂缝带逼近角增加，响应井压力涨幅、压裂裂缝总长度分别呈先减小再增加及先增加再减小的趋势；与小逼近角裂缝带相比，大逼近角天然裂缝带发生窜通所需时间更长，窜通难度更大；响应井压力涨幅与裂缝带带宽负相关，与天然裂缝长度正相关；窜通时间、压裂裂缝总长及压裂效率则与裂缝带带宽正相关，与天然裂缝长度负相关；随布孔错位距离增加，裂缝窜通概率减小，但错位距离与响应井压力涨幅、裂缝总长度之间的规律性不明显。

基于“单向裂解—聚合”地球动力学模型，研究特提斯域演化对四川超级盆地油气系统形成的影响，探讨天然气富集规律。结果表明：①四川盆地及周缘新元古代—三叠纪历经了原特提斯洋和古特提斯洋叠加影响的两次单向裂解—聚合旋回，侏罗纪—新生代并入新特提斯构造域及环青藏高原盆山体系，板块内部各幕次构造运动控制沉积充填形式。②特提斯域演化、古气候环境和重大地质事件控制了盆地内部优质烃源岩形成与分布；裂谷、克拉通内裂陷、被动大陆边缘斜坡和克拉通内凹陷是烃源岩发育的有利地质构造单元。③特提斯域演化、超级大陆旋回、全球海平面变化以及构造-气候事件控制了碳酸盐台地及储盖组合的分布；克拉通台地边缘、台地内部水下地貌高带是寻找碳酸盐岩高能相带的重点区，同沉积古隆起及围斜区、区域性不整合面和后期改造断裂带是规模碳酸盐岩储层分布区；区域性蒸发岩或者泥页岩盖层有利于盆地油气大规模保存。④早期构造-沉积演化格局和后期构造改造程度共同影响的成藏要素时空匹配关系是油气富集的关键，未来油气勘探要重点关注南华纪裂谷期潜在含气系统，四川盆地东部—南部地区寒武系盐下含气系统以及二叠系、三叠系全油气系统等领域。

以江苏油田特低渗透油藏L区块为例，基于CO₂-原油体系长细管驱替实验、注入能力测试和高温高压在线核磁共振驱替等实验，揭示特低渗透油藏CO₂驱油气传质规律和原油动用机理，明确CO₂驱替过程中CO₂埋存孔隙范围和混相程度对原油动用特征及CO₂埋存特征的影响规律。结果表明：CO₂驱油过程划分为CO₂顶替阶段、CO₂突破阶段和CO₂抽提阶段，原油膨胀和黏度降低是CO₂驱顶替阶段提高采收率的主要机制，CO₂突破后通过抽提、萃取原油中轻质组分进一步提高采收率；CO₂驱过程中，大孔内原油对提高采收率的贡献率达46%以上，中孔内原油为增油的接替储备，CO₂突破后小部分抽提的原油被CO₂裹挟进入纳米级孔隙成为较难动用的剩余油；随着混相程度的提高，CO₂前缘推进更稳定，波及范围更广，CO₂埋存范围和埋存量更大。CO₂完全埋存阶段对整体埋存量贡献最大，CO₂逸散阶段埋存机理为部分原油在初始赋存孔隙范围的原位埋存和CO₂裹挟原油进入更小孔隙从而增大埋存量，CO₂泄漏阶段随着原油产出CO₂大量泄漏，埋存率急剧降低。

以鄂尔多斯盆地为例，提出建设能源超级盆地应遵循“量增碳减结构优”的基本原则，形成了能源超级盆地建模流程，基于鄂尔多斯盆地资源储量、开发现状及基础设施建设情况，评估盆地未来的发展潜力，分析建设能源超级盆地过程中存在的不确定性，提出鄂尔多斯能源超级盆地的目标愿景和实现路径。研究表明：①鄂尔多斯盆地具有能源丰富、基础设施完善、碳源汇匹配好、地广人稀、距离能源消纳地近的优点，具备建成能源超级盆地的有利条件。②预计2050年盆地能源供给量达到23×10⁸ t标准煤，化石能源占能源供给比例下降至41%，与2023年相比，碳排放量下降20×10⁸ t。③盆地未来建设应重点保障新能源发电装机和配储，集中攻关碳捕集、利用和埋存技术。

采用球-棍标准孔道和孔隙结构两种刻蚀模型开展水气分散体系驱替实验，观察微气泡形态变化和运动特点，并结合数值模拟方法对实验现象及驱油机理进行定量分析。实验中观察发现：微气泡群可以打破横向孔隙内流体的压力平衡状态，增强流体整体的流动性；气泡在渗流过程中呈现特有的膨胀-收缩的振动现象，该现象在水驱和气驱过程中几乎观察不到，气泡振动可加速油滴吸附、加快油滴膨胀和促进原油乳化，进而提高微观驱油效率。结合实验数据进行气泡振动作用的数值模拟分析发现：微气泡振动具有正弦函数特点，能量释放过程满足指数衰减规律；与气驱前缘界面相比较，微气泡表现出明显的“刚性”特点；微气泡振动所释放的能量改变渗流流场的稳定性，使流线显著变化；在驱油过程中，数量巨大的微气泡能充分发挥振动作用，促使剩余油运移，验证了水气分散体系提高微观驱油效率的机理。

