基于地震数据、井筒资料和典型油气田成藏要素解剖，系统研究南海北部的北部湾、珠江口、琼东南和莺歌海4个新生代含油气盆地的构造差异性及其对油气成藏的控制作用。研究表明：①该区构造演化呈现“东西分期、南北分带”的显著差异，主要构造沉降时间自西向东、由北向南逐渐变晚，可划分为被动陆缘型盆地和转换陆缘型盆地两种类型。②构造差异控藏主要表现为“沉降-热演化差异控制烃源岩类型与成熟演化；构造-沉积旋回耦合控制储集体和圈闭类型、储盖组合特征；构造属性控制成藏过程、油气保存及富集模式”三联控制机制：北部陆架适度热流保障古近系湖相烃源岩生油，南部深水区高地温梯度促进煤系烃源岩晚期快速生气，形成“北油南气”的油气分布格局；构造-沉积耦合控制储集体分布与储-盖组合有效性，裂陷期断裂控盆形成孤立湖相三角洲储集体，断拗期沉降南迁发育广覆式海相三角洲砂岩，深水区拆离断层则控制峡谷水道砂体发育，区域性海侵泥岩与超压泥岩构成关键盖层；发育弱改造圈闭与区域盖层组合的原生油藏模式、陆架坡折控砂与高热流促使成气提速的深水气藏模式、构造转换带控储与超压泥岩封盖的复合气藏模式以及走滑应力转换与底辟构造输导油气的晚期快速成藏模式。③典型油气田成藏剖析实证了上述地质认识，揭示了构造演化对烃源岩热演化、储集体分布、圈闭类型及保存条件的综合控制作用。基于上述地质认识，建议深水区主攻高热流背景下构造-岩性复合圈闭，浅水区主攻弱改造原生油藏，分区分层制定勘探策略。

基于美国海湾盆地白垩系鹰滩组下段系统取心井页岩样品分析化验数据、生产井生产动态数据、测井与地震资料，建立有机基质孔隙度、无机基质孔隙度确定方法及原始总有机碳含量恢复方法，分别按原始总有机碳含量、镜质体反射率、黏土矿物含量分区间的参数统计方法开展系统研究。研究表明：基质孔隙度主要受原始总有机碳含量和镜质体反射率控制，有机质孔对其贡献率最高可达68%，单位原始总有机碳含量对有机基质孔隙度贡献参数可有效表征其演化特征；随镜质体反射率增大，基质孔隙度和有效基质孔隙度均呈现出先增大后减小、再增大到趋于稳定的变化规律，从低成熟度到高成熟度情况下有效基质孔隙度在总基质孔隙度中的占比由约53%增至约79%；无机基质孔隙度变化较小，黏土矿物转化造成无机基质孔隙度减小值最大约0.62个百分点；基质渗透率与基质孔隙度、垂直与水平渗透率之间均存在良好的正相关关系，水平渗透率约为垂直渗透率的20倍；裂缝孔隙度主要受构造活动强度控制，含烃基质孔隙度与裂缝孔隙度共同控制最终可采油气量。揭示了页岩储层热演化全过程中的物性动态演化机理：有机质生烃造孔增渗、构造活动造缝增孔增渗、原油裂解焦沥青/沥青充填减孔和黏土矿物转化减孔。在以上认识基础上建立的页岩基质孔隙度、裂缝孔隙度和渗透率定量评价模型，可为页岩储层物性评价提供方法参考。

针对北部湾盆地乌石凹陷古近系流沙港组油气分布分散、剩余勘探目标规模小且埋藏深的问题，基于钻井、实验分析及地球物理资料，系统开展油气成藏条件与富集规律研究。结果表明：①凹陷构造演化历经早期断裂活动、中期滑脱变形及晚期调整3个阶段，“张-滑-扭”复合断裂体系主导了盆地沉降过程、沉降中心迁移及沉积环境演变；②始新统流沙港组3套主力烃源岩受控于7号断裂带，主要分布于东洼南部，具有厚度大、品质优的特点，以流沙港组二段下亚段油页岩品质最优，奠定了凹陷高丰度资源基础；③发育4套储盖组合，具备源储对接单一、断裂-砂体耦合、断裂-构造脊-砂体阶梯状复合等3类输导体系；④建立了“新生古储-油气侧向阶梯式运移”、“自生自储-油气源内富集”及“下生上储-油气垂向运移”3类成藏模式；⑤明确了乌石凹陷东洼中区深层断块圈闭、洼中岩性圈闭及基岩潜山源储对接新领域的油气资源潜力，为下步勘探重点。

针对碳酸盐岩储层非均质性强、内幕结构复杂问题，以中东地区白垩系Main Mishrif组为例，基于储层成因分析，通过岩心薄片量化标定测井，开展多尺度沉积结构刻画，半定量表征非取心段溶蚀强度，在沉积-成岩耦合框架下以沉积-成岩相为桥梁实现储层分类，明确其展布与连通特征。结果表明：①Main Mishrif组油藏发育潮道、生屑滩和潮汐生物碎屑三角洲3类结构单元，分别呈“向上变细”、“向上变粗”及“向上变粗再变细”旋回，构成“包裹型”与“上下型”叠置结构；②基于薄片建立溶蚀强度指数，结合主成分分析与多元回归，构建测井识别模型。明确MB2亚段溶蚀受三级层序界面控制，MC1-1层至MB2-1层普遍遭受强溶蚀，形成跨单元高渗层；MB1亚段溶蚀受高频层序控制，上部溶蚀更强，易发育高渗层；③综合沉积与溶蚀特征，划分出21种沉积-成岩相，系统刻画高渗层、好、中、差储层和隔夹层展布。上述认识可为碳酸盐岩油藏分层开发、井网部署及剩余油挖潜提供地质依据，在中东、中亚巨厚碳酸盐岩油藏描述中应用前景广阔。