基于鄂尔多斯盆地西南部三叠系延长组长7₃亚段页岩油勘探实践进展，综合野外露头、钻井、测井、岩心、地球化学等资料，以及水槽实验模拟等技术手段，开展陆相湖盆细粒沉积古环境、岩相组合和分布、沉积成因及页岩油储集特征的系统研究。结果表明：①长7₃亚段沉积期研究区古环境整体表现为温暖湿润、梅雨事件频发、水体深度较大的淡水湖盆特征，古地貌呈现西南陡、东北缓的不对称型，可进一步细分为湖底深洼、古沟道、湖底古脊等微古地貌单元。②长7₃亚段发育一套极细砂岩、粉砂岩、泥页岩、凝灰岩等细粒沉积，垂向多呈薄互层—纹层组合分布，砂岩粒径大多小于62.5 μm，单层厚度为0.05~0.64 m，含完整植物碎片，发育波状层理、逆粒序-正粒序组合、爬升沙纹层理等沉积构造，揭示异重流沉积成因。③环形水槽模拟实验再现了异重流搬运过程及沉积特征，主要表现为初期的密度流速差造成头部较厚且粒径较大，上部较薄且粒径偏小的特征；中期滑水作用促使流体头部抬升并向前快速搬运，由此产生的多个“新前端”促使粉砂岩、泥质粉砂岩等细粒砂岩向湖盆中部长距离搬运。④明确了盆地西南部细粒砂质岩以异重流成因为主，指出频繁发育的洪水事件、西南部陡坡地形是异重流发育的主控因素。⑤长7₃亚段砂岩、泥页岩发育微纳米孔喉系统，不同岩性均含油，但可动油含量差异大，砂岩中可动油含量最大。⑥明确了长7₃亚段多期异重流砂岩与泥页岩形成的细粒沉积复合体具有“整体含油、差异储集”特征，低TOC泥岩与粉砂岩组合为目前最有利的勘探目标。

在流形空间内定义并求解油藏动态预测问题，充分考虑地质不确定性和随时间变化的井控条件（简称时变井控）下油藏动态的变化特性，构建基于条件演化生成对抗网络（CE-GAN）的油藏动态预测代理模型。CE-GAN通过特征空间的条件演化使原来无法控制方向的生成网络实现定向演化，将油藏动态预测问题转化为基于渗透率分布、初始油藏动态和时变井控的图像演化问题，实现时变井控条件下油藏动态的快速准确预测。基础油藏模型（Egg模型）与实际油藏模型的验证结果表明，CE-GAN预测与数值模拟结果的一致性较好，基础油藏模型验证中压力和含油饱和度的相对残差中位数分别为0.5%和9.0%，实际油藏模型验证中压力和含油饱和度相对残差中位数均为4.0%；CE-GAN代理模型训练完成后，相较于传统数值模拟，分别将基础油藏模型和实际油藏模型的计算速度提升约160倍和280倍，可以有效提高生产优化的效率。

为明确玛湖致密砾岩储层水力压裂后缝网发育特征，借鉴北美水力压裂试验场的成功经验，在玛131井区三叠系百口泉组二段（T₁b₂）和三段（T₁b₃）建立水力压裂现场实验室，共实施12口水平井和1口大斜度取心井，根据取心井MaJ02岩心裂缝CT扫描、成像测井以及岩心直接观测结果，结合示踪剂监测资料，研究水力压裂缝产状、连通情况、扩展规律和主控因素。研究表明：①水力压裂形成张性和剪切两种性质的裂缝，张性缝近似平行于最大水平主应力方向，自井筒射孔簇最远可延伸50 m；剪切缝分布于张性缝之间，大部分受缝间诱导应力场影响呈走滑剪切模式，部分呈共轭成对出现，整体上压裂缝呈先张后剪、张剪相间、剪切为主的特征。②示踪剂监测结果表明，生产早期井间普遍存在连通，随着生产的进行，缝内静压力逐渐降低，井间连通性下降。③岩性和压裂参数影响水力裂缝密度，泥岩夹层水力裂缝密度低于砾岩，并限制裂缝的扩展；更大的改造规模、更小的簇间距可提高裂缝密度，是提高单井产量的重要方向。

基于全球气候变化、碳中和目标与能源转型需求、现状及发展趋势，总结了世界能源绿色转型进程与中国新能源革命取得的成就及意义，提出了“能源三角”理论。研究表明：能源技术革命引领全球能源正历经北美黑色“页岩油气革命”和中国绿色“新能源革命”。中国风光氢储绿色新能源革命取得历史性成就，光伏风电技术水平全球领先，建成全球最大、最完整和最具竞争力的新能源创新链、产业链、价值链，建成了世界上最大的清洁电力供应体系。新质生产力代表绿色生产力，中国绿色新能源革命，加速了中国能源结构转型和全球清洁能源转型的步伐，构建了世界绿色低碳转型共赢新模式。新质生产力下的“能源三角”理论诠释了碳中和目标驱动能源绿色转型背景下，能源安全性、经济性、绿色性三要素在由化石能源到新型能源体系再到能源革命演变过程中的关联与发展。与世界能源资源禀赋比，中国能源资源特征是“煤炭较多、油气较少、风光无限”，未来中国能源发展思路要坚持科技驱动、洁煤降碳、稳油增气、强新增绿、智能互融。大力发展新能源是解决中国能源安全的必然趋势，建设碳中和“超级能源系统”是必然选择，要持续提升中国新能源发展的国际领先优势，发展能源新质生产力，支撑中国建设“能源强国”，奋力“能源独立”。

为了预测复杂孔隙结构中毛管压力主导下两相流排驱过程中的流体分布，从仿真多孔介质和岩石CT图像中抽取子样本，并采用孔隙形态模拟器（PMS）生成流体分布，以创建多样化的数据集，将距离图及像素大小、界面张力、接触角、压力作为输入参数，通过改造、训练、评估卷积神经网络（CNN）、递归神经网络（RNN）和视觉转换器（ViT），优选用于预测流体分布的模型。模拟分析表明，常用的卷积和递归神经网络在捕捉流体连通性方面存在不足。基于ViT构建了一个高维视觉转换器（HD-ViT），该转换器先忽略孔隙的空间位置仅根据其大小进行排驱，再在后处理步骤中追加流体连通要求，这种方法允许在任何坐标方向预设出入口，并使用不同尺寸和不同分辨率的图像进行渗流状态推断。通过在砂岩和碳酸盐岩大图像上验证，并与微流控驱替测试的实验结果比较，证实了HD-ViT模型的有效性、精确性和速度优势，且在捕捉孔隙尺度三维流动方面存在较大的潜力。

基于钻井、录井、测井、地质实验等基础资料，对河套盆地临河坳陷超深层碎屑岩油气地质特征及富集高产因素开展研究。研究表明：①临河坳陷古近系发育的内陆咸化湖相优质烃源岩具有早熟早排、高产烃率和持续高效生烃特征，为超高压高产油气藏形成奠定重要资源基础；②弱压实、早充注、弱胶结保孔，叠加超高压保孔扩缝增渗，使得6 500 m以深的超深层依然发育孔隙度大于15%、渗透率达226×10^?3 μm²的中孔中渗型优质储集体，极大拓展了油气勘探空间；③临洼构造临河组砂地比偏低、储盖组合好，且上覆巨厚优质泥岩盖层，具备持续高效生烃增压并形成超高压油气藏的有利条件；④邻近临河组生烃中心、有良好构造背景且构造圈闭发育的地区是最有利勘探方向，主要包括兴隆断裂构造带和纳林湖断裂潜山带超深层领域。临河坳陷超深层油气勘探重大突破，揭示了该地区超深层碎屑岩良好的勘探潜力，同时对其他地区超深层碎屑岩油气勘探具有重要借鉴意义。

基于测井、岩心、薄片、地球化学分析，重建鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组一段—三段（简称马一段—马三段）构造-岩相古地理格局，探讨构造沉积演变特征及其油气地质意义。研究表明：①马家沟组底部稳定发育一套穿时的、高自然伽马值段、边缘相泥质白云岩，分布于怀远运动期构造不整合面之上，具有与早奥陶世弗洛期全球海侵可对比的δ¹³C正漂移特征；②奥陶系马一段—马二段沉积期全球海平面上升、古陆淹没为水下隆起，形成一隆两坳构造格局，中央隆起首次接受沉积；随后马三段沉积期盆外俯冲挤压、盆内隆坳分异，乌审旗—靖边凸起活化；③构造格局演变对沉积古环境产生显著影响，马一段沉积期向西超覆，东部坳陷内海侵封隔形成大规模盐质蒸发潟湖；马二段沉积期持续海侵并沟通广海，环东部坳陷发育大规模颗粒滩，晚期干化收缩形成小规模蒸发潟湖；马三段沉积期受高地封隔影响，向东侧水体渐次分异分别形成云膏质和盐质蒸发潟湖，同时颗粒滩环凹沿高地展布；④马家沟组底部发育烃源岩，马二段和马三段滩相储层环坡展布，源储配置良好，有利于天然气成藏，具有一定勘探潜力。