系统梳理水平井分段压裂技术发展历程及划代特征，确立以极限限流为主导的新一代体积改造技术的内涵与实质。研究指出：经典压裂理论是指导压裂优化设计的根本；以裂缝单元为基础的压裂优化设计是实现“完美压裂”的基础；“加砂强度”是统计意义参数，不能用于评估压裂效果；扩大波及体积是实现最佳改造效果的关键。限流射孔压裂时的截流阻力大于簇间平面地应力差能实现各簇全开启；极限限流则要求在簇全开启后附加在井口施工压力上的截流阻力大于10 MPa，可实现各簇裂缝均匀进液。水力压裂试验场取心“裂缝群”特征表明，建立单缝优势通道是确保裂缝有效延伸的关键。基于滑溜水输砂沉降流变特征和北美水力压裂试验场成果，提出了现代压裂的3个新观点：滑溜水压裂依靠速度携砂，后续注入的支撑剂运移距离最远，“逆序输砂”是未来压裂技术方向；高黏滑溜水难以实现有效携砂；携砂沉降模式决定了压裂施工过程中“动态缝宽等于支撑缝宽”。给出“全域支撑”的技术内涵与实现路径，提出“自主智能压裂（AIF）愿景”的未来发展方向。

针对鄂尔多斯盆地奥陶系盐下低丰度烃源岩成藏规模存疑、天然气聚集和保存规律不清等难题，开展含气系统成藏条件评价与近源勘探实践分析。研究表明：①奥陶系马家沟组三段泥质白云岩与泥质膏云岩是盐下主力海相烃源岩，定边次坳及周缘是最有利生气区，源岩累计厚度10~80 m，以Ⅰ型干酪根为主，总有机碳含量为0.58%~1.39%，镜质体反射率为1.62%~2.16%。②储层受古地貌与准同生溶蚀作用控制，发育硬石膏结核溶模孔、粒间孔及晶间孔；膏盐岩区域盖层与局部直接盖层广泛发育；东部密集发育的北北东向走滑断裂与中部稀疏分布的X型走滑断裂有效沟通烃源岩与储层。③南北向断隆-东西向鼻隆构造背景与含膏云坪-盐洼相变带控制天然气汇聚和保存。据此建立了马三段“近源供气、相变遮挡、构造汇聚”成藏新模式，优选出低幅度构造背景下多类型圈闭群发育的有利勘探区带。鄂尔多斯盆地碳酸盐岩-膏盐岩层具有“低丰度烃源岩+强封盖膏盐岩”特征，近源勘探新模式可为奥陶系盐下海相含气系统探索提供新路径。

从第一性原理出发，系统梳理气藏开发机制，提出气藏“全生命周期提高采收率”开发理念，在此基础上遵循科学性、实用性及可对比性原则，构建气藏提高采收率技术划代体系。研究表明：①天然气的性质决定了气藏以“压力衰竭发挥气体弹性能量”为主的开发机制与“一次衰竭开发为主、后期有限调整为辅”的开发模式，开发早期以优化部署与风险预控为核心，开发后期则以局部针对性调整与整体协同调控为核心。②一次采气依靠天然能量衰竭开发，采出程度可达25%~55%；二次采气通过排堵注采主动调控气藏压力场开发，采出程度可提高10~15个百分点；三次采气通过多机理协同改变气藏物理化学场开发，采出程度可再提高5~10个百分点。③目前一次采气技术成熟配套，“井网+缝网”协同优化可实现气驱气藏储量有效动用，开发技术政策优化可实现水驱气藏储量有序动用；二次采气技术处于矿场试验阶段，通过主动强排水、堵阻水与注气等压力场调控手段，可有效遏制水侵，释放水封气；三次采气尚处于室内实验或先导试验阶段。④未来应积极发展“一二结合”、“一三结合”跨代技术，实现气藏全生命周期采收率的持续提升。

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。

针对传统井筒检测技术存在检测效率低、精度差、非常规油气井压裂作业难以应用且无法实现井筒整体全范围检测的问题，提出相控阵列电磁井筒检测技术，系统阐述该技术的理论原理、仪器结构与技术内涵，同时结合新疆油田老井套管损伤和腐蚀检测、西南油气田深层页岩气和大港油田深层页岩油平台井压裂套变检测的现场应用实例，对比分析该技术在金属管柱检测中的实际应用效果。现场应用结果表明，相控阵列电磁检测技术作为一种新型井筒检测技术，具有测量精度高、适用范围广、操作简便、易于推广的优势。该技术对于非穿透损伤检测分辨率可达10 mm、油套管内径分辨率可达0.5 mm、油套管壁厚分辨率可达0.3 mm。该技术在高温（不超过175 ℃）高压（不超过140 MPa）环境下性能稳定，能够有效满足当前勘探开发形势需求，为井下作业提供全面、准确的井筒整体信息。

针对松辽盆地古龙页岩油储层“千层小薄饼”特征导致的近井裂缝复杂、远井延伸困难及改造规模受限等问题，开展页岩三轴力学实验和页岩断裂可视化实验，联合数字图像相关技术与激光脉冲超快分辨技术，实时捕捉古龙页岩微米级变形和超声速级断裂扩展特征，在此基础上建立反映古龙页岩柔性变形和各向异性的本构模型及考虑应力干扰和流量分配耦合下多射孔孔眼竞争起裂-扩展的力学模型，以揭示孔密、孔数、布孔方式对裂缝扩展的控制机制。结果表明：通过减少孔数、孔密可有效减弱多射孔孔眼间的应力干扰，结合极限限流法促使压裂液均衡分配。相比于8孔/簇的高密度射孔，6孔/簇射孔开孔率提高约45个百分点；相比于螺旋射孔，30°相位角共轭定向射孔兼顾减弱应力干扰效应和提高纵横向沟通储层能力，应力场显示该方式易形成垂向集中能量，促进穿层扩展；“定向射孔+极限限流”压裂模式的现场应用效果表明，将射孔方式从60°~180°相位角螺旋射孔转变为30°相位角共轭定向射孔、孔数从12~16孔/簇降至5~7孔/簇时，储层改造体积增加幅度分别可达17.4%和48.9%。