针对部分油气藏钻采过程中的固态烷烃相关混合物受热相变、超压砂体瞬间泄压触发砂体液化流动和孔隙充填物降压气化引发骨架垮塌3个典型的相变岩石力学现象，系统分析了目前在理论认识、实验方法、数学表征方面的研究进展，同时探讨了3个相变岩石力学现象对应的工程应用场景，揭示了其力学规律及工程应用效果，在此基础上，讨论了油气藏相变岩石力学目前所面临的挑战、潜在的发展趋势与亟待探索的方法。研究表明：不同的油气藏相变岩石力学现象需要采用相应的、特殊的实验及数学方法开展研究，确定其独特的多场耦合力学响应机制，以有效指导资源开采控制、致灾程度评价、地层稳定分析等。为满足该学科的发展需要，未来需挖掘更多油气资源开采中的相变岩石力学问题，开发特定的新型实验设备，借助人工智能与数字孪生技术，实现岩石相态变化力学过程的实时仿真与动态可视化。

采用差示扫描量热法测试了相变流体热通量曲线，以此建立反映相变转化率与温度、时间关系的反应动力学模型，进而构建了考虑相变热的裂缝和岩体温度场模型，采用前人建立的温度场模型验证了本模型的可靠性，利用新模型研究了不同注入参数、相变压裂液性能参数对裂缝和岩体温度变化的影响规律。研究表明：缝内温度在不同位置、不同时间受注入冷流体的冷却效应和相变过程中的放热效应交替主导；压裂液注入初期，缝内温度较高、相变速度较快，相变放热对储层岩石温度影响较大；注入后期，缝内温度降低，相变放热速度减慢、压裂液对储层岩石的冷却效应增强。相变热对裂缝温度的影响较大，与不考虑相变热相比，当考虑相变热时，注液结束时缝内温度均有不同程度上升，当相变热由20 J/g上升至60 J/g时，缝内温度上升最大值由2.1 ℃升至6.2 ℃。相变热和相变流体（PF）体积分数与裂缝温度变化呈正相关，比热容则与温度变化呈负相关。随着注入时间的增加，缝口温度、相变速度逐渐降低，最大相变速度和最大温度差值位置逐渐从缝口转移到距缝口约10 m处。

针对苏里格气田二叠系盒8段砂泥薄互储层压裂施工中裂缝穿层扩展判别与压裂效果评价存在的问题，建立考虑层间非均质性的砂泥薄互储层地质力学模型，开展水力裂缝穿层扩展实验，揭示砂泥薄互储层中人工裂缝的起裂-延伸-交互-穿层机制。基于非常规裂缝模型的数值模拟，阐明了裂缝在薄互层中的垂向起裂与扩展特征，构建了裂缝穿层的判别准则与压裂效果评价方法。研究表明：层间应力差是直接影响穿层压裂裂缝形态的主要地质因素，苏里格气田层间应力差异系数（ξ_IL）小于0.40时，裂缝可突破隔层在目标砂岩层内扩展；0.40≤ξ_IL<0.45时，裂缝突破隔层但无法在目标砂层内有效扩展；ξ_IL≥0.45时，裂缝仅在射孔储层扩展，无法实现穿层扩展。提高压裂液黏度与排量能弥补能量损耗并突破隔层限制，苏里格气田压裂施工参数控制区域内采用高黏度（50~100 mPa·s）压裂液、高排量（12~18 m³/min）施工条件有利于裂缝穿层。

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。

基于塔里木盆地库车坳陷超深层陆相碎屑岩近几年取得的重要勘探进展，开展新一轮油气地质综合研究。形成4点地质认识：①建立多滑脱层复合、多期构造叠加、多层构造变形的“3多”构造模型，多期构造圈闭纵向叠置，下伏超深层发现系列构造圈闭；②三叠系—侏罗系发育3类有机相5套规模优质烃源岩，与3套区域储盖层构成超深层良好生储盖组合；③源岩、储层、盖层、断层等4因素控制大油气田的形成，根据其空间配置关系建立了库车坳陷超深层碎屑岩立体成藏新模式；④库车坳陷超深层碎屑岩下步重点油气勘探领域包括常规和非常规油气两类，常规油气领域包括克拉苏深层多层系立体油气聚集带、北部构造带侏罗系阿合组致密砂岩气、中秋—迪那构造带多目的层岩性油气藏、南斜坡岩性地层+潜山复合型油气藏等有利区；非常规油气领域包括侏罗系克孜勒努尔组、阳霞组和三叠系塔里奇克组深层煤岩气和中下侏罗统、上三叠统深层陆相页岩气。上述认识对于丰富超深层碎屑岩油气勘探理论，指导下步油气勘探部署，具有重要的借鉴意义。