地下原位加热转化是陆相中低熟页岩油最具现实性的开采方式，但原位转化的能量产出与投入比须大于经济门限方能实现商业开发。从提高能量产出与降低能量投入两方面，对陆相页岩有机质超量富集机理与甜点评价、最佳加热窗口与合理井型井网进行系统研究。 结果表明：①陆相有机质超量富集段主要受外物质注入强度、频度和保持度控制，与适度的火山、热液活动和海侵事件有关，一般有机碳含量大于等于6%；②有机质超量富集段品质与生源母质类型和产烃潜力有关，建立了原位转化产烃品质指数并提出该指数大于450的区域为资源甜点有利区；③结合有机质转化物质场、渗流场特征，推荐300~370 ℃作为鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段长7₃亚段最佳加热温度窗口；④原位加热过程中热导率、渗透率及排烃效率在平行层理方向有明显优势，据此提出“水平井加热+直井开发”方案，可大幅提高采收率和能量产出投入比，是当前原位转化的最佳开发方式。研究结果为中低熟页岩油经济高效开发提供了理论与技术依据。

针对川中蓬莱气区震旦系—二叠系气藏气水关系复杂、天然气分布规律不清、勘探拓展难度大等问题，基于气藏解剖、天然气地球化学分析、储层测试、测井-地震资料分析及盆地模拟与动力学分析，开展天然气来源、充注过程以及富集规律等研究。结果表明：①三叠系嘉陵江组盐下发育4套高效烃源岩，以寒武系烃源岩为主；储层非均质性强、6套有效储集体相互分隔但动态连通，多期走滑断裂相关的断-缝-洞-面构成油气输导网络。②寒武系烃源岩生烃增压产生的高过剩压力造成超压，驱动源灶上下双向排烃，古油藏裂解气、烃源岩内残留烃裂解气等多元供烃；震旦系—二叠系经历多期次动态成藏过程，在多层系非均质储层中形成大面积“甜点”式气藏，经晚期调整至今定型。③建立“多元供烃、立体输导、多期运聚、动态调整、岩性控藏”的深层海相天然气立体成藏模式，提出具正向构造背景的规模储集体、晚期构造稳定区、斜坡构造区等天然气勘探有利区带。

以四川盆地东部（简称川东）地区二叠系茅口组白云岩为研究对象，综合岩相学观察、地球化学分析与激光原位U-Pb定年，厘定研究区茅口组白云石化作用期次，示踪白云石化流体来源，分析古—新特提斯洋构造转换期地质事件、走滑断裂活动与白云石化作用的内在联系，以揭示茅口组白云岩储层形成机制。研究表明：①川东地区茅口组发育3类基质白云岩，其U-Pb年龄指示3期白云石化作用，时间分别为距今（260.6±6.8）~（265.1±2.4），（244.0±11.0）~（247.7±6.0），（220.6±8.5）~（221.4±7.8）Ma。②地球化学特征指示3期白云石化流体来源各异，古—新特提斯洋构造转换期的3次地质事件及其引发的3期重要断裂活动，是3期白云石化作用的核心控制因素：中二叠世，峨眉岩浆活动导致厚坝—蓬安—丰都走滑断裂带活化并产生热异常，促使同时期海水与下志留统粉砂岩含水层之间的热对流加速循环，触发第1期白云石化；中三叠世，勉略洋斜向闭合导致张扭性断裂活动，密度差促使中—下三叠统残余蒸发海水和蒸发岩卤水下渗，形成第2期白云岩；晚三叠世，华南—华北板块碰撞引发压扭性断裂活动，驱动下志留统中的卤水向上运移，混入中—下三叠统残余蒸发海水，为第3期白云石化提供镁源。研究建立了走滑断控白云石化成因模式，深化了对特提斯域白云岩储层形成机制的认识。

在全油气系统理论的指导下，基于地震、钻井和化验分析资料，并结合油气勘探实践成果，系统梳理琼东南盆地深水区不同类型天然气分布规律，解析多类型气藏有序共生机制及成藏过程，构建南海北部深水强活动型盆地的复合全油气系统模式。研究表明，琼东南盆地深水区发育始新统、渐新统、中新统上部—第四系3套烃源岩，可相应划分出3套全油气系统。盆地深水区烃源岩具有多层系、多类型、多生烃中心的特征，始新统湖相烃源岩、渐新统海陆双源烃源岩和中新统上部—第四系海相源岩形成的多生烃中心从东至西有序展布；储层具有多地质时代、多岩石类型、多水动力影响的特征，在深水区垂向上构成“基底潜山-下牵引流砂体-上重力流砂体”的储层复合叠置模式；盆地内流体活动受控于自由动力场、局限动力场和束缚动力场。全油气系统内天然气自下而上呈现出“页岩气（推测）—致密气—常规气—超浅层气—水合物”有序分布。上述研究成果验证了全油气系统理论在琼东南盆地深水区的适用性，能够为深水复杂油气资源勘探提供科学理论支撑，并有望对深水区不同类型油气资源分布预测与油气勘探发挥重要指导作用。

基于鄂尔多斯盆地中生界沉积充填特征和油气成藏要素研究，开展中生界全油气系统划分，分析常规—非常规油气运聚特征及成藏主控因素，建立全油气系统模式。研究表明：①中生界发育以三叠系延长组7段优质烃源岩为核心的、以低渗透油藏—非常规油气为主的全油气系统，可划分出源内滞留油气聚集域、近源致密油气聚集域、远源常规油气聚集域及过渡型油气聚集域4类油气聚集域，它们共同构成了一个连续共生、有序成藏的油气聚集整体，其中非常规油气资源占比显著高于常规油气资源；②沉积充填体系空间上的核心区即全油气系统核心富油区，由核心区向外围页岩油→致密油→常规油依次渐变，成藏动力变化趋势为超压驱动→浮力或超压+毛管压力主导，油气聚集规模变化特征为大面积连片的亿吨级→离散的十万吨—百万吨级，气油比和甲烷含量呈明显降低趋势；③沉积充填体系为全油气系统提供物质基础和空间格架，由叠置砂体、断裂和不整合面构成的输导体系成为远源常规油气聚集域和过渡型油气聚集域的油气运移优势路径，优质烃源岩奠定了页岩油雄厚的资源基础，微纳米孔喉—裂隙网络构成非常规聚集空间，油气运移聚集的过程主要受成藏期超压强排烃和后成藏期负压再富集所控制，油气富集与长期保存依赖于“稳定构造+多旋回沉积+双重自封闭”三元协同控制机制；④全油气系统模式可概括为“四域一体、双压驱动、双重自封闭”。

针对青海油田因油藏地质条件复杂而导致的注水效果不理想问题，创新升级第4代缆控式分层注水技术，构建“油藏精细刻画—智能分注精准监测—远程动态调控”三位一体的精细注水开发技术体系。通过耐高温测控电路设计及小流量井下流量测试技术研发，研制适用于高温、高压、高盐复杂工况的小直径缆控配水器，开发分层注水远程监控与管理系统，实现分层注水生产参数的全过程实时监测与注水量动态调控。该技术体系在花土沟和英东示范区开展应用，现场实践表明，智能分层注水能够有效改善注水剖面，提升水驱动用程度，控制井组自然递减，提高分注合格率并减缓含水上升速度。经济评价结果表明，与常规分注工艺相比，该技术在降低作业成本和提升开发效益方面具有明显优势。升级后的第4代缆控式分层注水技术能够显著提升注水开发效果，为复杂断块油藏的精细注水与高效稳产开发提供了可复制、可推广的工程范式。

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。

设计并研制抗超高温高盐聚合物降滤失剂和抗超高温微纳米封堵剂两种抗超高温水基钻井液核心处理剂，构建能够满足特深井钻探要求的抗超高温水基钻井液体系，并开展室内性能评价和现场应用。研究表明，抗超高温高盐聚合物降滤失剂呈现出大量具有交叉点的网膜结构，220 ℃、饱和盐条件下老化后高温高压滤失量为28.2 mL；抗超高温微纳米封堵剂通过形变作用对泥饼孔缝进行自适应充填，降低体系的滤失量，并在高温下转变为黏弹态对井壁岩石进行有效胶结，提高井壁稳定性；构建的密度为1.6 g/cm³的抗超高温水基钻井液体系高温高压流变性能良好，220 ℃下老化16 h后高温高压滤失量仅为9.6 mL，在高温高盐条件下性能稳定，高温静置7 d沉降因子小于0.52，老化后无H₂S气体产生，具有良好的润滑性和安全性。该钻井液体系已在塔里木万米特深井深地塔科1井现场成功应用，保障了该井成功钻达10 910 m。

以四川盆地中部—南部地区中上寒武统洗象池群为例，基于露头、岩心、薄片和测井资料，对洗象池群风暴沉积特征和演化历史进行精细研究，探讨风暴作用对碳酸盐台地颗粒滩的改造方式及过程，进而明确有利储层发育区。研究表明：①洗象池群发育大量风暴沉积，完整的风暴沉积序列包含5个层段；洗象池群发育6种典型的风暴沉积序列，并在混积潮坪、台内洼陷和台洼边缘等沉积环境形成风暴颗粒滩。②洗象池群沉积期风暴活动主要集中在四川盆地东南部、中部和西南部3个区域，风暴作用具有先增强、后减弱的特征。③风暴事件对颗粒滩储层的改造方式在不同相区有所差异。受风暴中心控制的台洼边缘表现为强改造，改造而成的风暴颗粒滩与正常颗粒滩垂向叠置，扩大了滩体规模；此外，风暴作用还能增强准同生期的溶蚀作用，有利于形成规模优质储层。受风暴中心控制的台洼内部和混积潮坪表现为弱改造，可在低能背景下形成散布的风暴颗粒滩，岩溶改造程度总体上相对较低，局部具备储层发育条件。④大足—合川—广安一带受风暴强改造显著，风暴颗粒滩规模大，物性较佳，优质颗粒滩储层连片发育，可作为洗象池群下一步优先勘探的重点领域。

针对鄂尔多斯盆地三叠系延长组地层对比中出现的井-震矛盾，以层序地层学理论为指导，通过深入分析过往地层划分方案、最新三维地震区井-震资料及油藏剖面等，系统搭建延长组前积型层序地层格架，揭示出新的坳陷湖盆沉积机制，并成功应用于庆城油田勘探开发实践。研究表明：①延长组地震前积层、凝灰岩标志层和洪泛面凝缩层3层一致且具有等时意义，以洪泛面标志层为基准，重构了盆地延长组中上部前积型层序地层结构，划分为CF1—CF7等7套斜坡地层单元；②前积现象主要分布在半深湖和深湖区，沉积中心并非总是地层最厚，湖盆经历了“震荡湖退-进积充填-多期叠加”的演化过程；③庆城油田实例分析表明，主力油层为“同相异期”的重力流砂岩复合体，以前积型层序地层结构为指导，实现了水平井油层钻遇率保持在82%以上。前积型层序地层格架及地质认识更契合大型陆相坳陷湖盆的沉积充填规律和实际钻探结果，为延长组后期精细勘探开发提供了理论技术依据，并有望为类似陆相湖盆研究和生产实践提供参考借鉴。

选用山西沁水盆地柿庄南区块露头煤样，开展室内真三轴水力压裂裂缝扩展物理模拟，结合CT扫描和裂缝三维重构技术，探索煤岩变排量压裂时裂缝扩展形态及层理开启特征。研究表明：变排量压裂技术能够有效突破煤岩层理的强捕获作用，压裂液在层理面附近多个薄弱点处诱发微破裂，形成多点起裂，促进多裂缝向远井区域竞争扩展，从而形成更为立体复杂的人工缝网。变排量压裂时，缝网形态及宽度主要取决于排量提升速率，慢速提升排量能形成更为复杂的缝网，但破裂压力较低，起裂不充分，缝宽较窄；快速提升排量则能形成整体较宽的裂缝，有利于提高支撑缝长，但缝宽波动显著；岩石强度较高的煤岩储层，可适当提高排量提升速率，避免裂缝过窄而引起砂堵。不同煤体结构，需采用差异化的排量提升策略，以优化裂缝扩展形态及改造效果。

以典型难采稠油单元为研究对象，建立多尺度稠油热采物理模拟实验装置及相似准则，明确蒸汽吞吐温度场、饱和度场变化特征和开发指标变化规律，评价多元热复合体系的汽窜调控能力。蒸汽吞吐过程中，平面上以沿最大压差方向的主流线汽窜为主，纵向上则主要为蒸汽超覆导致储层上部形成汽窜。高温蒸汽促使稠油轻组分和重组分分离，轻组分被优先采出。高温蒸汽与储层相互作用，导致颗粒运移和矿物溶蚀，加速汽窜通道形成，高吞吐周期开发效果变差。蒸汽温度升高，大孔隙内的稠油持续被采出，驱油效率增加明显。氮气泡沫、高温调驱和热固调驱3种多元热复合驱体系均能有效调控汽窜，大幅提高采收率，按照压差增加幅度和采收率增加幅度从高到低排序为热固调驱体系、高温调驱体系、氮气泡沫体系。

基于鄂尔多斯盆地大吉气田上古生界致密砂岩气天然气组分、稳定碳同位素数据，与中国及世界典型过成熟煤成气地球化学特征开展对比分析，厘清该气田过成熟煤成气地球化学特征和稳定碳同位素异常成因，揭示过成熟煤成气组分和稳定碳同位素分馏机制及其地质意义。研究表明：①大吉气田上古生界致密气以甲烷为主，稳定碳同位素序列表现为规模性倒序分布，综合分析主要源自煤系烃源岩过成熟阶段干酪根、原油及湿气裂解气的混合气；②纵向上以二叠系太原组厚层灰岩为界，形成了分别以二叠系山西组2段和石炭系本溪组烃源岩为气源的上、下两个主力含气系统，二者天然气运移成藏规律和勘探方向存在明显差异。③提出了过成熟煤成气稳定碳同位素序列3阶段演化路径。④煤成气稳定碳同位素序列倒序分布除了受过成熟阶段的混源成因效应控制外，形成于该阶段的天然气扩散优势运移相引发的运移分馏效应亦不可忽视，两者均在一定程度上提高了该地区的煤成气资源丰度，但不同含气系统天然气富集效应存在差异。

聚焦CO₂捕集利用与封存技术（CCUS）研究进展与发展趋势，研判北美、欧洲、中东和中国CCUS相关政策导向、技术现状和重点项目。阐明碳捕集、碳利用和碳封存的技术内涵，从技术性、经济性、安全性、系统性等多个角度提出了目前存在的问题及挑战：CO₂捕集技术相对成熟，直接捕集法等新工艺和金属有机框架材料等新材料的出现为高效捕集提供了更多选择，但高能耗、高成本的问题仍有待解决；CO₂地质利用实践起步较早，匹配气源、增强混相能力、扩大波及体积是技术突破重点；CO₂化学利用市场前景广阔，可实现高附加值产品转化，研发高转化效率、低成本的催化体系是核心问题；CO₂封存地质体类型多样，全球陆上及海洋理论封存容量巨大，但需通过碳市场调控和补贴性政策弥补封存技术本身经济效益的欠缺。指出加强关注低浓度CO₂捕集、CO₂强化采油、CO₂绿色燃料合成、CO₂微生物转化、CO₂矿化产氢协同、地下储气库CO₂垫气置换等前沿重点技术，通过低成本技术创新、局域化管网建设、灵活技术组合、宏观政策调控与跨领域创新协同，支撑CCUS从百万吨级、千万吨级到亿吨级规模的跨越式发展，助力中国碳中和目标实现。

系统梳理当前页岩油气钻井液技术的研究进展，深入剖析各技术存在的关键瓶颈，并展望各技术未来发展方向。页岩油气已形成以封堵、抑制及润滑功能为核心的水基钻井液技术，以井壁强化、低油水比及合成基体系为核心的油基钻井液技术，以无土相、欠平衡及界面修饰作用为核心的储层保护钻井液技术，以及以桥接、凝胶、响应及复合型为核心的防漏堵漏技术。综合分析表明，现有技术仍存在抗高温抗污染性能欠佳、成本高昂、地层自适应能力薄弱等瓶颈，导致钻井作业仍面临井壁易失稳、储层损害及钻井液漏失严重等工程难题。提出未来页岩油气钻井液技术的攻关方向：①水基钻井液技术需聚焦纳米封堵及化学抑制的协同增效，研发智能响应型润滑材料，提升体系抗高温及抗酸性气污染能力。②油基钻井液技术应突破新型乳化剂的研发以实现低成本和抗高温，同时加大绿色环保钻井液技术的攻关力度。③储层保护钻井液技术需开发储层损害实时预测-诊断专家系统，同时加强抗高温处理剂及智能联动控压设备的开发与应用。④防漏堵漏技术应致力于智能响应型堵漏材料的研发，强化材料与漏失通道的适配性。

基于中国陆相沉积油藏大幅度提高采收率与CO₂长期封存的技术需求，系统梳理近年来CO₂驱油与埋存技术进展及实践认识，针对CO₂驱油与埋存向已开发老油田规模化推广应用过程中面临的关键技术需求与挑战，分析未来发展方向。先导试验阶段（2006—2019年）经过持续发展完善和应用实践，形成了第1代陆相沉积油藏CO₂驱油与埋存技术体系；工业化发展阶段（2020年开始）在限域相态、油藏埋存机理、油藏工程、波及调控、工程工艺、封存监测等方面取得重要进展和认识，第2代CO₂驱油与埋存理论技术趋于完善，支撑CO₂捕集、利用与埋存（CCUS）示范工程见效。为了破解CO₂驱油与埋存中混相程度低、气窜防控难、工艺要求高、应用场景少、协同难度大等关键技术问题，支撑CCUS实现规模化应用，需要持续加强关键技术攻关，打造促混转混、综合调控扩大波及、全流程工程工艺技术及装备、长期安全封存和监测、驱油封存协同优化调控等第3代CO₂驱油与埋存技术。

通过对鄂尔多斯盆地深层煤岩气开展系统研究，落实盆地上古生界全煤层段煤岩厚度分布特征和典型地区（盆地东部以榆林为中心的面积12 000 km²的矩形区块）煤岩气资源量、赋存规律与气井关键开发指标，明确关键开发技术迭代优化方向。研究表明：①资源量评估区块内上古生界1^#—10^#煤层煤岩气总资源量为5.66×10¹² m³，其中8^#煤层资源量为3.08×10¹² m³，约占总资源量的54%，是目前开发动用的主要层段；②深层煤岩气具有游离气占比高的特点，取煤岩埋深2 000 m、孔隙度6.35%、游离气含气饱和度95%、总含气量22.13 m³/t，评价认为煤岩气游离气含量约占40%；③构建了煤岩气水平井三角、上凸、下凹3种产能评价模型，其中三角模型可作为气井全生命周期最终累计产气量（EUR）预测的基础评价模型，取煤岩厚度7 m、水平井有效水平段长1 500 m、井距400 m，三角模型评价单井EUR值为4 621.28×10⁴ m³；④8^#煤层宜采用水平井、控压生产方式开发，同时要充分借鉴苏里格气田低成本开发路径；⑤提高一次采收率，实现效益开发，须紧密围绕钻井提速、有效水平段长提升、储层高强度改造、优化井网部署等进行关键技术不断迭代升级。

针对鄂西—渝东复杂构造区二叠系大隆组页岩气富集主控因素与成藏机理不清的问题，通过典型钻井分析、地球化学测试、扫描电镜观察、甲烷等温吸附实验及数值模拟等方法，结合构造演化与保存条件研究，系统揭示其富集规律与成藏模式。结果表明：①大隆组页岩气富集受“海槽控页岩沉积、物源控储层非均质性、温压控赋存状态、构造控差异富集”四因素协同作用：裂陷海槽（城口—鄂西、开江—梁平）的形态与规模决定了富有机质页岩的发育程度（TOC平均值大于6%，厚度15~50 m）；多物源导致储层的非均质性强，内源矿物为主（占74.31%），孔隙发育以有机质孔为主（微、中孔占比93.4%）；地层温压条件控制页岩气的赋存状态，埋深500~2 750 m的温压环境有利于吸附气赋存（占比大于50%），埋深大于2 750 m的温压条件下游离气更为富集（占比大于50%）；燕山期构造活动的抬升剥蚀与断裂系统联合造成页岩气的差异富集，其中宽缓背斜、残留向斜、低缓斜坡3类构造样式中页岩气较为富集。②鄂西—渝东复杂构造区以中浅层页岩为主，其页岩气的自封闭机理：大隆组页岩含水层通过水膜与毛细管力对下倾方向页岩气形成侧向封堵，与上覆大冶组灰岩与下伏下窑组致密层组合，形成向斜/单斜自封闭成藏模式。“四因素协同控制”及自封闭成藏模式等地质认识为复杂构造区页岩气提供动态耦合评价框架，推动页岩气勘探评价由静态描述向储层-构造-流体协同动态分析的转变。

针对传统低矿化度压裂液侵入深部煤层后易导致离子迁移、润湿性改变与气体解吸效率波动等问题，以鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块8^#煤为研究对象，通过物理模拟实验揭示矿化度梯度对“离子-煤基质-气/水”三相界面的协同控制机制及其在渗吸-解吸中的关键作用。研究表明：离子浓度升高增强煤层流体疏水性，高价离子效应显著；渗吸与离子扩散路径反向，渗吸平衡先于扩散达成，水-煤反应引发矿物溶解与沉淀双重效应；低矿化度压裂液注入含高矿化度溶液储层时，渗透压差驱动渗吸促进CH₄解吸但滤失率高，高矿化度压裂液注入含低矿化度溶液储层时，渗透压差为阻力，抑制滤失但提高返排效率。据此提出深部煤层“高—低矿化度序贯注入”策略：先注高矿化度流体构建稳定裂缝网络，后注低矿化度流体拓展渗吸区并增强CH₄解吸-扩散。同时建议采取适度焖井的措施增加渗吸体积，实现储层“保压保能”和渗吸置换等多重积极作用。

基于鄂尔多斯盆地大吉区块煤层（岩）气地质、地球物理和实验测试资料，开展不同区带成煤、成烃、成藏特征解剖，揭示煤层（岩）气差异富集关键控制因素。研究结果表明：①大吉区块石炭系本溪组8号煤层厚度为8~10 m，顶板以灰岩为主，主生烃期为早白垩世。②根据构造演化和煤岩气赋存特征不同，以煤岩最大镜质体反射率2.0%和埋深1 800 m为界，将研究区划分为3类埋藏区：深埋深藏区、深埋浅藏区和浅埋浅藏区。③深埋深藏区煤层含气量为22~35 m³/t，吸附气饱和度为95%~100%，地层水总矿化度大于5×10⁴ mg/L，呈现构造稳定、封闭性强的特点，气井产气量高；深埋浅藏区含气量为16~20 m³/t，吸附气饱和度为80%~95%，地层水总矿化度为（0.5~5.0）×10⁴ mg/L，呈现局部改造，水力封堵成藏，产气量中等；浅埋浅藏区含气量为8~16 m³/t，吸附气饱和度为50%~70%，地层水总矿化度小于0.5×10⁴ mg/L，抬升强烈，地层封闭性差，原生气藏发生次生改造，吸附气部分散失，产气量低。④提出“同生异构”控藏模式，即同一盆地煤层经历相对一致的沉积演化过程和构造活动期次，但由于构造活动强度的不同造成历史最大埋深（煤岩热演化程度）、现今煤岩气埋深和产状（煤层含气量及赋存状态）存在差异。研究成果对深化煤层（岩）气富集理论认识和勘探开发实践具有指导作用。

融合室内物模实验与机器学习主控因素分析，探索深层煤岩脉冲水力压裂可行性，揭示脉冲压裂煤岩裂缝扩展规律及脉冲载荷的作用机制。研究表明：脉冲水力压裂通过诱发煤体疲劳破坏，可有效降低破裂压力，提升裂缝网络体积。低垂向应力差异系数（小于0.31）、低峰值压力比（小于0.9）与高水平应力差异系数（大于0.13）、高脉冲幅度比（大于等于0.5）、高脉冲频率（大于等于3 Hz）利于降低破裂压力；高垂向应力差异系数（大于等于0.31）、高脉冲幅度比（大于等于0.5）与低水平应力差异系数（小于等于0.13）、低峰值压力比（小于0.9）、低脉冲频率（小于3 Hz）利于促进复杂缝网形成。垂向应力和峰值压力是影响脉冲水力压裂改造效果最主要的地质和工程参数。煤阶不同，其地质力学特征和天然裂缝发育情况也不同，脉冲水力压裂的主控机制也不同，低阶煤主要表现为基质强度的劣化，高阶煤以激活天然裂缝和层理面为主，中阶煤则基质强度劣化与微裂缝连通并存。脉冲水力压裂通过“劣化基质强度+提升缝网连通度”双机制形成复杂缝网。

以松辽盆地古龙凹陷GY8HC井白垩系青山口组古龙页岩油为例，运用高精度火山灰锆石U-Pb年龄和AstroBayes方法进行沉积速率估算，通过高分辨率的总有机碳含量（TOC）、游离烃含量（S₁）、热解烃含量（S₂）以及矿物含量的频谱分析，对过成熟区页岩油的富集特征和主控因素进行研究。结果表明：①与页岩油富集相关的TOC、S₁、S₂都具有显著的斜率振幅调制周期（173×10³ a）；②与岩石矿物组成有关的石英和伊蒙混层含量则具有显著的长偏心率周期（405×10³ a）；③与高成熟区GY3HC井和中成熟区ZY1井的对比研究表明，过成熟区青山口组页岩油原位富集特征明显，且与TOC具有显著正相关性，说明高TOC是过成熟区页岩油富集的关键要素；④173×10³ a周期对应的12~13 m沉积厚度可作为研究区页岩油开发的箱体高度，处于青山口组页岩压裂所生成的最优缝高范围（10~15 m）。轨道强迫的气候变化不仅控制松辽盆地有机碳埋藏和岩性组成的沉积韵律，也影响现今古龙页岩油的富集特征和甜点层系。

通过对细粒沉积岩分类及一些名词术语的产生背景、习惯用法进行溯源分析，并对比目前国内外“沉积岩石学”专著和教材，进而针对细粒沉积岩分类提出建议方案并对有关术语进行厘定。综合分析表明，国内外学者对碎屑岩、火山碎屑岩、化学岩、生物岩（碳酸盐岩）的分类是统一的，纹层、层理、层等术语定义是一致的，但对于“泥”的定义有分歧。欧美学者习惯称谓的“泥（mud）”包括粉砂和黏土两个粒级，粒径上限为0.062 5 mm，而国内学者将其等同于“黏土（clay）”，粒径上限为0.003 9 mm（或0.01 mm）。结合对沉积构造（层理、纹理、页理）、页岩、泥岩、泥质岩（泥状岩）和泥页岩等术语的讨论，建议用“细粒沉积岩”作为所有由粒径小于0.062 5 mm的细粒物质组成的沉积岩总称，包括黏土岩（泥质岩）和粉砂岩。黏土岩（泥质岩）可分为黏土质泥岩（页岩）、碳酸盐质泥岩（页岩）、硅质泥岩（页岩）、粉砂质泥岩（页岩）、含粉砂泥岩（页岩）等；黏土质泥岩（页岩）强调黏土矿物或黏土级颗粒含量大于50%，其他泥岩（页岩）强调粒径小于0.062 5 mm的颗粒含量大于50%，通常所说的“页岩”不应包括粉砂岩。未来建立一个合理规范且便于应用的细粒沉积岩分类方案是十分必要的，应开展薄片尺度的一体化页岩微相研究，结合测井资料解释和地震属性分析，迭代升级建立精确的岩性岩相地质模型，为准确的甜点层厘定、靶层定位和有利区评价奠定基础，发展“细粒沉积学”。

基于露头、测录井、地震资料的综合分析，重建四川盆地中二叠统茅口组层序格架下盆地隆坳格局，探讨其构造-沉积分异机制及其对古地貌和规模滩体的控制作用。研究结果表明，茅口组由2个三级层序和6个四级层序（SSQ1—SSQ6）组成，且自北向南依次发育4期坡折带。第Ⅰ—Ⅲ期坡折带位于盆地北部，受同沉积伸展断层的控制，呈北东向线性展布，并向南东逐渐迁移；第Ⅳ期坡折带位于盆地南部，沿峨眉山大火成岩省呈弧形展布。多期坡折带的发育控制中二叠世四川盆地古地貌由早期（SSQ1—SSQ2）西南高、北东低的巨型北倾缓坡向中期（SSQ3—SSQ5）南高北低的台盆演变，晚期（SSQ6）在四川盆地西南部（简称川西南）进一步发育坳陷区，最终形成两凹夹一隆的地貌特征。中二叠世四川盆地古地貌格局反映了勉略洋快速俯冲和峨眉山地幔柱热点幕式活动对茅口组沉积期盆地隆坳格局的共同调控作用，而且主导了沿坡折带和环古火山隆起的规模高能滩相储集带的发育。

为解决现有成像技术无法同时实现高分辨率和大视域、人工进行页岩多矿物相分割的精细度不足等问题，提出一个基于生成对抗网络表征页岩孔隙结构参数的综合框架，该方法包括图像数据增强、超分辨率重构以及多矿物相自动分割。基于真实页岩二维和三维图像，通过相关函数、熵、孔隙度、孔隙尺寸分布和渗透率等参数对该框架进行了准确性评价。应用结果表明：该框架无需成对的高低分辨率页岩图像，可将三维低分辨率数字岩心的分辨率提高8倍；实现降噪、去模糊以及边缘锐化，重构低分辨率下缺失的细尺度孔隙；训练好的分割模型能有效改善人工多矿物相分割的结果，所获孔隙尺寸分布、渗透率等参数与真实岩心数据高度一致。该框架极大地改进了页岩复杂微观结构的精细表征，同时也适用于碳酸盐岩、煤岩和致密砂岩储层等其他非均质多孔介质。

基于钻井、测井、地震和测试分析等资料，对准噶尔盆地阜康凹陷东部（简称阜东）三叠系韭菜园组的油气地质特征、成藏特征、成藏模式开展系统研究，并指出有利勘探靶区。研究表明：①阜康凹陷东部二叠系芦草沟组发育咸化湖相高成熟优质烃源岩，具有多期持续高效排烃特征，为韭菜园组大规模成藏奠定了物质基础；②韭菜园组为双源—汇体系，发育一套源自克拉美丽山的远源大型辫状河三角洲砂体，粒间孔和裂缝发育，具备良好储集条件；③韭菜园组中上部厚层泥岩构成优质盖层，通源断裂及其伴生裂缝系统为油气运移聚集提供了有效通道，在持续生烃增压背景下利于形成超高压油气藏；④成藏要素空间配置良好，构成了“下生上储、断裂输导、砂缝联储、超压聚集”的成藏模式，形成现今韭菜园组构造-岩性油气藏；⑤阜东地区紧邻芦草沟组生烃中心、构造条件优越、断裂与砂体叠合发育的区域为最有利勘探方向，有利圈闭面积合计263 km²，油气预测资源量达1.68×10⁸ t。⑥建议聚焦“源、断、砂、缝、压”五要素高效耦合的有利区带，拓展韭菜园组的规模油气发现。阜康凹陷三叠系油气勘探再次获得重大突破，风险探井阜康2井试油获日产56.16 m³的高产油流，揭示该层系具备规模勘探的巨大潜力与良好前景；油气成藏的相关研究成果有望推动准噶尔盆地东部地区形成多层系立体勘探格局，并对整体推进全盆地三叠系油气勘探具有重要的战略意义。

针对纯页岩型页岩油储层注CO₂吞吐过程中原油-CO₂作用机制及原油动用规律尚不清晰的问题，开展古龙页岩油注CO₂吞吐在线核磁共振实验，构建CO₂动态扩散系数计算模型，揭示古龙页岩油储层注CO₂吞吐原油流动机理和原油动用影响因素，阐明CO₂在页岩内的扩散传质规律。结果表明：①注入阶段，CO₂侵入注入端附近的大孔隙，将部分原油驱至岩心深部的小孔隙；焖井阶段，原油向注入端附近的大孔隙回流，在岩心内部重新分布；排采阶段，原油动用区域逐渐由采出端面（注入端面）向岩心深部扩展。排采结束后，采出原油中大、小孔隙的贡献比例约为8∶3。②焖井阶段CO₂在页岩多孔介质内的扩散系数随扩散前缘推进逐渐降低。岩心孔渗物性越好，扩散前缘CO₂浓度越高，CO₂扩散系数越大，扩散递减速率越慢。③增加注CO₂吞吐轮次可以有效提高洗油效率，但对原油动用范围影响不明显。纹层不发育的小层注CO₂吞吐后小孔隙内原油难以动用，采出程度仅为12.72%；纹层发育的小层注CO₂吞吐后大、小孔隙内原油均可动用，采出程度可达39.11%。

以鄂尔多斯盆地榆林和大吉地区深部煤岩气为研究对象，选取石炭系本溪组不同割理/裂缝发育程度的全直径煤岩样品，开展煤岩气全生命周期衰竭开发物理模拟和同位素监测实验，基于实验结果构建割理/裂缝-基质孔耦合的双重介质同位素分馏模型，并建立游离气产出规律评价方法，揭示深部煤岩气开发过程碳同位素分馏机理及吸附气、游离气产出特征。研究表明：深部煤岩气开发过程中碳同位素存在“稳定（Ⅰ）→变轻（Ⅱ）→变重（Ⅲ）”的3阶段分馏特征，第Ⅲ阶段边界压力的快速降低会导致同位素值出现“快速变轻后继续变重”的波动特征，呈现游离气优先动用、吸附气长期供给的特点；同位素分馏模型能够较好地同时拟合实测气体压力、累产气量和产出气δ¹³C₁值，煤岩样品同位素分馏前两阶段累产气以游离气为主，在压降缓慢的生产中后期通过阶段式逐级控压开采方式能有效提高气体采收程度；吸附气动用主要受控于岩石的吸附能力和次级渗流通道，在生产后期有效提高吸附气的动用程度仍是深部煤岩气保持稳产和提高采收率的关键。

针对目前尚未建立水合物储层人工裂缝中支撑剂嵌入深度预测方法的问题，基于亚塑性本构模型定量描述水合物饱和度对沉积物力学特征参数的影响；结合支撑剂与沉积物接触面上的载荷分布和两者的变形特征，提出弹性、弹塑性、全塑性3个嵌入阶段的水合物储层裂缝支撑剂嵌入深度计算模型，并基于该模型分析水合物饱和度、支撑剂颗粒粒径、支撑剂排布方式和闭合压力对支撑剂嵌入深度的影响。研究表明：水合物储层裂缝中支撑剂嵌入深度随闭合压力、支撑剂颗粒粒径的增加而增加，随水合物饱和度、支撑剂面积充填率的增加而减小；相同闭合压力条件下，支撑剂嵌入深度与水合物饱和度、支撑剂颗粒粒径、支撑剂面积充填率间呈非线性相关关系，且其非线性特征在高闭合压力下更为明显。

针对成煤环境分类及其对煤岩特征的影响缺乏系统认识的问题，在现代生态泥炭沼泽分类框架基础上，系统厘定成煤环境的形成演化过程及其识别标志，研发适用于油气产业的成煤沼泽划分方案。研究表明：①现代泥炭沼泽可从水文条件、植被类型和地貌形态等方面进行分类，成煤沼泽宜按照地貌形态分为低位、中位和高位泥炭沼泽；②成煤环境包括水下泥炭填积、湿地原生堆积和干旱区湿地沼泽3种类型；③泥炭堆积程度受植物生产与分解、水文扰动及沉积输入共同控制，泥炭与煤层的厚度比随煤化作用演化而变化；④基于灰分产率、测井自然伽马值及镜质体与惰质体组分含量比值，建立了低位、中位和高位沼泽的判别指标体系；⑤海（湖）侵—海（湖）退过程对泥炭沼泽演化具有关键控制作用，直接影响泥炭层厚度与连续性，低位、中位和高位沼泽演化影响煤岩显微组分组成，进而影响煤岩的生烃与储集能力。鄂尔多斯盆地煤岩应用结果表明，该成煤环境判别体系能够有效识别垂向差异，并有望为深层煤岩（层）气高效勘探开发提供理论与实践参考。